第一节 电力系统有功功率与频率的调整 第二节 电力系统无功功率与电压的调整 第三节 电力网运行的经济性 第四节 电力系统运行的稳定性

1. 第九章 现代电力系统的运行 第一节 电力系统有功功率与频率的调整 第二节 电力系统无功功率与电压的调整 第三节 电力网运行的经济性 第四节 电力系统运行的稳定性

2. 第一节 电力系统有功功率与频率的调整 一、电力系统的有功功率平衡 二、电力系统有功功率的分配 三、电力系统 的频率调整

3. 2、有功功率电源和备用容量 有功功率的平衡 ： 一、电力系统的有功功率平衡 1．有功功率负荷 ： • 负荷变动幅度小，周期又很短(如P1)，这种负荷的变动具有很大的偶然性； • 负荷变动幅度较大，周期也较长（如P2）工业中大电机、电炉、延压机、电气机车等用户的开停，它们具有一定的冲击性； • 负荷变动幅度最大，周期也最长，且变化较缓慢（如P3）人们生产、生活及气象条件的变化等引起的，这种负荷变化基本上可以预计。 总装机容量： 所有发电机的额定容量之和 有功电源容量：系统中可投入发电设备的总容量之和 备用容量： 系统的电源容量大于发电负荷的部分 为保证供电可靠性和电能质量、以及有功功率的经济分配，发电厂必须有足够的备用容量。一般要求备用容量达最大发电负荷的15%~30%

4. 二、电力系统有功功率的分配 1、有功电源的最优组合 指系统中发电设备或发 电厂的合理组合，包括机组的最优组合顺序，机组的最优组合数量和机组的最优开停时间。 2、有功负荷在运行机组 间的最优分配 指系统的有功负荷在各运行的发电机组或发电厂间的合理分配。 3、分配原则： 充分合理利用水利资源，尽量避免弃水；最大限度地降低火电厂煤耗，并充分发挥高效机组的作用；降低火力发电的成本，执行国家的有关燃料政策，减少烧油，增加燃用劣质煤、当地煤。

5. 三、电力系统的频率调整 1、频率调整的必要性 频率是衡量电能质量的指标之一，频率质量下降的危害： • 异步电动机的转速与输出功率； • 各种电气设备均按额定频率设计； • 频率降低，无功损耗增加，无功平衡和电压调整变得困难。 2、电力系统的频率特性 • 电源有功功率的静态频率特性 电源有功功率静态频率特性：发电机组的原动机机械功率与角速度或频率的关系 无调速系统时：Pm=C1ω－C2ω2=C1f－C2f 2 有调速系统时：原动机的静态频特性成为一族曲线。此时发电机输出功率与频率关系的曲线近似地用直线表示，称为发电机组的功率一频率静态特性。

6. 电力系统负荷的静态频率特性 负荷模型中，负荷与频率的关系可用多项式表示： 3、电力系统的频率调整 • 频率的一次调整 调节过程 △PLD=KL△f △PG = -KG△f △PLD0 + KL△f = -KG△f △PLD0= -(KG+KL)△f = -KS△f 定义KS=KG+KL为系统的单位调节功率 KS=KG + KL = -△PLD0/△f 系统中有n台机组，只有m台机组参与一次调整单位调节功率为：

7. 频率的二次调整 选定系统中的一个或几个电厂担负二次调频任务，担负二次调频任务的电厂称为调频厂。 • 调频厂的条件： ① 具有足够的容量； ② 具有较快的调整速度； ③ 调整范围内的经济性要好。 • 火电厂受锅炉技术最小负荷的限制，可调容量仅为其额定容量的30%~75% • 水电厂的调整容量大于火电厂，水电厂的调整速度较快，且适宜承担急剧变动的负荷。 • 一般应选择系统中容量较大的水电厂作为调频厂。若水电厂调节容量不足或无水电厂时，可选中温中压火电厂作为调频厂。

8. 第二节 电力系统无功功率与电压的调整 一、电力系统的无功功率平衡 二、中枢点的电压管理 三、电力系统的调压措施 • 无功功率与电压的关系

9. 一、电力系统的无功平衡 1. 无功电源： 包括发电机、同步调相机、静电电容器及静止补偿器等。 • 发电机： • 额定状态下发出的无功功率： QGN=SGNsinφN=PGNtgφN • 非额定功率因素有功与无功的关系： OA代表发电机额定电压 ；AC代表在发电机电抗Xd上引起的电压降，正比于定子额定电流，所以亦正比于发电机的额定视在功率SGN；AC在纵坐标和横坐标上的投影分别正比于发电机的额定有功功率PGN和额定无功功率QGN。C点表示发电机的额定运行点 ；OC发电机电势，它正比于发电机的额定激磁电流。 • 发电机变功率因数运行的限制： • 转子电流不能超过额定值— BC • 定子电流不能超过额定值 —ECD • 汽轮机出力的限制— HC • 故实际运行轨迹：HCB

10. 分析： • 当运行于HC，发电机发出的无功功率低于额定运行情况下的无功输出。 • 运行于BC段时，在降低功率因数、减少有功输出的情况下，可多发无功功率。 • 只有在额定电压、额定电流和额定功率因数(即C点)下运行时，发电机的视在功率才能达到额定值，其容量也利用得最充分。 发电机无功输出与电压的关系：

11. 电容器：无功功率与电压静特性关系： • 同步调相机：相当于空载运行的同步电动机，在过励磁运行时，同步调相机向系统输送无功功率，欠励磁运行时，它从系统吸收无功功率，无功功率与电压静特性与发电机相似。 调相机与电容器的比较： • 调相机：能平滑调节，具有正的调节效应 ，维护复杂，响应慢，损耗大 • 电容器：成组地投入切除,具有负的调节效应，维护简单，响应快，损耗小 • 静止无功补偿器： 由晶闸管控制的可调电抗器与电容器并联组成，既可发出无功功率，又可吸收无功功率，且调节平滑，安全，经济，维护方便。

12. 无功负荷：电力系统的无功负荷与电压的静态特性主要由异步电动机决定。无功负荷：电力系统的无功负荷与电压的静态特性主要由异步电动机决定。 • 异步电动机的无功消耗 ： Qm— 异步电动机的激磁功率，它与施加于异步电动机的电压平方成正比。 Qσ— 异步电动机漏抗Xσ中的无功损耗，它与负荷电流平方成正比。 2 . 无功负荷和无功损耗

13. 无功损耗： 网络中的无功损耗包括变压器和输电线路的损耗。 • 变压器的无功功率损耗在系统的无功需求中占有相当的比重： △Q0—变压器空载无功损耗，它与所施的电压平方成正比； △QT—变压器绕组漏抗中的无功损耗，与通过变压器的电流平方成正比。 • 输电线路无功损耗：QL＝△QX＋△QB • 当线路传输功率较大，电抗中消耗的无功功率大于电容中发出的无功功率时，线路等值为消耗无功；当传输功率较小、线路运行电压水平较高，电容中产生的无功功率大于电抗中消耗的无功功率时，线路等值为无功电源。

14. 3.无功功率的平衡与运行电压水平 • 无功平衡 在电力系统运行的任何时刻，电源发出的无功功率总是等于同时刻系统负荷和网络的无功损耗之和： QGC(t)＝QLD(t)＋△Q∑(t) • 无功功率与运行电压水平 为保证系统电压质量，在进行规划设计和运行时，需制订无功功率的供需平衡关系，并保证系统有一定的备用容量。 无功备用容量一般为无功负荷的7%~8% • 无功功率的就地平衡 无功电源不足时，应增设无功补偿装置。无功补偿装置应尽可能装在负荷中心，以做到无功功率的就地平衡，减少无功功率在网络中传输而引起的网络功率损耗和电压损耗

15. 二、中枢点的电压管理 中枢点指反映系统电压水平的主要发电厂或枢纽变电站的母线，系统中大部分负荷由这些节点供电。根据负荷对电压的要求及电压损耗的实际情况，确定中枢点的电压允许调整范围（负荷点电压UA和UB的允许变化范围均为(0.95~1.05)UN）。 • 满足负荷节点A的调压要求： 0～8时：U(A)=UA+△UA=(0.95~1.05)UN+0.04UN=(0.99~1.09)UN 8～24时：U(A)=UA+△UA=(0.95~1.05)UN+0.1UN=(1.05~1.15)UN • 满足负荷节点B的调压要求 0～16时： U(B)=UB+△UB=(0.96~1.06)UN 16～24时： U(B)=UB+△UB=(0.98~1.08)UN • 综合考虑，中枢点O的调压要求： 0～8 时： UO =(0.99～1.06)UN 8～16时： UO =(1.05～1.06)UN 16～24时： UO =(1.05～1.08)UN

16. 调压方式 • 逆调压： • 大负荷时，电压损耗大，将中枢点的电压适当升高些(比线路额定电压高5%)，小负荷时将中枢点电压适当降低(取线路的额定电压)。 • 适合于供电线路较长，负荷变动较大的中枢点。 • 顺调压： • 在大负荷时允许中枢点电压不低于线路额定电压的102.5%，小负荷时不高于线路额定电压107.5%。 适合于供电线路不长，负荷变动不大的中枢点。 • 常调压： • 即在任何负荷下都保持中枢点电压为线路额定电压的102%~105%

17. 调压的原理 • 发电机通过升压变压器、线路和降压变压器向用户供电，要求调整负荷节点b的电压Ub。略去线路的电容充电功率和变压器的激磁功率，忽略串联支路的功率损耗，变压器的参数均已归算到高压侧。 b点的电压 ： 三、电力系统的调压措施 • 调压的措施 • 改变发电机端电压UG • 改变变压器变比K • 增设无功补偿装置 • 改变输电线路的参数 • 调压措施1：发电机调压 在负荷增大时，损耗增加，用户端电压降低，这时增加发电机励磁电流，提高发电机的端电压；在负荷减小时，损耗减少，用户端电压升高，这时减少发电机励磁电流，降低发电机的端电压。 发电机运行电压的变化范围在发电机额定电压的+5%以内。

18. 按两种极端情况(变压器通过最大负荷和最小负荷的情况)下的调压要求计算。按两种极端情况(变压器通过最大负荷和最小负荷的情况)下的调压要求计算。 • 通过Smax时要求的分接头电压： U1tmax=(U1max－△Umax)U2N/U2max • 通过Smin时要求的分接头电压： U1tmin=(U1min－△Umin)U2N/U2min • 考虑到在最大和最小负荷时变压器要用同一分接头，故取U1max和U1tmin的算术平均值： • 再根据U1t av值选择一个与它最接近的变压器标准分接头电压校验所选的分接头在最大负荷和最小负荷时变压器低压母线上的实际电压是否符合调压要求。 归算到高压侧的变压器电压损耗： 若低压侧要求的电压为U2，则： 式中，变压器变比KT =U1t/U2N 确定分接头电压： U1 RT＋jXT U2 P＋jQ • 调压措施2： • 改变变压器变比调压

19. 5. 按所选分接头校验低压母线的实际电压： 解：1. 最大负荷及最小负荷时变压器的电压损耗为 ： 2. 按最大和最小负荷情况选变压器的分接头电压 ： 未超出允许电压范围10~11kV，所选分接头能满足调压要求 。 • 升压变压器的分接头选择： 与上述降压变压器的选择方法基本相同。但在通常的运行方式下，升压变压器的功率方向与降压变压器相反，是从低压侧流各高压侧的。故电压损耗项△UT前的符号应相反 。 3. 取平均值： U1tav＝(U1tmax＋ U1tmin)/2 ＝(118.2＋112.7)/2＝115.45 kV 4. 选择最接近的分接头电压115.5kV，即110+5%分接头。 例9-1：其降压变电所有一台变比KT=(110+2×2.5%)/11的变压器，归算到高压侧的变压器阻抗为ZT=(2.44+j40)Ω，最大负荷时进入变压器的功率为Smax=(28+j14)MVA，最小负荷时为Smin=(10+j6)MVA。最大负荷时，高压侧母线电压为113kV，最小负荷时为115kV，低压侧母线电压允许变化范围为10~11kV，试选择变压器分接头。

20. 在未装补偿装置时，电力网首端电压： • 在负荷侧装设容量为QC的无功补偿装置后，电力网的首端电压： • 若首端电压U1保持不变，则： • 补偿容量为： 简化： • 如变压器变比为KT，则： 式中，U2C—变压器低压侧实际要求的电压值。 • 调压措施3: 利用无功功率补偿调压 通过在负荷侧安装同步调相机、并联电容器或静止补偿器，以减少通过网络传输的无功功率，降低网络的电压损耗。

21. 1. 电力电容器容量的选择 • 在最小负荷时将电容器全部切除 • 在最大负荷时全部投入运行方式 • 同时配合变压器变比的选择 • 按在最小负荷时不补偿(即电容器不投入)来确定变压器分接头 式中，U'2min、U2min—最小负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压和低压母线要求的电压值。 • 按最大负荷时的调压要求计算无功补偿容量 式中，U'2max、U2Cmax—最大负荷时变压器低压母线归算到高压侧的电压值和低压母线要求的电压值。 • 2. 同步调相机容量的选择 • 考虑在最大负荷时同步调相机满发无功： • 在最小负荷时同步调相机吸收无功功率，考虑到同步调相机通常设计在只能吸收(0.5~0.6)QCN的无功功率 • 两式相除可解出变比KT，选择与KT值最接近的变压器高压绕组分接头电压，即确定了变压器实际变比。 • 再将实际变比代入以上两式中任一式即可求出为满足调压要求所需的调相机容量QCN。

22. 解： 1. 计算未补偿时最大及最小负荷时变电所低压母线归算到高压侧的电压 2. 最小负荷时，将电容器全部切除，选择分接头电压 3. 选最接近的分接头104.5kV，即 110－5%的分接头，则 4. 按最大负荷时的调压要求，确定电容器的容量 取补偿容量为6Mvar。 5. 验算低压母线实际电压值 基本满足调压要求。 例9-2：电力网如图9-16所示，归算到高压侧的线路和变压器阻抗为Z=(6+j120)Ω。供电点提供的最大负荷Smax=(20+j15)MVA，最小负荷Smax=(10+j8) MVA，降压变低压侧母线电压要求保持为10.5kV。若U1保持为110kV不变，试配合变压器分接头选择，确定用电容器无功补偿容量。

23. 电压提高的数值应是补偿前后的电压损耗之差：电压提高的数值应是补偿前后的电压损耗之差： • 故 • 在未装设串联电容时，线路的电压损耗为： • 装设串联电容C(其容抗为XC)后，线路的电压损耗为： jX -jXC U1 P1＋jQ1 • 调压措施4：改变输电线路参数调压 • 对于10kV及以下电压等级的电力网中电阻比较大的线路，考虑增大导线截面以减小线路电阻； • 对于35kV及以上电压等级的电力线路，X>>R，可以考虑采用串联电容补偿的方法减小线路电抗。 串联电容补偿的调压效果与负荷的无功功率Q1成正比，从而与负荷的功率因数有关。因此，串联电容补偿一般适用负荷波动大且功率因数低的配电线路。

24. 电压调整小结 • 发电机调压：主要适用于地方性供电网，对于区域性电力网仅作为辅助调压措施。 • 在系统无功功率充裕时，首先应考虑采用改变变压器变比调压：对于无载调压变压器，一般只适用于季节性负荷变化的情况。 • 当系统无功电源不足时，必须增设无功补偿容量调压：无功功率的就地补偿虽需增加投资，但这样不仅能提高运行电压水平，还能通过减少无功功率在网络中的传输而降低网络的有功功率损耗。 • 串联电容补偿：可用于配电网的调压。 • 近年来，串联电容补偿用于超高压输电线带来的对潮流控制、系统稳定性的提高等方面的综合效益已日益引起人们的关注。

25. 第三节 电力网运行的经济性 由于电力系统所需的能源占整个国民经济的总能源消耗的比例举足轻重，因此，提高电力系统运行的经济性将带来巨大的经济效益。电力系统运行的经济性主要反映在总的燃料消耗(或发电成本)和网络的电能损耗上。 一、电力网的电能损耗 二、降低电能损耗的技术措施

26. 输电线：电晕损耗可以不计。对于给定的运行时间T，考虑到负荷随时间变化，输电线的电能损耗为：输电线：电晕损耗可以不计。对于给定的运行时间T，考虑到负荷随时间变化，输电线的电能损耗为： • 变压器的电能损耗为： 式中，△P0为变压器的空载有功损耗，对应于固定损耗。 各量单位：功率—kV·A，电压—kV，电流—A，电阻—Ω，时间—h。 一、电力网的电能损耗 • 电能损耗由两部分组成： 导线和变压器绕组电阻上的有功损耗——与通过元件的电流或功率有关，称为可变损耗； 输电线和变压器中并联电导中的有功损耗，如输电线的电晕损耗，变压器的铁芯损耗等——同施加于元件的电压有关，而与通过元件的功率几乎无关，称为固定损耗。

27. 输电线全年的电能损耗： 若认为运行电压接近于维持恒定，则： 由此可见，最大负荷损耗时间τ与用视在功率S表示的负荷曲线有关。视在功率可以根据相应的有功功率和功率因数决定，而有功功率负荷持续曲线的形状，在某种程度上可由最大负荷利用小时数Tmax反映出来。 由于负荷功率是随时间变化的，所以式中可变损耗可变损耗的计算困难。工程计算中常用的简化近似算法，即最大负荷损耗时间法。 • 最大负荷损耗时间τ： 如果网络输送的功率始终保持为最大负荷功率Smax，经τ小时后，网络中损耗的电能恰等于网络按实际负荷曲线运行时全年实际消耗的电能，则称τ为最大负荷损耗时间。

28. 变压器全年的电能损耗： • n台相同容量变压器并联运行时： 例9-3： 有一额定电压为110kV，长度为100km的双回输电线路向变电所供电，线路单位长度参数为Z0=(0.17+j0.409)Ω/km, b0=2.79×10-6S/km，两台变压器每台的额定容量为31.5MV·A，变比为110/11，△P0+j△Q0=(0.03+j0.22)MV·A，△Pk=190kW，Uk(%)=10.5，最大负荷为(40+j30)MV·A，Tmax=4500h。 试计算电力网全年的电能损耗。 T 110 kV 100 km SLD

29. 二、降低电能损耗的技术措施 1．提高电力网负荷的功率因数 (1) 合理选择异步电动机的容量及 运行方式 (2) 实行无功功率就地补偿 2．合理组织电力网的运行方式 (1) 适当提高电力网的运行电压水平 (2) 合理组织并联变压器的运行

30. 第四节 电力系统运行的稳定性 一、电力系统稳定性的概念 二、发电机转子运动方程 三、发电机的功率特性 四、电力系统的静态稳定特性 五、电力系统的暂态稳定特性

31. 一、电力系统稳定性的概念 电力系统运行的稳定性，就是指在受到外界干扰的情况下发电机组间维持同步运行的能力。研究电力系统稳定性问题归结为研究当系统受到扰动后的运动规律，从而判断系统是否可能失去稳定及研究提高系统稳定性的措施。 电力系统稳定性问题，是一个机械运动过程和电磁暂态过程交织在一起的复杂问题，属于电力系统机电暂态过程的范畴。根据扰动量的大小，可将电力系统稳定性分为静态稳定性和暂态稳定性两大类型： • 电力系统在运行中时刻受到小的扰动，例如负荷的随机变化、汽轮机蒸汽压力的波动、发电机端电压发生小的偏移等等。在小扰动作用下，系统将会偏离运行平衡点，如果这种偏离很小，小扰动消失后，系统又重新恢复平衡，则称系统是静态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复原来的平衡状态，则系统不能保持静态稳定。 • 电力系统运行时还会受到大的扰动，例如，电气元件的投入或切除、输电线路发生短路故障等等。在大扰动作用下，如果系统运行状态的偏离是有限的，且在大扰动结束后又达到了新的平衡，则称系统是暂态稳定的。如果偏离不断扩大，不能重新恢复平衡，则称系统失去了暂态稳定。

32. 以电角度表示的同步发电机组的转子运动方程式：以电角度表示的同步发电机组的转子运动方程式： w 电力系统稳定性的核心问题是研究同步发电机转子运动状态受干扰的响应。 根据力学定律，一个转动惯量为J的转体，如果以角加速度a旋转，作用于该转体的转矩总和为ΣM，则应满足下列关系： i w j d ij w N d j d 同步旋转轴 i q j q w = d i 0 N o 固定参考轴 图 9-19 同步发电机转子的角位移 二、发电机转子运动方程 取一参考轴，如此参考轴在空间不动，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子的绝对角位移θ；如取在空间以同步速度旋转的轴为参考轴，则转子轴线与此参考轴之间的夹角就是转子相对同步旋转轴的相对角位移，记作δ

33. T 1 & T U L 2 G P + j Q X X & T 2 & E L /2 X U X d q T 1 图9-20 简单电力系统及其等值电路 P+jQ 三、发电机的功率特性 简单电力系统如图9-20所示，发电机通过升压变压器、输电线路、降压变压器与受端系统的母线相连接。 这种简单电力系统称为“单机-无限大”系统。当不计各元件的电阻及对地导纳支路时，系统的总电抗为XdΣ，则有：

34. 1、隐极机的功率特性 隐极发电机的纵轴与横轴的同步电抗相等，即Xd=Xq。此时“单机-无限大”系统的相量图如图9-21所示。分析此相量图得： 当发电机的电势Eq和受端电压U均为恒定时，传输功率PEq是角度δ的正弦函数。因为传输功率的大小与相位角δ密切相关。因此，又称δ为“功角”或“功率角”。传输功率与功角的关系PEq=f(δ)，称为“功角特性”或“功率特性”。隐极机的功角特性如图9-22所示。

35. 式中，Ud=Usinδ；Uq=Ucosδ； Id=Isin(δ+φ)；Iq=Icos(δ+φ) 2、凸极机的功率特性 如发电机为凸极机，则其纵轴和横轴同步电抗不相等，即Xd≠Xq，令XqΣ=Xq+XTL，凸极机的系统相量图如图9-23所示，分析此相量图可得： 凸极机纵横轴磁阻不对称，功角特性多了一项与发电机电势Eq(即与励磁)无关的二次谐波项，称为磁阻功率，磁阻功率的出现，使功率与功角δ成非正弦关系，图9-24给出了凸极机的功角特性。

36. 由于Eq不易直接求出。为此，工程计算上引入了一个虚构电势。在q轴方向上，从图9-23可见，它可直接根据系统运行情况按下式计算：由于Eq不易直接求出。为此，工程计算上引入了一个虚构电势。在q轴方向上，从图9-23可见，它可直接根据系统运行情况按下式计算： 在计算凸极机的功率特性时，首先根据给定的受端系统电压U0和功率P0和Q0，按上式计算EQ、δ0。同时，由图9-23可知 ： 又 从上两式中消去Id，经整理后，可得Eq和EQ间的关系，即 :

37. 3、自动励磁调节器对功率特性的影响 为维持系统电压，一般发电机都装有自动励磁调节器。 当发电机输出功率增加、端电压下降时，励磁调节器动作以增大励磁电流，使发电机电势Eq增大，直到端电压恢复或接近恢复到整定值UG0为止。这时，励磁调节器将使Eq随功角δ增大而增大。 用不同的Eq值，作出一组正弦功率特性曲线族，其幅值与Eq成正比，如图9-25所示。 一般的比例式励磁调节器并不能完全保持发电机端电压不变。在近似计算中，可以认为它能保持发电机q轴暂态电势E'q不变。可以得出：

38. 判断简单电力系统具有静态稳定性的实用判据：判断简单电力系统具有静态稳定性的实用判据： 2、功率极限与静态稳定储备系数 发电机功率特性曲线的最大值称为功率极限。功率极限可通过对发电机功率特性求极值，即令dP/dδ=0求得。 • 对无励磁调节器的隐极发电机，规律极限为： • 对有自动励磁调节器的凸极发电机，其功率极限为： 四、电力系统的静态稳定性 1、简单电力系统静态稳定实用判据 对图9-20所示简单电力系统，如发电机为隐极机，无励磁调节，其功率特性曲线如图9-26所示。

39. 从电力系统运行可靠性要求出发，不允许电力系统运行在功率极限附近，否则，运行情况稍有变动，系统便会失去稳定。为此，一般要求电力系统有相当的稳定裕度。稳定裕度的大小，通常用稳定储备系数表示，以百分值表示的静态稳定储备系数为： 为了保证电力系统运行的可靠性，在正常运行时，要求KP≥15%~20%，事故后运行方式下，要求KP≥10%。 例9-4：简单电力系统如图9-27所示，发电机经升压变压器和双回输电线路向无限大功率系统送电。输送功率和电压的标幺值为Po=1.0，Qo=0.2，Uo=1.0，试计算下列情况下发电机的功率特性、功率极限及静态稳定储备系数。 发电机无励磁调节器，维持Eq=C； 发电机装有比例式励磁调节器，能维持E'q=C； 发电机装有比例式励磁调节器，且近似认为能维持E' =C。

40. 3、提高电力系统静态稳定的措施 从静态稳定的分析可以看出，提高电力系统的静态稳定性，应着力于提高电力系统的功率极限。从电力系统功率极限的简单表达式 ： 可以看出，提高电力系统的功率极限应从提高发电机的电势E，减小系统电抗X、提高和稳定系统电压U等方面着手。 • 提高发电机电势E • 减少系统的总电抗X • 提高和稳定系统电压

41. 五、电力系统的暂态稳定性 电力系统的暂态稳定性，是指系统在受到大扰动的情况下，系统中各发电机组能否继续保持同步运行的问题。 精确地确定所有电磁参数和机械运动参数在暂态过程中的变化是困难的，通常在暂态稳定计算中采用一些近似简化条件： • 忽略发电机定子电流的非周期分量和与它相对应的转子电流的周期分量，这就意味着发电机定、转子绕组的电流、系统的电压及发电机的电磁功率在大扰动的瞬间均可以突变。 • 在发生不对称故障时，不计零序和负序电流对转子运动的影响，从而在发生不对称故障时可以应用正序等效定则和复合序网。故障时确定正序分量的等值电路与正常运行时的等值电路的不同之处，仅在于在故障处接入由故障类型确定的附加阻抗Z△。 • 在近似计算中，近似考虑发电机电磁暂态过程和自动励磁调节器的作用，认为发电机可保持暂态电势E' =C（常数）。 • 不考虑原动机调速器的作用，假定原动机输入功率保持恒定。

42. U X X X X L L L L U X X X X X X d d T 2 T T T 1 1 2 X△(n)  U X X X d T 1 T 2 X L 9 - 2 8 简 单 电 力 系 统 在 各 种 运 行 情 况 下 的 等 值 电 路 ( a ) 正 常 运 行 时 ； ( b ) 故 障 时 ； ( c ) 故 障 切 除 后 1、分析电力系统暂态稳定时的等值电路和功率特性 一般情况下， XI<XIII<XII 因此 PIm> PIIm>PIIIm 发电机的功率特性曲线见右图。

43. 如何通过定量计算判断系统暂态稳定性 ？ 3、面积定则 在图9-29中，由a、b、c、e所围成的面积，通常称之为“加速面积”，它既代表转子在加速过程中储存的动能，又等于过剩转矩对转子所作的功，以W+表示，则有： 由e、d、f、g围成的面积称为“减速面积”，它既代表转子在减速过程中所消耗的动能，又等于减速性的过剩转矩所作的功，以W－表示，则有 ： 2、大扰动后发电机转子的相对运动

44. 在减速期间，当发电机转子耗尽了它在加速期间所储存的全部动能增量时，△ω=0，它的功角达到最大值δmax。显然，δmax可由下式决定： W＋＋W－＝0 即 • 故障切除角δc愈小，加速面积就愈小，最大可能减速面积就愈大，保持系统稳定的可能性也就愈大。通常称恰好使最大可能减速面积同加速面积相等的切除角为极限切除角，并记作δclim。且 在图9-29中，最大可能减速面积显然等于由e、d、s' 所围成的面积。如果最大可能减速面积小于加速面积，则系统必定失去稳定。 • 根据最大可能减速面积必须大于加速面积的原则，可以判断电力系统是否具有暂态稳定性。

45. L T2 T1 U = 1.0 G P0 = 1.0 Q0 = 0.2 U = 0.1  XT2= 0.1 Xd= 0.26 XT1= 0.1 E XL= 0.66 图9-31 例9-5 电力系统接线及等值电路 P0 + jQ0 = 1.0 + 0.2 j XL= 0.66 例9-5： 某电力系统的接线如图9-31所示，受端为无限大容量系统，系统各元件负序阻抗与正序阻抗相同。当输电线某一回路始端发生两相短路时，试确定保证系统暂态稳定的极限切除角δclim。

46. 4．提高暂态稳定性的措施 • 一般说来，提高电力系统静态稳定的措施也有助于提高暂态稳定性。此外，还可以采取一些相应的措施，减少发电机转子相对运动的振荡幅度，提高系统的暂态稳定性。 • 快速切除故障 • 实行快速强行励磁 • 采用自动重合闸装置 • 改善原动机的调节特性 • 采用电气制动

47. U1 ZT U2 SL QC (2005计) 38．某降压变电所有一台变比KT＝（11022.5%）/11的变压器，归算到高压侧的变压器阻抗为ZT＝2.44+j40，最大负荷时进入变压器的功率为Smax=28+j14MVA，最小负荷时为Smin=10+j6MVA。最大负荷时，高压侧母线电压为113kV，最小负荷时为115kV，低压侧母线电压允许变化范围为10～11kV，试选择变压器分接头。 (2006计)39、图示降压变电所有两台同型号的变压器，变比为110×(1±22.5%)kV/11kV，归算到高压侧单台变压器的阻抗为ZT＝6＋j120Ω。变电所的最大负荷Smax＝(40＋j30)MVA，最小负荷Smin＝(30＋j22)MVA，低压10kV母线电压要求为逆调压。若变电所高压侧保持为115kV不变，试配合变压器分接头选择，确定用电力电容器作无功补偿装置时的无功补偿容量。