电力网络规划设计毕业论文
电力网络规划设计毕业论文
目录(示例)
1 前言 (1)
2 原始资料分析 (1)
2.1变电站地理位置如下 (1)
2.2电源情况 (2)
2.3说明 (2)
2.4变电站地理负荷 (2)
3 功率平衡计算 (3)
3.1有功功率平衡计算 (3)
3.2无功功率平衡计算 (4)
4 电网电压等级的确定和电网接线方案的初步选择 (4)
4.1电压等级的选择 (4)
4.2初拟方案 (5)
4.3方案的初步选择 (6)
5 电网接线方案的比较和确定 (6)
5.1 技术比较 (6)
5.2 经济比较 (7)
6 变压器的选择及分接头的选择 (9)
6.1变压器的选择 (9)
6.2变压器分接头选择 (10)
7 潮流分布 (11)
8 后记 (12)
9 参考文献 (12)
1 前言
根据目前我县电力网络结构，结合我县经济发展的情形，规划好我县电力网络，使之形成完善的网络结构，满足N-1安全的规划网络方案，保证电力系统的安全及电压质量，保证供电可靠性，更好地服务社会。目前我县有8个110kV 变电站，2个35kV 变电站，一般是单辐射型，单主变比较多。随着经济的发展，新设备的投入，新技术的革新，网络优化，提高运行水平，从而也提高我选择本题，是对我本身已学常识的整理和进一步的理解、熟悉，学习和掌握电网规划的基本要领，培养独立阐发和解决问题的事情能力及现实工程的基本技术。
110kV 线路网络应从电力系统群体起航，力求电气主接线简化，配置与电子网结构响应的保护系统，接纳紧凑密切，节约资源、安全环保的方案基于此，以节约资源、保护环境、安全的电网为目的，从电源设置、主接线形式确定等方面提出新的方案。
根据目前我县电网的原始资料，以《电力系统规划》、《35kV~110kV 线路规范》等技术规范、规程为标准，参考《电力工程手册》、《电力系统阐发》、《高电压技术》、《电力系统继电保护原理》、《主网设备的特征与选型》等册本，联合具体学习的独特之处，准确的常识资料，路程经过严紧的全面阐发，对电网主接线进行优化，使设计能够达到安全、可靠、经济、环保地对用户供电的目的。通过网络规划，将我县的电网达到合理、经济、优质运行，确保电网在出现事故的情况下能保证供电。
2 原始资料分析
2.1 变电站地理位置如下
o
j
h
d
f
i
g
e
c
b
a
城南站
榄坝站
35kV水墩站
110kV琴江站
110kV南光站
35kV中坝站
110kV紫城站
110kV天鸥站
110kV蓝塘站
110kV古竹站
220kV联禾站
110kV德润站
110kV临江站
图2-1 电网变电站地理位置图
2.2电源情况
水电资源于径流小水电为主，装机容量10MW A。
系统：变电站一般是单线单变为主，为了更好的发展，计划在境内建设一座220kV变电站，为解决紫金生产生活用电。
2.3说明
紫金县位于广东省东中部、河源市东南部，电源以网供为主，小水电只做补充，去年总供电
量9.9262亿千瓦时，其中网供为8.4169亿千瓦时，水电为4.5093亿千瓦时。紫金110kV电网正常运行方式由110kV城临线供110kV临江、紫城、南光、琴江站负荷，110kV联古线供110kV古竹、蓝塘、天欧站负荷；220kV联禾站110kV联临线通过旁母1853、110kV临德线旁母1453直通110kV德润站用电，110kV紫城站供35kV中坝站，110kV琴江站供35kV 水墩站。县内主网可形成电气环网运行，电网建设进一步完善，供电能力和可靠性进一步提高。
变电一次设备情况统计如下：
35kV及以上等级运行主变共16台，变压器总容量506kV A，其中110kV主变14台，容量486MV A；35kV主变2台，容量20MV A。
a.110kV临江站：单母线分段带旁，主变2台。
b.110kV德润站：单母线，主变2台。
c.110kV古竹站：单母线，主变2台。
d.110kV蓝塘站：单母线，主变1台。
e.110kV天鸥站：单母线，主变2台。
f.110kV南光站：单母线，主变1台。
g.110kV紫城站：单母线，主变2台。
h.110kV琴江站：单母线，主变1台。
i.35kV中坝站：单母线，主变1台。
j.35kV水墩站：单母线，主变1台。
其余榄坝站、城南站属于另一区域，220kV联和站还连接几个110kV变电站。
2.4变电站地理负荷
变电站都有本地一、二类负荷
电力负荷根据对供电可靠性的要求几及中断供电在政治、经济上所造成损失或影响的程度进行分级，并应符合下列规定：
a.一级负荷
一级负荷是非常重要的负荷。对这类负荷的供电中断将发生下列一种或几种严重后果：（1）造成人身伤亡；
（2）造成环境污染；
（3）造成重要设备损坏，连续生产过程长期不能恢复或大量产品的报废；
（4）在政治上或军事上造成重大影响；
（5）造成重要公共场所秩序混乱。
对于一级负荷，必须由两个或两个以上的独立电源供电。所谓独立电源，就是不因其他电源停电而影响本身供电的电源。
b.二级负荷
二级负荷是比较重要的负荷。对此类负荷中断供电，将造成工厂大量减产、工人窝工、城市中大量居民的正常生活受到影响等后果。
对于二级负荷，可由两个电源供电或专用线路供电。
c.三级负荷
不属于一级、二级负荷，受停电影响不大的其他负荷都属于三级负荷。如工厂的附属车间、次城镇和农村的公共负荷等。
d.各变电站负荷情况：
表2-1 各变电站负荷情况一览表
编号 a b c d e f g h i j
变压器额定容量
（MW）31.5×2 50×2 31.5
×2
40 20×
2
40 40×
2
40 10 10
最大负荷（MW）50 90 30 20 20 10 20 10 5 6 最小负荷（MW）25 60 10 7 5 5 10 3 3 2 T max（小时）5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500
cos0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 负荷性质工业工矿乡镇乡镇工矿城市城市乡镇乡镇乡镇
3功率平衡计算
3.1有功功率平衡计算
为了维持功率的稳定，满足用户对功率的要求，电力系统装设的发电机额定容量必须大于当前的最大负荷。因此要进行最大负荷时有功功率平衡计算。
MW P K P MW P P P P P P P P P P K P K P LD g j i h
g f e d c b a n
i i LD 290=261×1
.011
=11=
261=)6+5+10+20+10+20+20+30+90+50(9.0=)+++++++++(==2max max max max max max max max max max 11
=max 1∑供电负荷用电负荷
3.2 无功功率平衡计算
电力系统的无功功率平衡是系统电压得到根本保证，对其计算主要目的在于初步估计系统中发电机的容量是否能够满足系统最大负荷时的需求，是否需要加装无功功率补偿设备。
根据《电力系统电压和无功电力技术导则》规定：220KV 及其以下电压等级变电所，在主变压器最大时，其二次侧的功率因数或电网供给的无功功率之比应满足规定；不满足规定的，需做无功补偿，使其全部满足规定值。
var
28.125=48.0×)6+5+10+20+10+20+20+30+90+50(==∑1
=max M Q Q n
i i LD 无功负荷
4 电网电压等级的确定和电网接线方案的初步选择
4.1 电压等级的选择
电压等级的选择是一个涉及面很广的综合性问题，除了考虑输电容量和距离等各种因素外，还应该根据动力资源的分布电源及工业布局等远景发展情况，通过全面的技术比较后，才能确定电力网选择110KV 电压等级。
表4-1 线路额定电压等级的输送容量及距离
线路额定电压
（KV ） 输送容量（MW ） 输送距离（KM ） 线路额定电压
（KV ）
输送容量（MW ） 输送距离（KM ） 0.38 〈0.1 〈0.6 35 2.0-10 100-20 3 0.1-1.0 3-1 60 5.0-20 100-20 6 0.1-1.2 15-4 110 10-50 150-50 10
0.2-2.0
20-6
220
100-300
300-100
（3-1）
（3-2）
（3-3）
4.2 初拟方案
对所给的原始资料进行定性分析，根据用户对供电可靠性的要求，地理位置及负荷的大小提出各种可能接线方案。接线方案应考虑以下因素：
电网投资建设涉及到土地使用，而土地使用涉及到青赔民事工作，应考虑双回架设少使用土地，减少民事工作。确定电源处断开一回线的情况下，仍能将所有功率送出去的最少出线数。根据负荷备用的要求及负荷大小确定对变电所的供电方案。考虑运行灵活方便，不宜有太多环网。
所以确定如下二个可能的接线方案：
o
j
h
d
f
i
g
e
c
b
a
城南站
榄坝站
35kV水墩站
110kV琴江站
110kV南光站
35kV中坝站
110kV紫城站
110kV天鸥站
110kV蓝塘站
110kV古竹站
220kV联禾站
110kV德润站
110kV临江站
图4-1 第一种接线方案
方案一：电网环网结构，可靠性高，故障时线路末端电压低，对短期内解决县内供电负荷。
110kV临江站
110kV德润站
220kV联禾站
110kV古竹站
110kV蓝塘站
110kV天鸥站
110kV紫城站
35kV中坝站
110kV南光站
110kV琴江站
35kV水墩站
榄坝站
城南站
220kV升平站
a
b
c
e
d
g
f
i
h
j
o
图4-2 第二种接线方案
方案二：电网结构稳定，可靠性高，新建220kV 变电站投资大，属远景规划。
4.3 方案的初步选择
综合考虑供电质量，建设运行的经济性，用电负荷的保证，中长期规划设计，初选方案二。
5 电网接线方案的比较和确定
5.1技术比较
在初选方案一和二中，方案二是从中长期规划设计考虑，增加220kV 电源点，保证我县的供电可靠性，环网能力进一步加强。
要求正常运行条件下△U%<10%；故障情况下△U%<15%。
（1）方案二
a.各变电站负荷已知，各条线路负荷已知。
b.用经济电流密度选导线
若按经济电流密度都为0.9A/mm 2
计算，与查表得的Je 误差较大，查表得：T max =5000h 时，Je=1.07A/ mm 2
；T max =5500h 时，Je=0.98A/ mm 2
；
变电站C ：
=98.0×84.0×110×3/)2/10×70(=)(cos 3/)2/(=2Je u P S C 223mm 2 （5-1）
变电站D ：d S =127mm 2 变电站E ：d S =127mm 2、 变电站F ：f S =127 mm 2
查表得。变电站C 与变电站O 之间双回路L C 选LGJ-185，L d 选LGJ-240，L e 选LGJ-150，变电站F 与变电站O 之间双回路L f 选LGJ-300。
则线路阻抗查表计算得：
5
.1+535.0=10×)39.0+107.0(×5.0=08.2+05.1=10×)416.0+21.0(×5.0=94.3+32.1=20×)394.0+132.0(×5.0=135.6+25.2=30×)409.0+17.0(×5.0=j j Z j j Z j j Z j j Z f e d C
按发热校验导线截面
A
U P I A U P I A U P I A U P I f e d C 78=cos 3/=157=cos 3/=157=cos 3/=236=cos 3/=max max max max
其中，查表得各型号导线持续容许电流，检验都符合长期发热要求。 （2）方案二
变电站A 与变电站F 是相同的，只是I 与J 不同，此设计是为了保证供电可靠性，起到联结的作用，便于转供。
5.2经济比较
（1）计算网络建设投资费用K
这里计算投资费用是为了进行方案比较，故只计算其不同部分的投资费用。它由线路、高压断路器的投资构成。
线路投资K L
（5-2）
（5-3）
所选导线均为LGJ-120,单价为：20.5万元/km ，所选导线均为LGJ-185,单价为：35.9万元/km ，所选导线均为LGJ-300，单价为：89.8万元/km ，双回路的第二回投资取第一回路的90%。
表5-1 方案二线路投资一览表 线路 名称 导线长度（公
里） 线路造价 （万元） o-c （双回） 5.8×1.9 11.02×35.9=395.6 o-f （双回）
46.73×1.9
88.78×89.8=7973.1
线路总投资费用：∑K L =8368.7（万元）
表5-2 方案三线路投资一览表
（2）高压断路器投资K S
方案二的电网线路有4条，需要8台高压断路器；方案三的电网线路有8条，需要16台高压断路器。所有线路采用相同型号的断路器，这里选用110kV 高压断路器，型号为SF6瓷式。
SF6瓷式110kV 高压断路器单价：110.4万元 SF6型35kV 高压断路器单价：65.8万元
两种方案在高压断路器的投资K S ：
方案（2）为：∑K S2=8×110.4=883.2（万元）
方案（3）为：∑K S3=12×110.4+2×65.8=1456.4（万元）
全网总投资费用：K=K L +K S
方案（2）为：K=K L + K S =8368.7+883.2=9251.9（万元） 方案（3）为：K=K L + K S =12967.6+1456.4=14424（万元）
（3）设备折旧维护费N Z
设备折旧维护费N Z =K ×a （万元）
式中：K 为设备投资费
a 为设备折旧维护率，其值可取为：线路2.2%；断路器4.2%
方案（2）设备折旧维护费：N Z =K ×a=8368.7×2.2%+883.2×4.2% =221.2058
方案（3）设备折旧维护费：N Z =K ×a=12967.6×2.2%+1456.4×4.2% =346.456
线路 名称 导线长度（公
里） 线路造价 （万元） o-c （双回） 5.8×1.9 11.02×35.9=395.6 o-f （双回） 46.73×1.9 88.78×89.8=7973.1 o-a （双回） 25.2×1.9 47.88×89.8=4299.6
i-j （单回）
14.6
299.3
线路总投资费用：∑K L =12967.6（万元）
采用抵偿年限法对方案作经济比较
全网投资费用K（万元）方案2为9251.9（万元），方案3为14424（万元）。
设备折旧费用N（万元）方案2为221.2058（万元），方案3为346.456（万元）。
这里因方案2的全网投资费用K2>方案3的全网投资费用K3，
而方案3的全网折旧费用N3<方案2的全网折旧资费用N2，
所以用下式计算抵偿年限T：T=（K2-K3）/（N3-N2）（年）
T=（9251.9-14424）/（346.456-221.2058）=41（年）
因T>>标准抵偿年限T b(T b=5-7年)
所以，在经过详细的技术和经济比较后，可以看出方案3在投资虽大于方案2，但其在经济方面却占优，因此最终确定选择方案3作为在技术上和经济上综合最优的电网接线。
最终方案确定为方案二，能达到这样的设计，电网结构相对较为完善，紫金电网的8个110kV变电站分为1片区供电，正常方式下由220kV升平站（O）供110kV古竹站（C）、临江站（A）、德润站（B）南光站（F）、天鸥站（E）、蓝塘站（D）、供紫城站（G）、琴江站（H），而220kV联和站、110kV城南站、110kV榄坝站作为备用电源。35kV中坝站（I）由紫城站（G）供，35kV水墩站（J）由琴江站（H）供，I与J可作为检修备用线路。
6变压器的选择及分接头的选择
变压器是电力系统中非常重要、较为复杂和数量很多的元件，由于它的出现，使得高电压大容量电力系统成为可能；也由于它的出现，使得电力系统成为一个多电压级的复杂系统。
变压器是一种静止感应电器，它有一个共同的磁路和与其铰链的几个绕组，绕组间的相互位置固定不变，当某一绕组从电流接受交流电能时，通过电磁感应作用在其余绕组中以同频率传递电能，其电压和电流的大小可由绕组砸数予以改变。
在电力系统中大量应用变压器是为了实现高压传输电能个低压使用电能，以增加传输能力，减少功率损耗和电压降落。
6.1变压器的选择
变电站主变压器容量和台数的选择，应根据SDJ161《电力系统设计技术规程》规定和审批的电力系统规划设计决定。凡装有两台（组）主变压器的变电站，其中一台事故停运后，其余主变压器的容量应保证该站全部负荷的80%，同时考虑下一电压等级网络的支持，在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证对所有用户的供电。凡装三台及以上主变压器的变电站，其中一台事故停运后，其余主变压器的容量应保证对该站全部负荷的正常供电。
110kV变电站主变压器的配置
a.具有两种电压等级的110kV变电站，主变压器各侧绕组容量达到该变压器额定容量的15%以上时，宜选用两绕组变压器,其低压侧除装设无功补偿设备和站用变压器外，亦可向附近地区供电。
b.负荷密度大的重要110kV变电站，应根据其供电范围内的负荷情况，装设3-4台主变
压器，但最终规模不宜多于4台；负荷密度一般的变电站宜装设2-3台主变压器，最终不宜多于4台；终端变电站或用户变电站可装设2-3台主变压器，并根据具体情况，可简化变压器层次，装设双绕组主变压器。 主变压器选择
a.应选用有载调压变压器，调压分接头范围：110±8×1.5%/10.5kV 或110±8×1.5%/11kV 。
b.阻抗电压百分比及允许偏差：普通变压器10±5%；高阻抗变压器14±5%～17±5%。
c.冷却方式：优先选用自然冷却方式（ONAN ）或风冷却方式（ONAF ），当变压器输出容量受温升、空间等条件限制时，可采用强油风冷循环冷却方式（OFAF ）。
6.2 变压器分接头选择
根据对降压站变压所调压方式的要求（原始资料的要就）现对各降压变压站变电所主要的电压分接头进行选择。
选择的原则：在逆调压方式下最大负荷时U=1.05UN,最小负荷时U=UN;常调压方式在任何负荷时都保持U=1.02～1.05UN;顺调压方式最大负荷的电压U=1.025UN 最小负荷时U=1.075UN 按上述原则标出在最大，最小负荷的电压，选定合适的分接头，电压偏移小于1.25%。
变压器选择分接头的公式：''
min min min
(ΔU)/UN t U U U =+ （6-1） max min
2
t t t U U U +=
（6-2）
电
压偏移%=
max min max min ''
''
()
()
U U U U U -
（6-3）
式中：max t U ，min t U →最大负荷，最小负荷时应选电压绕组分接头电压。
t U →高压绕组应取max t U ，min t U 的平均值。
max U ，min U →最大负荷，最小负荷时高压母线电压。
ΔU →变压器低压损耗。
N U →低压额定电压。
'max
U ,'
min U 最大最小负荷低压侧要求的实际电压。 表5-1 变压器分接头选择结果
编号 调压方式
电压分接头 电压偏移（%） 最大负荷 最小负荷 a 逆 110±8×1.5% 0.71 0.35 b 逆 110±8×1.5% 0.90 0.60 c 逆 110±8×1.5% 0.42 0.14 d 逆 110±8×1.5% 0.50 0.17 e 逆 110±8×1.5% 0.5 0.12 f
逆
110±8×1.5%
0.25
0.12
g 逆 110±8×1.5% 0.5 0.25 h 逆 110±8×1.5% 0.25 0.07 i 逆 35±10×2.1% 0.5 0.2 j
逆
35±10×2.1%
0.6
0.3
常调压是指无论负荷如何变动，系统电压中枢点电压基本保持不变的电压调整方式，一般保持中枢点电压在102%～105%倍额定电压。
顺调压是指在最大负荷时适当降低中枢点电压，但不低于102.5%倍额定电压，最小负荷时适当加大中枢点电压的电压调整方式，但不高于107.5%倍额定电压。
逆调压是指在最大负荷时，提高系统电压中枢点电压至105%倍额定电压以补偿线路上增加的电压损失，最小负荷时降低中枢点电压至额定电压以防止受端电压过高的电压调整方式。
表5-2 主变型号选择结果
编号 连接组别 主编型号 台数 a Dyn-11 SFSL-40000/110 2 b Dyn-11 SFSL-50000/110 2 c Dyn-11 SFB-31500/110 2 d Dyn-11 SSZ9-40000/110 1 e Dyn-11 SZ9-20000/110 2 f Dyn-11 SZ10-40000/110 1 g YNyn0d11 SSZ11-40000/110 2 h YNyn0d11 SZ10-40000/110 1 i YNd11 SZ10-10000/35 1 j
YNd11
SZ10-10000/35
1
7 潮流分布
最大负荷时的潮流计算
降压变上的功率损耗为：
MVA J MVA J MVA J MVA J MVA j MVA j MVA j 025
.1+07.0=S ′Δ025.1+07.0=S ′Δ025.1+07.0=S ′Δ025.1+07.0=S ′Δ925
.1+124.0=S ′Δ052.2+15.0=S ′Δ925.1+124.0=)/V X ′j +R ′(×)Q +(P =S ′ΔTgmax Tfmax Temax Tdmax Tcmax Tbmax N 2
Ta Ta amax amax Tamax
传输线末端流过的潮流为：
（7-1）
（7-2）
MVA
j S MVA j S MVA j S MVA j S MVA j s S f e d c Ta a T a a 5.18+168.23=′5.9+020.10=′3.11+201.11=′1.14+102.18=′5.18+168.23=Δ′+Δ′+=′max 0
8 后记
通过对电力网络规划设计，我加深了对电力系统知识的理解，学会如何时行电力网络的潮流计算，提高了查阅资料获取知识的能力，思维变得缜密，设计考虑到细微之处又能整体统筹规划。作为远程教育学习经历我感到自己受益匪浅，同时深深感觉自己学习能力在不断提高。
经过实践，我感到理论知识与实践应用之间是紧密联系的，学习理论知识十分重要，但更重要的是学会在实际中运用，并且应该学会具体情况具体分析，设计过程是一个学习过程。通过本次设计，对于提高本岗位工作有更好的帮助，应用所学知识，最大的发挥潜能，从而也培养了自己的创新能力。
总之，这次设计为我提供了一个好的学习方法和学习体会，边工作边学习，克服各种困难，从实践工作中总结出一些实践经验，为自己的工作提供更好发展空间与处理事情的能力，从而对我县电力网络发展提出新的思维。感谢中农大廖老师的指导！
9 参考文献
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