电气基础问答 [电力调度技术问答] 点击：2999 | 回复：18
发表于：2007-04-19 22:40:00
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1、发电厂按使用能源划分有几种基本类型?
答:发电厂按使用能源划分有下述基本类型:
(1)、火力发电厂:火力发电是利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电。火力发电的发电机组有两种主要形式:利用锅炉产生高温高压蒸汽冲动汽轮机旋转带动发电机发电,称为汽轮发电机组;燃料进入燃气轮机将热能直接转换为机械能驱动发电机发电,称为燃气轮机发电机组。火力发电厂通常是指以汽轮发电机组为主的发电厂。
(2)、水力发电厂:水力发电是将高处的河水(或湖水、江水)通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电。以水轮发电机组发电的发电厂称为水力发电厂。
水力发电厂按水库调节性能又可分为:
①、径流式水电厂:无水库,基本上来多少水发多少电的水电厂;
②、日调节式水电厂:水库很小,水库的调节周期为一昼夜,将一昼夜天然径流通过水库调节发电的水电厂;
③、年调节式水电厂:对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电的水电厂;
④、多年调节式水电厂:将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节,多年调节的水库容量较大,将丰水年的多余水量存入水库,补充枯水年份的水量不足,以保证电厂的可调出力。
(3)、核能发电厂:核能发电是利用原子反应堆中核燃料(例如铀)慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电。以核能发电为主的发电厂称为核能发电厂,简称核电站。根据核反应堆的类型,核电站可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。
(4)、风力发电场:利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电,由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称为风力发电场。
(5)、其他还有地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。
2、锅炉的循环方式有几种,简述其含义?
答:火力发电厂中的锅炉按水循环方式可分为自然循环,强制循环,直流锅炉三种类型。 依靠工质的重度差而产生的循环流动称为自然循环。借助水泵压头使工质产生的循环流动称为强制循环。 自然循环形成:汽包、下降管、下联箱和上升管(即水泠壁)组成一个循环回路。由于上升管中的水在炉内受热产生了蒸汽,汽水混合物的重度小,而下降管在炉外不受热,管中是水,其重度大,两者重度差就产生推动力,水沿下降管向下流动,而汽水混合物则沿上升管向上流动,这样就形成水的自然循环流动。 强制循环锅炉的结构与自然循环基本相同,它也有汽包,所不同的在下降管中增加了循环泵,作为增强汽水循环的动力。 直流炉的结构与自然循环锅炉结构不同,它没有汽包,是依靠给水泵压力使工质锅炉受热面管子中依次经过省煤器,蒸发受热面和过热器一次将水全部加热成为过热蒸汽。现在一般只宜用于亚临界,超临界压力锅炉。 强制循环锅炉与自然循环锅炉比较: 优点:可适用于亚临界、超临界压力;由于工质在受热面中是强制流动,因而受热面的布置较灵活,受热均匀水循环好;起停炉快;水冷壁可使小管径、薄管壁(压力准许),相对汽包容积减小,节省钢材。 缺点:加装循环泵,系统复杂,投资高,检修困难。
3、试述火力发电厂主要生产过程?
答:火力发电厂(以燃煤发电厂为例)主要生产过程是:储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中,再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。煤粉送至分离器进行分离,合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器,由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到过热器,加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽,经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转,汽轮机带动发电机发电,发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水,凝结水经凝结泵送到低压加热器加热,然后送到除氧器除氧,再经给水泵送到高压加热器加热后,送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程,即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽,送到锅炉的再热器重新加热,使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后,送到汽轮机中压缸继续做功。
4、锅炉本体有哪些主要部件?各有什么主要功能?
答:在火力发电厂中,锅炉的功能是利用燃料燃烧放出的热能产生高温高压蒸汽。锅炉本体的结构和主要部件都是为了实现它的功能而设置的。锅炉本体的结构有炉膛、水平烟道和垂直烟道(尾部烟道),主要部件按燃烧系统和汽水系统来设置,有空气预热器、喷燃器、省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器等。 空气预热器分层布置在垂直烟道中(旋转式的不分层,布置在垂直烟道底部),它把送风机送来的空气利用流经垂直烟道的烟
答:发电厂按使用能源划分有下述基本类型:
(1)、火力发电厂:火力发电是利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电。火力发电的发电机组有两种主要形式:利用锅炉产生高温高压蒸汽冲动汽轮机旋转带动发电机发电,称为汽轮发电机组;燃料进入燃气轮机将热能直接转换为机械能驱动发电机发电,称为燃气轮机发电机组。火力发电厂通常是指以汽轮发电机组为主的发电厂。
(2)、水力发电厂:水力发电是将高处的河水(或湖水、江水)通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电。以水轮发电机组发电的发电厂称为水力发电厂。
水力发电厂按水库调节性能又可分为:
①、径流式水电厂:无水库,基本上来多少水发多少电的水电厂;
②、日调节式水电厂:水库很小,水库的调节周期为一昼夜,将一昼夜天然径流通过水库调节发电的水电厂;
③、年调节式水电厂:对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电的水电厂;
④、多年调节式水电厂:将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节,多年调节的水库容量较大,将丰水年的多余水量存入水库,补充枯水年份的水量不足,以保证电厂的可调出力。
(3)、核能发电厂:核能发电是利用原子反应堆中核燃料(例如铀)慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电。以核能发电为主的发电厂称为核能发电厂,简称核电站。根据核反应堆的类型,核电站可分为压水堆式、沸水堆式、气冷堆式、重水堆式、快中子增殖堆式等。
(4)、风力发电场:利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电,由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称为风力发电场。
(5)、其他还有地热发电厂、潮汐发电厂、太阳能发电厂等。
2、锅炉的循环方式有几种,简述其含义?
答:火力发电厂中的锅炉按水循环方式可分为自然循环,强制循环,直流锅炉三种类型。 依靠工质的重度差而产生的循环流动称为自然循环。借助水泵压头使工质产生的循环流动称为强制循环。 自然循环形成:汽包、下降管、下联箱和上升管(即水泠壁)组成一个循环回路。由于上升管中的水在炉内受热产生了蒸汽,汽水混合物的重度小,而下降管在炉外不受热,管中是水,其重度大,两者重度差就产生推动力,水沿下降管向下流动,而汽水混合物则沿上升管向上流动,这样就形成水的自然循环流动。 强制循环锅炉的结构与自然循环基本相同,它也有汽包,所不同的在下降管中增加了循环泵,作为增强汽水循环的动力。 直流炉的结构与自然循环锅炉结构不同,它没有汽包,是依靠给水泵压力使工质锅炉受热面管子中依次经过省煤器,蒸发受热面和过热器一次将水全部加热成为过热蒸汽。现在一般只宜用于亚临界,超临界压力锅炉。 强制循环锅炉与自然循环锅炉比较: 优点:可适用于亚临界、超临界压力;由于工质在受热面中是强制流动,因而受热面的布置较灵活,受热均匀水循环好;起停炉快;水冷壁可使小管径、薄管壁(压力准许),相对汽包容积减小,节省钢材。 缺点:加装循环泵,系统复杂,投资高,检修困难。
3、试述火力发电厂主要生产过程?
答:火力发电厂(以燃煤发电厂为例)主要生产过程是:储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备从储煤场送到锅炉的原煤斗中,再由给煤机送到磨煤机中磨成煤粉。煤粉送至分离器进行分离,合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器,由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到过热器,加热成符合规定温度和压力的过热蒸汽,经管道送到汽轮机作功。过热蒸汽在汽轮机内作功推动汽轮机旋转,汽轮机带动发电机发电,发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器什压后引出送到电网。在汽轮机内作完功的过热蒸汽被凝汽器冷却成凝结水,凝结水经凝结泵送到低压加热器加热,然后送到除氧器除氧,再经给水泵送到高压加热器加热后,送到锅炉继续进行热力循环。再热式机组采用中间再热过程,即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽,送到锅炉的再热器重新加热,使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后,送到汽轮机中压缸继续做功。
4、锅炉本体有哪些主要部件?各有什么主要功能?
答:在火力发电厂中,锅炉的功能是利用燃料燃烧放出的热能产生高温高压蒸汽。锅炉本体的结构和主要部件都是为了实现它的功能而设置的。锅炉本体的结构有炉膛、水平烟道和垂直烟道(尾部烟道),主要部件按燃烧系统和汽水系统来设置,有空气预热器、喷燃器、省煤器、汽包、下降管、水冷壁、过热器、再热器等。 空气预热器分层布置在垂直烟道中(旋转式的不分层,布置在垂直烟道底部),它把送风机送来的空气利用流经垂直烟道的烟
发表于：2007-04-19 22:40:00
1楼
6、汽轮发电机组的停机方式有几种,简述过程及注意事项。
答:汽轮发电机的停机可分为正常停机及故障停机,对于正常停机按其停机过程不同又可以分为定参数停机与滑参数停机。
(1)、定参数停机
即在停机过程中,主蒸汽参数保持在额定值不变,仅通过关小调门减少进汽量来减少负荷,一般可以在40-50min内将负荷减至零,电气解列,汽机打闸停机。这样停机后汽机金属温度保持在较高水平,利于再次启动,尽快接带负荷。
注意事项:在减负荷过程中,必须严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化。一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。
(2)、滑参数停机
即在停机过程中,调门保持全开,仅通过降低主蒸汽的参数方法来减少负荷。如果整个过程全部采用滑参数方式,停机后汽缸温度可以达到较低的水平,有利于汽机检修,缩短工期。对于20MW以上机组一般采取滑参数方式停机。额定工况下滑停应先把负荷减至80-85%额定负荷,随主蒸汽参数降低全开调门,稳定一端时间。当金属温度降低,各部件温差减小后,开始滑停。滑停一般分段进行。严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化,一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。减至较低负荷时,打闸停机,锅炉熄火,电气解列发电机。
注意事项:
1) 主蒸汽必须保持有50℃的过热度。
2) 整个停机过程中主蒸汽温降必须控制在1-2℃/min内,再热机组再热蒸汽温降控制在2℃以内。当主汽温度低于汽缸,法兰温度35℃时,应停止参数滑降,稳定运行一段时间。
7、汽轮发电机组启动方式有几种,简述启动过程?
答:按启动过程中新蒸汽参数的情况,可分为额定参数启动和滑参数启动两种启动方式;按汽轮机启动前的金属温度高低,又可分为冷态启动和热态启动;按冲动转子时所用阀门的不同,又可分为调节门启动、自动主汽门和电动主闸门(或其旁路门)启动。 额定参数冷态启动电动主闸门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定值。启动过程一般包括主蒸汽管道暖管及前期准备,冲动转子暖机升速,定速并列带负荷等阶段。 主蒸汽管道暖管及前期准备:冷态的主蒸汽管道被高温高压的新蒸汽加热到与新蒸汽同温度压力的状态称为主蒸汽管道暖管。在暖管过程中,可以进行启动前的准备,凝汽器通循环水,启动凝结水泵,抽真空,送轴封,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。 冲动转子暖机升速:冲动转子一般使用调门或电动主闸门(或其旁路门),这根据汽机调速系统的不同来选择。冲动转子后控制转子转速分别进行低,中,高速暖机。暖机过程中严格控制汽缸壁温升,上下缸,内外缸,法兰,螺栓等处温差。一般控制温升在1-2℃/min,温差在30-50℃内。 定速并列带负荷:汽机转速3000r/min定速,电气进行并列操作,机组并列,带负荷暖机。带负荷暖机过程中仍应严格控制各处温升及温差等。随缸温升高,机组接带负荷至额定出力。(整个启动过程共需时约8小时) 滑参数冷态启动 电动主闸门前的新汽参数随转速、负荷的升高而滑升,汽轮机定速或并网前,调门一般处于全开状态。启动过程一般为:锅炉点火及暖管,冲动转子升速暖机,并列接带负荷等。 锅炉点火及暖管:锅炉点火前,汽机应做好前期准备包括凝汽器通循环水,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。联系锅炉点火,汽机抽真空,送轴封。锅炉升温升压,应及时开启旁路。电动主闸门前压力,温度达到冲动转子条件时,即可冲动转子。 冲动转子升速暖机:冲动转子后,低速暖机全面检查后即可在40-60min内将转速提到3000r/min,定速。并列接带负荷:定速后应立即并列接带少量负荷进行低负荷暖机。联系锅炉加强燃烧,严格按启动曲线控制升温升压速度。70%额定负荷后,汽缸金属的温度水平接近额定参数下额定工况下金属的温度水平时,锅炉滑参数加负荷的过程结束。此后,随着锅炉参数的提高,逐渐关小调门保持负荷不变,锅炉定压。当主汽参数达到额定值后再逐渐开大调门加负荷至额定出力。
8、什么是汽轮机的真空和真空度?简述其物理含义。
答:当容器中的压力低于大气压力时,把低于大气压力的部分叫做真空,而容器内的压力叫绝对压力。另一种说法是,凡压力比大气压力低的容器都称做真空。真空有程度上的区别:当容器内没有压力即绝对压力等于零时,叫做 完全真空;其余叫做不完全真空。汽轮机凝汽器内的真空就是不完全真空。 真空、绝对压力与大气压力之间的关系如下: h1 + h2 = h 式中 h1:容器内真空水银柱的高度,单位:mm h2:相当于容器内绝对压力的水银柱高度,单位:mm h: 大气压力的水银柱高度,单位:mm 真空也可以用百分比表示,叫做真空度,即用测得的真空水银柱高度除以相当于大气压力的水银柱高度,再化为百分数表示,用公式表示为: 真空度= h1/ h×100%。 在凝汽器内绝对压力不变的情况下,真空度随着大气压力的变化而变化。所以,在理论计算上使用绝对压力来表示汽轮机凝汽器内的真空较为妥善。在已经测得大气压力和凝汽器内真空水银柱高度之后,绝对压力可由下述公式计算: P =( h - h1)/735.6 (工程大气压) 例如:测得汽轮机凝汽器内的真空等于720
答:汽轮发电机的停机可分为正常停机及故障停机,对于正常停机按其停机过程不同又可以分为定参数停机与滑参数停机。
(1)、定参数停机
即在停机过程中,主蒸汽参数保持在额定值不变,仅通过关小调门减少进汽量来减少负荷,一般可以在40-50min内将负荷减至零,电气解列,汽机打闸停机。这样停机后汽机金属温度保持在较高水平,利于再次启动,尽快接带负荷。
注意事项:在减负荷过程中,必须严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化。一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。
(2)、滑参数停机
即在停机过程中,调门保持全开,仅通过降低主蒸汽的参数方法来减少负荷。如果整个过程全部采用滑参数方式,停机后汽缸温度可以达到较低的水平,有利于汽机检修,缩短工期。对于20MW以上机组一般采取滑参数方式停机。额定工况下滑停应先把负荷减至80-85%额定负荷,随主蒸汽参数降低全开调门,稳定一端时间。当金属温度降低,各部件温差减小后,开始滑停。滑停一般分段进行。严格控制汽机金属温度的下降速度和温度的变化,一般要求金属温度的下降速度控制在1.5℃/min之内。减至较低负荷时,打闸停机,锅炉熄火,电气解列发电机。
注意事项:
1) 主蒸汽必须保持有50℃的过热度。
2) 整个停机过程中主蒸汽温降必须控制在1-2℃/min内,再热机组再热蒸汽温降控制在2℃以内。当主汽温度低于汽缸,法兰温度35℃时,应停止参数滑降,稳定运行一段时间。
7、汽轮发电机组启动方式有几种,简述启动过程?
答:按启动过程中新蒸汽参数的情况,可分为额定参数启动和滑参数启动两种启动方式;按汽轮机启动前的金属温度高低,又可分为冷态启动和热态启动;按冲动转子时所用阀门的不同,又可分为调节门启动、自动主汽门和电动主闸门(或其旁路门)启动。 额定参数冷态启动电动主闸门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定值。启动过程一般包括主蒸汽管道暖管及前期准备,冲动转子暖机升速,定速并列带负荷等阶段。 主蒸汽管道暖管及前期准备:冷态的主蒸汽管道被高温高压的新蒸汽加热到与新蒸汽同温度压力的状态称为主蒸汽管道暖管。在暖管过程中,可以进行启动前的准备,凝汽器通循环水,启动凝结水泵,抽真空,送轴封,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。 冲动转子暖机升速:冲动转子一般使用调门或电动主闸门(或其旁路门),这根据汽机调速系统的不同来选择。冲动转子后控制转子转速分别进行低,中,高速暖机。暖机过程中严格控制汽缸壁温升,上下缸,内外缸,法兰,螺栓等处温差。一般控制温升在1-2℃/min,温差在30-50℃内。 定速并列带负荷:汽机转速3000r/min定速,电气进行并列操作,机组并列,带负荷暖机。带负荷暖机过程中仍应严格控制各处温升及温差等。随缸温升高,机组接带负荷至额定出力。(整个启动过程共需时约8小时) 滑参数冷态启动 电动主闸门前的新汽参数随转速、负荷的升高而滑升,汽轮机定速或并网前,调门一般处于全开状态。启动过程一般为:锅炉点火及暖管,冲动转子升速暖机,并列接带负荷等。 锅炉点火及暖管:锅炉点火前,汽机应做好前期准备包括凝汽器通循环水,检查润滑油系统,启动盘车连续运转等。联系锅炉点火,汽机抽真空,送轴封。锅炉升温升压,应及时开启旁路。电动主闸门前压力,温度达到冲动转子条件时,即可冲动转子。 冲动转子升速暖机:冲动转子后,低速暖机全面检查后即可在40-60min内将转速提到3000r/min,定速。并列接带负荷:定速后应立即并列接带少量负荷进行低负荷暖机。联系锅炉加强燃烧,严格按启动曲线控制升温升压速度。70%额定负荷后,汽缸金属的温度水平接近额定参数下额定工况下金属的温度水平时,锅炉滑参数加负荷的过程结束。此后,随着锅炉参数的提高,逐渐关小调门保持负荷不变,锅炉定压。当主汽参数达到额定值后再逐渐开大调门加负荷至额定出力。
8、什么是汽轮机的真空和真空度?简述其物理含义。
答:当容器中的压力低于大气压力时,把低于大气压力的部分叫做真空,而容器内的压力叫绝对压力。另一种说法是,凡压力比大气压力低的容器都称做真空。真空有程度上的区别:当容器内没有压力即绝对压力等于零时,叫做 完全真空;其余叫做不完全真空。汽轮机凝汽器内的真空就是不完全真空。 真空、绝对压力与大气压力之间的关系如下: h1 + h2 = h 式中 h1:容器内真空水银柱的高度,单位:mm h2:相当于容器内绝对压力的水银柱高度,单位:mm h: 大气压力的水银柱高度,单位:mm 真空也可以用百分比表示,叫做真空度,即用测得的真空水银柱高度除以相当于大气压力的水银柱高度,再化为百分数表示,用公式表示为: 真空度= h1/ h×100%。 在凝汽器内绝对压力不变的情况下,真空度随着大气压力的变化而变化。所以,在理论计算上使用绝对压力来表示汽轮机凝汽器内的真空较为妥善。在已经测得大气压力和凝汽器内真空水银柱高度之后,绝对压力可由下述公式计算: P =( h - h1)/735.6 (工程大气压) 例如:测得汽轮机凝汽器内的真空等于720
发表于：2007-04-19 22:41:00
2楼
11、同步发电机的冷却方式分哪几种?各有什么优缺点?
答:同步发电机的冷却分为外冷和内冷两种: 1、外冷:包括空冷和氢冷 空冷:冷却介质为空气,即用空气把发电机内因损耗而产生的热量带走,这种方式结构简单,但冷却效率不高。最大装机容量可达100MW左右; 氢冷:冷却介质为 氢气,即用氢气把热量带走。与空气相比,冷却能力高。通风损耗较小,但结构复杂,需配置储氢设备。最大装机容量可达200MW左右; 2、内冷:包括定子水内冷,转子氢内冷等 内冷(直接冷却方式):冷却介质为水、油、氢气,即将氢、水或油通过导线内部,直接把热量带走,与前述两种表面冷却方式相比,冷却能力高,可以缩小发电机体积,节省材料,便于制造大容量发电机,但发电机结构复杂,铜损较大,铁损和机械损耗较小,总损耗相差不多。
12、简述大型单元机组的功率调节方式。
答:大型单元机组的功率调节方式有三种。
1、以锅炉为基础的运行方式
在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷,而汽机则是通过改变调速汽门开度以控制主蒸汽压力。当负荷要求改变时,由锅炉的自动控制系统,根据负荷指令来改变锅炉的燃烧率及其它调节量,待汽压改变后由汽轮机的自动控制系统去改变调速汽门开度,以保持汽轮机前的汽压为设定值,同时改变汽轮发电机的输出功率。汽机跟随控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,汽压的动态偏差小而功率的响应慢。
2、以汽机为基础的运行方式
在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率调节主蒸汽压力,而汽机则以改变调速汽门开度调节机组负荷。当负荷要求改变时,由汽轮机的自动控制系统根据负荷指令改变调速汽门开度,以改变汽轮发电机的输出功率。此时,汽轮机前的蒸汽压力改变,于是锅炉的自动控制系统跟着动作,去改变锅炉的燃烧率及其它调节量(如给水量、喷水量等),以保持汽轮机前的汽压为设定值。这种控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,功率的响应快而汽轮机前汽压的动态偏差大。
3、功率控制方式
这种方式是以汽机为基础的协调控制方式,机、炉作为一个整体联合控制机组的负荷及主蒸汽压力,也称为机炉整体控制方式。当负荷要求改变时,根据负荷指令和机组实际输出功率之间的偏差,以及汽轮机主汽门前汽压与其设定值之间的偏差,使锅炉和汽轮机的自动控制系统协调地实时改变汽轮机的调速汽门开度和锅炉的燃烧率(和其它调节量),使汽轮机前汽压的动态偏差较小而功率响应较快。近来参加电网调频的大型火力发电机组大都采用这种控制方式。
13、在什么情况下机组需要紧急停机?
答:当遇有下列情况时,需要紧急停机: (1) 水击。 (2) 机组超速。 (3) 胀差超过允许值。 (4) 机组内有清晰的金属声。 (5) 控制油箱油位低于停机油位。 (6) 油系统着火,威胁机组安全。 (7) 冷油器出口油温过高或超出规定值。 (8) 轴承金属温度高。 (9) 发电机密封油回油温度高。 (10) 主、再热蒸汽温度高。 (11) 正常运行时主、再热蒸汽温度低。 (12) 高缸排汽温度高。 (13) 低缸排汽温度高。 (14) 主机轴向位移大。 (15) 偏心率大。 (16) 主机推力轴承温度高。 (17) 主机凝汽器水位过高。 当遇有下列情况时,发电机必须与系统解列: (1) 发电机、励磁机内冒烟、着火或氢气爆炸。 (2) 发电机或励磁机发生严重的振动。 (3) 发生威胁人员生命安全时。
14、在什么情况下机组可以紧急停炉?
答:在下列情况下,可以紧急停炉:
(1) 运行工况、参数达到事故停炉保护动作定值,而保护拒动。
(2) 全部给水流量表损坏,造成主汽温度不正常或虽然主汽温度正常但半小时之内流量 表计未恢复。
(3) 主给水、蒸汽管路发生爆破时。
(4) 炉膛内或烟道内发生爆炸,设备遭到严重损坏时。
(5) 蒸汽压力超过极限压力,安全门拒动或对空排汽门打不开时。
(6) 中压安全门动作后不回座,再热器压力、汽温下降,达到不允许运行时。
(7) 主要仪表电源消失．无法监视机组运行情况时。
(8) 低负荷锅炉燃烧不稳,炉膛压力波动大(蒸汽流量迅速下降)时。
(9) 锅炉四管爆破,危及临近管子安全时。
(10) 汽包水位计全部损坏或失灵,无法监视水位时。
(11) 汽包水位过高或过低。
15、试述什么是离散控制系统(DCS)?
答:离散控制系统DCS(distributed control system的简称)是以微处理器及微型计算机为基础,融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统,它对生产过程进行集中操作管理和分散控制。即分布于生产过程各部分的以微处理器为核心的过程控制站,分别对各部分工艺流程进行控制,又通过数据通信系统与中央控制室的各监控操作站联网,因此也称集散控制系统(TDCS)。操作员通过监控站CRT终端,可以对全部生产过程的工况进行监视和操作,网络中的专业计算机用于数学模型或先进控制策略的运算,适时地给各过程站发出控制信息、调整运行工况。 分散控制系统可以是分级系统,通常可分为过程级、监控级和管理级、分散控制系统由具有自治功能的多种
答:同步发电机的冷却分为外冷和内冷两种: 1、外冷:包括空冷和氢冷 空冷:冷却介质为空气,即用空气把发电机内因损耗而产生的热量带走,这种方式结构简单,但冷却效率不高。最大装机容量可达100MW左右; 氢冷:冷却介质为 氢气,即用氢气把热量带走。与空气相比,冷却能力高。通风损耗较小,但结构复杂,需配置储氢设备。最大装机容量可达200MW左右; 2、内冷:包括定子水内冷,转子氢内冷等 内冷(直接冷却方式):冷却介质为水、油、氢气,即将氢、水或油通过导线内部,直接把热量带走,与前述两种表面冷却方式相比,冷却能力高,可以缩小发电机体积,节省材料,便于制造大容量发电机,但发电机结构复杂,铜损较大,铁损和机械损耗较小,总损耗相差不多。
12、简述大型单元机组的功率调节方式。
答:大型单元机组的功率调节方式有三种。
1、以锅炉为基础的运行方式
在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷,而汽机则是通过改变调速汽门开度以控制主蒸汽压力。当负荷要求改变时,由锅炉的自动控制系统,根据负荷指令来改变锅炉的燃烧率及其它调节量,待汽压改变后由汽轮机的自动控制系统去改变调速汽门开度,以保持汽轮机前的汽压为设定值,同时改变汽轮发电机的输出功率。汽机跟随控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,汽压的动态偏差小而功率的响应慢。
2、以汽机为基础的运行方式
在这种方式下,锅炉通过改变燃烧率调节主蒸汽压力,而汽机则以改变调速汽门开度调节机组负荷。当负荷要求改变时,由汽轮机的自动控制系统根据负荷指令改变调速汽门开度,以改变汽轮发电机的输出功率。此时,汽轮机前的蒸汽压力改变,于是锅炉的自动控制系统跟着动作,去改变锅炉的燃烧率及其它调节量(如给水量、喷水量等),以保持汽轮机前的汽压为设定值。这种控制方式的运行特点是:当负荷要求改变时,功率的响应快而汽轮机前汽压的动态偏差大。
3、功率控制方式
这种方式是以汽机为基础的协调控制方式,机、炉作为一个整体联合控制机组的负荷及主蒸汽压力,也称为机炉整体控制方式。当负荷要求改变时,根据负荷指令和机组实际输出功率之间的偏差,以及汽轮机主汽门前汽压与其设定值之间的偏差,使锅炉和汽轮机的自动控制系统协调地实时改变汽轮机的调速汽门开度和锅炉的燃烧率(和其它调节量),使汽轮机前汽压的动态偏差较小而功率响应较快。近来参加电网调频的大型火力发电机组大都采用这种控制方式。
13、在什么情况下机组需要紧急停机?
答:当遇有下列情况时,需要紧急停机: (1) 水击。 (2) 机组超速。 (3) 胀差超过允许值。 (4) 机组内有清晰的金属声。 (5) 控制油箱油位低于停机油位。 (6) 油系统着火,威胁机组安全。 (7) 冷油器出口油温过高或超出规定值。 (8) 轴承金属温度高。 (9) 发电机密封油回油温度高。 (10) 主、再热蒸汽温度高。 (11) 正常运行时主、再热蒸汽温度低。 (12) 高缸排汽温度高。 (13) 低缸排汽温度高。 (14) 主机轴向位移大。 (15) 偏心率大。 (16) 主机推力轴承温度高。 (17) 主机凝汽器水位过高。 当遇有下列情况时,发电机必须与系统解列: (1) 发电机、励磁机内冒烟、着火或氢气爆炸。 (2) 发电机或励磁机发生严重的振动。 (3) 发生威胁人员生命安全时。
14、在什么情况下机组可以紧急停炉?
答:在下列情况下,可以紧急停炉:
(1) 运行工况、参数达到事故停炉保护动作定值,而保护拒动。
(2) 全部给水流量表损坏,造成主汽温度不正常或虽然主汽温度正常但半小时之内流量 表计未恢复。
(3) 主给水、蒸汽管路发生爆破时。
(4) 炉膛内或烟道内发生爆炸,设备遭到严重损坏时。
(5) 蒸汽压力超过极限压力,安全门拒动或对空排汽门打不开时。
(6) 中压安全门动作后不回座,再热器压力、汽温下降,达到不允许运行时。
(7) 主要仪表电源消失．无法监视机组运行情况时。
(8) 低负荷锅炉燃烧不稳,炉膛压力波动大(蒸汽流量迅速下降)时。
(9) 锅炉四管爆破,危及临近管子安全时。
(10) 汽包水位计全部损坏或失灵,无法监视水位时。
(11) 汽包水位过高或过低。
15、试述什么是离散控制系统(DCS)?
答:离散控制系统DCS(distributed control system的简称)是以微处理器及微型计算机为基础,融汇计算机技术、数据通信技术、CRT屏幕显示技术和自动控制技术为一体的计算机控制系统,它对生产过程进行集中操作管理和分散控制。即分布于生产过程各部分的以微处理器为核心的过程控制站,分别对各部分工艺流程进行控制,又通过数据通信系统与中央控制室的各监控操作站联网,因此也称集散控制系统(TDCS)。操作员通过监控站CRT终端,可以对全部生产过程的工况进行监视和操作,网络中的专业计算机用于数学模型或先进控制策略的运算,适时地给各过程站发出控制信息、调整运行工况。 分散控制系统可以是分级系统,通常可分为过程级、监控级和管理级、分散控制系统由具有自治功能的多种
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3楼
21、如何调节梯级水电厂各级水库水位?汛期应注意什么问题?
答:水电厂水能利用的两大要素是水头和流量。由于首级水库一般具有一定的调节性能,其余下游各级均为日调节或径流式电厂,梯级电厂间存在一定的水力联系。因此,在正常情况下,应保持下游各梯级水库在高水头下运行,以减少发电耗水率。当预报流域有降雨,根据流域的降雨实况和天气预报,有计划地削落梯级库水位,以免产生不必要的弃水。对于梯级水电厂之间相距较远、水流在厂与厂之间传播时间对水库发电有影响的,还应合理安排梯级负荷分时段控制各级水库水位。对于首级水库除按调度图指示线运行外,还应兼顾到下游水库的运行,以求整个梯级电厂的动态效益最佳。
汛期水库运行应以防洪安全运行为主,统一处理安全运行与经济运行的关系,避免因片面追求高水位运行而造成多弃水或对水工建筑物带来危害。应注意的具体问题是:水库水位的变化;库区降雨量和入库流量;库区天气情况及天气预报;台风对库区的影响。
22、何谓发电机进相运行?发电机进相运行时应注意什么?为什么?
答:所谓发电机进相运行,是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态 。
发电机进相运行时,主要应注意四个问题:一是静态稳定性降低;二是端部漏磁引起定子端部温度升高;三是厂用电电压降低;四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加,易造成过负荷。
⑴进相运行时,由于发电机进相运行,内部电势降低,静态储备降低,使静态稳定性降低。
⑵由于发电机的输出功率P=EdU/Xd·Sinδ,在进相运行时Ed、U均有所降低,在输出功率P不变的情况下,功角δ增大,同样降低动稳定水平。
⑶进相运行时由于助磁性的电枢反应,使发电机端部漏磁增加,端部漏磁引起定子端部温度升高,发电机端部漏磁通为定子绕组端部漏磁通和转子端部磁通的合成。进相运行时,由于两个磁场的相位关系使得合成磁通较非进相运行时大,导致定子端部温度升高。
⑷厂用电电压的降低:
厂用电一般引自发电机出口或发电机电压母线,进相运行时,由于发电机励磁电流降低和无功潮流倒送引起机端电压降低同时造成厂用电电压降低。
23、发电机中性点一般有哪几种接地方式?各有什么特点?
答:发电机的中性点,主要采用不接地、经消弧线圈接地、经电阻或直接接地三种方式。 1、发电机中性点不接地方式:当发电机单相接地时,接地点仅流过系统另两相与发电机有电气联系的电容电流,当这个电流较小时,故障点的电弧常能自动熄灭,故可大大提高供电的可靠性。当采用中性点不接地方式而电容电流小于5安时,单相接地保护只需利用三相五柱电压互感器开口侧的另序电压给出信号便可以。中性点不接地方式的主要缺点是内部过电压对相电压倍数较高。 2、发电机中性点经消弧线圈接地:当发电机电容电流较大时,一般采用中性点经消弧线圈接地,这主要考虑接地电流大到一定程度时接地点电弧不能自动熄灭。而且接地电流若烧坏定子铁芯时难以修复。中性点接了消弧线圈后,单相接地时可产生电感性电流,补偿接地点的电容电流而使接地点电弧自动熄灭。 3、发电机中性点经电阻或直接接地:这种方式虽然单相接地较为简单和内部过电压对相电压的倍数较低,但是单相接地短路电流很大,甚至超过三相短路电流,可能使发电机定子绕组和铁芯损坏,而且在发生故障时会引起短路电流波形畸变,使继电保护复杂化。
24、发电机失磁对系统有何影响?
答:发电机失磁对系统的影响主要有:
1、低励和失磁的发电机,从系统中吸收无功功率,引起电力系统的电压降低,如果电力系统中无功功率储备不足,将使电力系统中邻近的某些点的电压低于允许值,破坏了负荷与各电源间的稳定运行,甚至使电力系统电压崩溃而瓦解。
2、当一台发电机发生失磁后,由于电压下降,电力系统中的其它发电机,在自动调整励磁装置的作用下,将增加其无功输出,从而使某些发电机、变压器或线路过电流,其后备保护可能因过流而误动,使事故波及范围扩大。
3、一台发电机失磁后,由于该发电机有功功率的摇摆,以及系统电压的下降,将可能导致相邻的正常运行发电机与系统之间,或电力系统各部分之间失步,使系统发生振荡。
4、发电机的额定容量越大,在低励磁和失磁时,引起无功功率缺额越大,电力系统的容量越小,则补偿这一无功功率缺额的能力越小。因此,发电机的单机容量与电力系统总容量之比越大时,对电力系统的不利影响就越严重。
25、发电机失磁对发电机本身有何影响?
答:发电机失磁对发电机本身的影响主要有: 1、由于发动机失磁后出现转差,在发电机转子回路中出现差频电流,差频电流在转子回路中产生损耗,如果超出允许值,将使转子过热。特别是直接冷却的高力率大型机组,其热容量裕度相对降低,转子更容易过热。而转子表层的差频电流,还可能使转子本体槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热甚至灼伤, 2、失磁发电机进入异步运行之后,发电机的等效电抗降低,从电力系统中吸收无功功率,失磁前带的有功功率越大,转差就越大,等效电
答:水电厂水能利用的两大要素是水头和流量。由于首级水库一般具有一定的调节性能,其余下游各级均为日调节或径流式电厂,梯级电厂间存在一定的水力联系。因此,在正常情况下,应保持下游各梯级水库在高水头下运行,以减少发电耗水率。当预报流域有降雨,根据流域的降雨实况和天气预报,有计划地削落梯级库水位,以免产生不必要的弃水。对于梯级水电厂之间相距较远、水流在厂与厂之间传播时间对水库发电有影响的,还应合理安排梯级负荷分时段控制各级水库水位。对于首级水库除按调度图指示线运行外,还应兼顾到下游水库的运行,以求整个梯级电厂的动态效益最佳。
汛期水库运行应以防洪安全运行为主,统一处理安全运行与经济运行的关系,避免因片面追求高水位运行而造成多弃水或对水工建筑物带来危害。应注意的具体问题是:水库水位的变化;库区降雨量和入库流量;库区天气情况及天气预报;台风对库区的影响。
22、何谓发电机进相运行?发电机进相运行时应注意什么?为什么?
答:所谓发电机进相运行,是指发电机发出有功而吸收无功的稳定运行状态 。
发电机进相运行时,主要应注意四个问题:一是静态稳定性降低;二是端部漏磁引起定子端部温度升高;三是厂用电电压降低;四是由于机端电压降低在输出功率不变的情况下发电机定子电流增加,易造成过负荷。
⑴进相运行时,由于发电机进相运行,内部电势降低,静态储备降低,使静态稳定性降低。
⑵由于发电机的输出功率P=EdU/Xd·Sinδ,在进相运行时Ed、U均有所降低,在输出功率P不变的情况下,功角δ增大,同样降低动稳定水平。
⑶进相运行时由于助磁性的电枢反应,使发电机端部漏磁增加,端部漏磁引起定子端部温度升高,发电机端部漏磁通为定子绕组端部漏磁通和转子端部磁通的合成。进相运行时,由于两个磁场的相位关系使得合成磁通较非进相运行时大,导致定子端部温度升高。
⑷厂用电电压的降低:
厂用电一般引自发电机出口或发电机电压母线,进相运行时,由于发电机励磁电流降低和无功潮流倒送引起机端电压降低同时造成厂用电电压降低。
23、发电机中性点一般有哪几种接地方式?各有什么特点?
答:发电机的中性点,主要采用不接地、经消弧线圈接地、经电阻或直接接地三种方式。 1、发电机中性点不接地方式:当发电机单相接地时,接地点仅流过系统另两相与发电机有电气联系的电容电流,当这个电流较小时,故障点的电弧常能自动熄灭,故可大大提高供电的可靠性。当采用中性点不接地方式而电容电流小于5安时,单相接地保护只需利用三相五柱电压互感器开口侧的另序电压给出信号便可以。中性点不接地方式的主要缺点是内部过电压对相电压倍数较高。 2、发电机中性点经消弧线圈接地:当发电机电容电流较大时,一般采用中性点经消弧线圈接地,这主要考虑接地电流大到一定程度时接地点电弧不能自动熄灭。而且接地电流若烧坏定子铁芯时难以修复。中性点接了消弧线圈后,单相接地时可产生电感性电流,补偿接地点的电容电流而使接地点电弧自动熄灭。 3、发电机中性点经电阻或直接接地:这种方式虽然单相接地较为简单和内部过电压对相电压的倍数较低,但是单相接地短路电流很大,甚至超过三相短路电流,可能使发电机定子绕组和铁芯损坏,而且在发生故障时会引起短路电流波形畸变,使继电保护复杂化。
24、发电机失磁对系统有何影响?
答:发电机失磁对系统的影响主要有:
1、低励和失磁的发电机,从系统中吸收无功功率,引起电力系统的电压降低,如果电力系统中无功功率储备不足,将使电力系统中邻近的某些点的电压低于允许值,破坏了负荷与各电源间的稳定运行,甚至使电力系统电压崩溃而瓦解。
2、当一台发电机发生失磁后,由于电压下降,电力系统中的其它发电机,在自动调整励磁装置的作用下,将增加其无功输出,从而使某些发电机、变压器或线路过电流,其后备保护可能因过流而误动,使事故波及范围扩大。
3、一台发电机失磁后,由于该发电机有功功率的摇摆,以及系统电压的下降,将可能导致相邻的正常运行发电机与系统之间,或电力系统各部分之间失步,使系统发生振荡。
4、发电机的额定容量越大,在低励磁和失磁时,引起无功功率缺额越大,电力系统的容量越小,则补偿这一无功功率缺额的能力越小。因此,发电机的单机容量与电力系统总容量之比越大时,对电力系统的不利影响就越严重。
25、发电机失磁对发电机本身有何影响?
答:发电机失磁对发电机本身的影响主要有: 1、由于发动机失磁后出现转差,在发电机转子回路中出现差频电流,差频电流在转子回路中产生损耗,如果超出允许值,将使转子过热。特别是直接冷却的高力率大型机组,其热容量裕度相对降低,转子更容易过热。而转子表层的差频电流,还可能使转子本体槽楔、护环的接触面上发生严重的局部过热甚至灼伤, 2、失磁发电机进入异步运行之后,发电机的等效电抗降低,从电力系统中吸收无功功率,失磁前带的有功功率越大,转差就越大,等效电
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4楼
16、核电站运行有何特点?
答:核电站运行的特点主要有: (1)、核反应堆,俗称原子锅炉,堆芯核裂变链式反应产生放射性废物,因此核电站无论是正常运行还是事故运行,都必须保证放射性废物的危害不能无控制地排放至环境中。 (2)、核电站靠核裂变链式反应产生的热量加热产生的蒸汽发电,因此核电站运行,必须保证反应堆有足够完好的冷源,即使是反应堆停闭期,如果失去冷源,反应堆内的核衰变产生的余热也足够使反应堆烧毁。 (3)、移动控制棒和改变冷却剂中硼浓度都可以调节反应堆功率,移动控制棒可以快速地升降负荷,而改变硼浓度来调节功率,速率较慢,通常采用这两种方法共同调节。任何工况下,必须保证核反应堆可控,即保证反应性的控制,反应性的失控将导致重大核事故。 (4)、机组快速升降负荷,特别在燃耗末期由于氙毒的变化,将导致反应堆轴向功率偏差(ΔⅠ)控制困难,易产生堆芯局部热点,有造成堆芯烧毁的潜在风险;若频繁进行负荷跟踪, 将产生大量的放射性废气、废液,对环境产生潜在威胁,故核电机组必须相对稳定地带基本负荷运行。 (5)、压水堆机组每年所需燃料一次性装入。停机换料时,机组利用这一机会进行必要的维修和试验,以使机组保持良好的性能和安全水平,所以压水堆的机组每年有一次机组换料大修。
17、核电站为了防止核泄漏设有哪几道屏障?
答:为落实纵深防御原则,核电站在放射性物质(裂变产物)和环境之间设置了四道屏障,只要任一道完整,就可防止放射性物质外漏。
第一道 燃料芯块 核裂变产生的放射性物质98%以上滞留在二氧化铀芯块中,不会释放出来。
第二道 燃料包壳 燃料芯块密封在锆合金包壳内,防止放射性物质进入一回路水中。
第三道 压力边界 由核燃料构成的堆芯封闭在壁厚20厘米的钢质压力容器中,压力容器和整个一回路 都是耐高压的,放射性物质不会漏到反应堆厂房中。
第四道 安全壳 反应堆厂房是一个高大的预应力钢筋混凝土建筑,壁厚近一米,内表面加有6毫米厚的钢衬,防止放射性物质进入环境。
18、水力发电厂有几种类型?各有什么特点?
答:水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同,主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。 1、堤坝式水电厂:在河床上游修建拦河坝,将水积蓄起来,抬高上游水位,形成发电水头的方式称为堤坝式,堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。 ① 坝后式水电厂,这种水电厂的厂房建筑在坝的后面,全部水头由坝体承受,水库的水由压力水管引入厂房,转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。 ② 河床式水电厂,这种水电厂的厂房和挡水坝联成一体,厂房也起挡水作用,因修建在河床中,故名河床式。河床式水电厂水头一般在20～30 M以下。 ③混合式水电厂,引水与大坝混合使用获得落差发电; 2、引水式水电厂:水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方,由引水渠道造成水头,一般不需修坝或只修低堰。 3、抽水蓄能水电厂,具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库),在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行,将下池水抽到上池储蓄起来,在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行,利用上池的蓄水发电。
19、发电厂保厂用电的措施主要有哪些?
答:发电厂保厂用电措施主要有:
(1) 发电机出口引出厂高变,作为机组正常运行时本台机组的厂用电源,并可以做其它厂用的备用;作为火电机组,机组不跳闸,即不会失去厂用电;作为水电机组,机组不并网仍可带厂用电运行
(2)装设专用的备用厂高变,即直接从电厂母线接入备用厂用电源,或从三圈变低压侧接入备用电源。母线不停电,厂用电即不会失去
(3)通过外来电源接入厂用电
(4)电厂装设小型发电机(如柴油发电机)提供厂用电;直流部分通过蓄电池供电
(5)为确保厂用电的安全,厂用电部分应设计合理,厂用电应分段供电,并互为备用(可在分段开关上加装备自投装置)
(6)作为系统方面,在系统难以维持时,对小电厂应采取低频解列保厂用电或其它方法解列小机组保证厂用电。
20、编制水库调度图要考虑哪些因素?水库调度原则是什么?
答:编制水库调度图要考虑:水库运行的安全性、电力系统运行的可靠性与经济性。因此,根据径流的时历特性资料或统计特性资料,按水电站供电保证率高、发电量最大等所谓水库运行调度的最优准则,预先编制出一组控制水电站水库工作的水库蓄水指示线即调度线(包括限制出力线、防破坏线、防弃水线、防洪调度线),由此调度线组成五个区:限制出力区,保证出力区,加大出力区,满发出力区,防洪调度区。 为保证电力系统运行的可靠性,当水库水位落在保证出力区时,水电站以保证出力运行,尽可能抬高水库运行水位。当水库水位落在限制出力线时,水电站应降低出力运行。当水库水位落于防破坏线与防弃水线之间时,应加大水电站出力运行,减少弃水,提高水量利用率,以达到水电站经济运行的目的。当水库水位在汛限水位以上时,在电网安全许可的前提下,水电站的发电出力不应低于额定出
答:核电站运行的特点主要有: (1)、核反应堆,俗称原子锅炉,堆芯核裂变链式反应产生放射性废物,因此核电站无论是正常运行还是事故运行,都必须保证放射性废物的危害不能无控制地排放至环境中。 (2)、核电站靠核裂变链式反应产生的热量加热产生的蒸汽发电,因此核电站运行,必须保证反应堆有足够完好的冷源,即使是反应堆停闭期,如果失去冷源,反应堆内的核衰变产生的余热也足够使反应堆烧毁。 (3)、移动控制棒和改变冷却剂中硼浓度都可以调节反应堆功率,移动控制棒可以快速地升降负荷,而改变硼浓度来调节功率,速率较慢,通常采用这两种方法共同调节。任何工况下,必须保证核反应堆可控,即保证反应性的控制,反应性的失控将导致重大核事故。 (4)、机组快速升降负荷,特别在燃耗末期由于氙毒的变化,将导致反应堆轴向功率偏差(ΔⅠ)控制困难,易产生堆芯局部热点,有造成堆芯烧毁的潜在风险;若频繁进行负荷跟踪, 将产生大量的放射性废气、废液,对环境产生潜在威胁,故核电机组必须相对稳定地带基本负荷运行。 (5)、压水堆机组每年所需燃料一次性装入。停机换料时,机组利用这一机会进行必要的维修和试验,以使机组保持良好的性能和安全水平,所以压水堆的机组每年有一次机组换料大修。
17、核电站为了防止核泄漏设有哪几道屏障?
答:为落实纵深防御原则,核电站在放射性物质(裂变产物)和环境之间设置了四道屏障,只要任一道完整,就可防止放射性物质外漏。
第一道 燃料芯块 核裂变产生的放射性物质98%以上滞留在二氧化铀芯块中,不会释放出来。
第二道 燃料包壳 燃料芯块密封在锆合金包壳内,防止放射性物质进入一回路水中。
第三道 压力边界 由核燃料构成的堆芯封闭在壁厚20厘米的钢质压力容器中,压力容器和整个一回路 都是耐高压的,放射性物质不会漏到反应堆厂房中。
第四道 安全壳 反应堆厂房是一个高大的预应力钢筋混凝土建筑,壁厚近一米,内表面加有6毫米厚的钢衬,防止放射性物质进入环境。
18、水力发电厂有几种类型?各有什么特点?
答:水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同,主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。 1、堤坝式水电厂:在河床上游修建拦河坝,将水积蓄起来,抬高上游水位,形成发电水头的方式称为堤坝式,堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。 ① 坝后式水电厂,这种水电厂的厂房建筑在坝的后面,全部水头由坝体承受,水库的水由压力水管引入厂房,转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。 ② 河床式水电厂,这种水电厂的厂房和挡水坝联成一体,厂房也起挡水作用,因修建在河床中,故名河床式。河床式水电厂水头一般在20～30 M以下。 ③混合式水电厂,引水与大坝混合使用获得落差发电; 2、引水式水电厂:水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方,由引水渠道造成水头,一般不需修坝或只修低堰。 3、抽水蓄能水电厂,具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库),在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行,将下池水抽到上池储蓄起来,在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行,利用上池的蓄水发电。
19、发电厂保厂用电的措施主要有哪些?
答:发电厂保厂用电措施主要有:
(1) 发电机出口引出厂高变,作为机组正常运行时本台机组的厂用电源,并可以做其它厂用的备用;作为火电机组,机组不跳闸,即不会失去厂用电;作为水电机组,机组不并网仍可带厂用电运行
(2)装设专用的备用厂高变,即直接从电厂母线接入备用厂用电源,或从三圈变低压侧接入备用电源。母线不停电,厂用电即不会失去
(3)通过外来电源接入厂用电
(4)电厂装设小型发电机(如柴油发电机)提供厂用电;直流部分通过蓄电池供电
(5)为确保厂用电的安全,厂用电部分应设计合理,厂用电应分段供电,并互为备用(可在分段开关上加装备自投装置)
(6)作为系统方面,在系统难以维持时,对小电厂应采取低频解列保厂用电或其它方法解列小机组保证厂用电。
20、编制水库调度图要考虑哪些因素?水库调度原则是什么?
答:编制水库调度图要考虑:水库运行的安全性、电力系统运行的可靠性与经济性。因此,根据径流的时历特性资料或统计特性资料,按水电站供电保证率高、发电量最大等所谓水库运行调度的最优准则,预先编制出一组控制水电站水库工作的水库蓄水指示线即调度线(包括限制出力线、防破坏线、防弃水线、防洪调度线),由此调度线组成五个区:限制出力区,保证出力区,加大出力区,满发出力区,防洪调度区。 为保证电力系统运行的可靠性,当水库水位落在保证出力区时,水电站以保证出力运行,尽可能抬高水库运行水位。当水库水位落在限制出力线时,水电站应降低出力运行。当水库水位落于防破坏线与防弃水线之间时,应加大水电站出力运行,减少弃水,提高水量利用率,以达到水电站经济运行的目的。当水库水位在汛限水位以上时,在电网安全许可的前提下,水电站的发电出力不应低于额定出
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26、试述发电机异步运行时的特点?
答:发电机的异步运行指发电机失去励磁后进入稳态的异步运行状态。
发电机失磁时,励磁电流逐渐衰减为零,发电机电势相应减小,输出有功功率随之下降,原动机输入的拖动转矩大于发电机输出的制动转矩,转子转速增加,功角逐步增大,这时定子的同步旋转磁场与转子的转速之间出现滑差。定子电流与转子电流相互作用,产生异步转矩。与此对应,定、转子之间由电磁感应传送的功率称为异步功率,随功角的增大而增大;同时原动机输入功率随功角增大而减小,当两者相等时,发电机进入稳定异步运行状态。
发电机异步运行主要有两个问题,其一,对发电机本身有使转子发生过热损坏的危险;其二,对系统而言,此时发电机不仅不向系统提供无功反而要向系统吸收无功,势必引起系统电压的显著下降,造成系统的电压稳定水平大大降低。
27、发电机定子绕组中的负序电流对发电机有什么危害?
答:发电机转子的旋转方向和旋转速度,与三相正序对称电流所形成的正向旋转磁场的转向和转速一致,即转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动,此即"同步"的概念。当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称(接有电力机车、电弧炉等单相负荷)时,在发电机定子绕组中就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向(与正序电流产生的正向旋转磁场相反)旋转磁场,它相对于转子来说为2倍的同步转速,因此在转子中就会感应出100Hz的电流,即所谓的倍频电流。该倍频电流主要部分流经转子本体、槽楔和阻尼条,而在转子端部附近沿周界方向形成闭合回路,这就使得转子端部、护环内表面、槽楔和小齿接触面等部位局部灼伤,严重时会使护环受热松脱,给发电机造成灾难性的破坏,即通常所说的"负序电流烧机",这是负序电流对发电机的危害之一。另外,负序(反向)气隙旋转磁场与转子电流之间,正序(正向)气隙旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率100Hz交变电磁力矩,将同时作用于转子大轴和定子机座上,引起频率为100Hz的振动,此为负序电流危害之二。发电机承受负序电流的能力,一般取决于转子的负序电流发热条件,而不是发生的振动,即负序电流的平方与时间的乘积决定了发电机承受负序电流的能力。
28、试述发电机励磁回路接地故障有什么危害?
答:发电机正常运行时,励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻和分布电容,它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时,就可引起励磁回路接地故障,常见的是一点接地故障,如不及时处理,还可能接着发生两点接地故障。 励磁回路的一点接地故障,由于构不成电流通路,对发电机不会构成直接的危害。对于励磁回路一点接地故障的危害,主要是担心再发生第二点接地故障。因为在一点接地故障后,励磁回路对地电压将有所增高,就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为: 1、转子绕组一部分被短路,另一部分绕组的电流增加,这就破坏了发电机气隙磁场的对称性,引起发电机的剧烈振动,同时无功出力降低。 2、转子电流通过转子本体,如果转子电流比较大,就可能烧损转子,有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。 3、由于转子本体局部通过转子电流,引起局部发热,使转子发生缓慢变形而形成偏心,进一步加剧振动。
29、调相机的启动方式主要有哪几种?简述各种启动方式的过程和优缺点?
答:1、调相机低频启动:利用发电厂的一台机组对调相机专线供电以启动调相机。当调相机无启动设备,而电网又急需无功功率时,常采用低频启动方式。
方法是:将调相机和发电机一同接在一条与电力网完全隔离的专用线路和母线上,拖动调相机的发电机不应小于调相机容量的20%~30%,停用低电压、低频率保护和有关的二次设备,随后给调相机、发电机加入励磁电流,然后合上调相机开关和发电机开关,启动发电机,此时发电机同调相机同时转动。在升速过程中,同时增加调相机的励磁电流,直至达到额定值时,将发电机、调相机达额定转速时并入电网。
该启动方式的优点是对调相机的冲击电流小,可以说无冲击电流。但系统运行方式改变较多,操作麻烦,须发电厂空出一台专用发电机,一般情况下不采用这种方式。
2、调相机可控硅启动:有一组由启动变压器,交直流串并联电抗器,整流器逆变器等组成的可控硅启动装置。在启动时,控制整流装置可控硅导通角,使电流增加,调相机升速,当调相机转速达10%额定转速后,控制逆变侧换向,增加转速,达到额定时并入电网。 该启动方式优点是调相机冲击电流小,启动方便,快速、自动化水平高,但启动装置价格昂贵,占地大,仅用于大型多台调相机使用。
3、同轴电动机启动:利用同轴安装的异步电动机来启动调相机,启动调相机的电动机通过联轴器与调相机联接,电动机启动完成后电动机脱离调相机。
此种启动方式较简单、经济、方便。但因异步电动机有较大启动电流,会造成母线电压波动,不能使调相机达同步转速,并列时有一定冲击电流。
4、电抗器启动:将调相机作为异步电动机,在电压低于正常值时启
答:发电机的异步运行指发电机失去励磁后进入稳态的异步运行状态。
发电机失磁时,励磁电流逐渐衰减为零,发电机电势相应减小,输出有功功率随之下降,原动机输入的拖动转矩大于发电机输出的制动转矩,转子转速增加,功角逐步增大,这时定子的同步旋转磁场与转子的转速之间出现滑差。定子电流与转子电流相互作用,产生异步转矩。与此对应,定、转子之间由电磁感应传送的功率称为异步功率,随功角的增大而增大;同时原动机输入功率随功角增大而减小,当两者相等时,发电机进入稳定异步运行状态。
发电机异步运行主要有两个问题,其一,对发电机本身有使转子发生过热损坏的危险;其二,对系统而言,此时发电机不仅不向系统提供无功反而要向系统吸收无功,势必引起系统电压的显著下降,造成系统的电压稳定水平大大降低。
27、发电机定子绕组中的负序电流对发电机有什么危害?
答:发电机转子的旋转方向和旋转速度,与三相正序对称电流所形成的正向旋转磁场的转向和转速一致,即转子的转动与正序旋转磁场之间无相对运动,此即"同步"的概念。当电力系统发生不对称短路或负荷三相不对称(接有电力机车、电弧炉等单相负荷)时,在发电机定子绕组中就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向(与正序电流产生的正向旋转磁场相反)旋转磁场,它相对于转子来说为2倍的同步转速,因此在转子中就会感应出100Hz的电流,即所谓的倍频电流。该倍频电流主要部分流经转子本体、槽楔和阻尼条,而在转子端部附近沿周界方向形成闭合回路,这就使得转子端部、护环内表面、槽楔和小齿接触面等部位局部灼伤,严重时会使护环受热松脱,给发电机造成灾难性的破坏,即通常所说的"负序电流烧机",这是负序电流对发电机的危害之一。另外,负序(反向)气隙旋转磁场与转子电流之间,正序(正向)气隙旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率100Hz交变电磁力矩,将同时作用于转子大轴和定子机座上,引起频率为100Hz的振动,此为负序电流危害之二。发电机承受负序电流的能力,一般取决于转子的负序电流发热条件,而不是发生的振动,即负序电流的平方与时间的乘积决定了发电机承受负序电流的能力。
28、试述发电机励磁回路接地故障有什么危害?
答:发电机正常运行时,励磁回路对地之间有一定的绝缘电阻和分布电容,它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时,就可引起励磁回路接地故障,常见的是一点接地故障,如不及时处理,还可能接着发生两点接地故障。 励磁回路的一点接地故障,由于构不成电流通路,对发电机不会构成直接的危害。对于励磁回路一点接地故障的危害,主要是担心再发生第二点接地故障。因为在一点接地故障后,励磁回路对地电压将有所增高,就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为: 1、转子绕组一部分被短路,另一部分绕组的电流增加,这就破坏了发电机气隙磁场的对称性,引起发电机的剧烈振动,同时无功出力降低。 2、转子电流通过转子本体,如果转子电流比较大,就可能烧损转子,有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。 3、由于转子本体局部通过转子电流,引起局部发热,使转子发生缓慢变形而形成偏心,进一步加剧振动。
29、调相机的启动方式主要有哪几种?简述各种启动方式的过程和优缺点?
答:1、调相机低频启动:利用发电厂的一台机组对调相机专线供电以启动调相机。当调相机无启动设备,而电网又急需无功功率时,常采用低频启动方式。
方法是:将调相机和发电机一同接在一条与电力网完全隔离的专用线路和母线上,拖动调相机的发电机不应小于调相机容量的20%~30%,停用低电压、低频率保护和有关的二次设备,随后给调相机、发电机加入励磁电流,然后合上调相机开关和发电机开关,启动发电机,此时发电机同调相机同时转动。在升速过程中,同时增加调相机的励磁电流,直至达到额定值时,将发电机、调相机达额定转速时并入电网。
该启动方式的优点是对调相机的冲击电流小,可以说无冲击电流。但系统运行方式改变较多,操作麻烦,须发电厂空出一台专用发电机,一般情况下不采用这种方式。
2、调相机可控硅启动:有一组由启动变压器,交直流串并联电抗器,整流器逆变器等组成的可控硅启动装置。在启动时,控制整流装置可控硅导通角,使电流增加,调相机升速,当调相机转速达10%额定转速后,控制逆变侧换向,增加转速,达到额定时并入电网。 该启动方式优点是调相机冲击电流小,启动方便,快速、自动化水平高,但启动装置价格昂贵,占地大,仅用于大型多台调相机使用。
3、同轴电动机启动:利用同轴安装的异步电动机来启动调相机,启动调相机的电动机通过联轴器与调相机联接,电动机启动完成后电动机脱离调相机。
此种启动方式较简单、经济、方便。但因异步电动机有较大启动电流,会造成母线电压波动,不能使调相机达同步转速,并列时有一定冲击电流。
4、电抗器启动:将调相机作为异步电动机,在电压低于正常值时启
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31、试述新变压器或大修后的变压器,为什么正式投运前要做冲击试验?一般冲击几次?
答:新变压器或大修后的变压器在正式投运前要做冲击试验的原因如下:
1、检查变压器绝缘强度能否承受全电压或操作过电压的冲击。
当拉开空载变压器时,是切断很小的激磁电流,可能在激磁电流到达零点之前发生强制熄灭,由于断路器的截流现象,使具有电感性质的变压器产生的操作过电压,其值除与开关的性能、变压器结构等有关外,变压器中性点的接地方式也影响切空载变压器过电压。一般不接地变压器或经消弧线圈接地的变压器,过电压幅值可达4-4.5倍相电压,而中性点直接接地的变压器,操作过电压幅值一般不超过3倍相电压。这也是要求做冲击试验的变压器中性点直接接地的原因所在。
2、考核变压器在大的励磁涌流作用下的机械强度和考核继电保护在大的励磁涌流作用下是否会误动。
冲击试验的次数:
新变压器投入一般需冲击五次,大修后的变压器投入一般需冲击三次。
32、三台具有相同变比和连接组别的三相变压器,其额定容量和短路电压分别为:Sa=1000kVA Uka%=6.25%Sb=1800kVA Ukb=6.6%Sc=3200kVA Ukc=7%将它们并联运行后带负载S=5500kVA,问:1、每台变压器分配的负荷?2、三台变压器在不允许任何一台过负荷的情况下,能担负多少最大总负荷?3、变压器总的设备容量的利用率?
答: 1、ΣSh/Uk%=1000/0.0625+1800kVA/0.066+3200kVA/0.07=8900(kVA) 每台变压器的分配比例: Pa= S/Uka%·Σsh/Uk=5500/0.0625×8900=0.99 Pb= S/Ukb%·Σsh/Uk=5500/0.066×8900=0.936 Pc= S/Ukc%·Σsh/Uk=5500/0.07×8900=0.883 各台变压器分配的实际负荷: S1=1000×0.99=990kVA S2=1800×0.936=1685kVA S3=3200×0.883=2825kVA 2、具有最小短路电压的变压器达到满负荷时,三台最大共同可担负的负荷是: Smax=5500×1/0.99=5560kVA 3、变压器总的设备利用率ρ为: Smax 5560 ρ= ----＝------------ = 0.923 ∑S 1000+1800+3200
33、自耦变压器与普通变压器有什么不同?
答:自耦变压器与普通变压器不同之处是:
1、其一次侧与二次侧不仅有磁的联系,而且有电的联系,而普通变压器仅是磁的联系。
2、电源通过变压器的容量是由两个部分组成:即一次绕组与公用绕组之间电磁感应功率,和一次绕组直接传导的传导功率。
3、由于自耦变绕组是由一次绕组和公用绕组两部分组成,一次绕组的匝数较普通变压器一次绕组匝数和高度及公用绕组电流及产生的漏抗都相应减少,自耦变的短路电抗X自是普通变压器的短路电抗X普的(1-1/k)倍,k为变压器变比。
4、若自耦变压器设有第三绕组,其第三绕组将占用公用绕组容量,影响自耦变运行方式和交换容量。
5、由于自耦变压器中性点必须接地,使继电保护的定植整定和配置复杂化。
6、自耦变压器体积小,重量轻,便于运输,造价低。
34、变压器本体构造有那些安全保护设施?其主要作用是什么?
答:变压器本体构造中保护设施是: 1、油枕: 其容量约为变压器油量的8-10%。作用是:容纳变压器因温度的变化使变压器油体积变化,限制变压器油与空气的接触,减少油受潮和氧化程度。油枕上安装吸湿器,防止空气进入变压器。 2、吸湿器和净油器: 吸湿器又称呼吸器,内部充有吸附剂,为硅胶式活性氧化铝,其中常放入一部分变色硅胶,当由兰变红时,表明吸附剂已受潮,必须干燥或更换。净油器又称过滤器,净油缸内充满吸附剂,为硅胶式活性氧化铝等,当油经过净油器与吸附剂接触,其中的水份、酸和氧化物被吸收,使油清洁,延长油的使用年限。 3、防爆管(安全气道): 防爆管安装在变压器箱盖上,作为变压器内部发生故障时,防止油箱内产生高压力的释放保护。现代大型变压器已采用压力释放阀代替安全气道。当变压器内部发生故障压力升高,压力释放阀动作并接通触头报警或跳闸。此外,变压器还具有瓦斯保护,温度计、油表等安全保护装置。
35、什么叫电磁环网?对电网运行有何弊端?什么情况下还需保留?
答:电磁环网是指不同电压等级运行的线路,通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。
电磁环网对电网运行主要有下列弊端:
1)、易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。
2)、易造成系统动稳定破坏。正常情况下,两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和,而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比),因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。
3)、不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220k
答:新变压器或大修后的变压器在正式投运前要做冲击试验的原因如下:
1、检查变压器绝缘强度能否承受全电压或操作过电压的冲击。
当拉开空载变压器时,是切断很小的激磁电流,可能在激磁电流到达零点之前发生强制熄灭,由于断路器的截流现象,使具有电感性质的变压器产生的操作过电压,其值除与开关的性能、变压器结构等有关外,变压器中性点的接地方式也影响切空载变压器过电压。一般不接地变压器或经消弧线圈接地的变压器,过电压幅值可达4-4.5倍相电压,而中性点直接接地的变压器,操作过电压幅值一般不超过3倍相电压。这也是要求做冲击试验的变压器中性点直接接地的原因所在。
2、考核变压器在大的励磁涌流作用下的机械强度和考核继电保护在大的励磁涌流作用下是否会误动。
冲击试验的次数:
新变压器投入一般需冲击五次,大修后的变压器投入一般需冲击三次。
32、三台具有相同变比和连接组别的三相变压器,其额定容量和短路电压分别为:Sa=1000kVA Uka%=6.25%Sb=1800kVA Ukb=6.6%Sc=3200kVA Ukc=7%将它们并联运行后带负载S=5500kVA,问:1、每台变压器分配的负荷?2、三台变压器在不允许任何一台过负荷的情况下,能担负多少最大总负荷?3、变压器总的设备容量的利用率?
答: 1、ΣSh/Uk%=1000/0.0625+1800kVA/0.066+3200kVA/0.07=8900(kVA) 每台变压器的分配比例: Pa= S/Uka%·Σsh/Uk=5500/0.0625×8900=0.99 Pb= S/Ukb%·Σsh/Uk=5500/0.066×8900=0.936 Pc= S/Ukc%·Σsh/Uk=5500/0.07×8900=0.883 各台变压器分配的实际负荷: S1=1000×0.99=990kVA S2=1800×0.936=1685kVA S3=3200×0.883=2825kVA 2、具有最小短路电压的变压器达到满负荷时,三台最大共同可担负的负荷是: Smax=5500×1/0.99=5560kVA 3、变压器总的设备利用率ρ为: Smax 5560 ρ= ----＝------------ = 0.923 ∑S 1000+1800+3200
33、自耦变压器与普通变压器有什么不同?
答:自耦变压器与普通变压器不同之处是:
1、其一次侧与二次侧不仅有磁的联系,而且有电的联系,而普通变压器仅是磁的联系。
2、电源通过变压器的容量是由两个部分组成:即一次绕组与公用绕组之间电磁感应功率,和一次绕组直接传导的传导功率。
3、由于自耦变绕组是由一次绕组和公用绕组两部分组成,一次绕组的匝数较普通变压器一次绕组匝数和高度及公用绕组电流及产生的漏抗都相应减少,自耦变的短路电抗X自是普通变压器的短路电抗X普的(1-1/k)倍,k为变压器变比。
4、若自耦变压器设有第三绕组,其第三绕组将占用公用绕组容量,影响自耦变运行方式和交换容量。
5、由于自耦变压器中性点必须接地,使继电保护的定植整定和配置复杂化。
6、自耦变压器体积小,重量轻,便于运输,造价低。
34、变压器本体构造有那些安全保护设施?其主要作用是什么?
答:变压器本体构造中保护设施是: 1、油枕: 其容量约为变压器油量的8-10%。作用是:容纳变压器因温度的变化使变压器油体积变化,限制变压器油与空气的接触,减少油受潮和氧化程度。油枕上安装吸湿器,防止空气进入变压器。 2、吸湿器和净油器: 吸湿器又称呼吸器,内部充有吸附剂,为硅胶式活性氧化铝,其中常放入一部分变色硅胶,当由兰变红时,表明吸附剂已受潮,必须干燥或更换。净油器又称过滤器,净油缸内充满吸附剂,为硅胶式活性氧化铝等,当油经过净油器与吸附剂接触,其中的水份、酸和氧化物被吸收,使油清洁,延长油的使用年限。 3、防爆管(安全气道): 防爆管安装在变压器箱盖上,作为变压器内部发生故障时,防止油箱内产生高压力的释放保护。现代大型变压器已采用压力释放阀代替安全气道。当变压器内部发生故障压力升高,压力释放阀动作并接通触头报警或跳闸。此外,变压器还具有瓦斯保护,温度计、油表等安全保护装置。
35、什么叫电磁环网?对电网运行有何弊端?什么情况下还需保留?
答:电磁环网是指不同电压等级运行的线路,通过变压器电磁回路的联接而构成的环路。
电磁环网对电网运行主要有下列弊端:
1)、易造成系统热稳定破坏。如果在主要的受端负荷中心,用高低压电磁环网供电而又带重负荷时,当高一级电压线路断开后,所有原来带的全部负荷将通过低一级电压线路(虽然可能不止一回)送出,容易出现超过导线热稳定电流的问题。
2)、易造成系统动稳定破坏。正常情况下,两侧系统间的联络阻抗将略小于高压线路的阻抗。而一旦高压线路因故障断开,系统间的联络阻抗将突然显著地增大(突变为两端变压器阻抗与低压线路阻抗之和,而线路阻抗的标么值又与运行电压的平方成正比),因而极易超过该联络线的暂态稳定极限,可能发生系统振荡。
3)、不利于经济运行。500kV与220kV线路的自然功率值相差极大,同时500kV线路的电阻值(多为4×400平方毫米导线)也远小于220kV线路(多为2×240或1×400平方毫米导线)的电阻值。在500/220k
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36、常见母线接线方式有何特点?
答:1)、单母线接线:单母线接线具有简单清晰、设备少、投资小、运行操作方便且有利于扩建等优点,但可靠性和灵活性较差。当母线或母线隔离开关发生故障或检修时,必须断开母线的全部电源。 2)双母线接线:双母线接线具有供电可靠,检修方便,调度灵活或便于扩建等优点。但这种接线所用设备多(特别是隔离开关),配电装置复杂,经济性较差;在运行中隔离开关作为操作电器,容易发生误操作,且对实现自动化不便;尤其当母线系统故障时,须短时切除较多电源和线路,这对特别重要的大型发电厂和变电所是不允许的。3)单、双母线或母线分段加旁路:其供电可靠性高,运行灵活方便,但投资有所增加,经济性稍差。特别是用旁路断路器带路时,操作复杂,增加了误操作的机会。同时,由于加装旁路断路器,使相应的保护及自动化系统复杂化。4)3/2及4/3接线:具有较高的供电可靠性和运行灵活性。任一母线故障或检修,均不致停电;除联络断路器故障时与其相连的两回线路短时停电外,其它任何断路器故障或检修都不会中断供电;甚至两组母线同时故障(或一组检修时另一组故障)的极端情况下,功率仍能继续输送。但此接线使用设备较多,特别是断路器和电流互感器,投资较大,二次控制接线和继电保护都比较复杂。5)母线－变压器－发电机组单元接线:它具有接线简单,开关设备少,操作简便,宜于扩建,以及因为不设发电机出口电压母线,发电机和主变压器低压侧短路电流有所减小等特点。
37、什么是电力系统综合负荷模型?其特点是什么?在稳定计算中如何选择?
答:电力系统综合负荷模型是反映实际电力系统负荷的频率、电压、时间特性的负荷模型,一般可用下式表达:P=fp(v,f,t) Q=fq(v,f,t)
上式中,若含有时间t则反映综合负荷的动态特性,这种模型称为动态负荷模型(动态负荷模型主要有感应电动机模型和差分方程模型两种。);反之,若不含有时间t,则称为静态负荷模型(静态负荷模型主要有多项式模型和幕函数模型两种,其中多项式模型可以看作是恒功率(电压平方项)、恒电流(电压一次方项)、恒阻抗(常数项)三者的线性组合)。
电力系统综合负荷模型的主要特点是: 具有区域性---每个实际电力系统有自己特有的综合负荷模型,与本系统的负荷构成有关; 具有时间性:既是同一个电力系统,在不同的季节,具体不同的综合负荷模型; 不唯一性:研究的问题不同,采用的综合负荷模型也不同;
在稳定计算中综合负荷模型的选择原则是: 在没有精切综合负荷模型的情况下,一般按40%恒功率;60%恒阻抗计算。
38、什么叫不对称运行?产生的原因及影响是什么?
答:任何原因引起电力系统三相对称(正常运行状况)性的破坏,均称为不对称运行。如各相阻抗对称性的破坏,负荷对称性的破坏,电压对称性的破坏等情况下的工作状态。非全相运行是不对称运行的特殊情况。 不对称运行产生的负序、零序电流会带来许多不利影响。 电力系统三相阻抗对称性的破坏,将导致电流和电压对称性的破坏,因而会出现负序电流,当变压器的中性点接地时,还会出现零序电流。 当负序电流流过发电机时,将产生负序旋转磁场,这个磁场将对发电机产生下列影响: ⑴发电机转子发热; ⑵机组振动增大; ⑶定子绕组由于负荷不平衡出现个别相绕组过热。 不对称运行时,变压器三相电流不平衡,每相绕组发热不一致,可能个别相绕组已经过热,而其它相负荷不大,因此必须按发热条件来决定变压器的可用容量。 不对称运行时,将引起系统电压的不对称,使电能质量变坏,对用户产生不良影响。对于异步电动机,一般情况下虽不致于破坏其正常工作,但也会引起出力减小,寿命降低。例如负序电压达5%时,电动机出力将降低10∽15%,负序电压达7%时,则出力降低达20∽25%。 当高压输电线一相断开时,较大的零序电流可能在沿输电线平行架设的通信线路中产生危险的对地电压,危及通讯设备和人员的安全,影响通信质量,当输电线与铁路平行时,也可能影响铁道自动闭锁装置的正常工作。因此,电力系统不对称运行对通信设备的电磁影响,应当进行计算,必要时应采取措施,减少干扰,或在通信设备中,采用保护装置。 继电保护也必须认真考虑。在严重的情况下,如输电线非全相运行时,负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通,也可以在与之相连接的线路中流通,可能影响这些线路的继电保护的工作状态,甚至引起不正确动作。此外,在长时间非全相运行时,网络中还可能同时发生短路(包括非全相运行的区内和区外),这时,很可能使系统的继电保护误动作。 此外,电力系统在不对称和非全相运行情况下,零序电流长期通过大地,接地装置的电位升高,跨步电压与接触电压也升高,故接地装置应按不对称状态下保证对运行人员的安全来加以检验。 不对称运行时,各相电流大小不等,使系统损耗增大,同时,系统潮流不能按经济分配,也将影响运行的经济性。
39、试述电力系统谐波产生的原因及其影响?
答:谐波产生的原因:高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性,即所加的电压与产生的电流不成线性(正比)关
各类稳定的具体含义是什么?
答: (1).电力系统的静态稳定是指电力系统受到小干扰后不发生非周期性失步,自动恢复到起始运行状态。
(2).电力系统的暂态稳定是指系统在某种运行方式下突然受到大的扰动后,经过一个机电暂态过程达到新的稳定运行状态或回到原来的稳定状态。
(3).电力系统的动态稳定是指电力系统受到干扰后不发生振幅不断增大的振荡而失步。主要有:电力系统的低频振荡、机电耦合的次同步振荡、同步电机的自激等。
(4).电力系统的电压稳定是指电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力。它与电力系统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。当发生电压不稳定时,将导致电压崩溃,造成大面积停电。
(5).频率稳定是指电力系统维持系统频率与某一规定的运行极限内的能力。当频率低于某一临界频率,电源与负荷的平衡将遭到彻底破坏,一些机组相继退出运行,造成大面积停电,也就是频率崩溃。
42、保证和提高电力系统静态稳定的措施有哪些?
答:电力系统的静态稳定性是电力系统正常运行时的稳定性,电力系统静态稳定性的基本性质说明,静态储备越大则静态稳定性越高。提高静态稳定性的措施很多,但是根本性措施是缩短"电气距离"。主要措施有: (1)、减少系统各元件的电抗:减小发电机和变压器的电抗,减少线路电抗(采用分裂导线); (2)、提高系统电压水平; (3)、改善电力系统的结构; (4)、采用串联电容器补偿; (5)、采用自动调节装置; (6)、采用直流输电。 在电力系统正常运行中,维持和控制母线电压是调度部门保证电力系统稳定运行的主要和日常工作。维持、控制变电站、发电厂高压母线电压恒定,特别是枢纽厂(站)高压母线电压恒定,相当于输电系统等值分割为若干段,这样每段电气距离将远小于整个输电系统的电气距离,从而保证和提高了电力系统的稳定性。
43、提高电力系统的暂态稳定性的措施有哪些?
答:提高静态稳定性的措施也可以提高暂态稳定性,不过提高暂态稳定性的措施比提高静态稳定性的措施更多。提高暂态稳定性的措施可分成三大类:一是缩短电气距离,使系统在电气结构上更加紧密;二是减小机械与电磁、负荷与电源的功率或能量的差额并使之达到新的平衡;三是稳定破坏时,为了限制事故进一步扩大而必须采取的措施,如系统解列。提高暂态稳定的具体措施有: (1)、继电保护实现快速切除故障; (2)、线路采用自动重合闸; (3)、采用快速励磁系统; (4)、发电机增加强励倍数; (5)、汽轮机快速关闭汽门; (6)、发电机电气制动; (7)、变压器中性点经小电阻接地; (8)、长线路中间设置开关站; (9)、线路采用强行串联电容器补偿; (10)、采用发电机－线路单元结线方式; (11)、实现连锁切机; (12)、采用静止无功补偿装置; (13)、系统设置解列点; (14)、系统稳定破坏后,必要且条件许可时,可以让发电机短期异步运行,尽快投入系统备用电源,然后增加励磁,实现机组再同步。
44、引起电力系统异步振荡的主要原因是什么?系统振荡时一般现象是什么?
答:引起系统异步振荡的主要原因为: 1) 输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏; 2) 电网发生短路故障,切除大容量的发电、输电或变电设备,负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏; 3) 环状系统(或并列双回线)突然开环,使两部分系统联系阻抗突然增大,引启动稳定破坏而失去同步; 4) 大容量机组跳闸或失磁,使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降,造成联络线稳定极限降低,易引起稳定破坏; 5) 电源间非同步合闸未能拖入同步。 系统振荡时一般现象: 1)发电机,变压器,线路的电压表,电流表及功率表周期性的剧烈摆动,发电机和变压器发出有节奏的轰鸣声。 2)连接失去同步的发电机或系统的联络线上的电流表和功率表摆动得最大。电压振荡最激烈的地方是系统振荡中心,每一周期约降低至零值一次。随着离振荡中心距离的增加,电压波动逐渐减少。如果联络线的阻抗较大,两侧电厂的电容也很大,则线路两端的电压振荡是较小的。 3)失去同期的电网,虽有电气联系,但仍有频率差出现,送端频率高,受端频率低并略有摆动。
45、低频率运行会给电力系统带来哪些危害?
答:电力系统低频运行是非常危险的,因为电源与负荷在低频率下重新平衡很不牢固,也就是说稳定性很差,甚至产生频率崩溃,会严重威胁电网的安全运行,并对发电设备和用户造成严重损坏,主要表现为以下几方面:
1)引起汽轮机叶片断裂。在运行中,汽轮机叶片由于受不均匀汽流冲击而发生振动。在正常频率运行情况下,汽轮机叶片不发生共振。当低频率运行时,末级叶片可能发生共振或接近于共振,从而使叶片振动应力大大增加,如时间过长,叶片可能损伤甚至断裂。
2)使发电机出力降低,频率降低,转速下降,发电机两端的风扇鼓进的风量减小,冷却条件变坏,如果仍维持出力不变,则发电机的温度升高,可能超过绝缘材料的温度允许值,为了使温升不超过允许值,势必要降低发电机出力。
3)使发电机机端电压下降
答:1)、单母线接线:单母线接线具有简单清晰、设备少、投资小、运行操作方便且有利于扩建等优点,但可靠性和灵活性较差。当母线或母线隔离开关发生故障或检修时,必须断开母线的全部电源。 2)双母线接线:双母线接线具有供电可靠,检修方便,调度灵活或便于扩建等优点。但这种接线所用设备多(特别是隔离开关),配电装置复杂,经济性较差;在运行中隔离开关作为操作电器,容易发生误操作,且对实现自动化不便;尤其当母线系统故障时,须短时切除较多电源和线路,这对特别重要的大型发电厂和变电所是不允许的。3)单、双母线或母线分段加旁路:其供电可靠性高,运行灵活方便,但投资有所增加,经济性稍差。特别是用旁路断路器带路时,操作复杂,增加了误操作的机会。同时,由于加装旁路断路器,使相应的保护及自动化系统复杂化。4)3/2及4/3接线:具有较高的供电可靠性和运行灵活性。任一母线故障或检修,均不致停电;除联络断路器故障时与其相连的两回线路短时停电外,其它任何断路器故障或检修都不会中断供电;甚至两组母线同时故障(或一组检修时另一组故障)的极端情况下,功率仍能继续输送。但此接线使用设备较多,特别是断路器和电流互感器,投资较大,二次控制接线和继电保护都比较复杂。5)母线－变压器－发电机组单元接线:它具有接线简单,开关设备少,操作简便,宜于扩建,以及因为不设发电机出口电压母线,发电机和主变压器低压侧短路电流有所减小等特点。
37、什么是电力系统综合负荷模型?其特点是什么?在稳定计算中如何选择?
答:电力系统综合负荷模型是反映实际电力系统负荷的频率、电压、时间特性的负荷模型,一般可用下式表达:P=fp(v,f,t) Q=fq(v,f,t)
上式中,若含有时间t则反映综合负荷的动态特性,这种模型称为动态负荷模型(动态负荷模型主要有感应电动机模型和差分方程模型两种。);反之,若不含有时间t,则称为静态负荷模型(静态负荷模型主要有多项式模型和幕函数模型两种,其中多项式模型可以看作是恒功率(电压平方项)、恒电流(电压一次方项)、恒阻抗(常数项)三者的线性组合)。
电力系统综合负荷模型的主要特点是: 具有区域性---每个实际电力系统有自己特有的综合负荷模型,与本系统的负荷构成有关; 具有时间性:既是同一个电力系统,在不同的季节,具体不同的综合负荷模型; 不唯一性:研究的问题不同,采用的综合负荷模型也不同;
在稳定计算中综合负荷模型的选择原则是: 在没有精切综合负荷模型的情况下,一般按40%恒功率;60%恒阻抗计算。
38、什么叫不对称运行?产生的原因及影响是什么?
答:任何原因引起电力系统三相对称(正常运行状况)性的破坏,均称为不对称运行。如各相阻抗对称性的破坏,负荷对称性的破坏,电压对称性的破坏等情况下的工作状态。非全相运行是不对称运行的特殊情况。 不对称运行产生的负序、零序电流会带来许多不利影响。 电力系统三相阻抗对称性的破坏,将导致电流和电压对称性的破坏,因而会出现负序电流,当变压器的中性点接地时,还会出现零序电流。 当负序电流流过发电机时,将产生负序旋转磁场,这个磁场将对发电机产生下列影响: ⑴发电机转子发热; ⑵机组振动增大; ⑶定子绕组由于负荷不平衡出现个别相绕组过热。 不对称运行时,变压器三相电流不平衡,每相绕组发热不一致,可能个别相绕组已经过热,而其它相负荷不大,因此必须按发热条件来决定变压器的可用容量。 不对称运行时,将引起系统电压的不对称,使电能质量变坏,对用户产生不良影响。对于异步电动机,一般情况下虽不致于破坏其正常工作,但也会引起出力减小,寿命降低。例如负序电压达5%时,电动机出力将降低10∽15%,负序电压达7%时,则出力降低达20∽25%。 当高压输电线一相断开时,较大的零序电流可能在沿输电线平行架设的通信线路中产生危险的对地电压,危及通讯设备和人员的安全,影响通信质量,当输电线与铁路平行时,也可能影响铁道自动闭锁装置的正常工作。因此,电力系统不对称运行对通信设备的电磁影响,应当进行计算,必要时应采取措施,减少干扰,或在通信设备中,采用保护装置。 继电保护也必须认真考虑。在严重的情况下,如输电线非全相运行时,负序电流和零序电流可以在非全相运行的线路中流通,也可以在与之相连接的线路中流通,可能影响这些线路的继电保护的工作状态,甚至引起不正确动作。此外,在长时间非全相运行时,网络中还可能同时发生短路(包括非全相运行的区内和区外),这时,很可能使系统的继电保护误动作。 此外,电力系统在不对称和非全相运行情况下,零序电流长期通过大地,接地装置的电位升高,跨步电压与接触电压也升高,故接地装置应按不对称状态下保证对运行人员的安全来加以检验。 不对称运行时,各相电流大小不等,使系统损耗增大,同时,系统潮流不能按经济分配,也将影响运行的经济性。
39、试述电力系统谐波产生的原因及其影响?
答:谐波产生的原因:高次谐波产生的根本原因是由于电力系统中某些设备和负荷的非线性特性,即所加的电压与产生的电流不成线性(正比)关
各类稳定的具体含义是什么?
答: (1).电力系统的静态稳定是指电力系统受到小干扰后不发生非周期性失步,自动恢复到起始运行状态。
(2).电力系统的暂态稳定是指系统在某种运行方式下突然受到大的扰动后,经过一个机电暂态过程达到新的稳定运行状态或回到原来的稳定状态。
(3).电力系统的动态稳定是指电力系统受到干扰后不发生振幅不断增大的振荡而失步。主要有:电力系统的低频振荡、机电耦合的次同步振荡、同步电机的自激等。
(4).电力系统的电压稳定是指电力系统维持负荷电压于某一规定的运行极限之内的能力。它与电力系统中的电源配置、网络结构及运行方式、负荷特性等因素有关。当发生电压不稳定时,将导致电压崩溃,造成大面积停电。
(5).频率稳定是指电力系统维持系统频率与某一规定的运行极限内的能力。当频率低于某一临界频率,电源与负荷的平衡将遭到彻底破坏,一些机组相继退出运行,造成大面积停电,也就是频率崩溃。
42、保证和提高电力系统静态稳定的措施有哪些?
答:电力系统的静态稳定性是电力系统正常运行时的稳定性,电力系统静态稳定性的基本性质说明,静态储备越大则静态稳定性越高。提高静态稳定性的措施很多,但是根本性措施是缩短"电气距离"。主要措施有: (1)、减少系统各元件的电抗:减小发电机和变压器的电抗,减少线路电抗(采用分裂导线); (2)、提高系统电压水平; (3)、改善电力系统的结构; (4)、采用串联电容器补偿; (5)、采用自动调节装置; (6)、采用直流输电。 在电力系统正常运行中,维持和控制母线电压是调度部门保证电力系统稳定运行的主要和日常工作。维持、控制变电站、发电厂高压母线电压恒定,特别是枢纽厂(站)高压母线电压恒定,相当于输电系统等值分割为若干段,这样每段电气距离将远小于整个输电系统的电气距离,从而保证和提高了电力系统的稳定性。
43、提高电力系统的暂态稳定性的措施有哪些?
答:提高静态稳定性的措施也可以提高暂态稳定性,不过提高暂态稳定性的措施比提高静态稳定性的措施更多。提高暂态稳定性的措施可分成三大类:一是缩短电气距离,使系统在电气结构上更加紧密;二是减小机械与电磁、负荷与电源的功率或能量的差额并使之达到新的平衡;三是稳定破坏时,为了限制事故进一步扩大而必须采取的措施,如系统解列。提高暂态稳定的具体措施有: (1)、继电保护实现快速切除故障; (2)、线路采用自动重合闸; (3)、采用快速励磁系统; (4)、发电机增加强励倍数; (5)、汽轮机快速关闭汽门; (6)、发电机电气制动; (7)、变压器中性点经小电阻接地; (8)、长线路中间设置开关站; (9)、线路采用强行串联电容器补偿; (10)、采用发电机－线路单元结线方式; (11)、实现连锁切机; (12)、采用静止无功补偿装置; (13)、系统设置解列点; (14)、系统稳定破坏后,必要且条件许可时,可以让发电机短期异步运行,尽快投入系统备用电源,然后增加励磁,实现机组再同步。
44、引起电力系统异步振荡的主要原因是什么?系统振荡时一般现象是什么?
答:引起系统异步振荡的主要原因为: 1) 输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏; 2) 电网发生短路故障,切除大容量的发电、输电或变电设备,负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏; 3) 环状系统(或并列双回线)突然开环,使两部分系统联系阻抗突然增大,引启动稳定破坏而失去同步; 4) 大容量机组跳闸或失磁,使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降,造成联络线稳定极限降低,易引起稳定破坏; 5) 电源间非同步合闸未能拖入同步。 系统振荡时一般现象: 1)发电机,变压器,线路的电压表,电流表及功率表周期性的剧烈摆动,发电机和变压器发出有节奏的轰鸣声。 2)连接失去同步的发电机或系统的联络线上的电流表和功率表摆动得最大。电压振荡最激烈的地方是系统振荡中心,每一周期约降低至零值一次。随着离振荡中心距离的增加,电压波动逐渐减少。如果联络线的阻抗较大,两侧电厂的电容也很大,则线路两端的电压振荡是较小的。 3)失去同期的电网,虽有电气联系,但仍有频率差出现,送端频率高,受端频率低并略有摆动。
45、低频率运行会给电力系统带来哪些危害?
答:电力系统低频运行是非常危险的,因为电源与负荷在低频率下重新平衡很不牢固,也就是说稳定性很差,甚至产生频率崩溃,会严重威胁电网的安全运行,并对发电设备和用户造成严重损坏,主要表现为以下几方面:
1)引起汽轮机叶片断裂。在运行中,汽轮机叶片由于受不均匀汽流冲击而发生振动。在正常频率运行情况下,汽轮机叶片不发生共振。当低频率运行时,末级叶片可能发生共振或接近于共振,从而使叶片振动应力大大增加,如时间过长,叶片可能损伤甚至断裂。
2)使发电机出力降低,频率降低,转速下降,发电机两端的风扇鼓进的风量减小,冷却条件变坏,如果仍维持出力不变,则发电机的温度升高,可能超过绝缘材料的温度允许值,为了使温升不超过允许值,势必要降低发电机出力。
3)使发电机机端电压下降
发表于：2007-04-19 22:47:00
8楼
46、在电力系统中电抗器的作用有那些?
答:电力系统中所采取的电抗器,常见的有串联电抗器和并联电抗器。 串联电抗器主要用来限制短路电流,也有在滤波器中与电容器串联或并联用来限制电网中的高次谐波。 并联电抗器用来吸收电网中的容性无功,如500kV电网中的高压电抗器,500kV变电站中的低压电抗器,都是用来吸收线路充电电容无功的;220kV、110kV、35 kV、10kV电网中的电抗器是用来吸收电缆线路的充电容性无功的。可以通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压。 超高压并联电抗器有改善电力系统无功功率有关运行状况的多种功能,主要包括: 1) 轻空载或轻负荷线路上的电容效应,以降低工频暂态过电压。 2) 改善长输电线路上的电压分布。 3) 使轻负荷时线路中的无功功率尽可能就地平衡,防止无功功率不合理流动,同时也减轻了线路上的功率损失。 4) 在大机组与系统并列时,降低高压母线上工频稳态电压,便于发电机同期并列。 5) 防止发电机带长线路可能出现的自励磁谐振现象。 6) 当采用电抗器中性点经小电抗接地装置时,还可用小电抗器补偿线路相间及相地电容,以加速潜供电流自动熄灭,便于采用单相快速重合闸。
47、什么叫谐振过电压?分几种类型?如何防范?
答:电力系统中一些电感、电容元件在系统进行操作或发生故障时可形成各种振荡回路,在一定的能源作用下,会产生串联谐振现象,导致系统某些元件出现严重的过电压。谐振过电压分为以下几种:
(1) 线性谐振过电压 谐振回路由不带铁芯的电感元件(如输电线路的电感,变压器的漏感)或励磁特性接近线性的带铁芯的电感元件(如消弧线圈)和系统中的电容元件所组成。 (2) 铁磁谐振过电压 谐振回路由带铁芯的电感元件(如空载变压器、电压互感器)和系统的电容元件组成。因铁芯电感元件的饱和现象,使回路的电感参数是非线性的,这种含有非线性电感元件的回路在满足一定的谐振条件时,会产生铁磁谐振。 (3) 参数谐振过电压 由电感参数作周期性变化的电感元件(如凸极发电机的同步电抗在Xd ～ Xq间周期变化)和系统电容元件(如空载线路)组成回路,当参数配合时,通过电感的周期性变化,不断向谐振系统输送能量,造成参数谐振过电压。
限制谐振过电压的主要措施有: (1) 提高开关动作的同期性 由于许多谐振过电压是在非全相运行条件下引起的,因此提高开关动作的同期性,防止非全相运行,可以有效防止谐振过电压的发生。 (2) 在并联高压电抗器中性点加装小电抗
用这个措施可以阻断非全相运行时工频电压传递及串联谐振。 (3) 破坏发电机产生自励磁的条件,防止参数谐振过电压。
48、什么叫标幺值和有名值?采用标幺值进行电力系统计算有什么优点?采用标幺值计算时基值体系如何选取?
答:有名值是电力系统各物理量及参数的带量纲的数值。标幺值是各物理量及参数的相对值,是不带量纲的数值。标幺值是相对某一基值而言的,同一有名值,当基值选取不一样时,其标幺值也不一样,它们的关系如下:标么值＝有名值/基值。 电力系统由许多发电机、变压器、线路、负荷等元件组成,它们分别接入不同电压等级的网络中,当用有名值进行潮流及短路计算时,各元件接入点的物理量及参数必须折算成计算点的有名值进行计算,很不方便,也不便于对计算结果进行分析。采用标幺值进行计算时,则不论各元件及计算点位于哪一电压等级的网络中,均可将它们的物理量与参数标幺值直接用来计算。计算结果也可直接进行分析。当某些变压器的变比不是标准值时,只须对变压器等值电路参数进行修正,不影响计算结果按基值体系的基值电压传递到各电压等级进行有名值的换算。 基值体系中只有两个独立的基值量,一个为基值功率,一般取容易记忆及换算的数值,如取100MW、1000MW等,或取该计算网络中某一些发电元件的额定功率。另一个为基值电压,取各级电压的标称值。标称值可以是额定值的1.0、1.05或1.10倍。 如取500/330/220/110kV或525/346.5/231/115.5kV或550/363/242/121kV,其它基值量(电流、阻抗等)可由以上两个基值量算出。
49、潮流计算的目的是什么?常用的计算方法有几种?快速分解法的特点及适用条件是什么?
答:潮流计算有以下几个目的: (1)在电网规划阶段,通过潮流计算,合理规划电源容量及接入点,合理规划网架,选择无功补偿方案,满足规划水平年的大、小方式下潮流交换控制、调峰、调相、调压的要求。 (2)在编制年运行方式时,在预计负荷增长及新设备投运基础上,选择典型方式进行潮流计算,发现电网中薄弱环节,供调度员日常调度控制参考,并对规划、基建部门提出改进网架结构,加快基建进度的建议。 (3)正常检修及特殊运行方式下的潮流计算,用于日运行方式的编制,指导发电厂开机方式,有功、无功调整方案及负荷调整方案,满足线路、变压器热稳定要求及电压质量要求。 (4)预想事故、设备退出运行对静态安全的影响分析及作出预想的运行方式调整方案。 常用的潮流计算方法有:牛顿-拉夫逊法及快速分解法。 快速分解法有两个主要特点: (1)降阶 在潮流计算的修正方程中利用了有功功率主要
51 具体说明电力系统对继电保护的基本要求是什么?
答:继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。这四"性"之间紧密联系,既矛盾又统一。
(1) 可靠性是指保护该动作时应可靠动作,不该动作时应可靠不动作。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。
(2) 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障,当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。
为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件(如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件)的选择性,其灵敏系数及动作时间,在一般情况下应相互配合。
(3) 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时,保护装置应具有必要的灵敏系数,各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。
选择性和灵敏性的要求,通过继电保护的整定实现。
(4) 速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障,其目的是提高系统稳定性,减轻故障设备和线路的损坏程度,缩小故障波及范围,提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护(如高频保护、差动保护)、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和开关跳闸时间等方面入手来提高速动性。
52、试简述220千伏及以上电网继电保护整定计算的基本原则和规定
答:(1)对于220千伏及以上电压电网的线路继电保护一般都采用近后备原则。当故障元件的一套继电保护装置拒动时,由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障,而当断路器拒绝动作时,启动断路器失灵保护,断开与故障元件相连的所有其它联接电源的断路器。 (2)对瞬时动作的保护或保护的瞬时段,其整定值应保证在被保护元件外部故障时,可靠不动作,但单元或线路变压器组(包括一条线路带两台终端变压器)的情况除外。 (3)上、下级继电保护的整定,一般应遵循逐级配合的原则,满足选择性的要求。即在下一级元件故障时,故障元件的继电保护必须在灵敏度和动作时间上均能同时与上一级元件的继电保护取得配合,以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。 (4)继电保护整定计算应按正常运行方式为依据。所谓正常运行方式是指常见的运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修运行方式。对特殊运行方式,可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理。 (5)变压器中性点接地运行方式的安排,应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因,使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时,根据当时实际情况临时处理。 (6)故障类型的选择以单一设备的常见故障为依据,一般以简单故障进行保护装置的整定计算。 (7)灵敏度按正常运行方式下的不利故障类型进行校验,保护在对侧断路器跳闸前和跳闸后均能满足规定的灵敏度要求。对于纵联保护,在被保护线路末端发生金属性故障时,应有足够的灵敏度(灵敏度应大于2)。
53、系统中变压器中性点接地方式的安排一般如何考虑?
答:变压器中性点接地方式的安排应尽量保持变电所的零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时,应根据规程规定或实际情况临时处理。
1)变电所只有一台变压器,则中性点应直接接地,计算正常保护定值时,可只考虑变压器中性点接地的正常运行方式。当变压器检修时,可作特殊运行方式处理,例如改定值或按规定停用、起用有关保护段。
2)变电所有两台及以上变压器时,应只将一台变压器中性点直接接地运行,当该变压器停运时,将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原因,变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行,当其中一台中性点直接接地的变压器停运时,若有第三台变压器则将第三台变压器改为中性点直接接地运行。否则,按特殊运行方式处理。
3)双母线运行的变电所有三台及以上变压器时,应按两台变压器中性点直接接地方式运行,并把它们分别接于不同的母线上,当其中一台中性点直接接地变压器停运时,将另一台中性点不接地变压器直接接地。若不能保持不同母线上各有一个接地点时,作为特殊运行方式处理。
4)为了改善保护配合关系,当某一短线路检修停运时,可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。
5)自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。
54、什么是线路纵联保护?其特点是什么?
答:线路纵联保护是当线路发生故障时,使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置,是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后,两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。因此,判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。 1、方向高频保护是比较线路两端各自看到的故障方向,以判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路
答:电力系统中所采取的电抗器,常见的有串联电抗器和并联电抗器。 串联电抗器主要用来限制短路电流,也有在滤波器中与电容器串联或并联用来限制电网中的高次谐波。 并联电抗器用来吸收电网中的容性无功,如500kV电网中的高压电抗器,500kV变电站中的低压电抗器,都是用来吸收线路充电电容无功的;220kV、110kV、35 kV、10kV电网中的电抗器是用来吸收电缆线路的充电容性无功的。可以通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压。 超高压并联电抗器有改善电力系统无功功率有关运行状况的多种功能,主要包括: 1) 轻空载或轻负荷线路上的电容效应,以降低工频暂态过电压。 2) 改善长输电线路上的电压分布。 3) 使轻负荷时线路中的无功功率尽可能就地平衡,防止无功功率不合理流动,同时也减轻了线路上的功率损失。 4) 在大机组与系统并列时,降低高压母线上工频稳态电压,便于发电机同期并列。 5) 防止发电机带长线路可能出现的自励磁谐振现象。 6) 当采用电抗器中性点经小电抗接地装置时,还可用小电抗器补偿线路相间及相地电容,以加速潜供电流自动熄灭,便于采用单相快速重合闸。
47、什么叫谐振过电压?分几种类型?如何防范?
答:电力系统中一些电感、电容元件在系统进行操作或发生故障时可形成各种振荡回路,在一定的能源作用下,会产生串联谐振现象,导致系统某些元件出现严重的过电压。谐振过电压分为以下几种:
(1) 线性谐振过电压 谐振回路由不带铁芯的电感元件(如输电线路的电感,变压器的漏感)或励磁特性接近线性的带铁芯的电感元件(如消弧线圈)和系统中的电容元件所组成。 (2) 铁磁谐振过电压 谐振回路由带铁芯的电感元件(如空载变压器、电压互感器)和系统的电容元件组成。因铁芯电感元件的饱和现象,使回路的电感参数是非线性的,这种含有非线性电感元件的回路在满足一定的谐振条件时,会产生铁磁谐振。 (3) 参数谐振过电压 由电感参数作周期性变化的电感元件(如凸极发电机的同步电抗在Xd ～ Xq间周期变化)和系统电容元件(如空载线路)组成回路,当参数配合时,通过电感的周期性变化,不断向谐振系统输送能量,造成参数谐振过电压。
限制谐振过电压的主要措施有: (1) 提高开关动作的同期性 由于许多谐振过电压是在非全相运行条件下引起的,因此提高开关动作的同期性,防止非全相运行,可以有效防止谐振过电压的发生。 (2) 在并联高压电抗器中性点加装小电抗
用这个措施可以阻断非全相运行时工频电压传递及串联谐振。 (3) 破坏发电机产生自励磁的条件,防止参数谐振过电压。
48、什么叫标幺值和有名值?采用标幺值进行电力系统计算有什么优点?采用标幺值计算时基值体系如何选取?
答:有名值是电力系统各物理量及参数的带量纲的数值。标幺值是各物理量及参数的相对值,是不带量纲的数值。标幺值是相对某一基值而言的,同一有名值,当基值选取不一样时,其标幺值也不一样,它们的关系如下:标么值＝有名值/基值。 电力系统由许多发电机、变压器、线路、负荷等元件组成,它们分别接入不同电压等级的网络中,当用有名值进行潮流及短路计算时,各元件接入点的物理量及参数必须折算成计算点的有名值进行计算,很不方便,也不便于对计算结果进行分析。采用标幺值进行计算时,则不论各元件及计算点位于哪一电压等级的网络中,均可将它们的物理量与参数标幺值直接用来计算。计算结果也可直接进行分析。当某些变压器的变比不是标准值时,只须对变压器等值电路参数进行修正,不影响计算结果按基值体系的基值电压传递到各电压等级进行有名值的换算。 基值体系中只有两个独立的基值量,一个为基值功率,一般取容易记忆及换算的数值,如取100MW、1000MW等,或取该计算网络中某一些发电元件的额定功率。另一个为基值电压,取各级电压的标称值。标称值可以是额定值的1.0、1.05或1.10倍。 如取500/330/220/110kV或525/346.5/231/115.5kV或550/363/242/121kV,其它基值量(电流、阻抗等)可由以上两个基值量算出。
49、潮流计算的目的是什么?常用的计算方法有几种?快速分解法的特点及适用条件是什么?
答:潮流计算有以下几个目的: (1)在电网规划阶段,通过潮流计算,合理规划电源容量及接入点,合理规划网架,选择无功补偿方案,满足规划水平年的大、小方式下潮流交换控制、调峰、调相、调压的要求。 (2)在编制年运行方式时,在预计负荷增长及新设备投运基础上,选择典型方式进行潮流计算,发现电网中薄弱环节,供调度员日常调度控制参考,并对规划、基建部门提出改进网架结构,加快基建进度的建议。 (3)正常检修及特殊运行方式下的潮流计算,用于日运行方式的编制,指导发电厂开机方式,有功、无功调整方案及负荷调整方案,满足线路、变压器热稳定要求及电压质量要求。 (4)预想事故、设备退出运行对静态安全的影响分析及作出预想的运行方式调整方案。 常用的潮流计算方法有:牛顿-拉夫逊法及快速分解法。 快速分解法有两个主要特点: (1)降阶 在潮流计算的修正方程中利用了有功功率主要
51 具体说明电力系统对继电保护的基本要求是什么?
答:继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。这四"性"之间紧密联系,既矛盾又统一。
(1) 可靠性是指保护该动作时应可靠动作,不该动作时应可靠不动作。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。
(2) 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障,当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。
为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件(如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件)的选择性,其灵敏系数及动作时间,在一般情况下应相互配合。
(3) 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路时,保护装置应具有必要的灵敏系数,各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。
选择性和灵敏性的要求,通过继电保护的整定实现。
(4) 速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障,其目的是提高系统稳定性,减轻故障设备和线路的损坏程度,缩小故障波及范围,提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护(如高频保护、差动保护)、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和开关跳闸时间等方面入手来提高速动性。
52、试简述220千伏及以上电网继电保护整定计算的基本原则和规定
答:(1)对于220千伏及以上电压电网的线路继电保护一般都采用近后备原则。当故障元件的一套继电保护装置拒动时,由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障,而当断路器拒绝动作时,启动断路器失灵保护,断开与故障元件相连的所有其它联接电源的断路器。 (2)对瞬时动作的保护或保护的瞬时段,其整定值应保证在被保护元件外部故障时,可靠不动作,但单元或线路变压器组(包括一条线路带两台终端变压器)的情况除外。 (3)上、下级继电保护的整定,一般应遵循逐级配合的原则,满足选择性的要求。即在下一级元件故障时,故障元件的继电保护必须在灵敏度和动作时间上均能同时与上一级元件的继电保护取得配合,以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。 (4)继电保护整定计算应按正常运行方式为依据。所谓正常运行方式是指常见的运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修运行方式。对特殊运行方式,可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理。 (5)变压器中性点接地运行方式的安排,应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因,使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时,根据当时实际情况临时处理。 (6)故障类型的选择以单一设备的常见故障为依据,一般以简单故障进行保护装置的整定计算。 (7)灵敏度按正常运行方式下的不利故障类型进行校验,保护在对侧断路器跳闸前和跳闸后均能满足规定的灵敏度要求。对于纵联保护,在被保护线路末端发生金属性故障时,应有足够的灵敏度(灵敏度应大于2)。
53、系统中变压器中性点接地方式的安排一般如何考虑?
答:变压器中性点接地方式的安排应尽量保持变电所的零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时,应根据规程规定或实际情况临时处理。
1)变电所只有一台变压器,则中性点应直接接地,计算正常保护定值时,可只考虑变压器中性点接地的正常运行方式。当变压器检修时,可作特殊运行方式处理,例如改定值或按规定停用、起用有关保护段。
2)变电所有两台及以上变压器时,应只将一台变压器中性点直接接地运行,当该变压器停运时,将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原因,变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行,当其中一台中性点直接接地的变压器停运时,若有第三台变压器则将第三台变压器改为中性点直接接地运行。否则,按特殊运行方式处理。
3)双母线运行的变电所有三台及以上变压器时,应按两台变压器中性点直接接地方式运行,并把它们分别接于不同的母线上,当其中一台中性点直接接地变压器停运时,将另一台中性点不接地变压器直接接地。若不能保持不同母线上各有一个接地点时,作为特殊运行方式处理。
4)为了改善保护配合关系,当某一短线路检修停运时,可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。
5)自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。
54、什么是线路纵联保护?其特点是什么?
答:线路纵联保护是当线路发生故障时,使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置,是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传送到对侧,然后,两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。因此,判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。 1、方向高频保护是比较线路两端各自看到的故障方向,以判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路
发表于：2007-04-19 22:48:00
9楼
56、高频闭锁负序方向保护有何优缺点?
答:该保护具有下列优点: 1、原理比较简单。在全相运行条件下能正确反应各种不对称短路。在三相短路时,只要不对称时间大于5～7ms,保护可以动作。 2、不反应系统振荡,但也不反应稳定的三相短路。 3、当负序电压和电流为启动值的三倍时,保护动作时间为10～15ms。 4、负序方向元件一般有较满意的灵敏度。 5、对高频收发信机要求较低。缺点如下: 1、在两相运行条件下(包括单相重合闸过程中)发生故障,保护可能拒动。 2、线路分布电容的存在,使线路在空载合闸时,由于三相不同时合闸,保护可能误动。当分布电容足够大时,外部短路时该保护也将误动,应采取补偿措施。 3、在串补线路上,只要串补电容无不对称击穿,则全相运行条件下的短路保护能正确动作。当串补电容在保护区内时,发生系统振荡或外部三相短路、且电容器保护间隙不对称击穿,保护将误动。当串补电容位于保护区外,区内短路且有电容器的不对称击穿,也可能发生保护拒动。 4、电压二次回路断线时,保护应退出运行。
57、非全相运行对高频闭锁负序功率方向保护有什么影响?
答:当被保护线路上出现非全相运行,将在断相处产生一个纵向的负序电压,并由此产生负序电流,在输电线路的A、B两端,负序功率的方向同时为负,这和内部故障时的情况完全一样。因此,在一侧断开的非全相运行状态下,高频闭锁负序功率方向保护将误动作。
为了克服上述缺点,如果将保护安装地点移到断相点的里侧,则两端负序功率的方向为一正一负,和外部故障时的情况一样,这时保护将处于启动状态,但由于受到高频信号的闭锁而不会误动作。针对上述两种情况可知,当电压互感器接于线路侧时,保护装置不会误动作,而当电压互感器接于变电所母线侧时,则保护装置将误动作。此时需采取措施将保护闭锁。
58、什么是零序保护?大电流接地系统中为什么要单独装设零序保护?
答:在大短路电流接地系统中发生接地故障后,就有零序电流、零序电压和零序功率出现,利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。
三相星形接线的过电流保护虽然也能保护接地短路,但其灵敏度较低,保护时限较长。采用零序保护就可克服此不足,这是因为:
1、正常运行和发生相间短路时,不会出现零序电流和零序电压,因此零序保护的动作电流可以整定得较小,这有利于提高其灵敏度;
2、Y/△接线降压变压器,△侧以后的故障不会在Y侧反映出零序电流,所以零序保护的动作时限可以不必与该种变压器以后的线路保护相配合而取较短的动作时限。
59、零序电流保护在运行中需注意哪些问题?
答:零序电流保护在运行中需注意以下问题: (1)当电流回路断线时,可能造成保护误动作。这是一般较灵敏的保护的共同弱点,需要在运行中注意防止。就断线机率而言,它比距离保护电压回路断线的机率要小得多。如果确有必要,还可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。 (2)当电力系统出现不对称运行时,也要出现零序电流,例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行,单相重合闸过程中的两相运行,三相重合闸和手动合闸时的三相断路器不同期,母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联过程或断路器正常环并运行情况下,由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流,以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流,特别是在空投变压器所在母线有中性点接地变压器在运行中的情况下,可能出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等,都可能使零序电流保护启动。 (3)地理位置靠近的平行线路,当其中一条线路故障时,可能引起另一条线路出现感应零序电流,造成反方向侧零序方向继电器误动作。如确有此可能时,可以改用负序方向继电器,来防止上述方向继电器误判断。 (4)由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压,回路断线不易被发现;当继电器零序电压取自电压互感器开口三角侧时,也不易用较直观的模拟方法检查其方向的正确性,因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作。
60、对自动重合闸装置有哪些基本要求?
答: 1、在下列情况下,重合闸不应动作:
1)、由值班人员手动分闸或通过遥控装置分闸时;
2)、手动合闸,由于线路上有故障,而随即被保护跳闸时。
2、除上述两种情况外,当开关由继电保护动作或其它原因跳闸后,重合闸均应动作,使开关重新合上。
3、自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定,如一次重合闸就只应实现重合一次,不允许第二次重合。
4、自动重合闸在动作以后,一般应能自动复归,准备好下一次故障跳闸的再重合。
5、应能和继电保护配合实现前加速或后加速故障的切除。
6、在双侧电源的线路上实现重合闸时,应考虑合闸时两侧电源间的同期问题,即能实现无压检定和同期检定。
7、当开关处于不正常状态(如气压或液压过低等)而不允许实现重合闸时,应自动地将自动重合闸闭锁。
8、自动重合闸宜采用控制开关
61、选用重合闸方式的一般原则是什么?
答 (1)重合闸方式必须根据具体的系统结构及运行条件,经过分析后选定。
(2)凡是选用简单的三相重合闸方式能满足具体系统实际需要的,线路都应当选用三相重合闸方式。特别对于那些处于集中供电地区的密集环网中,线路跳闸后不进行重合闸也能稳定运行的线路,更宜采用整定时间适当的三相重合闸。对于这样的环网线路,快速切除故障是第一位重要的问题。
(3)当发生单相接地故障时,如果使用三相重合闸不能保证系统稳定,或者地区系统会出现大面积停电,或者影响重要负荷停电的线路上,应当选用单相或综合重合闸方式。
(4)在大机组出口一般不使用三相重合闸。
62、选用线路三相重合闸的条件是什么?
答:在经过稳定计算校核后,单、双侧电源线路选用三相重合闸的条件如下:
1、单侧电源线路 单侧电源线路电源侧宜采用一般的三相重合闸,如由几段串联线路构成的电力网,为了补救其电流速断等瞬动保护的无选择性动作,三相重合闸采用带前加速或顺序重合闸方式,此时断开的几段线路自电源侧顺序重合。但对给重要负荷供电的单回线路,为提高其供电可靠性,也可以采用综合重合闸。
2、双侧电源线路 两端均有电源的线路采用自动重合闸时,应保证在线路两侧断路器均已跳闸,故障点电弧熄灭和绝缘强度已恢复的条件下进行。同时,应考虑断路器在进行重合闸的线路两侧电源是否同期,以及是否允许非同期合闸。因此,双侧电源线路的重合闸可归纳为一类是检定同期重合闸,如一侧检定线路无电压,另一侧检定同期或检定平行线路电流的重合闸等;另一类是不检定同期的重合闸,如非同期重合闸、快速重合闸、解列重合闸及自同期重合闸等。
63、线路选用单相重合闸或综合重合闸的条件是什么?
答:单相重合闸是指:线路上发生单相接地故障时,保护动作只跳开故障相的断路器并单相重合;当单相重合不成功或多相故障时,保护动作跳开三相断路器,不再进行重合。由其它任何原因跳开三相断路器时,也不再进行重合。
综合重合闸是指:当发生单相接地故障时采用单相重合闸方式,而当发生相间短路时采用三相重合闸方式。
在下列情况下,需要考虑采用单相重合闸或综合重合闸方式:
(1)、220千伏及以上电压单回联络线、两侧电源之间相互联系薄弱的线路(包括经低一级电压线路弱联系的电磁环网),特别是大型汽轮发电机组的高压配出线路。
(2)、当电网发生单相接地故障时,如果使用三相重合闸不能保证系统稳定的线路。
(3)、允许使用三相重合闸的线路,但使用单相重合闸对系统或恢复供电有较好效果时,可采用综合重合闸方式。例如,两侧电源间联系较紧密的双回线路或并列运行环网线路,根据稳定计算,重合于三相永久故障不致引起稳定破坏时,可采用综合重合闸方式。当采用三相重合闸时,采取一侧先合,另一侧待对侧重合成功后实现同步重合闸的方式。
(4)、经稳定计算校核,允许使用重合闸。
64、单相重合闸与三相重合闸各有哪些优缺点?
答:这两种重合闸的优缺点如下:
(1)、使用单相重合闸时会出现非全相运行,除纵联保护需要考虑一些特殊问题外,对零序电流保护的整定和配合产生了很大影响,也使中、短线路的零序电流保护不能充分发挥作用。
(2)、使用三相重合闸时,各种保护的出口回路可以直接动作于断路器。使用单项重合闸时,除了本身有选项功能的保护外,所有纵联保护、相间距离保护、零序电流保护等,都必须经单相重合闸的选相元件控制,才能动作于断路器。
(3)、当线路发生单项接地采用三相重合闸,会比采用单项重合闸产生较大的操作过电压,这是由于三相跳闸、电流过零时断电,在非故障相上会保留相当于相电压峰值的残余电荷电压,而重合闸的断电时间较短,上述非故障相的电压变化不大,因而在重合时会产生较大的操作过电压。而当使用单相重合闸时,重合时的故障相电压一般只有17%左右(由于线路本身电容分压产生),因而没有操作过电压问题。从较长时间在110kV及220kV电网采用三相重合闸的运行情况来看,对一般中、短线路操作过电压方面的问题并不突出。
(4)、采用三相重合闸时,在最不利的情况,有可能重合于三相短路故障,有的线路经稳定计算认为必须避免这种情况时,可以考虑在三相重合闸中增设简单的相间故障判别元件,使它在单相故障时实现重合,在相间故障时不重合。
65、自动重合闸的启动方式有哪几种?各有什么特点?
答:自动重合闸有两种启动方式:断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动方式和保护启动方式。
不对应启动方式的优点:简单可靠,还可以弥补和减少断路器误碰或偷跳造成的的影响和损失,可提高供电可靠性和系统运行的稳定性,在各级电网中具有良好运行效果,是所有重合闸的基本启动方式。其缺点是,当断路器辅助触点接触不良时,不对应启动方式将失效。
保护启动方式,是不对应启动方式的补充。同时,在单相重合闸过程中需要进行一些保护的闭锁,逻辑回路中需要对故障相实现选相固定等,也需要一个由保护启动的重
66、在检定同期和检定无压重合闸装置中为什么两侧都要装检定同期和检定无压继电器?
答:如果采用一侧投无电压检定,另一侧投同期检定这种接线方式。那么,在使用无电压检定的那一侧,当其断路器在正常运行情况下由于某种原因(如误碰、保护误动等)而跳闸时,由于对侧并未动作,因此线路上有电压,因而就不能实现重合,这是一个很大的缺陷。
为了解决这个问题,通常都是在检定无压的一侧也同时投入同期检定继电器,两者的触点并联工作,这样就可以将误跳闸的断路器重新投入。
为了保证两侧断路器的工作条件一样,在检定同期侧也装设无压检定继电器,通过切换后,根据具体情况使用。但应注意,一侧投入无压检定和同期检定继电器时,另一侧则只能投入同步检定继电器。否则,两侧同时实现无电压检定重合闸,将导致出现非同期合闸。在同期检定继电器触点回路中要串接检定线路有电压的触点。
67、什么叫重合闸后加速?为什么采用检定同期重合闸时不用后加速?
答:当线路发生故障后,保护有选择性的动作切除故障,重合闸进行一次重合以恢复供电。若重合于永久性故障时,保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器,这种方式称为重合闸后加速。
检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后,另一侧在两端的频率不超过一定允许值的情况下才进行重合的。若线路属于永久性故障,无压侧重合后再次断开,此时检定同期重合闸不会再重合,因此采用检定同期重合闸再装后加速也就没有意义了。若属于瞬时性故障,无压重合后,即线路已重合成功,故障已不存在,故亦无装设后加速的必要。同时检定同期重合闸时不采用后加速,可以避免合闸冲击电流引起误动。
68、什么叫重合闸前加速?它有何优缺点?
答:重合闸前加速保护方式一般用于具有几段串联的辐射形线路中,重合闸装置仅装在靠近电源的一段线路上。当线路上(包括相邻线路及以后的线路)发生故障时,靠近电源侧的保护首先无选择性地瞬时动作于跳闸,而后再靠重合闸来纠正这种非选择性动作。
其缺点是切除永久性故障时间较长,装有重合闸装置的断路器动作次数较多,且一旦断路器或重合闸拒动,将使停电范围扩大。
重合闸前加速保护方式主要适用于35kV以下由发电厂或主要变电站引出的直配线上。
69、相差高频保护和高频闭锁保护与单相重合闸配合使用时,为什么相差高频保护要三跳停信,而高频闭锁保护要单跳停信?
答:在使用单相重合闸的线路上,当非全相运行时,相差高频启动元件均可能不返回,此时若两侧单跳停信,由于停信时间不可能一致,停信慢的一侧将会在单相故障跳闸后由于非全相运行时发出的仍是间断波而误跳三相。因此单相故障跳闸后不能将相差高频保护停信。而在三相跳闸后,相差高频保护失去操作电源而发连续波,会将对侧相差高频保护闭锁,所以必须实行三跳停信,使对侧相差高频保护加速跳闸切除故障。另外,当母线保护动作时,如果断路器失灵,三跳停信能使对侧高频保护动作,快速切除故障。高频闭锁保护必须实行单跳停信,因为当线路单相故障一侧先单跳后保护将返回,而高频闭锁保护启动元件不复归,收发信机启动发信,会将对侧高频闭锁保护闭锁。所以,单相跳闸后必须停信,加速对侧高频闭锁保护跳闸。
70、零序电流保护与重合闸方式的配合应考虑哪些因素?
答:1、采用单相重合闸方式,并实现后备保护延时段动作后三相跳闸不重合,则零序电流保护与单相重合闸配合按下列原则整定:
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出;而躲不过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,应接重合闸M端子跳闸,在重合闸启动后退出工作。
(2)零序电流保护二段的整定值应躲过非全相运行最大零序电流,在单相重合闸过程中不动作,经重合闸R端子跳闸。
(3)零序电流保护三、四段均经重合闸R端子跳闸,三相跳闸不重合。
2、采用单相重合闸方式,且后备保护延时段启动单相重合闸,则零序电流保护与单相重合闸按如下原则进行配合整定:
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;而不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸M端子跳闸,重合闸启动后退出工作。
(2)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸M或P端子跳闸,亦可将零序电流保护二段的动作时间延长至1.5秒及以上,或躲过非全相运行周期,经重合闸N端子跳闸。
(3)不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护三段,经重合闸M端子或P端子跳闸,亦可依靠较长的动作时间躲过非全相运行周期,经重合闸N或R端子跳闸。
(4)零序电流保护四段经重合闸R端子跳闸。
3、三相重合闸后加速和单相重合闸的分相后加速,应加速对线路末端故障有足够灵敏度的保护段。如果躲不开在一侧断路器合闸时三相不同步产生的零序电流,则两侧的
答:该保护具有下列优点: 1、原理比较简单。在全相运行条件下能正确反应各种不对称短路。在三相短路时,只要不对称时间大于5～7ms,保护可以动作。 2、不反应系统振荡,但也不反应稳定的三相短路。 3、当负序电压和电流为启动值的三倍时,保护动作时间为10～15ms。 4、负序方向元件一般有较满意的灵敏度。 5、对高频收发信机要求较低。缺点如下: 1、在两相运行条件下(包括单相重合闸过程中)发生故障,保护可能拒动。 2、线路分布电容的存在,使线路在空载合闸时,由于三相不同时合闸,保护可能误动。当分布电容足够大时,外部短路时该保护也将误动,应采取补偿措施。 3、在串补线路上,只要串补电容无不对称击穿,则全相运行条件下的短路保护能正确动作。当串补电容在保护区内时,发生系统振荡或外部三相短路、且电容器保护间隙不对称击穿,保护将误动。当串补电容位于保护区外,区内短路且有电容器的不对称击穿,也可能发生保护拒动。 4、电压二次回路断线时,保护应退出运行。
57、非全相运行对高频闭锁负序功率方向保护有什么影响?
答:当被保护线路上出现非全相运行,将在断相处产生一个纵向的负序电压,并由此产生负序电流,在输电线路的A、B两端,负序功率的方向同时为负,这和内部故障时的情况完全一样。因此,在一侧断开的非全相运行状态下,高频闭锁负序功率方向保护将误动作。
为了克服上述缺点,如果将保护安装地点移到断相点的里侧,则两端负序功率的方向为一正一负,和外部故障时的情况一样,这时保护将处于启动状态,但由于受到高频信号的闭锁而不会误动作。针对上述两种情况可知,当电压互感器接于线路侧时,保护装置不会误动作,而当电压互感器接于变电所母线侧时,则保护装置将误动作。此时需采取措施将保护闭锁。
58、什么是零序保护?大电流接地系统中为什么要单独装设零序保护?
答:在大短路电流接地系统中发生接地故障后,就有零序电流、零序电压和零序功率出现,利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。
三相星形接线的过电流保护虽然也能保护接地短路,但其灵敏度较低,保护时限较长。采用零序保护就可克服此不足,这是因为:
1、正常运行和发生相间短路时,不会出现零序电流和零序电压,因此零序保护的动作电流可以整定得较小,这有利于提高其灵敏度;
2、Y/△接线降压变压器,△侧以后的故障不会在Y侧反映出零序电流,所以零序保护的动作时限可以不必与该种变压器以后的线路保护相配合而取较短的动作时限。
59、零序电流保护在运行中需注意哪些问题?
答:零序电流保护在运行中需注意以下问题: (1)当电流回路断线时,可能造成保护误动作。这是一般较灵敏的保护的共同弱点,需要在运行中注意防止。就断线机率而言,它比距离保护电压回路断线的机率要小得多。如果确有必要,还可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。 (2)当电力系统出现不对称运行时,也要出现零序电流,例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行,单相重合闸过程中的两相运行,三相重合闸和手动合闸时的三相断路器不同期,母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联过程或断路器正常环并运行情况下,由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流,以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流,特别是在空投变压器所在母线有中性点接地变压器在运行中的情况下,可能出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等,都可能使零序电流保护启动。 (3)地理位置靠近的平行线路,当其中一条线路故障时,可能引起另一条线路出现感应零序电流,造成反方向侧零序方向继电器误动作。如确有此可能时,可以改用负序方向继电器,来防止上述方向继电器误判断。 (4)由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压,回路断线不易被发现;当继电器零序电压取自电压互感器开口三角侧时,也不易用较直观的模拟方法检查其方向的正确性,因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作。
60、对自动重合闸装置有哪些基本要求?
答: 1、在下列情况下,重合闸不应动作:
1)、由值班人员手动分闸或通过遥控装置分闸时;
2)、手动合闸,由于线路上有故障,而随即被保护跳闸时。
2、除上述两种情况外,当开关由继电保护动作或其它原因跳闸后,重合闸均应动作,使开关重新合上。
3、自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定,如一次重合闸就只应实现重合一次,不允许第二次重合。
4、自动重合闸在动作以后,一般应能自动复归,准备好下一次故障跳闸的再重合。
5、应能和继电保护配合实现前加速或后加速故障的切除。
6、在双侧电源的线路上实现重合闸时,应考虑合闸时两侧电源间的同期问题,即能实现无压检定和同期检定。
7、当开关处于不正常状态(如气压或液压过低等)而不允许实现重合闸时,应自动地将自动重合闸闭锁。
8、自动重合闸宜采用控制开关
61、选用重合闸方式的一般原则是什么?
答 (1)重合闸方式必须根据具体的系统结构及运行条件,经过分析后选定。
(2)凡是选用简单的三相重合闸方式能满足具体系统实际需要的,线路都应当选用三相重合闸方式。特别对于那些处于集中供电地区的密集环网中,线路跳闸后不进行重合闸也能稳定运行的线路,更宜采用整定时间适当的三相重合闸。对于这样的环网线路,快速切除故障是第一位重要的问题。
(3)当发生单相接地故障时,如果使用三相重合闸不能保证系统稳定,或者地区系统会出现大面积停电,或者影响重要负荷停电的线路上,应当选用单相或综合重合闸方式。
(4)在大机组出口一般不使用三相重合闸。
62、选用线路三相重合闸的条件是什么?
答:在经过稳定计算校核后,单、双侧电源线路选用三相重合闸的条件如下:
1、单侧电源线路 单侧电源线路电源侧宜采用一般的三相重合闸,如由几段串联线路构成的电力网,为了补救其电流速断等瞬动保护的无选择性动作,三相重合闸采用带前加速或顺序重合闸方式,此时断开的几段线路自电源侧顺序重合。但对给重要负荷供电的单回线路,为提高其供电可靠性,也可以采用综合重合闸。
2、双侧电源线路 两端均有电源的线路采用自动重合闸时,应保证在线路两侧断路器均已跳闸,故障点电弧熄灭和绝缘强度已恢复的条件下进行。同时,应考虑断路器在进行重合闸的线路两侧电源是否同期,以及是否允许非同期合闸。因此,双侧电源线路的重合闸可归纳为一类是检定同期重合闸,如一侧检定线路无电压,另一侧检定同期或检定平行线路电流的重合闸等;另一类是不检定同期的重合闸,如非同期重合闸、快速重合闸、解列重合闸及自同期重合闸等。
63、线路选用单相重合闸或综合重合闸的条件是什么?
答:单相重合闸是指:线路上发生单相接地故障时,保护动作只跳开故障相的断路器并单相重合;当单相重合不成功或多相故障时,保护动作跳开三相断路器,不再进行重合。由其它任何原因跳开三相断路器时,也不再进行重合。
综合重合闸是指:当发生单相接地故障时采用单相重合闸方式,而当发生相间短路时采用三相重合闸方式。
在下列情况下,需要考虑采用单相重合闸或综合重合闸方式:
(1)、220千伏及以上电压单回联络线、两侧电源之间相互联系薄弱的线路(包括经低一级电压线路弱联系的电磁环网),特别是大型汽轮发电机组的高压配出线路。
(2)、当电网发生单相接地故障时,如果使用三相重合闸不能保证系统稳定的线路。
(3)、允许使用三相重合闸的线路,但使用单相重合闸对系统或恢复供电有较好效果时,可采用综合重合闸方式。例如,两侧电源间联系较紧密的双回线路或并列运行环网线路,根据稳定计算,重合于三相永久故障不致引起稳定破坏时,可采用综合重合闸方式。当采用三相重合闸时,采取一侧先合,另一侧待对侧重合成功后实现同步重合闸的方式。
(4)、经稳定计算校核,允许使用重合闸。
64、单相重合闸与三相重合闸各有哪些优缺点?
答:这两种重合闸的优缺点如下:
(1)、使用单相重合闸时会出现非全相运行,除纵联保护需要考虑一些特殊问题外,对零序电流保护的整定和配合产生了很大影响,也使中、短线路的零序电流保护不能充分发挥作用。
(2)、使用三相重合闸时,各种保护的出口回路可以直接动作于断路器。使用单项重合闸时,除了本身有选项功能的保护外,所有纵联保护、相间距离保护、零序电流保护等,都必须经单相重合闸的选相元件控制,才能动作于断路器。
(3)、当线路发生单项接地采用三相重合闸,会比采用单项重合闸产生较大的操作过电压,这是由于三相跳闸、电流过零时断电,在非故障相上会保留相当于相电压峰值的残余电荷电压,而重合闸的断电时间较短,上述非故障相的电压变化不大,因而在重合时会产生较大的操作过电压。而当使用单相重合闸时,重合时的故障相电压一般只有17%左右(由于线路本身电容分压产生),因而没有操作过电压问题。从较长时间在110kV及220kV电网采用三相重合闸的运行情况来看,对一般中、短线路操作过电压方面的问题并不突出。
(4)、采用三相重合闸时,在最不利的情况,有可能重合于三相短路故障,有的线路经稳定计算认为必须避免这种情况时,可以考虑在三相重合闸中增设简单的相间故障判别元件,使它在单相故障时实现重合,在相间故障时不重合。
65、自动重合闸的启动方式有哪几种?各有什么特点?
答:自动重合闸有两种启动方式:断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动方式和保护启动方式。
不对应启动方式的优点:简单可靠,还可以弥补和减少断路器误碰或偷跳造成的的影响和损失,可提高供电可靠性和系统运行的稳定性,在各级电网中具有良好运行效果,是所有重合闸的基本启动方式。其缺点是,当断路器辅助触点接触不良时,不对应启动方式将失效。
保护启动方式,是不对应启动方式的补充。同时,在单相重合闸过程中需要进行一些保护的闭锁,逻辑回路中需要对故障相实现选相固定等,也需要一个由保护启动的重
66、在检定同期和检定无压重合闸装置中为什么两侧都要装检定同期和检定无压继电器?
答:如果采用一侧投无电压检定,另一侧投同期检定这种接线方式。那么,在使用无电压检定的那一侧,当其断路器在正常运行情况下由于某种原因(如误碰、保护误动等)而跳闸时,由于对侧并未动作,因此线路上有电压,因而就不能实现重合,这是一个很大的缺陷。
为了解决这个问题,通常都是在检定无压的一侧也同时投入同期检定继电器,两者的触点并联工作,这样就可以将误跳闸的断路器重新投入。
为了保证两侧断路器的工作条件一样,在检定同期侧也装设无压检定继电器,通过切换后,根据具体情况使用。但应注意,一侧投入无压检定和同期检定继电器时,另一侧则只能投入同步检定继电器。否则,两侧同时实现无电压检定重合闸,将导致出现非同期合闸。在同期检定继电器触点回路中要串接检定线路有电压的触点。
67、什么叫重合闸后加速?为什么采用检定同期重合闸时不用后加速?
答:当线路发生故障后,保护有选择性的动作切除故障,重合闸进行一次重合以恢复供电。若重合于永久性故障时,保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器,这种方式称为重合闸后加速。
检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后,另一侧在两端的频率不超过一定允许值的情况下才进行重合的。若线路属于永久性故障,无压侧重合后再次断开,此时检定同期重合闸不会再重合,因此采用检定同期重合闸再装后加速也就没有意义了。若属于瞬时性故障,无压重合后,即线路已重合成功,故障已不存在,故亦无装设后加速的必要。同时检定同期重合闸时不采用后加速,可以避免合闸冲击电流引起误动。
68、什么叫重合闸前加速?它有何优缺点?
答:重合闸前加速保护方式一般用于具有几段串联的辐射形线路中,重合闸装置仅装在靠近电源的一段线路上。当线路上(包括相邻线路及以后的线路)发生故障时,靠近电源侧的保护首先无选择性地瞬时动作于跳闸,而后再靠重合闸来纠正这种非选择性动作。
其缺点是切除永久性故障时间较长,装有重合闸装置的断路器动作次数较多,且一旦断路器或重合闸拒动,将使停电范围扩大。
重合闸前加速保护方式主要适用于35kV以下由发电厂或主要变电站引出的直配线上。
69、相差高频保护和高频闭锁保护与单相重合闸配合使用时,为什么相差高频保护要三跳停信,而高频闭锁保护要单跳停信?
答:在使用单相重合闸的线路上,当非全相运行时,相差高频启动元件均可能不返回,此时若两侧单跳停信,由于停信时间不可能一致,停信慢的一侧将会在单相故障跳闸后由于非全相运行时发出的仍是间断波而误跳三相。因此单相故障跳闸后不能将相差高频保护停信。而在三相跳闸后,相差高频保护失去操作电源而发连续波,会将对侧相差高频保护闭锁,所以必须实行三跳停信,使对侧相差高频保护加速跳闸切除故障。另外,当母线保护动作时,如果断路器失灵,三跳停信能使对侧高频保护动作,快速切除故障。高频闭锁保护必须实行单跳停信,因为当线路单相故障一侧先单跳后保护将返回,而高频闭锁保护启动元件不复归,收发信机启动发信,会将对侧高频闭锁保护闭锁。所以,单相跳闸后必须停信,加速对侧高频闭锁保护跳闸。
70、零序电流保护与重合闸方式的配合应考虑哪些因素?
答:1、采用单相重合闸方式,并实现后备保护延时段动作后三相跳闸不重合,则零序电流保护与单相重合闸配合按下列原则整定:
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出;而躲不过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,应接重合闸M端子跳闸,在重合闸启动后退出工作。
(2)零序电流保护二段的整定值应躲过非全相运行最大零序电流,在单相重合闸过程中不动作,经重合闸R端子跳闸。
(3)零序电流保护三、四段均经重合闸R端子跳闸,三相跳闸不重合。
2、采用单相重合闸方式,且后备保护延时段启动单相重合闸,则零序电流保护与单相重合闸按如下原则进行配合整定:
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;而不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段,经重合闸M端子跳闸,重合闸启动后退出工作。
(2)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸N端子跳闸,非全相运行中不退出工作;不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段,经重合闸M或P端子跳闸,亦可将零序电流保护二段的动作时间延长至1.5秒及以上,或躲过非全相运行周期,经重合闸N端子跳闸。
(3)不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护三段,经重合闸M端子或P端子跳闸,亦可依靠较长的动作时间躲过非全相运行周期,经重合闸N或R端子跳闸。
(4)零序电流保护四段经重合闸R端子跳闸。
3、三相重合闸后加速和单相重合闸的分相后加速,应加速对线路末端故障有足够灵敏度的保护段。如果躲不开在一侧断路器合闸时三相不同步产生的零序电流,则两侧的
发表于：2007-04-19 22:49:00
10楼
71、简述微机保护的基本构成和主要部分的功能
答:微机保护是由一台计算机和相应的软件(程序)来实现各种复杂功能的继电保护装置。微机保护的特性主要是由软件决定的,具有较大的灵活性,不同原理的保护可以采用通用的硬件。
微机保护包括硬件和软件两大部分。硬件一般包括以下三大部分。
(1) 模拟量输入系统(或称数据采集系统) 包括电压形成、模拟滤波、采样保持、多路转换以及模数转换等功能,完成将模拟输入量准确地转换为所需的数字量。
(2) CPU主系统 包括微处理器(MPU)、只读存储器(EPROM)、随机存取存储器(RAM)以及定时器等。MPU执行存放在EPROM中的程序,对由数据采集系统输入至RAM区的原始数据进行分析处理,以完成各种继电保护的功能。
(3) 开关量(或数字量)输入/输出系统 由若干并行接口适配器、光电隔离器件及有接点的中间继电器等组成,以完成各种保护的出口跳闸、信号警报、外部接点输入及人机对话等功能。 微机保护软件是根据继电保护的需要而编制的计算机程序。
72、电力变压器的不正常工作状态和可能发生的故障有哪些?一般应装设哪些保护?
答:变压器的故障可分为内部故障和外部故障两种。
变压器内部故障系指变压器油箱里面发生的各种故障,其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路,单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路,单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障等。
变压器外部故障系变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障,其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接(通过外壳)短路,引出线之间发生的相间故障等。
变压器的不正常工作状态主要包括:由于外部短路或过负荷引起的过电流、油箱漏油造成的油面降低、变压器中性点电压升高、由于外加电压过高或频率降低引起的过励磁等。
为了防止变压器在发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失,保证电力系统安全连续运行,变压器一般应装设以下继电保护装置: (1)防御变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的瓦斯保护。 (2)防御变压器绕组和引出线多相短路、大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的(纵联)差动保护或电流速断保护。 (3)防御变压器外部相间短路并作为瓦斯保护和差动保护(或复合电压启动的过电流保护、或负序过电流保护)。 (4)防御大电流接地系统中变压器外部接地短路的零序电流保护。 (5)防御变压器对称过负荷的过负荷保护。 (6)防御变压器过励磁的过励磁保护。
73、变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的(包括稳态和暂态情况下的不平衡电流)?
答:变压器差动保护的不平衡电流产生的原因如下:
1、稳态情况下的不平衡电流: (1)由于变压器各侧电流互感器型号不同,即各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流。它必须满足电流互感器的10%误差曲线的要求。 (2)由于实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流。 (3)由于改变变压器调压分接头引起的不平衡电流。
2、暂态情况下的不平衡电流: (1)由于短路电流的非周期分量主要为电流互感器的励磁电流,使其铁芯饱和,误差增大而引起不平衡电流。 (2)变压器空载合闸的励磁涌流,仅在变压器一侧有电流。
74、变压器高阻抗差动保护的配置原则和特点?
答:变压器高阻抗差动保护通常配置在大型变压器上作为不同原理的另外一套变压器主保护。其差动CT采用变压器500kV侧220kV侧(均为三相式)和中性点侧的套管CT,各侧CT变比相差,这种差动保护接线对变压器励磁涌流来说是穿越性的,故不反应励磁涌流。它是主变压器高中压侧内部故障时的主要保护,但不反映低压侧的故障。该保护特点是不受变压器励磁涌流影响,保护动作速度快(约为20毫秒)不受CT饱和影响,是一个接线简单且性能优良的变压器主保护。
75、试述变压器瓦斯保护的基本工作原理?为什么差动保护不能代替瓦斯保护?
答:瓦斯保护是变压器的主要保护,能有效地反应变压器内部故障。轻瓦斯继电器由开口杯、干簧触点等组成,作用于信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成,作用于跳闸。正常运行时,瓦斯继电器充满油,开口杯浸在油内,处于上浮位置,干簧触点断开。
当变压器内部故障时,故障点局部发生过热,引起附近的变压器油膨胀,油内溶解的空气被逐出,形成气泡上升,同时油和其它材料在电弧和放电等的作用下电离而产生瓦斯。当故障轻微时,排出的瓦斯气体缓慢地上升而进入瓦斯继电器,使油面下降,开口杯产生的支点为轴逆时针方向的转动,使干簧触点接通,发出信号。
当变压器内部故障严重时,产生强烈的瓦斯气体,使变压器内部压力突增,产生很大的油流向油枕方向冲击,因油流冲击档板,档板克服弹簧的阻力,带动磁铁向干簧触点方向移劝,使干簧触点接通,作用于跳闸。
瓦斯保护能反应变压器油箱内的内部故障,包括铁芯过热烧伤、油面降低等,但差动保护对此无反应。又如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路,虽然短路匝内短路电流很大会
76、为什么大型变压器应装设过励磁保护?
答:根据大型变压器工作磁密B与电压、频率之比U/F成正比,即电压升高或频率下降都会使工作磁密增加。现代大型变压器,额定工作磁密BN=17000～18000高斯,饱和工作磁密BS=19000～20000高斯,两者相差不大。当U/f增加时,工作磁密B增加,使变压器励磁电流增加,特别是在铁芯饱和之后,励磁电流要急剧增大,造成变压器过励磁。过励磁会使铁损增加,铁芯温度升高;同时还会使漏磁场增强,使靠近铁芯的绕组导线、油箱壁和其它金属构件产生涡流损耗、发热、引起高温,严重时要造成局部变形和损伤周围的绝缘介质。因此,对于现代大型变压器,应装设过励磁保护。
77、什么是变压器的复合电压过电流保护?有何优点?
答:复合电压过电流保护通常作为变压器的后备保护,它是由一个负序电压继电器和一个接在相间电压上的低电压继电器共同组成的电压复合元件,两个继电器只要有一个动作,同时过电流继电器也动作,整套装置即能启动。
该保护较低电压闭锁过电流保护有下列优点:
(1)在后备保护范围内发生不对称短路时,有较高灵敏度。
(2)在变压器后发生不对称短路时,电压启动元件的灵敏度与变压器的接线方式无关。
(3)由于电压启动元件只接在变压器的一侧,故接线比较简单。
78、运行中的变压器瓦斯保护,当现场进行哪些工作时,重瓦斯保护应由"跳闸"位置改为"信号"位置运行。
答:当现场在变压器不停电情况下进行下述工作时,重瓦斯保护应由"跳闸"位置改变"信号"位置运行。
(1)进行注油和滤油时。
(2)进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时。
(3)除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外,在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
(4)开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。
(5)在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。
(6)对于充氮变压器,当油枕抽真空或补充氮气时,变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时,在上述工作完毕后,经1h试运行后,方可将重瓦斯投入跳闸。
79、发电机应装哪些保护?它们的作用是什么?
答:对于发电机可能发生的故障和不正常工作状态,应根据发电机的容量有选择地装设以下保护。
(1)纵联差动保护:为定子绕组及其引出线的相间短路保护。
(2)横联差动保护:为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有两个及以上并联分支而构成两个或三个中性点引出端时,才装设该种保护。
(3)单相接地保护:为发电机定子绕组的单相接地保护。
(4)励磁回路接地保护:为励磁回路的接地故障保护。
(5)低励、失磁保护:为防止大型发电机低励(励磁电流低于静稳极限所对应的励磁电流)或失去励磁(励磁电流为零)后,从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不利影响,100MW及以上容量的发电机都装设这种保护。
(6)过负荷保护:发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号的保护。中小型发电机只装设定子过负荷保护;大型发电机应分别装设定子过负荷和励磁绕组过负荷保护。
(7)定子绕组过电流保护:当发电机纵差保护范围外发生短路,而短路元件的保护或断路器拒绝动作,这种保护作为外部短路的后备,也兼作纵差保护的后备保护。
(8)定子绕组过电压保护:用于防止突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压,水轮发电机和大型汽轮发电机都装设过电压保护,中小型汽轮发电机通常不装设过电压保护。
(9)负序电流保护:电力系统发生不对称短路或者三相负荷不对称(如电气机车、电弧炉等单相负荷的比重太大)时,会使转子端部、护环内表面等电流密度很大的部位过热,造成转子的局部灼伤,因此应装设负序电流保护。
(10)失步保护:反应大型发电机与系统振荡过程的失步保护。
(11)逆功率保护:当汽轮机主汽门误关闭,或机炉保护动作关闭主汽门而发电机出口断路器未跳闸时,从电力系统吸收有功功率而造成汽轮机事故,故大型机组要装设用逆功率继电器构成的逆功率保护,用于保护汽轮机。
80、大型发电机"为什么要装设匝间保护?匝间保护的构成通常有几种方式?
答:现代大型发电机的定子绕组,不可避免在定子同一槽的上、下层线棒会出现同相不同匝数的定子线棒,这就必然导致发电机定子绕组的匝间短路故障,为此大型发电机要装匝间保护。
匝间保护的构成通常有以下几种方式:
1)横差保护:当定子绕组出现并联分支且发电机中性点侧有六个引出头时采用。横差保护接线简单、动作可靠、灵敏度高。
2)零序电压原理的匝间保护:采用专门电压互感器测量发电机三个相电压不对称而生成的零序电压,该保护由于采用了三次谐波制动故大大提高了保护的灵敏度与可靠性。
3)负序功率方向匝间保护:利用负序功率方向判断是发电机内部不对称还是系统不对称故障,保护的灵敏度很高,近年来运行表明该保护在区外故障时发生误动必须增加动作延时,故限制了它的使用。
81、为什么现代大型发电机应装设100%的定子接地保护?
答:100MW以下发电机,应装设保护区不小于90%的定子接地保护;100MW及以上的发电机,应装设保护区为100%的定子接地保护。
发电机中性点附近是否可能首先发生接地故障,过去曾有过两种不同的观点,一种观点认为发电机定子绕组是全绝缘的(中性点和机端的绝缘水平相同),而中性点的运行电压很低,接地故障不可能首先在中性点附近发生。另一种观点则认为,如果定子绕组绝缘的破坏是由于机械的原因,例如水内冷发电机的漏水、冷却风扇的叶片断裂飞出,则完全不能排除发电机中性点附近发生接地故障的可能性。
另外,如果中性点附近的绝缘水平已经下降,但尚未到达定子接地继电器检测出来的程度,这种情况具有很大的潜在危险性。因为一旦在机端又发生另一点接地故障,使中性点电位骤增至相电压,则中性点附近绝缘水平较低的部位,有可能在这个电压作用下发生击穿,故障立即转为严重的相间或匝间短路,我国一台大型水轮发电机,在定子接地保护的死区范围内发生接地故障,后发展为相间短路,致使发电机严重损坏。
鉴于现代大型发电机在电力系统中的重要地位及其制造工艺复杂、铁芯检修困难,故要求装设100%的定子接地保护,而且要求在中性点附近绝缘水平下降到一定程度时,保护就能动作。
82、试述具有发电机自动减负荷的失磁保护装置的组成原则?
答:具有自动减负荷的失磁保护装置的组成原则如下。根据电网的特点,在发电机失磁后异步运行,若无功功率尚能满足,系统电压不致降低到失去稳定的严重程度,则发电机可以不解列,而采用自动减负荷到40%～50%的额定负荷,失磁运行15～30分,运行人员可以及时处理恢复励磁。因此,设置具有下述功能的失磁保护:
1、定、转子判据元件同时判定失磁后,系统电压元件判定系统电压下降到危害程度,则经过0.5s作用于解列。
2、定、转子判据元件同时判定失磁后,系统电压元件判定系统不会失去稳定,则作用于自动减负荷,直到40%～50%额定负荷。
3、定、转子判据元件同时判定失磁后,发电机电压元件判定其电压低至对厂用电有危害,则自动切换厂用电源,使之投入备用电源。
83、为什么现代大型汽轮发电机应装设过电压保护?
答:中小型汽轮发电机不装设过电压保护的原因是:在汽轮发电机上都装有危急保安器,当转速超过额定电压的10%以后,汽轮发电机危急保安器会立即动作,关闭主汽门,能够有效防止由于机组转速升高而引起的过电压。
对于大型汽轮发电机则不然,即使调速系统和自动调整励磁装置都正常运行,当满负荷运行时突然甩去全部负荷,电枢反应突然消失,此时,由于调速系统和自动调整励磁装置都是由惯性环节组成,转速仍升高,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1.3倍额定值。持续时间可能达几秒种。
发电机出现过电压不仅对定子绕组绝缘带来威胁,同时将使变压器(升压主变压器和厂用变压器)励磁电流剧增,引起变压器的过励磁和过磁通。
过励磁可使绝缘因发热而降级,过磁通将使变压器铁芯饱和并在铁芯相邻的导磁体内产生巨大的涡流损失,严重时可因涡流发热使绝缘材料遭永久性损坏。
鉴于以上种种原因,对于大型汽轮发电机应装设过电压保护,已经装设过激磁保护的大型汽轮发电机可不再装设过电压保护。
84、大型发电机组为何要装设失步保护?
答:发电机与系统发生失步时,将出现发电机的机械量和电气量与系统之间的振荡,这种持续的振荡将对发电机组和电力系统产生有破坏力的影响。 (1)单元接线的大型发变组电抗较大,而系统规模的增大使系统等产电抗减小,因此振荡中心往往落在发电机端附近或升压变压器范围内,使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降,使厂用辅机工作稳定性遭到破坏,甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故。 (2)失步运行时,当发电机电势与系统等效电势的相位差为180°的瞬间,振荡电流的幅值接近机端三相短路时的电流。对于三相短路故障均有快速保护切除,而振荡电流则要在较长时间内反复出现,若无相应保护会使定子绕组遭受热损伤或端部遭受机械损伤。 (3)振荡过程中产生对轴系的周期性扭力,可能造成大轴严重机械损伤。 (4)振荡过程中由于周期性转差变化在转子绕组中引起感生电流,引起转子绕组发热。 (5)大型机组与系统失步,还可能导致电力系统解列甚至崩溃事故。
85、试述大型水轮发电机--变压器组继电保护配置特点。
答:大型水轮发电机--变压器组继电保护配置与汽轮发电机--变压器组继电保护配置主要的不同点是: 1、不装设励磁回路两点接地保护; 2、不装设逆功率保护; 3、不装设频率异常保护; 4、与同容量的汽轮发电机相比,水轮发电机体积较大,热容量大,负序发热常数A值也大得多,所以除了双水内冷式、水轮发电机外,不采用反时限特点的负序电流保护; 5、水轮发电机的失磁保护经延时作用于跳闸,不作减负荷异步运行
答:微机保护是由一台计算机和相应的软件(程序)来实现各种复杂功能的继电保护装置。微机保护的特性主要是由软件决定的,具有较大的灵活性,不同原理的保护可以采用通用的硬件。
微机保护包括硬件和软件两大部分。硬件一般包括以下三大部分。
(1) 模拟量输入系统(或称数据采集系统) 包括电压形成、模拟滤波、采样保持、多路转换以及模数转换等功能,完成将模拟输入量准确地转换为所需的数字量。
(2) CPU主系统 包括微处理器(MPU)、只读存储器(EPROM)、随机存取存储器(RAM)以及定时器等。MPU执行存放在EPROM中的程序,对由数据采集系统输入至RAM区的原始数据进行分析处理,以完成各种继电保护的功能。
(3) 开关量(或数字量)输入/输出系统 由若干并行接口适配器、光电隔离器件及有接点的中间继电器等组成,以完成各种保护的出口跳闸、信号警报、外部接点输入及人机对话等功能。 微机保护软件是根据继电保护的需要而编制的计算机程序。
72、电力变压器的不正常工作状态和可能发生的故障有哪些?一般应装设哪些保护?
答:变压器的故障可分为内部故障和外部故障两种。
变压器内部故障系指变压器油箱里面发生的各种故障,其主要类型有:各相绕组之间发生的相间短路,单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路,单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障等。
变压器外部故障系变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障,其主要类型有:绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接(通过外壳)短路,引出线之间发生的相间故障等。
变压器的不正常工作状态主要包括:由于外部短路或过负荷引起的过电流、油箱漏油造成的油面降低、变压器中性点电压升高、由于外加电压过高或频率降低引起的过励磁等。
为了防止变压器在发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失,保证电力系统安全连续运行,变压器一般应装设以下继电保护装置: (1)防御变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的瓦斯保护。 (2)防御变压器绕组和引出线多相短路、大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的(纵联)差动保护或电流速断保护。 (3)防御变压器外部相间短路并作为瓦斯保护和差动保护(或复合电压启动的过电流保护、或负序过电流保护)。 (4)防御大电流接地系统中变压器外部接地短路的零序电流保护。 (5)防御变压器对称过负荷的过负荷保护。 (6)防御变压器过励磁的过励磁保护。
73、变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的(包括稳态和暂态情况下的不平衡电流)?
答:变压器差动保护的不平衡电流产生的原因如下:
1、稳态情况下的不平衡电流: (1)由于变压器各侧电流互感器型号不同,即各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流。它必须满足电流互感器的10%误差曲线的要求。 (2)由于实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流。 (3)由于改变变压器调压分接头引起的不平衡电流。
2、暂态情况下的不平衡电流: (1)由于短路电流的非周期分量主要为电流互感器的励磁电流,使其铁芯饱和,误差增大而引起不平衡电流。 (2)变压器空载合闸的励磁涌流,仅在变压器一侧有电流。
74、变压器高阻抗差动保护的配置原则和特点?
答:变压器高阻抗差动保护通常配置在大型变压器上作为不同原理的另外一套变压器主保护。其差动CT采用变压器500kV侧220kV侧(均为三相式)和中性点侧的套管CT,各侧CT变比相差,这种差动保护接线对变压器励磁涌流来说是穿越性的,故不反应励磁涌流。它是主变压器高中压侧内部故障时的主要保护,但不反映低压侧的故障。该保护特点是不受变压器励磁涌流影响,保护动作速度快(约为20毫秒)不受CT饱和影响,是一个接线简单且性能优良的变压器主保护。
75、试述变压器瓦斯保护的基本工作原理?为什么差动保护不能代替瓦斯保护?
答:瓦斯保护是变压器的主要保护,能有效地反应变压器内部故障。轻瓦斯继电器由开口杯、干簧触点等组成,作用于信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成,作用于跳闸。正常运行时,瓦斯继电器充满油,开口杯浸在油内,处于上浮位置,干簧触点断开。
当变压器内部故障时,故障点局部发生过热,引起附近的变压器油膨胀,油内溶解的空气被逐出,形成气泡上升,同时油和其它材料在电弧和放电等的作用下电离而产生瓦斯。当故障轻微时,排出的瓦斯气体缓慢地上升而进入瓦斯继电器,使油面下降,开口杯产生的支点为轴逆时针方向的转动,使干簧触点接通,发出信号。
当变压器内部故障严重时,产生强烈的瓦斯气体,使变压器内部压力突增,产生很大的油流向油枕方向冲击,因油流冲击档板,档板克服弹簧的阻力,带动磁铁向干簧触点方向移劝,使干簧触点接通,作用于跳闸。
瓦斯保护能反应变压器油箱内的内部故障,包括铁芯过热烧伤、油面降低等,但差动保护对此无反应。又如变压器绕组产生少数线匝的匝间短路,虽然短路匝内短路电流很大会
76、为什么大型变压器应装设过励磁保护?
答:根据大型变压器工作磁密B与电压、频率之比U/F成正比,即电压升高或频率下降都会使工作磁密增加。现代大型变压器,额定工作磁密BN=17000～18000高斯,饱和工作磁密BS=19000～20000高斯,两者相差不大。当U/f增加时,工作磁密B增加,使变压器励磁电流增加,特别是在铁芯饱和之后,励磁电流要急剧增大,造成变压器过励磁。过励磁会使铁损增加,铁芯温度升高;同时还会使漏磁场增强,使靠近铁芯的绕组导线、油箱壁和其它金属构件产生涡流损耗、发热、引起高温,严重时要造成局部变形和损伤周围的绝缘介质。因此,对于现代大型变压器,应装设过励磁保护。
77、什么是变压器的复合电压过电流保护?有何优点?
答:复合电压过电流保护通常作为变压器的后备保护,它是由一个负序电压继电器和一个接在相间电压上的低电压继电器共同组成的电压复合元件,两个继电器只要有一个动作,同时过电流继电器也动作,整套装置即能启动。
该保护较低电压闭锁过电流保护有下列优点:
(1)在后备保护范围内发生不对称短路时,有较高灵敏度。
(2)在变压器后发生不对称短路时,电压启动元件的灵敏度与变压器的接线方式无关。
(3)由于电压启动元件只接在变压器的一侧,故接线比较简单。
78、运行中的变压器瓦斯保护,当现场进行哪些工作时,重瓦斯保护应由"跳闸"位置改为"信号"位置运行。
答:当现场在变压器不停电情况下进行下述工作时,重瓦斯保护应由"跳闸"位置改变"信号"位置运行。
(1)进行注油和滤油时。
(2)进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时。
(3)除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外,在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
(4)开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。
(5)在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。
(6)对于充氮变压器,当油枕抽真空或补充氮气时,变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时,在上述工作完毕后,经1h试运行后,方可将重瓦斯投入跳闸。
79、发电机应装哪些保护?它们的作用是什么?
答:对于发电机可能发生的故障和不正常工作状态,应根据发电机的容量有选择地装设以下保护。
(1)纵联差动保护:为定子绕组及其引出线的相间短路保护。
(2)横联差动保护:为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有两个及以上并联分支而构成两个或三个中性点引出端时,才装设该种保护。
(3)单相接地保护:为发电机定子绕组的单相接地保护。
(4)励磁回路接地保护:为励磁回路的接地故障保护。
(5)低励、失磁保护:为防止大型发电机低励(励磁电流低于静稳极限所对应的励磁电流)或失去励磁(励磁电流为零)后,从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不利影响,100MW及以上容量的发电机都装设这种保护。
(6)过负荷保护:发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号的保护。中小型发电机只装设定子过负荷保护;大型发电机应分别装设定子过负荷和励磁绕组过负荷保护。
(7)定子绕组过电流保护:当发电机纵差保护范围外发生短路,而短路元件的保护或断路器拒绝动作,这种保护作为外部短路的后备,也兼作纵差保护的后备保护。
(8)定子绕组过电压保护:用于防止突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压,水轮发电机和大型汽轮发电机都装设过电压保护,中小型汽轮发电机通常不装设过电压保护。
(9)负序电流保护:电力系统发生不对称短路或者三相负荷不对称(如电气机车、电弧炉等单相负荷的比重太大)时,会使转子端部、护环内表面等电流密度很大的部位过热,造成转子的局部灼伤,因此应装设负序电流保护。
(10)失步保护:反应大型发电机与系统振荡过程的失步保护。
(11)逆功率保护:当汽轮机主汽门误关闭,或机炉保护动作关闭主汽门而发电机出口断路器未跳闸时,从电力系统吸收有功功率而造成汽轮机事故,故大型机组要装设用逆功率继电器构成的逆功率保护,用于保护汽轮机。
80、大型发电机"为什么要装设匝间保护?匝间保护的构成通常有几种方式?
答:现代大型发电机的定子绕组,不可避免在定子同一槽的上、下层线棒会出现同相不同匝数的定子线棒,这就必然导致发电机定子绕组的匝间短路故障,为此大型发电机要装匝间保护。
匝间保护的构成通常有以下几种方式:
1)横差保护:当定子绕组出现并联分支且发电机中性点侧有六个引出头时采用。横差保护接线简单、动作可靠、灵敏度高。
2)零序电压原理的匝间保护:采用专门电压互感器测量发电机三个相电压不对称而生成的零序电压,该保护由于采用了三次谐波制动故大大提高了保护的灵敏度与可靠性。
3)负序功率方向匝间保护:利用负序功率方向判断是发电机内部不对称还是系统不对称故障,保护的灵敏度很高,近年来运行表明该保护在区外故障时发生误动必须增加动作延时,故限制了它的使用。
81、为什么现代大型发电机应装设100%的定子接地保护?
答:100MW以下发电机,应装设保护区不小于90%的定子接地保护;100MW及以上的发电机,应装设保护区为100%的定子接地保护。
发电机中性点附近是否可能首先发生接地故障,过去曾有过两种不同的观点,一种观点认为发电机定子绕组是全绝缘的(中性点和机端的绝缘水平相同),而中性点的运行电压很低,接地故障不可能首先在中性点附近发生。另一种观点则认为,如果定子绕组绝缘的破坏是由于机械的原因,例如水内冷发电机的漏水、冷却风扇的叶片断裂飞出,则完全不能排除发电机中性点附近发生接地故障的可能性。
另外,如果中性点附近的绝缘水平已经下降,但尚未到达定子接地继电器检测出来的程度,这种情况具有很大的潜在危险性。因为一旦在机端又发生另一点接地故障,使中性点电位骤增至相电压,则中性点附近绝缘水平较低的部位,有可能在这个电压作用下发生击穿,故障立即转为严重的相间或匝间短路,我国一台大型水轮发电机,在定子接地保护的死区范围内发生接地故障,后发展为相间短路,致使发电机严重损坏。
鉴于现代大型发电机在电力系统中的重要地位及其制造工艺复杂、铁芯检修困难,故要求装设100%的定子接地保护,而且要求在中性点附近绝缘水平下降到一定程度时,保护就能动作。
82、试述具有发电机自动减负荷的失磁保护装置的组成原则?
答:具有自动减负荷的失磁保护装置的组成原则如下。根据电网的特点,在发电机失磁后异步运行,若无功功率尚能满足,系统电压不致降低到失去稳定的严重程度,则发电机可以不解列,而采用自动减负荷到40%～50%的额定负荷,失磁运行15～30分,运行人员可以及时处理恢复励磁。因此,设置具有下述功能的失磁保护:
1、定、转子判据元件同时判定失磁后,系统电压元件判定系统电压下降到危害程度,则经过0.5s作用于解列。
2、定、转子判据元件同时判定失磁后,系统电压元件判定系统不会失去稳定,则作用于自动减负荷,直到40%～50%额定负荷。
3、定、转子判据元件同时判定失磁后,发电机电压元件判定其电压低至对厂用电有危害,则自动切换厂用电源,使之投入备用电源。
83、为什么现代大型汽轮发电机应装设过电压保护?
答:中小型汽轮发电机不装设过电压保护的原因是:在汽轮发电机上都装有危急保安器,当转速超过额定电压的10%以后,汽轮发电机危急保安器会立即动作,关闭主汽门,能够有效防止由于机组转速升高而引起的过电压。
对于大型汽轮发电机则不然,即使调速系统和自动调整励磁装置都正常运行,当满负荷运行时突然甩去全部负荷,电枢反应突然消失,此时,由于调速系统和自动调整励磁装置都是由惯性环节组成,转速仍升高,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1.3倍额定值。持续时间可能达几秒种。
发电机出现过电压不仅对定子绕组绝缘带来威胁,同时将使变压器(升压主变压器和厂用变压器)励磁电流剧增,引起变压器的过励磁和过磁通。
过励磁可使绝缘因发热而降级,过磁通将使变压器铁芯饱和并在铁芯相邻的导磁体内产生巨大的涡流损失,严重时可因涡流发热使绝缘材料遭永久性损坏。
鉴于以上种种原因,对于大型汽轮发电机应装设过电压保护,已经装设过激磁保护的大型汽轮发电机可不再装设过电压保护。
84、大型发电机组为何要装设失步保护?
答:发电机与系统发生失步时,将出现发电机的机械量和电气量与系统之间的振荡,这种持续的振荡将对发电机组和电力系统产生有破坏力的影响。 (1)单元接线的大型发变组电抗较大,而系统规模的增大使系统等产电抗减小,因此振荡中心往往落在发电机端附近或升压变压器范围内,使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降,使厂用辅机工作稳定性遭到破坏,甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故。 (2)失步运行时,当发电机电势与系统等效电势的相位差为180°的瞬间,振荡电流的幅值接近机端三相短路时的电流。对于三相短路故障均有快速保护切除,而振荡电流则要在较长时间内反复出现,若无相应保护会使定子绕组遭受热损伤或端部遭受机械损伤。 (3)振荡过程中产生对轴系的周期性扭力,可能造成大轴严重机械损伤。 (4)振荡过程中由于周期性转差变化在转子绕组中引起感生电流,引起转子绕组发热。 (5)大型机组与系统失步,还可能导致电力系统解列甚至崩溃事故。
85、试述大型水轮发电机--变压器组继电保护配置特点。
答:大型水轮发电机--变压器组继电保护配置与汽轮发电机--变压器组继电保护配置主要的不同点是: 1、不装设励磁回路两点接地保护; 2、不装设逆功率保护; 3、不装设频率异常保护; 4、与同容量的汽轮发电机相比,水轮发电机体积较大,热容量大,负序发热常数A值也大得多,所以除了双水内冷式、水轮发电机外,不采用反时限特点的负序电流保护; 5、水轮发电机的失磁保护经延时作用于跳闸,不作减负荷异步运行
发表于：2007-04-19 22:50:00
11楼
86、同步调相机应装设哪些保护?
答:同步调相机应装设如下保护:
(1) 纵差保护:保护同步调相机定子线卷,若有启动电抗器时,电抗器也包括在纵差保护范围内。
(2) 定子绕组单相接地保护;
(3) 横差保护:在有并联分支的大型同步调相机才装设。
(4) 励磁回路一点接地保护。
(5) 调相机的低电压保护。
(6) 调相机的过负荷保护。
(7) 调相机的有功方向保护。
87、同步调相机保护与发电机保护有哪些区别?
答:同步调相机与发电机保护的区别如下: (1)调相机的电压保护:电压消失时,调相机将停止运行,为防止电压恢复时,调相机在无启动设备的情况下再启动,低电压保护应动作,从系统中切除停止运行调相机。低电压保护的动作电压为0.4倍额定电压并带有9秒时限。 (2)调相机的过负荷保护,在电压长期降低的情况下,由于调相机电压调节器和强励装置的作用,调相机可能出现长时间的过负荷。故应装设动作于信号的过负荷保护,也可以较长时间跳闸。过负荷保护的动作电流采用1.4倍额定电流。 (3)调相机的有功方向保护;为了避免外来电源消失后,调相机有功功率反馈,而导致与调相机接在同一母线上的按频率减负荷装置误动作。有功功率反馈时,有功方向保护立即切除调相机。 (4)调相机无须装设反映外部故障的过电流保护,其原因是:A、系统故障时,需要调相机送出大量无功功率以便恢复电压,此时切除调相机是不合理的。B、外部故障切除电源后,调相机的转速降低,由它供给的故障短路电流亦随之减少。C、当外部故障电压降低很多时,低电压保护也将动作切除调相机。
88、500kV并联电抗器应装设哪些保护及其保护作用?
答:高压并联电抗应装设:(1) 高阻抗差动保护:保护电抗器绕组和套管的相间和接地故障。(2) 匝间保护:保护电抗器的匝间短路故障。(3) 瓦斯保护和温度保护:保护电抗器内部各种故障、油面降低和温度升高。(4) 过流保护:电抗器和引线的相间或接地故障引起的过电流。(5) 过负荷保护:保护电抗器绕组过负荷。(6) 中性点过流保护:保护电抗器外部接地故障引起中性点小电抗过电流(7) 中性点小电抗瓦斯保护和温度保护:保护小电抗内部各种故障、油面降低和温度升高。
89、500kV并联电抗器匝间保护的构成原理?
答:由于500kV并联电抗器的构造大多采用分相式结构,因此主要的故障为单相接地和匝间短路,在单相接地和匝间短路时,由故障相与非故障相的不平衡即令产生零序电压和电流,但当电抗器轻微匝间短路时,零序电压很小,现采用零序电流形成的电压进行补偿。因此采用带补偿电压的零序功率方向可以灵敏地反应电抗器各种匝间短路故障和内部单相接地。
90、什么是母线完全差动保护?什么是母线不完全差动保护?
答:1、母线完全差动保护是将母线上所有的各连接元件的电流互感器按同名相、同极性连接到差动回路,电流互感器的特性与变比均应相同,若变比不能相同时,可采用补偿变流器进行补偿,满足ΣI=0。差动继电器的动作电流按下述条件计算、整定,取其最大值: 1)、躲开外部短路时产生的不平衡电流; 2)、躲开母线连接元件中,最大负荷支路的最大负荷电流,以防止电流二次回路断线时误动。 2、母线不完全差动保护只需将连接于母线的各有电源元件上的电流互感器,接入差动回路,在无电源元件上的电流互感器不接入差动回路。因此在无电源元件上发生故障,它将动作。电流互感器不接入差动回路的无电源元91、试述双母线完全差动保护的主要优缺点?
答:优点是: 1、各组成元件和接线比较简单,调试方便,运行人员易于掌握。
2、采用速饱和变流器可以较有效地防止由于区外故障一次电流中的直流分量导致电流互感器饱和引起的保护误动作。
3、当元件固定连接时母线差动保护有很好的选择性。
4、当母联断路器断开时母线差动保护仍有选择能力;在两条母线先后发生短路时母线差动保护仍能可靠地动作。
其缺点为: 1、 方式破坏时,如任一母线上发生短路故障,就会将两条母线上的连接元件全部切除。因此,它适应运行方式变化的能力较差。
2、由于采用了带速饱和变流器的电流差动继电器,其动作时间较慢(约有30-40毫秒的动作延时),不能快速切除故障。
3、如果启动元件和选择元件的动作电流按避越外部短路时的最大不平衡电流整定,其灵敏度较低
92、什么是固定连接方式的母线完全差动保护?什么是母联电流相位比较式母线差动保护?
答:双母线同时运行方式,按照一定的要求,将引出线和有电源的支路分配固定连接于两条母线上,这种母线称为固定连接母线。这种母线的差动保护称为固定连接方式的母线完全差动保护。对它的要求是一母线故障时,只切除接于该母线的元件,另一母线可以继续运行,即母线差动保护有选择故障母线的能力。当运行的双母线的固定连接方式被破坏时,该保护将无选择故障母线的能力,而将双母线上所有连接的元件切除。
母联电流相位比较式母线差动保护主要是在母联开关上使用比较两电流相量的方向元件,引入的一个电流量是母线上各连接元件电流的相量和即差电流,引入的另一个电流量是流过母联开关的电流。在正常运行和区外短路时差电流很小,方向元件不动作;当母线故障不仅差电流很大且母联开关的故障电流由非故障母线流向故障母线,具有方向性,因此方向元件动作且具有选择故障母线的能力。
93、试述母联电流相位比较式母线差动保护的主要优缺点?
答:这种母线差动保护不要求元件固定连接于母线,可大大地提高母线运行方式的灵活性。这是它的主要优点。但这种保护也存在缺点,主要有:
1) 正常运行时母联断路器必须投入运行;
2) 当母线故障,母线差动保护动作时,如果母联断路器拒动,将造成由非故障母线的连接元件通过母联断路器供给短路电流,使故障不能切除。
3) 当母联断路器和母联断路器的电流互感器之间发生故障时,将会切除非故障母线,而故障母线反而不能切除。
4) 每条母线一定要有电源,否则有电源母线发生故障时,母联断路器无电流流过,母差比相元件不能动作,母线差动保护将拒动。 5) 两组母线相继发生故障时,只能切除先发生故障的母线,后发生故障的母线因这时母联断路器已跳闸,选择元件无法进行相位比较而不能动作,因而不能切除。
94、试述电流相位比较式母线保护的基本工作原理?
答:无论是电流差动母线保护还是比较母联断路器的电流与总差动电流相位的母线保护,其启动元件的动作电流必须躲过外部短路的最大不平衡电流。这在母线上连接元件较多、不平衡电流很大时,保护装置的灵敏度可能满足不了要求。因此,出现了电流相位比较式母线保护,其工作原理如下。
以母线上接入两条线路为例,当其正常运行或母线外部短路时流入母线与流出母线的电流,它们大小相等、相位相差180°。当母线上发生短路时,短路电流均流向母线短路点,如果提供短路电流电源的电动势同相位,且两支路的短路阻抗角相同时,两个电流就同相位,其相位角差为0°。因此,可由比相元件来判断母线上是否发生故障。这种母线保护只反应电流间的相位,因此具有较高的灵敏度。
95、试述中阻抗型快速母线保护的特点?
答:快速母线保护是带制动特性的中阻抗型母线差动保护,其选择元件是一个具有比率制动特性的中阻抗型电流差动继电器,解决了电流互感器饱和引起母线差动保护在区外故障时的误动问题。保护装置是以电流瞬时值测量、比较为基础的,母线内部故障时,保护装置的启动元件、选择元件能先于电流互感器饱和前动作,因此动作速度很快。保护装置的特点:
1)双母线并列运行,一条母线发生故障,在任何情况下保护装置均具有高度的选择性。
2)双母线并列运行,两线母线相继故障,保护装置能相继跳开两条母线上所有连接元件。
3)母线内部故障,保护装置整组动作时间不大于10ms。
4)双母线运行正常倒闸操作,保护装置可靠运行。
5)双母线倒闸操作过程中母线发生内部故障;若一条线路两组隔离开关同时跨接两组母线时,母线发生故障,保护装置能快速切除两组母线上所有连接元件,若一条线路两组隔离开关非同时跨接两组母线时,母线发生故障,保护装置仍具有高度的选择性。
6)母线外部故障,不管线路电流互感器饱和与否,保护装置匀可靠不误动作。
7)正常运行或倒闸操作时,若母线保护交流电流回路发生断线,保护装置经整定延时闭锁整套保护,并发出交流电流回路断线告警信号。
件是电抗器或变压器。
答:同步调相机应装设如下保护:
(1) 纵差保护:保护同步调相机定子线卷,若有启动电抗器时,电抗器也包括在纵差保护范围内。
(2) 定子绕组单相接地保护;
(3) 横差保护:在有并联分支的大型同步调相机才装设。
(4) 励磁回路一点接地保护。
(5) 调相机的低电压保护。
(6) 调相机的过负荷保护。
(7) 调相机的有功方向保护。
87、同步调相机保护与发电机保护有哪些区别?
答:同步调相机与发电机保护的区别如下: (1)调相机的电压保护:电压消失时,调相机将停止运行,为防止电压恢复时,调相机在无启动设备的情况下再启动,低电压保护应动作,从系统中切除停止运行调相机。低电压保护的动作电压为0.4倍额定电压并带有9秒时限。 (2)调相机的过负荷保护,在电压长期降低的情况下,由于调相机电压调节器和强励装置的作用,调相机可能出现长时间的过负荷。故应装设动作于信号的过负荷保护,也可以较长时间跳闸。过负荷保护的动作电流采用1.4倍额定电流。 (3)调相机的有功方向保护;为了避免外来电源消失后,调相机有功功率反馈,而导致与调相机接在同一母线上的按频率减负荷装置误动作。有功功率反馈时,有功方向保护立即切除调相机。 (4)调相机无须装设反映外部故障的过电流保护,其原因是:A、系统故障时,需要调相机送出大量无功功率以便恢复电压,此时切除调相机是不合理的。B、外部故障切除电源后,调相机的转速降低,由它供给的故障短路电流亦随之减少。C、当外部故障电压降低很多时,低电压保护也将动作切除调相机。
88、500kV并联电抗器应装设哪些保护及其保护作用?
答:高压并联电抗应装设:(1) 高阻抗差动保护:保护电抗器绕组和套管的相间和接地故障。(2) 匝间保护:保护电抗器的匝间短路故障。(3) 瓦斯保护和温度保护:保护电抗器内部各种故障、油面降低和温度升高。(4) 过流保护:电抗器和引线的相间或接地故障引起的过电流。(5) 过负荷保护:保护电抗器绕组过负荷。(6) 中性点过流保护:保护电抗器外部接地故障引起中性点小电抗过电流(7) 中性点小电抗瓦斯保护和温度保护:保护小电抗内部各种故障、油面降低和温度升高。
89、500kV并联电抗器匝间保护的构成原理?
答:由于500kV并联电抗器的构造大多采用分相式结构,因此主要的故障为单相接地和匝间短路,在单相接地和匝间短路时,由故障相与非故障相的不平衡即令产生零序电压和电流,但当电抗器轻微匝间短路时,零序电压很小,现采用零序电流形成的电压进行补偿。因此采用带补偿电压的零序功率方向可以灵敏地反应电抗器各种匝间短路故障和内部单相接地。
90、什么是母线完全差动保护?什么是母线不完全差动保护?
答:1、母线完全差动保护是将母线上所有的各连接元件的电流互感器按同名相、同极性连接到差动回路,电流互感器的特性与变比均应相同,若变比不能相同时,可采用补偿变流器进行补偿,满足ΣI=0。差动继电器的动作电流按下述条件计算、整定,取其最大值: 1)、躲开外部短路时产生的不平衡电流; 2)、躲开母线连接元件中,最大负荷支路的最大负荷电流,以防止电流二次回路断线时误动。 2、母线不完全差动保护只需将连接于母线的各有电源元件上的电流互感器,接入差动回路,在无电源元件上的电流互感器不接入差动回路。因此在无电源元件上发生故障,它将动作。电流互感器不接入差动回路的无电源元91、试述双母线完全差动保护的主要优缺点?
答:优点是: 1、各组成元件和接线比较简单,调试方便,运行人员易于掌握。
2、采用速饱和变流器可以较有效地防止由于区外故障一次电流中的直流分量导致电流互感器饱和引起的保护误动作。
3、当元件固定连接时母线差动保护有很好的选择性。
4、当母联断路器断开时母线差动保护仍有选择能力;在两条母线先后发生短路时母线差动保护仍能可靠地动作。
其缺点为: 1、 方式破坏时,如任一母线上发生短路故障,就会将两条母线上的连接元件全部切除。因此,它适应运行方式变化的能力较差。
2、由于采用了带速饱和变流器的电流差动继电器,其动作时间较慢(约有30-40毫秒的动作延时),不能快速切除故障。
3、如果启动元件和选择元件的动作电流按避越外部短路时的最大不平衡电流整定,其灵敏度较低
92、什么是固定连接方式的母线完全差动保护?什么是母联电流相位比较式母线差动保护?
答:双母线同时运行方式,按照一定的要求,将引出线和有电源的支路分配固定连接于两条母线上,这种母线称为固定连接母线。这种母线的差动保护称为固定连接方式的母线完全差动保护。对它的要求是一母线故障时,只切除接于该母线的元件,另一母线可以继续运行,即母线差动保护有选择故障母线的能力。当运行的双母线的固定连接方式被破坏时,该保护将无选择故障母线的能力,而将双母线上所有连接的元件切除。
母联电流相位比较式母线差动保护主要是在母联开关上使用比较两电流相量的方向元件,引入的一个电流量是母线上各连接元件电流的相量和即差电流,引入的另一个电流量是流过母联开关的电流。在正常运行和区外短路时差电流很小,方向元件不动作;当母线故障不仅差电流很大且母联开关的故障电流由非故障母线流向故障母线,具有方向性,因此方向元件动作且具有选择故障母线的能力。
93、试述母联电流相位比较式母线差动保护的主要优缺点?
答:这种母线差动保护不要求元件固定连接于母线,可大大地提高母线运行方式的灵活性。这是它的主要优点。但这种保护也存在缺点,主要有:
1) 正常运行时母联断路器必须投入运行;
2) 当母线故障,母线差动保护动作时,如果母联断路器拒动,将造成由非故障母线的连接元件通过母联断路器供给短路电流,使故障不能切除。
3) 当母联断路器和母联断路器的电流互感器之间发生故障时,将会切除非故障母线,而故障母线反而不能切除。
4) 每条母线一定要有电源,否则有电源母线发生故障时,母联断路器无电流流过,母差比相元件不能动作,母线差动保护将拒动。 5) 两组母线相继发生故障时,只能切除先发生故障的母线,后发生故障的母线因这时母联断路器已跳闸,选择元件无法进行相位比较而不能动作,因而不能切除。
94、试述电流相位比较式母线保护的基本工作原理?
答:无论是电流差动母线保护还是比较母联断路器的电流与总差动电流相位的母线保护,其启动元件的动作电流必须躲过外部短路的最大不平衡电流。这在母线上连接元件较多、不平衡电流很大时,保护装置的灵敏度可能满足不了要求。因此,出现了电流相位比较式母线保护,其工作原理如下。
以母线上接入两条线路为例,当其正常运行或母线外部短路时流入母线与流出母线的电流,它们大小相等、相位相差180°。当母线上发生短路时,短路电流均流向母线短路点,如果提供短路电流电源的电动势同相位,且两支路的短路阻抗角相同时,两个电流就同相位,其相位角差为0°。因此,可由比相元件来判断母线上是否发生故障。这种母线保护只反应电流间的相位,因此具有较高的灵敏度。
95、试述中阻抗型快速母线保护的特点?
答:快速母线保护是带制动特性的中阻抗型母线差动保护,其选择元件是一个具有比率制动特性的中阻抗型电流差动继电器,解决了电流互感器饱和引起母线差动保护在区外故障时的误动问题。保护装置是以电流瞬时值测量、比较为基础的,母线内部故障时,保护装置的启动元件、选择元件能先于电流互感器饱和前动作,因此动作速度很快。保护装置的特点:
1)双母线并列运行,一条母线发生故障,在任何情况下保护装置均具有高度的选择性。
2)双母线并列运行,两线母线相继故障,保护装置能相继跳开两条母线上所有连接元件。
3)母线内部故障,保护装置整组动作时间不大于10ms。
4)双母线运行正常倒闸操作,保护装置可靠运行。
5)双母线倒闸操作过程中母线发生内部故障;若一条线路两组隔离开关同时跨接两组母线时,母线发生故障,保护装置能快速切除两组母线上所有连接元件,若一条线路两组隔离开关非同时跨接两组母线时,母线发生故障,保护装置仍具有高度的选择性。
6)母线外部故障,不管线路电流互感器饱和与否,保护装置匀可靠不误动作。
7)正常运行或倒闸操作时,若母线保护交流电流回路发生断线,保护装置经整定延时闭锁整套保护,并发出交流电流回路断线告警信号。
件是电抗器或变压器。
发表于：2007-04-19 22:51:00
12楼
96、试述开关失灵保护的作用?
答: 1、对带有母联开关和分段开关的母线要求开关失灵保护应首先动作于断开母联开关或分段开关,然后动作于断开与拒动开关连接在同一母线上的所有电源支路的开关,同时还应考虑运行方式来选定跳闸方式。
2、开关失灵保护由故障元件的继电保护启动,手动拉开开关时不可启动失灵保护。
3、在启动失灵保护的回路中,除故障元件保护的触点外还应包括开关失灵判别元件的触点,利用失灵分相判别元件来检测开关失灵故障的存在。
4、为从时间上判别开关失灵故障的存在,失灵保护的动作时间应大于故障元件开关跳闸时间和继电保护返回时间之和。
5、为防止失灵保护误动作,失灵保护回路中任一对触点闭合时,应使失灵保护不被误启动或引起误跳闸。
6、开关失灵保护应有负序、零序和低电压闭锁元件。对于变压器、发电机变压器组采用分相操作的开关,允许只考虑单相拒动,应用零序电流代替相电流判别元件和电压闭锁元件。
7、变压器发生故障或不采用母线重合闸时,失灵保护动作后应闭锁各连接元件的重合闸回路,以防止对故障元件进行重合。
8、 以旁路开关代替某一连接元件的开关时,失灵保护的启动回路可作相应的切换。
9、 某一连接元件退出运行时,它的启动失灵保护的回路应同时退出工作,以防止试验时引起失灵保护的误动作。
10、失灵保护动作应有专用信号表示。
97、3/2开关的短引线保护起什么作用?
答:主接线采用3/2开关接线方式的一串开关,当一串开关中一条线路停用,则该线路侧的隔离开关将断开,此时保护用电压互感器也停用,线路主保护停用,因此在短引线范围故障,将没有快速保护切除故障。为此需设置短引线保护,即短引线纵联差动保护。在上述故障情况下,该保护可速动作切除故障。
当线路运行,线路侧隔离开关投入时,该短引线保护在线路侧故障时,将无选择地动作,因此必须将该短引线保护停用。一般可由线路侧隔离开关的辅助触点控制,在合闸时使短引线保护停用。
98、电网中主要的安全自动装置种类和作用?
答:电网中主要的安全自动装置种类和作用:
(1)低频、低压解列装置:地区功率不平衡且缺额较大时,应考虑在适当地点安装低频低压解列装置,以保证该地区与系统解列后,不因频率或电压崩溃造成全停事故,同时也能保证重要用户供电。
(2)振荡(失步)解列装置:经过稳定计算,在可能失去稳定的联络线上安装振荡解列装置,一旦稳定破坏,该装置自动跳开联络线,将失去稳定的系统与主系统解列,以平息振荡。
(3)切负荷装置:为了解决与系统联系薄弱地区的正常受电问题,在主要变电站安装切负荷装置,当受电地区与主系统失去联系时,该装置动作切除部分负荷,以保证该区域发供电的平衡,也可以保证当一回联络线掉闸时,其它联络线不过负荷。
(4)自动低频、低压减负荷装置:是电力系统重要的安全自动装置之一,它在电力系统发生事故出现功率缺额使电网频率、电压急剧下降时,自动切除部分负荷,防止系统频率、电压崩溃,使系统恢复正常,保证电网的安全稳定运行和对重要用户的连续供电。
(5)大小电流联切装置:主要控制联络线正向反向过负荷而设置。
(6)切机装置:其作用是保证故障载流元件不严重过负荷;使解列后的电厂或局部地区电网频率不会过高,功率基本平衡,以防止锅炉灭火扩大事故;可提高稳定极限。
99、自动低频减负荷装置的整定原则是什么?
答:(1)自动低频减负荷装置动作,应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上,并不得高于51HZ。
(2)在各种运行方式下自动低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超过稳定极限。
(3)自动低频减负荷装置动作,不应因系统功率缺额造成频率下降而使大机组低频保护动作。
(4)自动低频减负荷顺序应按次要负荷先切除,较重要的用户后切除。
(5)自动低频减负荷装置所切除的负荷不应被自动重合闸再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用。
(6)全网自动低频减负荷装置整定的切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算,并对可能发生的电源事故进行校对。
100、自动低频减负荷装置误动的原因有哪些?
答:(1)电压突变时,因低频率继电器触点抖动而发生误动作。
(2)系统短路故障引起有功功率增加,造成频率下降而引起误动作。
(3)系统中如果旋转备用容量足够且以汽轮发电机为主,当突然切除机组或增加负荷时,不会造成按频率自动减负荷装置误动。若旋转备用容量不足或以水轮发电机为主,则在上述情况下可能会造成按频率自动减负荷装置误动作。
(4)供电电源中断时,具有大型电动机的负荷反馈可能使按频率自动减负荷装置误动作。
101、防止自动低频减负荷装置误动作的措施有那些?
答 (1)加速自动重合闸或备用电源自动投入装置的动作,缩短供电中断时间,从而可使频率降低得少一些。
(2)使按频率自动减负荷装置动作带延时,来防止系统旋转备用容量起作用前发生的误动作。在有大型同步电动机的情况下,需要1.5s以上的时间才能防止其误动。在只有小容量感应电动机的情况下,也需要0.5--1s的时间才能防止其误动。
(3)采用电压闭锁。电压继电器应保证在短路故障切除后,电动机自启动过程中出现最低电压时可靠动作,闭合触点解除闭锁。一般整定为额定电压的65%--70%。时间继电器的动作时间,应大于低频率继电器开始动作至综合电压下降到电压闭锁继电器的返回电压时所经过的时间,一般整定为0.5s。
(4)采用按频率自动重合闸来纠正系统短路故障引起的有功功率增加,可能造成频率下降而导致按频率自动减负荷装置的误动作。由于故障引起的频率下降,故障切除后频率上升快;而真正出现功率缺额使按频率自动减负荷装置动作后,频率上升较慢。因此,按频率自动重合闸是根据频率上升的速度来决定其是否动作的,即频率上升快时动作,上升慢时不动作。
102、何谓集中切负荷和分散切负荷?有何优缺点?
答:集中切负荷是指系统中各个变电站的切负荷均是来自某一个中心站的安全稳定控制装置的指令。集中切负荷的测量判断装置与切负荷执行端通常不在同一变电站,必须靠通道来传递指令。集中切负荷方式判断是否切负荷比较准确,切负荷速度快,对维持系统暂态稳定效果好,但由于要采用众多通道降低了切负荷的可靠性。
分散切负荷是指各个变电站的切负荷靠各站当地的装置测量判断,因此无需通道,但各个站要准确判断系统故障是否应当切负荷比较困难,故目前只有反应负荷中心电压严重降低的分散式电压切负荷装置。
103、备用电源自动投入装置应符合什么要求?
答: 1、应保证在工作电源或设备断开后,才投入备用电源或设备。
2、工作电源或设备上的电压,不论因任何原因消失时,自动投入装置均应动作。
3、自动投入装置应保证只动作一次。
发电厂用备用电源自动投入装置,除上述的规定外,还应符合下列要求:
(1)当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时,如备用电源已代替一个工作电源后,另一工作电源又被断开,必要时,自动投入装置应仍能动作。
(2)有两个备用电源的情况下,当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时,应各装设独立的自动投入装置,当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时,自动投入装置应使任一备用电源都能对全厂各工作电源实行自动投入。
(3)自动投入装置,在条件可能时,可采用带有检定同期的快速切换方式,也可采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。
通常应校验备用电源和备用设备自动投入时过负荷的情况,以及电动机自启动的情况,如过负荷超过允许限度或不能保证自启动时,应有自动投入装置动作于自动减负荷。当自动投入装置动作时,如备用电源或设备投于故障,应使其保护加速动作。
104、电网必须具有哪些充分而可靠的通信通道手段?
答:,具体为: (1)各级调度中心控制室(有调度操作指挥关系时)和直接调度的主要发电厂与重要变电站间至少应有两个独立的通信通道。
(2)所有新建的发、送、变电工程的规划与设计,必须包括相应的通信通道部分,并与有关工程同时投入运行。通信通道不健全的新建发电厂和变电所不具备投入运行的条件。
(3)通信网规划建设应综合考虑作为通信、调度自动化、远动、计算信息、继电保护及安全自动装置的通道。
(4)如某些特定通道中断会影响电网的可靠运行,则必须从规划设计与运行上及早安排事故备用的通道或其他措施。
(5)通信设备应有可靠的电源以及自动投入的事故备用电源,其容量应满足电源中断时间的要求。
105、电力系统通信网的特点是什么?
答: (1)电力系统通信网的结构取决于电力网的结构、运行及管理层次,邮电通信网的结构取决于国家行政管理区划。
(2)电力系统通信网的经济性隐含于电网的经济之中,通信网往往把本身经济性放在第二位,而以电网的安全生产及管理为第一原则。
(3)电力系统通信网的干线及专线容量、信息交换容量以及话务量都比邮电通信网小,但是中继局向多,功能强,可靠性要求高,电力系统通信网是一种专用通信网
106、AGC有几种控制模式?在区域电网中,网、省调AGC控制模式应如何选择?在大区联网中,AGC控制模式应如何选择?
答:AGC有三种控制模式 (1) 定频率控制模式; (2) 定联络线功率控制模式; (3) 频率与联络线偏差控制模式; 以上三种都是一次控制模式,AGC还有两种二次控制模式: (1) 时间误差校正模式; (2) 联络线累积电量误差校正模式
在区域电网中,网调一般担负系统调频任务,其控制模式应选择定频率控制模式;省调应保证按联络线计划调度,其控制模式应选择定联络线控制模式
在大区互联电网中,互联电网的频率及联络线交换功率应由参与互联的电网共同控制,其控制模式应选择频率与联络线偏差控制模式。
107、电网调度自动化系统由哪几部分组成?并简述各部分作用?
答:电网调度自动化系统,其基本结构包括控制中心、主站系统、厂站端(RTU)和信息通道三大部分。根据所完成功能的不同,可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统
信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。另外,此系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。
信息传输子系统为信息采集和执行子系统和调度控制中心提供了信息交换的桥梁,其核心是数据通道,它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。
信息处理子系统是整个调度自动化系统的核心,以电子计算机为主要组成部分。该子系统包含大量的直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件,完成对采集到的信息的各种处理及分析计算,乃至实现对电力设备的自动控制与操作。
人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理,通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备,为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入,传送给执行机构。
108、什么叫发电源?对发电源常用的控制模式有哪些?含义是什么?
答:发电源是AGC的一个控制对象,可以是一台机组,几台并列运行的机组或整个电厂或几个并列运行的电厂。AGC软件包发出的设点控制指令都是针对发电源的。
对发电源常用的控制模式有:
(1) 调节模式:是正常的AGC调节模式,参与对ACE的校正控制,调节的基准功率是在线经济调度算出的功率,因此是随负荷水平浮动的,并由等微增原则在参与调节的发电源间进行分配。
(2)基点模式:发电源只响应调度员输入的基点功率,对ACE不响应,不参与校正ACE的控制。
(3)计划模式:发电源只响应于预先输入的计划曲线,对ACE不响应,不参与校正ACE的控制。
(4)爬坡模式:发电源从当前功率变化到新的基点功率时的模式。新的基点功率可以由调度员输入设定,或通过计划模式到达预定时间后自动设定。爬坡速度在数据库中设定。
(5)基点调节模式:与调节模式相同,只是调节的基准功率是调度员输入的基点功率。
(6)计划调节模式:与调节模式相同,只是调节的基准功率是计划曲线中设定的功率。
(7)基点增援模式:正常情况下与基点模式相同,紧急情况下与调节模式相同。
(8)计划增援模式:正常情况下与计划模式相同,紧急情况下与调节模式相同。
109、EMS系统中网络分析软件有哪两种运行模式?与离线计算软件有什么区别?
答:EMS系统中网络分析软件的运行模式有两种:
(1)实时模式:根据实时量测数据对运行软件的原始数据不断刷新并进行实时计算或按一定周期定期计算。如实时网络拓朴、状态估计、调度员潮流等。
(2)研究模式:运行软件的原始数据不进行刷新,可以是实时快照过来的某一时间断面的数据,也可以是人工置入的数据,可用来对电网运行状态进行研究,如调度员潮流、安全分析等。
EM中的网络分析软件与离线计算软件有一定的区别,一是其实时性,即使是研究模式,也可以从实时系统中取快照进行分析研究。二是其快速性要求,为满足快速性,在数学模型上没有离线计算软件考虑得更全面。
110、什么叫状态估计?其用途是什么?运行状态估计必须具备什么基础条件?
答:SCADA系统采集的实时数据经过厂站端电缆、变送器、RTU、远动通道、通信配线架、远动电缆、前置机等诸多环节才到达主站系统,任何一个环节不正常都会影响到数据的正确性,在RTU死机或通信中断的情况下,还会出现死数据或坏数据。直接用这些实测数据进行电网实时分析计算,可信度是不高的。
电力系统的实时量测系统配置一般都有较大的冗余性,这种冗余性表现在以下的两个方面:
1、 母线连接元件量测的冗余性
对连接有N个元件的母线,按照克希霍夫定律只要N－1个元件有量测,第N个元件的电气量即可根据母线平衡的原则算出。实际上往往全部N个元件都有量测,这样对每一母线都存在冗余度为1的冗余性。
2、 母线状态量及注入电气量量测的冗余性
在母线状态量(电压幅值与相角)及注入量(有功功率、无功功率)四个电气量中,两个是独立的,两个是可导出的。如果
难能之理宜停，难处之人宜厚，难处之事宜缓，难成之功宜智。 为了明天，一定要把今天做好！
答: 1、对带有母联开关和分段开关的母线要求开关失灵保护应首先动作于断开母联开关或分段开关,然后动作于断开与拒动开关连接在同一母线上的所有电源支路的开关,同时还应考虑运行方式来选定跳闸方式。
2、开关失灵保护由故障元件的继电保护启动,手动拉开开关时不可启动失灵保护。
3、在启动失灵保护的回路中,除故障元件保护的触点外还应包括开关失灵判别元件的触点,利用失灵分相判别元件来检测开关失灵故障的存在。
4、为从时间上判别开关失灵故障的存在,失灵保护的动作时间应大于故障元件开关跳闸时间和继电保护返回时间之和。
5、为防止失灵保护误动作,失灵保护回路中任一对触点闭合时,应使失灵保护不被误启动或引起误跳闸。
6、开关失灵保护应有负序、零序和低电压闭锁元件。对于变压器、发电机变压器组采用分相操作的开关,允许只考虑单相拒动,应用零序电流代替相电流判别元件和电压闭锁元件。
7、变压器发生故障或不采用母线重合闸时,失灵保护动作后应闭锁各连接元件的重合闸回路,以防止对故障元件进行重合。
8、 以旁路开关代替某一连接元件的开关时,失灵保护的启动回路可作相应的切换。
9、 某一连接元件退出运行时,它的启动失灵保护的回路应同时退出工作,以防止试验时引起失灵保护的误动作。
10、失灵保护动作应有专用信号表示。
97、3/2开关的短引线保护起什么作用?
答:主接线采用3/2开关接线方式的一串开关,当一串开关中一条线路停用,则该线路侧的隔离开关将断开,此时保护用电压互感器也停用,线路主保护停用,因此在短引线范围故障,将没有快速保护切除故障。为此需设置短引线保护,即短引线纵联差动保护。在上述故障情况下,该保护可速动作切除故障。
当线路运行,线路侧隔离开关投入时,该短引线保护在线路侧故障时,将无选择地动作,因此必须将该短引线保护停用。一般可由线路侧隔离开关的辅助触点控制,在合闸时使短引线保护停用。
98、电网中主要的安全自动装置种类和作用?
答:电网中主要的安全自动装置种类和作用:
(1)低频、低压解列装置:地区功率不平衡且缺额较大时,应考虑在适当地点安装低频低压解列装置,以保证该地区与系统解列后,不因频率或电压崩溃造成全停事故,同时也能保证重要用户供电。
(2)振荡(失步)解列装置:经过稳定计算,在可能失去稳定的联络线上安装振荡解列装置,一旦稳定破坏,该装置自动跳开联络线,将失去稳定的系统与主系统解列,以平息振荡。
(3)切负荷装置:为了解决与系统联系薄弱地区的正常受电问题,在主要变电站安装切负荷装置,当受电地区与主系统失去联系时,该装置动作切除部分负荷,以保证该区域发供电的平衡,也可以保证当一回联络线掉闸时,其它联络线不过负荷。
(4)自动低频、低压减负荷装置:是电力系统重要的安全自动装置之一,它在电力系统发生事故出现功率缺额使电网频率、电压急剧下降时,自动切除部分负荷,防止系统频率、电压崩溃,使系统恢复正常,保证电网的安全稳定运行和对重要用户的连续供电。
(5)大小电流联切装置:主要控制联络线正向反向过负荷而设置。
(6)切机装置:其作用是保证故障载流元件不严重过负荷;使解列后的电厂或局部地区电网频率不会过高,功率基本平衡,以防止锅炉灭火扩大事故;可提高稳定极限。
99、自动低频减负荷装置的整定原则是什么?
答:(1)自动低频减负荷装置动作,应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上,并不得高于51HZ。
(2)在各种运行方式下自动低频减负荷装置动作,不应导致系统其它设备过载和联络线超过稳定极限。
(3)自动低频减负荷装置动作,不应因系统功率缺额造成频率下降而使大机组低频保护动作。
(4)自动低频减负荷顺序应按次要负荷先切除,较重要的用户后切除。
(5)自动低频减负荷装置所切除的负荷不应被自动重合闸再次投入,并应与其它安全自动装置合理配合使用。
(6)全网自动低频减负荷装置整定的切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算,并对可能发生的电源事故进行校对。
100、自动低频减负荷装置误动的原因有哪些?
答:(1)电压突变时,因低频率继电器触点抖动而发生误动作。
(2)系统短路故障引起有功功率增加,造成频率下降而引起误动作。
(3)系统中如果旋转备用容量足够且以汽轮发电机为主,当突然切除机组或增加负荷时,不会造成按频率自动减负荷装置误动。若旋转备用容量不足或以水轮发电机为主,则在上述情况下可能会造成按频率自动减负荷装置误动作。
(4)供电电源中断时,具有大型电动机的负荷反馈可能使按频率自动减负荷装置误动作。
101、防止自动低频减负荷装置误动作的措施有那些?
答 (1)加速自动重合闸或备用电源自动投入装置的动作,缩短供电中断时间,从而可使频率降低得少一些。
(2)使按频率自动减负荷装置动作带延时,来防止系统旋转备用容量起作用前发生的误动作。在有大型同步电动机的情况下,需要1.5s以上的时间才能防止其误动。在只有小容量感应电动机的情况下,也需要0.5--1s的时间才能防止其误动。
(3)采用电压闭锁。电压继电器应保证在短路故障切除后,电动机自启动过程中出现最低电压时可靠动作,闭合触点解除闭锁。一般整定为额定电压的65%--70%。时间继电器的动作时间,应大于低频率继电器开始动作至综合电压下降到电压闭锁继电器的返回电压时所经过的时间,一般整定为0.5s。
(4)采用按频率自动重合闸来纠正系统短路故障引起的有功功率增加,可能造成频率下降而导致按频率自动减负荷装置的误动作。由于故障引起的频率下降,故障切除后频率上升快;而真正出现功率缺额使按频率自动减负荷装置动作后,频率上升较慢。因此,按频率自动重合闸是根据频率上升的速度来决定其是否动作的,即频率上升快时动作,上升慢时不动作。
102、何谓集中切负荷和分散切负荷?有何优缺点?
答:集中切负荷是指系统中各个变电站的切负荷均是来自某一个中心站的安全稳定控制装置的指令。集中切负荷的测量判断装置与切负荷执行端通常不在同一变电站,必须靠通道来传递指令。集中切负荷方式判断是否切负荷比较准确,切负荷速度快,对维持系统暂态稳定效果好,但由于要采用众多通道降低了切负荷的可靠性。
分散切负荷是指各个变电站的切负荷靠各站当地的装置测量判断,因此无需通道,但各个站要准确判断系统故障是否应当切负荷比较困难,故目前只有反应负荷中心电压严重降低的分散式电压切负荷装置。
103、备用电源自动投入装置应符合什么要求?
答: 1、应保证在工作电源或设备断开后,才投入备用电源或设备。
2、工作电源或设备上的电压,不论因任何原因消失时,自动投入装置均应动作。
3、自动投入装置应保证只动作一次。
发电厂用备用电源自动投入装置,除上述的规定外,还应符合下列要求:
(1)当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时,如备用电源已代替一个工作电源后,另一工作电源又被断开,必要时,自动投入装置应仍能动作。
(2)有两个备用电源的情况下,当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时,应各装设独立的自动投入装置,当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时,自动投入装置应使任一备用电源都能对全厂各工作电源实行自动投入。
(3)自动投入装置,在条件可能时,可采用带有检定同期的快速切换方式,也可采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。
通常应校验备用电源和备用设备自动投入时过负荷的情况,以及电动机自启动的情况,如过负荷超过允许限度或不能保证自启动时,应有自动投入装置动作于自动减负荷。当自动投入装置动作时,如备用电源或设备投于故障,应使其保护加速动作。
104、电网必须具有哪些充分而可靠的通信通道手段?
答:,具体为: (1)各级调度中心控制室(有调度操作指挥关系时)和直接调度的主要发电厂与重要变电站间至少应有两个独立的通信通道。
(2)所有新建的发、送、变电工程的规划与设计,必须包括相应的通信通道部分,并与有关工程同时投入运行。通信通道不健全的新建发电厂和变电所不具备投入运行的条件。
(3)通信网规划建设应综合考虑作为通信、调度自动化、远动、计算信息、继电保护及安全自动装置的通道。
(4)如某些特定通道中断会影响电网的可靠运行,则必须从规划设计与运行上及早安排事故备用的通道或其他措施。
(5)通信设备应有可靠的电源以及自动投入的事故备用电源,其容量应满足电源中断时间的要求。
105、电力系统通信网的特点是什么?
答: (1)电力系统通信网的结构取决于电力网的结构、运行及管理层次,邮电通信网的结构取决于国家行政管理区划。
(2)电力系统通信网的经济性隐含于电网的经济之中,通信网往往把本身经济性放在第二位,而以电网的安全生产及管理为第一原则。
(3)电力系统通信网的干线及专线容量、信息交换容量以及话务量都比邮电通信网小,但是中继局向多,功能强,可靠性要求高,电力系统通信网是一种专用通信网
106、AGC有几种控制模式?在区域电网中,网、省调AGC控制模式应如何选择?在大区联网中,AGC控制模式应如何选择?
答:AGC有三种控制模式 (1) 定频率控制模式; (2) 定联络线功率控制模式; (3) 频率与联络线偏差控制模式; 以上三种都是一次控制模式,AGC还有两种二次控制模式: (1) 时间误差校正模式; (2) 联络线累积电量误差校正模式
在区域电网中,网调一般担负系统调频任务,其控制模式应选择定频率控制模式;省调应保证按联络线计划调度,其控制模式应选择定联络线控制模式
在大区互联电网中,互联电网的频率及联络线交换功率应由参与互联的电网共同控制,其控制模式应选择频率与联络线偏差控制模式。
107、电网调度自动化系统由哪几部分组成?并简述各部分作用?
答:电网调度自动化系统,其基本结构包括控制中心、主站系统、厂站端(RTU)和信息通道三大部分。根据所完成功能的不同,可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统
信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。另外,此系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。
信息传输子系统为信息采集和执行子系统和调度控制中心提供了信息交换的桥梁,其核心是数据通道,它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。
信息处理子系统是整个调度自动化系统的核心,以电子计算机为主要组成部分。该子系统包含大量的直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件,完成对采集到的信息的各种处理及分析计算,乃至实现对电力设备的自动控制与操作。
人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理,通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备,为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入,传送给执行机构。
108、什么叫发电源?对发电源常用的控制模式有哪些?含义是什么?
答:发电源是AGC的一个控制对象,可以是一台机组,几台并列运行的机组或整个电厂或几个并列运行的电厂。AGC软件包发出的设点控制指令都是针对发电源的。
对发电源常用的控制模式有:
(1) 调节模式:是正常的AGC调节模式,参与对ACE的校正控制,调节的基准功率是在线经济调度算出的功率,因此是随负荷水平浮动的,并由等微增原则在参与调节的发电源间进行分配。
(2)基点模式:发电源只响应调度员输入的基点功率,对ACE不响应,不参与校正ACE的控制。
(3)计划模式:发电源只响应于预先输入的计划曲线,对ACE不响应,不参与校正ACE的控制。
(4)爬坡模式:发电源从当前功率变化到新的基点功率时的模式。新的基点功率可以由调度员输入设定,或通过计划模式到达预定时间后自动设定。爬坡速度在数据库中设定。
(5)基点调节模式:与调节模式相同,只是调节的基准功率是调度员输入的基点功率。
(6)计划调节模式:与调节模式相同,只是调节的基准功率是计划曲线中设定的功率。
(7)基点增援模式:正常情况下与基点模式相同,紧急情况下与调节模式相同。
(8)计划增援模式:正常情况下与计划模式相同,紧急情况下与调节模式相同。
109、EMS系统中网络分析软件有哪两种运行模式?与离线计算软件有什么区别?
答:EMS系统中网络分析软件的运行模式有两种:
(1)实时模式:根据实时量测数据对运行软件的原始数据不断刷新并进行实时计算或按一定周期定期计算。如实时网络拓朴、状态估计、调度员潮流等。
(2)研究模式:运行软件的原始数据不进行刷新,可以是实时快照过来的某一时间断面的数据,也可以是人工置入的数据,可用来对电网运行状态进行研究,如调度员潮流、安全分析等。
EM中的网络分析软件与离线计算软件有一定的区别,一是其实时性,即使是研究模式,也可以从实时系统中取快照进行分析研究。二是其快速性要求,为满足快速性,在数学模型上没有离线计算软件考虑得更全面。
110、什么叫状态估计?其用途是什么?运行状态估计必须具备什么基础条件?
答:SCADA系统采集的实时数据经过厂站端电缆、变送器、RTU、远动通道、通信配线架、远动电缆、前置机等诸多环节才到达主站系统,任何一个环节不正常都会影响到数据的正确性,在RTU死机或通信中断的情况下,还会出现死数据或坏数据。直接用这些实测数据进行电网实时分析计算,可信度是不高的。
电力系统的实时量测系统配置一般都有较大的冗余性,这种冗余性表现在以下的两个方面:
1、 母线连接元件量测的冗余性
对连接有N个元件的母线,按照克希霍夫定律只要N－1个元件有量测,第N个元件的电气量即可根据母线平衡的原则算出。实际上往往全部N个元件都有量测,这样对每一母线都存在冗余度为1的冗余性。
2、 母线状态量及注入电气量量测的冗余性
在母线状态量(电压幅值与相角)及注入量(有功功率、无功功率)四个电气量中,两个是独立的,两个是可导出的。如果
难能之理宜停，难处之人宜厚，难处之事宜缓，难成之功宜智。 为了明天，一定要把今天做好！
发表于：2007-04-19 22:52:00
13楼
111、电力系统运行操作的原则有哪些?
答: (1)、电力系统运行操作,应按规程规定的调度指挥关系,在值班调度员的指挥下进行。
(2)、值班调度员操作前要充分考虑操作后系统结线的正确性,并应特别注意对重要用户供电的可靠性的影响。
(3)、值班调度员操作前要对系统的有功和无功功率加以平衡,保证操作后系统的稳定性,并应考虑备用容量的分布。
(4)、值班调度员操作时注意系统变更后引起潮流、电压及频率的变化,并应将改变的运行结线及潮流变化及时通知有关现场。
(5)、继电保护及安全自动装置应配合协调。
(6)、由于检修、扩建有可能造成相序或相位紊乱者,送电前注意进行核相。环状网络中的变压器的操作,可能引起电磁环网中结线角度发生变化时,应及时通知有关单位。
(7)、带电作业,要按检修申请制度提前向所属调度提出申请,批准后方允许作业。严禁约时强送。
(8)、系统操作后,事故处理措施应重新考虑。应事先拟好事故预想,并与有关现场联系好。系统变更后的解列点必要时应重新考虑。
112、调度员在拟定操作任务票前,应充分考虑那些问题?
答: (1)、对电网的结线方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响;
(2)、对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时,应预先通知有关单位;
(3)、继电保护、自动装置是否配合,是否需要改变;
(4)、变压器中性点接地方式是否符合规定;
(5)、线路停送电操作要注意线路上是否有"T"接负荷;
(6)、并列操作要注意防止非同期。
113、电力系统的调频方式有几种?特点如何?
答:电力系统的调频方式分为一次调频和二次调频:
一次调频是指由发电机组调速系统的频率特性所固有的能力,随频率变化而自动进行频率调整。其特点是频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,且调整量有限,值班调度员难以控制。
二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时,一次调频不能恢复频率至规定范围时采用的调频方式。
二次调频分为手动调频及自动调频:
手动调频:在调频厂,由运行人员根据系统频率的变动来调节发电机的出力,使频率保持在规定范围内,手动调频的特点是反映速度慢,在调整幅度较大时,往往不能满足频率质量的要求,同时值班人员操作频繁,劳动强度大。
自动调频:这是现代电力系统采用的调频方式,自动调频是通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动增减发电机的发电出力,保持系统频率在较小的范围内波动,自动调频是电力系统调度自动化的组成部分,它具有完成调频、系统间联络线交换功率控制、和经济调度等综合功能。
114、系统电压调整的常用方法有几种?
答:系统电压的调整,必须根据系统的具体要求,在不同的厂站,采用不同的方法,常用电压调整方法有以下几种:
(1)、增减无功功率进行调压,如发电机、调相机、并联电容器、并联电抗器调压;
(2)、改变有功功率和无功功率的分布进行调压,如改变有载调压变压器、普通变压器分接头调压;
(3)、改变网络参数进行调压,如串联电容器、启停并列运行变压器、投停空载或轻载高压线路调压。
(4)、特殊情况下有时采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。
115、线路停送电操作的顺序是什么?操作时有那些注意事项?
答:线路停电操作顺序是:拉开线路两端开关(注意拉开关的顺序),拉开线路两端线路侧闸刀、母线侧闸刀,在线路上可能来电的各端合接地闸刀(或挂接地线)。
线路送电操作顺序是:拉开线路各端接地闸刀(或拆除接地线),合上线路两端母线侧闸刀、线路侧闸刀,合上开关(注意合开关的顺序)。 注意事项:
①.防止线路空载时,末端电压升高至允许值以上;
②.投入或切除空载线路时,防止电网电压产生过大波动;
③.防止在无负荷情况下投入空载线路时,发电机产生自励磁。
116、有电源单回联络线解、并列,一般怎样操作?
答:设系统侧(容量大侧)开关为k1,电源侧(容量小侧)开关为k2
单回线解列操作时,首先调整电源侧出力,使k2功率接近零时拉开k2开关,与系统解列后电源侧单独运行。然后再拉开k1开关。
为防止切断充电线路产生过大的电压波动,一般常由容量小的那侧先拉开开关,容量大的一侧后拉开关。
并列时,先合k1开关向线路充电,用k2开关同期并列。
如果电源侧无负荷或有负荷线路停电不能单独运行须先倒至其它线路时,可在送电功率为零时拉开k2开关,然后再拉开k1开关;并列时,合上k1开关对线路充电,然后电源侧用K2开关同期并列机组,或用K2开关向电源测母线充电,再用发变组开关同期并列机组。
117、双回线中任一回线停、送电,一般怎样操作?
答:为叙述方便,设送端(电源侧)开关为k1,受端(系统侧)开关为k2。
双回线中任一回线路停电时,先拉开送端k1开关,然后再拉开受端K2开关。送电时,先合受端K2开关,后合送端K1开关。这样在双回线解环和合环时,可以减少开关两侧的电压差。如果送端连接有发电机,这样操作还可以避免发电机突然带上一条空载线路的电容负荷所产生的电压过分升高。
对于稳定储备较低的双回线路,在线路停电之前,必须将双回线送电功率降低至一回线按稳定条件所允许的数值,然后再进行操作。
在拉开或合上受端K2开关时,应注意调整电压,防止操作时受端电压由于无功功率的变化产生过大的波动。通常是先将受端电压调整至上限值再拉开K2开关,调整至下限值再合上K2开关。
此外,送电时还要考虑到线路上可能发生严重短路故障,合上K2开关后,可能会使系统稳定受到破坏。通常是将运行中的一回线路的输送负荷适当降低之后,再合K2开关。
118、大电流接地系统中,变压器停、送电操作时,其中性点为什么一定要接地?
答:这主要是为防止过电压损坏被投、退变压器而采取的一种措施。
对于一侧有电源的的受电变压器,当其开关非全相拉、合时,若其中性点不接地有以下危险:
(1).变压器电源侧中性点对地电压升高最大可达相电压,这可能损坏变压器绝缘;
(2).变压器的高、低压线圈之间有电容,这种电容会造成高压对低压的"传递过电压";
(3).当变压器高低压线圈之间电容耦合,低压侧会有电压达到谐振条件时,可能会出现谐振过电压,损坏绝缘。
对于低压侧有电源的送电变压器:
(1).由于低压侧有电源,在并入系统前,变压器高压侧发生单相接地,若中性点未接地,则其中性点对地电压将升至相电压,这可能损坏变压器绝缘;
(2).非全相并入系统时,在一相与系统相联时,由于发电机和系统的频率不同,变压器中性点又未接地,该变压器中性点对地电压升高,最高将是二倍相电压,其它相(即未合相)的电压最高可达2.73倍相电压,将造成绝缘损坏事故。
119、电力变压器停、送电操作,应注意哪些事项?
答:变压器充电时,应投入全部继电保护,并保证有足够的灵敏度,同时应考虑励磁涌流对系统继电保护的影响。为保证系统的稳定,必要时充电前应先降低相关线路的有功功率。大电流接地系统中,变压器在充电或停运前,必须将中性点接地闸刀合上。充电后,应检查电源电压,使变压器各侧电压不超过其相应分接头电压的5%。
变压器投入运行时,应从励磁涌流影响较小的一侧送电。一般先从电源侧充电,后合上负荷侧开关。停电时,应先拉开负荷侧开关,后拉开电源侧开关。如果220kV变压器高、低压侧均有电源时,送电时应由高压侧充电,低压侧并列,停电时则应先在低压侧解列。
环网系统的变压器操作时,应正确选取充电端,以减少并列处的电压差。变压器并列运行时,应符合并列运行的条件。(注:在任何一台变压器不会过载的情况下,允许将短路电压不等的变压器并列运行,必要时应先进行计算。)
变压器停、送电操作时如会对运行系统中变压器中性点接地方式(数量和地点)产生影响时,必须按继电保护运行规程的要求进行调整,在调整过程中,应按先合后拉的原则进行。
对于停、送电操作后处于热备用状态的变压器(即一经合开关,变压器即带电),其中性点接地闸刀应在合上状态。
新投运或大修后的变压器投入运行时应进行定相,有条件时应尽可能采取零起升压。对构成环路运行或需合、解环者应进行核相。
120、试述母线操作的方法和注意事项?
答:(1).备用母线的充电,有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态,必要时要将保护整定时间调整至零。这样如果备用母线存在故障,可由母联开关切除,防止扩大事故。
(2).在母线倒闸操作中,母联开关的操作电源应拉开,防止母联开关因各种原因跳闸,造成带负荷拉、合闸刀事故。
(3).一条母线的所有元件需全部倒换至另一条母线时,一般情况下是将某一元件的另一条母线侧闸刀合上后,随即拉开原母线侧闸刀。另一种方法是:将需要倒母线的全部元件另一条母线侧闸刀全部合上之后,再将原母线
121、双母线完全电流差动保护,在母线倒闸操作过程中应怎样操作?
答:在母线配出元件倒闸操作过程中,配出元件的两组闸刀同时合上时将双跨两组母线,配出元件和母联开关的一部分电流将通过新合上的闸刀流入(或流出)该闸刀所在母线,破坏了母线差动保护选择元件差流回路的平衡,而流过新合上的闸刀的这一部分电流,正是它们共同的差电流。此时,如果发生区外故障,两组选择元件都将失去选择性,全靠总差动元件来防止整套母线保护的误动作。
在母线倒闸操作过程中,为了保证在发生母线故障时,母线差动保护能可靠发挥作用,需将保护切换成由启动元件直接切除双母线的方式。但对闸刀为就地操作的变电所,为了确保人身安全,此时,一般需将母联开关的跳闸回路断开。
122、电流相位比较式母线差动保护,在母线倒闸时应如何操作?
答:母线倒闸操作时,电流相位比较式母线差动保护应按如下操作:
(1)倒闸过程中不退出母线差动保护;
(2)对于出口回路不自动切换的装置,倒闸后将被操作元件的跳闸压板及重合闸放电压板切换至与所接母线对应的比相出口回路;
(3)母联开关兼旁路作旁路开关带线路运行时,倒闸后将母线的比相出口压板和跳母联开关压板断开,因为此时所带线路的穿越性故障即相当于停用母线的内部故障。
123、试述对线路零起升压的主要步骤是什么?
答:(1).应将发电机和线路的继电保护全部投入,发电机的自动励磁调节、强行励磁装置和线路重合闸停用。
(2).对于中性点直接接地的系统,发电机的升压变压器中性点必须直接接地。对于经消弧线圈接地系统,则升压变压器中性点应带有恰当分接头的消弧线圈。
(3).发电机的励磁调整电阻应放至最大。
(4).开关的操作顺序是:在发电机准备好之后,先将电厂侧待零升线路开关合上,利用母线电压互感器检查线路确无电压,待发电机转速稳定后,合上发电机-变压器组开关及发电机自动灭磁开关,开始加压。
(5).逐渐增大励磁电流,提升电压。这时要监视定子电流和电压的变化。如果三相电压及电流平衡,且随励磁电流的增加三相电压和电流都均衡增加时,则可逐渐提高电压至额定值或其他规定的数值。如加励磁时,只是三相电流增加而电压不升高,说明线路有三相短路;如各相电流电压不平衡,则说明有不对称短路或接地,应立即停止加压。
(6).如加压正常需要停电时,则先将发电机电压降至最低,然后拉开线路开关,最后拉开发电机-变压器组开关。
124、电网监视、控制点电压降低超过规定范围时,值班调度员应采取哪些措施?
答 ⑴迅速增加发电机无功出力; ⑵投无功补偿电容器(应注意有提前量); ⑶设法改变系统无功潮流分布; ⑷条件允许时降低发电机有功出力,增加无功出力; ⑸必要时启动备用机组调压; ⑹切除并联电抗器; ⑺确无调压能力时,可以采取拉闸限电。
125、对于局部电网无功功率过剩、电压偏高,应采取哪些基本措施?
答：1、发电机高功率因数运行,尽量少发无功; 2、部分发电机进相运行,吸收系统无功; 3、切除并联电容器; 4、投入并联电抗器; 5、控制低压电网无功电源上网; 6、必要且条件允许时改变运行方式。 7、停用部分调相机组或将部分可以进相运行的调相机改进相运行。
126、多电源的变电站全停电时,变电站应采取哪些基本方法以便尽快恢复送电?
答:变电所母线停电,原因一般有:母线本身故障;母线上所接元件故障,保护或开关拒动;外部电源全停造成等。是否母线故障要根据:仪表指示,保护和自动装置动作情况,开关信号及事故现象(如火光、爆炸声等)等,判断事故情况,并且迅速采取有效措施。
事故处理过程中应注意,切不可只凭站用电源全停或照明全停而误认为是变电站全停电。同时,应尽快查清是本站母线故障还是因外部原因造成本站母线无电。
多电源联系的变电站全停电时,变电站运行值班人员应按规程规定立即将多电源间可能联系的开关拉开,若双母线母联开关没断开应首先拉开母联开关,防止突然来电造成非同期合闸。但每条母线上应保留一个主要电源线路开关在投运状态,或检查有电压测量装置的电源线路,以便及早判明来电时间。具体保留哪些开关,应由有关部门事先作好规定。
127、发电厂高压母线停电时,应采取哪些方法尽快恢复送电?
答:当发电厂高压母线停电时(包括各种母线结线),应首先根据保护动作情况和各种外部现象,判断是母线失电还是停电,再依据规程规定和实际情况采取以下方法恢复送电: (1)、现场值班人员应按规程规定立即拉开停电母线上的全部电源开关(视情况可保留一个外来电源线路开关在合闸投运状态),同时设法恢复受影响的厂用电。 (2)、对停电的母线进行试送电,尽可能用外来电源线路开关试送电,必要时也可用本厂带有充电保护的母联开关给停电母线充电。 (3)、当有条件且必要时,可利用本厂一台机组对停电母线零起升压,升压成功后将发电厂或机组恢复与系统同期并列。
128、为防止系统电压崩溃,应采取哪些措施?
答: 1、依照无功分层分区就地平衡的原则,安装足够容量的无功补偿设备,这是做好电压调整、防止电压崩溃的基础;
2、在正常运行中要备有一定的可以瞬时自动调出的无功功率备用容量,如新型无功发生器ASVG;
3、正确使用有载调压变压器;
4、避免远距离、大容量的无功功率输送;
5、超高压线路的充电功率不宜作补偿容量使用,防止跳闸后电压大幅度波动;
6、高电压、远距离、大容量输电系统,在中途短路容量较小的受电端,设置静补、调相机等做为电压支撑;
7、在必要的地区安装低电压自动减负荷装置,配置低电压自动联切负荷装置。
8、建立电压安全监视系统,向调度员提供电网中有关地区的电压稳定裕度及应采取的措施等信息。
129、为尽快消除系统间联络线过负荷,应主要采取哪些措施?
答: 1、受端系统的发电厂迅速增加出力,并提高电压,或由自动装置快速启动受端水电厂的备用机组,包括调相的水轮发电机快速改发电运行;
2、送端系统的发电厂降低有功出力,并提高电压,频率调整厂应停止调频率,并可利用适当降低频率运行,以降低线路的过负荷;
3、当联络线已达到规定极限负荷时,应立即下令受端切除部分负荷,或由专用的自动装置切除负荷;
4、有条件时,值班调度员改变系统结线方式,使潮流强迫分配。
130、对线路强送电应考虑那些问题?
答:线路故障后,如需要对线路进行强送,在对线路进行强送时,除考虑线路正常送电应注意的问题外,还应考虑以下问题:
1、首先要考虑线路可能有永久性故障存在而影响系统稳定;
2、正确选择线路强送端,一般应远离稳定薄弱的线路或厂、站母线,必要时可改变结线方式后再强送电,要考虑对电网稳定的影响等因素。同时本省规定,单机容量为200MW及以上大型机组所在母线出线发生故障跳闸,原则上不允许选择该侧为强送端;一般宜从距离故障点远的一端强送,避免在振荡中心和附近进行强送;
3、强送端母线上必须有中性点直接接地的变压器;
4、强送时要注意对邻近线路暂态稳定的影响,必要时可先降低其输送潮流后再进行强送电;
5、线路跳闸或重合不成功的同时,伴有明显系统振荡时,不应马上强送,需检查并消除振荡后再考虑是否强送电。
6、因线路带电作业要求停用重合闸的线路跳闸后,未得到带电作业工作负责人的同意,不得强送电。
答: (1)、电力系统运行操作,应按规程规定的调度指挥关系,在值班调度员的指挥下进行。
(2)、值班调度员操作前要充分考虑操作后系统结线的正确性,并应特别注意对重要用户供电的可靠性的影响。
(3)、值班调度员操作前要对系统的有功和无功功率加以平衡,保证操作后系统的稳定性,并应考虑备用容量的分布。
(4)、值班调度员操作时注意系统变更后引起潮流、电压及频率的变化,并应将改变的运行结线及潮流变化及时通知有关现场。
(5)、继电保护及安全自动装置应配合协调。
(6)、由于检修、扩建有可能造成相序或相位紊乱者,送电前注意进行核相。环状网络中的变压器的操作,可能引起电磁环网中结线角度发生变化时,应及时通知有关单位。
(7)、带电作业,要按检修申请制度提前向所属调度提出申请,批准后方允许作业。严禁约时强送。
(8)、系统操作后,事故处理措施应重新考虑。应事先拟好事故预想,并与有关现场联系好。系统变更后的解列点必要时应重新考虑。
112、调度员在拟定操作任务票前,应充分考虑那些问题?
答: (1)、对电网的结线方式、有功出力、无功出力、潮流分布、频率、电压、电网稳定、通信及调度自动化等方面的影响;
(2)、对调度管辖范围以外设备和供电质量有较大影响时,应预先通知有关单位;
(3)、继电保护、自动装置是否配合,是否需要改变;
(4)、变压器中性点接地方式是否符合规定;
(5)、线路停送电操作要注意线路上是否有"T"接负荷;
(6)、并列操作要注意防止非同期。
113、电力系统的调频方式有几种?特点如何?
答:电力系统的调频方式分为一次调频和二次调频:
一次调频是指由发电机组调速系统的频率特性所固有的能力,随频率变化而自动进行频率调整。其特点是频率调整速度快,但调整量随发电机组不同而不同,且调整量有限,值班调度员难以控制。
二次调频是指当电力系统负荷或发电出力发生较大变化时,一次调频不能恢复频率至规定范围时采用的调频方式。
二次调频分为手动调频及自动调频:
手动调频:在调频厂,由运行人员根据系统频率的变动来调节发电机的出力,使频率保持在规定范围内,手动调频的特点是反映速度慢,在调整幅度较大时,往往不能满足频率质量的要求,同时值班人员操作频繁,劳动强度大。
自动调频:这是现代电力系统采用的调频方式,自动调频是通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动增减发电机的发电出力,保持系统频率在较小的范围内波动,自动调频是电力系统调度自动化的组成部分,它具有完成调频、系统间联络线交换功率控制、和经济调度等综合功能。
114、系统电压调整的常用方法有几种?
答:系统电压的调整,必须根据系统的具体要求,在不同的厂站,采用不同的方法,常用电压调整方法有以下几种:
(1)、增减无功功率进行调压,如发电机、调相机、并联电容器、并联电抗器调压;
(2)、改变有功功率和无功功率的分布进行调压,如改变有载调压变压器、普通变压器分接头调压;
(3)、改变网络参数进行调压,如串联电容器、启停并列运行变压器、投停空载或轻载高压线路调压。
(4)、特殊情况下有时采用调整用电负荷或限电的方法调整电压。
115、线路停送电操作的顺序是什么?操作时有那些注意事项?
答:线路停电操作顺序是:拉开线路两端开关(注意拉开关的顺序),拉开线路两端线路侧闸刀、母线侧闸刀,在线路上可能来电的各端合接地闸刀(或挂接地线)。
线路送电操作顺序是:拉开线路各端接地闸刀(或拆除接地线),合上线路两端母线侧闸刀、线路侧闸刀,合上开关(注意合开关的顺序)。 注意事项:
①.防止线路空载时,末端电压升高至允许值以上;
②.投入或切除空载线路时,防止电网电压产生过大波动;
③.防止在无负荷情况下投入空载线路时,发电机产生自励磁。
116、有电源单回联络线解、并列,一般怎样操作?
答:设系统侧(容量大侧)开关为k1,电源侧(容量小侧)开关为k2
单回线解列操作时,首先调整电源侧出力,使k2功率接近零时拉开k2开关,与系统解列后电源侧单独运行。然后再拉开k1开关。
为防止切断充电线路产生过大的电压波动,一般常由容量小的那侧先拉开开关,容量大的一侧后拉开关。
并列时,先合k1开关向线路充电,用k2开关同期并列。
如果电源侧无负荷或有负荷线路停电不能单独运行须先倒至其它线路时,可在送电功率为零时拉开k2开关,然后再拉开k1开关;并列时,合上k1开关对线路充电,然后电源侧用K2开关同期并列机组,或用K2开关向电源测母线充电,再用发变组开关同期并列机组。
117、双回线中任一回线停、送电,一般怎样操作?
答:为叙述方便,设送端(电源侧)开关为k1,受端(系统侧)开关为k2。
双回线中任一回线路停电时,先拉开送端k1开关,然后再拉开受端K2开关。送电时,先合受端K2开关,后合送端K1开关。这样在双回线解环和合环时,可以减少开关两侧的电压差。如果送端连接有发电机,这样操作还可以避免发电机突然带上一条空载线路的电容负荷所产生的电压过分升高。
对于稳定储备较低的双回线路,在线路停电之前,必须将双回线送电功率降低至一回线按稳定条件所允许的数值,然后再进行操作。
在拉开或合上受端K2开关时,应注意调整电压,防止操作时受端电压由于无功功率的变化产生过大的波动。通常是先将受端电压调整至上限值再拉开K2开关,调整至下限值再合上K2开关。
此外,送电时还要考虑到线路上可能发生严重短路故障,合上K2开关后,可能会使系统稳定受到破坏。通常是将运行中的一回线路的输送负荷适当降低之后,再合K2开关。
118、大电流接地系统中,变压器停、送电操作时,其中性点为什么一定要接地?
答:这主要是为防止过电压损坏被投、退变压器而采取的一种措施。
对于一侧有电源的的受电变压器,当其开关非全相拉、合时,若其中性点不接地有以下危险:
(1).变压器电源侧中性点对地电压升高最大可达相电压,这可能损坏变压器绝缘;
(2).变压器的高、低压线圈之间有电容,这种电容会造成高压对低压的"传递过电压";
(3).当变压器高低压线圈之间电容耦合,低压侧会有电压达到谐振条件时,可能会出现谐振过电压,损坏绝缘。
对于低压侧有电源的送电变压器:
(1).由于低压侧有电源,在并入系统前,变压器高压侧发生单相接地,若中性点未接地,则其中性点对地电压将升至相电压,这可能损坏变压器绝缘;
(2).非全相并入系统时,在一相与系统相联时,由于发电机和系统的频率不同,变压器中性点又未接地,该变压器中性点对地电压升高,最高将是二倍相电压,其它相(即未合相)的电压最高可达2.73倍相电压,将造成绝缘损坏事故。
119、电力变压器停、送电操作,应注意哪些事项?
答:变压器充电时,应投入全部继电保护,并保证有足够的灵敏度,同时应考虑励磁涌流对系统继电保护的影响。为保证系统的稳定,必要时充电前应先降低相关线路的有功功率。大电流接地系统中,变压器在充电或停运前,必须将中性点接地闸刀合上。充电后,应检查电源电压,使变压器各侧电压不超过其相应分接头电压的5%。
变压器投入运行时,应从励磁涌流影响较小的一侧送电。一般先从电源侧充电,后合上负荷侧开关。停电时,应先拉开负荷侧开关,后拉开电源侧开关。如果220kV变压器高、低压侧均有电源时,送电时应由高压侧充电,低压侧并列,停电时则应先在低压侧解列。
环网系统的变压器操作时,应正确选取充电端,以减少并列处的电压差。变压器并列运行时,应符合并列运行的条件。(注:在任何一台变压器不会过载的情况下,允许将短路电压不等的变压器并列运行,必要时应先进行计算。)
变压器停、送电操作时如会对运行系统中变压器中性点接地方式(数量和地点)产生影响时,必须按继电保护运行规程的要求进行调整,在调整过程中,应按先合后拉的原则进行。
对于停、送电操作后处于热备用状态的变压器(即一经合开关,变压器即带电),其中性点接地闸刀应在合上状态。
新投运或大修后的变压器投入运行时应进行定相,有条件时应尽可能采取零起升压。对构成环路运行或需合、解环者应进行核相。
120、试述母线操作的方法和注意事项?
答:(1).备用母线的充电,有母联开关时应使用母联开关向母线充电。母联开关的充电保护应在投入状态,必要时要将保护整定时间调整至零。这样如果备用母线存在故障,可由母联开关切除,防止扩大事故。
(2).在母线倒闸操作中,母联开关的操作电源应拉开,防止母联开关因各种原因跳闸,造成带负荷拉、合闸刀事故。
(3).一条母线的所有元件需全部倒换至另一条母线时,一般情况下是将某一元件的另一条母线侧闸刀合上后,随即拉开原母线侧闸刀。另一种方法是:将需要倒母线的全部元件另一条母线侧闸刀全部合上之后,再将原母线
121、双母线完全电流差动保护,在母线倒闸操作过程中应怎样操作?
答:在母线配出元件倒闸操作过程中,配出元件的两组闸刀同时合上时将双跨两组母线,配出元件和母联开关的一部分电流将通过新合上的闸刀流入(或流出)该闸刀所在母线,破坏了母线差动保护选择元件差流回路的平衡,而流过新合上的闸刀的这一部分电流,正是它们共同的差电流。此时,如果发生区外故障,两组选择元件都将失去选择性,全靠总差动元件来防止整套母线保护的误动作。
在母线倒闸操作过程中,为了保证在发生母线故障时,母线差动保护能可靠发挥作用,需将保护切换成由启动元件直接切除双母线的方式。但对闸刀为就地操作的变电所,为了确保人身安全,此时,一般需将母联开关的跳闸回路断开。
122、电流相位比较式母线差动保护,在母线倒闸时应如何操作?
答:母线倒闸操作时,电流相位比较式母线差动保护应按如下操作:
(1)倒闸过程中不退出母线差动保护;
(2)对于出口回路不自动切换的装置,倒闸后将被操作元件的跳闸压板及重合闸放电压板切换至与所接母线对应的比相出口回路;
(3)母联开关兼旁路作旁路开关带线路运行时,倒闸后将母线的比相出口压板和跳母联开关压板断开,因为此时所带线路的穿越性故障即相当于停用母线的内部故障。
123、试述对线路零起升压的主要步骤是什么?
答:(1).应将发电机和线路的继电保护全部投入,发电机的自动励磁调节、强行励磁装置和线路重合闸停用。
(2).对于中性点直接接地的系统,发电机的升压变压器中性点必须直接接地。对于经消弧线圈接地系统,则升压变压器中性点应带有恰当分接头的消弧线圈。
(3).发电机的励磁调整电阻应放至最大。
(4).开关的操作顺序是:在发电机准备好之后,先将电厂侧待零升线路开关合上,利用母线电压互感器检查线路确无电压,待发电机转速稳定后,合上发电机-变压器组开关及发电机自动灭磁开关,开始加压。
(5).逐渐增大励磁电流,提升电压。这时要监视定子电流和电压的变化。如果三相电压及电流平衡,且随励磁电流的增加三相电压和电流都均衡增加时,则可逐渐提高电压至额定值或其他规定的数值。如加励磁时,只是三相电流增加而电压不升高,说明线路有三相短路;如各相电流电压不平衡,则说明有不对称短路或接地,应立即停止加压。
(6).如加压正常需要停电时,则先将发电机电压降至最低,然后拉开线路开关,最后拉开发电机-变压器组开关。
124、电网监视、控制点电压降低超过规定范围时,值班调度员应采取哪些措施?
答 ⑴迅速增加发电机无功出力; ⑵投无功补偿电容器(应注意有提前量); ⑶设法改变系统无功潮流分布; ⑷条件允许时降低发电机有功出力,增加无功出力; ⑸必要时启动备用机组调压; ⑹切除并联电抗器; ⑺确无调压能力时,可以采取拉闸限电。
125、对于局部电网无功功率过剩、电压偏高,应采取哪些基本措施?
答：1、发电机高功率因数运行,尽量少发无功; 2、部分发电机进相运行,吸收系统无功; 3、切除并联电容器; 4、投入并联电抗器; 5、控制低压电网无功电源上网; 6、必要且条件允许时改变运行方式。 7、停用部分调相机组或将部分可以进相运行的调相机改进相运行。
126、多电源的变电站全停电时,变电站应采取哪些基本方法以便尽快恢复送电?
答:变电所母线停电,原因一般有:母线本身故障;母线上所接元件故障,保护或开关拒动;外部电源全停造成等。是否母线故障要根据:仪表指示,保护和自动装置动作情况,开关信号及事故现象(如火光、爆炸声等)等,判断事故情况,并且迅速采取有效措施。
事故处理过程中应注意,切不可只凭站用电源全停或照明全停而误认为是变电站全停电。同时,应尽快查清是本站母线故障还是因外部原因造成本站母线无电。
多电源联系的变电站全停电时,变电站运行值班人员应按规程规定立即将多电源间可能联系的开关拉开,若双母线母联开关没断开应首先拉开母联开关,防止突然来电造成非同期合闸。但每条母线上应保留一个主要电源线路开关在投运状态,或检查有电压测量装置的电源线路,以便及早判明来电时间。具体保留哪些开关,应由有关部门事先作好规定。
127、发电厂高压母线停电时,应采取哪些方法尽快恢复送电?
答:当发电厂高压母线停电时(包括各种母线结线),应首先根据保护动作情况和各种外部现象,判断是母线失电还是停电,再依据规程规定和实际情况采取以下方法恢复送电: (1)、现场值班人员应按规程规定立即拉开停电母线上的全部电源开关(视情况可保留一个外来电源线路开关在合闸投运状态),同时设法恢复受影响的厂用电。 (2)、对停电的母线进行试送电,尽可能用外来电源线路开关试送电,必要时也可用本厂带有充电保护的母联开关给停电母线充电。 (3)、当有条件且必要时,可利用本厂一台机组对停电母线零起升压,升压成功后将发电厂或机组恢复与系统同期并列。
128、为防止系统电压崩溃,应采取哪些措施?
答: 1、依照无功分层分区就地平衡的原则,安装足够容量的无功补偿设备,这是做好电压调整、防止电压崩溃的基础;
2、在正常运行中要备有一定的可以瞬时自动调出的无功功率备用容量,如新型无功发生器ASVG;
3、正确使用有载调压变压器;
4、避免远距离、大容量的无功功率输送;
5、超高压线路的充电功率不宜作补偿容量使用,防止跳闸后电压大幅度波动;
6、高电压、远距离、大容量输电系统,在中途短路容量较小的受电端,设置静补、调相机等做为电压支撑;
7、在必要的地区安装低电压自动减负荷装置,配置低电压自动联切负荷装置。
8、建立电压安全监视系统,向调度员提供电网中有关地区的电压稳定裕度及应采取的措施等信息。
129、为尽快消除系统间联络线过负荷,应主要采取哪些措施?
答: 1、受端系统的发电厂迅速增加出力,并提高电压,或由自动装置快速启动受端水电厂的备用机组,包括调相的水轮发电机快速改发电运行;
2、送端系统的发电厂降低有功出力,并提高电压,频率调整厂应停止调频率,并可利用适当降低频率运行,以降低线路的过负荷;
3、当联络线已达到规定极限负荷时,应立即下令受端切除部分负荷,或由专用的自动装置切除负荷;
4、有条件时,值班调度员改变系统结线方式,使潮流强迫分配。
130、对线路强送电应考虑那些问题?
答:线路故障后,如需要对线路进行强送,在对线路进行强送时,除考虑线路正常送电应注意的问题外,还应考虑以下问题:
1、首先要考虑线路可能有永久性故障存在而影响系统稳定;
2、正确选择线路强送端,一般应远离稳定薄弱的线路或厂、站母线,必要时可改变结线方式后再强送电,要考虑对电网稳定的影响等因素。同时本省规定,单机容量为200MW及以上大型机组所在母线出线发生故障跳闸,原则上不允许选择该侧为强送端;一般宜从距离故障点远的一端强送,避免在振荡中心和附近进行强送;
3、强送端母线上必须有中性点直接接地的变压器;
4、强送时要注意对邻近线路暂态稳定的影响,必要时可先降低其输送潮流后再进行强送电;
5、线路跳闸或重合不成功的同时,伴有明显系统振荡时,不应马上强送,需检查并消除振荡后再考虑是否强送电。
6、因线路带电作业要求停用重合闸的线路跳闸后,未得到带电作业工作负责人的同意,不得强送电。
发表于：2007-04-19 22:56:00
14楼
131、线路跳闸,那些情况不得强送? 那些情况可以强送?
答:一、下列情况线路跳闸后,不得强送电。
1、空充电线路;
2、试运行线路;
3、线路跳闸后,经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上,不影响供电
4、电缆线路;
5、有带电作业工作并申明不能强送电的线路,在未得到工作负责人同意时;
6、线路变压器组开关跳闸,重合不成功;
7、运行人员已发现明显故障现象时;
8、线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路;
9、已掌握有严重缺陷的线路(水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等)。
二、除上述情况外,线路跳闸,重合闸动作重合不成功,按规程规定或请示总工程师批准可进行强送电一次,必要时经总工程师批准可多于一次。强送电不成功,有条件的可以对线路零起升压。
132、变压器事故跳闸的处理原则是什么?
答:变压器事故跳闸的处理原则是:
1、检查相关设备有无过负荷问题;
2、若主保护(瓦斯、差动等)同时动作,未查明原因消除故障前不得送电;
3、江苏本省规定,重瓦斯或差动保护之一动作跳闸,如不是保护误动,在检查外部无明显故障,经过瓦斯气体检查(必要时还要测量直流电阻和色谱分析)证明变压器内部无明显故障后,经设备主管局、厂总工程师同意,可以试送一次。有条件者应先进行零起升压(注;对110kV/220kV高压线圈在线圈中间进线的变压器,重瓦斯保护动作后,如找不到确切原因,则至少应测量直流电阻,有疑问的再进行色谱分析等补充试验,证明确无问题才可进行试送)。
4、如只是过流保护(或低压过流)动作,检查主变无问题可以送电。
5、装有重合闸的变压器,跳闸后重合不成功,应检查设备后再考虑送电;
6、有备用变压器或备用电源自动投入的变电站,当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源,然后再检查跳闸的变压器;
7、如因线路故障,保护越级动作引起变压器跳闸,则故障线路开关断开后,可立即恢复变压器运行。
133、变压器出现哪些情况时应立即停电处理?
答: ⑴内部音响很大,很不均匀,有爆裂声;
⑵在正常负荷和冷却条件下,变压器温度不正常且不断上升;
⑶油枕或防爆管喷油;
⑷漏油致使油面下降,低于油位指示计的指示限度;
⑸油色变化过甚,油内出现碳质等;
⑹套管有严重的破损和放电现象;
⑺其他现场规程规定者。
134、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施?
答:开关在运行中出现闭锁分合闸时,应尽快将闭锁开关从电网中隔离出来,可根据以下不同情况采取措施:
⑴凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的厂、站,可以采用旁路代出线方式,使故障开关脱离电网(注意停用并联开关的直流操作电源);
⑵用母联开关串带故障开关,然后拉开对侧开关和本侧母联开关,使故障开关停电;
⑶对"π"型接线,合上线路外桥闸刀使"π"接改成"T"接,停用故障开关;
⑷对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上,再断开母联开关的两侧闸刀(需事先经过有关计算);
⑸对于双电源且无旁路开关或旁路开关不可以使用的变电站,如线路开关泄压闭锁分合闸,必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式,再处理泄压开关的操作机构。
⑹对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。
135、江苏电网220千伏开关非全相运行的处理原则是什么?
答:1、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,应首先按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定执行。(即:220kV开关进行操作中,若因机构失灵造成一相开关合上,其它两相开关在断开状态时,应立即拉开合上的一相开关,而不准合上在断开状态的二相开关;如造成一相开关断开,其它两相开关在合上状态时,应将断开状态的一相开关再合一次,若不成即拉开合上状态的二相开关。)
2、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,当运行的健全相开关按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定无法进行远控操作拉开时,若现场规程允许进行近控分相和三相操作方可对设备(线路、变压器、母线等)进行空载下的近控操作。
3、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,若运行的健全相开关用远控操作、近控操作均无法拉开时、为加速事故处理缩短联络线断开时间,先将非全相运行开关的对侧开关拉开后,允许用旁路开关代该非全相运行开关,再拉开该非全相运行开关的两侧闸刀将其隔离后线路恢复送电合环;当旁路开关无法代出线运行或无专用旁路开关时,先将非全相运行开关对侧开关拉开后,再将该非全相运行开关所在母线其它开关调至另一条母线后,用母联(旁路兼母联)开关将该非全相运行开关进行隔离。
4、省调调度管辖线路出现馈供方式时,当220千伏开关在运行中发生非全相运行,若一相开关断开,按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定执行恢复三相运行;若无法恢复三相运行(或两相开关断开)应立即通知相关地调尽快将
136、江苏电网运行中的线路开关发生非全相运行时,其处理原则是什么?
答:110kV及以上线路(不论联络线或馈供线)除有规定者外,不得二相运行。若发生二相运行时,应立即恢复三相运行,无法恢复全相运行时,应立即将该线路各侧拉开,其处理原则如下:
1、因开关非全相运行接通而引起线路非全相运行时,应利用开关的远控操作装置立即恢复开关的全相运行,不允许用旁路开关代非全相开关。
2、远控操作装置失灵,允许开关可以近控分相和三相操作,应满足下列条件:
①现场规程允许。
②确认即将带电的设备(线路、变压器、母线等)应属于无故障状态。
③限于对设备(线路、变压器、母线等)进行空载状态下的操作。
3、倘若遇有开关采用远控和现场规程允许近控方法均拉不开时,应立即切断该非全相运行开关的对侧开关,使线路处于空载状态,然后将该非全相运行开关所在母线负荷移出或调度停电后,使该开关在无电压情况下拉开其两侧闸刀。
4、如确认线路非全相运行是线路断线(不接地)引起,应立即断开该线路各侧开关
5、3/2结线的发电厂、变电所在结线正常方式下,若发生某一开关非全相运行,且保护未动作跳闸,值班人员应立即向省调值班调度员汇报,若无法联系时可以自行拉开非全相运行的开关,事后迅速向省调值班调度员汇报。
137、闸刀在运行中出现异常怎样处理?
答:闸刀在运行中出现异常时,应分别进行如下处理:
① 对于闸刀过热,应立即设法减少负荷;
② 闸刀发热严重时,应以适当的开关,利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式转移负荷,使其退出运行。
③ 如停用发热闸刀,可能引起停电并造成较大损失时,应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热,可以使用接短路线的方法,临时将闸刀短接。
④ 瓷瓶不严重的放电痕迹,表面龟裂掉釉等,可暂不停电,经过正式申请停电手续,再行处理。
⑤ 与母线连接的闸刀瓷瓶损伤,应尽可能停止使用。
⑥ 瓷瓶外伤严重,瓷瓶掉盖,对地击穿,瓷瓶爆炸,刀口熔焊等,应立即采取停电或带电作业处理。
138、发电厂全停电,发电厂自身应如何处理?
答:全厂停电后,如有可能应尽量保持一台机带厂用电运行,使该机、炉的辅机由该机组供电,等待与系统并列或带上负荷。
如果全厂停电原因是由于厂用电、热力系统或油系统故障,值班调度员应迅速从系统恢复联络线送电,电厂应迅速隔离厂内故障系统。在联络线来电后迅速恢复主要厂用电。如有一台机带厂用电运行,则应该将机组并网运行,使其带上部分负荷(包括厂用电),使其正常运行,然后逐步启动其他机、炉。如无空载运行的机组,有可能则利用本厂锅炉剩汽启动一台容量较小的厂用机组。启动成功后,即恢复厂用电,并设法让该机组稳定运行,尽快与主网并列,根据地区负荷情况,逐步启动其他机炉。
139、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些?
答:根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所,采取拉路分段寻找处理的方法,以先信号和照明部分后操作部分,先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时,切断时间应尽量短,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。
注意事项:
⑴当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。
⑵处理时不得造成直流短路和另一点接地。
⑶拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、安全自动装置误动。
140、系统发生解列事故的主要原因有哪些?不及时处理有何危险?
答:系统发生解列的主要原因有: ⑴系统联络线、联络变压器或母线发生事故或过负荷跳闸,或保护误动作跳闸; ⑵为解除系统振荡,自动或手动将系统解列。 ⑶低频、低压解列装置动作将系统解列。
由于系统解列事故常常要使系统的一部分呈现功率不足另一部分频率偏高,引起系统频率和电压的较大变化,如不迅速处理,可能使事故扩大。
141、如何处理系统解列事故?
答: ⑴迅速恢复频率、电压至正常数值; ⑵迅速恢复系统并列; ⑶恢复已停电的设备;
当发生系统事故时,有同期并列装置的变电所在可能出现非同期电源来电时,应主动将同期并列装置接入,检验是否真正同期。发现符合并列条件时,应立即主动进行并列,而不必等待值班调度员命令。值班调度员应采取各种有效手段,调整并列系统间的频率差和电压差,尽快使系统恢复并列。
当需要进行母线倒闸操作才能并列时,值班调度员要让现场提前做好倒闸操作,以便系统频率、电压调整完毕后能尽快进行并列。总之,发生系统解列事故时,迅速恢复并列是非常重要的。在选择母线接线方式时,就应考虑到同期并列的方便性。
142、什么叫系统瓦解?发生系统瓦解事故后应采取什么处理原则?
答:电力系统瓦解系指由于各种原因引起的电力系统非正常解列成几个独立系统。 电力系统瓦解事故处理原则如下:
⑴维持各独立运行系统的正常运行,防止事故进一步扩大,有条件时尽快恢复对用户的供电、供热;
⑵尽快恢复全停电厂的厂用供电,使机组安全快速地与系统并列;
⑶尽快使解列的系统恢复同期并列,并迅速恢复向用户供电;
⑷尽快调整系统运行方式,恢复主网架正常运行方式;
⑸做好事故后的负荷预测,合理安排电源。
143、《电网调度管理条例》规定的调度规则有哪些?
答:(1)、调度机构必须执行国家下达的供电计划,不得克扣电力、电量,并保证供电质量。
(2)、发电厂必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行,并根据调度指令调整功率和电压。
(3)、发电、供电设备的检修,应当服从调度机构的统一安排。
(4)、出现紧急情况时,值班调度人员可以调整日发电、供电调度计划,发布限电、调整发电厂功率、开或者停发电机组等指令;可以向本电网内的发电厂、变电站的运行值班单位发布调度指令:
(5)、省级电网管理部门、省辖市级电网管理部门、县级电网管理部门应当根据本级人民政府的生产调度部门的要求、用户的特点和电网安全运行的需要,提出事故及超计划用电的限电序位表,经本级人民政府的生产调度部门审核,报本级人民政府批准后,由调度机构执行。
(6)、未经值班调度人员许可,任何人不得操作调度机构调度管辖范围内的设备。电网运行遇有危及人身及设备安全的情况时,发电厂、变电站的运行值班单位的值班人员可以按照有关规定处理,处理后应当立即报告有关调度机构的值班人员。
144、检修发电机、同期调相机,现场运行人员必须做好的安全措施是什么?
答:检修发电机、同期调相机必须做好下列安全措施:
(1) 断开发电机、同期调相机的断路器(开关)和隔离开关(刀闸);
(2) 待发电机和同期调相机完全停止后,在操作把手、按钮、机组的启动装置、并车装置插座和盘车装置的操作把手上悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(3) 若本机尚可从其他电源获得励磁电流,则此项电源亦必须断开并悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(4) 断开断路器(开关)、隔离开关(刀闸)的操作电源,如调相机有启动用的电动机,还应断开此电动机的断路器(开关)和隔离开关(刀闸)并悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(5) 将电压互感器从高、低压两侧断开;
(6) 经验明无电压后,在发电机和断路器(开关)间装设接地线;
(7) 检修机组中性点与其他发电机的中性点连在一起的,则在工作前必须将检修发电机的中性点分开;
(8) 检修机组装有二氧化碳或蒸汽灭火装置的,则在风道内工作前,应采取防止灭火装置误动的必要措施;
(9) 检修机组装有可以堵塞机内空气流通的自动闸板风门的,应采取措施保证使风门不能关闭,以防窒息。
145、电力系统"特别重大事故"的具体规定是什么?
答: "特别重大事故"的具体规定是:
(1)人身死亡事故一次达到50人及以上者。
(2)电力事故造成直接经济损失1000万元及以上者。
(3)大面积停电造成下列后果之一者。
①电力系统减供负荷超过下列数值:
全网负荷 减供负荷
10000 MW及以上 30%
5000～10000 MW以下 40% 或3000 MW
1000～5000 MW以下 50% 或2000 MW
②中央直辖市全市减供负荷50%及以上;省会城市全市停电。
(4)其他性质特别严重事故并经电力主管部门认定为特大事故者。
146、电力系统"重大事故"的具体规定是什么?
答:"重大事故"的具体规定是:
1、人身死亡事故一次达到3人及以上,或人身伤亡事故一次死亡与重伤达10人及以上者。
2、大面积停电造成下列后果之一者:
①电力系统减供负荷超过下列数值:
全网负荷 减供负荷
10000 MW及以上 10%
5000～10000 MW以下 15% 或1000 MW
1000～5000 MW以下 20% 或750 MW
1000 MW以下 40% 或200 MW
②中央直辖市全市减供负荷30%及以上;省会或重要城市(名单由电力主管部门确定)全市减供负荷50%及以上。
3、装机容量达200 MW及以上的发电厂,或处于容量在3000MW以下的电网而装机容量达100MW及以上的发电厂一次事故使两台及以上机组停止运行并造成全厂对外停电。
4、下列变电所之一发生全所停电:
①电压等级为330kV及以上的变电所;
②枢纽变电所;
③一次事故中有三个220kV变电所全所停电。
5、发供电设备、施工机械严重损坏,直接经济损失达150万元。
6、25MW及以上机组的锅炉、汽(水、燃气)轮机、发电机、调相机、水工设备和建筑,31.5MVA及以上主变压器,220kV及以上输电线路和断路器、主要施工机械严重损坏,30天内不能修复或原设备修复后不能达到原来铭牌出力和安全水平。
7、其他性质严重事故,经企业主管单位认定为重大事故者。
147、保证电力系统稳定运行有那些要求?
答:保证电力系统稳定运行应满足以下基本要求:
(1)为保持电力系统正常运行的稳定性和频率、电压的正常水平,系统应有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量,并有必要的调节手段。在正常负荷波动和调节有功、无功潮流时,均不应发生自发振荡。
(2)要有合理的电网结构。
(3)在正常方式(包括正常检修方式)下,系统任一元件(发电机、线设、变压器、母线)发生单一故障时,不应导致主系统发生非同步运行,不应发生频率崩溃和电压崩溃。
(4)在事故后经调整的运行方式下,电力系统仍应有按规定的静稳定储备,其他元件按规定的事故过负荷运行。
(5)电力系统发生稳定破坏时,必须有预定措施,以缩小事故的范围,减少事故损失
148、电力系统在运行中对静态稳定储备有什么规定?如何计算静态稳定储备系数?
答:(1)在正常运行方式(包括正常检修方式)下,,按功角判据计算的静态稳定储备系数kp%≥15--20%,按无功 电压判据计算的静态稳定储备系数ku%≥10--15%;
(2)在事故后运行方式和特殊运行方式下,kp%≥10%,ku%≥8%。
静态稳定储备系数的计算公式如下:
①、用dP/dб判据和用小振荡法判别静态稳定时,静态稳定储备系数为:
P极限 - P正常
kp%= -------- ×100% ;
P正常
②、用dQ/du判据判别静稳定时,静态稳定储备系数为:
U正常 -U临界
ku%= ------------ ×100% 。
U正常
149、试分别说明下列三种情况各对应于电力系统哪些扰动?
1、当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持稳定运行和电网的正常供电?
2、当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持电力系统稳定,但允许损失部分负荷?
3、可能导致系统稳定破坏的不利情况,必须采取预定措施,防止系统崩溃,并尽量减少负荷损失?
答:1、遇有下列扰动,当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持稳定运行和电网的正常供电:
(1)任何线路发生单相瞬时接地故障重合成功;
(2)对于同级电压 的双回或多回线和环网,任何一回线发生单相永久接地故障断开不重合(对于水电厂的直接送出线,必要时可采用切机措施);
(3)主干线路各侧变电站同一电压等级的相邻线路发生单相永久接地故障重合成功及无故障断开不重合;
(4)任一台发电机组(除占系统容量比重过大者外)跳闸或失磁;
(5)系统中任一大负荷突然变化(如冲击负荷或大负荷突然退出)。
2、遇有下列扰动,当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持电力系统稳定,但允许损失部分负荷:
(1)单回线发生单相永久接地故障重合不成功及无故障断开不重合(一般主要依靠低频自动减负荷);
(2)母线单相接地故障(不重合);
(3)两级电压的电磁环网,高一级电压线路发生单相永久接地故障重合不成功及无故障断开不重合(允许有计划解列);
(4)同杆并架双回线的异名相两相同时发生单相接地故障不重合,双回线同时跳开;
(5)两个电网之间的单回联络线因故障或无故障两侧断开;
(6)占系统容量比重过大发电机组跳闸或失磁。
3、遇有下列扰动,必须采取预定措施,防止系统崩溃,并尽量减少负荷损失:
(1)故障时开关拒动;
(2)故障时继电保护和安全自动装置误动或拒动;
(3)自动调节装置失灵;
(4)多重故障;
(5)失去大电源;
(6)其它偶然因素。
150、允许失去同步的局部系统作短时的非同步运行而后再同步,必须满足哪些条件?
答:为了使失去同步的电力系统能够迅速恢复正常运行,并减
151、电网中的受端系统在各种正常与检修方式下,应满足那些要求?
答:受端系统在各种正常检修方式下,应满足如下要求:
(1)受端系统内发生任何严重单一故障(包括线路及母线三相短路)时,应能可靠地、快速切除,以保持系统稳定。
(2)突然失去任一元件(线路或变压器)时,不得使其他元件超过事故过负荷的规定。
(3)当大容量送电电源线路突然切去一回或地区电厂最大容量一台发电机(或调相机)组突然跳闸时,应保持受端枢纽变电站高压母线事故后的电压下降不超过正常值的10％;
(4)大城市负荷中心的枢纽变电站容量不易过于集中,避免受电地区全停和保证重要负荷的安全供电。
在正常运行方式下,应保持正常供电;在检修方式下,允许采用必要的预定措施,如切机、切负荷等。
152、防止因恶性连锁反应或失去电源容量过多,而引起受端系统崩溃的措施主要有哪些?
答:防止因恶性连续反应或失去电源容量过多而引起受端系统崩溃的主要措施有:
1、每一组送电回路的输送能力应保证送出所接入的电源容量。
2、每一组送电回路的最大输送功率所占受端总负荷的比例,不宜过大。具体比例可结合受端系统的具体条件来决定。
3、除共用一组送电回路的电源外,应避免远方的大电源与大电源在送端联在一起;送到同一方向的几组送电回路不宜在送端联在一起,如技术经济效益较大,需要在其送端或中途联在一起时,必须能在严重事故时将其可靠快速解列。
4、送到不同方向的几组送电回路,如在送端联在一起必须考虑在事故时具备快速解列或切机等措施,以防止由于负荷转移而扩大事故。
5、受端系统应有足够的低频自动减负荷数量或联切负荷数量。
153、试述500kV/330kV线路按什么条件装设高压并联电抗器?
答:500kV/330kV线路按下列条件考虑装设高压并联电抗器:
(1)在500kV/330kV电网各发展阶段中,正常及检修(送变电单一元件)运行方式下,发生故障或任一处无故障三相跳闸时,必须采取措施限制母线侧及线路侧的工频过电压在最高线路运行电压的1.3及1.4倍额定值以下时。
(2)为保证线路瞬时性单相故障时单相重合成功,经过比较,如认为需要采用高压并联电抗器并带中性点小电抗作为解决潜供电流的措施时。
(3)发电厂为无功平衡需要,而又无法装设低压电抗器时。
(4)系统运行操作(如同期并列)需要时。
154、请列出发电厂和变电所不同电压等级的母线电压允许偏差值?
答:(1) 500/330kV母线:正常运行方式时,最高运行电压不得超过系统额定电压的＋110％;最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
向空载线路充电,在暂态过程衰减后线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍,持续时间不应大于20min。
(2)发电厂和变电站的220kV母线:正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的0～＋10％;事故运行方式时为系统额定电压的－5％～＋10％。
(3)发电厂和变电站的110～35kV母线:正常运行方式时,为相应系统额定电压的－3％～＋7％;事故后为系统额定电压的±10%。
(4)发电厂和变电站的10(6)kV母线:应使所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压,均符合用户受电端的电压允许偏差值。
155、当本网电力系统发生哪些类型重大事件时,有关网、省级调度应立即了解情况,并向国调值班调度员汇报?重大事件汇报的主要内容是什么?
答:一、当电力系统发生以下类型重大事件时,有关网、省级调度应立即了解情况,并向国调值班调度员汇报:
(1)、电网事故:电网主网解列、系统振荡、大面积停电事故,由于电网事故造成网内重要用户停、限电,造成较大社会影响等; (2)、厂站事故:电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上设备损坏; (3)、人身伤亡:网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故; (4)、自然灾害:水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响; (5)、调度纪律:调度系统执行《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定过程中发生的重大事件。
二、重大事件汇报的主要内容有:
(1)、事件发生的时间、地点、背景情况(必要时应附图说明);
(2)、事件经过、保护及安全自动装置动作情况;
(3)、重要设备损坏情况、对重要用户的影响。
156、什么是主保护、后备保护、辅助保护和异常运行保护?
答:1、主保护是指:满足系统稳定和设备安全要求,能以最快速度、有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。
2、后备保护是指:当主保护或开关拒动时,用来切除故障的保护。后备保护可分为远后备保护和近后备保护两种。
远后备保护是:当主保护或开关拒动时,由相邻电力设备或线路的保护来实现后备的保护;
近后备保护是:当主保护拒动时,由本电力设备或线路的另一套保护来实现的后备保护;当开关拒动时,由开关失灵保护来实现后备保护。
3、辅助保护是:为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的较为简单的保护。
4、异常运行保护是:反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。
157、自动重合闸的动作时间如何整定?
答:自动重合闸的动作时间按如下原则整定:
(1) 单侧电源线路所采用的三相重合闸时间,除应大于故障点熄弧时间及周围介质去游离时间外,还应大于开关及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。
(2) 双侧电源线路的自动重合闸时间,除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外,还应考虑线路两侧保护装置以不同时限切除故障的可能性及潜供电流的影响。计算公式为:tset.min≥t1+t2+△t-t3。式中:tset.min--重合闸最小整定时间;t1--对侧保护有足够灵敏度的延时段动作时间,如只考虑两侧保护均为瞬时动作,则可取为零;t2--断电时间,三相重合闸不小于0.3s;220kv线路,单相重合闸不小于0.5s;330～500kv线路,单相重合闸的最低要求断电时间,视线路长短及有无辅助消弧措施(如高压电抗器带中性点小电抗)而定;t3--开关固有合闸时间;△t--裕度时间。
(3) 发电厂出线或密集型电网的线路三相重合闸,其无电压检定侧的动作时间一般整定为10s;单相重合闸的动作时间由运行方式部门确定,一般整定为1.0s左右。
(4) 单侧电源线路的三相一次重合闸的动作时间不宜小于1s;如采用二次重合闸,第二次重合闸动作时间不宜小于5s。
158、开关失灵保护的相电流判别元件定值应满足什么要求?低电压、负序电压、零序电压闭锁元件定值如何整定?
答:开关失灵保护相电流判别元件的整定值,应保证在本线路末端或本变压器低压侧单相接地故障时有足够灵敏度,灵敏系数大于1.3,并尽可能躲过正常运行负荷电流。
开关失灵保护负序电压、零序电压和低电压闭锁元件的整定值,应综合保证与本母线相连的任一线路末端和任一变压器低压侧发生短路故障时有足够灵敏度。其中负序电压、零序电压闭锁元件应可靠躲过正常情况下的不平衡电压,低电压闭锁元件应在母线最低运行电压下不动作,而在切除故障后能可靠返回。
159、试述什么是电容式电压互感器的"暂态响应"?对保护有什么影响?
答:在高压端与地短路情况下,电容式电压互感器的二次电压峰值应在额定频率的一个周波内衰减到低于短路前峰值的10%,称为电容式电压互感器的"暂态响应"。它指的是:当一次电压波为零或者为最大值时发生短路情况中的较大者。
电容式电压互感器的稳态工作特性与电磁式电压互感器基本相同,但暂态特性较差,当系统发生短路等故障而使电压突变时,电容式电压互感器的暂态过程要比电磁式电压互感器长得多。假如在电压互感器安装处发生金属性短路,一次电压突降为零,二次电压约需20ms左右才能降到5%额定电压以下,这对动作时间仅有20～40ms的快速保护,特别对短线路的短路保护第Ⅰ段的动作精度带来很大影响。
160、纵联保护电力载波高频通道由哪些部件组成?简述各部分的作用.
答:按"相--地"制电力载波高频通道由下列几部分组成: (1)输电线路。三相线路都用,以传送高频信号。(2)高频阻波器。高频阻波器是由电感线圈和可调电容组成的并联谐振回路。当其谐振频率为选用的载波频率时,对载波电流呈现很大的阻抗(在100Ω以上),从而使高频电流限制在被保护的输电线路以内(即两侧高频阻波器之内),而不致流到相邻的线路上去。对50Hz工频电流而言,高频阻波器的阻抗仅是电感线圈的阻抗,其值很小(约为0.04Ω) ,因而工频电流可畅通无阻。 (3)耦合电容器。耦合电容器的电容量很小,对工频电流具有很大的阻抗,可防止工频高压侵入高频收发信机。对高频电流则阻抗很小,高频电流可顺利通过。耦合电容器与结合滤波器共同组成带通滤波器,只允许此通带频率内的高频电流通过。 (4)结合滤波器。结合滤波器与耦合电容器共同组成带通滤波器。由于电力架空线路的波阻抗约为400Ω,电力电缆的波阻抗约为100Ω或75Ω,因此利用连接结合滤波器与电力架空线路的波阻抗和电力电缆的波阻抗起阻抗匹配作用,以减小高频信号的衰耗,使高频收信机收到的高频功率最大,同时还利用结合滤波器进一步使高频收发信机与高压线路隔离,以保证高频收发信机及人身的安全。 (5)高频电缆。高频电缆的作用,是将户内的高频收发信机和户外的结合滤波器连接起来。 (6)保护间隙。保护间隙是高频通道的辅助设备,用它保护高频收发
161、试述对距离继电器的基本要求是什么?
答:距离保护在高压及超高压输电线路上获得了广泛的应用。距离继电器是距离保护的主要测量元件,应满足以下基本要求:
(1)在被保护线路上发生直接短路时,继电器的测量电抗应正比于母线与短路点间的距离。
(2)在正方向区外短路时不应超越动作。超越有暂态超越和稳态超越两种;暂态超越是由短路的暂态分量引起的,继电器仅短时动作,一旦暂态分量衰减继电器就返回;稳态超越是由短路处的过渡电阻引起的。
(3)应有明确的方向性。正方向出口短路时无死区,反方向短路时不应误动作。
(4)在区内经大过渡电阻短路时应仍能动作(又称动作特性能覆盖大过渡电阻),但这主要是接地距离继电器要考虑的问题。
(5)在最小负荷阻抗下不动作。
(6)能防止系统振荡时的误动。
162、试述距离继电器可分为哪几类、其基本原理是什么?
答:距离继电器一般可以分为四类:
(1)单相阻抗继电器(Ⅰ类距离继电器)。
这类继电器输入单一电压和单一电流,可以用1个变量--继电器的测量阻抗进行分析,其特性可以在阻抗平面上表示出来。它的基本原理是测量故障环路的阻抗,看该阻抗是否落在动作特性的区域之内。
(2)多相距离继电器(Ⅱ类距离继电器)。
这类继电器的动作原理是按照短路点的电压边界条件建立动作判据,当故障发生在保护范围末端时,动作判据处于临界状态。输电线路是三相系统,故障特征(故障边界条件)常与三相电气量有关,因此这类继电器的输入量不再是单一电压和单一电流,其动作特性不能化为测量阻抗一个变量的函数。对这类继电器的动作行为必须结合系统参数、运行方式、故障地点和故障类型进行分析。这类继电器的特性为多个变量的函数。为了便于和Ⅰ类距离继电器相比较,在分析时常将其它变量固定,观察它作为故障环路测量阻抗一个变量的函数时的动作特性。但需要注意被固定的变量不得因故障环路测量阻抗而变化。由于距离继电器的动作判据都可化为在若干电压之间比较相位,因此在对这类继电器的工作行为的分析中,电压相量图法获得相当广泛的应用。
(3)测距式距离继电器。
微机保护有很强的运算能力,不仅可以计算出测量阻抗的值,还可计算故障点的距离。测距式距离继电器就是根据测距结果动作的。但是继电器是用来完成保护的功能,测距则属于仪表的功能,故可以应用测距原理构成继电器,但不宜由一次计算结果同时完成上述两种功能。保护只要求继电器对动作边界精确计算,在出口故障时动作判据很容易满足,因而继电器可以在计算尚不精确时就快速动作。测距则要求在任何情况下都测量精确,若兼任保护功能就不能快速切除出口故障。面对此矛盾,一般采取降低精度并缩短保护范围的方法,以达到快速切除出口故障的目的。显然,这种解决办法实质上是优先满足保护的要求,而降低了近区测距的精度。
(4)工频变化量距离继电器。
它是由工作电压的变化量大于故障前工作电压的记忆量而动作的,具有方向性好、动作速度快、不反应系统振荡、躲过渡电阻能力强、无超越等特点,常用作保护的第Ⅰ段及纵联保护中的方向比较元件。
163、为什么失压有可能造成距离保护误动?
答:对模拟式保护从原理上可以按两种情况来分析失压误动:
1、距离元件失压。
任何距离元件都包括两个输入回路,一个是作距离测量的工作回路,另一个是极化回路。对于阻抗特性包括阻抗坐标原点在内的非方向距离继电器,当元件失去输入电压时,本来必然要动作。
对于方向距离继电器,当输入电压被断开时,由于负荷电流通过电抗变压器在其二次侧产生电压,此电压加在工作回路使整定变压器二次有电压,同时感应到整定变压器的一次侧,而整定变压器一次侧的负荷就是极化回路,结果等于给极化回路输入一个对继电器为动作方向的电压。如果负荷电流有一定的数值,使继电器获得的力矩大于其启动值,即发生误动作。
对微机型保护装置,当其失去电压时,只要装置不启动,不进入故障处理程序就不会误动。若失压后不及时处理,遇有区外故障或系统操作使其启动,则只要有一定的负荷电流仍将误动。
2、距离保护装置失压。
当距离保护装置三相(或两相)失压,则同时失压的每套距离保护都向电压回路的负荷反馈。如断开电压互感器一次侧隔离开关造成失压,则由各线路负荷电流反馈到整定变压器一次侧所连接的电压回路,负荷主要就是电缆电阻(因从二次侧看电压互感器相当于短路),反馈的电压虽然少些,也可能造成误动作。
当电压回路一相断开时,由于电压回路连接有负荷阻抗,通过这些负荷阻抗会迫使已断开相重新分配电压。如三相负荷平衡,则断开后的一相电压与原有电压相位相差180度,幅值稍大于原有的一半,相位分别领前及落后原有相位,稍小于60度,在负荷情况下,也可能引起误动作。
164、怎样防止距离保护在过负荷时误动?
答:防止距离保护因过负荷而误动作的首要前提是:距离元件启动值必须可靠躲开由调度运行部门负责提供的可能最大事故过负荷的数值。当重负荷的长距
答:一、下列情况线路跳闸后,不得强送电。
1、空充电线路;
2、试运行线路;
3、线路跳闸后,经备用电源自动投入已将负荷转移到其它线路上,不影响供电
4、电缆线路;
5、有带电作业工作并申明不能强送电的线路,在未得到工作负责人同意时;
6、线路变压器组开关跳闸,重合不成功;
7、运行人员已发现明显故障现象时;
8、线路开关有缺陷或遮断容量不足的线路;
9、已掌握有严重缺陷的线路(水淹、杆塔严重倾斜、导线严重断股等)。
二、除上述情况外,线路跳闸,重合闸动作重合不成功,按规程规定或请示总工程师批准可进行强送电一次,必要时经总工程师批准可多于一次。强送电不成功,有条件的可以对线路零起升压。
132、变压器事故跳闸的处理原则是什么?
答:变压器事故跳闸的处理原则是:
1、检查相关设备有无过负荷问题;
2、若主保护(瓦斯、差动等)同时动作,未查明原因消除故障前不得送电;
3、江苏本省规定,重瓦斯或差动保护之一动作跳闸,如不是保护误动,在检查外部无明显故障,经过瓦斯气体检查(必要时还要测量直流电阻和色谱分析)证明变压器内部无明显故障后,经设备主管局、厂总工程师同意,可以试送一次。有条件者应先进行零起升压(注;对110kV/220kV高压线圈在线圈中间进线的变压器,重瓦斯保护动作后,如找不到确切原因,则至少应测量直流电阻,有疑问的再进行色谱分析等补充试验,证明确无问题才可进行试送)。
4、如只是过流保护(或低压过流)动作,检查主变无问题可以送电。
5、装有重合闸的变压器,跳闸后重合不成功,应检查设备后再考虑送电;
6、有备用变压器或备用电源自动投入的变电站,当运行变压器跳闸时应先起用备用变压器或备用电源,然后再检查跳闸的变压器;
7、如因线路故障,保护越级动作引起变压器跳闸,则故障线路开关断开后,可立即恢复变压器运行。
133、变压器出现哪些情况时应立即停电处理?
答: ⑴内部音响很大,很不均匀,有爆裂声;
⑵在正常负荷和冷却条件下,变压器温度不正常且不断上升;
⑶油枕或防爆管喷油;
⑷漏油致使油面下降,低于油位指示计的指示限度;
⑸油色变化过甚,油内出现碳质等;
⑹套管有严重的破损和放电现象;
⑺其他现场规程规定者。
134、开关在运行中出现闭锁分合闸时应立即采取什么措施?
答:开关在运行中出现闭锁分合闸时,应尽快将闭锁开关从电网中隔离出来,可根据以下不同情况采取措施:
⑴凡有专用旁路开关或母联兼旁路开关的厂、站,可以采用旁路代出线方式,使故障开关脱离电网(注意停用并联开关的直流操作电源);
⑵用母联开关串带故障开关,然后拉开对侧开关和本侧母联开关,使故障开关停电;
⑶对"π"型接线,合上线路外桥闸刀使"π"接改成"T"接,停用故障开关;
⑷对于母联开关可将某一元件两条母线闸刀同时合上,再断开母联开关的两侧闸刀(需事先经过有关计算);
⑸对于双电源且无旁路开关或旁路开关不可以使用的变电站,如线路开关泄压闭锁分合闸,必要时可将该变电站改成一条电源线路供电的终端变的方式,再处理泄压开关的操作机构。
⑹对于3/2接线母线的故障开关可用其两侧闸刀隔离。
135、江苏电网220千伏开关非全相运行的处理原则是什么?
答:1、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,应首先按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定执行。(即:220kV开关进行操作中,若因机构失灵造成一相开关合上,其它两相开关在断开状态时,应立即拉开合上的一相开关,而不准合上在断开状态的二相开关;如造成一相开关断开,其它两相开关在合上状态时,应将断开状态的一相开关再合一次,若不成即拉开合上状态的二相开关。)
2、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,当运行的健全相开关按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定无法进行远控操作拉开时,若现场规程允许进行近控分相和三相操作方可对设备(线路、变压器、母线等)进行空载下的近控操作。
3、220千伏联络线开关在运行中发生非全相运行,若运行的健全相开关用远控操作、近控操作均无法拉开时、为加速事故处理缩短联络线断开时间,先将非全相运行开关的对侧开关拉开后,允许用旁路开关代该非全相运行开关,再拉开该非全相运行开关的两侧闸刀将其隔离后线路恢复送电合环;当旁路开关无法代出线运行或无专用旁路开关时,先将非全相运行开关对侧开关拉开后,再将该非全相运行开关所在母线其它开关调至另一条母线后,用母联(旁路兼母联)开关将该非全相运行开关进行隔离。
4、省调调度管辖线路出现馈供方式时,当220千伏开关在运行中发生非全相运行,若一相开关断开,按《江苏省电力系统调度规程》第103条4的规定执行恢复三相运行;若无法恢复三相运行(或两相开关断开)应立即通知相关地调尽快将
136、江苏电网运行中的线路开关发生非全相运行时,其处理原则是什么?
答:110kV及以上线路(不论联络线或馈供线)除有规定者外,不得二相运行。若发生二相运行时,应立即恢复三相运行,无法恢复全相运行时,应立即将该线路各侧拉开,其处理原则如下:
1、因开关非全相运行接通而引起线路非全相运行时,应利用开关的远控操作装置立即恢复开关的全相运行,不允许用旁路开关代非全相开关。
2、远控操作装置失灵,允许开关可以近控分相和三相操作,应满足下列条件:
①现场规程允许。
②确认即将带电的设备(线路、变压器、母线等)应属于无故障状态。
③限于对设备(线路、变压器、母线等)进行空载状态下的操作。
3、倘若遇有开关采用远控和现场规程允许近控方法均拉不开时,应立即切断该非全相运行开关的对侧开关,使线路处于空载状态,然后将该非全相运行开关所在母线负荷移出或调度停电后,使该开关在无电压情况下拉开其两侧闸刀。
4、如确认线路非全相运行是线路断线(不接地)引起,应立即断开该线路各侧开关
5、3/2结线的发电厂、变电所在结线正常方式下,若发生某一开关非全相运行,且保护未动作跳闸,值班人员应立即向省调值班调度员汇报,若无法联系时可以自行拉开非全相运行的开关,事后迅速向省调值班调度员汇报。
137、闸刀在运行中出现异常怎样处理?
答:闸刀在运行中出现异常时,应分别进行如下处理:
① 对于闸刀过热,应立即设法减少负荷;
② 闸刀发热严重时,应以适当的开关,利用倒母线或以备用开关倒旁路母线等方式转移负荷,使其退出运行。
③ 如停用发热闸刀,可能引起停电并造成较大损失时,应采取带电作业进行抢修。此时如仍未消除发热,可以使用接短路线的方法,临时将闸刀短接。
④ 瓷瓶不严重的放电痕迹,表面龟裂掉釉等,可暂不停电,经过正式申请停电手续,再行处理。
⑤ 与母线连接的闸刀瓷瓶损伤,应尽可能停止使用。
⑥ 瓷瓶外伤严重,瓷瓶掉盖,对地击穿,瓷瓶爆炸,刀口熔焊等,应立即采取停电或带电作业处理。
138、发电厂全停电,发电厂自身应如何处理?
答:全厂停电后,如有可能应尽量保持一台机带厂用电运行,使该机、炉的辅机由该机组供电,等待与系统并列或带上负荷。
如果全厂停电原因是由于厂用电、热力系统或油系统故障,值班调度员应迅速从系统恢复联络线送电,电厂应迅速隔离厂内故障系统。在联络线来电后迅速恢复主要厂用电。如有一台机带厂用电运行,则应该将机组并网运行,使其带上部分负荷(包括厂用电),使其正常运行,然后逐步启动其他机、炉。如无空载运行的机组,有可能则利用本厂锅炉剩汽启动一台容量较小的厂用机组。启动成功后,即恢复厂用电,并设法让该机组稳定运行,尽快与主网并列,根据地区负荷情况,逐步启动其他机炉。
139、查找二次系统的直流接地的操作步骤和注意事项有哪些?
答:根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所,采取拉路分段寻找处理的方法,以先信号和照明部分后操作部分,先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时,切断时间应尽量短,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。
注意事项:
⑴当直流发生接地时禁止在二次回路上工作。
⑵处理时不得造成直流短路和另一点接地。
⑶拉合直流电源前应采取必要措施防止直流失电可能引起保护、安全自动装置误动。
140、系统发生解列事故的主要原因有哪些?不及时处理有何危险?
答:系统发生解列的主要原因有: ⑴系统联络线、联络变压器或母线发生事故或过负荷跳闸,或保护误动作跳闸; ⑵为解除系统振荡,自动或手动将系统解列。 ⑶低频、低压解列装置动作将系统解列。
由于系统解列事故常常要使系统的一部分呈现功率不足另一部分频率偏高,引起系统频率和电压的较大变化,如不迅速处理,可能使事故扩大。
141、如何处理系统解列事故?
答: ⑴迅速恢复频率、电压至正常数值; ⑵迅速恢复系统并列; ⑶恢复已停电的设备;
当发生系统事故时,有同期并列装置的变电所在可能出现非同期电源来电时,应主动将同期并列装置接入,检验是否真正同期。发现符合并列条件时,应立即主动进行并列,而不必等待值班调度员命令。值班调度员应采取各种有效手段,调整并列系统间的频率差和电压差,尽快使系统恢复并列。
当需要进行母线倒闸操作才能并列时,值班调度员要让现场提前做好倒闸操作,以便系统频率、电压调整完毕后能尽快进行并列。总之,发生系统解列事故时,迅速恢复并列是非常重要的。在选择母线接线方式时,就应考虑到同期并列的方便性。
142、什么叫系统瓦解?发生系统瓦解事故后应采取什么处理原则?
答:电力系统瓦解系指由于各种原因引起的电力系统非正常解列成几个独立系统。 电力系统瓦解事故处理原则如下:
⑴维持各独立运行系统的正常运行,防止事故进一步扩大,有条件时尽快恢复对用户的供电、供热;
⑵尽快恢复全停电厂的厂用供电,使机组安全快速地与系统并列;
⑶尽快使解列的系统恢复同期并列,并迅速恢复向用户供电;
⑷尽快调整系统运行方式,恢复主网架正常运行方式;
⑸做好事故后的负荷预测,合理安排电源。
143、《电网调度管理条例》规定的调度规则有哪些?
答:(1)、调度机构必须执行国家下达的供电计划,不得克扣电力、电量,并保证供电质量。
(2)、发电厂必须按照调度机构下达的调度计划和规定的电压范围运行,并根据调度指令调整功率和电压。
(3)、发电、供电设备的检修,应当服从调度机构的统一安排。
(4)、出现紧急情况时,值班调度人员可以调整日发电、供电调度计划,发布限电、调整发电厂功率、开或者停发电机组等指令;可以向本电网内的发电厂、变电站的运行值班单位发布调度指令:
(5)、省级电网管理部门、省辖市级电网管理部门、县级电网管理部门应当根据本级人民政府的生产调度部门的要求、用户的特点和电网安全运行的需要,提出事故及超计划用电的限电序位表,经本级人民政府的生产调度部门审核,报本级人民政府批准后,由调度机构执行。
(6)、未经值班调度人员许可,任何人不得操作调度机构调度管辖范围内的设备。电网运行遇有危及人身及设备安全的情况时,发电厂、变电站的运行值班单位的值班人员可以按照有关规定处理,处理后应当立即报告有关调度机构的值班人员。
144、检修发电机、同期调相机,现场运行人员必须做好的安全措施是什么?
答:检修发电机、同期调相机必须做好下列安全措施:
(1) 断开发电机、同期调相机的断路器(开关)和隔离开关(刀闸);
(2) 待发电机和同期调相机完全停止后,在操作把手、按钮、机组的启动装置、并车装置插座和盘车装置的操作把手上悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(3) 若本机尚可从其他电源获得励磁电流,则此项电源亦必须断开并悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(4) 断开断路器(开关)、隔离开关(刀闸)的操作电源,如调相机有启动用的电动机,还应断开此电动机的断路器(开关)和隔离开关(刀闸)并悬挂"禁止合闸,有人工作！"的标示牌;
(5) 将电压互感器从高、低压两侧断开;
(6) 经验明无电压后,在发电机和断路器(开关)间装设接地线;
(7) 检修机组中性点与其他发电机的中性点连在一起的,则在工作前必须将检修发电机的中性点分开;
(8) 检修机组装有二氧化碳或蒸汽灭火装置的,则在风道内工作前,应采取防止灭火装置误动的必要措施;
(9) 检修机组装有可以堵塞机内空气流通的自动闸板风门的,应采取措施保证使风门不能关闭,以防窒息。
145、电力系统"特别重大事故"的具体规定是什么?
答: "特别重大事故"的具体规定是:
(1)人身死亡事故一次达到50人及以上者。
(2)电力事故造成直接经济损失1000万元及以上者。
(3)大面积停电造成下列后果之一者。
①电力系统减供负荷超过下列数值:
全网负荷 减供负荷
10000 MW及以上 30%
5000～10000 MW以下 40% 或3000 MW
1000～5000 MW以下 50% 或2000 MW
②中央直辖市全市减供负荷50%及以上;省会城市全市停电。
(4)其他性质特别严重事故并经电力主管部门认定为特大事故者。
146、电力系统"重大事故"的具体规定是什么?
答:"重大事故"的具体规定是:
1、人身死亡事故一次达到3人及以上,或人身伤亡事故一次死亡与重伤达10人及以上者。
2、大面积停电造成下列后果之一者:
①电力系统减供负荷超过下列数值:
全网负荷 减供负荷
10000 MW及以上 10%
5000～10000 MW以下 15% 或1000 MW
1000～5000 MW以下 20% 或750 MW
1000 MW以下 40% 或200 MW
②中央直辖市全市减供负荷30%及以上;省会或重要城市(名单由电力主管部门确定)全市减供负荷50%及以上。
3、装机容量达200 MW及以上的发电厂,或处于容量在3000MW以下的电网而装机容量达100MW及以上的发电厂一次事故使两台及以上机组停止运行并造成全厂对外停电。
4、下列变电所之一发生全所停电:
①电压等级为330kV及以上的变电所;
②枢纽变电所;
③一次事故中有三个220kV变电所全所停电。
5、发供电设备、施工机械严重损坏,直接经济损失达150万元。
6、25MW及以上机组的锅炉、汽(水、燃气)轮机、发电机、调相机、水工设备和建筑,31.5MVA及以上主变压器,220kV及以上输电线路和断路器、主要施工机械严重损坏,30天内不能修复或原设备修复后不能达到原来铭牌出力和安全水平。
7、其他性质严重事故,经企业主管单位认定为重大事故者。
147、保证电力系统稳定运行有那些要求?
答:保证电力系统稳定运行应满足以下基本要求:
(1)为保持电力系统正常运行的稳定性和频率、电压的正常水平,系统应有足够的静态稳定储备和有功、无功备用容量,并有必要的调节手段。在正常负荷波动和调节有功、无功潮流时,均不应发生自发振荡。
(2)要有合理的电网结构。
(3)在正常方式(包括正常检修方式)下,系统任一元件(发电机、线设、变压器、母线)发生单一故障时,不应导致主系统发生非同步运行,不应发生频率崩溃和电压崩溃。
(4)在事故后经调整的运行方式下,电力系统仍应有按规定的静稳定储备,其他元件按规定的事故过负荷运行。
(5)电力系统发生稳定破坏时,必须有预定措施,以缩小事故的范围,减少事故损失
148、电力系统在运行中对静态稳定储备有什么规定?如何计算静态稳定储备系数?
答:(1)在正常运行方式(包括正常检修方式)下,,按功角判据计算的静态稳定储备系数kp%≥15--20%,按无功 电压判据计算的静态稳定储备系数ku%≥10--15%;
(2)在事故后运行方式和特殊运行方式下,kp%≥10%,ku%≥8%。
静态稳定储备系数的计算公式如下:
①、用dP/dб判据和用小振荡法判别静态稳定时,静态稳定储备系数为:
P极限 - P正常
kp%= -------- ×100% ;
P正常
②、用dQ/du判据判别静稳定时,静态稳定储备系数为:
U正常 -U临界
ku%= ------------ ×100% 。
U正常
149、试分别说明下列三种情况各对应于电力系统哪些扰动?
1、当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持稳定运行和电网的正常供电?
2、当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持电力系统稳定,但允许损失部分负荷?
3、可能导致系统稳定破坏的不利情况,必须采取预定措施,防止系统崩溃,并尽量减少负荷损失?
答:1、遇有下列扰动,当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持稳定运行和电网的正常供电:
(1)任何线路发生单相瞬时接地故障重合成功;
(2)对于同级电压 的双回或多回线和环网,任何一回线发生单相永久接地故障断开不重合(对于水电厂的直接送出线,必要时可采用切机措施);
(3)主干线路各侧变电站同一电压等级的相邻线路发生单相永久接地故障重合成功及无故障断开不重合;
(4)任一台发电机组(除占系统容量比重过大者外)跳闸或失磁;
(5)系统中任一大负荷突然变化(如冲击负荷或大负荷突然退出)。
2、遇有下列扰动,当保护、重合闸和开关正确动作时,必须保持电力系统稳定,但允许损失部分负荷:
(1)单回线发生单相永久接地故障重合不成功及无故障断开不重合(一般主要依靠低频自动减负荷);
(2)母线单相接地故障(不重合);
(3)两级电压的电磁环网,高一级电压线路发生单相永久接地故障重合不成功及无故障断开不重合(允许有计划解列);
(4)同杆并架双回线的异名相两相同时发生单相接地故障不重合,双回线同时跳开;
(5)两个电网之间的单回联络线因故障或无故障两侧断开;
(6)占系统容量比重过大发电机组跳闸或失磁。
3、遇有下列扰动,必须采取预定措施,防止系统崩溃,并尽量减少负荷损失:
(1)故障时开关拒动;
(2)故障时继电保护和安全自动装置误动或拒动;
(3)自动调节装置失灵;
(4)多重故障;
(5)失去大电源;
(6)其它偶然因素。
150、允许失去同步的局部系统作短时的非同步运行而后再同步,必须满足哪些条件?
答:为了使失去同步的电力系统能够迅速恢复正常运行,并减
151、电网中的受端系统在各种正常与检修方式下,应满足那些要求?
答:受端系统在各种正常检修方式下,应满足如下要求:
(1)受端系统内发生任何严重单一故障(包括线路及母线三相短路)时,应能可靠地、快速切除,以保持系统稳定。
(2)突然失去任一元件(线路或变压器)时,不得使其他元件超过事故过负荷的规定。
(3)当大容量送电电源线路突然切去一回或地区电厂最大容量一台发电机(或调相机)组突然跳闸时,应保持受端枢纽变电站高压母线事故后的电压下降不超过正常值的10％;
(4)大城市负荷中心的枢纽变电站容量不易过于集中,避免受电地区全停和保证重要负荷的安全供电。
在正常运行方式下,应保持正常供电;在检修方式下,允许采用必要的预定措施,如切机、切负荷等。
152、防止因恶性连锁反应或失去电源容量过多,而引起受端系统崩溃的措施主要有哪些?
答:防止因恶性连续反应或失去电源容量过多而引起受端系统崩溃的主要措施有:
1、每一组送电回路的输送能力应保证送出所接入的电源容量。
2、每一组送电回路的最大输送功率所占受端总负荷的比例,不宜过大。具体比例可结合受端系统的具体条件来决定。
3、除共用一组送电回路的电源外,应避免远方的大电源与大电源在送端联在一起;送到同一方向的几组送电回路不宜在送端联在一起,如技术经济效益较大,需要在其送端或中途联在一起时,必须能在严重事故时将其可靠快速解列。
4、送到不同方向的几组送电回路,如在送端联在一起必须考虑在事故时具备快速解列或切机等措施,以防止由于负荷转移而扩大事故。
5、受端系统应有足够的低频自动减负荷数量或联切负荷数量。
153、试述500kV/330kV线路按什么条件装设高压并联电抗器?
答:500kV/330kV线路按下列条件考虑装设高压并联电抗器:
(1)在500kV/330kV电网各发展阶段中,正常及检修(送变电单一元件)运行方式下,发生故障或任一处无故障三相跳闸时,必须采取措施限制母线侧及线路侧的工频过电压在最高线路运行电压的1.3及1.4倍额定值以下时。
(2)为保证线路瞬时性单相故障时单相重合成功,经过比较,如认为需要采用高压并联电抗器并带中性点小电抗作为解决潜供电流的措施时。
(3)发电厂为无功平衡需要,而又无法装设低压电抗器时。
(4)系统运行操作(如同期并列)需要时。
154、请列出发电厂和变电所不同电压等级的母线电压允许偏差值?
答:(1) 500/330kV母线:正常运行方式时,最高运行电压不得超过系统额定电压的＋110％;最低运行电压不应影响电力系统同步稳定、电压稳定、厂用电的正常使用及下一级电压的调节。
向空载线路充电,在暂态过程衰减后线路末端电压不应超过系统额定电压的1.15倍,持续时间不应大于20min。
(2)发电厂和变电站的220kV母线:正常运行方式时,电压允许偏差为系统额定电压的0～＋10％;事故运行方式时为系统额定电压的－5％～＋10％。
(3)发电厂和变电站的110～35kV母线:正常运行方式时,为相应系统额定电压的－3％～＋7％;事故后为系统额定电压的±10%。
(4)发电厂和变电站的10(6)kV母线:应使所带线路的全部高压用户和经配电变压器供电的低压用户的电压,均符合用户受电端的电压允许偏差值。
155、当本网电力系统发生哪些类型重大事件时,有关网、省级调度应立即了解情况,并向国调值班调度员汇报?重大事件汇报的主要内容是什么?
答:一、当电力系统发生以下类型重大事件时,有关网、省级调度应立即了解情况,并向国调值班调度员汇报:
(1)、电网事故:电网主网解列、系统振荡、大面积停电事故,由于电网事故造成网内重要用户停、限电,造成较大社会影响等; (2)、厂站事故:电网内主要发电厂和220千伏及以上变电站单母线全停和全站停电、核电站事故、水电站垮坝事故、220kV及以上设备损坏; (3)、人身伤亡:网内各单位在管辖范围内发生的重大人身伤亡事故; (4)、自然灾害:水灾、火灾、风灾、地震、冰冻及外力破坏等对电力生产造成重大影响; (5)、调度纪律:调度系统执行《电力法》、《电网调度管理条例》等法律法规和规程规定过程中发生的重大事件。
二、重大事件汇报的主要内容有:
(1)、事件发生的时间、地点、背景情况(必要时应附图说明);
(2)、事件经过、保护及安全自动装置动作情况;
(3)、重要设备损坏情况、对重要用户的影响。
156、什么是主保护、后备保护、辅助保护和异常运行保护?
答:1、主保护是指:满足系统稳定和设备安全要求,能以最快速度、有选择地切除被保护设备和线路故障的保护。
2、后备保护是指:当主保护或开关拒动时,用来切除故障的保护。后备保护可分为远后备保护和近后备保护两种。
远后备保护是:当主保护或开关拒动时,由相邻电力设备或线路的保护来实现后备的保护;
近后备保护是:当主保护拒动时,由本电力设备或线路的另一套保护来实现的后备保护;当开关拒动时,由开关失灵保护来实现后备保护。
3、辅助保护是:为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的较为简单的保护。
4、异常运行保护是:反应被保护电力设备或线路异常运行状态的保护。
157、自动重合闸的动作时间如何整定?
答:自动重合闸的动作时间按如下原则整定:
(1) 单侧电源线路所采用的三相重合闸时间,除应大于故障点熄弧时间及周围介质去游离时间外,还应大于开关及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。
(2) 双侧电源线路的自动重合闸时间,除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外,还应考虑线路两侧保护装置以不同时限切除故障的可能性及潜供电流的影响。计算公式为:tset.min≥t1+t2+△t-t3。式中:tset.min--重合闸最小整定时间;t1--对侧保护有足够灵敏度的延时段动作时间,如只考虑两侧保护均为瞬时动作,则可取为零;t2--断电时间,三相重合闸不小于0.3s;220kv线路,单相重合闸不小于0.5s;330～500kv线路,单相重合闸的最低要求断电时间,视线路长短及有无辅助消弧措施(如高压电抗器带中性点小电抗)而定;t3--开关固有合闸时间;△t--裕度时间。
(3) 发电厂出线或密集型电网的线路三相重合闸,其无电压检定侧的动作时间一般整定为10s;单相重合闸的动作时间由运行方式部门确定,一般整定为1.0s左右。
(4) 单侧电源线路的三相一次重合闸的动作时间不宜小于1s;如采用二次重合闸,第二次重合闸动作时间不宜小于5s。
158、开关失灵保护的相电流判别元件定值应满足什么要求?低电压、负序电压、零序电压闭锁元件定值如何整定?
答:开关失灵保护相电流判别元件的整定值,应保证在本线路末端或本变压器低压侧单相接地故障时有足够灵敏度,灵敏系数大于1.3,并尽可能躲过正常运行负荷电流。
开关失灵保护负序电压、零序电压和低电压闭锁元件的整定值,应综合保证与本母线相连的任一线路末端和任一变压器低压侧发生短路故障时有足够灵敏度。其中负序电压、零序电压闭锁元件应可靠躲过正常情况下的不平衡电压,低电压闭锁元件应在母线最低运行电压下不动作,而在切除故障后能可靠返回。
159、试述什么是电容式电压互感器的"暂态响应"?对保护有什么影响?
答:在高压端与地短路情况下,电容式电压互感器的二次电压峰值应在额定频率的一个周波内衰减到低于短路前峰值的10%,称为电容式电压互感器的"暂态响应"。它指的是:当一次电压波为零或者为最大值时发生短路情况中的较大者。
电容式电压互感器的稳态工作特性与电磁式电压互感器基本相同,但暂态特性较差,当系统发生短路等故障而使电压突变时,电容式电压互感器的暂态过程要比电磁式电压互感器长得多。假如在电压互感器安装处发生金属性短路,一次电压突降为零,二次电压约需20ms左右才能降到5%额定电压以下,这对动作时间仅有20～40ms的快速保护,特别对短线路的短路保护第Ⅰ段的动作精度带来很大影响。
160、纵联保护电力载波高频通道由哪些部件组成?简述各部分的作用.
答:按"相--地"制电力载波高频通道由下列几部分组成: (1)输电线路。三相线路都用,以传送高频信号。(2)高频阻波器。高频阻波器是由电感线圈和可调电容组成的并联谐振回路。当其谐振频率为选用的载波频率时,对载波电流呈现很大的阻抗(在100Ω以上),从而使高频电流限制在被保护的输电线路以内(即两侧高频阻波器之内),而不致流到相邻的线路上去。对50Hz工频电流而言,高频阻波器的阻抗仅是电感线圈的阻抗,其值很小(约为0.04Ω) ,因而工频电流可畅通无阻。 (3)耦合电容器。耦合电容器的电容量很小,对工频电流具有很大的阻抗,可防止工频高压侵入高频收发信机。对高频电流则阻抗很小,高频电流可顺利通过。耦合电容器与结合滤波器共同组成带通滤波器,只允许此通带频率内的高频电流通过。 (4)结合滤波器。结合滤波器与耦合电容器共同组成带通滤波器。由于电力架空线路的波阻抗约为400Ω,电力电缆的波阻抗约为100Ω或75Ω,因此利用连接结合滤波器与电力架空线路的波阻抗和电力电缆的波阻抗起阻抗匹配作用,以减小高频信号的衰耗,使高频收信机收到的高频功率最大,同时还利用结合滤波器进一步使高频收发信机与高压线路隔离,以保证高频收发信机及人身的安全。 (5)高频电缆。高频电缆的作用,是将户内的高频收发信机和户外的结合滤波器连接起来。 (6)保护间隙。保护间隙是高频通道的辅助设备,用它保护高频收发
161、试述对距离继电器的基本要求是什么?
答:距离保护在高压及超高压输电线路上获得了广泛的应用。距离继电器是距离保护的主要测量元件,应满足以下基本要求:
(1)在被保护线路上发生直接短路时,继电器的测量电抗应正比于母线与短路点间的距离。
(2)在正方向区外短路时不应超越动作。超越有暂态超越和稳态超越两种;暂态超越是由短路的暂态分量引起的,继电器仅短时动作,一旦暂态分量衰减继电器就返回;稳态超越是由短路处的过渡电阻引起的。
(3)应有明确的方向性。正方向出口短路时无死区,反方向短路时不应误动作。
(4)在区内经大过渡电阻短路时应仍能动作(又称动作特性能覆盖大过渡电阻),但这主要是接地距离继电器要考虑的问题。
(5)在最小负荷阻抗下不动作。
(6)能防止系统振荡时的误动。
162、试述距离继电器可分为哪几类、其基本原理是什么?
答:距离继电器一般可以分为四类:
(1)单相阻抗继电器(Ⅰ类距离继电器)。
这类继电器输入单一电压和单一电流,可以用1个变量--继电器的测量阻抗进行分析,其特性可以在阻抗平面上表示出来。它的基本原理是测量故障环路的阻抗,看该阻抗是否落在动作特性的区域之内。
(2)多相距离继电器(Ⅱ类距离继电器)。
这类继电器的动作原理是按照短路点的电压边界条件建立动作判据,当故障发生在保护范围末端时,动作判据处于临界状态。输电线路是三相系统,故障特征(故障边界条件)常与三相电气量有关,因此这类继电器的输入量不再是单一电压和单一电流,其动作特性不能化为测量阻抗一个变量的函数。对这类继电器的动作行为必须结合系统参数、运行方式、故障地点和故障类型进行分析。这类继电器的特性为多个变量的函数。为了便于和Ⅰ类距离继电器相比较,在分析时常将其它变量固定,观察它作为故障环路测量阻抗一个变量的函数时的动作特性。但需要注意被固定的变量不得因故障环路测量阻抗而变化。由于距离继电器的动作判据都可化为在若干电压之间比较相位,因此在对这类继电器的工作行为的分析中,电压相量图法获得相当广泛的应用。
(3)测距式距离继电器。
微机保护有很强的运算能力,不仅可以计算出测量阻抗的值,还可计算故障点的距离。测距式距离继电器就是根据测距结果动作的。但是继电器是用来完成保护的功能,测距则属于仪表的功能,故可以应用测距原理构成继电器,但不宜由一次计算结果同时完成上述两种功能。保护只要求继电器对动作边界精确计算,在出口故障时动作判据很容易满足,因而继电器可以在计算尚不精确时就快速动作。测距则要求在任何情况下都测量精确,若兼任保护功能就不能快速切除出口故障。面对此矛盾,一般采取降低精度并缩短保护范围的方法,以达到快速切除出口故障的目的。显然,这种解决办法实质上是优先满足保护的要求,而降低了近区测距的精度。
(4)工频变化量距离继电器。
它是由工作电压的变化量大于故障前工作电压的记忆量而动作的,具有方向性好、动作速度快、不反应系统振荡、躲过渡电阻能力强、无超越等特点,常用作保护的第Ⅰ段及纵联保护中的方向比较元件。
163、为什么失压有可能造成距离保护误动?
答:对模拟式保护从原理上可以按两种情况来分析失压误动:
1、距离元件失压。
任何距离元件都包括两个输入回路,一个是作距离测量的工作回路,另一个是极化回路。对于阻抗特性包括阻抗坐标原点在内的非方向距离继电器,当元件失去输入电压时,本来必然要动作。
对于方向距离继电器,当输入电压被断开时,由于负荷电流通过电抗变压器在其二次侧产生电压,此电压加在工作回路使整定变压器二次有电压,同时感应到整定变压器的一次侧,而整定变压器一次侧的负荷就是极化回路,结果等于给极化回路输入一个对继电器为动作方向的电压。如果负荷电流有一定的数值,使继电器获得的力矩大于其启动值,即发生误动作。
对微机型保护装置,当其失去电压时,只要装置不启动,不进入故障处理程序就不会误动。若失压后不及时处理,遇有区外故障或系统操作使其启动,则只要有一定的负荷电流仍将误动。
2、距离保护装置失压。
当距离保护装置三相(或两相)失压,则同时失压的每套距离保护都向电压回路的负荷反馈。如断开电压互感器一次侧隔离开关造成失压,则由各线路负荷电流反馈到整定变压器一次侧所连接的电压回路,负荷主要就是电缆电阻(因从二次侧看电压互感器相当于短路),反馈的电压虽然少些,也可能造成误动作。
当电压回路一相断开时,由于电压回路连接有负荷阻抗,通过这些负荷阻抗会迫使已断开相重新分配电压。如三相负荷平衡,则断开后的一相电压与原有电压相位相差180度,幅值稍大于原有的一半,相位分别领前及落后原有相位,稍小于60度,在负荷情况下,也可能引起误动作。
164、怎样防止距离保护在过负荷时误动?
答:防止距离保护因过负荷而误动作的首要前提是:距离元件启动值必须可靠躲开由调度运行部门负责提供的可能最大事故过负荷的数值。当重负荷的长距
发表于：2007-04-19 22:57:00
15楼
166、试述零序电流保护有什么优点?
答:带方向性和不带方向性的零序电流保护是简单而有效的接地保护方式。其优点是:
(1)结构及工作原理简单。零序电流保护以单一的电流量作为动作量,而且只需用一个继电器便可以对三相中任一相接地故障作出反应,因而使用继电器数量少、回路简单、试验维护简便、容易保证整定试验质量和保持装置经常处于良好状态,所以其正确动作率高于其它复杂保护。
(2)整套保护中间环节少,特别是对于近处故障,可以实现快速动作,有利于减少发展性故障。
(3)在电网零序网络基本保护稳定的条件下,保护范围比较稳定。由于线路接地故障零序电流变化曲线陡度大,其瞬时段保护范围较大,对一般长线路和中长线路可以达到全线的70%~80%,性能与距离保护相近。而且在装用三相重合闸的线路上,多数情况,其瞬时保护段尚有纵续动作的特性,即使在瞬时段保护范围以外的本线路故障,仍能靠对侧开关三相跳闸后,本侧零序电流突然增大而促使瞬时段启动切除故障。这是一般距离保护所不及的,为零序电流保护所独有的优点。
(4)保护反应零序电流的绝对值,受故障过渡电阻的影响较小。例如,当220kv线路发生对树放电故障,故障点过渡电阻可能高达100 欧以上,此时,其它保护多将无法启动,而零序电流保护,即使3I0定值高达数百安(一般100安左右)也能可靠动作,或者靠两侧纵续动作,最终切除故障。
(5)保护定值不受负荷电流的影响,也基本不受其它中性点不接地电网短路故障的影响,所以保护延时段灵敏度允许整定较高。并且,零序电流保护之间的配合只决定于零序网络的阻抗分布情况,不受负荷潮流和发电机开停机的影响,只需使零序网络阻抗保持基本稳定,便可以获得较良好的保护效果。
167、综合重合闸一般有几种工作方式?综合重合闸与各种继电保护装置怎样连接?
答:综合重合闸有下列工作方式,即:综合重合闸方式、单相重合闸方式、三相重合闸方式、停用重合闸方式。
(1)综合重合闸方式:单相故障跳单相,重合单相,重合于永久性故障再跳三相;相间故障跳三相,重合三相(检定同期或无压),重合于永久性故障再跳三相。
(2)三相重合闸方式:任何类型故障跳三相,重合三相(检定同期或无压),重合于永久性故障再跳三相。
(3)单相重合闸方式:单相故障,跳单相重合单相,重合于永久性故障再跳三相;相间故障,三相跳开后不重合。
(4)停用重合闸方式:任何故障跳三相,不重合。
综合重合闸与各种保护连接如下:
(1)能躲开非全相运行的保护[如高频相差保护,零序一段(当定值较大时),相间距离Ⅰ、Ⅱ段等保护]接综合重合闸的N端子。这些保护在单相跳闸后,出现非全相运行时,保护不退出运行,此时非故障的两相再发生故障时,保护仍能动作跳闸。
(2)本线路非全相运行可能误动作,相邻线路非全相运行不会误动作的保护(如零序二段,高频闭锁式,高频方向保护等)接综合重合闸的M端子。
(3)相邻线路非全相运行会误动作的保护(如某些零序二段保护等)接综合重合闸的P端子。
(4)任何故障下跳三相、需重合三相的保护(如可以实现三相重合闸的母线保护)接综合重合闸的Q端子。
168、为什么在综合重合闸中需要设置故障判别元件?常用的故障判别元件有哪些?对它们有什么基本要求?
答:综合重合闸的功能之一,是在发生单相接地故障时只跳开故障相进行单相重合。这就需要判别发生故障的性质,是接地短路还是不接地相间短路,利用发生故障时的零序分量可以区别这两种故障的性质。这样,在发生单相接地短路时,故障判别元件动作,解除相间故障跳三相回路,由选相元件选出故障相别跳单相;当发生两相接地短路时,故障判别元件同样动作,由选相元件选出故障的两相,再由三取二回路跳开三相;相间故障时没有零序分量,故障判别元件不动作,立即沟通三相跳闸回路。
目前我国220kv系统中广泛采用零序电流继电器或零序电压继电器作为故障判别元件。
对故障判别元件的基本要求是:
(1)为了保证在故障中能正确反应故障性质,要求故障判别元件有较高的灵敏度(线路末端故障灵敏度不小于2);
(2)在任何接地故障中要保证故障判别元件动作在先,因此当3倍动作值时,其动作时间要求小于10ms,2倍动作值时小于15ms; (3)为了保证单相重合后系统零序分量衰减到一定程度后故障判别元件能可靠返回,要求有一定的返回系数。
169、在综合重合闸装置中,对选相元件的基本要求是什么?
答:对选相元件的基本要求如下:
(1)在被保护线路范围内发生接地(单相接地或两相接地)故障时,故障相选相元件必须可靠动作,并应有足够的灵敏度。
(2)在被保护线路范围内发生单相接地故障,以及在切除故障后的非全相运行状态中(单相重合闸的全过程中),非故障相的选相元件不应误动作。如经过验算证明有可能误动作,则应采取相应的防止误切非故障相的措施,否则将造成误跳三相。
(3)选相元件的灵敏度及动作时间,都不应影响线路主保护的动作性能。
(4)个别选相元件因故拒动时,应能保证正确切除三相开关。不允许因选
171、简单叙述"四统一"对综合重合闸装置的基本技术性能要求是什么?
答:综合重合闸装置统一接线设计技术性能要求如下:
1、装置经过运行值班人员选择应能实现下列重合闸方式:
1)单相重合闸方式。当线路发生单相故障时,切除故障相,实现一次单相重合闸;当发生各种相间故障时,则切除三相不进行重合闸。
2)三相重合闸方式。当线路发生各种类型故障时,均切除三相,实现一次三相重合闸。
3)综合重合闸方式。当线路发生单相故障时,切除故障相,实现一次单相重合闸;当线路发生各种相间故障时,则切除三相,实现一次三相重合闸。
4)停用重合闸方式。当线路发生各种故障时,切除三相,不进行重合闸。
2、启动重合闸有两个回路:
1)开关位置不对应启动回路。
2)保护跳闸启动回路。
3、选相元件可由用户选用下列两种选相元件之一:
1)距离选相元件。其执行元件触点可直接输出到重合闸装置的接线回路,也可根据需要,输出独立的触点。
2)相电流差突变量选相元件。该元件能保证延时段保护动作时选相跳闸,并将非全相运行非故障相再故障的后加速触点输入到重合闸的逻辑回路,还有控制三相跳闸的触点。
4、带三相电流元件,可作为无时限电流速断跳闸,也可改接为辅助选相元件,并可作手动合闸后加速。根据用户需要,也可以改
172、叙述徐州电厂220kV母差保护的基本特点?
答:徐州电厂220kV母差保护是瑞典ASEA公司生产的RADSS母差保护,其保护系统是具有比率制动特性的电流差动保护,采用整流型电路,高速动作,其实质是可以非固定联结的绝对值比较母线差动保护。该保护装置具有下列特点:
1、保护依靠母线侧刀闸(母联、分断开关除外)辅助接点进行切换,母线刀闸监视回路用于监视母线刀闸辅助接点工作是否正常。若母线侧闸刀辅助接点切换不到位,监视继电器断线或刀闸切换电源中断,则母线刀闸监视回路动作,并闭锁相应母差保护出口跳闸。
2、母差保护经低电压元件闭锁出口跳闸。该低电压元件为三相式,是由各母线P.T二次电压经过转换变压器引入三相式低电压元件,当发生任何类型故障均能正确动作。
开关失灵保护经低电压元件闭锁出口跳闸。
3、倒母线操作时,在Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线互联后,#2(#4)母差保护自动切换成#1(#3)母差保护运行,并将母联开关C.T二次回路迂回短接。此时,如任一段母线发生故障,#1(#3)母差保护作无选择性地跳开Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线上的所有开关。在母线互联后,Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线刀闸监视回路动作时,自动将#1(#3)母差保护出口正电源断开退出运行。
4、在母联、分断开关合闸前的瞬间,能自动将其交流二次电流回路相应的两段母差回路中,分断后能自动退出相应差回路并短接。 5、在发生故障时,母差或失灵保护动作,但母联、分断开关拒跳,或当故障发生在母联、分断开关与电流互感器之间时,由于相应段的母差或失灵保护动作后不能有效的切除故障点,保护将不返回,经过一定延时后,保护自动短接母联、分断开关的电流互感器二次回路,使相邻段母差保护动作切除故障。 6、母差保护动作后,将闭锁切机保护,并通过各线路开关三跳继电器闭锁线路重合闸。7、某一段母差保护停用,只是停用该屏的差动继电器的部分,而有关开关的出口及切换回路仍在运行中。
173、江苏电网线路重合闸的使用原则及注意事项是什么?
答:1、220kV 联络线根据稳定要求选用单相重合闸方式。
(1) 其接地、相间故障判别元件LJo,在出口发生三相或者两相金属性短路时有可能动作,造成经重合闸的保护延时0.3"跳闸。(华东网调同意,LJo尽可能按保证线路末端故障有足够灵敏度的原则来整定。)。
(2) 系统零序保护若躲不过重合闸过程中非全相运行时3Io,则经选相元件闭锁。
2、220kV 联络线重合闸时间优先考虑由运方科提供的最佳重合时间,同时需满足故障跳闸后的熄弧时间(三相重合闸不小于0.3",单相重合闸不小于0.5")。
(1)运方科提供的最佳重合闸时间(该时间不含开关合闸时间):单相重合闸时间为0.8"或 0.65"-0.7",均与高频保护配合。
(2)本线路延时段保护动作后,三相跳闸不重合,即线路单相重合闸随本线路高频保护同步运行,当高频保护全停时, 线路重合闸停用。
(3)重合闸时间整定为1.1"左右时, 当线路高频全停时或拒动时, 其零序保护Ⅱ段有可能因躲不过断口电流 ( 指 k(1)+单断 ), 导致其健全相跳闸, 造成重合闸失效。
(4)线路采用双微机保护时,为优化保护与重合闸的配合方式,只启用其中一套重合闸(两套微机保护均启动该重合闸实现重合闸功能),另一套重合闸不用。
174、江苏电网220kV 线路带零序保护的接地距离保护与相邻线路零序电流保护是如何配合的?
答:目前按下列原则整定: (1)零序保护一般按逐级配合原则整定,也可与接地距离配合。 (2)接地距离Ⅰ段按70% ZL 整定。(3)接地距离Ⅱ段与相邻线路接地距离Ⅰ段配合, 若相邻线路无
176、江苏电网对有反向互感的线路另序补偿系数整定原则如何考虑?
答:具有反向互感的特殊线路,数学模型难以建立,现有计算程序不能准确计算零序电流大小和零序分支,现暂按下列原则整定:
1、零序电流保护:
①方向零序电流Ⅰ段:可靠系数取1.5,躲对侧母线故障电流,若无保护范围,停用。
②方向零序电流Ⅱ段:配合系数取1.3以上,与相邻线路高频保护配。
③方向零序电流Ⅲ段:灵敏系数取1.5以上,保全线灵敏度。并力争正常方式下,逐级配合。
④方向零序电流Ⅳ段:按100欧接地电阻考虑,取小于300安。
2、接地距离保护:
为了避免发生零序保护失去选择性,在微机保护中,对于有特殊互感的线路,零序补偿系数取零,接地距离Ⅱ段灵敏度取3.0以上,微机"11"保护中XDZ阻抗元件(保护线路末端故障)灵敏度取4.0以上。
采取以上措施后,由于零序功率方向可能失去选择性,还可能造成高频闭锁零序保护和零序后备保护不正确动作。
因此,正常方式下要求相关线路高频投,任何一线路高频全停时,要求该线路两侧相间距离有灵敏度段时间改0.6秒、方向零序有灵敏度段时间改0.6秒,为系统解环点。
177、本省并入电网的地区电厂,为保证电厂的安全有何要求?
答:淮阴、盐城、徐塘老厂、大屯、诧城等地区电厂并入电网, 当系统发生故障时, 为尽可能保地区电厂的安全运行,要求:
(1)地区电厂功率宜就地平衡,与系统交换功率尽可能小,并有足够的低频减负荷装置。
(2)电厂侧设有方向低频低压等解列保护。
(3)地区电厂宜经110kV 单线,220kV单变与主系统并列运行,110kV并列线出线线路保护后备段在220kV 联络线全线有灵敏度的保护段拒动时, 有足够灵敏度自行解列。
(4)若地区电厂与220kV 单线并列时,220kV 线路故障连跳110kV 电厂并列线。
(5)当主网发生事故或与主网相连的线路发生故障或振荡时, 应在地区电网适当地点设置解列点(如功率平衡点)。
在某些电厂内设置力求保电厂安全运行的解列点。 (1) 谏厂#3变2503开关; (2) 扬厂110kV #712开关; (3) 新海电厂T1联变701、110kV母联710开关。
178、江苏电网220kV系统对开关非全相保护有何规定?
答:1.分相操作的开关 (1)线路开关
①采用单相重合闸的线路开关,不宜投外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。若投,则其动作时间应大于单相重合闸时间加 1秒。开关本体的三相不一致保护由各发供电企业按制造厂要求确定是否投运,若投, 三相不一致保护动作时间应大于单相重合闸时间加 1秒。
②采用三相一次重合闸的线路开关,不宜投外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。若投,则其动作时间宜不小于0.5秒。开关本体的三相不一致保护由各发供电企业按制造厂要求确定是否投运,若投,该保护动作时间宜不小于0.5秒。
(2)主变、母联、分段开关
主变、母联、分段开关宜配置外加的非全相运行保护。当开关本体没有设置三相不一致保护时必须配置外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。该保护经开关位置三相不一致启动后经电流(零序．负序等)闭锁,并按定值单要求投运。开关本体的三相不一致保护(不经电流闭锁)也应同时投运。
2.三相操作的开关
当主变、母联、分段采用三相操作的开关时,应配置开关非全相运行保护(或称三相不一致保护)。如果现场确有困难无法实现,则应在加强运行、维护、检测的基础上,进一步制定开关非全相运行时的应急措施,以确保电气设备的安全。经所在发供电企业总工程师批准,报上一级安监部门备案。
3.各发电厂应制定发电厂主变高压侧开关出现非全相运行状态或开关非全相运行保护失效后的应急措施,以防止主设备(特别是大型发电机、变压器)损害事故或扩大为系统事故。应急措施应经所在发供电企业总工程师批准,报上一级安监部门备案。
4.根据部颁《继电保护整定规程》,若变压器保护启动开关失灵保护,则需注意因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动作,变压器瓦斯等本体保护的出口不宜启动开关失灵保护,开关失灵保护应经相电流元件控制和电压元件闭锁。一般情况下,220kV变压器保护可不启动开关失灵保护。
179、江苏电网220kV开关非全相运行保护、开关失灵保护、母联充电保护的运行管理职责是如何划分的?
答:(1)母联、分段开关(外加的)非全相运行保护
省调在母差保护定值单中一并给出母联、分段开关(外加的)非全相运行保护的整定值。其运行操作由各发供电企业运行值班人员自行负责管理,并将其运行要求和注意事项列入现场运行规程。省调值班调度员不发令启停用。
注:在母联兼旁路或旁路兼母联开关代使用单相重合闸的线路运行时,其非全相运行保护应退出运行。
(2)主变开关非全相运行保护
省调在主变保护整定限额单中一并给出主变开关非全相运行保护整定限额。各发供电企业根据限额单自行整定。其运行操作亦由各发供电企业运行值班人员自行
答:带方向性和不带方向性的零序电流保护是简单而有效的接地保护方式。其优点是:
(1)结构及工作原理简单。零序电流保护以单一的电流量作为动作量,而且只需用一个继电器便可以对三相中任一相接地故障作出反应,因而使用继电器数量少、回路简单、试验维护简便、容易保证整定试验质量和保持装置经常处于良好状态,所以其正确动作率高于其它复杂保护。
(2)整套保护中间环节少,特别是对于近处故障,可以实现快速动作,有利于减少发展性故障。
(3)在电网零序网络基本保护稳定的条件下,保护范围比较稳定。由于线路接地故障零序电流变化曲线陡度大,其瞬时段保护范围较大,对一般长线路和中长线路可以达到全线的70%~80%,性能与距离保护相近。而且在装用三相重合闸的线路上,多数情况,其瞬时保护段尚有纵续动作的特性,即使在瞬时段保护范围以外的本线路故障,仍能靠对侧开关三相跳闸后,本侧零序电流突然增大而促使瞬时段启动切除故障。这是一般距离保护所不及的,为零序电流保护所独有的优点。
(4)保护反应零序电流的绝对值,受故障过渡电阻的影响较小。例如,当220kv线路发生对树放电故障,故障点过渡电阻可能高达100 欧以上,此时,其它保护多将无法启动,而零序电流保护,即使3I0定值高达数百安(一般100安左右)也能可靠动作,或者靠两侧纵续动作,最终切除故障。
(5)保护定值不受负荷电流的影响,也基本不受其它中性点不接地电网短路故障的影响,所以保护延时段灵敏度允许整定较高。并且,零序电流保护之间的配合只决定于零序网络的阻抗分布情况,不受负荷潮流和发电机开停机的影响,只需使零序网络阻抗保持基本稳定,便可以获得较良好的保护效果。
167、综合重合闸一般有几种工作方式?综合重合闸与各种继电保护装置怎样连接?
答:综合重合闸有下列工作方式,即:综合重合闸方式、单相重合闸方式、三相重合闸方式、停用重合闸方式。
(1)综合重合闸方式:单相故障跳单相,重合单相,重合于永久性故障再跳三相;相间故障跳三相,重合三相(检定同期或无压),重合于永久性故障再跳三相。
(2)三相重合闸方式:任何类型故障跳三相,重合三相(检定同期或无压),重合于永久性故障再跳三相。
(3)单相重合闸方式:单相故障,跳单相重合单相,重合于永久性故障再跳三相;相间故障,三相跳开后不重合。
(4)停用重合闸方式:任何故障跳三相,不重合。
综合重合闸与各种保护连接如下:
(1)能躲开非全相运行的保护[如高频相差保护,零序一段(当定值较大时),相间距离Ⅰ、Ⅱ段等保护]接综合重合闸的N端子。这些保护在单相跳闸后,出现非全相运行时,保护不退出运行,此时非故障的两相再发生故障时,保护仍能动作跳闸。
(2)本线路非全相运行可能误动作,相邻线路非全相运行不会误动作的保护(如零序二段,高频闭锁式,高频方向保护等)接综合重合闸的M端子。
(3)相邻线路非全相运行会误动作的保护(如某些零序二段保护等)接综合重合闸的P端子。
(4)任何故障下跳三相、需重合三相的保护(如可以实现三相重合闸的母线保护)接综合重合闸的Q端子。
168、为什么在综合重合闸中需要设置故障判别元件?常用的故障判别元件有哪些?对它们有什么基本要求?
答:综合重合闸的功能之一,是在发生单相接地故障时只跳开故障相进行单相重合。这就需要判别发生故障的性质,是接地短路还是不接地相间短路,利用发生故障时的零序分量可以区别这两种故障的性质。这样,在发生单相接地短路时,故障判别元件动作,解除相间故障跳三相回路,由选相元件选出故障相别跳单相;当发生两相接地短路时,故障判别元件同样动作,由选相元件选出故障的两相,再由三取二回路跳开三相;相间故障时没有零序分量,故障判别元件不动作,立即沟通三相跳闸回路。
目前我国220kv系统中广泛采用零序电流继电器或零序电压继电器作为故障判别元件。
对故障判别元件的基本要求是:
(1)为了保证在故障中能正确反应故障性质,要求故障判别元件有较高的灵敏度(线路末端故障灵敏度不小于2);
(2)在任何接地故障中要保证故障判别元件动作在先,因此当3倍动作值时,其动作时间要求小于10ms,2倍动作值时小于15ms; (3)为了保证单相重合后系统零序分量衰减到一定程度后故障判别元件能可靠返回,要求有一定的返回系数。
169、在综合重合闸装置中,对选相元件的基本要求是什么?
答:对选相元件的基本要求如下:
(1)在被保护线路范围内发生接地(单相接地或两相接地)故障时,故障相选相元件必须可靠动作,并应有足够的灵敏度。
(2)在被保护线路范围内发生单相接地故障,以及在切除故障后的非全相运行状态中(单相重合闸的全过程中),非故障相的选相元件不应误动作。如经过验算证明有可能误动作,则应采取相应的防止误切非故障相的措施,否则将造成误跳三相。
(3)选相元件的灵敏度及动作时间,都不应影响线路主保护的动作性能。
(4)个别选相元件因故拒动时,应能保证正确切除三相开关。不允许因选
171、简单叙述"四统一"对综合重合闸装置的基本技术性能要求是什么?
答:综合重合闸装置统一接线设计技术性能要求如下:
1、装置经过运行值班人员选择应能实现下列重合闸方式:
1)单相重合闸方式。当线路发生单相故障时,切除故障相,实现一次单相重合闸;当发生各种相间故障时,则切除三相不进行重合闸。
2)三相重合闸方式。当线路发生各种类型故障时,均切除三相,实现一次三相重合闸。
3)综合重合闸方式。当线路发生单相故障时,切除故障相,实现一次单相重合闸;当线路发生各种相间故障时,则切除三相,实现一次三相重合闸。
4)停用重合闸方式。当线路发生各种故障时,切除三相,不进行重合闸。
2、启动重合闸有两个回路:
1)开关位置不对应启动回路。
2)保护跳闸启动回路。
3、选相元件可由用户选用下列两种选相元件之一:
1)距离选相元件。其执行元件触点可直接输出到重合闸装置的接线回路,也可根据需要,输出独立的触点。
2)相电流差突变量选相元件。该元件能保证延时段保护动作时选相跳闸,并将非全相运行非故障相再故障的后加速触点输入到重合闸的逻辑回路,还有控制三相跳闸的触点。
4、带三相电流元件,可作为无时限电流速断跳闸,也可改接为辅助选相元件,并可作手动合闸后加速。根据用户需要,也可以改
172、叙述徐州电厂220kV母差保护的基本特点?
答:徐州电厂220kV母差保护是瑞典ASEA公司生产的RADSS母差保护,其保护系统是具有比率制动特性的电流差动保护,采用整流型电路,高速动作,其实质是可以非固定联结的绝对值比较母线差动保护。该保护装置具有下列特点:
1、保护依靠母线侧刀闸(母联、分断开关除外)辅助接点进行切换,母线刀闸监视回路用于监视母线刀闸辅助接点工作是否正常。若母线侧闸刀辅助接点切换不到位,监视继电器断线或刀闸切换电源中断,则母线刀闸监视回路动作,并闭锁相应母差保护出口跳闸。
2、母差保护经低电压元件闭锁出口跳闸。该低电压元件为三相式,是由各母线P.T二次电压经过转换变压器引入三相式低电压元件,当发生任何类型故障均能正确动作。
开关失灵保护经低电压元件闭锁出口跳闸。
3、倒母线操作时,在Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线互联后,#2(#4)母差保护自动切换成#1(#3)母差保护运行,并将母联开关C.T二次回路迂回短接。此时,如任一段母线发生故障,#1(#3)母差保护作无选择性地跳开Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线上的所有开关。在母线互联后,Ⅰ、Ⅱ(Ⅲ、Ⅳ)段母线刀闸监视回路动作时,自动将#1(#3)母差保护出口正电源断开退出运行。
4、在母联、分断开关合闸前的瞬间,能自动将其交流二次电流回路相应的两段母差回路中,分断后能自动退出相应差回路并短接。 5、在发生故障时,母差或失灵保护动作,但母联、分断开关拒跳,或当故障发生在母联、分断开关与电流互感器之间时,由于相应段的母差或失灵保护动作后不能有效的切除故障点,保护将不返回,经过一定延时后,保护自动短接母联、分断开关的电流互感器二次回路,使相邻段母差保护动作切除故障。 6、母差保护动作后,将闭锁切机保护,并通过各线路开关三跳继电器闭锁线路重合闸。7、某一段母差保护停用,只是停用该屏的差动继电器的部分,而有关开关的出口及切换回路仍在运行中。
173、江苏电网线路重合闸的使用原则及注意事项是什么?
答:1、220kV 联络线根据稳定要求选用单相重合闸方式。
(1) 其接地、相间故障判别元件LJo,在出口发生三相或者两相金属性短路时有可能动作,造成经重合闸的保护延时0.3"跳闸。(华东网调同意,LJo尽可能按保证线路末端故障有足够灵敏度的原则来整定。)。
(2) 系统零序保护若躲不过重合闸过程中非全相运行时3Io,则经选相元件闭锁。
2、220kV 联络线重合闸时间优先考虑由运方科提供的最佳重合时间,同时需满足故障跳闸后的熄弧时间(三相重合闸不小于0.3",单相重合闸不小于0.5")。
(1)运方科提供的最佳重合闸时间(该时间不含开关合闸时间):单相重合闸时间为0.8"或 0.65"-0.7",均与高频保护配合。
(2)本线路延时段保护动作后,三相跳闸不重合,即线路单相重合闸随本线路高频保护同步运行,当高频保护全停时, 线路重合闸停用。
(3)重合闸时间整定为1.1"左右时, 当线路高频全停时或拒动时, 其零序保护Ⅱ段有可能因躲不过断口电流 ( 指 k(1)+单断 ), 导致其健全相跳闸, 造成重合闸失效。
(4)线路采用双微机保护时,为优化保护与重合闸的配合方式,只启用其中一套重合闸(两套微机保护均启动该重合闸实现重合闸功能),另一套重合闸不用。
174、江苏电网220kV 线路带零序保护的接地距离保护与相邻线路零序电流保护是如何配合的?
答:目前按下列原则整定: (1)零序保护一般按逐级配合原则整定,也可与接地距离配合。 (2)接地距离Ⅰ段按70% ZL 整定。(3)接地距离Ⅱ段与相邻线路接地距离Ⅰ段配合, 若相邻线路无
176、江苏电网对有反向互感的线路另序补偿系数整定原则如何考虑?
答:具有反向互感的特殊线路,数学模型难以建立,现有计算程序不能准确计算零序电流大小和零序分支,现暂按下列原则整定:
1、零序电流保护:
①方向零序电流Ⅰ段:可靠系数取1.5,躲对侧母线故障电流,若无保护范围,停用。
②方向零序电流Ⅱ段:配合系数取1.3以上,与相邻线路高频保护配。
③方向零序电流Ⅲ段:灵敏系数取1.5以上,保全线灵敏度。并力争正常方式下,逐级配合。
④方向零序电流Ⅳ段:按100欧接地电阻考虑,取小于300安。
2、接地距离保护:
为了避免发生零序保护失去选择性,在微机保护中,对于有特殊互感的线路,零序补偿系数取零,接地距离Ⅱ段灵敏度取3.0以上,微机"11"保护中XDZ阻抗元件(保护线路末端故障)灵敏度取4.0以上。
采取以上措施后,由于零序功率方向可能失去选择性,还可能造成高频闭锁零序保护和零序后备保护不正确动作。
因此,正常方式下要求相关线路高频投,任何一线路高频全停时,要求该线路两侧相间距离有灵敏度段时间改0.6秒、方向零序有灵敏度段时间改0.6秒,为系统解环点。
177、本省并入电网的地区电厂,为保证电厂的安全有何要求?
答:淮阴、盐城、徐塘老厂、大屯、诧城等地区电厂并入电网, 当系统发生故障时, 为尽可能保地区电厂的安全运行,要求:
(1)地区电厂功率宜就地平衡,与系统交换功率尽可能小,并有足够的低频减负荷装置。
(2)电厂侧设有方向低频低压等解列保护。
(3)地区电厂宜经110kV 单线,220kV单变与主系统并列运行,110kV并列线出线线路保护后备段在220kV 联络线全线有灵敏度的保护段拒动时, 有足够灵敏度自行解列。
(4)若地区电厂与220kV 单线并列时,220kV 线路故障连跳110kV 电厂并列线。
(5)当主网发生事故或与主网相连的线路发生故障或振荡时, 应在地区电网适当地点设置解列点(如功率平衡点)。
在某些电厂内设置力求保电厂安全运行的解列点。 (1) 谏厂#3变2503开关; (2) 扬厂110kV #712开关; (3) 新海电厂T1联变701、110kV母联710开关。
178、江苏电网220kV系统对开关非全相保护有何规定?
答:1.分相操作的开关 (1)线路开关
①采用单相重合闸的线路开关,不宜投外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。若投,则其动作时间应大于单相重合闸时间加 1秒。开关本体的三相不一致保护由各发供电企业按制造厂要求确定是否投运,若投, 三相不一致保护动作时间应大于单相重合闸时间加 1秒。
②采用三相一次重合闸的线路开关,不宜投外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。若投,则其动作时间宜不小于0.5秒。开关本体的三相不一致保护由各发供电企业按制造厂要求确定是否投运,若投,该保护动作时间宜不小于0.5秒。
(2)主变、母联、分段开关
主变、母联、分段开关宜配置外加的非全相运行保护。当开关本体没有设置三相不一致保护时必须配置外加的非全相运行保护(或称三相不一致保护)。该保护经开关位置三相不一致启动后经电流(零序．负序等)闭锁,并按定值单要求投运。开关本体的三相不一致保护(不经电流闭锁)也应同时投运。
2.三相操作的开关
当主变、母联、分段采用三相操作的开关时,应配置开关非全相运行保护(或称三相不一致保护)。如果现场确有困难无法实现,则应在加强运行、维护、检测的基础上,进一步制定开关非全相运行时的应急措施,以确保电气设备的安全。经所在发供电企业总工程师批准,报上一级安监部门备案。
3.各发电厂应制定发电厂主变高压侧开关出现非全相运行状态或开关非全相运行保护失效后的应急措施,以防止主设备(特别是大型发电机、变压器)损害事故或扩大为系统事故。应急措施应经所在发供电企业总工程师批准,报上一级安监部门备案。
4.根据部颁《继电保护整定规程》,若变压器保护启动开关失灵保护,则需注意因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动作,变压器瓦斯等本体保护的出口不宜启动开关失灵保护,开关失灵保护应经相电流元件控制和电压元件闭锁。一般情况下,220kV变压器保护可不启动开关失灵保护。
179、江苏电网220kV开关非全相运行保护、开关失灵保护、母联充电保护的运行管理职责是如何划分的?
答:(1)母联、分段开关(外加的)非全相运行保护
省调在母差保护定值单中一并给出母联、分段开关(外加的)非全相运行保护的整定值。其运行操作由各发供电企业运行值班人员自行负责管理,并将其运行要求和注意事项列入现场运行规程。省调值班调度员不发令启停用。
注:在母联兼旁路或旁路兼母联开关代使用单相重合闸的线路运行时,其非全相运行保护应退出运行。
(2)主变开关非全相运行保护
省调在主变保护整定限额单中一并给出主变开关非全相运行保护整定限额。各发供电企业根据限额单自行整定。其运行操作亦由各发供电企业运行值班人员自行
发表于：2007-04-19 22:59:00
16楼
180、什么是LFP-901方向高频保护弱电转换功能?运行中有何规定?
答:对于一侧是弱电源(包括无电源)的线路,可通过整定(控制字),启用弱电源(包括无电源)侧LFP-901方向高频保护的弱电转换功能,以避免高频保护的拒动。但当负载电流不大,接地主变容量小时,受电侧启动元件动作发信,而方向停信元件灵敏度不够,高频仍然会拒动。
为减少发电机停、启用时对保护的操作,同时考虑到LFP-901方向高频保护弱电转换功能的上述不足,现按以下原则试用LFP-901方向高频保护弱电转换功能:
(１)发电机运行时,LFP-901方向高频保护按原逻辑切除故障(弱电转换功能不起作用)。
(２)发电机停用时间不超过4小时,线路保护不作调整。
(３)发电机停用时间超过4小时,按稳定要求将系统侧保护定值作相应调整。
181、谏壁电厂220kV侧主变跳闸方式有何规定?
答:1、谏壁电厂#3自耦变#2503 开关相间零序保护带时限不带方向,作为110kV、 220kV母线及出线的后备保护,是系统有选择性的解列开关。在谏厂110kV 侧故障时#2503 动作跳闸能保持220kV系统安全运行。在谏厂220kV侧故障时,#2503 开关跳闸, 同样能保证谏厂110kV 系统安全运行。
2、谏厂220kV 侧#4、#5、#6主变正常运行时, 其跳闸方式是3Uo先跳中性点不接地变压器,然后3Io再跳中性点接地变压器。谏厂220kV侧#7、#8、#9、#10主变正常运行时, 其跳闸方式是: 3Io 先跳中性点接地变压器, 然后3Uo 再跳中性点不接地变压器。
182、华能南通电厂Ⅰ期出线保护(RAZFE、RAZOA)运行中有何要求?
答:华能南通电厂(Ⅰ期)220kV通海2663/2664线路均配有RAZFE(主保护Ⅰ)和 RAZOA(主保护Ⅱ)。
主保护Ⅰ: 不切换的三阶段相间距离, 接地距离和 "允许式加去闭锁" 高频保护。
主保护Ⅱ: 切换式的三阶段相间距离, 接地距离和 "闭锁式加速距离Ⅱ段" 高频保护。另外配有外加的四阶段方向零序保护。
1. 华能南通电厂及220kV配套工程RAZOA中的高频闭锁式保护,因零序继电器发讯动作时间过长, 而导致高频闭锁零序保护在区外故障时会误动, 故目前暂停用。RAZOA中"加速距离Ⅱ段的高频闭锁"可以启用。
2. 由于RAZFE、RAZOA保护受到时间继电器刻度以及负荷阻抗的限制, 其后备保护难以起到远后备作用, 与相邻线路难以逐级配合。因此正常运行时,线路高频保护及开关失灵保护必须投跳。
3. RAZOA中的附加零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,全部经选相元件出口。若任一侧的RAZOA装置因故不能运行, 则该侧附加的零序保护随之退出运行, 届时应注意必须将该线两侧的高频保护(闭锁式加速距离Ⅱ段)停用。
4. 任一侧的RAZFE装置因故停役, 则应将该线路两侧的"允许式加去闭锁"高频保护停用。
5. RAZFE、RAZOA 距离Ⅰ段按70%整定;距离Ⅱ段力争与相邻线路保护逐级配合, 且灵敏度kN≥1.3;距离Ⅲ段按线末故障kN≥2整定,同时考虑线路输送潮流≤300MW。
183、任庄变220kV部分保护是如何配置的?
答:1、线路保护:任庄变220kV每条线路配置:WXB-11D和LFP-901A线路微机保护,实现线路保护双重化。
2、重合闸、开关失灵保护(含分相操作箱),随开关设置。由于联变保护动作后,直接三跳,不进行重合闸,故其母线侧开关柜中无重合闸装置。
3、短引线保护(又称短线保护):当线路(含联变)停役时,为保持母线的紧密联系,可不停相对应串开关,只需将停役线路(含联变)的出线闸刀断开,此时相对应的短引线保护自动投入(由该出线闸刀辅助接点控制),两开关之间的引线故障时,短引线保护正确动作予以切除。因此,每组短引线设置两套短引线保护,装于母线侧开关保护柜中。
4、母线保护:按双重化原则配置,Ⅰ、Ⅱ段母线分别配有RADSS型和BUS1000型中阻抗比率制动式母差保护。现命名RADSS型为第一套母线主保护,BUS1000型为第两套母线主保护。由于对可靠性要求高,两套母线主保护出口均没有低电压闭锁元件。
184、任庄变220kV部分保护运行中有何特点和要求?
答:1、线路保护:保护交流电气量,电压取自线路侧电容式压变的电压,电流取自相关两组开关CT的和电流。线路高频保护全停时,该线路重合闸陪停。当线路停役出线刀闸断开,线路保护失去电压元件。
2、 重合闸:每一串中间断路器重合闸暂停用。
3、保护后加速:WXB-11D(不含重合闸)微机保护利用电流判别实现重合后加速功能,并由相关的两个开关保护柜内手合、重合后加 速接点实现手合、重合后加速。 LFP-901A微机保护利用电流判别实现手合、重合后加速功能。
当需用中间开关对线路送电时,采用如下方式实现合闸后加速:
FCX-22双跳闸线圈分相操作箱中比较两个线路PT合闸前电压,一个有电压,一个无电压,则后加速无电压线路的保护。而不对有电压线路后加速。
4、收发信机停信:线路保护三跳停信、开关位置停信,均是采用与该线路相关的母线侧开关和中间侧开关FCX-22操作箱中有关继电器接点串联停信。
5、短引线保护:短引线保护在出线正常运行时
185、对诧城、大屯电厂的并列通道有何要求?
答:诧城、大屯电厂分别经桃园变110kV母线与系统并网运行(或大屯电厂经阎集变110kV母线、220kV桃集线与系统并网运行),正常运行时,桃园变110kV母联断开运行。为确保诧城,大屯电厂的安全运行,应考虑如下问题:
1. 诧城、大屯电厂功率应就地平衡,并列线交换功率尽可能少。 2. 诧城、大屯电厂装有低频、低压解列保护。 3. 两厂宜经110kV单线与系统并列,桃园变(阎集变)110kV及以下系统有足够的低频减载装置。 4. 两厂110kV 联络线其线路后备保护段在220kV并列线全线有灵敏度保护段拒动时,应有足够灵敏度自行解列。 5. 在桃园变(阎集变)110kV母联或其它变电所装设必要的备用电源自投装置,提高供电的可靠性。 6. 桃园变110kV 母差是母联电流相位比较式,另外加主变三相电流判别作为选择元件的补充,当110kV母联断开运行时,其母差仍能投运。
186、徐塘＃4机投运后,2624线路两侧远跳是如何实现的?
答:1、徐塘电厂侧线路保护启动失灵由902C、931C保护出口操作回路中的永跳继电器加上电流判据,经过时间继电器延时出口,通过931C远跳通道跳邵场变2624开关; 2、邵场2624断路器操作回路中的永跳继电器,接931C的远跳通道,跳徐塘电厂2624开关; 3、徐塘电厂发变组保护失灵出口,通过FOX40的D通道传至邵场变,接入邵场LFP-925故障启动装置,作为LFP-925的一个收信通道; 4、徐塘电厂发变组保护失灵出口,通过931C的远传通道传至邵场变,接入邵场LFP-925故障启动装置作为LFP-925的另一个收信通道; 5、 邵场2624开关931C保护的三跳接点,通过邵场2624开关931C保护的远传一通道传至徐塘电厂侧,徐塘电厂收到931C的远传一信号后跳发电机灭磁开关; 6、 邵场2624开关的902C保护的三跳接点,通过FOX40向徐塘电厂FOX40发出D命令,徐塘电厂收到FOX40的D命令后跳2624线路开关; 7、 当邵场2624开关失灵时,失灵保护启动母差保护的跳闸回路,母差保护启动断路器操作回路中的永跳继电器,永跳继电器接931C的远跳通道,跳徐塘电厂2624开关。
187、徐桃2615(或2616)线路停,系统继电保护和运行方式有何要求?
答:徐桃2615(或2616)线路停时,要求
1. 桃园变220kV母线分排运行(220kV母联2610开关热备用);允许诧城电厂、大屯电厂(至少各一台机)分别经桃园变220kV不同母线并入系统运行,并要求在彭桃4689线、徐桃2616(或2615)线故障时,其电源110kV联络线电厂侧后备保护有足够灵敏度。桃园变220kV母差必须启用。
2. 彭桃4689线经桃园变220kV正母线(或付母线)馈供桃园、赵山各一台主变。 ① 彭城电厂彭桃4689线按馈线保护执行。彭城电厂#4689方向零序有灵敏度段改为0.6秒。 ② 彭桃4689线路两侧三相一次重合闸停用。
3. 徐桃2616(或2615)线经桃园变220kV付母线(或正母线)馈供桃园、赵山各一台主变及阎集变。要求徐桃2616(或2615)线运行线路高频投。
4. 若彭城电厂#4689线再由任庄#4683(或#4684)线馈供,此时
① 任庄侧#4683(或#4684):相间距离Ⅰ段由2.3欧改为4.77欧,方向零序全线有灵敏度段时间改为1.1秒,同时线路两侧保护按馈线保护执行。
② 由于任庄侧#4683(或#4684)馈线保护伸过彭城电厂220kV 母线,彭城电厂侧#4689馈线保护伸过桃园变220kV 母线,所以彭城电厂启动变、桃园、赵山变供电可靠性下降,请彭城电厂、徐州调度做好事故预想,并制定防范措施。
188、徐州电厂220kV母差保护运行中有哪些特点?
答:1、母线上各元件结排不固定,靠各设备的母线侧闸刀辅助接点切换至相对应的母差回路,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母差仅对各自母线起保护作用。Ⅰ段与Ⅱ段(Ⅲ与Ⅳ段)母差回路其输入、输出出口是公用的,应作为一个整套考虑。
2、在正常运行时,允许一个母联开关或一个分断开关断开运行,220kVⅠ、Ⅱ段或Ⅲ、Ⅳ段母差保护仍能正确动作。
3、当220kV母线上任一台压变停用,则此压变所在母线母联开关必须合上运行,停压变母线母差保护仍按正常方法运行。
4、当220kV母线Ⅰ、Ⅱ段或Ⅲ、Ⅳ段母差保护停用,在停用母差保护的母线上发生故障,即相当于220kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线上无母差保护。为避免四段母线同时失电,目前采用一台分断开关断开,另一台分断开关起用相电流速断保护。
189、江苏省调值班调度员发布的调度操作指令,在执行中有什么制度和要求?
答:省调值班调度员发布的调度操作指令,有关地调、发电厂和变电所的值班人员必须立即执行。如接令值班人员认为所接受的调度指令不正确时,应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告并说明理由,由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消,如果发令的值班调度员重复该调度指令时,接令值班人员必须执行;若执行该调度指令将危及人身、设备或电网安全时,接令值班人员应当拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正调度指令的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导。如有不执行或拖延执行调度指令者,一切后果均由受令者和允许不执行该调度指令的领导负责
191、江苏电网中不同的发电厂,在参与系统频率调整时有何规定?
答:当我省电网与华东电网并列运行时,第一、第二调频厂由华东网调指定。第一调频厂应保持系统频率在50±0.2Hz以内。当频率超过50±0.2Hz时,第二调频厂应协助第一调频厂调频,使系统频率恢复至50±0.2Hz以内。系统内其它发电厂为负荷频率监视厂,当频率超过50±0.5Hz应自动参加调频率,直至使频率恢复至50±0.2Hz以内。当我省电网与华东电网解列运行时,省调可根据电网具体情况确定某厂为第一或第二调频厂,第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在50±0.2Hz以内,当电网频率超过50±0.2Hz时,第二调频厂应主动协助调整,使频率恢复至正常允许的偏差范围以内。
担任调频厂的运行人员,应认真负责监视频率,保持频率正常。当调频厂将失去调频能力时,调频厂值长应立即向省调值班调度员汇报,省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力,必要时可根据当时系统接线方式和各电厂发电能力,临时指定调频厂或另行采取其它调整手段。
当检修或事故情况下,造成个别地区与大电网解列时,其调频厂的选择及调频职责范围由省调临时确定。
192、当系统频率超出50±0.2Hz时,江苏电网内各有关运行单位应如何参与频率恢复处理?
答:当系统频率降至49.8Hz以下时,各发电厂应立即主动与省调值班调度员联系增加出力(包括与调度联系启动备用机组)直至达到允许过负荷值。此外,各级调度、发电厂、变电所运行值班人员,应按下述原则进行处理:
1、49.8～49.0Hz时:省调值班调度员根据华东网调值班调度员确定的(若与华东电网解列,则由省调自行决定)限电、拉路分配数立即发令各地调值班调度员进行限电、拉路,使频率在30分钟以内恢复至49.8Hz。如频率继续低于49.8Hz时,则省调值班调度员将对发电厂、变电所值班人员直接发布拉路指令,以使频率低于49.8Hz的时间不得超过60分钟。
2、49.0Hz以下时:省调值班调度员可立即对各地区按"事故拉(限)电序位表"进行拉路,使频率在15分钟以内恢复至49.0Hz以上。
3、48.5Hz及以下时,:有"事故拉(限)电序位表"的发电厂运行值班人员应立即按"事故拉(限)电序位表"自行进行拉路,变电所值班人员在接到省调值班调度员的拉路指令后,应立即进行拉路,使频率在15分钟以内回升到49.0Hz以上。
4、为了使频率在49.8Hz以下的总持续时间不超过60分钟,在49.0Hz以下的总持续时间不超过15分钟,省调有权直接对我省电网内任何发电厂、变电所按"事故拉(限)电序位表"进行拉路。
5、在系统低频率运行时,各发电厂、变电所值班人员应检查按频率自动减负荷装置的动作情况。如到规定频率应动而未动作时,可立即自行手动拉开该开关,同时报告有关调度。
6、省调和各地调以及各运行值班人员在执行低频率紧急拉路时,要确保处理迅速和准确。
当频率超过50.2Hz以上时,各发电厂应在15分钟内将出力降到技术最低允许出力。如频率仍未恢复,省调值班调员可按照经济调度原则,发布停机停炉指令,务必使频率在60分钟内恢复到50.2Hz以下。
当频率超过50.5Hz时,各发电厂应立即将出力降到技术最低允许出力,并向各自上级调度汇报。
当频率超过51.0Hz时,省调值班调度员可立即发布停机、停炉指令,务必在15分钟内使频率降至51.0Hz以下。
193、江苏省调对220kV及以上电网运行电压实行统一管理,其具体内容是什么?
答:江苏省调对220kV及以上电网运行电压实行统一管理,内容包括:
1、根据江苏电网220kV及以上电网接线和调压能力,确定一定数量的220kV发电厂为系统电压控制点和220kV及以上电网枢纽变电所为系统电压监视点。
2、确定220kV及以上电网电压监视点的规定值和合格范围。
3、编制电压监视(控制)点每季度电压曲线。
4、统一管理省调调度管辖范围内220kV主变压器分接头运行位置。
5、 每月统计分析220kV及以上电网电压监视(控制)点母线电压及运行合格率。
6、 经常分析220kV及以上电网各主要联络线的高峰、低谷潮流,无功电力设备运行情况,改善无功电压运行的合理性,提高电压合格率。
7、 分析系统电压运行方面存在的问题,并提出改进意见。
194、对电网电压的控制和监视,江苏电网有何规定和要求?
答:电压控制点的值班人员,应认真监视和执行调压,经常保持各母线电压符合电压曲线要求。电厂运行人员应按下列方法调整:
1、高峰负荷时,应按发电机P/Q曲线所规定的限额,增加发电机无功出力,使母线电压逼近电压曲线上限运行。
2、低谷负荷时,应按发电机最高力率,降低发电机无功出力,使母线电压逼近电压曲线下限运行。
3、轻负荷时,使母线电压在曲线上下限之中值运行。
4、当执行220kV及以上电网电压曲线与110/35kV电压曲线有矛盾时,可在220kV及以上电网母线电压不超出合格范围的前提条件下,尽量满足110/35kV母线电压曲线。
5、若经调整发电机无功出力仍达不到合格范围时,发电厂运行人员应立
答:对于一侧是弱电源(包括无电源)的线路,可通过整定(控制字),启用弱电源(包括无电源)侧LFP-901方向高频保护的弱电转换功能,以避免高频保护的拒动。但当负载电流不大,接地主变容量小时,受电侧启动元件动作发信,而方向停信元件灵敏度不够,高频仍然会拒动。
为减少发电机停、启用时对保护的操作,同时考虑到LFP-901方向高频保护弱电转换功能的上述不足,现按以下原则试用LFP-901方向高频保护弱电转换功能:
(１)发电机运行时,LFP-901方向高频保护按原逻辑切除故障(弱电转换功能不起作用)。
(２)发电机停用时间不超过4小时,线路保护不作调整。
(３)发电机停用时间超过4小时,按稳定要求将系统侧保护定值作相应调整。
181、谏壁电厂220kV侧主变跳闸方式有何规定?
答:1、谏壁电厂#3自耦变#2503 开关相间零序保护带时限不带方向,作为110kV、 220kV母线及出线的后备保护,是系统有选择性的解列开关。在谏厂110kV 侧故障时#2503 动作跳闸能保持220kV系统安全运行。在谏厂220kV侧故障时,#2503 开关跳闸, 同样能保证谏厂110kV 系统安全运行。
2、谏厂220kV 侧#4、#5、#6主变正常运行时, 其跳闸方式是3Uo先跳中性点不接地变压器,然后3Io再跳中性点接地变压器。谏厂220kV侧#7、#8、#9、#10主变正常运行时, 其跳闸方式是: 3Io 先跳中性点接地变压器, 然后3Uo 再跳中性点不接地变压器。
182、华能南通电厂Ⅰ期出线保护(RAZFE、RAZOA)运行中有何要求?
答:华能南通电厂(Ⅰ期)220kV通海2663/2664线路均配有RAZFE(主保护Ⅰ)和 RAZOA(主保护Ⅱ)。
主保护Ⅰ: 不切换的三阶段相间距离, 接地距离和 "允许式加去闭锁" 高频保护。
主保护Ⅱ: 切换式的三阶段相间距离, 接地距离和 "闭锁式加速距离Ⅱ段" 高频保护。另外配有外加的四阶段方向零序保护。
1. 华能南通电厂及220kV配套工程RAZOA中的高频闭锁式保护,因零序继电器发讯动作时间过长, 而导致高频闭锁零序保护在区外故障时会误动, 故目前暂停用。RAZOA中"加速距离Ⅱ段的高频闭锁"可以启用。
2. 由于RAZFE、RAZOA保护受到时间继电器刻度以及负荷阻抗的限制, 其后备保护难以起到远后备作用, 与相邻线路难以逐级配合。因此正常运行时,线路高频保护及开关失灵保护必须投跳。
3. RAZOA中的附加零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段,全部经选相元件出口。若任一侧的RAZOA装置因故不能运行, 则该侧附加的零序保护随之退出运行, 届时应注意必须将该线两侧的高频保护(闭锁式加速距离Ⅱ段)停用。
4. 任一侧的RAZFE装置因故停役, 则应将该线路两侧的"允许式加去闭锁"高频保护停用。
5. RAZFE、RAZOA 距离Ⅰ段按70%整定;距离Ⅱ段力争与相邻线路保护逐级配合, 且灵敏度kN≥1.3;距离Ⅲ段按线末故障kN≥2整定,同时考虑线路输送潮流≤300MW。
183、任庄变220kV部分保护是如何配置的?
答:1、线路保护:任庄变220kV每条线路配置:WXB-11D和LFP-901A线路微机保护,实现线路保护双重化。
2、重合闸、开关失灵保护(含分相操作箱),随开关设置。由于联变保护动作后,直接三跳,不进行重合闸,故其母线侧开关柜中无重合闸装置。
3、短引线保护(又称短线保护):当线路(含联变)停役时,为保持母线的紧密联系,可不停相对应串开关,只需将停役线路(含联变)的出线闸刀断开,此时相对应的短引线保护自动投入(由该出线闸刀辅助接点控制),两开关之间的引线故障时,短引线保护正确动作予以切除。因此,每组短引线设置两套短引线保护,装于母线侧开关保护柜中。
4、母线保护:按双重化原则配置,Ⅰ、Ⅱ段母线分别配有RADSS型和BUS1000型中阻抗比率制动式母差保护。现命名RADSS型为第一套母线主保护,BUS1000型为第两套母线主保护。由于对可靠性要求高,两套母线主保护出口均没有低电压闭锁元件。
184、任庄变220kV部分保护运行中有何特点和要求?
答:1、线路保护:保护交流电气量,电压取自线路侧电容式压变的电压,电流取自相关两组开关CT的和电流。线路高频保护全停时,该线路重合闸陪停。当线路停役出线刀闸断开,线路保护失去电压元件。
2、 重合闸:每一串中间断路器重合闸暂停用。
3、保护后加速:WXB-11D(不含重合闸)微机保护利用电流判别实现重合后加速功能,并由相关的两个开关保护柜内手合、重合后加 速接点实现手合、重合后加速。 LFP-901A微机保护利用电流判别实现手合、重合后加速功能。
当需用中间开关对线路送电时,采用如下方式实现合闸后加速:
FCX-22双跳闸线圈分相操作箱中比较两个线路PT合闸前电压,一个有电压,一个无电压,则后加速无电压线路的保护。而不对有电压线路后加速。
4、收发信机停信:线路保护三跳停信、开关位置停信,均是采用与该线路相关的母线侧开关和中间侧开关FCX-22操作箱中有关继电器接点串联停信。
5、短引线保护:短引线保护在出线正常运行时
185、对诧城、大屯电厂的并列通道有何要求?
答:诧城、大屯电厂分别经桃园变110kV母线与系统并网运行(或大屯电厂经阎集变110kV母线、220kV桃集线与系统并网运行),正常运行时,桃园变110kV母联断开运行。为确保诧城,大屯电厂的安全运行,应考虑如下问题:
1. 诧城、大屯电厂功率应就地平衡,并列线交换功率尽可能少。 2. 诧城、大屯电厂装有低频、低压解列保护。 3. 两厂宜经110kV单线与系统并列,桃园变(阎集变)110kV及以下系统有足够的低频减载装置。 4. 两厂110kV 联络线其线路后备保护段在220kV并列线全线有灵敏度保护段拒动时,应有足够灵敏度自行解列。 5. 在桃园变(阎集变)110kV母联或其它变电所装设必要的备用电源自投装置,提高供电的可靠性。 6. 桃园变110kV 母差是母联电流相位比较式,另外加主变三相电流判别作为选择元件的补充,当110kV母联断开运行时,其母差仍能投运。
186、徐塘＃4机投运后,2624线路两侧远跳是如何实现的?
答:1、徐塘电厂侧线路保护启动失灵由902C、931C保护出口操作回路中的永跳继电器加上电流判据,经过时间继电器延时出口,通过931C远跳通道跳邵场变2624开关; 2、邵场2624断路器操作回路中的永跳继电器,接931C的远跳通道,跳徐塘电厂2624开关; 3、徐塘电厂发变组保护失灵出口,通过FOX40的D通道传至邵场变,接入邵场LFP-925故障启动装置,作为LFP-925的一个收信通道; 4、徐塘电厂发变组保护失灵出口,通过931C的远传通道传至邵场变,接入邵场LFP-925故障启动装置作为LFP-925的另一个收信通道; 5、 邵场2624开关931C保护的三跳接点,通过邵场2624开关931C保护的远传一通道传至徐塘电厂侧,徐塘电厂收到931C的远传一信号后跳发电机灭磁开关; 6、 邵场2624开关的902C保护的三跳接点,通过FOX40向徐塘电厂FOX40发出D命令,徐塘电厂收到FOX40的D命令后跳2624线路开关; 7、 当邵场2624开关失灵时,失灵保护启动母差保护的跳闸回路,母差保护启动断路器操作回路中的永跳继电器,永跳继电器接931C的远跳通道,跳徐塘电厂2624开关。
187、徐桃2615(或2616)线路停,系统继电保护和运行方式有何要求?
答:徐桃2615(或2616)线路停时,要求
1. 桃园变220kV母线分排运行(220kV母联2610开关热备用);允许诧城电厂、大屯电厂(至少各一台机)分别经桃园变220kV不同母线并入系统运行,并要求在彭桃4689线、徐桃2616(或2615)线故障时,其电源110kV联络线电厂侧后备保护有足够灵敏度。桃园变220kV母差必须启用。
2. 彭桃4689线经桃园变220kV正母线(或付母线)馈供桃园、赵山各一台主变。 ① 彭城电厂彭桃4689线按馈线保护执行。彭城电厂#4689方向零序有灵敏度段改为0.6秒。 ② 彭桃4689线路两侧三相一次重合闸停用。
3. 徐桃2616(或2615)线经桃园变220kV付母线(或正母线)馈供桃园、赵山各一台主变及阎集变。要求徐桃2616(或2615)线运行线路高频投。
4. 若彭城电厂#4689线再由任庄#4683(或#4684)线馈供,此时
① 任庄侧#4683(或#4684):相间距离Ⅰ段由2.3欧改为4.77欧,方向零序全线有灵敏度段时间改为1.1秒,同时线路两侧保护按馈线保护执行。
② 由于任庄侧#4683(或#4684)馈线保护伸过彭城电厂220kV 母线,彭城电厂侧#4689馈线保护伸过桃园变220kV 母线,所以彭城电厂启动变、桃园、赵山变供电可靠性下降,请彭城电厂、徐州调度做好事故预想,并制定防范措施。
188、徐州电厂220kV母差保护运行中有哪些特点?
答:1、母线上各元件结排不固定,靠各设备的母线侧闸刀辅助接点切换至相对应的母差回路,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母差仅对各自母线起保护作用。Ⅰ段与Ⅱ段(Ⅲ与Ⅳ段)母差回路其输入、输出出口是公用的,应作为一个整套考虑。
2、在正常运行时,允许一个母联开关或一个分断开关断开运行,220kVⅠ、Ⅱ段或Ⅲ、Ⅳ段母差保护仍能正确动作。
3、当220kV母线上任一台压变停用,则此压变所在母线母联开关必须合上运行,停压变母线母差保护仍按正常方法运行。
4、当220kV母线Ⅰ、Ⅱ段或Ⅲ、Ⅳ段母差保护停用,在停用母差保护的母线上发生故障,即相当于220kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段母线上无母差保护。为避免四段母线同时失电,目前采用一台分断开关断开,另一台分断开关起用相电流速断保护。
189、江苏省调值班调度员发布的调度操作指令,在执行中有什么制度和要求?
答:省调值班调度员发布的调度操作指令,有关地调、发电厂和变电所的值班人员必须立即执行。如接令值班人员认为所接受的调度指令不正确时,应当立即向发布该调度指令的值班调度员报告并说明理由,由发令的值班调度员决定该调度指令的执行或者撤消,如果发令的值班调度员重复该调度指令时,接令值班人员必须执行;若执行该调度指令将危及人身、设备或电网安全时,接令值班人员应当拒绝执行,同时将拒绝执行的理由及改正调度指令的建议报告发令的值班调度员和本单位直接领导。如有不执行或拖延执行调度指令者,一切后果均由受令者和允许不执行该调度指令的领导负责
191、江苏电网中不同的发电厂,在参与系统频率调整时有何规定?
答:当我省电网与华东电网并列运行时,第一、第二调频厂由华东网调指定。第一调频厂应保持系统频率在50±0.2Hz以内。当频率超过50±0.2Hz时,第二调频厂应协助第一调频厂调频,使系统频率恢复至50±0.2Hz以内。系统内其它发电厂为负荷频率监视厂,当频率超过50±0.5Hz应自动参加调频率,直至使频率恢复至50±0.2Hz以内。当我省电网与华东电网解列运行时,省调可根据电网具体情况确定某厂为第一或第二调频厂,第一调频厂在其调频能力范围内应保持系统频率在50±0.2Hz以内,当电网频率超过50±0.2Hz时,第二调频厂应主动协助调整,使频率恢复至正常允许的偏差范围以内。
担任调频厂的运行人员,应认真负责监视频率,保持频率正常。当调频厂将失去调频能力时,调频厂值长应立即向省调值班调度员汇报,省调值班调度员应迅速采取措施恢复其调频能力,必要时可根据当时系统接线方式和各电厂发电能力,临时指定调频厂或另行采取其它调整手段。
当检修或事故情况下,造成个别地区与大电网解列时,其调频厂的选择及调频职责范围由省调临时确定。
192、当系统频率超出50±0.2Hz时,江苏电网内各有关运行单位应如何参与频率恢复处理?
答:当系统频率降至49.8Hz以下时,各发电厂应立即主动与省调值班调度员联系增加出力(包括与调度联系启动备用机组)直至达到允许过负荷值。此外,各级调度、发电厂、变电所运行值班人员,应按下述原则进行处理:
1、49.8～49.0Hz时:省调值班调度员根据华东网调值班调度员确定的(若与华东电网解列,则由省调自行决定)限电、拉路分配数立即发令各地调值班调度员进行限电、拉路,使频率在30分钟以内恢复至49.8Hz。如频率继续低于49.8Hz时,则省调值班调度员将对发电厂、变电所值班人员直接发布拉路指令,以使频率低于49.8Hz的时间不得超过60分钟。
2、49.0Hz以下时:省调值班调度员可立即对各地区按"事故拉(限)电序位表"进行拉路,使频率在15分钟以内恢复至49.0Hz以上。
3、48.5Hz及以下时,:有"事故拉(限)电序位表"的发电厂运行值班人员应立即按"事故拉(限)电序位表"自行进行拉路,变电所值班人员在接到省调值班调度员的拉路指令后,应立即进行拉路,使频率在15分钟以内回升到49.0Hz以上。
4、为了使频率在49.8Hz以下的总持续时间不超过60分钟,在49.0Hz以下的总持续时间不超过15分钟,省调有权直接对我省电网内任何发电厂、变电所按"事故拉(限)电序位表"进行拉路。
5、在系统低频率运行时,各发电厂、变电所值班人员应检查按频率自动减负荷装置的动作情况。如到规定频率应动而未动作时,可立即自行手动拉开该开关,同时报告有关调度。
6、省调和各地调以及各运行值班人员在执行低频率紧急拉路时,要确保处理迅速和准确。
当频率超过50.2Hz以上时,各发电厂应在15分钟内将出力降到技术最低允许出力。如频率仍未恢复,省调值班调员可按照经济调度原则,发布停机停炉指令,务必使频率在60分钟内恢复到50.2Hz以下。
当频率超过50.5Hz时,各发电厂应立即将出力降到技术最低允许出力,并向各自上级调度汇报。
当频率超过51.0Hz时,省调值班调度员可立即发布停机、停炉指令,务必在15分钟内使频率降至51.0Hz以下。
193、江苏省调对220kV及以上电网运行电压实行统一管理,其具体内容是什么?
答:江苏省调对220kV及以上电网运行电压实行统一管理,内容包括:
1、根据江苏电网220kV及以上电网接线和调压能力,确定一定数量的220kV发电厂为系统电压控制点和220kV及以上电网枢纽变电所为系统电压监视点。
2、确定220kV及以上电网电压监视点的规定值和合格范围。
3、编制电压监视(控制)点每季度电压曲线。
4、统一管理省调调度管辖范围内220kV主变压器分接头运行位置。
5、 每月统计分析220kV及以上电网电压监视(控制)点母线电压及运行合格率。
6、 经常分析220kV及以上电网各主要联络线的高峰、低谷潮流,无功电力设备运行情况,改善无功电压运行的合理性,提高电压合格率。
7、 分析系统电压运行方面存在的问题,并提出改进意见。
194、对电网电压的控制和监视,江苏电网有何规定和要求?
答:电压控制点的值班人员,应认真监视和执行调压,经常保持各母线电压符合电压曲线要求。电厂运行人员应按下列方法调整:
1、高峰负荷时,应按发电机P/Q曲线所规定的限额,增加发电机无功出力,使母线电压逼近电压曲线上限运行。
2、低谷负荷时,应按发电机最高力率,降低发电机无功出力,使母线电压逼近电压曲线下限运行。
3、轻负荷时,使母线电压在曲线上下限之中值运行。
4、当执行220kV及以上电网电压曲线与110/35kV电压曲线有矛盾时,可在220kV及以上电网母线电压不超出合格范围的前提条件下,尽量满足110/35kV母线电压曲线。
5、若经调整发电机无功出力仍达不到合格范围时,发电厂运行人员应立
发表于：2007-04-19 23:00:00
17楼
196、哪些二次操作内容可以不在省调操作票中注明,由现场运行值班人员根据现场具体情况自行填写?
答:发电厂、变电所运行值班人员应根据省调值班调度员发布的操作任务票,结合现场实际情况和二次部分进行调整,按照有关规程规定负责填写具体的操作票。其二次部分调整的主要内容如下:
1、 压变二次负载的切换。
2、 所(厂)用变电源的切换。
3、 直流电源的切换。
4、 交流电源、电压回路和直流回路的切换。
5、 根据一次接线调整二次跳闸回路(例如:倒母线母差保护跳闸回路的相应调整,有关继电保护及安全自动装置改接和连跳开关的调整等)。
6、 根据一次接线决定母差保护的运行方式(双母或固定连接,单母或非固定连接,代出线方式等)。
7、 开关停役,二次回路有工作需将流变短接退出。
8、 开关停役,根据现场规程决定开关失灵保护的停用。
9、 有综合重合闸的线路,其综合重合闸与线路有关保护的连接方式(综合重合闸整定通知单上均有明确说明)。
10、 现场规程规定且与省调发布的操作任务票无抵触的其它内容。
若有超出上述范围的其它特殊要求,省调值班调度员应该预先说明。
197、允许用闸刀近控操作的范围有哪些规定?
答:江苏省调规定,允许用闸刀进行近控操作的范围是:
1、 在无接地告警指示时拉开或合上压变。
2、 在无雷击时拉开或合上避雷器。
3、 拉开或合上220kV及以下母线的充电电流。
4、 拉开或合上开关旁路闸刀的旁路电流(但此时必须肯定开关确实在三相完全接通,且必须将环路中开关改为非自动),拉、合3/2开关接线方式的母线环流。
5、 在没有接地故障时,拉开或合上变压器中性点接地闸刀或消弧线圈。
上述设备如长期停用时,在未经试验前不得用闸刀进行充电。上述设备如发生异常运行时,不得用闸刀近控操作。
超出上述范围的闸刀特殊操作(如:解、合环,拉、合空载主变压器或空载线路等),设备主管单位应事先经过计算、试验和批准,并对其安全性、可靠性负责。
198、在进行开关操作时,应注意哪些问题?
答:在进行开关操作时,应注意以下几方面的问题:
1、操作前应对开关进行外部检查,开关性能应良好,可以拉合负荷电流、充电电流和在额定遮断容量以内的短路电流。
2、开关合闸前,应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后,应确认三相均应接通,安全自动装置已按规定放置。
3、拉、合开关前,应考虑因开关机构失灵可能引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相连动操作。
4、220kV开关进行操作中,若因机构失灵造成一相开关合上,其它两相开关在断开状态时,应立即拉开合上的一相开关,而不准合上在断开状态的二相开关;如造成一相开关断开,其它两相开关在合上状态时,应将断开状态的一相开关再合一次,若不成即拉开合上状态的二相开关。
5、开关操作时,若远控失灵,必须进行三相同时操作。若现场规程允许进行近控分相操作的,除按现场规程执行外,还应向省调值班调度员汇报。为保证人身安全,现场规程允许开关可以近控分相操作或三相操作的,必须考虑即将带电的设备(线路、变压器、母线等)应属于无故障状态。
6、开关使用自动重合闸装置时,应按现场规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关切断故障电流的次数,按现场规程规定仅有一次时,若需继续运行,应停用该开关的自动重合闸装置。
7、运行中的开关如有严重缺陷而不能跳闸时,应尽快隔离处理。
199、在进行母线的有关操作时,江苏电网有哪些规定?
答:在进行母线的有关操作时,江苏电网有如下规定:
1、向母线充电,应使用具有反映各种故障类型的速动保护的开关(母联、旁路或线路开关)进行。在母线充电前,应考虑若充电母线故障跳闸后,系统有否可能失稳,必要时可先降低有关线路的有功潮流。迫不得已需用闸刀向母线充电时,还必须先检查和确认母线绝缘正常。
2、用变压器向220kV、110kV母线充电时,变压器中性点必须 接地。
3、向母线充电时,应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
4、进行倒母线操作时,应注意:
①母联开关应改非自动。
②母差保护不得停用并应做好相应调整。
③各组母线上电源与负荷分布的合理性。
④一次结线与压变二次负载是否对应。
⑤一次结线与保护二次交直流回路是否对应。
⑥双母线中停用一组母线,在倒母线后,应先拉开空出母线上压变次级开关,再拉开母联开关。(现场规程有要求者除外,但事先必须书面向省调办理备案手续。)
200、在进行线路操作时,江苏电网有哪些规定?
答:1、线路停电时,应注意:
①正确选择解列点或解环点,并应考虑减少系统电压波动,调整潮流、稳定要求等。
②应防止线路一端断开后,线路的充电功率引起发电机的自励磁。③对馈电线路,一般先拉开受端开关,再拉开送电端开关,送电顺序相反。(对220kV及以上长距离线路,则应考虑线路充电功率的影响)。
2、线路送电时
201、变压器在操作和运行时,江苏电网有何规定?
答:变压器操作时,江苏电网的规定如下:
1、 变压器并列运行的条件是:结线组别相同、变比相同、短路电压相等。
注:在任何一台变压器不会过负荷的条件下,允许将短路电压不等的变压器并列运行,必要时应先进行计算。
2、变压器投入运行时,应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般先从电源侧充电,后合上负荷侧开关。停电时,应先拉开负荷侧开关,后拉开电源侧开关。
3、向变压器充电时,应注意:
①充电开关应有完备的继电保护,并保证有足够的灵敏度。同时应考虑励磁涌流对系统继电保护的影响。
②为防止充电变压器故障跳闸后系统失稳,必要时可先降低有关线路的有功功率
③在大电流直接接地系统的该变压器各侧中性点接地闸刀应合上。
④检查电源电压,使充电后变压器各侧电压不超过其相应分接头的5%。
4、在运行中的变压器,其中性点接地的数目和地点,应按继电保护的要求设置,但应考虑到:
①变压器本身的绝缘要求。②在大电流直接接地系统中,电源侧(大型调相机以电源考虑)至少应有一台变压器中性点接地。
5、在运行中的双绕组或三绕组变压器,若属直接接地系统,一侧开关断开,则该侧中性点接地闸刀应合上。
6、运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换,则应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀,再拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀。
7、110kV及以上的变压器处于热备用状态时(开关一经合上,变压器即可带电),其中性点接地闸刀应合上。
8、新投产或大修后的变压器在投入运行时应进行定相,有条件者应尽可能采取零起升压。对构成环路运行或需合、解环者,应进行核相。
202、江苏电网对零起升压有什么规定?
答:1、零起升压的发电机应有足够的容量,对线路加压时应防止产生自励磁现象。适当降低发电机转速对防止自励磁的产生有一定的效果。
2、对变压器进行零起升压的发电机,应有足够的容量,在升至额定电压时应能满足变压器的空载励磁电流。
3、不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。
4、在中性点接地系统内,串联加压的变压器中性点必须接地。
5、零起升压的发电机的强行励磁、自动电压调整装置、线路的重合闸等均应停用。被升压的所有设备应有完备的继电保护。
6、 加压时母线的差动保护应停用(母差的电流互感器回路经过调整后亦可以不停用)。
7、 经过长距离220kV线路对变压器零起升压时,应先进行计算,以免超过设备允许电压或发生谐振过电压。
203、电力系统事故处理的一般规定是什么?
答: 1、系统发生事故或异常时,有关单位值班人员应迅速正确地向省调值班调度员报告发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸开关、继电保护动作情况及频率、电压、潮流的变化情况等。
2、非事故单位,不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况,以免影响事故处理。
3、事故处理时,必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度,必须使用统一的调度术语和操作术语,指令与汇报内容应简明扼要,发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂植长(或电气班长、机炉长)、变电所正值班员担任。
4、为迅速处理事故和防止事故扩大,省调值班调度员必要时可越级发布指令,但事后应迅速通知地调值班调度员。
5、事故处理告一段落时,省调值班调度员应迅速将事故发生的情况报告上级调度机构值班调度员、省调领导或调度处长。省调领导或调度处长接到报告后应及时向省级电网主管部门有关领导报告。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。省调领导或调度处长应及时组织讨论并总结事故处理的经验教训,采取必要的措施。
6、在处理事故时,除有关领导和专业人员外,其他人员均应迅速离开调度室,必要时值班调度员可以邀请其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题,凡在调度室内的人员都要保持肃静。
204、发电厂、变电所母线故障的处理原则是什么?
答:母线故障的迹象是母线保护动作(如母差等)、开关跳闸及有故障引起的声、光、信号等。
当母线故障停电后,现场值班人员应立即对停电的母线进行外部检查,并把检查的结果迅速报告值班调度员,值班调度员按下述原则处理:
1、 不允许对故障母线不经检查即行强送电,以防事故扩大。
2、 找到故障点并能迅速隔离的,在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电,有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电,联路线要防止非同期合闸。
3、 找到故障点但不能迅速隔离的,若系双母线中的一组母线故障时,应迅速对故障母线上的各元件检查,确认无故障后,冷倒至运行母线并恢复送电,联路线要防止非同期合闸。
4、 经过检查找不到故障点时,应用外来电源对故障母线进行试送电。发电厂母线故障如电源允许,可对母线进行零起升压,一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。
5、 双母线中的一组母线故障,用发电机对故障母线进行零起升
206、江苏电网发生系统解列事故后,处理原则如何?
答:江苏电网系统解列后,事故处理原则如下:
1、如解列开关两侧均有电压,并具备同期并列条件时,现场值班人员无须等待值班调度员指令,可自行恢复同期并列。
2、 解列部分系统的频率调整应遵照本规程中的规定执行。
3、 为了加速同期并列,可采取下列措施:
①先调整不合格标准的系统频率,当无法调整时,再调整正常系统的频率。
②将频率较高的部分系统降低其频率,但不得低于49.5Hz。
③将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的 部分系统。
④将频率较高的部分系统的部分机组或整个发电厂与系统解列,然后再与频率较低的部分系统同期并列。
⑤在频率较低的 部分系统中切除部分负荷。
⑥如有可能,可启动备用机组与频率较低部分系统同期并列。
⑦在系统事故情况下,允许经过长距离输电线的二个系统电压相差20％、频率相差0.5Hz进行同期并列。
207、运行中的发电机失去励磁时,江苏电网有何规定?
答:发电机失去励磁时的处理原则为:
1、经过试验证明允许无励磁运行,且不会使系统失去稳定者,在系统电压允许的条件下,可不急于立即停机而应迅速恢复励磁,一般允许无励磁运行30分钟,其允许出力由试验决定。
2、不符合上述要求的,失磁后应立即将失磁的发电机解列。
208、江苏电网中变压器开关跳闸时,值班调度员应如何处理?
答:江苏电网中变压器开关跳闸时,值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理:
1、 重瓦斯和差动保护同时跳闸,未查明原因和消除故障之前不得强送。
2、 瓦斯和差动保护之一动作跳闸,如不是保护误动,在检查外部无明显故障,经过瓦斯气体检查(必要时还要测量直流电阻和色谱分析)证明变压器内部无明显故障后,经设备主管局、厂总工程师同意,可以试送一次。有条件者,应先进行零起升压(注:对110kV/220kV高压线圈在线圈中间进线的变压器,重瓦斯保护动作后,如找不到确切原因,则至少应测量直流电阻,有疑问的再进行色谱分析等补充试验,证明确无问题才可进行试送)。
3、 变压器后备保护动作跳闸,进行外部检查无异常时,可以试送一次。
4、 变压器过负荷及其它异常情况,按现场规程规定处理。
209、电压互感器发生异常情况可能发展成故障时,江苏电网的处理原则如何?
答:电压互感器发生异常情况可能发展成故障时,处理原则如下:
1、 不得用近控的方法操作该电压互感器高压侧闸刀。
2、 不得将该电压互感器的次级与正常运行的电压互感器次级进行并列。
3、 不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差保护改为非固定联接方式(或单母方式)。
4、 该电压互感器高压侧闸刀可以远控操作时,可用高压侧闸刀进行隔离。
5、 无法采用高压侧闸刀进行隔离时,可用开关切断该电压互感器所在母线的电源,然后再隔离故障的电压互感器。
6、 在操作过程中发生电压互感器谐振时,应立即破坏谐振条件,并在现场规程中明确。
210、电力系统稳定破坏时的处理原则是什么?
答: 1、利用人工方法进行再同步:
①各发电厂或有调相机的变电所,应提高无功出力,尽可能使电压提高到允许最大值。
②频率升高的发电厂应立即自行降低出力,使频率下降,直至振荡消失或频率降至49.8Hz为止。
③频率降低的发电厂应立即采取果断措施(包括使用事故过负荷和紧急拉路)使频率提高,直到49.8Hz以上。
2、系统发生振荡时,任何发动机、调相机都不得无故从系统中解列,再频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时,可按各厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用的办法处理。
3、若由于发动机失磁而引起系统振荡时,现场值班人员应立即将失磁的发动机解列。
4、在下列情况下,应自动或手动解列事先设置的解列点:
①非同步运行时,通过发动机、调相机等的振荡电流超出允许范围,可能致使重要设备损坏。
②主要变电所的电压波动低于75％可能引起大量甩负荷。
③采用人工再同步(包括有自动调节措施),在3～4分钟内未能恢复同步
211、与外界通信中断时,发电厂、变电所应遵守哪些规定?
答:与外界通信中断的发电厂、变电所,应设法用交通工具尽快与有关地调取得联系,同时应遵守下列规则:
1、有调频任务的发电厂,仍负责调频工作,其它各发电厂均应按《江苏省电力系统调度规程》中有关规定协助调频。各发电厂和有调相机的变电所还应按规定的电压曲线进行调整电压。
2、发电厂仍按原来的发电曲线发电,但可参照地区的实际情况,有关设备的限额以及系统频率和地区电压水平等做适当的 变动,然而不得无故将机组停用。
3、所属地区内发电厂及变电所的一次接线、以及主要中性点接地方式应保持不变,尽最大努力维持主系统的完整,不得随意与系统解列。
4、省调已经批准的检修、试验等工作,如当夜工作、且情况较严重而非修不可的,可允许开工,但必须按时竣工,其它已批准而未进行的都不得开工检修。对于复役的设备在完工后可保持备用状态,只有在不影响主系统运行方式、继电保护配合及系统潮流不超过规定限额的情况下,才可以投入运行。
5、 省调预发的所有操作任务票均不得自行操作,如操作任务票已经发令而正在进行操作者,则可将该操作任务票执行完毕。
212、通信中断时,若系统发生故障,现场值班人员进行处理的规定是什么?
答 1、线路故障按下列原则处理: ①馈电线路跳闸,重合闸未动或重合不成功,立即强送一次,强送不成开关转冷备用(单机容量为20MW及以上的母线,其出线不得强送)。 ②220kV系统联络线、环网线路(包括双回线)故障三相跳闸后,当线路侧有电,可立即检定同期并列或合环,若线路侧无电,应等待来电,现场值班人员不得自行向线路强送电。 ③没有同期装置的联络开关跳闸,虽然开关两侧用电,现场值班人员也不得自行合闸。
2、发电厂、变电所内某些元件(如发电机组、变压器等)故障处理与其它单位无配合操作时,可参照本规程有关条文和现场事故处理规程自行处理。
3、母线故障按下列原则处理
①不允许对故障母线不经检查即行强送电,以防事故扩大。
②找到故障点并能迅速隔离的,在故障点已经隔离,并确认停电母线无问题后,方可对停电母线恢复送电。
③找到故障点不能迅速隔离的,若系双母线中的一组母线故障,应迅速对故障母线上的各元件进行检查,确认无故障后,冷倒至运行母线并恢复送电(与系统联络线要经同期并列和合环)
④经过检查找不到故障点时,应继续查找,不得擅自恢复送电。
⑤母线故障恢复送电或一组母线上元件倒向另一组母线供电时,现场值班人员应避免非同期合闸,同时要考虑输变电元件(线路、变压器)的潮流及电压水平等情况。
4、母线失电:
①双母线运行,一组母线失电。失电母线上馈供负荷的开关可冷倒至运行母线上供电,但应考虑输变电元件(线路、变压器等)的潮流及电压水平情况。失电母线上应保留一电源开关,其它所有开关全部拉开。(保留开关名称按《江苏省电力系统调度规程》规定执行)
②单母线失电或双母线均失电,可按通信正常时母线失电处理的原则执行。
213、江苏省调调度管辖设备保护装置运行和操作管理规定是什么?
答:1、属省调调度管辖设备的保护装置其状态的改变(停用、启用、更改定值等),必须事先得到省调值班调度员同意。不属省调调度管辖设备的保护装置,其整定限额超出预先给定范围的,必须得到省调继电保护处的认可。
2、省调整定范围内的保护装置,其定值重新整定或更新保护装置,在投运前,省调值班调度员应按整定通知单与发电厂、变电所值班人员核对无误,并在整定通知单上签写投运、核对日期和双方姓名。
3、一次设备属省调调度管辖,二次保护装置亦属省调整定者,原则上有省调负责操作管理。但母联、分段开关非全相运行保护、主变开关非全相运行保护、母联充电保护、开关失灵保护装置由现场运行规程中制定管理办法并明确现场运行人员负责管理。
一次设备属省调调度管辖,二次保护装置不属省调整定者,由设备主管单位(及整定单位)负责运行操作管理。
4、 二次保护装置和所接跳的开关,可能出现两者不是由一个单位调度管辖时,则:
①所接跳开关的调度管辖单位(省调、地调或发电厂)根据该开关的运行方式变化,向二次保护整定单位(省调、地调或发电厂)提出要求,由二次保护整定单位负责其整定保护的运行操作管理。
②若二次保护装置本身影响了所接的开关时,由整定单位(省调、地调或发电厂)向该开关的调度管辖单位说明并取得其许可后,由二次保护整定单位(省调、地调或发电厂)负责整定保护的运行操作管理。
5、二次保护装置工作需要停用一次设备时,省调在一次设备停役后,对二次保护装置不另行发令操作,现场运行值班人员在接到开工令后可许可停用工作。但工作结束后,现场运行值班人员必须及时启用(该保护装置的定值和使用方法必须和停用前完全一致),若涉及影响运行设备安全(如::停役设备保护装置连跳运行设备的其它保护装置)时,由现场运行值班人员向停役设备保护装置的整定单位提出要求,整定单位按照上述第4、②条有
答:发电厂、变电所运行值班人员应根据省调值班调度员发布的操作任务票,结合现场实际情况和二次部分进行调整,按照有关规程规定负责填写具体的操作票。其二次部分调整的主要内容如下:
1、 压变二次负载的切换。
2、 所(厂)用变电源的切换。
3、 直流电源的切换。
4、 交流电源、电压回路和直流回路的切换。
5、 根据一次接线调整二次跳闸回路(例如:倒母线母差保护跳闸回路的相应调整,有关继电保护及安全自动装置改接和连跳开关的调整等)。
6、 根据一次接线决定母差保护的运行方式(双母或固定连接,单母或非固定连接,代出线方式等)。
7、 开关停役,二次回路有工作需将流变短接退出。
8、 开关停役,根据现场规程决定开关失灵保护的停用。
9、 有综合重合闸的线路,其综合重合闸与线路有关保护的连接方式(综合重合闸整定通知单上均有明确说明)。
10、 现场规程规定且与省调发布的操作任务票无抵触的其它内容。
若有超出上述范围的其它特殊要求,省调值班调度员应该预先说明。
197、允许用闸刀近控操作的范围有哪些规定?
答:江苏省调规定,允许用闸刀进行近控操作的范围是:
1、 在无接地告警指示时拉开或合上压变。
2、 在无雷击时拉开或合上避雷器。
3、 拉开或合上220kV及以下母线的充电电流。
4、 拉开或合上开关旁路闸刀的旁路电流(但此时必须肯定开关确实在三相完全接通,且必须将环路中开关改为非自动),拉、合3/2开关接线方式的母线环流。
5、 在没有接地故障时,拉开或合上变压器中性点接地闸刀或消弧线圈。
上述设备如长期停用时,在未经试验前不得用闸刀进行充电。上述设备如发生异常运行时,不得用闸刀近控操作。
超出上述范围的闸刀特殊操作(如:解、合环,拉、合空载主变压器或空载线路等),设备主管单位应事先经过计算、试验和批准,并对其安全性、可靠性负责。
198、在进行开关操作时,应注意哪些问题?
答:在进行开关操作时,应注意以下几方面的问题:
1、操作前应对开关进行外部检查,开关性能应良好,可以拉合负荷电流、充电电流和在额定遮断容量以内的短路电流。
2、开关合闸前,应检查继电保护已按规定投入。开关合闸后,应确认三相均应接通,安全自动装置已按规定放置。
3、拉、合开关前,应考虑因开关机构失灵可能引起非全相运行造成系统中零序保护动作的可能性。正常操作必须采用三相连动操作。
4、220kV开关进行操作中,若因机构失灵造成一相开关合上,其它两相开关在断开状态时,应立即拉开合上的一相开关,而不准合上在断开状态的二相开关;如造成一相开关断开,其它两相开关在合上状态时,应将断开状态的一相开关再合一次,若不成即拉开合上状态的二相开关。
5、开关操作时,若远控失灵,必须进行三相同时操作。若现场规程允许进行近控分相操作的,除按现场规程执行外,还应向省调值班调度员汇报。为保证人身安全,现场规程允许开关可以近控分相操作或三相操作的,必须考虑即将带电的设备(线路、变压器、母线等)应属于无故障状态。
6、开关使用自动重合闸装置时,应按现场规程规定考虑其遮断容量下降的因素。当开关切断故障电流的次数,按现场规程规定仅有一次时,若需继续运行,应停用该开关的自动重合闸装置。
7、运行中的开关如有严重缺陷而不能跳闸时,应尽快隔离处理。
199、在进行母线的有关操作时,江苏电网有哪些规定?
答:在进行母线的有关操作时,江苏电网有如下规定:
1、向母线充电,应使用具有反映各种故障类型的速动保护的开关(母联、旁路或线路开关)进行。在母线充电前,应考虑若充电母线故障跳闸后,系统有否可能失稳,必要时可先降低有关线路的有功潮流。迫不得已需用闸刀向母线充电时,还必须先检查和确认母线绝缘正常。
2、用变压器向220kV、110kV母线充电时,变压器中性点必须 接地。
3、向母线充电时,应注意防止出现铁磁谐振或因母线三相对地电容不平衡而产生的过电压。
4、进行倒母线操作时,应注意:
①母联开关应改非自动。
②母差保护不得停用并应做好相应调整。
③各组母线上电源与负荷分布的合理性。
④一次结线与压变二次负载是否对应。
⑤一次结线与保护二次交直流回路是否对应。
⑥双母线中停用一组母线,在倒母线后,应先拉开空出母线上压变次级开关,再拉开母联开关。(现场规程有要求者除外,但事先必须书面向省调办理备案手续。)
200、在进行线路操作时,江苏电网有哪些规定?
答:1、线路停电时,应注意:
①正确选择解列点或解环点,并应考虑减少系统电压波动,调整潮流、稳定要求等。
②应防止线路一端断开后,线路的充电功率引起发电机的自励磁。③对馈电线路,一般先拉开受端开关,再拉开送电端开关,送电顺序相反。(对220kV及以上长距离线路,则应考虑线路充电功率的影响)。
2、线路送电时
201、变压器在操作和运行时,江苏电网有何规定?
答:变压器操作时,江苏电网的规定如下:
1、 变压器并列运行的条件是:结线组别相同、变比相同、短路电压相等。
注:在任何一台变压器不会过负荷的条件下,允许将短路电压不等的变压器并列运行,必要时应先进行计算。
2、变压器投入运行时,应选择励磁涌流影响较小的一侧送电。一般先从电源侧充电,后合上负荷侧开关。停电时,应先拉开负荷侧开关,后拉开电源侧开关。
3、向变压器充电时,应注意:
①充电开关应有完备的继电保护,并保证有足够的灵敏度。同时应考虑励磁涌流对系统继电保护的影响。
②为防止充电变压器故障跳闸后系统失稳,必要时可先降低有关线路的有功功率
③在大电流直接接地系统的该变压器各侧中性点接地闸刀应合上。
④检查电源电压,使充电后变压器各侧电压不超过其相应分接头的5%。
4、在运行中的变压器,其中性点接地的数目和地点,应按继电保护的要求设置,但应考虑到:
①变压器本身的绝缘要求。②在大电流直接接地系统中,电源侧(大型调相机以电源考虑)至少应有一台变压器中性点接地。
5、在运行中的双绕组或三绕组变压器,若属直接接地系统,一侧开关断开,则该侧中性点接地闸刀应合上。
6、运行中的变压器中性点接地闸刀如需倒换,则应先合上另一台变压器的中性点接地闸刀,再拉开原来一台变压器的中性点接地闸刀。
7、110kV及以上的变压器处于热备用状态时(开关一经合上,变压器即可带电),其中性点接地闸刀应合上。
8、新投产或大修后的变压器在投入运行时应进行定相,有条件者应尽可能采取零起升压。对构成环路运行或需合、解环者,应进行核相。
202、江苏电网对零起升压有什么规定?
答:1、零起升压的发电机应有足够的容量,对线路加压时应防止产生自励磁现象。适当降低发电机转速对防止自励磁的产生有一定的效果。
2、对变压器进行零起升压的发电机,应有足够的容量,在升至额定电压时应能满足变压器的空载励磁电流。
3、不允许用绑线式、镶嵌式转子的发电机进行零起升压。
4、在中性点接地系统内,串联加压的变压器中性点必须接地。
5、零起升压的发电机的强行励磁、自动电压调整装置、线路的重合闸等均应停用。被升压的所有设备应有完备的继电保护。
6、 加压时母线的差动保护应停用(母差的电流互感器回路经过调整后亦可以不停用)。
7、 经过长距离220kV线路对变压器零起升压时,应先进行计算,以免超过设备允许电压或发生谐振过电压。
203、电力系统事故处理的一般规定是什么?
答: 1、系统发生事故或异常时,有关单位值班人员应迅速正确地向省调值班调度员报告发生的时间、现象、设备名称和编号、跳闸开关、继电保护动作情况及频率、电压、潮流的变化情况等。
2、非事故单位,不应在事故当时向省调值班调度员询问事故情况,以免影响事故处理。
3、事故处理时,必须严格执行发令、复诵、汇报、录音及记录制度,必须使用统一的调度术语和操作术语,指令与汇报内容应简明扼要,发令与汇报工作应由值班调度员、发电厂植长(或电气班长、机炉长)、变电所正值班员担任。
4、为迅速处理事故和防止事故扩大,省调值班调度员必要时可越级发布指令,但事后应迅速通知地调值班调度员。
5、事故处理告一段落时,省调值班调度员应迅速将事故发生的情况报告上级调度机构值班调度员、省调领导或调度处长。省调领导或调度处长接到报告后应及时向省级电网主管部门有关领导报告。事故发生时的值班调度员事后应填写事故报告。省调领导或调度处长应及时组织讨论并总结事故处理的经验教训,采取必要的措施。
6、在处理事故时,除有关领导和专业人员外,其他人员均应迅速离开调度室,必要时值班调度员可以邀请其他有关专业人员到调度室协商解决处理事故中的有关问题,凡在调度室内的人员都要保持肃静。
204、发电厂、变电所母线故障的处理原则是什么?
答:母线故障的迹象是母线保护动作(如母差等)、开关跳闸及有故障引起的声、光、信号等。
当母线故障停电后,现场值班人员应立即对停电的母线进行外部检查,并把检查的结果迅速报告值班调度员,值班调度员按下述原则处理:
1、 不允许对故障母线不经检查即行强送电,以防事故扩大。
2、 找到故障点并能迅速隔离的,在隔离故障点后应迅速对停电母线恢复送电,有条件时应考虑用外来电源对停电母线送电,联路线要防止非同期合闸。
3、 找到故障点但不能迅速隔离的,若系双母线中的一组母线故障时,应迅速对故障母线上的各元件检查,确认无故障后,冷倒至运行母线并恢复送电,联路线要防止非同期合闸。
4、 经过检查找不到故障点时,应用外来电源对故障母线进行试送电。发电厂母线故障如电源允许,可对母线进行零起升压,一般不允许发电厂用本厂电源对故障母线试送电。
5、 双母线中的一组母线故障,用发电机对故障母线进行零起升
206、江苏电网发生系统解列事故后,处理原则如何?
答:江苏电网系统解列后,事故处理原则如下:
1、如解列开关两侧均有电压,并具备同期并列条件时,现场值班人员无须等待值班调度员指令,可自行恢复同期并列。
2、 解列部分系统的频率调整应遵照本规程中的规定执行。
3、 为了加速同期并列,可采取下列措施:
①先调整不合格标准的系统频率,当无法调整时,再调整正常系统的频率。
②将频率较高的部分系统降低其频率,但不得低于49.5Hz。
③将频率较低的部分系统的负荷短时切换至频率较高的 部分系统。
④将频率较高的部分系统的部分机组或整个发电厂与系统解列,然后再与频率较低的部分系统同期并列。
⑤在频率较低的 部分系统中切除部分负荷。
⑥如有可能,可启动备用机组与频率较低部分系统同期并列。
⑦在系统事故情况下,允许经过长距离输电线的二个系统电压相差20％、频率相差0.5Hz进行同期并列。
207、运行中的发电机失去励磁时,江苏电网有何规定?
答:发电机失去励磁时的处理原则为:
1、经过试验证明允许无励磁运行,且不会使系统失去稳定者,在系统电压允许的条件下,可不急于立即停机而应迅速恢复励磁,一般允许无励磁运行30分钟,其允许出力由试验决定。
2、不符合上述要求的,失磁后应立即将失磁的发电机解列。
208、江苏电网中变压器开关跳闸时,值班调度员应如何处理?
答:江苏电网中变压器开关跳闸时,值班调度员应根据变压器保护动作情况进行处理:
1、 重瓦斯和差动保护同时跳闸,未查明原因和消除故障之前不得强送。
2、 瓦斯和差动保护之一动作跳闸,如不是保护误动,在检查外部无明显故障,经过瓦斯气体检查(必要时还要测量直流电阻和色谱分析)证明变压器内部无明显故障后,经设备主管局、厂总工程师同意,可以试送一次。有条件者,应先进行零起升压(注:对110kV/220kV高压线圈在线圈中间进线的变压器,重瓦斯保护动作后,如找不到确切原因,则至少应测量直流电阻,有疑问的再进行色谱分析等补充试验,证明确无问题才可进行试送)。
3、 变压器后备保护动作跳闸,进行外部检查无异常时,可以试送一次。
4、 变压器过负荷及其它异常情况,按现场规程规定处理。
209、电压互感器发生异常情况可能发展成故障时,江苏电网的处理原则如何?
答:电压互感器发生异常情况可能发展成故障时,处理原则如下:
1、 不得用近控的方法操作该电压互感器高压侧闸刀。
2、 不得将该电压互感器的次级与正常运行的电压互感器次级进行并列。
3、 不得将该电压互感器所在母线的母差保护停用或将母差保护改为非固定联接方式(或单母方式)。
4、 该电压互感器高压侧闸刀可以远控操作时,可用高压侧闸刀进行隔离。
5、 无法采用高压侧闸刀进行隔离时,可用开关切断该电压互感器所在母线的电源,然后再隔离故障的电压互感器。
6、 在操作过程中发生电压互感器谐振时,应立即破坏谐振条件,并在现场规程中明确。
210、电力系统稳定破坏时的处理原则是什么?
答: 1、利用人工方法进行再同步:
①各发电厂或有调相机的变电所,应提高无功出力,尽可能使电压提高到允许最大值。
②频率升高的发电厂应立即自行降低出力,使频率下降,直至振荡消失或频率降至49.8Hz为止。
③频率降低的发电厂应立即采取果断措施(包括使用事故过负荷和紧急拉路)使频率提高,直到49.8Hz以上。
2、系统发生振荡时,任何发动机、调相机都不得无故从系统中解列,再频率或电压严重下降威胁到厂用电的安全时,可按各厂现场事故处理规程中低频、低压保厂用的办法处理。
3、若由于发动机失磁而引起系统振荡时,现场值班人员应立即将失磁的发动机解列。
4、在下列情况下,应自动或手动解列事先设置的解列点:
①非同步运行时,通过发动机、调相机等的振荡电流超出允许范围,可能致使重要设备损坏。
②主要变电所的电压波动低于75％可能引起大量甩负荷。
③采用人工再同步(包括有自动调节措施),在3～4分钟内未能恢复同步
211、与外界通信中断时,发电厂、变电所应遵守哪些规定?
答:与外界通信中断的发电厂、变电所,应设法用交通工具尽快与有关地调取得联系,同时应遵守下列规则:
1、有调频任务的发电厂,仍负责调频工作,其它各发电厂均应按《江苏省电力系统调度规程》中有关规定协助调频。各发电厂和有调相机的变电所还应按规定的电压曲线进行调整电压。
2、发电厂仍按原来的发电曲线发电,但可参照地区的实际情况,有关设备的限额以及系统频率和地区电压水平等做适当的 变动,然而不得无故将机组停用。
3、所属地区内发电厂及变电所的一次接线、以及主要中性点接地方式应保持不变,尽最大努力维持主系统的完整,不得随意与系统解列。
4、省调已经批准的检修、试验等工作,如当夜工作、且情况较严重而非修不可的,可允许开工,但必须按时竣工,其它已批准而未进行的都不得开工检修。对于复役的设备在完工后可保持备用状态,只有在不影响主系统运行方式、继电保护配合及系统潮流不超过规定限额的情况下,才可以投入运行。
5、 省调预发的所有操作任务票均不得自行操作,如操作任务票已经发令而正在进行操作者,则可将该操作任务票执行完毕。
212、通信中断时,若系统发生故障,现场值班人员进行处理的规定是什么?
答 1、线路故障按下列原则处理: ①馈电线路跳闸,重合闸未动或重合不成功,立即强送一次,强送不成开关转冷备用(单机容量为20MW及以上的母线,其出线不得强送)。 ②220kV系统联络线、环网线路(包括双回线)故障三相跳闸后,当线路侧有电,可立即检定同期并列或合环,若线路侧无电,应等待来电,现场值班人员不得自行向线路强送电。 ③没有同期装置的联络开关跳闸,虽然开关两侧用电,现场值班人员也不得自行合闸。
2、发电厂、变电所内某些元件(如发电机组、变压器等)故障处理与其它单位无配合操作时,可参照本规程有关条文和现场事故处理规程自行处理。
3、母线故障按下列原则处理
①不允许对故障母线不经检查即行强送电,以防事故扩大。
②找到故障点并能迅速隔离的,在故障点已经隔离,并确认停电母线无问题后,方可对停电母线恢复送电。
③找到故障点不能迅速隔离的,若系双母线中的一组母线故障,应迅速对故障母线上的各元件进行检查,确认无故障后,冷倒至运行母线并恢复送电(与系统联络线要经同期并列和合环)
④经过检查找不到故障点时,应继续查找,不得擅自恢复送电。
⑤母线故障恢复送电或一组母线上元件倒向另一组母线供电时,现场值班人员应避免非同期合闸,同时要考虑输变电元件(线路、变压器)的潮流及电压水平等情况。
4、母线失电:
①双母线运行,一组母线失电。失电母线上馈供负荷的开关可冷倒至运行母线上供电,但应考虑输变电元件(线路、变压器等)的潮流及电压水平情况。失电母线上应保留一电源开关,其它所有开关全部拉开。(保留开关名称按《江苏省电力系统调度规程》规定执行)
②单母线失电或双母线均失电,可按通信正常时母线失电处理的原则执行。
213、江苏省调调度管辖设备保护装置运行和操作管理规定是什么?
答:1、属省调调度管辖设备的保护装置其状态的改变(停用、启用、更改定值等),必须事先得到省调值班调度员同意。不属省调调度管辖设备的保护装置,其整定限额超出预先给定范围的,必须得到省调继电保护处的认可。
2、省调整定范围内的保护装置,其定值重新整定或更新保护装置,在投运前,省调值班调度员应按整定通知单与发电厂、变电所值班人员核对无误,并在整定通知单上签写投运、核对日期和双方姓名。
3、一次设备属省调调度管辖,二次保护装置亦属省调整定者,原则上有省调负责操作管理。但母联、分段开关非全相运行保护、主变开关非全相运行保护、母联充电保护、开关失灵保护装置由现场运行规程中制定管理办法并明确现场运行人员负责管理。
一次设备属省调调度管辖,二次保护装置不属省调整定者,由设备主管单位(及整定单位)负责运行操作管理。
4、 二次保护装置和所接跳的开关,可能出现两者不是由一个单位调度管辖时,则:
①所接跳开关的调度管辖单位(省调、地调或发电厂)根据该开关的运行方式变化,向二次保护整定单位(省调、地调或发电厂)提出要求,由二次保护整定单位负责其整定保护的运行操作管理。
②若二次保护装置本身影响了所接的开关时,由整定单位(省调、地调或发电厂)向该开关的调度管辖单位说明并取得其许可后,由二次保护整定单位(省调、地调或发电厂)负责整定保护的运行操作管理。
5、二次保护装置工作需要停用一次设备时,省调在一次设备停役后,对二次保护装置不另行发令操作,现场运行值班人员在接到开工令后可许可停用工作。但工作结束后,现场运行值班人员必须及时启用(该保护装置的定值和使用方法必须和停用前完全一致),若涉及影响运行设备安全(如::停役设备保护装置连跳运行设备的其它保护装置)时,由现场运行值班人员向停役设备保护装置的整定单位提出要求,整定单位按照上述第4、②条有
发表于：2007-04-19 23:01:00
18楼
216、试述正值调度员的岗位责任?
答:(1)严格执行日调度计划,并使电能质量符合规定标准。
(2)审核操作任务票后交调度值班长审批,在调度值班长的监护下,主持本调度范围内的操作。
(3)协助调度值班长做好事故处理工作,并做好记录。
(4)做好当班各项工作,检查调度日志和其他各种记录应完整、正确。
(5)及时听取接班汇报,并与调度值班长和副值调度员交换接班情况,然后向网调汇报。
(6)执行临时决定变更的系统结线、机炉停开和拉、限电。
(7)严格执行《华东电网频率,联络线功率,电量管理和考核办法》,审核设备检修申请单及日调度计划。
(8)审查事故预想。
(9)协助调度值班长对副职的实习调度员的培训。
(10)主持交接班工作。
(11)协助调度值班长完成各项任务,在调班值长不在时,履行调度值班长的责任。
217、试述调度值班长的岗位责任?
答:(1)负责系统的安全经济优质运行,领导执行《华东电网省(市)联路线功率、电量管理和考核办法》(于2001年9月改为《华东电网省(市)际联络线功率电量管理和考核办法》)。
(2)审核批准操作任务票,负责监护本调度管辖范围内的倒闸操作。
(3)全面负责领导事故处理,在告一段落后向领导汇报。
(4)批准在权限范围内的设备临时性检修申请。批准临时决定变更的系统结线、机炉停开和拉限电程度。
(5)核定设备修修申请单及日调度计划。
(6)负责对副职和实习调度员的培训。
(7)负责当值内来往文件、资料的收发整理工作。
(8)监护交接班工作,严格履行交接班手续。
(9)负责召集班组会议,交流技术和业务情况、进行工作小结、提高技术业务水平。
(10)关心本值调度员生活,做好政治思想工作,搞好团结,努力工作。
(11)负责完成上级布置的各项任务。
218、《调度交接班制度》有哪些内容?
答:为了保证电力系统安全经济优质运行,使接班调度员通过履行交接班手续能完全了解电力系统运行情况及不值班期间内发生的主要问题,特制定下述调度交接班制度。
1、值班调度员应按领导批准的轮班表值班。在特殊情况下经调度处长同意后,方可换班。一般情况下不得连续当值两班。
2、值班调度员在接班前及值班时间内严禁饮酒,并应保持良好的精神状态。值班期间必须严肃认真,全神贯注地考虑分析系统运行情况。 3、接班调度员提前三十分钟到达调度室。阅读各种记录,全面了解系统运行情况,提前十五分准时进行交接班,若接班调度员应到未到,接班调度员应报告调度处长,并继续等候接班调度员到来。
4、交班调度员应在交班前按岗位职责分工整理好各种记录、报表、核对模拟图板,检查本值调度工作的完成情况,做好清洁卫生、台面清理工作,并向主持交班的调度员汇报,主持交班的调度员应按有关规定准备交班内容并对其准确性负责。
5、交班内容:
(1)调度日志和各种记录情况;(2)系统操作和检修工作进展情况;(3)系统运行结线、潮流分布、稳定限额、继电保护和安全自动装置的变更情况;(4)系统设备缺陷、异常、事故情况和注意事项;(5)模拟图板调整及接地闸刀(或接地线)的装设情况;(6)机炉开、停、出力及日调度计划的变更情况;(7)系统发、受、用电平衡情况;(8)上级领导布置的工作、指示、传阅文件及有关单位联系事项;(9)调度通信的使用和变更、远动装置的使用情况;(10)下一值预定工作事项。
6、接班调度员如对交班内容有疑问应立即提出,如没有疑问,交接班双方调度员均应在调度日志上签字,至此交接班手续履行完毕。
7、交接班人员在交接班时,应严肃认真,并保持站立靠拢,不得做与交接班无关的事宜。
8、在交接班时,发生事故或进行重大操作时,应立即停止交接班,并由交班调度员负责处理,接班调度员则应根据交接班调度员的要求协助处理。
9、整个调度交接班过程应录音,并保存备查。
219、试述"调度交接班制度"中的"交班内容"有什么?
答:交班内容主要有:
(1)调度日志和各种记录情况;
(2)系统操作和检修工作进展情况;
(3)系统运行结线、潮流分布、稳定限额、继电保护和安全自动装置的变更情况;
(4)系统设备缺陷、异常、事故情况和注意事项;
(5)模拟图板调整及接地闸刀(或接地线)的装设情况;
(6)机炉开、停、出力及日调度计划的变更情况;
(7)系统发、受、用电平衡情况;
(8)上级领导布置的工作、指示、传阅文件及有关单位联系事项;
(9)调度通信的使用和变更、远动装置的使用情况;
(10)下一值预定工作事项。
220、在接班后,市调、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、市调向省调汇报内容: ①互通值调度员姓名; ②省调委托调度或代管的发电厂机炉运行方式和出力情况(包括机炉开停和检修安排); ③地区主结线的有
221、在接班后,发电厂、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、发电厂向省调汇报内容: ①互通值班者姓名; ②机炉停、开方式和发电最高、最低出力(包括预定开停机炉);
③省调管辖的设备主结线运行方式和主设备缺陷情况; ④预定主要操作和主设备检修情况; ⑤主要联络线潮流情况;
⑥天气情况和核对标准钟时间。
2、省调向发电厂说明以下情况: ①全省负荷水平及对电厂执行日调度计划的要求; ②涉及电厂安全运行的检修、异常运行方式和对电厂的要求; ③有关预定操作计划。
222、在接班后,变电所、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、变电所向省调汇报内容: ①互通调度值班员姓名; ②主结线运行方式及主要联络线潮流情况; ③主设备检修缺陷情况; ④天气情况和核对标准钟时间。
2、省调向变电所说明以下情况: ①涉及变电所安全运行的检修、异常运行方式和对变电所的要求; ②有关预定操作及对变电所的要求。
223、在接班后,省调向网调汇报及了解内容是什么?
答:1、省调向网调汇报内容: ①互通值班调度员姓名; ②全省有关电网的机炉运行情况、最高最低可调出力及调度计划执行情况、设备缺陷情况、机炉开停计划、检修项目; ③全省220kV主结线运行方式(重点是主要联络线、联络变的方式),及主要联络线、联络变的潮流、设备缺陷情况; ④全省负荷水平及受(送)电平衡情况; ⑤重要操作及天气情况。
2、省调向网调了解内容: ①安徽、浙江、上海、网调直属主要发电厂300MW及以上机组和500kV直流输电系统的运行检修情况; ②全系统主要运行方式和变化情况; ③全系统总发电出力,备用出力和负荷水平及对全省执行日调度计划的要求; ④主系统的预定操作和主设备缺陷情况及对省调的要求 ;⑤新、富水电出力及水位情况; ⑥天气情况
答:(1)严格执行日调度计划,并使电能质量符合规定标准。
(2)审核操作任务票后交调度值班长审批,在调度值班长的监护下,主持本调度范围内的操作。
(3)协助调度值班长做好事故处理工作,并做好记录。
(4)做好当班各项工作,检查调度日志和其他各种记录应完整、正确。
(5)及时听取接班汇报,并与调度值班长和副值调度员交换接班情况,然后向网调汇报。
(6)执行临时决定变更的系统结线、机炉停开和拉、限电。
(7)严格执行《华东电网频率,联络线功率,电量管理和考核办法》,审核设备检修申请单及日调度计划。
(8)审查事故预想。
(9)协助调度值班长对副职的实习调度员的培训。
(10)主持交接班工作。
(11)协助调度值班长完成各项任务,在调班值长不在时,履行调度值班长的责任。
217、试述调度值班长的岗位责任?
答:(1)负责系统的安全经济优质运行,领导执行《华东电网省(市)联路线功率、电量管理和考核办法》(于2001年9月改为《华东电网省(市)际联络线功率电量管理和考核办法》)。
(2)审核批准操作任务票,负责监护本调度管辖范围内的倒闸操作。
(3)全面负责领导事故处理,在告一段落后向领导汇报。
(4)批准在权限范围内的设备临时性检修申请。批准临时决定变更的系统结线、机炉停开和拉限电程度。
(5)核定设备修修申请单及日调度计划。
(6)负责对副职和实习调度员的培训。
(7)负责当值内来往文件、资料的收发整理工作。
(8)监护交接班工作,严格履行交接班手续。
(9)负责召集班组会议,交流技术和业务情况、进行工作小结、提高技术业务水平。
(10)关心本值调度员生活,做好政治思想工作,搞好团结,努力工作。
(11)负责完成上级布置的各项任务。
218、《调度交接班制度》有哪些内容?
答:为了保证电力系统安全经济优质运行,使接班调度员通过履行交接班手续能完全了解电力系统运行情况及不值班期间内发生的主要问题,特制定下述调度交接班制度。
1、值班调度员应按领导批准的轮班表值班。在特殊情况下经调度处长同意后,方可换班。一般情况下不得连续当值两班。
2、值班调度员在接班前及值班时间内严禁饮酒,并应保持良好的精神状态。值班期间必须严肃认真,全神贯注地考虑分析系统运行情况。 3、接班调度员提前三十分钟到达调度室。阅读各种记录,全面了解系统运行情况,提前十五分准时进行交接班,若接班调度员应到未到,接班调度员应报告调度处长,并继续等候接班调度员到来。
4、交班调度员应在交班前按岗位职责分工整理好各种记录、报表、核对模拟图板,检查本值调度工作的完成情况,做好清洁卫生、台面清理工作,并向主持交班的调度员汇报,主持交班的调度员应按有关规定准备交班内容并对其准确性负责。
5、交班内容:
(1)调度日志和各种记录情况;(2)系统操作和检修工作进展情况;(3)系统运行结线、潮流分布、稳定限额、继电保护和安全自动装置的变更情况;(4)系统设备缺陷、异常、事故情况和注意事项;(5)模拟图板调整及接地闸刀(或接地线)的装设情况;(6)机炉开、停、出力及日调度计划的变更情况;(7)系统发、受、用电平衡情况;(8)上级领导布置的工作、指示、传阅文件及有关单位联系事项;(9)调度通信的使用和变更、远动装置的使用情况;(10)下一值预定工作事项。
6、接班调度员如对交班内容有疑问应立即提出,如没有疑问,交接班双方调度员均应在调度日志上签字,至此交接班手续履行完毕。
7、交接班人员在交接班时,应严肃认真,并保持站立靠拢,不得做与交接班无关的事宜。
8、在交接班时,发生事故或进行重大操作时,应立即停止交接班,并由交班调度员负责处理,接班调度员则应根据交接班调度员的要求协助处理。
9、整个调度交接班过程应录音,并保存备查。
219、试述"调度交接班制度"中的"交班内容"有什么?
答:交班内容主要有:
(1)调度日志和各种记录情况;
(2)系统操作和检修工作进展情况;
(3)系统运行结线、潮流分布、稳定限额、继电保护和安全自动装置的变更情况;
(4)系统设备缺陷、异常、事故情况和注意事项;
(5)模拟图板调整及接地闸刀(或接地线)的装设情况;
(6)机炉开、停、出力及日调度计划的变更情况;
(7)系统发、受、用电平衡情况;
(8)上级领导布置的工作、指示、传阅文件及有关单位联系事项;
(9)调度通信的使用和变更、远动装置的使用情况;
(10)下一值预定工作事项。
220、在接班后,市调、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、市调向省调汇报内容: ①互通值调度员姓名; ②省调委托调度或代管的发电厂机炉运行方式和出力情况(包括机炉开停和检修安排); ③地区主结线的有
221、在接班后,发电厂、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、发电厂向省调汇报内容: ①互通值班者姓名; ②机炉停、开方式和发电最高、最低出力(包括预定开停机炉);
③省调管辖的设备主结线运行方式和主设备缺陷情况; ④预定主要操作和主设备检修情况; ⑤主要联络线潮流情况;
⑥天气情况和核对标准钟时间。
2、省调向发电厂说明以下情况: ①全省负荷水平及对电厂执行日调度计划的要求; ②涉及电厂安全运行的检修、异常运行方式和对电厂的要求; ③有关预定操作计划。
222、在接班后,变电所、省调间需汇报、说明的内容有哪些?
答:1、变电所向省调汇报内容: ①互通调度值班员姓名; ②主结线运行方式及主要联络线潮流情况; ③主设备检修缺陷情况; ④天气情况和核对标准钟时间。
2、省调向变电所说明以下情况: ①涉及变电所安全运行的检修、异常运行方式和对变电所的要求; ②有关预定操作及对变电所的要求。
223、在接班后,省调向网调汇报及了解内容是什么?
答:1、省调向网调汇报内容: ①互通值班调度员姓名; ②全省有关电网的机炉运行情况、最高最低可调出力及调度计划执行情况、设备缺陷情况、机炉开停计划、检修项目; ③全省220kV主结线运行方式(重点是主要联络线、联络变的方式),及主要联络线、联络变的潮流、设备缺陷情况; ④全省负荷水平及受(送)电平衡情况; ⑤重要操作及天气情况。
2、省调向网调了解内容: ①安徽、浙江、上海、网调直属主要发电厂300MW及以上机组和500kV直流输电系统的运行检修情况; ②全系统主要运行方式和变化情况; ③全系统总发电出力,备用出力和负荷水平及对全省执行日调度计划的要求; ④主系统的预定操作和主设备缺陷情况及对省调的要求 ;⑤新、富水电出力及水位情况; ⑥天气情况
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