220 kv 电网规划设计要点

绪 论

电力工业是国民经济的一项基础工业和国民经济发展的先行工业，它是一种将煤、石油、天然气、水能、核能、风能等一次能源转换成电能这个二次能源的工业，它为国民经济的其他各部门快速、稳定发展提供足够的动力，其发展水平是反映国家经济发展水平的重要标志。电力系统的出现，使高效、无污染、使用方便、易于的电能得到广泛应用，推动了社会生产各个领域的变化，开创了电力时代，发生了第二次技术。

由于电能不能够大量储存，所以电能的生产和使用是同时进行的。电从发电厂发出，进过输电线路送到用户端，为了安全可靠的利用电能，这就要求拥有可靠电力系统，电力系统是有生产、输送、分配和消费电能的发电机、变压器、电力线路和电力用户组成的整体，是将一次能源转换成电能并输送和分配到电力用户的一个统一系统。电力系统还包括保证安全可靠运行的继电保护装置、安全自动装置、调度自动化系统和电力通信等相应的辅助系统。

本次电力系统的规划设计主要针对220kv一次系统.。本次设计首先应根据负荷资料、待设计变电所的地理位置和已有电厂的供电情况，做功率平衡计算。然后根据初步筛选和经济、技术比较确定电网最优接线方案，同时确定电网供电电压等级、电网主要参数。最后对最优方案做最大和最小负荷下的潮流分布，并在此基础上， 完成初步的调压分析。

大型电力系统是现代社会物质生产部门中，空间跨度最广、时间协调要求严格、层次分工极复杂的实体系统。它不仅耗资大，费时长，而且对国民经济的影响极大。所以制订电力系统规划必须注意其科学性、预见性。要根据历史数据和规划期间的电力负荷增长趋势做好电力负荷预测。在此基础上按照能源布局制订好电源规划、电网规划、网络互联规划、配电规划等。电力系统的规划问题需要在时间上展开，从多种可行方案中进行优选。这是一个多约束条件的具整数变量的非线性问题，需利用系统工程的方法和先进的计算技术。

本次设计属于地区电网的规划，它结构相对比较简单，随着经济的发展，对电力需求的不断增大，应建立更大的电力系统。建立结构合理的大型电力系统不仅便于电能生产与消费的集中管理、统一调度和分配，减少总装机容量，节省动力设施投资，且有利于地区能源资源的合理开发利用，更大限度地满足地区国民经济日益增长的用电需要。电力系统建设往往是国家及地区国民经济发展规划的重要组成部分。降低燃料消耗、厂用电和电力网络的损耗，以取得最佳经济效益。变电站是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。变电站在

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电力系统中起着十分重要的作用，其运行性能的好坏直接影响所处地区经济的发展，是不可或缺的一部分。在这次设计中变电站是重要的部分，变电站设计主要有变压器的选择，导线的选择，接线方案的初选。变电站的重要性决定在设计时为重点部分。

电力系统在保证电能质量、实现安全可靠供电的前提下，还应实现经济运行，即努力调整负荷曲线，提高设备利用率，合理利用各种动力资源。

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第1章 电力系统规划设计概述

1.1 电力系统负荷分析

在作电力系统规划设计时，首先应对规划地区的近期与远景负荷进行调查研究，确定出电力负荷的数值及发展水平，以作为系统规划、变电所布局、电源选点等的依据。

负荷在电力系统中有以下几种含义：

（1）电力负荷是指电力系统中一切用电设备所消耗的总功率，这称为电力系统的用电负荷。用电负荷加上电网的损耗功率，称为电力系统的供电负荷。供电负荷加上发电厂的厂用电，就是各发电厂应发的总功率，称为电力系统的发电负荷。

（2）电力负荷有时又指用电设备，包括异步电动机、同步电动机、整流设备、电热炉和照明设备。如分为动力负荷、照明负荷、三相负荷、单项负荷等。电力负荷有时又指用电用户，如分为重要负荷，不重要负荷。

（3）电力负荷有时也指用电设备或用电单位所耗用的电流大小。如轻负荷、重负荷、空负荷等。

在选择电力系统中各个电器元件（如变压器，导线，开关设备等）时最重要的是要满足负荷电流的要求。因此有必要对电力系统各个回路中的电力负荷（功率和电流）进行科学的统计计算。计算负荷是通过负荷统计计算求出的，用来按发热条件选择电力系统中各个原件额定电流、额定电压的负荷值。计算负荷大小直接影响电器和导线选择的是否经济合理。若计算负荷过大，将使电器和导线选得偏大，造成投资和有色金属的浪费；若计算负荷较小，又可能使电器和导线在过负荷下的运行，增加电能损耗，产生过热，导致绝缘过早老化甚至烧损。总之，在做电力系统的规划时，电力系统的负荷分析是至关重要的。

1.2 变电所布局规划

变电所是连接发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。在电力系统中对电网的安全和经济运行起着举足轻重的作用。根据变电所在电力系统中的地位和作用，变电所可分为枢纽变电所、中间变电所、地区变电所和终端变电所。按电压等级的不同，变电所的一般布局按以下原则：

（1）35KV以下的供用电网络中的变电所

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这类变电所主要为工矿企业及农村供电，因此变电所的布局主要有用户负荷分布及特点决定，用户的布局确定了，变电所的布局也随之而定。

（2）110KV及以上变电所

这类变电所除了为用户供电外，还要考虑系统网络、运行及系统功率交换等的需要，所以变电所的布局应根据系统的要求，综合考虑。

1.3 电力电量平衡与电源规划

根据已确定的电力系统负荷及发展水平，来进行电力、电量的平衡与电源的规划等工作。通常采用的步骤是：

（1）根据电力负荷发展需要及电力系统中现有发电厂可供电的能力，进行初步电力平衡，计算出规划年限内用要增加发电设备的总容量。

（2）根据国家能源与规划地区动力资源的情况，以及负荷特点与分布情况，进行调查研究，提出几种电源布点方案；在进行经济技术比较，选出一个相对合理的电源布点方案。

（3）根据推荐的电源规模和布点方案，再进行电力、电量平衡，确定出规划地区个电厂的建设规模与进度。

1.4 电力网的规划设计

电力网络是电力系统中输送、变换和分配电能的一部分，它包含输电网络和配电网络。其中输电网络一般是电力系统中最高电压等级的电网，是电力系统的主要网络。同时，输电线路还有联络相邻电力系统和联系相邻枢纽变电所的作用。而配电网是将电能从枢纽变电所分配到配电变电所后，在向用户供电的网络。

电力网规划设计包含的主要内容有： （1）电力网供电范围与电压等级的确定。 （2）变电所运算负荷与变压器台数和容量的确定。 （3）发电厂与变电所主接线形式的确定。 （4）电力网接线方案的选择。 （5）线路导线截面的选择。

（6）电力系统的无功平衡与电压调整。 （7）电力系统中性点运行方式的设计等。

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第2章 电力系统的功率平衡

2.1 电力系统的有功功率平衡

电力系统中有功功率电源是各类发电厂的发电机。在电力系统运行中，所有有功功率电源发出的功率必需与电力系统的发电负荷相平衡，即

PGPLDP 式中：PG为系统中所有有功功率电源发出的功率

PLD为系统中所有负荷消耗的有功功率； P为系统中各元件总的有功功率损耗。

系统供电负荷，指系统综合用电负荷加上电网的损耗。其计算式为：

Pg1py 1k2式中 K2—网损率，通常以供电负荷的百分数表示， 一般为5%～10%。Py为系统的用电负荷。系统的用电负荷为规划地区各行业用电负荷的综合，即:

Py=kii=1nAiTmaxi

式中 Ai—i行业的计划年用电量 ； Tmaxi—i行业的年最大负荷利用小时数；

ki—同时率，一般应根据实际统计资料确定，当资料缺乏时可根据表2-1确定：

表2-1同时率ki参考值

用户及系统境况 同时率ki 用户较少 0.95～1.0 用户较多 0.70～0.85 地区与系统之间 0.90～0.95

系统发电负荷,系统的发电负荷为发电机出力,其值等于系统供电负荷、发电机负荷、直配负荷、发电厂厂用电负荷之和，其计算式为:

Pf1(PgPZ)1k3

式中 PZ—发电机的直配负荷;K3—厂用电率，通常以本厂发电负荷的百分数表示，见表2-2。

表2-2发电厂厂用电率K3（%）

电厂类型 热电厂 凝汽式电厂 厂用电率 10～15 8～10 小凝汽式电厂 5～6 大、中型电厂 0.3～0.5 小型水电厂 1.0 4～5 5

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2.1.1 最大负荷时系统的供电和发电负荷

（1）系统供电负荷

P1g11k2Py110%152168.MW

K210%

Py604250152MW ki=1

（2）系统发电负荷

P1f11k3(PgPZ)110%(168.8545)237.66MWPZ45MW

K310%

在最大负荷时发电厂选择的发电机： 型号：QFS—125—2 台数：两台

2.1.2 最小负荷时系统的供电和发电负荷

（1）系统供电负荷

P1g11k2Py110%7785.56MW

K210%

Py30272077MW （2）系统发电负荷

P1k3(PgPZ)1f1110%(85.5625)122.84MW

PZ25MW

K310%

在最小负荷时发电厂选择的发电机： 型号：QFS—125—2 台数：一台

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2.2 电力系统无功功率的平衡

2.2.1 无功平衡的概述

电力系统的无功功率平衡是保证电压质量的基本条件。无功功率平衡遵循的是分（电压）层和分（供电）区就地平衡的原则。为达到就地平衡必须分层分区进行无功补偿。合理的无功补偿和有效的电压控制，不仅可保证电压质量，而且将提高电力系统的稳定性、安全性和经济性。

电力系统的无功电源主要有同步发电机、同步电动机、并联电容器、高压架空线路和电缆线路的充电功率等。电力系统的无功负荷主要指异步电动机，变压器和输电线路的无功损耗，欠励磁状态下运行的同步电动机，同步调相机和同步电动机，并联电抗器等。

电压的高低对无功负荷大小有着显著的影响，华东电力设计院曾对上海地区负荷实测表明，电压每升高1%，用户吸收的无功负荷增加3.15%，一般可取2.5%。

对于不同电压等级的网络，无功平衡与补偿的形式将有所不同。与有功功率平衡计算相似，作电力系统无功功率的平衡计算，是使电力系统所有的无功电源所发出的无功功率与系统总的无功负荷相平衡。其目的在于维持各种运行方式下电力网络各点的电压水平，确定无功补偿装置的配置及型式。即无功功率的平衡关系为

QGCQLDQ0

式中：QGC为系统中所有无功功率电源供应的功率； QLD为系统中所有负荷消耗的无功功率； Q为系统各元件中总的无功功率损耗。

式中，无功功率电源供应的功率包括发电机供应的无功功率QG和系统中无功补偿设备供应的无功功率QC，而补偿设备供应的无功功率又分为调相机供应 的Qc1，并联电容器供应的Qc2和静止补偿器供应的Qc3三部分。因此，QGC可分解为

QGCQGQCQGQC2QC3

电力系统运行部门在定期进行无功功率平衡计算时，原则是按电压等级分层，通过补偿设备，使不同电压等级的电力网之间无功潮流为零或尽可能减小。按地区分区，经过补偿，使本地区内的无功功率自行平衡，免除经过输电线路输送无功功率，以降低电力网的损耗、实现经济运行，维持系统的稳定和电压质量。

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根据无功功率平衡关系式进行无功功率平衡计算的内容大体是：

（1）预测未来有代表性的有功功率日负荷曲线。

（2）确定出现无功功率日最大负荷时，系统中有功功率负荷的分配。 （3）假设所有的无功功率电源的容量、配置情况及某些枢纽点电压。 （4）计算潮流分布。

（5）由潮流计算结果，判断系统中无功功率是否平衡。

（6）如系统中无功功率不平衡，应修正假设条件，重新进行潮流计算。如果无功功率始终不平衡，则应考虑增设无功功率电源。

2.2.2 220KV及以下电网的无功平衡

此类电网无功电源的安装总容量Q应大于电网的最大自然无功负荷QD，一般取1.15倍。而最大无功负荷QD与其电网最大有功负荷PD之间存在一定的比例关系，它们的关系式为

Q1.15QD QDKPD

式中 K—电网最大自然无功负荷系数。 电网中最大自然无功负荷PD为本网发电机有功功率与主网和邻网输入的有功功率代素数和的最大值。K值与电网结构、变压级数、负荷特性等因数有关，应经实测或计算确定，也可用表2-3中列出的数值估算。

表2-3 220KV及以下电网最大自然无功负荷系数k（kvar/kw）

电网电压（KV） 变压 级数 220/60/10 1.15～1.3 220/110/10 1.15～1.30 220 110 1.101.25 1.001.15 1.001.15 ～ 0.90～1.05 ～ ～ 60 35 1.00～1.15 0.90～1.05 10 0.90～1.05 220/110/35/10 1.25～1.40 由此可得，220KV及以下电网需加装的容性无功补偿设备总容量QC为：

QCQQGQRQC.L

式中： QG—本网发电机的无功容量； QR—主网和邻网输入的无功功率； QC.L—线路充电功率。

粗略计算时，架空35KV及以下线路的充电功率可忽略不计，110KV线为

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3.3102Mvar/Km单导线220KV线路为13102Mvar/Km，四导线的500KV

线路为100102Mvar/Km。

2.2.3 本电网的无功功率平衡计算

方案1（如图4-1所示）

QDKPD1.30197256.1Mvar

Q1.15QD1.15256.1294.52Mvar

由此可得220KV及以下电网需加装的容性无功补偿设备总容量QC为

QCQQGQRQC.L294.5277.4623.3102630118.81Mvar方案2（如图4-2所示）

QDKPD1.30197256.1Mvar

Q1.15QD1.15256.1294.52Mvar

由此可得220KV及以下电网需加装的容性无功补偿设备总容量QC为

QCQQGQRQC.L294.5277.4623.3102658117.Mvar

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第3章 变电所主变容量的确定

3.1 主变压器型式的选择

3.1.1 相数的确定

（1）330KV及以下的电力系统，在不受运输条件时，应选用三相变压器。 （2）500KV及以上电力系统，应根据制造、运输条件和可靠性要求等因数，经技术经济比较后，确定采用三相还是单相变压器。若选用单相变压器组，可考虑系统和设备的情况，装设一台备用变压器。

3.1.2 绕组的确定

（1）最大机组容量为125MW及以下的发电厂，当有两种升高电压向用户供电或与系统连接时，宜采用三绕组变压器，但每个绕组的通过容量应达到该变压器额定容量的15%及以上。否则绕组未能充分利用，反而不如选择两台双绕组变压器合理。两种升高的三绕组变压器一般不超过两台。

（2）在高中压系统均为中性点直接接地系统的情况下，可考虑采用自耦变压器。

（3）200MW及以上的机组采用双绕组变压器加联络变压器更为合理。 （4）联络变压器一般选用三绕组变压器，而在中性点接地方式允许的情况下，以选自耦变压器为宜，低压绕组可作为厂用备用电源或常用启动电源，亦可连接无功补偿装置。

（5）具有三种电压的变电所中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量15%以上；或低压侧无负荷，但在变电所内需装设无功补偿设备时；主变压器需采用时；需采用三绕组变压器，当中性点接地方式允许时则采用自耦变压器。

（6）对深入引进负荷中心、具有直接从高压降为低压供电条件的变电所，为简化电压等级或减少重复降压容量，可采用三绕组变压器。

3.2 主变容量台数确定

变压器的容量、台数直接影响到变电站的电气主接线形式和配电装置的结

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构。它的确定除了依据传递容量基本原始资料外，还要根据电力系统5～10年的远景发展计划，输送功率的大小、馈线回路数、电压等级以及接入电力系统中的紧密程度等因素，进行综合分析与合理的选择。如果变压器的容量选择过大，台数过多，不仅增加投资，增大占地面积，而且也增加了运行电能的损耗，设备未能充分发挥效益；若容量选的过小，将可能满足不了变电站的电力负荷的需要，这在技术上是不合理的。可见，变电站主变压器的选择相当重要。

3.2.1 变电所主变容量的确定

（1） 按变电所建成后5～10年规划负荷选择，并适当考虑到远期10～20年的负荷发展，对城郊变电所，主变压器容量应与城市规划相结合。

（2） 装有两台以上的主变压器的变电所，应考虑一台主变压器停运时，其余变压器容量不应小于60%的全部负荷，并保证I类、II类负荷的供电。

3.2.2 主变压器台数的确定

（1） 与系统有强联系的大、中型发电厂和枢纽变电站，在一种电压等级下，主变压器应不小于2台。

（2） 与系统联系较弱的大、小电厂和低压侧电压为6～10KV的变电站或与系统联系只是备用性质时，可装一台主变压器。

（3）对地区性孤立的一次变电所或大型工业专用变电所，可设3台主变压器。 根据相关的设计规范规定:选择的变压器的容量Se需同时满足下列两个条件①Se≥(0.6～0.7)Smax② Se≥Simp其中Smax为变电所的最大负荷容量; Simp变电所的全部重要负荷容量

因为ACD三个变电所都有重要负荷,所以每个变电所都选择两台主变 A 变电所

Se≥(0.6～0.7)×60=42～50 (MVA)

0.85Se≥0.8×60=57 (MVA)

0.85选择两台:SFZ9－63000／110 C 变电所

Se≥(0.6～0.7)×42=28～33 (MVA)

0.911

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Se≥0.8×42=38 (MVA)

0.9选择两台: SFZ9－40000／110 D 变电所:

Se≥(0.6～0.7)×50=34～40 (MVA)

0.Se≥0.8×42=51 (MVA)

0.选择两台:SFZ9－63000／110

表3-1各变电所的主变压器型号及变压器的台数列表

变电所 A C D 变压器的型号 SFZ9—63000/110 SFZ9—40000/110 SFZ9—63000/110 台数 2 2 2

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第4章 接线方案的经济技术比较

4.1 接线方案的初选

图4-1 接线方案1 图4-2 接线方案2

4.2 地区电网功率分布初算

4.2.1 方案1的功率平衡计算

（1）A变电所

A变电所的负荷功率为:S60j37.2MVA，功率因数cos0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

60602QB2 得QB29.06MVA，即经电容器QC补偿后,A变电站需功率变为:

0.9S60j29.06MVA

A变电站需补偿的电容容量为：

QC37.0229.068.14Mvar B发电厂拟采用单回线供A变电站,线路首端初估算为:

Sj32MVA （2）C变电所

C变电所的负荷功率为:S42j20.34MVA，功率因数cos0.，采用电

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容器将功率因数补偿到0.9以上：

420.93422QB2 得QB16.60Mvar，即经电容器Qc补偿后,C变电站需功率变为:

S42j16.60MVA

C变电站需补偿的电容容量为：

QC20.3416.603.74Mvar B发电厂拟采用单回线供C变电站,线路首端初估算为:

S42j16.60MVA （3）D变电所

D变电所的负荷功率为:

S50j25.62MVA

功率因数cos0.，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

0.9350502QB2 得QB19.76Mvar，即经电容器Qc补偿后,D变电站需功率变为:

S50j19.76MVA

D变电站需补偿的电容容量为：

QC25.6219.765.86Mvar B发电厂拟采用双回线供D变电站所以每条线路上的功率为:

S12(50j19.76)259.88MVA

每条线路首端初估为:

S26.5j12MVA

4.2.2 方案2的功率平衡计算

(1) A变电所

A变电所的负荷功率为:

S60j37.2MVA

功率因数cos0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：0.960602Q2B 得QB29.06MVA，即经电容器Qc补偿后,A变电站需功率变为:

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S60j29.06MVA

A变电站需补偿的电容容量为：

Q37.229.068.14MvarC

B发电厂拟采用双回线供A变电站, 所以每条线路上的功率为:

S12(60j29.06)30j14.53MVA 每条线路首端初估为: S32j16MVA

(2) C变电所

C变电所的负荷功率为:

S42j20.34MVA

功率因数cos0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：0.9360602QB2

得QB16.60MVA，即经电容器QC补偿后,C变电站需功率变为:

S42j16.60MVA

C变电站需补偿的电容容量为：

QC20.3416.603.74Mvar

B发电厂拟采用双回线供C变电站, 所以每条线路上的功率为:

S12(42j16.60)21j8.3MVA 条线路首端初估为: S22j9.25MVA

(3) D变电所

D变电所的负荷功率为:

S50j25.62MVA

功率因数cos0.85采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

0.9360602QB2 得QB19.76MVA，即经电容器QC补偿后,D变电站需功率变为:

S50j19.76MVA

A变电站需补偿的电容容量为：

QC25.6219.765.86Mvar

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B发电厂拟采用双回线供A变电站, 所以每条线路上的功率为:

1 S(50j19.76)25j9.88MVA

2每条线路首端初估为:

S26.5j16MVA

4.3 架空线路导线型号选择方法

送电线路导线截面积选择的一般作法是：先按电流密度初选导线标称截面积，然后进行电压损失、机械强度、电晕、发热等技术条件的校验。

对于不同地方的送电线路来说，起控制作用的技术条件往往不同。例如超高压输电线路主要考虑电晕放电、无线电干扰和噪音的程度；1～10KV的线路主要考虑电压损耗；大跨越的导线主要考虑机械强度和长期允许截流量；电缆线路则主要考虑热稳定和动稳定等。

送电线路截面的选择，应根据5～10年电力系统的发展规划进行。 选择导线截面的实用方法：

（1）35KV及以上电压等级的送电线路。这类线路首先应按经济电流密度选择导线截面，再按电晕条件，允许载流量和机械强度条件等校验。

（2）10KV及以下电压等级的送电线路。这类线路往往是按允许电压损耗选择导线截面积，再按允许载流量，机械强度条件进行校验。

（3）低压配电线路。这类线路由于线路较短，电压损耗也较小，导线截面积主要按允许载流量条件选择。

（4）闭式网络。这种网络由于各段线路的功率分布与各段线路型号有关，其导线截面的选择应先假设导线截面相等，按均一网计算初步功率分布，用初步功率分布按经济电流密度选出导线截面，按所选导线截面的参数再求功率分布，用第二次功率分布计算的结果，在按经济电流密度选出导线截面，这样反复迭代直到最后两次选出的导线截面相等为止。

4.3.1 按经济电流密度选择导线截面

按经济电流密度以及该线路在正常运行方式下的最大持续输送功率，可求的导线的经济截面，其实用的计算公式为

SjPmax3JUNcos 16

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或SjPmax2Qmax23JUN 式中 Pmax—正常运行方式下线路最大持续有功功率，应计及5～10年的发展，KW；

Qmax—正常运行方式下线路最大持续无功功率，应计及5～10年的发展。

UN—线路额定电压，KV；

J—经济电流密度，A/mm2； cos—负荷的功率因数。

根据计算结果选取最接近的标称截面导线。

4.3.2 导线截面积校验方法

（1）按允许载流量条件校验导线截面积，即发热校验； （2）按电晕条件校验导线截面积； （3）按机械强度条件校验导线截面积。

4.4 地区电网导线的选择及校验

4.4.1 方案1的导线选择

（1）BA

由于火电厂至A变电站采用单回线,因此线路上的总功率和电流为:

S30232271.55MVA

IgS30275.55A

3UNTmax5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04A/mm2则导线经济截面为:

SJIg361.11mm2J试取最接近的导线截面为:400 mm2,选取LGJ—400/50型钢芯铝绞线。

（2）BC

由于火电厂至C变电站采用单回线,因此线路上的总功率和电流为:

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S3044218.5247.73MVA

IgS30250.52A

3UNTmax5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04A/mm2则导线经济截面为:

SJIg240.88mm2J试取最接近的导线截面为:240 mm2, 选取LGJ—240/40型钢芯铝绞线。

（3）BD

由于火电厂至D变电站采用双回线,因此每条线路上的总功率和电流为:

S3026.5212229.09MVA

IgS30152.69A

3UNTmax5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04A/mm2则导线经济截面为:

SJIg146.82mm2

J试取最接近的导线截面为:150 mm2,选取LGJ—150/25型钢芯铝绞线。

4.4.2 方案1的导线截面校验

(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,对于110Kv等级线路,一般认为不得小于35 mm2,因此所选导线全部满足机械强度的要求。

(2)按电晕校验导线截面

表4-1不必验算电晕临界电压的导线最小直径和相应型号

额定电压 (Kv) 导线外径 (mm) 2 110 220 单导线 33.1 330 双 500 (双) 750 (四) 9.6 21.4 相应型号 LGJ－50 LGJ－240 LGJ－600 2LGJ－240 4LGJ－300 4LGJ－400

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(3)按允许载流量校验导线截面积

允许载流量是根据热平衡条件确定的导线长期允许通过的电流，所有线路都必须根据可能出现的长期运行情况作允许载流量的校验进行这种校验时,钢芯铝绞线的允许温度一般取70℃,并取导线周围环境温度为25℃。各种导线的长期允许通过电流如表4-2

表4-2导线允许通过电流，单位:A

截面积(mm) 35 标号 LG LGJ 170 170 215 220 265 275 325 335 375 380 440 445 500 515 610 610 680 700 830 800 250 70 95 120 150 185 240 300 400 按经济电流密度选择导线截面积,一般都会比按正常情况下的允许载流量计算的截面积大的多。

而在故障情况下,例如双回线中有一回断开时,则有可能使导线过热.根据气象资料,最热月平均气温为28℃,查得的允许载流量应乘以温度修正系数:

K=7028=0.97

7025（1）BA(LGJ－400单回线): LGJ－400钢芯铝绞线允许载流量为800A,乘以修正系数后:

8000.97=776＞275.55 A ，合格

（2）BC(LGJ－240单回线): LGJ－240钢芯铝绞线允许载流量为610A,乘以修正系数后:

6100.97=591.7＞250.52 A ，合格

（3）BA(LGJ－150双回线): LGJ－150钢芯铝绞线允许载流量为445A,乘以修正系数后:

4450.97=431.65＞152.69 A ，合格

当多回路断开一回,流过另一回路路的最大电流为: 152.692=305.28＜431.65 A ，合格

4.4.3 方案2导线的选择

(1)BA

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由于火电厂至A变电站采用双回线,因此线路上的总功率和电流为:

S3032216235.78Mvar

35.78IrS30187.8A

3UN3110 Tmax=5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04A/mm2则导线经济截面为:

Ig187.8SJ180.58mm2

J1.04试取最接近的导线截面为:185mm2,选取LGJ—185/30型钢芯铝绞线。 (2)BC

由于火电厂至C变电站采用双回线,因此线路上的总功率和电流为:

S302229.25223.87Mvar

IgS3023.87125.29A 3UN3110Ig125.29120.47mm2 J1.04Tmax5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04Amm2则导线经济截面为:

SJ试取最接近的导线截面为: 120mm2,选取LGJ—120/25型钢芯铝绞线。 (3)BD

由于火电厂至D变电站采用双回线,因此线路上的总功率和电流为:

S3026.5212229.09Mvar

IgS3029.09152.69A 31103110Tmax5500h查软导线经济电流密度图,得J1.04Amm2则导线经济截面为:

SJIg152.69146.82mm2 J1.04试取最接近的导线截面为: 150mm2,选取LGJ—150/25型钢芯铝绞线。

4.4.4 方案2导线截面的校验

方案2的导线截面校验同方案1，故机械强度校验和电晕校验都合格只需按 允许载流量校验导线截面积,参照表4-2

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(1)BA(LGJ185双回线): LGJ—185钢芯铝绞线允许载流量为515A,乘以修正系数后:

5150.97499.55187.5A ，合格

当多回路断开一回,流过另一回路路的最大电流为:

187.82375.6499.55A ，合格

(2)BC(LGJ120双回线): LGJ120钢芯铝绞线允许载流量为380A,乘以修正系数后:

3800.97368.6125.29A ，合格

当多回路断开一回,流过另一回路路的最大电流为:

125.292250.58380A ，合格

(3)BD(LGJ150双回线): LGJ150钢芯铝绞线允许载流量为445A,乘以修正系数后:

4450.97431.65152.69A ,合格

当多回路断开一回,流过另一回路路的最大电流为:

152.692305.28431.15A ,合格

4.5 地区电网的年投资和年运行费用

可通过最大负荷损耗时间计算电网全年电能损耗,进而计算年费用和抵偿年限,最大损耗时间max

可有表4-3查得。

表4-3最大损耗时间

max

的值

Tmax cos 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 Tmax 700 cos 0.80 0.85 0.90 0.95 1.00 2000 1500 1200 1000 800 5500 4100 4000 3950 3750 3600 6000 4650 4600 4500 4350 4200 2500 1700 1500 1250 1100 950 3000 2000 1800 1600 1400 1250 6500 5250 5200 5100 5000 48500 3500 2350 2150 2000 1800 1600 7000 5950 5900 5800 5700 5600 4000 2750 2600 2400 2200 2000 7500 6650 6600 6550 6500 00 4500 5000 3150 3000 2900 2700 2500 8000 3600 3500 3400 3200 3000 7400 7350 7250

4.5.1 通过技术经济比较确定最优方案

（1）技术经济比较的原则

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1.符合国家有关方针的要求； 2.便于过度并能适应远景的发展；

3.技术条件好，运行灵活可靠，管理方便； 4.投资及年运行费用低，并且有分期投资的可能性； 5.国家短缺的原材料消耗少； 6.建设工期短。

（2）经济比较中需考虑的几个费用

1. 建设投资,建设投资是指为实现该方案，在建设期间需支付的资金。 2. 年运行费用,年运行费是指该方案建成或部分建成时，在投运期间为维护其正常运行每年需付出的费用，通常包括四个部分：①设备折旧费；②设备的经常性小修费；③设备维护管理费；④年电能损耗。

年运行费的计算为：

PPPuA(ZXW)Z

100100100式中 —计算电价，元/KW.h（此次设计中电价取为0.52元/KW.h）

A—每年电能损耗，KW.h； Z—电网工程投资，元；

PZ—折旧费百分数；

PX—小修费百分数； PW—维修费百分数。

电力网的折旧、小修和维护管理占总投资的百分数，一般由主管部门制定。设计时可查表4-4取适当的值。

表4-4 电力网的折旧、小修和维护管理占总投资的百分数，单位：% 设备名称 木杆架空线 铁塔架空线 钢筋混凝土杆架架空线 电缆线路 折旧费 8 4.5 4.5 3.5 小修费 1 0.5 0.5 0.5 维护管理费 4 2 2 2 总计 13 7 7 6 本设计采用铁塔架空线，三项费用总计取总投资的7%。

4.6 方案1的总投资和运行费用计算

4.6.1 方案1线路的电能损耗

(1)BA (单回线)

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Rrl10.0791058.295 Qx1l0.38610540.53

P3I2R3375.5528.2953.51MWQ3I2X3375.55243.5317.14Mvar

由cos0.9，Tmax5500h，查表得max3950h 则全年电能损耗为: A3950351013.86106(KW.h) (2)BC (单回线)

Rrl10.1318411 Qx1l0.4018433.68

P3I2R3250.522112.07MW

Q3I2X3250.52233.686.34Mvar

由cos0.93，Tmax5500h，查表得max3830h

则全年电能损耗为: A395020707.79106(KW.h) (3)BD (双回线) Rrl10.21014029.4

Qx1l0.41614057.4

P3I2R3152.69229.42.06MWQ3I2X3250.52257.44.01Mvar

由cos0.93，Tmax5500h，查表得max3830h 因是双回线：P22.064.12MW

则全年电能损耗为: A3830412015.78106(KW.h) 方案1的全年总电能损耗为:

A13.86+7.97+15.78）10637.6110（6总（KW.h）

4.6.2 方案1的线路投资

BA LGJ400/50单回线 110KV 线路105Km

BC LGJ120/25单回线 110KV 线路84Km

AC LGJ240/40单回线 110KV 线路161Km BD LGJ150/25双回线 110KV 线路140Km

线路造价为虚拟的,与导线截面成正比,同杆架设双回系数为0.9

401052484241611514020.913860(万元) 方案1变电所投资和发电厂的投资均相同，设为ZB 方案1工程的总投资即为: Z113860ZB（万元）

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4.6.3 方案1的年运行费用

uA(PZPXPW)Z

100100100 0.5237.611067%(13860ZB)104

1955.72970.2700ZB 2925.92700ZB(万元)

4.7 方案2的总投资和年运行费用计算

4.7.1 方案2线路的电能损耗

（1）BA (双回线) Rrl10.17010517.85

Qx1l0.41010543.05

P3I2R3187.8217.851.MWQ3I2X3187.8243.054.55Mvar

由cos0.9，Tmax5500h，查表得max3950h

P0.9221.84MW

则全年电能损耗为: A3950378014.93106(KW.h)（2）BC (双回线) Rrl10.2338419.57

Qx1l0.4218435.36

P3I2R3125.29219.570.92MWQ3I2X3125.29235.361.67Mvar

由cos0.93，Tmax5500h，查表得max3830h

P0.9221.84MW

则全年电能损耗为:A383018407.04106(KW.h) （3）BD (双回线) Rrl10.21014029.4

Qx1l0.41614058.24

P3I2R31152.69229.42.06MWQ3I2X3152.69258.244.07Mvar

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由cos0.93，Tmax5500h，查表得max3830h

P2.0624.12MW

则全年电能损耗为: A3830412015.78106(KW.h)

6线路电能的总损耗：p总 （15.787.0414.93）37.7510（KWh）

4.7.2 方案2的线路投资

BA LGJ－185／30双回 110KV 线路105Km BC LGJ－120／25双回 110KV 线路 84Km BD LGJ－150／25双回 110KV 线路140Km

218.51051284151400.99090.9(万元)

认为方案1与方案2的变电所投资和发电厂投资相差两台断路器，设为

ZB502ZB100（万元）方案2的工程总投资即为：Z29090.9ZB1009190.9Z（万元） B

4.7.3 方案2的年运行费用为

u20.5237.751067%(9190.9ZB)104(万元)2606.36700Z（万元）B

4.8 方案确定

两个设计方案在技术上都可行，通过经济性能比较，最终确定最佳方案。 在本设计中，方案1的工程投资大于方案2的工程投资：

Z1Z2138609190.94669.1（万元）方案1的年运行费用也大于方案2的年运行费用：

u1u22925.922606.36319.56（万元）因此，最终选择总投资和年运行费用都少的方案2。

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第5章 最优方案的技术参数

5.1 线路并联后的各个参数

L2 R10.1701058.93

2 X10.41010521.53

2 Qcl123.671053.85Mvar

21001L3 R20.233849.79

X10.4218417.68

2 Qcl123.67843.0Mvar

21001L4 R20.21014014.7

X10.1614029.12

2

5.2 发电机的技术数据表

5-1发电机技术参数表

型号 QFS—125.—2 额定容量 额定电压 MW 125 KV 13.8 功率 因数 0.85 同步 电抗 1.876 暂态 电抗 0.257 次暂态 电抗 0.18 负序 电抗 0.22 Qcl123.671405.07Mvar

2100

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5.3 各变电所变压器的参数

（1）A变电所 T2：

RPSUN2T1000S23411020.71 N21000632 XUS%UN2T100S10.510011026320.17

NGP10000TU56.84.69106s N210001102BI%SNT0.4636100UN2100110220.8310S

（2）C变电所

T3：

RPSUN2T1000S2156.6100011024021.18 N XUS%UN2T100S10.510011024031.76

NGP06T1000U40.43.3410N210001102s BI%SNT100U1000.511040216.53106SN2 （3）D变电所

T4：

RPSUN2T1000S23411020.71 N21000632XUS%UN2T100S10.5110220.17

N10063GPT10000U56.84.69106s N210001102BI%ST100UN21000.411063220.83106S N

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第6章 最优方案的潮流分析

6.1 潮流计算的目的

电力系统潮流计算是电力系统设计及运行时必不可少的基本计算。计算目的 主要有：

（1） 在规划设计中，用于选择接线方式、电气设备以及导线截面。 （2） 在运行时，用于确定运行方式、制订检修计划、确定调整电压的措施。 （3） 提供继电保护、自动化操作的设计与整定的数据。

在实际的电力系统中，对于有两个及两个以上分支的开式电力网络，如果按照最简单系统的计算方法，从每条线路末端向首端递推就会有几个不同的首端电压，而首端实际上是一条母线电压，因此电压的计算只能从首端向末端逐段推算。当一个电力系统中变电所的数目较多时，可以用运算负荷进行化简，这样只能采用近似计算方法。

多分支开式网络的潮流分布计算的简化计算方法，就是首先假设全网都是额定电压，分别用各个分支线路末端的负荷功率和额定电压，逐段计算各个元件的功率损耗、累加功率分布。这样计算出电源端所有支路的始端功率，也就是确定了电网中的功率分布，并近似认为是最终的功率分布，最后步骤是按照得到的功率分布，用首端已知的电压和功率向末端逐段推算各个节点的电压，这样就完成了潮流的分布计算。

6.2 方案2的等效电路

方案2的电力网络：

图6-1方案二的电力网路图

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等值电路如图所示：

图6-2方案2的等值电路图

6.3 最大运行方式下的潮流计算

6.3.1 功率分布计算

SLD145j21.79MVA

SLD260j29.06MVA SLD342j16.60MVA SLD450j19.76MVA L2线路功率分布计算

S3SLD260j29.06MVA

SP2236023Q29.0620.7120.1723U2Z231102(j)0.133.73MVA322

S2S3S23600.13j(29.063.73)60.13j32.79MVA

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S20(GTjBT)U32(24.69j220.83)1011020.11j0.50MVA6

S20j3.86MVA

S2SS20S2060.130.11j(32.790.53.86)60.24j29.43MVA

SP222Q260.24229.43212U2Z12(8.93j21.53)3.3j7.97MVA

21102S10j3.86MVA

S1S2S1260.243.3j(29.437.97)63.54j37.4MVA S1S1S1063.54j(37.43.86)63.54j33.54MVA

L3线路的功率分布计算

S6SLD342j16.60MVA

SP26Q22216.621.1831.7656U2Z232(j)0.12.7MVA311022

S5S5S56420.1j(16.62.7)42.1j19.3MVA

S2650(GTjBT)U6(23.34j216.53)1011020.08j0.4MVA

S50j3.0MVA

S5S5S50S5042.10.08j(19.30.43.0)42.18j16.7MVA

SP225Q542.18216.7245U2Z452(9.79j17.68)1.66j3MVA5110

S40j3.86MVA

S4S4S4542.181.66j(16.73)43.84j19.7MVA

S4S4S4043.84j(19.73.0)43.84j16.7MVA

L4线路的功率分布计算

S9SLD450j19.76MVA

SP2250219.7929Q90.7120.17U2Z2(j)0.09j2.42MVA911022

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S8S9S500.09j(19.762.42)50.09j22.18MVA6

S80(GTjBT)U32(24.69j220.83)1011020.11j0.50MVAS80j5.07MVA

S80S8050.090.11j(22.180.55.07)50.2j17.61MVAS8S8

SP2Q2850.2217.612878U2Z781102(8.93j21.53)2.05j4.95MVA8

S7S8S7850.022.05j(17.614.95)52.25j22.56MVA

S70j5.07MVA

S7S7S7052.34j(22.565.07)52.25j17.49MVA

6.3.2 各节点电压计算

由U(0)N、S'1计算U2

UP1R12Q1X1263.548.9337.421.5312U11.63KVN118UU(0)2NU1211811.63106.37KV

由U'2、S2计算U3

U23Q2X2360.130.33523P2RU32.7910.085106.373.3KV2U3U2U23106.373.3103.03KV

由U(0)N、S4计算U5 UP''4R45Q4X4543.849.7919.717.6845U6.59KV4118 U61186.59111.41KV由U'5、S5计算U6

UP'5R56Q'5X52.10.5919.315.8856U2.97KV5111.41 U6111.412.97108.44KV

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由U(0)'N、S7计算U8

UP''7R78Q7X7852.2514.722.5629.1278U12.07KVN118 U811812.07105.93KV由U'8、S8计算U9

UP''8RQ8X50.090.33522.1810.05U2.26KVN105.93 U9105.932.26103.67KV

6.4 最小运行方式下的潮流计算

6.4.1 最小运行时各线路的负荷

（1）A变电所

A变电所的负荷功率为:

S30j22.5MVA

功率因数COS=0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

0.930302Q B2得QB14.53MVA，即经电容器QC补偿后,A变电站需功率变为:

S30j14.53MVA

（2）C变电所

C变电所的负荷功率为:

S27j16.73MVA

功率因数COS=0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

0.9327272QB2 得QB10.67 MVA，即经电容器QC补偿后,C变电站需功率变为:

S27j10.67MVA

（3）D变电所

D变电所的负荷功率为:

S20j7.9MVA

功率因数COS=0.85，采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：

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2020QB2

得QB7.9 MVA，即经电容器QC补偿后,D变电站需功率变为:

0.932S20j7.9MVA

6.4.2 功率分布计算

SLD125j15.49MVA

SLD230j14.53MVA SLD327j10.67MVA SLD420j7.9MVA L2线路的功率分布计算 S3SLD230j14.53MVA

22P30214.523Q3S23Z23(0.71j20.17)0.06j1.82MVA22U3110

S2S3S23300.06j(14.531.82)30.06j16.34MVA6

S20(GTjBT)U32(24.69j220.83)1011020.06j0.25MVAS20j3.86MVA

S2SS20S2030.060.06j(16.340.253.86)30.12j12.73MVA

P22Q2230.12212.732S12Z12(8.93j21.53)0.80j1.94MVAU221102 S10j3.86MVA

S1S2S1230.120.80j(12.731.94)30.92j14.67MVA

S1S1S1030.92j(14.673.86)30.92j10.81MVA

L3线路功率分布计算

S6SLD327j10.67MVA

P62Q6227210.672S56Z56(1.18j31.76)0.08j2.22MVA22U6110

S5S5S56270.08j(10.672.22)27.08j12.MVA

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S50(GTjBT)U62(3.34j16.53)1011020.04j0.2MVA6

S50j3.0MVA

S50S5027.080.04j(12.0.23.0)27.12j10.09MVAS5S5

SP225Q527.12210.09245U2Z451102(9.79j17.68)0.69j1.24MVA5

S40j3.86MVA

S4S4S4527.120.69j(10.091.24)27.81j11.33MVA

S4S4S4027.81j(11.333.0)27.81j8.33MVA

L4线路的功率分布计算 S9SLD420j7.9MVA

2SPQ292027.929U2Z2(0.71j20.17)0.030.81MVA9110

S8S9S200.03j(7.90.81)20.03j8.71MVA

S(G2680TjBT)U9(4.69j20.83)1011020.06j0.25MVA

S80j5.06MVA

S8S8S80S8020.030.06j(8.710.255.06)20.09j3.9MVA

SP228Q820.0923.9278U2Z781102(14.7j29.12)0.44j0.87MVA8

S7S8S7820.090.44j(3.90.87)20.53j4.77MVA S70j5.06MVA

S7S7S7020.53j(4.775.06)20.53j0.29MVA

6.4.3 各节点的电压计算

由U0N、S1计算U2

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UPR112Q1X1230.928.9314.6721.5312U1185.01KVN UU(0)2NU121185.01112.09KV由U'2、S2计算U3

UP2R23Q2X2330.020.7116.3420.1723U3.10KV2112.99 U3U2U23112.993.10109.KV由U(0)N、S4计算U5 UP'R'445Q4X4527.819.7911.3317.6845U4KV4118 U61184114KV由U'5、S5计算U6

UP'5R56Q'5X5627.081.1812.31.7656U1143.87KV5 U61143.87110.13KV由U(0)、S'N7计算U8

UP''7R78Q7X7820.5314.74.7729.1278U3.73KVN118 U81183.73114.27KV由U'8、S8计算U9

UP''8RQ8X20.030.718.7120.17U114.271.66KVN 9114.271.66112.61KV

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U

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第7章 变压器分接头选择

在电力系统的调压措施中首先应充分利用发电机进行调压，也要充分利用改变主变压器变比和选择有载调压型变压器的分接头进行调压，这两种调压措施都是不需要增加投资而且是直接的调压措施。改变变压器变比调压是指通过改变普通无励磁调压型变压器的变比或调整有载调压变压器分接头的手段来调压。本次设计选择的是双绕组有载调压变压器，双绕组降压变压器分接头的选择示意图：

图7-1 变压器分接头选择示意图

节点1为高压母线，节点2为低压母线，最大负荷时其高压母线电压为U1max变压器中的电压损耗为Umax，归算到高压侧的低压母线电压为U2max，低压母线实际要求电压为U`2max，最大负荷时的变比为Kmax，由此可得低压母线实际电压为：

U`2maxU2maxU1maxUmaxU(U1maxUmax)N2 KmaxKmaxUt1maxUN

U`2max最大负荷时变压器高压绕组应选择分接头则为：

Ut1max(U1maxUmax)式中：Ut1max为变压器最大负荷时应该选择的高压绕组分接头电压，UN2为变压器低压绕组的额定电压。与最大负荷相似，可得最小负荷时选择的分接头为：

Ut1min(U1minUmin)UN2 `U2min采用逆调压的方式进行调压，即在最大负荷时U`2max取1.05倍的额定电压值，最小负荷时U`2max取1.0倍的额定电压值。

根据上式计算最大负荷和最小负荷时变压器的分接头 （1）A变电所

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U10.5UN2t1max(U1maxUmax)U`(106.373.3)103.07KV 2max10.5UN2t1min(U1minUUmin)U`(112.993.1)10.510115.385KV 2max最大负荷时选取最接近的51.25%分接头：

Ut1max110(151.25%)103.125KV

最小负荷时选取最接近的31.25%分接头：

Ut1min110(131.25%)114.25KV 校验低压母线电压：

U`2max(106.373.3)10.5103.12510.49KV

10.4910.510.5100%0.95%7%，满足要求。

U`2min(112.993.1)10.5114.12510.11KV，

10.111010100%1.1%7%，满足要求。 （2）C变电所

UUN2t1max(U1maxUmax)U`(111.412.97)10.5108.44KV 2max10.5UUN2t1min(U1minUmin)U`(1143.87)10.5115.KV 2max10最大负荷时选取最接近的-11.25%分接头：

Ut1max110(111.25%)108.625KV 最小负荷时选取最接近的41.25%分接头：

Ut1min110(141.25%)115.5KV 校验低压母线电压：

U`10.52max(111.412.97)108.62510.48KV

10.4810.10.51500%1.90%，满足要求。7%

U`2min(1143.875)10.5115.510.01KV 37

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10.011010100%0.10%7%，满足要求。 （3）D变电所

UUN2t1max(U1maxUmax)U`(105.932.26)10.5103.67KV

2max10.5Ut1min(UUN21minUmin)U`(114.271.66)10.5118.24KV 2max10最大负荷时选取最接近的41.25%分接头：

Ut1max110(141.25%)104.5KV 最小负荷时选取最接近的51.25%分接头：

Ut1min110(151.25%)116.88KV 校验低压母线电压：

U`2max(105.932.26)10.5104.510.42KV

10.4210.510.5100%0.76%7%，满足要求。

U`2min(114.271.66)10.5116.8810.12KV

10.121101000%1.2%，满足要求。7%

经过调压计算各变压器的分接头选择如表7-1所示：

表7-1变压器分接头和二次侧电压

运行状况 变电所A（逆调压） 变电所C（逆调压） 变电所D（逆调压） 分接头 电压（kv） 分接头 电压（kv） 分接头 电压（kv） 最大负荷 51.25% 10.36 11.25%10.57 41.25% 10.56 最小负荷 31.25% 10.11 41.25% 10.01 51.25% 10.12

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第8章 展望

本次220kv电网规划属于电气一次系统设计，主要任务有系统负荷分析、发电机容量选择、变电站规划、变压器选择、导线的选择。设备的选择应按照一定的原则，为了使系统能够安全的运行，在选择设备时应保留一定的容量，同时还要考虑到未来系统的发展，留有充足的备用，从而减小系统的总体费用。要实现一个地区的通电，合理接线方式的可以大大减少投资，所以在设计系统接线方式时要先提出几种方案，然后对几种方案进行比较，计算各种方案的总投资和运行费用，从中选出比较经济的方案。本次设计提出了两种接线方案，并经过计算选择了，总投资和运行费用都低的方案二，然后对其进行了潮流计算，得出系统运行时各个节点的电压和功率分布，最后进行了变压器接头的选择。

通过这次设计使我对电力系统有了更进一步的认识，同时也把大学学过的许多知识综合了一下，特别是专业课的知识。本次设计为一个地区电网的规划，随着电力工业的发展需要和科学技术的进步，世界各国都在致力于将跨省（区）甚至国界的几个电力系统连接起来运行，形成所谓的“联合电力系统”。随着联合电力系统的逐步形成与发展，电力系统种的输送功率、输送距离与输电线路的电压等级之间的关系日趋重要，使远距离、超高压输电线路逐步建立。电力线路上传输的功率越大，输送距离越远，从技术经济角度考虑，选择较高的电压等级越有利。电力系统互联后可以获得显著的技术经济效益，主要有，合理的开发了一次能源，实现水电、火电资源的优势互补；减少电力系统的总装机容量；减少备用容量；便于采用效率高的大容量发电机组；提高供电可靠性及电能的质量。

但系统联系的增强也产生了一些新的问题。如系统的构成复杂，运行难度大；发生局部故障会波及相邻系统，如处理不当使事故扩大时，会影响整个系统的安全运行，从而带来大面积的停电后果；电力系统的故障电流会相应增大，而且增加了对通信电路等的干扰；需要进行联络线的功率控制等。随着电力系统运行技术水平的提高，自动化运行设备的提高以及电力电子新技术的应用，特别是电子计算机的应用，这些缺点正在被逐步解决。

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致 谢

经过几个月的努力，本次设计终于完成了！在此我要感谢在这两年多的时间里教过我的每位老师，谢谢你们每天辛勤的劳动，在你们的教导下我学到了很多东西。要特别感谢我的辅导老师廖青华，谢谢你的指导和督促！

在这次设计的过程中，同学的帮忙也是相当重要的，在和他们的讨论中使我学到了很多，一个人的想法、思路往往是有限的，有时候别人的一句话就会使我从迷茫中走出来，所以我要感谢给过我帮助的每位同学。

马上就要进入社会，告别充满回忆的校园了，我相信我会用我所学闯出一片蓝天的！

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参考文献

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[2] 王仕政主编.电力工程类专题课程设计与毕业设计指导教程.北京：中国水利电力出版社，2007

[3] 张炜主编．电力系统分析．北京：中国水利电力出版社，1999 [4] 刘增良主编．电气设备及运行维护．北京：中国电力出版社，2004 [5] 电力设计工程电气设备手册（电气一次部分上、下）.西北电力设计院.1998 [6] 电力设计工程电气设备手册（电气二次部分）.水利电力部西北电力设计院.1998 [7] 路文梅主编.变电站综合自动化技术.北京：中国电力出版社，2007 [8] 赵智大主编.高电压技术（第二版）.北京：中国电力出版社，2006

[9] 刘建主编ENGLISH FOR ELECTRLC POWER INDUSTRY.北京：中国水利水电出版，2005 [10] 戈以草主编.电工技能手册.上海：上海交通大学出版社，2001

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