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502 Bad Gateway电力系统调频方法有那些_百度知道
电力系统调频方法有那些
主要有频率的一次调节、二次调节、三次调节。1.电力系统频率的一次调节是指利用系统固有的负荷频率特性，以及发电机组的调速器的作用，来阻止系统频率偏离标准的调节方式。当电力系统中原动机功率或负荷功率发生变化时，必然引起电力系统频率的变化，此时存储在系统负荷（如电动机等）的电磁场和旋转质量中的能量会发生变化，以阻止系统频率的变化；以及当系统频率下降时系统负荷会减少，当系统频率上升时系统负荷会增加。此外当电力系统频率发生变化时，系统中所有的发电机组的转速即发生变化，如转速的变化超出发电机组规定的不灵敏区，该发电机组的调速器就会动作，改变其原动机的阀门位置，调整原动机的功率，力求改善原动机功率与或负荷功率的不平衡状况。亦即当系统频率下降时，汽轮机的进汽阀门或水轮机的进水阀门的开度就会增大，进而增加原动机的功率；当系统频率上升时，汽轮机的进汽阀门或水轮机的进水阀门的开度就会减小，进而减少原动机的功率。2.由于发电机组一次调节实行的是频率的有差调节，因此早期的频率二次调节是通过控制发电机组调速系统的同步电机，改变发电机组的调差特性曲线的位置，实现频率的无差调整。但此时并未实现对火力发电机组的燃烧系统的控制，为使原动机的功率和负荷功率保持平衡，需要依靠人工调整原动机功率的基准值，达到改变原动机功率的目的。随着科学技术的进步，火力发电机组普遍采用了协调控制系统，由有自动控制来代替人工进行此类操作。这就是电力系统频率的二次调节。3.电力系统频率三次调节亦称发电机组有功功率经济分配，其主要任务是经济、高效地实施功率和负荷的平衡。频率三次调节要解决的问题包括：1）以最低的开、停机成本安排机组组合，以适应日负荷的大幅度变化。2）在发电机组之间经济地分配有功功率，使得发电成本最低。在地域广阔的电力系统中，则需考虑发电成本和网损之和最低。3）为预防电力系统故障时对负荷的影响，在发电机组之间合理地分配备用容量。4）在互联电力系统中，通过调整控制区之间的交换功率，在控制区之间经济地分配负荷。
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出门在外也不愁电力系统稳定器_百度百科
电力系统稳定器
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电力系统稳定器（pss）就是为抑制低频振荡而研究的一种附加励磁控制技术。它在励磁电压调节器中，引入领先于轴速度的附加信号，产生一个正阻尼转矩，去克服原励磁电压调节器中产生的负阻尼转矩作用。用于提高电力系统阻尼、解决低频振荡问题，是提高电力系统动态稳定性的重要措施之一。它抽取与此振荡有关的信号，如发电机有功功率、转速或频率，加以处理，产生的附加信号加到励磁调节器中，使发电机产生阻尼低频振荡的附加力矩。
电网PSS试验情况
励磁控制系统滞后特性的测量
励磁控制系统滞后特性即无补偿频率特性。因励磁控制系统滞后特性的存在，加到励磁调节器的附加信号经滞后才能产生附加力矩。测量励磁控制系统滞后特性，应测量附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。由于附加力矩无法测量，实际上是测量机端电压对PSS迭加点的滞后角度。因为在发电机高功率因数运行时，机端电压对PSS迭加点的滞后角度近似等于附加力矩对PSS迭加点的滞后角度。
由试验可见：
(1)励磁控制系统滞后特性基本分为两种：自并励系统(约-40°～90°)：励磁机励磁系统(约-40°～-150°)。
(2)同一频率角度范围，表示同一发电机励磁系统在不同的系统工况和发电机工况下有不同的滞后角度，从几度到十几度，其中也包含了测量误差。
(3)温州电厂与台州电厂虽采用同一励磁控制系统，因转子电压反馈和调节器放大倍数不同，励磁系统滞后特性发生明显变化。
(4)励磁调节器的PSS迭加点位置不同，励磁控制系统滞后特性也不同。
有补偿频率特性的测量
有补偿频率特性，由无补偿频率特性与PSS单元相频特性相加得到，用来反映经PSS相位补偿后的附加力矩相位。DL/T650-1998《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》提山，有补偿频率特性在该电力系统低频振荡区内要满足-80°～-135°的要求，此角度以机械功率方向为零度。根据试验的方便情况，可采用两种方法：(1)断开PSS信号输入端，在PSS输入端加噪声信号，测量机端电压相对PSS输入信号的相角：(2)PSS环节的相角加上励磁控制系统滞后相角。
由试验可见：
(1)通过调整PSS参数，可以使有补偿频率特性在较宽的频率范围内满足要求。
(2)ALSTHOM机组PSS低频段相位补偿特性未能满足要求。
(3)北仑电厂1号机PSS在小于0．4Hz范围增大隔直环节时间常数，使之低频段有良好的相位补偿特性，而且提升放大倍数(0．2Hz处提高1．76倍)。
PSS放大倍数和输出限幅
PSS放大倍数都以标幺值表示。输入值按PSS信号是哪一种，取机组额定有功功率、额定转速或额定频率为基值。输出值以PSS迭加点额定机端电压为基值。当PSS迭加点与电压迭加点不一致时，要按低频振荡频率下的环节放大倍数折算额定机端电压值。因PSS中的超前滞后环节影响放大倍数，本文以1Hz下的放大倍数进行比较.
PSS开环频率特性
开环频率特性用于测量增益裕量及相角裕量，判断闭环控制系统的稳定性，判断PSS放大倍数是否适当。可在PSS输入端或PSS输出端解开闭环进行测量。
由表5可见，除台州电厂7、8号机和北仑电厂2号机以外，开环频率特性的增益裕量及相角裕量均符合DL/T650-1998标准的要求，增益裕量大于6dB、相角裕量大于40°。
负载电压给定阶跃响应
负载电压给定阶跃响应作为为验证试验项目，可以直接观察PSS投入引起地区内与本机有关振荡模式阻尼比的提高，从表6中可见振荡频率均在1．18Hz以上。阶跃响应不能检验区域间与本机有关振荡模式阻尼比的提高。试验结果表明，以上机组PSS的作用均有效。有的机组对负载电压阶跃反映迟钝，以至难以测量，这可能是调节器的一些环节滤去了阶跃信号中的高频分量，也可能是在试验工况下系统组尼比较大。
对PSS工作的几点看法
关于相位补偿的频率范闹
DL/T650-1998《大型汽轮发机自并励静止励磁系统技术条仆》提出了PSS应满足该机各振荡模式下的相位补偿要求，其振荡频率一般在0．2Hz～2．0Hz范围内。相位补偿可按分析计算得出该系统振荡模式的实际频率范围设计，也可按0．2Hz~2．0Hz频率范围设计。
后者因频带宽，不易在全范围满足要求，如果有一定的经验，也可以经初步分析后进行现场试验整定。以上所列浙江电网PSS整定I作均为不依靠系统计算分析，仅由现场试验整定。除ALSTHOM机组PSS因没有可调整点无法扩大相位补偿的频率范围之外，其它机组在0．5Hz～1．6Hz内满足-60°～-135°有补偿频率特性的要求。这里要指出，在DL/T650—1998发布之前，采用有补偿频率特性-60°～-135°的要求：DL/T650-1998提出了有补偿频率特性-80°～-135°的要求。
ALSTHOM机组PSS的相位补偿仅满足0．75Hz以上低频振荡范围的要求。其原因是PSS仅设计一个隔直环节，没有超前滞后环节。建议：(1)对电力系统进行小干扰稳定性分析后，判断ALSTHOM机组PSS是否需要重新设计。(2)应在供货前提供励磁系统数学模型参数，得到确认后再发货。
现场试验整定的条件为，励磁调节器可以进行励磁系统滞后特性的测量，即可以在PSS迭加点加入测量川的噪声信号。但有些微机励磁调节器做不到。对此，DL/T650-1998柄；准中明确要求，励磁调节器应具备测量励磁控制系统滞后特性的功能。
将PSS计算分析得到不同运行方式利事故状况下的励磁系统滞后特性，结合现场试验实测励磁系统滞后特性，从而合理而准确地整定PSS参数。
关于振荡模式的分析
通过振荡模式的分析，了解各振荡模式的振频和阻尼比。
PSS首先应保证在大小运行方式下阻尼比均满足要求。于是要分析无PSS时大小运行方式下的阻尼比，确定必须投入PSS的电厂和机组。
电力系统故障以后阻尼往往被削弱，所以要进行故障预测和故障后动态稳定性分析，以判断在故障情况FPSS是否仍可为系统动态稳定提供足够的正阻尼。如存在问题，需进行进一步研究。
各振荡模式的振频应包括在PSS频带范围内。
由于振荡模式分析需要电力系统和励磁系统的参数，需要运行状态和分析经验的积累，建议在开展分析工作的同时，不失时机地通过现场试验将大型汽轮发电机组PSS投入运”。
通过投入试验来验证和改进分析工作，用计算分析来指导和简化PSS投入试验。
关于PSS放大倍数
PSS放大倍数可按临界放大倍数的1/3～1/5整定。浙江电网PSS试验均采用测量开环频率特性稳定裕量的方法测量调整PSS放大倍数。其原因有三个：一是测量开环频率特性稳定裕量采用加白噪声到励磁系统的方法，试验简单，且对发电机的扰动较小，试验安全：二二是有的装置PSS放大倍数调整困难，临界放大倍数不易达到：三是有的装置PSS放大倍数做死了，没法调整。在已进行的9处PSS试验中，只有台州电厂7、8号机ALSTHOM机组的增益裕量和相角裕量都小于标准规定值，说明采用测量开环频率特性稳定裕量的方法来测量调整PSS放大倍数是可行的。
台州电厂7、8号机ALSTHOM机组的增益裕量和相角裕量小于标准规定值，但是其PSS放大倍数却只有0．27和0．48，在9台机的PSS放大倍数中偏小。北仑电厂1号机PSS计入PSS迭加点到励磁电压的放大倍数后，从PSS信号输入点到励磁电压的总放大倍数看，与稳定裕量的关系是明确的.
台州电厂7、8号机和北仑电厂2号机总放大倍数人于其它机组一倍以上，它们的稳定裕量明显低于其它机组。
台州电厂5号机组和温州电厂1、2号机组有着相近的总放大倍数，但是它们的稳定裕量有差别，这说明放大倍数与机组在系统中的位置有 关，放大倍数需要由试验或计算的稳定裕量来决定。
对一些原动机稳定性不是很好、平时有功功率就有波动的机组，若PSS仅采用有功功率信号，会增加机组有功功率的波动。因为仅采用有功功率信号的PSS有反调作用。对此，首先应减小原动机的扰动，其次PSS取较小的放大倍数。
关于PSS输出限幅
放大倍数大，PSS输出就容易限幅。比如取有功功率为信号的PSS放大倍数为1，输出限幅为5%，当有功功率波动大于5%就限幅，即使有功功率波动人到无穷，PSS输出只使基波幅值增加到5%的1．27倍。一般认为，PSS输出限幅可以按5%～10%考虑。
不同的振荡模式和强度对系统的破坏是不同的。故障发生可能伴随几种振荡模式，限幅是不加区别的削弱PSS信号对各种振荡模式的控制。智能式的PSS有可能判别严重后果的振荡模式并加大对其的控制力度。
核实振荡模式分析结果
可以通过励磁系统加入阶跃信号给系统一个激励，分析该响应，得到与本机有关的振荡模式，从而核实振荡模式计算分析结果。
制订PSS整定计算规范和现场试验大纲
上述问题涉及PSS计算分析研究。浙江省电力试验研究所早年进行过振荡模式的分析(小干扰稳定性分析)和PSS参数设计，但未与PSS现场投运结合起来。希望滚动地进行振荡模式的分析，相应制订协调一致的PSS整定计算规范和现场试验大纲。1999年6月全国电力系统励磁研讨会也提出了这个要求。电力系统频率降低事故的危害及处理方法_兴趣爱好-牛bb文章网您的位置：&>&&>&电力系统频率降低事故的危害及处理方法电力系统频率降低事故的危害及处理方法（原作者：刘金玉）[摘 要]本文主要阐述了电力系统低频率运行的危害、系统低频率运行事故的处理、电力系统频率的调节等问题。[关键词]电力系统；频率降低；危害；处理中图分类号：TM5 文献标识码：A 文章编号：X（2-011、电力系统低频率运行的危害（1）频率不能迅速恢复，电力系统在低频率下运行具有危险性。由于电源与负荷在低频率下重新平衡的稳定性差，容易再度失去平衡，频率重新下降，还可能出现频率崩溃，使系统瓦解。（2）在低频运行的火电厂的情况严重。火电厂的某些辅助设备，尤其是高压给水泵，由于频率下降引起的电力不足会造成电厂出力的降低，使系统频率进一步下降，造成恶性循环。频率下降除影响厂用设备出力外，还可能造成厂用机械和主机的故障和跳闸。频率下降的还有一个后果是造成电压降低。发电机因其转速的下降，电势减小，无功功率降低，而用户需要的无功功率增加，这在频率过分降低时，可能出现电压崩溃。（3）电力电容器其无功出力随频率降低而降低，使系统缺少无功，造成电压下降。（4）对用户而言，交流电动机转速下降，导致一些企业的产品质量下降。2、系统低频率运行事故的处理2.1 处理方法（1）系统频率低于49.8Hz时，由调度命令，系统调节发电出力，使频率回升到49.8Hz以上。要按调度命令，通知用户减负荷，或切除部分非重要负荷，使频率回升。（2）在系统频率低于49.5Hz时，发电厂不需要等调度命令，就可增加发电出力，直至使频率上升至49.8Hz以上或达到最大出力。由调度命令，投入备用发电机组。变电站值班人员，要按调度命令，根据事故拉闸顺序限负荷，拉掉一部分不重要负荷，使频率回升至49.8Hz以上。（3）若系统频率低于49.00Hz时，发电厂不可调度命令，把发电机出力加满，开动备用机组。变电站值班人员，要检查低频减载装置是否动作，如果未动作，要按调度规程和现场规程规定，手动断开应跳闸的断路器。并按调度命令，快速按事故拉闸顺序限负荷，使频率恢复到49.8Hz以上。（4）在系统的频率低于47.5Hz时，可不待调度命令，马上按事故拉闸顺序限负荷，直到频率回升至49.00Hz以上。（5）在系统的频率低于联络线低频解列装置的整定值，或低于保发电厂厂用电规定值时，如果自动装置不动作，要按调度规程的规定，在规定的解列点解列。对低频减载装置动作时，切除的用电负荷，低频率运行事故中，由于拉闸限电所切除的负荷，恢复供电时要有上级调度的命令。低频解列装置动作，解列后的恢复并列，也一定有上级调度的命令。2.2 恢复电力系统频率要采取的措施在频率骤然大幅下降时，迅速恢复频率特别重要的。在发生这类事故时，系统内运行人员应采取一切措施恢复频率。（1）投入旋转备用。发电厂要不待调度员命令，迅速增加出力，使频率恢复正常或加至最大功率。（2）快速启动备用机组。水轮发电机启动迅速，有利于实现自动化。所以，把备用水轮发电机迅速投入系统是恢复频率的有效措施。系统内有其他可迅速启动的发电机，如燃气轮发电机组，也要马上启动投入系统。（3）切除负荷。在频率严重下降采取上述或低频减负荷装置动作自动切除部分负荷办法不能恢复至正常频率时，要马上采取切断部分用户负荷的办法。通常采取以下方式。一是上级调度下令拉掉配电线路和大用户内切除次要用电设备；二是调度员命令变电站切除大负荷线路；三是由变电站按事先规定的顺序自行切断负荷线路，使频率回升。采取以上限电措施的频率数值及他们之间的配合应按系统内的具体情况决定。（4）手动切除低频减载装置整定的频率下，未自动切除的负荷。（5）在频率降至火电厂厂用系统的正常运行且不能马上恢复时，电厂要把汽动厂用设备投入，如出力不足，要采取以下方法分离厂用电。一是有专供厂用的发电机的，要把发电机连同某些厂用电母线自系统解列。二是发电机电压母线上有用户时，解列一台或数台发电机带厂用电和部分用户负荷，而选择该部分用户时要使解列的发电机能带稳定的出力运行。三是发电机一变压器单元接线的发电厂，只能解列一个单元，一个或两个厂用分支线。厂用分支线上所有设备可能出现较长时间的过负荷。要停掉暂不影响发电厂继续运行的设备。四是在频率严重降低或因机组本身的原因造成濒临机组有全停的危险时，如锅炉给水停止，汽压、汽温严重下降，要马上减负荷把机组连同由它供电的厂用电和用户负荷一起自系统解列，避免全停。现场规程中要明确规定解列时蒸汽及给水的压力温度、真空度等参数的数值。五是对发电厂，系统频率低至危及厂用电安全时，要按制订的保厂用电措施，部分发电机与系统解列，专供厂用电和部分重要用户，以防造成频率崩溃。3、电力系统频率的调节电力系统频率的调节分为人工调频与自动调频。以下仅介绍人工调频方法。在电力系统中，为确保频率的调节，通常把系统中发电厂分为三类。第一调频厂、第二调频厂与负荷监视厂。第一调频厂选择系统中容量最大，能适应负荷变化的发电厂，如大容量煤粉炉电厂，它的调频范围是50±0.2Hz。第二调频厂选择系统中容量与第二、三位的电厂，它的调频范围为49.5―49.8Hz。系统中其他电厂为负荷监视厂，按负荷曲线发电，频率要在49.5―50.5Hz 范围为正常，在频率脱离此范围时，即为不正常要改变出力调频。频率低于允许值的调节。在电力系统频率降低至49.5Hz以下，但在48.5Hz以上时，如系统出力具有储备，例如机组未全投入或机组未带满负荷，发电厂的值班人员不需等待调度命令，要自行增加出力，直至频率恢复至49.5Hz；以上或已达发电厂运行中机组的最大可能出力为止。频率高于允许值的调节。当系统频率高于50.5Hz时，担任调频的第一、第二调频厂首先降低出力，直至频率恢复至50.5Hz以下为止。如经过一定时间，频率不能恢复至50.5Hz以下，则其余发电厂应自行降低出力至频率恢复到50.5Hz以下为止。参考文献[1] 刘鹏等：电力系统频率及电压降低时的处理，科技资讯，2010.7.[2] 张树生等：电网频率和电压以及谐波的管理，山西建筑，2003.7.[3] 刘梦欣等：电力系统频率控制理论与发展，电工技术学报，2007.11.[4] 林海雪：电力系统频率偏差标准，建筑电气，2011.5.[5] 李剑峰等：呼辽直流投产后东北电网频率特性分析，东北电力技术，2010.10.欢迎您转载分享：热门兴趣爱好好评兴趣爱好精品：毛概课后习题答案 机械制图习题集答案 数学补充习题答案 补充习题答案 工程..
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