电力系统课程设计-华南理工大学.doc

课程设计报告作者姓名ZS5680指导教师朱俊学科专业配电设计联系方式QQ1450683709所在学院电力学院论文提交日期2013-5报告成绩48 / 51任务书电力网络设计设计主要内容：A. 校验电力系统功率平衡；B. 通过方案比较，确定电力系统的接线图；C. 选定发电厂和变电所的接线图以及变压器型号及容量；D. 计算电力网的功率分布和电压，确定调压方式并选择调压设备；设计要求：A. 设计说明书一份；B. 设计图纸一张。原始资料：A. 发电厂发电机资料：项目台数容量（MW）电压（kV）功率因数15256.30.8215010.50.85B. 发电厂和变电所的负荷资料：项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026最小负荷（MW）1119182114最大负荷功率因数0.830.840.820.820.83最小负荷功率因数0.780.810.810.80.81最大负荷利用小时50005000550055005500二次母线电压（kV）61061010一类用户的百分数2525303025二类用户的百分数3030303535调压要求顺逆常常顺注意：(1). 发电厂的负荷包括发电厂的自用电在内；(2). 建议采用的电力网额定电压为110kV。C. 发电厂和变电所的地理位置图：1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000华南理工大学电力系统课程设计华南理工大学电力系统课程设计11.课程设计任务书31.1. 设计主要内容31.2. 设计要求31.3. 原始资料31.3.1. 发电厂发电机资料31.3.2. 发电厂和变电所的负荷资料31.3.3. 发电厂和变电所的地理位置图42. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式42.1. 负荷合理性校验42.2. 功率平衡校验52.2.1. 有功功率平衡校验52.2.2. 无功功率平衡校验72.2.3. 功率平衡校验结论83. 确定电力系统的接线图103.1. 网络电压等级的确定103.2. 网络接线方案初步比较103.2.1. 方案一113.2.2. 方案二123.2.3. 方案三133.2.4. 方案四143.2.5. 方案初选153.3. 网络接线方案精确比较163.3.1. 潮流估算173.3.2. 选择导线型号及线路阻抗计算203.3.3. 线路阻抗计算223.3.4. 正常运行时的电压损失及故障可能造成的最大电压损失223.3.5. 总投资243.3.6. 年运行费用253.3.7. 年计算费用264. 确定发电厂、变电所的电气主接线274.1. 发电厂主接线的选择274.1.1. 方案一284.1.2. 方案二294.1.3. 方案三304.1.4. 方案确定314.2. 变电所主接线的选择324.2.1.方案一：内桥接线334.2.2.方案二：外桥接线344.2.3. 方案确定355. 潮流计算，确定变压器分接头365.1. 系统参数计算365.2. 潮流计算375.2.1. 网络潮流分布和功率损耗385.2.2. 网络电压分布395.2.3. 发电厂功率损耗和功率分配405.3. 变压器分接头的选择415.3.1. 对于变电所（1）的调压：425.3.2. 对于变电所（2）的调压：435.3.3. 对于变电所（3）的调压：435.3.4. 对于变电所（4）的调压：445.3.5. 对于发电厂的调压：456 .主要经济指标计算466.1. 输电效率466.1.1. 不考虑厂用负荷及厂用电466.1.2. 考虑厂用负荷及厂用电466.2. 网损计算476.3. 输电成本477. 总结488. 参考资料481.课程设计任务书 1.1. 设计主要内容E. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式；F. 通过方案比较，确定电力系统的接线图；G. 选定发电厂和变电所的接线图以及变压器型号及容量；H. 计算电力网的功率分布和电压，确定调压方式并选择调压设备；I. 计算电力网的主要经济指标。1.2. 设计要求C. 设计说明书一份；D. 设计图纸一张。1.3. 原始资料1.3.1. 发电厂发电机资料 表1发电厂发电机资料项目台数容量（MW）电压（kV）功率因数15256.30.8215010.50.851.3.2. 发电厂和变电所的负荷资料 表2发电厂和变电所资料项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026最小负荷（MW）1119182114最大负荷功率因数0.830.840.820.820.83最小负荷功率因数0.780.810.810.80.81最大负荷利用小时50005000550055005500二次母线电压（kV）61061010一类用户的百分数2525303025二类用户的百分数3030303535调压要求顺逆常常顺注意：(1). 发电厂的负荷包括发电厂的自用电在内； (2). 建议采用的电力网额定电压为110kV。1.3.3. 发电厂和变电所的地理位置图 1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图1 发电厂和变电所地理位置图2. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式 2.1. 负荷合理性校验根据最大负荷利用小时数的定义，最大负荷运行小时Tmax所消耗的电量应大于全年以最小负荷运行所消耗的电量，以此理论来校验，看其是否合理。根据下面公式可得表3： 年最小负荷运行所消耗的电量=最小负荷8760 表3 负荷合理性校验项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026最小负荷（MW）1119182114最大负荷利用小时50005000550055005500年最大负荷运行小时消耗电量（MW）100000185000187000220000143000年最小负荷运行所消耗的电量（MW）96360166440157680183960122640校验合理合理合理合理合理2.2. 功率平衡校验2.2.1. 有功功率平衡校验 系统最大有功综合负荷： PXMAX=K1K2 K1 - 同时系数，取0.9K2 - 厂用网损系数，取1.15（其中网损取5%，厂用取10%）需校验发电厂的有功备用容量是否大于最大有功负荷的10%。表4有功功率平衡校验 项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026系统最大有功负荷（MW）=20+37+34+40+26=157系统最大有功综合负荷（MW）=0.91.15157=162.50发电厂的有功备用容量（MW）=255+501-162.50=12.50发电厂有功备用占最大有功负荷百分比（%）100%=(12.50/157) 100%=7.96%合理性校验7.96%10%结论合理2.2.2. 无功功率平衡校验 求出系统最大的无功综合负荷，校验发电厂的无功备用容量是否大于最大无功负荷的10%。表7无功功率平衡校验项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026最大负荷功率因素0.830.840.820.820.83最大负荷功率因素角33.9032.8634.9234.9233.90最大无功负荷（Mvar）=20tan33.90+37tan32.86+26tan33.90=106.47系统最大无功综合负荷（Mvar）=0.91.15106.47=110.20发电厂的无功备用容量（Mvar）=256tan(arccos0.8)+501tan(arccos0.85)-110.20=33.29发电厂无功备用占最大有功负荷百分比（%）100%=100%=31.26%合理性校验31.26%10%结论合理2.2.3. 功率平衡校验结论 评价前面的功率平衡校验结果，并校验发电厂带最大负荷时一台机组故障后能否保证一二类负荷的供电，对三类负荷的供电情况如何。由上表可知道，在增加了一台25MW的发电机之后，系统的最大有功功率备用和最大无功功率备用都达到了要求。若发电厂带最大负荷时，系统负荷的参数如下：最大有功负荷=20+37+34+40+26=157MW最大无功负荷=20tan33.90+37tan32.86+26tan33.90=106.47Mvar 表8 发电厂带最大负荷时参数项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）总计最大负荷（MW）2037344026157最大负荷功率因素0.830.840.820.820.83最大负荷功率因素角33.9032.8634.9234.9233.90一类用户的百分数2525303025二类用户的百分数3030303535一二类用户有功功率（MW）1120.3520.42615.693.35一二类用户无功功率（Mvar）7.3913.1414.2418.1510.4863.41三类用户有功功率（Mvar）916.6513.61410.463.65三类用户无功功率（Mvar）6.0510.759.499.776.9943.06若发电厂带最大负荷时一台机组故障后，假设故障机组为容量为25MW的发电机，则：发电厂发出的总有功功率为：=255+501=175MW 发电厂发出的总无功功率为：=255tan(arccos0.8)+501tan(arccos0.85)=124.74Mvar 显然，由表6的数据可知：=175MW93.35MW=124.74Mvar63.4L Mvar 故此时发电厂能保证一二类负荷的供电。 对于三类负荷的供电：=100%=100%100%100%=100%100% 故此时发电厂能完全提供三类负荷的有功功率和无功功率的供给。若发电厂带最大负荷时一台机组故障后，假设故障机组为容量为50MW的发电机，则：发电厂发出的总有功功率为：=256=150MW 发电厂发出的总无功功率为：=256tan(arccos0.8)=112.5MW 显然，由表6的数据可知：=150MW93.35MW=112.5Mvar63.41Mvar故此时发电厂能保证一二类负荷的供电。 对于三类负荷的供电：=100%=100%100%100%=100%100% 故此时发电厂能保证三类负荷89%的有功负荷，并能完全提供三类负荷的无功功率供给。3. 确定电力系统的接线图 3.1. 网络电压等级的确定 根据设计任务书的要求，网络的电压等级取110kV。3.2. 网络接线方案初步比较 根据设计任务书所给的发电厂和变电站的地理位置设计出4种网络接线方案，从供电可靠性、线路总长度、开关数量、继电保护整定的难易程度等几个方面选择出两种较优的方案，用来进行后面的精确比较。注：各个初选方案应画图说明。1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图2 发电厂和变电所距离计算测得： 3.2.1. 方案一 如图，以发电厂为中心，向各个变电所呈辐射状供电。考虑到提高供电可靠性的要求，采用双回路供电。网络线路总长度为246km，开关数量为16个。1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图3 网络接线方案一3.2.2. 方案二 考虑到电压降落和供电可靠性，分别对每个供电所采用了有备用的环网供电，如图所示，线路总长度为287km，开关数量为16个。1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图4 网络接线方案二3.2.3. 方案三 在方案二的基础上，为了减少线路的总投资，省去连接变电所（1）和变电所（2），变电所（3）和变电所（4）的线路，如图，线路总长度为193km，开关数量为12个。1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图5 网络接线方案三3.2.4. 方案四 进一步减少线路投资，将发电厂和四个变电所连成环网，如图，线路总长度仅为171km，开关数量仅为10个。1234图例：发电厂4变电所比例尺：1:1000000图6 网络接线方案四3.2.5. 方案初选 对比上述四个方案，有：表9 方案对比由以上分析，虽然方案四线路和开关设备投资有很大的优势，但是其供电可靠性是四种方案中最低的，而且在线路发生故障之后，例如连接变电所（3）和发电厂之间的线路发生故障时，变电所（3）的电压降落很大，可能使得变电所（3）的电压水平不符合要求。方案二虽然有很高的供电可靠性，但是线路和开关设备的投入是最大的，而且其继保的整定非常困难，系统运行调度也有很大的困难。方案一中，线路的投资比方案四少，且继保的整定是最容易的，方案三线路和开关设备的投资仅次于方案四，且供电可靠性仅次于方案二，继保的整定的相比方案二容易。综上所述，可以令方案一和方案三作为初选方案。3.3. 网络接线方案精确比较 按电力设计手册，当负荷的年最大利用小时数达到5000小时以上时，钢芯铝铰线的经济电流密度取J=0.9A/mm2，在高压区域电力网，用经济电流密度法选择导线载面，用发热校验。因本设计是110kv及以上电压等级，为了避免电晕损耗，导线截面不应小于LGJ-70。有关数据综合如下：表10导线参考资料导线截面载流量（A）r(/km)X(/km)导线投资（万元）线路综合投资（万元）LGJ-702750.450.4320.291.95LGJ-953350.330.4160.42.1LGJ-1203800.270.4090.492.25LGJ-1504450.210.4030.622.45LGJ-1855150.170.3950.762.7LGJ-2406100.1320.1880.982.95LGJ-3007100.1070.3821.463.4LGJ-4008980.0790.38624对初选出来的两个方案分别作如下的计算比较：3.3.1. 潮流估算 由于后面选择导线截面积时需考虑一定的裕度，故此处潮流计算时可不考虑网损。a. 负荷计算 表11负荷计算项目发电厂（A）变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）最大负荷（MW）2037344026最小负荷（MW）1119182114最大负荷功率因数0.830.840.820.820.83对应功率因数角33.9032.8634.9234.9233.90最小负荷功率因数0.780.810.810.80.81对应功率因数角38.7435.9035.9036.8735.90由上表可知：对于发电厂：=20+j20tan33.90=20+j13.44MVA=11+j11tan38.74=11+j8.83MVA对于变电所（1）：=37+j37tan32.86=37+j23.90MVA=19+j19tan35.90=19+j13.75MVA对于变电所（2）：=34+j34tan34.92=34+j23.74MVA=18+j18tan35.90=18+j13.03MVA对于变电所（3）：=40+j40tan34.92=40+j27.93MVA=21+j21tan36.87=21+j15.75MVA对于变电所（4）：=26+j26tan33.90=26+j17.47MVA=14+j14tan35.90=14+j10.13MVAb. 线路传输功率 对于方案一：=37+j23.90MVA=19+j13.75MVA=231.19A=34+j23.74MVA=18+j13.03MVA=217.65A=40+j27.93MVA=21+j15.75MVA=256.06A=26+j17.47MVA=14+j10.13MVA=164.41A对于方案三（假设电力网络线路的阻抗近似相等）：在G-1-3环网，有：=35.98+j23.92MVA=18.62+j13.66MVA=226.77A=41.02+j27.91MVA=21.38+j15.85MVA=260.44A=-=1.02-j0.02MVA=-=0.38+j0.1MVA=5.35A同理，在G-2-4环网有:=29.28+j20.27MVA=15.56+j11.26MVA=186.91A=30.72+j18.69MVA=16.44+j11.90MVA=188.73A-=4.72+j1.22MVA-=2.44+j1.77MVA=25.59A3.3.2. 选择导线型号及线路阻抗计算 利用估算出来的潮流计算导线上流过的电流，从上表中选择合适的导线型号，即可进行线路阻抗计算。综合考虑导体长期发热允许电流和经济电流密度的技术要求选择导体，假设导体实际的环境温度为25C，由以上计算可知道：对于方案一：=231.19A选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。：=217.65A选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。：=256.06A选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。：=164.41A选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。对于方案三：=226.77A考虑到线路断开情况： =487.17A选择单回线 LGJ-185，单位阻抗 0.17+ j0.395/km，载流 515A。：=186.91A考虑到线路断开情况：=382.04A选择单回线 LGJ-150，单位阻抗 0.21 + j0.403/km，载流 445A。：=260.44A考虑到线路断开情况：=487.17A选择单回线 LGJ-185，单位阻抗 0.17+ j0.395/km，载流 515A。：=188.73A考虑到线路断开情况：=382.04A选择单回线 LGJ-150，单位阻抗 0.21 + j0.403/km，载流 445A。：=5.35A考虑到线路断开情况：=231.19A考虑到线路断开情况：=256.06A选择单回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。：=25.59A考虑到线路断开情况：=217.65A考虑到线路断开情况：=164.41A选择单回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 /km，载流 275A。根据电力系统课程设计及毕业设计参考资料里面的相关数据，对所选导体进行动稳定校验和动稳定校验可知，所选导线基本符合技术要求。3.3.3. 线路阻抗计算 方案一：=35（0.45+j0.432）=7.88+j7.56=33（0.45+j0.432）=7.43+j7.13=30（0.45+j0.432）=6.75+j6.48=25（0.45+j0.432）=5.63+j5.40方案三：=35（0.17+j0.395）=5.95+j14.11=33（0.21+j0.403）=6.93+j13.30=30（0.17+j0.395）=5.10+ j 11.85=25（0.21+j0.403）=5.25+j10.08=28（0.45+j0.432）=12.60+j12.10=42（0.45+j0.432）=18.90+j18.143.3.4. 正常运行时的电压损失及故障可能造成的最大电压损失 利用电力系统分析第十章的内容分析电压降落。根据电气工程课程设计参考资料，一般认为，在无特殊要求的条件下，正常运行时电压损耗不能超过10%，故障时电压损耗不能超过15%。忽略了电压降落的横分量，则有：U=对于方案一：正常运行时，根据上式算得：表12 方案一正常运行电压降落线路变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）P（MW）37.0034.0040.0026.00Q(Mvar)23.9023.7427.9317.47()7.887.436.755.63()7.567.136.485.40U(kV)110110110110U(kV)4.293.844.102.19U%3.903.493.731.99故障运行时，假如是双回路中的一条线路发生故障，线路变成单回路输电，线路阻抗增大一倍，则有：表13 方案一故障时运行电压降落线路变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）P（MW）37.0034.0040.0026.00Q(Mvar)23.9023.7427.9317.47()15.7614.8613.5011.26()15.1214.2612.9610.80U(kV)110110110110U(kV)8.587.688.204.38U%7.806.987.463.98故方案一正常运行时和故障运行时电压降落都能满足技术要求。对于方案三：正常运行时，同理算得：表13 方案三正常运行时运行电压降落线路变电所（1）变电所（2）变电所（3）变电所（4）P（MW）35.9829.2841.0230.72Q(Mvar)23.9220.2727.9118.69()5.956.935.105.25()14.1113.3011.8510.08U(kV)110110110110U(kV)5.014.304.913018U%4.563.904.462.89故障运行时，环网开环，假设变电所处于线路末端，此时电压降落最大,则对于变电所（1），有：= =9.15KV=6.55KV=+=15.70KV%=100%=14.3%15% 同理，可以算得=17.28KV %=15.72%15%=11.57KV =10.53%15%正常运行时方案三的电压降落能满足要求，但是发生故障时，大部分电压降落接近或大于15%，不符合技术要求。3.3.5. 总投资 总投资=线路投资+开关设备投资注：a. 若线路为双回线，则线路计算长度为两线路长度和的70%；b. 假设每个开关设备需投资6万元。 由表的数据有：导线LGJ-70： 1.95万元/千米； 导线LGJ-150：2.45万元/千米； 导线LGJ-185：2.70万元/千米。可得下表：表14 两个方案投资对比项目方案一方案二图例线路长度（km）246193线路计算长度（km）172.2198线路投资（万元）=172.21.95=335.79=（33+25）2.70+（35+30）2.45+（28+42）1.95=454.10开关设备数量1612开关设备投资（万元）9672总投资（万元）431.79526.103.3.6. 年运行费用 年运行费用=折旧费+损耗费注：a. 折旧率按每年占总投资的8%来计算；b. 线路年网损费用可用最大负荷时的有功损耗（电力系统分析第十章）及最大负荷损耗小时数（电力系统分析第十四章）来计算。线路年网损费用的计算公式为：表15 年网络损耗计算取电费为，则对于方案一：对于方案三：=+= F8%+A0.610001000 =524.358%+132190.06 =835.09万元3.3.7. 年计算费用 按7年收回投资计算，则年计算费用=总投资/7+年运行费用。通过比较年计算费用及电压分布是否合理来选择最优的方案。对于方案一：对于方案三：年计算费用FC = F/7 + FM = 526.10/7 + 835.09 = 910.25万元通过以上的对比，虽然年计算费用相比差不多，甚至方案三的年计算费用还略少于方案一，但是考虑到方案一在正常运行和故障时线路的电压降落大体都比方案三的小，电压分布较方案三均匀，满足了技术要求，且其继电保护的整定较为简单，而方案三故障时的电压降落大体不符合技术要求，权衡两者优劣，最终确定采用了方案一。4. 确定发电厂、变电所的电气主接线 必须满足以下基本要求：1、必需保证发供电的可靠性；2、应具有一定的灵活性；3、操作应尽可能简单、方便；4、经济上应合理。注；变压器型号和参数可见电力系统课程设计及毕业设计参考资料。4.1. 发电厂主接线的选择 利用发电厂电气课程中学到的知识和设计的要求，确定3种接线方案（包括变压器型号及参数），选择其中最优者。根据电力系统课程设计及毕业设计参考资料，发电厂主接线的选择原则有：1、若单机容量小，与所接入的系统不相匹配，经技术经济论证合理后，可将两台发电机与一台变压器做扩大单元接线，也可将两组发电机双绕组变压器单元，公用一台高压断电器而构成另一种扩大单元接线。2、当机组容量小，数目较多，一般可以设发电机电压母线，其母线可根据发电机的数目，发电厂的重要性，采用单母分段，双母线或双母线分段的接线方式。3、当两台发电机和一台变压器或两组发电机双绕组变压器作扩大单元接线时，在发电机与变压器应装断路器和隔离开关。4、对发电厂的高压配电装置，若地位重要，负荷大，潮流变化剧烈，出线较多时，一般采用双母线或双母线分段接线。5、当110KV、220KV配电装置采用双母线接线时，若出现在6回以上时，可采用带专门旁路断电器的旁路母线。发电厂的最大单机有功容量为50MW，总装机有功容量为200MW，属于中小型发电厂。发电机各个机组的视在功率：对于25MW发电机组：对于50MW发电机组：因为发电机各单机容量均不小于25MW，考虑到有关设计规程对选用单母线分段接线不得超过24MW的规定，所以确定各方案中6.3KV电压级母线为双母线分段接线形式；而50MW发电机组直接通过变压器连接到110KV主接线上。在变压器的选择上，为了减少经济投入和运行损耗，可以使用两台低压侧6.3KV的SFP7-120000/110变压器和六台25MW的发电机组连接，构成两组扩大单元接线。另外，也可以使用五台SF7-40000/110变压器与各25MW发电机组相连接。另使用一台低压侧10.5KV的SFP7-63000/110变压器和50MW的发电机组连接。厂用电从6.3KV电压级母线引出。考虑到主变压器选择的N-1原则，即若发电机电压母线接有两台或以上的主变压器时，当其中一台容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上。若使用两台低压侧6.3KV的SFP7-120000/110变压器和六台25MW的发电机组连接。若其中一台因故退出运行时：显然，不符合N-1原则。而若使用为五台SF7-40000/110变压器与各25MW发电机组相连接，当其中一台因故退出运行时：可以发现，此时剩下的主变压器依然能输送85.33%的剩下功率,符合N-1原则。权衡经济性和供电的可靠性，最终决定采用后者。 相关升压变压器的参数如下：表16 相关变压器参数根据发电厂可靠性和经济性的考虑，可以提出以下三种接线方案。4.1.1. 方案一 考虑到供电可靠性的要求，发电机6.3KV电压级母线采用了双母线分段接线，110KV主接线采用了四分之三断路器配置方式，考虑到交叉接线比非交叉接线具有更高的运行可靠性，可减少特殊运行方式下的事故扩大，故采用了交叉接线。图7 发电厂主接线方案一4.1.2. 方案二 为了减少方案一的断路器投资，110KV主接线采用了双母带旁路母线的配置方式，为了减少经济投入，令母联断路器兼做旁路断路器。图8 发电厂主接线方案二4.1.3. 方案三 方案三：进一步减少投资，110KV主接线采用单母分段带旁路母线的配置方式，平时分开运行，以减少故障时短路电流，对重要用户可用接在不同分段上的双回路进行供电。图9 发电厂主接线方案三4.1.4. 方案确定 对比这三种方案发电厂主接线的经济性和可靠性有：表17 发电厂主接线方案对比通过比较上述三种方案，可以发现，虽然方案一有着最高的供电可靠性，但是其建设总投资是最高的，而且运行调度比较复杂。而方案三虽然有着最低的建设总投资，但是其供电可靠性却是最差的。为此，可以选择一种折中的方案，故最终选择了方案二。4.2. 变电所主接线的选择 利用发电厂电气课程中学到的知识和设计的要求，确定2种设计方案（包括变压器型号及参数），选择其中较优者。根据电力系统课程设计及毕业设计参考资料，变电所主接线选择原则有：1、变电所的高压侧接线应尽量采用断路器较少或不用断路器的接线方式，如桥形等。2、在具有两台主变的变电所中，当35220KV线路为双回线时，若无特殊要求，该电压等级主接线都采用桥形接线。3、在110KV,220KV配电装置中，当线路为3回以上时，一般采用双母线或单母分段接线。变电所各个负荷的视在功率：对于变电所（1）：= 37/0.84 =44.05MVA对于变电所（2）：= 34/0.82 = 41.46 MVA对于变电所（3）：= 40/0.82 = 48.78 MVA对于变电所（4）：= 26/0.83 = 31.33 MVA由于输电线路采用双回路线路，另外考虑到供电可靠性，每个变电所都将安装2台降压变压器。同样考虑到 N-1原则，对各个变电所选择的变压器的最小容量应该满足：对于变电所（1）：70%=44.0570%=30.84 MVA对于变电所（2）：70%=41.4670%=29.02 MVA对于变电所（3）：70%=48.7870%=34.15 MVA对于变电所（4）：70%=31.3370%=21.93 MVA故变电所（1）可以采用低压侧电压为10.5KV 的SF7-31500/110变压器； 变电所（2）可以采用低压侧电压为6.3KV 的SF7-31500/110变压器； 变电所（3）可以采用低压侧电压为10.5KV 的SF7-40000/110变压器；变电所（4）可以采用低压侧电压为10.5KV 的SF7-25000/110变压器。相关降压变压器的参数如下：表18 相关降压变压器的参数 因为从发电厂升压出来的输电线路是双回线，所以这种情况下宜采用桥形接线，同时桥形接线只用3台断路器，比具有四条回路的单母线接线节省了1台断路器，并且没有母线，投资省，但可靠性不高，只适用于小容量发电厂或变电站。另外在低压的配置方式，考虑到供电可靠性，可采用单母分段带旁路的接线方式，另外，为了节省投资，令分段断路器兼做旁路断路器。而对于桥形接线，可以分为内桥接线和外桥接线，为此，我们提出了两种方案：4.2.1.方案一：内桥接线 内桥接线在线路故障或切除、投入时，不影响其余回路工作，并且操作简单；而在变压器故障或切除、投入时，要使相应线路短时停电且操作复杂。因而该接线一般适用于线路较长（相对来说线路的故障几率较大）和变压器不需要经常切换的情况。图10 变电所主接线方案一4.2.2.方案二：外桥接线 外桥接线在运行中的特点与内桥接线刚好相反，适用于线路较短和变压器需要经常切换的情况。当系统中有穿越功率通过主接线为桥形接线的发电厂或变电站高压侧，或者桥形接线的两条线路接入环形电网时，通常宜采用外桥接线。图11 变电所主接线方案二4.2.3. 方案确定 通过对比，发现各个发电所的输电距离都比较长，并且变压器不需要经常切换，故可以采用方案一的内桥接线。5. 潮流计算，确定变压器分接头 5.1. 系统参数计算 利用电力系统分析第二章的内容计算潮流计算所需的线路和变压器的阻抗参数。系统的等值电路如图（忽略线路的充电功率）：图12 系统等值电路其中，线路阻抗：对于变压器的参数，根据电力系统课程设计参考资料，有：表19 相关变压器的参数计算由电力系统课程设计参考资料，有：阻抗参数：若励磁支路以功率损耗表示：当计算变电所的变压器阻抗时，因为变电所的变压器是并联运行，所以阻抗应该为一半。变压器的励磁损耗计算公式：=（+）2故算得变压器的参数如下：表20 相关变压器的参数计算5.2. 潮流计算 根据最终确定的网架方案，分别计算最大负荷和最小负荷下全网的潮流分布、网络功率损耗及节点电压值，并提出合理的发电厂机组间有功功率分配方案。注：须注意所选的最优方案是开式网还是闭式网，选择相应的潮流计算方法。图13 系统等值电路5.2.1. 网络潮流分布和功率损耗 对于各个变电所的变压器，由，可知：表21 相关变压器的参数计算对于线路，忽略线路的充电功率，由，有：表22 相关线路的参数计算5.2.2. 网络电压分布 忽略电压降落的横分量，有:故系统的电压降落：表23 系统的电压降落计算 5.2.3. 发电厂功率损耗和功率分配最大负荷时，主变TG-1、TG-2、TG-3、TG-4、TG-5和TG-6所提供的总功率为（假设发电厂的负荷全从厂用电侧引出）：发电厂负荷可以由一台单机有功容量为25MW的发电机组提供。故对剩下的5台单机有功容量为25MW的发电机组和一台单机有功容量为50MW的发电机组，根据容量进行功率分配有：故变压器的功率损耗为：故发电厂必须提供的功率为 一台25MW停运，则可使50MW机组出力46.60MW，5台25MW机组各自出力23.30MW，此时，机组的负荷率达到93.20%，系统有11.90MW的有功热备用，仅占总有功负荷7.30%，不满足有功备用应大于10%的要求。而且此时全部机组最大的无功输出仅为124.74Mvar，不满足系统的无功需求。故全部机组必须全部运行，可使50MW机组出力40.77MW，6台25MW机组各自出力20.39MW，此时，机组的负荷率达到81.55%，系统有36.89MW的有功热备用，占总有功负荷22.62%，满足了有功备用应大于10%的要求，且有143.487-138.646=4.841 Mvar的无功裕度，占总无功负荷3.49%，可以通过无功调节装置处理。最小负荷时，同理：发电厂必须提供的功率为：此时可以考虑将50MW和2台25MW的发电机组停运，而剩下的4台25MW机组各自出力21.30MW，机组的负荷率达到85.2%，且有14.812MW的有功热备用，占总有功负荷的17.39%，另外还有100MW的有功冷备用，占总有功负荷的117.39%。而无功盈余为75-73.964=1.036Mvar，占总无功负荷1.41%，可以通过无功调节装置处理5.3. 变压器分接头的选择 利用电力系统分析第十二章的方法选择发电厂和各变电站变压器的分接头。（注：选择好分接头后应校验。）发电厂的调压要求为顺调压，即大负荷允许中枢点电压低一些，但不低于线路额定电压的102.5%；小负荷时允许其电压高一些，但不超过线路额定电压的107.5%。故选定发电高压母线电压在112117V之间。故根据可算得：表24 系统的电压降落计算5.3.1. 对于变电所（1）的调压：设计要求为常调压，即要求在任何负荷下，中枢点电压保持为大约恒定的数值，一般较线路额定电压高2%5%，变压器T1的低压侧在最大负荷时为10（1+2）10.2KV，最小负荷时为10（1+5）10.5KV。则 选择最接近的变压器接头： 110（12.5%）=107.25KV分接头。低压侧实际电压：