电气二次讲义修复的11

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流电气二次讲义 (修复的)11.精品文档.东北区域发电机组并网安全条件及评价电气二次设备评价单元讲 义概述在电力系统中，对继电保护装置、安全自动控制装置、电力专用通信装置、电网调度自动化装置和直流供电装置等，习惯上称为电气二次设备，由这些设备分别构成的系统称为电气二次系统。电气二次系统是整个电力系统不可缺少的重要组成部分。二次系统的功能是实现人与一次系统的联系，并加强一次系统的内部联系，支撑一次系统或设备安全、可靠、稳定运行。依据东北区域发电机组并网安全条件及评价实施细则中关于发电机组并网安全基本条件（新修订版）电气二次设备评价项目的划分，本讲

2、义分为七个部分对电气二次设备评价进行介绍：一、 发电机的励磁系统二、 继电保护及安全自动装置三、 调度自动化系统四、 电力系统通信五、 直流系统六、 静止变频器七、 电力二次系统安全防护此外，还对近几年来现场评价发现电厂普遍存在的一些相同问题进行了统计，以供大家参考。第一章 发电机的励磁系统同步发电机是电力系统能源的生成元件，它将原动机的机械能转变为电能。在这种能量转换中，励磁系统起着关键作用，可以说没有励磁系统就不可能将原动机的机械能转换成电能，鉴于励磁系统的这种关键作用，因此在安全性评价中，必须对励磁系统的评价给予特殊重视。我们知道，发电机定子开有槽，槽内布置着电枢绕组。定子的三相绕组在空

3、间上彼此相差120电角度，如果通过三相对称电流，便要产生一旋转磁场，定子的旋转磁场与转子的磁极磁场在气隙上按正弦分布并保持同步旋转，通过电磁拉力将原动机的机械功率转换成电功率输送到电网中。发电机的转速与磁极的对数有一定关系，汽轮发电机的转速高，磁极对数少，转子所受离心力大，通常采用隐极式转子；水轮发电机转速低，磁极对数多。水轮发电机为了加工方便，采用凸极式转子。不同结构的发电机，运行特性也不一样。第一节 发电机的励磁系统简介励磁系统是发电机的重要组成部分，它包括供给发电机励磁电流的直流电源及其电路的控制设备和自动装置等。在电力系统发生故障或其他暂态过程中，发电机的工作状态在很大程度上与励磁系统

4、有关。特别是近年来单机容量和输电距离不断增长，对励磁系统的要求更高，励磁系统对电力系统运行稳定性和发电机本身工作的可靠性的影响就更大了。发电机的励磁系统一般由励磁功率单元和励磁调节器两个主要部分组成，如图1-1所示。励磁功率单元向发电机转子提供励磁电流，而励磁调节器则根据输入信号和给定的调节准则控制励磁功率单元的输出。励磁系统向发电机的励磁绕组提供励磁电流以建立转子磁场，并根据发电机运行工况自动调节励磁电流以维持机端电压和系统电压水平，并决定着电力系统中并联运行机组间无功功率的分配。电力系统 发电机励磁功率单元 输入信息励磁调节器励磁自动控制系统图1-1励磁自动控制系统构成框图一、对励磁系统的

5、基本要求（一）对励磁调节器的基本要求励磁调节器的主要任务是检测和综合系统运行状态的信息，以产生相应的控制信号，经放大后控制励磁功率单元以得到所要求的励磁电流，对它的要求如下：（1）系统正常运行时，励磁调节器能反应发电机电压的高低，以维持发电机电压在给定水平，并能合理分配机组之间的无功功率和便于实现无功功率的转移。（2）对远距离输电的发电机组，为了能在人工稳定区运行，要求励磁调节器没有失灵区。（3）能迅速反应系统故障，具备强行励磁控制功能，以提高暂态运行稳定性和改善系统运行条件。（4）具有低励限制功能。（5）具有较小的时间常数，能迅速响应输入信号的变化。（6）结构简单可靠，操作维护方便，并做到系

6、列化、标准化。（二）对励磁功率单元的要求励磁功率单元的主要任务是在励磁调节器的控制下，迅速地向发电机提供合适的励磁电流，对它的要求如下：（1）励磁功率单元应有足够的容量，以适应发电机各种工况的要求。（2）应具有足够的励磁顶值电压和电压上升速度，以改善电力系统的运行条件和提高系统的暂态稳定性。励磁顶值电压Ufm是指励磁功率单元在强行励磁时，可能提供的最高输出电压值。励磁顶值电压Ufm与额定工况下的励磁电压UfN之比称为强励倍数，其值的大小，一般为1.52.0。（3）励磁功率单元实质上是一个可控的直流电源，它应具有一定的独立性和可靠性，不受与发电机相联系的电力网络故障的影响。二、励磁系统的几种典型

7、结构（一）直流励磁机系统直流励磁机大多与发电机同轴，按励磁机的励磁绕组供电方式的不同又可分为自励式和他励式两种。这种励磁方式只能在100MW以下的容量机组采用。（二）交流励磁机带静止整流器励磁系统交流励磁机励磁系统根据励磁电源的供电方式和整流器的型式又可分为交流励磁机二极管整流励磁系统和交流励磁机带静止可控硅整流器的励磁系统。交流励磁机二极管整流励磁系统在早期国产300MW汽轮发电机组上采用。交流励磁机带静止可控硅整流器励磁系统在原产大容量机组采用较多，例如营口电厂俄制1号机组即是这种励磁方式。（三）交流励磁机带旋转整流器的无刷励磁系统这类励磁系统是将交流励磁机制成旋转电枢式的，而励磁机的励磁

8、绕组是静止的。鞍钢新建的燃煤汽机组采用的就是此类励磁系统。无刷励磁系统取消了电刷滑环，也带来了一些新的问题，即无法用常规方法测量转子电流、电压，监视转子温度，监视发电机励磁绕组回路的绝缘，监视整流桥上熔断器的熔断等，以致需采取特殊的测量和监视手段。另外，发电机励磁回路也装不上快速灭磁开关，只能在交流励磁中灭磁，因此，延长了灭磁时间。（四）无励磁机的静止可控硅励磁系统这是目前水、火电机组使用较多的励磁系统，因此，稍作一下详细介绍。这种励磁方式的励磁电源，一种是采用机端整流变压器供电，另一种是由发电机厂用母线引出的整流变压器供电。励磁电源取自厂用电的优点是厂用电上装有备用电源，供电可靠，而且不需要

9、启动设备；缺点是受到厂用电的扰动和故障的影响。而由机端整流变压器供电的励磁系统遭受到外部网络扰动和故障的影响小，但需要专用的启动装置。这两种方式在运行中均属自励方式，实用中采用机端变压器的居多，原理接线图如图1-2所示。 ZB AVR图1-2机端变压器励磁系统框图这种励磁系统直接从发电机端获取电源，经控制整流后送至转子回路，作为发电机的励磁电流，也称为自并励系统。这种励磁系统中，除转子本体及滑环这些属于发电机的部件外，没有因供应励磁电流而采用机械转动或机械接触类的元件，所以又称为全静止式励磁系统。它的主要优点是运行可靠性高，使用的元件数目少。在图1-2所示励磁系统中，励磁调节使用的电压互感器与

10、励磁电源ZB必须分开设置，否则调压器难以稳定工作。整流变压器的容量决定于励磁电流、顶值励磁电压、整流器的连接和励磁回路的电压降落。当强励倍数为1.8和三相桥式连接时，整流变压器的计算容量近似为额定励磁功率的2倍。第二节 励磁系统项目的评价励磁系统在“必备条件评价单元”涉及项目4项，在“基本评价单元”项目20项，总计评价项目24项。在这24项评价项目中，涉及综合项目7项，涉及功率单元项目5项，涉及调节单元项目9项，涉及技术管理项目3项。一、综合项目的评价第1.4.1项原文：100MW及以上发电机组应具备进相运行能力，进相试验结果应报所在电网调度机构确认。1）进相运行的定义在电力系统中运行的发电机

11、，正常工作的有功和无功负荷，分别由原动机的调速器和励磁系统的电压调节器进行调节。在正常运行方式下，发电机的功率因数cos保持在一定的范围内时，发电机同时向系统输出有功和无功功率。当我们降低发电机励磁达一定程度时，发电机将会由原来向系统输出无功功率转为从系统吸取无功功率的运行方式，发电机cos为负数。此时就称作发电机的进相运行。发电机的有功功率及无功功率输出关系见图2-1。GFD图2-1 发电机P-Q曲线2）进相运行的作用随着电力系统的发展扩大，大机组、高电压输电等原因，系统产生的容性无功功率相应增大，在低谷负荷时段，系统或某一部分的容性无功，超过用户的感性无功和网络的无功损耗之和，在电网的某些

12、枢纽点由于无功过剩，出现电压超过规定上限情况，对电气设备的安全构成威胁。发电机进相运行就是为了吸收多余的无功进行电压调节，以维护各类电气设备的安全。3）进相运行的限制a.发电机处于进相运行时，在一定的有功输出下，随着励磁减小，功率角逐渐增大，稳定度相应降低。分析得知，进相运行的动稳定极限，通常较其静稳定极限宽得多，因此应着重考虑静稳定问题。为了安全起见，发电机进相运行范围应按静态稳定极限留有适当的裕度，取一定的静态稳定储备系数。应该说明，对静态稳定储备系数取多大合理，难以作出统一规定，应根据具体的系统稳定计算作出规定。在本图中以10%计时，运行范围应限制在FG曲线界限以内。b.汽轮发电机运行时

13、在定子线圈端部产生有较复杂的漏磁场，其磁通要经磁阻较小的路径闭合，在定子端部压板和铁芯等金属部件中要产生由于损耗而引起的发热，在定子铁芯引起的发热也较为严重。漏磁的大小及其对发热的影响不仅与端部的结构及其材料性质有关，并受运行参量的影响，变化关系较为复杂，应通过试验或厂家的说明进行确定。4）进相运行项目的查评标准发电机的进相运行试验应由有资质的调试单位在电网调度统一安排下进行，进相试验结果应提供正式试验报告，报告中应有进相吸收无功深度的结论及实际进相深度建议，并对励磁调节单元低励限制定值与失磁保护配合的定值建议。发电厂应取得电网调度有关机组进相试验结果的回执，说明或运行规定，即为符合。第1.4

14、.2项原文：励磁系统模型和参数（包括励磁机或励磁变、功率整流柜、自动励磁调节器）及各环节参数（包括发电机、励磁机或励磁变参数、调节器各功能环节单元的整定参数）应进行实测验证，并书面报所在电网调度机构。（1）何为励磁系统传递函数？励磁系统传递函数是对励磁系统动态特性的一种数学描述方式。如系统的一对输入输出间的动态关系可用线性常系数微分方程式来描述。但这种表达方式不便于分析和综合系统的动态特性。因此，在零起始条件下对此微分方程式进行拉普拉斯变换，所整理出的输出的拉氏变换与输入的拉氏变换之比，就是该系统一对输入输出的传递函数。（2）为什么对励磁系统模型和参数要进行实测？励磁系统的组成部分有多个，有些

15、部分厂家提供了模型和参数，有些部分没有模型和参数，因此，励磁系统的整体性能无法掌握，通过分部和整体测试，方能掌握明确励磁系统的性能，以用于指导发电机稳定运行的控制。同时，当每一台发电机组并入电网运行时，都会对电网原有的稳定性带来变化，电网调度机构需要应用准确的励磁系统传递函数进行电网稳定计算分析，以便采用有效的稳定控制，保障电网和发电机组的稳定运行。（3）测试励磁系统模型和参数的查评标准东北电网各级调度机构进行系统稳定分析计算时，采用的是经国家电网公司测试合格的，由中国电科院编制的电网计算程序，其中采用的励磁系统数学模型与厂家提供的不甚相符，不能直接应用，因此只能经中国电科院或经其授权的资质单

16、位进行实测并经数学变换后才能应用。查评时要查阅到正式报告，并有电网调度机构收到该报告的回执，该项才符合标准。第1.4.4项原文：发电机组应装设连续式自动电压调节器（AVR），并网和正常运行时，必须投入运行。由于自动电压调节器的重要作用，因此其性能好坏对电网和发电机组的稳定运行影响很大。自动电压调节器按其结构可分为三类：1）电气机械型调解器。这类装置具有电气、机械元件和可动部分。如振动式调解器和变阻式调解器，由于这类装置有失灵区，且维护困难，仅在老式机组上还有应用。2）电磁式调解器。这类装置采用磁放大器等电磁元件，如复式励磁和电压校正器，由于它调节灵敏，结构简单可靠，因此曾得到广泛应用。3）可控

17、硅调节器。该类装置采用可控硅作为功率放大部分，并由晶体管、集成电路或微型计算机构成，具有动作速度快、调解灵敏、效率高、控制功率小、运行维护方便等优点，目前得到广泛应用。查评时对采用2）、3）类的调解器均可判定合乎规定。第3.1.1.1项原文：新投入或大修后的励磁系统应做零起升压试验，发电机端电压超调量、振荡次数和调节时间应符合标准发电机零起升压试验（置位起励）预置自动电压调节器的电压给定值的终值为对应90%100%发电机空载额定电压的给定值后进行起励操作，发电机零起升压时，自动电压调节器应保证发电机电压最大值不大于额定值的110%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于10s。第3.1.1.2项原

18、文：新投入或大修后的励磁系统应做阶跃试验，发电机端电压超调量、振荡次数、上升时间和调节时间动态特性应符合标准阶跃试验在励磁调节器的电压相加点加阶跃信号，记录计算有PSS及无PSS两种状态下发电机的阻尼比p和0。发电机空载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的5%，超调量不大于阶跃量的30%，振荡次数不大于3次，上升时间不大于0.6s，调节时间不大于5s。发电机负载时阶跃响应：阶跃量为发电机额定电压的2%4%，有功功率波动次数不大于5次，阻尼比大于0.1，调节时间不大于10s。第3.1.1.3项原文：新投入或大修后的励磁系统应做甩无功负荷试验，发电机电压最大值不大于额定值的115%甩无功负荷试验发

19、电机甩额定无功功率时，励磁系统应保证发电机电压最大值不大于额定电压的115%。第3.1.6项原文：发电机灭磁应采用逆变和开关灭磁两种方式。灭磁装置应简单可靠。4）灭磁试验灭磁试验在发电机空载额定电压下以下列三种方式进行：a）单逆变灭磁；b）正常停机操作灭磁；c）继电保护动作灭磁。灭磁试验记录发电机定子电压和励磁电压，测定灭磁时间常数，并检查灭磁开关和灭磁电阻。上述查评项目内容在“励磁系统调试报告”中，已记载完成，即为符合标准。二、功率单元项目评价第3.1.7项原文：发电机转子过电压保护装置应简单可靠，动作电压值设置合理；发电机灭磁应采用逆变和开关灭磁转子过电压保护的作用是为了防止在发电机最严重

20、的状态下灭磁时，转子由于励磁电压过高而击穿绕组的保护。转子过电压保护应简单可靠，动作电压值应高于强励后灭磁和异步运行时的过电压值，低于发电机转子励磁额定电压的57倍，或低于转子绕组出厂工频耐压试验幅值的70%。转子过电压保护的方式一般可在灭磁装置的图纸或报告上找到。第3.1.8项原文：灭磁开关在操作电压额定值的80%时应可靠合闸，在30%65%之间应能可靠分闸。为保证灭磁开关的动作性能，因此需要做在操作电压额定值的80%时应可靠合闸，在30%65%之间应能可靠分闸的检验。值得提示的是，如在上节所介绍，在某些励磁方式中，有不具备灭磁开关的情况。本项目试验结果在查阅励磁系统调节报告中得到体现。第3

21、.1.91项原文：功率整流柜应具有冗余或足够的备用。为了满足发电机励磁电流的容量需求，功率整流柜应采用双柜双通道或多柜多通道方式配置。第192项原文：功率整流装置的均流系数一般不小于0.85，均压系数一般不小于0.9 。1）均流系数当功率整流装置输出为80%100%额定电流时，测量每个并联支路的电流；也可测量支路内电阻上的压降，再换算成电流。并联运行各支路电流的平均值与最大支路电流之比为均流系数。2）均压系数当功率整流装置输入电压为80%100%额定电压时，输出电流不小于10%额定电流时，测量串联支路每个元件承受的峰值电压。串联运行各元件承受峰值电压的平均值与最大峰值电压之比为均压系数。该项目

22、试验结果应在励磁系统调试报告中体现。但应注意的是在一些励磁方式或小机组中，也存在没有专用整流柜的情况，或者虽有整流元件，但不能测量均流、均压系数的情况存在。第3.1.9.3项原文：风冷功率整流装置风机的电源应为双电源，工作电源故障时，备用电源应能自动投入。整流柜中的整流元件在将交流转换为直流时，由于功率损耗产生发热，如果温度过高将会造成整流元件烧损，因此为了避免温度过高，整流柜设置了冷却系统。功率整流装置可采用开启式风冷、密闭式风冷或热管自冷等冷却方式。风冷功率整流装置风机的电源应为双电源，工作电源故障时，备用电源应能自动投入。如采用双风机，则两台风机接在不同的电源上，当一台风机停运时应能保证

23、励磁系统正常运行。冷却风机故障时应发出信号。查评时现场检查电源接线图纸，并对设备实际电源核对。三、调节单元评价项目第1.4.1项原文：电网要求配置和已具备电力系统稳定器（PSS装置）或具有同类功能的其他装置的机组，应进行PSS装置的静态检查及动态投入试验，达到满足电网运行需要，试验报告报所在电网调度机构。1）电力系统稳定器（PSS）及其作用：PSS是一种控制发电机附加励磁的装置。具有快速励磁调节系统的大容量发电机，通过远距离超高压输电线路联入电力系统时，在特定条件下，可能会出现不稳定的低频振荡，振荡频率约为每分钟几次到十几次。这种振荡，或者在持续短时间后消失，或者逐步加剧，以至造成系统解列，此

24、种低频振荡的出现，取决于快速励磁调节的负阻尼和电力系统的阻尼特性。消除低频振荡的一个方法是，由附加励磁控制器（PSS）提供所需的附加阻尼，即由附加励磁控制器提高一个附加的稳定信号，通过励磁系统去加大电力系统中发电机的阻尼转矩；该阻尼转矩对于振荡频率与速度偏差同相位；对励磁回路的相位滞后加以补偿，并选择合适的阻尼幅值，同时提供一个复位环节，使控制器在低频率振荡开始时才发挥作用，而当系统停止振荡后，控制作用即自动停止。附加的稳定信号是：发电机转子速度的偏差，发电机端频率偏差，发电机转子加速度变化的有功功率偏差，发电机过剩功率偏差等。2）PSS装置的试验PSS装置的静态检查和动态试验应由有资质的调试

25、机构专项进行，并应形成专门的试验报告。查评时要查阅该报告和电网调度收到该报告的回执。第3.1.4项原文：低励磁限制、V/Hz（过磁通）限制、过励磁限制等定值，应报所在电网调度机构备案。1）低励磁限制低励磁限制是防止发电机励磁过度减少，而危及机组的稳定运行。低励磁限制的定值应考虑静稳定极限和电网暂态稳定的核定，并与进相运行时的需要配合，同时留有一定的稳定余度进行整定。2）V/Hz限制、过励磁限制a.发电机-变压器组运行中，造成的过励磁原因。变压器的电压是由铁芯上的绕组通过电流而产生的。其关系为：U=4.44Fnbs,其中绕组匝数N和铁芯截面积S都是常数，令，则工作磁密度，即电压升高或频率降低都会

26、引起过励磁。另一方面，大型变压器的工作磁密，饱合磁密为，非常接近。而对发电机来说，当其电压与频率比时，也要遭受过励磁的危害，且它的允许过励磁倍数还要低于升压变压器的允许过励磁倍数。所以都容易饱合，对发电机和变压器都不利，造成过励磁的原因有以下几方面：（1）发电机变压器组与系统并列前，由于误操作，误加大励磁电流引起。（2）发电机启动中，转子在低速预热时，误将电压升至额定值，则因发电机变压器低频运行而造成过励磁。（3）切除发电机中，发电机解列减速，若灭磁开关拒动，使发电机遭受低频引起过励磁。（4）发电机变压器组出口断路器跳开后，若自动励磁调节器退出或失灵，则电压与频率均会升高，但因频率升高慢引起过

27、励磁。即使正常甩负荷，由于电压上升快，频率上升慢，也可能使变压器过励磁。（5）系统正常运行频率降低时也会引起变压器过励磁。b.过励磁保护配置和整定原则大容量发电机无论在设计和用材方面裕度都比较小，其工作磁密很接近饱合磁密，当产生过励磁时后果非常严重，有可能造成发电机金属部分的严重过热，在极端情况下，能使局部矽钢片很快熔化。因此，对大容量发电机应装设过励磁保护。对于发电机变压器组，其过励保护装于机端。如果发电机与变压器的过励特性相近（由制造厂提供曲线），当变压器的低压侧额定电压比发电机额定电压低（一般约低5%）时，则过励保护的动作值应按变压器的磁密整定，这样即保护了变压器，又对发电机是安全的；若

28、变压器低压侧额定电压等于或大于发电机的额定电压，则过励磁保护的动作值应按发电机的磁密整定，对发电机和变压器都能起到保护作用。第3.1.2.3项原文：励磁系统应保证同步发电机端电压的静差率不大于1%。电压静差率：无功调差单元退出，发电机负载从零变化到额定值时，发电机的端电压变化率，即：式中U-功率因数等于零，无功电流等于额定无功电流值时的发电机端电压，V；U0-空载时发电机端电压，V0电压静差率测定：置调差率为零。通过保持给定值不变，甩额定负荷，测量甩负荷前后的发电机端电压求得静差率。也可在额定负荷下测得机端电压Ut！和给定值Uref！后，在发电机空载试验中得到的机端电压Ut与给定电压Uref！

29、的曲线上由Uref！求出Uto，然后按上式计算。第3.1.2.4项原文：励磁系统应保证同步发电机无功电流补偿率(无功电流调差率)的整定范围不小于 15%。无功调差率同步发电机在功率因数等于零的情况下，无功电流从零变化到额定值时，发电机的端电压变化率，即：式中U-功率因数等于零，无功电流等于额定无功电流值时的发电机端电压，V；U0-空载时发电机端电压，V0调差率整定：励磁装置通入模拟的发电机电压和电流测量值，检查叠加调差信号前后的测量单元电压输出，调整整定值使之符合调差率整定的要求。无功调差率测定：保持给定值不变，在功率因数cos=0情况下，甩50%100%额定无功功率，测量甩负荷前后发电机端电

30、压，求得无功调差率D： 式中：Ut1、Ut0分别为甩负荷前后的机端电压，V； IQ、IQN分别为甩负荷前的无功电流值和额定无功电流值，A。发电机通过升压变压器连接到电网，变压器及电网的电抗会自然产生具有下降特性的自然调差率。在这种情况下，发电机的调差率不是下降的，而是用来补偿升压变压器的下降。调差率仅用于表示无功功率变化与电压变化之间的关系，不要与比例调节回路的静差率相混淆。对于现代的调节器，调节残差等于给定值减去实际值的差，一般为0到0.5%。无功调差可通过参数设置在-20%+20%之间，负方向的无功调差率通常设置为-4%-10%。该项目的定值整定结果应在励磁系统调试报告中体现，并应有电网调

31、度机构收到有关定值的回执。第3.5.1.2项原文：励磁系统的强励能力（强励电流倍数、强励电压倍数、强励持续时间等）应满足国家标准和行业标准的要求，若电力系统稳定有要求时，应按电网调度机构提出的数值设定。1）继电强行励磁装置的定义强行励磁顾名思义，就是强迫施行励磁。当系统发生事故导致电压严重降低时，强行以最快的速度，给发电机以最大的励磁，迫使系统电压迅速恢复。用继电器组成的这种装置称为继电强行励磁装置。为了提高电力系统的稳定以及加快故障切除后电压的恢复，希望电压下降到一定数值时，发电机的励磁能迅速增大到顶值。当然，自动励磁调节装置也应具有这种能力，但是某些自动调节励磁装置的励磁顶值不够高，或反应

32、不够快，以及在某些故障形式下不具有上述能力，因此就需要设置专门的继电强行励磁装置来承担上述任务。2）强励倍数：强励时，发电机实际能达到的最高励磁电压Uemax与额定励磁电压UeN的比值，称为强行励磁倍数Ke，显然Ke越大，强励效果越好。一般情况下强励倍数为1.82，时间10s左右。强励能力一般在励磁调节器技术说明中体现，在励磁调节系统试验报告中也应有说明。第3.1.5.2项原文：励磁设备的短时过负荷能力应大于发电机转子绕组短时过负荷能力整流变压器的容量决定于励磁电流、顶值励磁电压、整流器的连接和励磁回路的电压降落。当强励倍数为1.8和三相桥式连接时，整流变压器的计算容量近似为额定励磁功率的2倍

33、。为了保证强励能力，整流变压器的过流保护定值应大于最大负荷电流。第3.1.2.1项原文：励磁系统的自动电压调节功能应能保证在发电机空载额定电压的70% 110%范围内稳定、平滑地调节。发电机均应装设自动励磁调解装置，在励磁系统的电流和电压不大于1。1倍额定值的工况下，其设备和导体应能连续运行、励磁系统的短时过励磁时间应按照发电机励磁绕组允许的过负荷能力和发电机允许的过励磁特性限定。第3.1.2.2项原文：励磁系统的手动励磁调节功能应能保证同步发电机励磁电流在空载励磁电流的20% 到额定励磁电流110%范围内稳定地平滑调节。手动励磁控制单元一般作励磁装置和发变组试验之用，也可兼作自动通道故障时的

34、短时备用。手动励磁控制单元应简单可靠。手动励磁控制单元作为自动通道备用时，应具有远方调整功能和跟踪功能，在自动通道故障时自动切到手动运行。第3.1.3项原文：励磁调节器通道之间和运行方式之间的切换过程中应无扰动。励磁调解装置总体静特性检查应分别检查自动通道和手动通道的总体静特性，检查电压互感器二次电压、电压给定值和自动通道输出关系的正确性。检查手动测量信号、手动给定值和手动通道输出关系的正确性。调解通道切换试验应分别在发电机空载和带负荷状态下进行，应进行无故障人工切换和模拟运行通道故障时自动切换两种方式，切换时发电机电压和无功功率均不应有明显的波动。四、技术管理单元评价项目第3.1.10.1项

35、原文：应有完善的励磁系统技术监督制度、建立健全技术监督网络和各级监督岗位责任制。励磁系统技术监督工作，应按照电力技术监督（DL/T1051-2007）和发电机励磁系统技术监督规程（DL/T1049-2007）进行落实，并编制企业自身的技术监督制度，要符合实际。建立健全技术监督网络和分级岗位责任制。第3.1.10.2项原文：应加强对技术监督人员的培训，不断提高监督人员技术水平。现场检查培训计划或培训记录簿，核查实际培训情况。第3.1.10.3项原文：应定期召开电力技术监督会议和发电机励磁系统技术监督专业会议，贯彻技术监督条例和上级要求，制订修订技术监督实施细则，总结交流、考评技术监督工作，确定今

36、后工作目标和任务。检查安全会议或技术监督会议记录簿，核查技术监督工作开展情况。第二章继电保护及安全自动装置当电力系统中的电力元件（发电机、线路、变压器等）或电力系统本身发生了故障或危及其安全运行的事件时，需要有向运行值班人员及时发出告警信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备。称为继电保护或安全自动装置。它可以防止或减少由于故障或异常运行引起的设备损坏和对用户造成停电损失，并防止引起电力系统的稳定破坏。继电保护及安全自动装置的评价项目在“必备项目评价单元”涉及2项，“基本评价单元”26项，总评价项目28项。其中涉及继电保护及安全自动装置配置方面的有5

37、项，试验方面的有8项，管理方面的有15项。为了使查评过程能够理顺，下面将上述分类进行说明。一、 继电保护及安全自动装置配置项目：第1.4.6项原文：安全自动装置，包括低频、低电压、解列、联切设备等的设置，应符合电网调度机构的要求；安全自动装置应与一次设备同步投运。安全自动装置是电力系统中发生故障或异常运行时起控制作用的自动装置。该项目是由电网调度机构经过对电力系统中可能发生的各种故障或异常运行的大量模拟计算，提出的系统控制措施，并对网、厂统一安排设置控制作用的自动装置，其目的是用以防止系统发生稳定破坏或事故扩大，防止造成大面积停电等事故发生。电网运行准则（DL/T1040-2007）第6.9.

38、1条规定：电网调度机构负责根据稳定计算的结果制定系统的安全稳定控制方案，影响到发电企业或其他电网运营企业的安全稳定控制装置配置方案应经过各方讨论通过，各电网使用者应根据方案的要求开展相关工作。本项目的查评应根据并网调度协议、有关会议纪要、电网调度机构发布的文件等规定核实。第1.4.5项原文：继电保护与安全自动装置、故障录波器及故障信息子站系统的配置选型应当与所在电网调度机构技术要求相一致，并正常投入运行；200MW及以上容量发电机或发电机变压器组应配置专用故障录波器。发电企业所设置的继电保护与安全自动装置，故障信息子站等配置，涉及到与电网侧的通信接口和配合，在设备选型时理所当然的应先征求电网调

39、度机构的认可，否则也不可能获准并网运行。因此，只要是已经投入运行的装置可以认为与所在电网调度机构的技术要求达到了一致，除非该电网调度机构另有说明。故障录波器是为分析电力系统事故及保护装置和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以及为迅速判定线路故障点的位置，而在主要发电厂、变电所装设的记录故障时电力系统有关参量的装置。由于200MW及以上容量发电机组对电网的运行影响就比较大了，因此继电保护和安全自动装置技术规程明确规定应配置专用故障录波器。第3.2.5.1项原文：220kV及以上线路、主变压器、母线，100MW及以上容量的发电机组微机保护微机保护应实现双重化配置并正常投入运行。目前在电力系统中广

40、泛应用微机型数字式继电保护装置，其大量采用电子元件，使用程序控制，由于技术还在不断完善，可靠性还没有达到万无一失的程度，为了防止因为保护的不正确动作，影响电力系统的安全稳定运行依据继电保护和安全自动装置技术规程（DL/T14285-2006）第4.2.21条、第4.2.22条、第4.3.3.3条、第4.6.2.1条、第4.7.2条、第4.8.1条分别规定了100MW及以上容量的发电机变压器组，600MW及以上发电机，电压为220kV及以上的变压器、220kV线路、330kV500kV线路和220kV500kV母线在装设数字式保护时应采用双重化配置。至于双重化配置的两套保护装置型号、原理、接线是

41、否要有分别，并没有做出规定，只要求设置两套完整、独立的全线速动主保护和完善的后备保护。因此在查评过程中，如没有当地电网调度机构所发布的明确规定，所运行的双套保护装置无论是同一厂家，同一型号，还是不同厂家、不同型号，应可视为符合规定。第3.2.5.2项原文：按双重化原则配置的保护和安全自动装置，传送信息的通道应互相独立，且通道及设备的电源也应互相独立。第3.2.5.3项原文：同一条线路上的两套继电保护或安全自动装置信号一般采用两种不同的通信方式进行传送或实现相互间的隔离独立。为了保正双重化配置的保护和安全自动装置真正实现可靠性互补，应按下列原则检查：1） 两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源

42、彼此独立；2） 每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障（包括单项接地、相间短路、两项接地、三相短路、非全相运行故障及转移故障等）均能无时限动作切除故障；3） 每一套主保护应有独立选相功能，实现分相跳闸和三相跳闸；4） 断路器有两组跳闸线圈，每套主保护分别启动一组跳闸线圈；5） 两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备；6） 具有光纤通道的线路，两套装置宜均采用光纤通道传送信息，对短线路宜分别使用专用光纤芯；对中长线路，宜分别独立使用2Mb/s口，还宜分别使用独立的光端机。具有光纤迂回通道时，两套装置宜使用不同的光纤通道。二继电保护及安全自动装置试验项目：继电保护和电网安全自动装置检验规程（D

43、L/T995-2006）是在总结了我国继电保护及电网安全自动装置运行、维护和现场检验的经验所形成。对继电保护及电网安全自动装置的检验目的，是为了保证装置应具有的安全控制作用，当在电网或一次设备发生故障时或出现异常运行时，确保电网安全与稳定运行。第3.2.2项原文：继电保护和安全自动装置的整定试验，应按有关继电保护部门提供的定值通知单进行整定及试验。继电保护和安全自动装置整定试验的含义，是指将装置各有关元件的动作值及动作时间的整定试验，应按有关继电保护部门提供的定值通知单调整到规定值下的试验。该项试验在屏上每一元件均检验完毕之后才进行。整定试验的原则是：（1）每一套保护应单独进行整定及试验，试验

44、接线回路中的交、直流电源及时间测量连线均应直接接到被试保护屏的端子排上。交流电压、电流试验接线的相对极性关系应与实际运行接线中电压、电流互感器接到屏上的相对相位关系（折算到一次侧的相位关系）完全一致。在整定试验时，除所通入的交流电流、电压为模拟故障值并断开断路器的跳、合闸回路外，整套装置应处于与实际运行情况完全一致的条件下，而不得在试验过程中人为地予以改变。（2）对新安装装置，在开使整定之前，应安保护的动作原理通入相应的模拟故障电压、电流值，以观察保护回路中各元件（包括信号元件）的相互动作情况是否与设计原理相吻合。不宜仅用短路（或断开）回路某些接点的方法来判断回路的正确性。第3.2.3项原文：

45、应将同一被保护设备的所有保护装置连在一起带实际断路器进行整组试验，以校验各装置在故障及重合闸过程中的动作情况和保护回路设计正确性及其调试质量。该项主要是经过整组试验着重检查以下问题：（1）各套保护间电压、电流回路的相别及极性是否一致。（2）各套装置间有配合要求的各元件在灵敏度及动作时间上是否确实满足配合要求。所有动作的元件应与其工作原理及回路接线相符。（3）在同一类型的故障下，应该同时动作于发出跳闸脉冲的保护，在模拟短路故障中是否均能动作，其信号指示是否正确。（4）有两个线圈以上的直流继电器的极性连接是否正确，对于用电流启动。（或保持）的回路，其动作（或保持）性能是否可靠。（5）所有相互间存在

46、闭锁关系的回路，其性能是否与设计符合。（6）所有在运行中需要由运行值班员操作的把手及连接片的连线、名称、位置标号是否正确，在运行过程中与这些设备有关的明称、使用条件是否一致。（7）中央信号装置的动作及有关的回路，其性能是否与设计符合。（8）各套保护间在直流电源正常及异常情况下是否存在寄生回路。（9）断路器跳、合闸回路的可靠性。（10）被保护的一次设备发生短路故障时，在直流电源电压可能出现最低（实际可能最大负荷）的运行情况下，检验保护装置及自动重合闸动作的可靠性第3.2.4.1项原文：新安装或经更改的电流、电压回路，应直接利用工作电压和一次负荷电流检查电压、电流二次回路，利用负荷电流检查电流二次

47、，并确认互感器极性、变比及其回路的正确性，以及确认方向、差动、距离等保护装置有关元件及接线的正确性。第3.2.4.2项原文：对新安装或设备回路经较大变动的装置，在投入运行前，必须用工作电压和一次负荷电流加以检验。实验的目的是：（1）对接入电流、电压的相互相位、极性有严格要求的装置（如带方向的电流保护、距离保护等），判定其相别、相位关系及所保护的方向是否正确。（2）判定电流差动保护接到保护回路中的各组电流回路的相对极性关系及变比是否正确。（3）判定利用相序滤过器构成的保护所接入的电流（电压）的相序是否正确，滤过器的调整是否合适。（4）判定每组电流互感器的接线是否正确，回路连线是否牢靠。5）324

48、2项原文：所有星形接线的差动保护在投入运行前，还必须测量各中性线的不平衡电流，以保证装置和二次回路接线的正确性。差动保护在投入运行前必须进行带负荷测相位和差电流（或差电压），这样才能检验出二次回路接线是否正确。第3.2.3.1项原文：电压互感器的变比、容量、准确级、互感器各次绕组的连接方式及其极性关系必须符合设计要求。电压互感器是将较高交流电压转换成可供仪表、继电器等使用的低电压的变压设备。按照工作原理不同，可分为电磁式电压互感器与电容式电压互感器。电压互感器的二次绕组的准确度是以在额定电压及该准确度等级时所规定的二次负荷下的最大允许比值差的百分数来标称的。电压互感器的一二次侧都有引出端子，任

49、何一侧的引出端子用错，都会使电压的相位变化180度，影响测量仪表和继电保护装置的正确工作，因此必须对引出端子做出极性标记，以防接线错误。对于三相电压互感器其一次绕组的首尾端常分别用A、B、C和X、Y、Z标记，其二次绕组的首尾端常分别用a|、b、c和x、y、z标记，即从一、二次侧的首端（或终端）看，流过一、二次绕组的电流方向相反。这样，当忽略电压变比误差和角误差时，一、二次相电压同相位，并可用同一相量表示。电磁式电压互感器的误差表现在幅值误差和角度误差两个方面。电压互感器二次负载的大小和功率因数的大小，均对误差有影响。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

50、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。假如在安装处发生金属性短路，一次电压突降为零，二次电压约20ms左右才能降到5%额定电压以下，这对动作时间只有2040ms的快速保护，特别对短线路的短路保护第一段的动作精度带来很大影响。第3.2.3.1项原文：电流互感器的变比、容量、准确级、互感器各次绕组的连接方式及其极性关系必须符合设计要求；电流互感器简称变流器，是利用电磁感应原理将交流一次侧电流转换成可供仪表、继电器等使用的二次侧标准电流（一搬为5A或1A）的变流设备。电流互感器的一二次侧都有引出端子，任何一侧的引出端子用错，都会使电流的相位变化180度

51、，影响测量仪表和继电保护装置的正确工作，因此必须对引出端子做出极性标记，以防接线错误。电流互感器其一、二次侧引出端子上一般均表有“*”或“+”符号，标有同符号的两个端子为同极性端子。其采用减极性标注，既当同时从一、二绕组的同极性端子通入相同方向的电流时，它们在铁芯中产生的磁通方向相同。电流互感器的准确等级对保护和计量都有影响，电流互感器的二次绕组的准确度是以在额定一次电流及该准确度等级时所规定的二次负荷下的最大允许比值差的百分数来标称的。一般分为0。2级、0。5级、1级、3级和10级。电流互感器存在测量误差，是电流互感器的二次输出量与其归算到二次侧的一次输量的大小不相等，幅角不相同所造成的差值

52、，因此测量误差分为数值（变比）误差和相位（角度）误差两种。第3.2.3.3项原文：保护用电流互感器回路负担应符合互感器误差的要求。电流互感器的一次电流与二次电流有I2=I1/Ki的关系（KI为变比），在Ki为常数（电流互感器不饱和时），是线性关系，当电流互感器铁芯开使饱和后，I2与I1/Ki就不在保持线性关系，呈铁芯磁化曲线状。继电保护要求电流互感器的一次电流I1等于最大短路电流时其变比误差小于或等于10%。电流互感器二次负载阻抗的大小对电流互感器的准确度有很大影响，如果电流互感器的二次负载阻抗增加得很多，超出了所容许的二次负载阻抗时励磁电流的数值就会大大增加，而使铁芯进入饱和状态，在这种情况

53、下，一次电流的很大一部分将用来提供励磁电流，从而使互感器的误差大为增加，其准确度就随之下降了。如果实际二次负担超出允许值较大，在电网发生短路故障时，电流互感器可能产生饱和，在穿越性短路、穿越性励磁涌流、非同步等故障下，可能对以电流为起动值的保护造成不正确动作的影响。一般情况下，制造厂对每种电流互感器提供了在M10下容许的二次负载阻抗值Zen，曲线M10=f（Zen0就称为电流互感器的10%误差曲线。对于上述项目如果按检验标准完成了继电保护装置的检验工作，评价项目的要求内容肯定会完成，但在评价过程中，尤其对新投电厂或机组，有些继电保护装置检验工作由两个单位完成，即投运前的静态检测由一个单位进行，

54、充电带负荷运行的检测由另一个单位进行，因此，查评时往往造成检验报告内容不全面，给评价造成了一定困难。还需要特别指出的是，对于保护用电流互感器误差校核的内容往往没有写入继电保护及安全自动装置检验报告中，需要寻找单独的报告。三、继电保护及安全自动装置技术管理项目继电保护及安全自动装置的技术管理项目：第3.2.1.1项原文：发电厂管辖范围内的继电保护应有完整的整定计算方案。发电厂继电保护的运行整定，其根本目的是保障电网和发电机组的安全稳定运行。发电厂内的变压器、发电机的保护装置除另有规定外，一般由设备所在的电厂继电保护部门整定。整定计算方案的主要内容应包括：（1） 对近期发展的考虑。（2） 各种保护

55、装置的整定原则以及为防止系统瓦解、全厂停电做特殊考虑的整定原则。（3） 整定计算表、定值表和整定允许的最大电流或有功、无功负荷曲线。（4） 系统主接线图、阻抗参数图、继电保护配置及定值图。（5） 整定方面存在问题说明合理的选择继电保护整定计算用运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。继电保护整定计算应以常见的运行方式为依据。所谓常见的运行方式，是指正常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方式。发电厂有两台机组时，应考虑全部停运的方式，即一台机组检修时，另一台机组故障跳闸；有三台及以上机组时，可考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式。电力系统运行方式应以电网调

56、度机构提供的书面资料为依据。整定计算方案原始底稿需整理成册，妥善保管。第3.2.1.2项原文：应认真执行定值通知单制度，定值单应履行审批手续。由整定计算方案编制后形成的定值单，应在本继电保护部门经专人进行全面校核，校核无误后经厂总工程师批准实施，防止误整定情况发生。第3.2.1.3项原文 ：应根据电网变化等情况及时重新核算继电保护定值。发电厂继电保护的运行整定与整个电网是整体的配合关系，不仅与厂内的设备变化有关系，更与电网的结构调整和运行方式变动有直接关系，为了保证保护的可靠性、灵敏性，就必须根据电网调度机构通知的变动情况，及时的重新核算原保护定值，并进行必要的修改。否则极易发生事故。第3.2

57、.6.1项原文：装设静态保护和控制装置的屏柜地面下应敷设规范的等电位接地网；第3.2.6.2项原文：装设静态保护和控制装置屏柜下部接地铜排已可靠连接于等电位接地网；第3.2.6.3项原文：控制电缆应具有必要的屏蔽措施并妥善接地。第3.2.6.4项原文：保护设备的室内的所有金属结构及设备外壳均应连接于等电位接地网；第3.2.6.5项原文：等电位接地网与厂、站主接地网紧密连接。（1）升压站二次回路的电磁干扰由于短路接地故障，一、二次回路操作、雷击以及高能辐射等原因，在升压站的二次回路上将产生电磁干扰，使接在二次回路上的继电保护装置误动作或遭受损坏。干扰电压可通过交流电压及电流测量回路、控制回路、信

58、号回路或直接辐射等多种途径窜入设备中，因此，必须采取减缓电磁干扰的措施。（2）等电位接地铜排作用和设置微机继电保护如果护装置集中在主控制室，为了实现可靠通信，必须将联网的中央计算机和各套微机保护以及其他基于微机的控制装置都置于同一等电位平台上，这个等电位面应该与控制室地网只有一点的联系，这样的等电位面的电位可以随地网的电位变化而浮动，同时也避免控制室地网的地电位差窜入等电位面，从而保持联网微机设备的地之间无电位差，保正联网通信的可靠运行。各微机设备都应有专用的具有一定截面的接地线直接接到地等电位面上，设备上的各组件内外部的接地及零电位都应由专用联线联到专用接地线上，专用接地线接到保护屏的专用接

59、地端子，接地端子，以适当截面的铜线接到专用接地网上，这样就形成了一个等电位面的网，有利于屏蔽干扰。构造等电位面有两种方法，一是将微机保护屏底部已有的接地铜排通过焊接联通，同时在尽用100mm2铜线联通，形成一个铜网格，这个网格与由电缆沟引来的粗铜线联通，借该粗铜线对主控制室的接地点形成要求的唯一一点接地。另外一种是在微机保护屏底部的下面，用不小于100mm2的铜排构造一个专用的铜网格，各保护屏的专用接地端子经不小于4mm2的铜线联到此铜网格实现。（3）对于静态保护装置屏体下部等电位接地铜排与主接地网的连接查评提出以下建议：火电、水电厂由于保护装置设置较多，等电位铜排长度较长，要认真执行与主接地

60、网要用不少于4根、截面积不小于50mm2的铜排直接连接。由于风电场保护装置很少，等电位铜排较短，与主接地网的连接只要用1根铜排就可以认为符合规定。查评时进行现场核查第3.2.6.3项原文：控制电缆应具有必要的屏蔽措施并妥善接地。采用带屏蔽层的控制电缆，且屏蔽层在开关场和控制室内两端同时接地，也是通用的一种有效的二次回路减缓电磁干扰的措施。其好处有如下两条：（1）当控制电缆为母线暂态电流产生的磁通所包围时，在电缆的屏蔽层中将感应出屏蔽电流，由屏蔽电流产生的磁通，将抵消母线暂态电流产生的磁通对电缆芯线的影响。（2）屏蔽层两端同时接地，可以降低由于地电位升产生的暂态感应电压。如果屏蔽层只在一端接地，

61、在非接地端的包皮对地与导线对地将可能出现很高的暂态电压。查评时进行现场核查。第3.2.7项原文：应具备电网调度机构颁发的及现场继电保护和安全自动装置运行规程或规定。电网调度机构是为保障电网的安全、优质、经济运行，对电网运行进行组织、指挥、指导和协调的机构。其在电网中实行统一调度，分级管理的原则。并网运行的发电厂或者电网，必须服从调度机构的统一调度。电网调度机构与电厂继电保护管理职责的划分，一般与电网调度机构指挥操作的范围相一致。电厂的运行人员为了能够正确执行电网调度的操作指导，就必须熟悉、掌握电网调度机构发布的继电保护和安全自动装置运行管理规程。另外，电厂做为独立的生产运行单位，必须依照中华人

62、民共和国安全生产法编制生产运行规程，其中就应包括继电保护和安全自动装置现场运行规程或规定，用以作为指导运行人员进行生产运行操作的行为规范，防止由于误操作造成人身伤害或设备损坏，带来不必要的损失。查评时查阅现场规程，看其内容是否与电网调度的规定及现场实际相一致，能否起到指导作用。第3.2.8项原文：应根据当地电网具体情况并结合一次设备的检修合理地安排保护装置定检计划，并进行定期校验。任何一种运行设备经过一段运行周期都可能会产生一些缺陷，如果不能及时消除，就有发生故障的风险，继电保护和安全自动装置也不例外，因此，在总结了我国继电保护和安全自动装置运行、维护和现场检验的经验，提出了行业的检验标准。电

63、网调度机构对输电线路的检修安排一年约一至二次，一般安排在春季雷雨季节前和秋季。设备检修应发、供电相结合，统一安排，以减少停电时间和次数。电网调度机构一般于每年十月份开始编制下一年度的运行方式。发、输、变电设备检修进行安排是运行方式编制中一项最重要工作，关系到电网的电源、负荷平衡，系统接线的改变、安全影响等。并且电网运行方式的变化，很多是由设备检修引起的，因此，设备检修是运行方式中的一个活动因素。根椐发输电单位提供的年度设备检修计划，电网调度机构经过协商平衡编制出系统的年度设备检修计划。设备检修计划安排的原则是：a.满足最大负荷的要求，并比较均衡地留有备用容量；b.低负荷期段安排机组大修；c.水电大发期段检修火电机组，枯水期段检修水电机组；d.继电保护、安全自动装置的检修。要与发、输、变电设备的检修互相配合。月度和日设备检修，需要进行安全分析校核。由于发电企业的设备检修直接涉及到电网的供电平衡，甚至影响电网的运行方式变动，为了保证安全，如需要更改计划时，必须提前25个工作日向电网调度机构提出申请，以便电网调度机构统盘考虑，重新安排。查评时查阅向电网调度机构提报的计划。第3.2.9.1项原文：应有完善的继电保护技术监督制度、建立健全技术监督网络和各级监督岗位责任制。电力技术监督工作是电力