国电电力大连庄河发电有限责任公司
目录
第一部分 设备参数 ?????????????????????????? 第2页
第二部分 发电机保护整定计算?????????????????????? 第3页
第三部分 主变保护整定计算 ?????????????????????? 第16页
第四部分 启备变保护整定计算?????????????????????? 第21页
第五部分 高厂变保护整定计算?????????????????????? 第27页
第六部分 脱硫变保护整定计算?????????????????????? 第32页
第七部分 励磁变保护整定计算?????????????????????? 第36页
第八部分 非电量保护 ?????????????????????? 第41页
第九部分 失磁保护动作PQ方程计算????????????????????第38页
第十部分 短路电流计算????????????????????????? 第40页
第十一部分 保护调试定值单?????????????????????? 第42页
第一部分 设备参数
１ 、发电机 型号 QFSN-600-2YHG 定子对地电容/相μF 0.227 额定容量 MVA 666.67 0.22156（非饱和值） 直轴超瞬变电抗 0.20383(饱和值) 额定功率 MW 600 直轴瞬变电抗Xd' 0.30353（非饱和值） 0.2671 (饱和值) 最大连续出力 MW 654MW 交轴超瞬变电抗Xq'' 0.21566（非饱和值） 0.1984(饱和值) 第1页 共43页
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额定功率因数 0.9 交轴瞬变电抗Xq' 0.4454（非饱和值） 0.39195(饱和值) 2.27 2.21 0.21861（非饱和值） 0.20112(饱和值) 额定电压 kV 额定电流 A 20 19245 直轴同步电抗 交轴同步电抗 额定转速 r/min 3000 负序电抗X2 额定频率 Hz 50 零序电抗X0 0.10072（非饱和值） 0.09568(饱和值) 相数 3 定子绕组每相直流电阻 0.001488 定子接法 YY 电枢绕组开路时的直轴瞬变时间常数Tdo′ 8.724 S 电压 （kV） 20 电枢绕组开路时的交轴瞬 变时间常数Tqo′0.969S 电流 （A） 19245 电枢绕组短路时的直轴瞬变时间常数Td′ 1.027 S 励磁电压 （V） 421.8 电枢绕组短路时的交轴超’’瞬变时间常数Tq 0.035 S 励磁电流 （A） 功率因数 额定氢压 （MPa） 额定进风温度（℃） 氢冷却器进水压力（MPa） 4128 0.9 0.4 45±1 0.25～0.35 效率 （%） 短路比 定子铁心温升 （K） 定子绕组水温升 （K） 转子平均温升 （K） 98.99 0.54 35.7 20.2 45.5 第2页 共43页
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氢冷却器进水温度 （℃） 定子绕组进水压力（MPa） 定子绕组进水温度 （℃） 功率因数为0.85下运行 接地变压器变比 25～38 0.25～0.35 45～50 允许 20000/0.22/100 I2/IN （%） （I2/IN）t (s) 额定频率变化范围 （%） 额定电压变化范围 （%） 接地变压器电阻 TH28 10 -3～+2 ±5 0.468ohm YNd11 50HZ ODAF 三相 1TT.710.30035 二、主变 型号 额定容量 电压组合 额定电流 产品序号 短路电压UK% SEP10—720000/500 720MW 550―2×2.5%/20KV 755.8/20784.6A 06B02029 连接组别 额定频率 冷却方式 相数 产品代号 分接头在1位时13.88% ２、高厂变 型号 额定容量 电压组合 额定电流 产品序号 短路电压UK% ３、启备变 型号 额定容量 电压组合 额定电流 产品序号 短路电压UK% SFFZ10—63000/500 63000VA/35000—35000/21000KVA 500±8×1.25%/6.3--6.3/10.5KV 72.75/3207.5—3207.5/666.7A 06B03030 连接组别 额定频率 冷却方式 相数 产品代号 YNyn0?yn0?d 50HZ ONAN/ONAF(67/100%) 三相 ITT.710.30026 SFF10—63000/20 连接组别 Dyn1?yn1 50HZ ONAN/ONAF 三相 IET。710.2751 63MVA/35—35MVA 额定频率 20±2×2.5%/6.3-6.3kv 冷却方式 1818.7/3207.5—3207.5A 相数 06B08219 产品代号 HL1短路电抗19.27%(HL2相同) HL1短路电抗24.94%(HL2相同) ４、脱硫变 型号 额定容量 电压组合 额定电流 产品序号 SF10—20000/20 20MVA 20±2×2.5%/6.3KV 577.4/1832.9A 06B02208 第3页 共43页
连接组别 额定频率 冷却方式 相数 产品代号 Dyn1 50HZ ONAN/ONAF 三相 1BT.710.2748.1 国电电力大连庄河发电有限责任公司
短路电压UK% 短路电抗10.28% ５、励磁变 励磁变为三台单相变压器组成，每台变压器铭牌：
型号 额定容量 一次电压 额定电流 二次电压 短路电压UK% 12124 890V 11836 二次电流 2000KVA 11547 173.2 2247.2A 11258 8.22% 10970 连接组别 额定频率 冷却方式 I-I 50
第二部分：发电组保护整定计算
1、发电机差动保护
发电机差动保护采用双斜率比例差动特性，做为发电机内部故障的主保护，主要反应定子绕组和引出线相间短路故障。该保护动作于全停方式
发电机中性点CT 1LH 25000/5 TPY 星形接线 G60—I 发电机中性点CT 2LH 25000/5 TPY 星形接线 G60—II
发 电 机出口CT 7LH 25000/5 TPY 星形接线 G60—II 发 电 机出口CT 8LH 25000/5 TPY 星形接线 G60—I
选G60中Stator Differential为发电机差动保护中的比例差动元件。 1.1 定子差动保护启动电流（STATOR DIFF PICKUP） 1.1.1依据《导则》4.1.1一般宜选用?0.10~0.20?Ignna。
依据《G60》说明书，最小启动值由正常运行条件下的差动电流决定，厂家推荐为0.1~0.3pu。 考虑以上两种因素，取Iop.0?0.2Ignna
0.2Ignna?0.2?19245/25000/5?3849/25000/5?0.77A3849/25000?0.154pu 取PICKUP=0.154pu
1.2、斜率S1（STATOR DIFF SLOPE1）
S1=0.2
1.3、拐点1（STATOR DIFF BREAK1）
当制动电流小于拐点１时，为灵敏动作区，拐点１应以发电机内部短路时的最大制动电流为整定条件，由于未做定子绕组内部短路计算，发电机内部短路时的最大制动电流是未知数，为保证内部短路保护灵敏动作，则取装置最大动作值1.5pu，因此取 BREAK1=1.5 pu
1.4、拐点2（BREAK2）
根据G60说明书5.5.5，拐点2是过渡区的终点和斜率2的起点，应是外部短路时保护制动区的始端，以发电机端部外部最大短路电流Ikmax 为依据： Ikmax = 94870/25000=3.79 pu
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最终取 BREAK2=3.5pu
1.5、斜率2（SLOPE2）
取 SLOPE2=80%
1.6、灵敏度校验
按以上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Ksen?1.5的要求，不必进行灵敏度校验。
768543211542.88
差动保护动作特性曲线
1.7、保护出口方式：全停 2、定子接地保护（95%）
发电机中性点PT 5YH 20/0.1 G60—II 发电机中性点PT 5YH 20/0.1 G60—I
定子接地保护由接于发电机机端的过压元件实现的，希望保护95%的定子绕组。保护动作于全停方式。
2.1、动作电压的确定
根据《导则》，基波零序过电压保护的动作电压Uop应按躲过机端PT开口三角绕组最大不平衡电压
Uunb.max整定，即： 3Uop?Krel3Uunb.max
式中：Krel——可靠系数，取1.2~1.3。
Uunb.max为实测不平衡电压，其中含有大量的三次谐波，装置应有三次谐波滤过功能，若3U0P?5V(0.05pu)ua这必须进行以下校验。
2.2、校验
根据《导则》，应校核主变高压侧接地短路时，通过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Ug0的大小。
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3127/2?1563PF
CM/23?18.32K0.227?FCg?ZnCM/23127/2?1563PF152KVE0
Rn?0.458??20/0.1??18.32K?
2E0为系统侧接地短路时产生的基波零序电动势。
E0?0.5?UHn3?0.5?5503?158.8kV
CM为主变压器高低压绕组间的单相耦合电容。据厂家提供数据为：
CM?9380/3?3127uF
Cg?为发电机及机端外接元件每相对地总电容。
Cg??0.227?F/ph
变压器高压侧发生短路时，传递到机端的一次零序电压1043V。
0.1?5.215V（取中性点PT） 202.3、 现场做6kV厂用系统单相短路试验，（注意断开高厂变6.3KV侧中性点电阻），确保
保护不误动。
传递到发电机中性点的二次基波零序电压Ug0?1043?在未作以上试验时暂取3U0?10V，pickup=0.1pu
2.4 动作方式：
T?0.5S，全停。
3、 机端、中性点三次谐波比较保护
发电机出口PT 2YH
2030.10.1 G60—I 、G60—II
33发电机中性点PT 5YH 200.1 G60—I 、G60—II
3.1 动作值整定
其动作判据为：
VN?3rd?VN?3rd??V0?3rd??Pickup and
V0?3rd?VN?3rd??V0?3rd??1?Pickup
作为3UO定子单相接地保护的动作死区的补充，上述保护的动作区在发电机中性点附近20%的区域，为此选定：Pickup=20% 1- Pickup=80% 第6页 共43页
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3.2 三次谐波电压监视为：
VN?3rd??V0?3rd??Supervision=0.005pu 3.3 延时t=0.5s
保护动作方式：根据《导则》要求，定子绕组单相接地保护中的三次谐波部分仅动作于信号，但考虑实际情况并网前投跳闸，并网后仅动作于信号.
4、 定子匝间短路保护 4.1 纵向3U0保护定值
依据《导则》U0.OP?2?3V得：
U0.OP?3V?0.03pu?
此3U0取自3YH的开口三角，需经三次谐波滤过器滤波，滤过比大于80。
4.2负序功率方向闭锁元件
当外部系统发生短路时，纵向3U0不平衡电压增大，为防止误动，增加负序功率方向闭锁元件，该元件以机端三相电压和电流为输入量，经负序滤过器得负序电压和负序电流，最终获得负序功率P2。外部系统不对称短路时有P2由系统流入发电机（反向功率），此时负序功率方向元件动作，闭锁纵向3U0匝间保护。
负序功率方向闭锁元件采用“负序方向过流1反向”，根据GE说明书介绍，反向元件比正序元件设计得更快并应用作闭锁方向。
为了取得更好的动作特性，负序方向过流元件的负序动作电流I2.OP按下式取值
I2.OP?I2?0.125I1
式中0.125是GE的推荐值。考虑到重负荷时的系统不平衡性，故障起始阶段和切除阶段的暂态过程和CT误差，正序电流I1越大，I2.OP越小，负序方向过流元件越不灵敏，这就是GE公司的“正序制动”。
4.3 0.1S延时说明
由于在切除外部不对称短路时，机端负序功率的突变，会引起负序方向元件误动，为安全起见，增设延时元件，定值为
3U0
P2反方向
T=0.1S 动作于全停
与门 T 0.1S 4.4负序方向过流于元件定值清单
类型： 负序
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正序制动：0.125
反向灵敏角： 正向灵敏角75度旋转180度 反向极限角：?90
反向负序启动电流：0.05pu 延 时：0.1S
注：为了保证负序判别的正确，在调试时一定输入由外部系统流向发电机的负序功率，观察负序方向过流元件的正确动作。
?5、电压制动过流
发电机中性点CT 1LH 25000/5 星形接线 G60—I 发电机中性点CT 2LH 25000/5 星形接线 G60—II 发电机端电压PT
5.1、过流元件
电压制动过流保护作为系统保护的后备，电流元件起动值整定为可靠躲过发电机最大运行负荷电流。Iop?KrelIgn1.319245????1.11pu Krna0.9250005.2 、灵敏度校验
81. 5 KLM?0.866?57890?25000?1.11?1.?5.3 、保护动作延时
T=3S 动作于全停
因已有负序电流反时限保护，所以电压制动过流保护延时只考虑与升压主变、500KV出线后备保 护的最长延时配合，暂取3S。
6 、发电机负序保护
发电机中性点CT 1LH 25000/5 星形接线 G60—I 发电机中性点CT 2LH 25000/5 星形接线 G60—II
发电机负序保护用于防止由于过量负序电流对发电机转子造成的损害。选G60继电器中的Generator Unbalance为发电机负序保护中的发电机不平衡元件。定时限用于减出力（报警），反时限用于跳闸。
6.1、负序定时限过流保护
整定原则：根据《导则》4.5.3，动作电流按照发电机长期允许的负序电流I2?下能可靠返回的条件整定。动作时间取5秒。
Iop??KrelI2?1.2?8%??0.11 Kr0.9式中：Krel—可靠系数，取1.2；
Kr—返回系数，0.85~0.95，条件允许应取较大值。
T=5S发信
6.2、负序反时限过流保护
I2反时限动作方程： (2)T?10S
In第8页 共43页
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6.6.1 反时限上限：
反时限保护最大动作电流和最短动作时间以发电机出口两相短路时计算：
I2.max''31000?10?1??2.451
0.3062?3?20?19245 Xd—发电机的次暂态电抗（不饱和值）. Tmin?A10??1.666S 2222I2??I2?2.451?0.08
6.2.2 反时限下限：
反时限保护最长动作时间设为1000S，则最小负序动作电流为：（应考虑散热，故
引入I2.?）
I2.min?102?I2??0.01?0.082?0.128 10000.128〉0.11完全满足先发信后进入反时限特性
为了满足500KV侧线路保护选择性，取500KV侧两相短路产生的负序电流校核
I2.max31000?10?1??1.58
(0.306?0.193)2?3?20?19245X''d—发电机的次暂态电抗（不饱和值）。
Xt—主变压器电抗。
根据GE保护装置负序反时限动作曲线，求出500KV侧两相短路时负序保护动作时间。
Tmin?K10??4S
(I2/Ie)21.582核对线路后备保护时间，应保证时间选择性
6.2.3．保护动作方式：全停
6.2.4 故负序电流保护定值清单
标准电流： 19245/25000=0.77pu 1段启动： 11% K值： 10
最小时间： 1.666S 最大时间： 1000S 1段复位时间：240S 2段启动：12.8%
2段延时：5S
7、转子绕组过负荷保护
励磁变压器高压电流互感器变比300/5 7.1、定时限转子过负荷保护定值为
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Ifd..pickup?1.052?4128??3723A （低压侧） 0.9530.89/300?0.552pu（归算高压侧） 20Ifd..pickup?3723?延时 T=5S 发信
7.2、反时限转子绕组过负荷保护
选用式中：A=28.2，B=0.1217，P=2 IEEE反时限特性曲线：
??????28.2T?TMD???0.1217? 2??I??fd???1????I????fdn??以Ufd?1.25,允许时间60S推算TMD
Ifd?1.25?4128?5160A
对应励磁变高压侧交流有效值：
I??5160?0.816?0.89/300?0.624pu 20以(Ifd/Ifdn)=0.624/0.552=1.127 和T?60S代入公式：
?28.2?T?60?TMD???0.1217?，TMD=0.574 2??1.127??1?校核：以转子过电压能力代替过电流能力
U/UFD 发电机允许运行时间 对应励磁变高压侧交流电流pu 由IEEE曲线算出的保护动作时间 2.08 10 1.04pu 6.42S 1.46 36 0.73pu 21.84S 1．25 60 0.62pu 60S 1.12 120 0.56pu 452S
7.3 保护功能：动作于全停。
核对励磁变过负荷能力曲线，完全在此曲线之上，满足励磁变过负荷能力要求，所以励磁变反时限 过负荷保护也用此定值。
8、频率异常保护 8.1低频率保护
共设四级，每级均有“每次”和“累计”允许运行时间，保护动作于信号。 频率 48.5---48.0HZ 48.0---47.5HZ 47.5---47.0HZ 47.0---46.5HZ 累计（min） ＞300 ＞60 ＞10 ＞2 每次（sec） ＞300发信 ＞60发信 ＞20发信 ＞5发信 第10页 共43页
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8.2高频率保护:
共设两级，每级定值为 频率 50.5---51.0HZ 51.0---51.5HZ 累计（min） 30 180 每次（sec） 30 发信 180 发信
9、失步保护
发电机中性点CT 1LH 25000/5 星形接线 G60—I 发电机中性点CT 2LH 25000/5 星形接线 G60—II
发电机出口PT 1YH
200.10.10.1 G60—I ///3333200.10.10.1/// G60—II 3333发电机出口PT 2YH
9.1、电抗参数（SB?1000MVA）
以667MVA为基准容量下基准电抗：
20225000/5Zb???15?（二次值）
66720/0.1以1000MVA为基准容量下的基准电抗：
20225000/5Zb???10?（二次值）
100020/0.1OB?Xd?0.267?15?4? OA?(0.193?0.05)?10?2.43?
阻抗线AOB的阻抗角??750（正向灵敏）
'9.2、振荡模式
选为3步方式
9.3、振荡监视
以三相正序电流大小监视，其值为
IOP?0.8pu 9.4、振荡正向范围
4?
9.5、振荡反向范围
6?
9.6、外环限制角
1800??1?1800?600?1200，?应大于负荷功角
19.7、中环限制角
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1800??2?1800?900?900 9.8、内环限制角
1800??3?1800?1200?600 9.9、外、中、内环左右限制线
因为不要求设置盲区，所以各限制线内取很大值50?
9.10、延时设置
设定系统最小振荡周期为0.4S,则有
计算公式：top?启动延时 t1?Tmin??2??1?{?1、?2代表外圆、中圆、内圆的限制角。} 360?0.4?120??90??0.033S(穿越外环与中环) ?3600.4?90??60??0.033S (穿越中环与内环) 启动延时 t2??360????启动延时 t3??0.02S(穿越内环，同步功率变号，转子加速)
启动延时 t4??0.02S(穿越左侧内环与外环，同步功率已变号，转子加速) 复位延时 t1??0.05S 振荡保持延时取为0.4S
9.11 振荡跳闸模式 延时（在振荡轨迹离开外环时跳闸） 9.12 振荡次数 1次 9.13 出口方式：全停
外环中环内环外环?中环?3?2?1
10、 过激磁保护
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发电机出口PT ３YH
200.10.10.1 G60—I ///3333200.10.10.1 G60—II ///3333发电机出口PT ３YH
根据《导则》，当发电机与主变之间无断路器而共用一套过激保护时，其整定值按过激磁能力较低
的发电机整定。
变压器制造厂提供变压器过激磁能力如下（额定负荷）：
U*f* 允许时间 1.1 长期 1.15 180S 1.20 24S 1.25 12S 1.4 6S 10.1、一段定时限 PICKUP=1.08
T?5S发信，减励磁。
10.2、二段定时限
PICKUP=1.2 T=3S 全停（厂家尤工提出装置可以实现两段定时限）
10.3、反时限部分
因发电机制造厂没有提供发电机额定负荷下的过激磁能力，参照同类机组参数给定及计算如下： 选用反时限动作判据为：
??U/f?2?T?TDM/???pickup???1?
??????已知pickup=1.08，u/f=1.15时有T=10S，由上式导出
TMD=1.338
最终得过励磁保护的反时限特性（U/f~t）为
U*f* 允许运行时间 实际动作时间 动作方式 *1.08 没有值 无穷大 全停 *1.09 30 71.9 全停 1.10 没有值 35.8 全停 1.12 20 17.7 全停 1.15 10 10 全停 1.19 7.5 6.25 全停 1.2 没有值 5.7S 全停 1.25 5.0 3.94 全停 注：U——电压标么值，f——频率标么值。经延时后停机灭磁。 11、过电压保护
按《导则》4.8.4取
UOP?1.3Ugn
PICKUP=1.3pu
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T?0.5S
动作功能:全停
12、失磁保护： 12.1已知参数
20225000/5Xd?0.306???0.306?15?4.587?
66720/0.1? 20225000/5Xd?2.27???34?66720/0.1Xb?15?
12.2失磁阻抗园（小圆Z1）
圆心：C1?0.5(4.587?15)?9.79? 半径：R1?0.5?15?7.5?
12.3失磁阻抗园（大圆Z2）
jX0Xd/2C1C2XbR1Z1RXdZ2R2XA
圆心：C2?0.5(Xd?Xd)?0.5(4.587?34)?19.29?
'? 半径：R2?0.5?34?17.0从机端看发电机电抗为Xd?0.5Xd?Xd，物理概念有误，但对保护定值影响很小，仍按上式整定
'12.4 机端三相低电压
U3?。OP=0.85pu 12.5 保护动作延时
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进入小圆动作区时 T1=0.5S 进入大圆动作区时 T2=1S 保护出口动作方式： 程跳
13、突加电压保护
发电机出口CT 7LH 25000/5 星形接线 G60—II 发电机出口CT 8LH 25000/5 星形接线 G60—I
发电机出口PT 1YH
200.10.10.1 G60—I ///3333200.10.10.1 G60—II ///3333发电机出口PT 2YH
误上电保护主要用于保护发电机在盘车和减速过程中发生的误合闸。
13.1、误上电保护运行方式
低压元件和发电机离线状态的不同逻辑组合，决定了误上电保护的运行方式。由于该保护电压取自
发电机出口ＰＴ，因此选低压元件和发电机离线状态相与的逻辑方式，即发电机电压低和发电机离线同时满足为该保护的开放条件。
13.2、过流电流元件 IOP?0.3pu 13.3、低电压元件
整定原则：低电压元件按可能出现的最大故障电压整定。
*XG0.304?*?1.3??0.72pu **0.304?0.192?0.05XG?XT?XminU?Krel发电机解列 机端低电压 发电机过流 保护出口：全停
与门 5 S 0.25S 与 门 14、逆功率保护
发电机出口CT 7LH 25000/5 星形接线 G60—II 发电机出口CT 8LH 25000/5 星形接线 G60—I
发电机出口PT 1YH
200.10.10.1/// G60—I
3333200.10.10.1/// G60—II 3333发电机出口PT 2YH
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根据《导则》4.8.3，动作判据为
P??Pop式中：P——发电机有功功率，输出有功功率为正，输入有功功率为负；
Pop——逆功率继电器的动作功率。
14.1、动作功率Pop的计算公式
MW Pop?Krel?P1?P2?=0.5??3%?1.06%??600?12.18标么值为pop?12.183?25?20?0.014pu
式中：Krel——可靠系数，取0.5；
P1——汽轮机在逆功率运行时的最小损耗，取额定功率的3%；
P2——发电机在逆功率运行时的最小损耗，取P2??1???Pgn。 ?——发电机效率，600MW机取98.94%；
Pgn——发电机额定功率。
14.2、逆功率保护动作时限
不经主汽门触点，t2?60S动作于全停。
14.3、继电器特性角
RCA表示继电器动作区方向，本保护为逆功率保护，动作区在180°方向，因此取
RCA=180
15、程序跳闸逆功率定值
Smin?0.014pu
经主汽门触点，延时t1?0.5S动作于全停。
16、 PT断线闭锁
延时t1?1.0S发信。
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第三部分主变压器保护正定计算
1、主变压器参数 型号 额定容量 电压组合 额定电流 产品序号 短路电压UK% SEP10—720000/500 720MW 550―2×2.5%/20KV 775.2/20784.6A 06B02029 TH连接组别 额定频率 冷却方式 相数 产品代号 YNd11 50HZ ODAF 三相 1TT.710.30035 分接头在1位时13.88% 2、 差动保护
2.1、各侧CT变比和冗余度
550KV TPY 1500/1A 1500/775.2 =1.93
20KV（发电机）TPY 25000/5A 25000/20784=1.2 20KV（高厂变）TPY 25000/5A 25000/1818.7=13.7 20KV（脱硫变）TPY 25000/5A 25000/577.4=43.3
选20KV侧为基准侧，1pu?25000（一次）或5A（二次）
2.2、最小动作电流
励磁变低压侧三相短路电流是主变差动保护的不平衡电流，其值为：
11000?103?/20784?0.104In 13.33?20PICKUP=1.2?(0.02?0.05?0.104)?In/25000?0.173pu
Ker——电流互感器的比误差，TPY型0.01×2；
ΔU——变压器调压引起的误差，取调压范围中偏离额定值的最大值（百分值）。取2?2.5%?0.05。
2.3、第一斜率S1
应兼顾内部短路灵敏度和外部远处短路时非周期分量引起的不平衡电流，S1不能过大，也不能过小，最终取S1=0.3
2.4、第1断点Ibreak1
为保证内部短路的灵敏度，取GE装置的最大值 Ibreak1?2.0pu
2.5、第2斜率S2
为确保外部短路不误动，取
S2?0.8
2.6、第2断点Ibreak2
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最大外部短路电流为主变低压侧短路，其系统和二号机供给的短路电流为120.59KA，
120590/25000?4.8pu
取Ibreak2=5pu
2.7、差动速断保护
为不破坏比率制动特性的完整性PICKUP?8.0pu，
2.8、内部短路Ksen校验
内部最小短路电流，主变高压侧最小两相短路计算。
IK.min11000?103?0.866??/25000?0.866?2.0?1.15?1.99pu?Ibreak1
0.306?0.1983?20所以Ksen?1/0.3?3.33
2.9、二次谐波闭锁
10%，3取2方式
2.10五次谐波闭锁 10%
pu876543210.173S2=0.8S1=0.3123458pu
比例制动特性曲线
保护作用于全停 3、 高压侧零序过流保护
电流定值和延时应与500KV系统保护配合，由中调给定。
4、500KV边短路器（1DL和3DL）闪络保护
闪络保护由断路器离线和相电流、负序电流判据组成。电流判据应在一相闪络和两相闪络时灵敏动作。
4.1 一相闪络分析
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0.193+0.304=0.497M1N10.120.193+0.304=0.4970.12M20.193×0.8=0.154N20.3M0N0 一相闪络分析（两相断开状态）
X2Σ＝X1Σ＝0.497+0.12＝0.617 X0Σ＝0.154+0.30＝0.454 一相闪络时负序电流和相电流为（设Em?En?2，考虑相位差180度）
21000?103I2??/1500?0.828pu
0.617?2?0.4543?550 I??3I2?2.484pu按最大负荷整定相电流元件定值：
I?.OP?1.5?775.2/1500?0.775pu
Ksen=2.484/0.756 =3.28 合格 一相闪络时500KV侧负序电流 以Ksen=2.0计算
Iop?0.828/2?0.414pu4.2、两相闪络分析
电势EI和EⅡ不同相，设 EI—EⅡ =1.0 X2Σ＝X1Σ＝0.617 X0Σ＝0.454 X2Σ// X0Σ=0.288
两相闪络时健全相正序电流
11000?103Ia1??/1500 0.288?0.6173?550 ?1.1?0.7?0.77pu第19页 共43页
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0.4970.120.4970.120.1540.30
负序电流（550KV侧）
Ia2?-0.77?0.454??0.32pu
0.619?0.454零序电流（550KV）
Ia0?-0.77?0.619??0.44pu
0.619?0.454闪络相电流（550KV侧）
???1??1?Ib?Ic?0.77????j0.866????0.32?????j0.866??0.44?2??2? ??0.185?j0.94?0.96pu取定值：
负序动作电流按Ksen =2计算得
I2.op?0.32/2?0.16pu
相电流标么值：Iop?1.5?775.2/1500?0.775pu Ksen=0.96 /0.775=1.3 合格
4.3 最终按两相闪络时计算值选闪络保护电流定值为：
I2.op?0.16pu（负序电流定值） Iop?0.775pu（相电流定值）
T1?0.1S （全停） T1?0.4S (启动失灵)
5、500KV中断路器（2DL）闪络保护
分析同边断路器（1DL），但闪络保护出口Ⅱ段（t2?0.4S）只跳1DL和3DL，不启动失灵保护。
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K2K22R?(X?X)?(X) BB221?K1?K22KK2XB XR、X的圆方程为：圆心（0，?）、半径：B221?K1?K13.8U213.8202XB?????0.077?，K?0.85代入得：
100Se1007200.850.852?0.077?0.236 ?0.077??0.2圆心（0，?）、半径：
1?0.8521?0.852R2?X2?0.4X?0.016?0，
把R2?X2?Z2?(U/I)2，X?U/Isin?代入得：
U2?0.4UIsin??0.016I2?0乘U2/0.016得，62.5U4?25U3Q?Q2?P2?0
失磁时：U?0.85?203?9.815KV
则：62.5?9.8154?25?9.8152Q?Q2?P2?0
P2?(Q?1204.18)2?1424.82
两个圆的公共区域为失磁保护的动作区，低励限制曲线应在动作区外。
第十部分短路电流计算
最大三相短路电流：1、2号机全部运行；最小三相短路电流：单机运行。
起备变单独运行，D3点最小三相短路电流：22469.15 此应为6KV母线处最小短路电流。
Sj=1000 额定容量 电抗额定标么值 计算电抗 发电机： Sg=667 0.204 0.306 主变： St=720 14% 0.194 高厂变： St=63 19.27% 3.06 脱硫变： St=20 10.28% 5.14 励磁变： St=3*2 8% 13.33 起备变： St=63 24.94% 3.96
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Xs D1系统 X2X7主变 X4主变D2X1X3高厂变发电机X6X5励磁变发电机 脱硫变D4D3F1D5F2庄电公司三相短路电流计算表 计算：卫宏伟 短路点基准短路点编号 电压 短路点位置 KV A 系统 发电机F1 D1 500KV母线 525 1099.75 发电机F2 总短路电流 发电机F1 20 D2 发电机出口 20 525 20 6KV厂用母线 20 525 D4 6KV脱硫母20 28868.36 1099.75 28868.36 发电机F2 系统 发电机F1 460.35 175.47 2405.944466 0.5 0.2 2.4 6.3 28868.4 1099.75 28868.36 91645.6 28868.4 发电机F2和系统 总短路电流 发电机F2 系统 发电机F1 发电机F1及F2和系统 667 667 2198.212467 26391.3661 667 94388.21718 0.2399 120334.2729 214722.4901 10933.68408 4167.64 3974.11 2.2 26.4 11362.77128 94.4 94388.21718 120.3 91807.50618 214.7 186195.7234 10.9 4.2 4.0 28.7 28516.50726 短路点基准电流 支路电源 名称 支路额定容量 MVA或等效电抗 最大短路 最大短路 电流KA 22.0 2.2 最小短路 电流A 电流A 9164.56 2198.21 1000 21994.94116 667 2198.212467 3.1932 28700.45778 D3 第42页 共43页
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线 6.3 20 525 91645.6 28868.36 1099.75 28868.36 发电机F1及F2和系统 发电机F2 系统 总短路电流 5.2744 17375.39942 278.70 106.23 13.468 2143.51 17.4 17307.80782 0.3 0.1 2.1 2140.239816 D5 励磁变低压侧 20 第十一部分 保护定值单
见附录
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