发电厂保护整定计算方案050602330MW.docx
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发电厂保护整定计算方案050602330MW
×××电厂6号机组
保护整定计算书
2005年6月
1技术数据
1.1电气主接线图
1.26号发电机参数
型号:
QFSN-330-2
额定容量:
330MW
功率因数:
0.85
额定电压:
20kV
额定电流:
11200A
空载励磁电压:
142V
空载励磁电流:
882A
满载励磁电压:
420V
满载励磁电流:
2376A
同步电抗:
Xd=2.02;Xq=2.02
暂态电抗:
X’d=0.23;X’q=0.23
次暂态电抗:
X”d=0.155;X”q=0.155
负序电抗:
X2=0.189
发电机允许断水时间:
30秒
TA变比:
na=15000/5=3000
TV变比:
ny=20000/100=200
中性点接地干式配电变压器:
容量:
42kVA电压比:
20/0.23kVR:
0.461Ω一次侧TA变比:
10/1A
1.36号主变压器
型号:
SFP10—400000/220
接线:
YN,d11
额定容量:
400MVA
额定电压:
242±2×2.5%/20kV
高压侧额定电流:
954A
低压侧额定电流:
11547A
短路电压:
Uk=14%±7.5%
零序阻抗:
20.6Ω
高压侧TA变比:
1200/5A
低压侧TA变比:
15000/5A
中性点TA变比:
300-600/5A
低压侧二次额定电流:
11547/3000=3.849A;
高压侧二次额定电流:
954/240=3.975A。
1.4励磁变压器
型号:
SC-3280/20
容量:
3280kVA
变比:
20/0.885kV
短路电压:
Uk=8%
接线方式:
Yd-11
高压侧TA变比:
150/5A
低压侧TA变比:
3000/5A
1.56号高厂变
型号:
SFF10-40000/20
额定容量:
40/25-25MVA
额定变比:
20±2×2.5%/6.3-6.3kV
额定电流:
1155/2291-2291A
接线方式:
D,d-12,d-12
短路电压:
Ud1-2=Ud1-2’=16.5%(-3.5%,+7.5%)
TA变比:
15000/5(差动用)1500/5(高厂变保护用)3000/5(低压侧)
1.63号启备变
型号:
SFF10-40000/20
额定容量:
40/25-25MVA
额定变比:
230±8×1.25%/6.3-6.3kV
额定电流:
100/2291-2291A
接线方式:
Yn,d-11,d-11
短路电压:
Ud1-2=Ud1-2’=16.5%
TA变比:
600/5(高压侧)3000/5(低压侧)
1.7系统等值阻抗参数
基准容量:
SB=100MVA
正负序阻抗:
Xs=0.01533
1.8参数计算
SB=100MVA
1.8.16号发电机
Xd”=0.155×100/(330/0.85)=0.040
1.8.26号主变压器
XT=0.14(1-7.5%)×100/400=0.035
X0=20.6×100/2202=0.0426
1.8.33号启备变
XT1=XT2=0.165×(1-3.5%)×100/40=0.398
XT0=96.1×100/2202=0.199
1.8.4励磁变
XT3=8%×100/3.28=2.439
1.8.56号高厂变
XT1=XT2=0.165×(1-3.5%)×100/40=0.398
1.9系统阻抗图
2发电机保护的整定计算
整定参考:
《电力主设备整定计算导则》和《继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93》。
以下简称《导则》或《规程》
保护出口方式为以下几种:
停机:
断开发电机断路器、灭磁,关闭主汽门。
解列:
断开发电机断路器,汽轮机甩负荷。
解列灭磁:
断开发电机断路器、灭磁,汽轮机甩负荷。
程序解列:
对于汽轮机首先关闭主汽门,待逆功率继电器动作后,再跳开发动机断路器并灭磁。
2.1发电机纵联差动
接于2LH(15000∶5,5P20)和7LH(15000∶5,5P20)二次侧。
保护原理:
发电机比率制动式完全纵差保护
2.1.1最小动作电流Iop.0
说明:
整定差动保护的启动电流,曲线无制动时的启动差电流的门槛。
一般取发电机额定电流(Ign)的0.1~0.3倍。
原则:
躲过躲过发电机最大负荷状态下差动回路中的最大不平衡电流整定。
最小动作电流Iop.0计算如下:
Iop.0=Krel×2×Ker×Ign/na
式中:
Krel——可靠系数,取1.5;Ker——互感器比误差系数,取0.02。
Iop.0=1.5×2×0.02Ign/na=0.06Ign/na
实际可取Iop.0=0.10Ign/na。
2.1.2最小制动电流Ires.0
说明:
整定差动保护的最小制动电流,当制动电流大于此值时曲线开始有制动作用。
根据《条例》,按照发电机额定电流来计算
Ires.0=1.0Ign/na
2.1.3制动特性斜率S
原则:
整定制动曲线带制动部分的斜率。
发电机机端三相短路时有最大外部短路电流:
IK.max=1/Xd”=1/0.155=6.45
最大的动作电流
Iop.max=KrelKapKccfiIK.max
式中:
Krel——可靠系数,为1.3~1.5;Kap——周期分量系数,约为2;Kcc——互感器同型系数,0.5;fi——互感器变比误差,为0.1。
Iop.max=1.5×2×0.5×0.1×6.45=0.968
因为最大制动电流即为最大短路电流,所以有
Kres.max=0.968/6.45=0.15
因此有比率制动特性的斜率为
S=(0.968-0.1)/(6.45-1.0)=0.159
根据一般整定原则取S为0.3~0.5,故实取
S=0.3
2.1.4灵敏度校验:
具有比率制动特性的差动保护装置由于保护制动电流的存在,灵敏度远远高于规定的要求,故不需要进行灵敏的计算和校验。
2.1.5保护出口:
动作于停机。
2.2发电机定子接地100%保护
二次电阻0.461Ω,100V;
2.2.1基波零序电压保护
动作电压Uop
原则:
以保护发电机定子绕组从机端算起的85%~95%的单相接地整定。
根据经验,对于带有三次谐波滤过器的基波零序过电压保护,一般动作电压Uop=5~10V。
动作值:
10V
动作时间t的整定原则:
按大于主变高压侧接地保护动作时间整定延时动作时间。
一般t=0.5s。
灵敏度校验:
Ke=3U0/Uop=100/10=10,符合要求。
动作时间t2
为防止系统扰动瞬态引起误动,取
t2=0.5s
动作于发信号。
2.2.2三次谐波电压保护
根据保护装置的要求,三次谐波电压需要根据实测发电机正常运行中不同负载情况下的比值来确定保护选择方案1或2。
2.3发电机转子一点接地保护
原理:
采用乒乓式开关切换原理构成转子回路一点接地保护。
根据保护装置逻辑图,转子接地保护设定报警信号和跳闸两段。
报警信号段:
10kΩ,延时t=4s;跳闸段:
5kΩ,延时t=1s。
考虑到转子两点接地对大型发电机的危害,不设转子两点接地保护。
发生一点接地故障后,保护动作发出信号,经值班人员转移负荷后,发电机平稳停机检修。
2.4发电机负序反时限过流保护
由定时限过负荷保护和反时限过流保护两部分组成
2.4.1定时限负序过负荷保护
原则:
按发电机长期允许的负序电流下能可靠返回的条件整定。
式中:
Krel——可靠系数,取1.2;I2∞——发电机长期允许负序电流标幺值,由发电机厂家提供,I2∞=0.10;Ign2——发电机额定电流二次值;Kr——返回系数,取0.9。
I2.op.0=1.2×0.10×Ign/na/0.9=0.133Ign/na
延时动作时间:
按躲过后备保护动作时间整定。
t1=5s
延时动作于信号
2.4.2反时限负序过电流保护
反时限过电流启动定值
原则:
按保护装置所提供的最大跳闸时间确定(通常为1000s),据此发电机转子表层允许的负序过流能力整定。
t=A/(I×22-I2∞2)
式中:
A——发电机允许过热常数,由厂家提供,A=8s。
=
=0.134
动作于停机。
反时限过电流速断定值
原则:
按躲过主变高压侧两相短路的条件整定。
=Ign/(KsatX”d+X2+2Xt)
式中:
Ksat——饱和系数,取0.8;X”d、X2——发电机的次暂态电抗(不饱和值)和负序电抗标幺值;Xt——主变压器电抗,约等于Zt,标幺值。
=1/(0.8×0.155+0.189+2×0.14×388/400)=1.71
反时限延时下限t-max
按
时间整定为1000.0s。
反时限延时上限t-min
原则:
兼顾保护选择性、灵敏性。
t-min=8/(1.172-0.102)=5.89s
动作时限:
取5.9s
灵敏度校验:
根据《继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93》,反时限特性因保护反映电流变化时发电机转子绕组的热积累过程。
不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路配合。
2.5发电机对称过负荷保护
由定时限过负荷和反时限过流两部分组成。
2.5.1定时限过负荷电流定值Ims.op
原则:
按发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回的条件整定。
Ima.op=KrelIgn2/Kr
式中:
Krel——可靠系数,取1.05;Ign2——发电机额定电流二次值;Kr——返回系数,取0.95。
Ims.op=1.05×Ign2/0.95=1.11Ign2
延时动作于信号
2.5.2定时限过负荷动作时间
原则:
按躲过后备保护的最大动作时间整定。
动作时间5s
2.5.3定子绕组热容量常数K
厂家没有提供热容量常数,可取K=37.5。
2.5.4反时限特性的下限电流Iop.min
原则:
按发电机定子绕组允许的过流能力整定。
Iop.min=KcoKrelIgn/Kr
式中:
Kco——配合系数,取1.05;Krel——可靠系数,取1.05;Kr——返回系数,对微机保护可取0.95。
Iop.min=1.05×1.05×Ign/0.95=1.16Ign
对应有
tmin=K(I*2-(1+α))-1=37.5/(1.162-1.02)=115s
式中:
α——散热修正系数。
动作于停机。
2.5.5反时限特性的上限电流Iop.max
Iop.max=Ign/KsatXd”=Ign/(0.8×0.155)=8.06Ign
对应有
tmax=K(I*2-(1+α))-1=37.5/(8.062-1.02)=0.59s
2.5.6灵敏度校验:
根据《继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-93》,反时限特性因保护反映电流变化时发电机定子绕组的热积累过程。
不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路配合。
2.6发电机过激磁保护
由定时限和反时限过激磁保护两部分组成。
2.6.1定时限过激磁保护
原则:
按躲过发电机长期允许的过励磁能力整定。
Nq.op=U*/f*=1.05
式中:
U*、f*——发电机电压和频率标幺值。
t=5s
动作于信号。
2.6.5反时限过激磁保护
原则:
按实际录制过励磁保护动作特性曲线整定。
根据发电机厂家提供的允许过励磁曲线和保护装置中给定的保护特性进行整定。
V/f-Setting:
1.05UN/fN
VB-Setting:
1.0UN
t1:
5s
t[V/f=1.05]30.0min
t[V/f=1.12]120s
t[V/f=1.25]60s
t[V/f=1.46]30s
t[V/f=2.0]10s
2.7发电机逆功率保护
2.7.1动作功率Pset
原则:
按躲过逆功率运行时的最小损耗计算。
Pset=Krel(P1+P2)
式中:
Krel——可靠系数,取0.5~0.8;P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗,一般取额定功率的3%~4%;P2——发电机在逆功率运行时的最小损耗;一般取额定功率的(1-98.7%)=1.3%。
Pop=0.6×(0.03+0.013)×388=10.01MW
二次整定值:
10.01×106/(3000×200)=16.68W
2.7.2动作时限
原则:
经主汽门触点时,延时1.0~1.5s,动作于解列。
不经主汽门触点时,延时15s动作于信号。
根据汽轮机允许的逆功率运行时间,可动作于解列,一般取2min。
动作于程序跳闸。
2.8发电机低励失磁保护
采用失磁保护方案三。
2.8.1高压侧低电压Uop
原则:
按照系统长期允许运行低电压整定,有电网调试部门按稳定条件决定的临界电压给定:
低电压元件装在高压侧时
Uop=(0.7~0.8)Ue.h/ny
式中:
Un.h——高压侧额定电压;ny——TV变比。
Uh1.op=0.75×242=181.5kV
二次整定值:
75V
延时发信号,t=0.2s
2.8.2静稳边界阻抗
Xa=-0.5X’d(U2gn×na)/(Sgn×ny)
Xb=-Xd(U2gn×na)/(Sgn×ny)
式中:
Ugn、Sgn——发电机额定电压及额定容量;X’d、Xd——发电机暂态电抗和同步电抗;na、ny——电流及电压互感器的变比。
Xa=-0.5×0.2302×(202×3000)/(388×200)=-1.8(欧)
Xb=-2.03×(202×3000)/(388×200)=-31.2(欧)
将发电机、变压器、系统阻抗等归算到机端电压20kV级的有名单位(欧姆)值,已知机端TA变比为15000/5=3000,TV变比为20000/100=200。
Xc=
式中:
Xcon——发电机与系统间的联系电抗(标幺值);XT——主变压器的短路电抗。
Xst=0.01533
6号机失磁时,其余5台未失磁发电机等值电抗为Xeq=0.06085,6号主变等值电抗为XT=0.035,
Xcon=Xt+Xst//Xeq=0.035+0.06085//0.01533
=0.035+0.01225=0.04725
Xc=0.04725×(202×3000)/(100×200)=2.83Ω
2.8.3静稳极限励磁低电压继电器
转子低电压Ufl.op
原则:
根据厂家提供的保护原理,按发电机空载励磁电压的0.75倍整定。
Ufl.op=0.75×Uf0=0.75×142=107V
式中:
Uf0——空载励磁电压,142V
二次整定值:
75V
动作于信号。
转子低电压判据系数Kr
转子低电压判据系数用于整定转子电压动作曲线斜率。
Kr=1/(KrelXd∑)
式中:
Krel——可靠系数,取1.1;Xd∑=Xd+Xcon,Xcon——升压变压器及系统等值电抗之和(标幺值);Xd——发电机电抗标幺值。
Xd=202%
Xcon=0.04725×388/100=0.1833
Kr=1/(1.1×(2.02+0.1833))=0.413
反应功率TV
原则:
考虑凸极效应。
TV=1/2[(1/XqΣ)-(1/XdΣ)]SB
式中:
XqΣ=Xq+Xcon;XdΣ=Xd+Xcon,Xq、Xd——发电机的q轴、d轴电抗。
由于Xq=Xd,故
TV=0
2.8.5定子过流Ig.op
原则:
按发电机过载异步功率整定。
Ig.op=1.05Ign=1.05×3.7336=4.503A
二次整定值:
4.5A
2.8.6机端低电压Ug
原则:
根据厂家提供的保护原理,按发电机额定电压的0.85倍整定。
Ug=0.85Ugn
二次整定值:
85V
2.8.7动作时间t1
t1=1.5s
动作于减出力(备用)、切厂用(备用)。
2.8.8动作时间t2
t2=2.5s
动作于停机。
2.8.9机端过电压闭锁
原则:
防止发电机在突然甩负荷等过电压情况下强行励磁时失磁保护误动。
Uop≥(1.15~1.25)Ugn
实取Uop=120V
动作后延时5s闭锁解除。
2.9发电机失步保护
原理:
三阻抗元件型,即凸透镜型阻抗元件、失步线阻抗元件、直线型阻抗元件
2.9.1阻抗元件整定
ZB=-X’d=-0.2302
ZA=Xcon=0.04725×388/100=0.183
ZC=0.9XT=0.9×0.14×388/400=0.122
2.9.2系统阻抗角φ
Φmin=180°-2arctan[1.54×rL.min/(ZA+ZB)]
假设最大负荷时的负荷阻抗rL.min=0.85,则
Φmin=180°-2arctan[1.54×0.85/(0.183+0.230)]=107.5°
实取φ=107°
则
fs.min=20(1-107/180)=8Hz,大于要求的5Hz,合格。
基准阻抗Zn=202/388=1.03Ω
ny/na=(20000/100)/(15000/5)=0.067
二次基准阻抗;zn=100/5=20Ω
二次整定阻抗标幺值为:
zA=0.183×1.03/0.067=2.83Ω
zB=0.2302×1.03/0.067=3.54Ω
zC=0.122×1.03/0.067=1.89Ω,实取2Ω。
2.9.3启动电流Imin
原则:
根据厂家提供的保护原理,当发电机电流大于额定电流的0.10倍时启动功角的检测。
故取
Imin=0.15
2.9.4过电流动作值Iset
原则:
根据厂家提供的保护原理,当I>Iset时将失步保护第Ⅰ段闭锁,故定值需躲过断路器的遮断电流。
Iset=KrelIDL
式中:
Krel——为可靠系数,取0.85~0.9;IDL——为变压器高压侧断路器的额定遮断电流,查产品手册可知为3150A。
Iset=0.85×3150/(1200/5)/(11200/3000)=2.99
2.9.5失步振荡滑极次数n1和n2
1区(振荡中心在发变组内),n1=1;
2区(振荡中心在发变组外),n2=2。
2.9.6延时时间
区外延时时间t1=2s
区内延时时间t2=0.1s
2.10发电机匝间保护
保护原理为发电机纵向零序电压及故障分量负序方向匝间保护。
2.10.1纵向零序动作电压
原理:
躲过外部短路时的不平衡电压,以实测为准。
设计时初选为3V。
2.10.2故障分量负序电流
根据保护装置厂家建议,选取
εI=0.06In
2.10.3故障分量负序电压
根据保护装置厂家建议,选取
εu=0.006Un=0.6V
2.10.4故障分量负序功率
根据保护装置厂家建议,选取
εp=0.001×0/((20000/100)×(15000/5))=0.65VA
2.10.5延时时间
t=0.5s
2.11发电机低频累加保护
低频累加保护,保护装置带有低压闭锁功能。
运行频率及相应的允许时间由厂家提供的运行规定来确定,现同类产品配置的保护整定值如下:
f1=48Hz,累计时间为300min=18000s,t1=300s;
f2=47.5Hz,累计时间为60min=3600s,t2=60s;
f3=47Hz,累计时间为10min=600s,t3=10s;
f4=46.5Hz,无累计时间,t4=1s。
低电压动作二次值:
原则:
应躲过发电机机端电压允许的最低电压。
Udz=65V
2.12发电机励磁绕组过负荷保护
发电机励磁绕组过负荷保护由定时限和反时限两部分组成。
2.12.1定时限过负荷电流定值Ims.op
原则:
按正常运行的最大励磁电流下能可靠返回的条件整定。
Iop=KrelIgn2/Kr
式中:
Krel——可靠系数,取1.05;Ign2——发电机额定励磁电流二次值;Kr——返回系数,取0.95。
Iop=1.05×Ign2/0.95=1.11Ign2
延时动作于信号。
2.12.2定时限过负荷动作时间
原则:
按躲过后备保护动作时间整定。
动作时间5s
2.12.3反时限过电流启动定值Im.op
原则:
按发电机长期允许的励磁绕组过负荷能力整定。
当保护配置在交流侧时,其动作时限和动作电流的整定计算和定子绕组过负荷原则相同。
I=1.2Ign2
动作于解列灭磁。
2.12.4反时限过流速断定值
原则:
按与强励顶值倍数匹配的条件整定。
Id.max(3)=19.85kA
Iup.op=1.2×19.85=23.8A
二次整定值:
24A
动作于停机。
2.12.6过负荷常数K
厂家没有提供励磁绕组过负荷常数,暂取K=33.8。
2.12.7延时动作时间t1
t=
式中:
Ifd——强励倍数,一般取1.8~2.0;α——修正系数,0.01~0.02。
tmax=33.8/(1.22-1.02)=80s
tmin=33.8/(1.82-1.02)=15s
2.12.8灵敏度校验:
根据《继电保护和安全自动装置技术规程GB18245-93》,反时限特性因保护反映电流变化时发电机转子绕组的热积累过程。
不考虑在灵敏系数和时限方面与其它相间短路配合。
2.13发电机起停机保护
原理:
采用零序电压原理,取自发电机中性点侧3U0。
2.13.1动作电压
原则:
躲过不平衡电压,根据保护装置厂家建议,选取
Uop=10V
2.13.2延时定值t
t=4s
2.14发电机TV断线保护
原理:
电压平衡式TV断线保护。
2.14.1动作电压Uop
原则:
Uop=0.2UN=20V
2.15发电机低压记忆过流保护
接于发电机中性点侧TA和机端TV,作为发变组的近后备保护。
2.15.1动作电压Uop
原则:
按躲过电动机自启动条件整定,一般可取
Uop=(0.5~0.6)Un
故Uop=60V
2.15.2动作电流Iop
原则:
按躲过发电机的额定电流整定。
Iop=KrelIgn/Kre
式中:
Krel——可靠系数,取1.2~1.3;Kre——返回系数,取0.85~0.95,微机保护取0.95。
Iop=1.2Ign/0.95=1.26Ign
2.15.3动作延时t
原则:
与发变组主保护配合
t
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