电气工程基础课件(下

1、第一节 电力系统有功功率与频率的调整 第二节 电力系统无功功率与电压的调整 第三节 电力网运行的经济性 第四节 电力系统运行的稳定性,第九章 现代电力系统的运行,第一节 电力系统有功功率与频率的调整,一、电力系统的有功功率平衡 二、电力系统有功功率的分配 三、电力系统 的频率调整,总装机容量：所有发电机的额定容量之和 有功电源容量：系统中可投入发电设备的总容量之和 备用容量：系统的电源容量大于发电负荷的部分 为保证供电可靠性和电能质量、以及有功功率的经济分配，发电厂必须有足够的备用容量。一般要求备用容量达最大发电负荷的15%30,1有功功率负荷 ： 负荷变动幅度小，周期又很短(如P1)，这种负

2、荷的变动具有很大的偶然性； 负荷变动幅度较大，周期也较长（如P2）工业中大电机、电炉、延压机、电气机车等用户的开停，它们具有一定的冲击性； 负荷变动幅度最大，周期也最长，且变化较缓慢（如P3）人们生产、生活及气象条件的变化等引起的，这种负荷变化基本上可以预计,一、电力系统的有功功率平衡,二、电力系统有功功率的分配,1、有功电源的最优组合 指系统中发电设备或发 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和机组的最优开停时间。 2、有功负荷在运行机组 间的最优分配 指系统的有功负荷在各运行的发电机组或发电厂间的合理分配,3、分配原则： 充分合理利用水利资源，尽量避免弃水；最大限度地

3、降低火电厂煤耗，并充分发挥高效机组的作用；降低火力发电的成本，执行国家的有关燃料政策，减少烧油，增加燃用劣质煤、当地煤,三、电力系统的频率调整,1、频率调整的必要性 频率是衡量电能质量的指标之一，频率质量下降的危害： 异步电动机的转速与输出功率； 各种电气设备均按额定频率设计； 频率降低，无功损耗增加，无功平衡和电压调整变得困难。 2、电力系统的频率特性 电源有功功率的静态频率特性,电源有功功率静态频率特性：发电机组的原动机机械功率与角速度或频率的关系 无调速系统时：Pm=C1C22=C1fC2f 2 有调速系统时：原动机的静态频特性成为一族曲线。此时发电机输出功率与频率关系的曲线近似地用直线

4、表示，称为发电机组的功率一频率静态特性,电力系统负荷的静态频率特性 负荷模型中，负荷与频率的关系可用多项式表示,频率的二次调整 选定系统中的一个或几个电厂担负二次调频任务，担负二次调频任务的电厂称为调频厂。 调频厂的条件： 具有足够的容量； 具有较快的调整速度； 调整范围内的经济性要好。 火电厂受锅炉技术最小负荷的限制，可调容量仅为其额定容量的30%75% 水电厂的调整容量大于火电厂，水电厂的调整速度较快，且适宜承担急剧变动的负荷。 一般应选择系统中容量较大的水电厂作为调频厂。若水电厂调节容量不足或无水电厂时，可选中温中压火电厂作为调频厂,第二节 电力系统无功功率与电压的调整,一、电力系统的无

5、功功率平衡 二、中枢点的电压管理 三、电力系统的调压措施,无功功率与电压的关系,一、电力系统的无功平衡 1. 无功电源： 包括发电机、同步调相机、静电电容器及静止补偿器等。 发电机： 额定状态下发出的无功功率： QGN=SGNsinN=PGNtgN,非额定功率因素有功与无功的关系： OA代表发电机额定电压 ；AC代表在发电机电抗Xd上引起的电压降，正比于定子额定电流，所以亦正比于发电机的额定视在功率SGN；AC在纵坐标和横坐标上的投影分别正比于发电机的额定有功功率PGN和额定无功功率QGN 。C点表示发电机的额定运行点 ；OC发电机电势，它正比于发电机的额定激磁电流,发电机变功率因数运行的限制

6、： 转子电流不能超过额定值 BC 定子电流不能超过额定值 ECD 汽轮机出力的限制 HC 故实际运行轨迹：HCB,分析： 当运行于HC，发电机发出的无功功率低于额定运行情况下的无功输出。 运行于BC段时，在降低功率因数、减少有功输出的情况下，可多发无功功率。 只有在额定电压、额定电流和额定功率因数(即C点)下运行时，发电机的视在功率才能达到额定值，其容量也利用得最充分。 发电机无功输出与电压的关系,同步调相机： 相当于空载运行的同步电动机，在过励磁运行时，同步调相机向系统输送无功功率，欠励磁运行时，它从系统吸收无功功率，无功功率与电压静特性与发电机相似,调相机与电容器的比较： 调相机：能平滑调

7、节，具有正的调节效应 ，维护复杂，响应慢，损耗大 电容器：成组地投入切除,具有负的调节效应，维护简单，响应快，损耗小,电容器： 无功功率与电压静特性关系,静止无功补偿器： 由晶闸管控制的可调电抗器与电容器并联组成，既可发出无功功率，又可吸收无功功率，且调节平滑，安全，经济，维护方便,无功负荷：电力系统的无功负荷与电压的静态特性主要由异步电动机决定。 异步电动机的无功消耗 ： Qm 异步电动机的激磁功率，它与施加于异步电动机的电压平方成正比。 Q 异步电动机漏抗X中的无功损耗，它与负荷电流平方成正比,2 . 无功负荷和无功损耗,无功损耗： 网络中的无功损耗包括变压器和输电线路的损耗。 变压器的无

8、功功率损耗在系统的无功需求中占有相当的比重： Q0变压器空载无功损耗，它与所施的电压平方成正比； QT变压器绕组漏抗中的无功损耗，与通过变压器的电流平方成正比,输电线路无功损耗：QLQXQB 当线路传输功率较大，电抗中消耗的无功功率大于电容中发出的无功功率时，线路等值为消耗无功；当传输功率较小、线路运行电压水平较高，电容中产生的无功功率大于电抗中消耗的无功功率时，线路等值为无功电源,无功平衡 在电力系统运行的任何时刻，电源发出的无功功率总是等于同时刻系统负荷和网络的无功损耗之和： QGC(t)QLD(t)Q(t,3.无功功率的平衡与运行电压水平,无功功率与运行电压水平 为保证系统电压质量，在进

9、行规划设计和运行时，需制订无功功率的供需平衡关系，并保证系统有一定的备用容量。 无功备用容量一般为无功负荷的7%8% 无功功率的就地平衡 无功电源不足时，应增设无功补偿装置。无功补偿装置应尽可能装在负荷中心，以做到无功功率的就地平衡，减少无功功率在网络中传输而引起的网络功率损耗和电压损耗,二、中枢点的电压管理,中枢点指反映系统电压水平的主要发电厂或枢纽变电站的母线，系统中大部分负荷由这些节点供电。根据负荷对电压的要求及电压损耗的实际情况，确定中枢点的电压允许调整范围（负荷点电压UA和UB的允许变化范围均为(0.951.05)UN,满足负荷节点A的调压要求： 08时：U(A)=UA+UA=(0.

10、951.05)UN+0.04UN=(0.991.09)UN 824时：U(A)=UA+UA=(0.951.05)UN+0.1UN=(1.051.15)UN 满足负荷节点B的调压要求 016时：U(B)=UB+UB=(0.961.06)UN 1624时：U(B)=UB+UB=(0.981.08)UN 综合考虑，中枢点O的调压要求： 08 时：UO = (0.991.06)UN 816时： UO = (1.051.06)UN 1624时： UO = (1.051.08)UN,调压方式 逆调压： 大负荷时，电压损耗大，将中枢点的电压适当升高些(比线路额定电压高5%)，小负荷时将中枢点电压适当降低(取

11、线路的额定电压)。 适合于供电线路较长，负荷变动较大的中枢点。 顺调压： 在大负荷时允许中枢点电压不低于线路额定电压的102.5%，小负荷时不高于线路额定电压107.5%。 适合于供电线路不长，负荷变动不大的中枢点。 常调压： 即在任何负荷下都保持中枢点电压为线路额定电压的102%105,三、电力系统的调压措施,调压的原理 发电机通过升压变压器、线路和降压变压器向用户供电，要求调整负荷节点b的电压Ub。略去线路的电容充电功率和变压器的激磁功率，忽略串联支路的功率损耗，变压器的参数均已归算到高压侧。 b点的电压,调压的措施 改变发电机端电压UG 改变变压器变比K 增设无功补偿装置 改变输电线路的

12、参数,调压措施1：发电机调压 在负荷增大时，损耗增加，用户端电压降低，这时增加发电机励磁电流，提高发电机的端电压；在负荷减小时，损耗减少，用户端电压升高，这时减少发电机励磁电流，降低发电机的端电压。 发电机运行电压的变化范围在发电机额定电压的+5%以内,调压措施2： 改变变压器变比调压,归算到高压侧的变压器电压损耗： 若低压侧要求的电压为U2，则： 式中，变压器变比KT =U1t /U2N 确定分接头电压,按两种极端情况(变压器通过最大负荷和最小负荷的情况)下的调压要求计算。 通过Smax时要求的分接头电压： U1tmax=(U1maxUmax)U2N/U2max 通过Smin时要求的分接头电

13、压： U1tmin=(U1minUmin)U2N/U2min 考虑到在最大和最小负荷时变压器要用同一分接头，故取U1max和U1tmin的算术平均值： 再根据U1t av值选择一个与它最接近的变压器标准分接头电压校验所选的分接头在最大负荷和最小负荷时变压器低压母线上的实际电压是否符合调压要求,例9-1： 其降压变电所有一台变比KT=(110+22.5%)/11的变压器，归算到高压侧的变压器阻抗为ZT=(2.44+j40)，最大负荷时进入变压器的功率为Smax=(28+j14)MVA，最小负荷时为Smin=(10+j6)MVA。最大负荷时，高压侧母线电压为113kV，最小负荷时为115kV，低压

14、侧母线电压允许变化范围为1011kV，试选择变压器分接头,解：1. 最大负荷及最小负荷时变压器的电压损耗为 ： 2. 按最大和最小负荷情况选变压器的分接头电压,通过在负荷侧安装同步调相机、并联电容器或静止补偿器，以减少通过网络传输的无功功率，降低网络的电压损耗,调压措施3: 利用无功功率补偿调压,在未装补偿装置时，电力网首端电压： 在负荷侧装设容量为QC的无功补偿装置后，电力网的首端电压： 若首端电压U1保持不变，则,补偿容量为： 简化： 如变压器变比为KT，则： 式中，U2C变压器低压侧实际要求的电压值,1. 电力电容器容量的选择 在最小负荷时将电容器全部切除 在最大负荷时全部投入运行方式

15、同时配合变压器变比的选择 按在最小负荷时不补偿(即电容器不投入)来确定变压器分接头 式中，U2min、U2min最小负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压和低压母线要求的电压值。 按最大负荷时的调压要求计算无功补偿容量 式中，U2max、U2Cmax最大负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压值和低压母线要求的电压值,2. 同步调相机容量的选择 考虑在最大负荷时同步调相机满发无功： 在最小负荷时同步调相机吸收无功功率，考虑到同步调相机通常设计在只能吸收(0.50.6)QCN的无功功率 两式相除可解出变比KT，选择与KT值最接近的变压器高压绕组分接头电压，即确定了变压器实际变比。 再将实际变比代入

16、以上两式中任一式即可求出为满足调压要求所需的调相机容量QCN,例9-2：电力网如图9-16所示，归算到高压侧的线路和变压器阻抗为Z=(6+j120)。供电点提供的最大负荷Smax=(20+j15)MVA，最小负荷Smax=(10+j8) MVA，降压变低压侧母线电压要求保持为10.5kV。若U1保持为110kV不变，试配合变压器分接头选择，确定用电容器无功补偿容量,解： 1. 计算未补偿时最大及最小负荷时变电所低压母线归算到高压侧的电压 2. 最小负荷时，将电容器全部切除，选择分接头电压 3. 选最接近的分接头104.5kV，即 1105%的分接头，则,4. 按最大负荷时的调压要求，确定电容器

17、的容量 取补偿容量为6Mvar。 5. 验算低压母线实际电压值 基本满足调压要求,调压措施4：改变输电线路参数调压,对于10kV及以下电压等级的电力网中电阻比较大的线路，考虑增大导线截面以减小线路电阻； 对于35kV及以上电压等级的电力线路，XR，可以考虑采用串联电容补偿的方法减小线路电抗,在未装设串联电容时，线路的电压损耗为： 装设串联电容C(其容抗为XC)后，线路的电压损耗为,电压提高的数值应是补偿前后的电压损耗之差： 故,串联电容补偿的调压效果与负荷的无功功率Q1成正比，从而与负荷的功率因数有关。因此，串联电容补偿一般适用负荷波动大且功率因数低的配电线路,电压调整小结,发电机调压：主要适

18、用于地方性供电网，对于区域性电力网仅作为辅助调压措施。 在系统无功功率充裕时，首先应考虑采用改变变压器变比调压：对于无载调压变压器，一般只适用于季节性负荷变化的情况。 当系统无功电源不足时，必须增设无功补偿容量调压：无功功率的就地补偿虽需增加投资，但这样不仅能提高运行电压水平，还能通过减少无功功率在网络中的传输而降低网络的有功功率损耗。 串联电容补偿：可用于配电网的调压。 近年来，串联电容补偿用于超高压输电线带来的对潮流控制、系统稳定性的提高等方面的综合效益已日益引起人们的关注,第三节 电力网运行的经济性,一、电力网的电能损耗 二、降低电能损耗的技术措施,由于电力系统所需的能源占整个国民经济的

19、总能源消耗的比例举足轻重，因此，提高电力系统运行的经济性将带来巨大的经济效益。电力系统运行的经济性主要反映在总的燃料消耗(或发电成本)和网络的电能损耗上,一、电力网的电能损耗,电能损耗由两部分组成： 导线和变压器绕组电阻上的有功损耗与通过元件的电流或功率有关，称为可变损耗； 输电线和变压器中并联电导中的有功损耗，如输电线的电晕损耗，变压器的铁芯损耗等同施加于元件的电压有关，而与通过元件的功率几乎无关，称为固定损耗,输电线：电晕损耗可以不计。对于给定的运行时间T，考虑到负荷随时间变化，输电线的电能损耗为： 变压器的电能损耗为： 式中，P0为变压器的空载有功损耗，对应于固定损耗。 各量单位：功率k

20、VA，电压kV，电流A，电阻，时间h,由于负荷功率是随时间变化的，所以式中可变损耗可变损耗的计算困难。工程计算中常用的简化近似算法，即最大负荷损耗时间法。 最大负荷损耗时间： 如果网络输送的功率始终保持为最大负荷功率Smax，经小时后，网络中损耗的电能恰等于网络按实际负荷曲线运行时全年实际消耗的电能，则称为最大负荷损耗时间,变压器全年的电能损耗： n台相同容量变压器并联运行时,二、降低电能损耗的技术措施,1提高电力网负荷的功率因数 (1) 合理选择异步电动机的容量及 运行方式 (2) 实行无功功率就地补偿 2合理组织电力网的运行方式 (1) 适当提高电力网的运行电压水平 (2) 合理组织并联变

21、压器的运行,第四节 电力系统运行的稳定性,一、电力系统稳定性的概念 二、发电机转子运动方程 三、发电机的功率特性 四、电力系统的静态稳定特性 五、电力系统的暂态稳定特性,一、电力系统稳定性的概念,电力系统运行的稳定性，就是指在受到外界干扰的情况下发电机组间维持同步运行的能力。研究电力系统稳定性问题归结为研究当系统受到扰动后的运动规律，从而判断系统是否可能失去稳定及研究提高系统稳定性的措施。 电力系统稳定性问题，是一个机械运动过程和电磁暂态过程交织在一起的复杂问题，属于电力系统机电暂态过程的范畴。根据扰动量的大小，可将电力系统稳定性分为静态稳定性和暂态稳定性两大类型,电力系统在运行中时刻受到小的

22、扰动，例如负荷的随机变化、汽轮机蒸汽压力的波动、发电机端电压发生小的偏移等等。在小扰动作用下，系统将会偏离运行平衡点，如果这种偏离很小，小扰动消失后，系统又重新恢复平衡，则称系统是静态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复原来的平衡状态，则系统不能保持静态稳定。 电力系统运行时还会受到大的扰动，例如，电气元件的投入或切除、输电线路发生短路故障等等。在大扰动作用下，如果系统运行状态的偏离是有限的，且在大扰动结束后又达到了新的平衡，则称系统是暂态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复平衡，则称系统失去了暂态稳定,二、发电机转子运动方程,电力系统稳定性的核心问题是研究同步发电机转子运动状态受干扰的响

23、应。 根据力学定律，一个转动惯量为J的转体，如果以角加速度a旋转，作用于该转体的转矩总和为M，则应满足下列关系,取一参考轴，如此参考轴在空间不动，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子的绝对角位移；如取在空间以同步速度旋转的轴为参考轴，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子相对同步旋转轴的相对角位移，记作,以电角度表示的同步发电机组的转子运动方程式,三、发电机的功率特性,简单电力系统如图9-20所示，发电机通过升压变压器、输电线路、降压变压器与受端系统的母线相连接,这种简单电力系统称为“单机-无限大”系统。当不计各元件的电阻及对地导纳支路时，系统的总电抗为Xd，则有,当发电机的电势Eq和受端电

24、压U均为恒定时，传输功率PEq是角度的正弦函数。因为传输功率的大小与相位角密切相关。因此，又称为“功角”或“功率角”。传输功率与功角的关系PEq=f()，称为“功角特性”或“功率特性”。隐极机的功角特性如图9-22所示,1、隐极机的功率特性 隐极发电机的纵轴与横轴的同步电抗相等，即Xd=Xq。此时“单机-无限大”系统的相量图如图9-21所示。分析此相量图得,2、凸极机的功率特性 如发电机为凸极机，则其纵轴和横轴同步电抗不相等，即XdXq，令Xq=Xq+XTL，凸极机的系统相量图如图9-23所示，分析此相量图可得,式中，Ud=Usin；Uq=Ucos； Id=Isin(+)；Iq=Icos(,凸

25、极机纵横轴磁阻不对称，功角特性多了一项与发电机电势Eq(即与励磁)无关的二次谐波项，称为磁阻功率，磁阻功率的出现，使功率与功角成非正弦关系，图9-24给出了凸极机的功角特性,由于Eq不易直接求出。为此，工程计算上引入了一个虚构电势。在q轴方向上，从图9-23可见，它可直接根据系统运行情况按下式计算,在计算凸极机的功率特性时，首先根据给定的受端系统电压U0和功率P0和Q0，按上式计算EQ、0。同时，由图9-23可知 ： 又 从上两式中消去Id，经整理后，可得Eq和EQ间的关系，即,3、自动励磁调节器对功率特性的影响,为维持系统电压，一般发电机都装有自动励磁调节器。 当发电机输出功率增加、端电压下

26、降时，励磁调节器动作以增大励磁电流，使发电机电势Eq增大，直到端电压恢复或接近恢复到整定值UG0为止。这时，励磁调节器将使Eq随功角增大而增大。 用不同的Eq值，作出一组正弦功率特性曲线族，其幅值与Eq成正比，如图9-25所示,一般的比例式励磁调节器并不能完全保持发电机端电压不变。在近似计算中，可以认为它能保持发电机q轴暂态电势Eq不变。可以得出,对图9-20所示简单电力系统，如发电机为隐极机，无励磁调节，其功率特性曲线如图9-26所示,四、电力系统的静态稳定性 1、简单电力系统静态稳定实用判据,判断简单电力系统具有静态稳定性的实用判据,2、功率极限与静态稳定储备系数 发电机功率特性曲线的最大

27、值称为功率极限。功率极限可通过对发电机功率特性求极值，即令dP/d=0求得。 对无励磁调节器的隐极发电机，规律极限为： 对有自动励磁调节器的凸极发电机，其功率极限为,从电力系统运行可靠性要求出发，不允许电力系统运行在功率极限附近，否则，运行情况稍有变动，系统便会失去稳定。为此，一般要求电力系统有相当的稳定裕度。稳定裕度的大小，通常用稳定储备系数表示，以百分值表示的静态稳定储备系数为： 为了保证电力系统运行的可靠性，在正常运行时，要求KP15%20%，事故后运行方式下，要求KP10,例9-4 ：简单电力系统如图9-27所示，发电机经升压变压器和双回输电线路向无限大功率系统送电。输送功率和电压的标

28、幺值为Po=1.0，Qo=0.2，Uo=1.0，试计算下列情况下发电机的功率特性、功率极限及静态稳定储备系数。 发电机无励磁调节器，维持Eq=C； 发电机装有比例式励磁调节器，能维持Eq=C； 发电机装有比例式励磁调节器，且近似认为能维持E =C,3、提高电力系统静态稳定的措施 从静态稳定的分析可以看出，提高电力系统的静态稳定性，应着力于提高电力系统的功率极限。从电力系统功率极限的简单表达式 ： 可以看出，提高电力系统的功率极限应从提高发电机的电势E，减小系统电抗X、提高和稳定系统电压U等方面着手。 提高发电机电势E 减少系统的总电抗X 提高和稳定系统电压,五、电力系统的暂态稳定性,电力系统的

29、暂态稳定性，是指系统在受到大扰动的情况下，系统中各发电机组能否继续保持同步运行的问题。 精确地确定所有电磁参数和机械运动参数在暂态过程中的变化是困难的，通常在暂态稳定计算中采用一些近似简化条件,忽略发电机定子电流的非周期分量和与它相对应的转子电流的周期分量，这就意味着发电机定、转子绕组的电流、系统的电压及发电机的电磁功率在大扰动的瞬间均可以突变。 在发生不对称故障时，不计零序和负序电流对转子运动的影响，从而在发生不对称故障时可以应用正序等效定则和复合序网。故障时确定正序分量的等值电路与正常运行时的等值电路的不同之处，仅在于在故障处接入由故障类型确定的附加阻抗Z。 在近似计算中，近似考虑发电机电

30、磁暂态过程和自动励磁调节器的作用，认为发电机可保持暂态电势E =C（常数）。 不考虑原动机调速器的作用，假定原动机输入功率保持恒定,1、分析电力系统暂态稳定时的等值电路和功率特性,一般情况下， XI PIImPIIIm 发电机的功率特性曲线见右图,由e、d、f、g围成的面积称为“减速面积”，它既代表转子在减速过程中所消耗的动能，又等于减速性的过剩转矩所作的功，以W表示，则有,2、大扰动后发电机转子的相对运动,如何通过定量计算判断系统暂态稳定性 ？ 3、面积定则 在图9-29中，由a、b、c、e所围成的面积，通常称之为“加速面积”，它既代表转子在加速过程中储存的动能，又等于过剩转矩对转子所作的功

31、，以W+表示，则有,在减速期间，当发电机转子耗尽了它在加速期间所储存的全部动能增量时，=0，它的功角达到最大值max。显然，max可由下式决定： WW0 即,在图9-29中，最大可能减速面积显然等于由e、d、s 所围成的面积。如果最大可能减速面积小于加速面积，则系统必定失去稳定,根据最大可能减速面积必须大于加速面积的原则，可以判断电力系统是否具有暂态稳定性,故障切除角c愈小，加速面积就愈小，最大可能减速面积就愈大，保持系统稳定的可能性也就愈大。通常称恰好使最大可能减速面积同加速面积相等的切除角为极限切除角，并记作clim。且,例9-5： 某电力系统的接线如图9-31所示，受端为无限大容量系统，

32、系统各元件负序阻抗与正序阻抗相同。当输电线某一回路始端发生两相短路时，试确定保证系统暂态稳定的极限切除角clim,4提高暂态稳定性的措施 一般说来，提高电力系统静态稳定的措施也有助于提高暂态稳定性。此外，还可以采取一些相应的措施，减少发电机转子相对运动的振荡幅度，提高系统的暂态稳定性。 快速切除故障 实行快速强行励磁 采用自动重合闸装置 改善原动机的调节特性 采用电气制动,2005计) 38某降压变电所有一台变比KT（11022.5%）/11的变压器，归算到高压侧的变压器阻抗为ZT2.44+j40，最大负荷时进入变压器的功率为Smax=28+j14MVA，最小负荷时为Smin=10+j6MVA

33、。最大负荷时，高压侧母线电压为113kV，最小负荷时为115kV，低压侧母线电压允许变化范围为1011kV，试选择变压器分接头。 (2006计) 39、图示降压变电所有两台同型号的变压器，变比为110(122.5%)kV/11kV，归算到高压侧单台变压器的阻抗为ZT6j120。变电所的最大负荷Smax(40j30)MVA，最小负荷Smin(30j22)MVA，低压10kV母线电压要求为逆调压。若变电所高压侧保持为115kV不变，试配合变压器分接头选择，确定用电力电容器作无功补偿装置时的无功补偿容量,第十章 电力系统继电保护,第一节 继电保护的作用和原理 第二节 继电保护装置的构成 第三节 对继

34、电保护的基本要求 第四节 输电线路的电流保护 第五节 输电线路的自动重合闸 第六节 主要电气设备的保护配置,第一节 继电保护的作用和原理,一、继电保护的作用 电力系统继电保护 是一门研究自动识别故障并排除故障元件的自动装置的技术学科。 继电保护自动装置：能反应电力系统中电气元件故障或不正常运行状态并动作于断路器跳闸或发出指示信号的一种自动装置,基本任务 自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏并保证非故障元件迅速恢复正常运行； 反应电气元件不正常工作状态并根据实际运行条件作出不同反应，如 在无人值班的变电所，一般动作于故障元件的断路器跳闸； 若发生过负荷而有自

35、动减负荷装置时，可动作于自动减负荷装置； 在有人值班变电所或控制室，一般动作于发信号，提示值班人员哪个元件出现了不正常工作状态,二、继电保护的基本原理 利用电力系统发生故障和处于不正常运行状态时一些物理量的特征和特征分量，可以构成各种原理的保护,1电流保护原理 2低电压保护原理 3低阻抗保护原理 4方向保护原理 5纵联保护原理,6序分量保护原理 当电力系统中发生不对称短路时，故障电流和电压中含有负序分量。 若为不对称接地故障时，故障电流、电压中还包括零序分量。 7其他保护原理 瓦斯保护、行波保护,一、继电保护装置的构成 输入电路：将电力系统中的强电量变换成为满足继电保护二次电路需要的各种弱电量

36、。包括：各种互感器、变换器、序滤过器、滤波回路、整流电路、模数变换等部件。 测量元件。包括： 电磁型：电流、电压、时间、中间等继电器； 晶体管型：电流、电压、方向元件等； 微机型：通过软件实现。 逻辑元件：由各种门电路、时间电路、相位或幅值比较电路、加法器、减法器、积分器及移相电路等中一个或几个部份组成。 输出电路：通常指开关量的输出。 执行元件：当接到逻辑回路或输出回路的跳闸或发信号等命令后，执行其命令以完成继电保护所担负的任务,第二节 继电保护装置的构成,第三节 对继电保护的基本要求,1. 有选择性： 指电力系统故障时，保护装置仅切除故障元件，尽可能地缩小停电范围，保证电力系统中非故障部份

37、继续运行,2. 动作迅速： 对用户来说，快速切除故障可以减少非故障用户元件在低电压下运行的时间，利于电动机自启动，保持用户电气设备的不间断运行； 对于系统中的电气设备而言，保护动作越快，对通过故障电流的电气设备损坏越小； 对电力系统中并列运行的发电机而言，保护动作太慢，可能将使发电机之间失去同步。若短路时，相关保护迅速动作切除故障，电源间功角不至拉开太大，系统能较容易地使失去同步的电源进入再同步，恢复电力系统的正常运行,3. 灵敏度好： 灵敏度是指继电保护对其保护范围内故障或不正常运行状态的反应能力。 保护的灵敏度一般用灵敏系数(Ksen )来衡量。 对于反应物理量上升而动作的保护，其灵敏系数

38、为： Ksen保护范围内金属短路时故障参数的最小计算值 保护的整定值（动作值） 对于反应物理量下降而动作的保护，其灵敏系数为： Ksen保护的整定值（动作值） 保护范围内金属短路时故障参数的最大计算值,4. 可靠性高： 保护的可靠性高是指属于保护范围内的短路故障，保护应动作，对于保护范围外的故障则应不动作。 该动作的而不动作称为保护拒动作。 不该动作的而动作称为保护误动作,第四节 输电线路的电流保护,一、电力系统继电保护的配置原则 二、线路相间短路的电流保护* 三、相间短路方向电流保护 四、相间短路电流保护整定计算举例 五、接地短路的电流保护,一、电力系统继电保护的配置原则 技术规程对电力系统

39、中的保护配置有十分详细和具体的规定： 对于电力系统中的电力设备和线路，应装设反应各种短路故障和异常运行的保护装置： 反应电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护； 主保护：指满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。 后备保护：在主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护。 在主保护拒动时用以切除故障的保护称近后备保护。 在断路器拒动时用以切除故障的保护则称为远后备保护。 辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能不足或在主、后备保护退出运行时而增设的简单保护。 各个相邻元件的保护范围必须有重叠区； 对于电力设备和线路的异常运行状

40、态（如过负荷等） 应有反应异常运行的异常运行保护,二、相间短路的电流保护,1. 无时限电流速断保护（电流保护I段） 动作原理与整定计算： 无时限电流速断保护在任何情况下只切除本线路上的故障。 以AB线路断路器1QF处的无时限电流速断保护为例，则必须首先计算AB线路各处三相和两相短路时的短路电流以确定如何计算该保护的动作电流和如何校验该保护的灵敏度,1QF处无时限电流速断保护的动作电流I Iop1： I Iop1 KIrel I K.Bmax 可靠系数KIrel可取1.21.3,动作时间：t Iop1= 0s 灵敏度： 用保护范围即它所保护的线路的长度的百分数来表示。 无时限电流保护不能保护线路

41、全长，应采用最不利情况下的保护范围来校验保护的灵敏度，一般要求保护范围不少于线路长度的15,当上述无时限电流速断保护灵敏度不满足要求时，即保护范围lmin15%lAB时，不宜采用该保护，此时可采用无时限电流电压联锁速断保护，以提高电流保护第I段的灵敏度,2. 带时限电流速断保护（电流保护II段） 为什么要配置带时限电流速断保护？ 带时限电流速断保护的主要作用： 在任何情况下，带时限电流速断保护均能保护本线路的全长（包括本线路的末端）。为此，保护范围必须延伸至相邻的下一线路，以保证在有各种误差的情况下仍能保护线路的全长； 为了保证在相邻下一线路出口处短路时保护的选择性，本线路的带时限电流速断保护

42、在动作时间和动作电流两个方面均必须和相邻线的无时限电流速断保护配合,任何整定电流保护II段？ IIIop1 IIop2 且 IIIop1 tIop2 则： IIIop1KIIrelIIop2/Kbmin tIIop1tIop2tt 可靠系数KIIrel一般取1.11.2,分支系数Kb定义：在相邻线路第I段保护范围末端即k1点短路时，流过故障线的短路电流与流过被保护线短路电流的比值。即： Kb IBC / IAB,技术规程”规定：当线路长度小于50km时，大于等于1.5；当线路长度在50km200km时，大于等于1.4；当长度大于200km时，大于等于1.3。 当该保护灵敏度不满足要求时，动作电

43、流可采用和相邻线路电流保护第II段整定值配合，以降低本线路电流保护第II段的整定值而提高其灵敏度，即整定值为： IIIop1KIIrelIIIop2/Kbmin tIIop1tIIop2t,电流保护第II段的灵敏度,3. 定时限过电流保护（电流保护III段） 作用： 作本线路主保护的后备保护（近后备保护）； 作相邻下一线路（或元件）的后备保护（远后备保护,可靠系数KIIIrel一般取1.151.25 电流测量元件的返回系数Kre 一般取0.85,如何整定动作电流？ 正常运行并伴有电动机自启动而流过保护的最大负荷电流为KssILmax时该电流保护不动作，即： IIIIop1 KssILmax 外

44、部故障切除后，非故障线的定时限过流保护在下一母线有电动机启动且流过最大负荷电流时应能可靠返回，即： Ire= KIIIrelKssILmax 且 IIIIop1 Ire 故 动作电流Iop1,任何保证电流保护III段动作的选择性？ 问题： IIIIop1 IIIop1 IIop1,动作时间整定： 阶梯原则 tIIIop1tIIIop2tIIIop3tIIIop4 即：tIIIop3 tIIIop4 t tIIIop2 tIIIop3 t tIIIop1 tIIIop2 t,灵敏度校验,4. 电流保护的接线方式 接线方式：指电流互感器和电流测量元件间的连接方式。 分类： 完全星形接线：一般用于大

45、接地电流系统。 不完全星形接线：一般用于小接地电流系统,特点： 投资不同； 均能反应所有的相间短路； 在大接地电流系统中，完全星形接线能反应所有单相接地故障，不完全星形接线不能反应B相接地故障； 在小接地电流系统中，当在不同线路上发生两点接地时，一般情况下只要求切除一个接地点而允许带一个接地点继续运行一段时间。 对在保护动作时间相同的并行线路，不完全星形接线的可靠性高；对串联运行的两相邻线路，完全星形接线百分之百有选择性,5. 三段式电流保护的原理图及延时特性 三段式电流保护的功能框图,三段式电流保护的配置和延时特性 电流保护配置：每一处都必须配置三段式电流保护吗,III段：定时限过电流 tI

46、II40s,I段：无时限电流速断 tI30s III段：tIII30.5s,I段： tI20s II段：带时限电流速断 tII20.5s III段：tIII21s,I段： tI10s II段： tII10.5s III段：tIII11.5s,三段式电流保护的配置和延时特性 电流保护的动作顺序,三、相间短路方向电流保护 1. 采用方向电流保护的必要性,2. 方向电流保护的构成 I段：动作电流满足选择性时不加方向元件； II段：动作电流和动作时间能满足选择性时不加方向元件； III段：同一变电所内动作时间较小而可能失去选择性时加方向元件，动作时间相同可能失去选择性时均加方向元件,得结论： 保护正向

47、短路时： AB 保护反向短路时： AB,功率方向元件的接线方式 要求：相间短路时有良好的方向性和有很高的灵敏度。 900接线方式：指系统在三相对称且功率因数为1的情况下，接入功率方向元件的电流超前所加电压900的接线,4. 三段式方向电流保护 三段式方向电流保护在作用原理、整定计算原则等方面与无方向三段式电流保护基本相同,四、相间短路电流保护整定计算举例 例10-1： 图10-20中所示网络中每条线路的断路器处均装三段式相间方向电流保护。试求AB线路断路器1QF处电流保护第I、II段的动作电流、动作时间和灵敏度。图中电源电势为115kV，A处电源的最大、最小等值阻抗为：XsAmax20，XsA

48、min15，B处电源的最大、最小阻抗为：XsBmax25，XsBmin20，各线路的阻抗为：XAB40，XBC26，XBD24，XDE20，电流保护第I、II段的可靠系数为：KIrel1.3，KIIrel1.15,解：1、断路器1QF处电流保护第I段的整定计算,电流保护第I段的动作时间为tIop1=0s,当电流保护第I段的动作电流应躲最大振荡电流时应按下式计算： IIop1 = KIrel IOSmax,2、电流保护第II段的整定计算 断路器1QF处电流保护第II段的动作电流应和相邻线BD电流保护第I段配合，即,故： IIop1 =1.31.77=2.3kA 电流保护第I段的灵敏度校验为,不满

49、足灵敏度的要求，应考虑用无时限电流电压联锁速断保护,电流保护第II段应与相邻线路电流保护第II段配合，即,五、接地短路的电流保护 1. 大接地系统中的多段式零序电流保护 大接地电流系统接地故障的特征,系统中出现零序电流且零序电流的分布与接地点的位置和数目相关。 发生接地短路时，系统中出现零序电压，且故障点零序电压U0最高，而变压器中性点的零序电压为0，保护安装处母线A、B的零序电压取决于变压器零序阻抗的大小,零序功率S0=U0I0。故障点的零序功率最大，零序功率方向在故障线上是由线路指向母线，在非故障线路上却从母线流向线路。 在故障线路上，零序电压和零序电流间的相差角0取决于线路和变压器的零序

50、阻抗角K0，即-0=180-K0。若k0为80左右，则0在-100左右,变压器中性点接地方式的安排 “应尽量保持变电所零序阻抗基本不变” 多段式零序电流保护 零序电流保护一般为四段式，即零序电流保护I段、II段、III段和IV段。与相间短路电流保护类同，零序电第I、II段为线路接地故障的主保护，而第III、IV段为线路接地故障的后备保护。 2. 大接地电流系统中的方向零序电流保护 多段方向零序电流保护的构成仅在多段式零序电流保护中增加一个零序功率方向元件，并与零序电流测量元件构成与门共同判别是否在保护线路正方向发生了接地短路,故障点的电流为全系统非故障相对地电容电流之和，其相位超前零序电压的角

51、度900； 故障线的零序电流等于除故障线外的全系统中其它元件的电容电流之和，其值远大于非故障线的零序电流，且方向与非故障线相反，由线路指向母线且滞后零序电压的角度900； 故障线的零序功率与非故障线的零序功率方向相反,3. 小接地电流系统中单相接地零序电压、电流及功率方向保护 中性点不接地系统中单相接地故障的特征及保护方式 a. 单相接地的特征 全系统出现零序电压和零序电流； 非故障线的零序电流为该线非故障相对地电容电流之和，方向由母线指向线路且超前零序电压的角度为900,b. 保护方式 绝缘监视装置 零序电流保护 零序功率方向保护 中性点经消弧线圈接地系统中单相接地故障的保护方式 用绝缘监视

52、装置 用单相接地时产生的高次谐波分量构成保护 用接地故障暂态过程中的故障分量的某些特征构成保护,第五节 输电线路的自动重合闸,一、概述 二、三相自动重合闸 三、单相重合闸 四、综合重合闸 五、重合闸和继电保护的配合,一、概述 自动重合闸的作用 在线路上发生暂时性故障时，迅速恢复供电，从而可提高供电的可靠性； 对于有双侧电源高压输电线路，可以提高系统并列运行的稳定性； 可以纠正由于断路器机构不良，或继电保护误动作引起的误跳闸； 在电网建设过程中，考虑自动重合闸作用，可暂缓架设双回线路以节约投资,对自动重合闸的基本要求 动作迅速； 不允许任意多次重合； 动作后应能自动复归； 手动跳闸时不应重合；

53、手动合闸于故障线路不重合； 一般自动重合闸ARD可用控制开关位置和断路器位置不对应启动，对综合重合闸ARD宜用不对应原则和保护同时启动； 应考虑继电保护和自动重合闸之间动作的相互配合,自动重合闸的类型 三相重合闸 指不论在输、配线上发生单相短路还是相间短路，继电保护装置均将线路三相断路器同时跳开，然后启动自动重合闸同时合三相断路器。若为暂时性故障则重合闸成功。否则保护再次动作跳三相断路器。 单相重合闸 指线路上发生单相接地故障时，保护动作只跳开故障相的断路器，然后进行单相重合。如果故障是暂时性的，则重合后，便恢复三相供电；如果故障是永久性的，而系统又不允许长期非全相运行时，则重合后，保护动作跳

54、开三相断路器，不再进行重合。 综合重合闸 将单相重合闸和三相重合闸综合在一起。当发生单相接地故障时，采用单相重合闸方式；当发生相间短路时，采用三相重合闸方式。综合重合闸装置经过转换开关的切换，一般都具有单相重合闸，三相重合闸，综合重合闸和直跳等四种运行方式,自动重合闸的配置原则 1kV及以上架空线和电缆与架空线混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置； 旁路断路器和兼作旁路的母联断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置； 低压侧不带电源的降压变压器，可装设自动重合闸装置； 必要时，母线故障可采用自动重合闸装置,二、三相自动重合闸 单电源线路的三

55、相一次自动重合闸 双电源的三相自动重合闸与同期问题 三、单相重合闸 四、综合重合闸 五、重合闸和继电保护的配合 自动重合闸前加速保护 动作自动重合闸后加速保护动作,第六节 主要电气设备的保护配置,一、电力系统继电保护的配置原则 二、电力变压器的保护配置 三、同步发电机和电动机的保护配置 四、母线的保护配置,一、电力系统继电保护的配置原则 电力系统继电保护的合理配置，是保护能否园满地完成所担负任务的一个十分重要的因素。对于电力系统的电力设备和线路，应装设反应各种短路故障和异常运行的保护装置；反应电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护；重要的设备要求配置双重主保护

56、；各个相邻元件保护区域之间需有重叠区，不允许有无保护的区域；必要时线路应装设将断路器自动合闸的自动重合闸装置,二、电力变压器的保护配置 对于油浸式变压器，由于故障使油箱内产生瓦斯和油面下降，应装反应箱内气体容量和流速的轻、重瓦斯保护，轻瓦斯保护动作于信号，重瓦斯动作于跳变压器各侧断路器； 对于变压器引出线、套管内及油箱内部的短路应按变压器的容量及实际运行条件装设主保护并动作于变压器各侧断路器跳闸；电力变压器的主保护有电流速断保护和纵差保护；对于变压器高压侧电压在330kV及以上时，可装双重纵差保护； 对于变压器外部短路引起的变压器过电流，应根据变压器的容量和类型装设相应的保护作为主保护的后备保

57、护和相邻元件的后备保护；如过流保护，复合电压启动的过流保护，负序电流及单相式低电压启动的过流保护等；这些保护延时动作于变压器各侧断路器跳闸；500kV系统联络变压器高、中压侧均应装设阻抗保护,对于中性点直接接地系统中的变压器，若中性点直接接地运行，对外部单相接地引起的过电流应装零序过电流保护；对于在中性点直接接地系统中低压侧有电源且中性点可能接地运行也可能不接地运行的变压器，应根据变压器的绝缘情况装设不同时限的零序电流保护，零序电压保护或零序电流电压保护等； 反应变压器过负荷的过负荷保护； 高压侧电压为550kV的变压器应装反应变压器上工作磁通密度过高的过励磁保护； 对于变压器温度升高、油箱内

58、压力过高和冷却系统故障均应装设相应的保护,三、同步发电机和电动机的保护配置 1、同步发电机的保护配置 同步发电机一般应配置以下保护方式： 1）定子绕组相间短路保护； 2）定子绕组接地短路保护； 3）在发电机外部发生相间故障时应装相间后备保护以防止外部短路引起发电机定子绕组过电流； 4）定子绕组过电压保护和过负荷保护； 5）对于不对称负荷、非全相运行、外部不对称短路引起的负序过电流应装定时限与反时限负序过电流保护以防止发电机转子表层过负荷； 6）装励磁绕组过负荷保护和低励、失磁保护； 7）发电机逆功率保护； 8）转子一点或两点接地保护； 9）其它保护,2、电动机的保护配置 同步电动机和异步电动机

59、的主要故障是定子绕组相间故障、单相接地故障和一相绕组匝间故障等。因此，应装设的保护有： 1）相间短路保护，如电流速断保护或纵差保护； 2）单相接地短路保护，如零序电流保护；但一般电动机不装匝间短路保护,四、母线的保护配置 发电厂和变电站的母线是汇集和分配电能的关键元件。母线故障将威胁电力系统的安全运行。母线故障机率尽管较小，但因后果严重，应该有良好的保护措施。母线的故障主要是相间和接地短路。对母线进行保护的方式有两种： 利用供电元件的后备保护延时切除故障 装专门的母线保护,第十一章 发输变配电系统的二次系统,第一节 基本概念 第二节 断路器的控制和信号回路 第三节 变电站的综合自动化,第一节

60、基本概念,一、概述 一次设备及一次系统。 一次设备有：发电机、变压器、断路器、隔离开关、电抗器、电力电缆以及母线、输电线路等。 由这些设备按一定规律相互连接构成的电路称为一次接线或一次系统，它是发电、输变电和配电的主体。 二次设备及二次系统 二次设备：包括监察测量仪表、控制及信号器具、继电保护装置、自动装置、远动装置等。这些设备通常是由电流互感器、电压互感器、蓄电池组或厂（所）用低压电源供电。 表明二次设备互相连接关系的电路称为二次接线或二次系统。 二次接线图： (2006单) 原理接线图、展开接线图和安装接线图,第一节 基本概念,二、原理接线图 原理接线图：用来表示继电保护、测量仪表和自动装