600MW发变组继电保护整定计算实例(共28页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上第二节 GE发电机变压器组继电保护整定计算实例 一. 某厂2600MW发电机变压器组计算用参数规格型号QFSN6002厂品编号60SH006额定容量667MVA额定功率600MW功率因数0.9（滞后）制造厂家上海汽轮发电机有限公司定子额定电压转子额定电压额定电流额定励磁电流接线型式冷却方式氢内冷冷却方式水氢氢励磁方式自并励静态励磁接地方式中性点经接高阻接地（）强励倍数2响应比3.58 倍/秒强励时间10 秒直流电阻（）直流电阻（）直轴超瞬变电抗（）20.5%直轴瞬变电抗（）26.5%直轴同步电抗（）217%负序电抗（）20.3%零序电抗（）9.59%A相对地电容0.2

2、10负序电流承载能力（连续）B相对地电容0.209负序电流承载能力（短时）C相对地电容0.2095发电机允许过电流电抗标么值标么值有名值计算采用值#2主变参数表规格型号出厂编号20033S02额定容量联接组标号YN d11额定电压额定电流顶层油温升绕组平均温升（高/低）油箱、铁芯和金属结构件温升调压方式无励磁调压冷却方式空载损耗（1倍）负载损耗（1倍）空载损耗（1.1倍）负载损耗（1.1倍）空载电流（1倍）空载电流（1.1倍）阻抗电压14.5%H.V绕组电阻零序阻抗L.V绕组电阻热容量绕组热时间常数中性点接地方式中性点死接地H.V绕组每相对地电容L.V绕组每相对地电容绕组间电容空载电流谐波含量

3、（100%Ur）59.11%空载电流谐波含量（105%Ur）54.26%空载电流谐波含量（110%Ur）50.80%负载能力符合GB/T151641995油浸式电力变压器负载导则压力释放型号20860Z生产厂家美国QUALITROL释放压力瓦斯继电器型号生产厂家德国EMB公司电抗计算表3、主变参数表规格型号出厂编号S01额定容量联接组标号YN d11额定电压额定电流顶层油温升绕组平均温升油箱、铁芯和金属结构件温升调压方式无励磁调压冷却方式空载损耗（1倍）负载损耗（1倍）空载损耗（1.1倍）负载损耗（1.1倍）空载电流（1倍）空载电流（1.1倍）阻抗电压13.8%H.V绕组电阻零序阻抗L.V绕组

4、电阻热容量绕组热时间常数中性点接地方式经隔离开关及间隙接地H.V绕组每相对地电容=0.01843pf/phL.V绕组每相对地电容=0.01253 pf/ph绕组间电容=0.0112 pf/ph空载电流谐波总含量（100%Ur）51.0%空载电流谐波总含量（105%Ur）54.0%空载电流谐波总含量（110%Ur）58.3%负载能力符合GB/T151641995油浸式电力变压器负载导则压力释放型号20860Z生产厂家美国QUALITROL释放压力瓦斯继电器型号生产厂家德国EMB公司电抗计算表5、#1高厂变参数表规格型号出厂编号额定容量联接组标号额定电压额定电流绕组温升顶层油温升冷却方式空载损耗负

5、载损耗全穿越阻抗8.36%H.V绕组电阻半穿越阻抗20.5%L.V.I绕组电阻半穿越阻抗20.1%L.V.II绕组电阻分裂阻抗47.9%热容量分裂系数5.73绕组热时间常数低压侧中性点接地低阻接地（9.09）零序阻抗H.V绕组每相对地电容21830pFL.V.I绕组每相对地电容15080 pFL.V.II绕组每相对地电容16780 pF空载电流谐波含量（100%Ur）27.9%空载电流谐波含量（105%Ur）28.2%空载电流谐波含量（110%Ur）28.2%电抗计算表6、#2高厂变参数表规格型号出厂编号额定容量联接组标号额定电压额定电流绕组温升顶层油温升冷却方式空载损耗负载损耗全穿越阻抗8.

6、67%H.V绕组电阻半穿越阻抗20.8%L.V.I绕组电阻半穿越阻抗20.6%L.V.II绕组电阻分裂阻抗48.2%热容量分裂系数5.56绕组热时间常数低压侧中性点接地低阻接地（9.09）零序阻抗0.12H.V绕组每相对地电容20960pF=0.02096 pF/phL.V.I绕组每相对地电容(pF)13960 pF=0.01396 pF/phL.V.II绕组每相对地电容(pF)16430 pF=0.01643 pF/ph空载电流谐波含量（100%Ur）33.6%空载电流谐波含量（105%Ur）30.0%空载电流谐波含量（110%Ur）29.7%电抗计算表7、#01起/备变参数表规格型号SFF

7、Z63000/220出厂编号A2002 3S15额定容量（MVA）联接组标号YN yn0-yn0+d额定电压（kV）额定电流（A）绕组温升（K）顶层油温升（K）44.3冷却方式空载损耗（kW）46.4负载损耗（kW）287.5全穿越阻抗10.2%H.V绕组电阻（）1.309半穿越阻抗23.4%L.V.I绕组电阻（）0.002半穿越阻抗23.5%L.V.II绕组电阻（）0.002分裂阻抗53.3%热容量分裂系数5.23绕组热时间常数高压侧中性点接地中性点死接地零序阻抗（）低压侧中性点接地低阻接地（9.09）负序阻抗（）H.V绕组每相对地电容（pF）L.V.I绕组每相对地电容(pF)L.V.II绕

8、组每相对地电容(pF)空载电流谐波含量（100%Ur）33.84%空载电流谐波含量（105%Ur）32.79%空载电流谐波含量（110%Ur）33.69%电抗计算表8、#1励磁变参数表规格型号出厂编号额定容量联接组标号D，Y5额定电压额定电流顶层油温升绕组温升（高/低）型式三相干式冷却方式空载损耗负载损耗阻抗电压6.0%H.V绕组电阻零序阻抗L.V绕组电阻热容量绕组热时间常数中性点接地方式H.V绕组每相对地电容（pF）L.V绕组每相对地电容（pF）绕组间电容（pF）空载电流谐波含量（100%Ur）33.84%空载电流谐波含量（105%Ur）32.79%空载电流谐波含量（110%Ur）33.69

9、%负载能力符合GB/T15164油浸式电力变压器负载导则电抗计算表5、500kV系统参数表运行方式最大运行方式最小运行方式0.070.150.150.292.141.93系统最小振荡周期0.4s基准值 一. G60发电机纵差保护发电机中性点CT TA2 25000/5 星形接线 G60I 发电机中性点CT TA3 25000/5 星形接线 G60II发 电 机出口CT TA6 25000/5 星形接线 G60II 发 电 机出口CT TA7 25000/5 星形接线 G60I选G60中Stator Differential为发电机差动保护中的比例差动元件。1. 发电机纵差保护启动电流（STAT

10、OR DIFF PICKUP）(1) 按躲过发电机额定负荷运行时的最大不平衡电流计算，即Ig.n=19245/5000=3.85A(2) 根据运行经验和厂家推荐值取(0.150.2) Ig.n,由于斜率通过原点取Id.op.min=0.15Ig.n/ In=0.153.85/5=0.115pu(3) 取STATOR DIFF PICKUP =Id.op.min=0.12pu2. 拐点1（ BREAK1）拐点1（ BREAK1）选取原则是按保护发电机区内故障有足够灵敏度计算,由于Id.op.min/S1是装置的自然拐点电流,因此实际上在第一拐点前保护已出现制动作用,可整定的第一拐点电流取值范围1

11、1.5 pu , 因此实际整定值可取较大值BREAK1=Ires1=1.5 pu =1.55=7.5A=1.95 Ig.n。3. 第一制动系数斜率或斜率1（SLOPE1）计算 按躲过区外故障时保护不误动作计算, 斜率1（SLOPE1）理论计算值为 或根据经验取值SLOPE1=S1=30%5. 第二制动系数斜率或斜率2（SLOPE2）计算因为拐点2电流小于区外最大三相短路电流，所以斜率2的选择原则是：可靠躲过区外最严重短路故障时的最大不平衡电流，保证保护不发生误动。斜率2理论计算值为 根据经验取值SLOPE2=S2=45%6. 灵敏度计算系统断开，发电机机端保护区内两相短路灵敏度计算,=1/0.

12、45=2.227. 动作时间动作时间整定值取0s。8. TA断线退出闭锁差动保护.二. G60发电机定子绕组单相接地保护(一) 定子定子绕组单相接基波零序过电压保护定子接地保护由接于发电机中性点接地变压器二次侧零序过压元件U0实现，能保护90%的定子绕组。G60中Auxiliary OV1过电压元件，应视为大型发电机组的主保护之一, 动作于全停方式。1. 基波零序动作电压U0.op计算基波零序过电压保护的动作电压U0.op应按躲过正常运行时中性点最大不平衡电压整定，即取U0.op=0.1Ug.n=0.1230/1.732=13.3V保护元件：AUXILIARY OV2 (1)计算用参数 发电机

13、中性点TV 20/0.1kV 变比=100 中性点接地干式配电变二次电阻值： 0.47 中性点接地干式配电变变比： 20/0.22kV查得有关电容值如下：发电机定子绕组每相对地电容： 0.210f/ph主变高低压绕组间每相耦合电容： 0.0042f/ph主变低压绕组每相对地电容： 0.01253f/ph高厂变高压绕组每相对地电容： 0.02096f/ph发电机机端其他设备每相对地综合电容： 0.015f/ph (2) 单相接地电流计算发电机端每相对地综合电容Cg.=0.21+0.01253+20.02096+0.015+0.50.0041=0.275f/ph每相对地容抗XC.g.=1/(2fC

14、g.10-6)=1/3140.27510-6=11580每相对地电容电流IC=Up/ XC=20000/(1.73211580)=1.0028A/ph单相接地电容电流中性点等效接地电阻RN=0.47(20/0.22)2=3884.3单相接地电阻电流发电机机端单相接地电流 (3) 主变压器高压侧单相接地时发电机机端零序电压的计算 1) 由系统实际情况计算确定= 2) 机端零序电压按式(3-3)计算=156.7=0.846kV U0=846/100=8.46V 3) 机端零序电压按式(3-4)计算 发电机中性点侧等效阻抗 ZG.= -jXM=-j1/(fCM10-6)=-j1/(1570.0042

15、10-6)=-j =156.70.0054=0.845kVU0=8450/100=8.45V(4) 基波零序动作电压U0.op计算U0.op=1.2U0=1.28.45=10.14V 取10V即U0.pickup=0.1pu=10V2. 动作时间计算动作电压按躲过主变高压侧单相接地耦合至机端零序电压计算后,动作时间按和高压线路主保护动作时间配合计算,取top=0.5s(二) 机端与中性点三次谐波比较保护起动整定值pickup由二个条件决定：（1）起动值pickup整定的第一条件是：保证发电机正常运行时不误发信号。中性点等效接地电阻 =3884.3中性点电容电纳 中性点总导纳 机端导纳 则 为保

16、证正常时保护不误动,起动值pickup0.497根据运行经验，在正常运行时比值一般在0.40.85的范围内变化，因此启动值应可靠小于该值。（2）起动值pickup整定的第二条件, 当定子接地基波零序过电压保护保护范围为90%时,中性点附近接地故障时，为了与定子接地基波零序过电压保护有足够的重叠保护区，起动值(PICKUP)应取(0.20 0.25)pu（3）综合第一第二条件,二段保护的起动值可取PICKUP=0.25pu，（4）第二段监视值监视值应躲过正常运行时机端开口三角上最大的3次谐波不平衡电压, 监视值可取0.3V，即STG2 以上仅作机组投运前的计算值, 投运后应用装置实测VN(3rd

17、)和VO(3rd)并进行计算修正。（4）二段动作时间整定值取1s动作于信号。（5）选G60中100%Stator Ground为保护元件， 三. G60发电机纵向基波零序过电压定子绕组匝间短路保护GE用G60中NEGATIVE SEQ DIR OC1为匝间保护中的负序功率方向元件， G60中Auxiliary OV2为纵向零序过电压元件 G60中TIMER 11为时间元件.1. G60中Auxiliary OV2纵向零序过电压保护的动作电压初设时可选为23V，取3V。3正常运行后在各种不同负荷情况下实测最大不平衡电压,应以躲过实测最大不平衡电压进行修正计算,并重新调整整定值后方可正式投入运行。

18、2. G60中NEGATIVE SEQ DIR OC1负序功率方向元件G60中NEGATIVE SEQ DIR OC1负序功率方向元件, 采用正常运行和区外故障时，负序功率方向元件不动作（相当于常开触点断开），闭锁纵向基波零序过电压保护；而发电机内部匝间短路时，负序功率方向元件动作（相当于常开触点接通），开放纵向基波零序过电压保护,并经短延时动作出口跳闸。（1）负序功率方向过流元件动作整定值，负序功率方向元件，负序电压为极化电压，负序过流为动作量 其中取K=01) 偏移阻抗(Offset)：该定值用来在串补线路发生故障时能正确区分故障的方向，当无串联补偿电容，取0。2) 过流类型(Type)：

19、Neg Sequence（负序电流）。3) 负序功率方向过流正序制动(POS SEQ Restraint)：取0，即无需正序电流制动负序。4) 负序功率方向过流正向灵敏角(Forward ECA)：取，即滞后的相角为。5) 负序功率方向过流正向极限角(Forward Limit Angle)：6) 负序功率方向过流正向启动值(Forward Pickup)：为防止负序方向元件因负序不平衡电流发生误动，故起动值应躲过这一不平衡电流，一般取Forward Pickup=6%Ig.n 或计算取值Forward Pickup=6% Ig.n / In =0.05pu7) 负序功率方向过流反向极限角(R

20、everse Limit Angle)：8) 负序功率方向过流反向起动(Reverse Pickup)： 0.05pu (2) 负序功率方向调试时应注意的问题：当负序电流正方向由发电机流向系统时，在滞后的相角为的情况下，应开放保护；在超前的相角为的情况下，应闭锁保护。1）调试时当加入负序电压和负序电流在满足区外故障条件图2-1（a）时，负序功率方向应能闭锁纵向基波零序过电压保护，保护不动作跳闸出口。2）调试时当加入负序电压和负序电流在满足区内故障条件图2-1（b）时，负序功率方向应能开放纵向基波零序过电压保护，保护能动作跳闸出口。3）在发电机运行中带负载后，应实测负序功率方向所用TA和TV的功

21、率方向和发电机带载功率方向一致，则验证负序功率方向所用TA和TV极性接线正确。3. 动作时间整定值 动作时间整定值取0.3s。四G60发电机转子表层过负荷负序电流保护保护元件：Generator Unbalace， 1负序定时限过流保护发电机制造厂家提供发电机长期允许负序电流相对值为I2=10%，转子表层承受短时负序电流能力的常数A=10s，考虑到电网中实际正常负序电流水平较小一般小于3%Ig.n，而当长期允许负序电流又较大时，为保证及早报警的要求，取发电机长期允许负序电流的80%90%整定（1）起动电流取GEN UNBAL STG2 PICKUP =I2.op2=(0.80.9)I2=0.0

22、83.85/5=0.062pu（2）动作时间取t2op=DELAY=5s2 负序反时限过流保护（1）G60提供负序反时限过流保护动作方程为： （2）发电机正常运行额定二次电流（GEN UNBAL INOM=）计算。=3.85/5=0.77(pu)（3）反时限负序过流启动值（GEN UNBAL STG1 PICKUP）计算。负序反时限动作特性的下限动作电流即启动电流GEN UNBAL STG1 PICKUP= I2.op1，1) 和负序定时限动作电流配合计算GEN UNBAL STG1 PICKUP = I2.op1=1.05 I2.op2=0.065pu2) 根据长期允许的负序电流计算, GE

23、N UNBAL STG1 PICKUP= I2.op1 =I2=1.10.077=0.085pu取0.08pu=0.104Ig.n=0.4A3) 由保护所能提供的最大延时计算，G60保护最大延时为1000s，即启动电流GEN UNBAL STG1 PICKUP= I2.op1=0.1 Ig.n=0.077pu综合以上计算,可取启动电流GEN UNBAL STG1 PICKUP= I2.op1=0.08pu=0.104Ig.n=0.4A(4) 反时限负序过流下限动作时间STG1 TMAX由反时限负序过流启动值GEN UNBAL STG1 PICKUP= I2.op1 可计算下限动作时间STG1

24、TMAX=t2.op.max=A/=10/(0.1042)=924s(5) 最小动作时间STG1 TMIN, 最小动作时间应与发电机变压器主保护动作时间配合，取STG1 TMIN=0.5最小动作时间同时为了防止可由系统保护切除的故障造成误跳闸，所以最小动作时间取 STG1 TMIN=t2.op.min=0.5s(6) 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=240s。五. 电压制动反时限过电流保护1. 过电流元件起动电流整定值计算按躲过发电机额定电流计算=2. 选取有电压制动的过电流保护电流元件动作电流受电压制动控制.3. 反时限动作特性计算一般选择IEEE极端反时

25、限，(1)线路出口短路动作时间计算。为保证线路出口短路时保护有选择动作，选取出口故障时电压制动过电流保护最小动作时间比线路最长动作时间(本例中已知=top.max=3s)大t，T=top.max+t=3+0.5=3.5s(2) 高压母线三相短路故障分析机组为自并励时, 根据发电机励磁参数,已知发电机空载运行时全控桥0=820；强励时k=2501) 计算高压母线短路时发电机暂态衰减时间常数 =8.61=1.49s 2）计算高压母线短路时，考虑自并励磁后，短路电流暂态衰减时间常数=(0.90.96)1.49=(0.90.96)1.49=(2.162.3)s 3) 临界电抗 =0.393 XT=0.

26、1340.393=所以高压母线三相短路，发电机的短路电流最终衰减为零。 （2）高压母线两相短路考虑严重情况，设发电机空载运行时发生两相短路（即与系统断开）1) 计算高压母线短路时发电机暂态衰减时间常数=8.61=2.85s2）计算高压母线短路时，考虑自并励磁后，短路电流暂态衰减时间常数 =(0.90.96)2.85=(0.90.96)2.85(-13.45)=-(34.536.8)s3）临界电抗 =-(0.134+0.203)= 0.393-0.337=0.0560.134计算结果为Xt或Tdk0所以高压母线两相短路时,二相短路电流不衰减,反而增大。(3) 反时限特性时间常数TDM计算1) 高

27、压出线出口三相短路时和出线后备保护配合,按考虑三相短路不衰减配合计算（如衰减更能配合）,二相短路时由于不衰减同时机端残压较三相短路时高,所以三相短路时能配合,则二相短路时也能配合。高压侧出口三相短路电流计算=2.27（pu）2) 高压侧出口三相短路机端残压计算=0.3953）选取IEEE极端反时限时,当线路相间短路故障后备保护最长动作时间为3秒时,= top.max+t=3.5sTDM=3.19s4) 机端三相或二相短路时电压制动反时限过电流保护动作时间,由于机端三相或二相短路时电压3.86 kA, 经计算断路器任何角均可进行跳闸。根据以上计算取失步开断电流允许值为3000A3.8625000

28、A。(3) 失步闭锁电流计算，失步允许断开电流Ioff应折算至发电机侧的电流为 Ioff.g=Ioff=25000=A如果取失步允许断开电流Ioff=3000A，则Ioff.g=Ioff=3000=78750A综合考虑后，取失步开断电流允许值Pickup=50000/25000=2pu（最大振荡电流小于，失步开断电流允许值可取Iswing.max时失步闭锁可不用。9. 失步保护开放电流。为提高失步保护安全性，设置失步保护开放元件，采用相电流元件。其动作值为Iop=pickup=(1.11.2) Ig.n/In(pu) 九. G60发电机突加电压保护（误上电保护）误上电保护主要用于保护发电机在盘

29、车和减速过程中发生的误合闸，该保护电压取自发电机出口TV，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时开放该保护。保护动作于解列方式。选G60中保护元件Accidental Energization为误上电元件。1. 低电压元件低电压元件按可能出现的最大故障电压整定。=1.30.69pu取0.7pu发电机有励磁的误上电,保护不会动作,属于非同期并列.2过流电流元件 (1) 过流元件按可能出现的最小故障电流的一半整定。=0.998pu(2) 按50%发电机额定电流整定。Pickup=Iop=0.5Ig.n/In =0.50.77=0.385 (pu)(3)

30、动作延时取0.20.3s该保护在发电机正常并网后应自动退出运行。并同时用硬压板退出该保护.八 发电机变压器过励磁保护G60过励磁保护采用VOLTS/HZ1 定时限用 VOLTS/HZ2 反时限用G60I 、G60II(一) 机组过励磁能力分析当发电机与主变之间无断路器而共用一套过励保护时，其整定值按发电机或变压器过励磁能力较低的要求整定。600MW机组过励磁能力如表1变压器制造厂提供变压器过励磁能力如下：满载时电压倍数1.051.101.251.301.401.501.58满载时持续时间连续30min60S40S2S1S0.1S空载时电压倍数1.051.101.251.301.401.902.

31、00空载时持续时间连续连续120S60S10S1S0.1S发电机制造厂提供的发电机过励磁能力如下：1.051.101.151.201.25允许时间长期55S18S6S2S注：电压标么值，频率标么值。经延时后停机灭磁。实际以上制造厂提供的过励磁能力的可信度很低,仅作整定计算时的参考(二) 整定计算G60过励磁保护由定时限和反时限过励磁保护组成。选G60 VOLTS/HZ1定时限过励磁元件为低定值过励磁元件，动作于信号；选G60 VOLTS/HZ2反时限过励磁元件为高定值过励磁元件，动作于全停跳闸。1. 定时限过励磁保护 (1) 过励磁倍数,取 (2) 动作时限,取t=3s 动作于发信号2. 反时

32、限过励磁保护(1) 反时限特性选择 经反时限曲线动作方程A、B、C和发电机允许过励磁特性反复比较，选取曲线A与发电机反时限允许特性最为吻合，选取曲线A动作方程为T= (2) 计算Pickup和TDM值 由曲线A动作方程 T=以U*/f*=1.15动作时间T=18s和U*/f*=1.25动作时间T=2s，代入方程(1)得以下两方程 TDM=18和 TDM=2求得Pickup=1.137，TMD=0.415。由此做得过励磁曲线与厂家曲线的对比如下1.051.101.151.201.25允许时间长期55s18s6s2sT=长期长期11.67s3.64s1.85sPickup=1.137TMD=0.4

33、15T=长期长期17.9s5.01s2.86sPickup=1.13TMD=0.64动作特性如下图所示 十一. G60发电机逆功率保护整定计算机端TA ： 25000/5=5000机端TV ： (一) 程序跳闸口逆功率保护程序跳闸口逆功率保护由功率方向元件和主汽门接点组成与门,经动作延时t1动作于全停。G60中用Sens Dir Power1程序跳闸口逆功率继电器，当逆功率保护动作后以t0发信，当经主汽门接点闭锁时以t1动作于全停。1. 逆功率保护动作功率计算根据经验逆功率保护动作功率一般 取Pop=1%PG.N=0.01600=6MW 2. 灵敏角RCARCA=1803. 程序逆功率保护动作时间动作时间t0=0.5s动作于信号,取TIMER1=t1=0.5s作用