电厂基本知识问答集锦

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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气进行加热,加热后的空气分别送到磨煤机(做为热风源)、排粉机、一次风箱和二次风箱。 喷燃器布置在炉膛四角(或前后墙),数目多时可上下分层。给粉机把煤粉送入喷燃器,一次风引入喷燃器把煤粉吹入炉膛。二次风口布置在喷燃器近旁,喷入助燃空气。直吹式锅炉由排粉机将煤粉直接吹入炉膛。煤粉燃烧后形成飞灰(细灰和粗灰)和灰渣。飞灰随烟气经水平烟道、垂直烟道到除尘器,除尘器把烟气中98%以上的细灰除下落入除尘器下部的灰斗中,极少的细灰随烟气经吸风机送入烟囱排入大气;灰渣则落入炉膛底部形成炉底渣,由除灰设备定时除出炉外。 省煤器分层布置在垂直烟道中,它把给水母管送来的水利用烟气进行加热再送到汽包中。 汽包布置在锅炉顶部,它在锅炉的汽水循环中起着接收来水、储水和进行汽水分离的作用。 汽包中的水经下降管、水冷壁下联箱(它们都布置在炉膛外壁)送到水冷壁。在强制循环式锅炉的下降管中安装有强制循环泵,加强水循环。 水冷壁是布置在炉膛四周的排管,在炉膛内燃烧的燃料所放出的热把水冷壁管内的水加热成汽水混合物。汽水混合物经水冷壁上联箱和上升管进入汽包。汽包中的汽水分离器把汽水混合物进行分离,分离出的蒸汽送到过热器,余下的水留在汽包中继续参加水循环。直流式锅炉没有汽包,水冷壁将水直接加热成蒸汽送入过热器。 过热器布置在炉膛上部和水平烟道中,它把蒸汽加热并调节成符合规定温度的过热蒸汽,过热蒸汽经集汽联箱、主汽门到汽轮机。过热器又可分为低温过热器和高温过热器。在锅炉水平烟道入口处装有屏式过热器,在炉膛顶部装有顶棚过热器。 再热式机组的再热器也布置在水平烟道和垂直烟道中,再热器的功能是将在汽轮机高压缸做过功的蒸汽再次加热到一定温度送回到气轮机中压缸继续做功。

 

5、目前我国对于单元制机组一般采用什么方法启动?试述其含义。

答:一般采用滑参数启动。滑参数启动按操作方法分为压力法和真空法两种。 压力法滑参数启动就是锅炉先要产生一定温度和压力的蒸汽之后才开启电动主闸门及主汽门冲动汽轮机。启动参数一般为0.8～1.5 Mpa、220～250°C。这种启动方法由于操作简单、控制方便而被广泛采用。 真空法启动就是启动前全开电动主闸门、主汽门和调速汽门,真空区一直扩展到锅炉汽包,点火后炉水在真空状态下汽化,在不到0.1 Mpa的压力下就可以冲动汽轮机,随着锅炉燃烧的增强,一方面提高汽温、汽压,一方面汽轮机升速、定速、并网、带负荷。由于真空法滑参数启动具有疏水困难、蒸汽过热度低、汽机转速不易控制、易引起水冲击等安全性较差及再热器出口温度很难提高、抽真空困难等缺点,目前真空法滑参数启动已很少采用。 滑参数启动按启动前汽缸金属温度的高低可分为冷态滑参数启动和热态滑参数启动。启动时高压缸调节级汽室下内壁温度低于它在额定参数下维持空转的金属温度时称为冷态滑参数启动;如果高压缸调节级汽室下内壁温度高于此温度则称为热态滑参数启动。

 

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720mm水银柱,另由压力表测得当时的大气压力是750mm水银柱,则凝汽器的绝对压力和真空度各为: P =(h - h1)/735.6 =(750 - 720)/735.6=0.04(工程大气压)真空度 = h1/ h×100% =(720/750)×100% =96%。

 

9、什么是汽轮机调速系统的迟缓率、速度变动率和调差系数?

答:汽轮机调速系统的迟缓率是指在调速系统中由于各部件的摩擦、卡涩、不灵活以及连杆、绞链等结合处的间隙、错油门的重叠度等因素造成的动作迟缓程度。机械液压型调速器最好的迟缓率ε= 0.3～0.4 %。采用电液压式数字型调速器灵敏度很高,迟缓率(人工死区)可以调节到接近于零。 速度变动率是指汽轮机由满负荷到空负荷的转速变化与额定转速之比,其计算公式为:δ=(n1 - n2)/n×100%式中n1汽轮机空负荷时的转速, n2: 汽轮机满负荷时的转速, n汽轮机额定转速。对速度变动率的解释如下:汽轮机在正常运行时,当电网发生故障或汽轮发电机出口开关跳闸使汽轮机负荷甩到零,这时汽轮机的转速先升到一个最高值然后下降到一个稳定值,这种现象称为"动态飞升"。转速上升的最高值由速度变动率决定,一般应为4～5 %。若汽轮机的额定转速为3000转/分,则动态飞升在120～150转/分之间。速度变动率越大,转速上升越高,危险也越大。 汽轮机调速系统的静态频率调节效应系数kf的倒数为调速系统的调差系数。调差系数的计算公式为: kδ=△f(%)/△P(%)式中: △f(%): 电网频率变化的百分数,△P(%): 汽轮发电机组有功功率变化的百分数。调差系数的大小对维持系统频率的稳定影响很大。为了减小系统频率波动,要求汽轮机调速系统有合理的调差系数值,一般为4%～5 %。

 

10、什么是蒸汽一燃气联合循环机组,运行上有何特点?

答:蒸汽－燃气联合循环机组是把蒸汽轮机循环以及燃气轮机循环综合在一起的动力装置。

　　用提高初温的办法来提高蒸汽轮机循环的效率时,受到金属材料的限制,使初温难以继续提高。由于蒸汽轮机的循环终参数较低,而燃气轮机循环的初参数却较高,所以蒸汽-燃气联合循环机组,利用燃气轮机循环有较高初温及蒸汽轮机循环有较低终参数的优点来提高整个循环的热效率。

采用不同方式的机组特点不同。

　　余热锅炉联合循环机组特点是:汽轮机的容量和新蒸汽参数由燃气轮机容量、排汽温度决定,汽轮机不能单独运行,而且汽轮机负荷随燃气轮机而变动。

　　补燃余热锅炉联合循环机组特点是:加装补燃器,利用燃气轮机排气中还有14％－18％的氧帮助燃烧,增加输入热量,提高汽轮机的功率和效率。

　　增压锅炉联合循环机组特点是:因锅炉增加燃烧,燃烧迅猛,使传热系数大为增加,燃气轮机的蒸汽参数随燃气轮机进气温度提高而增加;燃气轮机和汽轮机都不能单独运行。

　　排气助然锅炉联合循环机组特点是:不仅回收燃气轮机的排气余热,同时充分利用排气中的余热,燃气轮机和汽轮机可以分开运行;可配置高参数大型汽轮机;锅炉中的所用燃料可任意选择。

 

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工作站组成,如数据采集站、过程控制站、工程师(操作员)操作站、运行远操作站等。这些工作站可独立或配合完成数据采集与处理、控制、计算等功能,便于实现功能、地理位置和负载上的分散。且当个别工作站故障时,仅使系统功能略有下降,不会影响整个系统的运行,因此是危险分散。 各种类型分散控制系统的构成基本相同,都由通信网络和工作站(节点)两大部分组成。 分散控制系统可以组成发电厂单元机组的数据采集系统（DAS)、自动控制系统(ACS)、顺序控制系统(SCS)及安全保护等,实现计算机过程控制。

　　 用DCS实现大型火电机组自动化的主要优点是: 1) 连续控制、继续控制、逻辑控制和监控等功能集中于统一的系统中,可由品种不多的硬件,凭借丰富的软件和通信功能来实现综合控制,既节省投资,又提高了系统的可靠性、可操作性和维修性。 2) 可按工艺、控制功能、可靠性要求由功能和地理位置不同的各个工作站组成控制系统,系统结构灵活,且大大节省电缆。 3) 一个站的故障不会影响其它站的正常运行,系统可靠性高。 4) 各种监视控制功能均采用软件模块来完成,所以修改方便,易于实现高级控制。

 

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力运行。在汛期,水库水位达到防洪调度线,为保证水库安全运行,水库要泄洪。 水库调度原则是:按设计确定的综合利用目标、任务、参数、指标及有关运用原则,在确保水库工作安全的前提下,充分发挥水库最大的综合效益。

 

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,等效电抗就越小,所吸收的无功功率就越大。在重负荷下失磁后,由于过电流,将使发电机定子过热。 3、对于直接冷却高力率的大型汽轮发电机,其平均异步转矩的最大值较小,惯性常数也相对降低,转子在纵轴和横轴方面,也呈较明显的不对称。由于这些原因,在重负荷下失磁后,这种发电机转矩、有功功率要发生剧烈的周期性摆动。对于水轮发电机,由于平均异步转矩最大值小,以及转子在纵轴和横轴方面不对称,在重负荷下失磁运行时,也将出现类似情况。这种情况下,将有很大甚至超过额定值的电机转矩周期性地作用到发电机的轴系上,并通过定子传递到机座上。此时,转差也作周期性变化,其最大值可能达到4%~5%,发电机周期性地严重超速。这些情况,都直接威胁着机组的安全。 4、失磁运行时,定子端部漏磁增强,将使端部的部件和边段铁芯过热。

 

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动。这种启动方式可减少调相机的启动电流,又能保持一定的母线电压水平,有利正常供电。这种启动方式多用于容量较小的调相机,调相机所受的冲击电流应小于0.74/Xd",母线电压应不低于90%额定电压。

　　5、同轴励磁机启动:利用同轴主励磁机作为直流电动机启动调相机。

这种启动方式的优点是:启动平稳,调速平滑,可调至调相机的同步转速。但由于同轴励磁机作为直流电动机,有一定损耗。因此,选择同轴励磁容量应大些,并在启动时同轴励磁机应改为它励。

 

30、抽水蓄能机组有那几种运行工况?如何进行转换?

答:抽水蓄能机组具有发电、抽水、发电调相、水泵调相四种运行工况。 现代的抽水蓄能机组都要能做旋转备用,为节省动力一般使水泵水轮机在空气中旋转(向水轮机方向或水泵方向旋转),在电网有需要时即可快速地带上负荷或投入抽水或调相。在蓄能机组抽水时,如需快速发电 可以不通过正常抽水停机而直接转换到发电状态,即在电机和电网解列后利用水流的反冲作用使转轮减速并使之反转,待达到水轮机同步转速时迅速并网发电。抽水蓄能一般实现如下工况转换: 静止至发电空载; 发电空载至满载; 静止至空载水泵; 空载水泵至满载水泵; 满载抽水至满载发电; 满载抽水至静止; 发电满载至发电调相; 发电调相至静止; 抽水满载至空载。

 

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500/220kV环网运行情况下,许多系统潮流分配难于达到最经济。

　　4)、需要装设高压线路因故障停运后联锁切机、切负荷等安全自动装置。但实践说明,若安全自动装置本身拒动、误动将影响电网的安全运行。

一般情况中,往往在高一级电压线路投入运行初期,由于高一级电压网络尚未形成或网络尚不坚强,需要保证输电能力或为保重要负荷而又不得不电磁环网运行。

 

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)关系而造成的波形畸变。 当电力系统向非线性设备及负荷供电时,这些设备或负荷在传递(如变压器)、变换(如交直流换流器)、吸收(如电弧炉)系统发电机所供给的基波能量的同时,又把部分基波能量转换为谐波能量,向系统倒送大量的高次谐波,使电力系统的正弦波形畸变,电能质量降低。当前,电力系统的谐波源主要有三大类。 1)、铁磁饱和型:各种铁芯设备,如变压器、电抗器等,其铁磁饱和特性呈现非线性。 2)、电子开关型:主要为各种交直流换流装置(整流器、逆变器)以及双向晶闸管可控开关设备等,在化工、冶金、矿山、电气铁道等大量工矿企业以及家用电器中广泛使用,并正在蓬勃发展;在系统内部,如直流输电中的整流阀和逆变阀等。 3)、电弧型:各种冶炼电弧炉在熔化期间以及交流电弧焊机在焊接期间,其电弧的点燃和剧烈变动形成的高度非线性,使电流不规则的波动。其非线性呈现电弧电压与电弧电流之间不规则的、随机变化的伏安特性。 对于电力系统三相供电来说,有三相平衡和三相不平衡的非线性特性。后者,如电气铁道、电弧炉以及由低压供电的单相家用电器等,而电气铁道是当前中压供电系统中典型的三相不平衡谐波源。 谐波对电网的影响: 1、谐波对旋转设备和变压器的主要危害是引起附加损耗和发热增加,此外谐波还会引起旋转设备和变压器振动并发出噪声,长时间的振动会造成金属疲劳和机械损坏。 2、谐波对线路的主要危害是引起附加损耗。 3、谐波可引起系统的电感、电容发生谐振,使谐波放大。当谐波引起系统谐振时,谐波电压升高,谐波电流增大,引起继电保护及自动装置误动,损坏系统设备(如电力电容器、电缆、电动机等),引发系统事故,威胁电力系统的安全运行。 4、谐波可干扰通信设备,增加电力系统的功率损耗(如线损),使无功补偿设备不能正常运行等,给系统和用户带来危害。 限制电网谐波的主要措施有:增加换流装置的脉动数;加装交流滤波器、有源电力滤波器;加强谐波管理。

 

40、什么是电力系统序参数?零序参数有何特点?与变压器接线组别、中性点接地方式、输电线架空地线、相邻平行线路有何关系?

答:对称的三相电路中,流过不同相序的电流时,所遇到的阻抗是不同的,然而同一相序的电压和电流间,仍符合欧姆定律。任一元件两端的相序电压与流过该元件的相应的相序电流之比,称为该元件的序参数(阻抗)。 负序电抗是由于发电机转子运动反向的旋转磁场所产生的电抗,对于静止元件(变压器、线路、电抗器、电容器等)不论旋转磁场是正向还是反向,其产生的电抗是没有区别的,所以它们的负序电抗等于正序电抗。但对于发电机,其正向与反向旋转磁场引起的电枢反应是不同的,反向旋转磁场是以两倍同步频率轮换切割转子纵轴与横轴磁路,因此发电机的负序电抗是一介于X〃ｄ及X〃ｑ的电抗值,远远小于正序电抗Xd。 零序参数(阻抗)与网络结构,特别是和变压器的接线方式及中性点接地方式有关。一般情况下,零序参数(阻抗)及零序网络结构与正、负序网络不一样。 对于变压器,零序电抗则与其结构(三个单相变压器组还是三柱变压器)、绕组的连接(△或Y)和接地与否等有关。 当三相变压器的一侧接成三角形或中性点不接地的星形时,从这一侧来看,变压器的零序电抗总是无穷大的。因为不管另一侧的接法如何,在这一侧加以零序电压时,总不能把零序电流送入变压器。所以只有当变压器的绕组接成星形,并且中性点接地时,从这星形侧来看变压器,零序电抗才是有限的(虽然有时还是很大的)。 对于输电线路,零序电抗与平行线路的回路数,有无架空地线及地线的导电性能等因素有关。零序电流在三相线路中是同相的,互感很大,因而零序电抗要比正序电抗大,而且零序电流将通过地及架空地线返回,架空地线对三相导线起屏蔽作用,使零序磁链减少,即使零序电抗减小。 平行架设的两回三相架空输电线路中通过方向相同的零序电流时,不仅第一回路的任意两相对第三相的互感产生助磁作用,而且第二回路的所有三相对第一回路的第三相的互感也产生助磁作用,反过来也一样.这就使这种线路的零序阻抗进一步增大。

 

41、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。因为频率下降时,会引起机内电势下降而导致电压降低,同时,由于频率降低,使发电机转速降低,同轴励磁电流减小,使发电机的机端电压进一步下降。

　　4)对厂用电安全运行的影响。当低频运行时,所有厂用交流电动机的转速都相应的下降,因而火电厂的给水泵、风机、磨煤机等辅助设备的出力也将下降,从而影响电厂的出力。其中影响最大的是高压给水泵和磨煤机,由于出力的下降,使电网有功电源更加缺乏,致使频率进一步下降,造成恶性循环。

　　5)对用户的危害:频率下降,将使用户的电动机转速下降,出力降低,从而影响用户产品的质量和产量。另外,频率下降,将引起电钟不准,电气测量仪器误差增大,安全自动装置及继电保护误动作等。

 

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与节点电压相位有关,无功功率主要与节点电压幅值有关的特点,实现P-Q分解,使系数矩阵由原来的2N×2N 阶降为N×N阶,N为系统的节点数(不包括缓冲节点)。 (2)因子表固定化 利用了线路两端电压相位差不大的假定,使修正方程系数矩阵元素变为常数,并且就是节点导纳的虚部。 由于以上两个特点,使快速分解法每一次迭代的计算量比牛顿法大大减少。快速分解法只具有一次收敛性,因此要求的迭代次数比牛顿法多,但总体上快速分解法的计算速度仍比牛顿法快。 快速分解法只适用于高压网的潮流计算,对中、低压网,因线路电阻与电抗的比值大,线路两端电压相位差不大的假定已不成立,用快速分解法计算,会出现不收敛问题。

 

50、电力系统中,短路计算的作用是什么?常用的计算方法是什么?

答:短路计算的作用是:(1) 校验电气设备的机械稳定性和热稳定性;(2) 校验开关的遮断容量;(3) 确定继电保护及安全自动装置的定值;(4) 为系统设计及选择电气主接线提供依据;(5) 进行故障分析;(6) 确定输电线路对相邻通信线的电磁干扰。常用的计算方法是阻抗矩阵法,并利用迭加原理,令短路后网络状态=短路前网络状态+故障分量状态,在短路点加一与故障前该节点电压大小相等、方向相反的电势,再利用阻抗矩阵即可求得各节点故障分量的电压值,加上该节点故障前电压即得到短路故障后的节点电压值。继而,可求得短路故障通过各支路的电流。

 

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。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向,则当被保护线路外部故障时,总有一侧看到的是反方向。其特点是: 1)要求正向判别启动元件对于线路末端故障有足够的灵敏度; 2)必须采用双频制收发信机。 2、相差高频保护是比较被保护线路两侧工频电流相位的高频保护。当两侧故障电流相位相同时保护被闭锁,两侧电流相位相反时保护动作跳闸。其特点是: 1)能反应全相状态下的各种对称和不对称故障,装置比较简单; 2)不反应系统振荡。在非全相运行状态下和单相重合闸过程中保护能继续运行; 3)不受电压回路断线的影响; 4)对收发信机及通道要求较高,在运行中两侧保护需要联调; 5)当通道或收发信机停用时,整个保护要退出运行,因此需要配备单独的后备保护。 3、高频闭锁距离保护是以线路上装有方向性的距离保护装置作为基本保护,增加相应的发信与收信设备,通过通道构成纵联距离保护。其特点是: 1)能足够灵敏和快速地反应各种对称与不对称故障; 2)仍保持后备保护的功能; 3)电压二次回路断线时保护将会误动,需采取断线闭锁措施,使保护退出运行。

 

55、相差高频保护有何优缺点?

答:优点: 1、能反应全相状态下的各种对称和不对称故障,装置比较简单。

　　2、不反应系统振荡。在非全相运行状态下和单相重合闸过程中,保护能继续运行。

　　3、保护的工作情况与是否有串补电容及其保护间隙是否不对称击穿基本无关。

　　4、不受电压二次回路断线的影响。

缺点如下:

　　1、 重负荷线路,负荷电流改变了线路两端电流的相位,对内部故障保护动作不利。

　　2、 当一相断线接地或非全相运行过程中发生区内故障时,灵敏度变坏,甚至可能拒动。

　　3、对通道要求较高,占用频带较宽。在运行中,线路两端保护需联调。

　　4、线路分布电容严重影响线路两端电流的相位。线路长度过长限制了其使用。

 

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位置与开关位置不对应的原则来启动重合闸。

 

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合闸启动元件。其缺点:不能弥补和减少断路器误动造成的影响和损失。

 

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,则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0.1秒的延时。

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造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击,但表现在相电流上却并不大,因此差动保护没有反应,但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应,这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。

 

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。

 

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件是电抗器或变压器。

 

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。

　　8)在采用同类断路器或断路器跳闸时间差异不大的变电所,保护装置能保证母线故障时母联断路器先跳开。

　　9)母联断路器的电流互感器与母联断路器之间的故障,由母线保护与断路器失灵保护相继跳开两组母线所有连接元件。

　　10)在500kV母线上,使用暂态型电流互感器,当双母线接线隔离开关双跨时,启动元件可不带制动特性。在220kV母线上,为防止双母线接线隔离开关双跨时保护误动,因此启动元件和选择元件一样均有比率制动特性。

 

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。如果量测量多于两个即具有冗余性。一般母线遥测量包括有母线电压幅值及由所连各元件有功、无功功率所形成的两个注入量,具有很大的冗余性,有的元件还有电流量的量测,则更增大了量测的冗余性。

　　电力系统状态估计就是利用实时量测系统的冗余性,应用估计算法来检测与剔除坏数据,提高数据精度及保持数据的前后一致性,为网络分析提供可信的实时潮流数据。

　　运用状态估计必须保证系统内部是可观测的,系统的量测要有一定的冗余度。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。