1号机组发变组保护整定计算书.docx

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1号机组发变组保护整定计算书

宝丰能源#1机组

1×30MW发电机变压器组工程

继电保护整定计算书

批准:

审核:

计算：

董瑞

2012年7月

0前言

（1）宁夏宝丰能源集团有限公司#1发电机是南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产的QFW-30-2C型汽轮发电机，发电机出口电压为10.5kV，通过型号为SFP11-40000/35的变压器升压至35kV，通过YJV-26/35-1*400电缆1900米接入宁东供电局双庙变35kV母线，为发电机-变压器-（电缆）线路组。

本整定方案是按照宁夏宝丰能源集团有限公司的委托和要求编写的，是与临河动力站工程相配套的继电保护定值计算工作的过程，主要包括二个方面内容。

1）原始资料收集整理，包括电气网络主接线、一次设备数据、CT、PT变比等参数，收集整理保护装置配置、型号以及保护装置说明书。

2）整定计算内容包括发变组保护（主变、发电机、励磁机）系统保护整定计算，并生成计算书及相应的定值清单。

（2）整定计算依据：

1）系统等值阻抗（宁东供电局提供）

2）电气设计图纸（宁夏宝丰能源集团有限公司提供）

3）设备参数（宁夏宝丰能源集团有限公司提供）

4）《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》，DL/T684-1999

5）《RCS-985RS/SS系列发电机保护装置技术和使用说明书》，V1.00南瑞继保

6）《RCS-9600CS系列工业电气保护测控装置技术说明书》，V2.**南瑞继保

7）《电气主设备继电保护原理与应用》王维俭。

8）《继电保护反事故技术措施》

9）《继电保护和安全自动装置技术规程》，GB/T14285-2006

1设备参数

1.1系统参数

根据宁东供电局2012年7月13日给定的双庙变小电源并网用户35kV母线阻抗

最大方式X1=0.14640

最小方式X1=0.26317

基准选取100MVA，UB=38.5kV

1.2设备参数

（1）发电机

序号

名称

发电机基本规范

发电机型号

QFW-30-2C

额定功率

30MW

额定功率因数

0.80

定子额定电压Ｎ

10.5kV

定子额定电流

2062A

额定频率

50Hz

额定转速

3000r/min

满载时额定励磁电压

198.9V

满载时额定励磁电流

424.6A

空载励磁电压

49V

空载励磁电流

154.3A

冷却方式

水冷

励磁方式

三机励磁

发电机主要设计数据

设计值

定子绕组直流电阻（15℃）

0.00479Ω

励磁绕组直流电阻（15℃）

0.3176Ω

定子漏抗（标幺值）

0.1126

转子线圈自感

1.372H

直轴同步电抗Xd（标幺值）

2.1908

直轴瞬变电抗Xd＇（标幺值）

0.2259

直轴超瞬变电抗Xd〃（标幺值）

0.1367

负序电抗X2（标幺值）

0.1679

零序电抗X0（标幺值）

0.0914

短路比

0.535

瞬时短路时间常数

1.248S

超瞬时短路时间常数

0.156S

（2）主变

型号

SFP1-40000/35

额定容量

40MVA

额定电压

35（±2×2.5%）/10.5kV

短路阻抗

8.03%

联结组别

YND11

CT变比

高压侧800/5A，低压侧3000/5A

1.3短路电流计算

发电机机端、主变高压侧和双庙变35kV侧母线发生短路故障时短路计算书

（1）电气参数折算（SB=100MVA）

1#1发电机

Xd=219.08%×

=5.84

Xd′=22.59%×

=0.6

Xd″=13.76%×

=0.367

发电机视在功率Sn=30/0.8=37.5MVA

2#1主变

XT=8.03%×

=0.2

#1主变额定容量ST=40MVA

3至双庙变35kV电缆

主变高压侧电缆阻抗YJV-26/35-1*400，单位电阻0.0615Ω/KM，单位电抗0.1694Ω/KM，阻抗0.1802Ω/KM，电缆阻抗标幺值Z=（0.0615+j0.1694）×1.9×

=0.0085+j0.0235系统阻抗

宁东局2012年7月13日给定的双庙变小电源并网用户35kV母线阻抗

最大方式X1=0.14640

最小方式X1=0.26317

基准选取UB=100MVA，UB=38.5kV，不包括小电源机组开机。

（2）系统等值阻抗图

（3）短路电流计算

a）机端d1点发生三相短路时，短路电流计算

发电机G流过的短路电流（归算至10.5kV侧,IB=5498.7A）：

I（3）dmin=

×IB=

×5498.7=14983A

系统流向故障点短路电流（归算至35kV侧电流，基准电流1499.7A）

最小方式I（3）dmin=

×IB=

×1499.7=2.06×1499.7=3093A

最大方式I（3）dmax=

×IB=

×1499.7=2.7×1499.7=4049A

2）主变高压侧d2点发生三相短路时，短路电流计算

发电机G流过的短路电流（归算至10.5kV侧,IB=5498.7A）：

I（3）d=

×IB=

×5498.7=1.764×5498.7=9697.9A

系统流向故障点短路电流（归算至35kV侧电流，基准电流1499.7A）

最小方式I（3）dmin=

×IB=

×1499.7=3.49×1499.7=5231.5A

最大方式I（3）dmax=

×IB=

×1499.7=5.89×1499.7=8833.5A

3）主变高压侧（双庙变母线）d3点发生三相短路时，短路电流计算

发电机G流过的短路电流（归算至10.5kV侧,IB=5498.7A）：

I（3）d=

×IB=

×5498.7=9301.1A

主变高压侧流过短路电流

×1499.7=2537.6A

系统流向故障点短路电流（归算至35kV侧电流，基准电流1499.7A）

最小方式I（3）dmin=

×IB=

×1499.7=5698.6A

最大方式I（3）dmax=

×IB=

×1499.7=10244A

2发电机

2.1发电机差动保护

发电机差动保护动作特性

比率差动保护动作方程如下：

Id＞Icdqd＋Kbl×Ir（Ir＜nIe）

Kbl=Kbl1＋Kblr×（Ir/Ie）

Id＞Icdqd＋Kbl2×（Ir－nIe）＋b（Ir≥nIe）

Kblr=（Kbl2－Kbl1）/（2×n）

b=（Kbl1＋Kblr×n）×nIe

其中：

制动电流：

Ir=（｜I1+I2｜）/2

差动电流：

Id=｜I1-I2｜

I1、I2分别为发电机机端和中性点电流（向量）。

n=4，为装置内部固定。

电流互感器：

发电机机端侧CT：

3000/5

发电机中性点侧CT：

3000/5

（1）发电机二次额定电流：

In=2062/na=2062/600=3.44A

（2）比率制动系数

按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定

Kz=KrelKapKccKer=1.5×2.0×0.5×0.1=0.15

式中：

Krel—可靠系数，取1.3～1.5

Kap—非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5～2.0

Kcc—电流互感器的同型系数，Kcc=0.5

Ker—电流互感器幅值误差系数

考虑到电流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，实取Kz=0.3

（3）差动保护最小动作电流Icdqd的整定

最小动作电流按躲过正常工况下最大不平衡差流来整定即：

差动保护的最小动作电流

Icdqd=Krel×2×0.03In/na=1.5×2×0.03×3.44=0.09Ie

一般最小动作电流取Icdqd=（0.1～0.3）Ie

实取Icdqd=0.3Ie

取上述两值中较大值,即Iq=0.3Ie

（4）最小制动系数Kbl1

根据《说明书》要求，Krel1=Kcc×Ker=0.05,Kcc为互感器同型系数，取0.5；Ker为互感器比误差系数，最大取0.1。

根据《大型发电机变压器组继电保护整定计算与运行技术》建议，Kbl1取0.1～0.3，取0.1.

（5）最大制动系数Kbl2

根据《说明书》和《大型发电机变压器组继电保护整定计算与运行技术》建议Kbl2取0.5。

（6）差动速断保护定值Icdsd

差动速断保护定值Icdsd作为比率制动纵差保护的补充部分，一般需躲过机组非同期合闸产生的最大不平衡电流，一般按经验取（3～4）Ie，取4Ie。

（7）TA断线是否闭锁差动保护：

为人身和设备安全，TA断线不闭锁差动保护

（8）差动保护灵敏度校验

按在最小运行方式下差动保护区内发生两相金属短路进行灵敏性校核。

根据分析，在发变组并入系统前保护区内发电机侧出口侧（k1点）发生两相短路时差动电流最小，制动电流最大。

由短路电流计算知：

发电机出口（k1点）两相短路时，发电机送至短路点的短路电流为7.3Ie，则I1=0，I2=7.3Ie，Id=7.3Ie，Ir=3.65Ie＜4Ie

Kblr=（Kbl2－Kbl1）/（2×n）=（0.5－0.1）/（2×4）=0.4/8=0.05

Kbl=Kbl1＋Kblr×（Ir/Ie）=0.1＋0.05×（3.65Ie/Ie）=0.283

Icdqd＋Kbl×Ir=0.3Ie＋0.283×3.65Ie=1.33Ie

取Id=Icdqd＋Kbl×Ir=1.33Ie

Klm=Id/1.11Ie=7.3Ie/1.33Ie=5.5＞2，满足要求。

（9）差动速断保护灵敏度校验

按发变组并入系统前保护区内发电机侧出口侧（k1点）发生两相短路时保护安装处灵敏系数大于1.2

差动保护动作电流：

差电流I⑵k.min=7.3Ie

灵敏度：

Klm=I⑵k.min/Idz=7.3Ie/4Ie=1.83＞1.2，满足灵敏度要求。

（10）差流报警门槛，取0.06Ie。

（11）保护出口：

全停。

2.2发电机转子一点接地保护

（1）发电机转子接地保护动作电阻

对于空冷及水冷的汽轮发电机，励磁绕组的冷态电阻不小于1MΩ

Rlm=20kΩRg1=2.5kΩ

（2）发电机转子一点接地保护动作时间

T1=5s信号

（3）发电机转子两点接地保护动作时间

T2=1S全停

2.3发电机定子过负荷保护

电流互感器：

3000/5

发电机对称过负荷保护，是发电机定子的过热保护。

保护反映发电机定子电流大小,保护发电机定子绕组过热。

发电机对称过负荷保护的动作电流：

Ig=Krel×In/Kr×na=1.05×3.44/0.95=3.8A。

动作延时：

t=9s，动作于信号。

2.4发电机负序过负荷保护

电流互感器：

3000/5

保护的反时限特性曲线由三部分构成：

上限短延时、反时限及下限长延时。

其特性曲线见下图：

反时限不对称过负荷保护动作特性

（1）发电机不对称过负荷定时限保护

①负序电流整定值I2g1

按发电机长期允许的负序电流I2∞能可靠返回来整定，根据《导则》附录按额定电流的8%计算。

I2g1=KrelI2∞Ign/Krna=1.05×0.08×3.44/0.95=0.30A

Krel—可靠系数,取1.05

Kr—返回系数,微机保护应取0.95

②动作时间：

t1=9s动作于信号

（2）发电机不对称过负荷反时限保护

发电机不对称过负荷反时限保护下限动作电流

I2S=（A/1000+I2∞2）1/2

A为转子散热时间常数，根据《导则》附录取8；

I2∞为发电机长期允许的负序电流，取值同上。

I2S=（A/1000+I2∞2）1/2=（8/1000+0.082）1/2=（0.008+0.0064）1/2=0.12Ie=0.41A

②发电机不对称过负荷反时限动作时间长期允许的负序电流

I2∞=I2∞×Ign=0.08×3.44=0.28A

③发电机不对称过负荷反时限上限动作时间

与发电厂高压母线出线的光纤差动保护动作时间相配合来整定。

tup=0.5s

（3）反时限保护出口：

全停

2.5励磁后备保护

因为本机组采用旋转励磁方式，本保护退出。

2.6定子匝间短路保护

由于机组未配置横差保护用电流互感器，横差保护退出，并且机端也没有匝间保护专用PT，投入负序工频变化量方向匝间保护，相当于3V零序电压定子匝间保护灵敏度，保护动作发信。

2.7发电机复合电压过电流保护

1）单相过电流动作电流Iop.1整定

按发电机额定负荷下可靠返回的条件整定：

Iop.1=Krel×Ign/（Kr×nct）

Ign=

=2062A

Krel—————可靠系数，取1.3～1.5实际取1.3

nct—————CT变比，为3000/5

Kr——————返回系数，微机保护取0.95

Iop.1=

=4.7A

2）高压母线短路时灵敏系数计算

按主变高压侧母线两相短路的条件校验

Ksen=

=

=2.98>1.2

—————主变高压侧发生金属性两相短路时，流过保护的最小短路电流

3）低电压元件Uop整定

对汽轮发电机Uop=0.6×Ugn/nv=60V

Ugn----为发电机额定电压

nv-----为PT变比

灵敏系数按主变压器高压侧母线三相短路的条件校验

Ksen=

=

=

=1.7>1.2

------主变高压侧母线金属性三相短路时最大短路电流

4）负序过压元件Uop2整定

Uop2=

=6V

灵敏系数按主变压器高压侧母线两相短路的条件校验

Ksen=

=

=3.11>1.2

U2.min-------变压器高压侧母线两相短路时，保护安装处的最小负序电压

U2.min=0.5-0.5×

=0.324

5）延时t整定

宁东供电局要求宝丰侧主变复压过流延时低于310开关过流

段延时，发电机复压过流保护延时考虑按310开关过流

段延时相同。

2.8发电机定子100%接地保护

电压互感器：

发电机出口：

10/

/0.1/

/0.1/3，电厂#1机中性点没有PT，建议在发变组保护屏把机端PT开口三角绕组电压并接至发变组保护中性点零序电压输入端子上。

（1）发电机基波零序电压式定子接地保护：

零序电压式定子接地保护的输入电压取自中性点零序电压（并接机端开口三角形绕组）。

基波零序电压动作值：

应按躲过正常运行时TV开口三角绕组或中性点单相TV二次可能出现的最大基波零序电压来整定。

一般取3U0g=10V

动作延时：

应躲过系统短路时引起的传递过电压，按后备保护最长动作时间来整定。

t=2S

（2）发电机三次谐波定子接地保护

三次谐波比率定值预整定为1.3，待发电机并网后测量发电机中性点和出口三次谐波比值后确定三次谐波比率定值。

延时整定：

2S（信号）

（3）动作出口：

全停

（4）因发电机出口母线带有10kV负荷，为防止负荷发生接地造成发电机定子接地保护动作，投入零序电压经零序电流闭锁控制字，机端安装LJM-2型零序电流互感器，该互感器特性为一次零序电流2.4A，二次电流0.06A，与DL型节电器配合使用，按小于50MW机组最大允许单相接地电流不大于4A，并考虑一定可靠系数，零序电流定值整定为0.08A。

注：

1）因无中性点PT，三次谐波定子接地保护无法实现正确发信功能。

2）建议电厂在机组停运时，从机端零序电流互感器一次侧通入4A电流，观察保护装置采样值是否大于0.08A，以确定该保护能正确动作。

2.9发电机失磁保护

电流互感器：

3000/5

电压互感器：

发电机侧

/

/

V

35kV侧

/

因本机组与系统联系不紧密，所以按静稳边界圆整定，阻抗判据动作特性见下图，静稳边界阻抗圆，见图中1边界。

失磁保护阻抗园特性

（1）低电压动作定值

躲过强行励磁启动电压及不破坏厂用电的安全，装置建议取0.85Un

Ug1＝Krel×Un=0.85×100=85V

（2）静稳边界阻抗Z1

根据说明书和导则整定

Z1＝Xs×（（Un2）×na/（Sn×106）×nv）

Xs为发电机以外的系统阻抗，按最小方式考虑。

Xs＝0.20+0.0235+0.2631=0.487

Xs（G）=（Xs×30/0.8）/100=0.183

Un:

10500额定电压（V）

Sn:

30/0.8=37.5发电机视在功率（MVA）

na、nv分别为TA和TV变比

Z1=0.183×（10.5×10.5）×600/（37.5×100））＝3.2Ω

（3）静稳边界阻抗2

根据说明书和导则整定

Z2＝-（（Xd+Xd＇）/2）×（（（Un2）×na）/（Sn×106×nv））=-40Ω

Xd:

2.1908发电机同步电抗标么值

Xd＇:

0.2259发电机暂态电抗标么值

（4）转子低电压初始动作定值

按一般取发电机空载励磁电压的0.2～0.5倍整定

Ufdl＝Krel×Ufd0=0.5×49=24.5V

Ufd0:

49空载额定励磁电压（V）

（5）发电机无功反向定值：

按50%整定（判据不投）

（6）动作延时

①定子阻抗圆判据+转子低电压判据，t1=2S，动作出口：

发信号。

②定子阻抗圆判据+转子低电压判据+低电压判据，t2=0.5S，动作出口：

全停。

③阻抗判据，t3=100S，动作出口：

退出。

2.10发电机过电压保护

电压互感器：

发电机侧

/

/

V

定子过电压定值

应根据电机制造厂提供的允许过电压能力或定子绕组的绝缘状况决定，一般对于汽轮发电机，取Ug=1.3Ugn/nv=130V

（1）动作时间：

t=0.5s

（2）动作出口：

全停

2.11发电机逆功率保护

电流互感器：

3000/5

电压互感器：

发电机侧

/

/

V

功率动作整定值P1

P1=-Krel（△P1+△P2）=-0.6（3%Pgn+（1-98.9%）Pgn）=-1.86%Pgn

取P1=-1.5%Pgn

Krel—可靠系数,取0.6

△P1—汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,一般取额定功率的2%-4%.

△P2—发电机在逆功率运行时的最小损耗,一般取△P1=（1-η）Pgn

η—发电机效率,一般取98.6%-98.7%

（1）逆功率信号延时：

t1=15S

（2）逆功率动作时间：

t2=60S

（3）动作出口：

全停

2.12发电机程序逆功率保护

电流互感器：

3000/5

电压互感器：

发电机侧

/

/

V

功率动作整定值P1

P1=-Krel（△P1+△P2）=-0.6（3%Pgn+（1-98.9%）Pgn）=-1.86%Pgn

取P1.dz=-1%Pgn

Krel—可靠系数,取0.5-0.8

△P1—汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,一般取额定功率的2%-4%.

△P2—发电机在逆功率运行时的最小损耗,一般取△P1=（1-η）Pgn

η—发电机效率,一般取98.6%-98.7%

Pgn—发电机额定功率

（1）程控逆功率动作延时：

t1=1.5s

（2）动作出口：

全停

2.13发电机低频保护

电压互感器：

/

/

V

参照《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》中提供了大型发电机组（300MW及以上汽轮机）对频率异常运行的要求，见下表：

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s

51.5

30

30

48.0

300

300

51.0

180

180

47.5

60

60

48.550.5

连续运行

47.0

10

10

本保护定值参照以上数据整定。

低频保护

1、Ⅰ段频率下限定值Fl1：

按整定计算导则整定Fl1＝48.5Hz

2、Ⅰ段时间：

按整定计算导则整定t1＝300S

3、Ⅱ段频率上限定值Fh2：

Ⅱ段频率上限定值Fh2＝48Hz

4、Ⅱ段时间:

按整定计算导则整定t2＝60S

高频保护

1、过频率定值：

按整定计算导则整定FH＝51Hz

2、过频率时间：

按整定计算导则整定t3＝180S

频率保护动作于发信。

3主变压器保护

3.1主变差动保护

电流互感器：

35kV侧：

800/5

发电机侧：

3000/5

电抗器侧：

3000/5

变压器纵差动保护，是变压器内部及引出线上短路故障的主保护，它能反应变压器内部及引出线上的相间短路、匝间短路及大电流系统侧的单相接地短路故障。

另外，也能躲过变压器空充电及外部故障切除后的励磁涌流。

纵差保护差动元件动作特性建下图：

变压器差动保护动作特性

（1）变压器额定电流Ie

主变低压侧二次额定电流：

Ie1=Se1/

Ue1ne1=40×103/

×10.5×3000/5=3.67A

主变高压侧二次额定电流：

Ie2=Se2/

Ue2ne2=40×103/

×35×800/5=4.12A

（2）差动保护最小动作电流Icdqd的整定：

应可靠躲过正常最大负荷时的不平衡电流：

Icdqd=Krel（Ker+ΔU+Δm）Ie=1.5×（0.05+2×2.5%+0）×In=0.15Ie

式中：

Krel—可靠系数，取1.3～1.5

Ker—电流互感器幅值误差系数，5P型取0.05

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

Δm—电流互感器变比不匹配产生的误差，由软件调平衡，取Δm=0

实取Icdqd=0.5Ie

（3）比率制动系数

比率制动系数K2整定原则，按躲过变压器出口三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定

K2=Krel（KapKccKer+ΔU+Δm）=1.5×（2.0×1.0×0.1+2×2.5%+0）=0.375

实取Kz=0.4

式中：

Krel—可靠系数，取1.3～1.5

Kap—非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5～2.0

Kcc—电流互感器的同型系数，Kcc=1.0

Ker—电流互感器10%误差

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

Δm—电流互感器变比不匹配产生的误差，由软件调平衡，取Δm=0

（4）二次谐波制动比η的整定

根据经验，二次谐波制动比η可整定为0.15～0.20，并参考保护厂家技术说明书，二次谐波制动比η可整定为0.15～0.20。

实取二次谐波制动比为：

η=0.15

（5）差动电流速断倍数Icdsd的整定

按躲过变压器初始励磁涌流，根据《导则》：

40000～120000kVA容量的变压器

Icdsd=3.0～6.0Ie

暂取Icdsd=5.0Ie

（6）灵敏度校验

1比率差动保护灵敏系数校核

最小运行方式下变压器区内短路时的短路电流为发变组并入系统前主变高压侧（d2点）短路电流，根据短路计算书：

I⑵kmin=2290A=3.47Ie

制动电流：

Ir=（｜I1｜+｜I2｜+｜I