电力系统稳态分析教学资料 01例-1

电力系统稳态分析教学资料01例(2)·电气工程及其自动化专业核心课程Contents目录电力系统分析核心知识脉络，从基本概念到潮流计算与调控策略。01电力系统基本概念回顾02元件参数与等值电路03电力系统潮流计算04有功功率平衡与频率调整05无功功率平衡与电压调整CHAPTER01电力系统基本概念回顾从系统组成、额定参数到接线方式，构建稳态分析的认知基础PowerSystemOverview电力系统的组成与运行特点电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电环节构成的统一整体，其核心运行特征在于电能生产与消费的瞬时平衡性、暂态过程的快速性以及供电可靠性的高要求。高压输电线路与变电站设备实景01完整能量链条—由发电厂、变电站、输电线路、配电网和用户负荷组成，形成"发-输-变-配-用"完整能量链条02功率严格平衡—电能不能大规模储存，发电功率必须实时跟踪负荷变化，任何时刻都要求有功和无功功率的严格平衡03暂态快速传播—暂态过程以电磁波速度传播，故障影响范围大、发展迅速，要求系统具备完善的继电保护和自动控制装置04N-1安全准则—供电可靠性直接影响国民经济和民生，现代电力系统以N-1安全准则为基本设计标准，确保单一故障下系统仍正常运行PowerSystemFundamentals额定电压等级与电气设备额定参数我国电力系统采用标准化的额定电压等级序列，各级电压对应不同的经济输送容量和距离；电气设备的额定参数是设备设计制造和系统运行分析的基本依据。电压等级序列：0.38/10/35/110/220/330/500/750/1000kV，特高压交流1000kV和直流±800kV代表当前最高技术水平。发电机额定电压：比同级电网高5%以补偿线路压降，变压器二次侧额定电压高出电网10%以补偿内部阻抗压降。经济输送能力：110kV约30-70MW/50-150km；220kV约100-300MW/100-300km；500kV可达1000-1500MW/300-800km。额定频率：标准频率50Hz，偏差允许±0.2Hz（大容量系统）或±0.5Hz（小容量系统）。特高压输电线路1000kV工程实景STEADY-STATEANALYSIS电力系统接线方式与中性点接地方式接线选择本质是可靠性与经济性的权衡；中性点接地方式直接影响绝缘水平与故障处理策略。网络接线方式01无备用接线放射式、干线式、链式结构简单、投资少，但任一回线路故障即导致该线路所带负荷停电，仅适用于三级负荷。02有备用接线双回路、环式、两端供电网络提供冗余路径，单回线路故障时负荷可经备用路径继续供电，适用于一、二级重要负荷。三级vs一二级负荷中性点接地方式01直接接地（大电流系统）110kV及以上系统采用，单相接地时短路电流大，继电保护可快速切除故障，有效限制工频过电压。02不接地/经消弧线圈（小电流系统）35kV及以下系统采用，单相接地时不构成短路回路，允许带故障运行2小时，供电可靠性高。110kV↑vs35kV↓Example01·电力系统分析例题1：电气设备额定电压的确定电气设备额定电压的确定是电力系统分析的基础技能，需要严格遵循三条核心规则：发电机额定电压高于同级电网5%；变压器一次侧与所在电网同等级；变压器二次侧高于所在电网10%（短路阻抗较小时为5%）。01题目条件：发电机接于10kV母线，经升压变压器送至110kV线路，末端经降压变压器降至35kV供电，线路全长80km02发电机G：额定电压=10×(1+5%)=10.5kV，补偿从发电机出口到升压变一次侧之间的线路压降03升压变压器T1：一次侧10.5kV，二次侧110×(1+10%)=121kV，变比10.5/121kV04降压变压器T2：一次侧110kV，二次侧35×(1+10%)=38.5kV，变比110/38.5kVCHAPTER02元件参数与等值电路建立线路、变压器、发电机和负荷的数学模型，为系统级计算奠定基础CircuitParameters输电线路的等值电路与参数计算输电线路的等值电路由串联阻抗（R+jX）和并联导纳（G+jB）组成，其中电阻R由导线材料和截面积决定，电抗X由线路几何结构和排列方式决定，电纳B由线路对地电容决定。根据线路长度选择适当的等值电路模型（短线路、π型、修正π型）是保证计算精度的关键。01单位长度电阻r=ρ/S(Ω/km)ρ为导线电阻率（铜0.0175、铝0.0283），S为截面积，实际值需考虑集肤效应和温度修正02单位长度电抗x=0.1445·lg(Dₘ/rₑq)Dₘ为三相导线几何均距，rₑq为等效半径，分裂导线可显著减小电抗03单位长度电纳b=7.58/lg(Dₘ/rₑq)×10⁻⁶S/km反映对地电容效应，π型等值电路中导纳支路jB/2分置两端04模型选择短线路<100km忽略导纳；中等线路100-300km采用π型；长线路>300km需修正系数Kᵣ、Kₓ、Kb高压输电线路·分裂导线结构实拍EQUIVALENTCIRCUIT双绕组与三绕组变压器的等值电路变压器等值电路的四个参数（RT、XT、GT、BT）可分别由铭牌短路试验和空载试验数据计算得出。三绕组变压器需通过三组短路试验数据解耦求得各绕组独立参数。双绕组变压器参数计算01电阻RT=ΔPk·UN²/(1000·SN²)，ΔPk单位kW，UN为额定电压kV，SN为额定容量MVA，归算至UN所在电压等级02电抗XT=Uk%·UN²/(100·SN)，短路电压百分比反映满载阻抗压降，大型变压器Uk%通常在10%–15%03电导GT=ΔP0/(1000·UN²)，空载损耗ΔP0单位kW，主要反映铁芯的涡流损耗和磁滞损耗04电纳BT=I0%·SN/(100·UN²)，空载电流百分比I0%通常0.5%–2%，反映变压器励磁特性三绕组变压器参数解耦01短路损耗解耦ΔPk1=(ΔPk(1-2)+ΔPk(1-3)−ΔPk(2-3))/2通过三组两两短路试验数据，利用对称关系求解各绕组独立短路损耗，进而计算各绕组电阻值。此方法适用于高、中、低压三绕组结构。02短路电压解耦Uk1%=(Uk(1-2)%+Uk(1-3)%−Uk(2-3)%)/2同理求得各绕组短路电压百分比，计算各绕组电抗。某些绕组电抗可能为负值，这是由绕组排列方式导致的正常现象。PER-UNITSYSTEM标幺值制与多电压等级参数归算标幺值制通过将有名值除以相应基准值转化为无量纲的相对值，其核心优势在于消除电压等级差异、统一计算公式形式、简化多电压等级系统的参数归算。基准功率SB和基准电压UB的选取具有任意性，但一旦确定，基准电流IB和基准阻抗ZB即由电路基本关系唯一确定。01基准值选取规则：先选基准功率SB（通常取100MVA或1000MVA）和各级基准电压UB（取该级电网额定电压），则IB=SB/(√3·UB)，ZB=UB²/SB02有名值转标幺值：阻抗标幺值Z*=Z/ZB=Z·SB/UB²；功率标幺值S*=S/SB；电压标幺值U*=U/UB；电流标幺值I*=I/IB03不同基准下的标幺值换算：X*新=X*旧·(SB新/SB旧)·(UB旧/UB新)²，此公式在统一全网参数基准时频繁使用04多电压等级统一：选取统一的SB和各电压级的UB后，变压器等值电路中理想变压器变比等于两侧基准电压之比时可消去，实现全系统标幺值统一电力系统分析·EXAMPLE02例题2：变压器等值电路参数计算与标幺值转换变压器参数计算需严格按照铭牌数据代入公式，注意单位统一，计算结果为归算至高压侧的有名值参数；转换为标幺值时需先确定基准功率和基准电压。01题目条件型号：SFL1-31500/110型双绕组变压器额定容量：SN=31.5MVA电压比：110±2×2.5%/11kV铭牌数据：ΔPk=190kW，Uk%=10.5ΔP0=38.5kW，I0%=0.802串联阻抗计算电阻：RT=ΔPk·UN²/(1000·SN²)=190×110²/(1000×31.5²)RT=2.32Ω电抗：XT=Uk%·UN²/(100·SN)=10.5×110²/(100×31.5)XT=40.33Ω03励磁支路计算电导：GT=ΔP0/(1000·UN²)=38.5/(1000×110²)GT=3.18×10⁻⁶S电纳：BT=I0%·SN/(100·UN²)=0.8×31.5/(100×110²)BT=20.83×10⁻⁶S04标幺值转换基准值：SB=100MVA，UB=110kVZB=UB²/SB=110²/100=121Ω电阻标幺值：RT*=RT/ZB=2.32/121RT*=0.0192电抗标幺值：XT*=XT/ZB=40.33/121XT*=0.3333CHAPTER03电力系统潮流计算从开式网络到复杂网络的牛顿-拉夫逊法，掌握稳态分析的核心计算工具POWERSYSTEMS潮流计算的基本概念与电压降落潮流计算旨在根据网络拓扑和边界条件求解全网各节点电压幅值与相角、各支路有功与无功功率分布。电压降落的纵分量ΔU≈(PR+QX)/U主要影响电压幅值，横分量δU≈(PX-QR)/U主要影响电压相角，这两个分量共同决定了系统中电压的空间分布特性。电压降落分量纵分量ΔU=(PR+QX)/U反映电阻和电抗上的压降，是决定末端电压幅值的主要因素；横分量δU=(PX-QR)/U反映功率在阻抗上的相角偏移ΔU与δU负荷与容升效应感性负荷（Q>0）时电流滞后电压，电抗压降使末端电压降低；轻载或空载时电容充电功率使末端电压可能高于首端容升效应功率损耗计算线路有功损耗ΔPL=I²R=(P²+Q²)/U²·R，无功损耗ΔQL=I²X=(P²+Q²)/U²·X，变压器损耗需单独计算ΔPL+ΔQL节点功率平衡方程核心方程为Si=Ui·Σ(Yij·Uj)*，这是一个非线性方程组，需要用迭代方法求解Si=Ui·Σ(Yij·Uj)*PowerFlowAnalysis开式电力网的潮流计算方法开式电力网潮流计算采用"功率前推-电压回推"的两步法：先从末端负荷向电源端逐段推算功率分布（含线路和变压器的功率损耗），再从电源端向末端逐段推算电压分布。对于辐射形网络，一轮推算即可获得满足工程精度要求的结果。01功率前推：从最末端负荷节点开始，向电源方向逐段累加功率——每段线路首端功率=末端功率+该段线路阻抗损耗+该段线路导纳支路无功02电压回推：从已知电压的电源节点开始，利用ΔU=(PR+QX)/U和δU=(PX−QR)/U逐段计算电压降落，得到各节点电压幅值和相角03近似计算：可用额定电压UN代替实际电压U来计算功率损耗和电压降落，即ΔU≈(PR+QX)/UN，这在电压偏差较小时精度足够04容性无功影响：对于含有对地电容的线路，导纳支路产生的无功功率Qc=B·U²/2需在功率推算中予以考虑，轻载时容性无功可能导致电压升高PowerFlowAnalysis例题3：110kV开式电力网潮流计算开式网络潮流计算的典型步骤为：先由末端负荷功率逐段前推至电源端求得各段首端功率，再由电源端已知电压逐段回推至末端求得各节点电压。计算中需注意功率损耗用该段首端电压计算更为精确，工程近似计算中可用额定电压代替。01题目条件：110kV线路AB段长60km，r=0.17Ω/km、x=0.4Ω/km、b=2.8×10⁻⁶S/km；BC段长40km，参数同AB段；B点负荷20+j15MVA，C点负荷10+j8MVA110kV02功率前推（BC段）：C点负荷S꜀=10+j8MVA，BC段损耗ΔS=(10²+8²)/110²×(6.8+j16)=0.135+j0.317MVA，B点向C送出功率S'BC=10.135+j8.317MVAΔS=0.135+j0.31703功率前推（AB段）：B点总负荷S=30.135+j23.317MVA，AB段损耗ΔS=(30.135²+23.317²)/110²×(10.2+j24)=1.22+j2.87MVAΔS=1.22+j2.8704电压回推：A点电压Uₐ=115kV，AB段电压降落ΔU=(31.355×10.2+26.187×24)/115=8.23kV，U_b=115−8.23=106.77kV，电压偏差约-2.9%Ub=106.77kVPowerFlowAnalysis简单闭式电力网的潮流计算方法闭式网络潮流计算的核心在于确定功率分点并将闭式网络分解为两个开式网络分别求解。在均一网络中，功率分布仅取决于负荷大小和位置，可按力矩法直接计算。01两端供电网络功率分布计算利用叠加原理将电源和负荷分别作用，求得各段线路的功率分布，公式含循环功率项(UA−UB)·UN/ZΣ。该方法适用于两端电压不等的情况，需同时考虑负荷功率和循环功率的共同作用。02功率分点确定在网络中找到功率从两侧流入的节点，该节点电压最低，将网络在此处打开后分解为两个独立的开式网络分别进行电压计算。功率分点是闭式网络潮流计算的关键节点，直接影响网络分解后的计算精度。03均一网络简化当各段线路R/X比相同时，循环功率为零，功率分布仅由负荷和线路长度决定，可用长度替代阻抗简化计算。这种简化大幅降低了计算复杂度，在配电网络分析中具有重要实用价值。04环形网络等效将环网在电源点拆开等效为两端供电网络，两端电压相等，循环功率项为零，功率分布完全由负荷位置和线路阻抗决定。这种等效变换是环形网络潮流计算的标准处理方法。例题04·PowerFlowAnalysis110kV两端供电网络潮流计算两端供电网络潮流由负荷分配功率与循环功率叠加而成；确定功率分点后将闭式网络拆为两个开式网络分别计算。01题目条件：110kV线路A—B间设C、D两个负荷点，AC段30km、CD段20km、DB段40km；线路参数r＝0.27Ω/km、x＝0.4Ω/km；SC＝30+j20MVA，SD＝20+j15MVA；UA＝112kV，UB＝110kV02各段阻抗：ZAC＝8.1+j12Ω，ZCD＝5.4+j8Ω，ZDB＝10.8+j16Ω，ZΣ＝24.3+j36Ω。利用复功率分配公式求解A端供出功率SA03循环功率：Sc＝(UA−UB)·UN/ZΣ*＝2×110/（24.3−j36）＝5.11+j7.57MVA，方向从A端流向B端，叠加至负荷分配功率得最终分布04功率分点：若AC段与CD段功率均流向C点，则C为功率分点；在此处将闭式网络打开，分别计算AC侧和BC侧电压分布，分点处电压最低PowerFlowAnalysis复杂网络潮流计算：节点导纳矩阵与潮流方程复杂网络潮流计算的核心是建立节点导纳矩阵Y和节点功率平衡方程，展开为实部虚部后构成可迭代求解的非线性方程组。01节点导纳矩阵Y的构建Yii=Σyij（自导纳，所有相连支路导纳之和），Yij=−yij（互导纳取负），无直接连接时Yij=0。Y为稀疏对称复数方阵。Yii=Σyij·Yij=−yij02三类节点分类PQ节点（已知P、Q，求U、θ，数量最多）；PV节点（已知P、U，求Q、θ，通常为发电机节点）；平衡节点（已知U、θ，求P、Q，仅设一个）。PQ/PV/Slack03节点功率方程展开Pi=Ui·ΣUj(Gijcosθij+Bijsinθij)，Qi=Ui·ΣUj(Gijsinθij−Bijcosθij)，其中θij=θi−θj。θij=θi−θj04封闭非线性方程组n个节点系统中设n−1个PQ节点和1个平衡节点，共2(n−1)个实数方程对应2(n−1)个未知量（各PQ节点的U和θ），方程组封闭可解。2(n−1)equationsPOWERFLOWANALYSIS牛顿-拉夫逊法潮流计算原理与步骤牛顿-拉夫逊法通过将非线性潮流方程在当前迭代点泰勒展开并取一阶项，构建雅可比矩阵和修正方程，以平方收敛速度逼近精确解。01迭代步骤设初始电压U⁽⁰⁾，计算功率不平衡量ΔP⁽ᵏ⁾、ΔQ⁽ᵏ⁾，形成雅可比矩阵J⁽ᵏ⁾，解修正方程ΔW=−J·ΔX得电压修正量，更新U⁽ᵏ⁺¹⁾=U⁽ᵏ⁾+ΔU⁽ᵏ⁾，判断收敛。6步迭代02雅可比矩阵由四个子矩阵组成：H（∂P/∂θ）、N（∂P/∂U·U）、M（∂Q/∂θ）、L（∂Q/∂U·U），每个元素为功率方程对电压幅值或相角的偏导数。4个子矩阵03收敛判据max|ΔPᵢ⁽ᵏ⁾|<ε_P且max|ΔQᵢ⁽ᵏ⁾|<ε_Q，精度通常取ε=10⁻⁴~10⁻⁶，牛顿法一般3–5次迭代即可收敛。3–5次迭代04PQ分解法简化利用高压电网中P主要取决于θ、Q主要取决于U的物理特性，将修正方程解耦为两个低阶方程分别求解，每次迭代计算量减小约一半。计算量≈50%ALGORITHMCOMPARISON牛顿-拉夫逊法与PQ分解法对比分析牛顿-拉夫逊法以完整的雅可比矩阵实现平方收敛，适用于各电压等级但单步计算量大；PQ分解法利用高压电网P-θ/Q-U弱耦合特性将修正方程解耦为两个常数矩阵方程，单步计算量减半且内存占用低，但在R/X比较大的配电网中收敛性变差。两种潮流计算算法对比对比维度牛顿-拉夫逊法PQ分解法修正方程维度2(n-1)阶联合方程两个(n-1)阶独立方程雅可比矩阵每步迭代重新形成，元素随电压变化简化为常数矩阵B'和B''，只需形成一次收敛速度平方收敛，3-5次迭代线性收敛，需10-20次迭代单步计算量较大（形成J+求解2n阶方程）较小（求解两个低阶方程）适用范围各电压等级电网通用高压电网效果好，配电网可能不收敛内存需求较高（存储完整雅可比矩阵）较低（B'和B''为稀疏常数矩阵）牛顿法通用性强且收敛快，PQ分解法在高压电网中效率更高，工程实践中常两者结合使用例题054节点系统节点导纳矩阵构建节点导纳矩阵遵循"自导纳等于相连支路导纳之和、互导纳等于支路导纳负值"的构建原则，最终矩阵具有对称性与稀疏性。01题目条件4节点系统：z12=0.02+j0.06z13=0.08+j0.24z23=0.06+j0.18z24=0.06+j0.18z34=0.04+j0.12pu，对地导纳忽略02线路导纳y12=5−j15y13=1.25−j3.75y23=1.667−j5y24=1.667−j5y34=2.5−j7.5pu03自导纳Y11=y12+y13=6.25−j18.75Y22=y12+y23+y24=8.334−j25Y33=y13+y23+y34=5.417−j16.25Y44=y24+y34=4.167−j12.504互导纳Y12=Y21=−y12=−5+j15Y13=Y31=−y13=−1.25+j3.75Y23=Y32=−y23=−1.667+j5Y24=Y42=−y24=−1.667+j5Y34=Y43=−y34=−2.5+j7.5Y14=Y41=0（无直接连接）Chapter04有功功率平衡与频率调整理解频率与有功功率的物理关系，掌握一次调频与二次调频的计算方法PowerSystemFrequency有功功率-频率静态特性与调频基本原理电力系统频率由有功功率供需平衡决定，频率偏差与负荷增量成正比、与系统总调节能力成反比。CoreFormulaΔf=−ΔPL/(KG+KL)系统频率偏差公式负荷的频率静态特性01负荷功率与频率的关系：PL=PL0·(f/fN)α，其中α为负荷频率调节效应系数，综合负荷α≈1-3，近似线性化后ΔPL=KL·Δf02调节效应系数：KL=dPL/df（MW/Hz），表示频率变化1Hz时负荷功率的变化量，KL越大说明负荷对频率越敏感，有利于抑制频率偏移α≈1–3综合负荷调节效应系数发电机组的频率静态特性01调速器下垂特性：ΔPG=−KG·Δf，KG=PGn/(δ·fN)为单位调节功率（MW/Hz），δ为调差系数02调差系数影响：δ越小，发电机对频率偏差响应越灵敏、KG越大；但δ过小会导致并列运行机组间功率振荡，需合理整定δ3%–5%典型调差系数范围电力系统频率控制一次调频与二次调频的原理及计算一次调频由调速器自动响应频率偏差，属于有差调节；二次调频由调度中心调整出力设定值，可消除稳态频率偏差，属于无差调节。互联系统还需兼顾联络线功率控制。PRIMARYFREQUENCY一次调频计算Δf=−ΔPL/(ΣKGi+KL)，频率偏差与负荷增量成正比，与总调节能力成反比；各机组承担ΔPGi=−KGi·Δf有差调节·自动响应SECONDARYFREQUENCY二次调频原理选定调频机组，通过改变功率设定值ΔPGs使频率恢复额定值，此时Δf=−(ΔPL−ΔPGs)/(ΣKGi+KL)=0无差调节·Δf=0INTERCONNECTED互联系统调频（TBC）每控制区域按ACE=ΔPtie+β·Δf调整出力，β为区域频率偏差系数，确保本区负荷变化由本区机组承担ACE·联络线控制ECONOMICDISPATCH经济调频等微增率准则各机组燃料耗量微增率λi=dFi/dPGi相等时系统总燃料消耗最小，即λ₁=λ₂=…=λnλ均等·最小成本电力系统频率分析例题6：双机并联系统一次调频计算多机并联系统的一次调频计算步骤为：先由调差系数δ和额定容量计算各机组单位调节功率KG，再求系统总调节能力KS，最后由频率偏差公式求得Δf和各机组功率增量。01题目条件G1:200MW/δ₁=4%，G2:300MW/δ₂=5%，KL=50MW/Hz，fN=50Hz，ΔPL=100MW02计算调节功率KG1=200/(0.04×50)=100MW/Hz；KG2=300/(0.05×50)=120MW/Hz；KS=100+120+50=270MW/Hz03频率偏差Δf=−100/270=−0.37Hz，稳态f=49.63Hz，偏差在允许范围±0.5Hz内49.63Hz04功率分配ΔPG1=37MW→237MW，ΔPG2=44.4MW→344.4MW，ΔPL自调节=18.5MW，三者之和=100MWCHAPTER05无功功率平衡与电压调整理解无功平衡对电压的决定性作用，掌握多种调压手段及其计算方法POWERSYSTEM·无功与电压无功功率平衡与电压调整基本原理无功不足则电压偏低，无功过剩则电压偏高。无功补偿应遵循"就地平衡、分层分区"原则。无功电源与平衡条件发电机（可调发无功）、同步调相机（连续可调）、并联电容器（容性无功）、SVC/SVG（快速连续可调），系统无功平衡要求ΣQG≥ΣQL+ΔQΣΣQG≥ΣQL无功负荷构成异步电动机占50%–60%（功率因数0.6–0.9）、变压器励磁与漏抗占20%–25%、线路电抗损耗与电流平方成正比50%–60%电压偏差限值标准35kV及以上正负偏差绝对值之和不超过10%；10kV及以下不超过±7%；低压照明不超过+5%~−10%±7%–10%电压调整手段优先级首先充分利用发电机调压（无附加投资），其次利用变压器分接头调压，最后考虑增设无功补偿设备3级优先VoltageRegulation·TapChanger变压器分接头选择与调压计算变压器分接头调压通过改变变比来调整低压侧电压，计算时需分别考虑最大负荷和最小负荷两种极端运行方式。先由功率分布和电压降落求得高压侧实际电压，再根据低压侧电压要求反算所需变比，取两种工况的平均值选取标准分接头，最后校验调压效果是否满足电压偏差限值。01分接头电压计算—Utmax=(U1max−ΔUmax)·UN2/U2max（最大负荷），Utmin=(U1min−ΔUmin)·UN2/U2min（最小负荷），取平均值Ut=(Utmax+Utmin)/202选取标准分接头—将计算得到的Ut与标准分接头电压（如110×1.05、110×1.025、110、110×0.975、110×0.95）逐一比较，选取最接近的标准值03校验调压效果—用实际变比k=Ut选/UN2，分别校核U2max和U2min是否都在允许电压偏差范围内04补偿措施—若单靠分接头无法满足调压要求（如最大最小负荷工况电压差异过大），需配合并联电容器补偿或采用有载调压变压器（OLTC）Example07·变压器例题7：降压变压器分接头选择计算变压器分接头选择需同时满足最大负荷和最小负荷两种工况的电压要求，必要时需配合无功补偿设备或采用有载调压变压器。01降压变压器110±2×2.5%/11kV，SN=31.5MVA，归算至高压侧阻抗ZT=2.32+j40.33Ω；最大负荷Smax=28+j20MVA时U1=110kV，最小负荷Smin=14+j10MVA时U1=113kV110±2×2.5%/11kV02最大负荷电压降落ΔUmax=(28×2.32+20×40.33)/110=7.92kV；最小负荷电压降落ΔUmin=(14×2.32+10×40.33)/113=3.86kVΔU7.92/3.86kV03反算分接头电压（低压侧要求10~11kV）：Utmax=(110−7.92)×11/10.5=106.92kV；Utmin=(113−3.86)×11/11=109.14kV；平均Ut=108.03kVUt=108.03kV04选标准分接头110×0.975=107.25kV，校验：U2max=(110−7.92)/107.25×11=10.48kV（合格）；U2min=(113−3.86)/107.25×11=11.21kV（略超上限，需配合补偿）107.25kV·需补偿POWERSYSTEM·REACTIVECOMPENSATION并联电容器补偿容量计算方法并联电容器通过向系统注入容性无功功率来提高负荷侧电压，补偿容量QC与电压提升量成正比、与系统等效电抗成反比。01补