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保护定值计算书


云南大唐国际红河发电有限责任公司

#1 机发变组保护定值计算书
(保护装置:DGT-801B、RCS-985A、RCS-974A)

(本定值是依据云南省调度 2005 年度下达的电网综合电抗计算)

计算:

审核:

批准:

云 南 红 河 发

电 厂 工 程 设 备 部

二零零五年十一月十九日

励磁电压 365V;励磁电流 2642A 一 、一次设备参数 1.#1 发电机:QFSN-300-2-20 型;Pe=300MW; Se=353MVA;Qe=186Mvar Ue=20KV;Ie=10190A ;COSф =0.85; Xd"=16.8%/15.5%(非饱和/饱和) Xd′=22.7%/20%(非饱和/饱和); Xd=186.1%; X2=16.7%/15.3%(非饱和/饱和)
1

2.#1 主变:SFP10-370000/220GW

Se=370MWA;Ue=242-3+ 2.5%/20KV; Ud=13.91% 882.7/1068A YN,d11

3.#1 高厂变:SFF9-40000/20

Se=40000/25000-25000KVA; Ue=20+×2.5%/6.3-6.3KV Ud=15.1% ;D/d0-d0 Se=3150KVA;Ue=20+2.5%/756V; Ie=90.9/2406A;

Ie=1154.7/2291-2291A 4.#1 励磁变:ZSCB9-3150/20/0.756 Ud=7.76% Y,d11

5.#1 发变组配置了南瑞继保电气有限公司 RCS-985A 型发电机变压器成套保护装置、 南瑞继保 电气有限公司 RCS-974A 型变压器非电量及辅助保护装置以及国电南自 DGT-801B 型发电机变压器 成套保护装置 二 、本次保护整定计算的依据: 大型发电机变压器继电保护整定计算导则。 电力工程电气二次设计手册。 RCS-985A.RCS-974A 型发电机变压器成套装置技术使用说明书。 DGT-801B 型发电机变压器成套装置技术使用说明书。 发电机.变压器产品说明书。 缺高厂变说明书 、系统电抗 第二部分 #1 发变组主系统阻抗计算

(依据 2005 年调度部门下发系统综合电抗计算暂无)

一、正常运行方式正序阻抗计算 (一) 、取基准容量 Sj=1000MVA (二) 、见云南 2005 年正运行方式序阻抗 (三) 、系统正常运行方式下等效阻抗计算 1.X1、X2、由云南电网 2003 年度综合电抗确定(云南调度继电保护处提供) 既:X1=0.5591;X2=0.1267;X7′=7.3334 目前按 X=0,S=∞计算 2.#1 主变压器(图一)

2

X1=Ud%×Sj/Se=0.1391×1000/370=0.3759 3.#1 发电机(图一) X2= Xd"×Sj/Se=0.155×1000/353=0.4391 4.#1 高压厂用变(图一) X3=X4= Ud%×Sj/Se=0.151×1000/40=3.775 5.#1 励磁变 X5= Ud%×Sj/Se=0.0776×1000/3.15=24.6 5.折算至#1 高厂变(图二) X31=X14+X29//X30//X2//X26=0.4108+1.0234//1.3601//0.1267//0.1437 =0.4712 X32=X31//X15=0.4712//0.4584=0.2324 6.折算至 6KVⅣA、6KVⅣB 段(图五) X33=X32+X24=0.2324+5.11=5.3424 X34=X32+X25=0.2324+5.11=5.3424 二、最小运行方式正序阻抗计算书 (一) 、本厂最小运行方式为#2、#3、#5 机停运 (二) 、取基准容量 Sj=1000MVA (三) 、见沙电 2003 年最小运行方式正序阻抗图 (四) 、系统最小运行方式下等效阻抗计算 第三部分 短路电流计算

1. 发电机出口短路电流计算 1.1 发电机出口三相短路流过发电机的最大短路电流 Idmax 计算 已知:X2= Xd”×Sj/Se=0.155×1000/353=0.4391 Idmax=I*Ij=1/ X2×Sj/1.732/Uj =1/0.4391×1000/1.732/20 =65.74(KA) 1.2 发电机出口两相短路流过发电机的最小短路电流 Idmin 计算 Idmin=

3 3 Id max = ? 65.74 =56.94(KA) 2 2

1.3 发电机出口三相短路系统流过变压器的最大短路电流 Idmax 计算 已知:X1= 0.3759 Idmax=I*Ij=1/ X1×Sj/1.732/Uj =1/ 0.3759×1000/1.732/20

3

=76.8(KA) 1.4 发电机出口两相短路系统流过变压器的最小短路电流 Idmin 计算 Idmin=

3 3 ? 76.8 =66.5(KA) Id max = 2 2

2. 主变高压侧短路电流计算 2.1 主变高压侧三相金属性短路时最大短路电流 Idmax(指流过发电机及主变压器的短路电流) 已知:X=X1+X2=0.3759+0.4391=0.815 故:Idmax=I*Ij=1/ X×Sj/1.732/Uj =1/0.815×1000/1.732×20 =35.42(KA) 2.1 主变高压侧两相金属性短路时最小短路电流 Idmin(指流过发电机及主变压器的短路电流) Idmin=

3 3 Id max = ? 35.42 =30.67(KA) 2 2

3. 高厂变低压侧 6KV 侧短路路电流计算 3.1 高厂变低压侧三相金属性短路时最大短路电流 Idmax(指流过高厂变的短路电流) 已知:X=X1//X2+X3=0.3759//0.4391+3.775=3.9775 故:Idmax=I*Ij=1/ X×Sj/1.732/Uj =1/3.9775×1000/1.732/6.3 =23.03(KA) 3.2 高厂变低压侧两相金属性短路时最小短路电流 Idmin(指流过高厂变的短路电流) Idmin=

3 3 Id max = ? 23.03 =19.94(KA) 2 2

5. 励磁变低压侧 0.756KV 侧短路路电流计算 5.1 励磁变低压侧三相金属性短路时最大短路电流 Idmax(指流过励磁变的短路电流) 已知:X=X1//X2+X6=0.3759//0.4391+24.6=24.8 故:Idmax=I*Ij=1/ X×Sj/1.732/Uj =1/24.8×1000/1.732/0.756 =30.79(KA) 5.2 高厂变低压侧两相金属性短路时最小短路电流 Idmin(指流过高厂变的短路电流) Idmin=

3 3 Id max = ? 30.79 =26.66(KA) 2 2
第四部分 RCS-985A 发变组保护装置定值整定计算

4

1.发电机变压器组配置的 RCS-985A 微机型保护: 1.1 发电机-变压器组差动 1.2 发电机保护 发电机差动 定子对称过负荷(反时限) 程序跳闸逆功率 发电机过激磁保护 发电机定子匝间保护 发电机失磁保护 发电机频率异常保护 转子一点接地保护 1.3 主变压器保护 主变压器差动保护 主变压器零序过流 主变通风启动 主变压器温度 主变压器油位异常 1.4 高压厂用变压器保护 高压厂用变压器差动 高压厂用变压器 A 分支低压闭锁过流 高压厂用变压器通风启动 高压厂用变压器温度 高压厂用变压器油位异常 1.5 励磁变压器保护 励磁变压器差动 励磁变过流绕组过负荷 2、RCS-985A 保护装置发变组差动保护整定计算: 励磁变过流保护 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 B 分支低压闭锁过流 高压厂用变压器瓦斯保护 高压厂用变压器压力释放 变压器低阻抗保护 主变压器过负荷 主变压器瓦斯保护 主变压器压力释放 定子不对称过负荷(负序反时限) 发电机逆功率 定子过电压 定子 100%接地保护 发电机失步保护 起停机保护 励磁绕组过负荷

5

发电机中性点侧 TA 变比 15000/5,主变高压侧 TA 变比 1250/5; 高厂变低压侧 TA 变比 3150/5。 2.1、发变组稳态比率差动 (1) 发电机、变压器、高厂变各侧一次额定电流:

发电机中性点侧: I f 1n

?

Se 3U f 1n

?

370 3 ? 20

? 10.681 kA

式中:Pn 为发电机额定容量;COS? 为发电机功率因数;Uf1n 为发电机机端额定电压。 主变高压侧开关处: I z b1n ?

Sn 3U b1n

?

370000 3 ? 242

? 883A

式中: Ub1n 为主变压器高压侧额定电压;Sn 为主变压器额定容量。 高厂变低压侧: I g b1n ?

Sn 370 ? ? 33.909KA 3U b1n 3 ? 6.3

式中: Ub1n 为高厂变低压侧额定电压;Sn 为高厂变额定容量。 (2) 发电机、变压器、高厂变各侧二次额定电流: 发电机中性点侧: I f 2 n ?

I f 1n n fLH

?

10681 ? 3.56A 15000/ 5

(nfLH 为主变高压侧 TA 变比 15000/5) 。 主变高压侧开关处: Izb 2 n ?

Izb1n 883 ? ? 3.53A nzbLH 1250/ 5

(nzblh 为主变高压侧 TA 变比 1250/5) 。 高厂变低压侧: I g ? b2n

Igb1n 33909 ? ? 53.82A n g blh 3150/ 5

(ngblh 为主变低压侧 TA 变比 3150/5) 。 (3)差动各侧平衡系数计算 高厂变低压侧:平衡系数

K g ph ?

I g b 2 n ?b I g b2 N

?

3.56 ? 0.07 53.82

6

主变高压侧开关处:平衡系数 K z ph ?

I g b 2 n ?b I z b2n

?

3.56 ? 1.01 3.53

发电机中性点侧:平衡系数 K f

ph

?

I g b 2 n ?b I f 2n

?

3.56 ?1 3.56

式中: I g

b2 N

为高厂变低压侧计算二次额定电流, IZb2b 为主变压器高压侧出口处计算二次额定

电流; I f 为发电机中性点侧计算二次额定电流。Ib2b-b 为变压器基准侧二次额定电流值;以上 2n 基准侧为高厂变低压侧(6KV 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: Icdqd 为差动保护最小动作电流值;应按躲过额定负载时的最大不平衡电流整定: 依整定计算导则: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。 (6) 比率制动系数的整定 变斜率比率差动起始斜率: Kb/1=/1=Kcc×Ker=1×0.1=0.1 式中:Kcc 为互感器同型系数,不同型取 1,Ker 为电流互感器比误差系数最大取 0.1 变斜率比率差动最大斜率: 依南瑞厂家建议取 0.7 故取 Kb / 2 ? 0.7 。

(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 据流入保护装置的最小短路电流 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:

( I r ? nIe ) ?

30670? 2 ? 3 1 ? ? 6 ? 3.56 ? ?15.46 15000 2 5

由上式可知 Ir<nIe 所以: K b r ?

(Kb 2 ? Kb 1 ) 2? n

?

(0.7 ? 0.1) ? 0.05 2?6

7

K bl ? K b 1 ? K b r ?

Ir ? 0.1 ? 0.05 ? Ie

30670? 2 ? 3 ?

5 1 ? 15000 2 ? 0.18 370000 5 ? 3 ? 20 15000

I d ? K bl ? I r ? I cdqd ? 0.18 ?

30670? 2 ? 3 1 ? ? 1.78 ? 2.84 15000 2 5
5 15000 ? 4.2 ? 2

K sen ?

I

( 2) k . min

Id

?

30670? 2 ? 3 ? 2.84
( 2)

( ) 式中: I k .2min = I k . min ?

2 3

? 30670?

2 3

A;是将该压侧的短路电流折算到低压 20KV 的

其中:

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 为变压器低压侧的额

定电流;n 为最大斜率时的制动电流倍数,装置固定取 6。 (7)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%; 大型变压器取 20%。 2.2 差动速断保护 (1)按躲过变压器初始励磁涌流,一般可取 4~6 倍额定电流,即取 5 倍额定电流; 故 Icdsd=5×Ib2n=5×3.56=17.8A。

(2)躲过区外故障的最大不平衡电流整定。
( ) Icdsd= Krel×Iunb.max =Krel×Kap×Kcc×Ker× I k 3max .

=1.5×2×1×0.1×35420/(15000/5) ×

2 =4.09(A) 3

( ) Kcc 为电流互感器的同型系数(取 1.0) ; Ker 为电流互感器的比误差; I k 3max 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 2。 取最大值 17.8A 2.3 保护出口方式:全停。 3、RCS-985A 保护装置发电机保护整定计算: 3.1 发电机差动保护:

8

3.1.1 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:

Pn I f 1n ?

COS? ? 3U f 1n

300

0.85 ? 10190 A 3 ? 20

式中:Pn 为发电机额定容量;COS? 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:

I F 2N ?

I f 1n n fLH

?

10190 ? 3.4 A 15000 5

(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×2×0.03If2n=1.5×2×0.03×3.4=0.31A 式中:If2n 为发电机二次额定电流;Krel 为可靠系数取 1.5。 依整大型发电机、变压器继电保护整定计算导则:实际可取(0.1~0.3)If2n; 则:Icdqd=0.2×If2n=0.2×3.4=0.68A 取:0.68A。 (4)比率制动系数的整定 A:变斜率比率差动起始斜率: Kb/1=Kcc×Ker=0.5×0.1=0.05 ; 式中:Kcc 为互感器同型系数,相同取 0.5;Ker 为互感器变比误差系数,最大取 0.1。 Kb/1 一般取 0.05~0.1;依据厂家建议,发电机取中间值 0.07,故我们取:Kb/1=0.07。 B:变斜率比率差动最大斜率:

Kb / 2 ?

I unb. max* ? I cdqd * ? 2 K b / 1 I k . max* ? 2

2 ? 0.1 ? 65.74? 103 0.68 ? ? 2 ? 0.07 15000 ? 3.4 3.4 5 ? ? 0.213 65.74? 103 ?2 15000 ? 3.4 5
9

式中: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 为发电机最大出口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,根据计算发电机出口最小短路电流 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:
* *

*

I

(2) k . min



( I r ? nIe ) ?

56.94 ? 103 1 ? ? 4 ? 3.4 ? ?4.11 15000 2 5

由上式可知 Ir<nIe 所以: 其中:Ir 为制动电流;Ir=
) I k( .2min 1 ? ,n 为最大斜率时的制动电流倍数,装置固定取 4。 na 2

Kb r ?

( Kb 2 ? Kb 1 ) 2? n

?

(0.5 ? 0.07) ? 0.054 2? 4
56.94 ? 103 ? 5 1 ? 15000 2 ? 0.22 3.4

K bl ? K b 1 ? K b r ?

Ir ? 0.07 ? 0.054? Ie

I d ? K bl ? I r ? I cdqd ? 0.22?

K sen ?

) I k( .2min Id

56.94?103 1 ? ? 0.2 ? 3.4 ? 2.77 15000 2 5 5 56.94 ? 103 ? 15000 ? 6.85 ? 2 ? 2.77

( ) 其中:Id 为差动动作电流; Kbl 为比率差动制动系数;Ie 为发电机额定电流; I k .2min 为发电机出

口最小的短路电流。 3.1.2 差动速断保护 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。即: 4×3.4=13.6A ( 取 4If2h)

10

3.1.3 保护出口方式:全停。 3.2 发电机匝间保护:(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 TV1(发电机机端电压互感器一次中性点与发电机中性点相连)
20 0.1 3 0.1 3

的开口三角绕组,机端 TV 变比

3

0.1 KV 3



3.2.1 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,一般可取 Uop=8~12V 故取 8V。

3.2.2 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 故取 Uop=3V。 3.2.3 电流比率制动系数南瑞厂家推荐取 1.2; 3.2.4 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。 Uop=0.5~3(V)

3.2.5 保护出口方式:全停。 3.3 定子绕组接地保护 主变高压侧 TV 变比:
220 3 0.1 3 0.1 3
20 3 0.1 3 0.1 3 0.1 KV 。 3

0.1 KV

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 20 0.22 KV (中性点变压器) 。 是否投入工频变化量方向保护 3.3.1 基波零序过电压保护

目前图纸未接线

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电压互感器 的最大输出电压 U0max 整定灵敏段: Uop=KrelU0max 式中 Krel 可靠系数取 1.3;U0max 为中性点实测基波零序电压。 Uop=5V 保护时限:t=0.5S 动作于信号。 高定值段(不灵敏段):只取中性点零序电压;Uop=2 Uop =2×5=10V。

11

开机后需实测中性点零序电压值:3U0= 保护时限:t=0.5S。 保护出口:全停。 (2)三次谐波电压比率接地保护



预整定: a

? k REL

3 ? nTVN nTVO

20 0.22 ? 1.2 ? 1.5 ? 20 ? 10 3 3 100 3 3?
V,中性点 UN3W= 。 V)

实测发电机并网前最大三次谐波电压比值为 a1,(机端 US3W= 并网前比率定值:(1.3~1.5)×a1 取 1.5×US3W/UN3W= 实测发电机并网后运行时最大三次谐波电压比值为 a2 (机端 US3W= V,中性点 UN3W= V) 。

并网后比率定值:(1.3~1.5)×a2 取 1.5×US3W/UN3W= 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

20 3

0.1 0.1 KV 。 3 3

nTVN 为机端中性点零序电压 TV 变比 20 0.22 KV (中性点变压器) 。 (3)三次谐波电压差动接地保护 |Us3w-Kt.Un3w|=Kre.Unw 机端 Us3w、中性点 Un3w 值,按南瑞厂家推荐定值 Kre=0.5 ; 保护时限:t=3S 动作于信号。 3.4 转子接地保护 3.4.1 转子一点接地保护灵敏段一般: 根据发电机厂家技术说明书,绝缘电阻降到 15KΩ 许发出信号,要求维护人员进行检查。 故取 1.2XZ 允许=1.2X15=18KΩ 。经 t=3 发出信号。 故整定值为 0.5。

3.4.2 转子一点接地不灵敏段 根据发电机厂家技术说明书,绝缘电阻降到 4KΩ 时其它不能提高转子的绝缘电阻时,要求发电机

12

立即停机,故: 1.2XZ 允许=1.2X4=4.8KΩ , ; 3.4.3 时限 经 t=3S。

3.4.4 保护出口:投程序跳闸,还是发信号。 3.5 定子绕组对称过负荷保护定时限部分 电流互感器 TA 取自发电机机端变比为 15000/5。 3.5.1 定时限过负荷保护 I 段(信号段) A: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

I OP ? K REL

I GN 3.4 ? 1.05 ? ? 4.0 A KR 0.9

取 4A

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)。 B:保护时限:t=9S 发信号 3.5.2 定时限过负荷保护保护 II 段(跳闸段) 根据发电机厂家技术说明书,发电机允许的短时过电流曲线,2.26 倍额定电流,允许的时间为 10 妙,为了保护发电机将发电机的额定电流整定为 1.8 倍,允许的时间 10 秒 A:动作电流 IOP =1.8Ign=1.8×3.4=6.12A B:保护时限:t=10S 解列灭磁 3.6 定子绕组对称过负荷保护反时限部分 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,由发电机制造厂家提供的 定子绕组允许的过负荷能力确定 3.6.1 反时限曲线按下式整定 :

t?

I*

2

ktc 2 ? k SR

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,一般取 1。

3.6.2 反时限过电流保护最小动作值与时限 A:过负荷保护电流最小动作值与定时限相配合: Iopmin=Krel×Iop=1.05×4=4. 2A B:反时限保护下限延时整定:Ktc 厂家提供的热容量系数为 37.5。

13

t?

37.5 ktc ? 71S = 2 I * ? 1 ( 4.2 ) 2 ? 1 3.4

3.6.3 反时限过电流保护电流最大动作值与时限 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

I op. max ?

I gn K sat X na
" d

?

10190 ? 25.27 A 16.8 15000 0.8 ? ? 100 5

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

t?

k I ?k
tc 2 *

2 SR

=

37.5 ? 0 .7 S 25.27 2 ( ) ?1 3.4

故取 0.7S。 附发电机允许的短时过电流与时间关系 I* T(S) 2.26 10 1.54 30 1.3 60 1.16 120

3.6.4 保护出口:程序跳闸 3.7 转子表层负序过负荷保护(发电机不对称过负荷保护)定时限 电流互感器 TA 取自发电机机端和中性点变比为 15000/5。 3.7.1 定时限负序过负荷保护 I 段(信号段) : A:动作电流 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: 由发电机厂家提供的技术资料,发电机长期允许的负序电流 I2∞*=0.1

I op ? K rel

I 2?* I gn Kr

? 1.2 ?

0.1 ? 3.4 ? 0.45 A 0.9

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)。

14

B:保护时限:t=9S 发信号。 3.7.2 定时限负序过负荷保护 II 段(跳闸段) : A:动作电流 动作电流按发电机允许的负序电流,发电机厂家提供的技术资料 I
2 2*

t≦10

当 I2*=1.414 时,t =5S,为了保护发电机,将时间整定为 3S,故

I op =1.414×Ign=1.414×3.4=4.8A
Ign 为发电机额定电流(二次值)。 B:保护时限:t=3S 解列灭磁。

3.8 转子表层负序过负荷保护(发电机不对称过负荷保护)反时限特性 3.8.1 转子表层负序过负荷保护反时限曲线 反时限负序过电流保护的动作特性,由制造厂家提供的转子表层允许的负序过负荷能力确定,即

t?

A I 22* ? I 22?

式中 A 为转子表层承受负序电流的常数,由发电机厂家提供的技术资料 A=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为 10%。 3.8.2 转子表层负序过负荷保护反时限过电流保护最小动作值与时限 由大型发变组计算导则,下限延时 t 取 1000 秒,据此求得下限动作电流。

t?

A 10 ? ? 1000 2 I2 2 I ? I 2? 2 ( ) ? (0.1) 3.4
2 2*

求得 I2=0.141Ign=0.141×3.4=0.48A 3.8.3 转子表层负序过负荷保护反时限过电流保护最大动作值与时限 A:主变高压侧两相短路负序电流作为反时限上限电流:

I op. max ?

I gn
" ( K sat X d

? X 2 ? 2Xt )

?

3.4 3.4 ? ? 5.87 16.8 16.7 13.91 0.5796 (0.8 ? ? ? 2? ) 100 100 100
15

式中 X d , X 2 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;K sat 为饱和系 数取 0.8; X t 为主变短路电抗; B:反时限上限延时定值整定

"

t?

A 10 10 ? ? ? 3 .4 S 2 5.87 2 2.98 ? 0.01 I ? I 2? 2 ( ) ? (0.1) 3.4
2 2*

(4)长期运行允许值 依发电机产品说明书:I2/In=10% 即:I2=10%×3.396=0.34A 3.8.4 转子表层负序过负荷保护保护出口:程序跳闸。 另附发电机允许的短时负序电流与时间关系表 I2/Ign tS 3.9 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 1.0 10 1.414 5 1.58 4 2.0 2.5

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3

取自主变高压侧变比为 取自发电机转子电压

220 0.1 0.1 0.1KV 3 3 3

3.9.1 发电机失磁保护低电压:系统主判据 (低电压判据应尽可能的 取系统电压,无法取系统电压时取发电机机端电压,目前安低电压判 据取至 220KV 系统电压。 ) 本判据取于系统 220KV 母线电压,为保证系统电压,一般按 0.95Ugn 整定。 (应由调度审核) 即选

Uop ? 0.95U XT ?

0.95 ? 220? 103 ? 95V 220 0.1

16

220KV 系统电压互感器 TV 变比为

220 0.1 0.1 3 3 3

0.1 KV

3.9.2 发电机失磁保护静稳阻抗圆(定子判据) :发电机主判据之一

Xc ? X s ?

2 U gn ? na

S gn ? nv

? (X1 ?

S gn S bn

? X XT ?

S gn Sj

)?

2 U gn ? na

S gn ? nv

353 353 202 ? 15000 5 ? _______ ? )? 370 1000 353? 20 0.1 ? (0.1327? _______) 16.997 ? _______ ? ? ? (0.1391?
由于#1 发电机为汽论发电机,故为隐极机取,
2 ' X d U gn ? na 0.227 202 ? 15000 5 )? ? ?(1.861? )? 2 S gn ? nv 2 353? 20 0.1

Xb ? ?( X d ?

? 1.9745? 16.977 ? ?33.52?
式中 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15000 电机机端)和电压互感器 TV 变比

5 A (发

20 3

0.1 0.1 0.1 KV (发电机机端)。 3 3 3

Xs 为发电机与系
'

统的联系电抗(包括升压变压器阻抗与系统电抗)标幺值(基准容量为发电机视在功率); X d .Xd 为发电机暂态电抗和同步电抗标幺值。目前系统电抗未知 3.9.3 发电机失磁保护阻抗异步边界圆(定子判据) :发电机主判据之二

Xa ? ?

2 X ' d U gn ? na 0.227 202 ? 15000 5 ? ?? ? ? ?0.1135? 16.977 2 S gn ? nv 2 353? 20 0.1

? ?1.93?
由于#1 发电机为汽论发电机,故为隐极机取,
2 ' X d U gn ? na 0.227 202 ? 15000 5 Xb ? ?( X d ? )? ? ?(1.861? )? 2 S gn ? nv 2 353? 20 0.1

? 1.9745? 16.977 ? ?33.52?
式中
' Xd

.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15000 比

5 A (发电机机端)和电压互感器 TV 变

20 3

0.1 0.1 0.1 KV (发电机机端)。 3 3 3

3.9.3 发电机失磁保护无功反向: 辅助判据之一 按发电机允许的进相运行无功整定:

17

Qzd ? ? K rel ?

Q jx Pgn
e

? 1.3 ?

110 ? 47.7% 300

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。 3.9.4 发电机失磁保护有功限值: 辅助判据之二 减出力判据:由发电机厂家技术说明书 可知机组允许得容量为额定容量的 40%: 故: Pzd=40%。 3.9.5 发电机失磁保护励磁低电压: 辅助判据之三 A:励磁低电压判据: 发电机空载额定励磁电压 U fd 0 为空载额定励磁电流与转子直流电阻的乘积,由发电机厂家技术 说明书查得空载曲线励磁电流为 1020A,转子绕组直流电阻为 0.1253。

U fd 0 ? 1020 ? 0.1253 ? 127.8V U fd .op ? K rel ? U fdo ? 0.8 ?127.8 ? 102
根据技术导则转子低电压可靠系数 Krel 取 0.8 B:变励磁电压判据:

U fd .op ? K XS ? P
( X ? X s ) ? Ufd 0 S bn K xs ? d ? Sgn Sgn 353 353 (1.861 ? 0.1391 ? ? X XT ? ) ? 127.8 370 1000 ? 353 ?
式中

( X d ? X1 ?

S gn

? X XT ?

S gn Sj

) ? Ufd 0

Kxs 为转子电压判据系数定值,P 为发电机输送的有功功率;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); U fd 0 为发电机空载额定励磁电压 。 3.9.6 发电机失磁保护判据组合: (1)失磁保护 I 段时限: 南瑞厂家推荐:定子判据+转子电压判据+减出力判据,根据大型发变组保护整定技术导则,时限取 0.5-1.0 秒,为防止震荡时误动,延时 t=1.0 秒,减出力。 (2)失磁保护Ⅱ段:

18

南瑞厂家推荐: 系统低电压判据+定子判据+转子电压判据, 延时 t=1.5S,解列灭磁。 (3)失磁保护Ⅲ段: 南瑞厂家推荐: 定子判据+转子电压判据, 延时 t=150S,跳开灭磁开关(发电机厂家技术说明书 60S 将有功降到 60%Pgn,再过 90S 将有功降到 40%Pgn) (4)失磁保护Ⅳ段: 南瑞厂家推荐:只投入定子判据,长延时动作于跳闸,发电机厂家技术说明书要求励磁系统故障在 电网条件允许的情况下,失磁时间不得超过 15 分钟,故延时 t=15min, 参考:技术数据取自发电机产品说明书

(1) 100 60 40 0

P(%)

1.0 1.5

15

t(min)

根据发电机厂家技术说明书绘制的失磁运行曲线 3.10 发电机失步保护 电流取自:主变高压侧 TA 变比为:1250/5, 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:

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3

3.10.1 电抗线的整定: 根 据 大 型 发 变 组 保 护 整 定 计 算 导 则 Zc 一 般 为 0.9 倍 的 变 压 器 的 短 路 阻 抗

15000 U gn ? na 5 ? 2.03? Z c ? 0.9 ? X c ? ? 0.9 ? 0.1391 ? ? 20 S gn ? nv 370 ? 0.1
2

20 2 ?

19

Zb ? ? X 'd ?

2 U gn ? na

S gn ? nv

??

0.227 ? 20 2 ?

15000 5 ? ?3.859? 20 353 ? 0.1
? X XT ? S gn Sj )?
2 U gn ? na

Za ? X s ?

2 U gn ? na

S gn ? nv

? ( X1 ?

S gn S bn

S gn ? nv

353 353 20 2 ? 15000 5 ? (0.1391 ? ? _______ ? )? 370 1000 353 ? 20 0.1 ? (0.1327 ? _______) ? 16.997 ? _______ ?
?=80° (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),? 为系统阻抗角,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

20 3

1 5 0 05 A ( 中 性 点 侧 或 发 电 机 机 端 ) 和 电 压 互 0 0.1 0.1 0.1 KV (发电机机端)。 3 3 3

感 器 TV 变 比

(2)a 角的整定

a ? 180 o ? 2arctg

2Z r Z a ? Zb

2 1 U F min 2? ? ? cos ? o 1.3 Sn ? 180 ? 2arctg Z a ? Zb

(0.95 ? 20) 2 1.54 ? ? 0.85 o 353 ? 180 ? 2 ? arctg ? ? ? ? ? 3.859 ? 180 o ? 2 ? arctg 0.235 ? 180 o ? 2 ? 13.23o ? 153.5o
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。

20

15000 U gn ? na 5 ? 2.03? Z c ? 0.9 ? X c ? ? 0.9 ? 0.1391 ? 20 S gn ? nv 370 ? 0.1
2

20 2 ?

(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 1250/5)。 跳闸允许过电流的整定:

Iret=KrelIDL 遮断=

0.85 ? 50 ? 10 3 ? 170 A 1250 5

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。 振荡中心在区内时, 滑极整定 1 次。 区外延时时间:2 S 区内延时时间:0 S 作用于信号。 作用于跳闸。保护出口:程序跳闸。

3.11 发电机过励磁保护 电压取自:发电机机端 TV 变比为:

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 。 3 3 3

过励磁倍数 N 为: N

?

B U U gn U * ? ? Bn f f gn f*

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。 3.11.1 发电机过励磁保护 I 段(信号段) : 由发电机厂家提供的空载过励磁曲线及大型发变组保护技术导则 N

?

B ? 1 .1 Bn

, 允许时间

15min 故整定动作时间 30 秒发信号 ,给运行人员留有 14.5min 的时间调节励磁。 3.11.2 发电机过励磁保护 II 段(跳闸段) :

21

由发电机厂家提供的空载过励磁曲线及大型发变组保护技术导则 N 12S 故整定动作时间 6 秒跳闸 ,确保变压器的安全。 3.11.3 发电机过励磁保护反时限部分 依据发电机说明书空载过励磁曲线: U/f 1.25 1.225 1.20 1.15 1.10 1.075

?

B ? 1.25 Bn

, 允许时间

1.05

T S

6S

24S

60S

180S

600S

1800



3.11.4 发电机过励磁保护出口: 解列灭磁。 3.12 发电机频率异常运行保护 电压取自:发电机机端 TV 变比为: 发电机机端 TA 变比 15000/5A。

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 。 3 3 3

发电机厂家技术说明书允许发电机运行中其频率变化的范围为 48.5~50.5HZ。 低于 5%fe 时允许 1 分钟,高于 5%fe 时允许 1 分钟,

频率异常运行允许时间建议值(应查找汽轮机厂家技术说明书)

频率 HZ

允许运行时间 累 计 min 每次 S

频率 HZ

允许运行时间 累 min 计 每次 S

51.5 51.0 48.5-50.5

30 180 连续运行

30 180

48.0 47.5 47.0

300 60 10

300 60 10

装置设有四段低頻保护,其中Ⅰ,Ⅱ段具有累计功能,每段保护均可通过控制字选择动作于发信号 Ⅰ段:f1(48.5HZ)>f≥f2(48HZ) 时累加时间,上限为 t1:30min。 (汽轮机厂家连续运行 min ) 延时时间 t1:5S。

22

Ⅱ段:f2(48HZ) >f≥f3(47.5HZ)时累加时间,上限为 t2:5min。 (汽轮机厂家连续运行 min ) 延时时间 t2:5S。

Ⅲ段:f3(47.5HZ)>f≥f4(47HZ) 时无累加时间, 延时时间 t3:20S。 Ⅳ段 f<f4(47HZ) 时无累加时间,有延时时间 t4:5S。 保护出口:只发信号。解列灭磁。 3.13 发电机逆功率保护 取自发电机机端电压互感器 TV 变比为 发电机机端 TA 变比 15000/5A。 3.13.1 逆功率保护动作功率整定: POP=krel(P1+P2)=0.8×[2%+(1-99.02%)]×500=12W (折算到二次侧)

20 3

0.1 0.1 0.1 KV , 3 3 3

Pgn 300 ? 10 6 其中:二次额定功率为: Pe 2 ? ? ? 500W nv ? na 20 ? 15000 0.1 5
式中 Krel 可靠系数取 0.8;P1 为汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,取额定功率 2%; (未找到厂家 技术数据)P2 为发电机在逆功率运行时的最小损耗,取 P2=(1-η )Pgn,η 为发电机效率厂家技术 数据为 99.02%;Pgn 为发电机一次额定功率。 3.13.2 逆功率保护延时整定及出口方式 逆功率保护,延时 t1=1.5S 发信号; 根据汽轮机允许的逆功率运行时间,t1=60S 动作于解列。 3.14 发电机程跳逆功率保护 取自发电机机端电压互感器 TV 变比为 发电机机端 TA 变比 15000/5A。 3.14.1 程跳逆功率保护动作功率整定:

20 3

0.1 0.1 0.1 KV , 3 3 3

Pe 2 ?

Pgn 300 ? 10 6 ? ? 500W nv ? na 20 ? 15000 0.1 5

23

根据大型发变组保护整定技术导则 用于程序跳闸的逆功率保护功率元件一般整定为 1-3%,故逆 功率整定为 1.5% POP=1.5%Pe2=0.015××500=7.5W (折算到二次侧) 3.14.2 程跳逆功率保护延时整定 程跳逆功率保护,延时 t1=1.5S。 3.14.2 程跳逆功率保护保护出口:解列。 3.15 发电机定子过电压保护

取自发电机机端电压互感器 TV 变比为

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 。 3 3 3

3.15.1 发电机定子过电压保护 I 段 A: 过电压定值 I 段, 根据发电机厂家技术说明书要求 1.2 倍的额定电压经过 1.5S 延时解除励磁, 故 Uop1=1.2Ugn=1.2 ? 式中

20 ? 120V 20 / 0.1

Ugn 为发电机额定相间电压(二次值)。

B:时限整定:t1=1.5S C:出口方式:跳开灭磁开关。 3.15.2 发电机定子过电压保护 II 段 A:过电压定值 II 段,根据大型发变组保护技术导则要求大于 200MW 的汽轮发电机要求 1.2 倍的 额定电压经过 0.5S 延时解列灭磁。 故 Uop1=1.3Ugn=1.3 ? 式中

20 ? 130V 20 / 0.1

Ugn 为发电机额定相间电压(二次值)。

B:时限整定:t1=0.5S C:出口方式:解列灭磁。 3.16 启停机保护 中性点零序电压取自发电机中性点变压器二次侧变比为 20/0.22KV。 3.16.1 定子接地故障。

24

A:采用中性点零序电压的过电压保护,根据大型发变组保护整定导则,一般取 10V 及以下,故 我们取 U0.OP=10V。 B:延时不小于定子接地基波零序电压保护的延时,t=1.2 ? 0.5=0.6S C:出口方式:跳灭磁开关。 3.16.2 定子相间故障,采用接于差动回路的过电流保护,定值按额定频率下,大于满负荷运行时 差动回路中的不平衡电流整定: Iop=KrelIunb=1.5 ? 2 ? 0.03Ign=0.09 Ign 定电流,即 0.2 Ign=0.2 ? 3.4=0.68A 为保证可靠性,与发电机差动定值相同,取 0.2 倍的额

式中 Krel 可靠系数取 1.5;Iunb 为额定频率下满负荷运行时差动回路中的不平衡电流。 3.16.3 低频闭锁定值整定 启停机保护为低频运行工况下的辅助保护,低频闭锁定值按额定频率的 0.8~0.9 整定, 故取 0.9 倍即 0.9fn=0.9 ? 50= 45HZ。

(4)保护出口:跳灭磁开关。 4、RCS-985A 保护装置主变压器保护整定计算: 4.1 主变压器差动保护 4.1.1 变压器稳态比率差动 主变高压侧 TA 变比 1250/5;高厂变高压侧 TA 变比 15000/5; 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:

I b1n ?
高压侧:

Sn 3U b1n

?

370 3 ? 242

? 0.883KA

式中: Ub1n 为变压器高压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。

I b1n ?
低压侧:

Sn 370 ? ? 10.68KA 3U b1n 3 ? 20

式中: Ub1n 为变压器低压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。 (2)变压器各侧二次额定电流:

I b 2n ?
高压侧:

I b1n 0.883? 103 ? ? 3.53A 1250 nblh 5

25

(nblh 为主变高压侧 TA 变比 1250/5) 。

Ib2n ?
低压侧:

I b1n 10.68?103 ? ? 3.56A 15000 nblh 5

(nblh 为主变低压侧 TA 变比 15000/5) 。 (3)差动各侧平衡系数计算

K ph ?
高压侧:平衡系数

I b 2 n?b 3.56 ? ? 1.01 I b 2n 3.53
I b 2 n?b 3.56 ? ?1 Ib2 N 3.56

K ph ?
低压侧:平衡系数

式中 Ib2b 为变压器计算侧二次额定电流; Ib2n-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: Icdqd 为差动保护最小动作电流值; 应按躲过正常变压器额定负载时的最大不平衡电流整定;即: Icdqd=Krel(Ker×Kcc +△U+△m)Ib2n =1.4×(0.01×2×1+3×0.025+0.05) ×3.56 =0.167×3.56 (归算到低压侧) 依整定计算导则:在工程实用计算中可取 0.2~0.5Ie;变压器差动取 0.4 故取:Icdqd=0.4Ie=0.4×3.56=1.42A。 式中 : △U 为变压器调压引起误差; Ker 电流互感器变比误差,5p 取 0.01×2;Kcc 电流互感 器同型系数,不同型取 1, △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。 (6)比率制动系数的整定 A :变斜率比率差动起始斜率: Kb/1= Ker×Kcc r=0.1×1=0.1 式中 Ker 为电流互感器比误差系数最大取 0.1

26

B :变斜率比率差动最大斜率: 对于两绕组变压器有:

35.42?103 2 I k max = ? ?13.63A 15000 / 5 3
(3)

I unb. max ? ( K ap K cc K er ? ?U

? ?m)I (3) k max

35.42?103 2 ? (1.75?1? 0.1? 0.05 ? 0.05) ? ? ? 4.09 A. 15000 3 5
Kb / 2 ? I unb. max* ? I cdqd * ? 3K b / 1 I k . max* ? 3 4.09 1.42 ? ? 3 ? 0.1 3.56 3.56 ? ? 0.54 13.63 ?3 3.56

依南瑞厂家建议取 0.7, 式中

故取 0.7。

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,根据流 入保护装置的最小短路电流 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:

( I r ? nI e ) ?

30670 ? 2 1 ? ? 6 ? 3.56 ? ?11 .14 15000 2 5

由上式可知 Ir<nIe 所以: K b r ?

(K b 2 ? K b 1 ) 2? n

?

(0.7 ? 0.1) ? 0.05 2?6

K bl ? K b 1 ? K b r ?

Ir ? 0.1 ? 0.05 ? Ie

30670? 2 ?

5 1 ? 15000 2 ? 0.24 370000 5 ? 3 ? 20 15000

I d ? K bl ? I r ? I cdqd ? 0.24 ?

30670 ? 2 1 ? ? 1.44 ? 3.89 15000 2 5

27

K sen ?

I

( 2) k . min

Id

?

30670? 2 ? 3.89

5 15000 ? 5.2 ? 2

( )" ( ) 式中: I k 2min = I k .2min ? 2 ? 30670? 2 A;是将该压侧的短路电流折算到低压 20KV 的 .

其中:

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 为变压器低压侧的

额定电流;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%; 4.1.2 差动速断保护 应按躲过变压器初始励磁涌流,整定,依据大小发变组计算导则 370MVA 的变压器可取 5 倍额定电 流, 故 Icdsd=5Ib2n=5×3.56=17.8A。 大型变压器取 20%。

4.1.3、保护出口方式:全停。 4.2 主变压器零序过流保护 电流互感器 TA 取自变压器中性点变比为 600/5。 此定值由中调提供。I 段:20A,t=5S 全停。 4.2 主变压器间隙及零序过流保护 电流互感器 TA 取自变压器中性点间隙处,变比为 200/5。 间隙零序电流一般不大于 100A,Iodz=100/na=100/200/5=2.5 间隙零序过电压一般在 130-180V 之间 U 间隙 UDZ=180V。 时限:T=0.5 秒 4.3 主变压器过负荷保护 电流互感器 TA 取自主变压器高压侧变比为 1250/5。 4.3.1、对称过负荷保护的动作电流,按躲过变压器的额定电流整定

I dz ?

Kk 1.05 Ie ? ? 3.53 ? 4.12A Kf 0.9

式中 Kk 为可靠系数取 1.05,Kf 为返回系数取回 0.9,Ie 变压器高压侧的额定电流为 882.7/1250/5=3.53A。

28

4.3.2 过负荷保护延时整定 t=10S 发信号。 4.4 主变通风启动 电流互感器 TA 取自主变压器高压侧变比为 1250/5。 4.4.1 主变通风启动作电流:取主变高压侧额定电流的 70%即: Itfdz=70%

I e =70%×3.53=2.47A

4.4.2 主变通风返回电流: 2.47×90%=2.22A 4.4.3 主变通风延时启动时间:t=5S 4.5 主变相间阻抗保护 4.5.1 阻抗定值: 按变压器低压侧出口发生相间短路阻抗满足灵敏度整定,同时作为相邻线路的后备保护 正向阻抗×:Zpdz=Klm×Zt=1.3×0.3759×(220)2/1000×(1250/5)/(220/0.1)=2.69Ω 反向阻抗定值:反向阻抗带一定的偏移 Zt=Krel Zpdz=0.3×2.69Ω =0.81Ω 阻抗一二段定值相同 4.5.2 时限 无振荡比锁装置时限取 1.5 秒即:T=1.5S, 4.5.3 出口方式:解列灭磁 4.6 变压器过励磁保护 电压取自:发电机机端 TV 变比为:

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 。 3 3 3

过励磁倍数 N 为: N

?

B U U gn U * ? ? Bn f f gn f*

式中 U,f 为变压器运行电压和频率;Ugn,fgn 为变压器额定电压和频率;U*,f*为变压器电压和频 率的标幺值;B,Bn 为变压器磁通量及额定磁通量。 4.6.1 变压器过励磁保护 I 段(信号段) : 由发电机厂家提供的空载过励磁曲线及大型发变组保护技术导则 N

?

B ? 1.15 Bn

,允许时

29



min 故整定动作时间 10 秒发信号 ,给运行人员留有 14.5min 的时间调节励磁。

4.6.2 发电机过励磁保护 II 段(跳闸段) : 由发电机厂家提供的空载过励磁曲线及大型发变组保护技术导则 N 8S 故整定动作时间 4 秒跳闸 ,确保变压器的安全。 4.6.3 发电机过励磁保护反时限部分 依据发电机说明书空载过励磁曲线: U/f 1.4 1.35 1.3 1.25 1.2 1.15 1.1

?

B ? 1.3 Bn

,允许时间

T S

3

6S

12S

30S

60S

240S

1800

4.6.4 发电机过励磁保护出口: 解列灭磁。 4.7 主变瓦斯: 4.6.1 主变重瓦斯 1.3m/s,全停(不启动失灵) 4.6.2 主变轻瓦斯 300ml 4.6.3 出口方式:全停(但不起动失灵保护)。 4.8 主变冷却器故障出口方式:全停(但不起动失灵保护)。 4.9 主变压力释放:发信号。 4.10 主变绕组温度高:发信号 4.11 主变油温度高:只发信号;跳闸不用 4.12 主变油位异常:发信号 5、RCS-985A 保护装置高厂变保护整定计算: 5.1 高厂变差动保护 高厂变高压侧 TA 变比 1500/5;高厂变低压侧 TA 变比 3150/5。 5.1.1 高厂变稳态比率差动

(1) 变压器各侧一次额定电流:

I b1n ?
高压侧:

Sn 3U b1n

?

40000 3 ? 20

? 11547 A .

30

式中: Ub1n 为变压器高压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。

I b1n ?
低压侧:

Sn 3U b1n

?

40000 3 ? 6.3

? 3665 8 A .

式中: Ub1n 为变压器低压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。

(2)变压器各侧二次额定电流: 高压侧: I b 2 n ?

I b1n 1154 7 . ? ? 3.85A (nblh 为主厂变高压侧 TA 变比 1500/5) nblh 1500 5
I b1n 3665 8 . ? ? 5.82A nblh 3150 5 (nblh 为主变低压侧 TA 变比 31500/5) 。

I b 2n ?
低压侧:

(3)差动各侧平衡系数计算 高压侧: 平衡系数 K ph ?

I b 2 n?b 3.85 ? ?1 Ib 2n 3.85
I b 2 n?b 3.85 ? ? 0.66 I b2 N 5.82

低压侧: 平衡系数 K ph1 ? K ph 2 ?

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 为主厂变高压侧。 (4)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: Icdqd 为差动保护最小动作电流值; 应按躲过正常变压器额定负载时的最大不平衡电流整定;即: Icdqd=Krel(Ker+△U+△m)Ib2n Ib2n=1.4×(0.01×2+0.05+0.05) ×Ib2n;=0.17 Ib2n; 依据大型发边组整定计算导则:在工程实用计算中可取 0.2~0.5Ie;变压器差动保护取 0.4Ib2n; 故取 Icdqd=0.4×Ib2n=0.4×3.85=1.54A。 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

31

A:变斜率比率差动起始斜率: Kb/1=Ker× Kcc =0.1×1=0.1 式中 Ker 为电流互感器比误差系数最大取 0.1 B:变斜率比率差动最大斜率: 根据前面计算,均依南瑞厂家建议取 0.7 (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(d3)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: 故取

K b / 2 ? 0.7

( I r ? nIe ) ?

19940?

6.3 20 ? 1 ? 6 ? 3.85 ? ?12.6 1500 2 5
Kb r ? ( Kb 2 ? Kb 1 ) 2? n
19940?

?

由上式可知 Ir<nIe 所以:

(0.7 ? 0.1) ? 0.05 2? 6

K bl ? K b 1 ? K b r ?

Ir ? 0.1 ? 0.05 ? Ie

6.3 5 1 ? ? 20 1500 2 ? 0.236 40000 5 ? 3 ? 20 1500

I d ? K bl ? I r ? I cdqd ? 0.236 ? 19940 ?

6.3 5 1 ? ? ? 0.4 ? 3.85 ? 4.02 A 20 15000 2

K sen ?

I

( 2) k . min

Id

?

19940?

6.3 5 ? 20 15000 ? 5.2 ? 2 4.02

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 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%; 因为容量只有 40MVA 故取 15%。 5.1.2、差动速断保护 应按躲过变压器初始励磁涌流, 因为容量为 40MVA,故根据计算导则取 6 倍额定电流 故 Icdsd=6Ib2n=6×3.85=23A。(不满足灵敏度)

32

5.1.3、保护出口方式:全停 5.2 高厂变复合电压闭锁过流保护 电流互感器 TA 取自高厂变高压侧变比为 1500/5,取自高压厂用变压器低压侧(分支)电压互感器

6.3
TV 变比为: 3

0.1 0.1 KV 3 3 。

5.2.1 过流保护一段定值的整定 保护的动作电流应按躲过变压器低压侧的额定电流整定,即

40000 Idz ? K rel 1 .2 3 ? 20 Ie ? ? ? 5 .1 A 1500 Kr 0 .9 5

式中 Kk 为可靠系数取 1.2,Kf 为返回系数微机保护取 0.9,Ie 为额定电流二次值。 5.2.2、过电流保护的灵敏系数校验

K sen

I ( 2) ? k . min ? I op N a
(2)

19940?

6.3 5 ? 20 1500 ? 4.1 ? 1.3(近后备) 5.1

I 式中为

k ? min 为后备保护区末端(d3

点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流(二次值)。

5.2.3 低电压继电器的整定 躲过电动机自起动时的电压整定:低电压取至变压器低压侧(分支)电压互感器。 依整定计算导则:Uop=(0.6~0.7)Un。 我们取 Uop=0.65Un=0.65×100=65V。 5.2.4 负序电压继电器的整定 负序电压继电器应按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定,不平衡电压通过实测确定,当无实 测值时,根据现行规程的规定取 Uop.2=(0.06~0.08)Un: 我们取 Uop.2=0.07Un=0.07×100=7V 5.2.5.时限整定 T=T 低压+Δ t =2+0.5S 两段定值相同 5.2 6KV1A 段分支过流保护(分支过流一段) 跳 A、B 段分支跳闸,锅炉、汽机甩负荷。

33

5.2.1 一次设备参数 CT 变比:3150/5 一次计算电流:2406A 参加自启动的容量:17425kvA、1597A, 最大电机容量:412A

其它负荷电流:4100KVA 、376A 5.2.2 分支过流保护定值整定

A:动作电流按躲过所带负荷电流的最大的启动电流来整定,由于所带负荷多为电动机,按多台 电机的自启动电流整定自启动倍数。 (#2 机 B 段按此公式计算) Kzq=1/(Ud%+0.7Se/1.2KqdxS∑)=1/{0.15+0.7 x 25000/(1.2 x 2.5x17425) }=2.06 Ig=Krel×Kzq×Ie/n=1.2×2.06×2406/3150/5=9.4 A B:按躲过单台最大电机的额定电流整定: Ig=Krel(Idmax+Iqyfh)/n =1.2x(412x5+1185+376) /3150/5=6.9A 取以上大值作为过流定值,即 9.4A 5.2.3、过电流保护的灵敏系数校验

K sen ?

I ? I op N a

( 2) k . min

19940?

5 3150 ? 3.4 ? 1.3(近后备) 9.4

5.2.4 低电压闭锁不用:Udz=100V(线电压) 5.2.5 过流保护时间 与低压变过流保护时间配合,不小于 1S,取 1.1S. 5.2.6 保护出口方式:跳 A 段分支开关,闭锁 A 分支快切 5.3 高厂变低压侧低电压闭锁 A 分支过流保护(分支过流二段) 电流互感器 TA 取自高厂变低压侧,电流互感器变比为 3150/5, 电压互感器取自高厂变低压侧(分

6.3
支),电压互感器 TV 变比为: 3 5.3.1 过流保护定值的整定

0.1 0.1 KV 3 3 。

保护的动作电流应按躲过变压器低压侧额定电流整定,即

25000 Idz ? K rel 1 .2 3 ? 6 .3 Ie ? ? ? 4.85A 3150 Kr 0 .9 5

式中 Kk 为可靠系数取 1.2,Kf 为返回系数微机保护取 0.9,Ie 为额定电流二次值。

34

5.2.2、过电流保护的灵敏系数校验

K sen ?

I ? I op N a
(2)

( 2) k . min

19940?

5 3150 ? 6.5 ? 1.3(近后备) 4.85

I 式中为

k ? min 为后备保护区末端(d3

点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流(二次值)。

5.3.3 低电压保护的整定 躲过电动机自起动时的电压整定:低电压取至变压器低压侧(分支)电压互感器。 依整定计算导则:Uop=(0.6~0.7)Un。 我们取 Uop=0.65Un=0.65×100=65V。 5.3.4 负序电压继电器的整定 负序电压继电器应按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定,不平衡电压通过实测确定,当无实 测值时,根据现行规程的规定取 Uop.2=(0.06~0.08)Un: 我们取 Uop.2=0.07Un=0.07×100=7V(线电压) 5.3.5 动作时限整定 与下级的过流保护配合:取 T1=T 下级+Δ t=1.5+0.5=2.0S。 T2= t1+Δ t=2.+0.5=2.5S。 5.3.6 保护出口方式:T1 时间跳 A 段分支开关;闭锁快切 T2 时间解列。 5.4 6KV1B 段分支过流保护(分支过流一段) 5.4.1 一次设备参数 CT 变比:3150/5 一次计算电流:2406A 参加自启动的容量:23425kvA、2147A, 最大电机电流:641A

其它负荷电流:4600KVA 、421A 5.4.2 B 分支过流保护定值整定

A:动作电流按躲过所带负荷电流的最大的启动电流来整定,由于所带负荷多电动机,按多台电 机的自启动电流整定自启动倍数。 Kzq=1/(Ud%+Se/KqdxS∑)=/(0.15+25000/2.5x23425)=1.73 Ig=Krel/×Kzq×Ie/n=1.2×1.73×2406/3150/5=7.9 A B:按躲过单台最大电机的额定电流整定:

35

Ig=Krel(Idmax+Iqyfh)/n =1.2x(641x5+1506+421) /3150/5=9.8A 取以上大值作为过流定值,即 9.8A 5.4.3 过电流保护的灵敏系数校验

K sen ?

I ? I op N a

( 2) k . min

19940?

5 3150 ? 3.2 ? 1.3(近后备) 9.8

式中为

I

(2) k ? min 为后备保护区末端(d3

点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流(二次值)。

5.4.4 低电压闭锁不用:Udz=100V(线电压) 5.4.5 过流保护时间 与低压变过流保护时间配合,不小于 1S,取 1.1S. 5.4.6 保护出口方式:跳 B 段分支开关,闭锁 B 分支快切 5.5 高厂变低压侧低电压闭锁 B 分支过流保护(分支过流二段) 电流互感器 TA 取自高厂变低压侧,电流互感器变比为 3150/5, 电压互感器取自高厂变低压侧(分

6.3
支),电压互感器 TV 变比为: 3 5.5.1 过流保护定值的整定

0.1 0.1 KV 3 3 。

保护的动作电流应按躲过变压器额定电流整定,即

25000 Idz ? K rel 1 .2 3 ? 6 .3 Ie ? ? ? 4.85A 3150 Kr 0 .9 5

式中 Kk 为可靠系数取 1.2,Kf 为返回系数微机保护取 0.9,Ie 为额定电流二次值。 5.5.2、过电流保护的灵敏系数校验

K sen

I ( 2) ? k . min ? I op N a
(2)

19940?

5 3150 ? 6.5 ? 1.3(近后备) 4.85

I 式中为

k ? min 为后备保护区末端(d3

点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流(二次值)。

5.5.3 低电压保护的整定

36

躲过电动机自起动时的电压整定:低电压取至变压器低压侧(分支)电压互感器。 依整定计算导则:Uop=(0.6~0.7)Un。 我们取 Uop=0.65Un=0.65×100=65V。 5.5.4 负序电压继电器的整定 负序电压继电器应按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定,不平衡电压通过实测确定,当无实 测值时,根据现行规程的规定取 Uop.2=(0.06~0.08)Un: 我们取 Uop.2=0.07Un=0.07×100=7V(线电压) 5.5.5 动作时限整定 与下级的过流保护配合:取 T1=T 下级+Δ t=1.5+0.5=2.0S。 T2= t1+Δ t=2.+0.5=2.5S。 5.5.6 保护出口方式:T1 时间跳 B 段分支开关;闭锁快切 T2 时间解列。 5.6 高厂变通风启动 5.6.1 动作电流:取高厂变高压侧额定电流的 70%即: Idz=3.6×70%=2.52A 2、返回电流: 2.52×90%=2.27A 3、延时时间:t=10S 5.7 高厂变瓦斯:容量为 40MVA 的变压器重瓦斯整定为 1.0 米/秒。 出口方式全停(但不起动失灵保护)。高厂变轻瓦斯整定为 300ml:发信号。 5.8 高厂变压力释放:发信号。 5.9 高厂变绕组温度高:发信号。 5.10 高厂变油位异常:发信号。 5.11 高厂变油温高:发信号。 6、RCS-985A 保护装置励磁变保护整定计算: 6.1 励磁变差动保护 6.1.1 励磁变稳态比率差动 励磁变高压侧 TA 变比 200/5;高厂变高压侧 TA 变比 3000/5;

37

(1) 励磁变压器各侧一次额定电流: 高压侧:

I b1n ?

Sn 3U b1n

?

3150 3 ? 20

? 90.9 A

式中: Ub1n 为变压器高压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。 低压侧:

I b1n ?

Sn 3U b1n

?

3150 3 ? 0.756

? 2406A

式中: Ub1n 为变压器低压侧额定电压;Sn 为变压器额定容量。 (2)变压器各侧二次额定电流: 高压侧: I b 2 n ?

I b1n 90.9 ? ? 2.27 A nblh 200 5

(nblh 为主变高压侧 TA 变比 200/5) 。 低压侧:

I b2n ?

I b1n 2406 ? ? 4.01A nblh 3000 5

(nblh 为主变低压侧 TA 变比 3000/5) 。 (3)差动各侧平衡系数计算 高压侧:平衡系数 K ph ?

I b 2 n?b 2.27 ? ?1 I b 2n 2.27
I b 2 n?b 2.27 ? ? 0.57 I b2 N 4.01

低压侧:平衡系数 K ph ?

式中 Ib2b 为变压器计算侧二次额定电流; Ib2n-b 为变压器基准侧二次额定电流值;以上基准侧 为励磁变高压侧(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: Icdqd 为差动保护最小动作电流值; 应按躲过正常变压器额定负载时的最大不平衡电流整定;即: Icdqd=Krel×Ker×KccIb2n =1.4×0.01×2×1 ×Ib2n =0.167×Ib2n (归算到低压侧)

38

依整定计算导则:在工程实用计算中可取 0.2~0.5 的额定电流;变压器差动取 0.4 故取:Icdqd=0.4Ib2n=0.4×2.27=0.91A。 式中 : Ker 电流互感器变比误差,5p 取 0.01×2;Kcc 电流互感器同型系数,不同型取 1, Krel 为可靠系数 1.4。 (6)比率制动系数的整定 A :变斜率比率差动起始斜率: Kb/1= Ker×Kcc r=0.1×1=0.1 式中 Ker 为电流互感器比误差系数最大取 0.1 B :变斜率比率差动最大斜率: 对于两绕组变压器有:

I (3) k max = 30.79?10
I unb. max ? K ap K cc K er I (3)

0.756 20 ? 1 ? 16.78 A 200 / 5 3
3

?

k max

? 2 ?1? 0.1?16.78 ? 3.36 A.
I unb. max* ? I cdqd * ? 3K b / 1 I k . max* ? 3 3.36 ? 0.4 ? 3 ? 0.1 2.27 ? ? 0.26 13.63 ?3 2.27

Kb / 2 ?

依南瑞厂家建议取 0.7, 式中

故取 0.7。

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 2。 (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,根据流 入保护装置的最小短路电流 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:

39

( I r ? nIe ) ?

26660?

0.756 ? 3 1 20 ? ? 6 ? 3.56 ? ?14.1 200 2 5
Kb r ? (Kb 2 ? Kb 1 ) 2? n
26660?

?

由上式可知 Ir<nIe 所以:

(0.7 ? 0.1) ? 0.05 2?6

K bl ? K b 1 ? K b r ?

Ir ? 0.1 ? 0.05 ? Ie

0.756 5 1 ? 3? ? 20 200 2 ? 0.26 2.27

I d ? K bl ? I r ? I cdqd ? 0.26 ?

26660?

0.756 ? 3 1 20 ? ? 0.91 ? 2.8 200 2 5

K sen

I ( 2) ? k . min ? Id

26660?

0.756 5 ? 3? 20 200 ? 5.9 ? 2 2.48

( ) 式中: I k 2min = I k . min ? .
( 2)

1 3

? 26660?

1 3

A;是将该压侧的短路电流折算到高压 20KV 的

其中:

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 为变压器低压侧的

额定电流;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%; 6.1.2 差动速断保护 应按躲过变压器初始励磁涌流,整定,依据大小发变组计算导则 6300KVA 以下的变压器取 7-12 倍 额定电流, 故励磁变容量在 3150KVA 取 10 倍 故 Icdsd=10Ib2n=10×2.27=22.7A。 小型变压器取 15%。

6.1.3、保护出口方式:全停。 6.2 励磁变过流保护 CT:20KV 侧 200/5 Ie-90.9A

6.2.1 励磁变过流保护 I 段动作值 励磁变低压侧最小短路电流能可靠动作

40

Igdz= Krel? I ( 2) m.in ? 0.9 ?

26660?

0.756 ? 3 20 ? 13.1A 200/ 5

6.2.2 励磁变过流保护 I 段时限:T=0.5 秒 6.2.3 励磁变过流保护 II 段动作值

Igdz=

Krel 1.5 90.9 ? Ifh max ? ? 1.05 ? ? 3.98 A Kr 0.9 200 / 5

6.2.4 励磁变过流 II 段保护时限:T=5 秒 6.2.4 励磁变过流保护 I、II 段出口方式:全停 6.3 励磁绕组过负荷保护 励磁变压器低压侧 TA 变比为: 3000 5 A 。Ifde=2642A 6.3.1 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: 将额定励磁电流变换到交流侧的有效值:因为是可控硅整流

Igrn=

1 1 ×Ifde= ×2642=1957A 1.35 1.35

I op ? K rel

I grn Kr

? 1.05?

1957 ? 2283A 0.9

(二次值):

I OP ?

2283 ? 3.8 A 3000 / 5

式中 Krel 可靠系数取 1.05 ;Kr 为返回系数取 0.9; 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:3000/5。 6.3.2 定时限保护时限 保护延时按躲过后备保护的最大延时整定;: t=10S 6.3.2 定时限保护出口方式 动作于发信号,不跳闸。 6.3.3 反时限过负荷保护

41

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; (1)反时限过负荷保护下限启动值: 与定时限过负荷保护配合,即 Iopmin=Krel×3.8=1.05×3.8=4A. (2)反时限过负荷保护反时限部分:

t?
式中

( I fd

C I jz ) 2 ? 1

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取额定

电流 Igrn=1957/3000/5=3.26A。 (3)反时限保护上限定时限 保护上限时限设置与强励时间配合,强励时间由发电机说明书可知 20S: t=10S, 6.3.3 反时限保护出口方式:程序跳闸,减励磁电流。

全停:断开高压侧断路器跳闸线圈Ⅰ(Ⅱ)、灭磁开关、关闭主汽门、跳厂变 A、 B 分支、起动快 切、启动失灵。 解列灭磁:断开高压侧断路器跳闸线圈Ⅰ(Ⅱ)、灭磁开关、跳厂变 A 、B 分支、起动快切、启动 失灵。汽轮机甩负荷、锅炉灭火。 解列: :断开高压侧断路器跳闸线圈Ⅰ(Ⅱ)、跳厂变 A 、B 分支、起动快切、启动失灵。汽轮机 甩负荷、锅炉灭火 程序跳闸:先关闭主汽门,待逆功率继电器动作后,再跳开发电机主开关、灭磁开关。由程序逆功 率解列灭磁。 减出力:将原动机出力减到给定值。

42

RCS-985A 1.05 装置定值清单

[装置参数]

定值区号: 装置编号: 本机通讯地址: 波特率 1: 波特率 2: 通讯规约: 自动打印: 网络打印机: 远方定值修改: 对时选择: 定值区号: 装置编号: 本机通讯地址:

0.00 FDJ001 1 19200 19200 0:103 退出 本地打印机 本地修改 秒对时

[保护投入总控制字]

43

发变组差动保护投入: 主变差动保护投入: 主变相间后备保护投入: 主变接地后备保护投入: 主变过励磁保护投入: 发电机差动保护投入: 发电机裂相横差保护投入: 发电机匝间保护投入: 发电机相间后备保护投入: 发电机定子接地保护投入: 发电机转子接地保护投入: 发电机定子过负荷保护投入: 发电机负序过负荷保护投入: 发电机失磁保护投入: 发电机失步保护投入: 发电机电压保护投入: 发电机过励磁保护投入: 发电机功率保护投入: 发电机频率保护投入: 启停机保护投入: 误上电保护投入: 发电机轴电流保护投入: 励磁差动保护投入: 励磁变后备保护投入: 励磁过负荷保护投入: 高厂变差动保护投入:

投入 投入 投入 投入 退出 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出 投入 投入

44

高厂变高压侧后备保护投入: 高厂变 A 分支后备保护投入: 高厂变 B 分支后备保护投入: 非电量保护投入: 备用:

投入 投入 投入 投入 退出

主变系统定值 主变容量 MVA: 高压侧一次额定电压 KV: 低压侧一次额定电压 KV: 高压侧 TV 原边 KV: 高压侧 TV 副边 V: 高压侧 TV 零序副边 V: 高压侧一支路 TA 原边 A: 高压侧一支路 TA 副边 A: 高压侧二支路 TA 原边 A: 高压侧二支路 TA 副边 A: 高压侧 TA 原边 A: 高压侧 TA 副边 A: 低压侧 TA 原边 A: 低压侧 TA 副边 A: 零序 TA 原边 A: 零序 TA 副边 A: 间隙零序 TA 原边 A: 间隙零序 TA 副边 A: 主变联结方式 Yd-11: 370.00 242.00 20.00 127.02 57.74 100.00 1200.00 5.00 0.00 5.00 1200.00 5.00 15000.00 5.00 600.00 5.00 0.00 5.00 投入

45

主变联结方式 YYd-11:

退出

发电机系统定值 额定频率 Hz: 发电机容量 MW: 发电机功率因数: 一次额定电压 KV: 机端 TV 原边 KV: 机端 TV 副边 V: 机端 TV 零序副边 V: 中性点 TV 原边 KV: 中性点 TV 副边 V: 发电机 TA 原边 A: 发电机 TA 副边 A: 中性点一组分支系数%: 中性点二组分支系数%: 中性点一组 TA 原边 A: 中性点一组 TA 副边 A: 中性点二组 TA 原边 A: 中性点二组 TA 副边 A: 横差 TA 一次原边 A: 横差 TA 一次副边 A: 转子电流一次额定值 A: 转子分流器二次额定值 mv: 励磁额定电压 V: 轴电流 TA 原边 A: 50 300.00 0.85 20.00 11.55 57.74 33.30 9.09 100.00 15000.00 5.00 100.00 0.00 15000.00 5.00 0.00 5.00 0.00 5.00 2047.00 75.00 389.00 0.00

46

轴电流 TA 副边 mA:

20.00

高厂变系统定值 高厂变容量 MVA: 高压侧一次额定电压 KV: A 分支一次额定电压 KV: B 分支一次额定电压 KV: A 分支 TV 原边 v: A 分支 TV 副边 v: A 分支 TV 零序副边 v: B 分支 TV 原边 KV: B 分支 TV 副边 V: B 分支 TV 零序副边 v: 高压侧大变比 TA 原边 A: 高压侧大变比 TA 副边 A: 高压侧 TA 原边 A: 高压侧 TA 副边 A: A 分支 TA 原边 A: A 分支 TA 副边 A: B 分支 TA 原边 A: B 分支 TA 副边 A: A 分支零序 TA 原边 A: A 分支零序 TA 副边 A: B 分支零序 TA 原边 A: B 分支零序 TA 副边 A: 高厂变联结方式 Y/y/y-12: 50.00 20.00 6.30 6.30 3.46 57.74 33.30 3.46 57.74 33.30 2000.00 5.00 2000.00 5.00 4000.00 5.00 4000.00 5.00 300.00 5.00 300.00 5.00 退出

47

高厂变联结方式 D/d/d-12: 高厂变联结方式 D/y/y-11: 高厂变联结方式 Y/d/d-11: 高厂变联结方式 D/y/y-1:

退出 退出 退出 投入

励磁系统定值 励磁机频率 Hz: 励磁变容量 MVA: 一侧一次额定电压 KV: 二侧一次额定电压 KV: TV 原边 KV: TV 副边 V: TV 零序副边 V: 一侧 TA 原边 A: 一侧 TA 副边 A: 二侧 TA 原边 A: 二侧 TA 副边 A: 励磁机方式: 励磁变联结方式 Y/y-12: 励磁变联结方式 D/d-12: 励磁变联结方式 D/y-11: 励磁变联结方式 Y/d-11: 励磁变联结方式 D/y-1: 50.00 3.000 20.00 0.800 11.55 57.74 33.33 00.00 5.00 4000.00 5.00 退出 退出 退出 退出 投入 退出

RCS-985A 1.05 装置主变保护定值清单

48

发变组差动保护

比率差动起动电流定值 Ie: 差动速断电流定值 Ie: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字:

0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B

差动速断投入: 比率差动投入: 涌流闭锁功能选择: TA 断线闭锁比率差动:

投入 投入 0:二次谐波闭锁 退出(不闭锁)

主变差动保护

比率差动起动电流定值 Ie: 差动速断电流定值 Ie: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字:

0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B

差动速断投入: 比率差动投入: 工频变化量比率差动投入:

投入 投入 退出

49

涌流闭锁功能选择: TA 断线闭锁比率差动:

0:二次谐波闭锁 退出(不闭锁)

主变相间后备保护 负序电压定值 V: 低电压定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段第一时限 S: 过流 I 段第一时限跳闸控制字: 过流 I 段第二时限 S: 过流 I 段第二时限跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 过流 II 段第一时限 S: 过流 II 段第一时限跳闸控制字: 过流 II 段第二时限 S: 过流 II 段第二时限跳闸控制字: 阻抗 I 段正向定值Ω : 阻抗 I 段反向定值Ω : 阻抗 I 段第一时限 S: 阻抗 I 段第一时限跳闸控制字: 阻抗 I 段第二时限 S: 阻抗 I 段第二时限跳闸控制字: 阻抗 II 段正向定值Ω : 阻抗 II 段反向定值Ω : 阻抗 II 段第一时限 S: 阻抗 II 段第一时限跳闸控制字: 10.00 60.00 7.34 10.00 0000 10.00 0000 7.34 10.00 0000 10.00 0000 2.00 2.00 10.00 0000 10.00 0000 2.00 2.00 10.00 0000

50

阻抗 II 段第二时限 S: 阻抗 II 段第二时限跳闸控制字: 过负荷电流定值 A: 过负荷延时 S: 起动风冷电流定值 A: 起动风冷延时 S: 过流 I 段经复压闭锁投入: 过流 II 段经复压闭锁投入: 经低压侧复压闭锁投入: 电流记忆功能投入: TV 断线保护投退原则: 过负荷保护投入: 启动风冷投入:

10.00 0000 4.55 10.00 2.47 5.00 退出 退出 退出 退出 退出 投入 投入

主变接地后备保护 零序电压闭锁定值 V: 零序过流 I 段定值 A:

(此定值由中调提供) 5.00 20.00 5.00 783B 10.00 0000 100.00 10.00 0000 10.00 0000

零序过流 I 段第一时限 S: 零序 I 段第一时限跳闸控制字: 零序过流 I 段第二时限 S: 零序 I 段第二时限跳闸控制字: 零序过流 II 段定值 A: 零序过流 II 段第一时限 S: 零序 II 段第一时限跳闸控制字: 零序过流 II 段第二时限 S: 零序 II 段第二时限跳闸控制字:

51

零序过流 III 段定值 A: 零序过流 III 段第一时限 S: 零序 III 段第一时限跳闸控制字: 零序过流 III 段第二时限 S: 零序 III 段第二时限跳闸控制字: 间隙零序过压定值 V: 间隙零序过压第一时限 S: 间隙零序过压第一时限跳闸控制字: 间隙零序过压第二时限 S: 间隙零序过压第二时限跳闸控制字: 间隙零序过流定值 A: 间隙零序过流第一时限 S: 间隙零序过流第一时限跳闸控制字: 间隙零序过流第二时限 S: 间隙零序过流第二时限跳闸控制字: 低压侧零序电压报警定值 V: 低压侧零序电压时限 S:

100.00 10.00 0000 10.00 0000 180.00 10.00 0000 10.00 0000 100.00 10.00 0000 10.00 0000 100.00 10.00

零序过流 I 段经零序过压开放: 零序 I 段经谐波制动: 零序过流 II 段经零序过压开放: 零序 II 段经谐波制动: TV 断线保护投退原则: 低压侧零序电压报警投入:

退出 退出 退出 退出 退出 退出

主变过励磁保护(我厂没有)

52

过励磁定时限 I 段定值: 过励磁定时限 I 段延时 S: 过励磁定时限 I 段跳闸控制字: 过励磁定时限 II 段定值: 过励磁定时限 II 段延时 S: 过励磁定时限 II 段跳闸控制字: 过励磁报警定值: 过励磁报警信号延时 S: 过励磁反时限上限定值: 过励磁反时限上限延时 S: 过励磁反时限定值 I: 过励磁反时限 I 延时 S: 过励磁反时限定值 II: 过励磁反时限 II 延时 S: 过励磁反时限定值 III: 过励磁反时限 III 延时 S: 过励磁反时限定值 IV: 过励磁反时限 IV 延时 S: 过励磁反时限定值 V: 过励磁反时限 V 延时 S: 过励磁反时限定值 VI: 过励磁反时限 VI 延时 S: 过励磁反时限下限定值: 过励磁反时限下限延时 S: 过励磁反时限跳闸控制字:

1.3 10.00 0000 1.3 10.00 0000 1.2 10.00 1.3 10.00 1.45 2.00 1.4 5.00 1.3 15.00 1.25 30.00 1.2 100.00 1.15 300.00 1.1 3000.00 0000

53

RCS-985A 1.05 装置发电机保护定值清单

发电机差动保护整定值 差动起动电流定值 Ie: 差动速断电流定值 Ie: 比率差动起始制动系数: 比率差动最大制动系数: 差动保护跳闸控制字: 0.30 4.00 0.07 0.50 783B

发电机差动速断投入: 发电机比率差动投入: 发电机工频变化量差动投入: TA 断线闭锁比率差动:

投入 投入 退出 退出(不闭锁)

发电机裂相横差保护整定值(我厂没有) 差动起动电流定值 Ie: 差动速断电流定值 Ie: 比率差动起始制动系数: 比率差动最大制动系数: 差动保护跳闸控制字: 0.20 6.00 0.05 0.50 0000

裂相横差速断投入: 裂相横差比率差动投入: TA 断线闭锁比率差动:

退出 退出 退出

54

发电机匝间保护 横差起动电流定值 A: 横差起动电流高定值 A: 横差相电流制动系数: 横差延时 S: 零序电压起动定值 V: 零序电压高定值 V: 电流制动系数: 零序电压保护延时 S: 跳闸控制字: 2.00 10.00 1.00 0.20 3.00 10.00 1.20 0.20 783B

横差保护投入: 横差保护高定值投入: 零序电压保护投入: 零序电压经相电流制动: 经工频变化量方向闭锁: 零序电压高定值段投入: 工频变化量方向匝间保护投入:

退出 退出 投入 投入 退出 投入 退出

发电机相间后备保护(我厂没有) 负序电压定值 V: 低电压定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段时限 S: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 8.00 60.00 4.3 10.00 0000 5.00

55

过流 II 段时限 S: 过流 II 段跳闸控制字: 阻抗 I 段正向定值Ω : 阻抗 I 段反向定值Ω : 阻抗 I 段时限 S: 阻抗 I 段跳闸控制字: 阻抗 II 段正向定值Ω : 阻抗 II 段反向定值Ω : 阻抗 II 段时限 S: 阻抗 II 段跳闸控制字: 阻抗 II 段第二时限 S: 阻抗 II 段第二时限跳闸控制字:

10.00 0000 2.00 2.00 10.00 0000 2.00 2.00 10.00 0000 10.00 0000

过流 I 段经复合电压闭锁: 过流 II 段经复合电压闭锁: 经高压侧复合电压闭锁: TV 断线保护投退原则: 自并励发电机:

退出 退出 退出 退出 投入

发电机定子接地保护 零序电压定值 V: 零序电压高定值 V: 零序电压延时定值 S: 并网前三次谐波比率定值: 并网后三次谐波比率定值: 三次谐波差动比率定值: 12.7 25.0 1.00 1.00 1.10 0.30 (实测) (实测)

56

三次谐波保护延时定值 S: 跳闸控制字:

5.00 783B

零序电压保护报警投入: 零序电压保护跳闸投入: 三次谐波电压比率判据: 三次谐波电压差动判据: 三次谐波电压保护报警: 三次谐波电压保护跳闸:

投入 投入 投入 投入 投入 退出

发电机转子接地保护 一点接地灵敏段电阻定值 KΩ : 一点接地电阻定值 KΩ : 一点接地跳闸延时定值 S: 两点接地二次谐波电压 V: 两点接地延时 S: 跳闸控制字: 20.00 2.50 5.00 0.20 0.20 0009

一点接地灵敏信号投入: 一点接地信号投入: 一点接地跳闸投入: 两点接地保护投入: 两点接地二次谐波电压保护:

投入 投入 投入 退出 退出

定子过负荷保护 定时限电流定值 A: 4.00

57

定时限延时定值 S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值 A: 定时限报警延时 S: 反时限启动电流定值 A: 反时限上限动作时间 S: 定子绕组热容量: 散热效应系数: 反时限控制字:

9.00 0000 4.00 9.00 4.00 0.50 37.5 1.05 0009

定子负序过负荷保护 定时限电流定值 A: 定时限延时定值 S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值 A: 定时限报警延时 S: 反时限启动负序电流定值 A: 长期允许负序电流 A: 反时限上限动作时间 S: 负序转子发热常数: 反时限跳闸控制字 0.40 9.00 0000 0.40 9.00 0.40 0.34 3.5 10.0 0009

发电机失磁保护 阻抗定值 1Ω : 阻抗定值 2Ω : 无功反向定值%: 2.05 33.4 47.7

58

转子低电压定值 V: 转子空载电压定值 V: 转子低电压判据系数定值: 发电机凸极功率%: 高压侧低电压定值 V: 减出力功率定值%: I 段时限 S: II 段时限 S: III 段时限 S: IV 段时限 M: I 段跳闸控制字: II 段跳闸控制字: III 段跳闸控制字: IV 段跳闸控制字:

58.6 117.2 1.6 0.00 85.0 50.0 0.50 0.50 1.00 0.05 0000 0009 0009 0000

I 段阻抗判据投入: I 段转子电压判据投入: I 段减出力判据投入: II 段母线电压低判据投入: II 段阻抗判据投入: II 段转子电压判据投入: III 段阻抗判据投入: III 段转子电压判据投入: IV 段阻抗判据投入: IV 段转子电压判据投入: III 段信号投入:

退出 退出 退出 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 投入

59

阻抗圆选择: 无功反向判据投入: 低电压判据选择:

异步圆 退出 发电机机端电压

发电机失步保护 失步保护阻抗定值 ZAΩ : 失步保护阻抗定值 ZBΩ : 主变阻抗定值 ZCΩ : 灵敏角定值 : 报警透镜内角 : 透镜内角 : 区外滑极数定值: 区内滑极数定值: 跳闸允许过流定值 A: 失步保护跳闸控制字:
O O O

3.57 -3.61 2.04 85.00 0.00 120.00 15.00 1.00 50.00 0009

区外失步动作于信号: 区外失步动作于跳闸: 区内失步动作于信号: 区内失步动作于跳闸: 失步报警功能投入:

投入 退出 退出 投入 退出

发电机电压保护 过电压 I 段定值 v: 过电压 I 段延时 s: 过电压 I 段跳闸控制字: 130.0 0.50 7833

60

过电压 II 段定值: 过电压 II 段延时: 过电压 II 段跳闸控制字: 低电压 I 段定值: 低电压 I 段延时: 低电压 I 段跳闸控制字:

130.00 0.50 0000 80.00 1.50 0000

发变组过励磁保护 过励磁定时限 I 段定值: 过励磁定时限 I 段延时 S: 过励磁定时限 I 段跳闸控制字: 过励磁定时限 II 段定值: 过励磁定时限 II 段延时 S: 过励磁定时限 II 段跳闸控制字: 过励磁报警定值: 过励磁报警信号延时 S: 过励磁反时限上限定值: 过励磁反时限上限延时 S: 过励磁反时限定值 I: 过励磁反时限 I 延时 S: 过励磁反时限定值 II: 过励磁反时限 II 延时 S: 过励磁反时限定值 III: 过励磁反时限 III 延时 S: 过励磁反时限定值 IV: 过励磁反时限 IV 延时 S: 1.30 1.00 0000 1.30 1.00 0000 1.10 5.00 1.30 1.00 1.25 5.00 1.19 7.50 1.15 10.00 1.12 15.00

61

过励磁反时限定值 V: 过励磁反时限 V 延时 S: 过励磁反时限定值 VI: 过励磁反时限 VI 延时 S: 过励磁反时限下限定值: 过励磁反时限下限延时 S: 过励磁反时限跳闸控制字:

1.10 20.00 1.09 30.00 1.07 60.00 7833

发电机功率保护 逆功率定值%: 逆功率信号延时 S: 逆功率跳闸延时 S: 逆功率保护跳闸控制字: 功率保护定值%: 功率保护跳闸延时 M: 功率跳闸控制字: 程序逆功率定值: 程序逆功率跳闸延时 S: 程序逆功率跳闸控制字: 1.00 1.50 60.00 783B 20.00 10.00 0000 0.60 1.00 7833

发电机频率保护 低频 I 段频率定值 HZ: 低频 I 段累计延时 M: 低频 II 段频率定值 HZ: 低频 II 段累计延时 M: 低频 III 段频率定值 HZ: 48.50 300.00 48.00 60.00 47.50

62

低频 III 段延时 S: 低频 IV 段频率定值 HZ: 低频 IV 段延时 S: 低频保护跳闸控制字: 过频 I 段频率定值 HZ: 过频 I 段延时: 过频 II 段频率定值 HZ: 过频 II 段延时: 过频保护跳闸控制字:

20.00 47.00 5.00 7833 51.5 10.00 55.00 10.00 0000

低频 I 段投信号: 低频 I 段投跳闸: 低频 II 段投信号: 低频 II 段投跳闸: 低频 III 段投信号: 低频 III 段投跳闸: 低频 IV 段投信号: 低频 IV 段投跳闸: 频率 I 段投信号: 频率 I 段投跳闸: 频率 II 段投信号: 频率 II 段投跳闸:

投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出

启停机保护 频率闭锁定值 HZ: 主变差流定值 Ie: 45.00 0.50

63

高厂变差流定值 Ie: 发电机差流定值 Ie: 裂相差流定值 Ie: 励磁变差流定值 Ie: 跳闸控制字: 零序电压定值 V: 零序电压延时 S: 跳闸控制字:

1.2 0.30 1.00 1.00 7833 12.7 2.00 7833

主变差流判据投入: 厂变差流判据投入: 发电机差流判据投入: 裂相差流判据投入: 励磁变差流判据投入: 零序电压判据投入: 低频闭锁投入:

投入 退出 投入 退出 退出 投入 投入

发电机误上电保护 (我厂没有) 误合闸频率闭锁定值 HZ: 误合闸电流定值 A: 断路器跳闸允许电流定值 A: 误合闸延时定值 S: 误合闸跳闸控制字: 断路器闪络负序电流定值 A: 断路器闪络延时 S: 断路器闪络跳闸控制字: 45.00 4.60 50.00 0.40 0000 1.70 10.00 0000

64

低频闭锁投入: 断路器位置接点闭锁投入: 断路器跳闸闭锁功能投入:

退出 退出 退出

发电机轴电流保护(我厂没有) 轴电流一次定值(A): 轴电流二次定值(mA): 轴电流保护延时: 轴电流跳闸控制字: 1.00 10.00 2.00 0000

按一次电流整定(A): 按二次电流整定(mA): 动作量取三次谐波分量: 轴电流保护报警投入:

退出 退出 退出 退出

RCS-985A 1.05 装置励磁保护定值清单

励磁差动保护(我厂没有)

差动起动电流定值 Ie: 差动速断电流 Ie: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字:

0.30 6.00 0.10 0.70 0.15 0000

65

差动速断投入: 比率差动投入: 涌流闭锁原理: TA 断线闭锁比率差动:

退出 退出 二次谐波 退出

励磁后备保护(我厂没有) 负序相电压定值 V: 相间低电压定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段时限 S: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 过流 II 段时限 S: 过流 II 段跳闸控制字: 8.00 60.00 20.00 10.00 0000 20.00 10.00 0000

过流 I 段经复压闭锁投入: 过流 II 段经复压闭锁投入: 电流记忆功能投入: TV 断线保护投退原则:

退出 退出 退出 退出

励磁过负荷保护 定时限电流定值 A: 定时限延时定值 S: 定时限跳闸控制字: 定时限报警电流定值: 2.4 10.0 0000 2.4

66

定时限报警信号延时 S: 反时限起动电流定值: 反时限上限时间定值 S: 励磁绕组热容量: 反时限基准电流 A: 反时限跳闸控制字:

10.0 2.4 1.00 33.90 2.4 0009

交流输入: 直流输入:

投入 退出

RCS-985A 1.05 装置高厂变保护定值清单

高厂变保护整定值

高厂变差动起动电流 Ie: 高厂变差动速断电流 Ie: 高厂变电流速断定值 A: 比率差动起始斜率: 比率差动最大斜率: 谐波制动系数: 差动保护跳闸控制字:

0.50 8.00 40.00 0.10 0.70 0.15 783B

差动速断投入: 比率差动投入: 涌流闭锁原理: TA 断线闭锁比率差动:

投入 投入 二次谐波闭锁 退出(不闭锁)

67

高厂变电流速断功能投入:

退出

厂变高压侧后备保护 负序相电压定值 V: 相间低电压定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段延时 S: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 过流 II 段延时 S: 过流 II 段跳闸控制字: 过负荷电流定值 A: 过负荷延时 S: 起动风冷定值 A: 起动风冷延时 S: 过载闭锁调压定值 A: 过载闭锁调压延时: 4.00 60.00 4.80 3.50 783B 100.00 10.00 0000 4.2 10.00 2.52 10.0 3.00 10.00

过流 I 段经复压闭锁投入: 过流 II 段经复压闭锁投入: 电流记忆功能投入: TV 断线保护投退原则: 过负荷投入: 起动风冷投入: 过载闭锁调压投入:

投入 退出 投入 投入 退出 投入 退出

68

高厂变低压侧 A 分支后备保护:(此零序电流值按可靠系数取 1.35 时计算得出) 低电压闭锁定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段延时 S: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 过流 II 段延时 S: 过流 II 段跳闸控制字: 零序过流 I 段定值 A: 零序过流 I 段延时 S: 零序过流 I 段跳闸控制字: 零序过流 II 段定值 A: 零序过流 II 段延时 S: 零序过流 II 段跳闸控制字: 过负荷电流定值 A: 过负荷延时 S: 零序过电压定值 V: 零序过电压延时 S: 60.00 20.00 1.00 0000 17.00 2.00 0000 3.70 1.00 2801 3.70 1.5 783B 15.00 2.00 15.00 2.00

过流 I 段经低电压闭锁: 过流 II 段经低电压闭锁: TV 断线投退原则: 过负荷报警投入: 零序过电压信号投入:

退出 退出 退出 退出 退出

高厂变低压侧 B 分支后备保护:(此零序电流值按可靠系数取 1.35 时计算得出)

69

低电压闭锁定值 V: 过流 I 段定值 A: 过流 I 段延时 S: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值 A: 过流 II 段延时 S: 过流 II 段跳闸控制字: 零序过流 I 段定值 A: 零序过流 I 段延时 S: 零序过流 I 段跳闸控制字: 零序过流 II 段定值 A: 零序过流 II 段延时 S: 零序过流 II 段跳闸控制字: 过负荷电流定值 A: 过负荷延时 S: 零序过电压定值 V: 零序过电压延时 S:

60.00 20.00 1.00 0000 17.00 2.00 0000 3.70 1.00 5001 3.70 1.50 783B 15.00 2.00 15.00 2.00

过流 I 段经低电压闭锁: 过流 II 段经低电压闭锁: TV 断线投退原则: 过负荷报警投入: 零序过电压信号投入:

退出 退出 退出 退出 退出

非电量保护整定值

70

热工保护延时定值 S: 热工保护跳闸控制字: 断水保护延时定值 S: 断水保护跳闸控制字: 励磁系统故障延时定值 S: 励磁系统故障跳闸控制字: 非电量延时定值 S: 非电量跳闸控制字: 备用跳闸控制字:

0.00 0000 30.00 0009 0.00 783B 0.00 783B 0000

非电量监视:

退出

RCS-985A 1.05 装置计算定值清单

系统一次额定电流 主变高压侧: 主变低压侧: 发电机额定电流: 发电机中性点一分支组: 发电机中性点二分支组: 高厂变高压侧: 高厂变 A 分支: 高厂变 B 分支: 励磁变(励磁机)一侧: 励磁变(励磁机)二侧: 882.00 10681.00 10189.00 10189.00 0.00 1443.50 4582.50 4582.50 93.50 1990.10

71

系统二次额定电流 主变一支路 TA: 主变二支路 TA: 主变低压侧 TA: 主变高厂变侧 TA: 发变组高压侧 TA: 发变组低压侧 TA: 发变组高厂变侧 TA: 发电机 TA 额定电流: 中性点一分支组 TA: 中性点二分支组 TA: 高厂变高压侧大变比 TA: 高厂变高压侧 TA: 高厂变 A 分支 TA: 高厂变 B 分支 TA: 励磁变(励磁机)一侧 TA: 励磁变(励磁机)二侧 TA: 系统二次额定电压 主变高压侧: 主变高压侧零序: 发电机额定电压: 发电机机端额定零序电压: 发电机中性点额定电压: 发电机零序电压平衡系数: 高厂变 A 分支额定电压: 63.51 330 57.69 99.87 126.94 1.27 60.57 3.67 0.00 3.56 26.70 3.67 3.56 42.38 3.39 3.39 0.00 3.60 3.60 5.72 5.72 0.93 2.48

72

高厂变 A 分支零序额定电压: 高厂变 B 分支额定电压: 高厂变 B 分支零序额定电压: 励磁变(励磁机)电压: 主变低压侧零序额定电压:

105.00 60.57 105.00 9.01 15.60

差动保护调整系数 主变一支路 TA: 主变二支路 TA: 主变低压侧 TA: 主变高厂变侧 TA: 发变组高压侧 TA: 发变组中性点侧 TA: 发变组高厂变侧 TA: 发电机 TA: 中性点一分支组 TA: 中性点二分支组 TA: 高厂变高压侧 TA: 高厂变 A 分支 TA: 高厂变 B 分支 TA: 励磁变(励磁机)高压侧 TA: 励磁变(励磁机)低压侧 TA: 0.97 0.00 1.00 0.13 0.97 1.00 0.08 1.00 1.00 0.00 1.00 0.63 0.63 1.00 0.38

南自定值计算(B 柜) 一、 发电机差动保护: CT:15000/5A

73

1.二次额定电流 Ie 确定:

Ie=Ief/nl= 10190 =3.4(A) 15000/5 2.启动电流 Iq 确定(根据设计手册 P600) Iq=(0.1-0.3)Ie2f=0.3×3.4=1.02(A) 3.拐点电流 Ig 确定 Ig= Ie2f=3.4(A) 4.比率制动斜率 Ks 确定 Ks= Kk×Kfzq×Ktx×f I=1.5×2×0.5×0.1=0.15 从制动曲线中选取大于 0.15 曲线, 选取 0.4 不需校验灵敏度 5.差动速断电流 取:5 倍 6.TA 断线解闭锁电流 Ict 确定 按厂家说明书整定取:1.3 倍 7.负序电压 按躲过正常运行时的不平衡电压整定 U2=0.06Ue=0.06×100=6(V) 8.定值清单 定值名称 发电机差动保护(CT:15000/5) 比率制动斜率 Ks 启动电流 拐点电流 TA 断线解闭锁电流 差动速断电流 负序电压 额定电流 Ks 0.4 Iq 1.02A Ig 3.4A Ict 1.3 倍 IS 5倍 定值

U2 6V Ie 3.4A

二、 发电机匝间保护 CT:15000/5A(发电机中性点) PT:20/0.1(取自机端) 1.次灵敏段零序电压基波分量定值 Uh=K×Uobp.max Ubp.max 由实测决定,根据运行经验确定, Uh=10V

74

2.灵敏段零序电压基波分量定值 Ul= K×Uobp.n Uobp.n 由实测决定,根据运行经验确定, Ul=5V

3.零序电压三次谐波不平衡量定值 U3wn 由实测决定,开始确定为, U3wn =4V 1. 灵敏段三次谐波增量制动系数 取:Kz=0.5 5.灵敏段延时时间(按厂家说明书) Tzj=0.2S 6.电压平衡△U 确定: 按照设计手册及经验确定 取:△U=10V 1. P2 临时取为 0(现场实测 CT 方向后确定) 8.定值清单 定值名称 定值

发电机匝间保护(CT:15000/5A PT:20/0.1V) 次灵敏段零序电压基波分量 灵敏段零序电压基波分量 零序电压三次谐波不平衡量 灵敏段三次谐波增量制动系数 灵敏段延时 电压平衡△U P2 Uh Ul 10V 5V

U3wn 4V Kz Tzj 0.5 0.2S

△U 10V 0

三、 发电机定子接地保护(3U0+三次谐波式高灵敏 100%定子接地保护) PT:机端开口三角绕组、中性点消弧线圈二次绕组 1.机端零序电压 3Uo.dz=Kk×Ubp.max=1.2 Ubp.max Ubp.max 由实测确定,根据运行经验, 3Uo.dz =15V 2.灵敏度校验 按定子端部接地的条件校验 K=3Uo.dz/Uop=100/15=6.7 (满足要求) 3.K1、K2 整定(即动作电压调整)三次谐波比例系数 装置根据实际发电机三次谐波电压大小和相位自动整定,使之在正常时为最小。 4.K3(即制动电压调整) 装置根据实际发电机要求的灵敏大小半自动整定。使之达到所需要的灵敏度。

75

5.动作时间 基波零序电压动作延时应大于系统接地保护的时限 一般取: t=4S(跳闸) 6.3W 定子接地动作时间 按厂家说明书取:t1=5S 7.定值清单 定值名称 发电机定子接地保护 基波电压 动作时间 3W 定子接地动作时间 3Uo.dz 15V t 4S 定值

t1 5S

四、发电机定子过电压保护 PT:20/0.1KV 1.动作电压确定 Udz=1.3Ue=1.3×20=26(KV) Ug.dz=Udz/n=26/20/0.1=130(V) 2.过电压保护延时 按设计手册要求取 t=0.5S 3.定值清单 定值名称 定值

发电机过电压保护(PT:20/0.1KV) 动作电压 动作延时 Ug.dz t 130V 0.5S

五、 电机程序跳闸逆功率保护 PT:20/0.1KV 1.动作功率确定 转换为二次侧为: Pe=1.732UICosφ =1.732×100×3.4×0.85=501(W) P g.dz =2%Pe=2%×501=10(W) 2.动作时间 t 确定 取 t1=1S 发信号 取 t2=5S 解列灭磁 CT:15000/5

76

3.定值清单 定值名称 发电机程序跳闸逆功率保护(PT:20/0.1KV 动作功率 动作延时(发信号) 动作延时(解列灭磁) Pg.dz t1 t2 定值 CT:15000/5)

10W(2%Pe) 1S 5S

六、 发电机逆功率保护 PT:20/0.1KV 1.动作功率确定 Pe=1.732UICosφ =1.732×100×3.77×0.85=501(W) P1=3%Pe=3%×501= 15.03(W) P2=(1-效率)Pe=(1-98.69%)×501=6.56(W) Pg.dz=K(P1+P2)=0.65×(15.03+6.56)=14(W) 2.动作时间确定 根据设计手册 t1=1.5S 发信号 t2=180S 解列灭磁 3.定值清单 定值名称 发电机逆功率保护(PT:20/0.1KV 动作功率 延时(发信号) 延时(解列灭磁) Pg.dz t1 t2 定值 CT:15000/5) 14W 1.5 S 180S CT:15000/5

七、 发电机对称过负荷保护 CT:15000/5 1.定时限过负荷动作值确定 按发电机长期允许的负荷电流条件下能可靠返回的条件整定 Ie2=Ie/n=10190/3000=3.4(A) Ims.dz=Kk/Kh×Ie2=1.05/0.9 ×3.4=4 (A) 2.定时限动作时间确定 ts=9S,发信号 3.反时限过负荷动作值确定 与定时限配合整定 故 Im.dz =Kco×Ims=1.05×4=4.2 (A)

77

4.反时限过流速断定值 按机端三相金属性短路的条件整定 Iup.dz=Ie/(KsatXd’ ’n)=10190/(0.8×0.1618×3000)=26(A) 5.速断动作时间确定 为防止瞬时脉冲干扰,与差动配合:tup=0.1S 6.反时限长延时动作时间确定 按发电机长期允许的过负荷电流整定 t1=38/[(4.2/3.4)2-(1+0.01)]=74(S) 7.热值系数 按设计手册取 K1=38 8.散热系数 按设计手册及说明书取:K2=1 10.定值清单 定值名称 定值

发电机对称过负荷保护(CT:15000/5) 定时限过负荷动作值 定时限过负荷动作时间 反时限过负荷动作值 反时限过流速断 散热系数 热值系数 长延时动作时间 速断动作时间 额定电流 Ims.dz Ts 9S 4A

Im.dz 4.2A Iup.dz K2 K1 t1 1 38 74S 26A

Tup 0.1S IN 3.4A

八、 发电机不对称过负荷保护 CT:15000/5 1.长期运行允许负序电流值 I2∝=10%Ie=10%×10190/3000=0.34(A) 2.定时限负序动作电流确定 I2ms.dz=Kk/Kh×I2∝=1.05/0.9×0.34=0.4(A) 3.定时限负序动作延时确定 取 ts=9S 4.负序反时限动作电流确定

78

与定时限配合整定 即 I2m.dz=Kco×I2ms=1.05×0.4=0.42(A) 5.反时限过流速断定值确定 按主变高压侧二相短路整定 I2up.dz=KkImax/n=1.3×27500/3000=12(A) 1. 散热系数 K2= I2∝/Ie=0.34/3.4=0.1 2. 热值系数 根据厂家资料确定 A=10 8.反时限长延时动作时间确定 t1=10/[(0.42/3.4)2-0.12]=1900(S) 9.速断动作时间确定 为防止瞬时脉冲干扰,与差动配合:tup=0.1S 10.定值清单 定值名称 定值

发电机负序过负荷保护(CT:15000/5) 定时限负序动作电流 定时限负序动作延时 负序反时限动作电流 反时限过流速断 散热系数 热值系数 额定电流 反时限长延时动作时间 速断动作时间 I2ms.dz 0.4 ts 9S I2m.dz 0.42A I2up.dz 12A K2 0.1 10

K1(A) 3.4A t1 tup 1900S 0.1S

九、 发电机转子一点接地保护 接地电阻整定值取决于正常运行时转子回路的绝缘水平, 根据设计手册和厂家说明书整定。 1.接地电阻值确定 取:Rg=10KΩ 2.接地动作延时确定 取:Tyd=2S(信号) 3.定值清单

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定值名称 发电机转子一点接地保护 接地电阻定值 延时 Rg 10KΩ Tyd 2S

定值

十、 发电机转子二点接地保护 1.二次谐波电压 U1d 确定 U1d=Kk×Ubpn Ubpn 为额定负荷下实测值 取:U1d=5(V) 2.动作延时 T1d 取:0.5S 3.定值清单 定值名称 发电机转子二点接地保护 二次谐波电压 动作延时 U1d 5V 定值

T1d 0.5S

十一、

发电机失磁保护 CT 15000/5A PT: 20/0.1KV 500/0.1KV

1.机端低电压确定 Uj=0.85Ue/n=0.85×20/200=85(V) 2.阻抗圆心-Xc(静稳圆)确定: Xs= Xxl=X31-X14=0.4711-0.4108=0.0603 XA=Xs×Ue2/Se×Na/Nv=0.0603×202/353×3000/200=1.03 XB=-Xd×Ue2/Se×Na/Nv=-1.997×202/353×3000/200=-33.9 -Xc=XB-(XB-XA)/2=-33.9-(-33.9-1.03)/2=-16.44 3.阻抗圆半径 Xr(静稳圆)确定: Xr=(XB-XA)/2=(-33.9-1.03)/2=-17.47Ω 4.阻抗圆心-Xc(异步圆)确定: 已知:Xd’=26.61%; Xd=199.77% (此值由发电机厂家资料确定) 2 2 XA=-0.5Xd’× Ue /Se×Na/Nv=-0.5×26.61%×20 /353×3000/200=-2.26 XB=-Xd×Ue /Se×Na/Nv=-1.997×20 /353×3000/200=-33.9 -Xc=(XB-XA)/2+XA=(-33.9+2.26)/2-2.26=-18.1Ω 5.阻抗圆半径 Xr(异步圆)确定: Xr=(XB-XA)/2=(-33.9+2.26)/2=-15.82Ω 6.发电机转子低电压 Uf1.dz 确定: Uf1=0.5Ufdo=0.5×120=60(V) 7.转子低电压判据系数 Kf 确定:
2 2

80

根据:Kf= 1/(Kk×Xd∑)=1/{1.1 ×(1.997+0.4108+0.0603)}=0.37 式中:Xd∑=Xd+Xs Xd----发电机同步电抗标么值,厂家资料确定取 1.997。 Xs----变压器与系统电抗标么值之和。 8.反应功率 P1 确定 考虑凸极效应,汽轮机不用。 9.定子过流 Ig.dz 确定: 根据厂家资料说明书确定: 即:Ig.dz=1.05Ie/(15000/5)=1.05×10190/3000=3.6A 10.动作时间 t2 确定: 按发电机允许的失磁异步运行的时间整定,根据发电机厂家所提供的资料确定: 即:t2=600S 11.动作时间 t1 确定: 按躲过系统振荡整定,按照设计手册要求确定: 一般取:t1=1.5S (此时间用于减出力、切换厂用电) 12.动作时间 t3 确定: 此时间在失磁保护各判据满足后,动作于跳闸: 即:t3=0.5S 13.定值清单 定值名称 发电机失磁保护 失磁保护 机端低电压 Uj 阻抗圆心-Xc(静稳圆) 阻抗圆半径 Xr(静稳圆) 阻抗圆心-Xc(异步圆) 阻抗圆半径 Xr(异步圆) 发电机转子低电压 Uf1.dz 转子低电压判据系数 Kf 反应功率 P1 定子过流 Ig.dz 动作时间 t1 动作时间 t2 动作时间 t3 85V -16.44 17.47Ω -18.1Ω 15.82Ω 60V 0.37 不投 3.6A 1.5S 600S 0.5S 定值

十二、

发电机失步保护 CT 15000/5A 1. 电抗定值 XT.dz 应可靠躲过系统振荡,既当振荡中心未从发电机或变压器内部穿过时,保护不应动作, 因此整定 XT.dz=XT,XT 为主变电抗。 PT: 20/0.1KV

81

已知:Xs*=0.0603 Xd’%=26.61%

Ud%=0.152

Xd’ ’%=0.1618

XT= Ud%×Ue2/Se=0.152×202/370=0.1643(归算至低压侧) XT.dz=XT=0.1643×Na/Nv=0.1643×3000/200=2.46(Ω ) (归算至二次侧) 2. 阻抗区边界 R1 Xd’= Xd’%×Ue2/Se=26.61%×202/353=0.3015 Xs= Xs*×Ue2/Sj=0.0603×202/1000=0.02412 设:XA= Xd’ XB=XT+Xs δ 1=120°

则:R1=1/2(XA+XB)ctg(δ 1/2) =1/2(0.3015+0.1643+0.02412)ctg(120°/2)=0.1414 既:R1=0.1414×Na/Nv=0.1414×3000/200=2.12(Ω ) (归算至二次侧) 3. 阻抗区边界 R2(按厂家说明书整定) 取:R2=R1/2=2.12/2=1.06(Ω ) 4. 阻抗区边界 R3(按厂家说明书整定) 取:-R3=R2=-1.06(Ω ) 5. 阻抗区边界 R4(按厂家说明书整定) 取:-R4=R1=-2.12(Ω ) 6. 1 区停留时间 T1 取振荡周期 Tos 0=1S(具体值由中调提供) δ 2=2ctg-1R2/(XA+XB) = 2ctg-11.06/(0.3015+0.1643+0.02412)×3000/200=163.6° T1=0.5Tos(δ 2-δ 1)/360=0.5×(163.6-120)/360=0.06(S) 7. 2 区停留时间 T2 T2=0.5*2Tos(180-δ 2)/360=0.5×2×(180-163.6)/360=0.046(S) 8. 3 区停留时间 T3 T3=T1=0.06(S) 9. 4 区停留时间 T4 T4=T3/2=0.06/2=0.03(S) 10. 开断电流 Ib.dz R1、R2、R3、R4 中已计及开断电流因素,此条件可省略。 11. 滑极次数 N 依据华北电力调度局文件(2003)3 号文确定 取:N=1 12.定值清单

82

定值名称 发电机失步保护 (CT 15000/5A 电抗定值 XT.dz 阻抗区边界 R1 阻抗区边界 R2 阻抗区边界 R3 阻抗区边界 R4 1 区停留时间 T1 2 区停留时间 T2 3 区停留时间 T3 4 区停留时间 T4 滑极次数 N PT: 2.46Ω 2.12Ω 1.06Ω -1.06Ω -2.12Ω 0.06S 0.046S 0.06S 0.03S 1

定值

20/0.1KV)

十三、发电机复合电压过流保护 CT:15000/5 1.动作电流 Ig.dz 确定 Ig.dz=Kk×Ie/Kf=1.2×3.4/0.9=4.5(A) 2.灵敏度校验 以最小方式下发电机中性点侧两相短路时最小短路电流 Idmin2 校验 既:Ilm=21600/3000×4.5=1.5>1.3(满足要求) 3.动作电压 U1.dz 确定 按躲过电动机自启动的条件整定,还应躲过失去励磁时的非同步运行时 的电 压降 U1.dz=0.6Ue=0.6×100=60(V) 4. 负序电压 U2.dz 确定 按躲过正常运行时的不平衡电压整定 U2.dz=0.06Ue=0.06×100=6(V) 5. 延时时间确定 发电机使用说明书:发电机短时过电流能力:154%额定电流,30 秒 与系统保护配合整定:t1=2.5S t2=3S 6. 定值清单 定值名称 定值

83

发电机复合电压过流保护(CT:15000/5) 动作电流 Ig.dz 动作电压 U1.dz 负序电压 U2.dz 延时时间 4.5A 60V 6V t1 2.5S t2 3S

十四、

发电机励磁回路过负荷保护 CT:3000/5

发电机额定励磁电流为 2203A,折算到励磁机交流电流为 2203×0.816=1798A 1.定时限过负荷动作值确定 按发电机长期允许的额定励磁电流条件下能可靠返回的条件整定 Iefj=I/n=1798/3000×5=3 (A) Ims.dz=Kk×Ie2/Kf=1.05×3/0.9=3.5 (A) 2.定时限动作时间确定 取 ts=9S 3.反时限过负荷动作值确定 与定时限动作值配合整定:Im.dz=Kco×Ims=1.05×3.5=3.7A 4.反时限过流速断定值 按导则与强励顶值倍数匹配整定(允许强励顶值倍数为 2 倍) Iup.dz=2.2Iefj=2.2×3=6.6(A) 5.散热系数 K2 根据发电机有关资料确定 K2=1 6.热值系数 K1 根据发电机有关资料确定 K1=33 7.反时限动作长延时时间确定 t1=33/(3.7/3)2-(1+0.01)=65(S) 3. 速断动作时间 取:tup=10(S) 4. 定值清单 定值名称 定值

发电机励磁回路过负荷保护(CT:3000/5) 定时限过负荷动作值 定时限动作时间 Ims.dz 3.5A ts 9S

84

反时限过负荷动作值 反时限过流速断 散热系数 K2 热值系数 K1 反时限动作长延时时间 速断动作时间 额定励磁电流

Im.dz Iup.dz 1 33 t1

3.7A 6.6A

65S

tup=10S Ief2=3A

十五、

主励磁机差动保护 CT:3000/5

1.二次额定电流 Ie2f 确定: Ie=Ie1/nl=2143/3000×5=3.6(A) 2.启动电流 Iq 确定(根据设计手册 P600) Iq=(0.1-0.3)Ie2=0.3×3.6=1.1(A) 3.比率制动斜率 Ks 确定 Ks= Kk×Kfzq×Ktx×f I=1.5×2×0.5×0.1=0.15 从制动曲线中选取大于 0.15 曲线, 选取 0.4 4.差动速断电流倍数确定 取:5 倍 5.定值清单 定值名称 主励磁机差动保护(CT:3000/5) 比率制动特性斜率 启动电流 差动速断电流倍数 S 0.4 定值

Iq 1.1A 5倍

十六、

反时限过激磁保护 PT:20/0.1KV

1.下限过激磁倍数 Nq 确定(按躲过变压器长期允许的过激磁能力整定) 取 Nq=1.1 倍 2.下限过激磁倍数延时 T 确定: 取:t=5S 3.反时限曲线 按照变压器实际的反时限曲线整定,即如下表所示: 倍数(N) 1.2 1.25 1.3

85

时间(秒) 4.定值清单 定值名称

60

30 定值

4

反时限过激磁保护 下限过激磁倍数 Nq 下限过激磁倍数延时 t 反时限曲线 倍数(N) 时间(秒) 1.2 60 1.25 30 1.3 4 1.1 倍 5S

十七、主变压器差动保护: CT:主变高压侧 1250/1A 1.二次额定电流 Ie 确定: 500KV 侧:Ie1=Ie/n=388.4/1250=0.31(A) 20KV 侧:Ie2=Ie/n= (370000/1.732×20)/3000=10681/15000=3.56(A) 2.启动电流确定(厂家要求以 20KV 侧为基准侧) Iq=0.5Ie2=0.5×3.56=1.78(A) 3.拐点电流确定(20KV 侧为基准侧) Ig=Ie=3.56(A) 4.比率制动特性斜率 S 确定 (1).根据厂家资料取:S=0.5 (2).灵敏度校验 按最小运行方式下变压器出口两相短路时的短路电流 Idjmin 校 验: Idjmin=Izd=Idmin/n=36900/3000=15.5(A) 由 Iq=1.78,K=0.5,Izd=12.3A 查曲线得:Idzj=5A Klm= Idjmin/ Idzj=12.3/5=2.5>2(满足要求) 5.二次谐波制动比 Kec 确定 根据厂家资料取:S=0.2 6.差动速断电流倍数确定 取:Isd=5 倍 7.TA 断线解闭锁电流 Ict 确定 按厂家说明书整定取:1.3 倍 8.定值清单 机端、主变低压侧 15000/5A

86

定值名称 变压器比率差动保护 (CT:主变高压侧 1250/1A 额定电流 启动电流 拐点电流 比率制动特性斜率 二次谐波制动比 速断动作电流 TA 断线解闭锁电流

定值

机端、主变低压侧 15000/5A) 3.56A Iq 1.78A Ig 3.56A Ks Nec 5倍 Ict 1.3 倍 0.5 0.2

十八、发变组差动保护: CT:主变高压侧 1250/1A 中性点侧 15000/5A 1.二次额定电流 Ie2 确定: 500KV 则:Ie1=370000/(1.732×550×1250)=0.31(A) 中性点侧:Ie2=370000/(1.732×20×3000)=3.56(A) 厂变高压侧:Ie3=370000/(1.732×20×3000)=3.56(A) 2.启动电流 Iq 确定(厂家以 20KV 侧为基准侧) Iq=0.5Ie2=0.5×3.56=1.78(A) 3.拐点电流 Ig 确定(20KV 侧为基准侧) Ig=Ie=3.56(A) 4.比率制动特性斜率 Ks 确定 (1).根据厂家资料取:Ks=0.5 (2).灵敏度校验 按最小运行方式下 6KV 侧两相短路时的短路电流 Idjmin 校验: Idjmin=Izd=Idmin/n=14800/800=18.5(A) 由 Iop0=1.78,K=0.5,Izd=18.5A 查曲线得:Idzj=8A Klm= Idjmin/ Idzj=18.5/8=2.3>2(满足要求) 5.二次谐波制动系数 Nec 确定 根据厂家资料取:Nec=0.2 6.差动速断电流倍数确定 取:Isd=5(倍) 7.TA 断线解闭锁电流定值 取:Ict=1.3(倍) 主变高压侧 15000/5A

87

8.定值清单 定值名称 发变组比率差动保护 (CT:主变高压侧 1250/1A 中性点侧 15000/5A 启动电流 拐点电流 比率制动特性斜率 二次谐波制动比 速断动作电流 TA 闭锁解闭锁电流定值 额定电流 Iq 1.78A Ig 3.56A Ks Nec Isd Ict Ie 0.5 0.2 5倍 1.3 倍 3.56A 厂变高压侧 15000/5A) 定值

十九、频率异常保护 PT:20/0.1 1.I 段频率确定 根据大机组频率异常运行允许时间建议值及厂家资料确定 I 段频率上限定值 fmax.1.dz:48.5HZ I 段频率下限定值 fmin.1.dz:48.0HZ 2.I 段频率时间积累 t1=18000(S) 3.II 段频率确定 II 段频率上限定值 fmax.2.dz:48.0HZ II 段频率下限定值 fmin.2.dz:47.5HZ 4.II 段频率时间积累 t2 =3600S 5.III 段频率确定 III 段频率上限定值 fmax.3.dz:47.5HZ III 段频率下限定值 fmin.3.dz:47.0HZ 6.III 段频率时间积累 t3=600S 7.低频 F1 47.0 HZ 8.低频 F1 每次允许运行时间 t1 t1=5S

88

9.定值清单 定值名称 低频累加保护(PT:20/0.1) I 段频率上限定值 I 段频率下限定值 I 段频率时间积累 II 段频率上限定值 II 段频率下限定值 II 段频率时间积累 III 段频率上限 III 段频率下限 III 段频率时间积累 低频 F1 低频 F1 每次允许运行时间 t1 fmax.1.dz fmin.1.dz t1 48.5HZ 48.0HZ 定值

18000S 48.0HZ 47.5 HZ

fmax.2.dz fmin.2.dz t2 3600S

fmax.3.dz:47.5HZ fmin.3.dz:47.0HZ t3 600S

47.0HZ 5S

二十、发电机突加电保护 CT:15000/5A 1. 电流定值 按厂家说明书整定 Idz=6%Ie=6%×10190/3000=0.2(A) 2. 负序电流定值 按失灵保护要求整定 I2.dz=0.1Ie/n=0.1×10190/3000=0.34(A) 3. 阻抗定值 已知:Xs*=0.0603 Ud%=0.152 Xd’ ’%=0.1618

Xt= Ud%×Ue2/Se=0.152×202/370000=0.1643 Xd’ Xd’ ’= ’%×Ue2/Se=0.1618×202/353=0.1834 Xs= Xs*×U2/Sj=0.0603×202/1000=0.02412 Z1.dz=Kk(Xs-Xt- Xd’)Na/Nv ’ =1.2×(0.02412-0.1643-0.1834)×3000/200= -5.8(Ω ) Z2.dz=Kk(Xt+ Xd’)Na/Nv =1.2×(0.1643+0.1834)×3000/200=6.3(Ω ) ’ 4. 延时 t1(保护延时退出时间) 按厂家说明书取:t1=1S 5. 延时 t2(跳闸时间)

89

按厂家说明书取:t1=0S 6.延时 t3(失灵启动时间) 按失灵启动时间整定取:t3=0.5S 7.延时 t4 抗干扰时间取:t4=0.2S 8.延时 t5(躲震荡返回时间) 按防止阻抗元件在震荡时返回条件整定取:t5=1.5S 9.定值清单 定值名称 定值

发电机突加电保护(CT:15000/5A) 动作电流 负序电流 阻抗 延时 Idz 0.2A

I2.dz 0.34A Z1.dz t1 1S t3 0.5S -5.8Ω Z2.dz 6.3Ω

t2 0S t4 0.2S t5 1.5S

二十一、高厂变差动保护: CT:厂变高压侧 15000/5A 厂变低压侧 A、B 分支 4000/5A 1.二次额定电流 Ie2 确定: 高压侧:Ie1=Ie/n=909.3/3000=0.303(A) 低压侧:Ie3=31500/1.732×6.3/800=3.6(A) 2.启动电流确定(厂家以低压侧为基准侧) Iq=0.5Ie2=0.5×3.6=1.8(A) 3.拐点电流确定(高压侧为基准侧) Ig=Ie=3.6(A) 4.比率制动特性斜率 Ks 确定 (1).根据厂家资料取:Ks=0.5 (2).灵敏度校验 按最小运行方式下 6KV 侧两相短路时的短路电流 Idjmin 校验: Idjmin=Izd=Idmin/n=13600/800=17(A) 由 Iop0=0.15,K=0.5,Izd=17A 查曲线得:Idzj=6A Klm= Idjmin/ Idzj=17/6=2.8(满足要求) 5.二次谐波制动比 Nec 确定 根据厂家资料取:Nec=0.2

90

6.差动速断电流倍数确定 Isd=5(倍) 7.TA 断线解闭锁电流 按躲开最大负荷电流整定 取:Ict=1.3(倍) 8.定值清单 定值名称 高厂变比率差动保护 (CT:厂变高压侧 15000/5A 厂变低压侧 A、B 分支 4000/5A) 启动电流 拐点电流 比率制动特性斜率 二次谐波制动比 差动速断电流倍数 TA 断线解闭锁电流 Iq 1.8A Ig 3.6A Ks 0.5 Nec Isd Ict 0.2 5 1.3 定值

二十二、高厂变复合电压闭锁过电流 CT:高压侧 1500/5A PT:6KV 母线 6.3/0.1KV 1.低电压确定 按躲过自启动可能引起的低电压整定,一般为 70%Ue。 U1.dz=0.7Ue=0.7×100=70(V) 2.负序电压确定 按躲过正常运行时的不平衡电压整定 U2.dz=0.06Ue=0.06×100=6(V) 3.动作电流确定 Ig.dz=Kk/Kh×Ie=1.2/0.9×3.03=4(A) 4.灵敏度校验 以最小方式下 6KV 侧两相短路时最小短路电流 Idmin2 校验 既:Ilm=13600/300×4=11>1.5(满足要求) 5.动作延时确定 与分支过流保护时限相配合 t=2.7+Δ t=2.7+0.5=3.2(S) 6. 6KVA、B 分支 TV 断线(负序 U2) 按躲过正常运行时的不平衡电压整定

91

U2=0.06Ue=0.06×100=6(V) 7. 6KVA、B 分支 TV 断线延时 取:9S 8.定值清单 定值名称 高厂变复合电压闭锁过电流保护 (CT:高压侧 1500/5A PT:6KV 母线 6.3/0.1KV) A、B 分支低电压 A、B 分支负序电压 动作电流 延时时间 6KVA、B 分支 TV 断线 6KVA、B 分支 TV 断线延时 U1.dz 70V U2.dz 6 V Ig.dz t=3.2S 6V 9S 4A 定值

二十三、高厂变分支过流保护 CT:低压侧 4000/5A 1.二次额定电流确定 Ie=1833/n=1833/800=2.3(A) 2.动作电流确定 按低压侧躲过负荷自起动的最大工作电流整定 Ig.dz=KkKzqdIe=(1.2-1.3)×(1.5-2.5)×2.3 =1.3×2.5×2.3=7.5(A) 3.动作时间确定 与 6KVⅣA、ⅣB 段备用电源时限相配合整定 t=2.2+Δ t=2.2+0.5=2.7(S) 4.灵敏度校验 按最小运行方式下,6KV 母线两相金属性短路的最小短路电流校验。 已知:Idmin=14800A Klm=Idmin/I=(14800/800)/7.5=2.5>1.5(满足要求) 5.定值清单 定值名称 定值

高厂变分支过流保护(CT:低压侧 4000/5A) 动作电流 Ig.dz 7.5A

92

延时时间

t

2.7S

二十四、主变冷却器全停 1、 发信号时间 t0 t0=0S 应改为 3S 发信号

2、 75℃解列灭磁时间 t1=1200S 3、 解列灭磁时间 t2=3600S

93


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