1、7.1 方案三 “N-1”校核正常工作时各节点电压和各支路电流如图所示，最恶劣条件下的“N-1”运行时各节点电压和各支路电流如图所示，可以看出“N-1”运行方式下最大支路电流 185A 还是远远小于线路载流量 275A，两种运行方式下各节点电压的幅值偏差很小，因此方案 3 满足“N-1” 潮流校核。表 7-1 方案三一条线路断路下线路最大电流断 路 端 点1-2 1-6 2-3 3-6 4-5 4-7 5-7 5-6 5-7最大电流出现端点1-6 1-6 1-2 1-6 4-7 4-7 4-7 4-7 5-7最 大 电流 A114.3 185 58.3 69.9 68 61.3 114.4 5
2、9.5 56.17.2 方案四 “N-1”校核正常工作时各节点电压和各支路电流如图所示，最恶劣条件下的“N-1”运行时各节点电压和各支路电流如图所示，可以看出“N-1”运行方式下最大支路电流 117.6A 还是远远小于线路载流量 335A，两种运行方式下各节点电压的幅值偏差很小，因此方案 4 满足“N-1”潮流校核。表 7-2 方案四 一条线路断路下线路最大电流断 路 端 点1-2 1-6 2-3 3-4 3-5 4-5 4-7 5-6 5-7最大电流出现端点1-6 1-6 3-5 4-7 4-7 4-7 4-7 1-6 4-7最 大 电流 A80.7 115 82.6 64.1 116.8
3、113.2 77.2 73.6 117.68 三相短路校验本设计报告短路校验主要是考虑校验发电机端发生三相短路时的短路电流。（一）方案 3采用 PowerWorld 软件分别在电网每个节点设置三相短路，记录各节点短路时故障点通过的电流幅值，如下表所示：表 8-1 方案 3 三相短路电流短路节点 发电厂 A 发电厂 B 变电所 1 变电所 2 变电所 3 变电所 4 变电所 5短路电流幅值（A） 1083 978 935 1016 1083 1087 1079对 110kV 短路电流的规定为：断路电流不可以超过 40kA。从图可以看出，当方案 3 中的任意电厂机端发生三相短路时，最大短路电流为
4、1087A，远小于40kA，所以满足热稳定和动稳定的要求。（二）方案 4采用 Power World 软件分别在电网每个节点设置三相短路，记录各节点短路时故障点通过的电流幅值，如下表所示：表 8-2 方案 4 三相短路电流短路节点 发电厂 A 发电厂 B 变电所 1 变电所 2 变电所 3 变电所 4 变电所 5短路电流幅值（A） 1098 1020 1046 1070 1073 1076 1095对 110kV 短路电流的规定为：断路电流不可以超过 40kA。从图可以看出，当方案 4 中的任意电厂机端发生三相短路时，最大短路电流约为 1098，远小于40kA，所以满足热稳定和动稳定的要求。M
5、ATLAB 三相短路程序在潮流计算 matlab 程序基础上进行三相短路节点短路电流计算：Z=inv(Y); %求阻抗矩阵for i=1:nId(i)=V(i)/Z(i,i);% Z(i,i)为自阻抗Idm(i)=abs(Id(i);%求短路电流的幅值enddisp(短路电流标幺值为)disp(Idm)9 经济估算9.1 方案三方案三线路年网损费用可用最大负荷时的有功损耗及最大负荷损耗小时数来计算由 power world 可以知道个线路之间的有功损耗表 9-1 方案三 各线路的功率损耗损耗首端节点名称 末端节点名称 有功损耗 P 无功损耗1 2 0.13 0.131 6 0.39 0.372
6、 3 0.05 0.053 6 0.03 0.034 5 0.02 0.024 7 0.09 0.095 6 0.08 0.085 7 0.08 0.08通过表 9-1 可以把所有损耗归算到各负荷上去。从而使线路年网损费用可用最大负荷时的有功损耗及最大负荷损耗小时数来计算。以变电站 1 为例，由潮流图，表 1-4 和表 9-1 可以知道其有功损耗261P变同样可以得出其他变电站的有功损耗，做成下表表 9-2 方案三 线路损耗及费用项目 变电所1 变电所2 变电所3 变电所4 变电所5最大功率因 0.89 0.91 0.91 0.91 0.89数Tmax（小时） 5000 4500 5500 5
7、000 4500最大负荷损耗（MW ） 0.0535 0.0175 0.0587 0.0714 0.0843最大负荷损耗小时数/h 3420 2860 3910 3360 2920全年实际电损（MW h）182.97 50.05 229.517 239.904 246.156全年电损费用（万元） 7.3188 2.002 9.18068 9.59616 9.84624总网损费用（万元） 37.944注：其中最大负荷小时数 由电力系统下的表 14-1 查询得到电价取 0.4 元/kWh9.2 方案四类似章节 9.1，列表如下：表 9-3 方案四 各线路的功率损耗损耗首端节点名称 末端节点名称 有
8、功损耗 无功损耗1 2 0.14 0.131 6 0.25 0.312 3 0.08 0.073 4 0.06 0.063 5 0.01 0.014 5 0.00 0.004 7 0.12 0.125 6 0.10 0.105 7 0.09 0.11表 9-4 方案四 线路损耗及费用项目 水电厂 B 变电所1 变电所2 变电所3 变电所4 变电所5最大功率因数 0.9 0.89 0.91 0.91 0.91 0.89Tmax（小时） 5000 5000 4500 5500 5000 4500最大负荷损耗（MW ）0.0726 0.0292 0.0244 0.0295 0.0952 0.0655
9、最大负荷损耗小时数/h3400 3420 2860 3910 3360 2920全年实际电损（MWh ）246.84 99.864 69.784 115.345 319.872 191.26全年电损费用（万元）9.8736 3.99456 2.79136 4.6138 12.79488 7.6504总网损费用（万元） 41.719注：最大负荷小时数 由电力系统下的表 14-1 查询得到电价取 0.4 元/kWh9.3 方案三和方案四经济性比较一览表表 9-5 方案三与方案四经济性比较接线方案 方案3 方案4线路类型 LGJ-70 LGJ-70线路综合投资（万元/km)19.5 19.5线路总长
10、/km 232 230线路总投资/万元 4543 4480总投资/万元 4543 4480折旧费/万元 359.76 453.84损耗费/万元 37.9 41.7年运行费用/万元 397.66 495.54年计算费用/万元 1040.09 1305.97 注：1.不考虑变电站其它投资的情况，总投资为线路投资与线路两端开关设备投资之和。年计算费用按 7 年收回投资计算，即年计算费用为总投资除以 7 再加上年运行费用；2.年运行费用=折旧费+损耗费；3.折旧率按每年占总投资的 8%来计算；4.开关数目一样故不予考虑。最优方案是通过比较年计算费用及电压分布来选择的。而综上计算结果，可知：在年计算费用方面，方案三比方案四少 202 万元，两个方案的节点电压分布均合理。在两者都满足负荷安全性的情况下，我们追求更经济的运行方式。所以选择方案三。10 接线方案的确定通过上一章接线方案技术经济的比较，可以得出采用方案三是四种方案中最优的选择。方案三接线图如图。
