电厂保护定值整定计算书.docx

1、电厂保护定值整定计算书甘肃大唐白龙江发电有限公司苗家坝水电站发电机、变压器继电保护装置整定计算报告二一二年十月第一章 编制依据1.1 编制原则 1.1.1 本报告主要依据西北勘探设计研究院设计的发电机、变压器、高压厂用变、励磁变保护接线、原理图，北京四方有限公司提供的发电机、变压器保护装置说明书，发电机、变压器生产厂家的产品说明书、试验报告，以及其他相关装置的说明书等资料，并且结合甘肃电网及本厂的实际情况确定的的运行方式、开机方式、最大潮流、稳定控制、运行要求等进行编制。 1.1.2 本报告依据下列规程、导则编制 继电保护和安全自动装置技术规程（DL400-91） 继电保护及安全自动装置运行管

2、理规程 微机继电保护装置运行管理规程（DL/T587-1996）大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T684-1999） 220500kV电力系统故障动态记录技术准则（DL/T553-94） 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点“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“国家电网公司十八项重大反事故措施” 继电保护专业重点实施要求1.2 编制说明 1.2.1 本报告仅适用于苗家坝水电站发电机、变压器、高压厂用变、励磁变保护装置的继电保护整定值的计算。1.2.2 本次报告针对苗家坝水电站发电机、变压器、高压厂用变、励磁变装置初次投运时的整定计算，并对装置存在的问题

3、及投退注意事项作了说明，现场应严格遵照执行，伴随电网运行方式的变化或局部电网改造都将有可能引起有关继电保护装置定值的变化，因此电网发生变化以后必须及时对保护定值进行校核，现场实际运行中应以最新批准执行的继电保护整定值通知单为准。第二章 系统概况及相关参数计算2.1 系统接入简介苗家坝水电厂工程，新投三台90MW机组，通过三台升压变，经330kV苗临线与系统相连。2.2 系统运行方式及归算阻抗一次主接线图如下所示：阻抗图如下：（阻抗值均为100MVA下的标幺值）系统归算至苗家坝330kV母线的100MVA下的阻抗标幺值（不包含苗家坝厂内的电源）为：母线电压正 序零 序大方式小方式大方式小方式苗家

4、坝电厂330kV母线0.040.133790.039240.04743330kV苗家坝水电站临江变（简称苗江线），全长26.479kM,导线型号为 LGJ-300/40型（允许电流690A）实测正序阻抗值8.984284.37实测零序阻抗值29.337772.17100MVA下的阻抗标幺值为： 正序阻抗：0.007548 84.37 零序阻抗：0.0246572.17苗家坝电站共三台发电机，大方式考虑三台机运行，小方式考虑仅一台机运行。且对于苗家坝电站根据设计升压变压器中性点经避雷器、电抗器和接地刀闸接地（三者并联）。且按设计要求运行中一台主变经刀闸接地，其它经电抗器接地。即正常运行时大小方式

5、时均为一台升压变直接接地。升压变压器接地电抗器中性点电抗器参数（由于升压变压器接地电抗器设备未到货，根据合同，设备性能参数确定）型式空心型号JKD-620/40额定持续电流110A额定短时耐受电流2700A额定短时电流持续时间10S电抗值891min短时工频耐受电压高压105 kV低压45 kV雷电全波和截波耐受电压高压250 kV低压105 kV噪音水平74dB最大振动量60m爬电比距2.5cm/kV中性点电抗器阻抗约为主变零序阻抗的三分之一。2.3 发电机、变压器主要参数2.3.1 #1#3发电机参数发电机型式 三相、立轴悬式、密闭自循环空冷、同步发电机发电机型号 SF9030/7600天

6、津天发重型水电设备制造有限公司额定容量 SN/PN 102.86/90.0 MVA/MW额定电压 UN 13.8 kV额定电流 IN 4303 A额定功率因数 cos 0.875 (滞后)额定频率 fN 50 Hz额定转速 nN 200. rpm飞逸转速 nr 388 rpm飞轮力矩 GD2 5300 t.m2旋转方向(附视) 顺时针短路比 1.06纵轴同步电抗(Xd)(不饱和值) 103. %纵轴同步电抗(Xd)(饱和值) 93.6 %纵轴瞬态电抗(Xd)( 不饱和值) 29.0 %纵轴瞬态电抗(Xd)(饱和值) 27.3 %纵轴超瞬态电抗(Xd”)( 不饱和值) 22.1 %纵轴超瞬态电抗

7、(Xd”)(饱和值) 18.4 %横轴同步电抗(Xq)(不饱和值) 71.0 %横轴同步电抗(Xq)(饱和值) 66.8 %横轴瞬态电抗(Xq)(不饱和值) 71.0 %横轴瞬态电抗(Xq)(饱和值) 66.8 %纵轴超瞬态电抗(Xq”)(不饱和值) 20.7 %纵轴超瞬态电抗(Xq”)(饱和值) 19.4 %负序电抗(X2) 21.4 %零序电抗(X0) 12.3 %定子漏抗(Xe) 12.0 %保梯电抗(Xp) 24.5 正序电阻(R1)(75) 0.008128 负序电阻(R2)(75) 0.022848 零序电阻(R0)(75) 0.01268 横轴与纵轴次暂态电抗比(Xq”/ Xd”

8、) 1.05定子三相对地电容 1.933 uF纵轴瞬态开路时间常数(Tdo) 8.457 S纵轴超瞬态开路时间常数(Tdo”) 0.148 S横轴超瞬态开路时间常数(Tqo”) 0.379 S电机绕组的短路时间常数(T a) 0.220 S额定励磁电压 UfN (90) 230 V额定励磁电流 IfN 1200 A空载励磁电压 UfN(20) 90 V空载励磁电流 IfN 600 A定子绕组损耗(I2R) 289.0 kW励磁绕组损耗(I2R) 225.7 kW铁芯损耗 267.3 kW风损和摩擦损耗 341.6 kW上导轴承损耗 18 kW下导轴承损耗 30 kW超瞬变电抗Xd折至100MV

9、A下的标幺值为（饱和值）：Xd*Xd100/Se0.184100/102.860.1792.3.2 #1#3主变参数型号：SSP-H-120000/330 特变电工新疆变压器厂额定容量：120 MVA 额定频率：50HZ额定电压：363（122.5）/13.8 kV 相数：3相额定电流： 190.86/5020.44 A 联接组标号：YNd11冷却方式：ODWF（直接强迫油循环强迫风冷，有风扇） #1主变阻抗值短路阻抗：13.9（75） 或短路阻抗为 152.63（以363为基准电压的），零序测量阻抗：152.13 /相100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*113.9100/1200.1158

10、3 100MVA下的零序阻抗标幺值为： Z*0152.13/1317.690.11545#2主变阻抗值短路阻抗：14.01（75） 或短路阻抗为 153.83（以363为基准电压的），零序测量阻抗：153.13 /相100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*114.01100/1200.11675100MVA下的零序阻抗标幺值为： Z*0153.13/1317.690.11621#3主变阻抗值短路阻抗：13.98（75） 或短路阻抗为 153.79（以363为基准电压的），零序测量阻抗：153.10 /相100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*113.98100/1200.1165 100MVA下的

11、零序阻抗标幺值为： Z*0153.1/1317.690.1161882.3.3 #1、#2厂用变参数型号：SC101890/13.8 汉中新环干式变压器有限责任公司额定容量：1890 kVA 相数：三相额定电压：13.822.5/0.4 kV 冷却方式：AN/AF额定电流：79.1/2728 A 阻抗电压：6.25额定频率50HZ 联结组标号：Dyn11#1厂用变100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*16.25100/1.893.30687#2厂用变100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*16.25100/1.893.306872.3.4 #1#3励磁变参数型号：ZLSCB-1050/13.8

12、金盘电气干式变压器额定容量：1050 kVA 相数：三相额定电压：13.8/0.47 kV 额定频率50HZ 额定电流：43.93/1289.863 A 联结组标号Yd11 短路阻抗：4.09#1励磁变100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*14.09100/1.053.895 #2励磁变100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*14.02100/1.053.8285#3励磁变100MVA下的正序阻抗标幺值为：Z*14100/1.053.81第三章 保护配置及出口方式3.1保护跳闸出口方式3.1.1 变压器保护跳闸出口根据苗家坝电厂一次接线图的设计，#2、#3升压变高压侧共用3300、3302开关，

13、则当#2（#3）主变故障时，仅跳3300、3302和#2（#3）发电机出口开关时，短路电流仍可由另外一台机提供不能切除故障，则设计#2主变保护出口动作是要跳#3机出口断路器。同理#3变要出口要跳#2机的出口断路器。#1变压器全停-跳#1主变高压侧3300、3301开关和#1发电机101开关，启动高压侧开关失灵。跳#1厂高变低压侧开关(厂高变低压侧400V系统的分段开关柜内设置有备自投装置，在2#厂高变低压侧开关跳开的情况下，备自投动作，由1#厂高变带低压负荷。)#2变压器全停-跳#2主变高压侧3300、3302开关，跳#2发电机102，跳#3发电机103开关，启动高压侧开关失灵。根据一次图#2

14、变有厂用变，则还要跳#2厂高变低压侧开关#3变压器全停-跳#3主变高压侧3300、3302开关，跳#2发电机102，跳#3发电机103开关，启动高压侧开关失灵（#3变无厂高变）。这样#2或#3变压器故障时，会停两台机组的，则在开两台机组发电时，要求开#1和#2（或#3），不要开#2和#3机组，防止一台变故障时造成全厂停电。3.1.2 发电机保护跳闸出口#1、#2、#3发电机全停-跳各自出口断路器，灭磁开关、关导水叶。对于发电机差动和后备无需跳另外一台机的开关，否则扩大事故了，且考虑不应该有发变组差动，否则发变组差动动作和发电机差动保护动作不能区分开开来。3.2 保护配置本次苗家坝水电站新上的发

15、电机、变压器保护装置均选用北京四方公司生产的保护装置，每台发变组配置三面保护柜，保护A、B柜组屏为CSC-306D数字式发电机保护装置和CSC-316M数字式变压器保护装置，保护C柜组屏为CSC-336C数字式非电量保护装置和JFZ-13TA操作箱.3.2.1 CSC-306D发电机保护配置为发电机比率制动式差动保护：差动保护取发电机机端、中性点两侧CT，出口作用于全停单元件横差保护：保护取发电机中性点零序CT，出口作用于全停发电机低励失磁保护：阻抗元件电流取自发电机机端CT、电压取自发电机机端PT，转子的励磁电压，t1作用于发信号，t2按设计为作用于全停；发电机定子接地：电压量取自机端PT，

16、和中性点单相PT，本机组经配电变压器接地，定子接地出口作用于全停；发电机转子接地：励磁回路（直流系统）转子大轴正负极处取电势，转子一点接地发信号；发电机对称过负荷：取自发电机机尾CT，采用反时限形式的保护，定时限发信号，反时限出口作用于全停；发电机负序反时限过流：取自发电机机尾CT，采用反时限形式的保护，定时限发信号，反时限出口作用于全停； 发电机过电压：电压元件取自发电机机端PT，作用为全停；发电机复压过流：发电机为自并励发电机，记忆功能投入，电流元件取自发电机机尾CT，电压元件取自机端PT，作用为全停；励磁变速断保护：电流元件取自励磁变高压侧CT，作用为全停；励磁变过流保护：电流元件取自励

17、磁变高压侧CT，作用为全停；3.2.2 CSC-316M变压器保护配置为根据这种特殊的接线方式变压器比率制动式差动保护：差动保护电流元件取主变高压侧开关CT（对于#2、#3变还要求有另外一台变高压侧CT，#1变无此要求，且主变差动保护不包括厂用变高压侧CT）、主变低压侧共三或四侧CT，出口作用于全停；主变高压侧零序过流：取自主变高压侧中性点零序CT，作为主变高压侧中性点接地时的保护，分为两段，第一段出口跳本侧断路器，第二段延时出口全停；小电抗器零序保护：做主变高压侧中性点经电抗器接地时的保护，小电抗器零序取自主变高压侧小电抗器后零序CT，分为两段，第一段出口跳本侧断路器，第二段延时出口全停；经

18、电抗器接地退出间隙保护装置；变压器过激磁保护：电压取自主变低压侧PT与频率，定时限部分经延时发信，反时限经延时作用于全停；主变低压侧单相接地保护：取自主变低压侧PT开口三角，作为主变高压侧中性点接地时主变高压侧复压过流：电流元件取主变高压侧，电压元件取自330kV母线PT，出口t1跳高压侧开关，t2出口全停；厂高变速断过流保护：电流元件取厂变高压侧，出口作用于全停；厂高变过流保护：电流元件取厂变高压侧，一时限出口跳厂高变低压侧分段开关，二时限出口跳厂高变低压侧开关，三时限出口作用于全停；#33.2.3 CSC-336C保护配置为主变、厂高变重瓦斯：出口作用于全停；主变、厂高变轻瓦斯：出口作用于

19、发信号；油位、温度、冷却器故障、压力释放保护：依据实际变压器的技术说明中的要求，并结合现场实际情况进行整定。第四章 发电机、励磁变保护定值整定计算三台发电机保护所用CT变比相同，看图纸具体CT变比为：发电机机端CT为6000/1，发电机机尾CT为6000/1，发电机中性点CT600/1，3台励磁变高压侧CT为75/1。发电机机端的PT为138。4.1 发电机比率差动保护 CT：6000/1二次额定电流Ie为4303/60000.7172 A 差动速断电流取为4Ie2.87 A启动电流取为：Idz0.3Ie0.30.71720.22 A比率制动系数取为 0.4拐点制动电流取为：Izd1.0Ie1

20、.00.71720.72 A差动保护均投入TA断线闭锁差动退出，即CT断线时不闭锁发电机差动保护差动TA断线负序电流值，按躲过正常运行时最大不平衡负序电流整定取为I20.15Ie0.1 A4.2 发电机单元件横差保护 CT:600/1 单元件横差保护反应发电机两中性点连线上的电流，从而反应发电机的内部匝间、内部相间短路和分支开焊故障。单元件横差保护的判据为：I0 IHC式中：I0为单元件横差零序电流的基波分量；IHC为横差电流定值。外部短路时横差保护不平衡电流主要是三次谐波成分，本装置单元件横差保护的三次谐波滤过比可达100 倍以上。则横差保护定值可按躲过发电机满载运行时中性点连线的最大不平衡

21、电流，动作电流取为0.1Ig二次值IHC0.1Ie0.14303/6000.7 A根据原理没有发生转子一点接地时固定经60ms出口，发生转子一点接地时，和单元件横差保护动作以后经整定延时THC出口（当转子两点接地时发电机气隙磁场畸变可能导致保护误动，则在转子一点接地后使横差保护带一短延时动作），整定为0.5s。机组投运后应实测发电机中性点基波不平衡电流值4.3 发电机复合电压过流保护 CT:6000/1 PT:138低电压取为70 V，校核灵敏度：考虑今后机组全部投运，在主变高压侧故障时，机端最大残压为Ucy.max取70V有足够灵敏度，负序电压取为7 V 动作电流值按躲发电机的额定电流值整定

22、其中Kk可靠系数取1.21.3 NctCT变比Kf返回系数取0.80.9 Ie发电机额定电流取Idz1.20.7172/0.851.0125 A取为1 A校核发电机过流保护灵敏度，在主变高压侧发生两相短路时，流过发电机短路电流值为：（其中4184为100MVA下13.8kV的电流基准值）Idl.minA Klm12253.4/60002.04 有足够灵敏度，延时与主变相间距离保护末段最长延时（高、中压侧最长延时均为5.2s）相配合，则取延时t15.20.35.5 s出口全停。 过流保护经电压闭锁，自并励发电机，投入电流记忆功能，考虑过流要作厂高变的后备，在TV断线以后复压过流转为纯过流，则整定

23、为“TV断线不退出保护”。4.4 发电机定子接地保护 PT:13.8/0.38kV基波零序电压与三次谐波电压保护，构成100定子接地保护，本发电机中性点经隔离变压器（变比13.8/0.38kV）及0.99电阻接地，中性点有PT，可投入三次谐波保护，基波零序电压取自发电机中性点PT。零序电压定值按正常运行时开口三角绕组最大不平衡零序电压整定，一般取1.21.3；Uunb.max 为实测不平衡电压。U1S通常整定为（5%15%）UGe 。则取为10V，定子接地保护出口跳闸，延时与主变及出线接地保护配合，则取为4.0+t=4.3s,定子接地基波保护出口全停，三次谐波比定值K31、三次谐波制动系数K3

24、2，现场实测来确定三次谐波接地延时TD2不跳闸，取延时3s发信号4.5 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，本装置采用“乒乓式”变电桥原理，水轮发电机采用转子空气冷却，转子一点接地高定值段可取为20K，延时6s发信，低定值段定值取为10 K，经3s发信号，当发现转子一点接地以后应尽快平稳停机检修，不再继续运行。转子接地仅发信号不出口跳闸。在设计的保护配置图中无转子二点接地保护，两点接地保护退出。4.6 发电机定子对称过负荷 CT:6000/1定时限报警电流定值取为：1.15Ie1.150.71720.82 A延时取为6.0 s 发信号考虑已经有复压过流，且有灵敏度则

25、定时限跳闸部分不投，无发电机过负荷常数，则反时限部分也不再投入了。4.7 发电机定子负序过负荷 CT:6000/1无A值没法投入本装置反时限公式为：，均为标幺值额定二次电流值Ie0.7 A由发电机技术说明可知负序发热常数A40（间接冷却，转子空冷水轮发电机A值为40），发电机长期允许的负序电流值为12Ie，I20.12Ie0.120.70.08 A则定时限报警信号启动取为：I2qd1.1I21.10.120.70.0924 A取为0.1 A预告信号延时取为3.0 s 发信号定时限跳闸电流取为0.6Ie0.60.70.42 A定时限跳闸延时与主变相间、零序最长延时相配和，与5.2 s相配和，取为

26、5.5s反时限启动取为：I2dz1.2I2qd1.20.10.12 A，（约为0.17Ie）负序反时限延时下限按装置允许的最长整定值取为1000s，根据负序反时限公式计算出I2约为0.233Ie，即负序过负荷反时限保护在负序电流达到0.233Ie时经1000s跳闸上限延时应和主变、线路的快速保护相配合，带一定延时，若延时取的太小容易越级误动，反时限的延时上限取为0.8s，对应反时限电流上限值约为7Ie，取反时限电流上限值小于对应的7Ie，取为6Ie，即在6Ie时就以0.8s延时出口，有名值为4.2 A。4.8 发电机过电压保护 PT:138电压元件取自机端TV三相线电压，按规程过电压可取为1.

27、3Ue（Ue为二次额定线电压），则取为Udz=1.3100130 V 延时0.5s出口，只取一段定值。4.9 发电机低频累加保护低频定值按网调的要求，以及为防止系统低频时机组再跳闸造成频率的恶化，则低频不再跳机组仅发信号。发电机组正常运行范围48.550.5HZ，因不出口跳闸时间可取短一些，取48.5HZ经6s、48HZ经3s、50.7HZ经5s发信号。 低频累计时间定值按建议值取为低于48.5HZ累计300min，低于48HZ累计60min，高于50.7HZ累计180min。4.10 发电机低励失磁保护 CT:6000/1 PT:138异步边界阻抗圆小、非失磁故障的误动几率较小，比较适用于与

28、系统联系紧密地火力发电厂发电机组，对远离负荷中心，系统联系较弱（Xs较大）的大、中型水轮发电机宜用静稳圆或过圆点的下抛圆。决定采用苹果圆的阻抗判据，此阻抗判据主要适用于XdXq的水轮发电机。取Z1azd0均取饱和值，Xd93.6%，Xq=66.8%Z1bzd（XdXq）/2（0.9360.668）/20.8Z1bzd是发电机额定容量下的标幺值，转为二次有名值为：阻抗园偏移角取为10异步阻抗园不投系统低电压：电压取自330kV母线PT，变比3300，在现在的接线形式下，110kV系统大方式下、苗家坝水电站二台机开，#5发电机完全失磁时，高压侧母线最大残压为：Ucy.max可见由于系统是大电源，又

29、是小机组，失磁若取系统低电压肯定无灵敏度。，则应在定值单中注明退出高压侧电压判据。机端低电压，电压取自发电机端PT，Ucy.max而当#2发电机失磁时，机端最低残压有 Ucy.maxK则机端的残压也很小，可见至少要取为88V有才有一定灵敏度励磁低电压定值计算：发电机空载励磁电压为124.4 V取励磁低电压为Udz=0.6Ufd00.6124.474.6 V发电机凸极功率Pt，Se发电机二次额定视在功率，为50.526106/(3000138)122 VAXst为系统归算到发电机机端的系统归算阻抗，考虑两台机挂在330kV母线上运行，330kV系统大方式，#2、#5发电机均运行。则Xst为对#2发电机为0.134（100MVA下的标幺值），对#5发电机为0.222，对#1发电机归算到计算的阻抗标幺值为0.2122（不考虑#5发电机也并入330的系统），转为发电机容量下的标幺值为：#1发电机为0.212250.526/1000.1072#2发电机为0.13450.526/1000.0677#3发电机为0.13450.526/1000.0677#4发电机为0.22250.526/1000.1121#5发电机为0.22250.526/1000.1121对#1发电机为：Pt取Kt为1.1