电量及潮流计算

地方电力网电力电量平衡及潮流计算学院四川大学网络教育学院专业电气工程及其自动化年级班别09秋学号DH109258039学生姓名张华指导教师王贵德（一）系统最大供电负荷计算:系统最大供电负荷=年最大负荷1-网损率得各月系统最大供电负荷P计算如下:max一月：P=max115_1-5%―121.05MW二月：P-max1141-5%-120.00MW三月：P-max113_1-5%―118.95MW四月：P-max1121-5%-117.89MW五月：P—max110_1-5%115.79MW六月：P-max1081-5%-113.68MW七月：P-max106_1-5%111.58MW八月：P-max1101-5%-115.79MW九月：P-max118_1-5%—124.21MW十月：P-max1241-5%-130.53MW十月：Pmax_130-136.84MW十二月：Pma-140'1-5%IX1-5%…则可得系统最大供电负荷pma如下表1:表1系统最大供电负荷Pax（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十月系统最大供电负荷121.05120.00118.95117.89115.79113.68111.58115.79124.21130.53136.84147.37（二）工作容量计算水电厂工作容量计算:1）先求出夏季及冬季的最小负荷系数。最小负荷系数&变电站总的最小负荷最小负荷系数&变电站总的最小负荷变电站总的最大负荷夏季：P皿x=24+27+31+24+9=115MWPmin=16+21+25+17+7=86MW冬季：Pmax=29+30+37+36+12=144MWPmin=23+25+30+27+9=114MW夏季最小负荷系数P=竺=0.75115冬季最小负荷系数P=114=0.791442）用公式法计算水电厂工作容量，按公式法计算水电厂的可调日保证电量：常=K(P、"-24其中：Phyp——水电月平均出力(题目中已给出)P——水电厂不可调节部分出力(若题目中未给出，则P=0)Ktj——水电厂月调节系数，在本次规划设计中，按题目所给，冬季取1.2；夏季取1.05。一月：A,j=1.2x(32-0)x24=921.60二月：Atj=1.2x(34-0)x24=979.20三月：Atj=1.2x(36—0)x24=1036.80四月：Atj=1.05x(38-0)x24=957.60五月：At，=1.05x(40-0)x24=1008.00六月：Atj=1.05x(43-0)x24=1083.60七月：Atj=1.05x(46-0)x24=1159.20八月：%=1.05x(48-0)x24=1209.60九月：%=1.05x(45-0)x24=1134.00十月：Atj=1.2x(40.5-0)x24=1166.40十-一月：Atj=1.2x(37-0)x24=1065.60十二月：Atj=1.2x(34-0)x24=979.203)系统日峰荷电量=Px(y-p)x24一月：121.05x(0.85-0.75)x24=290.52二月：120x(0.85-0.75)x24=288三月：118.95x(0.85-0.75)x24=285.48四月：117.89x(0.84-0.79)x24=171.06五月：115.79x(0.84-0.79)x24=166.74六月：113.68x(0.84-0.79)x24=163.70七月：111.58x(0.84-0.79)x24=160.68八月：115.79x(0.84-0.79)x24=166.74九月：124.21x(0.84-0.79)x24=178.86十月：130.53x(0.85-0.79)x24=187.96十一月：136.84x(0.85-0.79)x24=197.05十二月：147.37x(0.85-0.75)x24=353.694)水电厂工作容量比较A,■和P_x(y-p)x24的大小，可以看出，本系统的所有月份：A,.>Px(y-P)x24因此，此水电厂除可带全部尖峰负荷外，还可带部分基荷。即水电厂的工作容量可按下式计算：P=K(P-P)+P(1-y)+Pshgtjshypqmaxq式中Pmax——电力系统最大日负荷；(用前面求出的系统每月的最大供电负荷)y——日负荷率；(题目已给出)P——水电厂强制出力，本题未给定，故取值为0一月：Phg=1.2x32+121.05x(1-0.9)=50..50MW二月：P=1.2x34+120x(1-0.9)=52.8MWshg三月：Phg=1.2x36+118.95x(1-0.9)=55.09MW

四月：Phg=1.05x38+117.89x(1-0.89)=52.87MW五月：Phg=1.05x40+115.79x(1-0.89)=54.74MW六月：Phg=1.05x43+113.68x(1-0.89)=57.65MW七月：Phg=1.05x46+111.58x(1-0.89)=60.57MW八月：Phg=1.05x48+115.79x(1-0.89)=63.13MW九月：Phg=1.05x45+124.21x(1-0.89)=60.91MW十月：Phg=1.2x40.5+130.53x(1-0.9)=61.65MW十-一月：Psg=1.2x37+136.84x(1-0.9)=58.08MW十二月：P=1.2x34+147.37x(1-0.9)=55.54MWshg水电厂的工作容量列表如下表3所示：表3水电厂的工作容量（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十月水电厂工作容量50.5052.855.0952.8754.7457.6560.5763.1360.9161.6558.0855.542.火电厂工作容量计算火电厂的工作容量等于系统的最大供电负荷减去水电厂的工作容量hqhqmaxshg一月：Phq=121.05-50.50=70.55MW三月：Phq=118.95-55.09=63.86MW五月：Phq=115.79-54.74=61.05MW七月：Phq=111.58-60.57=51.01MW九月：Phq=124.21-60.91=63.3MW十-一月：P=13684-58.08=78.76MWhq二月：Phq=120-52.8=67.2MW四月：Phq=117.89-52.87=65.02MW六月：Phq=113.68-57.65=56.03MW八月：Phq=115.79-63.13=52.66MW十月：Phq=130.53-61.65=68.88MW十二月：P=14737-55.54=91.83MWhq火电厂的工作容量列表如下表4所示:表4火电厂的工作容量（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月火电厂工作容量70.5567.263.8665.0261.0556.0351.0152.6663.368.8878.7691.831.备用容量计算负荷备用容量P负荷备用容量P:取Pfhbfhb一月：P^b=5%x121.05=6.05MW三月：Phb=5%x118.95=5.94MW五月：Pflib=5%x115.79=5.79MW七月：Pflrb=5%x111.58=5.58MW九月：P仇b=5%x124.21=6.21MW=5%xPmax二月：Pflrb=5%x120=6MW四月：P仇b=5%x117.89=5.89MW六月：P^b=5%x113.68=5.68MW八月：Pflrb=5%x115.79=5.78MW十月：Pflib=5%x130.53=6.52MW十-一月：Pib=5%x136.84=6.84MW十二月：P=5%x147.37=7.37MW2-事故备用容量P’gb:取Psgb=10%xPmax一月：Psgb=10%x121.05=12.1MW二月：Psgb=10%x120=12MW三月：P三月：Psgb=10%x118.95=11.88MW五月：Psgb=10%x115.79=11.58MW七月：Psgb=10%x111.58=11.16MW九月：Psgb=10%x124.21=12.42MW十-一月：P=10%x13684T3.68MWsgb四月：Psgb=10%x117.89=11.79MW六月：Psgb=10%x113.68=11.37MW八月：Psgb=10%x115.79=11.58MW十月：Psgb=10%x130.53=13.05MW十二月：Psgb=10%x147.37T4.74MW按照设计大纲的要求，由于上面计算出的每月事故备用容量均小于系统最大一台单机容量（25MW），故事故备用容量每月均取值25MW。求备用容量在水、火电厂之间的分配:

1）负荷备用容量：由水电厂承担2）事故备用容量：按水火电厂工作容量的比例分配，即水电厂备用容量=水电厂工作容量

系统最大供电负荷x系统事故备用容量+系统负荷备用容量火电厂备用容量=X系统事故备用容量P水电厂备用容量=水电厂工作容量

系统最大供电负荷x系统事故备用容量+系统负荷备用容量火电厂备用容量=X系统事故备用容量P"产fb+fmax一月：P=shb50.50x25+6.05=16.47MW121.05二月：P=shb52一8__x25+6=17MW120三月：P=shb55.09x25+5.94=17.52MW118.95四月：P=shb65.02x25+5.89=17.10MW117.89五月：P=shb5474x25+5.79=17.61MW115.79六月：P=shb5765x25+5.68=18.35MW113.68七月：P=shb60.57x25+5.58=19.15MW111.58八月：P=shb63133x25+5.78=19.41MW115.79九月：P=shb60.91x25+6.21=18.46MW124.21十月：P=shb61.65x25+6.52=18.33MW130.53火电厂工作容量系统最大供电负荷3）水电厂备用容量如下:月：Pshb十二月：Pshb5808月：Pshb十二月：Pshb__x25+6.84=17.45MW136.8455.54x25+7.37=16.79MW147.37水电厂的备用容量列表如下表5所示:4）火电厂备用容量如下:P=_hbPmaxP4xPsgb一月：Phb70.55x25=14.57MW121.05一月：P：hb67.2x25=14MW120三月：4）火电厂备用容量如下:P=_hbPmaxP4xPsgb一月：Phb70.55x25=14.57MW121.05一月：P：hb67.2x25=14MW120三月：Pshb63.86x25=13.42MW118.95四月.P四月：shb65,02x25=13.79MW117.89五月：Pshb61・°5x25=13.18MW115.79六月：Pshb56.03x25=12.32MW113.68七月：Pshb51.01-x25=11.43MW111.58八月：Pshb52.66x25=11.37MW115.79九月:Pshb63.368.88*“小…”12421x25=12.74MW十月：Phb=的。53x25=13.19MW卜一月:Phb78.76136.84x25=14.39十二月:Phb91.83147.37x25=15.58MW月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月水电厂备用容量16.471717.5217.1017.6118.3519.1519.4118.4618.3317.4516.79火电厂的备用容量列表如下表6所示:表6火电厂的备用容量（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十月火电厂备用容量14.571413.4213.7913.1812.3211.4311.3712.7413.1914.3915.58

3.系统需要的备用容量电力系统负荷备用容量与事故备用容量之和即为总的系统需要的备用容量最后可得电力系统备用容量如表7所示：表7电力系统的备用容量（单位：MW）、月一二三四五六七八九十十一十备\用月月月月月月月月月月月月一.负荷备用容量6.0565.945.895.795.685.585.786.216.526.847.37二.事故备用容量252525252525252525252525二其中./、|：水电备用16.471717.5217.1017.6118.3519.1519.4118.4618.3317.4516.7914.571413.4213.7913.1812.3211.4311.3712.7413.1914.3915.58火电备用四.系统需要备用容量31.053130.9430.8930.7930.6830.5830.7831.2131.5231.8432.37（三）系统需要容量计算系统需要容量计算公式：系统需要容量=系统最大供电负荷+系统备用容量，即P=Pmax+Pb系统需要容量列表如表8所示：表8系统需要容量列表如（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月系统需149.8148.7146.5144.3142.1146.5155.4162.0168.6179.7要容量152.11519886672584（四）水电利用容量、水电能供给系统容量和需要火电装机容量对于水电厂，其工作出力与备用容量之和，也称为水电利用容量，即水电需要装机容量；即：水电利用容量=水电工作容量+水电备用容量（注：水电利用容量的所有月份数据也不应超过水电厂实际装机容量）由于水电厂也要供给厂用电，水电利用容量扣除厂用电后可得水电厂能供给系统的容量，（水电厂厂用电率由题目所给为1%）于是，水电能供给系统的容量

为：水电厂能供给系统的容量=水电利用容量X（1-水电厂厂用电率）表9水电利用容量和水电能供给系统的容量表月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月水电利用容量66.9769.87269.977272727272727272水电能供给系统的容量66.3069.1071.2869.2771.2871.2871.2871.2871.2871.2871.2871.28对于需要火电厂装机容量的计算，要考虑系统需要容量、水电厂能供给系统的容量以及火电厂的厂用电率；用以下公式计算：系统需要火电装机容量=系统需要容量-水电厂能供给系统的容量

1-系统需要火电装机容量=（火电厂厂用电率由题目所给为8%）表10系统需要火电装及容量表月份一二三四五六七八九十十一十二月月月月月月月月月月月月系统需要火电装机容量93.2689.0285.4486.4281.8579.4377.0481.8491.4598.66105.86117.89（五）系统需要火电新增装机计算由题知：系统的实际火电装机容量P=4x25=100MW，与上表比较可hzhj知，系统需要火电装机容量只有11、12月大于系统的实际火电装机容量，则本设计需要新增火电装机容量。于是，系统需要火电新增装机容量如表11所示：表11系统需要火电新增装机容（单位：MW）月份一月月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十月需要新增衣机容量00000000002525

（六）总的电力平衡列表如下由上面计算可见，本设计系统电力平衡满足要求，最后将各部分计算结果表列在一起，可得总的电力平衡如表12所小：表12电力平衡表（单位：MW）电力平衡表月份一月月月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月一，系统最大供电负荷121.05120.00118.95117.89115.79113.68111.58115.79124.21130.53136.84147.37二，工作容量其中水电50.5052.855.0952.8754.7457.6560.5763.1360.9161.6558.0855.54火电70.5567.263.8665.0261.0556.0351.0152.6663.368.8878.7691.83三，备用容量其中负荷备用6.0565.945.895.795.685.585.786.216.526.847.37事故备用252525252525252525252525系统需要的总备用容量31.053130.9430.8930.7930.6830.5830.7831.2131.5231.8432.37四，系统需要容量152.1151149.89148.78146.58144.36142.16146.57155.42162.05168.68179.74五，水电利用容量、水电能供给系统的容量和需要火电装机容量

其中水电利用容量66.9769.87269.977272727272727272水电能供给系统的容量66.3069.1071.2869.2771.2871.2871.2871.2871.2871.2871.2871.28需要火电装机容量93.2689.0285.4486.4281.8579.4377.0481.8491.4598.66105.86117.89六，火电原有装机容量100100100100100100100100100100100100七.需要新增火电装机容量00000000002525二、用表格法进行电量平衡计算例（一）电力网月平均负荷电力网月平均负荷=系统最大供电负荷X日负荷率X月不均衡率Pyp=Py.max*yy式中P——yp—某月平均负荷；P——某月最大负荷；y.maxC-y—某月月不均衡系数;y日负荷率。y月平均负荷乘以相应的月小时数，12个月相加后即得全年的需电量。按月求电力网月平均负荷P:ypPyp=PmaxXyXo一月：Pyp=121.05x0.9x0.87=94.78MW二月：Pp=120x0.9x0.87=93.96MW三月：Pyp=118.95x0.9x0.87=93.14MW四月：Pyp=117.89x0.9x0.87=92.31MW五月：Pyp=115.79x0.9yx0.87=90.66MW六月：Pp=113.68x0.9yx0.87=89.01MW七月：Pyp=111.58x0.9x0.87=87.37MW八月：Pp=115.79x0.9x0.87=90.66MW九月：P=124.21X0.9x0.87=97.25MW十月：P=130.53x0.9x0.87=102.21MWypyp十^一月：P=13684x0.9x0.87=10714MW十二月：P=14737x0.9x0.87=11539MWypyp（二）火电厂的月平均出力phyp火电厂月平均出力=电力网月平均负荷-水电厂实际月平均出力按月求火电厂的月平均出力P=P-Phypypshyp一月：P=94.78-320=6278MW二月：P=93.96-34=59.96MWhyphyp三月：P=93.14-36=57.14MW四月：P=9231-38=54.31MWhyphyp五月：P=90.66-40=50.66MW六月：P=89.01—43=4601MWhyphyp七月：P=87.37-46=41.37MWhyp

八月：P=90.66—40=50.66MWhyp九月：P=97.25—45=5225MWhyp十^一月：P=10714—37=70.14MWhyp（三）电量平衡表

十月：P=10221—40.5=61.71MWhyp十二月：Phyp=11539—34=81.39MW最后可得出下面电量平衡如表13所示：电量平衡表一月月月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年发（需）电量一.系统月平均负荷（MW）94.7893.9693.1492.3190.6689.0187.3790.6697.25102.21107.14115.391153.88二.系统月平均出力”MW）其中：水电厂实际月平均出力32.034.036.038.040.043.046.048.045.040.537.034.0473.05火电厂实际月平均出力62.7859.9657.1454.3150.6646.0141.3742.6652.2561.7170.1481.3680.29表13电量平衡表（四）求年利用小时数水电年利用小时数：（其中730为每月平均小时数）水电年利用小时数=十二个月水电平均出力的总和x730

水电装机容量水电年利用小时数=473・05x730=4796小时72火电年利用小时数=十二个月火电平均出力的总和x730

火电装机容量火电年利用小时数=（^个月火电平均出力的总和

原有火电装机容量（12-N）个月平均出力的总和730+最后的火电装机容量"其中：N为新装机前月份数[I528.85x730151.44x730_.___,n.火电年利用小时数二+=4745.02小时100125火电厂年发电量=6x25x4745.02=71753MW-h水电厂年发电量=4x18x4796=345312MW-h电厂年总发电量=711753MW-h+345312MW-h=1056885MW-h由上面计算可见，火电厂的年利用小时数在5000小时左右，故满足电量平衡的要求。潮流分布计算与调压措施的选择本题所选方案为下图:图例：比例尺：1cm=20km@发电厂o变电站输电线路电气距离=比例尺：1cm=20km线路名称6-36-26-15-25-15-4电气距离（KM）75.4100.874.4102.290.486.6导线型号2XLGJ-150LGJ-150LGJ-150LGJ-150LGJ-1502XLGJ-150一、发电厂和变电站电气主接线的选择在计算电网潮流分布前，首先应明确发电厂和变电站的主接线以及变压器的选择。1.发电厂电气主接线的选择:在地方电力系统设计中，由于设计系统的规模不很大，发电厂高压侧出线数一般不多，故本设计中水电厂6的高压母线可采用双母线接线，但是对于火电厂5,由于它与原有系统有联络线联系，出线较多故高压侧采用双母线分段接线;而发电厂低压侧可根据发电厂机组数量和机端负荷的情况，设计发电机电压母线的接线方式。火力发电厂5:装设4台容量为25MW机组、且有机端负荷，故设置发电机电压母线，按照有关规程规定，应采用双母线分段主接线，但是由于机组数较多，为限制短路电流，故只用两台发电机分别接入两段发电机电压母线，并供给地方负荷；而另外两台发电机则组成扩大单元接线直接通过一台升压变压器接入110千伏高压母线。双回出线+4出线S茏―-出线ST4摆25W火电厂5主援线示意图水力发电厂6:装设4台容量为18MW机组、无机端负荷，因此可不设低压母线，但由于机组数目较多，为了简化接线、并节约投资，分别采用2台容量为18MW的发电机组成扩大单元接线，共计两组。双回出线靛3出线6-218W水电厂双回出线靛3出线6-218W水电厂6主接线示意图2.变电站电气主接线的选择：在方案的初步比较中，由于变电站均为两回出线，在计算断路器数量时已确定所选最优方案的变电站采用桥形接线方式，至于采用外桥型或是内桥型可根据实际情况决定，一般如考虑线路故障机会较多时，不致影响变电站供电，可采用内桥型接线；相反处在环形网络中间的变电站，考虑不致由于变压器故障而影响系统运行，可采用外桥型接线。二、主变压器的容量选择和参数计算1.发电厂主变压器的选择：发电厂主变选用一般三相双绕组升压变压器，有关参数见电力系统规划设计附表3-2。火力发电厂5：有4台容量为25MW的发电机，功率因数为0.8,按照前面主接线考虑，两台直接接于发电机母线的发电机用两台同容量变压器接入高压母线，容量分别为：B=B=25=31.25MVA120.8选择两台SF7-31500/110型，容量为31.5MVA的双绕组有载调压升压变压器。另外两台发电机采用扩大单元型式合用一台变压器直接接于高压母线，故变压器容量取应为：B=2X25=62.5MVA30.8选择一台SFP7-63000/110型，容量为63MVA的双绕组有载调压升压变压器。水力发电厂6:有4台18MW发电机，将其分为两组。每组由两台发电机组成发电机变压器组扩大单元接线，每台变压器容量为：B1=B2==42.4MVA可选择两台容量为50MVA的双圈升压变压器。考虑到发电厂的厂用电，以及水电厂水量不是经常使发电机满载，为避免浪费，可选择两台SF7-40000/110型，容量40MVA双绕组有载调压升压变压器。变电站主变压器的选择：为保证用户供电的可靠性，本设计的所有变电站均装设两台同容量三相变压器，当一台变压器停运时，另一台变压器的容量能保证满足重要负荷的要求，即设计题目给出的不小于每个负荷点负荷容量的60%。有关参数见电力系统规划设计附表3-61）变电站1：Sn=J29.002+14.002x60%=19.33MVA选择两台SFZL7-20000/110容量为20MVA的20000/110型双圈降压变压器。2）变电站2：Sn=J30.002+14.502x60%=19.99MVA选择两台SFZL7-20000/110容量为20MVA的20000/110型双圈降压变压器。3）变电站3：Sn=\''372+17.92x60%=24.66MVA选择两台SFZL7-25000/110容量为25MVA的25000/110型双圈降压变压器。4）变电站4：Sn=\''36.52+17.72x60%=24.34MVA选择两台SFZL7-25000/110容量为25MVA的25000/110型双圈降压变压器主变压器参数计算：根据所选择的变压器，查电力系统规划设计参考资料附表3-2可得到高低压额定电压、空载损耗（△?）、短路损耗（△?）、短路电压（U%）、空载电流（I%）0SSO等数据。然后利用以上参数即可计算得出归算到高压侧的变压器电阻Rt、电抗XT和激磁损耗△。等有关数据。

1）发电厂主变压器参数计算：.发电厂5:两台31.5MVA变压器，由于是升压变压器，故高压侧额定电压为121KV,查参考资料附表3-2可知APo=38.5KW,APs=140KW,七%=10.5,I°%=0.8故两台变压器并联后归算到高压侧的参数为RKxUx103=140*1212*103=1.03(0)T2xSN2x315002X=U%xUx10=Sx1212x10=24.4(。)T2xSN2x31500AS=2x(AP+J10%xSn)x10-3=2x(38.5+J0.8x50000)x10-300100100=0.077+J0.504(MVA)另一台63MVA变压器，由于是升压变压器，故高压侧额定电压为121KV，查参考资料附表3-2可知AP0=65KW,APs=260KW,七%=10.5,I°%=0.6故变压器归算到高压侧的参数为65x1212x103630002—=0.959(。)R=65x1212x103630002—=0.959(。)10.5x1212x1063000=24.4(。)AS0=(AP+J10%xSN)x10-3=(65+J0.6x63000)x10AS00100100=0.065+J0.378(MVA)发电厂6:变压器为两台40MVA变压器，由于是升压变压器，故高压侧额定电压为121KV,查参考资料附表3-2可知AP0=46KW,APs=174KW,七%=10.5,I°%=0.8故两台变压器并联后归算到高压侧的参数为R_ApxU2x103TS2xS2N46x1212x1032x400002=0.796(。)X=U%xUx10=10.5X1212X10=19.22(。)T2XSN2X40000AS=2x(AP+J10%XSn)x10-3=(46+J0.8X40000)x10-300100100=0.092+J0.64(MVA)2）变电站主变压器参数计算（以下计算结果均为两台变压器并联后归算到高压侧的参数）变电站1、2：变压器为20000/110，高压侧额定电压110KV，查参考资料附表3-6可知△P0=30KW,APS=104KW,US%=10.5,IO%=1.2故APXU2X103104X1102X103=1.57(。)2x200002N-2XS2NU%XU2X10S2XSNN10.5X1102X10=31.76(。)2X20000AS%XSN)X10-3=2X(30+J1.2X20000)X10-300100100=0.06+J0.48(MVA)=2X(AV变电站3、4：变压器为25000/110,高压侧额定电压110KV,查参考资料附表3-6可知△P0=35.5KW,^Ps=104KW,七%=10.5,Io%=1.1故APSXUX103=123X1102X103=1.19(。)2xSn2x250002U%XUX10=10.5X1102X10=25.41(。)2xSn2x25000=2x(AP+J’0%XS)x10-3=2x(35.5+J1.1X25000)x10一30100100AS、00100=0.071+J0.55(MVA)变电站5:变压器为两台10000/110,高压侧额定电压110KV，查参考资料附表3-6可知△P0=17.8KW,^Ps=59KW,七%=10.5,I°%=1.3故59X1102X103

2X100002=3.57(。)10.5X1102X102X10000=10.5X1102X102X10000=63.53(。)S2XSNNAS0=2X(AP+J10%XSN)X10-3=2X(17.8+J1.3X10000)X10-3

0AS0=0.0356+J0.26(MVA)所有变压器的选择和参数计算结数据果详见下表：变压器参数计算结果数据(有两台变压器时，均为并联值)\^g厂(站、主变型号额定电压(Kv)归算到高压侧等值阻抗(O)激磁损耗(MVA)火电厂B「B231500/121121/6.31.03+j24.40.077+j0.504水电厂B「B240000/110121/6.30.796+j19.220.092+j0.64变电站120000/110110/111.57+j31.760.060+j0.480变电站220000/110110/111.57+j31.760.060+j0.480变电站325000/110110/111.19+j25.410.071+j0.55变电站425000/110110/111.19+j25.410.071+j0.55三、输电线路参数的计算线路名称6-36-26-15-25-15-4电气距离(KM)75.4100.874.4102.290.486.6导线型号2XLGJ-150LGJ-150LGJ-150LGJ-150LGJ-1502XLGJ-150对于LGJ-150导线，其单位长度阻抗为r「0.210+J0.416(Q)，充电功率Q=3.30Mvar/100kmc线路名称6-36-26-15-25-15-4电气距75.4100.874.4102.290.486.6

离(KM)电阻(Q)7.9221.1715.6221.4618.984.55电抗(Q)15.5941.9330.9542.5137.619.01充电功率(Mvar)-4.97-3.33-2.45-3.37-2.98-2.86四、电力网变电站运算负荷的计算图1变电站运算负荷计算图图1变电站运算负荷计算图下面对各种运行方式进行运算负荷计算冬季最大负荷运行方式变电站1按电力网的额定电压计算电力网中变压器绕组的功率损耗x(Rx(RT+jXT)=292+14.02—

"1102)x(L.57+j31.76)=0.13+j2.72(MVA)则变电站1的运算负荷S1=SLD1+ASt1+AS01+J(AQ6_1+AQ5_1)/2=29+J14.0+0.134+j2.72+0.060+j0.48+J(—2.45―2.98)/2=29.19+j11.77(MVar)变电站2变压器绕组的功率损耗LD\2JX(Rt+jXT)=30.02+14.52—

"1102JxG.57+j31.76)=0.14+j2.91(MVA)则变电站2的运算负荷S2=Sld2+ASt2+△02+J(AQ6_2+AQ5_2)/2=30+J14.5+0.144+J2.914+0.060+J0.480+J(—3.33―3.37)/2=30.20+j11.19(MVar)变电站3变压器绕组的功率损耗AStxAStxR+jXT)=仃7.02+17.92、—"1102xG.19+j25.41)=0.17+j3.55(MVA)则变电站3的运算负荷S3=Sld3+ASt3+AS03+JAQ6_3/2=37+J17.9+0.166+J3.55+0.071+J0.55+J(—4.97)/2=37.24+j17.03(MVar)4）变电站4变压器绕组的功率损耗AStX(AStX(Rt+jX「=(36.02+17.42、"1102xG.19+j25.41)=0.16+j3.36(MVA)则变电站4的运算负荷S4=Sld4+ASt4+AS04+JAQ5_4/2=36.0+J17.4+0.157+J3.357+0.071+J0.55+J(—2.86)/2=36.23+j17.97(MVar)冬季最小负荷运行方式1）变电站1按电力网的额定电压计算电力网中变压器绕组的功率损耗AStxAStxR+jX「=232+11.12

—"1102JxG.57+j31.76)=0.05+j1.71(MVA)则变电站1的运算负荷S1=sld1+ast1+as01+j(aq6—1+aq5—1)/2=23+J11.1+0.054+j1.71+0.060+j0.48+J(—2.45—2.98)/2=23.11+j7.86(MVar)

2）变电站2变压器绕组的功率损耗（c\2苻（c\2苻kUNJ则变电站2的运算负荷x(RT+jXT)=25.02+12.12"1102JxG.57+j31.76)=0.06+j2.02(MVA)S2=Sld2+ASt2+AS02+J(AQ6_2+AQ5_2)/2=25+J12.1+0.06+J2.02+0.060+J0.480+J(-3.33―3.37)/2=25.12+j7.90(MVar)变电站3变压器绕组的功率损耗2kUNJ2kUNJ则变电站3的运算负荷AStxR+jXT)=(30.02+14.52、"1102xG.19+j25.41)=0.09+j2.33(MVA)S3=Sld3+ASt3+AS03+JAQ6_3/2=30+J14.5+0.09+J2.33+0.071+J0.55+J(-4.97)/2=30.16+j12.41(MVar)6）变电站4变压器绕组的功率损耗AStX(Rt+jX「=27.02+13.12—

"1102JxG.19+j25.41)=0.07+j1.89(MVA)则变电站4的运算负荷S4=SLD4+ASt4+AS04+JAQ5_4/2=27.0+J13.1+0.07+J1.89+0.071+J0.55+J(-2.86)/2=27.14+j12.68(MVar)

变电站运算功率计算结果表（相应单位为：MW,Mvar,Q）变电站变压器低压侧功率变压器激磁功率变压器RT变压器XT变压器功率损耗变压器高压侧流入功率充冬季最大负荷站129.014.00.060.481.5731.760.132.7229.1911.77站230.014.50.060.481.5731.760.142.9130.2011.19站337.017.90.070.551.1925.410.173.5537.2417.03站436.017.40.070.551.1925.410.163.3636.2317.97冬季最小负荷站123.011.10.060.481.5731.760.051.7123.117.86站225.012.10.060.481.5731.760.062.0225.127.90站330.014.50.070.551.1925.410.092.3330.1612.41站427.013.10.070.551.1925.410.071.8927.1412.68-j1AQJ2B6-3s4五、设计网络归算到高压侧的等值电路根据计算结果可作出归算到高压侧的等值电路，如图2图2-j1AQJ2B6-3s4D61

J-j寻AQ6-2S2D5-j2AQ6-1S1S3-j2AQ5-4六、功率分布计算冬季最大负荷运行方式功率分布计算1）线路5-4段功率分布计算线路5-4段的末端功率为变电站4的运算负荷功率，即为

S5—4=S4=36.23+J17.97线路5-4段的功率损耗为(P2+Q2)(36.02+17.42)AS=(Q—(R+JX)=—-x(4.55+J9.01)=0.60+J1.19(MVA)5—4U21102N线路5-4始端功率S'5_4=S54+AS54=36.23+J17.97+0.60+J1.19=36.83+J19.16(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-4的功率为,11S=S'+(——AQ)=36.83+J(19.16——x2.86)=36.83+J17.73(MVA)5-45-425-42线路6-3段功率分布计算线路6-3末端功率为变电站3的运算负荷功率，即为S6_3=S3=37.24+J17.03线路6-3段的功率损耗为AS63=(P二?2)(r+jx)=(37.24*7.032)x(7.92+J15.59)=1.10+J2.16(MVA)N线路6-4始端功率S6_3=S6_3+AS6—3=37.24+J17.03+1.10+J2.16=38.34+J19.19(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-3的功率为11S63=S63+(-^AQ63)=38.34+J(19.19-§x4.97)=38.34+J16.71(MVA)3）两端供电网6-2-5功率分布计算两端供电网6-2-5功率初分布计算，由于设计方案中对于两端供电网的各段线路均采用同一导线截面，即为均一网络，故功率初分布可按长度成反比例分配，S=S'=S2L6—2=(30.20+J11.19)x100.8=14.99+J5.566-22L6—2+L5—2100.8+102.2S=S”二牛2二(3°.2O+刀1.19)次1°2.2T5.20场.635-22L6_2+L52100.8+102.2将两端供电网络在2点拆开，则成为两个单端供电网，则可计算功率分布。两端供电网拆开后6-2功率分布计算对于拆开后的6-2网的初分布功率S=S'=S”，即为6-2段的末TOC\o"1-5"\h\z6—226—2端功率，于是线路6-2段的功率损耗为(P2+Q2)(14.992+5.562)_AS=(Q)(R+JX)=()x(21.17+J41.93)=0.45+J0.89(MVA)6—2U21102N线路6-2始端功率S6_2=S6_2+AS6_2=14.99+J5.56+0.45+J0.89=15.44+J6.45(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-2的实际功率为1-,-1-S62=S62+(—-AQ62)=15.44+J(6.45—-x3.33)=15.44+J4.79(MVA)两端供电网拆开后5-2功率分布计算对于拆开后的5-2网的初分布功率S=S"=S”，即为6-4段的末5—525—2端功率，于是线路5-2段的功率损耗为AS5—2=(P二。2)(R+JX)=(15.202]+：632)X(21.46+J42.51)=0.47+J0.92(MVA)N线路5-2始端功率S52=S5—2+AS5—2=15.20+J5.63+0.47+J0.92=15.67+J6.55(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-2的实际功率为11S=S'+(—-AQ)=15.67+(J6.55——x3.37)=15.67+J4.87(MVA)5-25-225-22两端供电网5-1-6的功率分布计算两端供电网5-1-6功率初分布计算由于两段线路采用同一导线截面，故为均一网络，故功率初分布按长度成反比例分配，S=S二S1如二(29.19+J11.77)X74.4二织g6-11L6_1+L5174.4+90.4S=S”二S1虹二(纣19+小.77)X90.4=16.01+/6.465_11L6_1+L5174.4+90.4将两端供电网络在3点拆开，则成为两个单端供电网，则可计算功率分布。两端供电网拆开后6-1功率分布计算对于拆开后的6-1网的初分布功率S=S'=S"，即为6-1段的末端6—116—1功率，于是线路6-1段的功率损耗为(P2+Q2)(13.182+5.312)AS=(J(R+JX)=(x(15.62+J30.95)=0.26+J0.51(MVA)6—1U21102N线路6-1始端功率S61=S61+AS61=13.18+J5.31+0.26+J0.51=13.44+J5.82(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-1的实际功率为TOC\o"1-5"\h\z11~S61=S61+(-2AQ61)=13.44+J(5.82-亏x2.45)=13.44+J4.59(MVA)两端供电网拆开后5-1功率分布计算对于拆开后的5-1网的初分布功率S=S"=S"，即为5-1段的末端5—115—1功率，于是线路5-1段的功率损耗为(P2+Q2)(16.012+6.462)AS=(^―(R+JX)=」x(18.98+J37.61)=0.47+J0.93(MVA)5-1U21102N线路5-1始端功率S5—1=S5—1+AS5—1=16.01+J6.46+0.47+J0.93=16.48+J7.39(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-1的实际功率为11S=S'+(—-AQ)=16.48+J(7.39——x2.98)=16.48+J5.90(MVA)5-15-125-12冬季最小负荷运行方式功率分布计算1)线路5-4段功率分布计算

线路5-4段的末端功率为变电站4的运算负荷功率，即为S；4=S4=27.14+j12.68线路5-4段的功率损耗为(P2+Q2)(272+13.12)—一AS=(Q-—(R+JX)=(一-x(4.55+J9.01)=0.34+J0.67(MVA)4U21102N线路5-4始端功率S'5_4=S54+AS54=27.14+j12.68+0.34+J0.67=27.48+J13.35(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-4的功率为11S=S'+(―-AQ)=27.48+J(13.35―—x2.86)=27.48+J11.92(MVA)5-45-425-422)线路6-3段功率分布计算线路6-3末端功率为变电站3的运算负荷功率，即为S6_3=S3=30.16+J12.41线路6-3段的功率损耗为(P2+Q2)(30.02+14.52)AS=(^-(R+JX)=—)x(7.92+J15.59)=0.73+J1.43(MVA)3U21102N线路6-3始端功率S63=S63+AS63=30.16+J12.41+0.73+J1.43=30.89+J13.84(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-3的功率为11S63=S63+(-2AQ63)=30.89+J(13.84-^x4.97)=30.89+J11.36(MVA)3）两端供电网6-2-5功率分布计算两端供电网6-2-5功率初分布计算，由于设计方案中对于两端供电网的各段线路均采用同一导线截面，即为均一网络，故功率初分布可按长度成反比例分配，S=S'=2_6-2—6-22L6-2+L5-2(25.12+〃.90)x10°.8S=S'=2_6-2—6-22L6-2+L5-2S=S”二牛2=(25.12+〃.9°)x1°2.2工应“3.985-22L6_2+L52100.8+102.2将两端供电网络在2点拆开，则成为两个单端供电网，则可计算功率分布。两端供电网拆开后6-2功率分布计算TOC\o"1-5"\h\z对于拆开后的6-2网的初分布功率S=S'=S”，即为6-2段的末6_226—2端功率，于是线路6-2段的功率损耗为(P2+Q2)(12.472+3.922)一AS=(Q)(R+JX)=()x(21.17+J41.93)=0.29+J0.59(MVA)6—2U21102N线路5-4始端功率S62=S62+AS62=12.47+J3.92+0.29+J0.59=12.76+J4.51(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-2的实际功率为TOC\o"1-5"\h\z11S62=S62+(—-AQ62)=12.76+J(4.51—-x3.33)=12.76+J2.85(MVA)两端供电网拆开后5-2功率分布计算对于拆开后的5-2网的初分布功率S=S"=S”，即为5-2段的末5—525—2端功率，于是线路5-2段的功率损耗为(P2+Q2)(12.652+3.982)AS=(Q)(R+JX)=()x(21.46+J42.51)=0.31+J0.60(MVA)5—2U21102N线路5-2始端功率S52=S52+AS52=12.65+J3.98+0.31+J0.60=12.96+J4.58(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-2的实际功率为11S=S'+(—-AQ)=12.96+(J4.58——x3.37)=12.96+J2.89(MVA)5-25-225-22两端供电网5-1-6的功率分布计算两端供电网5-1-6功率初分布计算由于两段线路采用同一导线截面，故为均一网络，故功率初分布按长度成反比例分配，S=S'=%如二(23.11+56)x74.4二睥“3.556-11L6_1+L5_174.4+90.4S=S”二S1L5_1=@11+"x90.4=12.67+J4.315_11L6_1+L5174.4+90.4将两端供电网络在1点拆开，则成为两个单端供电网，则可计算功率分布。c）两端供电网拆开后6-1功率分布计算对于拆开后的6-1网的初分布功率S=S'=S"，即为6-1段的末端6—116—1功率，于是线路6-1段的功率损耗为(P2+Q2)(10.432+3.552)AS=(Q—(R+JX)=(x(15.62+J30.59)=0.16+J0.31(MVA)6_1U21102N线路6-1始端功率S61=S61+AS61=10.43+J3.55+0.16+J0.31=10.59+J3.86(MVA)从发电厂6高压母线流入线路6-1的实际功率为TOC\o"1-5"\h\z1~1S61=S61+(_2AQ61)=10.59+J(3.86-^x2.45)=10.59+J2.64(MVA)两端供电网拆开后5-1功率分布计算对于拆开后的5-1网的初分布功率S=S"=S"，即为5-1段的末端5—115—1功率，于是线路5-1段的功率损耗为一(P2+Q2)(12.672+4.312)一AS=(J(R+JX)=()x(18.98+J37.61)=0.28+J0.56(MVA)5_1U21102N线路5-1始端功率S6_1=S5_1+AS5_1=12.67+J4.31+0.28+J0.56=12.95+J4.87(MVA)从发电厂5高压母线流入线路5-1的实际功率为11S=S'+(—-AQ)=12.95+J(4.87——x2.98)=12.95+J3.38(MVA)5_15_125_12网络功率分布如表功率分布表（单位：MWMVAR)线路末端功率线路功率损耗线路始端功率母线流入线路功率线路名称有功功率无功功率有功功率无功功率有功功率无功功率有功功率无功功率线路5-436.2317.970.601.1936.8319.1636.8317.73冬季最线路6-337.2417.031.102.1638.3419.1938.3416.71大负荷线路6-214.995.560.450.8915.446.4515.444.79运行方线路5-215.205.630.470.9215.676.5515.674.87式线路6-113.185.310.260.5113.445.8213.444.59线路5-116.016.460.470.9316.487.3916.485.90线路5-427.1412.680.370.6727.4813.3527.4811.92冬季最线路6-330.1612.410.731.4330.8913.8430.8911.36小负荷线路6-212.473.920.290.5912.764.5112.762.85运行方线路5-212.653.980.310.6012.964.5812.962.89式线路6-110.433.550.160.3110.593.8610.592.64线路5-112.674.310.280.5612.954.8712.953.38七、电压分布和调压计算元件上电压降落的纵分量，即电压损耗为AV=PR+QX（kv）Vi确定发电厂发电机母线电压及高压母线电压的原则在本设计中经过初步计算，先暂时给定发电厂高压母线的电压为：冬季最大和最小运行方式下火电厂高压母线的电压分别为115kV和111kV，而水电厂电压则由计算决定。冬季运行方式下火电厂5发电机电压计算1）冬季最大运行方式下，火电厂5发电机母线电压计算应按前面假设，其高压母线电压为115kV，发电厂5变压器高压侧功率为高压母线流入四条线路，即双回5-4、5-2、5-1功率之和，即%H=S5—4+%2+七广(36.83+15.67+16.48)+J(17.73+4.87+5.9°)=68.98+J28.50(MVA)按照前面选择的发电厂5的主接线方式，四台发电机分为两组，其中两台因为要供给地方负荷，所以设置发电机母线，而两外两台发电机则用扩大单元接线直接经过一台变压器与高压母线相连。按照这种接线方式，将高压母线的功率分别分配一半给两种不同接线的发电机，于是，具有发电机母线的两台发电机变压器高压侧流入母线的功率为：S5(1—2)H=IS5/!(68.98+J28.50)=34.49+J14.25(MVA)变压器(1、2号)绕组中的电压损耗为%5(1—2)=P’R+"=34.49x1.03+14.25x24.4=%5(1—2)匕115发电机母线(即变压器1、2号低压侧)电压归算到高压侧的值V'(1-2)广V5(1—2)H+%5(1—2)=115咨33^8.33”)2)冬季最小运行方式下，火电厂5发电机母线电压计算应按2)前面假设，其高压母线电压为lllkV,发电厂5变压器高压侧功率为高压母线流入四条线路，即双回5-4、5-2、5-1功率之和，即如S5—4+S5—2+S5广I2%48+期+12.95)+J(11.92+2.89+3.38)=53.39+J18.19(MVA)按照前面所述的功率分配，具有发电机母线的两台发电机变压器高压侧流入母线分配一半的功率为:S5(1-2)疽2S5疽2(53.39+J18.19)=赤69+J9-09(MVA)变压器(1、2号)绕组中的电压损耗为AV=毕+QX=26.69xl.°3+9.°9x24.4=2.45(®)T5(1-2)匕111发电机母线(即变压器1、2号低压侧)电压归算到高压侧的值为V'(1-2)L=V(1-2)H+AVt5(1-2)=111+2.45=113.45(#V)3)发电厂5调压计算按照发电机机端负荷为逆调压的要求，在最大负荷时发电机母线电压要求为网络额定电压的1.05倍，即1.05\即V5(12)l=6.3kV，则要求升压变压器分接头电压为V"、118.33V=5(1-2)LxV=x6.3=118.33(kV)5(1-2)tmaxV2n635(1-2)L.其中V2广63kV为升压变压器低压侧额定电压按照发电机机端负荷为逆调压的要求，在最小负荷时发电机母线电压要求为1.0,，即匕5(12)l=6.0kV，则要求升压变压器分接头电压为V=V5(1-2)LxV=113.45x6.3=119.12(kV)5(1-2)tmaxV2n605(1-2)L.对于不能带负荷调压的变压器，按照最大和最小负荷下对分接头的要求，取二者的平均值，即：V5(1-2)tave118.33+119-12=V5(1-2)tave一般容量较大的无励磁调压变压器，高压侧有五个标准分接头，分别是高压侧额定电压的基础上，上下调节一个额定电压的百分数:-2x2.5%,-1x2.5%,0%,+1x2.5%,+2x2.5%其对应的标准分接头电压为

114.95kV,117.975kV,121kV,124.025kV,127.05kV按照上面计算出的要求的分接头的平均值，可以找到最接近的升压变压器标准分接头是于是可求出发电机母线11833x6.3=6.30(kV)117.975121-于是可求出发电机母线11833x6.3=6.30(kV)117.975最大负荷时：V=V5(1-2)LxV5L(1,2)maxV2n5(1-2)t同理，最小负荷时：V=114.32x6.3=6.02(kV)5L(1,2)min119.55可见，基本满足发电机母线电压逆调压要求。下面就要计算网络中其余各点的电压。其余各点电压分布计算：按照网络结构，可以绘出各点电压的计算步骤:火电厂5单位kV火电厂5单位kVI水电厂6单位kV冬季运行方式下，各变电站及水电厂6电压计算在上面发电厂电压决定的基础上，就可进行各变电站电压分布计算，计算办法为：利用前面已经出的网络的功率分布和发电厂5高压母线电压给定的基础上，由发电厂5高压母线开始，计算各段线路的电压损耗，求得各变电站高压母线电压，再计算各变电站变压器中的电压损耗，求得各变电站低压母线电压归算到高压侧的值，然后通过选择变压器分接头来满足各变电站的调压要求。1)变电站4冬季最大负荷时双回线路5-4并联后线路始端功率为S'=36.83+J19.16(MVA)双回线路一5-4段电压损耗为AV=毕+QiX=3$83x4.55+19」6x9.01=296(®)5-4峪115变电站4高压侧电压为V=V-AV=115-2.96=112.04(^7)变电站4高压侧流入功率为、丁何=36.23+J17.97(MVA)变电站4变压器电压损耗"HAV=PR+"=3623X空+"25.41T4峪112.04变电站4归算到'高压侧的低压母线电压V4^x="-AVT4=112.04-4.46=107.58(kV)双回线路5-4并联后线路始端功率为：S'=27.48+J13.35(MVA)J双回线路5-4段电压损耗为AV=P「R+吓=2748x4.55+13.35x9.01=221印)5-4V111变电站4高压侧电压为V=V-AV=111-2.21=108.79(kV)变电站4高压侧流入功率为S=27.14+J12.68(MVA)变电站4变压器电压损耗"HAV=PjR+QiX=世X空+性X25.41=3.32(Kv)T3匕106.83变电站4归算到高压侧的低压母线电压V'=V-AV=106.83-3.32=103.51(kV)c)4变1电站％调压7计算按照题目对变电站4的调压要求为逆调压，即在最大负荷时变电站低压母线电压要求为1.05匕=1.05x10=10.5(kV)、最小负荷时变电站低压母线电压要求为1.00匕=1.0x10=10(kV)。则要求的变压器抽头电压分别为最大负荷时V=V4LXV=107,58x11=112.70(kV)4tmaxV2n105最小负荷时V=V^XV=竺51X11=113.86(kV)4tminV2n10这里选择能带负荷调节抽头的有载调压变压器，因此，可以对于最大负荷和最小负荷分别取两个不同的标准分接头：(在设计附表3-7中可以找到与要求电压最接近的分接头)最大负荷时，与112.70Kv最接近的分接头为110+2x1.25%，其电压为112.75Kv,于是，变压器低压侧实际电压为：—―4LmanxV=10758X11=10.49(kV)4LmaxV4t2n112.75最小负荷时，与113.86Kv最接近的分接头为110+3x3.75%，其电压为114.13Kv,于是，变压器低压侧实际电压为：=匕LmlnXV=10351X11=9.98(kV)4LmimV.2n114.13由上可见，所选分接头，能够满足最大、最小负荷时的逆调压要求。变电站2冬季最大负荷时线路5-2段线路始端功率为：S52=15.67+J6.55(MVA)线路5-2段电压损耗为5-2TOC\o"1-5"\h\zAV=毕+QiX=15.67x21.46+6.55x42.51=)5-2崎115变电站2高压侧电压为V=V-AV=115—5.35=109.65(^7)孕工、5H52变电站2高压侧流入功率为St3h=30.20+J11.19(MVA)变电站2变压器电压损耗™AV=半+QX=3020x技7+x31〃6=376的)T2V107.22变电站2归算到'高压侧的低压母线电压V'=V—AV=107.22—3.76=103.46(RV)2冬季最小负荷时线路5-2段线路始端功率为：S5_3=12.96+J4.58(MVA)TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"线路5-2段电压损耗为5—3AV=毕+"=些x2侦6+蛭£登=4)52峪111变电站2高压侧电压为V=V—AV=111—4.26=106.74(RV)2J5H52变电站2高压侧流入功率为S=25.12+J7.90(MVA)变电站2变压器电压损耗哗"AV=孕+"=2512x技7+7闽x3侦6=271的)T2V,107.31变电站2归算到高压侧的低压母线电压V'=V—AV=107.31—2.71=104.60(*V)''变电站2调压计算按照题目对变电站2的调压要求为逆调压，要求与变电站1相同，则变压器抽头电压分别要求为：最大负荷时V=MxV=103.46x11=108.39伙V)2tmaxV2n105最小负荷时V=-2LXV=104.60x11=115.06(RV)2tminV2n10仍然选择能带负荷调节抽头的有载调压变压器，因此，可以对于最大负荷和最小负荷分别取两个不同的标准分接头：最大负荷时，与108.39Kv最接近的分接头为110-1x1.25%，其电压为107.25Kv,于是，变压器低压侧实际电压为：V—―2Lman■XV=10346X11=10.61(kV)2LmaxV力2n107.25最小负荷时，与115.06KV最接近的分接头为110+4x5%，其电压为115.50KV,于是，变压器低压侧实际电压为：V=^LLminXV=^4^X11=9.96(kV)1LmimV2n115.50由上可见，所选分接头，能够满足最大、最小负荷时的逆调压要求。变电站1冬季最大负荷时线路5-1段线路始端功率为：S51=16.48+J7.39(MVA)TOC\o"1-5"\h\z线路5-1段电压损耗为5-1AV=孕+吓=16.48X18.98+7.39X37.61=5)51V115*变电站1高压侧'电压为V=V-AV=115-5.14=109.86(kV)变电站1高压侧流入功率为S=29.19+J11.77(MVA)\o"CurrentDocument"变电站1变压器电压损耗'“=3.80(Kv)AV=PR+QX=29.19x1.57+11.77x31.76T1—7v/110.30=3.80(Kv)变电站1归算到'高压侧的低压母线电压V=V-AV=110.30—3.80=106.50(kV)冬季最小负荷时TOC\o"1-5"\h\z线路5-1段线路始端功率为：S5]=12.95+J4.87(MVA)线路5-1段电压损耗为5-1AV=孕+QiX=12%X戚98+4.87X37面=3.86(kV)51V.111变电站1高压侧'电压为V=V-AV=111-3.86=107.14(kV)变电站1高压侧流入功率为，面=23.11+J7.86(MVA)变电站1变压器电压损耗T“AV=毕+QiX=次X技7+7.86X蛙=2.66(Kv)T1V107.41变电站1归算到'高压侧的低压母线电压V1L=V1H-AVt1=107.41-2.66=104.75(kV)变电站1调压计算按照题目对变电站1的调压要求为逆调压，要求与变电站1相同，则变压器抽头电压分别要求为：最大负荷时v=Y1LXV=106.50X11=111.57(kV)1tmaxV2n105最小负荷时V=V1LXV=104.75X11=115.23(kV)1tminV2n10仍然选择能带负荷调节抽头的有载调压变压器，因此，可以对于最大负荷和最小负荷分别取两个不同的标准分接头：最大负荷时，与111.57Kv最接近的分接头为110+1x1.25%，其电压为111.38Kv，于是，变压器低压侧实际电压为：-—1LmanXV-1。65。x11=10.52(kV)1LmaxV2n111.38最小负荷时，与115.23Kv最接近的分接头为110+4x5%，其电压为115.50Kv,于是，变压器低压侧实际电压为：=匕LminXV=104.75X11=9.98(kV)1LmimV2n115.50由上可见，所选分接头，能够满足最大、最小负荷时的逆调压要求。校验变电站1低压侧实际电压：水电厂6高、低压母线电压计算在本设计接线中，水电厂6经过线路给变电站2、变电站1供电，在线路6-2、6-1末端功率、末端电压(即2、1点电压)和线路参数已经知道的条件下，即可通过已经求出的变电站2或变电站1的电压，从而计算出水电厂的高压母线电压。下面用变电站2和线路6-2来求水电厂6的高压母线电压。冬季最大负荷时已知线路6-2末端功率为：s62=14.99+J5.56线路6-2电压损耗为6-2_5.16(W)Ay_PR+QX_14.99x21.17+5.56x41.9362—?_5.16(W)水电厂6高压母线电压为V_V+AV_107.22+5.16_112.38(W)水电厂'6高压母线流入线路功率为线路6-1、6-2、6-3之和，也即是水电厂升压变压器绕组通过的功率为S6H_S6_1+S6_2+S6_3_(13.44+15.67+38.34)+J(4.59+4.87+16.71)_67.45+J26.17(MVA)升压变压器绕组中的电压损耗为AV_PR+"_67.45x0.796+26.17x19.216_5.38"T6匕103.36发电机母线电压归算到高压侧的值为V^_V6h+AV&6_103.36+5.38_108.74(kV)冬季最小负荷时已知线路6-2末端功率为：S"_12.47+J3.92线路6-2电压损耗为62AV_PjR+"_12.47x如+竺里_4.20(kV)62V101.90水电厂6高压母线电压为V_V+AV_101.90+4.20_106.10(kV)水电厂6高压母线流入线路功率为线路6-1、6-2、6-3之和，也即是水电厂升压变压器绕组通过的功率为S6H_S6_1+S6_2+S6_3_(10.59+12.76+30.89)+J(2.64+2.85+11.36)_54.24+J16.85(MVA)升压变压器绕组中的电压损耗为AV_P，R+"_5424x0.796+些x些_331(kV)T6匕111发电机母线电压归算到高压侧的值为V6L_V6H+AVT6_111+3.31_114.31(kV)水电厂6调压计算由于本题目水电厂没有地方负荷，对水电厂6没有提出调压要求，但是按规定，发电机母线运行电压不应该超出其额定电压的正负百分之五，因此可按照这一条件来计算升压变压器的分接头。即在最大、最小负荷时水电厂低压母线电压要求为(0.95~1.。5)匕=(0.95~1.05)x6.3=(5.985~6.615)=(6.0〜6.6)州)按此要求，则升压变压器抽头电压分别要求为最大负荷时V=Y^xV=108.74x6.3=103.80(W)6tmaxV2n66最小负荷时V=V^xLxV=也31x6.3=120.03(RV)6tminV2n60对于不能带负荷调节抽头的变压器，取两个分接头电压的平均值V6tV6tmax；V6tmin==皿80：燮3=m.92(V6t由上可见，选择最接近的V/x7.5%标准分接头，分接头电压为，111.93QV)校验水电厂6低压侧实际电压:最大负荷时为：V=108.74x6.3=6.12(kV)61max111.93最小负荷时为：V=114.31x6.3=6.43(W)61赤111.93可见满足水电厂发电机母线电压的要求。变电站3a)冬季最大负荷时双回线路6-3并联后线路始端功率为：S63=38.34+719.19(MVA)双回线路6-3段电压损耗为6一3103.36AV=毕+QX=38.34x7.92+19.19x15.59=，眉印)63V.103.36103.36变电站3高压侧'电压为V=V-AV=103.36-5.83=97.53(kV)变电站3高压侧流入功率为S=37.24+J17.03(MVA)变电站3变压器电压损耗"HAV=PR+Q.X=37.24xE+17.03x25.41=T4峪98.1变电站3归算到高压侧的低压母线电压VL=V3H—京T3=98.1-4.86=93.24