地方电力网规划设计课程设计报告书Word文档格式.docx
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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,且不致使其他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,各变电站可以设计两台主变压器。
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1.05,l为线路地理距离长度,则:
L1=1.05*∑1
L1=1.05*(20.8+28.0+16.8+32.8)=103.32(KM);
L1=1.05*(20.8+39.2+32.8)=97.44(KM);
L1=1.05*(20.8+39.2+16.8+32.8)=115.08(KM);
L1=1.05*(20.8+28.0+39.2+32.8)=126.84(KM);
L1=1.05*(20.8+32.8+16.8)=73.92(KM);
2、线路总长度(L2):
路径弯曲系数取1.05,1为线路长度(双回线路乘2),则L2=1.05*∑1
L2=1.05*(20.8+28.0+16.8+32.8)=103.32(KM);
L2=1.05*(20.8+39.2+32.8)=97.44(KM);
L2=1.05*(20.8+39.2+16.8+32.8)=115.08(KM);
L2=1.05*(20.8+28.0+39.2+32.8×
2)=161.28(KM);
L2=1.05*(20.8+32.8×
2+16.8×
2)=126.00(KM);
3、总负荷矩(∑P1):
总负荷矩是线路上通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=98.4L1=77.6L2=49.6L3=32.8
P=PA1=(10×
97.6+25×
49.6+18×
32.8)/98.4=26.5
P12=PA1-P1=16.5P23=P12-P2=-8.5P34=P23-P3=-26.5
总负荷矩:
∑PL=26.5×
20.8+16.5×
28.0+8.5×
16.8+26.5×
32.8=2025.2
(2)方案二:
见图3-7abc
∑PL=10×
20.8+25×
39.2+18×
32.8=1778.4
(3)方案三:
见图3-8ab
∑AA`=88.8L2=16.8+32.8=49.6L3=32.8
P=PA2=(25×
32.8)/88.8=20.6
P23=PA2-P2=20.6-25=-4.4P3A`=P23-P3=-4.4-18=-22.4
20.8+20.6×
39.2+4.4×
16.8+22.4×
32.8=1824.16
(4)方案四,见图3-9ab
∑AA`=20.8+28.0+39.2=88kmL1=28+39.2=67.2kmL2=39.2kmPA1=(10×
67.2+25×
39.2)/88=18.8kmP12=PA1-10=18.8-10=8.8kmP2A`=P12-25=-16.2km
∑PL=18.8×
20.8+8.8×
28.0+16.2×
32.8=1862.88
(5)方案五,见图3-10ab
PA3=18+25=43
P32=25
总负荷矩∑PL=10×
20.8+43×
32.8+25×
16.8=2038.4
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电压级主接线说明可以统计出总高压开关数(∑K)。
计算如下:
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
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
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
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
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
103.32
2025.2
17
指标相对较差
方案二
97.44
1778.4
12
各项指标相对较好
方案三
115.08
1824.16
19
指标相对较优
方案四
126.84
161.28
1862.88
22
指标较差,淘汰
方案五
73.92
126.00
2038.4
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
8+J6发电厂A:
59.2+J44.4
(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
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。
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
对图4-2(a):
对图4-2(b):
S3A`=S23–(18+J11)=–4.4–J3.9–18–J11=–22.4–J14.9
对图4-2(c):
S23=SA2–(25+J18)=20.6+J14.1–25–J18=–4.4–J3.9
SA2=[(25+J18)*L2A`+(18+J11)*L3A`]/LAA`=20.6+J14.1
(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/(1.732U*Cos*J)=1000|SS|/(1.732U*J)=14.35*|SS|
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,1.15A/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:
a.110kv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:
16.6MVALGJ-95:
20.1MVALGJ-120:
23.0MVA
LGJ-150:
26.9MVALGJ-185:
31.2MVALGJ-240:
36.9MVA
本地方网各35kv架空线路导线的几何均距为4.5m,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)。
各输电线路导线截面积、参数及其校验如下:
LA1:
S=14.35*12.21=175.2,选择导线:
LGJ-185
截面积大于78mm2;
每回线路负荷12.21MVA小于该型导线持续容许负荷98.0MVA
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=0.17+J0.402,故:
R+Jx=(r0+jx0)*175.2=305+J8.4
LA2:
S=14.35*30.81=442.1,选择LGJ-500
其线路负荷30.81MVA小于该型导线持续容许负荷170.0MVA
参数:
r0+jx0=0.1+J0.350,故:
R+jX=(r0+jx0)*442.1=3.9+J13.7
LA3:
S=14.35*21.1=302.8,选择LGJ-400
截面积大于78mm2:
线路负荷21.1MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA
r0+jx0=0.08+J0.360,故:
R+jX=(r0+jx0)*302.8=2.6+J11.8
各输电线路导线截面积、参数及其校验如下
:
S=14.35*25.0=358.2,选择LGJ-400
其线路负荷25.0MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA
r0+jx0=0.08+J0.360,故R+jX=(r0+jx0)*39.2=3.1+J14.1
L23:
S=14.35*5.9=84.4,选择LGJ-95
其线路负荷5.9MVA小于该型导线持续容许负荷63.3MVA
r0+jx0=0.33+J0.422,故R+jX=(r0+jx0)*16.8=5.5+J7.1
L3A`:
S=14.35*27.0=386.1,选择LGJ-400
其线路负荷27.0MVA小于该型导线持续容许负荷161.0MVA
r0+jx0=0.08+J0.360,故R+jX=(r0+jx0)*32.8=2.6+J11.8
(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*
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%。
贝图4-1
对图4-1(a):
△SA1=(102+72)(3.5+j8.4)/1102=0.04+j0.10
对图4-1(b):
△SA2=(252+182)(3.9+j13.7)/1102=0.31+j0.29
对图4-3(c):
L3A:
△S3A=(182+112)(2.6+j11.8)/1102=0.10+j0.43
计算电压损耗。
UA=38kv
△UA1=(0.04×
3.5+0.1×
8.4)/115=0.01U1=115-0.01=114.99
△U1A2=(0.31×
3.9+0.29×
13.7)/115=0.02U2=115-0.02=114.98
△U1A3=(0.10×
2.6+0.43×
11.8)/115=0.05U2=115-0.05=114.95发电厂到全网电压最低点变电站2的电压损压耗为:
(115-114.95)/115<
10%,符合要求。
见图4-2
∑Z=3.5+j8.4+5.5+j7.1+2.6+j11.8=11.6+j27.3
∑2A`=5.5+j7.1+2.6+j11.8=8.1+j18.9
∑3A`=2.6+j11.8
SA2=[(25+j18)(8.1+j18.9)+(18+j11)(2.6+j11.8)]/11.6+j27.3
=(-220.7+j859.3)/11.6+j27.3=23.8+j18.2
S23=SA2-S2=23.8+j18.2-25-j18=-1.2+j0.2
S3A`=S23-S3=S-1.2+j0.2-18-j11=-19.2-j10.8
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=(1.22+0.22)(5.5+j7.1)/1102S3=(19.22+10.82)(2.6+j11.8)/1102=0.1+j0.5
变电站2原点S23+S3zuo=-1.2+j0.2
变电站2前b点Sb2=25+j18-1.2+j0.2=23.8+j18.2
发电厂SA前端=(23.82+18.22)(3.5+j8.4)/1102=0.3+j0.6
UB=38kv
8.4)/115=0.01U1=115-0.01=114.99
△U1A4=(0.3×
3.5+0.6×
8.4)/115=0.05U2=115-0.05=114.95
△UA23=(1.2×
5.5+0.2×
7.1)/114.95=0.07U3=114.95-0.07=114.88
△U3A`=(19.2×
2.6+10.8×
11.8)/114.88=1.54UA=114.88-1.54=113.54
发电厂到全网压最低点变电站3的电压损耗为:
(115-113.34)/115=1.4%,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(MW.h)
△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:
Tmax.1=∑Pi*Tmax.i/∑Pi(h)[3]P100表3-1
Pi、Tmax.i为线路L后的各变电站最大负荷、最大负荷利用小时数。
LA1:
Tmax.1==5000cos.1=0.80查表:
ι=3600△A=0.04×
3600=144
Tmax.1=5800cos.1=0.80查表:
ι=4600△A=0.31×
4600=1426
LA3:
Tmax.1=3500cos.1=0.85查表:
ι=2150△A=0.43×
2150=924.8
∑△A=144+1426+924.8=2494.8(MW.h)=2494.8(万度)
Tmax.1=5800cos.1=0.85查表:
ι=4500△A=0.2×
4500=900
Tmax.1=5000cos.1=0.80查表:
Tmax.1=3500cos.1=0.90查表:
ι=2000△A=0.3×
2000=600
Tmax.1=2300cos.1=1.00查表:
ι=950△A=0.9×
950=855
∑△A=144+900+855+600=2499(MW.h)=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:
130.0万元/公里LGJ—2*240:
56.7万元/公里
LGJ—400:
41.8万元/公里LGJ—95:
23.7万元/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14.5万元。
两方案不同部分总投资费用为:
K=K1+Ks(万元)
线路投资K1=30.0×
20.8+56.7×
39.2+41.8×
32.8=4217.7(万元)
高压断路器投资:
Ks=14.5*12=174(万元)
总投资费用:
K=K1+Ks=4391.7(万元)
20.8+41.8×
39.2+26.7×
16.8+41.8×
32.8=4082.2(万元)
Ks=14.5*19=275.5(万元)
K=K1+Ks=4357.7(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,0.35元/度
一次投资(万元)σ%:
维护折旧费,线路为2.2%,变压器为4.2%。
C=△A*β+K*σ%=2494.8×
0.35+4217.7*2.2%+174×
4.2%=973.1(万元)
C=△A*β+K*σ%=2499×
0.35+4082.2×
2.2%+275.5×
4.2%=976.0(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,方案二比方案三要好点。
但应采用回收年限法继续比较,T=(K2-K4)/(C4-C2)=(4391.7-4357.7)/(9
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