地方电力网规划设计课程设计样本.docx
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地方电力网规划设计课程设计样本
|
第一部分:
总论
本设计的内容为一地方电力网的规划设计。
在该地方电力网内规划有1座发电厂,总的容量为84MW,电网内规划了3座变电变电站,用于将发电厂电能输送到用户负荷中心,变电站最大负荷可达到25MW。
总的来说,该地方电网的规模比较小。
发电厂离其最近的变电站距离约为,需要用110KV高压线路将电厂电能送出。
本电网的规划设计为近期规划,电网内的发电厂、变电站位置及负荷分布已基本确定。
主要设计内容为:
1.在认为电力电量平衡的前提下,确定最优的电力网及各发电厂、变电站的接线方式;
2.确定系统内电力线路及变电站主设备的型号、参数及运行特征;
3.计算电力网潮流分布,确定系统运行方式及适当的调压方式;
4.进行物资统计和运行特性数据计算。
&
第二部分:
电网电压等级的确定
原始材料:
发电厂装机容量:
2×30+2×12MW
!
功率因数:
额定电压:
电网负荷:
最大负荷(MVA)最小负荷(MVA)Tmax(h)调压要求二次电压(KV)
变电站1:
|10+j7|=8+j65000常调压10
变电站2:
|9+j4|=15+j115800常调压10
^
变电站3:
|13+j9|=12+j93500常调压10
机端负荷:
|8+j4|=106+j44700逆调压10
各条架空线路的范围:
(MIN)~(MAX)
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:
电压级:
输送容量—~2MVA;输送距离—6~20KM
;
电压级:
输送容量—2~15MVA;输送距离—20~50KM
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—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,且不致使其它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,各变电站能够设计两台主变压器。
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,l为线路地理距离长度,则:
L1=*∑1
【
方案一:
L1=*(+++=(KM);
方案二:
L1=*(++=(KM);
方案三:
L1=*(+++=(KM);
方案四:
L1=*(+++=(KM);
方案五:
L1=*(++=(KM);
2、线路总长度(L2):
路径弯曲系数取,1为线路长度(双回线路乘2),则L2=*∑1
—
方案一:
L2=*(+++=(KM);
方案二:
L2=*(++=(KM);
方案三:
L2=*(+++=(KM);
方案四:
L2=*(+++×2)=(KM);
方案五:
L2=*+×2+×2)=(KM);
3、总负荷矩(∑P1):
总负荷矩是线路上经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=∑PiLi/∑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∑L:
环网线路段总长度,KM
(1)方案一:
见图3-6
∑L=L1=L2=L3=
P=PA1=(10×+25×+18×/=
P12=PA1-P1=P23=P12-P2=-P34=P23-P3=-
)
总负荷矩:
∑PL=×+×+×+×=
(2)方案二:
见图3-7abc
总负荷矩:
∑PL=10×+25×+18×=
(3)方案三:
见图3-8ab
∑AA`=L2=+=L3=
P=PA2=(25×+18×/=
/
P23=PA2-P2=-25=-P3A`=P23-P3=--18=-
总负荷矩:
∑PL=10×+×+×+×=
(4)方案四,见图3-9ab
∑AA`=++=88kmL1=28+=L2=PA1=(10×+25×/88=kmP12=PA1-10=-10=P2A`=P12-25=-
总负荷矩:
∑PL=×+×+×+18×=
(5)方案五,见图3-10ab
:
PA3=18+25=43
P32=25
总负荷矩∑PL=10×+43×+25×=
4、总高压开关数(∑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电压级主接线说明能够统计出总高压开关数(∑K)。
计算如下:
方案一:
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)×3+2×3=17
故∑K=17
方案二:
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)]×3=12
*
故∑K=12
方案三:
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∑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)+2×2+2×2(变压器)+1(单母线分段)×2=22
故∑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∑K=20
统计如下:
总高压开关数(∑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)
∑P1
∑K(台)
初步比较结论
方案一
>
17
指标相对较差
方案二
.
12
各项指标相对较好
方案三
19
}
指标相对较优
方案四
22
指标较差,淘汰
方案五
^
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R、X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:
+
(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=∑SiLi/∑L
式中:
S:
电源送出功率,MVALi:
i点到对侧电源线路段总长度,KM
Si:
i点负荷功率,MVA∑L:
环网线路段总长度,KM。
方案二:
见图3-7abc
对图3-7(a):
SA1=S1=10+J7
对图3-7(b):
SA2=25+J18
对图3-7(c):
SA3=18+J11
(
方案三:
见图3-8ab
对图4-2(a):
SA1=S1=10+J7
对图4-2(b):
S3A`=S23–(18+J11)=––J–18–J11=––
对图4-2(c):
S23=SA2–(25+J18)=+–25–J18=––J
SA2=[(25+J18)*L2A`+(18+J11)*L3A`]/LAA`=+
(2)架空线路导线截面积的选择及线路参数
、
按经济电流密度选用导线截面积,有:
S=1000P/(*Cos*J)=1000|SS|/*J)=*|SS|
式中:
S:
导线截面积|SS|:
导线复功率的模,Sqrt(P2+Q2),MVA
U:
线路额定电压110KVJ:
经济电流密度,mm2
用LAi表示发电厂A与变电站i之间输电线路,Lij表示变电站i、j之间输电线路,对所选导线截面积按发热及允许最小截面积校验:
铝架空线路导线最小允许截面积为78mm2
b.导线温度70℃,导线周围空气温度25℃,110kv各型导线持续容许负荷为:
:
LGJ-70:
LGJ-95:
LGJ-120:
LGJ-150:
LGJ-185:
LGJ-240:
本地方网各35kv架空线路导线的几何均距为,线路阻抗为线路长度和乘以其线路阻抗率,既R+Jx=(r0+jx0)*1(单位:
Ω)。
方案二:
各输电线路导线截面积、参数及其校验如下:
LA1:
S=*=,选择导线:
LGJ-185
截面积大于78mm2;每回线路负荷小于该型导线持续容许负荷
{
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
查参数表:
r0+jx0=+,故:
R+Jx=(r0+jx0)*=305+
LA2:
S=*=,选择LGJ-500
截面积大于78mm2;其线路负荷小于该型导线持续容许负荷
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
参数:
r0+jx0=+,故:
R+jX=(r0+jx0)*=+
LA3:
S=*=,选择LGJ-400
截面积大于78mm2:
线路负荷小于该型导线持续容许负荷
~
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
参数:
r0+jx0=+,故:
R+jX=(r0+jx0)*=+
方案三:
各输电线路导线截面积、参数及其校验如下
:
LA1:
S=*=,选择导线:
LGJ-185
截面积大于78mm2;每回线路负荷小于该型导线持续容许负荷
}
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
查参数表:
r0+jx0=+,故:
R+Jx=(r0+jx0)*=305+
LA2:
S=*=,选择LGJ-400
截面积大于78mm2;其线路负荷小于该型导线持续容许负荷
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
参数:
r0+jx0=+,故R+jX=(r0+jx0)*=+
L23:
S=*=,选择LGJ-95
截面积大于78mm2;其线路负荷小于该型导线持续容许负荷
<
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
参数:
r0+jx0=+,故R+jX=(r0+jx0)*=+
L3A`:
S=*=,选择LGJ-400
截面积大于78mm2;其线路负荷小于该型导线持续容许负荷
110KV以下电晕可不考虑,机械强度及发热校验均符合要求;
参数:
r0+jx0=+,故R+jX=(r0+jx0)*=+
"
(3)、正常情况下的电压分布和电压损耗计算:
正常情况下,根据上面所选出的导线参数及各厂、站功率,对上面两个方案的潮流进行进一步计算,计算出各线路段的电压损耗值。
环网功率分布讲计算时
S=∑SiZi*/∑Z*
式中:
S:
电源送出功率,MVAZi*:
i点到对侧电源总阻的抗共轭值,Ω
Si:
i点负荷功率,MVA∑Z*:
环网总阴搞共轭值,Ω
线路电压的损耗计算为:
△U=(PiR+QiX)/Ui(kV)
其中:
Pi、Qi、Ui:
线路同一端的有功功率、无功功率、电压值
R、X:
线路的电阻、电抗值(双回线路阻抗值应除以2)
¥
为保证用户电能质量,正常情况下,网络中电源到任一负荷点的最大电压损耗,一般不超过额定电压的10%。
方案二:
贝图4-1
对图4-1(a):
LA1:
△SA1=(102+72)+/1102=+
对图4-1(b):
LA2:
△SA2=(252+182)+/1102=+
对图4-3(c):
L3A:
△S3A=(182+112)+/1102=+
计算电压损耗。
UA=38kv
…
△UA1=(×+×/115=U1=115-=
△U1A2=(×+×/115=U2=115-=
△U1A3=(×+×/115=U2=115-=发电厂到全网电压最低点变电站2的电压损压耗为:
(115-/115<10%,符合要求。
方案三:
见图4-2
对图4-2(a):
LA1:
△SA1=(102+72)+/1102=+
∑Z=+++++=+
、
∑2A`=+++=+
∑3A`=+
SA2=[(25+j18)++(18+j11)+]/+
=+/+=+
S23=SA2-S2=+=+
S3A`=S23-S3=+=因为环行线路,发电厂一直输送功率逐级减小,则变电站3为功率分点,见图4-3a,4-3b
潮流负荷△S23=(++/1102S3=(++/1102=+
变电站2原点S23+S3zuo=+
|
变电站2前b点Sb2=25++=+
发电厂SA前端=(++/1102=+
计算电压损耗。
UB=38kv
△UA1=(×+×/115=U1==
△U1A4=(×+×/115=U2==
△UA23=(×+×/=U3=A`=(×+×/=UA=发电厂到全网压最低点变电站3的电压损耗为:
(115-/115=%,小于10%,可采取一定的调压措施使电压符合要求。
。
2、电力网电能损耗(∑△A):
将各线路的电能损耗叠加,就是全电网的电能损耗。
各线路段的电能损耗为:
△A=△Pmax*t(
式中:
△Pmax:
最大负荷时线路功率损耗:
MW。
最大负荷损耗时间t与线路负荷的最大负荷利用小时Tmax和流过线路复功率的功率因数cos有关,其中:
=∑Pi*∑Pi(h)[3]P100表3-1
式中:
Pi、为线路L后的各变电站最大负荷、最大负荷利用小时数。
(
方案二:
LA1:
==5000=查表:
ι=3600△A=×3600=144
LA2:
=5800=查表:
ι=4600△A=×4600=1426
LA3:
=3500=查表:
ι=2150△A=×2150=
∑△A=144+1426+==(万度)
《
方案三
LA2:
=5800=查表:
ι=4500△A=×4500=900
LA1:
=5000=查表:
ι=3600△A=×3600=144
L3A`:
=3500=查表:
ι=△A=×=600
L23:
=2300cos.1=查表:
ι=950△A=×950=855
∑△A=144+900+855+600=2499=2499(万度)
!
3、线路和变电站的一次投资(K):
计算投资费用是为了进行方案的比较,故此处仅对两个方案的不同部分的投资费用进行计算与比较。
它由线路、变压器和高压断路器的投资构成。
其中,各厂、站变压器构成相同(投资相同),不做变压器投资部分(Kt)比较。
线路投资部分(K1),按平丘地区110KV架空线路计算,其综合投资指标为:
LGJ—185:
万元/公里LGJ—2*240:
万元/公里
LGJ—400:
万元/公里LGJ—95:
万元/公里
高压断路器投资部分(Ks),采用110KV户外少油式(SW)断路器,每个间隔综合投资为万元。
两方案不同部分总投资费用为:
K=K1+Ks(万元)
方案二:
、
线路投资K1=×+×+×=(万元)
高压断路器投资:
Ks=*12=174(万元)
总投资费用:
K=K1+Ks=(万元)
方案三:
线路投资K1=×+×+×+×=(万元)
高压断路器投资:
Ks=*19=(万元)
总投资费用:
K=K1+Ks=(万元)
|
4、电力网的年运行费用(C):
电力网年运行费用由年电能损耗费和设备的折旧维护费组成,具体为:
C=△A*β+K*σ%(万元)
式中、△A:
全网年电能损耗(万度)β:
电价,元/度
K:
一次投资(万元)σ%:
维护折旧费,线路为%,变压器为%。
方案二:
C=△A*β+K*σ%=×+*%+174×%=(万元)
方案三:
C=△A*β+K*σ%=2499×+×%+×%=(万元)
(
5、详细比较及结果:
两个方案都能保证及故障情况下全电力网的电压质量。
投资费用上,方案二投资较大;年运费用上,方案二比喻案三要好点。
但应采用回收年限法继续比较,T=(K2-K4)/(C4-C2)=(-/(-=(年)>Tn
故方案三为最佳方案。
第五部分潮流分布计算与调压措施选择
¥
确定方案四为最佳方案后,将对该电力网的潮流分布情况进行计算,根据各负荷点对电压质量的要求确定合适的系统调压方案。
一、各发电厂、变电站变压器选择
各发电厂、变电站有110KV、10KV(两个电压等级,各厂、站负荷较小选用。
γ采用二相油浸风冷式铝线双绕组变压器,即SJL1型。
发电厂采用发电机-变压器单元接线,变压器容量应与发电机容量配套,无法配套时,选用大一级容量的变压器。
变电站变压器容量应当满足本站最大负荷的需要。
选用的变压器容量及参数见表5-1。
表中:
电阻R=1000△PKUn2/Sn2(Ω)电抗X=1000Uk%Un2/100Sn(Ω)
空载无功损耗△Qo=1%Sn/100(Kvar)
`
式中:
△Pk:
短路损耗(kVA)Un、Sn:
额定电压、额定容量。
Uk%:
短路电压百分比1%:
空载电流百分比
表5-1:
变压器选择及参数表
厂站编号
数量
(台)
额定容量
额定电压(KV)
》
损耗(KW)
短路电
压(%)
空载电
流(%)
电阻(Ω)
电抗(Ω)
空载无功损耗(kVar)
高压
低压
空载
短路
1
2
6300
110±5%
(
52
…
2
2
16000
110±5%
110
.
144
3
2
125000
110±5%
,
100
/
A
2
50000
115±5%
250
`
375
二、最大负荷潮流计算
1、计及变压器励磁及负载损耗后各厂、站运算负荷(计算功率)见表5-2:
表5-2:
最大负荷时各发电厂计算功率、变电站运算负荷
"
厂站编号
负荷/功率(MVA)
视在功率(MVA)
变压器总阻抗(Ω)
绕组损耗(MVA)
铁芯损耗
(MVA)
运算负荷/计算功率(MVA)
&
1
10+j7
+
+
+
+
2
、
25+j18
+
+
+
+
3
18+j11
^
+
+
+
+
A
机组
+
…
84
+
+
+
+
负荷
8+j6
$
10
+
+
+
变压器损耗由绕组损耗、铁芯损耗两部分组成。
绕组损耗:
(R+JX)S2/UN2铁芯损耗:
△P0+△Q0
>
式中:
S为变压器中经过的视在功率
变电站运算负荷为其总出线负荷与降压变压器总损耗之和
发电厂计算功率为其机端送出容量与升压变压器总损耗之和
2、正常情况下,功率分布及线路损耗计算(见图5—1)
方案三:
图4-1
对图4-1(a):
LA1:
△SA1=++/1102=+
首端(发电厂A端)功率:
SA=+++
】
∑Z
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