课程设计（论文）电网规划课程设计

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1、 CHANGSHA UNIVERSITY OF SCIENCE & TECHNOLOGY 课程设计（论文）题目： 电网规划课程设计学生姓名： 学 号： 200824050421班 级: 电气08-04班专 业： 电气工程及其自动化指导教师： 2011 年 1 月1 设计任务本次电力系统规划设计是根据给定的发电厂、变电所原始资料完成如下设计：1.1 确定供电电压等级；1.2 初步拟定若干待选的电力网接线方案；1.3 发电厂、变电所主变压器选择；1.4 电力网接线方案的技术、经济比较；1.5 输电线路导线截面选择；1.6 调压计算。2 原始资料2.1 发电厂、变电所相对地理位置及距离无穷大系统55

2、7065354555405240552341AS 2.2 发电厂技术参数装机台数、容量：475（MW）额定电压（kV）：10.5KV额定功率因数2.3 负荷数据及有关要求 厂 项 站 目发电厂变电所A1234最大负荷（MW）2530504080最小负荷（MW）1515303050功率因数0.850.90.90.90.9(h)50005000550060006000低压母线电压(kV)1010101010调压要求最大负荷(%)52525255最小负荷(%)02525250各类负荷(%)I类3030353540II类30303030303 课程设计任务说明及注意事项3.1 确定电网供电电压等级应考

3、虑变电所负荷大小、变电所与发电厂的距离。3.2 初步拟定若干待选的电力网接线方案需考虑发电厂、变电所的相对地理位置、距离，变电所负荷的大小、对供电可靠性的要求。3.3 选择发电厂、变电所主变压器台数、容量及电气主接线形式应注意：（1）发电厂主变压器至少两台，变电所主变压器一般按两台考虑。（2）发电厂电气主接线可采用有母线接线、单元接线或扩大单元接线；变电所电气主接线一般采用有母线接线或桥形接线。（3）选择发电厂主变压器容量时，应注意：发电厂低压母线负荷直接从发电机出口供电（没有经过主变压器），具体按如下方式考虑： 若采用单元接线、且没有发电机电压负荷，主变压器容量只需与发电机容量配套； 若采用

4、单元接线、但有发电机电压负荷，主变压器容量应满足：扣除机端最小负荷、厂用电后，保证将全部剩余功率送入系统； 若采用有母线接线，当机端母线上最大一台发电机故障或检修时，主变压器应能从系统倒送功率保证机端负荷的需要； 若发电机端母线上接有多台主变压器，当其中容量最大一台主变压器因故退出运行时，其它主变压器应在允许的过负荷范围内保证输送全部剩余功率的70以上。（4）变电所主变压器容量按容载比等于1.6考虑，即：3.4 电力网接线方案的技术性比较内容包括：供电可靠性、电压质量、运行灵活性、电网将来发展的适应性等，此次课程设计只要求作定性分析。电力网接线方案的经济性比较内容包括：投资、运行维护费、电能损

5、失费。经技术、经济比较后，从各待选方案中选出最佳方案作为推荐方案。在进行电力网接线方案技术、经济比较时，需要进行初步潮流计算。由于此时输电线路导线截面尚未确定，因此，可首先按某一种导线截面计算线路电阻、电抗等参数，然后进行初步潮流计算。3.5选择输电线路导线截面根据初步潮流计算结果，按经济电流密度选择输电线路导线截面，按技术条件(如电晕、机械强度、发热条件等)进行校验。3.6 调压计算对于经过技术、经济性比较后得到的推荐方案，根据调压要求进行调压计算。调压计算方法是：通过选择合适的主变压器分接头，满足10KV调压要求。若通过选择主变压器分接头不能满足调压要求，则应考虑采用有载调压变压器，或采用

6、并联无功补偿装置调压（计算所需要的并联无功补偿容量）。4 附录4.1 架空输电线路导线经济电流密度架空输电线路导线经济电流密度（A / mm2）年最大负荷利用小时数Tmax3000以下300050005000以上铝1.651.150.90铜3.002.251.754.2 规划方案的经济性比较方法本次电网规划课程设计要求按年费用最小法进行规划方案的经济性比较，年费用最小的规划方案为经济性最好的方案。规划方案年费用的计算范围包括：（1）输电线路的投资；（2）输电线路的年运行费用；（3）网络电能损失费。4.2.1 规划方案的年费用计算方法其中：规划方案的年费用折算至基准年（规划水平年）的总投资电力工

7、程经济使用年限（取25年）电力工业投资回收系数（取 0.1）基准年的年运行费用（取投资的5）4.2.2 输电线路的投资指标110KV架空输电线路单位投资指标类 别单位造价指标LGJ40045万元公里LGJ30040万元公里LGJ24032万元公里LGJ18530万元公里LGJ15028万元公里LGJ12025万元公里4.2.3 电能损失费计算方法（1）由潮流计算结果得出全网最大损耗功率；（2）根据附录中给出的年最大负荷利用小时数、负荷功率因数，根据下表查出年最大负荷损耗时间；（3）计算整个电网全年电能损耗（Kwh年）；（4）按电力系统综合成本电价（取0.35元Kwh）计算电能损失费。最大负荷损

8、耗小时与最大负荷利用小时、功率因数之间的关系 0.800.850.900.951.0020001500120010008007002500170015001250110095030002000180016001400125035002350215020001800160040002750260024002200200045003150300029002700250050003600350034003200300055004100400039503750360060004650460045004350420065005250520051005000485070005950590058005700

9、56007500665066006550650064008000740073507250电网规划设计一电网电压等级确定与初步电力网方案的确定1.电网接线初步方案的选择与供电电压等级的确定的原理和要求： 1）确定供电电压等级确定电网供电电压等级的主要依据是考虑变电所负荷的大小、变电所与发电厂的距离。 2）初步拟定若干待选的电力网接线方案计算最大负荷下各个发电厂和变电站的节点功率。电网接线初步方案的拟定的主要依据是根据负荷对供电可靠性的要求以及发电厂、变电所之间的相对地理距离。I类负荷应采用双电源供电，以满足任何情况下不得停电的要求；类负荷也应采用双电源或单电源供电，以满足尽可能不停电的要求。二、

10、确定的初步方案 根据根据设计任务书所给电力系统中发电厂、变电站的相对地理位置和对供电可靠性要求，从图表中可以看出负荷的一类负荷所占的比例较多，所以每个方案都保证每个负荷的供电可靠性，额定电压（KV）输送功率（KW）输送距离（KM）3100100013610012004151020020006203520001000020506035003000030100110100005000050150220100000500000100300考虑输送功率在一个较小的区域，输送距离不变，因此可以不采用非常高的电压等级，而根据等压输电于网络损耗及经济技术支持之间的关系以及输送距离和输送容量所采用的合理的电压

11、等级，所以我们选择电压等级为110kv进行初步计算，拟定初步方案如下：方案1方案2：方案3：方案4：方案5： 3.初步方案的功率分布计算 计算最大负荷下各个发电厂和变电站的节点功率。如下表：厂站发电厂A变电所1变电所2变电所3变电所4S-100-j61.9-30-j14.53-50-j24.2-40-j19.36-80-38.724.初步潮流计算的准备工作 对各几点进行编号，变电所1、2、3、4、发电厂A是PQ节点，分别编号为1、2、3、4、5节点，无穷大系统S是平衡节点，编号为6节点。将以上数据分别存入文件DLT.DAT，DJT.DAT，PHJD.DAT。分别根据接线方案，编辑CHLIUXX

12、.DAT文件。 任意选定一种线路，查表得其参数: r1=0.017/Km x1=0.401/Km 设SB=100MW UB=110KV ZB=121方案11. 初步潮流计算 线路1-2: P=17.3957 MW Q=7.0187 Mvar线路1-S: P=47.3957 MW Q=21.5487 Mvar线路2-4: P=32.7951MW Q=17.6313Mvar线路3-A: P=40.0001MW Q=19.3601 Mvar线路4-A: P=57.4154MW Q=36.4899 Mvar线路4-S: P=56.3820MW Q=22.2242 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 8

13、.629357MW系统支路无功功率损耗dq= 20.347510 Mvar线路投资TL=（110+110+40+35+45+65）30=12450万元年运行费用 折旧费：TZ=124505%=622.5万元方案21. 初步潮流计算线路1-2: P=30.0000 MW Q=14.5300 Mvar线路2-3: P=8.6954 MW Q=4.9534 Mvar线路2-4: P=72.1466 MW Q=35.7619 Mvar线路3-4: P=48.8331 MW Q=24.6383 Mvar线路4-A: P=95.2079 MW Q=50.6401 Mvar线路4-S: P=114.5560

14、 MW Q=69.1894 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 19.909830 MW系统支路无功功率损耗dq= 47.006490 Mvar线路投资TL=（80+110+55+70+35+40）30=10500万元 年运行费用 折旧费：TZ=105005%=525万元方案31.初步潮流计算线路1-2: P=032.0731MW Q=16.2661 Mvar线路1-4: P=15.8288 MW Q=9.0387 Mvar线路1-S: P=46.2444 MW Q=21.7573 Mvar线路2-3: P=18.6266 MW Q=9.5846 Mvar线路3-4: P=7.7968 MW

15、Q=3.5191 Mvar线路3-A: P=51.3423 MW Q=26.6347 Mvar线路4-A: P=43.8433 MW Q=23.9651 Mvar线路4-S: P=60.0489 MW Q=27.9412 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 11.508740 MW系统支路无功功率损耗dq= 27.131920 Mvar线路投资TL=（40+55+55+55+70+35+40+65）30=12450万元年运行费用 折旧费：TZ=124505%=622.5万元方案41.初步潮流计算线路1-2: P=5.1080MW Q=1.0631 Mvar线路1-S: P=35.1080 MW

16、 Q=15.5931 Mvar线路2-3: P=20.3575 MW Q=11.8157 Mvar线路2-4: P=24.5484 MW Q=11.3539Mvar线路3-A: P=60.9259 MW Q=32.5268 Mvar线路4-A: P=35.9659 MW Q=22.1395 Mvar线路4-S: P=69.0650 MW Q=29.0794 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 12.105762系统支路无功功率损耗dq= 27.825930线路投资TL=（55+55+552+40+652+352）30=13800万元年运行费用 折旧费：TZ=138005%=690万元方案51.

17、初步潮流计算线路1-2: P=17.9176 MW Q=8.0815 Mvar线路1-S: P=47.9177 MW Q=22.6115 Mvar线路2-4: P=32.2932 MW Q=16.6160 Mvar线路3-4: P=5.2557 MW Q=4.2967 Mvar线路3-5: P=45.2559 MW Q=23.6566 Mvar线路4-5: P=50.0789 MW Q=27.2944 Mvar线路4-S: P=57.9585 MW Q=26.1019 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 11.088730 MWE系统支路无功功率损耗dq= 26.138970 Mvar线路投资

18、TL=（40+55+55+55+45+35+65）30=10500万元年运行费用 折旧费：TZ=105005%=525万元二各个接线方案经济和技术参数的比较 1.比较依据： 1）供电可靠性 2）电能质量 3）运行维护的方便性 4）线路投资小（年费用） 5）线路的电能损失费小2.规划方案的年费用计算 其中：NF规划方案的年费用Z折算至基准年（规划水平年）的总投资N电力工程经济使用年（取25年）电力工业投资回收系数（取0.1）U基准年的年运行费用（去投资的5%）3.电能损失费计算 其中：由潮流计算结果得出的全网最大损耗功率根据给出的年最大负荷利用小时数，负荷功率因数查表得年最大负荷损耗时间。求得各

19、个接线方案的年费用和电能损失费如下：项目供电可靠性L线路投资年费用（万元）Pmax（MW）W电能损失费（万元）方案一好415677.368.6291193方案二较好350571.219.9092751方案三一般415677.3611.5091590方案四一般460750.8112.1061674方案五较好350571.211.0891533通过对方案的技术性、经济性比较，方案一和方案五投资、功率损耗较其它的方案优，所以选择这两个方案作为初步方案。方案一：精确计算线路1-2: P= 12.7176 MW Q= 5.1747 Mvar线路1-S: P= 42.7176 MW Q= 19.7047

20、Mvar线路2-4: P= 37.4256 MW Q= 19.3634 Mvar线路3-A: P= 39.9999 MW Q= 19.3599 Mvar线路4-A: P= 58.6997 MW Q= 39.5317 Mvar线路4-S: P= 59.6261 MW Q= 20.6775 Mvar系统支路有功功率损耗dp= 4.583714 MW系统支路无功功率损耗dq= 10.775620 Mvar计算导线电流j=0.9A/mm2I(1-2)=99A S(1-2)=110 选LGJ-120 R+jX=9.172+j21.659I(1-S)=272.7A S(1-S)=303 选LGJ-300

21、R+jX=6.812+j16.093I(2-4)=195.3A S(2-4)=217 选LGJ-240 R+jX=5.893+j13.915I(3-A)=233.1A S(3-A)=259 选LGJ-300 R+jX=2.868+j6.776I(4-A)=356.4A S(4-A)=396 选LGJ-400 R+jX=2.166+j5.082I(4-S)=317.7A S(4-S)=353 选LGJ-400 R+jX=3.146+j7.381精确电压损失计算线路(1-2)： =1.83% 线路(1-S)： =5.11%线路(2-4)： =4.2%线路(3-A)： =2%线路(4-A)： =2.

22、67%线路(4-S)： =2.8%线路1-2: = 0.1429MW = 0.3374 Mvar线路1-S: = 1.2459MW = 2.9434 Mvar线路2-4: = 0.8648MW = 2.0420 Mvar线路3-A: = 0.4681MW = 1.1059Mvar线路4-A: = 0.8965MW = 2.1035 Mvar线路4-S: = 1.0355MW = 2.4295Mvar方案五：精确潮流计算线路1-2: P= 12.855MW Q= 5.6365 Mvar线路1-S: P=42.8550MW Q=20.1665 Mvar线路2-4: P=37.2949MW Q=18

23、.9175 Mvar线路3-4: P=03.9284MW Q= 3.8520 Mvar线路3-A: P=43.9284MW Q=23.2121 Mvar线路4-A: P=53.1857MW Q=32.0041 Mvar线路4-S: P=61.1045MW Q=23.9621 Mvar 系统支路有功功率损耗dp= 6.304904MW 系统支路无功功率损耗dq= 14.7919Mvar j=0.9A/mm2I(1-2)=102.6 S(1-2)=114 LGJ-120 R+jX=9.172+j21.659I(1-6)=278.1 S(1-6)=309 LGJ-300 R+jX=6.812+j16

24、.093I(2-4)=190.8 S(2-4)=212 LGJ-240 R+jX=5.893+j13.915I(3-4)=36 S(3-4)=40 LGJ-120 R+jX=14.399+j33.88I(3-5)=268.2 S(3-5)=298 LGJ-300 R+jX=5.808+j13.552I(4-5)=242.1 S(4-5)=269 LGJ-300 R+jX=5.808+j13.552I(4-6)=367.2 S(4-6)=408 LGJ-400 R+jX=3.146+j7.381精确电压计算：线路1-2: =1.97%线路1-S: =5.21%线路2-4: =4.14%线路3-4

25、: =1.49%线路3-A: =4.61%线路4-A: =6.11%线路4-S: =3.04%线路1-2: = 0.1429MW = 0.3527Mvar线路1-S: =1.2629MW =2.9835 Mvar线路2-4: =0.8517MW =2.0111 Mvar线路3-4: =0.0360 MW = 0.0848 Mvar线路3-A: =1.1849MW =2.7647 Mvar线路4-A: =1.8494MW =4.3153 Mvar线路4-S: =1.1201MW =2.2678 Mvar求得各个接线方案的年费用和电能损失费如下：项目供电可靠性L线路投资年费用（万元）Pmax（MW

26、）W电能损失费（万元）方案一好415610.914.58633.6方案五较好350679.466.30871.6综上所述：从输电线路投资和年运行费用再加上网络电能损失费用的综合考虑，方案六的年费用和电能损耗费之和小于方案六的年费用和电能损耗费之和，故采用方案六作为最终的推荐方案。三 主变压器的选择1发电厂、变电所主变压器接线方式的选择 发电厂的主接线有三个基本要求，分别是可靠、灵活和经济性。有两种基本地接线形式，包括有汇流母线的接线方式和无汇流母线的接线方式，或者又包括单母线接线和双母线接线，后者包括桥型接线和单元接线。 当每段母线的发电机容量或负载为24MW及以上时，一般采用双母线分段接线，

27、应用双母线提高了工作的可靠性和灵活性，具体有以下优点：（1）检修母线时可以不使用户和电源停止工作，工作母线和备用母线可以轮流检修。（2）母线故障时，可以迅速从故障母线切换到另一母线，大大减少了停电时间，（3）检修母线隔离开关时只需将其所属的回路停止供电，（4）可以应用母线联络断电器代替任一回路中的断电器。 在满足供电可靠性的前提下，方案1和方案5的发电机A低压侧都采用母线接线方式，高压侧都采用母线接线方式，变电所1、2、3、4高压侧都采用母线接线方式，低压侧都采用母线接线方式。 方案一的接线图电气总接线图为：2.发电厂、变电站变压器容量的选择 1）发电厂主变压器容量的选择容量选择原则 当发电机

28、全部投入运行时，在满足发电机电压供电的最小负荷的情况下，并扣除厂用负荷后，变压器应将剩余的功率送入系统，即 （n电厂主变台数）当接在机端母线上最大一台发电机故障或检修时，主变压器应能从系统倒送功率保证机端最大负荷的需要，即 （m为发电机的台数） 当容量最大的一台主变压器因故退出运行时,其它主变压器应能保证输 送最大剩余功率的70%以上，即 *取上述三者中最大者*2）发电厂A、B变压器容量计算 A发电厂变压器（n=m=2）： 第三个条件只在多台（大于2台）变压器时才予以考虑，故忽略。可知A发电厂的单台主变压器容量 3）变电所主变压器容量的选择 容量选择原则：变电所主变压器容量按容载比等于1.6考

29、虑，即 4）变电所1、2变压器容量计算 变电所1变压器（n= 2）： 变电所1一台变压器容量至少需要S=24MVA 变电所2变压器（n= 2）： 变电所2一台变压器容量至少需要S=40MVA 变电所3变压器（n= 2）： 变电所3一台变压器容量至少需要S=32MVA变电所4变压器（n= 2）： 变电所4一台变压器容量至少需要S=64MVA由主变压器选择原则选定发电厂和变电站主变压器如下表 项目 厂站 发电厂A变电所1变电站2变电站3变电站4型号SFPL1-90000/110SFL1-31500/110SFPL1-50000/110SFL1-40000/110SFPL1-90000/110台 数

30、(台)22222容 量(KVA)9000031500900004000090000额定电压（KV）高压121121121121121低压10.510.510.510.510.5空载损耗（KW）7531.0548.64275短路损耗（KW）440190250200440空载电流(%)0.70.70.750.70.7短路电压（）10.510.510.510.510.54、 调压计算 所选变压器阻抗参数：变压器型号RTXT变电所1SFL1-31500/1102.7848.8变电所2SFPL1-50000/1101.4630.75变电所3SFL1-40000/1102.01338.432变电所4SFP

31、L1-90000/1100.759317.08121、 由于是两台变压器并联运行，所以等效阻抗为RT/2和XT/2进行调压计算。2、 计算公式如下：SMAX=PMAX+jXMAXSMIN=PMIN+jXMIN变压器阻抗损耗： 变压器折算到高压侧的功率： 折算到高压侧的电压降落：最大负荷时： 最小负荷时： 高压侧分接头选择：最大负荷高压侧 ： 最小负荷时 ： 变电所1 最大负荷下的变压器的压降：最小负荷下变压器的压降：变压器最大负荷时应选择的高压绕组分接头电压：变压器最小负荷时应选择的高压绕组分接头电压：取110KV的分接头变电所2 最大负荷下的变压器的压降：最小负荷下变压器的压降：变压器最大负

32、荷时应选择的高压绕组分接头电压：变压器最小负荷时应选择的高压绕组分接头电压：取107.25的分接头变电所3 最大负荷下的变压器的压降：最小负荷下变压器的压降：变压器最大负荷时应选择的高压绕组分接头电压：变压器最小负荷时应选择的高压绕组分接头电压：取110KV的分接头变电所4 最大负荷下的变压器的压降：最小负荷下变压器的压降：变压器最大负荷时应选择的高压绕组分接头电压：变压器最小负荷时应选择的高压绕组分接头电压：取112.75KV的分接头 负荷变压器型号分接头选择变电所1SFL1-31500/110110/10.5KV变电所2SFPL1-40000/110107.25/10.5KV变电所3SFL1-40000/110110/10.5KV变电所4SFPL1-90000/110112.75/10.5KV计算得变电所所需的分接头如下： 校验：变电所1：符合要求。变电所2：符合要求。变电所3：符合要求。变电所4符合要求