RCS-985A发变组保护整定计算方案

./发变组RCS-985A保护整定计算方案一、发变组保护配置<一>发电机保护1.发电机差动保护2.发电机匝间保护纵向零序电压保护3.发电机定子绕组接地保护发电机基波零序电压型定子接地保护发电机三次谐波电压型定子接地保护4.发电机转子接地保护发电机转子一点接地保护发电机转子二点接地保护5.发电机定子过负荷保护定时限、反时限6.发电机负序过负荷保护定时限、反时限7.发电机失磁保护8.发电机失步保护9.发电机定子过电压保护10.发电机过激磁保护定时限、反时限11.发电机功率保护发电机逆功率保护发电机程序逆功率保护12.发电机频率保护低频率保护电超速保护13.发电机起停机保护14.发电机误上电保护15.发电机励磁绕组过负荷保护定时限、反时限〔二主变压器保护1.主变差动保护2.主变瓦斯保护3.主变零序电流保护4.主变间隙零序电流、零序电压保护5.阻抗保护6.主变通风启动保护7.主变断路器失灵保护〔C柜〔三高厂变保护整定1.高厂变比率制动式纵差保护2.高厂变瓦斯保护3.高厂变复合电压过流保护4.高厂变通风启动保护5.高厂变过负荷保护6.高厂变A分支低压过流保护7.高厂变B分支低压过流保护8.高厂变A分支限时速断保护9.高厂变B分支限时速断保护10.高厂变A分支过负荷保护11.高厂变B分支过负荷保护〔四发电机—变压器组保护1.发变组差动保护〔五非电量保护<需整定定值的>主变冷却器全停保护发电机断水保护...一、发电机保护整定1.发电机差动保护发电机中性点CT：2LH12000/55PY接线发电机机端CT：7LH12000/55PY接线1.1发电机稳态比率差动保护1.1.1发电机一次额定电流为If1n=11207A1.1.2发电机二次额定电流计算:If2n=If1n/nCT=11207/〔12000/5=4.67〔A1.1.3差动电流起动定值Icdqd整定保护的最小动作电流按躲过正常发电机额定负载时的最大不平衡电流整定。∵5P级电流互感器在额定一次电流下的变比误差为0.01∴Icdqd=Krel×2×0.03If2n或Icdqd=Krel×Iunb.0式中：If2n—发电机二次额定电流;Krel—可靠系数,取1.5;Iunb.0—发电机额定负荷下,实测差动保护中的不平衡电流.根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》〔以下简称《导则》,可取〔0.20～0.30In,一般宜取Iop.0=〔0.10～0.20In。结合以往运行经验,故此处取Icdqd=0.2In〔=0.2×4.67=0.943A1.1.4比率制动系数的整定1.1.4.1变斜率比率差动起始斜率计算:Kbl1=KccKer=0.1×0.5式中:Ker互感器比误差系数,取0.1;Kcc—互感器同型系数,取0.5;厂家建议Kbl1变斜率比率差动起始斜率一般取0.05～0.1,故取Kbl1=0.11.1.4.2变斜率比率差动最大斜率计算:最大不平衡电流,不考虑同型系数Iunb.max=Kap×fer×Ik·max=2×0.1×5.73Ie=1.146In式中:Kap—非周期分量系数,取2.0；Ker互感器比误差系数,最大取0.1；Ik·max—发电机最大外部三相短路电流周期分量,小于4倍额定电流时取4倍额定电流。查短路计算结果,#1发电机机端三相短路时#1发电机提供的最大短路电流为5.73If1n.变斜率比率差动最大斜率为：Kbl2=<Iunb.max*-Icdqd*-2Kbl1>/<Ik.max*-2>×0.07>/<5.73-2>=0.23式中,Iunb.max*、Icdqd*、Ik.max*均为标么值<发电机额定电流>.根据厂家建议取Kbl2=0.5按上述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Ksen≥2,因此不必校验灵敏度.最大比率制动系数时的制动电流倍数,装置部固定为4。1.2差动速断保护:差电流速断是纵差保护的一个补充部分,一般需躲过机组非同期合闸产生的最大不平衡电流,对于大机组,一般取3～4倍额定电流,根据厂家建议取5倍额定电流.即:Icdsd=5If2n<=5×4.67=23.35A>1.3TA断线闭锁比率差动控制字整定：因为发变组保护实行双主双后保护独立配置,且与传统保护相比,微机保护TA断线判别灵敏简单,一套差动保护TA断线闭锁后不影响另一套差动保护运行,所以根据厂家建议TA断线闭锁比率差动投入。〔此条适用于发变组、发电机、主变、高厂变差动保护。1.4保护出口方式:全停.2.发电机匝间保护纵向零序电压保护发电机机端专用1PT2：该PT二次侧中性点与发电机中性点相连且不接地。本保护可反应发电机定子绕组同分支、同相不同分支间或不同相间短路。保护装置设有三次谐波阻波功能,保护只反应基波分量。2.1纵向零序电压匝间保护高定值段：动作电压按躲过外部短路最大不平衡电压整定,一般可取8～12V,故取10V。2.2纵向零序电压匝间保护灵敏段：动作电压按躲过发电机正常运行方式下最大不平衡电压整定,一般可取0.5～3V,南瑞厂家建议取3V。2.3电流比率制动系数：南瑞厂家推荐取1.0。2.4纵向零序电压匝间保护延时:南瑞厂家建议经较短延时<0.1S～0.2S>动作于出口,故取t=0.1s2.5保护出口方式:全停.3.发电机定子绕组接地保护发电机中性点消弧线圈单相PT：发电机机端1PT1：220kV母线PT:<闭锁基波零序电压保护灵敏段用>3.1基波零序电压定子接地保护该保护作为发电机定子回路单相接地故障保护,可保护发电机85%～95%的定子绕组单相接地。保护装置设有三次谐波阻波功能,保护只反应基波分量。3.1.1基波零序电压保护灵敏段:动作判据为Uno＞Uohzd。Uno为发电机中性点零序电压,Uohzd为基波零序电压整定值。基波零序电压保护灵敏段取发电机中性点零序电压,动作值Uop按躲过正常运行时中性点单相电压互感器的最大不平衡电压Uunb.max整定,即Uop=Krel×Uunb.max。式中:Krel——可靠系数,取1.3；Uunb.max——中性点实测不平衡基波零序电压。通常不平衡电压可达10～15V,大部分是三次谐波,由于经过三次谐波滤过器,故其输出的零序基波电压将很小,为5～10V。此处取Uop=10V,保护区为机端侧90%,死区为10%。基波零序电压灵敏段动作于跳闸时,装置取主变高压侧零序电压闭锁,以防止区外故障时基波零序电压定子接地保护灵敏段误动。另取机端开口三角零序电压闭锁,不需整定,保护装置根据系统参数中机端、中性点TV的变比自动转换.3.1.2基波零序电压保护高定值段:基波零序电压高定值段只取中性点零序电压,一般整定为20～25V,预整定为25V。基波零序电压高定值段动作于信号或跳闸,均不需机端、中性点两个零序电压闭锁.3.1.3基波零序电压定子接地保护延时:基波零序电压保护灵敏段经主变高压侧零序电压闭锁,基波零序电压高定值段定值较高,为更好地保护发电机,所以根据南瑞厂家建议延时不再与系统接地保护配合,而与220kV母线快速保护配合。故基波判据延时取t1=1.5s。3.1.4保护出口方式:全停.3.2三次谐波电压定子接地保护:3.2.1三次谐波电压比率定子接地保护:发电机三次谐波电压型定子接地保护,保护发电机中性点附近定子绕组的单相接地,与基波零序电压共同构成100%发电机定子接地保护。本装置在机组并网前后各设一段定值,随机组出口断路器位置接点变化自动切换。动作判据：∣U3T/U3N∣＞K3WZD式中:U3T和U3N分别为发电机机端TV开口三角绕组及中性点TV二次输出中的三次谐波分量,K3WZD为三次谐波电压比值整定值。机端和中性点三次谐波电压各为和,三次谐波电压比率接地保护：预整定：=1.5×3×115.47/346.41=1.5式中：—为可靠系数,本装置中一般取1.3～1.5；—机端开口三角零序电压TV变比,取=346.41;—中性点零序电压TV变比,取=115.47。3.2.1.1实测发电机并网前最大三次谐波电压比值为α1=0.55,并网前比率定值：<1.3-1.5>×α1=<1.3-1.5>×0.55=0.715～0.825,故取并网前比率定值为0.9;3.2.1.2实测并网后机组运行时〔取几个负荷点测量最大三次谐波电压比值为α2=0.6,并网后比率定值：<1.3-1.5>×α2=<1.3-1.5>×0.6=0.78～0.9,故取并网后比率定值为1.0。3.2.2三次谐波电压差动定子接地保护：式中：为调整系数向量,装置自动跟踪调整。为制动系数,南瑞厂家建议取=0.3。本判据在机组并网且负荷电流大于0.2Ie时自动投入。3.2.3三次谐波电压比率定子接地保护三次谐波电压差动定子接地保护延时:同基波零序电压定子接地保护延时,取t1=1.5s。3.2.4保护出口方式:信号.4.发电机转子接地保护转子一点接地保护反应转子对大轴绝缘电阻的下降。转子接地保护采用切换采样原理〔乒乓式。转子一点接地设有两段动作值,灵敏段动作于报警,普通段可动作于信号也可动作于跳闸。若转子一点接地保护动作于报警方式,当转子接地电阻Rg小于普通段整定值,转子一点接地保护动作后,经短延时自动投入转子两点接地保护,当接地位置α改变达一定值时判为转子两点接地,动作于跳闸。转子两点接地位移定值固定为3%。本厂的配置：转子一点接地保护两段均投信号。转子二点接地保护有专门的投入硬压板。转子一点接地保护动作后装置部延时自动投入,但需外部硬压板投入保护才起作用。4.1转子一点接地保护一点接地电阻整定值取决于正常运行时转子回路的绝缘水平,据《导则》可取0～40KΩ。故灵敏段定值取25kΩ,一点接地电阻定值取15kΩ,告警延时1S。4.2转子二点接地保护据《导则》,二点接地保护动作时限按躲过瞬时出现的两点接地故障整定,一般为0.5～1.0S。此处取t=1.0s,动作于全停。5.发电机定子过负荷保护发电机中性点CT：A柜2LH12000/55PY接线B柜1LH12000/55PY接线发电机机端CT：A柜7LH12000/55PY接线B柜8LH12000/55PY接线5.1定时限过负荷保护定子过负荷保护反应发电机定子绕组的平均发热状况.保护动作量同时取发电机机端、中性点定子电流。5.1.1定时限报警电流定值动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定IOP.2=KrelIgn/Kr=1.05×4.67/0.95=5.16A式中：Krel—可靠系数,取1.05;Ign—发电机二次额定电流,4.67A;Kr—返回系数,取0.95;5.1.2定时限报警延时:应躲过后备保护最大延时。本发电机无过流等后备保护,根据《继电保护自动装置及二次回路》〔然、熊为群P100,为了在出现能自行消除的短时过负荷时不致发出信号,通常过负荷保护的动作时间取为9～10s。故此处取t1=9s,动作于发信号。5.1.3保护出口方式:信号.跳闸控制字:00005.2反时限过负荷保护反时限过电流保护的动作特性,即过电流倍数与相应的允许持续时间的关系,由制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定。保护装置特性为：式中：Ktc为定子绕组热容量系数；I*为定子额定电流为基准的标幺值；Ksr为散热系数,一般取1.0～1.05。此处取1.02。5.2.1反时限启动电流按与定时限过负荷保护配合的条件整定。Iop.min=Kco×Iop=1.05×5.16=5.42A式中：Kco——配合系数,取1.05。5.2.2定子绕组热容量<过负荷常数>Ktc由制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定。设反时限定子过负荷保护的跳闸特性与发电机允许过电流曲线相同。电机厂给定QFSN-300-2-20型汽轮发电机,其定子绕组过负荷能力如下表：定子绕组短时过电流能力〔每年不超过2次时间〔S103060120I〔%220154130116按116%额定电流下,持续120s计算Ksr=120*［〔116/1002－1.022］=36.6按130%额定电流下,持续60s计算Ksr=60*［〔130/1002－1.022］=39按154%额定电流下,持续30s计算Ksr=30*［〔154/1002－1.022］=40按220%额定电流下,持续10s计算Ksr=10*［〔220/1002－1.022］=38故取Ksr=375.2.3反时限下限延时tmaxIop.min=5.42A对应延时:==120<S>故取反时限保护下限延时为tmax=120S。5.2.4反时限上限延时tmin据《导则》,对称过负荷保护只作为发电机的发热保护,不考虑与其他相间短路在灵敏度和延时上相配合。因此反时限特性的上限值应大于发电机出口三相短路电流值,即Iop.max=In/〔Ksat×Xd"式中：In——发电机额定电流；Ksat——饱和系数,取0.8；Xd"——发电机次暂态电抗〔非饱和值标幺值,Xd"不饱和=20.70%。∴Iop.max=4.67/〔0.8×0.207=28.2A=6.04In对应延时:==1.13<S>故取反时限保护上限延时为tmin=1S。当I*≥Iop.max时,保护延时1S动作；当I*＜Iop.max时,保护按反时限特性动作。至此反时限保护特性为：动作时间〔S9.727.860116I〔%2201541301165.2.5保护出口方式:解列.6.发电机负序过负荷保护发电机中性点CT：A柜2LH12000/55PY接线B柜1LH12000/55PY接线发电机机端CT：A柜7LH12000/55PY接线B柜8LH12000/55PY接线针对发电机的不对称故障、不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称故障引起的负序过电流,主要反应发电机转子表面过热的状况,该保护由定时限和反时限两部分组成。保护动作量同时取发电机机端、中性点定子电流。6.1定时限负序过负荷保护:6.1.1定时限负序过负荷保护报警电流定值按发电机长期允许的负序电流I2∞下可靠返回整定：Iop=Krel×I2∞/Kr式中：Krel——可靠系数,取1.2；Kr——返回系数,取0.85～0.95,条件允许取较大值.故取0.95；I2∞——发电机长期允许的负序电流标幺值。电机厂给定：I2/In≤0.1按照国标GB7064-86《汽轮发电机通用技术条件》规定转子直接冷却的容量≤300MVA的汽轮发电机连续运行时的I2/Ign最大值为0.08。此处取I2∞=0.07,则Iop=1.2÷0.95×0.07×4.67=0.41A6.1.2定时限报警延时参照《发电机保护》〔增田P160,当负序电流超过持续允许负序电流时,经5～10s发信号,以便处理。故取t1=9s,动作于发信号。6.1.3保护出口方式:信号.定时限跳闸控制字:00006.2反时限负序过电流保护6.2.1负序过负荷常数A负序反时限过电流保护的动作特性,由转子表层允许的负序过流能力确定。发电机短时承受的负序过流倍数与允许持续时间的关系为：t=A/〔I2*2-I2∞2式中：A——为转子表层承受的负序电流能力的常数；I2*——发电机负序电流标幺值；I2∞——发电机长期允许的负序电流标幺值。按照国标GB7064-86《汽轮发电机通用技术条件》规定转子直接冷却的容量≤350MVA的汽轮发电机故障运行时〔I2/Ign2×t最大值为8,即A=8。6.2.2反时限启动负序电流根据《导则》由保护装置所能提供的最大延时决定,一般。南瑞《RCS-985发变组成套保护装置技术说明书》未给定装置最大延时。按最大延时1000S整定1000=A/〔I2*2-I2∞2=Iop.min=0.53A6.2.3反时限电流上限及延时上限tmax反时限动作特性的上限电流,按主变压器高压侧二相短路的条件整定,即：Iop.max=1In/〔Ksat×Xd"+X2+2Xt式中：Xd",X2——发电机的次暂态电抗〔非饱和值及负序电抗标幺值；Xdu"=20.70%;X2=21.24%Ksat——饱和系数,取0.8；Xt——主变压器电抗,取Xt=Zt,标幺值。Xt=15%Iop.max=4.67/〔0.8×0.2070+0.2124+2×0.15=1.475In=6.89A当I2*=1.475In时,t=A/〔I2*2-I2∞2=8/〔1.4752-0.072=3.7s∴故取t2=3s。此时对应Iop.max===1.63In当I2*≥Iop.max时,保护固定3s动作。当I2*＜Iop.max时,保护按反时限特性动作。按《导则》：负序反时限过电流保护在灵敏度和动作时限方面不必与相邻元件或线路的相间短路保护配合。6.2.4长期运行允许值取0.07In=0.33A6.2.5保护出口方式:解列。7.发电机失磁保护反应发电机励磁回路故障引起的发电机异常运行。该保护由电力调度中心保护科计算,定值见通知单〔省号。8.发电机失步保护发电机机端CT：A柜7LH12000/55PY接线B柜8LH12000/55PY接线主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线发电机机端1PT1：〔20000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3220KV母线PT：〔220000V/√3/〔100V/√3/100V失步保护只在失步振荡情况下动作。失步保护动作后,只有振荡中心位于发变组部或失步振荡持续时间过长、对发电机安全构成威胁时,才作用于跳闸,而且应在两侧电动势相位差小于90°的条件下使断路器跳开,以免断路器的断开容量过大。失步保护特性由三部分组成,见图附图1。附图1失步保护阻抗特性8.1遮挡器特性整定决定遮挡器特性的参数是Za,Zb,φ,因为失步保护装在机端,取保护安装处为坐标原点,则8.1.1Zb=xd＇xd＇为发电机暂态电抗,标幺值为29.25%,化为有名值为xd＇=xd＇*×〔UN2/SN=0.2925×〔200002/388×106=0.3015Ω折算到二次侧为Zb=xd＇/〔nPT/nCT∵nPT/nCT=［〔20000/√3/〔100/√3］÷〔12000/5=0.0833∴Zb=0.3015/0.0833=3.62Ω8.1.2Za=xconxcon为系统联系电抗〔归算至机端。xcon==式中：xt——主变阻抗；xs——经常运行方式下,系统归算至220kV母线的阻抗；xd＇——发电机暂态电抗。根据8.1.2计算结果xd＇=3.62Ω；n——本厂同一母线上并列运行的机组数目。==0.15Ω归算到机端CT、PT侧二次值为：==1.8Ω潍坊供电公司调度所栾国军于20XX6月15日提供：升压站固定连接方式下,系统归算至我厂220kV母线的联系阻抗为x*s=0.1348<基准容量1000MVA>。==0.05392Ω归算到机端CT、PT侧二次值为：==0.6473Ω∴xcon==2.39Ω即取Za=2.39Ω<注:若xs取各种运行方式下的最大值1.2159时,xcon=4.61Ω>8.1.3φ取系统阻抗角,即φ=80°8.2透镜特性整定,式中：,为发电机最小负荷阻抗。α角的整定应能保证在最小负荷电压及最大负荷电流情况下对应的最小负荷阻抗ZL.min<即此时的机端测量阻抗>可靠地落于透镜之外,保证失步保护不误动。取透镜角α=120°校核：α=120°时,对应fs.max.允许=20<1-α/180°>=6.67HZ中调保护科黄德斌提供:电网实际最小振荡周期约为Ts.max.实际=0.3s,故fs.max.实际=1/0.3=3.33HZfs.max.实际＜fs.max.允许,满足要求。8.3电抗线Zc的整定电抗线是失步振荡中心的分界线。阻抗轨迹位于电抗线以下,则认为振荡中心位于发变组,位于电抗线以上,则认为振荡中心位于发变组外。一般选定Zc为变压器阻抗xt的90%。xt=1.8Ω；Zc=1.8×0.9=1.62Ω8.4跳闸允许电流整定装置自动选择在电流变小时作用于跳闸,跳闸允许电流定值为辅助判据,根据断路器允许遮断容量选择。I允许=K×IDL.遮断K—可靠系数。IDL.遮断—断路器遮断电流。据SF6断路器说明书,额定失步遮断电流为12.5KA,化为二次值为12500/〔1200/5=52A∴I允许=0.85×52=44.2A,取I允许=44A8.5失步保护滑极定值整定振荡中心在区外时,失步保护动作于信号,滑极可整定2～15次,故取2次。振荡中心在区时,动作于跳闸。滑极一般整定1～2次,故取2次。8.6保护出口方式:区外失步:发信号;区失步:解列.9.发电机定子电压保护发电机机端1PT1、1PT2：〔20000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3本厂只配置发电机定子过电压保护。过电压保护用于保护发电机各种运行情况下引起的定子过电压。发电机电压保护所用电压量的计算不受频率影响。RCS-985A装置设两段过电压保护跳闸段,反应机端相间电压的最大值。根据《发电机技术说明书》,发电机能承受由额定励磁电流产生的短时空载升高电压27KV〔即1.35Ue试验历时1min。9.1定子过电压保护I段9.1.1I段动作电压整定:Uop.Ⅰ=1.3Ue=130V。9.1.2Ⅰ段动作延时：T=0.5秒9.1.3保护出口方式:解列灭磁9.2定子过电压保护II段<该段退出>10.发电机过励磁保护：发电机机端1PT1、1PT2：〔20000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3该保护用于发电机因频率降低或电压升高引起的铁芯工作磁密过高时的保护。该保护装在机端,同时作为发电机及主变的过励磁保护。《导则》要求,对于300MW及以上机组,当发电机与主变压器之间无断路器而共用一套过激磁保护时,其整定值按发电机或主变压器过激磁能力较低的要求整定。发电机增容改造前,1999年电机厂传真,我厂使用的300MW发电机U/f特性曲线为：定子电压/频率〔p.u1.251.191.151.121.101.091.081.071.05时间〔sec57.5101520304560∞发电机增容改造前,#1主变的过激磁能力为：在最高工作电压252KV下发电机运行状态空载满载过激磁倍数1.31.21.11.11.05允许运行时间〔分130连续20连续很显然,发电机的过激磁空间要比变压器小得多,所以整定值按发电机的过激磁能力整定,同时预告信号发出后要为运行人员留有足够的时间采取措施降低励磁。10.1定时限过励磁保护：RCS-985A装置定时限过励磁保护设一段报警段和二段跳闸段。10.1.1过励磁报警段:按发电机长期允许的过励磁能力整定。过激磁倍数N=B/Bn=〔Ｕ／Ｕｇｎ／〔ｆ／ｆｇｎ＝Ｕ＊／Ｆ＊式中：Ｕ、ｆ——运行电压、频率；Ｕｇｎ,ｆｇｎ——发电机额定电压、频率；Ｕ＊、Ｆ＊——电压、频率标幺值；B、Bn——磁通量及额定磁通量。发电机增容改造后,电机厂要求,在额定功率因数下,当电压变化±5%和频率变化±2%围时,发电机能连续输出330MW的额定功率；当电压变化±5%和频率变化〔+3%～-5%围时,发电机的连续输出功率为310MW。取报警段定值为Nop=1.06报警段延时：取t1=9s。10.1.2：过励磁I段Nop=1.1；延时：取t1=2s。出口方式：发信号,〔减励磁,为运行人员留出18S的时间采取措施减励磁。过励磁I段控制字：10.1.3过励磁Ⅱ段：不用,过励磁Ⅱ段控制字：000010.2反时限过励磁保护：国电调[2002]138号文：关于印发《"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》的通知,第6.2.2条要求：在在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力,并按电压励磁调节器过励限制首先动作,其次是发电机变压器组过励磁保护动作,然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。励磁调节器有关定值如下：<1>V/HZ限制值1.1,立即闭锁增励,降低励磁电流并发信号;<2>V/HZ保护值1.2,动作切除故障柜.显然,上述发电机U/f特性曲线中U*/f*=1.07;1.08;1.09三个点不能用<U*/f*＜1.1＝,定值如下：N7：U*/f*=1.1,t0=20秒N6：U*/f*=1.12,t1=15秒N5：U*/f*=1.15,t2=10秒N4：U*/f*=1.17,t3=〔10+7.5/2=8.8秒N3：U*/f*=1.19,t4=7.5秒N2：U*/f*=1.22,t5=〔7.5+5/2=6.3秒N1：U*/f*=1.25,t6=5秒N0：U*/f*=1.3,t7=1.5秒N4、N2点按相临两点的平均值来整定,N0点按1.3倍1.5秒整定<与发电机过电压保护配合>.11.发电机逆功率保护发电机机端1PT1、1PT2：〔20000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3发电机机端CT：A柜7LH12000/55PY接线B柜8LH12000/55PY接线该保护作为发电机出现有功功率倒送,发电机变为电动机运行异常工况的保护,主要保护汽轮机。同时,又可作为程序跳闸的启动元件。11.1逆功率保护11.1.1动作功率动作判据为P≤-Pop式中：P——发电机有功功率,输出有功功率为正,输入有功功率为负；Pop——逆功率继电器动作功率；Pop=Krel〔P1+P2式中：Krel——可靠系数,取0.5～0.8；P1——汽轮机在逆功率运行时的有功损耗,一般取额定功率的2%～4%；P2——发电机在逆功率运行时的有功损耗,一般取P2≈〔1-ηPgn；η——发电机效率,为98.83%；〔查《发电机技术说明书》Pgn——发电机额定功率；∴Pop=〔0.5～0.8〔〔2%～4%×Pgn＋〔1－98.83%×Pgn〕=〔1.6%～4.1%Pgn考虑到主汽门关闭不严等因素,导致实际逆功率偏小,根据厂家建议,保守取Pop=1%Pgn,化为二次值为：Pop=1×3.3×106/［〔20000/√3/〔100/√3×〔12000/5］=6.875W11.1.2逆功率保护告警延时时间t1根据《导则》：不经主汽门触点时延时t1=15S,动作于信号。11.1.3延时时间t2根据汽轮机允许的逆功率运行时间,动作于解列,一般取1～3min。故取t2=1min=60S动作于解列。11.2程跳逆功率定值在过负荷、过励磁、失磁等异常运行方式下,用于程序跳闸的逆功率继电器作为闭锁元件,其定值一般整定为〔1～3%Pgn。此处取1%Pgn,二次值为6.875W。经主汽门触点,延时1.5S动作于解列灭磁。12.发电机频率保护12.1低频保护：大型汽轮发电机运行中允许其频率变化的围为48.5～50.5Hz,低于48.5Hz时,累计运行时间和每次持续运行时间达到定值,保护动作于信号或跳闸。RCS-985A装置低频保护设四段定值,其中Ⅰ、Ⅱ两段为累计运行低频保护,Ⅲ、Ⅳ段为持续运行低频保护。频率保护受断路器位置接点或无流标志闭锁。根据《大机组继电保护整定计算导则》及附录E附表：大机组频率异常运行允许时间建议值频率Hz允许运行时间频率Hz允许运行时间累计min每次s累计min每次s51.5303048.030030051.018018047.5606048.5-50.5连续运行47.0101012.1.1低频保护Ⅰ段定值：频率f=48.5HZ；累计时间t∑1=300min；12.1.2低频保护Ⅱ段定值：频率fmax.Ⅱ.dz=48HZ；累计时间t∑2=60min；12.1.3低频保护Ⅲ段定值：频率fⅢ.dz=47.5HZ；持续时间t3=10s；12.1.4低频保护Ⅳ段定值：频率fⅣ.dz=47HZ；持续时间t4=1s低频保护各段均动作于发信号。低频保护跳闸控制字:000012.2发电机过频保护：退出过频保护跳闸控制字:000012.3电超速保护:投入电超速保护定值装置部固定为0.25Ie.13.发电机起停机保护启停机保护用于反应发电机低转速运行时<启动或停机过程中>的定子接地及相间故障；保护算法不受频率变化影响。对于发电机、主变、高厂变、励磁机的相间故障,各配置一组差回路过电流保护。对发电机定子接地故障,配置一套零序过电压保护。13.1对发电机定子接地故障,采用中性点零序电压的过电压保护,其定值取10V。根据《RCS-985发电机变压器组成套保护装置说明书》：延时不小于定子接地基波零序电压保护的延时,取t=1.5s。13.2相间故障,采用接于差动回路的过电流保护,装置装设了发电机差回路、主变差回路、高厂变差回路、励磁机差回路的过电流保护。定值按在额定频率下,大于满负荷运行时差动回路中的不平衡电流整定：式中：为可靠系数,取1.3～1.50；为额定频率下,满负荷运行时差动回路中的不平衡电流。13.2.1发电机差回路过电流保护发电机差电流整定为0.20In13.2.2主变差回路过电流保护根据南瑞全荣高工建议,主变差电流整定为1.1In13.2.3高厂变差回路过电流保护根据南瑞全荣高工建议,高厂变差电流整定为1.1In13.2.3励磁机差回路过电流保护因为无励磁机中性点CT,无差动保护,故该保护不用。13.3启停机保护为低频运行工况下的辅助保护,低频闭锁定值按额定频率的80%～90%整定,取fzd=90%fe=45Hz。保护同时经开关位置接点闭锁。13.4启停机保护出口方式：根据中调黄德斌高工建议,该运行方式下,主汽门开放很小,主开关解列状态,厂用电已切换至备用电源,故启停机保护动作于灭磁。14.发电机误上电保护14.1误合闸保护：<1>发电机盘车时,未加励磁,断路器误合,造成发电机异步起动。采用两组PT均低电压连锁投入。<2>发电机起停过程中,已加励磁,但频率低于一定值〔45HZ,断路器误合。<3>发电机起停过程中,已加励磁,但频率大于一定值〔45HZ,断路器误合或非同期。当发电机非同期合闸时,如果发电机断路器两侧电势相差180°附近,非同期合闸电流太大,跳闸易造成断路器损坏,此时闭锁跳断路器出口,先跳灭磁开关,当断路器电流小于定值时再动作于跳出口开关。保护整定：<1>频率闭锁定值：一般取发电机额定频率的80～90％,即40～45Hz。本厂整定为45HZ。<2>电流定值：应等于或小于盘车状态下误合闸最小电流〔发电机侧的50%。盘车中的发电机突加电压后,其电抗接近超瞬变电抗,并在启动过程中基本不变。计及升压变压器的电抗和系统联接电抗,并且在系统连接电抗较小时,流过发电机定子线圈中的电流可达3~4额定电流。取Iop=7A〔1.5In<3>断路器跳闸允许电流：按断路器跳闸安全电流整定,据SF6断路器说明书,220KV开关遮断电流40KA,化为二次值为40000/〔1200/5=166.7A〔主变高压侧。220KV开关最大失步遮断电流为12.5KA,化为二次值为12500/〔1200/5=52A∴I允许=0.85×52=44.2A,取I允许=44A〔4保护延时：1S〔5根据中调黄德斌高工建议,该保护动作于解列、灭磁<不启动快切>、启动失灵。14.2断路器闪络保护〔不用15.励磁绕组过负荷保护主励磁机出口CT：2LLH3000/5该保护作为转子励磁回路过流和过负荷保护,反应励磁绕组的平均发热状况。兼作交流励磁机的后备保护,由定时限过负荷和反时限过电流两部分组成。本装置保护动作量取自励磁机出口三相电流。1额定电流In∵转子额定励磁电流Ifd=2363A,应变换至交流侧的有效值I2,对桥式不可控整流装置的情况,I2=0.816Ifd∴In=0.816×2363÷〔3000／5=3.214A,取In=3.21A15.1励磁绕组定时限过负荷保护励磁绕组定时限过负荷保护配置一段跳闸,一段信号。15.1.1定时限报警电流定值即定时限过负荷定值,按正常运行下的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定。Iop=Krel×In/Kr=1.05×3.21÷0.95=1.105In=3.55〔A式中：Krel——可靠系数,取1.05；Kr——返回系数,取0.95。15.1.2报警延时定值应躲过后备保护最大延时。为了在出现能自行消除的短时过负荷时不致发出信号,此处取t=9s,动作于发信号。15.1.3定时限跳闸段电流定值：定时限跳闸段作为速断保护用。与励磁调节器过励限制保护配合整定.Iop=2.3In=2.3×3.21=7.38〔A,取Iop=7.5〔A15.1.4定时限跳闸段延时定值t=0s保护动作于解列灭磁。15.2励磁绕组反时限过负荷保护15.2.1反时限启动电流定值《导则》要求,按与定时限过负荷保护相同的条件整定。即：Iop.min=Iop=3.55A15.2.2励磁绕组热容量系数〔过负荷常数C反时限保护的动作特性为：式中：C为转子绕组热过热常数；Ifd为转子回路电流；Ijz为转子回路基准电流值,一般取1.0～1.05倍正常额定负荷时电流值。此处取1.0。根据《导则》,按反时限保护的动作特性与转子绕组允许的过热特性相同整定。电机厂给定QFSN-300-2-20型汽轮发电机,其转子绕组短时过电流能力如下表：转子绕组短时过电流能力〔每年不超过2次时间〔S103060120If〔%208146125112按112%额定电流下,持续120s计算C=120×［〔112/1002－1］=30.53按125%额定电流下,持续30s计算C=60×［〔125/1002－1］=33.75按146%额定电流下,持续30s计算C=30×［〔146/1002－1］=33.9按208%额定电流下,持续10s计算C=10×［〔208/1002－1］=33.3取C=3315.2.3反时限延时上限t2反时限动作特性的上限动作电流,与强励顶值倍数匹配。发电机允许强励顶值倍数为2.08时,10秒动作于跳闸,故取t2=10s。当I*≥2.08时,延时10s跳闸；当Iop.min＜I*＜2.08时,保护按反时限动作特性动作。综上所述,励磁系统过负荷保护的反时限动作曲线为：动作时间〔S101129.258.7129.7If〔%≥208200146125112反时限保护动作于解列灭磁。国电调[2002]138号文：关于印发《"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》的通知,第6.2.2条要求：在在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力,并按电压励磁调节器过励限制首先动作,其次是发电机变压器组过励磁保护动作,然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。经重新核算后我厂有关定值满足上述要求。二、主变保护整定1.主变差动保护主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线主变低压侧CT：A柜7LH12000/55PY接线B柜8LH12000/55PY接线高厂变高压侧CT：A柜20LH12000/5Y接线B柜18LH1500/5Y接线A柜整定计算如下:1.1主变稳态比率差动保护1.1.1差动电流起动定值Icdqd计算Icdqd为保护的最小动作电流,应按躲过变压器正常额定负载时的最大不平衡电流整定：Icdqd=Krel〔Ker＋△U＋△mIb2n-b根据《导则》：在工程实际计算中可取0.2～0.5Ie,并应实测最大负载时差回路中的最大不平衡电流。此处取Icdqd=0.4Ib2n-b1.1.2比率制动系数的整定1.1.2.1变斜率比率差动起始斜率计算:Kbl1=Ker=0.1式中:Ker互感器比误差系数,取0.1;Kbl1变斜率比率差动起始斜率,可取0.1～0.2.根据厂家建议,取Kbl1=0.151.1.2.2变斜率比率差动最大斜率计算:最大斜率按保护躲开外部短路工况产生的最大不平衡电流的条件来确定。查短路计算结果：220kV母线三相短路时流过差动保护CT的最大短路电流标幺值为3.2.I*unb.max=〔Kap×Kcc×fer＋△U+Δm×I*k·max=[〔1.5～2.0×1.0×0.1＋0.05＋0.05]×3.2=0.8～0.96式中：I*k·max—外部短路工况下最大一次电流标幺值；Kap——非周期分量系数,各侧同为5P级电流互感器,取Kap=1.5～2.0；Kcc——电流互感器的同型系数,各侧CT不同型,取Kcc=1；Ker——电流互感器的比误差。取Ker=0.1△U——变压器调压引起的误差,取调压围中偏离额定值的最大值。我厂主变调压围为±5%,故取△U=5%；△m——由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差,取0.05。∴Kbl2=<I*unb.max-I*cdqd-3Kbl1>/<I*k.max-3>=[<0.8～0.96>-0.4-3×0.1]/<3.2-3>=0.5～1.3式中,I*unb.max、I*cdqd、I*k.max均为标么值.根据南瑞厂家建议取Kbl2=0.7最大比率制动系数时的制动电流倍数,装置部固定为6。1.1.3比率差动保护灵敏系数的计算灵敏系数应按最小运行方式下差动保护区变压器引出线上两相金属性短路计算,根据计算最小短路电流Ik.min和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应的动作电流Id,则灵敏系数为：Ksen=Ik.min/Id,要求Ksen≥2。1.1.4谐波制动比的整定在利用二次谐波来防止励磁涌流误动的差动保护中,二次谐波制动比表示差电流中的二次谐波分量与基波分量的比值.一般二次谐波制动比可整定为15%～20%,本厂取20%.1.2差动速断保护整定按躲过变压器初始励磁涌流计算《导则》推荐：Iop=KIn根据以往运行经验,主变差动速断动作电流按取7倍额定电流整定,即差动速断定值Icdsd=7Ib2n-b灵敏度校验:按正常方式下保护安装处两相金属性短路计算,要求Ksen≥1.22.主变瓦斯保护作为非电量类保护处理。不属于本次整定容,不在发变组定值表中出现3.主变零序电流保护主变中性点接地CT：9LH600/5。该保护作为变压器或相邻元件的接地后备保护。分为2段定值,每段设2个时限。3.1零序I段3.1.1零序电流I段定值《导则》规定按与相邻线路零序过电流保护I段相配合整定。取舍原则：定值取最大者,延时取最长者。I0P。0。I=Krel×KbrI×I0P。0。1。I式中I0P。0。I——I段零序过电流保护动作电流；Krel——可靠系数,取1.1；KbrI——I段零序电流分支系数,其值等于线路零序过电流保护I段保护区末端发生接地短路时,流过本保护的零序电流与流过线路的零序电流之比,取各种运行方式的最大值。我厂按#1机单机运行取KbrI=1。I0P。0。1。I——与之配合的线路保护相关段动作电流,此处与最大的坊潍线零序II段〔10A配合。I0P。0。I=1.1×1.0×10×〔1200/5÷〔600/5=22〔A3.1.2零序I段一时限时限与线路零序II段延时最长的坊泉线〔2.5s配合t1=t0+△t=2.5+0.5=3s动作于跳母联其中t0——相配合线路零序过流保护I段动作时限；3.1.3零序I段二时限t2=t1+△t=3+0.5=3.5s动作于解列灭磁3.2零序II段3.2.1零序电流II段定值《导则》规定按与相邻线路零序过电流保护后备段相配合的原则整定。具体情况：与长线路的零序II段配合,与短线路的零序III段配合。取舍原则：定值取最大者,延时取最长者。I0P。0。II=Krel×KbrII×I0P。0。1。II式中：I0P。0。II——II段零序过电流保护动作电流；Krel——可靠系数,取1.1；KbrII——II段零序电流分支系数,其值等于线路零序过电流保护后备段保护区末端发生接地故障时,流过本保护的零序电流与流过线路的零序电流之比,取各种运行方式的最大值,取KbrII=1I0P。0。1。II——与之配合的线路保护相关段动作电流,此处与坊高线零序II段配合〔2.7A。I0P。0。II=1.1×1.0×2.7×〔1200/5÷〔600/5=5.94〔A,取I0P。0。II=6A3.2.2零序Ⅱ段一时限时限与出线零序III段最大延时〔4.5s配合t3=t1max+△t=4.5+0.5=5s动作于跳母联其中t1max——线路零序过流保护后备段或接地距离后备段的动作时限,取最大者；3.2.3零序Ⅱ段二时限t4=t3+△t=5+0.5=5.5s动作于解列灭磁以上整定原则及定值征得中调保护科黄德斌同意。3.3灵敏度校验查短路计算结果,最小运行方式下220kV母线单相接地故障流经#1主变中性点的接地电流为4.535kA。Ⅰ段灵敏度Klm=4535/〔22*600/5=1.72＞1.5,满足要求Ⅱ段灵敏度Klm=4535/〔6*600/5=6.3＞1.5,满足要求附：据中调最新通知单,各出线零序及接地距离保护定值如下：线路名称、开关代号方向零序II段定值零序III段定值接地距离III段定值通知单号、日期坊高线2112.7A,2.5S1A,4.5S4.6Ω,4S潍030058坊安线2126.6A,1.5S1.9A,3.5S2.9Ω,3S潍030195坊泉线2145.8A,2.5S1.7A,4.5S1.4Ω,2.5S潍030150坊五线2167.5A,2S2A,4S1.3Ω,2S省012487坊潍线21710A,2S2.5A,4S2.2Ω,2S潍0301554.主变间隙零序电流、电压保护220kV母线PT：〔220/√3/〔0.1/√3/0.1kV主变中性点CT：9LH600/5该保护作为主变压器中性点不接地或经间隙接地运行时的后备保护。设有1段2时限零序过电压保护和1段2时限间隙零序过电流保护。根据《导则》定值整定如下：4.1间隙零序过电流保护动作值：取一次动作值100A,则IOP.0=100/<600/5>=0.833A取IOP.0=0.9A4.2间隙零序过电压保护定值：取UOP.0=180V4.3间隙零序电流电压保护延时两者延时相同,取t=0.5S保护动作于解列灭磁。5.低阻抗保护220kV母线PT：〔220/√3/〔0.1/√3/0.1kV主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线阻抗保护装在主变高压侧,因220kV线路为双重化微机保护,所以发电机保护双重化以后,主要作为母差保护的后备保护；采用全阻抗特性,又可作为主变引出线及相邻线路相间故障的后备保护。当装置判断出变压器高压侧TV断线时,自动退出全阻抗保护。5.1动作阻抗《导则》规定按与相邻线路相间距离保护I段配合的原则整定。因为有的线路很短,为保证灵敏度,与坊高线、坊安线的距离保护I段配合,与坊泉线、坊五线、坊潍线的相间距离保护II段配合。取舍原则：阻抗定值取最小者,延时取最长者。ZOP=Krel*Kinf*Z式中：Krel——可靠系数,取0.8；Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值,一般取2～3或根据系统实际情况而定；我厂按#1机单机运行取最小值Kinf=1Z——与之配合的高压侧引出线路距离保护段动作阻抗；此处与最小的坊五线相间距离II段〔0.7Ω配合。ZOP=0.8*1*0.7=0.56Ω,正、反方向定值相同。5.2阻抗保护动作时间的整定t1=0.5+0.5=1s动作于母线解列t2=t1+△t=1+0.5=1.5s动作于全停为防止误动,阻抗保护应躲过系统振荡,一般不设振荡闭锁装置而通过延时来躲过振荡。《导则》规定各段最小延时为1.5s。所以,取t1=1.5s动作于母线解列；t2=t1+△t=1.5+0.5=2s动作于全停以上整定原则及定值征得中调保护科黄德斌同意。5.3全阻抗圆反方向侧〔主变侧保护围的验算：==18.15Ω归算到机端CT、PT侧二次值为：==1.98ΩnPT/nCT=［〔220000/√3/〔100/√3］÷〔1200/5=9.1667所以：Zop/Xt=0.56/1.98=0.28,即：全阻抗圆的阻抗保护在保护母线设备以后,反方向可以保护主变约28%的围。附：据中调最新通知单,各出线相间距离保护定值如下：线路名称、开关代号距离I段定值相间距离II段定值通知单号、日期坊高线2112.4Ω5Ω,1S潍030058坊安线2121.2Ω2.8Ω,1S潍030195坊泉线2140.43Ω1.1Ω,0.5S潍030150坊五线2160.23Ω0.7Ω,0.5S省012487坊潍线2170.22Ω1Ω,0.5S潍0301556.主变通风启动保护一、保护配置主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线整定计算如下:根据我厂主变压器运行规程,当上层油温度>55℃报警,若油温继续上升至75℃,启动辅助冷却器;或当负荷超过80%的额定负荷时,自动启动辅助冷却器。IOP=0.8In/Kr=0.8×954.3÷〔1200/5÷0.9=3.5〔A延时：t=3s7.主变断路器失灵启动保护<装在C柜>主变高压侧CT：12LH〔1200/5B级我厂主变高压侧开关为三相机械联动开关,根据有关规程及反措文件,并咨询中调黄德斌及南瑞全荣高工,有关定值整定如下。1>相电流动作电流：Idz=〔Kk/KfIfmax=1.1×954.3÷〔1200/5÷0.9=4.86<A>取Idz=5<A>2>零序动作电流：根据以往运行经验,保持原定值3I0=0.1In=0.1×3.976=0.4〔A3>失灵启动一时限：t1=0.5s,解除复压闭锁.4>失灵启动二时限：t1=1s,启动失灵保护.8.主变过负荷保护：主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线根据变压器各侧绕组可能出现过负荷的情况,应装设过负荷保护。1变压器二次额定电流：Ie=954.3÷〔1200/5=3.976〔A2保护动作值：按躲过主变绕组额定电流整定。Iop=Krel*Ie/Kr=1.05*3.976/0.9=4.64A其中：Krel：可靠系数,取1.05。Kr：返回系数,取0.9。3>动作时限：应与变压器允许的过负荷时间相配合,同时应大于相间故障后备保护的最大动作时间,取3〃〔发信号。三、高厂变保护整定1.高厂变差动保护高厂变高压侧CT：A柜20LH12000/5Y接线B柜18LH1500/5Y接线高厂变低压侧CT：A柜23LH27LH3000/5Y接线B柜24LH28LH3000/5Y接线A柜整定计算如下:1.1高厂变稳态比率差动保护1.1.1差动电流起动定值Icdqd计算Icdqd为保护的最小动作电流,应按躲过变压器正常额定负载时的最大不平衡电流整定：Icdqd=Krel〔Ker＋△U＋△mIb2n-b根据《导则》：在工程实际计算中可取0.2～0.5Ie,并应实测最大负载时差回路中的最大不平衡电流。此处取Icdqd=0.4Ib2n-b1.1.2比率制动系数的整定1.1.2.1变斜率比率差动起始斜率计算:Kbl1=Ker式中:Ker互感器比误差系数,取0.1;Kbl1变斜率比率差动起始斜率,可取0.1～0.2.根据厂家建议,取Kbl1=0.151.1.2.2变斜率比率差动最大斜率计算:最大斜率按保护躲开外部短路工况产生的最大不平衡电流的条件来确定。查短路计算结果：变压器6.3KV侧出口三相短路时的最大短路电流为20.442kA,流过高厂变差动保护高压侧CT的电流标幺值为I*k.max=20442×<6.3/20>÷1154.7=5.577I*unb.max=〔Kap×Kcc×fer＋△U+Δm×I*k·max=[〔1.5～2.0×1.0×0.1＋0.05＋0.05]×5.577=1.39～1.67式中：I*k·max—外部短路工况下最大一次电流标幺值；Kap——非周期分量系数,各侧同为5P级电流互感器,取Kap=1.5～2.0；Kcc——电流互感器的同型系数,各侧CT不同型,取Kcc=1；Ker——电流互感器的比误差。取Ker=0.1△U——变压器调压引起的误差,取调压围中偏离额定值的最大值。我厂主变调压围为±5%,故取△U=5%；△m——由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差,取0.05。∴Kbl2=<I*unb.max-I*cdqd-3Kbl1>/<I*k.max-3>=[<1.39～1.67>-0.4-3×0.1]/<5.577-3>=0.27～0.38式中,I*unb.max、I*cdqd、I*k.max均为标么值.根据南瑞厂家建议取Kbl2=0.7最大比率制动系数时的制动电流倍数,装置部固定为6。1.1.3比率差动保护灵敏系数的计算灵敏系数应按最小运行方式下差动保护区变压器引出线上两相金属性短路计算,根据计算最小短路电流Ik.min和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应的动作电流Id,则灵敏系数为：Ksen=Ik.min/Id,要求Ksen≥2。1.1.4谐波制动比的整定在利用二次谐波来防止励磁涌流误动的差动保护中,二次谐波制动比表示差电流中的二次谐波分量与基波分量的比值.一般二次谐波制动比可整定为15%～20%,本厂取20%.1.2差动速断保护整定<1>差电流速断保护动作电流a、躲励磁涌流《导则》推荐：6300KVA及以下变压器,K=7～12高厂变容量为4000KVA,取K=7。b、躲最大外部短路不平衡电流Iop=Krel×Iunb.max=Krel×〔Kap×Kcc×Ker＋△U＋△m×I〔3kd3.max=1.39～1.67〔2.085In综合a、b,根据以往运行经验取Iop=7In〔2灵敏度校验《导则》要求：正常运行方式保护安装处二相短路时Ksen≥1.2。2.高厂变瓦斯保护作为非电量类保护处理。不属于本次整定容,不在发变组定值表中出现.3.高厂变复合电压过流保护高厂变高压侧CT：B柜18LH1500/5；A柜20LH12000/56KVIA段母线PT：〔6000V/√3/〔100V/√3/〔100V/36KVIB段母线PT：〔6000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3B柜整定计算如下:3.1高压侧过电流动作值整定〔1按躲过变压器额定电流整定Iop=Krel×In÷Kr式中：Krel——可靠系数,取1.2；Kr——返回系数,取0.8～0.95。此处取0.95；In——变压器高压侧二次额定电流。Iop=1.2×3.849÷0.95=4.86〔A〔2按与A、B分支复合电压过流保护配合计算Iop=1.2×I＇op×〔×〔6.3÷20=1.2×9.8×〔×〔6.3÷20=7.3〔A综合〔1、〔2取高压侧过电流动作值Iop=7.3A3.2A、B分支复合电压动作值整定〔1低电压按厂用电动机自启动的最低允许电压即65%母线电压来考虑Uop=0.65Un/〔Krel×Kr=0.65Un/〔1.1×1.05=56V式中：Krel——可靠系数,取1.1；Kr——返回系数,取1.05；Un——母线线电压额定值。〔2负序电压按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定。根据《导则》,Uop.2=〔0.06～0.08Un,取Uop.2=0.06Un=3.46V根据厂家说明书,上式中Un——母线相电压额定值。3.3灵敏度校验〔1过流元件Ksen=I〔2K.min/<IOP*na>要求Ksen≥1.3<近后备>或Ksen>1.2<远后备>I〔2K.min——后备保护区末端两相金属性短路时流过保护的最小短路电流;na——CT变比;<2>低电压元件Ksen=UOP/<Ur.max*nv>Ur.max——计算运行方式下,灵敏系数检验点发生金属性相间短路时,保护安装处的最小残压;nv——PT变比;要求Ksen≥1.3<近后备>或1.2<远后备><3>负序电压元件Ksen=U/<UOP.2*nV>U——后备变化区末端两相金属性短路时,保护安装处的最小负序电压值;要求Ksen≥2.0<近后备>或1.5<远后备>3.4动作时间大于A、B分支复压过流动作时限t=t’+△t=1.5+0.3=1.8s全停A柜高压侧过电流动作值整定计算如下:Iop=7.3×〔=0.9〔AA柜其它定值与B柜相同.4.高厂变通风启动保护高厂变高压侧CT：B柜18LH1500/5；A柜20LH12000/5B柜整定计算如下:变压器在无风时,可运行到70%的额定负荷。当大于70%额定负荷时,自动启动通风。IOP=0.7In/Kr=0.7×3.849÷0.9=2.99A取IOP=3A延时：3sA柜整定计算如下:Iop=3×〔=0.375〔A取IOP=0.38A延时：3s5.高厂变过负荷保护〔高压侧高厂变高压侧CT：B柜18LH1500/5；A柜20LH12000/5B柜整定计算如下:5.1动作电流参见《电力系统继电保护与安全自动装置整定计算》〔家佩P588IOP=Ker×In/Kr=1.05×3.849÷0.85=4.755A取IOP=4.7A5.2延时时间应大于过电流保护的动作时间取t=t’+△t=1.8+0.6=2.4s发信号A柜整定计算如下:Iop=4.7×〔=0.59〔A6.高厂变A分支低电压过流保护高厂变A分支CT：A柜23LH3000/5B柜24LH3000/56KVIA段母线PT：YH1〔6000V/√3/〔100V/√3/〔100V/36.1A分支过电流动作值整定〔1按躲过变压器额定电流整定参见《电力系统继电保护与安全自动装置整定计算》〔家佩P386Iop=〔KK×Kzqd×Kjx÷Kf×〔Ifh.max÷nLH式中：KK——可靠系数,取1.2～1.3；Kf——返回系数,取0.85；Kzqd——自启动系数,取1.3～1.5,或根据运行经验取；Kjx——电流互感器接线系数。对于二相二继电器的接线方式,Kjx=1；二相单继电器的接线方式,Kjx=√3；nLH——电流互感器变比；Ifh.max——流过线路的最大负荷电流。∵6KVIA段统计负荷〔额定为15449.1KVA∴Ifh.max=15449.1÷√3÷6.3=1415.8〔A∴Iop=〔1.2×1.5×1×1415.8÷0.85×〔3000÷5=4.997〔A实际运行中,因躲不过电泵自启动,故将自启动系数调整为Kzqd=3故取Iop=9.8〔A6.2A分支低电压动作值整定按厂用电动机自启动的最低允许电压即65%母线电压来考虑Uop=0.65Un/〔Krel×Kr=0.65Un/〔1.1×1.05=56V式中：Krel——可靠系数,取1.1；Kr——返回系数,取1.05。6.3灵敏度校验〔1过流元件Ksen=I〔2K.min/<IOP*na>要求Ksen≥1.3<近后备>或Ksen>1.2<远后备>I〔2K.min——后备保护区末端两相金属性短路时流过保护的最小短路电流;na——CT变比;<2>低电压元件Ksen=UOP/<Ur.max*nv>Ur.max——计算运行方式下,灵敏系数检验点发生金属性相间短路时,保护安装处的最小残压;nv——PT变比;要求Ksen≥1.3<近后备>或1.2<远后备>6.4动作时间大于A低厂变过流动作时限t=t’+△t=1.2+0.3=1.5s跳A分支开关7.高厂变B分支低电压过流保护高厂变B分支CT：A柜27LH3000/5B柜28LH3000/56KVIB段母线PT：YH2〔6000V/√3/〔100V/√3/〔100V/3方法同2.4定值如下：7.1B分支过电流动作值：Iop=5.8〔A7.2B分支低电压动作值：Uop=56〔V7.3动作时间：t=1.5s跳B分支开关8.高厂变A分支限时速断保护〔见9.高厂变B分支限时速断保护9.高厂变B分支限时速断保护高厂变A分支CT：A柜23LH3000/5B柜24LH3000/5高厂变B分支CT：A柜27LH3000/5B柜28LH3000/5保持原定值如下：A段限时速断定值：t=0.6秒B段限时速断定值：t=0.6秒时间取值征得中调黄德斌同意。10.高厂变A分支过负荷保护高厂变A分支CT：A柜23LH3000/5B柜24LH3000/5计算方法同高厂变过负荷保护〔高压侧定值如下：Iop=4.67〔A,t=1.5s+0.6s=2.1s11.高厂变B分支过负荷保护高厂变B分支CT：A柜27LH3000/5B柜28LH3000/5计算方法同高厂变过负荷保护〔高压侧定值如下：Iop=2.8〔A,t=2.1四、发电机-变压器组保护整定1.发变组差动保护主变高压侧CT：A柜17LH1200/55P20Y接线B柜16LH1200/55P25Y接线发电机中性点侧CT：A柜2LH12000/55PY接线B柜1LH12000/55PY接线高厂变低压侧CT：A柜23LH27LH3000/5Y接线B柜24LH28LH3000/5Y接线1.1发变组稳态比率差动保护1.1.1差动电流起动定值Icdqd计算Icdqd为保护的最小动作电流,应按躲过变压器正常额定负载时的最大不平衡电流整定：Icdqd=Krel〔Ker＋△U＋△mIb2n-b根据《导则》：在工程实际计算中可取0.2～0.5Ie,并应实测最大负载时差回路中的最大不平衡电流。根据多年运行经验此处取Icdqd=0.4Ib2n-b1.1.2比率制动系数的整定1.1.2.1变斜率比率差动起始斜率计算:Kbl1=Ker式中:Ker互感器比误差系数,取0.1;Kbl1变斜率比率差动起始斜率,可取0.1～0.2.根据厂家建议,取Kbl1=0.151.1.2.2变斜率比率差动最大斜率计算:最大斜率按保护躲开外部短路工况产生的最大不平衡电流的条件来确定。查短路计算结果：对发变组差动,产生最大不平衡电流的外部短路工况为220kV母线三相短路,此时流过发变组差动保护发电机中性点侧CT的电流标幺值为3.2I*unb.max=〔Kap×Kcc×fer＋△U+Δm×I*k·max=[〔1.5～2.0×1.0×0.1＋0.05＋0.05]×3.2=0.8～0.96式中：I*k·max—外部短路工况下最大一次电流标幺值；Kap——非周期分量系数,各侧同为5P级电流互感器,取Kap=1.5～2.0；Kcc——电流互感器的同型系数,各侧CT不同型,取Kcc=1；Ker——电流互感器的比误差。取Ker=0.1△U——变压器调压引起的误差,取调压围中偏离额定值的最大值。我厂主变调压围为±5%,故取△U=5%；△m——由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差,取0.05。∴Kbl2=<I*unb.max-I*cdqd-3Kbl1>/<I*k.max-3>=[<0.8～0.96>-0.4-3×0.1]/<3.2-3>=0.5～1.3式中,I*unb.max、I*cdqd、I*k.max均为标么值.根据南瑞厂家建议取Kbl2=0.7最大比率制动系数时的制动电流倍数,装置部固定为6。1.1.3比率差动保护灵敏系数的计算同主变差动保护.1.1.4谐波制动比的整定在利用二次谐波来防止励磁涌流误动的差动保护中,二次谐波制动比表示差电流中的二次谐波分量与基波分量的比值.一般二次谐波制动比可整定为15%～20%,根据多年机组运行经验取20%.1.2差动速断保护整定按躲过变压器初始励磁涌流计算《导则》推荐：Iop=KIn根据以往运行经验,发变组差动速断动作电流按取7倍额定电流整定,即差动速断定值Icdsd=7Ib2n-b灵敏度校验:按正常方式下保护安装处两相金属性短路计算,要求Ksen≥1.2五、RCS-974AG非电量及辅