地方电网规划设计

1、前 言电力工业是国家的基础工业， 在国家建设和国民经济发展中占据十分重要的地位。电能是一种无形的，不能大量储存的二次能源。电能的发、变、送、配和用电，几乎是在同一瞬间完成的， 须随时保持有功功率和无功率的平衡。 电力工业发展的经验告诉我们，电力系统愈大，调度运行就愈合理，经济效益愈好，应变事故的能力就俞强， 这也是我国电力工业必然的发展趋势。 然而联合电网也是由地方电力网相互联接而成的。 要满足国民经济发展的要求， 电力工业必须超前发展，因此，做好电力规划，加强电网的建设十分重要。电力规划是根据社会经济发展的需求， 能源资源和负荷的分布， 确定合理的电源结构和战略布局。 确立电压等级， 输电方

2、式和合理的网架结构等， 电力规划合理与否，事关国民经济的发展， 直接影响电力系统今后的运行的稳定性， 经济性，电能质量的好坏和未来的发展。根据系统设计技术规程 (SDJ 161-85) 地方电网网络方案设计应从全网出发，合理布局，消除薄弱环节，加强受端主干网络，增强抗事故干扰的能力，贯彻“分层分区”原则，简化网络结构，降低网损，并满足以下基本要求：一、网络发展应与电源发展配套， 与下一级电压网络相协调， 适应各地区电力负荷发展的需要，并对电源和负荷的变化有一定的适应能力；二、电压质量应符合标准；三、系统运行应安全稳定，调度灵活；四、网络的过电压水平应不超过允许值；五、不超过允许的短路电流水平；

3、六、节省投资和年运行费用，使年计算费用最小，并考虑分期建设和过渡的方便。网络结构必须满足电力系统安全稳定导则中保持稳定运行的标准。降压变电所变压器的容量、台数、相数、绕组数及阻抗等主要规范的选择，应根据电力负荷发展及潮流变化，结合系统短路电流、系统稳定、系统继电保护、对通信线路的危险影响、调相调压、设备制造及运输等具体条件进行。通过课程设计，综合运用所学专业知识，特别是有关电网、发电厂和变电站方面的理论、概念和计算方法，了解电力行业有关技术政策、经济指标、设计规程和规定，树立统筹兼顾、综合平衡、整体优化的观点，掌握电网规划设计的一般原则和常用方法，培养从技术、经济诸多方面分析和解决实际工程问题

4、的能力。1、 巩固并拓展所学专业知识；2、 理论与实际联系，基本掌握电力网设计的主要内容、原则与方法；3、 树立技术经济观点，进行技术经济比较；4、 培养正确计算、绘图与编写说明书的能力；5、 建立正确的设计思想与方法，提高独立工作能力。目录摘 要 4 第一章 电力网规划设计方案拟订及初步比较 .1.1 电力网电压的确定和电网接线的初步选择51.1.1电网接线方式51.1.2电网电压等级的选择61.2 方案初步比较的指标61.2.1线路长度（公里）61.2.2路径长度（公里）61.2.3负荷矩（兆瓦 * 公里）71.2.4高压开关（台数）111.3 方案初步比较及选择11第二章 电力网规划设计

5、方案的技术经济比较 .2.1 架空线路导线截面选择122.1.1按经济电流密度选择导线截面122.1.2按机械强度校验导线截面122.1.3按发热校验导线截面132.1.4按电晕校验导线截面132.1.5最终导线型号132.2 电压损耗计算132.2.1线路参数计算132.2.2线路功率计算142.2.3电压损耗计算142.3 电网的年电能损耗182.3.1最大负荷时的有功损耗计算182.3.2最大负荷损耗时间的计算192.3.3电网的年电能损耗计算212.4 变压器的选择222.4.1变电所变压器的选择222.4.2发电厂变压器的选择222.4.3高压断路器的选择232.5方案经济比较232

6、.5.1计算网络建设投资费用 K232.5.2计算年运行费用 N 242.5.3方案经济比较25第三章 潮流分布与调压措施选择 .3.1潮流分布计算263.1.1计算参数273.1.2潮流计算293.2调压与调压设备选择383.2.1发电机端调压383.2.2变压器变比（分接头）调压38第四章 物资统计及其运行特性计算 .4.1物资统计444.2网损率及网络输电效率444.2.1最大运行方式有功功率损耗率444.2.2最小运行方式有功功率损耗率444.2.3年电能损耗率44第五章 总结 46参考文献 47附录48摘要本课程设计是进行地方电网规划设计。本规划设计包括有一个电厂，四个变电所。发电厂

7、的总装机容量为 86 MW 。根据所给出的原始资料拟定七种接线方案，通过对这七种方案的初步选择后， 选出三种较为优异的方案详细比较， 进行指标排选，同时选择了主要设备的型号和确定了大致投资运行费用， 最后参考市场价格通过定量的技术经济比较确定了最终的电气主接线方案，即有发电厂通过两台升压变压器 （10.5KV / 121KV ）与母线连接，个变电所母线与其构成两个小环网，再分别通过两台降压变压器（110KV / 10.5KV ）连接负荷，发电机侧接有一个机端负荷。整个网络采用 110KV 等级。之后对整个网络进行了最大运行方式和最小运行方式下的潮流计算和电网调压措施的确定， 并计算得到网络的功

8、率损耗、年电能损耗和输电效率，给出了全网的等值潮流分布图及其电网的电气主接线图。关键词 : 地区力电网规划设计技术经济比较调压计算第一章电力网规划设计方案拟订及初步比较1.1 电力网电压的确定和电网接线的初步选择由于电网电压的高低与电网接线的合理与否有着相互的影响，因此，在这里设计的时候是将两者的选择同时予以考虑。电网接线方式这里所拟订的电网接线方式为全为有备用接线方式，这是从电网供电的可靠性、灵活性与安全性来考虑的。当网络内任何一段线路因发生故障或检修而断开时，不会对用户中断供电。这里结合所选的电网电压等级，初步拟订了五种电网接线方式，方案（1）、方案（ 3）为环网，方案（ 2）中既有环网又

9、有双回线路，方案（ 4）、方案（ 5）为双回线路 ,。它们均满足负荷的供电的可靠性。五种方案的电网接线方式如图1-1 所示：方案1方案2方案3方案4方案 5图 1-1各种电网接线的初步方案电网电压等级的选择根据电网中电源和负荷的布局，按输送容量和输送距离， 查阅有关设计手册，选择适当的电网电压。 电网电压等级符合国家标准电压等级，所选电网电压， 这里是根据网内线路输送容量的大小和输电距离来确定的。表 1-1电网接线方案（ 1）的电压等级选择线路名输送容量输电距离电压等级（MVA）（KM ）(KV)G-1（单回）1823110G-2（单回）20211101-4（单回）15331102-3（单回）

10、20331103-4（单回）1533110从表 1-1，可确定该方案（ 1）的电网电压等级全网为110KV 。电网接线方案（ 2）的电压等级选择全网为110KV 。电网接线方案（ 3）的电压等级选择全网为110KV 。电网接线方案（ 4）的电压等级选择全网为110KV 。电网接线方案（ 5）的电压等级选择全网为110KV 。1.2方案初步比较的指标线路长度（公里）线路长度反映架设线路的直接费用，对全网建设投资的多少起很大作用。考虑到架线地区地形起伏等因素，单回线路长度应在架设线路的厂、站间直线距离的基础上增加（ 5-20）%的弯曲度。这里对各种方案的架空线路的长度统一增加 10%的弯曲度。方案

11、（ 1）的全网总线路长度约为157Km。方案（ 2）的全网总线路长度约为172Km。方案（ 3）的全网总线路长度约为177Km。方案（ 4）的全网总线路长度约为209Km。方案（ 5）的全网总线路长度约为242Km。路径长度（公里）它反映架设线路的间接费用，路径长度为架设线路的厂、站间直线距离再增加（5-20）%的弯曲度。这里对有双回线路的线路统一再增加 10% 的弯曲度。当全网均为单回线路时，路径长度与线路长度相等。方案（ 1）的全网总线路长度约为157Km。方案（ 2）的全网总线路长度约为195Km。方案（ 3）的全网总线路长度约为177Km。方案（ 4）的全网总线路长度约为230Km。方

12、案（ 5）的全网总线路长度约为266Km。负荷矩（兆瓦 * 公里）全网负荷矩等于各线段负荷矩之和，即Pi l i 。它可部分反映网络的电压损耗和功率损耗。在方案（ 1）、方案（ 2）、方案（ 3）中有环型网络，这里先按线段长度和负荷功率求出各线段上的功率分布（初分布），再计算其负荷矩。初步方案并未确定导线截面积， 因此先按均一网对其进行初步功率分布的计n*nSi Z iSi Li算。均一网初步功率分布的计算公式如下：S=i1即： Si1。nn*LiZii 1i 1最大负荷时：方案 1 的负荷矩计算：方案 1 的等值网络1kk1Pli ijQil i )120 j 9 120 10 87 j 5

13、 87 15 44S(18li 1i 1143j8442021j1021)28.74j14.52MVA方案（ 1）的电网接线及功率初分布图SG 1S 28.74 j14.52MVASG 235j18MVAS1410.74j5.52MVAS2314.26j 7.48MVAS430.74j 0.52MVAPLPLPLPLPLPL2245.44(MW.km)iiG 1G 11 41 4G2G22 32 34 34 3方案 2：方案 2环网等值电路图1kk1 (18S(Pli i jQi l i )92 j 9 92 10 59 j 5 59 15 26 j 8 26)li 1i111522.92j1

14、1.58MVA方案（ 2）的电网接线及功率初分布图方案（ 2）的电网接线及功率初分布图SG 1S22.92 j11.58MVASG 320.08 j10.42MVAS144.92j 2.58MVAS345.08j 2.42 MVASG 220j10MVAPL PLP LP LPL3GP L1807.76(MW.km)i iG 1 G 114 14G2 G2G 334 34方案 3：等值电路图先算环网 G-1-4-G1kk1S(PliijQli i )(18 58 j8 58 10 25 j 5 25) 15.97 j 7.27MVAl81i1i1再算环网 G-3-2-GS 1(kk1 (15

15、54 j 8 54 20 21 j10 21) 15.37 j8.02MVAPli i jQli i )li 1i 180方案（ 3）的电网接线及功率初分布图SG 1S15.97j7.27 MVASG 412.03j6.73 MVAS412.03j1.73 MVASG 3S15.37j8.02 MVASG 219.639.98MVAS320.37j 0.02MVAPLPLPLPLPLPLPL1559.11(MW.km)iiG 1G 14 14 1G 2G 2G 3G 33 23 2G 4G 4方案 4 的电网接线及功率初分布图SG 118j9MVASG 220j10MVASG 315j8MVA

16、SG 410j5MVAPLPLPLPLPL1474(MW.km)i iG 1G 1G 2G 2G 3G 3G 4G 4方案 5 的电网接线及功率初分布图SG 128j14MVAS1 410j 5MVASG 235j18MVAS2 315j 8MVAPLPLPLPLPL2204(MW.km)i iG 1G 1G 2G 21 41 42 32 3高压开关（台数）由于高压开关价格昂贵， 在网络投资中占较大比例， 所以需应统计在拟订的各设计方案中的高压开关台数， 以进行比较。 这里暂以网络接线来统计高压开关台数， 暂不考虑发电厂与变电站所需的高压开关。 考虑到一条单回线路的高压断路器需在两端各设置一个

17、， 故一条单回线路的高压断路器需 2 个。各种接线方案所需的高压开关台数（高压断路器）统计如下：方案（ 1）所需的高压开关台数为10 个；方案（ 2）所需的高压开关台数为12 个；方案（ 3）所需的高压开关台数为12 个；方案（ 4）所需的高压开关台数为16 个；方案（ 5）所需的高压开关台数为16 个；1.3 方案初步比较及选择这里将各初选方案的四个指标列表1-2 如下：表 1-2方案初步比较的指标方案线路长度 （公路径长度（公负荷矩（兆瓦 * 公高压开关（台里）里）里）数）（ 1）1571572245.4410（ 2）1721951807.7612（ 3）1771771559.1112（

18、4）209230147416（ 5）242266220416根据表 1-2 所列四个指标，注意到方案（ 1）、方案（ 2）与方案（ 3）的各项指标较小；但考虑到方案（ 1）为单一环网，当环网中的某线路发生故障而断开时，电压降落太大很可能不满足电压质量要求， 而且线路可能负荷较重， 所以为慎重起见，不予采纳。方案（ 2）与方案（ 3）的各项指标均较小，电压等级为 110KV ，因此这里仅对方案（ 2）与方案（ 3），再做进一步的详细比较。第二章 电力网规划设计方案的技术经济比较2.1 架空线路导线截面选择对 110KV 及以上电压级的架空线路， 其导线截面的选择是从保证安全、 电能质量和经济性等

19、来考虑。一般是按经济电流密度选择，用电压损失、电晕、机械强度及发热等技术条件加以校验。按经济电流密度选择导线截面按经济密度选择导线截面用的输送容量， 应考虑线路投入运行后 510 年的发展。在计算中必须采用正常运行方式下经常重复的最高负荷，但在系统发展不明确的情况下，应注意勿使导线截面定得过小。导线截面的计算公式：SP /( 3 V c o s J )式中S 为导线截面（平方毫米）P 为流过线路的有功功率（KW ）V 为电网电压等级（ KV ）J 为经济电流密度（安培 /平方毫米）cos( ) 为线路的功率因素我国 1956 年电力部颁布的经济电流密度如下表：导线材料最大负荷利用小时数 Tma

20、x3000 以下300050005000 以上铝线1.651.150.9铜线3.02.251.75根据原始资料显示：变电站1、 2、 3、 4 的最大负荷利用小时数Tmax 均在50006000 之间，由于经济性，一般都选用钢芯铝绞线，由此可确定其经济电流密度均为 0.9。方案 2、5 的导线截面选择：根据地方电网规划课程设计任务要求：为简化计算，所选线路统一采用 LGJ-120 导线。按机械强度校验导线截面为保证架空线路的安全，导线截面具备一定的机械强度，对于跨越铁路、河道、公路、居名区的架空线路，其导线截面不得小于 35 平方毫米。按发热校验导线截面因 LGJ 系列导线可负载的最大允许电流

21、比正常或故障时通过的最大电流大得多，所以可不需校验此项。按电晕校验导线截面电压为 110KV 及以上的架空线路，会在导线周围产生电晕，按电晕要求的最小导线 LGJ 型号为 LGJ-120，即导线截面不得小于 120 平方毫米。最终导线型号方案（ 2）与方案（ 3）在经过按机械强度校验、按电晕校验导线截面后，确定的最终导线型号如下：方案（ 2）：线路 G-1 选择导线为： LGJ-120导线长度： 23KM线路 G-2 选择导线为：LGJ-120导线长度：21KM线路 G-3 选择导线为：LGJ-120导线长度：26KM线路 1-4 选择导线为：LGJ-120导线长度：33KM线路 3-4 选择

22、导线为：LGJ-120导线长度：33KM方案（ 3）：线路 G-1 选择导线为： LGJ-120导线长度：23KM线路 G-2 选择导线为：LGJ-120 （双回）导线长度：21KM线路 G-3 选择导线为：LGJ-120导线长度：26KM线路 G-4 选择导线为：LGJ-120导线长度：25KM线路 3-2 选择导线为：LGJ-120导线长度：33KM线路 4-1 选择导线为：LGJ-120导线长度：33KM2.2 电压损耗计算2.2.1 线路参数计算LGJ-120 型号经查表得 :导线单位长度阻抗为R0jX 0 =0.22+j0.42 （ /km），充电功率 Qc=-3.21Mvar/10

23、0km阻抗参数计算公式： ZL( RX)l （其中 l为线路长度，单位：）00km1）方案（ 2）中各线路的阻抗参数计算如下：ZG 1RG 1j XG 1 ( 0. 2 2 j 0. 4 2 ) * 2 35. j 0 69. 66( )ZG 22.31j 4.41()ZG35.7 2 j1 0.9 2 ()Z1 47.26j 13.86()Z347.26 j13.86()2）方案（ 3）中各线路的阻抗参数计算如下：ZG 1RG 1jX G 1(0.22 j 0.42)*235.06 j 9.66()ZG 24.62j8.82()ZG 35.7 2 j10. 92( )ZG 45.5j10.5

24、()Z4 17.26j13.86( )Z3 27.26j13.86()线路功率计算1）方案（ 2）由于方案（ 2）所选线路的型号都相同，均为 LGJ-120，所以该整个电网是一个均一网络， 环网的功率分布仅与线路长度成正比， 因此其功率的分布与前面所算相同，这里不再重算。SG 1S22.92 j 11.58MVASG 320.08 j10.42MVAS144.92j 2.58MVAS345.08j 2.42MVASG 220j10MVA2）方案（ 3）由于方案（ 3）所选线路的型号都相同，均为 LGJ-120，所以该整个电网是一个均一网络， 环网的功率分布仅与线路长度成正比， 因此其功率的分布

25、与前面所算相同，这里不再重算。SG 115.97j7.27MVASG 412.03j 6.73MVAS4 12.03j1.73MVASG 315.37j8.02MVASG 219.639.98MVAS3 20.37j 0.02MVA电压损耗计算为保证用户的电能质量，正常情况下，网络中电源到任一负荷点的最大电压损耗，不超过额定电压的5%，故障时（指断一条线路）应不超过 10%。方案（ 2）电压损耗计算由于方案（ 2）括有一小环网，在负荷变电站 4 有功率分点，所以这里校验变电站母线 4 的电压。还校验负荷变电站 2 母线电压。a) 正常情况下：22.92*5.0611.58*9.66VG 12.

26、07( kv)110V1110 2.07 107.93(kv)VG 1%1. 88%V14.92*7.262.58*13.864107.930.61(kv)V2107.930.61107.32kv)V1 4 %0.55%从电源点经负荷点1 到负荷点 4 的电压总损耗为V %2.43%20.08*5.7210.42*10.922.08( kv)VG 3110V11102.08107.92(KV )VG 31. 89%5.08*7.262.42*13.860.49(kv)V3 4107.92V2 107.92 0.49 107.43(kv)V34 %0.45%从电源点经负荷点3 到负荷点 4 的电

27、压总损耗为V %2.34%VG20*2.3110*4.410.82( kv )2110V2110 0.82 109.18(kv)VG 2%0. 75%从电源点到负荷点2 电压损耗为VG2 %0. 75%b) 故障情况下：若线路 G-3 故障而被切除，则43*5.0622*9.663.91(kv)VG 1110V1110 3.91 106.09(kv)VG 1%3. 5%V125*7.2613*13.863.41(kv)4106.09V2106.093.41102.68(kv)V14 %3.1%V415*7.268*13.862.14(kv)3102.68V3102.682.14100.54(k

28、v)V43 %1.94%从电源点到负荷点4 的总电压损耗V %8.54%若线路 G-1 因故障而被切除，则VG 443*5.7223*10.924.52( kv)110V31104.52105.48(kv)VG 3%4. 11%V328*7.2614*13.8643.70( kv)110V2105.48 3.70101.78(kv)V34 %3.36%V418*5.069*9.6611.85( kv)101.78V1101.78 1.8599.93(kv)V41%1.68%从电源点到负荷点1 总电压损耗V %9.15%若双回线路 G-2 的一条因故障而被切除，则VG 220*4.6210*8.

29、821.64( kv)110V21101.64108.36(kv)VG 3%1. 49%通过计算，可看出该方案（ 2）的电压损耗 V % ，在正常情况下最大为 2.43%；在故障情况下，其最大电压损耗为 9.15%；可见该网络的电压质量问题能得到保证。方案（ 3）电压损耗计算由于方案（ 3 包括有两小环网，分别在负荷变电站 1、2 处有功率分点，所以这里校验变电站母线 1、 2 处的电压。正常情况下：PRQX115. 97* 5. 06 7. 27* 9. 66G1G1G 1 GVG 1VN1101.3 7kv()VG 1%1. 25%V2 110 1.3 7 1 0 8k.v63 ()VGP

30、G2RG 2 QG X2G219. 63* 4. 62 9. 98* 8. 822VN1.6 2kv( )110VG2% 1. 47%V41 1 0 1. 6 2 1 0 8k.v3 8 ()故障情况下：若线路 G-1 故障而被切除，则28*5.514*10.5VG 42.74(kv)110V41102.74107.26(kv)VG 4 %2. 4 9 %V418*7.269*13.8612.38(kv)107.26V1107.262.38104.88(kv)V4 1%2.16%从电源点到负荷点1 电压损耗V %4.65%若线路 G-4 障而被切除，则28*5.0614*9.66VG 12.5

31、2( kv)110V2110 2.52 107.48(kv)VG1 %2. 29%V110*7.265*13.8641.32(kv)107.48V4107.481.32106.16(kv)V1 4%1.2%从电源点到负荷点1 的总电压损耗V %3.39%若线路 G-2 故障而被切除，则35*5.7218*10.92VG 33.61(kv)110V3110 3.61 106.39(kv)VG3 %3. 28%V320*7.2610*13.8622.67( kv)106.39V2106.392.67103.72(kv)V32 %2.43%从电源点到负荷点3 的总电压损耗V %5.71%若线路 G-

32、3 障而被切除，则35*4.6218*8.82VG 12.91(kv)110V2110 2.91 107.09(kv)VG3 %2. 65%V215*7.268*13.8632.05(kv)107.09V3107.092.05105.04(kv)V23 %1.86%从电源点到负荷点2 总电压损耗V %4.51%通过计算，可看出该方案 （3）电压损耗 V % ，在正常情况下最大为 1.47%；在故障情况下，其最大电压损耗为 5.71%；可见该网络的电压质量问题能得到保证。2.3 电网的年电能损耗电网的年电能损耗A 一般用最大损耗时间法计算，即：APm a x（万度）式中Pm a x为最大负荷时的

33、有功损耗（千瓦） ；为最大负荷损耗时间（小时） ；最大负荷损耗时间与元件上通过功率的最大负荷利用小时Tmax 和功率因素 cos 有关，其具体的关系可查表。2.3.1 最大负荷时的有功损耗计算计算公式：P (P2Q 22 ) RVN式中S=P+jQ 为线路上流过的潮流（单位： MW ）；VN 为线路的额定电压（ KV ）；RL 为线路的电阻值（）方案（ 2）各线路的功率损耗经计算如下：PG 1( PG21 QG21)* RG 1( 22.922 11.582)*5.06*1000 275.75(kw)VN11022222PG2 (PG2QG 2)* RG 2(2010)*2.31*1000 9

34、5.45(kw)VN1102P3(PG23QG23)* R( 20.08210.422)*5.72*1000 241.93(kw)GVNG 31102P124Q12 44.9222.582P14(VN)*R14(1102)*7.26*100018.52(kw)P34( P324Q324)* R34(5.0822.422)*7.26*100019(kw)VN1102方案（ 3）各线路的功率损耗经计算如下：P( PG21 QG21)* R(15.972 7.272)*5.06*1000 128.75(kw)G 1VNG 11102PG2PG22QG22)* RG2(19.6329.982)*4.6

35、2*1000185.16(kw)(VN1102PG 3( PG23QG23)* RG3(15.3728.022)*5.72*1000141.07(kw)VN1102PG 4( PG24QG24)* RG4(12.0326.732)*5.5*100083.37(kw)VN1102P41(P421Q421)* R4 1(2.0321.732)*7.26*10004.27(kw)VN1102P2( P322Q322)* R2( 0.3720.022)*7.26*10000.082(kw)3VN31102最大负荷损耗时间的计算Tmax 与 cos 的计算一条线路供给几个负荷，此时按照下式计算：SM 1

36、SMa SMbPMaSMa cos aPMb SMb cos bPMa T max aPMb Tmax bTmax 1PMa PMbPMa PMbc o s1SM 1上述计算公式以下图为例加以说明SM 1Tm a1x cos 1SM 2Tmax 2 cos2SMacosaSMbcosbTmax aTm a bx方案（ 2）各线路的 Tmax 与 cos的计算根据方案（ 2）的功率初分布，负荷点 4 为功率分点，线路 G-1 和 G-3 供给两个负荷。PM 1SM 1cos1PM 4SM 4cos4cos1cos4PM 1T max 1PM 4Tmax 45321（h）Tmax. G 1PM1

37、PM 4SM.G 1SM 1SM 428+j14MVAPM 1PM 40.89cos G 1SM.G 1查表可得：线路G-1 的最大负荷损耗时间Tmax5321hcos0.893950h同理可得：线路1-4 的最大负荷损耗时间Tmax5000hcos0.83600h线路 G-2 的最大负荷损耗时间Tmax6000hcos0.84650h线路 G-3 的最大负荷损耗时间Tmax5300hcos0.883950h线路 3-4 的最大负荷损耗时间Tmax5000hcos0.83600h方案（ 3）各线路的 Tmax 与 cos的计算线路 G-1 的最大负荷损耗时间Tmax5500hcos0.8410

38、0 h线路 G-2 的最大负荷损耗时间Tmax6000hcos0.84650h线路 G-3 的最大负荷损耗时间Tmax5785hcos0.894500h线路 G-4 的最大负荷损耗时间Tmax5321hcos0.893950h线路 4-1 的最大负荷损耗时间Tmax5500hcos0.84100 h线路 3-2 的最大负荷损耗时间Tmax 6000hcos0.84650h2）方案（ 2）最大负荷损耗时间的计算如下：这里的表2-1 列出了各线路的值及相关参数表 2-1线路线路潮流Pmax (kw)Tmax （ h）最大负荷损耗时间（MVA）cos(h)G-120.08+j10.42275.755

39、3210.893950G-220+j1095.4560000.84650G-322.92+j11.58241.9353000.8839501-42.08+j1.4218.5250000.836003-47.92+j3.581950000.836003）方案（ 3）最大负荷损耗时间的计算如下：这里的表2-2 列出了各线路的值及相关参数表 2-2线路潮流最大负荷损耗时间线路Pmax （kw ） Tmax （ h）cos（MVA）(h)G-115.97+j7.27128.7555000.84100G-219.63+j9.98185.1660000.84650G-315.37+j8.02141.075

40、7850.894500G-412.03+j6.7383.3753210.8939504-12.03+j1.734.2755000.841003-20.37+j0.020.08260000.84650电网的年电能损耗计算方案（ 2）电网的年电能损耗计算如下：APm a x(275.75* 3950 95.45* 4650 241.93600*3950 18.52*19*3600)10000262.37( 万 Kwh)方案（ 3）电网的年电能损耗计算如下：APmax(128.75*4100185.16*4650 141.07*4500 83.37*39504.27*41000.082*4650)1

41、0000237.09(万 Kwh )2.4 变压器的选择因两种方案（ 2）与（3）的电压损耗在正常时或是在故障时都能满足电压质量要求，即在正常情况下 V % 5%,在故障情况下 V % 10%,初步考虑在变电站选择普通双绕组变压器就能满足调压要求。变电所变压器的选择根据变电站 1、2、 3、 4 所带负荷的容量大小，以及为了保证供电的连续性即当变压器因故障或需要检修而退出运行时不至于对负荷的供电中断，同时尽可能减小变压器的初次投资，所以考虑分别在变电站1、2、3、4 处安排两台普通双绕组变压器，两台变压器并联运行。其型号及参数如下：表 2-3变电站变压器的选择变压器选择变电站 1变电站 2变电

42、站 3变电站 4型号20000/110型双25000/110 型双20000/110型双20000/110 型双圈降压变压器圈降压变压器圈降压变压器圈降压变压器额定容量 SN2*20MW2*25MW2*20MW2*20MW额定电压121KV/10.5KV121KV/10.5KV110KV/10.5KV110KV/10.5KV短路损耗Ps104KW125KW104KW104KW空载损耗P027.5KW32.527.5KW27.5KW短路电压U s%10.510.510.510.5空载电流I 0 %0.90.80.90.9发电厂变压器的选择发电机与主变压器采用单元接线， 主变压器的容量可按下列条件

43、中的较大者选择：1）按发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%裕度；2）按汽轮发电机组的最大连续输出容量扣除本机组的厂用负荷。由于原始资料中无机端负荷，故按发电机额定容量选择。表 2-4发电厂变压器的选择发电机编号12#35#变压器型号SFL7-31500/110SFL7-20000/110额定容量 SN31.5MW20MW额定电压11022.5%10.511022.5%10.5短路损耗P0121KW104KW空载损耗P03127.5KW短路电压U s %10.510.5空载电流I 0 %0.80.9高压断路器的选择由于两种方案所设计的电网线路都有6 条，都需要 12 台高压断路器，

44、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 。2.5 方案经济比较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、变压器和高压断路器的投资构成。1) 线路投资 K L表 2-5方案（ 2）的线路投资一揽表线路名导线型号导线长度单价（万元 /线路造价（公里）公里）（平（万元）原）G-1LGJ-12023471.5G-2(双回 )LGJ-120211.9817.95G-3LGJ-1202620.55331-4LGJ-12033676.53-4LGJ-12033676.5线路总投资费用：K L =3175.45 万元

45、表 2-6方案（ 3）的线路投资一揽表线路名导线型号导线长度单价（万元 /线路造价（公里）公里）（平（万元）原）G-1LGJ-12023471.5G-2LGJ-12021430.5G-3LGJ-1202620.5533G-4LGJ-12025512.54-1LGJ-12033676.53-2LGJ-12033676.5线路总投资费用： K L=3300.5 万元2）变压器投资 KT由于这两种方案在变电站 1、2、3、4 所选变压器的容量及台数均相同，所以它们其在变压器上的总投资也相同，变压器的总投资费用计算如下：K T =1204 2=960 万元3）高压断路器的投资K S由于两种方案所设计的

46、电网线路都有6 条，都需要 12 台高压断路器，所有线路采用相同型号的断路器，两种方案在高压断路器的投资KS 也相同高压断路器单价： 28.3 万元 /台K S =12 28.3=339.6 万元全网总投资费用：KKLKTKS方案（ 2）为： K=3175.45+960+339.6=4475.05(万元 )方案（ 5）为： K=3300.5+960+339.6=4600.1（万元）计算年运行费用N年运行费用包括全网的年电能损耗费和设备的折旧维护费。（ 1） 年电能损耗费 N AA（万元）式中A 为全网年电能损耗（万度）为电价（元 /度）这里取 0.35 元/kwh方案（ 2）年电能损耗费 N

47、AA=274.26 0.35=95.9910(万元 )方案（ 3）年电能损耗费 N AA=237.09 0.35=82.9815(万元 )（ 2） 设备折旧维护费 N ZK（万元）式中K 为设备投资费为设备折旧维护率，其值可取为：线路： 2.2%；变电设备（包括变压器、断路器等） ：4.2%方案（ 2）设备折旧维护费 N ZK=3175.45 2.2%+(960+339.6)4.2%=124.4431（万元）方案（ 3）设备折旧维护费 N ZK=3300.52.2%+(960+339.6)4.2%=127.1942（万元）全网年运行费用： CN ANZ方案（ 2）为：CNANZ（万元）=95.

48、9910+124.4431=220.4341方案（ 3）为：CNANZ（万元）=82.9815+127.1942=210.17572.5.3 方案经济比较这里采用回收年限法对方案（2）与方案（ 3）作经济比较。表 2-5经济比较方 案方案（ 3）（ 2）全网投资费用 K （万元）3175.43300.505全网年运行费用 N（万元） 220.43210.175741这里因方案（ 2）的全网投资费用K1 方案（ 3）的全网年运行费用N 2所以用下式计算回收年限T：TK1K2（年）C2C1K 2K13300.53175.4512.19年）TC2220.4341210.175713(C1TN 为标准

49、回收年限，计算时 TN 可按 10年考虑。因 T 标准回收年限 TN ,所以，在经过详细的技术和经济比较后，可以看出方案（ 2）在电压损耗方面虽然略大于方案（ 3）；但其在经济方面却是占优，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。第三章潮流分布与调压措施选择.通过不同方案的技术经济比较，最终选择方案 2 最为一个最优方案，将其作为电网建设的依据，以下对其进行更为详细的潮流分布计算和调压措施的选择。3.1 潮流分布计算1）因为电网是 110KV ，所以这里计及线路的充电功率。2）计及线路和变压器的功率损耗、变压器的激磁功率损耗。3）这里分别计算最大负荷、最小负荷及最严

50、重断线故障（最大负荷）时功率分布与电压分布最大负荷与最小负荷时的功率分布及电压分布计算结果的详细数据见潮流计算结果附表 1 与附表 2。图 3-1 方案 2 的地理接线图图 3-2 方案 2 电路网络结构图由于 2 是一个单独的负荷点，由电源点双线供电，与其余几点不直接接触，因此方案 2 环网部分的等值电路图如下：计算参数线路参数线路 (G-1):线路 (G-3):线路 (1-4):线路 (3-4)线路 G-2：图 3-3 方案 2 环网等值电路图 (a)ZZG 1 5.06 j9.66( )2 QB3. 212 3 21M. 5 2 6 v a r100ZZG 35.72j10.92()2

51、Q 3. 212 621M. 6 7 0 v a rB100ZZ147.26j13.86()2 QB3. 213 32.M1 1 8 v a r100ZZ3 47.26j13.86()2 QB3. 213 32.M1 1 8 v a r100ZG 22. 3 1 j 4. 4 1 ( )2 QB(G 2)3. 212122M2. 6 9 6 v a r100变电所参数（1）变压器 1#、3#、4#：RTPSVN210411023.1461000SN21000202XTVS % VN210. 5 1210100 SN63. 53100 20GP027.52.27106ST1000VN21000

52、1102BTI 0 %SN0.92014.87 10 6 S100VN2100 1102kTV1N11V2 N变压器 2#:RTPVSN212511022.4201000SN21000252XTVS % VN210. 5 121050. 82100 SN1 0 02 5GTP032.52.68 10 6 S1000VN210001102BTI0% SN0.8 2013.22 10 6S100VN21001102kTV1 N11V2 N变电所 1、3、4：ZT 1ZT3 ZT 41 (RTjX T )1 (3.146j 63.53)1.573j31.76( )22S0 1S 0 3S2S 02(

53、TG2I0 %S)Tj B) V 2 (PjN0 401 0 02( 0 . 0 2 7j50 . 92 0)0 . 0j 5 5MV0A.361 0 0变电所 2：ZT 21 (RTjX T )1 (2.42j50.82)1.21j 25.41( )22S2S02 G(jBTV)22P( j I 0% S)0 2T010002(0.03250.825)0.065j 0.40MVAj100潮流计算1.最大负荷时的功率分布和电压分布计算节点 1、 4、3 及 2 的运算负荷ST118292(1.573j 31.76)0.053j 2.63MVA1102S1SL D1ST 1S0 1j QB jQ

54、B1 8 j 9 0. 0 5 3j2. 6 3 0. j 0 5 5 j 0. 3 6 j 0. 7 6 3 1. 0 5 91 8.1 0 8j1 0.M2V0 A1ST315282(1.573j 31.76)0.037j1.88MVA1102S3SLD 3ST 3S03j Q jQB15j80.037j1.880.055j 0.36j 0.835j1.05915.092j 8.346MVAST 410252(1.573j 31.76)0.016j0.328MVA1102S4SLD 4ST4S04j Qj QB10j 50.016j 0.3280.055j 0.36j1.059j1.059

55、10.071j 3.57MVAST 220 2102(1.573j31.76)0.065j 3.247 MVA1102S2SLD 2ST2S022 j QG-220j100.065j 3.2470.065 j 0.4j1.34820.13j12.299 MVA计算闭环网络的功率分布方案 2 中的节点 1、3、4 与电源点 G 构成均一环网。(VG*1VG*2 )VNSCZ*01kk1 (18.108 92S(PliijQil i )j10.2019210.07159j 3.5759li1i111515.09226j 8.34626)22.99j3.9MVA1kikQi li )1 (18.10

56、8 23S(Plijj10.2012310.07156j3.5756li1i111515.09289j 8.34689)20.21j10.24MVASSS14.882j 6.301MVASSS35.118j1.894MVA计算电压损耗节点 4 为功率分点。功率损耗计算=SjQB4.882j 6.301 j1.059 4.882 j5.242MVASS( S )2(RjX )4.88226.3012(7.26j13.86)0.038j3.84MVAVN1102=SjQB4.882j 5.2420.038j 3.84j1.0594.92j 2.461MVASS= S1jQB4.92j0.34318

57、.108 j10.201j 0.763 23.008j 9.095MVASSSS)2(RjX)23.00829.0952j 9.66)0.26j 0.49MVA(5.06VN1102= 23.268j 8.822MVAS jQ SSB同理算得：=SjQB4.118j1.894j1.0594.118j 2.953MVASS (S )2 (RjX )4.11822.9532(7.26 j13.86) 0.015 j1.55MVAVN1102= S jQ B 4.118 j 2.953 0.015 j1.55 j 1.059 4.133 j 3.444MVASS= jQ B 4.133 j 3.44

58、4 15.092 j 8.346 j 0.835 19.225 j10.955MVASS S3S)2( R jX)19.225210.9552j10.92)0.24 j0.44MVAS (5.721102VN= jQB19.465j10.56MVASSS电压损耗计算PXR +Q23.268 5.06+8.8229.661.76(kv) VG1115VR23.2689.66 8.8225.061.56(kv)P XQ G 1VG1115V1(1151.76)21.562113.25(kv)V1P R+Q X4.927.26 2.461 13.860.014(kv)4V1113.25V1P XQ

59、R4.92 13.86 2.461 7.260.76(kv)4V1113.25V4(113.250.014)20.762113.24(kv)VGPR +Q X19.4655.72 10.56 10.921.97(kv)3VG 2115VPXQR19.465 10.92 10.56 5.721.32(kv) G3VG 2115V3(1151.97)21.322113.04(kv)R +QX4.1337.26 3.444 13.86PV3 0.69(kv)4V3113.04V3P XQ R4.133 13.86 3.444 7.264V30.29(kv)113.04V (113.040.69)20

60、.292112.35(kv)44）计算 G-2 线路功率分布节点 2 为电源双线供电。SG2S220.13j12.299MVASG2( SG2 )2 (RG2jX G2 )20.13212.2992 (2.31 j 4.41) 0.11 j 1.08MVAVN1152SG2SG2SG 2jQB (G 2)20.24j12.031MVA电压损耗：VG2PG2RG 2 +QG2XG 220.242.31 12.0314.41 0.87(kv)VN115VGPG2XG 2QG2RG 220.244.41 12.0312.312VN1150.53(kv)V2(1150.87)20.532114.13(