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电力网课程设计参考资料
电力网课程设计参考资料
湖南大学电气与信息工程学院
2009年12月
电力网课程设计参考资料
一、电力电量平衡1
(一)电力电量平衡的目的1
(二)电力电量平衡中代表水文年的选择1
(三)电力平衡代表年、月的选择2
(四)无功平衡的项目2
二、电力网规划设计的基本原则2
(一)电力网规划设计的基本要求2
(二)电力系统供电可靠性的基本要求3
(三)电力网规划时应考虑的运行方式3
(四)电力网电压等级的选择3
三、发电厂主接线4
(一)发电厂联入系统的电压等级4
(二)发电厂联入系统主变压器选择原则5
(三)发电厂电气主接线5
四、变电所主接线6
(一)主变压器的选择6
(二)变电所电所主接线7
五、架空送电线路导线截面的选择8
(一)按经济电流密度选择导线截面8
(二)按电压损失检验导线截面8
(三)按机械强度校验导线截面10
(四)按发热校验导线截面10
(五)按电晕校验导线截面11
六、变压器的运行方式及过负荷能力11
(一)变压器的额定运行方式11
(二)变压器在正常情况下的允许过负荷12
(三)变压器在事故情况下的过负荷13
七、电力网调压13
(一)电力网的调压措施13
(二)电力网调压计算及变压器分接头的选择14
八、电力系统方案技术经济比较的方法15
(一)概述15
(二)技术经济比较的方法15
(三)经济比较的范围16
九、技术经济指标17
(一)121、110/6-10kV双圈变压器综合投资及三材消耗17
(二)断路器综合投资18
(三)水泥杆架空线路综合投资及三材消费(T/KM)18
(四)折旧维修率18
(五)并联电容器综合投资19
(六)LGJ架空线路导线的电阻、正序电抗(Ω/km)及单位重量(kg/km)20
(七)LGJ型架空线路导线的电纳(×106西门/公里)21
(八)110kV双圈变压器规格参数22
一、电力电量平衡
(一)电力电量平衡的目的
1.电力平衡的目的是通过电力平衡确定:
(1)系统需要的发电设备容量:
系统需要的发电设备容量由满足系统最大负荷需要的工作容量和备用容量(包括检修、事故、负荷备用容量)两部分组成。
(2)各类发电厂(凝汽式电厂、热电厂、水电厂)的建设规模及装机进度。
(3)系统可能供电的地区以及本系统与其它系统联网的合理性。
(4)两地区系统之间主干线电力电量潮流。
2.电量平衡可以根据需要进行。
例如:
论证水电厂的装机容量;确定扩大电力系统供电范围,充分利用水电装机和丰水电量的合理性;确定设置季节性用户以便利用水电季节性电能的合理性等。
电量平衡一般选择几个代表年逐月进行平衡,其水电厂的发电量可根据平水年确定。
电量平衡实际上是月平均负荷和月平均出力平衡。
(二)电力电量平衡中代表水文年的选择
在水、火电联合系统中,一般要考虑四种具有代表性水文年的电力电量平衡来概括系统全部运行情况。
(1)设计枯水年:
设计枯水年是水电厂在正常运转中可能遇到的最不利的情况。
这一水文年即是相应于水电厂设计保证率的水文年,在这种代表年内,系统的电力和电量平衡必须保证对用户供电的安全可靠。
设计枯水年的电力电量平衡是确定系统总装机容量,火电厂的必须容量以及保证当年火电厂必须燃料供应量的依据。
(2)平水年:
平水年一般考虑保证率为50%的水文年。
接近平水年的年度又是最常见的年度,因此它表示系统最普通的运行情况。
平水年的电力电量平衡可以确定水电厂担负的发电量、水电厂昼夜及年内的输送潮流变化,为系统燃料平衡、水电厂的电气主接线方式、送电线路截面选择提供计算依据。
(3)丰水年:
丰水年一般是保证率不大于10%的水文年。
丰水年的电力电量平衡主要是校核水电厂的平水年确定的电厂主接线及送电线路截面。
(4)特枯水年:
特枯水年是指在代表设计枯水年保证率以外,接近于保证率等于100%的水文年,也可以采取年发电量最少和调节出力最小的年份。
特枯水年的电力电量平衡用以校核设计枯水年的电力电量平衡,并确定在遇到这种水文年时系统平衡破坏后的运行方式。
在系统规划设计中,一般按设计枯水年进行电力电量平衡,用平水年计算潮流分布,按水电装机容量满发校核送电线路的送电能力。
(三)电力平衡代表年、月的选择
电力平衡需要逐年进行,可选择水电枯水季节中最大负荷月来代表该年的情况。
一般是以每年12月为代表,但也应该根据水电厂逐月发电出力的变化及系统负荷的变化情况,具体分析确定。
在农业负荷比重较大时,全年的控制月份可能在农灌负荷最大时期(如6~8月),一年中也可能有两个月份起控制作用,此时则应分别平衡。
必要时可选择代表年进行逐月的电力平衡,以便找出其中控制作用的月份,然后按该月进行逐年的平衡。
有功电力平衡时,总有功网损按最大有功负荷的5~6%估算,有功备用容量应大于最大一台机组的额定容量。
(四)无功平衡的项目
在进行无功电力平衡时,应考虑以下几个项目:
1.无功电源:
(1)发电机可能发出的无功电力
(2)系统的无功补偿设备容量
(3)110kV及以上电力线路的充电功率。
110kV线路充电功率按3.2MVar/100km估算。
220kV线路按13.3MVar/100km估算。
(4)从网外可能输入的无功容量。
2.无功负荷
(1)系统用户无功负荷。
(2)线路和变压器的无功损耗(应考虑串联电容的影响)。
(3)并联电抗器消耗的无功容量。
(4)发电厂厂用的无功负荷。
3.总无功网损按最大无功负荷的25~30%估算
4.无功备用容量:
无功备用容量一般应不小于无功负荷的7~8%。
二、电力网规划设计的基本原则
(一)电力网规划设计的基本要求
1.满足国民经济各部门用电增长的要求。
2.满足用户对供电可靠性和电能质量的要求
3.节约投资及年运行费用,减少主要设备和材料消耗,争取做到分期投资。
4.所提方案应在规定期限内有实现的可能性,过渡和发展方便。
提出几个方案,进行技术经济比较,以便选择最优方案。
(二)电力系统供电可靠性的基本要求
1.电力负荷等级的划分:
根据对供电可靠性的要求,可将电力负荷分为三级:
一级负荷:
对此种负荷如中断供电,将造成人员生命危险,设备损坏,打乱复杂的生产过程并使大量产品报废,给国民经济造成重大损失,使市政生活中的要害部门发生混乱。
但是,某用户有一级负荷绝不能认为该用户的全部负荷都是一级负荷。
二级负荷:
对此种负荷停止供电,将造成大量减产,工人窝工,机械停止运转,工业企业内部交通停顿以及城市中大量居民的正常生活受到影响。
三级负荷:
不属于以上一级、二级负荷的其它负荷。
2.对各级负荷的供电要求:
对于一级负荷必须有两个独立的电源供电。
一般允许在备用电源自动投入以前的这段时间(几秒钟)里停电。
在一级负荷不大时,可以用柴油机、内燃机、蓄电池级及其它设备作为第二电源。
也可以从附近的独立供电电源引出低压线作为负荷的第二电源。
凡不因其它电源停电而影响本身供电的电源,都可称为独立电源,两个发电厂以及由两个独立电源供电的两段母线,在一段母线事故停电不影响另一段时,都可认为是独立电源。
具有特殊要求的用户需作特殊考虑。
对于二级负荷,是否需要备用电源,应看该用户对国民经济的重要程度通过技术经济比较确定,一般可考虑用一回架空线供电。
因为6kV以上电压等级的架空线就有较高的可靠性,而且绝大部分故障都是瞬时的,很快就可以恢复供电。
当用电缆供电时,则不得少于两根,每根电缆单独用隔离开关,但可合用一个断路器。
向二级负荷供电,一般应采用二台变压器。
如可以从其它变电所取得电源时,也允许由一台变压器供电。
(三)电力网规划时应考虑的运行方式
电力网规划时,应考虑正常运行方式及事故运行方式。
系统中有水电厂时,则应分别考虑设计枯水年、平水年、丰水年的系统运行方式,在技术经济比较时,以平水年的运行方式为基础,枯水年及丰水年作为系统供电可靠性及供电质量的校核。
(四)电力网电压等级的选择
1.电网电压等级应符合国家规定的标准电压等级,如表1。
同一地区,同一电力网内,应尽可能的简化电压等级,各级电压间的级差不宜太小,根据国内、外的经验,110kV以下(或称电网配电电压等级),电压级差一般在3倍以上,110kV以上(或称电网输电电压等级),电压等级一般在2倍左右。
2.选择电网的电压,应根据电网内线路送电容量的大小和送电距离,拟定几个方案进行比较。
如两个方案的技术经济指标相近,或低电压方案优点不大时,则应采用高电压的方案,以利电网发展。
表1 额定电压(交流)
受电设备额定电压
(kV)
发电机线间电压
(kV)
变压器线间电压(kV)
一次线圈
二次线圈
3
3.15
3及3.15
3.15及3.3
6
6.3
6及6.3
6.3及6.6
10
10.5
10及10.5
10.5及11
-
15.75
15.75
-
35
-
35
38.5
50
-
60
66
110
-
110
121
(154)
-
154
169
220
-
220
242
330
-
330
363
注:
①变压器一次线圈栏为3.15、6.3、10.5及15.75kV电压,适用于直接接于母线或发电
机线端的升压变压器及降压变压器
②变压器二次线圈栏内3.3、6.6、及11kV电压,适用于阻抗电压在7.5%及以上的降压变压器。
③如证明在技术上和经济上有特殊优点时,水轮发电机的额定电压允许采用非标准电压
3.各级电压的输送能力如表2。
表2 各级电压合理输送容量及输电距离
额定电压(kV)
输送容量(万kW)
输送距离(km)
0.38
0.01以下
0.6以下
3
0.01~0.1
1~3
6
0.01~0.12
4~15
10
0.02~0.2
6~20
35
0.2~1.0
20~50
110
1.0~5.0
50~150
220
10.0~50.0
100~300
330
20.0~60.0
200~600
500
50.0~100.0
300~800
三、发电厂主接线
(一)发电厂联入系统的电压等级
1.发电厂联入系统电压,应根据发电厂在系统中所处的地理位置、供电范围的潮流分布情况确定。
必要时结合整个电网联结情况,提出几个方案进行技术经济比较。
但一般不超过电网的最高电压等级。
2.发电厂联入系统的电压,一般不超过两种电压等级(不包括发电机电压),以简化电厂接线。
3.大容量电厂加入系统后,如果现有电网最高电压不能满足其送电要求,需要向更高一级电压发展,必须结合整个电网的发展进行专题研究。
(二)发电厂联入系统主变压器选择原则
1.接于发电机电压母线上的主变压器,其总容量应按下列条件计算,并应考虑到逐年负荷的发展:
(1)发电机电压母线上负荷最小时,能将剩余功率送入系统。
(2)发电机电压母线上的最大一台发电机停机时,能供给发电机电压的最大负荷。
(3)因系统经济运行而需限制本厂出力时,能供给发电机电压的最大负荷。
(4)多台主变压器中容量最大的一台因故退出运行时,其它主变压器在允许过负荷范围内,能将剩余功率的70%以上送入系统。
2.只装有大型机组的发电厂附近的配电负荷,由地区供电系统供电。
3.发电厂内应选用三相主变压器,如技术经济上合理时,亦可采用单相变压器组。
4.发电厂有两种升高电压向用户供电或与系统连接时,一般采用三线圈变压器,但每种电压的通过功率应超过该变压器容量的15%。
若两种电压均系统中性点直接接地系统且技术经济上合理时,应选用自耦变压器。
但主要潮流方向应为低压和中压向高压送电。
上述变压器一般不超过两台,当高压和中压间的交换功率过大时,也可采用联络变压器。
5.对潮流变化大,电压波动大的联络变或升压变,经计算普通变压器不能满足系统调压要求时,宜采用有载调压变压器。
(三)发电厂电气主接线
1.容量为12000~15000kW的发电机有两种额定电压,需按下列原则选择:
(1)当有直配线时,应根据地区网络需要采用6.3kV或10.5kV。
(2)发电机与变压器成单元连接且有厂用分支线引出时,一般采用6.3kV。
2.与系统连接的发电厂,当没有所需容量的发电机时,如技术经济上合理,允许两台容量较小的发电机与一台变压器作扩大单元接线。
3.发电机电压工作母线一般采用分段方式,并用分段断路器连接。
每段上的发电机容量在12000kW及以下时,一般采用单母线。
每段上的发电机容量为25000kW及以上时,一般采用双母线。
4.每段发电机电压母线上连接的发电机容量在12000kW及以下时,就尽量避免在直配线上安装电抗器。
为了限制短路电流,一般应在主变压器回路、母线分段回路或发电机回路中安装电抗器或分裂电抗器。
5.母线分段电抗器的额定电流,应根据母线事故切断最大一台发电机时可能通过电抗器的电流进行选择,一般为该发电机额定电流的50~80%。
6.到不同用户去的两回6(10)kV出线,允许共用一台断路器和一组电抗器,但每回出线应各用一组出线隔离开关。
7.接在母线上的避雷器和电压互感器,一般合用一组隔离开关。
安装在变压器引出线上的避雷器,一般不设隔离开关。
8.发电机与双线圈变压器成单元接线时,在发电机与变压器之间不宜装设断路器。
发电机与三圈变压器或自耦变压器成单元接线时,在发电机与变压器之间应尽量装设断路器,厂用分支一般接在主变压器与该断路器之间。
容量为200000kW及以上发电机的引出线和厂用分支线,应采取措施以避免相间短路,发电机引出线还应有减少导体对邻近金属构件感应发热的措施。
9.35~220kV配电装置的接线方式,应按发电厂在系统中的地位、负荷情况、出线回路数、设备特点、围环境以及发电厂最终规模等条件确定。
当配电装置在系统中居重要地位、负荷大、潮流变化大或出线回路较多时,一般采用双母线接线。
在投入运行初期,有条件时可以采用断路器数目较少的过渡接线方式,如变压器线路组或桥形接线等。
10.采用单母线或双母线的110~220kV配电装置,除出线回路数较少或断路器能停电检修外,一般设置旁路母线,并首先采用不带专用旁路断路器的方案,仅当220kV出线在5回及以上,110kV出线在7回及以上时,一般装设专用旁路断路器,但当其配电装置在系统中具有枢纽作用,且220kV出线为4回,110kV出线为6回时,也可装设专用旁路断路器。
35~60kV配电装置当采用单母线分段接线而用户不允许停电时,可设置不带专用旁路断路器的旁路母线;当采用双母线接线且出线在8回及以上,负荷较大时,可设置旁路隔离开关。
四、变电所主接线
(一)主变压器的选择
1.变电所与系统相连接的主变压器一般装设两台,当只有一个电源或变电所可由系统中二次电压网络取得备用电源时,可装设一台主变。
2.变电所一般采用三相变压器,其容量对电力系统变电所应根据5~10年的负荷发展选择,而工业企业变电所应根据本企业的要求确定。
装有二台及以上变压器的变电所,变压器最大负荷率按60%~70%考虑。
当一台开断时,其余变压器的容量,一般应保证60%~75%的全部负荷或重要用户的主要生产用电。
3.变电所有二种电压连接在110kV及以上的中性点直接接地系统中,除低压负荷较大或与高中压侧间潮流不定者外,一般采用自耦变压器。
但应结合地区电力系统的短路电流、通信干扰、继电保护等具体条件进行技术经济比较。
4.具有三种电压的电力系统变电所,如每种电压线圈通过功率达到该变压器容量的15%时,一般采用三线圈变压或自耦变压器。
5.对潮流变化和电压波动大的变电所,经计算,普通变压器不能满足系统和用户电压要求时,应尽量采用有载调压变压器,或另增设调压变压器。
(二)变电所电所主接线
1.变电所的电气主接线,应根据其对用户的供电方式以及与系统的连接方式来确定。
新建变电所的供电电压,应根据地区网络全面规划的技术经济比较结果及相邻地区已有电压综合比较决定。
2.在满足运行要求的条件下,变电所高压侧尽可能考虑采用断路器较少或不用断路器的接线。
例如:
线路变压器组,桥形接线等。
在满足继电保护要求下,也可采用线路分支接线。
采用多角形接线时,远景发展要比较肯定,一般最多为五角形,并按对角原则连接。
3.对110kV及以上变电所,当出线回路数肯定不超过二回时,可采用桥形或角形接线。
四回以上的枢纽变电所,一般采用双母线接线。
4.6~60kV的接线一般采用单母线分段或单母线,但根据地区网络情况、负荷性质以及线路回数等情况的需要,35~60kV侧亦可采用双母线接线。
5.为了在断路器检修时不影响连续供电,应按下列条件装设旁路母线或专用旁路断路器。
(1)采用单母线或双母线的110~220kV配电装置,除线路回数少,断路器允许停电检修及场地狭窄外,一般装设旁路母线,并首先采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。
仅当220kV、110kV线路分别为5、7回及以上时,一般装设专用旁路断路器。
但当枢纽变电所的220kV、110kV线路分别为4、6回及以上时,也可装设专用旁路断路器。
在配电装置的布置上最好能使主变压器110kV及以上各侧断路器接至旁路母线上。
(2)35~60kV配电装置根据需要可装设旁路母线。
(3)采用单母线分段或单母线的6、10kV配电装置一般不设旁路母线。
6.变电所主接线应使6、10kV出线上能采用轻型断路器。
为了限制大容量变电所引出线上的短路电流,可采用下列措施之一:
(1)变压器分列运行。
(2)在变压器回路装设分裂电抗器或电抗器。
(3)采用分裂变压器。
(4)出线上装设电抗器。
7.为了减少间隔数量,在出线上装设电抗器的6、10kV配电装置中,凡到同一用户去的两回线,允许共用一台断路和电抗器,但此时每回线各装一组出线隔离开关。
8.10kV出线以每回线输送功率不大于3000kW,35kV出线每回线输送功率不大于10000kW为宜。
五、架空送电线路导线截面的选择
架空送电线路导线截面,一般按经济电流密度来选择,用电压损失、电晕、机械强度及发热等技术条件加以校验。
必要时,还应通过技术经济比较确定。
(一)按经济电流密度选择导线截面
1.用经济电流密度选择导线截面,按下式计算:
式中:
S-导线截面(mm2);P-送电负荷(kW);
UN-线路额定电压(kV);
-功率因数;
j-经济电流密度(A/mm2)
我国现行规定的经济电流密度见表3。
表3 经济电流密度(A/mm2)
导线材料
最大负荷利用小时数
3000以下
3000~5000
5000以上
铝
1.65
1.15
0.9
铜
3.0
2.25
1.75
2.按经济电流密度选择导线截面用的计算负荷,通常是考虑5~10年的发展。
3.按经济电流密度计算。
各电压各种导线截面的经济输送容量列于表4。
(二)按电压损失检验导线截面
只有当电压为6、10kV以下,而且导线截面在70~95mm2以下的线路,才进行电压校验。
因为截面大于70~95mm2的导线,用采用加大截面的办法来降低电压损失的效果并不十分显著,而且会引起投资及有色金属的较大的增加。
而采用静电电容器或带负荷调压的变压器以及其它措施更为合适,但应进行技术经济比较确定。
线路允许电压损失,应视线路首端的实际电压水平确定,对于线路末端受电器(如电动机、变压器等),一般允许低于额定电压5%,个别情况下(如故障等),允许低于其额定电压的7.5%~10%。
如果线路首端电压高于额定电压10%,则线路允许电压损失15%。
表4铝及钢芯铝线经济输送容量表
导线截面
(mm)2
最大负荷利用小时数
≤3000小时3000~5000小时≥5000小时
电流
(A)
电压(kV)
电流
(A)
电压(kV)
电流
(A)
电压(kV)
0.38
6
10
35
110
0.38
6
10
35
110
220
0.38
6
10
35
110
220
16
26.4
0.017
0.274
0.456
18.4
0.012
0.191
0.318
13.5
0.009
0.14
0.249
25
41.3
0.028
0.430
0.715
28.8
0.019
0.298
0.496
22.3
0.015
0.231
0.388
35
57.7
0.038
0.600
1.00
3.50
40.2
0.016
0.418
0.695
2.43
31.5
0.021
0.328
0.544
1.915
50
82.5
0.054
0.855
1.43
5.00
15.73
57.5
0.038
0.596
0.995
3.48
11
45
0.030
0.466
0.778
2.72
70
115
1.190
2.00
6.95
22.00
80.5
0.836
1.395
4.86
15.4
63
0.654
1.09
3.67
12.1
95
157
1.630
2.70
9.48
29.70
109.3
1.13
1.89
6.6
20.8
85.4
0.885
1.48
5.16
16.3
120
198
2.060
3.43
11.90
37.70
138
1.435
2.39
8.85
26.3
108
1.12
1.87
6.53
20.6
150
247.5
14.90
47.10
172.5
10.4
32.8
134
8.14
25.6
185
305
18.40
58.0
212.5
12.8
40.4
80.8
166.4
10
31.6
63.2
240
396
75.4
276
52.4
104.8
216
41
82
300
345
65.6
133
270
51.4
103
400
460
87.6
175.2
360
68.6
137
500
575
109.5
219
450
85.7
171
600
690
263
540
203
700
805
307
630
240
(三)按机械强度校验导线截面
为了保证架空线路必要的安全机械强度,对于跨铁路、通航河流和运河、公路、通讯线路、居民区的线路,其导线截面不得小于35mm2。
通过其它地区的导线截面,按线路的类型分,容许的最小
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