电厂运行及检修维护技术问答培训资料课件(锅炉、汽机、电气都很详细)(共183页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上电厂运行技术问答（机、电、炉）一、电气部分1简述高压输电的意义？答：1.降低线损，降低材耗；2.增加输电容量；3.提高电网暂态及静态稳定性；4.实现远距离大容量输电，实现资源的合理配置。2浙江电网在确定稳定运行限额计算时根据什么原则？答：浙江电网在确定稳定运行限额计算时根据以下几个原则进行：1、电网“正常方式”或“检修方式”，快速保护投运，相间故障（不重合）采取措施保持系统稳定；2、220kV线路高频保护或母差保护停役，单相故障采取措施保持系统稳定；3、电网内任一元件发生故障（或无故障）跳闸，应不影响其它设备严重过载而跳闸；4、220kV线路在强送电时原则上将送电线路

2、的受电端确定为强送端，或者除电厂出线外也可选择离故障点远端作为强送端；5、110kV及以下电压等级的系统发生故障，应不致于影响500/220kV主网的稳定运行。3我厂目前采用哪些措施来提高我厂与系统之间的暂态稳定水平？答：1、500kV线路采用快速的双高频保护，500kV母线、主变采用快速灵敏的双差动保护来切除元件短路故障2、在500kV线路上采用单相重合闸3、各发电机组采用具有高起始响应的自动励磁调节器4、正常运行中根据系统运行方式来控制500kV出线的有功潮流不超过规定的限额。4谈谈我厂目前500kV线路采用单相重合闸的实际意义？答：对我厂而言，五台600MW发电机组的出力仅靠三条500k

3、V线路送出，当一条线路故障跳闸后，如果重合成功则能及时恢复电网的完整接线，对保持系统的暂态及静态稳定较为有利，若重合闸失败，且重合闸整定时间与当时实际运行方式有所出入，那么就会对本已薄弱的系统增加一新的扰动，系统稳定可能破坏。从故障类型来看，在500kV线路所发生的故障中，以单相接地故障较多，约75左右，而且这类故障大部分是瞬时性；而相间故障则以永久性故障居多。这样当线路选择三相或综合重合闸时，若线路发生相间故障，则重合成功率较低；采用单相重合闸，则可避免重合闸于相间永久性故障，而通过合理整定重合时间，在大多数单相故障的情况下，能成功地重合。 当出线发生相间故障，重合失败会对机组发生冲击。若重

4、合于机端出口三相故障，最严重时一次就耗尽发电机轴系疲劳寿命；而重合于单相永久性故障，对发电机轴系疲劳寿命消耗不大于0.1,因此从保护机组的角度出发，要求选用单相重合闸。 当线路发生单相接地故障，如采用三相重合闸则非故障相的残余电荷无法及时释放，造成重合闸时产生操作过电压，而采用单相重合闸可以避免这种过电压。这点对500kV线路来讲尤其重要。采用单相重合闸可降低线路相关设备的冲击电压水平。我厂500kVPT为电磁式PT，在三相重合闸方式下，可泄放部分非故障相的残余电荷，从而抑止三相重合闸时的过电压，但这种情况对PT线圈会造成热冲击，而采用单相重合闸就无此问题。 采用单相重合闸，发生单相接地故障，

5、故障相跳闸后，两非故障相继续运行，加强了我厂大机组与系统的联系，有利于提高我厂与系统的暂态稳定水平；换个角度讲，可以提高我厂机组正常运行的出力水平。5我厂500kV各线路保护与高频通道分别采用什么配合方式？它们各有何优缺点？答：我厂500kV高频保护中，LZ96采用PUTT（欠范围允许式）方式，它采用距离I段作为方向判别发讯元件，采用该方式装置机构简单，安全性高。但当线路末端附近故障时，必须在收到确认为对侧送来的内部故障信号后才出口跳闸，因而延迟了切除故障的时间；同时对内部故障，对判别元件保护范围的稳定性要求高，因其反应的范围小，故对通过过渡电阻短路的故障反应能力较差。TLS、DLP则采用PO

6、TT方式（超范围允许式），它采用距离II段或距离III段作为故障判别信号，该种配合方式只有当线路两端的超范围元件同时动作时，才能出口跳闸。当线路内部故障时，各端超范围元件动作快速且保护经过渡电阻短路的故障能力较强，动作可靠性高，但也增加了外部故障时不必要动作的概率，故安全性较差。6继电保护应符合什么要求？答：继电保护应符合可靠性、选择性、灵敏性、速动性要求。可靠性是指保护该动作时应动作，不该动作时不动作。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、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。灵敏性是指在设备或线路的被保护范围发生金属性短

7、路时，保证装置应具有必要的灵敏系数。速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障，其目的是为了提高系统稳定性，减轻故障对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。7500kV线路投运时，一般先合哪一侧开关，为什么？答：一般先合母线侧开关，再对中间开关进行合环。这样做主要是基于下面的考虑：如果线路在存在故障的情况下投运，而线路保护拒动或者开关拒跳的话，将启动失灵保护跳开其所有相邻开关，停运相邻设备。如果先合中间开关的话，发生上述情况时，将直接导致同串的发变组跳闸，影响面较大；而先合母线侧开关的话，同样发生上述情况，只将对应的母线切除，而不影响我厂对外发

8、供电，只要将线路母线侧开关隔离后，即可恢复母线运行。8500kV线路正常运行期间将其保护LR91改停用有什么不好答：因LR91保护屏内F1保护电源小开关向屏内LR91及LZ92、过电压UT91保护和R1、R2屏内的两套过电压保护出口继电器回路供电，这样虽然目前LR91的保护功能已经取消，但当LR91保护屏全部停电时，将会使整条线路的过电压保护功能失去，所以目前我们规定LR91必须维持在信号状态，当有检修工作需要将该屏停电时，应将线路过电压保护停用。9为什么大型发电机要装设非全相运行保护？答：大型发变组高压侧断路器大都采用分相操作，当机构或控制回路的原因使得操作时开关出现非全相，从而导致发电机非

9、全相运行时，将在发电机定子绕组中产生较高的负序电流，如果靠发电机的负序电流保护（反时限特性）动作的话，因动作时间较长使得发电机非全相运行状况要持续一段时间（靠人为操作干预的话该时间可能还要长），而有诸多实例已经证明，即使发电机负序保护在小于发电机A值的情况下动作，仍然会使发电机转子相应部件产生严重的灼伤。所以出于确保大机组的安全考虑，要求装设非全相保护，当确证发电机发生非全相运行时应以较短的时限将发电机与系统解列。10我厂500kV的开关以及设备分别设有哪些非全相保护功能？答：一期设备：当某开关出现非全相运行时，延时2秒出口该开关第一跳圈，将开关三相跳开。但发变组没有非全相保护。二期设备：当5

10、041、5051、5052、5053开关出现非全相时，延时0.5秒同时出口该开关第一、第二跳圈，三跳该开关；当5042、5043开关出现非全相时，延时2秒（其目的为了躲过线路单相故障，重合闸期间的非全相运行时间）同时出口该开关第一、第二跳圈，三跳该开关。二期发电机还设有非全相保护，当某一发变组出现非全相运行（其一只出口开关断开同时另外一只开关非全相运行），同时经两个相同的负序电流元件鉴定后，经本装置一定延时，再次三跳非全相运行的开关，再经一定延时联跳本串相邻开关和启动线路远跳或切机，如果是母线开关的话还联跳同一母线上相邻开关。11开关失灵保护起什么作用？我厂220kV和500kV开关失灵保护如

11、何实现？答：母线上某一个连接元件（如一条出线、一台变压器）故障，该连接元件的保护发出跳闸指令后，对应的断路器却由于某种原因拒绝动作，此时由其相邻元件的保护作远后备保护来切除故障。但在高压电网中，由于电源支路的助增作用，实现远后备保护在灵敏度上往往难以满足，而且动作时间较长，切除范围也有所扩大。因此，在超高压电网中，除要求连接元件的快速保护双重化外，还要装设开关失灵保护，当连接元件故障，断路器因故未能切除故障时，尽快把与该断路器相邻的断路器切除，以求用最短的时间、最小的停电范围来切除故障。 我厂220kV和500kV开关失灵保护实现方式见规程相应内容。12我厂升压站系统设计及目前现场管理上采取了

12、哪些防止过电压的措施？ 答： 1在500kV和220kV每个间隔出线（包括各变压器间隔）上均分别安装了氧化锌避雷器，能有效地防止操作过电压和雷击过电压。2每条出线上端均布置了防止遭受雷击的架空地线。3在500kV和220kV变压器高压侧绕组均采用纠结式结构，以改善匝间电压的分布4各500kV和220kV变压器中性点均采用直接接地方式5各500kV出线两侧均配置了过电压保护，使线路因突然甩负荷而出现末端过电压时，及时将线路切除。6500kV出线采用单相重合闸方式，以降低重合过电压水平。7根据目前500kV GIS带电侧闸刀操作时会产生陡波过电压这一现象，我们特地规定了“开关带电冷备用”这一状态，

13、以尽量避免带电侧隔离闸刀的操作。13避雷器的最大持续电压与额定电压有何区别？答：（1）避雷器的最大持续电压指的是能确保避雷器长期安全运行时所施加的工频电压有效值，考虑系统可能出现的稳态工频电压升高以及线路充电电容效应等因素，该电压值一般在系统额定电压（相电压）的基础上再乘以1.1到1.2的系数。（2）避雷器的额定电压实际上是指它的灭弧电压，它是指避雷器动作放电，当放电电流过零后避雷器所能承受的最大工频电压（有效值），选用避雷器时，应确保避雷器安装地点的工频电压升高在任何情况下均不应超过灭弧电压（额定电压），否则避雷器可能因不能灭弧而爆炸。根据避雷器所在系统接地方式的不同，其额定电压的选择范围也

14、不同。一般象我厂500kV和220kV系统均为直接接地方式的情况，避雷器灭弧电压值应不低于0.8Umax，Umax为避雷器放电前系统可能出现的最高运行线电压。14大型发电机采用分相封闭母线有什么优点？答：主要优点是： 1、可靠性高。由于每相母线均封闭于相互隔离的外壳内，可防止发生相间短路故障。2、减小母线间的电动力。由于结构上具有良好的磁屏蔽性能，壳外几乎无磁场，故短路时母线相间的电动力可大为减小。一般认为只有敞开式母线电动力的1%左右。3、防止临近母线处的钢构件严重发热。由于壳外磁场的减少，临近母线处的钢构件内感应的涡流也会减少，涡流引起的发热损耗也减少。4、安装方便，维护工作量少。整齐美观

15、。15大型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系统产生破坏性影响。（1）单元接线的大型发变组电抗较大，而系统规模增大使得系统的等效电抗减小，因此振荡中心往往落在发电机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差为1800的瞬间，振荡电流的幅值接近机端三相短路时流经发电机的电流。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，

16、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）在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，还可能导致系统解列甚至崩溃。因此，大型发电机组需装设失步保护，以保障机组和系统的安全。16为什么高压断路器采用多断口结构？答： 1、有多个断口可使加在每个断口上的电压降低，从而使每段的弧隙恢复电压降低；2、多个断口把电弧分割成多个小电弧段串联，在相等的触头行程下多断口比单断口的电弧拉伸更长，从而增大了弧隙电阻；3、多断口相当于总的分闸速度加快了，介质恢复速度增大。17什么

17、情况下会闭锁线路开关合闸信号？ 答：出现下列情况之一，会闭锁线路开关合闸信号：（1）开关SF6气室压力低（2）开关操作机构储能不足或油压（气压）低（3）开关联锁条件不满足（主要可能是某侧闸刀三相状态不一致或联锁电源失去）（4）有保护动作信号未复归（5）开关两侧同期条件不满足18什么情况下会闭锁线路开关重合闸信号？ 答：出现下列情况之一，会闭锁线路开关重合闸信号：（1）开关SF6气室压力低 （2）开关操作机构储能不足或油压（气压）低（3）母线保护动作 （4）开关失灵保护动作（5）线路距离II段或III段动作 （6）开关短线保护动作（7）有远方跳闸信号 （8）开关手动分闸（9）单重方式下出现相间距

18、离保护动作信号 （10）手动合闸于故障线路时（11）单重方式下出现三跳时 （12） 重合于永久性故障再次跳闸后19什么叫电气设备的介损？产生的原因有哪些？ 答：在交流电压作用下，引起介质内部电荷运动，并消耗能量的现象称为介质损耗。产生原因：1由介质极化所引起的损耗。它是在电压作用下，介质发生极化时，由于电荷运动摩擦而引起的能量损耗。2由泄漏电流引起的损耗。在电压作用下，泄漏电流使介质发热所损耗的能量。3由局部放电引起的损耗。绝缘材料如果有气隙，由于气体的绝缘强度比较低，在电压的作用下，气隙会首先局部放电，导致能量损耗。20发变组系统正常运行时哪些参数需重点监视答：需要重点监视的参数有：发电机定

19、、转子电流和电压；发电机各线棒出水温度和线棒层间温度及温差；发电机冷热氢温度，机内氢气纯度和湿度；发电机铁芯端部温度；定子冷却水导电度；主变上层油温，高低压线圈温度；主变油中含气量。21发电机出口PT分别向哪些回路提供电压信号答：发电机出口PT分别向下列回路提供工作或参考电压：（1）保护装置：PT二次星型绕组向发电机阻抗保护21、失步保护78、过激磁保护95、低频/高频保护81、失磁保护40、逆功率保护32提供工作电压，PT二次开口三角形绕组向发电机定子接地保护64G提供工作电压。（2）测量装置：PT二次星型绕组（仪用）向发电机定子电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、发电机电能表等表计和

20、变送器提供参考电压。（3）励磁系统：PT二次星型绕组向发电机励磁调节器（AVR）的自动通道提供机端电压测量反馈信号以及同步触发回路的同步电压信号。22发电机可能发生的故障和不正常工作状态有哪些类型？ 答：可能发生的主要故障有：定子绕组相间短路；定子绕组一相匝间短路；定子绕组一相绝缘损坏引起的单相接地故障；转子绕组（励磁回路）接地；转子励磁绕组低励、失去励磁。 可能的不正常工作状态：过负荷；定子绕组过电流；定子绕组过电压；三相电流不对称；失步；过励磁；断路器断口闪络；非全相运行等。23发电机应装设哪些保护？它们的作用是什么？ 答：对发电机可能出现的故障和不正常工作状态，应根据发电机的实际情况选择

21、性地装设下列保护：（1）纵差保护：为定子绕组及其引出线的相间短路保护。（2）横差保护：为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有二个及以上的并联分支而构成二个或三个中性点引出端时，才装设该保护。（3）单相接地保护：为发电机定子绕组的单相接地保护。（4）转子接地保护：为励磁绕组的接地故障保护，分一点接地保护和二点接地保护二种。大型汽轮发电机应装设一点接地保护。（5）低励、失磁保护：为防止大型发电机低励或失磁后，从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不良影响，大容量发电机都装设该保护。（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或跳闸。大型发电机对定子与转子分别装过负荷保护。（7

22、）定子绕组过电流或低阻抗保护：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动，为了可靠切除故障，则应装设反应外部短路的过电流或低阻抗保护。该保护兼作纵差保护的后备保护。（8）定子绕组过电压保护：大型发电机装设过电压保护，使发电机因突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压时，将其切除。（9）负序电流保护：其装设目的见本书相关问题的解答。（10）失步保护：其装设目的见本书相关问题的解答。（11）逆功率保护：其装设目的见本书相关问题的解答。24反映发变组系统短路故障的保护有哪些？答：反映发变组短路故障的保护有：瓦斯保护、变压器差动保护、发变组大差、主变高压侧零序过流保护、发电机差动保护、发

23、电机低阻抗保护、负序保护（反应不对称短路故障）。25发变组运行中造成过激磁的原因有哪些？ 答：造成过激磁的原因通常有：（1）发变组与系统并列前，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，误加励磁会因发电机变压器低频运行造成过励磁；（3）发变组解列后，如随之将汽机跳闸，转子转速下降，若灭磁开关未分或拒动，使发电机遭受低频引起过励磁（4）发变组保护动作，发变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，但因频率升高慢而引起过励磁。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）励磁调节器故障或发电机电压反馈值与实际值相比低得

24、多，引起发电机过激磁。26负序电流对发电机有何危害，发电机负序保护起什么作用？答：发电机正常运行中发出的是三相对称的正序电流。发电机转子的旋转方向和旋转速度与三相正序对称电流形成的正向旋转磁场的转向和转速一致，转子的转动与该磁场无相对运动，即同步。当系统发生不对称短路或负荷三相不对称时，发电机定子绕组就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向的旋转磁场，它相对于转子的转速为二倍的同步转速，因此在转子中产生100Hz的电流。该电流流经转子本体、槽锲和阻尼条，而在转子端面附近沿周界方向形成闭合回路，这就使转子端部、护环内表面、槽锲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

25、成灾难性的破坏，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）旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率为100Hz的交变电磁力矩，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，这是负序电流对发电机的第二个危害。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。鉴于上述原因，发电机应装设负序电流保护。27发电机进行升流期间，当电流加到一定值时，GCB盘上发“发电机定子接地”报警，请问是否正确，并分析原因。答1：升流过程中发出该报警属正常现象。要详细地解释原因，首先以1机为例介绍一下定子100接地保护的原理。 下图

26、是1机定子100接地保护的原理图。正常情况下，因转子气隙磁通密度的非正弦分布，转子各部位大齿部分和小齿部分气隙磁阻不同及磁路的饱和等原因，发电机的相电压存在少量的三次谐波电压。正常运行时与中性点接地时三次谐波电压的分布分别如下： （a）正常时 (b) 中性点附近（D点）接地时可以看出发电机中性点附近发生接地，中性点的三次谐波电压将降至接近零，而且各相三次谐波电压同相位，属零序分量，因此可以在发电机中性点单相接地变压器的付边接一三次谐波欠电压继电器，来反应中性点区域的接地，以弥补采用基波零序电压的定子接地保护在中性点区域的盲点。正常情况下没有零序电压，107（过电压继电器）不会动作，中性点有三次

27、谐波电压，且高于125（欠电压继电器）的设定值，因此125动作。 当095区域（从机端算起）发生接地故障，出现高的基波零序电压，107动作，启动119（延时继电器，带启动显示），计时结束，输出跳闸命令同时启动掉牌继电器349。107动作还启动319（中间继电器），一方面切断125线圈，另一方面闭锁137（欠电流继电器），使125返回时把149（时间继电器，其常开辅助触点输出中性点接地动作指令）切断，同时切断125动作显示，以免误动作、误报警。 当95100区域（从机端算起）发生接地故障，基波零序电压很低，107不会动作，而中性点三次谐波电压降低，低于125返回电压，使125返回，同时发电机运行

28、中137始终动作，因此149计时，同时启动启动显示，计时结束，149输出跳闸指令，同时启动掉牌继电器。 升流时发电机出口处解开，发电机绕组无电压，125返回，但电流仍流经欠电流继电器137所对应的CT，当电流达一定值后，137动作，导致时间继电器149动作出口且启动显示接通，“定子中性点接地” 报警。答2：发电机定子100接地保护实际上由两套元件（测量信号均取自发电机中性点变压器二次侧）组成，一是095部分，反映的是发电机定子绕组单相接地时，中性点电压（基波）的升高；因在中性点附近接地时，反映中性点基波电压升高的保护存在死区，所以增加第二部分即三次谐波元件（95100部分），该装置反映中性点附

29、近单相接地时中性点三次谐波电压下降而动作，但为了防止当发电机并网前及初负荷期间因三次谐波电势较低而使保护误动作，在该元件的出口回路里加装了发电机定子电流的闭锁元件，目前整定只有当定子电流大于5000A时才开放三次谐波元件保护。 从上述情况可以看出，当发电机零起升流期间，因发电机本身电势很低三次谐波电势低中性点三次谐波电压低三次谐波低压元件一直动作，这样当定子电流超过5000A时，就出现“发电机定子接地保护动作”报警。28发电机运行中功率因数过高或过低有什么危害？ 答：发电机额定功率因数实际上是指当发电机同时在额定有功功率和额定视在功率运行工况（一般在滞相方式）下运行时的功率因数值，同样的额定有

30、功功率机组，如果其额定功率因数越低，则说明其运行时带无功的能力相对较强，机组额定电流也增加，从而使造价增加。我厂发电机额定功率因数均为0.9，但在实际正常运行中却基本上高于此数值。发电机运行中，从理论上讲，在同样的机端电压下，如果在同样的有功出力下，功率因数越高，那么所发的无功越少，发电机电势就越低，发电机的静态运行稳定水平下降。但在目前系统网络的正常接线方式和发电机励磁系统正常运行情况下，功率因数允许高于额定值，直至在一定范围内的进相运行。但当系统在某些检修方式下，出现稳定约束时，调度将会对发电机出力和功率因高限值作某些限制。发电机运行中，如果要降低功率因数至额定值以下，则必须降低其有功出力

31、，以使定子和转子电流不超限。这种运行方式往往在当系统发生事故，无功缺额较为严重，要求我厂发电机减发有功增发无功时出现。29请简述励磁系统作用答：发电机励磁系统的作用为：（1） 当发电机正常运行时，供给发电机一定的励磁电流以维持发电机出口电压及无功输出。（2） 当电力系统突然短路或负荷突然增、减时，对发电机进行强励磁和强减磁，以提高电力系统运行的稳定性和可靠性。（3） 当发电机内部出现短路时，对发电机进行灭磁，以免事故扩大。30谈谈励磁系统正常调节的原则答：励磁系统的主要功能为使发电机机端电压稳定在设定值附近，同时还具有增加系统稳定的作用。在发电机运行中，首先要使得机端电压设定值在一定范围内，通

32、常应在额定值附近，随着系统无功需求的变化，由励磁系统自行调节无功出力，一般不改变其电压设定值，但当厂用电电压偏移正常值较大时，应适当调整设定值；第二，正常运行中，发电机应保证有一定的无功储备，即在额定有功出力下，保持功率因数高于额定值，或者在低于额定有功出力时，保持发电机定、转子电流均低于额定值；第三，为了保持发电机运行时一定的稳定储备，要按系统要求控制功率因数限值和无功进相范围；第四，事故情况下需要大量无功负荷时，应尽量抬高发电机机端电压，同时将发电机定转子电流作为监视点，两者发生矛盾时适当降低发电机机端电压设定值。31发电机低励、过励、过激磁限制的作用？答：（1）低励限制（2机也称功角限制

33、）：发电机低励运行期间，其定、转子间磁场联系减弱，发电机易失去静态稳定。为了确保一定的静态稳定裕度，励磁控制系统（AVR）在设计上均配置了低励限制回路，即当发电机一定的有功功率下，无功功率滞相低于某一值或进相大于某一值时（根据整定，2机则为当发电机功角大于整定值时），在AVR综合放大回路中输出一增加机端电压的调节信号，使励磁增加。 （2）过励限制：为了防止转子绕组过热而损坏，当其电流越过一定的值时，该限制起作用，通过AVR综合放大回路输出一减小励磁的调节信号。（3）过激磁限制：当发电机出口V/f值较高时，主变和发电机定子铁芯将过激磁，从而产生过热、损坏。为了避免这种现象的发生，当V/f超过整定

34、值时，通过过激磁限制器向AVR综合放大回路输出一降低励磁的调节信号。32发电机运行中失去励磁，对系统及发电机本身各有何影响？汽轮发电机允许失磁运行的条件是什么？答：1、发电机失磁对系统的影响：（1）发电机失磁后，不但不能向系统送出无功功率而且还要向系统吸收无功功率，将造成系统电压下降和无功严重缺损，甚至导致系统稳定的破坏。（2）为了供给失磁发电机无功功率，可能造成系统中其它发电机过电流。发电机失磁对发电机自身的影响有：（1）发电机失去励磁后，由送出无功功率变为吸收无功功率，且滑差越大，发电机的等效电抗越小，吸收的无功电流越大，致使失磁的定子绕组过电流。（2）转子出现转差后，转子表面将感应出滑差

35、频率电流，造成转子局部过热，这对大型发电机威胁最大。（3）异步运行时，转矩发生周期性变化，使定、转子及其基础不断受到异常的机械力矩的冲击，机组振动加剧，影响发电机的安全运行。2、汽轮发电机运行失磁运行的条件：（1）系统有足够供给发电机失磁运行的无功功率，不致造成系统电压严重下降。（2）降低发电机有功功率的输出使在很小的转差率下，发电机允许的一段时间内异步运行，即发电机在较少的有功功率下失磁运行，不致造成发电机转子的发热与振动。33发电机转子一点接地的危害？有几套转子接地保护，分别装在何处？出口行为如何？答：发电机正常运行时，励磁回路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、

36、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可能引起励磁回路接地故障，常见到是一点接地的故障，如不及时处理，还可能接着发生两点接地的故障。励磁回路的一点接地故障，由于构不成电流回路，对发电机不会构成直接到危害。那么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）转子绕组的一部分短路，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（通常以1500A为界限），就

37、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。各机组转子接地保护安装位置、出口行为如下：1机：设有两套接地保护，一套由I&C承包商提供，装在1机电子室发变组保护屏里，保护动作后通过863继电器跳汽机，然后再由逆功率保护出口停机；另一套保护由发电机承包商东芝提供，装在发电机励磁控制盘上，保护动作后只发报警。2机：设有一套直流叠加式转子接地保护，装在发电机励磁机的装置上，检测到的信号通过远红外送至励磁机定子侧的接收器，保护报警卡件装在DNC柜里，动作后报警。3/4/5机：由发电机承包商东芝提供一

38、套转子接地保护，装在发电机励磁控制盘上，保护动作后通过863继电器跳汽机，然后再由逆功率保护出口停机。34发电机中心点接地变压器起什么作用？答：其作用主要有两点：一是在中性点变压器二次侧只要并接一小电阻，经变压器的高变比变换后，反映到高压侧为一阻值放大的电阻，这样就构成了高电阻接地，同时电阻的造价却大大降低；二是将中性点的一些电压信号如零序电压、三次谐波电压经降压变换成低电压信号，提供给发电机定子接地保护装置，这里中性点变压器又起到了PT的作用。35为什么新投入或大修以后的变压器在投入运行前要进行全电压冲击试验？答：（1）检验差动保护是否躲得过励磁涌流的影响（2）检验变压器绝缘是否能承受切除空

39、载变压器时的过电压（3）检验变压器机械强度是否能承受投变压器时励磁涌流产生的电动力。冲击试验次数：新产品投入 5次；大修后投入 3次。36请问变压器的差动保护能反映哪些故障？ 答：变压器差动保护能反映下列故障：（1）变压器内部绕组相间短路； （2）中性点直接接地或低阻抗接地侧绕组的接地故障；（3）比较严重的绕组匝间短路故障； （4）变压器外部引线、套管等发生的各种短路故障。37为什么变压器的差动保护不能代替瓦斯保护？ 答：瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，如铁芯过热、油面降低、断线故障等，但差动保护对此无反应。又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路，虽然短路线匝内的电流很大会造成局部绕组严重

40、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，因此差动保护不会反应，但瓦斯保护却能灵敏地反应。因此变压器差动保护不能代替瓦斯保护。38变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的？ 答：变压器差动保护的不平衡电流产生原因如下：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，相应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，使铁芯饱和，误差增加

41、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。39变压器瓦斯保护能反映哪些故障？答：变压器瓦斯保护可以反映变压器内部的各种短路故障、绕组内部断线、绝缘老化、铁芯局部烧损和油位下降。40对于变压器瓦斯保护的运行投切有何规定？答：当变压器在运行中，需进行下列工作时需将重瓦斯保护由跳闸改为信号。（1）进行注油和滤油时（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶（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（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

42、换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完成后，经1小时试运行后，方可将重瓦斯保护投入跳闸。41变压器着火如何处理？ 答：（1）发现变压器着火时，首先检查变压器的断路器是否已跳闸，如未跳闸，应立即断开各侧电源的断路器，然后进行灭火。 （2）如果油在变压器顶盖上燃烧，则立即打开变压器底部放油阀，将油面降低，并开启变压器水喷雾装置，使油冷却。 （3）如果变压器外壳裂开着火时，则应将变压器内的油全部放掉。 （4）扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材 42为什么强油风冷变压器在低负荷情况下不能将所有冷却器均投入运行？答：这样做主要是为了防止油流静电现象的发生。因为通过一系列的试验研究表

43、明，油在绝缘油道中流动时，会在油纸表面产生电荷分离，在局部位置形成电荷积累，并随流速升高而加剧，变压器绝缘性能越好，积累电荷越不易泄漏掉。积聚的空间电荷使局部直流场强升高，当超过该处的绝缘耐受强度时，有可能产生静电放电。如果运行电压下的高场强部位与静电空间电荷形成的高场强部位相重合，就有可能在这个部位出现连续的局部放电，甚至造成绝缘击穿。因而对于运行中的强油风冷变压器，适当控制油的流速，特别是降低油温较低时的流速是抑制和防止油流静电的措施之一。同时，研究人员还认为，变压器油温太低时，油流静电电荷的产生和积累有可能比油温较高时严重。因此，一般规定在负载较轻和油温较低（环境温度很低）时应避免投入较

44、多冷却器。43什么是变压器的铜损和铁损？ 答：铜损（短路损耗）是指变压器一、二次电流流过该线圈电阻所消耗的能量之和。由于线圈多用铜导线制成，故称铜损。它与电流的平方成正比，铭牌上所标的千瓦数，系指线圈在75时通过额定电流的铜损。 铁损指变压器在额定电压下（二次开路），在铁芯中消耗的功率，其中包括激磁损耗与涡流损耗。44什么是变压器的短路阻抗？其大小对变压器运行有何要求？答：变压器的短路阻抗即将变压器一侧短路，在另一侧加额定电流时测得的短路电压经换算后得到的值。换算公式为：Udl：测得的短路电压值Zdl大小对变压器运行的影响有：（1）Zdl越大，则变压器二次侧发生短路时，流经变压器的短路电流越小

45、，对变压器的冲击越轻，所以目前业主对变压器制造时最低短路阻抗值均有要求，但Zdl增加，对制造工艺有较高要求；（2）Zdl越大，则负荷变化时，引起变压器负荷侧电压的变动幅度也越大，电压稳定性差；（3）Zdl越大，运行中同样负荷下变压器绕组消耗的无功功率也越大。45变压器的调节分接头一般装在哪一侧绕组上，为什么？ 答：变压器的调节分接头一般装在高压侧绕组上。这主要考虑高压侧绕组的负荷电流较低，可以减少引线和分接头开关的载流截面，简化结构；同时一般高压绕组套在低压绕组外面，抽头引出和连接方便。46为什么检查绝缘油中的气体的组成和含量可以发现电力设备内部是否存在故障？ 答：充油的电力设备（如变压器、电

46、抗器、电流互感器、充油套管、充油电缆等）的绝缘主要由绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料（如电缆纸、绝缘纸板等）组成，在正常的情况下，这些绝缘材料会逐渐老化、变质，在老化过程中会分解出各种气体，同时，如果电力设备内部发生过热或放电时，这些气体含量还会迅速增加。这些气体主要有氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等7种，通常又把甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种气体的总和叫做总烃。这些气体大部分溶解在绝缘油中，小部分上升在绝缘油表面，例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器（瓦斯继电器）。经验表明，气体的各种成分分别含量的多少和故障的性质直接相关，因此在设备运行过程中，定期测量溶解在油中的气体组

47、成和含量，可以及早发现充油电力设备内部是否存在着潜伏性故障。此外，对浮在油面的气体或气体继电器内的气体组成和含量进行分析，也同样能判断设备是否存在故障。 气体组成和含量的测量通常采用气相色谱法。47什么叫绝缘老化？绝缘老化的原因是什么？ 答：绝缘材料在使用和保管过程中，随着时间的增长，其性能会出现逐渐变坏的现象，称为绝缘老化。绝缘老化的原因有：（1）电老化。绝缘材料在长期的电压作用下，在电场强度集中的地方，如导体的棱角、边缘处附近的气体会发生局部放电，绝缘层内部空隙的气泡，由于电场强度集中，也会产生局部放电，局部放电使其邻近的绝缘材料受到腐蚀，严重的会发展到干枯、烧焦而变质。（2）热老化。电力设备的绝缘材料在有电流流过时会产生热量，从而导致绝缘材料的热分解、氧化、变质、电气性能下降以及绝缘强度下降，甚至发生热击穿，此外，过热加速了绝缘材料内的化学反应，导致绝缘材料硬化和脆化。（3）机械老化。