大型发变组保护整定计算培训算例

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第一局部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第二局部、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那么613.1、电动机(包括电梯，空调，空压机，皮带机等电动设备)保护整定原那么613.2、变频及软启动电动机保护整定原那么613.3、MCC〔包括保安段等〕出线保护整定原那么623.4、PC段母联保护整定原那么623.5、照明〔包括一般配电箱、试验电源、UPS及充电电源等〕保护整定原那么623.6、加热器保护整定原那么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局部，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局部；高压母线以内设备的继电保护整定计算属电厂局部。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、平安可靠性要求的原那么。两者间更多的是要相互配合并构成统一的整体，算例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局部，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，计算人员必须十清楚确继电保护整定计算的目的和任务；通过整定计算，给出一套完整和合理的最正确整定方案和整定值。对所用保护装置予以正确的评价。通过整定计算，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良方安案，使保护装置能满足一次设备和系统的平安运行要求。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。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。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。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。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。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收集并掌握主设备及厂用设备继电保护配置图。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。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。收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。绘制全厂电气设备等效阻抗图计算全厂所有主设备、厂用设备的等效标么阻抗并建表。绘制标有么阻抗的等效电路图。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〕。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。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。YND11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。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〕。简单短路电流计算只须在整定计算过程中用到时计算。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正常运行方式。检修运行方式。事故运行方式。特殊运行方式。学习有关文件学习有关规程制度。学习有关反事故措施及有关的事故通报。学习有关的继电保护整定计算导那么。了解同类型厂的经验教训。根据本厂的实际情况，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那么。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正确的整定方案或一份最正确的整定值，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；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。熟练掌握电气设备的短路电流计算和各种故障分析。熟知一次系统的接线图和一次系统的运行方式。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。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、平安可靠性进行全面、系统、综合的考虑，通过反复计算，反复修正，权衡弊，选择最正确整定值，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、整定计算步骤完成整定计算前的一切准备工作。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。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。绘制保护一次定值配置图。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。整定的继电保护应作评价说明。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，对修正局部应补办审核、批准手续。第一局部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220kV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：大型发电机变压器继电保护整定计算导那么〔计算书中简称导那么〕保护装置厂家说明书〔珠海金湾电厂提供〕主设备参数〔珠海金湾电厂提供〕电气设计图纸〔珠海金湾电厂提供〕系统综合阻抗〔珠海金湾电厂提供〕电力工程设计手册〔西北电力设计院主编〕3－110KV电网继电保护装置运行规程DL/T584-95三相交流系统短路电流计算GB/T15544-1995继电保护和平安自动装置技术规程GB14285-93220-500KV电网继电保护装置运行整定规程DL/T559-94火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T5153-2002电力系统继电保护典型故障分析〔国家电力调度通信中心〕《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》继电保护实施细那么二、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、#3-42.4、#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QFSN—600—2额定容量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0.21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%0.03073.075ΩXd’30.63%0.04594.595ΩXd217%0.325332.55ΩXJ(Xl)15Ω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525KV±2×2.5%/20KV接线Ynd11电流792/20785调压方式无激磁调压型式SFP－720000/525制造厂常州东芝变压器冷却方式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331.57KW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59.17Ω零序阻抗59.88Ω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=720MVASb=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20±2ⅹ2.5%接线Dyn1yn1电流穿越909.3/1443-1443调压方式无激磁调压型式制造厂常州变压器冷却方式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X1-216.61%中性点接地要求高阻23Ω分裂阻抗X237.0%零序电抗0.15Ω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25MVA容量比相数3相电压比20±2ⅹ2.5%/6.3KV接线Dyn1电流722/2291A调压方式无激磁调压型式制造厂常州变压器冷却方式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16150PF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20±2ⅹ2.5%/0.84KV接线Yd11电流173.2/4123.9A调压方式无激磁调压型式制造厂ABB短路阻抗6％电抗计算表6、#03－04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230±8ⅹ1.25%KV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X1-216．65%铜损31.5〔100％Ur时〕半穿越阻抗X1-216．65%低压侧中性点接地高阻(23Ω)分裂阻抗X233.4%高压侧中性点接地直接接地零序阻抗〔高压侧加电，低压侧短路〕X02185Ω零序阻抗〔低压侧加电，高压侧短路〕X010.167Ω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0.025013.21Ω0.037820Ω最小运行方式0.035919Ω0.048525.65ΩSj＝100MVA Uj＝230V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=100MVAUj=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)Ω5005251001102756220230100251529.0202010028874.00066.310091650.39690.8850.885100652390.0078320.380.41001443420.001600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，主要反响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CTLH125000/5星形接线3DGP1发电机中性点CTLH225000/5星形接线3DGP2发电机出口CTLH525000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP2选G60中SLHtorDifferential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〔SLHTORDIFFPICKUP〕依据《导那么》4.1.1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MINIMUMPICKUP=0.154pu。1.2、斜率1〔SLHTORDIFFSLOPE1〕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《导那么》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。当斜率取取SLOPE1=15%1.3、拐点1〔SLHTORDIFFBREAK1〕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2.5~3.0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即pu但该装置第一拐点最大取值为1.5pu，因此取BREAK1=1.15pu1.4、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选为即1pu取BREAK2=2.31pu1.5、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到达CT饱和区，因此第二斜率不必选得过大，可依据《导那么》4式中：—可靠系数，取1.5；—非周期分量系数，一般为1.5~2.0，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。但考虑到电流互感器的饱和或其暂态特性畸变的影响，为平安计，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那么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CTLH525000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH625000/5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GeneratorUnbalance为发电机负序保护中的发电机不平衡元件。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那么：根据《导那么》，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，0.85~0.95，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。、发电机正常运行电流〔GENUNBALINOM〕、负序电流启动值〔GENUNBALSTG1PICKUP〕根据《导那么》，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STG1TMAX=600S2.2.3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STG1TMIN=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STG1KRST=240S。2.３、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电机中性点CTLH125000/5星形接线3DGP1发电机中性点CTLH225000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP1发电机出口PTTV23DGP23.1、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PhaseTOC1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PTTVXV3DGP1、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AuxiliaryOV1为发电机中性点过压元件，保护动作于全停方式。4.1、动作电压确实定根据《导那么》，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1.2~1.3。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《导那么》，应校核主变高压侧接地短路时，通过变压器上下压绕组间的每相耦合电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。为主变压器上下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PICKUP0.08pu。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%定子接地保护5.1机端、中性点三次谐波比拟保护发电机出口PTTV13DGP1发电机出口PTTV23DGP2发电机中性点PTTVX3DGP13DGP2机端、中性点三次谐波比拟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%SLHtorGround为三次谐波比拟元件，该元件有二段。根据《导那么》要求，定子绕组单相接地保护中的三次谐波局部仅动作于信号，因此只用其二段。其动作方程为：andand95%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0.4~0.85的范围内变化，因此启动值应可靠小于该值。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0.20pu，二段的监测值取0.3V，即STG1SUPV==0.0052pu投运后可用装置进行实测修正，二段时间取3秒。选G60中100%SLHtorGround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。pu出口方式：信号6、发电机失磁保护发电机中性点CTLH125000/5星形接线3DGP1发电机中性点CTLH225000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP1发电机出口PTTV13DGP2500kV母线PTTV3DGP1、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LossOfExciLHtion为失磁元件，选发变T60中PhaseUndervolLHge1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：PICKUPDELEY1=1S机端低电压监视值UVSUPV=pu系统电压在95％－60％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PICKUPDELEY2=90S机端低电压监视值UVSUPV=pu系统电压在95％－60％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功率保护发电机出口CTLH525000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP1发电机出口PTTV23DGP2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SensDirPower1保护一段为经主汽门触点的逆功率保护，选G60中SensDirPower1保护二段为不经主汽门触点的逆功率保护。根据《导那么》4.8.3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。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=180°7.4、定值清单〔详见附件〕8、发电机误上电保护发电机出口CTLH525000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP1发电机出口PTTV23DGP2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AccidenLHlEnergization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ＰＴ，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那么：过流元件按可能出现的最小故障电流的一半整定。8.3、低电压元件整定原那么：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《导那么》，该保护用于反响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CTLH625000/5星形接线G60—II发电机出口CTLH725000/5星形接线G60—I发电机出口PTTV1G60—I、G60—II选G60中NEQDIROC1为匝间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0.05pu定值清单：9.2、纵向零序电压元件发电机出口PTTV3G60—I、G60—选G60中AuxiliaryOV2为零序过电压元件。根据《导那么》，零序过电压保护的动作电压初设时可选为2~3V，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、发电机失步保护发电机中性点CTLH125000/5星形接线1DGP发电机中性点CTLH225000/5星形接线2DGP发电机出口PTTV11DGP发电机出口PTTV22DGP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PowerSwingDetect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。FWDREACH=式中：－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。REVREACH=Ω阻抗角选为75°。10.3、阻抗圆限制角设P为最大负荷点，那么求得外圆限制角〔OUTERLIMITANGLE〕：在最大负荷条件下对应的限制角，外圆限制角应留有20°的平安裕量。OUTERLIMITANGLE=130°中圆限制角〔MIDDLELIMITANGLE〕：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。MIDDLELIMITANGLE=内圆限制角〔INNERLIMITANGLE〕：动稳极限角〔由系统调度部门给出，一般为120°~140°〕，取INNERLIMITANGLE=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PICKUPDELAY1=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PICKUPDELAY2=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平安度。取PICKUPDELAY3=0.04S动作延时4——用于延时跳闸方式。失步保护在跳闸前，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PICKUPDELAY4=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RESETDELAY1=0.05S自保持时间——对短时跳闸信号的扩展。取出厂设置值SEAL-INDELAY1=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PTTV13DGP2、3DGP1根据《导那么》，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1.051.101.251.301.401.501.581.051.101.251.301.401.902.00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G60VOLTS/HZ1定时限过激磁元件为低定值过激磁元件，动作于减励磁；选G60VOLTS/HZ２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《导那么》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Pickup=1.137，TMD=0.415。由此做得过激磁曲线与厂家曲线的比照方下1.051.101.151.201.25允许时间长期55S18S6S2S50S18S3.64S2S动作特性如下列图所示11.1、VOLTS/HZ1定值清单〔见附件〕11.2、出口方式发信号、50S程序跳闸。11.3、VOLTS/HZ2定值清单〔见附件〕11.4、出口方式程序跳闸12、发电机频率异常保护发电机出口PTTV13DGP1TV23DGP2发电机正常运行频率应在48.5Hz～50.5Hz之间。根据设计思想，频率异常保护共分为４段，均动作于信号。大机组频率异常运行允许时间建议值如下表频率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S51.0～51.5>30>3048.0～47.5>60>6050.5～51.0>180>18047.5～47.0>20>1048.5～50.5连续运行47.0～46.5>5>248.5～48.0>300选G60中UNDERFREQUENCY1TO4为低频元件。延时考虑可靠系数0.8，并满足G60的要求。定值如下：G60低频元件UF-1UF-2UF-3UF-4频率定值(Hz)48.047.547.046.5时间定值(S)65.048.016.04.0最小电压/电流取出厂设定值0.10pu12.1、低频保护148.5Hz9S信号。12.2、低频保护247.2Hz48S程序跳闸。12.3、定值清单〔见附件〕13、发电机低阻抗保护发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH725000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP2发电机出口PTTV23DGP2低阻抗保护是相间故障的后备保护，本设计为二段，第一段时限t1动作于发电机解列，第二段时限t2动作于发电机解列灭磁。选G60中PhaseDisLHnce中Z1为低阻抗保护中的阻抗元件1，按能够保护主变的100%整定。选G60中PhaseDisLHnce中Z2为低阻抗保护中的阻抗元件2，按能够保护发电机的85%整定。阻抗一段作为变压器高压侧相间短路的后备保护，由阻抗元件1和延时元件t1组成，动作时间大于线路I段距离保护动作时间，并考虑躲过系统振荡时间，取t1=1.5S，选G60中TIMER2。阻抗二段作为发电机和变压器相间短路的后备保护，由阻抗元件1、阻抗元件2和延时元件t2组成，动作时间与阻抗一段配合，取t2=t1+Δt=2.0S，选G60中TIMER3。13.1、阻抗阻抗角取85°13.2、电流监视动作值为防止PT断线造成保护误动，电流监视动作值应大于最大负荷电流。pu13.3出口方式全停、启动失灵13.4、建议由于以下原因建议不投低阻抗保护。、低阻抗保护的主要作用是作为发电机出口母线和升压变引线相间短路的后备保护，现在发电机出口采用封母连接，出现相间短路的机率较小。、500kV母线和线路都具有完善的双套保护，不需要机端低阻抗保护作后备。、由于发电机和变压器某些内部故障的故障电流很小，因此阻抗保护不能反映全部发电机和变压器的内部故障。、已有负序电流保护可靠作相间后备保护。、根据国内机组运行经验，由低阻抗保护正确切除故障的例子不多，反而由于二次回路故障造成低阻抗保护误动的事故经常发生。14、发电机过负荷发电机中性点CTLH125000/5星形接线3DGP1发电机中性点CTLH225000/5星形接线3DGP214.1、发电机定时限过负荷保护动作时间9S出口方式：动作信号14.2、发电机反时限过负荷保护根据《导那么》4.5，反电限过流保护的动作特性，即过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。“汽轮发电机通用技术条件〞规定：发电机定子绕组承受的短时过流倍数与允许持续时间的关系为式中：—定子绕组热容量常数，机组容量时，〔当有制造厂家提供的参数时，以厂家参数为准。上海汽轮发电机提供的数据为秒，适用范围为10—60秒〕。—以定子额定电流为基准的标么值；—允许的持续时间，S。选IEEE反时限特性为反时限过负荷保护动作特性，即式中：A=28.2，B=0.1217，P=2，Tr=29.1反时限动作特性的启动电流按与定时限过负荷保护配合的条件整定。式中：－可靠系数，取1.05；－返回系数，取0.85~0.95，条件允许应取较大值；－配合系数，取1.05；－发电机长期允许的最大负荷电流，取发电机额定电流。TMD计算如下表，首先决定厂家给出的反时限过流曲线两端点〔即10S和60S对应点〕对应的电流倍数，然后换算为标么值，为使IEEE曲线满足厂家提供反时限特性曲线的要求，按60S对应点计算时间常数TMD，最后校验10S对应点的时间。电流标么值允许持续时间t电流pu值持续时间T1.27560S0.98161.76S2.17910S1.6772.37S定值清单(见附件)15、发电机过电压保护发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH725000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP2发电机出口PTTV23DGP2根据导那么发电机过电压保护为130％0.5S跳闸。整定为1.3pu动作时间：0.5S出口方式：全停、启动失灵。16、发电机PT断线闭锁保护发电机出口CTLH625000/5星形接线3DGP1发电机出口CTLH725000/5星形接线3DGP2发电机出口PTTV13DGP2发电机出口PTTV23DGP2动作时间为2.5S出口方式：作用信号。17、主变〔厂变、励磁变〕差动保护主变高压侧CTLH191500/5星形接线3MTP1主变低压侧CTLH525000/5星形接线3MTP1A/B厂变侧CTLH34+LH5425000/5星形接线3MTP1主变高压侧CTLH181500/5星星接线3MTP2主变低压侧CTLH625000/5星形接线3MTP2A/B厂变侧CTLH33+LH5325000/5星形接线3MTP2主变差动保护由双斜率比例差动保护和差动速断保护组成，做为变压器内部故障的主保护，主要反响变压器油箱内部、套管和引出线的相间和接地短路故障，以及绕组的匝间短路故障。该保护动作于全停方式。17.1、根本侧的选择17Irated〔1〕=Irated〔2〕=17.1.2、计算各绕组Imargin〔1〕=Imargin〔2〕=17Wrel=217.2、比例差动选T60中PERCENTDIFFERENTIAL为主变差动保护中的比例差动元件。动作特性如下图。17.2.1、最小动作电流〔依据《导那么》5.1.3.3式中：——可靠系数，一般取1.3~1.5，此处取1.5。——电流互感器的比误差，5P20型0.01×2；ΔU——变压器调压引起的误差，取调压范围中偏离额定值的最大值〔百分值〕。取。——励磁变电流引起的不平衡百分比。励磁变低压侧最大短路电流为2703A〔20kV侧〕，占主变低压侧额定电流〔20784.6A〕的13%。Δm——CT变比未匹配产生的误差，由于用软件平衡，取0。在工程实用整定计算中可选取=〔0.2~0.5〕。一般工程宜采用不小于0.3，因此取最小启动电流为0.35倍变压器额定电流。即折算到根本侧式中：——平衡系数。表示为pu值为取MINIMUMPICKUP=0.30pu17.2.2、斜率1〔根据T60说明书5.5.4式中：——非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5~2.0，取2.0；——电流互感器的同型系数，Kcc=1.0；——电流互感器的比误差，取0.1。又依据《导那么》，制动电流小于0.8~1.0倍额定电流时，差动保护不必具有制动特性。因此取第一斜率为0.3。取SLOPE1=30%17.2.3根据T60说明书5.5.4，拐点1应小于由于直流分量和剩磁引起CT饱和的电流值。为使变压器绕组内部故障获得较高的灵敏度，希望当制动电流小于2.5~3倍变压器额定电流时，制动量不要增加太快，因此取拐点1为2.5即考虑继电器取值范围的限制，取最大值BREAK1=2.0pu17.2.4根据T60说明书5.5.4，拐点2是第二斜率的起点，应小于仅由交流分量引起CT饱和的电流值。因保护用CT为5P20，20倍额定电流时误差不超过5%，而变压器高压侧区外短路时，短路电流为CT额定电流的2.4〔〕倍，为使绕组内部短路获得较高的灵敏度，区外故障有足够的制动电流，因此取5倍变压器额定电流为拐点2对应的电流值。即取BREAK2=4.2pu17.2.5根据T60说明书5.5.4，斜率2应大于最严重外部故障〔即一侧CT饱和，另一侧未饱和〕情况下产生的斜率，此值可高达95%~98%。考虑电厂实际情况，最大外部短路电流仅为低压侧CT额定电流的2.4考虑与第一斜率配合，第二斜率取60%。即SLOPE2=60%17此方案不用灵敏度校验17根据经验，二次谐波制动比整定为15%~20%。此值应以制造厂提供的数据为准，用户按空载合闸不误动进行检验。取INRUSHINHIBITLEVEL=15%17.2.8、过激磁制动比〔根据经验，五次谐波制动比整定为30%。取OVEREXILHTIONINHIBITLEVEL=30%17.3、差动速断选T60中InsLHnLHneousDifferential为主变差动保护中的差动速断元件。差动速断是变压器高压侧引出线故障的快速保护，假设变压器高压侧短路时灵敏系数大于1.2，那么应装设差速断保护。、差速断动作值依据《导那么》5.1.3.5，两绕组变压器外部短路最大不平衡电流动作电流综合考虑后，取PICKUP=2.5pu1717.3.2最小动作电流灵敏系数17.3.2最小动作电流灵敏系数17.4、定值清单(见附件)问题讨论：主变、厂变、励磁变三个元件的差动保护运行工矿的区别。18、主变〔厂变〕通风主变高压侧CTLH191500/5星形接线3MTP1主变高压侧CTLH181500/5星形接线3MTP2变压器在无通风情况下可以运行到70%的额定负荷，所以当变压器的负荷大于70%额定负荷时，需自动启动风扇。选发变T60继电器中的PhaseIOC1为主变通风保护中的过流元件。==取PHASEIOC1PICKUP=0.37pu时间取2.0S定值清单〔见附件〕19、主变压器高压侧PT断线闭锁保护主变高压侧CTLH191500/5星形接线3MTP1主变高压侧CTLH181500/5星形接线3MTP2主变高压侧PTTV4500/0.1KV3MTP1动作时间为2.5S出口方式：作用信号。20、高厂变复合电压过流高厂变高压侧CTLH311000/1星形接线3ATP1高厂变高压侧CTLH321000/1星形接线3ATP2高厂变BBA分支PTTVI3ATP1、3ATP2高厂变BBB分支PTTVI3ATP1、3ATP2复合电压过流保护作为防御外部相间短路引起的变压器过电流和变压器内部相间短路的后备保护。该保护t1时间动作于跳分支开关，t2时间动作于解列灭磁，逻辑图如下：20.1、电流元件选高厂变T35继电器中PhaseIOC1为复合电压过流保护中的过流元件。20按躲过变压器的2倍额定电流整定。式中：——可靠系数，取1.2；——返回系数，取0.85~0.95；——变压器的额定电流。取PICKUP=1.82pu2020.2、低电压元件选高厂变F35继电器中的PhaseUV1为复合电压过流保护中的A分支低电压元件，PhaseUV2为复合电压过流保护中的B分支低电压元件。20接在相间电压上的低电压元件按躲过电动机自起动条件整定。式中：——额定相间电压；——分支PT变比。两分支同取PICKUP=0.55pu2020.3、负序电压元件〔见附件〕20选高厂变T35继电器中的Flexelements1为复合电压过流保护中A分支的负序电压元件。Flexelements2为复合电压过流保护中B分支的负序电压元件。负序电压应按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定，不平衡电压值可通过实测确定，当无实测值时，根据现行规程取两分支同取PICKUP=0.084pu2020.4、时间整定时间选高厂变T35中TIMER1元件，过流时间与6kV进线开关过流保护时间配合，大两个级差。过流时间t1与6kV进线开关过流保护时间相配合，取21、高厂变BBA(B)分支零序过流高厂变A分支中性点CTLHN575/5单相3ATP1高厂变A分支中性点CTLHN775/5单相3ATP2零序过流可作为保护变压器绕组、引线、相邻元件接地故障的后备保护，保护启动后t1时间跳开A分支开关，t2时间动作于全停方式。选高厂变T35继电器中的GroundIOC1为A分支零序过流保护中的零序过流元件。逻辑框图如下：21.1、整定原那么零序过流可作为保护变压器绕组、引线、相邻元件接地故障的后备保护，保护启动后T1时间跳开分支开关，T2时间动作于全停方式。备变低压侧中性点经40欧姆电阻接地，最大接地电流90A,该定值与下一级保护配合，且保证低压侧出口单相接地时灵敏系数不小于1.5。〔说明：6KV接地保护动作电流：高压厂变0.4倍最大接地电流；脱硫出线0.3倍；电动机及低厂变压0.1-0.2倍〔电动机额定电流小于50A可取0.2倍的额定电流〕，但最小整定为10A。取值2.4A(0.48pu)灵敏系数校验：21.2第一时限：时间与下一级零序保护配合，跳本侧分支。式中：—下一级零序保护过流时间；—动作时差。21.3、出口方式：跳本侧分支。21.4、定值清单〔见附件〕21.5、第二时限：时间与第一时限零序保护配合，保护动作于全停、启动失灵。式中：—下一级零序保护过流时间；—时差。21.6、出口方式：全停、启动失灵保护。21.7、定值清单〔见附件〕22、BBA〔B〕工作分支过流保护高厂变A分支CTLH432500/1星形接线3ATP1高厂变A分支CTLH422500/1星形接线3ATP222.1、定时限过流保护电流整定值取以下整定值的最大值为2.66A。整定为2.66pu取2.66A(2.66pu)22.2.1式中——可靠系数，取1.3；——工作进线上额定电流；——需要自启动的全部电动机在自启动时所引起的过电流倍数。==2.2式中——变压器阻抗；——需要自启动的全部电动机的总容量；——变压器的额定容量；——电动机启动时的电流倍数。22.2.2==2.622.3、按照与本段母线最大有差动保护电动机启动电流配合整定〔与循环水泵启动电流配合〕式中：—可靠系数，取1.2；—最大电动机启动电流；—除最大电动机以外的总负荷电流。22.4、按照与本段母线最大无差动保护电动机速断电流保护配合整定〔与送风机速断电流保护配合〕式中：—可靠系数，取1.2；—最大电动机速断保护定值；—除最大电动机以外的总负荷电流。22.5、按照躲过最大低压厂变低压侧三相短路整定〔汽机变〕式中：—低压侧三相短路电流。变压器额定电流22.6、过流保护时间整定过流时间1.1S。(厂用电分支过流最好不小于1秒)22.7.1合格〔16.3KA备用进线最小短路电流〕22.7.2合格〔14.7KA工作进线最小短路电流〕22.8、出口方式：跳本侧分支。22.9、定值清单〔见附件〕23、励磁变过负荷励磁变高压侧CTLH70300/5星形接线3ETP励磁变低压侧CTLH766000/5星形接线3ETP励磁变过负荷保护用于转子过负荷保护，采用反时限特性。选励磁变T25PhaseTOC1反时限过流元件为转子过负荷保护，保护动作于减励磁。发电机厂家提供的转子过电压能力为过电压时间〔秒〕103060120转子绕组电压〔%〕208146125112选IEEE反时限特性为反时限过负荷保护动作特性，即式中：A=28.2，B=0.1217，P=2，Tr=29.1根据《导那么》，转子过负荷保护反时限特性的启动电流应按正常运行的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定。式中：—额定励磁电流；－可靠系数，取1.05；－返回系数，取0.85~0.95，条件允许应取较大值；励磁变过负荷保护反映的是励磁变高压侧交流电流，应将折算到励磁变高压侧式中：—励磁变高压侧CT一次额定电流;—励磁变变比。转子绕组电压208%146%125%112%转子绕组电流(A)8621.66051.75181.254974交流侧电流pu值1.0770.7560.6480.580过电流倍数1.9651.3801.1821.058动作时间(S)103272240时间常数定值清单出口方式全停、启动失灵。24、励磁变速断励磁变高压侧CTLH70300/5星形接线3ETP选励磁变T35中的PhaseIOC1为励磁变速断保护中的过流元件。24.1、整定原那么根据《导那么》6.2.2式中：—低压侧二相金属性短路时，流过变压器低压侧的最小短路电流。—灵敏系数，取2.0。取PHASEIOC1PICKUP=4.6pu动作时间取0秒。24.2、定值清单24.3、出口方式全停、启动失灵。25、励磁变过流励磁变高压侧CTLH70300/5星形接线3ETP选励磁变T35中的PhaseIOC2为励磁变过流保护中的过流元件。25.1、整定原那么根据《导那么》，为了保证选择性，过电流保护的动作电流应能躲过可能流过变压器的最大负荷电流。励磁变的最大负荷是满足发电机两倍强励电流、强励10秒的要求。最大负荷电流式中：—额定励磁电流；—励磁变变比。式中：—可靠系数，取1.5；—最大负荷电流。取PHASEIOC2PICKUP=1.5pu时间取12秒。25.2、定值清单25.3、出口方式全停、启动失灵。26、其它保护启停机保护、断路器闪络保护、断路器失灵保护、断路器非全相保护、变压器零序差动保护等在这里不举例了。27、主变〔厂变〕非电量保护附件保护名称整定值出口方式油温度计启动风扇70启动风扇闭锁冷却器全停跳闸75冷却器全停启动跳闸回路超温报警85温度高信号超温跳闸95信号〔建议投信号〕绕组温度计辅助冷却器温度控制75冷却器启动65冷却器停止温度高报警90温度高信号温度高跳闸110信号〔建议投信号〕瓦斯继电器报警235cm3轻瓦斯跳闸1.2-1.3m/s全停油位计报警1－5％油位高/低突发压力继器跳闸0.136-0.170kg/cm2/s全停压力释放阀开启50kpa信号〔建议投信号〕关闭26.5kpa发信号冷却器全停KT131min发信号KT1120min发信号KT1260min冷却器风扇启动延时KT1,KT2,KT35s28、发电机非电量保护附件保护名称整定值出口方式励磁变温度超温报警80温度高信号超温跳闸110信号〔建议投信号〕系统联跳全停励磁联跳全停事故停机全停发电断水继电器发电机断水保护30S程序跳闸发电机热工保护发电机热工保护程序跳闸断路器失灵保护2QB、3QB全停断路器非全相保护2QB、3QB全停2QB断路器闪络保护闪络I段0.1S灭磁闪络II段0.3S启动失灵3QB断路器闪络保护闪络I段0.1S灭磁闪络II段0.3S启动失灵第二局部、厂用电系统继电保护整定计算一、高压电动机电动机类别容量(KW)额定电流(A)额定电压(KV)相CT变比零序CT变比启动倍数启动时间(S)二次额定电流〔A〕I11000107102001007253.551.1、电动机额定电流取：31.2、速断过电流保护(1)、速断电流高定值速断保护的动作电流应躲过电动机的起动电流。Idz.g=Kk×Kjx×Kqd×In.2=1.5×1.0×7×3.55=37.3Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，取1.5Kqd——启动倍数，取7Kjx——接线系数，取1.0In.2—－二次额定电流取为：37.3A灵敏度校验：满足要求。(2)、速断电流低定值短延时速断保护的动作电流应为速断保护的0.8倍。Idz.g=0.8×Kk×Kjx×Kqd×In.2=0.8×1.5×1.0×7×3.55=29.8Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，取1.5Kqd——启动倍数，取7Kjx——接线系数，取1.0In.2—－二次额定电流取为：29.8动作时间：取最小0.06S。动作于跳闸1.3、电动机启动时间电动机启动时间：给水泵电动机考虑一般最大取25S.(可实测启动时间加5S计算)1.4、负序过流保护相间不平衡〔负序电流〕的产生主要原因：A、不平衡电压、启动过程产生的5次及11次谐波都可能引起负序电流的产生。按照规程要求，电动机在额定负载下运行时，相间电压的不对称度不得超过10％。B、在其它电气设备或系统不对称短路产生的负序电流。(1)、负序过流一段电流Idz.g=Kk×In.2=1×3.55=3.55Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，取1In.2—二次额定电流取为：3.55动作时间：按躲过系统出线负序电流最长时间考虑暂取1.5S动作于跳闸。(2)、负序过流二段电流Idz.g=Kk×In.2=0.6×3.55=2Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，取0.6In.2—二次额定电流取为：2动作时间：按躲过系统最长保护动作时间。取2.5S动作于跳闸。1.5、零序电流保护按照单相接地短路电流的100A进行整定：高压厂用变压器中性点接地电阻为60Ω，10KV厂用母线单相接地短路电流为36，按照100A最大接地电流计算。—单相接地短路电流灵敏系数校验：〔合格〕Idz.g=20/100=0.2A取为：0.2A装置基准值为0.02A，装置整定为：动作延时整定取为：0.5S动作于跳闸。1.6、过热保护装置可以在各种运行工况下，建立电动机的发热模型，对电动机提供准确的过热保护，考虑到正、负序电流的热效应不同，在发热模型中采用热等效电流Ieq，其表达式为：式中, K1=0.5额定启动时间内K1=1额定启动时间后K2=3～10取6电动机在冷态〔即初始过热量θΣ=0〕的情况下，过热保护的动作时间为：当电动机停运，电动机积累的过热量将逐步衰减，本装置按指数规律衰减过热量，衰减的时间常数为4倍的电动机散热时间Tsr，即认为Tsr时间后，散热结束，电动机又到达热平衡。按躲过启动过程发热计算发热常数:Tfr＝877S整定为15min。动作跳闸。散热常数:Tsr＝30min取30min.过热告警:通常取70－80％这里取70％，即为0.7。动作于信号。重启过热闭锁:一般发电厂电动机冷启动2次，热启动一次，所以每次积累最大为50％，应整定为0.5-0.6，但考虑电动机某些时候要求强行启动，所以设定闭锁定值取值较大80％。即为0.8。动作闭锁合闸。1.7、堵转保护按延时躲过电动机启动电流整定〔按没有转速开关计算〕。Idz.g=Kk×Kjx×In.2=2×1.0×3.55=7Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，一般要求1.5-2，这里取2。Kjx——接线系数，取1.0In.2—二次额定电流取为：7.动作时间：30S动作跳闸。1.8、电动机的额定启动电流退出。1.9、电动机允许堵转时间退出。1.10、正序过电流保护退出。1.11、过负荷保护延时躲过电动机启动电流整定。Idz.g=Kk×Kjx×Kqd×In.2=1.2×1.0×3.55=4Idz.g——动作电流值Kk——可靠系数，取1.2Kjx——接线系数，取1.0In.2—二次额定电流取为：4动作时间：取25S动作于信号。1.12、低电压保护低电压保护：属于I类负荷根据规程规定取50V、9S跳闸。1.13、差动保护继电器包含独立的制动和无制动电流差动元件。制动元件具有双折线百分比率制动特性。无制动差动元件可快速切除高值内部故障。防止电流互感器饱和的影响。〔1〕最小动作电流值：最小动作电流按躲过差回路的最大不平衡电流整定：＝1.3×0.1×1.5＝0.195P.U.式中：KK－可靠系数，取1.3；Ki－CT误差，取0.1；－非周期分量系数，对于普通电流继电器取1.5~2，对于能躲非周期分量的继电器取为1.1~1.2；－电动机额定电流二次值。工程整定:整定为0.3Idz=Kk×In.2=0.3×3.55=1.〔2〕比例差动制动系数：同时考虑到差动CT实际安装位置较远，由于CT负担不均的误差，在启动过程当中不能得到相同的暂态电流，引起误动,一般取40－60％，整定值为50%。为防止在电动机较大的启动电流下，由于始末端CT不平衡电流引起本保护误动作,装置提供了整定值自动加倍功能，即在电动机启动过程中将整定的差动保护最小动作电流值Iset和比率制动系数K值自动加倍，投入此功能。〔3〕差动速断保护：考虑到我们实际使用的比率制动式差动保护并无投入谐波制动，因此只考虑在CT饱和时可能发生的比率制动式差动保护拒动，整定为8.0倍，无制动差动保护小于电流速断保护定值，灵敏度满足要求不用校验。Idz=Kk×In.2=6×3.55=21.3A〔4〕CT断线检测CT断线判断逻辑为：当电流中仅有一相电流小于0.125倍额定电流，且其它相电流均大于0.125倍额定电流但小于额定电流时，才认为发生了CT断线，此时不闭锁保护出口并发出CT断线信号。当CT断线条件不满足后，CT断线信号及指示灯自动复归，此功能可通过控制字投入信号不闭锁跳闸。〔5〕差动保护动作时间：取最小值：0.06s2、低压厂变变压器及二次设备参数序号名称参数序号名称参数0保护装置P63213低压侧相CT一次值CTl.p〔A)40001额定容量S〔MVA〕2.514低压侧相CT二次值CTl.s(A)12接线组别Dyn1115低压侧零序CT一次值CTlg.p〔A)20003短路阻抗X%10