电力系统课程设计报告

1、东南大学电气工程学院2015年电力系统综合课程设计报告班 级 160124姓 名 齐 济学 号 16012429指导老师 陈 中小组成员 王武森 石应隆目录线路数据2一、网络拓扑2二、发电机稳态数据2三、变电站数据2四、线路数据3五、发电机暂态数据3典型方式电力系统潮流计算4一、发电厂变压器选择及参数计算4二、形成导纳矩阵4三、求出系数矩阵B和B5四、设置各节点电压初值5五、求功率不平衡量5六、解修正方程5七、求新的初值6八、判断是否已收敛6九、计算结果6变电站变压器选择和主接线设计7一、变压器选择71.变电站主变压器72.发电厂变压器113.变压器等效电路11二、主接线设计121.发电厂主接

2、线122.变电站主接线13三、总结与提升16线路断路器选择18仿真曲线计算20感想与建议23附录一：PQ 解耦法潮流计算 Matlab 程序24附录二：改进欧拉法计算功角特性 Matlab 程序25线路数据一、 网络拓扑图 1二、 发电机稳态数据名称额定电压机端电压典型方式输出有功G110KV1.05平衡机G210KV1.051.60G310KV1.050.90三、 变电站数据负荷额定电压为10KV变电站编号负荷1负荷2负荷3最大负荷（100MVA）1.451.11.2典型方式负荷（100MVA）1.250.91.0最小负荷（100MVA）1.050.60.7Tmax （小时）50004000

3、4500 功率因数 cos0.850.8 0.85低压侧电压（kV）101010 对备用要求30%40%30% 对调压要求逆调压顺调压常调压负荷重要性重要重要一般四、 线路数据名称电压电阻电抗对地导纳（B）7-8110KV0.010.0850.0448-9110KV0.020.0920.0407-5110KV0.030.1020.0765-4110KV0.010.1620.0899-6110KV0.020.1750.0376-4110KV0.030.1830.042负序和正序相等、零序为正序的3倍五、 发电机暂态数据名称D轴电抗D轴暂态电抗阻尼系数Tj（惯性时间常数）G10.140.072.0

4、47.2G20.900.221.912.8G21.320.132.16.02典型方式电力系统潮流计算一、 发电厂变压器选择及参数计算三个发电厂的变压器选择如下：T1：单台 SFP7-120000/110T2：双台 SFP7-90000/110T3：单台 SFP7-90000/110经计算得到三台变压器的阻抗、导纳参数为：名称电阻 R电抗 X对地电导 G对地电纳 BT10.00290.08750.001060.006T20.00210.05830.00170.0108T30.00420.1170.000850.0054二、 形成导纳矩阵根据线路数据和发电机变压器数据，可以算出电力系统网络中各节点

5、的 自导纳和各节点之间的互导纳。y14=-8.54iy27=-11.423iy39=-17.13iy45=0.38-6.15iy46=0.872-5.32iy57=2.654-9.02iy69=0.645-5.64iy78=1.365-11.6iy89=2.256-10.38iy11=-8.5454iy22=-11.429iy33=-17.16iy44=1.56-19.945iy55=3.034-15.09iy66=1.52-10.92iy89=4.4-31.983iy88=3.621-21.938iy99=3.52-33.13i由此可得电力系统网络的节点导纳矩阵为:-8.545i008.54

6、i00000-11.429i000011.423i000-17.16i000008.54i00-19.945i6.15i5.32i000006.15i-15.09i09.02i00005.32i0-10.92i00011.423i009.02i0-31.983i11.6i00000011.6i-21.983i0017.15i005.64i010.38i三、 求出系数矩阵B和B节点 2 作为平衡节点，节点 1、3 为 PV 节点，其余节点为 PQ 节点，由系 数矩阵的定义可得B =-8.54508.54000000-17.160000017.158.540-19.9456.155.3200000

7、6.15-15.0909.0200005.320-10.92005.640009.020-31.98311.600000011.6-21.98310.83017.15005.64010.38-33.13B =-19.9456.155.320006.15-15.0909.02005.320-10.92005.6409.020-31.98311.6000011.6-21.98310.83005.64010.38-33.13四、 设置各节点电压初值Uii=1,2,3=1.05 ii=1,2,3=0Ujj=4,5,6,7,8,9=1 jj=4,5,6,7,8,9=0五、 求功率不平衡量由公式：Pi=P

8、is-Uij=1j=nUi(Gijcosij+Bijsinij)Qi=Qis-Uij=1j=nUi(Gijsinij-Bijcosij)可求得有功不平衡量Pi(0)和无功不平衡量Qi(0)，从而得到Pi(0)/Ui(0)和Qi0/Ui0(i=1,3,4,5,6,7,8,9)六、 解修正方程求解矩阵方程P/U=-B'UQ/U=-B''U得出各节点电压相角的修正量i(0)和各节点电压模值的修正量Ui(0)。七、 求新的初值求出修正后的值i(1)=i(0)+i(0)Ui(1)=Ui(0)+Ui(0)八、 判断是否已收敛由收敛判断依据i0< 和 Ui0< (其中取

9、0.00001)判断是否收敛，若不满足收敛要求，则回到第五步开始下一次迭代，若满足收敛要求，则退出循环。九、 计算结果用 Matlab 编写 PQ 解耦法的程序代码见附录，潮流计算的结果如下U1=1.050000U2=1.050000U3=1.050000U4=0.987435U5=0.933060U6=0.937528U7=0.993833U8=0.972031U9=1.0086111=-3.0596952=0.0000003=-1.6300904=-8.8933425=-11.5448566=-12.0656657=-7.1693788=-8.5796199=-6.683825平衡节点的功

10、率S2=U2i=19Y2iUi=P2+Q2i=1.488+0.773iPV节点的注入无功功率Q1=U1i=19UiG1isin1i-B1icos1i=-0.659Q3=U3i=19UiG3isin3i-B3icos3i=-0.8721程序见附录。变电站变压器选择和主接线设计一、 变压器选择1. 变电站主变压器1.1 变压器选择负荷1：因负荷1为重要负载，故采用两台主变压器为其供电，实现双路供电，提高供电可靠性。考虑到变压器容量应能满足最大负荷需求，故主变压器所需总容量最少为S1-0=1.45*100=145MVA同时考虑到备用需要，则主变压器所需总容量最少为S1-1=1.25*1+30%*10

11、0=162.5MVA根据相关设计原则 电能系统基础 P207-208,变电所的两台主变压器总安装容量可取为S1-2=2*0.7PM=203MVA根据以上数据，在110KV变压器型号表 电力系统课程设计及毕业设计参考资料 P108中选取可用型号为沈阳变压器厂的SFP7-120000/110型变压器，两台并联使用。根据相关设计原则,变电所其中一台变压器停运后，剩余变压器能承担全部负荷的60%以上 电力系统课程设计及毕业设计参考资料 P33。在当前方案下，一台停运后，剩余变压器能承担负荷百分比为120125=96%，满足设计要求。实际上，考虑变压器的过负荷能力为40% 1，变压器的容量远远满足设计要

12、求。负荷2：因负荷2为重要负载，故采用两台主变压器为其供电，实现双路供电，提高供电可靠性。考虑到变压器容量应能满足最大负荷需求，故主变压器所需总容量最少为S2-0=1.1*100=110MVA同时考虑到备用需要，则主变压器所需总容量最少为S2-1=0.9*1+40%*100=126MVA根据相关设计原则1,变电所的两台主变压器总安装容量可取为S2-2=2*0.7PM=154MVA根据以上数据，在110KV变压器型号表2中选取可用型号为沈阳变压器厂的SFP7-90000/110型变压器，两台并联使用。在当前方案下，一台停运后，剩余变压器能承担负荷百分比为9090=100%，满足设计要求。负荷3：

13、因负荷1为一般负载，故采用单台主变压器为其供电。考虑到变压器容量应能满足最大负荷需求，故主变压器所需总容量最少为S3-0=1.2*100=120MVA同时考虑到备用需要，则主变压器所需总容量最少为S3-1=1.0*1+30%*100=130MVA根据相关设计原则,变电所的两台主变压器总安装容量可取为S3-2=2*0.7PM=168MVA根据以上数据，在110KV变压器型号表2中选取可用型号为沈阳变压器厂的SFP7-120000/110型变压器。在当前方案下，考虑变压器的过负荷能力为40%1，变压器可承载的最大负荷为S3max=120*1+40%=168MVA,容量满足要求。另考虑到可以进行需求

14、侧管理，变压器满足设计要求。1.2 变压器参数计算SFP7-120000/110（YN，d11）根据变压器型号表2可知：I0%=0.5 Us%=10.5P0=106.0KW Ps=422KW归算到一次侧，U1N=110KV电阻 R=Ps1000×U1N2SN2=4221000×11021202=0.354792电抗 X=Us%100×U1N2SN=10.51000×1102120=10.5875电导 Gm=P0U1N2×10-3=1061102×10-3S=8.7603×10-6S电纳 Bm=I0% SN100 U1N2=0

15、.5100×1201102S=49.5868×10-6SSFP7-90000/110（YN，d11）根据变压器型号表2可知：I0%=0.6 Us%=10.5P0=85KW Ps=340KW归算到一次侧，U1N=110KV电阻 R=Ps1000×U1N2SN2=3401000×1102902=0.507901电抗 X=Us%100×U1N2SN=10.51000×110290=14.11667电导 Gm=P0U1N2×10-3=851102×10-3S=7.02479×10-6S电纳 Bm=I0% SN10

16、0 U1N2=0.6100×901102S=44.628×10-6S1.3 变压器分接头选择变电站变压器分接头选择需考虑负载对调压的要求以及母线电压随负荷变化的电压变化值。经过潮流计算，分别得到每一负载最大最小的情况下相应母线的电压值：最小负荷最大负荷典型负荷负荷1104.71 kv100.39 kv102.64 kv负荷2108.89 kv105.53 kv106.92 kv负荷3106.45 kv100.66 kv103.13 kv负荷1：Umax=PmaxR+QmaxXU1max=123.25×0.1775+76.415×5.2938100.39=

17、4.25KV归算至高压侧的二次侧电压U2max'=U1max-Umax=100.39-4.25KV=96.14KV最小负荷时变压器阻抗上的电压降为Umin=PminR+QminXU1min=89.25×0.1775+55.335×5.2938104.71=2.95KV归算至高压侧的二次侧电压U2min'=U1min-Umin=104.71-2.95KV=101.76KV由于二次侧电压要求满足逆调压要求，即最大负荷时，低压侧电压不得低于10.5KV分接头选择为U1maxt=U2max'×U2NU2max=96.14×1110.5KV

18、=100.72KV最小负荷时，低压侧电压不得高于10KV。分接头选择为U1mint=101.76×1110KV=111.94KV取平均值：U1t=12U1maxt+U1mint=100.72+111.942KV=106.328KV选择最接近的分接头1-2.5%UN=107.25KV负荷2：Umax=PmaxR+QmaxXU1max=88×0.25395+66×7.0583105.53=4.63KV归算至高压侧的二次侧电压U2max'=U1max-Umax=105.53-4.63KV=100.9KV最小负荷时变压器阻抗上的电压降为Umin=PminR+Qmi

19、nXU1min=48×0.25395+36×7.0583108.89=2.45KV归算至高压侧的二次侧电压U2min'=U1min-Umin=108.89-2.45KV=106.44KV由于二次侧电压要求满足逆调压要求，即最大负荷时，低压侧电压不得低于10.25KV分接头选择为U1maxt=U2max'×U2NU2max=100.9×1110.25KV=108.28KV最小负荷时，低压侧电压不得高于10.75KV。分接头选择为U1mint=106.44×1110.75KV=108.92KV取平均值：U1t=12U1maxt+U1

20、mint=108.28+108.922KV=108.6KV选择最接近的分接头1-2.5%UN=107.25KV负荷3：Umax=PmaxR+QmaxXU1max=102×0.35497+63.24×10.588100.66=7.01KV归算至高压侧的二次侧电压U2max'=U1max-Umax=100.66-7.01KV=93.65KV最小负荷时变压器阻抗上的电压降为Umin=PminR+QminXU1min=59.5×0.35497+36.89×10.588106.45=3.87KV归算至高压侧的二次侧电压U2min'=U1min-Um

21、in=106.45-3.87KV=102.58KV由于二次侧电压要求满足逆调压要求，即最大负荷时，低压侧电压约为10.2KV分接头选择为U1maxt=U2max'×U2NU2max=93.65×1110.2KV=101.00KV最小负荷时，低压侧电压约为10.5KV。分接头选择为U1mint=101.76×1110.5KV=106.61KV取平均值：U1t=12U1maxt+U1mint=101.00+106.612KV=103.80KV选择最接近的分接头1-2×2.5%UN=104.5KV2. 发电厂变压器发电厂与电力系统经变压器相连的目的一般

22、是使发电机发出的功率能送入电力系统1。因此根据发电机稳态数据表可选择合适容量的升压变压器。名称额定电压机端电压典型方式输出有功G110KV1.05平衡机G210KV1.051.60G310KV1.050.90参考110KV变压器型号表2，综合考虑各发电机输出功率及变压器的过负荷能力后，选择如下：G1：单台SFP7-120000/110G2：双台SFP7-90000/110G3：单台SFP7-90000/110发电机升压变压器分接头选择均为121/10.5。变压器参数计算见1.2节。3. 变压器等效电路图 2线路阻抗没有在图中绘出。二、 主接线设计1. 发电厂主接线1.1 发电厂主接线设计110

23、KV电压级，出线回路3回。为保证出现断路器检修时不停电，应采用单母线分段带旁路母线或双母线带旁路接线，以保证其供电的可靠性和灵活性。但考虑到发电机单机容量很大，远大于有关设计规程 发电厂电气部分 P106对选用单母线分段接线每段上不宜超过12MW的规定，且双母线的可靠性和灵活性大幅优于另一者，对重要用电负荷有更好的保证，故确定为双母线带旁路母线接线方式。图 3补充：主接线设计还应考虑经济费用、可靠性、灵活性等方面的比较。但因无法估算其施工总投资和年运行费用等数据，在此略去其比较过程。1.2 电网的电能损耗 电能系统基础 P108根据三个负荷的最大负荷利用小时数Tmax1、Tmax2、Tmax3

24、，以及每个负荷的功率因数cos1、cos2、cos3，可计算得到三段线路平均的cos和Tmax:cos=0.8333Tmax=4500h根据最大负荷损耗小时数与Tmax的关系表5可知：=3050h因此可以计算得到线路的总电能损耗为Wz=(28.022×0.01+42.742×0.02+44.392×0.02+29.62×0.03+36.852×0.01+62.882×0.03)×=242.28*3050=7.39*108KW·h2. 变电站主接线2.1 主接线设计变电站的主接线应满足供电可靠，运行灵活，操作检修方便

25、、节约投资和便于扩建等要求。负荷1、负荷2：变电站10KV负荷125MVA（90MVA），变压器为2台120MVA(90MVA)。考虑到桥型接线可靠性不高，只适用于小容量变电站；多角形接线可以节省费用，并具有双断路器双母线接线的可靠性 发电厂电气部分 P115-116，但不利于后期扩建。根据相关资料 电气工程专业毕业设计指南 电力系统分册 P67，当变电站装有两台变压器时，610KV侧宜采用分段单母线。线路为12回以上时亦可采用双母线，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路母线。考虑到该负荷为重要用电负荷，因此确定负荷1、负荷2的主接线为分段单母线带旁路母线的设计。图 4上图所示的主接线增设了一

26、组旁路母线WP及各出线回路中相应的旁路隔离开关QSp，分段断路器QSd兼作旁路断路器QFp，并设有分段隔离开关QSd。平时旁路母线不带电，QS1、QS2及QFp合闸，QS3、QS4及QSd断开，主接线系统按单母线分段方式运行。当需要检修某一出线断路器时，可通过闸操作，由分段断路器代替旁路断路器，使旁路断路器经QS4、QFP、QS1接至1段母线，或经QS2、QFP、QS3接至2段母线而带电运行，并经过被检修断路器所在回路的旁路隔离开关及其两侧的隔离开关进行检修，而不中断其所在线路的供电。此时，两段工作母线既可通过分段隔离开关QSd并列运行也可分列运行。所以，这种接线方式具有相当高的可靠性和灵活性

27、。但是考虑到Qsd需要检修，且负载的重要性，故采用独立的母线分段断路器。为限制发电厂内部故障和出线故障时的短路电流，以便选用轻型的断路器，故在母线分段断路器上和出线上分别串接母线电抗器和线路电抗器。因此将主接线图修改如下：图 5负荷3：该负载为一般负载，故可选用成本较低的的简单接线方案。根据以上分析，我们选择无旁路母线的分段单母线接线方式，提高了供电的可靠性和灵活性。并为以后的扩建打下基础。图 62.2 主变压器的电能损耗根据相关资料，令A为电能损耗，则双线圈变压器的电能损耗可以用下式计算：A=nP0+Q0+1n(Ps+Qs)(SSN)2×t式中 n相同的变压器（并列运行）的台数；S

28、N每台变压器的额定容量（KV·A）；Sn台变压器的总负荷（KV·A）；t负荷S的使用时间小时数（h）；P0、Q0每台变压器的空载有功损耗（KW），无功损耗（Kvar）Ps、Qs每台变压器的短路有功损耗（KW），短路损耗（Kvar）无功当量，通常取0.10.15A电能损耗（KW·h）带入相关参数，可以计算得到：负荷1：A1=2·106.0+0.1·346.4+12·422+0.1·126001250001200002×5000=5.969×106KW·h负荷2：A2=2·85+0.1&#

29、183;311.8+12·340+0.1·945090000900002×4000=3.499×106KW·h负荷3：A3=1·106.6+0.1·346.4+1·422+0.1·126001000001200002×4500=5.889×106KW·h三、 总结与提升报告确定了每个负载的变压器和其主接线，同时计算出变压器的相应参数以及主接线的年电能损耗，基本完成了设计要求。在设计过程中参考各种文献等，有效的锻炼了学生资料查阅能力及自学能力，进一步融会贯通课堂上所学的内容，加

30、深了学生对相关知识的理解。但该设计仍存在一定的提升空间。经过变电站变压器的分接头的检验可以看出，当前选择的分接头无法很好的满足负载的调压要求。因此需要更多的电压调整方式对其进行进一步补偿。进一步电压调整方法有：1.发电机调压2.改变电力网无功功率分布3.改变输电线路参数进行调压。对于重要负载1和重要负载2，可以增加变压器台数，采取备用变压器的接线图，但或许会进一步增加经费。如下图表示具有三台工作变压器与一台本备用变压器的变电站。正常时高压母线分段断路器QF1断开，当任一进线停电时分段断路器均可以自动闭合。三台工作变压器正常时均经过其高低压侧断路器在各自的分段上工作。备用变压器低压方向经过不同的

31、低压断路器接到三个低压母线上，这些断路器平时都断开。这种电路可以保证可靠地向重要用户供电。图 7参考文献： 17 / 27线路断路器选择1. 断路器种类和型式的选择考虑安装调试和运行维护的方便，可考虑少油式断路器，其中的油只做灭弧和触头间弧隙的绝缘介质，断路器的带电导体与接地部件之间的绝缘主要采用瓷件，油量少、占地少、价廉，已有长期的运行经验，多用在110220KV电压等级配电装置中 。2. 额定电压和额定电流的选择高压断路器的额定电压和额定电流的选择应满足：UNUSN；INImax其中UN和USN分别为断路器和电网的的额定电压；IN和Imax分别为断路器的额定电流和电网的最大负荷电流。有原始

32、资料知电网5-7线路的额定电压为110kv，即USN=110kv，UN110kv。 Imax为最大持续工作电流，将负荷1、2、3都设为最大值，由PQ解耦法潮流计算的程序计算出各节点电压（黑色字体为相量表示）：U1=1.050-7.789 U2=1.0500 U3=1.050-6.031U4=0.968-13.740 U5=0.898-15.841 U6=0.904-17.849U7=0.975-9.716 U8=0.949-12.492 U9=0.995-11.154由导纳矩阵得Y57=2.654-9.02i Imax =(U5 - U7 )Y57计算得Imax= 1.1866-213.924

33、 ,则Imax=1.1866。电流基准值IB=SB/3UB =100MVA/3×110KA =524.86A。所以有IN622.8A。3. 开断电流的选择 高压断路器的额定开断电流INbr是指在额定电压下能保证正常开断的最大短路电流，是表征高压断路器的开断能力的重要参数。本设计中的变电站高压侧为110kv，属于中型变电站，一般采用的是中速断路器，开断时间较长（0.1s）短路电流中的非周期分量衰减较多，可不计非周期分量的影响，采用起始次暂态电流I校验，即INbrII也是实际开断瞬间短路电流周期分量有效值。I的计算：由附录程序，设置短路点为5，计算出短路时5-7之间的电流I = -22.

34、71 4.76i,有效值I=23.20。由此计算出次暂态电流的有名值I=23.20×524.86A=12.177KA，所以INbr 12.177KA。4. 短路关合电流的选择若在断路器合闸时已经存在短路故障，则在合闸过程中动静触头在未接触时就有很大的短路电流流过（预击穿），更容易损坏断路器。且断路器在关合短路电流时不可避免的在接通后又自动跳闸，此时还需要能切断短路电流。为了保证断路器在关合短路时的安全，断路器的额定关合电流INcl不应小于短路电流最大冲击值Ish，即INcl Ish。在高压线路进出线中：Ish =2.55 I（I是起始次暂态电流）在发电机端及母线侧：Ish =2.69

35、 I 所以： INcl 2.55×12.177KA=31.05KA由上述讨论可选择SW3-110G/1200 少油户外断路器。额定电压（KV）额定电流（A）额定开断电流（KA）短路关合电流（KA）热稳定电流（KA）固有分闸时间(s)合闸时间（s）计算数据110622.812.17731.05SW3-110G/1200110120015.84115.8(4s)0.070.45. 短路热稳定校验短路电流通过电气设备时，电气设备发热效应不应超过允许值，满足热稳定的条件为：It2 tQk式中Qk为短路电流产生的热效应；It ，t分别为电气设备允许通过的热稳定电流的和时间。由于数据不全，无法校

36、验。6. 短路动稳定校验电气设备承受短路电流机械效应的能力称为动稳定，满足条件为Ies Ish .其中Ies 为允许通过的动稳定电流的有效值。由于数据不全，无法校验。仿真曲线计算1. 由潮流计算结果求初值发电机的电动势可表示为Ei'=Ui0+jPi0-jQi0Ui0xdi'求得各发电机电动势为E1'=1.082+0.040iE2'=1.069+0.105iE3'=1.098+0.298i各发电机的机械功率为PT1=P10=0.9 PT2=P20=1.57PT3=P20=1.62. 计算负荷的等值导纳负荷的等值导纳可以表示为yDj=PDj0-jQDj0Uj

37、02求得各负载的等值导纳为yD1=1.043-0.647iyD2=0.685-0.514iyD3=0.830-0.514i3. 修改网络节点的导纳矩阵在原潮流计算用网络导纳矩阵的基础上形成一个包含负荷等值导纳以及增加发电机电动势节点的导纳矩阵。新增加发电机电动势节点的自导纳为1/jxd'，它们只和相应的发电机端电压节点之间有互导纳-1/jxd'，而发电机端电压节点的自导纳也要相应地增加1/jxd'。同时，由于线路5-7发生三相短路故障，相当于在线路5-7上并联一个对地的附加电抗x，且x值为0，因此得到修改后的网络节点导纳矩阵为Y=AECD其中A为3*3的方阵，E为3*9

38、的矩阵，C为9*3的矩阵，D为9*9的方阵。经过网络化简可得三相短路故障发生时三台发电机之间的导纳矩阵为YE=A-E*invD*C得到三台发电机之间的导纳矩阵为2.287741 + 0.401924i0.195099 + 0.259131i0.580867 + 0.854405i0.195099 + 0.259131i0.297002 - 4.931720i0.133391 + 0.397078i0.580867 + 0.854405i0.133391 + 0.397078i0.363343 - 2.312614i4. 计算发电机功角和电磁功率三台发电机的初始功角为1'=5.90

39、76; 2'=5.61° 3'=17.34°由发电机功率表达式PEi=Ei2Gii+Eij=1ji3EjYijsin(ij+ij) i,j=1,2,3可计算出各台发电机的电磁功率。5. 求发电机的运动方程及功角特性求解发电机的运动方程，使用改进欧拉法对方程组ddt=(-1)0ddt=1TjPT-PE进行迭代，求出三台发电机功角的变化、电磁功率的变化以及功角特性。功角变化曲线：图5功角特性曲线：图6 发电机G1的功角特性图7 发电机G2的功角特性图8 发电机G3的功角特性感想与建议本次课程设计研究的是一个三机九节点的环网系统，本系统相比课堂上学习的内容而言更为

40、复杂，不确定因素也更多，更多的是需要我们自行寻找设计方案，并在我们设计的方案上进行进一步的计算和分析。在这次课程设计中，我负责系统的潮流计算以及变压器的选择和主接线的设计。曾经在电力系统稳态的学习过程中接触过matpower计算系统的潮流，但matpower是封装好的程序，这次我们自己编写matlab中PQ解耦法的代码，让我们更加深刻的理解了相关计算过程，加深了课程和实践的结合。在变压器和主接线的选择时，主要是查找多个文献的相关设计要求和设计方案，这有效的提高了我文献查阅和综合资料的能力，对以后的学习和研究有极大的帮助。对于变压器、主接线相关参数的计算，让我对课本上以前学习过的知识加深了理解，

41、对曾经不那么重视的部分有了更清晰的了解。其计算与潮流计算的结合，更是让我们所学的东西融会贯通。通过这次课程设计，我学到了很多电力系统分析计算的相关知识，对电力系统潮流计算和电力系统故障后的暂态分析有了更深一步的了解。附录一：PQ 解耦法潮流计算 Matlab 程序clearclcload('tide_B.mat')theta = 0 0 0 0 0 0 0 0 0'u = 1.05 1.05 1.05 1 1 1 1 1 1'dtheta = 0 0 0 0 0 0 0 0 0'du = 0 0 0 1 1 1 1 1 1'dd = 0.0000

42、1;dp_u = 1 1 1 1 1 1 1 1'udtheta = 1 1 1 1 1 1 1 1'dq_u = 1 1 1 1 1 1'dutemp = 1 1 1 1 1 1'i = 0; while(abs(dtheta(1)>dd)|(abs(dtheta(9)>dd)|(abs(dtheta(3)>dd)|( abs(dtheta(4)>dd)|(abs(dtheta(5)>dd)|(abs(dtheta(6)>dd)|(abs(dtheta(7)>dd)|(abs(dtheta(8)>dd)|(abs

43、(du(1)>dd)|(abs(du(9)>dd)|(abs(du(3)>dd)|(abs(du(4)>dd)|(abs(du(5)>dd)|(abs(du(6)>dd)|(abs (du(7)>dd)|(abs(du(8)>dd) dp1 = 0.9 - 1.05 * u(4) * 8.54 * sind(theta(1) - theta(4); dp3 = 1.6 - 1.05 * 17.15 * u(9) * sind(theta(3) - theta(9); dp4 = 0 - u(4) * (1.05 * 8.54 * sind(the

44、ta(4) - theta(1) + u(5) * (-0.38 * cosd(theta(4) - theta(5) + 6.15 * sind(theta(4) - theta(5) + u(6) * (-0.872 * cosd(theta(4) - theta(6) + 5.32 * sind(theta(4) - theta(6) + u(4) * 1.56); dp5 = -1.0625 - u(5) * (u(4) * (-0.38 * cosd(theta(5) - theta(4) + 6.15 * sind(theta(5) - theta(4) + u(7) * (-2.

45、654 * cosd(theta(5) - theta(7) + 9.02 * sind(theta(5) - theta(7) + u(5) * 3.034); dp6 = -0.85 - u(6) * (u(4) * (-0.872 * cosd(theta(6) - theta(4) + 5.32 * sind(theta(6) - theta(4) + u(9) * (-0.645 * cosd(theta(6) - theta(9) + 5.64 * sind(theta(6) - theta(9) + u(6) * 1.52); dp7 = 0 - u(7) * (11.423 *

46、 1.05 * sind(theta(7) - theta(2) + u(5) * (-2.654 * cosd(theta(7) - theta(5) + 9.02 * sind(theta(7) - theta(5) + u(8) * (-1.365 * cosd(theta(7) - theta(8) + 11.6 * sind(theta(7) - theta(8) + u(7) * 4.4); dp8 = -0.72 - u(8) * (u(7) * (-1.365 * cosd(theta(8) - theta(7) + 11.6 * sind(theta(8) - theta(7

47、) + u(9) * (-2.256 * cosd(theta(8) - theta(9) + 10.38 * sind(theta(8) - theta(9) + u(8) * 3.621); dp9 = 0 - u(9) * (17.15 * 1.05 * sind(theta(9) - theta(3) + u(6) * (-0.645 * cosd(theta(9) - theta(6) + 5.64 * sind(theta(9) - theta(6) + u(8) * (-2.256 * cosd(theta(9) - theta(8) + 10.38 * sind(theta(9

48、) - theta(8) + u(9) * 3.52); dp_u = dp1/u(1) dp3/u(3) dp4/u(4) dp5/u(5) dp6/u(6) dp7/u(7) dp8/u(8) dp9/u(9)' udtheta = -B1_ * dp_u; dtheta(1) = udtheta(1) / u(1); dtheta(3) = udtheta(2) / u(3); dtheta(4) = udtheta(3) / u(4); dtheta(5) = udtheta(4) / u(5); dtheta(6) = udtheta(5) / u(6); dtheta(7)

49、 = udtheta(6) / u(7); dtheta(8) = udtheta(7) / u(8); dtheta(9) = udtheta(8) / u(9); theta = theta + dtheta; dq4 = 0 - u(4) * (-1.05 * 8.54 * cosd(theta(4) - theta(1) + u(5) * (-0.38 * sind(theta(4) - theta(5) - 6.15 * cosd(theta(4) - theta(5) + u(6) * (-0.872 * sind(theta(4) - theta(6) - 5.32 * cosd

50、(theta(4) - theta(6) + 19.945 * u(4); dq5 = -0.1875 - u(5) * (u(4) * (-0.38 * sind(theta(5) - theta(4) - 6.15 * cosd(theta(5) - theta(4) + u(7) * (-2.654 * sind(theta(5) - theta(7) - 9.02 * cosd(theta(5) - theta(7) + 15.09 * u(5); dq6 = -0.15 - u(6) * (u(4) * (-0.872 * sind(theta(6) - theta(4) - 5.3

51、2 * cosd(theta(6) - theta(4) + u(9) * (-0.645 * sind(theta(6) - theta(9) - 5.64 * cosd(theta(6) - theta(9) + 10.92 * u(6); dq7 = 0 - u(7) * (-1.05 * 11.423 * cosd(theta(7) - theta(2) + u(5) * (-2.654 * sind(theta(7) - theta(5) - 9.02 * cosd(theta(7) - theta(5) + u(8) * (-1.365 * sind(theta(7) - thet

52、a(8) - 11.6 * cosd(theta(7) - theta(8) + 31.983 * u(7); dq8 = -0.18 - u(8) * (u(7) * (-1.365 * sind(theta(8) - theta(7) - 11.6 * cosd(theta(8) - theta(7) + u(9) * (-2.256 * sind(theta(8) - theta(9) - 10.38 * cosd(theta(8) - theta(9) + 21.938 * u(8); dq9 = 0 - u(9) * (-1.05 * 17.15 * cosd(theta(9) -

53、theta(3) + u(6) * (-0.645 * sind(theta(9) - theta(6) - 5.64 * cosd(theta(9) - theta(6) + u(8) * (-2.256 * sind(theta(9) - theta(8) - 10.38 * cosd(theta(9) - theta(8) + 33.13 * u(9); dq_u = dq4/u(4) dq5/u(5) dq6/u(6) dq7/u(7) dq8/u(8) dq9/u(9)' dutemp = -B2_ * dq_u; du(4) = dutemp(1); du(5) = dut

54、emp(2); du(6) = dutemp(3); du(7) = dutemp(4); du(8) = dutemp(5); du(9) = dutemp(6); u = u + du; i = i + 1; enduthetai附录二：改进欧拉法计算功角特性 Matlab 程序clearclcload('Yn.mat')G11 = real(Yn(1,1);G12 = real(Yn(1,2);G13 = real(Yn(1,3);G21 = real(Yn(2,1);G22 = real(Yn(2,2);G23 = real(Yn(2,3);G31 = real(Yn(

55、3,1);G32 = real(Yn(3,2);G33 = real(Yn(3,3);B12 = imag(Yn(1,2);B13 = imag(Yn(1,3);B21 = imag(Yn(2,1);B23 = imag(Yn(2,3);B31 = imag(Yn(3,1);B32 = imag(Yn(3,2);Tj1 = 6.02;Tj2 = 47.2;Tj3 = 12.8;E1 = abs(1.082 + 0.04i);E2 = abs(1.069 + 0.105i);E3 = abs(1.098 + 0.298i);PT1 = 0.9;PT2 = 1.57;PT3 = 1.6;delta

56、1 = 5.9; %1½Úµã·¢µç»úµÄ¹¦½Çdelta2 = 5.61; %2½Úµã·¢µç»úµÄ¹¦½Çdelta3 = 17.34; %3½Úµã·¢µç»ú&#

57、181;Ŧ½Çomega1 = 1; %1½Úµã·¢µç»ú½ÇËÙ¶Èomega2 = 1; %2½Úµã·¢µç»ú½ÇËÙ¶Èomega3 = 1; %3½Úµã·¢µç»ú&#