地方电力网规划设计课程设计文档格式.docx
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电网负荷:
「变电站
1:
|10+j7|=12.21
8+j6
5000
常调压
10
变电站
2:
|9+j4|=9.88
15+j11
5800
3:
|13+j9|=15.81
12+j9
3500
机端负荷:
|8+j4|=106+j4
4700
逆调压
最大负荷(MVA最小负荷
调压要求二次电压(KV)
(MVATmax(h)
用Si~S4表示
各条架空线路的范围:
(MIN16.8KM~(MAX39.2KM
电网电压等级的选取主要是根据电网中电源和负荷的容量及其布局,按输送容量及输送
距离,根据设计手册选择适当的电压等级,同一地方、同一电力网内,应尽量简化电压等级<
查阅资料[3]P34表2-1可知各电压级架空线路输送能力如下:
1.10kv电压级:
输送容量一0.2~2MVA输送距离一6~20KM
2.35kv电压级:
输送容量一2~15MVA输送距离一20~50KM3.110kv电压级:
输送容量—10~50MVA输送距离—50~150KM
本地方电力网发电厂容量较小,输电距离范围为50~150KM除变电站2最大负荷比重稍微较大于25MW外各厂、站负荷均在10~20MW以内。
综上所述,各发电厂、变电站之间输电线路均宜采用110kv电压等级。
第三部分电网接线方案的初步选择根据电网的安全、经济、可靠和灵活性等要求,在初选本地方电网主接线着重考虑了以下几个方面:
a.变电站2重要负荷比重大,可靠性要求高,要保证2条以上110kv进线;
b.发电厂应当就近向变电站送电,避免长距离输电,以降低网损率及节约有色金属;
c.从系统调度及继电保护配合方面考虑,网络接线尽量简单,避免形成复杂环网,避免形成电磁环网;
d.任一110kv线路检修或故障断开时,应能尽量保证电力系统的稳定运行,且不致使其
他元件超过负荷的规定。
一、5个初选方案
5个初选方案分别见附录:
图3-1、图3-2、图3-3、图3-4、图3-5。
二、各厂、站35kv电压级主接线说明
确定各发电厂、变电站的主接线方式,其依据是各厂、站在系统中的地位、负荷情况、
出线回路数及最终规模等。
主接线的确定仍应考虑保证向重要负荷的可靠供电,各变电站可以设计两台主变压器。
方案一:
由于发电厂和变电站进出线不多,环行,发电厂用单母线分段接线,变电站用单母线接线。
方案二:
变电站用桥形接线,发电厂用单母线分段接线。
方案三:
变电站1用桥形接线,2,3用单母线分段接线,发电厂进出线较多用双母线分段接线。
方案四:
发电厂用双母线分段接线,变电站3用单母线接线,变电站1,2用单母线分段接线。
方案五:
变电站1用桥形接线,变电站2用单母线接线,变电站3用单母线分段接线,发电厂进出线较多采用双母线分段接线。
三、电网主接线方式的初步比较拟定了可能接线方案,接下来就按照路径长度、线路长度、负荷矩及开关数等指标对各方案进行初步比较。
1、路径长度(L1):
路径弯曲系数取1.05,I为线路地理距离长度,贝U:
L1=1.05*刀1
L1=1.05*(20.8+28.0+16.8+32.8)=103.32(KM;
L1=1.05*(20.8+39.2+32.8)=97.44(KM);
L1=1.05*(20.8+39.2+16.8+32.8)=115.08(KM;
L1=1.05*(20.8+28.0+39.2+32.8)=126.84(KM;
L1=1.05*(20.8+32.8+16.8)=73.92(KM;
2、线路总长度(L2):
路径弯曲系数取1.05,1为线路长度(双回线路乘2),则L2=1.05*刀1
方案一:
L2=1.05*(20.8+28.0+16.8+32.8)=103.32(KM);
方案二:
L2=1.05*(20.8+39.2+32.8)=97.44(KM);
方案三:
L2=1.05*(20.8+39.2+16.8+32.8)=115.08(KM);
1_2=1.05*(20.8+28.0+39.2+32.8X2)=161.28(KM;
1_2=1.05*(20.8+32.8X2+16.8X2)=126.00(KM;
3、总负荷矩(刀P1):
总负荷矩是线路上通过的有功功率与输送距离的乘积。
全网总负荷距等于各线段负荷距之和。
它反映了电网有色金属消耗量,也部分反映网络的电压损耗和功率损耗。
对环网,可按线路段长度和负荷功率求出各线路段功率初分布,再计算其负荷矩。
环网:
P=EPiLi/刀L
式中:
P:
电源送出功率,MWLi:
i点到对侧电源总线路长度,KM
Pi:
i点负荷功率,MW刀L:
环网线路段总长度,KM
(1)方案一:
见图3-6
刀l=98.4L1=77.6L2=49.6L3=32.8
P=PA1=(10X97.6+25X49.6+18X32.8)/98.4=26.5
P12=PA1-P1=16.5P23=P12-P2=-8.5P34=P23-P3=-26.5
总负荷矩:
刀pl=26.5X20.8+16.5X28.0+8.5X16.8+26.5X32.8=2025.2
(2)方案二:
见图3-7abc
刀pl=10X20.8+25X39.2+18X32.8=1778.4
(3)方案三:
见图3-8ab
刀aa'
=88.8L2=16.8+32.8=49.6L3=32.8
P=PA2=(25X49.6+18X32.8)/88.8=20.6
P23=P\2—P2=20.6—25=—4.4P3a、=P?
3—卩3=—4.4—18=—22.4
刀PL=10X20.8+20.6X39.2+4.4X16.8+22.4X32.8=1824.16
(4)方案四,见图3-9ab
刀aa'
=20.8+28.0+39.2=88kmL1=28+39.2=67.2kmL2=39.2kmPA1=(10X67.2+25X
39.2)/88=18.8kmP12=Pa1—10=18.8—10=8.8kmP2a、=P12-25=-16.2km
刀pl=18.8X20.8+8.8X28.0+16.2X39.2+18X32.8=1862.88
(5)方案五,见图3-10ab
PA3=18+25=43
P32=25
总负荷矩刀PL=10X20.8+43X32.8+25X16.8=2038.4
4、总高压开关数(刀K):
双母线分段主接线:
K=N+1,单母线分段主接线:
K=N+1,桥形接线:
K=N-1,无备用终端变电站:
K=N
K:
各变电站高压开关数(含发电厂高压开关)
N:
元件数(一条出线或一台变压器为一个元件)
根据前面的各厂、站110kv电压级主接线说明可以统计出总高压开关数(刀K)。
计算如下:
变电站(单母线接线):
变电站的电压元件均为4(两台变压器与两条出线公式)K=2+2(变压器)+1(单母线分段)+2(变压器)X3+2X3=17
故刀K=17
发电厂用单母线分段接线,变电站用桥形接线。
K=3+2
(变压器)+1(单母线分段)+[1+2-1(桥形)]X3=12
故刀K=12
发电厂用双母线分段接线,变电站1用桥形,2,3用单母线分段接线。
K=3+2(变压器)+1(双母线分段)+1(母联)+1+2(变压器)—1(桥形)=19故刀K=19
方案四:
变电站1,2(单母线分段)变电站3(单母线接线)发电厂(双母线分段)K=4+2(变压器)+1(双母线分段)+1(母联)+2+2(变压器)+2X2+2X2(变压器)+1(单母线分段)X2=22
故刀K=22
方案五:
发电厂用双母线分段接线,变电站1用桥形接线,变电站2用单母线接线,
变电站3用单母线分段接线
K=3+2(变压器)+1(双母线分段)+1(母联)+1+2(变压器)—1(桥形)+2+2
(变压器)+4+2(变压器)+1(单母线分段)=20
故刀K=20
统计如下:
总高压开关数(刀K)分别为17,12,19,22,20
5、方案初步比较结果。
见下表3-2:
表3-2:
5个初选方案初步比较
指标
L1(KM
L2(KM
刀P1
刀K(台)
初步比较结论
万案一
103.32
2025.2
17
指标相对较差
97.44
1778.4
12
各项指标相对较好
万案三
115.08
1824.16
19
指标相对较优
方案四
126.84
161.28
1862.88
22
指标较差,淘汰
、*―”•—J*
万案五
73.92
126.00
2038.4
20
各指标相对较差
综合以上的比较,“方案二、三”各项指标较优,“方案一、方案四和五”总负荷矩较小,各指标也较差,方案淘汰。
初步比较后,选定方案二、三接着将对这两个方案进一步比较。
第四部分:
电网主接线方案的详细比较和确定
对筛选出来的方案还要进行进一步的技术经济比临界状态,包括最大电压损耗、电能损
耗及总投资、年运行费用等的比较,确定最佳的接线方案。
1、正常情况下的最大电压损耗:
对所选方案二、三按各厂、站负荷最大值确定电网的有功功率和无功功率初分布,由经济电流密度选择导线截面积,并进行导线的发热与允许最小截面积的校验,确定各线路段的RX值,再进行功率分布及电压损耗计算,最终确定各方案最大电压损耗。
各变电负荷、发电厂送出功率为(单位:
MVA):
变电站1:
10+J7变电站2:
25+J18变电站3:
18+J11机端负荷:
8+J6发电厂A:
59.2+J44.4
(1)有功功率、无功功率初分布:
对环网,按线路段长度计算电源送出功率,有:
S=ESiLi/刀L
S:
电源送出功率,MVALi:
i点到对侧电源线路段总长度,K
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