葛洲坝电厂保护及安全自动装置介绍

葛洲坝电厂保护配置及基本原理,目录,1基本原理2主接线图简介3发电机及变压器保护介绍4线路及断路器保护介绍5安全自动装置6保护相关二次回路,一、基本原理,1、继电保护装置的定义当电力系统中的电力元件（如发电机、线路等）或电力系统本身发生了故障或危及其安全运行的事件时，发出告警信号或跳闸命令，以终止这些事件发展的成套硬件设备。保护电力元件的称继电保护装置；保护电力系统的称安全自动装置。为了保护电力运行设备及电力系统的正常运行，任何时候任何设备都不允许无保护状态运行。2、继电保护装置的任务将故障的电力设备从电力系统中切除，使其损坏程度减少到最小，保证无故障电力设备继续正常运行。反应不正常运行状态，发信号，在无人值班的变电所，保护可作用于减负荷或延时跳闸。,3、对继电保护装置的基本要求：选择性：保护装置选择故障元件的能力。即只切除故障设备或线路，以保证无故障部分正常运行。快速性：快速切除故障设备或线路，保证系统的稳定。灵敏性：对其保护范围内发生故障和不正常状态的反应能力。可靠性：包括安全性（即不拒动）和可信赖性（即不误动）。安全性是指应该动作的故障不应拒动；可信赖性是指不应该动作的故障不应误动。,2003年8月14日北美发生有史以来最大规模的停电灾难：一连串相继开断暂态电压跌落系统振荡发电机自我保护退出大范围停电雪崩式停运停运100多个电厂(20多个核电厂）停运几十条高压线路扰乱5000万人生活停电29小时经济损失高达300亿美元！,继2012年7月30日印度北方电网大停电之后，印度三大电网31日相继瘫痪数小时，涉及印度北部、东部、东北部大部分地区以及首都新德里，影响大约6亿人口用电。印度北方电网7月30日自凌晨起瘫痪，影响超过3亿人口，创下世界大型停电规模纪录。但一天后的再次停电，刷新这一纪录。停电原因至今未对外公布，但业内人士指出，电网基础设施落后、超负荷用电、电网结构不合理是主要因素。,4、继电保护的发展历程晶体管保护集成保护微机保护微机保护优点：调试方便，配置灵活，原理先进，结构紧凑，可靠性高，可与后台系统进行数据交换。,微机保护的发展：计算机本身的重大突破，大规模集成电路技术的飞速发展，其可靠性和实用性大大提高；早在1965年，就有人开始倡导用计算机构成保护，并开始作理论探索；1969年前后，第一台样机由美国西屋公司的Rockefeller教授研制成功；1977年，日本投入使用第一套微机保护装置；1984年初，华北电力学院研制出我国第一套微机线路保护，并投入试运行；90年代初，微机保护已开始进入发展成熟阶段。现在更是进入了数字化微机保护时代。,5、继电保护的构成一般情况而言，整套继电保护装置是由测量部分、逻辑部分和执行部分组成的，其原理结构图如下。,二、主接线介绍,1、电厂概况1970年12月30日开工，边勘测，边设计，边施工。1980年12月24日葛洲坝电厂成立。1981年1月截流，7月首台机组运行，1983年9月二江7台机组全部发电。1986年6月大江首台机组运行，1988年12月大江14台机组全部发电。总投资48.48亿元。,葛洲坝电厂现装机21台，共291万千瓦。二江7台机组共102万千瓦，大江14台机组共188.8万千瓦。其中1、2机为大机，17万千瓦；3、14机经增容后为13.4万千瓦；421机为小机，12.5万千瓦。葛洲坝电厂历年累计发电量达3455亿千瓦时，是我国第一座发电量达到3000亿千瓦时的电站。葛洲坝电厂多年平均发电量157亿千瓦时。机组年利用小时为5800小时/年（我国水电厂平均水平在3000小时/年左右，火电厂约6300小时/年）,大江电厂主接线图简介大江电厂为扩大单元接线方式，共4个扩大单元14台机组。500KV开关站采用3/2接线方式，其中4条进线由大江厂房引入，1条出线（葛军线）送到武汉军山，2条出线（葛双I、葛双II）送到荆门的双河变电站，再由姚双线与河南的姚孟电厂连接，1条进线（清葛线）由隔河岩电厂过来，2条出线（葛朝I、葛朝II）与朝阳变电站相连。,3/2接线方式的特点运行方式灵活多变，操作简便；投资大，维护工作量大，占地面积大。断路器、隔刀、地刀的编号规律厂房为8字头，以发电机为核心开关站为50字头，以线路为核心与线路有关的隔刀带6字地刀带7，靠母线侧为7，另为17,二江主接线简介,二江电厂：单元式接线方式，220KV开关站采用双母线带分段旁母运行方式。共7台机10条出线，1个母联，2个旁路，2台联络变压器。10条出线分别为：葛雁（小雁溪）线、葛陈（陈家冲）线、葛远（远安）线、葛坡（长坂坡）线、葛桔I、II（桔城变）线、葛白I（白家冲）回线、葛白II回线、葛点（点军）I、II线。,双母带分段旁母接线方式的特点其特点是设备少、投资省、操作简便、宜于扩建，但灵活性和可靠性相对较差。断路器、隔刀、地刀的编号规律发电机G01G07；线路G31-G38；旁路G41、G44母联G42；发电机出口断路器803-806隔刀：靠近I母侧为1（如311）、靠近II母侧为2如（312），靠近旁母侧为3（如313）地刀：靠近I母侧为51（如3151）、靠近II母侧为2如（3152）,三、发电机及变压器保护介绍,1、机组保护葛洲坝电厂大江、二江所采用的都是南瑞继保的RCS-985系列大型水轮发电机变压器成套保护装置。所不同的是由于大江、二江电厂接线方式的差异，二江电厂是将发电机、变压器保护合二为一，并且采用双重化配置，而大江电厂将发电机保护与变压器保护分开配置。,装置采用整体面板、全封闭机箱、抗干扰能力强。14块插件出口和信号（输出跳闸出口接点，保护动作信号）、5块插件强电开入板（将外部的110/220V信号转变成弱电电平)、6块插件电源板（将直流110/220V逆变成弱电电压)、8块插件核心部件，完成保护和逻辑运算、912块插件交流插件（隔离；转换成满足A/D转换量程要求的电压）,管理机的构成:管理机主要由软驱插件、Bitbus网卡（主视）、软驱卡、LED液晶显示卡、CPU主板。小键盘卡、开出板、开入板、告警插件、通讯指示插件、信号插件及电源插件等组成。同时还设有两个RS232串行通讯口，串口2为工控机系统与便携机联机，串口1为成套保护装置与RTU（或LCU）联机。,2主变保护：主要故障类型内部故障：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。外部故障：绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接地短路，引出线之间发生的相间故障。不正常工作状态：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，外加电压过高或频率降低引起的过激磁等。主变保护配置情况第一至四单元保护装置为北京四方生产的CSC-316型变压器保护装置。,3、瓦斯保护瓦斯保护是变压器的主保护，能有效地反映变压器内部故障。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。,变压器内部故障时，故障点局部发热，引起油类溶解的空气逸出，同时，由于电离作用变压器油和其他杂质分解，形成气泡上升，进入瓦斯继电器的开口杯中，开口杯于是上浮，带动干簧触点接通，发出信号。当变压器内部故障严重时，产生强烈的瓦斯，使主变压器内部压力突增，产生很大的油流向油枕方向冲击，因油流冲击挡板，挡板克服弹簧的阻力，使干簧触点接通，作用于跳闸。,差动保护不能代替瓦斯保护，因为差动保护不能反应铁心过热、油面下降等故障，当变压器绕组发生少数线匝的匝间短路时，虽然短路匝内短路电流很大，并会造成局部绕组严重过热，产生强烈的油流冲击，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护没有反应。而瓦斯保护却能灵敏反应。,线路保护类型,线路保护一般分为,电流保护,零序电流,阻抗保护,纵联保护,电压保护,四、线路保护及断路器保护简介,三段式电流保护I段：只能保护线路一部分,最大运行方式约全长的50%，最小保护范围不应小于全长的1520,II段：可以保护本线路全长，通常要求段延伸到下一段线路的保护范围，但不能超出下一段线路段的保护范围。III段：不仅能够保护本线路的全长，而且也能保护相邻线路的全长。,方向过电流保护多电源网络增加方向元件保证选择性:分析：双侧电源供电情况下，K1故障，对误动作的保护3而言，实际短路功率的方向都是由线路流向母线，这与在线路故障时正确动作的保护2的短路功率方向刚好相反。,方向过电流保护解决方法：利用判别短路功率方向或电流、电压之间的相位关系，就可以判别发生故障的方向。,方向元件配置+整定即为了消除这种无选择的动作，就需要在可能误动作的保护上增设一个功率方向闭锁元件，该元件只当短路功率方向由母线流向线路时，才允许保护动作。从而使继电保护的动作具有一定的方向性。从硬件配置上看：方向性继电保护的主要特点就是在原有保护的基础上增加一个功率方向判别元件，以保证在反方向故障时把保护闭锁使其不致误动作。同方向的保护，它们的灵敏度应相互配合:IdZ。1IdZ.3IdZ.5t1t3t5,距离保护的工作原理断路器处所装距离保护测量元件的输入是该处的母线电压和流过该线路上的电流。是反应电流增大和电压降低（即测量阻抗降低）而动作的一种保护。当故障点距保护安装处越近时，保护装置感受的距离越小，保护的动作时间就越短(段）；反之，当故障点离保护安装处远时，保护装置感受的距离越大，保护的动作时限就越长(段）。这样，故障将总是由距故障点近的保护首先切除，从而保证在任何形状电网中，故障线路都能有选择地切除。因此，距离保护的测量元件应能测量故障点到保护安装处的距离。而测量故障点到保护安装处的距离，实际上是测量故障点至保护安装处的线路阻抗。,距离保护的整定计算距离保护第段的整定：一般按躲开下一条线路出口处相间短路故障的原则来整定，一般为本线路阻抗的70%整定。距离保护第段的整定：距离段定值，按本线路末端发生金属性相间故障有足够灵敏度整定。与相邻线距离保护第段相配合，考虑原则与限时电流速断保护相同。距离保护第段的整定：距离段定值按可靠躲过本线路的最大事故过负荷电流对应的最小阻抗整定，并与相邻线路距离段配合。,三段式距离保护的保护范围及时限配合阶梯型三段式距离保护I段的保护范围为线路全长的（8085），动作时限为各继电器固有动作时间之和，约0.1s以内，称为瞬时动作。作为本线路的主保护。距离保护段的保护范围为被保护线路的全长及下一线路的（3040），不超过相邻线路距离I段的保护范围，动作时限要与下一线路距离I段动作时限配合，一般取0.5S左右。作为本线路的主保护。距离保护III段为后备保护，一般其保护范围较长，包括本线路和下一线路的全长乃至更远。距离III段的动作时限是按阶梯原则整定的，即本线路距离III段动作时限比下一线路距离III段的动作时限大t(约05S)。主要作为相邻线路的后备保护。,输电线路的过电流保护、距离、零序保护，其瞬时动作的第一段都不能保护线路的全长，约有50%-15%的线长由延时起跳的二段来出口。在220KV以上这是不允许的。220KV以上线路要求全线速动，100%纳入主保护范围内。显然靠反应一侧电气量（电流、电压）变化的保护无法满足，而同时反应两侧电气量变化的保护能够完成全线范围内的瞬时切除。由于技术和经济上的原因，现场一般将根据电流差动原理构成的纵联差动保护作为短线路主保护使用，而利用光纤、载波通道传送测量信息并根据电流差动原理、方向比较原理构成的纵联差动保护广泛运用于各种长度的高压输电线路保护中。,高压电网纵联保护原理,正常运行时，线路AB两侧的电流大小相等，相位差为180度,显然外部短路时，结论与正常运行相同。,区内故障时电流相位相同。则有：若两侧电流相位相同，则判为内部故障；若两侧电流相位相反，则判为外部故障。,纵联保护分类1,1、按通道分类：为了交换信息，需要利用通道。纵联保护按照所利用通道的不同类型可以分为4种，通常纵联保护也按此命名：(1)导引线纵联保护(导引线保护)；(2)电力线载波纵联保护(高频保护)；(3)微波纵联保护(微波保护)；(4)光纤纵联保护(光纤保护)。,纵联保护的比较：,导引线保护：用多芯电缆专线，比较适合10KM以下线路。高频保护：是以输电线载波通道作为通信通道的纵联差动保护。通道可靠性差。高频保护广泛应用于高压和超高压输电线路，是比较成熟和完善的一种无时限快速保护。光纤保护：损耗小、通道抗干扰能力强，可传送数字信号、可靠性高，是未来的发展趋势。微波保护：波长110CM，可同时传送多路信号。,高频保护在实现的过程中，需要解决一个如何将功率方向或电流相位转化为高频信号，以及如何进行比较的问题。实现高频保护，同时也必须解决利用输电线路作为高频通道的问题。(1)“相-相”式。通道利用输电线路的两相导线作为高频通道。虽然采用这种构成方式高频电流衰耗小，但由于需要两套构成高频通道的设备，因而投资大、不经济，所以很少采用。(2)“相-地”式。在输电线路的同一相两端装设高频耦合和分离设备，将高频收发信机接在该相导线和大地之间，利用输电线路的一相(该相称加工相)和大地作为高频通道。这种接线方式的缺点是高频电流的衰减和受到的干扰都比较大，但由于只需装设一套构成高频通道的设备，比较经济，因此在我国得到了广泛的应用。,图6“相-地”式载波高频通道原理示意图,“相-地”式高频通道的构成利用“导线一大地”作为高频通道是最经济的方案，因为它只需要在一相线路上装设构成通道的设备。缺点是高频信号的衰耗和受到的干扰都比较大。,高频阻波器+耦合电容器,高频通道的工作方式,高频通道的工作方式可以分为经常无高频电流（即所谓故障时发信，220KV高频闭锁）和经常有高频电流（即所谓长期发信）两种方式。在这两种工作方式中，根据传送的信号性质为准，又可以分为传送闭锁信号、允许信号和跳闸信号三种类型。这三种类型均运用于间接比较方式的方向高频保护中。,闭锁式、允许式比较,目前高频方向元件有三种：功率方向元件、距离方向元件、零序方向元件。后两者分别对应高频闭锁距离保护、高频闭锁零序保护；这两种保护由于是多时限的阶梯配置，能起到相邻段的远后备保护作用。,高频闭锁距离（纵联距离）保护,高频闭锁距离保护的基本原理是利用负序增量电流或距离段、或段（无时限）元件作为起动元件，在故障时起动高频收发信机，发送高频闭锁信号，利用距离段（无时限）或段（无时限）方向阻抗继电器作为故障功率方向判别元件(测量元件)，如果内部故障，两侧距离保护段或段测量元件动作，阻止本侧发送高频闭锁信号，两侧瞬时跳闸切除故障。,高频闭锁零序（纵联零序）保护,高频闭锁零序保护的基本原理是利用零序段或段元件作为起动元件，在故障时起动高频收发信机，发送高频闭锁信号。利用零序段（无时限）方向继电器作为故障功率方向判别元件(测量元件)。如果内部故障，两侧零序段（无时限）方向继电器测量元件动作，阻止本侧发送高频闭锁信号，瞬时跳闸切除故障。闭锁式零序方向纵联保护与闭锁式距离纵联保护相同，只需要用三段式零序方向保护代替三段式距离保护元件，并与收、发信机相配合即可。,光纤电流差动保护,规定TA的正极性端指向母线侧，电流的参考方向以母线流向线路为正方向。,专用光纤,RCS-931,RCS-931,保护机房,保护机房,复接PCM（复用光纤）,动作电流(差动电流)为：制动电流为：差流元件动作方程：,光纤电流纵差保护原理,如图示：区内故障时，两侧实际短路电流都是由母线流向线路，和参考方向一致，都是正值，差动电流就很大，满足差动方程，差流元件动作。,区内故障示意图,区外故障时，一侧电流由母线流向线路，为正值，另一侧电流由线路流向母线，为负值，两电流大小相同，方向相反，所以差动电流为零，差流元件不动作。,区外故障示意图,母线保护的配置,母线保护主要元件：电流差动失灵保护CT断线,比率差动继电器大差和小差,I母小差,II母小差,大差,I母小差差动电流：I母小差制动电流：II母小差差动电流：II母小差制动电流：大差差动电流：大差制动电流：,常规比率差动继电器大差和小差,比例差动母差保护,比例差动元件动作方程及动作特性曲线,常规比率差动继电器大差和小差,大差：I母和II母上的所有支路的电流相量和，大差是判区内还是区外故障小差：I母的小差是I母上所有支路的电流和母联电流的相量和II母的小差是II母上所有支路的电流和母联电流的相量和小差选故障母线！,常规比率差动继电器大差和小差,大差：I母和II母上的所有支路的电流相量和，大差是判区内还是区外故障小差：I母的小差是I母上所有支路的电流和母联电流的相量和II母的小差是II母上所有支路的电流和母联电流的相量和小差选故障母线！,大差：I母和II母上的所有支路的电流相量和，大差是判区内还是区外故障,小差：I母的小差是I母上所有支路的电流和母联电流的相量和II母的小差是II母上所有支路的电流和母联电流的相量和小差选故障母线！,常规比率差动继电器大差和小差,母线差动保护的电压闭锁元件,为防止TA断线使差动保护误出口，母差保护一般均设置出口经复压闭锁的元件，其判据为：UUbs3U0U0bsU2U2bs其中U为相电压，3U0为三倍零序电压(自产),U2为负序相电压,Ubs为相电压闭锁值，U0bs和U2bs分别为零序、负序电压闭锁值。以上三个判据任一个动作时，延时3秒报相应母线电压闭锁元件开放。,母差保护的工作框图,断路器保护的配置,断路器保护主要元件：失灵三相不一致死区充电重合闸,电抗器保护的配置,电抗器保护主要元件：电流差动匝间分相过流零序过流中性点过流过负荷,五、安全自动装置,电力系统安全自动装置，是指防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电的自动保护装置。,交直流切机装置介绍原理,电力系统正常运行时，原动机供给发电机的功率总是等于发电机送给系统供负荷消耗的功率。如图所示，当电力系统突然受到某种扰动后，系统运行点由特性曲线上的a点突变到曲线上的b点，