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1、发电厂继电保护整定计算发电厂继电保护整定计算 （发变组保护部分重点版）（发变组保护部分重点版） 李红军 电话：13601016463 李红军 电话：13601016463 发电机保护发电机保护： 大型发变组保护典型配置大型发变组保护典型配置 发电机差动、发电机匝间、发电机定子接地、发电机相间后备、 发电机对称过负荷、发电机负序过负荷、发电机低励失磁、 发电机失步、发电机过激磁、发电机过电压、发电机逆功率及 程跳逆功率、发电机频率异常、发电机起停机、发电机误上电、 发电机断路器失灵、发电机断水 发电机差动、发电机匝间、发电机定子接地、发电机相间后备、 发电机对称过负荷、发电机负序过负荷、发电机低
2、励失磁、 发电机失步、发电机过激磁、发电机过电压、发电机逆功率及 程跳逆功率、发电机频率异常、发电机起停机、发电机误上电、 发电机断路器失灵、发电机断水 励磁回路保护：励磁回路保护： 励磁变差动（或速断）、励磁回路接地、励磁变速断，励磁变短 延时过流保护、励磁绕组过负荷、励磁系统故障 励磁变差动（或速断）、励磁回路接地、励磁变速断，励磁变短 延时过流保护、励磁绕组过负荷、励磁系统故障 主变保护：主变保护： 主变差动、主变相间后备、主变接地后备、主变过负荷、主变过激磁、 主变启动通风、主变非全相、主变断口闪络、主变失灵启动、 主变非电量保护（包括主变瓦斯及轻瓦斯、主变压力释放、主变冷却器故 障、
3、主变温度、主变油位） 主变差动、主变相间后备、主变接地后备、主变过负荷、主变过激磁、 主变启动通风、主变非全相、主变断口闪络、主变失灵启动、 主变非电量保护（包括主变瓦斯及轻瓦斯、主变压力释放、主变冷却器故 障、主变温度、主变油位） 高厂变保护：高厂变保护： 高厂变差动、高厂变高压侧后备、低压分支相间后备、低压分支接地后备 高厂变过负荷、高厂变非电量保护（包括主变瓦斯及轻瓦斯、有 高厂变差动、高厂变高压侧后备、低压分支相间后备、低压分支接地后备 高厂变过负荷、高厂变非电量保护（包括主变瓦斯及轻瓦斯、有GCB的有 分接开关瓦斯保护主变压力释放、主变冷却器故障、主变温度、主变油位） 的有 分接开关
4、瓦斯保护主变压力释放、主变冷却器故障、主变温度、主变油位） 大型发变组保护典型配置大型发变组保护典型配置 发变组保护整定计算的依据发变组保护整定计算的依据 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 684-2012 大型发电机变压器继电保护整定计算导则大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL/T 559-2018 220kV750kV 电网继电保护装置运行整定规程电网继电保护装置运行整定规程 Q/CSG 110034-2012南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程 防止电力生产事故的二十五项重点要求 国家能源局 南方电网大型
5、发电机变压器继电保护整定计算规程 防止电力生产事故的二十五项重点要求 国家能源局 差动最小动作电流： 发电机差动保护发电机差动保护1 DL/T 684-2012Q/CSG110034-2012 Iop.0 = Krel（Ker +m )IgnIop.0 = Krel (Ker + m )Ign Krel 可靠系数，取1.5； Ker 互感器比误差系数，10P型取20.03， 5P和TP型取20.01； m装置通道调整误差引起的不平衡电流 系数，可取0.02。 Krel 可靠系数，取1.5； Ker 互感器比误差系数，10P型取20.03， 5P和TP型取20.01； m装置通道调整误差引起的不
6、平衡电流 系数，可取0.02。 实际可取Iop.0 (0.200.30) Ign ，一般宜选用 (0.3) Ign 。如果实测不平衡电流较大，则应尽快 查清原因，并予消除，避免因Iop.0 整定过大而 掩盖一、二次设备的缺陷或隐患。 为保证内部短路时的灵敏度，最小动作电流 Iop.0 不应无根据地增大。 一般取Iop.0 (0.200.30) Ign 。 如果实测Iunb.0 较大，则应尽快查清Iunb.0 增大的 原因，并予消除，避免因Iop.0 整定过大而掩盖 一、二次设备的缺陷或隐患。 若非设备缺陷原因，则可适当提高Iop.0 定值。 工程经验：一般整定工程经验：一般整定0.3倍额定电流
7、比较可靠，倍额定电流比较可靠，0.25倍也出现过误动倍也出现过误动 外部故障最大不平衡电流 式中：Kap非周期分量系数，1.52.0； KccCT同型系数，同型0.5，不同型取1.0； KerCT比误差系数，0.1； m装置通道调整误差引起的不平衡电流系数，可取0.02； Ik.max最大外部三相短路电流周期分量。 .max.maxunbapccerk IK K Km I 发电机差动保护发电机差动保护2 外部故障最大不平衡电流用于确定制动斜线的大小。外部按照主变 压器高压侧考虑 外部故障最大不平衡电流用于确定制动斜线的大小。外部按照主变 压器高压侧考虑 比例制动曲线 常见的比例制动曲线： Io
8、p.0 Iop Ires Ires.maxIres.0 0 Iop.max 动作区 制动区 1）制动特性的拐点电流Ires.0： 当定子电流等于或小于额定电流 时，差动保护不必具有制动特性。故拐 点电流宜取Ires.0(0.71.0)Ign 。 2）比率制动特性的斜率S 0 .rmax.r 0 .opmax.op II II S eses 式中Iop.max =(1.31.5) Iunb.max 。工程经验：一般取S=0.30.4 。 发电机差动保护发电机差动保护3 如果有第二折点可取如果有第二折点可取1.5-2.5Ign ，斜率取，斜率取S1=0.30.4 ，S2=0.60.8 ，有的保护装
9、置 第二折点国定在 ，有的保护装置 第二折点国定在6Ign, ，大多数情况没有意义，因区外最大短路电流才，大多数情况没有意义，因区外最大短路电流才3倍多点。倍多点。 比例制动曲线 变斜率比例制动曲线： 1）无拐点 2）起始斜率： Kcc为互感器同型系数，取0.5；Ker为互感 器比误差系数，取0.1；Krel为可靠系数， 一般取1.02.0； Kbl1一般取0.050.10。 IenIe Icdsd Icdqd Id Ir 0 Kbl1 Kbl2 动作区 制动区 速断动作区 erccrelbl KKKK 1 3）最大斜率： 建议：如果最大斜率定值按照保护装置 的推荐值，要求保证大于或等于计算值
10、。 建议：如果最大斜率定值按照保护装置 的推荐值，要求保证大于或等于计算值。 2 2 max*. 1*max*. 2 k blcdqdunb bl I kII k 发电机差动保护发电机差动保护4 比例制动曲线 G60的比例制动曲线： 1）自然拐点无需整定，由pickup值和 slope1决定。应使自然拐点的横坐标介 于(0.81.0)Ign . 2）slope1： 根据G60说明书，斜率1应大于最大允许电 流下CT误差产生的不平衡电流，最大误差 一般为5%10%倍的CT额定电流。 工程经验：如两侧CT的特性不一致，在区外故障切除后，较易因两侧CT二次 电流衰减不同步导致差动保护动作。Slope
11、1可选用20%30%. 3）break1： 根据G60说明书，拐点1取值略大于发电机最大正常运行电流。 因拐点1最小取值为1.0pu， 通常1.0puIgn，故取break1=1.0pu 自然拐点 发电机差动保护发电机差动保护5 比例制动曲线 G60的比例制动曲线： 4）break2： 根据G60说明书，拐点2取值为CT开始饱和时的电流。 Break2的取值应根据CT的特性计算。应考虑外部短路电流的暂态分量对CT的 影响。 5）过渡区： 介于break1和break2之间，曲线与slope1和slope2相切。将制动系数由slope1 迅速、平滑地过渡到slope2，可有效防止在这一区域附近两
12、侧CT特性不一致 引起的差动保护误动作。 6）slope2： 应充分考虑外部故障CT饱和的影响。 一般可取3050% 。 发电机差动保护发电机差动保护6 TA断线闭锁 大型发电机的保护用电流互感器特点：变比大，容量大，饱和电压很高，约 数千伏，甚至上万伏。 TA一旦开路，即便是发电机电流很小，TA也会迅速饱和，断口电压达数千 伏上万伏，严重威胁二次回路、二次设备及人身安全。 因此，大型发电机的差动保护不应投因此，大型发电机的差动保护不应投TA断线闭锁。断线闭锁。 有些保护设有电流超整定值后TA断线闭锁退出的功能。对于大型机组，此 功能要慎用，二次开路时，一次电流不到10%，二次开口电压就可达到
13、数千伏 上万伏。也有些保护装置差动保护采用的是循环闭锁原理，考虑一下CT开路 保护是否能够动作，CT开路后CT电缆应测相间绝缘，防止电缆相间损坏二次 跳级。 工程经验： 如果外部故障或异常，电流中直流分量较大、衰减较慢，较易使两侧 工程经验： 如果外部故障或异常，电流中直流分量较大、衰减较慢，较易使两侧CT出 现传变差异，差流甚至出现在外部故障切除后。 整定时应特别注意电流在 出 现传变差异，差流甚至出现在外部故障切除后。 整定时应特别注意电流在0.81.5Ign范围内的防误动特性。范围内的防误动特性。 发电机差动保护发电机差动保护7 差动最小动作电流： 躲过变压器额定负载时的不平衡电流 式中
14、：Krel可靠系数，取1.31.5； Ker 电流互感器的比误差，10P型取0.06，TPY或5P型取0.02； U 变压器调压引起的误差； m 由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差，对于微机保护，内部算法已 作平衡处理的，此项可取0； Iext 采用不完全纵差时，未接入差回路的支路（如励磁变）最大电流标幺值； In 额定电流（发电机出口侧）。 .0 () OPrelerextn IKKUmII 旧版行标旧版行标： 0.20.5In，一般工程宜不小于0.3In； 新版行标新版行标： 0.30.6In； 南网导则南网导则：0.30.5In，必要时也可大于0.5 In，但不宜大于0.8 In 。
15、 个别工程设计中，一侧用个别工程设计中，一侧用TPY，另一侧用，另一侧用5P，两者在暂态过程中及暂 态过程结束后的表现很不一致，遇到此种情况，差动定值应避免过于 灵敏。 ，两者在暂态过程中及暂 态过程结束后的表现很不一致，遇到此种情况，差动定值应避免过于 灵敏。 主变差动保护主变差动保护1 主变 差动 主变 差动 主变 差动 高厂变 发电机 差动 发电机 差动 励磁变 速断 励磁变低压侧故障时主变差 动不应动作，因此比例差动 的启动电流应躲过励磁变低 压侧三相短路时在主变差动 保护中造成的差流 外部故障最大不平衡电流 式中：Kap 非周期分量系数，两侧同为TP级CT取1.0，两侧同为P级 CT
16、取1.52.0；（如两侧TP级不同特性，建议至少取1.5） Kcc 电流互感器的同型系数，取1.0; Ker 电流互感器的比误差，取0.1; Ik.max最大外部短路穿越性电流周期分量； Ik.h.max最大外部短路电流流经主高压侧的电流周期分量； U变压器调压对高压侧电流引起的误差； m由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差，对于微机保 护，内部算法已作平衡处理的，此项可取0。 max.max.max.max.khkhkerccapunb ImIUIKKKI 主变差动保护主变差动保护2 比例制动曲线 计算方法与发电机差动保护类似，但要注意以下几点： 发电机差动保护两侧接于同一电压等级，定子绕
17、组首尾为直接电联 系，两侧CT可在选型保证同型同性能。 变压器各侧电压不同，各侧间不是直接电联系，各侧电流幅值和相 位不同，做差流计算时需进行折算。 实际上变压器差动保护中，产生不平衡电流的因素要比发电机差动 保护多。 因此，一般变压器差动保护的制动斜率要比发电机差动大。 工程应用中，一般斜率S=30%50% 。 主变差动保护主变差动保护3 谐波制动 二次谐波制动采用交叉闭锁（即一相满足就闭锁三相）较为可靠。 二次谐波制动系数：可整定为15%20% ，按经验现代大型变压器二次 谐波含量均偏小，推荐整定15 。 主变差动保护主变差动保护4 差动速断 按躲过变压器励磁涌流和区外故障最大不平衡电流整
18、定。 变压器容量越小，系统电抗越小，励磁涌流倍数越大 。 工程经验：对于工程经验：对于600MW1000MW变压器，一般取变压器，一般取5倍变压器额定电流。 如果有变压器涌流抑制器的发变组保护，不能将差动速断定值减小； 母线为一个半接线的差动保护 倍变压器额定电流。 如果有变压器涌流抑制器的发变组保护，不能将差动速断定值减小； 母线为一个半接线的差动保护CT在串内的情况下，应计算串内在串内的情况下，应计算串内CT流过 不同故障电流所产生的差流，防止系统故障差动速断保护误动。 流过 不同故障电流所产生的差流，防止系统故障差动速断保护误动。 失磁保护常见逻辑 发电机静稳或异步边界 报警 t1 0
19、0 t2 t3 0 & 机端低电压 母线低电压 减出力或程序跳闸 发电机解列或全停 t4 0 & 发电机解列或全停 辅助判据 机端低电压；系统低电压；转子低电压；逆无功等。 发电机失磁保护发电机失磁保护1 关于与低励磁限制配合问题，见发电机保护相关曲线配合计算内容课件关于与低励磁限制配合问题，见发电机保护相关曲线配合计算内容课件 异步边界 Xd 、Xd发电机暂态电抗和同步电抗标么值 (取不饱和值)； jX 1 Xc Xa Xb 2 R 阻抗动作特性 vgn agn d a nS nU X X 2 2 vgn agn db nS nU XX 2 静稳边界 vgn agn conc nS nU X
20、X 2 * vgn agn db nS nU XX 2 Xcon*发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)标么值(以 发电机额定值基值)，即最小运行方式下系统归算至发电机的等值电 抗标么值。 火电机组建议选用异步边界判据，必要时辅以逆无功判据，一般可以不用。火电机组建议选用异步边界判据，必要时辅以逆无功判据，一般可以不用。 发电机失磁保护发电机失磁保护2 新标准 低电压判据 一般采用系统低电压或机端低电压判据逻辑，因系统无功储备足够大， 发电机失磁后系统（高压母线）电压降不下来。 系统低电压判据按躲过高压系统母线允许最低正常运行电压整定 Uop.3ph0.95Uh.minnv 式中：Uo
21、p.3ph 三相同时低电压保护动作电压； Uh.min 高压系统母线允许最低正常运行电压。 机端低电压判据以保证厂用电的安全为原则整定 Uop.3ph(0.80.85)Ugnnv 发电机失磁保护发电机失磁保护3 失磁判据组合及动作时间 定子阻抗判据&转子电压&低电压： 按躲过振荡过程中短时的电压降低整定，一般取：top0.5 s（异步边界 阻抗圆），或根据具体情况 top0.5-1.0 s（静稳极限阻抗圆）。 定子阻抗判据&转子电压判据 一般取top0.5 s。若机组条件许可，可先按机组技术要求减负荷，并在低 负荷状态在维持失磁运行一段时间。如机组不具备快速减负荷能力 ，则宜 在机组允许的失磁
22、限时前停机。 单独取定子阻抗判据时 因动作逻辑简单，故以较长动作时间出口，可取top1-1.5s。 发电机失磁保护发电机失磁保护4 发电机失步时，由于现在系统等值阻抗远小于机组阻抗，振荡中 心常会位于发电机机端附近，厂用电电压将周期性严重下降，厂用 机械稳定运行受到严重威胁，可能导致停机停炉；失步电流的反复 出现使大型机组遭受力和热的损伤，扭转力矩周期性作用于机组轴 系，使大轴扭伤。因此对300MW及以上的机组要装设失步保护。 机组失步保护动作后行为应根据系统安全稳定运行的要求决定， 一般不应立即动作于跳闸。当失步保护动作跳闸情况下，应在两侧 电动势相位差小于90的条件下使断路器跳开，以免断开
23、容量过大 导致断路器爆炸。 目前应用的失步保护装置以测量机端正序阻抗的多阻抗元件原理 较常见，常用透镜原理或遮挡器原理。 发电机失步保护发电机失步保护1 发电机失步保护发电机失步保护2 R jx 0 Zc Za Zb OL U OR IR IL 3 2 1 1 D LR 透镜原理透镜原理 阻抗平面分成四个区OL、IL、IR、OR， 阻抗轨迹顺序穿过四个区(OLILIR OR 或ORIRILOL)，并在每个区停 留时间大于一定时限，则保护判为发电 机失步振荡。每顺序穿过一次，保护的 滑极计数加1，到达整定次数，保护动作。 正向阻抗 () FWDST ZXX 反向阻抗 REVd ZX 主变电抗线
24、0.9 cT ZX 保证发电机组正常运行时的最小负荷阻抗 位于透镜外.一般整定为90120 。 透镜内角(角) 遮挡器原理遮挡器原理 发电机失步后，当机端测量阻抗较缓慢 地从+R向-R方向变化，且依次由0区I 区II区III区IV区穿过时，判断为加 速失步；而当测量阻抗由-R方向向+R方 向变化，且依次穿过各区时，就判断为 减速失步。 如上所述，测量阻抗依次穿过五个区后 记录一次滑极。当滑极次数累计达到整 定值时，便发出跳闸命令。 () aST XXX 1.8 2.6 bd XX 各区停留时间： 发电机失步保护发电机失步保护3 360 ns tTn Xc 1 R1 3 4 Xb R2 R3 R
25、4 2 Xa R jX 1区3区4区 2区 1=1204=240 1 1 60 222 abab XXXX Rctgctg 12 2 1 RR 3=2 4=1 系统最小振荡周期，一般为0.5秒至1.5秒。 s T 阻抗平面分为外、中、内三个环。 机端测量阻抗将先进入外环并在 外环滞留时间大于T1，然后进入 中环与内环之间并滞留时间 大于 T2，再然后进入内环并滞留时间 大于T3，最后离开内环，则判为 失稳振荡。 G60的Power Swing Detect 发电机失步保护发电机失步保护4 1）外环限制角（ADC）：考虑最大负荷情况，并留有大于20的裕度，一般可 取为120130。 2）内环限制
26、角：用于失步判别，（180-内环限制角）就是动稳极限角，一般可 取为4060。 3）中环限制角：为方便计算，可取(外环限制角+内环限制角)/2。 各区域滞留时间 确定系统最小振荡周期Tus： 按整定导则，Tus取0.51.5s ，本例取 0.5s 。 根据上页，如外环限制角取130，内环限制角取40，中环限制角 取90，则 延时T1应小于在最小振荡周期下，阻抗轨迹停留在外环与中环之 间的时间，即T10.5S40/3600.055s，实取0.06s。 延时T1复位时间阻抗轨迹离开外圆后，振荡闭锁的复归时间。取 出厂设置值0.05s 。 延时T2应小于在最小振荡周期下，阻抗轨迹停留在中环与内环之
27、间的时间，即T20.5S40/3600.055s，实取0.06s。 延时T3失步保护跳闸前，阻抗轨迹停留在内环之内的最小时间， 按约80变化计算，实取T30.12s。 延时T4在“延迟”（DELAY）模式下，T4为阻抗轨迹离开在内环之 后仍在外环之内的最小时间，实取T40.06s。 发电机失步保护发电机失步保护5G60的Power Swing Detect 失步跳闸脉冲保持时间： 用于扩展振荡或失步时的跳闸脉冲，考虑到回路连带开关的整体动作时 间，可取0.3s。 失步跳闸模式： 有“Early”和“Delay”两种跳闸模式。 “Early”为阻抗轨迹缓慢进入内圆并满足延时3后立即发跳闸令。 “
28、Delay”为阻抗轨迹进入内圆，并从内圆出来，经过外圆（满足规定的 延时4）出来后才发跳闸令。 为减小跳闸瞬间发电机与系统的电势相位差，减小断路器断开容量， 同时提高保护动作可靠性，应选择“Delay”跳闸模式。 发电机失步保护发电机失步保护6 G60的Power Swing Detect 系统最小振荡周期Tus： 旧版整定导则： 根据系统实际情况整定，由调度部门提供 。 发电机失步保护发电机失步保护7各种原理的共性问题 新行标：具体值由调度所给出，一般为0.5秒至1.5秒。 南网导则：一般为0.5秒至1.5秒。 滑极次数限制： 旧版整定导则： 没有提及 。 新行标：振荡中心在发变组区外时，滑
29、极次数整定215次，动作于信 号；振荡中心在发变组区内时，滑极次数整定12次，动作于跳闸或 发信。 南网导则：振荡中心在发变组外时，滑极次数整定215次，一般取4 次，动作于信号；振荡中心在发变组内时，滑极次数整定12次，一 般取2次，动作于跳闸；为防止全部机组同时跳闸，建议多台机的滑极 次数整定为不同，笔者认为必要性不大。 定时限过负荷保护： 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： Krel可靠系数，取1.05； Kr返回系数，取0.90.95。 gn oprel r I IK K 动作时间：按躲过后备保护的最大延时整定。 出口方式：动作于信号或自动减负荷。 定子绕组对称过
30、负荷保护定子绕组对称过负荷保护1 说明：实际发电机手册当中给定了对称过负荷允许值，根据不同机组是说明：实际发电机手册当中给定了对称过负荷允许值，根据不同机组是1.1-1.2 的额定电流，所以不管你怎样计算过负荷启动值都不能超手册给定值。的额定电流，所以不管你怎样计算过负荷启动值都不能超手册给定值。 关于与低励磁限制配合问题，见发电机保护相关曲线配合计算内容课件关于与低励磁限制配合问题，见发电机保护相关曲线配合计算内容课件 反时限过负荷保护： “汽轮发电机通用技术条件”规定：发电机定子绕组承受 的短时过电流倍数与允许持续时间的关系为 式中：Ktc定子绕组热容量系数，由制造厂家提供，一般机组容 量
31、Sn1200MVA时，Ktc37.5； 例如台山核电 1750MW机组Ktc=18.75 I* 以定子额定电流为基准的标幺值； Ksr为散热系数，一般取1.021.05。 22 * tc sr K t IK 反时限跳闸下限： 按与定时限过负荷保护配合的条件整定。 取1.05倍定时限过负荷保护电 流。 定子绕组对称过负荷保护定子绕组对称过负荷保护2 说明：实际发电机手册当中给定了对称过负荷允许值，根据不同机组是说明：实际发电机手册当中给定了对称过负荷允许值，根据不同机组是1.1-1.2 的额定电流，所以不管你怎样计算过负荷启动值都不能超手册给定值。的额定电流，所以不管你怎样计算过负荷启动值都不能
32、超手册给定值。 反时限跳闸上限： 反时限跳闸特性上限电流，按机端三相金属性短路计算 式中： Xd” 发电机次暂态电抗（饱和值），标幺值。 我认为应该在主变压器高压侧考虑上限电流及动作时间就可以了 .max gn op d I I X 反时限跳闸特性上限延时： 与出线快速保护（线路纵联保护）配合 ，不宜小于0.5s 。 如无上限延时定值如无上限延时定值，则需核算主变高三相短路时，反时限元件的动作 时间不应小于0.5 s 。 保护动作于解列或程序跳闸。 反时限出口方式： 定子绕组对称过负荷保护定子绕组对称过负荷保护3 定时限： 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： Krel可靠
33、系数，取1.05； Kr返回系数，取0.90.95； I*2 发电机长期允许负序电流标幺值 ，由制造厂家 提供，一般I*2 10%，机组越大该值越小。 2 * oprel r I IK K 动作时间： 新行标：躲过发变组后备保护最长动作时限，动作于信号。 南网： 与线路相间及接地保护最长动作时间配合，动作于信号。 讨论： 建议同时与高厂变后备保护的延时配合。因为负序电流保护很灵敏，高厂变低压侧故 障时可能会动作。 发电机负序过负荷保护发电机负序过负荷保护1 说明：实际发电机手册当中给定了负序过负荷允许值，根据不同机组是说明：实际发电机手册当中给定了负序过负荷允许值，根据不同机组是0.05-0.
34、15 的额定电流，所以不管你怎样计算负序过负荷启动值都不能超手册给定值。的额定电流，所以不管你怎样计算负序过负荷启动值都不能超手册给定值。 反时限负序过负荷保护： “汽轮发电机通用技术条件”规定：发电机定子绕组承受的短时过电流 倍数与允许持续时间的关系为 式中：A转子表层承受负序电流能力的常数，由制造厂家提供； I2* 发电机负序电流标幺值； I2* 发电机长期允许负序电流标幺值 。 22 2*2 * A t II 反时限启动电流（跳闸下限电流）： 与定时限动作电流配合整定I2s.op1.05I2.OP . 反时限最大延时： 小于装置可整定的最大延时，或小于I2s.op对应的反时限延时。 发电
35、机负序过负荷保护发电机负序过负荷保护2 反时限跳闸上限： 反时限跳闸特性上限电流：按主变高压侧两相短路计算 式中：Xd”，X2 发电机次暂态电抗(饱和值)及负序电抗标幺值； Xt 主变电抗标幺值。 .max 2 (2) gn op dt I I XXX 反时限跳闸特性上限延时： 与快速保护（线路纵联保护）配合 ，不宜小于0.5s 。 如无上限延时定值，则需核算主变高两相短路时，反时限元件的动作 时间不应小于0.5 s 。 保护动作于解列或程序跳闸。 反时限出口方式： 发电机负序过负荷保护发电机负序过负荷保护3 新行标附录C： 发电机定子接地保护发电机定子接地保护1 发电机中性点接地方式： 发电
36、机定子接地保护发电机定子接地保护2 中性点不接地或经PT接地： 单相接地电流仅为定子对地电容电流，如该电流小于上表的允许 值，则定子接地保护可延时动作于信号。该方式常用于中、小机组。 中性点经消弧线圈接地： 能部分补偿电容电流，如补偿后单相接地电流小于上表的允许值， 保护可延时动作于信号。 中性点经配电变压器高阻接地： 采用经配电变压器带电阻接地的目的不是限制接地电流，反而会增大 接地电流，其目的是限制过电压。 单相接地电流为定子对地电容电流和电阻性电流的相量和，一般该电 流会大于允许值，故定子接地保护应短延时动作于停机。该方式常用于 200MW以上机组。 定子接地判断元件：基波零序过电压 发
37、电机定子接地保护发电机定子接地保护3 基波零序电压可取自发电机中性点配电变压器(或PT)二次电压，也可 取自机端三相电压互感器的开口三角绕组，注意应先经三次谐波滤波器。 机端开口三角绕组测得的是3U0，中性点测得的是U0 。 发电机机端单相接地时，基波零序电压最大。 对于电压取自机端开口三角 Udz =（510）%* 3U0.MAX 对于电压取自中性点 Udz =（510）%* U0.MAX 死区：靠近中性点510绕组为保护死区。 定子接地判断元件：基波零序过电压 发电机定子接地保护发电机定子接地保护4 低定值段：躲不平衡电压 对于电压取自机端开口三角 对于电压取自中性点 Udz =（510）
38、%* 3U0.MAX Udz =（510）%* U0.MAX 死区：靠近中性点510绕组为保护死区。 高定值段：躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压 对于电压取自机端开口三角 对于电压取自中性点 Udz =（1525）%* 3U0.MAX Udz =（1525）%* U0.MAX 根据很多次的主变压器高压侧的金属性接地故障来看，传递到定子接 地保护的电压没有计算的值高，一般 根据很多次的主变压器高压侧的金属性接地故障来看，传递到定子接 地保护的电压没有计算的值高，一般2-6V范围。范围。 定子接地判断元件：基波零序过电压 发电机定子接地保护发电机定子接地保护5 校核主变高压侧接地短
39、路时，通过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的大小，以免保护误动作。 对于中性点接地的变压器： 原理接线图 三相等效电路 单相等效电路 定子接地判断元件：基波零序过电压 发电机定子接地保护发电机定子接地保护6 对于中性点不接地的变压器： 单相等效电路 三相等效电路 E0为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势，由系统实际情况确 定，一般可取 ， 为系统额定线电压。3/6 . 0 0Hn UE Hn U 动作于停机的延时： 发电机定子接地保护发电机定子接地保护7 三种情况DL/T 684-2012Q/CSG110034-2012 动作电压若已躲过主变高压 侧耦合到
40、机端的零序电压， 在可能的情况下延时应尽量 取短 可取 0.31s可取0.31.0s 具有高压侧系统接地故障传 递过电压防误动措施的保护 装置 延时可取0.31s延时可取0.31.0s 动作电压若低于主变高压侧 耦合到机端的零序电压，且 无传递过电压防误动措施 延时与高压侧接地保护的配合延时应与高压侧接地保护 配合 动作电压若低于主变高压侧耦合到机端的零序电压，且无传递过电压防 误动措施，延时与高压侧接地保护的配合，导则的此方案不理想，这样 发电机的故障会扩大。我们可以采用提高动作值，增设注入式定子接地 保护来解决这个问题。 动作电压若低于主变高压侧耦合到机端的零序电压，且无传递过电压防 误动
41、措施，延时与高压侧接地保护的配合，导则的此方案不理想，这样 发电机的故障会扩大。我们可以采用提高动作值，增设注入式定子接地 保护来解决这个问题。 发电机可能出现的三种误上电情况： 发电机在静止状态或盘车时，在未加励磁时突然并入电网的误上电。 发电机在并网前或解列后，此时断路器在分闸状态，励磁开关在合闸状态， 当系统电压和主变高压侧电压相位相差180时，可能在断路器端口出现单相 或两相闪络，也属于一种误上电。 发电机在并网前或解列后，由于某种原因非同期合闸的误上电。 误上电保护在发电机并网前或解列后自动投入运行，并网后自动退出运行。 误上电保护（含断路器闪络保护）误上电保护（含断路器闪络保护）1
42、 1 误合闸电流误合闸电流作为第种误上电情况的保护，又称突加电压保护（Accidental Energization Protection）。 误上电保护（含断路器闪络保护）误上电保护（含断路器闪络保护）2 .min .max gn AE GTS I I XXX 误上电过电流定值：误上电过电流定值： 笔者认为应按小于额定电流的一半整定。 讨论： 发电机未并网前定子绕组不应有哪怕很小的电流， 转子静止状态下的定子电流对发电机危害程度非常大。因此 建议定值取：Iop(0.30.5)Ign 转子静止状态下的定子电流对发电机危害程度非常大。 发电机转子静止状态下误上电时可能出现的最小电流为，实际没有这
43、么大。 2 断口闪络保护 作为第种误上电情况的保护，称闪络保护。 按躲过正常运行时变压器高压侧最大不平衡电流整定，一般可取 误上电保护（含断路器闪络保护）误上电保护（含断路器闪络保护）3 2. 10% opTn II 3 非同期合闸保护 作为第种误上电情况的保护，实际为非同期合闸保护。 Tn I 变压器高压侧额定电流 全阻抗：按防止发电机正常并网时系统同时发生冲击导致全阻抗元件误动来整定。 适用于WFB-800。 偏移阻抗：保证误上电后的不稳定振荡过程中阻抗判据能可靠动作。 适用于DGT801。 阻抗元件的整定可参考新行标和南网导则，同时结合厂家说明书进行整定。 . 0.060.1 op ts
44、 导则规定0.1s-0.2s 偏大 4 兼顾、 两种情况的误上电电流整定： 误上电保护（含断路器闪络保护）误上电保护（含断路器闪络保护）4 a. 躲过在允许的同期条件下并网时的最大冲击电流，可整定1.3Ign。 b. 按盘车状态下误合闸最小电流（发电机侧）的50整定。 .min 2sin2 chgn dTS II XXX 在额定电压下，角差为并网时的最大冲击电流为 如取20，则Ich约等于Ign。根据设备及系统电抗不同，实际 计算结果为0.8-1.2倍发电机额定电流。 这是理论计算结果，如果同期装置定值整定值合适，运行操做熟练，实际发电机 正常同期合闸的冲击电流一般不超过发电机额定电流 这是理
45、论计算结果，如果同期装置定值整定值合适，运行操做熟练，实际发电机 正常同期合闸的冲击电流一般不超过发电机额定电流50%，合闸后，合闸后5s误上电保 护退出；在发电机同期时出现闪络的情况下，负序电流按照发电厂的承受力整定 就可以了，不需要计算，其动作时间躲过断路器不同期合闸时间就没有问题，有 误上电保 护退出；在发电机同期时出现闪络的情况下，负序电流按照发电厂的承受力整定 就可以了，不需要计算，其动作时间躲过断路器不同期合闸时间就没有问题，有 20ms的延时就不会误动，发电机并网后闪络保护会自动退出。的延时就不会误动，发电机并网后闪络保护会自动退出。 主变高压侧复合电压过流保护主变高压侧复合电压
46、过流保护1 主变复合电压过流作为变压器内部、外部相间短路的后备保护。 过电流元件：按躲过变压器额定电流整定 2.oprelnr IKIK 式中：Krel-可靠系数，取1.2；In-主变高压侧额 定电流；Kr-返回系数，取0.90.95 。 低电压定值：UOP=(0.60.7)Un（线电压） 负序电压定值：UOP2=(0.060.08) Un=4.00V（应注意保护装置采用相电压 还是线电压） * 复压判断应尽可能同时取主变高压侧及低压侧电压，两侧取“或”门关系。 动作时间：与线路后备保护配合。 说明：主变压器复压过流根据具体情况可以跳母联，也可以不跳；因发电机的 复压过流保护有记忆，所以主变压
47、器双母线接线方式不能跳母联断路器 说明：主变压器复压过流根据具体情况可以跳母联，也可以不跳；因发电机的 复压过流保护有记忆，所以主变压器双母线接线方式不能跳母联断路器。 主变高压侧复合电压过流保护主变高压侧复合电压过流保护2 延时配合： (1) 发电机出口无断路器： (2) 发电机出口有断路器： 2.3s 线路后备 保护 2.0s 2.6s 1.5s 主变高压侧复合电压过流保护主变高压侧复合电压过流保护3 某些保护无法采集主变低压侧电压作判断，当低压侧两相相间短路时，低电 压元件的灵敏度不足。可分两种情况处理。 (1) 发电机出口无断路器： 这种情况，发电机与主变之间没有解列点，发电机后备保护可兼做 主变低压侧后备保护。 (2) 发电机出口装有断路器： 发电机解列时，主变带高厂变运行。 主变低压侧两相相间短路时，高压侧的低电压元件的灵敏度不 足，有可能不能动作。主变低压侧无后备保护。 主变反向送电，后备保护不应与线路作配合。 如高压侧设一段指向变压器的过流保护，则可解决上述问题。 主变高压侧反向过流保护（指向主变）主变高压侧反向过流保护（指向主变） 指向主变的过流保护： 适用于发电机出口装有断路器。 可用GCB辅助接点控制投退，不