限制与保护配合
1、定子电流限制器与定子过负荷保护配合
基本原理
受原动机驱动极限、发电机制造工艺及系统动态稳定的制约，发电机正常运行时必须对定子电流进行限制，以防止定子绕组过热。励磁调节器只能通过将无功调整趋近于零来减小定子电流。即在过励侧，减小无功；在欠励侧，增加无功。如果无功已经调节到了零附近，即使定子电流仍然过高，也要停止减磁（滞相）、增磁（进相）。在这种情况下定子电流限制器不能减少由于有功过大而引起的定子有功过流，需调速器降低有功以减小定子电流。 定子电流限制器按反时限特性动作，反时限特性符合以下公式：
1a
P A
T I I =??- ??? 上式中，I 为定子电流标幺值；P I 为定子电流长期运行值，默认为1；a 默认为2；A 为反时限常数，默认按国标GB7064保护应设置为37.5。例如，根据上面的公式，当定子电流为1.5倍的额定时，定子电流限制器动作时间：T=37.5/(1.52-1)=30S ，也就是说在定子电流为1.5倍的额定时，30S 后定子电流限制器动作。（注：为先于保护动作，华能洛阳反时限常数A 设置为34）
2、强励反时限与转子过负荷保护配合
为了保护发电机转子绕组不会因温度过高而损坏，同时让转子具备一定的过流能力，因此按照国标7064设置了强励反时限。当转子电流大于1.1倍后启动热量累积，强励反时限动作时间按照下式计算：
1a
P A
T I I =??- ??? 其中，I 为转子电流标幺值；P I 为长期运行值，默认为1；a 为2；A 为反时限常数，按照国标保护应设置为33.75。（注：为先于保护动作，华能洛阳反时限常数A 设置为30，即转子电流为两倍额定时，10S 动作）
3、V/Hz 限制与主变过激磁保护配合
定时限动作，机端电压与机端频率标幺比值大于1.06时，伏赫兹限制动作。频率小于45Hz 且空载态时，调节器逆变。
电力系统继电保护的基本任务与要求
电力系统继电保护的基本任务与要求 它的基本任务是： （1）当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏，降低对电力系统安全供 电的影响，并满足电力系统的某些特定要求(如保持电力系统的暂态稳定性等)。 （2）反应电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同(例如有无经常值班人员)发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时动作。 4.1.2对继电保护的基本要求 （1）可靠性是指保护该动体时应可靠动作。不该动作时应可靠不动作。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。 （2）选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件（如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件）的选择性，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。
（3）灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数，各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。继电保护的 可靠性主要由配置合理、质量和技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护和管理来保证。任何电力设备(线路、母线、变压器等)都不允许在无继电保护的 状态下运行。220KV及以上电网的所有运行设备都必须由两套交、直流输入、输出回路相互独立，并分别控制不同断路器的继电保护装置进行保护。当任一套继电保护装置或任一组断路器拒绝动作时，能由另一套继电保护装置操作另一组断路器切除故障。在所有情况下，要求这套继电保护装置和断路器所取的直流电源都经由不同的熔断器供电。（4）速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护(如高频保护、差动保护)、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来提高速动性。
发变组保护与励磁系统限制及保护的匹配关系
发变组保护与励磁系统限制及保护的匹配关系 陈生 神华（福州）罗源湾港电有限公司 福州 350500 【摘要】发变组保护和励磁调节器是发电厂电气二次系统的两个重要的组成部分，两者之间的正确配合对于发电机组运行的可靠性和稳定性有着重要的作用。然而在工程上发变组保护在进行整定计算时，非常容易忽略与励磁调节器的配合或者配合不当，造成一旦励磁系统出现异常，发变组保护动作作用于停机。为尽量减少发电厂非正常停机事故的发生，必须考虑发变组保护定值与励磁调节器之间的各种配合关系。本文主要从发电机失磁保护与AVR 低励保护、限制的配合、发变组过激磁保护与励磁调节器 V/Hz 限制之间、发电机转子绕组过负荷保护与AVR 励磁过励限制的配合、过电压保护与励磁调节器电压限制匹配四个方面来分析。 【关键词】失磁保护；转子绕组；低励磁；过励磁；保护A VR ；低励磁限制 引言 大型发电机变压器组的微机保护针对发电机低励磁、转子绕组过负荷和发电机（主变压器）过励磁等不正常方式，装设了失磁保护、转子绕组过负荷及过激磁等保护。发电机自动电压调节装置（以下简称A VR ）通过对调节、限制、切换等方法对励磁系统进行限制和保护，包括低励磁限制和保护、过励磁限制和保护、V / Hz 限制等。动作的先后按照：先进行限制，使A VR 恢复到正常的工作状态下；在限制器动作后A VR 无法恢复至正常状态时，再由A VR 的保护带一定延时动作，把A VR 由工作通道切换至备用通道或者自动切换至手动；最后仍不能恢复至正常工况工作时，则由发电机变压器组的保护作用于解列停机。正确合理的整定发变组与励磁调节器的配合关系，充分利用励磁系统的限制作用，可以提高机组的稳定运行，降低机组非正常停机的几率。本文将从发电机失磁保护与A VR 低励保护、限制的配合、发变组过激磁保护与励磁调节器 V/Hz 限制之间、发电机转子绕组过负荷保护与A VR 励磁过励限制的配合、过电压保护与励磁调节器电压限制匹配四个方面来分析发变组保护定值整定与励磁调节器限制及保护之间的配合关系。 1、发电机失磁保护与A VR 低励限制的匹配关系 发电机在运行过程中，由于某些原因，如：系统电压的升高、运行人员的误操作、励磁装置故障等，导致发电机在低励磁状态下运行。为此在发电机的保护中设置有失磁保护，在励磁调节器中设置了低励限制功能，两者之间存在一定的配合关系：当发电机励磁降低后，低励限制应能先于励磁自动切换和失磁保护的动作。只有两者定值配合正确，才能防止失磁保护误动。然而，实际运行情况表明，由于整定时未考虑两者的配合或配合不合理而导致失磁保护误动时有发生，特别是机组带较轻负荷进相运行时，如果低励限制整定得过于保守，既限制了发电机进相能力的发挥，也可能使失磁保护误动。 1.1 坐标转换 阻抗型失磁保护是基于发电机机端的 R-X 测量阻抗圆平面上计算的，而励磁调节器的欠励限制 P-Q 整定曲线是基于静态稳定极限圆并结合系统的无功储备整定的，二者分别属于不同的坐标系，为了能够较直观地校核它们之间的配合关系，必须将这两者的坐标系统一，为此，将欠励限制 P-Q 整定曲线转化为低励限制阻抗圆。 1）对于汽轮发电机，静稳极限圆在P-Q 平面上的表达式为： 2d s 22d s 2 2112112?????????? ??+=?????????? ??--+X X U X X U Q P （1） 公式中：P ，Q —分别为发电机的有功功率和无功功率； Ｕ—发电机的机端电压；
发电机的励磁限制与保护的配合整定
发电机的励磁限制与保护的配合整定 §1发电机运行功率圆与限制 发电机运行功率圆又称“安全运行极限”或“P、Q图”，下面图1为ABB励磁厂家说明书的发电机功功率图，经常用到的三个限制： 1）转子发热限制； 2）定子发热限制； 3）低励限制。 图1 ABB励磁说明书中的发电机功功率图 实际发电机的运行功率极限图下图所示：
图2 某600MW汽轮机组功率图 §1.1转子发热限制 §1.1.1同步发电机的相量图 同步发电机的电动势相量图如图3所示 I U E q jIx q δφ
图3 同步发电机的电动势相量图 对△oab 的每条边分别乘以U ／X q ，得功率三角形△OAB ，并以O 点为原点，引入直角坐标系，如图3所示。从图上可看出有以下关系成立： 图4 功率三角形 1) φ— OA 与纵轴的夹角即为功率因数角； 2）δ— 发电机功角； 3) 直角坐标系的第一象限是发电机的迟相(过励)运行区，第二象限是发电机的进相(欠 励)运行区。 4) 发电机机端电压U 保持不变，X d 为发电机同步电抗为常数， BA 的长度正比于发电机电 势，也正比于励磁电流I fn 。以B 点为圆心，以BA 为半径作圆弧，此圆弧即为转子发热极限曲线。对应图1中的“最大励磁电流限制器”。 运行分析： 汽轮发电机额定运行时，定子电流I 与励磁电流均为额定值，一般其额定功率因数cos φ为0．85—0.9。此时，当欲调整发电机的运行参数，降低其功率因数(φ角增大)时，增发无功，励磁电流I 会增加，发电机的运行受到转子发热极限的限制。为了使转子不 B
过热，则需降低定子电流，使发电机沿曲线AD运行，定子绕组未得到充分利用。反之，欲提高其功率因数( 角减小)时，定子电流会超过额定值，发电机的运行受到定子发热极限的限制，即图1中的“欠励、过励侧定子电流限制器”，又称“定子发热限制”。 §1.1.2 ABB励磁系统最大励磁电流限制器原理 限制器有两个限制值：一个是强励顶值电流限制值，另一个是连续运行允许的过热限制值。与过热限制值关联的两个控制参数分别是转子等效加热时间和转子等效冷却时间。 限制器的参数和功能框图见图5。 图5 ABB励磁系统限制器的参数和功能框图 同步发电机正常运行过程中（无限制器动作），最大励磁电流限制器的限制值是强励顶值电流限制值Imax，即AVR 可以在必要时提供强励顶值电流。在系统故障需要强行励磁来排除故障时，如果励磁电流的实际值超出过热限制值，调节器就会起动一个剩余功率积分器，将电流偏差值Δi2（其中Δi=Ifield-Itherm）对时间积分，其结果正比
660MW汽轮发电机励磁过励限制 与转子过负荷保护配合案例分析
660MW汽轮发电机励磁过励限制与转子过负荷保护配合案例分析 发表时间：2019-03-27T09:34:03.887Z 来源：《电力设备》2018年第29期作者：连侠 [导读] 摘要：发电机在正常情况下，其转子电流一般都在安全的范围内运行。 （福建大唐国际宁德发电有限责任公司福建福安 352100） 摘要：发电机在正常情况下，其转子电流一般都在安全的范围内运行。当发电机出现故障转子电流大幅增加时，如果不对转子电流进行限制或保护，转子有可能长时间超过其热容量而损坏。发电机转子过流时，发电机励磁过励限制环节应在转子过负荷保护之前动作。本文通过对发电机转子过负荷保护与励磁过励限制配合情况、转子电流采样值对配合关系的影响、转子电流采样值产生误差的原因进行分析，提出解决转子过负荷保护与励磁过励限制无法正确配合的方案。 关键词：转子过负荷；过励限制；保护配合 1 引言 近年来，随着我国社会用电负荷不断增加，大中型机组在电网中的占比不断增多。目前对于大型发电机励磁过励限制和过负荷保护的研究一般局限于各自过流动作值的整定，而限制与保护定值的配合往往被忽略[1]。励磁系统过励限制的作用是限制发电机转子电流在转子所容许的热容量范围内运行，当励磁过励限制无法限制发电机转子电流时，发电机转子过负荷保护将动作切除发电机组，因此发电机励磁过励限制与转子过负荷保护配合显得尤为重要。 2 励磁系统过励限制与转子过负荷保护配合情况分析 2.1 转子过负荷能力与相关限制及保护的配合原则 励磁系统过励限制环节的特性应与发电机转子过负荷能力相一致，并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合，励磁系统的过励限制环节应在转子过负荷保护之前动作[2]。励磁系统过励限制、发变组转子过负荷保护及发电机转子过流允许值三者应能正确配合。若不配合则可能出现以下问题：机组转子已过负荷而励磁限制环节或转子过负荷保护未动作，不能起到有效的限制及保护作用；机组转子在设计允许工况下，励磁过励限制或转子过负荷保护动作过早，发电机转子过负荷能力得不到体现；转子过负荷保护先于励磁过励限制动作，励磁过励限制环节未能发挥有效的限制作用。 2.2 转子过负荷能力与相关限制及保护的配合情况实例分析 以某电厂660MW汽轮发电机组为例，该机组为东方电机厂生产的QFSN-660-2-22型发电机组，发变组保护采用南瑞继保RCS985G保护装置，励磁为南瑞电控生产的NES5100励磁装置。 GB/T7064-2008规定了汽轮发电机转子过电流的反时限特性，发热常数为33.75，该标准给出的具体函数为：t1=33.75/（If2-1）。其中：If表示励磁电流实际值（标幺值）；t1表示励磁电流允许持续的时间，即发电机转子过负荷能力。 RCS985G发变组保护装置，转子过电流保护装置整定定值为：t2=32.75/（If12-1）。其中：If1表示保护装置转子电流采样标幺值，t2表示发变组保护动作时间。 NES5100励磁装置，过励限制的整定定值为：t3=30/（If22-1）。其中：If2表示NES5100励磁调节器转子电流采样标幺值，t3表示励磁过励限制动作时间。 假设发电机保护转子电流采样值、励磁调节器转子电流采样值与发电机实际转子电流相等，即If=If1=If2，则三者的配合关系如表1示。由表1可知t1
继电保护的基本原理和继电保护装置的组成
我们把它统称为电力系统。一般将电能通过的设备成为电力系统成为电力电力系统的一次设备，如发电机、变压器、断路器、输电电路等，对一次设备的运行状态进行监视、测量、控制和保护的设备，被称为电力系统的二次设备。继电保护装置就属于电力系统的二次设备。 一、继电保护装置的基本原理 为了完成继电保护的任务，继电保护就必须能够区别是正常运行还是非正常运行或故障，要区别这些状态，关键的就是要寻找这些状态下的参量情况，找出其间的差别，从而构成各种不同原理的保护。 1.利用基本电气参数的区别 发生短路后，利用电流、电压、线路测量阻抗等的变化，可以构成如下保护： (1)过电流保护。单侧电源线路如图1-1所示，若在BC段上发生三相短路，则从电源到短路点k之间将流过很大的短路电流I k，可以使保护2反应这个电流增大而动作于跳闸。 (2)低电压保护。如图1所示，短路点k的电压U k降到零，各变电站母线上的电压都有所下降，可以使保护2反应于这个下降的电压而动作。 图1：单侧电源线路 (3)距离保护。距离保护反应于短路点到保护安装地之间的距离（或测量阻抗）的减小而动作。如图1所示，设以Z k表示短路点到保护2（即变电站B母线）之间的阻抗，则母线 上的残余电压为： U B=I k Z ko Z B 就是在线路始端的测量阻抗，它的大小正比于短路点到保护2之间的距离。 2.利用内部故障和外部故障时被保护元件两侧电流相位（或功率方向）的差 别
两侧电流相位（或功率方向）的分析如下。 图2：双侧电源网络 a——正常运行情况；b——线路AB外部短路情况；c——线路AB内部短路情况 正常运行时，A、B两侧电流的大小相等，相位相差180°；当线路AB外部故障时，A、B两侧电流仍大小相等，相位相差180°；当线路AB内部短路时，A、B两侧电流一般大小不相等，在理想情况下（两侧电动势同相位且全系统的阻抗角相等），两侧电流同相位。从而可以利用电气元件在内部故障与外部故障（包括正常运行情况）时，两侧电流相位或功率方向的差别构成各种差动原理的保护（内部故障时保护动作），如纵联差动保护、相差高频保护、方向高频保护等。 3．序分量是否出现 电气元件在正常运行（或发生对称短路）时，负序分量和零序分量为零；在发生不对称短路时，一般负序和零序都较大。因此，根据这些分量的是否存在可以构成零序保护和负序保护。此种保护装置具有良好的选择性和灵敏性。 4．反应于非电气量的保护 反应于变压器油箱内部故障时所发生的气体而构成气体（瓦斯）保护；反应于电动机绕组的温度升高而构成过负荷保护等。 二、继电保护装置的组成 继电保护的种类虽然很多，但是在一般情况下，都是有三个部分组成的，即测量部分、逻辑部分和执行部分。其原理结构如图3所示。
探讨继电保护装置的时限配合问题
探讨继电保护装置的时限配合问题 电力系统的不断发展和安全稳定运行给国民经济和社会发展带来了巨大的动力和效益。企业的电力系统安全运行就成为了重中之重。一旦发生故障,如果不能及时有效控制,就会越级到变电站扩大事故范围,造成大面积停电,给社会和企业造成直接的经济损失,甚至会产生锅炉爆炸、有毒气体排放等危及社会安全的危险后果。继电保护装置就是保证电力设备安全和防止及限制长时间大面积停电的最基本、最重要、最有效的技术手段。继电保护装置一旦不能正确动作,就会扩大事故范围,酿成严重后果。The development of power system and the safe and stable operation of great power and benefits to the national economy and social development. The safe operation of the power system of enterprises has become a priority among priorities. Once the fault happened, if not timely and effective control, will leapfrog into the substation expansion of the scope of the accident, causing blackouts, causing direct economic losses to the society and enterprises, dangerous consequences will even produce boiler explosion, toxic gases endanger social security. Relay protection device is to ensure safety and
继电保护整定配合分析
继电保护整定配合分析 发表时间：2017-11-30T14:40:29.157Z 来源：《电力设备》2017年第22期作者：吴娟李永强 [导读] 摘要：随着电网的快速发展，对继电保护也提出了更高的要求。继电保护整定配合是继电保护的重要组成部分（国网河南省电力公司周口供电公司河南周口 466000） 摘要：随着电网的快速发展，对继电保护也提出了更高的要求。继电保护整定配合是继电保护的重要组成部分，也是继电保护发挥作用的重要保障。近年来由于建设用地日趋紧张，110kV变压器容量越来越大，其10kV出线供电半径也不断增大，导致变压器相间后备保护与10kV出线保护整定配合存在问题，中国论 关键词：电网；继电保护；配合 1 引言 110kV 变电站的主变压器是电网中的重要元件之一，是保证供电可靠性的重要设备。随着建设用地的日趋紧张，110kV变压器容量越来越大，10kV出线的供电半径也不断增大。10kV配电线路的故障率较高，在本身保护装置或断路器拒动的情况下，变压器后备保护将动作切除故障，导致主变跳闸，引发大面积停电。 2变压器相间后备保护概况 2.1变压器保护配置 变压器高、低压侧都应配置过电流保护，作为相间后备保护，用于反映变压器外部故障引起的过电流，同时作为变压器内部故障的后备。根据短路电流水平、变压器容量，同时考虑保护灵敏度的要求，变压器的相间后备保护一般设置为复合电压闭锁过流保护（一般为三段，其中Ⅰ段、Ⅱ段可带方向，Ⅲ段无方向）。 2.2复压闭锁过流保护整定原则 复合电压闭锁元件根据负序过电压和正序低电压反映系统故障，由此区分不同原因导致的过负荷，以利于整定低电流值。根据《电力系统继电保护规程汇编》，低电压定值一般整定为母线额定运行电压的0.6～0.7倍，根据运行经验通常将负序电压值整定为4～8V（额定值为100V），过电流定值通常整定为1.5 倍额定电流。 3 整定计算工作 为保证保护装置动作不出现错误，计算人员除了专业知识，还应树立全局意识，端正工作态度，有极强的责任心。按照基本原则进行计算，即地区网服从主系统，下级服从上级，局部问题自行处理，尽量照顾局部电和下级电网的需要，保护电力设备的安全，保证用户供电。满足继电保护的可靠性、灵敏性、选择性的要求，如若不能满足，应根据实际情况做出合理选择。 随着内容的更新，计算人员需投入大量时间和精力学习新内容，加强和厂家技术人员的交流，学习保护装置升级后的计算原理，熟悉每一个动作，以免实际使用时出现错误。选择保护装置时常会遇到这样的情况，因为保护装置可能由很多厂家生产，但有同一种保护，而名称和定义都不同，极易混淆。如说明书内容不全，没有逻辑回路图，难以判断保护是否动作；定值菜单的内容太过繁琐，控制字设置过多；出口逻辑比较复杂，需对出口对象进行仔细核对。 在实际计算时，会有很多不足之处，形成计算中的障碍。如：（1）计算人员对更新后的装置不熟悉，不能熟练应用，导致定值内容出现很大的错误；（2）计算人员没有直接参与继电保护装置的设计、选型等程序，不能及时发现问题，若到计算时发现存在设计上的缺陷，修改难度很大；（3）更换设备后，系统阻抗没有得到及时修改，以至于计算中出现偏差；（4）保护装置先天不足，如某些型号较老，定值单位步进很大，小数点之后整不出来，对定值单的准确性十分不利，甚至会对上下级的配合造成影响；（5）下级定值没有与上级定值接口，上级改线路定值、下级更换变压器，没有及时通知上下级单位配合，使得保护定值失去配合关系。 110kV 变压器后备保护与10kV出线保护整定配合探讨题 4.1 110kV 变压器复压闭锁过流保护现存问题 110kV变电站通常处于电网末端，系统阻抗相对较大，而当10kV出线的供电半径较大时，将使得线路末端发生相间短路故障时短路电流可能很小。变压器后备保护采用复压闭锁的目的是区分不同原因引起的过负荷以利于整定低电流值，提高过电流保护的灵敏度。但是目前110kV变压器普遍容量较大，相应地额定电流也较大，再考虑可靠系数等因素，通常将过电流定值整定为变压器额定电流的1.5 倍，这个数值可能会超过一些变电站10kV出线末端相间短路电流值，毫无灵敏度。这种情况下一旦变电站10kV出线保护装置或断路器发生拒动，变压器后备保护可能因灵敏度不足而拒动，使得变压器失去后备保护而越级跳闸，严重影响电网安全运行。 4.2 110kV 变电站10kV 出线保护整定 10kV出线一般按两段式过电流保护设置。 过流I段，即限时速断保护，按照躲开线路所带容量最大的变压器低压侧发生故障时的最大短路电流整定，与线路分段开关定值和用户智能开关保护配合。 过流Ⅱ段，即过电流保护，是线路保护的最后一道防线，必须保证线路末端发生故障时具有足够的灵敏度，并应躲开正常运行时最大负荷电流，同时要考虑保护CT 、线路载流量等因素，时限一般不超过1.5s。方便与线路分段开关的配合。 110kV 变电站变压器低压侧复压过流保护一般设置为两段，I段为1.8s跳低压侧母联断路器，Ⅱ段为2.1s跳低压侧，在时限上与10kV 出线保护配合。 4.3 110kV 变压器后备保护与出线保护的整定配合 10kV出线线路末端故障时，线路所在母线电压可能达不到低电压、负序电压定值而导致保护闭锁。以LGJ-240导线为例，假设最大、最小运行方式下系统阻抗分别为0.3359、1.044，低电压定值为70V，负序电压为6.5 V（额定值为100V），可以计算出线路可能启动低电压闭锁、负序电压闭锁的短路点距离母线的距离最大值分别为2.3km、13.98km。 5 结语 对于不同的电网结构、电网运行方式、110kV 变电站所处位置，系统阻抗不同，变电站10kV出线发生故障时复合电压元件开放的线路最大长度也略有不同。复压闭锁元件由低电压和负序电压元件构成或门，通常负序电压元件开放线路长度远大于低电压元件，大部分变电站10kV出线长度都在复压元件开放范围内。随着110kV变压器容量不断增大，又要求其能够满负荷运行，那么变压器低压侧复压闭锁过流
水利电站励磁限制与保护整定原理对于发电机的作用
水利电站励磁限制与保护整定原理对于发电机的作用 发表时间：2019-04-26T16:13:28.453Z 来源：《基层建设》2019年第5期作者：何晓刚 [导读] 摘要：发变组保护和励磁调节器是水利电站电气二次系统的两个重要的组成部分。 贵港市覃塘区平龙水库管理委员会 537100 摘要：发变组保护和励磁调节器是水利电站电气二次系统的两个重要的组成部分。发变组保护与励磁系统限制的合理配合关系到机组、电网的安全稳定，同时也是网源协调参数核查的重要部分，两者之间的正确配合对于发电机组运行的可靠性和稳定性有着重要的作用。对水轮发电机过激磁保护与励磁V/Hz限制、转子过负荷保护与励磁强励限制、定子过负荷保护与励磁定子电流限制、发电机失磁保护与励磁欠励限制之间的匹配关系进行分析研究，可为水轮发电机励磁限制与保护配合定值设定关系提供参考。 关键词：励磁限制；保护；整定配合 前言 GB/T 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》中规定：300 MW及以上发电机，应装设过励磁保护?。过激磁保护的设定原则为：①当发电机与主变压器之间设置有断路器时，发电机和变压器均需过激磁保护功能；②当发电机与主变压器之间不设断路器，则对两者中过激磁能力小的配置过激磁保护，一般来说，发电机的过激磁能力比主变要小p]，只对发电机配置过激磁保护。当发电机或主变过激磁时，要保证发电机励磁系统V/Hz限制先于发电机过激磁保护动作。 只有当V/Hz限制失效时，发电机过激磁保护动作。强励限制定值应具备国标GBZT7064、GB/T7894规定的发电机磁场过电流反时限特性，并与转子过负荷保护相匹。发电机励磁系统强励限制曲线与转子过负荷保护曲线一般设置为反时限曲线，强励限制动作时间要小于转子过负荷保护动作时间，两者间保留一定裕度。强励限制与保护配置原则应遵循：强励限制定值 < 转子过负荷保护定值 < 发电机磁场过电流能力，并且三者之间留有合理的时间级差。 当同步发电机励磁电流持续降低，其运行点将会超过发电机定子端部发热限制线或静态稳定限制线，严重时会造成发电机运行失步，欠励限制与失磁保护主要是为了防止上述情况的发生。欠励限制是在发电机P -Q 平面内根据定子端部发热限制线或静态稳定限制线作出的一条限制曲线；失磁保护则依据阻抗判断法，在R -X 平面内进行表达。欠励限制与失磁保护的配合关系的验证，需将两者在同一坐标平面内进行比较。保证欠励限制先于失磁保护动作，且留有一定裕度。 1 V /H Z 限制与过激磁保护整定 1.1 V /H z限制整定原理 V/Hz限制中，V为发电机机端电压标幺值，Hz为发电机频率的标幺值。为防止发电机铁心磁密过于饱和，以雖热受损，V/Hz比值须保持在一核全范围之内。从关系式中可以看出，造成VZHz比值超出范围的因素有两个：①由于发电机机端电压过高，这种情况一般发生在发电机空载和负载态，当两者比值超出调节器设定值时，调节器会定时限或反时限来降低发电机电压给定值，从而降低发电机端电压，以确保比值在安全范围之内；②由于机组频率降低，这一般发生在发电机空载状态下，由于励磁系统対发电机频率无法控制，最直接的控制方式是当发电机频率降低至45 HZ以下时，直接逆变灭磁，从而起到保护发电机的作用。 1.2过励磁保护整定原理 当发电机与主变压器之间不设断路器时，一般只配置发电机过激磁保护，保护测值取发电机机端电压；当发电机与主变压器间设置断路器时，对两者均需配置过激磁保护功能，主变过激磁保护测值取变压器髙压侧电压。为了充分提高发电机和主变的过激磁能力，同时考虑到发电机、主变的热量累积及散热功能，过激磁保护一般采用反时限限制曲线。 2 励磁强励限制与转子过负荷保护的配合 2.1 强励限制整定原理 发电机强励功能对提高电力系统稳定性具有重要的作用，但为了防止发电机励磁绕组长时间过流而造成转子绕组破坏，励磁系统需设置强励限制功能。强励限制动作后，励磁调节器自动减磁，并将励磁电流拉回至额定值以下，强励动作返回。GB/T7894-2009中规定：水轮发电机转子绕组应能承受2 倍以下额定励磁电流，2 倍额定励磁电流时，强励时间不少于20 S；水轮发电机励磁强励限制设置为反时限曲线，并参照汽轮发电机转子过电流反时限函数。 2.2 转子绕组过负荷保伊原理 转子过负荷保护主要是为了防止发电机转子绕组过电流时间超过保护功能所允许的时间。当励磁系统强励限制功能没有起到转子电流过流限制功能时，发变组保护会根据不同的设定，发信或者跳出口开关。对于容量大于300 MW的机组，发电机转子过负荷保护一般采用“定时限”“反时限”进行保护，“定时限”设定值一般为流过转子绕组最大电流的1-1.1倍；“反时限”保护动作方程参照公式（1）： 式（1）中：/ 为实际励磁电流标幺值，为额定励磁电流标幺值，励磁绕组热容系数。 2.3 励磁绕组过负荷保伊与强励限制定值设定实例 某电站发电机励磁强励反时限特性符合公式 式中：/ 为转子电流标幺值；IP 默认为为1，a为2；A 为反时限常数，2 倍励磁额定电流，强励时间为20s，反推得出4= 6 0，反时限启动值为1.1倍励磁额定电流D发电机制造厂可提供发电机转子过电流倍数与相应的允许鐘时间的关系曲线，励磁绕组过负荷保护曲线可参考厂家提供曲线进行设定。其动作特性可由公式⑶表示。 式（3）中：C 为转子绕组热容系数；/ 为转子电流标幺值4 默认为1.02。2 倍额定转子电流时，允许时 间为 25 s，代人式⑶，得 C=25 x（（2/1.02）2-1）=711 s，电流启动值为1.2倍额定励磁电流。将励磁强励限制曲线与转子过负荷曲线在同一坐标下绘制，可以清楚看出两者的匹配关系。两者配合关系如图2 所示，配合合理。
继电保护原理复习题
1. 电力系统对继电保护的基本要求为 （1） 、 （2） 、 灵敏性和可靠性 。 2. 在整定单侧电源线路的电流速断保护的定值时，应按躲过系统 （3） （填入最大 /最小）运行方式下本线路末端发生 （4） 故障时流过保护的电流计算。（填入故障类型） 3. 若线路阻抗角φk 为70°，则90°接线的功率方向元件内角α应设为 （5） 。 4. 90°接线方式的功率方向元件，A 相方向元件加入的电流和电压为： （6） ， （7） 。 5. 接地距离保护接线方式，A 相接入的电压Um 和电流Im 应为 （8） ， （9） 。 6. 我国闭锁式纵联保护常见的起动方式有 （10） ， （11） ， （12） 。 7. 对于Yd11接线的变压器，传统的纵差动保护接线时，变压器星形侧（1侧）的TA 应接 为 （13） ，变压器三角侧（2侧）的TA 应接为 （14） ，且两侧TA 变比1TA n 、2TA n 与变压器变比T n 应满足的条件是 （15） 。 8. 试述三段式距离保护的整定、优缺点评价；（10分） 9. 什么是阻抗继电器的测量阻抗、整定阻抗、起动阻抗以方向阻抗继电器为例来说明三者 的区别。 10. 说明相间距离保护的0°接线方式和接地距离保护接线方式中，接入阻抗元件的电压电 流 11. 纵联保护的逻辑信号可分为哪几类，各起什么作用。 12. 说明变压器纵差动保护的基本原理、绘出其单相原理接线（以两绕组变压器为例）。并 画出直线型比率制动特性原理图，分析采用穿越电流制动有何作用 13. 简述重合闸前加速和后加速保护的动作过程及其优缺点。 14. 下图所示的网络中所有线路各侧均装有方向高频保护，并认为所有电源的电势均相等且 同相。试指出当k1点发生三相短路时，流过各套保护的功率方向（正向和反向）和在 1. 线路E-F 和F-G 均装设了三段式电流保护，已知线路正序阻抗1 0.4/X km =Ω，线路E-F 的最大负荷电流.max 170L I A =，可靠系数分别为 1.3rel K I =， 1.1rel K =Ⅱ ， 1.2rel K =Ⅲ ，负荷自启 动系数 1.5Ms K =,返回系数0.85re K =，时间阶段0.5t ?=s ，线路保护3的过电流动作时限 为，其余参数见图。计算线路保护1电流三段的整定值和动作时限，并校验灵敏度。（20分） E s min .s X Ω =3max .s X
35 kV大容量变压器继电保护整定及配合
第３８卷第４期电力系统保护与控制Ｖ０１．３８Ｎｏ．４兰Ｑ！Ｑ生兰旦！垒旦呈竺！呈！墨ｚ！！宝巴里１２１呈￡！！竺翌竺垒￡竺呈塑！！皇！：！垒：兰Ｑ！Ｑ ３５ｋＶ大容量变压器继电保护整定及配合 郝福忠，侯元文，郭海燕 （济源供电公司，河南济源４５４６５０） 摘要：３５ｋＶ大容量变压器短路阻抗相对较小，造成３５ｋＶ线路过流保护与３５ｋＶ主变压器１０ｋＶ侧后备保护无法配合，通过对实例变电站保护定值进行计算，对存在的问题进行分析，提出了采用３５ｌ【Ｖ变压器１０ｋＶ侧增加一段与１０ｋＶ出线有灵敏度段进行配合的后备保护的方法，可解决保护不配合问题，提高供电可靠性． 关键词：大容量变压器；继电保护；后备保护；整定；配合 Ｓｅｔｔｉｎｇａｎｄｃｏｏｒｄｉｎａｔｉｏｎｏｎｒｅｌａｙｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｆｏｒ３５ｋＶｌａｒｇｅｃａｐａｃｉｔｙｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ ＨＡＯＦｕ－ｚｈｏｎｇ，ＨＯＵＹｕａｎ－ｗｅｎ，ＧＵＯＨａｉ－ｙａｎ （ＪｉｙｕａｎＰｏｗｅｒＳｕｐｐｌｙＣｏｍｐａｎｙ，ＪｉｙＵＲｎ４５４６５０，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅｓｈｏｒｔ－ｃｉｒｃｕｉｔｉｍｐｅｄａｎｃｅｏｆｔｈｅ３５ｋＶｌａｒｇｅ－ｃａｐａｃｉｔｙＩｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｉｓｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｓｍａｌｌ，ｗｈｉｃｈｍａｋｅｓｉｔｈａｒｄｔｏｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅ３５ｋＶｌｉｎｅｏｖｅｒ－ｃｕｒｒｅｎｔｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｂａｃｋｕｐｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｏｎ１０ｋＶｓｉｄｅｏｆ３５ｋＶｍａｉｎｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ．Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒｓｕｇｇｅｓｔｓｔｏａｄｄｂａｃｋｕｐｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｓｅｃｔｉｏｎｗｈｉｃｈｃｏｏｒｄｉｎａｔｅｓ１０ｋＶｌｉｎｅｓｅｎｓｉｔｉｖｉｔｙｓｅｃｔｉｏｎｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｏｎ１０ｋＶｓｉｄｅｏｆ３５ｋＶｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅｓｅｔｔｉｎｇｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｕｂｓｔａｔｉｏｎａｎｄａｎａｌｙｓｉｓｏｆｅｘｉｓｔｉｎｇｐｒｏｂｌｅｍｓ．Ｉｔｒｅｓｏｌｖｅｓｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｔｈａｔｔｈｅ ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｄｏｅｓｎ’ｔ ｃｏｏｒｄｉｎａｔｅ，ａｎｄｉｍｐｒｏｖｅｓｔｈｅｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙｏｆｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌａｒｇｅ－ｃａｐａｃｉｔｙｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ；ｒｅｌａｙｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｂａｃｋ－ｕｐｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ；ｓｅｔｔｉｎｇ；ｃｏｏｒｄｉｎａｔｉｏｎ 中图分类号：ＴＭ７７文献标识码：Ｂ文章编号：１６７４—３４１５（２０１０）０４．０１１６－０３ ０引言 近年来，济源地区电网工业用户３５ｋＶ变电站 广泛采用如１６ＭＶＡ、２０ＭＶＡ甚至２５Ｍ、，Ａ的大容 量变压器，以满足用户的用电需求。但变压器容量增大造成短路阻抗变小，使３５ｋＶ线路延时电流速断（全线有灵敏度段）保护与３５ｋｖ主变压器后备保护无法配合，扩大停电范围，降低供电可靠性。本文针对３５ｋＶ大容量变压器的相关继电保护整定计算进行分析，并提出在３５ｋＶ变压器ｌＯｋＶ侧增加一段后备保护的方法，可实现１０ｋＶ母线或１０ｋＶ线路故障时动作的选择性，提高了用户变电站的供电可靠性。 １保护的整定计算 计算以１１０ｋＶ涧北变电站的一条３５ｋＶ线路所连接金利变电站的２０ＭＶＡ变压器为例。整个系统的电气连接如图ｌ所示。已知３５ｋＶ线路长度为 ４．０ｋｍ，３５ｋＶ变压器型号为ＳＦＺｌｌ．２０ＭＶＡ，阻抗电压为８％，金利变１０ｋＶ母线采用单母分段接线。 涧北变３５ｋＶ系统母线阻抗为０．２８／０．３６（标幺值，．Ｓ曰＝１００ＭＶＡ）。 １１０ｋＶ涧北变３５ｋＶ金利变 图１系统接线图 Ｆｉｇ．１Ｗｉｒｉｎｇｄｉａｇｒａｍｏｆｓｙｓｔｅｍ １．１３５ｋＶ线路电流保护 ３５ｋＶ线路延时电流速断保护的整定计算。 按照ＤＬ／Ｔ５８４．２００７《３～１１０ｌⅣ电网继电保护装置运行整定规程》（以下简称《整定规程》）第６．２．６．３条规定，延时电流速断定值应对本线路末端故障有足够的灵敏度，可按式（１）整定： ＩＤＺ≤』餐ｋ／‰（１）式中：ＫＬＭ为灵敏系数，ＫＬＭ≥Ｉ．５；谨ｋ为本线路末端两相短路最小电流。 为保证选择性，３５ｋＶ线路延时电流速断保护应躲过３５ｋＶ变电站１０ｋＶ母线短路，即应满足式（２）： ｎｚ≥醚?也１（３Ｌ（２） 万方数据
第二节 继电保护的基本原理及其组成
第二节继电保护的基本原理及其组成 参看图1-1至图1-6及其讲解，了解本章对继电保护装置对正常与故障或不正常状态的区分以及继电保护基本原理，并且通过对继电保护装置基本组成的学习深入了解各部分工作内容。 一、继电保护装置对正常与故障或不正常状态的区分 通过对继电保护装置正常运行状态与故障或不正常状态的学习，初步理解继电保护装置的原理。 1. 为完成继电保护所担负的任务，应该要求它能够正确区分系统正常运行与发生故障或不正常运行状态之间的差别，以实现保护。 图1-1 正常运行情况 在电力系统正常运行时，每条线路上都流过由它供电的负荷电流，越靠近电源端的线路上的负荷电流越大。同时，各变电站母线上的电压，一般都在额定电压±5%-10%的范围内变化，且靠近于电源端母线上的电压较高。线路始端电压与电流之间的相位角决定于由它供电的负荷的功率因数角和线路的参数。 由电压与电流之间所代表的“测量阻抗”是在线路始端所感受到的、由负荷所反应出来的一个等效阻抗，其值一般很大。 图1-2 d点三相短路情况 当系统发生故障时（如上图所示），假定在线路B-C上发生了三相短路，则短路点的电压降低到零，从电源到短路点之间均将流过很大的短路电流，各变电站母线上的电压也将在不同程度上有很大的降低，距短路点越近时降低得越多。 设以表示短路点到变电站B母线之间的阻抗，则母线上的残余电压应为 此时与之间的相位角就是的阻抗角，在线路始端的测量阻抗就是，此测量阻抗的大小正比于短路点到变电站B母线之间的距离。 2. 一般情况下，发生短路之后，总是伴随着电流的增大、电压降低、线路始端测量阻抗减小，以及电压与电流之间相位角的变化。故利用正常运行与故障时这些基本参数的区别，便可以构成各种不同原理的继电保护： （1）反应于电流增大而动作的过电流保护； （2）反应于电压降低而动作的低电压保护； （3）反应于短路点到保护安装地点之间的距离（或测量阻抗的减小）而动作的距离保护（或低阻抗保护）等。 电力系统中的任一电气元件，在正常运行时，在某一瞬间，负荷电流总是从一侧流入而从另一侧流出。 图 1-3 正常运行状态 说明：如果统一规定电流的正方向都是从母线流向线路，则A-B两侧电流的大小相等，相位相差180度（图中为实际方向）。
继电保护整定优化配合方案
继电保护整定优化配合方案 发表时间：2017-11-06T18:40:23.983Z 来源：《电力设备》2017年第16期作者：房云广[导读] 摘要：本文主要研究部分供电半径过大的10kV 线路或并倒负荷时，短时内线路长度倍增的运行方式下，当线路末端发生故障时短路电流较小，变压器复合电压过流保护低电压、负序电压可能因灵敏度不足导致闭锁无法解除，使得故障点无法被及时切除，导致变压器复压过流保护失去后备作用，影响主变乃至电网的安全运行，并讨论了主变与10kV线路保护的整定配合措施。 （国网冀北电力有限公司唐山供电公司河北唐山 063000） 摘要：本文主要研究部分供电半径过大的10kV 线路或并倒负荷时，短时内线路长度倍增的运行方式下，当线路末端发生故障时短路电流较小，变压器复合电压过流保护低电压、负序电压可能因灵敏度不足导致闭锁无法解除，使得故障点无法被及时切除，导致变压器复压过流保护失去后备作用，影响主变乃至电网的安全运行，并讨论了主变与10kV线路保护的整定配合措施。 关键词：电网继电保护配合 1 引言 110kV 变电站的主变压器是电网中的重要元件之一，是保证供电可靠性的重要设备。随着建设用地的日趋紧张，110kV变压器容量越来越大，10kV出线的供电半径也不断增大。10kV配电线路的故障率较高，在本身保护装置或断路器拒动的情况下，变压器后备保护将动作切除故障，导致主变跳闸，引发大面积停电。 2变压器相间后备保护概况 2.1变压器保护配置 变压器高、低压侧都应配置过电流保护，作为相间后备保护，用于反映变压器外部故障引起的过电流，同时作为变压器内部故障的后备。根据短路电流水平、变压器容量，同时考虑保护灵敏度的要求，变压器的相间后备保护一般设置为复合电压闭锁过流保护（一般为三段，其中Ⅰ段、Ⅱ段可带方向，Ⅲ段无方向）。 2.2复压闭锁过流保护整定原则 复合电压闭锁元件根据负序过电压和正序低电压反映系统故障，由此区分不同原因导致的过负荷，以利于整定低电流值。根据《电力系统继电保护规程汇编》，低电压定值一般整定为母线额定运行电压的0.6～0.7倍，根据运行经验通常将负序电压值整定为4～8V（额定值为100V），过电流定值通常整定为1.5 倍额定电流。 3 110kV 变压器后备保护与10kV出线保护整定配合探讨题 3.1 110kV 变压器复压闭锁过流保护现存问题 110kV变电站通常处于电网末端，系统阻抗相对较大，而当10kV出线的供电半径较大时，将使得线路末端发生相间短路故障时短路电流可能很小。变压器后备保护采用复压闭锁的目的是区分不同原因引起的过负荷以利于整定低电流值，提高过电流保护的灵敏度。但是目前110kV变压器普遍容量较大，相应地额定电流也较大，再考虑可靠系数等因素，通常将过电流定值整定为变压器额定电流的1.5 倍，这个数值可能会超过一些变电站10kV出线末端相间短路电流值，毫无灵敏度。这种情况下一旦变电站10kV出线保护装置或断路器发生拒动，变压器后备保护可能因灵敏度不足而拒动，使得变压器失去后备保护而越级跳闸，严重影响电网安全运行。 3.2 110kV 变电站10kV 出线保护整定 10kV出线一般按两段式过电流保护设置。 过流I段，即限时速断保护，按照躲开线路所带容量最大的变压器低压侧发生故障时的最大短路电流整定，与线路分段开关定值和用户智能开关保护配合。 过流Ⅱ段，即过电流保护，是线路保护的最后一道防线，必须保证线路末端发生故障时具有足够的灵敏度，并应躲开正常运行时最大负荷电流，同时要考虑保护CT 、线路载流量等因素，时限一般不超过1.5s。方便与线路分段开关的配合。 110kV 变电站变压器低压侧复压过流保护一般设置为两段，I段为1.8s跳低压侧母联断路器，Ⅱ段为2.1s跳低压侧，在时限上与10kV 出线保护配合。 3.3 110kV 变压器后备保护与出线保护的整定配合 10kV出线线路末端故障时，线路所在母线电压可能达不到低电压、负序电压定值而导致保护闭锁。以LGJ-240导线为例，假设最大、最小运行方式下系统阻抗分别为0.3359、1.044，低电压定值为70V，负序电压为6.5 V（额定值为100V），可以计算出线路可能启动低电压闭锁、负序电压闭锁的短路点距离母线的距离最大值分别为2.3km、13.98km。 4 结语 对于不同的电网结构、电网运行方式、110kV 变电站所处位置，系统阻抗不同，变电站10kV出线发生故障时复合电压元件开放的线路最大长度也略有不同。复压闭锁元件由低电压和负序电压元件构成或门，通常负序电压元件开放线路长度远大于低电压元件，大部分变电站10kV出线长度都在复压元件开放范围内。随着110kV变压器容量不断增大，又要求其能够满负荷运行，那么变压器低压侧复压闭锁过流保护作为10kV出线后备保护其保护范围十分有限。针对这一情况，在保证继保装置正确动作的前提下，为了提高供电可靠性，可以采取以下措施，以防止扩大停电范围： （1）对于配置两台大容量变压器的110kV 变电站可以考虑改为配置三台较小容量的变压器。 （2）10kV出线设置分段开关，其定值与主变低后备保护动作配合，特别是要合理选择分段开关的位置，保证各级保护的选择性，以利于缩小停电范围，快速切除故障。 （3）在变压器低压侧采用母联分段运行，分散负荷，过电流定值可适当整定较低。 参考文献 [1]张保会，尹项根.电力系统继电保护[M].北京：中国电力出版社，2010. [2]国家电力调度控制中心.电力系统继电保护规定汇编[M].北京：中国电力出版社，2014. [3]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用[M].北京：中国电力出版社，2002.