发布时间 : 星期六 文章发变组（含高备变）整定值计算更新完毕开始阅读
(1) 各侧二次电流及平衡系数计算
各侧二次电流计算（选主变低压侧为基准侧） 高压侧：I1n2=（720×103）/（536×3）/（1500/1）=775,5/1500=0.517A
TA变比1500/1, TA为完全星形YN接线方式
低压侧(发电机) I2n2=（720×103 ）/（20×3）/（25000/5）=20784.6/5000=4.1569A
TA变比25000/5, TA为完全星形YN接线方式
高厂变高压侧：同发电机侧I3n2=4.1569A
TA变比25000/5, TA为完全星形YN接线方式
脱硫变高压侧: 同发电机侧I3n2=4.1569A
TA变比25000/5, TA为完全星形YN接线方式
平衡系数
低压侧平衡系数KPH1=1 高厂变分支平衡系数KPH1=1 脱硫变分支平衡系数KPH1=1
高压侧平衡系数KPH2=4.1569 /(3×0.517)=4.642 (2) 确定差动最小动作电流（以主变低压侧为基准侧）
1)按躲过正常最大负荷时的不平衡电流计算。差动保护基本词(主变低压侧或发 电机中性点侧)额定二次电流IL.N=4.1569A,△u=0, △m=0,得 Iop.0= KrelIunb.n= Krel(Ker+△u+△m) ×ITN/na=1.5(0.06+0+0)4.1569=0.374A 2) 按躲过远区外短路时的不平衡短路计算。△u=0, △m=0,得 Iop.o=Krel（Kap×Kcc×Ker+△u+△m）ITN =1.5（1.5×1.5×1×0.06+0+0）4,1569=0.561A 根据经验取Iop.o=0.5 ITN =2.078A 取2.1A
(3) 确定最小制动电流
Ires.o=0.7 ITN =0.7×4.1569=2.909A 取3A
(4）动作特性折线斜率整定
最大动作电流Idop.max按躲过区外三相短路最大不平衡电流Iunb.max计算500KV
(3)
侧短路（差动保护区外）时的最大短路电流I(K3.)max=I(3) k1(1-2)=57716A[Ik1(1-2)见1.1.4.2.1-(2)]
I(K3.)max?2=57716/5000=11,54A=Ires.max
∴Idop.max=Krel（Kap×Kcc×Ker+△u+△m）I(K3.)max?2=1.5（2×1×0.1+0+0）11.54=3.462A
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则S=（Idop.max－Iop.o）/（Ires.max－Ires.o）=（3.462-2.1）/（11.54-3）=0.159 根据保护装臵厂家建议取S=0.5 (5）比率制动差动保护灵敏度校验 ·发电机未并网前在主变高压侧两相短路时的短路电流为0.866×11.54=10A 制动电流为
1|I1,I2,I3…In|=10 Ires=max2·在Ires下的动作电流
Iop=Iop.o+S（ I(K2)-Ires.o）=2.1+0.5（10-3）=5.6A 灵敏度Ksen=I(K2)/Iop=10 /5.6=1,78
未并网前主变高压侧两相短路时的灵敏度为 Ksen=10/3.1=3.22>2 (6）二次谐波制动比
根据制造厂建议,对于大型发电机变压器组(发电机机端没有断路器)取 η=0.19 (7）TA断线不闭锁差动保护
差动电流回路断线解闭锁动作电流 Iun.I=1.2 ITN
退出(解除) 差动电流回路断线闭锁差动保护功能,差动电流回路断线保护仅 作用于发信号。 (8)差电流速断保护 1) 动作电流
根据制造厂建议,对于远离系统发电机变压器组(发电机机端没有断路器)取
Iop=4 ITN =4×4.1569=16.62A 2) 灵敏度校验
发变组并网后系统最小运行方式下出口二相短路时系统供给的最小短路电流为 I(2) k.min=0.866(IB-525/X1)(Uh.n/UL.n)(1/nTA)=0.866(109.9/0.0119)(536/20)(1/5000)=42.86A 灵敏系数Ksen= I(2) k.min /Iop=42.86/16.62=2.579>1.2 满足要求
3) 发一变组（主变）差动保护动作时限 top=0S 全停。
1.3.2主变高压侧低阻抗保护
TA：主变高压侧（套管TA）1250/1 TV：500KV侧（500/3）/0.1/3/0.1KV
保护:偏移阻抗继电器，指向500KV母线和部分线路长
保护装臵制造厂建议阻抗园整定为过原点的下抛园,即正向阻抗ZF=0,反向阻抗 为ZB。
线路（沈康线）: 距离I段一次阻抗值Z1=0.8×31.79=25.4Ω 取25Ω。t1=0.3 s
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沈康线对端距离Ⅱ段延时 t2=1.5
待沈康线线路两端距离保护正式整定值确定后再进行修正
1.3.2.1 低阻抗保护动作阻抗
低阻抗保护动作特性见图8 (三元件,相间电压,0°接线)
1.3.2.2 按保护装臵制造厂建议整定动作阻抗
低阻抗保护动作阻抗的方指向线路侧(500KV母线),按与沈康线路康平电厂侧距 离I段和沈康线沈北变电所侧距离Ⅱ段时限相配合整定,保护装臵制造厂建议动作阻抗
(1) Zop=ZB=(4~5)ZT
式中 ZT—主变阻抗(一次值) ZT=0.14×5362/720=55.86Ω Zop.j=4×ZT=4×55.86×1250/5000=55.6Ω 二次值 正向阻抗 ZF=0 (2) I段延时 t1=1.5 s 躲过系统最大振荡周期 Ⅱ段延时 t2=2 s
1.3.2.3按指向高压母线(反向ZB)和指向#1主变(正向ZF)整定动作阻抗, 见图9
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指向高压母线(反向ZB),与沈康线(康平电厂侧) 距离I段配合整定,因其功 能主要是当500KV母差保护停用时作母线相间短路的后备保护,所以其保护范围 不必伸入太远(一般设定为1.5KM),目前仅有一条500KV、每相四分裂、约110KM 长线路与系统相联,且#2机组目前未发电,可不计助增系数。
Zop.B.1=L ×Z1=1.5×0.29=0.435Ω
式中Z1—500KV线路正序阻抗(Ω/KM)
则指向高压母线侧二次动作阻抗整定值ZB= Zop.B.2= ZB=0.435×1250/5000=0.1087Ω (1) 指向变压器(正向ZF)的动作阻抗整定值
指向变压器的保护范围可以大一些,一般可以保护至主变低压侧,但不必太多 的伸入高压厂用变压器。 Zop.F.1=ZF=2 ZT=2×55.86=111.72Ω 一次值 (2) 保护高压厂用变 范围(%)=(Zop.F.1- ZT)/Zt×100=(111.72-55.86) ×100/1144.9
=5.34%
式中Zt=0.1855×5362/51=1044.9Ω 高厂变归算至主变高压侧额定电压阻抗值Ω ∴当Zop.F.1=111.72Ω时,可保护至主变低压侧,但不可能伸入高压高厂变的低 压侧
(3）指向变压器侧二次动作阻抗整定值为
Zop.F.2= Zop.F.1×na/nv=111.72×1250/5000=27.93Ω。 (4) 动作时限
躲系统震荡（线路距离I段t=0.85） t1＝1.5Ｓ 跳本机组500KV侧断路器 t2=2 s 全停。
1.3.2.4. 过电流闭锁电流元件 (电流取自主变高压侧1250/1 TA二次)
Iop·IT· na）=1.15×775.5/(0.95×1250)=0.75A。取 0.8A。 j＝Ig＝KreL×N/（Kre× 1.3.2.5 负序电流 Iop·775.5/1250=0.093A 取0.1A j＝I2g＝0.15×
说明:东北电力设计院保护图未配臵低阻抗保护,但配臵有主变过电流保护(电
流取自主变本体套管TA二次, na=1250/1),建议以此低阻抗保护代替主变过电流保护。
1.3.3主变高压侧零序电流保护 由调度部门提供整定值
1.3.4主变高压侧断路器失灵启动保护
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