东南大学电气工程学院课程设计——区域电网设计.docx

区域电力网设计
东南大学电气工程系课程设计任务书
（六）

设计任务 区域电力网设计
专业班级
姓 名
学 号
指导老师

目录
第一章 设计任务 4
一、原始资料： 4
1.1．发电厂、变电所地理位置图 4
1.2．各变电所负荷情况 4
1.3．发电厂装机 5
1.4．其他情况 5
二、设计内容 5
三、设计成品 5
第二章 设计说明书 6
一、电力系统功率的初步平衡 6
1.1.目的 6
1.2.计算方法 6
二、电网电压等级的确定： 9
2.1.原则 9
2.2.结论 10
三、电网接线方案的选择： 10
3.1.网络接线方案的初步选择 10
3.2.方案2和方案4技术比较 13
3.3.方案2和方案4经济比较 20
四、发电厂和变电所主接线的选择 24
4.1.发电厂主接线选择 24
4.2.变电所主接线的设计 25
4.3.变电所主接线的确定 26
五、潮流计算 27
5.1.最大功率时潮流分布图 27
5.2最大功率时线路潮流分布表 28
5.3最大功率时节点潮流表 28
5.4.最小功率时潮流分布图 29
5.5.最小功率时线路潮流表 29
5.6.最小负荷时节点潮流表 29
六、调压计算 变压器分接开关位置的选择计算 30
6.1.#1变电所为逆调压 30
6.2. #2变电所为顺调压 30
6.3. #3变电所为逆调压 31

第一章 设计任务
一、原始资料：
1.1．发电厂、变电所地理位置图
图中， 代表电厂， 代表变电所
2格为1cm，比例 1cm = 10km
1.2．各变电所负荷情况
变 电 所 编 号
1
2
3
4
最大负荷（MW）
82
40
66
58
最小负荷（MW）
45
23
42
35
Tmax （小时）
5000
4000
4500
4200
功率因数 cosφ
0.85
0.8
0.85
0.9
低压侧电压（kV）
10
10
10
10
对备用要求
60%
50%
80%
50%
对调压要求
逆调压
顺调压
逆调压
常调压
1.3．发电厂装机
发电厂的发电机组参数如下:
发电厂
发 电 机 型 号
额定容量（MW）
台数
备注
A
QFS-50-2
50

10.5 kV
B
QFS-25-2
25

6.3 kV
1.4．其他情况
（1）各变电所功率因数必须补偿到0.9。
（2）各发电厂装机台数根据情况确定。
二、设计内容
（1）电力系统的功率平衡
（2）网络电压等级和结线方式的选择
（3）发电厂、变电所主结线的选择
（4）潮流计算
（5）调压措施的选择
三、设计成品
（1）设计说明书
（2）发电厂、变电所、电力网电气主结线图
（3）潮流分布图（最大、最小负荷时之潮流分别标出）

第二章 设计说明书
一、电力系统功率的初步平衡
1.1.目的
功率平衡是电力系统规划设计可靠性、安全性、经济性的根基。根据设计任务书的要求，对电力系统的功率初步平衡进行计算，同时仅进行最大负荷与最小负荷的潮流计算，其他情况均在这两种情况之中。
1.2.计算方法
1.2.1有功功率的平衡
（1）用户负荷

（2）供电负荷
系统最大消耗功率除负荷外还应计入网损和发电厂的用电。网损包括输电线路与变压器损耗，一般可按最大输送功率的6%-10%来估计（当有远距离输电时取大值）。根据发电厂变电站地理位置图判断题设应为近距离输电，网损率取6%。

（3）发电负荷
厂用电随电厂类型而定。水电站的占发电出力的1%以下；火电厂约占出力的5%-8%；核电站约占4%-5%。所给发电机型号为QFS，为汽轮发电机，判断发电厂为火电厂，厂用电应按照占发电出力的5%~8%来计算，当发电厂容量大时取小值，反之取大值。根据用户负荷的大小,选择7%。

(4)备用容量
在电力平衡中还应考虑备用容量，通常将备用分为如下四个部分来考虑。
负荷备用：这是在负荷不断变化时用于调整频率及为满足预测装机与负荷供需平衡之间的误差而考虑的，一般取系统最大负荷的2%-5%，大系统取小值，小系统取大值。根据题设容量大小取5%。0.05×281.40=14.07MW；
事故备用：这是考虑发电机因事故退出运行时仍能维持对用户供电而考虑。一般取系统最大符合的10%，并且要求事故备用容量不小于系统中最大发电机的单机容量，由于0.10×281.40=28.140〈50，现取50MW；
检修备用：系统检修备用一般取系统最大负荷的8%-15%，且一般参照系统中最大一台机组的容量进行取值，这里取15%，0.15×281.40=42.21，与50相差不太多，现取50MW。
国民经济备用：为满足国民经济超计划增长引起负荷增大而设置的备用。不在本设计的考虑范围之内。
故三种备用容量之和：14.07+50+50＝114.07MW
(5)装机容量：
考虑备用容量后的系统应有总装机容量：281.40+114.07=395.47MW
实际装机容量可取A发电厂6×50MW，B发电厂4×25MW的方案：
6×50+4×25＝400MW
系统备用容量：400-281.40=118.60 MW
备用率：118.60÷281.40=0.42
因此，确定A发电厂采用6×50MW的方案，B发电厂采用4×25MW的方案。
1.2.2无功功率的平衡：
发 电 机 型 号
额定容量（MW）
额定功率因数
额定电压（KV）
QFS-50-2
50
0.80
10.5
QFS-25-2
25
0.80
6.3
题设区域电力网为220kv以下，此类电网无功电源的安装总容量QG应大于电网的最大自然无功负荷QD，一般取1.15倍。而最大无功负荷QD与其电网最大有功负荷PD之间存在一定的比例关系，它们的关系式为：
QG=1.15QD；QD=KPD
K—电网最大自然无功负荷系数。K值与电网结构、变压级数、负荷特性等因素有关，查表取1.1 。
电网最大有功负荷PD为本网发电机有功功率与主网和邻网输入的有功功率代数和的最大值。
;
系统的无功平衡：QG=QL+∆QL+∆QT
QL——无功负荷总和；
∆QL——电力网线路的无功损耗之和；
∆QT——电网中所有变压器无功损耗之和。
负荷功率因数一般只有0.6~0.9，系统中无功损耗又大，当要求发电机在额定功率因数条件下运行时，必须在负荷处配置一些无功补偿装置，使功率因数得以提高。由于设计资料只给出了各变电所的功率因数，要求各变电所的功率因数必须补偿到0.9。
无功备用容量一般取最大无功功率负荷的7%~8%。这里取7%。

发电厂A: QFS-50-2型双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.80，则电机发出无功功率为：
发电厂B: QFS-50-2双水内冷汽轮发电机，功率因数为0.8，则电机发出无功功率为：
无功功率补偿一般采取无功就地补偿的方式，即在各变电所进行无功功率的补偿。这样可以提高线路的功率因数，减少电压降落，同时也增加了发电厂的功率因数。给出的四个变电所的功率因数中，变电所4的功率因数为0.9，已经达到要求，只需对变电所1、变电所2、变电所3实行无功补偿。
电力系统中常用的无功电源包括有：同步发电机、调相机、电容器及静止无功补偿器、线路充电功率。
计算各变电所承担的无功负荷：
变电所1：
变电所2：
变电所3：
按功率因数为0.9计算补偿后各变电所提供的无功功率：
变电所1：
变电所2：
变电所3：
计算各变电所应补偿的无功功率：
变电所1：
变电所2：
变电所3：
则补偿后的无功负荷为：
电源发出的无功功率为：QG=QG1×6+QG2×4=300MVar
减去总损耗后的剩余无功功率为：
QG-∆QT-QL'=114.321MVar>QR=7%×QG=21MVar
经计算，剩余无功功率大于备用无功，因此满足无功平衡。
功率因数补偿到0.9后各变电所的负荷如下：
变电所
最大负荷
最小负荷
#1
82 + j39.71
40 + j19.37
#2
40 + j19.37
23 + j11.14
#3
66 + j31.97
42 + j20.34
#4
58 + j28.09
35+ j16.95

二、电网电压等级的确定：
2.1.原则
电力网电压等级的选择应负荷国家规定的标准电压等级，我国现行的电力网额定电压标准为：3、6、10、35、60、110、220、330、500、750Kv。此外还有：220、380V。
在同一地区或同一电力系统内，电网电压等级应尽量简化。
各电压等级线路的送电能力，参见表2-1：
线路额定电压(kV)
输送容量(MW)
输送距离(km)

线路额定电压(kV)
输送容量(MW)
输送距离(km)
0.38
<0.1
<0.6

110
10.0~50.0
150~50
3
0.1~1.0
3~1

220
100.0~300.0
300~100
6
0.1~1.2
15~4

330
200.0~1000.0
600~200
10
0.2~2.0
20~6

500
800.0~2000.0
1000~400
35
2.0~10.0
50~20

750

60
5.0~20.0
100~20

表2-1 各电压等级线路合理输送容量及输送距离
根据线路长度，选择110kV电压等级。
2.2.结论
初步分析，正常运行时，新建变电所、发电厂之间的线路输送容量不超过85MW/条，送电距离不超过150km，根据资料，确定采用110kV的电压等级较为合理。
三、电网接线方案的选择：
3.1.网络接线方案的初步选择
3.1.1原则
主接线的设计必须根据负载、发电厂和变电站的具体情况，全面分析，正确处理好各方面的关系，通过技术经济比较，合理地选择主接线方案。
主接线必须满足可靠性、灵活性、经济性和发展性等四方面的要求。
3.1.2网络接线方案的初步选择：
常用的有备用接线方式包括：双回放射式、树干式、链式、环式及两端供电网络。
方案一：
方案二：
方案三：
方案四：
从供电可靠性、电能质量、检修、运行、操作的灵活性和方便性、线路长短、继电保护及自动装置的复杂程度比较：
上述4种接线，都为双电源，供电可靠性强，但是电能系统必须满足N-1可靠性检验，亦即在全部N条支路中任意开断一条后，系统的各项正常指标均应仍能满足。环式接线，供电经济、可靠，但运行调度复杂，线路发生故障切除后，由于功率重新分配，可能导致线路过载或电压质量降低，故不考虑A、1#、3#之间有环网接线的方案1；同时方案三与方案四比较，易看出线路投资方案、线路损耗、运行维护费用、电压损耗均大于方案四。
经以上比较和分析，初步选定方案二和方案四进行进一步比较。
3.2.方案2和方案4技术比较
3.2.1技术比较原则和方法。
原则：送电线路的导线截面积一般按经济电流密度选择，对于大跨越线一般按长期载流量选择。导线必须符合国家颁布的产品标准。
方法：先按经济电路密度选择导线标称截面积，然后作机械强度、电晕发热、电压损耗等技术条件的校验。
（1）按照经济电流密度选择导线截面积
由于Tmax已在条件中给出。根据Tmax查表可知经济电流密度。
在选择截面积之前，应根据负荷预测和电力网规划进行潮流计算，找出该线路在正常运行方式下的最大持续输送功率。其导线的经济截面积公式可按下式计算：
SJ=(P2+Q2)max3JUN
式中，(P2+Q2)max——正常运行方式下的线路最大持续视在功率，kVA；
UN——线路额定电网，kV；
J ——经济电流密度，A/mm2。
根据计算结果，选择接近的标称截面积导线。
（2）初步潮流计算
进行初步潮流计算，假设网络为均一网络，即各线路的单位阻抗相等；各负荷都工作在额定电压；忽略线路上的功率损耗。
计算最大负荷时各变电所的功率，各变电所的功率因数采取补偿后的0.9：
方案二
SA1=S1=82+j39.71;
SA3=S3=66+j31.97;
SA2=LB2LB2+LA2×S2=15.9+j7.67；
SA4=LB4LB4+LA4×S2=21.7+j10.49；
SB2=LA2LB2+LA2×S2=24.1+j11.7；
SB4=LA4LB4+LA4×S2=36.3+j17.6；
SA=SA1+SA3+SA2+SA4=185.6+j89.84；
SB=SB2+SB4=60.4+j29.3；
所以A发电厂须发电容量SA=206.20MVA，B发电厂须发电容量SB=67.13MVA。
方案四：
同理可得：SA1=82+j39.71；
SA2=15.9+j7.67；
SA3=66+j31.97；
SB2=24.1+j11.7；
SB4=58+j28.09；
∴SA=163.9+j79.35；
SB=82.1+j39.79；
A发电厂须发电容量SA=182.10MVA
B发电厂须发电容量SB=91.23MV
（3）经济电流密度
图3-1导线经济电流密度

1―导线为LJ线，10kV及以下导线；2―导线为LGJ型，10kV及以下导线；3―导线为LGJ、LGJQ型，35～220kV导线
钢芯铝绞线具有结构简单、架设与维护方便、线路造价低、传输容量大、又利于跨越江河和山谷等特殊地理条件的敷设、具有良好的导电性能和足够的机械强度、抗拉强度大、塔杆距离可放大等特点，广泛应用于各种电压等级的架空输配电线路中，因此选择钢芯铝绞线。
方案二：
A1：Tmax=5000，根据经济电流密度表计算可得J=1.10Amm2
双回线路SJA1=12822+39.7123×110×J×1000=217.36mm2 选用导线LGJ-240/40
A2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2
双回线路SJA2=15.92+7.6723×110×J×1000=72.39mm2选用导线LGJ-70/40
A3：Tmax=4500，根据经济电流密度表计算可得J=1.19Amm2
SJA3=12662+31.9723×110×J×1000=161.73mm2选用导线LGJ-185/30
A4：Tmax=4200，根据经济电流密度表计算可得J=1.24Amm2
SJA4=21.72+10.4623×110×J×1000=101.97mm2选用导线LGJ-120/25
B2：Tmax=4000，根据经济电流密度表计算可得J=1.28Amm2
SJB2=24.12+11.723×110×J×1000=109.85mm2选用导线LGJ-120/25
B4：Tmax=4200，根据经济电流密度表计算可得J=1.24Amm2
SJB4=36.32+17.623×110×J×1000=170.76mm2选用导线LGJ-185/30
考虑到若故障断开一侧电源供电时，只由单电源供电，可能会需要更高的电流流过。这里考虑用单电源供电时，线路截面积为：A1:434.72mm2，A3:323.46mm2 。
考虑到LGJ-500型号导线等一般不用于110kV电压等级输电,故采用双回线线路以减小截面积。
根据导线型号查表“6～110kV送电线路的电阻电抗值”得各段导线的电阻电抗值，考虑到导线的长度不等于两端点的直线长度，所以各导线的长度都乘以1.1的系数(注：A1、A3为双回线路)：

段别
A1
A3
B2
A2
B4
A4
型号LGJ
240/40
185/30
120/25
70/40
180/30
120/25
r1(Ω/Km)
0.131
0.170
0.263
0.332
0.170
0.263
x1(Ω/Km)
0.401
0.410
0.421
0.429
0.410
0.421
长度(Km)
39.661
39.661
31.113
47.313
27.5
46.992
Z(Ω)
1.299+j3.976
1.686+j4.065
8.183+j13.099
15.708+j20.297
4.675+j11.275
12.359+j19.784
选用线的截面积：
方案四：
A1：Tmax=5000， J=1.10Amm2，SJA1=12822+39.7123×110×J×1000=217.36mm2
A3：Tmax=4500， J=1.19Amm2, SJA3=1266+31.9723×110×J×1000=161.73mm2
A2：Tmax=4000， J=1.28Amm2, SJA2=15.92+7.6723×110×J×1000=72.39mm2
B4：Tmax=4200， J=1.24Amm2, SJB4=12582+28.0923×110×J×1000=136.39mm2
B2：Tmax=4000， J=1.28Amm2, SJB2=24.12+11.723×110×J×1000=109.85mm2
考虑到若故障断开一侧电源供电时，只由单电源供电，可能会需要更高的电流流过。这里考虑用单电源供电时，线路截面积为：A1:434.72mm2，A3:323.46mm2，B4:272.78mm2 。
同理，采用双回线以减小截面积
选用线的截面积:
段别
A1
A3
B2
B4
A2
型号LGJ
240/40
185/30
120/25
150/25
95/20
r1(Ω/Km)
0.131
0.170
0.263
0.210
0.332
x1(Ω/Km)
0.401
0.410
0.421
0.416
0.429
长度(Km)
39.661
39.661
31.112
110
47.313
Z(Ω)
1.299+j3.976
1.686+j4.065
8.183+j13.099
2.88+j5.72
15.708+j20.297
（4）利用计算出的阻抗值再进行潮流计算
方案二：
SA1=S1=82+j39.71；
SA2=ZB2ZA2+ZB2S2=15.0+j7.3；
SA3=S3=66+j31.97；
SA4=ZB4ZB4+ZA4S4=20.0+j9.7；
SB2=ZA2ZA2+ZB2S2=25.0+j12.1；
SB4=ZA4ZB4+ZA4S4=38.3+j18.5；
SA=SA1+SA2+SA3+SA4=183.0+j88.68；
SB=SB2+SB4=63.3+j30.6；
由于A2，B2，A4，B4的负荷有所变动，再进行截面积的计算：
SJA2=SA23×110×J×1000=68.40mm2；
SJB2=SB23×110×J×1000=113.89mm2；
SJA4=SA43×110×J×1000=94.09mm2；
SJB4=SB43×110×J×1000=180.04mm2；
不需进行对导线进行改动，之前进行选择的符合要求。
同理可验证方案四不需进行对导线进行改动，之前进行选择的符合要求。
3.2.2.对所选导线进行校验
（1）机械强度校验
本设计所选电压等级为110KV，方案2、方案4中所选导线截面积最小为LGJ-95/20，大于35mm2，根据有关规定，35KV及以上线路导线截面积大于35mm2，可不必校验机械强度。
（2）发热校验
查表,得到所选各段导线长期允许载流量。允许载流量是根据热平衡条件确定的导线长期允许通过的电流。因此，所有线路都必须根据可能出现的长期运行情况允许载流量校验。取南京地区最高平均温度32.3℃，高于25℃，查表，温度修正系数K取0.9124。
方案二：
以A1段为例，取最大故障情况下，即A1两回中一回断线：
Imax=P1max3Ucosφ=82×1033×110×0.9=478.21A;Iyx=k×655=597.622A>Imax
整理如下表：
段别
A1
A3
B2
A2
B4
A4
型号LGJ
240/40
185/30
120/25
95/20
185/30
120/25
长期允许载流量(A)
655
551
433
370
551
433
修正后长期允许载流量(A)
597.6
502.7
395.1
337.6
502.7
395.1
最大工作电流(A)
478.21
384.90
145.80
87.48
223.36
116.64
方案四同理可得：
段别
A1
A3
B2
B4
A2
型号LGJ
240/40
185/30
120/25
150/25
95/20
长期允许载流量(A)
655
551
433
487
370
修正后长期允许载流量(A)
597.6
502.7
395.1
444.3
337.6
最大工作电流(A)
478.21
384.90
145.80
338.25
87.48
经校验，方案2、方案4中所选导线满足发热要求。
（3）电压损耗校验：
国家标准规定35千伏及以上电压供电的，电压正负偏差的绝对值之和电压偏差允许值不超过额定电压的±10%；
方案二：
①正常情况下：
A1段：∆UA1=PA1RA1+QA1XA1U=82×2.598+39.71×7.952110×2=2.54KV;
∆UA1%=∆UA1Uε×100%=2.54110×100%=2.31%<10%
同理可得A3段：∆UA3%=2.00%<10%
B2段：∆UB2%=3.00%<10%
B4段：∆UB4%=3.20%<10%
A2段：∆UA2%=3.17%<10%
A4段：∆UA4%=3.63%<10%
结论：满足要求。正常时,最大电压损耗产生在A4段,为3.63%。
② 故障情况下：
A1段：考虑A1段双回线中一回线路断线：
∆UA1=PA1RA1+QA1XA1U=5.08KV;∆UA1%=∆UA1Uε×100%=4.62%<15%
A3段：考虑A3段双回线中一回线路断线：
∆UA3=PA3RA3+QA3XA3U=4.38KV;∆UA3%=∆UA3Uε×100%=3.98%<15%
B2段：考虑A2段断线：
∆UB1=PB2RB2+QB2XB2U=40×8.183+19.37×13.099110=5.28KV;
∆UB2%=∆UB2Uε×100%=4.80%<15%;
B4段：考虑A4段断线：
∆UB4=PB4RB4+QB4XB4U=58×4.675+28.09×11.275110=5.34KV;
∆UB4%=∆UB4Uε×100%=4.86%<15%;
A2段：考虑B2段断线：
∆UA2=PA2RA2+QA2XA2U=40×15.708+19.37×20.297110=9.29KV;
∆UA2%=∆UA2Uε×100%=8.44%<15%;
A4段：考虑B4段断线：
∆UA4=PA4RA4+QA4XA4U=58×12.359+28.09×19.784110=11.57KV;
∆UA4%=∆UA4Uε×100%=10.52%<15%;
同理验证可知方案四正常工作和故障情况下均满足电压偏差要求。
（4）电晕强度校验
根据有关规定，当海拔高度不超过1000m时，在常用相间距离情况下，如110KV线路导线截面积不小于70mm2，可不必进行电晕校验。
由于方案2、方案4中所选导线截面积最小为LGJ-95/20，大于70mm2，不必校验电晕强度强度。
3.3.方案2和方案4经济比较
由于在此进行的是两个方案的比较，关心的只是被比较的两个方案之间的相对优劣，而不是每个方案具体的概算费用。因此，由于方案2、4中发电厂主变数量、容量、型号相同，主接线均采用单母接线，所用断路器数量相同，故相同部分不予计算，在此采用静态评价法对两种方案的线路造价和电能损耗进行比较。
3.3.1工程总投资
① 发电厂、变电所投资：两方案相同，不妨假设为X万元。
② 线路总投资：Y =各段线路长度（Km）×单价（万元/Km）
按所采用的导线截面积估算每公里线路造价，同时双回线按单回线造价的1.8倍考虑。
导线型号LGJ
95/20
120/25
150/25
185/30
240/40
计算重量(kg/km)
408.9
526.6
601.0
732.6
964.3
线路造价（万/km）
7.85
10.11
11.54
14.07
18.51

方案二线路造价：
A1: 18.028km 双回 LGJ-240/40：A1*1.8*18.51=600.657万元
A2: 43.012km LGJ-95/20： A2*7.85=337.644万元
A3: 18.028km 双回
B4：25km LGJ-185/30: (A3*1.8+B4)*14.07=808.327万元
A4：42.720km
B2：28.284km LGJ-120/25：(B2+A4)*10.11=717.850万元
Y2=2463.955万元
方案四线路造价：
A1: 18.028km 双回 LGJ-240/40：A1*1.8*18.51=600.657万元
A2: 43.012km LGJ-95/20： A2*7.85=337.644万元
A3: 18.028km 双回 LGJ-185/30: A3*1.8*14.07=456.577万元
B2：28.284km LGJ-120/25：B2*10.11=285.951万元
B4：25km双回 LGJ-150/25: B4*1.8*11.54=519.3万元
Y4=2200.129万元
③ 总投资P：总投资费主要包括全部线路及设备的综合投资费用，用下式表示：
P=P01+∂100
式中P0——主体设备投资，P02=2463.955+X，P04=2200.129+X；
∂——不明确的附加费系数，如基础加工、电缆沟道等，对110kv取90 。
所以P2=1.9(2463.955+X),P4=1.9(2200.129+X)
3.3.2年运行费用
年运行费用包括电能损耗及检修、维护费用。计算式为C=β∆A+C1+C2
式中β——电价，取江苏2012年工业电价0.64元/KWh；
C1——检修维护费，取0.03P；
C2——折旧费，取0.058P；
∆A——电能损失，主要比较线路上的电能损耗。∆A=S2RГmaxUε2×103
S───最大负荷下各段线路上流通的最大功率；
R───各线路的电阻；
Гmax──最大负荷损耗小时数，由最大负荷利用小时数Tmax和功率因数cosΦ查表得。
cosΦ
Tmax(h)
0.80
0.85
0．90
4000
2750
2600
2400
4200
2910
2760
2600
4500
3150
3000
2900
5000
3600
3500
3400

方案二的电能损耗：
τA1=3500，∆WA1=SA1UB2RA1τA1=2311.58MW·h
τA2=2750，∆WA3=SA2UB2RA2τA2=734.92MW·h
τA3=3000，∆WA3=SA3UB2RA3τA3=1665.98MW·h
τA4=2600，∆WB3=SA4UB2RA4τA4=971.90MW·h
τB2=2750，∆WB2=SB2UB2RB2τB2=1063.48MW·h
τB4=2600，∆WB4=SB4UB2RB4τB4=1348.21MW·h
总电能损耗为：
∆A2=∆WA1+∆WA3+∆WB3+∆WB2+∆WB4=8096.01MW·h
所以C2=5181.4464+0.1672（2463.955+X）
Z△A =电能损耗△AFA（KWh） ×单价（0.64元/KWh）=518.14464万元
方案四的电能损耗：
τA1=3500，∆WA1=SA1UB2RA1τA1=2311.58MW·h
τA2=2750，∆WA3=SA2UB2RA2τA2=734.92MW·h
τA3=3000，∆WA3=SA3UB2RA3τA3=1665.98MW·h
τB2=2750，∆WB2=SB2UB2RB2τB2=1063.48MW·h
τB4=2600，∆WB4=SB4UB2RB4τB4=1909.66MW·h
总电能损耗为：
∆A4=∆WA1+∆WA3+∆WB3+∆WB2+∆WB4=8657.46MW·h
所以C4=5540.7744+0.1672（2200.129+X）
3.3.3静态比较：
通过上述计算知方案四年运行费C用高于方案二，方案二的投资费用P高于方案四，用下式求得抵偿年限T：
T=P2-P4C4-C2
抵偿年限值T表示以低的年运行费抵偿贵的投资所需要的年限。取标准的抵偿年限Tn为5年。求得T=1.59，则具有较大投资和较小年运行费的方案四经济上更合算。
经过计算后，各方案的技术、经济性能列表如下表：
方案
技术比较
经济比较
正常情况ΔUmax%
故障情况ΔUmax%
总投资 (万元)
年运行费(万元)
2
5.41%
10.84%
1.9(2200.129+X)
5540.7744+0.1672（2200.129+X）
4
3.63%
10.52%
1.9(2463.955+X)
5181.4464+0.1672（2463.955+X）
比较可得：两个方案的电压损耗都满足要求，方案四的经济指标更优秀。故选择方案四作为本区域的最终供电方案。
四、发电厂和变电所主接线的选择
4.1.发电厂主接线选择
4.1.1发电厂主变的选择原则
（1）发电机母线与系统连接的变压器，一般为两台；
（2）发电厂的升压变压器，一般选用无励磁变压器；
（3）具有发电机端母线时，当发电机电压母线上的负荷最小时，应能将剩余功率送入系统，当发电机电压母线上的最大一台、发电机停运时，应能保证系统经主变供给电压母线上最大负荷；
（4）发电机与变压器作单元接线时：发电机的额定容量，扣除本机组的厂用负荷后，尚有10%的裕度；按发电机最大连续发出功率，减去本机组厂用负荷。
2）发电厂主变压器的选择
（1）A发电厂主变压器的选择
A发电厂50MW机组，单机容量为50MW，额定功率因数为0.80，额定视在功率为50/0.8=62.5MVA，没有发电机电压直配负荷,仅有7%Se的厂用电. 故容量选取63MVA的变压器,共计六台.
型号：SFPQ7-63000/110
额定电压：110±2×2.5% / 10.5kV
空载损耗：65.0kw
短路损耗：260kW
空载电流（%）：0.6
短路电压（%）：10.5
联结组别： YNd11

（2）B发电厂主变压器的选择
对于QFS-25-2发电机，单台变压器有功必须达到25MW，发电机出力为4×25/0.8=125 MVA，发电机电压母线上没有直配负荷,仅有7%Se的厂用电.。故容量选取两台型号SFPQ7-63000/110的63MVA的变压器。
4.1.2发电厂接线方案确定
A发电厂六台50WM机组，六台主变，由于发电厂为负荷中心，与多个变电所相连，地位十分重要，故其高压母线采用双母线带旁母的接线方式,发电机与主变设计为发电机－变压器单元接线。
B发电厂四台25WM机组，两台主变，系统较为简单。为保证可靠性，采用双母线接线。
4.2.变电所主接线的设计
4.2.1变电所主变选择原则：
中枢点电压允许范围的确定是以网络中电压损失最大的一点和电压损失最小的一点作为依据的。对于中枢电压调整，要视电力网性质而定，一般按以下原则大致确定一个中枢点电压变动范围：
1.中枢点至各负荷点的线路较长，各负荷变化规律大致相同，负荷的变动较大时。则在最大负荷时提高中枢点的电压以补偿线路上因最大负荷而增大的电压损耗。在最小负荷时，则要将中枢点电压降低一些以防止负荷点的电压过高。这种高峰负荷时电压高于低谷时电压的调压称为“逆调压”。一般逆调压方式的中枢点，在最大负荷时保持电压为105%UN；在最小负荷时，电压则下降到UN。
2.如负荷变动较小，线路上的电压损耗也较小，该情况一般将中枢点电压保持在102%~105%UN的范围内，不必随负荷变化来调整中枢点的电压仍可保证负荷点的负荷质量，这种调压方式称为“恒调压”或“常调压”。
3.如负荷变动很小，线路上的电压损耗小，或用户允许较大的电压偏移，可采用“顺调压”的方式。在最大负荷时允许中枢点电压低一些，或用户允许较大的电压偏移，可采用“顺调压”的方式。在最大负荷时允许中枢点低一些，但一般不得低于102.5%UN,在最小负荷时允许中枢点电压高一些，但一般不得高于107.5%UN。
4.2.2变电所主变的选择
由于这四个110kV变电所均只有两个电压等级，且有备用要求，依据以上原则，各变电所进行选择变压器如下：
①#1变电所主变压器的选择：
最大负荷时：P1max=82MW,cosφ=0.9;则S1max=820.90=91.11MW。
待建变电所考虑15%的负荷发展余地，则S1max‘=91.1/（1-0.15）=107.18 (MVA)。
考虑到变电所的安全运行，故需选用两台同样的变压器。
对一般性变电所，当一台变压器停运时，其余变压器容量应保证全部负荷的70％－80％：(70％－80％) S1max=(63.78－72.89)MVA
故选取容量为63000KVA的有载调压变压器SFZQ7-63000/110。
②#2变电所主变压器的选择：
同理：P2max=40MW,cosφ=0.9；
S2max=400.90=44.44MW，S2max‘=44.44/（1-0.15）=52.28 (MVA)，
(70％－80％) S2max=(31.11－35.55)MVA。
选取容量为31500KVA的有载调压变压器SFZQ7--31500/110
型号：SFZQ7-31500/110
额定电压：110±8×1.25% / 10.5kV
空载损耗：42.2kW
短路损耗：148kW
空载电流（%）：1.1
短路电压（%）：10.5
联结组别：YNd11
③#3变电所主变压器的选择：
P3max=66MW,cosφ=0.9；
S3max=660.90=73.33MW，S3max‘=73.33/（1-0.15）=86.27 (MVA)；
(70％－80％) S3max=(51.33－58.66)MVA
选取容量为50000