华科电力系统自动化14567章复习题

第一章

1. 什么叫线性整步电压？它是怎么形成的？有什么作用？

①线性整步电压是指其幅值在一周期内与相角差分段按比例变化的电压，一般呈三角形。用数学公式可以描述为：

Usl=Uslm（π+δe）/π（-π≤δe≤0） Usl=Uslm（π-δe）/π（0≤δe≤π）

②线性整步电压形成电路由整形电路、相敏电路、滤波电路三部分组成的。其中整形电路将发电机电压和系统电压的正弦波转换成频率相位相同的一系列方波；相敏电路将以上两个信号同或（同为高电平，异为低电平）后输出一系列宽度不等的方波；滤波电路由低通滤波器和射极跟随器构成，LC滤波电路平滑波形，设计跟随器提高整步电压信号的浮在能力。

③脉动电压幅值与发电机电压和系统电压有关，使得检测并列条件的越前时间信号和频率检测引入了电压影响因素造成tYJ不准，从而成为引起合闸误差原因之一。可以利用线性整步电压检测恒定越前时间和滑差，进行频差控制和压差控制。

2. 同步发电机并列的理想条件。

发电机和电网系统的频率、电压、相序相同，相角差为0。（理想条件下并列合闸的冲击电流等于零，并且并列后发电机G与电网立即进入同步运行，不发生任何扰动现象。）

3. 如果发电机频率与系统频率相等，则相位差保持不变，但此时相位差还很大不符合

并列条件，怎办？

通过越前鉴别，可以判断发电机电压和系统电压谁是越前电压，（0~π区间内，系统电压从高电平变低电平时，若发电机为高电平，则是系统超前于发电机，增速脉冲回路输出一些列正脉冲，而减速脉冲回路无输出。反之同理。）然后经过区间鉴别，每到在δe-50°时候，发出增速脉冲或减速脉冲，并经过阻尼震荡后，反复调节直到相位差保持到允许范围内。

4. 两个大系统之间实现并列，该如何达到准同期的三个并列条件？

检测两个系统之间的频率和电压幅值，如果不相等，通过调整系统间的有功和无功来调整频差和压差，达到同期并列条件。 5. 阐述数字准同期装置的基本结构与优越性；为什么有错过同期的问题，如何解决该

问题？

①基本结构：硬件——主机、输入输出接口电路、输入输出过程通道、人机联系；软件——电压检测、频率检测、越前时间检测。

②优越性：优越性体现在多个方面——功能实现：模拟式装置需要一个硬件电路，微机只需增加一段软件；抗干扰能力：模拟式装置是模拟连续信号，易受干扰；微机为0和1，抗干扰能力提高；温度漂移：模拟式装置上的大量电阻、电容以及电位器易受温度影响，性能会随时间改变；微机主要都是数字电路，非常少的外围模拟接口电路，受温度影响较小；参数调整：模拟式装置靠大量电位器调整，繁且易出错，易受温度影响；微机数字式，调整灵活且准确；控制算法：模拟式装置只能实现简单算法，难于实现复杂算法；微机能实现数值算法，性能好；故障诊断：模拟式装置难于实现；微机容易实现故障自诊断与自恢复，较大幅度提高可靠性提高。

总之微机数字式并列装置，硬件简单，编程方便灵活，运行可靠，且技术成熟，成为当前自动并列装置发展的主流。模拟式并列装置，在一个周期Ts时间内，把ωs假设为恒定。数字式并列装置可以克服这一假设的局限性，采用较为精确的算法，按照δe当时的变化规律，选择最佳的越前时间发出合闸信号，可以缩短并列操作的时间，提高装置的技术性能，提高电力系统自动化和智能化应用水平。

②在本点计算时，a点对应δi已经接近δYJ。满足： :若2???i??YJ??

且2???i??YJ

????但是在下一点计算时，满:若足：

且?2???i???YJ???2???i???YJ这样就错过了合闸时机！

③为了避免上述情况，在进行本点δi计算时，可同时对下一个计算点δi+1值进行预测。估计最佳合闸导前相角δYJ是否介于计算点与下一个预测点δi+1之间，以便及时采取措施，推算出δi →δYJ所需的时间。这样可以不失时机的在越前相角瞬间发出合闸信号。因此一旦待并发电机的电压频率符合并列条件，在一个滑差周期内就可以捕捉到最佳合闸导前相角，及时发出合闸信号。

6. 数字准同期装置如何测量滑差角速度和角加速度？

①滑差角速度： ??i?i??i?1???1?19si

?t2?x

其中δi和δi-1 ——分别是计算点和上一个计算点的角度值； 2 τx——两计算点的时间． ②角加速度：

??si?si??s?i?n? 角加速度为：??t2?xn

由于相邻两点间的角速度变化甚微，因此角加速度一般可以经过若干计算点后才计算一次。 1?si2tDC1?18 YJ?sitDC?2?t

???????

第四章

1、从发电机、电力系统、负荷三个方面说明电压控制的意义。

①发电机：电力系统电压降低时，发电机定子电流将因其功率角增大而增大，为了不使会使定子绕组过热损坏，不得不减少所发有功功率。类似的也不得不降低变压器所带有功负荷；②电力系统：电压降低时，会使电网中的有功功率损耗和能量损耗增加，还会危及电力系统运行稳定性，而电压过高，各种电气设备绝缘性受损，超高压输电线路中还将引起电晕损耗；③负荷：各用电设备在额定电压下运行才能取得最大工作效率，当电压偏离额定值较大时，会对负荷的运行带来不良影响，营销产品的质量和产量，损坏设备，甚至引起电力系统电压崩溃造成大面积停电，影响人们生活。

Q2/21C/1负A/A发电UUA'UA2、利用负荷的无功电压特性和电源的无功电压特性说明电力系统无功功率平衡与电压的关系。 系统无功负荷增加时，曲线1向上到曲线1’，此时如果发电机励磁不变，工作点从A到A’，电压损耗导致电压降低，发电机励磁增加，曲线2上升到曲线2’。工作点从A’到C，弥补了电压损耗。

3、电力系统无功电源有哪些？怎样提供无功功率？

①发电机：发电机端电压高于系统电压时，发出无功功率，主要受到电枢电流限制，吸收无功时要受发电机稳定以及定子端部发热限制。只在额定运行状况下充分利用，因此无功调节能力有限。

②同步调相机/同步电动机：工作在过激状态下发出无功功率，工作在欠激状态下吸收无功功率。输出无功功率随系统电压的下降而上升，调节性能好；但属于旋转式机械，维护量大，且有一定的功率损耗。

③并联电容器：从系统吸收容性无功功率，相当于发出感性无功功率。电容量可大可小运行方便灵活，可以分散补偿，无旋转部分易于维护，且功率损耗小；但输出无功功率随系统电压的下降而下降，而此时正需要无功功率，因此调节性能有限。

④静止无功补偿器：SVC可以快速平滑地调节无功，适应于冲击性负荷，能分相补偿适应于不平衡的负荷变化，运行维护简单，功率损耗小；但输出无功功率随系统电压的下降而下降，而此时正需要无功功率，因此调节性能有限。

⑤高压输电线路：特别是分裂导线，其充电功率可观，是电力系统固有的无功电源。

4、电力系统电压控制有哪些措施？

①控制发电机励磁电流，改变发电机端电压UG；②控制变压器分接头改变电压器变比，实质上是改变了无功功率分布，要求系统无功电源充足，否则达不到调压效果；③利用无功补偿设备调压，减小系统中无功功率的传输，合理配置无功功率分布可以减小网络中电压损耗

和有功损耗，从而改善用户电压质量；④串联联容器控制电压，使QX/U变小，电压损耗变小，提高输出电压。

优先采用发电机控制电压，系统无功功率充足时优先考虑变压器调压，不充足时优先考虑无功补偿设备和串联电容器调压。

5、电力系统电压的综合控制：综合多种调压手段，达到最优控制方式。总之，无功各区域就地平衡，调度中心负责主干网及枢纽节点的电压。

U1和K对U3控制效果相同，X1/X2越小，效果越显著 U2对U3，当X2/X1越小，效果越显著 q对U3效果显著

6、电力系统无功功率电源的最优控制：合理控制各无功电源的的无功大小，使网络有功损耗达到最小。

①确定无功优化法：以新增无功补偿设备投资费用及运行费用和最小为目标。（单一目标）根据有功负荷经济分配进行分布计算，计算各节点λ，大于零增加无功输出，小于零减少无功输出，重新算分布，重复直至平衡机输出功率不能再少。

②不确定无功优化法：目前，无功优化是保证单一目标函数最小，难以保证电网整体性能最佳。因此最好考虑多目标同时优化。例如：投资费用最小，系统网损最小，系统安全裕度最大，电压偏差最小等。

7、电力系统调频必须在全网统一进行，调压则适宜分散进行。电力系统电压调频只能通过调节原动机功率，而调压有多种方式。

第五章

1、电力系统调度任务有哪些？ 电力系统调度的任务简单来说，就是控制整个电力系统的运行方式，使之无论在正常情况下或事故情况下都能符合安全、经济及高质量供电的要求。主要有以下几点：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；④保证提供强有力的事故处理措施。

2、什么是分级调度、为什么采用？ 既一般讲整个电力系统，按输电线路与变电所的电压等级分数不同的调度单位，进行电能的日常管理与控制。在分级调度中，下一级除了完成上一级调度分配给它的任务，还接受上级调度的指导与制约。

一般来说，高压网络传送的功率大，影响着该系统的全局，如果高压网络发生了事故，有关的低压网络肯定会收到很大的影响，致使正常的供电过程遇到障碍。反过来，如果故障发生在低压网络，则对高压网络影响较小，不至于影响系统全局。因此要采用分级调度。

3、具有，电力系统监控系统SCADA、协调功能，这两种功能的电力系统调度系统称为能量管理系统EMS。

4、自动发电控制AGC是对发电机处理的闭环自动控制系统，能实现机组出力的自动调节。基本功能：①使发电自动跟踪电力系统负荷变化；②响应负荷和发电的随机变化，维持系统频率为额定值；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。

从AGC的功能来看，它主要完成系统区域间交换功率的计划和系统频率的维持功能。AGC从电力系统调度中心获得有用信息，当系统中出现频率或交换功率的偏差时，通过测量和计算确定区域控制偏差，向厂站发出相应控制信号。

一次调频由调速器实现，二次调频由AGC实现。区域调节控制确定机组调节分量PR，目的是使控制误差ACE到零。区域跟踪控制目的是按计划提供机组发电基点功率Pi，将PR加到Pi上，共同形成期望发电量，作用于调频机组的控制系统控制调速器，形成机组出力的闭环

控制，AGC是一个输出功率跟踪控制系统。

发电计划按等微增率准则编制火电机组发电计划，达到经济运行，向AGC提供基点功率。 5、远方终端RTU是电网调度自动化系统的基础设施，安装于各变电所或发电厂内，负责将变电所和发电厂的所有运行状态采集传送到调度系统，同时执行来自调度系统的命令。包含数据采集、数据通信、执行命令和自诊断等其他功能。结构有模拟量输入输出通道、开关量输入输出通道。

遥测——采集电网重要测点的运行参数，模拟量。

遥信——如断路器的开光状态，自动装置或继电保护的工作状态等开关量

（最高优先级可插队） 遥控、遥调。

6、通信规约：在通信网络中，为了保证通信双方能正确、有效、可靠的传输数据，在通信的发送和接受过程中有一系列规定，以约束双方进行正确、协调的工作，我们将这些规定称为通信规约。通信规约明确规范：双方有共同的语言、要有一致的操作步骤、要规定检查错误以及出现异常情况时计算机的应付方法。

①循环式通信规约：厂、所RTU享有遥测、遥信通信的主动权，主站掌握遥调、遥控通信的主动权。厂站按规约周期性发送信息，不论主站是够需要、发问，逻辑上每个RTU独占一条信道，对信道质量要求低。

②问答式通信规约：主站享有遥测、遥信、遥调、遥控通信的主动权。主站发送查询命令，厂站才回答，有问必答、无问不答、按需回答，多个RTU共享信道，对信道质量要求高，且必须为双向。

应答式规约允许多个RTU共享信道，节省通道，提高信道占用率；采用变化信息传送策略，压缩数据块长度，提高速度；可以使用双全工通道也可以使用半双全工，通道适应性强。

7、EMS的网络分析：是对网络中所有传输的状态进行检测、分析、诊断，帮助用户排除网络故障事故、规避安全风险、提高网络性能、增大网络可行性。

网络拓扑分析：是根据开关的开合状态（遥信信息）和电网的一次接线图来确定网络的拓扑关系，既节点——支路的联通关系，为其他应用做好准备。

8、状态估计的必要性？完成那些功能？

SCADA数据库存在数据不齐全、数据不精确、受干扰时会出现不良数据、数据不和谐的缺点，状态估计利用实时测量系统数据的冗余度提高数据的精度，自动排除随机干扰引起的错误信息，估计/预报系统的运行状态。

功能有：得到接近于系统真实状态的最佳估计；对生数据进行不良数据的检测与辨识，删除或改正不良数据；推算出齐全而精确的电力系统运行参数；纠正偶尔会出现的遥信错误；估计某些可疑或未知的设备参数；以现有数据预测未来的趋势和可能出现的状态；确定合理的测点数量和合理的测点分布。

假定数学模型、状态估计计算、检测、识别。

9、正常运行状态、警戒状态、紧急状态、解列崩溃状态、恢复状态。

有选择性的切除故障、防止事故扩大和保持系统稳定、将电力系统适当地点解列。

第六章

1、能量管理系统EMS和配电管理系统DMS区别 EMS是综合自动化系统，主要针对发电输电系统，用于大区级电网和省级电网的调度中心，针对高压系统，所面对的对象是电力系统的主干网络，较为集中；DMS主要针对配电和用电系统，用于10kv以下的电网，针对低压网络，管理的业务是电力系统的“枝叶末节”，较为分散。

2、馈线自动化是只配电线路的自动化。在正常运行时，馈线自动化实时监视馈线分段开关与联络开关的状态和馈线电流、电压情况，实现线路的开关的原方或就地合闸分闸操作；故障时，获得故障记录，并能自动自动判别和隔离馈线故障区段，迅速对非故障区域恢复供电。（终端有：DTU、TTU、RTU） 实现方案——①就地控制：依靠馈线上安装的重合器和分段器自身功能来消除瞬时性故障和隔离永久性故障；②远方控制：采集故障信息传送到控制中心，由软件分析后确定确定故障区域和最佳供电恢复方案，以遥控方式隔离故障区域恢复正常区域供电。

重合器——重合器是一种能够检测故障电流、在给定时间内断开故障电流并能进行给定次数得到重合闸的控制开关。

分段器——与电源侧前级保护开关配合，发生永久性故障时，分段器在预订次数的分合闸操作后闭锁于分闸状态，达到隔离故障线路区段的目的。若分段器未完成预订次数的分和操作，故障就被切除了，分段器则保持在合闸状态，并经一段延时后恢复到预先正定状态，为下一次故障做好准备。

分段器可以开端负荷电流，关合短路电流，但是不能断开短路电流，因此不能单独作为主保护开关使用！

第七章

1、变电所综合自动化功能：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低频减载及备用电源自投控制子系统；⑤通信子系统。体现在这五方面！

2、变电站无压综合控制方法：传统的九区图法控制策略是按照固定的电压和无功（或变电站进线端功率因数）上下限将电压—无功平面划分为9个区域。U

max是变压器低压侧母线电压，Q是变压器高压侧无功功率。

有载调压变压器和并联补偿电容器的基本调节规律

min为: 变压器分接头上调（或下调）后，U变大（或变小），Q变大（或变小），进线功率因数cosφ变小（或变大），一般调节分接头对无功的影响不大; 投入（或maxmin切除）电容器后，Q变小（或变大），U变大（或变小），cosφ变大（或变小）。

总之，一旦检测到工作点离开了中心区域9，即自动控制电容的投切和变压器分接头档位。使她回归到中心区域。

812U793U654QQ3、数字化变电站和智能变电站概念？

①数字化变电站是由智能化一次设备（电子式互感器、智能化开关等）和网络化二次设备分层（过程层、间隔层、站控层）构建，建立在IEC61850通信规范基础上，能够实现变电站内智能电气设备间信息共享和互操作的现代化变电站。数字化变电站是应用IEC61850进行建模和通信的变电站，数字化变电站体现在过程层设备的数字化，整个站内信息的网络化，以及开关设备实现智能化。

②智能变电站采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能，实现与相邻变电站、电网调度等互动的变电站。

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