三峡右岸电站发变组保护整定计算书_WFB-800

第一篇 三峡右岸电站发变组保护整定用短路电流计算
一、为发电机、变压器（包括升压主变、高厂变、励磁变）继电保护整定用的短路计算比较简单，短路形式有：两相和三相短路、单相接地短路，根据保护原理的要求，选定最大运行方式和最小运行方式。

保护短路计算用系统等效电路和参数如图1所示，图中标么电抗均以发电机额定容量（777.8MVA ）为容量基值（MVA 8.777=
S ）。

500kV #22#21#23#24#25#26
#15～#20图1 全厂等值电路图（正、负序，MVA 8.777=B S ）
注：正序阻抗/零序阻抗，最小运行方式
最大运行方式
；最大运行方式：500kV 系统为最大，本厂12台机；
最小运行方式：500kV 系统为最小，本厂1台机。

发电厂设备的原始参数（括号内的数值为换算后的标么值，MVA 8.777=B S ）
： 1）#21～#22发电机（ALSTOM 机组）：700MW ，777.8MVA ，)203.0(203.0'
'=d X ；
#21～#22主变：840MVA ，)156.0(16838.0=T X ； #22高厂变：15MVA ，)111.3(06.0=T X ；
#21～#22励磁变：8.115MVA ，)668.7(08.0=T X 。

2）#23～#26发电机（HEC 机组）：700MW ，777.8MVA ，)205.0(205.0''=d X ；
#23～#26主变：840MVA ，)156.0(16838.0=T X ； #24高厂变：15MVA ，)111.3(06.0=T X ；
#23～#26励磁变：8.775MVA ，)091.7(08.0=T X 。

二、#24（HEC ）发变组保护整定用等值电路
#24
K 2
K
图2 #24发变组保护整定用等值电路图（MVA 8.777=B S ）
1、最大运行方式：
)
156.0205.0(3
1
//)156.0203.0(41//)156.02.0(41//0459.0min .+⨯+⨯+⨯=S X 0191.01203.0//08975.0//089.0//0459.0==； 2、最小运行方式：0614.0max .=S X 。

三、高厂变、励磁变保护整定用等值电路
2174
.01751.00.205
#24
7.091
励磁变
3.111
高厂变
图3 高厂变、励磁变保护整定用等值电路图（MVA 8.777=B S ）
第二篇 发电机保护定值整定计算书
2.1 发电机额定数据（HEC ）
MVA 8.777=gn S ，MW 700=gn P ，9.0cos =n ϕ，kV 20=gn U ，A 22453=gn I ，V 5.457=fdn U ，A 5.4147=fdn I ，802=P ，定子绕组每相分支数为8，Hz 50=n f ，励磁方式为自并励。

2.2 发电机设计参数
∙ 发电机定子绕组每相对地电容μF/4.07μF 668.3（无/有GCB ）；主变高低压绕组耦合电容nF/ph 81.9=M C 。

∙ 821.0/945.0=d X （不饱和值/饱和值，下同），281.0/301.0'=d X ，205.0/247.0''=d X 。

∙ 649.0/691.0=q X ，649.0/691.0'=q X ，243.0/259.0''=q X 。

∙ 22.0/253.02=X ；124.00=X 。

∙ 09.02=∞I ，s 40)(22=t I A 。

∙ 定子绕组过负荷能力： (%)/gn I I ：
160 150 140 130 120 115 110 105 )s (t ： 98
120
158
220
360
480
连续
连续
∙ 转子绕组过负荷能力：
(%)/fdn fd i i ：160
150 140 130 120 115 110 105 )s (t ： 100
112
158
220
340
500
连续
连续
∙ 发电机过激磁曲线： 过激磁倍数：1.35
1.3 1.2 1.15 1.1 1.05 )min (t ： 0
2.5
7.5
30
连续
∙ 强励倍数及时间：2.096倍/20s 。

2.3 发电机完全纵差保护
零序电流型横差
图1 三峡右岸发电机（HEC 机组）主保护配置方案
2.3.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A ；
中性点侧两分支CT （分别称为中性点侧分支1CT ——取自每相1、3、5、7分支组电流，中性点侧分支2CT ——取自每相2、4、6、8分支组电流）：均为TPY-15000/1A 。

2.3.2 CT 平衡系数及基准电流b I 的计算
选取机端侧为基准侧，则机端CT 的平衡系数为11=K ，中性点侧分支1CT 的
平衡系数为5.01/30000
1/15000
2=
=
K ，中性点侧分支2CT 的平衡系数为5.01/30000
1/150003==K 。

基准电流b I 为：A 75.01/3000022453
1/30000===
=gn e b I I I （gn I 为发电机额定电流，e I 为发电机二次额定电流）。

0.res I e
I 4.op I .7.1op I op
I res I 0
图2 发电机比率差动保护的动作特性
2.3.3 最小动作电流0.op I
按发电机负载条件下，完全纵差保护最大不平衡电流为整定条件；根据保护装置说明书，取0.op I 为b I 3.0。

开机负载条件下实测不平衡电流大小。

2.3.4 最小制动电流0.res I
0.res I 的大小，决定保护开始产生制动作用的电流的大小；根据保护装置说明书，取0.res I 为b I 8.0。

2.3.5 比率制动特性中间段斜率S
应按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定，根据保护装置厂家建议，取S 为0.4。

2.3.6 比率制动特性最大斜率及其起始位置的确定
根据保护装置说明书，比率制动特性最大斜率及其起始位置由装置内部固定为0.6和e I 4。

2.3.7 灵敏度校验
机端最小两相短路时e e d I I I 22.4205
.01
866.0min .=⨯⨯
=，e res I I 11.2=，∵e res res I I I 40.<<，∴e e r e s r e s op op I I I I S I I 824.0)]8.011.2(4.03.0[)(0.0.=-⨯+=-+=，则5.112.5824.0/22.4>==sen K ，合格！
2.4 发电机不完全纵差保护一
2.4.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A ；
中性点侧分支1CT （取自每相1、3、5、7分支组电流）：TPY-15000/1A 。

2.4.2 CT 平衡系数及基准电流b I 的计算
选取机端侧为基准侧，则机端CT 的平衡系数为11=K ，中性点侧分支1CT 的
平衡系数为11
/300001
/15000482=⨯
=K 。

基准电流b I 为：A 75.01/3000022453
1/30000===
=gn e b I I I （gn I 为发电机额定电流，e I 为发电机二次额定电流）。

2.4.3 最小动作电流0.op I
按发电机负载条件下，不完全纵差保护最大不平衡电流为整定条件；根据保护装置说明书，取0.op I 为b I 3.0。

开机负载条件下实测不平衡电流大小。

2.4.4 最小制动电流0.res I
0.res I 的大小，决定保护开始产生制动作用的电流的大小；根据保护装置说明书，取0.res I 为b I 8.0。

2.4.5 比率制动特性中间段斜率S
应按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定，根据保护装置厂家建议，取S 为0.4。

2.4.6 比率制动特性最大斜率及其起始位置的确定
同2.3.6。

2.4.7 灵敏度校验
相比于完全纵差保护而言，不完全纵差保护既可以反应相间短路，又能动作于匝间短路，其灵敏度分析参见清华大学电机系提交长江勘测规划设计研究院的研究报告——《三峡右岸电站发电机(哈电机组)内部故障主保护配置方案研究报告》（表3～表6）。

2.5 发电机不完全纵差保护二
2.5.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A ；
中性点侧分支2CT （取自每相2、4、6、8分支组电流）：TPY-15000/1A 。

2.5.2 CT 平衡系数及基准电流b I 的计算
选取机端侧为基准侧，则机端CT 的平衡系数为11=K ，中性点侧分支2CT 的
平衡系数为11
/300001
/15000482=⨯
=K 。

基准电流b I 为：A 75.01/3000022453
1/30000===
=gn e b I I I （gn I 为发电机额定电流，e I 为发电机二次额定电流）。

2.5.3 最小动作电流0.op I
同2.4.3。

2.5.4 最小制动电流0.res I
同2.4.4。

2.5.5 比率制动特性中间段斜率S
同2.4.5。

2.5.6 比率制动特性最大斜率及其起始位置的确定
同2.3.6。

2.5.7 灵敏度校验
同2.4.7。

2.6 发电机完全裂相横差保护
2.6.1 CT 型号及变比
中性点侧分支1CT （取自每相1、3、5、7分支组电流）：TPY-15000/1A ； 中性点侧分支2CT （取自每相2、4、6、8分支组电流）：TPY-15000/1A 。

2.6.2 CT 平衡系数及基准电流b I 的计算
选取中性点侧分支一为基准侧，则中性点侧分支1CT 的平衡系数为11=K ，
中性点侧分支2CT 的平衡系数为11/150001
/15000442=⨯
=K 。

基准电流b I 为：A 75.01/1500022453
841/1500084=⨯=⨯
==gn e b I I I （gn I 为发电机额
定电流，e I 为基准侧分支的二次额定电流）。

2.6.3 最小动作电流0.op I
按发电机负载条件下，完全裂相横差保护最大不平衡电流为整定条件；根据保护装置说明书，取0.op I 为b I 3.0。

开机负载条件下实测不平衡电流大小。

2.6.4 最小制动电流0.res I
0.res I 的大小，决定保护开始产生制动作用的电流的大小；根据保护装置说明书，取0.res I 为b I 8.0。

2.6.5 比率制动特性中间段斜率S
应按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定，根据保护装置厂家建议，取S 为0.4。

2.6.6 比率制动特性最大斜率及其起始位置的确定
同2.3.6。

2.6.7 灵敏度校验
同2.4.7。

2.7 发电机单元件横差保护
2.7.1 CT 型号及变比
5P30-1500/1A 。

2.7.2 动作电流op I
∙ 应加强三次谐波阻波能力（1003≥K ）； ∙ 保护的动作判据为：set op I I ≥
根据《导则》，取A 75.01
1500
/
2245305.0/%5=⨯==a gn set n I I ，延时0.5s 动作于停机。

∙ 经讨论增设报警段，其定值为A 45.01
1500
/
2245303.0/%3=⨯=a gn n I ，延时
1.0s 动作于信号。

∙ 密切关注灭磁开关跳闸和主断路器断开甩负荷试验条件下，零序电流型横差保护的动作行为，必要时应提高动作定值。

2.8 发电机复合电压过流保护
2.8.1 CT/PT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A ；机端PT ：
V 3
/1003
/20000。

2.8.2 过流元件整定值op I
A 0.11
30000
/224539.02.1/=⨯==
a gn r rel op n I K K I ， 校核主变高压侧母线两相短路时过流元件的灵敏度：
A 07.230000122453)]156.0205.0/(866.0[3
2)
2(min
.=⨯⨯+⨯=K I ， 07.20.1/07.2==sen K ，合格。

2.8.3 低压元件整定值op U ∙ 在实际可能出现的正常低电压min U 下不误动（n U U 9.0min =）
n r rel op U K K U U 71.0)10.115.1/(9.0)/(min =⨯==。

∙ 发电机失磁故障时不应误动n op U U )6.0~5.0(=。

∙ 最终取n op U U 6.0=，二次值为V 601006.0=⨯（线电压）。

∙ 校核主变高压侧母线三相短路时低电压继电器的灵敏度：
2.139.1156
.0205.01
156.06
.0>=+⨯
=sen K ，合格。

2.8.4 负序电压元件整定值op U .2
避越正常运行时的不平衡负序电压整定，通常取：n op U U 08.0.2=，二次值为V 62.43/10008.0=⨯（三相相电压）。

.0=a
U a U c
⋅ 5.
当500kV 侧两相短路时，20kV 侧三相相电压为：n a U U 5.0=，0=b U ，
n c U U 5.0-=，则20kV 侧负序电压为：n U U 3/5.02=，
61.3)08.0/(3
5.0==sen K ，很灵敏。

当20kV 侧两相短路时，20kV 侧三相相电压为：n a U U 0.1=，n b U U 5.0-=，n c U U 5.0-=，则20kV 侧负序电压为：n U U 5.02=， 25.6)08.0/(5.0==sen K ，也很灵敏！
2.8.5 延时整定
应与系统保护配合，取：s 3=t 。

补充资料： *
11,d Y n 变压器在Y 侧BC 两相短路，∆侧电压的分析（额定线电压标么值为1.0）
2
1=-=b a ab U U U ，21
=-=c b bc U U U ，1-=-=a c ca U U U ， b b c b a c b a bc ab U U U U U U U U U U 3320-=-++=+-==-，
∴相电压0=b U ，2/1=a U ，2/1-=c U ，而线电压ab U 、bc U 、ca U 均≠0。

a b c
A B C
1-1/2-1/2
3
2/1-==C B U U
3A
U 2
1A A U =
2.9 发电机定子绕组对称过负荷保护
2.9.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A 。

2.9.2 定时限特性
定时限部分按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定：
a
r gn
rel
op n K I K I = 式中，rel K 为可靠系数，取1.05；r K 为返回系数，取0.95；a n 为CT 变比。

得A 83.01/3000095.022453
05.1=⨯⨯
=op I ，考虑到机组将长期运行在840MVA ，取A 85.01
/3000022453
13.1=⨯=op I 。

保护延时（5s ）动作于信号（有条件时可动作于自动减负荷）。

2.9.3 反时限特性
反时限过负荷保护的动作特性，即过电流倍数与相应的允许持续时间的关系，由发电机制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定。

1
2*-=I K
T ，式中K 为定子绕组热容量系数，取150（依据制造厂提供的发电
机过负荷曲线）；*I 为以定子额定电流为基准的标么值。

2
3
图3 发电机定子绕组对称过负荷反时限动作曲线图
反时限跳闸特性的上限电流*
max .op I 按机端三相金属性短路的条件整定：
878.4205
.01
*max .==
op I ， 此时对应的时间T 为6.6s ，故取反时限上限延时定值s 6.62=t 。

反时限动作特性的下限电流szd I 按与定时限保护配合的条件整定：
a
r gn
rel
c op c op n K I K K I K I
00*
min
.== 式中，0c K 为配合系数，取1.05，其余参数同2.9.2。

得A 89.0*min .=op I ，对应的s 8.367
3=t 。

校核对称过负荷保护的反时限特性：
gn I I /：160
150 140 130 120 115 110 105
)s (t ： 98
120
158 220 360 480 连续 连续
)s (T : 96.2
120 156.3 217.4 340.9 465.1 714.3 1463.4
2.10 发电机转子表层负序过负荷保护
2.10.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A 。

2.10.2 定时限特性
动作电流按发电机长期允许的负序电流∞2I 下能可靠返回的条件整定：
a
r gn
rel op n K I I K I ∞=
2 式中，rel K 为可靠系数，取1.05；r K 为返回系数，取0.95；a n 为CT 变比。

得A 074.01
/3000095.022453
09.005.1=⨯⨯⨯=
op I 。

保护延时（5s ）动作于信号。

2.10.3 反时限特性
负序反时限过负荷保护的动作特性，由发电机制造厂家提供的转子表层允许的过负荷能力确定。

min max
图4 发电机转子表层负序过负荷保护的动作特性
2
2*2222*209
.040
-=-=
∞I I I A t ，式中A 为转子表层承受负序电流能力的时间常数，取40s （依据哈尔滨电机厂提供的技术数据）；*2I 为发电机负序电流的标么值。

保护下限电流定值min .op I ，按与定时限保护配合的条件整定：
a
r gn
rel c op c op n K I I K K I K I ∞==20
0min .
式中，0c K 为配合系数，取1.05，其余参数同2.10.2。

得A 078.0min .=op I ，延时根据《导则》取为1000s ，即s 1000max =t 。

校核发-变组500kV 出线首端两相短路时，转子负序过负荷保护是否抢先于500kV 线路保护动作？
385.1)
156.0205.0(21
121*2=+⨯=+=X X I ，s 9.2009.0385.14022=-=
t 。

显然，500kV 出线首端两相短路时，转子表层负序过负荷保护的动作延时20.9s 不会抢先于线路保护动作。

反时限上限延时按机端两相短路最大2I 决定，44.2205
.021
max .2=⨯=
I ，s 73.609.044.240
2
2=-=t ，取s 0.6min =t ，则对应的动作电流为： gn gn gn I I I I A I 58.209.067.66
22
2max .2=+=⨯+=∞。

2.11 发电机定子绕组单相接地保护（24F ，有GCB ）
2.11.1 基波零序电压定子接地保护 动作判据为op U U >0（动作于跳闸）。

式中，0U 为发电机中性点零序电压，op U 为零序电压定值。

按《导则》要求，取V 5=op U ，但应检查下列情况：
（1）发电机正常运行时，中性点位移电压03U 应小于5V （二次值）；
（2）10.5kV 厂用系统单相接地故障，发电机机端或中性点零序电压应小于5V （二次值），否则提高定值； （3）500kV 侧接地短路，设有高压侧基波零序电压kV 1443/5005.00=⨯=H U （取较大值），此电压通过主变高低压绕组间耦合电容nF 81.9=M C 传递到发电机机端有0U 为：
905
.410
905.410//07.410//6.1643905
.410//
07.410//6.1643kV 1449
969
60⨯+
⨯⨯⨯⨯⨯⨯⨯=ωωωωωj j j j j U 8
.6489498.648949-//1.782-93.8//48
.648949-//1.782-//8.493kV 144j j j j j -⨯=
8
.649172-352.8223
-352.8kV 1448.6489492.781-//8.4932.781-//8.493kV 144j j j j j ⨯=-⨯=
V 58.92=，
V 8.020
3
1.058.92)(0≈⨯⨯
=二次U ，故取V 5=op U 。

144kV
Ω
⨯6.1643 4.905nF
图5 传递电压计算用近似简化电路（零序单相等值电路）
注：发电机中性点接地电阻一次值Ω=⨯⨯6.164)]9.03/(20[0.12。

（4）动作延时取为0.5s 。

附1：主变高低压绕组间耦合电容值的计算
根据三峡梯调中心整理的数据（如下表所示）和下图所示的实验电路，得
⎪⎩
⎪
⎨⎧=+==⇒=+=+0pF 5561C3C19.81nF 9810pF C20pF 5560
C3C2pF 19630
21C C 。

铁心
油箱
C3C2C1
L.V
H.V
附2：采用Matlab 计算软件对500kV 侧接地短路时，通过主变高低压绕组间耦
合电容传递到发电机机端的零序电压计算值0U 进行校核：
源程序（test1）：
%：输入C1、C2、Zn 、E E=144e3; Zn=493.8; C1=4.07e-6; C2=4.905e-9; w=100*pi;
z=1.0/Zn+j*w*C1+j*w*C2; z=1.0/z;
U0=E*z/(z+1.0/(j*w*C2)); abs(U0);
计算结果： >> test1 >> abs(U0) ans =
92.5869 >>
2.11.2 外加20Hz 电源定子接地保护
由于三峡右岸发电机对地电容非常大（有GCB 的哈电机组每相对地电容值高达μF 07.4），导致接地变二次电阻值非常小（要求不大于发电机对地容抗二次值），绝大部分20Hz 电流从接地变二次电阻回路流过。

通过分析发现，保护装置在过渡电阻小于k Ω1时能够准确识别，可靠动作；而在过渡电阻大于k Ω5后则不能正确识别过渡电阻，注入式20Hz 电源定子接地保护对于三峡右岸发电机定子单相接地保护的灵敏度不太理想。

另设基波零序过流元件作为外加20Hz 电源定子接地保护的补充，其定值为：
A 25.25
/2001900
1.0.50=⨯⨯=⨯⨯=ICT b n set K R U I α，延时0.5s 。

式中，b R 为中性点接地变压器的二次电阻，n U 为配电变压器二次额定电压，ICT K 为配电变压器二次回路小CT 的变比。

2.12 发电机定子过电压保护
按《导则》，取
V 1303
/1003
/20000200003.13.1=⨯==v gn op n U U ，延时0.3s （可控硅励磁）动作于解列灭磁。

2.13 发电机过励磁保护
2.1
3.1 定时限特性
信号段：08.1==n
B B
N ，s 5=t 。

2.1
3.2 反时限特性
根据机组厂家提供的发电机过励磁能力曲线（如图6所示），输入下列八组定值：（1.10,1800s ），（1.12,1200s ），（1.14,600s ），（1.15,450s ），（1.16,300s ），（1.20,150s ），（1.22,60s ），（1.25,5s ）。

图6 HEC 发电机过激磁曲线
2.14 发电机失磁保护
失磁保护整定的基本参数：
发电机：281.0'
=d X ，821.0=d X ，649.0=q X （MVA 8.777=B S ）； 系统联系电抗（包括升压变压器电抗，对应于最小运行方式）：
2174.0=S X （MVA 8.777=B S ）。

一次电抗有名值：
发电机：Ω=⨯=⨯⨯=1445.05143.0281.0453
.22320281.0'
d
X ， Ω=⨯=422.05143.0821.0d X ，Ω=⨯=334.05143.0649.0q X ； 系统： Ω=⨯=1118.05143.02174.0S X 。

二次电抗有名值：
发电机：Ω=⨯=⨯=68.211501445.01
.0/201/300001445.0'
d
X ， Ω=⨯=3.63150422.0d X ，Ω=⨯=1.50150334.0q X ； 系统： Ω=⨯=77.161501118.0S X 。

2.14.1 静稳极限励磁电压主判据（P -fd U ）
其动作判据为：
)(t set fd P P K U -≤（若实际励磁电压小于静稳极限所必需的最低励磁电压，
失磁保护就动作），
式中，P 为发电机有功功率（单位MW ）；t P 为发电机凸极功率（由凸极效应，
即纵、横轴磁阻不相等所引起）：)(22
∑
∑-⨯=q d q d S
t X X X X U P
MW 96.73)
1118.0334.0()1118.0422.0(334
.0422.02202=+⨯+-⨯=，对应的二次值为
W 33.121
.0/201/300001096.736
=⨯⨯=t P （对应于图7中的a 点）；set K 为整定系数，即
P U fd -平面上动作特性直线（如图7所示）的斜率。

0)(t P P a
图7 P U fd
-及定励磁低电压判据动作特性
set K 的整定如下所示：
V/W
16.2100
100247
)77.163.63(979.096.73700700)(00=⨯⨯+⨯⨯-=+⨯-=d S fd S d n t n n set E U U X X C P P P K 式中，S U 为归算到发电机机端电压的无穷大系统母线电压值（二次值）：
V 100)1.0/20/(10203=⨯=S U ；0d E 为发电机空载电势（二次值）：V 100)1.0/20/(102030=⨯=d E ；0fd U 为发电机空载励磁电压：V 2470=fd U ；n C 为修正系数（由465.996.73/700/===t n n P P K 查n n C K -表或n n C K -曲线得到）：979.0=n C 。

C K -表
静稳边界阻抗圆（如图8所示）的整定： Ω==77.161S A X Z ，Ω-=-=1.501q B X Z 。

R
为防止该判据在发电机出口经过渡电阻发生相间短路以及发电机正常进相运行时的误动作，用阻抗扇形圆动作判据（采用︒0接线方式）去匹配发电机静稳边界阻抗圆，将静稳边界阻抗圆在第一、第二象限的动作区切除，扇形与R 轴的夹角为︒︒15~10。

2.14.3 定励磁低电压辅助判据
励磁低电压判据：set fd fd U U .≤， 式中，s
e
fd U .为励磁低电压动作整定值，一般取
V 6.1972478.08.00.=⨯==fd set fd U U （发电机空载额定励磁电压0fd U 为247V ）。

2.14.4 机端三相电压辅助判据
取机端三相电压，本判据主要用于防止由发电机失磁故障引发的厂用系统不能正常工作，其三相同时低电压动作判据为：
v gn ph op n U U /85.03.=（调度要求失磁发电机可靠跳闸）， 式中，gn U 为发电机额定电压；v n 为机端PT 的变比。

得V 853.=ph op U 。

1.
图9 失磁保护原理框图
2.15 发电机失步保护
发电机失步保护主要是检测振荡中心位于发变组内部的失步振荡，所以500kV 系统等值电抗应取0191.0min .=S X （MVA 8.777=B S ）。

分析基于#24机对无穷大系统的简化双机系统。

失步保护整定基本参数：
发电机：281
.0'
=d X （MVA 8.777=B S ）；变压器：156.0=T X （MVA 8.777=B S ）； 系统： 0191.0min .=S X （MVA 8.777=B S ）。

二次电抗有名值：
发电机：Ω=⨯=⨯⨯⨯=68.2114.77281.01
.0/201
/30000453.22320281.0'
d
X ；
变压器：Ω=⨯=03.1214.77156.0T X ； 系统： Ω=⨯=47.114.770191.0S X 。

失步保护特性由三部分组成，见图10。

2.15.1 遮挡器特性的整定
Ω=+=5.13T S st X X Z ，Ω=68.21'
d X ，︒=85φ。

2.15.2 透镜内角α的整定
采用保护装置生产厂家的推荐值︒=120α，可检测到的最大滑差频率为：
Hz 7.6)1801201(20)1801(20max .=︒
︒
-⨯=︒-⨯=αs f 。

R
jX
图10 失步保护动作特性
2.15.3 电抗线c Z 的整定
Ω=≈=83.109.09.0T T c X Z Z 。

2.15.4 跳闸允许电流的整定
跳闸允许电流取自发电机机端CT ，机端断路器的额定开断电流为160kA （可承受3.0s ），按照断路器额定开断容量的85%计算跳闸允许电流值：
A 53.430000
1
%85)A 10160(3=⨯⨯⨯。

2.15.5 启动电流的整定
取A 6.01
/300008.0==
gn
qd I I 。

2.15.6 失步保护滑极定值的整定
按调度要求，区内滑极数整定为2次，动作于跳闸。

2.16 发电机逆功率保护
根据三峡左岸电站的运行经验，导水叶关闭后，水轮机的叶片在水面以下，逆功率保护的动作值为：MW 3570005.0%5=⨯==gn set P P ，
对应的二次值为W 83.5)1.0/201/30000/(MW 35=⨯=set P 。

逆功率保护I 段经关导水叶接点闭锁，延时1.0s 动作于解列灭磁；II 段不经关导水叶接点闭锁，延时15s 动作于解列。

经讨论增设逆功率保护报警段，其定值为MW 2170003.0%3=⨯=gn P ， 对应的二次值为W 5.3)1.0/201/30000/(1MW 2=⨯。

运行中若出现逆功率保护拒动，应适当调整定值。

2.17 发电机误上电（即突加电压）保护
该保护作为发电机停机状态、盘车状态及并网前机组起动过程中错误闭合断路器时的保护；保护装在机端，瞬时动作于解列灭磁。

保护由过流元件和低阻抗元件组成。

2.17.1 低阻抗元件的整定
低阻抗元件的动作圆半径set Z ，按正常并网瞬间发电机输出最大电流（如果精确并网，则0=I ；考虑同期允许相角差，取gn I I 3.0=）时低阻抗元件不动作来整定：
Ω=⨯⨯⨯⨯=⨯
⨯=
7.205150453.223.0320
8.01.020/1300003.038.0)(gn
gn set I U Z 动作阻抗， Ω=⨯=85.17485.0)(.set R set Z R 动作电阻。

2.17.2 过流元件的整定
当发电机在盘车状态下误合闸，此时流过发电机机端的最小电流为：
1.77A 1
30000
/22453205.0156.00614.01=⨯++。

过电流定值按上述最小电流的%50整定，即取为A 89.0，对应的0.2=sen K 。

2.18 发电机轴电流保护
如果轴电流密度超过0.2A/cm 2，发电机转轴轴颈的滑动表面和轴瓦就可能被损坏，为此可装设轴电流保护。

2.19 发电机转子一点接地保护
反应发电机转子对大轴绝缘电阻的下降，保护采用切换采样原理（乒乓式）。

根据已颁布执行的《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285-2006）的规定，转子一点接地保护应延时（5.0s ）动作于信号（接地电阻定值取k Ω5），宜减负荷平稳停机。

2.20 励磁绕组过负荷保护
2.20.1 CT 型号及变比
励磁变低压侧CT ：5P-5000/1A 。

2.20.2 额定电流的整定
该保护的额定电流即为考虑整流比系数（fd I I /~，对于三相可控硅整流取0.85）的转子额定电流的二次值：
A 71.05000
5.414785.01/500085.0=⨯==fdn e I I 。

2.20.3 定时限特性
动作电流按发电机正常运行的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定：
a
r fdn rel
a r rel op n K I K n K I K I 85.0~
== 式中，rel K 为可靠系数，取1.05；r K 为返回系数，取0.95；fdn I 为发电机额定
励磁电流；a n 为励磁变低压侧CT 变比。

得A 78.01
/500095.05
.414785.005.1=⨯⨯⨯
=op I 。

保护延时5s 动作于信号，有条件的动作于降低励磁电流。

2.20.4 反时限特性
反时限过负荷保护的动作特性，即过电流倍数与相应的允许持续时间的关系，由发电机制造厂家提供的转子绕组允许的过负荷能力确定。

12*-=fd I K
T （*），式中，K 为转子绕组过热常数，按厂家给定值取为150；*
fd I 为以转子额定电流为基准的标么值。

校核电机厂提供的发电机转子绕组过负荷能力曲线：
(%)/fdn fd i i ：160 150
140 130 120 115 110 105
)s (t ： 100 112
158 220 340 500 连续 连续 T(s)： 96.2 120 156.3 217.4 340.9 465.1 714.3 1463.4
T 与t 基本一致，只有5.1/=fdn fd i i 时s 112120>=T ，但定时限部分在1.1/=fdn fd i i 时已动作于发信减磁（延时5s ）
，所以没有不安全之虑！ 反时限动作特性的下限电流min .op I 按与定时限保护配合的条件整定：
a
r fdn
rel
c op c op n K I K K I K I 85.000min .==，
式中，0c K 为配合系数，取1.05，其余参数同2.20.2。

得A 82.0min .=op I ，对应
的s 5.4323=t 。

2.21 机端断路器（GCB ）失灵保护
2.21.1 CT 型号及变比
机端CT ：TPY-30000/1A 。

经t 1t 2出口
图11 断路器失灵保护逻辑框图
2.21.2 失灵保护定值和延时的整定 失灵保护相电流元件定值为：
A 91.0)1/30000/(2245395
.015.1.=⨯=op I φ。

按500kV 母线两相短路校验sen K ：
28.291.0/300001
22453)]156.0205.0/(866.0[3
2=⨯⨯+⨯=sen K 。

失灵保护的负序和零序电流定值为：
A 11.0130000/15.0.2==gn op I I ，A 11.01
30000
/15.0.0==gn op I I 。

失灵保护设两段延时，取为： s 1.01=t （再跳本断路器）
，s 3.02=t （跳相邻断路器）。

2.21.3 失灵保护负序和零序电流元件灵敏度的校验
对于分相操作的机端断路器，失灵保护允许只考虑单相拒动的情况，其复合序网如图12所示。

由于发电机为中性点不接地系统、主变低压侧为△接，故图12的零序网络与正序和负序网络“不通”，对应的2I 和0I 均为0。

0.2050.0614
0.2050.1560.0614
0.1291
0.156
0.1248︒∠=00.11
E δ∠=0.12
E
图12 断路器单相拒动的复合序网
当断路器两相拒动时，其复合序网如图13所示，只有正序网络和负序网络组成两相短路时的复合序网（原因同上）。

由于零序电流等于零，“两相短路接地”实为“两相短路”。

0.1=∑E （设两侧电势1E 、2
E 相差︒60），424.021==∑∑X X 。

因此，断路器两相拒动时有：
A 886.030000
22453
24224.01212=⨯⨯=+=∑∑∑X X E I ，05.811.0/886.0==sen K 。

0.205
0.0614
0.2050.1560.0614
0.1291
0.156
0.1248︒∠=00.11
E δ∠=0.12
E
图13 断路器两相拒动的复合序网
第三篇 升压变压器保护定值整定计算书
3.1 铭牌参数
MVA 840，16838.0=T X ，kV 20/%5.22550⨯-，11,d Y n ，A 7.24248/8.881。

3.2 主变差动保护
3.2.1 各侧CT 变比
500kV 侧：TPY-3000/1A ；20kV 侧：TPY-30000/1A 。

3.2.2 差动保护各侧二次额定电流
500kV 侧：A 294.0300018.881=⨯
；20kV 侧：A 808.030000
1
7.24248=⨯。

3.2.3 差动保护各侧平衡系数
按WFB-800选基准侧为500kV ，则
500kV 侧：11=K ；20kV 侧：36.0808.0/294.02==K 。

基准电流b I 为：A 294.01
/30008
.8811/3000===
=Tn e b I I I （Tn I 为主变高压侧额定电流，e I 为主变高压侧二次额定电流）。

3.2.4 二次侧电流相位和幅值补偿
各侧CT 二次均为Y 接线，接入保护装置后由平衡系数和软件自行补偿。

3.2.5 最小动作电流0.op I
b b er rel op I I m U K K I 105.0294.0)2025.0201.0(5.1)(0.=⨯⨯+⨯⨯=⨯∆+∆+=。

按《导则》要求，最终选取A 12.0294.04.04.0≈⨯=b I ，并在最大负载工况下实测最大不平衡电流，后者应小于0.12A 。

3.2.6 最小制动电流0.res I
0.res I 的大小，决定保护开始产生制动作用的电流的大小；根据保护装置说明书，取0.res I 为b I 8.0。

3.2.7 比率制动特性中间段斜率S
应按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定，根据保护装置厂家建议，取S 为0.5。

3.2.8 比率制动特性最大斜率及其起始位置的确定
根据保护装置说明书，比率制动特性最大斜率及其起始位置由装置内部调整为0.8和e I 6。

0.res I e I 6
.op I .7.1op I op
I res
I 0
e
I 3.1
图1 主变比率差动保护的动作特性
3.2.9 灵敏系数sen K 校验
差动保护区内短路最小电流为（此处Tn I 代表主变低压侧额定电流）：
Tn Tn d I I I 565.28408
.777156.0205.0866.03
2min .=⨯⨯+⨯=，Tn res I I 28.1=，
∵e res res I I I 60.<<，∴e e r e s r e s op op I I I I S I I 64.0)]8.028.1(5.04.0[)(0.0.=-⨯+=-+=，则5.101.464.0/565.2>==sen K ，合格！
3.2.10 二次谐波制动比
取二次谐波制动比为15%。

3.2.11 五次谐波制动比
取五次谐波制动比为20%。

3.2.12 差动速断保护
由于发变组之间有断路器，故存在空载条件下的合闸；切除外部短路引起的电压恢复性励磁涌流不可能很大。

下面按《导则》120MV A 及以上变压器最大励磁涌流为（2.0~5.0）倍的变压器额定电流，初选：Tn op I I 0.3=。

以500kV 侧两相区内短路校验灵敏度（由500kV 系统提供短路电流）：
Tn Tn K I I I 06.13840
8.7770614.0866.0)
2(min
.=⨯⨯=，35.40.3/06.13==sen K ，合格！ 为维持主保护比率制动特性的完整性，作为辅助保护的差动速断op I 最终取为：Tn op I I 0.5=（对应的61.20.5/06.13==sen K ）。

3.3 主变零序差动保护（建议退出）
3.3.1 各侧CT 变比
高压侧CT ：TPY-3000/1A ；中性点侧CT ：5P-300/1A 。

3.3.2 差动保护各侧平衡系数ph K
按WFB-800选基准侧为高压侧，则
高压侧：1=ph K ；中性点侧：1.01/30001
/300==
ph K 。

基准电流b I 为：A 294.01
/30008
.8811/3000===
=Tn e b I I I （Tn I 为主变高压侧额定电流，e I 为主变高压侧二次额定电流）。

3.3.3 最小动作电流0.op I
b b b er rel op I I I m K K I 03.0201.05.1)(0.=⨯⨯⨯=⨯∆+=，考虑到两侧CT 一个有暂态传变要求（TPY ）、一个没有暂态误差要求（5P ），最终选取
A 15.0294.05.05.0≈⨯=b I ，并在最大负载工况下实测最大不平衡电流，后者应小于0.15A 。

3.3.4 最小制动电流0.res I
0.res I 的大小，决定保护开始产生制动作用的电流的大小；根据保护装置说明书，取0.res I 为b I 8.0。

3.3.5 比率制动特性的斜率S
应按躲过区外三相短路时产生的最大暂态不平衡差流来整定，根据保护装置厂家建议，取S 为0.5。

3.3.6 保护定值的校核
当高厂变低压侧三相短路时，主变零序差动保护的不平衡电流为：
b K er c
c ap rel unb I I K K K K I )840
8.777111.31751.01(1.00.10.25.1)
3(max
.max .⨯+⨯⨯⨯⨯==0.085.0op b I I <=，不会造成误动！
.res I
.op I .7.1op I op
I res I 0
图2 主变零序差动保护的动作特性
3.4 零序过流保护（由国调给定）
主要作为变压器中性点接地运行时接地故障的后备，区分中性点接地方式的不同（小电抗接地和直接接地）设置不同的两种定值。

3.4.1 CT 型号及变比
主变中性点CT ：5P-300/1A 。

3.4.2 过流元件整定值
（1）主变中性点经小电抗（对应的标么值为0514.0550
8
.777202
=⨯）接地，此时流过主变中性点CT 的零序电流为：
A 16.81
300
/5503108.77730514.08.0156.02)156.0205.0(1330=⨯⨯⨯⨯+⨯+⨯+⨯=k I ，
为此零序过流保护有0.2≥sen K ，则其动作电流应为：
A 08.40.2/16.8.=≤I op I ，延时暂取3.0s 。

（2）主变中性点直接接地，此时流过主变中性点CT 的零序电流为：
A 64.91
300
/5503108.7778.0156.02)156.0205.0(1330=⨯⨯⨯⨯+⨯+⨯=k I ，
为此零序过流保护有0.2≥sen K ，则其动作电流应为：
A 82.40.2/64.9.=≤II op I ，延时暂取3.0s 。

3.5 主变方向过流保护
3.5.1 CT/PT 型号及变比
主变高压侧CT ：TPY-3000/1A ；主变高压侧PT ：
kV 3
/1.03
/550。

3.5.2 过流元件整定值op I
A 39.01
3000
/8.8819.02.1/=⨯==
a gn r rel op n I K K I ， 校核主变低压侧两相短路时过流元件的灵敏度：
A 25.113000/8.8818408.777)]156.00614.0/(866.0[3
2)
2(min
.=⨯⨯+⨯=K I ， 21.339.0/25.1==sen K ，合格。

3.5.3 方向元件的设定（建议取消）
方向元件采用90º接线，方向指向主变，保护灵敏角选择-30º。

3.5.4 延时整定
该保护在GCB 断开时投入使用，作为主变倒送电时的相间故障后备保护。

延时需躲过系统振荡，不必与厂用系统保护配合（没有灵敏度），暂取：s 0.1=t 。

3.6 主变低压侧接地保护
该保护用于发电机机端断路器开断，主变单独与500kV 系统相联。

当500kV 系统接地故障时，计算零序传递电压0L U 时发电机定子绕组每相对地电容不起作用，设有高压侧基波零序电压kV 1443/5005.00=⨯=H U （取较大值）：
905.410)905.
479.45(10)
905.479.45(10kV 1449
99
0⨯+
+⨯+⨯⨯
=ωωωj j j U L V 6.127032
.905445.794.905
kV 144=⨯+⨯=，
V 1103
/200003
/1006.127033)(30≈⨯⨯=二次L U ，太高！
此时基波零序电压保护“应该”动作，难以通过定值来躲过，只能依靠延时配合，故选取V 10=op U ，延时5.0s 动作于信号（长延时，应大于500kV 高压系统和10.5kV 厂用系统接地故障的最大切除时间）。

144kV
图3 传递电压计算用近似简化电路
附：计算主变高低压绕组之间的耦合电容值和主变低压绕组的对地电容值 根据三峡梯调中心整理的数据（如下表所示）和下图所示的实验电路，得
.79nF 4590pF 457C30pF 5561C3C19.81nF
9810pF C20pF 5560C3C2pF 19630
21==⎪⎩
⎪
⎨⎧=+==⇒=+=+，C C 。