区域电力网及降压变电所设计任务书本科毕业论文.doc

南京工程学院
毕业设计任务书

电力工程 学院电气工程及其自动化 专业
设 计 题 目：区域电力网及降压变电所设计

学 生 姓 名
班 级
起 止 日 期
指 导 教 师
教研室主任

发任务书日期 年 月 日

1.毕业设计的原始数据：
一、区域电网设计的有关原始资料
1、发电厂、变电所地理位置（见附图一）；
2、原有发电厂、变电所主接线图及设备规范（见附图二）；

3、待建变电所有关资料；
变电所
编 号
最大负荷MW
功率因数cos
二次侧
电压kV
调 压
要 求
负荷曲线性 质
重要负荷
%
A
26
0.85
10
逆
A
84
B
27
0.86
10
逆
A
67
C
18
0.88
10
恒
A
44
D
20
0.89
10
顺
A
48

4、典型日负荷曲线

%
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

典型日负荷曲线（A）

%
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
典型日负荷曲线（B）

5、其他说明
（1）功率初步平衡 厂用电率7%，线损率6%；
（2）各回路最大负荷同时系数去1.0；
（3）本电力网多余功率送回系统，功率缺额时由系统供给；
（4）除另有说明外，高压侧均按屋外布置考虑配电装置；
（5）待设计各变电所低压出线回路数，电压10kV时，按照1500-2000kW考虑。
（6）已有发电厂、变电所均留有间隔，以备发展；
（7）区域气温最高为40摄氏度，年平均为25摄氏度。
二、变电所的有关原始资料
1、带设计变电所 地理位置图A中的B 与系统联系方式。
2、变电所用户及环境资料。
（1）变电所用户资料与前同；
（2）10kV出线过电流保护时限不超过1秒。
（3）环境资料： 年最高气温 ，最热月平均最高气温 。
（4）10kV出线及供电方式如下图：

双回路供电 单回路供电 单回路供电但兼环形备用
2.毕业设计(论文)的内容和要求(包括技术要求、图表要求以及工作要求等)：
一、区域电力网的设计内容
1、根据负荷资料，待设计变电所的地理位置。根据已有电厂的供电情况，做出功率平衡。
2、通过技术经济综合比较，确定电力网供电电压、电网接线方式及导线截面。
3、进行电力网功率分布及电压计算，评定调压要求，选定调压方案。
4、评定电力网接线方案。
二、在区域电力网设计的基础上，设计 地理位置图A中的B 降压变电所的电气部分。
具体要求如下：

1、对待设计变电所在系统中的地位作用及所供用户的分析。
2、选择变电所主变压器的台数、容量、型式。
3、分析确定高低压主接线方式及配电装置型式。
4、分析确定所用电接线方式。
5、进行继电保护及互感器的配置。
6、进行选择设备所必须的短路电流计算。
7、选择变电所高、低压侧的断路器、隔离开关。
8、选择10kV硬导线。
9、进行防雷及保护接线的规划。
3.毕业设计应完成的技术文件：
设计文件及图纸要求：
1、设计说明书一份；
2、计算书；
3、图纸
⑴、区域电力网接线图；
⑵、潮流分布图；
⑶、变电所一次接线图；
⑷、变电所配电装置图及部分断面图；
4.主要参考文献：
1 王新学. 电力网及电力系统（第三版）. 北京：中国电力出版社，1992
2 陈跃. 电气工程专业毕业设计指南（第二版）. 北京：中国水利水电出版社，2008
3 范锡普. 发电厂电气部分. 北京: 中国水利水电出版社，1995
4 姚春球. 发电厂电气部分. 北京：中国电力出版社，2008
5 于永源. 电力系统分析（第三版）. 北京：中国电力出版社，2008
6 曹绳敏. 电力系统课程设计及毕业设计参考资料. 北京:中国水利水电出版社，1995
7 于长顺. 发电厂电气设备. 北京:中国水利水电出版社，1989
8 电力工业部电力规划设计总院. 电力系统设计手册. 北京：中国电力出版社，1998

图表 1

图表 2
设备规范表
发电机：
G1、G2：QF2-25-2
G3：QFQ-50-2
变压器：
T1、T2：SFL1-31500/110
T3： SFPL1-63000/110
原有负荷资料
1、10kV电压级地方负荷
12回路，每回路最大负荷为1500kW，同时率为1.0，功率因数为0.8，要求备用的负荷为80% 。
2、110kV电压级负荷
2回路，每回路最大负荷为10000kW，同时率为1.0，功率因数为0.9，要求备用的负荷为50% 。
5.毕业设计(论文)进度计划(以周为单位)：
起 止 日 期
工 作 内 容
备 注
第 周

第 周
第 周
第 周
第 周
第 周
第 周

撰写开题报告，并初步弄清毕业设计题目的背景资料。
撰写开题报告。
初步完成毕业论文的撰写，自己进行修改。
论文交老师修改，自己完善论文。
毕业论文定稿
系部审核，并准备答辩。
答辩。

教研室审查意见：

同意开题

室主任
年 月 日
院（部）审查意见：

同意开题

院长
年 月 日

第一篇 区域电力网设计说明书

1 电网有功功率的初步平衡

1.1 有功功率平衡的目的

了解待设计系统有功功率得平衡情况，确定发电厂的运行方式；
了解系统联络线上的潮流情况。

1.2电力负荷的分析

厂用电：c=7%； 线损率：d=6%； 同时率：1
新建电网
原有电网
表1.1 电力负荷分析结果
计算结果
原有电网发电负荷(MW)
新建电网发电负荷(MW)
总发电负荷
(MW)
发电机运行方式
(MW)
发电机总出力
(MW)
联络线
上功率
（MW）
最大负荷
40.86
104.60
145.46
25+25+50
100
45.46
最小负荷
28.60
73.22
101.82
25+25+40
90
11.82

2各变电所主变压器的选择

根据《电力工程专业毕业设计指南》及《35～110KV变电所设计规范》GB50059-92的有关规定知：
1.变电所主变一般选用两台三相变压器；
2.变压器的型式：根据变电所资料，每台变压器均只有两个电压等级，选择双绕组变压器；
3. 变压器的容量确定：为了保证供电的可靠性，解决重要负荷的连续供电问题，新建变电所均装设同一型号的变压器，一台停送，另一台应能保证最大负荷的60%以上及所有的重要负荷（包括一级负荷、二级负荷）正常供电，以保证一台变压器检修或故障时，另一台变压器能带重要负荷运行；即 ；
4.在潮流变化较大和电压偏移较大的变电所采用有载调压变压器；
5.考虑将来的发展，通常先用靠大的变压器；
6.所选变压器应满足过负荷校验，如下：
对所选额定容量为的变压器进行过负荷能力校验 。
校验方法：
，由在变电所典型负荷曲线上查得过负荷时间T。
欠负荷系数，过负荷系数，由及过负荷时间T查《发电厂电气部分》P423图11-6（正常过负荷曲线）得允许的过负荷系数，对自然油循环变压器过负荷不应超过50%，故最大=1.5。根据与的关系来校验过负荷能力是否满足要求；假如>,则满足要求，否则不满足。当过负荷校验不满足要求时，直接选择容量更大的变压器。
变电所
主变台数
主变型号
A
2
SFZ10-25000/110
B
2
SFZ10-20000/110
C
2
SFZ10-12500/110
D
2
SFZ10-12500/110
表2.1 变电所变压器型号

3 新建电网电压等级的确定

3.1 选择原则：

①电力网电压等级的选择应符合国家规定的标准电压等级。
②电力网电压等级的选择应根据网络现状及今后10—15年的负荷发展所需的输送容量、输送距离而确定。
③在原有电网的基础上规划发展时，新电压的选择必须考虑与原有电压相配合的问题。

3.2 结论：

本设计电压基于原110KV电网基础之上，且输送距离及输送容量均满足110KV等级的要求，故本次设计电力网的电压等级确定为110KV。

4 电网接线方案的确定

4.1 拟定电网的接线方案

4.1.1 原则

根据《35～110kV变电所设计规范》（GB50059-92）的相关规定，电气主接线的设计应按下列原则：
①变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
②当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。
③35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。
④在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。
⑤当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。

4.1.2方案初定

根据设计任务书待建变电所的地理位置图，拟订18种可行性方案（见图）。

图表 3

图表 4

图表 5

图表 6

4.2 方案的初步选择

采用筛选法，根据下列各项指标进行定性分析比较，保留两个较好的方案，以进一步进行技术比较。
（1） 供电的可靠性，检修、运行、操作的灵活性和方便性；
（2） 线路的长度，短者优先；
（3） 保护配置的复杂程度；
（4） 将来发展的可能性；
（5） 发电厂、线路上及变电所高压侧新增断路器的台数，少者
优先；
（6） 计算每个方案的负荷距，小者优先；
负荷距的计算方法：负荷距等于流于线路的有功功率与该有功功率所经过的最长路径的长度 。
各方案的开关数及线路总长：
开关数:由于～配电装置,出线回路为3～4回时,采用单母分段接线,其中开关数为7个.内外桥其中的开关数为3个。（具体的开关数列在下表中）
线路长度:单回线的线路长度为其实际长度，双回线的线路长度为其实际长度的1.8倍。
表4.1 方案的开关数与线长
方案
开关数
线长（km）
A
B
C
D
进线
合计
1
3
3
3
3
4
16
172
2
7
3
3
3
4
20
187.2
3
3
7
3
3
4
20
196.2
4
3
7
7
3
4
24
210.6
5
3
3
7
3
4
20
186.4
6
3
3
3
7
4
20
200.8
7
7
3
3
7
4
24
216
8
7
3
7
3
4
24
201.6
9
3
7
3
7
4
24
225
10
3
3
3
3
6
18
182.8
11
3
3
3
3
6
18
174
12
3
3
3
3
6
18
181.8
13
7
3
3
3
6
22
198
14
3
7
3
3
6
22
190.8
15
3
7
3
3
6
22
207
16
3
3
7
3
6
22
183.6
17
3
3
3
7
6
22
210.6
18
3
3
7
3
6
22
196.2

4.3 对可行性方案初步筛选结果

从上面各方案的评价结果，保留二个方案（1）、（5），以便进一步进行技术比较。

5 对初选接线方案进行技术比较

1) 首先根据原始数据和初选各方案的接方式线，选择并校验各条线路导线的型号；
2) 再进行技术比较，计算出各方案在正常情况下的最大电压损耗应不大于10%，最严重故障时的最大电压损耗应不大于15%，大者舍去；
3) 经济比较，从总工程投资费用、年运行费用、最大电能损耗计算出年费用，大着舍去。
4) 通过经济技术综合分析比较，选出最佳方案。

5.1 确定各变电所负荷

根据给出的负荷资料已知及，利用Smax=P+jQ=P+jPtg，并求出最大、最小负荷时各变电所的、。同时，忽略功率损耗，认为功率均布，计算出各个方案的各线路上的功率情况。
求取各变电所最大负荷年利用小时数

表5.1 变电所负荷
变压所编号
最大负荷
(MW)
功率因数

负荷曲线
性 质

(MVA)

(MVA)
(h)
A
26
0.85
A
26+j16.11
18.2+j11.28
7300
B
27
0.86
A
27+j16.02
18.9+j11.21
7300
C
18
0.88
A
18+j9.72
12.6+j6.80
7300
D
20
0.89
A
20+j10.25
14+j7.18
7300
详细计算见计算书。

5.2 导线型号的选择

根据Tmax在《电力工程专业毕业设计指南－电力系统分册》第50页的图3－1查得经济电流密度J，计算出各导线的计算面积，查《电力工程专业毕业设计指南－电力系统分册》附表4初步选出线路导线型号。
计算截面积：==
若是双回线：
图表 7
A. 环网的导线截面积选择方法
1) 设该网为均一网，计算出最大负荷时的初步功率分布及各线路的最大负荷电流。
2) 计算环网的Tmax（加权平均法）
=
图表 8
3) 据查得经济电流密度，求出各段导线的经济截面积，当计算出的导线截面积小于时，考虑机械强度的校验，应选用LGJ-35型导线，当计算出的导线截面积小于，考虑电晕校
验，应选用LGJ-70型导线；所以在计算出的导线截面积小于70mm2，综合考虑机械强度和电晕的校验，应选用LGJ-70型导线；
4) 若环网所选导线型号不同，则根据所选导线的型号和长度，求出各段导线的参数。用复功率法再次计算各段导线的复功率S分布，再次选择导线截面，以上步骤循环反复计算，直至前后两次选择结果一致为止。
B. 对双回线导线截面积选择方法
1) 设该网为均一网，计算出最大负荷时的初步功率分布及各线路的最大负荷电流。
2) 计算环网的（加权平均值）
= =
图表 9
3) 据查得经济电流密度，求出各段导线的经济截面积 (实际为双回线截面面积，乘以0.5得单回线导线截面)，当计算出的导线截面积小于时，考虑机械强度的校验，应选用LGJ-35型导线，当计算出的导线截面积小于，考虑电晕校验，应选用LGJ-70型导线；所以在计算出的导线截面积小于，综合考虑机械强度和电晕的校验，应选用LGJ-70型导线。
表5.2 方案1的导线型号
线路
型号
GA
LGJ-185
AB
LGJ-185
GB
LGJ-185
GC
LGJ-150
CD
LGJ-150
GD
LGJ-150
表5.3 方案5的导线型号
线路
型号
GA
LGJ-185
AB
LGJ-185
GB
LGJ-185
GC
LGJ-150
CD
LGJ-150
详细计算见计算书。

5.3对所选导线进行校验

5.3.1导线的机械强度校验

为保证架空线路具有必要的机械强度，相关规程规定，1~10kV不得采用单回线，其最小截面积如下表所示（单位）。对于更高电压等级线路，规程未作出规定，一般则认为不得小于35。
表5.4 不必校验机械强度的最小导线截面
导线类型
通过居民区
通过非居民区
铝绞线
35
25
铝合金线
35
25
铜芯铝线
25
16
铜线
16
16
因此，方案1，5所选的全部导线满足机械强度的要求。

5.3.2导线的电晕校验

下表列出了可不必校验电晕临界电压的导线最小直径和相应的导线型号。

表5.5 不必校验电晕临界电压的导线最小直径
电压
（kV）
110
220
330
500
四分裂
750
四分裂
单导线
双分裂
外径
（）
9.6
21.4
33.1

型号
LGJ-50
LGJ-240
LGJ-600
2*LGJ-240
4*LGJ-300
4*LGJ-400
校验时候应注意:1.对于330kV及以上电压的超高压线路，表中所列供参考；2.分裂导线次导线间距为400mm。
因此，方案1，5所选导线全部符合要求。

5.3.3导线的发热校验

当环网发生故障而解环运行时，流过各段导线的最大工作电流≤KIal，则发热校验满足要求。
因为环境温度为20°C时，查得的允许温度为70°C时的导线长期允许载流量，本设计中给出最热月平均气温为32°C，
故需根据温度修正系数来进行修正qqq-=-
由原始资料知：，
经校验，方案1，5所选导线均满足发热校验，具体计算见计算书。

5.3.4导线的电压损耗校验

电压损耗校验：
根据
图表 10
计算出在正常运行和故障情况下各段导线的电压损耗是否在允许范围内，应考虑最严重情况即故障时至最远端变电所的电压损耗（正常运行ΔU<10%，故障ΔU<15%）。
表5.6 方案1各段导线的电压损耗
导线
GA
GB
GC
GD
正常时
2.27
2.85
1.71
2.50
故障时
4.62
5.62
3.59
4.78

表5.7 方案5各段导线的电压损耗
导线
GA
GB
GC
CD
正常时
2.27
2.85
1.79
1.33
故障时
4.62
5.62
3.58
2.66

表5.8 各方案的电压损耗（ΣΔU%）
方案
正常运行
故障情况
1
5.12%
10.24%
2
5.12%
10.24%
分析：经过对方案(1)、(5)的技术比较，均满足技术要求。并对（1）和（5）进行进一步经济比较。

6 对保留的方案进行经济比较

6.1 工程总投资

①、包括线路总投资（注：双回线按同杆架设考虑，线路长度L=1.8），变电总投资， =
图表 11
+
②、工程总投资应折算到建设期末= （i为年利率10%），本设计方案是当年投资当年投产故=，其中i—年利率6%
③、为每条线路长度与线路的单价的乘积。
④、
图表 12
为变电所投资与发电厂新增间隔投资之和。
⑤、变电所投资为变电所高压侧接线型式单价与数量的乘积。
⑥、发电厂投资为新增间隔单价与新增数量乘积。
查《电气工程专业毕业设计指南》P185附表52（送电工程综合限额设计控制指标）：

表6.1送电工程综合限额设计控制指标
电压等级

导线规格
单位造价
（万元/km）
110kV

平地
纯混凝土杆
LGJ-150
15．10
纯混凝土杆
LGJ-185
17．78
查《电气工程专业毕业设计指南》P189附表56（110kV/10kV变电所二类指标典型设计综合投资参考数据）：
表6.2 110kV/10kV变电所二类指标典型设计综合投资参考数据
变电所容量（kVA）
综合投资（万元）
2*25000
1575
2*20000
1404
2*12500
1015
经计算，各方案的投资（万元）：
表6.3 各方案的投资（万元）
方案
1
5
线路投资
2816.96
3034.4
变电所投资
5009
5241.4
总投资
7825.96
8275.8
详细计算见计算书。

6.2电能损耗

通过最大负荷损耗时间法计算电能损耗:最大负荷损耗时间τmax与最大负荷利用小时数Tmax的关系见《电气工程专业毕业设计指南》P21表2-9（最大负荷损耗时间τmax）。

经计算，各方案的电能损耗(Mw*h):
表6.4 各方案的电能损耗(Mw*h)
方案
1
5
电能损耗
7934.6
8567.8
详细计算见计算书。

6.3年运行费

维持电力网正常运行每年所支出的费用，称为电力网的年运行费用。
年运行费用包括电能损耗费，折旧费，小修费，维护管理费。电力网的年运行费用可以计算为：

——计算电价，元/（kW*h）;
——每年电能损耗，（kW*h）；
Z——电力网工程投资，元；
——折旧费百分数；
——小修费百分数；
——维护管理费百分数。
电力网的折旧费，小修费，维护管理费占总投资的百分数由主管部门制定，具体参见《电气工程专业毕业设计指南》P144表8-18。

经计算，各方案的年运行费用(万元):
表6.5 各方案的年运行费用（万元）
方案
1
5
年运行费
1126.07
1193.66
详细计算见计算书。

6.4总折旧费

线路折旧、维修、管理费用=线路总投资7%
变电总投资（12～14）% S
其中：变电所主变容量在15MVA以下的折旧率为14%，容量在15-40MVA的折旧率为13%，容量在40-90MVA的折旧率为12%
=线路投资7%+变电总投资（12～14）%，本设计方案取13%
经计算，各方案的总折旧费(万元):
表6.6 各方案的总折旧费(万元)
方案
1
5
总折旧费
848.4
893.79
详细计算见计算书。

6.5 计算年费用

年费用最小法：
AC——年费用，平均公式在m+1到m+n期间的n年内；
Z——工程总投资；
——年利率，取6.6%;
u——年运行费。
经计算，各方案的年费用(万元):
表6.7 各方案的年费用
方案
1
5
年费用
1963.74
2079.48
详细计算见计算书。

6.6方案的技术、经济比较
表6.8 方案的技术、经济比较
方案
技术比较
经济比较
年费用(万元)

正常情况
Umax%
故障情况Umax%
总投资
Z(万元
电能损耗ΔW (MWh)
总折旧
U(元)
1
2.85
5.62
7825.96
7934.60
848.40
1963.74
5
2.85
5.62
8275.80
8567.80
893.79
2079.48
根据以上的技术比较和经济比较，方案1的总投资和年费
用均较低，为最佳方案。

7 对选定网络的潮流分布和电压计算

对最佳方案(1)进行计算

7.1 计算变压器及线路参数

7.1.1 变压器参数

根据变压器型号，查表得变压器参数PK、I0%、P0、UK%
表7.1 变压器参数
变电所
型号
空载损耗(kw)
负载损耗(kw)
空载电流
阻抗电压
A
SFZ10-25000/110
24.85
104.55
0.50
10.5
B
SFZ10-20000/110
21
88.40
0.56
10.5
C
SFZ10-12500/110
17.70
59.50
0.60
10.5
D
SPZ7-12500/110
17.70
59.50
0.60
10.5
分别计算出RT、XT、ΔPYT、ΔQYT：
电阻 电抗
阻抗
图表 13
有功耗 无功耗

结果如下:
表7.2 变压器计算参数
变电所
A
B
C
D
RT（Ω）
2.024
2.467
4.61
4.61
XT（Ω）
50.82
63.525
101.64
101.64
ZT（Ω）
1.012+
j25.41
1.337+
j31.763
2.305+
j50.82
2.305+
j50.82
ΔPYT（MW）
0.02485
0.021
0.0177
0.0177
ΔQYT（Mvar）
0.125
0.112
0.075
0.075
ΔŠYT（MVA）
0.0478+
j0.25
0.042+
j0.224
0.0354+
j0.15
0.0354+
j0.15
详细计算见计算书。
从考虑变压器经济运行，降低变压器功率损耗出发，应采用一台变压器运行。本设计中最小负荷是按照典型日负荷曲线得来，考虑新变压器实际运行方式不会随负荷变化而频繁改变，同时为了提高供电可靠性，保证重要负荷供电，在最小负荷时也采用两台变压器并列运行。

7.1.2 线路参数

线路的充电功率:
查《电气工程专业毕业设计指南》P157附表6，利用公式
计算出每条线路的充电功率。
经计算，线路的参数列表如下：
表7.3 线路的参数
线路
导线型号
长度（km）
线路阻抗
充电功率(Mvar)
GA
LGJ-180
23
3.91+j9.43
0.423
GB
LGJ-180
28
4.76+j11.48
0.515
AB
LGJ-180
31
5.27+j12.71
0.57
GC
LGJ-150
24
5.04+j9.984
0.434
GD
LGJ-150
32
6.72+j13.312
0.579
CD
LGJ-150
34
7.14+j14.144
0.615
详细计算见计算书。

7.2用运算负荷简化电力网

降压变电所的运算负荷包括最大负荷和最小负荷两种情况。运算负荷等于变电所低压侧负荷加上变压器阻抗与导纳中的功率损耗，再加上连接于变电所高压母线上线路的充电功率。各变电所运算负荷列表如下：
即S″=S+ΔS++（-jQc/2）
其中ΔS=
在全网为额定电压下计算
表7.4 运算负荷
变电所
最大负荷（MVA）
最小负荷（MVA）
A
26.128+j17.332
18.288+j11.5
B
27.151+j17.746
18.995+j11.617
C
18.115+j10.58
12.674+j6.762
D
20.1316+j11.327
14.082+j7.176
最大负荷情况下的等值网络图：
（AB）：

图表 14
图表 15
（CD）：
简化后的网络图：
(AB):

图表 16
(CD):

最小负荷情况下的等值网络图：
（AB）：

图表 17
（CD）：
简化后的网络图：
(AB):

图表 18
(CD):

7.3变电所高压母线电压计算

从电力系统电压参考点（发电厂高压母线）开始，计算电网在最大负荷、最小负荷时，各变电所高压母线电压。因发电机调压主要是为了满足近处地方负荷的电压质量要求，即发电机采用逆调压方式。故本设计中发电厂高压母线采用逆调压方式=115kV， =110kV。

7.4网络潮流分布及电压计算

用复功率法求得各段线路的初步功率分布,从功率分点处将环网拆开,向两侧电源推算,求得最大负荷和最小负荷时各段线路的最终潮流分布。

7.4.1最大负荷情况的潮流分布及电压计算

7.4.1.1 GAB环网最大负荷情况的潮流分布及电压计算

简化后的电力网：

图表 19
潮流分布：
在无功功率分点B处将环网拆开成两条辐射线：

7.4.1.2 GCD环网最大负荷情况的潮流分布及电压计算

简化后的电力网：

图表 20
潮流分布：
在无功功率分点D处将环网拆开成两条辐射线：

图表 21

7.4.2最小负荷情况的潮流分布及电压计算

7.4.2.1 GAB环网最小负荷情况的潮流分布及电压计算

简化后的电力网：

图表 22
潮流分布:

图表 23
在无功功率分点B处将环网拆开成两条辐射线：

7.4.2.2 GCD环网最小负荷情况的潮流分布及电压计算
简化后的电力网：

图表 24
潮流分布：
在无功功率分点D处将环网拆开成两条辐射线：

图表 25
图表 26
经计算，各线路在最大最小负荷时的潮流分布：
表7.5 潮流分布
线路
最大负荷（MVA）
最小负荷（MVA）
GA
28.07+j18.53
19.65+j12.255
AB
1.942+j1.198
1.362+j0.744
GB
25.209+j16.548
17.633+j10.862
GC
20.44+j11.79
14.3+j7.51
CD
2.325+j1.211
1.626+j0.748
GD
17.807+j10.116
12.456+j6.428
经计算，在最大最小负荷时的节点电压：
表7.6 节点电压
节点
最大负荷时的电压kV
最小负荷时的电压kV
G
115.5
110
A
113∠-0.85
108.25∠-0.67
B
112.77∠-0.93
108.1∠-0.74
C
113.59∠-0.64
108.68∠-0.51
D
113.3∠-0.76
108.5∠-0.61
详细计算见计算书。

8变压器分接头的选择

由于通过改变变压器原付方的绕组的匝数比可以达到调压的作用，因此在双绕组变压器的高压侧和三绕组变压器的高，中压侧均有若干个分接头供选择使用。
本设计中110kV变电所均采用有载调压变压器。分别在最大及最小负荷时，选一个最接近的标准分接头，并分别校验其是否满足调压要求。
本设计中，A变电所为逆调压,B变电所为逆调压，C变电所为恒调压,D变电所为顺调压。
顺调压:要求变电所低压母线在最大负荷时电压不低于10.25kV,最小负荷时不高于10.75kV。
逆调压：要求变电所低压母线在最大负荷时为10.5kV ,最小负荷时为10kV, 允许有的电压偏移。
恒调压：电压保持基本不变。

8.1计算方法

UFmax=（U1max-ΔU1max）×U2N/U2max
UFmin=（U1min-ΔU1min）×U2N/U2min
UF=（Ufmax+Ufmin）/2

8.2校验

按实际的分接头分别计算最大负荷、最小负荷时，变电所低压母线电压，校验是否满足调压要求。
以上为普通变压器的分接头选择方法。本设计中110kV变电所均采用有载调压变压器。分接头的选择方法与无励磁调压变压器的分接头选择方法相同。分别在最大及最小负荷时，选一个最接近的标准分接头，并分别校验其是否满足调压要求。变压器通过选择适当的分接头均能满足各自调压要求。

8.3母线电压水平

表8.1 母线电压
负荷水平
电压（kV）
发电厂
A
B
C
D
最大负荷
113
112.77
1