发电机差动保护原理

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1、5.1发电机比率制动式差动保护比率制动式差动保护是发电机内部相间短路故障的主保护。5.1.1保护原理5.1.1.1比率差动原理。差动动作方程如下：Iop³Iop.0(Ires£Ires.0时)Iop³Iop.0+S(Ires–Ires.0)(Ires>Ires.0时)式中：Iop为差动电流，Iop.0为差动最小动作电流整定值，Ires为制动电流，Ires.0为最小制动电流整定值，S为比率制动特性的斜率。各侧电流的方向都以指向发电机为正方向，见图5.1.1。差动电流：制动电流：式中：IT，IN分别为机端、中性点电流互感器(TA)二次侧的电流，TA的极性见图5.1.1

2、。图5.1.1电流极性接线示意图（根据工程需要，也可将TA极性端均定义为靠近发电机侧）5.1.1.2TA断线判别当任一相差动电流大于0.15倍的额定电流时启动TA断线判别程序，满足下列条件认为TA断线：a.本侧三相电流中至少一相电流为零；b.本侧三相电流中至少一相电流不变；c.最大相电流小于1.2倍的额定电流。5.2发电机匝间保护发电机匝间保护作为发电机内部匝间短路的主保护。根据电厂一次设备情况，可选择以下方案中的一种：5.2.1故障分量负序方向(ΔP2)匝间保护该方案不需引入发电机纵向零序电压。故障分量负序方向(ΔP2)保护应装在发电机端，不仅可作为发电机内部匝

3、间短路的主保护，还可作为发电机内部相间短路及定子绕组开焊的保护。5.2.1.1保护原理当发电机三相定子绕组发生相间短路、匝间短路及分支开焊等不对称故障时，在故障点出现负序源。故障分量负序方向元件的和分别取自机端TV、TA，其TA极性图见图5.2.1.1，则故障分量负序功率DP2为：式中为的共轭相量，jsen。2为故障分量负序方向继电器的最大灵敏角。一般取60°~80°(滞后的角度)。故障分量负序方向保护的动作判据可表示为：实际应用动作判据综合为：DP2=DU2r×DI’2r+DU2i×DI’2i>eP(eu、ei、eP为动作门槛)保护逻辑框图见图5.2.1.2。图

4、5.2.1.1故障分量负序方向保护极性图图5.2.1.2故障分量负序方向保护逻辑框图5.2.2发电机纵向零序过电压及故障分量负序方向型匝间保护本保护不仅作为发电机内部匝间短路的主保护，还可作为发电机内部相间短路及定子绕组开焊的保护。5.2.2.1保护原理发电机定子绕组发生内部短路，三相机端对中性点的电压不再平衡，因为机端电压互感器中性点与发电机中性点直接相连且不接地，所以互感器开口三角绕组输出纵向3U0，保护判据为：

5、3U0

6、>Uset式中，Uset为保护的整定值。发电机正常运行时，机端不平衡基波零序电压很小，但可能有较大的三次谐波电压，为降低保护定值和提高灵敏度

7、，保护装置中增设三次谐波阻波功能。为保证匝间保护的动作灵敏度，纵向零序电压的动作值一般整定较小，为防止外部短路时纵向零序不平衡电压增大造成保护误动，须增设故障分量负序方向元件为选择元件，用于判别是发电机内部短路还是外部短路。故障分量负序方向元件采用图5.2.1.2所示的逻辑，方案二的综合框图见图5.2.2。发电机并网后运行时，纵向零序电压元件及故障分量负序方向元件组成“与”门实现匝间保护；在并网前，因ΔI2=0，则故障分量负序方向元件失效，仅由纵向零序电压元件经短延时t1实现匝间保护。并网后不允许纵向零序电压元件单独出口，为此以过电流I>Iset闭锁该判据，固定I

8、set=0.06In。图5.2.2匝间保护方案二逻辑框图5.2.3高灵敏零序电流型横差保护高灵敏零序电流型横差保护，作为发电机内部匝间、相间短路及定子绕组开焊的主保护。5.2.3.1保护原理本保护检测发电机定子多分支绕组的不同中性点连线电流(即零序电流)3I0中的基波成分，保护判据为：判据1（无制动特性）：Iop³Iset，Iset为动作电流的整定值，见后判据2（有制动特性）：Iop³Iop.0(Ires£Ires.0时)(Ires>Ires.0时)式中：Iop为横差电流，Iop.0为横差最小动作电流整定值，Ires为制动电流（取机端三相电流最大值），Ires.0

9、为最小制动电流整定值，S为比率制动特性的斜率。判据1、2均可单独构成横差保护，用户可通过控制字进行选择。发电机正常运行时，接于两中性点之间的横差保护，不平衡电流主要是基波，在外部短路时，不平衡电流主要是三次谐波成分，为降低保护定值和提高灵敏度，保护中还增加有三次谐波阻波功能。横差保护瞬时动作于出口，当转子发生一点接地时，横差保护经延时t动作于出口，t一般整定为0.5s。该方案的综合逻辑框图如图5.2.3。5.3变压器（发-变组、高厂变、励磁变）差动保护比率制动式差动保护是变压器（发-变组、高厂变、励磁变）的主保护，能反映变压器内部相间短路故障、高压侧单相接地短路及

10、匝间层间短