课程设计_电力系统分析报告.doc

课程设计说明书题目：电力网络设计（14）学院：电力学院年级：*级专业：电气信息工程 ：*指导老师：武志刚、王健时间：2008.01目录前言21、原始资料.32、校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式.52.1负荷合理性校验.5 2.2功率平衡校验.53、确定电力系统的接线图.63.1网络电压等级的确定.63.2网络接线方案初步比较.63.3网络接线方案精确比较.74、确定发电厂、变电所的电气主接线.1441发电站的主接线.1442变电站主接线.144 3确定变压器的参数、型号和线路参数.155、潮流计算，确定变压器分接头.1851系统参数计算.1852潮流计算.1953变压器分接头的选择.266、总结.29前言 本课程设计的任务是根据所给的数据，对一个区域电网规划进行分析，校验系统的有功与无功；分析各种不同的运行方式；确定系统的接线方案；选择系统中变压器的型号；对系统的潮流进行估算；计算网络中的损耗；进行调压计算并校验分接头的选择；统计系统设计的主要指标；绘制电气主接线。1、原始资料：A. 发电厂发电机资料：项目台数容量（MW）电压（kV）功率因数15256.30.8215010.50.85B. 发电厂和变电所的负荷资料：项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037403426最小负荷（MW）1119211814最大负荷功率因数0.830.840.820.820.83最小负荷功率因数0.780.810.80.810.81最大负荷利用小时50005000550055005500二次母线电压（kV）61010610一类用户的百分数2525303025二类用户的百分数3030353035调压要求顺逆常常顺注意：(1). 发电厂的负荷包括发电厂的自用电在；(2). 建议采用的电力网额定电压为110kC、发电厂和变电所的地理位置图：1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000L1=25km,L2=25km,L3=30km,L4=38km,L12=41km,L13=35km,L23=41km,L24=km51,L34=km382、校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式2.1负荷合理性校验根据最大负荷利用小时数的定义，最大负荷运行TmaxI小时所消耗的电量等于全年实际耗电量，所以应大于全年以最小负荷运行所消耗的电量，校验之。（To为一年的时间即8760小时）1、发电厂A Pmax × Tmax=20×5000=100000MW Pmin × To=11×8760=96360MW2、变电站1Pmax × Tmax=37×5000=185000MW Pmin × To=19×8760=166440MW3、变电站2Pmax × Tmax=40×5500=220000MW Pmin × To=21×8760=183960MW4、变电站3Pmax × Tmax=34×5500=187000MW Pmin × To=18×8760=157680MW5、 变电站4 Pmax × Tmax=26×5500=143000MW Pmin × To=14×8760=122640MW系统全年实际耗电量： Wa=100000+185000+220000+187000+143000=835000MW全年以最小负荷运行所消耗的电量： Wb=96360+166440+183960+157680+122640=727080MWWa>Wb负荷合理2.2功率平衡校验1) 有功功率平衡校验系统最大有功综合负荷： PXMAX=K1·K2·K1同时系数取0.9K2厂用网损系数取1.15（其中网损5%，厂用10%）需校验发电厂的有功备用容量是否大于最大有功负荷的10%。发电机组总容量为：P=25*5+50=175MW系统最大有功综合负荷为：Pxmax=0.9*1.15*(37+40+34+26+20)=162.5MW最大有功负荷：37+40+34+26+20=157MW有功备用容量/最大有功负荷：（175-162.5）/157=7.96%<10%得出结论：系统有功功率平衡，但有功备用容量不够充足2) 无功功率平衡校验求出系统最大的无功综合负荷，校验发电厂的无功备用容量是否大于最大无功负荷的10%。发电机组所提供的无功容量为： Qmax=5*25*tan(arccos0.8)+50×tan(arccos0.85)=124.75Mvar 负荷所消耗的最大的无功综合负荷为： Qlmax= 0.9*1.15*（20*0.67+37*0.64+40*0.69+34*0.69+26*0.67）=109.25Mvar（其中tan(arccos0.83)=0.67 tan(arccos0.84)=0.64 tan(arccos0.82)=0.69） 最大无功负荷：20*0.67+37*0.64+40*0.69+34*0.69+26*0.67=105.56Mvar 无功备用容量/最大无功负荷：（124.75-109.25）/105.56=14.68%>10% 所以系统的无功备用充足3) 功率平衡校验结论由上面检验结果可知：系统有功功率平衡，但有功备用容量不够充足。如果发电厂的一台发电机故障，则系统必须切一些负荷才能保持系统的有功功率平衡。而系统的无功功率平衡且无功备用充足。现在按最严重的情况考虑：假设发电厂容量最大的机组（50MW）故障 发电机组总容量为:P=5*25=125MW 系统一、二类负荷：Pa=20*55%+37*55%+40*65%+34*60%+26*60%=93.35MW P>Pa 所以发电厂带最大负荷时一台机组故障后能保证一二类负荷的供电 而且还可以对三类负荷供电 P-Pa=125-93.35=31.65MW 被强迫停电的三类负荷为：157-125=32MW3、确定电力系统的接线图3.1网络电压等级的确定电网电压等级决定于输电距离和输电功率，还要考虑到周围已有电网的电压等级。根据设计任务书的要求，网络的电压等级取110kV。3.2网络接线方案初步比较方案1234主接线供电可靠性继电保护整定的难易程度开关数线路总长度1负荷均采用双回线路供电，可靠性高，能保证一条线路出现故障后另一条线路维持对负荷供电容易（开式网络）16236Km21234电站出线较少，采用环形供电。可靠性高，能保证一条线路出现故障后另一条线路维持对负荷供电难（有环）12204 Km31234电站出线较少，采用环形供电。可靠性高，能保证一条线路出现故障后另一条线路维持对负荷供电难（有环）12197Km41234电站出线较少，供电可靠性高，但变电站3可能因供电线路太长，导致电压降落过大，和线损过多难（有环）12186 Km方案1由设计说明书知：总投资为线路长度总和的70%，所以经济性良好，方案2和3通过表知可排除方案2，方案4的变电站3由于供电线路太长，导致电压降落过大，可靠性也不高，故排除。综上从这些方案中，考虑到线路的长度，电站出线，开关数量，布局结构以及可靠性等方面，因此选取方案1、3来进行更为精确的比较。3.3网络接线方案精确比较按电力设计手册，当负荷的年最大利用小时数达到5000小时以上时，钢芯铝铰线的经济电流密度取J=0.9A/mm2，在高压区域电力网，用经济电流密度法选择导线载面，用发热校验。因本设计是110kv及以上电压等级，为了避免电晕损耗，导线截面不应小于LGJ-70。有关数据综合如下：导线截面载流量（A）r(/km)X(/km)导线投资（万元）线路综合投资（万元）LGJ-702750.450.4320.291.95LGJ-953350.330.4160.42.1LGJ-1203800.270.4090.492.25LGJ-1504450.210.4030.622.45LGJ-1855150.170.3950.762.7LGJ-2406100.1320.1880.982.95LGJ-3007100.1070.3821.463.4LGJ-4008980.0790.386241) 潮流估算由于后面选择导线截面积时需考虑一定的裕度，故此处潮流计算时可不考虑网损。方案1：(G为发电厂，1、2、3、4分别为图上变电站，下同)线路G-1：P=37/2=18.5MW， Q=23.68/2=11.84MVar 线路G-2：P=40/2=20 MW， Q=27.6/2=13.8MVar 线路G-3：P=34/2=17MW， Q=23.46/2=11.73MVar 线路G-4：P=26/2=13MW， Q=17.42/2=8.71MVar方案3：线路G-1：P=37MW， Q=23.68MVar 线路G-2：P=40MW， Q=27.6MVar 线路G-3：P=34MW， Q=23.46MVar 线路G-4：P=26MW， Q=17.42Mvar线路1-2：P=0MW， Q=0Mvar线路3-4：P=0MW， Q=0Mvar2) 选择导线型号及线路阻抗计算利用估算出来的潮流计算导线上流过的电流，从上表中选择合适的导线型号，即可进行线路阻抗计算。计算公式为：I =P/（1.732Ucos）钢芯铝绞线的经济电流密度取 J=0.9A/mm2因此导线截面积为：S=I/J方案1：选择合适的导线型号：线路G-1：I =18.5/（1.732×110×0.84）=0.1156KA S=115.6/0.9=128.4 mm2 因此线路G-1选LGJ-150线路G-2：I =20/（1.732×110×0.82）=0.1280KA S=128/0.9=142.22 mm2 因此线路G-2选LGJ-150线路G-3：I =17/（1.732×110×0.82）=0.1088KA S=108.8/0.9=120.88 mm2 因此线路G-3选LGJ-150线路G-4：I =13/（1.732×110×0.83）=0.0822KA S=82.2/0.9=91.33 mm2 因此线路G-4选LGJ-95校验：按允许载流量条件效验导线截面积（发热校验）当每回线路有一条故障时，另外一条线路的电流线路G-1：I=115.6*2=231.2A < 445A 满足线路G-2：I=128*2=256A < 445A 满足线路G-3：I=108.8*2=217.6A < 445A 满足线路G-4：I=82.2*2=164.4A < 335A 满足线路阻抗计算：（双回线的为双回线的总阻抗，下同）线路G-1：R+jX=0.21×25/2+j0.403×25/2=2.625+j5.0375线路G-2：R+jX=0.21×25/2+j0.403×25/2=2.625+j5.0375线路G-3：R+jX=0.21×30/2+j0.403×30/2=3.15 +j6.045线路G-4：R+jX=0.33×38/2+j0.416×38/2=6.27 +j7.904方案3选择合适的导线型号：线路G-1：I =37/（1.732×110×0.84）=0.2312KA S=231.2/0.9=256.9 mm2 因此线路G-1选LGJ-300线路G-2：I =40/（1.732×110×0.82）=0.2560KA S=256/0.9=284.5 mm2 因此线路G-2选LGJ-300线路G-3：I =34/（1.732×110×0.82）=0.2176KA S=217.6/0.9=241.8 mm2 因此线路G-3选LGJ-300线路G-4：I =26/（1.732×110×0.83）=0.1644KA S=164.4/0.9=182.7 mm2 因此线路G-4选LGJ-185线路1-2：选LGJ-300线路3-4：选LGJ-185校验：按允许载流量条件效验导线截面积（发热校验）环式网络近电源端断开当G-1断开，变电站1通过变电站2供电，G-2最大电流为：I=231.2+256=487.2A < 710A 满足当G-2断开，变电站2通过变电站1供电，G-1最大电流为：I=231.2+256=487.2A < 710A 满足当G-3断开，变电站3通过变电站4供电，G-4最大电流为：I=217.6+164.4=382A < 515A 满足当G-4断开，变电站4通过变电站3供电，G-3最大电流为：I=217.6+164.4=382A < 710A 满足线路阻抗计算：线路G-1：R+jX=25×0.107+j25×0.382=2.675+j9.55线路G-2：R+jX=25×0.107+j25×0.382=2.675+j9.55线路G-3：R+jX=30×0.107+j30×0.382=3.21 +j11.46线路G-4：R+jX=38×0.170+j38×0.395=6.46 +j15.01线路1-2：R+jX=41×0.170+j41×0.382=4.387 +j15.785线路3-4：R+jX=38×0.170+j38×0.395=6.46 +j15.013) 正常运行时的电压损失及故障可能造成的最大电压损失计算公式为：各变电站的最大负荷如下：变电站1：S=P+jQ=37+j23.68 变电站2：S=P+jQ=40+j27.6变电站3：S=P+jQ=34+j23.46变电站4：S=P+jQ=26+j17.42方案1：正常运行时线路G-1：=（37×2.625+23.68×5.0375）/110=1.98KV =（37×5.0375-23.68×2.625）/110=1.12KV线路G-2：=（40×2.625+27.6×5.037）/110=2.23KV=（40×5.037-27.6×2.625）/110=1.16KV线路G-3：=（34×3.15+23.46×6.045）/110=2.28KV =（34×6.045-23.46×3.15）/110=1.19KV线路G-4：=（26×6.27+17.42×7.904）/110=2.74KV=（26×7.904-17.42×6.27）/110=0.87KV 线路故障时：（当双回线路其中一条故障时）线路G-1：=（37×2.625×2+23.68×5.0375×2）/110=3.95KV =（37×5.0375×2-23.68×2.625×2）/110=2.25KV线路G-2：=（40×2.625×2+27.6×5.037×2）/110=4.46KV=（40×5.037×2-27.6×2.625×2）/110=2.32KV线路G-3：=（34×3.15×2+23.46×6.045×2）/110=4.56KV =（34×6.045×2-23.46×3.15×2）/110=2.38KV线路G-4：=（26×6.27×2+17.42×7.904×2）/110=5.48KV=（26×7.904×2-17.42×6.27×2）/110=1.74KV方案3正常运行时线路G-1：=（37×2.675+23.68×9.55）/110=2.95KV =（37×9.55-23.68×2.675）/110=3.79KV线路G-2：=（40×2.675+27.6×9.55）/110=2.23KV=（40×9.55-27.6×2.675）/110=2.8KV线路G-3：=（34×3.21+23.46×11.46）/110=3.44KV =（34×11.46-23.46×3.21）/110=2.86KV线路G-4：=（26×6.46+17.42×15.01）/110=3.94KV=（26×15.01-17.42×6.46）/110=2.52KV 线路故障时：计算公式当G-1断开，变电站1通过变电站2供电线路G-1：=（37×4.387+23.68×15.785）/110=4.89KV =（37×15.785-23.68×4.387）/110=4.36KV线路G-2： =KV =37+j23.68+40+j27.6+=77.7+j53.81=（77.7×2.675+53.81×9.55）/114.97=6.28KV=（77.7×9.55-53.81×2.675）/114.97=5.20KV当G-2断开，变电站2通过变电站1供电线路G-2：=（40×4.387+27.6×15.785）/110=5.56KV =（40×15.785-27.6×4.387）/110=4.64KV线路G-1： =KV =40+j27.6+37+j23.68+=77.86+j54.36=（77.86×2.675+54.36×9.55）/115.65=6.29KV=（77.86×9.55-54.36 ×2.675）/115.65=5.17KV当G-3断开，变电站3通过变电站4供电线路G-3：=（34×6.46+23.46×15.01）/110=5.20KV =（34×15.01-23.46×6.46）/110=3.26KV线路G-4： =KV =34+j23.46+26+j17.42+=60.9+j42.98=（60.9×6.46+42.98×15.01）/115.25=9.01KV=（60.9×15.01-42.98×2.675）/115.65=5.52KV当G-4断开，变电站4通过变电站3供电线路G-3：=（26×6.46+17.42×15.01）/110=3.90KV =（26×15.01-17.42×6.46）/110=2.52KV线路G-4： =KV =34+j23.46+26+j17.42+=60.5+j42.08=（60.5×3.21+42.08×11.46）/113.93=5.94KV=（60.5×11.46-42.08×3.21）/113.93=5.52KV4) 总投资比较总投资(T)=线路投资(TL)+开关设备投资(TD)（双回线按两条线路总长度的70%计,断路器单价6万元）方案1： 线路投资：TL （252530）×2×70%×(0.62+2.45)+38×2×70×（0.42.1） 343.84133476.84万元Td=16×6=96万元Ta= TL+ Td=572.84万元折旧费用：Tm=572.84×8%=45.8272万元损耗费用：P1 年损耗费用：Tn=0.4×(0.1403×3520+0.1720×4060+0.1492×4060+0.169×4040) =99.23万元年运行费用：TbTm+Tn=45.827299.23145.0572万元年计算费用：TTa/7+Tm+Tn=226.89万元方案3：线路投资：TL=（25254130）×（1.46+3.4）+（38+38）×（0.76+2.7）851.02万元Td=12×6=72万元总投资：Ta= TL+ Td=923.02万元折旧费Td=923.02×8%=73.8416万元损耗费：P10.14MW P20.175MW P30.152MW P40.174MW 年损耗费用：Tn=0.4×(0.14×3520+0.175×4060+0.152×4060+0.174×4040) =100.936万元年运行费用：TbTm+Tn=73.8416100.936174.7776万元年计算费用：TTa/7+Tm+Tn=306.6376万元方案13导线电流（KA）A-1=0.1156A-2=0.128A-3=0.1088A-4=0.0822A-1=0.21613A-2=0.04631A-3=0.07719A-4=0.09262确定导线型号A-1：LGJ-150A-2：LGJ-150A-3：LGJ-150A-4：LGJ-95A-1：LGJ-300A-2：LGJ-300A-3：LGJ-300A-4：LGJ-1851-2：LGJ-3002-3：LGJ-185线路阻抗（线路总阻抗）G-1:R+jX=2.625+j5.0375G-2：R+jX=2.625+j5.0375G-3:R+jX=3.15 +j6.045G-4：R+jX=6.27 +j7.904G-1：R+jX=2.675+j9.55G-2：R+jX=2.675+j9.55G-3：R+jX=3.21 +j11.46G-4：R+jX=6.46 +j15.011-2：R+jX=4.387 +j15.7853-4：R+jX=6.46 +j15.01线路电压降落正常运行时G-1：=1.98KV =1.12KVG-2：=2.23KV=1.16KVG-3：=2.28KV =1.19KVG-4：=2.74KV=0.87KVG-1：=2.95KV =3.79KVG-2：=2.23KV=2.8KVG-3：=3.44KV =2.86KVG-4：=3.94KV=2.52KV故障时G-1：=3.95KV =2.25KVG-2：=4.46KV=2.32KVG-3：=4.56KV =2.38KVG-4：=5.48KV=1.74KV当G-1断开，G-1：=4.89KV =4.36KVG-2：=6.28KV =5.20KV当G-2断开，G-2：=5.56KV =4.64KVG-1：=6.29KV =5.17KV当G-3断开，G-3：=5.20KV =3.26KVG-4： =9.01KV =5.52KV当G-4断开，G-3：=3.90KV =2.52KVG-4：=5.94KV =5.52KV投资(万元)线路476.84851.02断路器9672总投资572.84923.02年运行费用（万元）145.0572174.7776年计算费用（万元）226.89306.63765）分析比较由上表知：方案1的导线截面比方案3的导线截面要小，很大的减少了线路投资和建设的困难，方案3的电压降落比方案1的电压降落要大很多，正常时方案1的最大电压降落是2.74KV（我们以纵分量比较），方案2的是3.94KV。故障是方案1的最大电压降落5.48KV，方案3的是9.01KV。从年计算费用看方案1要比方案3的小，经济性好。 综合以上考虑，我们选出方案1为最优方案。4、确定发电厂、变电所的电气主接线41发电站的主接线由于本区域我们采用双回路接线，进出线的次数较多，我们采用有汇流母线的接线方式，设计一下三种方案方案1： 110KV的母线采用双母线接线方式，6KV的双母分段接线方式，用三台25MW的和一台50MW的机组通过变压器接到110KV的母线，其中两台25MW的机组用扩大单元接线，另外两台25MW的机组接6KV的母线，然后通过变压器接到110KV的母线。方案3：110KV的母线采用双母线接线方式，然后厂用电负荷就直接从母线引出，通过变压器连接负荷。方案2：110KV的母线采用双母线接线方式，6KV的双母分段接线方式，用四台25MW的和一台50MW的机组通过变压器接到110KV的母线，其中每两台25MW的机组用扩大单元接线，一台25MW的机组接6KV的母线，然后通过变压器接到110KV的母线。方案分析：方案1有单独的母线为厂用负荷供电，而且有两台机组供电，可靠性很高，经济性好，操作方便。方案3只有一台25MW机组提供厂用电负荷，使厂用电的可靠性不高，方案2的厂用负荷从110KV母线引出，虽然可靠性很高，但是要通过降压连接负荷，操作麻烦，经济性差。综合以上考虑。我们采用方案1。接线图如下：42变电站主接线对于变电站主接线，设计以下两个方案：方案1：变电站进线端采用单母线分段接线方式，出线端采用双母线接线方式。方案2：变电站进线端采用双母线接线方式，出线端采用双母线接线方式。方案1采用单母线分段接线方式，接线简单，经济性好，供电较可靠，倒闸操作简单，故障时停电围小的特点，由于进线端线路不多，因此采用单母线分段接线的母线可靠性可以得到保证。但是出线端一般出线较多，因此采用双母线接线方式，供电可靠，调度灵活，但其倒闸操作要求较高，会出现全部短期停电。方案2采用进线端采用双母线接线方式，双母线接线方式的母线可靠性高，但倒闸操作要求较高。出线端采用双母线分段接线方式是因为双母线分段接线方式比双母线接线方式具有更高的可靠性，不必出现全部短期停电。由于我们采用双回路，进线端只有两条线，所以进线端我们采用单母分段，即可以保证可靠性，操作也简单，出线端出线多，所以要采用双母线，所以采用方案1。接线图如下：4 3确定变压器的参数、型号和线路参数1、 变压器的容量及参数视在功率为： S=P/cosA、发电站变压器的容量 50MW机组变压器容量为： S=50/0.85=58.82MVA 25MW机组变压器容量为： S=25/0.8=31.25MVA 发电站的主变压器容量必须大于或等于机组的容量，因此发电站的变压器选择3台SFP7-63000/110和一台SF731500/110的升压变压器。(S表示三相，F表示风冷，以下型号符号意义相同)A、发电厂变压器的参数SFP7-63000/11变压器的参数为： P0=65KW， Ps=260KW, Us%=10.5, I0%=0.6 R=1000×Ps×V*V/（S*S）=0.793 X= 10×Us%×V*V/S=20.17 Q=S×I0%/100278KVar SF731500/110变压器的参数为：P0=38.5KW， Ps=140KW, Us%=10.5, I0%=0.8 R=1000×Ps×V*V/（S*S）=0.171 X= 10×Us%×V*V/S=40.33 Q=S×I0%/100252KVar B、变电站主变容量的选择相关的设计规定：选择的变压器容量需同时满足下列两个条件：1）2）其中，为变电站的最大负荷容量；为变电站的全部重要负荷容量。因为1，2，3，4四个变电站都有重要负荷，所以每个变电站选择两台主变。 变电站1：选两台SFZ9-31500/110 该变压器的参数为： 变电站2：选两台SFZ9-40000/110 该变压器的参数为： 变电站3：选两台SFZ9-31500/110 该变压器的参数为： 变电站4：选两台SFZ9-25000/110 该变压器的参数为： 5、潮流计算，确定变压器分接头51系统参数计算输电线路的电阻、等值电抗和电纳分别为：线路G-1：R+jX=0.21×25/2+j0.403×25/2=2.625+j5.0375电容充电功率为：线路G-2：R+jX=0.21×25/2+j0.403×25/2=2.625+j5.0375电容充电功率为：线路G-3：R+jX=0.21×30/2+j0.403×30/2=3.15 +j6.045电容充电功率为：线路G-4：R+jX=0.33×38/2+j0.416×38/2=6.27 +j7.904电容充电功率为：两台变压器并联运行时，它们的组合电阻、电抗及励磁功率分别为变电站1：变电站2：变电站3：变电站4：52潮流计算根据最终确定的网架方案，分别计算最大负荷和最小负荷下全网的潮流分布、网络功率损耗及节点电压值。最大负荷时：对于变电站节点1线路中的功率损耗：由母线输出的功率线路中电压降落的纵、横分量分别为：变电站1高压侧电压为变压器中电压降落的纵横分量分别为归算到高压侧的电压变电站低压侧电压对于变电站节点2线路中的功率损耗：由母线输出的功率线路中电压降落的纵、横分量分别为：变电站2高压侧电压为变压器中电压降落的纵横分量分别为归算到高压侧的电压变电站低压侧电压对于变电站节点3线路中的功率损耗：由母线输出的功率线路中电压降落的纵、横分量分别为：变电站3高压侧电压为变压器中电压降落的纵横分量分别为归算到高压侧的电压变电站低压侧电压对于变电站节点4线路中的功率损耗：由母线输出的功率线路中电压降落的纵、横分量分别为：变电站4高压侧电压为变压器中电压降落的纵横分量分别为归算到高压侧的电压变电站低压侧电压潮流图如下： 37.4869j21.7158 37.4869+j23.6258 37+j23.68 1 0.4113+j0.7894 j1.91 0.0756+j0.3464 j1.1940.5769+j25.132 40.5769+j27.042 40+j27.6 2 j1.91 0.4961+j0.9521 0.0808+j0.4