发变组保护整定计算方案样本.docx

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发变组保护整定计算方案样本

发变组RCS-985A保护整定计算方案

一、发变组保护配备

（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

定期限、反时限

6.发电机负序过负荷保护

定期限、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

定期限、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

定期限、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）

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：

2LH1/55PY接线

发电机机端CT：

7LH1/55PY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=11207A

1.1.2发电机二次额定电流计算:

If2n=If1n/nCT=11207/（1/5）=4.67（A）

1.1.3差动电流起动定值Icdqd整定

保护最小动作电流按躲过正常发电机额定负载时最大不平衡电流整定。

∵5P级电流互感器在额定一次电流下变比误差为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,实测差动保护中不平衡电流.

依照《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（如下简称《导则》），可取（0.20～0.30）In，普通宜取Iop.0=（0.10～0.20）In。

结合以往运营经验,故此处取Icdqd=0.2In（=0.2×4.67=0.943A）

1.1.4比率制动系数整定

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普通取0.05～0.1，故取Kbl1=0.1

1.1.4.2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,不大于4倍额定电流时取4倍额定电流。

查短路计算成果，#1发电机机端三相短路时#1发电机提供最大短路电流为5.73If1n.

变斜率比率差动最大斜率为：

Kbl2=（Iunb.max*-Icdqd*-2Kbl1）/（Ik.max*-2）

=（1.146-0.15-2×0.07）/（5.73-2）=0.23

式中，Iunb.max*、Icdqd*、Ik.max*均为标么值（发电机额定电流）.

依照厂家建议取Kbl2=0.5

按上述原则整定比率制动特性,当发电机机端两相金属性短路时,差动保护敏捷系数一定满足Ksen≥2,因而不必校验敏捷度.

最大比率制动系数时制动电流倍数，装置内部固定为4。

1.2差动速断保护:

差电流速断是纵差保护一种补充某些,普通需躲过机组非同期合闸产生最大不平衡电流,对于大机组,普通取3～4倍额定电流，依照厂家建议取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：

由于发变组保护实行双主双后保护独立配备，且与老式保护相比，微机保护TA断线鉴别敏捷简朴，一套差动保护TA断线闭锁后不影响另一套差动保护运营，因此依照厂家建议TA断线闭锁比率差动投入。

（此条合用于发变组、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。

本保护可反映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，保护只反映基波分量。

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，普通可取8～12V，故取10V。

2.2纵向零序电压匝间保护敏捷段：

动作电压按躲过发电机正常运营方式下最大不平衡电压整定，普通可取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=0.1s

2.5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敏捷段用）

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%定子绕组单相接地。

保护装置设有三次谐波阻波功能，保护只反映基波分量。

3.1.1基波零序电压保护敏捷段:

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。

基波零序电压保护敏捷段取发电机中性点零序电压，动作值Uop按躲过正常运营时中性点单相电压互感器最大不平衡电压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。

普通不平衡电压可达10～15V，大某些是三次谐波，由于通过三次谐波滤过器，故其输出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%。

基波零序电压敏捷段动作于跳闸时,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敏捷段误动。

另取机端开口三角零序电压闭锁，不需整定，保护装置依照系统参数中机端、中性点TV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,普通整定为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:

基波零序电压保护敏捷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，因此依照南瑞厂家建议延时不再与系统接地保护配合，而与220kV母线迅速保护配合。

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。

本装置在机组并网先后各设一段定值，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，本装置中普通取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实测并网后机组运营时（取几种负荷点测量）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：

为调节系数向量，装置自动跟踪调节。

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不不大于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映转子对大轴绝缘电阻下降。

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，敏捷段动作于报警，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不大于普通段整定值，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变化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%。

本厂配备：

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投入硬压板。

转子一点接地保护动作后装置内部延时自动投入，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营时转子回路绝缘水平，据《导则》可取0～40KΩ。

故敏捷段定值取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浮现两点接地故障整定,普通为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2LH1/55PY接线

B柜1LH1/55PY接线

发电机机端CT：

A柜7LH1/55PY接线

B柜8LH1/55PY接线

5.1定期限过负荷保护

定子过负荷保护反映发电机定子绕组平均发热状况.保护动作量同步取发电机机端、中性点定子电流。

5.1.1定期限报警电流定值

动作电流按发电机长期容许负荷电流下能可靠返回条件整定

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定期限报警延时:

应躲过后备保护最大延时。

本发电机无过流等后备保护，依照《继电保护自动装置及二次回路》（陶然、熊为群）P100，为了在浮现能自行消除短时过负荷时不致发出信号，普通过负荷保护动作时间取为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:

0000

5.2反时限过负荷保护

反时限过电流保护动作特性，即过电流倍数与相应容许持续时间关系，由制造厂家提供定子绕组容许过负荷能力拟定。

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标幺值；

Ksr为散热系数，普通取1.0～1.05。

此处取1.02。

5.2.1反时限启动电流

按与定期限过负荷保护配合条件整定。

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

由制造厂家提供定子绕组容许过负荷能力拟定。

设反时限定子过负荷保护跳闸特性与发电机容许过电流曲线相似。

东方电机厂给定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（S）

10

30

60

120

I（%）

220

154

130

116

按116%额定电流下，持续120s计算

Ksr=120*［（116/100）2－1.022］=36.6

按130%额定电流下，持续60s计算

Ksr=60*［（130/100）2－1.022］=39

按154%额定电流下，持续30s计算

Ksr=30*［（154/100）2－1.022］=40

按220%额定电流下，持续10s计算

Ksr=10*［（220/100）2－1.022］=38

故取Ksr=37

5.2.3反时限下限延时tmax

Iop.min=5.42A相应延时：

=

=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发热保护，不考虑与其她相间短路在敏捷度和延时上相配合。

因而反时限特性上限值应不不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

相应延时：

=

=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（S）

9.7

27.8

60

116

I（%）

220

154

130

116

5.2.5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2LH1/55PY接线

B柜1LH1/55PY接线

发电机机端CT：

A柜7LH1/55PY接线

B柜8LH1/55PY接线

针对发电机不对称故障、不对称过负荷、非全相运营以及外部不对称故障引起负序过电流，重要反映发电机转子表面过热状况，该保护由定期限和反时限两某些构成。

保护动作量同步取发电机机端、中性点定子电流。

6.1定期限负序过负荷保护:

6.1.1定期限负序过负荷保护报警电流定值

按发电机长期容许负序电流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,条件容许取较大值.故取0.95；

I2∞——发电机长期容许负序电流标幺值。

东方电机厂给定：

I2/In≤0.1

按照国标GB7064-86《汽轮发电机通用技术条件》规定转子直接冷却容量≤300MVA汽轮发电机持续运营时I2/Ign最大值为0.08。

此处取I2∞=0.07，则

Iop=1.2÷0.95×0.07×4.67=0.41A

6.1.2定期限报警延时

参照《发电机保护》（陈增田）P160，当负序电流超过持续容许负序电流时，经5～10s发信号，以便解决。

故取t1=9s，动作于发信号。

6.1.3保护出口方式:

信号.

定期限跳闸控制字:

0000

6.2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动作特性，由转子表层容许负序过流能力拟定。

发电机短时承受负序过流倍数与容许持续时间关系为：

t=A/（I2*2-I2∞2）

式中：

A——为转子表层承受负序电流能力常数；

I2*——发电机负序电流标幺值；

I2∞——发电机长期容许负序电流标幺值。

按照国标GB7064-86《汽轮发电机通用技术条件》规定转子直接冷却容量≤350MVA汽轮发电机故障运营时（I2/Ign）2×t最大值为8，即A=8。

6.2.2反时限启动负序电流

依照《导则》由保护装置所能提供最大延时决定,普通。

南瑞《RCS-985发变构成套保护装置技术阐明书》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=0.53A

6.2.3反时限电流上限及延时上限tmax

反时限动作特性上限电流，按主变压器高压侧二相短路条件整定，即：

Iop.max=1In/（Ksat×Xd“+X2+2Xt）

式中：

Xd“，X2——发电机次暂态电抗（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。

此时相应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敏捷度和动作时限方面不必与相邻元件或线路相间短路保护配合。

6.2.4长期运营容许值

取0.07In=0.33A

6.2.5保护出口方式：

解列。

7.发电机失磁保护

反映发电机励磁回路故障引起发电机异常运营。

该保护由山东电力调度中心保护科计算，定值见告知单（省号）。

8.发电机失步保护

发电机机端CT：

A柜7LH1/55PY接线

B柜8LH1/55PY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：

（0V/√3）/（100V/√3）/（100V/3）

220KV母线PT：

（20V/√3）/（100V/√3）/100V

失步保护只在失步振荡状况下动作。

失步保护动作后，只有振荡中心位于发变组内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，并且应在两侧电动势相位差不大于90°条件下使断路器跳开,以免断路器断开容量过大。

失步保护特性由三某些构成,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

决定遮挡器特性参数是Za，Zb，φ，由于失步保护装在机端，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×（02/388×106）=0.3015Ω

折算到二次侧为

Zb=xd＇/（nPT/nCT）

∵nPT/nCT=［（0/√3）/（100/√3）］÷（1/5）=0.0833

∴Zb=0.3015/0.0833

=3.62Ω

8.1.2Za=xcon

xcon为系统联系电抗（归算至机端）。

xcon=

=

式中：

xt——主变阻抗；

xs——经常运营方式下，系统归算至220kV母线阻抗；

xd＇——发电机暂态电抗。

依照8.1.2计算成果xd＇=3.62Ω；

n——本厂同一母线上并列运营机组数目。

=

=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6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取各种运营方式下最大值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角整定应能保证在最小负荷电压及最大负荷电流状况下相应最小负荷阻抗ZL.min（即此时机端测量阻抗）可靠地落于透镜之外，保证失步保护不误动。

取透镜内角α=120°

校核：

α=120°时，相应fs.max.容许=20（1-α/180°）=6.67HZ

中调保护科黄德斌提供:

山东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=3.33HZ

fs.max.实际＜fs.max.容许，满足规定。

8.3电抗线Zc整定

电抗线是失步振荡中心分界线。

阻抗轨迹位于电抗线如下，则以为振荡中心位于发变组内，位于电抗线以上，则以为振荡中心位于发变组外。

普通选定Zc为变压器阻抗xt90%。

xt=1.8Ω；Zc=1.8×0.9=1.62Ω

8.4跳闸容许电流整定

装置自动选取在电流变小时作用于跳闸，跳闸容许电流定值为辅助判据，依照断路器容许遮断容量选取。

I容许=K×IDL.遮断

K—可靠系数。

IDL.遮断—断路器遮断电流。

据SF6断路器阐明书，额定失步遮断电流为12.5KA，化为二次值为12500/（1200/5）=52A

∴I容许=0.85×52=44.2A,取I容许=44A

8.5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。

振荡中心在区内时，动作于跳闸。

滑极普通整定1～2次，故取2次。

8.6保护出口方式:

区外失步：

发信号;

区内失步：

解列.

9.发电机定子电压保护

发电机机端1PT1、1PT2：

（0V/√3）/（100V/√3）/（100V/3）

本厂只配备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营状况下引起定子过电压。

发电机电压保护所用电压量计算不受频率影响。

RCS-985A装置设两段过电压保护跳闸段，反映机端相间电压最大值。

依照《发电机技术阐明书》，发电机能承受由额定励磁电流产生短时空载升高电压27KV（即1.35Ue）实验历时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：

（0V/√3）/（100V/√3）/（100V/3）

该保护用于发电机因频率减少或电压升高引起铁芯工作磁密过高时保护。

该保护装在机端，同步作为发电机及主变过励磁保护。

《导则》规定，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规定整定。

发电机增容改造前,1999年东方电机厂传真，我厂使用300MW发