某地区-电力网规划设计

目录1引言 12确定火电厂和水电厂发电机型号、参数及主变压器容量选择 22.1确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数 22.2主变压器容量选择 32.2.1确定变压器容量、台数的原那么 32.3发电厂主变压器容量的选择 32.3.1火电厂主变压器容量的选择 32.3.2水电厂主变压器容量的选择 43对电网接线方式的选择及架空线路型号选择 63.1地区电网接线方案1的计算〔辐射网〕 73.1.1地区电网接线方案1的功率平衡计算 73.1.2地区电网接线方案1的架空线路导线型号初选 103.1.3地区电网接线方案1的导线截面积校验 123.1.4地区电网接线方案1的潮流计算 143.1.5地区电网接线方案1的总投资和年运行费用 183.2地区电网接线方案2的功率平衡计算 213.2.1地区电网接线方案2的功率平衡计算 213.2.2地区电网接线方案2的架空线路导线型号初选 223.2.3地区电网接线方案2的导线截面积校验 233.2.4地区电网接线方案2的潮流计算 243.2.5地区电网接线方案2的总投资和年运行费 284通过技术经济比拟确定最正确方案 305优选方案短路电流计算 315.1各元件电抗标幺值的计算 315.2K1点〔110KV母线〕短路电流计算 345.3K2〔35KV母线〕短路电流计算 385.4K3〔10KV母线〕短路电流计算 425.5K4点短路时的短路电流计算 446火电厂电气设备的选择 476.1断路器与隔离开关的选择 476.1.1110KV断路器与隔离开关的选择 476.1.235KV断路器与隔离开关的选择 476.1.310KV断路器与隔离开关的选择 486.2电压互感器的选择 496.3电流互感器的选择 496.3.1110KV电流互感器 506.3.235KV侧电流互感器 506.3.310KV侧电流互感器 506.410KV出线电抗器的选择 516.4.1检验断路器开断能力 516.4.2校验动稳定性能 516.4.3校验热稳定性能 527继电保护配置 537.1发电机保护〔型号：NSP—711〕 547.2变压器组保护〔型号：PST—1260系列〕 557.3110KV线路保护〔型号：ISA—311系列〕 55总结 56参考文献 57致谢 591引言电力工业是国民经济的重要根底工业，它与国民经济和社会开展息息相关。电力系统是整个国民经济或能源系统的一个非常重要的子系统。电力系统规划在电力工业的建设中具有极其重要的地位，电力系统规划主要由电力负荷预测、电源规划和电网规划构成。电网的建设与开展，必然涉及到电网规划，电网规划的任务是根据规划期间的负荷增长及电源规划方案确定相应的最正确电网结构，以满足经济可靠地输送电能的要求[1]。电力网规划设计是在负荷分析、电源规划之后，发电厂与变电站的位置、容量、负荷等已确定的条件下，进行网络的规划设计。即要选定网络电压等级、网络接线方式、导线型号等，并进行潮流分布及调压计算，通过技术经济分析，得出最正确方案。在电力系统中，通常将输送、交换和分配电能的设备称为电力网。其主要功能就是把电能平安、优质、经济地送到用户。我国电网正处于实现特高压、全国联网的大规模开展阶段，尚未建立起成熟有效的电力市场，电网具有“统一调度，多层管理”的特点[2]。因此，我国的电网规划应更加注重系统可靠性以及合理的网络结构[3]。随着我国电网输电充裕度的提高，规划应考虑逐步加大电力市场调配能源的能力。国内外很多例子说明，如果对电力网设计规划不合理，一旦发生故障，轻者造成局部用户停电，重者那么使电网的平安运行受到威胁，造成电网运行失去稳定，严重时甚至会使电网瓦解，造成大面积停电，给国民经济带来重大损失。因此对电网的合理设计已经成为了电力系统的主要组成局部[4]。2确定火电厂和水电厂发电机型号、参数及主变压器容量选择2.1确定火电厂和水电厂的发电机型号、参数发电厂是将各种自然资源转化为电能的工厂。按照其所利用一次能源的不同，可分为火力发电厂、水力发电厂、核能发电厂以及其他能源的发电厂[5]。发电厂通过发电机发出电能，经过升压变压器变配到用户。发电机的平安运行对保证电力系统的正常工作和电能质量起着决定性的作用，同时发电机本身也是十分重要的电气设备，因此，应对不同的发电厂，应装设不同大小，容量的发电设备。发电机按原动机分类可分类为：汽轮发电机、水轮发电机、柴油发电机及燃气轮发电机。按照转子的不同分为1、隐极式发电机：用于汽轮发电机和燃气轮发电机，转速高。2、凸极式发电机：用于水轮发电机，转速低。按冷却介质可分为空气冷却、氢气冷却、水冷却及油冷却等[6]。同步发电机的额定参数有：〔1〕额定功率：发电机在规定条件下运行时，连续输出的最大电功率，单位为千瓦或兆瓦。〔2〕额定电压:发电机在正常运行时定子绕组的标称电压，单位为V或KV，通常带有6.3KV、10.5KV、13.8KV等。〔3〕额定电流：发电机在额定条件下运行时，流过定子绕组的电流，单位为A或KA。〔4〕额定转速:转子正常运行时的转速，单位为r/min。〔5〕额定频率：我国规定频率为50HZ。〔6〕额定效率：发电机在额定状态下运行的效率。发电机的容量越大，效率越高。〔7〕额定温升：运行中，发电机的定子绕组和转子绕组允许比环境温度升高的度数。〔8〕额定功率因数：在额定功率下，额定电压与额定电流之间相位差的余弦值[7]。根据设计任务书，拟建火电厂容量为汽轮发电机50MW2台、125MW1台；水电厂容量为水轮发电机60MW2台。确定汽轮发电机型号、参数见表2.1，水轮发电机型号、参数见表2.2表2.1汽轮发电机型号、参数型号额定容量〔MW〕额定电压〔KV〕额定电流〔A〕功率因数COSΦ次暂态电抗台数QF-50-25010．534400．850．1242QF-125-212513．861500．80．181表2.2水轮发电机型号、参数型号额定容量〔MW〕额定电压〔KV〕额定电流〔A〕功率因数COSΦ次暂态电抗Xd台数SF60-96/90006013．829500．850．27022.2主变压器容量选择确定变压器容量、台数的原那么主变压器的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它确实定除依据传递容量等原始资料外，还应根据电力系统5-10年开展规划、馈线回路数、电压等级以及接入系统的紧密程度等因素，进行综合分析和合理选择[9]。如果变压器容量选得过大、台数过多，不仅增加投资，增加占地面积，而且也增加了运行电能损耗，设备未能充分发挥效益；假设容量选得过小，将可能“封锁”发电机剩余功率的输出，或者不能满足变电所负荷的实际需要[10]。这在技术上和经济上都是不合理的，因为每千瓦发电设备投资远大于每千瓦变电设备。发电厂或变电所主变压器的台数与电压等级、接线形式、传输容量以及和系统的联系有密切关系。通常与系统具有强联系的大、中型发电厂和枢纽变电所，在一种电压等级下，主变压器应不少于两台；而对弱联系的中、小型电厂和低压侧电压为6-10kv的变电所或与系统联系只是备用性质时，可只装一台主变压器。变压器是一种静止的电气设备，运行实践证明它的工作是比拟可靠的。一般寿命为20年，事故率较小。通常设计时，不考虑另设专用备用变压器。但大容量单相变压器是否需要设置备用相，应根据电力系统要求，经过经济技术比拟后决定。2.3发电厂主变压器容量的选择2.3.1火电厂主变压器容量的选择火电厂共有汽轮发电机3台。其中50MW2台，125MW1台。〔1〕125MW发电机采用双绕组变压器直接升压至110KV。按发电机容量选择配套的升压变压器：S故125MW发电机输出采用容量为150000KVA的双绕组变压器，变比为13.8/121，型号为SSPL-150000/110,具体参数见表2.3。〔2〕10KV母线上有16MW供本市负荷，同时厂用电取为5%，那么通过两台升压变压器的总功率为：P两台50MW发电机剩余容量采用两台三绕组变压器输出，两台变压器应互为备用，当一台检修时，另一台可承当70%的负荷，故每台变压器容量计算如下：S选用两台容量相近的63000KVA三相绕组变压器，变比为10.5/38.5/121,型号为SFPL7-63000/110,具体参数详见表2.3。2.3.2水电厂主变压器容量的选择水电厂每台水轮发电机为60MW，拟采用发电机—双绕组变压器单元式接线，直接升压至110KV输出。水电厂厂用电很少，仅占容量的1%。P按发电机容量选择变压器：S选用两台容量为90000KVA的双绕组变压器输出，变比为13.8/121，型号为SFP7—90000/110,具体参数详见表2.4。表2.3火电厂主变压器型号、参数名称型号额定容量〔KVA〕额定电压〔KV〕阻抗电压〔%〕台数高压中压低压高一中高一低中一低三绕组变压器S-FPSL7-6300/110630012138．510．51710．56．52双绕组变压器SSPL-150000/11015000012113．812.681表2.4水电厂主变压器型号、参数名称型号额定容量(KVA)额定电压〔KV〕阻抗电压〔%〕台数高压低压双绕组变压器SSPL-90000/1109000012113．810．523对电网接线方式的选择及架空线路型号选择电力网的接线是用来表示电力网中各主要元件相互连接的关系。电力网的接线对电力系统运行的平安性、经济性、和对用户供电的可靠性都有极大的影响。电力网的接线方式按其布置方式可分为放射式、干线式、链式、环式及两端供电式接线；按其对负荷供电可靠性的要求可分为无备用接线和有备用接线[11]。由一条电源线向电力用户供电的电力网称为无备用接线方式的电力网，也称为开式电力网，简称开式网[12]。无配用接线包括单回路放射式、单回路干线式、单回路链式等网络。无备用接线方式电力网的优点是简单明了，运行方便，投资费用少，但是供电的可靠性较低，任何一段线路故障或检修都会影响对用户的供电[13]。因此，这种接线方式不适用于向重要用户供电，只适用于向普通负荷供电。由两条及两条以上电源线路向电力用户供电的电力网称为有备用接线方式的电力网，也称为闭式电力网，简称闭式网。有备用接线包括双回路放射式、双回路干线式、双回路链式及环式和两端供电式等网络[14]。在有备用接线方式电力网中，双回路的放射式、干线式、链式网络的优点供电的可靠性和电压质量明显提高，但设备费用增加很多，不够经济[15]。环式接线具有较高的供电可靠性和良好的经济性，但是当环网的节点较多时运行调度复杂，且故障时电压质量较差。两端供电网络在有备用接线方式中最常见，其供电可靠性很高，但这种接线方式必须有两个独立电源[16]。根据任务书给出的地理位置，可以拟出多个电力网主接线方案。根据就近送电、平安可靠、电源不要窝电等原那么，初步选出两个比拟合理的方案，进行详细的技术经济比拟。衡量电气主接线可靠性的一些原那么:在检修断路器过程中，要求不影响持续性供电。在出现线路、断路器及母线故障时，对其进行检修，要保证重要用户的供电。要计算发电厂和变电所出现全部停运的概率。方案1：如图3.1所示，火电厂以双回线分别送电给石岗变和大系统；水电厂以双回线送电给清泉变，以单回线送电给大系统。所有线路均选用110KV。方案2：如图3.2所示，火电厂仍以双回线分别送电给石岗变和大系统；水电厂那么以单回线分别送电给清泉变和大系统，同时再以单回线连接大系统和清泉变，形成3点单环网。所有线路均选用110KV。图3.1方案1图3.2方案23.1地区电网接线方案1的计算〔辐射网〕3.1.1地区电网接线方案1的功率平衡计算石岗变：石岗变负荷功率为：S=60+j40(MVA)那么功率因数cos按要求应当采用电容器将功率因数补偿到0.9以上：0.9=解得Q即经电容QC补偿后，石岗变所需功率变为：S=60+j29石岗变补偿电容容量至少为：Q火电厂拟采用双回线供电给石岗变，线路末端每一回路的功率为：S=火电厂供石岗变线路首端，每一回路的功率初步估算为：S=32+j16(MVA)清泉变：清泉变负荷功率为：S=50+j30那么功率因数cos按要求应当采用电容器将功率因数补偿到0.9以上。设用电容将功率因数补偿到0.930.93=解得经电容补偿后，清泉变实际负荷为：S=50+j20清泉变补偿电容容量为：水电厂拟以双回线供电给清泉变，每回路末端功率为：S=线路首端每一回线的功率初步估算为：S=26.5+j12(MVA)水电厂：水电厂输出有功功率：P=2×60×〔1—1%〕=118.8〔MW〕水电厂一般无附近电荷，因此可设其运行功率因数为较高值，以防止远距离输送无功。令水电厂110KV出口处：cos那么输出视在功率为：S=输出无功功率为：Q=水电厂输出功率为：S=118.8+j39水电厂分别向大系统和清泉变两个方向供电。水电厂拟双回线向清泉变供电，线路首端每一回线的功率初步估算为：S=26.5+j12水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。那么送往大系统的功率为：S=C火电厂：火电厂需要分别向石岗变和大系统两个方向供电。火电厂外送总功率。火电厂厂用电取为总容量的5%以10KV供出16MW，以35KV供出26MW，其余容量汇入110KV系统。火电厂以110KV外送总有功功率为：P=2令其运行功率因数为：cosø那么外送总视在功率为：S=外送总无功功率为：Q=火电厂以110KV外送总功率为：S=172+j56.4火电厂供石岗变总功率。火电厂供石岗变线路首端双回线总功率估算为：S=2火电厂送大系统总功率。火电厂送大系统总功率为：S=火电厂拟以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：S=Cosø大系统:火电厂送给大系统的总功率为：S=108+j24.4水电厂送给大系统的总功率为：S=65.8+j15火电厂、水电厂送至大系统的功率合计为：S=地区电网接线方案1的架空线路导线型号初选导线截面选择条件发热条件为了保证电力系统的稳定运行，导线的温度被要求在一定范围内。因此，选择导线截面时，应保证导线在通过正常最大负荷电流(计算电流)时产生的发热温度不超过其正常运行时的最高温度[16]。②电压损失条件由于电能在输电线路上的损耗，会产生电压损失。电压损耗超过一定范围时，设备的正常工作将受到严重影响。所以，电压损失要低于允许值。③机械强度条件架空线路要经受风雨、覆冰和多种因素的影响，必须要有足够的机械强度以保证平安运行。不同电压等级的线路，有不同的机械强度要求。④经济条件在平安运行的条件下，既要使年运行费用降低〔线路的电能损耗和维修费用〕,又要尽可能减少投资及有色金属消耗量，一般按经济电流密度选择。电晕条件⑤一般60KV以上架空线路考虑电晕。火电厂→石岗变:由于火电厂至石岗变采用双回路，因此每条线路上总功率和电流为：SITmax=5800hS试取最接近的导线截面为185mm2,选取LGJ—185/30钢芯铝绞线。火电厂→大系统:火电厂至大系统采用双回路，每条线路上的总功率和电流为：SITmax=6500hS试取导线截面为300mm2,选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。水电厂→清泉变:水电厂至清泉变采用双回路，每条线路上的总功率和电流为：SITmax=5000h，查导线经济电流密度图，得J=1.1A/mmS试取导线截面为150mm2,选取LGJ—150/25钢芯铝绞线。水电厂→大系统:水电厂经单回路送往大系统S=65.8+j15(MVA)ITmax=4000h，查导线经济电流密度图，得J=1.28A/mm2S试取导线截面为300mm2,选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。3.1.3地区电网接线方案1的导线截面积校验按机械强度校验导线截面积为保证架空线路具有必要的机械强度，对于110KV等级的线路，一般认为不得小于35mm2。因此所选的全部导线均满足机械强度的要求。按电晕校验导线截面积根据表3.1可见，所选的全部导线均满足电晕的要求。表3.1按电晕校验导线截面积额定电压〔KV〕110220330500〔四分裂〕750〔四分裂〕单导线双分裂导线外径〔mm2〕9.621.433.1相应型号LGJ—50LGJ—240LGJ—6002LGJ—2404×LGJ—3004×LGJQ—400按允许载流量校验导线截面积允许载流量是根据热平衡条件确定的导线长期允许通过的电流。所有线路都必须根据可能出现的长期运行情况作允许载流量校验。进行这种校验时，钢芯铝绞线的允许温度一般取70℃，并取导线周围环境温度为25℃[17].各种导线的长期允许通过电流如表3.2所示。表3.2导线长期允许通过电流单位：A截面积〔mm2〕标号35507095120150185240300400LJ170215265325375440500610680830LGJ170220275335380445515610700800按经济电流密度选择的导线截面积，一般都会比按正常运行情况下的允许载流量计算的截面积大得多。而在故障情况下，例如双回线中有一回线断开时，那么有可能使导线过热[19]。根据气象资料，最热月平均最高气温为28℃，查得的允许载流量应乘以温度修正系数：K火电厂→石岗变〔LGJ—185双回线〕：LGJ—185钢芯铝绞线允许载流量为515A，乘以温度修正系数后：515×0.97=500A>188A合格当双回路断开一回，流过另一回路的最大电流为：2×188=376A，仍小于温度修正后的允许载流量500A，合格。LGJ—185/30导线满足要求，查得其参数〔电阻，电抗，冲电功率〕如下：r1=0.17Ω/km,x1=0.395Ω/km,QCL=3.35Mvar/100km火电厂→大系统〔LGJ—300双回线〕：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后：700×0.97=679>290A合格当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：2×290=580A，仍小于允许载流量679A，合格LGJ—400/50导线满足要求，查得其参数如下：r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km水电厂→清泉变〔LGJ—150双回线〕：LGJ—150钢芯铝绞线允许载流量为445A，乘以温度修正系数后：445×0.97=431.65A>153A合格当双回路断开一回，流过另一回的最大电流为：2×153=306A，仍小于允许载流量431.65A，合格LGJ—150/25导线满足要求，查得其参数如下：r1=0.21Ω/km,x1=0.403Ω/km,QCL=3.3Mvar/100km水电厂→大系统〔LGJ—300单回线〕：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后：700×0.97=679A>354A合格LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km3.1.4地区电网接线方案1的潮流计算仅进行最大负荷时的潮流计算：火电厂→石岗变〔LGJ—185双回线〕：潮流计算图见图3.1所示，对于每一回线：R=0.17×60=10.2〔Ω〕，X=0.395×60=23.7〔Ω〕每一回线的功率损耗：ΔΔ每一回线路上产生的充电功率为：Q分算到线路两端Q火电厂到石岗线末端每回线上功率为：SSS火电厂的出口电压暂设为118KV，此线路上的电压降落为：∆U=石岗变110KV母线的电压为：U石=118-5.9=112.1〔KV〕合格火电厂→大系统〔LGJ—300双回线〕：潮流计算见图3.3,3.4所示。图3.3火电厂→石岗变线路潮流计算图图3.4火电厂→大系统线路潮流计算图对于每一回线：R=0.107×86=9.2〔Ω〕，X=0.382×86=32.9〔Ω〕每一回线的功率损耗：ΔΔ每一回线上产生的充电功率为：Q分算到线路两端：Q火电厂送往大系统线路首端每一回线的功率为：SS已设火电厂的出口电压为118KV。线路上的电压降落：∆U=大系统110KV母线电压为：U大水电厂→大系统〔LGJ—300〕潮流计算图见图3.4所示。由水电厂至大系统采用单回线：R=0.107×100=10.7〔Ω〕，X=0.382×100=38.2〔Ω〕线路上的功率损耗：ΔΔ线路上产生的冲电功率为：Q分算到线路两端：Q由水电厂送往大系统的功率为：SS已算出大系统110KV母线处电压即U4为110KV，线路上的电压降落：∆U=水电厂出口110KV母线电压为：U水=110+6.82=116.82〔KV〕合格图3.4水电厂→大系统线路潮流计算图图3.5水电厂→清泉变线路潮流计算图水电厂→清泉变〔LGJ—150双回线〕潮流计算图见图3.5所示：对于每一回线：R=0.21×95=20〔Ω〕，X=0.403×95=38.3〔Ω〕每一回线的功率损耗：ΔΔ每一回线上产生的充电功率为：Q分算到线路两端：Q清泉变处每回线功率为：SS已算出水电厂出口110KV母线电压为116.82KV，线路上的电压降落：∆U=清泉变110KV母线电压为：U=116.82-8.16=108.66各节点电压均在110/11KV降压变压器分接头的调节范围之内，完全可满足10KV母线对调压的要求。3.1.5地区电网接线方案1的总投资和年运行费用通过最大负荷损耗时间计算电网全年电能损耗，进而计算年费用和抵偿年限[18]。最大损耗时间τmax可由表3.3表3.3最大损耗时间τmax的值单位：TcosTcos0.800.850.900.951.000.800.850.900.951.002000150012001000800700550041004000395037503600250017001500125011009506000465046004500435042003000200018001600140012506500525052005100500048503500235021502000180016007000595059005800570056004000275026002400220020007500665066006550650064004500315030002900270025008000740073507250500036003500340032003000方案1线路的电能损耗：火电厂→石岗变〔双回线〕：cos查表得：τ那么全年电能损耗：Δ火电厂→大系统〔双回线〕：Δcos查表得：τ那么全年电能损耗：Δ水电厂→清泉变〔双回线〕：Δ查表得：τ那么全年电能损耗：Δ水电厂→大系统〔单回线〕：Δcosφ=那么全年电能损耗：Δ方案1的全年总电能损耗〔仅限于线路损耗〕：Δ方案1线路投资：火电厂→石岗变：LGJ—185/30双回110KV线路60km。火电厂→大系统：LGJ—300/50双回110KV线路86km。水电厂→清泉变：LGJ—150/25双回110KV线路95km。水电厂→大系统：LGJ—300/50单回110KV线路100km。方案1线路总投资：线路造价为虚拟的，与导线截面成正比，同杆架设双回线系数取0.9。2×(18.5×60+30×86+15×95)×0.9+30×100=12207(万元)方案1与方案2的变电所投资和发电厂投资均相同，设为ZB方案1的工程总投资为：Z方案1的年运行费用：维持电力网正常运行每年所支出的费用，称为电力网的年运行费用。年运行费用包括电能损消耗、小维修费、维护管理费[19]。电力网的年运行费可以按下式计算：u=α∆A+式中α为计算电价，元/〔kw.h〕〔此设计中电价取0.52元/kwh〕ΔA为每年电能损耗，kw.h；Z为电力网工程投资，单位元；PZ为折旧费百分数；PX为小维修费百分数；PW为维修管理费百分数。电力网折旧、小修和维护管理费占总投资的百分数，一般由主管部门制定。设计时可查表3.4取适当的值。表3.4电力网的折旧、小修和维护费占投资的百分数单位：%设备名称折旧费小修费维护管理费总计木杆架空线81413铁塔架空线4.50.527钢筋混凝土杆架空线4.50.527电缆线路3.50.526本设计采用钢筋混凝土杆架空线，三项费用总计取总投资的7%[21]。那么方案1的年运行费用为：u3.2地区电网接线方案2的功率平衡计算3.2.1地区电网接线方案2的功率平衡计算石岗变：石岗变负荷情况与方案1相同，火电厂以双回线供石岗变，线路首端每一回线的实在功率初步估算为：S=32+j16清泉变：清泉变负荷情况与方案1相同，线路首端的功率初步估算为：S=2水电厂：水电厂输出功率仍为：S=118.8+j39水电厂分别向大系统和清泉变两个方向供电。水电厂拟以单回线向清泉变供电，线路首端功率初步估算为：S=53+j24水电厂多余功率拟以单回线送往大系统。那么大系统功率为：S=cos火电厂：火电厂分别想石岗变和大系统两个方向供电，负荷及线路情况与方案1相同。火电厂以双回线送往石岗变，线路首端每一回线的功率为：S=32+j16火电厂以双回线送往大系统，线路首端每一回线的功率为：S=54+j12.2cos大系统：火电厂送出给大系统总功率为：S=108+j24水电厂送出给大系统总功率为：S=65.8+j15火电厂、水电厂送至大系统的功率合计为：S=3.2.2地区电网接线方案2的架空线路导线型号初选火电厂→石岗变：由于火电厂至石岗变负荷及线路情况与方案1相同，因此仍选取LGJ—185/30钢芯铝绞线。火电厂→大系统：由于火电厂至大系统负荷情况与方案1相同，因此仍选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。水电厂→清泉变：水电厂至清泉变采用单回路，线路上的功率：STmax=5000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.1A/mm2，那么其经济截面为：试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/30钢芯铝绞线。水电厂→大系统：水电厂经单回路送往大系统：S=65.8+j15ITmax=4000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.2S试取导线截面为300mm2，选取LGJ—300/50钢芯铝绞线。大系统→清泉变：大系统→清泉变正常运行时功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为LGJ—300导线。3.2.3地区电网接线方案2的导线截面积校验火电厂→石岗变〔LGJ—185双回线〕：情况与方案1相同，因此LGJ—185/30导线满足要求，其参数如下：r1=0.17Ω/km,x1=0.395Ω/km,QCL=3.35Mvar/100km火电厂→大系统〔LGJ—300双回线〕：情况与方案1相同，因此LGJ—300/50导线满足要求，其参数如下：r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km水电厂→清泉变〔LGJ—300单回线〕：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后：700×0.97=679>305A合格当环网中水电厂→大系统回路断开时，流过本线路的最大电流为：305+354=659A，仍小于允许载流量679A，合格LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km水电厂→大系统〔LGJ—300单回线〕：LGJ—300钢芯铝绞线允许载流量为700A，乘以温度修正系数后为：700×0.97=679>354A合格当环网中水电厂→清泉变回路断开时流过本线路的最大电流为：305+354=659A，仍小于允许载流量679A，合格LGJ—300/50导线满足要求，查得其参数如下：r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km大系统→清泉变〔LGJ—300单回线〕：大系统→清泉变正常运行是功率很小，但考虑到当环网其他某一回路断开时，流过本线路的电流大，因此仍选为LGJ—300导线。r1=0.107Ω/km,x1=0.382Ω/km,QCL=3.48Mvar/100km3.2.4地区电网接线方案2的潮流计算仅进行最大负荷时的潮流计算：火电厂→石岗变〔LGJ—185双回线〕：由于火电厂至石岗变负荷及线路情况与方案1相同，计算从略。石岗变110KV母线的电压为：U石=118—5.9=112.1〔KV〕合格火电厂→大系统〔LGJ—300双回线〕：由于火电厂至大系统负荷及线路情况与方案1相同，计算从略。大系统110KV母线的电压为：U大=118—8=110〔KV〕合格水电厂→大系统：初步选择时环网均选了LGJ—300钢芯铝绞线，现按均一环形电网来计算环网的潮流分布图3.6，校验初选的LGJ—300钢芯铝绞线是否适宜，水电厂至大系统潮流计算图见3.7图3.6均一环网潮流计算S即水电厂→大系统单回路线路功率为：SI图3.7水电厂→大系统线路潮流计算图图3.8水电厂→清泉变线路潮流计算图Tmax=4000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.28A/mm2，那么S可仍选截面为300mm2的导线，即选取LGJ—300/50钢芯铝绞线是适宜的。R=0.107×100=10.7Ω，X=0.382×100=38.2Ω线路上的功率损耗：ΔΔ线路上产生的充电功率为：Q折算到线路两端：Q由水电厂送往大系统的功率为：SS已算出大系统110KV母线处电压为110KV，线路上的电压降落为：∆U=可算出水电厂出口110KV母线电压为：U水水电厂→清泉变〔LGJ—300〕：潮流计算图见图3.8所示：由水电厂至清泉变采用单回线：SSITmax=5000h，查软导线经济电流密度图，得J=1.1A/mm2S仍可选截面为300mm2的导线，即选取LGJ—300/50钢芯铝绞线是适宜的。R=0.107×95=10Ω，X=0.382×95=36.3Ω线路上的功率损耗为：ΔΔ线路上产生的充电功率为：Q折算到线路两端：Q水电厂→清泉变线首端：SS已算出水电厂出口电压为118.4KV，线路上的电压降落：∆U=清泉变110KV母线电压为：U=118.4电压稍低，但仍在变压器分接头范围之内。因为开始时暂设火电厂的出口电压为118KV，导致清泉变110KV母线电压稍低。只要开始时暂设火电厂的出口电压为121KV各节点电压均可在110/11KV降压变压器分接头的调节范围之内，就完全可满足10KV母线的调压要求[22]。因此本方案可行。大系统→清泉变：水电厂→清泉变线路末端：S大系统→清泉变线路末端：S=(50+j20)SI已选取LGJ—300/50钢芯铝绞线：R=0.107×30=3.2Ω，X=0.382×30=11.5Ω线路上的功率损耗：ΔΔ3.2.5地区电网接线方案2的总投资和年运行费方案2线路的电能损耗火电厂→石岗变，与方案1相同，全年电能损耗：Δ火电厂→大系统，与方案1相同，全年电能损耗：Δ水电厂→清泉变：Δcos查表得：τ那么全年电能损耗：Δ水电厂→大系统：Δcos查表得：τ那么全年电能损耗：Δ大系统→清泉变：线路上的功率损耗：Δcos查表得：τ那么全年电能损耗：Δ方案2的全年总电能损耗〔仅限于线路损耗〕：Δ方案2线路投资：火电厂→石岗变：LGJ—185/30双回110KV线路60km。火电厂→大系统：LGJ—300/50双回110KV线路86km。水电厂→清泉变：LGJ—300/50单回110KV线路95km。水电厂→大系统：LGJ—300/50单回110KV线路100km。大系统→清泉变：LGJ—300/50单回110KV线路30km。方案2线路总投资：2×〔18.5+60+30+86〕×0.9+30×〔100+95+30〕=13392〔万元〕认为方案2与方案1的变电所投资和发电厂投资均相同，设为ZB方案2的工程总投资即为：Z2=13392+Z方案2的年运行费用为：u4通过技术经济比拟确定最正确方案经过输电线选择计算和潮流计算，两个设计方案在技术上都可行，再对这两个方案进行详细的技术、经济比拟。在对设计方案进行经济性能比拟时，有时要用抵偿年限来判断[20]。抵偿年限的含义是：假设方案1的工程投资小于方案2的工程投资，而方案1的年运行费用却大于方案2的年运行费用，那么由于方案2的运行费用的减少，在假设干年前方案2能够抵偿所增加的投资。一般，标准抵偿年限T为6-8年〔负荷密度大的地区取较小值；负荷较小的地区取较大值〕。当T大于标准年限时，应选择投资小而年费用较多的方案：反之，那么选择投资多而年费用较少的方案。两个设计方案在技术上都可行，通过经济性能比拟，最终确定最正确方案。在本设计中，方案1的工程投资小于方案2的工程投资：Z而方案1的年运行费用也小于方案2的年运行费用：u因此，最终选取总投资和年运行费用都少的方案1[21]。5优选方案短路电流计算图5.1火电厂电气主接线简图选定优选方案1以后，分别对火电厂内高、中、低三个电压母线进行三项短路电流计算。短路电路计算时，忽略线路、变压器电阻以及负荷的影响[22]。电力系统短路计算示意图见图5.2。5.1各元件电抗标幺值的计算发电机：X变压器：X线路：X取基准容量：S取基准电压：U图5.2是短路计算等值电路图a。发电厂发电机G1、G2的电抗标幺值：X火电厂发电机G3的电抗标幺值：X火电厂变压器T1、T2各绕组阻抗电压百分数分别为：UUU火电厂变压器T1、T2各绕组电抗标幺值：XX图5.2电力系统短路计算示意图图5.3短路计算等值电路图aX火电厂变压器T3绕组电抗标幺值：X火电厂→大系统110KV线路电抗标幺值：X水电厂→大系统110KV线路电抗标幺值：X水电厂变压器T4、T5各绕组电抗标幺值：X水电厂发电机G4、G5的电抗标幺值：X大系统电抗标幺值：X5.2K1点〔110KV母线〕短路电流计算由等值电路图a化简等值电路b，见图5.3所示。XXXXXX图5.4短路计算等值电路图b由等值电路图b化简等值电路图c，见图5.4所示。XX由等值电路图c化简等值电路图d，即得到各电源到短路点K1的转移电抗，如图5.5所示。XX图5.5短路计算等值电路图c图5.6短路计算等值电路图d火电厂电源〔S(1)、S〔2〕〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=4.8;次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i火电厂电源〔S(3)〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=3.5次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i水电厂电源(S(4,5))供应的短路电流：计算电抗：X此时不能查运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i大系统〔S∞〕供应的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗。次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i各电源供应的短路电流汇总表见表5.1。表5.1110KV母线〔K1点〕短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I″4s短路电流I4短路冲击电流ish火电厂S(1,2)2.841.447.43火电厂S(3)2.751.837.2水电厂S(4,5)0.170.170.43大系统S3.143.148.0总和8.96.623.15.3K2〔35KV母线〕短路电流计算由等值电路图a、b、d化简得到等值电路图e，如图5.6所示。短路计算等值电路图f如图5.7所示。XXXX图5.7短路计算等值电路图e图5.8短路计算等值电路图f图5.9短路计算图g短路计算等值电路图g如图5.8所示。各电源到短路点的转移电抗为：XXXX火电厂电源〔S1、S2〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=4.35次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i火电厂电源〔S3〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=0.84次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i水电厂电源〔S(4,5)〕供应的短路电流：计算电抗：X此时不能查运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i大系统〔S∞〕供应的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗，直接用其转移电抗计算。次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I图5.10短路计算等值电路图g图5.11短路计算等值电路图h次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i各电源供应的短路电流汇总见表5.2。表5.235KV母线〔K2点〕短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I(KA)4s短路电流I(KA)短路冲击电流i(KA)火电厂S(1,2)8.04.4220.9火电厂S(3)2.02.175．7水电厂S(4,5)0.130.130.3大系统S2.652.656.75总和12.89.433.75.4K3〔10KV母线〕短路电流计算由等值电路图f化简得到等值电路h，见图5.9所示。火电厂电源〔S1、S2〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=8.96次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i火电厂电源〔S3〕供应的短路电流：计算电抗：X查汽轮机运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I*″=1.68次暂态短路电流有名值：I4s短路电流有名值：I短路冲击电流：i水电厂电源〔S(4,5)〕供应的短路电流计算电抗：X此时不能查运算曲线，次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i大系统〔S∞〕供应的短路电流大系统按无穷大电源考虑，不必求计算电抗，直接用其转移电抗计算。次暂态〔0s〕短路电流标幺值为：I次暂态和4s的短路电流相等，其有名值为：I短路冲击电流：i各电源供应的短路电流汇总见表5.3。表5.310KV母线〔K3点〕短路电流计算结果汇总表电源0s短路电流I(KA)4s短路电流I(KA)短路冲击电流i(KA)火电厂S(1,2)5816155.8火电厂S(3)14.415.938水电厂S(4,5)0.930.932.37大系统S181846.6总和91512435.5K4点短路时的短路电流计算由等值电路图h化简得到等值电路i、j，见图5.12和图5.13所示。XXXXX图5.12短路计算等值电路图i图5.13短路计算等值电路图jS1+2提供的短路电流计算电抗：X查运算曲线：I*=0.488IIiS3提供的短路电流计算电抗：X不能查曲线了：IiS∞提供的短路电流Ii水电厂S4+5提供的短路电流XIi6火电厂电气设备的选择6.1断路器与隔离开关的选择高压断路器的根本参数：①额定电压UN,②额定电流IN，③额定开端电流Ibr，④动稳定电流imax，⑤热稳定电流It，⑥隔离开关的选择：①选择型式；②选择额定电压；③选择额定电流；④检验动稳定；⑤检验热稳定[24]。110KV断路器与隔离开关的选择以110KV双母线的母联断路器及两侧隔离开关为例：110KV断路器：I取125MW发电机高电压侧电流值，最大短路电流取K1Ii在无限大容量中，由于I″=I∞因此取tcq为假想时间为4s。断路器选择110KVFA1〔六氟化硫断路器〕，隔离开关110KVGW4-110。表6.1110KV断路器及隔离开关校验表工程计算数据断路器〔FA1〕隔离开关〔GW4—110〕合格与否额定电压UNUNUN√额定电流Ig。ININ√开断电流I//8.9KAIbr√动稳定ishimaximax√热稳定I∞tcq26.6Ith2tIth2t√35KV断路器与隔离开关的选择以35KV单母线的进线断路器及其两侧隔离开关为例：35KV断路器：I短路电流取K2Ii在无限大容量中，由于I″=I∞因此取tcq为假想时间为4s。断路器选择35KVZW8-40.5，隔离开关35KVGW4-35。列表校验如表表6.235KV断路器及隔离开关校验表工程计算数据断路器〔ZW8-40.5〕隔离开关〔GW4—35〕合格与否额定电压UNUNUN√额定电流IgININ√开断电流I//12.8KAIbr√动稳定ishimaximax√热稳定I∞tcq29.4Ith2tIth2t√6.1.310KV断路器与隔离开关的选择安装于不同地点的10KV断路器，其所承受的短路电流差异很大，故应仔细区分。现仅以G1发电机出口断路器为例，I短路电流取K3Ii断路器试选择10KVSN4—10G/6000，隔离开关试选择10KVGN10—10T。校验如表6.3所示。表6.310KV断路器及隔离开关校验表工程计算数据断路器〔SN4—10G/6000〕隔离开关〔GN10—10T〕合格与否额定电压UNUNUN√额定电流Ig。ININ√开断电流I//62KAIbr√动稳定ishimaximax√热稳定I∞tcq243Ith2tIth2t√6.2电压互感器的选择电压互感器的选择内容包括：根据安装地点和用途，确定电压互感器的结构类型、接线方式和准确级；确定额定电压比；计算电压互感器的二次负荷，使其不超过相应的额定容量[25]。110KV电压互感器选用JCC1-110；35KV电压互感器选用JDJ-35；10KV电压互感器选用JDJ-10。电压互感器的准确度等级是指规定的一次电压和二次负荷变化范围内，负荷功率因数为额定值时，电压误差的最大值。通常，0.5级用于计量的电能表，1级用于一般发电厂和变电所的测量仪表，3级用于一般测量和继电保护，3P和6P级为保护用电压互感器。表6.4电压互感器的选择列表型号额定电压/KV额定容量/V·A(cos∂最大容量/V·A一次二次辅助0.513JCC1-110110/30.1/30.1/350010002000JDJ-35350.11502506001200JDJ-10100.1801503206406.3电流互感器的选择选择电流互感器时，首先要根据装设地点、用途等具体条件确定互感器的结构类型、准确等级、额定电流比KL，其次要根据互感器的额定容量和二次负荷，计算二次回路连接导线的截面积；最后效验其动稳定和热稳定[26]6.3.1110KV电流互感器以变压器T3高压侧电流互感器为例，回路工作电流Ig=787A，试选用LCWD2查表可知：I1N=800A,K动稳定校验:2热稳定校验：（经校验，可选用LCWD2—110。35KV侧电流互感器以变压器T2：35KV侧电流互感器为例，回路工作电流Ig查表可知：I1N=300A,K动稳定校验:2热稳定校验：（经校验，可选用LCWD—35。10KV侧电流互感器以变压器T1低压侧电流互感器为例，回路工作电流Ig查表可知：I1N=4000A,K动稳定校验:2热稳定校验：（经校验，可选用LBJ—10。表6.5电流互感器的选择校验表工程110KV计算数据LCWD2-11035KV计算数据LCWD-3510KV计算数据LBJ-10额定电压110KV110KV35KV35KV10KV10KV额定电流787A800A286A300A32354A4000A动稳定23.1KA147KA33.7KA64KA243KA509KA热稳定KA2·174360035338010404400006.410KV出线电抗器的选择当短路电流很大，致使短路容量过大，无法选着轻型断路器时，在10KV、35KV甚至110KV的变电所主接线中常采用电抗器来限制短路电流。所谓“轻型”，是指断路器额定开断电流与所控制电路的短路电流相适应，使断路器及相应的电器比拟经济合理[27]。10KV出线电抗器初步选为NKL—10—300—4型水泥柱式铝线电抗器。相关参数如下：额定电压为10KV；额定电流为300A；额定电抗为4%；动稳定电流为19.1KA；1s热稳定电流为17.45KA。需要校验当电抗器后K4检验断路器开断能力K4I而未经电抗器限制时的电流为57KA。轻型断路器SN10—10I/630的开断能力为16KA>5.14KA合格校验动稳定性能i断路器SN10—10I/630的动稳定电流为40KA>13KA合格电抗器NKL—10—300—4的动稳定电流为19.1KA>13KA合格校验热稳定性能I断路器SN10—10I/630的热稳定数据为162电抗器NKL—10—300—4的热稳定数据为17.4527继电保护配置电力系统在运行中，可能发生各种故障和不正常运行状态，最常见同时也最危险的故障是发生各种类型的短路。故障和不正常运行状态，都可能在电力系统中引起事故。使系统或其中一局部的正常工作遭到破坏，并造成对用户少送电或电能质量变坏到不能容许的地步，甚至造成人身伤亡和电气设备的损坏。因此故障一旦发生，必须快速而有选择地切除故障元件，保证电力系统平安运行。继电保护装置就是一种能反响电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种装置。电力系统中装设了继电保护装置后，一旦系统中出现了故障或不正常运行状态，继电保护装置便能自动、迅速、有选择性地将故障元件从系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障局部正常运行。发电机是十分重要和贵重的电气设备，它的平安运行对电力系统的正常工作、用户的不间断供电、保证电能的质量等方面，都起着及其重要的作用。由于发电机是长期连续运转的设备，它既要承受机械振动，又要承受电流、电压的冲击，因而常常导致定子绕组和转子绕组绝缘的损坏。因此，发电机在运行中，定子绕组和转子激磁回路都有可能产生危险的故障和不正常的运行状况。必须根据发电机的故障情况，迅速地有选择地发出信号，或将故障发电机从系统中切除，以保证发电机免遭更为严重的损坏。针对各种故障和不正常工作情况，装设各种专门的保护装置是十分必要的。一般来说，发电机应装设以下保护装置：(1)为了保护发电机定子绕组的相间短路，当中性点是分别引出时，应装设瞬时动作的纵联差动保护。(2)对定子绕组为双星形连接的发电机，当每相有两条引出的并联支路时，为了保护定子绕组的匝间短路，应设置纵联差动保护、或匝间短路保护。(3)当发电机电压网络的接地电流〔自然电容电流或补偿后的剩余电流〕不小于5A时，应装设作用于跳闸的零序电流保护，在不装设单相接地保护的情况下，应利用绝缘监视装置发出接地故障信号。(4)为保护由于外部短路引起定子绕组的过电流，应装设延时过电流保护。(5)为保护由于过负荷引起的过电流，应装设作用于信号的过负荷保护。(6)转子绕组〔励磁回路〕出现一点接地后，应投入转子绕组两点接地保护。(7)为防止由于发电机失磁而从系统吸收大量无功电流，在50MW以上的发电机上，应装设失磁保护。(8)对水轮发电机，应装设防止定子绕组过电压的过电压保护。选用NSP系列发电机保护。电力变压器也是十分重要和贵重的电力设备，假设发生故障必将带来严重的后果。因此，在变压器上装设灵敏、快速、可靠和选择性好的保护装置是十分必要的。变压器的常见故障有：单相线圈的匝间短路，线圈的多相短路，线圈和铁芯间绝缘破坏而引起的接地短路，高压和低压线圈之间的击穿短路，变压器油箱、套管的漏油和线圈引出线可能出现的故障等。变压器的不正常运行状态有：过负荷，由外部故障引起的过电流，油箱漏油引起的油位降低，外部接地故障引起的中性点过电压，变压器油温升高和冷却系统故障等。为了保证电力系统平安可靠的运行，根据变压器的容量、重要程度和可能发生的故障和不正常运行状态可装设以下继电保护：瓦斯保护。电流速断保护或者纵联差动保护。相间短路的后备保护。接地保护。过负荷保护。选用PST-1260系列变压器保护。110KV线路的继电保护配置，应配置线路距离保护，线路零序保护及三相一次自动重合闸。选用ISA-311系列线路保护。7.1发电机保护〔型号：NSP—711〕〔1〕差动速断保护和比率差动保护，采用二次谐波制动，复合电压闭锁过流。〔2〕定子接地保护：电流型；采用三次谐波零序电压的100%定子接地保护。〔3〕转子一点接地、转子两点接地，采用乒乓式开关切换原理。〔4〕失磁保护，过激磁保护，负序电流保护。〔5〕匝间短路保护〔横差纵向电压负序功率方向〕。〔6〕过压、欠压保护，过频、欠频保护。〔7〕过负荷保护，过功率保护，逆功率保护，阻抗保护，失步保护。7.2变压器组保护〔型号：PST—1260系列〕〔1〕PST—1260A变压器差动保护装置。二次谐波原理的差动保护，主要包括二次谐波制动元件、比率制动元件、差动速断过流元件、差动元件和TA短线判别元件等；同时还包括变压器各侧过负荷元件、变压器过负荷启动风冷元件、变压器过负荷闭锁调压元件等。〔2〕PST—1261A变压器后备保护装置。变压器各侧后备保护，保护主要配置如下：复合电压闭锁〔方向〕过流保护〔一段三时限〕；复合电压闭锁过流保护〔一段三时限〕；零序〔方向〕过流保护〔一段三时限〕；零序过流保护〔一段两时限〕；间隙零序保护〔一段两时限〕。〔3〕PST—1260C变压器非电量保护装置。主要包括重瓦斯、轻瓦斯、冷却器故障、油温高、油位异常、绕组温度高等。7.3110KV线路保护〔型号：ISA—311系列〕〔1〕距离保护：接地距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段；相间距离Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段。〔2〕零序保护：零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段。〔3〕自动重合闸[26]。总结在高速开展的现代化社会中，电力工业不仅全面地影响国民经济其它部门的开展，同时也极大地影响人民的物质与文化水平的提高，影响整个社会的进步。本课题为地区电网规划设计，设计工作是工作工程建设的关键环节。做好设计环节工作，对工程建设的工期、质量、投资费用和建成投产后的平安运行可靠性和生产的综合经济效益，起着决定性作用。设计是工程建设的灵魂。在发、变工程设计的各阶段中，电气专业自始至终是主体专业，设计工作中，电气专业更是起主导作用。而电网损耗与压降是设计的主要局部，也是构成电力系统的主要环节，电力网络确实定对电力系统整体及变电站本身的灵活性、可靠性和经济性密切相关的，并且对电气设备的选择、配电装置布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响，必须正确处理各方面的关系，全面分析有关影响因素，通过技术经济比拟，合理确实定主接线方案。在选择电气主接