东南大学电气工程学院课程设计——区域电网设计资料文档格式.docx
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1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819
2格为1cm,比例1cm=10km
1.2.各变电所负荷情况
变电所编号
最大负荷(MW)
82
40
66
58
最小负荷(MW)
45
23
42
35
Tmax (小时)
5000
4000
4500
4200
功率因数cosφ
0.85
0.8
0.9
低压侧电压(kV)
对备用要求
60%
50%
80%
对调压要求
逆调压
顺调压
常调压
1.3.发电厂装机
发电厂的发电机组参数如下:
发电厂
发电机型号
额定容量(MW)
台数
备注
A
QFS-50-2
50
10.5kV
B
QFS-25-2
25
6.3kV
1.4.其他情况
(1)各变电所功率因数必须补偿到0.9。
(2)各发电厂装机台数根据情况确定。
二、设计内容
(1)电力系统的功率平衡
(2)网络电压等级和结线方式的选择
(3)发电厂、变电所主结线的选择
(4)潮流计算
(5)调压措施的选择
三、设计成品
(1)设计说明书
(2)发电厂、变电所、电力网电气主结线图
(3)潮流分布图(最大、最小负荷时之潮流分别标出)
第二章设计说明书
一、电力系统功率的初步平衡
1.1.目的
功率平衡是电力系统规划设计可靠性、安全性、经济性的根基。
根据设计任务书的要求,对电力系统的功率初步平衡进行计算,同时仅进行最大负荷与最小负荷的潮流计算,其他情况均在这两种情况之中。
1.2.计算方法
1.2.1有功功率的平衡
(1)用户负荷
n
Py=k1å
Pmax,i
i=1
k1:
同时率取1.0
=1.0´
(82+40+66+58)=246 MW
(2)供电负荷
系统最大消耗功率除负荷外还应计入网损和发电厂的用电。
网损包括输电线路与变压器损耗,一般可按最大输送功率的6%-10%来估计(当有远距离输电时取大值)。
根据发电厂变电站地理位置图判断题设应为近距离输电,网损率取6%。
Pg=
1 P1-K2
k2:
网损率取6%
y
= 1
1-0.06
´
246=261.70 MW
(3)发电负荷
厂用电随电厂类型而定。
水电站的占发电出力的1%以下;
火电厂约占出力的5%-8%;
核电站约占4%-5%。
所给发电机型号为QFS,为汽轮发电机,判断发电厂为火电厂,厂用电应按照占发电出力的5%~8%来计算,当发电厂容量大时取小值,反之取大值。
根据用户负荷的大小,选择7%。
Pf=
1 P1-K3
K3:
厂用电率取7%
g
=261.70=281.40 MW
1-0.07
(4)备用容量
在电力平衡中还应考虑备用容量,通常将备用分为如下四个部分来考虑。
负荷备用:
这是在负荷不断变化时用于调整频率及为满足预测装机与负荷供需平衡之间的误差而考虑的,一般取系统最大负荷的2%-5%,大系统取小值,小系统取大值。
根据题设容量大小取5%。
0.05×
281.40=14.07MW;
事故备用:
这是考虑发电机因事故退出运行时仍能维持对用户供电而考虑。
一般取系统最大符合的10%,并且要求事故备用容量不小于系统中最大发电机的单机容量,由于0.10×
281.40=28.140〈50,现取50MW;
检修备用:
系统检修备用一般取系统最大负荷的8%-15%,且一般参照系统中最大一台机组的容量进行取值,这里取15%,0.15×
281.40=42.21,与50相差不太多,现取
50MW。
国民经济备用:
为满足国民经济超计划增长引起负荷增大而设置的备用。
不在本设计的考虑范围之内。
故三种备用容量之和:
14.07+50+50=114.07MW
(5)装机容量:
考虑备用容量后的系统应有总装机容量:
281.40+114.07=395.47MW实际装机容量可取A发电厂6×
50MW,B发电厂4×
25MW的方案:
6×
50+4×
25=400MW
系统备用容量:
400-281.40=118.60MW
备用率:
118.60÷
281.40=0.42
因此,确定A发电厂采用6×
50MW的方案,B发电厂采用4×
25MW的方案。
额定功率因数
额定电压(KV)
0.80
10.5
6.3
1.2.2无功功率的平衡:
题设区域电力网为
220kv以下,此类电网无功电源的安装总容量QG应大于电网的最大自然无功负荷QD,一般
取1.15倍。
而最大无功负荷QD与其电网最大有功负荷PD之间存在一定的比例关系,它们的关系式为:
QG=1.15QD;
QD=𝐾
𝑃
D
K—电网最大自然无功负荷系数。
K值与电网结构、变压级数、负荷特性等因素有关,查表取1.1。
电网最大有功负荷PD为本网发电机有功功率与主网和邻网输入的有功功率代数和的最大值。
QD=246´
1.1=270.6Mvar;
QG
=270.6´
1.15=311.19Mvar
系统的无功平衡:
∑𝑄
𝐺
=∑𝑄
𝐿
+∑∆𝑄
L+∑∆𝑄
𝑇
——无功负荷总和;
∑∆𝑄
——电力网线路的无功损耗之和;
——电网中所有变压器无功损耗之和。
负荷功率因数一般只有0.6~0.9,系统中无功损耗又大,当要求发电机在额定功率因数条件下运行时,必须在负荷处配置一些无功补偿装置,使功率因数得以提高。
由于设计资料只给出了各变电所的功率因数,要求各变电所的功率因数必须补偿到0.9。
无功备用容量一般取最大无功功率负荷的7%~8%。
这里取7%。
QR=7%´
å
QG=21.7833MVar
发电厂A:
QFS-50-2型双水内冷汽轮发电机,功率因数为0.80,则电机发出无功功率
为:
QG1
=50´
tancos-10.80=37.5MVar
QG2
发电厂B:
QFS-50-2双水内冷汽轮发电机,功率因数为0.8,则电机发出无功功率为:
=25´
tancos-10.80=18.75MVar
无功功率补偿一般采取无功就地补偿的方式,即在各变电所进行无功功率的补偿。
这样可以提高线路的功率因数,减少电压降落,同时也增加了发电厂的功率因数。
给出的四个变电所的功率因数中,变电所4的功率因数为0.9,已经达到要求,只需对变电所
1、变电所2、变电所3实行无功补偿。
电力系统中常用的无功电源包括有:
同步发电机、调相机、电容器及静止无功补偿器、线路充电功率。
计算各变电所承担的无功负荷:
变电所1:
Q1
=82´
tancos-10.85=50.819MVar
变电所2:
Q2
=40´
tancos-10.80=30MVar
变电所3:
Q3
=66´
tancos-10.85=40.903MVar
按功率因数为0.9计算补偿后各变电所提供的无功功率:
Q·
=82´
tancos-10.90=39.714MVar
=40´
tancos-10.90=19.373MVar
=66´
tancos-10.90=31.965MVar
计算各变电所应补偿的无功功率:
DQ=Q-Q·
=11.105MVar
1 1 1
=10.627MVar
2 2 2
=8.938MVar
3 3 3
å
Q·
=Q·
+Q·
=91.052MVar
则补偿后的无功负荷为:
L 1 2 3
电源发出的无功功率为:
=𝑄
1×
6+𝑄
2×
4=300𝑀
𝑉
𝑎
𝑟
减去总损耗后的剩余无功功率为:
‒∆𝑄
‒∑𝑄
'
=114.321𝑀
>
𝑄
𝑅
=7%×
∑𝑄
=21𝑀
经计算,剩余无功功率大于备用无功,因此满足无功平衡。
功率因数补偿到0.9后各变电所的负荷如下:
变电所
最大负荷
最小负荷
#1
82+j39.71
40+j19.37
#2
23+j11.14
#3
66+j31.97
42+j20.34
#4
58+j28.09
35+j16.95
2.1.原则
电力网电压等级的选择应负荷国家规定的标准电压等级,我国现行的电力网额定电压标准为:
3、6、10、35、60、110、220、330、500、750Kv。
此外还有:
220、380V。
在同一地区或同一电力系统内,电网电压等级应尽量简化。
各电压等级线路的送电能力,参见表2-1:
线路额定电压(kV)
输送容量(MW)
输送距离(km)
0.38
<
0.1
0.6
0.1~1.0
3~1
0.1~1.2
15~4
0.2~2.0
20~6
2.0~10.0
50~20
60
5.0~20.0
100~20
线路额定电压(kV)
输送容量
(MW)
110
10.0~50.0
150~50
220
100.0~300.0
300~100
330
200.0~1000.0
600~200
500
800.0~2000.0
1000~400
750
表2-1各电压等级线路合理输送容量及输送距离根据线路长度,选择110kV电压等级。
2.2.结论
初步分析,正常运行时,新建变电所、发电厂之间的线路输送容量不超过85MW/条,送电距离不超过150km,根据资料,确定采用110kV的电压等级较为合理。
3.1.网络接线方案的初步选择
3.1.1原则
主接线的设计必须根据负载、发电厂和变电站的具体情况,全面分析,正确处理好各方面的关系,通过技术经济比较,合理地选择主接线方案。
主接线必须满足可靠性、灵活性、经济性和发展性等四方面的要求。
3.1.2网络接线方案的初步选择:
常用的有备用接线方式包括:
双回放射式、树干式、链式、环式及两端供电网络。
方案一:
0 1 2 3 4 5 6 7 8 910111213141516171819
方案二:
方案三:
方案四:
从供电可靠性、电能质量、检修、运行、操作的灵活性和方便性、线路长短、继电保护及自动装置的复杂程度比较:
上述4种接线,都为双电源,供电可靠性强,但是电能系统必须满足N-1可靠性检验,亦即在全部N条支路中任意开断一条后,系统的各项正常指标均应仍能满足。
环式接线,供电经济、可靠,但运行调度复杂,线路发生故障切除后,由于功率重新分配,可能导致线路过载或电压质量降低,故不考虑A、1#、3#之间有环网接线的方案1;
同时方案三与方案四比较,易看出线路投资方案、线路损耗、运行维护费用、电压损耗均大于方案四。
经以上比较和分析,初步选定方案二和方案四进行进一步比较。
3.2.方案2和方案4技术比较
3.2.1技术比较原则和方法。
原则:
送电线路的导线截面积一般按经济电流密度选择,对于大跨越线一般按长期载流量选择。
导线必须符合国家颁布的产品标准。
方法:
先按经济电路密度选择导线标称截面积,然后作机械强度、电晕发热、电压损耗等技术条件的校验。
(1)按照经济电流密度选择导线截面积
由于Tmax已在条件中给出。
根据Tmax查表可知经济电流密度。
在选择截面积之前,应根据负荷预测和电力网规划进行潮流计算,找出该线路在正常运行方式下的最大持续输送功率。
其导线的经济截面积公式可按下式计算:
(𝑃
2+𝑄
2)𝑚
𝑥
3𝐽
𝑈
𝑁
𝑆
𝐽
=
式中,(𝑃
2+𝑄
——正常运行方式下的线路最大持续视在功率,kVA;
——线路额定电网,kV;
——经济电流密度,A/mm2。
根据计算结果,选择接近的标称截面积导线。
(2)初步潮流计算
进行初步潮流计算,假设网络为均一网络,即各线路的单位阻抗相等;
各负荷都工作在额定电压;
忽略线路上的功率损耗。
计算最大负荷时各变电所的功率,各变电所的功率因数采取补偿后的0.9:
方案二
SA1=𝑆
1=82+j39.71;
SA3=𝑆
3=66+j31.97;
𝐴
= 𝐿
𝐵
2+𝐿
×
𝑆
=15.9+𝑗
7.67
;
4+𝐿
=21.7+𝑗
10.49
= 𝐿
×
=24.1+𝑗
11.7
=36.3+𝑗
17.6
=𝑆
1+𝑆
3+𝑆
2+𝑆
4=185.6+𝑗
89.84;
4=60.4+𝑗
29.3;
所以A发电厂须发电容量𝑆
=206.20𝑀
,B发电厂须发电容量𝑆
=67.13𝑀
。
同理可得:
SA1=82+j39.71;
SA2=15.9+𝑗
7.67;
SA3=66+j31.97;
S𝐵
2=24.1+j11.7;
4=58+j28.09;
∴SA=163.9+j79.35;
=82.1+j39.79;
A发电厂须发电容量𝑆
=182.10𝑀
B发电厂须发电容量𝑆
=91.23𝑀
(3)经济电流密度
图3-1导线经济电流密度
1―导线为LJ线,10kV及以下导线;
2―导线为LGJ型,10kV及以下导线;
3―导线为LGJ、LGJQ型,35~220kV导线
钢芯铝绞线具有结构简单、架设与维护方便、线路造价低、传输容量大、又利于跨越江河和山谷等特殊地理条件的敷设、具有良好的导电性能和足够的机械强度、抗拉强度大、塔杆距离可放大等特点,广泛应用于各种电压等级的架空输配电线路中,因此选择钢芯铝绞线。
A1:
𝑚
=5000,根据经济电流密度表计算可得𝐽
=1.10𝐴
𝑚
SJA1=
1000=217.36mm2
1822+39.712
23×
110×
J
双回线路 选用导线LGJ-240/40
A2:
=4000,根据经济电流密度表计算可得𝐽
=1.28𝐴
SJA2=
1000=72.39mm2
15.92+7.672
3×
双回线路 选用导线LGJ-70/40
A3:
=4500,根据经济电流密度表计算可得𝐽
=1.19𝐴
1662+31.972
SJA3=
1000=
161.73
mm2
选用导线LGJ-185/30
A4:
=4200,根据经济电流密度表计算可得𝐽
=1.24𝐴
SJA4=
1000=101.97mm2
21.72+10.462
选用导线LGJ-120/25
B2:
SJB2=
1000=109.85mm2
24.12+11.72
B4:
SJB4=
1000=170.76mm2
36.32+17.62
考虑到若故障断开一侧电源供电时,只由单电源供电,可能会需要更高的电流流过。
这里考虑用单电源供电时,线路截面积为:
A1:
434.72mm2,A3:
323.46mm2。
考虑到LGJ-500型号导线等一般不用于110kV电压等级输电,故采用双回线线路以减小截面积。
根据导线型号查表“6~110kV送电线路的电阻电抗值”得各段导线的电阻电抗值,考虑到导线的长度不等于两端点的直线长度,所以各导线的长度都乘以1.1的系数(注:
A1、A3为双回线路):
选用线的截面积:
段别
A1
A3
B2
A2
B4
A4
型号LGJ
240/40
185/30
120/25
70/40
180/30
r1(Ω/Km)
0.131
0.170
0.263
0.332
x1(Ω/Km)
0.401
0.410
0.421
0.429
长度(Km)
39.661
31.113
47.313
27.5
46.992
Z(Ω)
1.299+j3.
976
1.686+j4.
065
8.183+j13
.099
15.708+j20.
297
4.675+j11
.275
12.359+j19.
784
,
=5000,𝐽
2
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