区域电网规划设计与计算.docx
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区域电网规划设计与计算
1功率平衡校验及三种方案及电压等级选择
1.1有功平衡校验
（1）用电负荷：
Py=K1ΣPmax=0.9*（11+25+36+27+36）=121.5（MW）
（2）供电负荷：
Pg=Py/（1-K2）=121.5/（1-0.1）=135（MW）
（3）发电负荷：
Pf=Pg/（1-K3）=135/（1-0.08）=146.7（MW）
其中：
K1—同时率
K2—网损率
K3—厂用电率
（4）P备≧20%Pf=0.2*146.7=29.35（MW）
（5）发电厂可以提供的备用容量：
P=P总-Pf=172-146.7=25.3（MW）
虽然不满足备用要求，但在必要时可通过远距离输电从无穷大系统向本系统进行补偿，故可以使有功功率平衡。
1.2无功平衡校验
（1）发电厂发出的总无功：
Q总=4*25*tan（arccos0.8）+4*18*tan（arccos0.85）=119.62（MVar）
（2）负荷消耗总无功：
Qm=ΣQmax=12.1+5.3+17.4+13.1+17.4=65.3（MVar）
（3）Q备≧7%Q=4.6（MVar）
（4）已有备用容量：
Q以备=Q总-Qm=119.62-65.3=54.32（MVar），
满足要求，使无功功率平衡。
1.3三种方案
根据不同的接线方法，按原始资料的地理位置图，以及负荷大小选出了三种方案如下表1-1。
所提方案应保证用户的电能质量。
因为前面在进行有功功率平衡时，已经确认系统具有足够的备用，所以不必考虑电能的频率问题。
这里提到的电能质量是指电压偏移。
在选择接线方案时，电能质量可用电力网的电压损耗来衡量。
方案号
网络接线
方案1
方案2
方案3
注：
表中导线长考虑了弧垂和裕度，所以路径长为直线长的1.08倍，导线长为路径的1.08倍。
1.4选择电网的电压等级
本设计的网络是区域电力网，输送容量10～40MVA，输送距离25～35kM。
根据表中各级电压的合理输送容量及输电距离，根据下表1应选择110KV电压等级（其输送能力为10～50MW，50～150kM）。
综合以上的输送功率和输送距离，根据表1-2确定电压等级。
表1-2：
各电压等级线路的合理输送容量及输送距离
额定电压（kV）
输送功率
（MW）
输送距离
（km）
60
3.5~30
30~100
110
10~50
50~150
220
100~500
100~300
额定电压应选110kV
1.5初选方案
总负荷矩MW*km计算：
均按水电站最大出力进行计算,系统最大运行方式。
P2=47MW
方案1：
P26=36MWQ26=17.4MVar
P25=47-36=11MWQ25=29.1-17.4=11.7MVar
P15=27-11=16MWQ15=13.1-11.7=1.4MVar
以上均为双回线，单回功率为一半。
P13=（25*（28+36）+36*36）/（30+28+36）=30.8MW
Q13=（12.1*（28+36）+17.4*36）/（30+28+36）=14.9MVar
P14=（36*（28+30）+25*30）/（30+28+36）=30.2MW
Q14=（17.4*（28+30）+12.1*30）/（30+28+36）=14.6MVar
P34=30.8-25=5.8MWQ34=14.9-12.1=2.8MVar
其中变电站4为功率分点。
负荷矩：
PL=30*30.8+28*5.8+36*30.2+34*16+30*11+26*36=3983.6MW*km
方案2：
P13=25MWQ13=12.1MVar
P14=36MWQ13=17.4MVar
以上均为双回线，单回功率为一半。
P15=（27*25+（36+27）*26+（36+27-47）*52）/（34+25+26+52）=23.0MW
Q15=（13.1*25+（17.4+13.1）*26+（17.4+13.1-29.1）*52）/（34+25+26+52）=8.7MVar
P65=27-23=4MWQ65=13.1-8.7=4.4MVar
P26=36+4=40MWQ26=17.4+4.4=21.8MVar
P21=-27-36+47+23=7MWQ21=29.1-21.8=7.3MVar
其中变电站6为功率分点。
负荷矩：
PL=30*25+36*35+34*23+25*4+26*40+7*52=4296MW*km
方案3：
P26=47MWQ26=29.1MVar
P56=47-36=11MWQ56=29.1-17.4=11.7MVar
P13=（25*（28+29+34）+36*（29+34）+（27-11）*34）/（30+28+34+29）=42MW
P15=（（27-11）*（28+29+30）+36*（28+30）+25*30）/（30+28+34+29）=35MW
P54=36-17=19MW
其中变电站5为功率分点。
负荷矩：
PL=30*42+28*17+29*19+34*35+25*11+26*47=5124MW*km
通过计算得到下表
序号
线路长度km
总负荷矩MW*km
断路器数
1
274
3983.6
18
2
267
4296.0
16
3
172
5124.0
14
在经济性方面，在水电厂出力最多的前提下，方案1的线路最短和断路器数目最少，所以固定投资最少，但方案3的线路总负荷矩比方案1和方案2高出30%。
方案2和方案3的线路长度大，断路器较多，线路和断路器的投资较多，但负荷矩较小，稳定性较好。
在稳定性方面，由于方案3有一个四节点的环网，虽然任意一条线路故障时都能由其他线路满足供电需求，但会大大增加其他线路的输送负荷，可靠性差，所需导线要求高。
方案1与方案2只存在少负荷节点环网，环网任意一条线路故障时都能满足供电需求，虽然本环网的其他回路的负荷也会相应增大，供电节点少，流经线路功率比方案3要小得多。
有较高的稳定性。
综上所述，从可靠性和经济性方面分析，方案3稳定性显然较差，应舍弃。
初选方案二方案三。
2主接线形式，变压器台数和容量，断路器，导线的选择
2.1导线截面积选取
根据经济电流密度选择导线截面积与电流，计算公式如下:
其中：
A——导线截面积（mm2）；
P、Q——流过线路的有功功率和无功功率；
J——经济电流密度（A/mm2）；
——线路额定线电压（kV）；
根据计算结果，选取接近的标称截面积导线。
我国现行的导线经济电流密度J与最大负荷利用小时数Tmax的关系，如图2-l所示。
当线路的最大负荷利用小时数Tmax为已知，则可找到相应的经济电流密度J。
根据经验，线路的最大负荷利用小时数Tmax取4500h，经济电流密度J由上图得1.2A/mm
2.1.1方案1导线选择并校验：
导线截面积：
P26=36/2=18MWQ26=17.4/2=8.7MVar
P25=11/2=5.5MWQ25=11.7/2=5.9MVar
P15=16/2=8MWQ15=1.4/2=0.7MVar
P13=30.8MWQ13=14.9MVar
P14=30.2MWQ14=14.6MVar
P34=30.8-25=5.8MWQ34=14.9-12.1=2.8MVar
代入前述截面积公式得：
A13=150mmI13=180A；A15=36mmI15=42A
A14=147mmI14=176A；A25=36mmI25=42A
A34=29mmI34=34A；A26=89mmI26=105A
根据计算结果初步选择：
13段导线选用LGJ-185型号的导线；
14段导线选用LGJ-185型号的导线；
34段导线选用LGJ-35型号的导线；
15段导线选用LGJ-50型号的导线；
25段导线选用LGJ-35型号的导线；
26段导线选用LGJ-95型号的导线。
导线机械强度校验：
为了保证架空线路必要的安全机械强度，对于跨越铁路，通航河流、运河、公路、通信线路和居民区的线路，其导线截面不得小于35
，所选导线都符合要求。
导线电晕校验：
电力设计手册规定：
110kV电压等级电网中线路不必校验电晕截面积不小于70
。
34段导线、25段导线和15段导线截面积不符合要求，其他导线都符合要求。
因此34段导线、25段导线15段导线应换用LGJ-70型号的导线。
导线热稳定校验：
输电线路持续容许负荷（MVA）
导线
型号
持续容许
电流（A）
电压（kV）
110
LJ—16
LGJ—25
LGJ—35
LGJ—50
LGJ—70
LGJ—95
LGJ—120
LGJ—150
LGJ—185
LGJ—240
LGJQ—300
LGJQ—400
LGJQ—500
LGJQ—600
LGJQ—700
105
135
170
220
275
335
380
445
515
610
710
845
966
1090
1250
52.4
63.3
72.3
84.6
98.0
116
135
161
如果最热月份导线周围平均空气温度不同于25℃，应乘以表3中所列的系数进行修正。
不同周围空气温度下的修正系数
周围空气温度℃
5
10
15
20
25
30
35
40
铝质导线的修正系数
1.2
1.15
1.11
1.05
1.0
0.94
0.88
0.81
区域气温最高40℃，温度修正系数Kθ=0.81。
13段：
导线型号LGJ-185，允许载流量515A。
515*0.81=417A>180A，合格
14段：
导线型号LGJ-185，允许载流量515A。
515*
0.81=417A>176A，合格
34段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*
0.81=222.8A>34A，合格
15段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*0.81=222.8A>42A，合格
56段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*
0.81=222.8A>42A，合格
26段：
导线型号LGJ-95，允许载流量335A。
335*0.81=217A>105A，合格
导线参数及投资
导线截面
载流量（A）
ro（Ω/km）
xo（Ω/km）
导线投资（万元）
线路综合投资（万元）
LGJ-70
275
0.45
0.432
0.29
1.95
LGJ-95
335
0.33
0.416
0.4
2.1
LGJ-120
380
0.27
0.409
0.49
2.25
LGJ-150
445
0.21
0.403
0.62
2.45
LGJ-185
515
0.17
0.395
0.76
2.7
LGJ-240
610
0.132
0.188
0.98
2.95
方案1中线路参数
线路对象
型号
载流量（A）
ro（Ω/km）
xo（Ω/km）
长度（km）
13段
LGJ-185
515
0.17
0.395
30
14段
LGJ-185
515
0.17
0.395
36
34段
LGJ-70
275
0.45
0.432
28
15段（双回线）
LGJ-70
275
0.45
0.432
34
25段（双回线）
LGJ-70
275
0.45
0.432
30
26段（双回线）
LGJ-95
335
0.33
0.416
26
线路总投资：
2.7*（30+36）+1.95*（28+34*1.7+30*1.7）+2.1*26*1.7=537.8万元
2.1.2方案2导线选择并校验：
导线截面积：
P13=25MW/2=12.5MWQ13=12.1/2=6.1MVar
P14=36/2=18MWQ13=17.4/2=8.7MVar
P15=23.0MWQ15=8.7MVar
P65=27-23=4MWQ65=13.1-8.7=4.4MVar
P26=36+4=40MWQ26=17.4+4.4=21.8MVar
P21=-27-36+47+23=7MWQ21=29.1-21.8=7.3MVar
代入前述截面积公式得：
A13=61mmI13=73A；A15=108mmI15=129A
A14=88mmI14=105A；A21=45mmI25=53A
A65=26mmI65=31A；A26=200mmI26=239A
根据计算结果初步选择：
13段导线选用LGJ—70型号的导线；
14段导线选用LGJ—95型号的导线；
15段导线选用LGJ—150型号的导线；
65段导线选用LGJ—70型号的导线；
26段导线选用LGJ—240型号的导线；
21段导线选用LGJ—70型号的导线；
导线机械强度校验：
为了保证架空线路必要的安全机械强度，对于跨越铁路，通航河流、运河、公路、通信线路和居民区的线路，其导线截面不得小于35
，所选导线都符合要求。
导线电晕校验：
电力设计手册规定：
110kV电压等级电网中线路不必校验电晕截面积不小于70
，所有导线都符合要求。
导线热稳定校验：
区域气温最高40℃，温度修正系数Kθ=0.81。
13段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*0.81=222.8A>73A，合格
14段：
导线型号LGJ-95，允许载流量335A。
335*
0.81=271A>105A，合格
15段：
导线型号LGJ-150，允许载流量445A。
445*0.81=360A>129A，合格
65段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*
0.81=222.8A>31A，合格
26段：
导线型号LGJ-240，允许载流量610A。
610*0.81=494A>239A，合格
21段：
导线型号LGJ-70，允许载流量275A。
275*0.81=222.8A>53A，合格
方案2中线路参数
线路对象
型号
载流量（A）
ro（Ω/km）
xo（Ω/km）
长度（km）
13段（双回线）
LGJ-70
275
0.45
0.432
30
14段（双回线）
LGJ-95
335
0.33
0.416
35
15段
LGJ-150
445
0.21
0.403
34
12段
LGJ-70
275
0.45
0.432
52
65段
LGJ-70
275
0.45
0.432
25
26段
LGJ-240
610
0.132
0.188
26
线路总投资：
2.95*26+34*2.45+1.95*（52+25+30*1.7）+2.1*35*1.7=534.6万元
2.2变压器的型号和台数及高压断路器台数
2.2.1方案1变压器的型号和台数及高压断路器台数
各发电厂变电站建设均考虑到今后扩容增加的容量。
火电厂：
4台25MW机组，25*（1-8%）=23MW，S=23/0.8=28750kVA选用SF7-31500/110
型号的变压器，共四台。
变压器参数：
，机压负荷最高为11MW，进出线不止一回，同时为增加可靠性，机压端采用双母线接线方式，高压出线端采用双母线接线方式，这种接线简单清晰，设备较少，投资较少，易扩建。
主接线图见附录二。
分接头情况：
2×2.5%
如此选择基本保障任意断路器故障时根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为7台。
3号变电站：
，选用SF7-20000/110型号的变压器，共两台。
变压器参数：
I0%=0.9,P0=27.5kW,Pk=104kW,Uk%=10.5
根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为5台。
4号变电站：
选用SF7-25000/110型号的变压器，共两台。
变压器参数：
I0%=0.8,P0=32.5kW,Pk=123kW,Uk%=10.5
根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为5台。
5号变电站：
，选用SF7-20000/110型号的变压器，共两台。
变压器参数：
I0%=0.9,P0=27.5kW,Pk=104kW,Uk%=10.5
根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为7台。
6号变电站：
选用SF7-25000/110型号的变压器，共两台。
变压器参数：
I0%=0.8,P0=32.5kW,Pk=123kW,Uk%=10.5
根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为7台。
水电厂：
按两台机组共用一台变压器，18*（1-1%）=17.82MW,S=17.82/0.85=21MVA，选用SF7-40000/110型号的变压器，共两台。
变压器参数：
I0%=0.8,P0=46kW,Pk=174kW,Uk%=10.5机压负荷最高为11MW，进出线不止一回，同时为增加可靠性，机压端采用双母线接线方式，高压出线端采用双母线接线方式，这种接线简单清晰，设备较少，投资较少，易扩建。
主接线图见附录二。
根据主接线可以得到所需高压断路器的台数为17台。
根据计算的方案一中需高压断路器的台数为40台。
断路器总投资：
4.75*40=190万元
总投资：
537.8+190=727.8万元。
变压器型号及台数
变电站或发电厂编号
变压器型号
变压器容量（MVA）
变压器台数
1
SF7-31500/110
31.5
4
2
SF7-40000/110
40
2
3
SF7-20000/110
20
2
4
SF7-25000/110
25
2
5
SF7-20000/110
20
2
6
SF7-25000/110
25
2
2.2.2方案2变压器的型号和台数及高压断路器台数
基本与方案一相同。
2.3最大电压损耗
可由以下公式初步计算：
2.3.1方案1最大电压损耗
线路阻抗：
Z13=（0.17+j0.395）*30=（5.1+j11.85）Ω
z14=（0.17+j0.395）*36=（6.12+j14.256）Ω
z34=（0.45+j0.432）*28=（12.6+j12.096）Ω
z15=（0.45+j0.432）*34/2=（7.65+j7.344）Ω
z25=（0.45+j0.432）*30/2=（6.75+j6.48）Ω
z26=（0.33+j0.416）*26/2=（4.29+j5.408）Ω
线路的功率：
S13=（30.8+j14.9）MVA
S14=（30.2+j14.6）MVA
S34=（5.8+j2.8）MVA
S15=（16+j1.4）MVA
S25=（11+j11.7）MVA
S26=（36+j17.4）MVA
正常运行时的电压损失：
13段：
∆U%=（30.8*5.1+14.9*11.8）/110^2*100%=2.8%
14段：
∆U%=（30.2*6.12+14.6*14.256）/110^2*100%=3.2%
34段：
∆U%=（5.8*12.6+2.8*12.1）/110^2*100%=0.9%
15段：
∆U%=（16*7.65+1.4*7.344）/110^2*100%=1.1%
25段：
∆U%=（11*6.75+11.7*6.48）/110^2*100%=1.2%
26段：
∆U%=（36*4.29+17.4*5.408）/110^2*100%=2%
正常时电压损失为∆U<10％满足要求。
所有线路的电压损失都满足要求。
环网断开时最大电压损失：
若双回路单回退出运行时，电压损失变为原来二倍。
而环网中线路13最短，所以当13线路断开电压损失最大：
14段：
∆U%=（（25+36）*6.12+（12.1+17.4）*14.256）/110^2*100%=6.6%
34段：
∆U%=（25*12.6+12.1*12.096）/110^2*100%=3.8%
结合15,25,26段损失，总计开环时电压损失∆U<15％满足要求。
所有线路的故障时电压损失都满足要求。
2.3.2方案2最大电压损耗
线路阻抗：
Z13=（0.45+j0.432）*30/2=（6.75+j6.48）Ω
z14=（0.33+j0.416）*36/2=（5.94+j7.49）Ω
z56=（0.45+j0.432）*25=（11.25+j10.8）Ω
z15=（0.21+j0.403）*34=（7.14+j13.702）Ω
z21=（0.45+j0.432）*52=（23.4+j22.464）Ω
z26=（0.132+j0.188）*26=（3.43+j4.89）Ω
线路的功率：
S13=（25+j12.1）MVA
S14=（36+j17.4）MVA
S65=（4+j4.4）MVA
S15=（23+j8.7）MVA
S21=（7+j7.3）MVA
S26=（40+j21.8）MVA
正常运行时的电压损失：
13段：
∆U%=（25*6.75+12.1*6.48）/110^2*100%=2.0%
14段：
∆U%=（36*5.94+17.4*7.49）/110^2*100%=2.8%
65段：
∆U%=（4*11.25+4.4*10.8）/110^2*100%=0.8%
15段：
∆U%=（23*7.14+8.7*13.72）/110^2*100%=2.3%
21段：
∆U%=（7*23.4+7.3*22.46）/110^2*100%=2.7%
26段：
∆U%=（40*3.43+21.8*4.89）/110^2*100%=2%
正常时电压损失为∆U<10％满足要求。
所有线路的电压损失都满足要求。
环网断开时最大电压损失：
若双回路单回退出运行时，电压损失变为原来二倍。
环网断开时考虑如下，考虑功率传输最大的一种情况。
（6）2—6回路的线路故障退出运行
环网1—5—6—2—1变成了链状2—1—5—6
计算潮流分布得
S56=（36+j17.4）MVA
S21=（27.7+j17.2）MVA
S15=（63+j30.5）MVA
线路电压损耗为
21段：
∆U%=（27.7*23.4+17.2*22.46）/110^2*100%=8.5%
65段：
∆U%=（36*11.25+17.4*10.8）/110^2*100%=4.9%
15段：
∆U%=（63*7.14+30.5*13.72）/110^2*100%=7.2%
故2—6回路的线路故障退出运行时最大电压损耗也符合要求,其他功率较小的线路也应符合。
3经济性比较
3.1方案1经济性
1.一次投资
一次投资包括线路投资、发电厂及变电站变压器投资、断路器投资。
（1）线路投资：
537.8万元
（2）变压器投资
变压器型号及台数
变电站或发电厂编号
变压器
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