主设备异常运行的其它保护

1、1主设备异常运行的其它保护 （一）过负荷保护 1、发电机的过负荷 对于大型发电机，定子和转子的材料利用律很高,其热容量与铜损的比值较小，因而热时间常数也比较小。通常在发电机定子绕组内总是装有热偶元件，反应定子绕组过负荷。但因热偶元件与铜导线间隔着绝缘层，而且热偶元件本身还有一定的热时间常数，因而不能迅速反应发电机的负荷变化。在转子励磁绕组内，就连这样的热偶元件也没有。 因此，为防止受到过负荷的损害，大型发电机都要装设反应定子绕组和励磁绕组平均发热状况的过负荷保护装置。 设发电机定子绕组（或转子绕组）正常运行的电流为 ，绕组铜损为 。当电流由 增大为 时，0I0I0PI2 相应的铜损将由 增大到

2、 。若铜损所产生的热量毫不散失地储存在绕组之中，则绕组的温度按指数规律由 上升到 ，如图81所示。 在铜损由 升到 时，近似 地认为温度 随时间t线性上升， 则在 时间内绕组的温升为： （8-1-1） 其中： 绕组的热容量。 注意到铜损与电流的平方成正比，则式（8-1-1）变为： （8-1-2） 对于给定的温升 ，则可得到相应的允许时间II0I0t00tt图81 绕组温度上升规律0PP00PPt00001PPPPttCCP C2001PItCI3 与电流的关系式为： （8-1-3） 其中： 一般发电机都给出过负荷倍数和相应的持续时间。例如，一直接冷却的汽轮发电机，其定子绕组的过负荷能力为1.3

3、倍额定电流下允许持续时间为60s，由式（8-1-3）可算出常数 ；励磁绕组的过负荷能力为1.25 倍额定电流下允许持续60s，同理算出常数 。已知K值之后，即可求出对应于给定电流的允许时间。 对于 的汽轮发电机，一般应能承受1.5倍定子额定电流 、历时30s，不发生有害变形和损伤，但每年不得超过2次，由式（8-1-3），当 ，201yItKI0KCP ytt 260 1.3141.4K 33.8K 1200nSMVAnI0nII4 ，可得： 。 内冷式发电机的励磁绕组，要求能承受短时的过负荷（以直流过电压表示）能力如表7所示。实际运行中，可以用过电压代表过电流。 发电机除定子绕组和励磁绕组的过

4、负荷问题之外还有转子表层由于负序电流引起的过负荷。针对这三个部位，要装设三套过负荷保护。103060120208146125112表7 励磁绕组短时过负荷能力30yts37.51200nKSMVA yts 00fdU52、定子绕组的过负荷保护 大型发电机定子绕组的过负荷保护，一般由定时限和反时限两部分组成。保护装置的构成形式，与负序过电流保护相似。 定时限部分的动作电流，按在发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定，经延时动作于信号。反时限部分的动作特性，按式（8-1-3）确定，其中取 等于额定电流 ，保护动作于解列或程序跳闸（即首先关闭主汽门或导水叶，随后逆功率继电器动作，最后才断开主

5、断路器，这种程序跳闸保证机组不发生飞车灾难性事故）。 定子绕组过负荷保护，可以采用三相式，引入三相电流，电压形成回路的输出电压决定于三相中最大的一相电流。这样，保护装置能够反应伴随不对称0InI6 短路之后发电机最严重的发热情况。但在实际上，常为了简化而采用单相式接线。 负荷电流波动，振荡过程电流的变化，以及短路切除后的电压恢复过程中，流过发电机的电流不是恒定数值，定子绕组将出现发热和散热的交替过程。为了正确反应发电机定子绕组温升，保护装置都要设置模拟热积累过程的环节。对于模拟式保护通常用电容充电和放电来模拟发热和散热特性。73、励磁绕组的过负荷保护 励磁绕组的过负荷保护，与定子绕组过负荷保护

6、类似，也由定时限部分的动作电流按在正常励磁电流下能够可靠返回的条件整定。反时限部分的动作特性按式（8-1-3）来确定。对于300MW以下，采用半导体励磁系统的发电机，可只装设定时限励磁绕组过负荷保护；300MW及以上发电机，装设定时限和反时限励磁绕组过负荷保护，后者作用于解列灭磁。 大型发电机的励磁系统，有的用交流励磁电源或经不可控整流装置组成。对这种励磁系统，发电机励磁绕组的过负荷保护，可以配置在直流侧，也可以配置在交流侧。当有备用励磁机时，保护装置配置在直流侧的好处是用备用励磁机时励磁绕组不失去保护，但此时需要装设比较昂贵的直流变换设备（直流互8 感器或大型分流器）。为了使励磁绕组过负荷保

7、护能兼作励磁机、整流装置及其引出线的短路保护，常把它配置在励磁机中性点侧，当中性点没有引出端子时则配置在励磁机的机端。此时，保护装置的动作电流要计及整流系数，换算到交流侧来。 应指出，现代自动调整励磁装置，为防止励磁绕组过电流，都有过励限制环节，与励磁绕组过负荷保护有类似的功能，从保护功能方面看，励磁绕组过负荷保护可看作过励限制环节的后备保护。94、变压器的过负荷保护 变压器的过负荷也表现为绕组的温升发热，因此也可用图81和式（8-1-3）表示。必须说明，按式（8-1-3）构成的过负荷保护，其动作特性往往与发电机或变压器本身的过负荷能力（过负荷倍数与允许持续时间）不能较好配合，原因是电气设备的

8、过负荷能力不能简单地以式（8-1-3）表达。以变压器为例，其过负荷能力与环境温度、过负荷前所带负荷、冷却介质温度、变压器负荷曲线及变压器设备状况等因素有关，要使过负荷保护性能与设备过负荷能力完全配合几乎是不可能的。 大容量电气主设备不应采用两级定时限过负荷保护，理由是：它不能充分发挥设备的过负荷能力；当过负荷在保护整定阈值上下波动时，保护反复 10 动作和返回，不能消除过负荷；过负荷状态变化时，不能反映变化前的温升情况。 一种较为精确些的变压器过负荷保护（数字型）其基本原理介绍如下： 以 表示变压器油温， 为额定负荷时的油温；以 表示绕组与油的温差， 为额定负荷时的温差；则 即为额定负荷时的绕

9、组温度。 变压器绕组相对于 的温升 为： （8-1-4） 令 ，上式可改写为： （8-1-5）oonggnongnongn goongnongnttonongnK 1goongnttKK11 和 由下二式决定： （8-1-6） （8-1-7） 式中： 油的温度时间常数； 绕组与油的温差时间常数； 过负荷发热特性的指数，其值由变压器的 过负荷特性决定。 为防止过负荷引起温升过高，采取甩负荷技术措施，若不甩负荷，温升预测为 ，则： （8-1-8） ot gt 11nooonononngggngngnttdIdtIttdIdtIognuuNdTdt12 式中， 是一设定的时 间常数，见图82，其大小

10、 为：由发出甩负荷指令的瞬 间开始算起，到对应一定的 负荷下（不甩负荷）， 预测温升 达到极限值M， 过负荷保护动作为止的一段 时间。 事先选定需要甩负荷的 过负荷水平 为某值 ，由式（8-1-5）式（8-1-8）预 测温升 ，当 时甩负荷指令开始发出，图82中 的点划线，稍后即甩负荷。nI InI I0uNTtM甩负荷甩负荷指令变压器过负荷能力过负荷保护图82 过负荷和甩负荷过程中的绕组温升 甩负荷指令开始发出 过负荷保护动作NTnI IunI I*thIuuM13 实际运行于某一 ，初始温升为 ，由实时的 大小，根据前述诸式决定实际温升 ，若没有甩负荷，则当预测温升 时，过负荷保护动作（见

11、点划线）。若中间过程加入减负荷操作，则 恒小于 ，保护不动作。若发生严重过负荷（ ），虽经甩负荷，但负荷减小不足够大，则当 时负荷保护仍将动作。uMuM*nthI II0nI IM*nthI II14（二）过电压保护 在110kV和220kV的电力系统中，低压侧有电源的变压器，高压侧中性点可能接地运行或不接地运行时，外部单相接地故障将引起不接地中性点的电压异常升高，因此应装设零序过电压保护。 对于水轮发电机，由于调速系统动作迟缓，在甩负荷后，转速上升容易出现不允许的过电压，因此都规定装设过电压保护，一般根据发电机的绝缘状况，动作电压取1.5倍额定电压，经0.5s解列灭磁。对晶闸管整流励磁的水轮

12、发电机机，动作电压取1.3倍额定电压，动作延时为0.3s。 对于中小型汽轮发电机，通常都不装设过电压保护。但是200MW及以上汽轮发电机，则都装设了过电压保护。这是因为，在运行实践中，大型汽轮发电15 机出现危及绝缘安全的过电压是比较常见的现象。 即使调速系统和自动调整励磁装置都正常运行，当满负荷下突然甩去全部负荷，电枢反应突然消失，由于调速系统和自动励磁装置都是由惯性环节组成，转速仍将上升，励磁电流不能突变，使得发电机电压在短时间内也要上升，其值可能达到1.31.5倍额定值，持续时间可能达到几秒。如果功频调节系统或自动调整励磁装置退出运行，当甩全负荷时，过电压的持续时间要更长。 发电机主绝缘

13、的工频耐压水平，一般为1.3倍额定电压持续60s。而实际过电压的数值和持续时间可能超过试验电压和允许时间，因此，对发电机主绝缘构成了直接威胁。 由于上述原因，对于20万kW及以上的大型汽轮16 发电机，国内外都无例外地装设过电压保护，保护动作电压为1.3倍额定电压，经0.5s延时作用于解列灭磁。 发电机承受过电压的能力，是设计和整定过电压保护的依据。过电压保护的动作电压和动作时间的整定值将随机组的不同而不同。 汽轮发电机装设过励磁保护后，可不再装设过电压保护，因为前者已具备过电压保护功能。17（三）逆功率保护 与电力系统并列运行的发电机，由于各种原因而停止供给原动机能量时，将从系统吸取能量变为

14、电动机运行，驱动原动机运转。 汽轮机在其主汽门关闭后，转子和叶片和旋转会引起风损，风损与转子叶轮直径和叶片长度有关，所以在汽轮机的排汽端风损最大，风损还与周围蒸汽密度成正比，一旦机组失去真空，使排出蒸汽的密度增大，风损将剧烈增加；当在再热式机组的主蒸汽阀门与再热蒸汽截止阀之间截留了高密度蒸汽，高压缸中的风损也是很大的。因为逆功率运行时，没有蒸汽流通过汽轮机，由风损造成的热量不能被带走，使汽轮机叶片过热以致损坏。 发电机变为电动机运行时，燃气轮机可能有齿轮18 损坏的问题；灯泡式和斜流式等低水头水轮机在逆功率运行时，低水流量使内部压力降低到某一限度、在局部形成汽泡或汽穴，而后在压力升高的地方汽穴

15、重新凝聚小时，造成频率很高、压力很大的微观水击，致使转子叶片表面产生疲劳破坏、温度升高、电离和化学腐蚀等作用，此即汽蚀现象；柴油发电机组逆功率运行时未燃尽的柴油可引发爆炸或着火的危险。因此对所有各种发电机组均装设逆功率保护。对于汽轮机组，采用油跳闸系统和油调节系统控制汽轮机阀门、测量蒸汽流量是否小于同步转速的无负荷蒸汽流量（可由高压缸压降准确确定）作为主保护，逆功率继电器作为后备保护，排汽室温度作为警报。对于水轮机、燃气轮机和柴油机，逆功率继电器是主保护。 我国自行设计的发电厂以往不装设逆功率保护，19 但采取下述措施：n主汽门关闭后，在控制室内发出声光信号，如主汽门误关闭，检查之后即可迅速恢

16、复供汽，使机组正常运行，如几分钟内不能恢复，可由值班人员断开发电机断路器。n采用连锁的方法，当主汽门关闭后，用主汽门的辅助触点经延时去切除发电机。 一般来说，上述方法也是可行的，但有不足之处，因为都不能确切地反应主汽门关闭的实际情况。逆功率保护则能够确切地反应功率反向，及时发出信号，在允许的时间内自动停机。因此采用逆功率保护是一种比较完善的办法。 逆功率保护主要是由一个灵敏的功率继电器构成的。当主汽门突然关闭后，发电机有功功率下降并20 变到某一负值，几经摆动之后达到稳态值。发电机的有功损耗，一般约为额定值的1%1.5%，而汽轮机的损耗与真空度及其他因素有关，一般约为额定值的3%4%，有时还要

17、稍大些。因此，发电机变电动机运行后，从电力系统中吸收的有功功率稳态值约为额定值的4%5.5%，而最大暂态值可达到额定值的10%左右。当主汽门有一定的泄漏时，实际逆向功率还要比上述数值小些。 主汽门关闭，可能在无功功率为任意值时发生而最不利的情况是在接近额定千乏数时发生。此时要在 的条件下检出千分之几到百分之几额定值的有功功率来，而且希望从进相运行到滞相运行很宽的范围内，保持动作功率基本不变。因此，逆功率继电器需要精心设计和仔细调整。cos021（四）发电机频率异常保护 当频率低于额定值时，发电机的输出功率P应降低，有功功率降低一般与频率降低成一定比例，目前还没有规定发电机在低频下的功率降低标准

18、。在低频运行时发电机如果发生过负荷，也会导致发电机的热损伤，但是限制汽轮发电机组低频运行的决定性因素是汽轮机而不是发电机。 只要在额定视在容量（kVA）和额定电压的105%以内、并在汽轮机的允许超频率限值范围内运行，发电机就没有热损伤问题。一般来说，水轮发电机组没有低频或过频的限制问题。 频率异常保护用于保护汽轮机，防止汽轮机叶片及其拉金的断裂事故，对于极端低频工况，还将威胁厂用电的安全。汽轮机的叶片，都有一自振频率 ，vf22 如果发电机运行频率升高或者降低，当 时叶片将发生谐振，其中k为谐振倍率，k=1，2，3，n为转速（r/min），叶片承受很大的谐振应力，使材料疲劳，达到材料所不允许的

19、限度时，叶片或拉金就要断裂，造成严重事故。材料的疲劳是一个不可逆转的积累过程，所以汽轮机都给出在规定的频率下允许的累计运行时间。 频率升高，说明系统中有功功率过剩，将由调速器或功频调节装置动作于降低原动机的出力，必要时将从系统中切除部分机组，以促使频率恢复正常。当频率下降时，说明系统中出现有功功率缺额，对于带满负荷运行的大机组来说，已不可能再增加原动机的出力，为促使频率恢复正常，就要在本机之外采取措施，如使调频机组增加原动机的出力、投入备用机组、在负荷侧按频率自动减负荷等。7.5vfknHz23 对于频率异常，虽然有上述措施，但在有功功率扰动过程中频率总是要出现短时偏离额定值的情况，而材料的疲

20、劳是一个积累过程。因此为保障机组的安全，仍需要有频率异常保护，以监视频率状况和累计偏离额定值在给定频率下工作的累计时间，当达到规定值，动作于声光信号解列或跳闸停机。 此外，对于火电厂和核电厂，电动给水泵和冷却泵受频率影响很大，严重时可能造成紧急停机，所以3060万kW汽轮机组广泛采用汽动给水泵。频率过高还可能导致锅炉的主燃料关闭或核反应堆紧急停堆。 汽轮机叶片及其拉金的材料疲劳和断裂，是一个复杂的问题，与许多因素有关，在制造上难于给出准确的断裂条件。因此，在给定频率下运行的累计时间达到规定值时，只能说明有断裂的可能，并不说明24 立即要断裂。因此，通常认为频率异常保护应当动作于声光信号，尽量避

21、免不必要的切除发电机。特别是对于低频保护更应如此，因为低频保护动作后，说明系统中缺少有功功率，如再切除发电机，则会进一步减少发出的有功功率，促使频率进一步下降，造成恶性循环而终致系统瓦解。 从对汽轮机叶片及其拉金影响的积累作用方面看频率升高对汽轮机的安全也是有危险的，所以从这点出发，频率异常保护应当包括反应频率升高的部分。但是，一般汽轮机允许的超速范围比较小；在系统中有功功率过剩时，通过各机组的调速系统或功频调节系统的调节作用，以及必要时切除部分机组等措施，可以迅速使频率恢复到额定值；而且频率升高大多数是在轻负荷或空载时发生，此时汽轮机叶片和拉金所25 承受的应力，要比低频满载时小得多；此外，

22、再考虑到简化保护装置的结构，所以一般频率异常保护中，不设置反应频率升高的部分，而只包括反应频率下降的部分，并称为低频保护。 低频保护的段数及每段的整定值，根据机组的要求确定。减少低频保护的段数，必然增加发电机不必要跳闸的可能性，因为各段保护延时大大减小。整定好低频保护的动作频率和时限后，还应根据所在系统的最严重扰动，结合按频率自动减负荷装置的动作，观察系统的频率响应，看低频保护是否有不必要的切除发电机。在自动减负荷的动态过程中，低频保护不会误切发电机。如果系统频率响应在可恢复的振荡与低频保护跳开发电机之间没有足够的裕度，也就是可能误切发电机时，则应采取修改自动减负荷方案，增加其级数或甩负荷大小

23、，不应修改汽轮机低频保护方案，使汽轮机叶片冒增加寿命损失的风险。26（五）电流互感器二次断线保护 电流互感器二次侧开路后，铁芯磁化强度为： （8-5-1） 式中： 电流互感器一次绕组匝数； 一次电流幅值； 电流互感器铁芯平均长度。 二次开路电压为： （8-5-2） 式中： 铁芯截面积； 二次绕组匝数； 动态导磁率， ； 磁化强度幅值，其值为：10.4sinmW IHtl1WmIl02cosdmeW SHt S2WdddB dHmH10.4mmHW Il27 铁芯完全饱和后， ；而当磁通密度B过零时， 达到最大值。由于全部一次电流都用于铁心磁化，所以当 值很小时，铁芯就已深度饱和。而在 值很小时

24、，可认为 。再以 表示动态导磁率的最大值则电流互感器二次开路电压幅值可由式（8-5-2）求出： （8-5-3） 动态导磁率的最大值 ，可以由磁化曲线近似求出。设磁化曲线对称，图83中a为饱和点，Oa段可近 似地用下式表示： （8-5-4） 则动态导磁率为： （8-5-5） 在H=0、B=0时有 ，此时由式BsBaosHH图83 磁化曲线0ddttcos1tD2mDmEW SHD20,sssHHBBA HH2dsdB dHA HHdD28 （8-5-4）可得： （8-5-6） 因此由式（8-5-5），令H=0、 ，有： （8-5-7） 若以 表示对应 的饱和电流，注意到式（8-5-2）和式（8-

25、5-6），则式（8-5-3）表示二次开路电压幅值为： （8-5-8） 对于大容量发电机组， 很大，所以开路电压 很高，例如一台15000/5A的电流互感器， ；一台25000/5A的电流互感器， 。这样高的二次电压，如无特殊保护措施，必将损坏互感器二次绕组、二次设备和连接电缆。 大机组均系封闭母线，发电机电压回路内的电2ssABH2ssABH2DssBHsIsH22msmsEW SB II2mW ImE25400mEV43000mEV29 流互感器均装设在封闭母线中，一旦遭受破坏，更换困难，要招致很大的停电损失。 在实际运行中，电流互感器二次开路事故不能完全杜绝，特别是发电机回路的电流互感器，

26、安装在受振动的环境中，更不能完全消除开路故障。因此，从安全来看应装设断线保护。 发生断线故障时，电流互感器断线保护应能把二次电压限制在允许范围之内，以防止设备遭受破坏，同时应发出信号。进一步要求，对那些在二次断线后可能误动作的保护，例如低整定值的差动保护、负序电流保护等，能够实现闭锁更有利于机组安全运行。 断线保护可以用二次侧并接放电间隙的方法构成也可以用二次侧并接非线性电阻的方法构成。 图84是利用非线性电阻R构成的断线保护原理图30 在正常运行时，二次电压很低，R阻值非常大。当A点断线后，电流互感器二次绕组被非线性电阻R闭路，此时二次开路电压很高，R阻值急剧减小，把二次电压限制在允许范围内

27、。例如，二次设备的试验电压为2000V持续1min时，计及一定的裕度，可将二次开路电压幅值限制在1000V左右。 通常，非线性电阻（例如氧化锌阀片）热容量较小，不能长期通过较大的电流。若要求能长期通过TARKHKHKHA信号保护及仪表图84 电流互感器断线保护 TA电流互感器 R非线性电阻 KH热继电器TARKK声光信号保护及仪表1V2V3V4V图85 利用双位置继电器的 电流互感器断线保护31 大电流，体积又会太大。因此，与非线性电阻R串联一只热继电器KH（或其他形式手动复归的继电器）。当非线性电阻中流过较大电流时，继电器KH动作，其触点将互感器二次侧短路，并发出信号。 图85是用直流双位置

28、继电器的一种断线保护。双位置继电器K的两个位置均靠机械结构保持，只是当其中一个线圈励磁后才改变状态。继电器的一个线圈经四个二极管V1V4组成的整流元件接到电流互感器二次侧，另一个线圈用于复归。当电流互感器二次回路断线时，继电器K动作，一个触点将电流互感器二次侧短接，一个触点发出声光信号。因此，非线性电阻R起限压作用的时间为继电器的动作时间，约为几到十几毫秒，在此时间内非线性电阻不应当因过热而损坏。 对图84和图85所示的断线保护，在系统发生最严重的短路故障时，继电器应可靠不动作，非线性电阻的阻值不应当有明显变化，以免影响其它装置的正32 确工作。目前国内生产的非线性电阻，由于特性不稳定，多次造

29、成差动保护和负序电流保护误动，此种非线性电阻应停止使用，在这种情况下，因TA二次断线而使差动保护动作，有利于电厂的安全运行。 对应用快速继电器的断线保护装置，可以用于闭锁那些电流互感器二次断线后将误动作的保护装置，如差动保护、灵敏的负序电流保护等。闭锁的方法，一是将被闭锁的保护出口回路断开，二是将相关联的健全相电流互感器二次侧也同时短接。但是，对于变压器差动保护不论用哪一种方法实现闭锁，都将降低可靠性和增加许多连接电缆。因此，两种方法未得到推广使用。 微机型差动保护用TA的二次侧均为Y接线，可方便地用软件实现TA二次侧断线的检测和保护。33（六）非全相运行保护 变压器220kV及以上高压侧的断

30、路器，多为分相操作的断路器，常由于误操作或机械方面的原因，使三相不能同时合闸或跳闸，或在正常运行中突然一相跳闸（偷跳）。因此，对于在系统中占有重要地位的电力变压器，220kV及以上电压侧为分相操作的断路器，当非全相运行可能引起电力系统中其它保护越级跳闸，造成严重事故时，要求装设非全相运行保护。 非全相运行保护，一般由灵敏的负序电流元件和非全相判别回路组成，如图86所示。经短延时（例如t=0.20.5s）动作于断开其它健全相。如果是操动机构故障，不能断开其它健全相，则应动作于母线失灵保护，切断与本回路有关母线段上的其它有缘回路，但失灵保护不允许采用断路器辅助触点作判别元件。34 运行经验证明：2

31、20kV电压级的分相操作断路器发生非全相运行的情况是多见的，并在某些联系薄弱的电力系统中，造成稳定破坏事故。因此，非全相运行保护得到普遍应用。 以往为防止断路器辅助触点与主触点不协调，例如主触点三相已合上或断开，但辅助触点 、 、 三相中有一个或两个未相应协同动作，如果没有负序电流 元件，非全相运行保护将误动，影响严重。实际ABCN2IAQFBQFCQFAQFBQFCQF延时跳闸图86 非全相运行保护原理图 被保护回路断路器A、B、C相的辅助触点A B CQF AQFBQFCQF2I35 运行证明，即使三相辅助触点稍有不同步，由于尚有延时0.20.5s非全相运行保护在没有负序电流元件（ ）的情况下，也不会误出口跳闸，所以图86中的负序电流元件已被取消，而取消的必要条件是