电力系统设计.doc

1. 设计任务和原始资料
1.1 设计任务
本次电力系统规划设计是根据给定的发电厂、变电所原始资料完毕如下设计：
1.1 拟定供电电压等级；
1.2 初步拟定若干待选的电力网接线方案；
1.3 发电厂、变电所主变压器选择；
1.4 电力网接线方案的技术、经济比较；
1.5 输电线路导线截面选择；
1.6 调压计算。
1.2 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
表1-1
发电厂
A
装机台数、容量（MW）
4×75
额定电压（kV）
10.5
额定功率因数
0.8
（3） 发电厂与负荷数据及有关规定

表1-2
厂 站
项
目
发电厂
变电所
A
1
2
3
最大负荷（MW）
20
80
60
70
最小负荷（MW）
10
40
30
35
功率因数
0.85
0.85
0.9
0.85
(h)
5000
6000
5500
5000
低压母线电压(kV)
10
10
10
10
调压规定
最大负荷(%)
2～5
5
2.5
2.5
最小负荷(%)
2～5
0
7.5
7.5
各类负荷(%)
I类
30
0
35
30
II类
25
50
30
30

2. 电网初步方案的拟定与比较
2.1 电力电量平衡计算
电力平衡：
①　 最大负荷时
发电厂最大负荷功率：
电源最大出力：
变电所最大负荷功率：
从电网S吸取的功率：
②　 最小负荷时
发电厂最小负荷功率：
电源最小出力：
变电所最小负荷功率：
从电网S吸取的功率：
电量平衡：
系统发电量：
系统用电量：
往电网输送电量：
（注：本次设计中对于无功功率一律采用电容器“就地补偿”）
2.2. 供电电压等级的拟定
根据图1中的变电所负荷大小、变电所与发电厂的距离，由有关资料拟定电压等级，采用架空线时与各额定电压等级相适应的输送功率和输送距离。发电厂A最大功率300MW, 1变电站最大负荷为80MW, 2变电站最大负荷为60MW, 3变电站最大负荷为70MW。结合设计的地理分布,最长输电线路70km，最短输电线路30km，选择110KV的输电等级。
依据如下表所示：

表2-1
额定电压（KV）
输送功率（KW）
输送距离（KM）
3
100～1000
1～3
6
100～1200
4～15
10
200～2023
6～20
35
2023～10000
20～50
60
3500～30000
30～100
110
10000～50000
50～150
220
100000～500000
100～300

2.3. 初步接线方案及其拟定依据
（1）根据任务书上的发电厂和变电所的相对地理位置，作出大体的5个供电可靠性高，节省线长的地理接线图方案。
（2） 假设全网的输电线路都是一个型号的电力线路，将整个电网均一化，运用均一网的潮流分布计算公式，拟定整个线路上的初步潮流分布。
（3） 通过负荷矩（即输电线路的电能指标）和线长（即输电线路的一次投资量指标）进行筛选，选出两个备选方案进行精确潮流计算。
（4） 为了便于选择和计算，设计地理接线图时统一采用110KV电压等级，LGJ-240型号导线进行初步潮流计算，以有功功率损耗及电压偏移为参考指标，选出两个方案进行精确潮流计算，重新计算导线截面积及阻抗标幺值，带入程序计算。
均一网初步功率分布的计算公式如下：
即：
2.3.1．方案初选：

方案一 方案二

方案三 方案四

方案五 方案六

2.3.2．备选方案参数一览表:
表2-2

备选方案

线路长度（KM）

线路损耗（MW2×KM）

技术比较

方
案
一

370

471250

线路较短，A的功率直接供应负荷，功率损耗最少，比较经济，且电压质量好，维修方便。

方
案
二

390

659250

线路长度较长，损耗较小，电能质量好，供电可靠，维修方便， 但是1-2线路的负荷过重

方
案
三

305

1141878

线路最短，但损耗最大，不宜采用

方
案
四

370

670750

供电可靠性比较好，线路较长，功耗较小，电能质量好，维修方便。

方
案
五

420

973500

供电可靠，电能质量好，但线路最长，传输中功耗比较大，也不宜采用。

方
案
六

350

654689

线路较短，电能质量好，供电可靠，维修方便。

2.4. 初步潮流计算结果
初步方案的潮流计算
初步方案并未拟定导线截面积，因此先按均一网对其进行初步功率分布的计算。均一网初步功率分布的计算公式如下：
即：

2.4.1各节点编号及性质
表2-3

名称

编号

节点性质

发电厂A

1

PV节点

变电所1

2

PQ节点

变电所2

3

PQ节点

变电所3

4

PQ节点

无穷的系统

5

平衡节点

方案一：

线路功率MW

1—2

1-3

1-4

1-5
（MW2×KM）

80

60

70

70

471250

方案二：

线路功率MW

1—2

2-3

1-4

1-5
（MW2×KM）

140

60

70

70

659250

方案三：

线路功率MW

1-2

1-3

1-4

3-5

4-5
（MW2×KM）

80

116.1

83.9

56.1

13.9

1141878

方案四：

线路功率MW

1—2

1-3

1-4

3-5
（MW2×KM）

80

130

70

70

670750

方案五：

线路功率MW

1—2

1-3

1-4

4-5
（MW2×KM）

80

60

140

70

973500

方案六：

线路功率MW

1-2

1-3

1-4

1-5

3-2
（MW2×KM）

64.28

75.71

70

70

17.71

654689
通过对以上方案的经济性和技术性的比较，方案一和方案六投资、功率损耗较其它的方案优，所以选择这两个方案作为初选方案。

2.5. 优选方案经济比较
我们初选方案一和六，重新标号一和二，如下:
方案一：

初步潮流计算得到各线路上的功率传输如下表所示：
表2-4

线路

1-2

1-3

1-4

1-5

传输功率

80

60

70

70

架空输电线路导线经济电流密度
表2-5

年最大负荷运用小时数

3000以下
3000~5000
5000以上
铝
1.65
1.15
0.90
铜
3.00
22.5
1.75
根据方案我们选取铝线，取经济电流密度为0.90，通过以上公式我们得出各线路的截面积：
表2-6
线路
1-2
1-3
1-4
1-5

419.8
314.92
367.4
367.4

466.54
349.91
408.23
408.23
由于存在S>400，故应采用双回路接线。
根据初步计算的截面积可选出架空线的型号：

表2-7
线路
导线型号
电阻
感抗
允许载流量（A）
1-2
LGJ-240*2
0.13125
0.407
610
1-3
LGJ-185*2
0.163
0.402
515
1-4
LGJ-240*2
0.13125
0.407
610
1-5
LGJ-240*2
0.13125
0.407
610

线路总阻抗Z总=（r+jx）*L
Z12=0.5(0.13125+j0.407)*50=3.281+j10.175
Z13=0.5(0.163+j0.402)*30=2.445+j6.03
Z14=0.5*(0.13125+j0.407)*60=3.936+j12.21
Z15=0.5(0.13125+j0.407)*45=2.953+j9.156
重新计算电网的初步潮流分布，按非均一网计算：
表2-8
S12
S13
S14
S15
80
60
70
70

线路年总损耗：
表2-9
线路

(MW)
(MW)
1-2
0.85
4600
7981
20617.6
1-3
0.9
3950
2871.65
1-4
0.85
3500
5579
1-5
0.85
3500
4186
根据附录线路的投资指标表格得出架空线路的总投资：
Z=L12*24+L1-3*30+L1-4*45+L1-5*24
=50*1.5*32+30*1.5*30+60*1.5*32+45*1.5*32
=8790万元
万元
式中：

方案二:

初步潮流计算得到各线路上的功率传输如下表所示：
线路
1-2
1-3
1-4
1-5
3-2
传输功率
64.29
75.71
70
70
15.71

表2-10

架空输电线路导线经济电流密度

年最大负荷运用小时数

3000以下

3000~5000

5000以上

铝

1.65

1.15

0.90

铜

3.00

22.5

1.75
根据方案我们选取铝线，取经济电流密度为0.90，通过以上公式我们得出各
线路的截面积：
线路
1-2
1-3
1-4
1-5
3-2

337.41
397.35
367.38
367.38
82.44

374.9
441.5
408.2
408.4
91.6
由于存在S>400，故应采用双回路接线。
根据初步计算的截面积可选出架空线的型号：
表2-11

线路

导线型号

电阻

感抗

允许载流量（A）
1-2
LGJ-400
0.08
0.406
800
1-3
LGJ-240*2
0.105
0.399
610
1-4
LGJ-240*2
0.13125
0.407
610
1-5
LGJ-240*2
0.13125
0.407
610
3-2
LGJ-120
0.63
0.452
700

线路阻抗参数：
Z12
Z13
Z32
Z14
Z15
4+j20.3
1.97+j6.105
37.8+j27.12
3.938+j12.21
2.953+j9.158

重新计算电网的初步潮流分布，按非均一网计算：
S12
S13
S32
S14
S15
64.07+j9.255
75.93
15.93
70
70

功率损耗：
P12(MW)
P13(MW)
P14(MW)
P15(MW)
P32(MW)
1.37
0.93
1.59
1.2
0.77

线路总损耗：
表2-12
线路

(MW)
(MW)
1-2
0.85
4600
6302
22786
1-3
0.9
3950
3673.5
1-4
0.85
3500
5565
1-5
0.85
3500
4200
3-2
0.9
3950
3045.5

根据附录线路的投资指标表格得出架空线路的总投资：
Z=60*32*1.5+32*45*1.5+32*30*1.5+25*60+50*45
=10230万元
万元
式中

2.6. 二导线截面积的校验
一. 按机械强度校验，对于跨运河，公路，通讯线路，居民区线路，导线界
面记不得小于，应此所选导线截面积满足机械强度的规定;
二. 按电晕条件进行校验，对于110KV电压等级的线路大于,就不会
产生电晕现象，我们选的导线截面都大于，满足电晕条件;
三. 按发热条件进行校验，发热条件重要依据允许载流量进行判断与前面计
算所得电流值进行比较满足发热条件。
2.7. 较优方案一，二的经济比较
比较两种方案:
表2-13

方案一
8790万元
1512.72万元
方案二
10230万元
1718.21万元
根据上表：抵偿年限法的计算公式如下：

按电力工业投资回收系数0.1考虑，当N小于2023时，采用投资大、年运营
费用低的方案，否则应采用投资小的方案。
N=( Z1- Z2)/( - )<10
综合比较后方案一为最佳方案。

3. 变压器的选取及电网的接线图
3.1. 变压器的选取和校验
一．选择发电厂、变电所主变压器台数、容量及电气主接线形式时，应注意：
（1）发电厂主变压器至少两台，变电所主变压器一般按两台考虑；
（2）发电厂电气主接线可采用有母线接线、单元接线或扩大单元接线；变电所电气主接线一般采用有母线接线或桥形接线；
（3）选择发电厂主变压器容量时，应注意：发电厂低压母线负荷直接从发电机出口供电（没有通过主变压器），具体按如下方式考虑；
（4）若采用单元接线、且没有发电机电压负荷，主变压器容量只需与发电机容量配套；
（5）若采用单元接线、但有发电机电压负荷，主变压器容量应满足：扣除机端最小负荷、厂用电后，保证将所有剩余功率送入系统；
（6）若采用有母线接线，当机端母线上最大一台发电机故障或检修时主变压器应能从系统倒送功率保证机端负荷的需要；
（7）若发电机端母线上接有多台主变压器，当其中容量最大一台主变压器因故退出运营时，其它主变压器应在允许的过负荷范围内保证输送所有剩余功率的70％以上。
二．变电所主变压器容量按容载比等于1.6考虑，即：

3.1.1．变压器容量的拟定
发电厂A：
变电站1：
变电站2：
变电站3：
3.1.2．变压器型号的选择
发电厂A： 型号SFP7-120230/110×4
变电站1： 型号SFP7-75000/110×2
变电站2： 型号SFP7-63000/110×2
变电站3：

型号SFP7-75000/110×2
表3-1
型号
额定容量（MA）
高压
低压
空载损耗
短路电压（%）
短路损耗
空载电流（%）
SFP7-120230/110
120
121±2×2.5%
10.5
106
10.5
422
0.5
SFP7-75000/110
75
121±2×2.5%
10.5
75
10.5
300
0.6
SFP7-50000/110
50
121±2×2.5%
10.5
55
10.5
216
0.7
SFP7-63000/110
63
121±2×2.5%
10.5
65
10.5
260
0.6

三．变压器的检查：
发电厂A：
120*4-120
360
2.8（93.75-2.94）
254.27
满足

变电站1：当一台主变压器停机时，是否满足Ⅰ、Ⅱ类负荷的供电需求。
Ⅱ类负荷：50%×80=40MW
(120)>40 满足条件

变电站2：Ⅰ类负荷：35%×60=21MW
Ⅱ类负荷：30%×60=18MW
(63)>21+18=39 满足条件

变电站3：Ⅰ类负荷：30%×70=21MW
Ⅱ类负荷：30%×70=21MW
(75)>21+21=42 满足条件

3.2. 变压器参数的计算
一．最大负荷时，变压流损耗：
发电厂A：

变电站1：

变电站2：

变电站3：

二．最小负荷时，变压器损耗：
发电厂A：

变电站1：

变电站2：

变电站3：

三．变压器计算参数
发电厂A：
SFP7-120230/110：

变电所1：
SFP7-75000/110：

变电所2：
SFP7-50000/110：

变电所3：
SFP7-63000/110：

3.3. 发电厂接线
发电厂接线图如下：

图3-1

（注：本次设计发电厂采用双母线接线方式，如上图所示）
4. 电压调整与精确潮流计算
4.1. 精确潮流计算
4.1.1．精确潮流计算
(1)最大负荷时
按全网110Kv计算功率损耗：
线路阻抗（欧姆）

变压器阻抗（两台变压器并联折算到高压侧）

每个变电所两台变压器中的损耗

线路末端输送功率

线路损耗功率：

线路首端输送功率：

（2）最小负荷时
按全网110Kv计算功率损耗
线路阻抗（欧姆）

变压器阻抗（两台变压器并联折算到高压侧）

每个变电所两台变压器中的损耗

线路末端输送功率

线路损耗功率

线路首端输送功率

4.1.2．潮流分布计算结果

图4-1
4.2. 电压调整计算
4.2.1．计算各线段的电压降落
最大负荷时
电压降落纵分量（KV）：

电压降落横分量：

变电所高压侧电压：

电压降落纵分量（KV）

电压降落横分量

变电所高压侧电压

4.3. 变压器变比接头选择及校验
变电所1：

变电所2：

变电所3：

最佳方案接线图：

图4-2

5.用电力系统分析综合程序7.0版设计和开发平台进行分析
5.1用PSASP图模一体化支持平台绘图
5.1.1 电力系统分析综合程序图模一体化支持平台
电力系统分析综合程序图模一体化支持平台可以方便地建立电网分析的各类数据，绘制所需要的各种图形（单线图、地理位置接线图、厂站主接线图等）。该平台服务于PSASP的各计算模块，在此之上可以进行各种分析计算，输出计算结果。
5.1.2 PSASP图模一体化平台的重要功能
(1) 用户可以通过平台方便地建立电网数据、绘制电网图形、进行各种分析计算。
(2) 真正实现了图模一体化。
(3) 应用该平台可以绘制各种电网图形，涉及单线图、地理位置接线图、厂站主接线图等。
5.1.3 用PSASP图模一体化平台绘制本设计的单线图

图5-1 该设计单线图

5.2 潮流计算
潮流计算是根据给定的电网结构、参数和发电机、负荷等元件的运营条件，拟定电力系统各部分稳态运营状态参数的计算。通常给定的运营条件有系统中各电源和负荷点的功率、枢纽点电压、平衡点的电压和相位角等。待求的运营状态参量涉及电网各母线节点的电压幅值和相角，以及各支路的功率分布、网络的功率损耗等。
潮流计算是电力系统分析最基本的计算，通过潮流计算可以拟定系统的稳态运营方式，是其它系统分析计算的基础。在《电力系统分析综合程序》（PSASP）中，潮流计算是网损计算、静态安全分析、暂态稳定计算、小干扰稳定计算、短路计算、静态和动态等值计算的基础。
5.2 PSASP潮流计算方法
（1） PQ分解法
（2） 牛顿法（功率式）
（3） 最优因子法
（4） 牛顿法（电流式）
（5） PQ分解转牛顿法
5.3 用PSASP进行潮流计算

图5-2 潮流结果单线图输出

5.4 潮流计算数据结果

表5-1
潮流计算数据结果 单位：kA\kV\MW\Mvar

总有功发电
总无功发电
cosθg
总有功负荷
总无功负荷
cosθl
总有功损耗
总无功损耗
全网
401.12
320.46
0.85
420
300.47
0.87
8.14
35.86

表5-2 最大负荷时的各母线电压（折算到110KV侧）
单位：kA\kV\MW\Mvar
母线名称
电压幅值
电压相角
Bus1
98.04025
-8.7408
Bus2
105.9839
-5.5881
Bus3
97.50906
-8.4163
Bus4
105.34744
-5.3973
Bus5
98.51094
-7.2755
Bus6
105.90283
-4.6342
Bus7
100.28722
-6.4324
Bus8
108.25749
-3.4154
Bus9
121.00121
-1.0902
Bus10
111.55595
-3.4426
Bus11
121
2.6467
Bus12
112.8083
-0.0448
Bus13
121
0
Bus14
111.78343
-2.4219

表5-3 最小负荷时各母线电压（折算到110KV侧）：
单位：kA\kV\MW\Mvar

母线名称
电压幅值
电压相角
Bus1
105.04494
24.1673
Bus2
111.52207
25.5637
Bus3
102.75441
-2.7684
Bus4
109.23275
-1.2328
Bus5
103.67401
19.5987
Bus6
110.07975
21.0061
Bus7
103.66917
6.1591
Bus8
110.42339
7.8752
Bus9
121.00363
29.268
Bus10
114.0304
26.5846
Bus11
121
21.0203
Bus12
113.38184
18.1619
Bus13
121
0
Bus14
112.42715
0.384

6短路计算
6.1短路电流的因素与危害
供电系统应当正常的不间断地可靠供电，以保证生产和生活的正常进行。但是供电系统的正常运营经常由于发生短路故障而遭到破坏。
所谓短路，就是供电系统中一相或多相载流导体接地或互相接触并产生超过规定值的大电流。
导致短路的重要因素是电气设备载流部分的绝缘损坏、误动作、雷击或过电压击穿等。短路电流数值通常是正常工作电流值的十几倍或几十倍。当它通过电气设备时，设备的载流部分变形或损坏，选用设备时要考虑它们对短路电流的稳定。短路电流在线路上产生很大的压降，离短路点越近的母线，电压下降越厉害，从而影响与母线连接的电动机或其它设备的正常运营。
计算方法采用标幺值法计算。进行计算的物理量，不是用品体单位的值，而是用其相对值表达，这种计算方法叫做标幺值法。标幺值的概念是：
某量的标幺值=
所谓基准值是衡量某个物理量的标准或尺度，用标幺值表达的物理量是没有单位的。供电系统中的元件涉及电源、输电线路、变压器、电抗器和用户电力线路，为了求出电源至短路点电抗标幺值，需要逐个地求出这些元件的电抗标幺值。
6.2高压电网三相短路计算
电源取自距本变电所3km外的10kV变电站，用10kV双回架空线路向本变电所供电，出口处的短路容量为250MV·A。

图6.1 高压电网短路电流计算图
求10kV母线上K-1点短路和380V低压母线上K-2点短路电流和短路容量。电源侧短路容量定为Sk=250MV·A
（1）拟定基准值：
取=100MV·A =10.5kV =0.4KV
而= =100MV·A/（*10.5kV）=5.50kA
= =100M·VA/（*0.4kV）=144.34kA
（2）计算短路电路中各重要元件的电抗标幺值：
由于电源侧短路容量定为Sk=250MV·A,因此
= =100MV·A/250MV·A=0.4
架空线路：X0 =(0.35Ω/km)
==0.35Ω/km*3km*=0.95
电力变压器：Uk%=4,而 =500KV·A,因此
= ===8
短路电路的等效电路如图

图6.2等效电路
（3）K-1点的短路电路总阻抗标幺值及三相短路电流和短路容量：
总电抗标幺值：
=+=0.4+0.95=1.35
三相短路电流周期分量有效值：
= =5.50kA/1.35=4.07kA
其他三相短路电流： == =4.07kA
=2.55*4.07kA=10.38kA
=1.51*4.07kA=6.15kA
三相短路容量： = =100MV·A/1.35=74.1 MV·A·
（4）K-2点的短路电路总阻抗标幺值及三相短路电流和短路容量：
两台变压器并列运营其总电抗标幺值：
==0.4+0.95+=5.35
三相短路电流周期分量有效值：
= =144.34kA/5.35=26.98kA
其他三相短路电流，在10/0.4KV变压器二次侧低压母线发生三相短路时，由于，可取=1.6，
因此：=26.98kA
=2.26*26.98kA=60.97kA
=1.31*26.98kA=35.34kA
三相短路容量：
= =100MV·A/5.35=18.69 MV·A
两台变压器分列运营：
①总电抗标幺值
==0.4+0.95+8=9.35
②三相短路电流周期分量有效值
==144.34kA/9.35=15.44kA
③其他三相短路电流
=15.44kA
=2.26*15.44kA=34.89kA
=1.31*15.44kA=20.23kA
④三相短路容
= =100MV·A/9.35=10.7MV·A
在轻载下，共有4个节点，下面分别在这4个节点短路，分析电路的短路电流及短路容量分布。
节点一短路：

图6.3节点一短路
节点2：

图6.4节点2短路
节点3：

图6.5节点3短路
节点4：

图6.6节点4短路

附录一
一．架空输电线路导线经济电流密度
表附录1 架空输电线路导线经济电流密度（A / mm2）

年最大负荷运用小时数Tmax

3000以下
3000～5000
5000以上
铝
1.65
1.15
0.90
铜
3.00
2.25
1.75

二．规划方案的经济性比较方法
本次《电网规划课程设计》规定按年费用最小法进行规划方案的经济性比较，年费用最小的规划方案为经济性最佳的方案。规划方案年费用的计算范围涉及：（1）输电线路的投资；（2）输电线路的年运营费用；（3）网络电能损失费。
三．规划方案的年费用计算方法

其中：
——规划方案的年费用
——折算至基准年（规划水平年）的总投资
——电力工程经济使用年限（取25年）
——电力工业投资回收系数（取 0.1）
——基准年的年运营费用（取投资的5％）
四．输电线路的投资指标

表附录1-2 110KV架空输电线路单位投资指标
类 别
单位造价指标
LGJ－400
45万元／公里
LGJ－300
40万元／公里
LGJ－240
32万元／公里
LGJ－185
30万元／公里
LGJ－150
28万元／公里
LGJ－120
25万元／公里

五．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运用小时数、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。
（5）最大负荷损耗小时与最大负荷运用小时、功率因数之间的关系如下表所示：

0.80
0.85
0.95
0.95
1.00
2023
1500
1200
1000
800
700
2500
1700
1500
1250
1100
950
3000
2023
1800
1600
1400
1250
3500
2350
2150
2023
1800
1600
4000
2750
2600
2400
2200
2023
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
表附录1-3

附录二
课程设计注意事项
1.根据任务书的原始资料，检查系统的功率平衡和拟定电厂的运营方式校验系统功率平衡的目的是分析系统的有功和无功电源容量是否足够，是否有必要补充装设有功或无功电源(做功率平衡时，应计及负荷的同时系数、网损及厂用电，并需要有足够的备用容量)。
系统的最大综合负荷：
其中：为同时系数，近似取0.9；为厂用电率+网损率，网损率取5%。根据综合最大，最小负荷，考虑电厂的运营方式，拟定机组的运营台数和出力。
2.拟定电网供电电压等级时，应考虑变电所负荷大小、变电所与发电厂的距离。
3.对初选方案，进行具体的技术经济比较，拟定技术合理，经济效益佳的方案为最佳方案电力网接线方案的技术性比较内容涉及：供电可靠性、电压质量、运营灵活性、电网将来发展的适应性等，本次课程设计只规定作定性分析。电力网接线方案的经济性比较内容涉及：投资、运营维护费、电能损失费。经技术、经济比较后，从各待选方案中选出最佳方案作为推荐方案。
在进行电力网接线方案技术、经济比较时，需要进行初步潮流计算。由于此时输电线路导线截面尚未拟定，因此，可一方面按某一种导线截面计算线路电阻、电抗等参数，然后进行初步潮流计算。

总结
通过这次课程设计，我对电力系统设计方案由最初选择合理方案到接线图设计的整个过程有了一个大体的了解，对设计的思绪、基本方法、环节有了深刻的结识。尽管在这次设计中，或许我们的选择方案不是实际中的最优方案，但我们按照老师指导设计程序进行，自己对电力系统从设计到运营有了大约的了解，也是学习〈〈电力系统稳态分析〉〉理论知识的一次实际应用，把我们的理论和实际联系了起来，在这次的设计过程中，我们组先根据派发的任务收集，调查有关的资料书籍，然后进入起草方案阶段，其间与同组同学进行方案的讨论、修改。有不懂的地方向老师请教，大家都有很大的收获。
在本次电网规划设计中，重要考虑了供电的可靠性、灵活性和经济性。在选择电网设计方案时，一方面考虑系统对负荷供电的可靠性，在保证供电可靠性的基础上，对供电的灵活性和经济性进行设计和规划。
在此期间，自己动手查阅了大量的资料，一方面，充足地检查自己的设计能力，丰富了自己在电气设计特别是变电站设计方面的知识，为自己将来从事该专业工作打下了坚实的基础；另一方面，使我体会到搞设计或科研需要具有严谨求实、一丝不苟和敢于献身的精神