电力网规划设计毕业设计.docx

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1、1 前言 电力系统由发电厂、送变电线路、供配电所和用电等环节组成的电能生产与消费系统。它的功能是将自然界的一次能源通过发电动力装置转化成电能，再经输电、变电和配电将电能供应到各用户。随着电力在国民经济发展中的作用的日益突出，电网的建设与发展正扮演着越来越重要的角色。电网作为联系电能生产企业与用户的桥梁，对供电的可靠性与稳定性不言而喻，而电网的设计作为电网建设中的重要一环，必须给予高度的重视。 供电企业首先要根据公司的财务状况合理安排资金进行电网规划，进行电网投资，其次根据用户对供电能力、供电质量、供电可靠性的差异及对电价的承受能力，按照定制电价的思路来确定其具体区域的规划工作。供电企业首先要服

2、务好社会，从社会发展与用户需求来看，主要是完成好供电能力、供电质量、供电可靠性三个工作内容。其实质就是使用户能用得上电、用得上满意的电。根据用户对供电能力、供电质量、供电可靠性的差异及对电价的承受能力，来做好具体区域的规划工作。 通过此课程设计，综合运用所学专业知识，特别是有关电网、发电厂和变电站方面的理论、概念和计算方法，了解电力行业有关技术政策、经济指标、设计规程和规定，树立统筹兼顾、综合平衡、整体优化的观点，理论与实际联系，基本掌握电力网设计的主要内容、原则与方法，树立技术经济观点，进行技术经济比较，巩固并拓展所学专业知识，建立正确的设计思想与方法，提高独立工作能力，培养从技术、经济诸多

3、方面分析和解决实际工程问题的能力。2 课程设计任务及要求2.1 设计任务 本次电力系统分析的课程设计的题目是电力网规划设计，电力网规划设计是根据给定的发电厂、变电站原始资料完成如下设计： 确定供电电压等级； 初步拟定若干待选的电力网接线方案； 发电厂、变电所主变压器选择； 电力网接线方案的技术、经济比较； 输电线路导线截面选择； 调压计算。2.2 设计要求本次课程设计有如下要求： 设计中应严格遵守课程设计的规章制度，按时到设计教室进行设计，任何人不得迟到、早退和无辜缺席； 同学应根据设计要求独立完成课程设计任务，同组成员之间可以商量讨论，但严禁相互抄袭； 设计完成后，每个同学应提交设计说明书一

4、份以及设计图纸两份；设计说明书的内容应包括：设计任务，原始材料，各主要部分设计原则、计算或分析方法，计算结果和结论，对每一种计算应举例说明使用方法，对相同或类似的计算，只须写出计算结果，说明书中应尽量以表格表示出计算结果。设计图纸应包括最优方案的潮流分布图和电气主接线图。 按时参加课程设计答辩。3 原始资料分析3.1 系统地理位置分布该系统中发电厂、变电站地理位置分布如下图3.1所示：(备注：发电厂，变电站)图3.1 发电厂变电站地理位置图3.2 发电厂参数该系统中发电厂的各参数：发电机台数及额定容量额定电压功率因数3.3 电网负荷该系统中电网负荷参数如表3.1所示。表3.1 电网负荷参数变电

5、站最大负荷最小负荷Tmax/h调压要求二次电压MVAMVAkV18+j54+j15500常调压1027+j44+j16000常调压10311+j87+j46000逆调压1048+j54+j1.55000顺调压10机端负荷7+j44+j25500逆调压 发电厂带有包括厂用电的负荷，变电所14都有本地负荷且发电厂、变电所都有二、三类负荷且各类负荷比值如下表3.2所示：表3.2 变电站各类负荷比重变电站负荷分类二类负荷（）三类负荷（）140602604032080450503.4 校验负荷合理性 校验负荷合理性的公式为PmaxTmaxPmin8760，根据本题目中各负荷的数据，作如下校验：发电厂：7

6、5500=3850048760=35040 变电站1：85500=4400048760=35040 变电站2：76000=4200048760=35040 变电站3：116000=6600078760=59320 变电站4：85500=4400048760=35040 经过校验，以上负荷都合理，可以进行下一步的设计。3.5 电力电量平衡 电力电量平衡是电力电量供应与需求之间的平衡。在电源规划和变电站布点规划中应进行电力电量平衡计算。该系统功率平衡包括有功功率平衡计算和无功功率平衡计算。3.5.1 系统有功功率平衡有功功率平衡校验，取同时系数K1=0.95，网损率K2=0.1，厂用电率K3=8%

7、。有，满足平衡要求。3.5.2 系统无功功率平衡无功功率平衡：功率因素： 对发电机而言：25MW机组20MW机组 因此，有3.5.2 计算结论 由上述计算可知，系统有功功率、无功功率均平衡，且有功功率备用充足。4电网电压等级的确定和电网接线方案的初步选择4.1 电网电压等级的选择 选定的电压等级应符合国家电压标准3、6、10、35、63、110、220、330、500、750、1000kV。同一地区、统一电网内，应尽可能简化电压等级。电压等级不宜过多，以减少变电重复容量。各级电压级差不宜太小。根据国内外经验，110kV及以下（或称配电电压等级），电压级差一般在3倍以上；110kV以上（或称输电

8、电压等级），电压级差一般在2倍左右。 网络规划中不应选用非标准电压，选定的电压等级要能满足近期过渡的可能性，同时也要适应远景系统规划发展的要求，股在确定电压等级时应了解动力资源的分布于工业布局，考虑电力负荷增长、新建电厂容量等情况。且在确定电压系列时应考虑到与主系统及地区系统联络的可能性，故电压等级应服从于主系统及地区系统。如果顾及地区特点不能采用同一种电压系列，应研究不同系统互联的可能性措施。 本次设计根据线路送电容量和送电距离选择电网电压，我国各级电压输送能力统计见表4.1。表4.1 我国各级电压输送能力统计输电电压（kV）输送容量（MW）传输距离（km）适用0.380.1及以下0.6及以

9、下低压配电网30.11.031中压配电网60.11.2154100.22.0206352105020高压配电网633.53010030110105015050220100500300100省内送电3302001000600200省，网际送电50060015001000400100050001000020001000网际送电 根据图中的变电所负荷大小、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。 结合设计的地理分布,最长输电线路95km，最短输电线路25km，选择60kV的输电等级。后又根据5.1.2节的电压损耗计算，综合考虑选用110k

10、V输电等级。4.2 电网接线方案的初步选择4.2.1 电网接线方案初步拟定根据任务书上的发电厂和变电所的相对地理位置，作出大致6个供电可靠性高，节省线长的地理接线图方案，如下图4.14.6所示。 图4.1 方案一 图4.2 方案二 图4.3 方案三 图4.4 方案四 图4.5 方案五 图4.6 方案六4.2.2 电网接线方案初步比较 电网接线方案初步比较的指标有四个，及线路线路长度，路径长度，负荷矩和高压开关（断路器）数。这四个指标越小，技术经济性能越好。将上面拟定的初步方案经过这四个指标的比较，从中选出二，三种比较合理的方案留待进一步详细比较。线路长度（L1）： 线路长度反映架设线路的直接费

11、用。考虑到架设地区地形起伏等因素，单回线路长度应在架设线路的厂，站间直接距离的基础上增加5%10%的弯曲度。如果是双回线路应为单回的2倍（或多倍）。将各线段线路长度相加，则得到全网总长度。式中，Li为第i条线路直线距离长度；L为总线路数。路径长度（L2）： 路径长度主要反映架设线路的间接费用，如修路，通信等。一般为架设有线路的厂，站间的直线距离再增加5%10%的弯曲度。它与各线路的回数无关。总负荷矩（M）： 负荷矩是线路上通过的有功功率与传输距离的乘积，它可以部分反映网络的电压损耗和功率损耗。全网总负荷矩等于各段线路总负荷矩之和，即 式中，Pi为第i条线路的有功功率。 计算负荷矩时，先要确定网

12、络的功率分布。此处的功率分布不计网络的功率损耗并用最大负荷计算（用最大负荷同时率0.95乘以各变电站的最大负荷作为该变电站计算功率分布时的最大负荷）。放射形网络很容易根据负荷功率求出线路功率。如果有环网，则根据线段长度Li和负荷功率求出网络的功率初分布，然后再计算其负荷矩。高压开关数（K）： 由于高压开关价格较高，在网络投资中占较大的比例，因此，需要统计各方案的高压开关的台数。高压开关台数与网络接线以及厂，站主接线方式有关。一般情况下，如果系统元件数为N（一条出线或一台变压器为一个元件），则双母线分段主接线K=N+1；单母线分段主接线K=N+1；桥型接线K=N-1；无备用终端变电站K=N。对方

13、案三进行初步计算，结果如下：先对网络进行简化，将负荷移植到A和线路A-2等值长度为（25+25）/ 40 = 200/9 =22.22（km）方案三网络简化后如下图所示：图4.7 方案三网络简化后示意图将负荷还原： 同理可得方案16的各指标的综合统计如下表4.2所示。表4.2方案指标综合统计方案结论1132.0159.51211.60616687.016312结构简单，投资大2194.7194.71109.9428646.7855312投资少，可靠性差3176.0176.01296.1212194.188512可靠性高，投资较大4162.2227.7890.27357247.7263310损耗

14、较少，线路较长5150.7183.71032.03411674.638810投资较大，损耗小6173.03137.031374.69717430.514912输电距离大，投资大根据比较表4.2中各项指标，在满足供电可靠性的前提下，方案三和方案五线路损耗和功率损耗相对最优。因此选择方案三和方案五作为初步方案。5 电网接线方案的详细技术经济比较 经过初步方案的确定，按最大电压损耗，一次投资和年运行费用进行技术经济比较，选出一个最优方案。在进行比较时，对各方案中的不同部分进行比较，而不计各方案中的相同部分。要计算网络的最大电压损耗，需要知道线路的参数，因此，下面首先根据经济电流密度法选择导线截面。5

15、.1 方案三技术经济计算5.1.1 方案三架空输电线路导线截面选择（60V电压等级） 首先利用计算负荷矩时算出的有功功率和无功功率的出分布，由经济电流密度选择线路导线截面积，并进行导线的发热与允许最小截面积的实验。然后根据选定的导线型号，求出各线路段的阻抗和电纳。方案三无功功率初分布计算：将负荷移植到A和： 线路A-2的等值长度：（25+25）/40 = 22.22（km）网络简化后如下图5.1所示图5.1 方案三网络简化后示意图将负荷还原： 图5.2 方案三总初分布结果示意图 35KV及以上的架空线路，其导线截面一般按经济电流密度选择，并用发热、电晕等技术条件加以校验。经济电流密度计算公式导

16、线截面公式为： 式中，P为线路上通过有功功率（kW）；VN为线路的额定电压（kV）；cos为线路上通过功率的功率因数；J为经济电流密度（A/mm2），我国现行规定的经济电流密度如表5.1所示。表5.1 经济电流密度导线材料最大负荷利用小时数3000以下300060006000以上铝1.651.150.9铜3.02.251.75方案三导线初步选定（选取电压等级为60KV）由公式可计算出各负荷的功率因数，即可求出导线截面积： 几何均距取4m，对方案三导线的初步选定如下表5.2所示。表5.2 导线型号初选定线路长度线路型号阻抗阻抗（长度）S25L1LGJ-1200.27+j0.4086.75+j10

17、.2108.99525L2LGJ-350.85+j0.44621.25+11.1533.69120L3LGJ-700.45+j0.4259+j8.558.78120L4LGJ-500.65+j0.43513+j8.749.28630L5LGJ-1500.21+j0.4016.3+j12.03123.81840L6LGJ-950.33+j0.41413.2+j16.5688.9335.1.2 方案三线路最大电压损耗计算（60kV电压等级） 线路最大电压损耗计算：线路参数确定后，重新重新进行功率分布计算(用最大负荷)，并求出各个方案的最大电压损耗。需要说明的是，此处计算电压损耗时，只进行初步计算，

18、即不考虑线路的功率损耗，各节点电压均用电网额定电压计算。即电压损耗的计算公式为 为了保证用户的电能质量，正常情况下，网络中电源点到负荷点的最大电压损耗应小于额定电压的10%；故障情况下（断开一条线路）应小于20%。下面分别就方案三正常运行时的数据进行验证。，所以满足要求。方案三在故障情况下（断开L5），验证其电压损耗：将移植到A和：等值长度A-2:(25+25)/ 40 =22.22（km）图5.3 方案三负荷移植后示意图负荷还原：图5.4 方案三在断开L5情况下示意图方案三故障时（断开L5）的数据进行电压损耗验证。，不满足要求。因此可得出结论：60kV损耗较大，应当选用电压等级110kV。5

19、.1.3 方案三线路导线截面积选择（110kV电压等级）由公式可计算出在110kV电压等级下的导线截面积S：取几何均距为4m，对110kV电压等级下导线初步选定如下表5.3所示。表5.3 110kV导线型号初选线路S型号阻抗线路总阻抗单价（万元/km）费用(万元)L159.45LGJ-700.45+j0.41411.25+j10.3518.5508.75L218.37LGJ-500.65+j0.43516.25+j10.8715.3420.75L332.06LGJ-500.65+j0.43513+j8.715.3336.6L428.88LGJ-500.65+j0.43513+j8.715.33

20、36.6L567.53LGJ-700.45+j0.41413.5+j12.4218.5610.5L648.50LGJ-500.65+j0.43526+j17.415.3673.2注：上表中线路阻抗均考虑了线路长度的弯曲度，即线长1.1。5.1.4 方案三线路最大电压损耗计算（110kV电压等级）在正常运行情况下，进行电压损耗计算：，满足要求。故障情况下（断开L5），进行电压损耗计算：，满足要求。断开L5时，校验导线截面积S： 故障情况（断开L6）：在断开L6情况下，计算出功率分布：图5.5 方案三在断开L6情况下（110kV）示意图校验导线截面积S： 经校验后，最终选定导线如下表5.4所示。表

21、5.4 110kV电压等级下方案三导线型号终选线路S型号线路总阻抗单价（万元/km）费用/(万元)L189.471LGJ-958.25+j10.3522.8627L248.758LGJ-5016.25+j10.87515.3420.75L399.254LGJ-1205.4+j8.1624.9547.8L426.883LGJ-5013+j8.715.3336.6L587.749LGJ-959.9+j12.4222.8752.4L686.027LGJ-9513.2+j16.5622.81003.25.2 方案五技术经济计算5.2.1 方案五线路导线截面积选择（110kV电压等级）方案五功率初分布计

22、算：图5.6 方案五有功负荷示意图图5.7 方案五无功负荷示意图图5.8 方案五综合功率初分布示意图方案五按正常运行情况下的潮流分布，计算导线截面积S： 由导线截面积的计算结果，对导线型号作出初步选择如下表5.5所示。表5.5 导线型号初步选择线路线路长度S型号阻抗线路总阻抗L12570.525LGJ-950.33+j0.4148.25+j10.35L22529.232LGJ-500.65+j0.43516.25+10.875L3205.915LGJ-500.65+j0.43513+j8.7L43764.446LGJ-700.45+j0.42516.65+j15.725L53020.404LG

23、J-500.65+j0.4359.75+j6.525在正常运行情况下，计算电压损耗：，满足要求。在故障情况下（断开L1），计算出各线路的潮流分布，校验导线截面积S：图5.9 方案五断开L1情况下示意图 （超过初选导线型号的导线截面积S） （超过初选导线型号的导线截面积S） （满足初选导线型号的导线截面积S）在断开L1情况下，进行电压损耗计算：，满足要求。在故障情况下（断开L5双回线），校验导线截面积S：图5.10 方案五断开L5双回线情况下示意图 在断开L5双回线情况下，进行电压损耗计算：，满足要求。在故障情况下（断开L4），校验导线截面积S：图5.11 方案五断开L4情况下示意图 由上述所有

24、情况下的导线截面积计算，综合得出下表5.6。表5.6 110kV电压等级下方案五导线型号终选线路S型号线路总阻抗单价（万元/km）费用(万元)L1134.204LGJ-1505.25+j10.02526.7734.25L290.750LGJ-958.25+j10.3522.8627L375.625LGJ-956.6+j8.2822.8501.6L4134.204LGJ-1507.77+j14.83726.71086.69L540.808LGJ-5019.5+j13.0515.3959.31注：上表中所有线路的总阻抗计算均考虑了双回线路的线路总长，即线长1.9。5.3 综合费用计算5.3.1 电

25、网年运行费用计算方案三的年电能损耗费用计算：可查知，方案三所有负荷的最大损耗时间如下表5.7所示：表5.7 方案三负荷最大利用小时负荷功率因数负荷最大利用小时负荷最大损耗时间123456由电力网的年电能最大损耗计算公式：可计算出各负荷的损耗值。年电能损耗度由公式可计算：年电能损耗费，式中为电能损耗单价（元/kWh）且。（元）方案三的设备折旧维护费用计算：计算公式为，式中C为设备一次投资费用；为设备折旧维护率，线路取2.2%进行计算；变电设备（变压器、断路器等）可取4.2%。线路：（万元）设备：（万元）（万元）方案五的年电能损耗费用计算：可查知，方案五所有负荷的最大负荷损耗时间：表5.8 方案五

26、负荷最大利用小时负荷功率因数负荷最大利用小时负荷最大损耗时间12345由方案三中提到的公式，可计算出：年电能损耗度：年能损耗费：（元）方案五的设备折旧维护费用计算：根据计算公式可得：线路：（万元）设备：（万元）（万元）综上所述，可得出方案三和方案五的一次投资费用及电网年运行费用。表5.9 经济比较费用统计方案线路总费用设备总投资年电能耗损费设备折旧年运行费用三4008.125（K=12）537.64545.725112.1725110.75795222.93045五4299.735（K=10）4484747.73587.17113.41220.58226注：上表中，断路器单价经查表后确定为44

27、.8万/台；费用单位均为万元。5.4 经济比较法 因为方案三和方案五的一次投资与年运行费用之间存在矛盾（即出现一种方案的一次投资大，但年运行费用低；而另一种方案的一次投资小，年运行费用高的情况），因此采用抵偿年限法进行经济比较。抵偿年限法是当只有两个方案进行经济比较时常常采用的方法。 抵偿年限T可按下式计算： 式中，C1、C2分别为方案五和方案三的一次投资，且C1C2；F1、F2分别为方案五和方案三的年运行费用，且F1F2。抵偿年限T的意义是增加的投资可在T年内由节约的年运行费用来抵偿。TN=57年，假设其为标准抵偿年限。则当T小于TN，以方案五为最优，当T大于TN时，以方案三为最优。TN=5

28、7年，经比较T大于TN。方案三为最优方案，即选择一次投资大，运行费用小的方案。因为其投资可以通过运行费用的节约在标准年限内收回。6 潮流分布计算与调压措施的选择 所谓潮流计算，是指对电力系统某一稳态运行方式，确定系统的电压分布和功率分布，算出每条母线与节点电压的幅值和相角，以及流过所有元件设备的有功功率和无功功率。潮流计算是电力系统分析中最基本的分析计算任务，其主要目的有： 检查电力系统各元件是否过载； 检查电力系统各母线电压是否满足要求； 根据对各种运行方式的潮流分布计算，可以帮助调度人员正确合理地选择系统运行方式； 根据功率分布，选择电力系统的电气设备和导线面积，可以为电力系统的规划，扩建

29、和继电保护整定计算提供必要的数据和依据； 为调压计算、经济运行计算、短路计算和稳定计算提供必要的数据。6.1 变压器容量的确定 要进行准确的潮流计算，需要先确定变压器的参数。6.1.1 发电厂主变压器容量的确定 本次设计由于所给定的机组容量小、数目较多，所以设置发电机电压母线。连接在发电机电压母线与系统之间的主变压器的容量应考虑以下因素： 发电机全部投入运行时，在满足发电机电压供电的日最小负荷，并扣除厂用负荷后，主变压器应能将发电机电压母线上的剩余有功和无功容量送入系统。 当接在发电机电压母线上的最大一台机组检修或者因供热机组热负荷变动而需要限制本厂输出功率时，主变压器应能从电力系统倒送功率，

30、保证发电机电压母线上最大负荷的需要。 若发电机电压母线上接有2台或以上的主变压器时，当其中容量最大的一台因故退出运行时，其他主变压器应能输送母线剩余功率的70%以上。 在电力市场环境下，中、小火电机组的高成本电量面临“竞价上网”的约束，特别是在夏季丰水季节处于不利地位，加之“以热定电”的中、小热电厂在夏季热力负荷减少的情况下，可能停用火电厂的部分或全部机组，主变压器应具有从系统倒送功率的能力，以满足发电机电压母线上最大负荷的要求。 具有发电机电压母线的发电厂，在发电机电压母线上通常都是接入60MW及以下的中、小型热电机组，按照“以热定电”的方式运行，坚持自发自用原则，严格限制上网电量。为确保对

31、发电机电压上的负荷供电可靠性，接于发电机电压母线上的主变压器不应少于2台，其总容量除满足上述几点要求外。还应当考虑到不少于5年负荷的逐年发展。 对于利用工业生产的余热发电的中、小型电厂，可只装1台主变压器与电力系统构成弱连接。 综上，应选用各种依据比较后容量最大的主变压器，即容量为49.9051MVA，约等于50MVA。查表可得出发电厂的主变压器技术数据如下表6.1所示。表6.1 发电厂主变压器技术数据额定容量/（MVA）额定电压/kV损耗/kW短路电压/%空载电流/%高压低压短路空载5011010.525048.610.50.756.1.2 变电站主变压器容量的确定 变电站与系统相连接的主变

32、压器一般装设两台。当一台主变压器停运时，其余变压器容量应保证全部负荷（用变电站最大负荷计算）的70%80%，或重要用户的主要生产用电。（选80%的标准进行计算）变电站1：变电站2：变电站3：变电站4：综上，应选用适合容量的主变压器，查表可得出各主变压器的技术数据如下表6.2所示。表6.2 变电站主变压器技术数据变电站额定容量/（MVA）额定电压/kV损耗/kW短路电压/%空载电流/%高压低压短路空载变电站1811010.56211.610.51.1变电站2811010.56211.610.51.1变电站312.511010.510016.490.93变电站4811010.56211.610.5

33、1.16.1.3 变压器参数计算当变压器容量选定之后，通过其铭牌参数，从而计算出变压器的阻抗。表6.3 各变压器阻抗数据主变压器电阻RT/电抗XT/发电厂主变压器1.2125.41变电站1主变压器11.722158.813变电站2主变压器11.722158.813变电站3主变压器7.74487.12变电站4主变压器11.722158.8136.1.4 发电厂、变电站接线方式的确定 组织变压器的经济运行：在一个变电所内装有n（n2）台容量和型号都相同的变压器时，根据负荷的变化适当改变投入运行的变压器台数，可以减少功率损耗。当总负荷功率为S时，并联运行的k台变压器的总损耗为 式中，P0和PS分别为

34、一台变压器的空载损耗和短路损耗；SN为一台变压器的额定容量。 由上式可见，铁心损耗与台数成正比，绕组损耗则与台数成反比。当变压器轻载运行时，绕组损耗所占比重相对减小，铁心损耗的比重相对增加，在某一负荷下，减少变压器台数，就能降低总的功率损耗。临界负荷值得计算公式为发电厂接线方式的确定：发电厂选择外桥接线方式变电站接线方式的确定： 选择内桥接线方式。选择外桥接线方式。选择内桥接线方式。选择内桥接线方式。6.2 潮流分布 具体的潮流分布，本次设计用运用软件Etap进行计算。正常情况最大负荷：图6.1 正常情况下最大负荷潮流分布图正常情况最小负荷图6.2 正常情况下最小负荷潮流分布图最大负荷情况下，

35、某一重要支路发生短线故障1.断开输电线路发电厂变电站4图6.3 断开L5情况下最大负荷潮流分布图2.断开线路发电厂变电站2图6.4 断开L6情况下最大负荷潮流分布图6.3 调压计算 电力系统的电压调整必须根据具体的调压要求，为不同的地点采取不同的调压方式。主要的调压方法有五种：变发电机端电压调压；改变变压器变比调压；有载调压变压器；无功功率补偿调压；改变输电线路参数调压。 在电力系统中，很少用单一调压措施解决调压问题，而是更依据具体情况，将可能选用的措施进行技术、经济比较，确定合理的综合调压方案，使之在技术上合理，即满足调压要求；在经济上也合理，即投资回收费，折旧维修费及电能损耗之和最小。一般

36、而言，对上述各种调压措施的合理选择可以概括如下： 利用发电机调压不需要增加额外费用，是发电机直接供电小系统的主要调压手段。发电机母线有负荷时。一般采用逆调压就可满足母线直馈负荷的电压需求，在多机系统中，调节发电机的励磁电流要引起发电机间无功功率的重新分配，应该根据发电机与系统的连接方式和承担有功负荷的情况，合理地规定各发电机调压装置的整定值。 当系统的无功功率比较充裕时，各变电所的调压问题可以通过选择变压器的分接头来解决。当最大负荷和最小负荷两种情况下的电压变化幅度不是很大又不要求逆调压时，宜采用有载调压变压器。有载调压变压器可以装设在枢纽变电所，也可以装设在大容量的用户处。加压调压变压器还可

37、以采用串联在线路上，对于辐射形线路，其主要目的是为了调压，对于环网，还能改善功率分布。 从调压的角度看，并联电容补偿和串联电容的作用都在于减少电压损耗中的QX/V分量，并联补偿减少Q，串联电容则减少X。只有在电压损耗中QX/V分量占有较大比重时，其调压效果才明显。对于35KV或10KV的较长线路，导致截面较大，负荷波动大而频繁，功率因数又偏低时，采用串联电容调压较适宜。 对于10KV及以下系统，包括电缆线路，由于电阻较大，负荷分散，容量不大，常按允许电压损耗来选择导线截面以解决电压问题。 超高压系统并联电抗器调压。为了减少输电损耗，现代电力系统利用超高压甚至特高压进行远距离输送电力，这种线路产

38、生的容性无功非常大，在线路空载或请在时，会造成线路末端电压升高。为了防止出现过电压损坏设备，因而需要在超高压线路两端以及高压变电所装设并联电抗器。电源型并联补偿装置中的调相机，静止补偿器和静止调相机等，同样具有并联电抗器的功能。6.3.1 调压计算过程 对发电厂进行调压计算，要求调压方式为逆调压。采用逆调压方式的中枢点电压，在最大负荷时较线路的额定电压高5%，即1.05VN；在最小负荷时等于线路的额定电压，即1.0VN。图6.5 发电厂调压前电压潮流分布图最大负荷时变压器的电压降落为：归算至高压侧的低压侧电压为：最小负荷时变压器电压降落为：归算至高压侧的低压侧电压为：，选择+2.5%分接头对所

39、选分接头进行校验：最大负荷时发电机端实际电压为最小负荷时发电机端实际电压为对变电站1进行调压计算：图6.6 变电站1调压前电压潮流分布图线路首端输送功率为：B点折算到高压侧电压为： 对变电站1进行调压计算，要求调压方式为常调压。这种情况要把中枢点电压保持在较线路额定电压高2%5%的数值，即(1.021.05)VN，不必随负荷变化来调整中枢点的电压，仍可保证负荷点的电压质量。选择-2.5%分接头按所选分接头校验10kV母线的实际电压：，均满足要求其他变电站调压计算过程类似，将不再赘述。经过计算与验证，可以得到各变压器分接头的的选择情况如下表6.4所示。表6.4 各变压器分接头情况变压器分接头的选

40、择调压后母线电压/kV低压母线电压/kV高压母线电压/kV发电厂主变压器5%10.5112.8变电站1主变压器-2.5%10.058111.1变电站2主变压器-2.5%10.041110.3变电站3主变压器-5%10.187109.5变电站4主变压器-2.5%9.998110.5表6.5 各变压器分接头情况变压器分接头的选择调压后母线电压/kV低压母线电压/kV高压母线电压/kV发电厂主变压器2.5%10.5111.8变电站1主变压器0%9.966111变电站2主变压器0%9.979110.5变电站3主变压器-2.5%10.117110.1变电站4主变压器0%9.965110.77 运行特性计算7.1 网损率 在给定时间内，电力系统中所有发电厂的