南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护整定计算及定值审核模板试行Word文档格式.docx
- 文档编号:19411252
- 上传时间:2023-01-06
- 格式:DOCX
- 页数:68
- 大小:121.90KB
南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护整定计算及定值审核模板试行Word文档格式.docx
《南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护整定计算及定值审核模板试行Word文档格式.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《南方电网220kV及以上系统并网电厂继电保护整定计算及定值审核模板试行Word文档格式.docx(68页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
#1发电机、#1主变、#1励磁变、#1高厂变;
#2发电机、#2主变、#2励磁变、#2高厂变;
厂用低压变及高压电动机。
3.整定计算依据
详细说明本次工程定值计算依据,包括:
电厂运行方式描述、接口定值限额、接口系统等值、引用标准、参考资料等。
(1)系统运行方式
最大运行方式选择为:
500kV系统大方式,#1、#2发电机运行,#1、#2主变高压侧接地运行,高厂变低压侧经小电阻接地运行,接地电阻23Ω,启备变高压侧接地运行,低压侧经小电阻接地运行,接地电阻23Ω。
最小运行方式选择为:
500kV系统小方式,#1发电机停运,#2发电机运行,#2主变高压侧接地运行,高厂变低压侧经小电阻接地运行,接地电阻23Ω,启备变高压侧接地运行,低压侧经小电阻接地运行,接地电阻23Ω。
(2)厂用电运行方式
说明厂用电正常运行方式、备投(快切)的运行方式及不允许运行方式等各类运行方式。
(3)接口系统等值
XX电网归算等值发文:
名称
正序阻抗
零序阻抗
大方式
小方式
500kV升压站500kV母线
0.001
0.002
0.003
0.004
220kV降压站220kV母线
0.05
0.06
0.07
0.08
说明:
1、以上500kV母线、220kV母线正序、零序电网归算阻抗不包括本站内变压器;
2、以上归算阻抗均为标么值,其基准容量Sj=100MVA,500kV基准电压Uj=525KV,220kV基准电压Uj=230kV
(4)接口定值限额
(5)引用标准
(6)发变组(含高厂变)保护配置图(含CT、PT回路)
(7)发变组(含高厂变)出口方式说明
(8)参考资料
4.设备技术参数
4.1发电机技术参数
详细说明发电机技术参数,满足保护定值整定计算需要,包括:
发电机容量、功率、额定电压、交、直轴电抗、负序电抗、零序电抗、过负荷能力曲线、过激磁曲线、励磁调节过励限制曲线、励磁调节器欠励限制曲线、励磁调节器V/F限制曲线、定子电流限制、强励倍数等。
规格型号
QFSN—600—2
额定容量
667MVA
额定功率
600MW
功率因数
0.9(滞后)
制造厂家
上海汽轮发电有限公司
定子
额定电压
20kV
转子
441V
额定电流
19245A
空载电压
接线型式
Y
额定励磁电流
4145A
定子绕组每相分支数(水轮机)
空载励磁电流
冷却方式
氢内冷
水氢氢
励磁方式
自并励静态励磁
接地方式
中性点经接高阻接地
强励倍数
≥2
响应比
≥3.58倍/秒
强励时间
≥10秒
直流电阻(
)
直轴超瞬变电抗(不饱和值
,饱和值
21.12%,20.5%
直轴瞬变电抗(不饱和值
30.63%,26.5%
直轴同步电抗
217%
负序电抗(不饱和值
20.3%,19.3%
零序电抗(不饱和值
9.42%,9.59%
A相对地电容
0.21
负序电流承载能力(连续)
B相对地电容
负序电流承载能力(短时)
C相对地电容
发电机允许过电流
转子绕组过负荷能力
4.2发电机中性点接地变参数或消弧线圈参数
详细说明发电机中性点接地变技术参数,满足保护定值整定计算需要,包括:
容量、电容、变比等。
采取消弧线圈接地,请按实际参数填写,可参照下表。
变压器型号
单相
容量
125kVA
变比
20kV/(
)V
阻抗电压
8.6%
保护用抽头
20kV/24V
副边电阻
1.13欧姆(接地变内阻0.258欧姆)
相关电容值
定子绕组每相对地电容3.0436uF,主变高低压绕组耦合电容CM=10.352uF/ph
4.3升压变(主变)技术参数
详细说明升压变(主变)技术参数,满足保护定值整定计算需要,包括:
变压器额定容量、额定电压、接线方式、中性点接地方式、短路电压百分比等。
高压侧经小电抗接地形式,请按实际参数填写相关内容
#1主变
720MVA
相数
3相
额定电压比
525KV±
2×
2.5%/20kV
接线方式
Ynd11
792/20782A
调压方式
无激磁调压
ODAF(强油风冷)
铁芯结构特点
双绕组
15.5%
空载电流
13%(低压侧)
铁损
236kW
铜损
1337kW
高压对低压绕组及地电容
15170PF
低压对高压绕组及地电容
34440PF
高压及低压对地电容
4.4高压厂用变(起备变)压器技术参数列表
详细说明高厂变技术参数,满足保护定值整定计算需要。
包括:
格式可参照主变。
4.5励磁变技术参数列表
详细说明励磁变技术参数,满足保护定值整定计算需要。
格式可参照主变
4.6厂用低压变压器技术参数列表
详细说明厂用低压变压器技术参数,满足保护定值整定计算需要,包括:
容量、额定电压、短路阻抗、额定电流、保护CT变比、零序保护CT变比等等。
单位
汽机变
锅炉变
……
kVA
2000
2500
高压侧额定电压
kV
6.3
低压侧额定电压
0.4
短路阻抗
Ud%
10.5
计算电抗
5.25
4.2
高压侧额定电流
A
183
229.1
低压侧额定电流
2886
3608.5
高压侧相保护CT变比
2
250/1
高压侧零序CT变比
50/5
50
低压侧相保护CT变比
4000/1
低压侧零序CT变比
2500/1
高压侧二次额定电流
0.73
0.92
群启电流倍数
2.30
熔断器规格
4.7高压电动机技术参数列表
详细说明高压电动机技术参数,满足保护定值整定计算需要,包括:
电动机容量、额定电流、启动电流、启动时间等。
如果差动保护CT变比不同,需特殊说明
送风机
吸风机
负荷类别
I
kW
1200
5200
0.85
0.9
141.3
574
启动倍数
6
5.9
启动时间
S
9
10
相保护CT变比
200/5
600/5
差动保护用CT
零序保护CT变比
100/1
二次额定电流
3.53
4.78
允许堵转电流时间
11
25
启动方式
5.短路电流计算
5.1基准值的选取
简述本次计算工程短路电流计算基准值的选取及相关信息。
基准值信息
电压等级
(U)kV
基准电压
(UB)kV
基准电流
(IB)A
基准阻抗
(ZB)Ω
基准功率
(SB)MVA
500
525
110
2756
100
220
230
251
529
20
2887
4
9164.56
0.397
0.38
144337.57
0.0016
5.2元件标么值计算
根据相关公式,计算各元件阻抗标么值。
(1)#1发电机正序电抗标么值
5.3短路电流计算
制作一次系统图、阻抗图,按保护定值整定计算需要合理选择故障点位置,进行短路电流计算。
厂区内电缆长度1km以上考虑对短路影响,低于1km不考虑
5.3.1发变组部分
本阻抗图为正序网图,共有四个故障点,分别为220kV母线(d1),发电机出口处(d2),高厂变低压侧(d3),启备变低压侧(d4)。
图中阻抗编号为:
1——系统电抗(最大、最小方式)
2——主变电抗
3——发电机电抗
4——高厂变电抗
5——启备变高压侧电抗
6——启备变低压侧电抗
一、大运行方式下,各故障点短路计算
(1)d1点三相短路
d1点三相短路各电源提供的短路电流:
系统提供
#1发电机提供
5.3.2厂用电部分
厂用电部分不需要详细计算过程,以列表形式给出全厂厂用电短路电流。
序号
设备名称
6kV母线阻抗(大方式)
6kV母线阻抗(小方式)
变压器阻抗
0.4kV母线大方式三相短路
0.4kV母线小方式两相短路
故障点电流
折算到高压侧
1
0.5955
0.3813
4.8
27857A
1768A
23167A
849A
0.3313
…
注:
阻抗为标幺值,基准容量100MVA
5.整定计算书
6.1#1发电机
以发变组保护装置技术说明书为参考,以现场保护装置打印定值单为依据,根据整定计算导则及南方电网各项规定,依次编写相关保护定值计算书,定值计算书内容包括:
保护名称、保护CT/PT变比及类型、CT/PT安装位置、保护定值项(含控制字)、整定原则(默认南网规程,与南网规程不相同时需说明出处)、计算公式、灵敏度校验、出口方式、最终取值结果等。
一、发电机差动保护
机端CT变比:
25000/5A,TPY级中性点CT变比:
25000/5A,TPY级
机端PT变比:
20000/100V注明:
发电机机端与中性点不同是需分别说明
1、启动电流
整定原则1:
按躲过发电机额定负荷状态下的最大不平衡电流整定
式中:
Krel——可靠系数,取1.5;
Ker——互感器比误差系数,10P型取2×
0.03,5P和TP型取2×
0.01;
——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;
整定原则2:
按Iop.0=(0.2~0.3)Ign整定
Iop.0=(0.2~0.3)Ign
启动电流整定计算结果:
Iop.0=
二次值Iop.0=
投退控制字
出口方式:
全停
6.2#1主变
保护名称、保护CT/PT变比、保护定值项名称、整定原则、计算公式、灵敏度校验、出口方式、最终取值结果。
参考发电机
6.3#1励磁变
6.4#1高厂变
6.56kV(或10kV)厂用变压器
以发变组保护装置技术说明书为参考,根据整定计算要求及南方电网各项规定,依次编写相关保护定值计算书,定值计算书内容包括:
6.66kV(或10kV)高压电动机
6.76kV(或10kV)馈线(电源侧)
以馈线说明书为参考,根据整定计算要求进行整定计算
6.厂用电电流保护配置图
说明保护的配合关系,分别说明电流保护配合关系及零序电流保护配合关系。
图中按正序、零序按颜色区分(红色为零序保护),也可分别用不同的图形展示。
图中标明保护的动作电流、动作时间,相同设备定值相同可只标注一个设备,相同设备保护配置写“同XX设备”。
配置图示例见附件1
7.遗留问题及建议
第二部分:
发变组核查模板
1.发电机核查模板
1.1发电机保护配置
依据《南方电网大型发电机及发变组保护技术规范》检查保护配置,对于大型发电机的下列故障及异常运行状态,应装设相应的保护。
a)定子绕组相间短路;
b)定子绕组接地;
c)定子绕组匝间故障(匝间短路及分支开焊);
d)发电机外部相间短路;
e)定子绕组过电压;
f)定子绕组过负荷;
g)转子表层(负序)过负荷:
h)励磁绕组过负荷;
i)励磁回路接地;
j)励磁电流异常下降或消失;
k)定子铁芯过励磁;
l)发电机逆功率;
m)频率异常;
n)失步;
o)发电机突然加电压;
p)发电机启、停故障
q)机端断路器失灵;
r)发电机功率突降;
s)其他故障和异常运行。
1.2发电机保护核查项目
保护类型
是否涉网
核查项目
查评重点及依据
查评结果
发电机内部故障主保护(纵差、横差保护)
/
涉网保护定值
其它保护定值
整定计算规程【1】4.1
不带比例制动特性的零序电流型横差保护,低定值应躲过发电机外部短路故障时最大不平衡电流。
带比例制动特性的零序电流型横差保护,低定值应躲过发电机正常运行时实测最大值。
[1]见注释,以下同。
保护功能配置
发电机复压过流保护
√
整定计算规程4.2.
1、为保证在振荡过程中不误动,时间定值不小于1.5s。
2、当变压器配置单独的复压过流保护,时间定值应满足与主变相间和接地后备保护的最长动作时间配合要求。
当发电机和变压器共用复压过流保护,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。
3、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,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。
整定计算导则[2]4.2
低电压元件的动作电压应躲过失磁时的最低机端电压。
注;
[2]见注释,以下同。
技术规范[3]5.2.5
自并励发电机的过流保护应采用复压闭锁过流。
1、发电机为自并励方式时,电流元件应具有记忆功能。
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。
2、复合电压闭锁过流带记忆功能,在发电机故障切除灭磁过程中,发电机复压过流保护可能动作,因此应直接跳发电机开关(带GCB)或变压器高压侧开关(不带GCB)开关,不应跳母联扩大停电范围。
[3]见注释,以下同。
保护用电流一般取中性点CT。
3
发电机定子接地保护
整定计算规程4.3
定子单相接地保护动作电压整定值或延时应与系统接地保护配合,可分三种情况:
1、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0.3~1.0s;
2、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0.3~1.0s;
3、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。
由于接地变短路阻抗可能影响接地故障时二次电压测量值,建议机组可通过并网前的机端单相接地零起升压实验,实测接地变二次电压。
发电机三次谐波电压保护动作于信号。
基波零序电压躲过正常运行的实测最大值。
高压厂用系统单相接地故障,发电机机端
或中性点
应小于基波零序电压定值,否则应提高定值。
技术规范5.2.4
装设保护区为100%的定子接地保护作为发电机定子绕组单相接地故障保护。
基波零序电压定子接地保护宜采用中性点PT。
当电压取自机端PT开口三角形绕组时,为确保PT一次断线时保护不误动,需引入PT断线闭锁。
转子回路接地保护
整定计算规程4.4
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。
高值发信,低值跳闸或发信。
时间定值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TD=2~6s
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。
5
定子绕组对称过负荷保护
发电机与系统发生振荡,流过最大振荡电流时,保护不应动作。
振荡电流:
计算振荡电流下的过负荷保护动作时间:
整定计算规程4.5.1
反时限上限动作时间按与线路纵联保护配合整定。
定时限发信,动作时间应躲过发变组后备保护最大延时。
励磁调节器定子电流限制应与定子绕组对称过负荷保护配合。
定子绕组热容量系数采用制造厂提供的参数。
技术规范5.2.7.2
反时限部分:
动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定,动作于停机或程序跳闸。
保护应反应电流变化时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他相间短路保护相配合。
转子绕组过负荷
整定计算规程4.5.2
1、定时限过负荷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定时限过负荷保护动作时间。
2、反时限上限动作电流与强励顶值倍数匹配。
励磁系统技术条件[4](附录A)
1、励磁调节器反时限过励限制应与转子绕组反时限过负荷保护配合。
2、过励反时限特性与转子绕组反时限过负荷保护特性之间留有级差。
顶值电流下,过励限制时间应比转子绕组反时限过负荷保护时间适当减少,但不宜过大,一般取2s。
3、过励反时限启动值小于转子反时限过负荷保护启动值。
[4]见注释,以下同。
转子绕组热过热常数、强励顶值倍数
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 南方电网 220 kV 以上 系统 并网 电厂 保护 计算 审核 模板 试行
![提示](https://static.bdocx.com/images/bang_tan.gif)