东北电力系统稳定规程

东北电力系统稳定规程

1总则

1.1为了实现东北电力系统的安全稳定运行，特制定本规程，作为电网稳定运行的基本依据，各有关单位应共同遵守。

1.2东北电网结构薄弱，安全稳定水平较低，尚不能完全达到《电力系统安全稳定导则》对电力系统安全稳定运行的基本要求。为了充分利用水力资源及现有设备，最大限度地满足国民经济的用电需要，目前东北电网在频率、电压正常和继电保护与安全自动装置正确动作条件下，大部分500kV、220kV的双回线或环网，以及500kV 与220kV两级电压的电磁环网，任一回线路发生单相瞬时或永久接地故障，系统能够保持稳定。个别线路需采取连锁切机、切负荷，限制电厂出力或线路输送电力，以及停用重合闸等措施。

1.3由于电网结构薄弱和保证系统稳定的技术装备还不完善，目前东北网对于500kV或220kV线路的相间故障及500kV或220kV母线的故障等尚不能保证系统的稳定。对于故障虽较轻微但继电保护或安全自动装置以及开关动作不正常时也不能完全保证系统的稳定。

1.4电力系统的继电保护与重合闸装置；发电机和调相机的自动励磁调节装置与强行励磁装置；汽轮发电机组快关汽门装置；连锁切机、切负荷装置；低电压切负荷装置；水轮发电机组低频自起动装置；过电流（过功率）切机、关汽轮发电机组汽门、切负荷、解列装置；振荡解列装置；低电压、低频解列装置等都是保证系统安全稳定运行的重要设备。总调及有关各级调度员，发电厂和变电所值班员，应随时掌握这些装置的运行状态，现场运行人员非经总调同意不得擅自改变这些装置的运行状态。

1.5各地区的低频减负荷装置，是保证系统安全稳定运行和系统稳定破坏后尽快恢复系统同步运行，防止系统频率崩溃的重要设备。总调每年都需根据系统的发展制定相应的低频减载方案，各地区的低频减负荷装置必须遵照方案如数按期投入，不得减少和擅自停用。

1.6凡连锁切机装置作用的发电机，其调速系统应定期进行调试，防止卡涩。被连切的发电机组，必须是处于发电运行状态，不得连切改调相运行的机组。

1.7大负荷和雷雨季节之前，必须做好对系统运行有重大影响的设备及有关继电保护与安全自动装置的检验和维修工作，及时消除缺陷。不允许在大负荷时调试高频保护和母线差动保护及检修重要厂、变的开关设备，以保证此时电网按正常接线方式运行和快速切除故障。

1.8发电厂的出线和重要的联络线应加快其故障切除时间，应确保高频（纵联）保护的可靠投入运行，以尽力提高线路相间故障时的系统稳定性。

1.9从电力系统运行的实际出发，电网发生严重故障和多重故障，超出系统承受能力而使稳定破坏是很可能的，届时应按第15章“稳定破坏后的事故处理”的有关规定执行。

2辽西系统

2.1辽西系统的构成及特点

2.1.1辽西系统系由元宝山、朝阳、锦州等火电厂和董家、辽阳、王石等500kV变电所与元宝山、建平、锦州、锦西、青堆子等220kV变电所以及连接它们之间的500kV和220kV输电线路构成。其正常方式简化接线如下图所示：

元元2号线、元赤线、赤宝线及2号联变-----（图中）

2.1.2辽西电网网络结构的特点是以500kV元董辽王输变电系统为主干，220kV系统与500kV系统构成两级电压的电磁环网，经500kV董辽1号、2号线、董王线和220kV电青线、电凌曙青线五回联络线与系统并列。

2.1.3辽西系统现有装机3100MW，地区负荷（包括赤峰地区、朝阳地区、锦西地区和锦州大部分地区）900~1300MW，属于大电源小负荷的电力过剩系统，外送电力最大可达1800MW以上。

2.1.4辽西电网的暂态稳定问题主要是500kV线路故障后辽西电网与系统的稳定问题，其中500kV元董1号、2号线、董辽1号、2号线、董王线故障对系统影响最为严重。

2.1.5辽西电网事故方式下的热稳定问题亦很突出。在500kV董家1号主变跳闸等事故方式下，220kV电青线、电凌曙青线可能严重过负荷，需采取电青线、电凌线过功率关闭锦州电厂机组主汽门措施。

2.1.6500kV董家变电所是辽西电网500kV系统的重要枢纽，其一旦发生500kV母线全停故障，将会导致500kV 董辽1号、2号线，董王线，元董1号、2号线全部跳闸，对辽西电网乃至系统影响极大，将造成稳定破坏、电网瓦解进而大面积停电等恶性事故。因此，董家变500kV母线经常保持正常结线方式，母差保护投入有选择运行，对保证电网安全是至关重要的。

2.1.7锦州电厂220kV母线是辽西电网220kV系统的中枢点，其与锦州、锦西变之间的220kV电锦1号、电锦2号线和电南西线是向辽西地区供电的重要线路。一旦发生锦州电厂220kV西段母线全停故障，将造成220kV元宁线等严重过负荷，极可能导致辽西电网解列单运损失大量负荷甚至大面积停电的局面。因此，锦州电厂220kV 西段母线经常保持双母线正常结线方式，母差保护投入有选择运行，对保证辽西电网安全也是极为关键的。

2.2正常结线方式下的有关规定

2.2.1电厂出力控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，辽西各电厂出力不限。

2)当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

3)为提高系统稳定水平，在电压不超过规定的情况下，辽西各机组应尽量多发无功，机组功率因数维持在0.98以下运行为宜。

2.2.2安全自动装置使用规定

1)锦州电厂电青线、电凌线过功率关闭发电机组主汽门装置投入使用，作用2台机组（分别延时8秒和13秒）。

2)元厂两台600MW机组均运行时，元董1号、2号线三相跳闸连切2号(或3号，只切一台)机组措施投入。

3)元厂500kV母线过电压保护投入使用，作用2号主变、3号主变、1号联变、2号联变500kV侧开关和元董1号、元董2号线开关。

4)建平变朝建线（包括侧路代送时）过载切建昌线及建平变66kV负荷装置、元一变低电压切元新线及66kV负荷装置、元宝山电厂低电压切元大线装置、赤一变低电压切66kV负荷装置以及元宝山、西郊、平庄二次变低电压切66kV负荷装置停用。

5)下列安全自动装置停用：

a元厂稳定综合控制装置。

b元厂元董1号、2号线单相跳闸连切2号、3号机装置。

c元厂1号联变、2号联变过载解本身500kV侧开关和连切2号、3号机装置。

d元厂元董1号线零序电流三段瞬时连切2号机装置。

e元厂500kVⅠ、Ⅱ母线母差保护动作切3号机装置。

f元厂500kVⅢ、Ⅳ母线母差保护动作切2号机装置。

g元厂500kV侧路、母联兼侧路连切2号、3号机装置。

h董家变董辽1号线、董王线三相跳闸连切元董1号线装置。

i董家变董辽1号线、董王线三相跳闸连切电董3号线装置。

j锦州电厂电青线、电凌线连锁切机装置。

k朝阳厂朝龙线、朝西线连切朝建线装置。

2.3线路重合闸使用规定

2.3.1元董1号线、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、电青线、凌曙线、青曙线、元宁线、宁建线、朝建线、朝西线、龙州线、西锦1号线、西锦2号线三相重合闸停用，使用单相重合闸。

2.3.2元董1号线、元董2号线单相重合闸时间：元侧0.6秒、董侧0.7秒。

2.3.3董辽1号线、董辽2号线单相重合闸时间：董侧0.6秒、辽侧0.7秒。

2.3.4董王线单相重合闸时间：董侧0.6秒、王侧0.7秒。

2.3.5辽王线单相重合闸时间：辽侧0.5秒、王侧0.6秒。

2.3.6元元2号线、赤宝线、元赤甲线、电凌线、南西线、电锦1号线、电锦2号线、朝龙线、青田线、田营线、王海线、王东线、王营线使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。

2.3.7电南线锦厂侧使用单相重合闸，三相重合闸停用；南山侧使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。

2.3.8元元1号线、电董1号线、电董2号线、电董3号线三相重合闸停用。

2.3.9红东1号线、红东2号线、辽红东线、辽红西线、辽首甲线、辽首乙线使用三相重合闸。

2.3.10营海线、王桥线、桥熊线、青鞍线、东宁线、宁海线使用综合重合闸。

2.3.11魏东线东鞍山侧投三相重合闸，魏家侧按检查辽魏线有电流方式投三相重合闸。辽魏线辽阳变侧投三相重合闸，魏家变侧按检查魏东线有电流方式投三相重合闸。

2.3.12为保证系统稳定，220kV直配线元大线、元新线、建凌线、建昌线、朝北线、西绥线、绥绥线、锦华线、锦团线、电义线系统电源一侧的三相重合闸只能采用单相故障重合、相间故障不重合方式，否则停用。若上述线路所带一次变低压有电源，重合闸的非同期问题由管辖局自行考虑解决。

2.4线路强送规定

正常方式下一回线路事故跳闸后强送，或一回线路计划检修后充电时的电厂出力控制及强送或充电端的规定见表2-1：

表2-1：

续表2-1：

续表2-1：

2.5董辽1号、董辽2号线，董王线之一停运方式

2.5.1电厂出力控制

1.在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、

丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，控制元宝山电厂出力不大于1200MW。

2.当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

2.5.2安全自动装置使用同正常方式。

2.5.3线路重合闸的使用同正常方式。

2.6元董1号（或元董2号）线停运方式

2.6.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1.在元董2号线（或元董1号线）、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元

1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，元宝山电厂出力不得大于900MW，辽西其它各厂出力不限。

2.当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

3.这种方式下，一旦董家变元董2号线（或元董1号线）所在母线发生故障，元董2号线（或元董1号线）

董家变侧跳闸或元董2号线（或元董1号线）董家变侧无故障跳闸，元宝山电厂机组将失稳，届时只能靠元宝山电厂1号和2号联变过载解本身500kV侧开关措施将运行的600MW机组解列（限于原理的局限性，该装置存在拒动的可能性，请有关人员做好事故预想）。

2.6.2安全自动装置使用规定

1)元宝山电厂元董2号（或元董1号）线三相跳闸连切2号或3号机措施的使用见表2-2。

表2-2

2.元宝山电厂1号和2号联变过载解本身500kV侧开关和连切2号、3号机装置的使用见表2-3。表2-3

3)其它装置的使用同正常方式。

2.7元宝山电厂1号或2号联变停运方式

2.7.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，辽西各电厂出力不限。

2)当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

2.7.2安全自动装置使用规定

1)建平变朝建线（包括侧路代送时）过载切建昌线及建平变66kV负荷装置、元一变低电压切元新线及66kV负荷装置、元宝山电厂低电压切元大线装置、赤一变低电压切66kV负荷装置以及元宝山、西郊、平庄二次变低电压切66kV负荷装置在元宝山电厂1号机停运时投入，否则停用。

2)其它安全自动装置的使用同正常方式。

2.8元宁、宁建、朝建线之一停运解环方式

2.8.1电厂出力及有关联络线潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，辽西各电厂出力不限。

2)控制锦州厂电青线、电凌线、电董1号线、电董2号线外送潮流之和不大于900MW。

3)当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

2.8.2安全自动装置使用同正常方式。

2.8.3线路重合闸使用规定同正常方式。

2.9电青线停运方式

2.9.1电厂出力及有关线路潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元1号线、元元2号线、元赤甲线、赤宝线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，辽西各电厂出力不限。

2)控制锦州厂电凌线外送潮流不大于300MW。

3)当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

2.9.2安全自动装置的使用同正常方式。

2.9.3线路重合闸的使用同正常方式。

2.10电凌、凌曙、青曙线之一停运方式

2.10.1电厂出力及有关线路潮流控制

1)在元董1号、元董2号线、董辽1号线、董辽2号线、董王线、辽王线、丰辽线、辽沙线、元元线、电锦1号线、电锦2号线、电南线、电青线、电凌线、凌曙线、青曙线、电董1号线、电董2号线高频保护运行情况下，辽西各电厂出力不限。

2)控制锦州厂电青线外送潮流不大于300MW。

3)当上述线路高频保护停运时，各厂出力控制需另行处理。

2.10.2安全自动装置的使用同正常方式。

2.10.3线路重合闸的使用同正常方式。

2.11阜新发电厂

2.11.1正常方式下，控制阜新电厂出力不大于600MW。

2.11.2阜青、阜东、阜盘线之一停电方式下，且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时，控制阜新电厂出力不大于450MW；若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入，则控制阜新电厂出力不大于350MW。

2.11.3东青、盘兴线之一停电方式下，且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时，控制阜新电厂出力不大于500MW；若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入，则控制阜新电厂出力不大于400MW。

2.11.4兴营线停电方式下，且阜新厂快减一台100MW机组出力措施能可靠投入时，控制阜新电厂出力不大于550MW；若阜新厂快减一台100MW机组出力措施不能投入，则控制阜新电厂出力不大于450MW。

2.11.5阜新电厂快减100MW机组出力措施使用规定：

1)正常方式下，阜新厂快减100MW机组出力措施停用。

2)阜青、阜东、东青、阜盘、盘兴、兴营线之一停电方式下，当阜新厂所余两回联络线送电电力之和大于250MW 时，该两回联络线之一跳闸快减阜新厂1台100MW机组出力措施投入。

2.11.6线路重合闸的使用

阜青、阜东、东青、阜盘、兴营线高频保护运行时使用综合重合闸，高频保护停运时使用单相重合闸。盘兴线使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸。阜新厂阜六线系统电源侧的三相重合闸使用单相故障重合、相间故障不重合且检查线路无电压方式。

2.11.7有关线路强送或充电规定

阜新电厂220kV出线正常方式下一回线路事故跳闸后强送，或一回线路计划检修后充电时的电厂出力控制及强送或充电端的规定如表2-4：

表2-4

注：上述阜新厂与主网间联络线（阜青线、阜东线、东青线、阜盘线、盘兴线、兴营线）之一

跳闸时，均可能引起所余线路过载，届时请迅速调整阜新厂出力，勿使过载。

3辽南系统

3.1辽南系统的构成及特点

3.1.1辽南系统由辽宁东部水电厂、大连地区火电厂、丹东、营口电厂和大连、丹东、营口、本溪等地区变电所及联接它们的500kV和220kV输电线路构成，其正常方式简化接线如下图所示。

3.1.2辽南电网从网络结构上可划分为水太丹系统（含辽宁东部水电厂、丹东电厂、丹东地区电网以及大连地区的庄河、吴屯等220kV变电所）、大连地区电网（含大连地区火电厂、500kV南关岭变及其以南的220kV变电所）及营口发电厂三部分。其中水太丹系统通过220kV水草线、凤草线以及电芬线、电北线与辽宁中部电网相连；大连地区电网经500kV王南线和220kV吴岔、吴宝、庄宝线并入系统，并经220kV东庄、岩庄线与水太丹系统相连；丹东电厂两台350MW机组经电新(新东)线、电浪(浪东)线、电芬线、电北线等四回220kV线路送出；营口发电厂经220kV电营、电滨营、电熊等三回联络线接入主网。

3.1.3辽南电网因其许多线路分布在丘陵和沿海地带，雷雨多，污秽重，相间故障概率高，因而是稳定破坏事故易发的电网。

辽南电网的稳定问题主要表现在两个方面：其一是水太丹系统外送或受电时的稳定问题；其二是大连地区电网经南关岭、吴屯变与系统之间的联络线向系统送电或受电时的稳定问题及大连湾电厂一台机运行方式下的电压稳定问题。

水太丹系统一般能够保证线路发生单相接地故障时系统稳定。在辽东水电出力较大的情况下，若水太丹系统或其与主网间的联络线发生较严重故障，水太丹系统将经过电芬线、电北线、凤草线、水草线及庄吴线与主网振荡，届时只能靠振荡解列装置动作解列，形成水太丹系统解列单运的局面。

当大连地区外送潮流较大时，若南关岭、吴屯变与系统间联络线发生相间故障，或上述三回联络线之一检修同时大连地区受电潮流较大时所余联络线发生故障，大连地区电网稳定将遭破坏，遇此亦只能靠振荡解列装置动作解列，造成大连地区电网解列单运；此外，如果发生大连湾电厂机组全停事故时，可能出现该地区电压稳定性破坏即电压崩溃的局面，届时需采取低电压自动切负荷和紧急拉闸限制负荷措施。

3.1.4太宽凤线、桓草线需要采取重合闸前连锁切机措施才能保证发生单相瞬时接地故障时系统的稳定运行。

3.1.5草河口变凤草线间隔尚未形成，近年内仍需采用侧路开关代送方式，一旦该开关需另行占用时，凤草线将被迫停电，给电网运行方式安排带来诸多不便和困难。

3.2正常结线方式

3.2.1电厂出力及线路潮流控制

1)水丰、长甸、太平湾、太平哨电厂出力不限。

2)桓仁、回龙电厂出力不限。

正常方式下，由桓仁梯调监视并控制桓仁电厂桓草线线路电流不大于600A，即桓仁电厂桓草线有功功率不大于220MW。

当220kV桓草线过载时，应首先控制4号、5号机组发电。

在桓仁电厂大发水电期间，4号、5号机组停运。

3)控制华能大连电厂运行机组出力不大于1150MW。

4)大连一厂、大连二厂、大连三厂出力不限。

5)丹东电厂一台机运行时，出力不限；两台机运行时，控制其出力之和不大于600MW。

3.2.2控制500kV王南线、220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流不大于400MW。

3.2.3王南、熊宝线南送潮流控制及南关岭、万宝变电所联切负荷线路装置使用规定

1)王南、熊宝线南送潮流控制

正常方式下，当南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷措施和万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路措施投入时，控制王南、熊宝线南送潮流和不大于600MW。

正常方式下，当南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷措施和万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路措施停用时，控制王南、熊宝线南送潮流和不大于400MW。

2)南关岭变电所王南线跳闸联切负荷线路装置使用规定

当王南线、熊宝线南送潮流之和小于400MW时，南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施停用。

当王南线、熊宝线南送潮流之和大于400MW时，南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施投入，实切负荷数量为100MW(具体由大连调度自行安排)；

当王南线、熊宝线南送潮流之和大于500MW时，南关岭变电所王南线及主变跳闸联切负荷线路措施投入，实切负荷数量为150MW(具体由大连调度自行安排，不切南水乙线以免将大三厂调相机同时切除)。

3)万宝变熊宝线线路过载联切66kV负荷线路装置使用规定

当熊宝线南送时，万宝变电所熊宝线过载联切二轮66kV负荷线路措施投入，其中第一轮经8秒切除40～50MW 负荷，第二轮经15秒切除30～40MW负荷（具体由大连调度自行安排)。

当熊宝线北送时，该措施停用。

3.2.4其它安全自动装置使用规定

1.华能大连厂和湾、和南甲及和南乙线任两回线跳闸起动RB作用1号机和2号机装置停用。

2.丹东电厂220kV电芬线、电北线振荡解列装置投入运行，动作后分别解本线路出口开关。

3)水丰、长甸、太平湾电厂连切机组措施及凤城变连切宽凤线措施使用规定如下：

水丰电厂

a当水草线、水东线、水长线高频保护均运行时，水丰电厂出力大于360MW，水草线、水东线线路跳闸连切机组措施投入，切剩水丰厂两台机，否则停用。

b当水草线、水东线、水长线无高频保护运行时，相应的无高频线路三相跳闸连切机组措施投入，切剩水丰厂两台机。

长甸电厂

a当长凤线、长平线、水长线高频保护均运行时，长甸电厂线路三相跳闸连切1号、2号机组措施停用。

b当长凤线、长平线、水长线无高频保护运行时，相应的无高频线路三相跳闸连切＃1、＃2机组措施投入。

太平湾电厂

a当长平线、平孔线高频保护均运行时，长平线、平孔线三相跳闸连切1号、2号机组措施停用。

b当长平线、平孔线无高频保护运行时，相应的无高频线路三相跳闸连切1号、2号机组措施投入。

凤城变

a当太平哨厂发电运行时，凤城变凤草线三相跳闸连切宽凤线措施投入，否则停用。

b当凤城变凤岩、凤东、长凤线高频保护均运行时，凤岩、凤东、长凤线三相跳闸连切宽凤线措施停用。

c当凤城变凤岩、凤东、长凤线无高频保护运行，且太平哨厂发电运行时，相应的无高频线路三相跳闸连切宽凤线措施投入。

4)太平哨电厂

太宽线振荡解列装置停用。

5)草河口变

水草线振荡解列装置投入运行，动作后解水草线开关。

凤草线振荡解列装置投入运行，动作后解凤草线开关。

鞍草线、草首线高频保护均运行时，鞍草线、草首线三相跳闸连切桓草线措施停用。

当鞍草线、草首线无高频保护运行，且鞍草线、草首线送出电力之和大于250MW、桓草线向草河口变送电时，相应的无高频线路三相跳闸连切桓草线措施投入。

当草河口变电所鞍草线、草首线送出电力之和大于400MW，且桓草线向草河口变送电时，鞍草线、草首线过负荷（880安培、延时10秒）解列桓草线装置投入。

6)桓仁、回龙电厂

桓仁厂桓草线零序电流保护三段瞬时连切机组措施投入，桓仁厂三台机均运行时，投入联切2号机，否则停用（为保证联切有效，2号机出力应不小于其它机组出力）。

回龙厂主变0026开关零序电流三段瞬时跳闸措施投入。

7)大连三厂低电压切220kV水云乙线及主变二次负荷措施：当华能大连电厂一台机运行时投入使用；否则停用。

8)500kV南关岭变

500kV王南线振荡解列装置投入使用，动作后解500kV王南线和66kV电抗器。

220kV南吴甲线振荡解列装置停用。

220kV南吴乙线振荡解列装置停用。

500kV王南线跳闸连锁切除66kV电抗器措施投入。

9)吴屯变

庄吴线高频保护使南吴线高频保护停讯措施停用，南关岭变和吴屯变南吴线、庄吴线有关继电保护按正常方式使用。

庄吴线振荡解列装置投入使用，动作后只解本线开关。

吴岔线振荡解列装置投入使用，动作后只解本线开关。

吴宝线振荡解列装置投入使用，动作后只解本线开关。

10)庄河变

220kV东庄线振荡解列装置投入使用，动作后只解本线开关。

220kV岩庄线振荡解列装置投入使用，动作后只解本线开关。

3.2.5辽南电网各线路、各厂变母线的快速保护应投入可靠运行，以提高系统稳定水平。为防止单运系统出现频率崩溃事故，低频减载装置应投入可靠运行，切除负荷容量应满足低频减载整定方案要求。

3.2.6线路重合闸使用规定

1)500kV王南线、220kV桓草线、鞍草线、草首线、水东线、长凤线、凤岩线、岩庄线、宽凤线、凤草线、凤东线、东庄线、庄吴线、水草线、庄宝线、吴宝线、熊宝线、宝岔线、电芬线、电北线两侧三相重合闸停用，只用单相重合闸。

2)太宽线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用；其中太平哨厂单相重合闸按下述方式使用：

1.太平哨厂两台主变分别经0121、0122开关运行时，太平哨厂太宽线0121、0122开关之一使用单相重合

闸，另一开关的单相重合闸停用；

2.太平哨厂两台主变均经0121（或0122）一台开关运行时，其太宽线0121（或0122）开关单相重合闸停

用。

3)高频保护运行时，王桥线、桥熊线、营熊线使用综合重合闸；高频保护停用时，相应线路的三相重合闸停用，只使用单相重合闸。

4)南关岭南革线、南白线、南钢线、南化线使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式，否则停用。若上述220kV线路所带终端变压器低压侧有电源，重合闸的非同期问题由大连局自行考虑。

5)吴曹线、吴华线、曹中线、南水甲线（水云甲线）、水云乙线均使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式，检修方式下若上述220kV线路所带终端变压器低压侧有电源，重合闸的非同期问题由大连局自行考虑。否则停用。

6)南吴甲线、南吴乙线、南台线、南卧线两侧均使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸方式。

7)水长线、长平线、平孔线、孔东线、和南甲线、和南乙线、和吴甲线、和吴乙线、和湾线、南湾线、和连线、南连线、吴岔线、电新-新东、电浪、浪东线重合闸停用。

8)南水乙线在大连三厂＃1机停运情况下，使用单相故障重合、相间故障不重合的三相重合闸；若大连三厂1

号机运行，重合闸停用。

3.2.7有关线路的强送规定见表3-1：

表3-1

3.3线路停电方式

3.3.1和南甲、和南乙、和吴甲、和吴乙、和湾、南湾、和连、南连线之一停电方式

1)控制华能大连电厂出力不大于1000MW。

2)其它同正常方式。

3.3.2吴宝线、吴岔（宝岔）线、庄吴线之一停电方式

1)控制500kV王南线和220kV庄吴、吴宝、吴岔线剩余两回线外送潮流之和不大于350MW

2）控制华能大连电厂出力不大于1000MW。

3)吴屯变相应停电线路振荡解列装置停用。

4)其它同正常方式。

3.3.3500kV王南线停电方式

1)电厂出力和线路潮流控制

控制华能大连电厂出力不大于950MW。

控制220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流之和不大于300MW。

控制220kV熊宝、东庄、岩庄线向大连方向送电潮流之和不大于400MW。

2)南关岭变王南线振荡解列装置、王南线及主变跳闸连切负荷及王南线跳闸连锁切电抗器措施停用。

3)其它同正常方式。

3.3.4熊宝线停电方式

1)控制500kV王南线、220kV庄吴、吴宝、吴岔线外送潮流之和不大于350MW。

2）控制500kV王南线、220kV东庄、岩庄线向大连方向送电潮流之和不大于500MW。

3.控制华能大连电厂出力不大于1000MW。

4.南关岭变王南线及主变连切负荷装置停用。

5.万宝变熊宝线过载连切负荷措施停用。

6）庄河变东庄、岩庄线振荡解列装置停用。

7）其他同正常方式。

3.3.5庄宝线停电方式

1)庄河变东庄线、岩庄线振荡解列装置停用。

2）其它同正常方式。

3.3.6水草线停电方式

1)控制凤城变凤草线外送潮流不大于150MW。

2)草河口变水草线振荡解列装置停用。

3)其它同正常方式。

3.3.7凤草线停电方式

1)草河口变凤草线振荡解列装置停用。

2)水草线向草河口变送出潮流大于200MW时，水丰厂水草线三相跳闸连切机组措施投入，切剩水丰厂两台机。

3)凤城变凤草线三相跳闸连切宽凤线措施停用。

4)其它同正常方式。

3.3.8鞍草线（或草首线）停电方式

1)控制凤草线、水草线向草河口变方向送电潮流之和不大于200MW。

2）控制桓仁与回龙电厂出力之和不大于200MW。

3)在水太丹系统经凤草线、水草线向草河口变方向送电方式下，且桓仁或回龙电厂运行时，草首线（或鞍草线）三相跳闸连切桓草线措施投入使用。

4)桓仁厂零序电流保护三段连切机组措施及回龙厂0026开关零序电流保护

三段瞬时跳闸措施停用。

5)其它同正常方式。

3.3.9上述线路停电，且有关线路高频保护停运的方式另行处理。

3.3.10其它线路停电方式另行处理。

3.4营口发电厂

3.4.1电厂出力控制

1)正常接线方式下，营口电厂出力不限。

2)电营、电熊、电滨、营滨线之一停电方式下，营口电厂出力不大于500MW。

3.4.2有关线路重合闸使用规定

1)正常接线方式下，电营、电熊、电滨、营滨线高频保护运行时，线路重合闸使用规定：

电营线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

电熊线两侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸。

电滨线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

营滨线两侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸。

2)电营、电熊、电滨、王营线之一停电方式下，线路重合闸使用方式不变。

3)营滨线停电方式下，电滨线营口电厂侧使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸，单相重合闸停用（滨海变低压无电源）。

2）上述线路高频保护停用方式下，线路重合闸使用方式另行处理。

3.4.3有关线路强送或充电规定

正常方式下，营口电厂联络线事故后的强送或计划检修后的充电应尽量在其对侧进行，特殊情况下亦可考虑在电厂侧强送，营口电厂出力不限。

4中部系统

4.1中部系统的构成及特点

4.1.1中部系统位于辽宁省中部和北部，主要由清河、铁岭、辽宁、鞍山、沈海、抚顺等火（热）电厂和沈阳、抚顺、本溪、鞍山、辽阳等地区电网构成。

4.1.2中部系统东联云浑系统，北接丰白、通四长系统，南毗辽南系统，西临辽西系统，是东北电网的中枢和负荷中心之一。中部系统网络结构相对较强，一般可以保证单相永久故障时的系统稳定，但存在着某些联络线在事故状态下的过载问题，需采取限制输送电力或届时关闭有关电厂发电机组主汽门以及紧急限制负荷等措施。

4.2清河发电厂

4.2.1清河电厂装机1300MW，东西段母线采用分裂运行方式，东段四台200MW机组经清李、清虎甲、清虎乙、清铁、清四五回220kV线路接入系统；西段五台100MW机组经清巨、清开调、清虎丙三回220kV线路接入系统，清昌甲线单送昌图变。

4.2.2正常方式或任一回线路停电方式下，清河电厂东母机组出力不限。

4.2.3正常方式下，清河电厂西母机组出力不限；清巨、清开调、清虎丙线之一停电时，按上述运行线路之一跳闸后所余线路不过负荷为条件控制清河电厂西母机组出力；其它任一回线路停电方式，清河电厂西母机组出力不限。

4.2.4清河电厂西母联络线之一停电，若所余二回联络线之一跳闸，另一回联络线可能过载，届时应迅速降低清河电厂西母机组出力，以保证线路的热稳定。

4.2.5线路重合闸使用规定

1.清四线、清巨线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

2.清开线两侧使用单相故障重合、相间故障不重合方式的三相重合闸。

3.清虎甲线、清虎乙线、清虎丙线、清铁线、铁浑线、开调线、调高线、清李线靠电源使用单相重合闸，

三相重合闸停用；对侧使用综合重合闸。

4.清昌甲线清河电厂侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

4.2.6清河电厂联络线的强送或充电应在其对侧进行。清昌甲线在清河电厂侧强送，无限制条件。

4.3铁岭发电厂

4.3.1铁岭发电厂装机现为4台300MW机组，其中1号、2号机组通过220kV铁繁东、西线和铁调线等

三回220kV线路并入主网；3、4号机组通过500kV铁沙线单送500kV系统。

4.3.2电厂出力控制

1)正常方式或铁繁东、铁繁西、铁调线之一停电方式下，铁岭电厂1号、2号机出力不限。

2)正常方式或辽沙线、沙岭主变之一停电方式下，铁岭电厂3号、4号机出力不限。

4.3.3铁岭电厂铁繁东、西线，铁调线继电保护动作三相跳闸快压2号机组出力措施使用规定见表4-1。

表4-1

4.3.4线路重合闸使用规定

1)铁繁东、西线两侧均使用单相重合闸，三相重合闸停用。

2)铁调线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

3)沙繁南、北线均按单相故障重合、相间故障不重合方式投入三相重合闸，其中沙岭变侧为检无压重合

方式，繁荣变侧为检同期重合方式。

4)繁大南、北线按单相故障重合、相间故障不重合方式投入三相重合闸，其中大成变侧为检无压重合方

式，繁荣变侧为检同期重合方式。

5)500kV铁沙线两侧使用单相重合闸，三相重合闸停用。

4.3.5线路强送规定

正常方式下，铁岭发电厂出线之一事故跳闸后强送，或计划检修后充电有关规定：

1)铁繁东、西线：强送端为繁荣变或铁岭厂，无限制条件。

2)铁调线：强送端为调兵山变或铁岭厂，无限制条件。

3)沙繁南、北线：强送端为沙岭变或繁荣变，无限制条件。

4)繁大南、北线：强送端为大成变或繁荣变，无限制条件。

5.500kV铁沙线在沙岭变侧强送，无限制条件。

4.4辽宁和抚顺发电厂

4.4.1辽电新厂装有2台200MW机组，经辽李1、2号线和辽平线三回220kV线路分别接入李石寨变电所和和平变电所；辽电老厂装机为13台50MW机组，抚顺电厂新机(01号机组)为200MW，辽电老厂经辽北1、2号线和辽元1、2号线四回220kV线路分别接入河北变电所和元龙变电所；抚顺电厂经抚北1、2号线两回220kV线路接入河北变电所（其主变66kV中压侧空载，不与地区低压电网相连），再通过220kV北平线、元浑线、元兴线并入主网。

4.4.2辽宁及抚顺发电厂有关220kV线路单相永久故障时的同步运行稳定性一般可以保证，其主要问题是线路的热稳定问题。抚顺01号机组投运后，问题更为突出，正常接线方式下即需限制出力。

4.4.3正常结线及一回线检修方式下，辽电老厂及抚顺电厂出力控制见下表4-2

表4-2

4.4.4辽电新厂正常方式和一回线检修方式下出力不限。

4.4.5有关220kV线路重合闸的使用方式

1)高频保护运行时，辽元1号、辽元2号、辽北1号、辽北2号、辽李1号、辽李2号、辽平、平虎、北平、元浑、元兴线均按相间故障不重合方式投入三相重合闸。上述线路高频保护停用时，重合闸方式需另行处理。

2)正常结线且高频保护运行方式下，抚北1、2号线抚厂侧均按相间故障不重合且检同期方式投入三相重合闸，其对侧均按相间故障不重合且检无压方式投入三相重合闸。抚北1、2号线之一停电或高频保护停运方式下的重合闸方式另行处理(鉴于目前抚顺厂抚北1、2号线尚未全部实现检同期重合方式，抚北1、2号线两侧重合闸均停用）。

3)和平变和工线按单相故障重合、相间故障不重合方式投入三相重合闸。

4.4.6辽宁及抚顺发电厂220kV出线强送规定

正常方式下，辽宁及抚顺发电厂220kV出线之一事故跳闸后强送，或计划检修后充电原则上应在其对侧进行；需要时也可在电厂侧进行，辽宁及抚顺电厂出力不限。

4.4.7其它

1)辽宁发电厂220kV出线及元浑、元兴、北平、平虎线等线路热稳定问题突出，其主要联络线潮流受主网影响较大，既使采取上述限制电厂出力措施，有关线路事故状态下仍可能发生其它联络线过载的情况，届时请有关人员及时调整辽宁发电厂及抚顺发电厂机组出力，勿使过载。

2)当辽宁发电厂及抚顺发电厂220kV出线及元浑、元兴、北平、平虎线等线路发生相间故障且由非速动保护切除时；或上述线路之一停运，所余线路发生相间故障；辽电及抚厂均存在失去同步运行稳定性的可能，有关人员应做好事故预想。

4.5沈海热电厂

4.5.1沈海热电厂目前装有2台200MW机组，形成沈海热电厂经220kV热张、张河甲线、热祁、祁虎线并入主网的方式。

4.5.2正常方式或一条线路停电方式下，沈海电厂机组出力不限。

4.5.3正常方式有关线路重合闸使用方式

1)热张线、张河甲线、热祁线、祁虎线两侧均使用单相故障重合相间故障不重合的三相重合闸，其中热张线、热祁线沈海热电厂侧，张河甲线张官变侧，祁虎线祁家变侧检同期重合；热张线张官变侧、张河甲线浑河变侧、热祁线祁家变侧、祁虎线虎石台变侧检线路无电压重合。

2)热张线、张河甲线之一停电方式下，热祁线、祁虎线两侧三相重合闸停用。

3)沈海热电厂220kV母线、祁家变220kV母线、张官变220kV母线之一母差保护停用或热张线、张河甲线、热祁线、祁虎线之一高频保护停用时，在沈海热电厂有机组运行方式下，热张线、张河甲线、热祁线、祁虎线两侧三相重合闸均停用；在沈海热电厂无机组运行方式下，上述线路重合闸使用方式同正常方式。

4.5.4正常方式下，沈海热电厂220kV线路之一事故跳闸后强送或计划检修后充电应在其对侧进行，沈海电厂出力不限。

4.6辽宁中部联络线

4.6.1辽宁中部的500kV丰辽线、辽沙线和220kV浑鞍线、辽文线、李灯(灯首)线、北耿（铁耿、辽铁）、电浪（浪东）线、电新-新东线，简称为辽宁中部八回线，是东北电网北电南送的主要断面之一。在正常运行和正常检修方式下，它们的送电电力主要受事故后的热稳定限制。

4.6.2辽宁中部八回线南送电力的控制

1)当北耿线南送电力小于150MW时，辽宁中部八回线南送电力控制见表4-3

表4-3:

2)当北耿线南送电力大于150MW时,辽宁中部八回线南送电力控制见表4-4

表4-4:

辽宁中部八回线南送送电电力的控制计量端分别为东丰变、沙岭变、文成变、浑河变、李石寨

变、北台变和丹东电厂。

3）北耿线，铁耿线之一停电时

控制辽宁中部联络线南送电力不大于1400MW。

注：由于影响辽宁中部八回线南送电力的因素较多，即便按上述规定控制，在某些方式下，一旦系统发生事故，仍有可能造成个别线路过载，届时需调度人员及时调整。

4.6.3辽宁中部八回线送电电力的控制计量端

1)电力南送时，控制计量端分别为东丰变、沙岭变、文成变、浑河变、李石寨变和北台变、丹东电厂。

4.7其它有关线路重合闸使用规定及强送规定

4.7.1重合闸使用规定

1)沙于南线、沙于北线、辽铁甲线、辽铁乙线、沙文线、沙浑北线、沙浑南线、沙高线、虎河线、铁耿线、辽文线、文浑线两侧均按相间故障不重合方式使用三相重合闸。

2)浑鞍线两侧均使用综合重合闸。

3)李东线、虎大线南线、虎大北线、东兴线、东本线、李灯线、灯首线、兴北线、北耿线两侧均使用三相重合闸。

4)化首1号、2号线重合闸停用，首山侧按检同期方式投三相重合闸。？？？

5)高武线高台山侧按相间故障不重合方式投三相重合闸。

6)李本线李石寨侧按相间故障不重合方式投三相重合闸，本溪侧投三相重合闸。

7)大劝东线、大劝西线大成侧投三相重合闸。

注：对于上述直配线路，若其所带一次变电所低压侧有电源则重合闸非同期问题由管辖局自行考虑。非正常方式（含相应线路高频保护停运）下的线路重合闸方式另行处理。

4.7.2有关线路强送规定

1)沙于南线、沙于北线强送端为沙岭变侧，无限制条件。

2)辽铁甲线、辽铁乙线、沙文线、沙浑北线、沙浑南线、沙高线、虎河线、

辽文线、文浑线、李东线、虎大线南线、虎大北线、东兴线、李本线、东本线、李灯线及灯首线强送端为两侧，无限制条件。

3)兴北线、北耿线尽量在兴安村和耿家变强送，特殊情况亦可在北台变进行，无限制条件。

4)化首1号、2号线强送端为首山变侧，无限制条件。

5)高武线强送端为高台山变侧，无限制条件。

6)大劝东线、大劝西线强送端为大成变侧，无限制条件。

5通四长系统

5.1通四长系统的构成及特点

5.1.1通四长系统由通辽、双辽、长山、长二热等电厂及其与通辽、四平、长春等地电网相联的220kV输电线路构成。其正常方式简化接线如下图所示：

5.1.2通辽电厂现有装机为4台200MW机组，地区负荷较小，其所发电力大部分经过电双巨、电通巨和电岭西三回联络线送往主系统。通辽地区是一个较为典型的电力过剩远距离外送系统，与主系统的联系比较薄弱，稳定水平较低。即使在正常结线方式下，也不能保证电双巨线、电岭线和通巨线发生单相永久故障时的暂态稳定，甚至在一些情况下对无故障跳三相的扰动也无力承受。届时需采取切机措施或失步切机措施。

5.1.3双辽发电厂现有2台300MW机组，经二回167公里的220kV双西甲、乙线与长春城网的西郊变电所相联。双辽发电厂稳定水平较低，一般只能保证双西甲（或乙）线发生单相永久故障时的暂态稳定性。

5.1.4长山热电厂装机687MW，属前白地区（指前郭旗和白城子地区），位于长春城网和黑龙江系统之间，通过三回220kV联络线分别与长春城网和黑龙江电网相联，主要问题是线路正常检修方式及事故方式下，上述联络线的热稳定问题。

5.1.5长春城网由合心、长春、西郊、北郊、东郊等变电所及接于其间的双回220kV线路构成，长二热电厂装机为2台200MW机组，“π”接于东郊至长春变的双回220kV线路上。长春城网结构较坚强，一般可保证单相永久故障的暂态稳定性。

5.2通辽发电厂

5.2.1通辽发电厂出力控制

1)正常结线方式

①通辽厂WAZ-01型就地判别式安全自动装置按规定运行时，通辽电厂出力不限。

②当WAZ-01型安全自动装置因故停运且电通1号线和电通2号线高频保护运行情况下，通辽电厂出力控制见表5-1。

表5-1

③电通1号线或电通2号线高频保护停用时，通辽电厂出力控制需另行处理。

2)电通1号线、电通2号线之一停电，WAZ-01型就地判别式安全自动装置按规定运行时,通辽电厂出力不

限;WAZ-01型就地判别式安全自动装置停运时，通辽厂出力控制另行规定。

3)电双线、双巨线、电岭线、岭西线、通巨线之一停电方式

电力系统对称故障分析计算-东北电力大学精品课程展示.doc

7 电力系统对称故障分析计算 7. 1 习题 1) 电力系统短路的类型有那些？那些类型与中性点接地方式有关？ 2）什么是横向故障？什么是纵向故障？ 3）短路有什么危害？ 4）无限大容量电源的含意是什么？ 5）什么是最恶劣的短路条件？ 6）什么是冲击电流？什么是冲击系数？ 7）无限大容量电源供电系统发生对称三相短路周期分量是否衰减？ 8）无限大容量电源供电系统发生对称三相短路是否每一相都出现冲击电流？ 9）什么是无限大容量电源供电系统短路电流最大有效值？如何计算？ 10）无限大容量电源供电系统短路电流含那些分量？交流分量、直流分量都衰减吗？衰减常数如何确定？ 11）用瞬时值计算公式说明t=0时周期分量与非周期分量的关系。 12）下图为长方形超导线圈长lm，宽1m，处于均匀磁场B0中，其线圈平面与磁场B0垂直时闭合开关k，此时超导线圈的磁链是多少？线圈转90○时，磁链又是多少？ k 图7- 1 习题7-12 13）为什么设定发电机电流、电压、磁链的正方向？每个回路的电流、电压和各绕组磁链的正方向、绕组轴线正方向如何规定？ 14）写出a相回路的瞬态电压方程（考虑其它绕组对a相回路的互感）。

15）（7-1）式回路方程与磁链方程（7-2）式什么关系？ 16）（7-1）式回路方程是否可解？为什么？ 17）哪些电感系数不变化？为什么不变化？ 18）什么是磁链？什么是一个绕组的自磁链？什么是绕组之间的互磁链？ 什么是一个绕组的总磁链？ 19）什么是综合相量？在派克变换中的作用是什么？ 20）什么是派克变换矩阵？为什么进行克变换？电流、电压、磁链的派克变换矩阵是否相同？ 21）派克变换矩阵中的θ角是什么角？ 22）以知a ，b ，c 三相电压u t a =+1sin()ωα，u t b =+-11200 sin()ωα， u t c =++11200sin()ωα，求d ，q ，0轴电压。 23）读者自己对磁链方程（7-2）式到（7-9）和回路方程（7-1）式到（7-8）式的做一次派克变换推导。明确体验（7-2）式中的电感系数已变成常数。 24）如何由派克方程导出发电机稳态电压方程？什么是虚构电势&E Q ？它有什么作用？如何计算？ 25）如何依据发电机稳态电压方程画稳态相量图？ 26）已知发电机正常运行于额定参数P N =100MW ，cos φ=0.85， U N =10.5kV ，X d =1，X q =0.7，R =0下，求发电机空载电势E q 并画相量图。 27）短路后，定子绕组、转子励磁绕组都含有哪些电流分量？各按什么时间 常数衰减？ 28）&'E ，'E q 各是什么电势？两者有什么关系？'E q ||0、'E q 0、'E q 、E q ||0电势 是什么关系？ 29）不计阻尼时，定子直流分量电流, 励磁绕组基频交流电流分量按什么时间常数衰减？励磁绕组直流电流，定子二倍频交流电流分量按什么时间常数衰减？ 30）''&E ，''E q ，''E d 各是什么电势？三者有什么关系？''E q 短路前后是否 变化？''E q ||0与''E q 是否相等？''E q ||0与E q ||0什么关系？''E q ||0值在空载下短路与负载下短路是否一样？

东北电力大学电气控制与PLC习题答案

第1篇 一、单选 1. 低压电器是指（ A ）V以下电路中的电器。 A、AC1200、DC1500 B、AC800、DC1000 C、AC380、DC220 D、AC220、DC380 2. KM是( A )的文字符号 A、接触器 B、继电器 C、时间继电器 D、熔断器 3. 一般来说,一台交流接触器有( C )对主触点. A、1 B、2 C、3 D、4 4. 一般来说,一台交流接触器有( B )对辅助常开触点. A、1 B、 2 C、 3 D 4 5. 一般来说,一台交流接触器有( B )对辅助常闭触点. A、1 B、2 C、3 D、4 6. 熔断器的文字符号为( B ) A、FR B、FU C、QF D、QS 7. 熔断器在控制线路中起( B )作用. A、过载保护 B、短路保护 C、失压保护 D、欠压保护 8. 通电延时型时间继电器,它的动作情况是( Ａ ) A、线圈通电时触点延时动作,断电时触点瞬时动作 B、线圈通电时触点瞬时动作,断电时触点延时动作 C、线圈通电时触点不动作,断电时触点瞬时动作 D、线圈通电时触点不动作,断电时触点延时动作 9. 时间继电器的文字符号是( Ｂ ) A、KV B、KT C、KA D、KS 10. FR是( Ｃ )的文字符号。 A、刀开关 B、熔断器 C、热继电器 D、断路器 11. 中间继电器的文字符号是( Ｂ ) A、K B、KA C、KT D、KV 12. 热继电器的文字符号是( Ｂ ). A、KA B、FR C、KV D、200r/min 13. 行程开关又称为( Ｄ ) A、光电开关 B、接近开关 C、万能转换开关 D、限位开关

答案 东大 20年7月 电力系统分析 (A)

学习中心： 院校学号： 姓名 课程名称: 电力系统分析 1 东 北 大 学 继 续 教 育 学 院 电力系统分析 试 卷（作业考核 线上2） A 卷（ 共4页） 注：请您单面打印，使用黑色或蓝色笔，手写完成作业。杜绝打印，抄袭作业。 一、 选择题 (每题2分，共计30分) 1、下列故障形式中对称的短路故障为（ C ） A.单相接地短路 B.两相短路 C.三相短路 D.两相接地短路 2、应用等面积定则分析简单电力系统暂态稳定性，系统稳定的条件是（ C ） A.整步功率系数大于零 B.整步功率系数小于零 C.最大减速面积大于加速面积 D.最大减速面积小于加速面积 3、电力系统中一级负荷、二级负荷和三级负荷的划分依据是用户对供电的（ A ） A.可靠性要求 B.经济性要求 C.灵活性要求 D.优质性要求 4、中性点不接地系统发生单相接地短路时，非故障相电压升高至（ A ） A.线电压 B.1.5倍相电压 C.1.5倍线电压 D. 倍相电压 5、频率的一次调整是（ B ） A.由发电机组的调频系统完成的 B.由发电机组的调速系统完成的 C.由负荷的频率特性完成的 D.由无功补偿设备完成的 6、潮流方程是( D ) A.线性方程组 B.微分方程组 C.线性方程 D.非线性方程组 7、分析简单电力系统的暂态稳定主要应用( B ) A.等耗量微增率原则 B.等面积定则 C.小干扰法 D.对称分量法 8、顺调压是指( B ) A.高峰负荷时，电压调高，低谷负荷时，电压调低 B.高峰负荷时，允许电压偏低，低谷负荷时，允许电压偏高 C.高峰负荷，低谷负荷，电压均调高 D.高峰负荷，低谷负荷，电压均调低 9、系统发生单接地短路故障时，复合序网的连接方式为（ A ） A.正序、负序、零序串联 B.正序、负序并联、零序网开路 C.正序、零序并联、负序开路 D.零序、负序并联，正序开路 10、系统中无功功率不足，会造成( D )。 A.频率上升 B.频率下降 C.电压上升 D.电压下降 11、已知一节点所带负荷，有功功率为P ，视在功率为S ，则功率因数角 为（ D ） A ．arctan P S B ．arcsin P S C ．arccos S P D ．arccos P S 12、减小输电线路有功损耗可通过（ C ） A.增大线路有功功率 B.增大线路无功功率 C.提高线路两端电压 D.增大输电线路电阻 13、电力系统并列运行暂态稳定性分析中不考虑非周期分量、负序分量和零序分量的影响，

DLT723-2000 电力系统安全稳定控制技术导则

F23 备案号：7783—2000 中华人民共和国电力行业标准 DL／T 723—2000 电力系统安全稳定控制技术导则 Technical guide for electric power system security and stability control 2000-11-03 发布 2001-01-01 实施 中华人民共和国国家经济贸易委员会发布 前言 本标准根据原电力工业部综科教［1998］28号文《关于下达1997年修订电力行业标准计划的通知》中所列项目任务《电力系统安全稳定控制技术导则》而编制。 电力系统安全稳定控制是保证电力系统安全稳定运行的重要措施。这类措施虽然已在电力系统中有较普遍的应用，但尚缺乏较全面、系统的技术规定来指导有关的科研、设计、制造和运行工作。本标准即为了适应这一要求而制定。 原电力工业部曾制定了《电力系统安全稳定导则》(1981年)，并且正在进行修订。该导则提出了对电力系统在扰动时的安全稳定原则要求。本标准是根据这些原则提出对安全稳定控制的技术要求。 本标准编写格式和规则遵照GB／T 1.1—1993《标准化工作导则第一单元：标准起草与表达规则第1部分标准编写的基本规定》及DL／T600—1996《电力标准编写的基本规定》的要求。 本标准附录A是标准的附录，附录B和附录C是提示的附录。 本标准由中国电机工程学会继电保护专委会提出。 本标准由电力行业继电保护标准化技术委员会归口。 本标准起草单位：中国电机工程学会电力系统安全稳定控制分专委会和电力自动化研究院。 本标准主要起草人：袁季修、孙光辉、李发棣。 本标准由电力行业继电保护标准化技术委员会负责解释。 目次 前言

电力系统暂态稳定性分析

============================================================ 电网互联技术可以合理利用能源资源，具有显著的经济效益，因而得到了十分迅速的发展，但它同时也带来了一些新的问题。 随着电力网络互联程度的不但提高，系统越来越庞大，运行方式越来越复杂，保证系统安全可靠运行的难度也越来越大，使电网的安全稳定问题越来越突出。在现代大电网中，各区域、各部分互相联系、密切相关、在运行过程中互相影响。如果电网结构不完善，缺少必要的安全措施，一个局部的小扰动或异常运行也可能引起全系统的连锁反应，甚至造成大面积的系统瓦解。 电力系统受干扰后，凭借系统本身固有能力和控制设备的作用，在有限的时 才会稳定，只要时间间隔略大，其解就会不稳定。目前很难去精确地去定义哪些微分方程是刚性方程，但是大体的想法是：这个方程的解包含有快速变化的部分。 目前，电力系统暂态稳定分析方法基本分为两种。 1、数值积分方法 又称间接法，其基本思想是用数值积分方法求出描述受扰运动微分方程组的时间解，然后用各发电机转子之间相对角度的变化判断系统的稳定性。数值积分法由于可以适应各种不同详细程度的元件数学模型，且分析结果准确、可靠，所以得到了广泛的实际应用，并一直作为一种标准方法来考察其他分析方法的正确性和精度。 2、直接法 不需要求解微分方程组，而是通过构造一个类似于“能量”的标量函数，即李雅普诺夫函数，并通过检查该函数的时变性来确定非线性系统的稳定性质，它是一种定性的方法。由于构造李雅普诺夫函数比较困难，因此目前电力系统暂态稳定分析的直接法仅限于比较简单的数学模型，或用暂态能量函数近似李雅普诺夫函数，其分析结果尚不能令人完全满意。 ?1、微分方程： 在暂态稳定计算程序中，一般对发电机、励磁系统、原动机、调速系统和感应电动机负荷等元件分别设置一些典型的数学模型。这些典型的数学模型既考虑类型的区别(例如汽轮机和水轮机的区别)，又考虑不同的精度要求(例如考虑或不考虑阻尼绕组等)。 ?2、代数方程： 代数方程式的形成与所采用的计算方法有关。当采用交替求解法时，代数方程通常只含网络方程，其中各节点的注人电流由发电机定子电压平衡方程、负荷功率或感应电动机定子电流电压方程决定。

电力系统暂态稳定实验

电力系统暂态稳定实验 一、实验目的 1 ?通过实验加深对电力系统暂态稳定内容的理解，使课堂理论教学与实践结合，提高学生的感性认识。 2?学生通过实际操作，从实验中观察到系统失步现象和掌握正确处理的措施 3?用数字式记忆示波器测出短路时短路电流的非周期分量波形图，并进行分析。 二、原理与说明 电力系统暂态稳定问题是指电力系统受到较大的扰动之后，各发电机能否继续保持同步运行的问题。在各种扰动中以短路故障的扰动最为严重。 正常运行时发电机功率特性为：P1=( Eo x Uo)x sin S i/X1 ; 短路运行时发电机功率特性为：P2=( Eo x Uo)x sin S 2X2 ; 故障切除发电机功率特性为：P3 =( Eo x Uo)x sin S 3/X3 ; 对这三个公式进行比较，我们可以知道决定功率特性发生变化与阻抗和功角特性有关。而系统保持稳定条件 是切除故障角S c小于S max S max可由等面积原则计算出来。本实验就是基于此原理，由于不同短路状态下，系统阻抗X2不同，同时切除故障线路不同也使X3不同，S max也不同，使对故障切除的时间要求也不同。 同时，在故障发生时及故障切除通过强励磁增加发电机的电势，使发电机功率特性中Eo增加，使S max增加，相应故障切除的时间也可延长；由于电力系统发生瞬间单相接地故障较多，发生瞬间单相故障时采用自动重 合闸，使系统进入正常工作状态。这二种方法都有利于提高系统的稳定性。 三、实验项目与方法 (一)短路对电力系统暂态稳定的影响 1 ?短路类型对暂态稳定的影响 本实验台通过对操作台上的短路选择按钮的组合可进行单相接地短路，两相相间短路，两相接 地短路和三相短路试验。 固定短路地点，短路切除时间和系统运行条件，在发电机经双回线与“无穷大”电网联网运行时，某一回线发生某种类型短路，经一定时间切除故障成单回线运行。短路的切除时间在微机保护装置中设定，同时要设定重合闸是否投切。 在手动励磁方式下通过调速器的增 (减)速按钮调节发电机向电网的出力，测定不同短路运行时能保持系统稳定时发电机所能输出的最大功率，并进行比较，分析不同故障类型对暂态稳定的影响。将实验结果与理论分析结果进行分析比较。P max为系统可以稳定输出的极限，注意观察有功表 的读数，当系统出于振荡临界状态时，记录有功表读数，最大电流读数可以从YHB-川型微机保护 装置读出，具体显示为： GL- 三相过流值 GA- A相过流值

[东北大学]20年7月考试《电力系统分析》考核作业100分答案

东北大学继续教育学院 电力系统分析试卷（作业考核线上2） A 卷（共 4 页） 1、下列故障形式中对称的短路故障为（ C ） A.单相接地短路 B.两相短路 C.三相短路 D.两相接地短路 2、应用等面积定则分析简单电力系统暂态稳定性，系统稳定的条件是（ C ） A.整步功率系数大于零 B.整步功率系数小于零 C.最大减速面积大于加速面积 D.最大减速面积小于加速面积 3、电力系统中一级负荷、二级负荷和三级负荷的划分依据是用户对供电的（A） A.可靠性要求 B.经济性要求 C.灵活性要求 D.优质性要求 4、中性点不接地系统发生单相接地短路时，非故障相电压升高至（A） A.线电压 B.1.5倍相电压 C.1.5倍线电压 D. 倍相电压 5、频率的一次调整是（ B ） A.由发电机组的调频系统完成的 B.由发电机组的调速系统完成的 C.由负荷的频率特性完成的 D.由无功补偿设备完成的 6、潮流方程是( D ) A.线性方程组 B.微分方程组 C.线性方程 D.非线性方程组 7、分析简单电力系统的暂态稳定主要应用( B ) A.等耗量微增率原则 B.等面积定则 C.小干扰法 D.对称分量法 8、顺调压是指( B ) A.高峰负荷时，电压调高，低谷负荷时，电压调低 B.高峰负荷时，允许电压偏低，低谷负荷时，允许电压偏高 C.高峰负荷，低谷负荷，电压均调高 D.高峰负荷，低谷负荷，电压均调低 9、系统发生单接地短路故障时，复合序网的连接方式为（A） A.正序、负序、零序串联 B.正序、负序并联、零序网开路 C.正序、零序并联、负序开路 D.零序、负序并联，正序开路 10、系统中无功功率不足，会造成( D )。 A.频率上升 B.频率下降 C.电压上升 D.电压下降 11、已知一节点所带负荷，有功功率为P，视在功率为S，则功率因数角 为（D ） A．arctan P S B．arcsin P S C．arccos S P D．arccos P S 12、减小输电线路有功损耗可通过（C） A.增大线路有功功率 B.增大线路无功功率 C.提高线路两端电压 D.增大输电线路电阻 13、电力系统并列运行暂态稳定性分析中不考虑非周期分量、负序分量和零序分量的影响，原因是（C）。 A．认为非周期分量、负序分量和零序分量都已衰减到零；

电力系统稳定与控制作业

华北水利水电大学研究生结课论文 姓名杨双双 学号201420542396 专业控制工程 性质国家统招（√）单考（） 工程硕士（）同等学力（）科目电力系统稳定与控制 成绩

加强电网三道防线建设的建议 开题报告 1、选题的背景及意义 随着电网的发展，电网的动态特性日益复杂，电网运行稳定控制的复杂度也相对提升。然而近年来，美国，澳大利亚，瑞典等国家均发生了大面积停电，给这些国家的经济造成了巨大的损失，并严重影响了这些国家的社会生活，这些引起了国内外对电网安全运行的高度关注。为了确保电网的安全稳定运行，一次系统建立了合理的电网结构、配备完整的电力设施、安排合理的安全运行方式，二次系统应配备性能完备的继电保护系统和适当的安全稳定控制措施，这组成一个完备的防御系统，为三道防线。 《电力系统安全稳定导则》规定我国电力系统承受最大扰动能力的安全稳定标准分为三级： 第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电[单一故障（出现概率较高的故障）]； 第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷[单一严重故障（出现概率较低的故障）]； 第三级标准：当系统不能保持稳定运行是，必须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失[多重严重故障（出现概率很低的故障）]。 三道防线是电力系统防御体系的重要组成部分，设置三道防线来确保电力系统在遇到各事故时的安全稳定运行，其定义如下： 第一道防线：由性能良好的继电保护装置构成，确保快速、正确地切除电力系统的故障元件。 第二道防线：由电力系统安全稳定控制系统、装置及切机、切负荷等稳定控制措施构成，对预先考虑到的存在稳定问题的运行方式与故障进行检测、判断和实施控制，确保电力系统的安全稳定运行。 第三道防线：由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成，当店里系统发生失步震荡、频率异常、电压异常等事故时采取解列、切负荷、切机等控制等措施，防止系统崩溃，避免出现大面积停电。第三道防线一般不站队特定的运行方式与

电力系统暂态稳定性

10 电力系统暂态稳定性 10. 1习题 1) 什么是电力系统暂态稳定性？ 2）电力系统大扰动产生的原因是什么？ 3）为什么正常、短路、短路切除三种状态各自的总电抗不同？对单机无限大供电系统为什么Ⅰ＜Ⅲ＜Ⅱ？PⅠ·max＞PⅢ·max＞PⅡ·max？ 4）短路情况下Ⅱ如何计算？ 5）什么是加速面积？什么是减速面积？什么是等面积定则？ 6）单机无限大供电系统，设系统侧发生三相短路，试问短路时功率极限是多少？ 7）什么是极限切除角？ 8）若系统发生不对称短路，短路切除后最大可能减速面积大于短路切除前的加速面积，系统能否暂态稳定？若最大可能减速面积小于加速面积发生什么不稳定？ 9）分段法中t=0时和故障切除时过剩功率如何确定？ 10）写出分段法的计算步骤。 11）为什么说欧拉法是折线法？每段折线如何确定？ 12）改进欧拉法在何处做了改进？ 13）写出改进欧拉法的计算步骤。 14）用图解说明单相自动重合闸为什么可以提高暂态稳定性？ 15）试说明快关汽轮机汽门、连锁切机有何相同与不同？ 16）提高电力系统暂态稳定的具体措施有哪些种？原理是什么？ 17）提高电力系统暂态稳定的措施在正常运行时是否投入运行？ 18）解列点的选择应满足什么要求？ 19）异步运行时为什么系统需要有充足的无功功率？什么是振荡中心？ 设已知系统短路前、短路时、短路切除后三种情况的以标幺值表示的功角特性曲线：=2、=0.5、=1.5及输入发电机的机械功率=1。 求极限切除角。 20）供电系统如图10- 1所示，各元件参数： 发电机G：P N=240MW，U N=10.5kV,，，X2=0.44，T J =6S，发 电机G电势以E‘表示；变器T1的S N为300MVA，U N为10.5/242kV，X T1=0.14 T2的S N为 280MVA，U N为220/121kV，X T2=0.14电力线路长l=230km每回单位长度的正序电抗X1= 0.42Ω/km，零序电抗X0=4X1。 P=220MW

东北电力大学电力系统潮流计算课程设计报告书

目录 一、设计任务 (1) 1.1 课程设计要求 (1) 1.2 课程设计题目 (1) 1.3 课程设计基本容 (2) 二、问题分析 (3) 2.1 节点设置及分类 (3) 2.2 参数求取 (3) 2.3 计算方法 (4) 三、问题求解 (7) 3.1 等值电路的计算 (7) 3.2画出系统等值电路图： (7) 3.3 潮流计算 (8) 四、误差分析 (29) 五、心得体会及总结 (38) 附录: (39) 参考文献 (39) 程序 (39)

电力系统潮流计算课程设计 一、设计任务 1.1 课程设计要求 1、在读懂程序的基础上画出潮流计算基本流程图 2、通过输入数据，进行潮流计算输出结果 3、对不同的负荷变化，分析潮流分布，写出分析说明。 4、对不同的负荷变化，进行潮流的调节控制，并说明调节控制的方法，并 列表表示调节控制的参数变化。 5、打印利用DDRTS进行潮流分析绘制的系统图，以及潮流分布图。 1.2 课程设计题目 系统图：两个发电厂分别通过变压器和输电线路与四个变电所相连。 变电所1 变电所2 母线电厂一电厂二

发电厂资料： 母线1和2为发电厂高压母线，发电厂一总装机容量为（ 300MW ），母线3为机压母线，机压母线上装机容量为（ 100MW ），最大负荷和最小负荷分别为50MW 和20MW ；发电厂 二总装机容量为（ 200MW ）。 变电所资料： (一)变电所1、2、3、4低压母线的电压等级分别为：35KV 10KV 35KV 10KV (二)变电所的负荷分别为：60MW 40MW 70MW 50MW (三)每个变电所的功率因数均为cos φ=0.85； (四)变电所1和变电所3分别配有两台容量为75MVA 的变压器，短路损耗414KW ，短路 电压（%）=16.7；变电所2和变电所4分别配有两台容量为63MVA 的变压器，短路损耗为245KW ，短路电压（%）=10.5； 输电线路资料： 发电厂和变电所之间的输电线路的电压等级及长度标于图中，单位长度的电阻为 Ω17.0，单位长度的电抗为Ω0.402，单位长度的电纳为S -610*2.78。 1.3 课程设计基本容 1. 对给定的网络查找潮流计算所需的各元件等值参数，画出等值电路图。 2. 输入各支路数据，各节点数据利用给定的程序进行在变电所在某一负荷情况下的潮 流计算，并对计算结果进行分析。 3. 跟随变电所负荷按一定比例发生变化，进行潮流计算分析。 1) 4个变电所的负荷同时以2%的比例增大； 2) 4个变电所的负荷同时以2%的比例下降 3) 1和4号变电所的负荷同时以2%的比例下降，而2和3号变电所的负荷同时以 2%的比例上升； 4. 在不同的负荷情况下，分析潮流计算的结果，如果各母线电压不满足要求，进行电 压的调整。（变电所低压母线电压10KV 要求调整围在9.5-10.5之间；电压35KV 要求调整围在35-36之间） 5. 轮流断开支路双回线中的一条，分析潮流的分布。（几条支路断几次） 6. 利用DDRTS 软件，进行绘制系统图进行上述各种情况潮流的分析，并进行结果的比 较。 7. 最终形成课程设计成品说明书。

电力系统安全稳定控制

摘要：近年来，伴随着经济社会的快速发展，电力系统规模的不断扩大使得电网体系的结构日趋复杂，电力设备单机容量逐步提高，与之相关的电力系统安全稳定问题也不断涌现。积极研究和运用先进的安全稳定控制技术不但可以使电力系统运行的可靠性大大提高，而且可以直接带来可观的经济效益。从电力系统安全稳定的相关概念入手分析了电力系统安全稳定控制的相关技术，然后就这些技术在电力系统中的实际应用进行了说明，旨在为电力部门提高安全稳定控制水平提供参考。 关键词：电力系统；安全稳定；控制技术；应用 电力作为当今社会最主要的能源，与人民生活和经济建设息息相关。供电系统如果不稳定，往往导致大面积、长时间的停电事故，造成严重的经济损失及社会影响。因此，学习电力系统安全稳定控制理论并研究适应时代发展要求的新的电力系统安全稳定控制技术对于实现当前电力资源的合理配置、提高我国现有电力系统的输电能力和电网的安全稳定运行具有十分重要的意义。 一、电力系统安全稳定控制概述 1.电力系统稳定的相关概念 电力系统的主要任务就是向用户提供不间断的、电压和频率稳定的电能。它的性能指标主要包括安全性、可靠性和稳定性。电力系统可靠性是指符合要求长期运行的概率，它表示长期连续不断地为用户提供充足电力服务的能力。安全性指电力系统承受可能发生的各种扰动而不对用户中断供电的风险程度。稳定性是指经历扰动后电力系统保持完整运行的持续性。 2.电力系统安全稳定控制模式的分类 按照信息采集和传递以及决策方式的不同，电力系统安全稳定控制模式可以分为以下几种：一是就地控制模式。在这种控制模式中，控制装置安装在各个厂站，彼此之间不进行信息交换，只能根据各厂站就地信息进行切换和判断，解决本厂站出现的问题。二是集中控制模式。这种控制模式拥有独立的通信和数据采集系统，在调度中心设置有总控，对系统运行状态进行实时检测，根据系统的运行状态制定相应的控制策略表，发出控制命令并实施对整个系统的安全稳定控制。三是区域控制模式。区域控制型稳定控制系统是针对一个区域的电网安全稳定问题而安装在多个厂站的安全稳定控制装置，能够实现站间运行信息的相互交换和控制命令的传送，并在较大范围实现电力系统的安全稳定控制。 二、电力系统安全稳定控制的关键技术

东北电力大学电力系统分析大补考题考题答案

参考答案1 一、1、V 为线电压，I 为线电流，Z 为一相的阻抗，Y 为一相的导纳。 2、有两个任意给定量。因为有4个变量分别为S B 、V B 、I B 和Z B ，而他们之间有二个约束方程分别为S B =VI 3， V B =IZ 3，给定二个量后，余者可由这二个方程唯一地解出。 3．当短路点远离电源出口时，使得Z 外>>Z 内即电源出口到故障点间阻抗远远大于电源内阻抗，这时就可以忽略电 源内阻抗。这就相当于电源内阻抗为零的电源即恒定电势源。特点：内阻抗为零，频率恒定，电势恒定。 4．产生冲击电流的条件有三条： 1）短路前空载2）短路时电流正处于幅值相位3）经过半个周期 5．因为潮流计算时的功率方程是非线性，多元的具有多解。初始条件给定后得到的结果不一定能满足约束条件要 求。要进行调整初值后才能满足。其约束条件有：Uimin≤Ui≤Uimax. Pimin≤Pi≤Pimax Qi≤Qi≤Qimax │δij│≤ ε；负荷的PQ 为扰动变量，发电机的PQ 为控制变量，各节点的V δ为状态变量；扰动变量是不可控变量，因而也是不可调节的。状态变量是控制变量的函数，故控制变量和状态变量都是可调节的。 6．.提高暂态稳定主要是增大减速面积减小加速面积。而提高静态稳定的措施主要是提高Kp 值。当P0一定时则提 高Pm 而Pm=EV/X 则增大E 和V ，或减小X 7．当发生短路时次暂态的暂态电势是不会突变的。因此可用正常稳定时的电流和电抗值算出他们。来对短路情况 进行分析，但只用Eq 是不行的，因为在短路时Eq 是会变化的Eq=Eq[o]+ΔEq.但ΔEq 却无法知道。因此不能只用Eq 来分析。 8．线路的无功损耗为：ΔQ L + ΔQ B = B V V X V Q P 2 22212121 21+-+；可见，当第一项大于第二项时为感性，小于则为 容性，第二项数值无多大的变化，主要在第一项，当流过阻抗的功率很小时为容性，增大到某值时变为感性。 9．若想手算环网潮流，首先应把环网分解成辐射网才能细算 1）根据S 12= * 31 * 23* 12* 313*31*232Z Z Z Z S Z Z S ++++） （算出S 12 2）根据基尔霍夫电流定律分别求出其他支路功率初步分布，找到功率分点 3）在无功分点处将网络解开成辐射网 4）设全网为额定电压，从末端负荷节点向1号节点推算各支路功率 5）从1节点用给定的电压和已算出的功率向末端推算各节点的电压 6）再用给定功率和算得的电压从末——首推算功率和电压。直到满足首端电压和末端功率为止 二、简算： 1、 δαωsin 0M E T N J P P P P T -=-= 244.1)10030 *5.61(*2=- =π IIM P 2 1 1sin 110030*5.6+-=-=IIM IIM P P δπ 100*1.244= II X 115*138 ∴84.12714 .124115 *138== II X 2、5.13.02.01=++=∑d X 03.3225.22.19.11 5 .1*8.015.1*6.01∠=+=++=j j E q 5.15.11 *25.2=== ∑d M X EqV P m m P P 005.115.0-= 3.10=m P

电力系统中自动化控制技术的应用()

电力系统中自动化控制技术的应用 电力系统中自动化控制技术的应用 摘要：电气自动化技术在电力行业中的应用，让电力系统的各个环节的作用以及运行更加高效。谈谈电气自动化控制技术在电力系统中的应用。关键词电力系统自动化控制技术应用 城市化进程与人们生活水平的飞速发展让人们对电能需求越来越大，因而随着计算机技术的发展，电气自动化控制技术在电力系统中应用范围也在逐步扩大，电气自动化控制技术在电力系统中的应用让劳动生产力、劳动生产时间、劳动成本等都得到了有效的节约，成本节约也只是其中的一项，资源的最大化利用才是其中最为根本的优势所在。电气自动化技术在电力行业中的应用，让电力系统的各个环节的作用以及运行更加高效。 1电力系统中电气自动化控制技术的应用 1.1电力系统中应用电气自动化控制技术的发展现状。传统的供变电设备与控制系统已经无法对现代电力生产与配送需求进行满足，所以电气自动化控制技术的快捷、稳定、安全等优势让我国的电力系统的发展更加多元、复杂、广

泛。降低了电力企业生产成本也让电能的配送服务更加高效，电力供应的安全与稳定是电力企业在市场竞争中的重要武器，因此电力自动化控制技术的研究水平标志着我国电力企业发展运行中的进步与创新。 1.2电力系统中电气自动化控制技术的作用和意义。我国科学技术的不断完善与进步，让计算机技术在各个行业的普及度得到了很大跨度的提升。在电气行业的技术发展中也因为得到了计算机技术与PLC技术的辅助获得了长足性的发展。计算机在电力系统中承载着重要的核心作用，是电力系统中供电、变电、输电、配电等各个环节的基础支撑，并起着重要的调控作用。PLC技术是让电力系统进行自动化控制的一项技术，主要的作用是让电力系统的数据信息收集与分析可以更加准确，传输的过程更加稳定，并在此过程中将电力系统的运行成本进行了有效的降低，侧面提升了电力系统的整体运行效率。 2电气自动化控制技术在电力系统中的具体应用 2.1电气自动化控制的仿真技术。电气自动化技术因为得到我国专业科研人员的重点研究与发展，技术创新步伐正在不断加快。电力系统中电气自动化技术也因为科研人员的深入性研究，达到了国际标准。值得一说的是其中的仿真建模技术，不仅提升了数据的精确性与传输数据效率，同

电力系统静态稳定性-东北电力大学精品课程展示

9电力系统静态稳定性 9. 1习题 1）什么是电力系统稳泄性?如何分类？ 2）发电机转子d轴之间的相对空间角度与发电机电势之间的相对角度是什么关系？这角度 的需称是什么？ 3）发电机转子运动方程表示的是什么量与什么量的关系？该方程有几种表示形式?写出时间 用秒、角度用弧、速度用弧/秒、功率偏差AP用标幺值表示，及时间、角度用弧,速度、功率偏差AP用标幺值表示的转子转动方程。 4）发电机惯性时间常数的的物理意义是什么？如何汁算？ 5）什么是发电机的功角特性？以如表示的凸极机和隐极机功角特性是否相同？以色表示的凸极机和隐极机功角特性是否相同?如何用简化方法表示功角特性？ 6）多机系统功角特性是否可表示两机系统的功角特性？是否能表示成单机对无限大系统的功角特性？ 7）什么是异步电动机的转差？异步电动机的转矩和转差有何关系？什么是异步电动机的临 界转差？ 8）什么是电力系统的负荷电压静特性？ 9）具有副励磁机的直流励磁机励磁系统各部分的功用是什么？励磁系统的方程由几部分方 程组成？ 10）正常运行时发电机转子受什么转矩作用？转速是多少？功率偏差AP 是多少？出现正功率偏差转子如何转？出现负功率偏差转子如何转？ 11）为什么稳泄运行点一左是功角特性曲线和机械功率片.直线相交点？ 12）发电机额左功率厲，输入机械功率片?，功率极限“qgx是什么关系？ 13）什么是电力系统静态稳立性？电力系统静态稳雄的实用判据是什么？ 14）为什么要有统静态稳左储备?静态稳泄储备的多少如何衡量？正常运行时应当留多少储 备？ 15）已知单机无限大供电系统的系统母线电压、发电机送到系统的功率P+jQ、发电机到系统的

月测验考试《电力系统分析》考核答案

东 北 大 学 继 续 教 育 学 院 电力系统分析 试 卷（作业考核 线下） B 卷（共 5 页） 1、对电力系统的基本要求是（ A ）。 A 、保证对用户的供电可靠性和电能质量，提高电力系统运行的经济性，减少对环境的不良影响； B 、保证对用户的供电可靠性和电能质量； C 、保证对用户的供电可靠性，提高系统运行的经济性； D 、保证对用户的供电可靠性。 2、停电有可能导致人员伤亡或主要生产设备损坏的用户的用电设备属于（ A ）。 A 、一级负荷； B 、二级负荷； C 、三级负荷； D 、特级负荷。 3、对于供电可靠性，下述说法中正确的是（ D ）。 A 、所有负荷都应当做到在任何情况下不中断供电； B 、一级和二级负荷应当在任何情况下不中断供电； C 、除一级负荷不允许中断供电外，其它负荷随时可以中断供电； D 、一级负荷在任何情况下都不允许中断供电、二级负荷应尽可能不停电、三级负荷可以根据系统运行情况随时停电。 4、在输电线路参数中属于耗能参数的是（ D ）。 A 、电抗、电阻； B 、电纳、电阻； C 、电导、电抗； D 、电阻、电导。 5、 在既有水电厂、火电厂和核电厂的电力系统中，洪水季节调频电厂通常选择（ B ） A 、大型水电厂； B 、中温中压火力发电厂； C 、核电厂； D 、高温高压火力发电厂。 6、某发电厂有三台机组并列运行，其耗量特性分别为： 21110015.026.08.2G G P P F ++= （h T /） 22220015.029.05.3G G P P F ++= （h T /） 2 3330015.017.00.4G G P P F ++= （h T /） 机组功率约束条件为： MW P MW G 50201≤≤ MW P MW G 100202≤≤ MW P MW G 100203≤≤ 当负荷功率为200MW 时机组间负荷的最优分配为（ A ）。 A 、MW P G 501=、MW P G 552=、MW P G 953=； B 、MW P G 401=、MW P G 802=、MW P G 803=； C 、MW P G 501=、MW P G 752=、MW P G 753=； D 、MW P G 601=、MW P G 502=、MW P G 903=。

基于响应的电力系统暂态稳定控制技术探讨

基于响应的电力系统暂态稳定控制技术探讨 发表时间：2018-10-01T11:18:49.463Z 来源：《电力设备》2018年第16期作者：孟祥华郭珂 [导读] 摘要：基于响应的电力系统暂态稳定控制技术的产生与发展较传统的电力控制系统具备较大的优势，它在运行过程中能够不被电力系统的元件模型与产生的参数所影响，也可以不事先预想故障集合与运行方式。 （国网新疆电力有限公司新疆乌鲁木齐 830011） 摘要：基于响应的电力系统暂态稳定控制技术的产生与发展较传统的电力控制系统具备较大的优势，它在运行过程中能够不被电力系统的元件模型与产生的参数所影响，也可以不事先预想故障集合与运行方式。运用该项技术能够有效、全面的制定出合理的控制措施，对电网运行中的暂态安全稳定加以水平提升。 关键词：电力系统；暂态；稳定控制；技术分析 引言：维持电力系统的安全运行一直以来是保障社会安定和经济发展的重要因素之一。为保障电网稳定运行，我国大型互联电网通常配置了特定的继电保护及安全稳定控制系统，构成了电网安全稳定运行的三道防线。其中，常规二道防线具有针对性强、速度快、可靠性高等特点，但若实际扰动超出了它所涵盖的事件范围，则无法做出有效应对。此外，二道防线的失稳判据和控制策略都是基于离线仿真计算得到，其可靠性严重依赖于仿真模型和参数的准确性。因此，我国现有的暂态稳定控制技术在适应性、控制效率、可靠性等方面仍存在诸多不足。 1.电力系统安全稳定性分类 功角稳定：主要指电网中的互联系统内部的同步发电机，在受到扰动冲击之后还能保持同步的运行能力，是电力系统中的重要热点问题。若功角发生失稳现象，则会引起控制系统中正在运行的发动机转子之间产生的相对角度逐渐扩大.最后难以维持同步运行，从而会在电力系统中产生电压、功率等电气量的不断震荡，导致整个系统的崩溃。电压稳定：主要指在电力系统的初始运行状态下，遭受到一定的扰动后，仍然能够保持全部母线维持稳定电压的能力它主要是由于负荷需求和电力系统向负荷供电之间形成的一种保持平衡的能力。若系统提供的负荷功率随着电流的增大而增大时，则系统的电压处于稳定状态。若系统提供的负荷功率不能随着电流的变化而变化，则系统的电压处于失衡状态。 2基于响应的电力系统稳定性判别技术 2.1基于响应的功角稳定判别技术 数值预测技术是用来判别电力系统功角稳定的重要技术，此类方法主要是利用实测相应信息，然后在通过各类数学方法对发电机的功角摇摆曲线进行预测。此项技术的运用能够有效的判断功角的运动数值是否不小于某一闭值，从而确定系统的暂态稳定性。数值预测技术主要是运用数值序列的排列方式进行分析从而发现有效数据，不用依赖电力系统中的数学模型和参数，只通过数学中的三角函数拟合、多项式拟合以及泰勒级数等方式便可对系统的暂态稳定性作出判别。如可以运用响应数据作为判定基础，对量测数据进行插值运算或是进行曲线拟合等数值运算，进而得到发电机的转子角与角速度的高阶导数，从而获得暂态稳定性的有效数据。 2.2基于响应的暂态电压稳定判别技术 当前在电力系统电压稳定的相关问题研究中，基于响应的电力系统暂态稳定研究还较少，主要是集中在长期电压稳定的领域。运用戴维南等值跟踪系统能够有效的对暂态电压下的稳定状态进行很好的判别，并通过与实时测量信息的结合实现对对系统的稳定控制与分析。在电力系统中只需将任意负荷点在任意时间等值为一个电势源经等值阻抗向该节点负荷供电的一个单机系统，就是戴维南等值。若电力系统中的这一负荷节点电压出现崩溃现象，造成电压出现大幅下降但戴维南等值的电势却变化不大，则电压处于失稳状态。 3.基于广域响应的暂态稳定紧急控制 由于系统的广域响应已包含了电网的所有特征信息，包括运行工况、事故信息等，基于广域响应确定最优的紧急控制地点并计算相应控制量已成为可能。该类控制技术无需制定针对性的策略表，省去了繁琐的计算过程，且基于当前系统的真实性状进行计算，达到“全局分析，实时决策”的目的。此外，通过PMU/WAMS开展数据集中分析，可根据全局信息实现各地区控制装置间的协调、经济运行，是最理想的稳定控制模式。目前，基于广域响应的紧急控制方法研究大多建立在EEAC基础上。提出了一种基于量测数据的闭环暂态稳定紧急控制方法：基于等值单机轨迹，应用广义Hamilton理论定量估计所需的紧急控制量，从而实现在线紧急切机决策。根据等值功角-不平衡功率相平面轨迹，利用曲线拟合外推方法预测系统的完整减速面积。基于单机能量函数，以判别失稳时刻等值单机系统的动能作为剩余减速面积，计算系统到达不稳定平衡点前需降低的等值机械功率，并在计算过程中进一步考虑了失稳判别与紧急控制间的时延所带来的影响。在此基础上，根据等值单机面积积分公式，通过迭代求解方法计算需降低的等值机械功率，提高了切机量的计算精度。 该类紧急控制方法基于等值单机受扰轨迹进行切机量计算。对系统模型参数依赖性小，可应对复杂故障场景，具有良好的适应性。但是，该类方法依赖于全网发电机量测，计算量大、通讯要求高。由于当前广域信息尚存在不确定性时滞，可能会严重影响紧急控制的时效性。 4.展望 基于广域响应的电力系统暂态稳定控制技术，摆脱了传统事件驱动型稳控技术对系统元件模型和参数的依赖，可应对各种复杂运行工况与故障情形，具有极大的在线应用前景，是未来电网安全稳定控制技术的重要发展方向。但WAMS技术尚处于发展初期，虽然在广域动态数据的同步采集和通讯方面已经取得了长足的进展，但在如何高效利用PMU数据，挖掘可靠的系统稳定性特征方面还需进行大量工作，应涉及以下几个方面内容： 一是相关研究中尚未涉及时滞问题和坏数据问题。实际电网在采样和通讯过程中，存在不确定性时延和噪声干扰，将对暂态稳定控制技术的时效性产生重大影响。因此，需建立合理的数学模型研究广域通信时滞的机理，分析所带来的影响并制定有效的应对方法。同时，可研究针对性的滤波方法，从而提高暂态稳定控制技术的抗干扰能力。 二是需进行基于多种控制措施的紧急控制策略研究。实际电网中可用于改善系统暂态性能的控制措施包括：切机/切负荷、HVDC功率调节等。因此，可综合各类控制措施的特点，根据系统实际需求启动最佳的紧急控制策略，以最小代价维持电网暂态稳定。 三是基于实际响应的暂态稳定控制技术，无法准确获知系统未来的真实轨迹，不能对控制后系统的特征进行先验评估。为防止紧急控制过控或欠控所造成的损失，可结合一定的系统快速仿真手段，实现失稳判别的防误和控制策略的校核，进一步提高暂态稳定控制技术的

东北电力大学电力系统潮流计算课程设计样本

目录 一、设计任务........................................................ 错误!未定义书签。 1.1 课程设计要求........................................................ 错误!未定义书签。 1.2 课程设计题目........................................................ 错误!未定义书签。 1.3 课程设计基本内容................................................ 错误!未定义书签。 二、问题分析........................................................ 错误!未定义书签。 2.1 节点设置及分类.................................................... 错误!未定义书签。 2.2 参数求取................................................................ 错误!未定义书签。 2.3 计算方法................................................................ 错误!未定义书签。 三、问题求解........................................................ 错误!未定义书签。 3.1 等值电路的计算.................................................... 错误!未定义书签。 3.2画出系统等值电路图: .......................................... 错误!未定义书签。 3.3 潮流计算................................................................ 错误!未定义书签。 四、误差分析........................................................ 错误!未定义书签。 五、心得体会及总结............................................ 错误!未定义书签。附录: ........................................................................ 错误!未定义书签。参考文献 ................................................................. 错误!未定义书签。程序 .............................................................................. 错误!未定义书签。