银盘水电站#1～#4发变组保护整定计算书-RCS985-初稿

第一篇银盘水电站#1～#4发变组保护整定用短路电流计算一、为发电机、变压器（包括升压主变、高厂变、励磁变）继电保护整定用的短路计算比较简单，短路形式有：两相和三相短路、单相接地短路，根据保护原理的要求，选定最大运行方式和最小运行方式。保护短路计算用系统等效电路和参数如图1所示（本厂发变组采用“两机一变”的扩大单元接线），图中标么电抗均以100MVA为容量基值（）。图1全厂等值电路图（正、负序，）注：正序阻抗/零序阻抗，；最大运行方式：220kV系统为最大，本厂4台机；最小运行方式：220kV系统为最小，本厂1台机。发电厂设备的原始参数（括号内的数值为换算后的标么值，）：1）#1发电机：150MW，166.7MVA，；#1/#2发电机共用主变：340MVA，；#1/#2发电机共用高厂变：3×2MVA，；#1励磁变：3×0.67MVA，。2）#3～#4发电机、主变、高厂变、励磁变的参数同#1/#2机。二、#1发变组保护整定用等值电路图2#1发电机保护整定用等值电路图（）1、从#1发电机机端向外看（1）最大运行方式下：；（2）最小运行方式：。图3#1主变保护整定用等值电路图（）2、从#1主变向外看（1）最大运行方式下：①主变高压侧；②主变低压侧。（2）最小运行方式下：①主变高压侧；②主变低压侧。三、高厂变、励磁变保护整定用等值电路图4高厂变、励磁变保护整定用等值电路图（）第二篇发电机保护定值整定计算书2.1发电机额定数据，，，，，，，，，，，发电机采用分数槽波绕组，每相3分支，，励磁方式为自并励，发电机机端有断路器（GCB额定开断电流为120kA）。2.2发电机设计参数定子绕组每相对地电容；主变高低压绕组耦合电容。（不饱和值/饱和值，下同），，。（不饱和值，下同），，。；。，。定子绕组过负荷能力（参见浙江富春江水电设备股份有限公司提供的资料）：： 1.50 1.40 1.30 1.25 1.20 1.15 1.10： 120 180 240 300 360 900 3600转子绕组过负荷能力（参见浙江富春江水电设备股份有限公司提供的资料）：2倍额定励磁电流，50s。强励倍数及时间：2.0倍/60s。2.3发电机完全纵差保护图5银盘发电机主保护配置方案2.3.1CT型号及变比机端CT（TA10～TA12）：5P20-12000/1A；中性点侧三分支CT（TA1～TA9）：分别称为中性点侧分支1CT——取自每相第1分支电流，5P20-4000/1A；中性点侧分支2CT——取自每相第2分支电流，5P20-4000/1A；中性点侧分支3CT——取自每相第3分支电流，5P20-4000/1A。2.3.2比率差动起动定值 按发电机负载条件下，纵差保护最大不平衡电流为整定条件；根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999，以下简称《导则》），取为（为发电机额定电流）。开机负载条件下实测不平衡电流大小。2.3.3比率差动起始斜率既能在较小的外部短路电流条件下保证纵差保护不误动，又要保证区内短路时的灵敏动作，故取为0.1。2.3.4比率差动最大斜率及其起始位置c点的确定 最大比率制动斜率的起始制动电流由装置内部固定为（）。 根据保护装置说明书，取变斜率比率差动最大斜率为0.5。2.3.5灵敏度校验 机端最小两相短路时，，∵，∴（式中），则，合格！图6发电机比率差动保护的动作特性2.3.6差动速断保护 应躲过非同期合闸的最大不平衡电流：。为维持主保护的比率制动特性，作为辅助保护的差动速断最终取为：。 按机端两相短路校核灵敏度：，，灵敏度合格！发电机纵差保护定值清单：序号定值名称定值1比率差动起动定值0.2Ie2差动速断定值3.1Ie3比率差动起始斜率0.14比率差动最大斜率0.5运行方式控制字1差动速断投入12比率差动投入13工频变化量差动投入14TA断线闭锁比率差动02.4发电机不完全纵差保护2.4.1CT型号及变比机端CT（TA10～TA12）：5P20-12000/1A；中性点侧分支2CT（TA2、TA5、TA8）：取自每相第2分支电流，5P20-4000/1A。2.4.2比率差动起动定值 按发电机负载条件下，不完全纵差保护最大不平衡电流为整定条件；根据《导则》，取为（为发电机额定电流）。开机负载条件下实测不平衡电流大小。2.4.3比率差动起始斜率既能在较小的外部短路电流条件下保证不完全纵差保护不误动，又要保证区内短路时的灵敏动作，故取为0.1。2.4.4比率差动最大斜率及其起始位置c点的确定 最大比率制动斜率的起始制动电流由装置内部固定为（）。 根据保护装置说明书，取变斜率比率差动最大斜率为0.5。2.4.5灵敏度校验相比于完全纵差保护而言，不完全纵差保护既可以反应相间短路，又能动作于匝间短路，其灵敏度分析参见清华大学电机系提交银盘水电站的研究报告——《银盘发电机内部故障主保护配置方案研究报告》（表3～表4）。发电机不完全纵差保护定值清单：序号定值名称定值1比率差动起动定值0.2Ie2差动速断定值3.1Ie3比率差动起始斜率0.14比率差动最大斜率0.5运行方式控制字1差动速断投入12比率差动投入13工频变化量差动投入14TA断线闭锁比率差动02.5发电机不完全裂相横差保护2.5.1CT型号及变比中性点侧分支1CT（TA1、TA4、TA7）：取自每相第1分支电流，5P20-4000/1A；中性点侧分支3CT（TA3、TA6、TA9）：取自每相第3分支电流，5P20-4000/1A。2.5.2比率差动起动定值 按发电机负载条件下，不完全裂相横差保护最大不平衡电流为整定条件。虽然不完全裂相横差保护两侧TA完全同型，银盘发电机采用的也是波绕组，但每个分支的分布却呈“集中布置”的特点，即每个分支集中分布于电机内圆的某一区域、同相的3个分支沿电机内圆连续分布（如图7所示），考虑到转子偏心等因素引起的分支不平衡电流的影响，故仍取为。图7银盘发电机定子绕组分布示意图2.5.3比率差动起始斜率既能在较小的外部短路电流条件下保证不完全裂相横差保护不误动，又要保证区内短路时的灵敏动作，故取为0.1。2.5.4比率差动最大斜率及其起始位置c点的确定 最大比率制动斜率的起始制动电流由装置内部固定为（）。 根据保护装置说明书，取变斜率比率差动最大斜率为0.5。2.5.5灵敏度校验同2.4.5。发电机不完全裂相横差保护定值清单：序号定值名称定值1比率差动起动定值0.2Ie2差动速断定值3.1Ie3比率差动起始斜率0.14比率差动最大斜率0.5运行方式控制字1差动速断投入12比率差动投入13工频变化量差动投入14TA断线闭锁比率差动02.6发电机复合电压过流保护2.6.1CT/PT型号及变比 中性点侧三分支CT，机端PT：。2.6.2 ，，，合格。2.6.3低压元件整定值在实际可能出现的正常低电压下不误动（）。发电机失磁故障时不应误动。最终取，二次值为（线电压）。校核主变高压侧母线三相短路时低电压继电器的灵敏度（参见图3）： ，合格。2.6.4负序电压元件整定值 避越正常运行时的不平衡负序电压整定，通常取：，二次值为（三相相电压）。 当220kV侧两相短路时，13.8kV侧三相相电压为：，，，则13.8kV侧负序电压为：，，很灵敏！ 当13.8kV侧两相短路时，13.8kV侧三相相电压为：，，，则13.8kV侧负序电压为：，，也很灵敏！2.6.5延时整定 应与系统保护配合，暂取：，。发电机复合电压过流保护定值清单：序号定值名称定值1负序电压定值（相电压）4.62V2低电压定值（线电压）60V3过流I段定值04过流I段延时（缩小故障范围）2.3s5过流II段定值06过流II段延时（跳发电机出口断路器并停机）2.6s运行方式控制字1过流I段经低压侧复合电压闭锁12经高压侧复合电压闭锁13TV断线保护投退原则1补充资料： *变压器在侧BC两相短路，侧电压的分析（额定线电压标么值为1.0）：如上图所示，，，，， ∴相电压，，。2.7发电机定子绕组对称过负荷保护2.7.1CT型号及变比 中性点侧三分支CT。2.7.2定时限特性定时限部分按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定：式中，为可靠系数，取1.05；为返回系数，取0.95；为CT变比。得。 保护延时（5s）动作于信号或减出力。2.7.3反时限特性 反时限过负荷保护的动作特性，即过电流倍数与相应的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。 式中，为定子绕组热容量系数，取（依据制造厂提供的资料）；为以定子额定电流为基准的标么值；为散热系数，取1.02。图8发电机定子绕组对称过负荷反时限动作曲线图 反时限跳闸特性的上限电流按机端三相金属性短路的条件整定：，此时对应的时间为8.2s，故取反时限上限延时定值。当发电机流过最大振荡电流时，该保护不应误动作，具体校核如下：，对应的动作时间为，大于系统振荡的最长振荡周期。 反时限动作特性的下限电流按与定时限保护配合的条件整定： 式中，为配合系数，取1.05，其余参数同2.7.2。得，对应的。 校核对称过负荷保护的反时限特性：： 1.5 1.4 1.3 1.25 1.2 1.15 1.1： 120 180 240 300 360 900 3600: 119.9 157.7 223.2 277.7 362.9 514 855发电机定子绕组对称过负荷保护定值清单：序号定值名称定值1定时限报警电流定值02定时限报警延时5.0s3反时限起始电流04反时限上限延时8.2s5定子绕组热容量145s6散热效应系数1.022.8发电机转子表层负序过负荷保护2.8.1CT型号及变比 中性点侧三分支CT。2.8.2定时限特性动作电流按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整定：式中，为可靠系数，取1.05；为返回系数，取0.95；为CT变比。得（保护延时5s动作于信号）。2.8.3反时限特性 负序反时限过负荷保护的动作特性，由发电机制造厂家提供的转子表层允许的过负荷能力确定。 式中，为转子表层承受负序电流能力的常数，取40s（依据电机厂制造厂提供的技术数据）；为发电机负序电流的标么值。图9发电机转子表层负序过负荷保护的动作特性 保护下限电流定值，按与定时限保护配合的条件整定：式中，为配合系数，取1.05，其余参数同2.8.2。得，相应，。延时根据《导则》取为1000s，即。 校核发-变组220kV出线首端两相短路时，转子负序过负荷保护是否抢先于220kV线路保护动作？ （换算到发电机额定容量的变压器短路电抗为），。显然，220kV出线首端两相短路时，转子表层负序过负荷保护的动作延时14.74s不会抢先于线路保护动作。 反时限上限延时取为，则对应的动作电流为：。发电机转子表层负序过负荷保护定值清单：序号定值名称定值1定时限电流定值0.2定时限延时定值5.0s3反时限起动负序电流0.4长期允许负序电流0.5反时限上限延时7.0s6负序转子发热常数40s2.9发电机定子绕组单相接地保护2.9.1基波零序电压定子接地保护2.9.1.1灵敏段基波零序电压保护 动作判据为（动作于跳闸）。式中，为发电机中性点零序电压，为零序电压定值。按《导则》要求，取，但应检查下列情况：（1）发电机正常运行时，中性点位移电压应小于5V（二次值）；（2）10kV厂用系统单相接地故障，发电机机端或中性点应小于5V，否则提高定值；（3）220kV侧接地短路，设有高压侧基波零序电压（取较大值），此电压通过主变高低压绕组间耦合电容传递到发电机机端有为：， ，考虑到原始资料、运行方式的变化等因素的影响，取。图10传递电压计算用近似简化电路注：发电机中性点接地电阻一次值。（4）需经发电机机端开口三角零序电压辅助判据闭锁（闭锁定值不需整定）。（5）动作延时取为0.5s（对应的机端单相接地电容电流为，远大于国标允许的安全接地电流，应尽快动作）。2.9.1.2高定值段基波零序电压保护 根据保护装置说明书，（取自中性点零序电压），保护动作于跳闸，且不需经机端基波零序电压辅助判据闭锁。2.9 动作判据为：式中，和分别为机端和中性点三次谐波电压值，为三次谐波电压比值整定值，延时2.0s动作于信号。发电机定子接地保护定值清单：序号定值名称定值1零序电压灵敏段定值5V2零序电压高定值20V3零序电压延时0.5s4并网前三次谐波比率定值5并网后三次谐波比率定值6三次谐波保护延时2.0s运行方式控制字1零序电压保护报警投入12零序电压保护跳闸投入13三次谐波电压比率判据投入14三次谐波电压差动判据投入05三次谐波电压保护报警投入16三次谐波电压保护跳闸投入07零序电压高定值段跳闸投入1注：表中4、5两项的定值应以实测值为准。附1：主变高低压绕组间耦合电容值的计算 根据特变电工衡阳变压器有限公司提供的试验报告（如下表所示）和下图所示的实验电路，得。银盘水电站主变电容值部位电容值（nF）高压～低压及地17.49低压～高压及地47.39高压、低压～地44.28附2：采用Matlab计算软件对220kV侧接地短路时，通过主变高低压绕组间耦合电容传递到发电机机端的零序电压计算值进行校核。源程序（test1）：%：输入C1、C2、Zn、EE=63.5e3;Zn=1249.8;C1=1.19e-6;C2=5.15e-9;w=100*pi;z=1.0/Zn+j*w*C1+j*w*C2;z=1.0/z;U0=E*z/(z+1.0/(j*w*C2));abs(U0);计算结果：>>test1>>abs(U0)ans=116.1494>>2.10发电机定子过电压保护按《导则》，取，延时0.3s（可控硅励磁）动作于解列灭磁。2.11发电机过励磁保护2.11.1定时限特性信号段：，。图11彭水发电机过励磁曲线（纵坐标为过励磁倍数，横坐标为允许运行时间，单位为s）2.11.2反时限特性 参照同为空冷的彭水发电机过励磁能力曲线（如图11所示），输入下列八组定值：（1.20,15s），（1.18,40s），（1.16,60s），（1.14,100s），（1.13,120s），（1.12,150s），（1.11,180s），（1.10,200s）。发电机过励磁保护定值清单：序号定值名称定值1定时限信号段定值V/f1.07（发信）2定时限信号段延时5s3反时限上限定值1.20（跳闸）4反时限上限延时15s5反时限I定值1.18（跳闸）6反时限I延时40s7反时限II定值1.16（跳闸）8反时限II延时60s9反时限III定值1.14（跳闸）10反时限III延时100s11反时限IV定值1.13（跳闸）12反时限IV延时120s13反时限V定值1.12（跳闸）14反时限V延时150s15反时限VI定值1.11（跳闸）16反时限VI延时180s17反时限下限定值1.10（跳闸）18反时限下限延时200s2.12发电机失磁保护 失磁保护整定的基本参数（）：发电机：，，（取不饱和值）；系统联系电抗（包括升压变压器电抗，对应于最小运行方式）：。 二次电抗有名值：发电机：，，；系统：。图12静稳极限阻抗圆动作特性2.12.1定子侧判据（静稳极限阻抗圆+无功反向判据） 静稳极限阻抗圆（如图12所示，选择依据参见附3）的整定： ，， 由于静稳极限阻抗圆包含第一、第二象限的动作区，这些位于横轴以上的动作范围极易造成非失磁故障条件的误动作，故增设无功方向元件将阻抗继电器横轴以上的动作区消除：。附3：静稳极限、异步边界阻抗圆与等有功阻抗圆的相对位置 从失磁开始到静稳破坏前，机端阻抗的变化轨迹是一个阻抗圆，称其为“等有功阻抗圆”（如图13圆①所示），该圆圆心为（，），半径为。 异步边界阻抗圆（如图13圆③所示）的整定为：，。 静稳极限阻抗圆（如图13圆②所示）的整定为：，。 从图13可以看出，等有功阻抗圆①与异步边界阻抗圆③在阻抗平面上相交甚少，但与静稳极限阻抗圆②相交甚深，可以较早检测失磁故障，故定子侧判据应选择静稳极限阻抗圆。图13静稳极限阻抗圆②、异步边界阻抗圆③与等有功圆①的相对位置2.12.2机端三相电压判据 取机端三相电压，本判据主要用于防止由发电机失磁故障引发的厂用系统不能正常工作，其三相同时低电压动作判据为： （保证失磁发电机可靠跳闸），式中，为发电机额定电压；为机端PT的变比。得。2.12.3转子电压判据 励磁低电压判据： ，式中，为发电机空载额定励磁电压（205V）。得。失磁保护原理框图发电机失磁保护定值清单：序号定值名称定值1阻抗定值112.45Ω2阻抗定值266.60Ω3无功反向定值10%4低电压定值85V5转子低电压定值164V6转子空载电压定值205V7转子低电压判据系数定值0.8建议：发电机投运后作进相运行试验，观察失磁保护与低励限制线动作的先后顺序。2.13发电机失步保护 发电机失步保护主要是检测振荡中心位于发变组内部的失步振荡，所以220kV系统等值电抗应取（参见图2，220kV系统为最大/本厂3台机，）。分析基于#1机对无穷大系统的简化双机系统。 失步保护整定基本参数（）：发电机：；变压器：；系统：。 二次电抗有名值：发电机：；变压器：；系统：。 失步保护特性由三部分组成，见图14。2.13.1遮挡器特性的整定，，。2.13.2透镜内角的整定 采用保护装置生产厂家的推荐值，依据重庆市调提供的系统振荡的最短振荡周期（300ms），失步故障发生时阻抗轨迹穿越图14中IR区的时间T1和IL区的时间T2为：（假定振荡为匀速）。可检测到的最大滑差频率为：。图14失步保护阻抗特性2.13.3电抗线。图15GCB铭牌参数2.13 跳闸允许电流取自发电机机端CT，发电机机端断路器的额定开断电流为120kA、失步遮断电流（Assignedout-of-phaseswitchingcurrent）为80kA，按照断路器失步遮断电流值计算跳闸允许电流值：。保护装置能够自动选择在电流变小时作用于跳闸。2.13.5 区外滑极数整定为5次，动作于信号；按重庆市调要求，区内滑极数整定为1次，动作于跳闸。发电机失步保护定值清单：序号定值名称定值1阻抗定值Za10.06Ω2阻抗定值Zb32.49Ω3阻抗定值Zc6.45Ω4灵敏角85º5透镜内角120º6区外滑极数整定57区内滑极数整定18跳闸允许电流6运行方式控制字1区外失步动作于信号12区外失步动作于跳闸03区内失步动作于信号04区内失步动作于跳闸1附4：正常运行时最小负载阻抗与透镜阻抗圆的相对位置 假定，已知，，则，，对应的，，。 假定且，则此时透镜对应的圆的方程如下所示：。考虑到负载阻抗角为，则对应的，。由于、，说明负载阻抗远离假定的透镜阻抗圆；对于实际的透镜阻抗圆（、）而言，则更为安全（如图16所示）！图16正常运行时最小负载阻抗与透镜阻抗圆的相对位置2.14发电机逆功率保护 当导叶误关闭而机端断路器未跳闸时，发电机将变为电动机运行，从系统中吸收有功功率，会引起机组异常振动而损坏，故设此保护。已知发电机满载运行时的效率，水轮机在逆功率运行时的最小损耗约为（导水叶关闭后，水轮机的叶片在水面以下），所以逆功率保护的动作值为：式中，为可靠系数，取0.5；为发电机额定功率。得。 最终考虑导叶未关严，取。 逆功率保护信号段不经关导水叶触点闭锁，延时15.0s发信；跳闸段经关导水叶触点闭锁，延时1.0s解列。发电机逆功率保护定值清单：序号定值名称定值1逆功率定值5%2逆功率信号延时15.0s3逆功率跳闸延时1.0s2.15发电机误上电（即突加电压）保护 该保护用于发电机在静止或低速旋转状态下，三相系统电压突加于定子绕组而损坏机组，由过流元件和低频元件组成。 当发电机在盘车状态下误合闸，此时流过发电机机端的最小电流为：。过电流定值按上述最小电流的整定，即取为，对应的。跳闸允许电流取自发电机机端CT，发电机机端断路器失步遮断电流为80kA，按照断路器失步遮断电流值计算跳闸允许电流值为6.67A频率闭锁定值取为45Hz。发电机误上电保护定值清单：序号定值名称定值1频率闭锁定值45Hz2误合闸过流定值03断路器跳闸允许电流定值64误合闸延时0.2s运行方式控制字1低频闭锁投入12.16发电机转子一点接地保护 反应发电机转子对大轴绝缘电阻的下降，保护采用外部注入低频方波信号原理（双端注入式）。根据《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）4.2.11的规定，转子一点接地保护应延时（5.0s）动作于信号（接地电阻定值取），宜减负荷平稳停机。2.17励磁绕组过负荷保护2.17.1CT型号及变比 励磁变高压侧CT：5P20-150/1A。2.17.2定时限特性动作电流按发电机正常运行的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定：式中，为可靠系数，取1.05；为返回系数，取0.95；为发电机额定励磁电流；为励磁变低压侧CT变比。得。 保护延时12s动作于信号，有条件的动作于降低励磁电流。2.17.3反时限特性 反时限过负荷保护的动作特性，即过电流倍数与相应的允许持续时间的关系，由发电机制造厂家提供的转子绕组允许的过负荷能力确定。 （*），式中，C为转子绕组过热常数；为转子回路电流；为转子回路基准电流值，取保护装置生产厂家的建议值（对应于励磁变低压侧CT的二次电流值为）。 反时限动作特性的上限电流与强励定值倍数匹配：，允许时间为50s，代入式（*）,得。反时限动作特性的下限电流按与定时限保护配合的条件整定： ，式中，为配合系数，取1.05，其余参数同2.17.2。得。励磁绕组过负荷保护定值清单：序号定值名称定值1定时限电流定值0.2定时限延时定值12s3反时限起始电流0.4反时限上限延时0.8s5励磁绕组热容量系数1426基准电流0.492.18发电机轴电流保护如果轴电流密度超过0.2A/cm2，发电机转轴轴颈的滑动表面和轴瓦就可能被损坏，为此可装设轴电流保护。 可通过轴电流CT实测一次不平衡电流并乘以一定的可靠系数（1.3～1.5倍）来确定保护定值，根据现场调试的情况，机组运行时装置实测的电流在0.004A左右，故确定该保护定值的二次值为6mA（轴电流CT的变比为5P20-500/1A，对应的一次电流值为3A）， 由于任何形式的轴电流（包括基波和三次谐波电流）都会损伤轴承和轴瓦，因此轴电流测量应能充分反映轴电流的有效值。发电机轴电流保护定值清单：序号定值名称定值1轴电流报警定值6mA（暂定）2轴电流报警延时0.13轴电流跳闸定值6mA（暂定）4轴电流跳闸延时20.0运行方式控制字1基波分量投入12三次谐波分量投入1注：跳闸段先不投，待积累运行经验后再投入。2.19发电机启停机保护 启停机保护用于反应发电机低速运行时的定子接地及相间短路故障，保护算法对频率变化不敏感。 定子接地故障，采用中性点零序电压的过电压保护，保护定值取为5V，延时0.5s。 相间故障，采用接于发电机和主变差动回路的过电流保护，定值按在额定频率下，大于满负荷运行时差动回路的不平衡电流整定：，式中，为可靠系数，取1.5；为额定频率下，实测满负荷运行时差动回路的不平衡电流。为防止过励磁时提前动作，主变差流采用保护装置生产厂家的建议值。 低频闭锁定值按额定频率的0.9整定。发电机启停机保护定值清单：序号定值名称定值1频率闭锁定值45Hz2主变差流定值1.2Ie4发电机差流定值0.2Ie5定子零序电压定值5V6定子零序电压延时0.5s运行方式控制字1主变差流判据投入12发电机差流判据投入13零序电压判据投入14低频闭锁功能投入1第三篇升压变压器保护定值整定计算书3.1铭牌参数，，，，。3.2主变差动保护3.2.1220kV侧：TPY-3000/1A；13.8kV侧（发电机）：TPY-12000/1A3.2.2220kV侧：；13.8kV侧（发电机）：。3.2.3 按RCS-985选基准侧为13.8kV，则13.8kV侧（发电机）：；220kV侧：。3.2.4 各侧CT二次均为Y接线，接入保护装置后由和软件自行补偿。3.2.5。 最终选取，并在最大负载工况下实测最大不平衡电流，后者应小于0.483.2.6第1段斜率为区内短路灵敏度，取。第2段斜率为安全计，宜适当增大，保证外部短路暂态工况下的不误动。按RCS-985意见，取。最大比率制动斜率的起始制动电流由装置内部固定为（）。3.2.7灵敏系数 差动保护区内短路最小电流为（主变高压侧区内两相短路，由发电机提供短路电流，参见图3）：，，∵，∴（式中），则，合格！图17比率差动保护的动作特性3.2.8 取二次谐波制动比为15%。3.2.9 由于发变组之间有断路器，存在空载条件下的合闸；主变高压侧母线的接线方式（多角形接线）又决定了主变高压侧区外短路电流非常大，需综合考虑上述因素来确定差动速断保护的动作电流。1）高压侧空载合闸，出现励磁涌流，保护不动作，。按《导则》，本变压器空载合闸励磁涌流应小于5倍的变压器额定电流，初选：。 以220kV侧两相区内最小短路校验灵敏度（由220kV系统提供短路电流）：，，合格！ 为维持主保护的比率制动特性，作为辅助保护的差动速断（利用纵差保护中的差动电流，不用二次和五次谐波制动，也不用比率制动，有助于加速切除保护装设处的短路）最终取为：（对应的）。2）主变高压侧外部最大三相短路时不误动。最大不平衡电流为：，。3）最终选定差动速断保护动作电流（灵敏度满足要求）。主变差动保护定值清单：序号定值名称定值1比率差动起动定值0.4Ie2差动速断定值5.0Ie3比率差动起始斜率0.104比率差动最大斜率0.705谐波制动系数15%运行方式控制字1差动速断投入12比率差动投入13工频变化量比率差动投入14涌流闭锁原理选择05TA断线闭锁比率差动03.3主变方向过流保护3.3.1 220kV侧CT：TPY-3000/1A；220kV侧PT：。3.3.2 ， 校核主变低压侧两相短路时过流元件的灵敏度：，，合格。3.3.3方向 方向指向变压器，灵敏角为。3.3. 在GCB断开和合上时均投入主变方向过流保护；延时只需躲过系统振荡，不必与厂用系统配合，取：。3.4主变过励磁保护3.信号段：，。3. 根据变压器厂家提供的主变过励磁能力曲线（如图18所示），输入下列八组定值：（1.50,3s），（1.40,5s），（1.35,8s），（1.30,18s），（1.25,45s），（1.20,120s），（1.15,470s），（1.10,1800s）。发电机过励磁保护定值清单：序号定值名称定值1定时限信号段定值V/f1.07（发信）2定时限信号段延时5s3反时限上限定值1.50（跳闸）4反时限上限延时3s5反时限I定值1.40（跳闸）6反时限I延时5s7反时限II定值1.35（跳闸）8反时限II延时8s9反时限III定值1.30（跳闸）10反时限III延时18s11反时限IV定值1.25（跳闸）12反时限IV延时45s13反时限V定值1.20（跳闸）14反时限V延时120s15反时限VI定值