2014版高压输电网络规划设计说明

./毕业设计〔论文-高压输电网络规划设计目录原始资料1第一章原始资料分析及系统功率平衡11.1电力电量平衡的目的与要求41.2电力平衡中的容量组成41.3功率平衡计算4第二章电力网络的设计方案52.1电网设计的一般容52.2电力网络的基本原则52.3电气主接线的基本原则52.4电力网络电压等级的选择62.5接线方案6简单结构的电力系统宜分为以下几种类型6系统接线方案比较7第三章水电厂主接线83.1主接线设计的基本要求83.2水电厂资料83.3发电厂接入系统的电压等级83.4电气主接线形式8、方案一：发电机——变压器单元接线8方案二:扩大单元接线9方案三:扩大单元接线与发电机——变压器单元接线相结合93.5发电厂接入系统的主变压器的选择9主变压器台数的确定9主变压器容量的确定9主变压器形式的选择10主变压器调压方式的选择103.6出线的选择103.7厂用变压器的选择11第四章架空线路的确定124.1按经济电流密度选择截面12按经济电流密度选择截面输送容量,应考虑线路投运5—10年的发展12计算公式124.2按电晕条件校验124.3按允许载流量校验134.4按机械强度校验134.5按允许长期最大载流量校验13水电厂——甲变电所的线路校验13各变电站之间的校验134.6线路参数确定及校验154.6.1按经济电流密度选择截面154.6.2按故障校验154.6.3按电晕条件校验154.6.4按允许载流量校验164.7导线间距的确定164.8水电站——甲变电所线路的选择164.9各变电站间的线路选择17第五章变电所变压器的确定215.1变电所主变压器的确定21主变压器容量的确定21主变压器台数的确定21第六章电力系统的无功补偿236.1无功电源不足对系统的影响236.2无功补偿原则236.3无功电源的选择23无功电源23无功电源的选择236.4无功补偿容量的配置23第七章潮流分布与计算257.1潮流计算257.2电压调整307.3调压方式的种类确定30乙变电站变压器分接头的选取30丙变电站变压器分接头的选取31丁变电站变压器分接头的选取31第八章网络中的设备配置338.1水电厂主设备的选择33水轮发电机出口断路器的选择33扩大单元接线母线截面的选择33P=35×2=70MW338.2乙变电站主设备的选择33高压侧主设备的选择34低压侧主设备的选择348.3断路器358.4隔离开关35第九章短路电流的计算369.1高压网络短路电流计算条件的规定369.2短路电流计算的基本假设369.3网络的化简及短路计算369.4各线路的电抗标么值的计算369.5等值阻抗图〔短路点如图所示379.6短路点的确定与计算38体会46参考文献：46附录:46.原始资料一、设计题目：高压输电网络规划设计二、设计的主要原始资料：随着经济的发展,市拟在新兴开发区建设乙、丙、丁三座变电所,同时建设水电厂W,如图1所示。1．已有系统发电厂总容量1000MW,平均功率因数=0.84,平均厂用电率3%,最大机组容量100MW。负荷最大值800MW,平均功率因数=0.87,最大负荷利用小时数=5400小时。甲变电所为220/110/10kV降压站,其110kV母线在最大负荷时不低于104kV,在最小负荷时不高于112kV；220kV母线短路时,系统提供的短路容量为3000MVA。2．水电厂W容量：设计年5×35MW,=0.85,远景规划7×35MW,=0.85。年平均发电量：1000×106kWh运行方式：丰水期满载运行,枯水期根据下游用水要求发电功率不得低于25MW。厂用电率：1%额定电压：10.5kV电抗参数：=1.088,=0.279,=0.18,=0.669,=0.23.新建变电所各变电所数据：名称乙丙丁最大负荷〔MW232634最小负荷〔MW161827cosΦ0.650.700.95二次侧电压〔kV101010一、二类负荷比例60%60%90%调压要求顺常逆TMAX〔小时450046006935平均负荷率最小负荷率0.794变电所丁的负载：负载形式年产〔吨年耗电量<kWh>棉纱1041273.06×104冶金业电炉钢2.0×1051210.46×105机制纸3.5×1042802.415×104居民生活260×104普通水泥7.5×105753.6×1054.地理位置图1地理位置示意图始末距离<km>通过地带水电厂W甲变200丘陵甲变乙变50平原甲变丙变20平原甲变丁变49平原乙变丁变40平原丙变丁变40平原5.本说明书是对高压输电网络规划设计。本系统中有原始的甲变电所和火电厂,要求对系统一次侧进行规划设计。5.1设计思路〔1首先认真阅读并对原始资料作一个初步了解和分析,确定系统的功率平衡。〔2确定网络的设计方案,在可靠、合理的基础上保证其经济性。〔3水电厂W的主接线,主要包括接线形式、主变和出线的选择。〔4架空线路的确定。〔5变电所电气主接线,主要分析乙变电所,确定其一次电气接线及各参数。〔6对系统进行无功补偿,确定各节点的无功补偿容量,使其满足系统要求。〔7对网络进行潮流分析和电压调整,使得各节点的电压在允许的围变化,并进行短路计算。5.2设计特点：对于整个网络一定要简单、可靠、灵活,在此基础上保证其经济性。5.3设计存在的问题：对于系统网络在技术上和经济上不能统一,我们首先考虑技术方面,再考虑经济方面。但对于有些设备在满足一定的技术基础上再考虑经济方面,使其满足可靠性,经济性。第一章原始资料分析及系统功率平衡1.1电力电量平衡的目的与要求电力电量平衡是电力电量供应与需求之间的平衡。在系统设计中应进行电力电量平衡计算,主要分析、研究以下问题：〔1确定电力系统需要的发电设备容量。〔2确定系统需要的备用容量,研究在水、火之间的分配。〔3确定系统需要的调峰容量,使之能满足设计年不同季节的系统调峰要求。〔4在满足电力系统负荷及电量需求的前提下。合理安排水火电厂的运行方式,充分利用水电,使燃料消耗最经济,并计算系统需要的燃料消耗量。〔5确定各代表水文年各类型电厂的发电设备利用小时数,检验电量平衡。〔6确定水电厂电量的利用程度,以论证水电装机容量的合理性。〔7分析系统与系统之间,地区与地区之间的电力电量交换,为保证扩大联网及拟定网络方案提供依据。1.2电力平衡中的容量组成〔1装机容量〔2工作容量〔3备用容量1.3功率平衡计算依据本次设计的原始资料,系统的功率平衡主要考虑有功备用容量是否足够。〔1发电总容量为1000MW,负荷最大值为800MW〔2水电厂设计容量为5×35MW,远景规划为7×35MW。〔3乙、丙、丁的最大负荷分别为23MW、26MW、34MW。由于系统的有功备用容量远远大于所提供的负荷,所以满足系统的功率平衡。第二章电力网络的设计方案2.1电网设计的一般容〔1确定输电方式〔2选择电网电压〔3确定网络结构〔4确定变电所布局和规模2.2电力网络的基本原则〔1满足国民经济各部门用电增长的要求。〔2满足用户对供电可靠性和电能质量的要求。〔3要求节约投资及年运行费用,减少主要设备和材料消耗,特别注意减少当前"短线"物资的消耗,要争取做到分期投资。〔4远近结合,以近为主,若两个方案技术指标相近时,应采用有利于发展的方案。〔5所提方案应在规定的期限有实现的可能性,过渡也方便。〔6要对多个方案进行技术比较,然后确定出最优方案。2.3电气主接线的基本原则根据系统和用户的要求,保证必要的供电可靠性和电能质量；具有运行,维护的灵活性、经济性、方便性和发展性。〔1可靠性衡量可靠的标准,一般是根据主接线形式及主要设备操作的可能方式,按一定的规律计算出"不允许"事件发生的规律、停运的持续时间、期望值等指标,从几种主接线形式中择优。〔2灵活性在调度时,可以灵活的投入和切除发电机、变压器和线路,调配电源和负荷,满足系统在事故运行方式、检修运行方式以极特殊运行方式下的系统调度要求；在检修时,可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备,而不致影响电力网的运行和对用户的供电；在扩建时,可以容易的从初期接线扩建到最终接线,在不影响连续供电或停电时间最短的情况下,投入新机组、变压器或线路,并对一次和二次部分的改建工作量最少；在操作时简便、安全、不易发生误操作的"方便性"。〔3经济性主接线应力求简单,以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器等一次设备,要使控制、保护不过于复杂,要能限制短路电流,以便于选择价廉的电气设备或轻型电器,做到投资省。合理的选择主变压器的种类〔双绕组、三绕组或自耦变等容量、台数,避免两次变压而增加电能的损失。电器主接线选择时要为配电装置的布置创造条件,尽量使占地面积减少。2.4电力网络电压等级的选择同一地区,同一电网,应尽可能简化电压等级。各级电压间的级差不宜太小,根据任务书数据,结合本系统的现有的条件,发电机出口侧电压为10.5kV,W——甲的输送电压为220kV,各变电所的输送电压为110kV。续表2.1我国各级电压输送能力统计输电电压〔kV输送容量〔MW传送距离〔km0.380.1及以下0.6及以下30.1——1.01——360.1——1.24——15100.2——2.06——20352——1020——5011010——5050——150220100——500100——300330200——1000200——600500600——1500400——10002.5接线方案简单结构的电力系统宜分为以下几种类型〔1放射形系统〔2环形系统〔3辐射形系统〔4多回路系统系统接线方案比较方案一：放射形接线因为每个变电所的负荷一、二类负荷都占很大的比例,所以每条线路都用双回路,保证供电的可靠性,且接线简单,清晰,线路间联系不大,但用料投资大,线路利用率低,从经济角度考虑有些不合理。方案二：环形接线环形接线可以闭环运行,闭环运行有较高的可靠性,有不间断供电的优越性,线路短,大大节约了投资,从经济上考虑可行,但调度复杂,并且导线截面加粗反而浪费。方案三:双回路与环形网混合接线可分为两种网络：A网络和B网络分析其接线长度及截面的选择,A网络比B网络节省投资,所以选择A网络。该网络优点：双回路与环形网混和接线,其可靠性高。当任何一条线路故障或检修时,可保证负荷不间断供电,集合了双回路和环形接线的优点,而且用料、投资比较低,线路的利用率高。该网缺点：环形故障时的电压质量差,调度复杂。当甲——乙故障时,丁的故障必须由其他承担。综合得：三个方案都有比较高的可靠性,但从经济上考虑,虽然方案二的线路比较短,却大大加粗了其截面积。方案一的线路太长,只有方案三的A网络在经济上比较合理,所以本系统采用方案三的A网络。第三章水电厂主接线3.1主接线设计的基本要求〔1可靠性〔2灵活性〔3经济性3.2水电厂资料本次设计的水电厂,水轮发电机组其特点是能快速启动,并能在运行中由空载到满载大幅度改变负荷。水轮发电机组从启动到满负荷仅需几分钟,因此一般在丰水期满载运行以免弃水,在枯水期承担尖峰负荷。该发电厂为5台35MW机组,远景规划为7台35MW机组,年平均发电为1000×106kWh,运行方式为丰水期满载运行,枯水期根据下游要求发电功率不低于25MW。3.3发电厂接入系线的电压等级<1>发电厂接入系统采用的电压应根据该发电厂接入系统中所在的地理位置、供电围的潮流发布情况确定。<2>发电厂接入系统的电压,一般不超过两种,以简化接线。根据系统中甲变电所现有条件,甲主变为220/121/11kV。3.4电气主接线形式电力系统中的发电厂有大型主力电厂、中小型地区电厂及企业自备电厂三种类型。大型主力火电厂靠近煤矿或沿海、沿江,并接入300-500kV超高压系统；地区电厂靠近城镇,一般接入110-220kV系统,也有接入330kV系统；企业自备电厂则以本企业供电供热为主,并与地区110-220kV系统相连。中小型电厂常有发电机馈线向附近供电。电气主接线的设计原则是：根据发电厂在电力系统的地位和作用,首先应满足电力系统的可靠运行和经济及调度的要求。根据规划容量、本期建设规模、输送电压等级、进出线回路数、供电负荷的重要性、保证供需平衡、电力系统线路容量、电气设备性能和周围环境及自动化规划与要求等条件确定。应满足可靠性、灵活性和经济性的要求。本设计初步进行三种方案比较：方案一：发电机——变压器单元接线电能通过变压器升高后直接输入高压电网,这种接线的发电机和变压器不能单独工作,所以发电机与变压器的容量必须相同,而且两者之间不装断路器。优点：单元接线的特点是几个元件直接单独连接,其间没有任何横的联系〔如母线等,这样不仅减少了电器的数目,简化了配电装置的结构和降低了造价,同时也大大减少了故障的可能性,供电可靠性高。本电厂为水利发电厂,枯水期与丰水期发电容量相差悬殊,故可以在丰水期5台机组同时运行,故可靠性高,而在枯水期可以逐渐停下,而利用1台机组发电,利用率比较高缺点：由于单位容量的造价随单位容量的增加而下降,因此减少变压器的台数,提高单位容量可以降低变压器投资,随之配套的配电设备相应减少,并使配电装置相应减少,并使配电装置结构简化。方案二:扩大单元接线在系统备用能力足够的情况下,可采用两台发电机组共用一台变压器的接线,每台发电机出口均装设断路器以使各机组可独立开、停。优点：可减少变压器台数和高压断路器的数目,因此可以节省投资的减少占地面积,接线简单,单机容量只占系统容量的1——2%,而发电机系统的连接电压较高,由于单机容量偏少,采用单元接线在经济上不合算。这时,可以考虑扩大单元接线。缺点：当丰水期满载运行时,又两台机组满载向变压器供电,变压器利用率高,而当枯水期容量只有25MW,而选择的变压器为90MW,明显利用率低,损耗大。方案三:扩大单元接线与发电机——变压器单元接线相结合当线路很短时,不需在发电厂设置升高电压配电装置,从而减少投资和占地,同时,由于解除了站高压各支路的并联,可降低站的短路电流。优点：集中了方案一、方案二的大部分优点保证系统运行的可靠性,减少了变压器台数,隔离开关和断路器的数目,从而节省投资。3.5发电厂接入系统的主变压器的选择主变压器台数的确定该设计中采用扩大单元接线,且为5台机组,所以采用3台升压变压器。主变压器容量的确定水电厂发电机采用扩大单元接线：发电机单机容量35MW,=0.85,总共5台发电机。变压器采用10.5/242kV的升压变压器。经查表的SSPL1—90000/220,且为3台。两台机组共用一台变压器,且=0.85,当机组满负荷运行时S=2×35/0.85=82.35MW。水电厂一般远离负荷中心且运行本身所需厂用电较少,地区负荷小,因此选择主变压器的容量应大致等于其连接的发电机的容量,变压器采用10.5/242kV升压变。查《电气设计参考资料》P34,选择额度容量为90000kVA且高压为242±2×2.5%。主变压器形式的选择〔1、相数的选择三相变压器与同容量的单相变压器比,价格较低且安装占地面积小,运行损耗较少12——15%,因此一般情况下,规定使用三相变压器。本水电厂在丘陵地带,在运输条件允许情况下,选择三相变压器。〔2、发电厂主变压器绕组的选择对深入至负荷中心具有从高压降为低压供电条件的发电厂简化电压等级或减少重复降压容量,宜采用双绕组变压器。结合本系统的特点,主要是由发电机电压10.5kV向网络电压220kV输送,所以选择双绕组变压器。主变压器调压方式的选择本系统中电压的调整围较小,考虑经济方面的原因,宜选择变压器进行无载调压。综合得：本发电厂主变压器采用SSPL1——90000/220。型号含义为：三相三绕组油浸风冷。3.6出线的选择在发电厂升压变出线的主输电线路的输电处,可采用有母线和无母线形式连接。有母线形式可实现各进、出线各支路的并联,简单清晰,设备少,误操作机会少,但是母线短路将会造成全厂停电,且占地面积大。综合得：本发电厂为水电厂,并且有远景规划,为了保证其运行的可靠性,采用双母线加旁路母线接线方式保证系统可靠性。3.7厂用变压器的选择本系统电厂采用双变压器并联和单变压器运行形式,都从单元接线发电机出口端引出,平时只让一台变压器工作,另一台备用。第四章架空线路的确定为了保证架空线路具有必要的机械强度,采用钢芯铝绞线,又因为本段线路太长〔200km4.1按经济电流密度选择截面按经济电流密度选择截面输送容量,应考虑线路投运5—10年的发展。计算公式S——导线截面〔㎜2P——送电容量〔KWUn——线路额定电压〔kVJ——经济电流密度〔A/㎜2——功率因数续表4.1经济电流密度〔A/mm2导线材料最大负荷利用小时数3000以下3000——50005000以上铝线1.651.150.9铜线3.02.251.754.2按电晕条件校验用导线最大工作电场强度为Em〔kV/m与全面电晕临界电场强度Eo之比来衡量。续表4.2不必验算电晕的导线最小直径〔mm额定电压〔kV110220330单导线双分裂导线导线外径9.621.433.12×21.4相应导线型号LGJ-50LGJ-240LGJ-600LGJ-240×2综合得：以上所选导线均不必进行电晕校验。4.3按允许载流量校验规程规定,进行校验时,钢芯铝绞线的允许温度一般为70℃,基准环境温度为+25表4.3钢芯铝绞线长期允许载流量〔A载流量210445510690835导线型号LGJ-50LGJ-150LGJ-185LGJ-300LGJ-4004.4按机械强度校验为了保证架空线路有必要的机械强度,规定1——10kV线路不得采用单股线,对于高电压线路,一般认为不能小于35㎜2,所以本段线路合格。4.5按允许长期最大载流量校验允许温度取70℃环境温度取当地最热月平均气温取θ=304.5.1水电厂——甲变电所的线路校验LGJ-800/55,长期允许最大载流量为=972A972×0.89=865〔A<K故所选线路合格4.5.2各变电站之间的校验1、甲—乙线路的校验LGJ-300/70长期允许最大载流量为=766〔A766×0.89=681.74<A>=110kV<K故所选线路合格2、甲—丁线路的校验LGJ-300/70长期允许最大载流量为=766〔A766×0.89=681.74<A>=110kV<K故所选线路合格3、甲—丙线路的校验LGJ-50/30长期允许最大载流量为=250〔A250×0.89=222.5<A>=110kV<K故所选线路合格当一回线路断开时流过另一回线路的最大电流为2=150〔AK〉2故所选线路合格4、乙—丁线路的校验LGJ-185/45长期允许最大载流量为=543〔A543×0.89=483.27〔A=110kV<K故导线满足允许载流量的要求。5、丙—丁线路的校验LGJ-185/45长期允许最大载流量为=543〔A543×0.89=483.27〔A=110kV<K故导线满足允许载流量的要求。4.6线路参数确定及校验4.6.1按经济电流密度选择截面〔5.14.6.2按故障校验〔1、甲—乙按线路甲—丁故障或检修时而由线路甲—乙承担乙、丁变电所的所有负荷。选择LGJ—400/20,S=427.31mm2,D=26.94 mm。〔2甲—丁按线路甲—乙故障或检修时而由线路甲—丁承担乙丁变所有的负荷。选择LGJ—400/20,S=427.31mm2,d=26.94mm。〔3乙—丁按线路甲—丁故障或检修时,流过乙—丁的确负荷最大选择。LGJ—185/30,S=210.93mm2,d=18.88mm。〔4甲—丙按甲—丙为双回路,考虑当一条线路故障或检修时,另一线路承担丙变所有负荷。选择LGJ—150/25,s=173.11mm2,d=17.10mm。4.6.3按电晕条件校验电晕起始电压为=49.3×m1×m2×<Dm/r>×δEcr——导线表面电场强度〔kV/cmR——导线半径〔cmDm——几何均距〔cmM1——粗糙系数,光滑的单股先M1=1,绞线M1=0.9M2——气象系数,干燥或晴朗天气M2=2,有雾雨霜暴风时M2〈1,最恶劣情况M2=0.8。〔1甲—乙Ucr=143.23kV。由于三相导线接近三角形排列,可认为临界电压为143.23kV,实际相电压为69.9kV,故不发生电晕。〔2甲—丁同线路甲—乙。〔3乙—丁Ucr=107.61kV。由于三相导线接近三角形排列,可认为临界电压为107.61kV,实际相电压为69.9kV,故不发生电晕。〔4甲—丙Ucr=101.29kV。由于三相导线接近三角形排列,可认为临界电压为101.29kV,实际电压为69.9kV,故不发生电晕。4.6.4按允许载流量校验〔1甲—乙查《电力工程设计手册》,得：Ixu=879A,Igmax=392.23A,故满足要求。〔2甲—丁同线路甲—乙。〔3乙—丁查《电力工程设计手册》,得：Ixu=543A,Igmax=179.25A,故满足要求。〔4甲—丙查《电力工程设计手册》,得：Ixu=478A,Igmax=204.69A,故满足要求。4.7导线间距的确定根据SP—79规程规定：220kV单回路两线间为5.5m。为了提高运行的可靠性,防止线路受雷电直接袭击,一般导线上装设避雷器。避雷器离导线应有一定的距离,这个距离根据保护角的大小决定。4.8水电站——甲变电所线路的选择1、计算公式P=5×35=175MWCOSФ=0.85年平均发电量为kw.h=220kV经查表得：LGJ—800/55,S=870.60,d=38.40mm4.9各变电站间的线路选择方案一：采用甲—丙为双回路,甲—乙—丁为单回路1、甲—乙的线路截面选择＞5000h故J=0.9=110kV经查表得：LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm2、甲—丁的线路截面选择＞5000h故J=0.9=110kV经查表得:LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm3、甲—丙的线路截面选择<双回路>P==26MWCOSФ=0.95=4600h故J=1.15=110kV经查表得：LGJ—50/30,S=80.32d=11.6mm4、乙—丁的线路截面选择P==34MWCOSФ=0.95故J=0.9=110kV经查表得：LGJ—185/45,S=227.82d=19.6mm5、乙—丁的线路截面选择P==34MWCOSФ=0.95故J=0.9=110kV经查表得：LGJ—185/45,S=227.82d=19.6mm方案二：采用甲—乙为双回路,甲—丙—丁为单回路1、甲—乙的线路截面选择〔双回路P==23MWCOSФ=0.95故J=1.15=110kV经查表得：LGJ—50/8,S=56.29d=9.6mm2、甲—丁的线路截面选择P=+=60MWCOSФ=0.95=4600h=6935h故J=0.9=110kV经查表得:LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm3、甲—丙的线路截面选择P=+=60MWCOSФ=0.95=4600h=6935h故J=0.9=110kV经查表得:LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm4、丙—丁的线路截面选择P==34MWCOSФ=0.95故J=0.9=110kV经查表得：LGJ—185/45,S=227.82d=19.6mm方案三：采用环形网络P=++=83MW=4600h=6935h故J=0.9=110kV经查表得：LGJ—500/35,S=531.37d=30.00mm3、丙—丁的线路截面选择＞5000h故J=0.9=110kV经查表得:LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm4、乙—丁的线路截面选择P=+=60MWCOSФ=0.95=4600h=6935h故J=0.9=110kV经查表得:LGJ—300/70,S=376.61d=25.2mm由于方案显不经济,故只对方案一、方案二作详细比较。由《电气手册》得各网络线路的造价：方案一：1.35×<4.3×50+2.45×20×2+4.3×49+2.7×40>=852.795方案二：1.35×〔2.45×50+4.3×20×2+4.9×49+2.7×40=877.095综合得：由于方案一比方案二更经济,所以采用方案一。续表3.1方案一：路径型号电阻电抗长度甲—乙LGJ-300/700.10.3750甲—丁LGJ-300/700.10.3749甲—丙LGJ-50/300.620.4320乙—丁LGJ-185/450.15920.3840丙—丁LGJ-185/450.15920.3840W—甲LGJ-800/550.035470.2534200第五章变电所变压器的确定5.1变电所主变压器的确定主变压器容量的确定变电站主变容量,一般应按5—10年规划负荷来选择。根据城市规划、负荷性质,电网结构等综合考虑确定其容量。对重要变电站,应考虑当一台变压器停运时,其余变压器容量在计及过负荷能力允许时间,应满足一类及二类负荷的供电。对一般性变电站,当一台主变压器停运时,其余变压器容量应满足全部负荷的60%~70%。对于有重要负荷的变电所,应考虑当一台变压器停运市应保证剩下的一台在过负荷30%的情况下能够负担全部的一、二类负荷。主变压器台数的确定对大城市郊区的一次变电所,在已构成环形网的情况下,装设两台为宜。当只有一个电源或变电所的一组负荷另有备用电源保证供电时,可装设一台主变压器。电压等级为330kV及以下电力系统中,一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对投资大,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。综合得：〔1乙变的确定乙变电所变压器的选择乙变电所的最大负荷为23MW,补偿后COSФ=0.95S’=0.7S=0.7×24.2=16.95MVA<注：满足单台供电达70%>经查表得SFL1—20000/110且为两台。乙变位于环网中,供电可靠性高。为了避免一台主变压器故障或检修时影响供电,乙变电所装设两台主变。查《电气设计参考》P32,选择SFL1—20000/110且保证单台供电达70%以上,其型号为三相双绕组油浸风冷,额定容量为20MW,电压等级为110±2×2.5%kV,低压侧电压为10.5kV。乙变的一、二次侧母线主接线为双母线单断路器,具有两组母线之间通过母联断路器连接,而且每一组电源和出线都通过一台断路器和两组隔离开关分别接在两组母线上,正常运行时只合一组隔离开关。〔2丙变的确定丙变电所变压器的选择丙变电所的最大负荷为26MW,补偿后=0.95S’=0.7×S=0.7×27.37=19.16MVA<注：满足单台供电达67%>经查表得SFL1—20000/110且为两台。丙变为双回路供电,供电可靠性高,装设两台变压器。查《电气设计参考》P32,选择SFL1—20000/110且保证单台供电达67.3%以上。其型号为三相双绕组油浸风冷,额定容量为20MW,电压等级为110±2×2.5%kV,低压侧电压为10.5kV。丙变的一、二次侧母线主接线为双母线单断路器,分析同乙变。〔3、丁变的确定丁变电所变压器的选择丁变电所的最大负荷为34MW,=0.5S’=〔P×60%/〔1+30%=〔34×60%/〔1+30%=23.5MVA经查表：SFL1—25000/110且为两台丁变位于环网中,供电可靠性高,因为其一二类负荷所占的比例高达90%,所以选用两台变压器并联运行。当一台主变压器故障或检修时,一台保证全部的一次负荷和大部分二次负荷。查《电气设计参考》P32,选择SFL1——25000/110且保证单台供电达89.4%以上。丁变电所的一二次母线主接线为双母线带旁路母线的连接且具有专用的旁路断路器,分析同乙。第六章电力系统的无功补偿本系统无功补偿采用就地补偿原则,无功补偿包括：并联补偿、串联补偿、电容补偿、电抗补偿。为了保证无功功率满足系统要求,采用并联电容补偿。电力系统的无功功率平衡是系统电压质量的根本保证。在电力系统中,整个系统的自然无功负荷总大于原有的无功电源,因此必须进行无功补偿。合理的无功补偿和有效的电压控制,不仅可保证电压质量,而且将提高电力系统运行的稳定性、安全性和经济性。6.1无功电源不足对系统的影响〔1设备出力不足。〔2电力系统损耗增加。〔3设备损耗增加。〔4电力系统稳定性降低,6.2无功补偿原则〔1应在高峰和低谷时都采用分〔电压层和分〔供电区基本平衡的原则进行配置。〔2电力系统应有事故无功电力备用。〔3无功电源中的事故备用容量,应主要储备于运行中的发电机,调相机和静止型动态无功补偿装置中。〔4按经济原则进行补偿。6.3无功电源的选择无功电源〔1同步发电机〔2调相机〔3线路充电功率〔4并联电容器〔5静止无功补偿器无功电源的选择由于本系统无功补偿容量较小,调相机虽然有很多优点,但考虑经济方面的因素,并联电容器,电抗器具有投资省,电能损耗小,维护简单,建设工期短等优点,因此我们选择并联电容器和串联电抗器作为无功电源。把电容器并联在10kV母线上,共有6组,电抗器串联在10kV的出线上共有6组,采用低压电抗器。6.4无功补偿容量的配置乙变电站的无功补偿及容量乙变电所的最大负荷为=23+j26.9MVA乙变电所的最小负荷为=16+j18.7MVA补偿到最大负荷时补充容量为最小负荷时补充容量为补偿后=23+j7.6MVA=16+j5.3MVA丁变电站的无功补偿及容量因为丁变电站COSΦ〉0.9所以不必补偿丙变电站的无功补偿及容量丙变电所的最大负荷为=26+j26.5MVA丙变电所的最小负荷为=18+j18.4MVA补偿到最大负荷时补充容量为最小负荷时补充容量为补偿后=26+j8.5MVA=18+j5.9MVA第七章潮流分布与计算7.1潮流计算对本系统高峰负荷和低谷负荷两种运行方式进行潮流计算,网络枢纽点的电压水平及网络各节点的电压满足要求,各发电机的有功及无功出力符合技术要求,也对各线路变压器进行潮流计算。〔1最大负荷时各变电站的规律损耗乙变电站额定负荷的功率损耗丁变电站额定负荷的功率损耗丙变电站额定负荷的功率损耗最大负荷时从电网吸收功率为：乙变电站：23.143+j9.46MVA丁变电站：34.255+j14.24MVA丙变电站：26.17+j10.768MVA〔2最小负荷时各变电站的规律损耗乙变电站额定负荷的功率损耗丁变电站额定负荷的功率损耗丙变电站额定负荷的功率损耗最小负荷时从电网吸收功率为：乙变电站：16.092+j6.366MVA丁变电站：27.18+j10.974MVA丙变电站：18.105+j7.162MVA〔3线路阻抗计算取线路计算长度比地理长度长10%水电厂—甲的线路阻抗R+jX=<0.03547+j0.2534>×200×<1+10%>=7.803+j55.57甲—乙的线路阻抗R+jX=<0.0714+j0.405>×50×<1+10%>=3.91+j22.28甲—丁的线路阻抗R+jX=<0.07104+j0.8453>×49×<1+10%>=3.83+j21.083乙—丁的线路阻抗R+jX=<0.1592+j0.38>×40×<1+10%>=7+j16.72甲—丙的线路阻抗R+jX=<0.1939+j0.36>×20×<1+10%>=4.27+j7.92〔4最大负荷的潮流计算甲—丙开式网的潮流计算甲—乙—丁闭式网的潮流计算=丁为功率分点甲变电站向乙、丁输送的视在功率为：甲变电站向乙、丙、丁输送的视在功率为：水电厂W向甲变电站输送的功率为P=5×35=175MWQ=108.46MVarCOSΦ=0.85三相架空线路的单位导纳：线路初端的充电功率：线路中电阻、电抗功率损耗：R+jX=7.8+j55.75COSΦ=0.85线路末端的充电功率：系统传输的功率为：甲、乙、丙、丁变电站吸收的总功率：因为所以多余的无功功率补偿给系统当发电机发出25MW功率时=25+j15.499+j16.398=25+j31.897MVA0.209+j1.56MVA=24.718+j46.735MVA=230.4kV=100.44kV=99.942kV〔5最小负荷的潮流计算=19.77+j7.7MVA=23.23+j9.59MVA丁为功率分点3.678+j1.334MVA=18.65+j7.162MVA=18.325+j7.318MVA=++=62.197+j26.396MVA=109.47kV=109kV=110.57kV7.2电压调整〔1通过改变发电机的励磁电流,以实现调压。〔2利用改变变压器变比,以实现调压。〔3利用改变网络结构,以实现调压。〔4改变系统中的潮流分布,以实现调压。7.3调压方式的种类确定乙变电站变压器分接头的选取采用顺调压SFL1—20000/110110±2×2.5%/101.5=4.1+j63.5两台并列运行R+jX=0.5〔=2.05+j31.75 =23.143+j9.46MVA=16+j6.366MVA一次侧：=100.44kV=109.47kV二次侧：=10.25kV=10.75kV=104.828kV=102kV选择104.5的分接头满足要求〔1丁变压器采用逆调压,围1—1.05Un。〔2丙变压器采用常调压,围1.02—1.05Un。〔3乙变压器采用顺调压,围1.025—1.075Un。丙变电站变压器分接头的选取采用常调压SFL1—20000/110110±2×2.5%/101.5=4.1+j63.5两台并列运行R+jX=0.5〔=2.05+j31.75=26.17+j10.786MVA=18.105+j7.162MVA一次侧：=101.75kV=110.75kV二次侧：=10.2kV=10.5kV=100.74kV=118.5kV=104.45kV选择104.5的分接头满足要求丁变电站变压器分接头的选取采用逆调压SFL1—25000/110110±2×2.5%/101.5=9.196+j50.82两台并列运行R+jX=0.5〔=4.598+j25.41=34.255+j14.24MVA=27.18+j10.947MVA一次侧：=99.942kV=109kV二次侧：=10.5kV=10kV=94.741kV=110.5kV=102.65kV选择104.5的分接头满足要求〔1乙变压器采用顺调压,围1.025—1.075Un。〔2丙变压器采用常调压,围1.02—1.05Un。〔3、变压器采用逆调压,围1—1.05Un。如上所述,若系统发生故障时,对电压质量的要求允许适当降低到通常运行时,电压偏移正常值是再增加5%。第八章网络中的设备配置8.1水电厂主设备的选择水轮发电机出口断路器的选择发电机持续工作电流为：根据发电机回路的、及断路器安装在屋的要求,查表选SN—10/3000短路计算电抗=0.18,查短路运算曲线并换算为有名值=14.32〔KA=2.69×=38.52〔KA续表选择断路器型号为SN—10/3000计算数据断路器隔离开关SN—10/3000GN10-107/3000-16010kV10kV10kV2377A3000A3000A14.32KA29KA38.52KA75KA160KA扩大单元接线母线截面的选择P=35×2=70MW=5714h由于＞5000h故J=0.9经查表母线选用槽型铝裸导线：h=200,b=90,c=10,r=14=7550〔A温度修正系数K=0.94K=7550×0.94=7097〔A＞4757〔AK＞8.2乙变电站主设备的选择高压侧主设备的选择P=23MWCOSΦ=0.95=4500h查经济电流密度曲线的J=1.15选用矩形铝导线25×5平方=332〔AK=0.94×332=312〔AK＞由短路计算得知乙变电站高压侧短路短路电流为=1.56〔KA=2.69×=4.2〔KA续表选择断路器型号为SW4—110/1000计算数据断路器隔离开关SW4—110/1000GW4-110D/1000-80110kV110kV110kV133A1000A1000A1.56KA18.4KA4.2KA55KA80KA低压侧主设备的选择P=23MWCOS=0.95=4500h查经济电流密度曲线的J=1.15选用矩形铝导线40×5平方=515〔AK=0.94×515=484〔AK＞由短路计算得知乙变电站低压侧短路短路电流为=9.33〔KA=2.69×=25.1〔KA续表选择断路器型号为SN—10I/630计算数据断路器隔离开关SW4—10/630GN6-10/600-5210kV10kV10kV206A630A600A9.33KA16KA25.1KA40KA52KA8.3断路器〔1发电机与变压器之间的断路器为5个,。〔2出线的接线断路器为3个。〔3输配电线路断路器为6个。〔4变压器两侧,各变电所主变两侧为10个,厂用变两侧用小车开关1个。〔5母联断路器个数为3个。8.4隔离开关〔1隔离开关主要配合高压断路器的操作,在其前后各装一组以形成明显的断点。〔2在母线上的避雷器用一组隔离开关。〔3中性点直接接地的变压器应通过隔离开关接地。〔4双母旁路母线避雷器避免感应电压而通过隔离开关接地。第九章短路电流的计算9.1高压网络短路电流计算条件的规定〔1计算短路电流时,应按可能发生最大短路电流的正常接线方式。〔2选择导线和电气的短路电流在电气连接网络中,如有同步发电机和调相机,应计算其供电的短路电流。〔电容补偿装置应考虑其放电电流影响〔3对供电导体和电气选择用的短路电流,其短路计算点的选择。应以正常接线方式时的短路电流最大为原则。9.2短路电流计算的基本假设〔1水电厂与地区电网的所有电源都在额定出力下运行。〔2所有电站的发电机电动势的相位角均相等。〔3对高压网络一般只计入所有元件的电抗值。〔4变压器的励磁电流假设故障点无阻抗流忽略不计。〔5假设故障点无阻抗,即发生金属性短路。〔6计算架空线路或电缆的饿阻抗时,取各个电压的平均电压：计算各短路点电源的平均额定电流时应取在该点短路时的电压平均值。〔7网络为对称的三相系统。〔8负荷只作近似计算,并以恒定阻抗来代表。〔9同步发电机都具有自动调整励磁装置。〔包括强行励磁9.3网络的化简及短路计算计算出各元件的阻抗标么值,画出网络简化图,确定短路点,然后进行短路计算。9.4各线路的电抗标么值的计算取S=300MVA,基准电压为各段的平均额定电压,求得各元件的电抗标么值为：水电厂发电机：=0.180.18×300/35=1.54变压器：=13.7=〔13.7/100×〔300/90=0.46变压器：=10.5=〔10.5/100×〔300/25=1.26变压器、：=10.5=〔10.5/100×〔300/20=1.58三相变压器从高压端到低压端：=24.07=〔24.07/100×〔300/