备自投

1.备自投：当工作电源因故障被断开以后，能迅速自动地将备用电源或备用设备投入工作，
使用户不致于停电的一种装置，简称AA T装置。

2.备自投一般安装在什么地方？1，装有备用电源的发电厂厂用电源和变电所所用电源2，
由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的变电所3，降压变电所内有备用变压器或有互为备用的母线段4，有备用机组的某些重要辅机。

3.备用电源的方式有：明备用：装设有专用的备用电源或设备。

暗备用：不装设专用的备
用电源或设备，而是工作电源或设备之间的互为备用。

4.备自投装置的基本要求：1，保证在工作电源或设备确实断开后，才投入备用电源或设
备2，不论因任何原因工作电源或设备上的电压消失时，AAT装置均应动作3，AAT装置应保证只动作一次4，AAT装置的动作时间，以使用户的停电时间尽可能短为原则5，备用电源不满足有压条件，AAT装置不应动作。

5.微机备自投装置的特点：1，对于工作电源确实断开后备用电源才允许投入的基本要求
2，工作母线失压时还必须检查工作电源无流，才能启动备自投，以防止TV二次三相断线造成误投3，备用电源自投切除工作电源断路器时，必须经延时切除工作电源进线断路器，这是为了躲过工作母线引出线故障造成的母线电压下降4，手动，就地或遥控跳开工作电源断路器时，备自投装置不应动作5，应具有闭锁备自投装置的功能6，备用电源不满足有压条件，微机型备用电源自投装置不应动作7，微机型备用电源自投装置可以通过逻辑判断来实现只动作一次的要求，但为了便于理解，在阐述备用电源自投装置逻辑程序时广泛采用电容器“充放电”来模拟这种功能。

备用电源自投装置满足启动的逻辑条件，应理解为“充电”条件满足；延时启动的时间应理解为“充电时间”，“充电时间”到后就完成了全部准备工作；当备用电源自投装置动作后，或者任何一个闭锁及退出备用电源自投条件存在时，立即瞬时完成“放电”。

“放电”就是模拟闭锁备用电源自投装置，放电后就不会发生备用电源自投装置第二次动作。

这种“充放电”的逻辑模拟与微机自动重合闸的逻辑程序相类似。

6.厂用电源的切换方式：按运行状态区分（正常切换：在正常运行时，由于运行的需要（如
开机、停机），厂用母线从一个电源切换到另一个电源，对切换速度没有特殊要求。

事故切换：由于事故（包括单元接线中的厂用总变、发电厂、主变压器、汽轮机和锅炉等事故），厂用母线的工作电源被切除时，要求备用电源自动投入，以尽快实现安全切换），按断路器的动作顺序区分（并联切换，断电切换，同时切换），按切换速度区分（快速切换，慢速切换）
7.同步捕捉切换：若能实时跟踪残压和角差变化，尽量做到在反馈电压与备用电源电压相
量第一次相位重合（即相位差为0°）时合闸，这就是所谓的同步捕捉切换。

8.三相重合闸：指当输电线路上发生单相、两相或三相短路故障时，线路保护动作使线路
的三相断路器一起跳闸，而后重合闸启动，经预定时间将断路器三相一起合上。

如重合不成功，三相断路器第二次再次一起跳闸后不再重合，该重合方式为三相一次式的。

9.三相一次重合闸原理：在线路投运开始，程序就开始做重合闸的准备。

在微机保护测控
装置中，常采用一个计数器来判断计时是否满20s来表明重合闸是否已准备就绪。

当计数器满20s时，表明重合闸已准备就绪，允许重合闸。

否则，当计数器计时未满20s时，计时其它条件满足，也不允许重合。

如果在计数器计时的过程中，或计数器已计时已满20s后，有闭锁重合闸的条件出现时，程序会将计数器清零，并禁止计数。

程序检测到计数器计时未满，即禁止重合。

10.闭锁重合闸的情况：程序开始检测重合闸是否准备就绪时，由于重合闸“充电”计数器
的及时未满20s，程序将“充电”计数器清零，并禁止重合。

11.重合闸动作时限值的整定：指从断路器主触头断开故障到断路器收到合闸脉冲大的时间
（在电气式重合闸中值1KT2的延时）。

考虑的原因：1，断路器跳闸后，故障点的电弧熄灭以及周围介质绝缘强度的恢复需要一定的时间，必须在这个时间以后进行重合才有可能成功，否则，及时在瞬时性故障情况下，重合闸也不成功，所以故障点必须有足够的断电时间2，重合闸动作时，继电保护一定要返回，同时断路器操动机构恢复原状，准备好再次动作。

12.重合闸复归时间的整定：是从一次重合结束到下一次允许重合之间所需的最短间隔时间
（在电气式重合闸中即电容C上电压从零充到KRC电压线圈动作电压所需的时间）。

考虑的因素：1，保证当重合到永久性故障，由最长时限段的保护切除故障时，断路器不会再次重合2，保证断路器切断能力的恢复。

13.双电源线路：指两个或两个以上电源间的联络线。

采用自动重合闸装置考虑的问题：1，
故障点的断电时间问题。

因为当线路发生故障时，线路两侧的继电保护可能以不同的时限跳开两侧的断路器，这种情况下只有两侧的断路器都跳开后，故障点才完全断电，所以重合闸应加较长的延时。

2，同步问题。

这是因为当线路发生故障，两侧断路器跳闸后，线路两侧电源之间电动势夹角摆开，甚至有可能失去同步。

所以，后重合闸重合时应考虑是否允许非同步合闸和进行同步检定的问题。

14.三相快速自动重合闸：是当线路发生故障时，继电保护很快使线路两侧断路器跳闸，并
紧接着进行重合。

15.采用三相快速自动重合闸具备条件：1，线路两侧都装设有能瞬时切除故障的保护装置，
如高频保护、纵联差动保护等2，线路两侧都装有可以进行快速重合闸的断路器，如快速空气断路器等3，在两侧断路器进行重合的瞬间，通过设备的冲击电流周期分量Iip 不得超过规定值。

4，重合时两侧电动势来不及摆开到危及系统稳定的角度，能保持系统稳定，恢复正常运行。

16.非同步自动重合闸有按顺序投入线路两侧断路器和不按顺序投入线路两侧断路器两种
方式。

17.无电压检定和同步检定的三相自动重合闸：是当线路两侧断路器跳闸后，先重合侧检
定线路无电压而重合，后重合侧检定同步后再进行重合。

前者常被称为无压侧，后者长被称为同步侧。

18.自动重合闸与机电保护配合的方式有重合闸前加速保护（当线路上发生故障时，靠近电源侧的保护首先无选择性瞬时动作跳闸，而后借助自动重合闸来纠正这种非选择性动作）和重合闸后加速保护（在线路各段上都装设了有选择性的保护和自动重合闸，线路上发生故障时，保护首先按有选择性的方式动作，跳开故障线路的断路器，然后重合断路器。

如果是永久性故障，则利用重合闸的动作信号启动加速该线路的保护，瞬时切除故障）两种。

19.综合重合闸装置可以实现的重合闸方式：1，综合重合闸方式（线路上发生单相自动重合闸，当重合到永久性单相故障时，若不允许长期非全相运行，则应断开三相并不再进行自动重合。

线路上发生相间故障时，实行三相自动重合闸，当重合到永久性相间故障时，断开三相并不再进行自动重合）2，单相重合闸方式（线路上发生单相故障时，实行单相自动重合闸，当重合到永久性单相故障时，一般也是断开三相并不再进行重合。

线路上发生相间故障时，则断开三相不再进行自动重合）3，三相重合闸方式（线路上发生任何形式的故障时，均实行三相自动重合闸。

当重合到永久性故障时，断开三相并不再进行自动重合）4，停用凡是（线路上发生任何形式的故障时，均断开三相不进行重合）
20.综合重合闸的启动有两种方式：保护启动方式和不对应启动方式。

21.单相重合闸与三相重合闸的动作时限：当发生单相接地故障时，保护将故障相两侧断路器跳开后，由于非故障相与断开相之间存在静电和电磁的联系，因此，虽然短路电流已被切断，但在故障点的弧光通道中，仍然有电流，这些电流称为潜供电流。

由于潜供电流的影
响，将使短路 点弧光通道的去游离受到严重阻碍，而自动重合闸只有在故障点电弧熄灭且绝缘强度恢复以后才有可能重合成功。

因此，考虑潜供电流的影响，单相重合闸的动作时限需设定的长一些。

22. 应适应断路器性能的要求：为防止上诉情况的发生，综合重合闸的动作时间应从最后一次切除故障开始计时。

23. 同步运行：电力系统中，各发电机是并列在一起运动的。

并列运行的同步发电机，其转子以相同的电角速度旋转，每个发电机转子的相对电角速度都在允许的极限值以内。

24. 同步操作（同期操作或并网）：电力系统并列操作一般是指两个交流电源在满足一定条件下的互联操作。

25. 对同步发电机的并行操作有两个要求：1.并列瞬间，发电机的冲击电流不应超过规定的允许值；2.并列后，发电机应能迅速进入同步运行。

26. 对同步发电机并列一般分为：准同步并列和自同步并列
27. 准同步并列：先给待并发电机加励磁，使发电机建立起电压，调整发电机的电压和频率，当与系统电压和频率接近相等时，选择合适的时机，使发电机电压与系统电压之间的相角差接近0°时合上并列断路器，将发电机并入电网。

若整个过程是人工完成的，称为准同步并列；若是自动进行的，则称为自动准同步并列。

28. 自同步并列：先将未加励磁电流的发电机的转速升到接近额定转速，再投入断路器，然后立即合上励磁开关供给励磁电流，随即将发电机拉入同步。

29. 准同步并列条件：1）发电机电压和系统的电压相序必须相同；2）发电机电压和系统电压的幅值相同，即U Gm =U Sm 3）发电机电压和系统电压的频率相同，即
ωωS G = 4)发电机电压和系统的相位相同，即相角差δ=0°
30. 滑差角频率与滑差频率有下列关系f d d πω2=式中，f f f S G d -= 所以脉动电压周期，即滑差周期为f T d d d 12==ωπ
，滑差周期T d 的长短反应了待并发电机和系统间的频
差大小。

T d 短表示频差大，反之T d 长表示频差小。

31. 同步点：电力系统中把可以进行并列操作的断路器称为同步点。

按并列的特征不同，可分为差频并网和同频并网两类。

差频并网的特征是：在并网之前，同步点断路器两侧是没有电气联系的两个独立系统，它们在并网前往往不是同步的，存在频率差、电压差。

由于频率的不同，使得两电源之间的相角也不断地变化。

同频并网的特征是：并列前同步点断路器两次电源已存在电气联系，电压可能不同，但频率相同，且存在一个固定的相角差。

32. 同频并网只不过是在有电气联系的两电源之间增加一条连线，因此同频并网也叫合环。

33. 同频并网条件制约：1）分得的负荷不能过大，以免导致继电保护动作再次断开线路；2）
分得的负荷不能超过的额定极限，以免导致线路两次电源失步而再次断开线路。

34. 自动准同步并列装置：一般由合闸信号控制单元、频率差控制单元、电压差控制单元及电源等基本部分组成。

合闸信号控制单元：其作用是检查并列条件是否满足，当待并机组的频率和电压都满足并列条件时，合闸控制单元就选择合适的时间发出合闸信号，使并列断路器QF 的主触头接通时相角差δ接近于零或控制在允许范围以内。

只要这三个同步条件中有一个不满足要求，就闭锁合闸。

频差控制单元：当频率条件不满足要求时，进行频率的调整。

当发电机频率高于系统频率时，发减速命令；当发电机频率低于系统频率时，发增速命令。

当发电机频率与系统频率相差很小时，会出现同步不同相现象，频差控制单元应发调速命令（一般为增速命令），加速机组的并列。

电压差控制单元：其作用是当电压条件不满足要求
时，进行电压的调整。

当发电机电压高于系统电压时，发降低命令；当发电机电压低于系统电压时，发增压命令。

35. 准同步并列装置可分为：恒定越前时间式准同步并列装置：恒定越前时间式准同步并列装置是在δ=00之前提前一个时间t YJ 发出合闸命令。

恒定越前相角式准同步并列装置：恒定越前相角式准同步并列装置是在相角差δ=0°之前一个固定的相角δYJ 下发合闸命令
36. 同步发电机的励磁调节系统由两部分组成：励磁功率单元（向同步发电机的励磁绕组提供可靠的直流励磁电量），励磁调节器A VR （根据发电机及电力系统运行的要求，自动调节功率单元输出的励磁电流）。

自动励磁调节系统的主要作用：在发电机出力变化和系统故障等工况下，维持发电机电压恒定或在给定水平；保证机组间无功功率的合理分配；提高电力系统的稳定性以及提高继电保护动作的灵敏性等。

37. 同步发电机自动励磁调节系统的任务：1，系统正常运行条件下，维持发电机端或系统某点电压在给定水平2，实现并联运行发电机组无功功率的合理分配3，提高同步发电机并联运行的稳定性4，励磁系统能改善电力系统的运行条件5，水轮发电机组要求强行减磁
38. 对励磁系统的基本要求：励磁电压响应比（是由电机制造厂提供得说明发电机转子磁场建立过程的粗略参数，反映了励磁机磁场建立速度的快慢），励磁电压强励倍数（是在强励期间励磁功率单元可能提供得最高输出电压U Emax ）与发电机额定励磁电压U EN 之比
39. 常见的励磁系统：直流励磁机系统，交流励磁机系统，发电机自并励系统
40. 同步发电机励磁系统中整流电路的主要任务：将交流电压整流成直流电压，供给发电机励磁绕组或励磁机的励磁绕组。

41. α<90°时，输出平均电压U d 为正，三相全控桥工作在整流状态，将交流转为直流，90°<α≤180°时，输出平均电压U d 为负值，三相全控桥工作在逆变状态，将直流转为交流。

42. 励磁调节器的主要功能是维持发电机端电压和实现并联运行机组间无功功率的合理分配。

43. 自动励磁调节器由调差、测量比较、综合放大、同步与移相触发及可控整流环节组成。

这些环节主要起到实现电压调节和无功功率分配等最基本的功能。

而辅助控制有励磁系统稳定器、励磁限制器和电力系统稳定器，为满足发电机不同工况，改善电力系统稳定性和改善励磁系统动态特性而设置的单元。

44. 调差系数δ：是发电机励磁控制系统运行特性的一个重要参数。

其定义为
U U U U U G G GN
G G **-=-=2121δ调差系数的定义表明，δ表示了无功电流由零增加到额定值时，发电机电压的相对变化，则电压变化也越小。

所以调差系数大小表征了励磁控制系统维持发电机电压的能力大小。

45. 励磁调节器的辅助控制与励磁调节器正常情况下的自动控制的区别：辅助控制不参与正常情况下的自动控制，仅在发生非正常运行工况，需要励磁调节器具有某些特有的限制功能时，通过信号综合放大器中的竞比电路，闭锁正常的电压控制，使相应的限制器起控制作用。

46. 使发电机进相运行吸收剩余无功功率是一个比较经济的办法，但发电机进相运行时，容
许吸收的无功功率和发出的有功功率有关，此时发电机最小励磁电流值应限制在发电机静态稳定极限及发电机定子端部发热允许的范围内。

为此，在自动励磁调节器中设置了最小励磁限制。

47. 励磁调节器的辅助控制：1，最小励磁限制2，瞬时电流限制当励磁机电压达到发电机
允许的励磁顶值电压数倍时，应立即对励磁机的励磁电流加以限制，以防止危及发电机的安全运行。

3，最大励磁限制（为了防止发电机转子绕组长时间过励磁而采取的安全措施）4，V/Hz （伏/赫）限制器（用于防止发电机的端电压与频率的比值过高，避免发电机及与其相连的主变压器铁心饱和而引起的过热）5，发电机失磁监控。

48. 励磁调节器静特性调整要求：1，保证并联运行发电机组间实现无功功率合理分配2，
保证发电机在投入和推出运行时，平稳地转移无功负荷，而不发生无功功率冲击。

通过调差外特性的调差系数和对特性的平移，可以满足上述要求。

49. 调差特性：δ>0称为正调压系数，其外特性下倾，即发电机的端电压随无功电流增加
而下降；δ=0称为无差特性，端电压不受无功电流的影响，电压为恒定；δ<0称负调差系数，特性上翘，发电机端电压随无功电流的增大反而上升。

50. 两台正调差特性机组并联运行的理想情况：是无功负荷按机组容量来分配，无功电流
的增量也应与机组容量成正比，即其增量对各自额定电流的比值相等。

51. 同步发电机的灭磁：是把转子励磁绕组中的磁场储能通过某种方式尽快地减弱到可能小
的程度。

52. 对自动灭磁装置的要求：1，灭磁时间应尽可能短，为减小故障范围2，当灭磁开关断
开励磁绕组时，励磁绕组两端产生的过电压应不超过允许值。

3，灭磁装置动作后，要求发电机定子剩余电动势不足以维持电弧。

4，灭磁装置的电路和结构应简单可靠，装置应有足够大的热容量，能把发电机磁场储能全部或大部分泄放给灭磁装置，而装置不应过热，更不应烧坏。

53. 灭磁方法：1，线性放电电阻灭磁2，非线性电阻灭磁3，采用灭磁栅灭弧4，利用全控
桥逆变灭磁。

54. 系统频率变动过大的不利影响：1，频率变换将引起感应电动机转速的变化，会影响产
品质量将受到影响，甚至出现残、次品。

2，工业和国防部使用的测量、控制等电子设备将因系统频率的波动而影响准确性和工作性能，频率过低时甚至无法工作。

3，系统频率降低将使电动机的转速和功率降低，导致传动机械的出力降低。

55. 并列运行的每一台发电机组的转速与系统频率的关系为60
pn f ，p --发电机转子极对数，n --发电机组的转速，系统频率的变化是由于发电机的负荷与原动机输入频率之间失去平衡所致。

56. 调速器可反应机组转速和给定值之间的偏差，并以此来改变调节阀门的开度，以增加或
减少原动机的出力，使机组转速维持在一定范围，相应的频率也维持在一定的范围。

调频器则反应系统频率与给定值之间的偏差，从而改变阀门的开度，以更好的维持系统的频率。

57. 电力系统综合负荷有不同变化规律的负荷分量组成：第一种是变化幅度很小，变化周
期较短（一般在10s 以下）的随机负荷分量；第二种是变化幅度较大，变化周期较长（一般在10s 至3min ）的脉动负荷分量，属于这类负荷的主要有电弧炉、压延机械和电力机车等冲击负荷；第三种是变化缓慢的持续负荷分量，它是由于工厂的作息制度、人们的生活规律和气象条件变化等引起的。

负荷的变化必然引起系统频率的变化。

第一种负荷变化引起的频率偏移较小，可由频率的一次调整完成。

第二种负荷变化引起的频率偏移较大，仅靠调速器的作用往往不能将频率偏移限制在容许范围之内，这时必须由调频器参与调整，即只有借助于频率的二次调整才能完成。

第三种负荷变化可用负荷预测的方法预先估计得到，调度部门预先编制的系统日负荷曲线基本上就反映了这部分负荷的大小，这部分负荷要求在满足系统有功功率平衡的条件下，按照经济运行的目标在各发电厂间进行分配。

58. 从系统运行的经济角度出发，将运行电厂规划为调频电厂和非调频电厂。

59. 集中式联合调频的主要过程：将系统中各发电机组的实发功率、系统各线路潮流、各节
点电压等由各厂站端的远动装置送到调度中心。

形成实时数据库，调度中心计算机的相关软件按预定的数学模型和调节准则确定个调频电厂或调频机组的调节量，并通过远动通道把调节指令发送到各厂站调频机组的控制器，使各调频机组按指令执行有功功率的调节。

60. 当频率变化时，系统负荷消耗的有功功率也将随着改变。

这种有功负荷随着频率而变化
的特性称为负荷的静态频率特性。

负荷的频率调节系数为f f P K N L L d d ***
*=
61. 发电机的静态调解方程：0=∆+∆***P f G δ
62. 调速器通常分为机械液压调速器和电气液压调速器。

如按其控制规律来划分，又可分为
比例积分（PI ）调速器和比例--积分--微分（PID ）调速器等。

63. 低频运行的危害（和第五章区分背诵）1，现代的大容量发电厂中，当频率降到46.5~45Hz
时，由于厂用设备的生产率与系统频率所确定的电动机转速有关，这些设备的生产率将急剧下降。

这种恶性循环呈现出一种系统频率雪崩式的下降，可能导致大面积的停电，这种电力系统频率不稳定的现象叫做频率崩溃，2，因为发电机的电动势和发电机的转速有关，频率降低时，同时使系统的电压也降低。

当发电机电压随着频率的降低而减小时，使无功功率也减少，而在同一时间负荷中的电动机和变压器所需的无功功率去相应地增大，这将导致电力系统的电压水平下降，有可能在频率崩溃的同时出现电压崩溃。

3，频率下降时，汽轮机叶片的振动变大，轻则影响使用寿命，重则产生裂纹。

电力系统的额定频率为50Hz 时，当频率低到45Hz 附近，某些汽轮机的叶片还可能发生共振而引起断裂事故。

4，系统频率下降会影响某些测量仪器的准确性和某些继电保护装置的准确性。

5，低频运行还会影响系统的经济性。

64. 常采用的下降措施:1，动用系统中的旋转备用容量。

2，应迅速启动备用机组3，按频
率自动减去负荷。

65. 电力系统由于有功功率平衡遭到破坏引起系统频率发生变化，频率从正常状态过渡到另
一个稳定值所经历的时间过程，称为电力系统的动态频率特性。

66. 最大功率缺额的确定必须考虑即使系统发生最严重事故的情况下，即出现最大可能的功
率缺额时，接至自动按频率减负荷装置的用户功率量也能使系统频率恢复在可运行的水平，一般应根据最不利的运行方式下发生事故时，实际可能发生的最大功率缺额来考虑。

67. 选择性时限：基本级，以动作频率整定得保证选择性动作时间较短。

特殊级（附加级），
整定值较高以稳定频率下限动作时间长。

68. 第一级启动频率f 1的选择：一般第一级的启动频率整定在48.5～49Hz 。

在以水电厂
为主的电力系统中，由于水轮机调速系统动作较慢，所以第一级启动频率宜取低值，例如48Hz 。

69. 末级启动频率f N 的选择：末级的启动频率以不低于46～46.5Hz 为宜。

70. 自动按频率减负荷的后备级：它既低于我们希望的频率恢复极限值
f r ，但又不足以使下一自动按频率减负荷装置启动。