电力系统攻略加强版

1、电力系统控制与调度自动化填空型：1.现代电网三大自动控制系统：自动 发电控制、自动 电压控制和自动 稳定控制。(3A系统)2.电能的质量标准： 波形 、 频率 和电压 。3.4.电网调度分为五级： 国家 级、 大区 级、 省级、 地(市) 级和 县级电网调度。电网调度自动化系统按功能分为三种档次：最基本的监视控制与数据采集 (Supervisory Control And DataAcquisiti on ),在SCADA的基础上增加了一些功能，女0自动发电控制 (Automatic Gen eratio n Con trol )、经济调度(Economic Dispatch Control

2、)等，最完善的 能量管理系统 ( Energy Management System)。即： SCADA、 AGC、 EDC、 EMS。5.SCADA/EMS系统的六个子系统：支撑平台( Supporting Platform )子系统、SCADA子系统、PAS子系统、调度员 培训仿真(Dispatcher Training Simulator )子系统、AGC/EDC子系统。6.即： SCADA、 AGC/EDC、 DTS、 SP、 PAS。数据采集的 4 种数据： 模拟量、开关量、数字量、脉冲量 。7.电力系统实现频率积差调节的两种方式：集中调频方式 、 分散调频方式 。8.电力系统的无功电

3、源： 发电机 、同步调相机 、 电力电容器 和静止补偿器 。9.静态安全分析主要包括 预想故障分析 和 安全约束调度 。10. 预想故障分析可分为三部分： 故障定义 、故障筛选 、故障分析 。11. 奇/ 偶校验法 ：决定于 1 个数的奇偶。12. BCD 码表示法 ：将十进制的数每位转换为四位二进制表示。13.目前调度自动化采用的 CDT规约中，每一帧开头是 同步字，有48位。此后的每个信息字也是48位，其中最后8 位是校验位。14. 警戒状态表面上与 正常状态 完全相同，但它是有 欠安全 的，因为在某一种 N-1 事故后，会出现较严重的 参数越限 。只有运行 静态 程序才能发现警戒状态，此

4、时调度员有权决定是否采取预防性 安全控制。论述型：15.远方终端（Remote Terminal U nit）,又称远动终端，是电网调度自动化系统的重要基础设备，安装于各变电站或 发电厂内。 其主要任务 是将厂站的实时运行信息送给调度控制中心， 将调度的控制、 调节等命令送给厂站执行。 遥信、遥测、遥控、遥调是 RTU 的基本功能 。16.交流采样是将二次交流电压、电流信号经交流变换器（小 TV和小TA）隔离和降低幅值后，以交流模拟信号供 A/D 进行采样,然后通过计算得到被测量的有效值等参数。17.当已用上最小一个电压砝码后还略小于Ux,因没有更小的砝码，只有近似地给出结果， 这就存在着 量

5、化误差”。18.遥测量越阈值传送： 为提高效率，可为遥测量设置一个阈值（即死区） ，压缩传送的数据量，当遥测的变动量未 超于规定的阈值则不给于发送。19.问答式通信规约（ Polling）： 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 只有在接到主站询问后才可回答（报送数据） 。RTU,各 RTU20.调节特性曲线斜率成为发电机组的 调差系数，记为b （正值），有又可写成调差系数b的标幺值表示式为计算功率和频率的关系时，常采用发电机组的单位调节功率KG它是调差系数的倒数，表示为21.当系统负荷变动导致频率变化时，调速器能够感知发电机频率（转速）的变化，自动地调节进汽阀门（或导

6、水 叶）开度,改变发电机的有功功率,力求与系统负荷重新平衡。这种方式被称为系统频率的一次调整 。22.在各省的调度中心，调频系统是按系统频差 Af和与外区联络线上的功率偏差信号apt进行调节的，其方程式为apt联络线功率与其计划值的偏差，方向以输出为正，输入为负;Ag本区内所有调频机组功率增量的总和；Ks本区系统的单位调节功率；ACE 区域控制误差。23.AGC/EDC的控制过程：通过电力系统调度自动中心的通信系统获取各发电机组功率、各联络线路传输功率以及 系统频率的信息，并向各个发电厂（或发电机组）发布相应的控制信号。当系统出现频率偏差或交换功率偏差 时，就可以通过测量和计算，确定区域控制误

7、差ACE从而获得系统所需的功率增减总值。再将该功率增减总24.值，采用等耗量微增率准则，分配给区域（或子系统）中各调频电厂和调频机组为了减少故障切除后的功率过剩，防止发电机飞车失步，可以在发电机端并联制动电阻，在出线短路时投入，以吸收过剩功率，这就是 电气制动 或称电阻制动。25. 为什么要进行电力系统的状态估计？状态估计的前提是什么？步骤？状态估计的原因：由于SACDA系统收集的实时数据有不齐全、不精确、不和谐，以及受干扰时会出现不良数据 的缺点，因此必须用状态估计的方法来解决这些问题，使数据的质量和可靠性得到提高。状态估计的 前提 ：状态估计法必须建立在实时测量系统有较大冗余度的基础上。状

8、态估计的 计算方法 为最小二乘法。状态估计的 步骤 ： 1.假定数学模型。 2.状态估计计算。 3.检测。 4.识别。26.馈线自动化实现故障区段的隔离及恢复供电一般有 两种方式 ：由自动重合器、分段器或负荷开关等按预先整定 顺序自动重合；由 SCADA监控系统主站遥控负荷开关和分段器。27.馈线自动化远方终端（Feeder Automatio n - Remote Terminal Un it ）。FA-RTU是控制箱中的核心单元，用于完成数据采集、遥控命令的执行以及通信处理等任务。28.开入： 开关量信息输入微机系统的电路，称为开关量输入通道，简称开入。29.N-1 准则： 判定电力系统安

9、全性的一种准则。又称单一故障安全准则。按照这一准则,电力系统的 N 个元件中的任一独立元件（发电机、输电线路、变压器等）发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致 用户停电；不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故。当这一准则不能满足时，则要考虑采用增加发电机 或输电线路等措施。30.工频负荷控制系统： 利用配电线作为信息通道。工频信号发射机可使工频电压波在过零点附近发生微小畸变， 用这种畸变传递负荷控制信息。31.两种馈线自动化方案作用，优缺点：就地控制方案： 采用智能（自动化）开关，如重合器、分段器。该方案无需通信，实现故障自动隔离和网络自 动重构；优点： 结构简单，建设费用低

10、，无需建设通信网络，不存在电源提取问题； 缺点：仅故障时起作用。 正常运行时不起监控作用， 调整运行方式需要到现场修改定值， 要经过多次重合， 对设备冲击大。亦要多次投切，会导致暂时停电。远方控制：采用遥控开关和现场终端 FTU,对故障进行一次的定位和隔离；优点： 正常时监控配网运行，适应灵活机动运行方式，可实现全局信息化；缺点： 结构复杂，建设费用高，所需通信网络存在电源提取问题。32.遥控开关例如遥控负荷开关，33.34.在线经济调度： 是实时的，可以按系统负荷变化随时进行调整的快速经济分配手段，又称实时经济负荷分配。经济调度： 是能量管理系统的主要内容，控制电力系统的运行成本。P89 例

11、 3-1【例3 计算表3 5中第4行侑息组（300的监骨码D 解（1）=（】01儿其信息多项式为M（X）= 1 X X： + 0 X 屮 + 1 X 屮耳屮 + 1M（X）X =（X： + DK =xax*（；（?O是2+1 6 +1的个囲九恥）应为4阶*经PU分解得V +1 = CX+1）（X + X + I）（屮+ X + 1）（HX）=（X + 1XX + X+1 = X + r + X +1或秆G（X） = （X 十 ixx* 十片 + 1） K ;v + X- +x +1坝后若为生成爹项式，具也可用系数表示，即& = （10111几注意；因式分解时右侧各项展开以后令并同类项采用相应系

12、数的模2加迭运算*在W F 除法中亦同样。用2WCX)V除以G(X = R+X，+ X + 1*或仅用系数做除法:V +X：十 X + 1 Jx + x+o-FoJC十X*X讦X（4）或者ICK)10111 ) 1010000 10111（6） 的组合。(1100= R市余式 RfX) = 1 * X + l X+O- X + 0- 1得到枝脸码 A?-(MOO).最后要传送的信息字F= (lOlllOO),是信息m AJ-和梭验码R-(llOO)P123 例 4-1翘監氐戈总警2窓知占总容量的核电机组已满负瓠占总容最30%的 *电厂右W竺警容量*孵位调节功率为6珀占总容量20%的水电厂有25

13、%的备用容 孵位调节功率为阪系统负荷的单位调节功率为1.5 (标幺值、好统总负荷为基仪系统的单位调节功率K畀负荷功率增加S%时的稳态频率人(1)计算系统的单位调节功率Ks“设系统总容fi为10000MW (实际上可设为任意III解I核电机组：卩询一0. 5X 10000 = 500CKMW),带负荷5000MW.已满.?K“二労心=鬻X0=0 fMW/Hi)I 火电机组：P询=0. 3X10000FOOO CMW) 带億荷 0. 9X3CX)O = 27OO (MW).水电机组，Fon = 6 2X10爲=加00 (g0.75X2000=1500 (M5K严労鬻X25=KW mW/H幻系统总负

14、荷为巩=5000 +2700+1500=9200 (MW)Ki =0K二警XI. 5 = 276 (MW/Hk)7nbO系统单位调节功率为Ks=2Kc+Al=0+996+1000+276=2272 (MW/Hz)(2)若系统负荷增加5%.系统负荷增量为APt=5%X9200=460 (MW)&-爭=-期=-0 2 (Ik)Ks经频率一次调整后的稳态频率为/=506 2=498 (Hz)P179 例 5-1例土丄设图517申llOkV线跻首端电乐保捋为H5kV不变，已计算出线路和变 压器阻抗之和Zs=2O+j4Ofl采用普通无截调压变压器* 分接头位冇5挡t分别是 115.5、HN75. 110

15、*0. 107* 25, 104* 5kV,大负荷S = 26+j2OMVA ,小负荷S = 22 +jl6MVA ,变浪器二次侧母线电压耍求实 现逆调压.即大负荷时5为10. 5kV,小负荷时0为WkV.试求应装设补偿电容器的容 量a和无载M压变压器分接头的恰当播位。UO2X2 i%lkV-GDl5kV解1)小负荷时应切除全部补偿皑容，仪用合适的分接头来实现调压R标】OkV。U； =22X20+ 16X40 = 0乩 6kV)图5-17 JlOkV线路和变压as示意图115105. 6= 10(kV)则分接头电压d= 105.1163)选取*接近的U55kV分接头，则变比K = 10. 51

16、15*52)大负荷时应投入补偿电容器，但仍用上述分接头实现调压目标10. 5kV. 未投人电容前验算：二次侧母线电压氏=105. 6 X 7 = 10* 06(kV)(十分接近逆调压目标lOkV)U； = 115-型化严 X 4 = 103. 52( kV)115Ut = 103. 52 X = 9l 36(kV)电压低不合格 用下列公武可求出应该投人的补偿电容容量Qh即Q =河U亦)K，式中U坦旨二次侧母线要实现的调压冃标值，kV,却S二次侧母线目前实际的电压ft* kVX耳一线路和变压器电抗之和，HiK变压器变比.将上述数据代入Q 8 喘 X (10. 5 4 86) X 埠县=18. 5

17、 设选取Qc = 18Mvar,验算：W _ 11U 26 X 20 + 20 1S) X 40S = 115j5 G = 109. 78(kV)5 =也苗=ZW）（十分接近逆调压目标哄2 可见.完全实现了逆调压的调压目标.一.专业名词解释用这种1. 工业负荷控制：利用配电线作为信息通道。工频信号发射机可使工频电压波在过零点附近发生微小畸变，畸变传递负荷控制信息。2. AGC/EDC:通过监测电厂有功功率和系统负荷之间的差值，自动地调控调频机组的有功功率，以满足用户不断变化的用电需要，达到有功功率的发供平衡，从而保持系统频率稳定，并且使整个系统处于经济运行状态。P1393. 量化误差4. N-

18、1准则：判定电力系统安全性的一种准则。又称单一故障安全准则。按照这一准则，电力系统的N个元件中的任一独立元件（发电机、输电线路、变压器等）发生故障而被切除后，应不造成因其他线路过负荷跳闸而导致用户停电；不破坏系统的稳定性，不出现电压崩溃等事故。当这一准则不能满足时，则要考虑采用增加发电机或输电线路 等措施。5. “区域控制误差” ACE ？ ？6. 次调频：电力系统中所有发电机组都装有调速器，当系统负荷变动频率变化时，调速器能够感知发电机转速（频 率）的变化，自动地调节进汽阀门（或导水叶）开度，改变发电机的有功功率，力求与系统负荷重新平衡。这种方式被称为系统频率的一次调频。P122RTU,各R

19、TU只有在接到主7. P Olli ng规约：问答式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 站询问后才可回答（报送数据）。P102P 233TV和小TA）隔离和降低幅值后，仍以交流模拟信号供P548. 电气制动：为了减少故障切除后的功率过剩，防止发电机飞车失步，可以在发电机端并联制动电阻，在出线短路 时投入，以吸收过剩功率，这就是电气制动或称电阻制动。9. 交流采样：将二次交流电压、电流信号经交流变换器（小 A/D进行采样，然后通过计算得到被测量的有效值等参数。10. 逆调压：逆调压是指在最大负荷时， 提高系统电压中枢点电压至 105%倍额定电压以补偿线路上增加的电压损失，最小负荷时降低中枢点电压至额定电压以防止受端电压过高的电压调整方式。P17211. 开入：开关量信息输入微机系统的电路称为开关量输入通道，简称“开入”。P7212. FTU：馈线自动化远方终端，是安装在配电室或馈线上的智能终端设备、可以与远方的主站通信，将配电设备的运行数据发送到主站，海可以接受主站的控制命令，对配电设备进行控制和调节。与RTU的区别：FTU体积小、数量多，可安装在户外馈线上，抗高温，耐严寒，适应户外恶劣的环境；而RTU安装在变电站中，一般安装在户内，对环境要求高。P 332 二