主设备异常运行的其它保护

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。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II0I0t00tt图81绕组温度上升规律0PP00PPt00001PPPPttCCPC2001PItCI3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，201yItKI0KCPytt2601.3141.4K33.8K1200nSMVAnI0nII4，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30yts37.51200nKSMVA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：①它不能充分发挥设备的过负荷能力；②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；③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）oonggnongnongngoongnongnttonongnK1goongnttKK11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11nooonononngggngngnttdIdtIttdIdtIognuuNdTdt12式中，是一设定的时间常数，见图82，其大小为：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①，稍后即甩负荷。nIInII0uNTtM甩负荷甩负荷指令①②图82过负荷和甩负荷过程中的绕组温升①—甩负荷指令开始发出②—过负荷保护动作NTnIIunII*thIuuM13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（见点划线②）。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。uMuM*nthIII0nIIM*nthIII14（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1.3~1.5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：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。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