电力系统自动化完整版

2. 同步发电机的并列方法：准同期并列，自同期并列。设待并发电机组G已经加上了励磁电流，其端电压为UG，调节待并发电机组UG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，成为准同期并列。

3. 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。 4. 自同期并列：未加励磁电流的发电机组

5. 脉动电压含有同期合闸所需要的所有信息，即电压幅值差、频率差和合闸相角差。但是，在实际装置中却不能利用它检测并列条件，原因是它的幅值与发电机电压及系统电压有关。

6. 励磁自动控制系统是由励磁调节器，励磁功率单元和发电机构成的一个反馈控制系统。

7. 同步发电机励磁控制系统的任务：（1）电压控制（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。

8. 为了便于研究，电力系统的稳定分为静态稳定和暂态稳定两类。静态稳定是指电力系统在正常运行状态下，经受微小扰动后恢复到原来运行状态的能力。暂态稳定是指电力系统在某一正常运行方式下突然遭受大扰动后，能否过渡到一个新的稳定运行状态或者恢复到原来运行状态的能力。 1 具有较小的时间常9. 对励磁系统的基本要求：（一）对励磁调节器的要求：○2 系统正常运行时，励磁调节器应能反应数，能迅速响应输入信息的变化；○

3励磁调节器应能合理分发电机电压高低，以维持发电机电压在给定水平；○

4 对远距离输电的发电机组，为了能在人工稳定区域运配机组的无功功率；○

5 励磁调节器应能迅速反应系统故障，具行，要求励磁调节器没有失灵区；○

备强行励磁控制功能，以提高暂态稳定和改善系统运行条件。（二）对励磁功1要求励磁功率单元有足够的可靠性并具有一定的调节容量；2率单元要求：○○具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度。

10. 同步发电机励磁系统分类：直流励磁机励磁系统：①自励②他励 ；交流励磁机励磁系统①他励交流励磁机励磁系统②无刷励磁系统 ；静止励磁系统 11. 励磁调节器的主要功能有二：①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。

12. 励磁调节器的型式很多，但自动控制系统核心部分相似。基本控制由测量比较、综合放大、移相触发单元组成。测量比较单元的作用是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。综合放大单元是沟通测量比较单元及调差单元与移相触发单元的一个中间单元，来自测量比较单元及调差单元的电压信号在综合放大单元与励磁、稳定控制及反馈补偿等其他辅助调节信号加以综合放大，用来得到满足移相触发

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单元相位控制所需的控制电压。移相触发单元是励磁调节器的输出单元，根据综合放大单元送来的综合控制信号USM的变化，产生触发脉冲，用以触发功率整流单元的晶闸管，从而改变可控整流框的输出，达到调节发电机励磁的目的。

13. 发电机欠励磁运行时，发电机吸收系统的无功功率，这种运行状态称为进相运行。

14. 调频的目的是调整系统频率为额定值。

15. 电力系统中实现频率和有功功率自动调节的方法有：（1）有差调频法（2）主导发电机法（3）积差调频法（4）改进积差调频法（5）分区调频法。有差调频优缺点：①各调频机组同时参加调频，没有先后之分；②计划外负荷在调频机组间是按一定的比例分配的；③频率稳定值的偏差较大。主导发电机法优缺点：、、、积差调频法优缺点：优点是能使系统频率维持额定，计划外的负荷能在所有参加调频的机组间按一定的比例进行分配，其缺点是频率积差信号滞后于频率瞬时值的变化，因此调节过程缓慢。 16. 分区调频法 （重点）

当多个省级或区域电网联合成一个大的电力系统时，为了配合分区调度的管理制度，也为了避免集中调频的范围过大而产生的技术困难，在联合系统中一般均采用分区调频的方法。分区调频法的特点是区内负荷的非计划负荷变动主要由本区内的调频厂来负担，其他区的调频厂不参与调频，因此区域间联络线上的功率应该维持计划值不变。

17. 电力系统电压调整的措施：①发电机控制调压，②控制变压器变比调压，③利用无功功率补偿设备调压，④利用串联电容器控制电压

18. 电力系统的无功功率电源：同步发电机、同步调相机及同步电动机、并联电容器、静止无功功率补偿器（SVC）

19. 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。 20. 远动技术的主要内容是“四遥”：遥测（YC）、遥信（YX）、遥控（YK）、遥调（YT）

21. SCADA子系统包括数据采集、数据传输及处理、计算与控制、人机界面及告警处理等。

22. 远方终端RTU的任务：(1)数据采集：(2)数据通信；(3)执行命令；(4)其他功能：①当地功能：对有人值班的较大站点，配有CRT、打印机等，可完成显示、打印功能；越限告警功能；事件顺序记录功能；②自诊断功能：程序出现死机时自行恢复功能；自主监视主、备通信信道及切换功能；个别插件损坏诊断报告等功能。

23. 数据通信系统的工作方式：单工、半双工、全双工 24. 循环式规约（CDT）和问答式规约（Polling)

（一）通信规约：在通信网中为了保证通信双方能正确、有效、可靠地进行数据传输，在通信的发送和接受过程中有一系列的规定，以约束双方进行正确、协调的工作，这些规定称为数据传输控制规程，简称为通信规约。

通信规约明确规范的问题：①要有共同的语言；②要有一致的操作步骤，即控制步骤；③要规定检查错误以及出现异常情况时计算机的应付方法。

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一个通信规约包括的主要内容有：代码（数据编码）、传输控制字符、传输报告格式、呼叫和应答方式、差错控制步骤、通信方式（指单工、半双工、全双工通信方式）、同步方式、传输速率。

（二）循环式通信规约：按循环方式工作时，厂、所RTU享有发送信息的主动权。每个RTU都要独占一条到调度中心的信道（称点对点方式），调度中心与各RTU皆由放射式线路相连。发送端与接收端保持严格的同步，信息按事先约定的先后次序排列，并一次次循环发送。

由调度中心发给RTU的各种遥控、遥调或其他命令，由下行通道随时传送（全双工通道上、下行通信可同时进行），不是循环的。

（三）问答式通信规约：问答通信方式由主站掌控遥测、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。平时各RTU也与循环通信方式一样采集各项数据。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。

至于遥控、遥调，无论循环方式还是问答方式，都是由主站掌握通信的主动权。

为了提高效率，通常遥信采用变位传送，遥测采用越死区传送，因此对遥测量需要规定其死区范围。遥测量配有数字滤波，因而还要规定滤波系数。 问答式规约中主站与子站的通信项目可按功能来划分。 主站向子站发送的命令大致可分为如下几个方面：①初始化设置参数类，有设置扫描周期、设置死区数值及滤波系数等；②查询类，询问各种类别的远动数据情况；③管理控制类，控制RTU的投入或退出工作；④电源合闸确认，以及遥控、诊断报文。 子站对主站的响应有两类：一类是对主站命令的简短响应，即肯定性确认或否定性确认；另一类是遵照主站命令回答相应的具体数据。

应答式规约的特点：①RTU有问必答，当RTU收到主机查询命令后，必须在规定的时间内应答，否则视为本次通信失败；②RTU无问不答，当RTU未收到主机查询命令时，绝对不允许主动上报信息。

应答式规约的优点：①应答式规约允许多台RTU以共线的方式共用一个通道；②应答式规约采用变化信息传送策略，从而大大压缩了数据块的长度，提高了数据传送速度；③应答式规约既可以采用全双工通道，也可以采用半双工通道，即可以采用点对点方式，又可以采用一点多址或环形结构，因此通道适应性强。

25. 通信信道：①电力载波通信；②光纤通信；③微波中继通信与卫星通信 26. 前置机系统担负着与厂所RTU和各分局的数据通信及通信规约解释等任

务，是SCADA/EMS系统的桥梁基础。

27. 前置主机为双机配置，一台为主机，另一台为备用机。

28. 值班前置主机担负以下任务：①与系统服务器及SCADA工作站通信；②

与各RTU通信及通信规约处理；③控制切换装置的切换动作；④设置各终端服务器的参数。

29. 备用前置机可能担负的任务：①监听前置主机的工作情况，一旦前置主机

发生故障，立即自动升格为主机，担负起主机的全部工作；②监听次要通道的信息，确定该通道的运行情况。

30. 调度中心SCADA/EMS前置机系统：前置机、终端服务器、切换装置、通道设备

31. 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

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电的随机变化，维持电力系统频率为额定值；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。

32.发电计划是EMS中发电级的核心应用软件，它向AGC提供基点功率值，对电力系统经济调度起着关键作用。

33.发电计划定义：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，使整个系统的发点费用最低。

34.发电计划有两种：①编制次日（或周）24h（或168h）的发电计划；②编制指定时刻的发电计划

35.交换计划可以通过以下三种不同的方式进行协调：①自协调方式；②电力交易市场模式协商调度模式

36.检修计划即预先安排检修时间、任务、人力、资源等，使电力系统预防性检修的效果最优。机组检修的目的，从技术方面考虑，是为了使发电设备及各种组成部件的工作特性保持在允许的极限范围内，增加设备的可靠性；从社会经济效益来看，是满足用户对供电可靠性的要求，使电能的生产成本最小，推迟新建电厂的投资。

37.电力系统负荷预测的分类：系统的负荷预测、母线的负荷预测

38.按照系统负荷预测周期来分，电力系统的负荷预测可分为：超短期负荷预测、短期负荷预测、中期负荷预测和长期负荷预测

39.电力系统的运行状态：正常运行状态、警戒状态、紧急状态、恢复状态。 正常运行状态特点：系统满足所有的约束条件，即有功功率和无功功率都保持平衡，给所有负荷正常供电，电压、频率均在正常的范围内，各种电力设备都在规定的限额内运行，同时有足够的备用裕度，可以承受各种预计的扰动，而不产生任何有害的后果。

警戒状态：各种约束条件也能满足，但随时都有可能由于一个偶然故障或渐进性的负荷增加，使某些不等约束条件被破坏，而校正越限时会导致丢失负荷。 紧急状态：系统频率、电压和某些线路潮流都可能严重越限，若不及时采取有效控制，系统可能失去稳定，导致大量发电机组跳闸或甩掉大量负荷，使等式约束条件也遭破坏。

恢复状态：整个系统可能已分成若干个的部分，在失去了许多负荷的条件下，等式约束条件也得到了满足。

40.快速潮流计算方法：①直流潮流法；②P-Q分解法；③等值网络法 41.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。

42.馈线自动化（FA）：馈线终端、馈线自动化的实现方式、重合器、分段器、就地控制馈线自动化、远方控制的馈线自动化

43.配电网自动化系统远方终端有:①馈线远方终端（包括FTU和DTU）；②配

电变压器远方终端（TTU）；③变电所内的远方终端（RTU） 44. FTU分为户外柱上FTU、环网柜FTU和开关站FTU三类。

45. 馈线自动化方案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

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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。 46.就地控制方式优点：故障隔离和自动恢复送电由重合器自身完成，不需要

主站控制，因此在故障处理时对通信系统没有要求，投资省，见效快。缺点：只适用于配电网络相对比较简单的系统，要求配电网运行方式相对固定；这种实现方式对开关性能要求高 ，多次重合对设备及系统冲击大。

47. 远方控制方式优点：故障定位迅速，可快速实现非故障区段的自动恢复送

电，开关动作次数少，对配电系统的冲击小。缺点：需要高质量的通信通道及计算机主站，投资较大，工程涉及面广、复杂；尤其是对通信系统要求较高，在线路故障时，要求相应的信息能及时传送到上级站，上级站发送的控制信息也能迅速传送到FTU。

48. 远程自动抄表系统的构成：①电能表；②抄表集中器和抄表交换机；③电

能计费中心的计算机网络

49.变电所综合自动化系统的基本功能：①监控子系统；②微机保护子系统；③

电压、无功综合控制子系统；④低频减负荷及备用电源自投控制子系统；⑤通信子系统

50. 数字化变电所是指变电所信息的采集、传输、处理全过程实现数字化。主

要特点包括：①采用新型电流、电压互感器代替常规电流、电压互感器，将大电流、高电压直接变换为数字信号或者低电频信号；②利用高速以太网构成变电所数据采集及状态和控制信号的传输系统；③数据和信息实现基于IEC61850标准的统一建模；④采用智能断路器等一次设备，实现一次设备控制和监视的数字化。

51.为什么在自动励磁调节器中设置最小励磁：当线路输送功率较小时，线

路的容性电流引起的剩余无功功率使系统电压升高，以致超过允许电压范围，为此，在自动励磁调节器中设置了最小励磁。

52.辅助控制与励磁调节器正常情况下的自动控制的区别是：辅助控制不参与正

常情况下的自动控制，仅在发生非正常运行工况、需要励磁调节器具有某些特有的功能时，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，使相应的器起控制作用。

53.以联合系统为例，说明负荷变动是否发生在本区之内

答：设经联络线由A端流向B端的功率为Ptie.A,由B端流向A端的功率为Ptie.B，则必有Ptie.A＋Ptie.B=0，当B区内负荷突然增长，A区负荷不变时，整个系统的频率都会下降，即有△f<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端的功率增加，即△Ptie.A>0，与△f异号；同时在另一端必有△Ptie.B<0,与△f同号。A区的调频方程式为：KA△f+

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△Ptie.A+△PA=0 其中PA为A区机组输出的调频功率，当B区负荷增加时，△f<0，△Ptie.A>0；由于有适当因子KA致KA△f+△Ptie.A≈0，于是调频器向满足调频方程式的方向进行，必有△PA约等于0，最终结果A区机组基本不向B区输出调频功率；当A区负荷增加时，△f与 △Ptie.A都为负，于是调频器向增大PA的方向进行调整。

54. 大题

① 两个发电单元，额定功率分别为250MW和400MW，调差系数分别为6.0%和6.4%，两个发电单元并行向500MW负荷供电。假定调速器以各自的调差系数运行，试求各自承担的负荷。 解：将每个发电单元的调速器调差系数转化为同一基准容量下的值（基准容量为1000MVA）

1000 R1=×0.06=0.24

2501000 R2=×0.0=0.16

400 由于两个发电单元都运行在同一频率下，得R1P1=R2P2 由于P1+P2=PL 将P2的值代入得 P1+1.5P1= 则结果为 P1=

0.5=0.2=200（MW） 2.5500 1000 P2=1.5P1=0.3=300(MW）

② 一个区域有两个发电单元，如表所示；这两个单元为并联运行，在额定

频率下提供700MW的功率，其中单元1提供200MW，单元2提供500MW，现增加负荷130MW。系统初始频率fo=60HZ。 （1）假定没有频率敏感性负荷，即δ=0。试求稳态频率偏差和每个发电单元新的发电量 （2）频率变化为1%时，负荷变化率为0.804%，即δ=0.804。试求稳态频率偏差和每个发电单元新的发电量。

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解 将每个发电单元的调速器调差系数转化为同一基准容量下的值（基准容量为1000MVA）

R1=1000400×0.04=0.1 R2=1000800×0.05=0.0625

负荷变化量为 △RL =1301000=0.13

(1) 由于δ=0，稳态频率偏差标幺值为 △ωSS =

△PL-0.1311=

1016-0.005 R＋1R2 因此。稳态频率偏差值为 △f=-0.005×60=-0.30（HZ） 新的频率为 f=fo+△f=60-0.30=59.70（HZ) 两个单元的发电变化量分别为 △P1=-△R--0.0050.100.0550（MW)

1 △P2=-△R--0.0050.0880（MW)

20.0625(2) 当δ=0.804时，稳态频率偏差△-△PLss110.13100.00485 R160.8041R2因此，稳态频率偏差值 △f-0.0048560-0.291（HZ）

新的频率为 ff0△f60-0.29159.709（HZ） 每个单元的发电变化量为

△P△-0.004851-R-0.048548.5（MW）10.1

△P△0.00485

2-R0.077677.6(MW)20.0625

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为

2C15005.3P0.004P112C4005.5P0.006P22③ 三个发电厂的燃料成本函数为2C32005.8P30.009P32 其中

P1、P2、P3单位都是MW，总负荷PD为800MW。忽略线损和发电机输出效率，试求最优分配和总的成本。

dC15.30.008P1dP1dC25.50.012P2解： 最优分配的必要条件为：dP 2dC35.80.018P3dP3又因为P1P2P3PD，得最优分配为P1400，P2250，P3150,微增率为

8.5元/（MW. h ）

④

某系统的用户总功率为

Pf.he2800MW，系统最大的功率缺额

Pqe900MW，负荷调节效应系数2，自动减负荷动作后，希望恢复频率值

fhf48HZ，试求接入减负荷装置的负荷总功率PJH 。

解 ：减负荷动作后，残留的频率偏差相对值为

△fhf*50-480.04

50由式

PJHPqe-PX△fhf*1-△fhf* 得

90020.042800PJH734（MW）

1-20.048 / 10

⑤如图所示为降压变压器，变压器参数及负荷、分接抽头已标明，

高压侧最大负荷时的电压为110kv，最小负荷时的电压为113kv，相应负荷的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。 31.5MVA

110~113KV 11022.25%/6.3KV

Smax=28+j14MAV 2.44+J40（归算到高压侧）

Smin=10+j6MAV

Rt+jXt

解： 首先计算最大负荷和最小负荷时变压器的电压损耗为

282.4414405.7KV

110 △UTmin=102.446402.34KV

113

△UTmax=

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U2max=6kv和U2min=6.6kv，则

6.0 U1tmin=（113—2.34）6.3105.6kv

6.6取算术平均值，有U1tav=(109.4+105.2)/2=107.5kv

可以选择最近的分接抽头U1t=107.25kv。然后按所选分接抽头校检是否满足低压

6.36.13kv>6kv 负荷母线的实际电压。则有U2max=(110—5.7）107.25 U2min=（113—2.34）6.36.5kv<6.6kv

107.25可见所选择的高压分接抽头是能够满足电压控制要求的。

U1tmax=（110—5.7）6.3109.4kv

⑥ 输出系统如所示，降压变压器变比为11022.5%11kv，变压器励磁支路

和输电线路对地电容均被忽略，节点1归算到高压侧的电压为118kv，且维持不变，负荷端低压母线电压要求保持为10.5KV,试确定受端装设电容器鱼同步调相

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机的无功功率补偿设备容量。

解：由于发电机首端电压已知，因此可按末端功率来计算输电线路的电压损耗：

1027.52(26j130)0.34j1.68(MVA) 所以 Smin2110S1maxSmaxSmax20j151.34j6.7221.34j21.72(MAV)

S1minSminSmin10j7.50.34j1.6810.3j9.18(MAV)

利用首端功率求出最大负荷时降压变压器归算到高压侧的低压母线电压为

U2max

'P1maxRQ1maxX21.342621.72130U1118.37kvU1118P1minRQ1minX105.61KVU1利用首端功率求出最小负荷时降压变压器归算到高压侧的低压母线电压为

'U2min

（1）按最小负荷时电容器全部退出运行来选择降压变压器变比，则有

'U2minUU2N110.69KV t

U2min规划后，取110+0%分接头，即K=110/11=10 按最大负荷求电容器补偿容量Qc为

'U2CmaxU2QC(U2Cmaxmax)K2

XK10.5.37210.5105.61K9.54

2)由可得2210.5210.5规格化后取11022.5%/11kv，即K=9.5，则确定调相机容量

U2CmaxU2'max210.5.3QC(U2Cmax)K=(10.5)9.527.96MVA XK1309.510 / 10