长沙理工大学电网课程设计.doc

电网规划课程设计
目 录
前言 3
第一章 设计任务书和原始资料 4
第二章 电网接线初步方案设计 7
第一节：电网接线初步方案的选择与供电电压等级的确定 7
第二节：电网接线方案的技术经济比较 15
第三节：输电线型号的选择 22
第四节：方案技术经济比较 31
第三章 调压计算 38
课程设计总结 45

前 言
经济发展，电力先行。电力工业是国家的基础，在国民经济发展中占据十分重要的地位。电能是一种不能储存的、无形的二次能源，发电、变电、输送、分配和消费几乎是在一瞬间完成，必须保持有功和无功功率的平衡。同时为了满足消费需求，保证生产生活的稳定，所发电能要满足经济性好、可靠性高、电能质量高等要求。
经验告诉我们，在现阶段，联合电力系统是保证供电可靠性、经济性和高质量的最好的办法，而这也是我国电力行业发展的趋势。通过联络线路将几个地方电力系统连接起来所形成的电力系统称为联合电力系统。联合电力系统可以合理利用能源、减少系统备用容量、装设高效率的大容量机组，提高电力系统运行的经济性；系统间相互支援可以提高系统的供电可靠性；系统容量越大抗干扰能力越强，可以减小系统受到干扰（负荷变化）时的频率波动和电压波动，提高电能质量。
要建好大规模的安全可靠的联合电力系统，必须做好规划，加强电力规划和电网建设。电力规划是根据社会经济发展的需求，能源资源和负荷的分布，确定合理的电源结构和战略布局，确定电压等级、输电方式和合理的网架结构等。电力规划的合理与否，事关国民经济的发展，直接影响到今后电力网络运行的稳定性、经济性、可靠性以及未来经济的发展。
该课程设计要求按照给定的数据，依照国民经济应用的要求设计一个供电、变电、输电、分配和消费的电力系统。该电力系统包括一个发电厂、三个变电所、若干输电线路，同时考虑该系统为联合电力系统的一子系统，其联络线可视为无穷大系统。设计的要求是该电力系统应满足一定的供电可靠性、稳定性和经济性，电能质量高，同时运行方式灵活，适应多种负荷变化情况。投资费用亦应当设计至最小。

第一章 设计任务书和原始资料
一、 设计任务
本次电力系统规划设计是根据给定的发电厂、变电站（所）原始资料完成如下设计：
1. 确定供电电压等级
2. 初步拟定若干待选的电力网接线方案
3. 发电厂、变电所主变压器选择
4. 电力网接线方案的技术，经济比较
5. 输电线路导线截面选择
6. 调压计算
二、 原始资料
1. 发电厂，变电所相对地理位置及距离：

2. 发电厂技术参数
装机台数、容量：2×50（MW）
额定电压（KV）：10.5KV
额定功率因数：cosφ=0.8
3. 架空输电线路导线经济电流密度见下表1-1：
表1-1 架空输电线路导线经济电流密度（A / mm2）

年最大负荷利用小时数Tmax

3000以下
3000～5000
5000以上
铝
1.65
1.15
0.90
铜
3.00
2.25
1.75
4. 负荷数据及有关要求如下表1-2：
表1-2 发电厂及变电站负荷数据与有关要求
厂站
项目
A
1
2
3
最大负荷（MW）
30
60
60
50
最小负荷（MW）
15
35
40
30
功率因数cosφ
0.85
0.9
0.9
0.9
Tmax(h)
5000
5000
5500
5000
低压母线电压（KV）
10
10
10
10

调压要求
最大负荷（%）
5
2~5
2~5
5
最小负荷（%）
0
2~5
2~5
0
各类负荷（%）
I 类
30
30
30
0
II 类
30
30
25
50
5. 电网电压等级的确定
对所拟定的初步接线方案按均一网计算其初步功率，确定各输电线路的输送容量和输送距离，再依据输送容量和输电距离以及电源的电压等级来选择输电线路的电压等级。
各种电压等级适合的输电容量和输电距离如下表1-3：
表1-3 各种电压等级适合的输电容量和输电距离
额定电压（KV）
输送功率（KW）
输送距离（KM）
35
2000～10000
20～50
60
3500～30000
30～100
110
10000～50000
50～150
220
100000～500000
100～300
6. 电能损失费计算方法
（1）由潮流计算结果得出全网最大损耗功率；
（2）根据附录中给出的年最大负荷利用小时数、负荷功率因数，根据下表查出年最大负荷损耗时间；
（3）计算整个电网全年电能损耗（Kwh／年）；
（4）按电力系统综合成本电价（取0.35元／Kwh）计算电能损失费。
最大负荷损耗小时与最大负荷利用小时、功率因数之间的关系见下表1-4：
表1-4 最大负荷损耗时间与最大负荷利用时间、功率因数之间的关系

0.80
0.85
0.90
0.95
1.00
2000
1500
1200
1000
800
700
2500
1700
1500
1250
1100
950
3000
2000
1800
1600
1400
1250
3500
2350
2150
2000
1800
1600
4000
2750
2600
2400
2200
2000
4500
3150
3000
2900
2700
2500
5000
3600
3500
3400
3200
3000
5500
4100
4000
3950
3750
3600
6000
4650
4600
4500
4350
4200
6500
5250
5200
5100
5000
4850
7000
5950
5900
5800
5700
5600
7500
6650
6600
6550
6500
6400
8000
7400

7350

7250

第二章 电网接线方案初步设计
第一节 电网接线初步方案的选择与供电电压等级的确定
一、 初步拟定接线方案的依据
电网接线初步方案主要根据负荷对供电可靠性的要求拟定。初步方案拟定时，在考虑对第一类负荷要求任何情况下都不能断电，第二类负荷尽可能的保证供电，必要时可以停电，对于第三类负荷，可以停电的先提条件下列出所有满足供电可靠性要求的初步方案。
二、 拟定的方案

初步筛选：由于第七种到第二十种方案可靠性和经济性不高，故选用方案一到方案六进行初步潮流计算。
三、 发电厂及负荷功率的初步计算
初步比较即为线路的长度以及线路上的损耗的比较，计算公式为 △PM=∑lmS2 。初步潮流计算按均一网计算，采用无功就地补偿，即初次计算不考虑无功的分布。
以第三种方案的计算过程为例：
已知量为：发电厂装机容量：SN=2×50（MW）=100MW
发电厂用电负荷（厂用电取8%为8MW）：Pmax =30MW Pmin=15MW
变电所①负荷：Pmax=60MW， Pmin=35MW
变电所②负荷：Pmax=60MW， Pmin=40MW
变电所③负荷：Pmax=50MW， Pmin=30MW
总负荷：PLmax=8+15+60+60+50=193MW(发电厂用电负荷最大)
PLmin=8+30+35+40+30=143MW(发电厂用电负荷最小)
因为负荷最大时为PLmax=193MW而发电厂出功率只有PG=100MW，故电网还须从系统S中吸收93MW的功率。
第一步，环网的化简：把负荷3移植到S和1中。
移植到S中的负荷大小为：

移植到1中的负荷大小为：

负荷3移植后，S—1线路等效长度为（35+40）//（50）=30km
第二步，潮流计算：
方案三从A站解开的功率分布图

第三步，还原S—1线路上的负荷：

故，其功率分布如下图所示：

方案三初步功率分布

四、 初步方案的比较选择
六种方案初次潮流计算后的功率分布结果和比较如下表所示：
表2-1 初步潮流计算后的功率分布结果和比较

方案
接线图及功率分布
线总长（KM）
损耗（MW）
优缺点
方案一

205

3.49×105
优点：线路很短，接线方式简单。
缺点：损耗大，可靠性不高
方案二

260

2.99×105
优点：可靠性高，线路较短
缺点：接线有点复杂，损耗大
方案三

255

2.56×105
优点：线路较短，损耗很小，可靠性高
缺点：网络有点复杂
方案四

307

2.4×105
优点：网络结构简单，可靠性高，损耗较小
缺点：线路长，接线方式较简单，灵活性与联网性较低
方案五

260

2.11×105
优点：线路不长，损耗非常小可靠性较好
缺点：变电所3接线方式较单一，灵活性一般
方案六

266

4.4×105
优点：损耗小，可靠性非常高
缺点：线路太长，损耗较大
方案小结：经过上表对几种接线方案的初步可靠性与比较，初步选定方案三和方案五，分别将其命名为方案I和方案II。由于各方案的初步潮流计算功率分布值都在50MW左右，故电压等级选定为110KV。

第二节 电网接线方案的技术经济比较
由于方案一与方案二负荷及发电厂各项指标均相同，各线路电压等级均为110KW，故两种方案所选择变压器的原理方法相同，故一下接线方式及变压器的选择结果两最优方案共同适合。
一、 发电厂，变电站主接线方式的选择
1. 发电厂A接线方式的选择
从系统负荷情况看，细听中1,2变电所均包含一，二类负荷，3变电所包含50%的二类负荷，因此保证供电的可靠性是首要问题。故发电厂主接线采用高压侧双母线，两台50MW发电机与两台变压器采用单元接线方式。如下图所示：

2. 变电所接线方式的选择
由于变电所1和2均包含30%一类负荷和30%二类负荷，电能质量要求高且要求保证供电不中断，故两变电所均白采用双电源供电，同时采用内桥式接线方式
（如下图所示）。由于变电所3包含50%的二类负荷，电能质量和供电可靠性要求较高，故两变电所均此采用双电源供电，同时采用内桥式接线方式。
二、 发电厂，变电所主变压器配置和型号的选定及其技术指标计算
1. 发电厂A的主变的选定
发电厂装机容量为2×50MW，因此，初步确定变压器的容量S的值为：

从符合情况看，系统中1,2变电所均包含一，二类负荷，3变电所包含50%的二列负荷，因此保证供电的可靠性是首要问题，故采用两台其型号为SFP7-63000/110的变压器。发电厂主接线采用高压侧双母线，两台20MW发电机与两台变压器采用单元接线方式。
变压器铭牌参数见下表：
表2-2 发电厂主变压器铭牌参数
额定容量
Sn=63MW
变比
121KV±2.5%/10.5KV
空载损耗
△Pu=65KVA
短路损耗
△Pk=260KVA
阻抗电压
Uk%=10.5
空载电流
IO%=0.6
变压器参数的计算：
电阻:
变压器最大功率损耗：

所以：△SZTmax=(0.3+j7.77)MW

变压器最小功率损耗：

所以：△SZTmin=(0.12+j3.2)MW
计算变压器电压损耗：
由于发电厂低压侧无功采取就地补偿原则，故无功QN≈0

所以变压电压降：

2. 变电所主变的选定
变电所主变变压器容量按容载比等于1.6考虑，且考虑到变电所一台变压器故障的情况，所以变电所均采用两台变压器。
变电所1,2主变的选定：由于第一，二类负荷占系统60%，对安全可靠供电要求较高，故需要采用双电源供电，每个变电所设置两台变压器，采用内桥式接线，变压器容量S定为：
S=1.6×Smax×60%=58MW
所欲变压器的容量SN选定为 63MW 。其型号为：SFP7-63000/110
铭牌参数如下表2-3：
表2-3 变电所1和变电所2主变压器铭牌参数
额定容量
SN=63MW
变比
110KV±2.5%/10.5KV
空载损耗
△P0=65KVA
短路损耗
△Pk=260KVA
阻抗电压
Uk%=10.5
空载电流
I0%=0.6
变压器电阻：
变电所1变压器最大损耗△Smax：

故:
变电所1变压器最小损耗：

故:
变电所1变压器电压降：

变电所2变压器最大损耗：

变电所2变压器最小损耗：

故：

变电所2变压器电压降：

变电所3主变的选定：二类负荷占系统的50%，对安全可靠供电要求较高，故需要采用双电源供电，每个变电所设置两台变压器，采用内桥式接线，变压器容量S定为：
S=1.6×Smax×50%=40MW
所以变压器的容量SN选定为50MW，其型号为：SF7-50000/110

铭牌参数如下表2-4：
表2-4 变电所3主变压器铭牌参数
额定容量
SN=50MW
变比
110KV±2.5%/10.5KV
空载损耗
△P0=55KVA
短路损耗
△Pk=216KVA
阻抗电压
Uk%=10.5
空载电流
Io%=0.7
变压器电阻：

变压器最大损耗：

故
变压器最小损耗：

故
变压器电压降：

第三节 输电线路型号的选择
一、 导线截面积选择依据
原理：导线截面选择（按计算所得初步功率分布，按经济电流密度选择导线截面，按机械强度，发热条件，电晕条件进行校验，然后再按选择的导线参数进行潮流计算，并重新选择导线截面，知道前后两次所选截面相同为止）。
二、 方案I导线截面积的选择（以下的脚标均表示两节点）

第一步：计算线路最大负荷利用小时数
Tmax(A-2)=Tmax(x-2)=Tmax(2)=5500h
Tmax(A-1)=
Tmax(s-1)=
Tmax(s-3)=Tmax(1-3)=Tmax(3)=5000h
第二步：根据所算出的各线路Tmax值经下表表2-5确定各导线的经济电流密度J
表2-5 架空输电线路导线的经济电流密度J（A/mm2）
导线材料
年最大负荷利用小时数
Tmax
3000以下
3000~5000
5000以上
铝
1.65
1.15
0.9
铜
3.00
2.25
1.75
JA-2=JS-2=JS-1=0.9(A/mm2) JA-2=JS-2=JS-1=1.15(A/mm2)
第三步：不考虑功率因数的情况下计算各线路上的最大电流

第四步：计算各导线的截面积

第五步：根据各导线的计算截面积由下表表2-6初步选择导线的型号：
表2-6 钢芯铝绞线的容许载流量（按环境温度+250，最高允许温度+700）
导线型号
载流量A
导线型号
载流量A
导线型号
载流量A
LGJ-35
170
LGJ-120
380
LGJ-300
700
LGJ-50
220
LGJ-150
445
LGJ-400
800
LGJ-70
275
LGJ-185
515

LGJ-95
335
LGJ-240
610

总结：所选各导线的型号和参数如下表表2-7：
表2-7 方案I各导线的型号和参数
线路
长度（KM）
型号
阻抗Z
lA-2
48
LGJ-240
6.24+j19.296
ls-2
42
LGJ-240
5.513+j16.88
ls-1
50
LGJ-185
8.16+j20.43
ls-3
40
LGJ-300
4.2+j16.08
l1-3
35
LGJ-50
21.3+j15.82
lA-1
40
LGJ-240
5.2+j16.08
注：导线间距取值为4m
三、 方案II导线截面积的选择

方案II的初步功率分布
第一步：计算线路最大负荷年利用小时数
Tmax(A-2)=Tmax(2-s)=Tmax(2)=5500h
Tmax(A-1)=Tmax(S-1)=Tmax(1)=5000h
Tmax(3)=5000h
第二步：根据所算出的各线路Tmax值确定各导线的经济电流密度J
JA-2=JA-1=JS-2=JS-1=JS-3=0.9(A/mm2)
第三步：不考虑功率因数的情况下计算各线路上的最大电流

第四步：计算各导线的截面积：
;
;

;

第五步：根据各导线的计算截面积初步选择导线的型号见下表表2-8：
表2-8 方案II初步选择导线的型号
线路
长度km
型号
阻抗Z
lA-2
48
LGJ-185
8.17+j19.296
lS-2
42
LGJ-185
7.15+j16.88
lS-1
50
LGJ-185
8.51+j20.1
lS-3
40
LGJ-240
5.2+j16.8
lA-1
40
LGJ-240
5.2+j16.08
四、 利用潮流分布对两方案中所选导线型号进行校验
方案I：

方案I等效电路
1. 线路型号的校验
讲3的负荷转移至S和1上：
3转移至S上的负荷

3转移至1上的负荷：

转移后S系统和负荷1之间的等效阻抗为

按下图进行初步功率计算：

方案I从无穷大系统S处解开的等效图

由和可计算出 与
将3的负荷还原：

2. 线路的发热校验
2.1系统正常运行情况下，各线路最大发热电流Imax<Ixm(允许值)
2.2 系统出现一条断线的情况如下表，一下仅以A-1断线时的计算为例：
A-1断线，线路A-2上流过的最大功率为77MW，最大电流为：
Imax=(允许值)
故系统能够正常运行

下表表2-9为各线路短路时的运行情况：
表2-9 方案I各线路短路时的运行情况
断线
故障运行线路
故障运行线路的导线型号
故障运行线路实际载流量Imax(A)
故障运行线路最大允许载流量IXM（A）
运行情况
A-1
A-2
LGJ-240
325
610
正常
A-2
S-2
LGJ-240
315
610
正常
A-2
A-1
LGJ-240
325
610
正常
2-S
A-2
LGJ-240
315
610
正常
S-3
3-1
LGJ-50
131(50%二类负荷)
220
正常
3. 线路机械强度校验：各线路机械强度均满足负荷要求
总结：由以上各线路上负荷可知，按阻抗计算的功率分布和按均一网的计算功率分布基相差不大，且再次通过对Tmax,Imax与个线段截面S计算校验之后，线路型号无变化。经过线路的发热校验与线路机械强度校验后确定线路均能满足供电可靠性。
方案II：
1. 线路型号的校验
S-1导线不必计算校验

方案II从无穷大系统S处解开的等效图

2. 线路的发热校验
2.1系统正常运行情况下，各线路最大发热电流Imax<Ixm(允许值)
2.2 系统出现一条断线的情况如下表，一下仅以A-1断线时的计算为例：
A-1断线，线路A-2上流过的最大功率为77MW，最大电流为：

线路S-1上流过的最大功率为60MW，最大电流为：

故系统能够正常运行
表2-10 方案II各线路短路时的运行情况
断线
故障运行线路
故障运行线路导线型号
故障运行线路实际载流量Imax（A）

故障运行线路最大允许载流量IXM（A）
运行情况
A-1
S-1
LGJ-185
315
515
正常
A-2
LGJ-185
325
515
正常
A-2
S-2
LGJ-185
315
515
正常
A-1
LGJ-240
325
610
正常
2-S
A-2
LGJ-240
315
515
正常
S-1
A-1
LGJ-240
315
610
正常
S-3（双回）
S-1
LGJ-95
262
515
正常
3. 机械强度校验：各线路机械强度均满足负荷要求。
总结：由以上各线路上负荷可知，按阻抗计算的功率分布和按均一网的计算功率分布基本相差不大，且再次通过对Tmax，Imax 与个线段界面接S计算校验之后，线路型号无变化，经过线路的发热校验与线路机械强度校验后确定线路均能供电可靠性。

第四节 方案技术经济比较
一、技术比较
方案I技术性能：
（1） 供电可靠性：本方案中各变电所均采用两至三端供电，由于同一系统两条输电线同时断线的可能性绩效，所以在任意一条线路发生断线时，系统都能够保证各负荷的供电可靠性。发电厂的和各变电所均采用两台变压器调压，及时当系统发生某一台变压器故障时，系统变电所仍能保证一类负荷和二类负荷的不断电。故本方案系统中全部停电的可能性极小且停电时仍能满足重要负荷和较重要负荷的供电可靠性要求。
（2） 灵活性：本方案负荷1和3为两段供电，负荷2为三端供电，而且各负荷点联网性较高，灵活性较强。
方案II技术性能：
（1） 供电可靠性：本方案中1.2变电所采用两端供电，3变电所采用双回线与S系统相连，且发电站与各变电所均采用两条变压器调压，笨方案系统中全部停电的可能性极小且停电时仍能满足重要负荷和较重要负荷的供电可靠性要求，故系统对各负荷的供电可靠性与方案一比较同样高。
（2） 灵活性：本方案与方案I只在负荷3的联网性上有所不同，即在3变电所的供电来源单一，故灵活性稍微不如方案I。
比较总结：两方案技术上总体相差不打，供电可靠性都比较高，系统灵活性也相差不大，未来扩建性等也没有明显的高低，故需要对他们进行进一步的经济比较。
二、经济比较
1.方案I精确潮流计算及线路损耗总电能的计算（负荷的无功功率就地补偿）：

方案I功率分布等效电路图
第一步：系统各端点功率
已知：变电所3的变压器损耗
变电所1,2的变压器损耗
发电厂A变压器损耗
故：负荷1,2端功率
负荷3端功率
发电厂A端功率为：SA=
第二步：电网化简
将负荷3转移到1，S处负荷，负荷变为：
3转移到S的负荷：
3转移到1的负荷：
负荷转移后，S和1节点间的等效阻抗为：
将负荷转移后的网络，从S处断开，得到下图：

方案I从S处解开各功率关系及流向

第三步：负荷3还原

进而得到

故方案I的精确潮流分布图如下所示：

方案I的精确潮流分布图

第五步：计算线路上的功率损耗为
； ；
; ;
; ;
第六步：计算线路损耗总电能
Tmax2A=TmaxS2=5500h
TmaxA1=
TmaxS1=
各段线路年负荷率及年负荷损耗率：
线路A到2和线路S到2：
η24=ηS2=
δ=
△WA2=0.369× 0.441×8760=1.43×106 KW/h
△WS2=0.551× 0.441×8760=2.13×106 KW/h
线路A到1：

△WA1=0.539× 0.457×8760=2.16×106 KW/h
线路S到1：

△WS1= 0.636× 0.473×8760=2.64×106 KW/h
线路1到3和线路S到3：
W13=0.033× 0.375×8760=0.11×106 KW/h
WS3=0.737× 0.375×8760=2.42×106 KW/h
线路损耗总电能：

2.方案II精确潮流计算及线路损耗总电能的计算（负荷的无功功率就地补偿）：
第一步：求系统各线段上的功率
由于负荷是单独供电，这里只算环形网络中的潮流分布。

27.984-j3.146MW

而
所以，该方案的功率分布如下图所示：

方案II功率分布图
第二步：计算线路上的功率损耗
PA2=

负荷三由于采用的是双回路，所以功率损耗减半：

第三步：计算线路损耗总电能
显然，线路上的最大利用小时数与它所连接的负荷相同，所以：
TS2max=TA2max=5500h
TS1max=TA1max=TS3max=5000h
年负荷率：η1=ηs2max=ηA2max=
η2 = ηs1max=ηA1max=ηS3max=

年损耗率：δS2max=δA2max=
δS1max=δA1max=δS3max =
年电能损耗量：
WS1=△PS1×δ2×8760=0.551×0.357×8760=1.72×106KW
WS2=△PS2×δ1×8760=0.642×0.441×8760=2.48×106KW
WA2=△PA2×δ1×8760=0.537×0.441×8760=2.07×106KW
WS3= △PS3×δ2×8760=0.545×0.357×8760=1.7×106KW
WA1= △PA1×δ2×8760=0.497×0.357×8760=1.55×106KW
年电能损耗总量：∑△W=9.52×106KW
3.总投资费用Z和年运行费C的计算
计算方法：
输电线路的年运行费（包括检修，维护，折旧费等）：
C=α△W+α1Z+α2Z
式中α为损耗电能的电价（0.35元/KW.h）; α1为检修维护费率（取0.05）：α2为折旧率（取0.04即按经济使用年限25年计）：△W为电能损耗（KW.h/年）
方案I总投资C1:
线路经济指标表：
表2-11 方案I线路经济指标表
线路
长度（km）
型号
单位造价指标（万元/公里）
总价格
（万）
lA-2
48
LGJ-240
32万
1536
lS-2
42
LGJ-240
32万
1344
lS-1
50
LGJ-185
30万
1500
lS-3
40
LGJ-300
40万
1600
l1-3
35
LGJ-50
20万
700
lA-1
40
LGJ-240
32
1280
Z1=∑l *(单价) = 7960（万）
则：C1=0.35×1.09×107+0.09×7960×104=1.098×107（元）
方案II总投资C2 :
线路经济指标表：
表2-12 方案II线路经济指标表
线路
长度
型号
单位造价指标（万/公里）
总价格（万）
lA-2
48
LGJ-185
30
1440
lS-2
42
LGJ-185
30
1260
lS-1
50
LGJ-185
30
1500
lS-3
40
LGJ-240
32
1280
lA-1
40
LGJ-240
32
1280
Z2=∑l*(单价) = 6760（万）
则：C2=0.35×0.952×107+0.09×6760×104=0.9016×107（元）
则：抵偿年限
比较结论：
由技术上看，两个方案的供电可靠性都很好，而经济上看，由于抵偿年限大于10年，按电力工业投资回收系数0.1考虑，应采用投资小的方案，而方案II比方案I显然要好，因此选择投资小的方案，即方案II。

第三章 调压计算
一 、最大，最小负荷情况下的潮流计算
1. 计算最大负荷情况下的潮流计算
第一步：计算各线段功率损耗
由于在之前的方案II精确潮流计算中已经求出了最大负荷下线路上的有功功率，故现只需要计算线路的无功功率损耗：

方案II最大功率下功率关系及其流向

第二步：计算各负荷端点及发电厂的高压侧实际电压
由于S在本系统中作为电源，故电压取为115KV
S端输入功率为：

S至2端的电压降为：
由于：

故变电所2高压侧实际电压为：

由于

故发电站A高压侧实际电压为：

由于：

故变电所1高压侧实际电压为：
U1=
由于：

故变电所3高压侧实际电压为：

2 .计算最小负荷情况下的潮流计算

方案II最小功率下功率关系及其流向
第一步：计算各线段功率损耗
S断开后，潮流计算

SA2=S2-SS2=30.873-j1.823MW
SA1= S1-SS1=31.173-j2.032MW
各线段损耗：

第二步：计算各负荷端点及发电厂的高压侧实际电压
S作为电源，电压为115V

SS=SS2+△SS2=9.4+j4.05MW
由于：

故变电所2高压侧实际电压：
U2=
S2=SA2=30.87-j1.823MW
由于：

故发电厂A的高压侧实际电压：

由于：

故变电所1高压侧实际电压：
S3=SS1+S3=50.8+j5.7MW

故变电所3高压侧实际电压：
二、调压计算及电压方式选择
本方案中选择逆调压方式：最大负荷时，放电厂A低压母线电压不高于额定值的10%，最小负荷时不低于额定值；变电所1最大负荷时低压母线电压不低于额定值的2%，最小负荷时不高于5%；变电所2最大负荷时低压母线电压不低于额定值的2%，最小负荷时不高于5%；变电所3最大负荷时低压母线电压不高于额定值的5%，最小负荷时不低于额定值。
第一步：计算最大负荷分接头
变电所1：
变电所2：
变电所3：
发电厂A:
第二步：计算最小负荷分接头
变电所1：
变电所2：
变电所3：
发电厂A：
第三步：计算分接头的平均值及选取分接头
变电所1：
故选用110+2.5%即112.75KV的分接头
变电所2：
故选用110+2.5%即 112.75KV 的分接头
变电所3：
故选用110-2.5%即 107.25KV的分接头
发电厂A：
故选用110-2.5%即107.25的分接头
第四步：分接头的校验
变电所1：最大负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
最小负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
电压质量符合要求
变电所2：最大负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
最小负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
电压质量符合要求
变电所3：最大负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
最小负荷时，低压母线电压=
电压偏移=
电压质量符合要求
选择总结：
变电所1选用110+2.5%即112.75KV的分接头
变电所2选用110+2.5%即112.75KV的分接头
变电所3选用110-2.5%即107.25KV的分接头
发电厂A选用110-2.5%即107.25KV 的分接头

课程设计总结
电力网规划设计是电力发展蓝图的建设依据，对电网建设发展具有实际意义。做好电网规划直接影响到某地电网今后的建设方向，故掌握好电网规划至关重要。本人通过此次的课程设计，对电网设计规划有了更为理性的认识，学习到了做好一次电网规划设计所需要的基本择优方法和诸多要素，以下是我的心得体会。
电网规划设计的首要一步是进行电网分析，分析与评估是规划配电网的基础，只有进行科学的分析才能了解电网情况，才能选取适当的评估内容和方法。高压电网方案分析应根据电网所在地理位置、主接线、供电能力和供电裕度、出现间隔等方面的分析和评估；而中压电网现状的评估和分析应从安全性、经济性、可靠性3方面对配电网进行重点分析评估。其中对于安全性和可靠性要考虑到充裕度和安全性，前者是指电力系统有足够的发电容量和足够的输电容量，在任何时候都能满足用户的峰荷要求，表征了电网的稳态性能；后者是指电力系统在事故状态下的安全性和避免连锁反应而不会引起失控和大面积停电的能力，表征了电力系统的动态性能。其次，再对电网的选定与计算，在计算中，数据的准确性是关键。在这次的电网课程设计中，我再次认识到，精确的计算是效率和成功的关键，数据是分析的基础，如果数据收集不准确将直接影响到分析结果。另外，考虑问题的全面性也是关键的环节，在本次电网设计中，我们要全面考虑到线路故障、变压器故障、负荷用电量与发电量的变动等，在通过不同情况的考虑往往能得出更正确的结论。在这次的课程设计中，团队合作也会很重要的因素，队友间的相互协助与分工能够很好的提高计算效率和加快电网设计进度。
俗话说，事必躬亲，通过这次实践我体会到了实际的工作与书本上的知识仍存在很大距离，有些技能无法在书本上彻底理解，通过一次较为实际的电网设计规划，对于将所学的理论知识付诸与实践时可能出现的问题和各种潜在的因素有了更多的了解。由于本人仍处在学习阶段，也知道自己不会的有很多，所以本人还需要进一步的学习，将所学的知识与更多的实践结合在一起，使自己具备比较系统的专业知识和加强的实践能力，同时也恳请老师指导。

参考资料：
【1】于永源 主编 《电力系统分析》 湖南师范大学出版社 1992年7月
【2】陈珩 编 《电力系统稳态分析》水利电力出版社 1995年11月第二版
【3】陆敏政 主编 《电力系统习题集》水利电力出版社 1990年
【4】《电力系统设备手册》 电力出版社 1998年

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