发变组保护定值计算书实例.doc

一期工程4600MW发电机组1发变组保护整定计算书批准：审核：计算： 目录第一部分：概述（3）第二部分：发变组A柜保护整定计算1、发电机差动保护(8)2、发电机定子匝间保护(9)3、发电机电压制动过流保护(10)4、发电机100%定子接地保护(11)5、发电机对称过负荷保护(12)6、发电机负序过负荷保护(14)7、发电机失磁保护(16)8、发电机失步保护(17)9、发电机过电压保护(19)10、发电机过激磁保护(19)11、发电机逆功率保护(20)12、发电机程跳逆功率保护(20)13、发电机频率异常保护(21)14、发电机起停机保护(21)15、发电机突加电压保护(21)16、励磁变差动保护(22)17、励磁变速断保护(24)18、励磁变过流保护(25)第三部分：发变组C柜保护整定计算1、主变压器差动保护差动(25)2、主变高压侧复合电压过流保护(27)3、主变高压侧零序过流保护(29)4、主变低压侧接地保护(29)5、主变过激磁保护(29)6、主变过流启动通风保护(29)7、高压厂变差动保护(30)8、高压厂变高压侧延时速断保护(32)9、高压厂变复压闭锁过流保护(32)10、高压厂变低压侧中性点零序过流保护(33)11、高压厂变低压侧过流保护(34)12、高压厂变低压侧限时速断保护(35)13、高压厂变过流启动通风保护(35)第一部分：概述一、保护配置简介：电厂#14机组为一期工程新投机组，发变组保护按双套主保护、双套异常运行保护，双套后备保护的完全配置，符合电力系统保护双重化的要求，两套独立完全的装置，每套装置具有主保护与后备保护的全部功能。14机组每台机组设A、B、C、D、E和F六面屏。其中：A、B两块屏分别配置一套南自DGT-801A和南瑞RCS-985G装置作为发电机、励磁变的电气量保护；C、D两块屏分别配置一套南自DGT-801B和南瑞RCS-985B装置作为主变、A厂变、B厂变的电气量保护。非电量保护由南瑞继保供货，独立组在E屏，包括两台RCS-974E变压器非电量保护装置，F柜为管理机屏。二、技术原则：1、发电机、主变压器、高厂变及高压备变均由本身的差动等保护构成双重快速主保护，在保护范围内发生短路故障时，保护装置动作出口。2、后备保护采用复合电压过流保护、对称过负荷及不对称过负荷保护等，作为本元件及相邻元件的后备保护，动作时间上、下级互相配合，保证动作的选择性。3、按继电保护有关规程及规定，还装设了其它一些辅助保护及开关量保护。这些保护的动作值不需与其它保护配合。三、整定依据及资料：1、 一次系统接线图。2、 二次接线图。3、 主设备厂家说明书。4、 保护装置说明书。5、 电力工程设计手册。6、 大型发电机变压器继电保护整定计算导则（DL/T 684-1999）7、 二十五项反事故措施规定。四、系统基准容量及基准电压：Sj取1000MVAUj取各电压等级的平均额定电压525KV 、20KV、6.3KV五、运行方式说明：最大运行方式说明：系统最大，1机运行。最小运行方式说明：1、500KV系统侧：双回线单停。2、乌沙山电厂：对发电机：1机停。 对变压器：14主变停两台六、中性点接地方式：（一）、发电机：#1发电机中性点经接地变压器高阻接地。（二）、主变压器：#1主变压器高压侧中性点直接接地。（三）、#1机6KV厂用系统：中性点经低阻接地。（四）、#1机380V厂用系统：中性点直接接地。七、系统阻抗：（一）、正常运行方式：1、500KV系统：X1=0.06 X0=0.11（二）、最小运行方式：1、500KV系统：X1= 0.11 X0= 0.19八、主设备参数：（一）、#1发电机：1、额定功率：600MW（667MVA）2、额定电压：20KV3、额定电流：19.245KA4、额定功率因素：0.95、额定励磁电流：4128A6、额定励磁电压：421.8V7、额定频率：50HZ8、额定转速：3000r/min9、绕组接法：2Y10、同步电抗：Xd=2.161311、瞬变电抗：Xd=0.267112、超瞬变电抗：Xd=0.2038313、负序电抗：X2=0.2011214、零序电抗：X0=0.0959615、效率：98.95%（二）、#1主变压器：1、型号：SFP-720MVA/500KV2、额定容量：720MVA3、额定电压：540+2x2.5%/20kV4、连接组别：Yn，d115、短路电压：18%（7.5%）（三）、#1励磁变：1、ZSCB9-6000/20/0.892、额定容量：6000KVA3、额定电压：20KV/890V4、额定电流：173.2/3892A5、连接组别：Yd116、短路电压：8%（四）、#1高厂变：1、型号：SFZ10-39000/202、额定容量：39MVA3、额定电压：208X1.25%/6.3KV4、连接组别：Dyn15、短路电压：15%（+6%-4%）九、短路点设置：1、主变高压侧：d12、发电机出口：d2 3、高厂变6KV侧外部：d34、励磁变低压侧：d45、高压备变6KV侧外部：d5十、保护配置：（一）保护出口方式：1发电机、励磁变电量保护跳闸方式1.1发电机全停：关主汽门，跳灭磁开关，跳发电机出口开关，启动发电机出口开关失灵保护，闭锁发电机出口开关合闸。1.2程序跳闸：保护动作后，先关主汽门待逆功率条件满足，解列灭磁。1.3解列灭磁：跳发电机出口开关，跳灭磁开关，启动发电机出口开关失灵保护，闭锁发电机出口开关合闸。1.4解列发电机：跳发电机出口开关，启动发电机出口开关失灵保护，闭锁发电机出口开关合闸。2 .主变压器、高压厂变电量保护跳闸方式2.1变压器全停I：跳500kV侧开关，跳6kV工作进线开关，跳发电机出口开关，关主汽门，跳灭磁开关，起动500kV开关失灵保护，起动6kV厂用电源快速切换，闭锁500KV侧开关合闸，闭锁6KV工作进线开关合闸，闭锁发电机出口开关合闸，闭锁500KV中开关重合闸。2.2变压器全停II：跳500kV侧开关，跳6kV工作进线开关，跳发电机出口开关，关主汽门，跳灭磁开关，起动6kV厂用电源快速切换，闭锁500KV侧开关合闸，闭锁6KV工作进线开关合闸，闭锁发电机出口开关合闸，闭锁500KV中开关重合闸。2.3跳厂变A低压侧开关：跳6kV工作A段进线开关，闭锁6kV厂用A段快切，闭锁6KV工作A段进线开关合闸。2.4跳厂变B低压侧开关：跳6kV工作B段进线开关，闭锁6kV厂用B段快切，闭锁6KV工作B段进线开关合闸。2.5启动主变通风： 发信号2.6启动厂变A通风：发信号2.7启动厂变B通风：发信号3.主变压器、高压厂变非电量保护跳闸方式3.1变压器全停I 3.2变压器全停II （二）发电机与励磁变电量保护配置（A屏DGT-801A与B屏RCS985 G各一套）序号保护功能出口方式1发电机差动保护发电机全停2发电机定子匝间保护发电机全停3发电机电压制动过流保护发电机全停4发电机100%定子接地保护3U0发电机全停，3W发信号5发电机对称过负荷保护定时限发信号，反时限起动程序跳闸6发电机负序过负荷保护定时限发信号，反时限起动程序跳闸7发电机失磁保护发电机全停8发电机失步保护发信号或发电机全停9发电机过电压保护发电机全停10发电机过激磁保护定时限发信号，反时限起动程序跳闸11发电机逆功率保护发电机全停12发电机程跳逆功率保护解列灭磁13发电机频率异常保护发信号或程序跳闸14起停机保护发电机全停15突加电压保护解列发电机16发电机紧急停机发电机全停17发电机断水程序跳闸18励磁变压器差动保护发电机全停19励磁变速断保护发电机全停20励磁变过流保护发电机全停21励磁系统故障发电机全停22励磁变温高高发信号（三）主变与高压厂变电量保护配置（C屏DGT-801B 与D屏RCS985B各一套）序号保护功能出口方式1主变压器差动保护变压器全停I2主变高压侧复压过流保护变压器全停I3主变高压侧零序过流保护变压器全停I4主变低压侧接地保护发信号5主变压器过激磁保护变压器全停I6主变过流启动通风保护发信号7高压厂变差动保护变压器全停I8高压厂变高压侧速断保护变压器全停I9高压厂变电压闭锁过流保护短延时跳低压侧开关，长延时起动变压器全停I10高压厂变中性点零序过流保护短延时跳低压侧开关，长延时起动变压器全停I11高压厂变低压侧限时速断跳低压侧开关12高压厂变低压侧过流跳低压侧开关13高压厂变过流启动通风保护发信号14零功率切机保护发电机全停（四）、主变及厂变非电量保护配置（RCS974AG两套）序号保护功能出口方式1主变重瓦斯变压器全停II2主变压力释放发信号3主变突发压力继电器动作发信号4主变绕组温高2段发信号5主变油温高2段发信号6主变冷却系统全停变压器全停II7500kv断路器非全相保护发信号8厂变重瓦斯变压器全停II9厂变压力释放发信号10厂变突发压力继电器动作发信号11厂变绕组温高2段发信号12厂变油温过高2段发信号13厂变有载开关压力释放发信号14厂变有载调压开关重瓦斯变压器全停II15发电机断路器失灵变压器全停II16500kv断路器失灵联跳发变组变压器全停II注：各变压器本体及有载调压轻瓦斯、油流、油位、油温温度高1段及绕组温度高1段动作接点直接进热工DCS柜报警，不再进发变组保护装置非电量保护。第二部分：发变组A柜保护整定计算1、发电机差动保护发电机差动保护采用循环闭锁比例差动特性，做为发电机内部故障的主保护，主要反应定子绕组和引出线相间短路故障。该保护动作于发电机全停方式。发电机GCB内CT：GT001 25000/5A 5P20 100VA发电机中性点侧CT：GT002 25000/5A 5P20 200VA1.1、差动保护启动电流：依据导则4.1.1，最小动作电流应大于发电机额定负荷运行时的不平衡电流，即或 =式中：可靠系数，取1.5；发电机额定电流；发电机额定负荷状态下，实测差动保护中的不平衡电流。 发电机内部短路时，特别是靠近中性点经过渡电阻短路时，机端或中性点侧的三相电流可能不大，为保证内部短路的灵敏度，最小动作电流不应无根据地增大，实际可取，一般宜选用，考虑保护装置通道调整误差，同一母线上其他机组投运冲击以及区外故障切除后制动电流减小，两侧CT特性差异等原因，有可能进入动作区，故厂家推荐为。考虑新投机组，暂取0.219245/5000=0.77A，实测差动保护中的不平衡电流后，再对定值进行修正。1.2、比率制动系数的整定：根据厂家说明书，对发电机完全纵差的比率制动系数Kz取0.30.4，取0.4。1.3、拐点电流：厂家建议Ig取（0.50.7）Ie，取Ig为0.6Ie=0.63.8492.3A。1.4、负序电压：根据厂家说明书，解除循环闭锁的负序电压（二次值）可取U2=(912)V，取10V。1.5、差动速断倍数：原则：按躲过区外三相短路时产生的最大不平衡差流整定，厂家建议：Is=（4-8）Ie，取4Ie1.6、差动保护灵敏度校验：差动保护的灵敏度应大于等于2，Kz、Iq、Iz按照厂家建议取值时灵敏度能满足要求。灵敏系数应按最小运行方式下机端两相金属性短路(d2)时计算,根据计算最小短路电流和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应动作电流Id,则灵敏系数为：式中：=81780A（依据短路电流计算表），折算到二次侧为16.36A，制动电流值Iz为其1/2即8.18A，远大于拐点电流，故IdKz（IzIg）+Iq=0.4(8.18-2.3)+0.77=3.122A式中：Id为差动动作电流；Ir为制动电流；Kz为比率差动制动系数；Ig为拐点电流，Iq为差动保护启动电流值。1.8出口方式：发电机全停.2、发电机匝间保护：采用纵向零序电压匝间保护原理方案。发电机GCB内CT：GT001 25000/5A 5P20 100VA发电机机端侧PT：GU001 20/3/0.1/3KV 3P级 200VA发电机机端侧PT：GU003 20/3/0.1/3KV 3P级 200VA 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，取10V。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最大不平衡电压整定，一般取=(0.40.8)3U0h，厂家建议取3V左右，取2.5V，投运后根据监视显示调整。2.3压差U：压差U的整定值，应确保专用TV一次断线时，其二次相间电压与普通TV同名相相间电压的差压等于整定值的23倍。考虑到正常运行时专用TV二次及普通TV二次均有负载及专用TV一次保险熔断有延时及抖动，厂家建议取710V。故取9V。2.4三次谐波额定电压U03wn：U03wn取发电机额定负荷下三次谐波电势。一般取25V，取4V，投运后根据监视显示调整。2.5三次谐波增量制动系数Kz：一般Kz0.40.5，故取0.52.6动作时间：躲过专用TV一次断线t0=0.15秒动作于发电机全停。2.7负序功率方向控制字P2F：负序功率的动作方向应指向机内，预整定为1，即动作正向指向区内，投运后根据监视显示调整。注：由于电流取自机端侧CT，所以在发电机并网前空载运行期间P2F为0，匝间保护受负序功率方向闭锁会拒动。故增加另一套不受负序功率方向闭锁的匝间保护，在并网前投入，并网后退出。3、发电机电压制动过流保护：采用带电流记忆功能，经复合电压闭锁原理方案，主要作为发电机相间短路的后备保护。发电机中性点侧CT：GT002 25000/5A 5P20 200VA发电机机端侧PT：GU001 20/3/0.1/3KV 3P级 200VA 3.1电流定值原则：按躲过发电机额定电流整定Ig=5.3A灵敏系数按主变压器高压侧母线两相短路的条件校验，依据短路电流计算书发电机提供为45000A，故Ksen= 1.71.23.2低电压定值：按躲过发电机强励、失磁运行或大型电动机自启动时出现的低电压值来整定：取0.60100=60V灵敏系数按主变高压侧母线三相短路的条件校验, 依据短路电流计算书20KV侧为0.1，发电机提供为51948A：Ksen=2.31.23.3负序电压定值：原则：按躲过正常运行时不平衡电压整定U2g=（0.080.10）Un=（0.080.10）100V=810v，取8V，注：其中Un为线电压。灵敏系数按主变高压侧母线两相短路的条件校验，依据短路电流计算书，发电机负序电抗标么值为0.3279，为0.1312，时发电机提供的负序电流为A，故Ksen=2.141.53.4时间元件整定按大于变压器后备保护时间考虑，因主变相间短路后备保护动作时限为2秒，故取t1及t2=Ttdzj+t=2.5秒。3.5电流记忆时间：t0应略大于t1及t2，取2.7秒。3.6出口动作于发电机全停。4、发电机定子接地保护：采用基波零序电压和三次谐波零序电压双频式保护构成100定子接地保护原理方案。发电机机端侧PT：GU001 20/3/0.1/3KV 3P级 200VA发电机中性点PT：GU000 20/3/0.1KV 140KVA 4.1基波零序电压保护灵敏段取机端及中性点零序电压，动作电压3U0g应按躲过正常运行时机端PT开口三角绕组及中性点配电变压器二次绕组的最大不平衡电压Uunb.max整定：根据厂家说明书应取510V，故暂取10V。4.2应校核系统高压侧接地短路时，通过升压变压器高低压绕组间的每相耦合电容CM传递到发电机侧的零序电压Ug0大小，Ug0可能引起基波零序过电压保护误动作。因此，应从动作电压整定值及延时两方面与系统接地保护配合。为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势。 为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容。据厂家提供数据为为主变压器低压绕组每相对地电容。厂家提供数据为为发电机及机端外接元件【出口断路器(0.5)、两台高厂变（0.02082）、励磁变高压绕组、电压互感器高压绕组及母线等（估计值0.01）】每相对地总电容。为3倍的发电机中性点对地基波电阻，厂家提供数据为3变压器高压侧发生短路时，传递到发电机中性点的基波零序电压为所以取10V不会误动，该值对应保护范围是，即有10%的保护死区。4.3动作时间应大于外部（主变高压侧）接地故障时最大切除时间，因主变高压侧零序电流延时为4.5秒，动作时间太长，故可不与之配合，跟线路接地距离III段1.6秒配，取23S。故取2秒，动作于发电机全停。4.4三次谐波电压式定子接地保护：K1、K2、K33W定子接地保护调整系数定值，K1、K2装置自动跟踪调整，K3的整定有两种方法。一种是在发电机小负荷工况下，设置一23K接地电阻，使3保护刚刚动作后，确定并写入K3值。另一种方法，是在发电机空载额定电压，操作界面键盘，输入K3值。U3wT、U3wN发电机中性点及机端三次谐波电压时间整定：躲过区外故障后备保护，延时取56S，故取6S，发信号。5.发电机对称过负荷：发电机中性点侧CT：GT002 25000/5A 5P20 200VA该保护反应发电机定子绕组的平均发热状况。5.1定时限过负荷保护定时限过负荷只设一段报警，动作电流按发电机长期允许的负荷电流下能可靠反回的条件整定式中 Krel可靠系数取1.05;Kr为返回系数取0.95;Ie为发电机额定电流(二次值)。保护时限按躲过后备最大延时：t11=6S动作于信号。5.2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,由发电机厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定定子电流过负荷:按表所列的过负荷,允许其间隔时间不低于30min持续时间(S)102030405060容许过负荷倍数2.171.691.51.391.321.27反时限动作特性的下限电流Is按与定时限过负荷保护配合的条件整定IsKc0Ie1.163.8494.47A 式中：Kc0配合系数，取1.16。时限按发电机允许过负荷能力曲线上1.16Ie对应时间的0.80.9倍来整定。通常取300600S。 108S，故取100S式中K1为定子绕组热容量系数，机组容量Sn1200MVA时，K137.5（发电机厂家要求按发电机技术协议提供的数据进行整定，即秒，适用范围为1060秒，I*为定子额定电流为基准的标幺值），若反时限保护上限电流按发电厂高压母线三相短路时发电机提供的短路电流来整定。一般为其1.051.1倍。 =若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 =式中：Ijn发电机基准电流，A；Ksat饱和系数，取0.8； 发电机次暂态电抗(非饱和值)标么值；naTA变比。分析以上两种情况下的反时限电流上限值及上限延时：若取主变高压侧三相短路电流的1.1倍9A作为反时限上限电流值，上限延时定为8.4S，则当发电机机端三相短路时，二次短路电流达21.7A远大于9A，允许运行时间将小于8.4秒，但保护装置仍将延时8.4S动作，故对发电机是不安全的。若取发电机机端三相短路电流作为反时限上限电流，上限延时定为1.22秒，则当主变高压侧三相短路时，发电机二次短路电流达9A，此时短路电流小于上限电流，保护按反时限特性动作。反时限电流上限动作值21.7A，取上限延时1.2秒，动作于程序跳闸。当短路电流小于上限电流时，保护按反时限动作特性动作。热值系数K1及散热系数K2：根据发电机技术协议K1为37.5，K2取1.0。6.发电机负序过负荷：发电机中性点侧CT：GT002 25000/5A 5P20 200VA 该保护针对发电机的不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称故障，反应发电机转子表层过热状况。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10Ie通常取（810），式中Krel可靠系数取1.2,Kr返回系数取0.95,I2为发电机长期允许的负序电流标幺值, 发电机厂提供数据为0.08；Ie为发电机额定电流(二次值)。保护时限：适当考虑躲过主变及出线后备最末段，t11=6S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，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，式中K1为转子表层承受负序电流的常数，发电机厂提供数据为10秒；I2*为发电机负序电流标幺值，K2为发电机长期允许的负序电流标幺值的平方取0.0064。(2)反时限上限定值整定主变高压侧两相短路时发电机提供的负序电流的1.05倍作为反时限上限电流：式中，为发电机的次暂态电抗(不饱和值)及负序电抗标幺值；为饱和系数取0.8；为主变短路电抗；1.055.45.67A，反时限上限延时定值按与发电厂高压母线出线的纵联保护或距离I段保护动作时间相配合整定。一般取（0.30.5）S若取发电机机端两相短路负序电流作为反时限上限电流： 此时反时限上限延时定值：，取1秒分析以上两种情况下的反时限电流上限值及上限延时：若取主变高压侧两相短路负序电流作为反时限上限电流值，上限延时定为4.6S，则当发电机机端两相短路时，负序二次电流达10A，I2/In为10/3.8492.6，此时保护装置将延时4.6秒动作，而按照附表曲线此时发电机只能继续运行不到2.5秒，故对发电机是不安全的。若取发电机机端两相短路负序电流作为反时限上限电流，上限延时定为1秒，则当主变高压侧两相短路时，发电机负序二次电流达5.67A，I2/In为5.67/3.8491.47，此时短路电流小于上限电流，保护按反时限特性动作，查附表曲线发电机可继续运行5秒以上。故取反时限电流上限动作值为10A，上限延时为1秒。 (3)反时限下限电流定值整定反时限动作特性的下限电流，一般按1000S对应的动作电流整定。（4）保护出口：程序跳闸。另附表I2/IN1.01.411.582tS10542.57.发电机失磁保护：采用阻抗型失磁保护原理电流取自发电机GCB内GT001变比为25000/5机端电压取自发电机机端GU001变比为系统电压取自主变高压侧GS400变比为1、发电机失磁保护的判据为防止给发电机转子回路增加干扰，引起转子一点接地保护误动，取消转子低电压判据。(1)阻抗判据异步边界圆:为保证发电机带大负荷失磁后可靠动作，阻抗圆应为异步边界圆的1.11.2倍。阻抗圆圆心：19式中 、Xd 为发电机暂态电抗和同步电抗标幺值,取不饱和值；Ue，Se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。(2)过功率判据:不投（3）低电压判据：本判据同时取于发电机机端电压及500KV母线电压系统低电压动作值：按发电机失磁后不破坏系统稳定来整定，一般按(0.850.9)Uhe整定，Uhe为系统母线额定线电压二次值。机端低电压动作定值：按照躲强励及不破坏厂用电安全取85V2、失磁保护的判据组合：(1)失磁保护I段：定子判据,长延时t1=t20.5S动作于跳闸（因保护逻辑中阻抗圆出口已有1.5秒的固定延时） (2)失磁保护段： 系统低电压判据+定子判据, 不投 (3)失磁保护段：机端低电压判据+定子判据, 延时t4=0S跳闸（因保护逻辑中阻抗圆出口已有1.5秒的固定延时） (4)失磁保护段：不投（5）保护出口：发电机全停。参考：技术数据取自发电机产品说明书(1) P(%) 100 60 40 0 1.0 2.5 15 t(min)失磁运行曲线8.发电机失步保护： 电流取自TA：发电机机端GT001变比为：25000/5电压取自TV：发电机机端GU001变比为：(1)遮挡器特性整定：（1.1）电抗定值Xt（二次有名值）电抗Xt定值应使系统振荡时保护可靠不动。故 (1.2)阻抗边界R1（二次有名值）为给断路器创造一个良好的断开条件，。ctg（0.303530.2）ctg=2.2其中：基准容量为发电机视在功率。(1.3)阻抗边界R2（二次有名值）=1.1(1.4)阻抗边界R3（二次有名值）=1.1(1.5)阻抗边界R4（二次有名值）=2.2(1.6)测量阻抗在各区停留时间T1,T2,T3及T4的整定为使失步保护在系统短路故障时不误动，T1,T2,T3及T4应足够长。另外，为使失步保护能可靠动作，T1,T2,T3及T4应小于最小振荡周期下测量阻抗在各区内的实际停留时间。设系统振荡时最小的振荡周期为Tus（华东电力调度交易中心提供0.21.5秒），取0.7S,并在系统振荡时，发电机功角的变化是匀速的，则测量阻抗在I区内的停留时间为：，式中2arcctg=2arcctg=整定=0.50.7=0.027S 系统振荡时测量阻抗在II区停留的时间为整定=0.520.7=0.062S整定小于系统振荡时测量阻抗在III区停留时间，整定0.027S整定小于系统振荡时测量阻抗在IV区停留时间，可在0秒与之间选取。取0.01S (4)开断电流Ib 所谓开断电流，系指断路器断开时流过开关触点的电流。该电流不能大于开关允许的额定遮断电流。实际上，在对各阻抗区边界R1、R2、R3及R4的定值整定时已经避开了在180度跳开关的可能性。故在保护逻辑框图中，可以省去此闭锁条件。(5)失步保护滑极定值整定振荡中心在区内时, 滑极整定2次。保护出口：发电机全停。9发电机过电压保护电压取自TV：发电机机端GU001变比为：根据发电机过电压能力（1.2倍60秒，1.25倍6秒），结合主变压器过电压能力（1.2倍120秒，1.3倍36秒）：(1)Ug=1.25Ugn=，式中 Ugn为发电机额定相间电压(二次值)。(2)延时整定T=1S，动作于发电机全停。10发电机过励磁保护电压取自TV：发电机机端GU001变比为：过励磁倍数N为：式中 U,f为运行电压和频率;Ugn,fgn为发电机额定电压和频率;U*,f*为电压和频率的标幺值;B,Bn为磁通量及额定磁通量。1.定时限过励磁保护设一段发信：过励磁信号I段：，延时t=6S发信2、 反时限过励磁保护依发电机厂家资料短时U/f能力曲线：U/f31.251.21.171.151.141.131.12 1.101.07允许时间012S60S120S300S480S600S800S 1800S3000S整定时间0S1S3S6S18S24S30S40S 90S300S3、保护出口：程序跳闸。11发电机逆功率保护：电压取自TV：发电机机端GU001变比为：电流取自TA：发电机机端GCB内GT001变比为：25000/5 该保护防止汽轮机叶片损坏。(1)逆功率保护动作功率整定：=krel(P1+P2)=0.5(1-98.95%)600+6002%=9.15MW (折算到二次侧)式中Krel可靠系数取0.5;P1为发电机在逆功率运行时的最小损耗；P2为汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,取额定功率2%,取P2=(1-)Pe,为发电机效率,取98.95%;Pe为发电机额定功率。厂家建议整定1%的额定有功，即取：0.01Pe=0.01600=6MW，折算到二次侧为6W。故取：=6W(2)延时整定逆功率保护,不经主汽门触点闭锁,延时t11.5S动作于信号,动作于发电机全停时, ,躲振荡及并网情况下的功率摆动，结合汽轮机允许的逆功率运行时间,通常t2不超过1分钟，一般取10S30S，取t2=10S。12发电机程序跳闸逆功率保护：程序逆功率，经主汽门触点闭锁，延时0.51.5S动作于解列灭磁(故取1S)。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,其定值也为0.008X600MW4.8MW，(折算到二次侧4.8W) 。保护出口：解列灭磁。13发电机频率异常保护：电压取自TV：发电机机端GU001变比为：运行中允许其频率变化的范围为48.551.0HZ。导则频率异常运行允许时间建议值频率HZ允许运行时间频率HZ允许运行时间累计min每次S累计min每次S51.051.5303047.548.0606048.5-51.0连续运行 47.047.5101048.048.5300300低频保护设两段：FF1=47.5HZ时t16s，发信FF2=47HZ时t26s，程序跳闸高频保护设一段：FF1=51.5HZ时t13s，发信14发电机起停机保护：中性点零序电压取自发电机中性点接地变压器二次侧，GU000变比为。(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10V（故我们取10V）。延时不小于定子接地基波零序电压保护的延时，t=2S作用于发电机全停。（2）保护出口：发电机全停。注：保护受发电机出口断路器辅助接点闭锁。15发电机突加电压保护：电流取自TA：发电机机端GT001变比为：25000/5电压取自TV：发电机机端GU001变比为：保护整定：(1) 动作电流Ig整定值：一般取(1020)%Ie，取Ig15Ie0.153.8490.6A，其中Ie3.849A（发电机二次额定电流）。(2) 负序电流动作值I2g整定值：发电机出口设断路器，不考虑断路器闪络，故取消该判据。 (3) 正向阻抗Z1F和反向阻抗Z1B的整定：在阻抗复平面上，阻抗判据动作特性为一阻抗圆。阻抗判据引入的是机端电压和电流，为确保在非同期合闸后的振荡过程中阻抗判据能可靠动作，正向阻抗Z1F和反向阻抗Z1B可近似按下式整定：Z1FKrel=1.30.303536（欧姆）Krel可靠系数，取1.21.3，发电机暂态电抗标么值Z1B0.15 Z1F0.156=0.9（欧姆）（4）启动失灵延时t21:发电机出口设断路器，不考虑断路器闪络，故取消该判据。（5）误上电动作出口延时t11的整定：取0.1秒。（6）断路器合闸后延时返回时间t12的整定：为确保误上电保护能可靠出口，其返回延时t12t11ts=0.1+3=3.1秒，式中ts时间裕度，一般可取35秒，通常t12取4秒。（7）t13和t14的整定：防止正常同期合闸所需要的延时，一般t13/t14和整定测量阻抗有关。t13应满足t11t13小于t12，取t13为1.5秒。t14应按阻抗判据在振荡时误返回的条件来整定，可取0.51秒。故取1秒。注：该保护受发电机出口断路器辅助接点及磁场开关辅助接点闭锁。（8）保护动作于解列发电机。16励磁变差动保护：采用比率制动式差动保护原理励磁变高压侧CT：GT001 300/5A 5P20 50VA励磁变低压侧CT：GT004 5000/5A 5P20 30VA 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： 式中： Ubhn 为变压器高压侧额定电压;Sn为变压器额定容量。低压侧： 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： （nbh为励磁变高压侧TA变比300/5）低压侧： （nbl为励磁变低压侧TA变比5000/5）。(3)差动各侧平衡系数计算各相差动元件的计算电流：高压侧：2.895A；低压侧：3.892A高压侧： 平衡系数低压侧： 平衡系数以上基准侧为励磁变低压侧。(4)差动各侧电流平衡补偿变压器各侧电流互感器二次均采用星形接线，装置自校。(5)差动电流起动定值Iq的整定：Iq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：一般Iq（0.40.5）Ie，因励磁变两侧CT变比相差较大，且二次侧谐波含量较大，故取Iq=0.52Ie=0.522.89=1.5A。(6)比率制动系数Kz的整定按躲过变压器出口三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定（即过拐点的斜线通过出口区外故障最大差流对应点的上方）。一般取Kz0.480.52，故取0.5。（7）拐点电流Ig： 因变压器两侧CT变比及其暂态特性差异较大。为躲过区外远处故障或近区故障切除瞬间产生较大不平衡差流的影响，厂家建议值为：Ig（0.50.7）Ie，故取0.6Ie0.62.891.7A（8）二次谐波制动比：为防止变压器空载合闸时，由于合闸涌流的存在而造成差动保护的误动，特设二次谐波闭锁功能，当差流中二次谐波分量超过设定值，保护被闭锁。二次谐波制动比表示差动电流中的二次谐波分量与基波分量的比值，依据导则，二次谐波制动比整定为15%20%。（空载合闸涌流中各分量分布跟变压器的结构工艺有关系且有很大的离散性，此定值需经空载合闸不误动进行检验）。根据保护说明书，可取0.130.15，故取0.15。（9）差动速断倍数Is：按躲过变压器外部短路时最大不平衡差流来整定，对于大型发电厂内容量较小且空投的变压器，可取89，因为励磁变不空投，故取6倍。（10）解除TA断线功能差流倍数Ict：差流大于Ict整定值时，解除TA断线判别环节。一般TA断线引起的差流小于最大负荷电流，故Ict0.81.1（倍），因TA断线是危险的，故厂家建议去掉TA断线闭锁功能，即Ict1（倍），控制字为0。(11)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(d4)两相金属性短路计算,根据计算最小短路电流和相应的制动电流Ir,在动作特性曲线上查得对应动作电流Id,则灵敏系数为：，根据南自说明，灵敏系数大于1.5是可以的式中：=1838A，折算到二次侧为30.6A，同时该值也为制动电流值Iz，远大于拐点电流，故IdKz（IzIg）+Iq=0.5(30.6-1.7)+1.5=15.95A式中：Id为差动动作电流；Ir为制动电流；Kz为比率差动制动系数；Ig为拐点电流，Iq为差动保护启动电流值。2、保护出口：发电机全停17励磁变速断保护：励磁变高压侧CT：GT001 300/5A 5P20 50VA（1）电流速断保护动作电流的整定按保证励磁变低压侧最小运行方式下两相短路时，保护灵敏系数不小于2整定。,为可靠取10A校验:按发电机强励电流倍数进行校验:查发电机额定励磁电流4128A,强励电流为2倍额定励磁电流.对应励磁变高压侧强励电流：，二次值为5A（2）0.5秒动作于发电机全停。18励磁变过流保护：励磁变高压侧CT：GT001 300/5A 5P20 50VA（1）.动作电流按躲过最大负荷电流整定，励磁变的最大负荷是满足发电机两倍强励电流。最大负荷电流 式中：额定励磁电流； 励磁变变比。式中：可靠系数，取1.3；最大负荷电流。时间躲强励取8秒。（2）.灵敏度校验：按最小运行方式下，励磁变低压侧发生金属性两相短路时的最小短路电流I(2)d4,min校验。要求Klm1.5（3）保护动作于发电机全停。第三部分：发变组C柜保护整定计算1 主变压器差动保护：1、变压器稳态比率差动5011侧CT：GS302 4000/1A ；5012侧CT：GS313 4000/1A 厂变A侧CT：GT004 6000/5A ；厂变B侧CT：GT004 6000/5A 发电机侧CT：GT008 25000/5A (1)变压器各侧一次额定电流： 高压侧： 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： 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： （nblh为主变高压侧TA变比4000/1）。低压侧： （nblh为主变低压侧TA变比25000/5）。(3)差动各侧平衡系数计算各相差动元件的计算电流：高压侧：0.20.346A；低压侧：4.16A高压侧：平衡系数低压侧：平衡系数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，装置自校。(5)差动电流起动定值Iq的整定：Iq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：一般Iq（0.40.5）Ie，故取Iq=0.4Ie=0.44.16=1.66A。(6)比率制动系数Kz的整定按躲过变压器出口三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定（即过拐点的斜线通过出口区外故障最大差流对应点的上方）。一般取Kz0.480.52，故取0.5。（7）拐点电流Ig： 因变压器两侧CT变比及其暂态特性差异较大，为躲过区外远处故障或近区故障切除瞬间产生较大不平衡差流的影响，厂家建议值为：Ig（0.50.7）Ie，故取0.6Ie0.64.162.5A（8）二次谐波制动比：为防止变压器空载合闸时，由于合闸涌流的存在而造成差动保护的误动，特设二次谐波闭锁功能，当差流