地方电力网规划设计课程设计Word格式文档下载.docx
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|13+j9|=15.81
12+j9
3500
机端负荷：
|8+j4|=106+j4
4700
逆调压
最大负荷（MVA最小负荷
调压要求二次电压（KV）
（MVATmax（h）
用Si~S4表示
各条架空线路的范围：
（MIN16.8KM~（MAX39.2KM
电网电压等级的选取主要是根据电网中电源和负荷的容量及其布局，按输送容量及输送
距离，根据设计手册选择适当的电压等级，同一地方、同一电力网内，应尽量简化电压等级＜
查阅资料[3]P34表2-1可知各电压级架空线路输送能力如下：
1.10kv电压级：
输送容量一0.2~2MVA输送距离一6~20KM
2.35kv电压级：
输送容量一2~15MVA输送距离一20~50KM3.110kv电压级：
输送容量一10~50MVA输送距离一50~150KM
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.任一110kv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,I为线路地理距离长度，贝U:
L1=1.05*刀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*刀1
方案一:
L2=1.05*（20.8+28.0+16.8+32.8）=103.32（KM）；
方案二:
L2=1.05*（20.8+39.2+32.8）=97.44（KM）;
方案三:
L2=1.05*（20.8+39.2+16.8+32.8）=115.08（KM）；
1_2=1.05*（20.8+28.0+39.2+32.8X2）=161.28（KM；
1_2=1.05*（20.8+32.8X2+16.8X2）=126.00（KM；
3、总负荷矩（刀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=EPiLi/刀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刀L:
环网线路段总长度，KM
（1）方案一：
见图3-6
刀l=98.4L1=77.6L2=49.6L3=32.8
P=PA1=（10X97.6+25X49.6+18X32.8）/98.4=26.5
P12=PA1－P1=16.5P23=P12－P2=－8.5P34=P23－P3=－26.5
总负荷矩：
刀pl=26.5X20.8+16.5X28.0+8.5X16.8+26.5X32.8=2025.2
（2）方案二：
见图3-7abc
刀pl=10X20.8+25X39.2+18X32.8=1778.4
（3）方案三：
见图3-8ab
刀aa'
=88.8L2=16.8+32.8=49.6L3=32.8
P=PA2=（25X49.6+18X32.8）/88.8=20.6
P23=P\2—P2=20.6—25=—4.4P3a、=P?
3—卩3=—4.4—18=—22.4
刀PL=10X20.8+20.6X39.2+4.4X16.8+22.4X32.8=1824.16
（4）方案四，见图3-9ab
刀aa'
=20.8+28.0+39.2=88kmL1=28+39.2=67.2kmL2=39.2kmPA1=（10X67.2+25X
39.2）/88=18.8kmP12=Pa1—10=18.8—10=8.8kmP2a、=P12-25=-16.2km
刀pl=18.8X20.8+8.8X28.0+16.2X39.2+18X32.8=1862.88
（5）方案五，见图3-10ab
PA3=18+25=43
P32=25
总负荷矩刀PL=10X20.8+43X32.8+25X16.8=2038.4
4、总高压开关数（刀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（刀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）X3+2X3=17
故刀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）]X3=12
故刀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故刀K=19
方案四:
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）+2X2+2X2（变压器）+1（单母线分段）X2=22
故刀K=22
方案五:
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
故刀K=20
统计如下：
总高压开关数（刀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
刀P1
刀K（台）
初步比较结论
万案一
103.32
2025.2
17
指标相对较差
97.44
1778.4
12
各项指标相对较好
万案三
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
、*―”•—J*
万案五
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RX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机端负荷：
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=ESiLi/刀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刀L:
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）=F.4-3.9-8-11=22.4-14.9
对图4-2（c）:
S3=Sa2-25+J18）=20.6+J14.125-18=-4.4-3.9
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（h+Q）,MVA
U:
线路额定电压110KVJ:
经济电流密度，1.15A/mmi
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70C，导线周围空气温度25C,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=（r°
+jx°
）*1（单位：
Q）。
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78ml2；
每回线路负荷12.21MVA小于该型导线持续容许负荷98.0MVA110KV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
截面积大于78mm其线路负荷30.81MVA小于该型导线持续容许负荷170.0MVA
110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；
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78mm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
：
LA1：
截面积大于78mm每回线路负荷12.21MVA小于该型导线持续容许负荷98.0MVA
ro+jxo=O.17+JO.4O2，故：
R+Jx=（r°
）*175.2=305+J8.4
S=14.35*25.0=358.2，选择LGJ-400
截面积大于78mm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
截面积大于78mm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
截面积大于78mm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=ESiZi*/刀Z*
电源送出功率，MVAZi*:
i点到对侧电源总阻的抗共轭值，Q
Si:
i点负荷功率，MVAEZ*：
环网总阴搞共轭值，Q
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
RX:
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）:
La仁厶SA—（102+72）（3.5+j8.4）/1102=0.04+j0.10
对图4-1（b）:
La2：
△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
△UAi=（0.04X3.5+0.1X8.4）/115=0.01U戶115-0.01=114.99
△Uk=（0.31X3.9+0.2X13.7/115=0.02U2=115-0.02=114.98
△UA3=（0.10X2.6+0.43X11.8）/115=0.05U2=115
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
La1：
ASa1=（102+72）（3.5+j8.4）/1102=0.04+j0.10
EZ=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
EaA'
=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
Sa、=S23-S3=S-1.2+j0.2-18-j1仁-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
潮流负荷厶念=（1.22+0.22）（5.5+j7.1）/1102Sf（19.22+10.82）（2.6+j11.8）/110
变电站2原点S23+S3zuo=-1.2+j0.2
变电站2前b点S）2=25+j18-1.2+j0.2=23.8+j18.2
222
发电厂S前端=（23.8+18.2）（3.5+j8.4）/110=0.3+j0.6
UB=38kv
△UA1=（0.04X3.5+0.1X8.4）/115=0.01U1=115-0.01=114.99△U1A4=（0.3X3.5+0.6X8.4）/115=0.05U2=115-0.05=114.95
△UA23=（1.2X5.5+0.2X7.1）/114.95=0.07U3=114.95-0.07=114.88
0.05=114.95
4-3a，4-3b
2=0.1+j0.5
△UsA'
=（19.2X2.6+10.8X11.8）/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：
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