4.9.3.4 、低压变压器保护在设计图纸上没有高压侧和低压侧零序过流保护，作为变压器应该装设高压侧和低压侧零序过流保护,已经增设低压变压器高压侧和低压侧零序过流保护，要求更改设计图纸，并重新接线。 4.9.3.5 、离心泵按照工频运行进行整定计算，依据电机厂家提供启动时间为6~7S。 4.9.4 存在的问题： 4.9.4.1 、在一段电源消失的情况下，如果B段或者A段电源开关电缆末端短路，势必将A段或者B段一起跳掉，导致事故范围扩大化，因为在只有一段电源时，如果母线发生短路故障出现这样的结果也是无法避免的。 4.9.4.2 、如果离心泵、补偿器、变压器高压侧短路，它的短路电流将达到2000A多，相当于母线短路，依牛堡和大孤家子给定的电流速断保护为900A和600A。这样，依牛堡和大孤家子变电所的电流速断保护就有先与工作电源的延时速断保护动作的可能性。建议依牛堡和大孤家子变电所最好设置限时电流速断保护。 4.9.4.3 、根据目前系统侧给定的保护动作时间，现在康平发电有限公司电试班整定的继电保护时间定值已经不能够满足整定计算原则要求的时间级差，按规定：每一级保护之间的时间级差应该为0.3S,而工作电源馈线给定的延时速断保护时间为0.2S,过流保护时间为0.5S, 2号提升泵房工作电源进线作为下一级保护，已经没有保护之间的配合时间了，但是综合考虑，为了让2号提升泵房能够投入生产， 2号提升泵房电气设备的继电保护在时间及电流定值方面做出了迫不得已的配合，现在整定如下： 附表一 名称 CT变比 速断定值 速断时间 过流定过流时间 值 依牛堡侧 300/5 15A 0S 6A 0.5S 依牛堡侧保护一次 900A 360A 值 大孤家子侧 300/5 10A 0S 5A 1.0S 大孤家侧保护一次 600 300 值 附表二 名称 CT变比 延时速断定延时速断时过流定过流时值 间 值 间 工作电源A 300/5 9A 0.3S 6A 0.4S 工作电源A保护一次 540A 360A 值 工作电源B 300/5 9A 0.7S 5A 0.9S 工作电源B保护一次 540 300 值 联络开关 300/5 29A 0.1S 联络开关一次值 1740A 4.9.5、结论： 4.9.5.1 、经过反复的认真分析、计算，做出了以上的整定计算，但也是因为以上的综合因素，在运行过程中难免会出现继电保护误动的可能性。同时，因为各项保护定值压得很低，在人为能够实现控制的情况下，要求不能同时起动多台工频电动机。
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4.9.5.2 、如果在运行中出现保护异常动作，康平发电有限公司电试班在根据实际情况进行定值修改。
5、其它问题
5.1 、500KV侧5011DL、5012DL、5013DL、5021DL、5022DL、5023DL、5014DL保护屏，电抗器保护屏A 、B；线路保护屏A，B；线路故障测距系统屏；线路保护信息子站屏；NCS测控屏的保护定值均由东北电网公司调度局继电保护处下发，待下发后再作整理编制。
5.2 、发电机转子匝间短路在线检测装置保护定值由厂家给定，待给定后再作整理编制。
6、XXXX发电有限公司1#发变组(含高备变)整定值清单
序 保护变比 号 名称 TA TV na nV 1 发电出口侧20/3)/(0.1/机比25000/53)/(0.1/3)KV 率差=5000 动保中性点护 侧 25000/5=5000 整定值 时间出S 口 全停 备注 2 变压器（主变、发变组）比率差动保护 500KV侧 1500/1= 1500 2008.11.21 20KV侧机端 25000/5 中性点 25000/5 高厂变高压侧 25000/5 12
额定电流 0 s Ie=3.85 A, 启动电流 Iq=1.25 A 拐点电流 Ig=3 A , 制动系数 Kz=0.4 负序电压 U2=13.86V（线电压） 差电流速断倍数 (﹡Ie) 3. 5 TA断线闭锁差动 置 0(不闭锁差 IN=4. 16 A 0s (20KV为基 准,Se=720MVA,536- 1×2.5%/20 KV) 启动电流Iq=2.1A 拐点电流 Ig=3 A 制动系数 Kz=0.5 谐波制动比 η=0.19 差电流速断倍数 (﹡Ie) 4 TA断线闭锁差动 “0” 全停 η=0.19装置厂家说明书建议
3 发电机定子匝间保护 脱硫变高压侧 25000/5 各侧TA二次为完全星形Yn接线方式 发电机机端TV(专用) 出口 20/3)/(0.1/25000/53)/(0.1/3)KV = 5000 解除TA断线功能电流倍数(﹡Ie) 1.2 4 发电 机转子一点接地 发电 机转子两点接地 动作电压: t0= 高定值 U0 h =9V, 0.2 s 低定值 U0 l =4 V 压差 △U=9 V 三次谐波电压额定 值 U0 3 ω n =4 V 三次谐波制动系数 Kz=0. 5 负序功率动作反向 投入 1A、2A保护屏取值偏一段接地电阻Rg1≤t =9s 高，所以输入定值时8KΩ 偏高： 二段接地电阻 t =6s Rg1≤9KΩ Rd1≤0.5KΩ Rd1≤1KΩ 全停 信号 跳闸 二次谐波电压定值t =1s 跳1.35V（在机组进行闸 168小时试运时，测量发电机额定工况下最大的二次谐波负序电压，若与现在整定值有差别，电试班再及时进行修正） 转子一点接地二段电阻跳闸靠保护压板实现 5 发电 机定子接地保护 机端TV2 20/3)/(0.1/3)/(0.1/3)KV 中性点TV单相 20/0.22 KV 基波动作电压 t=1.15 V 5s 三次谐波比例系数 t= K1,(幅值系数),K23.9 s （相位系数）装置自动调整 K3（制动系数）实际试验确定 s 1A:K1:0.5842/0.1613(cpua/cpub) K2:-0.4995/-0.7214(cpua/cpub) K3:0.8046/0.8046全停 信号 13
(cpua/cpub) 1B:K1:0.1237/0.7058(cpua/cpub) K2:-0.7504/-0.2351(cpua/cpub) K3:0.8046/0.8046(cpua/cpub) 2A:K1:-0.7075/-0.7346(cpua/cpub) K2:0.3278/0.2592(cpua/cpub) K3:0.9023/0.9023(cpua/cpub) 2B:K1:-0.6096/-0.7229(cpua/cpub) K2:0.4465/0.341(cpua/cpub) K3:0.9023/0.9023(cpua/cpub) 6 发电机端TA 机端TV 系统低电压 机失25000/520/3)/(0.1/ Uhl=51.96V, 磁保= 3)/(0.1/3)KV 机端低电压 护 5000 Ugl=85 V 500KV侧TV 园心 –Xc= (5003)/(0.1/15.46Ω 3)/0.1KV 半径 Xr=18. 59Ω 转子低电压特性曲线系数 Kfd=0.281 转子低电压初始动作值 Ufdl=97 v 反应功率 Pt=0 t1= 0.2 s t2= 0. 5S t3= 0. 5s t4= 0. 5 s 减出力 全停 7 逆功机端TA 机端TV 动作功率Pt=-6W 率保25000/520/3)/(0.1/ 护=5000 3)/(0.1/3)KV （含 程跳t2=60逆功S 率） 程跳逆功率 t=1S Pt=-6W
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全停 切换厂用电并灭磁 t1= 信1,5S 号 全停 全停 见DGT-801装置说明书中的逻辑框图 主汽8 失步机端TA 机端TV 保护 25000/520/3)/(0.1/ = 3)/(0.1/3)KV 5000 电抗Xt=1.944Ω 各区边界电阻值 R1=2.061Ω=— R4 9 主变高压侧低阻抗保护 10 发电机定子对称过负荷 高压侧500母线TV TA (500/3)/(0.1/1250/1=3)/0.1KV 1250 中性点 TA 25000/5 =5000 R2=1.03Ω=—R3 各区停留时间 T1=0.0499 s T2=0.1159 s T3=0.0499 s T4=0.431 s 滑极次数＝2 启动电流勿需设定滑极次数 N=2 全停 门接点控制 不用 IN=3.85A 热值系数K1=37.5 散热系数K2=1 定时限动作电流 Igl=4.3A 反时限下限电流 Is=4.4A 反时限上限电流 Iup=12.2 A 11 发电机转子表层负序电流过负荷
中性点 TA 25000/5=5000 IN=3.85A 热值系数K1=10 散热系数K2=0.01 定时限动作电流 Igl=0. 34A 反时限下限电流 Is=0.357A t1= 发4 .8S 信 号、减出力 ts= 关98.8 主s 汽tup= 门 4.15s t1= 信4.8S 号 发变组说明书建议 ts= 1143s 关主汽15