某发电公司继电保护定值整定校核方案编制说明书

PAGEPAGE115目录1、整定校核方案编制说明 62、方案适用范围 63、方案编制依据 64、关于保护整定的几点说明 75、其它问题 126、XXXX发电有限公司1#发变组(含高备变)整定值清单 127、发电机自动励磁调解器继电保护定值单 288、同期装置继电保护定值单 299、厂用快切装置继电保护定值单 3010、低压厂用变压器继电保护定值单 3010.1、备用水源地继电保护定值单 3811、脱硫6千伏电源进线保护定值单 4011.1、脱硫变6千伏侧电源段电源进线保护定值清单 4011.2、脱硫岛6千伏侧工作段电源馈线保护定值清单 4111.3、脱硫岛6千伏侧工作段电源进线保护定值清单： 4211.4、脱硫岛6千伏侧工作段联络开关保护定值清单： 4311.5、脱硫岛6千伏侧工作段母线PT保护定值清单： 4311.6、6.3/0.4KV母线PT继电保护定值单 4412、#1提升泵房电气设备继电保护定值单 4512.1、工作电源进线保护定值清单： 4512.2、联络开关保护定值清单： 4512.3、#1~3补偿器保护定值清单： 4612.4、#4补偿器保护定值清单： 4712.5、#1~4开式离心泵电机保护定值清单： 4812.6、低压变压器保护定值清单： 4912.7、深水处理变压器A保护定值清单： 5012.8、深水处理变压器B保护定值清单： 5112.9、10.5KV母线TV保护整定值清单 5213、#2提升泵房电气设备继电保护定值单 5313.1、工作电源进线A保护定值清单： 5313.2、工作电源进线B保护定值清单： 5413.3、联络开关保护定值清单： 5413.4、#1补偿器保护定值清单： 5513.5、#2补偿器保护定值清单： 5613.6、#1~4开式离心泵电机保护定值清单： 5713.7、低压变压器保护定值清单： 5813.8、10.5KV母线TV保护整定值清单 5914、6.3KV高压电机保护定值单 6014.1、凝结水泵A定值单 6014.2、电动给水泵定值单 6014.3、循环水泵定值单 6114.4、引风机定值单 6214.5、一次风机定值单 6314.6、给水泵前置泵保护定值单 6314.7、开式水泵保护定值单 6414.8、闭式水泵保护定值单 6414.9、送风机保护定值单 6514.10、磨煤机电机保护定值单 6514.11、空压机、螺杆空压机 6614.12、启动系统循环泵电机保护定值单 6714.14、消防水泵电机保护定值单 6714.15、碎煤机电机保护定值单 6814.16、C—4A、C—4B皮带机电机保护定值单 6814.17、雨水泵电机保护定值单 6914.18、斗轮堆取料机电机保护定值单 7015、0.4KV电动机保护定值单 7015.1、溢流水泵保护定值单 7015.2、密封风机电动机保护定值单 7115.3、空预器冲洗水泵电动机保护定值单 7115.4、暖风器疏水电动机保护定值计算 7115.5、启动系统排水泵电动机保护定值单 7215.6、炉刮板捞渣机电动机保护定值单 7215.7、机械真空泵保护定值单 7215.8、发电机定子冷却水泵电机保护定值单 7315.9、BFPT主油泵保护定值单 7315.10、机汽封排气风机保护定值单 7315.11、机主油箱排烟风机保护定值单 7415.12、机密封油箱排氢风机保护定值单 7415.13、BYP-100型排烟装置电机保护定值单 7415.14、BFPT排烟风机保护定值单 7515.15、冷却水自动反冲洗虑网电机保护定值单 7515.16、罗茨风机保护定值单 7515.17、凝结水精处理再生间排放泵保护定值单 7515.18、暖通制冷站冷水泵保护定值单 7615.19、凝结水精处理再生间反冲洗泵保护定值单 7615.20、中水池罗茨风机保护定值单 7615.21、凝结水精处理再生间冲洗泵保护定值单 7715.22、凝结水精处理再生间酸计量泵保护定值单 7715.23、凝结水精处理再生间碱计量泵保护定值单 7715.24、煤仓间41米带式输送机保护定值单 7815.25、真空滤油机保护定值单 7815.26、主厂房再循环泵保护定值单 7815.27、汽机MCC-A段罗茨风机保护定值单 7915.28、冷却水升压泵电动机保护定值单 7915.29、凝结水输送泵电动机保护定值单 7915.30、机抗燃油输送泵保护定值单 8015.31、C-6带式输送机保护定值单 8015.32、C-3A/3B带式输送机保护定值单 8015.33、C-2A/2B带式输送机保护定值单 8115.34、C-1A/1B带式输送机保护定值单 8115.35、C-7A/7B带式输送机保护定值单 8116、0.4KVPC、MCC电源保护定值单 8216.1、0.4KV公用段负荷保护定值单 8216.1.1、汽机公用MCC—A电源开关保护定值单 8216.1.2、汽机公用MCC—B电源开关保护定值单 8216.1.3、500KV网控MCC—A段电源开关保护定值单 8216.1.4、500KV网控MCC—B段电源开关保护定值单 8316.1.5、集控楼MCC—A段电源开关保护定值单 8316.1.6、集控楼MCC—B段电源开关保护定值单 8316.1.7、煤仓间MCC—A段电源开关保护定值单 8316.1.8、煤仓间MCC—B段电源开关保护定值单 8416.1.9、集控楼1#、2#组合空调成套控制柜开关一次动作值定值单 8416.1.10、集控楼1#、2#螺杆制冷机成套控制柜开关一次动作值定值单 8416.1.11、循环水处理MCC—A、B段电源开关保护定值单 8516.1.12、热控阀门电源开关一次动作值定值单 8516.1.13、1#电解食盐制氯装置开关保护定值单 8516.1.14、2#、3#电解食盐制氯装置开关保护定值单 8516.2、0.4KV保安PC段定值单 8616.2.1、1#柴油发电机组定值单 8616.2.2、1#机脱硫保安电源开关保护定值单 8616.2.3、1#机220V蓄电池充电机开关一次动作值定值单 8616.2.4、1#机110V1A、1B蓄电池充电机开关及网控110V蓄电池充电机开关一次动作值定值单 8716.2.5、1#机2#机UPS主机电源开关一次动作值定值单 8716.2.6、1#机2#机DCS总电源开关一次动作值定值单 8716.2.7、1#机2#机仪表及控制总电源开关一次动作值定值单 8716.3、0.4KV汽机PC—A段B段 8816.3.1、1#机汽机MCC—A段电源开关保护定值单 8816.3.2、1#机汽机MCC—B段电源开关保护定值单 8816.3.3、1#机保安电源A、B开关保护定值单 8816.3.4、#1机UPS旁路电源开关保护定值单 8916.3.5、#1机旁路系统动力柜开关一次动作值定值单 8916.3.6、#1机110V蓄电池组充电机开关一次动作值定值单 8916.3.7、#1机EH供油系统电源A、B开关一次动作值定值单 8916.3.8、#1机220V蓄电池组充电机开关一次动作值定值单 9016.3.9、#1机胶球冲洗PLC系统电源A、B开关一次动作值定值单 9016.3.10、#1机主变冷却器控制箱电源A一次动作值定值单 9016.3.11、#1机润滑油储油箱加热器一次动作值定值单 9116.4、0.4KV锅炉PC—1A、1B段 9116.4.1、#1炉暖风机电加热器配电箱开关一次动作值定值单 9116.4.2、#1炉捞渣机成套控制箱开关一次动作值定值单 9116.4.3、#1炉#1一次风机配套油站开关一次动作值定值单 9116.5、外围泵房负荷保护定值单 9216.5.1、综合水泵房MCC—A电源开关保护定值单 9216.5.2、综合水泵房MCC—B电源开关保护定值单 9216.5.3、化学水处理MCC—A电源开关保护定值单 9216.5.4、化学水处理MCC—B电源开关保护定值单 9316.5.5、空压机房MCC—A电源开关保护定值单 9316.5.6、空压机房MCC—B电源开关保护定值单 9316.5.7、除灰水泵房A/B废水处理站MCC段电源开关保护定值单 9316.5.8、除灰水泵房含煤废水处理站MCCA段电源开关保护定值单 9416.5.9、除灰水泵房含煤废水处理站MCCB段电源开关保护定值单 9416.5.10、除灰水泵房AB油泵房MCC段电源开关保护定值单 9416.5.11、电除尘本体控制柜电源开关保护定值单 9516.5.12、电除尘控制柜电源开关保护定值单 9516.5.13、电除尘灰斗板式电加热器电源开关保护定值单 9516.5.14、电除尘灰斗风机气化配电箱电源开关保护定值单 9516.6、输煤MCC电源保护定值单 9616.6.1、T-1转运站MCCA电源开关保护定值单 9616.6.2、T-2转运站MCCA电源开关保护定值单 9616.6.3、T-3转运站MCCA电源开关保护定值单 9616.6.4、碎煤机室MCCA电源开关保护定值单 9716.6.5、火车卸煤沟MCCA电源开关保护定值单 9716.6.6、汽车卸煤沟MCCA电源开关保护定值单 9716.6.7、T-1转运站MCCB电源开关保护定值单 9716.6.8、T-2转运站MCCB电源开关保护定值单 9816.6.9、T-3转运站MCCB电源开关保护定值单 9816.6.10、碎煤机室MCCB电源开关保护定值单 9816.6.11、火车卸煤沟MCCB电源开关保护定值单 9916.6.12、汽车卸煤沟MCCB电源开关保护定值单 9916.6.13、启动锅炉房MCCA电源开关保护定值单 9916.6.14、启动锅炉房MCCB电源开关保护定值单 9916.6.15、气化风机房MCC电源开关保护定值单 10016.6.16、粗灰库MCC电源开关保护定值单 10016.6.17、细灰库MCC电源开关保护定值单 10016.6.18、排水泵房MCCA/B电源开关保护定值单 10016.6.19、原灰库MCC电源开关保护定值单 10117、厂用后备电源10KV侧继电保护定值单 10118、厂用后备电源6KV侧继电保护定值单 10219、发变组故障录波器定值单 10320、500KV电气设备继电保护临时定值单 10820.1、短引线保护 10820.1.1、PSL608保护定值 10820.1.2、RCS_922A 10920.2、母差保护 10920.3、断路器保护 11020.3.1、断路器保护RCS-921保护定值 11020.3.2、断路器保护PSL632保护定值 11121、发变组保护启动试验临时增加定值 11222、临时启备变继电保护定值单 11223、励磁变临时电源继电保护定值单 11424、脱硫岛临时电源继电保护定值单 11425、6KV厂用1B段临时电源开关间隔RCS_9627C保护定值清单： 1161、整定校核方案编制说明依据某调试所孙工的整定计算书，电试班对发变组（含高备变）保护、发电机自动励磁调解器、同期装置、厂用快切装置、临时启备变的定值及灵敏度进行了核算；依据某厂张工的整定计算书，电试班对低厂变、6.3及0.4KVPT、6.3KV电动机、0.4KV电动机、0.4KVPC、MCC的定值及灵敏度进行了核算。电试班对除以上孙工、张工计算外的发电机转子接地保护、发变组故障录波器、中水10KV设备、脱硫6KV设备、磨煤机电动机保护、化学MCC、综合水泵房MCC、空压机MCC、输煤PC、三台子水库电动机、＃1、#2厂前区变、励磁变临时电源、脱硫6KV段临时电源，500KV电气设备临时定值、6KV厂用备用临时电源、进行了整定计算。本方案自批准之日开始执行。2、方案适用范围2.1本方案适用于XXXX发电有限公司＃1、2号发电机组；高备变保护；同期装置；厂用快切装置；励磁系统；厂用系统；公用系统；及外围泵房；中水＃1、2提升泵房高压设备。2.2本方案包括500kV系统临时定值单，正式定值单及其它涉网保护及安全自动装置的具体保护定值以东北电网公司调度局继电保护处下发的定值通知单为准。2.3本方案包括临时启备变的定值。3、方案编制依据3.1本方案三相短路电流计算所需的系统参数以本方案三相短路电流计算所需的系统参数以东北电力设计院提供系统设计参数为准。3.2本方案三相短路电流计算所需的其他技术参数以东北电力设计院提供的1、2号机设计工程图纸以及设备出厂实验报告为准。因此部分设备参数有可能与实际不符，因此部分设备的保护定值可能需要根据实际运行情况进行更改。3.3本方案短路电流计算部分所应用的方法及短路电流曲线，参考了1990年版本的《电力工程电气设计手册》中的短路电流计算方法及电流曲线。3.4本方案中1、2号机组的保护配置原则及接线方式依据东北电力设计院的XXXX发电有限公司1、2号机组工程设计。3.5有关整定计算原则主要参考了如下资料：中华人民共和国行业标准《继电保护和安全自动装置技术规程》（中华人民共和国能源部DL400-91）中华人民共和国行业标准《ＱＪ-25(50,80)型气体继电器检验规程》水利电力出版社９０年版《电力工程电气设计手册》国家电力公司《电力主设备继电保护整定计算条例》中国电力出版社《电气主设备继电保护原理与应用》（王维俭编著1996.1第一版）中国电力出版社《发电机变压器继电保护应用》（王维俭编1998年3月第一版）继电保护丛书《发电机保护》（陈增田水力电力出版社1984.10第一版）继电保护丛书《变压器保护》（陈增田中国电力出版社1989.7第二版）继电保护丛书《厂用电系统保护》（梁世康许光一力电力出版社1968.10第一版）《东北电业管理局继电保护反措文件》{东电调[1998]286号}《继电保护反措文件》（吉林省电力有限公司颁布）发电机变压器的安装使用说明书整流型发变组保护制造厂说明书WFBZ-01型微机发变组保护技术说明书、使用说明书、图纸厂用电快切装置厂家使用说明书、技术说明书、图纸微机型厂用系列继电保护厂家说明书等4、关于保护整定的几点说明4.1整定计算过程中，涉及负荷容量时，主要参考了东北电力设计院XXXX发电有限公司设计施工图一卷一册中负荷统计表的有关数据，并根据实际情况进行了修正。4.2保护定值的计算和出口方式的确定按下面的优先次序确定（1）继电保护反措文件（2）部颁整定条例（3）厂家整定建议（4）继电保护专业书籍4.3由于部分微机保护功能只是在装置上有所变化，其原理与常规保护相同，所以也执行相应的反措要求(例如差动保护的启动电流)。4.4由于保护原理及实现方式的不同，各种专业书籍对保护的计算及考虑角度也不相同，因此1、2号发变组保护定值的设置以国电南京自动化有限公司的调试大纲为准。4.52008.06.24日接到的发变组保护整改确认单后，电试班立即在较短的时间内对发变组保护进行了一次全面而仔细认真的核实与修改。进行修改的发变组保护如下，具体定值见定值单：4.5.1涉及发变组保护的负序电压：1）、发电机比率差动2）、发电机复压过流3）、高厂变负压过流4）、高备变复压过流5）、脱硫变复压过流4.5.2转子一点接地保护4.5.3发电机失磁保护4.5.4发电机失步保护4.5.5发电机异频保护4.5.6误上电及断路器闪络保护4.5.7主变500KV侧短引线保护4.5.8高厂变比率差动保护4.5.9高备变比率差动保护4.5.10高备变500KV侧短引线保护4.6、发变组保护方案存在的问题4.6.1、发电机转子接地保护发电机转子接地保护原设计是在励磁调节器中实现，在励磁调节器中判断转子接地故障，由发变组保护跳闸出口。但是，在进行1号机组空载整组试验时出现发电机转子接地误动的情况，因此XXXX发电有限公司电试班提出对发电机转子接地保护进行了改造。目前在设计院出变更，装置厂家配合的情况下，发电机转子接地保护已经进行了改造，在发变组DGT801B保护装置A、B屏中实现，具体定值见定值单。4.6.2、高备变保护4.6.2.1、高备变保护低压侧中性点零序保护，高备变保护低压侧中性点零序CT变比在设计院的设计图纸上查得为：200/5，而某孙工的整定计算书上为100/5，由于高备变没有安装，看不到实际接线，现在暂时按200/5将其定值进行修改，高备变安装后再核查4.6.2.2、由于高备变使用说明书及相关资料没有到齐，其非电量保护只是按照主变的非电量保护进行了参考整定，待核实后再作整定。4.6.2.3、同期装置控制方式：孙工给定为遥控，电试班与厂家人员联系沟通后，确认为现场控制方式，厂家解释为，程控是指外接笔记本操作，现场控制为我们目前运行需要投入的方式，现改为现场控制方式待起机并网时进行实际检验。4.7、对于某厂张工计算的6KV电动机及厂用变压器及部分0.4KV负荷部分，电试班也仔细进行了核对，核算过程中发现的问题具体如下：4.7.1、磨煤机电动机保护与本身F_C断路器无法配合，要求更换熔断器，该保护变更单已经下发。4.7.2、1、2号厂前区变电源开关为真空断路器，原计算按照F-C断路器进行计算，定值已经核算结束。4.8中水设备4.8.11号提升泵房1号提升泵房运行方式：1号提升泵房原设计为双母线运行，两母线之间有联络断路器，目前，B段工作电源（重工变电所提供）不能投入，只是投入A段工作电源(勾莲变电所提供)，两母线之间的联络开关投入使用。4.8.2、系统侧给定的保护定值：名称CT变比延时速断定值延时速断时间过流定值过流时间系统侧保护定值200/536A0.2S7.5A0.5S保护一次值1440A300A4.8.3、保护配置原则：4.8.3.1、根据1号提升泵房目前运行方式及工作电源馈线给定的保护整定值，以及中水部负责人2008.07.08日介绍，1号提升泵房深度水处理变压器A高压侧绕组绝缘低短路，1号提升泵房深度水处理变压器A电源开关电流速断保护动作，同时，于2008.04.30日对1号提升泵房电源进线开关因特殊运行方式【考虑试运期间保证设备的安全性及保护动作的灵敏性】而增设的电流速断保护也同时动作，总结该次保护动作的经验：如果离心泵、补偿器、变压器高压侧短路，它的短路电流将达到9000A多，相当于母线短路，这样工作电源进线及工作电源馈线的电流速断保护必然会动作。再加上工作电源馈线保护动作时间给定的太低，各保护之间无法实现配合，因此1号提升泵房正式投入运行后，决定取消该工作电源进线的电流速断保护，只投入电流延时速断保护及过流保护，为了与系统侧配合，电流延时速断动作值及延时时间都重新进行了整定,具体定值见定值单。4.8.3.2、联络开关只投入延时速断保护取消其它保护，并且，联络开关的延时速断保护电流动作值按存在的问题：、如果B段或者A段电源开关电缆末端短路，势必将A段或者B段一起跳掉，导致事故范围扩大化，因为只有一段电源，如果母线发生短路故障出现这样的结果也是无法避免的。根据目前系统侧给定的保护动作时间，现在康平发电有限公司电试班整定的继电保护时间定值已经不能够满足整定计算原则要求的时间级差，根据继电保护配置及整定计算原则：每一级保护之间的时间级差应该为0.3S,而工作电源馈线给定的延时速断保护时间为0.2S,过流保护时间为0.5S,1号提升泵房工作电源进线作为下一级保护，已经没有保护之间的配合时间了，但是综合考虑，为了让1号提升泵房能够投入生产，1号提升泵房电气设备的继电保护在时间及电流定值方面做出了迫不得已的配合，现在整定如下：名称CT变比限时速断定值限时速断时间过流定值过流时间系统侧保护定值200/536A0.2S7.5A0.5.S系统侧保护一次值1440A300A工作电源保护定值300/524A0.15S5A0.3S工作电源保护一次值1440A300A联络开关保护定值300/5120A0.075S联络开关一次值7200A结论：1、经过反复的认真分析、计算，做出了以上的整定计算，但也是因为以上的综合因素，在运行过程中难免会出现继电保护误动的可能性。同时，因为各项保护定值压得很低，在人为能够实现控制的情况下，要求不能同时起动多台工频电动机。2、待B段工作电源投入使用后再做定值修改。3、如果在运行中出现保护异常动作，康平发电有限公司电试班再根据实际情况进行定值修改。、2号提升泵房方面、2号提升泵房的运行方式为：A段工作电源（依牛堡变电所提供）投入运行，B段工作电源(勾莲大孤家子变电所提供)投入运行，联络开关正常运行时不投入，只是在一段消失的情况下，投入使用。、系统侧给定的保护定值：名称CT变比速断定值速断时间过流定值过流时间依牛堡变300/515A0S6A0.5S保护一次值900A360A大孤家子变300/510A0S5A1.0S保护一次值60030033.1、根据2号提升泵房目前运行方式及工作电源馈线给定的保护整定值，以及中水部负责人2008.07.08日介绍，1号提升泵房深度水处理变压器A高压侧绕组绝缘低短路，1号提升泵房深度水处理变压器A电源开关电流速断保护动作，同时，于2008.04.30日对1号提升泵房电源进线开关因特殊运行方式【考虑试运期间保证设备的安全性及保护动作的灵敏性】而增设的电流速断保护也同时动作，总结该次保护动作的经验：如果离心泵、补偿器、变压器高压侧短路，它的短路电流将达到2000A3.2、联络开关只投入延时速断保护取消其它保护，并且，联络开关的延时速断保护电流动作值按333444.2、如果离心泵、补偿器、变压器高压侧短路，它的短路电流将达到2000A多，相当于母线短路，依牛堡和大孤家子给定的电流速断保护为900A和600A4附表一名称CT变比速断定值速断时间过流定值过流时间依牛堡侧300/515A0S6A0.5S依牛堡侧保护一次值900A360A大孤家子侧300/510A0S5A1.0S大孤家侧保护一次值600300附表二名称CT变比延时速断定值延时速断时间过流定值过流时间工作电源A300/59A0.3S6A0.4S工作电源A保护一次值540A360A工作电源B300/59A0.7S5A0.9S工作电源B保护一次值540300联络开关300/529A0.1S联络开关一次值1740A55.5.5、其它问题5.1、500KV侧5011DL、5012DL、5013DL、5021DL、5022DL、5023DL、5014DL保护屏，电抗器保护屏A、B；线路保护屏A，B；线路故障测距系统屏；线路保护信息子站屏；NCS测控屏的保护定值均由东北电网公司调度局继电保护处下发，待下发后再作整理编制。5.2、发电机转子匝间短路在线检测装置保护定值由厂家给定，待给定后再作整理编制。6、XXXX发电有限公司1#发变组(含高备变)整定值清单序号保护名称变比整定值时间S出口备注TAnaTVnV1发电机比率差动保护出口侧25000/5=5000中性点侧25000/5=500020/)/(0.1/)/(0.1/3)KV额定电流Ie=3.85A,启动电流Iq=1.25A拐点电流Ig=3A,制动系数Kz=0.4负序电压U2=13.86V（线电压）差电流速断倍数(﹡Ie)3.5TA断线闭锁差动置0(不闭锁差0s全停2变压器（主变、发变组）比率差动保护500KV侧1500/1=15002008.11.2120KV侧机端25000/5中性点25000/5高厂变高压侧25000/5脱硫变高压侧25000/5各侧TA二次为完全星形Yn接线方式IN=4.16A(20KV为基准,Se=720MVA,536-1×2.5%/20KV)启动电流Iq=2.1A拐点电流Ig=3A制动系数Kz=0.5谐波制动比η=0.19差电流速断倍数(﹡Ie)4TA断线闭锁差动“0”解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie)1.20s全停η=0.19装置厂家说明书建议3发电机定子匝间保护发电机出口25000/5=5000机端TV(专用)20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV动作电压:高定值U0h=9V,低定值U0l=4V压差△U=9V三次谐波电压额定值U03ωn=4V三次谐波制动系数Kz=0.5负序功率动作反向投入t0=0.2s全停4发电机转子一点接地1A、2A保护屏取值偏高，所以输入定值时偏高：Rg1≤9KΩRd1≤1KΩ一段接地电阻Rg1≤8KΩt=9s信号转子一点接地二段电阻跳闸靠保护压板实现二段接地电阻Rd1≤0.5KΩt=6s跳闸发电机转子两点接地二次谐波电压定值1.35V（在机组进行168小时试运时，测量发电机额定工况下最大的二次谐波负序电压，若与现在整定值有差别，电试班再及时进行修正）t=1s跳闸5发电机定子接地保护机端TV220/)/(0.1/)/(0.1/3)KV中性点TV单相20/0.22KV基波动作电压15Vt=1.5s全停三次谐波比例系数K1,(幅值系数),K2（相位系数）装置自动调整K3（制动系数）实际试验确定s1A:K1:0.5842/0.1613(cpua/cpub)K2:-0.4995/-0.7214(cpua/cpub)K3:0.8046/0.8046(cpua/cpub)1B:K1:0.1237/0.7058(cpua/cpub)K2:-0.7504/-0.2351(cpua/cpub)K3:0.8046/0.8046(cpua/cpub)2A:K1:-0.7075/-0.7346(cpua/cpub)K2:0.3278/0.2592(cpua/cpub)K3:0.9023/0.9023(cpua/cpub)2B:K1:-0.6096/-0.7229(cpua/cpub)K2:0.4465/0.341(cpua/cpub)K3:0.9023/0.9023(cpua/cpub)t=3.9s信号6发电机失磁保护机端TA25000/5=5000机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV500KV侧TV(500)/(0.1/)/0.1KV系统低电压Uhl=51.96V,机端低电压Ugl=85V园心–Xc=15.46Ω半径Xr=18.59Ω转子低电压特性曲线系数Kfd=0.281转子低电压初始动作值Ufdl=97v反应功率Pt=0t1=0.2s减出力见DGT-801装置说明书中的逻辑框图t2=0.5S全停t3=0.5s全停t4=0.5s切换厂用电并灭磁7逆功率保护（含程跳逆功率）机端TA25000/5=5000机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV动作功率Pt=-6Wt1=1,5S信号t2=60S全停程跳逆功率Pt=-6Wt=1S全停主汽门接点控制8失步保护机端TA25000/5=5000机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV电抗Xt=1.944Ω各区边界电阻值R1=2.061Ω=—R4R2=1.03Ω=—R3各区停留时间T1=0.0499sT2=0.1159sT3=0.0499sT4=0.431s滑极次数＝2启动电流勿需设定滑极次数N=2全停9主变高压侧低阻抗保护高压侧TA1250/1=1250500母线TV(500/)/(0.1/)/0.1KV不用10发电机定子对称过负荷中性点TA25000/5=5000IN=3.85A热值系数K1=37.5散热系数K2=1定时限动作电流Igl=4.3At1=4.8S发信号、减出力反时限下限电流Is=4.4Ats=98.8s关主汽门反时限上限电流Iup=12.2Atup=4.15s11发电机转子表层负序电流过负荷中性点TA25000/5=5000IN=3.85A热值系数K1=10散热系数K2=0.01定时限动作电流Igl=0.34At1=4.8S信号发变组说明书建议反时限下限电流Is=0.357Ats=1143s关主汽门反时限上限电流Iup=10.5Atup=1.55s12发电机复压过电流保护(电流记忆)中性点TA25000/5=5000发电机机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV动作电流Ig=4.9A动作电压Ul=70V,负序动作电压U2=12.12V电流记忆时间t0=4st11=3.6s全停13发电机转子过负荷机端励磁变0.89KV侧TA5000/5=1000IN=3.368A热值系数K1=33.75散热系数K2=1定时限动作电流Igl=3.8At1=4.8S信号(减励磁)反时限下限电流Is=3.9Ats=99s关主汽门反时限上限电流Iup=8.89Atup=0.8s14发电机定子过电压保护发电机机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV动作电压120V延时t=0.5St=0.5S全停厂家建议断开励磁15发电机定子铁芯过励保护机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV基准电压（发电机出口电压）100V定时限启动倍数n=1.16t1=8s发信号(减励磁)反时限特性整定N1=1.08N2=1.1N3=1.13N4=1.15N5=1.17N6=1.18N7=1.2N8-1.21N9=1.25N10=1.27t1=2100st2=1350t3=420st4=240St5=130St6=90st7=50St8=40St9=8St10=0s全停16发电机异频保护机端TV20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV频率寿命每次段累计持续HZ时间(min)时间s47-47.5303047.5-48606048.0-4930030051.0-51.53030全停低频保护动作频率F1=47t1=0.5s信号17500KV断路器非全相运行保护断路器本体自带非全相运行保护18500KV断路器失灵保护500KV侧1500/1=15002008.11.21相电流动作电流Ig=0.53A零序电流动作电流3I0g=0.13At1=0.2S解除复压闭锁t2=0.3S起动失灵19误上电（突加电）及断口闪络保护主变高压侧套管TA1250/1=1250机端TA变比25000/5=5000500母线TV(500/)/(0.1/)/0.1KV阻抗(主变高压侧套管TA,500KV侧TV,0°接线方式)正向动作阻抗Z1F=10.12Ω,反向阻抗Z1B=1.21Ω动作电流(电流取自机端TA)Ig=0.负序动作电流(电流取主变高压侧套管TA)I2g=0.出口延时t11=0.5s全停断路器闪络延时t21=0.5S出口延时跳灭磁断路器闪络延时延时t22=0.5s启动失灵阻抗延时t13/t14=1/1s（内部延时）返回延时t12=4s（内部延时）20起停机定子接地保护TV（单相）(20/)/(0.1/)/(0.1/3)KV动作电压3Uo=4Vt=3S跳灭磁开关设计图纸只是跳灭磁21TV断线机端2组TV压差△U=10v,负序电压U2g=6v(相电压)t=0.5S信号只有发变组保护为线电压22主变过负荷保护TA1250/1动作电流Iop=0.7At=9S信号23主变通风起动TA1250/1动作电流Iop=0.43At=1S起动风冷24主变500KV侧短引线差动500KV侧1500/1=15002008.11.21Iop=0.63At=0s若与调度提供的定值不一致，按调度定值修改25主变高压侧零序电流保护500KV中性点TA500/1由调度部门提供整定值26主变非电量保护轻瓦斯250~300mt=0S信号重瓦斯流速1m/st=0S全停压力释放t=0S全停冷却器全停t=0St=30min信号全停油温高T=75信号绕组温度T=90T=100℃信号27高厂变比率差动保护高厂变20KV侧TA2500/56.3KV侧4000/5=800高低压侧TA为三相完全星形YN接线方式6.3KV中性点出线TA100/5=20ITN=ILN=3.608A(6.3KKV侧为基准,Se=51/31.5-31.5MVA,20±2×2.5%/6.3-6.3KV,Dyn1-yn1)启动电流Iq=3.5拐点电流Ig=4.1制动系数Kz=0.5谐波制动比η=0.15差电流速断倍数(﹡Ie)6TA断线闭锁活动“0”解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie)1.2平衡系数:

装置软件自动设定t=0S全停28高厂变高压侧复压过流20KV侧2500/5＝5006.3KV分支TV(6/)/(0.1/)KV复压过流Iop=3.8Uc=62VU2=12.12V（线电压）t2=1.3S全停29高厂变高压侧过负荷20KV侧2500/5=500动作电流Iop=3.3At=9S信号30高厂变低压AB分支短限时速断及电压闭锁过流保护（RCS-9625C）6.3KV工作段母线进线开关处TA：4000/5=800零序CT:400/56.3KV出口分支TV(6/)/(0.1/)/KV限时电流速断动作电流Iop=13At=0.4S跳分支断路器，低压进线电流元件动作电流Iop=8At1=0.7S跳分支开关31高厂变6KV侧A(B)分支零序电流保护高厂变低压侧6KV中性点出线TA0100/5=20100/5=203I0g1=3I0g2=5.5At11=0.7S跳A（B）断路器，闭锁快切t21=1S全跳32高厂变通风起动20KV侧TA2500/5=500动作电流Iop=2.1At=1S启动通风33高厂变非电量保护轻瓦斯250~300mt=0S信号重瓦斯流速1m/st=0S全停压力释放t=0S全停冷却器全停t=0St=30min信号全停油温高T=75℃信号绕组温度T=90T=100℃信号34机端励磁变电流速断(限时)及过电流保护高压侧(20KV)TA400/5=80电流速断动作电流Iop=5.2At=0.8s全停过电流动作电流Iop=3.2At=13s全停35脱硫变比率差动保护20KV侧1000/5=2006.3KV侧3000/5=600高低压侧TA为三相完全星形YN接线方式6.3KV中性点出线TA100/5=20ITN=ILN=3.055A(6.3KV为基准,Se=20MVA,20±2×2.5%/6.3KV,Dyn1)启动电流Iq=1.833A拐点电流Ig=2.444A制动系数Kz=0.5谐波制动比η=0.15差电流速断倍数(﹡Ie)6TA断线闭锁活动“0”解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie)1.2平衡系数:装置软件自动设定t=0s全停36脱硫变高压侧复压过流20KV侧TA1000/5=2006.3KV分支TV(6/)/(0.1/)KV复压过流Iop=3.7AUc=70VU2=12.12V（线电压）t1=1.0S跳6KV开关t2=1.3S全停37脱硫变6KV侧零序电流保护脱硫变低压侧6KV中性点出线TA0100/5150/5=203I0g1=3I0g2=2.6At11=0.7S跳A（B）断路器，闭锁快切t21=1S全跳38脱硫变高压侧过负荷20KV侧1000/5=200动作电流Iop=3.2At=9S信号39脱硫变通风起动20KV侧TA1000/5=200动作电流Iop=2At=1S启动通风40脱硫变非电量保护轻瓦斯250~300mt=0S信号重瓦斯流速1m/st=0S全停压力释放t=0S全停冷却器全停t=0St=30min信号油温高T=75℃信号绕组温度T=90T=100℃信号41脱硫变低压进线短限时电流速断及电压闭锁过流保护（进线开关保护）（RCS-9625C）6.3KV工作段母线进线开关处TA3000/5=6006.3KV出口分支TV(6)/(0.1)/KV限时电流速断动作电流Iop=12t=0.4S跳6KV进线开关低压进流电流元件动作电流Iop=6.9t1=0.7S跳6KV进线开关42高备变比率差动保护高备变525KV侧本体套管TA200/1=2006.3KV侧4000/5=800高低压侧TA为三相完全星形YN接线方式6.3KV中性点出线TA100/5=20ITN=ILN=3.608A(6.3KKV侧为基准,Se=51/31.5-31.5MVA,525±8×1.5%/6.3-6.3KV,YNyn0-yn0)启动电流Iq=3.5拐点电流Ig=4.1制动系数Kz=0.5谐波制动比η=0.15差电流速断倍数(﹡Ie)6TA断线闭锁活动“0”解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie)1.2平衡系数:装置软件自动设定t=0S全跳43高备变高压侧复压过流525KV侧200/16.3KV分支TV(6/)/(0.1/)KV复压过流Iop=0.36Uc=59VU2=12.12V（线电压）t1=1.0S跳6KV开关t2=1.3S全跳44高备变500KV侧短引线差动500KV侧1500/1=1500Iop=0.63At=0s跳5015012DL供参考45高备变引线(比率)差动保护高备变525KV5021DL,5022DLTA1500/1=15006.3KV侧1A,2A,1B.2B各分支TA4000/5=800高低压侧TA为三相完全星形YN接线方式ITN=ILN=3.608A(6.3KV为基准,Se=51/31.5-31.5MVA,525±8×1.5%/6.3-6.3KV,YNyn0-yn0)启动电流Iq=3.5拐点电流Ig=4.1制动系数Kz=0.5谐波制动比η=0.15差电流速断倍数(﹡Ie)6TA断线闭锁活动“0”解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie)1.2平衡系数:装置软件自动设定t=0S全跳46高备变500KV零序过电流保护高压侧(525KV)中性点TA200/1=200高压侧零序Ⅰ段动作电流3I0.OP.J.Ⅰ=0.8At=0．3s全跳高压侧零序Ⅱ段动作电流3I0.OP.J.Ⅱ=0.3At=1．5s全跳47高备变6KV侧A(B)分支零序电流保护高备变低压侧6KV中性点出线TA0200/5100/5=203I0g1=3I0g2=2.75t11=0.7S跳分支断路器，闭锁快切t21=1S全跳48高备变过励磁保护500TV(500/√3)/(0.1/)/(0.1)KV基准电压（高备变入口电压）105V定时限启动倍数n=1.15t1=8s发信号减励磁定时限启动倍数n=1.2t2＝5S全停反时限特性整定N1=1.08N2=1.1N3=1.13N4=1.15N5=1.17N6=1.18N7=1.2N8-1.21N9=1.25N10=1.27t1=2000st2=1200t3=400st4=210St5=120St6=85st7=47St8=38St9=7St10=0s跳各侧断路器49高备变通风起动525KV侧TA200/1=200动作电流Iop=0.41At=3S启动通风50高备变高压侧过负荷500KV侧200/1=200动作电流Iop=0.61At=9S信号51高备变低压AB分支短限时电流速断及电压闭锁过流保护（进线开关保护）（RCS-9625C）6.3KV工段母线进线开关处TA4000/5=8006.3KV出口分支TV(6)/(0.1)/KV限时电流速断动作电流Iop=13t=0.4S跳本分支开关低压进线电流元件动作电流Iop=7t1=0.7S跳本分支开关52高备变非电量保护轻瓦斯250~300mt=0S信号重瓦斯流速1m/st=0S全停本体压力释放t=0S有载调压轻瓦斯250~300mt=0S有载调压重瓦斯流速1m/st=0S有载调压压力释放t=0S全停冷却器全停t=0St=30min信号全停油温高T=75℃信号绕组温度T=90T=100℃信号以上定值为：在2008.06.24接到＃1发变组保护调试整定时发现的定值变更后，根据实际情况进行了修改，对于涉网保护，若与调度部门提供的整定值不一致，则执行调度部门给定值。7、发电机自动励磁调解器继电保护定值单序号参数名称整定值1调差系数-1.63%2强励限制强励倍数KG=1.8强励允许时间tQ=10S长期允许励磁电流1377.86A3过励限制取两点P=0,Q=350MVARP=200MWQ=300MVAR4欠励限制发电机制造厂允许发电机进相运行,而且在失磁后,有功功率P=