发电机保护配置

发电机保护配置（精选八篇）

发电机保护配置 篇1

近年来, 随着我国电力事业的迅猛发展, 发电机单机容量不断增大, 对大型发电机组保护配置的研究也越来越完善, 但石油化工自备电厂多为汽电联产装置, “产汽为主, 发电为辅”、“以汽定电”等原则决定了容量50 MW左右甚至更小的机组在自备电厂中还经常被采用。由于小机组在励磁、主接线方面相对大机组自有其特点, 其保护配置、整定也有其不同之处。本文将针对与母线直接连接的小型发电机定子单相接地保护、转子接地保护、失磁保护的配置及应注意的问题进行阐述。

1 定子单相接地保护

由于定子绕组与铁芯之间的绝缘破坏而造成定子绕组单相接地, 是发电机发生最多的故障之一。当定子绕组发生单相接地时, 非接地相电压升高, 当非故障相原来绝缘较弱时, 将危及对地绝缘, 流过故障点的发电机电压系统对地的电容电流所产生的电弧 (定子绕组导体不可能直接接地, 因此流过接地点的电流具有电弧性质) 将会灼伤铁芯, 若进一步发展, 将可能造成发电机定子绕组相间或匝间短路。

1.1 定子单相接地的特点

小型发电机中性点多采用不接地的方式。发电机定子绕组单相接地时, 零序电压随发电机内部接地点位置的变化而变化, 接地点距发电机中性点越近, 零序电压越小, 机端接地时零序电压最大, 等于发电机的相电压。在实际工程中, 无法直接获得故障点的零序电压, 而是通过机端电压互感器来进行测量。设定子绕组A相接地, 接地点距中性点的距离为α, 由图1可知, 机端对地各相电压为:

因此机端的零序电压为:

其值与故障点的零序电压相等。

流经接地点的电流为发电机的电容电流和连接系统的电容电流之和。

1.2 定子接地保护的配置

根据文献[1]规定, 与母线直接连接的发电机, 当单相接地故障电流 (不考虑消弧线圈的补偿作用) 大于允许值时, 应装设有选择性的接地保护装置。

1.2.1 零序电压式定子接地保护

根据以上分析, 可以由机端电压互感器取得接地点的零序电压, 但由于发电机与母线直接连接, 当发电机本体或区外发生接地故障时, 该机端电压互感器均有零序电压产生, 因此无法判断接地点的位置, 可能误动, 失去选择性。因此, 零序电压式定子接地保护只适用于发电机—变压器组接线, 不适用于与母线直接连接的发电机, 同样不适用于发电机—变压器组经电抗器带厂用分支的发电机。

1.2.2 零序电流式定子接地保护

该保护由装于机端的零序互感器和电流继电器构成。如图2所示, 当发电机外部单相接地时, 流过零序互感器的零序电流为发电机的电容电流;而当发电机内部单相接地时, 流过的零序电流为发电机外部的电容电流, 由于为直配母线, 电缆众多, 该电流远大于发电机本身的电容电流, 故能实现有选择性的单相接地保护。同时, 由于发电机内部单相接地时流过零序电流互感器的电流大, 能够方便地整定。

对于中性点经消弧线圈接地的发电机, 由于消弧线圈对电流的补偿作用, 发电机外部单相接地和内部单相接地时, 流经发电机机端互感器的零序电流相差不大, 不能区分内部故障或外部故障, 因此零序电流式定子接地保护不能应用在中性点经消弧线圈接地的发电机中。

2 转子接地保护

转子接地也是发电机较常见的故障之一。当转子绕组一点接地时, 由于没有形成闭合回路, 不会对发电机构成危害, 但是如果再出现不同位置两点接地, 则会导致故障点电流过大而烧伤转子本体;另外, 还会使气隙磁通失去平衡而引起发电机振动, 损坏发电机。因此, 汽轮发电机均应装设转子接地保护, 当发生一点接地故障时, 允许继续运行一段时间, 但应立即发出信号, 同时必须投入两点接地保护 (水轮发电机发生一点接地立即安排停机, 因此没有转子两点接地保护) 。

2.1 转子接地保护的分类

转子接地保护主要分为注入式和非注入式两种。注入式又有注入交流和注入直流之分, 均需外加辅助电源至转子绕组, 采集相关的电气量构成保护判据。非注入式依靠转子绕组本身的电气量构成保护判据, 目前普遍采用乒乓式 (切换采样式) 。以上保护方式的构成原理在相关文献[2,3]中均有详细描述, 不再赘述, 此处着重分析两者的不同之处及旋转励磁系统应该注意的问题。

注入式和非注入式转子接地保护均能正确检测转子绕组及励磁回路 (对于旋转励磁系统, 转子接地保护不能检测励磁回路) 的对地绝缘电阻, 且无死区。注入式 (直流或交流) 受转子电压中高次谐波的影响较小, 不受转子过电压的影响, 且在发电机停运时也可以检测, 具有较高的经济意义。而非注入式 (乒乓式) 转子接地保护可以近似估算出接地点的电气位置, 但在发电机停运时, 无法检测转子回路的对地绝缘。从构成原理来看, 注入式为单端注入 (一般为负端) , 与大轴构成回路, 而非注入式 (乒乓式) 需要引出转子电压, 即转子正极、负极都需要引出。

2.2 旋转励磁发电机的特点

旋转励磁和静止励磁相比, 其励磁装置 (AVR) 产生的电流仅为励磁机的励磁电流, 励磁机电流再经旋转整流二极管引入发电机转子, 没有了大的励磁电流滑环。但由于出厂试验和转子接地保护构成等方面的原因, 仍然装设了通流容量较小的滑环引出转子电压 (文献[2]中提出, 乒乓式发电机保护不适用于旋转励磁的发电机, 笔者认为不能一概而论, 只要要求发电机制造时将发电机转子电压引出即可) 。如果旋转励磁转子接地保护采用长期接入的方式, 由于滑环的高速旋转, 容易造成滑环的磨损, 导致转子接地保护误动。因此, 如果转子接地保护采用长期接入的方式, 需要加强对滑环和碳刷的日常清理, 确保滑环与碳刷的良好接触。

文献[1]规定, 对于旋转励磁的发电机宜装设一点故障定期检测装置。对于旋转励磁机组, 建议采用自动定期举刷装置 (即发电机本体上的绝缘检测装置) 进行转子对地绝缘定期检测。进行定期检测后, 由于滑环和碳刷表面不需要长期接触, 碳刷的磨损得以减小, 这就减少了运行维护工作量, 大大延长了碳刷的使用寿命, 也提高了设备运行的可靠性。

大型机组一般都采用静止励磁系统, 励磁回路接地即转子接地。小型机组还经常采用旋转励磁系统, 其励磁回路接地并不等同于转子接地。另外, 无论旋转励磁还是静止励磁, 设计中都应尽量减小发电机外部励磁回路绝缘的可能性, 因此要求:当从励磁装置到发电机本体励磁回路的连接导体采用电缆连接时, 导体的正、负极不允许共处于一根电缆内 (静止励磁通常励磁电流较大, 可采用封闭母线, 此时应适当提高封闭母线的耐压等级) , 以最大限度地减小励磁回路接地的可能性。

3 失磁保护

发电机失磁后, 发电机转子电流及气隙磁通衰减, 其由从系统发出无功变为从系统吸收大量的无功, 如果系统的无功储备不足, 可能破坏系统的稳定性。

文献[4]规定, 100 MW以下但对电力系统有重大影响的发电机和100 MW及以上的发电机应装设专用的失磁保护。相关文献[1,5]规定, 不允许失磁运行的发电机及失磁对电力系统有重大影响的发电机应装设专用的失磁保护。手册为1991年编制, 规程为2006年和2008年编制, 可见由于电力系统的迅速发展, 多数情况下100 MW已不足以对电力系统产生重大影响, 因此已取消了100 MW必须装设失磁保护的限制。但国内发电机保护已相当完善, 不会因为增加失磁保护而增加投资, 且对于发电机与母线直接相连的系统, 发电机容量虽小, 但足以影响厂用电系统的安全运行, 因此建议所有发电机均配置失磁保护。目前, 失磁保护主要有阻抗型失磁保护和逆功率+过流型失磁保护。

3.1 阻抗型失磁保护

阻抗型失磁保护由低阻抗元件及转子低电压元件构成, 其整定又分为按静态边界整定和按异步边界圆整定, 当机组与系统联系较弱、机组占系统容量比例较小时按静态边界整定, 当机组与系统联系紧密、机组占系统容量较大时按异步边界圆整定。但对于石油化工企业选用的小型发电机, 虽然机组与系统联系较弱, 但发电机与厂用电系统直接相连, 发电机失磁后, 机端电压降低, 厂用电压降低, 电动机惰转, 电动机电流增大, 进而引起厂用电压更低, 电动机电流更大, 如此恶性循环下去, 可能导致厂用电系统的瓦解。而对于石油化工企业来说, 保证厂用电系统的供电比保证发电还要重要, 因此如果选用阻抗型失磁保护 (鉴于以上对转子接地保护的分析, 旋转励磁不方便引出转子电压, 因此旋转励磁发电机不建议采用阻抗型失磁保护) , 宜采用异步边界圆的方式进行整定。

3.2 逆功率+过流型失磁保护

逆功率+过流型失磁保护主判据为逆功率、定子电流和系统低电压 (对于与母线直接相连的发电机, 即机端低电压) 。该保护不需要转子电压, 因此在旋转励磁系统推荐采用。当逆功率元件和过负荷元件动作后, 若发电机的有功功率较大, 保护发出减有功指令, 自动减少发电机有功功率。当发电机失磁后, 逆功率元件、过电流元件及机端低电压元件均动作, 经延时跳灭磁开关同时停机。

4 结语

综合对与母线直接相连、采用旋转励磁且中性点不接地发电机的特点的分析, 该种机型的定子接地保护应采用零序电流式, 转子接地保护可采用注入式或非注入式 (采用非注入式应要求发电机制造厂将转子电压引出) 两种, 建议采用定期绝缘检测;失磁保护建议装设且采用逆功率+过流型失磁保护。

参考文献

[1]GB/T14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程[S].

[2]中国华电集团公司电气及热控技术研究中心.电力主设备继电保护的理论实践及运行案例[M].北京:中国水利水电出版社, 2009.

[3]刘学军.继电保护原理[M].2版.北京:中国电力出版社, 2007.

[4]能源部西北电力设计院.电力工程电气设计手册:电气二次部分[M].北京:中国电力出版社, 1991.

发电机保护配置 篇2

光伏发电系统站内保护配置问题探讨

【摘要】随着环境的日益恶化，全球煤储量的日益减少，全世界都越来越注重环境的保护，因此，新能源产业也越来越受到重视，光伏发电行业未来的发展潜力也是相当大的，国家为保护环境，治理空气污染，已经制定了一系列的新能源政策，希望清洁能源能更多地替代化石能源，这有利于扩大国内光伏市场规模。所以，未来新能源尤其是光伏产业的发展会迎来较好的发展环境和机遇，本文着重介绍了光伏电站站内的保护配置以及一些需要改进的地方。为保证光伏电站的安全运行提出一些合理的建议。

【关键词】光伏发电；低电压穿越；静止无功发生器

近年来，随着新能源行业的日渐兴起，光伏发电能源俨然已成为新能源行业的巨头，光伏电站的安全运行也成为维持电网稳定的一个重要因素，电站的站内保护也经过多年的实践有了一套比较完善的标准，像是逆变器的防孤岛保护、低电压穿越，以及站内的静止无功发生装置都成为光伏电站必不可少的配置，光伏发电流程也是比较成熟的，本文主要是依据作者本人在光伏电站从事基建、调试，以及运维的过程中，发现的一些保护配置方面存在的问题做一个简单的分析，希望能有助于光伏产业的日后发展。光伏发电系统站内保护配置

1.1 逆变器的保护

低电压穿越功能是指当电网电压跌落时并网逆变器能够正常并网一段时间，“穿越”这个低电压时间(区域)直到电网恢复正常；孤岛效应保护是指当电网断电时并网逆变器应立即停止并网发电，保护时间不超过0.2秒。可以看出，孤岛效应保护与低电压穿越是相互矛盾的，两种功能不能同时并存，需要根据电站规模和要求进行选择，一般原则如下：

对于小型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较小，对电网的影响较小，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，即此时并网逆变器应选择孤岛效应保护功能。

对于大中型光伏电站，并网逆变器在电网中所占的容量较大，对电网的影响较大，在电网故障时不会对电网的稳定性产生实质性的影响，所以应具备一定的低电压穿越能力，即此时并网逆变器应选择低电压穿越功能。

对于目前大多数光伏并网发电系统来说，逆变器所配置的都是低电压穿越。大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求 为了实现并网逆变器的低电压穿越功能，并网逆变器需要采用新的软件控 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 制算法，软件控制算法需实时监测电网，并判断电网是否发生电压跌落（平衡或者不平衡跌落）。当CPU发现电网发生电压跌落故障时，立即启动低电压穿越功能，控制输出电流以及输出的功率，当电网电压在一定范围以内时，逆变器进入低电压穿越阶段；当电网进入电压恢复阶段，此时并网逆变器输出无功功率起到迅速支撑起电网电压的功能。如果电网跌落是不平衡跌落，逆变器会以输出三相平衡电流为目标函数，通过软件控制算法实现在电网电压不平衡阶段，逆变器的电流是平衡的；当电网恢复正常，逆变器迅速转入正常并网状态。

1.2 静止无功发生装置

并网逆变器正常情况下只能向电网输送有功，要是所有光伏电站都只向电网输送有功的话，电网电压必定会很难调节到一个稳定的值上面，造成电网电压波动大，影响到电网的安全，因此，光伏电站必须引入静止无功发生装置来产生无功功率从而调节系统电压。

静止无功发生装置采用可关断电力电子器件（如IGBT）组成自换相桥式电路，经过电抗器并联在电网上，适当地调节桥式电路交流侧输出电压的幅值和相位，或者直接控制其交流侧电流。迅速吸收或者发出所需的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。作为有源形补偿装置，不仅可以跟踪冲击型负载的冲击电流，而且可以对谐波电流也进行跟踪补偿。

电压源型逆变器包含直流电容和逆变桥两个部分，其中逆变桥由可关断的半导体器件IGBT组成

工作中，通过调节逆变桥中IGBT器件的开关，可以控制直流逆变到交流的电压的幅值和相位，因此，整个装置相当于一个调相电源。通过检测系统中所需的无功，可以快速发出大小相等、相位相反的无功，实现无功的就地平衡，保持系统实事高高率因数运行。

1.3 接地变及消弧线圈

光伏发电系统电压等级往往在35kv及以下，所以一般不采用中性点接地的方式，一般都是在站内配置接地变及消弧线圈，中性点经消弧线圈接地来保障系统的安全。

消弧线圈的作用是当电网发生单相接地故障后，故障点流过电容电流，消弧线圈提供电感电流进行补偿，使故障点电流降至10A以下，有利于防止弧光过零后重燃，达到灭弧的目的，降低高幅值过电压出现的几率，防止事故进一步扩大。

当消弧线圈正确调谐时，不仅可以有效的减少产生弧光接地过电压的机率，还可以有效的抑制过电压的辐值，同时也最大限度的减小了故障点热破坏作用及接地网的电压等。所谓正确调谐，即电感电流接地或等于电容电流，工程上用脱谐度V来描述调谐程度V=（IC-IL）/IC当V=0时，称为全补偿，当V>0时为欠补偿,V<0时为过补偿。从发挥消弧线圈的作用上来看，脱谐度的绝对值越小越好，最好是处于全补偿状态，即调至谐振点上。但是在电网正常运行时，小脱谐度的消弧线圈将产生各种谐振过电压。除此之外，电网的各种操作（如大电机的投入，断路器的非同期合闸等）2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 都可能产生危险的过电压，所以电网正常运行时，或发生单相接地故障以外的其它故障时，小脱谐度的消弧线圈给电网带来的不是安全因素而是危害。综上所述，当电网未发生单相接地故障时，希望消弧线圈运行在远离谐振点。运行在完全状态下的消弧线圈一般都会投入阻尼电阻来抑制谐振过电压，实际运行经验表明，有良好的收效。

1.4 光纤纵差保护

光纤作为继电保护的通道介质，具有不怕超高压与雷电电磁干扰、对电场绝缘、频带宽和衰耗低等优点。而电流差动保护原理简单，不受系统振荡、线路串补电容、平行互感、系统非全相运行、单侧电源运行方式的影响，差动保护本身具有选相能力，保护动作速度快，最适合作为主保护。近年来，光纤技术、DSP技术、通信技术、继电保护技术的迅速发展为光纤电流差动保护的应用提供了机遇。

光纤电流差动保护是在电流差动保护的基础上演化而来的，基本保护原理也是基于基本电流定律，它能够理想地使保护实现单元化，原理简单，不受运行方式变化的影响，而且由于两侧的保护装置没有电联系，提高了运行的可靠性。目前电流差动保护在电力系统的主变压器、线路和母线上大量使用，其灵敏度高、动作简单可靠快速、能适应电力系统震荡、非全相运行等优点，是其他保护形式所无法比拟的。光纤电流差动保护在继承了电流差动保护优点的同时，以其可靠稳定的光纤传输通道，保证了传送电流的幅值和相位正确可靠地传送到对侧。时间同步和误码校验问题，是光纤电流差动保护面临的主要技术问题。在复用通道的光纤保护上，保护与复用装置时间同步的问题，对于光纤电流差动保护的正确运行起到关键的作用，因此目前光纤差动电流保护都采用主从方式，以保证时钟的同步；由于目前光纤均采用64Kbit/s数字通道，电流差动保护通道中既要传送电流的幅值，又要传送时间同步信号，通道资源紧张，要求数据的误码校验位不能过长，这样就影响了误码校验的精度。目前部分厂家推出的2Mbit/s数字接口的光纤电流差动保护，能很好地解决误码校验精度的问题。光伏发电系统保护配置存在的问题

据本人在光伏电站从事运维的角度来看，并网光伏发电系统在逆变器，母线及出线方面的保护配置都是比较完善的，但有的方面还是具有一些不太合理的地方，具体如下：

a、光伏电站发电流程是太阳能板件通过汇流箱、直流配电柜等装置汇集到一起再送至逆变器，逆变器将直流逆变成交流再送至升压变将电压升高再送至电网。其中，在升压变上的保护就有点薄弱了，一般光伏电站的升压变容量都不会特别大，大概在1000kVA左右，所以大都为干式变压器及小型的油浸式变压器，这种变压器不带有电压互感器及电流互感器，所以在保护配置上也不存在电量保护，所具有的只是温度保护及三相高压熔断器，这比起电量保护可靠性也大大降低了。以某光伏电站事故为例，该站由于变压器本身存在问题，三相高压电缆烧毁，B相接地，B相的熔断器烧 2014年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文 断，但是变压器的负荷开关却未能及时跳开，导致母线B相接地，幸亏运行人员及时发现并断开进线开关柜，所以未能造成较大事故。这次事故也体现出来了变压器保护对于电站安全运行的重要性，要是变压器存在电量保护，也就不会出现类似的事故了。同样也可将熔断器的熔断信号接入变压器的分合闸控制回路当中，当熔断器熔断时，变压器能及时跳开负荷开关，减小事故范围。

b、光伏电站中开关柜不存在电压保护，电站开关柜保护只配有一、二段过流保护，低周、高周保护，母线PT的二次出现只接有测量和计量两对绕组，而PT的保护量直接接入了故障解列装置，一旦故障解列装置检测到PT断线或是低压，不管是哪条进线发生故障，必定是跳出线开关柜，这样就极大的扩大了事故范围，因此给每条进线开关柜引入一个电压量保护还是非常有必要的。

c、静止无功发生装置对电网的调节，光伏并网发电系统一般都是由逆变器自主实现自动并网和自动退网的，当光照达到一定强度，电压、电流值达到逆变器并网的条件时，逆变器便会自行并网，反之，当电压降低到一定范围时逆变器又会自动退网，这一整个过程都不需要人为控制的。而当一个电网有很多光伏发电系统接入时，在每天的清晨和半晚所有的光伏电站都在并网和退网的过程，并且因为光照强度忽强忽弱，所以大多数时候逆变器都不是一次就能并上，因此，在这个时刻，整个电网的电压波动都特别大，电压升高和降低的频率也变的非常快，这个时候对于电站的静止无功发生置就是一个很大的考验，IGBT不停的通断通断，容性无功和感性无功交替着改变，所以很容易造成静止无功发生装置跳闸并且在这段时间内都无法再次投入。此时，电网的无功就需要靠火电厂或是电网本身的无功调节装置来进行调节，但是，如果一个电网接入的光伏过多，火电厂及电网不能满足光伏并网时所需的无功调节，就很有可能导致一个电网的奔溃。当然，这类事故只是个人假设出来的，但也可以作为一个警钟，在以后电网的光伏与火电的配置当中可以适当进行平衡。结束语

发电机保护配置 篇3

1 沙湾发电机的主要特点

额定容量为137.15 MVA, 额定电压为15.75 k V, 额定电流为5 027.5 A。每相并联分支数a=2。定子绕组内部短路故障数多 (槽内相间短路324种、匝间短路252种;端部相间短路5 346种、匝间短路2 142种) , 总共8 064种内部短路。

发电机中性点经接地变压器接地。采用自并励方式。发电机变压器扩大单元接线, 发电机出口设专用断路器。

2 发电机保护设计思路

2.1 发电机内部故障主保护

2.1.1 设计遵循原则

(1) 应有相间短路主保护和匝间短路主保护。

(2) 整个保护系统按《新规程》采用双屏化配置 (A、B屏) ;每屏设置全套主、后备保护。每屏主保护应做到:内部短路死区最小;定子绕组任一点短路, 力争做到至少有2种不同原理主保护灵敏动作;电流互感器数量最少, 主、后备保护所用互感器资源共享;完成短路保护功能所用的保护方案最简单;主保护方案技术先进、运行经验成熟。例如不完全纵差、零序电流型横差、裂相横差等主保护已在龙羊峡、二滩、三峡等电站成功运行。

(3) 主保护出口方式采用2/3或2/4, 有效减少误动作率。

(4) 各种主保护方案的取舍和综合利用, 必须建立在沙湾发电机定子绕组内部短路的全面充分计算数据的基础上。

(5) 结合工程实际条件, 依据《新规程》, 差动保护用电流互感器采用5P型, 且为减轻暂态饱和的影响宜具有适当的暂态系数。

(6) 在穿越性故障和穿越性励磁涌流及合闸暂态过程中, 保护装置应有避越CT饱和误动的能力。

(7) 电流回路断线允许差动保护跳闸。

2.1.2 发电机定子绕组内部短路第一主保护———裂相横差保护

由于灵敏度高、保护功能全面, 优先采用裂相横差保护。沙湾发电机每相只有2个分支, 故裂相横差保护的构成形式唯一。注意事项:负荷状态下差动回路的不平衡电流由两部分组成:一部分是由于两侧电流互感器在负荷工况下的比误差所造成的;另一部分是由于定子与转子间气隙不同, 使负荷工况下每相各分支电流也不相同。

2.1.3 内部短路主保护之二———不完全纵差保护

为了完成相间短路 (包括机端引线) 的保护任务, 还应装设纵差保护。由于不完全纵差保护的功能齐全, 一般不首先选用传统的完全纵差保护。

不完全纵差保护采用一套还是两套, 应由内部短路分析计算和各种主保护灵敏度校验决定, 最终实现保护死区最小和区内任一点短路均有两套及以上不同原理主保护灵敏动作 (双重化) 的目的。

(1) 如果采用上述“一横一纵”保护方案后, 仍然不满足保护死区最小和双重化程度最高的技术要求, 可考虑将发电机中性点引出 (并不复杂) , 增设一套零序电流型横差保护。

(2) 只有在充分论证和不增加互感器的条件下, 才考虑增设完全纵差保护。

发电机内部短路主保护的技术分析和最终方案见《沙湾发电机主保护配置方案的研究报告》。

2.2 沙湾发电机的短路后备保护

沙湾水电站与220 k V系统相联, 220 k V线路已装设2套全线速动保护, 不需要沙湾发电机的后备保护作为220 k V系统保护的远后备。为此, 沙湾发电机的后备保护只考虑发电机变压器本身及其引线 (包括超高压母线) 的短路近后备保护作用。

已知后备阻抗保护对发电机和变压器绕组的各种短路故障反应能力很低, 而且主设备后备阻抗保护运行业绩很差。为确保机组安全, 应该采取“加强主保护, 简化后备保护”的原则, 加强主保护已如前述, 简化后备保护则采取相电流或负序电流的限时速断和过流保护。后备保护的电流信号宜取自发电机中性点侧电流互感器 (5P20-30VA, 变比为4 000/5 A, 8 000/5) , 并通过软件来调整平衡系数。

注意自并励方式发电机短路电流的衰减特性对后备保护的直接影响, 选用电压控制的电流保护。

2.3 定子绕组单相接地保护

发电机在额定频率下发生定子单相接地是定子绕组绝缘破坏最常见的故障形式, 装设完善的定子单相接地保护在很大程度上降低了发生灾难性定子绕组相间和匝间短路的几率。

依据《新规程》, 对100 MW及以上的发电机, 应装设保护区为100%的定子接地保护。对于沙湾发电机, 建议在A、B屏上均装设常规双频式定子接地保护, 同时增设防误动的技术措施。其中, 定子95%单相接地保护的电压信号取自发电机中性点TV定子10%单相接地保护的电压信号分别取自发电机中性点侧和发电机机端

2.4 转子绕组一点接地保护

转子一点接地微机保护能在检测接地故障的同时, 确定过渡电阻值和故障点位置, 我国的切换采样式转子接地微机保护能满足技术要求。由于沙湾水电站按“无人值班” (少人值守) 原则设计, 依据《新规程》, 转子一点接地保护宜减负荷平稳停机。A、B屏各装一套, 经常运行只有一套投入。

2.5 低励失磁保护

由于新型励磁装置复杂, 励磁系统故障造成发电机低励或失磁, 必须装设性能完善的低励失磁保护。

不管系统无功储备是否充足, 失磁保护装置中均应配置“三相同时低电压”主判据, 当发电机所在局部系统无功储备不足时, 防止发电机失磁故障扩大为局部系统的电压崩溃。当系统无功储备充足, 一机失磁不可能引发局部系统电压严重下降时, “三相同时低电压”主判据可以停用。

失磁保护的发电机机端阻抗主判据可同时设置“静稳边界”和“异步边界”, 以不同延时防止系统振荡时误动。必须设置防非失磁状态下误动的辅助判据, 常用的有励磁低电压、延时或负序电流 (或电压) 。

失磁保护应与励磁系统低励限制线相配合。

失磁保护的电压信号取自发电机机端电流信号取自发电机机端TA (5P20-30VA, 变比为8 000/5 A) 。

2.6 转子表层负序过负荷保护

为防止负序电流烧伤转子表层, 应设置转子表层负序过负荷保护, 该保护是保护转子不受负序电流烧伤的主保护, 由电机制造厂给定的参数I2∞ (发电机长期允许负序电流的标幺值) 和A (发电机转子表层短时承受负序电流能力的常数, A=Ⅰ22t秒) 唯一决定该保护的动作特性, 不必与系统相邻元件的保护匹配, 因为它不是短路后备保护。但必须注意系统两相短路, 发电机负序电流保护决不抢先系统保护动作, 以免发生全厂停电。

由于空冷的水轮发电机A值较大, 为简化保护装置, 依据《新规程》, 采用两段定时限负序电流保护。Ⅰ段动作电流ⅠI*=0.5～0.6, 经3～5 s动作于跳闸;Ⅱ段动作电流ⅠⅡ*=0.1, 经5～10 s动作于声光信号。

转子表层负序过负荷保护的电流信号取自发电机中性点侧TA (5P20-30VA, 变比为4 000/5 A) 。

2.7 发电机过电压保护

水轮发电机在突然甩负荷时, 转速上升必然导致定子绕组过电压, 所以水轮发电机都装设过电压保护, 其动作电压应根据定子绕组的绝缘状况决定。过电压保护宜动作于解列灭磁。

过电压保护的电压信号取自发电机机端

2.8 定子绕组过负荷保护

防止过负荷引起的发电机定子绕组过电流, 保护由定时限和反时限两部分组成。 (1) 定时限部分。动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定, 带时限动作于信号, 在有条件时, 可动作于自动减负荷。 (2) 反时限部分。动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定, 动作于停机。保护应反映电流变化时定子绕组的热积累过程。不考虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合。

定子绕组过负荷保护取自发电机机端TA (5P20-30VA, 变比为8 000/5 A) 。

2.9 励磁绕组过负荷保护

对励磁系统故障或强励时间过长的励磁绕组过负荷, 100 MW及以上采用半导体励磁的发电机, 应装设励磁绕组过负荷保护。对于120 MW自并励的沙湾发电机, 可装设定时限励磁绕组过负荷保护, 动作电流按正常运行最大励磁电流下能可靠返回的条件整定, 保护带时限动作于信号和降低励磁电流。

2.1 0 其他异常工况保护

沙湾发电机有必要装设以下异常工况保护:

(1) 断路器失灵保护。依据《新规程》, 由于发电机差动保护动作后其出口继电器不立即返回 (机组灭磁时间很长) , (如NR的保护里没有为这个设计) 为提高动作可靠性, 断路器未断开的判别元件应双重化。如果断路器的辅助触点信号可靠并且能够得到, 也可以将其作为判断条件之一。 (2) 断路器失灵保护启动后跳主变高压侧断路器。

以下异常工况, 沙湾发电机不装设保护: (1) 失步保护; (2) 频率异常保护; (3) 非全相运行保护 (发电机断路器三相联动) ; (4) 逆功率保护; (5) 误上电保护。

3 实际应用效果

发电机保护配置 篇4

关键词：误上电保护,阻抗判据,整定,运行维护,同期

1 概述

发电机停机或启机过程中未满足同期条件时其出口断路器误合闸统称为误上电。由于误上电会造成发电机严重烧损或大轴扭曲的重大事故, 因此大型发电机组应装设误上电保护。秦山第二核电厂主发电机一般由发电机出口断路器并网, 在发电机启动并网前主变、高压厂变通过秦山500kV联合开关站倒送电。发电机出口断路器未设置隔离刀闸, 在主变倒送电、发电机未并网的相当长一段时间内只有一个断口, 可能发生误合闸。该发电机电气主接线如图1所示。

2 误上电的危害

由于故障前工况的不同, 误上电产生的危害也有所不同, 具体如下。

(1) 机组不加励磁误合闸, 如转子静止、盘车、冲转加速过程。在不加励磁时, 发电机定子电流为零, 机端电压为零。此时若发电机出口断路器误合闸, 定子中将产生很大的电流, 特别是转子静止时误合闸, 转差为1, 发电机等效阻抗最小, 定子电流最大;同时, 定子电流所建立的旋转磁场将在转子上产生变化的差频电流, 若不及时切除电源, 流过电流的持续时间过长, 则在转子上产生的热效应将超过允许值, 会引起转子过热而损坏;此外, 突然加速还可能因润滑油油压低而损坏轴瓦。

(2) 无励磁非同期合闸。当发电机冲转到额定转速, 励磁开关尚未合闸时, 若发电机出口断路器误合闸为无励磁非同期合闸, 则此时汽轮发电机将输出较小的有功功率, 但会从电网吸收大量无功功率, 可能引起电网崩溃, 不利于电网稳定运行。

(3) 发电机非同期并网。非同期并网即在同期合闸的3个条件没有全部满足时并网, 此时并网定子中将产生巨大的冲击电流, 由于转子转速与同步转速间存在较大差异, 定子电流将在转子表面感应频率差电流, 导致转子表面局部温升, 若热积累时间过长, 则会损坏转子。非同期合闸对发电机组产生的巨大冲击还将缩短发电机的使用寿命;另外, 冲击电流会对发电机定子端部绕组产生强大的应力, 由此产生的电磁转矩引发机组轴系扭振运动, 形成疲劳损耗, 会缩短轴系有效使用寿命, 严重时将直接损坏大轴。

3 误上电保护的配置改进

秦山第二核电厂原误上电保护由低频元件和过电流元件组成, 主要用于盘车状态下的误合闸。当发电机出口断路器误合闸时, 由于外加电压的频率是额定频率, 因此低频元件返回, 为保证过电流元件动作后完成跳闸过程, 设置返回元件延时t来保证可靠跳闸。基于这一原理的保护简单可靠, 但仅应用于转子静止或频率很低时, 不能保护发生误上电概率较高的非同期合闸, 故正逐渐淘汰。采用低频和过流元件的误上电保护逻辑如图2所示。

新的误上电保护采用过流和阻抗元件组合, 如果在停机、盘车、升速过程中励磁开关尚处于断开时发电机出口断路器误上电, 那么过流元件和阻抗元件均动作, 构成双重保护, 快速出口。在励磁开关已合闸准备并网时过流判据被闭锁, 若此时发电机出口断路器误上电, 则阻抗元件动作, 出口跳闸。阻抗元件“Z<动作阻抗定值”判据为一个全阻抗继电器, “R<动作电阻定值”判据为一个电阻型继电器, 二者经“与”门构成低阻抗元件判据。采用新判据的误上电保护在发电机停机及正常并网过程中发生误上电时均可正确动作, 其逻辑如图3所示, 阻抗元件动作特性如图4所示。

LK—为灭磁开关辅助接点;QF—断路器辅助接点, 断路器断开时接点闭合

4 过流及阻抗元件整定

4.1 过流元件动作值整定

过流元件动作定值按最小异步启动电流整定, 即:

式中, Iop为动作整定值 (二次值) , 瞬时动作于出口断路器跳闸、灭磁;Iq为发电机误上电后被异步启动的最小启动电流, Iq=Ign/ (XS·min+X'd+Xt) (Ign为发电机额定电流, XS·min为最小运行方式下系统联系电抗, X'd为发电机超瞬变电抗, Xt为变压器阻抗) ;Krel为可靠系数, 可取0.5~0.7。

4.2 阻抗元件动作值整定

阻抗元件动作定值按发电机并网时能稳定运行的最小功率下 (30%) 所对应的阻抗来计算整定, 瞬时动作于出口断路器跳闸、灭磁, 即阻抗元件动作定值Zop为:

式中, Ugn为发电机额定电压;ni为发电机电流互感器变比;Ign为发电机额定电流;nv为发电机电压互感器变比。

电阻定值Rop为:

4.3 计算非同期合闸并网时阻抗元件动作行为

在发电机已加励磁, 机端电压为额定值, 系统处在最小运行方式下时, 若发电机误合闸, 假设系统标幺电势为1, 发电机电势为ejδ, 那么机端测量阻抗标幺值Zcl可表示为:

再将XΣ、X′d代入式 (5) 就可推导出相位差|δ|为多大时并网误上电保护能正确动作跳闸。

5 新判据存在的问题及运行经验

5.1 励磁开关接点对保护的影响

误上电保护应用于停机、盘车或启动过程中, 此时系统状态是复杂多变的。励磁开关起初设计取常闭接点, 但按照运行操作规程, 发电机冲转到额定转速之前励磁开关处于拉出状态, 二次插件断开, 那么常闭接点就会打开, 图3的误上电保护过流元件将被闭锁失去作用。为防止误上电保护拒动, 最终励磁开关改取常开接点, 然后在软件中取“非”, 这样即使励磁开关处于拉出状态也不影响误上电保护的正确动作。

5.2 保护的运行经验

发电机检修时, 由于其机端接地线挂在发电机电压互感器一次侧, 地线拆除前发电机保护无法采集电流、电压信号, 因此发电机保护是无效的, 此时发生误上电只有靠主变差动保护来保护。为此, 在发电机机端接地线拆除前应及时将误上电保护相关的电压互感器、电流互感器、励磁开关、发电机出口断路器等设备放在正常位置并视为运行设备;并网后退出该保护的硬压板。

6 结束语

误上电保护是发电机停机状态、盘车状态及并网前机组启动过程中误合断路器或并网合闸时的非同期合闸保护, 装设在机端, 可快速动作于跳断路器及发电机励磁开关。为保证保护可靠运行, 并网后宜退出该保护的硬压板, 停机时再重新投入该保护硬压板。大型发电机误上电保护对机组安全和电网安全具有重要的意义, 继保人员应熟悉该保护原理和整定方法。此外, 专业人员还应了解现场操作流程并根据实际情况运行维护好保护控制系统, 切实防止误上电保护拒动或误动。

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].第2版.北京:中国电力出版社, 2001

[2]姚晴林, 郭宝甫, 陈海龙, 等.发电机误上电保护新型主判据研制[J].电力系统自动化, 2013 (21) :176~179

发电机保护配置 篇5

随着电力系统规模的不断发展, 总装机容量在进一步增大, 电力系统正朝着“大机组、超高压、大电网”的方向发展。对于单机容量1 000MW的发电机变压器组 (简称发变组) 继电保护, 不能盲目套用600MW及以下机组的设计。本文在总结600MW及以下容量发变组保护多年配置经验基础上, 结合目前1 000MW发变组主接线形式、主设备结构特点, 以提高保护正确动作率为目标, 提出了1 000MW发变组保护配置的原则和注意事项。

1 1 000MW发变组主接线分析

1 000MW机组与300~600MW机组相比, 其发电机、主变压器型式等都发生了一定的变化, 因此在对1 000MW发变组进行保护配置前, 有必要对发变组的主设备结构特点、主接线形式进行比较分析。

1.1 1 000MW发电机

在接线形式、机端电压、励磁方式、冷却方式等方面, 对目前国内三大电机厂与外方合作的典型1 000MW发电机进行分析对比, 见表1。

与600MW等级发电机相比较, 1 000MW发电机除具有单机容量大、效率高等特点外, 从继电保护的角度出发, 还具有如下特点。

(1) 定子线棒外层绝缘耐压贮备系数较小, 发电机运行电压为27kV, 线负荷大, 其允许过电压的能力较低。

(2) 定子铁芯工作磁密较大, 各大发电设备厂为尽量减小发电机体积, 除选用优质构成材料之外, 其对有效材料的利用率很高。在结构设计时, 定子铁芯中的工作磁密B取值较大, 使定子铁芯容易饱和。

(3) 一次时间常数Tp较大, 以东方电机厂发电机为例, 其发电机出口Tp为314ms, 发电机主变压器组为299ms。

1.2 主变压器设备

在国内600MW机组工程中, 三相变压器已得到普及。而1 000MW机组配套的三相变压器目前应用较少, 缺乏实际运行经验, 无法准确预测三相变压器的制造水平与事故率, 且三相变压器生产周期普遍比单相变压器长, 其运输也受到一定限制, 因此目前国内大部分1 000MW级机组均采用了单相双卷变压器组, 采用三相双卷变压器的电厂较少。

作为1 000MW发变组继电保护配置, 应同时考虑采用单相变与三相变两种情况。

1.3 主接线形式

1 000MW机组与600MW机组主接线并无太大变化, 都采用发电机-变压器组单元接线通过双卷变压器接至厂内升压站500kV配电装置, 每台机组高压厂用变压器“T”接于发电机出口的封闭母线上。

2 发变组保护配置方案

2.1 100~600MW发变组保护配置分析

GB 14285—2006《继电保护和安全自动装置技术规程》 (以下简称《继保规程》) 要求, 100MW及以上容量发变组应装设双重主保护。《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》 (试行) [国家电网生技[2005]400号文] (以下简称《反措》) 也明确提出, 采用双套主保护、双套后备保护, 单元制接线发变组应使用主、后一体化的保护装置。为此, 目前100MW以下机组普遍按单主单后、主后分开或合一配置, 而100~600MW机组则基本按双主双后、主后合一配置。但双重化保护面临的防误动问题比防拒动更严峻, 防误动也因此成为后续发变组保护配置工作的重点。另外, 100MW及以上容量发变组保护不正确动作原因是多方面的, 有运行维护管理方面的责任 (误碰、误接线、误整定、误操作等) , 制造部门的责任 (制造不良、原理缺陷、芯片损坏和电源故障等) , 基建部门的责任等, 其中运行维护管理、制造部门方面为主要原因。

若要提高保护的正确动作率, 则在进行1 000MW发变组保护配置设计时可从以下方面着手。

(1) 在确保保护配置完整性基础上, 尽量简化发变组保护二次接线, 降低运行维护管理方面所带来的不正确动作概率。

(2) 降低单个元器件故障造成保护不正确动作的概率, 如要求制造厂提高元器件的质量、采用进口元器件、各保护元器件间采取相互闭锁的措施等。

(3) 根据主设备结构特点选择合理的保护原理, 避免原理性缺陷造成保护不正确动作。

2.2 1 000MW发变组保护配置原则

考虑1 000MW机组的重要性, 参考《继保规程》和《反措》相关规定, 1 000MW发变组保护应至少考虑双主双后配置。若采用三套甚至更多套保护配置方案, 则在任何一套保护检修的情况下, 其余两套保护保持运行, 可降低保护拒动率, 但同时也存在如下缺点。

(1) 发电机出口、中性点套管TA安装已很拥挤, 无法为增加的保护提供独立的TA二次绕组, 由此将造成各套保护间需共用TA, 而无法完全独立。

(2) 误动率方面, 若三套保护独立出口, 则保护元件故障导致不正确动作的概率将增加;若跳闸出口采用三取二逻辑, 则会增加接线的复杂度, 也增加保护误动率。

显然, 在相同的制造水平下, 三套甚至更多套保护配置方案较双主双后保护具有更高的误动率, 且各套保护间无法相互独立, 不适宜作为1 000MW发变组保护的配置方案。

在传统的双主双后配置中, 两套保护间相互独立, 且每套保护出口具有二取一逻辑。由于该配置具有很高的正确动作率 (特别是拒动率方面) 和多年成熟的运行、检修经验, 因此1 000MW发变组推荐采用双主双后保护配置。

对于变压器非电量保护是否需双套配置, 《继保规程》未给予明确, 而根据工程应用实践, 单套配置已可满足工程要求, 因此非电量可独立一套配置。

据调研, 国内目前已投运或在建的1 000MW机组, 包括邹县电厂、潮州电厂、海门电厂、大亚湾核电站、岭澳核电站等, 发变组保护都是按“电量保护双主双后进行、非电量保护独立一套”配置。但是, 由于对双重化配置的含义理解还存在不少的分歧, 上述1 000MW机组出现了几种不同的双重化配置方式, 如图1~3所示 (第二套电量保护同第一套) , 其比较见表2。

%%%%%%注:不正确动作率考虑各保护配置方案中软、硬件制造质量处于同一水平;拒动率和误动率仅为各方案间高低排名。

由表2可知, 方式一即为目前实际工程100~600MW发变组主要的配置形式, 实践证明100~600MW发变组保护装置的软、硬件制造已达到较高水平, 双重化保护面临的防误动问题比防拒动要严峻的多;而方式二、三较方式一误动率都有所提高。因此, 对于1 000MW发变组保护推荐采用方式一。

综上所述, 1 000MW发变组保护推荐采用双主双后配置方案, 并应优先采用双主双后、主后合一、各主设备共用2台装置的配置方式。

3 保护配置中的几个问题

在对各主设备故障或异常情况配置保护时, 必须结合1 000MW发电机及配套变压器结构特点、主接线情况, 进行保护原理的合理选择, 并考虑二次接线的复杂度。

3.1 发电机定子匝间短路保护

目前, 发电机出口电压达到27kV, 对绕组绝缘的要求高。虽然国内三大电机厂均承诺其发电机不会发生匝间短路, 不必装设此保护, 但发电机端部结构复杂, 既有相间绝缘又有匝间绝缘, 如果端部固定不当或发生振动, 就可能使绝缘逐渐磨损而引起短路, 而且装设匝间保护所涉及的费用并不高, 因此有必要装设匝间短路保护。

3.2 发电机定子接地保护

目前, 注入式定子接地保护技术已实现国产化, 并得到成熟应用, 其具有能连续测量定子绕组绝缘水平, 在未加励磁时也能起保护作用的优点。对于1 000MW发变组可采用双套定子接地保护配置方案:一套采用零序电压+三次谐波电压式接地保护原理;另一套采用注入式定子接地保护原理。

3.3 主变压器零序差动保护

目前, 国内大部分1 000MW级机组均采用了单相双卷变压器组, 采用三相双卷变压器的电厂较少。单相变压器绕组的短路类型主要是绕组对铁芯的绝缘损坏 (即单相接地短路故障) , 相间短路故障出现的可能性极小, 而变压器纵差保护在变压器内部单相接地时, 通常灵敏度很低, 因此为此类变压器配置灵敏度高、动作速度快的零序差动保护有着重要的意义。

零序差动保护在整定上需要躲过区外单相、两相和三相短路时产生的最大不平衡零序差动电流, 而这种电流往往较大, 在保护动作电流和制动电流特性的选取上不合适, 就会导致该保护的动作电流较大, 而灵敏度较低。为此在保护配置中应注意以下事项。

(1) 电流互感器的同型系数对零序差动保护的动作电流整定影响比较大, 因此工程设计时尽可能要求零序差动所用的TA型式、变比及容量相同。

(2) 建议保护原理采用最大相电流制动, 使保护装置动作的灵敏度和可靠性较高。

3.4 保护TA的配置

1 000MW机组较600MW级机组的一次时间常数Tp大, 以东方电机厂发电机为例, 其发电机出口Tp为314ms, 而发电机主变压器组为299ms, 因此保护用TA宜采用TPY级。

由于1 000MW机组短路电流较大, 造成短路电流倍数Kssc、暂态面积系数Ktd都有所提高, 存在TA安装不下的问题。具体工程设计过程中, 应与制造厂紧密配合, 且在技术经济条件允许下, 发变组各保护TA应尽量采用TPY级。

4 结束语

综上所述, 发变组保护推荐采用双主双后配置方案, 并应优先采用双主双后、主后合一、各主设备共用2台装置方式;对于发电机保护, 建议保留定子匝间保护的配置, 定子接地保护建议一套采用零序电压+三次谐波电压式接地保护原理, 另一套采用注入式定子接地保护原理;对于变压器保护, 在配置零序差动保护国产中, 应注意TA的同型度, 保护原理建议采用最大相电流制动;在技术经济条件允许下, 发变组各保护TA应尽量采用TPY级。

参考文献

[1]沈晓凡, 程逍, 章激扬.2005年全国电网继电保护装置运行情况分析[J].电力设备, 2010, 8 (2) :26~29

[2]GB/T14285—2006继电保护和安全自动装置技术规程[S]

浅谈大型发电机组继电保护的配置 篇6

黄河拉西瓦水电站位于青海省贵德县与贵南县交界的黄河干流上，是黄河上游龙羊峡至青铜峡河段规划的第二个梯级电站。电站总装机容量4200MW，为有6台混流式水轮发电机组，单机额定容量为700MW，发电机出口电压为18KV，设有发电机出口断路器，主变压器采用单相变压器，容量为800MVA。电站出线电压为750KV，出线三回，其中备用一回。主接线方式为发电机与变压器组之间采用联合单元接线，750KV设备采用32混合接线。发电机中性点接地方式为经配电变压器接地。它的建成将对西北电网750kv网架起着重要的支撑作用，是“西电东送”北通道的骨干电源，也是实现西部水火电“打捆”送往华北电网的战略性工程。

2 大型发电机组的特点

随着单机容量的增大，大型发电机组有以下特点：

1)材料有效利用率提高。它使机组惯性时间常数降低，造成易失步，并使发电机热容量降低，导致定子和转子绕组过负荷允许时间缩短，转子承受负序电流能力明显降低。要求保护能反应发电机失步、过负荷，并能与发电机承受负序电流能力相配合。

2)电机参数Xd、X′d、X″d等电抗增大。这将造成短路电流水平相对降低，非周期分量衰减缓慢，静稳储备系数减小等。对保护要求提高灵敏性，动作速度快并能反应发电机的失磁和失步等。

3)结构工艺和运行方面。如：冷却方式复杂、增加了机组故障的机率和范围;发电机轴长与直径之比加大，使机组振动加剧;运行中的故障机率较高，异常运行时出现的问题也较多，如失磁、失步、过励磁、低频、逆功率等。因此，要求定子接地保护有100%保护区，保护能反应匝间短路故障和各种异常运行情况等。

3 拉西瓦水电站机组保护配置方案

国电调【2002】138号文件中《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细则中明确指出：

1) 100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置(非电量保护除外)，每套保护均应含完整的差动及后备保护。(反措第6.3条)。2)保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套正常运行。(反措第2.11条)。

根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，拉西瓦水电站机组保护配置方案如下：

1)发电机保护按双套保护系统分别组屏原则，分别装于两块保护盘。每块盘配置一套完整的发电机主保护及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能动作于跳闸或发信号。2)发电机的非电量保护，断路器失灵保护，发电机外加20HZ低频交流电源型(100%)定子绕组单相接地保护，发电机误上电保护和断路器闪络保护单独设置一块保护盘，非电量保护和电气量保护装置分层布置，各保护电源回路和跳闸出口回路应彼此独立。

发电机保护按双套主保护、双套异常运行保护，双套后备保护的完全配置，符合电力系统保护双重化的概念，两套独立完全的装置，每套装置具有主保护与后备保护的全部功能，保证一面屏退出，另一面屏可以单独维持运行。非电量和电量分层布置，二次回路更简洁，且符合反措要求。

4 拉西瓦水电站机组保护配置特点

4.1 发电机主保护

发电机完全纵差保护对相间故障的灵敏度最高，但对定子绕组匝间短路和开焊故障却无能为力，而零序电流型横差保护、不完全纵差保护、裂相差动保护则可以弥补其不足，对相间短路也能很好地反应。它们组合在一起，可以对发电机构成非常完善的主保护双重化方案。

传统的的水轮发电机出线方式和保护配置(如图1所示)。对于拉西瓦水电站每相分支数为奇数(a=7)的大型水轮发电机，其主保护定量化设计可归纳为一个每相3分支的水轮发电机主保护配置方案的设计，立足于如何使用不完全裂相横差保护，即根据发电机实际可能发生的故障特点，舍弃每相某一分支的同时实现对剩余偶数分支的合理分组(相邻或相隔方式)。

拉西瓦水电站发电机引出3个中性点并装设分之电流互感器(TA)，在采用“不完全裂相横差+不完全纵差”构成的“一横一纵”初步格局的基础上，在增加一套零序电流型横差保护，形成“两横一纵”(如图2所示)，所费不多却能更进一步提高主保护配置方案的性能，实现无保护死区和一块对所有内部故障有两种及以上不同原理主保护灵敏动作的“双优”目标，在选择零序电流型横差保护的构成形式时，将不完全裂相横差保护舍弃的分支单独引入，以取得上述两种主保护方案之间的互补性，从而提高最终主保护配置方案的性能。

4.2 定子一点接地保护

由于发电机容易发生绕组线棒和定子铁芯之间绝缘的破坏，因此发生单相接地故障的比例很高，约占定子故障地70%～80%。由于大型发电机定子绕组对地电容较大，当发电机机端附近发生接地故障时，故障点的电容电流比较大，影响发电机的安全运行;同时由于接地故障的存在，会引起接地弧光过电压，可能导致发电机其他位置绝缘的破坏，形成危害严重的相间或匝间短路故障。为防止此类事故的发生，规程要求装设高灵敏度、无动作死区的发电机定子单相接地保护，即100%动作区。

鉴于拉西瓦水电站机组经配电变压器高阻接地，且对地电容大，故装设双频式定子接地保护(基波零序电压式原理定子接地保护和三次谐波电压式原理定子接地保护)，和注入20HZ电源式定子接地保护构成互补型定子接地保护。

基波零序电压式定子接地保护，保护范围为由机端至机内90%左右定子绕组单相接地故障。三次谐波电压式定子接地保护范围是：反应发电机中型点向机内20%左右定子绕组或机端附近定子绕组单相接地故障，与基波零序电压式定子接地保护联合构成100%定子接地保护。

然而，常规的双频式定子接地保护由于3U0原理有死区，3W原理受设备参数影响较大，判据稳定性差，存在一定的缺陷。而注入20HZ电源式定子接地保护(如图3所示)通过检测对地泄漏电流来实现保护逻辑，不受机组运行状况影响，无死区，实现100%范围内保护，还可以起到监视定子绕组绝缘老化的作用。因此，注入式定子接地保护是一种行之有效的原理，在国外机组保护装置中已广泛应用。

在考虑到双重化的保护装置不宜采用两套相同原理的外加电源式定子接地保护方案，拉西瓦水电站机组定子接地保护构成方案为：

A套：基波零序电压式原理定子接地保护和三次谐波电压式原理定子接地保护;B套：注入20HZ电源式定子接地保护。

4.3 励磁绕组一点接地保护

发电机励磁回路(包括转子绕组)绝缘破坏会引起转子绕组匝间短路和励磁回路一点接地故障以及两点接地故障。发电机励磁回路一点接地故障很常见，而两点接地故障也时有发生。励磁回路一点接地故障，对发电机并为造成危害，如果发生两点接地故障，则将严重威胁发电机的安全。

当发电机励磁回路发生两点接地故障时，由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体;由于部分绕组被短接，励磁电流增加，可能因过热而烧伤励磁绕组;同时，部分绕组被短接后，使得气隙磁通失去平衡，从而引起振动，造成灾难性的后果。因此，发电机必须装设励磁绕组一点接地保护。

励磁绕组一点接地保护根据原理的不同可分为非注入式和注入式保护两大类。非注入式保护依靠励磁绕组本身电压和电流量作为保护判据的基本参量;注入式保护则需要外加辅助电源，由该辅助电源把计算保护判据用的电压量或电流量注入转子，以此作为保护计算的基本参量。

拉西瓦水轮发电机组励磁绕组一点接地保护采用迭加电源切换采样原理(如图4所示)，注入电压为直流50V，注入到转子负极与大轴之间，并由一个电子开关切换“开”、“闭”状态，获取转子负极对大轴的两个泄漏电流，求解方程组后，实时计算出转子接地电阻，并可显示。这种原理的励磁绕组一点接地保护，在转子整个大轴上的灵敏度均等。并且由于励磁绕组一点接地保护的注入直流电源系装置自产，当转子为加励磁电压时也能监视转子绝缘。无论在机组运行，开机过程及机组停运时保护均可起到保护作用。

4.4 失步保护

对于大型发电机组，电抗较大，系统等值阻抗却往往较小，一旦发生系统振荡，振荡中心常位于发电机附近，对机组产生严重影响。因此，对于百万千瓦级机组要装设失步保护。

4.5 过励磁保护

大容量发电机无论在设计和用材方面裕度都比较小，其工作磁密很接近饱和密度。当由于调压器故障或频率下降等原因，使发电机产生过励磁时，有可能造成发电机金属部分的严重过热，在极端情况下，使局部矽钢片很快熔化。因此，对大容量发电机应装设过励磁保护。

4.6 其他异常工况保护

1)定子绕组过电压保护：由于水轮发电机的调速系统惯性较大，动作缓慢，因此在突然甩去负荷时，转速将超过额定值，这时机端电压有可能高达额定值的1.8～2倍。为防止水轮发电机定子绕组绝缘遭到破坏，在水轮发电机上应装设过电压保护。

2)定子绕组过电流保护：当发电机纵差保护范围外发生短路，而短路元件的保护或断路器拒绝动作时，为了可靠切除故障，则应装设反应外部短路的过电流保护。

3)过负荷保护：发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号的保护。中小型发电机只装设定子过负荷保护;大型发电机应分别装设定子过负荷和励磁绕组过负荷保护。

4)负序电流保护：电力系统发生不对称短路或者三相负荷不对称时，发电机定子绕组中就有负序电流。该电流产生反向旋转磁场，相对于转子为两倍同步转速，因此在转子中出现100HZ的倍频电流，它会使转子端部、护内表面等电流密度很大的部位过热，造成转子的局部灼伤。中小型发电机多装设负序定时限电流保护，大型发电机多装设负序反时限电流保护。

5)轴电流保护：大型发电机的轴-轴承-基础回路可能由三种原因引起电动势(轴电压)：静电效应、恒定的或交变的轴向磁通，交变磁通与上述回路的交链。轴电压的数值可达数伏，有时可能超过10V。当励磁机侧(滑环侧)轴端的对地绝缘垫损坏时，在轴电压的作用下，轴电流可能非常大。如果轴电流密度0.2A/cm2，发电机转轴轴颈的滑动表面和轴瓦就可能被损坏，为此大型发电机组要装设轴电流保护。

6)大型发电机应装设CT断线保护，以防止CT开路时产生的高压危及人身及设备安全。CT断线保护应动作于立即跳闸。

7)大型发电机应装设PT断线闭锁保护，并动作于信号。

5 结论

切实加强大型发电机组的继电保护设备的设计与管理工作，保证在保护范围内任一点发生各种故障，均有双重或多重原理不同的主保护，要有选择地、快速地、灵敏地切除故障，使机组受到的损伤最轻，对电力系统的影响最小。

参考文献

[1]王维俭.发电机变压器继电保护应用[M].北京:中国电力出版社.

[2]张保会, 尹项根.电力系统继电保护[M].北京:中国电力出版社.

浅谈水轮发电机组保护的配置与特点 篇7

1 水轮机保护的配置与特点

1.1 在水轮机前面装设蝴蝶阀、球阀或快速闸门

当机组转速达额定转速的140%时, 立刻关闭蝴蝶阀、球阀或快速闸门, 截断水流, 使机组迅速停机, 以缩短水轮机在过速或飞逸转速下运行的时间, 起到对水轮机的保护作用。

1.2 水轮机调速器中装设事故配压阀

机组正常运行时, 事故配压阀仅作为压力油的通道, 使调速器主配压阀与接力器的管道接通;当机组甩负荷又遇调速系统故障时, 事故配压阀动作, 切断主配压阀与接力器的联系, 而直接把压力油从油压装置接入接力器, 使接力器迅速关闭, 实现机组紧急停机, 防止机组在过速或飞逸转速下运行时间过长, 起到对水轮机的保护作用。

1.3 剪断销保护装置

由剪断销及其信号器组成。水轮机导水机构的传动机构中, 连接板和导叶臂之间是通过剪断销连接在一起的。正常情况下, 导叶在动作过程中, 剪断销有足够强度带动导叶转动, 但当某导叶间有异物卡住时, 导叶轴和导叶臂都不能动了, 而连接板在叉头带动下转动, 因而对剪断销产生剪切, 当该剪切应力增加到正常操作应力的1.5倍时, 剪断销首先被剪断, 该导叶脱离控制环, 而其他导叶仍可正常转动, 避免事故扩大。同时剪断销剪断后, 使剪断销信号器的动合触点闭合, 发出信号告诉运行人员。

1.4 真空破坏阀

机组甩负荷或因其他故障紧急停机时, 由于导叶迅速关闭, 水流由于惯性作用继续向下游流去, 在转轮室内产生很大真空。转轮室内尾水在压差的作用下, 尾水水流又反流向转轮室冲击转轮叶片及支持盖。由于水击的作用, 产生很大的冲击力, 出现抬机现象, 严重的会使机组出现破坏性事故。真空破坏阀, 就是用来补气, 以防止出现上述事故的辅助设施, 以起到对水轮机的保护作用。

1.5 其他保护

水轮机还设置有轴承温度升高、冷却水中断、事故低油压、顶盖水位升高、压油装置故障 (包括油温、油位、油压、油质异常) 、主轴密封水压异常等保护。

2 保护发电机的配置

2.1 发电机的故障类型和不正常运行状态

发电机故障类型主要有:定子绕组相间短路;定子绕组一相的匝间短路;定子绕组单相接地;转子绕组一点接地或两点接地;转子励磁回路励磁电流消失。发电机不正常运行状态主要有:由于外部短路引起的定子绕组过电流;由于负荷超过发电机额定容量而引起的三相对称过负荷;由外部不对称短路或不对称负荷而引起的发电机负序过负荷;由于突然甩负荷而引起的定子绕组过电压;由于励磁回路故障或强励时间过长而引起的转子绕组过负荷等。

2.2 发电机保护的配置与特点

针对上述故障类型和不正常运行状态, 发电机应配置如下保护:

1) 对1MW以上发电机的定子绕组及其引出线的相间短路, 应装设纵联差动保护。纵联差动保护是发电机内部相间短路的主保护, 它能快速而灵敏地切除内部所发生的故障;同时, 在正常运行及外部故障时, 又能保证动作的选择性和工作的可靠性。

2) 对发电机定子绕组单相接地故障, 当发电机电压网络的接地电容电流大于或等于5A时, 应装设动作于跳闸的零序电流保护;当接地电容电流小于5A时, 则装设作用于信号的接地保护。因为根据安全要求, 发电机的外壳都是接地的, 所以定子绕组因绝缘破坏而引起的单相接地故障就比较普遍, 为此, 对容量在100MW及以上的发电机, 应装设保护区为100%的定子接地保护。

3) 对于发电机定子绕组的匝间短路, 当绕组接成星形且每相中又引出并联支路时, 应装设横联差动保护。横联差动保护是利用两个并联支路电流之差的原理实现对发电机绕组匝间短路的保护, 并且它还能反应定子绕组上可能出现的分支开焊故障。

4) 对于发电机外部短路引起的过电流, 若是50MW及以上的发电机, 应装设复合电压启动的过电流保护;若是1MW以下的小发电机, 则可只装设过电流保护。

5) 对于由不对称负荷或外部不对称短路而引起的负序过电流, 一般在50MW及以上的发电机应装设负序电流保护。负序电流保护是对由于定子绕组电流不平衡而引起转子过热和防止振动加剧的一种保护, 因此应作为发电机的主保护方式之一。

6) 对于有对称负荷引起的发电机定子绕组过电流, 应装设接于一相的过电流保护。

7) 对于发电机绕组过电压, 应装设带延时的过电压保护。

8) 对于发电机励磁回路一般要装设一点接地保护, 但小容量机组可采用定期检测装置。

9) 对于发电机励磁消失的故障, 在发电机不允许失磁运行时, 应在自动灭磁开关断开时连锁断开发电机的断路器, 并且还应增设直接反应发电机失磁时电气参数变化的专用失磁保护, 以便及时发现失磁故障, 并采取必要的措施, 例如发出信号由运行人员及时处理、自动减负荷或动作于跳闸等, 以确保电力系统和发电机的安全。

10) 对于转子回路的过负荷, 必要时还应装设转子过负荷保护。

11) 对于当电力系统振荡影响机组安全运行时, 在300MW及以上的发电机组上还应增设失步保护。

2.3 发电机保护的基本要求

为了快速消除发电机内部的故障, 在保护动作于发电机断路器跳闸的同时, 还必须动作于断开自动灭磁开关, 断开发电机励磁回路, 以使转子回路电流不会在定子绕组中再感应电势, 继续供给短路电流, 防止发电机被继续遭受进一步的破坏。因此, 对动作于发电机断路器跳闸的保护, 应满足如下基本要求:

2.3.1选择性

保护动作时, 仅将发生故障的发电机从电力系统中切除, 使停电范围尽量缩小, 以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。

2.3.2 速动性

发电机发生故障时, 力求保护快速地切除故障, 以提高电力系统并列运行的稳定性以及减少发电机的损坏程度。

2.3.3 灵敏性

当发电机保护范围内发生故障或不正常运行状态时, 保护都能敏锐感觉, 正确反应。

2.3.4 可靠性

当发电机保护范围内发生应该保护动作的故障时, 保护不应该拒绝动作, 而在任何其他该保护不应该动作的情况下, 则不应该误动作。

2.3.5 经济性

根据发电机在电力系统中的作用和地位权衡考虑保护的投资配置。

3 水轮发电机组保护的基本任务

为了确保发生故障时水轮发电机组和电力系统遭受破坏最小, 水轮发电机组配置的保护必须完成如下基本任务。

1) 真实而准确地反应水轮发电机组的不正常运行状态, 并根据运行维护情况而动作于发信号、减负荷、跳闸或停机。

2) 自动、准确、迅速、可靠地切除水轮发电机组的故障, 使其免于继续遭到破坏, 保证其他无故障部分迅速恢复正常运行。

摘要：水轮发电机组是水电厂中最重要的动力设备, 也是最贵重的电气元件, 为了确保水轮发电机组安全、稳定、高效运行和保证电力系统的正常工作及电能质量, 根据水轮发电机组的不同容量和在电力系统中所起的不同作用, 就需对水轮发电机组配置相应不同的保护。本文就水轮机方面的机械保护和发电机方面的电气保护入手, 谈论了水轮发电机组保护的配置与特点, 但无论怎样配置, 都必须最终确保所配保护经济合理、动作可靠且故障时水轮发电机组遭受损害最小。

关键词：水轮发电机组,保护,配置特点

参考文献

[1]刘大恺.水轮机[M].北京:中国水利水电出版社, 1996.

[2]蒋静华.水轮发电机组运行与维护[M].北京:水利电力出版社, 1992.

[3]马长贵.高压电网继电保护原理[M].北京:水利电力出版社, 1987.

发电机保护配置 篇8

因西北和内蒙古的天然气资源开发,“西气东输”工程的推进,9F系列重型燃气轮机作为目前世界上商业应用数目最多、运行时间最长的大功率发电燃气轮机,近几年在中国发展迅速,但是其机组保护设备的国产化才刚刚起步。

本文以福建晋江电厂的GE 9FA型燃气-蒸汽联合循环发电机组(以下简称为9FA型燃气轮机组),讨论分析其保护配置特点和运行特点,设计出最优化的机组保护设备国产化解决方案。

1 9FA型燃气轮机组保护设备国产化的现状分析[1,2]

目前,国内已建和在建的9FA型燃气轮机组的保护设备基本都是由国外厂家直接配套供货,还没有国产化应用实例。从已建项目的运行情况看,大多存在发电机组保护的配置方式不完全符合《GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程》(以下简称《规程》)和《国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)》(以下简称《反措》)的要求,技术服务跟不上,备品价格高等问题。由于经济利益的关系,在引进技术或安装设备时,国外厂家在技术上对我国进行封锁;此外,在技术捆绑进口的国内合作单位主要是机组一次设备的制造厂家,由于专业领域的不同,也在客观上限制了对二次保护设备在技术、制造工艺等方面的研究,机组保护设备的技术甚至达不到国内最好水平。

与常规火电机组相比,9FA型燃气轮机组的正常运行对继电保护没有特殊要求,可参考常规机组成熟的继电保护原理和配置方案。但在启动过程中,9FA型燃气轮机组运行方式和工艺系统与常规机组存在不同之处,这是燃气轮机组保护设备的技术难点,但抽水蓄能机组在类似工况下有较为成熟的解决方案和运行经验,可以借鉴。

国内的发电机组保护设备的配置方案和保护原理更贴合国内运行情况,能更快响应《规程》和《反措》的要求,有装置采购成本低、售后服务反应快捷、备品备件充裕、人机界面友好等更多优点。9FA型燃气机组的保护设备国产化已经具备了成熟的条件。

2 9FA型燃气轮机组的启动特性及技术解决方案

2.1 启动特性[3,4]

采用负载换流型变频器(LCI)变频启动系统的9FA型燃气轮机组,在启动过程中,频率是从零逐步上升,直到LCI变频启动系统退出,投入原动力和励磁,一般需要30 min左右,机组启停也比较频繁。图1为目前常见的燃气轮电站工程的启动特性NN、IN、UN分别表示燃气轮发电机的额定转速、静止变频器输出电流和电压的额定值。由图中可以看到,在整个启动期间,发电机的相对转速均小于70%,因此燃气轮机组的启停机保护必须具有明显的低频特性,必须针对可能出现的故障类型和异常运行工况进行特性分析,并提供相应的解决方案。

2.2 启动解决方案[5]

从图1的第1个图中可以看出,针对低频启动的9F燃气轮机组的启停机保护应能在大于5 Hz后准确运行。

2.2.1 接地故障[6,7]

发电机中性点接地方式采用配电变压器方式,如图2所示。LCI作为发电机启动设备,在启动期间将与发电机主回路相连,LCI整流器出线侧和LCI逆变器进线侧之间是直流回路,如在LCI直流回路发生接地故障,直流故障电流将流过发电机主回路,会有非常大的直流故障电流流过配电变压器,配电变压器容量小,将可能在极短时间内烧毁。因此在启动过程中,为保证配电变压器的安全,发电机中性点接地隔离开关在LCI启动期间断开,启动结束后再闭合。

对这种接地方案进行分析。

a.LCI整流器柜与逆变器柜、DC电抗器之间是采用母线连接,距离大概5 m,发生接地故障的几率很低。在LCI系统中已配置接地保护,机组保护可不再配置反映直流接地故障的保护。

b.在发电机中性点接地隔离开关打开期间,发电机处于中性点不接地状态,LCI输出到发电机主回路电压不超过3.96kV,若发电机定子绕组发生单相接地故障,接地点电流是发电机本身及其引出回路所连接元件(主母、发电机出口断路器发电机侧、LCI隔离开关至LCI逆变器柜之间电缆)的对地电容电流。

根据电厂提供的资料,电容总和不大于1μF。

因接地电容电流值随发电机转速的提高而增大,LCI是在发电机转速从0～2000 r/min期间运行,因此发电机单相接地电流变化范围:

GE提供的发电机定子绕组单相接地允许电流为10 A,在绝大部分工况下单相接地电容电流也小于1 A,基本对发电机定子绕组绝缘没有损坏。

当发电机中性点的隔离开关合上之后,可投入反应定子3 U0原理的启停机保护,反映发电机低速运行时的定子接地故障,采用专用的测量回路,工作频率范围2～55 Hz。

因相同原因,为避免机端电压互感器(TV)因容量不够而损坏,二次绕组和三次绕组在启动过程中不接地,零序电压无法从机端TV取出,改取自主变低压侧TV,发电机基波零序电压式(3U0)定子接地保护在发电机中性点的隔离开关闭合之后才投入运行,发电机三次谐波电压式(3W)定子接地保护在机端断路器闭合后投入运行。

2.2.2 相间故障:低频过电流保护

低频启动过程中需增设具有频率补偿的过流保护,反映发电机低速运行时的相间故障。采用专用的测量回路,软件算法与频率无关,工作频率范围为2～55 Hz。

2.2.3 相间故障后备保护:低压过流保护(启动用)

作为LCI系统在启动过程中的相间故障的后备保护,电流定值根据启动工况整定。

2.2.4 过激磁保护

发电机电压随时间变化的关系以及控制器在不同区段采用的控制策略,在启动过程的初始阶段,LCI采取恒压频比控制逐步过渡到恒压控制,见图1的第3个图。从完善启停机保护的配置方案出发,必须考虑由于控制器失灵、响应速度过慢等原因所导致的过激磁,因此启动过程中必须配置过激磁保护。

在保护装置中对过激磁采用专用滤波通道,经过低通滤波之后的表达式;

式中u(t)为机端电压;UN为机端额定电压;fN为额

定频率;Uf为过激磁倍数。

选择适当的K值则可以使Uf等于u(f)有效值,在低频启动阶段采用频率补偿算法使得u(t)的有效值真实反映过激磁倍数Uf。

现场应用证明,采用频率自适应算法后,基波幅值的获取不受频率偏移的影响,算法可以有效地滤除谐波分量的影响,频率跟踪范围可保证在5～55 Hz的变频启动过程中,以及发电机正常运行阶段都能准确地采集到电压和电流量,准确地反映运行工况,有效地保护机组的安全稳定运行。

3 9FA型燃气轮机组的主保护配置及技术解决方案

3.1 主保护配置[8]

发电机差动保护和主变差动保护作为发电机和变压器相间故障的主保护,为保证主保护范围无死区,差动保护在电流互感器(TA)配置时采用了交叉配置,该工程的系统接线原理图如图3所示。

发电机差动取用TA1和TA3的二次电流,而主变差动保护采用主变低压侧TA2和厂变高压侧TA4以及主变高压侧TA5的电流。这带来了3个问题。

a.发电机差动保护的低频工作特性。传统的发电机差动循环闭锁原理在低频启动过程中的工作特性带来的问题。

b.发电机差动保护TA不同型[9]。TA1和TA2为GE配套的C800型TA(变比18000/5A),TA3为国内采购的5P20型TA(变比18000/5A),差动保护两侧TA不同型,稳态和暂态传变误差对保护运行的影响。

c.主变差动保护存在2种运行方式。主变差动保护在机组启动的全程保持投入状态。主变差动保护采用主变低压侧TA2和厂变高压侧TA4以及主变高压侧TA5的电流,在启动过程中,TA2的电流为一个低频系统,TA4和TA5的电流为系统工频系统,工频系统保持差动平衡,TA2的电流在启动过程中是主变差动的漏电流。一旦机端断路器闭合,发电机-变压器单元接线方式运行,主变差动的三侧电流形成差动平衡系统。

3.2 主保护配置的技术解决方案

3.2.1 发电机差动保护的低频工作特性

对于9FA型燃气轮机组,考虑到启动过程中的低频特性对常规的循环闭锁原理(如图4所示)中负序电压计算的影响,最终采用单相差动出口方式原理(如图5所示),保证发电机在启动过程中全程投入运行。

3.2.2 发电机差动保护TA不同型

在过去国外配套机组保护设备中,发电机差动保护动作曲线如图6所示。

保护整定的最小启动电流为0.115 p.u.(以TA二次侧额定电流为基准,折算以发电机额定电流为基准:0.15IN),通过调研多家采用国外配套机组保护设备的电厂,该定值在发电机二次回路接地或TA断线时曾经出现过保护误动作,在区外故障切除时,由于差动保护两侧TA不同型,稳态和暂态传变误差,可能导致两侧TA二次电流幅值大小相同,但相位相差10°～30°,差流增大保护误动。因此,最终确定保留原动作特性,抬高启动电流定值到0.3IN,但加入差动保护启动告警判据,其定值为1/3Iq,即0.1IN,不但提高了保护灵敏度,又能在发电机二次回路轻微异常工况下可靠告警。

3.2.3 主变差动保护的配置改进方案

针对主变差动保护的运行方式,目前有2种解决方案。

方案1配置一套主变差动,抬高差动保护定值,躲过启动过程中的不平衡电流,但会影响保护的动作灵敏度,因此被否定。

方案2配置2套主变差动保护:主变差动保护-启动和主变差动保护-投运,前者为两侧差动,只取厂变高压侧(TA4)和主变高压侧(TA5)的电流,在启动过程中投入运行,机端断路器闭合之后退出;后者为三侧差动,取机端(TA2)、厂变高压侧(TA4)和主变高压侧(TA5)的电流,在并网之后投入运行。在该方案的早期讨论时采用了发电机出口断路器GCB的辅助节点作为保护投退节点,但在甩负荷试验中发现,GCB在断开后,机端电流衰减很慢,录波如图7所示,断路器辅助节点的变位过程中存在近30 ms的电流,可能会导致主变差动保护误动。图中,1～3为发电机定子电流;9～11为主变高压侧电流;21～23为高厂变高压侧电流;1'为发动机差动跳闸;97为发电机出口断路器合位;98为发电机出口断路器分位;101为主变高压侧断路器合位;102为主变高压侧断路器分位。

最终确定MARKVI中LCI的辅助节点作为主变差动的投退控制,直接反映LCI系统投入与退出的特殊过程,也避免了GCB断开的暂态过程。

4结语