高压电网规划毕业论文

成人教育毕业设计(论文)论文题目：电网高压规划电网高压规划摘要随着我国电力的迅猛发展和大电网的逐步形成，使得负荷的增长越来越严重。因此，电网规划将面临的长期而又艰巨的任务。为满足未来经济社会发展和人民生活的用电需求,造成大量煤电项目的建设，加剧了煤炭供应，交通运输和环境保护的紧张局面,降低了能源配置效率。因此,建设具有远距离、大容量、低损耗输电能力的高压输电系统,是中国能源和经济社会协调发展的必然要求,有利于改善电网结构,提高电网的安全性和可靠性;还有利于降低电网建设成本,节约土地资源,减轻运输和环保压力,提高运营效率,促进建设资源节约型和环境友好型社会。本文从全局战略的高度出发,对我国国家高压电网的规划问题进行了研究。关键词:电网；高压；规划AbstractWiththerapiddevelopmentofourcountryelectricpowerandthepowergridgraduallyformed,thegrowthoftheloadismoreandmoreserious.Therefore,powergridplanningwillfacealong-termandarduoustask.Tomeetthepowerdemandsfromthesocialdevelopmentandpeople’slivelihoodinthefuture,alargenumberofcoal-powerprojectshavetobeinstalled,whichtightensthesituationofcoalsupply,transportationandenvironmentalprotection,loweringtheefficiencyofenergyconfiguration.Therefore,tosecuretheharmonybetweenChina’senergyandthedevelopmentofeconomyandsociety,itisnecessarytobuildlong-distance,greatcapacityandlowHVpowertransmissionsystem;itwillalsohelptoimprovetheframeworkofthepowergridandenhancethesafetyofthepowergrid;italsowillhelptodecreasethecostfortheconstructionofpowergrid,tosavelandresources,torelievethepressureoftransportationandenvironmentalprotection,toimprovethemanagementefficiencyandpromotetheconstructionofenergy-savingandenvironment-friendlysociety.Basedontheheightoftheglobalstrategy,ourcountrynationalHVpowergridplanningproblemisstudiedinthispaper.Keywords：powergrid;highvoltage;planning

目录摘要……………………...……….ⅠAbstract……………Ⅱ1章绪论 11.1中国电网的发展现状 11.2中国电网的未来发展和挑战 21.3国外高压输电技术的发展概况 31.4电网规划研究的特点 32章高压输电系统的输送能力分析 52.1引言 52.2高压交流输电系统的输送能力分析 52.2.1影响高压交流输电系统输送能力的主要因素 52.2.2高压交流输电系统的数学模型[92,96] 62.3小结 73章电网规划方法及发展 83.1电网灵活规划 83.1.1随机规划方法 83.1.2模糊规划方法 83.1.3灰色规划方法 83.1.4遗传算法 93.1.5进化规划 93.1.6Tabu搜索法 93.2建设原则 93.3京津冀电网市场空间分析 103.4主要设计原则 103.5高压电网的发展思路 114章高压电网总体规划 124.1电气主接线规划 124.1.1可靠性 124.1.2灵活性 124.1.3经济性 134.2发电厂规划 134.2.1发电厂电气主接线规划原则 134.2.2主变压器 154.2.3主变压器规划 174.3厂用电规划 184.3.1规划原则 184.3.2规划要求 184.4短路电流计算 194.4.1短路电流计算原则 194.4.2短路电流计算的一般规定 194.4.3基准值计算 204.5电网潮流的计算分析 205章高压电气设备规划 225.1高压断路器 225.2隔离开关 225.3母线 235.3.1选型 235.3.2截面选择 235.3.3热稳定校验 235.3.4动稳定校验 245.4互感器 245.4.1电压互感器的选择 245.4.2电流互感器的选择 255.5高压熔断器 266章结论 27致谢 28参考文献 291章绪论1.1中国电网的发展现状(1)电力工业快速发展中国电力工业在过去的几十年里发展迅速,装机容量从解放初期1949年的185万kW增长到2007年底的7.13亿kW，年均装机增长率达到10.8%。全国总发电量也迅速提高,2007年全国发电量达到3.26万亿kWh,其中火电2.7万亿kWh、水电4867亿kWh、核电626亿kWh。从1996年起,中国电网总装机容量和总发电量均居世界第二[1]。(2)电网规模逐步扩大为了满足大容量长距离的送电要求,我国电力系统的运行电压等级也在不断提高。1972年建成第一回330kV交流线路,1981年建成第一回500kV交流线路,1989年建成第一回500kV直流线路,2005年在西北电网建成第一回750kV交流线路。随着电网电压等级的提高,网络规模也在不断扩大,我国已经形成了6个跨省的大型区域电网,即东北电网、华北电网、华中电网、华东电网、西北电网和南方电网,如图1-1所示。图1-1全国区域电网基本结构图1.2中国电网的未来发展和挑战(l)用电需求不断攀升尽管我国电力工业发展迅速,但由于人口众多,到2007年底,人均装机仅为0.54kW,人均用电量仅为2457kwh,不到世界平均水平的一半,为发达国家的1/6-1/10,因此,电力负荷增长空间巨大。2007年,全国用电量已经达到1981年的12.53倍,其间用电量的年均增长10.21%,2000-2007年用电量年均增长13.39%,峰电功率估计增长13-13.5%。根据有关方面的预测,2005-2020年中国用电需求仍将保持较快的增长率,2005-2010年年均用电增长率在6%以上,2011-2020年年均增长率5%[4]。按照新的更高输电电压等级引入的一般规律,当电网内用电负荷达到现有输电网电压等级引入时的4倍以上时,开始建设更高电压等级的输电工程是经济合理的[5]。(2)电源建设多元化发展根据现有能源资源赋存条件和负荷增长需求,我国电源开发的基本方针是[2]:大力开发水电,优化发展煤电,推进核电建设,稳步发展天然气发电,加快新能源发电。预计2020年,常规水电按最大能力开发可达到2.4亿kW,抽水蓄能达到2000万kW,核电达到4000万kW,气电达到6000万kW,新能源发电达到4100万kW,另有6亿kW依靠煤电提供。今后,煤电和水电在未来能源供应中仍起主导作用,我国将在远离负荷中心的地区规划建设大规模火电发电中心、开发西部大型水电站或梯级水电站群,从粗放型的生产方式向节煤、节水、低排放、环保型发展[3,6]。(3)电网结构急需创新我国电力需求的快速增长,为国家电网的发展带来机遇,同时也提出新的挑战,主要体现在[7-10]：①一次能源远离负荷中心,大容量长距离输电势在必行,现有500kV输电线路输送能力有限,不能满足未来发展的要求。②现有基于500kV网架的联网系统区域交换能力不足,不能满足能源资源优化配置的需求。③土地资源有限,输电走廊越来越紧缺,急需提高单位输电走廊的送电能力。④现有500kV电网短路电流超标现象越来越严重,超过了目前断路器的最大遮断能力,对系统安全可靠运行不利。⑤长链形电网结构动态稳定问题突出,在东北、华北、华中电网500kV交流联网结构比较薄弱的情况下,存在低频振荡问题。⑥受端电网存在多直流落点和电压稳定问题。到2020年,如果西电东送华东电网全部采用直流输电方式,落点华东电网的直流换流站将超过10个,受端电网在严重短路故障的情况下,电力系统因电压低落发生连锁反应的风险较大。可见,以现有的输电方式和输电能力,难以满足国民经济和电力工业发展的需要,难以适应我国未来能源流的变化。所以,大力提高电网的输电能力,是建设坚强国家电网的重要措施,是电网安全稳定的重要保障,是实现更大范围的资源优化配置,构建更加灵活的电力市场交易平台的必要条件,是我国电网实现可持续发展的必由之路。目前我国正在抓紧提高现有500kV输电系统送电能力的工作,例如采用紧凑型输电[11]、大截面耐热导线[12]、可控串联补偿[13]、动态无功补偿[14]等一系列技术,这种挖潜补缺的意义和作用很大,应该深入开展,但仅依靠这些技术,仍是不足以解决我国电网所面临的问题,更无法满足国家未来发展的需要。因此,具有长距离、大容量和低损耗特点的高压输电技术必将成为适应电力需求持续增长、满足电网长远发展需要、大幅度提高电网输电能力的主要技术[15-19]。综上所述,无论是从电网发展的一般规律,还是从我国能源资源分布条件和国家经济持续发展需要看,鱼需加快建设电压等级更高、网架结构更强、资源配置规模更大的以高压骨干网架为核心的国家电网,才能满足未来我国电力需求持续增长的需要,促进电网与电源协调发展,推动电力技术创新和电工制造业技术升级,真正实现电力工业的跨越式发展。正是在这种背景下,本文提出了“中国高压电网规划”课题的研究。1.3国外高压输电技术的发展概况随着电力负荷的日益快速增长和远距离、大容量输电需求的增加,大规模容量电厂的建设,以及高压、超高压输电线路和变电站的数目日益增多,环境问题变得日益突出。为实现规模经济、减小网损、避免输电设备的重复建设,确保电力系统可靠性,使输电线路对环境的影响降至最小,美国、前苏联、日本、意大利和加拿大等国的电力公司或科研机构,于20世纪60年代末或70年代初根据电力发展需要开始进行了高压输电的可行性研究,并在广泛、深入地调查和研究基础上,先后提出了高压输电的发展规划目标或建设了高压输变电工程。1.4电网规划研究的特点电网规划研究的内容包括网架规划、无功规划、稳定性分析及短路电流分析。后三部分是在网架形成以后进行的。其中，无功规划和稳定性分析主要用于确定线路及变压器以外的一些补充设备，同线路和变压器相比，这些设备的建设费用较少，建设时间也较短；短路电流分析计算一般作为电网规划方案提出后的校验手段，通常不直接用于方案的确定。因此，目前有关电网规划研究的主要方向是网架规划研究。电网规划研究按规划期长短可分为短期规划、远景规划和长期规划三种。短期规划研究主要用于制定较短水平年如5年的网络扩展计划，确定详细的网络结构方案。远景规划研究一般针对一个较长水平年如20~30年，它通过对未来各种发展情形的分析，给出根据环境参数进行技术选择的一般原则，长期规划研究介于两者之间，它用于电网年发展规划方案的制定。在这三部分中，长期规划研究起着十分重要的作用。一方面，远景规划研究所作出的技术选择可以通过长期规划网络的实际状态进行修正。另一方面，它又可以指导短期规划研究，确保短期决策与长期电网发展相一致。电网规划的基本原则是指在一定的技术可行性条件下，使电网规划各阶段费用总和最小。在数学上它属于一个复杂的多决策变量、多约束条件优化问题。而且它具有整数性非线性、多目标性、动态性、不确定性等特点。2章高压输电系统的输送能力分析2.1引言我国高压输电系统包括1000kV高压交流输电和±800kV高压直流输电两种方式,它们各有所长,本身没有排他性,而是互相补充,在电网规划和建设中应注意发挥各自的优势,使两种输电方式各尽所能,相得益彰。关于交直流输电的输送能力分析,国内外很多学者进行过研究,并积累了较丰富的文献资料[20-22].其中国外最有代表性的工作是St.Clair于1953年提出的一组经验曲线,这组曲线描述了输送能力与输送距离之间的关系。后来由爱迪生电气研究所和美国电力科学研究院编写的高压线路设计手册皆引用了该曲线[23、24]。尽管St.Clair曲线得到了非常广泛的应用,但它是建立在大量动模试验和运行经验基础上的,并且是针对60Hz电力系统的。而我国电力系统的额定功率为50Hz,不能直接套用St.Clair曲线,因此,国内学者开展了广泛的研究,其中专著[22]在国内具有广泛的影响,不但提出了中长距离交流输电系统的输送能力与输送距离的关系曲线,而且通过对交直流系统相互作用特性的分析,研究了直流输电系统的输送功率极限,专著所得出的结论曾被众多学者加以引用[21]。2.2高压交流输电系统的输送能力分析2.2.1影响高压交流输电系统输送能力的主要因素高压交流输电系统正常运行的两个基本条件是:（1）输电系统中的主要同步电机稳定地保持同步。（2）输电线路上各点的电压必须保持在额定电压附近。就对线路输送能力的影响而论,上述第一个条件实际上为功角稳定性问题,而第二个条件则是无功控制问题。因此,功角稳定性问题和无功控制问题构成了限制高压交流输电系统输送能力的两个基本因素。通常在电压等级较低的输电系统中(如110kV及以下)需要考虑的发热限制和电阻损耗,在高压交流输电系统中并不对输送能力构成限制。因为在高压输电的情况下,对环境的影响因素,如电晕放电、电场效应和磁场效应等,决定了线路的设计,而由此导致线路热容量将大大超过网络允许的线路输送功率所要求的热容量。而从另一方面考虑,发热限制和电阻损耗实际上是一个导线选择问题,而不属于线路运行问题。2.2.2高压交流输电系统的数学模型[20,22]用于输送能力分析的交流输电系统的数学模型如图2-1所示。其中送受端系统分别用相应的正序网络来等值,输电线路采用正序模型。由于高压输电线路在工频下的单位长度电阻与电抗比一般较小(不超过0.1),因此在分析输电线路的输电能力时,忽略电阻不会对分析结果产生太大的影响。图2-1输电系统数学模型—送端系统等值电动—受端系统等值电动势—送端系统等值电抗—受端系统等值电抗—送端母线电压—受端母线电压—线路中点电压—送端线路电流—受端线路电流—送端功率—受端功率—线路长度在假设输电线路无损耗的条件下,描述输电线路基本特性的著名长线方程为：（2-1）（2-2）式中,为波阻抗,为相位常数：（2-3）（2-4）式(2-3)和式(2-4)中,、分别为线路单位长度的电感和电容,为工频角频率,c为光速。2.3小结高压电网的系统特性主要反映在技术特点、输电能力和稳定性三个方面。1000kV交流输电中间可落点,具有电网功能,输电容量大,覆盖范围广,节省架线走廊,有功功率损耗与输送功率的比值小;1000kV交流输电的能力取决与各线路两端的短路容量比和输电线路距离,输电稳定性取决于运行点的功角大小。±800kV直流输电中间不落点,可将大量电力直送大负荷中心,输电容量大、输电距离长,节省架线走廊,有功功率损耗与输送功率的比值较大,其输电稳定性取决于受端电网的结构。3章电网规划方法及发展3.1电网灵活规划电网灵活规划是指计及各种不确定性因素对规划结果的影响，在满足各种经济性指标下，给出一个总体上最优的规划方案，即在经济性和可靠性之间寻求一种平衡。电网规划中不确定性因素的多样性及对其不同的处理方法，产生了各种不同的灵活规划方法。3.1.1随机规划方法随机规划方法是将以往的经验和规律采用统计参数来表示，然后在随机环境中对未来环境和参数采用概率方法进行处理；通过潮流方法得到潮流指标，为随机规划提供数据。由于随机规划方法对不确定性因素的处理需要大量的原始数据，同时其计算量大、所费机时较长等缺陷限制了其应用的广泛性。为弥补这些不足，出现了一些改进的方法，如采用人工神经网络方法、随机动态规划方法等。3.1.2模糊规划方法模糊规划方法在进行规划之前必须对各种数据、专家经验和语言规则等资料进行模糊化处理，对输入输出之间的关系通过模糊规则来描述近年来为了缓解问题求解的难度及确定模糊隶属函数表达式的困难，尝试采用人工神经网络方法，取得了良好的效果。此外，将模糊集理论与专家系统、决策支持系统结合起来，以及利用模糊集理论改进传统规划方法的柔性和强壮性，也被证明是行之有效的。3.1.3灰色规划方法灰色系统理论的核心是灰色动态建模，简记为GM，其思想是直接将时间序列转化为微分方程，从而建立系统的发展变化的动态模型。目前在店里系统灵活规划中采用的动态模型是灰色预测模型GM（1，1），即只有一个变量、一阶的GM模型。目前在电力系统规划中对灰色方法已经得到了初步应用，但是灰色方法由于对灰色处理不够缜密，并且缺乏严格的数学理论支持，还有待进一步改进和完善。3.1.4遗传算法遗传算法的主要思想是：通过列出或随机产生一组待选规划方案作为祖先，编码成一个个“染色体”，评价其中各方案的好坏，并通过杂交、变异等多次作用，产生出具有更好品质的子代、孙代，直到取得最优的结果。遗传算法具有多路径搜索、隐并行性、随机操作等特点，同时他对数据的要求低，基本上不要搜索空间的知识或其他辅助信息；它采用概率变迁规则来指导搜索方向，使其具有明确的搜索方向，提高了算法的鲁棒性。但是它存在计算速度慢、容易收敛到局部最优点等缺陷和不足，目前对此也进行了一些改进和研究。3.1.5进化规划进化规划不需要对变量进行编码和解码，更适合连续优化问题采用进化规划进行电网灵活规划时，在所要考虑的电网中列出所有的待选线路，计算出最为合理的潮流分布，去掉潮流小于某一阈值的支路后得到的网络方案即为所求的最优方案，其处理的是支路潮流这一连续变量。进化规划与遗传算法的主要区别是：进化规划采用控制参数而不是它们的编码；进化规划每代的选择过程是变异和竞争，而遗传算法是复制变异和杂交。但缺点是计算量大，计算时间比较长。3.1.6Tabu搜索法Tabu搜索方法是一种高效的用于解决组合优化问题的启发式搜索算法，其基本思想是通过记录搜索历史，从中获得知识并利用其来指导后续的搜索方向以避开局部最优解。其最大的特点是状态的转移具有“上山”性，即从状态x转移到x*时，并不要求f（x*）<f（x），仅要求f（x*）为随机产生的p个状态中目标函数最小的一个。虽然在数学上还不能严格证明Tabu搜索法一定能够达到最优解，但是通过在电力系统的诸多领域的应用，均取得了令人满意的结果。3.2建设原则我国电源的规划布局应依据我国能源资源的储存条件、分布特点,地区电力负荷情况以及交通运输、地区经济发展状况、环境保护要求等因素,综合考虑优化比较来确定。在电源开发时,应以保持与国民经济发展相适应为目标,以电力市场为导向,以可持续发展为主题,以优化资源配置为重点,坚持开发与节约并重、控制总量,加快技术改造,优化调整电源结构,统筹兼顾,协调发展,注重电力产业结构调整,在发展中调整结构,在结构调整中促进发展,实现电力产业技术升级。电力工业作为国民经济的基础产业和保障各行各业发展的公用事业,既是各行业的生产资料,又是人民必须的生活资料,实现电力供需平衡、适度超前,为国民经济发展和人民生活水平提高提供优质、可靠、廉价的电力保证,为全面建设小康社会奠定坚实的基础。根据以上原则全国电源布局及开发方针是:大力发展水电,优化发展火电,积极推进发展核电,适度发展天然气发电,因地制宜地发展多种新能源发电,重视生态环境,提高能源效率。电源建设时,应体现资源优化配置,控制总量,合理布局,协调发展。我国电源建设规划应遵循如下的主要原则:（1）实现更大范围内的资源优化配置。（2）适应厂网分开、竞价上网和建立电力市场的要求,推荐电源侧的公平竞争。（3）优先发展水电,积极推进水电流域梯级综合开发。（4）积极推进核电发展,加快以百万千瓦级先进压水堆为技术方向的新一代核电站的开发和技术的国产化,为未来核电的发展奠定基础。（5）结合考虑各电网的能源资源,以及电源前期工作情况,优先安排建设条件好、前期工作充分,对区域电力供需平衡有重要作用的电源项目。3.3京津冀电网市场空间分析2010年京津冀电网最大负荷为10500万kW,比2005年增加4000万kW,系统需要新增的装机容量为5050万kW(26%备用,部分容量为弥补2005年的缺口),“十一五”期间京津冀地区投产火电3900万kW,抽水蓄能200万kW,尚有新增煤电市场空间280万kW。2015年京津冀电网最大负荷13200万kW,比2010年增加2700万kW,系统需要新增的容量为3100万kW(15%备用),在新增电源项目中,,核电400万kW,抽水蓄能180万kW,“十二五”期间尚有新增煤电市场空间2400万kW。3.4主要设计原则(l)以国家电力中长期发展战略为指导按照国家电力中长期发展战略,国家电网应满足大力开发水电后西电东送的要求,满足大型煤电基地外送的要求;把推进跨大区送电作为电力结构调整、降低成本、节约能源、实现产业升级和可持续发展的重要内涵;坚持市场经济的普遍规律和电网自身的客观规律相结合;建设安全可靠、结构合理、技术先进、经济高效、运行灵活的国家电网。(2)科学论证,示范先行,自主创新,加快推进近期推动高压工程的一条基本原则是符合国家发改委组织完成的电力“十一五”规划。加快实施试验示范工程,验证性能,积累经验,为下一步推广使用打基础;同时超前规划,解决好1000kV骨干通道与500kV跨省联络线的过渡配合问题。从中长期看,发展高压电网,一要优化电源布局,加快建设大型煤电基地;二要建立合理的1000kV电网结构;三要实现与500kV电网的有效衔接。(3)坚持统一规划和整体性原则坚持统一规划,坚持上级规划指导下级规划,贯彻中、长期规划指导近期规划、远近结合的原则,优化建设顺序,提高资金使用效率,使规划工作更具有前瞻性。电网规划历来强调全局观念。高压电网总体规划的重点是建立合理的国家级电网目标结构。遵循统一规划的原则,区域电网应根据高压电网网架规划,对高压电网进行调整,形成相互适应、功能互补的主网架。具体跨区、跨省及与主网架相关项目的论证与决策应服从全国电网格局及高压电网规划目标结构的总体要求。(4)贯彻适度超前、远近结合的原则电网的发展总是从小到大,资源优化配置的范围也是随着电网规模的扩大而拓展。客观上要求区域电网之间的电力交易不应受网络阻塞的限制。高压电网规划应按照适度超前的原则规划跨区网架,以市场为导向,科学论证和反映跨区联网所带来的巨大送电效益和联网效益。3.5高压电网的发展思路针对中国国情,着眼于能源资源优化配置的需要,以构建坚强的电网为核心,在华北电网率先建设贯通南北的百万伏级交流通道,将华中与华北构筑成为联系紧密的电网，共同形成覆盖大电源基地和负荷中心的高压电网。全国电力流向总体上呈现逐级递推、接力送电的格局。4章高压电网总体规划4.1电气主接线规划根据我国能源部关于《220～500KV中变电所设计技术规程》SDT—88规定：“变电所电气主接线应根据变电所在电力系统的地位，变电所的规划容量，负荷性质线路变压器的连接、元件总数等条件确定。并应综合考虑供电可靠性、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过度或扩建要求。”4.1.1可靠性所谓可靠性是指主接线能可靠的工作，以保证对用户不间断的供电，衡量可靠的客观准是运行实践评价可靠性的标志。供电可靠性是电力生产和分配的首要要求，电气主接线也必须满足这个要求。在研究主接线时，应全面地看待以下几个问题：=1\*GB3①可靠性的客观衡量标准运行实践，估价一个主接线的可靠性时，应充分考虑长期积累的运行经验。我国现行设计技术规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结。设计时应予遵循。=2\*GB3②主接线的可靠性，是由其各组成元件（包括一次和二次设备）的可靠性的综合。因此主接线设计，要同进考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。=3\*GB3③可靠性并不是绝对的，同样的主接线对某厂是可靠的，而对另一些厂则可能还不够可靠。因此，评价可靠性时，不能脱离发电厂（变电所）在系统中地位和作用衡量主接线运行可靠性的标志是：=1\*GB3①断路器检修时，能否不影响供电。=2\*GB3②线路、断路器或母线故障时，以及母线检修时，停运出线回路数的多少和停电时间长短，以及能否保证对重要用户的供电。=3\*GB3③发电厂、变电所全部停运的可能性。=4\*GB3④对大机组超高压情况下的电气主接线，应满足可靠性准则的要求。4.1.2灵活性主接线的灵活性有以下几方面的要求（1）调度要求：可灵活的投入和切除变压器、线路。调配电源和负荷，能够满足系统在运行方式下，检修方式下特别方式下的调度要求。（2）检修要求：可方便的停运断路器，母线及其继电器保护设备进行安全检修，且不致影响对用户的供电。（3）扩建要求：可容易的从初期过度到终期接线使在扩建时，无论一次和二次设备改造量最小。4.1.3经济性在满足技术要求前提下，做到经济合理。=1\*GB3①投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资；要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以便选择价格合理的电器设备；在终端或分支变电所中，应推广采用直降式（110/6～kV）变电所和以质量可靠的简易电器代替高压侧断路器。=2\*GB3②占地面积小：电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。=3\*GB3③电能损耗少：经济合理地选择主变压器的型式、容量和台数，避免两次变压增加电能损失。4.2发电厂规划4.2.1发电厂电气主接线规划原则发电厂电气主接线接线方式,应根据厂内装机容量、单机容量、设备特点、最终规模等，综合电力系统现状与将来发展，以及本厂在电力系统中的地位等条件综合确定，其接线方案应具备可靠、灵活、经济等基本特点。发电厂电气主接线方式及其选择原则如下：发电厂（变电所）电气主接线电力系统接线的主要组成部分。它表明了发电机、变压器、线路和断路器等电气设备的数量和连接方式及可能的运行方式，从而完成发电、变电、输配电的任务。它的设计，直接关系着全厂电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，关系着电力系统安全、稳定、灵活和经济运行。由于电能生产的特点是：发电、变电、输电和用电是在同一时刻完成的，所以主接线设计的好坏，也影响到工农业生产和人民生活。因此，主接线的设计是一个综合性的问题。必须在满足国家有关技术经济政策的前提下，力争使其技术先进、经济合理、安全可靠。现将发电厂（变电所）电气主接线设计的有关原则和要求，简述如下：(1)合理地确定发电机的运行方式确定运行方式总的原则是安全、经济地发、供电。承担基荷的发电机，要求设备利用率高，年利用小时数在5000h以上；承担腰荷的发电机、设备利用小时数为3000～5000h；承担峰荷的发电机，设备利用小时数在3000h以下。对具体发电厂来说，则视其工作特性而有所不同。由于核电厂运行费用低，200MW能以上的大型汽轮发电机热效率高，供热式发电机按热负荷曲线工作，径流式水电厂设有库容，所以都应优先担任基本负荷。凝汽式汽轮发电杨原则上可担负任何负荷。一般热效率较低的中、小型凝汽式汽轮发电机可承担腰荷或峰荷，但尚应考虑汽轮发电机出力不能低于容许的最小出力（约为25～30%Sn）和汽轮发电机效率在85～90%Sn运行时为最高的特点。水轮发电机组可在1～2min内自动起动承担负荷，所以水电是电力系统中最灵活的机动能源，应多承担调峰、调相任务。坝后式水电厂根据库容大小和水位高低，可酌情担负基荷、腰荷和峰荷，同时注意在丰水期应首先利用水电厂的发电量，以承担基荷为宜，而在枯水期要充分理处利用水电厂的装机容量，一般应承担日、周调峰负荷。抽水蓄能式水电厂则应承担尖峰负荷。(2)接线方式大型发电厂（总容量1000MW及上，单机容量变200MW以上），一般距负荷中心较远，电能需用较高电压输送，故宜采用简单可靠的单元接线方式，如发电机—变压器单元接线，或发电机—变压器—线路单元接线，直接接入高压或超高压系统。中型发电厂（总容量200～1000MW、单机50～200MW）和小型发电厂（总容量200MW，单机50MW以下），一般靠近负荷中心，常带有6～10kV电压级的近区负荷，同时升压送往较远用户或与系统连接。发电机电压超过10kv时，一般不设压母线而以升高电压直接供电。全厂电压等级不宜超过的三级（即发电机电压为1级，设置升高电压为1～2级）。采用扩大单元接线时，组合容量一般不超过系统容量的8～10%。对于6～220kV电压配电装置的接线，一般分为两大类：其一为母线类，包括单母线、单母线分段、双母线、双母线分段和增设旁路母线的接线；其二为无母线类，包括单无接线、桥形接线和多角形接线等到。应视电压等级和出线回数，酌情选用。旁路母线的设置原则：=1\*GB3①采用分段单母线或双母线的110～220kV配电装置，当断路器不允许停电检修时，一般需设置旁路母线。因为110～220kV线路输送距离较长、功率大，一旦停电影响范围大，且断路器检修时间长（平均每年约5～7天），故设置旁路母线为宜。对于屋内型配电装置或采用SF6断路器、SF6封闭电器的配电装置，可不设旁路母线。主变压器的110～220kV侧断路器，宜接入旁路母线。当有旁路母线时，应首先采用以分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当220kv出线为5回线及以上、110kV出线为7回及以上时，一般装设专的旁路断路器=2\*GB3②35～60kV配电装置中，一般不设旁路母线，因重要用户多系双回路供电，且断路检修时间较短，平均每年约2～3天。如线路断路器不允许停电检修时，可设置其他旁路设施。=3\*GB3③6～10kV配电装置，可不设旁路母线。对于出线回路数多或多数线路系向用户单独供电，以及不允许停电的单母线、分段母线的配电装置，可设置旁路母线。采用双母线的6～10kV配电装置多不设旁路母线。对于变电所的电气接线，当能满足运行要求时，其高压侧应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线，如线路一变压器组或桥形接线等。若能满足继电保护要求时，也可采用线路分支接线。在110～220kV配电装置中，当出线为2回时，一般采用桥形接线；当出线不超过4回时，一般采用分段单母线接线。在枢纽变电所中，当110～220kV出线在4回及以上时，一般采用双母线接线。在大容量变电所中，为了限制6～10kV出线上的短路电流，一般中采用下列措施：=1\*GB3①变压器分列运行。=2\*GB3②在变电器回路中装置分裂电抗器或电抗器。=3\*GB3③采用低压侧为分裂绕组的变电器。=4\*GB3④出线上装设电抗器。4.2.2主变压器（1）变压器容量、台数的确定原则主变电器的容量、台数直接影响主接线的形式的配电装置的结构。它的确定除依据传递容量基本原始资料外，还应根据电力系统5～10年发展规划、输送功率大小、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择。如果变压器容量选取得过大、台数过多，不仅增加投资，增大占地面积，而且也增加了运行电能损耗，设备未能充分理处发挥效益；若容量选取得过小，将可能“封锁”发电机剩余功率的输出或者会满足不了变电所负荷的需要，这在技术上是不合理的。因为每千瓦的发电设备投资远大于每千瓦变电设备的投资。为此，在选择发电厂主变压器时，应遵循以下基本原则：①单元接线时变压器容量应按发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度来确定。采用扩大单元接线时，应尽可能采用分裂绕组变压器，其容量亦应按单元接线的计算原则算出的两台机容量之和来确定。②在发电机电压母线与系统之间的主变压器，应考虑以下因素：当发电机全部投入运行时，在满足发电机电压供电的日最小负荷，并扣除厂用负荷后，主变压器应能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统；当接在发电机电压母线上的最大一台机组检修或故障时，主变压器应能从电力系统倒送功率，保证发电机电压母线上最大负荷的需要。此时，应适当考虑发电机电压母线上负荷可能的增加以及变压器的允许过负荷能力；若发电机电压母线上接下来两台或以上的主变压器时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其它主变压器在允许正常过负荷范围内，应能输送母线剩余功率的70%以上。③连接两种升高电压母线的联络变压器应满足两种电压网络在各种不同运行方式下，网络间的有功功率和无功功率交换；联机变压器容量一般不应小于接在两种电压母线上最大一台机组的容量，以保证最大一台机组故障或检修时，通过联络变压器来满足本侧负荷的要求。同时，也可以在线路检修或故障时，通过联络变压器将剩余容量送入另一系统；联络变压器为了布置和引线方便，通常只选一台，在中性点接地方式允许条件玩下，以选自耦变压器为宜。（2）主变压器型式选择原则选择主变压器型式时，应考虑以下问题。①相数的确定在330kV及以下电力系统中，一般都应选有用三相变压器。因为单相变压器组相对来讲投资大、占地多、运行损耗也较大，同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。但是由于变压器的制造条件和运输条件的限制，特别是大型变压器，尤其需要考察其运输可能性，从制造厂到发电厂（或变电所）之间，变压器尺寸是否超过运输途中隧洞、涵洞、桥洞的允许通过限额；变压器重量是否超过运输途中车辆、船舶、码头、桥梁等到运输工具或设施的允许承载能力。若受到限制时，则宜选用两台小容量的三相变压器取代一台大容量三相变压器，或者选用单相变压器组。②绕组数的确定国内电力的系统采用的变压器按其绕组数分类有双绕组普通式、三绕组式、自耦式以及低压绕组分裂等型式变压器。发电厂如以两种升高电压级向用户供电或与系统连接时，可以采用二台双绕组变压器或三绕组变压器，亦可选用自耦变压器。一般当最大机组容量为125MV及以下的发电厂多采用三绕组变压器，因为一台三绕组变压器的价格及所使用的控制电器和辅助设备，与相应的两台双绕组变压器相比都较少。但三绕组变压器的每一个绕组的通过容量应达到该变压器额定容量的15%及以上，否则绕组未能充分利用，反而不如选用两台双绕组变压器合理。对于最大机组为200MW以上的发电厂，由于机组容量大，额定电流及短路电流都甚大，发电机出口断路制造困难，价格昂贵，且对供电可靠性要求较高。所以，一般在发电机回路及厂用分支回路均采用分相封闭母线，而封闭母线回路中一般不装置断路吕和隔离开关。况且，三绕组变压器由于制造上的原因，中压侧不留分接头，只作死抽头，不利于高、中压侧的调压和负荷分配。为此，一般以采用双绕组变压器加联络变压器更为合理。其联络变压器宜选用三绕组变压器，低压绕组可作为厂用备用电源或厂用启动电源，亦可连接无功补偿装置。当采用扩大单元接线时，应优先选用低压分裂绕组变压器，这样，可以大大限制短路电流。在110kV及以上中性点直接接地系统中，凡需选用三绕组变压器的场所，均可优先选用耦变压器，它损耗小、体积小、效率高，但限制短路电流的效果较差，变比不宜过大。③绕组接线组别的确定变压器三相绕组的接线组别必须和系统电压相位一致，否则，不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有星形“Y”和三角形“D”两种。因此，变压器三相绕组的连接方式应根据具体工程来确定。我国110kV及以上电压，变压器三相绕组都采用“YN”连接；35kV采用“Y”连接，其中性点多通过消弧线圈接地；35kV以下高压电压，变压器三相绕组都采用“D”连接。4.2.3主变压器规划（1）主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等综合考虑确定。（2）主变压器容量一般按变电所、建成后5～10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期的负荷发展。对于城网变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。①在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。②装有两台主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。4.3厂用电规划4.3.1规划原则（1）应保证对厂用电负荷可靠和连续供电，使发电厂主机安全运转；接线应能灵活地适应正常、事故、检修等各种运行方式的要求；还应注意其经济性和发展的可能性并积极慎重地采用新技术、新设备、使其具有可行性和先进性。（2）实践经验表明：当容量在100～300MW时，宜选用6KV作厂用高压电压，低压为0.4KV。（3）通常厂用工作电源不少于两个，对于接入系统并联运行的发电厂，从发电厂出口母线经厂用高压变压器或电抗器，取高压工作电源，可靠性高。当发电机和变压器为单元接线时，则厂用工作电源从主变的低压侧引接。（4）备用电源的引接应保证其独立性，并且具有足够的供电容量，最好为电力系统紧密相联系，在全厂停电情况下仍能从系统获得厂用电。（5）备用厂用高压变压器台数配置原则：5台以下厂用高压变，设一台备用变。（6）厂用高压备用变的容量为最大容量的厂用高压变容量相同。（7）高压厂用母线接线，按一机一炉，按炉分段，确保独立性。4.3.2规划要求所用电设计应按照运行，检修和施工的需要，考虑全厂发展规划，积极慎重的采用经过试验鉴定是新技术和新设备，使设计达到技术先进，经济合理。所用电接线应满足正常运行的安全，可靠，灵活，经济和检修，维护方便等一般要求外，还应满足下列特殊的要求：（1）尽量缩小所用电系统的故障影响范围，并应尽量避免引起全厂停电事故。（2）充分考虑发电厂正常，事故，启动等运行方式下的供电要求，切换操作简便。（3）便于全期扩建连续施工，对公用负荷的供电要结合远景规划。（4）所用电设计应按照运行、检修和施工的要求，考虑全所发展的规划，积极慎重的采用经过实验鉴定的新技术和新设备，使设计达到技术先进，经济合理。（5）在选择所用电设备的形式时，应结合所用配电装置的布置。4.4短路电流计算4.4.1短路电流计算原则计算短路电流的目的是评价电网短路水平,从整体上校核系统结构和接线,验算系统短路电流水平配合,为电气设备选择提供基本的计算数据,它是检验高压电网网络方案合理性的一个重要手段,通过它可以校验在现有网架的基础上建设1000kV高压网架后,原有网架短路电流水平是否会受到影响,并验证高压网架的建设能否为远景年500kV电网的短路电流水平过高提供有效的解决措施。短路电流计算采用全开机、全接线方式,对电网中的1000kV及500kV母线进行三相短路电流校核,短路电流计算采用以下原则:（1）中华人民共和国国家标准《三相交流系统短路电流计算》（2）《国家电网公司电网规划设计内容深度规定》（3）《电力系统设计技术规程》（4）《电力系统设计手册》4.4.2短路电流计算的一般规定验算导体和电器时所用短路电流，一般有以下规定。（1）计算的基本情况=1\*GB3①电力系统中所有电源均在额定负荷下运行；=2\*GB3②所有同步电机都具有自动调整励磁装置；=3\*GB3③短路发生在短路电流为最大的瞬间；=4\*GB3④所有电源的电动势的相位角相同；=5\*GB3⑤应考虑对短路电流值有影响的所有元件，但不考虑短路点的电弧电阻。对异步电动机的作用，仅在确定短路电流冲击值和最大全电流有效值时才予以考虑。（2）接线方式计算短路电流时所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式（即最大运行方式），而不能仅用在切换过程中可能并列运行的接线方式。（3）计算容量应按本工程设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划（一般考虑本工程建成后5～10年）。（4）短路种类一般按三相短路计算。若发电机出口的两相短路，或中性点直接接地系统以及自耦变压器等回路中的单相（或两相）接地短路较三相短路情况严重时，则应按严重情况的进行校验。（5）短路计算点在正常接线方式时，通过电器设备的短路电流为最大的地点，成为短路计算点。对于带电抗器的6～10KV出线与厂用分支线回路，在选择母线至母线间隔开关之间的引线、套管时，短路计算点应该取在电抗器前。选择其余的导线和电器时，短路计算点一般取在电抗器后。4.4.3基准值计算高压短路电流计算一般只计及元件（即发电机、变压器、电抗器、线路等）的电抗，采用标么值计算。为了计算方便，通常取基准容量，基准电压一般取用各级的平均电压。当基准容量与基准电压选定后，基准电流与基准电抗便已决定：基准电流：基准电抗:求计算电抗是将各电源与短路点之间的转移电抗归算到以各供电电源容量为基值的电抗标玄值。可用下式归算：(m=1…n)式中——为第m个电源等值发电机的额定容量（MVA）——为第m个电源与短路点之间的转移电抗（标玄值）——为第m个电源至短路点的计算电抗。4.5电网潮流的计算分析全国最大负荷均出现在夏季,火电装机控制月基本在8月左右,为校核网架,夏季高峰时期高压电网层面火电机组不考虑检修,冬季大方式考虑部分机组检修。考虑四个典型运行方式:丰大方式、丰小方式、枯大方式、枯小方式。各方式下水、火电开机根据系统需要、电源结构特点及水电特性,经电力平衡计算后确定。潮流计算作为评价网络方案的重要指标，选择导线及变电所主要设备的规格，并为选用调压装置，无功补偿设备及其配电提供依据，为稳定计算分析提供原始条件；对运行部门，主要是为指定良好的运行方式。潮流计算时，系统备用容量的分配应注重能源的合理利用和系统的安全，经济运行。（1）功率损耗和电压损失的计算当功率通过阻抗时，所产生的功率损耗为：产生的电压降落的纵分量和横分量分别为：式中、——分别为线路或变压器的电阻，电抗。、、——分别为线路或变压器按潮流方向的始端（或末端）有功功率MW,无功功率MVar，电压KV。设、、均为始端数据，利用以上两式可计算出及，则末端电压向量为若已知末端数值、、，则始端的电压向量为对于线路，始末两端的电压向量的相角差，称为功率角。电压向量差成为电压降落，始末端的电压数值称为电压损失。5章高压电气设备规划5.1高压断路器断路器型式的选择：除需满足各项技术条件和环境条件外，还考虑便于安装调试和运行维护，并经技术经济比较后才能确定。根据我国当前制造情况，电压6－220kV的电网一般选用少油断路器，电压110－330kV电网，可选用SF6或空气断路器，大容量机组釆用封闭母线时，如果需要装设断路器，宜选用发电机专用断路器。断路器选择的具体技术条件如下：=1\*GB3①电压：电网工作电压=2\*GB3②电流：最大持续工作电流=3\*GB3③开断电流：断路器实际开断时间t秒的短路电流周期分量断路器额定开断电流=4\*GB3④动稳定：断路器极限通过电流峰值三相短路电流冲击值=5\*GB3⑤热稳定：稳态三相短路电流短路电流发热等值时间断路器t秒热稳定电流5.2隔离开关隔离开关形式的选择，应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素，进行综合的技术经济比较然后确定。选择的具体技术条件如下：=1\*GB3①电压：电网工作电压=2\*GB3②电流：最大持续工作电流=3\*GB3③动稳定：=4\*GB3④热稳定：5.3母线5.3.1选型载流导体一般都采用铝质材料，工业上常用的硬母线为矩形、槽形和管形。矩形母线散热好，有一定的机械强度，便于固定连接，但集肤效应系数大，一般只用于35kv及以下，电流在4000A及以下的配电设备中;槽形母线机械强度较好，载流量大，集肤效应系数小，一般用于4000-8000A配电装置中；管形母线集肤效应系数小，机械强度高，管内可以通水和通风，可用于8000A以上的大电流母线，另外，由于圆管形表面光滑，电晕放电电压高，可用于110及以配电装置母线。110kv及以上高压配电装置，一般采用软导线。当采用硬导体时，宜用铝锰合金管形导体。5.3.2截面选择① 软母线的截面选择：按照经济电流密度选择的母线都能满足导体长期发热条件，故按经济电流密度选择：正常工作时的最大持续工作电流经济电流密度。对应不同种类的导体和不同的最大负荷利用小时数，将有不同取值。② 硬母线的截面选择：硬母线一般用于电压较低的配电装置中，所以，可以按最大持续工作电流选择导线截面积：相应于某一母线布置方式和环境温度为+25℃时的导体长期允许载流量。温度修正系数。5.3.3热稳定校验① 软母线不需热稳定的校验② 硬母线的热稳定校验：C热稳定系数。与导体材料及温度有关。5.3.4动稳定校验①软母线无需动稳定校验。②硬母线的动稳定校验：各种形状的硬母线通常都安装在支柱绝缘子上短路冲击电流产生的电动力将使导体发生弯曲，因此，导体应按弯曲情况进行应力计算。110及以上单根圆管母线上产生的应力不能忽略不计。5.4互感器互感器包括电压互感器和电流互感器，是一次系统和二次系统间的联络元件，用以分别向测量仪表、继电器的电压线圈和电流线圈供电，正确反映电气设备的正常运行和故障情况。互感器的作用：（1）一次回路的高电压和大电流变为二次回路标准的低电压和小电流，使测量仪表和保护装置标准化，小型化，并使其结构轻巧，价格便宜，并便于屏内安装。（2）使二次设备与高电压部分隔离，且互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身的安全。5.4.1电压互感器的选择=1\*GB3①电压互感器的配置原则：应满足测量、保护、同期和自动装置的要求；保证在运行方式改变时，保护装置不失压、同期点两侧都能方便地取压。=2\*GB3②母线：6—220KV电压级的每相主母线的三相上应装设电压互感器，旁路母线则视各回路出线外侧装设电压互感器的需要而确定。=3\*GB3③线路：当需要监视和检测线路断路器外侧有无电压，供同期和自动重合闸使用，该侧装一台单相电压互感器。=4\*GB3④主变压器：根据继电保护装置、自动装置和测量仪表的要求，在一相或三相上装设。2）型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择：=1\*GB3①6—20KV屋内配电装置，一般采用油浸绝缘结构，也可采用树脂浇注绝缘结构的电压互感器。=2\*GB3②35－110KV的配电装置，一般釆用油浸绝缘结构的电压互感器。=3\*GB3③220KV以上，一般釆用电容式电压互感器=4\*GB3④当需要和监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器，或有第三绕组的单相电压互感器组。电压互感器三个单相电压互感器接线，主二次绕级连接成星形，以供电给测量表计，继器以及绝缘电压表，对于要求相电压的测量表计，只有在系统中性点直接接地时才能接入，附加的二次绕组接成开口三角形，构成零序电压滤过器供电给继电器和接地信号（绝缘检查）继电器。3）一次电压U1：1.1Un>U1>0.9UnUn为电压互感器额定一次线电压，1.1和0.9是允许的一次电压波动范围，即±10%Un。4）二次电压：电压互感器二次电压，应根据使用情况，按下表选用所需的二次额定电压。电压互感器二次额定电压选择表绕组主二次绕组附加二次绕组高压侧接入方式接于线电压上接于相电压上用于中性点接地用于中性点不接地二次额定电压（V）100100/eq\r(,3)100100/35.4.2电流互感器的选择根据《电力工程电气设计手册1》一次部分P71电流互感器的配置原则：=1\*GB3①凡装有断路器的回路均应装设电流互感器，其数量应满足测量仪表、保护和自动装置要求。=2\*GB3②在未设断路器的下列地点也应装设电流互感器，发电机和变压器的中性点、出口。=3\*GB3③对直接接地系统，一般按三相配置。对非直接接地系统，依具