失磁保护
发电机失磁保护作为发电机励磁电流异常下降或完全消失的失磁故障保护,由发电机定子阻抗作为主判据,结合发电机励磁低电压和系统低电压作为辅助判据,并具备TV断线闭锁功能,TV断线发告警信号。
其动作逻辑如下:
系统低电压〈定值
& t3/0 发信或发信且停机
阻抗圆满足
& t/0 + t1/0 发信或发信且切换励磁
PT断线
& t2/0 发信或发信且停机
Ufd转子低电压〈
转子低电压动作判据方程为:
Kf×Vfd/125 < (P-Pt)/866
3.5 过负荷保护
发电机过负荷保护反应发电机定子绕组过负荷或故障引起的定子绕组过流而导致绕组过热,保护判别发电机绕组B相电流的大小,当电流大于整定值时经延时发告警信号。
3.6 复合电压过电流保护
发电机复合电压过流保护是作为发电机对称和不对称短路故障的后备保护,保护判别发电机三相电流、AC相线电压和负序电压,当任一相电流大于定值,且AC相线电压小于定值或负序电压大于定值时出口,保护设置有两段延时,一段动作于解列或解列灭磁,二断动作于停机,保护可选择带电流记忆功能。
3.7 反时限过电流保护
发电机反时限过流保护反应发电机定子绕组电流大小,保护绕组因电流过大而导致定子绕组过热,保护判别发电机三相电流大小,由三个部分组成:
下限定时限:当三相电流任一相电流大于下限定值但不满足反时限启动值时,按下限延时动作于告警信号;
反时限:当三相电流任一相电流大于反时限启动值时,按反时限动作方程 (I2-1)t≥K动作, 式中:I--为发电机电流标么值,K—发电机定子绕组允许发热时间的常数;
上限定时限:当三相电流任一相电流大于上限定值,按上限延时动作于出口跳闸。
3.8 横差保护
发电机横差保护通常用于反应发电机定子绕组的匝间短路和某一并联绕组的开焊,保护取自发电机中性点双分支间的不平衡基波电流,但电流大于定值时经整定延时动作于告警或跳闸。
3.9 反时限负序过流保护
电力系统中发生不对称短路或三相负荷不平衡时可能在发电机定子绕组中流过负序电流,并在转子中产生倍频电流,引起转子表层过热,发电机反时限负序过流保护保护转子在上述情况下不长期过热使转子绝缘降低而导致发电机损坏,保护判别发电机定子负序电流大小,由三个部分组成:
下限定时限:当负序电流大于下限定值但不满足反时限启动值时,按下限延时动作于告警信号;
反时限:当负序电流大于反时限启动值时,按反时限动作方程(I22-K)t≥A动作,式中:I2--为发电机负序电流标么值,K—发电机长期运行运行负序电流的标么值,A—发电机转子表层承受负序电流能力的常数;;
上限定时限:当负序电流大于上限定值,按上限延时动作于出口跳闸。
3.10 定子过电压保护
对于发电机,尤其是水轮发电机,在甩负荷后由于调速系统调速跟不上,容易出现定子电压**出允许范围的过电压现象;此时一般需配备过电压保护,保护取自发电机机端线电压,当任一相大于整定值时经整定的延时动作于停机。
3.11 定子接地保护
发电机定子接地保护可用于发电机中性点不接地或经消弧线圈接地的接地方式,保护取自发电机机端开口△绕组电压,当开口△绕组电压大于整定值时经整定延时出口。
3.12 转子一点接地保护
对于水轮发电机多应装设转子一点接地保护,保护动作于信号,保护采用新型叠加直流原理,利用微机智能化测量技术克服传统保护中两较灵敏度不均匀的缺点,能准确计算出转子对地的绝缘电阻值,保证转子任一点对地接地的灵敏度,同时在不起励时也能发现转子一点接地故障,保护根据计算出的转子对地电阻,当电阻小于整定值时经整定延时发告警信号。
ÞÙJ
状态量电平:
CPU及通信接口模件的输入状态量电平 24V(18 V~30V)
GPS对时脉冲输入电平 24V(18 V~30V)
各CPU输出状态量(光耦输出)允许电平 24V(18 V~30V)
驱动能力 150mA
2.2 主要技术性能
2.2.1采样回路精确工作范围(10%误差)
电压:0.4 V~120V
电流:0.08In-20In
2.2.2接点容量
信号回路接点载流容量 400VA
信号回路接点断弧容量 60VA
2.2.3跳合闸电流
断路器跳闸电流 0.5A~4A(订货注明)
断路器合闸电流 0.5A~4A(订货注明)
2.2.4各类元件精度
电流元件: <±5%
电压元件: <±5%
时间元件: 0s-1s时,误差不**过40ms;
1s以上时,误差不**过<±2.5%;
频率偏差: <±0.02Hz
2.2.5整组动作时间(包括继电器固有时间)
速动段的固有动作时间:
1.2倍整定值时测量,不大于50ms
2.2.6 暂态追赶
不大于5%
模拟量测量回路精度
装设**测**模件的测控装置:
电流、电压:0.2级
功率、电度:0.5级
3.3.6 同频并网
装置在检测到允许同频并网控制字投入(KG1.7-=1)时,可以进行同频并网。同频并网条件:起动后装置检测到|fg-fs|≤0.025Hz(装置内定,相当于整步表转速≥40s/圈),|Ug-Us|≤ΔUtp及|θg-θs|≤Δθtp开始计时,并在Ttp时间内条件一直满足,则发合闸令。此功能为弥补自动调速系统失灵而设,现场酌情投退。
3.3.7 导前时间测定及合闸逻辑
装置对应于1到4号同期点,分别设置了一个测导前时间开入接口(DI5~8/5X5~8),同时作为运行方式判断的开入接口。无压合闸、线路型同期合闸、机组型同期合闸或同频合闸成功后(对应测导前时间开入=1)均可进行导前时间的测定,事实上就是测断路器合闸时间,装置固有出口时间已由装置内部补偿。现场调试时可将导前时间整定一个大于实际断路器合闸时间的值,投入“自动存导前时间”控制字(KG1.8=0),用装置对断路器合一次闸即可将合闸时间保存在该区定值中。装置合闸脉冲宽度为2倍导前时间。合闸成功后5s内不允许再次进行同期操作。若装置发出合闸令后3倍导前时间内未收到合闸反馈信号,则报“合闸失败”并告警。装置合闸出口接点(7X6/7X7)为两个合闸继电器接点串接输出,防止接点粘连导致非同期合闸;合闸信号接点(7X1/7X3)为两个合闸继电器接点并接输出。
3.3.8 告警处理
装置告警后,液晶屏显示告警信号,点亮装置面板上“告警”红灯并中止同期过程,同时起动内部告警继电器切断加速、减速、升压、降压及合闸出口继电器负电源。若需再次进行同期操作,必须将装置复归(复归按钮或后台复归)。
4定值清单及说明
装置设单个定值区。
定值表:
1DL或2DL的设置可采用方式1,即检测到DL为分位时转为机组型,DL为合位时转为线路型。
控制字2中KG2.7/KG2.6/KG2.5控制方式2所需检测的系统侧电源进线同期点对象编号,KG2.12/KG2.11/KG2.10控制方式2所需检测的待并侧电源进线同期点对象编号,KG2.9/KG2.8控制所需投入反向调节的机组编号,KG2.14/KG2.13控制所需投入正向调节的机组编号。
3.3.3 无压合闸
装置在调入定值并判定该同期点类型为线路型、线路转机组方式1或线路转机组方式2时,系统侧电压Us或待并侧电压Ug任一侧无压(Us≤40V或Us≤40V),延时20ms发合闸令;两侧均有压(Us>40V且Ug>40V)时报“无压条件不满足”并告警。
装置在调入定值并判定该同期点类型为机组型时,根据控制字KG1.9判定“机组无压检任一侧/KG1.9=0)”还是“机组无压检系统侧”。若KG1.9=0,满足系统侧电压Us或待并侧电压Ug任一侧无压(Us≤40V或Us≤≤40V),延时20ms发合闸令;两侧均有压时报“无压条件不满足”并告警。若KG1.9=1,满足系统侧无压且待并侧有压(Us≤40V且Ug≥80V)时, 延时20ms发合闸令;系统侧有压或待并侧无压(Us>40V或Ug<80V)时,报“无压条件不满足”并告警。
3.3.4 同期合闸
同期合闸分为线路型和机组型两类。
线路型同期点满足压差小于整定值且相位差小于整定值(|Ug-Us|≤ΔU且│Arg(Ug/Us)-θgy│≤θhb)时,延时20ms发合闸令;若压差过大(|Ug-Us|>ΔU),报“压差不满足”并告警;若相位差过大(│Arg(Ug/Us)-θgy│>θhb),报“相差不满足”并告警。
机组型同期点原理和实现方法:
机组同期时,必须考虑三个因素:压差、频差及相位差。对于发电机组而言,压差产生的冲击电流并不会对机组产生太大的影响,因为发电机组在短时间内是可以承受短路电流冲击的。但为什么有的非同期合闸会造成机组大轴弯曲、定子线圈撕裂、绝缘损坏甚至造成电网事故呢?究其原因,是因为在机组并网的时刻,系统侧旋转电势与机组侧旋转电势偏离角度过大,在断路器合闸的瞬间,系统会在较短的时间内将发电机组拉入同步,这就使得在发电机转子上随受相当大的扭矩,手动并网时有时会听到发电机“嗡”的一声就是系统将机组拉入同步时相差过大引起的。即使采用了微机自动同期装置,如果合闸时相位控制不好,长期下去也必会对给机组造成内伤。
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