电力系统自动化考点

1•准同期并列和自同期并列：（1）待并发电机组加励磁电流，调节待并发电机组端电压的状态参数使之符合并列条件并将发电机并入系统的操作。（2）未加励磁电流的发电机升速到接近于电网频率，os不超过允许值，且加速度小于某一给定值的条件下，先合并列断路器，接着立刻合上励磁开关，给转子加上励磁电流，在发电机电动势逐渐增长的过程中，由电力系统将并列的发电机组拉入同步运行。2.发电机并列的理想条件：并列断路器两侧电源电压的三个状态量全部相等（1）Zg=f或WG=WX，即频率相等（WG=2吋G，wX=2叭）；⑵UG=UX，即电压幅值相等；（3）5e=0，即相角差为零。o只 oey与滑差sy:设5ey为发电机组的允许合闸相角，最大允许滑差e3.合闸相角5syeysyQF(1T1)式中lAtcl>5――自动并列装置、断路器的动作误差时间。ey决定于发电机的最大冲击电流值ih-max5ey=2arCSinih^.ft，当给定/h-max值后）可求得

“+X丿q—（rad）2x18湮Eq5将取得的ey值代入式，即可求得允许滑差o。sy例1-1某发电机采用自动准同期并列方式与系统进行并列，系统的参数已归算到以发电机额定容量的标么值。一次系统的参数为：发电机交轴次暂态电抗Xd为0-125；系统等值机组的交轴次暂态电抗与线路电t抗为0.25；断路器合闸时间qf=0.5s，它的最大可能误差时间为土20%；自动并列装置最大误差时间为±0.05s；待并发电机允许的冲击电流值为ih-max=^2IGe。试计算允许合闸误差角5ey、允许滑差角速度o，与相应的脉动电压周期。sy解（1）允许合闸误差角5ey2x1x(解（1）允许合闸误差角5ey2x1x(0.125+0.25)5 =2arcsiney2x1.8x2x1.052arcsin0.0992=0.199(rad)即为11.4。（2）允许滑差角速度sy断路器合闸动作误差时间AtDL=0.5x0.2=0.1自动并列装置的误差时间Atc=0.05o=竺=1.33sy0.15所以(s)(rad/s)(s)如果滑差角速度采用标么值表示，则sy1.33sy*2sy1.33sy*2兀x50二0.42x10-2T（3）脉动电压周期s2兀（S）=4.7

（S）sy

1 1、g^丨力励磁功!系率单元! ! ?发电机!1 系!统I励磁调节器；输入信息图2-1励磁控制系统结构框图5•直流励磁机励磁系统优缺点及常用励磁机应用范围：(1)优点：励磁电流独立、工作比较可靠、减少自用电消耗量、具有较成熟的运行经验。(2)缺点：励磁调节速度较慢、运行维护繁杂、工作量大。(3)应用范围：①直流：只能在10万kW以下中小容量机组中采用②交流：近代100MW以上的发电机使用交流励磁机系统③静止：适宜用于发电机与系统间有升压变压器的单元接线中。300WM及更大容量机组的励磁系统用的最多的是无刷励磁和自并励两种方式。6•调差系数：R=-^p从空载到满载调速系统一般有5% 6%的调差系数7•判断负荷变动原理：设经联络线有A端流向B端的功率为Ptie.A，由B端流向A端的功率Ptle.B，则必有Ptie.A+Ptle.B=0，当B区内负荷突然增加，A区负荷不变时，整个系统的频率都会下降，即有”<0。A、B两区内的调频器随即动作，增加各机组的输出功率，联络线上就会出现由A端流向B端的功率增量，即Ptie.A>0,与Af异号，同时在另一端必有Ptle.B<0,与恃同号。8.ACE：是实现分区调频的重要因子，称为分区控制误差(ACE)=K恃+APtle微增率是指输入耗量微增量与输出功率微增量的比值。等微增率法则，就是运行的发电机组按微增率相等的原则来分配负荷，这样就可使系统总的燃料消耗(或费用)为最小。例图4-8所示为降压变压器，变压器参数及负荷、分抽头已标明，高压侧最大负荷时的电压为110V,最小负荷时的电压为113V，相应的负荷低压母线允许电压上下限为6〜6.6kV，试选择变压器分接抽头。110~131.5MVAS -110~131.5MVAS -28+j14MVAmaxS-10+j6MVAminI [44+j40(归算到高压侧R+jXT图4-8降压变压器及其等值电路解：首先计算最大负荷和最小负荷时变压器的电压损耗:a 28x2.44+14x40110人 10x2.44+6x40 ……A110人 10x2.44+6x40 ……AU = =2.34kVTminTmax113假定变压器在最大负荷和最小负荷运行时低压侧的电压分别为U2 二6kV和U2.=6.6£卩,2max 2mm则U =(110-5.7)x63=109.4kV1max6.0U=(113-2.34)x63=105.6kV1min6.6取算术平均值，有U, =(109.4+1.05.6》2=107.5kV1tav可以选择的高压分接抽头u1t=107-25kV。然后按所选分接头校验是否满足低压负荷母线的实际电压。U =(110—5.7)x6.3=6.13kV>6kV2max 107.25U=(113-2.34)x6.3 =6.5kV<6.6kV2min 107.25可见所选择的高压分接头是能够满足电压控制要求的电力系统调度的主要任务：控制整个电力系统的运行方式，使之无论在正常情况或事故情况下都能符合安全、经济及高质量供电的要求。（1）保证供电的质量优良；（2）保证系统运行的经济性；（3）保证较高的安全水平一一选用具有足够的承受事故冲击能力的运行方式（4）保证提供强有力的事故处理措施。电力系统分区、分级调度：将整个电力系统，按输电线路与变电所的电压等级分属不同的调度单位，进行电能生产的日常管理与控制。远方终端RTU：也称为远动终端，是电网调度自动化系统基础设备，它们安装于各变电所或发电厂内，是电网调度自动化系统在基层的“耳目”和“手脚”。（1）数据采集（模拟量、开关量、数字量、脉冲量）问答式通信规约：问答通信方式由主站掌握遥测，遥信通信的主动权。主站轮流询问各RTU。各RTU只有在接到主站询问后才可以回答（报送数据）。平时各RTU也与循环通信方式一样地采集各项数据。不同之处在于这些数据不马上发送，而是存储起来，当主站轮询到本站时才组装发送出去。通信信道：电力载波通信、光纤通信、微波中继通信与微信通信。AGC的基本功能：（1）使发电自动跟踪电力系统负荷变化；（2）响应负荷和发电的随机变化，维持电力系统频率为额定值（50Hz）；（3）在各区域间分配系统发电功率，维持区域间净交换功率为计划值;（4）对周期性的负荷变化按发电计划调整发电功率；（5）监视和调整备用容量，满足电力系统安全要求。图5-34自动发电控制（AGC）在其它应用软件支持下工作发电计划：也称火电系统经济调度（EDC），即在已知系统负荷、机组组合、水电计划、交换计划、备用监视计划、机组经济特性、网络损失特性和运行限制等条件下，按照等耗微增率准则，编制火电机组发电计划，使整个系统的发电费用最低。短期负荷预测：主要应用在电力系统的火电分配、水火电协调、机组紧急组合和交换功率计划，需要1日〜1周的负荷值，使用对象是编制调度计划的工程师。通常指24h的日负荷预测和168h的周负荷预测。预想故障分析：对一组可能发生的假想故障进行在线的计算分析，校核这些故障后电力系统稳定运行方式的安全性，判断出各种故障对电力系统安全运行的危害程度。可分为三部分：故障定义、故障筛选和故障分析。故障分析：对预想故障集合里的故障进行快速仿真潮流计算，以确定故障后的系统潮流分布及其危害程度。快速潮流计算方法：直流潮流法、P~Q分解法、等值网络法。配电管理系统（DMS）的通信方案：（1）主站与子站之间，使用单模光纤。（2）子站与FTU之间，使用多模光纤。（3）TTU与电量集抄系统的数据的转发，可以利用有线（屏蔽双绞线）方式采用现场总线（如RS485，CAN总线、Lon-Works总线等）通信。馈线自动化的实现方式：馈线自动化方案可分为就地控制和远方控制两种类型。前一种依靠馈线上安装的重合器和分段器自身的功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障，不需要和控制中心通信即可完成故障隔离和恢复供电；后一种是由FTU采集到故障前后的各种信息并传送至控制中心，由分析软件分析后确定故障区域和最佳供电恢复方案，最后以遥控方式隔离故障区域，恢复正常区域供电。罗氏线圈：罗氏线圈是一个均匀缠绕在非铁磁性材料上的环形线圈。AB两电力系统由联络线相连。已知A系统K=800MW/Hz，K=50MW/Hz，AP=100MW；B系统K=700MW/Hz,K=40Mw/HzAP=50MW。求在下列情la gb lb lb况下系统频率的变化量Af和联络线功率的变化量厶Pab（1） 两系统所有机组都参加一次调频；（2） A系统机组参加一次调频，而B系统机组不参加一次调频；（3） 两系统所有机组都不参加一次调频；解：⑴两系统都参加一次调频时K=K+K=800+50=850MW/HZAGALAK=K+K=700+40=740MW/HZBGBLBf=-(P+P/(K+K))=-(100+50)/(850+740)=-0.09434HZABAB△P=(K*P-K*P)/(K+K)=-19.8MWab ABBA ABf=0.09434Hz △P=-19.8MWab⑵A系统参加一次调频，B系统不参加一次调频时K=K+K=800+50=850MW/HZAGALAK=K+K=40MW/HZBGBLBf=-(P+P/(K+K))=-(100+50)/(850+40)=-0.16854HZABAB△P=(K*P-K*P)/(K+K)=-43.26MWab