电力系统自动装置-知识点整理

1、精选优质文档-倾情为你奉上何谓并列操作？对未投入运行的待并网发电机组进行适当操作，使其电压与并列点电压之间满足并列条件的一系列操作。并列原则1.并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能小，其瞬时最大值不超过允许值（12倍的额定电流）；2.发电机组并入电网后，应能迅速（暂态过程要短）进入同步运行状态，以减小对系统的扰动。并列方法分类1.自同步合闸瞬间，发电机无电势而被拉入同步2.准同步合闸瞬间，发电机电势与系统母线电压、频率和相位接近而被拉入同步2.1发电机并网发电机“并”到系统2.2两系统并网两系统间的并列操作2.2.1差频并网尚未有电气联系（并网前两系统相互独立，频率一般不同；需满足三个条件时才能

2、进行并列。存在频率差，实现易）2.2.2同频并网已有电气联系 （并列前两侧已存在电气联系，电压可能不同，但频率相同；相当于在两侧之间增加一条连线；因此也叫做“合环”。）自同步并列优缺点优：1.不需选择并列合闸时机，操控简单2.在电力系统发生事故、频率波动较大的情况下，可迅速并列，避免故障扩大缺：1.不能用于两个系统之间的并列操作2.冲击电流大；会引起附近电压降低准同步并列 理想并列条件（冲击电流为零）G=x（或fG= fx），UG= Ux，e= 0 （实际运行中，理想并列条件难以完全实现，也没有必要完全实现。实际上，只要满足并列操作的两项原则即可。）准同步并列 偏离理想并列条件时的后果分析实际

3、上，电压幅值差、频率差和相位差均存在，分析较繁琐。为此，做如下简化：1.仅存在电压幅值差（即fG=fx, e=0,UGUx）冲击电流 最大瞬时值冲击电流的电动力对发电机端部绕组产生影响（定子绕组端部的机械强度最弱）2.仅存在合闸相角差（即fG=fx, e0,UG=Ux）冲击电流有效值 合闸后发电机与系统立刻进行有功功率交换，使机组联轴受到突然冲击，对机组和系统运行均不利3.仅存在频率差 (即fGfx, e=0,UG=Ux)此时断路器QF两侧电压差为脉动电压设幅值(称为正弦整步电压)频率差限制的重要性:过大可能导致功率振荡并失去同步,故必须对合闸时的频率差进行限制。正弦整步电压:它反映了发电机和

4、系统间电压矢量的相位差，是短路器两端电压的幅值包络线准同步并列的实际条件一般规定为：（1）电压幅值接近相等，误差不应超过±（10%15%）的额定电压；（2）发电机频率和系统频率应接近相等，误差不应超过±（0.2%0.5%）的额定频率；（3）发电机电压和系统电压相位接近时合闸，合闸时的相位差一般不应超过10°准同期并列装置的信号检测 相角差检测正弦整步电压法包含信息：电压幅值差、频率差、相角差缺点：电压幅值的变化影响相位差的估计精度。此法已逐渐被线性整步电压检测法取代线性整步电压法只反映UG和Ux的相角特性，与电压幅值无关，从而使越前时间信号和频差检测不受电压幅值的

5、影响。1.半波线性整步电压 2.全波线性整步电压频率差检测是在恒定越前时间之前完成的检测任务，用来判别是否符合并列条件1.测量交流信号的周期（基本方法）（正弦转方波再二分频，半波时间即为周期）2.利用相角差e（t）轨迹中的滑差角频率si电压差检测是在恒定越前时间之前完成的检测任务，用来判别是否符合并列条件1.直接读入UG和Ux值，然后作计算比较2.先直接比较UG和Ux的幅值大小然后读入比较结果自动准同步并列 自动装置的控制系统结构频差控制单元旨在检测s并由此调节发电机转速，使fG接近于fx电压差控制单元旨在检测|UmG-Umx|并由此调节UG，使其小于允许值。合闸信号控制单元检测并列条件（和）

6、，条件满足时选择合适的时间发合闸信号（使并列断路器的主触头QF接通时能够满足相角差在允许范围内合闸信号控制恒定越前相角式提前一个恒定相角YJ发出合闸命令断路器合闸时间tQF近乎恒定，存在最佳合闸滑差角频率eopt=YJ/tQF为限制合闸冲击电流，滑差角频率须限制在某范围以内恒定越前时间式提前一个时间发出合闸命令；提前的时间应为从发出合闸命令到断路器主触头闭合的时间，其中主要为断路器合闸时间，约为0.1s0.7s;测试量为越前相角，合闸时需要的越前相角为滑差角频率与断路器合闸时间的乘积YJ=s·tQF原理上能保证断路器触头闭合瞬间相角差为零；然而由于断路器合闸时间的分散性，实际合闸瞬间

7、仍有相角差恒定越前时间并列装置的整定计算1. 越前时间（tYJ=tc+tQF）tc自动装置合闸出口回路的动作时间tQF并列断路器的合闸时间tYJ主要决定于tQF，其值随并列断路器的类型而变化。2. 确定越前时间的最大误差3.允许的电压差（0.10.15UN），满足后不再考虑电压差的影响，即认为电压相等4. 根据允许的最大冲击电流确定允许的合闸相位差 ey单位为rad，（度/180）x5.确定允许的滑差角频率sy6. 脉动电压周期 Ts=2/sy实现 实际采用的预测校正法 算本计算点i的相角差i，若2-i=YJ，则立刻发出合闸信号；否则进行下一步。 测下一个计算点的相角差i+1=i+siTx+0

8、.5(si/t)Tx2 判断：若2-i+1>YJ，则合闸时间未到，返回继续等待；若2-i+1<YJ，则说明YJ点处于i点和i+1之间，这时再通过内插方法求出由i点到达YJ点的时间h，这样由本计算点（i点）再过h就可发出合闸信号。备用电源自动投入装置（AAT）定义当工作电源(或工作设备)因故障被断开以后,能自动、迅速地将备用电源(或备用设备)投入工作,保证用户连续供电的一种装置分类1.明备用： 正常情况下有明显断开的备用电源或设备2.暗备用： 正常情况下没有断开的电源和设备，而是利用分段母线间的分段断路器取得相互备用。优点1.提高供电可靠性，节省建设投资2.简化继电保护3.限制短路电

9、流，提高母线残余电压应用1.装有备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源2.由双电源供电且其中一个电源经常断开作为备用的变电所3.变电所内有备用变压器或互为备用的母线段4.有备用机组的某些辅机基本要求1. 工作电源电压不论何种原因消失时,AAT装置均应动作（实现：AAT在工作母线上设置独立的低压启动部分；当工作母线失去电压后，起动部分动作。）2. 应保证在工作电源断开后AAT装置才动作 （实现：利用供电元件侧断路器的动断触点启动AAT）3. AAT装置应保证只动作一次 （实现：控制备用电源断路器的合闸脉冲,使之只能合闸一次而不能合闸两次）4. 当工作母线和备用母线同时失去电压时，AAT装置不应

10、起动（实现：备用电源必须具备有压鉴定功能。）5.AAT动作时间应该使负荷停电时间尽可能的短。运行经验表明：取1-1.5s为宜.6.电压互感器二次侧熔断时，AAT装置不应动作。低压启动部分采用两个低电压继电器，触点串联。7.一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时，如果备用电源己代替一个工作电源,当另一个工作电源又被断开时，AAT装置应仍能动作，只要事先己核实备用电源的容量能满足. 8.应检验AAT装置动作时备用电源的过负荷情况，并满足电动机自起动的要求励磁控制系统组成励磁功率单元：向同步发电机转子提供直流励磁电流励磁调节器：根据测量的信息和给定的调节准则控制励磁功率单元的输出励磁控制系统的作用

11、1.电压调节2.控制无功功率的分配3.提高发电机并联运行的稳定性（静态、暂态）4.改善电力系统的运行条件改善异步电动机的自启动条件为发电机异步运行和自同期并列创造条件提高继电保护装置工作的正确性5.水轮发电机组的强行减励对励磁系统的要求对励磁调节器的要求1.正常运行时，能反映发电机电压高低并将其维持在给定水平2.能合理分配机组间的无功功率，实现无功功率的转移3.对远距离输电的发电机组，为了能够在人工稳定区域运行（增加静稳传输能力），要求无失灵区4.能迅速反映故障，具备强行励磁等控制功能，以提高暂态稳定水平和改善系统运行条件5.时间常数小，能迅速响应输入信息的变化6.长期稳定可靠对励磁功率单元的

12、要求1.有足够的可靠性和调节容量，以适应各种工况需要2.具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度 励磁顶值电压UEFq：强励时励磁功率单元可提供的最高输出电压值。 强励倍数：励磁顶值电压UEFq与额定工况时的励电压UEFe之比（视制造成本，常取1.62）。 励磁电压上升速度：衡量励磁功率单元动态行为（快速响应能力）的指标。具体指标有两种，即励磁电压响应比和响应时间 励磁电压响应比：通常将励磁电压在最初0.5s内上升的平均速率定义为励磁电压响应比 励磁系统响应时间：从额定条件开始，励磁电压增量达到0.95×(顶值电压-额定电压)所需要的时间同步发电机励磁系统类型直流励磁机励磁系统(1)自励

13、直流励磁机励磁系统 励磁调节器的容量得到减小，特别适合功率放大系数较小、由电磁元件组成的励磁调节器(2)他励直流励磁机励磁系统 与自励方式相比，时间常数较小，提高了励磁系统的电压增长速度，一般用于水轮发电机组直流励磁机励磁系统的特点 直流励磁机有电刷、换向器等转动接触部件，运行维护量大，是最薄弱环节。 当励磁电流过大时，换向就很困难，故只适合于10万kW以下中小容量的同步发电机组。 励磁调节器常为电磁型，它以磁放大器为功放和综合信号的元件，速度较慢，但工作较可靠交流励磁机励磁系统(1) 自励交流励磁机励磁系统1.自励交流励磁机静止可控整流器励磁系统2.自励交流励磁机静止整流器励磁系统(2) 他

14、励交流励磁机励磁系统1.交流励磁机静止整流器励磁系统副励磁机的起励电压较高，需要外加起励电源。缺点：加长了发电机主轴长度；副励磁机和自励恒压调节器降低了励磁控制系统的可靠度(解决方法：副励磁机以永磁发电机充当)；当发电机容量增大后，转子电流相应增大，滑环的正常运行和维护较为困难2.交流励磁机旋转整流器励磁系统（无刷励磁） 副励磁机为永磁发电机，其磁极旋转，电枢静止。 相反地，交流励磁机磁极静止，电枢旋转。副励磁机的磁极（N和S）、AE的电枢、硅整流元件GZ和EW均在同一根轴上同步旋转，它们之间无需任何滑环和电刷等接触元件优点(1)无换向器、滑环和电刷，减少维护，提高了可靠性；(2)无接触部件的

15、磨损，故无炭粉和铜末引起的电机线圈的污染，从而绝缘寿命较长。缺点(1)与转子回路连接的旋转元件无引线输出，因而不易检测和监视各种信息；(2)无法采用传统的装置灭磁；(3)可靠性要求较高；(4)响应速度较慢（通过励磁机转子采用叠片结构、减小绕组电感、增加励磁机励磁绕组顶值电压、引入转子电压深度负反馈等措施，以减小励磁机的等值时间常数）。发电机自并励励磁系统（静止励磁系统）优点：取消了励磁机，设备和接线简单，可靠性提高；缩短了机组长度，降低了造价；调节速度很快，主要用于大型发电机组，尤其适合于水轮机组疑虑：发电机近端短路时是否满足强励要求，机组此时是否会失磁；由于短路电流的迅速衰减，带时限的继电保

16、护是否会拒绝动作解决：在短路刚开始的0.5秒内，自励方式与它励方式的励磁很接近，因此只需配合快速保护，并适当提高强励倍数，这种方式是可以采用的；至于带时限的继电保护，可采取一些措施加以解决励磁控制系统的调节特性自动励磁调节器组成基本控制部分:调差、测量比较、综合放大、同步与移相触发及可控整流环节组成，总体静态特性由各部分的静态特性合成得到辅助控制部分: 励磁系统稳定器 电力系统稳定器 励磁限制器区别 基本控制部分:正常运行时，这些环节起到实现电压调节和无功功率分配等最基本的功能。 辅助控制部分:辅助控制不参与正常情况下的自动控制，仅在发生非正常运行工况，需要励磁调节器具有某些特有的限制功能时起

17、相应控制作用。励磁调节器静态特性（发电机端电压与励磁机励磁绕组电压的关系）励磁调节器结构励磁调节器静态工作特性励磁调节器呈比例调节特性，即当UG偏高时，应降低UAVR；当UG偏低时，应增大UAVR。这样，有助于发电机电压稳定励磁机静态工作特性发电机转子电流IEF（励磁机的输出）与励磁机的励磁电流IEE或UAVR（也即励磁机的输入）间的关系。通常该关系为线性发电机端电压与其励磁电流的关系同步发电机的调节特性（三者合成）为保持发电机端电压不变，发电机的励磁电流与发电机无功负荷电流之间的关系曲线。调差系数=(UG1-UG2)/UGe=UG1*-UG2*=UG*UGe为发电机额定端电压UG1为发电机空

18、载（IQ=0或Q=0）时的端电压UG2为发电机承受额定无功电流或无功功率时的端电压，常取UG2 = UGe表征了同步发电机励磁控制系统维持发电机端电压的能力。越小，无功负荷变化时，UG变动越小。在实际系统中，励磁调节器中设有调差单元，以供调试人员在系统不同运行条件下设定不同的调差系数。下垂特性的斜率k=-使用下垂特性的原因(机组间的无功功率分配)同步发电机励磁控制系统调节特性的平移发电机投入或退出运行时，要求能平稳地转移负荷，以防引起对电网的冲击无功功率的调差特性实际调差系数非常小，无功电流变化时发电机的端电压近似不变，标么值约1，故无功电流可替换为无功功率调差特性的分析两台无差调节特性两台无

19、差调节特性的机组不能并联运行无差+正差 无功负荷增量全部由无差特性机组承担，这种分配方式极不合理，故很少采用或不用无差+负差 工作点a不稳定功率增量与电压增量间的关系1)发电机承担的无功负荷增量与电压偏差成正比，与调差系数成反比。2)对于并联运行的发电机组，无功负荷波动时，UG*相同，较小的机组承担较大的IQ*。3)希望各机组的IQ*相同，因此就要求在公共母线上并联运行的各发电机组具有近似相同的调差系数4)取值，3%5%。计算1.各机组额定无功功率QGN=PGN·tan （有无差调节特性时，算额定视在功率SGN 。当SGN >Q,则无差机组全部承担Q）2.等值调压系数（调压系数

20、不等时）=（QG1N+QG2N）/( QG1N/1+QG2N/2)3.确定母线电压波动U*=-·Q*4.确定各机组无功负荷波动量QG1*=-U*/1 QG1=QG1*·QG1NQG2*=-U*/2 QG2=QG2*·QG2N自动励磁调节器的运行限制瞬时电流限制当快速励磁系统的励磁电压达到允许的最大励磁顶值电压时，必须对励磁机的励磁电流进行限制；否则励磁电流继续增加，导致励磁机输出电压继续增加而影响发电机的安全运行最大励磁限制受转子绕组的发热限制，强励时间不允许超过规定值最小励磁限制发电机进相运行(空载电势低于系统电压)时，吸收的无功功率随励磁电流的减小而增加。由于

21、进相受到稳定极限、绕组端部发热的制约，具有一定的限制，因此必须设置最小励磁限制器以防发电机欠励磁运行过于严重而影响系统的稳定性、绕组端部发热过于严重磁通限制交流磁通量与电压/频率比值成正比。发电机机磁通限制器，用于防止发电机及其相连主变压器由于电压过高、频率过低引起铁心饱和发热失磁监控失磁时，发电机端电压下降，输出功率下降，发电机升速并进入可能异步运行状态电力系统无功和电压控制无功功率的产生电力设备(电动机、变压器等)在通电后开始工作时，会产生一个与电压有关的时变电磁场。电磁场储存有能量，而电磁场的时变特性决定其储存的能量也是时变的。电力设备与电源交换的该部分能量的流动即为无功功率影响1. 无

22、功功率的流动导致输电线路、变压器的电流增加，其中的功率损耗 (有功、无功)也将增加，增加了系统中的能量损失，降低了电力网的输电效率2. 当输电线路、变压器传输过量的无功功率时，易导致首末端的电压损耗过大而末端电压不符合要求电压偏移的影响1.对负荷异步电动机：电压低，定子电流显著增大，温升增加，可能导致绝缘老化、电机烧损；电压高，破坏绝缘。电热设备：电压低，大大降低发热量。照明设备：电压低，发光不足；电压高，影响寿命。家用电器（如电视）：电压低，图像不稳定；电压高，影响显像管寿命2.对自身电压低：功率损耗增大，可危及电力系统运行的稳定性电压高：破坏设备绝缘、超高压网络电晕损耗对传输容量的影响很大

23、电压调节目标通过调节电压差和功率因数措施1.发电机调压；2.同步调相机调压；3.利用变压器分接头调压；4.静电电容器调压；5.静止无功补偿器（SVC）调压；6.串联补偿调压；7.切去部分负荷调压；8.改变电网无功功率分布调压发电机调压发电机不仅是有功功率的电源，也是无功功率的电源，发电机还能通过进相运行吸收无功功率，所以可用调整发电机端电压。这是一种充分利用发电机设备，不需要额外投资的调压手段。如果发电机有充足的无功备用，通过调节励磁电流增大发电机电势，可以从整体上提高电网的电压水平，提高电压的稳定性非额定功率因数下运行时可能发出的有功功率P和无功功率Q要受定子电流额定值（额定视在功率）、转子

24、电流额定值（空载电势）、原动机出力（额定有功功率）的限制另外，还存在最小功率限制(锅炉燃烧的稳定性)，定子端部发热限制(磁滞、涡流损耗 磁滞、涡流损耗)，和同步运行稳定性的限制 ，和同步运行稳定性的限制(电动势过小，影响发电机内部功率输送的极限 动势过小，影响发电机内部功率输送的极限)变压器调压及其存在的问题电力系统中设有很多可在线调压的变压器。当其一次侧电压偏低或偏高时可通过调节其变比以维持二次侧电压基本恒定。实际运行中，由于负荷的峰谷差较大，可能要频繁调整分接头，这会引起电压的波动。如果系统的无功不足，当某一地区的电压由于变压器分接头的改变而升高，该地区所需的无功功率增大，可能扩大系统的无

25、功缺额，导致整个系统的电压水平更加下降，严重的还会产生电压崩溃。串联补偿调压采用串联电容器补偿线路的部分串联阻抗，从而降低传送功率时的无功损耗，并使电压损耗中的QX/V分量减小，提高线路末端电压。它还可以提高网络的功率传输能力进而提高系统的静稳极限。早期用固定串联补偿器提高线路输送容量，现在晶闸管可控串联补偿器（TCSC）是主要的FACTS装置。同步调相机调压同步调相机相当于空载运行的同步电动机，也就是只能输出、吸收无功功率的发电机。它可以过励磁运行，也可以欠励磁运行，运行状态根据系统的要求调节。在过励磁运行时，它向系统提供给感性无功功率，起无功电源的作用；在欠励磁运行时，它从系统吸取感性无功

26、功率，起无功负荷的作用。同步调相机可以强励，有过载能力。固定电容器调压(MSC)固定电容器通过断路器连接到母线。固定电容器产生无功功率，从而为母线上的其他负荷提供无功。其产生的无功与电压的平方成正比。在母线电压偏低时，其产生的无功也将降低。该方式投资省，可靠性高。静止无功补偿器（SVC）调压是一种广泛使用的快速响应无功功率补偿和电压调节设备，对于支持系统电压和防止电压崩溃，是一种强有力的措施。SVC是晶闸管控制/投切的电抗器和晶闸管投切的电容器，或者它们组合而成的控制器的统称。它由电容器组与可调电抗器组成，通过向系统提供或吸取无功功率进行调压。可以进行连续调节。切去部分负荷调压当已不能采取上述

27、措施，或上述措施调节电压的速度不够快时，或系统发生了紧急事故电压急剧下降时，应该考虑适当地切去部分负荷，以确保整个系统的安全运行。改变电网无功功率分布调压(OPF)根据优化的原理改变无功功率分布，达到调压的目的。注意事项在无功功率不足的系统中，首要的问题是增加无功功率补偿设备，而不能只靠调整变压器电压的方法。在无功电源充裕的系统中，应大力采用和推广有载变压器调压。一般采用地区自动调节电压与集中自动调节电压相结合的方式，即就地控制和集中控制相结合的方式ü中枢点电压管理电压中枢点就是那些反映系统电压水平的主要发电厂的高压母线、枢纽变电所低压母线或有大量地方负荷的发电机母线。认为：只要控制

28、好中枢点电压，其它母线的电压就能满足要求中枢点的电压偏移中枢点电压和所代表的负荷点电压的关系？ 根据负荷对电压的要求，任何时刻应满足：UA=UB=(0.951.05)UN逆调压方式在大负荷时升高电压，小负荷时降低电压的调压方式。 一般采用逆调压方式，在最大负荷时可保持中枢点电压比线路额定电压高5，在最小负荷时保持为线路额定电压。供电线路较长、负荷变动较大的中枢点往往要求采用这种调压方式。顺调压方式大负荷时允许中枢点电压低一些，但不低于线路额定电 压的102.5；小负荷时允许其电压高一些，但不超过线路额定电压的107.5的调压模式。对于某些供电距离较近，或者符合变动不大的变电所，可以采用这种调压

29、方式。恒调压方式介于前面两种调压方式之间的调压方式是恒调压。即在任何负荷下，中枢点电压保持为大约恒定的数值，一般较线路额定电压高25电力系统频率及有功功率的自动调节1) 负荷的功率-频率特性：定义负荷有功功率随系统频率变化的特性PL = F( f )。负荷调节效应系数:用负荷有功功率-频率特性的导数来衡量负荷有功功率随频率的变化关系，此即负荷的频率调节效应系数KL2) 发电机功率-频率特性：无调速器：发电机组功率频率特性反映发电机输出有功功率随系统频率的变化关系PG = F( f )有调速器：系统频率改变时，发电机调速系统工作，改变进水（汽）量以适应负荷的需要，从而发电机输出的有功功率也发生变

30、化。调差系数：系统频率增量标幺值与系统输出有功增量标幺值之比的负值R*=-f*P*=-ffNPPGN单位调节功率：单位调节功率为调差系数的倒数，反映系统变化单位频率时发电机增加(减小)的有功功率增量。机组并联时的调差系数：R=1i=1n1Ri R*=i=1nPGNii=1nPGNiRi* 调节特性的失灵区（描述，缺点，优点）： 测量元件不灵敏造成调速器具有一定的失灵区，使得在理想调节特性附近产生一条失灵带。失灵带的宽度以失灵度表示：=fw /fN =fw*缺点：失灵带导致功率误差优点：防止阀门频繁调节，产生负面影响3) 电力系统的频率特性：电力系统的频率特性取决于发电机组的功率频率特性和负荷的

31、功率频率特性电力系统一次频率调整的原理4) 调速器：调速器分类：机械式、机械液压式、电气液压式、数字液压式机械液压结构和工作原理：测速机构汽轮机主轴带动的齿轮传动机构离心飞摆 执行机构油动机错油门原理：转速上升时，离心飞摆主轴上升。若调频器不动作，则连杆带动错油门两个凸肩上移，在油压作用下使油动机活塞下移，关小进汽阀（减小蒸汽机的输入功率）。在油动机活塞下移时，带动连杆下移，直到错油门两个凸肩重新回到堵住油动机上、下腔油路位置。5) 动态特性研究：调速器传递函数XB=Kn=K2K41+s(Tn=1K3K4)Pcs-1R=K2K1F(s)原动机传递函数非再热：GTs=KT1+sTT再热：GTs=KT(1+sKrTr)(1+sTT)(1+sTr)水轮：Gns=1-Tws1+0.5sTw发电机组传递函数单区域电力系统的传递函数及结构框图电力网的频率调节特性6) 电力系统自动调频：各类机组的安排（基荷机组，峰荷机组，调频机组）：基荷电厂承担划负荷的不变部分，即基荷调峰电厂承担计划负荷的变动部分调频电厂承担计划外负荷方法分类 主导发电机法只设1个调频电厂，容量受到限制，只适用于中小型系统；调频电厂中只有一台主导机组对f 起直接调节作用，其余机组（