电力系统规划(输电网规划)介绍

第七章输电网规划（TransmissionPlanning）§7-1概述•输电网规划的任务：根据设计期内的负荷需求及电源建设方案，确定相应的电网接线，以满足可靠、经济地输送电力的要求。•输电网规划的主要内容：①确定输电方式；②选择电压等级；③确定网络结构；④确定变电所布局和规模。•输电网设计的基本原则：①可靠性②灵活性③经济性•电网规划的安全稳定标准：①电力系统安全稳定导则第一道防线：常见单一故障不失稳和不失负荷第二道防线：概率较低的单一故障不失稳，允许所示部分负荷第三道防线：极端严重单一故障尽可能使失稳影响局限于可控范围，防止连锁反应故障②电力系统技术导则（试行）：把电力网络分为受端系统、电源接入系统和系统联络线，根据各部分重要性及技术经济条件规定了不同的安全标准§7-2：电压等级与输电能力UIS3UQXPRURUQPP222XUQPQ222↗US↘↗↗UU↘UP↘UQ↗↗我国各电压等级下的输送能力统计表电压等级(kV)输送容量(MW)输送距离(km)30.1~13~160.1~1.215~4100.2~220~6352~1050~20605~20100~2011010~50150~50220100~500300~100330200~1000600~200500600~15001000~4007502000~25001461MW=1000千瓦＝0.1万千瓦二、架空输电线路的输送能力ZP1、波阻抗和自然功率1IxI2IcZ1UxU2UCZCLCjgLjrYZZ11111111/)/()(/jCLjCjgLjrYZ11111111))((特性阻抗传播系数2112/NCNULCZUP自然功率①单位长度的线路消耗的感性无功功率和消耗的容性无功功率相等；②线路上同一点处(包括始端和末端)的电压和电流相位大小相等，功率因素等于1。③线路上任何一处的电压和电流的相位相同，而始、末端电压或电流间的相位差则正比于线路长度，相应的比例系数是相位系数βxjxeUU2xjxeII2在实际运行中，应该使线路按接近自然功率运行输电距离/lPPλ(轻载)PPλ(重载)'xUP＝Pλ1U2、线路沿线电压分布PP：线路相当于一个容性元件PP：线路相当于一个感性元件PP：线路相当于一个电阻元件21()1000NCLNPlPQQQP3、输电距离对线路输送能力的影响线路的功率损耗和电压损失与输电距离成正比；另外随着输电距离的增加，电力系统稳定成为重要的限制因素。因此，在一定的电压等级下，输送能力与输送距离成反比。4、制约线路输送能力因素•长距离输电线路的传输能力主要取决于发电机并列运行的稳定性，以及为提高稳定性所采取的措施•中、长距离输电线路，传输能力不决定于系统的稳定，而决定于允许的电压损耗（10％以内）以及功率及能量损耗•短线路的传输能力决定于导线的发热条件5、电压等级选择的简易计算(前苏联)1)PlU016.034.4应用范围：l250km，P60MWU：电压（kV），P：输送功率（kW）；l：长度（km）)015.01.0(lPU2)应用范围：P60MW，如：l＝200km、P=800MW，则有：kVU71.499)200015.01.0(108003（故可以选择500kV）§7-3网络接线方案一、负荷及电源的分层、分区接入原则（1）电压等级层次清晰：超高压输电500kV、高压输电220kV、高压配电110kV，35kV、中压配电10kV；低压配电380V，220V（2）分层：按电压等级分层；分区：以枢纽变电所为核心，将其周围的负荷和地区发电厂连在一起，使有功、无功尽可能就地平衡，成为一个自然的供电区。分层分区的注意要点：500kV超高压环网作为沟通各分区电网的主干网架，并与大区电网联系，接受区外来电以500kV枢纽变电站为核心，将220kV电网划为几个区，各分区电网之间在正常方式下相对独立，在特殊方式下应考虑相互支援电网内不应形成电磁环网。电磁环网是指两组不同电压等级运行的线路,通过两端变压器电磁回路的联接而构成的并联运行环路。电磁环网对电网运行有下列弊端•易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心，用高低压电磁环网供电而又带重负荷时，当高一级电压线路断开后，所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出，容易出现超过导线热稳定电流的问题。•易造成系统动稳定破坏。正常情况下，两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开，系统间的联络阻抗将突然显著地增大。(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和)，因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。•不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220kV环网运行情况下,许多系统潮流分配难于达到最经济。•需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。一般情况中,往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强,需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。（3）在受端电网分层分区运行的条件下，为控制短路电流和降低电网损耗，新建主力发电厂经技术经济论证后应优先考虑以220kV接入系统的可能性；单机600MW以上大型主力发电厂，经论证有必要以500kV接入系统时，一般不采取环入500kV超高压电网的方式。大型主力发电厂不宜设500/220kV联络变压，避免构成电磁环网。（4）220kV分区电网原则上由500kV变电站提供大容量供电电源，经220kV大截面架空线路，向220kV中心变电站送电，再从中心站（或500kV变电站、大中型发电厂）经220kV大截面架空线路或电缆向220kV终端变电站供电。二、供电区之间联络线数目以及发电厂、变电站出线数目的确定•供电区之间距离较短（200km），则按经济电流密度选择联络线导线截面大小和联络线数目。•供电区间输电距离很长，则供电区域间的电力传输能力取决于系统稳定性，一般取静态稳定条件下的最大允许输送功率•发电厂和变电站出线数不宜过多•多回出线尽量避免集中在同一路径上三、确定网络结构需处理好网架松散和紧凑之间的关系四、选择合适的发电厂、变电站主接线（1）500kV变电站•500kV侧最终规模一般为6～8回进出线，4组主变，优先采用一个半断路器接线。单组主变容量可选750MVA、1000MVA、1500MVA•220kV侧一般设有16～20回出线•为适应分层分区和提高可靠性，新建500kV变电站的220kV母线优先考虑一个半断路器接线，也可采用双母线双分段两台分段断路器的接线。（2）220kV变电站•分为中心站、中间站和终端站三类。最终规模3组主变，单台容量：220/110/35可选180、240MVA，220/35可选120、150、180MVA•中心站220kV侧：220kV侧最终规模为8～12回进出线时，可选用双母线双分段一台分段断路器的接线。取消旁路母线需满足：220kV进线N-1；主变N-1；断路器质量可靠。新建220kV变电站原则不再配置旁路母线。对可靠性要求更高的中心站，可选用一个半断路器接线•中间站220kV侧：可采用双母线或单母线分段。为简化接线和节约占地，尽应量减少中间站。•终端站220kV侧：可采用线路（电缆）变压器组接线，主变220kV侧（电缆进线）一般不设断路器，可设接地刀闸以满足检修安全需要。•110kV侧：可有6～9回进出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器接线•35kV侧：220/110/35变电站35kV侧容量为3×120MVA，可有24回出线，宜采用单母线三分段两台分段断路器接线；220/35变电站容量为3×150～3×180MVA，35kV侧可有30～36回出线，宜采用单母线六分段三台分段断路器接线§7-4直流输电方式简介金属回路(可选)Id整流器逆变器整流侧换流变压器逆变侧换流变压器IdA双级两线中性点两端接地方式BUd1Ud2PAPBldddRUUI/)(21dddIUP11dddIUP22ldddlRIPPP221直流输电的主要优点•输送相同有功功率时，直流线路较交流线路造价较低（不考虑换流站的投资），并且功率损耗较小•没有系统的稳定性问题•能限制系统的短路电流•调节灵活方便、速度块，运行可靠•调度管理方便•每一极可作为独立回路运行，一极故障，另一极仍可运行直流输电的主要缺点•换流站的设备比较昂贵•换流装置要消耗大量无功功率，需安装大容量的无功补偿设备•换流器是一个谐波源•换流装置几乎没有过载能力•目前尚无适用的直流高压断路器•以大地作为回路的直流系统，运行时会对沿途的金属构件和管道有腐蚀作用；以海水作为回路时，会对航海导航仪表产生影响交直流输电的经济性分析•输送容量确定后，直流换流站的规模随之确定，其投资也就固定下来，距离的增加只与线路造价有关。交流输电则随输电距离的增加，由于稳定、过电压等要求，需要设置开关站。对于交流输电方式、输电距离不单影响线路投资，同时也影响变电部分投资。•就变电和线路两部分，直流输电换流站投资所占比重很大，而交流输电的输电线路投资则占主要部分•直流输电功率损失比交流输电小得多•当输送功率增大时，直流输电可以采取提高电压、加大导线截面的方法，由于稳定性的限制，交流输电则往往只好增加回路数在输送功率相等和可靠性相当的情况下，虽然换流站的费用比变电所的费用要贵，但直流输电的单位长度线路的造价比交流线路低。如果输电距离增加到一定值时，直流线路所节约的费用正好抵偿换流站所增加的费用，这个输电距离称为交直流输电的等价距离部分已建和在建直流输电工程葛南线（葛洲坝－上海）±500kV：1044.5km南网（云南－广东）±800kV：1600km国网（四川－上海）±800kV：2000km三常（三峡－常州）±500kV：890km三广（三峡－广东）±500kV：975km三上（三峡－上海）±500kV：1100km天广线（天生桥－广州）±500kV：960km贵广线（安顺－肇庆）±500kV：899km贵广二回（兴仁－深圳）±500kV：1225km§7-5常规输电系统规划常规输电系统规划一般分为方案形成和方案检验两个阶段•任务：根据输电容量和输电距离拟定几个可比的网络方案。目前由技术人员完成，受规划人员经验影响较大•送电距离确定：在有关地形图上量得长度，在乘以曲折系数1.1～1.15（可根据地形复杂情况选用，或用实际积累的数值）•送电容量确定：将待规划电网分成若干区域（自然供电区），根据各区装机容量和负荷进行电力电量平衡，观察各区电力余缺，明确哪些地盈余，哪些地区不足，哪些电厂属区域性电厂，哪些属地区性电厂，确定各区间的送电量方案形成（程P121）•架空线路导线截面选择和校验：一般按经济电流密度选择，并根据电晕、机械强度以及事故后的发热条件进行校验。（1）按经济电流密度选择截面（2）按电晕条件校验导线截面•潮流计算•短路电流计算•暂态稳定计算(此外还应静态稳定、电压稳定)•调压计算•经济计算方案检验§7-6直流潮流模型njijijijijjiinjijijijijjiiBGUUQBGUUP11)cossin()sincos(一、潮流方程n个节点的电力网络，如果网络结构、网络元件参数已知，则有：n：系统节点总数ijG、ijB：节点导纳矩阵i行j列元素的实部、虚部iU：节点i的电压幅值ij：支路i-j的相位差本质上讲：求解iU、i0)(Xf(故可用N-R、P-Q分解法等)二、直流潮流法作如下简化：a．高压输电线：ijijxr可令0ijr0ijgiji