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地方电网规划设计

（一） 目的规定：
通过设计掌握电网规划设计的一般原则和常用方法，综合运用所学专业知识，特别是有关电力网、发电厂和变电站方面的理论、概念和计算方法，加深对电网特性的了解,进而了解有关技术政策、经济指标、设计规程和规定，树立统筹兼顾、综合平衡、整体优化的观点，培养从技术、经济诸多方面分析和解决实际工程问题的能力。

（二） 设计内容：
距离关系：

本规划设计涉及有一个电厂，四个变电站的地方电网。他们的地理位置如下图：

发电厂G装机（MV）：
412MV 10.5KV
电网负荷（MVA）

最大负荷
最小负荷
Tmax
调压规定
低压侧电压
变电所1
7+j6
6+j4
4000
顺调压
10KV
变电所2
7+j4.5
6.5+j4
3000
顺调压
10KV
变电所3
7.5+j4
5+j3
3500
逆调压
10KV
变电所4
8.5+j5
7+j4
4800
顺调压
10KV
机端负荷
5+j3
4+j2
3800
逆调压
10KV

具体设计过程如下：

第一节 电力网规划设计方案拟订及初步比较

1、电力网电压的拟定和电网接线的初步选择
由于电网电压的高低与电网接线的合理与否有着互相的影响，因此，在这里设计的时候是将两者的选择同时予以考虑。
1.1 电网电压等级的选择
电网电压等级符合国家标准电压等级，根据网内线路输送容量的大小和输电距离，在此拟定电网的电压等级为110KV
1.2 电网接线方式
这里所拟订的电网接线方式为全为有备用接线方式，这是从电网供电的可靠性、灵活性与安全性来考虑的。当网络内任何一段线路因发生故障或检修而断开时，不会对用户中断供电。这里结合所选的电网电压等级，初步拟订了五种电网接线方式，方案（1）、方案（2）为双回线路，方案（3）为环网，方案（4），方案（5）中既有环网又有双回线路。它们均满足负荷的供电的可靠性。五种方案的电网接线方式如图1-1所示：

图 1-1 电网的接线方式

2. 方案初步比较的指标
2.1 途径长度（公里）
它反映架设线路的地理长度，考虑到架线地区地形起伏等因素，单回线路长度应在架设线路的厂、站间直线距离的基础上增长（5-10）%的弯曲度。这里对各种方案的架空线路的长度统一增长8%的弯曲度。
方案（1）：
方案（2）：
方案（3）：
方案（4）：
方案（5）：。
2.2 线路长度（公里）
它反映架设线路的直接费用，双回路线路的长度应为地理长度的2倍。
方案（1）：
方案（2）：
方案（3）：
方案（4）：
方案（5）：
2.3. 负荷矩（兆瓦*公里）
全网负荷矩等于各线段负荷矩之和，即。它可部分反映网络的电压损耗和功率损耗。在方案（3）、方案（4）、方案（5）中有环型网络，这里先按线段长度和负荷功率求出各线段上的功率分布（初分布），再计算其负荷矩。
方案（1）的电网接线及功率初分布图如下所示：

=14+j10.5MVA =7.5+j4 MVA
=7+j6MVA =8.5+j5MVA =+++=14*16+7*22.4+7.5*20+8.5*33.6
=816.4 (MW.km)

方案（2）的电网接线及功率初分布图如下所示：

=14+j10.5 MVA =16+j9 MVA
=7+j6 MVA =8.5+j5 MVA
=+++=14*16+7*22.4+16*20+8.5*16
=836.8 (MW.km)

方案（3）的电网接线及功率初分布图如下所示：

将环网拆开：

（阻抗的大小与线路长度成正比，假设所有导线型号均相同）

=14.71+j10.10 (MVA)

=15.29+j9.40 (MVA)
=7+j5.6 (MVA) =7.79+j5.4 (MVA) =0.71-j0.4 (MVA)
4为有功功率分点，2为无功功率分点。
=++++
=14..71*16+7*22.4+15.29*20+7.79*16+0.71*32=861.22 (MW.km)

方案（4）的电网接线及功率初分布图如下所示：

=13.08+j9.21MVA
=9.42+j6.29MVA
=6.08+j4.71MVA =0.92+j1.29MVA =7.5+j4 MVA 1为功率分点
=13.08*16+6.08*22.4+7.5*20+9.42*33..6+0.92*32=841.42 (MW.km)

方案（5）的电网接线及功率初分布图如下所示：

=9.45+j5.26 MVA
=6.55+j3.74 （MVA）
=14+j10.5 MVA =7+j6MVA =1.95+j1.26 MVA 4为功率分点
=14*16+7*22.4+9.45*20+6.55*33..6+1.95*16=821.08 (MW.km)
所以：
方案（1）的负荷矩=816.4 (MW.km)
方案（2）的负荷矩=836.8 (MW.km)
方案（3）的负荷矩=861.22 (MW.km)
方案（4）的负荷矩=841.42 (MW.km)
方案（5）的负荷矩=821.08 (MW.km)
2.4高压开关（台数）
由于高压开关价格昂贵，在网络投资中占较大比例，所以需应记录在拟订的各设计方案中的高压开关台数，以进行比较。这里暂以网络接线来记录高压开关台数，暂不考虑发电厂与变电站所需的高压开关。考虑到一条单回线路的高压断路器需在两端各设立一个，故一条单回线路的高压断路器需2个。各种接线方案所需的高压开关台数（高压断路器）记录如下：
方案（1）所需的高压开关台数为16个；
方案（2）所需的高压开关台数为16个；
方案（3）所需的高压开关台数为10个；
方案（4）所需的高压开关台数为12个；
方案（5）所需的高压开关台数为14个；

3.方案初步比较及选择
这里将各初选方案的四个指标如表1-1所示：
表1-1 方案初步比较的指标
方案
线路长度（公里）
途径长度（公里）
负荷矩（兆瓦*公里）
高压开关（台数）
（1）
198.72
99.36
816.4
16
（2）
160.7
80.35
836.8
16
（3）
114.91
114.91
861.22
10
（4）
155.52
133.92
841.42
14
（5）
158.11
116.64
821.08
12

根据表1-2所列四个指标，注意到方案（3）、方案（4）与方案（5）的各项指标较小；但考虑到方案（3）为单一环网，当环网中的某线路发生故障而断开时，电压降落太大很也许不满足电压质量规定，并且线路也许负荷较重，所认为慎重起见，不予采纳。方案（4）与方案（5）的各项指标均较小，因此这里仅对方案（2）与方案（5），再做进一步的具体比较。

第二节 电力网规划设计方案的技术经济比较
.
1.架空线路导线截面选择
对35KV及以上电压级的架空线路，其导线截面的选择是从保证安全、电能质量和经济性等来考虑。一般是按经济电流密度选择，用电压损失、电晕、机械强度及发热等技术条件加以校验。在本次设计中，为了简化计算，所选线路统一采用LGJ-120导线，所以导线截面的选取及校验这一环节可以省去。

2.电压损耗计算
2.1线路参数计算
LGJ-120型号经查表得： ，
阻抗参数计算公式： ， （其中 为线路长度，单位：公里）
1）方案（4）中各线路的阻抗参数计算如下：

2）方案（5）中各线路的阻抗参数计算如下：

2.2 线路功率计算
由于所有方案中所选线路的型号都相同，为LGJ-120，所以该整个电网是一个均一网络，环网的功率分布仅与线路长度成正比，因此其功率的分布与前面所算相同，这里不再重算。
1）方案（4）：
(MVA) (MVA)
(MVA) (MVA)
(MVA)
2）方案（5）
(MVA) (MVA)
(MVA) (MVA)
(MVA)

2.3 电压损耗计算
为保证用户的电能质量，正常情况下，网络中电源到任一负荷点的最大电压损耗，不超过额定电压的5%，故障时（指断一条线路）应不超过10%。
1）方案（4）电压损耗：

由于方案（4）涉及环网，在负荷变电站1处有功率分点，所以这里校验变电站母线1处的电压。还校验负荷变电站3处母线电压。

a）正常情况下：

== 0.98KV

从电源点到负荷点1的总电压损耗为

b）故障情况下：
若线路G-2因故障而被切除，则

从电源点到负荷点2的总电压损耗
若线路G-4因故障而被切除，则

从电源点到负荷点4的总电压损耗
若双回线路G-3中的一条因故障而被切除，则

通过计算，可看出该方案（4）的电压损耗，在正常情况下最大为1.51%；
在故障情况下，其最大也许的电压损耗为5.9%，可见该网络的电压质量问题还是
能得到保证的。

2）方案（5）电压损耗计算

方案（5）也涉及有一小环网，在负荷变电站4处有功率分点，所以这里校验变电站母线4处的电压。还校验负荷变电站1处母线电压。

a）正常情况下：

从电源点到负荷点1的总电压损耗

b）故障情况下：
若线路G-4因故障而被切除，则

从电源点到负荷点4的总电压损耗
若线路G-3因故障而被切除，则

从电源点到负荷点3的总电压损耗
若双回线路G-2中的一条因故障而被切除，则

从电源点到负荷点1的总电压损耗

通过计算，可看出该方案（5）的电压损耗，在正常情况下最大为0.88%；在故
障情况下，其最大也许的电压损耗为2.48%，可见该网络的电压质量问题还是能得到保证的。

3. 电网的年电能损耗
电网的年电能损耗一般用最大损耗时间法计算，即： （万度）
式中 为最大负荷时的有功损耗（千瓦）；
为最大负荷损耗时间（小时）；
最大负荷损耗时间与元件上通过功率的最大负荷运用小时和功率因素有
关，其具体的关系见附表1。
3.1 最大负荷时的有功损耗计算
计算公式：
式中 S=P+jQ为线路上流过的潮流（单位：MW）；
为线路的额定电压（KV）；
为线路的电阻值（）
a）方案（4）各线路的功率损耗经计算如下：

b）方案（5）各线路的功率损耗经计算如下：

3.2最大负荷损耗时间的计算
与的计算
一条线路供应几个负荷，此时按照下式计算：

上述计算公式以下图为例加以说明

a）方案（4）最大负荷损耗时间的计算如下：
方案（4）中涉及有环网，在已求出功率的初分布后，从功率分点1处将其拆开成两
个开式电网，再运用上述公式计算。

表2-1列出了各线路的值及相关参数
表2-1
线路名
线路潮流（MVA）
（h）

最大负荷损耗时间(h)
G-2
13.08+j9.21
3465
0.82
2350
2-1
6.08+j4.71
4000
0.8
2750
G-3
7.5+j4
3500
0.88
2023
G-4
9.42+j6.29
4722
0.83
3000
4-1
0.92+j1.29
4000
0.58
2750

b）方案（5） 方案（5）中也涉及有环网，在已求出功率的初分布后，从功率分点4
处将其拆开成两个开式电网。

表2-2列出了各线路的值及相关参数
表2-2
线路名
线路潮流（MVA）
（h）

最大负荷损耗时间(h)
G-2
14+j10.5
3500
0.8
2350
2-1
7+j6
4000
0.76
2750
G-3
9.45+j5.26
3768
0.87
2600
G-4
6.55+j3.74
4800
0.87
3500
3-4
1.95+j1.26
4800
0.84
3500

3.3 电网的年电能损耗计算
a）方案（4）电网的年电能损耗计算如下：
=（74.45*2350+13.14*2023+78.38*3000+
24.09*2750+1.46*2750）/10000=50.66（万度）
b） 方案（5）电网的年电能损耗计算如下：
=（44.55*2350+42.53*2600+17.31*2750+
34.75*3500+1.57*3500）/10000=39（万度）

4. 方案经济比较
4.1 计算网络建设投资费用K
这里计算投资费用是为了进行方案比较，故只计算其不同部分的投资费用。它由线路、变压器和高压断路器的投资构成。
4.1.1 线路投资
所选导线均为LGJ-120，单价为：20.5万元/km，双回路的第二回路投资取第一回路
的90%。
表2-3 方案（2）的线路投资一揽表 表2-4 方案（5）的线路投资一揽表
线路名
导线长度（公里）
线路造价（万元）
G-2
16
16*20.5=328
2-1
22.4
459.2
G-4
33.6
688.8
4-1
32
656
G-3（双回）
20*1.9
779
线路总投资费用：=2911（万元）
线路名
导线长度（公里）
线路造价（万元）
G-2（双回）
16*1.9
623.2
2-1（双回）
22.4*1.9
872.5
G-3
20
410
G-4
33.6
688.8
3- 4
16
328
线路总投资费用：=2922.5（万元）

4.1.2变压器投资
因两种方案（4）与（5）的电压损耗在正常时或是在故障时都能满足电压质量规定，
即在正常情况下<5%,在故障情况下<10%,初步考虑在变电站选择普通双绕
组变压器就能满足调压规定。所以这两种方案在变压器上的投资相同。
a）变压器型号选择
根据变电站1、2、3、4所带负荷的容量大小，以及为了保证供电的连续性即当变
压器因故障或需要检修而退出运营时不至于对负荷的供电中断，同时尽也许减小变压器
的初次投资，所以考虑分别在变电站1、2、3、4处安排两台普通双绕组变压器，这两台
变压器并联运营。 变压器暂按120万元/台计算
b) 变压器投资计算
由于这两种方案在变电站1、2、3、4所选变压器的容量及台数均相同，所以它们
其在变压器上的总投资也相同，变压器的总投资费用计算如下：
=120*2*4=960（万元）
4.1.3 高压断路器的投资
所有线路采用相同型号的断路器，暂按28.3万元/台计算。
方案（4） =12*28.3=339.6（万元）
方案（5） =14*28.3=396.2（万元）
全网总投资费用：
方案（4）为：K=2911+960+339.6=4210.6（万元）
方案（5）为：K=2922.5+960+396.2=4278.2（万元）
4.2 计算年运营费用C
年运营费用涉及全网的年电能损花费和设备的折旧维护费。
（1）年电能损花费 （万元）
式中 为全网年电能损耗（万度）
为电价（元/度） 这里取0.35元/度
方案（4）年电能损花费=50.66*0.35=17.731（万元）
方案（5）年电能损花费=39*0.35=13.65（万元）
（2）设备折旧维护费 （万元）
式中 K 为设备投资费
为设备折旧维护率，其值可取为：
线路 2.2%； 变电（涉及变压器、断路器等）4.2%
方案（4）设备折旧维护费=2911*2.2%+（960+339.6）*4.2%
=118.625（万元）
方案（5）设备折旧维护费=2922.5*2.2%+（960+396.2）*4.2%
=121.255（万元）
全网年运营费用：
方案（4）为：C=17.731+118.625=136.35（万元）
方案（5）为：C=13.65+121.255=134.88（万元）
4.3 方案经济比较
表2-5 经济比较

方案（4）
方案（5）
全网投资费用K（万元）
4210.6
4278.2
全网年运营费用N（万元）
136.35
134.88
这里因方案（4）的全网投资费用<方案（5）的全网投资费用
而方案（4）的全网年运营费用>方案（5）的全网年运营费用
这里采用抵偿年限法进行经济比较
用下式计算抵偿年限T： （年）
T=（4210.6-4278.2）/（134.88-136.35）=46（年）
因>>标准抵偿年限(=5—7 年)
所以，在通过具体的技术和经济比较后，可以看出方案（5）在经济方面占优，且方案（5）的电压损耗也小于方案（4），因此最终拟定选择方案（5）作为在技术上和经济上综合最优的电网接线。

第三节 最优方案的技术经济计算及设计成果

通过方案的技术经济比较，最终选择出方案（5）作为一个最优方案，将其作为电网建设的依据，这里对其进行更具体的技术经济计算。电网的接线图和等值电路图如图3-1,3-2所示：

图3-1：电网接线图

图3-2：电网的等值电路图

1. 潮流分布计算
1.1线路的充电功率
由于电网是110KV，所以这里计及线路的充电功率。
充电功率
所以：Mvar (双回)
Mvar
Mvar
Mvar （双回）
Mvar
1.2 各种损耗 计及线路和变压器的功率损耗、变压器的激磁功率损耗。
①线路阻抗：

②变压器的选择（变电站变压器均为两台同型号变压器并联）
主变压器T的容量

所以可选T的额定容量，参数：

则：

MVA
变电站1变压器的容量

（注意：两台并联运营的变压器，每台不也许满载运营，当一台停运时，另一台只要满足
能承担所有负荷的70%即可）
所以可选T11、T12的额定容量，参数：

则：

（2变压器并联）
变电站2变压器的容量

所以可选T21、T22的额定容量，参数：

则：

变电站3变压器的容量

所以可选T31、T32的额定容量，参数：

则：

变电站4变压器的容量

所以可选T41、T42的额定容量，参数：

则：

等值电路图如下：(将环网在功率分点4处打开)

MVA
MVA
MVA
1.3 功率分布与电压分布
分别计算最大负荷、最小负荷及最严重断线故障（最大负荷）时功率分布与电压分布。
①最大负荷情况。

各节点运算负荷为：

=
=MVA

=
=MVA

=
=MVA

= ?
=MVA
双回路线路功率，电压分布：（设A的运营电压）

MVA
MVA MVA
MVA
MVA

环网功率，电压分布：
SⅠ=MVA
SⅡ=MVA
SⅢ=SⅠ=MVA
△SLⅠ=MVA
SⅠ+△SLⅠ=MVA
△SLⅡ=MVA
SⅡ+△SLⅡ=MVA
△SLⅢ=MVA
SⅢ'=SⅢ+△SLⅢ=MVA
△VⅠ=KV
△VⅠ=109.202KV
△VⅡ=KV
△VⅡ=109.06KV
② 最小负荷情况 ，计算方法类似

各节点运算负荷为：
MVA MVA
MVA MVA
双回路线路功率，电压分布：（设A的运营电压）
MVA MVA
MVA MVA
MVA

环网功率，电压分布：
SⅠ=MV SⅡ=MVA
SⅢ=MVA
△SLⅠ=MVA MVA
△SLⅡ=MV MVA
△SLⅢ=MVA SⅢ'=MVA
△VⅠ=KV =109.42KV
△VⅡ=KV =109.3KV
③严重故障下的功率电压分布（最大负荷时）
a) 若线路G-3因故障而被切除，则

MVA =MVA

b) 若线路G-4因故障而被切除，计算类似

MVA =MVA

C)若双回线路G-2中的一条因故障而被切除，则

MVA MVA
MVA
MVA

通过计算，表白网络在最严重故障时，通过发电机调压（升高发电机端压）是可以保证
负荷点的电压质量，并且线路能承担故障时的大电流。

2. 调压与调压设备选择
2.1发电机端电压
发电机端电压可在额定电压5%范围内变动，发电机高压母线电压为了满足变电站低压母线的电压规定，其值较大，发电机的升压变压器选择一个高于额定电压的分接头。调节发电机端压可以达成部分调压的作用。这里在调节变电站低压侧电压时借助了发电机端电压调压。
根据发电机额定容量，在发电厂选择两台升压变压器，其参数为：
容量：2MVA 额定电压：121KV / 10.5KV
2.2调压及选择变电站的变压器分接头
各变电站在最大负荷与最小负荷下的高压测流过的功率、实际电压及低压侧的调压规定数据如下：
变电站1：= (MVA) =(KV)
=(MVA) = (KV)
低压侧绕组额定电压：10.5KV 调压规定：顺调压
变电站2： = (MVA) =(KV)
=(MVA) = (KV)
低压侧绕组额定电压：10.5KV 调压规定：顺调压
变电站3：=(MVA) =(KV)
= (MVA) =(KV)
低压侧绕组额定电压：10.5KV 调压规定：逆调压
变电站4：= (MVA) = (KV)
=(MVA) = (KV)
低压侧绕组额定电压：10.5KV 调压规定：顺调压
顺调压范围：
逆调压范围：
变电站1分接头选择计算如下：

=KV
=

=KV
=
=（+）/ 2 =（107.44+103.95）/ 2 =110.42（KV）
变压器分接头选择与之最接近的电压，即 ==104.5（KV）
校验低压侧实际电压：= (109.05-4.165）*10.5/104.5 =10.54>10.25(KV)
= (109.28-2.85)*10.5/104.5 = 10.69<10.75 (KV)
通过校验表白满足低压侧的调压规定。
变电站2分接头选择：方法类似
KV =
KV = =104.53（KV）
变压器分接头选择： ==104.5（KV）
校验低压侧实际电压：= (109.47-5.36）*10.5/104.5 =10.46>10.25(KV)
= (109.58-4.73)*10.5/104.5 = 10.54<10.75 (KV)
变电站3分接头选择：
KV =
KV = =107.73（KV）
变压器分接头选择： ==107.25（KV）
校验低压侧实际电压：= (109.2-4.93）*10.5/107.25=10.21<10.5(KV)
= (109.42-3.52)*10.5/107.25 = 10.37>10 (KV)
变电站4分接头选择：
KV =
KV = =105.92 KV
变压器分接头选择：==107.25（KV）
校验低压侧实际电压：= (109.06-3.68）*10.5/107.25=10.32>10.25(KV)
= (109.3-2.93)*10.5/107.25 = 10.41<10 .75(KV)
各变电站的变压器分接头选择位置及校验后低压侧实际电压表3-1：

表3-1 变压器分接头选择位置及低压侧实际电压

调压规定
分接头位置
变压器变比
低压侧实际电压（KV）

变电站1

顺调压
=-5%

=10.54
= 10.69

变电站2

顺调压
=-5%

=10.46
= 10.54

变电站3

逆调压
=-2.5%

=10.21
= 10.37

变电站4

顺调压
=-2.5%

=10.32
= 10.41

3.物质记录
物质记录以表格形式见附表2。

4. 网损率及网络输电效率
4.1 功率损耗
（1）最大运营方式有功功率损耗率
发电机送出总功率=
=35.393+j20.92MVA
负荷总有功功率=7+7+7.5+8.5+5=35（MW）
有功功率损耗率=（35.393-35）/ 35.393*100% = 1.11%
（2）最小运营方式有功功率损耗率
发电机送出总功率=28.78+j14.56MVA
负荷总有功功率=6+6.5+5+7+4=28.5（MW）
有功功率损耗率=（28.78-28.5）/ 28.78 *100% = 0.98%
4.2 年电能损耗率
线路和变压器的年电能损耗采用最大负荷损耗时间法计算
（万度）
由前面的计算可得到各相关参数，可得表3-2,3-3：
表3-2 最大运营方式：
线路
线路功耗(KW)
(h)
变压器
绕组功耗（KW）
(h)
空载损耗
（KW）
（h）
G-2
44
2350
T1(T11,
T12)
31
4000
28
365*24=8760
2-1
17
2750
G-3
43
2600
T2
45
3000
20
8760
G-4
35
3500
T3
47
3500
20
8760
3-4
1.5
3500
T4
35
4800
28
8760
总功耗
=38.97万度
总功耗
=59.15万度
=84.1万度

表3-3 最小运营方式：
线路
线路功耗(KW)
(h)
变压器
绕组功耗（KW）
(h)
空载损耗
（KW）
（h）
G-2
31
2350
T1(T11,
T12)
19