（3）对于末端负荷节点前的支路功率就是末端运算负荷功率，所以可以直接求支路功率损耗和电压损耗。
56．进行环形网络潮流计算时，有功功率分点和无功功率分点不一致，应以哪一分点作计算的起点？
答：
鉴于较高电压级网络中，电压损耗主要系无功功率流动所引起，无功功率分点电压往往低于有功功率分点，一般可以无功功率分点为计算的起点。
57、进行环形网络潮流计算时，如果已知的是电源端电压而不是功率分点电压，应按什么电压算起？
答：
要设网络中各点电压均为额定电压，先计算各线段功率损耗，求得电源端功率后，再运用已知的电源端电压和求得的电源端功率计算各线段电压降落。
58．任意辐射形网络潮流计算的步骤：
网络中变电站较多时，先求出等值负荷功率或运算负荷，然后在计算线路各支路的电压降落和功率损耗。
而对既给定末端负荷有给定始端电压的情况，开始时由末端向始端推算时，设全网电压都为额定电压，仅计算各元件中的功率损耗而不计算电压降落，待求得始端功率后，再运用给定的始端电压和求得的始端功率由始端向末端逐段推算电压降落，但这时不再重新计算功率损耗。
59．节点导纳矩阵的特点
（1）节点导纳矩阵是方阵，其阶数就等于网络中除参考节点外的节点数n；
（2）节点导纳矩阵是稀疏矩阵，其各行非零非对角元数就等于与该行相对应节点所连接的不接地支路数；
（3）节点导纳矩阵的对角元就等于各该节点所连接导纳的总和；
（4）节点导纳矩阵的非对角元Yij等于连接节点i．j支路的导纳的负值；
（5）节点导纳矩阵一般是对称矩阵，这是网络的互易特性所决定的。
60．变量的分类及各自概念：
根据各个节点的已知量的不同，将节点分为三类：
PQ节点．PV节点．平衡节点：
（1）PQ节点：
注入功率Pi和Qi已知，节点电压的大小Ui和相位角待求，负荷节点或发固定功率的发电机节点，数量最多；
（2）PV节点：
Pi和Ui已知，Qi和相位角待求，对电压有严格要求的节点，如电压中枢点；
（3）平衡节点：
Ui和相位角已知，Pi．Qi待求，只设一个。
61．设置平衡节点的目的：
（1）在结果未出来之前，网损是未知的，至少需要一个节点的功率不能给定，用来平衡全网功率；
（2）电压计算需要参考节点。
62．雅可比矩阵的特点：
（1）雅可比矩阵各元素均是节点电压相量的函数，在迭代过程中，各元素的值将随着节点电压相量的变化而变化。
因此，在迭代的过程中要不断重新计算雅可比矩阵各元素的值；
（2）雅可比矩阵各非对角元素均与Yij=Gij+jBij有关，当Yij=0，这些非对角元素也为0，将雅可比矩阵进行分块，每块矩阵元素均为2*2阶子阵，分块矩阵与节点导纳矩阵有相同的稀疏性结构；
（3）非对称矩阵。
63．牛顿—拉夫逊法潮流计算的基本步骤：
（1）形成节点导纳矩阵YB；
（2）设各节点电压的初值；
（3）将各节点电压的初值代入修正方程式求不平衡量；
（4）计算雅可比矩阵各元素；
（5）解修正方程式，求各节点电压的变化量；
（6）计算各节点电压的新值；
（7）运用各节点电压的新值自第三步开始进入下一步迭代；
（8）计算平衡节点功率和线路功率。
64．P—Q分解法潮流计算的基本步骤：
（1）形成系数矩阵B'、B''，并求其逆阵；
（2）设各节点电压的初值；
（3）按式计算有功功率的不平衡量；
（4）解修正方程式，求各节点电压相位角的变化量；
（5）求各节点电压相位角的新值；
（6）按式计算无功功率的不平衡量；
（7）解修正方程式，求各节点电压大小的变化量；
（8）求各节点电压大小的新值；
（9）运用各节点电压的新值自第三步开始进入下一次迭代；
（10）计算平衡节点功率和线路功率。
65．电力系统的负荷构成：
第一种，变动幅度很小，周期很短，这种负荷变动有很大偶然性；
第二种，变动幅度较大，周期较长，属于这一种的主要有电炉．压延机械．电气机车等带有冲击性的负荷变动；
第三种，变动幅度最大，周期最长，这一种是由于生产．生活．气象等变化引起的负荷变动。
66．电力系统的有功功率和频率调整分类及各自概念：
频率调整可分为一次．二次．三次调整三种：
一次调整：
发电机的调速器进行的．对第一种负荷变动引起的频率偏移的调整。
二次调整：
发电机的调频器进行的．对第二种负荷变动引起的频率偏移的调整。
三次调整：
按最优化准则分配第三种有规律变动的负荷。
67．系统电源容量和备用容量的概念：
系统电源容量：
可投入发电设备的可发功率之和。
备用容量：
系统电源容量大于发电负荷的部分。
68．备用容量的分类及各自概念：
按作用分：
.
（1）负荷备用：
指调整系统中短时的负荷波动并担负计划外的负荷增加而设置的备用（2%～5%）；
（2）事故备用：
使电力用户在发电设备发生偶然性事故时不受严重影响，维持系统正常供电所需的备用（5%～10%）；
（3）检修备用：
使系统中的发电设备能定期检修而设置的备用；
（4）国民经济备用：
计及负荷的超计划增长而设置的备用。
按存在形式分：
（1）热备用：
指运转中的发电设备可能发的最大功率与系统发电负荷之差；
（2）冷备用：
指未运转的发电设备可能发的最大功率。
69．电力系统中的有功功率最优分配包括的内容及各自概念：
包括：
有功功率电源的最优组合和有功功率负荷的最优分配。
有功功率电源的最优组合：
系统中发电设备和发电厂的合理组合。
包括：
机组的最优组合顺序，机组的最优组合数量，机组的最优开停时间。
有功功率负荷的最优分配：
系统中的有功负荷在各个正在运行的发电设备或发电厂之间的合理分配。
70．发电机组的耗量特性：
（1）概念：
反映发电机组单位时间内能量输入和输出关系的曲线；
（2）比耗量：
耗量特性曲线上某点的纵坐标和横坐标之比，及输入和输出之比：
u=F/P；
（3）效率：
比耗量倒数：
n=P/F；
（4）耗量微增率：
耗量特性曲线上某点切线的斜率，表示在该点的输入增量和输出增量之比：
a=dF/dP。
71．目标函数和约束条件：
有功负荷最优分配的目的：
在满足对一定量负荷持续供电的前提下，使发电设备在生产电能的过程中单位时间内消耗的能源最少。
满足条件：
（1）等式约束：
f（x．u．d）=0；
（2）不等式约束：
g（x．u．d）<=0；
使目标函数F=F（x．u．d）最优。
（1）目标函数：
系统单位时间内消耗的燃料：
F∑=F1（PG1）+F2（PG2）+…+Fn（PGn）=∑Fi（PGi），式中，Fi（PGi）表示某发电设备发出有功功率PGi时单位时间内所需消耗的能源。
（2）约束条件：
等式约束：
∑PGi（min）=∑PLDj+……PL，为网络总损耗，不计网损时：
∑PGi（min）=∑PLDj；
不等式约束：
PGi（min）<=PGi<=PGi（max）；QGi（min）<=QGi<=QGi（max）；Ui（min）<=Ui<=Ui（max）
72．等耗量微增率准则：
dF1/dPG1=dF2/dPG2。
73．多个发电厂间的负荷经济分配（不计网损的有功最优分配）
（1）目标函数：
F=∑Fi（PGi）最小；
（2）等式约束条件：
∑PGi—PLD=0；
构造拉格朗日函数：
L=F—a（∑PGi-PLD），求拉格朗日函数的无条件极值得：
dFi/dPGi=a，其中（i=1,2,…，n）
（3）功率上下限约束条件：
PGi（min）<=PGi<=PGi（max）；
先不考虑该约束条件进行经济分配计算，若发现越限，越限的发电厂按极限分配负荷，其余发电厂再按经济分配。
74．电力系统频率变化的影响：
对用户的影响：
（1）对异步电机转速的影响：
纺织工业．造纸工业；
（2）异步电机功率下降；
（3）对电子设备的准确度的影响。
对发电厂和电力系统的影响：
（1）对发电厂厂用机械设备运行的影响；
（2）对汽轮机叶片的影响；
（3）对异步电机及变压器励磁的影响,增加无功消耗。
75．负荷的有功功率——频率静态特性：
当频率偏离额定值不大时，负荷的有功功率—频率静态特性用一条近似直线来表示。
直线的斜率为负荷的单位调节功率。
负荷的单位调节功率：
有名值：
KL=△PL/△f；
标幺值：
KL*=△PLfN/PLN△f=KLfN/PLN。
意义：
表示随频率的变化负荷消耗功率增加或减少的多少。
76．发电机组的有功功率——频率静态特性：
（1）发电机的单位调节功率：
发电机组原动机或电源频率特性的斜率。
有名值：
KG=-△PG/△f；
标幺值：
KG*=—△PGfN/PGN△f=KGfN/PGN。
（2）发电机的调差系数：
单位调节功率的倒数。
x=—△f/△PG或x%=（—PGN△f/△PGfN）*100。
（3）发电机的单位调节功率与调差系数的关系：
KG*=1/x*100%或KG=1/x=100PGN/fNx%。
77．频率的一次调整：
（1）概念：
由于负荷突增，发电机组功率不能及时变动而使机组减速，系统频率下降，同时，发电机组功率由于调速器的一次调整作用而增大，负荷功率因其本身的调节效应而减少，经过一个衰减的震荡过程，达到新的平衡；
（2）系统的单位调节功率：
计及发电机和负荷的调节效应时，引起频率单位变化时的负荷增量。
对于系统有若干台机组参加一次调频：
Ks=∑KG+KL=—△PL0/△f；
（3）注意：
取功率的增大或频率的上升为正；为保证调速系统本身运行的稳定，不能采用过大的单位调节功率；对于满载机组，不再参加调整。
78．频率的二次调整：
（1）概念：
通过操作调频器，使发电机组的频率特性平行的移动，从而使负荷变化引起的频率偏移在允许的波动范围内；
（2）当系统负荷增加时，负荷增量可分解为以下三部分：
a．由于进行二次调整，发电机组增发的功率△PG；
b．由于调速器的调整作用而增大的发电机组的功率—KG△f；
c．由于负荷本身的调节效应而减少的负荷功率KL△f。
（3）系统的单位调节功率：
对于系统有n台机组，且由第n台机组担负二次调频的任务时：
Ks=∑KG+KL=—（△PL0—△PG0）/△f；
（4）无差调节概念：
若△PL0=△PG0，即发电机组如数增发了负荷功率的原始增量，则△f=0，即所谓的无差调节。
79．频率调整和电压调整的相同点和不同点：
调频：
正常稳态运行时，全系统频率相同，频率调整集中在发电厂，调频手段只有调整原动机功率一种；
调压：
电压水平全系统各点不同，电压调整可分散进行，调压手段多种多样。
80．变压器和电力线路中的无功功率损耗是怎样的？
变压器：
分为两部分，即励磁支路损耗和绕组漏抗中损耗。
其中，励磁支路损耗的百分值基本上等于空载电流的百分值，约为1%~2%；绕组漏抗中损耗，在变压器满载时，基本上等于短路电压的百分值，约为10%。
因此，对一台变压器或一级变压的网络而言，在额定满载下运行时，无功功率损耗将达额定容量的13%。
对多电压级网络而言，变压器中无功功率损耗是相当可观的；
电力线路：
分为两部分，并联电纳和串联电抗中的无功功率损耗。
并联电纳中的损耗与线路电压的平方成正比，呈容性；串联电抗中的损耗与负荷电流的平方成正比，呈感性。
因此，线路究竟消耗容性或感性无功功率不能肯定。
一般情况下，35kv及以下系统消耗无功功率；110kv及以上系统，轻载或空载时，成为无功电源，传输功率较大时，消耗无功功率。
81．无功功率电源有哪些？
各自特点？
答：
无功功率源有发电机、同步调相机、静电电容器及静止补偿器，后三种又称为无功补偿装置。
同步调相机：
相当于只能发无功功率的发电机。
在过励磁运行时，它向系统供给感性无功功率而起无功电源的作用，能提高系统电压；在欠励磁运行时从系统吸取感性无功功率而起无功负荷的作用，可降低系统电压；
静电电容器：
只能向系统供应感性无功功率，它所供给的感性无功功率与其端电压的平方成正比；
静止补偿器：
由静电电容器和电抗器并联组成。
电容器可发出无功功率，电抗器可吸收无功功率，两者结合起来，再配以适当的调节装置，就能够平滑的改变输出或吸收的无功功率。
82．电力系统无功功率平衡的基本要求是什么？
答：
电力系统无功功率平衡的基本要求是系统中的无功电源可以发出的无功功率应该大于或至少等于负荷所需的无功功率和网络中的无功损耗。
∑QGC—∑QL—△Q∑=Qres
Qres>0表示系统中的无功功率可以平衡且有适量的备用；
Qres<0表示系统中的无功功率不足，应考虑加设无功补偿装置。
其中：
电源供应的无功功率QGC由两部分构成，即发电机供应的无功功率QG和补偿设备供应的无功功率Qc，即∑QGC=∑QG+∑Qc；
无功功率损耗△Q∑包括三部分：
变压器中的无功功率损耗△Qt，线路电抗中的无功功率损耗△Qx，线路电纳中的无功功率损耗△Qb，由于△Qb属容性，将其作为感性无功功率损耗论处，则应具有负值，即△Q∑=△Qt+△Qx-△Qb。
83．无功不足应采取的措施：
（1）要求各类用户将负荷的功率因数提高到现行规程规定的数值；
（2）挖掘系统的无功潜力。
例如将系统中暂时闲置的发电机改作调相机运行；动员用户的同步电动机过励磁运行等；
（3）根据无功平衡的需要，增添必要的无功补偿容量，并按无功功率就地平衡的原则进行补偿容量的分配。
小容量的、分散的无功补偿可采用静电电容器；大容量的．配置在系统中枢点的无功补偿则宜采用同步调相机或静止补偿器。
84．无功功率的最优分布包括：
无功功率电源的最优分布和无功功率负荷的最优补偿.
85．无功功率电源的最优分布：
优化无功电源分布的目的：
在有功负荷分布已确定的前提下，调整无功电源之间的负荷分布，使有功网损达到最小。
其中，网络的有功网损可表示为节点注入功率的函数。
目标函数：
网络的有功网损△P∑=△P∑（P1，P2，…，Pn，Q1，Q2，…，Qn）最小；
等约束条件：
∑QGi—∑QLi—△Q∑=0；
不等约束条件：
PGi（min）<=PGi<=PGi（max）；
QGi（min）<=QGi<=QGi（max）；
Ui（min）<=Ui<=Ui（max）；
构造拉格朗日函数L=△P∑—a（∑QGi—△Q∑—∑QLi）=0，分别对QGi和a求导并令其等于零即可得到结果。
86．电压调整的必要性：
（1）电压偏移过大对电力系统本身及用电设备会带来不良的影响：
a．效率下降，经济性变差；
b．电压过高，照明设备寿命下降，影响绝缘；
c．电压过低，电机变热；
d．系统电压崩溃。
（2）不可能使所有节点电压都保持为额定值：
a．设备及线路压降；
b．负荷波动；
c．运行方式改变；
d．无功不足或过剩。
87．我国规定的允许电压偏移：
35kv及以上电压供电负荷：
-5%～+5%；
10kv及以下电压供电负荷：
-7%～7%；
低压照明负荷：
-10%～+5%；
农村电网：
-10%～+7.5%；
注：
故障情况下，电压偏移较正常时再增大5%，但正偏移不能超过10%。
88．中枢点的电压管理:
。
（1）什么是电压中枢点？
电压中枢点系值那些可反映系统电压水平的主要发电厂或枢纽变电所母线。
因很多负荷都由这些中枢点供电，如能控制住这些点的电压偏移，也就控制住了系统中中大部分负荷的电压偏移。
于是，电力系统的电压调整问题也就转化为保证各电压中枢点的电压偏移不越出给定范围的问题。
（2）电压中枢点的选择：
一般可选择下列母线作为电压中枢点：
a．大型发电厂的高压母线；
b．枢纽变电所的二次母线；
c．有大量地方性负荷的发电厂低压母线。
（3）中枢点电压的允许波动范围：
中枢点i电压应满足不等约束条件：
Ui（min）<=Ui<=Ui（max）
中枢点i的在最低电压Ui（min）等于在地区负荷最大时某用户允许的最低电压U（min）加上到中枢点的电压损耗△U（max），即Ui（min）=U（min）+△U（max）；
中枢点i的在最高电压Ui（max）等于在地区负荷最小时某用户允许的最高电压U（max）加上到中枢点的电压损耗△U（min），即Ui（max）=U（max）+△U（min）。
（4）中枢点电压调整的方式及各自定义：
中枢点电压调整方式一般分为三类：
逆调压，顺调压和常调压。
逆调压：
最大负荷时升高电压，但不超过线路额定电压的105%，即1.05UN；最小负荷时降低电压，但不低于线路的额定电压，即UN。
供电线路较长、负荷变动较大的中枢点往往采用这种调压方式；
顺调压：
最大负荷时降低电压，但不低于线路额定电压的2.5%，即1.025UN；最小负荷时降低电压，但不超过线路额定电压的7.5%，即1.075UN。
供电线路不长、负荷变动不大的中枢点，允许采用顺调压；
常调压：
在任何负荷的情况下都保持中枢点电压为一基本不变的数值，即1.02UN～1.05UN。
介于上述两种情况之间的中枢点，还可采用常调压。
89．电压调整的措施：
（1）调节发电机励磁电流以改变发电机机端电压，适合于由孤立发电厂不经升压直接供电的小型供电网。
在大型电力系统中发电机调压一般只作为一种辅助性的调压措施；
（2）改变变压器的变比，只有当系统无功功率电源容量充足时这种方法才有效；
（3）改变功率分布P+jQ，使电压损耗变化，例如无功功率补偿调压；
（4）改变网络参数R+jX，使电压损耗变化。
90．无功功率补偿调压的措施
（1）利用并联补偿调压：
a．补偿设备
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