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1南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程

ICS 备案号:

Q/CSG
Q/CSG110034-2012

中国南方电网有限责任公司企业标准
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南方电网大型发电机变压器继电保护 整定计算规程

Guide of calculating Settings of relay protection for large generator and transformer of CSG

2012-05-31 发布

2012-05-31 实施 发 布

中国南方电网有限责任公司

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前 言 ....................................................................... I 1 范围 ..................................................................... 1 2 引用标准 ................................................................. 1 3 总则 ..................................................................... 1 4 发电机保护的整定计算 ..................................................... 2 4.1 定子绕组内部故障主保护 ................................................. 2 4.2 发电机相间短路后备保护 ................................................. 7 4.3 定子绕组单相接地保护 ................................................... 9 4.4 励磁回路接地保护 ...................................................... 12 4.5 发电机过负荷保护 ...................................................... 13 4.6 发电机低励失磁保护 .................................................... 17 4.7 发电机失步保护 ........................................................ 19 4.8 发电机异常运行保护 .................................................... 23 5 变压器保护的整定计算 .................................................... 29 5.1 变压器纵差保护 ........................................................ 29 5.2 变压器分侧差动保护 .................................................... 33 5.3 变压器零序差动保护 .................................................... 34 5.4 变压器相间过流保护 .................................................... 36 5.5 变压器低阻抗保护(相间、接地) ........................................ 44 5.6 变压器零序过流保护 .................................................... 49 5.7 间隙零序电流、零序电压保护 ............................................ 58 5.8 变压器过负荷保护 ...................................................... 59 5.9 变压器闭锁有载调压保护 ................................................ 59 5.10 变压器过励磁保护 ..................................................... 59 6 发电机变压器组保护的整定计算 ............................................ 60 6.1 发电机变压器组的公共差动保护 .......................................... 60 6.2 相间故障后备保护 ...................................................... 60 6.3 接地故障后备保护 ...................................................... 60

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前 言
继电保护的正确可靠动作对保证电网安全稳定有着极其重要的作用,整定计算是决定 继电保护能否正确动作的关键环节之一。为发挥好继电保护保障电网和设备安全的作用, 规范和指导南方电网大型发电机变压器的继电保护整定计算工作,中国南方电网有限责任 公司系统运行部组织制定了本标准。 本标准由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。 本标准由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并负责解释。 本标准主要起草人员:何洪、孟菊芳、刘东平、蒙亮、郑发林、周红阳、赵曼勇、余江、 陈朝晖、曾耿晖、赵明、王宇恩、黄仁谋、王莉、韦江平、薛庆彬 本标准首次发布时间:2016 年 6 月

I

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南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程

1

范围

本标准规定了 200MW 及以上发电机与 220kV~500kV 变压器的继电保护的整定计算原则 和方法。适用于南方电网公司、并网运行发电企业及用户负责继电保护整定管理的单位。有 关规划设计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本标准。 2 引用标准

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其 随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标 准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新 版本适用于本标准。 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T 684-1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 DL/T 559-2007 220~750kV 电网继电保护装置运行整定规程 3 总则

3.1 本标准是发电机变压器继电保护整定计算的基本依据,设计、科研、运行、调试和制造 部门应共同遵守。 3.2 发电机变压器继电保护整定计算的主要任务是:在工程设计阶段保护装置选型时,通过 整定计算,确定保护装置的技术规范;对现场实际应用的保护装置,通过整定计算,确定其 运行参数(给出定值)。从而使继电保护装置正确地发挥作用,保障电气设备的安全,维持电力 系统的稳定运行。 3.3 发电机变压器继电保护装置的技术性能, 必须与本标准中提出的具体规定和要求相符合。 3.4 发电机变压器继电保护装置必须满足可靠性、选择性、速动性及灵敏性的基本要求,正 确而合理的整定计算是实现上述要求的关键。 3.5 本标准不涉及发电机变压器继电保护的配置;不列举保护装置的具体型式;按不同原理 的保护分类编制;整定计算方法适用于国内通用的主要保护原理,本标准所列原理之外的保 护其整定计算方法可参考制造厂家技术说明书。 3.6 部分保护装置的动作时限是根据 GB/T 14285 给出的;对于未给出动作时限的保护装置, 其动作时限应根据设备条件及电力系统的具体情况决定。 3.7 为简化计算工作,可按下列假设条件计算短路电流: 3.7.1 可不计发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路等阻抗参数中的电阻分量;在很 多情况下,可假设旋转电机的负序阻抗与正序阻抗相等。 d 的饱和值。 3.7.2 发电机及调相机的正序阻抗,可采用次暂态电抗 X ?? 3.7.3 各发电机的等值电动势(标么值)可假设为 1 且相位一致。仅在对失磁、失步、非全相等 保护装置进行计算分析时,才考虑电动势之间的相角差问题。 3.7.4 只计算短路暂态电流中的周期分量,但在纵联差动保护装置(以下简称纵差保护)的整定 计算中以非周期分量系数 Kap 考虑非周期分量的影响。

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3.7.5 发电机电压应采用额定电压值, 系统侧电压可采用额定电压值或平均额定电压值, 不考 虑变压器电压分接头实际位置的变动。 3.7.6 不计故障点的相间和对地过渡电阻。 3.8 与电力系统运行方式有关的继电保护的整定计算, 应以常见运行方式为计算用运行方式。 所谓常见运行方式,是指正常运行方式和被保护设备相邻一回线或一个元件停运的正常检修 方式。对于运行方式变化较大的系统,应由调度运行部门根据具体情况确定整定计算所依据 的运行方式。 3.9 根据 GB/T 14285 的规定,按照故障和异常运行方式性质的不同,机组热力系统和调节系 统的条件,本标准所列各项保护装置分别动作于: a)停机:断开发电机或发电机变压器组(简称发—变组)断路器、灭磁,关闭原动机主 汽门或导水叶,断开厂用分支断路器; b)解列灭磁: 断开发电机或发—变组断路器和厂用分支断路器、 灭磁, 原动机甩负荷; c)解列:断开发电机或发—变组断路器,原动机甩负荷; d)降低励磁; e)减出力:将原动机出力减至给定值; f)缩小故障范围(例如断开母联或分段断路器); g)程序跳闸:对于汽轮发电机,先关主汽门,待逆功率继电器动作后再断开发电机或 发—变组断路器并灭磁; h)信号:发出声光信号。 3.10 除特殊说明外,本标准列出的计算公式,无论用有名值或标么值进行计算,其计算 结果(电流、电压、阻抗等)应以二次侧有名值的形式给出。 4 发电机保护的整定计算

4.1 定子绕组内部故障主保护 定子绕组内部故障包括相间短路、同相不同分支匝间短路、同相同分支匝间短路和定 子绕组的分支开焊故障。 4.1.1 纵差保护(完全差动) 纵差保护仅反应相间短路故障,取发电机机端 CT 和发电机中性点 CT。 4.1.1.1 固定斜率的比率制动式纵差保护
Iop Iop.max

动作区

Iop.0 0 Ires.0

制动区 Ires Ires.max

图 1

固定斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图

1) 比率差动起动电流 Iop.0 按躲过发电机额定负荷状态下的最大不平衡电流整定 Iop.0= Krel(Ker + ? m )Ign/na 或 Iop.0= Krel Iunb.0

(1)

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式中:Krel——可靠系数,取 1.5; ? Ker——互感器比误差系数,10P 型取 2×0.03,5P 和 TP 型取 2×0.01; ? m ——装置通道调整误差引起的不平衡电流系数,可取 0.02。 ? Ign——发电机额定电流; na——电流互感器变比。 Iunb.0——发电机额定负荷状态下,实测差动保护中的不平衡电流。 一般取 Iop.0=(0.2~0.3) Ign/na。 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。 2) 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=(0.8~1.0)Ign/na ,一般取 Ires.0=0.8Ign/na 。 3) 比率制动特性的斜率 S 据图 1, S ?

I op. max ? I op.0

I res. max ? I res.0

(2)

① 计算最大不平衡电流 Iunb.max Iunb.max=(KapKccKer+ ? m )Ik.max/na 式中:Kap——非周期分量系数,取 1.5~2.0; Kcc——互感器同型系数,取 0.5; Ker——互感器比误差系数,取 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。 ② 差动保护的最大动作电流 Iop.max 按躲最大外部短路时产生的最大暂态不平衡电流计算 Iop.max=KrelIunb.max 式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5。 ③ 比率制动特性的斜率 S 一般 Ires.max=Ik.max/na ,则

(3)

(4)

S?

I op. max ? I op.0

I res. max ? I res.0

?

K rel I unb.max ? I op.0 I k. max / n a ? I res.0

(5)

S 的整定值应参照保护装置的推荐值,并保证大于或等于计算值。 按上述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。 4.1.1.2 变斜率的比率制动式纵差保护

3

Q/CSG110034-2012 Iop

s2 动作区

Iop.0 0

s1

制动区 Ires Ires.1

图 2

变斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图

1) 比率差动起动电流 Iop.0 同 4.1.1.1“比率差动起动电流”的整定。 2) 最大斜率时的拐点电流 Ires.1 在可靠躲过发电机区外故障的最大不平衡电流整定的前提下,对于发电机保护,一 般可取 Ires.1=4Ign/na 。对于发电机变压器组保护,一般可取 Ires.1=6Ign/na 。 3) 比率制动特性的起始斜率 S1 S1=Krel KccKer (6) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5; ? Kcc——互感器的同型系数,取 0.5; ? Ker——互感器比误差系数,取 0.1; 一般取 S1=0.1 4) 比率制动特性的最大斜率 S2

S2 ?

I unb. max ? I op.0 ? 2S1I gn / n a I k. max / n a ? 2I gn / n a

(7)

① 计算最大不平衡电流 Iunb.max Iunb.max=(KapKccKer+ ? m )Ik.max/na

(8)

式中:Kap——非周期分量系数,取 1.5~2.0; Kcc——互感器同型系数,取 0.5; Ker——互感器比误差系数,取 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,若 Ik.max 小于 Ires.1(最大斜率 时的拐点电流)时,取 Ik.max =Ires.1 。 ② 比率制动特性的斜率 S2 对于 Ires.1=4Ign/na 时, S2 ? 对于 Ires.1=6Ign/na 时, S2 ?

I unb. max ? I op.0 ? 2S1I gn / n a I k. max / n a ? 2I gn / n a

? ?

I unb. max ? I op.0 ? 3S1I gn / n a I k. max / n a ? 3I gn / n a

S2 的整定值应参照保护装置的推荐值,并保证大于或等于计算值。 按上述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。

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4.1.2 比率制动式不完全纵差保护 用于定子绕组每相有两个及以上并联分支的发电机。本保护既反应相间和匝间短路,又 兼顾分支开焊故障。其基本原理是利用定子各分支绕组间的互感,使未装设互感器的分支短 路时,不完全纵差保护仍可能动作。 机端 CT 取相电流[图 3 中的 CT3];若每相定子绕组的分支数为a(图 3 中a=6), 中性点 CT 每相接入的分支为 N(图 3 中 N=3),例如:图 3 中的 CT1(2、4、6 分支)或图 3 中的 CT2(1、3、5 分支),由 CT3 和 CT1(或 CT2)构成不完全纵差保护。

C

B

A

CT3
不 完 全 纵 差 保 护

1 23456
CT1

CT2

裂相 横差 保护

CT0

零序电流型横差保护

图 3 每相 6 个并联分支的发电机不完全纵差保护 整定计算同 4.1.1 “纵差保护(完全差动)”。 注意:1)因不完全纵差保护两侧变比一般不同,当互感器型号不同时,则互感器同型系 数 Kcc =1.0。 2)因装置可通过接入 CT3 和 CT1(或 CT2)(见图 3)的分支数占总分支数的比例 系数,自动将流入 CT3 和 CT1(或 CT2)的电流折算至发电机额定电流,故计算中的 Ign 仍指 的是发电机额定电流。 最小动作电流一般取 I s ? (0.3 ~ 0.4)I gn /na。 4.1.3 匝间保护 4.1.3.1 零序电流型横差保护 用于定子绕组每相为多分支,且有两个或两个以上中性点引出连线的发电机。本保护反 应匝间短路和分支开焊以及机内绕组相间短路。 图 3 中,接于发电机中性点连线的互感器 CT0 用于零序电流型横差保护。 为了减小动作电流和防止外部短路时误动,在额定频率工况下,该保护的三次谐波滤过 比应大于 80。 4.1.3.1.1 横差保护高定值段 1) 动作电流 按躲发电机外部短路或发电机转子偏心产生的最大不平衡电流整定, 其动作电流为 Iop=(0.2~0.3)Ign/na 2) 动作时间 正常运行时零序电流型横差保护不经本时限出口,而是瞬时动作停机,只有当励

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磁回路一点接地保护动作后零序电流型横差保护才经本时限出口动作于停机。 按防止励磁回路发生瞬时性第二点接地故障时横差保护误动整定 Top=0.5 s 4.1.3.1.2 横差保护低定值段 1) 动作电流 a) 保护装置中有防外部短路误动的技术措施时 按躲发电机额定负荷时的最大不平衡电流整定,动作电流根据经验可初选为 Iop=0.05Ign/na 实测发电机正常满负荷运行时的中性点连线最大不平衡电流后, 可按下式修正动 作电流: Iop=Krel Iunb.n (9) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5~2; Iunb.n——实测发电机额定负荷时的不平衡电流。 b)保护装置中无防外部短路误动的技术措施时 按躲区外短路时最大不平衡电流整定,动作电流根据经验可初选为 Iop=0.05Ign/na 在发电机作常规短路试验时, 实测出发电机出口三相短路电流为额定电流时不平 衡电流的基波有效值后,可按下式计算动作电流: Iop=Krel K Iunb.1.n (10) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5~2; K——区外(发电机出口)故障最大短路电流与发电机额定电流的倍数; Iunb.1.n——实测发电机出口三相短路电流为额定电流时不平衡电流的基波 有效值。 2) 动作时间 同 4.1.3.1.1 “横差保护高定值段”动作时间整定。 4.1.3.2 纵向零序过电压保护 本保护反应定子绕组同分支匝间、同相不同分支匝间或相间短路故障,其纵向零序电 压由机端专用电压互感器(互感器一次中性点与发电机中性点相连,不接地) 的开口三角绕组 取得。要求三次谐波电压滤过比大于 80。 1 灵敏段定值整定 a) 三次谐波电压比率制动型保护 ① 动作电压(纵向基波零序电压) 按躲正常运行时最大纵向基波零序不平衡电压整定,其动作电压根据经验 可初选为 U0l.op= 2~3 V 。 通过实测满负荷时的最大基波零序不平衡电压,按式(11)修正动作电压 U0l.op=KrelUunb.1 (11) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5~2; Uunb.1 ——正常满负荷运行时最大纵向基波零序不平衡电压的实测 值。 ② 三次谐波电压制动系数 Kres.3ω =0.5 ③ 制动电压(三次谐波电压) 一般取 U3ω .op=2~5 V 。

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机组投入运行后,U3ω .op 按正常满负荷时实测的机端三次谐波分量有效值 进行修正。 b) 电流比率制动型保护 ① 动作电压(纵向基波零序电压) 同“三次谐波电压比率制动型保护”动作电压的整定。 ② 电流制动系数 Kres=1.0 2 高定值段动作电压(纵向基波零序电压) 按躲区外短路时最大纵向基波零序不平衡电压整定 一般取 U0h.op=8~12 V 。 3 负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件 为防止外部短路时误动,采用负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件闭 锁纵向零序过电压保护,故控制字按投入整定。 4 动作时间 为确保在专用 PT 一次断线时不误动,根据运行实践一般取 Top=0.15~0.2 s 。 4.1.4 裂相横差保护 用于定子绕组每相为多分支的发电机,本保护反应定子绕组相间、匝间短路和分支开 焊故障。 裂相横差保护就是将一台发电机的每相并联分支分为两个分支组, 各配以电流互感器。 例如:图 3 中,1、3、5 分支的 CT2 与 2、4、6 分支的 CT1 构成裂相横差保护。 1) 起动电流 按躲过发电机额定负载时的最大不平衡电流整定: Iop.0=Krel (Iunb.1+Iunb.2) (12) 式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5; Iunb.1——在负荷状态下,两组电流互感器的比误差所造成的不平衡电流; Iunb.2——由于同一相各分支绕组位于电机的不同空间位置, 发电机的气隙不 均,使各分支定子绕组电流也不相同,因而产生的不平衡电流。 由于纵差保护只需躲 Iunb.1,而裂相横差保护需躲 Iunb.1、Iunb.2,因此,裂相横差保 护的 Iop.0 比纵差保护的大。 一般取 Iop.0=(0.2~0.3)Ign/na 。 式中:Ign——发电机额定电流(因装置可通过接入 CT1 和 CT2(见图 3)的分支数占 总分支数的比例系数,自动将流入 CT1 和 CT2 的电流折算至发电机额定电流)。 2) 制动特性的拐点电流 一般取 Ires.0≤(0.8~1.0)Ign/na。 3) 比率制动系数 一般取 Kres.max=0.5~0.6 4.2 发电机相间短路后备保护 4.2.1 定时限复合电压闭锁过电流保护 1) 过电流定值整定 a) 动作电流 按躲发电机额定电流整定

I op ?

K rel I gn Kr na

(13)

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式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5; Kr——返回系数,取 0.9~0.95。 对于自并励发电机,在短路故障后电流衰减变小,故障电流在过流保护动作出 口前可能已小于过电流定值,因此,过电流元件必须带记忆功能,记忆元件延时按大于本保 护动作时间整定。如记忆功能投入,过电流保护必须经复合电压闭锁。 b) 灵敏系数校验 按主变压器高压侧母线两相短路进行校验

K sen ?

I k(2) min na I op

(14)

(2) 式中: I k ——主变压器高压侧母线金属性两相短路时,流过保护的最小短路 min

电流。 要求灵敏系数 Ksen≥1.2。 2) 相间低电压元件整定 a) 动作电压 低电压元件取机端 PT 二次线电压,动作电压 Uop 可按下式整定。 对于汽轮发电机

U op ?

0.6U gn nv

(15)

式中:Ugn——发电机额定电压; nv——电压互感器变比。 对于水轮发电机

U op ?

0.7U gn nv

(16)

b) 灵敏系数校验 按主变压器高压侧母线三相短路进行校验 Ksen=Uop/(Uk.max/nv) (17) 式中:Uk.max——主变高压侧母线金属性三相短路时发电机机端最大相间电压。 要求灵敏系数 Ksen≥1.2。 低电压元件的灵敏系数不满足要求时,若发电机、变压器共用一套复合电压闭 锁过电流保护时,应引入主变压器高压侧电压元件,并选择经其他侧复压闭锁。 3) 负序电压元件整定 负序电压元件取机端 PT,根据保护装置确定负序电压元件是线电压还是相电压。 a) 动作电压 按躲过正常运行时的不平衡电压整定,一般取

U op 2 ?

(0.06 ~ 0.08)U gn nv

(18)

式中:Ugn——发电机额定电压; b) 灵敏系数校验 按主变压器高压侧母线两相短路进行校验

K sen ?

U 2min U op 2 nv

(19)

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式中:U2.min——主变高压侧母线二相短路时发电机机端最小负序电压。 要求灵敏系数 Ksen≥1.5。 负序电压元件的灵敏系数不满足要求时,若发电机、变压器共一套复合电压闭 锁过电流保护时,应引入主变压器高压侧电压元件,并选择经其他侧复压闭锁。 4) 动作时间 为保证在振荡过程中不误动,动作时间不小于 1.5 秒。 a) 当变压器有单独的复合电压闭锁过电流保护时 按与升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动 作时间配合整定 t=tmax +Δ t 式中:tmax——升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保 护最长动作时间。 b) 当发电机、变压器共用一套复合电压闭锁过电流保护时 按与相邻出线相间、接地保护对线末有灵敏度段及高厂变过电流保护最长动 作时间配合整定 t=tmax +Δ t 式中:t max——相邻出线相间、接地保护对线末有灵敏度段及高厂变过电流保 护最长动作时间。 4.3 定子绕组单相接地保护 一般采用基波零序过电压保护与三次谐波电压保护共同组成 100%定子绕组单相接地保 护。 基波零序过电压保护定值可设低定值段和高定值段。 4.3.1.1 基波零序过电压保护低定值段 1) 动作电压 a) 电压量取自机端 PT 开口三角绕组 按躲过正常运行时机端三相电压互感器开口三角绕组的最大不平衡电压整定 Uop=KrelUunb.max (20) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2~1.3; Uunb.max——为实测开口三角绕组最大不平衡基波零序电压。 一般取 Uop=(0.05~0.1)Ugnn (21) 式中:Ugnn——发电机额定二次电压,PT 变比为

U gn 100 100 时, / / 3 3 3

Ugnn =100V ,则: Uop=5~ 10 V,此时保护死区为 5%-10%。 其中: U gn ——发电机一次额定线电压。 b) 电压量取自中性点单相 PT 或中性点接地变压器二次电压 按躲过正常运行时发电机中性点的最大不平衡电压整定 Uop=KrelUunb.max 式中:Uunb.max——为实测发电机中性点侧最大不平衡基波零序电压。 一般取 Uop=(0.05~0.1)Ugnn 式中:Ugnn——发电机额定二次相电压。

(22)

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① 单相 PT 变比为 ② 单相 PT 变比为

U gn 3

/ 100 时,Ugnn=100V,则: Uop=5~ 10 V。

U gn 100 100 时,Ugnn= V,则: Uop=3~ 6V。 / 3 3 3 U t .n ③ 配电变压器变比为 U gn/U t .n 时,Ugnn= V,则: 3 U Uop=(0.05~0.1) t . n (23) 3 式中: U t .n ——配电变压器实际抽取的二次电压。
c) 当装置未引入主变高压侧零序电压闭锁时,为防止区外故障本保护误动,需校 核动作电压躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压 Ug0, 即要求 Uop >Ug0。 计算系统高压侧接地短路时, 通过升压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 大小,传递电压计算用近似简化电路,见图 4。

Zn

Cg?

CM 2

+ ? U g0 _

CM 2

+
? E 0 _

(a)主变高压侧中性点直接接地时

Zn

Cg?

+ ? U g0 _

CM

+
? E 0 _

(b)主变高压侧中性点不接地时 图 4 传递电压计算用近似简化电路 图 4 中, E 0 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 E0 ? 0.6U Hn / 3 , U Hn 为系统额定线电压。 C g? 为发电机及机端外接元件每相对地总电 容。 C M 为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容(由变压器制造厂在设备手册或出厂实验 报告中提供)。 Z n 为 3 倍发电机中性点对地基波阻抗。

Z n //
由图 4(a)可得: U g 0 ?
.

1 j? (C g? ? 1 CM ) 2 E0
.

由图 4(b)可得: U g 0

.

1 Z n // ? C C j? (C g? ? M ) j? M 2 2 1 Z n // . j?C g? ? E0 1 1 Z n // ? j?C g? j?C M

(24)

(25)

2) 出口方式

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a) 发电机中性点不接地或经消弧线圈(欠补偿)接地时,基波零序过电压保护动 作于信号或停机。 b) 发电机中性点经配电变压器高阻接地时,基波零序过电压保护带时限动作于停 机。 3) 动作时间 U g 0 可能引起基波零序过电压保护误动作。因此,定子单相接地保护动作电压整定 值或延时应与系统接地保护配合,可分三种情况: a)动作电压若已躲过主变高压侧耦合到机端的零序电压,在可能的情况下延时应尽 量取短,可取 0.3~1.0s; b) 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 0.3~1.0s; c)动作电压若低于主变高压侧耦合到机端的零序电压,延时应与高压侧接地保护配 合。 4.3.1.2 基波零序过电压保护高定值段 1) 动作电压 a) 按躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压 Ug0 整定 Uop = Krel Ug0 (26) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2。 b) 经验值:Uop=(0.15~0.25)Ugnn 2) 动作时间 延时可取 0.3~1.0s。 4.3.1 三次谐波电压单相接地保护 1) 各整定项目 根据保护装置说明书通过实测整定。 2) 出口方式 三次谐波电压单相接地保护只动作于信号。 3) 动作时间 与升压变接地后备保护最长动作时间配合整定。动作于信号的所有保护可以统一 取一个时间。 4.3.3 外加交流电源式 100%定子绕组单相接地保护 国内应用的外加交流电源式定子绕组单相接地保护有两种注入电源: 20Hz 电源和 12.5Hz 电源。 应用较多的外加 20Hz 电源的定子接地保护原理接线图如图 5 所示。
接地 变压器 发电机 主变

G
I0 TA Rn _ U0 +

RE Cg Ct

低频电源

图 5 外加 20Hz 电源式定子接地保护原理接线图

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其中, R E 为故障点的接地过渡电阻;C g 为发电机定子绕组对地总电容;Ct 为发电机定 子绕组外部连接设备对地总电容;Rn 为接地变压器负载电阻; U 0 为负载电阻两端电压;I 0 为 电流互感器 CT 测量的电流。保护装置通过测量 U 0 和 I 0 ,计算接地过渡电阻 R E ,从而实现 100%的定子接地保护。一般,接地电阻定值可取 1~5kΩ 。 采用外加交流电源式 100%定子绕组单相接地保护, 可在发电机静止状态下模拟中性点位 置经过渡电阻的接地故障,根据实测结果确定电阻判据的定值。定值整定的原则是:能够可 靠地反映接地过渡电阻值。定值可分为高定值段和低定值段,高定值段一般延时 1~5s,发告 警信号;低定值段延时可取 0.3~1.0s,动作于停机。 接地零序电流判据反应的是流过发电机中性点接地连线上的电流, 作为电阻判据的后备, 其动作值按保护距发电机机端 80%~90%范围的定子绕组接地故障的原则整定。 以图 5 为例, 动作电流为: ? ?U Rn ? (27) I 0.op ? I set ? ? ? R ? ? / na ? n ? 式中: Rn ——发电机中性点接地变压器二次侧负载电阻;

U Rn ——发电机额定电压时,机端发生金属性接地故障,负载电阻 Rn 上的电压;

? ——取 10%~20%。
需要校核系统接地故障传递过电压(参考图 4)对零序电流判据的影响。 接地零序电流判据动作时限取 0.3~1.0s,动作于停机。 4.4 励磁回路接地保护 励磁绕组及其相连的回路,当它发生一点绝缘损坏时(一点接地故障)并不产生严重后 果;但是若继发第二点接地故障,由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体;由于 部分绕组被短接,励磁绕组中电流增加,可能因过热烧伤;由于部分绕组被短接,气隙磁通 失去平衡,从而引起振动,特别是多级机会引起更严重的振动,甚至会因此而造成灾难性的 后果。此外,汽轮发电机还可能发生轴系和汽轮机磁化,因此,励磁回路两点接地故障的后 果是严重的。 为了大型发电机组的安全运行,无论水轮发电机或汽轮发电机,在励磁回路一点接地 保护动作发出信号后,应立即转移负荷,实现平稳停机检修。 因一点接地保护投入运行时,会影响励磁回路的绝缘测量系统,故双重化的励磁回路 一点接地保护,只能投入一套,另一套作为冷备用。 4.4.1 励磁回路一点接地保护 4.4.1.1 叠加直流式一点接地保护 1) 动作电阻高定值 Rop.G=10 kΩ 2) 电阻高定值动作时间 躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动,一般取 TG=2~6 s 动作出口:动作于信号、对零序电流型横差加延时。 3) 动作电阻低定值 Rop.D=0.5~1 kΩ 4) 电阻低定值动作时间 躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动,一般取

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TD=2~6 s 动作出口:动作于信号或跳闸。 4.4.1.2 切换采样式(乒乓式)一点接地保护 1) 动作电阻高定值 一般取 Rop.G=10~30 kΩ (转子水冷机组可取 5kΩ ) 2) 电阻高定值动作时间 按躲过励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动整定,一般取 TG=2~6 s 出口方式:动作于信号。 3) 动作电阻低定值 一般取 Rop.D=0.5~2.5 kΩ (转子水冷机组可取 0.2~2.5kΩ ); 4) 电阻低定值动作时间 躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动,一般取 TD=2~6 s 出口方式:动作于信号或跳闸、为零序电流型横差加延时。 4.5 发电机过负荷保护 4.5.1 定子绕组对称过负荷保护 对于发电机因过负荷或外部故障引起的定子绕组过电流, 应装设定子绕组对称过负荷 保护,通常由定时限过负荷及反时限过电流二部分组成。 4.5.1.1 定时限过负荷保护 1) 动作电流 按躲过发电机的额定电流整定

I op ? K rel

I gn K r na

(28)

式中:Krel——可靠系数,取 1.05; Kr——返回系数,取 0.9~0.95。 2) 动作时间 按躲过后备保护的最大延时整定。 3) 出口方式 动作于信号或自动减负荷。 4.5.1.2 反时限过电流保护 1) 发热常数 即定子绕组热容量常数 Ktc,由制造厂家提供。一般机组容量 Sn≤1200MVA 时, Ktc=37.5; 2) 散热系数 一般取 Ksr =1+α ,α =0.02~0.05,即 Ksr =1.02~1.05 。 3) 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定 Is.op=KcoIOP (29) 式中:Kco——配合系数,取 1.05; Iop——定时限过负荷保护动作电流。 4) 反时限下限动作时间 Ts 按保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线上 Is.op (下限动作电流) 所对

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应的动作时间整定。 保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为

t?

K tc I * ? K sr
2

(30)

式中: K tc ——定子绕组热容量常数,由制造厂家提供; Ksr——散热系数,一般取 Ksr =1+α ,α =0.02~0.05,即 Ksr =1.02~1.05; I*——以发电机定子额定电流为基准的标么值; t——保护装置动作时间,s。

Ts ? ( I s.op

K tc I gn 2 / ) ? K sr na

(31)

5) 反时限上限动作时间 Tu 按与线路纵联保护配合整定,取 Tu=0.5 s 。 6) 反时限上限动作电流 上限动作电流按机端金属性三相短路的条件整定。

I u.op ?

I gn
" Xd na

(32)

" 式中: X d ——发电机次暂态电抗(饱和值),标幺值。

7) 出口方式 保护动作于解列或程序跳闸。 4.5.2 转子绕组(励磁绕组)过负荷保护 转子绕组过负荷保护由定时限和反时限二部分组成。 保护配置在励磁变低压侧或励磁机交流侧,因保护动作量为交流量,故需将转子回路 的直流电流通过整流系数折算成交流电流。 4.5.2.1 定时限过负荷保护 1) 动作电流 按躲正常运行发电机的额定励磁电流整定。

I op ?

K rel I fdn.交 Kr

(33)

式中:Krel——可靠系数,取 1.05; Kr——返回系数,取 0.9~0.95; Ifdn. 交 — — 发 电 机 额 定 励 磁 电 流 转 换 为 交 流 电 流 的 二 次 值 , 即

I fdn.交 ?

I fdn K 3? na

。 其中: K3? ——三相桥式整流系数的倒数,用于将转子回路直流电流折算成

交流励磁机或励磁变的交流电流,理论值 K3? =0.816; Ifdn——发电机额定励磁电流(额定转子电流)。 2) 动作时间 a) 当保护动作于信号时 按小于强行励磁允许时间整定

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T op=0.8Tg.f.f 式中:Tg.f.f ——发电机强行励磁允许时间,由制造厂家提供。 b) 当保护动作于减励磁或切换励磁时 按略大于强行励磁允许时间整定 T op=1.05Tg.f.f 4.5.2.2 反时限过负荷保护 1) 发热常数 即转子绕组过热常数 C,由制造厂家提供。 2) 散热系数 一般取 K sr =1 。 3) 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定 Is.op=KcoIOP (34) 式中:Kco——配合系数,取 1.05; Iop——定时限过负荷保护动作电流。 4) 反时限下限动作时间 Ts 按保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线上 Is.op (下限动作电流) 所对 应的动作时间整定。 保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为

t?

C I fd* ? K sr
2

?

C I fd* ? 1
2

(35)

式中:C——转子绕组过热常数,由制造厂家提供; Ifd*——强行励磁倍数,以发电机额定励磁电流为基准的标么值; K sr ——散热系数,取 K sr =1,即保护动作特性与转子绕组允许的过热特 性相同; t——保护装置动作时间,s。

Ts ?

C ( I fdn ) ? 1
2
.交

I s . op

?

(

Krel 2 Kr

C ) ?1

(36)

5) 反时限上限动作时间 Tu 因反时限过流保护按上限动作时间动作时转子回路已为严重短路故障,应尽快切 除,一般取 Tu=0.5 s 。 6) 反时限上限动作电流 上限动作电流与强励顶值倍数匹配 (37) I u.op ? Kk Kd I fdn.交 式中:Kk——可靠系数,取 1.5; Kd——发电机强励顶值倍数,由制造厂家提供。 7) 出口方式 保护动作于解列灭磁。 4.5.3 转子表层负序过负荷保护 针对发电机的不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称故障引起的负序过电流,其 保护通常由定时限过负荷和反时限过电流二部分组成。

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4.5.3.1 定时限负序过负荷保护 1) 动作电流 按躲过发电机长期允许的负序电流整定

I 2.op ? K rel

I

2?

*

I gn

K r na

(38)

式中:Krel——可靠系数,取 1.2; Kr——返回系数,取 0.9~0.95; I2∞*——发电机长期允许负序电流的标么值,以发电机额定电流为基准,由 制造厂家提供,一般 I2∞*≤10%; Ign——发电机额定电流; na——电流互感器变比。 2) 动作时间 按与线路相间及接地保护最长动作时间配合整定 t=t 线路.max+Δ t (39) 式中:t 线路.max——线路相间及接地保护最长动作时间。 3) 出口方式 动作于信号。 4.5.3.2 反时限负序过电流保护 1) 发热常数 即转子表层承受负序电流能力的常数 A,由制造厂家提供,一般直接冷却方式的 大型汽轮机 A≤10,水轮机 A=40。 2) 散热系数 散热系数取发电机长期允许负序电流标么值的平方,即 Ksr = I22∞* 。 3) 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定 I2s.op=KcoI2.OP (40) 式中:Kco——配合系数,取 1.05; I2.op——定时限过负荷保护动作电流。 4) 反时限下限动作时间 T2s 按保护装置的转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线上 I2s.op (下限动作电流) 所对应的动作时间整定。 转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线公式为

t?

A I 2 * ? K sr
2

?

A I 2 * ? I 2 2?*
2

(41)

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,一般直接 冷却方式的大型汽轮机 A≤10,水轮机 A=40。; I2∞*——发电机长期允许负序电流标么值,由制造厂家提供; K sr ——散热系数,取发电机长期允许负序电流标么值的平方,即 Ksr = I2∞*2; I2*——发电机负序电流标么值,以发电机定子额定电流为基准; t——保护装置动作时间,s。

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T2 s ?

I 2*

2

A ? ? I 2 2 ?*

A ( I 2 s.op / I gn na ) ?I
2 2 2 ?*

(42)

当计算结果大于 1000s 时,取 T2S=1000 s 。 5) 反时限上限动作时间 T2u 按与线路纵联保护配合整定,取 T2u=0.5 s 。 6) 反时限上限动作电流 反时限保护动作特性的上限电流,按主变压器高压侧两相短路的条件整定。

I u.op ?

I gn ( X ? X 2 ? 2 X t )na
" d

(43)

" 式中: X d ——发电机次暂态电抗(饱和值),标幺值;

X 2 ——发电机负序电抗,标幺值;

X t ——主变压器电抗,标幺值。
7) 出口方式 保护动作于解列或程序跳闸。 4.6 发电机低励失磁保护 4.6.1 低电压判据 一般采用系统低电压判据,当多台发电机并联运行时,一台发电机失磁,系统(高压 母线)电压降不下来时,则采用机端低电压判据。 1) 系统低电压判据 取系统侧高压母线电压。 按躲过高压系统母线允许最低正常运行电压整定 Uop.3ph=(0.85~0.95)Uh.min/nv 式中:Uop.3ph——三相同时低电压继电器动作电压; Uh.min——高压系统母线允许最低正常运行电压,由调度部门提供。 2) 机端低电压判据 取发电机机端电压。 按躲过强行励磁启动电压及不破坏厂用电的安全整定 Uop.3ph=(0.8~0.85)Ugn/nv (45) 式中:Ugn——发电机额定电压。 4.6.2 定子阻抗判据 1) 异步边界阻抗继电器 异步边界阻抗圆动作判据主要用于与系统联系紧密的发电机失磁故障检测,它能 反应失磁发电机机端的最终阻抗,但动作可能较晚。 图 6 的圆 1 称为异步边界阻抗圆,其整定为? (44)

Xa ? ?

2 ' U gn na Xd ? 2 S gn nv

(46)

2 U gn na Xb ? ?Xd ? S gn nv

(47)

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式中: X′d 、Xd——发电机暂态电抗和同步电抗标么值 (取不饱和值); Ugn、Sgn——发电机额定电压(kV)和额定视在功率(MVA); na、nv——电流互感器和电压互感器变比。 2) 静稳极限阻抗继电器 图 6 的圆 2 称为静稳极限阻抗圆,其整定值为

X c ? X con* ?

2 U gn na S gn nv



n Xc ? X c o n a nv

(48)

2 U gn na Xb ? ?Xd ? S gn nv

(49)

式中: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 额定值为基值),即最小运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值。 Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算至发 电机侧),即最小运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值;

3) 无功反向定值(与静稳极限阻抗配合)图 6 的虚线 3 按躲过发电机额定有功下允许的进相运行无功整定。
Q ? Krel ? Qjx

(50)

式中: K rel ——可靠系数,取 1.1~1.3; Q jx ——发电机额定有功下允许的最大进相无功功率。 若作为防止故障、振荡误动,一般按 Q ? 5%.QGe 整定。 式中: Q Ge ——发电机二次额定无功功率。 4.6.3 转子电压判据 对于水轮发电机和中小型汽轮发电机可只采用 1)判据,对于大型汽轮发电机宜同时 采用以下两种判据。 1) 励磁低电压

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Ufd.op=Krel Ufdo (51) 式中:Krel——可靠系数,取 0.8; Ufdo——发电机空载励磁电压。 2) 变励磁电压判据 变励磁电压判据系数根据保护装置厂家说明书整定。 4.6.4 失磁判据组合及动作时间 1) 由低电压判据+定子阻抗判据+转子电压判据组成与逻辑时 按躲过振荡过程中短时的电压降低整定,且为防止系统电压崩溃,一般取 当采用异步边界阻抗圆时:top=0.5 s 当采用静稳极限阻抗圆时:top=1.0 s 2) 由定子阻抗判据+转子电压判据组成与逻辑时 按躲系统振荡整定,一般取 top=1.0 s 。 3) 单独取定子阻抗判据时 按躲系统振荡整定,因动作逻辑简单,故以较长动作时间出口,一般取 top=1.5 s 。 4.7 发电机失步保护 当系统发生非稳定振荡时保护系统或发电机安全。 失步保护应只在失步振荡情况下动作。 失步保护动作后,一般只发信号,当振荡中心位于发变组内部或失步振荡持续时间过长、对 发电机安全构成威胁时,才作用于跳闸,而且应在两侧电动势相位差小于 90°的条件下使断 路器跳开,以免断路器的断开容量过大。 4.7.1 三元件失步保护 失步保护装在机端,其特性由三部分组成,见图 7。

jX
O U Zc Za

3
A

1

?
?
O I

R

2

Zb L R
三元件式失步保护特性

图7

第一部分是透镜特性, 图中①, 它把阻抗平面分成透镜内的部分 I 和透镜外的部分 A。 第二部分是遮挡器特性,图中②,它平分透镜并把阻抗平面分为左半部分 L 和右半部 分 R。 第三部分特性是电抗线,图中③,它把动作区一分为二,电抗线以上为Ⅰ段(O) ,电 抗线以下为Ⅱ段(U)。 1) 遮挡器特性 Za、Zb、φ 整定

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决定遮挡器特性的参数是 Za、Zb、φ ,见图 8

Z a ? X con* ?
' Zb ? X d ?

2 U gn na

S gn nv



n Za ? X c o n a nv

(52)

2 U gn na

S gn nv

(53)

φ =80°~85° 式中: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 额定值为基值),即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值; Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算至发 电机侧),即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值; ? X′d——发电机暂态电抗(取饱和值); Ugn、Sgn——发电机额定电压(kV)和额定视在功率(MVA); na、nv——电流互感器和电压互感器变比; φ ——系统阻抗角。

jX
Za
900 ?

?
2

?
O

Zr

?

R

Zb

图8

三元件失步保护特性的整定

2) 透镜特性α 角的整定 见图 8,α 角决定了透镜的大小,Zr 为透镜的宽度。为保证发电机组正常运行时的 最小负荷阻抗位于透镜外,故 Zr 按躲发电机的最小负荷阻抗整定,即

Zr ?

1 RL. min 1. 3

(54)

式中:RL.min——发电机最小负荷阻抗值(欧姆); 据图 8, Z r ? 因此

Za ? Zb ? tg (90? ? ) 2 2

? ? 180? ? 2arctg

1.54RL. min 2Z r ? 180? ? 2arctg Za ? Zb Za ? Zb

若 α 角小于保护装置的建议值,为保证保护装置的设计特性,则取保护装置的建议

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值(通常为 120°) 。 若 α 角大于保护装置的建议值, 为保证发电机组正常运行时的最小负荷阻抗位于透 镜外,则取计算结果。 3) 电抗线 Zc

Z c ? 0.9 X T
或 Z c ? 0.9 X t *
2 U gn na

na nv

(55)

S gn nv

? 0.9 ? U d

Sgn STn

?

2 U gn na

S gn nv

? 0.9 ? U d ?

2 U gn na

STn nv

(56)

式中:XT——变压器电抗有名值(归算至发电机侧); Xt * — — 变 压 器 电 抗 值 标 么 值 ( 以 发 电 机 额 定 值 为 基 值 ) ,

X t* ? U d

U 2 gn U 2 gn S / ? U d gn 。 STn Sgn STn

其中:Ud——变压器的短路阻抗; Sgn——发电机额定视在功率,MVA; STn——变压器额定容量,MVA。 4) Ⅰ段区外滑极次数 NⅠ 测量阻抗在Ⅰ段范围内,则认为振荡中心位于发电机变压器组外,动作于信号, 通常 NⅠ=2~15,一般取 NⅠ=4。 5) Ⅱ段区内滑极次数 NⅡ 测量阻抗在Ⅱ段范围内,则认为振荡中心位于发电机变压器组内,动作于跳闸,通 常 NⅡ=1~2,一般取 NⅡ=2。 4.7.2 遮挡器原理失步保护 失步保护装在机端,其特性见图 9。 jX Xa Xc

R δ4 δ3 δ2 δ1

4区

3区 2区

Xb

1区

R4

R3

R2

R1

图 9 遮挡器原理失步保护特性

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1) 电抗定值 X c

X c ? K rel X T


na nv
?
2 U gn na

(57)

X c ? K rel Xt

2 U gn na

S gn nv

? K rel ? U d

S gn S Tn

S gn nv

? K rel ? U d ?

2 U gn na

S Tn nv

(58)

式中:Krel——可靠系数,当滑极次数为 1 时,取 Krel=0.9;当滑极次数≥2 时,取 Krel=1; XT——变压器电抗有名值(归算至发电机侧) Xt * — — 变 压 器 电 抗 值 标 么 值 ( 以 发 电 机 额 定 值 为 基 值 ) ,

U 2 gn U 2 gn S X t* ? U d / ? U d gn STn Sgn STn
其中:Ud——变压器的短路阻抗; Sgn——发电机额定视在功率,MVA; STn——变压器额定容量,MVA; 2) 阻抗边界 R1 ① 计算图 9 中的 X a 和 X b

X a ? X con * ?

2 U gn ? na

S gn ? nv

或 Xa ? X con
2 U gn ? na

na nv

(59)

' Xb ? (1.8~2.6)X d ?

S gn ? nv

(60)

式中: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 额定值为基值),即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗标么值; Xcon——发电机与系统间的联系电抗(包括升压变压器阻抗)有名值(归算至发 电机侧),即最大运行方式下系统归算至发电机母线的等值电抗有名值; ? X′d——发电机暂态电抗(取不饱和值); ② 据图 9

R1 ?

Xa ? Xb ?1 X a ? X b ctg ? ctg 60? 2 2 2

(61)

式中: δ1 ——遮挡器原理失步保护动作区的第 1 内角,保护装置通常设置 δ1=120°; ③ 为保证发电机组正常运行时的负荷阻抗位于动作区外,故要求校核 (62) R1 ? 0.8RL 式 中 : RL — — 发 电 机 正 常 运 行 负 荷 电 阻 值 ( 欧 姆 ) ,
2 U gn ? na ; RL ? cos? n Z L? cos? n ? S gn ? nv

其中: cos?n ——发电机额定功率因数;

Z L ——发电机正常运行负荷阻抗值(欧姆)。
3) 阻抗边界 R2

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R2 ?
4) 阻抗边界 R3

1 R1 2

(63)

R3=-R2 5) 阻抗边界 R4 R4=-R1 6) 1 区停留时间 t1 按系统最小振荡周期进行整定

(64) (65)

1 ? 2 ? ?1 Tmin K rel 360 X ? Xb 据图 9, ? 2 ? 2arctg a 2 R2 t1 ?
式中:Tmin——系统最小振荡周期,一般为Tmin =0.5~1.5 s; Krel——可靠系数,Krel =1.3~2.5。 7) 2 区停留时间 t 2

(66)

t2 ?
8) 3 区停留时间 t 3

1 180 ? ? 2 2Tmin K rel 360

(67)

t3 ? t1
9) 4 区停留时间 t 4

t4 ?

1 Tmin ? t1 ? t 2 ? t 3 K rel

(68)

10) 滑极次数 N 通常 N=1~2,一般取 N=2。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。 4.8 发电机异常运行保护 4.8.1 定子铁心过励磁保护 对于 300MW 及以上发电机,当发电机与主变压器之间无断路器而共用过励磁保护时, 其整定值按发电机或变压器过励磁能力较低的要求整定(通常发电机过励磁能力较低)。当 发电机与主变压器之间有断路器时,需同时配置发电机过励磁保护和变压器过励磁保护,其 定值按各自允许的不同过励磁倍数分别整定。 4.8.1.1 定时限过励磁保护发信段 1)励磁倍数 N1 按与励磁调节器的励磁限制倍数(励磁系统厂家提供)配合,并略大于制造厂 提供的允许过励磁特性曲线(参数)中的长期允许值。 2)动作时间 一般取 t1=5 s 4.8.1.2 定时限过励磁保护跳闸段 1)励磁倍数 N2 按制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)中的较大过励磁倍数整定,一般取 N2=1.25~1.35 2)动作时间

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t2 取反时限过励磁保护动作特性曲线上对应于 N2 点的动作时间。 4.8.1.3 反时限过励磁保护 按制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)通过作图法确定反时限过励磁保护动作特性 曲线。反时限过励磁保护下限定值应大于过励磁保护发信段定值。 4.8.2 发电机频率异常保护 300MW 及以上的汽轮机,运行中允许其频率变化的范围为 48.5~50.5Hz。 低于 48.5Hz 或高于 50.5Hz 时,累计允许运行时间和每次允许的持续运行时间国内尚无 正式的统一规定,应综合考虑发电机组和电力系统的要求,并根据制造厂家提供的技术参数 确定。大型汽轮发电机组频率异常保护的整定建议值见表 1。 表 1 频率 Hz 51.5~51.0 51.0~50.5 48.5~50.5 大型汽轮发电机组频率异常保护的整定建议值 允许运行时间 允许运行时间 频率 Hz 累计 min 每次 s 累计 min 每次 s 30 30 300 300 48.5~48.0 180 180 60 60 48.0~47.5 10 10 连 续 运 行 47.5~47.0

当频率异常保护动作于发电机解列时,其定值应与低频率自动减负荷、高频率切机装置 的定值配合。 低频率保护动作于信号或程序跳闸或停机。高频率保护动作于解列灭磁或程序跳闸。 4.8.3 发电机逆功率保护 用于 200MW 及以上的发电机。 4.8.3.1 逆功率保护 不经主汽门辅助接点闭锁。 1) 动作功率 Pop Pop=Krel(P1+P2) (69) 式中:Krel——可靠系数,取 0.5~0.8,因未经主汽门辅助接点闭锁,建议 Krel 取较 大值; P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,一般取额定功率的 2%~4%,因 未经主汽门辅助接点闭锁,建议 P1 取较大值; P2——发电机在逆功率运行时的最小损耗,一般取 P2≈(1-η )Pgn。 其中:η ——发电机效率,由制造厂家提供,一般取 98.6%~98.7%(分别对 应 300MW 及 600MW 发电机); Pgn——发电机额定功率。 2) 发信动作时间 因未经主汽门辅助接点闭锁,取:t1=15s 3) 跳闸动作时间 根据汽轮机允许逆功率时间整定,一般 200MW 及以上发电机允许无蒸汽运行时间 为 1~3min,故一般取 t2=50s。 4.8.3.2 程序逆功率保护 经主汽门辅助接点闭锁。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。 1) 动作功率 Pop

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Pop=Krel(P1+P2) (70) 式中:Krel——可靠系数,取 0.5~0.8,因经主汽门辅助接点闭锁,建议 Krel 取较小 值; P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,一般取额定功率的 2%~4%,因 经主汽门辅助接点闭锁,建议 P1 取较小值。 2) 跳闸动作时间 因经主汽门辅助接点闭锁,故一般取 t1=1.0~1.5s。 4.8.4 发电机定子过电压保护 定子过电压保护的整定值, 应根据电机制造厂提供的允许过电压能力或定子绕组的绝缘状 况决定。 a) 对于 200MW 及以上汽轮发电机 1) 动作电压

U op ?

1.3U gn nv

(71)

式中:Ugn——发电机额定电压; nv——电压互感器变比。 2) 动作时间 t=0.5s,动作于解列灭磁或停机。 b) 对于水轮发电机 1) 动作电压

U op ?

1.5U gn nv

(72)

2) 动作时间 t=0.5s,动作于解列灭磁或停机。 c) 对于采用可控硅励磁的水轮发电机 1) 动作电压

U op ?

1.3U gn nv

(73)

2) 动作时间 t=0.3s,动作于解列灭磁或停机。 4.8.5 启停机保护 启停机保护用于发电机启动或停机过程中, 反应发电机低转速运行时的定子接地及相间短 路故障,保护动作于停机。工频条件下正常运行时,由断路器的动断触点或低频继电器的输 出触点连锁退出启停机保护。 a) 反应接地故障的保护装置 由装于机端或其中性点零序过电压继电器构成。 1) 动作电压 按 4.3.1 基波零序过电压保护的动作电压整定。 2) 动作时间 按 4.3.1 基波零序过电压保护的动作时间整定。 b) 反应相间故障的保护装置 由接于差动回路的电流继电器实现,不带比率制动和谐波制动特性。 1) 发电机差动动作电流

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按躲额定频率下满负荷运行时差动回路中的不平衡电流整定,即 Iop=KrelIunb (74) 式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5。 Iunb——额定频率下,满负荷运行时差动回路中电流; 因不带比率制动和谐波制动特性, 一般按较比率制动式纵差保护的比率差动起动 电流略大整定 一般取 Iop=1.3 Iop.0 式中:Iop.0——比率制动式纵差保护的比率差动起动电流。 2) 变压器差动动作电流 按躲过轻微过励磁、励磁快速上升等过程可能出现的励磁电流整定,即 Iop=(0.5~1.5)In.ph (75) 一般取 Iop=1.0In.ph。 式中:In.ph——经平衡系数调平衡后的变压器二次额定电流,In. ph= KphIN/na; 其中:Kph——变压器计算侧的平衡系数; IN——变压器计算侧的额定电流; na——变压器计算侧电流互感器的变比; 3) 低频过流动作电流 Iop=0.3Ign/na (76) 式中:Ign——发电机额定电流; na——电流互感器的变比。 c) 低频闭锁定值 按发电机额定频率的 80%~90%整定,一般取 fop =90%×50 Hz =45Hz 4.8.6 误上电保护(含断路器闪络保护) 发电机可能出现的三种误上电情况: ① 发电机在盘车或升速过程中,在未加励磁时突然并入电网的误上电。 ② 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, 这 也是一种误上电。 ③ 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。 4.8.6.1 断路器闪络保护 1) 负序电流 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

I 2.op ? 10%

I Tn na

(77)

式中: I Tn ——为变压器高压侧额定电流; na——电流互感器变比。 2) 动作时间 按躲过断路器三相不同时合闸时间整定,为保证可靠动作此时间不能太长,可取 top=0.1~0.2 s。 4.8.6.2 全阻抗特性的误上电保护

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1)过流元件 过流元件动作值 I op 按发电机停机或盘车状态下误合闸时流过发电机的电流来整 定,即:

I op ? Krel

I gn
" ( X s.max ? X d ? X T )na

(78)

式中: K rel ——可靠系数,取 0.5;

X s. max ——最小运行方式下系统联系电抗,以发电机容量为基准的标幺值;
" 、 X T ——发电机的次暂态电抗(不饱和值)、主变电抗,均为以发电 Xd

机容量为基准的标幺值。 过流元件在机组正常并网后即自动退出。 2)全阻抗元件 全阻抗元件的动作圆半径 Z op 按发电机正常并网时刻发电机输出最大电流(考 虑一定裕度,取 0.3I gn )时保证低阻抗元件不动作为原则来整定,即:

Zop ?

KrelU N na 3 ? 0.3 ? I gn nv

(79)

式中: K rel ——可靠系数,取 0.8。

nv ——电压互感器变比。
全阻抗元件动作特性如图 10。
jX

0

R

Rop Zop

图 10 全阻抗特性动作特性 上图中,电阻动作值 Rop 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。

Rop ? 0.85Zop ? 0.85 ?

KrelU N na 3 ? 0.3 ? I gn nv

(80)

保护也可装设在主变高压侧,整定原则不变,全阻抗元件的动作圆半径 Z op 可按 0.3 倍的变压器额定电流来整定。全阻抗元件在机组正常并网后即自动退出。

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4.8.6.3 偏移阻抗特性的误上电保护 1)动作电流 以误上电时应可靠启动为条件来整定, 定值应为误上电最小电流的 50%。 或以误上 电电流长期存在不损坏发电机为条件来整定,一般发电机负序电流长期允许值为

(5 ~ 10)%I gn ,因此误上电电流可取 (10 ~ 20)%I gn 。
2)正向阻抗 Z F 和反向阻抗 Z B 的整定 在阻抗复平面上,阻抗判据动作特性为一偏移阻抗圆。如图 11 所示:

jx
ZF ?
动作区

0 ZB ?

? lm ? 850

R

图 11 非同期合闸阻抗元件的动作特性 a) 若阻抗判据引入主变高压侧电流电压, 为确保误上电后的不稳定振荡过程中阻抗判 据能可靠动作,反向整定阻抗和正向整定阻抗可近似按下式整定

? Z F ? K rel ( X T ? X fd ) ? ? Z B ? (5 ~ 15)% Z F
式中: K rel ——可靠系数,取 1.2~1.3;

(89)

X T ——变压器阻抗归算至变压器高压侧额定电压的二次有名值,Ω ; ? 归算至变压器高压侧额定电压的二次有名值, X fd ——发电机暂态电抗 X d
Ω。 b) 若阻抗判据中引入的是机端电压和电流,则

? Z F ? K rel X fd ? ? Z B ? (5 ~ 15)% Z F
式中: K rel ——可靠系数,取 1.2~1.3;

(90)

? 归算至机端额定电压的二次有名值,Ω 。 X fd ——发电机暂态电抗 X d
3)动作时间 应按躲过可拉入同步的非同期合闸来整定,一般取 1 秒。 4.8.6.4 低频低压过流原理的误上电保护 1)动作电流

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以误上电时应可靠启动为条件来整定,定值应为误上电最小电流的 50%,一般可整 定为 (0.3 ~ 0.8) I gn 。 2)低频元件 低频元件的整定值一般选取额定频率的 90%~96%。 3)低压元件 U 一般可整定为 (0.2 ~ 0.8) N 。 nv 4)动作时间 一般可整定为 0.1~0.2s。 5 变压器保护的整定计算

5.1 变压器纵差保护 5.1.1 变压器参数计算 1) 变压器二次额定电流计算 与纵差保护有关的变压器参数计算,可按表 2 所列的公式和步骤进行。在表 2 中作 了如下假定:三绕组变压器;最大额定容量 SN;绕组接法为 YN,YN,d11。 微机型保护的各侧电流互感器二次均采用星型接线, 电流相位和幅值的补偿以及变 压器接地侧的减零序均通过软件实现。 表 2 变压器参数计算表(举例) 各 侧 参 数 序号 名 称 高压侧(H) 中压侧(M) 低压侧(L) 1 2 3 4 5 6 额定电压 UN 额定电流 IN 各侧接线 各侧电流互感器二次接线 电流互感器实际选用变比 ns 各侧二次额定电流 i UNh UNm UNL

I Nh ?

SN 3U Nh
YN Y nsh

I Nm ?

SN 3U Nm
YN Y nsm

I NL ?

SN 3U NL
Y nsL

d11

ih ?

I Nh nsh

im ?

I Nm nsm

iL ?

I NL n sL

2) 基本侧的选择 根据保护装置说明书要求进行选择。 3) 平衡系数的计算 根据保护装置说明书要求进行计算。 保护装置设有平衡系数的刻度范围, 若计算结果不满足刻度要求时, 则需通过以下 方式来满足: ① 将各侧平衡系数依次放大(缩小); ② 调整电流互感器变比; ③ 增加中间变流器(宜用降流变流器)或更换电流互感器。 5.1.2 纵差保护动作特性参数的计算 带比率制动特性的纵差保护的动作特性曲线由纵坐标 OA,拐点的横坐标 OB,折线 CD 的斜率 S 三个参数所确定。 OA 表示无制动状态下的动作电流, 即保护的最小动作电流 Iop.0。

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OB 表示起始制动电流 Ires.0。
Iop Iop.max D 动作区

(Iop.0) A O

C

制动区 Ires

B Ires.0

Ires.max

图 11

纵差保护动作特性曲线图

1) 纵差保护最小动作电流 a) 500kV 联络变、220kV 降压变、采用完全接线的升压变(高厂变、励磁变 CT 已接入差回路) 按躲变压器额定负载时的最大不平衡电流整定 Iop.0=Krel(Ker+Δ U+Δ m) In.ph (81) 式中:In.ph——经平衡系数调平衡后的变压器二次额定电流,In. ph= KphIN/na; 其中:Kph——变压器计算侧的平衡系数; IN——变压器计算侧的额定电流; na——变压器计算侧电流互感器的变比; Krel——可靠系数,取 1.3~1.5; Ker——电流互感器的比误差,10P 型取 0.03×2,5P 型和 TP 型取 0.01 ×2; Δ 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); Δ m——由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差,初设时取 0.05。 如果保护装置具有软件调节电流互感器变比未完全匹配产生误差功能时,Δ m 取 0,以下均 相同。 b) 采用不完全接线的升压变(高厂变、励磁变 CT 未接入差回路) ① 按躲变压器额定负载时的最大不平衡电流整定 Iop.0=Krel(Ker+Δ U+Δ m+Kn 厂变+Kn 励磁变) In.ph (82) 式中:Krel、Ker、Δ U、Δ m 含意同式(81); Kn 厂变——高厂变正常运行额定电流在变压器差回路中形成的不平衡电 流系数,Kn 厂变=IN 厂变/INL; Kn 励磁变——励磁变正常运行额定电流在变压器差回路中形成的不平衡电 流系数,Kn 励磁变=IN 励磁变/INL; 其中:IN 厂变——高厂变额定电流; IN 励磁变——励磁变额定电流; INL——变压器低压侧额定电流 (因高厂变、 励磁变接在变压器低 压侧); ② 按躲过高厂变低压侧母线故障整定

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I op.0 ? ( K rel


I op.0 ? K rel

I k . max ) I n. ph (以 In. ph 为单位) I NL I k . max K ph.L (以安培为单位) na.L

(83) (84)

式中:Krel——可靠系数,取 1.3; Ik.max——高厂变低压侧母线故障时,流过高厂变高压侧的最大短路电 流; INL——变压器低压侧额定电流; na.L——变压器低压侧电流互感器变比; Kph.L——变压器低压侧平衡系数。 在工程实用整定计算中一般可选取 Iop.0=(0.3~0.5) In.ph 。 根据实际情况(现场实测 不平衡电流)确有必要时也可大于 0.5 In.ph,但不宜大于 0.8 In.ph。 2) 起始制动电流 当电流等于或小于额定电流时,差动保护不必具有制动特性,故起始制动电流宜 取 Ires.0=(0.8~1.0) In.ph ,一般取 Ires.0=0.8 In.ph 。 3) 动作特性折线斜率 S ① 计算最大不平衡电流 Iunb.max ? 双绕组变压器

I unb.max ? ((K ap K cc K er ? ?U ? ?m)

I k . max ) I n. ph IN

(85)

式中:Ker,Δ U,Δ m 的含意同式(81),但 Ker=0.1; Kap——非周期分量系数,两侧同为 TP 级电流互感器取 1.0;两侧同为 P 级电流互感器取 1.5~2.0。 Kcc——电流互感器的同型系数,Kcc=1.0; Ik.max——高、低压侧外部短路时,流过靠近故障侧电流互感器的最大短 路电流周期分量; IN——变压器故障侧的额定电流; ? 三绕组变压器 按高、中、低压侧外部短路分别计算,现以低压侧外部短路为例说明:

I unb.max ? ( K ap K cc K er

I k . max I I I I ? ?U h k .h. max ? ?U m k .m. max ? ?mI k . I. max ? ?m II k . II . max ) I n. ph I Nl I Nh I Nm I N .I I N . II
(86)

式中:Kap,Kcc,Ker 含意同式(85); Δ Uh,Δ Um——变压器高、中压侧调压引起的相对误差(对 UN 而言)取调 压范围中偏离额定值的最大值; Ik.max——低压侧外部短路时,流过靠近故障侧电流互感器的最大短路电 流周期分量; Ik.h.max,Ik.m.max——在所计算的外部短路时,流过高、中压侧(即调压侧) 电流互感器电流的周期分量; Ik.Ⅰ.max,Ik.Ⅱ.max——在所计算的外部短路时,相应地流过非靠近故障点两 侧电流互感器电流的周期分量;

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IN.Ⅰ,IN.Ⅱ——在所计算的外部短路时,非靠近故障点两侧的变压器额定 电流; Δ mI、Δ mII——由于电流互感器(包括中间互流器) 的变比未完全匹配而 产生的误差,初设时取 0.05。如果保护装置具有软件调节电流互感器变比未完全匹配产生误 差功能时,Δ mI、 Δ mII 取 0。 ② 差动保护的最大动作电流 Iop.max 按躲最大外部短路时产生的最大暂态不平衡电流计算 Iop.max=KrelIunb.max (87) 式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5; ③ 最大制动电流 Ires.max 根据保护装置制动电流的计算方程计算最大制动电流 Ires.max, 一般制动电流的计 算方程有以下三种: ⅰ) I res ? ⅱ) I res

1 m ? Ii 2 i ?1 ? max(I h , I m , I L ) 1 ? ? ? I max ? ? I i ? 2 ? I res.max ? ( I k . max ) I n. ph IN
(88)

ⅲ) I res ?

当采用这三种动作方程时,有

式中:Ik.max——变压器各侧外部短路时,流过靠近故障侧电流互感器的 最大短路电流周期分量; IN——变压器故障侧的额定电流。 ④ 动作特性折线斜率 S

S?

I op. max ? I op.0

I res. max ? I res.0

(89)

S 的整定值应参照保护装置的推荐值,并保证大于或等于计算值。 5.1.3 灵敏系数的计算 纵差保护的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两相金属性 短路计算, 根据变压器各侧的短路电流, 按保护装置的纵差动作方程计算最小差动电流 Icd.min、 相应的制动电流及动作电流 Idz,则灵敏系数为

K sen ?

I cd . min I dz

(90)

要求 Ksen≥2。 5.1.4 纵差保护的其他辅助整定计算及经验数据的推荐 5.1.4.1 差电流速断的动作电流 Iop a) 按躲过变压器初始励磁涌流整定,一般取 Iop=K KphIN/na=K In.ph 式中:IN、Kph、na、In.ph 含意同式(81);

(91)

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K——倍数,视变压器容量和系统电抗大小,K 推荐值如下: 6300kVA 及以下 7~12; 6300~31500kVA 4.5~7.0; 40000~120000kVA 3.0~6.0; 120000kVA 及以上 2.0~5.0; 容量越大,系统电抗越大,K 取值越小。 b) 按躲外部短路最大不平衡电流整定 Iop=KrelIunb.max (92) 式中:Krel——可靠系数,取 1.3~1.5; Iunb.max——外部短路最大不平衡电流,计算同 5.1.2“动作特性折线斜率 S”的 Iunb.max 。 5.1.4.2 二次谐波制动比的整定 根据经验,二次谐波制动比可整定为 15%~20%,特殊情况下,可适当降低二次谐 波制动比,最小不低于 12% 5.1.4.3 涌流间断角 根据运行经验,闭锁角可取 60°~70°。 5.1.4.4 CT 断线闭锁差动保护 CT 断线闭锁差动保护定值设置宜实现差流大于 1.2Ie 解除 CT 断线闭锁、 小于 1.2Ie 保持 CT 断线闭锁功能。保护装置无法实现上述功能时,CT 断线可不闭锁差动保护。 5.1.4.5 差流越限告警(CT 断线报警)电流 按躲变压器额定负载时的最大不平衡电流整定 Idz=Krel(Ker+Δ U+Δ m) In.ph (93) 式中:Krel、Ker、Δ U、Δ m、In.ph 含意同式(81)。 5.2 变压器分侧差动保护 分侧差动保护将变压器的各侧绕组分别作为被保护对象,在各绕组的两端装设电流互 感器,实现电流差动保护。对于单相自耦变压器,分别在高压侧、中压侧及公共绕组的三端 装设电流互感器,实现电流差动保护,见图 12。

图 12

单相自耦变压器分侧差动保护接线图

分侧差动保护,无须考虑绕组的励磁涌流、过励磁、调压等的影响。 1) 平衡系数、基准侧选取 分侧差动保护平衡系数只与各侧 CT 变比有关,根据保护装置说明书要求进行平 衡系数的计算及基准侧选取。 2) 比率制动式最小动作电流 按躲过变压器额定负载时的最大不平衡电流整定

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?

Iop.0=Krel(Ker+Δ m)Ie.ph (94) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5; Ker——互感器比误差系数,10P 型取 2×0.03,5P 和 TP 型取 2×0.01; Δ m——由于电流互感器变比未完全匹配产生的误差,初设时取 0.05。 Ie.ph——经平衡系数平衡后的变压器各侧二次额定电流的最大值。 一般取 Iop.0=(0.2~ 0.4)Ie.ph。 若装置整定值是以电流互感器二次额定电流(1A 或 5A)为单位时,则

(0.2~0.4) Ie.ph I op.0 ? In In

(95)

式中:In——电流互感器二次额定电流(1A 或 5A)。 3) 起始制动电流 Ires.0 Ires.0=(0.8~1.0) Ie.ph 4) 动作特性折线斜率 S 计算方法同 5.1.2“纵差保护”,一般取 S=0.5。 5) 灵敏系数计算 按最小运行方式下变压器绕组引出端金属性两相或接地短路, 灵敏系数 Ksen≥2 校 验,计算方法同 5.1.3。? 5.3 变压器零序差动保护 主要有两种接线方式,图 13(a)、(b)为 YN,d 接线普通变压器及自耦变压器零序差动保 护,对于图(a)、图(b)接线由于正常运行变压器中性点没有负荷电流,中性点 CT 不能判极性, 所以,建议采用图(c)、(d)接线。

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IH



I ?a 。 I ?b 。 I ?c




In


高压侧

机 型

中性点侧

变 压 器 保
I na 。 I nb 。 I nc
低压侧




(c)

IH



I ?a 。 I ?b 。 I ?c




I CW


高压侧

IM
中压侧



机 型

公共绕组侧


I 。??a I 。 ??b I ??c


压 器 保

I CWa 。 I CWb 。 I CWc
低压侧





图 13

(d) 零序差动保护接线图

1) 平衡系数、基准侧选取 零序差动保护平衡系数只与各侧 CT 变比有关,根据保护装置说明书要求进行平衡 系数的计算及基准侧选取。 2) 比率制动式最小动作电流 装置不仅带有零序电流制动,还有相(或正序)电流制动,故最小动作电流按躲过 变压器额定负载时的最大不平衡电流整定 Iop.0=Krel(Ker+Δ m) Ie.ph (96) 式中:Krel、Ker、Δ m、Ie.ph 含意同式(94)。 因为当三相电流突变时,由于三相 CT 暂态特性不一致产生的不平衡电流较大,故 一般取 Iop.0=(0.3~0.6)Ie.ph 。

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若装置整定值以电流互感器二次额定电流(1A 或 5A)为单位时,则

(0.3~0.6) Ie.ph I op.min ? In In

(97)

式中:In——电流互感器二次额定电流(1A 或 5A)。 3) 起始制动电流 Ires.0 Ires.0=(0.8~1.0) Ie.ph 4) 动作特性折线斜率 S 一般取 S=0.5。 5) 灵敏系数计算 按最小运行方式下变压器绕组引出端金属性接地短路,灵敏系数 Ksen≥2 校验,计 算方法同 5.1.3。? 5.4 变压器相间过流保护 5.4.1 双卷升压变及 500kV 联络变压器相间过流保护 相间过流作为总后备,故保护不带方向。 5.4.1.1 高(中压侧)的相间过流保护 设一段一时限,断开变压器各侧断路器。 A、过电流保护(无电压闭锁) 1) 动作电流 按躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定

I op ?

K rel I L max K r na

(98)

式中:Krel——可靠系数,取 1.2~1.3; Kr——返回系数,取 0.9~0.95; na——电流互感器变比; IL.max——最大负荷电流。 最大负荷电流 IL.max 可按以下情况考虑并取其最大者: ① 对并列运行的变压器,应考虑切除一台时,余下变压器所产生的过负荷电流, 当各台变压器容量相等时,可按下式计算

I Lmax ?

m IN m ?1

(99)

式中:m——并联运行变压器的最少台数; IN——每台变压器的额定电流。 当并联运行的变压器容量不等时,应考虑容量最大的一台变压器断开后引起的 过负荷。 ② 当变压器低压侧接有大量异步电动机时,应考虑电动机的自起动电流,即

? I Lmax ? K ss I Lmax

(100)

式中: I Lmax ? ——正常运行时最大负荷电流; Kss——电动机自起动系数,其值与负荷的性质及与电源间的电气距离有 关,取 1.5~2;特殊情况,如接有大型电动机负荷的变压器,应视具体情况而定。 ③ 对两台分列运行的降压变压器,在负荷侧母线分段断路器上装有备用电源自动 投入装置时,应考虑备用电源自动投入后负荷电流的增加。 IL.max=IⅠL.max+KssKremIⅡ.L.max (101) 式中:IⅠL.max——所在母线段正常运行时的最大负荷电流;

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IⅡL.max——另一母线段正常运行时的最大负荷电流; Krem——剩余系数, 母线停电后切除不重要负荷, 保留下来的负荷与原负 荷之比。 ④ 与下一级过电流保护配合,则 IL.max=1.1I′op+Im.L.max (102) 式中:I′op——分段断路器或与之相配合的馈线过电流保护的动作电流; Im.L.max——本变压器所在母线段的正常运行最大负荷电流。 2) 灵敏度校验

K sen ?

I k(2) min I op na

(103)

(2) 式中: I k ——后备保护区末端两相金属性短路时流过保护的最小短路电流。 min

要求 Ksen≥1.3(近后备)或 1.2(远后备)。 B、复合电压闭锁过电流保护 a) 电流元件的整定 1) 动作电流 按躲过变压器的额定电流整定

I op ?

K rel IN K r na

(104)

式中:Krel——可靠系数,取 1.2; Kr——返回系数,取 0.9~0.95; IN——变压器的额定电流。 2) 灵敏度校验 与 5.4.1.1 的 A 相同。 b) 低电压元件的整定 根据保护装置确定低电压元件是线电压还是相电压。 1) 动作电压 ① 按躲过正常运行时可能出现的最低电压整定

U op ?

U min K rel K r nv

(105)

式中:Umin——正常运行时可能出现的最低电压,一般取 Umin=0.9UN(UN 为 额定线电压或相电压); Krel——可靠系数,取 1.1~1.2; Kr——返回系数,取 1.05~1.25; nv——电压互感器变比。 ② 对发电厂中的升压变压器,当低电压继电器由发电机侧电压互感器供电时,还 应考虑躲过发电机失磁运行时出现的低电压, 取 Uop=(0.5~0.6)Un/nv ③ 按躲过电动机自起动时的电压整定 当低电压继电器由变压器低压侧电压互感器供电时 Uop=(0.5~0.6)Un/nv 当低电压继电器由变压器高压侧电压互感器供电时 Uop=0.7Un/nv

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2) 灵敏度校验

K sen ?

U op U r max / nv

(106)

式中:Ur.max——计算运行方式下,灵敏系数校验点发生金属性相间短路时,保护 安装处的最高残压。 要求 Ksen≥1.3(近后备)或 1.2(远后备)。 若选择了经其他侧复压闭锁,则不需进行电压元件灵敏度校验。 c) 负序电压元件的整定 根据保护装置确定负序电压元件是线电压还是相电压。 1) 动作电压 按躲过正常运行时出现的不平衡电压整定 Uop.2=(0.06~0.08)Un/nv (107) 式中:UN——额定线电压或相电压。 2) 灵敏度校验

Ksen ?
压值。

U k2min U op2 nv

(108)

式中:Uk.2.min——后备保护区末端两相金属性短路时,保护安装处的最小负序电 要求 Ksen≥2.0(近后备)或 1.5(远后备)。 若选择了经其他侧复压闭锁,则不需进行电压元件灵敏度校验。 C、高、中压侧的相间过流动作时间的整定 1) 双绕组发电厂升压变压器 动作时间按以下原则整定: ① 与高压侧出线相间及接地保护对线末有灵敏度段的最长动作时间配合 t1=t 线路.max+Δ t (109) 式中:t 线路.max——高压侧出线相间及接地保护对线末有灵敏度段的最长动作时 间。 ② 与高厂变过流保护最长动作时间配合 t1=t 厂变.max+Δ t (110) 式中:t 厂变.max——高厂变过流保护最长动作时间。 2) 三绕组联络变压器 动作时间按与高、中压侧出线相间及接地保护最末段最长动作时间配合整定: t1=t 线路.max+Δ t (111) 式中:t 线路.max——高、中压侧出线相间及接地保护最末段最长动作时间。 5.4.1.2 500kV 联络变低压侧的相间过流保护 当经电压闭锁时,低压侧不采用高、中压侧电压进行闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 当低压侧的相间过流保护取自套管 CT(△绕组内)时,要确定套管 CT 引入装置的 是线电流还是相电流,若为相电流,则以下的整定原则中涉及到的电流值均需转换为相电流。 A、限时电流速断保护 设一段一时限,断开变压器低压侧断路器。 1) 动作电流 a) 限时电流速断保护(无电压闭锁)

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① 按躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定,同 5.4.1.1 的 A; ② 按低压母线故障有灵敏度整定。

I op ?

I min K sen n a

(112)

式中:Imin——低压母线故障流过保护安装处的最小短路电流; Ksen——灵敏系数,取 1.5。 b) 复合电压闭锁限时电流速断保护 ① 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B; ② 按低压母线故障有灵敏度整定,同限时电流速断保护; ③ 与低压侧母线的分段断路器或所有馈线的速断保护配合。 Iop =(Kk I dz.I+ IN)/ na (113) 式中:Kk——可靠系数,1.1; I dz.I——低压侧母线的分段断路器或所有馈线的速断保护动作值; I N——变压器的额定电流 。 2) 动作时间 与低压侧母线的分段断路器或所有馈线的速断保护最长动作时间配合。 T=t I.max +Δ t (114) 式中:t I.max——低压侧母线的分段断路器或所有馈线的速断保护最长动作时间。 B、过电流保护 设一段二时限, 第一时限断开变压器低压侧断路器; 第二时限断开变压器各侧断路器。 1) 动作电流 a) 过电流保护(无电压闭锁) 按躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定,同 5.4.1.1 的 A。 b) 复合电压闭锁过电流保护 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 2) 动作时间 与低压侧母线的分段断路器或所有馈线的过流保护最末段最长动作时间配合。 t=t II.max +Δ t (115) 式中:t II.max——低压侧母线的分段断路器或所有馈线的过流保护最末段最长动作 时间。 5.4.2 220kV 降压变压器相间过流保护 5.4.2.1 高压侧复合电压闭锁过电流保护 A、限时电流速断保护 110kV 旁路开关代变压器中压侧开关时,接于开关 CT 的差动保护退出(不切换到旁路 CT 时) ,主变高压侧开关到主变高压侧套管的引线无瞬动保护,优先采用高压侧阻抗保护, 当未配置阻抗保护时,可投入本保护,保护接高压侧开关 CT,动作电流能够可靠躲过反方向 出口故障时可不带方向,带方向时方向指向变压器。设一段一时限,断开变压器各侧断路器。 保护经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 动作电流 ① 按躲过中、低压侧母线故障最大短路电流整定 Iop = KrelIk.max /na 式中:Krel——可靠系数,取 1.5; (116)

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Ik.max——主变中、低压侧母线三相短路时,流过主变高压侧的最大短路 电流。 ② 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 ③ 按本侧出口有灵敏度整定

I op ?

I k. min K sen na

(117)

式中:Ik.min——主变高压侧出口短路时,流过主变高压侧的最小短路电流。 Ksen——灵敏系数,取 1.5; 2) 动作时间 按抗干扰整定,取 t1=0.2~0.3 s。 B、过电流保护 保护不带方向,设一段一时限,断开变压器各侧断路器。 保护经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 动作电流 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 2) 动作时间 按与主变中、低压侧复合电压闭锁过电流保护跳本侧开关最长时间配合,并满足上 级的限制时间整定。 t2=Tmax.B+△t 且 t2≤ T 限制 (118) 式中: Tmax.B——主变中、 低压侧复合电压闭锁过电流保护跳本侧开关最长时间; T 限制——上级对高压侧过电流保护的限制时间。 5.4.2.2 中压侧复合电压闭锁过电流保护 A、复合电压闭锁过电流保护Ⅰ段 当中压侧未配置阻抗保护时,投入本保护。保护方向可投退,若带方向则方向指 向本侧母线。 保护经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 动作电流 ① 按系统大方式下 220kV 变压器单台运行时躲 110kV 出线所供变压器中低压侧故 障最大短路电流整定(可以考虑忽略 220kV 系统阻抗) Iop = KrelIk.max /na (119) 式中:Krel——可靠系数,取 1.5; Ik.max——系统大方式下,220kV 变压器单台运行时 110kV 出线所供变压 器中低压侧三相短路时,流过主变中压侧的最大短路电流。 ② 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 2) 灵敏度校验

K sen ?

I k.min I op n a

(120)

式中:Ik.min——小方式下,220kV 多台变并列运行时 110kV 母线故障时,流过主变 中压侧的最小短路电流。 要求 Ksen≥1.3(近后备)。 动作电流按 220kV 变压器单台运行时躲 110kV 出线所供变压器中低压侧故障最大 短路电流整定时, 若对 110kV 母线灵敏系数不足, 则可按 220kV 变压器两台或三台运行整定。 3) 动作时间

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设三个时限,第一时限断开中压侧母联断路器;第二时限断开中压侧断路器;第三 时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 t1=t2-Δ t (121) ② 第二时限 t2=t3-Δ t (122) ③ 第三时限 t3=T 限制.Ⅰ (123) 式中:T 限制.Ⅰ——上级对中压侧过电流保护Ⅰ段的限制时间。 4) 对 110kV 出线保护的要求 ① 110kV 出线距离Ⅱ段 a) 距离Ⅱ段阻抗定值 Z?dz Z?dz≥ K p (

Ex ? Zxt. min) I op

(124)

式中:Ex——系统相电势; Zxt.min——保护安装处最小等值阻抗; Kp——配合系数,取 1.2。 b) 距离Ⅱ段时间定值 T T≤t1-△t 式中:t1——主变中压侧复合电压闭锁过电流保护Ⅰ段第一时限。 ② 110kV 出线电流Ⅱ段 a) 电流Ⅱ段电流定值 I?dz I?dz≤ (125)

I op K fz ? K p

(126)

式中:Iop——主变中压侧复合电压闭锁过电流保护动作电流; Kfz——分支系数,取各种运行方式下的最大值; Kp——配合系数,取 1.1。 b) 电流Ⅱ段时间定值 T T≤t1-△t (127) 式中:t1——主变中压侧复合电压闭锁过电流保护第一时限。 B、复合电压闭锁过电流保护Ⅱ段 保护不带方向,经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 动作电流 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 2) 动作时间 设三个时限,第一时限断开中压侧母联断路器;第二时限断开中压侧断路器;第三 时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 与 110kV 出线距离Ⅲ段最长动作时间配合 t1=T110 线.3+Δ t (128) 式中:T110 线.3——110kV 出线距离Ⅲ段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1+Δ t (129)

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③ 第三时限 t3=t2+Δ t 且满足 t3=T 限制.Ⅱ 式中:T 限制.Ⅱ——上级对中压侧过电流保护Ⅱ段的限制时间。 3) 灵敏度校验 (130)

K sen ?

I k.min I op n a

(131)

式中:Ik.min——小方式下,220kV 多台变并列运行时线路末端故障,流过主变中压 侧的最小短路电流。 要求 Ksen≥1.2(远后备)。 5.4.2.3 低压侧过电流保护 A、限时电流速断保护 不带方向,保护可选择是否经电压闭锁,若经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 不经电压闭锁的动作电流 ① 按躲过变压器的最大负荷电流整定,同 5.4.1.1 的 A ② 按低压母线故障有灵敏度整定

I op ?

I min K sen n a

(132)

式中:Imin——小方式下低压母线故障流过保护安装处的最小短路电流; Ksen——灵敏系数,Ksen ≥1.5。 ③ 与低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)配合 Iop =(Kk I dz.I+ IN)/ na (133) 式中:Kk——可靠系数,1.1; I dz.I——低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作值; I N——变压器的额定电流。 2) 经电压闭锁的动作电流 ① 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 ② 按低压母线故障有灵敏度整定,同不经电压闭锁的动作电流。 3) 动作时间 设三个时限,第一时限闭锁备自投、断开母联断路器;第二时限断开本侧断路器; 第三时限断开变压器各侧断路器。 a) 两套过电流保护均取开关 CT 时 ① 第一时限 与低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)最长动作时间配合 t1=t I。max+Δ t (134) 式中:t I。max——低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)最长 动作时间。 ② 第二时限 t2=t1+Δ t (135) ③ 第三时限 t3=t2+Δ t (136)

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b) 第一套过电流保护取开关 CT,第二套过电流保护取电抗器前 CT(套管 CT) 时 ① 第一套过电流保护第一时限 t 1.1 与低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)最长动作时间配合 t 1.1=t I。max+Δ t (137) 式中:t I。max——低压侧母线的母联速断或出线过流保护Ⅰ段(或Ⅱ段)最长 动作时间。 ② 第二套过电流保护第一时限 t2.1 与第一套过电流保护第一时限配合 t2.1=t 1.1+Δ t (138) ③ 第一套、二套过电流保护第二时限 t 1.2、t 2.2 与第二套过电流保护第一时限配合 t 1.2=t 2.2=t 2.1+Δ t (139) ④ 第一套、二套过电流保护第三时限 t 1.3、t 2.3 与第一套、二套过电流保护第二时限配合 t 1.3=t 2.3=t 1.2(或 t 2.2)+Δ t (140) 本段保护可考虑用于切除短路电流较大,威胁设备安全的故障,故对电源较小的变压 器,本段定值可适当降低灵敏度或只保证大方式下的灵敏度。 B、过电流保护 保护可选择是否经电压闭锁,若经电压闭锁,电压元件的整定原则同 5.4.1.1 的 B。 1) 不经电压闭锁的动作电流 ① 按躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定,同 5.4.1.1 的 A。 ② 按低压母线故障有灵敏度整定

I op ?

I min K sen n a

(141)

式中:Imin——小方式下低压母线故障流过保护安装处的最小短路电流; Ksen——灵敏系数,Ksen=1.5。 2) 经电压闭锁的动作电流 ① 按躲过变压器的额定电流整定,同 5.4.1.1 的 B。 ② 按低压母线故障有灵敏度整定,同不经电压闭锁的动作电流。 3) 动作时间 当设二个时限时,第一时限闭锁备自投、断开分支断路器(或本侧断路器);第二 时限断开变压器各侧断路器。 当设三个时限时,第一时限闭锁备自投、断开母联断路器;第二时限断开分支断路 器(或本侧断路器);第三时限断开变压器各侧断路器。 a) 两套过电流保护均取开关 CT 时 ① 第一时限 与低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间配合 t1=t Ⅱ。max+Δ t (142) 式中: tⅡ。 max——低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1+Δ t (143) ③ 第三时限

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t3=t2+Δ t (144) b) 第一套过电流保护取开关 CT,第二套过电流保护取电抗器前 CT(套管 CT) 时 ① 第一套过电流保护第一时限 t1.1 与低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间配合 t1.1=t Ⅱ。max+Δ t (145) 式中: tⅡ。 max——低压侧母线的母联过流或出线过流保护最末段最长动作时间。 ② 第二套过电流保护第一时限 t2.1 与第一套过电流保护第一时限配合 t2.1=t 1.1+Δ t (146) ③ 第一套、二套过电流保护第二时限 t 1.2 、t 2.2 与第二套过电流保护第一时限配合 t 1.2=t 2.2=t 2.1+Δ t (147) ④ 第一套、二套过电流保护第三时限 t 1.3、t 2.3 与第一套、二套过电流保护第二时限配合 t 1.3=t 2.3=t 1.2(或 t 2.2)+Δ t (148) 5.5 变压器低阻抗保护(相间、接地) 5.5.1 双绕组发电厂升压变压器 因为大型发电机设置了反时限特性的定子绕组对称过负荷保护、 转子表层负序过负荷 保护已能很好地反映发电机的相间故障,故升压变压器的阻抗保护只考虑作为变压器及其引 线的后备。 阻抗保护装设在变压器高压侧,正方向指向变压器。 1) 正向阻抗 ZFop 按低压母线(发电机出口)短路有灵敏度整定 ZFop≥KsenZt (149) 式中:Ksen——灵敏系数,取 1.3; Zt——变压器阻抗。 2) 反向阻抗 ZBop ① 按正向阻抗的 3%~5%整定 ZBop=(3%~5%)ZFop ② 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合 ZFop≤0.8KinfZdz II (150) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Zdz. II——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与 纵联保护配合时)。 3) 动作时间 a) 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护配合时 ⅰ)对于 500kV 双绕组发电厂升压变压器 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵保护动作时间配合 t=0.5s。 ⅱ)对于 220kV 双绕组发电厂升压变压器 与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵保护跳母联动作时间配合 t=0.6s。

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b) 与高压侧出线阻抗保护Ⅱ段保护配合时 t=tmax +Δ t 式中:t max——高压侧出线阻抗保护Ⅱ段最长动作时间。 当保护装置无振荡闭锁功能时,动作时间应保证在振荡过程中不误动作,最小选用 1.5s 延时。 5.5.2 500kV 联络变压器偏移阻抗继电器 5.5.2.1 高压侧阻抗保护 阻抗保护接高压侧开关 CT,设二段阻抗保护,正方向均指向变压器,要求至少有一 段阻抗保护(或某时限段)不经振荡闭锁控制。 a) 阻抗Ⅰ段 1) 正向阻抗 ZFop. I 按躲过本变压器中压侧母线故障整定 ZFop. I ≤ Krel Zt (151) 式中:Krel——可靠系数,取 0.7; Zt——变压器高、中压侧阻抗和。 2) 反向阻抗 ZBop. I ① 按正向阻抗的 3%~5%整定 ZBop. I=(3%~5%)ZFop. I ② 按与高压侧出线Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定 ZBop. I≤0.8KinfZL (152) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; ZL——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与纵 联保护配合时)。 3) 动作时间 设一个时限,断开变压器各侧断路器。 按与变压器差动及高压侧出线纵联保护配合整定 t1=0.5s 因 t1 小于 1.5s,故本保护段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时,本 段保护退出。 b) 阻抗Ⅱ段 1) 正向阻抗 ZFop. II ① 按中压侧母线故障有灵敏度整定 ZFop. II ≥ Ksen Zt (153) 式中:Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3; Zt——变压器高、中压侧阻抗和。 ② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定 ZFop. II≤0.7Zt+0.8KinfZ dz (154) 式中:Zt——变压器高、中压侧阻抗和; Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Z dz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与纵 联保护配合时)。 2) 反向阻抗 ZBop. II ① 按正向阻抗的 3%~5%整定

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ZBop. II=(3%~5%)ZFop. II (155) ② 按与高压侧出线Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定 ZBop. II≤0.8KinfZL (156) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; ZL——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与纵 联保护配合时)。 3) 动作时间 设两个时限,第一时限断开中压侧母联(或分段)断路器;第二时限断开变压器各 侧断路器。当时限小于 1.5s 时,此时限段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时, 动作时间应保证在振荡过程中不误动作,延时不低于 1.5s 。 ① 第一时限 与高、中压侧出线保护配合段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (157) 式中:t max——高、中压侧出线保护配合段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (158) 变压器保护正常整定应和上级电网保护配合,在主变及 220kV 出线故障时,应 确保在 1.7 秒内切除故障,故 t2≤1.7s ,一般取 t2=1.7s。 5.5.2.2 中压侧阻抗保护(正方向指向变压器) 阻抗保护接中压侧开关 CT,设二段阻抗保护,正方向均指向变压器,要求至少有 一段阻抗保护(或某时限段)不经振荡闭锁控制。 a) 阻抗Ⅰ段 1) 正向阻抗 ZFop. I 按躲过本变压器高压侧母线故障整定 ZFop. I ≤ Krel Zt (159) 式中:Krel——可靠系数,取 0.7; Zt——变压器高、中压侧阻抗和。 2) 反向阻抗 ZBop. I ① 按正向阻抗的 3%~5%整定 ZBop. I=(3%~5%)ZFop. I ② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定 ZBop. I≤0.8KinfZ dz (160) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Z dz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与 纵联保护配合时)。 3) 动作时间 设二个时限,第一时限断开中压侧母联(或分段)断路器;第二时限断开变压器各 侧断路器。当时限小于 1.5s 时,此时限段必须经振荡闭锁。当保护装置无振荡闭锁功能时, 本段保护退出。 ① 第一时限 按与变压器差动及中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护最长动作时间 及失灵跳母联动作时间配合整定 ⅰ)当与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段、纵联保护及失灵跳母联动作时间配合时

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t1=0.6s ⅱ)当与中压侧出线阻抗保护Ⅱ段配合时 t1=tmax +Δ t 式中:t max——中压侧出线阻抗保护Ⅱ段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (161) b) 阻抗Ⅱ段 1) 正向阻抗 ZFop. II ① 按高压侧母线故障有灵敏度整定 ZFop. II ≥ Ksen Zt (162) 式中:Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3; Zt——变压器高、中压侧阻抗和。 ② 按与高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定: ZFop. II≤0.7Zt+0.8KinfZ dz (163) 式中:Zt——变压器高、中压侧阻抗和; Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Z dz——高压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、线路阻抗(与纵联保护 配合时)动作阻抗。 2) 反向阻抗 ZBop. II ① 按正向阻抗的 3%~5%整定 ZBop. II=(3%~5%)ZFop. II ② 按与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合整定 ZBop. II≤0.8KinfZdz (164) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Zdz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与纵 联保护配合时)。 3) 动作时间 设二个时限, 第一时限断开变压器高压侧断路器; 第二时限断开变压器各侧断路器, 如只有一时限,则跳变压器各侧断路器。 当时限小于 1.5s 时,此时限段必须经振荡闭锁,当保护装置无振荡闭锁功能时,动 作时间应保证在振荡过程中不误动作,最小选用 1.5s 延时。 ① 第一时限 与高、中压侧出线阻抗保护配合段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (165) 式中:t max——高、中压侧出线阻抗保护配合段最长动作时间。 变压器保护正常整定应和上级电网保护配合,在主变及 220kV 出线故障时,应 确保在 1.7 秒内切除故障,故 t1≤1.7s ,一般取 t1=1.7s。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (166) 5.5.2.3 中压侧阻抗保护(正方向指向母线) 阻抗保护接中压侧开关 CT,设一段阻抗保护,正方向指向母线。 1) 正向阻抗 ZFop ① 按与变压器高压侧阻抗Ⅱ段反配合整定

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Z Fop ?

Z Fop.II ? 0.7 Z t 0.8

(167)

式中:ZFop. II——变压器高压侧阻抗Ⅱ段阻抗定值; Zt——变压器高、中压侧阻抗和。 ② 校核与中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)、纵联保护配合情况 ZFop≤0.8KinfZdz (168) 式中:Kinf——助增系数,取各种运行方式下的最小值; Zdz——中压侧出线阻抗保护Ⅰ段(或Ⅱ段)动作阻抗、线路阻抗(与纵 联保护配合时)。 2) 反向阻抗 ZBop 按正向阻抗的 3~5%整定 ZBop=(3~5%)ZFop 3) 动作时间 设二个时限,第一时限断开变压器中压侧母联(或分段)断路器;第二时限断 开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 与中压侧出线配合段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (169) 式中:t max——中压侧出线配合段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (170) 变压器保护正常整定应和上级电网保护配合,在主变及 220kV 出线故障时,应 确保在 1.7 秒内切除故障,故 t2≤1.7s ,一般取 t2=1.7s。 5.5.3 220kV 降压变压器阻抗保护 5.5.3.1 高压侧阻抗保护 110kV 旁路开关代变压器中压侧开关时,接于开关 CT 的差动保护退出(不切换到 旁路 CT 时),主变高压侧开关到主变高压侧套管的引线无瞬动保护,需要投入本段阻抗保 护。保护接高压侧开关 CT,正方向指向变压器,设一段一时限,断开变压器各侧断路器。 1) 动作阻抗 按躲过本变压器中低压侧母线故障整定 Zop ≤ Krel Zt (171) 式中:Krel——可靠系数,变压器阻抗保护不带反向偏移特性时可取 0.6,否则应 减小可靠系数防止反方向出口误动; Zt——变压器阻抗。 2) 动作时间 按抗干扰整定,取 t=0.1s。 为了避免反方向出口故障误动, 本保护正常运行时退出或动作时间与本侧出线保 灵敏度段动作时间配合。 5.5.3.2 中压侧阻抗保护 1) 动作阻抗 按系统大方式下 220kV 变压器单台运行时躲 110kV 出线所供变压器中低压侧故障 整定 Zop ≤ Krel(Zl+Zt) (172)

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式中:Krel——可靠系数,取 0.6; Zl——110kV 出线线路阻抗。 Zt——变压器阻抗。 2) 灵敏度校验 小方式下 220kV 多台变并列运行时 110kV 出线线末灵敏系数

Ksen ?

Z op KZ Z L

(173)

式中:KZ——最大助增系数。 要求 Ksen≥1.2 3) 动作时间 设三个时限,第一时限断开中压侧母联断路器;第二时限断开中压侧断路器;第三 时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 t1=t2-Δ t (174) ② 第二时限 t2=t3-Δ t (175) ③ 第三时限 t3=T 限制 (176) 式中:T 限制——上级对中压侧阻抗保护的限制时间。 4) 对 110kV 出线保护的要求 ① 110kV 出线距离Ⅱ段 a) 距离Ⅱ段阻抗定值 Z?dz Z?dz≥ K p KZ Zop (177) 式中:KP——配合系数,取 1.1; KZ——助增系数。 Zop——主变中压侧阻抗保护动作阻抗; b) 距离Ⅱ段时间定值 T T≤t1-△t 式中:t1——主变中压侧阻抗保护第一时限。 ② 110kV 出线电流Ⅱ段 a) 电流Ⅱ段电流定值 I?dz I?dz≤ (178)

Ex 3 ? 2 ? Z op ? ? ? Kz * K ? Z xt max ? ? k ? ?

(179)

式中:Ex——系统相电势; KZ——助增系数; Kk——可靠系数,取 0.8; Zxt.max——为保护安装处最大等值阻抗。 b) 电流Ⅱ段时间定值 T T≤t1-△t 式中:t1——主变中压侧阻抗保护第一时限。 5.6 变压器零序过流保护 (180)

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变压器零序过流保护时间与线路接地保护动作时间配合时,为不频繁更改变压器零序 保护时间,可考虑与线路接地保护配合段的时间上限配合。 5.6.1 220kV 双绕组升压变压器零序过流保护 设两段零序过流保护, 零序Ⅰ段宜采用自产零序; 零序 II 段宜采用变压器中性点 CT, 因变压器为单侧中性点接地,故两段保护均不需带方向。 a) 零序Ⅰ段 1) 零序电流 若本段保护动作时间可与 220kV 线路的单重周期配合时,则零序电流整定可不考 虑第③个原则。 ① 按 220kV 母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (181) 式中:3I0.min——220kV 母线接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.5 。 ② 与 220kV 线路零序过流保护对线末有灵敏度段配合。 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (182) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,其值等于线路末端发生接地短路时,流过本 保护的零序电流与流过线路的零序电流之比,取各种运行方式的最大值; Iop.0——220kV 线路零序过流保护对线末有灵敏度段 (三段式的Ⅱ段或四 段式的Ⅲ段)动作电流。 ③ 按躲 220kV 线路非全相时流过本保护的最大零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Io.F.max (183) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Io.F.max——220kV 线路非全相时流过本保护的最大零序电流。 2) 动作时间 设二个时限,第一时限断开 220kV 侧母联(或分段)断路器;第二时限断开变压器 各侧断路器。 ① 第一时限 与 220kV 线路零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间配合。 t1=tmax +Δ t (184) 式中:t max——220kV 线路零序过流对线末有灵敏度段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t b) 零序Ⅱ段 1) 零序电流 与 220kV 线路零序过流保护最末段配合。 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (185) 式中:Krel、Kbr 同式(182); Iop.0——220kV 线路零序过流保护最末段动作电流。 2) 动作时间 设二个时限,第一时限断开 220kV 侧母联(或分段)断路器;第二时限断开变压器 各侧断路器。 ① 第一时限

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与 220kV 线路零序过流保护最末段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (186) 式中:t max——220kV 线路零序过流保护最末段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (187) 5.6.2 500kV 双绕组升压变压器零序过流保护 设一段定时限零序过流保护和反时限零序过流保护。 定时限零序过流保护宜采用自产 零序,因变压器为单侧中性点接地,故不需带方向;反时限零序过流保护不带方向,接变压 器中性点 CT。 a) 定时限零序过流保护 1) 零序电流 若本保护动作时间可与 500kV 线路的单重周期配合时,则零序电流整定可不考虑 第③个原则。 ① 按 500kV 母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (188) 式中:3I0.min——500kV 母线接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.5 。 ② 与 500kV 线路零序过流定时限段配合。 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (189) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——500kV 线路零序过流定时限段动作电流。 ③ 按躲 500kV 线路非全相时流过本保护的最大零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Io.F.max (190) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Io.F.max——500kV 线路非全相时流过本保护的最大零序电流。 2) 动作时间 设一个时限,断开变压器各侧断路器。 与 500kV 线路零序过流定时限段或接地距离Ⅱ段 (500kV 线路零序过流定时限段退 出时)最长动作时间配合。 t1=tmax +Δ t (191) 式中:t max——500kV 线路零序过流定时限段或接地距离Ⅱ段最长动作时间。 b) 反时限零序过流保护 采用 IEC 标准反时限特性方程中的正常反时限特性方程:

t( I 0 ) ? (

0.14 3I 0 0.02 ) ?1 Ip

Tp

(192)

零序反时限保护动作断开变压器各侧断路器。 1) 基准电流 Ip 基准电流 Ip 的一次值取 300A。 2) 时间常数 Tp 与 500kV 线路零序反时限保护配合,取 Tp=1.2 s 。

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5.6.3 500kV 联络变压器零序过流保护 5.6.3.1 高压侧零序过流保护 设一段定时限零序过流保护和反时限零序过流保护。定时限段接高压侧开关 CT, 正方向指向变压器;反时限段接高压侧套管 CT,不带方向。 a) 定时限零序过流保护 1) 零序电流 若本保护动作时间可与高、中压侧出线的单重周期配合时,则零序电流整定可不 考虑第③个原则。 ① 按中压侧母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (193) 式中:3I0.min——中压侧母线接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3 。 ② 与中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段配合 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (194) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段 (三段式的Ⅱ段或四 段式的Ⅲ段)动作电流。 ③ 按躲高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Io.F.max (195) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Io.F.max——高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流。 2) 动作时间 设一个时限,断开变压器各侧断路器。 与中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (196) 式中:tmax——中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间。 b) 反时限零序过流保护 采用 IEC 标准反时限特性方程中的正常反时限特性方程:

t( I 0 ) ?

0.14 3I ( 0 )0.02 ? 1 Ip

Tp

(197)

零序反时限保护动作断开变压器各侧断路器。 1) 基准电流 Ip 基准电流 Ip 的一次值取 300A。 2) 时间常数 Tp 与 500kV 线路零序反时限保护配合,取 Tp=1.2 s 。 5.6.3.2 中压侧零序过流保护 零序过流保护设一段定时限,接中压侧开关 CT 时,正方向宜指向变压器;接中压侧套 管 CT 时,正方向宜指向母线。 a) 零序过流保护(正方向指向变压器) 1) 零序电流

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若本保护动作时间可与高、中压侧出线的单重周期配合时,则零序电流整定可不 考虑第③个原则。 ① 按高压侧母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (198) 式中:3I0.min——高压侧母线接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3 。 ② 与高压侧出线零序过流定时限段配合 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (199) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——高压侧出线零序过流定时限段动作电流。 ③ 按躲高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Io.F.max (200) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Io.F.max——高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流。 2) 动作时间 设二个时限, 第一时限断开变压器高压侧断路器; 第二时限断开变压器各侧断路器, 如只有一时限,则跳变压器各侧断路器。 ① 第一时限 与高压侧出线零序过流定时限段或接地距离Ⅱ段(高压侧线路零序过流定时限 段退出时)最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (201) 式中:tmax——高压侧出线零序过流定时限段或接地距离Ⅱ段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (202) b) 零序过流保护(正方向指向母线) 1) 零序电流 若本保护动作时间可与高、中压侧出线的单重周期配合时,则零序电流整定可不 考虑第③个原则。 ① 按中压侧母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (203) 式中:3I0.min——中压侧母线接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.5 。 ② 与中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段配合 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (204) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段 (三段式的Ⅱ段或四 段式的Ⅲ段)动作电流。 ③ 按躲高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Io.F.max (205) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Io.F.max——高、中压侧出线非全相时流过本保护的最大零序电流。

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2) 动作时间 设二个时限,第一时限断开母联;第二时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 与中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (206) 式中:tmax——中压侧出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (207) 5.6.3.3 自耦变公共绕组零序过流保护 零序过流保护设一段定时限和反时限,均不带方向。 a) 定时限零序过流保护 1) 零序电流 ① 按躲过正常运行最大负荷下可能在零序回路出现的最大不平衡电流整定 Iop.0≥KkIunb.0 (208) 式中:Kk——可靠系数,取 1.5~2.0; Iunb.0——正常运行最大负荷下可能在零序回路出现的最大不平衡电流,取 Iunb.0=10% Igg.e; 其中:Igg.e——公共绕组额定电流,为中压绕组实际额定电流与高压绕组 实际额定电流之差。 ② 当高、中压侧零序过流保护方向指向变压器或不带方向时 ⅰ)变压器中压侧开关断开时,按高压侧母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (209) 式中:3I0.min——变压器中压侧开关断开时,高压侧母线接地故障流过公 共绕组的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3 。 ⅱ)变压器高压侧开关断开时,按中压侧母线接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (210) 式中:3I0.min——变压器高压侧开关断开时,中压侧母线接地故障流过公共 绕组的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3 。 ③ 当高、中压侧零序过流保护方向指向母线时 按变压器断开侧出线端接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (211) 式中:3I0.min——变压器断开侧出线端接地故障流过公共绕组的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,Ksen≥1.3 。 2) 动作时间 设一个时限,断开变压器各侧断路器。 与变压器高、中压侧定时限零序过流保护最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (212) 式中:tmax——变压器高、中压侧零序过流保护最长动作时间。 b) 反时限零序过流保护 采用 IEC 标准反时限特性方程中的正常反时限特性方程:

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t( I 0 ) ?

0.14 3I ( 0 )0.02 ? 1 Ip

Tp

(213)

零序反时限保护动作断开变压器各侧断路器。 1) 基准电流 Ip 基准电流 Ip 的一次值取 300A。 2) 时间常数 Tp 与变压器高压侧零序反时限保护配合,取 Tp=1.5 s 。 5.6.4 220kV 降压变压器零序过流保护 5.6.4.1 高压侧零序过流保护 零序过流保护设二段,零序过流保护Ⅰ段带方向,零序过流保护Ⅱ段不带方向。 A、零序过流保护Ⅰ段 a) 正方向指向 220kV 母线时 1) 零序电流 若本保护动作时间可与 220kV 线路的单重周期配合时, 则零序电流整定可不考虑第 ②个原则。 ① 按与 220kV 出线零序过流保护对线末有灵敏度段配合整定。 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (214) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——220kV 出线零序过流保护对线末有灵敏度段(三段式的Ⅱ段或四 段式的Ⅲ段)动作电流。 ② 按躲过 220kV 线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Iop.max.F (215) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Iop.max.F——220kV 线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电流。 2) 动作时间 设二个时限,第一时限断开高压侧母联断路器;第二时限断开高压侧断路器。 ① 第一时限 与 220kV 出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间配合。 t1=tmax +Δ t (216) 式中:tmax——220kV 出线零序过流保护对线末有灵敏度段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (217) 3) 灵敏度校验 Ksen= 3I0.min / Iop.0.I (218) 式中:3I0.min——220kV 母线接地故障时流过本保护的最小零序电流。 要求 Ksen≥1.5 。 b) 正方向指向变压器时 变压器 110kV 侧零序过流保护Ⅰ段如设有长延时切各侧时,可以考虑退出本段保护。 1) 零序电流 若本保护动作时间可与 220kV 线路的单重周期配合时, 则零序电流整定可不考虑第

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②个原则。 ① 按与变压器 110kV 侧零序过流保护Ⅰ段配合整定 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0。B (219) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0.B——变压器 110kV 侧零序过流保护Ⅰ段动作电流。 ② 按躲过 220kV 线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电流整定 Iop.0.I≥Krel3Iop.max.F (220) 式中:Krel——可靠系数,取 1.2; 3Iop.max.F——220kV 线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电 流。 2) 动作时间 设一个时限,断开变压器各侧断路器。 与变压器 110kV 侧零序过流保护Ⅰ段动作时间配合 t1=t110 +Δ t (221) 式中:t110——变压器 110kV 侧零序过流保护Ⅰ段动作时间。 3) 灵敏度校验 Ksen= 3I0.min / Iop.0.I (222) 式中:3I0.min——110kV 母线接地故障时流过本保护的最小零序电流。 要求 Ksen≥1.3 。 B、零序过流保护Ⅱ段 1) 零序电流 ① 与 220kV 出线零序过流保护最末段配合整定 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (223) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——220kV 出线零序过流保护最末段动作电流。 ② 与主变 110kV 侧零序过流保护最末段配合整定 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——主变 110kV 侧零序过流保护最末段动作电流。 本段定值的一次值宜不大于 300A。 2) 动作时间 设一时限断开变压器各侧断路器。 ①与 220kV 出线零序过流保护最末段最长动作时间配合 t1=tmax。L +Δ t 式中:tmax。L——220kV 出线零序过流保护最末段最长动作时间。 ②与主变 110kV 侧零序过流保护最末段最长动作时间配合 t1=tmax。B +Δ t 式中:tmax。B——主变 110kV 侧零序过流保护最末段最长动作时间。 5.6.4.2 中压侧零序过流保护

(224)

(225)

(226)

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零序过流保护设二段, 零序过流保护Ⅰ段带方向, 正方向指向 110kV 母线 (若 110kV 系统无小电源时,可以不带方向);零序过流保护Ⅱ段不带方向。 A、零序过流保护Ⅰ段 1) 零序电流 ① 按 110kV 最长出线线末接地故障有灵敏度整定 Iop.0.I ≤ 3I0.min /Ksen (227) 式中:3I0.min——110kV 最长出线线末接地故障时流过本保护的最小零序电流; Ksen——灵敏系数,根据 110kV 线路长度(L)定: L<20km 时,Ksen≥1.5; 20≤L≤50km 时,Ksen≥1.4; L>50km 时,Ksen≥1.3。 ② 要求 110kV 出线零序电流保护对线末有灵敏度段应满足: Iop.0≤ Iop.0.I /(KrelKb) (228) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——110kV 出线零序电流保护对线末有灵敏度段动作电流。 2) 动作时间 设三个时限,第一时限断开中压侧母联断路器;第二时限断开中压侧断路器;第三 时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 t1=t2 -Δ t (229) ② 第二时限 t2=t3-Δ t (230) ③ 第三时限 t3=T 限制.Ⅰ (231) 式中:T 限制.Ⅰ——上级对中压侧零序过流保护Ⅰ段的限制时间。 B、零序过流保护Ⅱ段 1) 零序电流 与 110kV 出线零序过流保护最末段配合整定 Iop.0.I≥KrelKbrIop.0 (232) 式中:Krel——可靠系数,取 1.1; Kbr——零序电流分支系数,取各种运行方式的最大值; Iop.0——110kV 出线零序过流保护最末段动作电流。 本段定值的一次值宜不大于 300A。 2) 动作时间 设三个时限,第一时限断开中压侧母联断路器;第二时限断开中压侧断路器;第三 时限断开变压器各侧断路器。 ① 第一时限 与 110kV 出线零序过流保护最末段最长动作时间配合 t1=tmax +Δ t (233) 式中:tmax——110kV 出线零序过流保护最末段最长动作时间。 ② 第二时限 t2=t1 +Δ t (234)

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③ 第三时限 t3=t2 +Δ t (235) 且满足 t3=T 限制.Ⅱ-Δ t (236) 式中:T 限制.Ⅱ——上级对中压侧零序过流保护Ⅱ段的限制时间。 5.7 间隙零序电流、零序电压保护 间隙零序电流、零序电压保护优先选用经不同时间元件出口的原则,断开变压器各侧 断路器。 5.7.1 220kV 变压器高压侧间隙零序电流、零序电压保护 1) 间隙零序电流动作值 由于在正常运行方式时,放电间隙无电流流过,所以动作电流允许整定得灵敏些, 此动作电流与变压器的零序阻抗、间隙放电的电弧电阻等因素有关,难以准确计算,根据经 验,保护的一次动作电流可取 100 安。则间隙零序电流(二次值)整定为: 3I0dz = 100 / na (237) 式中:na ——电流互感器变比。 2) 间隙零序电压动作值 间隙零序电压的动作值不宜过大,因为电压互感器在系统电压升高时铁芯将会饱 和,电压不能完全按变比传变至二次侧。经验证明,虽然额定电压最大值为 3U0=300V,而 实际只能传变出的电压约为 220~230V,所以为保证灵敏度,间隙零序电压定值整定为: 3U0dz=180 V 注:间隙零序电压必须取自电压互感器的开口三角电压,不能取自自产 3U0。 3) 动作时间 a) 如间隙零序电压保护经时间元件 t1 出口、 间隙零序电流和零序电压保护组成 “或 门”逻辑经时间元件 t2 出口时 ● 动作时间 t1 t1=0.3~1.2 s ● 动作时间 t2 按躲 220kV 线路单相重合闸周期整定 t2=tzh +Δ t (238) 式中:tzh——220kV 线路单相重合闸周期。 b) 如间隙零序电流、零序电压保护经各自独立时间元件 t1、t2 出口时 t1、t2 整定原则同 a) c) 如间隙零序电流、零序电压保护共用时间元件 t 出口时 按躲 220kV 线路单相重合闸周期整定,并应满足变压器中性点绝缘承受能力要 求。 t=tzh +Δ t (239) 式中:tzh——220kV 线路单相重合闸周期。 5.7.2 220kV 变压器中压侧间隙零序电流、零序电压保护 1) 间隙零序电流动作值,整定原则同 5.7.1。 2) 间隙零序电压动作值 3U0dz=150~180 V 3) 动作时间 a) 如间隙零序电压保护经时间元件 t1 出口、间隙零序电流和零序电压保护组成 “或门”逻辑经时间元件 t2 出口时

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● 动作时间 t1 t1=0.3~1.2 s ● 动作时间 t2 与 110kV 线路保护对线末有灵敏度段的最长动作时间配合整定 t2=tmax +Δ t (240) 式中:tmax——110kV 线路保护对线末有灵敏度段的最长动作时间。 b) 如间隙零序电流、零序电压保护经各自独立时间元件 t1、t2 出口时 t1、t2 整定原则同 a) c) 如间隙零序电流、零序电压保护共用时间元件 t 出口时 与 110kV 线路保护对线末有灵敏度段的最长动作时间配合整定,并应满足变压 器中性点绝缘承受能力要求。 t=tmax +Δ t (241) 式中:tmax——110kV 出线保护对线末有灵敏度段的最长动作时间。 5.8 变压器过负荷保护 过负荷保护动作于信号。 1) 动作电流 按躲过绕组的额定电流整定

I op ?

K rel IN K r na

(242)

式中:Krel——可靠系数,采用 1.05; Kr——返回系数,0.85~0.95; IN——被保护绕组的额定电流。 注意:① 对于公共绕组过负荷保护,IN 为中压绕组实际额定电流与高压绕组实际 额定电流之差; ② 对于低压侧套管 CT(△绕组内)过负荷保护,要确定套管 CT 引入装置 的是线电流还是相电流,若为相电流,则 IN 为额定相电流。 2) 动作时间 各侧的过负荷保护取同一时限,按大于相间故障后备保护的最大动作时间 (通常可 大 2 个时间级差)整定。 5.9 变压器闭锁有载调压保护 按躲变压器的额定电流整定:

I op ?

K rel IN na

(243)

式中:Krel——可靠系数,采用 0.85~1.2; IN——变压器额定电流。 1) 动作时间 建议取 t=0.1 s。 5.10 变压器过励磁保护 过励磁保护设一段定时限和反时限,定时限段动作于信号;反时限段断开变压器各侧断 路器。 5.10.1 定时限过励磁保护 1) 励磁倍数 N1 按略大于变压器制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)中的长期允许值整定。

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2) 动作时间 一般取 t1=5 s 5.10.2 反时限过励磁保护 按变压器制造厂提供的允许过励磁特性曲线(参数)通过作图法确定反时限过励磁保护动 作特性曲线。 图中曲线 1 为制造厂给出的变压器允许过励磁能力曲线; 2 为过励磁保护整定的 动作特性曲线。

图 14 反时限变压器过励磁保护整定图例 6 发电机变压器组保护的整定计算

6.1 发电机变压器组的公共差动保护 200MW 及以上大型机组要求发电机、变压器的纵差保护按双重化原则配置,除发电机 变压器组公共差动保护外,发电机和变压器还应装设单独的纵差保护,与公共的纵差保护一 起实现快速保护的双重化。发电机变压器组的公共差动保护采用变压器差动保护的原理,其 整定计算方法见 5.1。 6.2 相间故障后备保护 见 4.2“发电机相间短路后备保护”或 5.4“变压器相间过流保护” 或 5.5“变压器阻 抗保护” 6.3 接地故障后备保护 见 4.3“定子绕组单相接地保护”和 5.6“变压器零序过流保护”。

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