精选文档地方电网规划课程设计

地方电网规划设计前言目的要求：通过此课程设计，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。摘要该课程设计是进行地方电网规划设计。规划设计一个容量为3×25MW，包括2-4个水、火电厂、4个变电站的地方电力网。本规划设计包括有一个电厂，四个变电所。发电厂的总装机容量为3*25MW。根据所给出的原始资料拟定五种接线方案，通过对这五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，3个变电所母线与其构成一个小环网，另一变电所用双回线连接到母线，再分别通过两台降压变压器（110KV/10.5KV）连接负荷。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。主要设计内容电力电量平衡电网电压等级的确定电网接线方案的初步拟定电网接线方案的详细技术经济比较推荐方案的潮流分布与调压计算运行特性指标计算投资估算目录前言第一章

电力网规划设计方案拟订及初步比较.41.1电力网电压的确定和电网接线的初步选择.41.1.1电网接线方式.41.1.2电网电压等级的选择.41.2方案初步比较的指标.51.2.1路径长度（公里）.51.2.2线路长度（公里）.51.2.3负荷矩（兆瓦*公里）.61.2.4高压开关（台数）.71.3方案初步比较及选择.8第二章

电力网规划设计方案的技术经济比较.82.1架空线路导线选择.82.2电压损耗计算.82.2.1线路参数计算.82.2.2线路功率计算.92.2.3电压损耗计算.92.3电网的年电能损耗.122.3.1最大负荷时的有功损耗计算.122.3.2最大负荷损耗时间的计算.132.3.3电网的年电能损耗计算.142.4方案经济比较.152.4.1计算网络建设投资费用K152.4.2计算年运行费用N162.4.3方案经济比较.17第三章

潮流分布与调压措施选择.173.1变压器的选择.173.1.1变电所变压器的选择.173.1.2发电厂变压器的选择.183.2潮流分布计算.183.2.1最大负荷时功率分布与电压分布.183.2.2最小负荷时功率分布与电压分布.203.2.3故障时时功率分布与电压分布.233.3调压与调压设备选择.263.3.1发电机端调压.263.3.2变压器变比（分接头）调压.26第四章

物质统计及其运行特性计算.284.1物质统计.284.2网损率及网络输电效率.284.2.1最大运行方式有功功率损耗率.284.2.2最小运行方式有功功率损耗率.284.2.3年电能损耗率.28附：电网潮流分布图.30电力网规划设计方案拟订及初步比较电力网电压的确定和电网接线的初步选择电网电压等级的选择电网电压等级要符合国家标准电压等级，选择电网电压是根据网内线路输送容量的大小和输送距离来决定的。电压等级的选择原则如下表1—1：额定电压（kV）输送容量（MW）输送距离（km）额定电压（kV）输送容量（MW）输送距离（km）0.38＜0.1＜0.6603.5～3030～10030.1～1.01～311010～5050～10060.1～1.24～15220100～500100～300100.2～26～20500800～2000150～850352～1020～50根据地理位置中测量的各发电厂、变电站的距离和给出的输送容量，综合考虑各方面因素，我们采用110KV的电压等级。电网接线方式对所给的原始资料进行定性分析，这里所拟定的接线方式全为有备用的接线方式，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。因而在确定接线方案时整个系统中每两个节点间存在着双回线路，或者单线路节点间构成环网。五种方案的电网接线方式如图所示：方案（1）方案（2）方案（3）方案（4）方案（5）方案初步比较的指标路径长度（公里）它反应架设线路的间接费用。方案（1）的全网总路径长度约为89km；方案（2）的全网总路径长度约为151km；方案（3）的全网总路径长度约为109km；方案（4）的全网总路径长度约为105km；方案（5）的全网总路径长度约为112km。线路长度（公里）它反映了架设线路的直接费用，对全网建设的投资的多少起很大作用。单回线路路径长度与线路长度相等，双回线路的线路长度为路径长度的2倍。方案（1）的全网总线路长度约为178km；方案（2）的全网总线路长度约为151km；方案（3）的全网总线路长度约为109km；方案（4）的全网总线路长度约为210km；方案（5）的全网总线路长度约为133km。负荷矩（兆瓦*公里）全网负荷矩等于各线段负荷矩之和，即。它可部分反映网络的功率损耗和电压损耗。在方案（2）、方案（3）、方案（5）中有环形网络，这里先按线段长度和负荷功率球出个线段上的功率分布（初分布），再计算其负荷矩。这里仅以方案（1）与方案（3）例，说明计算负荷矩的步骤。方案（1）的电网接线及功率分布如图如下图所示：方案（1）SG-1=30+j17SG-4=25+j15S1-2=18+j10S4-3=10+j6Pili=PG-1*lG-1+PG-4*lG-4+P1-2*l1-2+P4-3*l4-3=30*21+25*22+18*25+10*21=1840（MW.km）方案（3）的电网接线及功率初分布图如下所示：方案（3）SG-1=26.36+j15.12SG-4=28.64+j16.88S1-2=14.36+j8.12S4-3=13.64+j7.88Pili=PG-1*lG-1+PG-4*lG-4+P1-2*l1-2+P4-3*l4-3+P2-3*l2-3=26.36*21+28.64*22+14.36*25+13.64*21+3.64*20=1903.88（MW.km）方案（2）的负荷矩Pili=1488.55（MW.km）方案（4）的负荷矩Pili=1426（MW.km）方案（5）的负荷矩Pili=1289.6（MW.km）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，所以需应统计在拟定的各方案中的高压开关台数，已进行比较。这里暂以网络接线统计高压开关台数，暂不考虑变压器和发电机所需的高压开关。考虑到一条单回线路的高压断路器需在两端各设一个，故一条单回线路的高压断路器需两个。各种接线方案所需的高压断路器台数统计如下：方案（1）所需的高压开关台数为16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10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12个。方案初步比较及选择这里将个初选方案的四个指标列表1—2如下：方案路径长度（公里）线路长度（公里）负荷矩（兆瓦*公里）高压开关（台数）（1）89178184016（2）1511511488.5512（3）1091091903.8810（4）105210142616（5）1121331289.612根据表所列四个指标，注意到方案（2）、方案（3）与方案（5）的各项指标较小。考虑到方案三为单一环网，当环网中的某线路发生故障而断开时，电压降落太大可能不能满足电压质量要求，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（5）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（5）再做进一步的详细比较。电网接线方案的详细技术经济比较2.1架空线路导线截面选择按经济电流密度选择导线截面，然后按机械强度、发热和电晕校验导线截面，为简化计算，所选线路统一采用LGJ-120导线。LGJ-120导线单位长度阻抗为R0+X0=0.22+j0.42（Ω/km），充电功率Qc=-3.21Mvar/100km。2.2电压损耗计算2.2.1线路参数计算LGJ-120导线单位长度阻抗为R0+X0=0.22+j0.42（Ω/km），充电功率Qc=-3.21Mvar/100Km；阻抗参数计算公式：Rl=r1*l,Xl=x1*l(其中l为线路长度，单位：公里)方案二中各线路的阻抗参数如下：ZG-1=4.62+j8.82（Ω）ZG-2=6.16+j11.76(Ω)ZG-3=7.48+j14.28（Ω）ZG-4=4.84+j9.24(Ω)Z1-2=5.5+j10.5（Ω）Z3-4=4.62+j8.82（Ω）方案五中各线路的阻抗参数如下：ZG-1=2.31+j4.41（Ω）ZG-2=6.16+j11.76(Ω)ZG-4=4.84+j9.24(Ω)Z2-3=4.4+j8.4Z4-3=4.62+j8.82（Ω）2.2.2线路功率计算（1）方案二功率分布与前面计算相同，这里不再重复计算。SG-1=15.41+j8.8（MW）SG-2=14.59+j8.2（MW）S1-2=3.41+j1.8（MW）SG-3=9.87+j5.92（MW）SG-4=15.13+j9.08（MW）S4-3=0.13+j0.08（MW）（2）方案五功率分布与前面计算相同，这里不再重复计算。SG-1=12+j7（MW）SG-2=23.12+j13.07（MW）SG-4=19.88+j11.93（MW）S2-3=5.12+j3.07（MW）S4-3=4.88+j2.93（MW）2.2.3电压损耗计算为保证用户的电能质量，正常情况下，网络中电源到任意负荷点的最大电压损耗，不超过额定电压的5%，故障时（指断开一条线路）不超过10%。方案二电压损耗计算由于方案二包括有两个小环网，分别在负荷变电站2、3处有功率分点，所以这里校验变电站母线处的电压。正常情况下：△VG-2=PG-2RG-2+QG-2XG-2/VN=(14.59*6.16+8.2*11.76)/110=1.69KV△VG-2%=1.5%V2=110-1.69=108.31KV△VG-3=1.44KV△VG-3%=1.3%V3=110-1.44=108.56KV（b）故障情况下：若线路G-2因故障而被切除，则△VG-1=(30*4.62+17*8.82)/110=2.62KVV1=107.38△VG-1%=2.4%△V1-2=18*5.5+10*10.5/107.38=1.90KVV2=107.38-1.90=105.48KV△V1-2%=1.7%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=4.1%若线路G-1因故障而被切除，则△VG-2=(30*6.16+17*11.76)/110=3.50KVV2=106.5△VG-2%=3.2%△V2-1=（12*5.5+7*10.5）/106.5=1.31KVV2=106.5-1.31=105.19KV△V2-1%=1.2%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=4.4%若线路G-3因故障而被切除，则△VG-4=(25*4.84+15*9.24)/110=2.36KVV4=107.64△VG-4%=2.1%△V4-3=（10*4.62+6*8.82）/107.64=0.92KVV3=107.64-0.92=106.72KV△V4-3%=0.8%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=2.9%若线路G-4因故障而被切除，则△VG-3=(25*7.48+15*14.28)/110=3.65KVV3=106.35△VG-3%=3.3%△V3-4=（15*4.62+9*8.82）/106.5=1.40KVV4=106.5-1.40=105.1KV△V3-4%=1.3%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=4.6%通过计算，可以看出方案二的电压损耗△V%，在正常情况下最大为1.5%；在故障情况下，其最大可能的电压损耗为4.6%；可见该网络的电压质量问题能得到保证。方案五电压损耗计算由于方案五包括有一个小环网，分别在负荷变电站3处有功率分点，所以这里校验变电站母线3处的电压，还校验负荷变电站1处的电压。正常情况下：△VG-2=PG-2RG-2+QG-2XG-2/VN=(23.12*6.16+13.07*11.76)/110=2.69KV△VG-2%=2.4%V2=110-2.69=107.31KV△VG-3=0.45KV△VG-3%=0.4%V3=107.31-0.45=106.86KV从电源点到负荷点的总电压损耗∑△V%=2.8%△VG-1=(12*2.31+7*4.41)/110=0.53KVV1=109.47△VG-1%=0.5%（b）故障情况下：若线路G-2因故障而被切除，则△VG-4=(43*4.84+25*9.24)/110=3.99KVV4=106.01△VG-4%=3.6%△V4-3=28*4.62+16*8.82/106.01=2.46KVV3=106.01-2.46=103.55KV△V4-3%=2.2%△V3-2=18*4.4+10*8.4/106.01=1.54KVV2=106.01-1.54=104.47KV△V3-2%=1.4%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=7.2%若线路G-4因故障而被切除，则△VG-2=(43*6.16+25*11.76)/110=5.08KVV2=104.92△VG-2%=4.6%△V2-3=（25*4.4+15*8.4）/104.92=2.25KVV3=104.92-2.25=102.67KV△V2-3%=2%△V3-4=（15*4.62+9*8.82）/102.67=1.45KVV4=102.67-1.45=101.22KV△V3-4%=1.3%从电源点到负荷点2的总电压损耗∑△V%=7.9%若双回线路G-1中的一条因故障而被切除，则△VG-1=(12*4.62+7*8.82)/110=1.07KVV1=108.93△VG-1%=0.9%通过计算，可以看出方案二的电压损耗△V%，在正常情况下最大为2.8%；在故障情况下，其最大可能的电压损耗为7.9%；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2.3.1最大负荷时的有功损耗计算电网的年电能损耗△A一般用最大损耗时间法计算，即：△A=△Pmax*（万度）式中△Pmax：各线路段的最大功率损耗（千瓦）；：最大负荷损耗时间（小时）；1、△Pmax各线路段的最大功率损耗计算公式：式中：S=P+jQ为线路上流过的潮流；V为线路的额定电压；R为线路的电阻值。方案二的各线路的功率损耗经计算如下:△PG-1=120.24KW△PG-2=142.6KW△PG-3=81.89KW△PG-4=124.55KW△P1-2=6.76KW△P4-3=0.01KW（b）方案五的各线路的功率损耗经计算如下:△PG-1=36.85KW△PG-2=359.1KW△PG-4=215KW△P2-3=12.96KW△P4-3=12.37KW2.3.2最大负荷损耗时间的计算（a）方案二的最大负荷损耗时间经计算如下:方案二中包括有两个小环网，在意求出功率的初分布后，从功率分点2、4处将其拆开成两个环网，下表列出了值及其相关参数：线路名线路潮流（MVA）Tmax（h）最大负荷损耗时间G-115.41+j8.848320.873460G-214.59+j8.260000.874560G-39.87+j5.9250000.863480G-415.13+j9.0850000.8634801-23.41+j1.860000.8845404-30.13+j0.0850000.873460（b）方案五的最大负荷损耗时间经计算如下:方案五中包括有两个小环网，在意求出功率的初分布后，从功率分点2、4处将其拆开成两个环网，下表列出了值及其相关参数：线路名线路潮流（MVA）Tmax（h）最大负荷损耗时间G-112+j745000.862980G-223.12+j13.0757800.874300G-419.88+j11.9350000.85634902-35.12+j3.0750000.8634804-34.88+j2.9350000.8535002.3.3电网的年电能损耗计算（a）方案二的电网的年电能损耗计算计算如下△A=△Pmax*=（120.24*3460+142.6*4560+81.89*3480+124.55*3480+6.76*4540+0.01*3460）/10000=181.46(万度)（b）方案五的电网的年电能损耗计算计算如下△A=△Pmax*=（36.85*2980+359.1*4300+215*3490+12.96*3480+12.37*3500）/10000=246.72(万度)2.4网络建设一次投资费用2.4.1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、变压器和高压断路器的投资组成。线路投资KL方案二的线路投资一览表线路名导线型号导线长度（km）单价（万元/km）线路造价（万元）G-1LGJ-1202120.5430.5G-2LGJ-1202820.5574G-3LGJ-1203420.5697G-4LGJ-1202220.54511-2LGJ-1202520.5512.53-4LGJ-1202120.5430.5线路总投资费用：∑KL=3095.5（万元）方案五的线路投资一览表线路名导线型号导线长度（km）单价（万元/km）线路造价（万元）G-1（双回）LGJ-1202120.5817.95G-2LGJ-1202820.55742-3LGJ-1202020.5410G-4LGJ-1202220.54513-4LGJ-1202120.5430.5线路总投资费用：∑KL=2683.45（万元）变压器投资KT因两种方案（2）与方案（5）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%，所以这两种方案在变压器上的投资相同。根据变电站1、2、3和4所带负荷容量的大小，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和4处安排两台普通双绕组变压器，这两台变压器并联运行。变压器的总投资费用计算如下：∑KT=120*2*4=960万（3）高压断路器的投资KS由于两个方案所设计的电网线路都有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，这里选用110KV高压断路器，两种方案在高压断路器的投资KS也相同。∑KS=12*28.3=339.6万全网总投资费用：K=∑KL+∑KT+∑KS方案二为：K=3095.5+960+339.6=4395.1万方案五为：K=2683.5+960+339.6=3983.1万2.4.2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。年电能损耗费NA=△A*（万元）式中△A为全网电能损耗（万度）为电价，为0.35元/度；方案（2）年电能损耗费NA=△A*=181.46*0.35=63.5（万元）方案（5）年电能损耗费NA=△A*=246.72*0.35=86.35（万元）设备折旧维护费NZ=K*（万元）%：维修折旧率（线路取2.2%，变电设备取4.2%）；K：投资方案（2）的设备折旧维护费NZ=K*=3095.5*2.2%+（960+339.6）*4.2%=122.68方案（5）的设备折旧维护费NZ=K*=2683.5*2.2%+（960+339.6）*4.2%=113.6全网年运行费用N=NA+NZ方案（2）为：N=63.5+122.8=186.3（万元）方案（2）为：N=86.35+113.6=199.95（万元）2.4.3方案经济比较这里采用抵偿年限法对方案二与方案五进行经济比较方案二方案五全网投资费用K（万元）4395.13983.1全网年运行费用N（万元）186.3199.95这里因方案二的全网投资费用K1>方案五的全网投资费用K2，而方案二的全网年运行费用N1<方案二的全网年运行费用N2。所以这里用下式计算抵偿年限T:(年)=30.2(年)因为T>>标准抵偿年限TN(10年)所以，在经过详细的技术和经济比较后，可以看出方案（5）虽然在电压损耗方面略大于方案（2），但其在经济方面却是占优，因此最终确定选择方案（5）作为在技术上和经济上综合最优的电网接线。潮流分布与调压措施选择通过方案的技术经济比较，最终选择出方案（5）作为一个最优方案，将其最为电网建设的依据，这里对其进行根详细的技术经济比较。3.1变压器的选择3.1.1变电所变压器的选择根据变电站1、2、3和4所带负荷容量的大小，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和4处安排两台普通双绕组变压器，这两台变压器并联运行。其型号及参数如下：额定容量SN为2*20MVA（两台）双圈降压变压器额定电压：110KV/10.5KVΔP0=27.5KWΔPs=104KWUs%=10.5I0%=0.9所以，电阻RT=3.146/2=1.57；XT=63.525/2=31.76ΔS0=2*(ΔP0+jΔQ0)=55+j36=0.055+0.0363.1.2发电厂变压器的选择根据发电机额定容量，在发电厂选择两台升压变压器，其参数为：额定容量为2*63MVA（两台）的双圈升压变压器额定电压：121KV/10.5KVΔP0=65KWΔPs=260KWUs%=10.5I0%=0.63.2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Qc=-3.21Mvar/100km；（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、最小负荷及最严重断线故障（最大负荷）时功率分布与电压分布。3.2.1最大负荷时功率分布与电压分布（1）计算网络参数、各点运算负荷及制定等值电路。RT=1.57；XT=31.76ΔS0=2*(ΔP0+jΔQ0)=55+j36=0.055+0.36Mvar线路G-1：QG-1=21*2*(-3.21)/100=-1.35Mvar;ZG-1=2.31+j4.41（Ω）线路G-2:QG-2=28*(-3.21)/100=-0.90Mvar;ZG-2=6.16+j11.76(Ω)线路G-4:QG-4=22*(-3.21)/100=-0.71Mvar;ZG-4=4.84+j9.24(Ω)线路2-3:Q2-3=20*(-3.21)/100=-0.64Mvar;Z2-3=4.4+j8.4(Ω)线路4-3:Q4-3=21*(-3.21)/100=-0.67Mvar;Z4-3=4.62+j8.82（Ω）ΔSTb1=0.025+j0.505；ΔSTb2=0.055+j1.112；ΔSTb3=0.017+j0.356；ΔSTb4=0.044+j0.883；S1’=S1+ΔS0+0.5jQG-1+ΔSTb1=12.08+j6.872;S2’=S2+ΔS0+0.5jQG-2+0.5jQ2-3+ΔSTb2=18.11+j10.378S4’=S4+ΔS0+0.5jQG-4+0.5jQ4-3+ΔSTb3=15.1+j9.22；S3’=S3+ΔS0+0.5jQ4-3+0.5jQ2-3+ΔSTb4=10.11+j5.732线路均为均一网络，所以得SG-1=12+j6.33（MW）SG-2=23.12+j11.97（MW）SG-4=19.88+j10.9（MW）S2-3=5.12+j2.74（MW）S4-3=4.88+j2.6（MW）ΔSG-1=0.03+j0.07MVAΔSG-2=0.345+j0.659MVAΔSG-4=0.215+j0.41MVAΔS2-3=0.012+j0.024MVAΔS4-3=0.01+j0.02MVA所以计及损耗的网络功率分布如下：SG-1“=SG-1+ΔSG-1+0.5*jQG-1=12.03+j6.73SG-2“=SG-2+ΔSG-2+0.5*jQG-2=23.46+j12.18SG-4“=SG-4+ΔSG-4+0.5*jQG-4=20.10+j10.95S2-3“=S2-3+ΔS2-3+0.5*jQ2-3=5.13+j2.44S4-3“=S4-3+ΔS4-3+0.5*jQ4-3=4.89+j2.28电压损耗如下：（VG=1.05VN）△VG-1=PG-1“RG-1+（QG-1“-0.5*jQG-1）XG-1/VG=(12.03*2.31+7.41*4.41)/115.5=0.52V1=VG-△VG-1=114.98；V1*=1.045变电站3为功率分点，所以变电站3点电压最低。△VG-4=PG-4“RG-4+（QG-4“-0.5*jQG-4）XG-4/VG=(20.10*4.84+11.30*9.24)/115.5=1.75V4=VG-△VG-4=113.75；V4*=1.034△VG-2=PG-2“RG-2+（QG-2“-0.5*jQG-2）XG-2/VG=(23.46*6.16+12.63*11.76)/115.5=2.54V2=VG-△VG-2=112.96；V2*=1.027△V2-3=P2-3“R2-3+（Q2-3“-0.5*jQ2-3）X2-3/V2=(5.13*4.4+2.76*8.4)/112.96=0.41V3=V2-△V2-3=112.55；V3*=1.0233.2.2最小负荷时功率分布与电压分布（1）计算网络参数、各点运算负荷及制定等值电路。线路G-1：QG-1=21*2*(-3.21)/100=-1.35Mvar;ZG-1=2.31+j4.41（Ω）线路G-2:QG-2=28*(-3.21)/100=-0.90Mvar;ZG-2=6.16+j11.76(Ω)线路G-4:QG-4=22*(-3.21)/100=-0.71Mvar;ZG-4=4.84+j9.24(Ω)线路2-3:Q2-3=20*(-3.21)/100=-0.64Mvar;Z2-3=4.4+j8.4(Ω)线路4-3:Q4-3=21*(-3.21)/100=-0.67Mvar;Z4-3=4.62+j8.82（Ω）ΔSTb1=0.011+j0.222；ΔSTb2=0.028+j0.572；ΔSTb3=0.009+j0.286；ΔSTb4=0.019+j0.39；S1’=S1+ΔS0+0.5jQG-1+ΔSTb1=8.066+j4.588;S2’=S2+ΔS0+0.5jQG-2+0.5jQ2-3+ΔSTb2=13.083+j6.838S4’=S4+ΔS0+0.5jQG-4+0.5jQ4-3+ΔSTb4=10.074+j6.726；S3’=S3+ΔS0+0.5jQ4-3+0.5jQ2-3+ΔSTb3=7.064+j5.662线路均为均一网络，所以得SG-1=8+j4.366（MW）SG-2=17.10+j8.486（MW）SG-4=13.90+j8.446（MW）S2-3=4.10+j2.22（MW）S4-3=3.90+j2.11（MW）ΔSG-1=0.016+j0.031MVAΔSG-2=0.145+j0.353MVAΔSG-4=0.11+j0.203MVAΔS2-3=0.001+j0.017MVAΔS4-3=0.007+j0.014MVA所以计及损耗的网络功率分布如下：SG-1“=SG-1+ΔSG-1+0.5*jQG-1=8.016+j3.69SG-2“=SG-2+ΔSG-2+0.5*jQG-2=17.245+j8.353SG-4“=SG-4+ΔSG-4+0.5*jQG-4=14.01+j8.263S2-3“=S2-3+ΔS2-3+0.5*jQ2-3=4.10+j1.913S4-3“=S4-3+ΔS4-3+0.5*jQ4-3=3.907+j1.764电压损耗如下：（VG=1.05VN）△VG-1=PG-1“RG-1+（QG-1“-0.5*jQG-1）XG-1/VG=(8*2.31+4.36*4.41)/115.5=0.33V1=VG-△VG-1=115.13；V1*=1.046变电站3为功率分点，所以变电站3点电压最低。△VG-4=PG-4“RG-4+（QG-4“-0.5*jQG-4）XG-4/VG=(14.01*4.84+8.613*9.24)/115.5=1.28V4=VG-△VG-4=114.22；V4*=1.038△VG-2=PG-2“RG-2+（QG-2“-0.5*jQG-2）XG-2/VG=(17.245*6.16+8.8*11.76)/115.5=1.82V2=VG-△VG-2=113.68；V2*=1.033△V2-3=P2-3“R2-3+（Q2-3“-0.5*jQ2-3）X2-3/V2=(4.1*4.4+2.12*8.4)/113.68=0.32V3=V2-△V2-3=113.36；V3*=1.033.2.3故障时功率分布与电压分布（a）若线路G-4因故障而被切除先算计及损耗时的功率分布（末端到始端）S1’=S1+ΔS0+0.5jQG-1+ΔSTb1=12.08+j6.872;S2’=S2+ΔS0+0.5jQG-2+0.5jQ2-3+ΔSTb2=18.11+j10.378S4’=S4+ΔS0+0.5jQG-4+0.5jQ4-3+ΔSTb3=15.1+j9.22；S3’=S3+ΔS0+0.5jQ4-3+0.5jQ2-3+ΔSTb4=10.11+j5.732线路3-4上流过的功率S3-4=S4’=15.1+j9.22ΔS3-4=0.1146+j0.2187S3-4“=S3-4+ΔS3-4=15.17+j8.91线路2-3上流过的功率S2-3=S3’+S3-4“=25.225+j14.286ΔS2-3=0.3056+j0.5834S2-3“=S2-3+ΔS2-3=25.53+j14.87线路G-2上流过的功率SG-2=S2’+S2-3“=43.585+j24.136ΔSG-2=1.26+j2.41SG-2“=SG-2+ΔSG-2=44.845+j26.546电压损耗如下：（VG=1.05VN）△VG-2=PG-2“RG-2+QG-2“XG-2/VG=(44.845*6.16+26.546*11.76)/115.5=5.1V2=VG-△VG-2=109.9；V2*=0.999△V2-3=P2-3“R2-3+Q2-3“X2-3/V2=(25.53*4.4+14.87*8.4)/109.9=2.16V3=V2-△V2-3=107.74；V2*=0.979△V3-4=P3-4“R3-4+Q3-4“X3-4/V3=(15.17*4.62+8.91*8.82)/107.74=1.35V4=V3-△V3-4=106.39；V4*=0.967（b）若线路G-2因故障而被切除先算计及损耗时的功率分布（末端到始端）S1’=S1+ΔS0+0.5jQG-1+ΔSTb1=12.08+j6.872;S2’=S2+ΔS0+0.5jQG-2+0.5jQ2-3+ΔSTb2=18.11+j10.378S4’=S4+ΔS0+0.5jQG-4+0.5jQ4-3+ΔSTb3=15.1+j9.22；S3’=S3+ΔS0+0.5jQ4-3+0.5jQ2-3+ΔSTb4=10.11+j5.732线路G-1：ZG-1=2.31+j4.41（Ω）线路G-2:ZG-2=6.16+j11.76(Ω)线路G-4:ZG-4=4.84+j9.24(Ω)线路2-3:Z2-3=4.4+j8.4(Ω)线路4-3:Z4-3=4.62+j8.82（Ω）线路2-3上流过的功率S2-3=S2’=18.11+j10.378ΔS2-3=0.158+j0.302S2-3“=S2-3+ΔS2-3=18.268+j10.68线路3-4上流过的功率S3-4=S3’+S2-3“=28.378+j16.41ΔS3-4=0.41+j0.783S3-4“=S3-4+ΔS3-4=28.79+j17.19线路G-4上流过的功率SG-4=S4’+S3-4“=43.89+j26.41ΔSG-4=1.05+j2.005SG-4“=SG-4+ΔSG-4=44.93+j28.415电压损耗如下：（VG=1.05VN）△VG-4=PG-4“RG-4+QG-4“XG-4/VG=(44.93*4.84+28.415*9.24)/115.5=4.156V4=VG-△VG-4=111.344；V4*=1.012△V3-4=P3-4“R3-4+Q3-4“X3-4/V3=(28.79*4.62+17.19*8.82)/111.344=2.556V3=V4-△V3-4=108.788；V4*=0.989△V2-3=P2-3“R2-3+Q2-3“X2-3/V2=(18.268*4.4+10.68*8.4)/108.788=1.56V2=V3-△V2-3=107.23；V2*=0.975若双回线路G-1中的一条因故障而被切除，则线路G-1上流过的功率SG-1=S1’=12.08+j6.872ΔSG-1=0.074+j0.141SG-1“=SG-1+ΔSG-1=12.154+j7.013电压分布为：（发电机端电压取为VG=VN）△VG-1=(12.154*4.62+7.013*8.82)/110=1.072KVV1=108.93V1*=0.99通过计算表明，网络在最严重故障时，通过发电机调压（升高发电机端压）是可以保证负荷点的电压质量，而且线路能承担事故时的大电流。3.3调压与调压设备选择3.3.1发电机端电压发电机端电压可在额定电压5%范围内变动，发电机高压母线电压为了满足变电站低压母线的电压要求，其值较大，发电机的升压变压器选择一个高于额定电压的分接头。调节发电机端压可以达到部分调压的作用。这里在调节变电站低压侧电压时借助了发电机端电压调压。3.3.2变压器变比（分接头）调压各变电站在最大负荷与最小负荷下的高压测流过的功率、实际电压及低压侧的调压要求数据如下：变电站1：=12.08+j6.872(MVA)=114.89(KV)=8.066+j4.588(MVA)=115.13(KV)低压侧绕组额定电压：10.5KV调压要求：常调压变电站2：=18.11+j10.378(MVA)=112.96(KV)=13.083+j6.838(MVA)=113.68(KV)低压侧绕组额定电压：10.5KV调压要求：逆调压变电站3：=10.11+j5.732(MVA)=112.55(KV)=7.064+j5.662(MVA)=113.36(KV)低压侧绕组额定电压：10.5KV调压要求：常调压变电站4：=15.10+j9.22(MVA)=113.75(KV)=10.074+j6.726MVA)=1