中电投300MW火电机组集控运行值长及单元长培训总结

中电投300MW火电机组集控运行值长及单元长培训总结

中电投300MW火电机组集控运行值长及单元长培训

班培训总结

为提高集团公司300MW火电机组集控运行值长、单元长岗位人

员业务能力和技能水平，提高机组安全、稳定、经济、环保运行水平于201*年5月9日至6月5日在中电投集团公司上海高培中心对全集团十四家发电厂40名值长及单元长分别就集团公司有关安全生产规章制度，300MW火电机组集控运行典型规程，二十五项反措，机组节能降耗运行指标对标管理，基于EVA的机组运行经济价值创造，电厂环境保护、脱硫脱销技术等方面聘请了有关集团公司的知名专家、领导进行了深入浅出的讲解；培训采取集中培训、专家讲学、组织厂家参观、交流讨论等方式进行，内容涉及面较广、安排科学合理，根据受训人员具体情况有侧重点的实施了培训。

一通过培训对集团公司发展战略、安全管理体系以及大型机组新控制技术，电厂安全、经济、环保运行等方面有了更加深入的学习提高高培中心喻新根主任首先就中国电力投资集团公司发展战略及集团公司安全生产管理进行宣讲，使我对国家经济转型期的调整能源结构的目标和我们能源行业面临的形势，以及集团公司积极谋划，大胆布局实施“三步走”战略，面对复杂的外部环境和严峻挑战，深度挖掘市场和管理潜力，在经济效益方面取得了骄人业绩。集团公司全面贯彻落实科学发展观，以发展为第一要务，坚持电为核心，煤为基础，产业一体化协同发展，推进电源结构和产业结构调整，坚持背靠资源，面向市场，优化产业布局，加强产业协同和区域协同，创新体制机制，加快战略转型，着力提高核心竞争能力、盈利能力和可持续发展能力，建成国际一流能源企业集团等方面有了一个更加清晰的认识。201*年，胡锦涛总书记在参加联合国气候峰会时承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15％左右；温家宝总理在国务院常务会议上提出，到2020年将单位国内生产总值二氧化碳排放比201*年减少40%-45%的目标。能源结构的调整和低碳清洁发展将成为我国能源领域的长期政策，将长期影响集团公司的发展；低碳的水电、核电、风电、太阳能发电等将面临良好的发展机遇；较长的时间内燃煤火电仍是发电主力；作为火电企业员工我们应始终把节能减排作为企业的重大社会责任，坚持技术创新，降低供电煤耗等诸多方面入手，大力开展节能环保工作，把节能减排理念融入到发展各个方面，把环保要求贯穿项目整个生命周期，节能环保理念应深入人心。

企业效益安全是基础，俗话说“皮子不存，毛将焉否！”意为一个企业就安全都不存在了，那还有什么效益可言！因此在日常工作中我们应严格按照集团公司安全生产管理制度规定的要求，切实做好安全性评价，企业应急预案、应急体系建设、应急培训与应急演练等工作，对当前安全生产暴露出的突出问题，违规生产；安全监管责任不落实、措施不到位等要重点解决，通过加强安全管理、加大安全投入、强化技术装备、严格安全监管、严肃责任追究等有力措施，督促提高的安全生产保障能力。

喻主任还就学习的重要性以及作为一个合格值班人员的基本素质，怎么成为一个有技术、有爱心、有责任心、有大局观，有奉献精神学习型员工有诚信展开了讲解；使我深刻的认识到全面系统地熟悉掌握专业技能知识，真正具备承担自己岗位的工作能力和专业素质，才能确保机组安全、经济、环保运行。自己所从事的事业以及岗位的极其重要关系着国计民生，承担着社会责任，因此只有通过不懈的努力认真的工作并把自己塑造成一个学习型、专家型的专业技术人才，才能适应企业的发展和社会的发展。

目前，我国许多企业都在推行经济增加值（EVA）管理方式，国资委对下属的中央企业也采用EVA评价体系，一些大型的民营企业在咨询过程中也提出了这方面的需求。什么是EVA，以及如何在企业中实施EVA成了大家比较感兴趣的话题。高培中心还特意请来上海电力股份公司计划与发展部主任工程师张弘，分别讲述了“基于EVA的火电厂运行经济价值创造中的电平衡、水平衡、热平衡及燃料平衡等驱动因素的分析”。1982年，美国思腾思特公司提出了经济增加值（EconomicValueAdded）概念。思腾思特公司认为：企业在评价其经营状况时通常采用的会计利润指标存在缺陷，难以正确反映企业的真实经营状况，因为他忽视了股东资本投入的机会成本，企业赢利只有在高于其资本成本（含股权成本和债务成本）时才为股东创造价值。经济增加值（EVA）高的企业才是真正的好企业。作为上市公司中电国际（二零零四年十月十五日在香港联合交易所有限公司（「香港联交所」）主板上市，股份代号2380）子公司的员工我们更应该通过不懈努力，优化运行，精细化管理，超额完成锅炉、汽轮机、电气、热控、化水、竞价上网、综合技术、环保减排、可靠性指标等各项主要技术经济指标。着力提升为股东创造价值的能力，更好实现国有资产的保值增值。有效提升参与市场竞争能力，要有国际化视野，用世界眼光审视自己，培育具有国际领先水平的盈利能力。积极提升助推战略实施能力。杜绝无效投资，减少低效投资，增加高效投资，提高资本运营效率。同时应不遗余力的将EVA价值观念向公司员工传达，通过不断的宣传、强化，使他成为文化价值核心植入公司企业文化之中，努力提升上市公司企业价值和企业形象。

高培中心还请来一些专家分别就“二十项反措”、“火电机组运行监督”、“电厂环境保护、脱硫脱销技术”及“火电机组性能考核试验”等方面进行了专题讲解；通过他们对于这些运行人员必须要掌握的技术知识系统分析解决了许多工作实践中的疑难和困惑，使自己获益非浅。二仿真机操作训练，夯实操作技能水平和综合分析能力

仿真机培训系统，为培养综合型全能值班员提供了有效平台，使我们运行人员熟练掌握机组设备在各种条件下的启、停和正常运行中监视操作技术，提高了运行人员正确判断、排除各种事故的应急能力，并通过对各种事故判断和分析的培训，切实提高运行人员的操作技能水平和综合分析能力，为日常运行操作及事故处理提供了强有力的技术支持。为适应现代企业制度，确保机组安全、经济、稳定运行，在培训的后半部分高培中心安排了近两周时间的仿真机上机培训，就火电机组常见故障如“系统振荡”、6kv母线失电、风机振动、受热面泄漏等，分别利用仿真机进行了“典型事故分析与处理”、“反事故演习”；通过这次600MW仿真机培训取证，在仿真中心各位老师的耐心辅导下和各位培训班学员帮助下使自己技术素质和心理素质的得到了极大的提高，同时提高了自己的操作水平，增强对故障的分析、判断及处理能力。三培训感想

这次培训高培中心领导高度重视，组织严密有序，喻新根主任多次亲临现场指导工作，明确了培训工作的有关要求，针对生活、学习进行了周密安排，对培训中可能出现的各种问题，都进行了全程指导，对参训人员严格管理，使得培训工作井然有序顺利开展。培训形式多样，培训内容丰富。培训以课堂教学、仿真机上机培训为主要形式，有理论讲授、有实践参观、操作，扩大了视野增长了见识，同时通过机会给我们这些值长们建立了一个很好交流平台。高培中心各位老师对工作一丝不苟，待人公正谦和，以及其严谨的工作态度和人格魅力对我们也产生了深远影响。总之，此次培训形式灵活，内容丰富，效果显著，夯实理论基础，强化岗位技能，对以后的人生态度，工作态度，工作方法理念等都产生了积极而深远的影响，对促进我们技术水平的提高夯实了基础。

扩展阅读：300MW火电机组集控运行教科书

第一章汽轮发电机

第一节概述

同步发电机是生产电能的基本设备,是电网的心脏,它的运行可靠性直接影响电网运行及向用户安全、经济地供电。运行中的发电机、绕组和铁芯都要发热,所产生的热量和电机的输出功率有着密切的关系。电机的输出功率越大,其发热量也越多,

当超过额定值时,便会使电机的温度过高而超过绝缘允许值。反之,人为地提高和增大冷却的效果,使冷却介质在相同时间内带走更多的热量,则发电机输出的功率就越大。由此可见,电机的冷却能力在一定程度上影响了发电机出力的大小。

当今世界上大容量发电机组采用的冷却方式通常有三种:①全氢冷方式;②定子绕组水

内冷,其余为氢冷(水氢氢)方式;③双水内冷(水水空)方式。我国目前生产的3∞MW发电机多采用后两种,表3-1-l给出了目前我国三大电机厂所生产的3∞MW汽轮发电机的主要额定参数。该表表明,QmNJ∞-2型汽轮发电机都是水氢氢冷却方式,即定子绕组为水内冷,转子绕组为氢内冷,定子铁芯为氢表冷的冷却方式。QF33∞-2型汽轮发电机采用的是双水内冷(水水空)方

式,即定子绕组、转子绕组均为水内冷,定子铁芯为空冷的冷却方式。

双水内冷发电机为我国首创。水内冷技术的应用,为提高发电机容量开辟了一条新的道路。由于水的冷却能力比空气大50倍,因此发电机的定子和转子采用了水内冷后,可以大幅度地提高发电机的出力但相对于全氢冷和水氢氢冷却的发电机来说,定、

O

转子绝缘

引水管漏水而导致的故障较多;对全氢冷和水氢氢发电机来说,由于其转子采用氢内冷,不会发生因水内冷转子的绝缘引水管漏水而导致的故障,所以运行的可靠性较之水冷转子为高。

因为目前新建和扩建的火电厂单机容量均采用3∞MW及以上的发电机组,尤其以3∞MW机组居多,所以本篇以某电机股份有限公司所设计制造的03NJ∞-2-20型三相同步交流发电机为主,介绍3∞MW汽轮发电机组的结构、原理及运行维护知识,对其他机型做简要介绍。

国产300MW机组主要参数

型号QEBN-3∞-2-20东方电机厂3∞MW20kV10190A0.853αmr/m0.3MPa98.80.556QFBN-3∞-2哈尔滨电机厂3∞MW20KV10190A0.853αmr/m0.3MPa98.820.656QEBN-3∞-2上海电机厂3∞MW2OKV10190A0.853αMBr/mQEB-3∞-2上海电机厂页PMW18kV11320A0.853αEDr/mQFBN-3∞-2上海电机厂3∞MW2OKV10190A0.853αMBr/m生产厂家额定功率额定电压额定电流额定功率因数额定转速额定氢压效率短路比冷却方式O.3IMPa98.80.2MPa(水压)98.61O.4MPa98.60.5水氢氢0.47水水空0.5氢氢氢水氢氢水氢氢

第二节汽轮发电机组的基本结构和主要参数

-、同步发电机的基本结构

额定功率:PN=3∞MW(发电机正常运行时,所能输出的最大有功功率);额定定子电压:UN=2OKV(发电机额定运行时,机端定子三相绕组的线电压);额定定子电

QmN-3∞-220型发电

机通常采取卧式轴,轴

系上带有三台同步发电机,流:IN=10190A(发电机连续运行时,定子绕组允许通过的最大线电流);额定功率因数:cω伊

即发电机、主N=0.85(滞后)(同步发电机的额定功率和额定容量的比值);额定频率:A=5OHz;额定转速:nN=3侧r/mn;

定子绕组接线方式:双Y(并联);额定励磁电压:U刑=463V;额定励磁电流:I倒=2203A;额定氢压:0.3MPa;

定子绕组直流电阻(15℃):0.∞19170/相;转子绕组直流电阻(15℃):0.15610;

定子每相对地电容:ABC三相各为0.2242μF;

、、

励磁机、副励磁机。发电机定子绕组及其连接线、出线采用水内冷,转子绕组、定子铁芯及端部采用氢冷,密封系统采用双环流式油密封。发电机的励磁采用同轴交流励磁机带静止硅整流的励磁方式;交流励磁机的励磁采用同轴交流励磁机静止晶闸管整流励磁方式;副励磁机为稀土钻永磁交流发电机的副励磁机、主励磁机、发电机三机同轴有刷励磁系统。

就发电机而言,其最基本的组成部件为定子和转子。定子主要由定子铁芯、定子绕组(也叫电枢绕组)、机座、端盖及挡风装置等部件组成;转子

直轴同步电抗Xd:204.7%;横轴同步电抗Xq:193%;直轴暂态电抗X"d:26.61%;横轴暂态电抗X"q:37%;直轴次暂态电抗X飞:16.18%;横轴次暂态电抗X飞:17.50%;负序电抗X2:19.74%;零序电抗Xo:7.37%;短路比SCR:0.5520各参数之间关系:

额定功率PN=dUNINeos伊N;额定转速nN=ωJYp(其中:f为电网频率,p为同步发

主要由转子铁芯、转子绕组(也叫励磁绕组)、滑环、转轴等部件组成。

定子铁芯是电机磁路的一部分,同时也嵌放定子绕组;定子绕组是定子的电路部分,是实现机电能量转换的重要部件。定子机座主要用于固定定子铁芯,并和其他部件一起形成密闭的冷却系统。

转子铁芯是电机磁路的一部分,又是固定励磁绕组的部件,大型汽轮发电机的转子一般采用导磁性能好、机械强度高的合金锻成,并和轴锻成一个整体。转子绕组是转子的电路部

分,直流励磁电流一般是通过电刷和集电环引入转子绕组,形成转子的直流电路。二、主要参数

发电机型号为QFSNJ∞-220,其中Q表示汽轮,F表示发电机,S表示定子绕组水内

冷,N表示转子绕组氢内冷,3∞表示发电机额定有功功率为3∞MW,2表示有2个磁极,

20表示发电机额定端电压为2OKV。其主要参数有:

额定容量:SN=353MVA(发电机连续运行时,所能输出的最大视在功率);电机磁极对数,汽轮机磁极对数p为1)

第三节发电机的工作原理及工作特性

一、同步发电机的工作原理同步发电机的工作原理是利用电磁感应原理将机械

能转变为电能。按照电磁感应定律,导线切割磁力线能产生感应电动势,将导线连成闭合回路,

就有电流流过,这就是发电机的基本工作原理。

图311所示为同步发电机的工作原理示意图。在+

同步发电机的定子铁芯内,对称地安放着A-XB-YC-Z三相绕组。所请对称三相绕组,就是每相绕

、、

组匣数相等,三相绕组的轴线在空间互差120。电角度。汽轮发电机转子直接与汽轮机转子连接,当蒸汽推动汽轮机高速旋转时,发电机转子随着转动,在同步

发电机的转子

上装有励磁绕组,当直流电通过励磁绕组时会产生主磁图311同步发电机工作原理图场,它随着汽轮发电机转子旋转,其磁通

如图中虚线所1一定子铁芯;2一转子;3一集电环

示。磁通自转子的一个极发出来,经过空气隙进入转子、另一个极构成回路。发电机转子旋转一周在定子绕组内感应的电动势正好变化一次,所以电动势每秒钟变化的次数恰好等于磁极每秒钟的旋转次数。所以,当原动机带动转子旋转时,就得到一个在空

间按正弦规律分布的旋转磁场。定子三相绕组在空间互差120。电角度。因此,三相感应电动势在时间上也互差1200电角度,发电机发出的就是对称三相交流电,即

eA=Emsinωt

eB=Emsin(ωt-1200)ec=Emsin(ωt-2400)

感应电动势的频率取决于发电机磁极对数p和转子转速n。发电机转子为一对磁极时,转子旋转一周,定子绕组中的感应电动势正好交变一次,即一个周期;假如发电机转子有p对磁极时,转子旋转一周,感应电动势就交变了p个周期。设转子的转速为n(r/min),则感应电动势每秒钟交变pn/60次,即感应电动势的频率为

f=pn/60(Efz)(31-2)

式(312)表明,当同步发电机的极对数p、转速n一定时,则定子绕组感应电动势的

频率一定,即转速与频率保持不变的关系。

我国电力系统的标准频率规定为50施,因此,当n=3则r/mn时,发电机应为一对极;

当同步发电机的三相绕组与负载接通时,对称三相绕组中流过对称三相电流,并产生一个旋转磁场(定子磁场),定子旋转磁场的

当n=15∞r/min时,发电机应为两对极,依次类推。

转速nl=6OPp。即定子磁场与转子磁场以相同的方向、相同的速度转速旋转,故称为同步发电机。

二、同步发电机的工作特性

同步发电机带对称负载运行时,主要有负载电流I、功率因数cos伊、端电压U,励磁电

流IL等几个互相影响的变量,这些物理量每两个量之间的关系,称EO为同步发电机的运行特性。

1.空载特性

同步发电机的空载特性,是指发电机转速等于额定转速问,定子绕组开路(I=0)时空载电动势E。与励磁电流IL的关系曲

线,

如图312所示。

由图313可见,空载特性曲线与发电机磁路的磁化曲线相同。

图313同步发电机

机磁路的饱和情

的空载特性

空载特性是发电机的基本特性之一,它表征了发电

况,利用它可以求得同步发电机的参数,在实际生产中还可利用该曲线判断发电机的一些故

障情况,如励磁绕组有无匣间短路故障。如果励磁绕组有臣间短路,在相同的励磁电流下,励磁磁通势减

小,曲线下降。

2.短路特性

所谓短路特性,是指发电机在额定转速下,定子三相绕组短

IL

路时,定子稳态短路电流I与励磁电流IL的关系曲线,即I=

图313同步发电机f(IL),如图313所示。

短路特"性曲线在做短路特性试验时,要先将发电机三相绕组的出线端短

路。然后,维持转速不变,增加励磁,读取励磁电流及相应的定子电流值,直到定子电流l达到额定电流值时为止。在试验过程中,调整励磁电流时不要往返调整。

在做短路特性试验时,要先将发电机三相绕组的出线端短路。然后,维持转速不变,增加励磁,读取励磁电流及相

应的定子电流值,直到定子电流达到额定电流值时为止。在试验过程中,在?lO调整励磁电流时不要往返调整。

CO叩=08

短路试验测得的短路特性曲线,不但可以用来

ψ>0求取同步发电机的重要参数:饱和的同步电抗与短

路比。在实际工作中,也常用它来判断励磁绕组有无臣间短路等故障。显然,励磁绕组存在臣间短路

II时

,因安匣数的减少,短路特性曲线是会降低的。

3.负载特性

负载特性是当转速、定子电流为额定值,功率

因数cω伊=常数时,发电机电压与励磁电流之间的曲线

,即U=f(IL)。图3-14所示为不同功率因数时的负载特性曲线

O

当cω伊值不同时,我们即可得到不同负荷种类的特性曲线O

用负载特性曲线、空载特性曲线、短路特性可以测得发电机的基本参数,这是发电机设计、制造的主要技术数据。

4.外特性

同步发电机的外特性,是指发电机在额定转速下,保持励磁电流和功率因数不变时,端电压U与负载电

流I之间的关系曲线。图315所示为发电机带不同功

图315同步发电机的外特性曲线

l一感性负载:2二电阻性负载;3一容性负载

率因数负载时的外特性曲线O

曲线1为感性负载时的外特性曲线,它是随I增大而下降的曲线,这是因为,当感性负载电流增加时,由于电枢磁场

对转子磁场呈去磁作用,同时漏抗压降随之增大,所以端电压随之下降;曲线2是纯电阻负载时的外特性曲线,这是一条略有下降的曲线,这是因为,当∞叩=1时,负载电流I仍滞后于E,其电枢磁场也有去磁作用,但去磁程度较小;曲线3是容性负载时的外特性曲线,

。它

是随I增大而上升的曲线,这是因为,容性负载电流增加时,电枢磁场对转子磁场呈助磁作用,电枢磁场的助磁作用随电流

3增加而增强

,感应电动势增大,所以端电压随之上升。

5.调整特性

图3-1-6同步发电机的调调整特性是指同步发电机在额定转速下,端电压和负载功

整特性曲线率因数不变时,励磁电流与负载电流的关系曲线,图314是

1一感性负载:2二电阻性负载:同步发电机在不同功率因数时的调整特性曲线。

3一容性负载图中曲线1和曲线2分别是感性负载和电阻性负载时的调

整特性,可见为保持发电机端电压不变,随着负载电流的增加,必须相应地增大励磁电流,

以补偿负载电流所产生的电枢磁场的去磁作用。因此这两种情况下的调整特性曲线都是上升的。而容性负载时,为了抵消电枢磁场的助磁作用,保证电压不变,随负载的增加,需要相应地减小励磁电流,因此这种情况下的调整特性是下降的,如曲线3所示。

6.同步发电机并于无限大系统的功角特性

功角特性是指同步发电机接在电网上稳态运行时,发电机的电磁功

率与功角之间的关系。所谓功角是指发电机的空载电势E。和端电压U之间的相位角O由图317所示同步发电机的相量图可得

PU

EoU-s

G=uIm伊=亏了SIns

式中PG一一-发电机一相的电功率;

U一一发电机的相电压;I一一发电机的相电流;E。一一发电机的空载电动势;xd一一发电机的同步电抗;伊一一功率因数角;

δ一一功角o

式(3-13)表明,在发电机的端电压及励磁电流不变时,电磁功率PG的大小决定于8

角的大小,所以称δ角为功角o电磁功率随着功角的变化曲线,称为功角特性曲线,如图3-18所示。

从功角特性曲线可知,同步发电机的电磁功率PG与功角成正弦函数关系。当功角从零逐渐增加到90ρ时,电磁功率达到最大值,即PG-m=EoU/Xd。当功角δ从90ρ继续增

加到1800时电磁功率随功角的增加而减小;当s>1800时,电磁功率由正变负,说明发电机不再向电网输送有功功率,

δ而从电网吸收有功功率,即电机从发电机运行状态变成电

动机或调相机运行状态。

功角8是同步发电机运行的一个重要变量,它不仅决

定了发电机输出功率的大小,而且能表明电机的运行状态。

第四节同步发电机的正常运行方式和调整操作

功率、无功功率、电压、电流等都在允许范围以内,因而它是一种稳定的、对称的工作状态。在正常情况下,3∞MW汽轮发电机组由于热力参数高、能源消耗小,大部分时间都在额定负荷运行,也就是按机组的铭牌值运行。此时,发电机具有损耗小、效率高、转矩均匀等性能。但是,由于电力系统的特点是连续供电和供需平衡,因而不可能所有机组在所有时段全部按额定工况运行。因此,

当要求发电机的运行工况不符合额定要求时,电气运行人员

仍应保证机组的连续正常运行。运行中的发电机工况通常发生如下的变化。

1.功率因数不在额定值运行因为运行中发电机的有功、无功负荷是不可能始终不变的,所以功率因数也相应发生变化。功率因数的大小由运行的有功和无功负荷决定,即

COS￠

=一一=一一一一一

"SdT+02

PP

式中P一一有功功率;。一一无功功率;S一一视在功率。

图318示出了发电机的有功功率P、元功功率Q和功率因数cos伊之间的关系。

由图318可见,元功负荷越小,功率因数越高。发电机的额定功率因数一般为

0.85(滞后)最低值不作限制,但最高值则取决于机组和系统

。

运行的稳定性。在AVR投入且情况良好的情况下,一般可允许升高至滞后0.9~0.95(在

经过高功率

λP因数专门试验证实且系统允许时

,还可再适当提

高)

。

在低功率因数运行时,应注意控制发电机的定、转子电流不超过当时冷却条件下所允许的数

一、同步发电机的正常情况下的运行同步发电机的正常运行方式属于允许长期连续的工作状态。它的特点是:发电机的有功

低,发电机的端电压及静态稳定性下

降,因此必须加强监视以避免发电机失步。

2.发电机定子电流不在额定值

即使发电机运行在额定有功功率和功率因数情况下,由于电网电压的不断变化,发电机

的定子电流也要发生变化。当定子电压运行在额定值的95%~105%范围内时,只要发电机各部位的温度不超限,发电机可以按额定容量运行。例如当定子电压为95%额定值时,定子电流可升至105%额定值。反之,定子电压达额定值的105%时,定子电流应相应降为额定值的95%。但是如定子电压低于额定值的95%时,则定子电流不允许超过额定值的105%。因而必须降低发电机的容量。因为发电机的额定容量为S=JEUI,在容量不变的前提下,定子电流随电压的降低而相应升高,电压降低越多,电流也升高越大。实际上,在电压降低5%而电流升高5%时,发电机的视在功率S已经略低于额定值。不难理解,定子绕组的承载能力不可能满足电压继续下降时的电流相应升高,它理所当然地受到限制,也就是说,105%额定定子电流值就是正常运行时允许的最高值。

事故情况下,允许发电机的定子绕组在短时间内过负荷运行。同时也允许转子绕组相应过负荷。3∞MW机组的定子绝缘一般采用B级绝缘,其最高容许温度为130℃,但具体应遵照制造厂的规定来执行。发电机事故过负荷允许的时间应按制造厂规定执行,无规定时,可参照表313所列值。

发电机事故过负荷允许的时间

事故过负荷电流值/额定电流值1.151201*8ω1.5302210事故过负荷允许时间(s)事故过负荷运行时,应密切注意发电机各部位的温度不超过规定值,否则应降低发电机负荷。

3.发电机定子电压不在额定值

电力系统和发电机的端电压因外界因素的变化而经常变化。如前所述,当发电机电压在

当电压过高时,可能引起转子绕组温度升高,如超过允许值则易造成绝缘损坏,使转子端部绕组变形;也可能引起铁芯温度升高,使定子的结构部件产生局部高温;甚至引起绕组匣间绝缘受损。当电压过低时,降低了并列运行机组和电压调节的稳定性,同时,在同样的功率下由于定子电流升高而引起定子绕组温度升高;对厂用电动机也有影响,如因过负荷发热和机械力矩降低等。因此,发电机连续运行的最高电压允许为额定值的105%,最低电压一般不得低于额定值的90%~95%,否则应考虑改变主变压器分接头的档数,对厂用电压

也应采取措施,维持其正常运行。

额定值的±5%范围变化时,允许按额定容量长期运行。

4.频率偏离额定值

由于汽轮机对频率的要求较高,在频率过低时,还要影响发电机本身的正常运行,如因

通风效果降低使绕组和铁芯温度升高,因感应电动势下降而导致电流增加等。因此对频率变动的规定为一般不超过±0.2Hz,在频率变动时,各发电厂应按系统要求和规定适当调整机

组出力。如频率过高或过低时,则应按事故处理规定进行处理。

5.同步发电机的进相运行

随着电力系统的不断发展,输电线路的电压也越来越高,输电线路越来越长,因此,线

路对地电容越来越大,从而引起系统的电容电流及容性无功功率也越来越大。如果不能有效地吸收剩余的无功功率,就会使电力系统的电压上升,甚至超过容许范围。采用并联电抗器和同步调相机来吸收剩余的元功功率,一是有一定的限度,二是增加了设备投资。.因此,最好利用部分发电机进相运行以吸收过剩的无功功率并进行电压调整O

发电机进相运行,从理论上分析是可行的,实际中一般要通过研究和运行试验来决定,

(1)静态稳定性的降低。由于功角δ=900时所对应的电磁功率是静态稳定理论上的最大值,也即静态稳定极限,当进相运行时,在输出有功功率一定的条件下,随着励磁电流的减少,S角就要增大,向900方向逐渐靠近,从而使静态稳定性降低。

(2)端部漏磁的发热。发电机端部的漏磁是由定子端部与转子端部漏磁迭加而成的合成磁通。当发电机进相运行时,定子端部铁芯、端部压板以及转子护环等部分通过相当大的端部漏磁。由于转子端部漏磁对定子有相对运动,所以在定子端部铁芯齿部、压板、压指等部件中感应涡流,引起涡流损耗和磁滞损耗,从而使发电机端部发热。

(3)厂用电电压的降低。厂用电通常引自发电机出口O发电机进相运行时,随着发电机发电机从滞相转为进相运行时,静态稳定储备下降,端部发热严重,厂用电电压下降。

这些影响都和发电机的出力密切相关。发电机在进相运行时,出力越大,静态稳定性能越差。在一定功率因数下,端部漏磁通约与发电机的出力成正比。因此,欲保持一定的静态稳定储备和端部发热为一定值,随着进相程度的增大,出力应相应降低。进相运行对发电机造成的影响主要有以下几方面:

励磁电流的降低和发电机无功功率的倒流,发电机端电压降低,厂用电电压会随之降低。二、发电机运行中的调节

发电机运行中的调节对象包括有功负荷和无功负荷,目前机组采用的多是机炉电集中控

制方式,即一台锅炉、一台汽轮机、一台发电机为一个独立的系统,有功负荷的调节由机炉协调完成,无功负荷的调节则

由电气系统完成。

1.发电机运行中的调节原则

(1)有功负荷。正常运行时,值长根据上级调度命令,通知运行人员相应调整燃料量、

给水量、风量和汽机汽门开度。这一过程中运行人员要严密监视电气仪表,以保证发电机的正常运行。事故时,运行人员可根据具体情况直接进行有功负荷的调整。

(2)元功负荷。正常情况下,运行人员根据电网给定的电压曲线要求,通过改变AVR的工作点进行调节。事故时,根据事故处理要求进行调整。例如,发电机失步时应增加元功

负荷,三相定子电流不平衡超过规定时降无功负荷等。

2.调节过程中的注意事项

(1)调节过程中必须严密监视表计的变化情况,要注意各参数不能超过允许值。

(2)调节幅度应控制得小一些,要注意被调参数的升降速度不能太大。三、发电机的起、停和运行中的维护(一)发电机起动前的准备

发电机安装或检修完毕,就可将其起动并投入运行。为了保证发电机的安全可靠,在起动前必须对有关设备和系统进行一系列的检查和试验,只有当这些检查、测量和试验都合格

时,方可起动机组。

1.需要检查的项目

(1)发电机、变压器组及励磁系统的一、二次回路的安装或检修工作终结后,在起动前

应将工作票全部收回,详细检查各部分及其周围清洁情况,各有关设备和仪表必须完好,短路线和接地线必须撤除,工

作人员撤离现场。

(2)检查发电机组各部件之间是否安装连接可靠,有无松动及不牢固的现象。(3)检查汇流管位于机座下部进出水管法兰处的接地片可靠接地。

(4)发电机通水前检查水系统设备是否完好,水质的导电率、硬度、pH值是否达到要求。

(5)定子充水情况良好,压力正常,78泄漏。(6)检查主变压器一切良好,符合起动条件。

2.需要测量的项目

(1)在冷态下测量转子绕组直流电阻和交流阻抗。

(2)测量定子绕组和转子绕组的绝缘电阻,定子绕组绝缘电阻25MO(25∞V兆欧表),转子绕组绝缘电阻231MO(5∞v兆欧表)

(3)各有关一次设备绝缘测量均合格。

。

3.需进行的试验

(1)试验发电机系统的所有信号正确。

(2)安装、大修后,应检查励磁系统有关动、静态试验合格。

(3)做主断路器、灭磁开关、励磁系统各开关、6kV厂用分支断路器的跳、合闸试验、联动试验及保护传动试验,均应合格。(4)励磁系统连锁试验合格。

(5)定子水泵连锁试验及断水保护试验合格。

(6)安装、大修后的发电机,应做水压、定子水反冲洗及气密试验o

4.启动前应完成的有关操作

(1)发电机氢、油、水系统投入,参数正常。在充氢过程中,应严格遵循中间气体置换

法。充氢的过程是:先用二氧化碳充满气体系统,以驱出空气;再用氢气充满气体系统,以驱出二氧化碳,从而将发电机转换至氢气冷却状态运行。反之,停机后,置换程序为氢气一一二氧化碳一一空气。采用中间气体置换法可以防止在系统管道和机内氢气与空气直接接

触

,从而保证了置换过程的安全。

(2)依据规程投退有关保护压板及熔断器。(二)汽轮发电机的起动与升压

1.启动

充氢后,当发电机内的氢纯度和内冷凝结水水质、水温、压力及密封油压等均符合规程

规定,气体冷却器通水正常,高压顶轴油压大于规定值时,即可起动转子,在转速超过l2∞r/min时,可以停止顶轴。发电机开始转动后,即应认为发电机及其全部设备均已带电。

对安装和检修后第一次起动的机组,应缓慢升速并监昕发电机的声音,检查轴承给油及振动情况,在确认元摩擦、碰撞

之后,迅速增加转速。在通过临界转速时,应注意轴承振动及集电环上碳刷是否有跳动、卡涩或接触不良现象,如无异常

即可升至额定转速30∞r/min

。

2.升压

当汽轮发电机升速至额定转速且冷却系统已投运的情况下,就可以加励磁升高发电机定

子绕组电压,升压过程应平稳缓慢进行。注意事项有:

1)升压操作应缓慢、"谨慎,并密切注视三相定子电流为零;此外,转子电流、电压及定子电压应均匀上升。当定子电压升至额定值后,应核对并记录转子额定空载励磁电流、电压值。在每次升压至额定定子电压时,通过对空载励磁电流、电压的核对分析比较,可以判断发电机转子绕组有无匣间短路现象。正常情况下,历次数值相近。如果发现空载电流升

高,励磁电压下降时,必须查明原因。

2)及时测量发电机转子励磁回路绝缘,查有无接地现象。待发电机升压至额定值,并检查一切

正常后,即可进行并列操作。(三)发电机的并列

发电机并列操作是电力系统中很重要的一项操作,必须认真对待,以便在并列操作以

后,能很快达到同步运行的目的。如操作不正常或发生误操作,将会对电力系统带来极其严重的后果,可能发生巨大的冲击电流,甚至比机端短路电流还大得多,会引起系统电压严重下降,使电力系统发生振荡甚至瓦解。为了使并列操作后发电

机迅速进入同步运行,一般采

用准同期并列。

在实际操作过程中应符合下列规定:

1)发电机电压与系统电压差不大于10%额定电压。

2)发电机频率与系统频率差小于0.2HZ03)发电机与系统相位相同。

4)安装或大修后的发电机还应检查与系统的相序一致05)同步表转动太快、跳动、停滞时禁止合闸。6)同步表连续运行时间不应超过15mno7)禁止其他同期回路的操作。(四)机纽带负荷

机组并网后自动带上15MW的负荷,之后负荷的升降依值长命令执行。在变更机组有功

负荷的时候,同时调整机组无功负荷,以控制发电机功率因数,增加有功由机炉协调装置或DEH控制,电气值班人员负责监视有功、调整元功,以维持机端电压。当负荷增至规定值,

且运行稳定时,应按值长命令倒厂用电。发电机增加负荷时,必须监视发电机氢气温升、定子水温、铁芯温度、绕组温度及

电刷等励磁装置工作情况。当发电机加满负荷时,应对发电机及二次回路作一次详细检查,接头无发热,电刷无跳动、冒火,

引水管无抖动、无渗水及

振动过大等现象。

(五)发电机解列停机

在接到电力系统调度员命令以后,操作人员应按照值长命令填写操作票,经审核批准后

执行。在停机之前,应逐步降负荷,待负荷降至规定值时,将厂用电倒换至由起/备变供电,在减有功负荷的同时,注意

相应减少无功负荷,保持功率因数大于0.85(滞相)。对于正常停机,应在机组负荷降至15MW、无功降到接近零时,才能进行解列操作。

解列后,拉开发电机出线隔离开关,停运主变压器及冷却装置,拉开主变压器中性点接地开关。在解列与机组停止转动这一惰走时间内,定子的冷却水系统应继续运行,直到汽轮机完全停止转动为止。对停用时间较长的发电机,应将定子绕组和定子端部冷却元件中的存水全部放掉、吹干,冷却水系统管道内的积水也应放掉,并注意使发电机各部分的温度不低于+5℃,以防止冻坏设备。

停机之后,若要将机内氢气置换为空气,应采用中间气体置换法,以保证安全。若短时停机,机内仍有氢气压力,则应保持密封油系统继续运行;对于发电机已运行两个月以上的停机,应对发电机的水回路进行反冲洗,以确保水回路通畅。

解列之后,还应根据操作票做好相应的安全措施。(六)汽轮发电丰厄运行中的检查和维护

1.对发电机的一般检查与维护

1)发电机正常运行时,定子冷却水质、进水压力温度、氢压必须符合参数规定值;其振动值,在额定转速时,轴承座三方面(水平、轴向、垂直)允许值小于0.025mo

2)发电机绝缘电阻应符合规定值,定子绕组在元存水且干燥后接近工作温度时,其对

地和相间绝缘电阻应二25MO(2500V兆欧表测量);转子绕组冷却状态绝缘电阻应注lMO(5∞v兆欧表测量),各电阻检温计冷态绝缘电阻应225MO(25∞v兆欧表测量);定子汇流管及定子出线进水管绝缘电阻,无存水时221∞KO(1则V兆欧表测量),通水时2330KO(用1则V兆欧表测量);励端轴承油密封,内外挡油盖绝缘电阻应注1MO(用1侧V兆欧表测量)

。

3)严密监视运行中发电机的各种表计,如电压、电流、频率、各种温升等不得超过规定值,每小时应记录一次发电机的工况参数,如

有计算机打印值,可与之对照。如果发现个

别温度测点显示异常,应对这个部位温度加强监视,缩短其记录间隔时间。

4)察看发电机各部,应无异状、异音、无焦昧、放电、火星、臭味、渗水、漏水及结露等,用于拭触发电机元异常振动、过热等。5)监视发电机严格按规定负荷运行。

2.对发电机水冷系统的检查与维护

l)定期检查定子冷却水系统的水箱水位、水质导电率。例如,在运行中发现定子绕组2)氢气冷却器进水温度应在20~33℃之间,出水温度运38℃,进水压力在0.1~

漏水,应尽快停机检查;若发现冷却水量减少,要密切监视定子绕组的温升是否超过允许值,如未超过则仍可继续运行。02MPa之间。一台氢气冷却器停用时,发电机可带80%额定负荷。

3)应密切监视定子冷却水的流量、迸出水温度、压力和进出水温差等,如有异常,应

立即检查进出水温度,不得超过允许值。3.对供气系统的检查和维护

1)对气体质量进行经常性的监视,应以氢气纯度指示仪和差压表的指示为根据,要求

机内氢气纯度>97%,低于此值时,应进行排污和补氢,以恢复氢气纯度。在一定的转速下,氢冷发电机风扇前后的压差与冷

却气体的密度成正比。如果冷却气体的压力和温度不变,则当气体的含氢量降低时,气体的密度就会增加,此时压差表所指示的压差亦增加。

2)运行中应维持氢压在额定值,若发现运行中氢压有所降低,应查明原因,必要时手动补氢。

3)保持冷氢温度在30~46℃之间。4.对轴密封的检查与维护

1)当发电机充满氢气时,应监视密封瓦中的供油连续不中断。2)油密封压力表指示正常,油的流量正常,回油温度运70℃。

3)主油箱上的排烟风机必须经常投入运行,定期检查出油管和主油箱中氢气含量,氢气含量大于2%时,应查明原因,加以消除。

5.对集电环和电刷的检查与维护

集电环与电刷的检查与维护由运行人员负责,其内容主要有以下几项:

1)检查电刷在刷框内有无摇动或卡涩现象,接触是否良好,有无发热和冒火情况。2)各电刷的电流分担是否均匀,电刷和连线是否过热。3)按照电刷的磨损程度,调整电刷的压力。

4)发电机停机后,必须清理集电环的通风孔,因为这些孔会逐渐被灰尘阻塞而失去通风作用。

5)应定期用干布擦拭集电环及其周围零件,因为如果碳粉弄脏了集电环表面会降低转6)检查集电环时,可顺序将其由刷框内抽出O一般情况下更换电刷时,在同一时间内,

每个刷架上只许换一个电刷,换上的电剧需先研磨良好,且新旧牌号应一致。7)为了使滑环磨损均匀,在2~3个月内必须更换一次集电环的极性。

发电机运行中,在励磁回路上进行调整工作时,工作人员应站在绝缘垫上,并应穿绝缘靴,将衣袖扎紧,切不可戴手套,工作时应有专人在场监护。

子的绝缘电阻。

6.发电机正常运行时的一些技术要求

1)氢气湿度(1)应具备能稳定和调节机端电压的功能;

(2)应具备能合理分配或转移机组间的无功功率的功能;

(3)能迅速反映本系统故障,并有必要的励磁限制、灭磁及自我保护功能;

(4)能迅速反应电力系统故障,具备强励等控制功能,以提高电力系统稳定性和改善电力系统运行条件O

(二)对性能方面的要求

(1)具有足够的调节容量,以满足各种运行工况要求。

(2)具有足够的励磁顶值电压、励磁顶值电流及电压上升速度。

励磁顶值电压和励磁顶值电流是指励磁功率单元在强行励磁时,可能提供的最高输出电

压值和电流值,该值与额定工况下的励磁电压、励磁电流之比为强励倍数;将强励动作后励磁电压在最初0.5s内上升的平均速率定义为励磁电压响应比,它是衡量励磁单元动态行为

的一项指标,运行要求励磁系统应有较高的强励倍数和快速的响应能力,以满足电力系统稳

定和改善系统运行条件的需要o

(3)应运行稳定、调节平滑及有足够的电压调节精度。(4)反应灵敏、迅速,时间常数小,无失灵区。

(5)运行可靠,维护方便。

第二节同步发电机组主要励磁方式

3∞MW火电机组励磁方式通常采用他励交流励磁机系统、自励或自复励静止式励磁系

统n-、他励交流励磁机系统

他励交流励磁机系统通常称为有励磁机励磁方式,其励磁功率电源取自发电机以外的强

第五节灭磁与过电压保护

一、发电机转子灭磁

当同步发电机发生内部短路故障时,依靠继电保护装置能快速地把发电机与电力系统分

开,但由于磁场绕组具有很大的电感,突然断流会在其两端产生很高感应电动势,因此需快速灭磁,才能降低由磁场

电流产生的发电机感应电动势,防止故障扩大损害发电机。灭磁过程越快,发电机转子承受的感应电动势越大,因此理想的灭磁过程是在转子过电压不超过允许值的前提下,灭磁过程越快越好。

常用的灭磁方法有恒值电阻放电灭磁、非线性电阻放电灭磁、灭弧栅灭磁、逆变灭磁等口

非线性电阻具有双向稳压二极管的特性,正常运行时,便可将其固定并接于转子绕组两端,在正常额定电压和强励电压下,其漏电流很小,耗能很小。当转子电压升高到动作电压时,其阻值变小,使其流过很大电流而不至于升高电压,

起到限压保护作用,由于非线性电阻的伏安特性对称,因此非线性电阻可用作正反向过电压保护器件。

灭弧栅灭磁实质上也是一种非线性电阻,由许多长度不变的短弧铜片串联起来,就构成灭弧栅,燃弧时其两端电压保持不变,其电弧被专设的磁场引人灭弧栅而切成短弧燃烧,从

而达到理想的灭磁效果o

二、发电机过电压保护

造成发电机过电压的原因有:①发电机失步和失步后拉入同步过程中要引起转子绕组过

电压;②发电机外部短路被切除后电压恢复过程中要引起转子绕组过电压;③发电机非同期并列引起转子绕组过电压;④发电机快速灭磁,断开转子回路引起转子绕组过电压。

常用的过电压保护措施有有恒值电阻放电、非线性电阻放电、阻容保护、转子放电器、实际上发电机转子灭磁既是是消耗转子绕组磁能,又是防止过电压,一般来说二者原理

品闸管双向跨接器等o

和方法相似,过电压保护装置同时也兼作灭磁装置。三、DQLT-2C型励磁调节器系统灭磁及过电压保护装置

该发电机机组转子灭磁主要采用灭弧栅灭磁方法,同时以恒值电阻放电灭磁方法加以配

合。非线性电阻直接跨接在转子绕组两端,主要用作过电压保护,同时也兼作灭磁电阻,减轻mk的灭磁负担。该装置灭磁及过电

压保护措施得力,工作可靠性高

O

当需要灭磁时,首先跳开灭磁开关mk,利用灭弧栅进行灭磁。当mk跳开后,延时0.3s合上接触器zrc投入恒值灭磁电阻R1,便于灭弧栅在小电流时熄弧,并作为后备灭磁措施,提高了灭磁可靠性,同时亦可作为过电压保护的辅助手段。而非线

性电阻Ru在正常运行时为高阻状态,转子电压升高到动作电压时阻值很小而导通,起到过电压保护的作用。

该励磁系统中交流励磁机灭磁则采用品闸管逆变灭磁,当需要灭磁时,由励磁调节器输出一控制信号一一控制角α=1360的控制脉冲,使晶闸管处于逆变状态,励磁机转子绕组磁能向交流侧释放而快速灭磁。励磁机转子绕组两端非线性电阻

RV1用作过电压保护,同时也可兼作后备灭磁电阻。

第六节自并励励磁调节系统(静态励磁)及运行

现在3∞MW机组励磁系统多采用自并励静态励磁方式,如B电厂自动励磁系统调节器(AVR)采用英国罗尔斯一一罗伊斯工业控制

系统有限责任公司(简称R-R公司)生产的具有完全独立通道数字式自动电压调节器。该励磁系统硬件由下列部分组成:Am柜、整

流柜、整流器辅助柜、磁场断路器柜、励磁变压器。其原理结构方框图如图3316所示。

一、AVR调节器系统各单元组成与原理

1.三模冗余("IMR)控制通道

"IMR控制器模块采用最新一代TexasDSP微处理器,以及输入接口电路。该模块在极短

的时间内,直接从电压互感器"IV和电流互感器TA进行反馈测量,执行控制算法,并产生晶闸管触发脉冲等工作。该控制

器包含自动及手动两种控制算法以供选择,控制算法周期通常为3.33邸,以实现最佳的响应速度。

"IMR系统具有三个独立通道,三个通道中的每一个均有独立的输入/输出信号:模拟输该单元的作用是对三个AVR通

人一一通过3相隔离电压互感器得到的发电机电压、通过3相隔离电流互感器得到的发电机电流和转子励磁电流;模拟输出一一一组6相全控桥式晶闸管整流触发脉冲。发电机电压、电流、有功、无功有效值是由计算而来,采样间隔为1Om,计算间隔为3.3mo每一个通道的电压、电流均采用了三相发电机电压、电流的中间有效值,即各通道在执行控制算法前,完成对收到的信息取中间值而得

道触发脉冲取中间脉冲,即各

通道产生的控制输出值经表决后输出4组相同的触发脉冲(每组6个触发脉冲)到4路晶闸管整流桥,这4路晶闸管整流桥按N-i原则配置,即任一支路故障退出运行时,仍能保证发电机的各种工况(包括强励)的稳定运行。

以提高容错能力,因而三个控制器都以同一容错后的输入值运行,并且控制器产生总是几乎相同

的输出值。这样一个电压或电流互感器的故障不会影响计算,而单电压或电流互感器故障亦可以通过通道比较来确定,并进行故障报警。在一个电压或电流互感器故障报告后,系统显示另两个电压互感器测量有差别,并且如果差别超过了限制值,表示2个或更多电压或电流互感器出现故障,系统自动切到手动模式。

每一控制通道包含一套自动和手动控制器,自动方式的主要功能是通过比较自动给定值和实际发电机端电压值来控制发电机端电压。产生的误差信号经限幅处理后输入到Pm调节器,PE调节器输出经移相触发单元后转换成能控制晶闸管整流桥的触发脉冲。

5.励磁变压器

励磁变压器为励磁系

统提供励磁电源,图33-16中励磁变压器为高压侧绕组带抽头的双

绕组变压器,高压侧电压为发电机定子额定电压2OKV,高压侧绕组抽头电压为6.3kV,在变压器的高压侧设有3组电流互感器,分别用于过电流保护、差动保护、测量。

AVR要求在空载到连续最大额定值MCR下,电压调节精度为土0.5%。而该系统PE控

制器能保证电压调节精度接近0%,PE控制器有足够宽的调节范围以确保稳定控制,因而用于各种励磁系统O

手动方式的主要功能是通过比较手动给定值和实际磁场电流,控制发电机磁场电流。产生的误差信号限幅处理后输入到PI调节器,PI调节器的输出能控制晶闸管整流桥的触发脉冲。这种方式允许发电机在恒励磁方式下进行,如维护电刷装置或电压互感器"IV故障时。

无论在自动或手动方式,操作员能够增减相关的给定值,但不能超出稳定和热极限状态。除了励磁到低于手动限制曲线以外,自动和手动方式的切换为无波动切换,无波动切换是通过眼踪控制输出值和待投入的控制器给定值实现的。在两个或更多叽f故障时自动选择手动方式。

6.供电电源单元

系统低电压电源为

双路,一路电源由220V交流

50Hz控制电源供电,第二路由220V直

流电池供电。除此之外,220V交流5OHz控制电源提供电源给维护用PC计算机、柜内照明、防凝结加热器等。二、励磁系统的运行1.运行方式与切换

2.整流器辅助通道

该单元的作用是对来自AVR控制通道的触发脉冲进行隔离后输入触发脉冲选择单元,整流器辅助通道的另一个作用是逻辑表决器,"IMR结构的每一通道均可实现跳闸保护功能,经过多数表决输出,一个通道或传感器产生故障时,表决器会不接受此错误,只发报警信号。如第一个通道有故障且没有被修复前,另一通道随后产生的故障将引起系统跳闸或切换

到备用的整流器手动运行,提高了可靠性和容错能力。为获得系统最高的可用性,该系统可

在线更换模块,保证了系统的快速修复。

3.整流器手动与通信接口通道

为获得系统最高的可靠性,该系统还设有整流器手动与通信接口单元,通过比较整流器

手动给定值和实际磁场电流,控制发电机磁场电流。产生的误差信号限幅处理后输入到自调节器,PI调节器输出经移相触发单元后变成能控制晶闸管整流桥的触发脉冲。

该通道还能实现与AVR的串行通信,并实现与AVR相互自动跟踪,元波动切换的功能。除正常无波动切换外,在AVR自动通道中两个同时故障或三个手动通道中两个通道同时故障时,能通

由以上介绍已知,

该励磁系统有四种运行方式,即三套调节器"自动"运行方式、两套

调节器"自动"运行方式、调节器"手动"运行方式、整流器"手动"运行方式。正常运

过采取3取2的多数表决方式,由精密逻辑完成切换为整流器手动方式作为备用通道运行。此外Am调试期间AVR暂时无法投入时,可由该通道实现手动励磁控制。

4.触发脉冲选择单元

行方式为三套调节器"自动"运行方式,,调节器"手动"运行方式自动跟踪备用;当调节器电压互感器出现故障后(两个及以上TV故障),系统自动切到的手动方式;一套调节器故障后,不影响调节器"自动"运行方式,但会报警;两套调节器故障后,系统自动切到整流器于动方式。调节器"手动"运行方式和整流器"手动"运行方式均为非正常运行方式。

2.起励与升压

该系统起励采用交流起励方式(见图3321),交流起励电源为380V厂用电,功率

25KW,起励电流不大于空载额定励磁电流的25%,就地或远方(通过DCS)均可实现起励。机组转速达到95%额定值时自动投入起励回路,起励命令发出后,AVR启动给定值为起始值,当同步触发脉冲到达时,自动或手动控制器将取代起励回路控制,并自动切除起励回路,此时机端电压升到35%额定值。"自动"方式下机端电压自动升到额定值,"手动"方式下可通过"升压"按钮将机端电压升到额定值。

3.给定值控制

操作人员可以在自动或手动时通过DCS接口对励磁给定值进行增减操作,但其增减范围有限制。当给定值的增减超过发电机的稳定极限或热极限时,系统会阻止操作。

4.恒功率因数/恒无功运行方式

这两种运行方式是维持发电机功率因数或元功为恒定的运行方式,操作人员可以在自动

或手动时通过DCS接口进行给定。其基本工作原理是:恒功率因数方式/恒无功方式下,通过在自动和手动通道上附加的对机端电压或励磁电流给定值的调节器,检测当前功率因数(无功),并与功率因数(无功)给定值进行比较,根据比较结果相应调整机端电压或励磁电流给定值使功率因数(无功)维持在一定范围内。该范围定义为一定的无功范围,在需要时能调到零。运行时元功调节在一个范围,则AVR能响应电压变化,使电网稳定。

操作员用给定值增减调节运行点时,恒功率因数方式/恒无功方式暂时停止05.无功补偿控制并联运行的发电机之间的无功分配是励磁系统的一个重要功能,这是由调差率来实

,该数字式励磁调节器自然调差率小于1%,必须附加调差环节,人为地把调差率(无功补偿器)的可调范围变成+4%~6%或-4%~6%。附加调差环节的基本原理是在电压给定相加点附加一个与发电机无功电流成正比的值,其比例系数即为调差率,当无功电流增加(或减少)时,其电压给定减7小(增大),通过励磁调节器去减小(增加)发电机励磁,这样就增大了发

现的

电机的调差率。

控制并联运行的发电机之间的元功分配时,调差率取正值;补偿发电机端与远方负载间的电压降时,调差率取负值。运行时操作员可在+20%和-20%间取补偿值。

6.灭磁

该励磁系统提供两种灭磁方式:

(1)正常灭磁采用发电机磁场回路逆变灭磁并延时跳灭磁开关。(2)事故状态灭磁为快速跳灭磁开关,非线性电阻灭磁。

在跳灭磁开关前,晶闸管变为逆变方式,将磁场磁能转变成交流电送回电网。灭磁开关断开后,磁场放电电流切换到非线性电阻灭磁,以保证灭磁速度最快。

操作员能够要求在任何时候灭磁。灭磁时发电机出口应当先断开。另外,发电机转速低

于80%时,则AVR要求灭磁。在达到80%转速前,过磁通检测器会适当降低给定值。三、励磁系统限制与保护

1.自动无功限制器(欠励限制器)

当系统处于轻负荷运行时,为避免系统元功过剩(容性电流增大)而使系统电压升

高,发电机可转为进相运行,吸收系统感性无功,改变系统的电压品质。但发电机进相运行时,应限制其最小励磁电流,使

之不致于降低到允许值之下,即设置欠励限制器。该励磁系统中发电机进相运行超前的功率因数达到可能危及同步稳定性时,将报警并禁止减磁。

2.手动无功限制器

禁止手动给定值降低到"手动无功限制线"以下,如果有功增加将导致手动无功限制线上升,手动给定值也将增加。

3.过电压限制器

自动方式下,如果发电机电压超过限制,过电压限制器将对AVR的给定值进行钳位,

励磁系统的输出将相应地减少并报警。

4.励磁电流限制器

发电机在强励或励磁系统故障以及长时间过负荷时,励磁电流可能超过额定值,产生过励现象,时间一长,可能引起转子发热而破坏绝缘。该系统在自动方式下提供三个励磁电流限制器,即瞬时电流限制器、预置延时电流限制器(反时限制器)和

ft过温保护。

5.V/H限制器

当发电机频率下降时,为维持机端电压恒定,励磁调节器会自动增加励磁电流。但在系统频率大幅下降及停机时机组频率降低

的情况下,为防止转子绕组和整流桥过载,该系统设置了V/H限制器,即限制机端电压和频率的比值。

6.电力系统稳定器(PSS)

该励磁系统具有的快速响应和高增益在某些情况下会产生负阻尼,使系统的动态特性变

坏,可能加剧电力系统的低频振荡。电力系统稳定器(PSS)能提供一个附加阻尼,使转子

振荡阻尼比达到一个理想值,响应特性就能较快达到稳定值,该励磁系统自S的附加阻尼是从平均有功及暂态有功计算加速功率,并由此合成一个含校正相位及放大倍数的调节信号获得的。该调节信号对有功产生正阻尼。该系统附具

有自动投切功能,当发电机空载、低负载或PSS故障时,附自动退出

第三章发电机并列

第一节概述

将同步发电机投入电力系统并列运行的操作称为并列操作,当发电机频率升到额定值后,可进行并列操作,凡有并列操作

要求的断路器都称为同期点。并列是一项非常重要的操作,必须小心谨慎,操作不当将产生很大的冲击电流,严重时将使发电机遭到损坏。因此并列操作的要求是并列瞬间发电机的冲击电流不超过规定的允许的值,并列后发电机应能迅速进

人同步运行o

并列操作可以手动进行,称为手动同期;也可以自动进行,称为自动同期。自动同期需借助于自动同期装置进行。

发电机的同期并列方法有两种,即准同期与自同期,以下分别介绍。(一)准同期并列(基本同期方式)

准同期即准确同期,是将待并发电机先励磁,然后调节发电机电压和频率,接近同步条件时,合上发电机断路器并入系统运行。并列时应满足三个条件:

(1)待并发电机的电压与系统电压相等(允许压差±10%UN);(2)待并发电机的频率与系统频率相等(允许频率差士0.lHz);(3)待并发电机的电压相位角与系统的电压相位角一致(Aδ目前国内大多数是采用硬电路来构成自动准同期并列装置,基本原理都以匀速ωs为准

则、以正弦整步电压或线性整步电压来判别同期条件、利用恒定导前时间合闸实现准同期并列。基于微机的自动准同期并列装置在国内已有研究和应用,可按匀加速ωs或随机ωs为准则实现准同期并列,如SB-2V多功能微机自动准同期装置。国产EQ系统自动准同期并列装置已是成熟产品,被大多数电厂使用多年。图334所示是EQ-5型自动准同期并列装置构成的基本框图,该

装置由四个单元构成:整步电压信号发图334EQ-5自动准同期装置原理框图生器单元、电压差控制单元、频率差控制单元以及合闸相角

差控制单元。

一、整步电压信号发生器单元

它的任务是将发电机电压与系统电压瞬时值相减并经低通滤波、积分处理后得线性整步

电压,为并列条件的分析、判断和控制提供检测信息,信号电压的性能将直接影响并列装置的性能指标,如并列条件的精确度等,该线性整步电压如图334所示。Ts=1/j二=2π/ωs,判断Ts的大小即可判别同期频率条件,Ts越大压差越小。线性整步电压过零点,且

Ts满足同期条件

,即为合闸点。

二、电压差控制单元

其功能是检测uf与队的幅值差,若超出允许偏差时,闭锁合闸脉冲输出,判别压差方向,调节待并发电机励磁控制系统的给定值,升压或降压,使uf与队的幅值差在允许范围之内。

三、频率差控制单元

其功能是检测滑差角频率叭,若超出允许偏差时,闭锁合闸脉冲输出,判别频差方向,

调节待并发电机组转速控制系统,升速或减速,使ω在允许偏差范围内。四、合闸相角差控制单元

其任务是当电压差和频率差符合允许偏差时,允许输出恒定导前时间的合闸脉冲,不仅

控制发出合闸脉冲的导前时间(以断路器主触头接通δ=0。时作为时间参考点,合闸脉冲须提前于它发出,所提前的时间称导前时间),而且控制合闸脉冲是否发出。

要控制合闸瞬间相角差,必须把握发出合闸脉冲的时刻,这可能通过控制恒定导前时间来实现。

由上述四个基本单元构成全自动准同期并列装置。若不设电压差和频率差控制单元功能,由人工调节满足并列条件,仅自动控

制发出合闸脉冲,则称为半自动准同期装置。由于-般发电机装有自动励磁调节装置,对电压可进行自动调整,因此自动

准同期装置可不装设调压部分,只要求对电压差进行检查。

第四节准同期操作

一、手动准同期操作

手动准同期一般利用同步表进行,发电机电压uf和系统电压ux接入同步表后得到压差和频差显示,且同步指针的转动显示滑差角频率ji,其旋转周期即为滑差周期

TSO

进行手动准同期操作前,应将发电机恢复备用,确认发电机变压器组一次回路的状态正确,确认出口、隔离开关位置

正确。如有CRT,也可通过画面确认主断路器在分闸状态,母线断路器和主变压器中性点接地开关处于合闸状态等,还应确认同期电压互感器一、二次路丝投入、操作开关及同期开关位置正确(不允许有第二个同期开关投入)

。

发电机达到额定转速后,方可使发电机升压,升压时一般情况下将励磁系统投至"手动"方式,以使升压从零或较低点

开始。电压升至额定值后,再切至"自动"方式。投人同期开关、同期闭锁开关(防止同期条件不满足时合闸)和手动同期

开关,投入同期表盘,通知汽机值班员投入"DEH自动同步"回路后,才可以在电气盘台或ECS的CRT上调节发电机组频率,

一般是调至略高于系统频率,同期表指针顺时针方向缓慢旋转。这时可能还要少许调整发电机电压,则可调整自动电压调

节器(AVR)的"电压给定"开关进行调压。在指针接近同步点之前(提前量约为达同步点的主断路器合闸时间)即可手动合闸,使发电机与系统并列。随即增加发电机的励磁电流和有功负荷,确认发电机已带上5%的负荷,即15MW的有功负荷和7~1OMV町的元功负荷。切断同期表开关和同期开关,并列操作告终。

发电机手动并列操作是否顺利与运行人员的经验有很大关系,经验不足的人员往往不易

掌握好合闸时机,从而产生非同期并列事故。因此,现在广泛采用自动准同期并列装置进行自动并列操作。

二、自动准同期并列操作

发电机电压uf和系统电压ux接入同步表和EQ-5自动准同期并列装置,发电机达到额

定转速、升压至额定值后,技入同期开关、同期闭锁开关、手动同期开关(同步表盘)和自动同期开关,通知汽机值班员投入

"DEH自动同步"回路后,按下自动同期投入按钮,EQ-5能根据系统的频率检查待并发电机的频率,并发出脉冲,去调节

待并发电机的转速,使它达到比系统高出一个预整定的数值。然后检查同期回路开始工作,当频差和压差不满足同期条件时,会对合闸信号进行闭锁。当待并发电机以一定的频差(满足同期条件)向同期点接近,而且待并发电机与系统的电压相差在±

10%以内时,它就在一个预先整定好的提前时间发出合闸脉冲,合上主断路器,使发电机与系统并列,确认发电机带上

15MW的有功负荷和7~1OMV缸的元功负荷后,并列操作告终。

应该说明,自动准同期装置一般只发出"调速"脉冲,而不发出"调压"命令,因而井列时仍要人工调整Am的"电

压给定"开关,使待并机电压与系统电压相等。

第四章电力变压器

第一节概述

变压器是一种静止的电气设备,是电力系统中输电、变电、配电时,用以改变电压、传输交流电能的电气设备,它应用电磁感应原理把一种电压等级的交流电压转换成相同频率的另一种电压等级的交流电压。在发电厂中,变压器是最重要的电气设备之一。发电厂中的变

压器包括主变压器、启动/备用变压器、高压厂用变压器,以及低压厂用变压器等。

-、变压器的基本原理

变压器是根据电磁感应原理来进行能量转换的,主要部分是两个(或两个以上)互相绝

缘的绕组,套在共同的铁心上,绕组之间通过铁心这一磁场而祸合,绕组间没有电路上的直接联系(自祸变压器的高中压绕组间例外)。绕组中接电源的一方称为原方、原边或一次绕组,接负载的一方称副方、副边或二次绕组。

一次绕组接通交流电源后,会有交流电流通过其中。交流电流同时在铁心中产生交变磁通,交变磁通同时交链一、二次绕组,

根据电磁感应定律我们知道,二次绕组中将感应出电动势。产生感应电动势的二次侧因而向负载输出电能,而且由于一次、二次绕组匣数不同,使电能在通过变压器传输的同时,电压等级发生了改变。

电厂中的电力变压器一般是三相的,按绕组数可分为双绕组、三绕组,三绕组一般连接三个电压等级,发电厂中的

主变压器、低压厂用变压器以双绕组为主,高压厂用变压器和高压起动/备用变压器一般虽然有三个绕组,但其低压侧两个绕组完全相同,是采用特殊结构的分裂变压器;按一、二次电压等级的高低可分为升压变压器和降压变压器,发电厂中主变压器为升压变压器,其他大多为降压变压器;按冷却介质来区分,变压器分为油浸风冷式变

压器、油浸水冷式变压器以及干式变压器(空气冷却器),主变压器、高压厂用变压器、起/

备变都为油浸式变压器,低压厂用变压器多为干式变压器。

二、变压器的型号及技术数据

变压器的型号是用字母和数字所组成,其表示方法和含义如下:

回国一国/回国

因为产品代号,由多个字母组成,按排列顺序其含义有:绕组祸合方式,O表示自祸变压器;相数,D表示单相,S表示三相;冷却方式,油浸自冷不表示,G表示干式空气自冷,C表示干式浇注绝缘,F表示油浸风冷,W表示油浸水冷,FP表示强迫油循环风冷,w表示强迫油循环水冷;绕组数,双绕组不表示,S表示三绕组;绕组导线材质,铜不表示,L表示

铝;调压方式,无载调压不表示,Z表示有载调压。

因为设计序号。

因/囚由左到右为额定容量(kVA)和高压绕组电压等级(kV)

。

因为特殊环境代号o

1.主变压器主变压器简称主变,3∞MW汽轮发电机组大多升压至220kV系统,此类变压器的型号有SW73仅削O/220SEW-37∞∞

、

/220SW10370侧/220等。不同发电厂选择的变压器型号和制造厂家有些差别,但基本上都为三相强迫油循环风冷无励磁调压的

、

升压变压器。以某「主变压器为例,其型号为SW10-37侧O/220;系统最高电压252kV;额定容量370MVA;额定电压242/2OKV;额定电流883/10681A;额定频率50Hz;连接组标号YN,d11;冷却方式为ODFK空载电流0.3%;短路电压(阻抗)142%;中性点接地方式为中性点直接接地,也可不接地运行;调压方式为无励磁调压,调压范围为±2×2.5%;空载损耗190KW;总损在为

830KW;铁心表面温升限值为80℃;绕组温升限值为65℃;顶层油面温升限值为55、油箱及结构件表面温升限值为70℃。

2.启动变压器

启动变压器高压侧与系统相连,主要作为3∞MW汽轮发电机组启动时的厂用电源。当

机组已启动且与系统已并列带上了大于额定负荷30%的负荷后,要将发电机组厂用电源切换为高压厂用变压器,启动变压器作为厂用备用电源,故又称为启动/备用变压器。

不同的机组的厂用电系统设计不完全相同,因此就启备变压器来说,注些厂只作为启动和备用电源,正常时启备变压

器处于备用状态,但也有的厂家启备变压器要带公用负荷。在后面一种情况下,启备变压器的容量自然要大一些。

启备变压器有S町Z7-4α削/220SHZ9-50删/220等,基本都为三相自然油循环风冷低压侧分裂绕组有载调压降压

、

变压器。下面以某厂的启动/备用变压器为例,型号为sm-

4α则/220;系统最高电压252KV;额定容量40/2525MVA;额定电压230/6.36.3KV;额定电流1∞.4/2291A;额定频率

50Hz;空载电流0.7%;阻抗电压为(高压一低压)半穿越185%;调压方式为带负荷调压,调压范围±8×1.25%;冷却方式为自然风冷(ONAF);连接组标号为YN,d11,d11;空载损耗为52KW;总损耗309KW;绕组表面温升限值65℃;

顶层油面温升限值55℃;铁心表面温升限值为80℃;油箱及结构件表面升限值为70℃口

3.高压厂用变压器

3∞MW机组配用的高压厂用变压器,一般为三相自然油循环风冷无励磁调压分裂变压器。以某厂为例,其型号为sw-4

阳/220;系统最高电压23KV;额定容量40/2030MVA;额定电压为20/634.3kV;额定频率5OHz;

空载电流0.5%;半穿越阻抗电压为(高压-低压)16%和(低压一低压)32%;调压方式为无励磁调压,调压范围为±2×2.5%;冷却方式为自然风冷(ONAF);连接组标号D,d12,d12;空载损耗18KW;短路损耗102KW;绕组

表面温升限值65℃;顶层油面温升限值为55℃。

4.低压厂用变压器

对应一台3∞MW的火力发电机组,厂用低压变压器有多台,通常又把它们按用途分成

工作变压器、照明变压器飞除尘变压器等等。这里由于设备和生产厂家众多,只以某厂的SCR系列三相树脂绝缘干式变压器为例,说明设备规范及其参数。其额定容量为16∞kVA及以下;额定电压6.3±2×2.5%/0.4町,连接组别D,yn11;阻抗电压为(16∞kVA)8%(1250kVA1α)OKVA8∞kVA)6%或(630kVA5∞kVA250kVA)4%;中性点接地方式为

、

、、、、

直接接地,冷却方式为AN/AF;最高温升限值为1∞℃。

三、变压器的结构及冷却系统变压器一般是由铁心、绕组、油箱、绝缘套管和冷却系统等主要部分组成。铁心是变压器的磁路,铁心材料一般采用高导磁性能的薄约0.28~0.35m硅钢片相互绝缘叠成。

绕组是变压器的电路部分,由铜或铝的绝缘导线绕成。低压绕组靠近铁心,高压绕组在最外层,在铁心柱上绕组按同心圆筒的方式套装。绕组间及绕组与铁心柱间有绝缘间隙和散

热通道。

铁心和绕组是变压器进行电磁能量转换的有效部分,统称为变压器的器身。

油箱是油浸式变压器的外壳,用钢板焊成,油箱内灌满变压器油,变压器器身就放置在

主要作为变压器出线等处包扎

用,广泛应用在包扎裸14导线和绕组端部绝缘等处。变压器内部的主绝缘结16构,主要为油一隔板绝缘结构。图343为三绕组变15压器的绝缘结构示意图。

变压器的绝缘套管将变压器内部的高、低压引线引至油箱的外部,不但作为引线对地的绝缘,而且担负着固定引线的作用。4OKV以下电压级的变压器绝缘套管一般以瓷质作为对

地绝缘。6OKV及以上电压等级的绝缘套管目前多采用电容式绝缘套管,内部可装设

油中,变压器油既起绝缘作用又起冷却散热作用。大、中型变压器的油箱盖上另装有一只储油柜,通

过连通管与箱壳相连,上部装一呼吸器,正常时,储油柜一半是油,一半是空气,油受热膨胀后,储油柜的油面上升,上半部的空气通过呼吸器排到大气中;冷却时,油面下降,油与空气的接触面始终是储油柜的截面,减少了油与空气的接触面,使泊的绝缘强度得到保证。呼吸器的下端装有能够吸收水分和杂质的吸湿器,储油柜的上部装有全密封式带磁性的油位指示器,连通管中装设有能保护变压器的重要装置一一气体继电器(瓦斯继电器)

图341为变压器的储油柜示意图。

。

变压器铁心与油箱绝缘,铁心地线经附加绝缘套管引至油箱外接地。变压器的绝缘分主绝缘和纵向绝缘两大部分。主绝缘是指绕组对地之间、相间、同一相而不同电压等级的绕组之间的绝缘;纵向绝缘是指同一电压等级的一个绕组不同部位之间(层间、匣间、绕组对静电屏之间)的绝缘。变压器内部的主要绝缘材料有变压器油、绝缘纸板、电缆纸和皱纹纸等。绝缘纸板常用作绝缘纸筒、撑条、垫块和角环等,在变压器的内绝缘中有广泛应用,电缆纸主要用作导线外表面包绕的绝缘和绕组的层间绝缘。皱纹纸

电流E感器。

油浸式电力变压器的冷却方式,按其容量的大

小,大致有油浸自冷式、油浸风冷式、11迫油循环水冷却、强迫油循环风冷却等方式。

在强迫油循环风冷却器结构系统中,变压器上部的热泊在潜油泵的作用下,通过蝶形阀、连接管,被吸入冷却器。热油经过冷却器后,油温降低,然后依靠潜油泵使冷油通过管道,打人变压器的底部,往复的循环使变压器的热油

得到冷却。所谓"导向",指经过变压器外部冷却后的油送回变压器内以后,使绝大部分冷油在变压器的内部按给定的线路流通。

以某厂主变压器为例,装有冷却器5台,其中备用一台,采用优质钢铝复合管制造保证无渗、漏油,每组冷却器

装三台低噪声风扇,每组冷却器下部装潜油泵一台,采用低磨损维形轴承,装设油流指示器,且有远传的电触点,每

台冷却器的下部装有分控制箱,每台变压器配有能实现自动控制的总控制箱,由总控制箱控制多台分控制箱,构成冷却器的

自动控制系统。变压器的冷却系统按负载情况,自动投入或切除相应数量的冷却器,一般情况下冷却器分工作、辅

助、备用三种运行状态。一般三台工作,一台辅助,另一台备用。在额定负载的75%及以下时,投入工作冷却器。在额定负载的75%以上时自动投入辅助冷却器,辅助冷却器与工作冷却器问隔交替沿油箱周围均匀对称分布。运行中的冷却器发生故障时,备用冷却器自动投入运行。冷却系统电源电压降低或发生故障时,自动技人备用电源。运行中的冷却器发生故障时及备用电源、油泵和风扇电动机故障时,均能发出信号。

第二节变压器的运行分析

一、发热和冷却过程

变压器运行时,其绕组和铁心中的电能损耗都将转变成热量,使变压器各部分的温度升高,这些热量大多以传导和对流方式向外扩散。

变压器空载时,二次绕组没有电能输出,但一次绕组中有电流流过,它从电源中吸取了少量的电能,这些电能最后全部转变成热能的形式散发在周围的介质中,这便是变压器的空载损耗。空载损耗由三部分组成:铁损、铜损和附加损耗。铁损的形成是由于铁心中的磁场随时间作正弦变化时,铁心的反复交变磁化引起磁滞损耗和涡流损耗使铁心发热。空载时一次绕组中有空载电流流过,电流流过绕组时产生热量,消耗电能,这部分为铜损。附加损耗是由于铁心中磁通密度分布不均匀,某些金属部件

受杂散磁场的作用而发热。

变压器带有一定的负载时,铁损仍然存在,附加损耗也存在,二者与负载电流的大小基本无关,保持不变。若2.由于低负荷而允许的过负荷如果一年中在低负荷的

三个月内最高负荷低于变以过负荷1%,以15%为限。

忽略空载时的微小铜损,可认为负载时的,这部分损失仍称空载损

压器额定容量时,则负荷每降低1%,在高负荷的四个月可有一部分损失是不变

耗。负载时,一次绕组和二次绕组都流过较大的电流(与空载电流相比),导线电阻的发热损失对应的损耗与负载电流的平方成正比。

变压器运行时,其散热过程如下:

(1)热量由绕组和铁心内部以传导的方式传至导体和铁心表面。

(2)热量由铁心和绕组的表面经对流方式传到变压器油中。

(3)绕组和铁心附近的热油经对流把热量传到油箱或散热器的内表面。(4)油箱或散热器的内表面热量经传导散到外表面。

(5)热量由油箱壁经对流和辐射散到空气中。

大容量的变压器的损耗量大,单靠箱壁和散热器已不能满足散热要求,需采取强迫油循

环风冷或强迫油循环水冷,使热油经过强风(水)冷却器冷却后,再用油泵送回变压器。且采用导向冷却,在高低压绕组和铁心内部,设有一定的油路,使进入油箱内的冷油全部通过

绕组和铁心内部流出,这样带走了大量的热量,改善了上下热点温差,有效地提高散热效率。

二、变压器的绝缘老化

变压器大多使用油浸电缆纸,在长期运行中由于受到大气条件和其他物理化学作用的影

响,使绝缘材料的机械、电气性能衰减,逐渐失去其初期所具有的性质,产生绝缘老化。

在材料的纤维组织还未失去机械强度的时候,电气强度是不会降低的,甚至材料完全失去弹性时,只要没有机械损伤,

其电气强度仍相当高。而已经老化的绝缘材料,显得十分干燥而脆弱,在电磁振动和电动力的作用下,极易损坏。

判断绝缘材料的老化程度,不能单由电气强度出发,主要应由其机械强度的降低情况来决定。一般认为,变压器绝缘的机械强度降低至15%~20%时,变压器的预期寿命即终止。工程上通常用相对预期寿命和老化率来表示变压器的老化程度。

变压器的绝缘老化,主要由于温度、湿度、氧气和油中的劣化产物所引起的化学反应,高温是促成老化的直接原因。运行中绝缘的工作温度越高,氧化反应进行得越快,绝缘老化也越快。因此,相对预期寿命和老化率都牵涉到绕组热点温度。标准变压

器在额定负荷和正常环境温度下,热点温度的正常基准值为98℃,此时变压器能获得正常预期寿命20~30年,此时

变压器的老化率为1。研究表明,绕组温度每增加6℃,老化加倍,预期寿命缩短一半,此谓绝缘老化的"6℃规则"。

变压器运行时,如维持变压器绕组热点的温度在98℃,可以获得正常寿命。

实际上,绕组温度受气温和负荷波动的影响,变动范围很大,故我国标准规定,油浸电维纸绝缘绕组温升为65℃,最高环境温度为+40℃。此时绕组热点的温度是105℃,在此情况下不限制变压器的负荷。实际上此时的老化率有2倍多,之所以这样规定,是考虑到变压器在相当一部分时间内,绕组温度低于98℃。只要使变压器在温度较高的时间内所多损耗的寿命,与变压器在温度较低的时间内所少损耗的寿命相互补偿,变压器的寿命就可以和恒的8℃运行时的寿命等值,此谓"

等值老化原则"

。

变压器的正常过负荷能力,就是以不牺牲变压器的正常寿命为原则制定的。在一年内,变压器周围冷却介质的温度随着季节、气温的变化而变化。在冬季时,变压器的散热条件较好,所以变压器的温度也较低。在不损坏变压器的绕组绝缘和不减少变压器使用寿命的前提下,变压器可以在高峰及冬季时过负荷运行,但变压器温升不能超过规定数值。

(一)正常过负荷

一般正常过负荷有两种:

1.由于昼夜负荷的变化而允许的正常过负荷

当变压器的昼夜负荷系数k1小于1时,在高峰负荷期间变压器的允许过负荷倍数及允

许的持续时间按图343所示的曲线来确定。

以上两种允许的正常过负荷规定可以叠加使用,但过负荷的总数对室外变压器来说,不得超过30%,对室内变压器来说,不得超过20%

。(二)事故过负荷

当系统发生事故时,保证不间断供电是首要任务,

变压器绝缘老化加速是次要的,所以为了保证对重要用户的连续供电,允许变压器在短时间(消除事故所必须的时间)内过负荷运行,称事故过负荷。和正常

图343kl小于1时的过负荷曲线过负荷不同

,事故过负荷会引起变压器的温度和温升

超过允许值,是以牺牲变压器的寿命为代价的。

国际电工委员会没有严格规定容许事故过负荷的具体数值,只列出了事故过负荷时变压器寿命所牺牲的天数,即事故过负荷一次,变压器绝缘老化相当于正常老化时的天数。运行人员应按制造厂的规定执行,或参照表34-1。若过负荷数值和时间超过允许值,按规定减少变压器的负荷。这样也不会过分牺牲变压器的寿命。

第三节变压器的检查、试验及运行维护

一、变压器投运前的检查和交接试验变压器新投入或大修后投入,必须进行检查和试验。(一)检查

检查主要指外观检查,主要有:①闸阀、碟阀是否处于开启的运行状态。②检查储油

柜的油面高度是否符合要求。③检查分接开关的位置是否三相一致。④检查电流互感器、不接负载的电流互感器是否已短接起来。⑤检查避雷器与变压器间的距离是否符合规定。⑥检查外部空气绝缘距离:各电压等级套管之间及套管对地的空气绝缘距离应不小于规程规定。

(二)交接试验前的检测

进行交接试验前,还要进行一些必要的检测,包括:①接地系统的检查。②检查各保

护装置和断路器的动作情况,应良好可靠。③测量各绕组的直流电阻,与出厂数据进行比较。④检查各分接开关的变比。⑤取变压器的油样进行试验,性能应符合标准的规定。@测量变压器的绝缘性能。⑦检查气体继电器、信号温度计、电阻温度计及套管型电流互感

器的测量回路、保护回路与控制回路的接线是否正确。③检查冷却器和控制箱的运行及控制系统是否正确可靠。⑨检查吸湿器是否已装有合格的吸附剂,呼吸是否畅通。⑩检查安全汽道的爆破膜是否良好。@检查强迫油循环的油流方向是否正确,检查所有油、水管路是否畅通。

(三)交接试验

在外观检查和交接试验前的检测项目均符合要求时,进行下述工作:①空载试验,空载

全电压冲击合闸试验3~5次。②条件许可,进行耐压试验,耐压试验电压值为出厂试验值的85%。③试验结束后,将气体继电器的信号触点接至报警回路,跳闸触点接到继电保护的跳闸回路,调整好过电流保护值,并拆除变压器的临时接地线,最后对有关部位再进行放电。④试运行。先将冷却系统开启o对强迫油循环水冷却系统,须先开潜油泵而后开启水泵。待冷却器运转正常后,再技人试运行。

二、变压器的运行监视与操作(一)操作

变压器的操作包括变压器的投入和停用o

变压器在送电前,都应进行下列准备工作,停、送电操作都要遵循一定的要求,操作时要严格按电气操作票进行。(1)外部检查。

外部检查包括:①一次回路中的所有短路线、接地线均应拆除,接地隔离开关应拉开;

常设遮拦和标志牌应按规定设置妥善,变压器室门应上锁,照明应良好。②储油柜和充油套管的油位、油色应正常,无

渗、漏油现象。③油箱外壳、油枕、瓦斯继电器及接缝处应不渗油;充氮变压器,氮袋内应充满氮气。④核对分接开关位置应符合运行要求。⑤冷却装置运

转正常,冷却器控制箱内信号及各电气元件无异常。

(2)测量绝缘电阻。

测量绝缘电阻是变压器投运前必不可少的工作,除测量绝缘电阻值外,还要测量吸收比(RdR15)等。

测量绝缘电阻应注意以下几点:①新安装或检修后以及长期停用(两周以上)的变压器投入运行前均应在绕组绝缘电阻合格后,方可将变压器技人运行。②由于封闭母线的原因,主变压器、高压厂用变压器及高压备用变压器的高压绕组一般不单独做绝缘检查,可与发电

机绝缘一并测量,测量前将变压器高压侧接地以避免感应电压的影响。③额定电压为1则V及以上电压等级的变压器绕组,

用25∞V兆欧表测量;1kV及以下绕组用1侧V兆欧表测量。④油浸变压器绕组绝缘电阻值不应小于表343中的规定。⑤干式变压器的绝缘,按不低于lMWKV来判定其绝缘是否良好。

(3)检查继电保护装置及控制回路连接片、小开关等应符合运行要求。(4)变压器停送电操作的一般要求。

对强油循环冷却的变压器,不开潜油泵不准投入运行。变压器送电后,即使处在空翻

应该按厂家规定启动一定数量的潜油泵,保持油路循环,使变压器得到冷却。

变压器停电时:①应将变压器的接地点及消弧线圈倒出O有必要拉开空载变压器时,中性点应接地。②投入备用的变压器

后,根据表计证实该变压器已带负荷,方可停下工作变压器。③变压器停电时,重瓦斯保护动作仍可能引起其他运行设备跳闸时,应将其保护压板由跳闸改为信号。④对水冷变压器,冬天停运后应将冷却水放尽,防止冻坏设备。

变压器送电时的要求有:①送电前应将变压器接地。②由电源侧充电,负荷侧并列。尽可能用断路器接通电路。③工作厂用变压器投入运行后,备用厂用变压器应解列。不允许两台厂用变压器长期并列运行,确保厂用系统短路电流在断路器的允许范围之内。④尽量避免用隔离开关拉、合并列变压器高压系统的环路,但允许用带灭弧罩的刀开关拉、合并列变压器的低压系统的环路。⑤工作厂用变压器及备用厂用变压器的电源不属于一个系统时,严禁直接并列。

应当说明的是,在给变压器充电时,有时会有相当大的励磁涌流,但时间很短,对变压

器没有大的危险,但在少数情况下,有可能引起变压器的差动保护误动作。

(二)变压器运行的监视

变压器技人运行后,相对发电机、电动机等转动的机械来说,变压器属于静止的电气设备,经常性的操作不多。

正常运行时,变压器规定的电压值可以在分接头电压的±5%的范围内变动,此时其额定容量保持不变。当电压下降至额定值的95%以下时,变压器的容量(负荷)要降低,其电流不超过额定值的105%

。

对元载调压的变压器,运行中是不可能改变其分接开关的位置,故对主变压器,其高压侧与主系统相连,高压侧电

压反映的实际是系统电压;其低压侧电压实际上反映的是发电机的机端电压,与系统负荷、发电机的励磁关系紧密;运行时关注主变压器的电压,是与监视系统及发电机的运行紧密相连的o

高压厂用变压器也是元载调压,其高压侧与发电机出口相连,低压侧即6KV母线电压,厂用6kV母线电压正常与否,对厂用电动机运行乃至发电机的运行起着很重要的作用,对运行人员来说,是必须关注的。

高压备用变压器一般为有载调压,正常时调整分接头是进行远方遥控操作(在主控室或DCS上),遥控失灵时就地电动操

作。进行有载调压装置操作时,应按逐档升降的原则进行操作。

为了保证变压器能长期安全可靠运行,减少不必要的停用和异常情况的发展,运行人员应经常对运行中的变压器进行定期的监视和检查。除根据控制盘上的仪表进行经常性地监视外,还应定期抄录和分析有关数据,变压器有关表计数据每小时进行一次。对带缺陷运行的变压器,除重点监视其运行工况外,还应设法减少其负荷,作好事故预测,并加强外部检查。无温度遥测装

置的变压器,应结合外部检查定期抄录变压器的上层油温。正常情况下,对变压器的外部检查,一般至少一天一次;对负荷轻、影响面小的变压器则可视情况适当检查周期;对初次投运或大修后的变压器,在最初的一周至十天左右,适当增加外部检查次数。有条件者还应

进行夜间巡查,便于发现一些较难发现的放电、接头烧红等异常情况。

运行中变压器的检查项目有:①变压器的油色、油位正常,各部无渗油、漏油现象。②变压器的电磁声音正常,内部无杂音及放电声。③变压器的温度指示正常,温升在规定的范围内。④散热器、呼吸器、油再生装置运行正常,防爆管玻璃完整。⑤套管完整、元放电闪络现象。⑥运行中的风扇、油泵无剧烈振动,电机无异音、过热现象,转速正常。⑦气体继电器油面正常,连接油门在

开启,内部元气体。③电缆无漏泊,各部接头无过热现象。⑨冷却控制箱内各部无过热,所有把手位置符合负荷运行方式

的要求。⑩变压器室外的门窗、门锁、照明、消防设施等完整齐全,室内通风良好。@干式变压器柜内通风良好,无热空气滞留在变压器的上部在特殊情况下,对变压器的

部检查次数。有条件者还应进行夜间巡查,便于发现一些较难发现的放电、接头烧红等异常情况。

运行中变压器的检查项目有:①变压器的油色、油位正常,各部无渗油、漏油现象。②变压器的电磁声音正常,内部无杂音及放电声。③变压器的温度指示正常,温升在规定的范围内。④散热器、呼吸器、油再生装置运行正常,防爆管玻璃完整。⑤套管完整、元放电闪络现象。⑥运行中的风扇、油泵无剧烈振动,电机无异音、过热现象,转速正常。⑦气体继电器油面正常,连接油门在开启,

内部元气体。③电缆无漏泊,各部接头无过热现象。⑨冷却控制箱内各部无过热,所有把手

位置符合负荷运行方式的要求。⑩变压器室外的门窗、门锁、照明、消防设施等完整齐全,室内通风良好。@干式变压器柜内通风良好,无热空气滞留在变压器的上部。

特殊部位要重点检查:①油位

计、冷却器和套管等薄弱环节、易损部位。②重负荷、过负荷情况加强检查承载重大电流的部位。③重视气候条件变化时所产生的运行特性和运行条件的薄弱环节。大风天气、气温突然下降、大雾天气等对变压器的运行情况予以足够重视。④新投运和大修后的变压器投运

早期重复查其薄弱部分,如漏油、接头发热、冷却系统故障等。⑤频发性缺陷针对性跟踪监视,掌握其发展情况

第四节变压器的异常运行

变压器在运行中发生的异常运行方式主要包括:上层油温超限,油色、油位异常,气体继电器报警,冷却系统故障及色谱分析不正常等。运行人员发现异常时,应及时分析其性

质、原因及影响,并采取适当的处理措施,防止事态的发展,保证变压器的安全运行。

-、上层油温超限

当运行中的变压器的上层油温突然升高时,应从以下几个方面进行分析处理:①检查变

压器的负荷和其冷却介质的温度是否发生较大幅度的变化,与在这种负荷和冷却温度下同工况的油温进行比较。②检查变压器的冷却装置是否发生故障,如有,及时消除故障,同时适当降低变压器的负荷。③核对表计及其回路是否正常。④如油温较正常情况下高出10℃且趋势继续上升,冷却系统及表计回路正常,怀疑变压器内部发生故障的可能性(铁心烧损,线圈层间、匣间短路等),则加强监视,联系检修人员进行变压器泊的色谱分析,进行综合

判断。设法停用变压器并进行检查分析。

二、变压器油位异常变压器的油位是随变压器内部油量的多少、油温的高低、变压器所带负荷的变化、周围环境温度的变化而变化的。另外,由于变压器箱体各部焊缝和放油门不严造成泄漏油,也会影响变压器泊位的变化

O

油枕的容积一般为变压器容积的10%左右。油位异常通常有三种表现形式:

1.油位过高

油位过高易引起溢油而造成浪费,且会使本体和部件污秽。引起原因主要有:①变压器

长期受高温的影响,油受热膨胀,造成油位上升。②加油时油位偏差较低,一旦周围环境快速上升,引起油位过高。此时应通知检修人员采取放油措施。

2.油位过低

造成油位过低的主要原因有:①变压器渗漏油;②油位偏低且遇变压器负荷突降或环境温度明显降低。

一般来说,除非是大量漏泊,变压器的油位降低不可能在很短时间内形成。运行人员在

进行正常检查时,应及时掌握油位的变化情况。

当泊位低于气体继电器时,气体继电器将动作于报警。当油位低于变压器的油箱上盖时,则变压器的引线暴露在空气中,降

低了这部分的绝缘强度,可能引起内部闪络放电。同时,变压器油直接与空气接触,降低了变压器泊的绝缘强度,加速油的老化程度。如遇到变压器低负荷、停电、或冬季气温下降等情况,油位会继续下降,甚至使铁心、绕组与空气直接接触,可能造成铁心、绕组过热而烧坏等更严重后果。

油位降低时,设法尽快使泊位恢复正常。因漏油严重导致泊位明显降低,禁止将瓦斯保护由跳闸改投信号,迅速消除漏油途径,恢复正常油位,否则将变压器退出运行。

3.假油位

假油位指示的不是变压器的真正油位,造成假油位的原因可能有:①油枕内存有一定数

量的空气;②胶囊呼吸不畅,造成阻塞;③装设位置不合理;④胶囊袋破裂。

三、冷却系统故障

四、瓦斯保护报警瓦斯保护是利用变压器油箱内部故障后气体变化和油的运动而构成的保护。能有效

变压器冷却系统的故障,

地反

主要发生在强迫油循环风冷、水冷的

应变压器油箱内的任何故障,它分为重瓦斯和轻瓦斯保护,前者动作于跳闸也可切换至信号,主变压器或高压厂用变压后者动作于信号报警。

器,低压厂用变压器由于容量较

气体继电器为瓦斯保护的执行元件,安装在变压器的油箱与油枕的连接管中。轻瓦斯继电器由开口

小,采用自然冷却的方式,不易

杯、干簧触点等组成,正常运行时,轻瓦斯继电器充满油,开口杯浸在油内,处于上浮位置,发生冷却系统的故障。冷却系统故障干簧触点断开;变压器内部轻微故障时,故障点局部产生高温,引起附近的变压器油产生膨胀,

主要有冷却器的电源失电,风扇、

油内溶解的空气被逐出,形成气泡上升,同时油和其他材料在电弧和放电等的作用下电离而产生气

潜油泵的电机故障以及冷却水系统发

体,排除的气体缓慢地上升而进入气体继电器,油面下降,开口杯递时针方向转动,使干

生异常。这些故障会使变压器冷却装

簧触点接通,发出信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成,变压器内部严重故障时,

置全部或部分停止运行,可能迫使

产生强烈的气体,变压器内部压力突增,产生很大的油流向油扰方向冲击,油流冲击挡板,且克服弹簧的阻力带动磁铁向干簧触点方向移动,接通干簧触点,动作于跳闸或切换至信

号。

变压器降低容量,严重者可能被迫停用甚至烧毁变压器。

瓦斯保护报警原因有:①滤油、加油或冷却系统不严密,导致气体(空气)进入变压器,积聚

大型变压器设有备用或

在气体继电器内;②变压器油位下降,并低于气体继电器,使空气进入气体继电器;③变压器内

投入备用或辅助冷却器即可,无

部轻微故障,产生少量气体;④直流系统接地或气体继电器接触不良。

须调整变压器的负荷O

运行中的变压器发生瓦斯保护报警时,运行人员应立即进行分析和现场检查,注意音响有

如果是部分冷却器损坏或

元变化,油位有无降低,直流系统是否接地及二次回路有无故障等。

1/2的电源失去,根据冷却器台数

新投运或检修后投运的变压器,内部往往残存有空气,投运后油温升高,空气逐步溢出,

立即调整变压器的负荷使之

辅助冷却器,个别冷却器故障,

瓦斯保护报警属正常现象。如果不是这种情况,则考虑如果是变压器油位过低引起,设法恢复正常油位。如果气体继电器内无气体,考虑是否二次回路故障,通知继电保护人员检查处

理,正常后将重瓦斯保护投跳闸。如果变压器外部检查正常,信号报警是由于气体继电器内①气体无色、元昧、不可燃者为空气,放出空气,注意两次出信号的间隔时间,如果间隔逐渐缩短,则应汇报、通知有关人员o②如气体可燃且色谱分析不正常,说明变压器有内

不超过允许值,直至供电电源恢复或冷却器修复。

发生风扇电源故障时,立即

部气体积聚引起的,记录气体的数量和报警时间,收集气体进行化学鉴定再处理。其中:

调整变压器所带的负荷,使之不超过70%额定容量,同时迅速恢复

一个或两个冷却器电源。密切注意变部故障;气体为淡灰色有浓烈焦味且可燃,可能为变压器内的绝缘材料故障,都应停用变压

压器的上层油温。如电源不能恢复,

器。③如气体为灰黑色或黑色且可燃时,可能为变压器油分解,或变压器铁心烧坏,停用变

则考虑停用变压器。

压器检查。④如气体为微黄色,且燃烧困难,可能为变压器内术质材料故障,停用变压器。@如

油浸风冷变压器当冷却系

果在调节变压器有载调压分接开关的过程中伴有瓦斯报警,可能是有载调压分接头的连接开关平衡

统发生故障时,变压器允许带负荷

电阻被烧坏,停止调节,待适当时机停用变压器。

基于以上分析,对运行中的变压器进行加油、放油充氮等工作,事先应将重瓦斯改投信号,

的时间可参表343的规定

执行。

工作结束后,应检查变压器的油位正常,气体继电器内无气体且充满油,再将重瓦斯保护投跳闸。

另外,冷却系统发生故障时,若变压器运行中,带电滤油、更换硅胶;冷却器或油泵检修后投入;有人员在油阀门或油田路上进行工作,先将重瓦斯保护改投信号,工作结束待24h后元气体产生时,方可投跳闸。同时遇有变压器的油位、油温将明显发生变化。冷却装置停用后,会发生油特殊情况如地震时,考虑将重瓦斯改投信号。

温、泊位上升,严重时会跑油。冷

却装置恢复后,油位又会急剧下降,甚至下降到油枕油标的下限。运行人员应根据这一变化规律及时检查变压器的恢复运行的情况,防止由于缺油引起变压器事故。

在收集瓦斯继电器内部的气体时,应注意人身安全,弄清校验按钮和放气按钮的区别,以免误动作使瓦斯保护误跳闸;收集气

体的过程中,不可将火种靠近瓦斯继电器的顶端,以免引起火灾。对收集好的气体,应立即送鉴定。对于气体性质的判断,不能光

凭颜色及可燃与否来确定,必须由化学部门根据气体的成分和色谱分析结构来分析才可靠。

五、干式变压器的异常运行干式变压器的异常运行主要是温度升高。此时作如下处理:①到变压器的本体检查,核

对"温度高"报警是否正确。②检查温度高是否由于室内温度高引起,如是,开启室内通风机,保持通风良好。③检查变压器柜通风是否良好,柜体通风口是否堵塞,以保证柜体内风扇运行正常,通风良好。④如为变压器负荷过重引起温度高,应转

移负荷以减轻变压器的负担。⑤如温度不正常升高或怀疑变压器有故障时,应停止故障变压器,将负荷切至其他低压厂用变

压器运行。

干式变压器的短时应急过载曲线如图344所示。

第五章220KV高压电气设备及主接线的运行

第一节SR断路器

高压断路器是主要的开关电器,也是电力系统中最重要的控制和保护设备。高压断路器的主要功能是:正常运行时,用它来倒换运行方式,把设备或线路接入或退出系统,起着控制作用;当设备或线路发生故障时,通过继电保护及自动装置,

能快速切除故障回路,保证

无故障部分正常运行,起到保护作用。

-、高压断路器概论高压断路器通断电路是由操动机构经过传动机构驱动两个金属触头(通常称动、静触头)的接触和分开得以实现的。断路器必须保证可靠地熄灭电弧。

高压断路器种类繁多,主要结构相似,一般分为导电回路、灭弧室、绝缘部分、操动机构、传动部分、外壳及支持部分。

高压断路器在触头分开过程中,其阴极触头在强电场的作用下发射电子,所发射的电子

1.灭弧

在触头间电压作用下产生碰撞游离,‘形成了电弧。在高温的作用下,介质中发生热游离,使电弧维持和发展。

在电弧中,发生游离过程的同时还进行着使带电质点减少的去游离过程,去游离是自由电子(或负离子)和正离子之

间相互吸引发生中和的现象。若去游离过程大于游离过程,电孤将愈来愈小,最后熄灭。

交流电弧电流过零时,电弧会自然熄灭。过零后若弧隙被重新击穿,电弧将重燃;如果冷却效果好,电弧拉长足够,去游离作用极强,弧隙就不会产生热游离击穿;弧隙中介质恢复的绝缘强度高于外施电压的恢复上升速度,弧隙也不致被击穿,电弧得以熄灭。故高压断路器中广泛采用的灭弧方法,主要有以下几种:①加速冷却电弧,使电弧和固体介质表面加强接触,以加强自由电子和正离子间的再结合。②利用气体和液体介质吹动电弧,使电弧在介质中移动,加强扩散,既起到对流换热、强烈冷却弧

隙的作用,又有部分取代原弧隙中游离气体和高温气体的作用。③采用多断口熄弧,有的高压断路器每相有两个或两个以上

串联的断口,将电弧分割成多个小电弧段,增大弧隙电阻,增大介质强度的恢复速度,且使弧隙的恢复电压降低,灭弧性能会更好。④采用高电气绝缘强度的气体做介质。⑤利用油或硬纤维有机绝缘材料与电弧接触,产生氢气和另一些有利于灭弧的气体介质。⑥增加介质的压力,可以使热游离的困难,并可加强电弧的冷却。⑦采用热容量大、热传导性能好、耐高温、不易发射电子、不易熔化的金属材料制作触头。③提高触头的运动速度,以迅速拉长电弧,使其散热和扩散的表面迅速增加。

2.操动机构

高压断路器进行合闸、分闸操作,以及保持在合闸状态,这些任务是由操动机构来完成

的。先使操动元件(如合闸元件或分闸元件)获得动能,再通过拐臂和连杆机构,将动能传到触头去实现合闸或分闸的过程。作为传递动能的部分称为传动机构。操动机构与传动机构合称操动系统o

操动机构分成手动、液压、电磁、弹簧操动机构等几种类型。其中手动操动机构靠人力直接作为合闸动力的机构称为手动操作机构,只用在小容量的断路器上;液压操动机构利用高压压缩气体-(氮气)作为能源,液压油作为传递能量的媒介,注入带有活塞

的工作缸中,推动活塞做功,使断路器进行合闹和分闸;电磁操动机构用电磁铁将电能变成机械能作为合闸动力;弹簧操动机

构在操作断路器之前,由另外的小功率电源先将合闸弹簧储能,使之处于准备合闸状态,合闸时弹簧供给驱动能源。

二、高压断路器的技术参数和类型

(一)高压断路器常用的技术参数主要技术参数有额定电压、额定电流、额定短路断开电流、额定断流容量、动稳定电

流、热稳定电流、分闸时间、合闸时间等。

额定电压凡是指高压断路器设计时所采用的、我国国家标准中列入的电压等级,指线

电压。

额定电流IN是高压断路器在额定频率下能长期通过的、且各金属部件和绝缘部分的温升不超过长期工作时最大容许温升的最大标称电流。额定电流的大小决定了高压断路器导体、触头的尺寸和结构。额定电流愈大,对应的尺寸愈大。

额定短路断开电流IM指高压断路器在进行开断操作时,首先起弧的某相电流为开断电流,在额定电流下能保证正常开断的最大短路电流称为额定短路开断电流。它表征高压断路器的开断能力。

实际上断路器的开断能力不仅与其开断电流有关,还与开断此电流时的电压有关。额定断流容量Sbrn为额定短路开断电流与额定电压的乘积,即

sbm=AUNIbm

额定断流容量的大小,决定了高压断路器灭弧装置的结构和尺寸。

动稳定电流Im是指高压断路器在闭合位置时所能通过的最大短路电流,即极限通过电

流,一般就是指短路电流第一个周波的峰值电流。高压断路器在通过这一电流时,不会因为电动力的作用而发生机构上的损坏。动稳定电流决定于导体部分及支持绝缘部分的机械强度,并决定于触头的结构形式。

热稳定电流儿是指断路器在规定的一定时间内(28或4s)能耐受的短路电流的有效值3短路电流超过该电流时,高压断路器的温度将显著上升,严重时会使高压断路器的焊头焊住,损坏高压断路器,甚至引起高压断路器爆炸。

分闸时间是表明高压断路器开断过程快慢的参数,又称为全开断时间。它等于固有分间时间和燃弧时间之和。一般希望二者时间尽量缩短。

合闸时间是指高压断路器从接收到合闸命令起到主触头刚接触为止的时间。电力系统对断路器的此项性能要求不高,但希望合闸的稳定性能好。

(二)高压断路器的类型

按照灭弧介质及作用原理可分为以下六种类型。

(1)六氟化硫(SF6)断路器:采用具有优良灭弧性能和绝缘能力的SR气体作为灭弧介质,开断能力强,体积小,结构复杂,金属消耗量大。

(2)油断路器:采用油作为灭弧介质。其中油还作为触头开断后弧隙的绝缘介质以及带电部分与接地外壳之间的绝缘介质的,称为多油断路器;油只作为灭弧介质和触头开断后的

弧隙绝缘介质,带电部分与对地之间的绝缘采用瓷介质的称为少油断路器。

(3)空气断路器:压缩空气作为灭弧介质,且作为触头开断后的弧隙绝缘介质。(4)真空断路器:利用真空的高介质强度来灭弧,灭弧速度快,触头材料不易氧化、寿(5)磁吹断路器:依靠电磁力来吹弧,应用狭缝灭弧的原理将电弧吹入狭缝中冷却而熄(6)产气断路器:利用在高温下能分解并产生气体的固体介质与电弧作用产生气体来灭

命长、体积小。

灭电弧,具有频繁开断"性能好、不需要油和空气压缩装置等优点,但适用电压不高。

弧,常用在农电及配电等场所。

三、六氟化硫断路器简述

国内3∞MW发电机组发电机变压器组出口断路器和相应220kV升压站出线断路器,基本上都采用六氟化硫断路器。下面将以典型断路器类型来作一介绍。

(一)SR气体的特点

1890年六氟化硫首次出现,在解决其提纯困难的问题后被使用于核物理高压研究装置。

却世纪50年代末,开始用于断路器的内部绝缘和灭弧介质。它是无色、无昧、无毒、非燃烧性也不助燃的非金属化合物,密度为空

气的5倍,化学性能非常稳定,热稳定性也很好,是一种高电气强度的气体介质,具有良好的绝缘性能和灭弧能力。

SR本身是无毒的,但在电弧作用下,会小部分分解成SORS02F2SESOE和乌儿,乌F1。在高温下极易分解,难以

、、、

存在,但SOF2S02F2SOE具有相当程度的毒性,在进行气体倒换操作过程中,为了防止有毒气体进入呼吸系统,人

、、

应站在上风处。

LW6-220型SR断路器每个端口并有25∞pF的

(二)LW6-220W防污型SF6断路器简介

1.设备结

构

LW6-220型S凡断路器单相剖面图如图35-1所示,主要由灭弧室、均压电容器、三联

均压电容器,用以改善两个端口的电压分布。联座的上部油气体密封装置,中间有一组对接法兰绝缘杆和工作缸活塞料连接起来,并装有分、合机械指示板。密度继电器用于监视SR气体的泄漏,带有充放

箱、支柱、连接座、密度继电器、动力单元(包括主制器、工作缸、供排油阀和辅助油箱)等部分组成。其用

室为单压式(即灭弧装置只有一种压力,为304~ω8kh)h变开距双喷吹结构。工作过程是:工作缸内的活塞受到来自供排油阀的合、分命令后,驱动支柱内的绝缘杆座上下运动,经过三联箱内的连杆机构变换后,使灭弧室中的压

SR气体的自动接头。

每台三相断路器配

气缸、主动触头和弧触头随之运动,实现合闸和分闸。断路器有一台液压柜,内装分闸时,压气缸内的SR气体被压缩后向电弧区域愤吹,有控制阀(带分、合使电弧冷却、去游离直至熄灭。关、电动油泵、手力泵、防震

闸电磁铁)、油压开

容器、辅助储压器、信号柜、辅助开关、主油箱、三级阅

3.LW6系列六氟化硫断路器具有以下结构特点

(1)阻塞效应。充分发挥气流的吹弧效果,灭弧室体积小,结构简单,开断电流大,燃弧时间短,开断电容和电感电流无重燃或复燃。

(2)电气寿命长。5OKA满容量连续开断可达15次以上:累计开断电流可达4删灿,检

修周期长,适于频繁操作。

(3)绝缘水平高。SR气体在0.3MPa气压时,通过了各种绝缘试验且有较大裕度。

(4)密封性能好。SR气体含水量低,灭弧室、电阻和支柱分成独立气隔。安装检修方

便,并可防止脏物和水分进入开关内部。

(5)自我保护和监视系统完备。液压机构内的信号缸可实现对断路器的自我保护:密度继电器监视SF6气体泄漏;压力开关和安全阀监视液压机械压力,保护液压系统安全,液压

机构采用了可防止"失压慢分"的阀系统,在本体上可进行机构闭锁,保证运行安全。控制

回路中采用了两套分闸电磁铁和防跳保护,保证操作准确无误。

(6)操作功率小,缓冲平稳。四、断路器的运行维护

一般断路器的运行有一定的原则,如在正常运行时,断路器的最大工作电流、最大工

作电压、遮断容量等不得超过其额定参数;不允许在带有工作电压时使用手动合闸或手动就地操作合闸按钮,以避免合闸故障时引起断路器爆炸危及人身安全;远方控制的断路器在运行中,只有遥控失灵或发生危及人身或设备安全的情况而来不及遥控断开时,才允许就地手动合闸;电磁合闸机构严禁用手力杠或千斤顶带电压合闸;不得擅自解除防误闭锁装置,或拆除为保证安全而设置的闭锁而进行断路器的操作;禁止将有拒绝分闹缺陷或严重缺油、漏油、漏气等异常情况的断路器投入运行;断路器分、合闸机械指示器应完好,断路器的分、合闸次数应小于允许值等。同时断路器运行时要不断地进行检查,包括投入运行前的检查、运行中的检查、

特殊天气时应进行的检查和故障跳闸后进行的检查等。

断路器投入运行前的检查有:①断路器检修工作结束后,投入运行前,应收回所有工作票,拆除安全措施,恢复常设遮拦,且检修、试验人员有可以运行的书面交待。②断路器外观良好,引线、瓷件、机构箱等完整元破损,元妨碍运行

的杂物。③检查断路器三相均在断开位置,分、合闸指示为"分"位。测量断路器的绝缘电阻值合格。④S民气体无泄漏

现象。⑤SR断路器捎泵启动补压或空压机启动补压不超过规定时间。⑥二次回路完好,接线正确,计数器动作、指示正

常。⑦远方合、跳闸试验动作正常。断路器运行中的检查有:①断路器实际位置与机械、电气位置指示器应一致;②支持瓷瓶、端口瓷瓶、并联电容器瓷瓶应完好,无破损、裂纹及放电现象;③断路器引线、接线板、端口之间连接应无过热变色现象;④夜间观察各接头有无过热烧红,套管有无电晕及放电现象;⑤SR气体元泄漏现象;⑥SR断路器液压机构或1气动机构正常,无渗漏现象;⑦SR断路器油泵电源、空压机电源投入正常,补压正常;③断路器控制箱门、操动机构柜门关闭牢固O

特殊天气时应进行的检查项目有:①大风时,引线有无剧烈摆动,接头有无松动,上部有无挂落物,周围有无可被风刮起的杂物;②雨后各部有无电晕及闪络放电痕迹;③雾天有无电晕、放电、闪络现象;④气温剧降时,电控箱等电加热装置投入运行正常。

断路器故障跳闸后的检查有:①断路器外部无明显缺陷,如支持瓷瓶、端口瓷瓶、电容器瓷瓶等有无裂纹破损;②SR气体有

无泄漏现象,电容器油有元外流;③SR断路器油箱油位或空气压力是否正常;④SR断路器事故分闸时,断路器如出现

"油压低(或空气压力低)""S民气压低""机构故障""位置不一致"等信号,应针对故障和信号"情况,

、、、

重点检查相应设备。

五、SR断路器的故障处理

1.SR气体压力低的处理

SR断路器设有密度继电器监视SR气体泄漏,对LW6-220型断路器,压力降低至

052Mh时,只发出"压力异常禁止操作"信号,不闭锁跳合闸回路,此时应立即通知有关人员对压力低的开关柱进行补气,并做好记录。

当压力降低至0.5MPa时,断路器的跳合闸回路均被闭锁,同时发出"压力异常禁止操作信号",如果不能将压力很快补至正常值,应汇报值长,联系调度,申请将该断路器停止垣行O

SR气体严重泄漏时,对断路器进行检查,应站在上风侧,并应有措施防止中毒,否则

不得接近断路器5m以内。

2.故障断路器的退出

断路器运行中出现下列情况时,应联系调度申请将断路器退出运行;

1)操作油压低至分闸闭锁、油泵闭锁压力,找不到原因或不能很快将压力恢复至正常

日才;

2)SR气体压力降低至跳、合闸闭锁值,又不能很快充气使压力恢复时;3)引线接触处严重过热,烧熔或烧断时;

4)消弧室瓷套、支持瓷瓶严重损坏,造成放电或漏气时。

如发生上述情况,应首先用母联或旁路断路器代替故障断路器,将母线上其他设备倒至

另一条母线上,断开母联断路器,将故障断路器及所带设备停电,拉开故障断路器两侧隔离开关,之后将母线恢复至正常运行方

式。用旁路断路器带故障断路器所带设备,将故障断路器解备时,注意将旁路断路器的保护定值改为与被代替断路器保护值一致。

第二节主要电气设备

发电厂220kV的电气设备,除断路器外,还有隔离开关、避雷器、电压互感器和电流互

感器等。

这里只简单介绍一下设备运行的有关问题

-、隔离开关

隔离开关的作用是在设备检修时,造成明显的断开点,使检修设备和系统隔离;二是进行等电位母线倒闸操作。另外,隔离开关还可在电流很小或容量很低的情况下完成一定的操作。发电厂220kV隔离开关现在一般采用剪刀式结构的隔离开关,配用电动操动机构。

(一)220kV隔离开关的操作原则

隔离开关不能在带负荷的情况下进行操作,只有当回路中断路器处于断开位置时才允许

拉合。但回路中未装断路器时,允许用隔离开关进行下列操作:①拉、合电压互感器;②无雨时拉、合避雷器;③拉合空载母线,

O但不允许对母线试充电;④有消弧线圈时,只有在无接地故障时拉、合变压器中性点隔离开关;⑤在断路器采取防跳措施(如取下控制电源熔丝和跳闸电源熔丝)时,拉、合经断路器闭合的旁路;⑥用三相联动隔离开关拉、合空载电流不超过2A的空载变压器和电容电流不超过5A的空载线路;⑦通过计算或试验并经总工批准的其他操作,如拉合直接接在母线上的设备。

对电动操作的隔离开关,一般情况下不允许手动操作(事故处理除外),如果必须手动操作时,应征得值长同意并

应该核对是否具有手动操作条件。而对于动操作的隔离开关时,

应认真核对隔离开关编号,确保未走错间隔后方可操作,操作时应迅速、果断,拉合过程中不应停顿,终止时应注意不要有过大

冲击,以免损坏机构。无论使用哪种方式操作隔离开关后,必须到现场检查其合、分位置正确,指示器转换正常。电动操作发生误

拉或误合时,不

允许再将其合上或拉开,手动操作发生带负荷拉隔离开关,在刚刚拉开时应立即将其合上;发生带负荷合隔离开关时,不允许再拉开,以防事故扩大(因带负荷拉隔离开关,将造成三相弧光短路)

。

(二)隔离开关倒闸操作的注意事项1.进行母线倒闸操作的注意事项

母联开关断开的情况下,严禁进行220kV母线倒闸操作。倒闸操作过程中,为防止母联

断路器跳闸,应取下母联断路器的控制电源熔丝和跳闸电源熔丝。母线倒闸操作的顺序是:以母联断路器为准,由近及远合上应合隔离开关,再由远及近拉开应拉隔离开关。在倒闸操作前后,必须认真核对断路器、隔离开关的位置,正确无误后方可继续

操作。在倒母线过程中,如果出现有关保护异常信号或隔离开关位置指示器指示异常,应停止操作,检查隔离开关辅助触点是否转换正常,再检查二次回路是否完好,处理不好时通知有关人员处理。

对220kV系统拉、合接地开关,必须得到调度和值长的命令,合上接地开关前必须履行验电手续。

母线倒闸操作前应写出详细具体的操作票,操作过程中应严格执行制度和复诵制度。2.进行线路停、送电操作的注意事项

线路送电操作顺序是:先合上母线侧隔离开关(即先合上有保护侧的隔离开关),后合

上线路侧隔离开关,最后合断路器。这是因为:如果断路器误合在合闸位置,按先合母线侧隔离开关,后合线路侧隔离开关的顺序操作,等于用线路侧隔离开关负荷合闸,一旦发生弧光短路,故障点在线路上,断路器保护动作,可以跳闸切开故障,缩小事故范围。线路停电的操作顺序与此相反。

220kV线路侧接地开关的拉合,应由调度下令或经调度同意。(三)隔离开关的运行规定与

巡视,检查

1.隔离开关的运行技术规定

隔离开关是一种没有灭弧装置的控制电器,因此严禁带负荷进行分、合操作。隔离开关

允许在额定电流、额定电压下长期运行,各相与导体的连接头在运行中的温度不应超过市℃。同时隔离开关应满足热稳定要求。而隔离开关处于分闸状态时,带电与停电设备之间应有明显的、足够的安全距离。

2.隔离开关的巡视检查

隔离开关的正常巡视检查包括下列内容:①瓷绝缘是否正常,有无裂纹和放电现象o②操

动机构,包括操动连杆及部件,有无开焊、变形、锈蚀、松动、脱落现象,连接轴锁子、紧固螺母等是否完好。③闭锁装置是否

完好,销子是否锁牢,辅助触点位置是否正确且接触良好,气动机构隔离开关的气动装置气压是否正常,机构外壳接地是否良好。④带有接地开关的隔离开关在接地时,三相接地开关是否接触良好。⑤隔离开关合闸后,两触头是否完全进入刀嘴内,触头

之间接触是否良好,在额定电流下,温度是否超过70℃。⑥隔离开关通过短路电流后,应检查隔离开关的绝缘子有无破损和

放电痕迹,以及动静触头及接头有无熔化现象。

(四)隔离开关的异常与事故处理

1.隔离开关接触部分发热

在巡视设备时,对隔离开关接触部分,可根据其触头部分的热气流、发热或变色,并测得其触头部分的温度是否超过70℃等方法来判断其发热的情况。造成发热的原因通常是压

允许再将其合上或拉开,手动操作发生带负荷拉隔离开关,在刚刚拉开时应立即将其合上;发生带负荷合隔离开关时,不允许再拉开,以防事故扩大(因带负荷拉隔离开关,将造成三相弧光短路)

(二)隔离开关倒闸操作的注意事项1.进行母线倒闸操作的注

意事项

。

母联开关断开的情况下,严禁进行220kV母线倒闸操作。倒闸操作过程中,为防止母联

断路器跳闸,应取下母联断路器的控制电源熔丝和跳闸电源熔丝。母线倒闸操作的顺序是:以母联断路器为准,由近及远合上应合隔离开关,再由远及近拉开应拉隔离开关。在倒闸操作前后,必须认真核对断路器、隔离开关的位置,正确无误后方可继续操作。在倒母线过程中,如果出现有关保护异常信号或隔离开关位置指示器指示异常,应停止操作,检查隔离开关辅助触点是否转换正常,再检查二次回路是否完好,处理不好时通知有关人员处理。

对220KV系统拉、合接地开关,必须得到调度和值长的命令,合上接地开关前必须履行验电手续。

母线倒闸操作前应写出详细具体的操作票,操作过程中应严格执行制度和复诵制度。2.进行线路停、送电操作的注意事项

线路送电操作顺序是:先合上母线侧隔离开关(即先合上有保护侧的隔离开关),后合

上线路侧隔离开关,最后合断路器。这是因为:如果断路器误合在合闸位置,按先合母线侧隔离开关,后合线路侧隔离开关的

顺序操作,等于用线路侧隔离开关负荷合闸,一旦发生弧光短路,故障点在线路上,断路器保护动作,可以跳闸切开故

障,缩小事故范围。线路停电的操作顺序与此相反。

220kV线路侧接地开关的拉合,应由调度下令或经调度同意。(三)隔离开关的运行规定与巡视检查

1.隔离开关的运行技术规定

隔离开关是一种没有灭弧装置的控制电器,因此严禁带负荷进行分、合操作。隔离开关

允许在额定电流、额定电压下长期运行,各相与导体的连接头在运行中的温度不应超过70℃。同时隔离开关应满足热稳定要求。而隔离开关处于分闸状态时,带电与停电设备之间应有明显的、足够的安全距离。

2.隔离开关的巡视检查

隔离开关的正常巡视检查包括下列内容:①瓷绝缘是否正常,有无裂纹和放电现象o②操

,包括操动连杆及部件,有无开焊、变形、锈蚀、松动、脱落现象,连接轴锁子、紧固螺母等是否完好。③闭锁装置是否完好,销子是否锁牢,辅助触点位置是否正确且接触良好,气动机构隔离开关的气动装置气压是否正常,机构外壳接地是否良好。④带有接地开关的隔离开关在接地时,三相接地开关是否接触良好。⑤隔离开关合闸后,两触头是否完全进入刀嘴内,触头之间接触是否良好,在额定电流下,温度是否超过70℃。⑥隔离开关通过短路电流后,应检查隔离开关的绝缘子有无破损和放电痕迹,以及动静触头及接头有无熔化现象。

动机构

(四)隔离开关的异常与事故处理

1.隔离开关接触部分发热

在巡视设备时,对隔离开关接触部分,可根据其触头部分的热气流、发热或变色,并测

得其触头部分的温度是否超过70℃等方法来判断其发热的情况。造成发热的原因通常是压

紧的弹簧栓松动和表面氧化等O

对于双母线接线方式,若系母线侧隔离开关发热,则应将该回路倒另一组母线运行,然后拉开发热的隔离开关。在检

修发热的隔离开关时,应将母线停电,同时对应回路的断路器也应停电。

若线路隔离开关发热,则应视情况将发热的隔离开关退出运行,线路停电从而检修隔离

开关。

2.隔离开关瓷瓶有裂纹、破损

其损坏程度不严重时,可以继续运行,但是隔离开关瓷瓶有放电现象或者其损坏程度严

重时,应将其停电。注意:该隔离开关在操作时,不要带电拉开,防止操作时瓷瓶断裂造成母线或线路事故。例如,其回路的

母线侧隔离开关瓷瓶严重损坏,应该将其所在的母线停电,断开该回路断路器和线路侧隔离开关,最后拉开该隔离开关。

3.隔离开关拒绝拉、合闸

出现这种情况时,应分析其原因,禁止盲目强行操作,不同的故障原因应采取不同的方

法处理。

若系防误装置(电磁锁、机械闭锁、电气回路闭锁、程序锁)失灵,运行人员应检查其操作程序是否正确。若其程序正确应停止操作,汇报值长,值长判断确定系防误装置失灵,方可解除其闭锁进行操作,或作为缺陷处理,待检修人员处理正常后,方可操作。

若系隔离开关操动机构(气动)的压力降低,应将其压力处理恢复正常后进行操作,不能处理或电动操动机构的电机故障时,可以改为手动操作。

若系隔离开关本身传动机械故障而不能操作时,应汇报调度,要求将其停电处理。

系冰冻或锈蚀影响正常操作时,不要用很大的冲击力量,而应用较小的推动力量克服不正常的阻力。在操作时,发现隔离

开关的刀刃与刀嘴接触部分有抵触时,不应强行操作,否则可能造成支持瓷瓶的破坏而造成事故,此时应将其停用并进行处理。

二、互感器

电力系统中使用的互感器(包括电流互感器和电压互感器)中,大部分是应用电磁感应原理来变换信号的,其工作原理和等值电路与变压器完全一致。

(一)电流互感器的原理特点

电磁式电流互感器的工作原理与普通变压器相比,在原理上有如下特点:①电流互感器

二次回路所串的负载是电流表和继电器的电流线圈,阻抗很小,因此电流互感器的运行"情况相当于二次短路的变压器的状态。②变压器的一次电流随二次电流增减,即二次起主导作用,而电流互感器的一次电流由主电路负载决定而不随二次负荷的改

变而改变,故是一次起主要作用。③变压器的一次电压决定了铁心的主磁通,进而决定了二次电压,因此一次电压不变,

二次电压也基本不变,而电流互感器二次回路的阻抗变化时,会影响其二次电压。④在额定负载范围内,电流互感器可看作一个恒流源,即其二次侧即使串上几个电流表,对回

路电流的影响不大,但如负载增大超过允许值,也会影响二次电流,使其误差增加到超过允

许的程度。

(二)电流互感器运行规定

独立式电流互感器负荷电流应不超过其额定值的110%,对套管式电流互感器,不超过

其额定值的120%(宜不超过110%),如长时间过负荷,会使测量误差加大且使绕组过热或损坏

电流互感器在运行时,它的二次回路始终是闭合的,不允许开路。因其二次负荷电阻的数值较小,接近于短路状态。

运行中出现开路会在二次绕组中感应出一个很大的电动势,这个电动势可达数千伏,无论对工作人员还是对二次回路的

绝缘都是很危险的。因此,在运行中要格外注意。

油浸式电流互感器应装设金属膨胀器或微正压装置,以监视泊位和绝缘油空气中的水分

和杂质影响(现在己改进为金属膨胀器式全密封结构)

。

电流互感器的二次绕组至少应有一个端子可靠接地,它属于保护接地。为了防止二次回路多点接地造成继电保护动作,对电流差动保护等保护每套只允许有一点接地,接地点一般设在保护屏上。

电流互感器与电压互感器的二次回路不允许互相连接。因为,电压互感器二次回路是高阻抗回路,电流互感器二次回路是低阻抗回路。如果电流回路接于电压互感器二次侧会造成电压互感器短路;如果电压回路接于电流互感器的二次侧,会使电流

互感器近似开路,这样是极不安全的。

(三)巡视检查

1.投入运行前的检查

220kV电流互感器投入运行前,要检查周围无影响运行的杂物、遗留物等;要检查本体

各部清洁,元漏泊,油位正常;检查套管完好无裂纹;检查各部螺丝紧固无松动;检查二次回路接线完好,相位正确;检查接地点接地良好;同时要有检修试验人员可以运行的书面交待。

2.运行中电流互感器的检查

运行中,对电流互感器检查外壳应清洁,元漏油、渗油现象,油色、油位正常;套管完

整,无裂纹及放电现象;连接处无过热现象,元焦臭味;内部无放电声及其他不正常的响声;电压互感器二次开关应接触良好;电压互感器二次端子元断线、火花和接触不良的现象。接地线是否良好,有元断裂及松动迹象。

运行中如发现下列情况,应立即将电流互感器停运:①互感器温度严重过高;②互感器内部有嘛嘛啪啪的放电及其他噪声;③互感器漏油且泊位低于运行中最低监视泊位;④互感器内部发出焦昧或冒烟、起头;⑤绕组与外壳、引线与外壳间有放电火花。

(四)电流互感器的故障分析与处理电流互感器的作用是把电路中的大电流变为小电流,以供给测量仪表和继电保护回路。由于电流互感器二次回路中只允许带很小的阻抗,所以在正常工作时,趋近于短路状态,声音极小,一般认为无声,因此电流互感器的故障常常伴有声音或其他现象发生。

(1)当电流互感器二次绕组或回路发生短路时,电流表、功率表等指示为零或减小,同时继电保护装置误动作或不动作。出现这类故障后,应汇报调度,保持负荷不变,停止可能误动作的保护装置,并进行处理,否则应申请停电处理。(2)电流互感器二次回路开路时,故障点端子排会击穿冒火。此时值班人员应针对发生的异常现象,检查互感器二次回路端子接触是否良好,否则应申请停电检查处理。(3)对充油型电流互感器还应检查互感器密封情况,观察其泊位是否正常。

1)对带有膨胀器密封的互感器,可通过泊位窥视口内红色导向油位指示器观察,若油位急剧上升,可视为互感器内部存在短路或绝缘过热故障,以致油膨胀而引起,值班人员应向调度申请停电处理。

2)油位急剧下降,可能是互感器严重渗漏油引起。应加强监视,报告调度,向检修单

位申请处理。

(五)电压互感器的原理特点

电压互感器与普通变压器相比,不输送电能,仅作为测量和保护用的标准电源。电压互感器具备以下几个特点:

1)电压互感器二次回路的负载是测量表计的电压线圈和继电保护及自动装置的电压线

圈,其阻抗很大,二次工作电流小,相当于变压器的空载运行。电压互感器消耗功率很小,且始终处于空载运行状态,二次电压基本上等于二次电动势,且只决定于恒定的一次电压,所以能测量电压,且具有一定的准确级。

2)电压互感器二次绕组不能短路。电压互感器的负载是阻抗很大的仪表线圈,短路后,二次回路阻抗仅仅是二次绕组的阻

抗,因此在二次回路中会产生很大的短路电流,会将互感器二次侧的熔丝烧断,影响测量表计的指示,造成继电保护误动,

甚至烧毁互感器。

3)由于电压互感器一次侧与线路有直接连接,其二次绕组及零序电压绕组的一端必须接地,以免线路发生故障时,在二

次绕组和零序电压绕组上感应出高电压,危及仪表、继电器和人身安全。电压互感器一般是以中性点接地,若无中性点,则一般采用b相接地。

4)随着电力系统输电电压的升高,电磁式电压互感器的体积增大,成本随之增高。因此,220kV及以上系统趋向于采用电容式电压互感器,其结构简单、重量轻、体积小、占地少、成本低,且电压越高效果越显著。电容式电压互感器为组合式单柱结构,由瓷套外壳、经高真空浸泊处理的电容芯子、充满瓷套的绝缘油并由上、下节串联组合而成。中压变压器、补偿

电抗器、阻尼器均装在互感器下部的电磁装置油箱里,箱内注绝缘油。上、下节电容分压器及电磁装置内均采取了绝缘油体积随温度变化的补偿措施O

(六)电压互感器的运行及巡视维护1.电压互感器的运行规定

电压互感器在运行中,应遵守以下规定:①互感器二次侧严禁短路。②互感器使用条件

及使用电压应符合规定。③互感器二次绕组负荷应为相应额定负荷的25%~1∞%,过低或过高,二次输出电压的误差限值将无法保证在规定范围,对测量结果产生影响。④互感器断开电源退出运行后,须将导电部分通过接地棒多次放电后方可接触。⑤对互感器应采用适当

的避雷器进行保护。

2.电压互感器的巡视检查

电压互感器在运行中,应注意巡视,发现问题及时处理。

电压互感器的巡视项目包括:①电压互感器瓷瓶是否清洁、完整,有无损坏及裂纹,有元放电现象。②电压互感器的油位、油色是否正常,有无漏油现象,若油位看不清楚,应查

明原因。③电压互感器内部声音是否正常。④高压侧引线的两端接头连接是否良好,是否过热,二次回路的电缆及导线有无损伤,高压熔断器限流电阻及断线保护用电容器是否完好。⑤电压互感器的二次侧和外壳接地是否良好,二次出线端子箱的门是否关好。⑥检查PB型波纹金属膨胀器或微正压装置的运行状况,一般情况下,其油位窥视口内红色导向泊位指示在±20℃上下O若油位突然上升至最高点,则可能是电压互感器内部故障;若油位急剧下

降,则可能是电压互感器渗漏油所致,此时应加强监视并向调度汇报申请处理。⑦检查端子

箱是否清洁、受潮。③检查二次回路的电缆及导线有无腐蚀和损伤现象。

(七)电压互感器的故障分析与处理

电压互感器运行异常或故障时常伴有噪声及其他现象o

1)电压互感器响声异常。如其内部出现嘛啪声或其他噪声,则说明内部故障,应立即停用故障电压互感器。与此相区别的是,系统出现谐振或馈线单相接地故障,电压互感器会出现较高的"哼哼"声。

2)高压熔断器熔体连熔断2~3次。

3)电压互感器因内部故障过热(如臣间短路、铁心短路)产生高温,使其油位急剧上升,并由于膨胀作用产生漏油。

4)电压互感器发出臭味或冒烟,说明其连接部位松动或互感器高压侧绝缘损伤等。5)绕组与外壳之间或引线与外壳之间有火花放电,说明绕组内部绝缘损坏或连接位接触不良。

6)电压互感器因密封件老化而引起严重漏油故障等。

处理这些异常状态时,禁止使用隔离开关或取下高压熔断器等方法停用故障的电压互感器,应采用由高压断路器切断故障互感器所处母线的方式停用故障电压互感器。

第三节电气主接线及运行

发电厂电气主接线是由发电厂的电气设备通过连接线,按其功能要求组成接受和分配电能的电路,成为传输强电流、高电压的网络,也称一次接线。电气主接线图则是用规定的设备文字和图形符号并按工作顺序排列,详细地表示出电气设备或成套装置的全部基本组成和连接关系的接线图。根据主接线图可以看出发电厂主要电气设备规格。同时,主接线的确定还直接影响着电气设备选择、电力系统稳定、继电保护和控制方式的确定,也与配电装置布置和运行的可靠性、经济性密切相关。

主接线的形式按有无主母线分类,也可按每回路断路器台数分类,具体如下

一、电气主接线综述

某电厂第一期工程安装两台3∞MW汽轮发电机,两台发电机与主变压器组成单元接线,

220kV则采用带专用旁路断路器的双母线带旁路母线的接线方式,图3-53示出电厂主接线图。下面叙述上述接线方式的特点。

(一)电气主接线及其特点

电厂220kV侧有4回出线及一回起动/备用厂用变压器回路,采用运行经验丰富的双母

线带旁路母线的接线,具有较高的可靠性和灵活性,考虑出线回路数较多,可靠性和灵活性要求较高,

故设专用的旁路断路器。

图353所示双母线带旁路母线接线具有两组主母线和一组旁路母线,每回路通过一台断路器及两

组隔离开关分别连接到两组主母线上,每回出线还通过一组隔离开关连接到旁路母线上。两组主母线之间

通过母线联络断路器(简称"母联")连接,旁路母线是通过母线断路器分别与其中一组母线相

连。在这里,主母线的作用是汇总和分配电能;旁路母线、母联断路器及相应隔离开关统称旁路设施,其作用是检修出线断路器可以不停电:母联断路器把该母联线上的负荷全部转移到另一组母线上,检修工作母线而整个不停电;另一方面,若有一回路断路器故障,可利用母联断路器代替故障断路器运行,从而使故障断路可退出运行

检修。其二是可改变运行方式,如母联断路器技人,两组母线同时运行;母联断路器断开,可使一组母

线工作,一组母线停运,或者两组母线单独运行的方式,这样使运行灵活,这在故障时显得特别重

要O

220kV出线通常采用高频保护,线路上配置有阻波器、差接接合滤波器和电容器电压互感器。

归纳起来,双母线带旁路母线接线有以下几方面优点:

(1)轮流检修主母线而不中断装置工作和向用户供电。例如检修I组母线,可把全部电源和出线倒换到E组母线上,

即可对I母线检修。同样若检修E组母线,可把全部电源和出线倒换到I组母线上,即可对E组母线检修。整个过程没有中止对用户供电。

(2)检修任一回路母线隔离开关,仅需断开该回路和与此隔离开关相连的该组母线,其他电路均可通过一组母线继续进行。

(3)一组母线发生故障,可将全部回路转移到另一组母线上,仅短时停电就可迅速恢复

运行。

(4)检修出线断路器时,可利用对旁路设施,用旁路断路器来代替线路断路器,不会中断对用户的连续供电。

(5)运行调度灵活。通过倒换操作可以有多种不同运行方式,如两组母线带有均衡负荷并投入母联断路器的双母联并联运行方式,这时的双母线接线具有单母线分段接线特点;两组母线一组工作,另一组备用的方式以及两组母线分裂单独运行方式,这时的双母线接线具有单母线接线特点。

(6)在特殊情况下,可利用母联断路器与系统进行同期和解列操作。当个别回路需要进行独立工作、试验、线路利用短路方式熔冰时,都可进行倒闸操作倒换负荷,腾出一条母线,将线路单独接到腾出的母线上,不致影响其他回路正常运行。

双母线带旁路母线的接线有着工作可靠、调度灵活、检修方便、便于扩建的诸多优点。其缺点主要是接线相对较复杂、投资增大、母线故障仍需短时停电,而且在操作过程中,隔

离开关作为操作电器,容易引起误操作等。

(二)运行方式

发电厂电气标准运行方式为正常情况下,系统应经常采用的运行方式。只有在事故处

理、设备故障或检修需要时,才允许更改标准运行方式为非标准运行方式。其中,属于中(网)调所辖设备的运行方式,由调度命令值长下达执行,厂用电系统的运行方式按值长或厂总工程师命令执行;事故处理或紧急情况下,允许电气值班人员按当时的实际情况更改运行方式,事后立即报告值长。还有,当系统无论采用什么运行方式,各设备的继电保护装置和自动装置均应按"继电保护和自动装置"运行规程的规定技人运行。

双母线带旁路母线接线在运行时,一般旁路母线都不带电,其标准运行方式一般都采用双母线并列运行。这时母

联断路器合上,两组母线与电源和负荷均匀并固定连接,此时的双母线接线实质上成为单母分段接线的运行方式。这样可使继电保护整定简单,电压调整方

便。

双母线带旁路母线接线的非标准运行方式有:

一组主母线运行,另一组主母线检修的运行方式。这时母联断路器断开,所有的迸出线均倒换至运行的主母线上,这相当于单母线运行方式。

双母线并列,但并非固定的连接运行方式。这时母联断路器合上,要根据需要,均衡地双母线解列运行方式。这种运行方式下母联断路器是断开的。各组主母线所带负荷不

220kV系统中性点接地方式及相应的零序保护技人都应按调度命令执行。通常220KV系

统在整个运行中,应保持有一半主变压器中性点直接接地。

二、主接线典型操作

发电厂中的电气设备,由于检修、改变运行方式或发生故障时须将它们投入或退出,这还有旁路断路器代替出线断路器的运行及母联断路器串联于故障出线断路器的运行方式

将运行的各回路分配在两组主母线上。

变,相当于两组主母线单独运行。

就要进行一系列操作,习惯上称为"倒闸操作"

。

电气设备的倒闸操作是一项严谨的工作。为保证操作过程中的安全和可靠,必须严格贯彻执行行之有效的技术措施和组织措施,如操作命令和命令复诵制度、操作票和操作监护制度以及操作票管理等。此外,还应特别注意不要带负荷拉、合隔离开关,不要

带地线合断路

器,及严格遵守停、送电操作顺序等。

1.母线操作

母线的操作包括母线的投入和退出,以及接在母线上的设备在两组母线上的倒换等。(1)母线操作原则。进行母线倒闸操作时,应确认母联断路器状态,并取下其控制熔丝

后才能进行倒闸操作,要防止在操作过程中母联断路器跳闸,发生带负荷拉合隔离开关事故。母联断路器断开之前必须确认负荷已转移完毕、母联断路器电流表指示为零。

以母联断路器向备用母线充电,应投入母联断路器全部保护装置,以便一旦备用母线有故障,可迅速切除。母线送电前,应先将母线电压互感器投入;母线停电时,应先将母线上

所有负荷转移完后再退出电压互感器,以免在转换过程中仪表和保护失压。

母线停电后应验明母线无电压后,方可推上该母线的接地开关。在倒闸操作过程中,母线差动保护禁止退出运行。

(2)母线倒闸操作。假设主接线处于两组母线并列运行的标准方式下,现在操作任务是退出I组母线检修、E组母线继续运行,其操作步骤基本如下:

1)确认母联断路器在合闸位置,并取下母联断路器控制熔丝。

2)将I组母线上全部负荷倒换至E组母线上。应根据隔离开关布置及现场习惯,可按顺序逐条将连接在E组母线上隔离开关合上,再逐条拉开连在I组母线上的隔离开关,也可

按顺序先后合上某回线连在E组母线上隔离开关,随即断开连在I组母线的隔离开关。

3)确认负荷转移完,母联断路器电流表指示为零。

4)断开接在I组母线电压互感器的隔离开关,取下二次熔丝05)合上母联断路器控制熔丝。6)断开母联断器路及两侧隔离开关。7)对I组母线验电。

8)确认I组母线元电压,合I组母线接地开关。

9)按工作票要求悬挂"警告牌"

(1)线路操作原则。

。

对于一组母线工作另一组母检修的运行方式时,母线的倒闸操作可参照上述操作进行。2.22OKV线路的操作1)线路送电时,应先送上线路有关保护,加用母差保护及断路器失灵保护跳该线路连接片,送电后重合闸及远切操作连接片位置应由调度、值长命令。

3)若要合上或断开线路侧接地开关,应由调度、值长下达命令。4)旁路断路器应加用与代替线路断路器相符且整定值一样的保护。5)旁路断路器接入母线与被代替的线路断路器一致。

6)送电时,先合母线侧隔离开关,再合线路侧隔离开关,最后合上断路器。

7)停电时,先断断路器,然后拉开线路侧隔离开关,再拉开母线侧隔离开关,最后退出有关保护。

(2)操作步骤。以采用旁路断路器代替的检修出线断路器为例说明线路停电的操作步聚。

1)安装旁路断路器控制及信号熔丝。

2)合旁路断路器母线侧隔离开关(应与被代线路在同一母线上),检查已合上。

2)线路停电时,应先停用线路重合闸及远切保护连接片,停电后应停用母差及断路器

失灵保护,跳该线路连接片。

3)合旁路断路器旁路母线隔离开关,检查已合上。

4)合旁路断路器向旁路母线充电,检查充电是否良好。

5)断开旁路断路器,检查已断开。

6)合被代线路旁路母线侧隔离开关,检查已合上。7)合旁路断路器,检查已合上。

8)断开被代线路断路器。

9)断开被代线路的线路侧隔离开关。10)断开被代线路的母线侧隔离开关。

11)按调度命令停用被代线路断路器重合闸及远切保护连接片,而加用旁路断路器重合|明及远切保护连接片。

经上述步骤操作,线路断路器已退出运行,做必要安全措施即可检修。线路的送电操作步骤可仿上述方法制定O

3.合环、解环操作

(1)电网中的合环、解环操作首先应遵守电气设备操作原则,如送电操作顺序等;对变

压器投运时,为避免变压器充电时产生过大的励磁涌流,一般应采用从高压侧充电、低压侧并列的方法等。

(2)解环操作应注意满足稳定要求,特别是对某些稳定储备系数较低的系统,解环后各(3)合环操作应先测定相位,使合环后相位一致,合环后潮流分布要合理,元件负荷、元件不应超负荷、各节点电压不应超出规定值,继电保护装置应适合解环后的运行方式。

节点电压不应超过规定值,继电保护装置自动装置合环后应适应环网的运行方式。

三、事故处理原则

220kV系统的事故一般出现在线路、断路器和母线上,在处理事故时要密切注意各种现在下列情况进行事故处理时可先操作后汇报。(1)对于直接危及人身安全的设备进行停电。(2)进行厂用电切换,确保厂用电不失。

(3)对于损坏严重的设备进行停电、隔离。(4)对于事故情况下应断开而未断开的断路器断开。

若220kV线路因保护误跳闸而与系统解列,当线路上有电压时,应该迅速同期并列。为加快并列速度可以解除同期闭锁,在频率偏差小于0.5Hz,电压波动在±20%范围内可直接进行并列。

当母线因故障而电压消失时,先应断开故障母线上的所有断路器,进行厂用电切换,确保厂用电。如果高压备用变压

象、表计指示以及事态的发展。

器在故障母线上,确认高压备用变压器无故障后将高压备用变压器倒至非故障母线上运行,恢复厂用电,而后对故障母线进行检

查,用母联断路器(若有条件用发电机零起升压)对故障母线试充电。若此时母线故障保护跳闸,查找故障点;一时查不出原因,

可将线路倒至非故障母线上运行。进行试充电时,应通知现场人员离开。若母线无故障,则可能是断路器失灵引起的母线失

压,恢复母线送电,用非故障断路器送电。线路断路器故障时可用旁路断路器代替线路断路器运行。第六章

第一节厂用电及其接线

-、概述

现代发电厂尤其是火力发电厂生产过程机械化、自动化程度相当高,需要许多辅助机械

为发电厂的主设备(锅炉、汽轮机、发电机)服务,以保证机组安全可靠运行。这些以电动机拖动的厂用机械的用电、发电厂照明用电,以及试验、检修、整流电源等,总称为厂用电。

厂用机械的重要性决定了厂用电的重要程度。厂用电是发电厂最重要的负荷,应高度保

厂用电一般有交流6kV、交流380V/220V和直流220V和110V等几个电压等级。功率在2∞KW及以上的厂用机械电动机一般采用6kV交流供电,380/220V交流有工作

证供电的可靠性和连续性O和保安电源两类;220V直流对直流事故照明、交流um电源、直流电动机及其他动力负荷供电,110V直流主要是对控制、保护、测量、信号及其他控制负荷电源供电。

厂用电系统通常采用单母(分段)接线。对于厂用6KV接线,可分为:1.6kV厂用电不设公用段母线方式

每台机组设两段6kV工作母线,供电给本身的机炉负荷,全厂性公用负荷分散接于每台机炉厂用母线上,同时又相对集中以使接线及布置相对清晰,检修方便,不另设公用段。

正常运行时,公用负荷由高压厂用工作变压器供电,另设一台启动/备用变压器作为供机组起停时的厂用电源,并兼作高压厂用变压器事故备用。当单元机组大修时,公用负荷改由启动/备用变压器供电o

2.6kV厂用电设公用段母线方式

每台机组设立两个独立的6kV高压厂用工作母线段,全厂性的公用负荷接在专设的公正常运行时,工作段母线上连接机炉本体负荷,由本机组连接的高压厂用工作变压器供

启动/备用变压器作为启动或停机时的电源,并兼作高压厂用工作变压器的事故备用。以下以典型电厂厂用电接线为例,分析交流厂用电的特点,直流系统在第五节讲述。二、典型电厂厂用电接线综述

用段上。优点是:公用负荷集中,无过渡问题,每单元机组独立性强,便于母线的清扫。电。而公用段上所接的全厂性公用负荷,由启动/备用变压器供电。

1.高压厂用电

典型电厂的厂用电接线如图3-6-1所示。

每台发电机组从发电机出口引接一台容量5OMVA的分裂绕组变压器作为该机组厂用工

作电源。采用分裂绕组变压器可有效地限制厂用电低压侧短路电流,可选用轻型设备并减小电缆截面。当低压侧一段母线故障时,可使另一段母线电压保持一定水平,不致影响重要厂用负荷运行。

6kV厂用电采用单母分段接线,每台发电机厂用电设两段,分别从分裂绕组变压器低压侧引出这样可提高重要双套厂用机

O

械、6kV电动机和6/0.4kV厂用变压器供电的可靠性,同时也使每台发电机辅助设备与锅炉检修同时进行,便于管理。

典型电厂6.3kV采用有公用段接线。全厂公用/备用变压器采用有载调压的分裂绕组变压器,高压侧接于220kV母线,低压侧采用共箱母线接入6.3kV公用/备用段。全厂公用负荷(包括输煤、化水、低压公用变压器、备用变压器等)正常时分接在两段公用/备用母线

上,由公用/备用变压器供电。一旦公用/备用变压器发生故障或检修,手动切换到1号或2号机组高压厂用工作变压器上。

装设6kV快速切换装置,在出现任何故障情况下,一旦工作厂用电源故障,快速切换至公用/备用变压器上,由公用/备用变提供厂用电。在这里高压公用/备用变压器还兼作机组的起动电源

O

值得注意的是由于工作电源和厂用备用电源低压侧有可能并联运行,因此发电厂的公用l备用变压器与厂用工作变压器的接线组别的选择,必须满足能保证低压侧并联的可能性。电厂厂用电工作变压器采用A/Y-Y接线,而公用/备用变压器采用Y/Y-Y的接线组别,从

而保证低压侧相位的一致性

2.低压厂用电

O

低压厂用电电"压为380/220V,低压厂用母线采用单母线分段接线。

380V低压系统为中性点直接接地系统,这样对单相接地故障处理有好处,一方面,单

相接地时,中性点不发生位移,防止了相电压不对称和超过250V;另一方面保护装置可立即动作于跳闸,电动机可以停止运转。

低压厂用工作变压器、低压公用变压器均成对设置,采用互为备用方式,不另设专用的备用变压器,即每台机组各段4台低压工作变压器,两台互为备用,供给本机组机炉负荷,每台机设两台除尘变压器,分别接在6kVAB母线上,每台机设

、

一台照明变压器,接在6kV

工作A段上,两台机设一检修变压器,接在6kV公用B段上,与照明变压器备用。每段一台低压公用变压器供给机组公用负荷,每两台公用变压器互为备用,厂区输煤变压器、化水变压器、除尘变压器、厂前区变压器、综合水泵房变压器、循环水变压器均成对设置,采用互为备用方式。

低压380V母线采用分段式,正常情况下有对应的低压厂用变压器供电,联络断路器处于断开状态。AB互为备用,CD互

、

、为备用。AB或CD的变压器高压侧接自不同的

、、

6W母线段,这便于保证供电的可靠性。一般情况下不允许两台变压器并联供电。

3.事故保安电源

为了保证在全厂事故停电时能安全可靠地停机,避免电厂设备遭损坏,因此在每组发电

机机组4∞v低压厂用电系统中安装一套mkW应急柴油发电机作为事故保安电源。每台发电机组保安负荷分别接在两段保安段上,正常时由低压厂用工作变压器供电,当正常工作电

源消失时,快速自动起动柴油发电机供电。有关柴油机和保安电源的内容在第四节详述。

三、厂用电倒闸操作-般规定

1)厂用电系统的倒闸操作和运行方式的改变应由值长发令,并通知有关人员。2)除紧急操作和事故处理外,一切正常操作应按规定填写操作票,并严格执行操作监

护及复诵制度O

3)厂用电系统倒闸操作,一般应避免在高峰负荷或交接班时进行。操作当中不应进行

交接班,只有当操作全部终结或告一段落时,方可进行交接班。

4)新安装或进行过有可能变换相位作业的厂用电系统,在受电与并列切换前,应检查相序、相位的正确性。

5)设备技运前,应先进行检查和试验。

6)正常情况下,不得任意改变厂用电系统的运行方式。

7)当改变运行方式时,按规定应相应改变继电保护及自动装置的运行方式。

8)厂用电系统电源切换前,必须了解电源系统的连接方式。若环网运行,应并列切换。若开环运行及事故情况下对系统接线方式不清时,不得并列切换。

9)倒闸操作应考虑环并回路与变压器有无过载的可能,运行系统是否可靠,事故处理四、厂用电系统事故分析及处理(一)6kV系统接地

造成6KV系统接地的主要原因是:电气设备绝缘损坏发生击穿,电气设备受潮或因小

动物爬到电气设备上等所造成。

厂用6kV一般为不接地系统,因此一旦发生单相接地故障,将造成6kV系统非故是否方便等。

障相对地电压升高,影响厂用电的正常运行,严重时将由单相接地发展到两相接地。单

相接地时接地电流大小由系统的分布电容来决定。6kV系统单相接地运行时间不得超过劫,在发生接地2h内,要尽快地检查找出接地原因和接地点,尽可能地予以消除,单相接地一般处理方法是:

(1)首先通过绝缘监察装置确定接地发生在哪一段6kV母线段上,等确定接地段后对接(2)联系接地段母线上所接动力负荷的机炉值班人员,检查是否因启动高压动力设备引(3)如果低压变压器接地信号继电器动作发生信号,则将接地变压器的负荷倒至另一互(4)如以上办法未能找出接地点和接地设备,即无明显的设备接地信号,就需要逐一将对应接地母线上的设备瞬时停电,找出接地点:先次要负荷,后重要负荷;先停有备用的设备,后停无备用的设备;先停转机,后停变压器。停电前要考虑是否影响机组的运行,否则要请示值长或上级调度。已判断出为非接地设备,停电后要尽快恢复原有运行方式。

(5)未能找出接地点和接地设备,则接地可能发生在6KV母线上或母线电压互感地段进行检查。

起接地,并检查是哪个动力设备的接地信号继电器动作,找出接地设备后,进行消除。

为备用的低压厂用变压器上,将接地变压器停电后,找出接地点。器上,母线上发生接地时,尽量把负荷转移到其他电源供电,然后将接地母线或电压互感器停电,找出接地点o

(二)6kV系统电压互感器熔丝熔断

一旦发现6kVTV熔丝熔断现象,应立即把因电压消失将有可能造成误动作的继电保护及自动装置等退出运行,并尽快更换熔丝,恢复TV运行,待TV恢复正常后,投入退出的继电保护、自动装置等。

(三)6kV工作电源跳闸

工作电源开关在运作中一旦跳闸,将使6kV工作母线失电,并严重影响厂用电、发电

机的安全运行,甚至会造成厂用电中断、发电机组停机等严重事故。

6kV工作电源开关跳闸的原因有母线故障、母线所接负荷故障造成越级跳闸、工作电源

处理方法:厂用6kV工作电源开关与备用电源开关间设有快切装置,运行中一旦发生工作电源开关跳闸,应首先检查备用电源开关的运行状态,备用电源开关是否已代替工作电源开关运行。在基本排除是母线故障的前提下,若备用电源开关未及时联动,有可能是快切装置故障,应立即强送备用电源一次,确保厂用电的运行。

如因母线故障使工作和备用电源开关跳闸,则应对失压母线进行停电操作,故障将会对机组的运行状态产生影响,一

开关本身故障、误操作等。

般会失去一部分负荷。检查故障点及原因,并予消除。待故障消除后,用备用电源开关对母线进行试充电。充电良好,母线

正常后,恢复正常运行方式,并对失压母线的负荷依次恢复供电o

(四)低压厂用变压器工作断路器跳闸

对380V厂用电源来说,一段母线有工作电源和备用电源。备用电源可以是380V备用段

(明备用),也可能是另一路工作电源(暗备用)。各厂的厂用电设计有所不同,备用电源可以自动投入,也可以在失

电情况下才能手动合上备用电源开关。

(1)有备用电源投入装置时,低压厂用变压器工作断路器跳闸,则:

1)工作厂用电源因故障跳闸,若备用电源、自动投入,则复归开关指示灯的闪光,检查并找出故障点o

2)工作厂用电源因故障跳闸,若备用电源未自动技人时,可不经任何检查立即用备用

电源强送一次。若备用电源投入后立即跳闸,说明故障在母线上或设备越级跳闸,不得强送。

3)若工作厂用电源故障跳闸,备用电源自动投入未成功,不再强送,说明故障在母线

上或设备越级跳闸。

(2)有备用电源而无自动投入装置或无备用电源时,工作厂用电源故障跳闸,则:

1)若有备用电源而元自动投入装置,可立即用备用电源强送一次,若未成功,说明故2)无备用电源,则可不经检查立即用工作厂用电源强送一次。

障在母线上或设备越级跳闸。

第二节6KV厂用电快切装置

-、概述

大容量火电机组的特点之一是采用机、炉、电单元集控方式,厂用电系统的安全可靠性

对整个机组乃至整个电厂运行的安全、可靠性有着相当重要的影响,而厂用电切换特别是6W厂用电的切换则是整个厂用电系统的一个重要环节。

大容量火电机组的另一特点是电动机数量多、容量大,使得厂用母线失电后电压衰减较

慢。发电机组对6kV厂用电切换的基本要求是安全可靠。其安全性体现为切换过程中不能造成设备损坏,而可靠性则体现为提高切换成功率,减少备用变过流或重要辅机跳闸造成锅炉、汽机停运的事故。

早期的电厂,厂用电切换的通常做法为:

(1)以工作开关辅助触点直接起动备用开关投入。这种方式其安全性主要取决于厂用母

线电压与备用电源电压的初始相角及开关动作时间,若初始相角较大或开关动作时间长时,合闸瞬间厂用母线反馈电压与备用

电源电压间相角差较大,甚至可能接近1800,电动机承受约两倍额定电压冲击,暂态合闸冲击电流可高达18倍额定电流。这种情况下,一方面电动机易受冲击损坏,另一方面可能造成备用变压器过流跳闸或辅机跳闸、切换失败。

若在合闸回路中加延时,以图躲过180。反相点,因到达反相点的时间不是固定不变的,它受系统运行方式、厂用负荷、故障类型等许多因素的影响,因此加固定延时不能可靠保证躲过反相点合闸。

(2)在合闸回路中另串普通机电式或电子式同期检查继电器。串同期检查继电器的目的是保证合闸命令(合闸脉冲)发出时刻其相角、频角等满足整体要求。但是,一般的同期继电器只适合跟踪变化相对较慢和连续均匀变化的信号,而母线反馈电压变化的特点恰恰是频率、相角和幅值快速变化,且变化速率不均匀。

(3)合闸回路中串残压检定环节,即残压切换。残压切换时间因机组容量和厂用负荷的不同而不同,一般在1s以上,若残压整定为20%U,备用电源投入时冲击电流仍可高达10倍;若残压整定为40%U,备用电源合上后,冲击电流将更大,而电动机自起动电流也可达3~5倍额定电流。

以上几种厂用电切换方式都不能很好地满足安全性、可靠性的要求。实践中发生过多起与厂用电切换有关的问题和事故。

随着真空SR开关的广泛应用,厂用电源、应用新一代快速切换装置已毋容置疑,新一代快速切换装置为满足机组运行的要

求,采用快速切换、同期捕捉切换、残压切换等适合不同场合、不同条件、不同情况下的厂用电源切换。

进行分类。

快切装置的切换方式有多种,可以按开关动作顺序、启动原因分类,还可按切换速度来

按开关运作顺序分类有并联切换、串联切换和同时切换。按起动原因分有正常手动切换、事故自动切换和不正常情况自动切换。按切换速度分类有快速切换、短延时切换、同期捕捉切换、残压切换、长延时切换。在下面的原理介绍里再详细阐述。

二、快速切换、同期捕捉切换、残压切换原理简介

1.快速切换

假设有图363所示的厂用电系统,工作电源由发电机出口经厂用高压工作变压器引人,

备用电源由电厂高压母线或由系统经起动/备用变压器引人。正常运行时,厂用母线由工作电源

供电,工作电源侧发生故障时,必须跳开工作电源开关QF1,此时厂用母线失电,由于厂

用负

QF3

荷为异步电动机,电动机将惰行,母线电压为众多电动机的合QF4成反馈电压,称其为残压,

以坐标形式绘出的某3∞MW机组6kV母线残压相量变化就

迹(残压衰减较慢的情况)如图363所示。其中UD为母线残

残压的频率和幅值随时间逐渐衰减。

图363厂用电一次系统简图压,Us为备用电源电压oAU为备用电源电压与母线残压间的

差拍电压。合上备用电源后,电动机承受的电压UM为

UM=[XM/(Xs+XM)]AU式中XM一一母线上电动机组和低压负荷折算到高压厂

用电压后的等值电抗;

Xs一一电源的等值电抗。

令K=XM/(Xs+XM),则

UM=KAEf

为保证电动机安全自起动,UM应小于电动机的允许的最高起动电压,设为1.1倍额定电压孔,则有

假定正常运行时工作电源与备用电源同相,其电压相量端点为A,则母线失电后残压相量端点将沿残

压曲线由A向B方向移动,如能在A-B段内合上备用电源,则既能保证电动机安全,又不使电动机转速下降太多,这就是所谓的"快速切换"

。

图363中,快速切换时间应小于0.2s,实际应用时,B点通常由相角来界定,如ω0,即应有一定的提前量,提前量的大小取决于频差和合闸时间。如在合闸固有时间内平均频差为lHz,合闸时

间为1∞邸,则提前量约为3600

快速切换的整定值有两个,即频差和相角差,在装置发出合闸命令前瞬间将实测值与整定值进行比较

,判

断是否满足合闸条件。由于快速切换总是在起动后瞬间进行,因此频差和相差整定可取较小值。

2.同期捕捉切换

图343中;过B点后BC段为不安全区域,不允许切换。在C点后至CD段实现的切换

以前通常称为"延时切换"或"短延时切换"。前面已分析过,用固定延时的方法并不可靠。最后的办法是实时跟踪残压的频差和角差变化,尽量做到在反馈电压与备用电源电压相量第一次相位重合时合闸,这就是所谓的"同期捕捉切换"。以上图为例,同期捕捉切换时间约为0.缸,对于残压衰减较快的情况,该时间要短得多。若能实现同期捕捉切换,特别是同相点合闸,对电动机的自起动也很有利,因此时厂母电压衰减到65%~70%左右,电动机转速不至于下降很大,且备用电源合上时冲击最小。

需要说明的是,同期捕捉切换之"同期"与发电机同期并网之"同期"有很大不同,同期捕捉切换时,电动机相当于异步发电机,其定子绕组磁场已由同步磁场转为异步磁场,而转子不存在外加原动力和外加励磁电流。因此,备用电源合上时,若相角差不大,即使存在一些频差和压差,定子磁场也将很快恢复同步,电动机也很快恢复正常异步运行。所以,此处同期指在相角差零点附近一定范围内合闸

(合上)

。

在实现手段上,同期捕捉切换有两种基本方法:一种基于"恒定越前相角"原理,即根据正常厂用负荷下同期捕捉阶段相角变化的速度(取决于该时的频差)和合闸回路的总时

间,计算并整定出合闸提前角,快切装置实时跟踪频差和相差,当相差达到整定值,且频差不超过整定范围时,即发合闸命令;当频差超范围时,放弃合闸,转入残压切换。这种方法优点是较为可靠,合闸角不至偏差太大,缺点是合闸角精确度不

高,且随厂用负载变化而变化。另一种基于"恒定越前时间"原理,即完全根据实时的频差、相差,依据一定的变化规

律模型,计算出离相角差过零点的时间,当该时间接近合闸回路总时间时,发出合闸命令。该方法从理论上讲,能较精确地实现过零点合闸,且不受负荷变化影响。但实用时,需解决不少困难:一是要准确地找出频差、相角差变化的规律并给出相应的数学模型,不能简单地利用线性模型;二是由于厂用电反馈电压频率变化的不完全连续性(有跳变)及频率测量的间断性(lOm一点)等,造成频差及相差测量的间断和偏差;另外,合闸回路的时间也有一定的离散性等。由于在同期捕捉阶段,相差的变化速度可达1~20/lm,因此任何一方面产生的误差都将大大降低合闸的准确性o

同期捕捉切换整定值也有两个。当采用恒定越前相角方式时,为频差和相角差(越前角);当采用恒定越前时间方式时,为频差和越前时间(合闸回路总时间)。同期捕捉方式下,频差整定可取较大值。

3.残压切换

当残衰减到20%~40%额定电压后实现的切换通常称为"残压切换"。残压切换虽能保

证电动机安全,但由于停电时间过长,电动机自起动成功与否、自起动时间等都将受到较大限制。在图364情况下,残压衰

减到40%的时间约为1s,衰减到20%的时间约为1.4s。而对另一机组的试验结果表明,衰减到20%的时间为2so

4.长延时切换

长延时切换是在以上三种切换方式均无法实现或由于系统或辅机原因而不能采用以上三

种方式进行的切换。其原理是:在跳开工作电源开关足够长的时间,如过3~5s后再合上备用电源。这种方式在国内采用很少,但国外的快切装置有此种方式。

三、典型装置功能与操作介绍

以MFC(2αm)型微机快切装置为例,介绍新型快切装置的功能

,同时叙述快切装置的

操作。

1.切换功能

(1)正常切换。正常切换是指升负荷过程中,当机组的负荷大于其额定功率的30%时,

将6kV厂用电源由备用电源切换至工作电源;或在减负荷过程中,将6kV厂用电源由工作电源切换至备用电源,由运行人员(或DCS控制菜单)来完成的厂用电切换。

正常切换由手动起动,在控制台、DCS系统或装置面板上均可进行。正常切换是双向的,可以由工作电源切向备用电

源,也可以由备用电源切向工作电源。正常切换有以下几种方式:

1)并联切换。

并联自动:手动起动,若并联切换条件满足,装置将先合备用(工作)开关,经一定延

时后再自动跳开工作(备用)开关,如在这段延时内,刚合上的备用(工作)开关被跳开,则装置不再自动跳工作(备用)。若起动后并联切换条件不满足,装置将闭锁发信,并等待复归。

并联半自动:手动起动,若并联切换条件满足,合上备用(工作)开关,而跳开工作

(备用)开关的操作由人工完成,若在规定的时间内,操作人员仍未跳开工作(备用)断路器,装置将发出告警信号。若起动后并联切换条件不满足,装置将闭锁发信,并等待复归。

2)正常同时切换。

手动起动,先发跳工作(备用)开关命令,在切换条件满足时,发合备用(工作)开关

命令。若要保证先分后合,可在合闸命令前加一定延时。

正常同时切换可有三种切换条件:快速、同期捕捉、残压切换,快切不成功时自动转入同期捕捉或残压。

3)操作步骤,以常见的并联半自动将备用电源倒为工作电源为例,首先要确定是在装置上还是在控制台上进行操作,一般控制台对应控制方式中的"远方"切换,装置对应控制方式中的"就地"切换。在确定控制方式后,检查快切装置己复归,没有快切装置闭锁信号,将串/并联方式选择"并联",选"半自动",手动起动,则工作电源合上与备用电源并列运行,运行人员手动断开备用电源开关,并复归装置,为下一次切换作准备。

(2)事故切换。事故切换由保护出口起动,为单向,即只能由工作电源切向备用电源。

事故切换有两种方式:串联切换时保护起动,先跳工作电源开关,在确认工作开关已跳开且切换条件满足时,合上备用电源。串联切换有三种切换条件:快速、同期捕捉、残压。事故同时切换时由保护起动,先发跳工作电源开关命令,在切换条件满足时即(或经延时)发合备用电源开关命令。事故同时切换也有三种切换条件:快速、同期捕捉、残压。

要保证快切装置在事故下能正确动作,则首先保证装置电源正常,没有闭锁信号,没有报警信号,一般将装置至于"串

联""自动"方式。

不正常情况切换由装置检测到不正常情况后自行起动,为单向,即只能由工作电源切向备用电源。不正常情况指以下两种

情况:①厂用母线失电。当厂用母线三相电压均低于整定值,时间超过整定延时,则装置根据选择方式进行串联或同时切换。切换条件:快速、同期捕捉、残压。②工作电源开关误跳。因各种原因(包括人为误操作)造成工作电源开关误跳开,装置将在切换条件满足时合上备用电源。切换条件:快速、同期捕捉、残压。

2.低压减载功能

切换过程中的短时断电将使厂用母线电压和电动机转速下降,备用电源合上后电动机成

组自起成功与否将主要取决于厂用母线电压。此时若切除某些不重要辅机,将有利于重要辅机的自起动。装置可有二段低压减载出口,

二段可分别设定延时,以备用电源合上为延时起始时间。

3.闵锁和报警、故障处理功能

某些保护动作时(如分支过流、母差等),为防止备用电源误投入故障母线,可由这些保护将装置闭锁,装置将给出信号并等待复归。

换过程中如发现一定时间内该跳的开关未跳开或该合的开关未合上,装置将根据不同的切换方式分别处理并给出信置异常闭锁信号。如同时切换或并联切换中,若该跳开的开关未能跳开,将造成两电源并列,此时装置将执行去搞合功能,跳开刚合上的开当装置内部软连接片或控制台闭锁开关闭锁装置的跳合闸出口时,装置将给出出口闭锁装置起动切换的必要条件之一是工作、备用开关一个合着,另一个打开,若正常监测时信号以警示运行人员,出口闭锁可往复技退,不必经手动复归。

发现这一条件不满足(工作开关误跳除外),将闭锁出口,并发信号、等待复归。另外,切

关。

若工作电源投入时备用电源失电或备用电源投入时工作电源失电,都将无法进行切换操作,装置将给出报警信号并进

入等待复归状态。考虑备用段"IV检修的情况,可将此功能进行投退。但退出后,后备失电情况下,只能实残压切换。

厂用母线"rv一相或二相断线时,装置将闭锁报警并等待复归。装置技人后即始终对某些重要部件如C町、RAM

、

EPROMEEPROMA/D等进行自检,

、、

一旦有故障将闭锁报警o

装置开关电源输出为+衍,土15V,±24V。任一路失电都将引起工作异常,特设电压

监视回路并独立于CPU工作,一旦失电立即报警。

等待复归是一个总的信号,在下列情况下,装置将自行闭锁,进入等待复归状态,在此状态下,将不响应任何外部操

作及起动信号,只能手动复归解除。如闭锁或故障仍存在,则复归后信号依旧:①进行了一次切换操作后。②发出闭锁(出

口闭锁除外)信号后。出口闭锁由人工投退。③发生故障情况后(电压消失除外)

四、快切装置应用中的问题

1)快速切换在快速开关问世以后才得以实现。快速开关的合闸时间一般小于1∞m,

有的甚至只有40~5Om左右,这为实现快速切换提供了必要条件。假定事故前工作电源与备用电源同相,并假定从事故发生到工

。

作开关跳开瞬间,两电源仍同相,则若采用同时方式切换,且分合闸错开时间L断电时间)整定得很小(1Om),则备用

电源、合上时相角差也很小,冲击电流和自起动电流均很小。若采用串联切换,则断电时间至少为合闸时间,假定为1∞m,对30万机组,相角差约为200~300左右,备用电源合闸时的冲击电流也不很大,一般不会造成设备损坏或快切失败。

2)快速切换能否实现,不仅取决于开关条件,还取决于系统接线、运行方式和故障类型。系统接线方式和运行方式决定了正常运行时厂用母线电压与备用电源电压间的初始相角,若该初始相角较大,如大于200,则不仅事故切换时难以保证快速

切换成功,连正常关联切换也将环流太大而失败或造成设备损坏事故。故障类型则决定了从故障发生到工作开关跳开这一期间厂用母线电压和备用电源电压的频率、相角和值变化,此外保护动作时间和其他有关开关的动作时间及顺序也将影响频

率、相角等的变化。

因此,实际情况下,可能出现这样的情况,一是某些电厂客观条件上无法实现快速切换;二是有的机组有时快速切换成功,有时快切不成功。

3)快切不成功时最佳的后备方案是同期捕捉。有关数据表明,反相后第一个同期点时间约为0.4~0.缸,残压衰减到允许值(如20%~40%)为1~纭,而长延时则要经现场试验后根据残压曲线整定,一般为几秒,以保证自起动电流为4~6倍。可

见,同期捕捉切换较之残压切换和长延时切换有明显的好处。

4)目前,有些电厂采用发一变一线路接线方式,或发电机端直接升高至5∞kV,而起动(备用)电源则由附近2∞kV或

110kV变电所提供,在正常情况或某些运行方式下,厂用工作电源间存大较大的初始相角差,且该相角差随运行方式改变而改变,有些时候甚至大于20

。

,这对快速切换非常不利。这些情况下,同期捕捉切换是必不可少的。

第三节高低压开关

火力发电厂的6kV和380V配电装置都采用户内成套配电装置,按电压分为高压开关柜、低压开关柜和动力、照明配电箱等。他V高压开关柜主要电气元件为真空断路器和真空接触器,380V低压开关柜中主要元件为交流空气开关和接触器等。

下面以特定的产品为例,简单介绍高低压开关设备及运行。

一、6KV高压开关设备

6kV高压开关设备主要为真空开关,包括真空断路器、真空负荷开关、真空接触器、真

空重合器和分段器等。其灭弧介质和灭弧后触头间隙的绝缘介质都是高真空。与其他开关相比,真空开关的最大特点是触头和灭弧系统极其简单。它具有体积小、重量轻、使用寿命

长、适于频繁操作、灭弧室不用检修等其他开关品种所不具备的显著优点。

1.真空断路器

真空断路器一般采用特殊几何形状的触头和专门研制的合金触头材料,其优点表现为结

构简单,体积小、重量轻,安装方便,防火防爆,适合频繁操作而维护工作量小,燃弧时间短,熄弧后触头间隙介质强度恢复快,全开断时间短,触头寿命长等等。以某典型真空断路器为例,其技术参数:额定电压为6kV,额定电流为1250A/3150A,遮断电流为4OKA,最大关合电流(峰值)为1∞KA,动稳定电流(峰值)为1∞KA,3s热稳定电流(有效值)近

物M,1min工频耐压(有效值)为32kV,额定短路开断电流的直流分量应不小于30%,合|明时间运75m,燃弧时间

g15m,分闸时间运60±5m,分断时间运75±5mso

断路器由下述部件组成:弹簧储能的操动机构控制元件,装有真空灭弧室的三个极柱环靠浇铸绝缘子和绝缘支撑,以及连接断路器和动触头的绝缘操作杆等,形状做成小车型式,可方便地从开关柜中抽出和推进。

在厂用6kV回路中,真空断路器多用于6kV工作、备用电源进线断路器、大容量电动

如3AF真空断路器采用直流110V电压控制,与该断路器配套安装一套综合保护(MMP或mp),用于对高压电动机和低压厂用变压器的保护,对2侧KW以上电动机,一般还装设MDP型差动保护动作于相间故障。

MMP综合保护包括短路保护(正序速断)、接地保护(零序过流)、不平衡保护(负序阳?综合保护包括短路保护、过流保护、接地保护、瓦斯保护。

小车式真空断路器有断开、试验、合三个位置,将小车开关从断开位推到试验位加上控过流)、过负荷保护。机和变压器回路。

制熔丝进行分闸试验,将小车推至合闸位,加上动力熔丝,即可遥控或就地合闸。

真空断路器同其他类型的开关一样,在工作过程中不可避免地要经受电、热、机械、大气以及时间等因素的影响。因此,在使用中,应当考虑这些影响,真空断路器尽管触头部分是密闭的,不会因潮气、灰尘、有害气体等影响而降低其开断性能,但是在特别恶劣的环境中使用时,真空断路器的密封部分,特别是波纹管,还是会受到影响而可能使真空度降低,同时断路器的外绝缘也可能遭到破坏引起闪络、放电、短路等。因此在使用中应尽量保持良

好的环境,并定期检查灭弧室的真空度。同时虽然真空断路器具备良好的散热条件和足够的热容量,正常情况下不会因温升过高而受到损坏,但额定电流下的接触电阻发热特别是开断短路电流之后可能过重烧损触头的接触电阻发热要引起重视,在运行中要加强监视。真空断路器具有一定的过载能力。真空断路器能适应频繁操作要求,在使用中应对断路器经常检查、调整和维护。真空断路器具有良好的开断性能,但开断小电流时将产生电压截流现象截流产生的急剧电流变化会在电感的两端产生过电压,特别是对中小容量电机、干式变压器这类易受过电压影响的电感性负荷,要引起注意。断路器的基本性能主要取决于真空灭弧室的技术性能,同时需要操动机构的很好配合才能实现。只有当真空断路器的各项机械特性参数满足要求,断路器的诸项技术指标和性能才有保证。

2.接触器组合装置(F-C回路)

由高压限流熔断器(町钮,代号F)与交流高压真空接触器(CONmcmR,代号C)及隔离插头装配而成的手车,称为IC

手车。由F-C手车、综合保护装置及连接主母线、电绩的分支母线所组成的回路称为F-C回路。

接触器组合装置与真空断路器相比,造价有所降低,用它来控制和保护负荷,实现了开关无油化的要求,而且使配电装置的占地面积大大减小,现在广泛用于对厂用6kV12∞KW以下的电动机和16∞kVA以下的变压器进行控制和保护。

、

高压限流式熔断器、真空接触器、集成化的多功能综合保护继电器,及过电压保护装置按特定的方法和要求在元件特性上相互配合,构成了F-C回路的保护基本特性。F-C回路的基本工作原理是:负荷的正常启动和停止全部依靠真空接触器来完成,同时还承担着部分过负荷电流的开断任务,充分利用真空接触器可频繁操作、机械寿命长这种优势;而较为严重

的过负荷电流或短路电流的开断任务,则由高压限流式熔断器(F)来完成,充分利用高压限流式熔断器的限流特性以及预

期开断电流大的优势。将这两种元件组合在一起,保护上相互配合,扬长避短,使F-C回路具有不同于其他开关装置的一些特点,如额定电流小,开断电流大,可频繁操作,机械寿命长,可以用于某些特定的场合,以控制和保护某些负

载。利用F-C回路的限流特性又可减少电缆的截面,从而降低工程的造价。

高压限流熔断器、高压真空接触器和电动机微机综合保护器,按照特定的方法和要求,在特性上相互配合,构成了F-C回路保护负载的基本特性。它具有控制和保护高压中型电动机和电力变压器的功能。

F-C回路具有的功能主要有短路(速断)保护、过载(过电流)保护等,另外还根据设备的不同可以有电动机的堵转保护、零序电流保护、一次过电压保护、单相接地保护、断相保护装置等。

F-C小车式真空接触有断开、试验、合闸三个位置,其操作与真空断路器相似03.6kV断路器、接触器操作方法(1)6kV"VB"真空断路器的送电操作方法。1)检查开关本体无异常。

2)检查断路器分闸指示器、位置指示器指示正确。

3)将手车送至试验位,查机械卡锁装置落下,摇把推进器在弹出位置。4)推动二次插件手柄,将二次插件插好0

5)送上开关的操作、储能熔丝,查柜体保护室面板上接地开关、触头、分合闸指示器

指示正确。

6)合上储能小开关,查储能指示灯已亮。

7)将面板上控制方式选择开关切至"就地"位。

8)做手车开关分合闸试验,查小车开关分、合闸指示正常,指示器转换正确0

9)查开关在断开位,储能机构已释放,取下开关的操作、储能熔丝。10)握住二次插件手柄,取下二次插件,并将手柄复位,关闭柜门。11)插入摇把顺时针旋转,将手车开关摇至工作位。

12)拔出摇把,查位置指示器正确位置,摇把推进器在弹出位置。13)送上开关的操作、储能熔丝,查储能机构储能正常。

14)将面板上控制方式选择开关切至"远方"位。

(2)6kVF-C接触器停电的操作方法。1)检查接触器确已断开。

2)查柜体保护室上位置指示器指示正确

3)取下操作熔丝。

4)插入摇把,逆时针旋转,将手车推至试验位置。2)拔下二次插件。

3)根据安全措施要求解开机械闭锁,将手车拉至隔离位置。

二、低压开关设备

交流空气开关是低压厂用电系统中常用的开关设备,交流空气开关也称自动空气断路

器,当电路中发生过载、短路和欠压等不正常情况时,能自动切断电路;也可用作对不需频繁地起动的电动机接通、切断电

0

路。

按结构类型,交流空气开关可分为框架式(也称万能式)和塑料外壳式(也称装置式)两类。框架式交流空气开关能对配电电路、

用电设备实现多种不正常情况下的保护(如过我短路、欠压保护等);可通过各种传动机构实现手动(直接操作、贮能合、分闸操作、杠杆连动等)或自动(电磁铁、电动机或压缩空气)操作;可做成敞开式、手车式及其他防护型式;有数量较多的辅助触头,便于实现联锁和对辅助电路的控制。塑料外壳式交流空气

开关具有安全保护用的塑料外壳,结构紧凑、体积小、重量轻,使用安全可靠,适于单独发装。

电源

交流空气开关主要由以下三部分组成:①感觉元件。负责接收电路中的不正常情况或操作人员、继电保护系统发出的信号,通过传递元件使执行元件动作,如过流脱扣器或欠压脱

扣器等。②传递元件。负责力的传递、变换,包括操动机构、传动机构、自由脱扣机构、主

轴等。③执行元件。自动开关的触头及灭弧系统,主要承担电路的接通、分断任务。

1.自动开关的结构原理

图3

图364自动开关的结构原理

64为一般自动开关的结构原理,开关正处于1一主触头;2一传动杆;3一锁扣;4一轴;工作状态,三个主触头通过传动杆及

、

锁扣保持闭合,锁5一杠杆;←弹簧:7一过流脱扣器;8一欠扣可绕轴转动。当电路处于正常运行时,过流脱扣器的压脱扣器;9

11一弹簧

1←衔铁、

电磁线圈虽然串在主回路中,但是所产生的吸力不能使衔铁动作,只有当电路发生短路或过载时,衔铁才被迅速吸合,同时撞击杠杆,使锁扣脱扣,主触头被弹簧迅速拉开分断主电路。相反,在正常运行时,欠压脱扣器由于它的电磁线圈是并联在主电路的,在规定的正常电压范围内使衔铁吸合,同时克服弹簧的拉力。当电路出现故障,电压降低时(通常为额定的70%以下)吸力减小,衔铁被弹簧拉开并撞击杠杆,使锁扣脱扣,主触头在弹簧的作用下迅速分断电路O

2.自动开关操作方法简介

一般开关有接通位置、试验位置和断开位置,通过手柄开关摇至试验位置,合上熔丝,

可对开关进行分合试验,试验完成后将开关摇至接通位置,即远距离分合,亦可手动机械打跳。

第四节柴油发电机组及运行

一、概述

发电厂中的柴油发电机组是专门为大型单元机组配置的交流事故保安电源,当电网发生

事故或其他原因致使发电厂厂用电源长时间停电时,它可以给发电机组提供安全停机所必需的交流电源,如汽轮机盘车电动机电源、顶轴油泵电源、交流润滑油泵电源等,从而保证了汽轮发电机组在停机过程中不受损坏。

目前,单机容量为3∞MW的汽轮发电机组每台机组配置一套柴油发电机组,作为交流事故保安备用电源。保安负荷正常运行时由厂用电源工作段供电,事故状态下则切换至柴油发电机组应急供电。柴油发电机组运行不受电力系统运行状态的影响,启动迅速,当发电厂厂用电中的保安段母线失去电源后,柴油发电机组一般能在2Os之内自动启动,完全能够满足发电厂中允许短时间中断供电的交流事故保安负荷(如盘车电机、顶轴油泵、润滑油轰等)的供电要求。

下面以典型柴油发电机组为例,逐一介绍。

二、柴油发电机组性能及特点柴油发电机组有自启动功能、带负荷稳定运行功能、自动调节功能、自动控制功能、模拟试验功能等,现分述如下。

1.自启动功能

机组可以保证在发电厂全厂停电事故中,快速自启动带负荷运行,在元人值守的情况下,接到启动指令,能在2Os内一次自启动成功,在ωs内可实现一个自启动循环(即三次试启动)。机组自启动成功率很高。

2.带负荷稳定运行功能

柴油发电机自启动成功后,无论是在接带负荷过程中,还是在长期运行中,都可以做到

稳定运行。柴油发电机组能满负荷连续运行12h,有一定的承受过负荷能力,并可承受全电压下直接启动异步电动机的能力O3.自动调节功能

机组无论是在启动过程中,还是运行中,当负荷发生变化时,都可以自动调节电压和频率,以满足负荷对供电质量的要求。

机组随时处于准启动状态,在接到起动信号5s内,能可靠地起动并建立电压,频率达到额定值。当机组建立额定电压和频率后,检查同期或无压条件连锁合发电机出口断路器

(先跳保安段工作电源的进线断路器)

。

4.自动控制功能

机组自动控制功能很多,可以满足无人值守的要求,主要有:

(1)保安段母线电压自动连续监测,当有厂用电断电信号时机组自启动。(2)程序启动、远方启动、就地手动起动。

(3)机组在运行状态下的自动检测、监视、报警、保护功能。

(4)自动远方、就地手动、机房紧急于动停机功能。机组停机时先将负荷降至零,然后断开发电机出口断路器,驱动机延时2~5min自动停机或人工手动停机,紧急停机装置设有手动和电动操作O

5.模拟试验功能

机组在备用状态时,能够模拟保安段母线电压降至25%U或失压状态,使机组能快速自启动,但不闭合发电机出口断路器。

三、柴油发电机组的控制和励磁方式柴油发电机组的控制启动、保护、测量、信号系统一般采用直流24V电压,断路器控制、操作联络信号采用直流110V电压。

(1)控制。除自动控制的功能外,柴油发机组还有就地控制屏控制和主机组单元控制室

电源的正常切换是利用柴油机的馈线断路器和交流事故保安段上的工作电源进线断路器相互联锁实现。当保安段母线失压时,经3~6s延时(躲开继电保护和备用电源投入时间),通过保安段母线电压监视继电器及辅助继电器联动柴油发电机组自启动,远方控制两种控制方式O

同时联锁保安段工作电源进线断路器跳闸和柴油发电机组的馈线断路器合闸。当柴油发电机组满足条件合闸后,柴油发电机组投入,开始向保安母线供电。保安段工作电源恢复的时候,停机工作可以由值长令按程序自动停机或手动操作停机。

停机时,依次跳开柴油发电机组出口断路器,联锁跳开其馈线断路器,合保安段工作电源进线断路器。

(2)柴油发电机的励磁。柴油发电机采用自励恒压可控相复励方式和无刷励磁方式。励融系统具备有自动调压和强行励磁性能,对于自动励磁调整装置,可调电压为士5%U川强励倍数大于2,励磁回路的反应速度不大于0.058,动态和稳态调压性能都可

以满足保安段所带负荷的要求。励磁调整装置除了自动调整部分,还有手动调整部分,当需要手动调整

时,值班员可以就地操作。

四、柴油发电机组的运行

柴油机发电机组控制方式选择开关有"自动"

、

"手动""试验""断开""紧急启动"

、、、

五个位置,机组可以通过此开关选择机组所处状态。

当机组处于正常备用时,选择开关应置于"自动"位,使机组处于准启动状态,此时机当需要就地手动启动或停止机组运行时,应将选择开关置"手动"位置,在就地就能起当厂用电源正常时,又需要启动机组进行某些试验时,应将选择开关置"试验"位置,组能自动起动和远方手动起动,并自动闭合发电机出口断路器。动机组,并在检查同期或无压条件下手动操作闭合发电机出口断路器。

能就地手动起动机组到额定电压和频率,但不闭合发电机出口断路器。

当机组进行检修或某些维护工作,不允许机组启动时,应将选择开关切换至"断开"位,这样就可以同时闭锁手动启动和自动启动回路。

当选择开置于"紧急启动"位时,柴油发电机组在解除保护的情况下起动。直流系统运行

三、充电设备

蓄电池只能用直流电源来充电,发电厂厂用电是交流电。需要使用将交流电变为直流电的设备对蓄电池充电,即整流设备,如硅整流器、晒整流器等。

目前,广泛采用硅整流器作为直流电源蓄电池的充电设备。

整流装置的种类繁多,各个生产厂家对整流装置的型号标法不一致。即使是同一型号的

一、概述

由蓄电池组及充电设备(或其他类型直流电源)、直流屏、直流馈电网络等直流设备,

组成了发电厂的直流电源系统,简称直流系统。

发电厂的直流系统可分220V直流系统、110V直流系统,一般发电厂又将单元控制室和变电所的直流系统分开。单元控制室的

220V直流系统,一般每台机设置一组蓄电池组、两台充电设备(一工作一备用),采用单母线接线方式。两台机组220V直流母线经

隔离开关联络。单元控制室的110V直流系统,一般每台机设置2组蓄电池组、两台或更多充电设备,采用单母线接线或单母线分段接线方式。

不论发电厂的直流系统采用什么方案,所有的直流系统中都具有监视和测量直流电压和电流的表计、直流系统对地绝缘监察装置和电压监察装置、闪光装置、出线开关以及相应配的熔断器等设备

二、蓄电池的基础知识

蓄电池是一种独立可靠的直流电源。尽管蓄电池投资大,寿命短,且需要很多的辅助设

备(如充电和浮电设备、保暖、通风、防酸建筑等),以及建造时间长,运行维护复杂,但由于它具有独立可靠的特点,因而在发电厂和变电所内发生任何事故时,即使在交流电源全部停电的情况下,也能保证直流系统的用电设备可靠而连续地工

作。另外,不论如何复杂的继电保护装置、自动装置和任何型式的断路器,在其进行远距离操作时,均可用蓄电池的直流电作为操作电源。因此,蓄电池组在发电厂中不仅是操作电源,也是事故照明和一些直流自用机械的备用电源。

蓄电池是储存直流电能的一种设备,它能把电能转变为化学能储存起来(充电),使用时再把化学转变为电能(放电),供给

直流负荷,这种能量的变换过程是可逆的,也就是说,当蓄电池已部分放电或完全放电后,两极表面形成了新的化合物,这时如果

用适当的反向电流通人蓄电流,就可使已形成的新化合物还原成原来的活性物质,供下次放电之用

(二)直流绝缘监视装置

在直流装置中,发生一极接地时并不会引起任何危害,但长期一极接地是不允许的,因

为在同一级的另一点再发生接地后,就可能造成信号装置、继电保护和控制电路的误动作另外,在有一极接地时,假如再

发生另一级接地,就将造成直流系统短路,引起直流熔断器熔断或造成保护和断路器误动作。因此,不允许直流系统长期带一点

接地运行,为此需要设置直流系统绝缘监视装置。

(三)直流系统运行中的检查和维护

(1)直流母线电压的检查。直流母线电压应正常,保持在225V,允许在220~230V之

间波动。蓄电池应经常处于浮充电方式,每个蓄电池的电压应为2.15V,允许在2.1~2.21范围内变动。

(2)充、放电电流的检查。摸清负荷变化规律,随时注意充电及放电电流的大小,并作

好记录。放电后应及时充电,即使有特殊情况,也不得超过24h

。(3)极板颜色和形状的检查。在充好电后,正极板是红褐色(过二氧化铝),负极板是深灰色(铅绵)。在放电后,

正极板是浅褐色,负极板是浅灰色。极板形状不应弯曲、短路、断裂和鼓肚;极板上不应生盐,有效物质(Pb02)不应大量脱落。

(4)对代表电池的检查。对指定的代表电池,测量其电压、比重和液温,从而观察蓄电

池的工作情况。

(5)电解液液面、温度和比重的检查。电解液的液面应经常高于极板上边10~2Omc电解液(在运行中)的温度不得低于10℃,不得高于25℃,在充电过程中不得超过4ot在浮充电运行时,蓄电池的电解液比重一般应保持为1.20~1.21(土15℃)

。

(6)蓄电池电解液冒泡情况的检查。蓄电池在正常情况下,电解液会冒出细小气泡。(7)沉淀物的检查。电池在正常情

况下,沉淀物的高度距极板下边应在1Om左右。(8)绝缘电阻的检查。应定期检查蓄电池的绝缘电阻,用电压表法测出的绝缘电阻值应

不小于0.2MO(电池电压为220V)

。

(9)各接头和连接导线的检查。经常检查各接头与导线连接是否紧密,有元腐蚀现象。(10)室温的检查。蓄电池室应保持适当的温度(10~30℃),并保持良好的通风和照明。

五、直流系统的异常运行及事故处理

直流系统中发生两点接地时,可能会引起直流熔断器熔断或造成保护和断路器误动作,

这对安全运行有极大的危害性。其危害体现在:①直流系统中,如发生一点接地后,在同一极的另一地点再发生接地或另一极的一点接地时,便构成两点接地短路,将造成信号装置、继电保护和断路器的误动作。②两点接地可能造成断路器拒绝动作。③

两点接地引起熔断器熔断,同时有烧坏继电器触点的可能。

当直流系统发生一点接地时,应迅速寻找接地点,并尽快消除,以防止发展成两点接地故障o

1.直流系统一点接地处理的原则

根据运行方式、操作情况、气候影响来判断可能接地的地点:①先信号和照明部分后操作部分;②先室外部分后室内部分;③先负荷后电源。

根据以上原则采取拉路寻找分路处理的方法。在切断各专用直流回路时,切断时间不得超过3s,不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时,应及时找出接地点,尽快消除。

2.直流系统接地处理步骤

值班人员听到警铃响,看到"直流母线接地"光字牌亮时,值班人员应切换接地电压

表,判明直流接地的极性。当判明接地的极性后,向调度员汇报直流系统接地情况,然后进行如下处理:

(1)对绝缘水平低,存在设备缺陷及有检修工作的电气设备和线路进行检查,是否有接

地情况。

(2)询问载波室是否有直流系统故障。(3)取下中央信号回路熔断器。(4)拉开直流照明电源开关。(5)拉开断路器合闸电源开关。(6)拉开断路器操作电源开关。

(7)检查蓄电池、硅整流装置是否有接地现象。

(8)当发现某一专用直流回路有接地时,应分别取下各分支线的操作熔断器,找出接地点,并进行处理。

值班人员在切断上述每一直流回路后,应迅速恢复送电,在切断每一回路过程中,值班人员应根据仪表和信号装置的

指示,判断是否有接地。如切断时接地消失,恢复送电后接地出现,则可肯定接地发生在该回路上,应设法消除。

检查直流系统接地时的应注意:①禁止使用灯泡寻找接地点,以防止直流回路短路。②使用仪表检查接地时,所有仪表的内阻不应小于2

侧。/V。③当直流系统发生接地时,禁止在二次回路上工作。④检查直流系统一点接地时,应防止直流回路另一点接地,造成直流

短路。⑤寻找和处理直流系统接地故障,必须有二人进行。⑤在拉路寻找直流系统接地前,应采取必要措施,用以防止因直流电源中断装置误动作。

第七章发电机-变压器组的继电保护

第一节发电机一变压器组保护概述

一、大型火电发电机组的特点

(1)体积小,材料的有效利用率大大提高。因此使机组的热容量与铜损铁损之比明显下

降,定子绕组承受对称过负荷的能力、转子励磁绕组承受过负荷的能力、转子表面承受负序过电流的能力降低O(2)发电机容易出现局部过热状态,机组端部的漏磁增加,但定子端部的冷却条件相对较差;此外,当线棒为内冷方式时,由于冷却通道阻塞将引起线棒局部过热。(3)与中、小型机组相比,发电机的惯性常数、平均异步转矩、静态稳定储备系数都有明显下降。因此,大型机组的稳定运行容易遭到破坏而发生摇摆现象甚至失步。(4)发电机的超瞬变电抗增大,机端发生短路故障时,使短路电流水平降低。(5)发电机采用了较复杂的冷却方式,如双水内冷、氢气内冷等。绕组对地的绝缘有所下降,故障的机率提高。

(6)采用了较复杂的半导体励磁系统。由于设备的故障机率升高,引起发电机失磁或过

电压的可能性增大。

(7)大型发电机组均采用单元制接线。发电机与变压器之间、或机端与厂用分支之间一般不装设断路器。单元机组与系统之间的连接电抗比较大。

(8)发电机价值昂贵,检修的难度与工作量大,故障停电将造成重大的经济损失。根据大型机组的特点,首先应提高保护装置的可靠性,并适当地增加一些保护。对大型

发电机一变压器组的主保护,要保证在保护范围内任一点发生各种故障,均有双重或多重主保护动作,故障能有选择性、快

速、灵敏地被切除,使机组受到的损伤最轻、对电力系统的影响最小;在加强主保护的前提下,注意后备保护的简化,过于复杂的后备保护配置方案是不必要的,运行实践证明反而是有害的。

总之,大型机组的出现,对继电保护提出了更高的要求,而现代科学技术的发展,又促进继电保护不断地发展和变革O

二、发电机故障类型和发电机的异常运行方式

保证发电机安全经济运行,防止发电机遭受严重的破坏,对保证电力系统运行的稳定

性、保证用户供电的可靠性,起着决定性的作用。在现代电力系统中,大容量发电机组所占的比重不断增加,要配置较为完善的保护方案,最大限度地保证电力系统安全连续运行,并将故障和不正常运行方式对电力系统的影响限制到小的范围O

发电机的内部故障主要是定子绕组和转子励磁绕组绝缘的损坏所引起。其具体故障形式有:(1)定子绕组的相间短路是危害发电机安全运行最严重的一种故障,故障点所产生的电

弧,不但会损坏绝缘,而且可能烧坏定子铁心和绕组,甚至引起火灾,给发电机的修复工作

带来巨大的困难。

(2)定子绕组同相不同分支和同相同分支之间的匣间短路。大型发电机组的定子绕组多为双分支并联,两分支同槽同相

的槽数占相当大比例。在运行过程中,由于电磁力引起的振动使绝缘磨损,匣间短路的可能性仍存在。由于故障点的电流较大,从而导致绝缘进一步损坏,以至伴随单相接地故障产生,使发电机的修复工作量大大增加。

(3)定子绕组开焊故障。

(4)定子绕组的单相接地故障。接地点流过的故障电流是发电机及发电机所在电压等级

里的连接元件的对地电容电流。当电流大到一定程度并持续一定时间时,将损坏定子铁心及其绝缘,甚至进一步引起匣间短路或相间短路。

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