内部培训资料电网知识现状分析部分.docx
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内部培训资料电网知识现状分析部分
电网知识-内部培训资料-现状分析
一、现状电网分析的意义与目的
现状电网分析是在现有的电力企业数据资源的基础上,运用科学的统计分析和定量计算手段对现状电网进行详细的分析。
现状中压网是未来网架发展的基础,必须通过分析查找出现状电网存在的问题;通过对现状中压网的分析,掌握当地的网络构成、设备情况及运行情况;比对与相关设计导则的差距以及确定当地的技术原则;能够定量地衡量电网建设与负荷发展的适应程度和电网建设效果,能够明显、有效地提高电网建设改造的决策水平;规划中必须针对现状电网存在的问题,给出合理的解决方案,因此有必要对现状电网进行系统的分析,为配电网的建设改造提供客观数据和辅助决策支持,从而确保巨量投资有的放矢,效益显著。
使电网朝着安全、可靠、经济的目标有序发展,同时还有效地促进了电网基础数据的管理工作。
二、电力系统基础知识(必修)
2.1电力系统的组成
电力系统:
生产、输送、分配和消费电能的各种电气设备连在一起组成的整体。
电力网:
输送和分配电能的网络
电力系统=电力网+发电厂的发电机部分
动力系统=电力系统+电厂的动力部分
电力网=输电网+配电网
终端用户(负荷)类型:
照明、电动机、电热、电磁(吊车)、电化学(电解铝)
2.2电力系统的规模
常见的电力系统规模,设备数量(线路条数,长度等)、容量,或者负荷来衡量
大规模,例如:
1、国内东北、华北、西北、华中、华东、南方六大区域电网和独立的四川、山东、福建三个省电网区域电网正在互联
2、北美,美国、加拿大
3、西欧诸国
小规模:
1、华北油田电力系统
2、小岛上的电力系统
2.3电力企业
发电公司、电网公司、电力公司、供电公司、电力市场化改革
身边的电力系统知识:
95598,信息资源:
国网公司,中国电力企业联合会、中国电机工程学会网址,城市电力公司网站,北京电力公司、天津电力公司
杂志:
电力系统自动化、电力系统及其自动化学报、电网技术、中国电力、电力设备、南自院、电力科学研究院、电力公司的电研所、天大、清华、浙大、上交、西交、武水。
2.4电压等级
我国现状电压等级分类见表1。
表1.电压等级
电压等级分类
低压
中压
高压配电网
高压输电网
现状主要电压等级
380/220V
6kV、10kV、20kV
35kV、110(66)kV
220kV、500(330)kV、1000kV
高压电网作为中压配电网上级电源:
是指供中压配电网的高压变电站、直供中压配电网的电厂和直供中压配电网的分布式电源。
2.5基本参数
电力系统基本参数见表2。
表2.基本参数
参数
符号
单位
电压
U
V、kV
相角
φ
rad
电流
I
A、kA
功率
有功功率
P
W、kW、MW
无功功率
Q
Var、kVar、MVar
视在功率
S
VA、kVA、MVA
阻抗
Z
Ω
电阻
R
Ω
电抗
X
Ω
电导
G
S
电纳
B
S
电感
L
H、mH、μH
电容
C
F、μF、pF
常用知识点:
1、变电站负载率:
变压器实际承担的负荷与其容量之比,用于反应变压器的承载情况,变电站负载率=变电站负荷(MW)/变电站总容量(MVA)/功率因数。
2、无功补偿率:
变电站无功补偿容量与变电站总容量的比值。
3、电缆化率:
规划区内线路主干电缆长度占主干总长度的比例。
4、绝缘化率:
规划区内线路主干绝缘线(架空绝缘线、电缆)长度占主干总长度的比例。
5、开关站:
设有35kV以上线路进出线,对功率进行再分配的装置,相当于变电站母线的延伸,主要用于解决变电站35kV以上出线间隔不足,进出线走廊受到限制,以及减少相同路径的电缆条数等问题。
高压开关站内不设变压器。
6、开闭所:
用于接收并分配电力的供配电设施,高压电网中也称开关站。
中压配电网中的开闭站一般用于10kV电力的接收与分配;是全金属密闭,能够在室外运行的10KV电压等级以下的开关柜组合。
7、配电房:
电压等级在35KV等级以下,内部安装有开关、互感器、电容器以及相关的保护测量装置;低压配电网中,用于变换电压、集中电力和分配电力的供电设施。
配电站一般是将6~20kV电压变换为0.38kV电压。
8、环网柜:
就是每个配电支路设一台开关柜(出线开关柜),这台开关柜的母线同时就是环形干线的一部分。
就是说,环形干线是由每台出线柜的母线连接起来共同组成的。
每台出线柜就叫“环网柜”。
9、断路器和隔离开关:
(1)断路器的基础数据包括电压等级、采用类型(SF6型、真空型、GIS型、少油型和多油型)、额定开断电流、投运年限等内容。
断路器在电网中的作用是至关重要的,及时准确的开闭断路器可以减少电网故障带来的损失,为用户及时的提供电能。
不同类型的断路器的开断能力不同,分析规划区内各电压等级的断路类型和规模,可以评价地区电网运行安全性水平
(2)隔离开关的作用是利用其可见断口隔离电压,使停电设备与带电设备隔离,以保证人身及设备工作的安全。
(3)断路器和隔离开关的配置
1)电气主接线:
断路器两侧都有电源,在两侧都装设一组隔离开关。
用户侧没有电源,原则上可只装设一组母线隔离开关,也可在线路侧也装设一组隔离开关。
2)电源进线:
电源是发电机,只需在母线侧装设一组隔离开关,有时为了发电机停机后做试验方便,在发电机和断路器之间亦可装设一组隔离开关。
电源是双绕组变压器:
在断路器的母线侧装设一组隔离开关,如是三绕组变压器需在断路器的两侧各装设一组隔离开关。
3)断路器与隔离开关配合操作:
先合隔离开关,后合断路器;先断开断路器,后断开隔离开关。
在断路器与隔离开关之间应加装电磁或机械闭锁装置。
10、负荷开关
负荷开关是专门用于接通和切断负荷电路的开关设备,它具有简单的灭弧装置,不能切断短路电路,能通断一定的负荷电流和过负荷电流。
通常负荷开关与熔丝(管形熔断器)串联,借助(管形熔断器的)熔丝切断短路电流。
负荷开关断开后,与隔离开关一样具有明显的断开间隙。
11、熔断器
熔断器是一种简单的保护电器。
当电路发生过负载或短路故障时,故障电流超过熔体的额定电流,熔体被电流迅速加热熔断,从而切断电流,防止故障扩大。
熔断器的功能主要是对电路及电路中的设备进行短路保护。
12、互感器
(1)隔离高压电路。
互感器一次侧和二次侧没有电的联系,只有磁的联系,因而使测量仪表和保护电器与高压电路隔开,以保证二次设备和人员的安全。
(2)使测量仪表和继电器小型化和标准化。
如电流互感器副绕组的额定电流都是5A;电压互感器副绕组电压通常都规定为100V。
(3)可以避免短路电流直接流过测量仪表和继电器的线圈,使其不受大电流的损坏。
13、变电站
各种电压等级的升压、降压变电站。
是电力网络中的线路连接点,用以变换电压、交换功率和汇集、分配电能的设施。
14、线路负载率
线路的最大电流与安全电流的比值,反映线路运行情况。
15、线路配变平均负载率
线路最大负荷与线路所带配变总容量的比值。
16、线路“N-1”校验:
当某条线路发生故障时,若线路负荷能够被其联络线路全部转带,则该线路能够通过线路“N-1”校验。
17、变电站主变“N-1”校验:
当多主变变电站一台主变发生故障时,其余主变短时间可以承受130%的主变负载率,其余负荷可通过低压侧联络线路转带,若变电站负荷全部转出,则变电站通过主变“N-1”校验。
18、变电站主变全停校验:
当一座变电站的主变全停时,只有通过低压侧网络转带其负荷,若变电站负荷全部转出,则变电站通过主变全停校验。
19、线损率
电力网络中损耗的电能(线路损失负荷)与向电力网络供应电能(供电负荷)的百分数;线损率用来考核电力系统运行的经济性。
三、高压配电网分析内容(必修)
规划区电网在所属地区电网中的角色,与区外电网进行电力交换的能力。
按不同电压等级分析电网的规模、网络结构、与区外连接情况,对现状配电网的总体概况分析,可以从宏观的角度评价规划区内的高压电网水平,以及明确规划区电网与周边电网的功率交换渠道。
3.1.上网电厂(必修)
主要分析地区电源的规模及详细数据,包括地区电厂的数量、不同时期(如:
丰、枯水期)出力情况、装机容量、年发电量等方面;需要分电压等级、公用/企业自备电厂、分区分别进行统计。
可以为地区电网电力平衡分析提供基础。
发电厂情况分析祥见表3。
表3.XX供电区发电厂情况
分类
序号
电厂名称
电厂类型
电压等级(kV)
装机容量(MW)
正常出力(MW)
年发电量(亿kWh)
地理位置
备注
公用电厂
1
热电厂
火电
220、110
3×200
600
35
郑州市区
系统
公用电厂
2
登封一电厂
火电
35
2×12
24
1.2
登封市
地方电厂
企业自备电厂
3
郑州铝厂
火电
35
7×6
42
2.4
荥阳市
企业自备
注:
电厂类型一般分为核电、火电、水电、风电及其他新能源(光伏、生物)电厂。
3.2.变电站分析(必修)
分电压等级进行统计地区电网中变电站总体规模、变电类型、变电容量、出线规模、无功补偿量、主接线形式等方面。
根据主变的数据,分析各电压等级主变的容量级别、投运时间、调压方式、出线间隔、容量比、电压变比等。
3.2.1变电站类型(必修)
按网络节点一般有枢纽站、终端站和中间站。
分析内容:
根据区域内网络运行方式判断变电站的类型。
3.2.2容量配置(必修)
一般情况下,双主变变电站2台主变容量相同或相近,即为匹配;部分季节性负荷差异较大地区,可根据实际情况匹配不同主变的容量。
分析内容:
分析主变构成、主变容量是否匹配。
3.2.3主接线(必修)
分析内容:
根据提供的变电站主接线图,识别变电站结构;分别从可靠性、灵活性、安全性、经济性及方便性等方面进行分析变电站主接线的情况。
具体要求为:
(1)可靠性:
电气接线必须保证用户供电的可靠性,应分别按各类负荷的重要性程度安排相应可靠程度的接线方式。
保证电气接线可靠性可以用多种措施来实现。
(2)灵活性:
电气系统接线应能适应各式各样可能运行方式的要求。
并可以保证能将符合质量要求的电能送给用户。
(3)安全性:
电力网接线必须保证在任何可能的运行方式下及检修方式下运行人员的安全性与设备的安全性。
(4)经济性:
其中包括最少的投资与最低的年运行费。
(5)方便性:
应具有发展与扩建的方便性在设计接线方时要考虑到5~10年的发展远景,要求在设备容量、安装空间以及接线形式上,为5~10年的最终容量留有余地。
以下是变电站一般的主接线形式。
主接线形式:
(选修)
1、单母线接线
(1)单母不分段接线
优点:
接线简单,操作方便、设备少、经济性好,而且便于向两端延伸,扩建方便。
缺点:
①可靠性差。
母线或母线隔离开关检修或故障时,所有回路都要停止工作,也就是要造成全厂或全站长期停电。
②调度不方便,电源只能并列运行,不能分列运行,并且线路侧发生短路时,有较大的短路电流。
(2)单母分段接线
优点:
提高了供电可靠性和灵活性;对重要用户可以从不同段引出两回馈电线路,由两个电源供电;一侧母线故障,分段断路器自动将故障段隔离。
缺点:
分段越多,断路器使用越多,且配电装置和运行也越复杂。
对重要负荷必须采用两条出线供电,大大增加了出线数目,使整个母线系统可靠性受到限制。
(3)带旁路母线的单母线接线
当引出线断路器检修时,用
旁路母线断路器代替引出线断路器,给用户继续供电。
旁路断路器一般只能代替一台出线断路器工作,旁路母线一般不能同时连接两条及两条以上回路,否则当其中任一回路故障时,会使旁路断路器跳闸。
断开多条回路。
通常35kV的系统出线8回以上、110kV系统出线6回以上,220kV系统出线4回以上,才考虑加设旁路母线。
(4)单母线分段带旁路
在正常运行时,系统以单母线分段方式运行,旁路母线不带电。
如果正常运行的某回路断路器需退出运行进行检修,闭合旁路断路器,使旁路母线带电,合上欲检修回路旁路隔离开关,则该线路断路器可退出运行,进行检修。
这种旁路母线可接至任一段母线,在容量较少的中小型发电厂和35~110kV变电所中获得广泛应用。
2、双母线接线
(1)双母线接线
一组作为工作母线,另一组作为备用母线,在两组母线之间,通过母线联络断路器(简称为母联断路器)进行连接。
把双母线系统形成单母线分段运行方式,即正常运行时,使两条母线都投入工作,母联断路器及其两侧隔离开关闭合,全部进出线均匀分配两条母线。
这种运行方式可以有效缩小母线故障时的停电范围。
双母线接线主要优点有:
1)检修任一组母线时,不会中断供电。
2)检修任一回路的母线隔离开关时,只需断开该回路,其它回路倒换至另一组母线继续运行。
3)工作母线在运行中发生故障时,可将全部回路换接至备用母线,迅速恢复供电。
4)任一回路断路器检修时,可用母联断路器代替其工作。
5)方便试验。
需要对某回路做试验时,只需把此回路单独切换至备用母线即可。
(2)双母线带旁路接线
在双母线接线方式中,为使线路在出线断路器检修时不中断供电,可采用带旁路接线。
当110kV系统出线6回以上,220kV出线4回以上,可采用专用旁路断路器。
旁路母线可接至任一组母线。
3、一个半断路器接线
一个半断路器接线可归属于双母线类接线。
在两组母线之间,每三个断路器形成一串。
每串连接两条回路。
相当于每一个半断路器带一条回路,故称之为一个半断路器接线,也称为3/2接线。
在一个半接线的每串断路器中,位于中间的断路器称为联络断路器。
运行中两母线及全部断路器都投入工作,形成多重环状供电。
4、双母线单(双)分段带旁路接线
为进一步缩小母线故障的影响范围,对于可靠性要求较高的330~500kV超高压系统,当进出线达到6回以上时,可采用双母线单段或双分段带旁路接线。
这种接线是把工作母线分为两段,在两段工作母线之间,两工作母线与备用母线之间都设置有母联断路器。
5、变压器—母线接线
各出线经过断路器分别接在母线上,变压器直接经隔离开关接到母线上,组成变压器—母线接线。
电源和负荷可以自由调配。
由于变压器是高可靠性设备,所以直接接在母线上,对母线的运行并不产生严重影响,一旦变压器故障时,接在母线上的各断路器开断,这时不会影响对用户的供电。
在出线数目很多时也可以用一台半断路器接线形式。
这种接线在远距离大容量输电系统中应用时,对系统稳定与可靠性均有良好的效果。
6、无母线接线
(1)桥式接线
对于具有双电源进线、两台变压器终端式的总降压变电所,可采用桥式接线。
它实质是连接两个35~110kV“线路─变压器组”的高压侧,其特点是有一条横联跨桥的“桥”。
根据跨接桥横连位置不同,分为内桥接线和外桥接线。
内桥接线的跨接桥靠近变压器侧,桥开关装在线路开关之内,变压器回路仅装隔离开关,不装断路器。
采用内桥接线可以提高改变输电线路运行方式的灵活性。
内桥接线适用于:
对一、二级负荷供电;供电线路较长;变电所没有穿越功率;负荷曲线较平稳,主变压器不经常退出工作;终端型工业企业总降压变电所。
外桥接线跨接桥靠近线路侧,桥开关装在变压器开关之外,进线回路仅装隔离开关,不装断路器。
外桥接线适用于:
对一、二级负荷供电;供电线路较短;允许变电所有较稳定的穿越功率;负荷曲线变化大,主变压器需要经常操作;中间型工业企业总降压变电所,宜于构成环网。
(2)角形接线
当母线闭合成环,断路器数等于进出线回路数,即构成了角形接线,一般应将同名回路相互交替布置。
一般不超过六角形。
这种接线不利于扩建,适用于最终建设规模比较明确的110kV及以上的发电厂升压站或变电所中。
(3)单元接线
将发电机、变压器及线路直接连接成一个单元称为单元接线。
单元接线主要有三种形式:
即发电机—变压器单元、变压器—线路单元及发电机—变压器—线路单元等。
一般应用于下列情况:
1)同一地区有几个大型电厂能源丰富,可以合起来建一个公共的枢纽变电所时。
2)电厂地位狭窄平面布置有困难时。
3)电厂离枢纽变电所较近,直接引线比较方便时
3.2.4无功补偿(选修)
1、无功补偿:
交流电在通过纯电阻的时候,电能都转成了热能,而在通过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功。
也就是说没有消耗电能,即为无功功率。
当然实际负载,不可能为纯容性负载或者纯感性负载,一般都是混合性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电能不做功,就是无功功率,此时的功率因数小于1,为了提高电能的利用率,就要进行无功补偿。
2、无功补偿的作用:
无功补偿能使设备的可利用空间腾出来,线路中无功传输的少了,变相地增加了线路的传输容量;发电机发出的无功少了,就能发出更多的有功来满足负荷需求。
同时,冲击负荷、畸变负荷对电能质量的影响在静止无功补偿器的作用下都能得到缓解。
分析内容:
变电站主变的无功配置是否合理。
基本原则:
根据最新Q/GDW_370-2009《城市配电网技术导则》的内容,无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置。
可采用分散和集中补偿相结合的方式:
分散安装在用电端的无功补偿装置主要用于提高功率因数、降低线路损耗;集中安装在变电站内的无功补偿装置有利于稳定电压水平。
1、35kV变电站的无功补偿装置容量经计算确定或取主变容量的10%~30%,以使高峰负荷时主变高压侧的功率因数达到0.95及以上。
当电压处在规定范围且无功不倒送时,应避免无功补偿电容器组频繁投切。
2、20kV、10kV配电变压器(含配电室、箱式变电站、柱上变压器)及35/0.4kV配电室安装无功自动补偿装置时,应符合下列规定:
(1)在低压侧母线上装设,容量按变压器容量的20%~40%考虑;
(2)以电压为约束条件,根据无功需量进行分组自动投切;
(3)宜采用交流接触器-晶闸管复合投切方式;
(4)合理选择配电变压器分接头,避免电压过高电容器无法投入运行。
3、供电距离远、功率因数低的10kV、20kV架空线路上可适当安装并联补偿电容器,其容量(包括用户)一般按线路上配电变压器总容量的7%~10%配置(或经计算确定),但不应在低谷负荷时向系统倒送无功
3.2.5变电站负载率(必修)
1、变电站负载率:
变压器实际承担的负荷与其容量之比,用于反应变压器的承载情况,变电站负载率=变电站负荷(MW)/变电站总容量(MVA)/功率因数。
2、变电站负载率分析必要性
变电站最大负载率分析必要性:
中压配电网规划新增10kV线路要考虑从哪个变电站新出线,一个变电站能否新出新出线一般由以下几点决定,变电站负载率的高低、变电站是否有剩余(10kV、20kV)出线间隔和是否有出线的走廊,为使规划更具有可操作性,对变电站负载率分析是十分必要的,同时对变电站最大负载率的分析还能对主网提出建议;
变电站负载率分析内容:
主要分析变电站的负载率是否合理,若变电站的负载率比较低,同时还有剩余出线间隔(10kV、20kV),在规划过程中可以考虑从该变电站新出线路,使得该变电站尽快满足经济运行负载率,如果负载率偏高,在规划中应该通过其它变电站新出或者改造已有10kV线路切割该变电站中压出线所带负荷。
不同主变构成变电站负载率合理运行范围如下:
当N=2时,T=50~65%;
当N=3时,T=67~87%;
当N=4时,T=75~100%。
由于配变经济运行负载率为65%左右(由损耗和配变年运行费用共同确定算出),所以可以看出当变电站为3台主变配置时,经济性最好。
3.2.6运行年限(必修)
分析变电站主变的运行状况。
主变投运时间,超过20年可以考虑更换,一般5年一档,注意含下限还是含上限。
3.2.7调压方式(选修)
分有载调压和无载调压,二者区别在于是否可以在主变运行中进行主变抽头的调整。
3.2.8运行方式(选修)
分析内容:
判断变压器站内运行方式,一般分为并列运行和分列运行。
并列运行:
将两台或多台变压器的一次侧和二次侧同极性的端子之间,通过同一母线分别互相连接,这种运行方式就是变压器的并列运行。
优点:
(1)提高变压器运行的经济性。
当负荷增加到一台变压器容量不够用时,则可并列投入第二台变压器,而当负荷减少到不需要两台变压器同时供电时,可将一台变压器退出运行。
特别是在农村,季节性用电特点明显,变压器并联运行可根据用电负荷大小来进行投切,这样,可尽量减少变压器本身的损耗,达到经济运行的目的。
(2)提高供电可靠性。
当并列运行的变压器中有一台损坏时,只要迅速将之从电网中切除,另一台或两台变压器仍可正常供电;检修某台变压器时,也不影响其它变压器正常运行从而减少了故障和检修时的停电范围和次数,提高供电可靠性。
(2)节约电能,实现节电增效。
比如4000kVA和3150kVA两台并列运行的变压器。
经过对两台变压器运行情况进行计算,并列运行一年后,节约电能10.2万Kwh,节电效果非常明显,降低了资金投入。
分列运行:
分列运行是指两台变压器一次母线并列运行,二次母线用联络断路器联络。
正常运行时,联络断路是分断的,这时变压器通过各自的二次母线供给各自的负荷。
这种运行方式的特点是在故障状态下的短路电流小。
3.2.9变电站出线间隔(必修)
1、间隔:
在电力系统中,每一条线路必须有相应的断路器、隔离开关、电流互感器和电压互感器。
这些电气元件都必须按设计要求排列,在一定的地面区域安装、编号,把这个区域形象地称为电气间隔。
有几条出线,就必须有几个间隔,在同一电压等级线路,每个间隔除设备编号不同,其它如设备类型、排列方式,几乎都相同。
2、出线间隔的意义:
出线间隔,中、低压侧出线间隔及利用情况反映供电能力和供电潜力,备用数多潜力大,反之,供电潜力小;高压侧出线情况则反映电源可扩展及转移的能力。
2、剩余出线间隔:
剩余出线间隔=变电站总出线间隔-变电站已出线间隔。
3、剩余出线间隔分析必要性:
剩余出线间隔分析必要性和变电站负载率分析必要性是一样的。
分析内容:
分析变电站的剩余间隔是否合理应该结合变电站的负载率进行分析,如果该变电站负载率合理,剩余间隔为0属于合理范围;如果变电站负载率偏低、剩余间隔数偏少(小于3个),说明该变电站已出线的10kV线路负载率比较低,属于不合理范围,对于这种情况可以可以采取合并间隔的办法,经过增加该变电站10kV出线,提高变电站负载率,使得该变电站尽快满足经济运行负载率;如果变电站负载率偏高、剩余出线间隔偏多,说明该变电站已出线的10kV线路负载率比较高,应该通过新增10kV线路切割已有线路负荷,使得线路负载率处于合理范围。
3.2.10变电站低压母线“N-1”校验(必修)
1、变电站低压母线“N-1”校验:
变电站低压母线“N-1”校验是指在变电站一段低压母线故障或者检修的情况下,对变电站进行的校验。
分析内容:
在变电站低压母线故障的情况下,对高压变电站做“N-1”只考虑中压线路联络线路的转带能力,变电站低压母线“N-1”校验校验的结果将直接反映该地区中压配电网网架能力,可以通过变电站低压母线“N-1”校验结果,看出每个片区的中压配电网网架的转供能力薄弱情况。
更有利于对规划构网的把握。
3.3.高压线路分析(必修)
分析内容:
主要分析高压线路的长度、线型及截面、运行年限及运行情况等具体信息。
长度:
分析供电距离是否合理。
线型及截面:
分析是否满足供电要求,线路截面能够反映负荷的输送能力。
运行年限:
确定高压线路是否满足电网运行安全要求,老化设备对电网运行
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- 关 键 词:
- 内部 培训资料 电网 知识 现状 分析 部分
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