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RCS-985 发电机变压器成套保护装置 300MW机组保


RCS-985 发电机变压器组保护装置

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NARI—RELAYS —

RCS-985 发电机变压器成套保护装置

300MW 机组保护整定计算书

南京南瑞继保电气有限公司 2005 年 04 月

南京南瑞继保电气有限公司版权所有 Ver 1.00 本公司保留对此整定计算书修改的权利,届时恕不另行通知。产品与整定计算书不符之处, 以实际产品为准。 更多产品信息,请访问互联网:http://www.nari-relays.com/

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300MW 机组发电机变压器保护定值计算 机组发电机变压器保护定值计算 发电机变压器保护
1 原始资料............................................................... 3 1.1 发电机变压器参数 ................................................ 3 1.2 整定计算相关资料 ................................................ 3 2 短路电流计算........................................................... 4 3 发电机变压器组保护配置方案 ............................................. 7 3.1 发电机变压器主接线方式 ........................................... 7 3.2 发电机变压器保护配置 ............................................. 8 4 整定计算............................................................... 9 4.1 发电机差动保护 ................................................... 9 4.2 主变压器差动保护 ................................................ 10 4.3 发电机纵向零序电压匝间保护 ...................................... 13 4.4 定子绕组接地保护 ................................................ 13 4.5 转子接地保护 .................................................... 15 4.6 定子绕组对称过负荷保护(反时限) .................................. 15 4.7 励磁绕组过负荷保护 .............................................. 16 4.8 转子表层负序过负荷保护(发电机负序过负荷保护) .................... 17 4.9 发电机失磁保护 .................................................. 18 4.10 发电机失步保护 ................................................. 21 4.11 发电机过励磁保护 ............................................... 22 4.12 发电机频率异常运行保护 ......................................... 23 4.13 发电机逆功率保护 ............................................... 24 4.14 发电机定子过电压保护 ........................................... 24 4.15 启停机保护 ..................................................... 24 4.16 厂变压器差动保护 ............................................... 25 4.17 发变组差动保护 ................................................. 27 4.18 主变压器零序过流过压保护 ....................................... 28 4.19 主变压器过负荷保护 ............................................. 28 4.20 高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护 ........................... 29 4.21 高压厂用变压器 A 分支零序过流保护 ............................... 29 4.22 高压厂用变压器 B 分支零序过流保护 ............................... 30 4.23 通风启动 ....................................................... 31 4.24 非电量保护 ..................................................... 31 4.24 跳闸方式 ....................................................... 32 5 RCS-985A 装置定值单 .................................................. 33 5.1 装置参数 ........................................................ 33 5.2 系统定值 ........................................................ 33 5.3 保护定值 ........................................................ 36 5.3 计算定值 ........................................................ 49

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1 原始资料
1.1 发电机变压器参数 (1)发电机 QFSN-300-20B(水.氢.氢) Pn=300MW;COSФ=0.85;Un=20KV;In=10189A; Xd〞=14.58%(饱和值);Xd〞=16.94%(非饱和值); Xd′=21.25%(饱和值);Xd′=24.15%(非饱和值); Xd=184.4%(饱和值);Xd=184.4%(非饱和值)。 (2)主变压器 SFP10-370000/242 Sn=370000KVA; 242±2×2.5%/20KV,Yn,d11; Ud=14%。 (3)厂用变压器 SFF-50000/20 Sn=50000/31500-31500KVA;20±2×2.5%/6.3-6.3; Ud1-2′=Ud1-2〞=21%; D,yn1-yn1 (4)励磁变压器 Sn=3235KVA;20/0.94KV; d,y11。 1.2 整定计算相关资料 《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 《电力工程电气设计手册》 《RCS-985A 型发电机变压器成套装置技术使用说明书》 《RCS-974A(AG)变压器非电量及辅助保护技术使用说明书》 技术数据取自发电机.变压器产品说明书。

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2 短路电流计算
短路计算如图 1,电网对本电厂系统电抗,为一点等值,如下: a. 等值方式:不含本电厂 220KV#1 机变组, b. 正常方式: X 1 = 0.1428 0.2854 c. 检修方式: X 1 = 0.3999 1.0383 d. 以 1000MVA、230KV 为基准值的标幺值 e. 数据格式:正序/零序。

1 0.3999

2 5.4 ×10 4

3 0.378

4 0.62

5 4.64

6 4.64

7 0.442

图 1、短路计算系统等值图

4

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%;
" X 1' X 2 为分裂绕组间的分裂电抗为 46.4%;

注: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)

X 2 = 0.2139 × 0.134 ×
X3 =

1000 = 5.4 × 10 4 2 230

14 1000 × = 0.378 100 370 8.5 1 46.4 1000 )× X4 = ( × = 0.62 100 4 100 50

1 46.4 1000 X5 = X6 = × × = 4.64 2 100 50 15.6 1000 X7 = × = 0.442 100 300 0.85
(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;

300 X js = 0.82 × 0.85 = 0.289 1000
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):

Pn I f !n =

300 COS φ 0.85 = 886 A = 3U f !n 3 × 230

( I d 3 ) = 3 . 75 × 886 = 3322 A 1

b、220KV 系统 S1 供给的短路电流:

I X* =

1 = 2.5 0.3999
1000 = 6.28KA 3 × 230

I (3) = 2.5 × d1

(2)最小运行方式下,d2 发生三相金属性短路短路电流: a、发电机 1G 供给短路电流:

300 X Js = 0.442 × 0.85 = 0.156 1000

5

由 Xjs=0.156 在运算曲线查得 I*=6.953; 发电机额定电流:

I f !n =
( I d 32)

300 COSφ 0.85 = 10189 A = 3U f !n 3 × 20 = 6 . 953 × 10189 = 70850 A

Pn

b、220KV 系统 S1 供给的短路电流:

X Σ* = 0.3999 + 0.378 = 0.78
I (3) = d2 1 1000 × = 37KA 0.78 3 × 20

(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

I (3) = d3

1 1000 × = 21.3KA 4.3 3 × 6.3

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3 发电机变压器组保护配置方案 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。
220kV
母线PT

A屏 主变压器
RCS-985A

B屏
RCS-985A

C屏
断路器操作箱

RCS-974A

励磁变 高厂变 发电机

图 2、发电机变压器主接线

7

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) 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 转子一点接地保护 (2)主变压器保护 主变压器差动 主变压器零序过流 断路器失灵保护 (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 主变压器压力释放 主变压器冷却器故障 主变压器绕组温度 主变压器油温 主变压器油位 系统保护动作联跳 热工保护 高压厂用变压器瓦斯 高压厂用变压器压力释放 高压厂用变压器冷却器故障 高压厂用变压器油温 高压厂用变压器油位 发电机断水保护 励磁系统故障 阻抗保护 主变压器过负荷 非全相运行 负序过负荷(反时限) 发电机逆功率 定子过电压 定子接地保护 发电机失步保护 起停机保护 励磁绕组过负荷

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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:

Pn I f !n =

COSφ = 3U f !n

300

0.85 = 10189 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

=

10189 = 3.396 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=1.5×2×0.03×3.396=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。 式中: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; 取中间值: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:

Kb/2 =

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

2 × 0 .1 × 70 .85 × 10 3 1 2 × 0 .07 15000 × 3 .396 3 .396 5 = = 0 .19 70 .85 × 10 3 2 15000 × 3 .396 5
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*为发电机最大外部三相短路电流周期分量二次值标幺值;

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为提高安全可靠性,取推荐定值: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 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 k( 2min 相应的制动电 .

K sen =
式中:

I

( 2) k . min

Id

3 5 × 70850 × 15000 = 6.07 > 2 = 2 3.37

) I k( .2min =

3 ( 3) 3 × I k . min = × 70850 A 2 2

3 × 70850 1 ( I r nI e ) = 2 × 4 × 3.396 = 3.36 15000 2 5
由上式可知 Ir<nIe 所以:

3 × 70850 1 2 I d = K bl × I r + I cdqd = 0.23 × × + 0.3 × 3.396 = 3.37 15000 2 5 其中: K = ( K b 2 K b 1 ) = (0.5 0.07) = 0.054 br 2× n 2× 4
3 5 1 × 70850 × × Ir 15000 2 = 0.23 K bl = K b 1 + K b r × = 0.07 + 0.054 × 2 Ie 3.396
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。即: 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。

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(1)变压器各侧一次额定电流: 高压侧:

I b1n =

Sn 370 = = 0.883KA 3U b1n 3 × 242 Sn 370 = = 10.68 KA 3U b1n 3 × 20

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 =

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:

Ib2n =

(nblh 为主变高压侧 TA 变比 1200/5) 。 低压侧:

I b1n 0.883 ×103 = = 3.68 A 1200 nblh 5

I b2n

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

I b1n 10.68 ×103 = = = 3.56 A 15000 nblh 5

K ph = K ph =

I b 2 n b 3.56 = = 0.97 I b2n 3.68 I b 2 n b 3.56 = =1 Ib2N 3.56

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: 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 =1.4×(0.01×2+0.05+0.05) ×3.56=0.6A(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; 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(依技术使用说明书)

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变斜率比率差动最大斜率:

Kb/ 2 =

I unb. max * I cdqd * 3K b /1 I k . max * 3

5.897 1.07 3 × 0. 1 = 3.56 3.56 = 0.35 21.445 3 3.56

取推荐定值 0.7。 对于两绕组变压器有:
I unb. max = ( K ap K cc K er + U

+ m) I k max 64.336×103 = 5.897. 15000 5

= (1.75×1× 0.1+ 0.05 + 0.05) ×

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:

K sen

3 5 242 × 3322 × × ×2 ) I k( .2min 15000 20 = = 2 = 4.8 > 2 Id 4.83
3 ( 3) 3 × I k . min = × 3322 A; 2 2

式中: I k . min =
(2)

3 242 × 3322 × ×2 1 20 ( I r nI e ) = 2 × 6 × 3.56 = 9.76 15000 2 5
由上式可知 Ir<nIe 所以:

I d = K bl × I r + I cdqd

3 242 × 3322 × ×2 1 2 20 = 0.26 × × + 0.5 × 3.56 = 4.83 15000 2 5
= (0.7 0.1) = 0.05 2×6

其中:

Kb r =

(Kb 2 Kb 1) 2× n

12

K bl = K b 1 + K b r ×

Ir Ie

3 242 5 1 × 3322 × ×2× × 20 15000 2 = 0.26 = 0.1 + 0.05 × 2 370000 5 × 3 × 20 15000
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 依技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为 15%~20%; 取推荐定值 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。

3、保护出口:全停。 发电机纵向零序电压 纵向零序电压匝间保护 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。

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3

(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 故取 Uop=3V。 (3)电流比率制动系数取推荐值 1.0; (4)按规程经较短延时(0.10S~0.20S)动作于出口 故取 t=0.2S。保护出口:全停。 Uop=1~3(V)

4.4 定子绕组接地保护 主变高压侧开口角电压变比

220 3

0 .1 0 .1 0.1 KV 3 3 3 0.1 0.1 0.1 。 KV 3 3 3

机端开口三角零序电压 TV 变比 20

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发电机中性点零序电压 TV 变比 20 0.22 KV (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。 为中性点实测不平衡基波零序电压。 按规程 10 %~15%额定电压整定,取 Uop=12.7V。 保护时限:t=1S 动作于停机。

动作判据为 U n 0 > U 0 zd (动作于跳闸) 。 式中, U n 0 为发电机中性点零序电压, U 0 zd 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 3U 0 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 3U 0 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 U H 0 = 0.33 × 220 / 3 = 41.916kV (选择依据参见附件 1) ,此电压通过主变高低 选择依据参见附件 压绕组间耦合电容 C M = 9.73nF 传递到发电机机端有 U 0 为:
10 6 10 9 // jω × 0.2242 jω × 4.865 U 0 = 41.916kV × 6 10 10 9 10 9 j 3 × 9622.5// // + jω × 0.2242 jω × 4.865 jω × 4.865 j 28867.5// - j14197.6 // - j 654285 = 41.916kV × j 28867.5// - j14197.6 // - j 654285 j 654285 - j 26794.1 = 41.916kV × = 41916V × 0.03934 = 1648.98V , - j 681079.1 100 / 3 3U 0 (二次) = 3 × 1648.98 × = 14.28V 。 20000 / 3 j 3 × 9622.5//
U0
4.865nF

j 3 × 9622.5

0.2242F

4.865nF

63.5kV

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: U f 0 > U 0 zd × ntvn / ntv1 = 3U 0 zd 式中, U f 0 为发电机机端开口三角零序电压; ntv1 为发电机机端开口三角零序电 压互感器变比,即
20000 / 3 。 100 20000 / 3 ; ntvn 为发电机中性点零序电压互感器变比,即 100 / 3

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(5)如无主变高压侧零序电压,动作延时应大于外部接地故障时最大切除时间 (取为 4.0s) ,考虑主变高压侧零序电压闭锁功能,可以整定较短延时。
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。 保护时限:t=1S。保护出口:全停。 (2)三次谐波电压比率接地保护 预整定: 预整定

a = k REL

20 3× 3 × nTVN 0.22 = 1.2 = 1 .5 × 20 ×103 nTVO 3 100 3

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:(1.3~1.5)×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。

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) 。 中性点变压器) (3)三次谐波电压差动接地保护 按推荐定值取 0.5。 保护时限:t=5S 动作于信号。 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。保护出口:程序跳闸。 (3)转子两点接地不投。 定子绕组对称过负荷保护(反时限) 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

I OP = K REL

I GN 3.396 = 1.05 × = 3.962 A KR 0.9

15

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)。 保护时限: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 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

t=

I*

2

ktc 2 k SR

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

I op.max =

I gn K sat X na
" d

=

10189 = 25.06 A 16.94 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 tc I * k SR
2 2

=

37.5 = 0. 7 S 25.06 2 ( ) 1 3.396

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:

t=

ktc I* 1
2

=

37.5 = 104S 3.962 2 ( ) 1 3.396

故取 100S。保护出口:程序跳闸。 4.7 励磁绕组过负荷保护 励磁变压器低压侧 TA 变比为 4000 5 A 。 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

I op = K rel

I grn Kr

= 1.05 ×

1670 = 1948.3 A 0.9

(二次值): 式中

I OP =

1948.3 = 2.4 A 4000 5

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 4000 5 A 。

16

(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.

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(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:程序跳闸。 转子表层负序过负荷保护(发电机负序过负荷保护) 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

I op = K rel

I 2∞ I gn Kr

300 350 ) × 3.396 (0.08 0.85 30000 = 1.2 × = 0.36A 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)。 保护时限:t=9S 动作于信号。 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

t=

A 2 I I 2∞
2 2*

式中 A 为转子表层承受负序电流的常数取 10, 2*为发电机负序电流标幺值, 2∞为发电机 I I 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:

I op. max = =

I gn ( K sat X d + X 2 + 2 X t )na

10189 3.396 = = 5.66 16.94 18.67 14 15000 0.6 (0.8 × + + 2× )× 100 100 100 5

17

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; 反时限上限延时定值整定

"

t=

A = 2 I I 2∞
2 2*

10 300 350 5.66 2 ( ) (0.08 0.85 )2 3.396 30000

=

10 = 3.6S 2.78 0.0063

故取 3.5S。

(3)反时限下限延时定值整定

t=

A = 2 I I 2∞
2 2*

10 300 350 0.4 2 0.85 ( ) (0.08 )2 3.396 30000

=

10 = 720S 0.0139 0.0063

(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 (5)保护出口:程序跳闸。 另附表 I2/IN tS 1.0 10 1.5 5 2.0 2.5 2.5 1.7 3.0 1.0 3.5 0.8 4.0 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:
2 X 'd U gn × na 0.2415 20 2 × 15000 5 Xa = × = × = 2.05 2 S gn × nv 2 352 .94 × 20 0.1

220 3

20 0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3 3 0.1 0.1 0.1KV 3 3

2 X ' d U gn × n a X b = ( X d + )× 2 S gn × n v

= (1.844 +

0.2415 20 2 × 15000 5 )× = 33.4 2 352.94 × 20 0.1

18

式中 X ' 、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
d

电压和额定视在功率;na .nv 为电流互感器 TA 变比 15000 5 A (发电机机端)和电压互感器 TV 变比 20

3
静稳边界圆:

0 .1 0 .1 0 .1 KV 3 3 3

(发电机机端)。

Xc = Xs ×

2 U gn × na

S gn × nv

300 300 20 2 × 15000 5 = (0.14 × 0.85 + 0.1428 × 0.85 ) × = 3.13 370 1000 352 .94 × 20 0.1
2 ' X d U gn × na X b = ( X d + )× 2 S gn × nv

= (1.844 +

0.2415 202 × 15000 5 )× = 33.4 2 352.94 × 20 0.1

注 : 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( 式中 计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计。 计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计 km ),计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计。 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:

Qzd = K rel ×
式中

Q jx Pgn

= 1.3 ×

110 = 47.7% 300

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

0.85U GN =

0.85 × 20 × 10 3 = 85V 20 0.1

19

20 发电机机端电压互感器 TV 变比为 3
(4)转子电压判据: I)励磁低电压判据:

0 .1 0 .1 0 .1 KV 。 3 3 3

U fd .op = K rel × U fdo = 0 .5 × 830 × 0 .141148 = 58 .58V
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:

K xs = K rel × ( X d + X s ) 300 300 = 0.8 × (0.14 × 0.85 + 1.844 + 0.0717 × 0.85 = 1.6 370 1000
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: 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: 失磁保护Ⅱ 低电压判据+定子判据+转子电压判据, 0.5S,动作于停机。 低电压判据+定子判据+转子电压判据,延时 0.5S,动作于停机。 不推荐只投母线电压判据+转子电压判据的方式。 (不推荐只投母线电压判据+转子电压判据的方式。 ) 失磁保护Ⅲ (3)失磁保护Ⅲ段: 定子判据+转子电压判据, 1.0S,动作于停机。 定子判据+转子电压判据,延时 1.0S,动作于停机。 必须有一段失磁保护,不经母线电压判据闭锁,动作于停机。 (必须有一段失磁保护,不经母线电压判据闭锁,动作于停机。 ) (4)失磁保护Ⅳ段:(取消) 推荐:只投入定子判据,长延时动作于跳闸, 延时 t=0.05M, (5)保护出口:程序跳闸。 参考:技术数据取自发电机产品说明书 参考

(1) P(%) 100 60 40 0 1.0 1.5
图 3、失磁运行曲线

15

t(min)

20

(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。 按异步边界整定时,可延时为 。 (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 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:

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3

(1)遮挡器特性整定:

300 15000 2 20 2 × U gn × na 5 = 2.04 Z c = 0 .9 × X c × = 0.9 × 0.14 × 0.85 × 300 20 S gn × nv 370 × 0.85 0.1 15000 5 = 3.6125 300 20 × 0.85 0.1

Zb = X 'd ×

2 U gn × na

S gn × nv

=

0.2125 × 20 2 ×

Za = X s ×

2 U gn × na

S gn × nv

=(

0.14 ×

300 300 15000 0.3999 × 20 2 × 0.85 + 0.85 ) × 5 = 4.67 300 20 370 1000 × 0.85 0.1

。 。 最大灵敏角) Φ=80 ~85 (最大灵敏角 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 15000 5 A ( 中 性 点 侧 或 发 电 机 机 端 ) 和 电 压 互 感 器 TV 变 比 (发电机机端 20 发电机机端) 发电机机端 。 0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3

3
(2)a 角的整定

a = 180 o 2arctg

2Z r Z a + Zb 1 U2 × F × cos φ Pn 1 .3 cos φ Z a + Zb
21

2× = 180 o 2arctg

20 2 1.54 × × 0.85 300 0.85 = 180 o 2 × arctg

透镜内角或报警透镜内角 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。


300 15000 2 20 2 × U gn × na 5 = 2.04 Z c = 0.9 × X c × = 0.9 × 0.14 × 0.85 × 300 20 S gn × nv 370 × 0.85 0.1
(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 电流互感器 为 1200/5)。 。 跳闸允许过电流的整定: 跳闸允许过电流的整定: Iret=KrelIDL 遮断=

0.85 × 50 × 10 3 = 177 A 1200 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, 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:2 S 区外延时时间 区内延时时间:0 S 区内延时时间 4.11 4.11 发电机过励磁保护 电压取自:发电机机端 TV 变比为: 过励磁倍数 N 为: 式中 作用于信号。 作用于跳闸。保护出口:程序跳闸。

20 3

0.1 0.1 0.1 KV 3 3 3 。

N=

B U U gn U * = = Bn f f gn f*

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。

22

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:

N= N=

B = 1.3 Bn B = 1.1 Bn

(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。故取: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

5S

7S

10S

20S



3、保护出口:解列灭磁。 、 4.12 发电机频率异常运行保护 4.12

20

电压取自:发电机机端 TV 变比为: 3 3 发电机机端 TA 变比 15000/5A。 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 51.5 51.0 48.5-50.5 30 180 每次 S 30 180 连续运行

0 .1 0 .1 0 .1 KV 3 3



运行中允许其频率变化的范围为 48.5~50.5HZ。

频率 HZ

允许运行时间 累计 min 每次 S 300 60 10

48.0 47.5 47.0

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 作于信号或跳闸,依汽轮机厂家说明书 时累加时间,上限为 Ⅰ段:f1(48.5HZ)>f≥f2(48HZ) 时累加时间 上限为 t1:20min。 >≥ 。 延时时间 t1:10S。 。 时累加时间,上限为 Ⅱ段:f2(48HZ) >f≥f3(47.5HZ)时累加时间 上限为 t2:4min。 ≥ 时累加时间 。 延时时间 t2:10S。 。 时无累加时间, Ⅲ段:f3(47.5HZ)>f≥f4(47HZ) 时无累加时间 延时时间 t3:20S。 >≥ 。 时无累加时间,有延时时间 Ⅳ段 f<f4(47HZ) 时无累加时间 有延时时间 t4:5S。 < 。 保护出口:解列灭磁。

23

4.13 4.13 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。 (1)逆功率保护动作功率整定: POP=krel(P1+P2)=0.8×[300×3%+(1-98.9%)×300]=9.84MW

20 3

, 0 .1 0 .1 0 .1 KV 3 3 3

Pset =

9.84 × 106 = 16.4W 15000 20 × 5 0.1

(折算到二次侧)

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 3%;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,取 98.9%;Pgn 为发电机额 定功率。 按推荐定值整定为 1%的额定有功,即取:0.01×Pgn=0.01×300=3MW 故取: (2)延时整定 逆功率保护,不经主汽门触点闭锁,延时 1.5S 动作于信号,动作于解列时,根据汽轮机允许的 逆功率运行时间,不超过 1 分钟(故取 60S) 。 ( ) 程序逆功率,经主汽门触点闭锁,延时 0.5~1.5S 动作于解列(故取 1S)。 故取 在过负荷.过励磁.失磁等异常运行方式下,用于程序跳闸的逆功率继电器作为闭锁元件,其 定值一般整定为(1~3)%Pgn。


Pop=3MW

按推荐定值整定为 1%的额定有功,

取::Pset=1%Pgn=1%×300MW=3MW (3)保护出口:全停。 4.14 4.14 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
(1) 式中

0 .1 3

0. 1 0. 1 KV 。 3 3

20 Uop = 1.3Ugn = 1.3 × = 130V 20 0.1
Ugn 为发电机额定相间电压(二次值)。

(2)延时整定 t=0.5S 动作于解列灭磁。 (3)保护出口:解列灭磁。 4.15 4.15 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。 。 (1)定子接地故障,采用中性点零序电压的过电压保护,其定值一般取 12.7V(故取 12.7V) 。 延时不小于定子接地基波零序电压保护的延时,t=2S 作用于跳闸。

24

(2)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 式中 Krel 可靠系数取 1.3~1.5(取 1.4);Iunb 为额定频率下,满负荷运行时差动回路中的 不平衡电流。 取:发电机差流 0.5Ie, 主变差流 0.5Ie (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 45HZ。 (4)保护出口:跳灭磁开关。 4.16 4.16 厂变压器差动保护 主厂变高压侧 TA 变比 2000/5;主厂变低压侧 TA 变比 4000/5。 1、变压器稳态比率差动 (1) 变压器各侧一次额定电流: 高压侧:

I b1n =

Sn 50000 = = 1443 .42 A 3U b1n 3 × 20 Sn 50000 = = 4582 .3 A 3U b1n 3 × 6.3

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 =

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 b1n 1443.42 高压侧: I = = 3.6 A (nblh 为主厂变高压侧 TA 变比 2000/5) b2n = nblh 2000 5 I b1n 4582.3 低压侧: I = = 5.7 A b2n = nblh 4000 5
(nblh 为主变低压侧 TA 变比 4000/5) 。 (3)差动各侧平衡系数计算 高压侧: 平衡系数 低压侧: 平衡系数

K ph = K ph =

I b 2nb 3.6 = =1 Ib 2n 3.6 I b2nb 3.6 = = 0.63 I b2 N 5.7

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)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

25

定;即: Icdqd=Krel(Ker+△U+△m)Ib2n Ib2n=1.4×(0.01×2+0.05+0.05) ×3.6=0.6A 依整定计算导则:在工程实用计算中可取 0.2~0.5Ie; 取 0.5 Ib2n; 故取 Icdqd=0.5×Ib2n=0.5×3.6=1.8A。 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(依技术使用说明书) 变斜率比率差动最大斜率: 取推荐定值 K b / 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(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:

3 5 6.3 × 21300 × × ) I k( .2min 2000 20 = 4.5 > 2 K sen = = 2 Id 3.27 3 3 ( 2) ) × I k( 3min = × 21300 A 式中: I k . min = . 2 2

3 6.3 × 21300 × 20 × 1 6 × 3.6 = 14.2 ( I r nI e ) = 2 2000 2 5
由上式可知 Ir<nIe 所以:

I d = K bl × I r + I cdqd

3 6.3 × 21300 × 20 × 1 + 0.5 × 3.6 = 3.27 = 0 .2 × 2 2000 2 5

其中:

Kb r =

(Kb 2 Kb 1 ) 2× n

=

(0.7 0.1) = 0.05 2× 6

3 6 .3 5 1 × 21300 × × × I 20 2000 2 = 0.2 K bl = K b 1 + K b r × r = 0.1 + 0.05 × 2 50000 5 Ie × 3 × 20 2000

26

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 依技术使用说明书一般二次谐波制动比可整定为 15%~20%; 按推荐定值取 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,依厂家建议,我厂主厂变高压侧 CT 为小变比 2000/5,取 8 倍额定电 流 故 Icdsd=8Ib2n=8×3.6=28.8A。

3、保护出口:全停 4.17 4.17 发变组差动保护 发电机中性点侧 TA 变比 15000/5,主变高压侧 TA 变比 1200/5;主厂变低压侧 TA 变 比 4000/5。 1、发变组稳态比率差动 (1) 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。 (2) 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; 取 0.5Ie; 故取 Icdqd=0.5Ie=0.5×3.56=1.78A。 (3) 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(依技术使用说明书) 变斜率比率差动最大斜率: 取推荐定值 K b / 2 = 0 . 7 。

(4)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:

K sen
(2)

3 5 242 × 3322 × × ×2 ) I k( .2min 15000 20 = = 2 = 4.8 > 2 Id 4.83

式中: I k . min 2 × I k . min = 2 × 3322 A
( 3)

3

3

27

3 242 × 3322 × ×2 1 20 ( I r nI e ) = 2 × 6 × 3.56 = 9.76 15000 2 5
由上式可知 Ir<nIe 所以:

I d = K bl × I r + I cdqd

3 242 × 3322 × ×2 1 20 = 0.26 × 2 × + 0.5 × 3.56 = 4.83 15000 2 5

其中: K b r =

(0.7 0.1) = 0.05 2× n 2× 6 3 242 5 1 × 3322 × × 2× × Ir 20 15000 2 = 0.26 K bl = K b 1 + K b r × = 0.1 + 0.05 × 2 370000 5 Ie × 3 × 20 15000 =

(Kb 2 Kb 1 )

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。 (5)谐波制动比的整定 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=6×Ib2n=6×3.56=21.36A。 注:其余与主变整定相同。 其余与主变整定相同。 3、保护出口:全停。 4.18 4.18 主变压器零序过流过压保护 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。 4.19 4.19 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 1200/5。 1、对称过负荷保护的动作电流,按避越额定电流整定

I dz =

Kk 1.05 Ie = × 3.68 = 4.55 A Kf 0.85

式中 Kk 为可靠系数取 1.05,Kf 为返回系数取回.85,Ie 为保护安装处的额定电流。 2.过负荷保护延时整定

28

t=10S 发信号。 4.20 4.20 高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护 电流互感器 TA 取自厂变压器高压侧变比为 2000/5, 取自高压厂用变压器低压侧(分支) 电压互感器 TV 变比为

6。 .3 3

0 .1 0 .1 KV 3 3

1、电流继电器的整定 电流继电器的动作电流应按躲过变压器额定电流整定,即

50000 1.2 K I op = rel I e = × 3 × 20 = 4.8 A 0.9 2000 Kr 5
式中 Kk 为可靠系数取 1.2,Kf 为返回系数取 0.9,Ie 为额定电流二次值。 2、电流继电器的灵敏系数校验

K sen

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

3 6.3 × 21600× 2 20 = 3.06 > 1.3(近后备) 50000 1.2 × 3 × 20 × 2000 5 0.9 × 2000 5

式中

I k(2)min >

为为后备保护区末端(d3 点)两相金属性短路时流过保护的最小短路电流

(二次值)。 3、低电压继电器的整定 躲过电动机自起动时的电压整定: 低电压继电器由变压器低压侧(分支)电压互感器供电。 依整定计算导则:Uop=(0.5~0.6)Un。 取 Uop=0.6Un=0.6×100=60V。 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: 取 Uop.2=0.07Un=0.07×57.7=4.04V 5、动作时限整定 与主保护配合:取 t=3.5S。 6、保护出口:全停。 4.21 4.21 高压厂用变压器 A 分支零序过流保护 厂变压器低压中性线上 TA 变比为 300/5A。 1、根据最小运行方式下 6KV 低压厂用变压器高压侧出口发生单相接地(相当于 d3 点)时的 最小运行方式下

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最小短路电流计算,即: 高压厂用变压器中性点为经阻值为 12.12Ω的电阻接地,基准容量为 1000MVA,基准电压 为 6.3KV,其电阻标幺值为:

Z* = R ×

SJ 1000 = 12.12 × = 305 2 UJ 6 .3 2

依高厂变产品说明书:H.V.开路、L.V.1 加电、L.V.2 开路、Zo=0.12Ω 其零序阻抗的标幺值为:

Z O* = Z o ×

SJ 1000 = 0.12 × = 3.02 2 UJ 6.32

当 d3 点发生单相接地时,复合序网中零序阻抗的标幺值为: Zo*=3.02+3×305=918.02 △△当 △△ d3 点发生单相接地时,复合序网中正序(负序)阻抗的标幺值为: Z1*=Z2*=0.0717+0.378-0.62+4.64=4.47 高厂变低压侧中性点零序电流有名值为:

I1(1) =

3 1000 × = 296 .6 A 918 .02 + 4.47 × 2 3 × 6 .3
296.6 = 2 .5 A 2 × 300 5

所以定值整定如下:

I dz =

式中:2 为所取的可靠系数。 2.时限整定 t=1S t=1.5S 作用于分支跳闸。 作用于全停。

4.22 4.22 高压厂用变压器 B 分支零序过流保护 厂变压器低压中性线上 TA 变比为 300/5A。 1、根据最小运行方式下 6KV 低压厂用变压器高压侧出口发生单相接地(相当于 d4 点)时的 最小运行方式下 最小短路电流计算,即: 高压厂用变压器中性点为经阻值为 12.12Ω的电阻接地,基准容量为 1000MVA,基准电压 为 6.3KV,其电阻标幺值为:

Z* = R ×

SJ 1000 = 12.12 × = 305 2 UJ 6 .3 2

依高厂变产品说明书:H.V.开路、L.V.1 加电、L.V.2 开路、Zo=0.12Ω 其零序阻抗的标幺值为:

Z O* = Z o ×

SJ 1000 = 0.12 × = 3.02 2 UJ 6.32

当 d4 点发生单相接地时,复合序网中零序阻抗的标幺值为:

30

Zo*=3.02+3×305=918.02 △△当 △△ d4 点发生单相接地时,复合序网中正序(负序)阻抗的标幺值为: Z1*=Z2*=0.0717+0.378-0.62+4.64=4.47 高厂变低压侧中性点零序电流有名值为:

I1(1) =

3 1000 × = 296.6 A 918.02 + 4.47 × 2 3 × 6 .3

所以定值整定如下:

I dz =

296.6 = 2.5 A 2 × 300 5

式中:2 为所取的可靠系数。 2.时限整定 t=1S t=1.5S 4.23 4.23 通风启动 1、主变通风: (1)动作电流:取主变高压侧额定电流的 70%即:3.68×70%=2.58A (2)返回电流:2.58×90%=2.32A (3)延时时间:t=10S 2、高厂变通风启动 (1)动作电流:取高厂变高压侧额定电流的 70%即:3.6×70%=2.52A (2)返回电流:2.52×90%=2.27A (3)延时时间:t=10S 4.2 4.24 非电量保护 (1)发电机断水保护 延时时间:30S;保护出口:程序跳闸。 (2)发电机热工保护 延时时间: 0S;保护出口:全停。 (3)发电机励磁系统事故 延时时间: 0S;保护出口:全停。 (4)系统保护动作联跳 延时时间: 0S;保护出口:全停。 (5)紧急停机 延时时间: 0S;保护出口:全停。 (6)主变重瓦斯:全停。 : 作用于分支跳闸。 作用于全停。

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(7)高厂变重瓦斯:全停。 高厂变重瓦斯: (8)主变冷却器故障:全停。 主变冷却器故障: 主变压力释放:发信号。 (9) 主变压力释放 (10) 高厂变压力释放:发信号。 10) 高厂变压力释放: (11) 主变轻瓦斯:发信号。 11) 主变轻瓦斯: (12) 高厂变轻瓦斯:发信号。 12) 高厂变轻瓦斯: (13) 主变绕组温度高:发信号。 13) 主变绕组温度高: (14) 高厂变绕组温度高 14) 高厂变绕组温度高:发信号。 (15) 高厂变油位异常 15) 高厂变油位异常:发信号。 (16) 主变油位异常:发信号。 16) 主变油位异常: (17) 高厂变油温高:发信号。 17) 高厂变油温高: (18) 主变油温高:发信号。 18) 主变油温高: 4.24 跳闸方式 全停: 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 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。 程序跳闸: 程序跳闸:关闭主汽门,由程序逆功率解列灭磁。

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5

RCS-985A 装置定值单

由于 RCS-985 装置配有多个程序版本,本定值单尽供参考,具体工程根据型号对照说 明书。

5.1 装置参数
RCS-985A 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 0.00 FDJ001 1

5.2 5.2 系统定值
[保护投入总控制字 保护投入总控制字] 保护投入总控制字 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: 投入 投入 投入 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入 投入

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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: 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: 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: 主变联结方式 YYd-11: 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:

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

370.00 242.00 20.00 127.02 57.74 100 1200.00 5 0.00 5 1200.00 5 15000.00 5 600.00 5 0.00 5 投入 退出

50 300.00 0.85

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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: 轴电流 TA 副边 mA: 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:

20.00 11.55 57.74 33.3 20.00 220.00 15000.00 5 100.00 0.00 15000.00 5 0.00 5 0.00 5 2047.00 74.00 389.00 0.00 20.00

50.00 20.00 6.30 6.30 3.46 57.74 33.3 3.46 57.74 33.3 2000.00 5 2000.00 5 4000.00 5 4000.00 5 300.00 5

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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: 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: 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:

300.00 5 退出 退出 退出 退出 投入

50 3.235 20.00 0.941 0.00 57.74 33.33 00.00 5 4000.00 5 退出 退出 退出 投入 退出 退出

5.3 5.3 保护定值
保护定值单与系统定值的保护投入总控制字对应,如保护投入总控制字的功能退出, 保护定值单与系统定值的保护投入总控制字对应,如保护投入总控制字的功能退出, 以下定值单中相应功能块自动退出,装置上不再显示和打印,也不需整定。 以下定值单中相应功能块自动退出,装置上不再显示和打印,也不需整定。 RCSRCS-985A 1.05 装置主变保护定值清单 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: 差动速断投入: 0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入

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比率差动投入: 涌流闭锁功能选择: TA 断线闭锁比率差动: 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: 差动速断投入: 比率差动投入: 工频变化量比率差动投入: 涌流闭锁功能选择: TA 断线闭锁比率差动: 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: 阻抗 II 段第二时限 S: 阻抗 II 段第二时限跳闸控制字:

投入 0:二次谐波闭锁 退出(不闭锁)

0.50 6.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入 投入 退出 0:二次谐波闭锁 退出(不闭锁)

0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 00.00 0.00 0000 0.00 0000

37

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: 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: 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: 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: 零序过流 I 段经零序过压开放: (此定值由中调提供) 此定值由中调提供)

4.55 10.00 2.58 10.00 退出 退出 退出 退出 退出 投入 投入

0.00 20.00 04.00 783B 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0000 0.00 0.00 退出

38

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

RCSRCS-985A 1.05 装置主变保护定值清单 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: 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: 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: 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: 发电机相间后备保护 负序电压定值 V: 低电压定值 V: 过流 I 段定值 A: 0.00 0.00 0.00 0.30 4.00 0.07 0.50 783B 投入 投入 退出 退出(不闭锁)

0.00 0.00 0.00 0.00 3.00 10.00 1.00 0.20 783B 退出 退出 投入 投入 退出 投入 退出

39

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: 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: 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: 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: 三次谐波保护延时定值 S: 跳闸控制字: 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: 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:

0.00 0000 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出 退出 退出

12.7 24.0 1 1.20 1.20 0.30 5 783B 投入 投入 投入 投入 投入 退出

20.0 2.50 4.00

40

两点接地二次谐波电压 V: 两点接地延时 S: 跳闸控制字: 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: 定子过负荷保护 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: 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 发电机失磁保护 阻抗定值 1Ω: 阻抗定值 2Ω: 无功反向定值%: 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:

0.00 0.00 0009 投入 投入 投入 退出 退出

4.00 9.00 0000 4.00 9.00 4.00 0.50 37.5 1.05 0009

0.40 9.00 0000 0.40 9.00 0.40 0.34 3.5 10.0 0009

-2.05 -33.4 10% 58.6 117.2 1.6 0.00 84.0

41

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: I 段阻判据投入: 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: 阻抗圆选择: 无功反向判据投入: 低电压判据选择: 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: 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:
O O O

50.0 0.50 0.50 1.00 0.05 0000 0009 0009 0000 退出 退出 退出 投入 投入 投入 投入 投入 退出 退出 投入 异步圆 退出 发电机机端电压

4.67 -3.61 2.04 84.00 0.00 120.00 14.00 1.00 50.00 0009 投入 退出 退出 投入 退出

42

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: 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: 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: 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: (过励磁反时限保护动作时间偏短,校合机组过励磁能力) 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: 1.00 9 60.00 783B 130.0 0.50 7833 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000

1.10 4.00 0000 1.10 4.00 0000 1.10 4.00 1.3 1.00 1.3 1.00 1.25 4.00 1.20 7.00 1.15 10.00 1.15 10.00 1.10 20.00 1.10 20.00 7833

43

功率保护定值%: 功率保护跳闸延时 S: 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: 发电机频率保护 低频 I 段频率定值: 低频 I 段累计延时 M: 低频 II 段频率定值: 低频 II 段累计延时 M: 低频 III 段频率定值: 低频 III 段延时 S: 低频 IV 段频率定值: 低频 IV 段延时 S: 低频保护跳闸控制字: 过频 I 段频率定值: 过频 I 段延时: 过频 II 段频率定值: 过频 II 段延时: 过频保护跳闸控制字: 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: 启停机保护 频率闭锁定值 HZ: 主变差流定值: 高厂变差流定值: 发电机差流定值: 裂相差流定值: 励磁变差流定值:

0.00 0.00 0000 0.80 1.00 7833

48.50 20.00 48.00 4.00 47.50 20.00 47.00 4.00 7833 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 投入 退出 投入 退出 投入 投入 投入 投入 退出 退出 退出 退出

44.00 0.50 0.00 0.30 0.00 0.00

44

跳闸控制字: 零序电压定值 V: 零序电压延时 S: 跳闸控制字: 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: 发电机误上电保护 误合闸频率闭锁定值: 误合闸电流定值: 断路器跳闸允许电流定值: 误合闸延时定值: 误合闸跳闸控制字: 断路器闪络负序电流定值: 断路器闪络延时: 断路器闪络跳闸控制字: 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:

7833 12.7 2.00 7833 投入 退出 投入 退出 退出 投入 投入

0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出

RCSRCS-985A 1.05 装置励磁保护定值清单 励磁差动保护 差动起动电流定值: 差动速断电流: 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: 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: 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 退出 退出 波形识别 退出

45

励磁后备保护 负序相电压定值: 相间低电压定值: 过流 I 段定值: 过流 I 段时限: 过流 I 段跳闸控制字: 过流 II 段定值: 过流 II 段时限: 过流 II 段跳闸控制字: 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: 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: 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: 交流输入: 直流输入: 0.00 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 退出 退出 退出 退出

2.4 10.0 0000 2.4 10.0 2.4 1.00 33.90 2.4 0009 投入 退出 RCSRCS-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: 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: 差动速断投入: 比率差动投入: 0.50 8.00 0.00 0.10 0.70 0.15 783B 投入 投入

46

涌流闭锁原理: TA 断线闭锁比率差动: 高厂变电流速断功能投入: 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: 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:

二次谐波闭锁 退出(不闭锁) 退出

4.00 60.00 4.80 3.50 783B 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 2.52 10.0 0.00 0.00 投入 退出 投入 投入 退出 投入 退出

分支后备保护: 时计算得出) 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: 0.00 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: 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 3.70 1.00 2801 3.70 1.5 783B 0.00

47

过负荷延时 S: 零序过电压定值 V: 零序过电压延时 S: 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:

0.00 0.00 0.00 退出 退出 退出 退出 退出

分支后备保护: 时计算得出) 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) 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: 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: 非电量保护整定值 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: 0.00 783B 30.00 0009 0.00 783B 0.00 0.00 0.00 0000 0.00 0.00 0000 3.70 1.00 5001 3.70 1.50 783B 0.00 0.00 0.00 0.00 退出 退出 退出 退出 退出

48

非电量延时定值 S: 非电量跳闸控制字: 备用跳闸控制字: 非电量监视:

0.00 783B 0000 退出

5.3 计算定值 5.3 计算定
本定值单为装置自动计算出,不需整定, 本定值单为装置自动计算出,不需整定,供参考 RCSRCS-985A 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: 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: 3.67 0.00 3.56 26.70 3.67 3.56 42.38 3.39 3.39 0.00 3.60 3.60 4.72 4.72 0.93 2.48 63.51 882.00 10681.00 10189.00 10189.00 0.00 1443.50 4582.50 4582.50 93.50 1990.10

49

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: 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: 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:

330 57.69 99.87 126.94 1.27 60.57 104.00 60.57 104.00 9.01 14.60

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

50


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