电网规划设计说明书

电网规划设计说明书
前言
电力工业是国民经济发展的基础工业。

电网是电力工业发展的一个重要环节，一个良好的电网结构能便利地实现电的供需平衡，更好地使电源结构优化。

良好的规划方案是良好的电网结构的基础，它应能保证系统在安全稳定的方式下运行，并且在此前提下获得最良好的经济效益和社会效益。

良好的规划方案是电力工程前期工作的重要组成部分，它是关于本体工程的总体规划，是具体建设项目实施的方针和原则，是工程建设的关键环节。

做好规划设计工作对工程建设的工期质量、投资费用和建成投产后的运行安全可靠性和生产的综合经济效益，起着决定性的作用。

电力系统规划、设计及运行的根本任务是，在国民经济发展计划的统筹安排下，合理开发、利用动力资源，用较少的投资和运行成本，来满足国民经济各部门及人民生活不断增长的需要，提供充足、可靠和质量合格的电能。

电网规划确定在何时、何地投建何种类型的输电线路及其回路数，以达到规划周期内所需要的输电能力，在满足各项技术指标的前提下使输电系统的费用最小。

电网规划主要有两个方面的任务：一是确定电网未来的规模及安装设备的规格，如变压等级、变压器规格等；二是确定电网中增加新设备的时间和地点。

其基本原则是在确保讲电力安全、可靠的输送到负荷中心的前提下，使电网的建设和运行费用最小。

电网规划的编制，首先分析现有网络供电状况，从改造和加强
现状网入手，研究负荷增长规律，解决网络结构中的薄弱环节，扩大网络供电能力，加强结构布局和设施标准化，提高安全可靠性，做到远近结合、新建和改造结合、技术经济合理。

从总体上看，可以把规划内容分为现状网分析、负荷预测、网架规划、无功规划、稳定性分析和短路电流分析。

电网规划考虑的因素主要有：满足负荷需求；经济性；可靠性；环境影响。

电力系统课程设计是在学完电力系统课程后的一次综合性训练，复习巩固本课程及其他课程的有关内容、增强工程观念，培养电力网规划设计的能力。

通过课程设计应达到下列要求：
1)熟悉国家能源开发策略和有关的技术规程、规定、导则等，树立供电必须安全可靠、经济的观点；
2) 掌握电力网初步设计的基本方法和主要内容；
3）熟练电力网的基本计算；
4）学习工程设计说明书的撰写。

鉴于计算机使用已日益普及，本次课程设计主要以软件Powerworld Simulator潮流计算为主，辅以必要手算，详细计算过程及结果均详细阐述。

2011年6月
目录
前言
第一章设计任务综述 (5)
第一节地区电网原始情况简介……………………………
第二节五年远景规划简介…………………………………
第三节技术与经济电网规划方案要求……………………
第二章电力系统接线方案论证…………………………
第一节网络电压等级确定……………………………………
第二节电力系统接线方式初选………………………………
第三节方案论证与比较……………………………………
一、导线选择……………………………………………………………………
二、变压器选择与分接头调整………………………………………………
三、最大最小负荷补偿电容与N-1开断试验………………………………
四、发电厂变电所主接线选择………………………………………………
五、两种接线方式经济性比较论证…………………………………………
六、对确定方案评述…………………………………………………………
第三章电力系统潮流与电压计算………………………
第四章结论与建议………………………………………
附录………………………………………………………
附表………………………………………………………
参考文献…………………………………………………
第一章设计任务综述
第一节地区电网原始情况简介
1．该地区原有一个发电厂：
装机容量：25MW 机组二台
50MW 机组二台
升压变压器：31.5MV A 二台变比：10.5/38.5±2*2.5%/121±2×2.5%
63MV A 二台变比：13.8/38.5±2*2.5%/121±2×2.5% 2．该地区原有降压变电站7个
地区电网各节点的负荷和设备情况见表1：
3
路通道如虚线所示，其线路距离已经标注上。

图中线路长度x,y的算法：x’=34
+
32.
a，a取学号最后
9.
+
a y’=3
两位，如果按你自己学号计算出x’,y’，x,y取x’，y’小数点后两位。

,如果X,Y结果小于50，则再增加30，即x=x+30
据公式要求，由于本人学号末两位为74，带入求解得x=42km y=61km
第二节五年远景规划简介
1．新增负荷点2、6、7，见图1；
2．五年后的负荷预测见表2；
3．在变电站7处新建一个区域变电站，由系统通过220KV输电线路供电变压器容量：150MV A二台
变比：220/121/38.5KV
第三节技术与经济电网规划方案要求
1．提出网络接线方案。

(1)至少提出两种在技术、经济上较合理的方案；
(2)参考下面的经济技术指标要求，选出一种较好的方案；
(3)确定新增线路的导线型号或导线截面积（应适当考虑发展）。

(4)根据当前负荷容量和未来5-10年负荷预测增长趋势，确定各变电站的变
压器数量和容量。

2．方案的经济技术指标：
(1)安全可靠性指标：城网的供电可靠性要满足“N-1”供电安全准则和满
足用户用电的需要。

方案要满足最大、最小负荷运行方式下，线路、变压器N-1开断后（网络中任意一个元件），各节点电压满足上下限
0.95~1.08P.U的要求，线路变压器不过载。

如果存在节点电压、元件过
载等不满足要求的情况，必须提出相应措施加以消除。

最大负荷运行时，发电厂出力按为90%计算；最小负荷运行时,发电厂出力按80%计算。

(2)经济性指标：规划方案要经济合理，通过对网络损耗与线路投资进行综
合分析，以0.6元/度电价，给出规划方案的总支出。

按运行5年时间的总网络损耗费用计入支出，仅计算线路和并联补偿装置投资，不计算变压器投资。

同时，线损率不超过6.3%。

公式：线损率=(供电量-售电量)/供电量*100
方案经济比较中，建设期的投资和运行期的年运行费用都应考虑时间因素。

衡量经济效益的准则是：工程建设期内的逐年投资及工程经济使用期内的逐年年运行费用折算到某一年的总费用(或折算到使用期内每年等值的年计算费用)为最小。

3．规划方案应该包括最终所定线路的型号，并适当考虑发展。

4．规划方案应该包括各变电站的变压器数量、容量和型号。

5．规划方案明确画出元件（线路、变压器）的参数图
6．规划出合理的变电站3和7的站内（高/中压）主接线图，选择主接线需要考虑进出线数及负荷类型，对各种不同接线方案的特点进行对比分析；
7．规划方案选择变压器的有载调压分接头，对分接头运行位置进行计算；
8．计算规划方案网络中无功功率分布，设计无功调节和补偿措施
表2 五年后的负荷预测
（
LGJ-120
LGJ-150
LGJ-185
LGJ-240
LGJ-300
LGJ-400
并联电容
15Mvar
30Mvar
经计算，各种线路型号对应的极限视在功率分别为LGJ-120、LGJ-150, LGJ-185, LGJ-240, LGJ-300, LGJ-400依次为77.7MV A，88.2 MV A，102.7 MVA，124.8 MV A，140,171 MV A，
图1 地区电网地理接线图
第二章
电力系统接线方案选择
第一节 网络电压等级确定
据《电力系统稳态分析（第三版）》中采用架空线路时与各额定电压等级相适应的输送功率和输送距离，可以看出任务书中地理接线图规定的线路长度（如60KM ）与输送的负荷与线路功率，可以参考的线路电压为110KV 或者220KV ,又根据1号节点发电厂中三绕组变压器变比10.5/38.5±2*2.5%/121±2×2.5%和13.8/38.5±2*2.5%/121±2×2.5%，高压侧连接线路，中压侧连接负荷，故可以确定线路电压为110KV ,负荷为35KV ，同时认为配电网的电压等级应为35KV 。

附表 采用架空线路时与各额定电压等级相适应的输送功率和输送距离
区域变电站变电站已有线路可选线路走廊
第二节电力系统接线方案初选
根据表2“五年后的负荷预测”看出，节点1,6,8,10为Ⅰ类负荷，其余为Ⅱ类负荷，技术上对前者要求保证不间断供电，因此使其至少与两条线路相连；后者虽允许短时停电，但如果只与一条导线相连，N-1开断后，检修或故障时，实际为长期停电，不满足供电安全性要求，所以即使这类负荷，在连线时，也应该保证每个节点至少与两条线连接，可选方案为环形或双回线。

为此，尝试众多方案，经过计算机潮流求解，选择接线时电压基本稳定于规定范围的方案，选中其中两种较为合理。

接线如下：
接线方式一：
接线方式二：
第三节 方案论证与比较
一、导线选择 1.方式一
1.1粗略潮流计算
11101233
1.2计算导线电流并根据最大负荷利用小时数Tmax 和经济电流密度选择导线截面积及型号
其中，公式为 S=I/J (J 为经济电流密度，与最大负荷利用小时数Tmax 关系如下图表所示，
Tmax(h)
图 2-1 软导线的经济电流密度 1- 10kV 及以下 LJ 型导线 2-10 kV 及以下 LGJ 型导线 3-35~220kV LGJ 型导线
J (A/mm2)
其中，Tmax 的计算可以参考任务书的计算方法，即对于放射性网络，每条线路向一个负荷 点供电，则线路的最大负荷利用小时数就是所供负荷点的最大利用小时数；对于链形网络， 各段线路的最大利用小时数 Tmax 等于所供各负荷点最大利用小时数 Tmax 的加权平均值。

对于环形网络，应查阅实例信息的线路流过有功功率，将最小的有功功率处断开，变成环形 或链形网络，按上述方法计算。

对于链形网络的“加权计算” ，查阅相关资料，计算方法具 体如下：
特别的，以上为手算最佳方案，而对于计算机求解，应该利用其计算效率高、 特别的，以上为手算最佳方案，而对于计算机求解，应该利用其计算效率高、
11


速度快的特点，首先试探性的粗略计算选择导线截面积，将最终线损率作为终 速度快的特点， 首先试探性的粗略计算选择导线截面积， 极目标，比较几种方案中，线损率最低的作为导线型号的最佳方案， 极目标，比较几种方案中，线损率最低的作为导线型号的最佳方案，故选择如 下： 线路 1—2 12—1 10—9 6—8 6—11 11—7 12—7 5—2 7—4 I(A） Tmax(h) J(A/mm^ mm) S(mm^ mm) 170.5858 6500 0.9 189.5397 173.735 6300 0.92 188.8424 73.4831 6300 0.92 79.87293 79.25677 6000 0.94 84.31571 209.4268 6500 0.9 232.6965 266.6387 6000 0.94 283.6582 237.7703 6200 0.93 255.667 66.65967 6200 0.93 71.67706 180.5585 6300 0.92 196.2592 型号 LGJ-185 LGJ-185 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-120 LGJ-185
2.方式二 2.1 粗略潮流计算 线路 1—2 1—3 10—1 12—1 3—4 3—5 10—9 3—2 4—5 6—8 6—11 11—7 12—7 8—10 9—12 11—12 7—3 P（Mw) 25.6 29.9 36.8 0.8 23.4 22.4 12.2 9.9 2 14.3 37.3 48.2 44.2 21 38.2 6 31.9 Q(Mvar) S(MVA) 线路电压 20.4 32.7 22.3 37.3 39.1 53.7 32.5 32.5 14.6 27.6 14 26.4 6.6 13.9 8.6 13.1 0.7 2.1 110KV 3.8 14.8 13.5 39.7 13.9 50.2 2.8 44.3 27.2 34.3 23.1 44.7 12.5 13.9 18.8 37.1
2.2 计算导线电流并根据最大负荷利用小时数 Tmax 和经济电流密度选择导线截 面积及型号 线路 I(A） Tmax(h) J(A/mm^mm) S(mm^mm)
12
型号


1—2 10—9 3—2 4—5 6—8 6—11 11—7 12—7 7—3
171.6355 72.95822 68.75919 11.02246 77.68213 208.3771 263.4894 232.5215 194.7302
6500 6300 6400 6300 6000 6500 6000 6200 6400
0.9 0.92 0.91 0.92 0.94 0.9 0.94 0.93 0.91
190.7061 79.30241 75.55954 11.98094 82.64057 231.5301 280.3079 250.0231 213.9892
LGJ-185 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-120 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-185
二、变压器选择与分接头调整 1.接线方式一 1.1 发电厂主变压器选择原则 1）发电厂变压器数量 据《发电厂电气设备（第四版）（第 121 页） 《发电厂电气设备（第四版）（第 》 ，为确保对发电机电压上的负荷供 电可靠性，接于发电机电压母线上的主变压器不应少于 2 台，其总容量应考虑 不少于 5 年负荷的逐年发展。

故应使用原发电厂提供的四台三绕组变压器。

2）发电机变压器容量 如发电机电压母线上接有 2 台或以上的变压器时，当其中容量最大的一台因故 退出运行时，其他变压器应能输送母线剩余功率的 70%以上。

见《发电厂电气 （见 设备（第四版）（第 》 ） 设备（第四版）（第 120 页） 原发电厂提供四台变压器，分别为：
31.5MV 二台 变比：10.5/38.5±2*2.5%/121±2×2.5% 63MVA 二台 变比：13.8/38.5±2*2.5%/121±2×2.5% 在变电站 7 处新建一个区域变电站，由系统通过 220KV 输电线路供电 150MV 二台 变比：220/121/38.5KV
（以下变压器资料查阅《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》 以下变压器资料查阅《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》东南大学第 105 页和《三 相油浸式电力变压器技术参数和要求》 相油浸式电力变压器技术参数和要求》表 28） ）
型号
SFSL7-31500/110 SFPSL7-63000/110
额定容量 （KVA)
31500 63000
高压
121±2×2.5% 121±2×2.5%
额定电压 中压
38.5±2*2.5% 38.5±2×2.5%
低压
10.5 10.5
损耗（kw） 空载 负载
46 77 175 300
13


三绕组有载调压变压器
150000
220±8×1.25%
121
38.5
143
570
型号
SFSL7-31500/110 SFPSL7-63000/110
三绕组有载调压变压器
空载电流%
1 0.8 0.56
高-中
17.5 17.5 13
阻抗电压（%） 高-低 中-低
10.5 10.5 23 6.5 6.5 8
根据以上资料数据，分别计算各型号变压器阻抗导纳参数，参数计算结果见附录 1 附录
1.2 变电所主变压器选择原则 1）变电站变压器数量 在变电所中，一般装设两台主变压器；终端或分支变电所，如只有一个电源进 线，可只装设一台变压器。

根据容量需要与 N-1 过载试探，除 2 号、4 号、9 号节点连接三台发电机外，其余节点均设计两台。

2）变电站变压器容量 对重要变电站，需考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负 荷能力允许时间内，应能满足Ⅰ类（当一台变压器停运时，其余变压器容量应能 满足全部负荷的 100%）及Ⅱ类（当一台变压器停运时，其余变压器容量应能满 足全部负荷的 70%）负荷的供电。

分别计算各变电站按要求变压器应该所选容量，计算公式如下： Smax=Pmax/ Cosφ φ Ⅰ类负荷: S=Smax 类负荷 计算结果如下： 节点编 号 2 3 4 5 6 8 9 10 11 Pmax （MW) 15 25 25 20 23 35 26 28 16 功率因 数 0.80 0.85 0.85 0.83 0.80 0.82 0.85 0.83 0.80 Pmin （MW) 10 17 17 14 17 25 18 22 11 Smax （MVA) 18.75 29.41 29.41 24.10 28.75 42.68 30.59 33.73 20.00 Smin （MVA) 12.50 20.00 20.00 16.87 21.25 30.49 21.18 26.51 13.75 负荷类别 Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅱ Ⅰ Ⅰ Ⅱ Ⅰ Ⅱ S（MVA) 13.13 20.59 20.59 16.87 28.75 42.68 21.41 33.73 14.00
Smin=Pmin/ Cosφ φ
Ⅱ类负荷: S=Smax*0.7 类负荷
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根据计算结果选择变压器类型(数据来源于《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 数据来源于《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 式电力变压器技术参数和要求
表 20)，其中所有变压器变比均为 110±2×2.5%/38.5KV
节点编 号 2 3 4 5 6 8 9 10 11
台 数 3 2 3 2 2 2 3 2 2
额定容量 （MVA) 16 25 25 20 31.5 50 25 40 16
空载损耗 （kw) 21.3 29.6 29.6 25.2 35 48.8 29.6 41.6 21.3
负载损 耗（kw) 91 129 129 110 156 227 129 183 91
空载电流% 0.91 0.84 0.84 0.91 0.84 0.77 0.84 0.77 0.91
短路阻 抗%
10.5
根据各变压器参数，计算变压器阻抗参数，列表如下：
计算结果见附录 2 附录 1.3 变压器分接头调整 选择变压器型号， 将所选变压器按规定数量、 容量和各阻抗参数插入线路后， 多数节点电压偏低，即不满足 0.95——1.08 的范围。

为此可以选择改变变压器分 接开关位置或者调节无功补偿，考虑到经济性，前者为调压方式首选。

由于实际电网降压变压器中，我们更关心低压负荷侧的电压水平，而高压侧 只要保证在正常电压波动范围即可。

为此，应调低高压侧分接头开关，即减小变 比，以使低压母线侧电压提高。

因此，在两绕组降压变压器中，着重调低变比， 根据所选两绕组变压器型号，分别有 110+2*2.5%，110-2*2.5%，110+2.5%， 110-2.5%和 110 几种类型，即变比分别对应 1.05，0.95，1.025，0.975 和 1.00 五 种，根据前述推断和试探法，可选出两绕组变压器较合适的变比，同样三绕组变 压器分接头也是粗略计算与试探法结合选择。

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计算公式参考《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》东南大学，第 44 《 电力系统课程设计及毕业设计参考资料》东南大学， 页。

根据粗略计算结果与试探结合，最终最大负荷分接头选择如下： 调压方 变电站 分接头选择 变电站 调压方式 式 1 高压侧 110-2*2.5% 5 高压侧 逆调压 逆调压 (31.5MVA) 1 高压侧(63MVA) 逆调压 110 6 高压侧 逆调压 1 中压侧 110-2*2.5% 7 高压侧 逆调压 逆调压 (31.5MVA) 1 中压侧(63MVA) 逆调压 110-2*2.5% 7 中压侧 逆调压 1 低压侧 110-2*2.5% 7 低压侧 逆调压 逆调压 (31.5MVA) 1 低压侧(63MVA) 逆调压 110-2.5% 8 高压侧 逆调压 2 高压侧 逆调压 110+2*2.5% 9 高压侧 逆调压 3 高压侧 逆调压 110-2*2.5% 10 高压侧 逆调压 4 高压侧 逆调压 110-2*2.5% 11 高压侧 逆调压
分接头选择 110-2*2.5% 110-2*2.5% 110 110 110-2.5% 110+2*2.5% 110-2*2.5% 110-2.5% 110-2*2.5%
用同样的方法对最小负荷进行调整，8 号 2 号 10 号变压器均为 110-2*2.5%分接 头，其余与最大负荷相同。

2、接线方式二 2.1 据当前负荷容量与负荷预测，确定变压器数量与容量 由于两种接线方式变压器选择参考数据相同，均来源于任务书和相关手册，故 所选型号相同，此处不再赘述，相关选择思路见接线方式一。

不同之处在于， 方式二中，为满足容量需要 4 号、9 号和 11 号接三台变压器，其余节点双绕组 变压器为两台。

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2.2 变压器分接头调整 计算公式参考《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》东南大学，第 44 页 《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》东南大学， 根据粗略计算结果与试探结合，最终最大负荷分接头选择如下： 调压方 变电站 分接头选择 变电站 调压方式 式 1 高压侧 逆调压 110-2*2.5% 5 高压侧 逆调压 (31.5MVA) 1 高压侧(63MVA) 逆调压 110 6 高压侧 逆调压 1 中压侧 逆调压 110-2*2.5% 7 高压侧 逆调压 (31.5MVA) 1 中压侧(63MVA) 逆调压 110-2*2.5% 7 中压侧 逆调压 1 低压侧 逆调压 110-2*2.5% 7 低压侧 逆调压 (31.5MVA) 1 低压侧(63MVA) 逆调压 110-2.5% 8 高压侧 逆调压 2 高压侧 逆调压 110 9 高压侧 逆调压 3 高压侧 逆调压 110-2*2.5% 10 高压侧 逆调压 4 高压侧 逆调压 110-2*2.5% 11 高压侧 逆调压 用同样的方法对最小负荷进行调整，分接头选择与最大负荷相同。

三、最大最小负荷补偿电容与 N-1 开断试验 1、接线方式一 1．1 最大负荷 1）正常情况下并联补偿电容 设置好分接头后，查看“实例信息”，仍有节点电压偏低。

此时可以考虑设置补 偿电容，提高电压。

利用计算机软件计算效率高的特点，可以使用试探法：即根 据现有可选电容容量，从最小容量（15Mvar）试探，直到全网电压满足电压要求 范围 0.95——10.8。

根 据 “ 实 例 信 息 ” 情 况 ， 发 现 变 压 器 低 压 侧 电 压 明 显 偏 低 ， 如 13 ， 14,16,17,18,19 号节点，则依次从低容量试探电容 15Mvar 开始试探。

补偿后低 压侧电压水平均较高，高压侧较低，则有选择的补偿 8，9,10 号节点，仍然采用 试探补偿电容法。

2）N-1 开断并联补偿电容与并联变压器 对所有线路进行 N-1 开断试验，开断 3-4 号线路时，4 号节点电压标幺值为 0.945P.U，不满足要求，4 号节点补偿电容 15Mvar 满足电压要求。

其余均满足 要求。

开断 1-3 时，3 号节点为 0.94P.U，偏低，补偿 15Mvar 电容，各点满足要
17
分接头选择 110-2*2.5% 110-2*2.5% 110 110 110-2.5% 110 110-2*2.5% 110-2*2.5% 110-2*2.5%


求.开断 8-10 时，8 号.10 号电压皆偏低，在 8 号补偿电容经试验为 30Mvar，各 点满足要求。

开断 1-2 号线路时， 号电压偏高， 13 切除 13 号部分电容， 设为 15Mvar 各点电压满足要求。

每换一次电容，所有导线 N-1 开断都重试验一次以保证各点 电压水平正常，且变压器不过载无故障运行。

N-1 开断 9 号节点变压器时，出现 过载 137%， 虽然二类负荷保证 70%即可， 但考虑发展， 又并联一台同容量变压器。

同样，其他节点也采用并联变压器的方式，保证变压器不过载。

故最大负荷时补偿电容情况如下图所示： 节点号 4 8 9 10 13 14 基准无功(Mvar） 节点号 15.00 30.00 15.00 15.00 30.00 15.00 16 17 18 19 20 3 基准无功 (Mvar） 15.00 15.00 30.00 15.00 15.00 15.00
1．2 最小负荷 1）正常情况下并联补偿电容 最小负荷时根据电压要求范围切除并联电容，以避免无功功率过补偿使电压偏 高。

按最大负荷的接线方式带最小负荷时，13——20 号节点均有不同程度的电 压偏高，为此必须切除部分补偿电容。

经正常情况下试验，切除 16 号、18 号和 19 号节点电容，各点电压均在规定范围内且变压器不过载。

2）N-1 开断并联补偿电容 以此对每个节点进行 N-1 开断，开断 3-5 号线路时电压偏高，切除 14 号电容。

其余情况均符合开断原则。

故最终补偿结果如下： 节点号 4 8 9 10 基准无功(Mvar） 节点号 15.00 30.00 15.00 15.00 16 17 20 13 基准无功 (Mvar） 15.00 15.00 15.00 15.00
2、接线方式二
18


2.1 最大负荷 1）正常情况下并联补偿电容 设置好分接头后，查看“实例信息”，仍有节点电压偏低。

此时可以考虑设置补 偿电容，提高电压。

利用计算机软件计算效率高的特点，可以使用试探法：即根 据现有可选电容容量，从最小容量（15Mvar）试探，直到全网电压满足电压要求 范围 0.95——10.8。

2）N-1 开断并联补偿电容 每换一次电容，所有导线 N-1 开断都重试验一次以保证各点电压水平正常，且变 压器不过载无故障运行。

故最大负荷时补偿电容情况如下图所示： 节点号 4 8 9 10 13 14 基准无功(Mvar） 节点号 30.00 30.00 15.00 15.00 15.00 15.00 16 6 18 19 3 基准无功(Mvar） 15.00 15.00 30.00 15.00 15.00
2.2 最小负荷 1）正常情况下并联补偿电容 最小负荷时根据电压要求范围切除并联电容，以避免无功功率过补偿使电压偏 高。

按最大负荷的接线方式带最小负荷时，6 号、8 号、14 号至 20 号节点均有 不同程度的电压偏高，为此必须切除部分补偿电容，切除 14 号、16 号、17 号和 18 号并联电容，各点电压在正常范围且变压器不过载。

2）N-1 开断并联补偿电容 对每个节点线路进行 N-1 开断，均符合开断原则。

N-1 开断变压器时，有过载情 况，虽在允许范围，但考虑到发展，分别在 4、9、11 号节点并联变压器，变为 同容量三台运行。

则均满足要求。

故最终补偿结果如下： 节点号 4 8 9 10 基准无功(Mvar） 节点号 30.00 30.00 15.00 15.00
19
6 3 20 13
基准无功(Mvar） 15.00 15.00 15.00 15.00


四、发电厂、变电所主接线选择 据要求，选择 3 号和 7 号变电站站内主接线。

3 号为 110KV 变电站，站内选择 两台额定容量为 25MVA 的降压变压器；7 号为 220KV 变电站，站内为两台三绕 组额定容量为 150MVA 的降压变压器。

电气主接线包括有汇流母线形式 （如单母线接线、 双母线接线） 和无汇流母线 （桥 形接线、角形接线和单元接线） 。

由于发电厂或变电所的出线回路数和电源数不 同，且每路馈线所传输的功率的功率也不一样，故采用母线，用于汇集和分配电 能。

当进出线数较多时， 采用母线作为中间环节， 可使接线简单清晰， 运行方便， 有利于安装和扩建。

考虑到发展，本方案均采用有汇流母线接线。

1、3 号变电站 在 110KV、220KV 配电装置中，当线路为 3——4 回时，一般采用单母线分段， 如不运行停电检修，则应增加相应的旁路设施。

当需旁路的断路器较少时，首先 考虑采用以母联或分段断路器兼作旁路断路器。

在 35、60KV 配电装置中，若接 线方式为单母线分段，可增设旁路母线和隔离开关，用母线断路器兼作旁路断路 器；对 110KV 在 7 回及以上，装设专用旁路断路器。

故考虑到经济性和安全性， 3 号变电站低压侧拟采用单母线分段带旁路母线，分段断路器兼作旁路断路器。

高压侧应尽量少采用断路器，故采用单母线分段。

电气主接线方式如图：
如图：三号变电站接线方式
20


2、7号变电站
对于枢纽变电所，线路在4回及以上时，一般采用双母线接线。

如不运行停电检修，则应增加相应的旁路设施。

由于7号变电站地位重要，采用低压侧双母线带旁路母线，装设专用旁路断路器。

高压侧和中压侧采用双母线接线。

电气主接线方式如图：
WL1WL2
五、两种接线方式经济性比较论证
通过对网络损耗与线路投资进行综合分析，以0.6元/度电价，给出规划方案的总支出。

按运行5年时间的总网络损耗费用计入支出，仅计算线路和并联补偿装置投资，不计算变压器投资。

1、方案一经济性计算
1.1线路投资
据线路型号造价与选线长度计算可得：
1
12
31428
31302
101260
62016
6
11
12
81860
52940
X1=1680+1260+2016+3060+6000+4420+2940+3900
=25276（万元）
（注：此算法仅包括该地区新接线）
1.2电容投资
Y1=（15*9+30*3）*10=1980（万元）
1.3线损率
线损率=（供电量-售电量）/供电量*100%
最大负荷时：
供电量=45+90+146=281(MW)
总负荷功率=40+15+25+25+20+23+15+35+26+28+16=268（MW）
功率损耗=281-268=13(MW)
线损率=（281-268）/281*100%=4.6%<6.3% 符合要求
最小负荷时：
供电量=40+80+90=210（MW）
总负荷功率=40+10+17+17+14+17+10+25+18+22+11=201（MW）
功率损耗=210-201=9（MW）
线损率=（210-201）/210*100%=4.3%<6.3% 符合要求
1.4总网络损耗费用
查表可得各节点负荷与最大负荷损耗时间tmax的关系，汇总如表所示：
全年电能损耗=最大负荷时的功率损耗*最大负荷损耗时间
最大负荷时功率损耗经前计算为13MW。

拟用各节点负荷最大负荷功率时间与该点最大负荷算加权平均最大负荷损耗时间
40*4800+15*5250+25*5000+25*4800+20*5100+23*4850+15*5450+35*40+25*480 0+28*4600+16*4950=1306650
tmax=1306650/（40+15+25+25+20+23+15+35+26+28+16）=4875(h)
故五年总网络损耗Z1=5*4875*13*1000*0.6=19012.5(万元)
故方案一总投资为：T1=X1+Y1+Z1=25276+1980+19012.5=46268.5（万元）2、方案二经济性计算
2.1线路投资
据线路型号造价与选线长度计算可得：
1
121800
31428
1260
2016
3060
1596
X2=1680+1260+2016+3060+6000+4420+2100+3600+1596
=25732（万元）
（注：此算法包括该地区原始接线）
2.2电容投资
Y2=（15*8+30*3）*10=2100（万元）
2.3线损率
线损率=（供电量-售电量）/供电量*100%
最大负荷时：
供电量=45+90+146=281(MW)
总负荷功率=40+15+25+25+20+23+15+35+26+28+16=268（MW）
功率损耗=281-268=13(MW)
线损率=（281-268）/281*100%=4.6%<6.3% 符合要求
最小负荷时：
供电量=40+80+91=211（MW）
总负荷功率=40+10+17+17+14+17+10+25+18+22+11=201（MW）
功率损耗=211-201=10（MW）
线损率=（211-201）/211*100%=4.7%<6.3% 符合要求
2.4总网络损耗费用
查表可得各节点负荷与最大负荷损耗时间tmax的关系，汇总如表所示：
5100.00
4850.00
5450.00
全年电能损耗=最大负荷时的功率损耗*最大负荷损耗时间
最大负荷时功率损耗经前计算为13MW。

拟用各节点负荷最大负荷功率时间与该点最大负荷算加权平均最大负荷损耗时间
40*4800+15*5250+25*5000+25*4800+20*5100+23*4850+15*5450+35*4800+26*4 800+28*4600+16*4650=1306650
tmax=1306650/（40+15+25+25+20+23+15+35+26+28+16）=4875(h)
故五年总网络损耗Z1=5*4875*13*1000*0.6=19012.5 (万元)
故方案二总投资为：T1=X1+Y1+Z1=25732+2100+19012.5=46844.5万元
经比较，方案一投资较小，较经济。

六、对确定方案评述
根据供电安全性与经济性考核指标，最终选择方案一。

方案一中各类负荷均用两条线连接，保证各负荷不停电检修。

从地理接线图中可以看出，许多负荷节点采用环形接线，保证供电可靠性，电压质量高。

较之前拟选用的双回线，个人认为后者由于两端节点相同，发生N-2开断可能性较高，故特殊情况下无法保证电能质量。

选择变压器插入后电压较低，通过分接头调整，调低变比，使得低压侧电压变高，在此基础上并联电容，使得全网电压标幺值维持在正常范围内。

根据各点电压正常情况下潮流计算与N-1试验潮流计算，电压水平均可保证在0.96-1.06P.U，电压质量高。

在变电站站内，采用单母线分段带旁路以及双母线接线，可以保证不停电检修。

相比其他方案，本方案花费稍大，但相比经济性，我认为应该着重考虑安全性。

第三章电力系统潮流与电压计算
一、最大最小负荷时运行方式与系统各点电压情况综述
最大最小负荷时，经过计算机潮流求解，各点电压均稳定在0.96-1.06P.U，根据等高线可以看出，电网电压水平总体在标幺值电压及偏上，及总体为黄绿色。

具体情况见附图。