南瑞发变定值计算Word文档格式.docx
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图1、短路计算系统等值图
注：
变压器参数：
X1-2为高压绕组与总的低压绕组间的穿越电抗为8.5%；
为分裂绕组间的分裂电抗为46.4%；
基准容量1000MVA。
主变高压侧至出线断路器之间有134米的1000mm2的单芯铜电缆；
其参数为：
正序阻抗（Ω/km）：
0.0231+j0.2139；
零序阻抗（Ω/km）：
0.0577+j0.2139；
（太小忽略不计）
（1）最小运行方式下,d1发生三相金属性短路短路电流：
a、发电机1G供给短路电流：
X*=0.442+0.378=0.82；
由Xjs=0.289在运算曲线查得I*=3.75；
发电机额定电流（基准电压为230KV）：
b、220KV系统S1供给的短路电流：
（2）最小运行方式下,d2发生三相金属性短路短路电流：
由Xjs=0.156在运算曲线查得I*=6.953；
发电机额定电流：
（3）最小运行方式下,d3发生三相金属性短路短路电流：
X*=[（0.3999+0.378）//0.442]+（-0.62）+4.64=4.3
3发电机变压器组保护配置方案
3.1发电机变压器主接线方式
图2为发电机变压器主接线图，根据国家电力公司2002年《“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》，发变组保护按双重化配置，共配置两套电量保护RCS-985A和一套非电量保护RCS-974A。
图2、发电机变压器主接线
3.2发电机变压器保护配置
（1）发电机-变压器组差动保护
（2）发电机保护：
发电机差动
定子过负荷（反时限）负序过负荷（反时限）程序跳闸逆功率发电机逆功率发电机过激磁保护定子过电压发电机定子匝间保护定子接地保护发电机失磁保护发电机失步保护发电机频率异常起停机保护
转子一点接地保护励磁绕组过负荷
（2）主变压器保护
主变压器差动阻抗保护
主变压器零序过流主变压器过负荷
断路器失灵保护非全相运行
（3）高压厂用变压器
高压厂用变压器差动
高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护
高压厂用变压器A分支零序过流
高压厂用变压器B分支零序过流
（4）非电量保护
主变压器压力瓦斯高压厂用变压器瓦斯
主变压器压力释放高压厂用变压器压力释放
主变压器冷却器故障高压厂用变压器冷却器故障
主变压器绕组温度高压厂用变压器油温
主变压器油温高压厂用变压器油位
主变压器油位次发电机断水保护
系统保护动作联跳励磁系统故障
热工保护
4整定计算
4.1发电机差动保护
1、发电机稳态比率差动保护
发电机机端TA变比:
15000/5;
发电机中性点TA变比:
15000/5。
（1）发电机一次额定电流：
式中：
Pn为发电机额定容量；
COSø
为发电机功率因数；
Uf1n为发电机机端额定电压。
（2）发电机二次额定电流：
（3）差动电流起动定值ICdqd的整定：
Icdqd为差动保护最小动作电流值；
应按躲过正常发电机额定负载时的最大不平衡电流整定；
即：
Icdqd=Krel×
0.03If2n=1.5×
0.03×
3.396=0.3A
依整定计算导则:
实际可取（0.1~0.3）If2n；
则:
Icdqd=0.3×
If2n=0.3×
3.396=1.019A取：
1A。
If2n为发电机二次额定电流；
Krel为可靠系数取1.5。
（4）比率制动系数的整定
变斜率比率差动起始斜率：
Kb/1=Kcc×
Ker=0.5×
0.1=0.05；
Kb/1一般取0.05~0.1；
南瑞厂家建议发电机取0.07,故取：
Kb/1=0.07。
式中:
Kcc为互感器同型系数,取0.5;
Kcc为互感器比误差系数,最大取0.1。
变斜率比率差动最大斜率：
Iunb。
max*为最大不平衡电流标幺值（发电机额定电流）；
Icdqd*为差动电流起动值的标幺值（发电机额定电流）；
Ik。
max*为发电机最大外部三相短路电流周期分量二次值标幺值；
为提高安全可靠性，南瑞厂家建议取Kb/2=0.5，故取：
Kb/2=0.5。
（5）灵敏度校验：
按上述原则整定的比率制动特性，当发电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,即：
按发电机端两相金属性短路时计算,根据计算最小短路电流（d2点）
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：
由上式可知Ir<
nIe所以：
其中：
式中Id为差动动作电流；
Ir为制动电流；
Kbl为比率差动制动系数；
Ie为变压器额定电流；
n为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取4。
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,一般可取3~4倍额定电流。
故取4倍额定电流。
4×
3.396=13.6A（取4If2h）
3、保护出口：
全停。
4.2主变压器差动保护
1、变压器稳态比率差动
主变高压侧TA变比1200/5；
高厂变高压侧TA变比2000/5,主变低压侧（发电机机端）TA变比15000/5。
（1）变压器各侧一次额定电流：
高压侧：
Ub1n为变压器高压侧额定电压;
Sn为变压器额定容量。
低压侧：
Ub1n为变压器低压侧额定电压；
（2）变压器各侧二次额定电流：
（nblh为主变高压侧TA变比1200/5）。
（nblh为主变低压侧TA变比15000/5）。
（3）差动各侧平衡系数计算
平衡系数
式中Ib2b为变压器计算侧二次额定电流;
Ib2b-b为变压器基准侧二次额定电流值；
以上基准侧为主变低压侧（发电机侧）。
（4）差动各侧电流相位差与平衡补偿
变压器各侧电流互感器二次均采用星形接线。
（5）差动电流起动定值ICdqd的整定：
应按躲过正常变压器额定负载时的最大不平衡电流整定；
Icdqd=Krel（Ker+△U+△m）Ib2n
=1.4×
（0.01×
2+0.05+0.05）×
3.56=0.6A（归算到低压侧）
在工程实用计算中可取0.2~0.5Ie;
南瑞厂家建议取0.5Ie，
故取：
Icdqd=0.5Ie=0.5×
3.56=1.78A。
式中△U为变压器调压引起误差；
△m为本由于电流互感器变比未完全匹配产生误差可取0.05;
Krel为可靠系数1.4;
Ker为电流互感器比误差0.01×
2。
（6）比率制动系数的整定
变斜率比率差动起始斜率:
Kb/1=Ker=0.1
式中Ker为电流互感器比误差系数最大取0.1（依南瑞厂家技术使用说明书）
依南瑞厂家建议取0.7，故取0.7。
对于两绕组变压器有：
式中Ker,△U△m的含义同上;
Kcc为电流互感器的同型系数（取1.0）Ikmax为外部短路时最大穿越短路电流周期分量（二次值）;
Iap为非周期分量系数取1.75。
（7）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内变压器引出线上（d1点）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：
A;
n为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取6。
（8）谐波制动比的整定
依南瑞厂家技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为15%~20%;
故取15%。
2差动速断保护
应按躲过变压器初始励磁涌流,区外故障或非同期合闸引起的最大不平衡电流整定,一般可取4~6倍额定电流,即取6倍额定电流；
故Icdsd=6Ib2n=6×
3.56=21.36A。
4.3发电机纵向零序电压匝间保护
纵向零序电压取自专用电压互感器（发电机机端电压互感器一次中性点与发电机中性点相连）的开口三角绕组，机端开口三角零序电压TV变比。
（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
Uop=8~12V故取10V。
（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Uop=0.5~3（V）故取Uop=3V。
（3）电流比率制动系数南瑞厂家推荐取1.5；
建议1.2。
（4）南瑞厂家建议经较短延时（0.10S~0.20S）动作于出口
故取t=0.2S。
保护出口：
4.4定子绕组接地保护
主变高压侧开口角电压变比
机端开口三角零序电压TV变比。
发电机中性点零序电压TV变比
（中性点变压器）。
（1）基波零序过电压保护
基波零序过电压保护灵敏段取中性点零序电压,Uop应按躲过正常运行方式下中性点单相电压互感器的最大不平衡电压Uunb。
max整定灵敏段：
Uop=KrelUunb。
max
式中Krel可靠系数取1.3；
Uunb。
max为中性点实测不平衡基波零序电压。
南瑞厂家建议Uop=12.7V故取Uop=12.7。
{10%~15%}
保护时限：
t=1S动作于停机。
动作判据为
（动作于跳闸）。
式中，
为发电机中性点零序电压，
为零序电压定值。
按《导则》要求，应检查下列情况：
（1）发电机正常运行时，中性点位移电压
应小于5V（二次值）；
（2）6kV厂用系统单相接地故障，发电机机端或中性点
应小于5V，否则提高定值；
（3）220kV侧接地短路，设有高压侧基波零序电压
（选择依据参见附件1），此电压通过主变高低压绕组间耦合电容
传递到发电机机端有
为：
，
。
图4传递电压计算用近似简化电路
（4）需经发电机机端开口三角零序电压辅助判据闭锁。
其动作方程为：
为发电机机端开口三角零序电压；
为发电机机端开口三角零序电压互感器变比，即
；
为发电机中性点零序电压互感器变比，即
（5）动作延时取为4.0s（应大于外部接地故障时最大切除时间）。
高定值段:
只取中性点零序电压,一般可整定为20~25V；
故取Uop=20V。
t=1S。
（2）三次谐波电压比率接地保护
预整定:
实测发电机并网前最大三次谐波电压比值为a1,
并网前比率定值：
（1.3~1.5）×
a1
实测发电机并网后运行时最大三次谐波电压比值为a2
并网后比率定值:
a2
式中Krel可靠系数取1.5;
nTVO为机端开口三角零序电压TV变比。
nTVN为机端中性点零序电压TV变比
（3）三次谐波电压差动接地保护
南瑞厂家建议取0.3；
故整定值为0.3。
t=5S动作于信号。
4.5转子接地保护
（1）转子一点接地保护灵敏段一般整定:
20~80千欧,动作于信号
故取20千欧。
经t=5S动作于信号。
（2）转子一点接地保护定值段一般整定5千欧
故取：
2.5千欧；
经t=5S。
程序跳闸。
4.6定子绕组对称过负荷保护（反时限）
电流互感器TA取自发电机机端变比为15000/5。
（1）定时限过负荷保护
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
式中Krel可靠系数取1.05;
Kr为返回系数取0.9;
Ign为发电机额定电流（二次值）。
t=9S动作于信号。
（2）反时限过电流保护的动作特性,即过电流倍数与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
反时限过电流保护定值与定时限过负荷保护定值相同为:
Iop=3.962A
时限按：
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,取1.05
（3）过负荷保护时限整定
反时限保护上限延时整定:
按发电机机端三相金属性短路时整定
反时限保护上限延时整定：
故取0.5S。
动作于解列或程序跳闸
反时限保护下限延时整定：
故取100S。
4.7励磁绕组过负荷保护
励磁变压器低压侧TA变比为
1、定时限过负荷保护
（1）动作电流按正常运行的额定励磁电流下能可靠返回件的条件整定，其动作电流整定为：
额定励磁电流变换到交流侧的有效值：
I~=0.816Ifd=0.816×
2047=1670A
（二次值）：
式中Krel可靠系数取1.05;
Igrn为发电机额定励磁电流（二次值）;
Ifd为额定励磁电流;
励磁变压器低压侧TA变比为
（2）保护时限
保护延时按躲过后备保护的最大延时以及强励时间整定;
动作于信号或自动减负荷：
t=10S
2、反时限过负荷保护
（1）反时限过电流保护的动作特性,即过电流倍数与允许持续时间的关系,由制造厂家提供的转子绕组允许的过负荷能力确定；
时限过负反时限过电流保护定值与定荷保护相同即Iop=2.436A.
式中C为转子绕组过热常数取33.9,Ifd为转子回路电流;
Ijz为转子回路基准电流值（一般为1.00~1.05倍正常负荷时电流值），取1.05倍。
（2）保护时限
保护上限设最小延时定值,便于与快速保护配合:
t=1S，保护出口：
4.8转子表层负序过负荷保护（发电机负序过负荷保护）
电流互感器TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5。
1、定时限负序过负荷保护
（1）动作电流按发电机长期允许的负序电流I2∞下能可靠返回的条件整定
式中Krel可靠系数取1.2,Kr返回系数取0.9,I2∞为发电机长期允许的负序电流标幺值,Ign为发电机额定电流（二次值）。
2、反时限负序过电流保护
（1）反时限负序过电流保护的动作特性，有制造厂家提供的转子表层允许的负序过负荷能力确定，即
式中A为转子表层承受负序电流的常数取10，I2*为发电机负序电流标幺值，I2∞为发电机长期允许的负序电流标幺值。
（2）反时限上限延时定值整定
主变高压侧两相短路负序电流作为反时限上限电流：
式中
为发电机的次暂态电抗（不饱和值）及负序电抗（不饱和值）标幺值；
为饱和系数取0.8；
为主变短路电抗；
反时限上限延时定值整定
故取3.5S。
（3）反时限下限延时定值整定
（4）长期运行允许值
依发电机产品说明书：
I2/In=10%
I2=10%×
3.396=0.34A
（5）保护出口：
另附表
I2/IN
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
∞
tS
10
5
1.7
0.8
0.5
0.3
4.9发电机失磁保护
TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5
TV分别取自发电机机端变比为
取自主变高压侧变比为
取自发电机转子电压
1、发电机失磁保护的判据
（1）定子判据
异步边界圆:
式中、Xd为发电机暂态电抗和同步电抗标幺值,,取不饱和值;
Ugn.Sgn为发电机额定电压和额定视在功率;
na.nv为电流互感器TA变比
（发电机机端）和电压互感器TV变比（发电机机端）。
静稳边界圆:
主变高压侧与高压断路器之间有134米的1000mm2电缆,电抗为0.0231+j0.2139（
）,计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计。
式中Xs为发电机与系统的联系电抗（包括升压变压器阻抗）标幺值（基准容量为发电机视在功率）。
由于与系统联系紧密，定子阻抗圆采用异步圆。
无功反向判据:
按发电机允许的进相运行无功整定：
式中Krel可靠系数取1.3;
Qjx为发电机允许的最大进相无功功率（依发电机产品说明书300MW汽轮发电机容量曲线查得为110MVAR）;
Pgn为发电机额定有功容量。
（2）减出力判据:
按机组额定容量的（40~50）%整定：
故取50%Pgn。
（3）低电压判据：
本判据取于发电机机端电压,一般按（0.85~0.9）Ugn整定。
即选
发电机机端电压互感器TV变比为。
（4）转子电压判据：
I）励磁低电压判据：
Krel可靠系数取0.5;
Ufdo为发电机空载额定励磁电压（空载额定励磁电流830A,转子绕组直流电阻0.141148）。
II）变励磁电压判据：
式中Kxs为转子电压判据系数定值,Krel可靠系数取0.8;
Xd,Xs分别为发电机同步电抗和系统的联络阻抗标幺值（按发电机额定值为基准）。
2、失磁保护的判据组合：
（1）失磁保护I段：
南瑞厂家推荐:
定子判据+转子电压判据+减出力判据,延时t=0.5（我厂没有减出力故不使用）。
（2）失磁保护Ⅱ段：
低电压判据+定子判据+转子电压判据,延时t=0.5S
（3）失磁保护Ⅲ段：
定子判据+转子电压判据,延时t=1S
（4）失磁保护Ⅳ段：
（取消）
只投入定子判据,长延时动作于跳闸,延时t=3M,
参考：
技术数据取自发电机产品说明书
（1）P（%）
100
60
40
0
1.01.515t（min）
图3、失磁运行曲线
（2）依设计手册：
防止失磁保护在系统振荡时的误动作,按静态边界整定时,可延时为1~1.5S;
按异步边界整定时,可延时为0.5~1S。
（3）阻抗元件和母线低电压元件均动作,经t1=0.5S动作于解列灭磁，励磁低电压及阻抗元件动作,发失磁信号,经t2动作于励磁切换或减出力,t2按躲过系统振荡的要求整定,经t3动作于解列灭磁,t3按发电机允许的异步运行时间整定,参考失磁运行曲线。
4.10发电机失步保护
电流取自：
主变高压侧TA变比为：
1200/5，
发电机中性点TA变比为：
15000/5，
电压取自：
发电机机端TV变比为：
（1）遮挡器特性整定：
Φ=80。
~85。
（最大灵敏角）
式中X’d‘Xc’Xs分别为发电机暂态电抗.主变电抗.系统联系电抗标幺值（基准容量为发电机视在功率）,ø
为系统阻抗角,Ugn.Sgn为发电机额定电压和额定视在功率;
（中性点侧或发电机机端）和电压互感器TV变比（发电机机端）。
（2）a角的整定
透镜内角或报警透镜内角
南瑞厂家建议整定120。
（3）电抗线Zc整定
电抗线是失步振荡中心的分界线,一般选取变压器阻抗Zt的0.9倍。
（4）跳闸允许电流
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,本出口断路器允许遮断容量50KA,（电流互感器TA取自主变高压侧变比为1200/5）。
跳闸允许过电流的整定：
Iret=KrelIDL遮断=
式中高压断路器额定电流为2500A。
（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。
动作于跳闸，整定大于15次。
振荡中心在区内时,滑极整定1次。
区外延时时间：
2S作用于信号。
区内延时时间：
0S作用于跳闸。
4.11发电机过励磁保护
。
过励磁倍数N为：
式中U,f为运行电压和频率;
Ugn,fgn为发电机额定电压和频率;
U*,f*为电压和频率的标幺值;
B,Bn为磁通量及额定磁通量。
1.定时限过励磁保护设一般信号和两段跳闸段：
过励磁Ⅱ段：
（或以电机制造厂数据为准）t=1S
过励磁Ⅰ段：
（或以电机制造厂数据为准）t=20S
信号段定值不大于过励磁Ⅱ段定值。
5S
2、反时限过励磁保护
依发电机说明书短时U/f能力曲线：
U/f
1.25
1.2
1.15
1.10
1.05
TS
7S
10S
20S
解列灭磁。
4.12发电机频率异常运行保护
发电机机端TA变比15000/5A。
运行中允许其频率变化的范围为48.5~50.5HZ。
频率异常运行允许时间建议值
频率HZ
允许运行时间
累计min
每次S
51.5
30
48.0
300
51.0
180
47.5
60
4
升级会员 