1. 区域电网的设计（说明书）一、电网功率的初步平衡 1.1有功功率平衡的目的通过对电网的有功功率的初步平衡计算，就可以大概地确定区域电网在最大与最小两种负荷时，发电厂的运行方式。

另外我们可以根据有功功率的盈余或缺损额，可以了解发电厂与系统之间联络线上的潮流情况。

1.2电网负荷的分析及计算 1.2.1基本公式供给原有电网的负荷：P L1=K 1 P L1.i 2i=1 供给新建电网的负荷：P L2=K 1 P L2.i / 1−K 3 4i=1 发电厂可供的有功功率：P G = P NG.i 1−K 2 K 1 P L1.i 2i=1 —原有电网负荷之和 K 1 P L2.i 4i=1 —新建电网负荷之和 P NG.i 1−K 2 —发电厂可供的有功功率K 1 —同时率（本设计计算时取1）K 2 —厂用电率（本设计计算时取7％） K 3 —线损率（本设计计算时取6％） 即 P G 与 P L1−P L2 作功率平衡当功率不足时，发电厂满发，可从系统取得有功功率当功率过剩时，发电厂可以降低出力，少量功率差额与系统进行交换 1.2.2最大负荷时的功率平衡P L1=1× 12×1.5+2×10 =38 MWP L2=1× 28+18+22+30 /(1−6%)=104.26(MW) P G =(25×2+50)/(1−7%)=93(MW) P S =P G − P L1+P L2 =−49.26(MW)结论：从系统倒送49.26(MW)的有功功率 1.2.3最小负荷时的功率平衡P L1=1× 12×1.5×80%+2×10×50% =24.4 MWP L2= 28×50%+18×70%+22×50%+30×50% /(1−6%)=55.96 MW P G =(25×2×80%+50×90%)/(1−7%)=79.05(MW) P S =P G − P L1+P L2 =−1.31(MW)二、确定电网供电电压 2.1选择原则1．电力网电压等级应选择符合国家规定的标准电压等级； 2．电力网电压等级应选择根据网络现状及今后10-15年的负荷发展所需负荷的输送容量、输送距离而确定；3．在原有电网的基础上规划发展时，新电压的选择应结合原有电网，当原有额定电压满足第二条，尽量使用与原有额定电压等级相同电压，以减少对原有电网的改造以节约费用。

2.2结论本设计电压基于原110kV电网基础之上，且输送距离及输送容量均满足110kV等级的要求，故本次设计电力网的电压等级确定为110kV。

三、电网接线方案的确定3.1拟定电网的接线方案3.1.1原则根据《35～110KV变电所设计规范》（GB50059－92）的相关规定，变电所电气主接线的设计应按下列原则：第3.2.1条变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。

并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。

第3.2.2条当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。

第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。

超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。

35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。

110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。

第3.2.4条在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。

当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。

当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。

主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。

采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。

第3.2.5条当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。

线路为12回及以上时，亦可采用双母线。

当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。

当6～35kV 配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。

3.1.2结论从供电可靠性出发，应采用有备用电源的接线方式，且各变电所均采用两台主变。

根据设计任务书待建变电所的地理位置图，拟订11种可行性方案（见图）。

3.2方案的初步选择本次设计采用筛选法，根据下列各项指标进行定性分析比较，保留两个较好的方案，以进一步进行技术经济比较。

技术经济比较原则：（1）符合国家有关方针政策的要求；（2）便于过渡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，并且有分期的可靠性；（5）线路的长度直接影响到线路投资及年运行费用故短者优先；（6）建设工期短；3.3拟定的初选方案3.4对11种方案进行初步筛选（1）根据110kV电网要求开环运行，考虑到环网的优点集中在闭环运行以及开环后备自投的应用存在严重缺陷。

因此不满足可靠性要求，故将方案1,5和6舍去。

（2）根据电厂已有的接线情况，出现通道有限无法大量增加电厂110kV出线。

故将方案4和10舍去。

（3）对于3个及以上变电所的链式网，若靠近电厂的一条线路检修，另一条线路可靠性低且导线截面加大，投资大。

故将方案7，8，9和11舍去结论：剩下可用方案有2和3BA四、对初选接线方案进行技术比较根据原始数据和初选方案的接线方式，选择并校验各条线路导线的型号及主要参数，再进行技术比较。

计算出各方案在正常情况下的最大电压损耗应不大于10%，最严重故障时的最大电压损耗应不大于15%。

4.1确定各变电所主变型号4.1.1主变压器台数的选择根据《35-110kV变电所设计规范》（GB50059—92）规定：第3.1.1条主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件，负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定；第3.1.2条在有一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。

如变电所可由中、低侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主电压器。

由于本次设计中四个变电所均有一、二级负荷，所以采每个变电所采用两台主变压器。

4.1.2主变压器的容量的选择根据《发电厂电气部分》第四章（第四节）介绍，“按变电所主变压器的容量一般按变电所建成后5-10年规划负荷考虑，并应按照其中一台停用时其余变压器能满足变电所最大负荷的60%-70%（35-110kV变电所为60%，220-500kV变电所为70%）和全部重要负荷（当Ⅰ、Ⅱ类负荷超过上述比例时）选择。

”S N.T≥60%~70%S max/(n−1),S N.T≥S imp;式中,n--变电所主电压器台数本设计电压等级110kV，即为S N.T≥60%S max，S N.T≥S imp4.1.3变压器的型式根据《发电厂电气部分》第四章（第四节）1．相数的确定在330kV及以下的发电厂和变电所中，一般都选用三相式变压器。

因为一台三相式较同容量的三台单项式投资小、损耗小，同时配电装置结构较简单，运行维护较方便。

本设计变电所所处地势平坦、交通便利，故选用两台三相式变压器。

2．绕组数的确定只有一种升高电压向用户供电或系统连接的发电厂，以及只有两种电压的变电所，采用双绕组变压器。

本设计各变电所均为110/10kV，故采用双绕组变压器。

3．绕组接线组别的确定我国电力变压器的三相绕组所采用的连接方式为：110kV即以上电压侧为“YN”，即有中性点引出并直接接地；35kV以下电压侧（不含0.4kV及以下）一般为“D”。

4．结构形式的选择升压型。

升压型的绕组排列为：铁心——中压绕组——低压绕组——高压绕组，高、低压绕组间相距较远、阻抗较大、传输功率损耗大。

降压型。

降压型的绕组排列为：铁心——低压绕组——中压绕组——高压绕组，高、低压绕组间相距较远、阻抗较大、传输功率损耗大。

本设计以高压测向中压侧供电为主、向低压侧供电为辅，故选用降压型。

5．调压方式的确定变压器的电压调整是用分接头开关切换变压器的分接头，从而改变其变比来实现。

本设计拟用顺调压、逆调压、恒调压，三种方式进行调压。

6．冷却方式的选择（均由生产厂家提供）110kV变压器容量在31500kVA及一下的均为自然风循环；50000kVA及以上的均为强迫油环风循环。

110kV主变压器一般采用风冷，而变电所水源有限，一般不采用水冷。

4.2确定各变电所的计算负荷4.2.1根据给出的负荷资料已知P max及cosφ，利用S max=P+jQ=P+jP tan cos−1φ并求出最大、最小负荷时各变电所的S max、S min。

同时，忽略功率损耗，认为功率均布，计算出各个方案的各线路上的功率情况。

4.2.2求取各变电所的最大负荷年利用小时数T maxT max=L i×t i×365以下为各变电所负荷情况列表：4.3确定各段线路的导线4.3.1方案24.3.1.1导线型号的选择根据T max在《电气工程专业毕业设计指南－电力系统分册》第47页（第六节送电线路导线截面的选择）的介绍，按照经济电流密度以及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，若双回线路，则计算公式S j=I maxJ=P2+Q223U N∙J式中，I max——正常运行时的最大持续工作电流；P max——正常运行时的最大持续有功功率；U N——线路额定电压；J——经济电流密度，单位： A/(mm2)对于链式网络，各段线路的最大负荷利用小时数T max等于所供负荷点的最大负荷利用小时数T max的加权平均数，即：T max=P max∙j∙T max∙j nj=1max∙jnj=1式中，P max∙j——各负荷点的最大有功功率；——各负荷点的最大负荷利用小时数。

4.3.1.2对导线型号的校验1.机械强度校验S≥35mm2满足要求2.电晕校验S≥70mm2满足要求由于所选导线截面积均不小于70mm2所以均满足机械强度及电晕校验条件3.发热校验当流过各导线的最大工作电流I max≤KI al，则发热校验满足要求。

查表得：环境温度为32℃时，各导线允许最高温度为70℃长期允许载流量：LGJ-185/30 I al=539A已知θ=25℃（基准环境温度及年平均温度）θ0=32℃（年最热月平均气温）−θ/θ−θ4.3.1.3电压损耗校验（1）正常运行方式下电压损耗即：所有双回线均同时运行∆U%≤10%（2）故障运行方式下电压损耗即：所有双回线均按单回线运行∆U%≤15%∆U%=U1−U2×100%=∆U×100%=P max R+Q max X2×100%4.3.2方案34.3.2.1导线型号的选择五、对剩余两方案再进行经济比较5.1工程总投资（1）包括线路的总投资O L(注：双回线路同杆架设考虑线路长度L=1.8)变电站总投资O 总=O L+O变（2）工程总投资应折算到建设期末O=O总1+i3（i为年利率6.6%）本设计方案是当年投资故O=O总（3）O变为变电所投资与发电厂新增间隔投资之和（注：由于本次所选两个方案均是四回出线，故发电厂新增间隔投资不参加比较）5.1.1本次变电所设计所用到的方案（1）B-3根据《国家电网公司输变电工程典型设计，110kV变电站分册》中推荐的典型方案B-3，总概算（工程静态投资）=4085万元，这其中包括了电气部分和土建部分的概算其中：2台110/10kV三相变压器，110kV侧两回进线，SF6组合电器，10kV电缆出线金属铠装中置式小车柜，10kV有24回出线等另外典型方案B-3的子模块：1.增减1回110kV出线及主变电压器单位的概算为662.688万元2.增减1回10kV出线及电缆出线的概算19万元（2）C-2根据《国家电网公司输变电工程典型设计，110kV变电站分册》中推荐的典型方案C-2，总概算（工程静态投资）=6389万元，这其中包括了电气部分和土建部分的概算其中：2台110/10kV三相变压器，110kV侧两回进线，SF6组合电器，10kV电缆出线金属铠装中置式小车柜，10kV有28回出线等另外典型方案C-2的子模块：1.增减1回110kV出线及主变电压器单位的概算为146万元2.增减1回10kV出线及电缆出线的概算18万元5.1.2本案情况结论：方案2工程总投资较方案3多1684.432万元5.2 年运行费用（1）电能损耗费用U1（2）设备折旧、维修、管理费用U2U=U1+U2 5.2.1电能损耗费用及设备折旧、维修、管理费用U2U1=∆A×单价∆A—全年电能损耗单价（0.35元/kW.h）∆A=∆P maxi×τini=1=P max2+Q max2U N2ni=1×R i×τi×103U2=线路投资×7%+变电所投资×12%（2）方案35.3 年费用按当年投资当年用，计算一年利息，年利息6.6%服务期15年计算O=O总1+i35.4 结论综上所述综合比较方案2和3，技术比较都符合要求，但是方案3更为经济。