电力系统自动化考试资料

绪论1、电能已经成为关乎国计民生的主要能源
2、电力系统：发电，输电
3、电力系统的特点①整个电力系统属于“复杂系统”②分布辽阔③节点众多④合理调度必不可少
一1、发电机模型:（1）向量方程：Eq=UG+IG(Rd+jXd)≈UG+jIGXd（U上面都有一个点）（2）时变方程：UG=Umsin （wt+g）
①并列：特指将电力系统中两个不同带电部分连接起来，成为一个整体而正常运行的操作。

并列的分类: 发电机组并入电网, 电力系统两个不同部分并列
②同步发电机并列时应遵循的基本原则: 并列断路器合闸时，冲击电流应尽可能的小，其瞬时最大值一般不超过１～２倍的额定电流；发电机组并入电网后，应能迅速进入同步运行状态，其暂态过程要短，以减少对电力系统的扰动。

③理想同步并列条件：幅值相等：UG=UX；频率相等：ωG=ωX（ω=2πf）；相角相等：δ=0（ωG=ωX）；
2、同步发电机的并列方式：1、自同期并列；2、准同期并列
3、自同期并列：（1）过程：将未加励磁、接近同步转速的发电机投入系统，随后给发电机加上励磁，在原动机转矩、同步力矩的作用下将发电机拉入同步，完成并列操作。

（2）优点：并列时间短且操作简单。

（3）不足：从系统中吸收无功而造成系统电压下降，产生冲击电流。

（4）总结：无If→UN→合闸→加If→暂态→同步。

自同期并列不能用于两个系统间的并列操作，且在QF投入瞬间，未经励磁的发电机接入电网，相当于电网经发电机次暂态电抗短路，因而，不可避免地要出现较大的冲击电流。

因而，该方法目前已很少采用。

4、准同期并列：（1）过程：发电机在并列合闸前已加励磁，当发电机电压的幅值、频率、相位分别与并列点系统侧电压的幅值、频率、相位接近相等时，将发电机断路器合闸，完成并列操作。

（2）优点：冲击电流小；（3）不足：并列时间较长且操作复杂。

（4）总结：If→合闸→暂态→同步。

准同期并列是目前国际通用的同步发电机并列方式。

①同期：同步发电机的并列操作称为同期，以近于同步运行的条件进行的并列操作称为“准同期”。

②同期点：有可能进行并列操作的断路器就是同期点。

5、准同期并列的条件分析：依据理想并列条件，准同期条件是指前图中QF触点闭合前的瞬间，发电机G与母线间的频率滑差、角度误差和电压压差。

它们对捕捉并列时机和可能产生的冲击等都有重要影响。

6、发电机准同步并列的实际条件：(1)待并发电机与系统电压幅值接近相等，电压差不应超过额定电压的5%~10%。

(2)在断路器合闸瞬间，待并发电机电压与系统
电压的相位差应接近零，误
差不应大于5°。

(3)待并发
电机电压与系统电压的频率
应接近相等，频率差不应超
过额定频率的0.2%~0.5%。

7、准同期并列实现的理论：
如右图所示，QF合闸瞬间出
现的冲击电流值以及暂态过
渡过程取决于合闸时的电压
差（实为脉动电压）和滑差
角频率。

准同期并列主要是
对和进行检测和控制，并选
择合适的时间发出合闸信
号，从而使发电机组并入电
网。

所以，脉动电压是准同
期并列实现的出发点。

8、半自动准同期并列装置：
没有频差调节和电压调节功
能，只有合闸信号控制单元。

待并发电机的频率和电压由
运行人员监视和调整当频率
和电压都满足并列条件时，
并列装置就会在合适的时刻
发出合闸信号。

9、自动准同期并列装置：设
置了频率控制单元、电压控
制单元和合闸信号控制单
元。

待并发电机的频率或电
压都由并列装置自动调节，
当满足并列条件时，自动选
择合适时机发出合闸信号。

10、合闸信号控制单元的控
制原则是当频率和电压满足
并列条件的情况下，在 UG
与Ux重合之前发出合闸信
号。

在两电压相量重合之前
的信号称为提前量信号。

11、恒定越前时间准同期并
列装置
（1）脉动电压含有同期合闸
所需要的所有信息：电压幅
值差、频率差和合闸相角差。

但是，在实际装置中，不能
利用它检测并列条件。

原因
是，它的幅值与发电机电压
和系统电压有关。

（2）线性整步电压指其幅值
在一周期内与相角差δ分段
按比例变化的电压，一般呈
三角形波形。

（3）线性整步电压形成电路
由电压变换、整形电路、相
敏电路、低通滤波器和射极
跟随器组成。

12、恒定越前时间部分是由
R、C组成的比例－微分回路
和电平检测器构成。

13、LC滤波器的特性，在品
质因数不是特别低的情况
下，以w0为转折频率，对于
角频率远小于转折频率的输
入信号，滤波器对其幅值的
增益为0dB，即不放大也不衰
减，滤波后相移为零；对于
频率远大于转折频率的输入
信号，滤波器按-40dB/十倍
频的速率衰减，并且相移180
度（基本上反相）。

所以，为
了获得好的滤波性能，一般
需要滤波器的转折频率远大
于输出基波频率。

LC滤波装
置中，L=2.7mH，C=15μF，
转折频率w0=4969rad/s,则
f0=790Hz，而输出基波频率
50Hz，所以设计满足要求。

14、滑差检测：利用比较恒
定越前时间电平检测器和恒
定越前相角电平检测器的动
作次序来实现滑差检查。

（1）
恒定越前相角电平检测器输
入USL，当USL≥USLK时，检
测器动作，输出低电平，滑
差减小，即TS1<TS2，恒定越
前相角检测器动作时间tA1、
tA2随之不断加大。

（2）只有
当︱tA ︱〉 typ ，即恒定
越前相角电平检测器先于越
前时间动作时，才说明这时
的ωs小于允许滑差的频率
ωsy ，从而作出频率差符合
并列条件的判断。

反之，如
果tyq信号到来时尚未获得
恒定越前相角电平检测器的
翻转型号，就可以做出频差
不符合并列条件的判断。

(3)
简单地说，就是先调频率，
频率满足了之后再看恒定越
前时间信号有没有到来。

频
差的优先级高些！
15、电压差检测: 由于线性
整步电压不载有并列电两侧
电压幅值的信息，所以就无
法作为电压差的检测。

电压
差检测可直接用 UG和 Ux
的幅值进行比较，两电压分
别经变压器、整流桥和一个
电压平衡电路后检测电压差
的绝对值。

当此电压差小于
允许值时发出“电压差合格
允许合闸”信号。

16、合闸信号控制逻辑：当
并列条件检测元件测得的信
号均符合允许并列时，即频
率差、电压差都在允许范围
内，当越前时间信号 tyq 测
得的瞬间，就发出合闸控制
信号；当不符合并列条件时，
即频率差或电压差两个条件
中任一条件不符（超出允许
值），它就发出闭锁信号，阻
止yyq信号输出，不让发出
合闸信号，即不允许并列。

17、频差控制：将待并发电
机的频率调整到接近于电网
频率，使频率差趋向并列条
件允许的范围，以促成并列
的实现。

（1）待并发电机的
频率低于电网频率，则要求
发电机升速，发升速脉冲。

反之，应发减速脉冲。

当频
率差值较大时，发出的调节
量相应大些。

当频率差值小
时，发出的调节量也就小些，
以配合并列操作的工作。

（2）
频率差控制单元可由频率差
方向测量环节和频率调整执
行环节两部分组成。

前者判
别UG和UX间频率的高低，
作为发升速脉冲或减速脉冲
的依据。

后者按比例调节的
要求，调整发电机组的转速。

18、压差控制：（1）在并列
操作过程中，自动调节待并
发电机的电压，使电压差条
件符合并列的要求。

构成
框图与频率差控制的相似,
由电压差方向测量环节和脉
冲展宽电路组成。

（2）构成
框图与频率差控制的相似,
由电压差方向测量环节和脉
冲展宽电路组成。

19、数字式并列装置的必要
性和优越性：用大规模集成
电路微处理器（CPU）等器件
构成的数字式并列装置，由
于硬件简单，编程方便灵活，
运行可靠，且技术上已日趋
成熟，成为当前自动并列装
置发展的主流。

模拟式并列
装置为简化电路，在一个滑
差周期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，采用较为精确的公式，
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
过程，提高了自动并列装置
的技术性能和运行可靠性。

数字式并列装置由硬件和软
件组成
20、硬件电路：以微处理器
(CPU)为核心的数字式并列
装置，就是一台专用的计算
机控制系统。

21、输入通道：按发电机并
列条件，分别从发电机和母
线电压互感器二次侧交流电
压信号中提取电压幅值、频
率和相角差等三种信息，作
为并列操作的依据。

（1）交
流电压幅值测量 用变送
器，把交流、电压转换成直
流电压，然后由A／D接口电
路进入主机。

交流电压
信号直接采样，通过计算求
得它的有效值。

（2）频率测
量 量交流信号波形的周
期T。

把交流电压正弦信号转
化为方波，经二分频后，它
的半波时间即为交流电压的
周期T。

(3)相角差δe测量
如图所示，把电压互感器电
压信号转换成同频、同相的
方波。

22、输出通道（1）自动并列
装置的输出控制信号有：①
发电机转速调节的增速、减
速信号②调节发电机电压的
升压、降压信号；③并列断
路器合闸脉冲控制信号。

（2）
这些控制信号可由并行接口
电路输出，经放大后驱动继
电器用触点控制相应的电
路。

23、数字式并列装置的软件
设计要点：（1）电压检测—
—交流电压变送器输出的直
流电压与输入的交流电压值
成正比。

设机组并列时，电
压偏差设定的阀值为ΔUsy，
装置内对应的设定值为DΔ
U。

当|Dx-DG|>DΔU时，不允
许合闸信号输出；当
|Dx-DG| ≤DΔU时，允许合
闸信号输出。

如Dx>DG时，
并行口输出升压信号，输出
调节信号的宽度与其差值成
比例；反之，则发降压信号。

（2）频率检测——发电机
电压和电网电压分别由可编
程定时计数器计数，主机读
取计数脉冲值Nx和NG。

由
（1-16）式求得fx和fG。

按
发电机频率fG高于或低于电
网频率fx来输出减速或增速
信号。

选择δe在0到π期间，
调节量按fΔ差值比例进行
调节。

与上述电压检测所采
用算式类同，把频率差的绝
对值与设定的允许频率偏差
阀值比较，作出是否允许并
列的判断。

（3）跃前并入时
间点检测——设系统频率
为额定值50Hz，待并发电机
的频率低于50Hz。

从电压互
感器二次侧来的电压波形如
图1-24（a）所示，经削波限
幅后得到图1-24（b）所示的
方波，两方波异或后得到图
1-24（c）中的一系列宽度不
等的矩形波。

显然，这一系
列矩形波宽度τi与相角差
δi相对应。

系统电压方波的
宽度τx为已知，它等于二分
之—周期π（或180o），因此
δi可按下式求得。

式中τx和τi的值，CPU可
以从定时计数器读入求得。

二24、正常运行时，发电机
励磁电流的变化主要影响电
网的电压水平和并联机组间
无功功率的分配。

25、励磁系统的功能：保证
电能质量；合理分配无功功
率；提高电力系统运行的可
靠性。

26、同步发电机励磁控制系
统的任务:（1）电压控制：
负荷波动→IG变化→UG的变
化→需进行IEF的调节来维
持电压水平。

Eq≈UG+IQXd上
式说明，负荷的无功电流是
造成发电机电动势与端电压
幅值差的主要原因，发电机
的无功电流越大，两者之间
的差值也越大。

（2）控制无
功功率的分配：①同步发电
机与无穷大系统母线并联运
行的有关问题{发电机的有
功功率只受调速器控制，与
励磁电流大小无关。

}因为发
电机的端电压UG为定值，所
以发电机励磁电流大小的变
化只是改变了机组的无功功
率和功角δ值的大小。

IG的
端点则沿着BB’虚线变化。

Eq的端点则沿着AA’虚线变
化。

由此可见，与无限大母
线并联运行的机组，调节它
的励磁电流可以改变发电机
无功功率的数值。

②并联运
行各发电机间无功功率的分
配当两台以上的同步发电机
并联运行时，如图2.1-5所
示，发电机G1和G2的端电
压都等于母线电压UM，他们
发送的无功功率电流值IQ1
和IQ2之和必须等于母线总
负荷电流的无功分量IQ，即
IQ=IQ1+IQ2.
27、几个结论：①并联各发
电机间无功功率的分配取决
于各发电机的外特性，而上
倾的和水平的外特性都不能
起到稳定分配无功电流的作
用。

②通常希望发电机间无
功电流应当按照机组容量的
大小成比例分配。

③只要并
联机组的“U G-IQ*”特性完
全一致时，就能做到第②条。

而要达到并联机组的
“U G-IQ*”特性一致，就必
须借助“自动调压器”来实
现。

28、提高同步发电机并联运
行的稳定性：保持同步发电
机稳定运行是保证电力系统
可靠供电的首要条件。

29、电力系统稳定性：电力
系统在运行中随时可能遭受
各种干扰，在各种扰动后，
发电机组能够恢复到原来的
运行状态或者过渡到一个新
的稳定运行状态，则称电力
系统稳定。

30、电力系统稳定的主要标
志——暂态过程结束后，同
步发电机能够维持或恢复同
步运行。

31、电力系统给稳定性的分
类：静态稳定性和暂态稳定
性。

32、静态稳定性：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。

33、暂态稳定性：指电力系
统在某一正常运行方式下突
然遭受大扰动，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。

（大扰动指高压电网发生
短路或发电机非正常切除
等）。

34、励磁对静态稳定的影响：
系统总电抗，一般为发电机、
变压器、输电线路电抗之和；
—发电机空载电动势 Eq和
受端电压U
间的相角，或叫
功角。

解决方案1：无自动励磁调节时，IEF 恒定， 为常数，此时的功角特性称为“内功角特性”，功率极限出现在δ=90°的条件下。

解决方案2：按电压偏差进行比例调节的励磁控制系统，则近似为按为常数求得的功角特性曲线C 如图1.2-8所示，δ’’> 90°。

（外功角特性曲线1）解决方案3：有灵敏和快速的励磁调节器，可视为能保持UG 恒定。

由一簇不同的 相应的功角特性曲线B 如图1.2-8所示，δ’> δ’’> 90°。

（外功角特性曲线2）---可见，励磁调节装置能有效提高系统稳定的极限功率和最大允许功角，所以对提高系统的静态稳定性大有好处！ 35、励磁对暂态稳定的影响：提高励磁系统的强励能力，即提高电压强励倍数和电压上升速度，被认为是提高电力系统暂态稳定性最经济、最有效的手段之一。

----故障期间和故障切除后，励磁系统还要执行紧急动作：以最快的速度加大励磁，促使发电机的内电动势 上升而增加电功率输出，功角特性曲线Ⅱ和Ⅲ幅值增加，这样既减小了加速面积，同时也增加了减速面积。

----然而，由于发电机励磁系统时间常数等因素，要使它在短暂的过程中完成符合要求的控制却并不容易做到，这要求励磁系统首先必须有快速响应的能力。

为此，必须从两个方面着手：⑴设法减小励磁系统的时间常数⑵尽可能提高强行励磁的倍数。

36、改善电力系统的运行条件：①改善异步电动机的自启动条件【电网故障→电压降低→用户电动机制动（故障切除）→电压逐渐恢复（电动机自启动时吸收大量无功）→电压恢复缓慢→加入强励→快速恢复电压】为发电机失磁异步运行创造条件③提高继电保护装置工作的正确性。

37、水轮发电机组要求实现强行减磁：水轮机组故障跳闸（调速系统惯性）→不能迅速关闭导水叶→水轮机转子转速迅速上升（如励磁不能迅速降低）→Eg 将有可能达到危险的高度而破坏定子绝缘→要求励磁自动控制系统能够实行强制减磁。

38、对励磁系统的基本要求：（1）对励磁调节器的要求：a 主要任务：检测和综合系统运行的状态信息，产生相应的控制信号，经放大后控制励磁功率单元，以得到所要求的发电机励磁电流。

b 具体要求：①具有较小的时间常数，能够迅速响应输入信息的变化。

②系统正常运行时，励磁调节器应能反映发电机电压高低以维持发电机电压在给定水平。

③励磁调节器应能合理分配机组的无功功率，为此，励磁调节器应保证同步发电机端电压调差系数可以在10％以内进行调整。

④要求励磁调节器在其设定的调节范围内没有失灵区。

⑤励磁调节器应能迅速反应系统故障，具备强行励磁等控制功能以提高暂态稳定和改善系统运行条件。

（2）对励磁功率单元的要求：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具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度。

39、同步发电机励磁电源实质上是一个可控的直流电源。

发电机励磁电源必须具有足够的调节容量、一定的强励倍数和较小的响应时间。

40、同轴励磁系统(1)直流励磁机励磁系统（2）交流励磁机励磁系统【可发展为无刷励磁系统】→发电机自并励系统（静止励磁系统） 41、直流励磁机励磁系统：有电刷、机械式换流器。

过去用于100MW 以下的中小容量机组中。

42、直流励磁机励磁系统的分类：自励直流励磁机励磁系统和他励直流励磁机励磁系统。

43、（1）自励直流励磁机励磁系统：•发电机转子绕组由专用的直流励磁机供电•调整励磁机磁场电阻，可改变励磁机励磁电流（2）他励直流励磁机励磁系统：•他励直流励磁机的励磁绕组是由副励磁机供电的，比自励多用了一台副励磁机，比自励式时间常数小，一般用于水轮发电机组。

44、交流励磁机励磁系统——他励交流励磁机励磁系统：（1）无炭刷和滑环，维护工作量可大为减少。

（2）发电机励磁由励磁机独立供电，供电可靠性高。

并且由于无刷，整个励磁系统可靠性更高。

（3）发电机励磁控制是通过调节交流励磁机的励磁实现的，因而励磁系统的响应速度较慢。

（4）发电机转子及其励磁电路都随轴旋转，因此在转子回路中不能接入灭磁设备，发电机转子回路无法实现直接灭磁，也无法实现对励磁系统的常规检测（如转子电流、电压，转子绝缘，熔断器熔断信号等），必须采用特殊的测试方法。

（5）要求旋转整流器和快速熔断器等有良好的机械性能，能承受高速旋转的离心力。

（6）因为没有接触部件的磨损，所以也就没有炭粉和铜末引起的对电机绕组的污染，故电机的绝缘寿命较长。

45、静止励磁系统（发电机自并励系统）：（1）静止励磁方式的主要优点是：①励磁系统接线和设备比较简单，无转动部分，维护费用省，可靠性高。

②不需要同轴励磁机，可缩短主轴长度，这样可减小基建投资。

③直接利用晶闸管取得励磁能量，机端电压与机组转速的一次方成正比，故静止励磁输出的励磁电压与机组转速的一次方成比例。

而同轴励磁机励磁系统输出的励磁电压与转速的平方成正比。

这样，当机组甩负荷时静态励磁系统机组的过电压就低。

46、励磁调节器原理：励磁调节器是一个闭环比例调节器。

输入量：发电机电压UG 。

输出量：励磁机的励磁电流或是转子电流，通称为IEF 。

功能：一是保持发电机的端电压不变；其次是保持并联机组间无功电流的合理分配。

47、（1）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限制、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单元相位控制所需的控制电压。

（2）综合放大单元输入信号中，除基本控制部分电压偏差信号Ude 外，为适应发电机各种工况的工作，还需要多种辅助控制信号，如最大、最小励磁限制信号，为改善励磁系统动态性能而增设的微分反馈信号（即励磁系统稳定信号）及提高电力系统稳定的（电力系统稳定器）信号等。

48、移相触发单元是励磁调节器的输出单元，它根据综合放大单元送来的综合控制信USM 的变化，产生触发脉冲，用以触发功率整流单元的晶闸管，从而改变可控整流输出平均电压，达到调节发电机励磁的目的。

49、发电机励磁自动控制系统=励磁系统+发电机。

50、发电机的调节特性是发电机转子电流IEF 与无功负荷电流IQ 之间的关系。

51、调节特性稍有下倾，下倾的程度表征了发电机励磁控制系统运行特性的一个重要参数：调差系数δ。

52、调差系数δ表示了无功电流从零增加到额定值时，发电机电压的相对变化。

调差系数越小，无功电流变化时发电机电压变化越小。

所以，调差系数δ表征了励磁控制系统维持发电机电压的能力。

53、对自动励磁调节器工作特性进行调整，主要是为了满足运行方面的要求： ① 保证并列运行发电机组间无功电流的合理分配，即改变调差系数；② 保证发电机能平稳的投入和退出工作，平稳的改变无功负荷，而不发生无功功率的冲击现象，即上下平移无功调节特性。

54、调差系数的调整：由于K ’和K ’’都为常数，而一般自动励磁调节系统的总放大倍数K 是足够大的，因此，发电机带有励磁调节器时的调差系数一般都小于1%，近似为无差调节。

这种特性不利于发电机组在并列运行时无功负荷的稳定分配。

因此，发电机的调差系数δ需要根据运行的需要，认为地加以调整，使调差系数加大到3%～5%。

55、在实际运行中，发电机一般采用正调差系数。

负调差系数主要是用来补偿变压器阻抗上的压降，使发电机-变压器组的外特性下倾度不致太厉害，这对于大型机组是必要的。

56、由此可见，改变Ra 和Rc 可以改变调差系数δ ，正负调差系数可以通过改变调差接线极性来获得。

57、发电机投入或退出电网运行时，要求能平稳的转移负荷，不要引起对电网的冲击。

58、励磁自动控制系统动态特性是指在较小的或随机的干扰下，励磁自动控制系统的时间响应特性，他可以用线性方程组来描述，分析这些问题的方法有经典的传递函数法及现代的状态变量法两种。

59、励磁自动控制系统响应曲线的一般讨论：（1）超调量—a1（标幺值）是响应曲线超过稳态响应的最大值；（2）上升时间—tr 是响应曲线自10%稳态响应值上升到90%稳态响应值时所需的时间；（3）稳定时间—ts 是对应一个阶跃函数的响应时间，在此以后响应曲线的值。

60、当ζ=0时，励磁系统是振荡的，当ζ=0.7 时，只有很小的过调量（约0.5%）；当ζ=1.0时，为临界阻尼。

四61、电力系统的频率是指电力系统中同步发电机产生的正弦交流电压的频率，是电力系统运行参数中最重要的参数之一。

62、电力系统的频率调整: ①变化周期小于10s 的随机分量，利用调速器来调整原动机的输入功率，这称为频率的一次调整。

②变化周期在10s ～3min 之间的脉动分量，种负荷变化引起的频率偏移较大，必须由调频器参与控制和调整，这称为频率的二次调整。

③变化周期在3min 以上的持续分量，负荷预测预报这一部分。

调度部门预先编制的日负荷曲线主要用来平衡这部分负载，将这些负荷按经济分配的原则在各发电厂间进行分配。

这称为频率的三次调整。

63、负荷的调节效应：①概念：当系统频率变化时，整个系统的有功负荷也要随着改变，即 PL=F(f) 。

这种有功负荷随频率而改变的特性叫做负荷的功率—频率特性，是负荷的静态频率特性，也称作负荷的调节效应。

②电力系统中各种有功负荷与频率的关系： 与频率变化无关的负荷，如照明、电弧炉、电阻炉、整流负荷等； 与频率成正比的负荷，如切削机床、球磨机、往复式水泵、压缩机、卷扬机等； 与频率的二次方成比例的负荷，如变压器中的涡流损耗，但这种损耗在电网有功损耗中所占比重较小； 与频率的三次方成比例的负荷，如通风机、静水头阻力不大的循环水泵等； 与频率的更高次方成比例的负荷，如静水头阻力很大的给水泵等。

64、①发电机组间的有功功率分配与机组的有功调差系数成反比。

调差系数大的机组承担的负荷增量的标幺值小。

②电力系统中，如果多台机组调差系数等于零是不能并联运行的。

③实际电力系统中，所有发电机的调速器都为有差调节，由它们共同承担负荷波动。

65、调节特性的失灵区：由于测量元件的不灵敏性，对微小的转速变化不能反应，调速器具有一定的失灵区，因而调节特性实际上是一条具有一定宽度的带子。

66、发电机组的功率—频率特性与负荷的功率—频率特性曲线的交点就是电力系统频率的稳定运行点。

67、频率的一次调节——所有发电机——调速；频率的二次调节——少数发电机——调频
68、调速器的控制电机称为调频器。

69、调频器的控制信号有比例、积分、微分三种形式。

70、调频过程：调频器的调整是向着满足调频方程式的方向进行的。

71、有差调频法 优缺点：①各机组同时参加调频，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当计划外负荷较
大时，频率稳定值的偏差较大。

72、调频过程：设系统负荷有了新的增量△PL ，主导发电机调频器的调节方程的原有平衡状态被首先打破，无差调频器向着满足其调节方程的方向对机组的有功出力进行调整，随之出现了新的ΔPC1值，于是其余n －1个调频机组的功率分配方程式的原有平衡状态跟着均被打破，它们都会向着满足其功率方程的方向对各自机组的有功出力进行调节，即出现了“成组调频”的状态。

调频过程一直要到ΔPC1不再出现新值才告结束。

73、主导发电机法 优缺点：①各调频机组间的出力也是按照一定的比例分配的。

② 在无差调频器为主导调频器的主要缺点是各机组在
调频过程中的作用有先有后，缺乏“同时性”
74、积差调频法（同步时间法）优缺点：①优点是能使系统频率维持额定。

②计划外负荷能在所有参加调频的机组间按一定的比例进行分配。

③缺点是频率积差信号滞后于频率瞬时值的变化，因此调节过程相对慢些。

75、分区调频法 ：①分区调
频法的应用目的：当多个省级甚至大区级电力系统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，也为了避免过大范围的集中调频所面临的技术风险，在联合系统中一般采用分区调频法。

②分区调频法的特点；分区调频法的特点
是，区内负荷的非计划负荷
波动，主要由该区内的调频厂来负担，其他区内的调频厂只是支援性质，因此，联络线上的功率基本上应该维持为计划的数值。

所以，分区调频方程式必须能判断当时负荷的变动是否发生在本区之内，并采取相应的调节措施。

（3）调频方法的寻找：在调频过程中，非负荷变化区的△f 与联络功率△Ptie 之间的关系不但是非线性的，而且是随时间变化的，取决于系统的一次调频特性、二次调频特性及负荷的组成等因素。

虽然如此，但还是能找到一个较为合理的数KX ，使得KX △f+△Ptie •X ≈0（X 区为非负荷变化区），同样，KX △f+△Ptie •X ≠≠0（远不等于）（X 区为负荷变化区）。