大型发变组保护整定计算培训算例

1、大型发电厂继电保护整定计算算例目录概 述41、继电保护整定计算的目的和任务42、继电保护整定计算前的准备工作43、继电保护整定计算的技巧和应注意的几个问题54、整定计算步骤6第一部分 发电机变压器组继电保护整定计算7一、计算说明：7二、设备参数8三、发变组保护整定计算171、发电机差动保护172、发电机负序过流保护(不对称过负荷)193、发电机电压制动过流保护204、发电机基波定子接地保护225、发电机100%定子接地保护236、发电机失磁保护247、发电机逆功率及程序逆功率保护268、发电机误上电保护289、发电机匝间保护2810、发电机失步保护2911、发电机过激磁保护3212、发电机频率

2、异常保护3313、发电机低阻抗保护3414、发电机过负荷3515、发电机过电压保护3716、发电机PT断线闭锁保护3717、主变（厂变、励磁变）差动保护3718、主变（厂变）通风4119、主变压器高压侧PT断线闭锁保护4120、高厂变复合电压过流4221、高厂变BBA(B)分支零序过流4322、BBA（B）工作分支过流保护4423、 励磁变过负荷4624、励磁变速断4725、励磁变过流4826、其它保护4827、主变（厂变）非电量保护4928、发电机非电量保护49第二部分、厂用电系统继电保护整定计算50一、高压电动机501.1、电动机额定电流501.2、速断过电流保护501.3、电动机启动时间

3、511.4、负序过流保护511.5、零序电流保护511.6、过热保护521.7、堵转保护531.8、电动机的额定启动电流531.9、电动机允许堵转时间531.10、正序过电流保护531.11、过负荷保护531.12、低电压保护531.13、差动保护532、低压厂变552.1、高压侧相电流速断552.2、高压侧过电流保护562.3、高压侧过负荷信号572.4、高压侧零序保护572.5、低压侧零序过流保护572.6、变压器差动保护582.7、高定值差动保护592.8、变压器非电量保护602.9、低压侧保护及母联保护603、380V空气开关保护整定计算原则613.1、电动机(包括电梯，空调，空压机，

4、皮带机等电动设备)保护整定原则613.2、变频及软启动电动机保护整定原则613.3、MCC（包括保安段等）出线保护整定原则623.4、PC段母联保护整定原则623.5、照明（包括一般配电箱、试验电源、UPS及充电电源等）保护整定原则623.6、加热器保护整定原则62声明：本文只作为参考不作为整定计算依据概 述 发电厂继电保护整定计算是继电保护工作重要组成部分，通常高压母线、主变零序及以外设备的继电保护整定计算属系统部分；高压母线以内设备的继电保护整定计算属电厂部分。两者间有共同之处，都应严格遵循继电保护选择性、快速性、灵敏性、安全可靠性要求的原则。两者间更多的是要相互配合并构成统一的整体，算例

5、主要围绕着发电厂的发电机、主变压器及厂用系统、自动装置等电气设备元件继电保护（自动装置）的整定计算。1、继电保护整定计算的目的和任务继电保护的整定计算是继电保护运行技术的重要组成部分，也是继电保护装置在运行中保证其正确动作的重要环节，由于继电保护整定计算不当，造成继电保护拒动或误动而导致电气事故扩大，其后果是非常严重的，有可能造成电气设备的重大损坏，甚至能引起电力系统瓦解，造成大面积停电事故。为此在继电保护整定计算前，计算人员必须十分明确继电保护整定计算的目的和任务；（1.） 通过整定计算，给出一套完整和合理的最佳整定方案和整定值。（2.） 对所用保护装置予以正确的评价。（3.） 通过整定计算

6、，应确定现有保护装置配置是否合理或现有保护装置是否能满足一次设备的要求。如有不合理或不符合要求时，及时提出保护装置可行的改进方安案，使保护装置能满足一次设备和系统的安全运行要求。（4.） 为制定继电保护运行规程提供依据。2、继电保护整定计算前的准备工作(一) 掌握发电厂主电气系统、厂用系统及所有电气设备情况并建立资料档案（1.） 绘制标有主要电气设备参数和电流互感器TA、电压互感器TV变比和等级（5P、10P或TP）的主系统接线图。（2.） 绘制标有主要电气设备参数和TA、TV变比的高、低压厂用系统接线图。（3.） 收集全厂电气设备所有电气参数，按发电机、主变压器、高压厂用变压器、低压厂用变压

7、器、电抗器、高压电动机、低压电动机等电气设备分门别类建立参数表。（4.） 收集全厂电气设备继电保护用TA、TV的型号变比、容量、饱和倍数、准确等级、二次回路的最大负载，建立TA、TV参数表。（5.） 掌握发电厂内所有高、低压电动机在生产过程中机械负荷的性质（过负荷可能性、重要性），并分类立表。(二) 收集并掌握全厂主设备及厂用设备继电保护及有关二次设备技术资料（1.） 收集并掌握主设备及厂用设备继电保护配置图。（2.） 收集并掌握主设备和厂用设备继电保护原理展开图与操作控制回路展开图、厂用系统程控联锁图等等。（3.） 收集并掌握主设备及厂用设备与汽轮机、锅炉、电气保护有关的联锁图。（4.） 收

8、集并掌握主设备及厂用设备继电保护及自动装置的技术说明书和使用说明书。(三) 绘制全厂电气设备等效阻抗图（1.） 计算全厂所有主设备、厂用设备的等效标么阻抗并建表。（2.） 绘制标有么阻抗的等效电路图。（3.） 绘制并归算至各级母线的电源等综合阻抗图（图中标有等效纵使阻抗）。（4.） 绘制并计算不对称短路电流用的正、负、零序阻抗及各序综合阻抗图。(四) 有关的短路电流计算发电厂继电保护整定计算中所用的短路电流计算，比系统继电保护整定计算所用短路电流计算要简单得多，发电厂继电保护整定计算所用的短路计算，工作量最大和最复杂的是YND11接线变压器两侧发生不对称短路时两侧电流和电压的计算。（1.） Y

9、ND11接线变压器两侧不对称短路时，计算YND11接线变压器两侧短路电流和电压，并将计算结果列表。（2.） 计算归算至高压厂用母线的综合阻抗（高压母线三相短路时短路电流和短路容量）。（3.） 简单短路电流计算只须在整定计算过程中用到时计算。(五) 和有在部门（调度部门、值长组、电气运行）确定各种可能的运行方式（1.） 正常运行方式。（2.） 检修运行方式。（3.） 事故运行方式。（4.） 特殊运行方式。(六) 学习有关文件（1.） 学习有关规程制度。（2.） 学习有关反事故措施及有关的事故通报。（3.） 学习有关的继电保护整定计算导则。（4.） 了解同类型厂的经验教训。（5.） 根据本厂的实际

10、情况，制订不违反规程制度而又符合具体方针政策的补充技术措施和整定计算原则。3、继电保护整定计算的技巧和应注意的几个问题大型发电机变压器组保护整定计算本身并无十分复杂的计算，然而要真正能得到一份非常合理和性能最佳的整定方案或一份最佳的整定值，却不是一件容易的工作。单凭继电保护的一般知识，套用书本给定的计算公式，就能得到一套完整的继电保护整定值，这样的想法是不现实的。继电保护整定值是正确计算和合理选择相结合的结果，因而必须做到；（1.） 非常熟知各电气设备（如发电机、变压器、断路器、互感器等等）的性能、参数、结构、特点等。（2.） 熟练掌握电气设备的短路电流计算和各种故障分析。（3.） 熟知一次系

11、统的接线图和一次系统的运行方式。（4.） 熟知保护配置和保护装置的动作判据（工作原理）及该保护功能、作用等。（5.） 尽可能多了解电力系统中历次典型事故的教训（原因、对策、措施等）。然后将以上各方面的知识有机地联系起来，围绕着继电保护的选择性、速动性、灵敏性、安全可靠性进行全面、系统、综合的考虑，通过反复计算，反复修正，权衡弊，选择最佳整定值，从而收到保护装置功能的预期效果。所以继电保护整定计算，不只是一项单纯的计算工作，而实际上是一项复杂的系统工程。4、整定计算步骤（1.） 完成整定计算前的一切准备工作。（2.） 整定计算顺序。计算时可先由0.4KV低压厂用电气设备的整定计算开始，然后逐级从

12、低压厂用变压器、高压电动机、高压厂用变压器向电源侧计算，最后整定计算主设备中发电机变压器组的保护；也可首先计算主设备中发电机变压器组的保护，然后计算厂用系统的继电保护，最后修正主设备的后备保护整定值，并完善套整定方案。（3.） 每一被保护设备保护装置整定计算顺序。一般先计算短路故障主保护，依次计算短路故障后备保护、异常运行保护、并在整定计算过程中随时调整计算，使其渐趋合理，最后得到一份合理完整的整定计算书，并编制整定方案和整定值单。（4.） 绘制保护一次定值配置图。（5.） 编制整定方案说明书，应包括编制整定方案的依据（运行方式说明、运行限额、系统运行数据如振荡周期、最低运行电压，制造厂提供的

13、依据如发电机，主变压器的过励磁能力，发电机及主变压器过负荷能力、暂态和稳态负序电流承受能力等等）。整定方案中对选择性、快速性及灵敏度等方面有特殊之处，应作明确的说明；整定方案中存在的问题及解决问题的措施应单独说明。特殊运行方式和运行方式有关定值的更改也应单独说明。（6.） 整定的继电保护应作评价说明。（7.） 整定方案和整定值执行前的审批手续；最后的整定计算方案，先组织有关的技术人员讨论，再经主管领导审核、批准后才能生效执行，如在执行过程和调试时发现有问题时，整定计算人员和调试人员应及时商量并修正，对修正部分应补办审核、批准手续。第一部分 发电机变压器组继电保护整定计算一、计算说明：广东珠海发

14、电厂一期工程3、4号发电机组是上海电机厂制造的600MW发电机组， 500kV升压变电站和二串500kV开关（一个半开关接线）。采用单元接线经500kV线路直接接入系统，二台机组公用二台启备变，电源引自220kV升压站。发变组保护选用美国GE公司生产的UR系列继电器，由武汉国测容丰通用电气有限公司组屏。备变保护选用美国GE公司生产的UR系列继电器，由武汉国测容丰通用电气有限公司组屏。根据反措要求发变组及启备变保护采用了双配置方式。本计算书是按照广东珠海发电厂的委托和要求编写的。本计算书中，最大运行方式选择为：220kV系统最大且二台发电机运行；最小运行方式选择为：备变仅由220kV系统供电且2

15、20kV系统最小。500KV系统一台机运行另一台机退出运行且系统最小。本计算书的整定依据主要有以下几个方面：l 大型发电机变压器继电保护整定计算导则（计算书中简称导则）l 保护装置厂家说明书（珠海金湾电厂提供）l 主设备参数（珠海金湾电厂提供）l 电气设计图纸（珠海金湾电厂提供）l 系统综合阻抗（珠海金湾电厂提供）l 电力工程设计手册（西北电力设计院主编）l 3110KV电网继电保护装置运行规程 DL/T 584-95l 三相交流系统短路电流计算GB/T 15544-1995l 继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285-93l 220-500KV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 5

16、59 -94l 火力发电厂厂用电设计技术规定 DL/T 5153-2002l 电力系统继电保护典型故障分析（国家电力调度通信中心）l 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则二、设备参数2.1、#3-4发电机参数表（见表1）2.2、#3-4主变参数表（见表2）2.3、#3-4A高厂变参数表（见表3）2.4、#3-4B高厂变参数表（见表4）2.5、#3-4励磁变参数表（见表5）2.6、#03、04备变参数表（见表6）2.7、220kV参数表（见表7）2.8、500kV参数表（见表8）2.9、计算用基准参数表（见表9）表1、#3-4发电机参数表厂 名珠海金湾型号QFSN6002额定容

17、量667MVA额定功率600MW功率因数0.9（滞后）出厂编号制造厂家上海汽轮发电有限公司定子额定电压20KV转子额定电压20KV额定电流19250A额定励磁电流4145A接线型式Y冷却方式氢内冷冷却方式水氢氢励磁方式自并励静态励磁接地方式中性点经接高阻接地强励倍数2响应比3.58 倍/秒强励时间10 秒直流电阻（）直流电阻（）直轴超瞬变电抗（不饱和值，饱和值）21.12%，20.5%直轴瞬变电抗（不饱和值，饱和值）30.63%，26.5%直轴同步电抗215.5%负序电抗（不饱和值，饱和值）19.3%，20.3%零序电抗（不饱和值，饱和值）9.42%，9.59%短路比0.542A相对地电容0.

18、21负序电流承载能力（连续）B相对地电容0.21负序电流承载能力（短时）C相对地电容0.21发电机允许过电流标么值标么值二次有名值电抗计算Xd”20.5%0.03073.075Xd30.63%0.04594.595Xd217%0.325332.55XJ(Xl)15表2、#3-4主变参数表厂名珠海金湾变压器号#3-4主变投产日期容量720MVA容量比相数3相电压比525KV22.5%/20KV接线Ynd11电流792/20785 A调压方式无激磁调压型式SFP/525制造厂常州东芝变压器有限公司冷却方式ODAF（强油风冷）铁芯结构特点双绕组阻抗电压15.6%空载电流0.14%(低压侧)铁损331

19、.57KW高压侧中性点接地接地铜损1089.61KW低压侧中性点接地不接地短路阻抗59.17零序阻抗59.88高压对低压绕组电容16000PF低压对高压绕组电容35970PF油顶温升39.8K绕组温升37.4K备注Sn=720MVA Sb=100MVA计算采用值阻抗电压标么值X115.5%0.0215X0电抗计算 表3、#3-4A高厂变参数表厂名珠海金湾变压器号A高厂变投产日期容量31.5MVA容量比31.5/20-20MVA相数3相电压比2022.5%/6.3-6.3KV接线Dyn1yn1电流穿越909.3/1443-1443A、半穿越：577.4/1833A调压方式无激磁调压型式SFF10

20、-40000/20TH制造厂常州变压器有限公司冷却方式ONAN(67%)ONAF(100%)（自循环风冷）空载电流不大于0.17%穿越阻抗X1-27.33%铁损+铜损不大于22.31+133KW半穿越阻抗X1-216.50%铁芯结构特点分裂绕组半穿越阻抗X1-2”16.61%中性点接地要求高阻23分裂阻抗X2-2”37.0%零序电抗0.15分裂系数Kf5.05分裂绕组对高压绕组电容13.6nF高压绕组对分裂绕组1、2电容14.61nF油顶温升39.2K绕组温升50.4K电抗计算X*=16.5%100/31.5=0.5238表4、#3-4B高厂变参数表厂名珠海金湾变压器号B高厂变投产日期容量25

21、MVA容量比相数3相电压比2022.5%/6.3KV接线Dyn1电流722/2291A调压方式无激磁调压型式SFF-25000/20TH制造厂常州变压器有限公司冷却方式ONAN(67%)ONAF(100%)空载电流不大于0.16%铁损18.78KW铜损103.47KW短路阻抗7.88%铁芯结构特点双绕组低压对高压绕组电容16150 PF油顶温升40K绕组温升43K电抗计算X*=8%100/25=0.32表5、#3-4励磁变参数表厂名珠海金湾投产日期容量6600KVA容量比相数3相电压比2022.5%/0.84KV接线Yd11电流173.2/4123.9A调压方式无激磁调压型式DTR制造厂ABB

22、短路阻抗6电抗计算表6、#0304启备变变参数表厂名珠海金湾变压器号#01启备变投产日期容量40MVA容量比40/25-25MVA相数3相电压比23081.25%/6.3-6.3KV接线YN，yn0-yn0电流100.4/2291-2291A调压方式有载调压型式SFFZ-40000/220制造厂保定变压器厂冷却方式ONAN / ONAF（自然油循环风冷）空载电流0.27%穿越阻抗X1-29%铁损151.2KW（75）半穿越阻抗X1-21665%铜损31.5（100Ur时）半穿越阻抗X1-2”1665%低压侧中性点接地高阻(23)分裂阻抗X2-2”33.4%高压侧中性点接地直接接地零序阻抗（高压

23、侧加电，低压侧短路）X02185零序阻抗（低压侧加电，高压侧短路）X010.167分裂系数Kf3.71铁芯结构特点分裂绕组分裂绕组1对高压绕组电容8444PF分裂绕组1对高压绕组电容8976PF电抗计算X=16.7%100/40=0.417表7、220kV系统参数表（广东省电力调度中心继电保护部于1998年提供）运行方式X1X0最大运行方式0.025013.210.037820最小运行方式0.0359190.048525.65Sj100MVA Uj230V 表8、500kV系统参数表运行方式最大运行方式最小运行方式X10.011340.02269X00.020790.04915基准值 Sj=1

24、00MVA Uj=525KV 表9、各电压等级的基准值电压等级(U)KV基准电压（Uj)KV基准功率（Sj)MVA基准电流（Ij)A基准电抗（Zj)500525100110 2756 220230100251 529.0 20201002887 4.000 66.31009165 0.3969 0.8850.88510065239 0. 0.380.4100 0. 阻抗图三、发变组保护整定计算1、发电机差动保护发电机差动保护采用双斜率比例差动特性，做为发电机内部故障的主保护，主要反应定子绕组和引出线相间短路故障。该保护动作于全停方式。发电机中性点CT LH1 25000/5 星形接线 3DGP

25、1 发电机中性点CT LH2 25000/5 星形接线 3DGP2发 电 机出口CT LH5 25000/5 星形接线 3DGP1 发 电 机出口CT LH6 25000/5 星形接线 3DGP2选G60中SLHtor Differential为发电机差动保护中的比例差动元件。1.1、定子差动保护启动电流（SLHTOR DIFF PICKUP）依据导则4.1.1，最小动作电流应大于发电机额定负荷运行时的不平衡电流，即或 =式中：可靠系数，取1.5；发电机额定电流；发电机额定负荷状态下，实测差动保护中的不平衡电流。 发电机内部短路时，特别是靠近中性点经过渡电阻短路时，机端或中性点侧的三相电流可能

26、不大，为保证内部短路的灵敏度，最小动作电流不应无根据地增大，一般宜选用。依据G60说明书，最小启动值由正常运行条件下的差动电流决定，厂家推荐为，出厂设定值为。考虑以上两种因素，取以pu值表示：pu。取MINIMUM PICKUP=0.154 pu。1.2、斜率1（SLHTOR DIFF SLOPE1）根据G60说明书5.5.5，斜率1应大于最大允许电流下CT误差产生的不平衡电流，最大误差一般为5%10%倍的CT额定电流。又依据导则4.1.1，定子电流等于或小于额定电流时，差动保护不必具有制动特性。当斜率取0.15时，形成的自然拐点恰好是1倍的发电机额定电流。因此取 SLOPE1=15%1.3、

27、拐点1（SLHTOR DIFF BREAK1）根据G60说明书5.5.5，拐点1应仅大于发电机最大正常运行电流。又因为发电机的最大短路电流不超过5倍额定电流，为使区内故障获得较高的灵敏度，希望制动电流在2.53.0倍的发电机额定电流以内时，动作特性斜率不宜过大，因此取第一拐点为1.5倍发电机额定电流。即 pu但该装置第一拐点最大取值为1.5pu，因此取 BREAK1=1.15 pu1.4、拐点2（BREAK2）根据G60说明书5.5.5，拐点2是过渡区的终点和斜率2的起点，应设置为使任一保护用CT开始饱和时的电流值。因为保护用CT选为5P20，其饱和电流值很大，而发电机最大外部短路电流不大于3

28、倍额定电流，因此取拐点2为5倍发电机额定电流。即 1 pu取 BREAK2=2.31 pu1.5、斜率2（SLOPE2）根据G60说明书5.5.5，斜率2应保证在严重外部故障时（由于CT饱和导致产生不平衡电流）继电器可靠不动作，厂家推荐值为80%100%。但考虑电厂实际情况，拐点2取5倍发电机额定电流，而5倍发电机额定电流远未达到CT饱和区，因此第二斜率不必选得过大，可依据导则4.1.1 的计算方法进整定。式中：可靠系数，取1.5；非周期分量系数，一般为1.52.0，取2.0；互感器的同型系数，Kcc=0.5；互感器的比误差系数，取0.1。取，可确保在最大外部短路时差动保护不误动。但考虑到电流

29、互感器的饱和或其暂态特性畸变的影响，为安全计，宜适当提高制动系数值，使。取 SLOPE2=30%1.6、灵敏度校验 按以上原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足的要求，不必进行灵敏度校验。1.7、定值清单(见附件)1.8、出口方式 全停、启动失灵 2、发电机负序过流保护(不对称过负荷)发电机出口CT LH5 25000/5 星形接线 3DGP1 发电机出口CT LH6 25000/5 星形接线 3DGP2 发电机负序保护用于防止由于过量负序电流对发电机转子造成的损害。选G60继电器中的Generator Unbalance为发电机负序保护中的发电机不平

30、衡元件。定时限用于减出力（报警），反时限用于程序跳闸。2.1、负序定时限过流保护整定原则：根据导则4.5.3，动作电流按照发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整定。动作时间取9秒。式中：可靠系数，取1.2；返回系数，0.850.95，条件允许应取较大值。取PICKUP=12.6%，DELAY=9S出口方式：信号2.2、负序反时限过流保护动作方程： 根据发电机厂家资料，发电机长期允许负序电流标么值为10%，转子表层承受短时负序电流能力的常数（）为10，即K-VALUE=10.0。2.2.1、发电机正常运行电流（GEN UNBAL INOM）2.2.2、负序电流启动值（GEN UNBAL S

31、TG1 PICKUP）根据导则4.5.3，负序反时限动作特性的下限电流，通常由保护所能提供的最大延时决定，一般取1000S，即下限电流尽可能靠近长期允许的负序电流。根据UR继电器的动作方程，并考虑负序定时限保护的动作值，保护下限动作电流起始值取负序定时限保护的动作值，即从而可以求得G60的下限动作时间。S取STG1 TMAX=600S2.2.3、时间最小动作时间是为了防止可由系统保护切除的故障造成的误跳闸，取STG1 TMIN=0.5S。返回时间提供了负序电流的热记忆时间，取出厂设定值STG1 KRST=240S。2.、定值清单(见附件) 2.4、出口方式 程序跳闸3、发电机电压制动过流保护发

32、电机中性点CT LH1 25000/5 星形接线 3DGP1 发电机中性点CT LH2 25000/5 星形接线 3DGP2发电机出口PT TV1 3DGP1发电机出口PT TV2 3DGP23.1、定值计算电压制动过流保护作为系统保护的后备，选G60继电器中的Phase TOC1为电压制动相过流元件。该元件取中性点侧电流，电流元件起动值整定为可靠躲过发电机最大运行负荷电流。反时限特性应易与系统保护配合，选IEEE极限反时限曲线，为了与系统保护配合，变压器高压侧三相短路动作时间取3.5秒。变压器阻抗(以发电机为基准) 变压器高压侧短路时的短路电流变压器高压侧短路时，发电机出口电压IEEE反时限

33、特性式中：A=28.2，B=0.1217，P=2由于该元件要与系统保护配合，因此复归时间选为延时复归（Timed），该元件还要受PT断线闭锁。3.2、校验振荡假设系统电势和发电机电势相等。当发生系统振荡时，振荡电流为发电机出口电压标么值为 保护动作时间 可见系统发生振荡时，该保护可能会误动，因此需采用振荡闭锁。3.3、主变高压侧二相短路时保护校验 临界外接电抗为 其中： 主变高压侧二相短路时，短路点到机端电抗 因此机端二相短路时，短路电流不衰减，不需进行保护灵敏度校验。3.4、定值清单(见附件) 3.5、出口方式未设计（退出）4、发电机基波定子接地保护发电机中性点PT TVX V 3DGP1

34、、3DGP2定子接地保护由接于发电机中性点电阻上的过压元件实现的，希望保护95%的定子绕组。选G60中Auxiliary OV1为发电机中性点过压元件，保护动作于全停方式。4.1、动作电压的确定根据导则，基波零序过电压保护的动作电压应按躲过正常运行时中性点最大不平衡电压整定，即 式中：可靠系数，取1.21.3。 为实测不平衡电流，其中含有大量的三次谐波。为了减小，可以增设三次谐波阻波环节，使主要是很小的基波零序电压，大大提高灵敏度，此时，保护死区大于5%。动作时间应大于外部接地故障时最大切除时间，取1.0秒。4.2、校验 根据导则，应校核主变高压侧接地短路时，通过变压器高低压绕组间的每相耦合电

35、容传递到发电机侧的零序电压的大小。为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势。 为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容。据厂家提供数据为为发电机及机端外接元件每相对地总电容。变压器高压侧发生短路时，传递到发电机端的基波零序电压为取20V换算为pu值为 。取PICKUP 0.08 pu。该值对应保护范围是，即有13.9%的保护死区。4.3、6kV接地故障对该保护的影响应进行现场校验，确保保护不误动。4.4、定值清单（见附件）4.5、出口方式 全停、启动失灵4.6、为防止三次谐波在15范围内灵敏度或产生死区，增加零序基波信号段， 取动作值为5%动作时间取3S.4.7、出口方式 信号5、发电机100%定子

36、接地保护5.1 机端、中性点三次谐波比较保护发电机出口PT TV1 3DGP1发电机出口PT TV2 3DGP2发电机中性点PT TVX 3DGP1 3DGP2机端、中性点三次谐波比较元件为定子绕组中性点侧接地故障提供保护，它和中性点过电压元件一起构成100%定子接地保护，选G60中100% SLHtor Ground为三次谐波比较元件，该元件有二段。根据导则要求，定子绕组单相接地保护中的三次谐波部分仅动作于信号，因此只用其二段。其动作方程为： and and 95%定子接地保护启动值折算到发电机出口PT开口角为根据运行经验，在正常运行时比值一般在0.40.85的范围内变化，因此启动值应可靠小

37、于该值。为了与90%定子接地保护有足够的重叠区，二段保护的起动值(PICKUP)取0.20 pu，二段的监测值取0.3V，即STG1 SUPV=0.0052 pu投运后可用装置进行实测修正，二段时间取3秒。选G60中100%SLHtor Ground为保护元件，定值清单（见附件）出口方式：信号5.2三次谐波低电压原理保护 根据现场试验数据取50空载时的3次谐波电压值。动作时间取3S低电压闭锁为90， 二次额定功率额定值为： 20%-120%范围内启动三次谐波低电压保护。即为0.15pu-0.8 pu出口方式：信号6、发电机失磁保护发电机中性点CT LH1 25000/5 星形接线 3DGP1

38、发电机中性点CT LH2 25000/5 星形接线 3DGP2发电机出口PT TV1 3DGP1发电机出口PT TV1 3DGP2500kV母线PT TV 3DGP1、3DGP2失磁保护由失磁元件和低电压元件共同组成，当失磁元件动作且系统电压低时，保护动作于程序跳闸；当失磁元件动作而系统电压不低时，保护动作于减出力或切换厂用电。选G60中Loss Of ExciLHtion为失磁元件，选发变T60中Phase UndervolLHge 1为低电压元件，其逻辑图如下：6.1、发电机出口电压侧判据在系统失磁情况下发电机出口电压低于85V时启动失磁保护。6.2、发电机侧判据 阻抗圆1反映发电机负荷高

39、于30%时的失磁情况，阻抗圆2反映发电机任何负荷时的失磁情况。发电机基准阻抗 圆心1：半径1：延迟时间：PICKUP DELEY1=1S机端低电压监视值 UV SUPV= pu系统电压在9560失磁保护范围动作。即0.95pu-0.1pu。出口方式：程序跳闸。圆心2：半径2：延迟时间考虑躲过系统最大振荡周期。取PICKUP DELEY2=90S机端低电压监视值 UV SUPV= pu系统电压在9560失磁保护范围动作。即0.95pu。出口方式：程序跳闸。6.3、二段定值在有机端电压闭锁条件下动作于厂用电切换。动作时间为1S6.4、定值清单（见附件）6.5、G60失磁元件7、发电机逆功率及程序逆

40、功率保护发电机出口CT LH5 25000/5 星形接线 3DGP1 发电机出口CT LH6 25000/5 星形接线 3DGP2发电机出口PT TV1 3DGP1发电机出口PT TV2 3DGP2程序逆功率保护由功率方向元件和主汽门接点组成。当逆功率保护经主汽门接点时，保护动作于全停。逆功率保护不经主汽门接点时，保护动作于全停。选G60中Sens Dir Power1保护一段为经主汽门触点的逆功率保护，选G60中Sens Dir Power1保护二段为不经主汽门触点的逆功率保护。根据导则4.8.3，动作判据为 式中：发电机有功功率，输出有功功率为正，输入有功功率为负；逆功率继电器的动作功率。

41、7.1、动作功率的计算公式=式中：可靠系数，取0.5；汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，取额定功率的3%；发电机在逆功率运行时的最小损耗，取。其中：发电机效率，600MW机取98.7%；发电机额定功率。 的正负决定了定值偏移原点的方向，为正时，定值沿RCA向动作区偏移；为负时，定值沿RCA向制动作区偏移。本保护最小动作功率为负值，因此取。7.2、动作时限经主汽门触点时，延时动作于全停、启动失灵。不经主汽门触点时，延时 动作于全停。7.3、继电器特性角RCA表示继电器动作区方向，本保护为逆功率保护，动作区在180方向，因此取RCA=1807.4、定值清单（详见附件）8、发电机误上电保护发电机出口C

42、T LH5 25000/5 星形接线 3DGP1 发电机出口CT LH6 25000/5 星形接线 3DGP2发电机出口PT TV1 3DGP1发电机出口PT TV2 3DGP2误上电保护主要用于保护发电机在盘车和减速过程中发生的误合闸，保护动作于解列方式。选G60中AccidenLHl Energization为误上电元件。8.1、误上电保护运行方式低压元件和发电机离线状态的不同逻辑组合，决定了误上电保护的运行方式。由于该保护电压取自发电机出口，因此选低压元件和发电机离线状态相与的逻辑方式，即发电机电压低和发电机离线同时满足为该保护的开放条件。8.2、过流电流元件 整定原则：过流元件按可能出

43、现的最小故障电流的一半整定。8.3、低电压元件整定原则：低电压元件按可能出现的最大故障电压整定。取70V8.4、定值清单（详见附件）8.5、出口方式 动作于全停、启动失灵9、发电机匝间保护根据导则4.1.7，该保护用于反应发电机定子绕组同分支匝间、同相不同分支或不同相间短路故障。匝间保护由负序方向元件，纵向零序电压元件，TV断线元件组成，负序正方向指向发电机。其逻辑图如下9.1、负序方向元件发电机出口CT LH6 25000/5 星形接线 G60II 发电机出口CT LH7 25000/5 星形接线 G60I 发电机出口PT TV1 G60I 、G60II选G60中NEQ DIR OC1为匝间

44、保护中的负序方向元件，用其正方向元件作为匝间保护的闭锁条件，灵敏角选为75。正方向指向系统，以负序电压为极化电压，负序过流元件的动作量为 其中负序过流元件动作值取出厂设置值0.05 pu定值清单： 9.2、纵向零序电压元件发电机出口PT TV3 G60I 、G60II选G60中Auxiliary OV2为零序过电压元件。根据导则4.1.7，零序过电压保护的动作电压初设时可选为23V，取3V。定值清单：9.3、延时元件因为负序方向元件在外部故障切除时可能造成瞬间误动，所以地出口回路增加0.3秒的延时。选G60中TIMER1为延时元件。9.4、延时元件动作于全停此保护没有设计10、发电机失步保护发

45、电机中性点CT LH1 25000/5 星形接线 1DGP 发电机中性点CT LH2 25000/5 星形接线 2DGP发电机出口PT TV1 1DGP发电机出口PT TV2 2DGP失步保护应满足：正确区分系统短路与振荡；正确判定失步振荡与稳定振荡。本保护靠正序阻抗轨迹穿越外圆和中圆的时间段的长短，来区分系统短路与振荡；靠阻抗轨迹穿越外圆和中圆的时间段和穿越中圆和外圆的时间段的长短来区分失步振荡与稳定振荡。选G60中Power Swing Detect为失步元件。10.1、功率振荡正向阻抗及阻抗角该定值适用于全部三个阻抗特性，正向阻抗应大于变压器和系统的正序阻抗之和。FWD REACH= 式

46、中：系统最大运行方式下的最小系统阻抗。阻抗角选为75。10.2、功率振荡反向阻抗及阻抗角该定值适用于全部三个阻抗特性，反向阻抗应大于发电机的正序阻抗。REV REACH=阻抗角选为75。10.3、阻抗圆限制角设P为最大负荷点，则求得外圆限制角（OUTER LIMIT ANGLE）：在最大负荷条件下对应的限制角，外圆限制角应留有20的安全裕量。OUTER LIMIT ANGLE=130中圆限制角（MIDDLE LIMIT ANGLE）：按照说明书推荐值，应接近外圆限制角和内圆限制角的平均值。MIDDLE LIMIT ANGLE=内圆限制角（INNER LIMIT ANGLE）：动稳极限角（由系统

47、调度部门给出，一般为120140），取INNER LIMIT ANGLE=10.4、功率振荡动作时间计算公式：、代表外圆、中圆、内圆的限制角。为系统最小振荡周期，由调度部门给出，取0.4S。动作延时1应小于在最快的功率振荡时，阻抗轨迹在外圆和中圆之间所需的时间。 ，取PICKUP DELAY1=0.04S动作延时2应小于在最快的功率振荡时，阻抗轨迹在中圆和内圆之间所需的时间。 ，取PICKUP DELAY2=0.04S动作延时3失步保护在跳闸前，阻抗轨迹需在内圆之间花费时间。它为失步保护发出跳闸命令提供了额外的安全度。取PICKUP DELAY3=0.04S动作延时4用于延时跳闸方式。失步保护

48、在跳闸前，阻抗轨迹在内圆以外、外圆以内所花费时间，需考虑可能的最快功率振荡。 ，取PICKUP DELAY4=0.06S复位时间阻抗轨迹离开外圆后，振荡闭锁的复归时间。取出厂设置值RESET DELAY 1=0.05S自保持时间对短时跳闸信号的扩展。取出厂设置值SEAL-IN DELAY 1=0.4S10.5、定值清单（见附件） 10.6 出口方式全停、启动失灵11、发电机过激磁保护发电机出口PT TV1 3DGP2 、3DGP1根据导则，当发电机与主变之间无断路器而共用一套过激保护时，其整定值按发电机或变压器过激磁能力较低的要求整定。变压器制造厂提供变压器过激磁能力如下：工频电压升高倍数1.

49、051.101.251.301.401.501.581.051.101.251.301.401.902.00持续时间满载连续30min60S40S2S1S0.1S空载连续连续120S60S10S1S0.1S发电机制造厂提供的发电机过激磁能力如下：1.051.101.151.201.25允许时间长期55S18S6S2S注：电压标么值，频率标么值。经延时后停机灭磁。过激磁保护由定时限和反时限过激磁保护组成。选G60 VOLTS/HZ 1定时限过激磁元件为低定值过激磁元件，动作于减励磁；选G60 VOLTS/HZ 反时限过激磁元件为高定值过激磁元件，动作于程序跳闸。根据导则5.8.1和制造厂提供过激磁能力，低定值段的过激磁倍数取1.1倍，动作时间取50秒。确定反时限过激磁保护启动值Pickup 和时间常数TMD。G60提供的反时限曲线方程为：以1.15倍延时18秒和1.25倍延时2秒进行校验，得以下两方程 和 求得