300MW发变组保护定值计算书(G60、T35)

300MW发变组保护定值计算(G60、T35) #12发变组保护定值计算书 、#6发变组保护整定计算 贵溪2×300MW扩建工程#5 1 发电机差动保护 发电机差动保护采用双斜率比例差动特性，作为发电机 LH2 15000/5 星形接线 G60 发 电 机出口CT LH6 15000/5 星形接线 G60 选G60中Stator Differential作为发电机差动保护中的比例差动元件。 1.1 定子差动保护启动电流(STATOR DIFF PICKUP) 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 Iop.0 = Krel ×2×0.03Ign/na = 1.5×2×0.03 Ign/na = 0.09 Ign/na 或 Iop.0 = Krel Iunb.0 式中:Krel —— 可靠系数，取1.5; Ign —— 发电机额定电流10190 A; 发电机额定负荷状态下，实测差动保护中的不平衡电流。 Iunb.0 —— 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Iop.0不应无根据地增大，根据《整定导则》说明，实际可取IOP = (0.1,0.3)Ign/na，一般宜选用(0.1,0.2)Ign/na。 依据《G60》说明书，最小启动值由正常运行条件下的差动电流决定，厂家推荐为0.1,0.3 pu，出厂设定值为0.1 pu。 考虑以上两种因素，取Iop.0 = 0.2 Ign/na 以pu值示:0.2 Ign/CTpri = 0.2×10190/15000 = 0.136pu，取0.14pu 即:PICKUP = 0.14pu 1.2 斜率1(STATOR DIFF 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。又依据《整定导则》说明，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。当斜率取0.2时，形成的自然拐点恰好是1倍的发电机额定电流。 即: 因此取SLOPE 1=20% 1.3 拐点1(STATOR DIFF BREAK 1) 根据G60说明书，拐点1应仅大于发电机最大正常运行电流。又因为发电机的最大短路电流不超过5倍额定电流，为使区内故障时获得较高的灵敏度，希望制动电流在2.5,3.0倍的发电机额定 第1页 共25页 #12发变组保护定值计算书 电流以 CTpri5 用pu值表示: 但该装置第一拐点最大取值为1.5pu，因此取BREAK 1=1.5pu 1.4 拐点2(BREAK2) 根据G60说明书，拐点2是过渡区的终点和斜率2的起点，应设置为使任一保护用CT开始饱和时的电流值。因为保护用CT选为5P20，其饱和电流值很大，而发电机最大外部短路电流不大于5倍额定电流，因此取拐点2为5倍发电机额定电流。 即: ，取3.396pu 5用pu值表示: 即:BREAK 2=3.396pu 1.5 斜率2(SLOPE2) 根据G60说明书，斜率2应保证在严重外部故障时继电器可靠不动作，厂家推荐值为80%—100%。但考虑电厂实际情况，拐点2取5倍发电机额定电流，而5倍发电机额定电流远未达到CT饱和区，因此第二斜率不必选得如此之大，可依据《导则》4.1.1的计算进整定。 Kres.max = Krel Kap Kcc Ker =1.5×2×0.5×0.1 = 0.15 式中:Krel —可靠系数，取1.5; Kap —非周期分量系数，一般为1.5,2.0，取2.0; Kcc —互感器的同型系数，Kcc=0.5; 互感器的变比误差系数，取0.1。 Ker — 取Kres.max =0.15，可确保在最大外部短路时差动保护不误动。但考虑到电流互感器的饱和或其暂态特性畸变的影响，为安全计，宜适当提高制动系数值，使Kres.max =0.4。 取 SLOPE 2 = 40% 1.6 灵敏度校验 按以上原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足Ksen > 2.0的要求，不必进行灵敏度校验。 1.7 定值清单 STATOR DIFF FUNCTION: Enabled STATOR DIFF LINE END SOURCE: SRC1 STATOR DIFF NEUTRAL END SOURCE: SRC2 STATOR DIFF PICKUP: 0.14pu STATOR DIFF SLOPE1: 20% STATOR DIFF BREAK1: 1.5pu STATOR DIFF SLOPE2: 40% STATOR DIFF BREAK2: 3.396pu STATOR DIFF BLK: Off STATOR DIFF TARGET: Latched STATOR DIFF EVENTS: Enabled 2、发电机负序保护: 第2页 共25页 #12发变组保护定值计算书 发电机中性点CT LH2 15000/5 星形接线 G60 发电机负序保护用于防止由于过量负序电流对发电机转子造成的损害。选G60继电器中的Generator Unbalance为发电机负序保护中的发电机不平衡元件。定时 ),反时限用于程序跳闸。 限用于减出力(报警 2.1 负序定时限过流保护: 整定原则:根据《导则》，动作电流按照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1.2; Kr —返回系数，0.85,0.95，条件允许应取较大值。 取PICKUP = 12.6%，DELAY=9s 2.2 负序反时限过流保护: 动作方程: T =K 2(I2/Inom) 2根据发电机厂家资料，发电机长期允许的，转子表层承受负序电流能力常数(It) 为10，即K-VALUE=10.0。 2.2.1 发电机正常运行电流(GEN UNBAL INOM) 2.2.2 负序电流启动值(GEN UNBAL STG1 PICKUP) 根据《导则》要求，负序电流的启动值由保护所能提供的最大延时决定，一般取1000秒，据此决定保护启动电流值。 从而可以求得G60的下限动作时间: 4 取:STG1 TMAX = 500秒 2.2.3 时间: 最小动作时间是为了躲过可由系统保护切除的故障造成的误跳闸。 取:STG1 TMIN = 0.5秒 返回时间提供了负序电流的热记忆时间，取出厂设定值STG1 KRST = 240秒。 2.3 定值清单: GENERATOR UNBALANCE: GENERATOR UNBAL FUNCTION: Enabled GEN UNBAL SOURCE: SRC2 GEN UNBAL INOM: 0.68 pu GEN UNBAL STG1 PICKUP: 14.14% GEN UNBAL STG1 KVAL: 10.00 GEN UNBAL STG1 TMIN: 0.5 S 第3页 共25页 #12发变组保护定值计算书 GEN UNBAL STG1 TMAX: 500 S GEN UNBAL STG1 KRST: 240.0 S GEN UNBAL STG2 PICKUP: 12.6% GEN UNBAL STG2 PKP DELAY: 9.00 S GEN UNBAL BLOCK: Off GEN UNBAL TARGET: Latched GEN UNBAL EVENTS: Enabled 3 定子接地保护(95%): 定子接地保护是由接于发电机中性点电阻上的过压元件实现的，希望保护95%的定子绕组。选G60中Auxiliary OV1为发电机中性点过压元件。 发电机中性点PT YH 20/0.22 G60 发电机出口PT 203 /0.10.10.1// G60 33.1 动作电压的确定: 根据《导则》，基波零序过电压保护的动作电压Uop应按躲过正常运行时中性点最大不平衡电压Uunb.max整定，即: Uop = Krel Uunb.max 式中: Krel ——可靠系数，取1.2,1.3。 用pu值表示:12.5/220 = 0.057pu，取0.057pu。 该值对应的电压值为:0.057×220 = 12.5 V 该值对应的死区范围为: 3.2 定值清单: AUXILIARY OV1: AUX OV1 FUNCTION: Enabled AUX OV1 SIGNAL SOURCE: SRC2 AUX OV1 PICKUP: 0.057pu AUX OV1 PICKUP DELAY: 0.5 S AUX OV1 RESET DELAY: 1.00 S AUX OV1 BLOCK: Off AUX OV1 TARGET: Latched AUX OV1 EVENTS: Enabled 4 机端、中性点三次谐波比较保护: 发 电 机出口PT 203 /0.10.10.1// G60 3发电机中性点PT 20/0.22 G60 机端、中性点三次谐波比较元件为定子绕组中性点侧接地故障提供保护，它和中性点过电压元件一起构成100%定子接地保护。选G60中100% Stator Ground 为三次谐波比较元件，该元件有二段，一段用于跳闸，二段用于发信。根据《导则》要求，定子绕组单相接地保护中的三次谐波部分仅动作于信号，因此只用其二段。其动作方程为: 第4页 共25页 #12发变组保护定值计算书 N(3rd) – Pickup and 实测 空载:机端: 3s=0.49V =0.87V 中性点:U 满载: 机端: 3s=1.9V =3.27V 中性点 3n N(3rd) 根据运行经验，在正常运行时比值N(3rd) 一般在0.4,0.85的范围Enabled 100% STATOR GND STG1 PICKUP: 0.25pu 100% STATOR GND STG1 DELAY: 1S 100% STATOR GND STG1 SUPV: 0.0052pu 100% STATOR GND STG2 PICKUP: 0.25pu 100% STATOR GND STG2 DELAY: 1.00S 0.0052pu 100% STATOR GND STG2 SUPV: 100% STATOR GND BLK: OFF 100% STATOR GROUND TRAGET: Latched Enabled 100% STATOR GROUND EVENTS: 5 失磁保护: 发电机中性点CT LH2 15000/5 星形接线 G60 发 电 机出口CT LH6 15000/5 星形接线 G60 发电机出口PT 1YH 203 /0.10.1/ G60 33 第5页 共25页 #12发变组保护定值计算书 220Kv母线PT 2203 /0.1 /0.1 T60 选G60中Loss Of Excitation为失磁元件，选主变T60中Phase Undervoltage1 为低电压元件。 5.1 系统侧判据: 为了防止由发电机低励失磁故障引发无功储备不足的系统电压崩溃，应采用高压母线三相同时低电压作为失磁保护的闭锁条件。 80用pu值表示: 说明:此定值采用原定值不变。 5.2 发电机侧电压判据: 机端低电压闭锁: 用pu值表示: 说明:此定值采用原定值不变。 5.3 发电机侧判据: 阻抗圆1反应发电机负荷高于30%时的失磁情况，阻抗圆2反应发电机任何负 荷时的失磁情况。 发电机基准阻抗 : SBnv0.850.1 圆心1: 第6页 共25页 #12发变组保护定值计算书 : 半径1 考虑躲过外部故障时主保护动作时间，延迟时间:PICKUP DELEY1=0.5s 圆心2: ) 2 半径2: 考虑躲过系统最大振荡周期，延迟时间:PICKUP DELEY2=1.5s 5.3 定值清单: 5.3.1 G60失磁元件: LOSS OF EXCITATION LOSS OF EXCITATION FUNCTION: Enabled LOSS OF EXCITATION SOURCE: SRC1 LOSS OF EXCITATION CENTER1: 10.421 ohm LOSS OF EXCITATION RADIUS1: 8.5 ohm LOSS OF EXCITATION UV SUPV1: Enabled LOSS OF EXCITATION PKP DELAY1: 0.5 S LOSS OF EXCITATION CENTER2: 17.686 ohm LOSS OF EXCITATION RADIUS2: 15.765 ohm LOSS OF EXCITATION UV SUPV2: Enabled LOSS OF EXCITATION PKP DELAY2: 1.5S LOSS OF EXCITATION UV SUPV: 0.850pu LOSS OF EXCIT BLK: OFF电压闭锁是否投入 LOSS OF EXCITATION TARGET: Latched LOSS OF EXCITATION EVENTS: Enabled 5.3.2 发变组T60低电压元件: PHASE UV1 FUNCTION: Enabled PHASE UV1 SINGNAL SOURCE: SRC1 PHASE UV1 MODE: Phase to Phase PHASE UV1 PICKUP: 0.8pu PHASE UV1 CURVE: Definite Time PHASE UV1 DELAY: 0.00S PHASE UV1 MINMUM VOLTAGE: 0.100pu PHASE UV1 BLOCK: OFF PHASE UV1 TARGET: Self-restet PHASE UV1 EVENTS: Enabled 6 逆功率保护: 发电机出口CT LH6 15000/5 星形接线 G60 发电机出口PT 1YH 20 /0.10.1/ G60 33 逆功率保护由功率方向元件和主汽门接点组成。当逆功率保护经主汽门接点时，保护动作 第7页 共25页 #12发变组保护定值计算书 于解列灭磁。逆功率保护不经主汽门接点时，保护动作于解列。选G60中Sens Dir Power1保护一段为经主汽门触点的逆功率保护，选G60中Sens Dir Power1 保护二段为不经主汽门触点的逆功率保护。 根据《导则》4.8.3，动作判据为:P < - Pop 式中:P ——发电机有功功率，输出有功功率为正，输入有功功率为负; Pop ——逆功率继电器的动作功率。 6.1 动作功率Pop的计算公式 Pop = Krel (P1+P2) = 0.5×[3%+(1-98.7%)]×300 = 6.45 MW 式中:Krel ——可靠系数，取0.5; P1 ——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，取额定功率的3%; P2 ——发电机在逆功率运行时的最小损耗，取P2?(1-η)Pgn。 其中:η ——发电机效率，300MW机取98.7%; Pgn ——发电机额定功率。 Smin的正负决定了定值偏移原点的方向，Smin为正时，定值沿RCA向动作区偏移;Smin为负时，定值沿RCA向制动作区偏移。本保护最小动作功率为负值，因此取Smin > 0。 6.2 动作时限: 经主汽门触点时，延时t1=2.5”动作于解列灭磁;不经主汽门触点时，延时t2=2”动作于信号, 延时t2=60”动作于解列。 6.3 继电器特性角: RCA表示继电器动作区方向，本保护为逆功率保护，动作区在180?方向，因此取RCA=180? 6.4 定值清单: SENS DIR POWER1 DIR POWER 1 FUNCTION: Enabled DIR POWER 1 SOURCE: SRC1 DIR POWER 1 RCA: 180? DIR POWER 1 CALIBRATION: 0.00? DIR POWER 1 STG1 SMIN: 0.0124pu DIR POWER 1 STG1 DELAY: 2.5 S DIR POWER 1 STG2 SMIN: 0.0124pu DIR POWER 1 STG2 DELAY: 60S DIR POWER 1 BLK: off DIR POWER 1 TARGET: Latched DIR POWER 1 EVENTS: Enabled 7 意外激励保护: 发电机出口CT LH6 15000/5 星形接线 误上电保护主要用于保护发电机在盘车和减速发生的误合闸，保护动作于全停方式。选G60中Accidental Energization 为意外激励保护元件。 7.1 意外激励保护运行方式: 低压元件和发电机离线状态的不同逻辑组合，决定了意外激励保护的运行方式。由于该保护电压取自发电机出口PT，因此选低压元件和发电机离线状态相与的逻辑方式，即发电机电压低和发电机离线同时满足为该保护的开放条件。 7.2 过流电流元件: 共25页 第8页 #12发变组保护定值计算书 整定原则:按躲过发电机最大负荷电流整定。 用pu值表示: 按过流元件可能出现的最小故障电流的一半整定 5000 =0.73 pu 取0.73 pu 7.3 低电压元件: 整定原则:低电压元件按可能出现的最大故障电压整定。 U=Krel×XG/(XG+XT+Xmin)=1.3×0.04414/(0.04414+0.03905+0.0318)=0.5 pu 取值:0.5pu 7.4 定值清单: ACCDNT ENRG FUNCTION: Enabled ACCDNT ENRG SOURCE: SRC2 ACCDNT ENRG ARMING MODE: UV and OFFLINE ACCDNT ENRG OC PICKUP: 0.73pu ACCDNT ENRG UV PICKUP: 0.5pu ACCDNT ENRG OFFLINE: 1DL常开(H5c) ACCDNT ENRG BLOCK: OFF ACCDNT ENRG TARGET: Latched ACCDNT ENRG EVENTS: Enabled 8 匝间保护: 根据《导则》，该保护用于反应发电机定子绕组同分支匝间、同相不同分支或不同相间短路故障。匝间保护由负序方向元件，纵向零序电压元件，PT断线元件组成，负序整方向指向发电机。其逻辑图如下: 跳闸 8.1 负序方向元件: 发电机出口CT LH6 15000/5 星形接线 选G60中NEQ DIR OC1为匝间保护中的负序方向元件，用其正方向元件作为匝间保护的闭锁条 第9页 共25页 #12发变组保护定值计算书 件。负序方向元件电压取自发电机出口1YH，电流取自发电机出口CT，灵敏角选为85?。正方向指向发电机其中 K = 1/8 负序过流元件动作值不大于3%。取0.05pu 定值清单: NEG SEQ DIR OC1 NEG SEQ DIR OC1 FUNCTION: Enabled NEG SEQ DIR OC1 SOURCE: SRC1 NEG SEQ DIR OC1 OFFSET: 0.00 Ω POS SEQ RESTRAINT : 0.125 NEG SE1 DIR OC1 TYPE: Neg Sequence NEG SEQ DIR OC1 FWD ECA: 85?Lag NEG SEQ DIR OC1 FWD LIMIT ANGLE: 90? NEG SEQ DIR OC1 FWD PICKUP: 0.05pu NEG SEQ DIR OC1 REV LIMIT ANGLE: 90? NEG SEQ DIR OC1 REV PICKUP: 0.05pu NEG SEQ DIR OC1 BLK: OFF NEG SEQ DIR OC1 TARGET: Latched NEG SEQ DIR OC1 EVENTS: Enabled 8.2 纵向零序电压元件: 发电机出口PT 1YH 203 /0.10.1/ G60 33 选G60中Auxiliary OV2为零序过电压元件。根据《导则》，零序过电压保护的动作电压应躲过正常运行时的最大不平衡电压及外部三相短路最大不平衡电压，原定值为2V，现取3V。 用pu值表示: 定值清单: AUX OV2 FUNCTION: Enabled AUX OV2 SINGAL SOURCE: SRC1 AUX OV2 PICKUP: 0.052pu AUX OV2 PICKUP DELAY: 0.20S AUX OV2 RESET DELAY: 0.00S AUX OV2 BLOCK: OFF AUX OV2 TARGET: Latched AUX OV2 EVENTS: Enabled 9 失步保护: 发电机出口CT LH6 15000/5 星形接线 G60 发电机出口PT 2YH 203 /0.10.1/ G60 33 失步保护应满足: ——正确区分系统短路与振荡; ——正确判定失步振荡与稳定振荡。 第10页 共25页 #12发变组保护定值计算书 本保护靠正序阻抗轨迹穿越外圆和中圆的时间段的长短，来区分系统短路与振荡;靠阻抗轨迹穿越外圆和中圆的时间段和穿越中圆和外圆的时间段的长短来区分失步振荡与稳定振荡。 选G60中Power Swing Detect为失步元件。 9.1 功率振荡正向阻抗及阻抗角: 该定值适用于全部三个阻抗特性，正向阻抗应大于变压器和系统的正序阻抗之和。 系统最大运行方式时，220KV母线容量为15697MVA 系统最大运行方式时，系统联系阻抗X=XS//(XG+XT)=0.0318//(0.04414+0.03905)=0.023 2折算到机端阻抗为: 系统联系阻抗 X=0.023×(20)/100=0.092Ω 变压器阻抗为 202 正向阻抗: FWD REACH = (XT+XS)nCT15000/5 = (0.1562+0.092)× = 3.72Ω nPT20/0.1 阻抗角选为80?。 9.2 功率振荡反向阻抗及阻抗角: 该定值适用于全部三个阻抗特性，反向阻抗应大于发电机的正序阻抗。 2折算到机端阻抗Xd’=0.2568×(20)/353=0.29 第11页 共25页 #12发变组保护定值计算书 阻抗角选为80?。 9.3 阻抗圆限制角: 设P为最大负荷点，则 15000/5U2Nna202OP = × = × = 16.997Ω nV20/0.1SN300/0.85 求得?APB = 24.7? 外圆限制角(OUTER LIMIT ANGLE):在最大负荷条件下对应的限制角，外圆限制角应留有20?的安全裕量。 OUTER LIMIT ANGLE = 135? 中圆限制角(MIDDLE LIMIT ANGLE):按照说明书推荐值，应接近外圆限制角和Enabled POWER SWING SOURCE: SRC2 POWER SWING MODE: Three Step POWER SWING SUPV: 0.600pu POWER SWING FWD REACH: 3.72ohms POWER SWING FWD RCA: 80? POWER SWING REV REACH: 4.36ohms POWER SWING REV RCA: 80? 第12页 共25页 #12发变组保护定值计算书 POWER SWING OUTER LIMIT ANGLE: 135? POWER SWING MIDDLE LIMIT ANGLE: 95? POWER SWING INNER LIMIT ANGLE: 55? POWER SWING PICKUP DELAY 1: 0.07S POWER SWING RESET DELAY 1: 0.050S POWER SWING PICKUP DELYA 2: 0.07S POWER SWING PICKUP DELYA 3: 0.07S POWER SWING PICKUP DELYA 4: 0.15S POWER SWING SEAL-IN DELAY 1: 0.40S POWER SWING TRIP MODE: Delayed POWER SWING BLK: off POWER SWING TARGET: Latched POWER SWING EVENTS: Enabled 10 过激磁保护: 发电机出口PT 1YH 203 / 0.10.1/ G60 33 当发电机与主变之间无断路器而公用一套过激保护时，其整定值按发电机或变压器过激磁能力较低的要求整定。 实际上发电机过激磁能力较低，因此其整定值按发电机过激磁能力来整定。 限过激 过激磁保护由定时限和反时限过激保护组成。选G60 VOLTS/HZ 1定时磁元件为低定值过激磁元件，动作于信号;选G60 VOLTS/HZ 2反时限过激磁元件为高定值过激磁元件，动作于全停。 根据原定值要求，低定值段的过激磁倍数取1.08倍，动作时间取10秒。 经相比较认为该曲线可以作为整定依据。 确定反时限过激磁保护启动值Pickup和时间常数TDM。G60提供的反时限曲线方程为: A) T = B) T = 1 2 C) T = 2 以1.15倍延时10秒和1.25倍延时5秒进行校验 和 求得Pickup =1.04，TDM =2.23。整定取值为:Pickup =1.05，TDM =2。 第13页 共25页 #12发变组保护定值计算书 B) TDM =10×和 求得Pickup =1.05，TDM =0.9524。整定取值为:Pickup =1.05，TDM=0.95。 11 和 求得Pickup =1.055，TDM =0.44。整定取值为:Pickup =1.05，TDM=0.44。 取第二组特性曲线。 动作特性如下图所示: 30.0025.0020.00 T(S) 15.0010.005.000.00 1.145 1.15 1.2 1.25 1.3 1.35 Pickup=1.05 TDM=0.95第14页 共25页 #12发变组保护定值计算书 30.00 25.00 20.00 T(S )15.00 10.00 5.00 0.00 1.1451.151.21.251.31.35 Pickup=1.14 TDM=0.2 10.1 VOLTS/HZ 1 定值清单: Enabled VOLTS/HZ 1 FUNCTION: VOLTS/HZ 1 SOURCE: SRC1 VOLTS/HZ 1 PICKUP: 1.08pu VOLTS/HZ 1 CURVE: Define Time VOLTS/HZ 1 TD MULTIPLIER: 10.00S VOLTS/HZ 1 T-RESET: 1.0S VOLTS/HZ 1 BLOCK: OFF VOLTS/HZ 1 TARGET: Latched VOLTS/HZ 1 EVENTS: Enabled 10.2 VOLTS/HZ 2 定值清单: VOLTS/HZ 2 FUNCTION: Enabled VOLTS/HZ 2 SOURCE: SRC2 1.05pu VOLTS/HZ 2 PICKUP: VOLTS/HZ 2 CURVE: Inverse B VOLTS/HZ 2 TD MULTIPLIER: 0.95 VOLTS/HZ 2 T-RESET: 1.0S VOLTS/HZ 2 BLOCK: OFF VOLTS/HZ 2 TARGET: Latched VOLTS/HZ 2 EVENTS: Enabled 11 频率异常保护: 发电机出口PT 1YH 203 /0.10.1/ G60 33 频率异常保护分为3段，其中1段信号;2、3段跳闸。定值均采用原定值不变。 选G60中UNDERFREQUENCY 1 TO 3为低频元件，延时均由逻辑回路中的时 间元件完成。 第15页 共25页 #12发变组保护定值计算书 11.1 低频保护1定值清单: UNDFREQ 1 FUNCTION: Enabled UNDFREQ 1 BLOCK: OFF UNDFREQ SOURCE: SRC1 UNDFREQ 1 MIN VOLT/AMP: 0.10pu UNDFREQ 1 PICKUP: 48.00Hz UNDFREQ 1 PICKUP DELAY: 15S UNDFREQ 1 RESET DELAY: 2.0 S UNDFREQ 1 TARGET: Self-reset UNDFREQ 1 EVENTS: Enabled 11.2 低频保护2定值清单: 同低频保护1，其中 UNDFREQ 2 PICKUP: 47.5Hz UNDFREQ 2 PICKUP DELEY: 13S 11.3 低频保护3定值清单: 同低频保护1，其中 UNDFREQ 3 PICKUP: 47.00Hz UNDFREQ 3 PICKUP DELEY: 9S 11.4 低频保护4定值清单: 同低频保护1，其中 47.00Hz UNDFREQ 4 PICKUP: UNDFREQ 4 PICKUP DELEY: 9S 12 低阻抗保护: 发电机中性点CT LH2 15000/5 星形接线 G60 发电机出口PT 2YH 200.10.1// G60 333 低阻抗保护是相间故障的后备保护，本为二段，第一段时限T1动作于发电机解列，第二段时限T2动作于发电机解列灭磁。 选G60中Phase Distance中Z1为低阻抗保护中的正方向阻抗元件1，按能够保护主变的100%整定。 选G60中Phase Distance中Z2为低阻抗保护中的反方向阻抗元件2，按能够保护发电机的85%整定。 阻抗一段作为变压器高压侧相间短路的后备保护，由阻抗元件1和延时元件T1组成，动作时间大于线路I段距离保护动作时间，并考虑躲过系统振荡时间，取T1=1.5S。阻抗二段为发电机和 第16页 共25页 #12发变组保护定值计算书 变压器相间短路的后备保护，由阻抗元件1、阻抗元件2和延时元件T2组成， 动作时间与阻抗一段配合，取T2=T1+?T=2.0S。 12.1 阻抗(REACH) Z2=85%Xd,, 阻抗角取85? 12.2 电流监视动作值(SUPV) 为防止PT断线造成保护误动，电流监视动作值应大于最大负荷电流。 用pu值表示: 12.3 定值清单: PHS DIST Z1 FUNCTION: Enabled PHS DIST Z1 DISECTION: Forward PHS DIST Z1 SHAPE: Mho PHS DIST Z1 XFMR VOL CONNECTION: Dy11 PHS DIST Z1 XFMR CUR CONNECTION: Dy11 3.04Ω PHS DIST Z1 REACH: PHS DIST Z1 RCA: 85? PHS DIST Z1 DIR COMPLIMIT: 90? 85? PHS DIST Z1 DIR RCA: PHS DIST Z1 DIR COMPLIMIT: 90? PHS DIST Z1 QUAD RGT BLD: PHS DIST Z1 QUAD RGT BLD RCA: PHS DIST Z1 QUAD LFT BLD: PHS DIST Z1 QUAD LFT BLD RCA: PHS DIST Z1 SUPV: 0.883pu PHS DIST Z1 VOLT LEVEL: 0.000pu PHS DIST Z1 DELAY: 1.500S PHS DIST Z1 BLK: off PHS DIST Z1 TARGET: Latched PHS DIST Z1 EVENTS: Enabled PHS DIST Z2 FUNCTION: Enabled PHS DIST Z2 DISECTION: Reverse PHS DIST Z2 SHAPE: Mho PHS DIST Z2 XFMR VOL CONNECTION: None PHS DIST Z2 XFMR CUR CONNECTION: None PHS DIST Z2 REACH: 2.245Ω PHS DIST Z2 RCA: 85? PHS DIST Z2 DIR COMPLIMIT: 90? PHS DIST Z2 DIR RCA: 85? 第17页 共25页 #12发变组保护定值计算书 PHS DIST Z2 DIR COMPLIMIT: 90? PHS DIST Z2 QUAD RGT BLD: PHS DIST Z2 QUAD RGT BLD RCA: PHS DIST Z2 QUAD LFT BLD: PHS DIST Z2 QUAD LFT BLD RCA: PHS DIST Z2 SUPV: 0.883pu PHS DIST Z2 VOLT LEVEL: 0.000pu PHS DIST Z2 DELAY: 2.00S PHS DIST Z2 BLK: off PHS DIST Z2 TARGET: Latched PHS DIST Z2 EVENTS: Enabled 13 发电机过负荷: 发电机中性点CT LH2 15000/5 星形接线 G60 发电机过负荷保护用于对称过流和对称过负荷保护，定时限部分发信，反时限 部分跳闸。 13.1 选用G60中的Phase Instantaneous Overcurrent作为定子对称过 负荷中的定时限部分。 动作电流: 按躲过正常最大负荷电流计算: ，取用pu值表示: 动作时间: 根据《导则》的要求，延时应躲过后备保护的最大延时，取9”。 定值清单: FUNCTION: Enabled SOURCE: SRC2 PICKUP: 0.8pu PICKUP DELAY: 9S BLOCK A: BLOCK B: BLOCK C: TARGET: Latched EVENTS: Enabled 13.2 选用Phase TOC1作为定子过负荷的反时限部分。 13.2.1 启动电流: 按照与定时限过负荷保护相配合的原则整定: 用pu值表示: 13.2.2 动作特性: 按照定子绕组允许的发热条件整定。 第18页 共25页 #12发变组保护定值计算书 发电机定子绕组为1.3倍额定电流下允许持续时间为60”: 选用IEC曲线C，其中K=80，E=2，TR=58.2，取TDM=0.5，即: 是否要振荡闭锁 13.2.3 定值清单: PHASE TOC1 FUNCTION: Enabled PHASE TOC1 SOURCE: SRC2 PHASE TOC1 INPUT: Phasor 0.84pu PHASE TOC1 PICKUP: PHASE TOC1 CURVE: IEC Curve C PHASE TOC1 TD MULTIPLIER: 0.5 Instantaneous PHASE TOC1 RESET: PHASE TOC1 VOLTAGE RESETRAINT: Disabled PHASE TOC1 BLOCK A: OFF PHASE TOC1 BLOCK B: OFF PHASE TOC1 BLOCK C: OFF PHASE TOC1 TARGET: Latched PHASE TOC1 EVENTS: Enabled 14 定子过电压保护: 选用G60中的Phase Overvoltage 1元件作为定子过电压保护单元。 14.1 动作 电压: 按发电机允许过电压能力条件整定: 即:PICKUP = 1.3pu 14.2 定值清单: FUNCTION: Enabled SOURCE: SRC1 第19页 共25页 #12发变组保护定值计算书 PICKUP: 1.3pu PICKUP DELAY: 0.5” RESET DELAY: 0 BLOCK: OFF TARGET: Latched EVENTS: Enabled 15 主变差动: 主变高压侧CT LH18 1200/5 星形接线 T60 发电机出口侧CT LH6 15000/5 星形接线 T60 厂总变高压侧CT LH22 15000/5 星形接线 T60 主变差动保护由双斜率比例差动保护和差动速断保护组成，作为变压器内部故障的主保护，主要反映变压器油箱内部、套管和引出线的相间和接地短路故障，以及绕组的匝间短路故障。 15.1 基本侧的选择: 15.1.1 计算各绕组CT的裕度 220KV侧: 20KV侧: 15.1.2 选择CT裕度最小的绕组，即选用220KV侧作为基本侧。 15.2 比例差动: 选T60中PERCENT DIFFERENTIAL为主变差动保护中的比例差动元件，动作特性如图所示。 15.2.1 最小动作电流(MINIMUM PICKUP) 依据《导则》要求1.2.3，最小动作电流应大于变压器额定负载时的不平衡电流,即: Iop.min=Krel(Ker+?U+Ie+?m)IN/na=1.5*(0.02+0.05+0.13+0)=0.3IN/na 式中:Krel ——可靠系数，一般取1.3~1.5，此处取1.5。 Ker ——电流互感器的比误差，5P20型0.01*2; 第20页 共25页 #12发变组保护定值计算书 ?U ——变压器调压引起的误差，取调压范围中偏离额定值的最大值(百分值)， 取2*2.5%=0.05。 ?m ——CT变比未匹配产生的误差，由于用软件平衡，取0。 在工程使用整定计算中可选取Iop.min=(0.2~0.5)IN/na。一般工程宜采用不小于0.3IN/na，因此取最小启动电流为0.35倍变压器额定电流，即 Iop.min=0.35IN/na=0.35*882.7/240 =1.29 A 式中:Kph ——平衡系数，968 用pu值表示: 取MINIMUM PICKUP = 0.258pu 15.2.2 斜率1(SLOPE1) 根据T60说明书，斜率1应大于非周期分量引起的CT误差产生的不平衡电流。 S1=KrelKapKccKer=1.5*2.0*1.0*0.1=0.3 式中:Kap——非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5~2.0，取2.0; Kcc——电流互感器的同型系数，Kcc=1.0; Ker——电流互感器的比误差，取0.1。 又依据《导则》，制动电流小于0.8,1.0倍额定电流时，差动保护不必具有制动特性，因此取第一斜率为0.3。 取SLOPE 1 = 30% (BREAK1) 15.2.3 拐点1 根据T60说明书，拐点1应小于由于直流分量和剩磁引起CT饱和的电流值。为使变压器绕组内部故障获得较高的灵敏度，希望当制动电流小于2.5,3倍变压器额定电流时，制动量不要增加太快，因此取拐点1为2.5倍变压器额定电流。 即:Ires.1=2.5IN882.7=2.5×=1.84pu 1200CTpri 取BREAK1=1.84pu 15.2.4 拐点2(BREAK2) 根据T60说明书，拐点2是第二斜率的起点，应小于仅由于交流分量引起CT饱和的电流值。因保护用CT为5P40，40倍额定电流时误差不超过5%，而变压器高压侧区外短路时，短路电流为CT额定电流的3.366倍(由交大整定软件短 )，路电流计算得出:主变高压侧区外短路时的短路电流为13929A， 为使绕组内部短路获得较高1200 的灵敏度，区外故障有足够的制动电流，因此取5倍变压器额定电流为拐点2对应的电流值。 即:Irel.2=5.0IN/na=5.0×882.7/1200=3.68pu 取:BREAK 2 = 3.68pu 15.2.5 斜率2(SLOPE2) 根据T60说明书，斜率2应大于最严重外部故障(即一侧CT饱和，另一侧未饱和)情况下产生的斜率，此值可高达95%,98%。考虑电厂实际情况，最大外部短路电流仅为低压侧CT额定电流的11.607倍，达到CT饱和区，因此依据《导则》5.1.3.3第二种整定方法 S2 =Krel(KapKccKer+?U+?m)=1.5*(2.0*1.0*0.1+0.05+0)=0.375 第21页 共25页 #12发变组保护定值计算书 考虑与第一斜率配合，第二斜率取50%。 即:SLOPE 2 = 50% 15.2.6 二次谐波制动比(INRUSH INHIBIT LEVEL) 根据经验，二次谐波制动比整定为15%,20%。此值应以制造厂提供的数据为准，用户按空载合闸不误动进行校验。 取:INRUSH INHIBIT LEVEL = 15% 15.2.7 过激磁制动比(OVEREXITATION INHIBIT LEVEL) 未采用五次谐波制动。 15.3 差动速断: 采用值为15A，即3pu。 PICKUP = 3 pu 16、高厂变差动保护(T35) 高厂变高压侧CT 2000/5 高厂变低压侧CT 3000/5 16.1、基本侧的选择: 16.1.1、计算各绕组CT的裕度 20KV侧: 6KV侧: 16.1.2、选择CT裕度最小的绕组，仍用20KV侧作为基本侧。 16.2、比例差动: 选T35中PERCENT DIFFERENTIAL为主变差动保护中的比例差动元件. 16.2.1、最小动作电流(MINIMUM PICKUP) 因此取最小启动电流为0.35倍变压器额定电流，即 Iop.min=0.35IN/na=0.35*1154.7/400 = 1.01 A 式中:Kph ——平衡系数， 用pu值表示: 取MINIMUM PICKUP = 0.202pu( 16.2.2、斜率1(SLOPE1) 根据T35说明书，斜率1应大于非周期分量引起的CT误差产生的不平衡电流。 S1=KrelKapKccKer=1.5*2.0*1.0*0.1=0.3 式中:Kap——非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5~2.0，取2.0; 电流互感器的同型系数，Kcc=1.0; Kcc—— Ker——电流互感器的比误差，取0.1。 又依据《导则》，制动电流小于0.8,1.0倍额定电流时，差动保护不必具有制动特性，因此取第一斜率为0.3。 取SLOPE 1 = 30% 16.2.3、拐点1(BREAK1) 根据T35说明书，拐点1应小于由于直流分量和剩磁引起CT饱和的电流值。为使变压器绕组内部故障获得较高的灵敏度，希望当制动电流小于2.5,3倍变压器额定电流时， 第22页 共25页 #12发变组保护定值计算书 制动量不要增加太快，因此取拐点1为2.5倍变压器额定电流。 即:Ires.1=2.5IN1154.7=2.5×=1.44pu 2000CTpri 取BREAK1=1.44pu(05(定值范围为1-2pu,取2 pu) 16.2.4、拐点2(BREAK2) 根据T35说明书，拐点2是第二斜率的起点，应小于仅由于交流分量引起CT饱和的电流值。取5倍变压器额定电流为拐点2对应的电流值。 即:Irel.2=5.0IN/na=5.0×1154.7/2000=2.88pu 取:BREAK 2 = 2.88pu( 16.2.5、斜率2(SLOPE2) 根据T35说明书，斜率2应大于最严重外部故障(即一侧CT饱和，另一侧未饱和)情况下产生的斜率，此值可高达95%,98%。因此依据《导则》5.1.3.3第二种整定方法 S2 =Krel(KapKccKer+?U+? m)=1.5*(2.0*1.0*0.1+0.05+0.05)=0.45 考虑与第一斜率配合，第二斜率取50%。 即:SLOPE 2 = 50% 16.2.6、二次谐波制动比(INRUSH INHIBIT LEVEL) 根据经验，二次谐波制动比整定为15%,20%。此值应以制造厂提供的数据为准，用户按空载合闸不误动进行校验。 取:INRUSH INHIBIT LEVEL = 15% 16.2.7、过激磁制动比(OVEREXITATION INHIBIT LEVEL) 未采用五次谐波制动。 16.3、差动速断:(instantaneous differential) 取6.0IN/na=6.0×1154.72/2000=3.46pu PICKUP = 3.46 pu( 17、励磁变差动保护(T35) 高压侧LL1 CT变比150/5 低压侧LL4CT变比4000/5 Sn取高厂变高压侧的额定容量，即:3300KVA, 变比为20/0.9 励磁变高压侧CT 150/5 励磁变低压侧CT 4000/5 17.1、基本侧的选择: Uhn Sn 150=1.574 95.27 第23页 共25页 17.1.1、计算各绕组CT的裕度 20KV侧: #12发变组保护定值计算书 6KV侧: 17.1.2、选择CT裕度最小的绕组，即选用20KV侧作为基本侧。 17.2 比例差动: 17.2.1 最小动作电流(MINIMUM PICKUP) 依据《导则》要求1.2.3，最小动作电流应大于变压器额定负载时的不平衡电流,即: Iop.min=Krel(Ker+?U+Ie+?m)IN/na=1.5*(0.02+0.05+0.13+0)=0.3IN/na 式中:Krel ——可靠系数，一般取1.3~1.5，此处取1.5。 Ker ——电流互感器的比误差，5P20型0.01*2; ?U ——变压器调压引起的误差，取调压范围中偏离额定值的最大值(百分值)， 取2*2.5%=0.05。 ?m ——CT变比未匹配产生的误差，由于用软件平衡，取0。 在工程使用整定计算中可选取Iop.min=(0.2~0.5)IN/na。一般工程宜采用不小于0.3IN/na，因此取最小启动电流为0.35倍变压器额定电流，即 Iop.min=0.35IN/na=0.35*95.27/30=1.111 A 式中:Kph ——平衡系数， 用pu值表示:.min.base 取MINIMUM PICKUP = 0.222pu 17.2.2 斜率1(SLOPE1) 根据T60说明书，斜率1应大于非周期分量引起的CT误差产生的不平衡电流。 S1=KrelKapKccKer=1.5*2.0*1.0*0.1=0.3 式中:Kap——非周期分量系数，两侧同为P级电流互感器取1.5~2.0，取2.0; Kcc——电流互感器的同型系数，Kcc=1.0; Ker——电流互感器的比误差，取0.1。 又依据《导则》，制动电流小于0.8,1.0倍额定电流时，差动保护不必具有制动特性，因此取第一斜率为0.3。 取SLOPE 1 = 30% 17.2.3 拐点1(BREAK1) 根据T60说明书，拐点1应小于由于直流分量和剩磁引起CT饱和的电流值。为使变压器绕组内部故障获得较高的灵敏度，希望当制动电流小于2.5,3倍变压器额定电流时，制动量不要增加太快，因此取拐点1为2.5倍变压器额定电流。 即:Ires.1=2.5IN95.27=2.5×=1.59pu 150CTpri 取BREAK1=1.59pu 17.2.4 拐点2(BREAK2) 根据T60说明书，拐点2是第二斜率的起点，应小于仅由于交流分量引起CT饱和的电流值。因保护用CT为5P40，40倍额定电流时误差不超过5%，为使绕组内部短路获得较高的灵敏度，区外故障有足够的制动电流，因此取5倍变压器额定电流为拐点2对应的电流值。 即:Irel.2=5.0IN/na=5.0×95.27/150=3.18pu 取:BREAK 2 = 3.18pu 第24页 共25页 #12发变组保护定值计算书 17.2.5 斜率2(SLOPE2) 根据T60说明书，斜率2应大于最严重外部故障(即一侧CT饱和，另一侧未饱和)情况下产生的斜率，此值可高达95%,98%。因此依据《导则》5.1.3.3第二种整定方法 S2 =Krel(KapKccKer+?U+?m)=1.5*(2.0*1.0*0.1+0.05+0)=0.375 考虑与第一斜率配合，第二斜率取50%。 即:SLOPE 2 = 50% 17.2.6 二次谐波制动比(INRUSH INHIBIT LEVEL) 根据经验，二次谐波制动比整定为15%,20%。此值应以制造厂提供的数据为准，用户按空载合闸不误动进行校验。 取:INRUSH INHIBIT LEVEL = 20% 17.2.7 过激磁制动比(OVEREXITATION INHIBIT LEVEL) 未采用五次谐波制动。 17.3 差动速断: 速断保护: 应躲过励磁变压器负荷的低压侧三相最大短路电流 高压侧I三相短路电流=0.397*2749.368=1091.5A IOP=Kk I(3) dmax/120=1.2*1091.5/30=43.66A 不需躲过变压器励磁涌流 PICKUP =43.66/5=8.7 pu 第25页 共25页