电力系统课程设计-华南理工大学.doc

课程设计报告

作者姓名
ZS5680
指导教师
朱俊
学科专业
配电设计
联系方式
QQ1450683709
所在学院
电力学院
论文提交日期
2013-5
报告成绩

任务书
电力网络设计

设计主要内容：
A. 校验电力系统功率平衡；
B. 通过方案比较，确定电力系统的接线图；
C. 选定发电厂和变电所的接线图以及变压器型号及容量；
D. 计算电力网的功率分布和电压，确定调压方式并选择调压设备；

设计要求：
A. 设计说明书一份；
B. 设计图纸一张。

原始资料：
A. 发电厂发电机资料：
项目
台数
容量（MW）
电压（kV）
功率因数
1
5
25
6.3
0.8
2
1
50
10.5
0.85
B. 发电厂和变电所的负荷资料：
项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
最小负荷（MW）
11
19
18
21
14
最大负荷功率因数
0.83
0.84
0.82
0.82
0.83
最小负荷功率因数
0.78
0.81
0.81
0.8
0.81
最大负荷利用小时
5000

5000
5500
5500
5500
二次母线电压（kV）
6
10
6
10
10
一类用户的百分数
25
25
30
30
25
二类用户的百分数
30
30
30
35
35
调压要求
顺
逆
常
常
顺

注意：(1). 发电厂的负荷包括发电厂的自用电在内；(2). 建议采用的电力网额定电压为110kV。
2

电力系统课程设计

C. 发电厂和变电所的地理位置图：

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

华南理工大学电力系统课程设计
华南理工大学电力系统课程设计 1
1.课程设计任务书 3
1.1. 设计主要内容 3
1.2. 设计要求 3
1.3. 原始资料 3
1.3.1. 发电厂发电机资料 3
1.3.2. 发电厂和变电所的负荷资料 3
1.3.3. 发电厂和变电所的地理位置图 4
2. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式 4
2.1. 负荷合理性校验 4
2.2. 功率平衡校验 5
2.2.1. 有功功率平衡校验 5
2.2.2. 无功功率平衡校验 7
2.2.3. 功率平衡校验结论 8
3. 确定电力系统的接线图 10
3.1. 网络电压等级的确定 10
3.2. 网络接线方案初步比较 10
3.2.1. 方案一 11
3.2.2. 方案二 12
3.2.3. 方案三 13
3.2.4. 方案四 14
3.2.5. 方案初选 15
3.3. 网络接线方案精确比较 16
3.3.1. 潮流估算 17
3.3.2. 选择导线型号及线路阻抗计算 20
3.3.3. 线路阻抗计算 22
3.3.4. 正常运行时的电压损失及故障可能造成的最大电压损失 22
3.3.5. 总投资 24
3.3.6. 年运行费用 25
3.3.7. 年计算费用 26
4. 确定发电厂、变电所的电气主接线 27
4.1. 发电厂主接线的选择 27
4.1.1. 方案一 28
4.1.2. 方案二 29
4.1.3. 方案三 30
4.1.4. 方案确定 31
4.2. 变电所主接线的选择 32
4.2.1.方案一：内桥接线 33
4.2.2.方案二：外桥接线 34
4.2.3. 方案确定 35
5. 潮流计算，确定变压器分接头 36
5.1. 系统参数计算 36
5.2. 潮流计算 37
5.2.1. 网络潮流分布和功率损耗 38
5.2.2. 网络电压分布 39
5.2.3. 发电厂功率损耗和功率分配 40
5.3. 变压器分接头的选择 41
5.3.1. 对于变电所（1）的调压： 42
5.3.2. 对于变电所（2）的调压： 43
5.3.3. 对于变电所（3）的调压： 43
5.3.4. 对于变电所（4）的调压： 44
5.3.5. 对于发电厂的调压： 45
6 .主要经济指标计算 46
6.1. 输电效率 46
6.1.1. 不考虑厂用负荷及厂用电 46
6.1.2. 考虑厂用负荷及厂用电 46
6.2. 网损计算 47
6.3. 输电成本 47
7. 总结 48
8. 参考资料 48

1.课程设计任务书
1.1. 设计主要内容
E. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式；
F. 通过方案比较，确定电力系统的接线图；
G. 选定发电厂和变电所的接线图以及变压器型号及容量；
H. 计算电力网的功率分布和电压，确定调压方式并选择调压设备；
I. 计算电力网的主要经济指标。
1.2. 设计要求
C. 设计说明书一份；
D. 设计图纸一张。
13. 原始资料
1.3.1. 发电厂发电机资料
表1发电厂发电机资料
项目
台数
容量（MW）
电压（kV）
功率因数
1
5
25
6.3
0.8
2
1
50
10.5
0.85
1.3.2. 发电厂和变电所的负荷资料
表2发电厂和变电所资料
项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
最小负荷（MW）
11
19
18
21
14
最大负荷功率因数
0.83
0.84
0.82
0.82
0.83
最小负荷功率因数
0.78
0.81
0.81
0.8
0.81
最大负荷利用小时
5000
5000
5500
5500
5500
二次母线电压（kV）
6
10
6
10
10
一类用户的百分数
25
25
30
30
25
二类用户的百分数
30
30
30
35
35
调压要求
顺
逆
常
常
顺
注意：(1). 发电厂的负荷包括发电厂的自用电在内； (2). 建议采用的电力网额定电压为110kV。
1.3.3. 发电厂和变电所的地理位置图

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图1 发电厂和变电所地理位置图
2. 校验电力系统功率平衡和确定发电厂的运行方式
2.1. 负荷合理性校验
根据最大负荷利用小时数的定义，最大负荷运行小时Tmax所消耗的电量应大于全年以最小负荷运行所消耗的电量，以此理论来校验，看其是否合理。
根据下面公式可得表3：

年最小负荷运行所消耗的电量=最小负荷8760

表3 负荷合理性校验

项目
发电厂
（A）
变电所
（1）
变电所
（2）
变电所
（3）
变电所
（4）
最大负荷（MW）
20

37
34
40
26
最小负荷（MW）
11
19
18
21
14
最大负荷利用小时
5000
5000
5500
5500
5500
年最大负荷运行小时消耗电量（MW）
100000
185000
187000
220000
143000
年最小负荷运行所消耗的电量（MW）
96360
166440
157680
183960
122640
校验
合理
合理
合理
合理
合理

2.2. 功率平衡校验
2.2.1. 有功功率平衡校验
系统最大有功综合负荷： PXMAX=K1·K2·
K1 - 同时系数，取0.9
K2 - 厂用网损系数，取1.15（其中网损取5%，厂用取10%）
需校验发电厂的有功备用容量是否大于最大有功负荷的10%。

表4有功功率平衡校验

项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
系统最大有功负荷（MW）
==20+37+34+40+26=157
系统最大有功综合负荷（MW）
==0.9×1.15×157=162.50
发电厂的有功备用容量（MW）
–=25×5+50×1-162.50=12.50
发电厂有功备用占最大有功负荷百分比（%）
100%=(12.50/157) ×100%=7.96%
合理性校验
7.96%<10%
结论
不合理

可以考虑利用风力发电，太阳能光伏发电和潮汐能发电等能量形式填补系统的有功备用，但是考虑到此类能量形式发电随气候季节的分布性，难于为系统提供稳定的备用能量。
为此，在发电厂增加一台容量为25MW，额定电压为6.3kV，功率因数为0.8的发电机，以满足系统的有功备用，则原始资料改为：
表5 发电厂发电机资料
项目
台数
容量（MW）
电压（kV）
功率因数
1
6
25
6.3
0.8
2
1
50
10.5
0.85

再进行有功功率平衡校验：
表6有功功率平衡校验
项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
系统最大有功负荷（MW）
==20+37+34+40+26=157
系统最大有功综合负荷（MW）
==0.9×1.15×157=162.50
发电厂的有功备用容量（MW）
–=25×6+50×1-162.50=37.50
发电厂有功备用占最大有功负荷百分比（%）
100%=(37.50/157) ×100%=23.88%
合理性校验
23.88%>10%
结论
合理

2.2.2. 无功功率平衡校验
求出系统最大的无功综合负荷，校验发电厂的无功备用容量是否大于最大无功负荷的10%。
表7无功功率平衡校验

项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
最大负荷功率因素
0.83
0.84
0.82
0.82
0.83
最大负荷功率因素角
33.90°
32.86°
34.92°
34.92°
33.90°
最大无功负荷（Mvar）
==20×tan33.90°+37×tan32.86°+…+26×tan33.90°=106.47
系统最大无功综合负荷（Mvar）
==0.9×1.15×106.47=110.20

发电厂的无功备用容量（Mvar）
–=25×6×tan(arccos0.8)+50×1×tan(arccos0.85)-110.20=33.29

发电厂无功备用占最大有功负荷百分比（%）
×100%=×100%=31.26%

合理性校验
31.26%>10%
结论
合理

2.2.3. 功率平衡校验结论
评价前面的功率平衡校验结果，并校验发电厂带最大负荷时一台机组故障后能否保证一二类负荷的供电，对三类负荷的供电情况如何。
由上表可知道，在增加了一台25MW的发电机之后，系统的最大有功功率备用和最大无功功率备用都达到了要求。
若发电厂带最大负荷时，系统负荷的参数如下：
最大有功负荷==20+37+34+40+26=157MW
最大无功负荷==20×tan33.90°+37×tan32.86°+…+26×tan33.90°=106.47Mvar

表8 发电厂带最大负荷时参数

项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
总计
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
157
最大负荷功率因素
0.83
0.84
0.82
0.82
0.83

最大负荷功率因素角
33.90
32.86
34.92
34.92
33.90

一类用户的百分数
25
25
30
30
25

二类用户的百分数
30
30
30
35
35

一二类用户有功功率（MW）
11
20.35
20.4
26
15.6
93.35
一二类用户无功功率（Mvar）
7.39
13.14
14.24
18.15
10.48
63.41
三类用户有功功率（Mvar）
9
16.65
13.6
14
10.4
63.65
三类用户无功功率（Mvar）
6.05
10.75
9.49
9.77
6.99
43.06

若发电厂带最大负荷时一台机组故障后，假设故障机组为容量为25MW的发电机，则：
发电厂发出的总有功功率为：
=25×5+50×1=175MW

发电厂发出的总无功功率为：
=25×5×tan(arccos0.8)+50×1×tan(arccos0.85)=124.74Mvar

显然，由表6的数据可知：
=175MW>93.35MW
=124.74Mvar>63.4L Mvar

故此时发电厂能保证一二类负荷的供电。
对于三类负荷的供电：
=×100%=×100%>100%
×100%=×100%>100%

故此时发电厂能完全提供三类负荷的有功功率和无功功率的供给。
若发电厂带最大负荷时一台机组故障后，假设故障机组为容量为50MW的发电机，则：
发电厂发出的总有功功率为：
=25×6=150MW

发电厂发出的总无功功率为
=25×6×tan(arccos0.8)=112.5MW

显然，由表6的数据可知：
=150MW>93.35MW
=112.5Mvar>63.41Mvar

故此时发电厂能保证一二类负荷的供电。
对于三类负荷的供电：
=×100%=×100%>100%
×100%=×100%>100%

故此时发电厂能保证三类负荷89%的有功负荷，并能完全提供三类负荷的无功功率供给。
3. 确定电力系统的接线图
3.1. 网络电压等级的确定
根据设计任务书的要求，网络的电压等级取110kV。
3.2 网络接线方案初步比较
根据设计任务书所给的发电厂和变电站的地理位置设计出4种网络接线方案，从供电可靠性、线路总长度、开关数量、继电保护整定的难易程度等几个方面选择出两种较优的方案，用来进行后面的精确比较。
注：各个初选方案应画图说明。

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图2 发电厂和变电所距离计算

测得：

3.2.1. 方案一
如图，以发电厂为中心，向各个变电所呈辐射状供电。考虑到提高供电可靠性的要求，采用双回路供电。网络线路总长度为246km，开关数量为16个。

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图3 网络接线方案一
3.2.2. 方案二
考虑到电压降落和供电可靠性，分别对每个供电所采用了有备用的环网供电，如图所示，线路总长度为287km，开关数量为16个。

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图4 网络接线方案二
3.2.3. 方案三
在方案二的基础上，为了减少线路的总投资，省去连接变电所（1）和变电所（2），变电所（3）和变电所（4）的线路，如图，线路总长度为193km，开关数量为12个。

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图5 网络接线方案三
3.2.4. 方案四
进一步减少线路投资，将发电厂和四个变电所连成环网，如图，线路总长度仅为171km，开关数量仅为10个。

1

2

3

4
图例：
——发电厂

4
——变电所
比例尺：1:1000000

图6 网络接线方案四
3.2.5. 方案初选
对比上述四个方案，有：
表9 方案对比

由以上分析，虽然方案四线路和开关设备投资有很大的优势，但是其供电可靠性是四种方案中最低的，而且在线路发生故障之后，例如连接变电所（3）和发电厂之间的线路发生故障时，变电所（3）的电压降落很大，可能使得变电所（3）的电压水平不符合要求。
方案二虽然有很高的供电可靠性，但是线路和开关设备的投入是最大的，而且其继保的整
定非常困难，系统运行调度也有很大的困难。
方案一中，线路的投资比方案四少，且继保的整定是最容易的，方案三线路和开关设备的投资仅次于方案四，且供电可靠性仅次于方案二，继保的整定的相比方案二容易。
综上所述，可以令方案一和方案三作为初选方案。
3.3. 网络接线方案精确比较
按电力设计手册，当负荷的年最大利用小时数达到5000小时以上时，钢芯铝铰线的经济电流密度取J=0.9A/mm2，在高压区域电力网，用经济电流密度法选择导线载面，用发热校验。因本设计是110kv及以上电压等级，为了避免电晕损耗，导线截面不应小于LGJ-70。有关数据综合如下：
表10导线参考资料
导线
截面
载流量（A）
r(Ω/km)
X(Ω/km)
导线投资
（万元）
线路综合
投资（万元）
LGJ-70
275
0.45
0.432
0.29
1.95
LGJ-95
335
0.33
0.416
0.4
2.1
LGJ-120
380
0.27
0.409
0.49
2.25
LGJ-150
445
0.21
0.403
0.62
2.45
LGJ-185
515
0.17
0.395
0.76
2.7
LGJ-240
610
0.132
0.188
0.98
2.95
LGJ-300
710
0.107
0.382
1.46
3.4
LGJ-400
898
0.079
0.386
2
4
对初选出来的两个方案分别作如下的计算比较：
3.3.1. 潮流估算
由于后面选择导线截面积时需考虑一定的裕度，故此处潮流计算时可不考虑网损。
a. 负荷计算
表11负荷计算
项目
发电厂（A）
变电所（1）
变电所（2）
变电所
（3）
变电所
（4）
最大负荷（MW）
20
37
34
40
26
最小负荷（MW）
11
19
18
21
14
最大负荷功率因数
0.83
0.84
0.82
0.82
0.83
对应功率因数角
33.90°
32.86°
34.92°
34.92°
33.90°
最小负荷功率因数
0.78
0.81
0.81
0.8
0.81
对应功率因数角
38.74°
35.90°
35.90°
36.87°
3590°

由上表可知：
对于发电厂：
=20+j20×tan33.90°=20+j13.44MVA
=11+j11×tan38.74°=11+j8.83MVA

对于变电所（1）：
=37+j37×tan32.86°=37+j23.90MVA
=19+j19×tan35.90°=19+j13.75MVA
对于变电所（2）：
=34+j34×tan34.92°=34+j23.74MVA
=18+j18×tan35.90°=18+j13.03MVA
对于变电所（3）：
=40+j40×tan34.92°=40+j27.93MVA
=21+j21×tan36.87°=21+j15.75MVA
对于变电所（4）：
=26+j26×tan33.90°=26+j17.47MVA
=14+j14×tan35.90°=14+j10.13MVA

b. 线路传输功率
对于方案一：
==37+j23.90MVA
==19+j13.75MVA
==231.19A
==34+j23.74MVA
==18+j13.03MVA
==217.65A
==40+j27.93MVA
==21+j15.75MVA
==256.06A
==26+j17.47MVA
==14+j10.13MVA
==164.41A
对于方案三（假设电力网络线路的阻抗近似相等）：
在G-1-3环网，有：
==35.98+j23.92MVA
==18.62+j13.66MVA
==226.77A

==41.02+j27.91MVA
==21.38+j15.85MVA
==260.44A
=-=1.02-j0.02MVA
=-=0.38+j0.1MVA
==5.35A
同理，在G-2-4环网有:
==29.28+j20.27MVA
==15.56+j11.26MVA
==186.91A
==30.72+j18.69MVA
==16.44+j11.90MVA

==188.73A
-=4.72+j1.22MVA
-=2.44+j1.77MVA
==25.59A

3.3.2. 选择导线型号及线路阻抗计算
利用估算出来的潮流计算导线上流过的电流，从上表中选择合适的导线型号，即可进行线路阻抗计算。
综合考虑导体长期发热允许电流和经济电流密度的技术要求选择导体，假设导体实际的环境温度为25°C，由以上计算可知道：
对于方案一：
：==231.19A
选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。
：==217.65A

选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。
：==256.06A
选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。
：==164.41A

选择双回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。

对于方案三：
：==226.77A
考虑到线路断开情况： ==487.17A
选择单回线 LGJ-185，单位阻抗 0.17+ j0.395Ω/km，载流 515A。
：==186.91A
考虑到线路断开情况：==382.04A

选择单回线 LGJ-150，单位阻抗 0.21 + j0.403Ω/km，载流 445A。

：==260.44A
考虑到线路断开情况：==487.17A
选择单回线 LGJ-185，单位阻抗 0.17+ j0.395Ω/km，载流 515A。
：==188.73A
考虑到线路断开情况：==382.04A

选择单回线 LGJ-150，单位阻抗 0.21 + j0.403Ω/km，载流 445A。
：==5.35A

考虑到线路断开情况：==231.19A
考虑到线路断开情况：==256.06A

选择单回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。
：==25.59A
考虑到线路断开情况：==217.65A
考虑到线路断开情况：==164.41A

选择单回线 LGJ-70，单位阻抗 0.45 + j0.432 Ω/km，载流 275A。

根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》里面的相关数据，对所选导体进行动稳定校验和动稳定校验可知，所选导线基本符合技术要求。
3.3.3. 线路阻抗计算
方案一：
=×35×（0.45+j0.432）=7.88+j7.56
=×33×（0.45+j0.432）=7.43+j7.13
=×30×（0.45+j0.432）=6.75+j6.48
=×25×（0.45+j0.432）=5.63+j5.40
方案三：
=35×（0.17+j0.395）=5.95+j14.11

=33×（0.21+j0.403）=6.93+j13.30
=30×（0.17+j0.395）=5.10+ j 11.85
=25×（0.21+j0.403）=5.25+j10.08
=28×（0.45+j0.432）=12.60+j12.10
=42×（0.45+j0.432）=18.90+j18.14
3.3.4. 正常运行时的电压损失及故障可能造成的最大电压损失
利用《电力系统分析》第十章的内容分析电压降落。
根据《电气工程课程设计参考资料》，一般认为，在无特殊要求的条件下，正常运行时电压损耗不能超过10%，故障时电压损耗不能超过15%。
忽略了电压降落的横分量，则有△U=

对于方案一：
正常运行时，根据上式算得：
表12 方案一正常运行电压降落

线路
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
P（MW）
37.00
34.00
40.00
26.00
Q(Mvar)
23.90
23.74
27.93
17.47
()
7.88
7.43
6.75
5.63
()
7.56
7.13
6.48
5.40
U(kV)
110
110
110
110
△U(kV)
4.29
3.84
4.10
2.19
△U%
3.90
3.49
3.73
1.99

故障运行时，假如是双回路中的一条线路发生故障，线路变成单回路输电，线路阻抗增大一倍，则有：
表13 方案一故障时运行电压降落
线路
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
P（MW）
37.00
34.00
40.00
26.00
Q(Mvar)
23.90
23.74
27.93
17.47
()
15.76
14.86
13.50
11.26
()
15.12
14.26
12.96
10.80
U(kV)
110
110
110
110
△U(kV)
8.58
7.68
8.20
4.38
△U%
7.80
6.98
7.46
3.98

故方案一正常运行时和故障运行时电压降落都能满足技术要求。
对于方案三：
正常运行时，同理算得：

表13 方案三正常运行时运行电压降落

线路
变电所（1）
变电所（2）
变电所（3）
变电所（4）
P（MW）
35.98
29.28
41.02
30.72
Q(Mvar)
23.92
20.27
27.91
18.69
()
5.95
6.93
5.10
5.25
()
14.11
13.30
11.85
10.08
U(kV)
110
110
110
110
△U(kV)
5.01
4.30
4.91
3018
△U%
4.56
3.90
4.46
2.89

故障运行时，环网开环，假设变电所处于线路末端，此时电压降落最大,则对于变电所（1），有：
△==
=9.15KV

△===6.55KV

△=△+△=15.70KV
△%=×100%=14.3%≈15%

同理，可以算得
△=17.28KV △%=15.72%≈15%
△=11.57KV　 　 　△％=10.53%<15%

△=21.83KV △%=19.85%>15%
正常运行时方案三的电压降落能满足要求，但是发生故障时，大部分电压降落接近或大于15%，不符合技术要求。
3.3.5. 总投资
总投资=线路投资+开关设备投资
注：
a. 若线路为双回线，则线路计算长度为两线路长度和的70%；
b. 假设每个开关设备需投资6万元。
由表的数据有：
导线LGJ-70： 1.95万元/千米；
导线LGJ-150：2.45万元/千米；
导线LGJ-185：2.70万元/千米。
可得下表：
表14 两个方案投资对比

项目
方案一
方案二
图例

线路长度（km）
246
193
线路计算长度（km）
172.2
198
线路投资（万元）
=172.2×1.95=335.79
=（33+25）×2.70+（35+30）×2.45+（28+42）×1.95=454.10

开关设备数量
16
12
开关设备投资（万元）
96
72
总投资（万元）
431.79
526.10
3.3.6. 年运行费用
年运行费用=折旧费+损耗费
注：
a. 折旧率按每年占总投资的8%来计算；
b. 线路年网损费用可用最大负荷时的有功损耗（《电力系统分析》第十章）及最大负荷损耗小时数（《电力系统分析》第十四章）来计算。

线路年网损费用的计算公式为：

表15 年网络损耗计算

取电费为，则对于方案一：
对于方案三：
=+= F×8%+△A×0.6×1000÷1000
=524.35×8%+13219×0.06
=835.09万元
3.3.7. 年计算费用
按7年收回投资计算，则年计算费用=总投资/7+年运行费用。
通过比较年计算费用及电压分布是否合理来选择最优的方案。
对于方案一：

对于方案三：
年计算费用FC = F/7 + FM = 526.10/7 + 835.09 = 910.25万元

通过以上的对比，虽然年计算费用相比差不多，甚至方案三的年计算费用还略少于方案一，但是考虑到方案一在正常运行和故障时线路的电压降落大体都比方案三的小，电压分布较方案三均匀，满足了技术要求，且其继电保护的整定较为简单，而方案三故障时的电压降落大体不符合技术要求，权衡两者优劣，最终确定采用了方案一。
4. 确定发电厂、变电所的电气主接线
必须满足以下基本要求：1、必需保证发供电的可靠性；2、应具有一定的灵活性；3、操作应尽可能简单、方便；4、经济上应合理。
注；变压器型号和参数可见《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》。
4.1. 发电厂主接线的选择
利用《发电厂电气》课程中学到的知识和设计的要求，确定3种接线方案（包括变压器型号及参数），选择其中最优者。
根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》，发电厂主接线的选择原则有：
1、若单机容量小，与所接入的系统不相匹配，经技术经济论证合理后，可将两台发电机与一台变压器做扩大单元接线，也可将两组发电机—双绕组变压器单元，公用一台高压断电器而构成另一种扩大单元接线。
2、当机组容量小，数目较多，一般可以设发电机电压母线，其母线可根据发电机的数目，发电厂的重要性，采用单母分段，双母线或双母线分段的接线方式。
3、当两台发电机和一台变压器或两组发电机—双绕组变压器作扩大单元接线时，在发电机与变压器应装断路器和隔离开关。
4、对发电厂的高压配电装置，若地位重要，负荷大，潮流变化剧烈，出线较多时，一般采用双母线或双母线分段接线。
5、当110KV、220KV配电装置采用双母线接线时，若出现在6回以上时，可采用带专门旁路断电器的旁路母线。
发电厂的最大单机有功容量为50MW，总装机有功容量为200MW，属于中小型发电厂。
发电机各个机组的视在功率：
对于25MW发电机组：
对于50MW发电机组：
因为发电机各单机容量均不小于25MW，考虑到有关设计规程对选用单母线分段接线不得超过24MW的规定，所以确定各方案中6.3KV电压级母线为双母线分段接线形式；而50MW发电机组直接通过变压器连接到110KV主接线上。
在变压器的选择上，为了减少经济投入和运行损耗，可以使用两台低压侧6.3KV的SFP7-120000/110变压器和六台25MW的发电机组连接，构成两组扩大单元接线。另外，也可以使用五台SF7-40000/110变压器与各25MW发电机组相连接。另使用一台低压侧10.5KV的SFP7-63000/110变压器和50MW的发电机组连接。厂用电从6.3KV电压级母线引出。
考虑到主变压器选择的N-1原则，即若发电机电压母线接有两台或以上的主变压器时，当其中一台容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上。
若使用两台低压侧6.3KV的SFP7-120000/110变压器和六台25MW的发电机组连接。若其中一台因故退出运行时：

显然，不符合N-1原则。
而若使用为五台SF7-40000/110变压器与各25MW发电机组相连接，当其中一台因故退出运行时：

可以发现，此时剩下的主变压器依然能输送85.33%的剩下功率,符合N-1原则。
权衡经济性和供电的可靠性，最终决定采用后者。
相关升压变压器的参数如下：
表16 相关变压器参数

根据发电厂可靠性和经济性的考虑，可以提出以下三种接线方案。
4.1.1. 方案一
考虑到供电可靠性的要求，发电机6.3KV电压级母线采用了双母线分段接线，110KV主接线采用了四分之三断路器配置方式，考虑到交叉接线比非交叉接线具有更高的运行可靠性，可减少特殊运行方式下的事故扩大，故采用了交叉接线。

图7 发电厂主接线方案一
4.1.2. 方案二
为了减少方案一的断路器投资，110KV主接线采用了双母带旁路母线的配置方式，为了减少经济投入，令母联断路器兼做旁路断路器。
图8 发电厂主接线方案二
4.1.3. 方案三
方案三：进一步减少投资，110KV主接线采用单母分段带旁路母线的配置
方式，平时分开运行，以减少故障时短路电流，对重要用户可用接在不同分段上的双回路进行供电。

图9 发电厂主接线方案三
4.1.4. 方案确定

对比这三种方案发电厂