南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程.doc

1、Q/CSG110034-2012中 国 南 方 电 网 有 限 责 任 公 司 企 业 标 准Q/CSG110034-2012南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程Guide of calculating Settings of relay protection for large generator and transformer of CSG2012-05-31 发布 2012-05-31 实施中 国 南 方 电 网 有 限 责 任 公 司 发 布Q/CSGICS 备案号：Q/CSG110034-2012目 次前 言 I1 范围 .12 引用标准 .13 总则 .14 发电机保护的整

2、定计算 .24.1 定子绕组内部故障主保护 .24.2 发电机相间短路后备保护 .74.3 定子绕组单相接地保护 .94.4 励磁回路接地保护 124.5 发电机过负荷保护 134.6 发电机低励失磁保护 174.7 发电机失步保护 194.8 发电机异常运行保护 235 变压器保护的整定计算 295.1 变压器纵差保护 295.2 变压器分侧差动保护 335.3 变压器零序差动保护 345.4 变压器相间过流保护 365.5 变压器低阻抗保护（相间、接地） 445.6 变压器零序过流保护 495.7 间隙零序电流、零序电压保护 585.8 变压器过负荷保护 595.9 变压器闭锁有载调压保护

3、 595.10 变压器过励磁保护 .596 发电机变压器组保护的整定计算 606.1 发电机变压器组的公共差动保护 606.2 相间故障后备保护 606.3 接地故障后备保护 60Q/CSG110034-2012I前 言继电保护的正确可靠动作对保证电网安全稳定有着极其重要的作用，整定计算是决定继电保护能否正确动作的关键环节之一。为发挥好继电保护保障电网和设备安全的作用，规范和指导南方电网大型发电机变压器的继电保护整定计算工作，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织制定了本标准。本标准由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出。本标准由中国南方电网有限责任公司系统运行部归口并负责解释。本标准主要起

4、草人员：何洪、孟菊芳、刘东平、蒙亮、郑发林、周红阳、赵曼勇、余江、陈朝晖、曾耿晖、赵明、王宇恩、黄仁谋、王莉、韦江平、薛庆彬本标准首次发布时间：2018 年 11 月Q/CSG110034-20121南方电网大型发电机变压器继电保护整定计算规程1 范围本标准规定了 200MW 及以上发电机与 220kV500kV 变压器的继电保护的整定计算原则和方法。适用于南方电网公司、并网运行发电企业及用户负责继电保护整定管理的单位。有关规划设计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本标准。2 引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的

5、内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程DL/T 684-1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T 559-2007 220750kV 电网继电保护装置运行整定规程3 总则3.1 本标准是发电机变压器继电保护整定计算的基本依据，设计、科研、运行、调试和制造部门应共同遵守。3.2 发电机变压器继电保护整定计算的主要任务是：在工程设计阶段保护装置选型时，通过整定计算，确定保护装置的技术规范；对现场实际应用的保护装置，

6、通过整定计算，确定其运行参数(给出定值)。从而使继电保护装置正确地发挥作用，保障电气设备的安全，维持电力系统的稳定运行。3.3 发电机变压器继电保护装置的技术性能，必须与本标准中提出的具体规定和要求相符合。3.4 发电机变压器继电保护装置必须满足可靠性、选择性、速动性及灵敏性的基本要求，正确而合理的整定计算是实现上述要求的关键。3.5 本标准不涉及发电机变压器继电保护的配置；不列举保护装置的具体型式；按不同原理的保护分类编制；整定计算方法适用于国内通用的主要保护原理，本标准所列原理之外的保护其整定计算方法可参考制造厂家技术说明书。3.6 部分保护装置的动作时限是根据 GB/T 14285 给出

7、的；对于未给出动作时限的保护装置，其动作时限应根据设备条件及电力系统的具体情况决定。3.7 为简化计算工作，可按下列假设条件计算短路电流：3.7.1可不计发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路等阻抗参数中的电阻分量；在很多情况下，可假设旋转电机的负序阻抗与正序阻抗相等。3.7.2发电机及调相机的正序阻抗，可采用次暂态电抗 的饱和值。dX3.7.3各发电机的等值电动势(标么值)可假设为 1 且相位一致。仅在对失磁、失步、非全相等保护装置进行计算分析时，才考虑电动势之间的相角差问题。3.7.4只计算短路暂态电流中的周期分量，但在纵联差动保护装置( 以下简称纵差保护)的整Q/CSG110034-

8、20122定计算中以非周期分量系数 Kap 考虑非周期分量的影响。3.7.5发电机电压应采用额定电压值，系统侧电压可采用额定电压值或平均额定电压值，不考虑变压器电压分接头实际位置的变动。3.7.6不计故障点的相间和对地过渡电阻。3.8 与电力系统运行方式有关的继电保护的整定计算，应以常见运行方式为计算用运行方式。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻一回线或一个元件停运的正常检修方式。对于运行方式变化较大的系统，应由调度运行部门根据具体情况确定整定计算所依据的运行方式。3.9 根据 GB/T 14285 的规定，按照故障和异常运行方式性质的不同，机组热力系统和调节系统的条件，本标准

9、所列各项保护装置分别动作于：a)停机：断开发电机或发电机变压器组( 简称发变组)断路器、灭磁，关闭原动机主汽门或导水叶，断开厂用分支断路器；b)解列灭磁：断开发电机或发 变组断路器和厂用分支断路器、灭磁，原动机甩负荷；c)解列：断开发电机或发变组断路器，原动机甩负荷；d)降低励磁；e)减出力：将原动机出力减至给定值；f)缩小故障范围(例如断开母联或分段断路器 )；g)程序跳闸：对于汽轮发电机，先关主汽门，待逆功率继电器动作后再断开发电机或发变组断路器并灭磁；h)信号：发出声光信号。3.10 除特殊说明外，本标准列出的计算公式，无论用有名值或标么值进行计算，其计算结果(电流、电压、阻抗等)应以二

10、次侧有名值的形式给出。4 发电机保护的整定计算4.1 定子绕组内部故障主保护定子绕组内部故障包括相间短路、同相不同分支匝间短路、同相同分支匝间短路和定子绕组的分支开焊故障。4.1.1 纵差保护（完全差动）纵差保护仅反应相间短路故障，取发电机机端 CT 和发电机中性点 CT。4.1.1.1 固定斜率的比率制动式纵差保护图 1 固定斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图1） 比率差动起动电流 Iop.0Iop.0IopIresIres.maxIres.00Iop.max动作区制动区Q/CSG110034-20123按躲过发电机额定负荷状态下的最大不平衡电流整定 Iop.0= Krel(Ker +

11、)Ignn a 或 Iop.0= Krel Iunb.0 (1)m式中：K rel可靠系数，取 1.5； Ker互感器比误差系数 ，10P 型取 20.03，5P 和 TP 型取 20.01；装置通道调整误差引起的不平衡电流系数，可取 0.02。 Ign发电机额定电流；na电流互感器变比。Iunb.0发电机额定负荷状态下，实测差动保护中的不平衡电流。一般取 Iop.0(0.20.3) Ignn a。如果实测 Iunb.0 较大，则应尽快查清 Iunb.0 增大的原因，并予消除，避免因 Iop.0 整定过大而掩盖一、二次设备的缺陷或隐患。若非设备缺陷原因，则可适当提高 Iop.0 定值。2） 制

12、动特性的拐点电流 Ires.0当定子电流等于或小于额定电流时，差动保护不必具有制动特性。故拐点电流宜取 Ires.0(0.8 1.0)I gnn a ，一般取 Ires.00.8I gnn a 。3） 比率制动特性的斜率 S据图 1， (2)0.rmax.ropopIeses 计算最大不平衡电流 Iunb.maxIunb.max( KapKccKer+ )Ik.maxn a (3)m式中 ： Kap非周期分量系数 ， 取 1.52.0；Kcc互感器同型系数，取 0.5；Ker互感器比误差系数，取 0.1；装置通道调整误差引起的不平衡电流系数，可取 0.02mIk.max最大外部三相短路电流周期

13、分量。 差动保护的最大动作电流 Iop.max按躲最大外部短路时产生的最大暂态不平衡电流计算Iop.maxK relIunb.max (4)式中：K rel可靠系数，取 1.31.5。 比率制动特性的斜率 S一般 Ires.maxI k.maxn a ，则(5)0.ramx.kopunb.rel0.rmax.ropop I/Ieseses S 的整定值应参照保护装置的推荐值，并保证大于或等于计算值。按上述原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足 Ksen2.0 的要求，不必进行灵敏度校验。4.1.1.2 变斜率的比率制动式纵差保护Q/CSG110034-

14、20124图 2 变斜率的比率制动式纵差保护动作特性曲线图1） 比率差动起动电流 Iop.0同 4.1.1.1“比率差动起动电流”的整定。2） 最大斜率时的拐点电流 Ires.1 在可靠躲过发电机区外故障的最大不平衡电流整定的前提下，对于发电机保护，一般可取 Ires.14 Ignn a 。对于发电机变压器组保护，一般可取 Ires.16I gnn a 。3） 比率制动特性的起始斜率 S1S1K rel KccKer (6)式中：K rel可靠系数，取 1.5； Kcc互感器的同型系数，取 0.5； Ker互感器比误差系数 ，取 0.1；一般取 S10.14） 比率制动特性的最大斜率 S2(7

15、)agnamx.k10.opu/I/ISnb 计算最大不平衡电流 Iunb.maxIunb.max( KapKccKer+ )Ik.maxn a (8)式中 ： Kap非周期分量系数 ， 取 1.52.0；Kcc互感器同型系数，取 0.5；Ker互感器比误差系数，取 0.1；装置通道调整误差引起的不平衡电流系数，可取 0.02；mIk.max最大外部三相短路电流周期分量，若 Ik.max 小于 Ires.1（最大斜率时的拐点电流）时，取 Ik.max =Ires.1 。 比率制动特性的斜率 S2对于 Ires.14I gnn a 时， agnamx.k10.opu/I2/ISnb对于 Ires

16、.16I gnn a 时， aa2/3/S2 的整定值应参照保护装置的推荐值，并保证大于或等于计算值。按上述原则整定的比率制动特性，当发电机机端两相金属性短路时，差动保护的灵敏系数一定满足 Ksen2.0 的要求，不必进行灵敏度校验。Iop.0IopIress20动作区制动区Ires.1s1Q/CSG110034-201254.1.2 比率制动式不完全纵差保护用于定子绕组每相有两个及以上并联分支的发电机。本保护既反应相间和匝间短路，又兼顾分支开焊故障。其基本原理是利用定子各分支绕组间的互感，使未装设互感器的分支短路时，不完全纵差保护仍可能动作。机端 CT 取相电流图 3 中的 CT3；若每相定

17、子绕组的分支数为（图 3 中=6），中性点 CT 每相接入的分支为 N（图 3 中 N=3），例如：图 3 中的 CT1（2、4、6 分支）或图 3 中的 CT2（1、3、5 分支），由 CT3 和 CT1（或 CT2）构成不完全纵差保护。C T 1ABC1 23 4 56C T 2C T 0C T 3不完全纵差保护裂 相横 差保 护零 序 电 流 型 横 差 保 护图 3 每相 6 个并联分支的发电机不完全纵差保护整定计算同 4.1.1 “纵差保护（完全差动）”。注意：1）因不完全纵差保护两侧变比一般不同，当互感器型号不同时，则互感器同型系数 Kcc =1.0。2）因装置可通过接入 CT3

18、和 CT1（或 CT2）(见图 3)的分支数占总分支数的比例系数，自动将流入 CT3 和 CT1（或 CT2）的电流折算至发电机额定电流，故计算中的 Ign 仍指的是发电机额定电流。最小动作电流一般取 n a。gsII）（ 4.034.1.3 匝间保护4.1.3.1 零序电流型横差保护用于定子绕组每相为多分支，且有两个或两个以上中性点引出连线的发电机。本保护反应匝间短路和分支开焊以及机内绕组相间短路。图 3 中，接于发电机中性点连线的互感器 CT0 用于零序电流型横差保护。为了减小动作电流和防止外部短路时误动，在额定频率工况下，该保护的三次谐波滤过比应大于 80。4.1.3.1.1 横差保护高

19、定值段1） 动作电流按躲发电机外部短路或发电机转子偏心产生的最大不平衡电流整定，其动作电流为Iop(0.20.3)I gnn a 2） 动作时间Q/CSG110034-20126正常运行时零序电流型横差保护不经本时限出口，而是瞬时动作停机，只有当励磁回路一点接地保护动作后零序电流型横差保护才经本时限出口动作于停机。 按防止励磁回路发生瞬时性第二点接地故障时横差保护误动整定Top 0.5 s4.1.3.1.2 横差保护低定值段1） 动作电流a） 保护装置中有防外部短路误动的技术措施时按躲发电机额定负荷时的最大不平衡电流整定，动作电流根据经验可初选为Iop0.05I gnn a 实测发电机正常满负

20、荷运行时的中性点连线最大不平衡电流后，可按下式修正动作电流： IopK rel Iunb.n (9)式中：K rel可靠系数，取 1.52；Iunb.n实测发电机额定负荷时的不平衡电流。b）保护装置中无防外部短路误动的技术措施时 按躲区外短路时最大不平衡电流整定，动作电流根据经验可初选为Iop0.05I gnn a 在发电机作常规短路试验时，实测出发电机出口三相短路电流为额定电流时不平衡电流的基波有效值后，可按下式计算动作电流：IopK rel K Iunb.1.n (10)式中：K rel可靠系数，取 1.52；K区外（发电机出口）故障最大短路电流与发电机额定电流的倍数；Iunb.1.n实测

21、发电机出口三相短路电流为额定电流时不平衡电流的基波有效值。2） 动作时间同 4.1.3.1.1 “横差保护高定值段”动作时间整定。4.1.3.2 纵向零序过电压保护本保护反应定子绕组同分支匝间、同相不同分支匝间或相间短路故障，其纵向零序电压由机端专用电压互感器(互感器一次中性点与发电机中性点相连，不接地) 的开口三角绕组取得。要求三次谐波电压滤过比大于 80。1 灵敏段定值整定a） 三次谐波电压比率制动型保护 动作电压（纵向基波零序电压）按躲正常运行时最大纵向基波零序不平衡电压整定，其动作电压根据经验可初选为 U0l.op 23 V 。通过实测满负荷时的最大基波零序不平衡电压，按式(11)修正

22、动作电压U0l.opK relUunb.1 (11)式中：K rel可靠系数，取 1.52；Uunb.1正常满负荷运行时最大纵向基波零序不平衡电压的实测值。 三次谐波电压制动系数Kres.3 0.5 制动电压（三次谐波电压）Q/CSG110034-20127一般取 U3.op 25 V 。机组投入运行后，U 3.op 按正常满负荷时实测的机端三次谐波分量有效值进行修正。b） 电流比率制动型保护 动作电压（纵向基波零序电压）同“三次谐波电压比率制动型保护”动作电压的整定。 电流制动系数Kres1.02 高定值段动作电压（纵向基波零序电压）按躲区外短路时最大纵向基波零序不平衡电压整定一般取 U0h

23、.op812 V 。 3 负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件为防止外部短路时误动，采用负序功率方向元件或故障分量负序功率方向元件闭锁纵向零序过电压保护，故控制字按投入整定。4 动作时间为确保在专用 PT 一次断线时不误动，根据运行实践一般取 Top 0.150.2 s 。4.1.4 裂相横差保护用于定子绕组每相为多分支的发电机，本保护反应定子绕组相间、匝间短路和分支开焊故障。 裂相横差保护就是将一台发电机的每相并联分支分为两个分支组，各配以电流互感器。例如：图 3 中，1、3、5 分支的 CT2 与 2、4、6 分支的 CT1 构成裂相横差保护。1） 起动电流按躲过发电机额定负载时的最

24、大不平衡电流整定： Iop.0K rel (Iunb.1+Iunb.2) (12)式中：K rel可靠系数，取 1.31.5；Iunb.1在负荷状态下，两组电流互感器的比误差所造成的不平衡电流；Iunb.2由于同一相各分支绕组位于电机的不同空间位置，发电机的气隙不均，使各分支定子绕组电流也不相同，因而产生的不平衡电流。由于纵差保护只需躲 Iunb.1，而裂相横差保护需躲 Iunb.1、I unb.2，因此，裂相横差保护的 Iop.0 比纵差保护的大。 一般取 Iop.0(0.20.3) Ignn a 。式中：I gn发电机额定电流（因装置可通过接入 CT1 和 CT2(见图 3)的分支数占总分

25、支数的比例系数，自动将流入 CT1 和 CT2 的电流折算至发电机额定电流）。2） 制动特性的拐点电流一般取 Ires.0(0.81.0)I gnn a。3） 比率制动系数一般取 Kres.max0.50.6 4.2 发电机相间短路后备保护4.2.1定时限复合电压闭锁过电流保护1） 过电流定值整定a） 动作电流按躲发电机额定电流整定Q/CSG110034-20128(13)argnelopKII式中：K rel可靠系数，取 1.31.5；Kr返回系数，取 0.90.95。对于自并励发电机，在短路故障后电流衰减变小，故障电流在过流保护动作出口前可能已小于过电流定值，因此，过电流元件必须带记忆功能

26、，记忆元件延时按大于本保护动作时间整定。如记忆功能投入，过电流保护必须经复合电压闭锁。b） 灵敏系数校验按主变压器高压侧母线两相短路进行校验(14)(2)minkseaopIK式中： 主变压器高压侧母线金属性两相短路时，流过保护的最小短(2)minkI路电流。要求灵敏系数 Ksen1.2。2） 相间低电压元件整定 a） 动作电压低电压元件取机端 PT 二次线电压，动作电压 Uop 可按下式整定。对于汽轮发电机(15)0.6gnopvU式中：U gn发电机额定电压； nv电压互感器变比。对于水轮发电机(16)0.7gnopvb） 灵敏系数校验按主变压器高压侧母线三相短路进行校验KsenU op(

27、U k.maxn v) (17)式中：U k.max主变高压侧母线金属性三相短路时发电机机端最大相间电压。要求灵敏系数 Ksen1.2。低电压元件的灵敏系数不满足要求时，若发电机、变压器共用一套复合电压闭锁过电流保护时，应引入主变压器高压侧电压元件，并选择经其他侧复压闭锁。3） 负序电压元件整定 负序电压元件取机端 PT，根据保护装置确定负序电压元件是线电压还是相电压。a） 动作电压按躲过正常运行时的不平衡电压整定，一般取(18)2(0.6.8)gnopvUU式中：U gn发电机额定电压； Q/CSG110034-20129b） 灵敏系数校验按主变压器高压侧母线两相短路进行校验(19)2min

28、senopvUK式中：U 2.min主变高压侧母线二相短路时发电机机端最小负序电压。要求灵敏系数 Ksen1.5。负序电压元件的灵敏系数不满足要求时，若发电机、变压器共一套复合电压闭锁过电流保护时，应引入主变压器高压侧电压元件，并选择经其他侧复压闭锁。4） 动作时间 为保证在振荡过程中不误动，动作时间不小于 1.5 秒。a) 当变压器有单独的复合电压闭锁过电流保护时按与升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动作时间配合整定 tt max +t式中：t max升压变相间阻抗、复压过流、零序过流保护及高厂变过电流保护最长动作时间。b) 当发电机、变压器共用一套复合电压闭锁过电

29、流保护时按与相邻出线相间、接地保护对线末有灵敏度段及高厂变过电流保护最长动作时间配合整定 tt max +t式中：t max相邻出线相间、接地保护对线末有灵敏度段及高厂变过电流保护最长动作时间。4.3 定子绕组单相接地保护一般采用基波零序过电压保护与三次谐波电压保护共同组成 100%定子绕组单相接地保护。基波零序过电压保护定值可设低定值段和高定值段。4.3.1.1 基波零序过电压保护低定值段1） 动作电压a） 电压量取自机端 PT 开口三角绕组按躲过正常运行时机端三相电压互感器开口三角绕组的最大不平衡电压整定UopK relUunb.max (20)式中：K rel可靠系数，取 1.21.3；

30、Uunb.max为实测开口三角绕组最大不平衡基波零序电压。一般取Uop（0.050.1）U gnn (21)式中：U gnn发电机额定二次电压， PT 变比为 时 ，310/gnUUgnn =100V， 则 ： Uop5 10 V，此时保护死区为 510。其中： 发电机一次额定线电压。gnb） 电压量取自中性点单相 PT 或中性点接地变压器二次电压按躲过正常运行时发电机中性点的最大不平衡电压整定UopK relUunb.maxQ/CSG110034-201210式中：U unb.max为实测发电机中性点侧最大不平衡基波零序电压。一般取Uop（0.050.1）U gnn (22)式中：U gnn

31、发电机额定二次相电压。 单相 PT 变比为 时，U gnn=100V， 则 ： Uop 5 10 V。10/3gn 单相 PT 变比为 时，U gnn= V， 则 ： Uop V。3 配电变压器变比为 时，U gnn= V， 则 ：ntg./.ntUop（0.050.1） (23)3.t式中： 配电变压器实际抽取的二次电压。nt.c） 当装置未引入主变高压侧零序电压闭锁时，为防止区外故障本保护误动，需校核动作电压躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压 Ug0，即要求 Uop Ug0。计算系统高压侧接地短路时，通过升压变压器高低压绕组间的每相耦合电容CM 传递到发电机侧的零序电压 Ug

32、0 大小，传递电压计算用近似简化电路，见图 4。0E2MCgCnZ0g2M+_ _（a）主变高压侧中性点直接接地时 0EMCgCnZ0gU+_ _（b）主变高压侧中性点不接地时图 4 传递电压计算用近似简化电路图 4 中， 为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势，由系统实际情况确定，一般0E可取 ， 为系统额定线电压。 为发电机及机端外接元件每相对地总3/6.0HnUngC电容。 为主变压器高低压绕组间的每相耦合电容（由变压器制造厂在设备手册或出厂实MC验报告中提供）。 为 3 倍发电机中性点对地基波阻抗。Z由图 4（a）可得： (24).00. 21)(1/)(/ ECjjZjUMgngng

33、 Q/CSG110034-201211由图 4（b）可得： (25).00. 1/ECjjZUMgng2） 出口方式a） 发电机中性点不接地或经消弧线圈（欠补偿）接地时，基波零序过电压保护动作于信号或停机。b） 发电机中性点经配电变压器高阻接地时，基波零序过电压保护带时限动作于停机。3） 动作时间可能引起基波零序过电压保护误动作。因此，定子单相接地保护动作电压整0gU定值或延时应与系统接地保护配合，可分三种情况：a）动作电压若已躲过主变高压侧耦合到机端的零序电压，在可能的情况下延时应尽量取短，可取 0.31.0s；b）具有高压侧系统接地故障传递过电压防误动措施的保护装置，延时可取0.31.0s

34、 ； c）动作电压若低于主变高压侧耦合到机端的零序电压，延时应与高压侧接地保护配合。4.3.1.2 基波零序过电压保护高定值段1） 动作电压a) 按躲过系统高压侧接地短路时传递到发电机侧的零序电压 Ug0 整定Uop = Krel Ug0 (26)式中：K rel可靠系数，取 1.2。b) 经验值：U op（0.150.25）U gnn2） 动作时间延时可取 0.31.0s。4.3.1三次谐波电压单相接地保护1） 各整定项目根据保护装置说明书通过实测整定。2） 出口方式三次谐波电压单相接地保护只动作于信号。3） 动作时间与升压变接地后备保护最长动作时间配合整定。动作于信号的所有保护可以统一取一

35、个时间。4.3.3 外加交流电源式 100%定子绕组单相接地保护国内应用的外加交流电源式定子绕组单相接地保护有两种注入电源：20Hz 电源和12.5Hz 电源。应用较多的外加 20Hz 电源的定子接地保护原理接线图如图 5 所示。Q/CSG110034-201212GI0U0Rn发电机 主变接地变压器CgCtRE低频电源+_T A图 5 外加 20Hz 电源式定子接地保护原理接线图其中， 为故障点的接地过渡电阻； 为发电机定子绕组对地总电容； 为发电机ERgCtC定子绕组外部连接设备对地总电容； 为接地变压器负载电阻； 为负载电阻两端电压；nR0U为电流互感器 CT 测量的电流。保护装置通过测

36、量 和 ，计算接地过渡电阻 ，从而0I 0IER实现 100%的定子接地保护。一般，接地电阻定值可取 1 5k。采用外加交流电源式 100%定子绕组单相接地保护，可在发电机静止状态下模拟中性点位置经过渡电阻的接地故障，根据实测结果确定电阻判据的定值。定值整定的原则是：能够可靠地反映接地过渡电阻值。定值可分为高定值段和低定值段，高定值段一般延时 15s，发告警信号；低定值段延时可取 0.31.0s，动作于停机。接地零序电流判据反应的是流过发电机中性点接地连线上的电流，作为电阻判据的后备，其动作值按保护距发电机机端 8090%范围的定子绕组接地故障的原则整定。以图 5 为例，动作电流为：(27)a

37、nRsetopUI/.0式中： 发电机中性点接地变压器二次侧负载电阻；nR发电机额定电压时，机端发生金属性接地故障，负载电阻 上的电压；U nR取 10%20%。需要校核系统接地故障传递过电压（参考图 4）对零序电流判据的影响。接地零序电流判据动作时限取 0.31.0s，动作于停机。4.4 励磁回路接地保护励磁绕组及其相连的回路，当它发生一点绝缘损坏时（一点接地故障）并不产生严重后果；但是若继发第二点接地故障，由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体；由于部分绕组被短接，励磁绕组中电流增加，可能因过热烧伤；由于部分绕组被短接，气隙磁通失去平衡，从而引起振动，特别是多级机会引起更严重的振动，

38、甚至会因此而造成灾难性的后果。此外，汽轮发电机还可能发生轴系和汽轮机磁化，因此，励磁回路两点接地故障的后果是严重的。为了大型发电机组的安全运行，无论水轮发电机或汽轮发电机，在励磁回路一点接地保护动作发出信号后，应立即转移负荷，实现平稳停机检修。因一点接地保护投入运行时，会影响励磁回路的绝缘测量系统，故双重化的励磁回路一点接地保护，只能投入一套，另一套作为冷备用。4.4.1励磁回路一点接地保护Q/CSG110034-2012134.4.1.1 叠加直流式一点接地保护 1） 动作电阻高定值Rop.G10 k2） 电阻高定值动作时间躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动，一般取TG26 s 动

39、作出口：动作于信号、对零序电流型横差加延时。3） 动作电阻低定值Rop.D0.51 k4） 电阻低定值动作时间躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动，一般取TD26 s动作出口：动作于信号或跳闸。4.4.1.2 切换采样式(乒乓式)一点接地保护1） 动作电阻高定值一般取 Rop.G1030 k（转子水冷机组可取 5k）2） 电阻高定值动作时间按躲过励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中误动整定，一般取TG26 s出口方式：动作于信号。3） 动作电阻低定值一般取 Rop.D0.52.5 k(转子水冷机组可取 0.22.5k)；4） 电阻低定值动作时间躲励磁回路瞬时性接地和转子绕组暂态过程中

40、误动，一般取TD26 s出口方式：动作于信号或跳闸、为零序电流型横差加延时。4.5 发电机过负荷保护4.5.1定子绕组对称过负荷保护对于发电机因过负荷或外部故障引起的定子绕组过电流，应装设定子绕组对称过负荷保护，通常由定时限过负荷及反时限过电流二部分组成。4.5.1.1 定时限过负荷保护1） 动作电流按躲过发电机的额定电流整定(28)argnelopKII式中：K rel可靠系数，取 1.05；Kr返回系数，取 0.90.95。2） 动作时间按躲过后备保护的最大延时整定。3） 出口方式动作于信号或自动减负荷。4.5.1.2 反时限过电流保护1） 发热常数 Q/CSG110034-201214即

41、定子绕组热容量常数 Ktc，由制造厂家提供。一般机组容量 Sn1200MVA 时，Ktc37.5；2） 散热系数 一般取 Ksr =1+，=0.020.05，即 Ksr =1.021.05 。 3） 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定Is.opK coIOP (29)式中：K co配合系数，取 1.05；Iop定时限过负荷保护动作电流。4） 反时限下限动作时间 Ts 按保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线上 Is.op（下限动作电流）所对应的动作时间整定。保护装置的定子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为 (30)sr2*KIttc式中： 定子绕组热容量常数，由制造

42、厂家提供；tcKKsr散热系数，一般取 Ksr =1+，=0.020.05，即 Ksr =1.021.05；I*以发电机定子额定电流为基准的标么值；t保护装置动作时间，s。(31)sr2.)/(nITagopstc5） 反时限上限动作时间 Tu 按与线路纵联保护配合整定，取 Tu0.5 s 。6） 反时限上限动作电流 上限动作电流按机端金属性三相短路的条件整定。(32)u.“gnopdaIX式中： 发电机次暂态电抗（饱和值），标幺值。“dX7） 出口方式保护动作于解列或程序跳闸。4.5.2转子绕组（励磁绕组）过负荷保护转子绕组过负荷保护由定时限和反时限二部分组成。保护配置在励磁变低压侧或励磁机

43、交流侧，因保护动作量为交流量，故需将转子回路的直流电流通过整流系数折算成交流电流。4.5.2.1 定时限过负荷保护 1） 动作电流按躲正常运行发电机的额定励磁电流整定。(33)rfdnopKII交.elQ/CSG110034-201215式中：K rel可靠系数，取 1.05；Kr返回系数，取 0.90.95；Ifdn.交 发电机额定励磁电流转换为交流电流的二次值，即。afdnfdnI3.交其中： 三相桥式整流系数的倒数，用于将转子回路直流电流折算3成交流励磁机或励磁变的交流电流，理论值 =0.816；3KIfdn发电机额定励磁电流（额定转子电流）。2） 动作时间 a) 当保护动作于信号时按小

44、于强行励磁允许时间整定T op0.8T g.f.f式中：T g.f.f 发电机强行励磁允许时间，由制造厂家提供。b) 当保护动作于减励磁或切换励磁时按略大于强行励磁允许时间整定 T op1.05T g.f.f4.5.2.2 反时限过负荷保护 1） 发热常数即转子绕组过热常数 C，由制造厂家提供。2） 散热系数一般取 =1 。 srK3） 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定Is.opK coIOP (34)式中：K co配合系数，取 1.05；Iop定时限过负荷保护动作电流。4） 反时限下限动作时间 Ts 按保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线上 Is.op（下限动作

45、电流）所对应的动作时间整定。保护装置的转子绕组反时限过流保护动作特性曲线公式为 (35)12*sr2*fdfdICKIt式中：C转子绕组过热常数，由制造厂家提供；Ifd*强行励磁倍数，以发电机额定励磁电流为基准的标么值；散热系数，取 =1，即保护动作特性与转子绕组允许的过热特srKsr性相同；t保护装置动作时间，s。(36)1)()(22. KrelI CTfdnops交5） 反时限上限动作时间 Tu 因反时限过流保护按上限动作时间动作时转子回路已为严重短路故障，应尽快切Q/CSG110034-201216除，一般取 Tu0.5 s 。 6） 反时限上限动作电流 上限动作电流与强励顶值倍数匹配

46、(37)u.kd.KopfnII交式中：K k可靠系数，取 1.5；Kd发电机强励顶值倍数，由制造厂家提供。7） 出口方式保护动作于解列灭磁。4.5.3转子表层负序过负荷保护针对发电机的不对称过负荷、非全相运行以及外部不对称故障引起的负序过电流，其保护通常由定时限过负荷和反时限过电流二部分组成。4.5.3.1 定时限负序过负荷保护1） 动作电流按躲过发电机长期允许的负序电流整定(38)argnelopKII*2.2式中：K rel可靠系数，取 1.2；Kr返回系数，取 0.90.95；I2* 发电机长期允许负序电流的标么值，以发电机额定电流为基准，由制造厂家提供，一般 I2* 10%；Ign发

47、电机额定电流；na电流互感器变比。2） 动作时间按与线路相间及接地保护最长动作时间配合整定 tt 线路.max +t (39)式中：t 线路.max 线路相间及接地保护最长动作时间。3） 出口方式动作于信号。4.5.3.2 反时限负序过电流保护1） 发热常数即转子表层承受负序电流能力的常数 A，由制造厂家提供，一般直接冷却方式的大型汽轮机 A10，水轮机 A=40。2） 散热系数散热系数取发电机长期允许负序电流标么值的平方，即 Ksr = I22* 。 3） 反时限下限动作电流 与定时限过负荷保护动作电流配合整定I2s.opK coI2.OP (40)式中：K co配合系数，取 1.05；I2

48、.op定时限过负荷保护动作电流。4） 反时限下限动作时间 T2s 按保护装置的转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线上 I2s.op（下限动作电流）所对应的动作时间整定。Q/CSG110034-201217转子表层反时限负序过流保护动作特性曲线公式为 (41)*2*sr2*IAKIt式中：A转子表层承受负序电流能力的常数，由制造厂家提供，一般直接冷却方式的大型汽轮机 A10，水轮机 A=40。；I2* 发电机长期允许负序电流标么值，由制造厂家提供；散热系数，取发电机长期允许负序电流标么值的平方，即 Ksr srK= I2* 2；I2*发电机负序电流标么值，以发电机定子额定电流为基准；t保护装置动作时间，s。(42)*2.2*2*2 )n/(IIAIATagops当 计 算 结 果 大 于 1000s 时 ， 取 T2S=1000 s 。5） 反时限上限动作时间 T2u 按与线路纵联