1、11F-29注：附錄A關于發電機變壓器組保護的整定計算僅供為參考，具體整定計算請參見相關規 程和大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則。附錄A RCS-985發電機變壓器組成套保護裝置保護整定計算1 .發電機差動保護1.1發電機穩態比率差動(1) 發電機一次額定電流計算一次額定電流計算公式：If InPn / CoS V 3U f1n式中：Pn為發電機額定容量,CoSV為發電機功率因數，U f1n為發電機機端額定電壓。(2)發電機二次額定電流計算二次額定電流計算公式：If 2n式中I f1n為發電機一次額定電流，i f1nnfLHnfLH為發電機TA變比。(3)差動電流起動定值ICdqd的整定I

2、Cdqd為差動保護最小動作電流值，應按躲過正常發電機額定負載時的最大不平衡電流整定，即：ICdqd= KreI 2°°3lf2n 或 ICdqd= KreI 1 unb.0式中：I f2n為發電機二次額定電流；Krel為可靠系數，取1.5 ； I unb.0為發電機額定負荷下，實測差動保護中的不平衡電流。建議取（0.2 0.3） I f2n。(4) 比率制動系數的整定變斜率比率差動起始斜率:KblI=KCC Ker式中：KCC為互感器同型系數，取05 ； Ker為互感器比誤差系數，最大取01 ； KbM般取0.050.10。最大不平衡電流，不考慮同型系數:unb.max=K

3、ap Ker k.max式中：KaP為非周期分量系數，一般不小于2.0 ； Ker為互感器比誤差系數，最大取01 ；4倍額定電流時取4倍額定電I k. max為發電機最大外部三相短路電流周期分量二次值，小于 流值。變斜率比率差動最大斜率為:I unb. max*-'1 cdqd* - 2kbl1k.max*-2式中：Iunb.max*，Icdqd*，Ik.max*均為標么值(發電機額定電流)。kbl2建議取0.50。按上述原則整定的比率制動特性，當發電機機端兩相金屬性短路時，差動保護的靈敏系數一定滿足KSen _ 2 O1.2差動速斷保護差電流速斷是縱差保護的一個補充部分。一般需躲過機

4、組非同期合閘產生的最大不平衡電流。對于大機組，一般可取34倍額定電流：2 變壓器差動保護2.1變壓器穩態比率差動(1)變壓器各側一次額定電流計算公式:1 b1nSn、3Ub1n式中Sn為變壓器最大額定容量，(2) 變壓器各側二次額定電流計算Ubln為變壓器計算側額定電壓。變壓器各側二次額定電流計算公式:b2-nbLH式中I b1n為變壓器計算側一次額定電流,(3) 差動各側平衡系數計算nbL H為變壓器計算側TA變比。變壓器各側平衡系數計算公式：K Phi b2n -b1 b2n式中I b2n為變壓器計算側二次額定電流，I b2n b為變壓器基準側二次額定電流值。對于發變組差動、主變差動，基準

5、側為主變低壓側(發電機側)；對于高廠變，基準側為廠變高壓側；對于勵磁變，基準側為勵磁變高壓側。(4 )差動各側電流相位差與平衡補償變壓器各側電流互感器二次均采用星形接線。其二次電流直接接入本裝置。變壓器各側TA二次電流相位由軟件自調整，裝置采用Y-> 變化調整差流平衡。例如對于Y/ -11的接線，其校正方法如下：對于Y側電流：I a-I b Z <3 ; I 'bIb - I c . 3 ; I 'cI C - I A !： 3式中：IA、I B、I C為Y側TA二次電流，IA、I B、I C為Y側校正后的各相電流,I；、I：、I：為側TA二次電流。裝置中對變壓器常

6、見的幾種接線方式進行了相位校正，可通過變壓器接線方式整定控制字（參見裝置系統參數定值）進行選擇。補償時分別將各側相電流與其對應的平衡系數相乘。（5） 差動電流起動定值ICdqd的整定ICdqd為差動保護最小動作電流值，應按躲過正常變壓器額定負載時的最大不平衡電流整定，即：i Cdqd= Krel（Ker " LUrLm）I b2n式中：b2n為變壓器二次額定電流；Krel為可靠系數，一般取13-15 ； Ker為電流互感器的比誤差（10P型取0.03 ×2, 5P型和TP型取0.01 x2）; U為變壓器調壓引起的誤差；m為由于電流互感器變比未完全匹配產生的誤差，可取為0.

7、05。在工程實用整定計算中可選取ICdqd=（0.2 .0.5）Ie ,并應實測最大負載時差回路中的不平衡電流。對應于勵磁變變壓器，由于工作時，強勵持續時間較長，兩側TA特性差異大，差流不平衡值較大。因此，差動啟動定值建議大于05le。（6）比率制動系數的整定變斜率比率差動起始斜率：KbI=Ker式中：Ker為互感器比誤差系數，最大取0.1 ; Kbl1 一般取 0.10 0.20。不平衡電流（二次值）計算i）兩繞組變壓器l unb. max= (KaPKCCKer Um)k.max式中：Ker、 U、 m的含義同上；KCC為電流互感器的同型系數（取1.0 ) ； I k.xm 為外部短路時最

8、大穿越短路電流周期分量（二次值）；KaP為非周期分量系數，兩側同為TP級電流互感器取1.0 ,兩側同為P級電流互感器取1.5、2.0 ；ii）三繞組變壓器（以低壓側外部短路為例）式中：Ker、KCC、KaP的含義同上；厶Uh、厶Um分別為變壓器高、中壓側調壓引起 U m.1 k.m.max m l k.l .max ml l k. Il .maxl unb.max - KaPKCCKerI k.max U h k.h. max的相對誤差（對 Un而言）,取調壓范圍中偏離額定值的最大值（百分值）；I k.max為低壓側外部短路時，流過靠近故障側電流互感器的最大短路電流周期分量（二次值）；lk.h

9、.maxlk.m.max分別為在計算低壓側外部短路時，流過調壓側電流互感器電流的周期分量（二次值）；Ik.I .max、Ik.II .max分別為在計算低壓側外部短路時，相應地流過非靠近故障點兩側電流互感器電流的周期分量(二次值)；ml、厶mll分別為由于電流互感器(包括中間變流器)的 變比未完全匹配而產生的誤差 .變斜率比率差動最大斜率為：kbl2unb. max*i Cdqd-3kbl1k.max*-3式中，l unb.max* ， l Cdqd *， l k.max* 均為標么值。kbl2 建議取 0.70。(7) 比率差動保護靈敏系數的計算靈敏系數應按最小運行方式下差動保護區內變壓器引

10、出線上兩相金屬性短路計算。根據計算最小短路電流k.min和相應的制動電流I res ,在動作特性曲線上查得對應的動作電流op ,則靈敏系數為：KSen= I k.min / op ；要求 KSe 2。(8) 諧波制動比的整定在利用二次諧波來防止勵磁涌流誤動的差動保護中，二次諧波制動比表示差電流中的二次諧波分量與基波分量的比值。一般二次諧波制動比可整定為15% Z 20%。2.2差動速斷保護當內部故障電流很大時，防止由于電流互感器飽和引起縱差保護延時動作。其整定值應按躲過變壓器初始勵磁涌流、區外故障或非同期合閘引起的最大不平衡電流整定，一般可取:KSen-1.2 。I CdSd IK '

11、 I b2n式中：K為倍數，視變壓器容量和系統電抗大小，K的推薦值：46倍額定電流;差動速斷保護靈敏系數應按正常運行方式下保護安裝處兩相金屬性短路計算，要求3 發電機匝間保護3.1單元件橫差保護本保護反應匝間短路、分支開焊及發電機內部相間短路，(1) 高定值段橫差保護相當于傳統單元件橫差保護， 動作電流按躲過外部短路最大不平衡電流整定，一般可取:Iop (0.20 0.30) If1n / a式中：f1n為發電機一次額定電流，a為發電機橫差零序電流 TA變比,(2) 咼靈敏橫差保護動作電流按躲過發電機正常運行時最大不平衡電流整定，可靠系數大于2 ,一般可取:l OP 0.051 f1 n /

12、na式中：f1n為發電機一次額定電流，na為發電機橫差零序電流 TA變比;相電流比率制動系數定值推薦取1.5 。(3) 在發電機勵磁回路一點接地動作后，為防止勵磁回路發生瞬時性兩點接地時橫差保護 誤動，保護切換為 0.51.0S延時動作。3.2縱向零序電壓匝間保護縱向零序電壓取自專用電壓互感器(互感器一次中性點與發電機中性點相連，不接地) 的開口三角繞組。(1) 縱向零序電壓匝間保護高定值段動作電壓按躲過外部短路最大不平衡電壓整定，一般可取：Uop =812( V)(2) 縱向零序電壓匝間保護靈敏段動作電壓按躲過發電機正常運行時最大不平衡電壓整定，一般可取：Uop =053(V)一般初選12V

13、,在經過區外故障波形分析后，適當降低定值，以提高靈敏度。 相電流比率制動系數定值推薦取1.5。(3) 建議經較短延時(0.10S0.20S )動作與出口。4發電機相間短路保護 4.1復合電壓過流保護(1) 電流繼電器的整定計算電流繼電器的動作電流應按躲過發電機額定電流整定，計算公式如下:1 oP=KKeLIgn r式中：Krei為可靠系數，取1.31.5； Kr為返回系數，可取 0.850.95； Ign為發電機額定電流二次值。I k2)i電流繼電器的靈敏系數應按下式校驗:Kk.mn Sen i op(二次值)，要求式中：I k2min為主變高壓側母線兩相金屬性短路時流過保護的最小短路電流KS

14、en -1.2。(2) 低電壓元件取線電壓，動作電壓UoP可按下式整定。對于汽輪發電機：UOP=O.6Ugn式中：Ugn為發電機額定線電壓(二次值)。對于水輪發電機：Uop =0.7Ugn靈敏系數應按主變高壓側母線三相短路的條件校驗:KSenUopXt I(3)k .max（二次值）；X t為主變電抗,式中：I k3max為主變高壓側母線金屬型三相短路的最大短路電流取 Xt = Zt。要求 KSen _ 1.2。（3）負序電壓繼電器的整定計算負序電壓繼電器應按躲過正常運行時出現的不平衡電壓整定，一般可取：Uop.2 =（0.06 -0.08）Un式中：U n為額定電壓二次值靈敏系數應按主變高壓

15、側母線兩相短路的條件校驗：KSen= U沁Sen Uop2式中：I 2.min為主變高壓側母線兩相短路時，保護安裝處的最小負序電壓。要求KSenK 1.5。（4）時間元件整定按大于升壓變后備保護的動作時限整定，動作于解列或停機。5. 定子繞組接地保護發電機中性點接地方式主要有以下三種：不接地（含經單相電壓互感器接地）經消弧線圈（欠補償）接地經配電變壓器高阻接地在發電機單相接地故障時，不同的中性點接地方式，將有不同的接地電流和動態過電壓以及不同的保護接口方式。相應的內容見整定導則。5.1基波零序過電壓保護基波零序電壓保護靈敏段取中性點零序電壓，UOP應按躲過正常運行時中性點單相電壓互感器的最大不

16、平衡電壓U unb.max整定，即UopKrelUunb. max式中：Krel為可靠系數，取121.3° UUnbmaX為中性點實測不平衡基波零序電壓。應校核系統高壓側接地短路時，通過升壓變高低壓繞組間的每相耦合電容傳遞到發電機側的零序電壓。從定值及延時兩方面與系統接地保護配合。基波零序電壓高定值段只取中性點零序電壓，一般整定為2025V。5.2三次諧波電壓比率接地保護機端和中性點三次諧波電壓各為 Ut和Un ,三次諧波電壓比率接地保護:預整定：:=Krel3 nTVNn TV 0式中：Krel為可靠系數，本裝置中一般取131.5； nv0機端開口三角零序電壓 TV變比，nrVN機

17、端中性點零序電壓 TV變比。實測發電機并網前最大三次諧波電壓比值為實測并網后運行時最大三次諧波電壓比值為5.3三次諧波電壓差動接地保護三次諧波電壓差動接地保護： 1,并網前比率定值：(13-15) × 1； 2,并網后比率定值：(13-15) × 2； UkPUn> kzdUn式中：kp為調整系數向量，裝置自動跟蹤調整。J為制動系數，建議取 0.3。延時需躲過區外故障后備保護延時。6. 轉子接地保護汽輪發電機通用技術條件規定： 對于空冷及氫冷的汽輪發電機， 勵磁繞組的冷態絕緣電 阻不小于1M ,直接水冷卻的勵磁繞組，其冷態絕緣電阻不小于2k。水輪發電機通用技術條件規定

18、：繞組的絕緣電阻在任何情況下多不低于05k 。(1) 轉子一點接地保護靈敏段一般整定:20-80 k ,動作于信號。(2) 轉子一點接地定值：對于水輪發電機、空冷及氫冷汽輪發電機，一般整定20k ,對于直接水冷的勵磁繞組，整定2.5 k o轉子一點接地延時動作于信號或停機。以上的定值在發電機運行時與轉子繞阻絕緣電阻實測值相比較。(3) 轉子兩點接地位移定值固定為3%轉子一點接地保護動作后延時自動投入。7. 定子繞組對稱過負荷保護7.1定時限過負荷保護動作電流按發電機長期允許的負荷電流下能可靠返回的條件整定iOP=Krelgn式中：Krel為可靠系數，取1.05 ； Kr為返回系數，取0.850

19、.95 ； Ign為發電機額定電流 ( 次值)o保護延時按躲過后備保護的最大延時整定，動作于信號或自動減負荷。7.2反時限過負荷保護有制造廠反時限過電流保護的動作特性，即過電流倍數與相應的允許持續時間的關系, 家提供的定子繞組允許的過負荷能力確定。2SrKtCI*2式中：KtC為定子繞組熱容量系數；I*為定子額定電流為基準的標幺值；KSr為散熱系數,般取1.01.05。保護上限設最小延時定值，便于與快速保護配合。保護下限電流定值，按與定時限過負荷保護配合的條件整定。OP.min= KCo Krelgn式中：Kco為配合系數，取1.05。&勵磁繞組對稱過負荷保護8.1定時限過負荷保護動作

20、電流按正常運行的額定勵磁電流下能可靠返回的條件整定。當保護配置在交流側時，其動作電流整定（額定勵磁電流Ifd應變換至交流側的有效值,對于采用橋式不可控整流裝置的情況，I =0816Ifd ）。I _ 心OPrelKr式中：Krel為可靠系數，取1.05 ; Kr為返回系數，取0.850.95 ; Igm為發電機額定勵磁電 流（二次值）。保護延時按躲過后備保護的最大延時整定，動作于信號或自動減負荷。8.2反時限過負荷保護反時限過電流保護的動作特性，即過電流倍數與相應的允許持續時間的關系，有制造廠家提供的轉子繞組允許的過負荷能力確定。C(Ifd/Ijz)2 -1式中：C為轉子繞組熱過熱常數；Ifd

21、為轉子回路電流；IjZ為轉子回路基準電流值，一般為1.001.05倍正常額定負荷時電流值。保護上限設最小延時定值，便于與快速保護配合。保護下限電流定值，按與定時限過負荷保護配合的條件整定。grnOP.minCo relK r式中：KCO為配合系數，取1.05。9 轉子表層負序過負荷保護針對發電機的不對稱過負荷、非全相運行以及外部不對稱故障引起的負序過電流，其保護有定時限和反時限兩部分組成9.1定時限負序過負荷保護動作電流按發電機長期允許的負序電流2:下能可靠返回的條件整定IK I 2：IgnI OP = KrelKr式中：Kre為可靠系數，取1.05 ； Kr為返回系數，取0.850.95 ；

22、 I :為發電機長期允許負序電流標幺值；Ign為發電機額定電流（二次值）保護延時按躲過后備保護的最大延時整定，動作于信號。9.2 反時限負序過電流保護反時限負序過電流保護的動作特性，有制造廠家提供的轉子表層允許的負序過負荷能力 確定。I 22*-I22：式中：A為轉子表層承受負序電流的常數；12*為發電機負序電流的標幺值；12：:為發電機長期允許負序電流標幺值保護上限設最小延時定值，便于與快速保護配合。保護下限電流定值，一般按延時1000S對應的動作電流整定。OP.min反時限保護動作于解列或程序跳閘。10 .發電機失磁保護10.1發電機失磁保護的判據(1) 定子判據：異步邊界圓：XdU：n

23、naSgnnvXb 一（Xd' 2Xd U gnna_）2Sgnnv式中：X_'、Xd為發電機暫態電抗和同步電抗標幺值，取不飽和值;Ugn、S3n為發電機額定電壓和額定視在功率；a、nv為電流互感器和電壓互感器變比。附圖2失磁保護阻抗特性異步邊界圓動作判據主要用于與系統聯系緊密的發電機失磁故障檢測。靜穩邊界圓：U<2n % naX =X X CSSgnvXb 一（Xd（ 2Xd ）U gnna2）Sgnv式中：XS為發電機與系統的聯系電抗(包括升壓變壓器阻抗)標幺值(基準容量為發電機視在功率)。無功反向判據：按躲過發電機允許的進相運行無功整定。QZdI KrelQjIXX

24、 -Pgn式中：Krei為可靠系數，取1.11.3 ； QjX為發電機允許的最大進相無功功率；Fgn為發電機額定有功容量。異步阻抗圓、同步阻抗圓通過控制字 “阻抗特性”選擇；無功反向判據與阻抗判據結合， 通過控制字“無功反向判據投入”選擇。阻抗圓的選取不局限于異步阻抗圓、靜穩邊界圓，工程實際使用可以選擇兩種阻抗特性之間的阻抗圓。兼顧可靠性和快速性。(2) 減出力判據：按機組額定容量的(4050)%整定。(3) 低電壓判據：一般取系統側母線電壓， 本判據主要用于防止由發電機失磁故障引發的無功儲備不足的系統電壓崩潰，其三相同時低電壓動作判據:U op.3 Ph二 Krelh .min式中：Krel

25、為可靠系數，取0.850.90 ； Uhmin為高壓側系統最低正常運行電壓。本判據也可以取發電機機端電壓，一般按(0.850.90 ) Ugn整定。(4) 轉子電壓判據：i )勵磁低電壓判據：U fd .op = KreIfd0式中：Krei為可靠系數，取0.200.50 ； Ufdo為發電機空載額定勵磁電壓。ii )變勵磁電壓判據：與系統并聯運行的發電機，對應某一有功功率P,將有為維持靜態穩定極限所必需的勵磁電壓Ufdo。動作判據：U fd .op-KXS UfdOP-RSnKXS=Krei (Xd XS)式中：KXS為轉子電壓判據系數定值，Krei為可靠系數，取 070.85 ； Xd、X

26、S為分別為發電機同步電抗、系統聯絡阻抗標幺值(按發電機額定值為基準)；P為發電機當前有功功率；Ufd0為發電機空載額定勵磁電壓；Pt為發電機凸極反應功率。10.2失磁保護判據組合(1) 失磁保護I段：推薦：定子判據+轉子電壓判據+減出力判據，延時0.51.0S。(2) 失磁保護段：推薦：低電壓判據+定子判據+轉子電壓判據，延時0.51.0S。(3) 失磁保護川段：推薦：定子判據+轉子電壓判據，延時0.51.0S。(4) 失磁保護W段：推薦：只投入定子判據，長延時動作于跳閘。11 失步保護失步保護只在失步振蕩情況下動作。失步保護動作后，由系統調度部門根據當時的情 況米取解列、快關、電氣制動等技術

27、措施，只有振蕩中心位于發變組內部或失步振蕩持續時 間過長、對發電機安全構成威脅時，才作用于跳閘，而且應在兩側電動勢相位差小于90°的條件下使斷路器跳開，以免斷路器的斷開容量過大。失步保護特性由三部分組成 ，見圖附圖2。(1)遮擋器特性整定：2g aU=XSSgn 沃 vZb2U gaX:SgnvZC2Ugn a=0.9 XCSgnX v=80° 85 °式中：Xd'、Xc、XS分別為發電機暫態電 抗、主變電抗、系統聯系電抗標幺值(基準容量附圖2失步保護阻抗特性為發電機視在功率)；為系統阻抗角。Ug' S)為發電機額定電壓和額定視在功率;na、v為電

28、流互感器和電壓互感器變比。(2) 角整定2Zr- -180 -2arctaZa +Zb式中:1Z-RL.mi , RL min為發電機最小 1.3建議整定 120 °電抗線ZC的整定負荷阻抗，(3)電抗線是失步振蕩中心的分界線，一般選取變壓器阻抗(4) 跳閘允許電流整定裝置自動選擇在電流變小時作用于跳閘，跳閘允許電流定值為輔助判據，根據斷路器允許遮斷容量選擇。(5) 失步保護滑極定值整定振蕩中心在區外時，失步保護動作于信號，滑極可整定 于等于15次。振蕩中心在區內時，滑極一般整定2次。Zt的0.9倍。215次，動作于跳閘，整定大12.過勵磁保護本裝置設有兩套過勵磁保護，發電機定子鐵芯

29、過勵磁按躲過發電機過勵磁能力整定,壓器過勵磁按躲過變壓器過勵磁能力整定， 過勵磁能力較低的要求整定。變 如共用一套過勵磁保護其定值按發電機或變壓器B過勵磁倍數N為：N =BnU Ugnf fg式中：Lk f為運行電壓和頻率； 的標幺值；B、Bn為磁通量及額定磁通量。定時限過勵磁保護設一段信號和兩段跳閘段;Ugn fg為發電機額定電壓及頻率；U*、f*為電壓、頻率過勵磁I段:N =Bn=1.3(或以電機制造廠數據為準)過勵磁II段：N1.1Bn(或以電機制造廠數據為準)信號段定值不大于過勵磁 II段定值。過勵磁I段動作于解列滅磁或程序跳閘，過勵磁 II段動作于減勵磁。反時限過勵磁保護給出 8組過

30、勵磁倍數一時間定值，按發電機、變壓器制造廠家提供的 反時限過勵磁曲線，取對應參數整定。13 發電機頻率異常運行保護300MW及以上的汽輪發電機，運行中允許其頻率變化的范圍為48.5Hz50.5HZ。大機組頻率異常運行允許時間建議值頻率HZ允許運行時間頻率HZ允許運行時間累計min每次S累計min每次S51.5303048.030030051.018018047.5606048.5-50.5連續運行47.010P10裝置設有四段低頻保護，其中i、n段具有累計功能，參照表中低頻允許時間整定。 兩段過頻保護，其中I段具有累計功能，參照表中低頻允許時間整定。每段保護均可通過控制字選擇動作于信號或跳閘。

31、14.發電機逆功率保護(1)逆功率保護動作功率整定：FOp = Krel (R + P2)式中：Krel為可靠系數，取 0.50.8 ;P為汽輪機在逆功率運行時的最小損耗，一般取額定功率的2%4%;P2為發電機在逆功率運行時的最小損耗，一般取R2 = (1 - )Pgn ,為發電機效率,一般取98.6 %98.7 %, Pgn為發電機額定功率。一般按12%的額定有功整定，建議整定1%的額定有功。(2) 延時整定逆功率保護，不經主汽門觸點閉鎖，延時15S動作于信號，動作于解列時，根據汽輪機允許的逆功率運行時間，一般取13分鐘。程序逆功率，經主汽門觸點閉鎖，延時0.51.5S動作于解列；15 發電

32、機定子過電壓保護定子過電壓保護的整定值， 應根據電機制造廠提供的允許過電壓能力或定子繞組的絕緣 狀況整定。(1)對于200MW及以上汽輪發電機：UoP =1.3Ugn式中：Ugn為發電機額定相間電壓(二次值)。延時0.5s動作于解列滅磁。(2 )對于水輪發電機： Uop =1.5Ugn延時0.5s動作于解列滅磁。(3)對于采用可控硅勵磁的水輪發電機：Uop =1.3Ugn延時0.3s動作于解列滅磁。16 啟停機保護啟停機保護用于反應發電機低轉速運行時的定子接地及相間故障；保護算法對頻率變化不敏感。(1) 定子接地故障，采用中性點零序電壓的過電壓保護，其定值一般取10V。延時不小于 定子接地基波

33、零序電壓保護的延時。(2) 相間故障，采用接于差動回路的過電流保護，裝置裝設了發電機差回路、主變差回路、 高廠變差回路、勵磁變差回路的過電流保護。定值按在額定頻率下，大于滿負荷運行時差動回路中的不平衡電流整定：I =KlOPrel Unb式中：Krel為可靠系數，取 1.31.50 ; IUnb為額定頻率下，滿負荷運行時差動回路中的不平衡電流。啟停機保護為低頻運行工況下的輔助保護，低頻閉鎖定值按額定頻率的0.80.9整定。17. 誤上電保護17.1誤合閘保護(1) 電流定值：按盤車狀態下誤合閘最小電流(發電機側)的50%整定。如考慮廠用電側斷路器誤合，電流定值需考慮此種情況下誤合閘最小電流。(

34、2) 頻率閉鎖定值：一般取發電機額定頻率的8090% ,即4045Hz。(3) 如需考慮非同期誤合閘，選擇經斷路器位置接點閉鎖。(4) 斷路器跳閘允許電流：按斷路器跳閘安全電流整定。非同期合閘時，沖擊電流可能大于斷路器開斷容量，此時保護先動作于滅磁，當斷路器流過電流小于允許值時，保護動作于跳開出口斷路器。17.2斷路器閃絡保護(1) 負序電流定值：按躲過正常運行時可能出現的不平衡電流整定；(2) 延時定值：按躲過斷路器操作整定。18. 變壓器相間短路保護18.1復合電壓過流保護(1) 電流繼電器的整定計算電流繼電器的動作電流應按躲過變壓器額定電流整定，計算公式如下:OPK relKr式中：Kr

35、el為可靠系數，取1.2； Kr為返回系數，可取 0.850.95 ； Ie為額定電流二次值。電流繼電器的靈敏系數應按下式校驗:KSen1 OP式中：I Ain為后備保護區末端兩相金屬性短路時流過保護的最小短路電流（二次值）要求Ksen _ 1.3 （近后備）或1.2 （遠后備）。（2 ）低電壓繼電器的整定計算低電壓繼電器應按躲過電動機起動條件整定，計算公式如下:i）按躲過正常運行時可能出現的最低電壓整定UopU minK rel K r式中：Krel為可靠系數，可取1.1 -1.2； Kr為返回系數，可取1.051.25; Umin為變壓器正常運行可能出現的最低電壓，一般可取0.9Un （額

36、定線電壓二次值）ii）當低電壓繼電器由變壓器高壓側電壓互感器供電時Uop =0.7Un式中：U n為額定線電壓二次值iii）對發電廠的升壓變壓器，當低電壓繼電器由發電機側電壓互感器供電時，還應考慮躲過發電機失磁運行時出現的低電壓，可取Uop =（0.5-0.6）Un式中：U n為額定線電壓二次值iV）低電壓繼電器的靈敏系數應按下式校驗：KSenUOLU c.max式中：U c. max為計算運行方式下， 靈敏系數校驗點發生金屬性相間短路時，保護安裝處 的最高殘壓（二次值），要求KSen - 1.5 （近后備）或1.2 （遠后備）。（3）負序電壓繼電器的整定計算負序電壓繼電器應按躲過正常運行時出

37、現的不平衡電壓整定，不平衡電壓值可實測確 定。一般可取：Uop.2 =(0.06 0.08)Un式中：Un為額定相間電壓二次值（4）靈敏系數校驗負序電壓繼電器的靈敏系數應按下式校驗：KSen=Uk.2.minSen U op.2式中：Uk.2.min為后備保護區末端兩相金屬性短路時，保護安裝處的最小負序電壓（次值），要求Ksen _ 2.0 （近后備）或1.5 （遠后備）。注：在校驗電流繼電器和電壓繼電器的靈敏系數時，應分別采用各自的不利正常系統運行方式和不利的短路類型，當低電壓繼電器靈敏系數不夠時， 可投入經低壓側復合電壓啟動功能。18.2復合電壓方向過流保護三側有電源的三繞組升壓變壓器，相

38、間故障后備保護為了滿足選擇性的要求，在高壓側或中壓側要加功率方向元件，其方向一般指向該側母線，也可指向變壓器。復合電壓方向過流保護的其他定值見18.1復合電壓過流保護定值整定。18.3低阻抗保護當電流、電壓保護不能滿足靈敏度要求或根據網絡保護間配合的要求，變壓器的相間故 障后備保護可采用阻抗保護。阻抗保護通常用于330.500kV大型升壓變壓器、聯絡變壓器及降壓變壓器，作為變壓器引線、母線、相鄰線路相間故障后備保護。根據阻抗保護的配置 及阻抗繼電器特性的不同，可分別按以下幾種情況進行整定計算。（1）升壓變壓器低壓側全阻抗繼電器的整定計算i）按高壓母線短路滿足靈敏度要求的條件計算：Zop = K

39、Se nZt式中：KSen為阻抗保護的靈敏系數，取1.3； Zt為變壓器阻抗（二次值）。ii）按與之配合的高壓側引出線路距離保護段配合ZoP =0.7Zt0.8Kinf ZZ為與之配合的高壓側引出線路距離式中：Kinf為助增系數，取各種運行方式下的最小值；ZOP保護段動作阻抗（二次值）。KSeniii）靈敏系數高壓母線三相短路，即下式校驗：要求 KSen -1.3。（2）升壓變壓器220-500kV側全阻抗繼電器的整定計算i）阻抗繼電器的動作阻抗計算在220'500kV變壓器高壓側裝設全阻抗繼電器時，阻抗繼電器的動作值與母線上與之 配合的引出線阻抗保護段相配合，其值按下式計算。ZOPK

40、 rel Kinf ZZ為與之配合的高壓側引出線路距離式中：Kinf為助增系數，取各種運行方式下的最小值;保護段動作阻抗（二次值）；Krel為可靠系數，取08。ii）靈敏系數按指定的保護區末端相間短路，即下式校驗:K SenOP式中：Z為指定保護區內對應的阻抗值（二次值），要求KSen _ 1.3。（3）偏移特性的方向阻抗繼電器，正方向指向變壓器時，正方向阻抗動作值可按發電機機端故障有足夠靈敏度整定參照以上公式計算。反向阻抗為正方向阻抗的 5%-10%，反向阻抗的整定值應小于本側母線引出線最短線路阻抗保護I段的動作值。（4）阻抗保護的延時整定第一時限動作于跳母聯，第二時限動作于解列滅磁。阻抗保

41、護未裝設振蕩閉鎖功能，延時整定應保證在振蕩過程中不誤動，最小選用1.5s延時。19 變壓器接地故障后備保護19.1接地運行零序保護（1）零序電流繼電器的整定i）1段零序過電流繼電器的動作電流應與相鄰線路零序過電流保護第I段或II段或快速主保護相配合。op.o.I-KreI KbrIop.o.1I式中：IopM為I段零序過電流保護動作電流（二次值）；KbrI為零序電流分支系數， 其值等于線路零序過電流保護I段保護區末端發生接地短路時，流過本保護的零序電流與流過該線路的零序電流之比，取各種運行方式的最大值；Krel為可靠系數，取1.1； Iop.o.1為與之相配合的線路保護相關段動作電流（二次值）

42、。ii） II段零序過電流繼電器的動作電流應與相鄰線路零序過電流保護的后備段相配合。式中：op.o.為H段零序過電流保護動作電流（二次值）；KbrII為零序電流分支系數，其值op.o. II=KrelKbrIIop.o.1II等于線路零序過電流保護后備段保護區末端發生接地短路時，流過本保護的零序電流與流過該線路的零序電流之比，取各種運行方式的最大值；Krel為可靠系數，取1.1 ； Iop.o.1ii為與之相配合的線路零序過電流保護后備段的動作電流（二次值）（2）零序電流繼電器的靈敏系數校驗靈敏系數應按下式校驗：KSen= 31 Sm"1 op.o式中：3k.o.min為I段（或II

43、段）保護區末端接地短路時流過保護安裝處的最小零序電流（二次值）；°p.o為I段（或II段）零序過電流保護的動作電流，要求KSenHI 5。（3）零序方向整定對于高壓及中壓側均直接接地的三繞組普通變壓器，高中壓側均應裝設零序方向過電流保護，方向指向本側母線。應增設反應零序電壓和間隙放電電流的零序電壓19.2變壓器不接地運行后備保護 對于中性點經放電間隙接地的變壓器, 電流保護。裝置中具體的定值計算如下（1）零序過電壓繼電器的整定過電壓保護動作值按下式整定：U o. max £ U op.o U sat式中：U op.o為零序過電壓保護動作值（二次值）；Uo.max為在部分中性

44、點接地的電網中 發生單相接地時或中性點不接地變壓器兩相運行時，保護安裝處可能出現的最大零序電壓（二次值）；USat為用于中性點直接接地系統的電壓互感器，在失去接地中性點時發生單相 接地，開口三角繞組可能出現的最低電壓。考慮到中性點直接接地系統沁 3 ,一般取：U op o = 18CVXIzp.（注：高壓系統電壓互感器開口繞組每相額定電壓為100V）（2）間隙零序過電流繼電器的整定裝在放電間隙回路的零序過電流保護的動作電流與變壓器的零序阻抗、間隙放電的電弧電阻等因素有關，一般保護的一次動作電流可取為100A。附錄B裝置運行及報文說明1 .裝置正常運行狀態信號燈說明如下："運行”燈為綠

45、色，裝置正常運行時點亮，熄滅表明裝置不處于工作狀態；“TV斷線”燈為黃色，TV異常或斷線時點亮；“TA斷線”燈為黃色，TA異常或斷線、差流異常時點亮；“報警”燈為黃色，保護發報警信號時點亮；“跳閘”燈為紅色，當保護動作并出口時點亮，并磁保持；在保護返回后，只有按下“信號復歸”或遠方信號復歸后才熄滅。2. 運行工況及說明(1) 保護出口的投、退可以通過跳閘出口壓板實現；(2) 保護功能可以通過屏上壓板或內部壓板、控制字單獨投退；(3) 裝置始終對硬件回路和運行狀態進行自檢，自檢出錯信息見4.1 ,當出現嚴重故障 時(備注帶“* ”)，裝置閉鎖所有保護功能，并滅“運行”燈，否則只退出部分保 護功能

46、，發告警信號。(4) 啟動風冷、閉鎖調壓等工況，裝置只發報文，不發報警信號(備注帶“#”)3. 裝置閉鎖與報警(1)當CPU檢測到裝置本身硬件故障時，發裝置閉鎖信號，閉鎖整套保護。硬件故 障包括：RAM異常、程序存儲器出錯、 EEPRoM出錯、定值無效、光電隔離失 電報警、DSP出錯和跳閘出口異常等。此時裝置不能夠繼續工作。(2)當CPU檢測到裝置長期起動、不對應起動、裝置內部通信出錯、TA斷線、TV斷線、保護報警信號時發出裝置報警信號。此時裝置還可以繼續工作。4. 報文打印及顯示信息說明裝置信息含義及處理建議4.1裝置閉鎖信息含義 表1裝置閉鎖信息含義序號信息含義處理建議備注1保護板內存岀錯

47、RAM芯片損壞通知廠家處理*2保護板程序區岀錯FLASH內容被破壞通知廠家處理*3保護板定值區岀錯定值區內容被破壞通知廠家處理*4讀區定值無效二次額定電流更改后保護定值未重新整定將保護定值重新整定*5光耦失電24V或220V光耦正電源失去檢查開入板的隔離電源是否 接好*6跳閘岀口報警出口三極管或CPU板損壞通知廠家處理*7內部通訊岀錯CPU與MONl板無法通訊檢查CPU與MONl連線，檢 查MONl板是否在升級程序。仍無法恢復通知廠家處理*8保護板DSP出錯CPU板上DSP損壞通知廠家處理*9DSP采樣異常CPU或MONI板上FPGA損壞通知廠家處理*10管理板內存岀錯同CPU板同CPU板*1

48、1管理板程序區岀錯同CPU板同CPU板*12管理板定值區岀錯同CPU板同CPU板*13管理板DSP出錯同CPU板同CPU板*14面板EPRoM錯EPROM損壞通知廠家處理*4.2裝置報警信息含義 表2 一般報警信息含義序號信息含義處理建議備注1非電量電源消失非電量電源未給上給上非電量電源2面板通訊岀錯人機面板與CPU板無法通訊檢查人機面板與CPU連線， 檢查CPU板是否在升級程 序。無法恢復通知廠家處理3不對應啟動CPU板啟動元件與MONl板啟動元件不對應檢查CPU板和MONl板采樣是 否一致#4保護板長期起動CPU板起動元件起動時間超過10s檢查二次回路接線，定值5管理板長期起動MONI板起

49、動元件起動時間超過10s檢查二次回路接線，定值6斷路器位置報警斷路器位置與機組狀態不符合檢查斷路器位置輔助接點7起動裝置起動無需處理或打印報告#8日期時間值越界整定日期時間時不規范重新整定#表3 TA斷線、TV斷線報警信息含義序號信息含義處理建議備注1主變I支路TA異常此TA回路異常或采樣回路異 常檢查采樣值、二次回路接線， 確定是二次回路原因還是硬 件原因2主變II支路TA異常同上同上3主變高壓側TA異常同上同上4主變中壓側TA異常同上同上5主變低壓側TA異常同上同上6發電機機端TA異常同上同上7發電機中性點TA1異常同上同上8發電機中性點TA2異常同上同上9高廠變高壓側TA2異常同上同上1

50、0高廠變高壓側TA異常同上同上11高廠變A分支TA異常同上同上12高廠變B分支TA異常同上同上13高廠變A分支下TA異常同上同上14高廠變B分支下TA異常同上同上15勵磁一側TA異常同上同上16勵磁二側TA異常同上同上17橫差TA異常同上同上18主變高壓側TV斷線此TV回路斷線或異常同上19主變中壓側TV斷線同上同上20發電機機端TV1斷線啟動切 換同上同上21發電機機端TV2斷線啟動切 換同上同上22發電機TV1開口三角斷線同上同上23發電機TV2開口三角斷線同上同上24發電機TV1 一次斷線閉鎖三 次諧波電壓保護同上同上25發電機TV2 一次斷線閉鎖匝間保護同上同上26發電機中性點TV斷線同上同上27高廠變A分支TV斷線同上同上28高廠變B分支TV斷線同上同上29轉子電壓回路斷線同上同上30失磁保護用轉子電壓回路斷 線同上同上31發變組差動差流異常差動回路異常檢查二次回路接線32主變差動