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文本内容:
第一部分总论本设计的内容为一地方电力网的规划设计在该地方电力网内规划有1座发电厂，总的容量为84MW,电网内规划了3座变电变电站，用于将发电厂电能输送到用户负荷中心，变电站最大负荷可达到25MW总的来说，该地方电网的规模比较小发电厂离其最近的变电站距离约为
20.8KM,需要用110KV高压线路将电厂电能送出本电网的规划设计为近期规划，电网内的发电厂、变电站位置及负荷分布己基本确定主要设计内容为
1.在认为电力电量平衡的前提下，确定最优的电力网及各发电厂、变电站的接线方式;
2.确定系统内电力线路及变电站主设备的型号、参数及运行特征；
3.计算电力网潮流分布，确定系统运行方式及适当的调压方式；
4.进行物资统计和运行特性数据计算第二部分电网电压等级的确定原始材料:发电厂装机容量:2X30+2X12MW功率因数:.8额定电压:
10.5KV电网负荷:最大负荷MVA最小负荷MVATmaxh调压要求二次电压KVr变电站1|10+j7|=
12.218+j65000常调压10变电站2|9+j4|=
9.8815+jll5800常调压10用S]~S4表变电站3|13+j9|=
15.8112+j93500常调压1机端负荷:|8+j4|=106+j44700逆调压
10、
39.2KM各条架空线路的范围MIN
16.8KM〜MAX电网电压等级的选取主要是根据电网中电源和负荷的容量及其布局,按输送容量及输送距离，根据设计手册选择适当的电压等级，同一地方、同一电力网内，应尽量简化电压等级对图4-1b LA2ASA2=252+
1823.9+jl
3.7/1102=
0.31+jO.29对图
4.3c L3A AS3A=182+
1122.6+jll.8/1102=
0.10+j
0.43计算电压损耗UA=38kvAUA1=
0.04X
3.5+
0.1X
8.4/115=
0.01^=115-
0.01=
114.99MX2=
0.31X
3.9+
0.29X
13.7/115=
0.02U2=115-
0.02=
114.98△原3=
0.10X
2.6+
0.43X
11.8/115=
0.05U2=115-
0.05=
114.95发电厂到全网电压最低点变电站2的电压损压耗为115-
114.95/11510%,符合要求方案三见图4-2对图4-2a LAIASAI=102+
723.5+j
8.4/U02=
0.04+j
0.10£Z=
3.5+j
8.4+
5.5+j
7.1+
2.6+jll.8=
11.6+j
27.3L2A=
5.5+j
7.1+
2.6+jll.8=
8.l+jl
8.9A=
2.6+jll.8SA2=[25+jl
88.l+jl
8.9+18+jll
2.6+jll.8]/ll.6+J
27.3=-
220.7+J
859.3/
11.6+J
27.3=
23.8+jl
8.2S23=SA2-S2=
23.8+J
18.2-25-jl8=-l.2+jO.2A=S3-=ST.2+jO.2-18-jll=-
19.2-jlO.8因为环行线路，发电厂一直输送功率逐级减小，则变电站3为功率分点，见图4-3a,4-3b潮流负荷23二
1.22+
0.
225.5+j
7.1/110二
19.22+
10.
822.6+jll.8/1102=
0.1+jO.5变电站2原点3+ZUO=T・2+jO.2变电站2前b点Sb2=25+jl8-l.2+jO.2=
23.8+jl
8.2发电厂SA前端=
23.82+
18.
223.5+j
8.4/1102=
0.3+jO.6计算电压损耗Uu=38kvAUA1=
0.04X
3.5+
0.1X
8.4/115=
0.01^=115-
0.01=
114.99MM=
0.3X
3.5X.6X
8.4/115=
0.05U2=115-
0.05=
114.
951.2X
5.2X
7.1/
114.95=
0.07U3=
114.95-
0.07=
114.88AU3A=
19.2X
2.6+
10.8X
11.
87114.88=
1.54UA=
114.88-
1.54=
113.54发电厂到全网压最低点变电站3的电压损耗为:115-
113.34/115=
1.4%,小于10%,可采取一定的调压措施使电压符合要求
2、电力网电能损耗LZiA将各线路的电能损耗叠加，就是全电网的电能损耗各线路段的电能损耗为Z\A=APmax*tMW.h式中△Pmax:最大负荷时线路功率损耗MWo最大负荷损耗时间t与线路负荷的最大负荷利用小时Tmax和流过线路复功率的功率因数cos有关，其中Tmix.1=EPi*Tmax.i/ZPih[3JP100表3・1式中Pi、Tmax.i为线路L后的各变电站最大负荷、最大负荷利用小时数方案二LAI Tmax.i—5000cos.1=
0.80查表:i=3600Z\A=
0.04X3600144LA2Tmax,cos.1=
0.80查表i=4600AA=
0.31X460O14261=5800LAS Tmax.cos.1=
0.85查表i=2150AA=
0.43X2150=
924.81=3500EAA=144+1426+
924.8=
2494.8MW.h=
2494.8万度方案三LA2Tmax.cos.1=
0.85查表i=4500Z\A=
0.2X4500=9001L=5800AI Tmax.cos.1=
0.80查表i=3600AA
0.O4X36001441=5000L3A:Tmax.1=3500cos.l查表i=2000AA=
0.3X2000=600=
0.90L23cos.1=
1.查i=950△A=
0.9X950=855Tmax.l=23XX表:EAA=144+9X+855+6X=2499MW.h=2499万度
3、爨和变盈的一翅资K计算投资费用是为了进行方案的比较，故此处仅对两个方案的不同部分的投资费用进行计算与比较它由线路、变压器和高压断路器的投资构成其中，各厂、站变压器构成相同投资相同，不做变E器投资部分（Kt）比较线路J殳资部分（K1）,按平丘地区110KV架空线路计算，其综合投资指标为LGJ—
185130.0万元公里LGJ—2*
24056.7万元公里LGJTOO
41.8万元公里
9523.7万元/公里高压断路器投资部分（Ks）,采用110KV户外少油式（SW）断路器，每个间隔综合投资为
14.5万元两方案不同部分总投资费用为K=K1+Ks（万元）方案二线路®资K|=
30.0X
20.8+
56.7X
39.2+
41.8X
32.8=
4217.7（万元）高压断路器投资KL
14.5*12=174（万元）总投资费用K=K+K、=
4391.7（万元）方线路投资K|=
30.0X
20.8+
41.8X
39.2+
26.7X
16.8+
41.8X
32.8=
4082.2（万元）高压断路器投资K=
14.5*19=
275.5（万元）总投资费用K=K+KH
357.7（万元）
4、电力网的年运行费用（C）电力网年运行费用由年电能损耗费和设备的折旧维护费组成，具体为C=AA*P+K*o%（万元）式中、眼全网年电能损耗（万度）3电价，
0.35元/度K一次投资（万元）％维护折旧费，线路为
2.2%,变压器为
4.2%方案二C=AA*8+K*o%=
2494.8X
0.35+
4217.7*22%+174X
4.2%=
973.1（万元）方案三C=AA*B+K*%=2499X
0.35+
4082.2X
2.2%+
275.5X
4.2%=
976.0（万元）
5、详细比较及结果两个方案都能保证及故障情况下全电力网的电压质量投资费用上，方案二投资较大；年运费用上，方案二比方案三要好点但应采用刖攵年限法继续比较，T=（K2-K4）/（C4-C2）=（
4391.7-
4357.7）/（
976.0-
973.1）=
11.7（年）＞Tn故方案三为最佳方案第五部分潮流分布计算与调压措施选择确定方案四为最佳方案后，将对该电力网的潮流分布情况进行计算，根据各负荷点对电压质量的要求确定合适的系统调压方案
一、各发电厂、变电站变压器选择各发电厂、变电站有110KV、10KV
6.3KV两个电压等级，各厂、站负荷较小选用Y采用二相油浸风冷式铝线双绕组变压器，即SJL1型发电厂采用发电机■变压器单元接线，变压器容量应与发电机容量配套，无法配套时，选用大一级容量的变压器变电站变压器容量应当满足本站最大负荷的需要选用的变压器容量及参数见表5-1o表中电阻R=lOOOAPKUn2/Sn2QX=1000Uk%Un2/100SnQ空载无功损耗AQo=l%Sn/lXKvar式中APk:娜劄员耗kVAUn、Sn额定电压、额定容量Uk%短路电压百分比1%空载电流百分比表5-1变压器选择及参数表厂站蟾麒容额定电压KV损耗KW短路电空载电电阻勘空载砌员编号台量高压空载压%流%QQ耗kVar126300110±
9.
765210.
51.
115.
8520.
1769.305%2216000110±
10.
518.
511010.
50.
95.
2079.411445%32125000110±
10.
516.
41009.
00.
937.
7487.
12116.255%A250000115土
10.
548.
625010.
50.
751.
3227.783755%
二、最大负荷潮流计算
1、计及变压器励磁及负载损耗后各厂、站运算负荷计算功率见表5-2表5-2最大负荷时各发电厂计算功率、变电站运算负荷厂站编号负荷/功率视在功率变压器总阻抗绕组损耗铁珈耗运算负荷/计算MWMV^MVAMW功率MVA11呵
12.
2115.85苛
20.
170.05+j
0.
480.0072+j
0.
35310.124j
7.83225+ji
830.
815.20+J
79.
410.03+j
0.
650.
09040.
51225.124jl
9.16318+jll
21.
107.74+j
87.
120.04+j
0.
710.085+j
0.
40918.13+
12.12Atain
67.2+j
50.
4841.32+j
27.
780.03+j
0.
70.01+j
0.
7659.17+J
44.32负荷8+j
6100.95+j
17.
670.02+j
0.
060.012+j
0.13娅器损耗由汝损耗、铁芯损耗两部彻成缱fl损耗R+JXS2/U2N铁芯损耗ZkPo+AQt式中S为变压器中通过的视在功率变电站运算负荷为其总出线负荷与降压变压器总损耗之和发电厂计算功率为其机端送出容量与升压变压器总损耗之和
2、正常情况下，功率分布及线路损耗计算见图5—1方案三图4-1对图4-1a LAIASAI=
10.122+
7.
8323.5+j
8.4/1102=
0.05+jO.04首端发电厂A端功率SA=
0.05+j
0.04+
10.12+j
7.83£Z*=
3.5+j
8.4+
5.3+j
7.1+
2.6+jll.8=
11.6+j
27.3Z2A=
5.5+j
7.1+
2.6+jl
1.8=
8.l+jl
8.9Z,A=
2.6+jl
1.8S=SA2=[
25.12+J
19.16*
8.l+jl
8.9+
18.13+jl
2.12*
2.6+jll.8]/
11.6+j
27.3=一
254.53+j
875.41/
11.J
27.3=
23.8+jl
9.4S23=SA2-S2=
23.8+jl
9.4—
25.12—j
19.16=—
1.32+j
0.24S3A、=S23-S3=-
1.32+jO.24-
18.13-jl
2.12=-
19.45-jll.88确定功率分点为变电站3o在此处将网路解开，按线路额定电压计算线路功率项耗图4-1b LA2:末端变电站2端功率S3A=
19.452+ll.
8822.6+jll.8/1102=
0.11+jO.51△SA2=H.822+
8.
4824.5+jl
3.6/352=
0.78+J
2.35首端发电厂A端功率SA2a=SA2b+ASA2=
12.6+J
10.83负荷△SA3=
1.322+
0.
2425.5+j
7.l/1102=0变电站2原点△S23+S3zu°=T.32+jO.24变电站2前b点Sb2=
25.12+jl
9.16-
1.32+jO.24=
23.8+jl
9.4发电厂SA前端=
23.82+
19.
423.5+j
8.4/1102=
0.27+jO.65计算电压损耗AUAI=
0.05X
3.5+
0.04X
8.4/115=
0.01Ut=115-
0.01=
114.
9910.17X
3.5+
7.X
8.4/115=
0.88U2=115-
0.88=
114.
121.32X
5.5K.24X
7.1/
114.12=
0.08U2=
114.12-
0.88=
114.04△UM=
19.45X
2.6+
11.88X
11.8/
114.04=
1.67UA=
114.04-
1.67=
112.37发电厂到全网电压最低点变电站3的电压损压耗为:115-
112.37/115=2,3%10%,电压符合要求
三、最小负荷潮流计算
1、计及变压器励磁及负载损耗后各厂、站运算负荷计算功率见表5-3表5-3最小负荷时各发电厂计算功率、变电站运算负荷厂站编号负荷/功率视在功率变压器总阻抗绕组损耗铁榭员耗运算负荷/计算M以MV^QMV\MW功率MVA18+j
61015.58+j
20.
170.08+j
0.
720.063+j
0.
3278.14+j
7.05215+jll
18.
605.2O+J
79.
410.06+j
0.
830.085+j
0.
58715.15+j!
2.42312+j
9157.74+j
87.
120.07+j
0.
920.081+j
0.
42512.15+jl
0.35Atrua
67.2+j
50.484132+
27.78O..O3+jO.7OO.Ol+jO.
7667.24+
51.86负荷
7.
210.76+j
12.
250.15+j
0.61O.Ol+jO.08正常情况下，功率分布及线路损耗计算见图5—3方案三图4-3对图4-3a LAIASAI=
8.142+
7.
0523.5+j
8.4/1102=
0.03+jO.08首端发电厂A端功率SA=
0.03+j
0.08+
8.14+j
7.05=
8.17+j
7.13£Z*=
3.5+j
8.4+
5.3+j
7.1+
2.6+jll.8=
11.6+j
27.3Z2A=
5.5+j
7.1+
2.6+jll.8=
8.l+jl
8.9Z3A=
2.6+jll.8S=SA2=[
15.15+jl
2.42*
8.l+jl
8.9+
12.15+jlO.35*
2.6+jlll.8]/
11.6+J
27.3=—
202.563+j
557.
217111.6-j
27.
3711.62+
27.32=
14.62+jl
3.63S23=SA2-S2=1462+jl
3.63-
15.15-jl
2.42=P.53+jl.21S3A=S23-S3=-
0.53+jl.21-
12.15-jlO.35—1268-j
9.14确定功率分点为变电站3在此处将网路解开，按线路额定电压计算线路功率项耗图4-4ab中末端变电站2端功率S3A=
12.682+
9.
1422.6+jll.8/1102=
0.05+J
0.24LA3:负荷SAS23=
0.532+l.
2125.5+j
7.l/1102=0变电站2原点SAS23+S3zuo=-
0.53+jl.21变电站2前b点Sb2=
15.15+jl
2.42-
0.53+jl.21=
14.62+J
13.63发电厂SA前端=
14.622+
13.
6323.5+j
8.4/U02=
0.12+jO.28计算电压损耗AUA1=
0.05X
3.5+
0.24X
8.4/115=
0.02Ui=115-
0.02=
114.98△1]版=
8.14X
3.5+
7.05X
8.4/115=
0.76U2=115-
0.76=
114.24U23=
0.53X
5.5+
1.21X
7.1/
3114.24=
0.10U3=
114.24-
0.10=
114.14△UM=
12.15X
2.6+
10.35X
11.8/
114.14=
1.35UA=
114.14-
1.35=
112.79发电厂到全网电压最低点变电站3的电压损压耗为:115-
112.79/115=
2.0%10%»电压符合要求
四、系统运行及电E调整分析综合以上的潮流计算可见，系统装机可以满足各种条件下的负荷供应，并有足够的备用容量由于在变电站安装了无功补偿装置，即使在单条线路发生最严重的故障情况下也能够保证电压质量及负荷供应根据各种情况下的潮流分布计算，变电站降压变压器的接头使用H0/
10.5KV,发电厂升压变压器分接头使用115/
6.3KV发电机可以在额定电压的（95~105）%范围内保持额定功率运行发电厂A的机端负荷要求逆调压，由调整该发电厂发电机机端电压实现在整个系统电压偏高或偏低时，可联合2个电厂的发电机组共同调压，以避免单独采用电容器调压时，可能造成局部电压偏高或偏低在调整系统电压时，要避免长距离输送无功功率，尽量保证无功功率就地平衡第五部分物资统计和运行特性数据的计算
一、物资统计（含导线、变压器、高压开关）导线LAI单回线，型号LGJ-185,长度；
20.8Km,阻抗
3.8+J
8.4LA2单回线，型号LGJ-400,长度:
39.2Km,阻抗
3.1+J
14.1L23单回线,型号LGJ-95,长度；
16.8Km,阻抗
5.5+J
7.1L3A单回线，型号LGJ-400,长度；
32.8Km,阻抗
2.6+J
11.8变压器变电站1型号SFZ7-6300/110,容量
6.3MVA,台数2变电站2型号SFZ7-15000/11,容量15MVA,变电站台数23型号SFZ7-12500/110,容量:
12.5MVA,台数2发电厂型号SFZ7-15000/110,容量15MVA,台数5高压开关H0KV侧的断路器变电站1型号SW3—110G/1000,台数2变电站
2、3型号SW3—110G/1000,台数1（）发电厂型号SW2—1101/1500,台数7
二、运行特性数据计算
1、最大负荷时功率损耗率二发电机送出总功率一负荷总功率/发电机送出的总功率X100%=
55.14-10-25-
18755.14=
3.9%年电能损耗率=全网年电能损耗/全网负荷年电能消耗+全网年电能损耗X100%=2499/2499+10X500025X5800+18X3500X100%=
0.96%输电效率=1一年电能损耗率=1一
0.96%=
99.04%
2、最小负荷时功率损耗率二发电机送出总功率一负荷总功率/发电机送出的总功率X100%=
38.21-8-15-12/
38.21=
8.4%年电能损耗率=全网年电能损耗/全网负荷年电能消耗+全网年电能损耗X100%=2499/2499+8X500015X5800+12X3500X100%=
0.26%输电效率=I一年电能损耗率=1—
0.26%=
99.74%参考资料:
[1]电力系统设计手册电力工业部电力规划设计总院编
[2]电力系统分析理论刘天琪、邱晓燕编科学出版社
[3]发电厂电气部分熊信银中国电力出版社
[4]电力系统设计技术规程SDJ161-85水利电力出版社
[5]PQ分解法电力系统潮流计算程序四川大学电气信息学院查阅资料
[3]P34表
2.1可知各电压级架空线路输送能力如下l.lOkv电压级输送容量一
0.2〜2MVA；输送距离一6~20KM
2.35kv电压级输送容量一2~15MVA；输送距离一20〜50KM
3.11kv电压级输送容量一1~5MVA；输送距离一50-150KM本地方电力网发电厂容量较小，输电距离范围为50〜150KM,除变电站2最大负荷比重稍微较大于25MW外，各厂、站负荷均在10~20MW以内综上所述，各发电厂、变电站之间输电线路均宜采用llOkv电压等级第三部分电网接线方案的初步选择根据电网的安全、经济、可靠和灵活性等要求，在初选本地方电网主接线着重考虑了以下几个方面a.变电站2重要负荷比重大，可靠性要求高，要保证2条以上UOkv进线；b.发电厂应当就近向变电站送电，避免长距离输电，以降低网损率及节约有色金属；c.从系统调度及继电保护配合方面考虑，网络接线尽量简单，避免形成复杂环网，避免形成电磁环网；d.任一llOkv线路检修或故障断开时，应能尽量保证电力系统的稳定运行，且不致使其他元件超过负荷的规定
一、5个初选方案5个初选方案分别见附录图3・
1、图3-
2、图3-
3、图3-
4、图3-5
二、各厂、站35kv电压级主接线说明确定各发电厂、变电站的主接线方式，其依据是各厂、站在系统中的地位、负荷情况、出线回路数及最终规模等主接线的确定仍应考虑保证向重要负荷的可靠供电，各变电站可以设计两台主变压器方案一由于发电厂和变电站进出线不多，环行，发电厂用单母线分段接线，变电站用单母线接线方案二变电站用桥形接线，发电厂用单母线分段接线方案三变电站1用桥形接线，2,3用单母线分段接线，发电厂进出线较多用双母线分段接线方案四发电厂用双母线分段接线，变电站3用单母线接线，变电站1,2用单母线分段接线方案五变电站1用桥形接线，变电站2用单仔线接线，变电站3用单母线分段接线，发电厂进出线较多采用双母线分段接线
三、电网主接线方式的初步比较拟定了可能接线方案，接下来就按照路径长度、线路长度、负荷矩及开关数等指标对各方案进行初步比较
1、路径长度（L1）路径弯曲系数取
1.05,1为线路地理距离长度，则:Ll=
1.05*E1方案—Li=
1.05*
20.8+
28.0+
16.8+
32.8=
103.32KM；方案二:Li=l.5*
20.8+
39.2+
32.8=
97.44KM；方案三:L|=l.5*
20.8+
39.2+
16.8+
32.8=
115.08KM；方案四:L,=
1.05*
20.8+
28.0+
39.2+
32.8=
126.84KM；方案五:L|=
1.05*
20.8+
32.8+
16.8=
73.92KM；
2、线路总长度L2路径弯曲系数取
1.05,1为线路长度双回线路乘2,则L2=
1.05*121方案一:L2=
1.05*
20.8+
28.0+
16.8+
32.8=
103.32KM；方案二L2=
1.05*
20.8+
39.2+
32.8=
97.44KM;方案三L2=
1.05*
20.8+
39.2+
16.8+
32.8=
115.08KM；方案四:L2=
1.05*
20.8+
28.0+
39.2+
32.8X2=
161.28KM;方案五:12=
1.05*
20.8+
32.8X2+
16.8X2=
126.00KM；
3、总负荷矩EP1总负荷矩是线路上通过的有功功率与输送距离的乘积全网总负荷距等于各线段负荷距之和它反映了电网有色金属消耗量，也部分反映网络的电压损耗和功率损耗对环网，可按线路段长度和负荷功率求出各线路段功率初分布，再计算其负荷矩环网P=EPiLi/EL式中P电源送出功率，MWLi i点到对侧电源总线路长度，KMPi i点负荷功率，MWEL环网线路段总长度，KM1方案一见图3-6£L=
98.4L]=
77.6L2=
49.6L3=
32.8P=PAI=10X
97.6+25X
49.6+18X
32.8/
98.4=
26.5P|2=P—AIPl=
16.5P23=P12—P2=—
8.5P34=P23—P3=—
26.5总负荷矩PL=
26.5X
20.8+
16.5x
28.0+
8.5x
16.8+
26.5X
32.8=
2025.22方案二见图3-7abc总负荷矩LPL=10X
20.8+25X
39.2+18X
32.8=
1778.43方案三见图3-8abEAA=
88.8L2=
16.8+
32.8=
49.6L3=
32.8P=PA2=25X
49.6+18X
32.8/
88.8=
20.6P23=PA2一P2=
20.6一25=-
4.4P3A=P23-P3=-
4.4-18=-
22.4总负荷矩ZPL=1ox
20.8+
20.6X
39.2+
4.4X
16.8+
22.4X
32.8=
1824.164方案四，见图3-9abEAA^=
20.8+
28.0+
39.2=88kmLl=28+
39.2=
67.2kmL2=
39.2kmPAi=10X
67.2+25X
39.2/88=
18.8kmP!2=PAI一10=
18.8—10=
8.8kmP2A=Pi2~25=-
16.2km总负荷矩£PL=
18.8X
20.8+
8.8X
28.0+
16.2X
39.2+18X
32.8=
1862.88
（5）方案五，见图3-10abPA3=18+25=43P32=25总负荷矩PL=10X
20.8+43x
32.8+25X
16.8=
2038.
44、总高压开关数（£K）双母线分段主接线K=N+1,单母线分段主接线K=N+1,桥形接线K=N-1,无备用终端变电站K=NK各变电站高压开关数（含发电厂高压开关）N元件数（一条出线或一台变压器为一个元件）根据前面的各厂、站llOkv电压级主接线说明可以统计出总高压开关数（£K）计算如下方案一变电站（单母线接线）变电站的电压元件均为4（两台变压器与两条出线公式）K=2+2（变压器）+1（单母线分段）+2（变压器）X3+2X3=17故EK=17方案二发电厂用单母线分段接线，变电站用桥形接线K=3+2（变压器）+1（单母线分段）+[1+2-1（桥形）]X3=12故EK=12方案三发电厂用双母线分段接线，变电站1用桥形，2,3用单母线分段接线K=3+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+1+2（变压器）一1（桥形）=19故EK=19方案四变电站1，2（单母线分段）变电站3（单母线接线）发电厂（双母线分段）K=4+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+2+2（变压器）+2X2+2X2（变压器）+1（单母线分段）X2=22故EK=22方案五发电厂用双母线分段接线，变电站1用桥形接线，变电站2用单母线接线,变电站3用单母线分段接线K=3+2（变压器）+1（双母线分段）+1（母联）+1+2（变压器）一1（桥形）+2+2（变压器）+4+2（变压器）+1（单母线分段）=20故EK=20统计如下总高压开关数（EK）分别为17,12,19,22,
205、方案初步比较结果见下表3-2表3-25个初选方案初步比较指标LIKML2KMEP1EK（台）初步比较结论方案一
103.
32103.
322025.217指标相对较差方案二
97.
4497.
441778.412各项指标相对较好方案三
115.
08115.
081824.1619指标相对较优方案四
126.
84161.
281862.8822指标较差，淘汰方案五
73.
92126.
002038.420各指标相对较差综合以上的比较，“方案
二、三”各项指标较优，“方案
一、方案四和五”总负荷矩较小,各指标也较差，方案淘汰初步比较后，选定方案
二、三接着将对这两个方案进一步比较第四部分电网主接线方案的详细比较和确定对筛选出来的方案还要进行进一步的技术经济比临界状态，包括最大电压损耗、电能损耗及总投资、年运行费用等的比较，确定最佳的接线方案
1、正常情况下的最大电压损耗对所选方案
二、三按各厂、站负荷最大值确定电网的有功功率和无功功率初分布，由经济电流密度选择导线截面积，并进行导线的发热与允许最小截面积的校验，确定各线路段的R、X值，再进行功率分布及电压损耗计算，最终确定各方案最大电压损耗各变电负荷、发电厂送出功率为单位MVA变电站110+J7变电站225+J18变电站318+J11机端负荷8+J6发电厂A
59.2+J
44.41有功功率、无功功率初分布对环网，按线路段长度计算电源送出功率，有S=ESiLi/ZL式中S电源送出功率，MVALi i点到对侧电源线路段总长度，KMSi i点负荷功率，MVALL环网线路段总长度，KM方案二见图3-7abc对图3-7a SAI=SI=10+J7对图3-7b SA2=25+J18对图3-7c SA3=18+J11方案三见图3-8ab对图
4.2a SAI=SI=10+J7对图
4.2b S3A=S23-18+J11=-
4.4-J
3.9-18-J1l=-
22.4-J
14.9对图4-2c S23二SA2—25+J18=
20.6+J
14.1-25-J18=-
4.4—J
3.9SA2=[25+J18*L2A、+18+J11*L3A、]/LAA=
20.6+J
14.12架空线路导线截面积的选择及线路参数按经济电流密度选用导线截面积，有S=1000P/
1.732U*Cos*J=1000|Ss|/
1.732U*J=
14.35*|Ss|式中S导线截面积|Ss|导线复功率的模，SqrtP2+Q2，MVAU线路额定电压110KVJ经济电流密度，
1.15A/mn用LAi表示发电厂A与变电站i之间输电线路，Lij表示变电站i、j之间输电线路，对所选导线截面积按发热及允许最小截面积校验a.HOkv铝架空线路导线最小允许截面积为78mmb.导线温度70°C,导线周围空气温度25°C,HOkv各型导线持续容许负荷为LGJ-
7016.6MVALGJ-
9520.1MVALGJ-
12023.0MVALGJ-15O
26.9MVALGJ-
18531.2MVALGJ-
24036.9MVA本地方网各35kv架空线路导线的几何均距为
4.5m,线路阻抗为线路长度和乘以其线路阻抗率，既R+Jx=ro+jxo*l单位方案二各输电线路导线截面积、参数及其校验如下LAI S=
14.35*
12.21=
175.2,选择导线LGJ-185截面积大于78mm2；每回线路负荷
12.21MVA小于该型导线持续容许负荷
98.0MVA1I0KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；查参数表ro+jxO=O.17+JO.4O2,故R+Jx=ro+jxo*
175.2=305+
38.4LA2S=
14.35*
30.81=
442.1,选择LGJ-500截面积大于78mm2；其线路负荷
30.81MVA小于该型导线持续容许负荷
170.0MVAH0KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数ro+jxO=
0.1+J
0.350,故R+jX=r0+jx0*
442.1=
3.9+J
13.7LA3:S=
14.35*
21.1=
302.8,选择LGJ-400截面积大于78mm2线路负荷
21.1MVA小于该型导线持续容许负荷
161.0MVA110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数ro+jxg.8+JO.36,故R+jX=r+jxO*
302.8=
2.6+
511.8方案三各输电线路导线截面积、参数及其校验如下:LAI S=
14.35*
12.21=
175.2,选择导线LGJ-185截面积大于78mm%每回线路负荷
12.21MVA小于该型导线持续容许负荷
98.0MVA110KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；查参数表ro+jxo=O.17+JO.4O2,故R+Jx=r0+jx0*
175.2=305+
18.4LA28=
14.35*
25.0=
358.2,选择LGJ-400截面积大于78mm2；其线路负荷
25.0MVA小于该型导线持续容许负荷
161.0MVAH0KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数ro+jxo=
0.08+J
0.360,故R+jX=rO+jxO*
39.2=
3.1+J
14.1L23S=
14.35*
5.9=
84.4,选择LGJ-95截面积大于78mm2；其线路负荷
5.9MVA小于该型导线持续容许负荷
63.3MVAH0KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数r0+jx0=
0.33+J
0.422，故R+jX=rO+jxO*
16.8=
5.5+J
7.1L3A、S=
14.35*
27.=
386.1,选择LGJ-400截面积大于78mm2；其线路负荷
27.0MVA小于该型导线持续容许负荷
161.0MVA1I0KV以下电晕可不考虑，机械强度及发热校验均符合要求；参数ro+jxo=
0.08+J
0.360,故R+jX=rO+jxO*
32.8=
2.6+J
11.
83、正常情况下的电压分布和电压损耗计算正常情况下，根据上面所选出的导线参数及各厂、站功率，对上面两个方案的潮流进行进一步计算，计算出各线路段的电压损耗值环网功率分布讲计算时S=ESiZiMZ*式中S电海却拟庠Zi*:i,倒对侧电原削部肮其轴值，QSi i点负荷功率，EZ*环网总阴搞共钮值，Q线路电压的损耗计算为△UnPiR+QiX/UikV其热Pi、Qi、Ui线路同端的旬加崖无婀咨电压值R、X缱Wffi、硕直以2为保证用户电能质量，正常情况下，网络中电源到任一负荷点的最大电压损耗，一般不超过额定电压的10%方案二贝图4-1对图4-1a LAIASAI=102+
723.5+j
8.4/1102=
0.04+j
0.10。
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