南瑞发变定值计算

RCS985发电机变压器成套保护装置300MW机组保护整定计算书300MW机组发电机变压器保护定值计算1原始资料211发电机变压器参数212整定计算相关资料22短路电流计算33发电机变压器组保护配置方案631发电机变压器主接线方式632发电机变压器保护配置74整定计算841发电机差动保护842主变压器差动保护943发电机纵向零序电压匝间保护1244定子绕组接地保护1245转子接地保护1346定子绕组对称过负荷保护反时限1447励磁绕组过负荷保护1448转子表层负序过负荷保护发电机负序过负荷保护1549发电机失磁保护16410发电机失步保护19411发电机过励磁保护21412发电机频率异常运行保护21413发电机逆功率保护22414发电机定子过电压保护23415启停机保护23416厂变压器差动保护23417发变组差动保护25418主变压器零序过流过压保护27419主变压器过负荷保护27420高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护27421高压厂用变压器A分支零序过流保护28422高压厂用变压器B分支零序过流保护29423通风启动29424非电量保护30424跳闸方式305RCS985A装置定值单3151装置参数3152系统定值3153保护定值3453计算定值471原始资料11发电机变压器参数（1）发电机QFSN30020B水氢氢PN300MW；COS085；UN20KV；IN10189A；XD1458饱和值；XD1694非饱和值；XD2125饱和值；XD2415非饱和值；XD1844饱和值；XD1844非饱和值。（2）主变压器SFP10370000/242SN370000KVA；242225/20KV，YN,D11；UD14。（3）厂用变压器SFF50000/20SN50000/3150031500KVA；20225/6363；UD12UD1221；D,YN1YN1（4）励磁变压器SN3235KVA；20/094KV；D,Y11。12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RCS985A型发电机变压器成套装置技术使用说明书RCS974A型发电机变压器成套装置技术使用说明书技术数据取自发电机变压器产品说明书。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220KV1机变组，B正常方式28540XC检修方式39D以1000MVA、230KV为基准值的标幺值E数据格式正序/零序。图1、短路计算系统等值图S1390230KVD141052378D2D3D46645620420KV42071G63KV注变压器参数X12为高压绕组与总的低压绕组间的穿越电抗为85；为分裂绕组间的分裂电抗为464；“21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/KM00231J02139；零序阻抗/KM00577J02139；太小忽略不计1最小运行方式下,D1发生三相金属性短路短路电流A、发电机1G供给短路电流X04420378082；由XJS0289在运算曲线查得I375；发电机额定电流基准电压为230KVB、220KV系统S1供给的短路电流2最小运行方式下,D2发生三相金属性短路短路电流A、发电机1G供给短路电流422105314039X783620510645844265X80317289015380JSAUCOSPINFNF8623053D86751039IX628KA125D1156083420JSX由XJS0156在运算曲线查得I6953；发电机额定电流B、220KV系统S1供给的短路电流3最小运行方式下,D3发生三相金属性短路短路电流X039990378/044206246443AUCOSPINFNF1089235D7963208307KA2178I3D221360431ID3发电机变压器组保护配置方案31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RCS985A和一套非电量保护RCS974A。图2、发电机变压器主接线220KVRCS985AA屏断路器操作箱C屏RCS974ARCS985AB屏母线PT主变压器高厂变励磁变发电机32发电机变压器保护配置（1）发电机变压器组差动保护（2）发电机保护发电机差动定子过负荷反时限负序过负荷反时限程序跳闸逆功率发电机逆功率发电机过激磁保护定子过电压发电机定子匝间保护定子接地保护发电机失磁保护发电机失步保护发电机频率异常起停机保护转子一点接地保护励磁绕组过负荷（2）主变压器保护主变压器差动阻抗保护主变压器零序过流主变压器过负荷断路器失灵保护非全相运行（3）高压厂用变压器高压厂用变压器差动高压厂用变压器高压侧复合电压过流保护高压厂用变压器A分支零序过流高压厂用变压器B分支零序过流（4）非电量保护主变压器压力瓦斯高压厂用变压器瓦斯主变压器压力释放高压厂用变压器压力释放主变压器冷却器故障高压厂用变压器冷却器故障主变压器绕组温度高压厂用变压器油温主变压器油温高压厂用变压器油位主变压器油位次发电机断水保护系统保护动作联跳励磁系统故障热工保护4整定计算41发电机差动保护1、发电机稳态比率差动保护发电机机端TA变比15000/5发电机中性点TA变比15000/5。1发电机一次额定电流式中PN为发电机额定容量；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ICDQDKREL2003IF2N152003339603A依整定计算导则实际可取0103IF2N；则ICDQD03IF2N0333961019A取1A。式中IF2N为发电机二次额定电流；KREL为可靠系数取15。4比率制动系数的整定变斜率比率差动起始斜率KB/1KCCKER0501005；KB/1一般取00501；南瑞厂家建议发电机取007,故取KB/1007。式中KCC为互感器同型系数,取05KCC为互感器比误差系数,最大取01。变斜率比率差动最大斜率式中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；ACOSINFF1089235AIFLHNNF39651082190239651087715223MAX1/KBCDQUNBBI为提高安全可靠性，南瑞厂家建议取KB/205，故取KB/205。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KSEN2,即按发电机端两相金属性短路时计算,根据计算最小短路电流D2点和相应的制动电2MINKI流IR,在动作特性曲线上查得对应的动作电流ID,则灵敏系数为式中由上式可知IRNIE所以其中式中ID为差动动作电流；IR为制动电流；KBL为比率差动制动系数；IE为变压器额定电流；N为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取4。2、差动速断保护差电流速断是纵差保护的一个补充部分,一般需躲过机组非同期合闸产生的最大不平衡电流,对于大机组,一般可取34倍额定电流。故取4倍额定电流。即43396136A取4IF2H3、保护出口全停。42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。20763715082MINDKSEIAKKIN2IN3694215078ERI3796021578320CDQRBLDIKI412NBRB2303961570825071ERBBLIK1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1200/5）。低压侧（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式中IB2B为变压器计算侧二次额定电流IB2BB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ICDQDKREL（KERUM）IB2N14001200500535606A归算到低压侧依整定计算导则在工程实用计算中可取0205IE南瑞厂家建议取05IE，故取ICDQD05IE05356178A。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005KREL为可靠系数14KER为电流互感器比误差0012。6比率制动系数的整定变斜率比率差动起始斜率KB/1KER01式中KER为电流互感器比误差系数最大取01依南瑞厂家技术使用说明书KAINBNB681023711SINBNB3411IBLHN685120832AIBLHN31297068352NBPHIK12NBPH变斜率比率差动最大斜率依南瑞厂家建议取07，故取07。对于两绕组变压器有式中KER,UM的含义同上KCC为电流互感器的同型系数取10IKMAX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175。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IKMIN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,则灵敏系数为式中A由上式可知IRNIE所以其中350563421107893MAX1/2/KBCDQUNBBIKK897510450173AXMAXKIIERCPUNB284834201522MINDKSEIK23ININKK769536215104ERI8345602151043260CDQRBLDIKI62721NBRB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1520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46倍额定电流,即取6倍额定电流；故ICDSD6IB2N63562136A。3、保护出口全停。43发电机纵向零序电压匝间保护纵向零序电压取自专用电压互感器发电机机端电压互感器一次中性点与发电机中性点相连的开口三角绕组，机端开口三角零序电压TV变比。1纵向零序电压匝间保护高定值段动作电压按躲过外部短路最大不平衡电压整定,一般可取UOP812V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UOP053V故取UOP3V。3电流比率制动系数南瑞厂家推荐取15；建议12。4南瑞厂家建议经较短延时010S020S动作于出口故取T02S。保护出口全停。44定子绕组接地保护主变高压侧开口角电压变比机端开口三角零序电压TV变比。260150237140511ERBBLIKKV310320KV10320发电机中性点零序电压TV变比（中性点变压器）。KV201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UOPKRELUUNB。MAX式中KREL可靠系数取13；UUNB。MAX为中性点实测不平衡基波零序电压。南瑞厂家建议UOP127V故取UOP127。1015保护时限T1S动作于停机。动作判据为（动作于跳闸）。ZDN0式中，为发电机中性点零序电压，为零序电压定值。0ZD0按导则要求，应检查下列情况（1）发电机正常运行时，中性点位移电压应小于5V（二次值）；3（2）6KV厂用系统单相接地故障，发电机机端或中性点应小于5V，否则提03U高定值；（3）220KV侧接地短路，设有高压侧基波零序电压（选择依据参见附件1），此电压通过主变高低KV91643/200HU压绕组间耦合电容传递到发电机机端有为NF7MC086541/2401965/3K9149960JJJJ6528/728/9V6J，V913V16094K914。4/2630二次U635KV4865NF4865NF200U5963J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ZDTVTNZDFUU0103/式中，为发电机机端开口三角零序电压；为发电机机端开口三角零序电F1TVN压互感器变比，即；为发电机中性点零序电压互感器变比，即/2TVN。103/2（5）动作延时取为40S（应大于外部接地故障时最大切除时间）。高定值段只取中性点零序电压,一般可整定为2025V；故取UOP20V。保护时限T1S。保护出口全停。2三次谐波电压比率接地保护预整定实测发电机并网前最大三次谐波电压比值为A1,并网前比率定值1315A1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1315A2式中KREL可靠系数取15NTVO为机端开口三角零序电压TV变比。NTVN为机端中性点零序电压TV变比（中性点变压器）。KV203三次谐波电压差动接地保护南瑞厂家建议取03；故整定值为03。保护时限T5S动作于信号。45转子接地保护1转子一点接地保护灵敏段一般整定2080千欧,动作于信号故取20千欧。经T5S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25千欧；经T5S。保护出口程序跳闸。46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21303513TVONRELNKAV3102AKIIRGNELOP9623051式中KREL可靠系数取105KR为返回系数取09IGN为发电机额定电流二次值。保护时限T9S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IOP3962A时限按式中KTC为定子绕组热容量系数I为定子额定电流为基准的标幺值KSR为散热系数,取1053过负荷保护时限整定反时限保护上限延时整定按发电机机端三相金属性短路时整定反时限保护上限延时整定按发电机机端三相金属性短路时整定故取05S。动作于解列或程序跳闸反时限保护下限延时整定故取100S。保护出口程序跳闸。47励磁绕组过负荷保护励磁变压器低压侧TA变比为。A5401、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I0816IFD081620471670A二次值2SRTCKITANXKIIADSTGOP0625109468“MAXSKITSRTC71396252SIKTTC10439625712AKIRGNELOP3194806751IOP254398式中KREL可靠系数取105KR为返回系数取09IGRN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。A5402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T10S2、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IOP2436A式中C为转子绕组过热常数取339,IFD为转子回路电流IJZ为转子回路基准电流值一般为100105倍正常负荷时电流值，取105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T1S，保护出口程序跳闸。48转子表层负序过负荷保护发电机负序过负荷保护电流互感器TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5。1、定时限负序过负荷保护1动作电流按发电机长期允许的负序电流I2下能可靠返回的条件整定式中KREL可靠系数取12,KR返回系数取09,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T9S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，即式中A为转子表层承受负序电流的常数取10，I2为发电机负序电流标幺值，I2为发电机长期允许的负序电流标幺值。2反时限上限延时定值整定主变高压侧两相短路负序电流作为反时限上限电流650395104216780942MAXATDSATGNOPXKII2IT12JZFDITAIIRGNELOP36090358212式中，为发电机的次暂态电抗不饱和值及负序电抗不饱和值标幺值；为“DX2SATK饱和系数取08；为主变短路电抗；T反时限上限延时定值整定故取35S。3反时限下限延时定值整定4长期运行允许值依发电机产品说明书I2/IN10即I2103396034A（5）保护出口程序跳闸。另附表I2/IN10152025303540TS10525171008050349发电机失磁保护TA取自发电机机端和中性点变比为15000/5TV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052194352012VGNADASUXKV3103201SIAT720630193058396401222SIAT630782130583965122式中、XD为发电机暂态电抗和同步电抗标幺值,取不饱和值UGNSGN为发电机额定电压和额定视在功率NANV为电流互感器TA变比发电机机端和电压互感器A510TV变比发电机机端。静稳边界圆注主变高压侧与高压断路器之间有134米的1000MM2电缆,电抗为00231J02139,计算系统联系电抗时因电抗太小忽略不计。KM式中XS为发电机与系统的联系电抗包括升压变压器阻抗标幺值基准容量为发电机视在功率。由于与系统联系紧密，定子阻抗圆采用异步圆。无功反向判据按发电机允许的进相运行无功整定式中KREL可靠系数取13QJX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110MVARPGN为发电机额定有功容量。2减出力判据按机组额定容量的4050整定故取50PGN。（3）低电压判据本判据取于发电机机端电压,一般按08509UGN整定。即选430294351208412VGNADBSUX431029435210842VGNADBSUXVUGN85102850374301GNJXRELZDPQ130294351108437085142VGNASCSUXKV3103发电机机端电压互感器TV变比为。4转子电压判据I）励磁低电压判据KREL可靠系数取05UFDO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0141148。II变励磁电压判据式中KXS为转子电压判据系数定值,KREL可靠系数取08XD,XS分别为发电机同步电抗和系统的联络阻抗标幺值按发电机额定值为基准。2、失磁保护的判据组合1失磁保护I段南瑞厂家推荐定子判据转子电压判据减出力判据,延时T05我厂没有减出力故不使用。2失磁保护段南瑞厂家推荐低电压判据定子判据转子电压判据,延时T05S3失磁保护段南瑞厂家推荐定子判据转子电压判据,延时T1S4失磁保护段取消南瑞厂家推荐只投入定子判据,长延时动作于跳闸,延时T3M,（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1P61085378413705480SDRELXSXVUFDORELOPFD58140835K3102010060400101515TMIN图3、失磁运行曲线2依设计手册防止失磁保护在系统振荡时的误动作,按静态边界整定时,可延时为115S按异步边界整定时,可延时为051S。3阻抗元件和母线低电压元件均动作,经T105S动作于解列灭磁，励磁低电压及阻抗元件动作,发失磁信号,经T2动作于励磁切换或减出力,T2按躲过系统振荡的要求整定,经T3动作于解列灭磁,T3按发电机允许的异步运行时间整定,参考失磁运行曲线。410发电机失步保护电流取自主变高压侧TA变比为1200/5，发电机中性点TA变比为15000/5，电压取自发电机机端TV变比为1遮挡器特性整定80。85。最大灵敏角式中XDXCXS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KV310320KV31032004218503271409902VGNACCSUXZ6231028532VGNADBSXZ674102853109371402VGNASASUXZ电机视在功率,为系统阻抗角,UGNSGN为发电机额定电压和额定视在功率NANV为电流互感器TA变比中性点侧或发电机机端和电压互感器TV变比A510发电机机端。2A角的整定透镜内角或报警透镜内角南瑞厂家建议整定120。3电抗线ZC整定电抗线是失步振荡中心的分界线,一般选取变压器阻抗ZT的09倍。4跳闸允许电流装置自动选择在电流变小时作用于跳闸,跳闸允许电流定值为辅助判据,根据断路器允许遮断容量选择,本出口断路器允许遮断容量50KA,电流互感器TA取自主变高压侧变比为1200/5。跳闸允许过电流的整定IRETKRELIDL遮断式中高压断路器额定电流为2500A。5失步保护滑极定值整定振荡中心在区外时,失步保护动作于信号,滑极可整定215次。动作于跳闸，整定大于15次。A175208304218503271409902VGNACCSUXOOOBANFOBAROARCTGZPURCTGZCTGA5132803561278041COS31218018022振荡中心在区内时,滑极整定1次。区外延时时间2S作用于信号。区内延时时间0S作用于跳闸。保护出口程序跳闸。411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U,F为运行电压和频率UGN,FGN为发电机额定电压和频率U,F为电压和频率的标幺值B,BN为磁通量及额定磁通量。1定时限过励磁保护设一般信号和两段跳闸段过励磁段或以电机制造厂数据为准T1S过励磁段或以电机制造厂数据为准T20S信号段定值不大于过励磁段定值。故取5S2、反时限过励磁保护依发电机说明书短时U/F能力曲线U/F12512115110105TS5S7S10S20S3、保护出口解列灭磁。412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。运行中允许其频率变化的范围为485505HZ。频率异常运行允许时间建议值允许运行时间允许运行时间频率HZ累计MIN每次S频率HZ累计MIN每次S51530304803003005101801804756060485505连续运行4701010KV3103201NBN3NKV310320FUBGNN装置设有四段低頻保护,其中,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段F1485HZFF248HZ时累加时间,上限为T120MIN。延时时间T110S。段F248HZFF3475HZ时累加时间,上限为T24MIN。延时时间T210S。段F3475HZFF447HZ时无累加时间,延时时间T320S。段FF447HZ时无累加时间,有延时时间T45S。保护出口解列灭磁。413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POPKRELP1P20830031989300984MW折算到二次侧式中KREL可靠系数取08P1为汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,取额定功率3P2为发电机在逆功率运行时的最小损耗,取P21PGN,为发电机效率,取989PGN为发电机额定功率。南瑞厂家建议整定1的额定有功，即取001PGN0013003MW故取POP3MW2延时整定逆功率保护,不经主汽门触点闭锁,延时15S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0515S动作于解列故取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,其定值一般整定为13PGN。南瑞厂家建议整定08的额定有功，取PSET08PGN08300MW24MW（3）保护出口全停。414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。1KV310320V131UGNOPWSET460589KV310320式中UGN为发电机额定相间电压二次值。2延时整定T05S动作于解列灭磁。（3）保护出口解列灭磁。415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20/022KV。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127V（故取127V）。延时不小于定子接地基波零序电压保护的延时，T2S作用于跳闸。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IOPKRELIUNB式中KREL可靠系数取1315取14IUNB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05IE,主变差流05IE3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0809整定,故取09倍即45HZ。（4）保护出口跳灭磁开关。416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为主厂变高压侧TA变比2000/5）低压侧ANIBLH754038212BLHN612ASINBNB345823011INBNB1511（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式中IB2B为变压器计算侧二次额定电流IB2BB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定；即ICDQDKREL（KERUM）IB2NIB2N1400120050053606A依整定计算导则在工程实用计算中可取0205IE南瑞厂家建议取05IB2N故取ICDQD05IB2N053618A。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005；KREL为可靠系数14；KER为电流互感器比误差0012。6比率制动系数的整定变斜率比率差动起始斜率KB/1KER01式中KER为电流互感器比误差系数最大取01依南瑞厂家技术使用说明书变斜率比率差动最大斜率厂家建议取07故取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IKMIN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,则灵敏系数为式中214632150623ERNIAIIKK03MIN2MIN2542736102INDKSEK702/BK1632NBPHIK0752NBPH由上式可知IRNIE所以其中式中ID为差动动作电流；IR为制动电流；KBL为比率差动制动系数；IE为变压器额定电流；N为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取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1520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46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ICDSD8IB2N836288A。3、保护出口全停417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0205IE南瑞厂家建议取05IE；故取ICDQD05IE05356178A。3比率制动系数的整定变斜率比率差动起始斜率KB/1KER0120250316120511ERBBLIK60721NKBRB2736502153623CDQRBLDII式中KER为电流互感器比误差系数最大取01依南瑞厂家技术使用说明书变斜率比率差动最大斜率厂家建议取07故取。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IKMIN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,则灵敏系数为式中由上式可知IRNIE所以其中式中ID为差动动作电流；IR为制动电流；KBL为比率差动制动系数；IE为变压器额定电流；N为最大斜率时的制动电流倍数，装置固定取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1520；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46倍额定电流,即取6倍额定电流；故ICDSD6IB2N63562136A。注其余与主变整定相同。3、保护出口全停。284834201522MINDKSEIKAKK3IN2IN7695362151042ERI8345602151043260CDQRBLDIKI62721NBRB2601502374051ERBBLIK702/BK418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，T5S全停。419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式中KK为可靠系数取105,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T10S发信号。420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。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,即式中KK为可靠系数取12，KF为返回系数取09，IE为额定电流二次值。2、电流继电器的灵敏系数校验式中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UOP0506UN。取UOP06UN0610060V。3106520935162MIN近后备AOPKSENNIAIRIELOP84520391KV3106AIIEFDZ54683012MINKI4、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UOP2006008UN取UOP2007UN007577404V5、动作时限整定与主保护配合取T35S。6、保护出口全停。421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点时的最小短路电流计算,即高压厂用变压器中性点为经阻值为1212的电阻接地,基准容量为1000MVA,基准电压为63KV,其电阻标幺值为依高厂变产品说明书HV开路、LV1加电、LV2开路、ZO012其零序阻抗的标幺值为当D3点发生单相接地时，复合序网中零序阻抗的标幺值为ZO302330591802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Z1Z2007170378062464447高厂变低压侧中性点零序电流有名值为所以定值整定如下式中2为所取的可靠系数。2时限整定T1S作用于分支跳闸。T15S作用于全停。AIDZ523069AI629310471830236120JOOUS3056122JSRZ422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点时的最小短路电流计算,即高压厂用变压器中性点为经阻值为1212的电阻接地,基准容量为1000MVA,基准电压为63KV,其电阻标幺值为依高厂变产品说明书HV开路、LV1加电、LV2开路、ZO012其零序阻抗的标幺值为当D4点发生单相接地时，复合序网中零序阻抗的标幺值为ZO302330591802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Z1Z2007170378062464447高厂变低压侧中性点零序电流有名值为所以定值整定如下式中2为所取的可靠系数。2时限整定T1S作用于分支跳闸。T15S作用于全停。423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36870258A（2）返回电流25890232A（3）延时时间T10S2、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3670252A（2）返回电流25290227A（3）延时时间T10SAIDZ523069AI629310471833056122JUSRZ0236120JOOS424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。（7）高厂变重瓦斯全停。（8）主变冷却器故障全停。（9）主变压力释放发信号。（10）高厂变压力释放发信号。（11）主变轻瓦斯发信号。（12）高厂变轻瓦斯发信号。（13）主变绕组温度高发信号。（14）高厂变绕组温度高发信号。（15）高厂变油位异常发信号。（16）主变油位异常发信号。（17）高厂变油温高发信号。（18）主变油温高发信号。424跳闸方式全停断开高压侧断路器跳闸线圈、灭磁开关、关闭主汽门、跳厂变AB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、灭磁开关、跳厂变AB分支、起动快切、启动失灵。程序跳闸关闭主汽门,由程序逆功率解列灭磁。5RCS985A装置定值单由于RCS985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。51装置参数RCS985A装置定值清单装置参数定值区号000装置编号FDJ001本机通讯地址1波特率119200波特率219200通讯规约0103自动打印退出网络打印机本地打印机远方定值修改本地修改对时选择秒对时定值区号000装置编号FDJ001本机通讯地址152系统定值保护投入总控制字发变组差动保护投入投入主变差动保护投入投入主变相间后备保护投入投入主变接地后备保护投入投入主变过励磁保护投入退出发电机差动保护投入投入发电机裂相横差保护投入退出发电机匝间保护投入投入发电机相间后备保护投入投入发电机定子接地保护投入投入发电机转子接地保护投入投入发电机定子过负荷保护投入投入发电机负序过负荷保护投入投入发电机失磁保护投入投入发电机失步保护投入投入发电机电压保护投入投入发电机过励磁保护投入投入发电机功率保护投入投入发电机频率保护投入投入启停机保护投入投入误上电保护投入退出发电机轴电流保护投入退出励磁差动保护投入退出励磁变后备保护投入退出励磁过负荷保护投入投入高厂变差动保护投入投入高厂变高压侧后备保护投入投入高厂变A分支后备保护投入投入高厂变B分支后备保护投入投入非电量保护投入投入备用退出主变系统定值主变容量MVA37000高压侧一次额定电压KV24200低压侧一次额定电压KV2000高压侧TV原边KV12702高压侧TV副边V5774高压侧TV零序副边V100高压侧一支路TA原边A120000高压侧一支路TA副边A5高压侧二支路TA原边A000高压侧二支路TA副边A5高压侧TA原边A120000高压侧TA副边A5低压侧TA原边A1500000低压侧TA副边A5零序TA原边A60000零序TA副边A5间隙零序TA原边A000间隙零序TA副边A5主变联结方式YD11投入主变联结方式YYD11退出发电机系统定值额定频率HZ50发电机容量MW30000发电机功率因数085一次额定电压KV2000机端TV原边KV1155机端TV副边V5774机端TV零序副边V333中性点TV原边KV2000中性点TV副边V22000发电机TA原边A1500000发电机TA副边A5中性点一组分支系数10000中性点二组分支系数000中性点一组TA原边A1500000中性点一组TA副边A5中性点二组TA原边A000中性点二组TA副边A5横差TA一次原边A000横差TA一次副边A5转子电流一次额定值A204700转子分流器二次额定值MV7400励磁额定电压V38900轴电流TA原边A000轴电流TA副边MA2000高厂变系统定值高厂变容量MVA5000高压侧一次额定电压KV2000A分支一次额定电压KV630B分支一次额定电压KV630A分支TV原边V346A分支TV副边V5774A分支TV零序副边V333B分支TV原边KV346B分支TV副边V5774B分支TV零序副边V333高压侧大变比TA原边A200000高压侧大变比TA副边A5高压侧TA原边A200000高压侧TA副边A5A分支TA原边A400000A分支TA副边A5B分支TA原边A400000B分支TA副边A5A分支零序TA原边A30000A分支零序TA副边A5B分支零序TA原边A30000B分支零序TA副边A5高厂变联结方式Y/Y/Y12退出高厂变联结方式D/D/D12退出高厂变联结方式D/Y/Y11退出高厂变联结方式Y/D/D11退出高厂变联结方式D/Y/Y1投入励磁系统定值励磁机频率HZ50励磁变容量MVA3235一侧一次额定电压KV2000二侧一次额定电压KV0941TV原边KV000TV副边V5774TV零序副边V3333一侧TA原边A0000一侧TA副边A5二侧TA原边A400000二侧TA副边A5励磁机方式退出励磁变联结方式Y/Y12退出励磁变联结方式D/D12退出励磁变联结方式D/Y11投入励磁变联结方式Y/D11退出励磁变联结方式D/Y1退出53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，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。RCS985A105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IE050差动速断电流定值IE600比率差动起始斜率010比率差动最大斜率070谐波制动系数015差动保护跳闸控制字783B差动速断投入投入比率差动投入投入涌流闭锁功能选择0二次谐波闭锁TA断线闭锁比率差动退出（不闭锁）主变差动保护比率差动起动电流定值IE050差动速断电流定值IE600比率差动起始斜率010比率差动最大斜率070谐波制动系数015差动保护跳闸控制字783B差动速断投入投入比率差动投入投入工频变化量比率差动投入退出涌流闭锁功能选择0二次谐波闭锁TA断线闭锁比率差动退出（不闭锁）主变相间后备保护负序电压定值V000低电压定值V000过流I段定值A000过流I段第一时限S000过流I段第一时限跳闸控制字0000过流I段第二时限S000过流I段第二时限跳闸控制字0000过流II段定值A000过流II段第一时限S000过流II段第一时限跳闸控制字0000过流II段第二时限S000过流II段第二时限跳闸控制字0000阻抗I段正向定值000阻抗I段反向定值000阻抗I段第一时限S000阻抗I段第一时限跳闸控制字0000阻抗I段第二时限S000阻抗I段第二时限跳闸控制字0000阻抗II段正向定值000阻抗II段反向定值0000阻抗II段第一时限S000阻抗II段第一时限跳闸控制字0000阻抗II段第二时限S000阻抗II段第二时限跳闸控制字0000过负荷电流定值A455过负荷延时S1000起动风冷电流定值A258起动风冷延时S1000过流I段经复压闭锁投入退出过流II段经复压闭锁投入退出经低压侧复压闭锁投入退出电流记忆功能投入退出TV断线保护投退原则退出过负荷保护投入投入启动风冷投入投入主变接地后备保护此定值由中调提供零序电压闭锁定值V000零序过流I段定值A2000零序过流I段第一时限S0400零序I段第一时限跳闸控制字783B零序过流I段第二时限S000零序I段第二时限跳闸控制字0000零序过流II段定值A000零序过流II段第一时限S000零序II段第一时限跳闸控制字0000零序过流II段第二时限S000零序II段第二时限跳闸控制字0000零序过流III段定值A000零序过流III段第一时限S000零序III段第一时限跳闸控制字0000零序过流III段第二时限S000零序III段第二时限跳闸控制字0000间隙零序过压定值V000间隙零序过压第一时限S000间隙零序过压第一时限跳闸控制字0000间隙零序过压第二时限S000间隙零序过压第二时限跳闸控制字0000间隙零序过流定值A000间隙零序过流第一时限S000间隙零序过流第一时限跳闸控制字0000间隙零序过流第二时限S000间隙零序过流第二时限跳闸控制字0000低压侧零序电压报警定值V000低压侧零序电压时限S000零序过流I段经零序过压开放退出零序I段经谐波制动退出零序过流II段经零序过压开放