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毕业设计参考资料
毕业设计(论文)说明书
学校:
重庆电力教育培训中心
专业班级:
电高1061班
学生姓名:
李源
指导教师:
任小川
2013年月日
第一章电力电量平衡
第一节电力平衡
§1-1负荷的确定
§1-2系统备用容量及发电厂装机容量的确定
§1-3电力平衡
第二节电量平衡
第三节无功电力平衡
第四节确定系统运行的方式
§4-1确定运行方式原则
§4-2运行方式的确定
第二章电力电网建设方案
第一节电网规划计划的基本要求
第二节网络供电等级的确定
第三节网络供电区域划分
第四节网络的建设方案
§4-1分区拟定接线方案并初比
§4-2方案的详细比较
§4-3网络方案分析
第三章电气主接线的选择
第一节发电厂电气主接线选择
§1-1选择原则
§1-2主接线选择
第二节变电所电气主接线选择
§2-1选择原则
§2-2主接线选择
第三节主变压器的选择
§3-1选择原则
§3-2主变压器的选择
第四章网络的电气计算
第一节网络的潮流计算
§1-1线路参数及运算负荷、运算功率的计算
§1-2网络的潮流计算
第二节网络的调压计算
§2-1调压原则和调压要求
§2-2变电站调压计算
§2-3发电厂调压计算
第五章方案评价和分析
附:
一、系统接线图(一号图纸)一份
二、潮流计算图及地理结接图(一号图纸)一份
第一章电力电量平衡
第一节电力平衡
设计部门的电力平衡就是有功功率平衡,其目的是根据电力负荷发展的需要及系统中现有的发电厂可能供电的能力进行初步电力平衡,先求出系统必需的容量,并与所给电厂可供的装机容量相比较,最终确定出设计水文年内系统的发电机设备的总装机容量。
§1-1负荷的确定
1、系统最大综合负荷P
ymax:
由于各电力用户的最大负荷一般不在同一时刻出现,因此系统最大综合负荷不是各用户最大负荷的直接相加,而是:
Pymax=KΣPzd=0.95×(26+28+35+30+36+32+35)=0.95×222=210.9MW
式中:
K-负荷有功同时率,一般在0.85-1.0之间,现取值0.95;
ΣP
zd-为各变电所及地方负荷冬季最大负荷之和。
2、系统最大供电负荷Pgmax:
系统供电负荷是指系统综合最大负荷加电网损耗:
式中:
KL-网损率,即电力网有功损失包括线路损失和变压器损失,表示同一时间内,电力网损占供电量之比,以百分数表示,一般为5~10%,这里取Xws=5%。
3、系统最大发电负荷Pfmax:
系统发电负荷是指发电机发出的功率,它等于系统供电负荷加厂用电。
式中:
-厂用电率,即厂用电负荷占本厂发电负荷的百分数,一般火电厂为8~10%,此系统取值为9%。
§1-2系统备用容量及发电厂装机容量的确定
确定设备备用容量的目的是为了维持电力系统正常及可靠地连续运转,电力系统中必须设置适量的备用容量,它包括负荷备用、事故备用、检修备用。
1、负荷备用容量Pfb
是指能够立即带负荷的旋转备用容量,以平衡负荷瞬间波动与发电机负荷的差值。
其容量大小应根据电力系统容量的大小,以及系统内电力用户的组成情况来确定,一般在规划设计中,负荷备用容量取系统最大发电负荷的3-5%,本系统中取值为4%。
Pfb=4%×Pfmax=0.04×242.45=9.69MW
2、事故备用容量Psb
为了在电力系统中发电设备发生偶然事故时,能保证向系统提供正常供电,系统中必须设置事故备用。
其容量大小与系统容量、发电机机组台数、单机容量、系统中各类电厂的比重、系统供电可靠性的要求等有关,在规划设计中,系统的事故备用容量一般取最大发电负荷的10%,但不得小于系统最大单机容量。
Psb=10%×Pfmax=0.1×242.45=24.24MW<50MW(最大单机容量)
∴取Psb=50MW
3、检修备用
为了使系统中所有机组能按周期性的停机检修(即大修),大修一般是在负荷的季节性低落时所空出的容量来进行,只有当季节性低落所空出的容量不足以保证全部机组周期性检修时,才需设置检修备用。
火电机组检修周期一般按一年半考虑,机组停机检修时间一般为30天。
4、确定发电机装机容量:
系统需要发电设备容量P需由满足系统最大负荷需要的发电容量和备用容量两部组成。
P需=Pf+Pb=242.45+9.25+50=301.7MW
又由于功率平衡,有P装机≥P需,可知P装机=150MW
故两发电厂的装机容量:
即A厂:
2×50MWcosφN=0.85
B厂:
2×25MWcosφN=0.85
§1-3电力平衡
有功电力平衡表见下表(单位:
MW):
序号
项目
设计年
1
系统最大发电负荷Pfmax
242.45
2
系统需要备用容量Pb
59.27
其中:
1)负荷备用Pfb
9.27
2)事故备用Psb
50
3)检修备用
0
3
系统需要容量
290.42
4
系统装机容量
150
其中:
A厂
2×50
B厂
2×25
5
系统实际备用容量(4-1)系统性系统
68.7
6
备用率(5/1)
0.29
第二节电量平衡
系统需要年最大发电量:
W=Pfmax×Tmax
=242.45×4200=MWh
其中:
Tmax-最大负荷利用小时,由已知=4200h
∴机组年利用小时数:
显然,满足3000h<T<7000h,故电量平衡。
第三节无功电力平衡
无功平衡主要是解决发、供电的无功相对平衡问题,它对于系统电压的质量、故障时无功损耗增加有决定性的作用。
1、系统无功最大综合负荷Qymax
Qymax=KΣQymax=KΣPymax·tg(cos-1φ)=1.0×222×tg(cos-10.9)=107.519MVar
式中:
K-无功同时率,取值为1.0。
2、系统无功最大供电负荷Qgmax:
由于线路无功损耗和对地电容相抵消,所以只考虑变压器的无功损耗Smax,而Smax=
=
Qgmax=Qzmax+ΔQ网损
=
式中:
网损率-无功网损率取20%。
3、系统无功最大负荷Qfmax
Qfmax=Qgmax+Q厂用=Qgmax+K厂用Pf×tgφ
=158.27+0.08×231.3×tg(cos-10.9)=167.23MVar
式中:
K厂用-厂用电率取值为9%。
4、系统无功备用容量:
(7~8%无功负荷)
Q备=8%Qfmax=0.09×167.84=15.1MVar
5、系统需要的无功容量:
Q需=Qf+Q备=167.84+15.1=182.94MVar
6、系统无功电源
Q电源=P装机×tgφN=350×tg(cos-10.8)=262.5MVar
可见有:
Q电源>Q需,说明无功功率平衡,不需加补偿。
7、无功电力平衡表:
单位:
MVar
序号
项目
设计年
1
系统无功最大综合负荷Qymax
107.51
2
系统无功最大供电负荷Qgmax
157.28
3
系统无功最大负荷Qfmax
167.84
4
无功备用容量
15.1
5
系统需要的无功Q需
182.94
6
无功电源Q电源
262.5
7
需补偿的无功
0
第四节确定系统运行的方式
§4-1确定运行方式原则
确定运行方式是电网规划设计中的一项重要工作。
确定了各发电厂的发电出力(即运行方式),从而也就确定了电网潮流分布、制定电网发展方案、选择送电线路导线截面及各种电气设备、计算电力网的电压调整及进行系统的无功平衡。
运行方式确定正确与否,对保证今后系统安全和经济运行有很大关系。
确定运行方式总的原则是贯彻安全、经济发供电的方针。
具体要求:
①总的发电出力要满足系统负荷的要求。
各地区电厂的发电出力要满足当地保安负荷的要求。
还应预留适当的热备用容量。
②最充分利用热电厂按热负荷运行的强制出力及发电量。
③满足各机组最小出力的要求。
④注意火电厂的经济运行节约燃料。
⑤注意主干线的潮流分布,尽可能减少主干线潮流的变化。
§4-2运行方式的确定
1、
计算出各变电所及地方负荷的冬季最大、夏季最大、夏季最小负荷。
根据公式:
最小负荷率β=
,其中β=0.62
变电所1:
各变电所及地方负荷负荷表如下:
站
负荷
B
1
2
3
4
5
6
合计
P冬max
26
28
35
30
36
32
35
222
P夏max
25.16
27.09
33.87
29.03
34.83
30.96
33.97
224.2
P夏min
60%
2、根据变电站的地理位置及负荷分配,把该系统分为三个区,如下图:
3、冬季最大负荷时计算如下:
∵Pfmax=242.45MW平均出力为
由此冬季最大负荷时不用停机,为了经济发供电,避免远距离输送电,A厂:
按出力为80%,即150×80%=120MW
⑴.B厂送入系统Ⅲ区功率为:
=
又因A厂:
经济出力为242.45-=82.45MW
占:
⑵.A厂送入系统Ⅲ区功率为:
⑶.A、B厂送入系统Ⅲ区总功率为80.86-6.27=74.59MW
⑷.系统Ⅲ区需要的最大负荷为:
则说明冬季功率分布平衡。
⑸.实际备用:
P装机-Pf=350-242.45=107.55MW
备用率:
4、夏季最大负荷和最小负荷同理可得,系统运行方式如下表:
容量及出力
运行方式
电厂
P运行机组
(MW)
P发
(MW)
出力
送入系统3区功率(MW)
实际备用(MW)
备用率(%)
MW
%
冬季最大
A
200
242.45
160
80
76.67
93.7
40.5
B
125
71.3
57.04
-6.27
夏季最小
A
200
143.5
57
57
14.2
59
20
B
125
45
45
10.2
第二章电网建设方案
电力网络建设方案的确定是电力系统规划设计的核心工作,方案的好坏,不仅关系到系统网络投资的多少,而且直接影响投入运行后的年运行费用及运行可靠性和灵活性,因此,是一项极为重要的工作。
这部分工作包括网络电压等级的确定、划分供电区域和网络建设方案的确定。
第一节电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损耗,争取做到分期投资。
4、远近结合,以近为主。
5、既要求技术先进,又要求经济合理,提出几个方案,进行技术经济比较,以便选择确定。
第二节网络电压等级的确定
高压网络的电压等级决定系统的绝缘水平,与投资关系密切,根据设计原则,利用手册中的电压等级标准及输送功率与距离来确定该系统的电压等级。
原则:
1、电网电压等级应符合国家的标准电压等级。
2、同一地区,同一电网内,应可能的简化电压等级。
3、各级电压间的级差不宜太小。
4、选择电压,要有利于电网的发展。
根据《电力系统设计手册》的有关规定原则,结合本系统的实际情况,综合考虑。
由于本系统最大输送容量在15-40MW,输送距离在36-120KM以内,由手册可知:
额定电压(KV)输送容量(MW)输送距离(km)
100.2-26-20
11010-5050-150
220100-300100-300
由上表数据选定本系统电压等级为110KV,以满足输送容量及输送路程的要求。
第三节网络供电区域划分
合理地划分电网供电区域,是进行网络建设方案拟定的关键一步,它关系到整个方案的成败,必须慎重。
原则:
做到功率就地平衡,避免远距离输送,尽可能避免或减少电厂间的穿越功率。
对本系统各电厂及变电站所处的地理位置情况进行分析,可把该系统划分为三个供电区域。
其中:
Ⅰ区域:
1,2站由A厂供电;
Ⅱ区域:
3,4站由A,B厂联合供电;
Ⅲ区域:
5,6,站由B厂供电。
第四节网络建设方案
设计电网结构应满足以下要求:
1、电力系统运行的可靠性:
电力网结构应保证用户的供电可靠性;
2、电力系统的灵活性:
电力网络结构应适应各种可能的运行方式;
3、电力系统运行的经济性:
电力网络的连接方式,应考虑电能损耗尽量少,保证年运行费低;
4、电力系统操作安全性:
必须保证所有的运行方式下及进行检修时对运行人员的安全。
§4-1分区拟定接线方案并初比
原则:
1、主接线选择必须考虑电力系统运行的可靠性和稳定性、经济性和便于发展、电力系统操作的安全性和灵活性。
2、避免出现环网套环网及特大型环网。
3、减少不合理的潮流公布。
4、结线简单,清晰。
拟定各区方案,进行初比的指标有:
线路路径长度L,线路长度l,开关台数n,负荷矩ΣPL。
算例:
以A-a方案为例:
1)
初步功率分布:
假定全网为等截面导线,以冬季最大运行方式进行计算,功率分布图如右。
2
20
40
1
A
22
2)路径长度L:
直接距离,决定线路施工,器材运输、检修等费用,并且考虑5%弯曲度。
L=1.05(20+22+40)=86.1KM
3)线路长度l:
直接反映输电线路的投资。
其中:
单回:
l=L;双回:
l=1.75L。
∴l=150.68KM
4)高压开关台数n:
直接反映发电厂、变电站高压配电装置的综合投资。
原则:
(其中:
m-出线回数)
①发电厂:
按出线回数确定,即一回线一台开关n=m
②变电站:
一回线(m=1时):
n=1(单母接线)
二回线(m=2时):
n=3(桥形接线)
三回及以上(m≥3):
n=m+3(双母接线)
七回及以上(m≥7):
n=m+4(双母带旁母接线)
∴n=3+3+2=8台
5)负荷矩ΣPL:
反映有色金属消耗量,功率及电压损耗的大小。
ΣPL=1.05(56.68×22+27.02×40+25.95×20)=2989.1MW.㎞
初比方案及选择如下图。
其中初比推选方案,均综合考虑了技术性的要求。
(注:
根据手册资料,一台开关相当于4KM线路的费用来计算)。
Ⅰ区初比方案:
(图中:
表示单回;表示双回)
项目
方案
编号
初步功率分布
路径长度L(㎞)
线路长度l(㎞)
开关台数(台)
负荷矩
(MW.㎞)
备注
A-a
PA-1=40.98
PA-2=27.02
P1-2=8.98
86.1
150.68
8
2488.61
推选方案
(与b比较,开关少)
A-b
PA-1=32
P1-2=36
65.1
113.93
10
2175.6
推选方案
(与C比较,负荷距较小)
A-c
PA-1=32
PA-2=36
44.1
77.18
12
2242.8
淘汰
(与b比较,负荷距太大)
保留A-a,A-b方案参加详比。
Ⅱ区初比方案:
项目
方案
编号
初步功率分布
路径长度L(㎞)
线路长度l(㎞)
开关台数(台)
负荷矩
(MW.㎞)
备注
B-a
PB-5=37.9
PB-6=30.1
P5-6=4.9
86.1
150.68
8
2275.35
推选方案
(与b比较,开关少)
B-b
PB-5=33
P5-6=35
48.3
84.5
12
2591.4
推选方案
(与C相比较线路较短)
B-c
PB-6=35
PB-5=33
65.1
113.93
10
2223.9
淘汰
(线路长)
留方案B-a,B-c参加详比。
Ⅲ区初比方案:
项目
方案
编号
初步功率分布
路径长度L(㎞)
线路长度l(㎞)
开关台数(台)
负荷矩
(MW.㎞)
备注
C-a
PA-3=8.12
PB-4=22.89
PB-3=29.77
P3-4=6.23
139.65
244.39
14
2500.46
推选方案
(线路短,开关少,但负荷矩大)
C-b
PA-3=8.12
PB-4=32
PB-3=15.48
112.35
196.61
16
2045.06
淘汰
(线路太长)
C-c
PB-4=34.99
PA-3=8.12
P4-3=1.01
91.35
159.86
18
1422.28
推选方案
(线路短,负荷矩小,)
保留方案C-a,C-e参加详比。
§4-2方案的详细比较
方案详比是在初比的基础上,进行更精确的比较,最终确定网络接线。
它包括导线截面积选择、电压损失、功率损失和电能损失,最终投资与年运行费用的综合比较,关系到整个系统的结构形式,是细致的精确计算。
一、导线截面积选择
1、导线选择是根据负荷利用小时数,以输送最大功率按经济电流密度来计算的,本系统Tmax=4200小时,选铝导线,查手册得经济电流密度J=1.15A/mm2。
经济电流密度J与最大负荷利用小时数Tmax的关系见下表:
导线材料
最大负荷利用小时数Tmax(h)
3000以下
3000-5000
5000以上
铝
铜
1.65
3.0
1.15
2.25
0.9
1.75
根据公式
2、按机械强度、电晕、发热条件校验所选导线,由于本系统电压等级为110KV,按机械强度校验时,保证导线截面均不能小于35mm2,按电晕校验时,导线截面均不得小于LGJ-50,事故时导线过载(发热条件)校验,应使输送的最大功率小于线路持续允许负荷。
现以Ⅰ-a方案为例说明:
①选导线:
根据前面的潮流计算可知:
PA-1=40.98MW,PA-2=27.02MW,P1-2=8.98MW
持续允许负荷为116MVA。
②热稳定校验:
按发热条件校验(即事故时导线通过的最大容量)
③按电晕和机械强度校验:
由于选取的导线截面均大于50mm2,所以此项校验合格。
3、参加详比的各个方案的导线截面选择及校验见下表:
区
域
方案图
编号
线路序号
初步功率分布
计算截面mm2
最终选型
导线参数
Ω/Km
持续允许负荷MVA
通过最大容量MVA
备
注
Ⅰ
区
A-a
A-1
40.98
207.82
LGJ-240
0.132+j0.388
116
75.56
合格
A-2
27.02
137
LGJ-185
0.17+j0.395
98
75.56
合格
1-2
8.98
45.54
LGJ-70
0.45+j0.432
52.4
40
合格
A-b
A-1
32
162.28
LGJ-185
0.17+j0.395
98
35.5
合格
1-2
36
182.57
LGJ-185
0.17+j0.395
98
40
合格
区
域
方案图
编号
线路序号
初步功率分布
计算截面mm2
最终选型
导线参数
Ω/Km
持续允许负荷MVA
通过最大容量MVA
备
注
B-a
B—5
37.9
192.2
LGJ-240
0.132+j0.388
116
42.1
合格
B-6
30.1
152.65
LGJ-185
0.17+j0.395
98
33.44
合格
5-6
4.9
24.85
LGJ-95
0.33+j0.416
63.3
5.4
合格
BB-b
B-5
33
167.35
LGJ-185
0.17+j0.395
98
36.67
合格
5-6
35
177.49
LGJ-185
0.17+j0.395
98
38.89
合格
Ⅲ
区
C-a
A-3
8.12
41.18
LGJ-70
0.45+j0.432
52.4
9.02
合格
B-4
22.89
116.08
LGJ-150
0.21+j0.403
63.3
25.43
合格
B-3
29.77
150.98
LGJ-185
0.17+j0.395
98
33.07
合格
3-4
6.23
31.59
LGJ-70
0.45+j0.432
52.4
6.92
合格
C-c
B-4
34.99
177.44
LGJ-185
0.17+j0.395
98
38.88
合格
A-3
8.12
41.18
LGJ-70
0.45+j0.432
52.4
9.02
合格
4-3
1.01
5.12
LGJ-70
0.45+j0.432
52.4
1.12
合格
二、电压损失,功率损失及电能损失计算。
电压损失计算是初步的电气计算,其目的是为了校验方案的技术性能否满足要求,以全网额定电压法进行计算。
电压损失计算公式:
△V=
(±5%要求时:
正常时:
△V正max%≤10%。
故障时:
ΔV故max%≤15%。
)
但故障情况下ΔV一般不允许超过正常情况下5%,若超过5%,但总ΔV≤20%可用有载调压变压器。
功率损失计算公式:
ΔP=
电能损失计算公式:
ΔA=ΣΔP•τ其中τ为最大负荷损耗小时
其中根据
现以A-a方案为例说明,其等值网络图如下图:
A
ZA-1ZA-2
1Z1-22
S1=32+j15.36S2=36+j17.28
根据前面所选截面,计算线路参数:
ZA-1=0.132×22×1.05+j0.388×22×1.05=3.05+j8.96Ω
ZA-2=0.17×40×1.05+j0.395×40×1.05=7.14+j16.59Ω
Z1-2=0.45×20×1.05+j0.432×20×1.05=9.45+j9.07Ω
功率分布计算:
1、电压损失ΔV:
①正常时:
变电站1:
ΔVA-1=
ΔVA-1%=
变电站2:
ΔVA-2=
ΔVA-2%=
②故障时:
变电站1:
当A-1线路故障时,电压损失最大。
ΔV1max=ΔVA-2+ΔV1-2
=
ΔV1max%=
变电站2:
当A-2线路故障时,电压损失最大。
ΔV2max=ΔVA-1+ΔV1-2
=
ΔV2max%=
2、功率损失(ΔP)及电能损失(ΔA):
ΔPA-1=
ΔPA-2=
ΔP1-2=
ΣΔP=ΔPA-1+ΔPA-2+ΔP1-2=0.55+0.49+0.09=1.13MW
∵τ=3300小时
ΔA=ΣΔP•τ=1.13×3300×1000=KW·h
各方案电压损耗和电能损失计算结果见下表:
区
域
方案图
方案编号
变电所编号
正常时
故障时
调压要求
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- 毕业设计 参考资料