1、区域电力网设计第 1 页 共 32 页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 区域电力网设计第 2 页 共 32 页目录第一章 设计任务 .4一、原始资料： .41.1发电厂、变电所地理位置图 41.2各变电所负荷情况 41.3发电厂装机 51.4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 .61.1.目的 .61.2.计算方法 .6二、电网电压等级的确定： .92.1.原则 .92.2.结论 .10三、电网接线方案的选择： .103.1.网络接线方案的初步选择 .103.2.方案
2、 2 和方案 4 技术比较 .133.3.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 .244.1.发电厂主接线选择 .244.2.变电所主接线的设计 .254.3.变电所主接线的确定 .26区域电力网设计第 3 页 共 32 页五、潮流计算 .275.1.最大功率时潮流分布图 .275.2 最大功率时线路潮流分布表 .285.3 最大功率时节点潮流表 .285.4.最小功率时潮流分布图 .295.5.最小功率时线路潮流表 .295.6.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 .306.1.#1 变电所为逆调压 306.2. #2 变电
3、所为顺调压 .306.3. #3 变电所为逆调压 .31区域电力网设计第 4 页 共 32 页第一章 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 = 10km1.2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 35Tmax （小时） 5000 4000 4500 4200功率因数 cos 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
4、压0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 1901234567891011121314区域电力网设计第 5 页 共 32 页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 kVB QFS-25-2 25 6.3 kV1.4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（
5、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）区域电力网设计第 6 页 共 32 页第二章 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MWkPkniiy ： 同 时 率 取 246584082.10.11max,（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
6、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%。MWkPKyg 网 损 率 取 70.26140.1%6:22（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%。MWKPgf ： 厂 用 电 率 取 40.2817.6%733(4)备用容量在电力平衡中还应考虑备用
7、容量，通常将备用分为如下四个部分来考虑。区域电力网设计第 7 页 共 32 页负荷备用：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%。0.05281.40=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 0.10281.40=28.14050，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
8、量进行取值，这里取 15%，0.15281.40=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 650MW，B 发电厂 425MW 的方案：650+425400MW系统备用容量：400-281.40=118.60 MW备用率：118.60281.40=0.42 因此，确定 A 发电厂采用 650MW 的方案，B 发电厂采
9、用 425MW 的方案。1.2.2 无功功率的平衡：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 应大于电网的最大自然无功负荷 ，一般QG QD取 1.15 倍。而最大无功负荷 与其电网最大有功负荷 之间存在一定的比例关系，它们QD PD的关系式为：QG=1.15QD； QD=DK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 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PD最大值。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
10、-2 25 0.80 6.3 区域电力网设计第 8 页 共 32 页;var6.2701.4MQD var19.35.6270MQG系统的无功平衡： =+L+无功负荷总和；电力网线路的无功损耗之和；电网中所有变压器无功损耗之和。负荷功率因数一般只有 0.60.9，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%。7%21.783RGQMVar发电厂 A: QFS-50-2 型双水内冷汽轮发
11、电机，功率因数为 0.80，则电机发出无功功率为：1150tancos.0.5Gr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：12tacs.8.7GQMVar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
12、：变电所 1：182tancos0.85.9QMVar变电所 2：14t.3变电所 3：16tancos0.854.9Var按功率因数为 0.9 计算补偿后各变电所提供的无功功率：区域电力网设计第 9 页 共 32 页变电所 1：182tancos0.93.74QMVar变电所 2：14t变电所 3：16tancos0.93.65Var计算各变电所应补偿的无功功率：变电所 1： 1.05QMar变电所 2： 2.67V变电所 3： 38.9ar则补偿后的无功负荷为： 12391.052LQMVar电源发出的无功功率为： =16+24=300减去总损耗后的剩余无功功率为： =114.321=7%
13、=21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：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 。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区域电力网设计第 10 页 共 32 页
14、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 整理如下表：方案四同理可得：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) 597.6 502.7 395.1337.6 502.7 395.1最大工作电流(A) 478.21 384.90 145.80 87
15、.48 223.36 116.64区域电力网设计第 19 页 共 32 页经校验，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：正常情况下：A1 段： ;UA1=11+11U =822.598+39.717.9521102 =2.54KV1%=1 100%=2.54110100%=2.31%10%同理可得 A3 段： 3%=2.00%10%B2 段： 2%=3.00%10%B4 段： 4%=3.20%10%A2 段： 2%=3.17%10%A4 段： 4%=3.6
16、3%10%结论：满足要求。正常时,最大电压损耗产生在 A4 段,为 3.63%。 故障情况下：A1 段：考虑 A1 段双回线中一回线路断线：;UA1=11+11U =5.08KV1%=1100%=4.62%15%A3 段：考虑 A3 段双回线中一回线路断线：;UA3=33+33U =4.38KV3%=3100%=3.98%15%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
17、流(A) 478.21 384.90 145.80 338.25 87.48区域电力网设计第 20 页 共 32 页B2 段：考虑 A2 段断线：;U1=22+22U =408.183+19.3713.099110 =5.28KV; 2%=2100%=4.80%15%B4 段：考虑 A4 段断线：;U4=44+44U =584.675+28.0911.275110 =5.34KV;4%=4100%=4.86%15%A2 段：考虑 B2 段断线：;U2=22+22U =4015.708+19.3720.297110 =9.29KV;2%=2100%=8.44%15%A4 段：考虑 B4 段断线：
18、;U4=44+44U =5812.359+28.0919.784110 =11.57KV;4%=4100%=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，
19、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 发电厂、变电所投资：两方案相同，不妨假设为 X 万元。区域电力网设计第 21 页 共 32 页 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。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： A
20、2*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=456.5
21、77 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 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：=0(1+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)导线型号 LGJ 95/20 120/25 150/25 18
22、5/30 240/40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区域电力网设计第 22 页 共 32 页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=A+C1+C2式中 电价，取江苏 2012 年工业电价 ； 0.64元 /KWh检修维护费，取 0.03P；C1折旧费，取 0.058P；C2电能损失，主要比较线路上的电能损耗。A=22 103S最大负荷下各段线路上流通的最大功率；R各线路的电阻；最大负荷损耗小时数，由最大负荷利用小时数 Tmax
23、和功率因数 cos 查表得。方案二的电能损耗：，1=35001=(1)211=2311.58，2=27503=(2)222=734.92，3=30003=(3)233=1665.98，4=26003=(4)244=971.90cosTmax(h)0.80 0.85 0904000 2750 2600 24004200 2910 2760 26004500 3150 3000 29005000 3600 3500 3400区域电力网设计第 23 页 共 32 页，2=27502=(2)222=1063.48，4=26004=(4)244=1348.21总电能损耗为： A2=1+3+3+2+4=8
24、096.01所以 C2=5181.4464+0.1672（2463.955+X）ZA =电能损耗AFA（KWh） 单价（0.64 元/KWh）=518.14464 万元方案四的电能损耗：，1=35001=(1)211=2311.58，2=27503=(2)222=734.92，3=30003=(3)233=1665.98，2=27502=(2)222=1063.48，4=26004=(4)244=1909.66总电能损耗为： A4=1+3+3+2+4=8657.46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
25、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=2-44-2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。区域电力网设计第 24 页 共 32 页经过计算后，各方案的技术、经济性能列表如下表：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
26、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
27、.技术比较 经济比较方案 正常情况 Umax% 故障情况 Umax% 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）型号：SFPQ7-63000/110 额定电压：110 22.5% / 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区域电力网设计第 25 页 共 32 页（2）B 发电厂主变
28、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425/0.8=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
29、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
30、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 变电所主变压器的选择：
31、最大负荷时： ;则1=82(),=0.9S1=820.90=91.11()。区域电力网设计第 26 页 共 32 页待建变电所考虑 15%的负荷发展余地，则 =91.1/（1-0.15）=107.18 (MVA)。1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： (7080 ) =(63.7872.89)MVA S1max故选取容量为 63000KVA 的有载调压变压器 SFZQ7-63000/110。#2 变电所主变压器的选择：同理： ；2=40(),=0.9=44.44/（1-0.15 ）=52.28 (MV
32、A)，S2=400.90=44.44()， 2(7080) =(31.1135.55)MVA。 S2max选取容量为 31500KVA 的有载调压变压器 SFZQ7-31500/110#3 变电所主变压器的选择：；3=66(),=0.973.33/（1-0.15 ） =86.27 (MVA)；S3=660.90=73.33()， 3=(7080) =(51.3358.66)MVA S3max选取容量为 50000KVA 的有载调压变压器 SFZQ7-50000/110型号：SFZQ7-31500/110 额定电压：110 81.25% / 10.5kV空载损耗：42.2kW 短路损耗：148k
33、W 空载电流（%）：1.1短路电压（%）：10.5 联结组别：YNd11型号：SFZQ7-50000/110 额定电压：110 81.25% / 10.5kV空载损耗：71kW 短路损耗：260kW 空载电流（%）：0.9短路电压（%）：10.5 联结组别：YNd11区域电力网设计第 27 页 共 32 页#4 变电所主变压器的选择：；4=58(),=0.964.44/（1-0.15 ） =75.81 (MVA)；S4=580.90=64.44()， 3=(7080) =(45.1151.552)MVA S4max选取容量为 50000KVA 的有载调压变压器 SFZQ7-50000/1104
34、.3.变电所主接线的确定4.3.1 变电所高压侧主接线的选择原则（1）应尽量采用断路器较少的接线方式，为桥式接线；（2）在有两台变压器的变电所中，110KV 线路为双回时，若无特殊要求，均采用桥式接线；（3）110KV 配电装置中，当线路为 3-4 回时，一般采用单母线分段接线。4.3.2 变电所高压侧主接线的确定根据上述原则，1#、3#变电所 110kV 均为平行双回线，无穿越功率，故采用内桥式接线；2#、4#变电所 110kV 均为双回线，考虑有穿越功率，故采用外桥接线。具体接线图见附录。五、潮流计算5.1.最大功率时潮流分布图图一图一为最大负荷时潮流分布图。具体数据如下表：区域电力网设计
35、第 28 页 共 32 页（其中 A，B 为发电机高压侧， A1，B1 为发电机高压侧。1、2、3 、4 分别对应变电站 1、2 、3 、4 。以下表格均相同）5.2 最大功率时线路潮流分布表首端节点名称末端节点名称回路有功（首端节点）无功（首端节点）视在功率（首端节点）视在功率极限%视在功率极限(最大值)有功损耗无功损耗B1 4 1 29.6 15 33.3 113 29.4 0.6 1.17B1 4 2 29.6 15 33.3 113 29.4 0.6 1.17B1 1 1 15.1 17 22.3 132 16.9 0.2 0.45B B1 1 75 49 89.5 0 0 0.7 1
36、.92A1 1 1 30 11 32.1 100 32 1 1.57A1 1 2 30 11 32.1 100 32 1 1.57A1 2 1 52.5 25 58 132 43.9 0.7 2.07A1 3 1 63 36 72.5 180 40.3 0.8 3.2A A1 1 177.6 86 198 0 0 2 3.42 3 1 5.9 0.3 5.9 87 6.7 0 0.035.3 最大功率时节点潮流表名称基准电压标幺电压实际电压相角(度) 有功负荷无功负荷发电机有功发电机无功B1 110 1.006 110.64 -0.534 110 0.974 107.14 -1.91 58 2
37、8.11 110 0.986 108.43 -1.01 73 35.4A1 110 1.032 113.57 1.12 110 1.006 110.71 -0.52 46 22.33 110 1 110.01 -0.84 68 32.9B 6 1.025 6.15 0.31 75 48.82A 10 1.05 10.5 1.78 178 86.41区域电力网设计第 29 页 共 32 页5.4.最小功率时潮流分布图5.5.最小功率时线路潮流表首端节点名称末端节点名称回路有功 （首端节点）无功 （首端节点）视在功率（首端节点）视在功率极限%视在功率极限(最大值)有功损耗无功损耗B1 4 1 14
38、 7 15.8 113 14 0.1 0.26B1 4 2 14 7 15.8 113 14 0.1 0.26B1 1 1 22 -2 21.6 132 16 0.2 0.41B B1 1 50 13 51.7 0 0 0.3 0.58A1 1 1 11 12 15.7 100 16 0.2 0.37A1 1 2 11 12 15.7 100 16 0.2 0.37A1 2 1 28 12 30.3 132 23 0.2 0.56A1 3 1 36 20 40.9 180 23 0.3 1.01A A1 1 85 56 102 0 0 0.6 0.812 3 1 4.6 0 4.6 87.4
39、5.2 0 0.025.6.最小负荷时节点潮流表名称基准电压标幺电压实际电压相角(度)有功负荷无功负荷发电机有功发电机无功B1 110 1.017 112 2.344 110 1.002 110 1.7 28 14区域电力网设计第 30 页 共 32 页1 110 1.012 111 1.21 42 20A1 110 1.04 114 1.52 110 1.027 113 0.66 23 113 110 1.022 112 0.43 40 19B 6 1.025 6.15 3 50 12.99A 10 1.05 10.5 1.78 85.12 56.04六、调压计算 变压器分接开关位置的选择计
40、算6.1 调压原则（1）常调压：（1.02 1.05 ）U N；（2）逆调压：最大负荷时 1.05 UN，最小负荷时 1.0UN；（3）顺调压：最大负荷时不小于 1.025UN ，最小负荷时不高于 1.075UN。6.2.#1 变电所逆调压；1=(83.37+48.97)；1=(45.50+22.41)=+=1.6983+14.06135U1 取 121kv 。；2=11+11 =114.14；2=11+11 = 117.76选择分接头，满足逆调压 105%UN UN：； ； ；=2=22=2=22=222=117.76；=222=108.70=+2 =113.23选用+6 分接头，对应求得：1.25% =110(1+21.25%)10 =11.2756.3. #2 变电所顺调压仅算了 A2 段
