某地区电网规划及发电厂电气部分设计示例

现在许多工科学生不会写设计说明书和设计计算书。本节选用的是一份学生的毕业设计，尽管还不是很完善，但其基本框架可供不知如何下笔的学生参考。

第一部分 设 计 任 务 书

设计题目：某地区电网规划及××发电厂电气部分设计

设计工程项目情况如下（下面填空处各学生数据均不相同）。

1.电源情况

某市拟建一座××火电厂，容量为2×50+125MW，Tmax取6500h。该厂部分容量的30%供给本市负荷：10kV负荷16MW；35kV负荷26MW，其余容量都汇入地区电网，供给地区负荷。同时，地区电网又与大系统相连。

地区原有水电厂一座，容量为2×60MW，Tmax取4000h；没有本地负荷，全部供出汇入地区电网。

2.负荷情况

地区电网有两个大型变电所：

清泉变电所负荷为50+j30MVA，Tmax取5000h。

石岗变电所负荷为60+j40MVA，Tmax取5800h。

（均有一、二类负荷，约占66%，最小负荷可取60%）

3.气象数据

本地区年平均气温15℃，最热月平均最高气温28℃。

4.地理位置数据

见图9-1（图中1cm代表30km）。1号学生数据如下：

图9-1 地区电网地理位置图

①石岗变；②水电厂；③新建火电厂；④清泉变；⑤大系统。

5.设计内容

（1）根据所提供的数据，选定火电厂的发电机型号、参数，确定火电厂的电气主接线和升压变压器台数、型号、容量、参数。

（2）制定无功平衡方案，决定各节点补偿容量。

（3）拟定地区电网接线方案。可初定出两个比较合理的方案参加经济比较。

（4）通过潮流计算选出各输电线的截面，计算导线的网损和电压降落。

（5）经过经济比较，选定一个最优方案。

（6）对火电厂内高、中、低三个电压等级母线进行短路电流计算。

（7）选择火电厂电气主接线中的主要设备，并进行校验。

（8）按通常情况配置继电保护。

6.设计成果

（1）设计计算说明书一份，要求条目清楚、计算正确、文本整洁。

（2）地区电网最大负荷潮流分布图一张，新建火电厂电气主接线图一张。

第二部分 设计计算说明书

目 录

设计说明书

一、确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数 ……………………………………………134

二、通过技术经济比较确定地区电网接线方案 ……………………………………………134

三、确定发电厂的电气主接线 ………………………………………………………………135

四、确定发电厂的主变压器 …………………………………………………………………135

五、短路电流水平 ……………………………………………………………………………137

六、主要电气设备的选择和校验 ……………………………………………………………137

七、继电保护配置 ……………………………………………………………………………138

设计计算书

一、发电厂主变压器容量的选择 ……………………………………………………………140

二、地区电网接线方案1的计算（辐射网） ………………………………………………140

三、地区电网接线方案2的计算（环网） …………………………………………………150

四、通过技术经济比较确定最佳方案 ………………………………………………………156

五、优选方案短路电流计算 …………………………………………………………………156

六、火电厂电气设备选择 ……………………………………………………………………165

七、继电保护配置 ……………………………………………………………………………169

八、致谢 ………………………………………………………………………………………170

九、参考书目 …………………………………………………………………………………170

设计说明书

一、确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数

根据设计任务书，拟建火电厂容量为汽轮发电机50MW2台、125MW1台；

水电厂容量为水轮发电机60MW2台。

确定汽轮发电机型号、参数见表9-1，水轮发电机型号、参数见表9-2。

表9-1 汽轮发电机型号、参数

表9-2 水轮发电机型号、参数

二、通过技术经济比较确定地区电网接线方案

根据地理位置，可拟出多个地区电网接线方案。根据就近送电、安全可靠、电源不要窝电等原则，初步选出两个比较合理的方案，进行详细的技术经济比较。

方案1：如图9-2所示，火电厂以双回线分别送电给石岗变和大系统；水电厂以双回线送电给清泉变，以单回线送电给大系统。所有线路均选用110kV。

图9-2 方案1

方案2：如图9-3所示，火电厂仍以双回线分别送电给石岗变和大系统；水电厂则以单回线分别送电给清泉变和大系统，同时再以单回线连接大系统和清泉变，形成3点单环网。所有线路均选用110kV。

图9-3 方案2

经过输电线选择计算和潮流计算，两个设计方案在技术上都可行，再对两个方案进行详细的技术、经济比较。

在对设计方案进行经济性能比较时，有时要用抵偿年限来判断。

抵偿年限的含义是：若方案1的工程投资小于方案2的工程投资，而方案1的年运行费用却大于方案2的年运行费用，则由于方案2年运行费用的减少，在若干年后方案2能够抵偿所增加的投资。

一般，标准抵偿年限T为6～8年（负荷密度大的地区取较小值；负荷密度小的地区取较大值）。当T大于标准抵偿年限时，应选择投资小而年费用较多的方案；反之，则选择投资多而年费用少的方案。

在本设计中，方案1的工程投资小于方案2的工程投资：

Z2-Z1=13392-12207=1185（万元）

而方案1的年运行费用也小于方案2的年运行费用：

u2-u1=3553-3454.5=98.5（万元）

本设计中方案1总投资和年运行费用都少方案2。方案1不仅技术可行，经济上也比方案2合理，因此，不需要采用抵偿年限来判断。

最终选取方案1作为本地区电网最佳接线方案。经济指标比较见表9-3。

表9-3 方案的经济比较

三、确定发电厂的电气主接线

1.火电厂电气主接线的确定

（1）50MW汽轮发电机2台，发电机出口电压为10.5kV。10kV机压母线采用双母线分段接线方式，具有较高的可靠性和灵活性。

（2）125MW汽轮发电机1台，发电机出口电压为13.8kV，直接用单元接线方式升压到110kV，110kV侧采用双母线接线，运行可靠性高，调度灵活方便。

（3）10kV机压母线接出2台三绕组升压变压器，其高压侧接入110kV母线；其中压侧为35kV，选用单母线接线方式。

图9-4为火电厂电气主接线简图。

图9-4 火电厂电气主接线简图

2.水电厂电气主接线的确定

水电厂有60MW水轮发电机2台，发电机出口电压为13.8kV。直接用单元接线方式升压到110kV，110kV侧选用内桥接线方式，经济性好且运行很方便。

四、确定发电厂的主变压器

1.确定火电厂的主变压器

1台125MW发电机采用150MVA双绕组变压器直接升压至110kV；2台50MW发电机采用2台63MVA三绕组变压器升压至35kV和110kV。两台变压器可以互为备用。

火电厂主变压器型号、参数见表9-4。

表9-4 火电厂主变压器型号、参数

2.确定水电厂主变压器

水电厂水轮发电机为2台60MW，全部以110kV供本地系统。考虑到供电可靠性的要求，采用两台双绕组变压器。

水电厂主变压器型号、参数见表9-5。

表9-5 水电厂主变压器型号、参数

五、短路电流水平

对优选方案1的火电厂内110kV（K1点）、35kV（K2点）、10kV（K3点）三级电压母线进行了短路电流的计算，计算出系统在最大运行方式下的三相短路电流，为电气设备的选择和校验提供依据。

为了使一般10kV出线断路器能选为轻型断路器，例如SN10—10I/630型，需要安装10kV出线电抗器。当电抗器后K4点短路，其短路电流被大大限制了。

短路电流计算结果汇总见表9-6。

表9-6 系统最大运行方式下三相短路电流汇总表 单位：kA

六、主要电气设备的选择和校验

1.110kV断路器及隔离开关的选择

以110kV双母线的母联断路器及其两侧隔离开关为例，列表校验如表9-7所示。

表9-7 110kV断路器及隔离开关的校验

2.35kV断路器及隔离开关的选择

以35kV单母线的进线断路器及其两侧隔离开关为例，列表校验如表9-8所示。

表9-8 35kV断路器及隔离开关的校验

3.10kV断路器及隔离开关的选择

安装于不同地点的10kV断路器所承受的短路电流差别很大，故应仔细区分。

（1）G1发电机出口断路器及其隔离开关。列表校验如表9-9所示。

表9-9 10kV断路器及隔离开关的校验

（2）10kV出线断路器及其限流电抗器。K4点短路时，全部短路电流都会流过出线断路器及其电抗器：

轻型断路器SN10—10I/630的开断能力为16kA＞5.14kA（合格）

断路器SN10—10I/630的动稳定电流为40kA＞13kA（合格）

断路器SN10—10I/630的热稳定数据为162×2＞5.22×2（合格）

电抗器NKL—10—300—4的动稳定电流为19.1kA＞13kA（合格）

电抗器NKL—10—300—4的热稳定数据为17.452＞5.22×1（合格）

七、继电保护配置

因时间所限，本次设计主要内容是电气一次系统，对继电保护仅按常规配置，不进行整定计算。

1.发电机的继电保护配置

发电机是十分重要和贵重的电气设备，它的安全运行对电力系统的正常工作、用户的不间断供电、保证电能的质量等方面，都起着及其重要的作用。

由于发电机是长期连续运转的设备，它既要承受机械振动，又要承受电流、电压的冲击，因而常常导致定子绕组和转子绕组绝缘的损坏。因此，发电机在运行中，定子绕组和转子激磁回路都有可能产生危险的故障和不正常的运行情况。

必须根据发电机的故障情况，迅速地有选择性地发出信号，或将故障发电机从系统中切除，以保证发电机免受更为严重的损坏。针对各种故障和不正常工作情况，装设各种专门的保护装置是十分必要的。

一般来说，发电机应装设下列保护装置：

（1）为了保护发电机定子绕组的相间短路，当中性点是分相引出时，应装设瞬时动作的纵联差动保护。

（2）对定子绕组为双星形连接的发电机，当每相有两条引出的并联支路时，为了保护定子绕组的匝间短路，应设置纵联差动保护，或匝间短路保护。

（3）当发电机电压网络的接地电流（自然电容电流或补偿后的残余电流）不小于5A时，应装设作用于跳闸的零序电流保护，在不装设单相接地保护的情况下，应利用绝缘监视装置发出接地故障信号。

（4）为保护由于外部短路而引起定子绕组的过电流，应装设延时过电流保护。

（5）为保护由于过负荷而引起的过电流，应装设作用于信号的过负荷保护。

（6）转子绕组（励磁回路）出现一点接地后，应投入转子绕组两点接地保护。

（7）为防止由于发电机失磁而从系统吸收大量无功电流，在50MW以上的发电机上，应装设失磁保护。

（8）对水轮发电机，应装设防止定子绕组过电压的过电压保护。

选用NSP—711系列发电机保护。

2.电力变压器的继电保护配置

电力变压器也是十分重要和贵重的电力设备，若发生故障必将带来严重后果。因此，在变压器上装设灵敏、快速、可靠和选择性好的保护装置是十分必要的。

变压器的常见故障有：单相线圈的匝间短路，线圈的多相短路，线圈和铁芯间绝缘破坏而引起的接地短路，高压和低压线圈之间的击穿短路，变压器油箱、套管的漏油和线圈引出线可能出现的故障等。

变压器的不正常运行状态有：过负荷，由外部故障引起的过电流，油箱漏油引起的油位降低，外部接地故障引起的中性点过电压，变压器油温升高和冷却系统故障等。

为了保证电力系统安全可靠的运行，根据变压器容量、重要程度和可能发生的故障和不正常运行状态可装设下列继电保护：

（1）瓦斯保护。

（2）电流速断保护或者纵联差动保护。

（3）相间短路的后备保护。

（4）接地保护。

（5）过负荷保护。

选用PST—1260系列变压器保护。

3.110kV线路的继电保护配置

应配置线路距离保护，线路零序保护及三相一次自动重合闸。

选用ISA—311系列线路保护。

设计计算书

一、发电厂主变压器容量的选择

1.火电厂主变压器容量的选择

火电厂共有汽轮发电机3台，其中50MW2台，125MW1台。

（1）125MW发电机采用双绕组变压器直接升压至110kV。按发电机容量选择配套的升压变压器：

故125MW发电机输出采用容量为150000kVA的双绕组变压器，变比为13.8/121，型号为SSPL—150000/110，具体参数详见表9-4。

（2）10kV母线上有16MW供本市负荷，同时厂用电取为5%，则通过两台升压变压器的总功率为：

PZ=50×2×（1-5%）-16=79（MW）

两台50MW发电机剩余容量采用两台三绕组变压器输出，两台变压器应互为备用，当一台故障或检修时，另一台可承担70%的负荷，故每台变压器容量计算如下：

选用两台容量相近的63000kVA三绕组变压器，变比为10.5/38.5/121，型号为SFPSL7—63000/110，具体参数详见表9-5。

2.水电厂主变压器容量的选择

水电厂每台水轮发电机为60MW，拟采用发电机—双绕组变压器单元式接线，直接升压至110kV输出。水电厂厂用电很少，仅占总容量的1%左右。

PZ=60×（1-1%）=59.4（MVA）

按发电机容量选择变压器：=69.9（MVA）

选用两台容量为90000kVA的双绕组变压器输出，变比为13.8/121，型号为SFP7—90000/110，具体参数详见表9-5。

二、地区电网接线方案1的计算（辐射网）

（一）地区电网接线方案1的功率平衡计算

1.石岗变

石岗变负荷功率为：

S=60+j40（MVA）

则功率因数

按要求应当采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

解得

QB=29（Mvar）

即经电容QC补偿后，石岗变所需功率变为：

S=60+j29（MVA）

石岗变补偿电容容量至少为：

QC=40-29=11（Mvar）

火电厂拟采用双回线供电给石岗变，线路末端每一回线的功率为：

火电厂供石岗变线路首端，每一回线的功率初步估算为：

S=32+j16（MVA）

2.清泉变

清泉变负荷功率为：

S=50+j30（MVA）

则功率因数

按要求应当采用电容器将功率因数补偿到0.9以上。

设用电容将功率因数补偿到0.93：

解得

QB=20（Mvar）

经电容补偿后，清泉变实际负荷为：S=50+j20（MVA）

清泉变补偿电容容量为：

QC=30-20=10（Mvar）

水电厂拟以双回线供电给清泉变，每回线路末端的功率为：

线路首端每一回线的功率初步估算为：

S=26.5+j12（MVA）

3.水电厂

水电厂输出有功功率：P=2×60×（1-1%）=118.8（MW）

水电厂一般无附近电荷，因此可设其运行功率因数为较高值，以避免远距离输送无功。

令水电厂110kV出口处：

cosφ=0.95

则输出视在功率为：

输出无功功率为：

水电厂输出功率为：

S=118.8+j39（MVA）

水电厂分别向大系统和清泉变两个方向供电。

（1）水电厂拟以双回线向清泉变供电，线路首端每一回线的功率初步估算为：

S=26.5+j12（MVA）

（2）水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。则送大系统功率为：

S=（118.8+j39）-2×（26.5+j12）=65.8+j15（MVA）

cosφ=0.97

4.火电厂

火电厂需分别向石岗变和大系统两个方向供电。

（1）火电厂外送总功率。

火电厂厂用电取为总容量的5%以10kV供出16MW，以35kV供出26MW，其余容量汇入110kV系统。

火电厂以110kV外送总有功功率为：

P=2×50×（1-5%）-16-26+125×（1-5%）=172（MW）

令其运行功率因数为：

cosφ=0.95

则外送总视在功率为：

外送总无功功率为：

火电厂以110kV外送总功率为：

S=172+j56.4（MVA）

（2）火电厂供石岗变总功率。火电厂供石岗变线路首端双回线总功率估算为：

S=2×（32+j16）=64+j32（MVA）

（3）火电厂送大系统总功率。火电厂送大系统总功率为：

S=（172+j56.4）-（64+j32）=108+j24.4（MVA）

火电厂拟以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：

5.大系统

火电厂送出给大系统总功率为：

S=108+j24.4（MVA）

水电厂送出给大系统总功率为：

S=65.8+j15（MVA）

火电厂、水电厂送至大系统的功率合计为：

S=（108+j24.4）+（65.8+j15）=173+j39.4（MVA）

（二）地区电网接线方案1的架空线路导线型号初选

1.火电厂→石岗变

由于火电厂至石岗变采用双回路，因此每条线路上总功率和电流为：

Tmax=5800h，查软导线经济电流密度图，得J=0.96A/mm2；则导线经济截面：

试取最接近的导线截面为185mm2，选取LGJ—185/30钢芯铝绞线。

2.火电厂→大系统

火电厂至大系统采用双回路，每条线路上的总功率和电流为：

Tmax=6500h，查图5-1导线经济电流密度图，得J=0.9A/mm2，则其经济截面为：

试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。

3.水电厂→清泉变

水电厂至清泉变采用双回路，每条线路上的总功率和电流为：

Tmax=5000h，查表5-4导线经济电流密度，得J=1.1A/mm2，则其经济截面为：

试取导线截面为150mm2，选取LGJ—150/25钢芯铝绞线。

4.水电厂→大系统

水电厂经单回路送往大系统：

图9-5 方案一系统示意图

Tmax=4000h，查表5-4导线经济电流密度，得J=1.28A/mm2，则其经济截面为：

试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。

图9-5为方案一系统示意图。

（三）地区电网接线方案1的导线截面积校验

1.按机械强度校验导线截面积

为保证架空线路具有必要的机械强度，对于110kV等级的线路，一般认为不得小于35mm2。因此所选的全部导线均满足机械强度的要求。

2.按电晕校验导线截面积

根据表9-10可见，所选的全部导线均满足电晕的要求。

表9-10 不必验算电晕临界电压的导线最小直径和相应型号

3.按允许载流量校验导线截面积

允许载流量是根据热平衡条件确定的导线长期允许通过的电流。所有线路都必须根据可能出现的长期运行情况作允许载流量校验。进行这种校验时，钢芯铝绞线的允许温度一般取70℃，并取导线周围环境温度为25℃。各种导线的长期允许通过电流如表9-11所示。

表9-11 导线长期允许通过电流 单位：A

按经济电流密度选择的导线截面积，一般都会比按正常运行情况下的允许载流量计算的截面积大许多。

而在故障情况下，例如双回线中有一回断开时，则有可能使导线过热。

根据气象资料，最热月平均最高气温为28℃，查得的允许载流量应乘以温度修正系数：

（1）火电厂→石岗变（LGJ—185双回线）：LGJ—185钢芯铝绞线允许载流量为515A，乘以温度修正系数后：

515×0.97=500A＞188A 合格

当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：2×188=376A，仍小于温度修正后的允许载流量500A，合格。

LGJ—185/30导线满足要求，查得其参数（电阻，电抗，充电功率）如下：

r1=0.17Ω/km， x1=0.395Ω/km， QC.L=3.35Mvar/100km

（2）火电厂→大系统（LGJ—300双回线）：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后：

700×0.97=679A＞290A 合格

当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：

2×290=580A，仍小于允许载流量679A，合格

LGJ—400/50导线满足要求，查得其参数如下：

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

（3）水电厂→清泉变（LGJ—150双回线）：LGJ—150钢芯铝绞线允许载流量为445A，乘以温度修正系数后：

445×0.97=431.65A＞153A 合格

当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：

2×153=306A，仍小于允许载流量431.65A，合格

LGJ—150/25导线满足要求，查得其参数如下：

r1=0.21Ω/km， x1=0.403Ω/km， QC.L=3.3Mvar/100km

（4）水电厂→大系统（LGJ—300单回线）：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后为：

700×0.97=679A＞354A 合格

LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

（四）地区电网接线方案1的潮流计算

仅进行最大负荷时的潮流计算，最小负荷时的潮流计算从略。

1.火电厂→石岗变（LGJ—185双回线）

潮流计算图见图9-6所示。

对于每一回线：

R=0.17×60=10.2（Ω）， X=0.395×60=23.7（Ω）

每一回线的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×1882×10.2=1.08（MW）

ΔQ=3I2X=3×1882×23.7=2.5（Mvar）

每一回线路上产生的充电功率为：

QC=QC.L×L=3.35×60/100=2.0（Mvar）

分算到线路两端：

火→石线末端每回线上功率为：

S6=30+j14.5（MVA）

S3=30+j14.5-j1.0+1.08+j2.5=31.08+j16（MVA）

S1=31.08+j16-j1.0=31.08+j15（MVA）

火电厂的出口电压暂设为118kV，此线路上的电压降落为：

石岗变110kV母线的电压为：U石=118-5.9=112.1（kV） 合格

2.火电厂→大系统（LGJ—300双回线）

潮流计算图见图9-7所示。

图9-6 火电厂→石岗变线路潮流计算图

图9-7 火电厂→大系统线路潮流计算图

对于每一回线：

R=0.107×86=9.2（Ω）， X=0.382×86=32.9（Ω）

每一回线的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×2902×9.2=2.32（MW）

ΔQ=3I2X=3×2902×32.9=8.3（Mvar）

每一回线路上产生的充电功率为：

QC=QC.L×L=3.48×0.86=3.0（Mvar）

分算到线路两端

火电厂送大系统线路首端每一回线的功率为：

已设火电厂的出口电压为118kV。

线路上的电压降落：

大系统110kV母线的电压为：

U大=118-8=110（kV） 合格

3.水电厂→大系统（LGJ—300）

潮流计算图见图9-8所示。

由水电厂至大系统采用单回线：

R=0.107×100=10.7（Ω）， X=0.382×100=38.2（Ω）

线路上的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×3542×10.7=4（MW）

ΔQ=3I2X=3×3542×38.2=14.4（Mvar）

线路上产生的充电功率为：

QC=QC.L×L=3.48×1.0=3.48（Mvar）

分算到线路两端：

由水电厂送往大系统的功率为：

S水→大=S1=65.8+j15（MVA）

S4=65.8+j15+j1.74-（4+j14.4）=61.8+j2.34（MVA）

已算出大系统110kV母线处电压即U4为110kV，线路上的电压降落：

水电厂出口110kV母线电压为：

U水=110+6.82=116.82（kV） 合格

图9-8 水电厂→大系统线路潮流计算图

4.水电厂→清泉变（LGJ—150双回线）

潮流计算图见图9-9所示。

图9-9 水电厂→清泉变线路潮流计算图

对于每一回线：

R=0.21×95=20（Ω）， X=0.403×95=38.3（Ω）

每一回线的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×1532×20=1.4（MW）

ΔQ=3I2X=3×1532×38.3=2.69（Mvar）

每一回线路上产生的充电功率为：

QC=QC.L×L=3.3×0.95=3.14（Mvar）

分算到线路两端：

清泉变处每回线功率为：

已算出水电厂出口110kV母线电压为116.82kV，线路上的电压降落：

清泉变110kV母线的电压为：

U=116.82-8.16=108.66（kV） 合格

各节点电压均在110/11kV降压变压器分接头的调节范围之内，因此完全可满足10kV母线对调压的要求。

（五）地区电网接线方案1的总投资和年运行费

可通过最大负荷损耗时间计算电网全年电能损耗，进而计算年费用和抵偿年限。

最大损耗时间τmax可由表9-12查得。

表9-12 最大损耗时间τmax的值 单位：h

1.方案1线路的电能损耗

（1）火电厂→石岗变（双回线）：

查表得：

τmax=4280（h）

则全年电能损耗：

ΔA=2160×4280=9.24×106（kW•h）

（2）火电厂→大系统（双回线）：

查表得：

τmax=4925（h）

则全年电能损耗：

ΔA=4640×4925=23×106（kW•h）

（3）水电厂→清泉变（双回线）：

查表得：

τmax=3320（h）

则全年电能损耗：

ΔA=2800×3320=9.3×106（kW•h）

（4）水电厂→大系统（单回线）：

ΔP=4MW

查表得：

τmax=2120（h）

则全年电能损耗：

ΔA=4000×2120=8.48×106（kW•h）

（5）方案1的全年总电能损耗（仅限于线路损耗）：

ΔA总=（9.24+23+9.3+8.48）×106=50×106（kW•h）

2.方案1线路投资

火电厂→石岗变：LGJ—185/30双回110kV线路60km。

火电厂→大系统：LGJ—300/50双回110kV线路86km。

水电厂→清泉变：LGJ—150/25双回110kV线路95km。

水电厂→大系统：LGJ—300/50单回110kV线路100km。

方案1线路总投资：

线路造价为虚拟的，与导线截面成正比，同杆架设双回线系数取0.9。

2×（18.5×60+30×86+15×95）×0.9+30×100=12207（万元）

3.方案1变电所和发电厂投资

方案1与方案2的变电所投资和发电厂的投资均相同，设为ZB。

4.方案1工程总投资

方案1的工程总投资即为：

Z1=12207+ZB（万元）

5.方案1年运行费用

维持电力网正常运行每年所支出的费用，称为电力网的年运行费。年运行费包括电能损耗费、小修费、维护管理费。

电力网的年运行费可以按下式计算：

式中 α——计算电价，元/（kW•h）（此设计中电价取0.52元/kWh）

ΔA——每年电能损耗，kW•h；

Z——电力网工程投资，元；

PZ——折旧费百分数；

PX——小修费百分数；

PW——维修管理费百分数。

电力网的折旧、小修和维护管理费占总投资的百分数，一般由主管部门制定。设计时可查表9-13取适当的值。

表9-13 电力网的折旧、小修和维护费占总投资的百分数 单位：%

本设计采用钢筋混凝土杆架空线，三项费用总计取总投资的7%。

则方案1的年运行费用为：

u1=0.52×50×106+7%×（12207+ZB）×104

=2600+854.5+700ZB=3454.5+700ZB（万元）

三、地区电网接线方案2的计算（环网）

（一）地区电网接线方案2的功率平衡计算

1.石岗变

石岗变负荷及线路情况与方案1相同，火电厂以双回线供石岗变，线路首端每一回线的视在功率初步估算为：

S=32+j16（MVA）

2.清泉变

清泉变负荷情况与方案1相同，线路首端的功率初步估算为：

S=2×（26.5+j12）=53+j24（MVA）

3.水电厂

水电厂输出功率仍为：

S=118.8+j39（MVA）

水电厂分别向大系统和清泉变两个方向供电。

（1）水电厂拟以单回线向清泉变供电，线路首端功率初步估算为：

S=53+j24（MVA）

（2）水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。则送大系统功率为：

S=（118.8+j39）-（53+j24）=65.8+j15（MVA）

cosφ=0.97

4.火电厂

火电厂分别向石岗变和大系统两个方向供电，负荷及线路情况与方案1相同。

火电厂以双回线送往石岗变，线路首端每一回线的功率为：

S=32+j16（MVA）

火电厂以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：

S =54+j12.2（MVA）cosφ=0.975

5.大系统

火电厂送出给大系统总功率为：

S=108+j24.4（MVA）

水电厂送出给大系统总功率为：

S=65.8+j15（MVA）(www.xing528.com)

火电厂、水电厂送至大系统的功率合计为：

S=（108+j24.4）+（65.8+j15）=173.8+j39.4（MVA）

（二）地区电网接线方案2的架空线路导线型号初选

1.火电厂→石岗变

由于火电厂至石岗变负荷及线路情况与方案1相同，因此仍选取LGJ—185/30钢芯铝绞线。

2.火电厂→大系统

由于火电厂至大系统负荷及线路情况与方案1相同，因此仍选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。

3.水电厂→清泉变

水电厂至清泉变采用单回路，线路上的功率：

Tmax=5000h，查表5-4导线经济电流密度，得J=1.1A/mm2，则其经济截面为：

试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/30钢芯铝绞线。

4.水电厂→大系统

水电厂经单回路送往大系统：

图9-10 方案二系统示意图

Tmax=4000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.24A/mm2，则其经济截面为：

试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。

5.大系统→清泉变

大系统→清泉变正常运行时功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为LGJ—300导线。

图9-10为方案二系统示意图。

（三）地区电网接线方案2的导线截面积校验

1.火电厂→石岗变（LGJ—185双回线）

情况与方案1相同，因此LGJ—185/30导线满足要求，其参数如下：

r1=0.17Ω/km， x1=0.395Ω/km， QC.L=3.35Mvar/100km

2.火电厂→大系统（LGJ—300双回线）

情况与方案1相同，因此LGJ—300/50导线满足要求，其参数如下：

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

3.水电厂→清泉变（LGJ—300单回线）

LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后：

700×0.97=679A＞305A 合格

当环网中水电厂→大系统回路断开时，流过本线路的最大电流为：

305+354=659A，仍小于允许载流量679A，合格

LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

4.水电厂→大系统（LGJ—300单回线）

LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后为：

700×0.97=679A＞354A 合格

当环网中水电厂→清泉变回路断开时，流过本线路的最大电流为：

305+354=659A，仍小于允许载流量679A，合格

LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

5.大系统→清泉变（LGJ—300单回线）

大系统→清泉变正常运行时功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为LGJ—300导线。

r1=0.107Ω/km， x1=0.382Ω/km， QC.L=3.48Mvar/100km

（四）地区电网接线方案2的潮流计算

仅进行最大负荷时的潮流计算，最小负荷时的潮流计算从略。

1.火电厂→石岗变（LGJ—185双回线）

由于火电厂至石岗变负荷及线路情况与方案1相同，因此计算从略。

石岗变110kV母线的电压为：

U石=118-5.9=112.1（kV） 合格

2.火电厂→大系统（LGJ—400双回线）

由于火电厂至大系统负荷及线路情况与方案1相同，因此计算从略。

大系统110kV母线的电压为：

U大=118-8=110（kV） 合格

3.水电厂→大系统

初步选择时环网的3边均选了LGJ—300钢芯铝绞线，现按均一环形电网来计算环网的潮流分布，校验初选的LGJ—300钢芯铝绞线是否合适，均一电网潮流计算图见图9-11，水电厂至大系统潮流计算图见图9-12。

即水电厂→大系统单回路线路功率为：

图9-11 均一环网潮流计算图

图9-12 水电厂→大系统线路潮流计算图

Tmax=4000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.28A/mm2，则其经济截面为：

可仍选截面为300mm2的导线，即选取LGJ—300/50钢芯铝绞线是合适的。

R=0.107×100=10.7Ω， X=0.382×100=38.2Ω

线路上的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×3302×10.7=3.5（MW）

ΔQ=3I2X=3×3302×38.2=12.5（Mvar）

线路上产生的充电功率为：

QC=QC.L×L=3.48×1.0=3.48（Mvar）

折算到线路两端：

由水电厂送往大系统的功率为：

S水→大=S1=60+j19（MVA）

S4=60+j19+j1.74-（3.5+j12.5）=56.5+j8.24（MVA）

已算出大系统110kV母线处电压为110kV，线路上的电压降落：

则可计算出水电厂出口110kV母线电压为：

U水=110+8.4=118.4（kV） 合格

4.水电厂→清泉变（LGJ—300）

潮流计算图见图9-13所示。

由水电厂至清泉变采用单回线：

图9-13 水电厂→清泉变线路潮流计算图

Tmax=5000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.1A/mm2，则其经济截面为：

可仍选截面为300mm2的导线，即选取LGJ—300/50钢芯铝绞线是合适的。

R=0.107×95=10Ω

X=0.382×95=36.3Ω

线路上的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×3262×10=3.2（MW）

ΔQ=3I2X=3×3262×36.3=11.5（Mvar）

线路上产生的充电功率为：

QC=QC.LL=3.48×0.95=3.3（Mvar）

折算到线路两端：

水电厂→清泉变线首端：

S1=58.8+j20（MVA）

S3=58.8+j20+j1.65=58.8+j21.6（MVA）

已算出水电厂出口电压为118.4kV，线路上的电压降落：

清泉变110kV母线的电压为：

U=118.4-11.6=106.8（kV）

稍低，但仍在变压器分接头范围之内。因为开始时暂设火电厂的出口电压为118kV，导致清泉变110kV母线电压稍低。只要开始时暂设火电厂的出口电压为121kV（发电厂高压母线电压可以方便地调高到121kV），各节点电压均可在110/11kV降压变压器分接头的调节范围之内，就完全可满足10kV母线的调压要求。因此本方案可行，不再重新计算。

5.大系统→清泉变

水电厂→清泉变线路末端：

S6=58.8+j20+j1.65-（3.2+j11.5）=55.6+j10（MVA）

大系统→清泉变线路末端：

已选取LGJ—300/50钢芯铝绞线：

R=0.107×30=3.2Ω， X=0.382×30=11.5Ω

线路上的功率损耗：

ΔP=3I2R=3×602×3.2=0.03（MW）

ΔQ=3I2X=3×602×11.5=0.1（Mvar）

（五）地区电网接线方案2的总投资和年运行费

1.方案2线路的电能损耗

（1）火电厂→石岗变。与方案1相同，全年电能损耗：

ΔA=2160×4280=9.24×106（kW•h）

（2）火电厂→大系统。与方案1相同，全年电能损耗：

ΔA=4640×4925=23×106（kW•h）

（3）水电厂→清泉变：

查表得：

τmax=3200h

则全年电能损耗：

ΔA=3200（kW）×3200（h）=10.2×106（kW•h）

（4）水电厂→大系统：

查表得：

τmax=2200h

则全年电能损耗：

ΔA=3500×2200=7.7×106（kW•h）

（5）大系统→清泉变：

线路上的功率损耗：

查表得：

τmax=5000h

则全年电能损耗：

ΔA=30×5000=0.15×106（kW•h）

（6）方案2的全年总电能损耗（仅限于线路损耗）：

ΔA总=（9.24+23+10.2+7.7+0.15）×106=50.3×106（kW•h）

2.方案2线路投资

火电厂→石岗变：LGJ—185/30双回110kV线路60km。

火电厂→大系统：LGJ—300/50双回110kV线路86km。

水电厂→清泉变：LGJ—300/50单回110kV线路95km。

水电厂→大系统：LGJ—300/50单回110kV线路100km。

大系统→清泉变：LGJ—300/50单回110kV线路30km。

方案2线路总投资：

2（18.5×60+30×86）×0.9+30（100+95+30）=13392（万元）

3.方案2变电所投资

认为方案2与方案1的变电所投资和发电厂投资均相同，设为ZB。

4.方案2工程总投资

方案2的工程总投资即为：

Z2=13392+ZB（万元）

5.方案2年运行费用

方案2的年运行费用为：

u2=0.52×50.3×106+7%×（13392+ZB）×104=3553+700ZB（万元）

四、通过技术经济比较确定最佳方案

两个设计方案在技术上都可行，通过经济性能比较，最终确定最佳方案。

在本设计中，方案1的工程投资小于方案2的工程投资：

Z2-Z1=13392-12207=1185（万元）

而方案1的年运行费用也小于方案2的年运行费用：

u2-u1=3553-3454.5=98.5（万元）

因此，最终选取总投资和年运行费用都少的方案1。

五、优选方案短路电流计算

最终选定优选方案1以后，分别对火电厂内高（110kV）、中（35kV）、低（10kV）三个电压母线进行三相短路电流计算。短路电流计算时，忽略线路、变压器电阻以及负荷的影响。电力系统短路计算示意图见图9-14。

（一）各元件电抗标幺值的计算

发电机：

变压器：

线路：

取基准容量：

Sd=100MW

取基准电压：

Ud=Uav=115kV

图9-15是短路计算等值电路图1。火电厂发电机G1、G2的电抗标幺值：

火电厂发电机G3的电抗标幺值：

火电厂变压器T1、T2各绕组阻抗电压百分数分别为：

图9-14 电力系统短路计算示意图

图9-15 短路计算等值电路图1

火电厂变压器T1、T2各绕组电抗标幺值：

火电厂变压器T3绕组电抗标幺值：

火电厂—大系统110kV线路电抗标幺值：

水电厂—大系统110kV线路电抗标幺值：

水电厂变压器T4、T5各绕组电抗标幺值：

水电厂发电机G4、G5的电抗标幺值：

大系统电抗标幺值：

参考《发电厂电气部分课程设计参考资料》，SOC取为大系统处110kV断路器开断容量3500MVA。

（二）K1点（110kV母线）短路电流计算

由等值电路图1化简等值电路2，见图9-16所示。

图9-16 短路计算等值电路图2

由等值电路图2化简等值电路3，见图9-17所示。

由等值电路图3化简等值电路4，即得到各电源到短路点K1的转移电抗，如图9-18所示。

图9-17 短路计算等值电路图3

图9-18 短路计算等值电路图4

1.火电厂电源（S（1）、S（2））供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I*″=4.8；4s短路电流标幺值为：=2.43。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

2.火电厂电源（S（3））供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I*″=3.5；4s短路电流标幺值为：=2.33。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

3.水电厂电源（S（4，5））供给的短路电流

计算电抗：

此时不能查运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：

短路冲击电流：

4.大系统（S∞）供给的短路电流

大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗。

次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：

短路冲击电流：

5.各电源供给的短路电流汇总表

各电源供给的短路电流汇总表见表9-14。

表9-14 110kV母线（K1点）短路电流计算结果汇总表

（三）K2（35kV母线）短路电流计算

由等值电路图1、2、4化简得到等值电路5，如图9-19所示。短路计算等值电路图6如图9-20所示。

图9-19 短路计算等值电路图5

短路计算等值电路图7如图9-21所示。各电源到短路点的转移电抗为：

图9-20 短路计算等值电路图6

图9-21 短路计算等值电路图7

1.火电厂电源（S1、S2）供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I*″=4.35；4s短路电流标幺值为：=2.41。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

2.火电厂电源（S3）供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I″*=0.84；4s短路电流标幺值为：I4*=0.89。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

3.水电厂电源（S（4，5））供给的短路电流

计算电抗：

此时不能查运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：

短路冲击电流：

4.大系统（S∞）供给的短路电流

大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗，直接用其转移电抗计算。

次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：

短路冲击电流：

5.各电源供给的短路电流汇总表

各电源供给的短路电流汇总表见表9-15。

表9-15 35kV母线（K2点）短路电流计算结果汇总表

（四）K3点（10kV母线）短路电流计算

由等值电路图6化简得到等值电路8，见图9-22所示。

图9-22 短路计算等值电路图8

1.火电厂电源（S1、S2）供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I*″=8.96；4s短路电流标幺值为：=2.51。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

2.火电厂电源（S3）供给的短路电流

计算电抗：

查汽轮机运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：I*″=1.68；4s短路电流标幺值为=1.85。

次暂态短路电流有名值：

4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

3.水电厂电源（S（4，5））供给的短路电流

计算电抗：

此时不能查运算曲线，次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：

短路冲击电流：

4.大系统（S∞）供给的短路电流

大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗。

次暂态（0s）短路电流标幺值为：

次暂态和4s短路电流有名值：

短路冲击电流：

5.各电源供给的短路电流汇总表

各电源供给的短路电流汇总表见表9-16。

表9-16 10kV母线（K3点）短路电流计算结果汇总表

六、火电厂电气设备选择

为节省时间和篇幅，每一电压等级电气设备仅举一例，足以说明其选择的方法。

（一）断路器与隔离开关的选择

1.110kV断路器及隔离开关的选择

以110kV双母线的母联断路器及其两侧隔离开关为例。断路器试选择110kVFA1（六氟化硫断路器），隔离开关选择110kVGW4—110。

列表校验如表9-17所示。

表9-17 110kV断路器及隔离开关校验表

注 1.当110kV双母线的备用母线充电检查时，如果恰好在此时备用母线发生短路，则母联断路器及其两侧刀闸就承受表9-14中全部短路电流的总和。
2.母联断路器及其两侧刀闸的额定电流，可以取负荷最重的一个回路的电流——125MW发电机高压侧电流值：

3.隔离开关不需要开断电流。

2.35kV断路器及隔离开关的选择

以35kV单母线的进线断路器及其两侧隔离开关为例（见附图1）。

断路器试选择35kVZW8—40.5，隔离开关试选择35kVGW4—35。

校验如表9-18所示。

表9-18 35kV断路器及隔离开关校验表

注 35kV单母线接线，任一回路断路器承受的短路电流，都应小于全部短路电流的总和。但因其数值较小，没必要仔细区分了，就用总和校验即可。

3.10kV断路器及隔离开关的选择

安装于不同地点的10kV断路器，其所承受的短路电流差别很大，故应仔细区分。现仅以G1发电机出口断路器为例，断路器试选择10kVSN4—10G/6000，隔离开关试选择10kVGN10—10T。

校验如9-19所示。

表9-19 10kV断路器及隔离开关校验表

（二）电压互感器的选择

110kV电压互感器选用JCC—110。

35kV电压互感器选用JDJ—35。

10kV电压互感器选用JDJ—10。

（三）电流互感器的选择

1.110kV电流互感器

以变压器T3高压侧电流互感器为例，回路工作电流Ig=787A，试选用LCWD2—110，电流比为800/5。

查表可知：

I1N=800A， Kt=75， Kd=130

动稳定校验：

热稳定校验：

经校验，可以选用LCWD2—110。

2.35kV电流互感器

以变压器T235kV侧电流互感器为例，回路工作电流Ig=286A，试选用LCWD—35，电流比为300/5。

查表可知：

I1N=300A， Kt=65， Kd=150

动稳定校验：

热稳定校验：

经校验，可以选用LCWD—35。

3.10kV电流互感器

以变压器T1低压侧电流互感器为例，回路工作电流Ig=3464A，试选用LBJ—10，电流比为4000/5。

查表可知：

动稳定校验：

热稳定校验：

经校验，可以选用LBJ—10。

（四）10kV出线电抗器的选择

为了使一般的10kV出线断路器能选为轻型断路器，例如SN10—10I/630型，需要安装出线电抗器。

10kV出线电抗器初步选为NKL—10—300—4型水泥柱式铝线电抗器。

相关参数如下：额定电压为10kV；额定电流为300A；额定电抗为4%；

动稳定电流为19.1kA；1s热稳定电流为17.45kA。

需要校验当电抗器后k4点短路时，限制短路电流的能力和动稳定、热稳定性能。

1.K4点短路时的短路电流计算

由等值电路图8化简得到等值电路9、10，见图9-23和图9-24所示。

图9-23 短路计算等值电路图9

图9-24 短路计算等值电路图10

（1）S1+2提供的短路电流

计算电抗：

查运算曲线：

（2）S3提供的短路电流

计算电抗：

不能查曲线了：

ish=2.55×0.82=2.1（kA）

（3）S∞提供的短路电流

（4）水电厂S4+5提供的短路电流

2.校验断路器开断能力

K4点短路时，全部短路电流都会流过出线断路器及其电抗器，校验如下：

而未经电抗器限制时的电流为57kA。

轻型断路器SN10—10I/630的开断能力为16kA＞5.14kA（合格）

3.校验动稳定性能

ish=8+2.1+2.8+0.16=13kA

断路器SN10—10I/630的动稳定电流为40kA＞13kA（合格）

电抗器NKL—10—300—4的动稳定电流为19.1kA＞13kA（合格）

4.校验热稳定性能

I∞∑=3.2+0.82+1.1+0.06=5.2kA

断路器SN10—10I/630的热稳定数据为162×2＞5.22×2（合格）

电抗器NKL—10—300—4的动稳定数据为17.452×1＞5.22×1（合格）

七、继电保护配置

1.发电机保护（型号：NSP—711）

（1）差动速断保护和比率差动保护，采用二次谐波制动，复合电压闭锁过流。

（2）定子接地保护：①电流型；②采用三次谐波零序电压的100%定子接地保护。

（3）转子一点接地、转子两点接地，采用乒乓式开关切换原理。

（4）失磁保护，过激磁保护，负序电流保护。

（5）匝间短路保护（横差纵向电压负序功率方向）。

（6）过压、欠压保护，过频、欠频保护。

（7）过负荷保护，过功率保护，逆功率保护，阻抗保护，失步保护。

2.变压器组保护（型号：PST—1260系列）

（1）PST—1260A变压器差动保护装置。二次谐波原理的差动保护，主要包括二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动元件和TA断线判别元件等；同时还包括变压器各侧过负荷元件、变压器过负荷启动风冷元件、变压器过负荷闭锁调压元件等。

（2）PST—1261A变压器后备保护装置。变压器各侧后备保护，保护主要配置如下：

1）复合电压闭锁（方向）过流保护（一段三时限）。

2）复合电压闭锁过流保护（一段三时限）。

3）零序（方向）过流保护（一段三时限）。

4）零序过流保护（一段两时限）。

5）间隙零序保护（一段两时限）。

（3）PST—1260C变压器非电量保护装置。主要包括重瓦斯、轻瓦斯、冷却器故障、油温高、油位异常、绕组温度高等。

3.110kV线路保护（型号：ISA—311系列）

（1）距离保护：接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段；相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段；

（2）零序保护：零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段；

（3）自动重合闸。

八、致谢（略）

九、参考书目

[1] 黄纯华编.发电厂电气部分课程设计参考资料.北京：水利电力出版社，1987.

[2] 戈东方编.电力工程电气设计手册第一册：电气一次部分.北京：中国电力出版社，2005.

[3] 尹克宁编著.电力工程.北京：中国电力出版社，2005.

[4] 王士政，冯金光合编.发电厂电气部分.北京：中国水利水电出版社，2002.

[5] 陈跃主编.电气工程专业毕业设计指南——电力系统分册.北京：中国水利水电出版社，2003.

[6] 曹绳敏.电力系统课程设计及毕业设计参考资料.北京：中国电力出版社，1995.

附图1 地区电网最大负荷潮流分布图

附图2 ×××火电厂电气主接线图