第6章 输电系统稳态运行的调整控制,重庆大学版电力系统(第2版)课件

第6章输电系统稳态运行的调整控制1任务1盆景起源与发展的认知

输电系统稳态运行的调整控制本章主要讨论输电系统潮流的调整控制、输电系统有功功率和频率的调整控制、以及输电系统无功功率和电压的调整控制。6.1输电系统潮流的调整控制6.1.1调整控制潮流的必要性以图6.1所示一单电源的环形网络为例，其中

线段A—1远长于线段A—2。设该网络为同截面

网络，其功率按长度分布，表达式为图6.1简单环形网络2再设图6.1所示网络为非均一网络，则功率分布按阻抗分布，其表达式为这时，全网的功率损耗

分别解上面两式，可得3从而由此可见，网络中有功功率损耗最小时的功率分布是按线段电阻分布，而不是按线段阻抗分布。一般网络为非均一网络，故其功率的自然分布会使网损增大，直接影响系统运行的经济性。6.1.2调整控制潮流的基本原理和方式调控的基本方式有并联补偿、串联补偿、移相调节等3种。在未提出“柔性交流输电技术”前，理论上有以下几种措施。（1)串联电容采用串联电容控制潮流的方法并未推广。（2)串联电抗这种方法为系统运行稳定性和电压质量的要求所不容，未曾采用。4（3)并联补偿这种方式也往往是为系统无功平衡、电压调整或改善系统稳定性的要求而设置的。（4)串联加压器这是一种移相调节的方式。在环形网络中串联一可调的加压器使产生一可调附加电势，从而产生一强制循环功率，使强制循环功率与自然分布功率相叠加，可达到所要求的潮流分布。二者叠加使功率为最佳分布为产生这一强制循环功率，在网络中串入的附加电势可得5在环网中接入串联加压器起到调控潮流的作用，它的工作原理展示于图6.2中。图6.3(a)和(b)分别示出求取纵向和横向附加电势的原理。纵、横调节作用可以用一个供电变压器和两组串联加压器同时完成，以调节纵、横电势的大小，并可使附加电势和相电压的相位差在0°~90°之间分级变化，如图6.4所示相量图，这组加压器就兼有纵向和横向的调节功能。6图6.2串联加压器的接入1—主变压器；2—电源变压器；3—串联加压器7图6.3串联加压器的联接方式和作用(a)纵向串联加压器；(b)横向串联加压器图6.4兼有纵、横

调节作用8在高电压网络中，由于输电线路的电阻远小于电抗，可视≈0，则式(6.2)可近似为由此得出十分重要的概念：横向串联附加电势主要产生强制循环功率的有功部分；纵向串联附加电势主要产生强制循环功率的无功部分。6.1.3柔性交流输电技术控制潮流（1)输电型FACTS控制器对于输电型FACTS控制器即为：用可靠性高的大功率可控硅元件置换传统元件中的机械式调节器和开关，具有精确、快速地控制影响潮流分布的输电电压、线路阻抗和功率角等3个主要电气参数的功能。当前正在研制或已在运用的主要输电型FACTS控制器及其控制作用如图6.5所示。它们与系统的联接方式分别有串联、并联和复合串并联等3种类型。9图6.5主要输电型FACTS控制器的功能示意图图6.5主要办理电型FACTS控制器的功能示意图

101)基于晶闸管阀的输电型FACTS控制器①静止无功功率补偿器(StaticVarCompensator,SVC)。一种并联联接的静止无功发生器或吸收器，可调节其输出交换的容性或感性电流，以便保持或控制输电系统的一些特定参数(典型的是母线电压)，简称静止补偿器。

②静止无功发生器或吸收器(StaticVarGeneratororAbsorber,SVG)。

③晶闸管控制的串联电容器(ThyristorControlledSeriesCapaeitor,TCSC)。

它包括串联的电容器组和与其并联的晶闸管控制的电抗器，通过改变晶闸管的触发角来达到改变串联等效容抗的目的，用以提供平滑变化的串联容性电抗，如图6.7所示。11图6.6静止无功功率补偿器(a)TCR型；(b)TSC型；(c)SR型12图6.7可控串联电容13④晶闸管投切的串联电容器(ThyristorSwitchedSeriesCapacitor,TSSC)。⑤晶闸管控制的移相变压器(ThyristorControlledPhaseShiftingTransformer,TCPST)。属复合串并联型FACTS装置，如图6.8所示。⑥相间功率控制器(InterphasePowerController,IPC或TCIPC)。它在输电线的每一相中串入两个并联的容抗和感抗分支，并使其分别从属于相互无关的可独立移相的电压，如图6.9所示。14图6.8可控移相器图6.9通用型和改进型的IPC装置(a)通用型；(b)改进型

15图6.10静止调相器结构图162)基于GTO同步电压源的输电型FACTS控制器①静止同步补偿器(StaticSynchronousCompensator,STATCOM)。其结构如图6.10所示，为三相逆变器构成，并由一并联电容器上的电压进行激发驱动，其三相输出电压与交流网三相电压同相，连接变压器通过的电流等于零或呈容性或呈感性则取决于一、二次电压幅值。②静止同步串联补偿器(StaticSynchronousSeriesCompensator,SSSC或S3C)。一种静止型无外部电源运行的同步发电器。其基本结构类似于静止调相器(STATCOM)，只是其变压器输出绕组串接入输电线路中(参见图6.11)，17图6.11统一潮流控制器(UPFC)结线图18③统一潮流控制器(UnifiedPowerFlowController,UPFC)。由一台静止同步补偿器(STATCOM)和一台静止同步串联补偿器(S3C)经一常规直流联结耦合一起的组合装置，如图6.11所示。（2)FACTS控制器控制潮流的基本原理各种输电型FACTS控制器皆通过调控输电线路的阻抗或(和)电压模值或(和)电压相位角等参数，从而控制输电系统潮流。不同FACTS控制器的作用，可用图6.12所示稳态模型综合表示。

图6.13所示为一仅含串联型FACTS装置的输电线路的等值电路。

19图6.12FACTS装置的稳态模型

图6.13含FACTS的支路电路图

20可见，线路中的功率由自然分布功率和附加电压源控制功率两部分组成。任何控制装置的控制量有一定的变动区域，在不同的FACTS装置的控制作用下，所在线路的潮流被控在不同区域内变动。由式(6.6)可见，随串联电压的变化，线路功率是一个以线路未受控制时的功率为圆心、为半径的实心圆，如6.14所示。这时,附加电压源控制功率为当时，式(6.7)中有：

21当时，式(6.7)中有：如果Upq值的约束与UPFC一致时，TCPS的控制域基本为UPFC控制圆的一条直径，见图6.14。式(6.6)变为：将代入式(6.8)，并在等式右侧加减可得22图6.14三种FACTS装置对线路潮流的控制域1—统一潮流控制器(UPFC);2—可控移相器(TCPS);3—可控串联电容(TCSC)23再将式(6.9)右侧第一项展开为实部(Pc)和虚部(Qc)，即由此可见：FACTS装置对潮流的控制作用取决于装置的类型，其中统一潮流控制器（UPFC）的控制域为一实心圆，其控制能力最强；FACTS装置对潮流的控制作用还与线路功率初始的自然分布状况有关，统一潮流控制器（UPFC）能否控制潮流的方向、可控移相器（TCPS）和可控串联电容（TCSC）控制域的大小，亦即对潮流控制能力的强弱皆取决于线路功率的自然分布。6.2输电系统有功功率及频率的调整控制6.2.1调整控制系统频率的必要性频率是衡量电能质量最重要的指标。电力系统负荷,特别是发电厂厂用电负荷,对频率要求极其严格。要保证系统用户及发电厂的正常运转和安全运行，我国规定频率偏移不得超过系统额定频率±0.2Hz。24频率变化对电能用户有以下的影响：①电力用户使用的电气设备中绝大多数是异步电动机，其转速与系统频率有关。②电动机的有功功率与系统频率有关。③近代工业、国防和科学研究部门广泛使用电子设备，系统频率的不稳定会影响电子设备的工作特性，降低准确度，造成误差。系统频率的变化，对发电厂及系统本身也有影响：所以，系统频率质量必须予以保证。系统频率只有在系统中所有发电机的总有功出力与总有功负荷(包括网损)相等时，才能保持不变。6.2.2输电系统中有功功率的平衡（1)有功功率负荷的变化25输电系统中的负荷时刻都在不规则地变化着。这种不规则的变化，实际上为两类变化的结合。一类是可预测的；另一类是随机的偶然性变化和冲击性变化(如压延机、电气机车、工业电炉等负荷)。各发电厂按给定的任务及时地满足系统负荷的需求，就可以维持频率的稳定。按预计给定发电负荷计划发电的厂，称负荷监视厂，电力系统中绝大部分发电厂属这种类型。对于偶然性的负荷变化和冲击性的负荷变化，必须调整系统中电源的有功功率才能维持系统频率的稳定，即称“频率调整”。频率调整分一次调整和二次调整两种。调频厂的母线通常为潮流计算中的平衡节点。电力系统中的有功负荷包括用户需求的有功功率，网络中损耗的有功功率，以及发电厂厂用电负荷所需的有功功率。（2)有功功率电源及备用容量26输电系统中有功功率电源是各类发电厂的发电机。系统中的电源容量不一定是所有机组额定容量之和。可投入发电设备的可发功率之和，才是真正可供系统调度的电源容量。电力系统有功电源容量必须大于包括负荷最大有功功率、网损及厂用电在内的全系统最大发电负荷。系统备用容量分热备用及冷备用两种形式。系统备用容量按其作用可分为以下几种：1）负荷备用为调整系统中短时的负荷波动和日计划外的负荷增加，确保系统频率质量而在系统中留有的备用容量，即为负荷备用容量。2）事故备用为防止系统中某些发电设备发生偶然性事故时，电力用户不致受到严重影响，维持系统正常供电在系统中留有的备用容量，即为事故备用容量。273）检修备用为保证系统的发电设备进行定期检修时不致影响供电而系统中留有的备用容量，即为检修备用容量。4）国民经济备用考虑用户的超计划生产、新用户的出现等而设置的备用容量。这种备用容量的大小，要根据国民经济的增长情况来确定。实际上，热备用容量的大小不需要按负荷备用和事故备用的总和来确定，两者是可通用的。在总的备用容量中，热备用和冷备用的分配是有功功率电源的最优组合问题；当热备用容量确定之后，这容量在各发电机组之间的分配又是有功功率负荷的最优分配问题。（3)输电系统有功功率平衡有功功率平衡包括两个方面。28其一：输电系统有功功率平衡指运行中任何时刻系统发电机发出有功功率的总和，等于系统负荷(包括发电厂厂用负荷)需要的有功功率及输变配电过程中网络元件消耗的有功功率之和，即其二：为保证系统安全、优质、经济地运行，系统还必须拥有一定的备用容量，即6.2.3输电系统的频率特性所谓频率特性，这里是指有功功率—频率静态特性，简称功频静态特性。它反映了稳态运行情况下有功功率和频率变化的关系。29（1)负荷的频率特性它决定于负荷的组成。由于负荷类型不同，负荷的有功功率与系统频率的关系也不同，一般有下面几种类型：①有功功率与频率变化无关的负荷，如照明、电炉、整流负荷等。②有功功率与频率一次方成正比的负荷，如球磨机、切削机床、卷扬机等。③有功功率与频率二次方成正比的负荷，如变压器铁芯中的涡流损耗等。④有功功率与频率三次方成正比的负荷，如通风机、循环水泵等。⑤有功功率与频率高次方成正比的负荷，如锅炉的给水泵等。整个系统的负荷功率与频率的关系可表示为：30如以PDN，fN为基准，可表示为标幺值形式：显然，系统频率在额定时，f*=1，PD*=1，则实际系统实测的结果也表明在额定频率附近系统负荷的有功功率与频率变化近似成线性关系，如图6.15所示。图中直线斜率为有名值(MW/Hz)

31KD，KD*=称负荷的频率调节效应系数，又称负荷的单位调节功率，它反映了系统负荷对频率的自动调整作用。该特性系数决定于系统负荷的组成，显然是不可调整的。KD*是电力系统调度部门必须掌握的一个数据，实际系统应由实测获得。一般系统KD*的值为1~3，通常为1.5。（2)发电机组的频率特性发电机组的频率调整由原动机的调速系统来实现，其功率频率静态特性也就取决于发电机组的调速系统。调速系统种类很多，这里以直观性较强的离心飞摆式为例介绍其调速原理。图6.16为调速系统示意图。该调速系统由4部分组成：测量部件Ⅰ——飞摆、弹簧等；放大部件Ⅱ——错油门(管制器)；执行部件Ⅲ——油动机(接力器)；转速控制部件Ⅳ——伺服马达及蜗轮、蜗杆传动机构。Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ组成调速器，实现频率的一次调整；Ⅳ，Ⅱ，Ⅲ组成调频器，实现频率的二次调整。32图6.16离心飞摆式调速系统示意图Ⅰ—飞摆（1—飞摆，2—弹簧）；Ⅱ—错油门；Ⅲ—油动机；Ⅳ—调频器图6.15负荷频率静态特性331)调速器的工作原理从调速器的调节过程可见，负荷增大，发电机输出功率增加，转速与频率略低于原来值；如果负荷减小，调速器调整作用将使输出功率减小，转速与频率略高于原来值。这就是频率的一次调整，它是由调速器自动完成的。由于调整的结果，频率不能回复原值，故一次调整是有差的调整。2)发电机组的频率特性

图6.17发电机组的频率特性

34将上述调节过程中发电机组的有功功率与频率关系用有功功率—频率静态特性曲线表示，其近似为一直线，如图6.17所示，简称为发电机组的功频静态特性或频率特性。它反映了系统频率变化引起发电机输出功率的变化，负号表示二者变化方向相反，即发电机输出功率增加时，频率是降低的。单位调节功率也可用标幺值表示：发电机组的调差系数R是指机组由空载到满载时的转速(频率)变化与发电机输出功率变化之比，即35通常用百分数表示：从空载到满载,发电机的单位调节功率为由K

G与R的关系得出K

G(MW/Hz)的计算式：由式(6.19)及式(6.23)得：但受机组调速器的限制，其调差系数有一定的范围限制，一般为：36汽轮发电机的R%=4~6，K

G*=25~16.6水轮发电机的R%=2~4，K

G*=50~253)调频器的工作原理由上述分析可知，仅依靠调速器实行频率的一次调整不能维持发电机转速不变，即不能维持系统频率不变。因此，为了维持频率不变或限制频率偏移在允许范围内，都需要对频率进行二次调整，这由调速系统中的调频器来完成。

图6.19发电机组频率静

态特性线的平移图6.18发电机组的功频静态特性37这就是调频器的动作原理，此调节过程称二次调整或调频，其动作是由外界信号(手动或自动操纵伺服马达)来控制的。（3)系统等值机的频率特性对于多机系统，电源的功频静态特性应是系统机组的等值功频静态特性，或称等值机的频率特性，仍如图6.17所示。若系统中有n台机组装有调速器，在系统频率有Δ

f的变动时，各发电机组将有ΔPGi的功率改变，即38则系统电源的单位调节功率即为各装有调速器机组的单位调节功率之和。用标幺值计算时，有：

计算中，对于满载运行的发电机组，在系统负荷增加时其KGi=0。6.2.4系统频率的调整（1)频率的一次调整由图6.20可见，对应负荷增加量ΔPD0的线段ac=ad+cd。ad段为电源增加的有39功功率ΔPG，cd段则为负荷减少的有功功率ΔPD。由式(6.26)及式(6.16)可知，即系统的单位调节功率表示负荷增加(减少)时，在各发电机组的调速器及负荷的调节效应共同作用下,系统频率的下降(上升)量。因此，根据系统的单位调节功率Ks可知在允许的频率偏移范围内系统能承受多大负荷变动。由上所述，频率的一次调整只能满足变化幅度小、周期短的负荷变化引起的频率偏移不超过允许的范围。当系统负荷变化幅度较大、周期较长时，仅靠一次调整就不能保证系统频率的质量。此时，就需利用调频机组的调频器进行频率的二次调整。40图6.21例6.2两机系统

（2)频率的二次调整当电力系统由于负荷变化引起的频率变化，依靠一次调整作用已不能保持在允许范围内时，就须手动或自动地操作发电机组的调频器，使发电机组的功频特性平行地上下移动来改变发电机组输出的有功功率，以保持系统的频率不变或使频率变化在允许范围内。尽管这仍是有差调节，但明显可见，二次调整使系统的频率质量得到了改善。图6.20频率的一次调整41图6.22频率的二次调整

相似于式(6.29)可得一般表达式

42如果二次调整发电机组增发的功率能够完全补偿负荷功率的原始增量，即ΔPG0=ΔPD0，则Δf=0，亦即实现了无差调节。无差调节如图6.22中虚线所示。上述单机—负荷系统的调频过程可推广运用于实际系统中多台机组的情况。设系统有n台机组，且其中第m台是主调频机组承担二次调整，n台机组进行一次调整，类似于式(6.30)可直接列出：

以上分析没有考虑线路上因负荷增加引起的线路损耗增加，这个损耗可以计入负荷的增加部分之中。因此，一般希望主调频厂设在负荷中心以减少线路损耗，做到就近补偿负荷的变动。（3)互联系统的频率调整43大型电力系统都有几个负荷中心，通常将这样的系统分成几个相互联系的子系统，各子系统之间的输电线作为联络线用以交换功率。因此，提出了在调整系统频率的同时控制联络线上交换或输送功率的问题。现以由两个子系统组成的联合系统情况（如图6.23）予以讨论。对B系统ΔPab可看作是电源功率的增量，则：图6.23互联系统频率调整44实际上，两个联合运行的系统频率是相等的，即ΔfA=ΔfB

=Δf，可得从而以此代入式(6.32a)或式(6.32b)，又可得式(6.33)和式(6.34)可改写为

45由上面两式可得出如下结论：①联合系统频率的变化取决于联合系统总的功率缺额及总的单位调节功率。不言而喻，联合的两个系统本就应看作是一个系统。②如A系统没有功率缺额，即ΔPA=0，联络线上由A流向B的功率增大；反之，如B系统没有功率缺额，即ΔPB=0，联络线上由A流向B的功率减小。③如B系统没有调频厂，即ΔPGB

=0，B系统的功率缺额则全部由A系统增发的功率来补偿。从上例分析可知，全系统要实现在一定频率水平下的功率平衡及频率调整，对于大型系统可采用分区调整，就地实现功率平衡的调整方法。这样既可保证系统的频率质量，又不加重联络线的负担。图6.24例6.3两系统联合46（4)调频厂的选择主调频厂又称第一调频厂，承担主要的调频任务；辅助调频厂的调频器动作整定在系统频率偏移超过某一定值时参加调频，按照参加次序又分为第二调频厂、第三调频厂等等。按频率调整的要求，主调频厂应具备以下条件：①具有足够的调整容量；②能适应负荷变化需要的调整速度；③调整输出功率时应符合安全及经济运行原则。另外，调整频率时，引起的联络线上功率的波动和某些节点电压的波动不超过允许的范围。核能电厂的可调容量较大，且调整速度不低于火电厂。但由于核能电厂运行费用低，故投产后使其多发电而带基本负荷，不承担调频任务。47综上所述，从调整容量和调整速度这两个最基本的条件来看，在水、火电厂并存的系统中，应选择水电厂作调频厂。对应图6.25中负荷曲线尖峰部位工作的发电厂即为兼有调频任务的发电厂。当系统中有抽水蓄能电厂时，在其发电期间也可参加调频。其功能是：系统控制中心(电网调度中心)按其控制目标通过调度通信系统(图6.26)将指令发送给有关发电厂的机组，通过发电厂机组的自动控制调节装置实现发电(出力)的自动控制，从而达到控制中心的调控目标。自动发电控制对电网运行的控制目标主要有：48

图6.25各类发电厂工作部位示意图

(a)枯水季节；(b)丰水季节49

图6.26调度通信系统示意图50

①维持系统频率等于或十分接近额定值。②维持系统内各区域间或各子系统间联络线的交换功率在允许范围内。③维持系统中各发电设备按最经济方式运行。在自动发电控制系统中引入经济调度计算后，该系统就具备了经济调度控制(EDC)的功能。自动发电控制的控制方式主要有：①恒定频率控制方式；②恒定机组出力自控制方式；③恒定交换功率控制方式；④频率及联络线功率偏移控制方式；⑤自动修正时差控制方式；⑥自动修正交换电能差控制方式；⑦自动修正时差及交换电能差控制方式。516.3输电系统无功功率及电压的调整控制6.3.1电压调整的基本概念电压是表征电能质量的又一重要指标。电压调整与频率调整比较有如下的不同：①全系统频率相同，而系统中为数甚多的节点(母线)其电压值各不相同。②频率与系统有功功率密切相关，系统的有功电源集中于发电厂的发电机；而电压则与系统无功功率关系很大，无功电源除各类发电厂的发电机外，可分散于各变电所设置的其他无功电源。③调整频率只须采用调整发电厂原动机功率这唯一手段；而要使全系统各节点电压均满足要求，必须也可能采用各种调整措施。（1)电压偏移及电压调整的必要性52电力系统在正常运行中，负荷随时都在发生变化，电力系统的运行方式也常有变化。实际上，要保证系统中各节点和所有用户受电端的电压在任何时刻都为额定值是不可能的。各节点电压值在运行过程中对其额定电压总会有一定偏移，只要电压偏移值在允许的范围内，就能保证用户及电力系统的正常运行。目前我国规定的各类节点允许电压偏移值为：①500(330)kV母线正常运行方式时≤10%；但最低运行电压不应影响系统同步稳定、电压稳定、厂用电设备的正常运行及下一级电压的调节。②发电厂和500kV变电所的220kV母线③发电厂和220（330）kV变电所的110~35kV母线④用户受电端特殊用户按供用电合同商定的数值确定。53事故状况下，允许在上述数值上再增加5%，但正偏移最大不能超过+10%⑤发电厂和变电所的10(6)kV母线，其电压偏移范围应严格按④中用户电压规定值经计算确定。电力系统节点的供电电压相对其额定值偏移过大，会使用户电气设备的性能恶化。电压质量也影响电力系统自身的安全运行及经济性。电网运行电压偏低，会使网络的功率损耗及电能损耗增加，电压过低则可能破坏电力系统运行的稳定性；电压过高又可能使各种电气设备的绝缘受到损害，使带铁芯设备的铁芯饱和产生谐波并引起谐振，在超高压网络中还将增加电晕损耗。（2)电压质量与无功功率的关系1)负荷无功功率对节点电压的影响正常运行状态下，电压的变化主要由负荷变动而引起。式(4.110)可表示为54这时，只能减少线路输送的无功功率以使节点电压偏移值保持在允许的范围内，而供给末端负荷不足的无功功率只能在末端设置除发电机以外的其他无功电源来补充。这即为满足电压质量要求而设置的无功补偿电源，简称无功补偿。2)节点电压对负荷无功功率的作用下面将进一步讨论节点电压与负荷无功功率的关系。系统中的无功负荷是指以滞后功率因数运行的用电设备所吸取的无功功率：其中主要是异步电动机的无功功率。因此，电力系统综合负荷的无功电压静态特性主要取决于异步电动机的特性。在《电机学》中已知，异步电动机的无功功率包括激磁无功功率Qm和漏抗无功功率Qσ两部分，即：55

其中，激磁无功功率随端电压降低呈平方关系减小，漏抗无功功率则随电压降低而增大，这是因为电压降低，转差率S加大，定子电流I增大所致(见图6.27)。图6.28示出了异步电动机的无功功率—电压静态特性曲线。由于异步电动机是电力系统中主要的无功负荷，所以构成了图6.29所示的输电系统综合负荷的无功—电压静态特性曲线。因此，要保证电力网络在正常电压水平的前提下，又能保证正常运行方式下供给负荷所需的无功功率，则输电系统在任何时刻都必须保持无功功率的平衡。（3)输电系统的无功功率平衡1)系统的无功功率平衡56图6.27异步电动机简化等值电路图6.28异步电动机的Q—U特性图6.29综合负荷的无功功率—电压静态特性57由此断言，保证电压质量的前提条件是系统必须具有充足的无功电源容量。输电系统的无功功率平衡包含两个方面：一是保证电压质量的前提下，运行过程中任何时刻系统各类无功电源所发无功功率总和必须等于全系统负荷和网损所需的无功功率；再是，全系统必须有一定的无功电源备用容量，以便应对负荷变化时维持正常电压下的无功功率平衡。即：在进行电力系统规划设计时，也要进行无功功率平衡计算，以便确定无功电源补偿容量和对这些容量进行合理配置。规划设计中，无功功率备用容量一般取最大无功功率负荷的7%~8%。2)系统中的无功功率电源①发电机。58发电机的可发无功功率，由类似图4.5所示的发电机P—Q运行图或电力系统规划设计手册中提供的发电机有功功率降低时允许最大无功功率变化曲线确定。②调相机。它的运行方式为过激运行和欠激运行两种，过激运行时向系统提供无功功率；欠激运行时从系统吸取感性无功功率。尽管调相机具有良好的调节特性，也较长期地在电力系统运行中发挥了重大作用，但因其本身的一些缺点，特别是作为旋转机械以及辅助设施(如冷却系统)较复杂，使其运行维护极为不便，随先进的FACTS装置的出现，它已逐步趋于淘汰。③电容器。电容器只能向系统提供感性无功功率，所供无功功率(Mvar)与所在节点的电压平方成正比，即：59所以，电容器作为无功补偿电源在国内外都得到广泛采用。④静止补偿器和静止调相器。静止补偿器和静止调相器皆为并联型FACTS装置。静止补偿器(SVC)如图6.6所示。正是为了克服这一缺陷，受调相机优越调节特性的启示，产生了第二代并联型FACTS装置——静止调相器。静止调相器(STATCOM)如图6.10所示。它是以直流电容器为电压源，借可关断晶闸管GTO和二极管组成的换流器控制其交流侧电压U0，使其与系统电压U同相位。输电线路中电纳的无功功率为容性，称为线路的充电功率。其实质相当于无功电源向系统提供感性无功功率，其值(MVar)可近似用下式计算60表6.1列出一些典型数值。6.3.2电压管理和电压调整原理实际上，只需选择一些关键性的母线作为电压的监视点，控制这些母线的电压偏移在允许范围内，系统中各母线电压，从而所有负荷处的电压就基本上满足要求。这些电压监视点称电压中枢点，对电力系统电压的监视和调整即通过监视和调整中枢点的电压来实现。一般选择可反映系统电压水平的各类发电厂高压母线、枢纽变电所低压母线、有大量地方负荷的发电机母线等作为电压中枢点。因为在这些母线供电的范围内，基本上包括了系统中的所有负荷。61（1)中枢点的电压偏移对中枢点电压进行监控，必须首先确定中枢点电压的允许变动范围。这就是电力系统运行部门编制电压曲线的工作。根据各时段电压Ui允许的变动范围，表示在图6.32(a)中的阴影部分即为中枢点电压曲线。由中枢点的电压曲线可见，要同时满足由它供电的所有负荷的电压要求，中枢点电压允许变动范围大大缩小了。62

图6.31简单网络的运行电压

(a)简单网络;(b)负荷j日负荷曲线;(c)负荷k日负荷曲线;

(d)ΔUij的变化;(e)ΔUij的变化;(f)负荷j，k允许的电压偏移63图6.32中枢点i电压的允许变动范围(a)能同时满足负荷j，k的要求；(b)不能同时满足负荷j，k的要求64

在实际电力系统中，由于同一中枢点母线供电的负荷可