电气工程自动化 复习

1、电自背诵资料第一章 发电机的自动并列1、同步发电机组并列原则：1）并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能的小；2）发电机组并入电网后暂态过程要短，以减少对电力系统的扰动；2、对并列要求：合闸时Us尽量小，最大冲击电流不超过允许值；并列后进入同步运行状态，对电网无扰动；3、发电机并列理想条件： UG、Us频率相等；电压幅值相等；相角差为0；4、1）电压幅值差0：并列时频率fG=fX； 相角差=0； 电压幅值不等； 最大冲击电流：（U为有效值）；冲击电流主要为无功冲击电流；2）合闸相角差0：并列时频率fG=fX； 相角差0； 电压幅值相等； 发电机空载，冲击电流主要为有功冲击电流；3）频差0：并列时频

2、率fGfX（则相角差0）； 电压幅值相等； 频差：； 滑差：电角频率差（角速度差）； 滑差周期： 滑差大，滑差周期短，并列冲击越大，暂态过程长； 交换功率方向与正负有关，0：UG超前Ux，发电机状态，发出功率，制动减速；0：UG滞后Ux，电动机状态，吸收功率，被加速；5、自同期并列： 优点：并列速度快，控制操作简单；缺点：冲击电流大；不能用于两个系统间的并列操作；6、准同期并列基本原理：对QF两侧脉动电压Us（也叫滑差电压）和滑差角速度s进行检测和控制，并选择合适的时间发出合闸信号，使合闸瞬间的Us值在允许值以内； 1）脉动电压： ， ； 脉动周期Ts：变动2的时间；脉动周期Ts只与有关； 2

3、）利用脉动电压us检测准同期并列的条件： A、电压幅值差：脉动电压最小幅值设定值； B、频率差：滑差=2fs（频率差，脉动电压幅值的频率）设定值；7、自动准同期装置：（1）频差控制单元；（2）电压控制单元；（3）合闸信号控制单元：当频率和电压都满足并列条件，选择合适的时机，即在相角差e等于零的时刻，提前一个“恒定越前时间”发出合闸信号；8、准同期并列合闸信号的控制：核心部件：合闸信号控制单元； 1）越前时间：； 2）允许滑差角速度：，一定时与成正比； 由于装置的越前信号时间、出口继电器的动作时间以及断路器的合闸时间tQF存在着分散性，合闸相角误差会限制允许滑差角速度； a）（最大允许滑差，分母

4、：并列装置、断路器的动作误差时间） ； b）（例1-1）9、脉动电压含有同期合闸所需所有信息：电压幅值差，频率差，合闸相角差；但不能利用它检测并列条件，因其幅值与发电机电压和系统电压有关；10、恒定越前时间并列装置： 1）线性整步电压定义：幅值在一周期内与相角差e分段按比例变化的电压（三角形）线性整步电压不载有压差信息，一般直接用UG、Ux比较得到； 线性整步电压形成电路：A、整形电路（将UG、Ux变方波，幅值与原幅值无关）；B、相敏电路（同-高电平，异-低电平）；C、滤波电路（LC滤波器平滑波形）；2）恒定越前时间生成：线性整步电压加到R1、C组成的比例微分回路、电平检测器上； ，与无关恒定

5、越前时间（负号表示超前时间基准）； 3）滑差检测：比较恒定越前时间信号TYJ和恒定越前相角信号TA到达的先后顺序； ，时， ，频率差符合并列条件； 当恒定越前相角信号比恒定越前时间信号先到时，滑差符合并列条件4）频差控制：频差控制单元=频差方向测量环节（判别高低）+频率调整执行环节（进行调整）； a）区间鉴别：判定在0的下降侧区间； 只在时发恒定宽度的脉冲，使发出一个调速脉冲（增减速）；b）越前鉴别：判断谁是越前信号；输入信号UG、Ux的方波；可以判别滑差方向； 在0（前提）：fGfx：减速脉冲回路输出正脉冲，增速脉冲回路无输出； fGfx：增速脉冲回路输出正脉冲，减速脉冲回路无输出；c）比例

6、调节：比例脉冲调节制：在每一次滑差周期内发一个宽度恒定的增速或减速脉冲，均频脉冲时间的占用率与频差成正比；第二章 同步发电机励磁自动控制系统1、空载电动势是发电机励磁电流的函数，改变励磁电流可改变同步发电机运行特性；2、励磁系统=励磁调节器 + 励磁功率单元；励磁自动控制系统：励磁调节器 +励磁功率单元 + 发电机反馈系统；3、励磁控制系统任务（功能）： 1）调控电压；（同步发电机外特性（UG与IQ）呈下降） 2）控制无功功率的分配； 3）提高同步发电机并联运行的稳定性： 系统稳定性发电机空载电动势励磁电流有关； a）静态稳定性：励磁调节装置能有效提高系统静态稳定的功率极限； b）暂态稳定性：

7、提高系统的强励能力，提高电压强励倍数和电压上升速度； 4）改善电力系统运行条件； 5）水轮发电机组要求实现强行减磁；5、对励磁系统的基本要求： 1）对励磁调节器的要求：功能：检测、综合系统运行状态的信息，产生相应的控制信号，经放大后控制励磁功率单元，以得到要求的发电机励磁电流； A）较小时间常数，迅速相应输入信息； B）系统正常运行时，能反应发电机电压高低，维持该电压在给定水平；（励磁控制系统的自然调差系数在1%以内） C）合理分配机组的无功功率（同步发电机机端电压调差系数在±10%调整）； D）励磁调节器没有失灵区； F）迅速反应系统故障，有强行励磁等控制功能，提高暂态稳定、改善系

8、统运行条件；2）对励磁功率单元的要求：功能：向同步发电机提供励磁电流，受励磁调节器控制； A）具有足够可靠性和一定调节容量； B）有足够励磁顶值电压（强励时可提供的最高输出电压）和电压上升速度；6、同步发电机励磁电源可控的直流电源；7、为了 缩短主轴长度，降低造价，减少环节，一般励磁系统都与主机同轴旋转；8、励磁系统中励磁功率单元起主导作用： A）直流励磁机励磁系统：机械整流子换向整流，用于10万kw以下机组，与发电机同轴，有电刷、整流子等转动接触部件，运行维护复杂，可靠性低； 1）自励直流励磁机励磁系统：发电机转子绕组由专用励磁直流机供电，调励磁机磁场电阻调励磁电流调发电机转子电流，实现手动

9、励磁； 2）他励直流励磁机励磁系统：励磁绕组由副励磁机供电，副励磁机、励磁机与发电机同轴；相比自励，时间常数减小，提高了励磁系统的电压增长速度（励磁单元时间常数就是励磁机励磁绕组的时间常数）； B）交流励磁机励磁系统：核心设备：交流励磁机； 1）他励交流励磁机励磁系统：主励磁机频率100Hz，副励磁机频率500 Hz的中频自励式交流发电机；缺点：有滑环； 2）无刷励磁系统：整个励磁系统无滑动接触元件，副励磁机永磁发电机（磁极旋转，电枢静止），交流励磁机电枢、硅整流元件、发电机励磁绕组在同轴旋转， 无碳刷、滑环； 发电机励磁由励磁机独立供电； 发电机励磁通过调节交流励磁机的励磁实现，励磁系统响应

10、速度慢； 转子回路中不能接入灭磁设备，发电机转子回路无法实现直接灭磁，无法实现对励磁系统的常规检测，必须有特殊测试方法； 良好的机械性能； 电机的绝缘寿命长。 C）静止励磁系统（发电机自并励系统）：励磁电源由机端励磁变压器整流装置供给；没有转动部分，励磁电源由发电机本身提供； 主要优点：1）接线、设备简单，无转动部分，维护费用少，可靠性高； 2）不用同轴励磁机，可缩短主轴长度； 3）直接用晶闸管控制转子电压，可获得很快的励磁电压响应速度； 4）由发电机机端获取能量； 静止励磁系统输出的励磁电压与机组转速成正比，机组甩负荷时过电压低；同轴励磁机励磁系统输出电压与机组转速平方成正比；9、系统故障时

11、，要迅速增强转子磁场，弥补系统无功功率的缺额；10、强励顶值：转子励磁电压最大值，1.82额定励磁电压；机端电压低于0.80.85额定机端电压值时，强励动作； 响应比：建立磁场的速度；11、建立：外部事故情况下，转子励磁电压的最大值及其建立的速度，即强励顶值与响应比；灭磁：发电机绕组内部故障等，使转子磁场内存储的大量能量迅速消释，而不致在发电机内产生危险的过电压；（12、13磁场的建立）12、1）他励直流励磁机时间常数：；Iee、Uef 指数形式增长；2）自励直流励磁机时间常数： (E0-残余电势 ， u1、IEE1-励磁机工作电压、电流值)自励系统时间常数比他励系统时间常数大，电压变化过程惯

12、性大（原因 P35）；13、响应比：反应励磁机磁场建立速度的快慢；励磁电压响应比：励磁电压最初0.5s内上升的平均速度；Ua额定工况下励磁电压；强励倍数；励磁系统电压响应时间: 指在发电机励磁电压为额定励磁电压时，从施加阶跃信号起至励磁电压达到最大励磁电压与额定电压之差的95所花费的时间；（14灭磁）14、灭磁：不可直接断开转子回路（励磁绕组是一个大电感）；灭磁要求：1）灭磁时间短；2）灭磁过程中转子电压不超过允许值，45额定励磁电压； 转子绕组并联灭磁电阻Rm，则转子绕组电流按指数曲线衰减，磁场能量变为Rm上热能；Rm越大，衰减越快，但eGEW.0（转子电压衰减初始值）越大；理想灭磁过程：在

13、整个灭磁过程中始终保持转子线圈GEW的端电压为最大允许值不变，直至励磁回路断开为止；转子回路的电流应始终以等速度减小，直至为零（而不是按指数曲线减小）；注：定义上保持转子线圈GEW的端电压为最大允许值不变，实际上因为灭磁速度足够快，所以保持转子线圈GEW的端电压为额定电压即可；交流励磁机的逆变灭磁：晶闸管的有源逆变特性；要求：1）逆变角不小于30°，一般取40°，取140°； 2）逆变灭磁时，交流电源电压不能消失； 逆变过程中励磁机端电压不变，逆变灭磁过程是一个理想的灭磁过程； 当发电机励磁绕组中剩余能量不能维持逆变时，剩余磁场能量向并联的电阻放电；15、励磁调节

14、器：一个闭环比例调节器； 输入量：发电机电压UG；输出量：励磁机的励磁电流或是转子电流，通称为；功能：1）保持发电机的端电压不变；2）保持并联机组间无功电流的合理分配；（主要） 3）改善电力系统稳定性；晶闸管自动励磁调节器：基本环节：测量、放大、同步、触发，实现电压调节和无功功率分配等最基本的调节功能；16、励磁调节器原理：测量比较+综合放大+移相触发；1）测量比较单元：A）测量发电机电压并变换为直流电压，与给定的基准电压相比较，得出电压的偏差信号（正比于机端电压的直流电压Use）；B）测量比较单元由电压测量、比较整定环节组成；C）直流电压Use与来自电压整定器RP调节RP可改变发电机整定电压

15、的给定电压进行比较，取得偏差信号Ude，送综合放大单元；D）加法器输入量：Use+UVZ1（取自稳压管VZ 的恒定负电压）+UVZ2（可变的整定电压）； ；整定电压UREF随UVZ2 而变化；E）考点！掌握调节电路中每个R的作用： 当整定电压UREF随UVZ2 变化时，固定电压UVZ1与调节器最小整定电压值有关，阻值减小，发电机运行电压下限降低； 电位器R5用作最小电压整定，阻值减小，电压调节范围增加；电位器R8用作电压调节范围整定，阻值减小，电压调节范围增加；电位器R14用作运算放大器AJ的增益系数的调整；电位器Rp右移滑动向负电源时，UavrUG特性曲线将右移；反之则左移； 调节RP可改变

16、发电机整定电压；电压整定器用于电压水平的整定、调整：与控制电机同轴，改变电位器的滑动接触点；2）综合放大单元：必须有信号运算限制控制功能； 正竞比电路+负竞比电路+信号综合放大电路+互补输出电路； A）输入控制信号：被调量控制量+反馈控制量+限制控制量；被调量控制量：（正常情况）；反馈控制量：（正常情况）；限制控制量：（正常工况时不参与工作，异常情况时才进行限制控制）； B）正竞比电路：电路受输入信号中最高信号影响；（谁高谁导通）VT1恒流状态，有2个输入：V1输入：测量比较电路输出信号Ude；V2 输入：低励限制信号（最小励磁限制）UME； C）负竞比电路：负竞比门所有限制信号级别高于正竞比

17、门的控制信号； 输入信号都属限制信号，正常情况下均为正电平不工作；异常时若起作用则为负电平，谁低谁导通，正竞比门输出就被封锁；目的：把励磁电流限制在允许范围内，减小励磁电流；V6：最大励磁限制信号UMX；V7：瞬时过电流限制信号UIC；V5：电压/频率限制器信号VVH； D）信号综合（运算）放大：（一般增益为1，Uauxi辅助控制信号）；VZ 1和VZ2对运放输出双向限幅：UC UVZ1时，VZ1击穿，输出正向被限幅；UCUVZ2时， VZ2击穿，输出负向被限幅； E）互补输出电路：互补推挽射极跟随器，提高与下一级负载阻抗的匹配能力； 输出下一级移相触发器的控制电压；3）移相触发单元：励磁调节

18、器输出单元，根据产生触发脉冲，改变可控整流输出； 同步变压器+同步移相器（两者相加=同步信号发生器，输出交流同步信号）+脉冲发生器（输出触发脉冲，触发脉冲与主回路同步）+脉冲给定基准器（完成移相特性，Usm与关系）； ，同步电压幅值； ，整流电路的输入量和输出量之间呈线性关系； 仅利用整流特性部分；17、1）励磁调节器=自动励磁调节器（AC调节器，主励磁调节器）+手动励磁调节器（D C调节器，作AC的备用，带有自动跟随器，使AC切换DC时冲击最小）；双通道结构；2）采用手控方式（DC）时，装置中测量、放大单元退出工作，脉冲触发单元继续工作；3）自动控制电压Usm =手动控制电压Usm 时，两种

19、方式的切换才能平滑的进行；平衡电压U' 为Usm与U'sm 之差；18、励磁调节器框图： 励磁调节器静态工作特性：在励磁调节器工作范围内：UG升高，U AVR 急剧减小；UG降低，U AVR 就急剧增加； 励磁调节器静态工作曲线随Rp变化而移动； 调节器放大倍数: 19、发电机励磁控制系统静态特性：励磁系统+被控对象发电机；发电机调节特性：发电机转子电流IEF与无功负荷电流IQ关系；一般情况，励磁机工作特性接近线性，发电机转子电流IEF和励磁电流IEE呈线性关系；发电机无功调节特性曲线UG = f (I Q)说明：有自动励磁调节器后，UG基本不变，调节特性稍有下倾，下倾程度调差

20、系数；调差系数或， UGN发电机额定电压；一般取UG2=UGN；UG1、UG2 空载运行和带额定无功电流时的发电机电压；表示无功电流从零增加到额定值时，发电机电压的相对变化；表征了励磁控制系统维持发电机电压的能力；20、综合18,19：励磁调节器总的放大倍数K 越大，调节特性直线越平缓，调差系数就越小；1），不过=1（无功电流从0上升到额定值），公式中没有考虑 的符号；2），与无功电流成正比与无功功率成正比；故 K与有反比的关系；21、调整励磁器工作特性：1）改变调差系数（保证并列运行发电机组间无功电流的合理分配）；2）上下平移无功调节特性（保证发电机能平稳的投入和退出工作，平稳的改变无功负荷

21、，而不发生无功功率的冲击现象）；22、调差系数的调整（一般使变大）：决定于 自动励磁调节器总放大倍数K；1）调差系数0，正调差系数，发电机外特性下倾，IQ增加，UG降低；（一般采用）2）调差系数0，负调差系数，发电机外特性上翘，IQ增加，UG上升；（用来补偿变压器阻抗上的压降）3）调差系数0，误差调节；调节方法：改变调差接线极性（改变输入量，变为UG±与IQ成正比量） 测量输入量：；改变改变大小；4）两相式正调差接线：接线极性：，；（p47） A），IQ相同时，测量单元输入电压上升，励磁电流将减小，UG下降，UG-IQ下倾度增加； B）调差装置不反应有功电流的变化（电压幅值基本不变）

22、； C），分解电流，只计无功电流影响，不计有功电流影响；5）两相式负调差接线：接线极性：，；6）综上：，改变Ra 和Rc可以改变调差系数大小 ，改变调差接线极性可以改变调差系数的正负；23、发电机调节特性的平移：改变励磁调节器整定值Rp实现无功功率转移； Rp右移，整定值增大，调节器测量特性右移，发电机无功调节特性上移；发电机与无限大母线并列，改变IQ时希望UG=UM（无限大容量母线电压）；24、自动励磁调节器的辅助控制（以下由调节器的辅助控制完成）： 1）高电压等级时，发电机进相运行，吸收无功功率；2）进相运行时，吸收无功功率多少与发出有功功率有关；发电机最小励磁电流值限制在：发电机静态稳定

23、极限及发电机定子端部发热允许的范围内设置了最小励磁限制；注：进相运行：发电机欠励运行时，吸收系统的无功功率；3）励磁系统应具有高起始响应特性：措施提高晶闸管整流装置电压；但励磁电流超过规定的强励电流会危及发电机的安全，所以调节器中必须设置瞬时电流限制器限制强励顶值电流；4）辅助控制与励磁调节器正常情况下的自动控制的区别：不参与正常情况下的自动控制，仅在发生非正常运行工况，通过信号综合放大电路中的竞比电路闭锁正常的电压控制使相应的限制器起控制作用；25、自动励磁调节器常用励磁限制：1）最小励磁限制（欠励磁限制）： A）目的1：静态稳定极限的限制；静态稳定极限情况下，Pm、Qm关系为圆轨迹方程；圆

24、内、圆上：稳定区；圆外：不稳定区；凡曲线 M 上的各点坐标都是静态稳定功率极限（ Pm，Qm）；B） 防止发电机定子端部过热（进相时定子端部漏磁磁密值高，定子端部元件发热严重）；C）留有适当的裕量；D）输出到正竞比端：最小励磁限制器承担了调节励磁的任务；（比较发电机现行功率运行点（P、Q）和最小励磁限制线，高于最小励磁限制线（系统正常工作），最小励磁限制器输出一个负值电压，最小励磁限制器的输出被封锁，不起作用；低于最小励磁限制线（异常），输出正电压，其电位高于正竞比门其他输入，欠励限制信号起作用，迫使功率运行点（P、Q）上移或不再下移）；2）瞬时电流限制：A）高励磁顶值提高励磁机输出电压的起始

25、增长速度，但不能过大，因此需限流；B）输出到负竞比端：励磁调节器内设置的瞬时电流限制器检测励磁机的励磁电流，一旦该值超过发电机允许的强励顶值，限制器输出立即由正变负，负竞比门闭锁正常电压控制；3）最大励磁限制：防止发电机转子绕组长时间过励磁（控制时间）；具有反时限特性；4）V/Hz（伏/赫）限制器：防止UG与频率的比值过高，发电机及与其相连的主变压器铁心饱和而引起的过热；注：励磁调节器：UG、UREF差值作输入，输出与差值反方向的励磁调整电流； 调Rp调节器的测量特性右移； 励磁控制系统：（p39）=励磁调节器+手动控制部分+励磁机+被控发电机； 调Rp发电机的无功调节特性上移；第二章5、6节

26、要求掌握基本概念即可；26、励磁自动控制系统动态特性：较小或随机的干扰下，励磁自动控制系统的时间响应特性； 输入量：（保证UG稳态值基本不变）； 输出量：（输出至发电机组的控制量发电机励磁电流）；27、励磁自动控制系统的的稳定性：1）励磁系统时间常数对应极点太靠近原点动态性能不理想； 2）闭环回路增益提高，其轨迹变化趋向转入右半平面，系统失稳； 3）极点在右平面系统不稳定；28、电力系统稳定器PSS： 1）电力系统稳定一般专指有转子角差的振荡过程的稳定问题； 2）电力系统稳定性分为：暂态稳定行、动态稳定性（电分里的静态稳定性）； 3）高放大倍数、高起始响应的励磁调节器容易产生负阻尼，需要用电力

27、系统稳定器产生正阻尼去抵消负阻尼； 4）励磁调节器按电压偏差负值去调整励磁，与同相，但电压偏差信号产生附加电磁转矩时会有相位滞后，故改变励磁后产生的附加转矩有两个分量同步转矩+阻尼转矩（制动转矩），阻尼转矩与反相，所以称负阻尼，即转速增加时，会增大；由于励磁系统的相位滞后，励磁控制产生了减小制动转矩的相反作用负阻尼；5）励磁调节器可能产生负阻尼是由于 的变化引起的反馈电压 UG变化，因为发电机磁场等的惯性，使内电动势E'q变化（也就是电磁转矩Me2）滞后于 UG变化，因而产生了负阻尼转矩分量； 6）励磁调节器作用越强越容易出现振荡，所以放大倍数有限制；7）PSS ：输入量，输出量UPS

28、S（给励磁调节器的附加信号）；8）PSS工作原理：产生UPSS领先角度分量为1角度，则经过励磁调节器和发电机的磁场后，UPSS产生的电磁转矩MPSS刚好落在速度轴（）上，如果MPSS足够大，则它和端电压为信号的励磁调节器产生的转矩Me '2 综合，合成转矩Me2 就在第一象限，产生的同步转矩和阻尼转矩就都是正的，就可平息振荡了；、第三章 电力系统频率及有功功率的自动调节1、电力系统的频率控制即调节发电机组的转速：；2、系统负荷增加出现功率缺额时，转速下降，系统频率下降；3、调频与有功功率调节分不开；4、负荷分类：1）第一类负荷变化周期一般小于10s的随机分量：利用调速器来调整原动机的输

29、入功率频率的一次调整；2）第二类负荷变化周期在10s3min之间的脉动分量：引起的频率偏移较大，必须由调频器参与控制和调整，这称为频率的二次调整；3）第三类负荷变化周期在3min以上的持续分量（负荷预测主要内容）：调度部门的计划内负荷，这称为频率的三次调整；513：利用调速器频率的一次调整电力系统负荷的调节效应5、6负荷的功率频率特性5、负荷的功率频率特性：有功负荷随频率改变的特性（负荷的静态频率特性/调节效应）； 标幺值： 且：；6、忽略频率变化三次方以上成正比的负荷影响，并将上式频率f*微分： 1）负荷的频率调节效应：负荷的频率效应起到减轻系统能量不平衡的作用；频率上升时负荷需求功率上升，

30、阻值频率上升；频率下降时负荷需求功率下降，抑制频率下降； 2）负荷的频率调节效应系数：； 注：考点，公式 中为，解题时先求，再用1减；同理，也是先求出再用1减，多用公式 和 （PLN总有功负荷）； 电力系统允许频率变化的范围很小，为此负荷功率与频率的关系曲线可近似地视为具有不变斜率的直线斜率即为；定义：系统频率变化1%时，负荷功率变化的百分数；（单位：W/Hz）定义：频率改变1hz时系统负荷的改变量；发电机组的功率频率特性7、发电机的功率（自变量）频率特性（因变量）：频率变化而引起发电机组输出功率变化；(调速器工作特性：下倾，有功增加，频率下降)； 1）发电机组转速的调整由原动机的调速系统来实

31、现； 2）发电机组的功率频率特性取决于调速系统的特性； 3）调速过程结束时，出力增加，转速稍有降低调速器是一种有差调节器； 4）伺服电动机控制元件D运行中不变，人工调整可以将调速特性上（D上）下（D下）平移； 5）发电机调差系数：； 标幺值：； 发电机组的静态调节方程： A）负号表示发电机输出功率的变化和频率的变化符号相反； B）：发电机有功功率增量，：有功功率改变后对应的频率变量；8、发电机的功率-频率特性系数（原动机的单位调节功率）：； 发电机的功率-频率特性系数主要决定于调速器的静态调节特性；9、发电机组间的功率分配与机组的调差系数成反比，调差系数小的机组承担负荷增量标幺值大； 所有机组

32、调速器均为有差调节；10、调节特性的失灵区：1）机组的理想调节特性直线；2）实际调节特性是一条具有一定宽度的带子发电机组有功功率分配产生误差, ，与失灵度成正比，与发电机调差系数成反比； 调差系数过小会引起很大的功率分配误差，所以一般不能太小；失灵度, 调速器最大频率呆滞；3）不能完全没有不灵敏区，否则任何波动调差器都要调节；电力系统的频率特性11、发电机组的功率频率特性曲线和负荷的功率频率特性曲线交点：电力系统频率的稳定运行点；12、机组输给发电机的功率PT，发电机的输出功率PG，负荷负载PL，频率稳定时三者相等；13、无调速器时，频率偏差大小取决于大小； 有调速器时，频率下降（因为PL增大

33、）后调速机增大PT，最后稳定（最后的输出PG小于理想增大后的PL，最后的频率小于fN）有差调节；14、所有发电机机组均有调速器，系统负荷变化时按各自的频率调节特性进行频率一次调节；1522 调频器：频率的二次调整15、二次调节：调频，自动改变功率给定值增量，上下移动调速器调节特性曲线（f-P）使频率恢复到额定值；16、只有部分发电机组有调频器；（调速器（一次调频）的控制电机叫调频器（二次调频）17、调速器是一个积分环节，只有输入信号为零时才停止调节；18、有差调频法：（最后0）有差调频器 1）有差调频器的稳态工作特性：；2）满足方程，调频才结束；3）调频机组有功功率增量；R有差调频器的调差系数

34、（不同于之前发电机调差系数，虽然都用R表示）；4）有n台机组参加调频，系统负荷增量； ； 系统的等值调节系数； 每台调频机组承担的计划外负荷：；5）考点！优缺点：a）各调频机同时调频，没有先后之分； b）计划外负荷在调频机组间按一定比例分配； 固有缺点c）频率稳定值不能为额定值，偏差较大，负荷增量越大偏差越大；19、主导发电机法：无差调频器1）无差调频器的调节方程：；2）特点：稳定频率偏差为0，但无差调频器不能并联运行； 只在主要的调频机组上使用无差调频器主导发电机法，其余调频机组上均只安装功率分配器；3）调节方程组为：发电机1，主导发电机，发生变化时该平衡首先被打破； 发电机2，发电机n；4

35、）调频过程一直到不再出现新值时才结束； 调频过程结束时， 各调频机组分担功率：，；5）优点：a）各调频机组间的出力按照一定的比例分配； 缺点：b）调频过程中有先后，缺乏“同时性”，调节过程较慢；20、积差调频法（同步时间法）：根据系统频率偏差的累积值进行工作；1）K调频功率比例系数， ；2）特点：a）调节过程只在结束；b）频率累计误差（有限值）与计划外负荷正比；c）系统调频方程式：；， ； 3）优点：a）系统频率维持稳定； b）计划外负荷在参加调频的机组间按一定比例进行分配； 缺点：c）频率积差信号滞后于频率瞬间的变化，调节过程缓慢；21、改进积差调频法：在频率积差调节的基础上增加频率瞬时偏差

36、的信息； 1）调节方程：，K 功率频率换算系数； 2）调频过程：当系统频率变化时，按f 启动的调速器会比按积差工作的调频器先进行大幅度的调整；频差累积到一定值时，调频器会取代调速器的工作特性，有比例地分配调频功率并使频率稳定在 fN；调速器一次调频，积差调频二次调频； 3）特点：调频结束时，计划外负荷按一定比例在调频机组间进行分配； 4）优缺点：a）集中制调频主要优点：各机组的功率分配成比例，即式中的（经济分配原则）；b）分散机制调频主要缺点：各调频装置的误差会带来系统内无休止的功率交换；22、分区调频法： 1）分区控制误差AGC：；A）利用功率增量的正负和系统频率增量的符号进行比较，判断负荷

37、变动是否在该区内； 和同号，本区有负荷变动；和异号，它区有负荷变动； B）ACE = 0 表明本区无负荷变动，无须调频；2）ACE积差调节法： a下表实际值，s下标计划值；功率以输出为正，输入为负； 调频结束时，联络线调频方程式：； 注：调速器只是让工作点在发电机功率频率特性上上下移动，不改变发电机功率频率特性；调频器可以让发电机功率频率特性上下平移；23频率的三次调整电力系统的经济调度、自动调频23、等微增率：微增率输入耗量微增量与输出功率微增量的比值； 等微增率法则：运行的发电机组按微增率相等的原则来分配负荷； A）不考虑网损： ； B）考虑网损：负荷经济分配准则每个电厂的微增率与相应的线

38、损修正系数的乘积相等； ；线损微增率：；24、自动发电控制（AGC/EDC）：以控制调整发电机输出功率来适应负荷波动的反馈系统；· 1）发电量的控制：A）由同步发电机调速器实现的控制一次调整，10S；B）由自动发电控制（AGC）二次调整，10S3min；C）按照经济调度（EDC）三次调整，>3min； 2）基本任务：A）使全系统的发电机输出功率和总负荷功率相匹配； B）将电力系统的频率偏差调整控制到零，保持系统频率为额定值； C）控制区域间联络线的交换功率与计划值相等，以实现各个区域内有功功率和负荷功率的平衡； D）在区域网内各发电厂之间进行负荷的经济分配； 3）系统各台发电机

39、组的设定功率，取决于系统发电机组的实际输出功率PGi和每台发电机组的基点经济功率Pbi，系统频率偏差和功率偏差AGE；4）分配到每台发电机的设定功率由分配系数决定；系统经济分配EDC每5min修改一次和Pbi；5）当ACE=0，负荷按经济调度（EDC）分配；当ACE0，ACE功率按(i+i)分配；分配系数i与按经济调度调整负荷的“分配系数i”不同，它不受经济调度的约束调整分配；25、电力系统低频减载：按频率自动减负荷（ZPJH），计算方法逐次逼近； 1）频率随时间变化的过程主要决定于：有功功率缺额大小和系统中所有转动部分的机械惯性； 2）频率变化按指数规律变化：； Tf系统频率变化时间常数，与

40、系统等值机组惯性常数、负荷调节效应系数KL有关 3）工作原理：a）画图要求掌握每轮频率继电器启动后会延迟才真正切负荷； b）每切一次负荷后频率下降的斜率就会变小； c）一般两次切负荷后就开始回升了，题目中会有明确说明的； 4）最大功率缺额：接于减负荷装置上的负荷总功率PJH可以比最大功率缺额Pqe小些； 考点：； ； 公式实际意义：分子减载后允许少切总量；分母减载后总负荷； 5）前后两级动作的时间间隔受 频率测量元件的动作误差 和 开关固有跳闸时间 限制； 6）ZPJH装置的误差为最小的条件是： 即令 各轮恢复频率的最大值相等为Fhf0，ZPJH装置选择性最高； 7）自动减载装置时限：作用：为

41、防止在系统发生振荡或系统电压短时间下降时ZPJH装置的误动作，要求装置能带有一些时限；一般可以取为0.20.3s，不可太长；参加自动减载的一部分负荷允许带稍长一些的时限，如5s时限；第四章 电力系统电压调整和无功功率控制技术1、对比频率调整和电压调整：频率调整：1）全系统频率相同；2）频率调整集中在发电厂，调发电机；3）有功功率调节消耗能源；4）只能集中控制；5）调频手段：只有调原动机调功率，即进汽量一种； 电压调整：1）电压水平各点不同；2）调发电机、调相机、电容器和静止补偿器等；3）无功功率电源调节不消耗能源；4）电压控制分散进行；5）调节手段多种多样；2、电压降低的不良影响：1）减少发电

42、机所发有功功率；2）异步电动机的转差率将增大，电流也将增大，温升将增加；当转差增大、转速下降时，其输出功率将迅速减少；3）电动机的启动过程将大为增加，启动过程温度过高；4）电炉等电热设备的发热量降低；5）危及电力系统运行的稳定性；3、； QG（发电机发出无功）=QD（负荷无功）+QL（总无功损耗）；4、电力系统的无功功率电源有：1）同步发电机（最主要的调节对象，唯一的有功来源，无功主要也由此产生）；2）同步调相机（不带机械负荷的同步电动机）及同步电动机； 过励运行：提供感性无功；欠励运行：吸收感性无功；3）静电电容器；4）静止无功功率补偿器（SVC）；5）高压输电线路的充电功率；负荷点的电压的

43、控制措施5、负荷点的电压的控制措施：1）控制和调节发电机励磁电流，以改变发电机端电压UG；2）控制变压器变比K1及K2调压；3）改变输送功率的分布P+jQ（主要是Q），以使电压损耗减小；4）改变电力系统网络中的参数jXR+（主要是X），以减小输电线路电压的损耗；6、发电机控制调压（辅助）：控制同步发电机的励磁电流，可以改变发电机的端电压UG；7、变压器变比调压：1）前提：无功功率电源充足；（不足时达不到控制电压的效果）2）调整分接抽头的位置可以控制变压器的变比（p96例题 考点）， ； ；（两相变压器） 注：最大/小压降用最大/小负荷计算，max、min表示最大、最小负荷时； Uimax（i=

44、1、2）取电压小的，Uimin（i=1、2）取电压大的； 最后检验负荷电压是否满足要求的上下限； （p96 例4.1）计算题考法8、利用无功功率补偿设备调压：1）无功的产生基本上不消耗能源，但无功沿输电线路传送却引起有功和电压的损耗。2）并联补偿设备（改Q）：调相机、静止补偿器、电容器（只在重负荷时投入），作用：在重负荷时发出感性无功，补偿负荷的需要，减少由于输送这些感性无功而在输电线路上产生的电压降落，提高负荷端的输电电压； =UG保持发电机UG不变；（p98 例4.2）计算题考法9、利用串联电容器控制电压（减小X减小压降）；10、各种调压措施比较：考虑发电机调压 无功电源供应充裕的系统，变

45、压器有载调压；无功电源不足的电力系统，并联电容器、调相机或静止补偿器。同时，并联电容器或调相机还可以降低电力网中功率传输中的有功功率损耗； （改变电压的同时也会对无功功率Q产生影响）11、电力系统电压综合控制： 1）发电机具有自动励磁调节装置，可以使母线电压发生改变；2）T为有载调压变压器，变比K可以调节；3）并联的无功补偿设备可以是静电电容器、同步调相机和静止无功补偿器；12、无功补偿原则：就地、就近补偿；13、无功功率电源的最优控制：1）目的控制各无功电源之间的分配，使有功网耗达到最小； 2）有功功率网损最小条件各节点无功功率网损微增率相等； 有功功率分配最经济条件耗量微增量与输出功率微增

46、量比值相等等微增率；第五章 电力系统调度自动化17：概述1、电力系统调度的主要任务：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；2、电力系统结构和分布上，实行分区、分级调度；3、电力系统调度自动化系统的功能概述：1）安全水平是电力系统调动的首要问题，必须进行统一调度；2）调度中心计算机两大功能： A）与所属电厂及省级调度等进行测量读值、状态信息及控制信号的远距离的可靠性高的双向交换，简称为电力系统监控系统，即SCADA； B）本身应具有协调功能；3）具有这两种功能的电力系统调度自动化系统称为

47、能量管理系统EMS；4、电力系统调度自动化系统的发展历程：1）电网调度自动化的最初阶段布线逻辑式远动技术；远动技术主要内容为“四遥”遥测，遥信，遥控，遥调；2）电网调度自动化的第二阶段电子计算机在电力系统调度工作中的应用；3）电网调度自动化系统的快速发展阶段计算机技术、通信技术和网络技术；5、SCADA/EMS系统的子系统划分：1）支撑平台子系统（系统基础）；2）SCADA子系统（采集、处理数据等）；3）AGC/EDC（自动发电控制和在线经济调度）子系统（发电机出力的闭环自动控制系统）；4）高级应用软件PAS子系统；5）调度员仿真培训系统DTS；6）调度管理信息子系统DMIS（业务管理系统，一

48、般不属于SCADA/EMS系统的范围）；6、电网调度自动化系统的设备统称为硬件，核心是计算机系统；（运行程序软件）7、电网调度自动化系统=调度端+信道设备+厂所端；812 远方终端RTU8、RTU任务：1）数据采集：模拟量(遥测)，数字量(遥测)，脉冲量(遥测)，开关量(遥信)；2）数据通信；3）执行命令，完成遥控(YK)、遥调(YT)等操作；4）其它功能：(1)当地功能； 2)自诊断功能； 9、RTU结构：主CPU+其余模块CPU； 公共总线由主CPU控制，通过地址总线选择模块，仅被选中模块才可接收控制信号；10、模拟量输入通道：1)基于逐次逼近式A/D（模拟信号转换为数字信号）变换：主要电

49、路=电压形成回路+低通滤波电路+保持采样器+多路转换开关（MUX）+模数转换器（A/D）；A）电压形成回路：模数转换芯片要求输入信号电压为±5V或±10V； 电量变换+一次设备的二次回路与微机A/D转换系统隔离；B）低通滤波（ALF）：限制输入信号的最高频率，以降低采样频率滤掉高频分量；C）保持采样器（S/H）：A/D转换器完成一次完整转换需要的时间里，使模拟量不变； 2）基于V/F转换：工作原理电压频率变换技术（VFC）；11、模拟量输出通道：微型机系统输出的数字量转换成模拟量输出（数/模（D/A）变换器）；1）输入通道A/D；输出通道D/A；2）输出接口 锁存器 D/A

50、转换器 放大驱动；12、开关量输入输出通道：1）遥信采集开关信息量；开关量：二进制码元“1”闭合、动作，二进制码元“0”断开、未动作；2）光电耦合器开关量输入计算机的隔离器件；3）提高抗干扰能力开关量输出通道经过一级光电隔离；13 数据通信通讯规约13、字节8位二进制数； 帧包含若干位码元；14、1）并行传输：多根线（一般为8，也有16、32；另有1根公共线）将数字通信双方连接起来，每根线传一位码元将这组信息传送过去； 2）串行传输：以帧为单位，分同步传输、异步传输，仅需要一回传输线（2根）。一个字节中8个码元的顺序一位位地传送，接收端逐位收起8位后,CPU将字节一次取走；15、数据通信中的传

51、输速率和误码率：1）码元（信号脉冲）；2）码元速率（Bd（波特）；3）信息速率（bit/s（比特/秒）；4）误码率； 5）差错控制（奇偶校验）；16、数据通信系统工作方式（方向、时间）：1）单工方式（一回线路，一个方向）；2）半双工方式（一回线路，两个方向，但每次只向一个方向）；3）全双工方式（两回线路，两个方向，可同时进行）；17、（串行）异步通信格式：收发空闲时间内可以异步；每帧以“起始位”（低电平）开头，接着传送信息码元，最后附加一位“奇偶校验位”和“停止位”（高电平）；不传送时用“空闭位”（高电平）填充；18、（串行）同步通信格式：发、收必须时刻严格保持同步；同步字“SYN”（一帧的开

52、头）+控制字+信息字；19、数字信号的调制与解调： 1）（考过）基带数字信号不能远距离传送：基带数字信号在电路上为一系列高低电平脉冲序列，包含谐波成分很多，占用频带很宽，远距离传送会发生很大畸变，造成接收端不能正常判读； 2）调制/解调器：基带数字信号 （每个周波）正弦模拟信号 原基带数字信号； A）数字调幅（振幅键控方式（ASK）：用正弦波不同振幅代表“1”“0”两个码元； 特点：最简单，抗干扰性不太好； B）数字调频（移频键控（FSK）：用不同频率代表“1”和“0”，其振幅和相位相同； 特点：抗干扰性较好； C）数字调相（移相键控（PSK）：分为二元绝对调相和二元相对调相二元绝对调相：波形中初相位为0代表“0”，而初相位为代表“1”；二元相对调相：波形中后一周波的相位与前一周波相同，代表码元“0”；后一周波相位与前一周波相位相反代表码元“1”；特点：抗干扰性能最好，但硬、软件均比较复杂；20、局部网络：一种在较小