高等电力网络分析.总结(共29页).docx

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1、精选优质文档-倾情为你奉上高等电力网络分析姓名： 学号： 班级： 信控研14-1班 专业： 电气工程 2014年 12月20日目 录第一章 EMS系统和DMS系统概述1.1 EMS(Energy Management System)系统EMS(Energy Management System)系统，即电能管理系统。EMS是按用户的需求，遵循配电系统的标准规范而二次开发的一套具有专业性强、自动化程度高、易使用、高性能、高可靠等特点的适用于低压配电系统的电能管理系统。通过遥测和遥控可以合理调配负荷，实现优化运行，有效节约电能，并有高峰与低谷用电记录，从而为能源管理提供了必要条件。同时对电能按照明插

2、座用电、动力用电、空调用电、特殊用电进行分项计量，为企、事业单位电能节能审计提供依据。1.1.1简介在电力系统调度自动化的控制系统中，EMS系统不仅具有与所属电厂及省级调度等进行测量读值、状态信息及控制信号的远距离的高可靠性的双向交换，而且本身具有协调功能。其中协调功能包括安全监控及其他调度管理与计划等功能。图1-1为EMS的功能组合示意框图，其中的子系统直接对所属厂、网进行实时数据收集，以形成调度中心对全系统运行状态的实时监视功能：同时又向执行协调功能的子系统提供数据，形成数据库，必要时还可人工输入有关资料，以利于计算与分析，形成协调功能。协调后的控制信息再经由系统发送至有关网、厂，形成对具

3、体设备的协调控制，图1-1同时也表示EMS信息流程的主线。图1-1 EMS信息流程的主线示意图1.1.2系统结构电能管理系统可对低压设备消耗的电能进行分项计量。其软件运行于windows操作系统，包括windows2000、windows NT、windowsXP等windows系列操作系统。还支持数百种各种硬件设备，包括目前流行的各种板卡、仪表、PLC等。支持各种常用电力通信规约，如部颁CDT规约、POLLING、1801、101、DNP等电力规约。按照国家对电能计量的相关要求，本系统对耗电量进行分项计量，包括：（1）照明插座用电：为建筑物主要功能区域的照明、插座等室内设备用电。主要包括照明

4、和插座用电、走廊和应急照明用电、室外景观照明用电。（2）空调用电：主要包括冷热站用电、空调末端用电。（3）动力用电：主要包括电梯用电、水泵用电、通风机用电。（4）特殊用电：主要包括信息中心、洗衣房、厨房餐厅、游泳池、健身房或者其他特殊用电。1.1.3功能介绍电能管理系统的功能主要包括有：前台人机交互界面：设计适合客户要求的交互界面；标准图元库，方便调用组合；实时和显示；数据信息的自动逻辑计算和处理；设备参数远程更改设定；合、分闸状态显示和强制操作。：利用采集信息及特定方法进行计算；统计总功率、最大需量、开关次数；采集功率因数、设定上下限；记录负荷状况分析电能质量；温湿度信息的采集和处理显示（该

5、功能须配备温湿度控制器）。报警/异常/事件存储：断相报警实时显示；通讯异常记录存储；合、分闸操作记录；当日报警事件的实时显示；历史事件的查询、打印。曲线及报表管理设置功能：客户要求的电参量的趋势曲线；正/反向有/无功电度的历史趋势；设计满足客户需求的各种报表；自动生成电能计量的日、月、年报表；可根据常用的MS Excel设置模板并生成相应报表，使用户轻松使用；查询任意时刻报表、显示并打印。后台：应用广泛的如Access、MSSQL；建立开放式、网络化数据库；存储指定年限或所有的数据信息；实现的动态链接库；实时数据信息更新安全可靠；支持C/S、B/S方式，实现数据远传。多级权限用户管理：密码登录

6、后台，保证设置安全；高权限对低权限管理，分级操作，各权限均具修改密码功能。通讯管理设置：各串口自主配置，操作方便；不同设备的通讯协议选择；通讯自主选择；系统根据选择结果自动对该某端口所连各设备进行统一的遥控配置。网络功能：功能，支持双机、双网、双设备等，并采用的形式确保系统稳定可靠的运行，配置简单、方便。网络上任意一台机器可指定为I/O服务器（即），网络上的其他机器可方便地从该机器上获取数据。其它功能及特点：主接线图、潮流图显示、实时数据显示均可拷贝。实时显示电站各实时电量，开关状态，信号状态及动作累计数据。实时显示当前各模块，通讯，打印机等工作状态，出错自动报警。正常显示主接线图、潮流图、地

7、理图等图形工况。其上数据自动刷新，大于整屏画面可漫游移动。正常显示各主变温度，设备电压，电流，负荷棒图并定时存储相关历史数据，根据运行工况及现场情况，可在线修改各测量电量各种特征。优化及扩充系统。可动态显示及修改各保护装置内保护定值，可在线投退保护装置内各保护功能对于各类检测电量的修改及功能操作，系统配有多种授权密码，整个系统操作控制方便可靠。通过ODBC接口支持各种数据库，如ORACAL、SYBASE、SQLSERVER、ACCESS等等。WEB发布功能，制作的所有画面均可以HTML的格式在网上发布，远方计算即可通过INTERNET利用IE浏览器登录到WEB服务器上浏览系统实时数据。的处理，

8、可记录故障录波数据，以曲线形式显示波形以供分析。事故追忆，能以表格的形式列出事故发生时各开关的变位顺序和相关遥测量的数据值。软件界面数据采集可采集和处理电力系统常用的各种遥测量、遥信量、脉冲量及非电量： 遥测量：电压、电流、有功、无功等； 遥信量：开关状态、刀闸位置、保护动作信号、事故跳闸总信号、预告信号等； 脉冲量：电度量、周波、时间量、设备参数、保护定值等； 非电量：温度、压力、湿度、火灾报警、防盗报警等。报警处理事件报警：包括开关量报警，模拟量越限报警。当产生报警时，可自动推出报警窗口，列表显示报警信息，在报警窗口中，可完成浏览、筛选、确认等操作；报警产生时，可同时进行声光、语音等报警；

9、可打印报警记录。趋势曲线图显示可实现电压、电流、功率等电参数的实时和历史趋势曲线显示，对某一时刻的电参数变化进行查询。主界面显示可根据现场的设备安装情况及布局将其用图形界面形象的表示出来，图为低压系统的配电图。实时报表显示可进行报表的查询和打印，包括有三相电流、三相电压，功率因数、等参数的查询和打印。月抄表数据的查询可显示某个月的电表数据，可进行自定义查询，打印输出系统运行状况图系统开关量、模拟量、脉冲量一览表，记录开关量变位动作次数，系统各保护装置保护投退表、保护定值表、各微机装置内信号表，系统安全运行天数。系统各脉冲电量读取，日、月、年统计一览表等。显示现场系统设备当前的运行状态及系统运行

10、信息。系统性能指标 平均无故障工作时间30000小时； 遥测传送时间3S； 遥信量：遥信变位时间3S，遥信正确率100%； 遥控、遥调：遥控、遥调传送时间3S，遥控正确率100%； 屏幕画面调用响应时间3S； 告警响应时间2S； 画面实时数据更新时间3S； 开关量在数据库中更新时间2S； 模拟量在数据库中更新时间2S； 系统容量根据的扩充无限扩容。1.2 DMS (Distribution Management System)系统DMS(Distribution Management System)，即配电管理系统。用于110kV以下配电系统。它由一个开放式网络基础平台和运行在该平台之上的多个

11、相对独立的应用子系统组成。基础平台提供系统运行所需的硬件环境和操作系统以及与其它系统的接口服务;应用子系统由实时控制、配电网络分析以及在研究生态环境下用于规划目的的若干功能模块组成。所有这些功能模块彼此之间既相互联系又相对独立,可以随着逐步发展的配电网络的运行要求而不断扩充或改变。DMS提供各种专业功能,帮助调度员增强对配电网的管理、提高配电网运行的自动化程度。它包括:配电网监控和数据采集SCADA、配电网自动化DA、控制室管理、故障投诉电话管理TCM以及各种高级应用软件。DMS数据分为两大类：SCADA和人工输入，而且后一部分目前占的比重相当大。即使将来，投诉电话、报警电话和野外抢修队电话也

12、需人工登录。DMS安全管理主要是诊断故障、隔离故障和恢复供电，减少停电损失。DMS经济调度主要是降低网损，方法是平衡设备中的潮流分布和调整电压。DMS电压管理包括电压监视和控制，保证电压质量，并与降低网损目标一致。DMS负荷管理用于监视和控制用户负荷，现有两种方式：供电侧控制和用户侧控制，它可缓和供电紧张、抑制恢复供电的冲击电流（负荷冷起动），使供、用双方各得其利。DMS中自动绘地图和设备管理（AM/FMM）主要服务于设备维修、投诉电话处理、报装、抢修及规划设计等。此外，管理信息系统、自动抄表、继电保护整定、配电规划等项目均可包括进DMS中或与之相联接。1.3 DMS与EMS的相同点采集电力系

13、统数据的内容和方式基本相同，都来自于远程测量终端或计算机转发；均配置网络分析软件，帮助调度员分析当前状态，指导当前运行；均可保留当前系统运行方式，供以后恢复和分析；均与其它系统连接，共享数据和分析结果；1.4 DMS和EMS的不同点如果说EMS管理的是人体主动脉的话，那么DMS管理的则是小血管和毛细血管。前者集中，后者分散。DMS由于配电网设备多而信息量比EMS系统大。DMS管理的配电网需求设备多，而EMS管理的的电网发电、供电平衡，所以故障的情况不同。DMS系统的稳定性要求低。DMS具有多种通信方式，且通信速率低。EMS主要监视、控制和管理发电、输电及变电；DMS主要管理变电以下的供电系统。

14、配电网为辐射状,输电网为网状或多环状；配电设备沿线分散配置,输电设备多集中在变电站；配电网内要求安装的RTU（REMOTE TERMINAL UNIT ）数量通常比输电网多一个数量级；配电网的数据库规模(万级)比输电网的数据库规模(千级)大一个数量级；配电网的网络接线经常变化,检修更新频繁；配电网具有多种通信方式；配电系统比输电系统自动化技术水平低；第二章 网络分析中常用的关联矩阵2.1 节-支关联矩阵原理设有向连通图G有N+1个节点，b条支路，对每条支路规定了正向后，则其节-支关联矩阵的阶次是，中的元素定义如下：按此定义,的结构为：矩阵有b个列矢量，每一列与一条支路对应，表示该支路与哪两个节

15、点相关联，所以每一个列只有1和-1两个非零元素，其余元素都为0，非零元素的正负表示支路的方向。上式中只给出了第k条支路中非零元素的情况。有N+1个行矢量，每一行与一个节点对应，表示该节点与哪些支路相关联，因此每行中非零元素的数目就等于该节点的度。无论从行的角度还是从列的角度看，节-支关联矩阵都是非常稀疏的。另外，易知的N+1个行矢量之和为零矢量，所以的各行是线性相关的。如果将参考节点对应的行从节支关联矩阵中删除，就得到的降阶节-支关联矩阵A，其各行是线性无关的。在不产生误解的情况下，以后仍称A为节-支关联矩阵。选定一棵树，对支路的排列次序做适当调整，把N条树支放在前面，条连枝放在后面，则有：2

16、.2 实现案例以IEEE30节点网络为例。IEEE30节点的网络拓扑图及参数分别如下图和下表所示。支路号始节点末节点支路电阻支路电抗1/2充电电容电纳1120.01920.05750.02642130.04520.18520.02043240.0570.17370.01844340.01320.03790.00425250.04720.19830.02096260.05810.17630.01877460.01190.04140.00458570.0460.1160.01029670.02670.0820.008510680.0120.0420.0045119600.20801261000.5

17、5601391100.20801491000.1101512400.256016121300.1401712140.12310.255901812150.06620.130401912160.09450.198702014150.2210.199702116170.08240.193202215180.1070.218502318190.06390.129202419200.0340.06802510200.09360.20902610170.03240.084502710210.03480.074902810220.07270.149902921220.01160.023603015230.

18、10.20203122240.1150.17903223240.1320.2703324250.18850.329203425260.25540.3803525270.10930.2087036282700.39603727290.21980.415303827300.32020.602703929300.23990.45330408280.06360.20.0214416280.01690.05990.0065节-支关联矩阵生成按照节-支关联矩阵A的定义，首先对支路编号并规定串联支路的正方向，参照IEEE30网络拓扑结构图，我们可以很容易的得到形成节-支关联矩阵的程序：节-支关联矩阵的生成d

19、ata_1=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet1,A2:F42);%读取IEEE30数据参数之支路参数%节支关联矩阵A的形成A=zeros(30,41);for i=1:41 A(data_1(i,2),i)=1; A(data_1(i,3),i)=-1;end程序运行结果：第三章 网络变换、化简和等值3.1电力系统外部网络的静态等值电网离线计算时，为减少内存和加快计算速度，常需要把不拟仔细分析的部分网络用一个等值网络代替，以后的计算在等值网络上进行。在在线分析应用中，由于外部网络的实时信息一般不传送到调度中心，但实际上，外部系统的运行情况对内部系统的分析有重要影响，尤

20、其是在内部系统中进行预想事故的安全分析时，外部系统对在内部系统进行的分析影响甚大。因此，需要认真地对外部系统进行等值，以计及外部系统对内部系统中扰动的影响。对外部网络进行等值可分为静态等值和动态等值，静态等值只涉及稳态潮流不涉及暂态过程。外部等值常将原网络节点集划分为内部系统节点集I，边界系统节点集B和外部系统节点集E。内部系统节点集I和外部系统节点集E不直接关联。外部网络静态等值给定的条件:全网络拓扑结构和元件参数以及内部系统和边界系统的实时潮流解。外部网络静态等值需要求解：外部系统的等值网络和等值边界注入电流，使等值后在电力系统内部网络中进行的各种分析与未等值时在真实系统中所做的分析结果相

21、同，或者十分接近。各种计算外部等值的算法中，大致分为两种：拓扑类和非拓扑法。非拓扑法又称为识别法，它只要求内部系统的实时测量数据，就能估计出外部的等值。但是这种方法要求在识别周期中，假定外部处于静止状态，如果发生较显著的负荷变化或线路启闭（这类情况在电力系统中时有发生），原则上就要重新开始处理，从而限制了它的应用。所以目前趋向大多数致力于拓扑法的发展。常规的静态等值大多属于拓扑结构的等值，主要包括Ward静态等值和REI静态等值。3.1.1 Ward静态等值Ward静态等值对于线性系统来说是一种比较严格的等值方法，到目前为止，已经发展出很多种静态等值方法，比如常规Ward等值法、Ward-PV

22、法、解耦Ward法、扩展Ward法以及缓冲Ward等值法等。常规Ward等值法常规Ward等值法是在假定了外部系统注入电流不变的前提下推导出来的，只考虑了基本运行状态下的注入情况，从而实际上是把线路开断后，外部系统的各节点的P、Q注入，维持在其基本状态下的值。事实上，实际外部系统中既有PQ节点又有PV节点。当内部系统发生扰动时，PV节点为维持其电压幅值不变，无功注入要在一定限值内做出相应的变动，以便对内部扰动提供无功功率支持。而常规Ward等值将外部网络节点有功、无功功率注入均作为定值来处理，难以满足对内网无功潮流精度的要求，尤其是无功功率的要求Ward-PV法Ward-PV法保留了外部系统中

23、部分PV节点，因此，当内部系统出现事故后，就可以从由这些电压不变的PV节点向内部系统提供适当的无功功率支援。因而一定程度上改善了等值网潮流解准确度较差的缺点。而在在线情况下，利用在线边界匹配法求出边界节点的等值注入。但是在在线应用中使用Ward-PV法时，虽然有较好的无功功率增量响应，但是需要进行专门的在线边界匹配计算，其中主要是求解等值后外部网RE的功率潮流，这样就增加了计算工作量。解耦Ward法解耦Ward法实际上是通过把等值后的电网模型，分解成两个互相独立的网络：等值P网络和等值Q网络。由于P网络与Q网络结构不同，在用标准快速解耦潮流程序进行求解时，需要对程序作出某些修改。通过数值试验，

24、发现解耦Ward法，在外部系统对内部系统的无功响应方面是可靠的，但是由于求等值支路时，忽略了外部系统的电阻，而影响了等值网PE的有功潮流准确度。扩展Ward法扩展Ward法把常规的Ward法的简单性和解耦Ward法的无功响应合并在一起。在推导等值支路时，采用常规的Ward法，但为了给出合适的无功功率增量支援，每一边界节点上都需要增加虚构的PV母线，这样就增加了等值网PE的节点数，用解耦Ward法来扩展所得到的外部等值。但是由于增加过多的虚构PV节点使得化简后的网络变得更加复杂。这方法能在一定程度上模拟外网对于内部网络扰动所引起的无功功率响应。在线应用最为方便，因而得到了广泛应用。3.1.2 R

25、EI等值REI等值法是把外部系统中的有源节点按照相关性质(如同为发电机或负荷节点，PV或PQ节点，电气距离相近等)进行分组，再归并其注入电流(功率)，移到外部的一个或少数几个节点上，原外部网就变成无源网络，最后对其进行等值。将离线REI等值同在线的实时参数修正相互结合是实现在线REI的主要思路。3.2诺顿等值、戴维南等值及其推广3.2.1 单端口诺顿等值和戴维南等值 对于电力系统网络，有时需要研究从该网络的某一端口看进去该网络的表现,常常从该端口向电力系统网络看进去，把该电力系统网络在端口处看成一个等值的电流源，或者看作一个等值电压源。为了保证等值正确，要求对等值和不等值两种情况从端口向网络看

26、进去的表现是一样的。这就是常规的诺顿等值和戴维南等值的作法。等值参数上式简记为:由此可见，诺顿等值导纳是保留节点p，消去所有其余节点，在端口p得到的等值导纳。诺顿等值电流源电流是将所有除节点p以外的节点消去后，在节点P上产生的等值注入电流。诺顿等值过程实际上就是保留节点p，对网络其余部分进行化简的过程。过程中未做任何简化假设，所以从节点P和地组成的端口向原网络看进去，等值前和等值后两者对外部的表现是相同的。3.2.2 多端口诺顿等值与戴维南等值当需要详细研究多个端口和外接电路之间的关系时，就需要从多个端口向电力网内看进去的等值电路，这时需要建立电力网络的多端口诺顿等值和多端口戴维南等值。令电力

27、网络有N个节点，地节点作为参考节点不包括在内。其中m个节点的电流电压关系是要详细研究的，这m个节点和地节点之间组成了m个端口。等值参数求解3.2.3 IEEE 30母线系统的戴维南等值以IEEE30节点网络为例。IEEE30节点的网络拓扑图及参数分别如图和表1所示。选取节点3和节点4、节点12和节点14、节点15和节点23、节点18和节点19为四个端口。支路号始节点末节点支路电阻支路电抗1/2充电电容电纳1120.01920.05750.02642130.04520.18520.02043240.0570.17370.01844340.01320.03790.00425250.04720.19

28、830.02096260.05810.17630.01877460.01190.04140.00458570.0460.1160.01029670.02670.0820.008510680.0120.0420.0045119600.20801261000.55601391100.20801491000.1101512400.256016121300.1401712140.12310.255901812150.06620.130401912160.09450.198702014150.2210.199702116170.08240.193202215180.1070.218502318190.0

29、6390.129202419200.0340.06802510200.09360.20902610170.03240.084502710210.03480.074902810220.07270.149902921220.01160.023603015230.10.20203122240.1150.17903223240.1320.2703324250.18850.329203425260.25540.3803525270.10930.2087036282700.39603727290.21980.415303827300.32020.602703929300.23990.45330408280

30、.06360.20.0214416280.01690.05990.0065程序流程图：结束选取端口建立关联矢量求戴维南等值阻抗和等值电动势形成节点导纳矩阵Y形成节点电压U和节点注入电流I形成节支关联矩阵A开始IEEE 30母线系统的戴维南等值%第五章 网络变换、化简和等值%IEEE30节点为算例data_1=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet1,A2:F42);%读取IEEE30数据参数之支路参数data_2=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet2,A2:C31);%读取IEEE30数据参数之母线参数data_3=xlsread(IEEE30数据参

31、数.xlsx,sheet3,A2:D5);%读取IEEE30数据参数之变压器参数%节支关联矩阵A的形成A=zeros(30,41);for i=1:41 A(data_1(i,2),i)=1; A(data_1(i,3),i)=-1;end%变压器支路的非标准变比修正，共4台变压器为非标准变比for i=1:4 A(data_3(i,2),data_3(i,1)=A(data_3(i,2),data_3(i,1)/data_3(i,4);end%原始支路导纳矩阵yb的形成yb=zeros(41,41);for i=1:41 yb(i,i)=1/(data_1(i,4)+j*data_1(i,5

32、);endY=A*yb*A;%部分线路存在充电电纳，对节点导纳矩阵进行修改for i=1:41 if data_1(i,6)=0 Y(data_1(i,2),data_1(i,2)= Y(data_1(i,2),data_1(i,2)+j*data_1(i,6); Y(data_1(i,3),data_1(i,3)= Y(data_1(i,3),data_1(i,3)+j*data_1(i,6); end end%部分母线10、24存在并联电容，对节点导纳矩阵进行修改Y(10,10)=Y(10,10)+j*0.19;Y(24,24)=Y(24,24)+j*0.04;%节点电压U的形成Ud=ze

33、ros(30,1);for i=1:30 Ud(i)=data_2(i,2)*(cosd(data_2(i,3)+j*sind(data_2(i,3);end%节点注入电流I=Y*Ud;Z=inv(Y);Ma=A(:,4:4);Mb=A(:,17:17);Mc=A(:,23:23);Md=A(:,30:30);ML=Ma Mb Mc Md;%求Ueq ZeqZeq=ML*Z*MLUeq=ML*Ud程序运行结果：实际端口电压：节点3和节点4：0.00656+j0.0161节点12和节点14：0.0162+j0.0139节点18和节点19：0.0018+j0.0029节点15和节点23：0.009

34、2+j0.0062由以上程序运行结果与实际节点间电压对比可知，该程序运行结果完全符合实际情况，此戴维南等值网络正确可行。3.2.4 IEEE 30母线系统网络变化时等值参数的修正以IEEE30节点网络为例。IEEE30节点的网络拓扑图及参数分别如上节所示。选取节点3和节点4、节点12和节点14、节点15和节点23、节点18和节点19为四个端口。网络变化为支路1断开。IEEE 30母线系统网络变化时等值参数的修正%第五章 网络变换、化简和等值%IEEE30节点为算例data_1=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet1,A2:F42);%读取IEEE30数据参数之支路参数da

35、ta_2=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet2,A2:C31);%读取IEEE30数据参数之母线参数data_3=xlsread(IEEE30数据参数.xlsx,sheet3,A2:D5);%读取IEEE30数据参数之变压器参数%节支关联矩阵A的形成A=zeros(30,41);for i=1:41 A(data_1(i,2),i)=1; A(data_1(i,3),i)=-1;end%变压器支路的非标准变比修正，共4台变压器为非标准变比for i=1:4 A(data_3(i,2),data_3(i,1)=A(data_3(i,2),data_3(i,1)/data_

36、3(i,4);end%原始支路导纳矩阵yb的形成yb=zeros(41,41);for i=1:41 yb(i,i)=1/(data_1(i,4)+j*data_1(i,5);endY=A*yb*A;%部分线路存在充电电纳，对节点导纳矩阵进行修改for i=1:41 if data_1(i,6)=0 Y(data_1(i,2),data_1(i,2)= Y(data_1(i,2),data_1(i,2)+j*data_1(i,6); Y(data_1(i,3),data_1(i,3)= Y(data_1(i,3),data_1(i,3)+j*data_1(i,6); end end%部分母线1

37、0、24存在并联电容，对节点导纳矩阵进行修改Y(10,10)=Y(10,10)+j*0.19;Y(24,24)=Y(24,24)+j*0.04;%节点电压U的形成Ud=zeros(30,1);for i=1:30 Ud(i)=data_2(i,2)*(cosd(data_2(i,3)+j*sind(data_2(i,3);end%节点注入电流I=Y*Ud;Z=inv(Y);Ma=A(:,4:4);Mb=A(:,17:17);Mc=A(:,23:23);Md=A(:,30:30);ML=Ma Mb Mc Md;%支路1断开y1=yb(1,1);M1=A(1:30,1:1);Yxiuzheng=Y

38、-M1*y1*M1;Zxiuzheng=inv(Yxiuzheng);Uxiuzheng=Zxiuzheng*I;%求Ueq ZeqZeq=ML*Zxiuzheng*MLUeq=ML*Uxiuzheng程序运行结果：第四章 中枢点电压的控制为了保证电压质量, 系统在运行中要对电压采取一些调整措施, 以使用户的电压偏移保证在规定的允许范围内。但由于电力系统繁多,性质各异,因此不可能对每一用户的电压质量都进行监视,所以必须选择“电压中枢点”,只要将这些中枢点的电压控制在一定的范围内,就可以保证其它有关点的电压质量。电力系统电压的监视和调整可通过监视、调整电压中枢点的电压而实现,这就是所谓中枢点的电

39、压管理。4.1中枢点电压的调压方法对于向多个负荷点供电的中枢点,其电压范围可按两个极端情况确定。中枢点的最低电压等于在地区负荷最大时，电压最低点一处的用电设备的允许电压下到中枢点的电压损耗；中枢点最高的电压等于在地方负荷最小时，电压最高一点的用电设备的允许电压上限加上到中枢点的电压损耗。当中枢点的电压能满足这两个负荷点的要求时,其它各点基本都能满足。作系统规划设计时,由于由它供电的较低电压等级的电力网尚未完全建成,也就无法根据上述方法作出中枢点的电压曲线。但是可以根据电力网的性质对中枢点的调压方式提出下述的原则性的要求,即大致确定一个中枢点电压的允许变动范围。中枢点的调压方式分为逆调压、顺调压

40、和常调压三类。(1)逆调压:如中枢点供电至各负荷点的电力线路较长,各负荷的变化规律大致相同,且各负荷的变动较大(即最大负荷与最小负荷的差距较大)。则在最大负荷时要提高中枢点的电压以抵偿电力路线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。这种最大负荷时升高电压,最小负荷时降低电压的中枢点电压调整方式称“逆调压”。逆调压时,要求最大负荷时将中枢点电压升高至105%UN、,最小负荷时将其下降为UN。UN为电力线路额定电压。(2)顺调压:如负荷变动甚小,电力线路电压损耗也小,或用户处允许电压偏移较大的农业电网,可采用“顺调压”方式。即在最大负荷时允许中枢

41、点电压低一些,但不得低于电力线路额定电压的102.5%,最小负荷时允许中枢点电压高一些,但不得高于电力线路额定电压的107.5%。(3)恒调压:如负荷变动较小,电力线路上电压损耗也较小,则采用介于上述两种调压要求之间的调压方式,即采用恒调压(常调压)。即在任何负荷下,中枢点电压保持为大约恒定的数值,一般较电力线路额定电压高2%5%。如上所述的都是电力系统正常运行时的调压要求。当系统发生事故时,因电压损耗比正常时为大,对电压质量的要求允许降低一点,通常事故时的电压偏移允许较正常时再增大5%4.2利用变压器调压为了改变变压器的电压比来调压，变压器必须使一次绕组具有几种分接抽头，以便改变该绕组的匝数

42、，从而改变变压器的电压比。连接及切换分接头的装置，通常称为分接开关。无励磁（无载）调压切换分接头必须将变压器从网路中切除，即不带电切换，称为无励磁（过去称无载）调压，这种分接开关称为无励磁分接开关。无励磁（无载）调压操作，先将变压器退出运行，然后按实际需要将分接开关转换到所需的档位上，注意分接头位置的正确性，手感应该和档位指示正确对准。为了使分接开关触头与绕组分接头接触良好，调压时可前后反复转动35次，以去除触头表面氧化膜。变换分接头以后，用电桥测量各回路的直流电阻，三相应平衡，相差不得超过三相平均值的2%或4%。有载调压如果切换分接头不须将变压器从网路中切除，即可带负载切换，称为有载调压，这

43、种分接开关称为有载分接开关。随着人们对供电质量要求的提高，在许多场合停电调压不仅停工停产，而且会影响生产和生活，有时甚至是不允许的。因此，目前日益广泛使用装有有载分接开关的电力变压器，以便在带负载情况下能够调压。通常这种控制是自动控制器或电压无功综合控制装置通过驱动机构来实现自动操作的，也可以通过电动来实现半自动操作，在特殊情况下，也可用手柄来操作（较小容量的中小型变压器所配置的简易式复合式有载分接开关运行时不能手动操作）。电网电压时随着运行方式和负载的大小变化而变化的。电网电压过高和过低，将会直接影响变压器的正常运行和用电设备的出力及使用寿命。为了使变压器能够有一个额定的输出电压，大多数是通过改变一次绕组分接头的位置即改变变压器绕组接入的匝数多少，来改变变压器的输出端电压。第五章 总结与建议作为研究生第一学期的一门专业课程，高等电力网络分析的学习随着此次总结报告暂时告一段落。在此门课程中，我学习到了电力网络的数学