保护逻辑
第一部分汽轮机SCS及保护逻辑
一、辅机循环水系统
(一)辅机循环水泵
1、启允许条件(以下条件全部满足)
允许远控
无跳闸条件
入口电动门已开
出口液控蝶阀已关
出口电动门已关
无电气故障
2、辅机循环水泵自启动条件(联锁开关已投)
运行辅机循环水泵停止脉冲
3、辅机循环水泵自动停运条件(以下任一条件满足)
电机线圈温度高>125℃(3点)
电机轴承温度>125℃(2点)
泵入口电动门未开
泵运行10s且出口液控蝶阀已关
泵运行10s且出口电动门已关
4、辅机循环水泵入口电动门
关允许:1号辅机循环水泵停止
5、辅机循环水泵出口液控碟阀
辅机循环水泵启动自动开启
辅机循环水泵停止自动关闭(脉冲)
6、辅机循环水泵出口电动门
辅机循环水泵运行自动开启
辅机循环水泵未运行自动关闭(脉冲)
二、循环水系统
(一)循环水泵
1、启动允许条件:
开关在远方位置;
无电气故障;
循环水泵无跳闸条件;
出口门未关或联锁开关投入;
A、B增压泵任一个运行或循环水泵润滑冷却水流量及电机冷却器冷却水流量不低;
2、跳闸条件
循环水泵电机上导轴承温度达80℃;
循环水泵电机下导轴承温度达80℃;
循环水泵电机线圈温度达125℃跳闸;
冷却水增压泵全停且流量低延时20s;
循环水泵启动后,延时10S,出口液控蝶阀关闭;
电气故障跳闸;
就地按事故按钮
3、联锁启动条件:
联锁开关投入且运行循环水泵跳闸;
联锁开关投入且循环水泵出口压力低于0.1MPa。
(二)循环水泵冷却水增压泵
联锁启动条件:
联锁开关已投入且另一台增压泵停止
联锁开关投入且泵及电机冷却水任一流量低
(三)循环水泵出口液压蝶阀
4A循泵运行自动开启
4A循泵未运行自动关闭(脉冲)
(四)报警
液控蝶阀控制电源故障
液控蝶阀DC24V电源故障
出口蝶阀液压油压力上限
出口蝶阀液压油压力下限
出口蝶阀滤油器堵塞
出口液控蝶阀电机过载
液控蝶阀1号电磁阀开状态
液控蝶阀2号电磁阀开状态
液控蝶阀3号电磁阀开状态
液控蝶阀开状态
液控蝶阀关状态
三、开式冷却水系统
(一)开式冷却水泵
1、启动允许条件:
无跳闸条件
入口电动门已开
允许远操
无电气故障
2、联锁启动条件:
联锁开关已投入且另一台泵跳闸
联锁开关已投入且出口母管压力低(0.2MPa)
3、跳闸条件:
入口电动门关闭
开式泵电机轴承温度高跳闸(2点)(75℃报警,90℃跳闸)
开式泵电机绕组温度高跳闸(3点)(100℃报警,130℃跳闸)
开式水泵运行延时30s且出口门关闭跳闸
任一辅机循环水泵未运行且开式水泵入口压力低于0.08MPa延时60s (二)开式水泵入口电动门
1、关允许条件:
开式泵已停止
2、联锁开条件:
开式泵联锁开关投入,自动开
(三)开式水泵出口电动门
开式水泵已启动,延时5秒
开式泵联锁开关投入,联开出口门
2、联锁关条件:
开式水泵已停止
四、闭式冷却水系统
(一)闭式冷却水泵
1、启动允许条件(以下条件全部满足):
闭式水泵允许远操
无跳闸条件
入口门已开
无电气故障
2、联锁启动条件:
联锁开关已投入且另一台泵跳闸
联锁开关已投入且出口母管压力低(0.35MPa)
3、跳闸条件:
闭式水箱水位低II值(500mm)
闭式泵入口电动门关闭
闭式泵已运行30秒,出口门仍关闭
闭式泵电机轴承温度高跳闸(2点)(75℃时报警,90℃跳闸)
闭式泵电机线圈温度高跳闸(6点)(100℃时报警,130℃跳闸泵)(二)闭式水泵入口电动门
1、关允许条件:
闭式泵已停止
2、联锁开条件:
闭式泵联锁开关投入,联开入口门
(三)闭式水泵出口电动门
1、联锁开条件:
闭式水泵已启动,延时5秒
闭式泵联锁开关投入,联开出口门
2、联锁关条件:
闭式水泵已停止
五、润滑油系统
(一)交流润滑油泵
联锁启动条件(或):
联锁开关投入、直流油泵运行且直流油泵出口压力<0.07MPa;
联锁开关投入润滑油压力≤0.08(前箱处);
联锁开关投入润滑油压力≤0.08(盘车处);
联锁开关投入润滑油压力≤0.076(6.3米处);
非零转速、润滑油压力≤0.08(前箱处);
非零转速、润滑油压力≤0.08(盘车处);
汽轮机转速<2850r/min。
停允许
转速>2900r/min
转速<1r/min
(二)直流润滑油泵
联锁开关投入、交流油泵运行且交流油泵出口压力≤0.076MPa;
联锁开关投入润滑油压力≤0.07MPa(前箱处);
联锁开关投入润滑油压力≤0.07MPa(盘车处);
联锁开关投入润滑油压力≤0.07MPa(6.3米处);
联锁开关投入交流油泵停止;
联锁开关投入,交流油泵未运行、润滑油压≤0.07MPa(前箱处);
联锁开关投入,交流油泵未运行、润滑油压≤0.07MPa(盘车处);
非零转速、润滑油压≤0.07MPa(前箱处);
非零转速、润滑油压≤0.07MPa(盘车处);
汽轮机转速小于2850 r/min,延时10秒且交流油泵停止。
(三)润滑油箱排烟风机
联锁启动条件:
联锁开关已投入,一台排烟风机运行,润滑油箱真空低于500Pa,备用排烟风机自动启动;联锁开关已投入,运行排烟风机跳闸,备用排烟风机自启动;
(四)顶轴油泵
1、启动允许条件:
顶轴油泵入口油压无低报警(≥0.049MPa);
顶轴油泵入口油压无低低停泵报警(≥0.0196MPa);
顶轴油泵无故障跳闸条件;
顶轴油泵在远方控制。
2、联锁启动条件:
两台顶轴油泵中任一台跳闸,延时5s备用泵自启动;
顶轴油母管压力低于9MPa延时5S;
DEH中汽轮机转速降至1400r/min延时5S;
TSI中汽轮机转速降至1400r/min延时5S
3、跳闸条件:
顶轴油泵入口压力降至0.0196MPa;
交流油泵及直流油泵未运行。
4、停允许
另一台顶轴油泵运行且顶轴油母管压力不低;
汽轮机转速小于1r/min;
汽轮机转速大于1490r/min。
(五)主油箱
汽轮机主油箱油位低报警为L=-180mm;
汽轮机主油箱油位低低报警LL=-260mm;
汽轮机主油箱油位高报警为H=56mm;
汽轮机主油箱油位高高报警为HH=319mm;
主油箱油温<27℃电加热自动投入;
主油箱油温>38℃电加热自动投入。
六、发电机密封油系统
1、高压密封油备用油泵
联锁开关投入且润滑油压<0.08MPa(前箱处)
联锁开关投入且润滑油压<0.08MPa(盘车处)
联锁开关投入且主汽门关闭
联锁开关投入且汽机转速<2850,发启动脉冲。
2、氢侧密封油交流油泵
停允许条件:
主汽门关闭
发电机氢压低
3、氢侧密封油直流备用泵
联锁启动条件:
联锁开关投入且氢侧密封油交流油泵停止
联锁开关投入氢侧密封油交流油泵运行且出入口差压<35KPa 4、空侧密封油交流备用泵
停允许条件:
主汽门关闭
发电机氢压低
5、空侧密封油直流备用泵
联锁启动条件:
联锁开关投入且空侧密封油交流油泵停止
联锁开关投入空侧密封油交流油泵运行且出入口差压<35KPa
联锁开关投入且发电机氢油差压<0.035MPa
6、空侧回油密封箱排烟风机
联锁启动条件:
联锁开关投入且另一台风机停止
七、定冷水系统
1、定子冷却水泵
启动允许条件:
远方控制
无电气故障
联锁启动条件:
联锁开关投入且另一台工作泵停止
联锁开关投入且工作泵的出入口差压<0.14MPa
联锁开关投入且定子冷却水流量低<20 t/h
2、发电机定子冷却水补水电磁阀
联开条件:
冷却水箱水位低<350mm
联关条件:
冷却水箱水位>450mm
3、发电机断水保护
定子冷却水流量≤10 t/h延时30秒,发电机断水保护动作
4、报警
定子线圈进水温度高>50℃
定子线圈出水温度高≥75℃
交换器出水导电率高>0.5μs/cm更换树脂
定子线圈进水导电率高>5μs/cm
定子冷却水滤网压差高(正常压差+0.021MPa)报警,清洗滤芯发电机氢与水压差低<0.035MPa报警,手动调节旁路阀
八、盘车装置
1、启动允许条件:
顶轴油压≥9 MPa(开关量)
润滑油压力正常(高于0.03 MPa)
齿轮已啮合
盘车电机轴端保护罩已扣上
汽机转速≤200 r/min(开关量)
2、盘车装置跳闸条件
润滑油压力低于0.03 MPa
顶轴油压低于9MPa
盘车电机轴端保护罩打开
3、喷油电磁阀
转速降至200r/min喷油电磁阀开启
转速升至200r/min喷油电磁阀关闭
九、EH油系统
(一)EH油泵
1、启动允许条件:
主油泵远方控制
EH油温度>20℃
2、自动启动(投备用)
EH油泵A跳闸(就地投联锁)
EH油泵B运行且EH油压<11.2MPa
3、自动停泵条件:
EH油箱液位低1、低2与低3值全部来
(二)、EH油箱电加热器
自动投入
EH油箱油温<30℃
自动停止
EH油箱油温>55℃
就地操作启停
(三)冷却水电磁阀
油箱油温>55℃,自动打开,同时循环泵自动启动油箱油温<40℃,自动关闭,同时循环泵自动停止(四)循环冷却泵
油箱油温>57℃,自动启动
油箱油温<37℃,自动停止
加热器投自动启动
就地启停
(五)报警
EH油压高(16.2MPa)
EH油压低(11.2MPa)
EH泵A滤网压差大(0.35MPa)
EH泵B滤网压差大(0.35MPa)
EH油回油滤网差压高>0.24MPa。
循环油过滤器差压高>0.24MPa。
EH油温高(57℃)
EH油温低(20℃)
EH液位低1(450mm)
EH液位低2报警(370mm)
EH液位低3报警(230mm)
十、凝结水系统
(一)凝结水泵
1、合闸允许条件(以下条件全部满足):
凝结水泵出口门已关;
凝汽器水位不低(无低Ⅰ值210mm和低Ⅱ值160mm);
A凝结水泵开关在“远方”位置;
无跳闸条件;
无电气故障。
2、工频泵跳闸条件:
泵推力轴承温度:70℃报警,80℃跳闸;
电机上或下轴承温度:70℃报警,80℃跳闸;
电机线圈温度(6点):120℃报警;130℃跳闸;
凝结水泵运行,出口电动门未开:延时30s跳闸;
两个凝汽器水位低2值同时来,延时120s跳闸;
按就地事故按钮,紧急停泵;
3、变频泵跳闸条件:
泵推力轴承温度:70℃报警,80℃跳闸;
电机上或下轴承温度:70℃报警,80℃跳闸;
电机线圈温度(6点):120℃报警;130℃跳闸;
凝结水泵运行,出口电动门未开:延时30s跳闸;
两个凝汽器水位低2值同时来,延时120s跳闸;
按就地事故按钮,紧急停泵;
变频器故障,KM1或KM2未跳
工频泵联锁启动条件:
备用泵联锁投开关入时,运行泵跳闸,备用泵均自启动;
备用泵联锁投开关入时,凝结水泵出口母管压力≤1.6MPa,备用泵自启动;
4、凝结水泵出口电动门:
凝结水泵启动,延时5s出口电动门自动开启;
备用泵投入联锁,备用泵出口电动门自动开启;
凝结水泵停运且无联锁,出口电动门自动关闭;
5、工频开关KM3合闸允许条件:
变频开关KM1在分闸位置
变频开关KM2在分闸位置
6、变频开关KM2合闸允许条件
工频开关KM3在分闸位置
7、变频开关KM1合闸允许条件
变频开关KM2在合闸位置
8、变频开关KM1、KM2跳闸条件
变频器故障
9、工频开关KM3自启动
变频器故障且KM1、KM2跳闸
10、工频开关KM3跳闸条件
凝结水泵变频器故障,KM1、KM2开关未跳闸
(二)凝汽器水位报警
水位升高至770mm时,发出凝汽器水位高1值报警;
水位升高至1180mm时,发出凝汽器水位高2值报警;
水位升高至1660mm时,发出凝汽器水位高3值报警;
水位降至210mm时,发出凝汽器水位低1值报警;
水位降至160mm时,发出凝汽器水位低2值报警,同时联跳凝结水泵。(三)凝结水输送泵
启动允许条件:
凝结水输送泵允许远操
无电气故障
跳闸条件:
电机线圈温度高(3点) ,90℃报警130℃跳闸
除盐水箱水位低II值1000mm来,延时10s
轴承温度高(2点) ,75℃报警90℃跳闸
(四)低压缸喷水阀
排汽温度高于70℃,汽缸喷水自动投入
转速大于600 r/min且负荷小于45 MW,排气缸喷水自动投入
排汽温度小于45℃,汽缸喷水自动停止
负荷大于45 MW,汽缸喷水自动停止
十一、给水系统
(一)汽动给水泵前置泵
1、启动允许条件:(同时满足以下条件)
除氧器水位>1200mm(三取中)
前置泵允许远操
前置泵入口电动门已开
再循环阀开度≥15%
稀油站油压正常
无温度高跳闸信号(线圈6点,轴承4点)
2、跳闸条件:
除氧器水位<1200mm,延时10秒(三取中)
电机运行后,前置泵入口电动门未开延时30秒
前置泵轴承温度高跳闸(2点)(90℃报警,100℃跳闸)
电机轴承温度高跳闸(2点)(75℃报警,95℃跳闸)
电机线圈温度高跳闸(6点)(90℃报警,130℃跳闸)
前置泵合闸5秒后,再循环阀<5%且给水泵流量低(178t/h),延时15秒前置泵润滑油压力低<0.05 MPa(三取二)
3、前置泵稀油站自启动
联锁开关投入且前置泵润滑油压力<0.1MPa
联锁开关投入且运行泵跳闸
(二)汽动给水泵
1、启动允许条件
前置泵运行
前置泵入口电动门已开
再循环门已开(>15%)
主泵进水端机械密封循环液体温度<80℃
主泵出水端机械密封循环液体温度<80℃
主泵进水端筒体温差≤25℃
主泵出水端筒体温差≤25℃
除氧器水位不小于低低值
2、汽动给水泵跳闸条件:(以下任一条件满足)
主泵进水端径向轴承温度(90℃报警,100℃跳闸)
主泵出水端径向轴承温度(90℃报警,100℃跳闸)
主泵主推力轴承温度(90℃报警,100℃跳闸)
主泵辅推力轴承温度(90℃报警,100℃跳闸)
主泵进水端机械密封循环液体温度(80℃报警,90℃跳闸)主泵出水端机械密封循环液体温度(80℃报警,90℃跳闸)小机推力轴承温度(4点)(90℃报警,120℃跳闸)
小机径向轴承温度(2点)(90℃报警,120℃跳闸)
前置泵跳闸
入口流量低且最小流量阀关延时15s
除氧器水位小于低低值
(三)阀门联锁
1、汽泵入口电动门
关闭允许:前置泵未运行.
2、汽泵再循环气动调节门
自动开启:流量小于178t/h
自动关闭:流量大于356t/h
3、进汽管道隔离阀前疏水阀(投联锁)
转速低于2400r/min自动开启
转速高于2450r/min自动关闭
4、进汽管道隔离阀前疏水阀(投联锁)
转速低于2400r/min自动开启
转速高于2450r/min自动关闭
(四)小汽机
1、主润滑油泵
停止允许:以下任一条件满足
备用润滑油泵运行且油压不低(0.09MPa)
小汽机零转速
自动启动(联锁开关投入):
备用润滑油泵未运行
小机润滑油母管压力低(0.09MPa)
2、直流润滑油泵
自动启动(联锁开关投入):
小机润滑油主油泵A、B均未运行
小机润滑油压低二值0.06MPa
3、小机盘车
自动停:小机润滑油母管压力<0.03 MPa
4、小机主油箱排烟风机
A排烟机跳闸联B排烟机
B排烟机跳闸联A排烟机
A排烟机事故按钮停止
B排烟机事故按钮停止
5、加热装置
油温低自动投入(30℃)
油温高自动跳闸(40℃)
6、小汽轮机保护跳闸(下列任一条件):
润滑油压低保护(A或C&B或D)(0.0588MPa)
低真空保护(A或C&B或D)(61.3KPa)
轴向位移保护(A或C)(±0.18mm报警±0.25mm跳闸)轴承振动保护(或)(80μm报警130μm跳闸)
MEH保护(电超速保护)
给水泵跳闸停机
前置泵跳闸停机
盘前打闸
7、报警
润滑油压力低报警(0.09MPa)
润滑油滤网压差大(0.035MPa)报警
小机前轴承及推力轴承进油温度高55℃
小机前轴承及推力轴承回油温度高65℃
小机后轴承回油温度高65℃
油箱油位高报警(+150mm)
油箱油位低报警(-150mm)
十二、轴封系统
(一)轴封风机
联锁启动条件:
联锁开关投入且另一台风机停止
十三、真空系统
(一)真空泵
1、启允许条件(以下条件全满足)
真空泵抽气管气动阀已关
真空泵气水分离器水位大于低值
远方控制
无电气故障
2、入口气动门
自动联开:真空泵运行,入口气动阀后真空30kPa动作自动关闭:真空泵停止运行
3、自动启动真空泵(联锁开关投入)
另一真空泵停
另一真空泵运行但凝汽器真空低(88kpa)
4、汽水分离器补水电磁阀
自动开:真空泵汽水分离器水位低
自动关:真空泵汽水分离器水位高
十四、高低压旁路系统
1、高旁调节阀(气动)
联锁关(以下任一条件满足)
高压旁路阀后汽温大于390℃
低压旁路调节阀开度小于1%
2、高压旁路喷水减温调节阀
联锁关
高旁调节阀开度小于1%
高旁喷水隔离阀关闭
3、高压旁路喷水减温隔离阀
自动开:高旁开度大于3%
自动关:高旁开度小于1%
4、低压旁路调节阀
联锁关(以下任一条件满足)
凝汽器真空低低(-78.6kPa)
低旁后蒸汽温度高于170℃
凝汽器水位高(1300mm)
低压旁路减温水气动调节阀
自动开:低旁开度大于3%
自动关:低旁开度小于1%
5、低压旁路喷水减温隔离阀
自动开:低旁开度大于3%
自动关:低旁开度小于1%
6、低压旁路三级减温器调节阀1
自动开:低旁开度大于3%
自动关:低旁开度小于1%
7、低压旁路三级减温器调节阀1
自动开:低旁开度大于3%
自动关:低旁开度小于1%
十五、抽汽回热系统
(一)高压加热器
1、 3号高加入口电动门
开允许:(与)
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加出口电动门未开(取开反馈消失)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
2、 1号高加出口电动门
关允许:3号高加入口电动门未开
联锁关:以下任一条件满足与入口三通阀关闭1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
3、 1段抽汽电动门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
发电机解列
4、 1段抽汽逆止门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
发电机解列
5、 2段抽汽电动门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
发电机解列
6、 2段抽汽逆止门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
7、 3段抽汽电动门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
发电机解列
8、 3段抽汽逆止门
开允许:(与)
3号高加入口电动门已开
1号高加出口电动门已开
联锁关:(或)
1号高加水位高3值
2号高加水位高3值
3号高加水位高3值
汽轮机跳闸
发电机解列
9、 1号高加危急疏水门
联锁开:1号高加水位高2值
联锁关:1号高加水位低1值
10、 2号高加危急疏水门
联锁开:2号高加水位高2值
联锁关:2号高加水位低1值
11、 3号高加危急疏水门
联锁开:3号高加水位高2值
联锁关:3号高加水位低1值
(二)除氧器
1、除氧器溢流放水电动门
自动开:除氧器水位高(2630mm)
自动关:除氧器低1报警
2、除氧器事故放水电动门
自动开:除氧器水位高高(2730mm)
自动关:除氧器水位低1报警
3、除氧器进汽入口电动门联锁关条件(或)
除氧器水位高3值(2850mm)与高2
汽轮机跳闸
发电机解列
联开条件:联锁投入且4抽压力>0.147MPa 4、4段抽汽电动门联锁关条件
汽轮机跳闸
发电机解列
5、4段抽汽逆止门联锁关条件
发电机解列
6、4段抽汽至小机蒸汽管道电动门联关条件
汽轮机跳闸
发电机解列
7、4段抽汽至小机蒸汽管道逆止门联关条件
汽轮机跳闸
发电机解列
8、4段抽汽至辅汽联箱供汽电动门联关条件
汽轮机跳闸
发电机解列
(三)低压加热器
1、 5号低加
1.1 报警
低一值(220mm)
高一值(320mm)
高二值(370mm)
1.2 水位高二值,延时1s,动作如下:
5号低加水侧旁路电动门自动打开,旁路电动门全开后,入口、出口电动门自动关闭抽汽电动门及其逆止门关闭
1.3 旁路电动门
关允许(或)
5号低加入口电动门未关且5号低加出口电动门未关
联锁开关投入
自动开
水位高二值,延时3s;
出口电动门未开
入口电动门未开
1.4 5号低加入口电动门
关允许:5号低压加热器旁路电动门已开或联锁开关投入
自动关:5号低加旁路门已开且加热器液位高高
1.5 5号低加出口电动门
关允许:5号低压加热器旁路电动门已开或切除开关投入
自动关:5号低加旁路门已开且加热器液位高高
1.6 5号低加紧急疏水门
自动开启:5号低加水位高1值
自动关:5号低加水位低1值
1.7 5段抽汽电动门
自动关:
发电机跳闸
汽轮机跳闸
5号低加水位高2
1.8 5段抽汽逆止门
自动关:
发电机跳闸
汽轮机跳闸
5号低加水位高2
2、 6号低加
2.1 报警
低二值(190mm)
低一值(240mm)
高一值(340mm)
高二值(390mm)
2.2 水位高二值,延时1s,动作如下:
6号低加水侧旁路电动门自动打开,旁路电动门全开后,入口、出口电动门自动关闭抽汽电动门及其逆止门关闭
2.3 旁路电动门
关允许:6号低加入口电动门未关且6号低加出口电动门未关
自动开(或)
水位高二值,延时3s;
出口电动门未开
入口电动门未开
2.4 6号低加入口电动门
关允许:6号低压加热器旁路电动门已开
自动关:6号低加旁路门已开且加热器液位高高
2.5 6号低加出口电动门
关允许:6号低压加热器旁路电动门已开6
自动关:6号低加旁路门已开且加热器液位高高
2.6 6号低加紧急疏水门
自动开启:6号低加水位高1值
自动关:6号低加水位低1值
2.76段抽汽电动门
自动关:
发电机跳闸
汽轮机跳闸
6号低加水位高2
2.8 6段抽汽逆止门
自动关:
发电机跳闸
汽轮机跳闸
6号低加水位高2
3、 7、8号低加
3.1 报警:
7号低压加热器低二值(570mm)
7号低压加热器低一值(620mm)
7号低压加热器高一值(720mm)
7号低压加热器高二值(770mm)
8号低压加热器低二值(630mm)
8号低压加热器低一值(680mm)
8号低压加热器高一值(780mm)
8号低压加热器高二值(830mm)
3.2 7、8号任一台低加水位高二值,延时1s,动作如下:
7、8号低加水侧旁路电动门自动打开,旁路电动门全开后,入口、出口电动门自动关闭
3.3 旁路电动门
关允许:8号低加入口电动门未关;7号低加出口电动门未关
自动开:7号低压加热器水位高二值,延时1s或8号低压加热器水位高二值,延时1s或二个电动门任一已关延时10s
3.4 8号低加入口电动门
关允许:7、8号低压加热器旁路电动门已开
自动关:7、8号低加旁路门已开且7号低压加热器液位高高延时1秒或8号低压加热器液位高高延时1秒3.5 7号低加出口电动门
关允许:7、8号低压加热器旁路电动门已开
自动关:7、8号低加旁路门已开且7号低压加热器液位高高延时1秒或8号低压加热器液位高高延时1秒3.6 7号低加紧急疏水门
自动开:7号低加水位高1值
自动关:7号低加水位低1值
3.7 8号低加紧急疏水门
自动开:8号低加水位高1值
自动关:8号低加水位低1值
(四)高排逆止门
联锁开:发电机并网
联锁关:发电机解列
联锁关:汽轮机跳闸
十六、疏水系统
1、A主汽阀前管道疏水电动门1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
2、A主汽阀前管道疏水电动门2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
3、B主汽阀前管道疏水电动门1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
4、B主汽阀前管道疏水电动门2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
5、第一级疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
6、高压外缸疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
7、主汽联络管疏水阀(1、4)
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
8、主汽联络管疏水阀(2、3)
自动开:联锁开关投入与以下任一条件负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
9、一段抽汽电动门前疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ80CT201-202>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且10LBQ80CT201-202<42℃10、一段抽汽气动止回阀后疏水阀1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ80CT203-204>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且10LBQ80CT203-204<42℃11、一段抽汽气动止回阀后疏水阀2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ80CT203-204>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且10LBQ80CT203-204<42℃12、二段抽汽电动门前疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ70CT201-202>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且10LBQ70CT201-202<42℃13、二段抽汽气动止回阀后疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ70CT203-204>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且10LBQ70CT203-204<42℃14、冷再管道疏水罐1气动疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
液位罐1高高
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW液位罐1高与高高未来
15、冷再管道疏水罐2气动疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
液位罐2高高
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW且液位罐2高与高高未来16、再热蒸汽母管疏水电动门1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
17、再热蒸汽母管疏水电动门2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
18、A再热主汽阀管道疏水电动门1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
19、A再热主汽阀管道疏水电动门2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
20、B再热主汽阀管道疏水电动门1
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
21、B再热主汽阀管道疏水电动门2
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤35MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥36 MW
22、A再热主汽阀后疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤70MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥71 MW
23、B再热主汽阀后疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤70MW
汽机跳闸
发电机跳闸
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥71 MW
24、三段抽汽电动门前疏水阀
自动开:联锁开关投入与以下任一条件
负荷≤70MW
汽机跳闸
发电机跳闸
10LBQ60CT201-202>42℃
自动关:联锁开关投入与以下条件
负荷≥71 MW且10LBQ60CT201-202<42℃25、三段抽汽气动止回阀后疏水阀
一 差动保护整定计算
一 差动保护整定计算 1.基本侧确定 按额定电压及变压器的最大计算容量计算各侧额定电流 A U S I N TN N 10531102000031 1=== A U S I N TN N 11563102000322== = 选择电流互感器变比 36.335 3105511===N CON CH I K n 399.976531156512=== N CON CH I K n 可选用变比为: 20050 21==CH CH n n 各侧电流互感器的二次额定电流为 A I K I N CON N .1250 1055112=== A I K I N CON N 5.78200311565222=== 所以选择10KV 侧为基本侧 2. 保护装置动作电流的确定 躲过电压器的励磁涌流 A I K I N rel O P 1502.81156*3.121=== 躲过外部短路时最大不平衡电流 A f U f K I K I er er ts unb rel O P 4.348)05.01.005.0(34.1*3.1)(3.1max .2=++=++== 所以选用A I O P 1502.8= 3.确定基本侧线圈匝数 A n I K I TA cal OP CON cal r OP 12.999200 31502.8...===
4.612.999 60..1===cal r OP O I AW W 应选用5匝 4. 动作电流整定 基本侧实际动作电流为: A W AW I O r OP 13.044.6 601.=== 保护一次动作电流 A I I n I b OP O TA OP 07.51513 13.04*200.Pr 2=== 5.灵敏度校验 21.331.507 316.1.min ≥===b OP CON sen I I K K 保护满足要求 2)过电流保护整定计算: 躲过最大负荷电流整定: A K I K I re l rel OP 296.4785 .0210*2.1max .1=== 考虑切除一台变压器后产生的过负荷 A I m m I N OP 210105*21 2==-= 考虑负荷中电动机启动的最大电流 A I K I N SS O P 210105*23=== 应选用:A I OP 102= 保护灵敏度校验 212372 .063.4min ≥===OP sen I I K 保护满足要求 3)过负荷保护 按躲过变压器的额定电流整定: 130A 85 .0051*05.1.1===re B N rel OP K I K I
1主变差动保护动作
运行方式:焦东1112带110kV乙母经1100母联带110kV甲母,1号2号主变并列运行,10kVⅠⅡ段母线分段运行。 现象:警铃、喇叭响、1101、101绿灯闪光,有功、无功、电流指示为零,10kVⅠ段母线失压及所有运行出线有功、无功、电流指示为零,监控机一次图上1101、101开关为绿色闪光,发出#1主变差动保护动作信号。 处理:将1101、101开关放至对应位置,经检查#1主变保护装置上显示差动保护动作信号,对#1主变差动保护范围内检查发现#1主变高压侧A相套管闪络有放电痕迹。将保护动作情况,开关跳闸时间记录好,恢复装置信号,将10kVⅠ段所有运行出线开关由运行转热备用,汇报有关领导及金调。 将101小车开关摇至试验位置,断开1101、101开关储能空开,拉开1101丙刀闸、甲刀闸,断开1101、101控制电源空开,合上1101丙丁1刀闸,通知检修人员对A相套管进行检修,经检修好后恢复#1主变运行。 恢复:#1主变检修转运行,拉开1101丙丁1刀闸,合上1101、101控制电源空开,合上1号主变中丁刀闸,合上1101甲刀闸、丙刀闸,将101小车开关摇至工作位置,合上1101、101开关储能空开,将10kVⅠ段所有运行出线开关由热备用转运行。检查全站设备运行正常。汇报有关领导及金调。
运行方式:焦东1112带110kV乙母经1100母联带110kV甲母,1、2号主变并列运行,10kVⅠⅡ段母线分段运行。100分段备自投投入。现象:警铃、喇叭响、1101、101绿灯闪光,有功、无功、电流指示为零,监控机一次图上1101、101开关为绿色闪光,发出#1主变差动保护动作信号。100分段备自投动作。 处理:将1101、101开关放至对应位置,经检查#1主变保护装置上显示差动保护动作信号,对#1主变差动保护范围内检查发现#1主变高压侧A相套管闪络有放电痕迹。将保护动作情况,开关跳闸时间记录好,恢复装置信号,汇报有关领导及金调。 将101小车开关摇至试验位置,断开1101、101开关储能空开,拉开1101丙刀闸、甲刀闸,断开1101、101控制电源空开,合上1101丙丁1刀闸,通知检修人员对A相套管进行检修,经检修好后恢复#1主变运行。 恢复:#1主变检修转运行,拉开1101丙丁1刀闸,合上1101、101控制电源空开,合上1号主变中丁刀闸,合上1101甲刀闸、丙刀闸,将101小车开关摇至工作位置,合上1101、101开关储能空开,断开100分段开关,检查全站设备运行正常。汇报有关领导及金调。
发电机差动保护原理
5.1发电机比率制动式差动保护 比率制动式差动保护是发电机内部相间短路故障的主保护。 5.1.1保护原理 5.1.1.1比率差动原理。 差动动作方程如下: l op 3 I op.0 ( I res 兰 l res.0 时) l op > I op.O + S (l res — res.0) ( l res > l res.0 时) 式中:l op 为差动电流,l o P.O 为差动最小动作电流整定值,I res 为制动电流,I r es.O 为最小制动电流整定值,S 为比率制动特性的斜率。各侧电流的方向都以指向发 电机为正方向,见 图 (根据工程需要,也可将 5.1.1.2 TA 断线判别 当任一相差动电流大于0.15倍的额定电流时启动TA 断线判别程序,满足下 列条件认为 TA 断线: a. c. 5.2发电机匝间保护 发电机匝间保护作为发电机内部匝间短路的主保护。根据电厂一次设备情 况,可选择以下方案中的一种: 5.1.1。 差动电流: 1 op 制动电流: 1 res — 式中:I T ,I N 分别为机端、 见图5.1.1。 中性点电流互感器(TA )二次侧的电流,TA 的极性 _L 氓 € % 5 TA 极性端均定义为靠近发电机侧) 本侧三相电流中至少一相电流为零; b.本侧三相电流中至少一相电流不变; 最大相电流小于1.2倍的额定电流。 5.1.1电流极性接线示意图
5.2.1故障分量负序方向(△ P2)匝间保护 该方案不需引入发电机纵向零序电压。
故障分量负序方向(△ P2)保护应装在发电机端,不仅可作为发电机内部匝间短路的主保护,还可作为发电机内部相间短路及定子绕组开焊的保护。 5.2.1.1保护原理 当发电机三相定子绕组发生相间短路、匝间短路及分支开焊等不对称故障 时,在故障点出现负序源。故障分量负序方向元件的A U2和A I2分别取自机端TV、TA,其TA极性图见图5.2.1.1,则故障分量负序功率A P2为: △ P2 =3艮〔厶『2心?2心也21 2L J A ? 式中i I2为也I2的共轭相量,申sen。2为故障分量负序方向继电器的最大灵敏 角。一般取60。~80。(也|2滞后A U2的角度)。 故障分量负序方向保护的动作判据可表示为: > E-p △》2=血e^S n 实际应用动作判据综合为: A P2 = A U2r』I ' + A U2i ”也I ' > £P (S S i、年为动作门槛) 保护逻辑框图见图521.2。 枣力, “ r ‘ 1 1 Um: I 1卄TA 图521.1故障分量负序方向保护极性图
火电厂控制策略
先进的火电厂控制策略 1:PID控制 详细内 当今的自动控制技术都是基于反馈的概念。反馈理论的要素包括三个部分:测量、比较和执行。测量关心的变量,与期望值相比较,用这个误差纠正调节控制系统的响应。 这个理论和应用自动控制的关键是,做出正确的测量和比较后,如何才能更好地纠正系统。 PID(比例-积分-微分)控制器作为最早实用化的控制器已有50多年历史,现在仍然是应用最广泛的工业控制器。PID控制器简单易懂,使用中不需精确的系统模型等先决条件,因而成为应用最为广泛的控制器。 PID控制器由比例单元(p)、积分单元(i)和微分单元(d)组成。其输入e (t)与输出u (t)的关系为 u(t)=kp(e((t)+1/ti∫e(t)dt+td*de(t)/dt) 式中积分的上下限分别是0和t 因此它的传递函数为:g(s)=u(s)/e(s)=kp(1+1/(ti*s)+td*s) 其中kp为比例系数; ti为积分时间常数; td为微分时间常数 它由于用途广泛、使用灵活,已有系列化产品,使用中只需设定三个参数(kp,ti和td)即可。在很多情况下,并不一定需要全部三个单元,可以取其中的一到两个单元,但比例控制单元是必不可少的。
首先,PID应用范围广。虽然很多工业过程是非线性或时变的,但通过对其简化可以变成基本线性和动态特性不随时间变化的系统,这样PID就可控制了。 其次,PID参数较易整定。也就是,PID参数kp,ti和td可以根据过程的动态特性及时整定。如果过程的动态特性变化,例如可能由负载的变化引起系统动态特性变化,PID参数就可以重新整定 PID 控制的基本原理PID 控制器以其结构简单、稳定性好、工作可靠、调整方便而成为工业控制的主要技术之一。当被控对象的结构和参数不能完全掌握,或得不到精确的数学模型时,控制理论的其它技术难以采用时,系统控制器的结构和参数必须依靠经验和现场调试来确定,这时应用PID 控制技术最为方便。即当我们不完全了解一个系统和被控对象,或不能通过有效的测量手段来获得系统参数时,最适合用PID 控制技术。PID控制,实际中也有PI 和PD 控制。PID 控制器就是根据系统的误差,利用比例、积分、微分计算出控制量进行控制的。火电厂控制系统中PID 控制的应用在火电厂的工业控制系统中,由于受控对象和环境的复杂性、变化性及不确定性,往往难以建立精确的数学模型,这给有效控制带来很大的困难。一个闭环控制系统在构成之后,控制器参数整定的优劣将是决定该闭环控制系统运行品质的主要因素。计算机技术的引入将控制系统带入了智能时代。自动化技术已促使生产过程控制向智能化发展。现代工业企业已广泛采用了分散控制系统(DCS)。DCS 具有很强的过程控制和管理功能,不仅可以实现前馈、超驰、比值、串级、解耦等各种初级先进控制算法,也可采用基于模型的先进控制算法。目前典型的有:TDC 3000 中的HPC(滚动预测控制)软件、MAX-1000 中的自适应算法功能、TERMPERMME 中的状态估计及预测算法、Infi-90 上的LTS(回路整定系统)等。然而,不管采用何种先进控制技术,PID 控制在DCS系统中仍占据主导地位。工业过程的先进控制技术往往以DCS 或控制仪表的常规PID 控制为基础。 2预测控制 利用系统辨识技术建立锅炉的预测模型,对模型预测控制算法在多变量系统中的应用进行了讨论,用于控制循环流化床的蒸汽压力、蒸汽温度和炉床温度.在MATLAB/SIMULINK 环境下对模型预测控制系统进行了仿真.研究结果表明,利用系统辨识技术建立的系统模型结构简单,可以在有限时域内实现系统输
21电网的纵联差动保护
第四章 电网的差动保护 第一节 电网的纵联差动保护 一、纵联差动保护的基本原理 纵差保护的基本原理是基于比较被保护线路始端和末端电流的大小和相位原理构成的。 (a )正 常运行情 况 (b)区外短路情况 (c) 区内短路情况 在理想状态下,流入差动保护差回路中的电流为零。在正常运行时,流入差回路的电流 0''11'22≈-=-=TA TA r K I K I I I I 式中 K TA 、K TA '——分别为两侧电流互感器的变比。 当被保护线路外部K 点短路时,流入差动保护差回路中的电流为 0''1 1'22≈-=-=TA d TA d d d r K I K I I I I 式中 I 1d 、I 1d '——电源供给短路点的短路电流; 当被保护线路内部k 点短路时,如图4-1(c)所示。流入差动保护回路的电流为 TA d TA d TA d d d r K I K I K I I I I =+=+=''11'22 (4—3) 式中 I 1d 、I 1d '——线路两侧电源供给短路点的短路电流; I d ——流经短路点的短路电流。
故被保护线路内部故障时,流入差回路的电流为短路点短路电流的二次值,其值远大于差动继电器的起动电流,差动继电器动作,瞬时发出跳闸脉冲,断开线路两侧断路器。 二、纵联差动保护的不平衡电流 由于被保护线路两侧电流互感器二次负载阻抗及互感器本身励磁特性不一致,在正常运行及保护范围外部发生故障时,差回路中的电流不为零,这个电流叫差动保护的不平衡电流 I unb 。 1.稳态情况下的不平衡电流 该不平衡电流为两侧电流互感器励磁电流的差。当电流互感器进行10%误差校验后,每个电流互感器的误差均不会大于10%,电流互感器的误差为负误差,其差动回路中产生不平衡电流最大值为 式中 K err 一电流互感器 10%误差; K st —电流互感器的同型系数,两侧电流互感器为同型号时,取0.5,否则取l ; I d ?max —被保护线路外部短路时,流过保护线路的最大短路电流。 2.暂态不平衡电流 2.暂态不平衡电流 纵联差动保护是全线速动保护,需要考虑在外部短路时暂态过程中差回路出现的不平衡电流。在短路后的暂态过程中,短路电流中除周期分量电流外,还有按指数规律衰减的非周期分量。由于电流互感器原副边回路对非同期分量电流衰减时间常数不同,两侧电流互感器直流励磁程度不同,所以使暂态不平衡电流加大。在纵差动保护计算中,其最大值为 max max '?????=k np st err unb I K K K I 式中K np ——非周期分量的影响系数,在接有速饱和变流器时,取为1,否则取为1.5~2。 三、纵联差动保护的整定计算 为保证正常运行及保护范围外部故障时差动保护不动作,差动保护的动作电流按躲开外部故障时的最大不平衡电流整定 TA d np st err rel op K I K K K K I max ????= 式中 K rel 一可靠系数,在有速饱和变流器时取 1.3。 为防止电流互感器二次断线差动保护误动,按躲开电流互感器二次断线整定 TA d st err unb K I K K I max max ????=
优化锅炉风烟系统控制保护逻辑设计与应用
优化锅炉风烟系统控制保护逻辑设计与应用 下文以国内某一家发电企业内,使用的锅炉风烟系统(引风机的大小为3×35%)为对象,按照锅炉开展工作期间负荷出现的转变情况和引风机型号选择的特点,对控制保护逻辑进行了设计。 标签:优化锅炉;风烟系统;控制保护;逻辑设计;应用 一、风烟系统 引风机主要是将锅炉当中由于燃烧生成的烟气抽吸出來,随后排入到自然界中。因为延期内部存在很多灰尘,所以大多数情况下会使用除尘器对烟气进行除尘处理,随后使用引风机静叶这部分处理过的烟气抽吸出来。增压风机是把生成的烟气通过脱硫系统进行处理,之后传输至烟囱当中排出到自然界。将上述的两类风机进行合并以后,将脱硫操作当中的烟道剔除掉,生成的烟气到空预器当中的出口位置,首先通过电力带动的除尘器,然后经过引风机,经过吸收塔后直接排放到烟囱当中。 二、设计控制保护逻辑 引风机对系统进行控制期间,应保证工作状态稳定,让系统自身具备的复杂性能加大。将上述两个风机进行合并处理以后,由于需要进行调节的对象编程,因此烟气系统能够以最快的速度对出现变化的负荷进行响应。炉膛部分压力出现的扰动现象,是由于两个因素导致的。 具体为:第一,负荷扰动造成空气当中的流量以及燃料的数量出现转变;第二,若是负荷不出现变化,制粉系统以及燃料当中的扰动出现暂停的情况,煤以及断煤产生的消耗导致风粉流量出现了变动。若是控制系统出现了上述提到的几类情况,全部要在第一时间将出现的扰动问题消除掉,让炉膛当中的压力保持在要求的区间之中。 将引风机进行处理以后,由于风烟系统经过了改良,因此,其炉膛当中的负压情况是经过对3台引风机当中的静叶片进行调整的方式对烟气量进行更改的,以此方式实现对炉膛当中的压力值进行保持。为了让炉膛当中的压力进行控制系统具备的可依赖性以及调整质量得到提高,系统结构实际送风前展开反馈,对控制系统进行反馈[1]。经过前一项反馈信号,以最快的速度对出现的扰动问题进行消除。经过回路部分反馈回来的信号,确保炉膛当中的压力保持在给定的数值上。系统当中前一项反馈信号是引进到送风机当中的动叶开度情况,送风机在工作期间,引风机也在进行工作,以此方式确保炉膛当中的压力不出现更改现象。 三、炉膛压力的控制策略 (一)炉膛过压保护
差动保护的工作原理
1、变压器差动保护的工作原理 与线路纵差保护的原理相同,都是比较被保护设备各侧电流的相位和数值的大小。 2、变压器差动保护与线路差动保护的区别: 由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不相等再加上变压器各侧电流的相位往往不相同。因此,为了保证纵差动保护的正确工作,须适当选择各侧电流互感器的变比,及各侧电流相位的补偿使得正常运行和区外短路故障时,两侧二次电流相等。例如图8-5所示的双绕组变压器,应使 8.3.2变压器纵差动保护的特点 1 、励磁涌流的特点及克服励磁涌流的方法 (1)励磁涌流:
在空载投入变压器或外部故障切除后恢复供电等情况下在空载投入变压器或外部故障切除后恢复供电等情况下,变压器励磁电流的数值可达变压器额定6~8倍变压器励磁电流通常称为励磁涌流。 (2)产生励磁涌流的原因 因为在稳态的情况下铁心中的磁通应滞后于外加电压90°,在电压瞬时值u=0瞬间合闸,铁芯中的磁通应为-Φm。但由于铁心中的磁通不能突变,因此将出现一个非周期分量的磁通+Φm,如果考虑剩磁Φr,这样经过半过周期后铁心中的磁通将达到2Φm+Φr,其幅值为如图8-6所示。此时变压器铁芯将严重饱和,通过图8-7可知此时变压器的励磁电流的数值将变得很大,达到额定电流的6~8倍,形成励磁涌流。
(3)励磁涌流的特点: ①励磁电流数值很大,并含有明显的非周期分量,使励磁电流波形明显偏于时间轴的一侧。
②励磁涌流中含有明显的高次谐波,其中励磁涌流以2次谐波为主。 ③励磁涌流的波形出现间断角。 表8-1 励磁涌流实验数据举例 (4)克服励磁涌流对变压器纵差保护影响的措施: 采用带有速饱和变流器的差动继电器构成差动保护; ②利用二次谐波制动原理构成的差动保护; ③利用间断角原理构成的变压器差动保护; ④采用模糊识别闭锁原理构成的变压器差动保护。 2、不平衡电流产生的原因 (1)稳态情况下的不平衡电流
电动机差动保护装置
WDZ-5231电动机差动保护装置 1装置功能 WDZ-5231电动机差动保护装置主要用于10KV及以下2000KW及以上三相异步电动机的差动保护,与配套的WDZ-5232电动机保护测控装置共同构成大型电动机的全套保护。 WDZ-5200系列电动机保护装置还包括WDZ-5232电动机保护测控装置、WDZ-5233电动机综合保护测控装置,三者在保护、测控功能的区别见下表所示。 2保护功能及原理 2.1电动机状态 电动机按照运行状态,有停机态、起动态、运行态之分。 如果I max<0.125I e,电动机处于停机态; 电动机原本处于停机态,检测到I max>0.125 I e:如果I max>1.125 I e,认为电动机进入起动
态;如果I max ≤1.125 I e ,则认为电动机起动结束,直接进入运行态。 如果电动机处于起动态,检测I max ,如果0.125 I e I cdsd I dc >I cdsd I db >I cdsd 2.4.2 保护动作判据 cdsd I DI >max 式中,I cdsd :差动速断保护动作电流整定值(A ) 2.5 比率差动保护 装置采用三折线比率差动原理,其动作曲线如下图所示,第3折线斜率固定为1。比率差动保护必须在电动机不在停机态时,方才有效。
变压器差的动保护原理(详细)
变压器差动保护 一:这里讲的是差动保护的一种,即变压器比例制动式完全纵差保护(以下简称差动); 二:差动保护的定义 由于在各种参考书中没有找到差动保护的具体定义,这里只根据自己所掌握的知识给差动保护下一个定义:当区内发生某些短路性故障的时候,在变压器各侧电流互感器CT的二次回路中将产生大小相同,相位不同的短路电流,当这些短路电流的向量和即差流达到一定值时,跳开变压器各侧断路器的保护,就是变压器差动保护 三:下面我以两圈变变压器为例,针对以上所述变压器差动保护的定义,对差动保护进行阐述: 1、图一所示:为一两圈变变压器,具体参数如下:主变高压侧电压U高 =220KV,主变低压侧电压U低=110KV,变压器容量Sn=240000KV A, I1’:流过变压器高压侧的一次电流; I”:流过变压器低压侧的一次电流; I2’:流过变压器高压侧所装设电流互感器即CT1的二次电流; I2”:流过变压器低压侧所装设电流互感器即CT1的二次电流; nh:高压侧电流互感器CT1变比; nl:低压侧电流互感器CT2变比; nB:变压器的变比; 各参数之间的关系:I1’/ I2’= nh I”/ I2”= nl I2’= I2” I1’/ I”= nh/ nl=1/ nB 2、区内:CT1到CT2的范围之内; 3、反映故障类型:高压侧内部相间短路故障,高压侧(中性点直接接地) 单相接地故障以及匝间、层间短路故障;
四:差动的特性 1、比率制动:如图二所示,为差动保护比率特性的曲线图: 下面我们就以上图讲一下差动保护的比率特性: o:图二的坐标原点; f:差动保护的最小制动电流; d:差动保护的最小动作电流; p:比率制动斜线上的任一点; e:p点的纵坐标; b:p点的横坐标; 动作区:在of范围内,由于电流小于最小制动电流,因此在此范围内,只要电流大于最小动作电流Iopo,差动保护动作;当电流大于f点时, 由于电流大于最小制动电流,此时保护开始进行比率制动运算,曲 线抬高,此时只有当电流在比率制动曲线以上时保护动作;因此, 图中阴影部分,即差动保护的动作区; 制动区:当电流在落在曲线以下而大于最小动作电流的时候,由于受比率制动系数的制约,保护部动作,这个区域就是差动保护的制动区; 比率制动系数K:实际上比率制动系数,就是图二中斜线的斜率,因此我们只要计算出此斜线的斜率,就等于算出了比率制动系数。以p点为 例:计算出斜线pc的斜率K=pa/ac=(pb-ab)/(ob-of);举例说明一下: 差动保护有关定值整定如下:最小动作电流Iopo=2,最小制动电流 Iopo=5,比率制动系数k=0.5;按照做差动保护比率制动系数的方法, 施加高压侧电流I1=6A,180度,低压侧电流I2=6A,0度,固定I1升 I2,当I2升到9.4A的时候保护动作,计算一下此时的比率制动系数。 由于两圈变差动的制动电流为(I1+I2)/2,因此,Izd=(9.4+6)/2=7.7, 所以K=(9.4-6-2)/(7.7-5)=1.4/2.7=0.52; 2、谐波制动:当差动电流中的谐波含量达到一定值的时候,我们的装置就 判此电流为非故障电流,进行谐波闭锁。500kv一下等级的变压器之
浅谈发变组保护逻辑优化
浅谈发变组保护逻辑优化 发表时间:2016-05-24T11:43:22.733Z 来源:《电力设备》2016年第2期作者:弥山山李虹秀林卓韩花 [导读] (1.海南核电有限公司 572700;2.中国核电工程有限公司海南昌江 572700)针对特定保护,修改相应的辅助判据以及修改定值,对发变组保护逻辑进行优化,提高保护的可靠性与稳定性。 (1.海南核电有限公司 572700;2.中国核电工程有限公司海南昌江 572700) 摘要:发变组保护作为汽轮发电机保护的重要组成,在机组或系统发生故障时自动、快速、有选择的将故障切除,保证汽轮发电机的安全运行,其可靠性至关重要。本文详细阐述了几种发变组保护的逻辑原理,结合机组实际运行工况分析,针对特定保护,修改相应的辅助判据以及修改定值,对发变组保护逻辑进行优化,提高保护的可靠性与稳定性,避免保护的误动拒动。 关键词:发变组逻辑优化 简述 结合典型的电厂实际接线,采用发电机带出口断路器,经主变将电能送至电网,经高厂变将电能送至厂用电设备,维持机组的正常运行。整个发变组保护单元配置5台保护柜,包括两套发电机保护、两套主变高厂变保护,以及一台非电量保护柜,共同完成发变组单元的保护。在发变组保护调试过程中,发现发变组保护的几处逻辑存在不可靠性,存在巨大隐患,同时参考其他电厂相关反馈以及与保护厂家协商,最终完成逻辑修改,至今没有发生过保护的误动拒动事件。 发电机过频保护 结合相关电厂的经验反馈,由于某些发变组保护动作出口切机跳开发电机出口断路器,导致汽轮发电机突然间失去负荷,而GRE调速系统不能快速做出反应,造成汽轮发电机转速突然增加,达到频率保护定值,触发频率保护动作,且过频保护动作的出口为跳开220kV高压侧开关,造成全厂失去厂外电源,最终非计划停堆。考虑到机组当时的实际运行工况,发电机保护正确动作切机跳开发电机出口断路器,与电网解列,机组转入倒送电模式,由220kV开关经主变、高压厂变对6kV开关供电,保证厂用电设备安全运行,但是由于突然间发电机甩掉负荷,导致过频保护的误动作跳开高压侧开关,最终机组因失去厂外电源而停堆。但保护逻辑中没有判断出此时的机组运行方式,误以为机组受到电网的故障影响产生过频,进而将220kV高压侧开关断开造成停堆。经过认真分析,为了让保护及时的判断出机组的运行状态,进而快速准确的切除故障,将发电机出口断路器位置接点作为逻辑的辅助判据,避免过频保护的误动作。修改后的逻辑图如下所示: 修改过频保护逻辑后,即使相关保护动作切机跳开发电机出口断路器,保护装置检查到频率升高达到定值,保护装置检测到发电机出口断路器已跳开,退出过频保护,避免保护误动作,从而保证厂用电的正常供电,保证反应堆的安全运行。 主变过激磁保护 主变过激磁保护用于防止因主变过励磁引起的危害。判据为高压侧电压对频率的比值作为动作条件,电压与频率均取标幺值计算。可见主变过激磁倍数与电压频率比成比例,电压升高或者频率降低均会使主变压器的工作磁通值升高,导致励磁电流增大,铁芯过热,故此装设了过激磁保护。过激磁保护设置了定时限和反时限两个部分。定时限部分动作于发信号和跳闸,低定值发信号,高定值出口跳开 220kV高压侧断路器;反时限部分动作于220kV高压侧断路器跳闸。主变过激磁保护反时限受发电机出口断路器辅助接点的影响,当发电机出口断路器断开时,该保护投入运行。主变过励磁保护动作出口:TJ1(跳主变压器220kV边断路器和中断路器)、TJ5(启动主变压器220kV边断路器失灵和中断路器失灵)、TJ14(至保护跳闸总信号)出口。 为防止主变高压侧TV暂态影响,主变过激磁保护设置有无流闭锁保护,保护设置专门的电流门槛,但是实际运行时发现厂用电设备在满负荷的工况下达不到设置的门槛动作值,导致保护无法动作出口。基于此与设计以及保护厂家沟通取消了过激磁保护的有流门槛判据。修改后保护没有再出现过误动作。 220kV&GCB位置联跳逻辑修改 220kV&GCB位置联跳设置的目的主要是用于发电机以及220kV高压侧均失电的工况下,直接保护动作出口联跳,快速断开6kV中压段工作进线断路器,进而快速启动厂用电切换装置,切换至辅助电源带载模式,实现安全的停机停堆。发变组保护装置分别采集各个开关的位置接点来实现逻辑功能,位置接点包括220kV高压侧断路器位置接点,以及发电机出口断路器位置接点,这几个位置接点串联后再接入保护装置来启动,联跳6kV中压段工作进线开关的功能。 在发电机未投用的工况下,主变进行反送电时,检查设备状态时发现主变保护动作,进一步检查发现是220kV&GCB位置联跳保护动作,电气人员将220kV&GCB位置联跳保护的功能压板退掉,保护仍然启动,电气人员分析指出由于这个保护的逻辑是直接由外部接点构成,直接开入到保护装置,在准备送电前由于各个开关均是分闸位置,逻辑已经满足条件,故保护动作,保护动作正确。但是考虑到如果此时有其他保护动作,而运行人员未发现,或者误以为是220kV&GCB位置联跳保护动作,容易造成带故障送电等误操作,严重影响操作员作出判断,故需修改此逻辑。经过认真分析,考虑到外部重动的逻辑均是由各个断路器的位置接点组成,可以将送入保护装置的逻辑中增加串入一个备用压板,由这个备用压板来控制220kV&GCB位置联跳保护的投退,送电前将这个保护退出,当送电成功后,合上这个投退压
差动保护试验方法总结
数字式发电机、变压器差动保护试 验方法 关键词: 电机变压器差动保护 摘要:变压器、发电机等大型主设备价值昂贵,当他们发生故障时,变压器、发电机的主保护纵向电流差动保护应准确及时地将他们从电力系统中切除,确保设备不受损坏。模拟发电机、变压器实际故障时的电流情况来进行差动试验,验证保护动作的正确性至关重要。 关键词:数字式差动保护试验方法 我们知道,变压器、发电机的电气主保护为纵向电流差动保护,该保护原理成熟,动作成功率高,从常规的继电器保护到晶体管保护再到现在的微机保护,保护原理都没有多大改变,只是实现此保护的硬件平台随着电子技术的发展在不断升级,使我们的日常操作维护更方便、更容易。传统继电器差动保护是通过差动CT的接线方式与变比大小不同来进行角度校正及电流补偿的,而微机保护一般接入保护装置的CT全为星型接法,
然后通过软件移相进行角差校正,通过平衡系数来进行电流大小补偿,从而实现在正常运行时差流为零,而变压器内部故障时,差流很大,保护动作。由于变压器正常运行和故障时至少有6个电流(高、低压侧),而我们所用的微机保护测试仪一般只能产生3个电流,因此要模拟主变实际故障时的电流情况来进行差动试验,就要求我们对微机差动保护原理理解清楚,然后正确接线,方可做出试验结果,从而验证保护动作的正确性。 下面我们以国电南京自动化设备总厂电网公司的ND300系列的发变组差动保护为例来具体说明试验方法,其他厂家的应该大同小异。这里我们选择ND300系列数字式变压器保护装置中的NDT302型号作为试验对象。该型号的差动保护定值(已设定)见表1: 表1NDT302变压器保护装置保护定值单
最新DMP322微机变压器差动保护装置汇总
D M P322微机变压器差 动保护装置
1 适用范围 DMP322微机变压器差动保护装置适用于两圈变压器,可集中组屏,也可分散于开关柜。 2 主要功能 2.1保护功能 ①差动速断保护 ②二次谐波制动的比率差动保护 ③CT断线闭锁比率差动保护并告警 ④差流告警 ⑤过负荷告警 ⑥过载启动风冷 ⑦过载闭锁有载调压 ⑧本体保护信号 以上各种保护均有软件开关,可分别投入和退出。 2.2远动功能 主变一侧开关位置遥信及开关事件遥信。 主变本体信号如下:本体轻重瓦斯信号、有载轻重瓦斯信号、超温告警信号、超温跳闸信号、压力释放信号、风扇故障、油位过高、油位异常、油位过低。 主变一侧开关遥控。 2.3录波功能 装置具有故障录波功能,记忆最新8套故障波形,记录故障前10个周波,故障后10个周波,返回前10个周波,返回后5个周波,可在装置上查看、显示故障波形,进行故障分析,也可上传当地监控或调度。 3 技术指标 3.1额定数据 交流电流 5A、1A 交流电压 100V 交流频率 50HZ
直流电压 220V、110V 3.2功率消耗 交流电流回路 IN=5A 每相不大于0.5VA 交流电压回路 U=UN 每相不大于0.2VA 直流电源回路正常工作不大于10W 保护动作不大于20W 3.3过载能力 交流电流回路 2倍额定电流连续工作 10倍额定电流允许10S 40倍额定电流允许1S 交流电压回路 1.2倍额定电压连续工作 直流电源回路 80%—110%额定电压连续工作 3.4测量误差 测量电流电压不大于±0.3% 有(无)功功率不大于±0.5% 保护电流不大于±3% 3.5温度影响 正常工作温度: -10℃~ 55℃ 极限工作温度: -25℃~ 75℃ 装置在-10℃~55℃温度下动作值因温度变化而引起的变差不大于±1%。 3.6安全与电磁兼容 ①脉冲干扰试验 能承受频率为1MHZ及100KHZ电压幅值共模2500V,差模1000V的衰减震荡波脉冲干扰试验. ②静电放电抗扰度测试 能承受IEC61000-4-2标准Ⅳ级、试验电压8KV的静电接触放电试验。 ③射频电磁场辐射抗扰度测试 能承受IEC61000-4-3标准Ⅲ级、干扰场强10V/M的幅射电磁场干扰试验。 ④电快速瞬变脉冲群抗扰度测试 能承受IEC61000-4-4标准Ⅳ级的快速瞬变干扰试验。 ⑤浪涌(冲击) 抗扰度试验 能承受IEC61000-4-5标准Ⅳ级、开路试验电压4KV的浪涌干扰试验。
各种差动保护比较..
采样值差动于常规相量差动的比较 与常规相量差动相比较,采样值差动的一个突出特点是它不是计算某一数据窗的差流值,而是通过多点重复判别来判定动作与否。利用这个特点,通过合理选择重复判别次数R,S,可有效抑制区外故障时TA暂态响应不一致对差动保护的影响。利用采样值差动能有效区分区内区外故障,同时也能有效鉴别励磁涌流,比传统相量差动更能保证故障快速动作具体分析见《采样值差动及其应用》胡玉峰、陈树德、尹相根,电力系统自动化,2000,24,No10,第42页。 基于故障分量的菜采样值差动保护与常规相量差动和采样值差动的比较常规的相量电流差动保护还是采样值电流差动保护,都无法解决差动保护在内部高阻接地故障时的敏度和负荷电流对差动保护的影响等问题.而基于故障分量的保护存原理上与正常运行时的负荷几关,与接地故障时的过渡电阻大小无直接关系,具有相当优越性 故障分量的差动保护与常规相量差动保护相比,其突出特点是可大幅度提高保护灵敏度,并可较好地解决高阻接地或轻微短路且有负荷电流流出时差动保护所存在的缺陷, 采样值电流差动保护可以提高电流差动保护的动作速度,但是并没有改善保护的灵敏度 故障分量差动保护动作特性详见||王维倚(Wang Weijian).电气主设备继电保护原理与应用(The Theory and Application of Electric Main Equipments Protection).北京I中国电力出版社(Beiiing:China Electdeal Powar Press),1996/尹项根,陈德树,张哲,等(Yin Xianggent Chen Deshu—Zhang Zhe,et a1).故障分量差动保护(DifferentialProtection Ba sed On Fault—Component).电力系统自动化(Automation of Electric Power Systems).1999.23(11) 由图中可以看出,由于制动区与动作区之间存在一个缓冲区,因而可使故障分量差动保护具有极为优良的动作选择性。 将采样值差动与故障分量原理相结合,同样可起到提高灵敏度的作用。对于采样值差动,由于存在过零点附近采样值差动判据不满足,最严重时可能出现过零点为两采样值的中点而导致连续两点不满足判据。故差动电流需达到一定幅值才能保证可靠动作。因而对于某些故障情况,如变压器轻微匝问故障同时有负荷
热控保护定值逻辑管理制度(讨论稿)
华电宁夏灵武发电有限公司 热控保护定值逻辑管理制度 批准:CHIEF 审定:BOSS 审核:SURPERMAN 编写:PLAYBOY 二○一三年五月二十日 目录
热控保护定值逻辑管理制度 (1) 第一章总则 (2) 第二章职责与分工 (3) 第三章热控保护解投原则 (7) 第四章热控定值异动原则 (9) 第五章热控逻辑异动原则 (10) 第六章热控信号异动原则 (11) 第七章检查与考核 (12) 第八章附则 (12) 热控定值/逻辑异动工作流程 (13) 华电宁夏灵武发电有限责任公司 热控保护定值逻辑管理制度 第一章总则
第一条结合公司开展的“4A级标准化良好行为企业”活动,为规范华电宁夏灵武发电有限责任公司(以下简称灵武公司)热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制工作流程,明确各部门及专业管理职责,特制订本制度。 第二条本制度依据《火力发电厂热控仪表及控制系统技术监督导则》、《火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》等DL系列电力行业标准和公司有关制度编制。 第三条本制度适用于灵武公司所有设备及系统的热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制等相关工作。公司有关生产部门应严格遵照执行。 第四条热控保护联锁解投、信号强制工作严格按照灵武公司《热控联锁保护解投管理办法》[2013]中的有关规定办理投退申请手续后执行;热控定值给出/变更、逻辑(联锁)提供/优化修改工作需办理书面《热控定值/逻辑修改申请表》,履行审批程序。填写《热控定值/逻辑修改申请表》必须字迹工整、清晰、不得有涂改。 《热控定值/逻辑修改申请表》一式四份,由热工专业、提出申请部门、各分场、热控检修队分别保存,若申请部门与以上规定部门重合,保存资料则递减。热控专业保留原件并负责异动申请、变更前后相关情况记录、统计及归档管理工作,其它相关部门保存复印件,热控检修队负责建立异动前后记录台帐、执行情况、异动竣工报告、联锁保护试验的交待及相关资料送达。以上所有相关资料保存期三年。
变压器差动保护整定计算
变压器差动保护整定计算 1. 比率差动 装置中的平衡系数的计算 1).计算变压器各侧一次额定电流: n n n U S I 113= 式中n S 为变压器最大额定容量,n U 1为变压器计算侧额定电压。 2).计算变压器各侧二次额定电流: LH n n n I I 12= 式中n I 1为变压器计算侧一次额定电流,LH n 为变压器计算侧TA 变比。 3).计算变压器各侧平衡系数: b n n PH K I I K ?= -2min 2,其中)4,min(min 2max 2--=n n b I I K 式中n I 2为变压器计算侧二次额定电流,min 2-n I 为变压器各侧二次额定电流值中最小值,max 2-n I 为变压器各侧二次额定电流值中最大值。
平衡系数的计算方法即以变压器各侧中二次额定电流为最小的一侧为基准,其它侧依次放大。若最大二次额定电流与最小二次额定电流的比值大于4,则取放大倍数最大的一侧倍数为4,其它侧依次减小;若最大二次额定电流与最小二次额定电流的比值小于4,则取放大倍数最小的一侧倍数为1,其它侧依次放大。装置为了保证精度,所能接受的最小系数ph K 为,因此差动保护各侧电流平衡系数调整范围最大可达16倍。 差动各侧电流相位差的补偿 变压器各侧电流互感器采用星形接线,二次电流直接接入本装置。电流互感器各侧的极性都以母线侧为极性端。 变压器各侧TA 二次电流相位由软件调整,装置采用Δ->Y 变化调整差流平衡,这样可明确区分涌流和故障的特征,大大加快保护的动作速度。对于Yo/Δ-11的接线,其校正方法如下: Yo 侧: )0('I I I A A ? ??-= )0(' I I I B B ? ? ? -= )0('I I I C C ? ??-= Δ侧: 3/ )('c a a I I I ? ??-=
变压器纵差动保护动作电流的整定原则
变压器纵差动保护动作电流的整定原则差动保护初始动作电流的整定原则,是按躲过正常工况下的最大不平衡电流来整定;拐点电流的整定原则,应使差动保护能躲过区外较小故障电流及外部故障切除后的暂态过程中产生的最大不平衡电流。比率制动系数的整定原则,是使被保护设备出口短路时产生的最大不平衡电流在制动特性的边界线之下。 为确保变压器差动保护的动作灵敏、可靠,其动作特性的整定值(除BCH型之外)如下: Idz0=(0.4,0.5)IN, Izd0=(0.6,0.7)IN, Kz=0.4,0.5 式中,Idz0为差动保护的初始动作电流;I,zd0为拐点电流;Kz =tgα点电流等于零的;IN为额定电流(TA二次值)。 电流速断保护限时电流速断保护定时限过电流保护的特点 速断保护是一种短路保护,为了使速断保护动作具有选择性,一般电力系统中速断保护其实都带有一定的时限,这就是限时速断,离负荷越近的开关保护时限设置得越短,末端的开关时限可以设置为零,这就成速断保护,这样就能保证在短路故障发生时近故障点的开关先跳闸,避免越级跳闸。定时限过流保护的目的是保护回路不过载,与限时速断保护的区别在于整定的电流相对较小,而时限相对较长。这三种保护因为用途的不同,不能说各有什么优缺点,并且往往限时速断和定时限过流保护是结合使用的。 瞬时电流速断保护与限时电流速断保护的区别就是,瞬时是没有带时限的,动作值达到整定值就瞬时出口跳闸,不经过任何延时。而限时电流速断是带有延时的,动作值达到整定值后经过一定的延时才启动出口跳闸;
瞬时电流速断保护与限时电流速断保护的区别,限时电流速断保护与过电流保护有什么不同, 瞬时电流速断和限时电流速断除了时间上的区别外就是他们在整定的大小和范围的不同,瞬时速断保护的范围比限时的要小,整定动作值要比限时速断的要大。 过电流保护和限时电流速断的区别? 电流速断,限时电流速断和过电流保护都是反映电流升高而动作的保护装置。 区别:速断是按躲开某一点的最大短路电流来整定,限时速断是按照躲开下一级相邻元件电流速断保护的动作电流来整定,而过流保护是按躲开最大负荷电流来整定的。 由于电流速断不能保护线路的全长,限时电流速断又不能作为相邻元件的后备保护,因此保证迅速而又有选择的切除故障,常将三者组合使用,构成三段电流保护。 过电流保护的整定值为什么要考虑继电器的返回系数,而电流速断保护则不需要考虑, 这是综合考虑保护的灵敏性和可靠性的结果。为了保证保护的灵敏性,动作的整定值 应当尽量小,但是过电流的动作值与额定运行电流相差不大,这样有可能造成保护误动作,从而降低了供电的可靠性。所以我们为过电流保护加了时限,过电流必须要持续一定的时间才会动作,如果在时限内电流降到返回值以下,那么保护就复归不用动作了,从而在不降低灵敏性的情况下增加了可靠性。而电流速断本身动作电流比较大,且没有时间的限制,只要电流一超过速断的整定值,马上动作跳闸,所以不需要设置返回值。 何谓线路过电流保护,瞬时电流速断保护?和它们的区别, 两种保护的基本原理是相同的。