动态电力系统思考题总结(新).doc

电气工程班版权所有，如有雷同，纯属巧合动态电力系统思考题一、励磁系统和调速器1. 自并（复）励的优点和缺点。在励磁方式中不设置专门的励磁机，而从发电机本身取得励磁电源，经整流后再供给发电机本身励磁，称自励式静止励磁。自励式静止励磁可分为自并励和自复励两种方式。自并励:自并励方式它通过接在发电机出口的整流变压器取得励磁电流，经整流后供给发电机励磁，优点:接线结构简单，设备少，投资省和维护工作量少 ,励磁调节速度快.缺点:近端三相短路而切除时间又较长时,强励能力差,不利系统稳定.因短路电流衰减快,继电保护的配合复杂,要采取一定的技术措施以保证其动作自复励:自复励磁方式除没有整流变压外，还设有串联在发电机定子回路的大功率电流互感器。这种互感器的作用是在发生短路时，给发电机提供较大的励磁电流，以弥补整流变压器输出的不足。这种励磁方式具有两种励磁电源，通过整流变压器获得的电压电源和通过串联变压器获得的电流源。 优点:在机端近端短路时,因串联变的复励作用,使励磁系统具有较强的强励能力及较高的顶值倍数.缺点:投资大花费多,增加了阻极电抗,使换弧电压升高,波形畸变厉害.2. 为什么发电机突然甩负荷后可能出现过电压？为什么这个问题对自并励方式的发电机更加严重？在长线路传输大功率的情况下，首端母线电压等于 额定电压，而首端发电机的等效电动势E则高于此额定电压。负荷被甩掉，而原动机调速器和发电机自动调压装置因惯性在一开始起不到调节作用，母线电压就从额定电压上升到E，这是形成甩负荷过电 压的第一个因素。此外，由于空载发电机继续受到驱动 而加速旋转，汽轮发电机在短时间内的转速可增至原 来的1.101.15倍，水轮发电机转速可增至原转速的 1.3倍以上，电源电动势和母线电压将按上述同样倍数而继续增大，这是形成甩负荷过电压的另一个因素。3. 旋转励磁有什么优点和缺点？答：课本p61直流励磁系统由于受直流励磁机的整流子限制，功率不宜过大，可靠性较差。直流励磁机时间常数较大，响应速度较慢，价格较高，一般只用于中、小型发电机励磁。直流励磁机和主机同轴，电网故障时仍能可靠工作。交流励磁系统采用交流励磁机，相对于直流励磁机其时间常数较小，响应速度较快，且不含整流子，可靠性高，可适用于大容量机组，且价格较低，故在大中型火电机组中广泛应用。交流励磁机和主机同轴，电网故障时能可靠工作，但用于水轮发电机组励磁时，若发电机甩负荷，易发生超速引起的过电压，应予以注意。无刷励磁工艺较复杂，国内尚未推广。（以下部分为对无刷励磁优缺点的补充：无刷励磁系统的优点是由于没有电刷，也就不存在接触不良以及因此而发热的问题，更不会产生电火花而烧坏设备。没有电刷，也就没有磨损的碳粉，发电机两端会非常洁净，而且不用更换电刷，维护量较小。其缺点是因为励磁发电机输出的直流电直接接在转子的绕组上，这样很难直接测量转子的实际电流，往往需根据转子电压等相关参数计算出转子电流，但是存在一定的偏差。而且一旦旋转整流器出现故障，不仅维修困难（必须停机检修），并且还会威胁机组的正常运行。）4. 调速器是如何实现调差特性的？为什么励磁系统没有同样的设计？设放电机符合增加，是水轮机转速下降，则测速部件离心飞摆杠杆点下降，使错油门的活塞下降，压力油经过错油门链接油动机的管道进入油动机下部，从而是油动机活塞上升加大导水叶开度，使水轮机处理提高，和外界负荷平衡，水轮机速度回升。励磁系统向发电机提供励磁功率，骑着调节电压，保持发电机端电压或枢纽点电压恒定的作用，调差特性靠调速器实现。二、线路、变压器和负荷模型1.输电线路的dq0坐标系模型和012坐标的相似和不同点。相同点：（1）都是将dq0坐标系转换为dq0或012坐标系，方便解耦，简化计算量。（2）dq0与012都对应于正序、负序、零序分量。不同点：（1）012应用于输电线路准稳态模型，而dq0应用于电磁暂态模型（2）当三相参数不对称时，不适合采用012坐标系，而dq0并不受影响。2.变压器接线方式与两侧电流/电压相位之间关系。3.目前的负荷模型还有哪些不足？电力系统根据频率与电压的快速变化，负荷表现出不同的特性，将负荷分为静态负荷模型（代数方程），动态负荷模型（微分方程）。其中动态负荷模型分为机械暂态，机电暂态，电磁暂态三种形式。电力系统暂态分析中，一般不采用计及感应电机电磁暂态的负荷模型，该模型只有在系统电磁暂态分析中，要精确计及扰动点附近动态负荷的作用时才考虑。且机械暂态与机电暂态均以负荷母线电压为基波正序为条件。对于母线负序电压，感应电机可与同步电机相似等值为一负阻抗，当母线电压有零序分量时，一般感应电机三相绕组三角型或心型而中性点不接地时，零序电流为零，零序阻抗无穷大。这将负荷模型复杂化。目前负荷模型最大的问题就是要根据实际问题，计算精度的要求，速度，实际条件等，切换选择负荷模型。三、直流输电系统1、直流准稳态模型在推导过程中作了哪些简化和近似？（程鲁文）答：（1）Eabc三相对称，为工频正弦波；（2）三相内电感Lc平衡，忽略内电阻；（3）Ld平波电抗极大，Id无波纹；（4）理想阀元件：1，关断理想状态下，正向漏电流=0；2，导通理想状态下，通态压降=0。（5）六个阀门（16）以等间隔一次轮流触发（相隔60度电角度，即六分之一周期）。（6）直流线路只含电阻Rd，直流控制时间常数为0，而稳定计算中一般计及线路的暂态及控制系统的控制作用。（7）稳态分析时忽略直流线路和平波电抗的暂态，并忽略直流控制点动态，为代数方程联立求解。2逆变方式中导通阀对的上半极相电压远低于下半极电压（即、直流电压为负），阀组为什么能导通？（孙浩） 答：加在欲使之导通的开关管上的电压为正，所以即使直流侧电压为正，到有触发信号时，管子照样能导通3、为什么逆变站容易发生换相失败而整流侧不会？（江伟奇） 答：当两个桥臂之间换相结束后，刚退出导通的阀在反向电压作用下的一段时间内，如果未能恢复阻断能力，或者在反向电压期间换相过程一直未能进行完毕，这两种情况在阀电压转变为正向时被换相的阀都将向原来预定退出导通的阀倒换相，这称之为换相失败。整流器一般不会发生换相失败，这是由于整流器阀在电流关断后的较长时间内处于反向电压下，所以仅当触发电路发生故障时，整流器才会发生换相失败。直流输电系统中大部分的换相失败都发生在逆变器。逆变侧交流线路发生三相故障、单相故障，以及直流暂态故障，都有可能导致直流系统换相失败.影响换相失败的多种因素中,交流母线电压的降低、直流电流的增大以及交流系统的不对称故障是引起换相失败的主要原因。针对预防换相失败的措施：逆变器采用定关断角控制、避免直流电流过大运行、采用较大的平波电抗器限制暂态时直流电流的上升，利用无功补偿维持换相电压稳定，系统规划时降低换流变压器的短路电抗等。4、逆变站所在交流电网故障引起换相失败时，换相失败持续时间是否一定等于故障持续时间？ 答：换相失败持续时间不一定等于故障持续时间若为远处故障，由于交流电压下降较小，逆变器可以自行消除换相失败。若为近处故障，由于交流电压下降过大，逆变器将无法自行消除换相失败。此时采用低压限流措施（VDCL）可以提高换相失败恢复能力。5、逆变站换相失败过程中，送入受端交流网直流功率是否一定为0？（王理厦）答：逆变站换相失败过程中，送入受端交流网直 流功率一定为0,因为逆变器发生换相失败时，在逆 变器一相的上下两桥臂同时导通，致使逆变器的直 流侧发生短路，逆变器侧直流电压为零，所以直流 系统无功率送出。6、VDCOL控制作用？（徐鸣） 答：当直流电压或直流换流站附近交流母线电压大幅降低时，若仍将直流功率（或电流）控制在额定值，则直流系统对其所处交流系统产生的大量无功需求可能会引发交流换相电压持续波动，甚至导致直流系统无法正常工作，为此，引入了VDCOL。VDCOL（依赖于电压的电流指令限制）控制主要有2种，即依赖直流电压DC-VDCOL和依赖交流电压的AC-VDCOL。目前，大多数直流工程均采用DC-VDCOL控制，该类型可将直流电压的变化反映于直流电流指令，有效地减少直流故障后可能发生的换相失败。AC-VDCOL是一种近年来才应用与实际直流工程的以提高交流系统性能的直流系统控制单元，它依赖于实际检测到的交流换相电压来限制直流电流指令，能有效改善交流故障发生后换相站附近交流电压和直流功率的恢复。四、无功补偿1.是从无功补偿和电压控制角度，对比分析以下无功电源的性能优势。1）机械投切式电容器组2）SVC3）SVG4）同步发电机或同步调相机机械投切电容:有手动和自动两种：手动价格低，性能差；自动价格高，但冲击和涌流很大，对可靠性和寿命影响很大，且高压系统切级数有限，无功控制的精度几乎没有。SVC（Static Var Compensator)：静止无功补偿器。静止无功补偿器是由晶闸管所控制投切电抗器和电容器组成，由于晶闸管对于控制信号反应极为迅速，而且通断次数也可以不受限制。当电压变化时静止补偿器能快速、平滑地调节，以满足动态无功补偿的需要，同时还能做到分相补偿；对于三相不平衡负荷及冲击负荷有较强的适应性；但由于晶闸管控制对电抗器的投切过程中会产生高次谐波，为此需加装专门的滤波器。静止无功发生器(static var generator-SVG)又称静止同步补偿器(STATCOM),它将功率开关构成的三相桥式变流电路直接或通过电抗器并联到电网上。通过电压源逆变技术提供超前或滞后的无功功率,进行无功补偿。与SVC相比,其调节速更快且不需要大容量的电容、电感等储能元件, 谐波含量小, 同容量占地面积小, 在系统欠压条件下无功调节能力强同步电机是一种最常用的交流发电机。由于同步发电机一般采用直流励磁，当其单机独立运行时，通过调节励磁电流，能方便地调节发电机的电压。若并入电网运行，因电压由电网决定，不能改变，此时调节励磁电流的结果是调节了电机的功率因数和无功功率。同步调相机，运行于电动机状态，但不带机械负载，只向电力系统提供无功功率的同步电机。又称同步补偿机。用于改善电网功率因数，维持电网电压水平。五、暂态稳定分析法特征分析法低频振荡次同步振荡与轴系扭振1、时域仿真未来发展趋势？教材P179，时域仿真法未来发展趋势总结如下：（1）借鉴现代科技发展成果，不断深入研究，提高时域仿真法计算速度。采用并行计算技术，减少计算时间；探索新的快速进行时域暂态稳定分析方法（如高阶泰勒级数方法）等。（2）提高时域仿真法输出信息利用率，加强结果分析，进一步研究是否可以给出暂态稳定度、极限切除时间等信息。（3）完善时域仿真模型，进一步准确化实用化。加入静止无功补偿装置（SVC）以及高压直流输电系统（HVDC）的电磁暂态模型等；对实际系统进行参数测定，校正模型参数；暂态稳定分析中逐渐考虑概率因素等。（4）将时域仿真法与其他方法结合，探索更好的方法。探讨时域仿真法和暂态能量函数法结合，引入人工智能及专家系统，自动进行全面的暂态稳定分析；探讨时域仿真法与模式识别、人工神经网络理论结合的暂态稳定判别方法等。（5）扩展时域仿真法的应用范围，探索中期稳定、长期动态稳定仿真，长时间动态过程时域仿真，深入研究系统动态行为规律。（6）加强时域仿真的用户友好性，发展用户自定义控制系统（UDC），建立良好数据库接口和良好人机对话界面等。2、简要分析RUEP法思路和优缺点？（p191194、205）REUP法思路如下图所示：初始化，原始数据输入形成（读入）稳态导纳阵，并入负荷阻抗或发电机，收缩到发电机内节点，计算故障前稳定平衡点t=0当前有操作或故障吗？对导纳矩阵作相应修正，收缩到发电机内节点，修正微分方程是最后一次操作吗？输出，计算故障后稳定平衡点失稳模式判别及REUP初值计算REUP求解计算及，作稳定判别进行tt+时步仿真，输出中间结果，tt+NNY输出结果，停机1234567891、框1程序舒适化及系统数据输入包括系统解耦、参数、元件参数、潮流计算结果、系统扰动信息及直接发计算控制数据。2、框3、4.、5与常规时域仿真法暂态稳定分析相似。3、框6中以故障前COI坐标下稳定分析平衡点为初值，计算故障切除后稳定平衡点，相应功率平衡方程及COI坐标约束为（9-41），采用牛顿法根据（9-41）求出4、框8中，根据框7计算结果，若REUP已判别，初值也给定，则采用牛顿法根据相应功率平衡方程及COI坐标约束（9-41）求出5、框9作稳定分析，根据式9-33计算Vc及Vcr，注意计算Vp时采用故障切除后的导纳阵参数，然后计算规格化稳定裕度，计算公式为（9-42）REUP法优缺点：计算环境适用于多机系统；计算速度慢于EEAC、PEBS法；对元件模型具有较强的适应性；在失稳模式判别方面，判别复杂失稳模式较难，但有性能良好的软件支持；计算多机系统UEP时，存在机时、收敛性问题；对系统运动轨迹病态不甚敏感；计算误差方面，计算结果易偏保守；影响REUP计算精度的主要因素有：判别失稳模式是否正确，PEBS病态，“线性路径”假定。3、简要分析PEBS法思路与优缺点？思路：设系统故障前稳定平衡点为，发生故障后，转子开始摇摆，相应故障轨迹如图9-7中实线所示。若故障在区间切除，系统稳定，则转子角轨迹最终趋于故障后稳定平衡点S。若在临界切除时间切除故障，则系统处于临界状态。实际切除时间微大于系统就不稳定，微小于则系统稳定。相应的临界轨迹(见图97)在势能达到最大值(点处)时，轨迹分叉。若在大于时切除故障，系统不稳定，设相应轨迹在达到，此值和点对应的不等。若故障持续而不切除，则在U达。另外，对于RUEP法可求出与这个故障相关的RUEP点，所有，.，RUEP有相似性质的点构成了系统的势能边界面。一般地当系统不病态时，这几点对应的势能相近，即PEBS在这一段较“平坦”，从而可用或作为=的近似值来进行暂态稳定分析。实际应用中把这种在持续故障条件下转子角运动轨线上搜索势能最大值点(即势能边界面穿越点)，并以此作为的近似值的方法称为PEBS法。PEBS方法势能边界曲面PEBS法的着眼点在于沿着故障轨迹去寻找势能界面,从而确定临界切除能量。其稳定判据的基本思想是以持续故障轨线代替临界轨线,在角度空间的投影达到事故后系统PEBS的出口点EP,用出口点处的恒值能量曲面近似局部稳定边界。缺点：PEBS法应搜索与故障切除时间相对应的系统转子角轨迹,即临界轨迹上势能Vp达到最大值的点,并以此作为临界能量,但临界切除时间不可预知,因此采用持续故障轨迹来代替临界轨迹,并以其上搜索的势能最大值为（主导不平衡点处的临界位能)的临界值,会造成误差。因此,持续故障轨迹模拟精度的高低对临界能量的影响很大,同时因为要在多机系统环境下计算转子角随时间的变化,直到势能达到最大点,所以会影响计算速度。研究表明，影响直接法暂态稳定分析准确度的一个关键问题是如何准确确定受扰系统的临界暂态能量，以便作为稳定判别的，PEBS在计算中为了求取临界能量，作了一定的假定，因此在所作假定和实际系统情况不一致时，就会引起误差，甚至在某些情况下方法失败。PEBS用持续故障轨迹代替临界轨迹引起的误差，若二者相距较远，可能引起误差较大，若采用迭代改善精度，又要增加机时；另外由于发电机转子加速度大，到达势能边界面时。易“冲”到高势能边界值点，若PEBS较平坦，则误差不太大，否则结果易偏乐观(冒进)，特别是边界面病态时，会引起大的误差；此外PEBS法要沿轨迹搜索点，故受故障轨迹本身病态的影响较大，即可能把的局部最大值当作全局最大值，而引起计算的较大误差；还有PEBS法要在多机系统环境下计算转子角随时间变化，直到达到，计算速度问题较大。优点：PEBS法和RUEP法的主要区别在于该方法不必在故障初始阶段信息很少的情况下判别失稳摸式。也不必求解PUEP，它通过搜索系统持续故障轨迹穿越势能边界面（在该点上势能达最大值）的点，来近似计算临界能量。由于发电机采用二阶经典模型，负荷线性，故代数变量可消去，只保留状态变量，因此这种数学模型下，PEBS法采用高阶泰勒级数法作时域仿真将较为有利，并可适当加大步长，减少计算机时。对元件模型适应性较强，可以适应故障及操作，但机时增加，有轨迹计算，失稳模式判别能力较强，不用计算UEP，对系统运动轨迹及PEBS病态敏感。4、什么是暂态稳定三道防线？目前三道防线有什么不足？智能电网对此提供了哪些应对策略？电力系统暂态稳定三道防线是指:在电力系统受到不同扰动时,对电网保证安全可靠供电方面提出的要求: 第一道防线：高速、准确地切除故障元件的继电保护和反应被保护设备运行异常的保护。被我国超高压电网普遍采用的装备利用被保护元件两端的尽可能简单的信息； 超高压系统主保护动作速度1025毫秒； 超高压系统主保护动作正确率99.82%;正在研究、未来可能装备电网的保护，利用被保护元件单端或两端故障暂态信息的继电保护，主保护动作速度25毫秒以尽可能快的速度、在尽可能小的范围内切除故障，减少系统产生的不平衡能量。第二道防线：保障电网安全运行的安全自动装置。自动重合闸装置：除减少重合于永久故障时系统不平衡能量外，尽量减少网络拓扑的变化，尽快恢复网络输电能力；备自投、事故减出力、自动切负荷、抽水改发电等：快速保持稳态发输电能力与用电需求的平衡。过负荷控制：连锁切机、切负荷，远方切机、切负荷等。保持稳态输电能力与输电需求的平衡。暂态稳定控制：逻辑式连锁切机、切负荷；利用局部量的稳定性预测与紧急控制装置；基于离线或在线计算的区域性稳定控制系统；用于保持动态输电能力和输电需求的的平衡。第三道防线：失步解列与频率、电压控制。失步解列：在互联电网失去同步后，在预定的地点解列，以求各子网能独立满足供电需求。频率控制：通过低周减载、开启备用机组等满足频率要求，通过高周切机保证频率稳定、机组安全。电压和无功控制：通过低压减载和增发无功维持电压水平，防止电压崩溃。三道防线不足之处：解列后孤岛系统为保持频率和电压稳定需更多的牺牲负荷或电源，甚至造成孤岛系统内部电源再次失步；难于解决解开未预计的失步模式，致使失步蔓延，局部失稳有可能发展成互联系统失稳。（待补充）智能电网中应对策略（待补充）5、小干扰稳定特征分析中的模式和模态分别指什么？P254答：物理上把一对共轭复根称为系统的一个振荡模式，把它相应的特征向量称为振荡模态。6、为什么左特征向量决定了状态变量对模式的可控性？右特征向量决定了状态变量对模式的可观性？P255由式知对于一个复数特征根，在和状态量上观察相应的过渡过程时，其振幅大小的比值等于为U的j行i列元素，类同，相对的振荡相位差为，表示复数的幅角，类同。因此(右特征向量)中的元素反应了在状态量上观察模式的相对幅值及相位，即可观性。为中的i行k列元素，模大，就反映了微小的变化，可引起(与模式对应的解耦状态量)的极大变化，从而反应了对的可控性。为做特征向量。7、低频振荡的特征？电力系统中发电机经输电线并列运行时，在扰动下会发生发电机转子间的相对摇摆，并在缺乏阻尼时引起持续振荡，输电线的功率也会发生相应的振荡。由于其振荡频率较低，一般为0.20.5HZ，故称为低频振荡。电