110kV高压配电网设计

I
西南科技大学本科生毕业论文
110kV高压配电网设计
摘要：本文实现了110kV高压配电网设计的初步设计。

根据用户负荷的相关资料、各配电变电所的地理位置和已有电厂的供电情况做出相应的功率平衡，确定各变电所变压器的主变容量与台数。

按经济截面选择导线，按机械强度、是否发生电晕、载流量等情况校验导线，确定各段的导线型号；对各种备选方案进行正常和故障情况下的电压和电能损耗的计算，得出各种正常及故障时的电压损耗情况，评定各种接线方案；从各种方案线路的电能损耗，线路投资，变电所的投资以及年运行费用，进行技术经济比较，确定最佳的方案。

根据选定方案的潮流计算结果对确定的方案评定调压要求，选定调压方案
关键词：高压配电网；功率平衡；潮流计算；调压计算
The Design of 110kV High Voltage Distribution
Network
Abstract：This paper mainly introduces the design methods of high voltage power distribution network. According to the related information, user load each distribution substations geographic location and had the power plant's power supply situation makes the corresponding power balance of transformer substation, confirm the main transformer capacity and the Numbers. From the following several aspects: 1st, according to economic section, according to choose wires mechanical strength, if an corona, carrying capacity, etc, to determine the calibration wires each wire model. 2, for the alternative normal and fault cases voltage and electrical power loss of calculated, when all sorts of normal and fault of voltage loss situation, assess all kinds of wiring schemes. 3, from all kinds of schemes of electric power loss, line line of investment and investment,substation in operation cost, compare technical economy, determine the optimal
solutions. According to the trend of the whole plan of affirmatory plan calculation results requirements, selected evaluation surge surge plan. This design gives the selected scheme hookup.
Key words: high voltage distribution network, power balance, flow calculation, surge computing
目录
第1章绪论 (1)
1.1 课题研究的目的和意义 (1)
1.2 国内外发展现状 (2)
1.3 本文的主要工作 (3)
第2章功率平衡及电压等级的确定 (4)
2.1 高压配电网功率平衡的计算 (4)
2.2 高压配电网电压等级的确定 (5)
第3章接线方案及变电所主变压器的选择 (6)
3.1 初步接线方案 (6)
3.2 初步接线方案的比较 (7)
3.3 变压器台数的确定 (7)
3.4 主变容量的选择 (8)
第4章导线截面积的选择和校验 (10)
4.1 导线截面积选择的原则和方法 (10)
4.2 方案一导线截面的选择 (10)
4.3 方案一导线截面的校验 (13)
4.3.1 按机械强度校验导线截面积 (13)
4.3.2 按电晕校验导线截面积 (14)
4.3.3 按允许载流量校验 (14)
4.3.4 按电压损失校验 (15)
4.4 方案二导线截面的选择 (16)
4.5 方案二导线截面的校验 (19)
4.5.1 按机械强度校验导线截面积 (19)
4.5.2 按电晕校验导线截面积 (19)
4.5.3 按允许载流量校验导线截面积 (19)
4.5.4 按电压损失校验导线截面积 (20)
第5章通过技术经济指标确定最佳方案 (23)
5.1 技术经济指标的评价标准 (23)
5.2 方案一的经济估算 (23)
5.2.1 方案一的线路投资 (23)
5.2.2 方案一的变电站投资 (23)
5.2.3 方案一的电能损耗及年运行费用 (23)
5.3 方案二的经济估算 (25)
5.3.1 方案二的线路投资 (25)
5.3.2 方案二的变电站投资 (25)
5.4 各技术经济指标的计算结果 (27)
5.4.1 线路投资比较 (27)
5.4.2 变电站投资比较 (27)
5.4.3 电能损耗及年运行费用的比较 (27)
第6章选定方案的潮流计算 (29)
6.1 最大负荷下的潮流计算 (31)
6.2 最小负荷下的潮流计算 (39)
6.3 潮流计算结果 (45)
第7章调压计算及分接头的选择 (46)
7.1 变压器的调压方法 (46)
7.2 变压器的分接头的选择 (46)
结论 (50)
致谢 (51)
参考文献 (52)
附图 (53)
附图系统潮流分布图 (53)
第1章绪论
1.1 课题研究的目的和意义
高电压配电网是城市电网很重要组成部分，是连接输电网与中压配电网的不能缺少的部分。

建设一个结构合理、运行可靠、投资经济的高压配电网对城市电网的发展具有十分重要的意义。

在城市电网系统中,主网是110kV 及其以上电压等级的电网，主要起连接区域高压（220kV 及以上）电网的作用。

它的发展水平不仅对国民经济的其他部门会产生巨大影响，而且还涉及到大量的一次能源消耗、巨额资金投入及其可持续发展的战略问题，因此，合理地进行电力系统规划和优化，结合实际进行系统的可靠性，经济性研究，不仅可以获得巨大的社会效益，提高高压电力系统安全性，而且可以获得巨大的经济效益。

因此，高压电网规划与优化近年来在国内外日益受到广泛重视，成为工业界与学术界研究的热点。

配电系统通常包括配电变电站、一次配电线路（馈线线路）、配电变压器、二次配电线路、继电保护装置等，是连接发、输电系统与用户的重要环节。

配电网直接供给用户，拥有较多数量的电力设备，占整个供电系统投资的50％及运行成本的20％。

由于架空线路、电缆线路及其它电力设备一经敷设，便要经历很长的时间跨度，建设、运行及维护费用都很大。

而且，有13％的电能损失是在配电系统中发生的，80％的用户停电是由于配电系统的原因引起的。

对配电网规划问题进行研究，大幅度地提高供电质量和可靠性，对提高电力公司的经济效益与竞争力、降低电网电能损耗、节约能源具有重大的现实意义。

我国的配电网规划设计，主要是规划人员根据个人经验和局部计算来进行，在有限的条件下解决负荷增加，线路过载、电压偏低等不断出现的新问题。

对于规模日益扩大的配电网，这种规划方法将越来越难以进行配电网的合理建设和经济运行。

目前我国配电网主要问题仍是网架结构薄弱，电网规划不合理。

近年来，国家电力公司已经加快和推进配电网的建设和改造，把重点放到网架结构和自动化改造方面。

全面的规划优化配电网网架结构，能够有效的缩小容量要求、降低网络损耗、减少施工投入，提高电力公司人力物力资源的利用率，有效降低建设投资和维护费用，为国家和电力公司带来可观的经济效益。

1.2 国内外发展现状
随着我国电力市场和经济建设，我国配电网的发展很大,长期以来配电网的建设未得到应有的重视, 建设资金短缺，配电网投资应该是输电网投资的1 倍多，但实际上我们配电网的投资还不到输电网的一半, 设备技术性能落后, 事故频繁发生, 严重影响了人民生活和经济建设的发展, 随着电力的发展和电力市场的建立, 配电网的薄弱环节显得越来越突出, 形成电力需求与电网设施不协调的局面。

当前我国配电网处于高速发展的时期, 国家从政策上给予很大支持, 具有相应的资金条件, 但我国配电网仍处于方案的探索时期, 特别是我国配电网的规模及覆盖面, 市场之大是任何一个经济发达或发展中国家无法比拟的, 而我国配电网的发展也是随经济发展同步进行。

和欧美国家相比，我国电网投资和电源投资比例严重失衡，电网投入，尤其是配电网投入不足。

美国、英国、日本等国家的电网输配电投资大概是电源投资的1.2 倍左右。

配电网投资应该是输电网投资的1 倍多，但实际上我们配电网的投资还不到输电网的一半。

从发电、输电、配电的投资比例来看，美国、英国、日本等国家的电网输配电投资大概是电源投资的1.2 倍左右。

发电、输电、配电的投资比例美国是1：0.43：0.7；英国是1：0.45：0.78；日本是1：0.41：0.68。

我国高压配电网的发展还存在一些普遍性问题，如网架结构薄弱；电力设备陈旧，事故率高；线路过载；可靠性差，电压质量低等。

具体可归纳为以下几点：
（1）配电网的网架结构薄弱。

（2）城市配电网技术落后，网络自动化水平低。

（3）线路损耗率高，电压合格率普遍较低。

（4）电网供电可靠性低，电网规划不合理。

现代配电自动化系统采用分层集结策略大城市配电自动化系统一般分四个层，第一层为现场设备层。

主要由馈线终端单元（FTU）、配变终端单元（TYU）、远动终端单元（RTU）和电量集抄器等构成，统称为配电自动化终端设备。

第二层为区域集结层。

以110kV 变电站或重要配电开闭所为中心，将配电网划分成若干区域，在各区域中心设置配电子站，又称“区域工作站”，用于集结所在区域内大量分散的配电终端设备，如馈线终端单元（Fru）、配变终端单元（TIU）和电量采集器。

第三层为配电自动化子控制中心层。

建设在城市的区域供电分局，一般配备基于交换式以太网的中档配电自动化后台系统。

往往还包括配电地理信
息系统、需方管理和客户呼叫服务系统等功能。

用于管理供电分局范围内的配电网。

第四层为配电自动化总控制中心层。

建设在城市的供电局，一般配备基于交换式以太网的高档配电自动化后台系统和大型数据库，用于管理整个城市范围内的配电网。

中小型城市的配电自动化系统一般只有前三层设备，不需要第四层。

集成化、智能化和综合化是发展趋势配电自动化系统作为一个庞大复杂的、综合性很高的系统性工程，包含众多的设备和子系统，各功能、子系统之间存在着不同程度的关联，其本身及其所用技术又处于不断发展之中，这就要求配电自动化系统采用全面解决的方案，走系统集成之路，使得各种应用之间可共享投资和运行费用，最大限度保护用户原有的投资。

配电自动化新技术配电线路载波通信技术。

对低压配电网，由于终端设备数量非常多，采用光纤通信无论从成本或可行性看均不现实，为实现配电系统综合自动化的实时电价信息发布及远程读表功能，研究具有较高可靠性和通信速率的配电线路载波通信技术，不仅可作为实现上述功能的通信手段，还可以为客户提供其他的综合通信月盼。

1.3 本文的主要工作
高压配电网的设计根据用户负荷的相关资料，各配电变电所的地理位置和已有电厂的供电情况做出相应的功率平衡，确定各变电所变压器的主变容量与台数。

根据已有的知识与经验设想出几种备选的方案，通过技术经济比较，主要从以下几个方面：
（1）按经济截面选择导线，按机械强度、是否发生电晕、载流量等情况校验导线，确定各段的导线型号。

（2）对各种备选方案进行正常和故障情况下的电压和电能损耗的计算，得出各种正常及故障时的电压损耗情况，评定各种接线方案。

（3）从各种方案线路的电能损耗，线路投资，变电所的投资以及年运行费用等方面进行经济比较。

综合以上三个方面确定最佳的方案，即为本设计的选定方案。

最后根据潮流计算结果对确定的方案评定调压要求，选定调压方案。

本设计给出所选方案的完整潮流分析图。

第2章 功率平衡及电压等级的确定
2.1 高压配电网功率平衡的计算
最大综合负荷
MVA)
(103)22252036(0.1)(1=+++⨯=+++=Dmax Cmax Bmax Amax ymax P P P P k P 最小综合负荷
MVA)
(45.66)6.02265.0255.02075.036(0.1)(1=⨯+⨯+⨯+⨯⨯=+++=Dmin Cmin Bmin Amin ymin P P P P k P 其中同时系数取0.11=k
供电负荷
2
1k P P y g -=
（1-1） MVA)(57.109%
6110312=-=-=k P P ymax gmax MVA)(69.70%6145.6612=-=-=k P P ymin gmin 其中2k 为线损率，数值为6%
发电负荷 3
1k P P P P EF z g f -++=
（1-2） MVA)(68.158%
7110225.1657.10913max max max =-⨯+⨯⨯+=-++=k P P P P EF z g f )MVA (12.106%715.010225.1669.7013min min min =-⨯⨯+⨯⨯+=-++=k P P P P EF z g f 其中z P 为直配负荷，EF P 为地区负荷，3k 为厂用电率为7%
发电机的装机容量
最大负荷时
MVA)(100502525=++=∑max P
最小负荷时
MVA)
(
90
40
25
25=
+
+
=
∑min
P
确定联络线上的功率
MVA)
(
12
.
16
90
12
.
106=
-
=
∑
-min
fmin P
P
高压配电网功率平衡计算结果见表1-1
表1-1 高压配电网功率平衡计算结果
计算结果
新建发电负
荷（MV A）总发电负荷
（MV A）
发电机运行
方式（MV A）
发电机总出
力（MV A）
联络线上功
率（MV A）
最大负荷109.57 158.68 25+25+50 100 58.68
最小负荷70.69 106.12 25+25+40 90 16.12 2.2 高压配电网电压等级的确定
电网电压等级的确定，是与供电方式、供电负荷、供电距离等因素有关的。

根据国家电压标准，结合电力系统的输电电压以及所在供电地区的负荷分布密度，地区生产和建设的发展等条件，选定各级配电网的电压。

配电网电压等级的确定，关系到在安全经济运行的条件下为各级用户提供充足，合格，不间断的电力。

还决定了供电设备所需的绝缘水平、建设投资、运行费用等。

电压等级的选择要根据技术经济和建设发展综合论证选择确定，以达到满足供电需要、技术先进可行，运行灵活可靠，投资经济合理。

具体本设计的一些情况从以下几个方面考虑：要满足配电网供电区域内对电力供应的需求，并能适应一定时期内负荷密度的增长；本配电网改造工程，如选择110kV 的电压等级，便于整个配电网的发展，保证运行灵活、安却可靠、经济合理；按照尽量简化同一配电网内电压等级的要求，110kV 的电压等级比较合适；从建设和改造的投资最经济合理考虑。

综合以上，本配电网设计选择110kV 的电压等级。

第3章接线方案及变电所主变压器的选择3.1 初步接线方案
初步设计了一下七种接线方案，方案图如下
G
A
C
B
D G
A
C
B
D
图1-1 方案一图1-2 方案二
G
A
C
B
D G
A
C
B
D
图1-3 方案三图1-4 方案四
G
A
C
B
D G
A
C
B
D
图1-5 方案五图1-6 方案六
G
A
C
B
D
图1-7 方案七
3.2 初步接线方案的比较
主网架设计方案比较见表3-1
表3-1主网架设计方案比较表
方案号断路器个数（个）线路长度（km）
1 10 143
2 14 211
3 1
4 188
4 14 166
5 12 168
6 12 191
7 12 163
由任务书可知四个待扩建的变电所都存在相当比例的重要负荷，首先确定四个变电所都为有备用的接线方案，即双回或环网接线(两端供电方式不符合本设计的实际情况)。

根据各变电所之间的地理位置的远近,尽可能减少铺设线路的长度而达到有备用的接线方式。

通过对供电可靠性、电能质量、运行维护的方便性的比较，确定以下两种备选方案
G
A
C
B
D G
A
C
B
D
图3-1 方案一图3-2 方案二
3.3 变压器台数的确定
变电站电气主接线通常采用有母线接线和桥型接线，当变电所重要负荷较多或有较大转移功率时有母线方式应采用双母线接线方式，低压侧也采用双母线接线方式。

选择主变压器的台数与参数主要根据电力负荷和潮流变化以及电网中短路电流等因数。

对于220kV 以下的配电变电所，每个变电站都有相当比例的重要负荷，为了避免变压器检修或故障时造成变电所全所停电，变电所通常选择2 台主变压器。

因此，确定A BCD四个变电所均选择两台主变。

3.4 主变容量的选择
根据相关规定，当其中一台主变压器停止运行后，其余主变压器的容量能够承担规定的转移负荷。

通常要综合考虑供电可靠性要求、负荷的性质、变压器的过负荷能力、变压器的台数和电力网可能转移负荷的能力等因数。

且变电所主变容量e S 需同时满足以下两个条件
a.max e S S 7.0≥ （3-1）
b.im p e S S ≥ （3-2）
其中，max S 为变电所的最大负荷容量；imp S 为变电所的全部重要负荷容量。

A 变电所
MVA)(289.036
7.0=⨯
≥e S MVA)(309.036
75.0=⨯≥e S
选取两台SFZ9-31500/110。

B 变电所
MVA)(56.159.020
7.0=⨯
≥e S MVA)(11.119
.020
5.0=⨯≥e S
选取两台SFZ9-16000/110。

C 变电所
MVA)(44.199.025
7.0=⨯
≥e S MVA)(06.189.025
65.0=⨯≥e S
选取两台SFZ9-20000/110。

D 变电所
MVA)(11.179.022
7.0=⨯
≥e S MVA)(67.149.022
6.0=⨯≥e S
选取两台SFZ9-20000/110。

各变电站主变压器型号选择结果见表3-2
表3-2各变电站主变压器型号一览表
变电站A 变电站B 变电站C 变电站D
变压器台数 2 2 2 2
变压器型号SFZ9-31500/110 SFZ9-16000/110 SFZ9-20000/110 SFZ9-20000/110
第4章 导线截面积的选择和校验
4.1 导线截面积选择的原则和方法
选择导线必须满足以下条件：
（1）送电线路的导线截面积，一般根据经济电流密度选择。

对于大跨越导线的截面积，一般按长期允许载流量选择。

（2）导线截面必须满足电压损耗的要求，保证有较好的供电电压质量要求。

（3）导线截面必须满足机械强度的要求，保证运行有一定的安全性。

（4）送电线路所采用的导线和避雷线，应符合国家颁布的产品规格，铝绞线、钢芯铝绞线和扩径导线的规格及其长期允许载流量。

（5）导线截面积选择的一般做法：先按经济电流密度初选导线标称截面积，然后作电压损失、机械强度、电晕、发热等技术条件的校验，有必要时尚须作技术经济比较，确定导线截面积及相应的导线型号。

4.2 方案一导线截面的选择
各变电所的最大负荷如下 变电所A
)MVA (44.1736j jQ P S A A A +=+=
变电所B
MVA)(69.920j jQ P S B B B +=+=
变电所C
MVA)(11.1225j jQ P S C C C +=+=
变电所D
MVA)(66.1022j jQ P S D D D +=+=
其中
ϕt a n P Q = （4-1）
方案一的初步功率分布图如下所示
G
S A
S B
S C
S D
S 1
S 2
S 3
S 4
S 5
L 1
L 2
L 3
L 4
L 5
图4-1 方案一初步功率分布图
由图可知
()()MVA)(56.132869.92044.17362
121
1j j j S S S B A +=+++=+=
MVA)(85.4102
1
2j S S B +==
()MVA)(83.1036.223j L L S L L S S GD
D CD GD C +=∑++=
()MVA)(94.1164.244j L L S L L S S GC
C C
D GC D +=∑++=
MVA)(28.164.245j S S S D +=-=
功率分点为C
首先计算不同负荷曲面的最大负荷小时数max T 。

负荷曲线a
()h 730024
2
9.060.1108.067.036524=⨯+⨯+⨯+⨯⨯
⨯=max.a T
负荷曲线b
()h 525624
2
6.020.148.0165.036524=⨯+⨯+⨯+⨯⨯
⨯=max.b T
根据最大负荷利用小时数与经济电流密度的关系，并应用直线插直法得到经济电流密度。

经济电流密度见表4-1
表4-1 经济电流密度与最大负荷利用小时数 )A/mm (2
J
线路电压（kV ）
导线型号
最大负荷利用小时数max T （h ）
4000
5000 6000 7000 8000 35-220
LGJ
1.28
1.10
0.96
0.84
0.76
由表4-1可得 GA 段
)h (657020
36525620730036max =+⨯+⨯=
T )A
/m m (8916.02=J AB 段
)h (5256.max max ==b T T )A /m m (0642
.12=J 环网从C 解开 GC 段
)h (7300.max max ==a T T )A /m m (
816.02=J GD 段
)h (2.662522
25525622730025max =+⨯+⨯=
T )A
/m m (8850.02=J CD 段
)h (7300.max max ==a T T )A/mm (816.02
=J
根据经济电流密度计算导线截面积S
ϕ
cos 3J U P
S N =
（4-2）
其中P 为线上的有功功率为 GA 段
)mm (14.1838916
.09.011031000
282=⨯⨯⨯⨯=
S
AB 段
)mm (8.540642
.19.011031000
102=⨯⨯⨯⨯=
S
GC 段
)mm (8.159816
.09.011031000
36.222=⨯⨯⨯⨯=
S
GD 段
)mm (37.1628850
.09.011031000
64.242=⨯⨯⨯⨯=
S
CD 段
)mm (67.178816
.09.011031000
252=⨯⨯⨯⨯=
S
各线路的导线型号及参数见表4-2
表4-2 各线路导线型号及参数一览表
线路
型号
截面积
()km R /Ω
()km X /Ω 长度（km ）
)(ΩZ
GA LGJ-185 183.14 0.17 0.410 23 1.955+j4.715 AB LGJ-95 54.8 0.332 0.429 25 4.15+j5.363 GC LGJ-185 159.8 0.17 0.410 25 4.25+j10.25 CD LGJ-185 162.3 0.17 0.410 25 4.25+j10.25 GD
LGJ-185
178.67
0.17
0.410
20
3.4+j8.2
4.3 方案一导线截面的校验
4.3.1 按机械强度校验导线截面积
为保证架空线路具有必要的机械强度。

相关规定，对于跨越铁路,通航河流，公路,通信线路及居民区的电力线路，其导线截面积不得小于35mm 2 ，因此，方案一所选的全部导线满足机械强度的要求。

4.3.2 按电晕校验导线截面积
当海拔高度在1000 m 及1000 m 以下,额定电压110kV 时，若导线截面积不小于70mm 2时，可不进行电晕校验。

4.3.3 按允许载流量校验
修正系数见表4-3，LGJ 铝绞线的长期允许载流量见表4-4
表4-3 修正系数一览表
导线最高允许温度（°C ） 导线及条件 海拔高度（m ） 实际环境温度（°C ） +20
+25
+30
+35
+40
+80
屋外软
导线
1000m
及以下
1.05
1.00
0.95
0.89
0.83
表4-4 LGJ 铝绞线的长期允许载流量一览表
导线截面（2
mm ）
长期允许载流量（A ）
+70℃ 95 357 120 408 185 539 240
655
由表4-3可知，方案一的修正系数为926.0=K GA 段： 双回线断开一回，流过另一回的最大电流
A)(114.499539926.0A)(58.32633=⨯=<=+
=
+=g N B
N A B A MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
该线路满足要求
AB 段： 双回线断开一回，流过另一回的最大电流
A)(582.330357926.0A)(94.2093=⨯=<==
g N A
MAX KI COS U P I ϕ
GC 段： 流过GC 段的最大电流
A)(114.499539926.0A)(1.27433=⨯=<=+
=
+=g N D
N C D C MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
GD 段： 流过GD 段的最大电流
A)(114.499539926.0A)(3.1283=⨯=<==
g N D
MAX KI COS U P I ϕ
4.3.4 按电压损失校验
一般允许电压损失，在无损失要求的条件下，线路正常运行方式为额定电压的10%，故障时为额定电压的15%
GA 、AB 段
kV)(079.111=+=
∆N
GA
GA GA U X Q R P U
kV)(92.108079.1110=-=∆-=GA N A U U U
kV)(62.022=+=
∆A
AB
AB AB U X Q R P U
电压损失为
%10%5.1%100110
<=⨯∆+∆AB
GA U U
电压损失满足小于10%要求。

GCD 环正常运行时
kV)(87.133=+=
∆N
GC
GC U X Q R P U
电压损失为
%10%7.1%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于10%要求。

GCD 故障运行时 GC 段
MVA)(77.224766.102211.1225j j j S S S D C +=+++=+=
)(5.2050.825.1025.425.1025.4Ω+=+++=+=j j j Z Z Z CD GC
kV)(875.7110
5
.2077.225.847=⨯+⨯=+=
∆N U QX PR U 电压损失为
%15%2.7%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%要求。

GD 段
MVA)(77.224766.102211.1225j j j S S S D C +=+++=+= )(45.1865.72.84.325.1025.4Ω+=+++=+=j j j Z Z Z CD GD kV)(088.7110
45
.1877.2265.747=⨯+⨯=+=
∆N U QX PR U 电压损失
%15%4.6%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%要求。

4.4 方案二导线截面的选择
各变电所的最大负荷 变电所A
MVA)(44.1736j jQ P S A A A +=+=
变电所B
MVA)(69.920j jQ P S B B B +=+=
变电所C
MVA)(11.1225j jQ P S C C C +=+=
变电所D
MVA)(66.1022j jQ P S D D D +=+=
方案二初步功率分布图如图4-2所示
G
S A
S B
S C
S D
S 1S 2
S 3
S 4
S 5
S 6
L 1
L 2
L 3
L 4
L 5
L 6
图4-2 方案二初步功率分布图
由图可知GAB 环网
()MVA)(29.1876.37j L L S L L S S BG
B BG AB A GA +=∑++=
()MVA)(74.804.18j L L S L L S S GA
A GA A
B B GB +=∑++=
MVA)(85.076.1j S S S A GA AB +=-=
功率分点在B 点 GCD 环网
()MVA)(83.1036.22j L L S L L S S GD
D CD GD C GC +=∑++=
()MVA)(94.1164.24j L L S L L S S GC
C C
D GC D GD +=∑++=
MVA)(28.164.2j S S S D GD CD +=-=
功率分点在C 点 从B 点解开GAB 环网 GA 段
)h (657020
36525620730036=+⨯+⨯=
max T )mm /A (8916
.02=J
GB 段
)h (5256==max.b max T T )mm /A (0642
.12=J AB 段
)h (5256==max.b max T T )mm /A (0642
.12=J 从C 点解开GCD 环网 GC 段
)h (7300==max.a max T T )mm /A (8162
.02=J GD 段
)h (2.662522
25525622730025=+⨯+⨯=
max T )mm /A (8850
.02=J CD 段
)h (7300==max.a max T T )mm /A (8162
.02=J 根据经济电流密度计算导线截面积 GA 段
)mm (0.2478916
.09.011031000
76.372=⨯⨯⨯⨯=
S
GB 段
)mm (86.980642
.19.011031000
04.182=⨯⨯⨯⨯=
S
AB 段
)mm (28.1970642
.19.011031000
362=⨯⨯⨯⨯=
S
GC 段
)mm (8.159816
.09.011031000
36.222=⨯⨯⨯⨯=
S
GD 段
)mm (37.1628850
.09.011031000
64.242=⨯⨯⨯⨯=
S
CD 段
)mm (67.1788162
.09.011031000
252=⨯⨯⨯⨯=
S
各线路的导线型号及参数见表4-5
表4-5 各线路的导线型号及参数一览表
线路
型号
截面积
(mm 2
)
)/(km R Ω
)/(km X Ω
长度（km ） )(ΩZ
GA LGJ-240 247 0.131 0.401 23 3.013+j9.223 AB LGJ-240 197.28 0.131 0.401 25 3.275+j10.025 GB LGJ-120 98.9 0.223 0.421 50 11.25+j21.05 GC LGJ-185 159.8 0.170 0.410 25 4.25+j10.25 CD LGJ-185 178.67 0.170 0.410 25 4.25+j10.25 GD
LGJ-185
162.37
0.170
0.410
20
3.4+j8.2
4.5 方案二导线截面的校验
4.5.1 按机械强度校验导线截面积
为保证架空线路具有必要的机械强度。

相关规定，对于跨越铁路,通航河流，公路,通信线路及居民区的电力线路，其导线截面积不得小于35mm 2 ，因此，方案二所选的全部导线满足机械强度的要求。

4.5.2 按电晕校验导线截面积
当海拔高度在1000 m 及1000 m 以下,额定电压110kV 时，若导线截面积不小于70mm 2时，可不进行电晕校验 4.5.3 按允许载流量校验导线截面积
由表可知方案二的修正系数为926.0=K GA ：GB 断开时，流过GA 的最大电流
A)(53.606655926.0A 58.32633=⨯=<=+
=
+=g N B
N A B A MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
GB ：GA 断开时，流过GB 的最大电流
A)(808.377408926.0A 58.32633=⨯=<=+
=
+=g N B
N A B A MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
AB ：GA 断开时，流过AB 的最大电流
A)(53.606655926.0A 95.2093=⨯=<==
g N A
MAX KI COS U P I ϕ
GC ：GD 断开时，流过GC 的最大电流
A)(114.499539926.0A 1.27433=⨯=<=+
=
+=g N D
N C D C MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
GD ：GC 断开时，流过GD 的最大电流
A)(114.499539926.0A 3.1283=⨯=<==
g N D
MAX KI COS U P I ϕ
CD ：GC 断开时，流过CD 的最大电流
A)(114.499539926.0A 1.27433=⨯=<=+
=
+=g N D
N C D C MAX KI COS U P COS U P I I I ϕ
ϕ
4.5.4 按电压损失校验导线截面积
一般允许电压损失，在无损失要求的条件下，线路正常运行方式为额定电压的10%，故障时为额定电压的15%。

GAB 环 正常运行
kV)(43.4=+=
∆N
GB
GB GB GB GB U X Q R P U
电压损失为
%10%4%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于10%的要求 故障运行：断开GA
kV)(15)
)(())((max =+++++=
∆N
AB GB B A AB GB B A U X X Q Q R R P P U
电压损失为
%15%6.13%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%的要求 断开GB
kV)(9.7)
)(())((max =+++++=
∆N
AB GA B A AB GA B A U X X Q Q R R P P U
电压损失为
%15%2.7%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%的要求 GCD 环正常运行
kV)(87.133=+=
∆N
GC
GC U X Q R P U
电压损失为
%10%7.1%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于10%的要求 故障运行时GC 段
MVA)(77.224766.102211.1225j j j S S S D C +=+++=+= Ω)(5.2050.825.1025.425.1025.4j j j Z Z Z CD GC +=+++=+=
kV)(875.7110
5
.2077.225.847=⨯+⨯=+=
∆N U QX PR U 电压损失为
%15%2.7%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%的要求
GD 段
MVA)(77.224766.102211.1225j j j S S S D C +=+++=+= )(45.1865.72.84.325.1025.4Ω+=+++=+=j j j Z Z Z CD GD kV)(088.7110
45
.1877.2265.747=⨯+⨯=+=
∆N U QX PR U 电压损失为
%15%4.6%100110
<=⨯∆U
电压损失满足小于15%的要求
第5章 通过技术经济指标确定最佳方案
5.1 技术经济指标的评价标准
通过对技术经济指标的评价，通常根据下列指标去确定最佳的方案。

（1）线路的电能损耗。

通过最大负荷损耗时间法计算电网的电能损耗。

（2）线路的投资。

（3）变电所的投资。

（4）由以上三种投资算出工程总投资。

（5）年运行费用。

5.2 方案一的经济估算
5.2.1 方案一的线路投资
各类导线价格及变电站投资费用见表5-1
表5-1 各类导线价格及变电站投资费用一览表 线路投资
变电站投资
型号 单价（万元/km)
主变容量（kV A ）
投资费用（万元）
LGJ-240 20.22 2×31500 1686 LGJ-185 17.78 2×20000 1404 LGJ-120 14.75 2×16000 1206 LGJ-95
13.95
SF6断路器
58.1
方案一中变电站A 高压侧采用单母线分段接线，变电站B 、C 、D 采用均采用内桥接线，故变电站A 比变电站B 、C 、D 的典型接线多四个断路器。

故线路投资费用为
)(442.2608)202525(78.178.12595.138.12378.171万元=++⨯+⨯⨯+⨯⨯=L C 5.2.2 方案一的变电站投资
)(4.5932140414041206)41.581686(1万元=+++⨯+=B C
5.2.3 方案一的电能损耗及年运行费用
维持电力网正常运行每年所支出的费用称为电力网的年运行费用。

G
S A
S B
S C
S D
Z GA Z AB
Z GC
Z GD
Z CD
COS φ1
COS φ2
COS φ4
COS φ3
COS φ5
图5-1 功率因数分布图
由图5-1可知
9.0cos cos cos 1=++=
B
A B
B A A S S S S ϕϕϕ
9.0cos cos 2==B ϕϕ
9.0cos 33==
S P GC
ϕ 9.0cos 44==S P GD
ϕ
9.0cos 55==S P CD
ϕ
方案一各线路的)(h T MAX 和)(h τ的数值见表5-2
表5-2 方案一各线路的)(h T MAX 和)(h τ一览表
GA
AB
GC GD CD )(h T MAX 6570 5256 7300
6625.2 7300
)(h τ
5198
3681.6
6520
5275.28
6250
由表5-2可知线路的电能损耗为
)MVA (156.0955.111056.13282
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N GA )MVA (042.015.411085.4102
2
2222=⨯+=+=
∆R U Q P P N AB
)MVA (217.025.411083.1036.222
22222=⨯+=+=∆R U Q P P N GC
)MVA (211.04.311094.1164.242
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N GD )MVA (003.025.411028.164.22
2
2222=⨯+=+=
∆R U Q P P N CD 年电能损耗
(kWh)1036.3456250003.028.5275211.06250217.06.3681042.05198156.04max
max ⨯=⨯+⨯+⨯+⨯+⨯=∑=∆∆τP A
年损耗费用
（万元）
68.1725.01036.3454=⨯⨯=⨯∆=βA F W 其中，β为电能损耗单价，取0.5 设备折旧维护费
)(55.306%2.44.5932%2.2442.26081万元=⨯+⨯=⨯=αC F S 年运行费用
)(255.519705.21255.306万元=+=+=W S F F F
5.3 方案二的经济估算
5.3.1 方案二的线路投资
)(66.2952)202525(78.175075.14)2523(22.202万元=++⨯+⨯++⨯=L C 5.3.2 方案二的变电站投资
)(570014041404120316862万元=+++=B C
5.3.3 方案二的电能损耗及年运行费用
各线路的功率因数为
9.029
.1876.3776
.37cos 22=+==
GA GA GA S P ϕ
9.085.076.176
.1cos 22=+==
AB AB AB S P ϕ
9.074
.804.1804
.18cos 22=+==
GB GB GB S P ϕ
9.083.1036.2236
.22cos 22=+==
GC GC GC S P ϕ
9.094.1164.2464
.24cos 22=+==
GD GD GD S P ϕ
9.028
.164.264
.2cos 22=+==
CD CD CD S P ϕ
方案二各线路的)(h T MAX 和)(h τ的数值见表5-3
表5-3 方案二各线路的)(h T MAX 和)(h τ的数值一览表
GA AB GB GC GD CD )(h T MAX
6570 5256 5256 6625.2 7300 7300 )(h τ
5198
3681.6
3681.6
5275.28
6250
6250
由表5-3可得线路的电能损耗为
)MVA (4383.0013.311029.1876.372
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N GA )MVA (001.0275.311085.076.122
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N AB
)MVA (3702.015.1111074.804.182
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N GB )MVA (2168.025.411083.1036.222
22222=⨯+=+=∆R U Q P P N GC
)MVA (2633.025.411094.1164.242
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N GD )MVA (0024.04.3110
28.164.22
2
2222=⨯+=+=∆R U Q P P N CD
年电能损耗为
)
kWh (109.64462500024.062502633.028.52752168.036813702.06.3681001.051984383.04max
max ⨯=⨯+⨯+⨯+⨯+⨯+⨯=⨯∑=∆∆τP A 年线路损耗费用为
)(45.322万元=⨯∆=βA F W
设备折旧费为
)(36.304%2.45700%2.266.29522万元=⨯+⨯=⨯=αC F S
年运行费用为
)(81.62645.32236.304万元=+=+W S F F
5.4 各技术经济指标的计算结果
5.4.1 线路投资比较
方案一和方案二的线路总投资见表5-4
表5-4 方案一和方案二的线路总投资 万元
方案 方案一 方案二 投资
2608.442
2952.66
5.4.2 变电站投资比较
方案一和方案二的变电站总投资见表5-5
表5-5 方案一和方案二的变电站总投资一览表 万元
方案 方案一 方案二 投资
5932.4
5700
5.4.3 电能损耗及年运行费用的比较
方案一和方案二电能损耗及年运行费用见表5-6。