电力系统规划课程设计--某地区电网规划初步设计方案—-毕业论文设计.doc

机电工程学院
《电力系统规划》课程设计

第二组

题 目： 某地区电网规划初步设计
专 业： 电气工程及其自动化
年 级：
学 号：
姓 名：
指导教师：
日 期：

云南农业大学机电工程学院

目 录
摘 要 2
课程设计任务书 3
第一章 原始资料的分析 5
1.1发电厂技术参数 5
1.2发电厂和变电所负荷资料 5
1.3 负荷合理性校验 5
第二章 电力网电压的确定和电网接线的初步选择 7
2.1电网电压等级的选择 7
2.2 电网接线方式的初步比较 9
2.2.1电网接线方式 9
2.2.2 方案初步比较的指标 11
第三章 方案的详细技术经济比较 12
3.1导线截面参考数据 12
3.2方案（B）中的详细技术经济计算 12
3.2.1先按均一网对其进行粗略潮流分布的计算 13
3.2.2导线截面面积的选择 13
3.2.3根据查阅的导线截面面积，计算线路的阻抗 15
3.2.4计算正常运行时的电压损失 15
3.2.5投资费用（K） 15
3.3方案（C）中的详细技术经济计算 17
3.3.1先按均一网对其进行粗略潮流分布的计算 17
3.3.2 导线截面的选择 19
3.3.3、线路阻抗计算 20
3.3.4正常运行时的电压损失 20
3.3.5投资（K） 21
3.3.6、年运行费用（万元）年运行费用包括折旧费和损耗费 21
第四章 最终方案的选定 23
第五章 课程设计总结 25
参考资料 26
课程设计指导教师评审标准及成绩评定 27

摘 要
该课程设计是进行地方电网规划设计。规划设计一个容量为5×25MW+1×50MW的发电厂和4个变电站的地方电力网。
 本设计根据地方电力网规划的要求，在对原始资料系统负荷、电量平衡分析的基础上，运用传统的规划方法，并结合优化规划的思想，从拟定的五种可行方案中，通过技术和经济的比较，选择出两个较优的方案作进一步的深入分析：先对电网进行潮流计算，然后根据潮流计算结果，从最大电压损耗、网络电能损耗、线路和变电站的一次投资及电力网的年运行费用等角度，详细的分析两个较优方案，以此确定最优规划设计。

【关 键 词】方案拟定 潮流计算 导线截面选择 投资 年运行费用

课程设计任务书
1、题目：某地区电网规划初步设计
2、目的要求
通过本次课程设计能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、发电厂等方面的理论、概念和计算方法，加深对电网特性的了解,进而了解有关设计规程和规定、经济指标，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。
3、设计任务
1）电力网电压等级的确定
2）初步拟定若干待选的电力网接线方案进行初选
3）对初选接线方案进行详细的综合比较
4）最后对电网的接线方案进行评定
4、原始资料
1） 发电厂、变电所相对地理位置及距离如图所示：

说明：A为发电厂
①、②、③、④为待建的变电站

2）发电厂技术参数
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

3）发电厂和变电所负荷资料
厂站
项
目
发电厂
变电所
A
1
2
3
4
最大负荷（MW）
30
50
50
45
50
最小负荷（MW）
15
28
28
23
28
功率因数
0.82
0.85
0.85
0.86
0.85
(h)
5000
5300
5500
5200
5500
低压母线电压(kV)
10
10
10
10
10
调压要求
顺
常
逆
顺
常
各类负荷(%)
I类
30
30
30
0
25
II类
30
30
25
30
30

设计指导教师(签字)：

第一章 原始资料的分析
1.1发电厂技术参数
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

1.2发电厂和变电所负荷资料
厂站
项
目
发电厂
变电所
A
1
2
3
4
最大负荷（MW）
30
50
50
45
50
最小负荷（MW）
15
28
28
23
28
功率因数
0.82
0.85
0.85
0.86
0.85
(h)
5000
5300
5500
5200
5500
低压母线电压(kV)
10
10
10
10
10
调压要求
顺
常
逆
顺
常
各类负荷(%)
I类
30
30
30
0
25
II类
30
30
25
30
30

1.3 负荷合理性校验
(1)在已知某规划年的需电量后，可用年最大负荷利用小时数预测年最大负荷，即:
Pn·max= An/Tmax
式中 Pn·max — 年最大负荷（MW）；
An——年需用电量（kWh）；
Tmax——年最大负荷利用小时数（h）
(2)根据最大负荷利用小时数的定义，最大负荷运行小时所消耗的电量等于全年实际电量。所以，以最大负荷运行小时所消耗的电量应大于全年以最小负荷运行的电量。即：
8760-全年小时数
1、发电厂负荷
（Pmax·Tmax＝30×5000＝150000）＞（Pmin·8760＝15×8760＝131400）  （MWh）
2、变电所1 负荷
（Pmax·Tmax＝50×5300＝265000）＞（Pmin·8760＝28×8760＝245280）  （MWh）
3、变电所2 负荷
（Pmax·Tmax＝45×5500＝275000）＞（Pmin·8760＝28×8760＝245280）  （MWh）
4、变电所3 负荷
（Pmax·Tmax＝45×5200＝234000）＞（Pmin·8760＝23×8760＝2014800）  （MWh）
5、变电所4 负荷
（Pmax·Tmax＝50×5500＝275000）＞（Pmin·8760＝28×8760＝245280）  （MWh） 
结论：所以负荷均满足合理性要求。
根据原始资料确定电网的电压等级和初步拟定5个方案，综合考虑电网的经济性、可靠性、操作容易和保护简单等问题，综合优先选出两个方案进行详细技术经济比较。利用原始资料中的最大负荷、功率因数、最大利用小时进行潮流计算和导线截面选择，同时根据原始资料和导线截面、电压损耗确定两个参加详细技术经济比较方案中的投资费和年运行费。

第二章 电力网电压的确定和电网接线的初步选择
2.1电网电压等级的选择
目前我国常用的电压等级：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。
（一）电压等级选择的原则
1）选定的电压等级应符合国家电压标准
2）电压等级不宜过多，以减少变电重复容量，同一地区、同一电力网内，应尽可能简化电压等级。
3）选定的电压等级要能满足近期过渡的可能性，同时也要能适应远景系统规划发展的需要。
4）在确定电压系列时应考虑到与主系统及地区系统联网的可能性，故电压等级应服从于主系统及地区系统。
5）如果是跨省电网之间的联络线，则应考虑适应大工业区与经济体系的要求，进一步建成一个统一的联合系统，最好采用单一的合理的电压系列。
6）大容量发电厂向系统送电，考虑出现高一级电压一回线还是低一级电压多回线向系统送电，与该电厂在系统中的重要性有关。
7）对于单回线供电系统，在输电电压确定后的一回线送电容量与电力系统总容量应保持合适的比例，以保证在事故情况下电力系统的安全。
8）是否发展新的高一级电压，应根据工程现实要求、目前电网的基础、科研和设备供应的可能性等因素综合考虑。
（二）电压等级选择的方法
1）直接查表法
  这种方法比较粗糙一些。它是根据设计和运行的经验，总结电压等级与输送容量和输送距离的关系而得来的。一般可用于初选。各种电压相应的输送容量和输送距离范围见下表：
注：用的时候不能两个都用极端，即最大输送容量对应最大输送距离。 
根据变电所负荷大小、变电所与发电厂的距离，由有关资料确定电压等级，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30MW, 1变电站最大负荷为50MW, 2变电站最大负荷为50MW, 3变电站最大负荷为45MW，4变电站最大负荷为50MW。结合设计的地理分布,最长输电线路47km，最短输电线路23km，
用查表法选择110KV的输电等级。
电压等级的选择原则如下：
额定电压（kV）
输送容量（MW）
输送距离（km）
额定电压（kV）
输送容量（MW）
输送距离（km）
0.38
＜0.1
＜0.6
60
3.5～30
30～100
3
0.1～1.0
1～3
110
10～50
50～100
6
0.1～1.2
4～15
220
100～500
100～300
10
0.2～2
6～20
500
800～2000
150～850
35
2～10
20～50

表1—1
根据地理位置中测量的各发电厂、变电站的距离和给出的输送容量，综合考虑各方面因素，我们采用110KV的电压等级。根据原始资料和表1—1中电压等级选择的原则，本次设计中本设计的网络是区域电力网，输送容量30～50MVA，输送距离从 23～47kM。根据各级电压的合理输送容量及输电距离，应选择 110KV 电压等级。
2）根据负荷矩查表法
  所谓负荷矩就是线路传输的功率与传输距离的乘积，即P(传输功率)·L(距离) =P·L 
根据

选择方法：
P·L为4240～37000 kW·km，选10kV；
    91000～720000 kW·km，选35kV；
   1260000～15100000 kW·km，选110kV。
用负荷矩查表法：P·L=5000035=1750000 kW·km，选110KV
  电网电压等级要符合国家标准电压等级，选择电网电压是根据网内线路输送容量的大小和输送距离来决定的。
2.2 电网接线方式的初步比较
2.2.1电网接线方式
电网的接线方式目的在于提高电网运行的可靠性，电网接线方式的选择是高水平配电自动化系统的前提和重要基础。不同城市电网负荷密度、地理环境、配电变电站的保护方式、配网的接地方式等是不同。因此，电网的接线方式因地制宜，各具特点和优点电网接线方式设计原则目前正在进行的电网建设工程和即将实施的配电系统自动化建设工程，都要求对电网的接线方式进行规划设计。因此，电网接线方式的应该满足以下基本要求：
（1） 稳定可靠的供电能力和较强的接受外电能力，满足N-1。
（2） 电网结构合理，各级电压接线层次分明。尽量减少网上潮流和迂回供电。
（3） 运行灵活，应变能力强。具有足够的弹性和设备容量，具备应付各种可能出现情况的应变能力。考虑电网发展过程中前后阶段的关联性。
（4） 对网内大型发电机组的上网方式进行技术经济论证。
（5） 限制短路电流，根据电网规模分层分区供电，各区之间有足够的负荷转移能力，相互支援。
（6） 接线标准化，提高可靠性，减少维护、检修费用。
（7） 运行安全性。
（8） 操作方便，运行灵活。
（9） 接线简单及优化网架结构，有效降低线损。
（10） 设备选择合理。
（11） 便于运行及维护检修。
（12） 适应配电自动化的需要，有利于提高供电可靠性和电压质量。
（13） 与上一级电网发展规划和布局相互协调，充分了解主网和电源的发展考虑变电站落点、规模、线路布局接线方式时应超前5-10年。
根据设计任务书中的发电厂和变电站的基本的分布，电网的接线方式可以初步的拟定为以下的几种方式：

表2-1
方案
结线图
线路长度（kM）
断路器
（每条线路按两个算）
优缺点
A
2

1

A

3
4

283

16

优点：供电可靠性高,每个负荷节 点都有三条供电
缺点：线路长度最长、造价最高，继电保护复杂。

B
2

1

A

3
4

242

16

优点：每个负荷节点均为双回路供电，供电可靠性高，线路总长较短。
缺点：电厂出线多，倒闸操作麻烦；保护须带方向。
C
2

1

A

3
4

194

12

优点：双环网供电，可靠性高，线路总长较短，断路器数目较少，继电保护较容易。
缺点：存在保护需要识别方向。
D
2

1

A

3
4

143.5

8

优点：开关数量最少，线路总长度最短，继电保护相对容易，保护设置简单。
缺点：可靠性比最低。
E
2

1

A

3
4

218

12

优点：双回路与环网相结合，供电可靠性高。
缺点：投资较大，倒闸操作麻烦；有环网，保护需带方向。

2.2.2 方案初步比较的指标
表2-2 各个方案的优缺点比较
方案
A
B
C
D
E
供电可靠性
最高
较D高
较B高
最低
较D高
每负荷节点线路数
3
2
2
1
2
线路总长度km
注：双回长度算70%
283
242
194
143.5

218
开关数量
每条线路按2个算
16
16
12
8

12
继保整定难度
最难
较C易
较A易
最容易
较C易

总结：根据上表比较，根据各方案的接线形式所用的线路长度和断路器个数以及各变电所的I、II负荷情况，同时考虑经济性、可靠性、操作容易、保护简单等方面，综合优选出B 、C两种方案进行精确比较。

第三章 方案的详细技术经济比较
3.1导线截面参考数据
确定导线材料和杆塔的类别及导线的几何均距。目前我国高压输电线主要采用钢芯铝绞线。 按电力设计手册， 当负荷的年最大利用小时数达 5000 小时以上时，钢芯铝绞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截面，用发热校验。因本设计是 110kV电压等级，为了避免电晕损耗，导线截面不得小于LGJ-70。 在LGJ-240以下者， 均采用单杆三角形排列， 在LGJ-300以上者，采用Π型杆塔。有关数据查参考书《电力系统规划设计手册（摘录）》，综合如下：
表3-1
导线截面
载流量（A）
ro(Ω/km)
xo(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
LGJQ-300
710
0.107
0.382
1.46
3.4

3.2方案（B）中的详细技术经济计算
表3-2
方案
结线图
线路长度（kM）
断路器
（每条线路按两个算）
优缺点
B
2

1

A

3
4

242

16

优点：由双回路供电，供电可靠性高，线路总长较短。
缺点：电厂出线多，倒闸操作麻烦；保护须带方向。

3.2.1先按均一网对其进行粗略潮流分布的计算。
按均一网对方案Ⅱ其进行粗略潮流分布的计算：
两个假设: 1）计算时不考虑线路的功率损失；
2）功率的大小按导线长度均一分布。
根据均一网初步功率分布的计算公式：即计算每条线路的复功率S,由，可以分别计算P和Q。
线路A—1：

线路A—2：

线路A—3：

线路A—4：

3.2.2导线截面面积的选择
确定导线传输的最大负荷电流Imax
按最大负荷计算Imax与功率、电压和功率因数的关系为:
(式中：Imax为最大负荷电流，A；Pmax为最大传输功率，kW；UN为线路额定电压，kV；cosφ为负荷功率因数 )

线路A—1：
线路A—2：
线路A—3：
线路A—4：
确定负荷的最大负荷利用小时数Tmax,根据本设计的原始资料Tmax都大于5000小时,确定经济电流密度J
本设计根据目前我国高压输电线主要采用钢芯铝绞线。 按电力设计手册， 当负荷的年最大利用小时数达 5000 小时以上时，钢芯铝绞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截面，用发热校验。
计算导线截面S ，计算式
线路A—1：
线路A—2：
线路A—3：
线路A—4 ：

根据有关数据查参考书《电力系统规划设计手册（摘录） 》中的表3-3选择相应的标称截面。
表3-3
导线截面
载流量（A）
ro(Ω/km)
xo(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
选择的标称截面如下：
线路A—1： 线路A—2：
线路A—3： 线路A—4 :
3.2.3根据查阅的导线截面面积，计算线路的阻抗
根据导线面积及上表确定导线中和的值和公式计算线路阻抗
线路A—1：
线路A—2：
线路A—3：
线路A—4 ：
3.2.4计算正常运行时的电压损失
由公式计算电压损耗:
A—1：
A—2：
A—3：
A—4：
3.2.5投资费用（K）
线路：（双回路线路投资，线路计算长度为两线路长度之和的70％）

线路：（万元）
断路器：（万元）
总投资：(万元)
3.2.6年运行费用（万元）：年运行费用包括折旧费和损耗费
折旧费=总投资*K（折旧率）
折旧费＝8％K＝466.8×8％＝37.34万元（折旧率8％）
线路年网损费用：
电能损耗：（Kwh／年）：（τ查表：《电力系统分析第三版下册》表，线路网损费用=总的电能损耗*电价。
表3-4

0.80
0.85
0.90
0.90
0.95
1.00
2000
1500
1200
1000
800
700
2500
1700
1500
1250
1100
950
3000
2000
1800
1600
1400
1250
3500
2350
2150
2000
1800
1600
4000
2750
2600
2400
2200
2000
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

线路A—1：
查表得
线路A—2：
查表得
线路A—3：
查表得
线路A—4:

查表得
电能损耗：ΔA=Σ（ΔP·τ）
总网损成本
年运行费：
3.3方案（C）中的详细技术经济计算
表3-5
方案
结线图
线路长度（kM）
断路器
（每条线路按两个算）
优缺点
C
2

1

A

3
4

194

12

优点：双环网供电，可靠性高，线路总长较短，开关数目较少，继电保护较容易。
缺点：存在保护需要识别方向。
把发电厂、变电站1、3连成的环网打开：
3
1
A u u’ A
35km 30km 30km

P1=50MW P3=45MW
图3-1变压器1-3网络潮流流向
3.3.1先按均一网对其进行粗略潮流分布的计算
按均一网对方案Ⅱ其进行粗略潮流分布的计算：
两个假设 1）计算时不考虑线路的功率损失；
2）功率的大小按导线长度均一分布。
根据均一网初步功率分布的计算公式：即计算每条线路的复功率S,由，可以分别计算P和Q。

线路A-1：
Q=P·tan(cos-1φ)=45.79×tan(cos-10.85)＝28.38(MVar)
S==53.87(MVA)
线路A-3：
Q=P·tan(cos-1φ)=49.21×tan(cos-10.86)＝29.2(MVar)
S==57.22(MVA)
线路1-3：P=PA- P3 =49.21-45=4.21(MW)
Q=P·tan(cos-1φ)=4.21×tan(cos-10.85)＝2.61(MVar)
S==4.95(MVA)
把发电厂、变电站2、4连成的环网打开：
2
4
A u u’ A
33 43 23

P2=50MW P4=50MW
图3-2变压器2-4网络潮流流向

线路A-2：
Q=P·tan(cos-1φ)=44.95×tan(cos-10.85)＝27.86(MVar)
S==52.88(MVA)

线路A-4：
Q=P·tan(cos-1φ)=55.05×tan(cos-10.85)＝34.12(MVar)
S==64.77(MVA)
线路2-4：P=PA-4-P4=55.05-50=5.05(MW)
Q=P·tan(cos-1φ)=5.05×tan(cos-10.85)＝3.13(MVar)
S==5.94(MVA)
3.3.2 导线截面的选择
确定导线传输的最大负荷电流Imax
按最大负荷计算Imax与功率、电压和功率因数的关系为:
(式中：Imax为最大负荷电流，A；Pmax为最大传输功率，kW；UN为线路额定电压，kV；cosφ为负荷功率因数 )
计算导线截面S ，计算式:
根据有关数据查参考书《电力系统规划设计手册（摘录） 》中的表3-6选择相应的标称截面。
表3-6
导线截面
载流量（A）
ro(Ω/km)
xo(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
线路A-1：

故选LGJ-300 Imax=710A
线路A-3：

故选LGJ-300 Imax=710A
线路1-3：

故选LGJ-95 Imax=335A

线路A-2：

故选LGJ-300 Imax=710A
线路A-4：

故选LGJ-300 Imax=710A
线路2-4：

故选LGJ-95 Imax=335A
3.3.3、线路阻抗计算
Z= r+jx =r0L+jx0L
A-1：r+jx=0.107×35+j0.382×35=3.745+j13.37（Ω）
A-2：r+jx=0.107×33+j0.382×33=3.531+j12.606（Ω）
A-3：r+jx=0.107×30+j0.382×30=3.21+j11.46（Ω）
A-4：r+jx=0.107×23+j0.382×23=2.461+j8.786（Ω）
1-3：r+jx=0.33×30+j0.416×30=9.9+j12.48（Ω）
2-4：r+jx=0.33×43+j0.416×43=14.19+j17.888（Ω）
3.3.4正常运行时的电压损失

A-1：
A-2：
A-3：
A-4：
3.3.5投资（K）：
表3-7
导线截面
载流量（A）
ro(Ω/km)
xo(Ω/km)
导线投资（万元）
LGJ-70
275
0.45
0.432
0.29
LGJ-95
335
0.33
0.416
0.4
LGJ-120
380
0.27
0.409
0.49
LGJ-150
445
0.21
0.403
0.62
LGJ-185
515
0.17
0.395
0.76
LGJ-240
610
0.132
0.188
0.98
LGJQ-300
710
0.107
0.382
1.46

线路：（双回路线路投资，线路计算长度为两线路长度之和的70％）
K1=KA-1+KA-2+KA-3+KA-4+K1-3+K2-4
＝1.46×35+1.46×33+1.46×30+1.46×23+0.33×30+0.33×43＝200.75万元
断路器：K＝8×12＝96万元（单价8万元）
总投资：K＝K1＋K＝200.75+96＝296.75（万元）
3.3.6、年运行费用（万元）：年运行费用包括折旧费和损耗费
折旧费＝8％K＝296.75×8％＝23.74万元（折旧率8％）
线路年网损费用：（τ查表：《电力系统分析第三版下册》表14-1 p.129）
最大负荷损耗小时与最大负荷利用小时、功率因数之间的关系
表3-8

0.80
0.85
0.90
0.90
0.95
1.00
2000
1500
1200
1000
800
700
2500
1700
1500
1250
1100
950
3000
2000
1800
1600
1400
1250
3500
2350
2150
2000
1800
1600
4000
2750
2600
2400
2200
2000
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

线路A-1：
cosφ＝0.85 Tmax＝5300h 查表得τ＝4000h
线路A-2：
cosφ＝0.85 Tmax＝5500h 查表得τ＝4000h
线路A-3：
cosφ＝0.86 Tmax＝5200h 查表得τ＝4000h
线路A-4：
cosφ＝0.85 Tmax＝5500h 查表得τ＝4000h
线路1-3：
cosφ＝0.85 Tmax＝5300h 查表得τ＝4000h
线路2-4：
cosφ＝0.85 Tmax＝5500h 查表得τ＝4000h
电能损耗：整个电网全年电能损耗（Kwh／年）
＝0.898×4000＋0.82×4000+0.869×4000 +0.85×4000+0.02×4000+0.041×4000=13992MWh
总网损成本＝13992××0.35＝489.72(万元)（（取0.35元／Kwh））
年运行费：N＝(万元)

第四章 最终方案的选定
表4-1初选出来的方案（B）和方案（C）技术和经济精确比较
方案
（C）
（B）
结线图
2

1

A

3
4

2

1

A

3
4

潮流（MVA）
线路A-1：45.79+j28.38
线路A-3：49.21+j29.2
线路1-3：4.21+j2.61
线路A-2：44.95+j27.86
线路A-4：55.05+j34.12
线路2-4：5.05+j3.13
线路A-1：50+j30.99
线路A-2：50+j30.99
线路A-3：45+j26.7
线路A-4：50+j30.99

选导线
A-1：LGJ-300
A-2：LGJ-300
A-3：LGJ-300
A-4：LGJ-300
1-3：LGJ-95
2-4：LGJ-95
A-1：2×LGJ-400
A-2：2×LGJ-400
A-3：2×LGJ-400
A-4：2×LGJ-400
线路阻抗（Ω）
A-1：3.745 +j13.37
A-2：3.531+j12.606
A-3：3.21+j11.06
A-4：2.461+j8.786
1-3：9.9+j12.48
2-4：14.19+j17.888
A-1：2.765+j13.51
A-2：2.607+j12.738
A-3：2.37+j11.58
A-4：1.817+j8.878
正常时
ΔU%
A-1：占额定电压的4.55%
A-2：占额定电压的4.21%
A-3：占额定电压的4.07%
A-4：占额定电压的3.6%
A-1：占额定电压的4.6%
A-2：占额定电压的4.34%
A-3：占额定电压的3.44%
A-4：占额定电压的3.02%

投资（K）
线路
线路：200.75元
总计：296.75万
线路：338.8万元
总计：466.8万元
断路器
断路器：96万元
断路器：128万元
年运行费用（N）
线路及断路器折旧
折旧费
23.74万元
年运行费513.46万元
折旧费37.34万元
年运行费400.22万元
线损费用
线损费
489.72万元
线损费362.88万元

由上表的技术及经济比较可以看出，方案（C）在技术上满足要求（正常时∆U<5％） ，经济上又最节省，故选择方案（C）为网络结线方案。

第五章 课程设计总结
通过此次课程设计，我对电力系统的规划有了进一步的认识，对规划的步骤有个更好的理解。这次课程设计是对本门课程一次很好的总结。在此次课