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garver6电力网变压器设计毕业论文
garver6电力网变压器设计毕业论文
摘要…………………………………………………………………………1
1电力网的规划与设计……………………………………………………2
1.1原始资料分析……………………………………………………………2
1.2电力系统功率平衡…………………………………………………………6
1.3网络结构接线方案对比……………………………………………………14
2主变压器选择……………………………………………………………14
2.1变压器容量和台数的确定原则……………………………………………14
2.2变压器型式和结构的选择原则……………………………………………15
2.3计算及选型………………………………………………………………16
3电气主接线设计…………………………………………………………17
4短路电流计算……………………………………………………………17
4.1短路电流计算的目的……………………………………………………18
4.2各种情况下基于psasp下的短路电流计算…………………………………26
5导体及电器设备选择与校验……………………………………………26
5.1导体的选择与校验………………………………………………………27
5.2断路器选择与校验………………………………………………………29
5.3隔离开关的选择与校验……………………………………………………30
5.4互感器的选择……………………………………………………………33
6无功补偿…………………………………………………………………34
6.1补偿装置的确定…………………………………………………………34
6.2无功补偿的计算…………………………………………………………35
总结…………………………………………………………………………38
致谢…………………………………………………………………………39
参考文献……………………………………………………………………40
附录………………………………………………………………………41
Garver系统电网电气接线设计
学生：
指导教师：
（大学发电厂及电力系统）
摘要：
电力系统规划是一项具有重大意义的工作，是电力工业实现快速、稳定、持续发展的重要保障。
规划的效益是最大的效益，规划的节约是最大的节约。
全面、长远的电力发展规划和电力系统规划设计，不仅直接影响到国民经济各行业的发展及其经济性，还关系到电力工业本身投资使用的合理性与能源资源利用的经济性，是电网安全可靠和经济运行的重要保证，是电力行业可持续发展的前提。
电力工业的发展速度极其经济合理不仅关系到电力工业本身能源利用和投资使用的经济效益和社会效益，同时也将对国民经济及其他行业的发展产生巨大的影响。
正确合理的电力系统规划实施后可以最大限度的节约国家的基建投资，促进国民经济其他行业的健康发展，对提高其他行业的经济效益和社会效益，其重要性不可估量，由此可见电力系统规划具有重要意义。
本文利用电力规划设计一般原理，以Garver6节点系统电网电气接线设计为研究对象，通过对接线方案的全面对比，确定最优接线方案，主变的选择，设备的选择与校验等，树立统筹兼顾、综合平衡、整体优化的观点，培养从技术、经济诸多方面分析和解决实际工程问题的能力。
关键词：
变电站，主接线，电气设备，潮流计算，短路电流，动稳定，热稳定，无功补偿
1电力网的规划与设计
电力系统规划、设计的根本任务是，在国民经济发展计划的统筹安排下，合理开发、利用动力资源，用较少的投资和运行成本，来满足国民经济各部门及人民生活不断增长的需要，提供充足、可靠和质量合格的电能。
1.1原始资料分析
（1）原始网架结构
Garver-6节点系统的原始网是一个5节点系统，网架结构和各节点功率如图F1.1。
未来的电源配置和负荷数据如图F1.2。
由图F1.2可知，6号节点是一孤立节点。
图F1.1原始网络图
图F1.2具有未来负荷和装机的原始网络图
（2）电厂、系统及各变电所之间的距离
L1-2=40kmL1-3=38kmL1-4=60kmL1-5=20kmL1-6=68km
L2-3=20kmL2-4=40kmL2-5=31kmL2-6=30kmL3-4=59km
L3-5=20kmL3-6=48kmL4-5=63kmL4-6=30kmL5-6=61km
（3）电压等级的确认
各电压等级线路合理输送容量及输送距离如下：
线路额定电压（kV）
输送容量（MW）
输送距离（km）
0.38
<0.4
<0.6
3
0.1～1.0
3～1
6
0.1～2.0
15～4
10
0.2～2.0
20～6
35
2.0～10.0
50～20
60
5.0～20.0
100～20
110
10.0～50.0
150～50
220
100.0～300.0
300～100
330
200.0～1000.0
600～200
550
800.0～2000.0
1000～400
Garver-6节点系统走廊参数如下表所示
支路
交流电阻（p.u.）
交流电抗（p.u.）
原有线路数（回）
可扩建线路数（回）
交流容量（MW）
长度
（KM）
1—2
0.12
0.42
1
3
90
40
1—3
0.1
0.34
0
4
100
38
1—4
0.12
0.63
1
3
80
60
1—5
0.06
0.25
1
3
100
20
1—6
0.18
0.62
0
4
70
68
2—3
0.06
0.26
1
3
90
20
2—4
0.11
0.49
1
3
100
40
2—5
0.09
0.34
0
4
100
31
2—6
0.07
0.32
0
4
90
30
3—4
0.15
0.53
0
4
82
59
3—5
0.06
0.26
1
3
100
20
3—6
0.13
0.47
0
4
100
48
4—5
0.15
0.61
0
4
75
63
4—6
0.098
0.38
0
4
90
30
5—6
0.12
0.62
0
4
78
61
所以整个电网采用110kv电压等级基本上可以满足要求。
首先作一下定性分析，在6个节点中，理论上任意两个节点之间都可以架设线路，共有15条可行扩建路径。
但扩建路径选择以及某路径上可扩建的线路数，通常先由规划人员依据电源出力，负荷分布及大小等情况初步设定。
当然初定方案不同，对最终规划结果肯定产生影响，但在合理分析供求关系条件下，其总趋向将是大致相同的。
假设线路投资与长度成正比，因此，计算中可用长度代替费用表示；线路电抗采用每公里标么值表示，计算标么值时，功率基准值取为100MW；线路投资费用为50万元/km；支路容量限制依据统计数据给出,其中表中所示距离较长路径其允许输送容量少些。
下面讨论规划设计过程。
1.2电力系统功率平衡
系统总装机容量为1110MW。
系统中有3个变电所，按用户较小的情况，同时率K1=0.9，网损率K2=8%，厂用电率K3=9%。
1、用电负荷：
=0.9×（80+120+40+240+160）=576（MW）
式中
——区域各类最大用电负荷之合
K1——同时率
2、系统供电负荷：
=626.1（MW）
式中K2——网损率,本次设计网损为0.08
Py——系统的用电负荷
3、发电负荷：
是指满足系统供电负荷，以及发电机电压直配负荷的需要，发电机所必须发出的功率，它等于系统供电负荷、直配负荷、发电厂厂用电负荷之和。
=688（MW）
式中Pg——系统的供电负荷
Pz——发电机电压直配负荷，本次设计直配负荷为0
K3——厂用电率,本次设计发电厂厂用电率为9%
所有发电机容量加起来为1110MW>688MW，满足要求。
4、备用容量
备用容量的种类，按其所处的状态划分，又可分为热备用和冷备用。
（1）热备用。
又称旋转备用，指运转中的机组可发最大功率与最大负荷的差额，其表现为部分机组空载或欠载运行的容量之和。
（2）冷备用。
属于等待调用未运转的机组可发容量。
在发展规划设计中,主要考虑冷备用问题。
电力系统的备用率为：
式中K——电力系统的备用率；
Ny——电力系统的装机容量；
Pm——电力系统的最大负荷。
其中备用率K的大小确定与系统规模,用电结构,电压等级等因素有关。
就性质来说，备用容量是一种储备容量或等待调用容量，它与系统的正常工作容量一起组成了系统的需要容量。
系统的工作容量主要与系统的需要负荷大小相适应，而备用容量则是为了满足系统在发生异常情况下的补偿容量，诸如设备故障、枯水季节、负荷波动及预测误差等现象发生时所设置的容量。
广义上讲，电力系统的各个环节都涉及备用容量问题，但在电力电量平衡分析中，主要是研究确定发电环节的备用容量问题。
《电力系统设计技术规程》规定系统的总备用容量不得低于系统最大发电负荷的20%。
本设计中，Ny＝1110，Pm＝640MW，
∴K=
>20%，满足备用容量要求
1.3网络结构接线方案对比
（1）电力网络可靠性分析
安全可靠是电力生产的首要任务，保证供电可靠是电气主线最基本的要求。
停电不仅使发电厂造成损失，而且对国民经济各部门带来的损失将更加严重，在经济发达地区，故障停电的经济损失是实时电价的数十倍，乃至上百倍，至于导致人身伤亡、设备损坏、产品报废、城市生活混乱等经济损失和社会影响更是难以估量。
因此，主接线的接线形式必须保证供电可靠。
网络接线应保证在正常运行情况下,每个负荷至少有两个及以上电源对其供电；断路器自身故障率、线路影响等造成断路器故障。
（2）电力网络的灵活性分析
电气主接线应能适应各种运行状态，并能灵活地进行运行方式的转换。
灵活性包括以下几个方面。
第一，操作的方便性。
电气主接线应该在服从可靠性的基本要求条件下，接线简单，操作方便，尽可能地使操作步骤少，以便于运行人员掌握，不致在操作过程中出差错。
第二，调度的方便性。
电气主接线在正常运行时，要能根据调度要求，方便地改变运行方式。
并且在发生故障时，要能尽快的切除故障，使停电时间最短，影响围最小，不致过多的影响对用户的供电和破坏系统的稳定运行。
第三，扩建的方便性。
对将来要扩建的发电厂和变电站，其主接线必须具有扩建的方便性。
（3）电力网络经济性分析
在设计主接线时，主要矛盾主要往往发生在可靠性与经济性之间，通常设计应在满足可靠性和灵活性的前提下做到经济合理。
经济性主要从以下几个方面考虑。
第一，节省一次投资。
主接线应简单清晰，并要适当采用限制短路电流的措施，以节省开关电器数量、选用价廉的电器或轻型电器，以便降低投资。
第二，占地面积少。
主接线设计要为配电装置布置创造节药土地的条件，尽可能使占地面积少；同时注意节约搬迁费用、安装费用和外汇费用。
第三，电能损耗少。
在发电厂或变电站中，电能损耗主要来自变压器，应经济合理地选择变压器的形式、容量和台数，尽量避免两次电压而增加电能的损耗。
（4）方案的确定
为实现建设项目决策的科学化，避免投资失误，提高经济效益，方案比较是必不可少的。
在项目可行性研究过程中，根据实际情况提出各种可能的方案，进行比较和筛选。
本设计将举两种方案进行对比。
扩建前garver系统为5节点，整个网络也是采用的110kV输电线路，整个系统潮流如下：
要将6号节点与5节点系统其联系起来，组成一个garver-6节点系统。
由原始数据可知，新增6号节点最大出力600MW，2号节点和4号节点负荷较大，6号节点距离他们的距离较近，都为30km，扩建时6号节点优先保证他们负荷需要，首先向他们供电，又由于110kV线路输送容量的限制，所以6号节点先向2号和4号都扩建2回线路，再根据潮流计算结果决定是否扩建其他线路。
扩建了6-2，6-4两回后的潮流结果如下：
由潮流计算结果可知，3号母线的3-5,2-3线路和6号母线的2-6,4-6线路现有线路输送功率超过该线路允许的输送功率，所以要扩建线路，具体几回线看具体容量决定。
方案一：
在支路3-5上扩建一回、支路2-3上扩建一回，支路2-6，4-6上扩建一回。
下图为方案一的扩建接线图
方案二：
方案一：
在支路3-5上扩建两回、支路2-3上扩建一回，支路2-6，4-6上扩建一回。
下图为方案二的扩建接线图
扩建线路走廊的长度和断路器个数：
方案一：
总长度L1=20+20+2×30+20+2×30=180km
断路器个数：
14台
方案二：
总长度L2=2×20+20+2×30+2×30=180km
断路器个数：
14台
1、对方案进行初步潮流计算
将所设计的方案用电力系统分析软件psasp进行初步潮流计算，从而得出每条线路上的潮流分布及母线电压大小，从而进行分析比较。
方案一潮流计算结果
方案二潮流计算结果
对方案一、二进行初步潮流计算结果比较如表1所示。
初步潮流（一回线）
方案1
方案2
线路3-5
96-j3
70-j2
线路2-6
67-j23
68-j23
线路4-6
73+j25
70+j25
线路2-3
64-j2
55-j
线路1-5
29-j11
38-j15
表1初步潮流计算结果
所以方案一、方案二的扩建方案在可行性上都是可行的，基本上可以满足要求。
2、对方案进行初步网损计算
用电力系统分析软件psasp进行初步网损计算，网损结果如下表2：
总有功供电
总有功负荷
总有功损耗
线路总有功损耗
总无功供电
总无功负荷
总无功损耗
线路总无功损耗
线损率（有功）
方案一
79.67
76
3.67
3.672
3.68
-11.9
0
15.58
0.
方案二
79.28
76
3.29
3.287
3.59
-10.35
0
13.95
0.041
表2每小时初步网损计算结果（有功电量：
万kWh无功电量：
万kVarh）
3、电网接线方案的详细比较
最大损耗小时数为3000小时/年，发电成本取0.05元/度，维护费用取设备总投资的5%。
方案一
电力网电能损耗：
△A1=3.672×3000=11010万kWh
线路和变电站的一次投资：
K1=50×180=9000万
电力网的年运行费：
C1=△A1×β+K1×α%=11010×0.05+9000×5%=1000.5万
方案二
电力网电能损耗：
△A2=3.287×3000=9861万kWh
线路和变电站的一次投资：
K2=50×180=9000万
电力网的年运行费：
C2=△A2×β+K2×α%=9861×0.05+9000×5%=943.05万
∴C1＞C2，方案二的经济性比方案一好。
综上所述，对两个方案的初步比较结果如表3
表3方案技术初步比较
方案
可靠性
灵活性
经济性
1
优
优
一般
2
优
优
优
比较可知，方案二为最佳方案，故选为本设计的最终方案。
对其电压校验为下。
对方案一的潮流计算结果如下：
可知电压等级选择110kV满足要求。
2主变压器选择
2.1变压器容量和台数的确定原则
主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的设置。
它的确定除依据传递容量基本资料外，还应根据电力系统5～10年发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。
如果变压器容量选得过大、台数过多，不仅增加投资、增大投资面积，而且也增加了运行电能损耗。
如果容量选得过小，将可能“封锁”发电机剩余功率的输出或者满足不了变电站的负荷需要。
这在技术上是不合理的，因为每千瓦的发电设备投资远大于每千瓦变电设备的投资。
为此，在选择主变压器时，应遵循以下基本原则。
1、具有发电机电压母线接线的主变压器
连接在发电机电压母线与系统之间的主变压器的容量应考虑以下因素。
（1）当发电机全部投入运行时，在满足发电机电压供电的日最小负荷，并扣除厂用负荷后，主变压器应能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统。
（2）当接在发电机电压母线上的最大一台机组检修或者应供热机组热负荷变动而需限制本厂输出功率时，主变压器应能从电力系统倒送功率，保证发电机电压母线上最大负荷的需要。
（3）若发电机电压母线上接有2台或以上的主变压器时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上。
具有发电机电压母线的发电厂，在发电机电压母线上通常都是接入60MW及以下的中、小型热电机组，按照“以热定电”的方式运行，坚持自发自用原则，严格限制上网电量。
为确保对发电机电压上的负荷供电可靠性，接入发电机电压母线上的主变压器不应少于2台，其总容量除满足上述几点要求外，还应当考虑到不少于5年负荷的逐年发展。
2、变电站主变压器
变电站主变压器容量一般应按5～10年规划负荷来选择。
根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合确定其容量。
对重要变电站，需考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力允许时间，应满足Ⅰ类及Ⅱ类负荷的供电；对一般性变电站，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能满足全部负荷的70%～80%。
对于枢纽变电站中、低压侧已形成环网的情况下，变电站以设置两台主变压器为宜；对地区性孤立的一次变电站或大型工业专用变电站可设3台主变压器，以提高供电可靠性。
2.2变压器型式和结构的选择原则
（1）相数
容量为300MW及以下机组单元接线的变压器和330kv及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。
因为单相变压器组相对投资大，占地多，运行损耗也较大。
同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。
（2）绕组数与结构
电力变压器按每相的绕组数为双绕组、三绕组或更多绕组等型式；按电磁结构分为普通双绕组、三绕组、自耦式及低压绕组分裂式等型式。
在一发电厂或变电站中采用三绕组变压器一般不多于3台，以免由于增加了中压侧引线的构架，造成布置的复杂和困难。
（3）绕组联结组号
变压器三相绕组的联结组号必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。
电力系统采用的绕组联结方式有星形“Y”和三角形“d”两种。
在发电厂和变电站中，一般考虑系统或机组的同步并列以要求限制3次谐波对电源等因素。
根据以上原则，主变一般是Y，D11常规接线。
（4）调压方式
为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许围，通过主变的分接开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数。
从而改变其变比，实现电压调整。
切换方式有两种：
一种是不带电切换，称为无激磁调压。
另一种是带负荷切换，称为有载调压。
通常，发电厂主变压器中很少采用有载调压。
因为可以通过调节发电机励磁来实现调节电压，对于220kv及以上的降压变压器也仅在电网电压有较大变化的情况时使用，一般均采用无激磁调压，分接头的选择依据具体情况定。
（5）冷却方式
电力变压器的冷却方式随变压器型式和容量不同而异，一般有自然风冷却、强迫风冷却、强迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环导向冷却。
2.3计算及选型
对于新增的6号节点
虽然现在发电机的出力只有283MW，但其额定功率为600MW，考虑到未来时间负荷增长情况，发电机的出力还会增加，但考虑到大容量变压器容量的规格问题，及发电机的规格是2台240MW,1台120MW的，故在6号节点处设置5台主变压器，每台主变容量为150MW,2台变压器并联。
参照《电气设备手册上册》312页续表4-32关于变压器的选型，可知道所选的主变型号为SFP7-150000/110型油浸式电力变压器，其参数如下：
容量150000kVA，高压侧110,121±2×2.5%kv，低压侧13.8kv，连接组标号YN,d11，短路损耗547KW，空载损耗107KW，空载电流0.6%，阻抗电压13.0%。
对于其余节点由于没有给定出线和电压等级，所以在这里不予考虑。
下面的关于其他设备的选型也都是只以6号节点为例进行说明，以此来掌握熟悉整个规划过程。
3电气主接线设计
主接线的基本接线形式就是主要电气设备常用的几种接线形式，以电源和出线为主体。
由于各个发电厂或变电站的出线回路数和电源数不同，且每路馈线所传输的功率也不一样，因而为便于电能的汇集和分配，在进出线较多时（一般超过4回），采用母线作为中间环节，可使接线简单清晰，运行方便，有利于安装和扩建。
单母线接线
优点：
接线简单，操作方便，设备少、经济性好，并且母线便于向两端延伸，扩建方便。
缺点：
可靠性差，母线或母线隔离开关检修或故障时，所有回路都要停止运行，造成全厂（站）长期停电；调度部方便，电源只能并联运行，不能分列运行，并且线路侧发生短路时，有较大的短路电流。
这种接线方式一般只用在出线回路少，并且没有重要负荷的发电厂和变电站中。
单母线分段接线
优点:
母线经断路器分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个供电电源；一段母线故障时（或检修），仅停故障（或检修）段工作，非故障段仍可继续工作。
缺点:
当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，接在该段母线上的电源和出线,在检修期间必须全部停电；任一回路的断路器检修时，该回路必须停止工作。
该接线适用于：
小容量发电厂的发电机电压配电装置，110～220kV配电装置出线3～4回。
双母线接线
优点：
供电可靠，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断，一组母线故障后，能迅速恢复供电；调度灵活；扩建方便。
缺点：
接线复杂，设备多，母线故障有短时停电。
由于双母线有较高的可靠性，广泛用于以下情况：
进出线回路数较多、容量较大、出线带电抗器的6～10kV配电装置；110kV出线数为6回及以上时。
因为6号节点扩建的出线有6回，是重要的枢纽节点，且考虑到未来扩建的需要，故采用双母线接线方案，提高供电可靠性。
4短路电流计算
短路是系统常见的严重故障。
所谓短路，就是系统中各种类型不正常的相与相之间或地与相之间的短接。
供电系统发生短路后，电路阻抗比正常运行时阻抗小很多，短路电流通常超过正常工作电流几十倍直至数百倍以上，它会带来严重后果。
工业与民用建筑中正常的生产经营﹑办公等活动以及人民的正常生活，都要求供电系统保证持续﹑安全﹑可靠地运行。
但是由于各种原因，包括设备原因、自然原因、人为原因等造成短路事故，系统会经常出现故障，使正常运行状态遭到破坏。
计算短路电流的目的主要是为了选择断路器等电气设备或对这些设备提出技术要求；评价确定网络方案，研究限制短路电流措施；为继电保护设计与调试提供依据；分析计算送电线路对通讯网络设施的影响等。
在电力系统设计中，短路电流的计算应按远景规划水平年来考虑，远景规划水平年一般取工程建成后5—10年中的某一年。
计算容为系统在最大运行方式时，个别枢纽点的三相短路电流。
4.1短路电流计算的目的
1）电气主接线比选
短路电流计算可为不同方案进行技术经济比较，并为确定是否采取限制短路电流措施等提供依据。
2）选择导体和电器
如选择断路器、隔离开关、熔断器、互感器等。
其中包括计算三相短路冲击电流、冲击电流有效值以校验电气设备动力稳定，计算三相短
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