【正文】 圖例線路長度（km）246193線路計(jì)算長度（km）198線路投資（萬元）===（33+25）+（35+30）+（28+42）=開關(guān)設(shè)備數(shù)量1612開關(guān)設(shè)備投資（萬元）9672總投資（萬元）. 年運(yùn)行費(fèi)用 年運(yùn)行費(fèi)用=折舊費(fèi)+損耗費(fèi)注：a. 折舊率按每年占總投資的8%來計(jì)算；b. 線路年網(wǎng)損費(fèi)用可用最大負(fù)荷時(shí)的有功損耗（《電力系統(tǒng)分析》第十章）及最大負(fù)荷損耗小時(shí)數(shù)（《電力系統(tǒng)分析》第十四章）來計(jì)算。：==考慮到線路斷開情況：==考慮到線路斷開情況：==選擇單回線 LGJ70，單位阻抗 + Ω/km，載流 275A。：==選擇雙回線 LGJ70，單位阻抗 + Ω/km，載流 275A。=34+=18+j18176。176。有關(guān)數(shù)據(jù)綜合如下：表10導(dǎo)線參考資料導(dǎo)線截面載流量（A）r(Ω/km)X(Ω/km)導(dǎo)線投資（萬元）線路綜合投資（萬元）LGJ70275LGJ95335LGJ120380LGJ150445LGJ185515LGJ240610LGJ300710LGJ40089824對初選出來的兩個(gè)方案分別作如下的計(jì)算比較：. 潮流估算 由于后面選擇導(dǎo)線截面積時(shí)需考慮一定的裕度，故此處潮流計(jì)算時(shí)可不考慮網(wǎng)損。1234圖例：——發(fā)電廠4——變電所比例尺：1:1000000圖4 網(wǎng)絡(luò)接線方案二. 方案三 在方案二的基礎(chǔ)上，為了減少線路的總投資，省去連接變電所（1）和變電所（2），變電所（3）和變電所（4）的線路，如圖，線路總長度為193km，開關(guān)數(shù)量為12個(gè)。 對于三類負(fù)荷的供電：=100%=100%100%100%=100%100% 故此時(shí)發(fā)電廠能保證三類負(fù)荷89%的有功負(fù)荷，并能完全提供三類負(fù)荷的無功功率供給。=系統(tǒng)最大無功綜合負(fù)荷（Mvar）===發(fā)電廠的無功備用容量（Mvar）–=256tan()+501tan()=發(fā)電廠無功備用占最大有功負(fù)荷百分比（%）100%=100%=%合理性校驗(yàn)%10%結(jié)論合理. 功率平衡校驗(yàn)結(jié)論 評價(jià)前面的功率平衡校驗(yàn)結(jié)果，并校驗(yàn)發(fā)電廠帶最大負(fù)荷時(shí)一臺機(jī)組故障后能否保證一二類負(fù)荷的供電，對三類負(fù)荷的供電情況如何。表7無功功率平衡校驗(yàn)項(xiàng)目發(fā)電廠（A）變電所（1）變電所（2）變電所（3）變電所（4）最大負(fù)荷（MW）2037344026最大負(fù)荷功率因素最大負(fù)荷功率因素角176。. 設(shè)計(jì)要求C. 設(shè)計(jì)說明書一份；D. 設(shè)計(jì)圖紙一張。. 原始資料. 發(fā)電廠發(fā)電機(jī)資料 表1發(fā)電廠發(fā)電機(jī)資料項(xiàng)目臺數(shù)容量（MW）電壓（kV）功率因數(shù)15252150. 發(fā)電廠和變電所的負(fù)荷資料 表2發(fā)電廠和變電所資料項(xiàng)目發(fā)電廠（A）變電所（1）變電所（2）變電所（3）變電所（4）最大負(fù)荷（MW）2037344026最小負(fù)荷（MW）1119182114最大負(fù)荷功率因數(shù)最小負(fù)荷功率因數(shù)最大負(fù)荷利用小時(shí)50005000550055005500二次母線電壓（kV）61061010一類用戶的百分?jǐn)?shù)2525303025二類用戶的百分?jǐn)?shù)3030303535調(diào)壓要求順逆常常順注意：(1). 發(fā)電廠的負(fù)荷包括發(fā)電廠的自用電在內(nèi)； (2). 建議采用的電力網(wǎng)額定電壓為110kV。176。由上表可知道，在增加了一臺25MW的發(fā)電機(jī)之后，系統(tǒng)的最大有功功率備用和最大無功功率備用都達(dá)到了要求。3. 確定電力系統(tǒng)的接線圖 . 網(wǎng)絡(luò)電壓等級的確定 根據(jù)設(shè)計(jì)任務(wù)書的要求，網(wǎng)絡(luò)的電壓等級取110kV。1234圖例：——發(fā)電廠4——變電所比例尺：1:1000000圖5 網(wǎng)絡(luò)接線方案三. 方案四 進(jìn)一步減少線路投資，將發(fā)電廠和四個(gè)變電所連成環(huán)網(wǎng)，如圖，線路總長度僅為171km，開關(guān)數(shù)量僅為10個(gè)。a. 負(fù)荷計(jì)算 表11負(fù)荷計(jì)算項(xiàng)目發(fā)電廠（A）變電所（1）變電所（2）變電所（3）變電所（4）最大負(fù)荷（MW）2037344026最小負(fù)荷（MW）1119182114最大負(fù)荷功率因數(shù)對應(yīng)功率因數(shù)角176。176。=18+對于變電所（3）：=40+j40176。：==選擇雙回線 LGJ70，單位阻抗 + Ω/km，載流 275A。根據(jù)《電力系統(tǒng)課程設(shè)計(jì)及畢業(yè)設(shè)計(jì)參考資料》里面的相關(guān)數(shù)據(jù)，對所選導(dǎo)體進(jìn)行動(dòng)穩(wěn)定校驗(yàn)和動(dòng)穩(wěn)定校驗(yàn)可知，所選導(dǎo)線基本符合技術(shù)要求。線路年網(wǎng)損費(fèi)用的計(jì)算公式為： 表15 年網(wǎng)絡(luò)損耗計(jì)算取電費(fèi)為，則對于方案一：對于方案三：=+= F8%+△A1000247。當(dāng)機(jī)組容量小，數(shù)目較多，一般可以設(shè)發(fā)電機(jī)電壓母線，其母線可根據(jù)發(fā)電機(jī)的數(shù)目，發(fā)電廠的重要性，采用單母分段，雙母線或雙母線分段的接線方式?？紤]到主變壓器選擇的N1原則，即若發(fā)電機(jī)電壓母線接有兩臺或以上的主變壓器時(shí)，當(dāng)其中一臺容量最大的一臺因故退出運(yùn)行時(shí)，其他主變壓器應(yīng)能輸送母線剩余功率的70%以上。圖8 發(fā)電廠主接線方案二. 方案三 方案三：進(jìn)一步減少投資，110KV主接線采用單母分段帶旁路母線的配置方式，平時(shí)分開運(yùn)行，以減少故障時(shí)短路電流，對重要用戶可用接在不同分段上的雙回路進(jìn)行供電。變電所各個(gè)負(fù)荷的視在功率：對于變電所（1）：= 37/ =A對于變電所（4）：70%=70%= MV圖11 變電所主接線方案二. 方案確定 通過對比，發(fā)現(xiàn)各個(gè)發(fā)電所的輸電距離都比較長，并且變壓器不需要經(jīng)常切換，故可以采用方案一的內(nèi)橋接線。故全部機(jī)組必須全部運(yùn)行，此時(shí)，%，%，滿足了有功備用應(yīng)大于10%的要求，= Mvar的無功裕度，%，可以通過無功調(diào)節(jié)裝置處理。低壓側(cè)實(shí)際電壓：調(diào)壓不能滿足要求。低壓側(cè)實(shí)際電壓：故T4須采用有載調(diào)壓，當(dāng)最小負(fù)荷時(shí)取110KV分接頭，：調(diào)壓基本符合要求。變壓器TG3 、TGTGTG6的相關(guān)參數(shù)和TG2類似,故分接頭的選擇也和TG2一樣。再根據(jù)實(shí)際情況擬定待選接線方案，并對其進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較從而確定最終方案，然后確定系統(tǒng)各主變的型號、容量和相關(guān)參數(shù)，進(jìn)而對已確定的網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行潮流計(jì)算和調(diào)壓計(jì)算，確定各臺主變的分接頭，最后對設(shè)計(jì)方案的相關(guān)經(jīng)濟(jì)和技術(shù)指標(biāo)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)計(jì)算。即發(fā)電廠的高壓側(cè)在最大負(fù)荷時(shí)為110%＝，取112KV；最小負(fù)荷時(shí)為110%＝，取117 KV。. 對于變電所（2）的調(diào)壓：設(shè)計(jì)調(diào)壓要求為逆調(diào)壓，所以在最大負(fù)荷時(shí)可保持中樞點(diǎn)電壓比線路額定電壓高5%；在最小負(fù)荷時(shí)保持為線路額定電壓，即變壓器T2的低壓側(cè)在最大負(fù)荷時(shí)為10（1+5％）＝，最小負(fù)荷時(shí)為10KV。=，%，可以通過無功調(diào)節(jié)裝置處