600MW发变组继电保护整定计算实例.docx

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1、第二节GE发电机变压器组继电保护整定计算实例 .某厂2X600MW发电机变压器组计算用参数规格型号QFSN 600- 2厂口口编号60SH006额定容量667MVA额定功率600MW功率因数0.9 （滞后）制造J家匕海汽轮发电机有限公司子额定电压20kV转子额定电压407V额定电流19245A额定励磁电流4145A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图阻接地（20/0.23）强励倍数2响应比 3.58倍/秒强励时间 10秒直流电阻（15C）1.164 103直流电阻（15C）0.07618直轴超瞬变电抗（X：）20.5%直轴瞬变电抗（X；）26.5%直轴

2、同步电抗（X；）217%负序电抗（X2）20.3%零序电抗（X。）9.59%A相对地电容0.210 F负序电流承载能力（连续）I JIN 10%B相对地电容0.209 F负序电流承载能力（短时）Mn 2t 1 OsC相对地电容0.2095 F发电机允许过电流2I 1 t 37.5S电抗X Fn标么值SnXF标么值SbXf有名值20kV计算采用值X：20.5%0.3070.123X：26.5%0.3970.159X：217%3.2531.3013X220.3%0.3040.1217Xo9.59%0.1440.0575表3、主变参数表规格型号DFP 720/500出厂编号20033S02额定容量3

3、 240MVA联接组标号YNd11额定电压525 2 2.5%/20kV额定电流791.8/20785A顶层油温升50K绕组平均温升（高/低）60K/60K油箱、铁芯和金J属结构件温升70K调压方式无励磁调压/令却方式，ODAF空载损耗（1倍）3 108.5kW负载损耗（1倍）3 410.6kW空载损耗（1.1倍）：3 164.2kW负载损耗（1.1倍）3kW空载电流（1倍）17.38A空载电流（1.1倍）59.98A阻抗电压Uk%14.5%H.V绕组电阻0.2724零序阻抗L.V绕组电阻0.0011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18520 pFL.V绕组

4、每相对地电容11930 pF绕组间电容11860 pF空载电流谐波含量（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/T15164 1995油浸式电力变压器负载导则压力释放型号208-60Z生产1家美国 QUALITROL释放压力0.07Mpa瓦斯继电器型号BF8010 2K生产J家德国EMB公司电抗计算22Xti Uk% 0.145525kV55.508Sn720MVA22、八 rc/SbUn门1000525 CSXti U k% 0.145 0.201Sn U b720525规格型号DFP 240000/

5、220出厂编号200210S01额定容量3 240MVA联接组标号YNd11额定电压242 2 2.5%/20kV额定电流1717.7/12000 j3A顶层油温升50K绕组平均温升60K油箱、铁芯和金属结构件温升70K调压方式无励磁调压冷却方式ODAF空载损耗（1倍）3 98.4 kW负载损耗（1倍）3 408.2kW空载损耗（1.1倍）3 151.9kW负载损耗（1.1倍）3 410kW空载电流（1倍）18.44A空载电流（1.1倍）54.00A阻抗电压U K%13.8%H.V绕组电阻0.047零序阻抗L.V绕组电阻0.001热容量绕组热时间常数中性点!妾地方式经隔离开关及间隙接地H.V绕

6、组每相对地电容18430 pF =0.01843pf/phL.V绕组每相对地电容12530 pF =0.01253 pf/ph绕组间电容Cm0.00976 F/ph11200 pF =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/T15164 1995油浸式电力变压器 负载导则rr压力释诂型号208-60Z生产厂家美国 QUALITROL释放压力0.07Mpa型号BF80/10 2K瓦斯继电器生产1家德国EMB公司22u n 小242kV由 乂In 1 AA 1 1

7、22S抗SN720MVA计22算l)K%bn0.138 10002420.212Sn U b720230表8、#1图厂变参数表规格型号SFF 63000/20出厂编号A200212S10额定容量63/35 35MVA联接组标号D yn1 yn1额定电压20 2 2.5%/6.3 6.3kV额定电流1818/3208 3208A绕组温升59.6/59.2/55.7K顶层油温升48.6K冷却方式ONAN/ONAF空载损耗28.8kW负载损耗265.4kW全穿越阻抗X 1 2,28.36%H.V绕组电阻0.0022半穿越阻抗Xi 220.5%L.V.I绕组电阻0.00130半穿越阻抗X1 220.1

8、%L.V.II绕组电阻0.00213分裂阻抗X2247.9%热容量分裂系数Kp5.73绕组热时间常数低压侧中性点接地低阻接地(9.09 Q)零序阻抗0.12H.V绕组每相对地电容21830pFL.VJ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111X 1 Xi 2,2- X 22X1 2,2- KpXi 2,21 - Kp Xi 2,24441 i5.730.08360.0364X2X12X10.2050.0360.241X2

9、Xi 2 Xi0.2010.0360.23722X HTXi X2 S：_24 0 36Al.29522*SbU N100020Xht Uk%J 0.204 2.937Sn Ub6321规格型号SFF 63000/20出厂编号A20033S09额定容量63/35 35MVA联接组标号D yn1 yn1额定电压20 2 2.5%/6.3 6.3kV额定电流1818/3208 3208A绕组温升44.1/45.9/45.4K顶层油温升33.8K冷却方式ONAN/ONAF空载损耗29.7kW负载损耗265.4kW全穿越阻抗X 1 2,28.67%H.V绕组电阻0.022半穿越阻抗Xi 220.8%L

10、.V.I绕组电阻0.0013半穿越阻抗X1 220.6%L.V.II绕组电阻0.0022分裂阻抗X2248.2%热容量分裂系数Kp5.56绕组热时间常数低压侧中性点接地低阻接地(9.09 Q)零序阻抗0.12H.V绕组每相对地电容20960pF=0.02096 pF/phL.V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1 11X 1 Xi 2 2-X22

11、X1 2,2K pXl 2,21 - Kp Xi 2,24441 15.560.08670.03384X2X12Xi0.2080.03380.24211X2 Xi 2Xi0.2060.03380.2402lh20kVX HTXi八 cz r ccccy cySn63MVA22Sl Un1000 20XhtUk%0.2062.966Sn Ub6321表& #1励磁变参数表规格型号SFFZ-63000/220出厂编号A2002 3Si5额定容量（MVA）63/35 35联接组标号YN ynO-ynO+d额定电压（kV）230 8 i.25%/6.36.3额定电流（A）i58.i/3208 3208

12、绕组温升（K）56J/54.9/57.3顶层油温升 （K）44.3冷却方式ONAN/ONAF空载损耗（kW）46.4负载损耗（kW）287.5全穿越阻抗X1 2,2i0.2%H.V绕组电阻（Q）i.309半穿越阻抗Xi 223.4%L.V.I绕组电阻（Q）0.002半穿越阻抗Xi 223.5%L.V.II绕组电阻（Q）0.002分裂阻抗 X2 253.3%热容量分裂系数Kp5.23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（Q）低压侧中性点接地低阻接地（9.09 Q）负序阻抗（Q）H.V绕组每相对地电容（pF）L.V绕组每相对地电容（pF）LV.I绕组每相对地电容（pF）空载电流谐波含

13、量（i00%Ur）33.84%空载电流谐波含量（iO5%Ur）32.79%空载电流谐波含量（iiO%Ur）33.69%电抗 计 算II1Xi Xi 2 2- X 2 2 X i 2,2 K pXi 2,2i K P Xi 2,24441 15.23 O.iO20.03i4X2Xi 2Xi0.2340.03i0.265X2Xi2Xi0.2350.03i0.2662UN230kVX STXiXo. A HOC A A .c：:cc r-SN63MVASK Uz 2iOOO 230 2Xst Uk%n 242 7i4Sn Ub63230规格型号出厂编号额定容量6000kVA联接组标号D, Y5额定电

14、压20kV / 840V额定电流173.2A/4123.9A顶层油温升44.3 K绕组温升(高/低)OK/OK型式三相干式冷却方式1OkW负载损耗OkW阻抗电压Uk%6.0%H.V绕组电阻0零序阻抗0L.V绕组电阻0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%负载能力符合GB/T15164油浸式电力变压器负载导则电抗计算22一 U 220kVYtI 1_n oa 4 nSn6MVA22Shi in

15、YitILoa.n oa9 07Sn Ub621表5、500kV系统参数表运行方式最大运行方式最小运行方式X10.070.15X。0.150.2932.141.93系统最小振荡周期0.4s基准值Sj 1000 MVA U J 525kVG60发电机纵差保护 发电机中性点CT 发电机中性点CT 发电机出口 CT 发电机出口 CTTA225000/5TA325000/5TA625000/5TA725000/5星形接线星形接线星形接线星形接线G60一 IG60一G601G60I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(STATOR

16、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1 op.O K 同 2 0.03 I gna1于 2 0.03 I gn % 0.09 R)2-3.012 2.97324.23A(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UH2 , 14 525.n- gn %lg.n=19245/5000=3.85A(2)根据运行经验和厂家推荐值取(O.150.2) lg.n,由于斜率通过原点取|d.op.min=0.1 5lg.n/ |n=0.1 5 乌.85/5=0.11 5pU(3)取 STATOR DIFF PICKUP =l d.oP.min=0.1

17、2pu2 .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ld.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11.5 pu，因此实际整定值可取较大值BREAK1 =l resi=1.5 pu =1.5X 5=7.5A=1.95 Ig.n。3 .第一制动系数斜率或斜率1 (SLOPED计算按躲过区外故障时保护不误动作计算，斜率1 (SLOPED理论计算值为51 KrelKapKccKer 1.5 2 0.5 1 0.1 0.15 或根据经验取值 SLOPE S1=3

18、0%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52 KrelKapKccKer 1.5 2.5 0.5 1 0.10.1875根据经验取值SLOPE2=S2=45%6 .灵敏度计算严)系统断开，发电机机端保护区内两相短路灵敏度计算，Ksen止药=1/0.45=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156.7kV(-)定子定子绕组单相接基波零序过电压保护定子接地

19、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Uo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Uo.op计算基波零序过电压保护的动作电压Uo.op应按躲过正常运行时中性点最大不平衡电压Uunb.max 整定，即 Uo 叩 匚诡, max 取 Uo.op=0.1 Ug,n=0.1 X 230/1.732=1 3.3V保护元件：AUXILIARY OV2发电机定子绕组每相对地电容Cg：0.210f/ph主变局低压绕组间每相耦合电容Cm ：0.0042 P f/ph主变低压绕组每相对地电容Ci

20、 :0.01253 P f/ph图厂变局压绕组每相对地电容Ci:0.02096 f/ph2(1)计算用参数发电机中性点TV 20/0.1 kV变比=100中性点接地干式配电变二次电阻值：0.47 Q中性点接地干式配电变变比：20/0.22kV查得有关电容值如下：(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+2X 0.02096+0.015+0.5X 0.0041 =0.275 1 f/ph每相对地容抗 Xo.g,E=1/(2 n fCX0-6)=1/314X275 X0-6=11580Q每相对地电容电流 Ic=Up/ Xc=20000/(1.732X 1

21、1580)=1.0028A/ph单相接地电容电流Q3 b 320000 3.01AXg (3 11580中性点等效接地电阻Rn=0.47(20/0.22)2=3884.3 Q单相接地电例即端其他儆每除摊综合疆3ARn 3 3884.3G : f/ph0.015 n发电机机端单相接地电流I1) U KO.H.max 由系统实际情况计算确定 UKO.H.max2)机端零序电压按式(3.3)计算 UOG.maxUK1)O.H.max =1 56.7X 5 .0042 =0.846kVV 2Cg.J 2 0.275U0=846/100=8.46V3)机端零序电压按式(3-4)计算发电机中性点侧等效阻抗

22、ZG1j2 g.Yg.1 2 2 ()(2 tCG.)忑)2fCA3Rn21/(3 3884.3)jl/11580ZgS=22 5790 J5826.6 Q(1 /(3 3884.3)卜(1/11580)2-jXM=-j1/( n fCM/10-6)=-j1/(157 /0.0042X 10 6)=-j1516530 Q156.7(0.003827j 0.0038)=156 75790 i5826.6低了 5790 j 5826.65790 J5826.6 j1516530-5790 j 1522356=156.7X0.0054=0.845kVU0=8450/100=8.45V(4)基波零序动

23、作电压Uo.op计算Uo.oP=1.2X Uo=1.2X 8.45=10.14V 5X 10V 即 Uo,PickuP=O.1pu=1OV2.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(-)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 尺0.47 (-2。)=3884.3 Q 0.22330.21 10 02.97 10 4中性点电容电纳 Bn 3(尹)3314 (中性点总导纳Yn1(2 9

24、7 10 4)2(3884)23 93 104机端导纳Yo3Bo 3 (-Cg )314 (j o 275 10 6) 3 89104n(3rd)Yn丫。警 104_40,497Vn (3rd) Vo (3rd)1 Yn Yo 3.93 103.89 10Yn Yo为保证正常时保护不误动，起动值pickupvO.497根据运行经验，在正常运行时比值Vn 3rdV VN3rd 0 3rd般在0.40.85的范围内变化，因此启动值应可靠小于该值。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起动值时，为了与定子接地基波零序过电压保护有足够的重叠

25、保护区,(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, BP P STG2 SUPV0.30.0052PU100/. 3以上仅作机组投运前的计算值，投运后应用装置实测VN(37d)和Vo(3d)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 DI

26、R 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 660中丁11/111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3V333U o.op _0.03 puPTsec 100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。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

27、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I2.0P | 2KL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0Q。2)过流类型(Type): 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

28、敏角(Forward ECA):取75。，即J滞后U?的相角为75。5)负序功率方向过流正向极限角(Forward Limit Angle) : 90。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%lg.n或计算取值 Forward Pickup=6% Ig,n/ ln=0.05pu7)负序功率方向过流反向极限角(Reverse Limit Angle) : 90。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

29、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L滞后6的相角为90。的情况下,调试时当加入负序电压和2-1 (a)时,负序功率方向调试时当加入负序电压和2-1 (b)时,负序功率方向应开放保护；在12超前U2的相角为90。的情况下，应闭锁保护。1)负序电流在满足区外故障条件图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)负序电流在满足区内故障条件图应能开放纵向基波零序过电压保护，保护能动作跳闸出口o3)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

30、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12=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%lg.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 =l2.oP2=(0.8-0.9)l2-=0.08X 3.85/5=0.062pu(2)动作时间取 t2p=DELAY=5s2 .负序反时限过

31、流保护(1) G60提供负序反时限过流保护动作方程为：top _k/lg.n(2)发电机正常运行额定二次电流(GEN UNBAL INOM= I计算ignlnom(pu)-y-=3.85/5=0.77(pu)n(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 = b.opi, 1)和负序定时限动作电流配合计算 GEN UNBAL STG1 PICKUP = l2.opi=1.05 l2,oP2=0,065pu 2)根据长期允许的负序电流计算，GEN UNBAL STG1 PICK

32、UP= b.opi 二 105 xi2-=1.1 X 0.077=0.085pu 取 0.08pu=0.104lg,n=0.4A 0.953)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 |2100010001 =0.1 lg,n=0.077pu综合以上计算，可取启动电流 GEN UNBAL STG1 PICKUP = bopi=0.08pu=0.104lg,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=历皿 可计算下限动作时间22STG1

33、 TMAX=t 2.op.max=A/12,OP1 =10/(0.1042)=924s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=t 2.op.min=0.5s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=240so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 I pickup KieLl gnAA1.05pu 1.368lgn5.27App Kre 0.9552

34、.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=top,max+ =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a=82。;强励时a=251)计算高压母线短路时发电机暂态衰减时间常数T 丁XdXt=81 严 65。.134=1.49sd dO Xd Xt2.17 0.134丁 小 c ccc 八

35、1 =(0.90.96)4也 9XtC0Sk1Tdk (0.9 -0.96 八 0Xd Xt cos o0.134 cos250.134 2.17cos82o=(0.9-0.96) 1.49X一=(2.162.3)s 0.623)临界电抗Xc3)XXd- VoskI -=0-393cos 25 cos ocos8201Xt=0.1 34Vo.393=X2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TdTdk0.9 0.96)Td2）计算高压母线短路时，考虑自

36、并励磁后，短路电流暂态衰减时间常数2X tX 2COS/I -、/Xi 2Xt X2 cos 0=(。.9。.96) 285X .2.17.=(。.9。.96) 2X5X (-13.45)12 0.1340.203 COS25。1=-(34.536.8)s3)临界电抗X； 2 (Xt X2)=7 -(0.134+0.203)= 0.393-0.337=0.0560.134cos kcos25cos 0cos 82计算结果为X cP VXt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

37、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I。）包U =-=2.27 （ pu）XdXt 02。5。.1342）高压侧出口三相短路机端残压计算U -=口四 =0.395XdXt 0.205 0.1343）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，TDM28.20.1217 = top,max + A=3.5s3 11 pickup UTDM=op. max28.21g.n/1n2(l) pickup t-+0.12171= 3.5= 28.2(AA)2

38、-11.05 0.134=3.19s0.12174）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VOJUg.n,所以动作电流=0.1lpickup,动作时间T=TDM X28.2I g.n / I n 产 O J1 pickup X d0.1217 =3.19X282(od05W 10.1217=0.4586s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T=0.4586s1804.校验振荡系统电势和发电机电势相等。发生系统振荡当系统电势和发电机电势相角差为时，振荡电流为I2Xg Xt Xsg.nIn0.205 0.134 0.0467 o773.

39、63Pu发电机出口电压标么值为0.063说明振荡中心在发电机内XtXsXg 0.1340.0467 0.205reduction XG X7 0.205 0.1340.0467保护动作时间为 T3.1920.12170.463s 1.5s3.631.05 0.1可见系统发生振荡时，该保护可能会误动，因此须采用振荡闭锁5 .电压制动反时限过电流保护返回时间决定，取返回时间Trest=0s米用瞬时返回6 .电压制动反时限过电流保护，应加装TV断线闭锁和振荡闭锁6 .G60发电机失磁保护保护元件：LOSS OF EXCITATIONPHASE UV1 FLEXELEMT1 TIMER 1、2、31

40、.失磁阻抗特性的半径、圆心(1) 发电机二次基准阻抗计算ZbUg.n= 100V3lg.nV3 3.85=15( Q)(2) Xd、Xd的阻抗值计算Xd Xd % Zbs=0.265 X 15=3.974( Q)Xd Xd% Zbs =2.17X5= 32.55( Q)(3)小下抛圆心、半径11园心 1=-j -(Zbs Xd )= -j- (15 3.974) =-j9.5( Q)1半径 仁一Zbs=0.5X 15=7.5 ( Q)2(4)大下抛圆心、半径1园，匕 2=-j (Xd Xd)=-jO.5X (32.55+3.974)=-j18.26( Q) 21半径 2=, Xd=0.5X 3

41、2.55=16.28( Q)2 .低电压判据整定值(1)根据国内实际情况，当发电机失磁时，系统三相电压一般降得不多，系统三相低电压 判据不会动作，因此现在主张采用发电机机端三相低电压判据。(2)机端三相低电压整定值，取Uop.3P=(0.850.9)Ug.n=0.85X 100=85V3 .负序电压整定值取 PICKUP=0.06pUo4 .动作时间整定值(1)小园判据动作时间采用0.3s。(2)大园判据动作时间采用1.0s。7 .G60发电机失步保护G60失步保护元件：阻抗圆原理(MHO透镜)POWER SWING DETECT相电流元件：PHASE IOC1(一)阻抗圆原理(MHO透镜)失

42、步保护整定计算1 .发电机额定二次阻抗值计算27 Ug.n U G.N COS N PITA 100Zg.n= 15( Q)3lg.nPg.n riTV - 3 3.852.功率振荡正向阻抗计算 Za = OA =(Xt + Xs) Zg,n=(0.134+0.0467)X15=2.04Q 阻抗角取 s=75-85o式中：Xs-系统最小运行方式下的最大系统阻抗相对值(发电机额定阻抗为基准)；Xt变压器阻抗相对值(以发电机额定阻抗为基准)。t3功率振荡反向阻抗计算Zb二OB=XdZg.n=0.265X15=4Q,阻抗角取s=75-85o4 .内环圆限制角S3计算。内环限制角(INNER LIMIT ANGLE),考虑发电机稳定摇摆时最大电动势角差即动稳极限角(由系统调度部门给出，一般为120 140 ,取 INNER LIMIT ANGLE