电力系统毕业设计论文

#（17）框（1）中IV是故障类型的标志单元，只有对称故障；IV=1；只有对称故障和两相短路，IV=2；否则IV=3。框（2）K循环表示逐次计算一重故障的Y矩阵的元素，并调用AYP子程序，存入人丫数组。框（3）从FA数组取出部分故障信息,IG单元存放故障类型，R，X单元分别存放故障处的电阻和电抗。框（4）-（9）根据故障类型确定IV的值。输入故障信息时，对于金属性短路和断线故障，故障处的电阻和电抗均为零。在计算机中，不允许有零阻抗，因为零阻抗的导纳变为无穷大。为此,用的阻抗值代替零阻抗。 这么小的阻抗值对计算结果不会产生明显的影响。这个阻抗值要与开关支路的阻抗值一致。如果取值不一致，将会导致计算结果不正确。框（12）就是取故障处的阻抗值为.框（13）计算Y中的第一组数据，其实部与虚部分别存于R1,X1单元。框（14）计算中的第二组数据，其实部与虚部分别存于R2,X2单元。框（15）计算中的第三组数据，其实部与虚部分别存于R3,X3单元。框（16），（17）按故障类型IG调用AYP子程序。（9）FNP子程序的功能是解网络方程，求得网络节点的三序电压。（10）FRP子程序的功能是输出计算结果。包括三部分：1）输出故障处的电流；2）输出网络节点电压；3）输出支路电流.不论电压还是电流，紧输出正、负、零序分量的实部与虚部,.非故障点的电流电压没有考虑非故障点与故障点之间变压器接线方式的影响。（11）FOR文件是定义公共变量，复杂计算中各个子程序开头均差入FCOM。FOR文件的语句。为了提高计算精度,故障计算中的实型变量均采用双精度。这十二个文件都是在计算机处于编辑状态系,各自输入计算内存，然后存入磁盘。计算结果是否正确，跟短路电流计算程序一样，从三方面进行检查：1）是否满足故障点的边界条件。2）检查三序电压分布情况。正确的电压分布是：正序网故障点电压最低，越靠近电源处，电压越高.负序网和零序网故障点电压的幅值最高,离开故障点越远的地方电压越的低。3）不论是序电流，还是相电流，流入一个节点的电流之和应等于零。第5。4节暂态稳定计算程序简介5.4.1暂态稳定计算程序概述暂态稳定计算程序名为BAP，主程序包括14个子程序，分别为BGP、BBP、BOP、BKP、BDP、BCP、BIP、BHP、BYP、BNP、BMP、BRP和定义公共变量文件BCOM。FOR。其中：BGP为原始数据输入子程序。子程序是将简化模型原始数据输入并存于固定数组以备后面进行暂态稳定计算时调用,需要的数据包括：支路参数，发电机参数和潮流计算求的系统正常运行状态。BBP为输入故障操作信息和分解线路子程序是由于故障操作信息均用数字描述，才可使计算机得以以程序的形式实现，而在输入的故障信息，每重故障用7个数据描述：（故障类型）；（2）故障线路首端节点号；（3）故障线路末端节点号；（4）故障开始时间;（5）故障结束时间；（6）故障地点；（7）附加信息。而在故障信息输入时与两种方法.一是调用磁盘FBDATA。DAT数据文件;二是人机对话输入故障信息.此外，此程序还将故障线路进行分解以为计算机使用。BOP为节点编号优化子程序他同LOP基本一样。BKP为旧节点转换为新的节点好子程序，他同LDP子程序基本一样。BDP为形成正续导纳阵，他同LDP子程序基本一样；BCP为形成零续导纳阵子程序，而形成导纳矩阵分为两大步；第一步形成零续导纳阵零续导纳阵的子导纳和不规则的非零互导纳。自导纳存放在D01、D02数组.不规则的互导纳存放在YZ1、YZ2数组，其行、列号存放在IY1、IY2数组.FCP子程序标号280以前的语句就是完成该功能的。第二步将不规则的存放在YZ1、YZ2数组中的非零互导纳变成有规则的排列在Y01、Y02数组，其列号存于IY0数组，每行非零互导纳元素的个数存于IN0数组。BIP为故障操作辨别子程序。其主要功能是形成故障操作时刻表，计算发电机交轴暂态电动势和转子位置的初值,修改发电机节点的负续自导纳，修改负续节点的正、负续自导纳.BIP子程序中有另一个子程序XZ。他的功能是将直角坐标的实部与虚部转换为极坐标的幅值与相角，供计算E的幅值与相角调用。BYP为计算故障修改支路的导纳矩阵子程序.假如系统发生故障或操作，网络的导纳矩阵要按式进行修改。也就是要计算修改导纳矩阵。要计算修改导纳矩阵，首先要计算故障修改支路的导纳矩阵。BYP子程序就是完成该功能的。BNP为解网络方程子程序。是根据式：其中：i=1，2，….，n=1,2,0和进行程序编译。BMP为解转子运动方程子程序.是根据和BRP为暂态稳定计算结果输出子程序。其功能有：（1）输出任意两台发电机转子位置角之间的摇摆曲线：（2）输出暂态过程所有发电机的转子位置角。运行BRP子程序，便提问：输出两台发电机的顺序号和屏幕上一个表示的角度数。随后键入这三个数据，在屏幕上立即显示出这两台发电机之间的摇摆曲线。根据摇摆曲线变化的情况，就可以判别系统运行的攒态稳定性。若键入三个零，则表示输出两台发电机之间的摇摆曲线结束。最后输出所有机组在攒态过程的位置角的数值。应该注意,程序使用者输入的发电机顺序号是GLPV.DAT书记文件中发电机排列的序号.在BIP子程序中已提到，为了提高计算速度，压缩储存发电机参数，即去掉停运机组。因此，程序内部发电机的顺序号,根据输入的原始数据中发电机的序号和IM数组储存的内容就可以找到程序内部发电机的序号。BRP子程序中的循环语句170就是完成该任务的。判别系统的稳定性，除了发电机之间的摇摆曲线外，还有中枢点电压的变化曲线。若中枢点电压长时间太低，也有可能使系统失去稳定.这里没有输出节点的电压值和其他状态的变化值。如果需要输出其他变量的数值，可以在程序中增加一些语句。可以是时显示，在内存容量允许的条件下，也可以集中输出BCOM。FOR为定义公共变量文件。5。3.2BNP子程序编译思路对网络方程求解的过程框图如图一。框（2）IS循环表示序循环。IS=1时，对于网络方程（3.22）正序部分，即m=1的情况;对于发电机节点采用方程（3.25）;IS=2时,对应网络方程（3.2）的负序部分，即m=2的情况;IS=3时，对应于网络方程（3.2）的零序部分，即m=0的情况。框（4）I循环表示节点循环。框（5）到（20）将正常网络接点三序导纳矩阵的一行非零元素填入AKI、AK2、AK3、AK4数组,其列号填入JK数组。网络方程（3.22）稀疏矩阵的元素是2*2维分块矩阵.其中存于AK1数组，存于AK2数组，存于AK3数组，存于AK4数组。框（20）、（36）判别当前运算行对应的节点是否故障修改支路两端的节点。若是，则将故障修改支路导纳矩阵Y中相应的一行元素添入AK1、AK2、AK3、AK4数组。框（37）、（38）判别当前运算行是否正序网发电机对应的节点，对应于正序网有连接发电机节点，IGM数组相应的填发电机的顺序号，对应于正序网非发电机节点，负序网和零序的所有节点,IMG数组相应的填0。如果当前运算是对应于正序网发电机的节点，那么执行框（39）、（40）。按式：计算发电机的注入电流，填入CK1、CK2数组，按式：计算发电机自导纳,累加到对角元素上.应该注意，这里不记发电机定子电阻，发电机转子位置角存放于AC2数组交轴暂态电动势存放在W2数组，交轴同步电抗存放在W6数组，直轴暂态电抗存放在W5数组CK1、CK2数组用来存放网络方程的常数项,即节点注入电流的实部和虚部。在框（5）中，这两个数组第L单元已置0，只有正序网发电机节点对应的单元才不为0。框（51）到（60）进行规格化运算，并将网络方程系数矩阵消去规格化后上三角非对角非零元素存于AJ1、AJ2、AJ3、AJ4数组，其列号存于IJ数组。每行非对角非零元素存于JF数组。框（51）到（60）进行回代运算。求的各节点的三序电压存于CK1、CK2数组.

3BMP子程序编译思路运用分段计算法解转子运动方程框图如图二。框（1）判别运行点性质。如果运行点处于突发后的状态，则转至框（5）.否则执行框（2）、（3）。框（2）、（3）先按式（3.1）（3。2）计算发电机电压的q、d轴分量，从I=1步长1到IQ作从I=1步长1到IQ作IA0=2NC1=W2(I):J=IWG(I)：D3=AG2(I)X1=W5(I)：X2=W6(I)；C4=COS(D3)D4=SIN(D3)：E=CK1(J)：F=CK2(J)A1=C4*EIC1=W2(I):J=IWG(I)：D3=AG2(I)X1=W5(I)：X2=W6(I)；C4=COS(D3)D4=SIN(D3)：E=CK1(J)：F=CK2(J)A1=C4*EID4*F.B1—D4*E「4*FP(I)=A1*B1/XN1)小(4)(3)从I=1步长1从I=1步长1到IQ作(5)N(D3)：E=CK1(J)F=CK2(J)A1=C4*N(D3)：E=CK1(J)F=CK2(J)A1=C4*(6)C1=W2(I):J=IWG(I)：D3=AG2(I)X1=W5(I)：X2=W6(I)；C4=COS(D3)D4=SIE+C4*F：B1=D4*E-C4*FA=A1*B1/X70+B1IA0=0*(C1-A1)/X1P(I)=0.f(P(I)+A)A=(W1(I)-P(I))*H5/W7(I)(9)分别存于A1、B1单元A=(W1(I)-P(I))*H5/W7(I)(9)分别存于A1、B1单元.AG1(I)=AG1(I)+A然后(概式2(I)+36)计算发电(10)机电磁功率，存于P数组。从从I=1步长1到IQ作进行点不会发生突变，转至框（4）判别t时刻是否有故障或操作。若无故障或操作，进行点不会发生突变，转至框（8）。如果有故障或操作，进行点将发生变化，转至框（10），将IA0置2,返回主程序再计算一次网络方程.再计算一次网络方程.IA0=2框（5）、（6）先式（3.1）（3。2）计算发电机的q、d轴分量，分别存于A1、B1单元。再取突变前后两个电磁功率的平均值，存于P数组。框（7）将IAO置0。从而使运行突变点与无突变一样。框（8）、（9）先按式（3.4）计算发电机转子位置角的增量，存于AG1数组。然后按式（3。15）计算发电机转子位置角，存于AG2数组.第六章110KV电力网的暂态稳定分析在前面已经对电力系统分析方法和一些计算方法进行了介绍，本章即是利用前面部分内容进行稳定性分析.在对本次设计网络图进行分析就是用的数值计算法,通过计算机的帮助，由程序得出结果。电力系统在受到干扰后的暂态过程可能有两种不同的结果.一种是各发电机转子间相对角随时间的变化呈摇摆状态。如下图所示：6k角随时间的变化呈摇摆状态。如下图所示：6k50且振荡幅度逐渐减小，各发电机之间的相对转速最终衰减到零，使得系统回到扰动前的稳定运行情况,或者过渡到一个新的稳定运行情况。在此运行情况下,所有发电机仍然保持同步运行.对于这种结局，称电力系统是稳定的。另一种结局是暂态稳定过程中别些发电机转子之间的相对角随时间不断增大，如下图所示：t他们之间始终存在着相对转速，使得这些发电机之间失去同步.对于这种结局，称电力系统是暂态不稳定的，或称电力系统失去暂态稳定。显然,电力系统的暂态稳定性不但与扰动的性质有关，而且与扰动前系统的运行情况有关。因此，通常要针对不同的运行情况以及各种不同的扰动分别进行系统性分析。在本次设计中对单相接地短路、两相短路、两相断线故障在不考虑重合闸情况下的扰动进行暂态稳定分析,在后面将对附录三至附录五的摇摆曲线进行详尽的分析。第6.1节单相接地短路故障摇摆曲线的分析附录三中所示的是单相接地短路故障分别发生在首端、中间、末端三个不同地点时，对系统不同扰动后所得到的三类摇摆曲线.附录3。1,3.2,3。3分别为A相中间，首端和末端接地短路的摇摆曲线。由图中三条摇摆曲线及数据可知随时间的增加,发电机4、7，3、8，1、5之间的摇摆曲幅值越来越大可以判断在此种扰动下系统是不稳定的.但是单纯从摇摆曲线上看起,从发电机间的摇摆曲线上可以明显看到在相对角-1511.60度和—734.68度,三条摇摆曲线都将出现直线的趋势,但是这并不能说系统是稳定的因为从数据可以看相对角的绝对值都是一直变大的，这就说明曲线不可能出现直线段,那么为什么会在输出的曲线上出现这样的现象呢这要从计算机本身的有限性说起，原因之一：屏幕的有限性，由于计算机屏幕只能显示有限的部分，所以当曲线到达屏幕极限将自动被屏幕限制成为一条沿角度数据一侧的直线，因此在显示出的曲线有一部分是直线段，因此造成误解。另外由于屏幕的有限性和操作人员选择输入“计算时间、步长，屏幕每一格表示的度数”上的不同造成这样的结果是完全有可能的。原因之二：参加设计的人员对计算机知识的匮乏，不能对所有功能熟练应用.在对程序进行调试和编译的时候，出某些漏洞，但是不能找出。也是造成这种图形的可能性之一。但是从对程序的调试过程中已经证明程序在运行时和运行后的结果正确的.因此可以大胆的根据摇摆曲线推测系统在这三种扰动下是不稳定的.且发生线路末端A相短路时的情况更严重。将图附3.1和附3。3进行比较，附录中选发电机1、5之间转子相对位置角的曲线。由图，当t在0.3〜1.4s时，图3。1即线路首端发生A相接地短路时，转子相对角的变化率要比图3。3即线路尾端发生A相接地短路时转子相对角的变化率小，且可以推测出，线路末端发生A相接地短路时对系统的冲击会更大，对系统的破坏性更大.第6.2节两相短路故障摇摆曲线的分析附录四中所示的是两相短路故障分别发生在首端、中间、末端三个不同地点时，对系统不同扰动后所得到的三类摇摆曲线。附录4。1,4。2,4.3分别为BC相首端，中间和末端短路的摇摆曲线。通过对三个曲线的分析可以看到，当BC相首端故障时，相角差在很短的时间内变化的很快,且变化的幅度很大.而其余两种曲线也是随时间的增大,相角差也在增大。但相对于BC相首端变化要略小一些。可以得出结论，在首端发生故障时，对系统暂态稳定的影响稍大。对附图4。2和4。3A中发电机1、5进行研究可知，在t=2。1s时，中间短路相角差为—1287.98度,而末端短路时为—1287。56,从数值上可以看出,中间短路时要比末端短路时严重。第6.3节两相断线故障摇摆曲线的分析附录五中所示的是两相断线故障分别发生在首端、中间、末端三个不同地点时,对系统不同扰动后所得到的三类摇摆曲线。附录5。1,5。2,5.3分别为BC相首端，中间和末端断线的摇摆曲线。从曲线和相对角的变化趋势可以看出,在这三种扰动下,系统是不能稳定的.其分析过程和单相接地短路、两相短路相似,这里不在重复.综上可知,此系统是不稳定的系统。第6.4节系统失去稳定性的变化通过以上的分析,可以得出最终的结论：当此系统发生断线过程时,不论故障发生在首端、中端后者末端,电力系统都将失去稳定,也即电力系统在次种情况下失去同步,系统最终失去状态.现将发电机从失步到再同步的三个阶段简介如下：（1）故障使发电机失步。在这个阶段原动机输入的功率一部分消耗在发电机和变压器的损耗中,而其大部分则转化为转子加速的动能.这时平均转速增大,原动机的调速系统也开始运动,使输入的功率逐渐减小.（2）失步运动。转速增大后发电机向系统发出相应的异步功率,同时由于励磁的存在,出现振幅很大的功率振荡。调速系统的动作使原动机的功率减小.这时制动作用有三个原因：1）异步转矩,这种转矩的大小取决于发电机的特性及系统的参数。当发电机经过很长的输电线路向系统供电时,由于电抗的增大,使异步转矩大大的减小.在失步过程中,当转差越过相应异步转矩的转差值时,异步转矩会随着转差的增大而减小.2）定子回路中有效电阻的功率损耗,它们取决于线路、变压器及地区负荷的参数和发电机的励磁状态,线路和变压器的电阻越大,则相应的制动作用越大。发电机具有励磁时,由于很大的振荡电流,在电阻中将引起很大的附加损耗,这时线路和变压器中总的功率损耗甚至会大于发电机发出的异步功率。所以,具有励磁调节时,能减小失步运行时的平均转差,并使这一制动阶段的时间减小。但是,很大的功率和电流波动往往会影响电力系统其他部分的正常工作和发电机的过热.一般空冷和氢冷发电机在十几秒的失步过程中不会使温度上升的很高,但在氢内冷和水内冷发电机中由于正常电流密度已较大,所以需检测此时的温升.因此,有时也要在失步运行时开断励磁回路,待发电机牵入同步前再将励磁投入。失步发电机端地区负荷的存在相当于发电机少甩了负荷,所以它的作用也是使失步过程缩短。3）机组的机械阻尼转矩,除了机组转动时的空气摩擦及轴承等阻尼外,特别重要的是原动机叶片与周围介质间的摩擦。发电机失步后,由于调速系统的惯性,原动机的转速并不按静态特性变化的,而滞后转差的变化。开始时由于原动机的转矩大于制动转矩，所以机组不断加速。一直到原动机转速于制动转矩相等，转差达到最大.原动机的转速进一步减小，机组开始减速。根据初始条件及调速系统整定的不同,也有可能使原动机的气门关闭而使原动机的转速减小到零，并在转差减小到一定程度后重新开启，增大原动机的转矩。如果不考虑发电机在同步转矩作用下的再同步，那么最后达到稳态异步运行。由于发电机励磁而产生的脉动转矩，使实际的转差在一平均值周围脉动，因此相应的异步转矩也是脉动的.（3）牵入同步。当发电机的转速趋于同步时，由于同步转速的作用，发电机有可能牵入同步，恢复正常工作。由失步过程曲线可以看出,牵入同步的标志是出现功率的“双峰"波形，这是由于转差为零时大幅度同步振荡.在大幅度同步振荡衰减后，即进入正常状态.由于在整个非同步运行过程中调速系统的作用，恢复同步以后的发电机功率一般比故障前小一些，这也是非同步所需要的。再同步的成功率与转差等于零时的角度、调速系统工作的正确性、在调速系统作用下原动机转速的增长速度、异步功率特性等因素有关。在不利的情况下，有可能出现同步后又失去同步的现象。第6.5节自动重和闸对稳定性的影在电力系统故障过程中，大多数是由于雷击闪络等原因造成的瞬时性故障，当故障线路两侧快速断开，使电弧消失,绝缘恢复，即经过一定时间的无电压间隔时间后，可以重新将断开的线路投入运行,恢复正常供电。如果重合后,故障没有消失（如重复雷击、熄弧时间较长的故障等），或者由于短路器及重合闸装置的缺陷,则重合闸不成功，线路将重新断开.重合闸时间取决于电力系统的稳定性要求故障点的去游历时间、故障形式（单相或三相）、短路器的性能、自然条件（如风速）等多方面的因素。无电压时间间隔一般最短为0.3秒左右，最长为1—2秒.快速重合闸由于很快恢复故障发生前的系统运行条件,所以可以提高电力系统暂态稳定性，是目前应用的比较多的提高暂态稳定的措施之一。自动重合闸根据起作用的相数可分为三相自动重合闸和单相自动重合闸。三相自动重合闸是当线路发生任意故障（单相、两相或三相）时，是故障线路三相同时断开，经无电压时间间隔后，就可三相重新投入.三相自动重合闸因为要同时切除三相，所以在开断和重合时对系统的冲击都较大.但是，这种重合闸装置简单可靠，继电保护的整定配合比较方便.在单回输电线与系统联系时，当三相断开后，线路两侧将不同步运行，所以在重合闸时一般可选择对系统影响较小的一侧先重合，重合成功后再由对侧检验同步后合闸，或者采用非同步合闸，这是对系统及发电机将有很大的冲击.在接有大机组的超高压线路出口处发生三相短路而且重合不成功，是对机组最危险的冲击，严重情况下的一次事故就能使发电机轴的疲劳寿命损失达100％.因此，总的发展趋势是在有大机组接入输电线路时不使用三相快速重合闸，而采用下述的单相重合闸.在有双回或多回线路与系统相连时，切除一回三相线路并不会使电力系统解列,但这时应考虑由于切除一回线路而使负荷突然转移的影响。在中性点直接接地的高压电力系统中，极大部分的故障是单机接地故障（一般占总故障数的80％以上），所以在应用单相自动重合闸时可以只切除故障相，而使健全的其它两相线路仍保持与系统的联系，这样可以大大减轻切除和重合故障线路对电力系统的冲击，特别是在电网结构薄弱和单回路输电线路的情况下,对提高暂态稳定性有较大的作用。但是,由于单相线路切除后，另外两相仍有电压，并有电流通过，所以经过切除相与另外两相线路间的分布电容和电耦合，将在故障相感应电势，通过故障点的弧道产生潜供电流,阻碍弧道的去游离。这样将使电弧在故障相断开后才能熄灭,熄弧的时间在很大程度上取决于潜供电流的大小，并与风速等周围环境也有很大关系，所以熄弧有一定的分散性.单相自动重合闸仅在电弧熄灭，弧道恢复电气强度后才能成功。所以，单相自动重合闸的无电压间隔时间应大于潜供电弧熄灭时间加上弧道去游离时间。潜供电流的大小与线路电压、线路结构、线路结构、通过健全相的电流值，以及故障地点有关。线路越长，潜供电流越大；通过健全相的电流越大,潜供电流也越大。在选用单相自动重合闸时,由于潜供电流而使熄弧时间延长，要增大间隔时间到1秒，甚至更长，所以在快速性上不及三相自动重合闸。同时，在单相断开情况下电力系统成不对称运行方式，有负序电流出现，会在发电机转子引起局部过热。另外，需要在保护装置上设立选相元件，用以判别故障相.在有并联高压电抗器的线路上，为了减小潜供电流，可使三相电抗器的中性点经小电流接地。这样，在单相断开时，将有感性电流通过弧道，补偿通过弧道的容性电流。为了保证可靠的熄弧，也有快速和慢速混和的准则方案,即在单相重合闸不成功后，慢速的三相自动重合闸经同步校核，进行动作。估计这种重合闸方式的成功率比常规的要高，因为在慢速三相重合过程中有足够的无电压间隔时间来消除故障.对于变压器和电缆线路内部故障而引起的断开现象，一般不能用重合闸，应该在排除故障后才能工作.只有确认完全是由外部故障引起的断开（如后备保护动作），才能将变压器或电缆线路重合,使其恢复工作.第七章提高暂态稳定性的能力第7.1节增加附加设备以提高电力系统的稳定性7。1.1串联电容补偿装置在送端和受端都比较强的电力系统中，为了补偿输电线路的电抗，提高输电线路的极限输电功率,采用串联电容器来补偿线路的电抗是一种有效的措施。一般在确定高电压输电线路的实际输送容量时，决定性的条件往往是各种故障和切换操作时的暂态稳定极限。在装设串联电容器的输电线路上,当发生短路故障时，由于很大的短路电流通过故障相的电容器,造成电容器两端很大的过电压。为了保护电容器，一般与电容器并接有保护间隙，是电容器上的压降达到保护间隙击穿电压的正定值时，电容器立即因保护间隙的击穿而被短接。但是这样就使发生短路故障后的线路电抗突然增大,因而不能在故障期间利用串联电容器的补偿作用,这当然对暂态稳定是不利的。因此,在高压输电线路上要求在故障切除后，能尽快的恢复串联电容的作用，以利于提高稳定性。为了充分的发挥串联电容器在提高输电线路暂态稳定的作用,在切除故障后，应尽量缩短电容器退出工作的时间。采用压缩空气来灭弧的气吹间隙就是适应这种要求的一种例子。这种间隙能在间隙击穿后几个周波内使压缩空气吹气灭弧。在一定的气压下,当电流流过零值时，电弧就被吹灭。但是在短路故障未被切除前,间隙灭弧的每半个周波内,电容器两端的电压将重新升高，使间隙重新击穿。这种断续弧的现象一直存在到故障切除后,差不多在短路切除的同时使间隙灭弧,快速的恢复串联电容器的作用。近年来开发的氧化锌阀片是一种简化结构的串联电容器过电压保护措施，也能比较好的发挥串联电容器在故障切除后加强电力系统暂态稳定的作用。在发生不对称故障时,非故障相串联电容器的保护间隙有可能不击穿，因此在不对称故障情况下，即使在故障期间，串联电容器对提高暂态稳定还是有作用的。在某些情况下，例如事故后切除双回线路中的一回，或者具有单相自动重合闸的一回线路上，为了充分利用串联电容器来提高暂态稳定性,在发生故障后，可借切除部分并接的串联电容器，利用串联电容器的短时间过负荷能力，来增加串联电容器的容抗，呆故障消除系统恢复正常工作后，再将切除的电容器重新投入。这种措施称为串联电容器强补偿，在采用强补偿时,必须记及电容器的短时间过负荷能力、增加容抗后对继电保护的影响、接线方式的复杂化及附属设备的增加等因素,然后确定是否使用强补偿的程度。中间变电所中的同步调相和静止补偿器在输电线路沿线的中间变电所中设置同步调相机或静止补偿器,可以以无功功率和支撑中间变电所母线的电压.它的作用相当于将线路分成若干段两端电压维持恒定的线路.如果调相机有足够的容量来维持中间变电所的电压为恒定，则在理论上可以使整个输电线路的极限功率取决于传输功率最小的那一段线路的极限功率。（1）调相机的作用一般调相机的标么值电抗很大（1。7—1.8）,大容量的可达2—3，为了充分利用调相机作用,应使其设置没有死区的自动励磁调节系统。一般调相机的容量约为传输功率的60％—80％，在经济上胜过串联电容装置。当运行装置发生剧烈变动时，励磁调节系统的响应一般不足以保证暂态过程中间变电所的电压为恒定，这就限制了传输功率的值.因为串联电容器的作用能够通过它的电流变化瞬时反应出来，影响电力系统的静态和动态特性.调相机在暂态稳定过程有失步的可能，这主要取决于故障的地点及故障持续时间。但是由于调相机的轴上没有其他机械负载，所以惯性常数比较小，在有干扰情况下，在有干扰情况下，它既易于失步又易于同步。所以，只要在调相机附近的故障能被快速切除，就可以很快再同步，充分发挥其支持电力系统电压的作用。（2）静止补偿器的作用和同步调相机一样，将静止补偿器并联于输电线路上可以维持线路电压，从而提高输电能力。静止补偿器是由可控的并联电容器或电抗器组成的,可以平滑的改变输出的无功功率，其作用相当于同步调相机。因为没有机械转动元件，所以时间常数小，运行维护简单，功率损耗小.所用的控制元件是晶闸管等快速的电力电子元件。所以能快速反应电力系统运行参数的变化,连续的调节无功功率。静止补偿器同时能做到分相补偿,以适应不平衡负荷的变化。但是，静止补偿器所发出的无功功率要受到它容量的限制，不可能一直保持连接点母线电压为恒定值。由于静止补偿器快速调节无功功率的能力，所以在故障情况下，当故障切除后,可近似的认为了连续静止补偿器的母线电压能很快恢复到故障前的数值保持在较高值.很明显，这对提高电力系统暂态稳定是有很大的作用的。静止补偿器还可为系统提高正阻尼，改善系统的动态性能,抑制系统的低频震荡。其控制装置与电力系统稳定器相似，仅需在静止补偿器的控制系统中引入输电线的功率或母线电压的频率。常用的补偿器有:（1）晶闸管控制电抗器的静止补偿器是由双向晶闸管与电抗器串联组成,感性电流的控制是借调节晶闸管的导通角来实现的。在母线上并联固定的电容器可扩大静止补偿器在容性区的运行范围.（2）晶闸管开关电容器的静止补偿器是由双向晶闸管与电容器和一小电抗（用以限制切换过程的冲击电流和谐波）组成，晶闸管用以切换电容器。容性电流按阶越式变化，并联的固定电抗器或由晶闸管控制的电抗器可用来调节输出电流，扩大静止补偿器在感性区的运行范围。电气制动这是在故障切除后，人为的在送端发电机上加一电负荷，吸收发电机因故障而产生的过剩功率，以便校正发电机输入和输出功率间的不平衡,保持电力系统运行的稳定性。一般是在发电机母线（或升压变压器高压侧母线）上加一并联电阻。另一种方案是将电阻加在发电机△一¥接线的升压变压器的Y侧的中性点与大地之间。在正常状态下，没有电流通过电阻，所以也就没有功率损耗，当出现不对称接地短路时，有零序电流通过中性点电阻，这时电阻中的功率损耗就起着电气制动的作用。许多大型水电厂把电气制动作为提高暂态稳定的重要措施，因为水电厂调节阀门及水流的惯性较大，使它不能如火电厂那样采用快关气门的方法。国外某些发电厂的控制电阻容量可达发电厂装机容量的三分之一到四分之一，最大的制动电阻容量达140万KW之多。我国新安江水电厂于60年代初期已使用电气制动，其电阻容量为15万千瓦，故障后0.3秒投入，0.9秒切除。湖南某水电厂和湖北某水电厂则分别设置10万千瓦和15万千瓦的水电阻，投切时间为0.3秒和0.8秒。理论上，如果应用适当的电阻容量以及控制其投入和切除的规律，可以消除发电机在暂态过