1煤矿继电保护整定计算公式汇编.docx

继电保护整定计算公式汇编
为进一步规范我矿高压供电系统继电保护整定计算工作，提高保护的可靠性快速性、灵敏性，为此，将常用的继电保护整定计算公式汇编如下：
一、电力变压器的保护：
1、瓦斯保护：
作为变压器内部故障（相间、匝间短路）的主保护，根据规定，800kVA以上的油浸变压器，均应装设瓦斯保护。
（1）重瓦斯动作流速：0.7～1.0m/s。
（2）轻瓦斯动作容积：
Sb＜1000kVA：200±10%cm3；
Sb在1000～15000kVA：250±10%cm3；
Sb在15000～100000kVA：300±10%cm3；
Sb＞100000kVA：350±10%cm3。
2、差动保护：
作为变压器内部绕组、绝缘套管及引出线相间短路的主保护。包括平衡线圈I、II及差动线圈。
3、电流速断保护整定计算公式：
（1）动作电流：

继电器动作电流：

其中：
Kk—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为√3
I(3)dmax2—变压器二次最大三相短路电流；
Ki—电流互感器变比；
Ku—变压器的变比
一般计算公式：按躲过变压器空载投运时的励磁涌流计算速断保护值，其公式为：

其中：
Kk—可靠系数，取3～6。
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
I1e—变压器一次侧额定电流；
Ki—电流互感器变比
（2）速断保护灵敏系数校验：

其中：
I(2)dmin1—变压器一次最小两相短路电流；
Idzj—速断保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
4、过电流保护整定计算公式：
（1）继电器动作电流：

其中：
Kk—可靠系数，取2～3（井下变压器取2）。
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为√3
I1e—变压器一次侧额定电流；
Kf—返回系数，取0.85；
Ki—电流互感器变比
（2）过流保护灵敏系数校验：

其中：
I(2)dmin2—变压器二次最小两相短路电流
Idzj—过流保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比；
Ku—变压器的变比
过流保护动作时限整定：一般取1～2s。
5、零序过电流保护整定计算公式：
（1）动作电流：

其中：
Kk—可靠系数，取2。
I2e—变压器二次侧额定电流；
Ki—零序电流互感器变比（适用于Y—Y0—12接线的变压器）
（2）零序过电流保护灵敏系数校验：

其中：
Id1min2—变压器二次最小单相短路电流
Idz—零序过流继电器动作电流值；
Ki—零序电流互感器变比
二、高压电动机的保护：
1、电流速断保护：
（1）异步电动机：

其中：
Kk—可靠系数，DL型取1.4～1.6，GL型取1.6～1.8；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
Iqd—电动机的启动电流，；
Ki—电流互感器变比。
注：带排水泵的电机启动电流应按所配电抗器的参数进行计算。
（2）同步电动机：
①应躲过起动电流（按异步电动机速断保护公式计算）
②应躲过外部短路时输出的电流：

其中：
Kk—可靠系数，DL型取1.4～1.6，GL型取1.6～1.8；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
Ki—电流互感器变比；
—最大运行方式时，外部三相短路时，同步电动机的反馈电流

其中：
—同步电动机次暂态电抗标么值；
φe—电动机额定功率因数角；
Ie—电动机额定电流
取其中最大者为同步电动机的速断保护值
（3）速断保护灵敏系数校验：（同步电动机、异步电动机）

其中：
I(2)dmin—电机出口处最小两相短路电流；
Idzj—速断保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
2、纵联差动保护：
（1）躲过下列不平衡电流，取其较大者：
①异步或同步电动机，由起动电流引起的不平衡电流：

其中：
Kk—可靠系数，取1.2～1.4；
Iqd—电动机的启动电流，；
Ki—电流互感器变比。
②躲过外部短路时，同步电动机输出电流引起的不平衡电流：

其中：
Kk—可靠系数，取1.2～1.4
—同步电动机外部三相短路时的输出电流；
Ki—电流互感器变比
（2）纵联差动保护灵敏系数校验：

其中：
—保护装置安装处最小两相短路电流；
Idz—纵差保护动作电流；Ki—电流互感器变比
3、过流保护：
（1）动作电流：

其中：
Kk—可靠系数，动作于信号时取1.1，动作于跳闸时取1.2～1.4；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
Ie—电动机的额定电流；
Kf—返回系数，取0.85；
Ki—电流互感器变比。
（2）对同步电动机兼作失步保护的动作电流：

其中：
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
Ie—同步电动机的额定电流；
Ki—电流互感器变比。
（3）过流保护动作时限：
应躲过电动机的起动时间，t＞tqd,一般取10～15S
4、低电压保护：
（1）动作电压取50%电机的额定电压。
（2）动作时限取1S（不需自起动）、10～15S（需自起动）
三、电力电容器保护
1、电流速断保护；
（1）动作电流：

其中：
Kjx—接线系数；
Ie—单台电容器的额定电流；
—每相电容器安装台数
Ki—速断保护电流互感器变比；
Kk—可靠系数，考虑躲过冲击电流取2～2.5
（2）速断保护灵敏系数校验：

其中：
I(2)dmin—被保护电容器安装处最小两相次暂态短路电流；
Idzj—速断保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
2、当电容器容量较小时（300kvar以下），可采用熔断器保护相间短路，熔体的额定电流按下式选择：

其中：
Ice—电容器组的额定电流；
Kk—可靠系数，取2～2.5
四、3～10kV线路的保护
1、架空线路的保护整定
（1）电流速断保护：

其中：
Kk—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；
Kjx—接线系数，均为1
I(3)dmax—被保护线路末端三相最大短路电流；
Ki—速断保护电流互感器变比
一般计算公式：
按躲过最大设备起动电流加其余设备的额定电流之和计算。

注：新站至井下主供电缆回路按被保护线路末端三相最大短路电流的30%～50%计算整定值。
（2）电流速断保护灵敏系数校验：

其中：
—保护安装处最小两相短路电流；
Idzj—速断保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比。
（3）电流速断最小保护范围校核
被保护线路实际长度应大于被保护线路的最小允许长度
被保护线路的最小允许长度：

其中：
KK—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；
α—系数，最小与最大运行方式系统计算电抗之比；
β—被保护线路允许的最小保护范围，取0.15
—被保护线路每公里阻抗标么值。

也可用公式：

其中：
Uxp—保护安装处的平均相电压，V；
Xx,max—最小运行方式下归算到保护安装处的系统电抗，Ω；
X0—线路每公里电抗，Ω/km
（4）过电流保护：

其中：
Kk—可靠系数，考虑自起动因素时，取2～3，不考虑自起动因素时，DL型取1.2，GL型取1.4；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为；
—被保护线路最大计算负荷电流，当最大负荷电流难以确定时，可按两倍的电缆安全电流计算，此时，可靠系数取１；
Ki—电流互感器变比；
Kf—返回系数，取0.85
（5）过流保护灵敏系数校验：近后备：

其中：
I(2)dmin—被保护线路末端最小两相短路电流；
Idzj—过流保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
远后备：

其中：
—远后备计算点最小两相短路电流；
Idzj—过流保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
2、电缆线路的保护整定
（1）电流速断保护：

其中：
—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；
Kjx—接线系数，均为1；
I(3)dmax—被保护线路末端三相最大短路电流；
Ki—速断保护电流互感器变比
一般计算公式：按躲过最大设备起动电流加其余设备的额定电流之和计算。

注：新站至井下主供电缆回路按被保护线路末端三相最大短路电流的30%～50%计算整定值。
（2）电流速断保护灵敏系数校验：

其中：
—保护安装处最小两相短路电流；
Idzj—速断保护动作电流值；
Ki—电流互感器变比
（3）过电流保护：

其中：
Kk—可靠系数，取1.2～1.4；
Kjx—接线系数，接相上为1，相差上为
—被保护线路最大计算负荷电流，应实测或用额定值乘以需用系数求得，此时，可靠系数取1.2～1.4,当最大负荷电流难以确定时，可按两倍的电缆安全电流计算，此时，可靠系数取1。
Ki—电流互感器变比；
Kf—返回系数，取0.85
（4）过流保护灵敏系数校验：
近后备：

其中：
I(2)dmin—被保护线路末端(或变压器二次侧)最小两相短路电流；
Idzj—过流保护动作电流值；Ki—电流互感器变比
五、高防开关电子保护器的整定：
1、电子式过流反时限继电保护装置，按变压器额定电流整定。

继电保护及自动装置配置
1.保护及自动装置配置
电力系统继电保护及自动装置是指在电网发生故障或异常运行时起控制的自动装置。电力系统中自动装置，用于防止电力系统稳定破坏或事故扩大而造成大面积停电或对重要客户的供电时间中断。
1.1继电保护保护配置
图6-10是600MW（300MW），500kV发编组单元的保护配置图，保护配置选用DGT-801型数字式发电机变压器保护配置，高压侧为3/2断路器，发电机匝间（横差保护）、主变纵差保护。发电机后备和异常运行保护为对称过负荷（反时限）保护、不对称过负荷（反时限）保护、复合电压过流保护、过电压保护、失磁保护、失步保护、100%定子接地保护
转子一点和两点接地保护、低频保护。主变压器后备和异常运行保护为主变阻抗保护，零序电流保护。（按照规程要求说明主保护、后备保护、异常保护）
1.2发电机组安全自动装置的配置
（1）备用电源和备用设备自动投入装置。对于发电厂用电系统，由于其故障所引起的严重后果，必须加强厂用电的供电可靠性。但对于厂电来讲，采用环网供电，往往是用电系统的运行及其继电保护装置更加复杂化，反而会造成更严重的事故，因而多采用所谓辐射性的供电网络，为了提高其供电可靠性，往往采用备用电源自动投入装置BZT。
发电机准同期并列是发电厂很频繁的日常操作，如果操作错误，导致冲击电流过大，可能使机组的大轴扭曲及引起发电机的绕组线圈变形、撕裂、绝缘损坏，眼中的肺通气并列会造成机组和电网事故，所以电力部门将并网自动化列为电力系统化的一项重要任务。另外，随着计算机技术的发展和电力系统自动化水平的不断提高，对同期设备的可靠性、可操作性等性能也提出了更高的要求。
(2)PSS-660型数字式自动准同期装置。PSS-660型数字是自动准同期装置主要实现数目可配置的1~16个对象的线路型同期或机组型自动准同期。PSS-660型适用于各种场合的发电机组或线路并网。（选取不同装置介绍）
（3）WBKQ-01B微机型设备电源快速切换装置。早发电厂中，厂用电的完全可靠性直接关系到发电机组、发电厂及至整个电力系统的完全运行。以前厂用电切换基本采用工作电源的辅助接点直接或经低压继电器、延时继电器启动备用电源投入。这种方式未经同步检定，电动机异受冲击。合上备用电源时，母线残压与备用电源之间的相角差接近180度将会对电动机造成过大的冲击。若经过延时母线残压衰减到一定幅值后再投入备用电源，由于断电时间过长，母线电压和电机的转速均下降过大，备用电源合上后，电动机组的自动启动电流很大，母线电压将可能难以恢复，从而对发电厂的锅炉系统的稳定性带来严重的危害。
本设计采用南自WBKQ-01B微机型备用电源快速切换装置。该装置是专门为解决厂用电的完全运行而研制的，可避免备用电源电压与母线残压在相角、频率相差过大时合闸而对对点击造成冲击，如市区快速切换的机会，则装置自动转为同期判别残压及长延时的慢速切换，同时在店跌落过程中，可按延时甩去部分非重要负荷，以利用重要辅机的自启动，提高厂用电快切的成功率。
WBKQ-01B是在原有WBKQ-01B的基础上改进、完善的新一代备用电源快速切换装置。该装置改进了测频、测相回路，运用32位单片机强大的运算功能，采用软件进行测量，提高了装置在切换暂态过程中测频、测相的准确性和可靠性。该装置采用了先进的软件算法，保证了工作电源或备用电源与母线电源不同频率时的采样、计算的准确性。装置采用免调整理念设计，多用的补偿采用软件进行调整，重要参数采用密码锁管理，大屏幕中文图形化显示，使得用户对厂电源的各种运行参数一目了然。常用电源故障时采用实时测量相角差速度及加速度实现同期判别功能。内置独立的通信、打印机管理单元使得多台置可共享一台打印机，也具有与DCS系统或监控系统通信功能。
2.继电保护及自动装置的整定原则
2.1比率制动式纵差保护
整定原则及取值建议有如下几点：
（1）比率制动系数K2（曲线斜率）。K2应按躲过区外三相短路时产生的最大咱太不平衡差流来整定，通常对发电机完全纵差，即K2=0.3~0.5
(2)起动电流Iｑ。按躲过正常工况下最大不平衡差流来整定。不平衡差流产生的原因主要是差动保护两侧ＴＡ的变化误差。保护装置中通道回路的调整误差，即Iｑ＝（０.３～０.４）Iｅ
（3）拐点电流Ig。Ig的大小，决定保护开始产生制动作用的电流大小，建议按躲过外部故障切除后的暂态过程中产生的最大不平衡差流整定，即Ig=(0.5~0.8)Ig
(4)负序电压U2.解除循环闭锁的负序电压（二次值），即U2=9~12V
(5)差动保护灵敏度校验。按有关技术规定，发电机纵差保护的灵敏度必须满足机端两相金属性短路时差动保护的灵敏系数，即Klm≥2
其中，灵敏系数Klm为机端两相金属性短路时，短路电流与差动保护动作电流之比值，Klm越大，保护动作越灵敏，可靠性就越高。
2.2发电机横差保护
发电机横差保护，是发电机定子绕组匝间短路（同分支匝间短路及同相不同分支的匝间短路）线棒开焊的主保护，也能保护定子绕组相间短路，整定原则及取值意见如下：
（1）动作电流Ig。在发电机单元横差保护中，有专用的滤过三次谐波的措施。因此，单元件横差保护的动作电流，应按躲过系统内不对称短路或发电机失磁失歩时转子偏心产生的最大不平衡电流，即Ig=（0.3～0.4）Ie
式中Ie-发电机二次额定电流。
（2）动作延时t1.与转子两点接地保护动作延时相配合。一般取0.5～1.0s
2.3变压器纵差保护
变压器纵差保护，是变压器内部引出线上短路故障的主保护，它能反映变压器内部及出线上的相间短路、变压器内部匝间短路及电流系统侧的单相接地短路故障。另外，只能躲过变压器空充电及外部故障切除后的励磁涌流。
（1）整定原则及取值建议：
1）比率制动系数K2（曲线斜率），比率制动系数K2整定原则,按躲过变压器出口三项短路时产生的最大暂态不平横差流来整定，即过拐点的斜线
通过出口区外故障最大差流对应点的上方，一般取0.4～0.5.
2)启动电路Iq。整定原则为能可靠躲过变压器正常运行时的不平衡差流。一般为
Iq=（0.4～0.5）Ie
3)拐点电流Ig。变压器各侧差动TA的型号及变比不可能相同。因此，各侧TA的暂态特性的差异较大，为躲过区外远处故障或进区故障切除瞬间产生较大不平衡差流的影响，建议拐点电流为
Ig=（0.5～0.7）Ie
4）二次谐波制动比η。空投变压器时，励磁涌流的大小，三席谐波分量的多少或波形畸变程度，与变压器的容量、结构、所在系统中的位置及合闸角等因素有关。为了使差动保护能可靠的躲过变压器空投时励磁涌流，又能确保变压器内部故障时故障电流波形有畸变（含有二次谐波分量）时，差动保护能可靠动作，应根据别保护变压器的容量、结构和在系统中的位置，整定出适当的二次谐波制动比。一般取0.13～0.2.
5）差动速断倍数Is。变压器差动速断动作倍数的整定原则，应按躲过变压器的空投时的励磁涌流或外部短路时最大不平衡差流来整定。而变压器励磁涌流的大小与变压器的容量、结构、所在系统中的位置等均有关，对于大容量的变压器一般为Is=4～6（倍）
6)解除TA断线功能差流倍数Iet。差流大于Iet整流值时，解除TA断线判别环节。一般TA断线引起的差流大于最大负荷电流，Iet=0.8～1.3（倍）
TA二次回路开路是危险的，特别是大容量变压器TA二次开路，会造成TA绝缘损坏＼保护装置或二次回路着火，还会危及人生安全。因此，建议删掉TA断线判别功能，即Iｅｔ＝０.８～１.３（倍）
７）变压器额定电流Iｅ。基准侧差动TA二次电流的计算为Iｅ＝Sｅ/（√３Uｅｊｎａ）
式中Sｅ—变压器额定容量：Uｅｊ—基准侧额定相间电压：ｎａ—其准侧差动TA变化
（２）灵敏度校验。变压器差动保护的灵敏度要求为Kｓｅｎ≥２
满足灵敏度要求，才能保证区内发生的各类型故障（有各种各样的暂态过程）时保护动作的可能性。
２.４发电机反时限对称过负荷保护
发电机反时限对称过负荷保护，是发电机定子是过热保护，主要用于内冷式大型汽轮机发电机。整定原则及取值建议如下：
（１）定时限整定值Iｇ１。按躲过发电机的额定电流来整定，即
Iｇ１＝KｒｅｌIｅ/０.９５
式中Kｒｅｌ－可靠系数取１.０５：Iｅ－发电机额定电流（TA二次值）。
（２）定时限动作延ｔ１通常取6～9s。
(3)反时限下限起动电流Is。按与过负荷保护电流相配合整定。Is=1.15Ig
（4）反时限下限长延时ts。按照发电机允许过负荷能力曲线上1.15Ie。对应时间为0.87～0.9倍来整定。通常取300～600s。
（5）反时限上限电流Iup。按照发电厂高压母线三项短路时发电机提供的短路电流来整定。一般为1.05倍。即Iup=1.05G
(6)反时限上限动作延时Iup上限动作延时应按与发电厂高压母线出线的纵联保护或距离I段保护动作时限相配合整定。一般取0.3～0.5s。
（7）散热系数K2.散热系数K2之值一般为1～1.1之间。
2.5发电机反时限不对称过负荷保护
发电机反时限不对称过负荷保护，适用于大型内冷式汽轮发电机。是发电机的转子的过热保护，也叫转子表层过热保护。整定原则及取值建议如下：
（1）定时限整定值I2g1。电流整定值I2g1按发电机长期允许的负序电流I2∞来整定，即I2g1=Krel.I2∞/0.95；式中Krel—可靠系数取1.2：I2∞—发电机长期允许的负序电流。
（2）定时限动作延时t11，通常取6～9s。
(3)反时限下限起动电流I2s.)反时限下限起动电流I2s，可按定时限动作电流的1.05～1.11倍来整定。即I2s=（1.05～1.1）I2g1
（4）反时限下限长延时ts，通常取300～600s。
（5）反时限上限电流I2up。上限动作电流I2up，应按发电厂主变高压侧母线发生两相短路时发电机所提供的负序电流的1.05倍来整定。
(6)反时限上限动作延时tup，上限动作延时tup应按于发电机高压母线出线纵联保护或距离保护I段的动作延时配合整定。通常取0.3～0.5s。
（7）热值系数K1及散热系数K2.热值系数K1，按发电机制造厂家提供的转子表层允许负序过负荷能力确定。若无厂家提供的数据，可按发电机的容量取值。
对于容量为200～300MW的内冷式汽轮发电机，可取K1=8～10（通常K1=10）。对于容量为300～600MW的汽轮发电机，可取K1=6～8.容量越大，K1的取值应越小。散热系数K2，根据发电机的长期允许负序电流能力来确定。通常K2值不大于0.01.
2.6复合电压过流保护
发电机的复合电压过流保护主要作为发电机相间短路的后备保护。当发电机作为自并励方式时，过流原件应有电流记忆功能。正定原则及取值建议如下：
（1）过流定值Ig。动作电流Ig应按躲过正常运行时发电机的额定电流来整定。即
Ig=KrelIg/0.95；式中Krel—可靠系数，取1.2：Ig—发电机额定电流（TA二次值）。
（2）低电压定值U1.低电压定值U1，按躲过发电机正常运行时可能出现的最低电压来整定，另外，对于发电机复合电压过电流保护还应考虑强行励磁动作时的电压。通常为
U1=（0.7～0.75）Ue；式中Ue—发电机额定电压TA二次值).
(3)负序电压U2g。U2g的整定原则，是躲过正常运行时发电机端最大的负序电压。即U2g=（8%～10%）Ue
（4）动作延时t11及t12.保护的动作延时t11及t12，应按与相邻原件后备保护的动作时间相配合整定。
（5）电流记忆时间t00t0应略大于t12延时。
2.7发电机过电压保护
保护反映发电机定子电压。其输入电压为机端TV二次相电压（例如UCA），动作后经延时切除发电机。整定原则及取值建议如下：
动作电压Ug。对于200MW及以上的汽轮发电机，动作电压Ug为
Ug=（1.3～1.35）Ue；式中Ug-发电机额定电压（TA二次值）。
（2）动作延时t0动作延时t可取0.3～0.5s
2.8发电机失磁保护（阻抗原理）
正常运行时，若阻抗复平面表示机端测量阻抗，则阻抗的轨迹在第一象限或第四象限（进行运行）内，发电机失磁后，机端测量阻抗的轨迹将沿着等有功阻抗圆进入异步边界圆。整定原则及取值建议如下：
（1）系统低电压动作定制值Uh1.按发电机失磁后不破坏系统稳定来整定。通常为
Uh1=（0.85～0.9）Uhe；式中Uhe-系统母线额定电压（TV二次值）。
（2）机端低电压动作定值Ug1。按照以下两个条件来整定：躲过强行励磁启动电压及不破坏厂用电的安全。一般为Ug1=0.8Ue
式中Ue-发电机额定电压（TV二次值）。
（3）阻抗圆圆心Xc。Xc一般为负值，当阻抗圆为过坐标原点的下拋圆时，通常取：Xc=-0.6Xd
（4）阻抗圆半径Xr。当阻抗圆为过坐标原点的下拋圆时，可取：Xr=0.6Xd
（5）转子低电压特性曲线系数Kfd。即Kfd=Krel125*Se/(XdΣUfs0*866)
式中Krel-可靠系数，取1.1～1.4：Se-发电机二次额定视在功率：Ufs0-发电机空载转子电压。
XdΣ=Xd+Xs（标么值）
（6）转子低电压初始动作定值Ufdl。一般取发电机空载励磁电压的0.6～0.8倍，即
Ufdl=（0.6～0.8）Ufd0
（7）发电机反应功率P1，（也称凸极功率）即
P1=½(1/XqΣ-1/XdΣ)Se；XdΣ=Xd+Xs；XqΣ=Xq+Xs
式中Xd，Xq-发电机d轴和q轴的电抗标么值。
（8）发电机过功率定值Pg，按发电机过载异步功率定值，一般取0.4～0.5倍的额定功率（二次值），即Pg=（0.4～0.5）Pe
式中Pe-发电机二次额定有功功率。
（9）动作延时t1、t2。根据汽轮机和水轮机失磁异步运行能力，及失磁时对机组过流，机端电压系统电压的影响而定。
2.9发电机基波零序电压式定子接地保护
基波零序电压式定子接地保护，保护范围为由机端至机内90%左右的定子绕组单向接地故障。可做小机组的定子接地保护。也可与三次谐波定子接地合用，组成大、中型发电机的100%定子接地保护。整定原则及取值建议如下：
（1）动作电压3Uog.在保护装置中，设置有性能良好的三次谐波滤过器，因此，3Uog应按正常运行时TV开口三角绕组或中性点单相TV二次可能出现的最大基波零序电压来整定。
当发电机定子引出线不是封闭式母线，而经穿墙套管引自室外时，可取１０～１３Ｖ。当发电机出线为封闭母线时，可取５～１０Ｖ。
（２）动作延时．应大于主变高压侧接地短路时后备保护最长动作时间来整定。若简化计算一般取６～９Ｖ．
２.１０发电机三次谐波电压式定子接地保护
三次谐波电压式定子接地保护范围是：反映发电机中性点向机内２０％左右定子绕组或机端附近定子绕组单相接地故障。与零序基波电压式定子接地保护联合构成１００％的定子接地保护。整定原则及取值建如下：
⑴幅值系数Ｋ１和相位系数K２。幅值及相位系数K１及ｋ２的整定，应在发电机空
载定电压下进行自整定。
（２）制动系数ｋ３。制动系数ｋ３的整定有两种方法。一种是在发电机小负荷工况下，设置一接地电阻，使３ω保护刚刚动作后，确定并写入K３的值：另一种方法，是在发电机空载额定电压，操作界面键盘，输入K３值．
对于汽轮发电机，接地电阻一般选２～５KΩ，Ｋ２一般取０.４～０.８。
（３）动作延时ｔ１，即ｔ１＝（６～９）ｓ
２.１１发电机注入式转子一点接地
在ＤＧＴ８０１系列装置中，转自一点接地保护的注入直流电源系装置自产。因此，在发电机运行及不运行时，均可监视发电机励磁回路的对地绝缘。该保护动作灵敏、无死区。整定原则及取值建议如下：
（1）动作电阻Rg1及Rg2的整定：
1）Rg1为高定值：当转子对地绝缘电阻大幅值降低时，发出信号。Rg1取8～10KΩ较为适宜的。
2）Rg2为低定值:动作后用于切机。考虑转子两点接地的危机，Rg2取0.5～1KΩ较为合理。
（2）动作时间t1及t2可取6～9s
2.12发电机两点接地保护
二次电压动作值可按式整定：U2ωg=KrelU2ω2Heδ；式中Krel-可靠系数，取8～10：
U2ω2Heδ-发电机额定工况下测的最大的二次谐波负序电压，一般为0.1～0.2.
动作延时t，可取0.5～1.0s，以防止外部故障暂态过程中保护误动。
2.13发电机频率异常保护
汽轮机叶片有自己的自振频率。并网运行的发电机，当系统频率异常时，汽轮机叶片可能产生共振，从而使叶片发生疲劳，长久下去可能损坏汽轮机的叶片。发电机频率异常保护，是保护汽轮机安全的。发电机保护的定值清单如下表所示
表6-19频率异常保护定值单
名称
低频保护/高频保护
频率积累保护
频率动作（Hz）
延时（s）
频率积累下（Hz）
频率积累上（Hz）
频率积累时间（s）
符号
F1、F2、F3
t1、t2、t3
F11、F12、F13、F14
Fh1、Fh2、Fh3、Fh4
Σt1、Σt2、Σt3、Σt4
定值范围
40～60
0.1～100
40～60
40～60
0.1～100
目前，电力系统中的装机容量越来越多，各系统中的联系也越来越紧密。长期低频或高频运行的可能性几乎等于零。因此，当频率异常保护用于切除发电机时，其各段频率及累计时间，应与低频减载或高周切机装置相配合。
各段频率的取值及累计时间，应根据汽轮机制造厂提供的数据乘以可靠系数在进行整定。
工程应用时，可根据需要选择为低频、高频、或频率积累保护。应按要求选择保护出口段数。
2.14阻抗保护
变压器低阻抗保护，主要作为变压器相间短路的后备保护，有时还兼作相邻设备（母线、线路等）相间短路的后备保护。整定原则及取值建议如下：
（1）向阻抗ZF及反阻抗ZB的整定。对于发电机变压器的阻抗保护，当阻抗保护的输入电压及电流取自机端时，阻抗圆应整定为具有偏移的方向阻抗圆。此时为
ZF=ZT；ZB≈(3～4)ZT式中ZT变压器的二次阻抗。
当阻抗保护的输入电压及电流去自主变高压侧时，阻抗圆应整定为过原点的下拋圆。此时为
ZF≈0；ZB=（4～5）ZT
（2）动作延时t1及t2.阻抗保护的动作延时，应大于相邻线路保护距离I段的动作时间，而小于相邻线路对侧距离Ⅱ段的动作时间。考虑到系统发震荡的影响，t1取1.5s、t2取2s是合理的。
（3）过电流动作值Ig。按躲过发电机或变压器做大负荷电流来整定，即
Ig=（1.1～1.15）Ie式中Ie-发电机或变压器的额定电流。
（4）负序电流动作值I２ｇ。按躲过正常运行时最大的不平衡负序电流来整定，即
I２ｇ＝（０.１～０.２）Iｅ对于降压变压器或联变阻抗保护的整定应参照有关的规程的规定。
２.１５变压器零序电流保护
变压器零序电流保护，反映变压器Ｙ０侧零序电流的大小，是变压器接地保护的后备保护，也兼作相邻设备接地短路的后备保护。保护的接入电流可取变压器中性点TA二次电流或引出端二次零序电流或由TA二次三相电流进行自产。当零序电流大于整定值时，经延时作用于信号或出口。整定原则及取值建议如下：
（１）零序I段的整定。动作电流３Iｏｇｌ应按照相邻线路首段接地故障时变压器提供的零序电流来整定，且考虑与相邻接地保护的I段相配合。
动作延时ｔ１１应与相邻线路接地I段保护最长动作延时相配合，即ｔ１１＝ｔ＇１＋Δｔ
式中ｔ＇１－相邻线路各接地保护I段的最长动作时间：Δｔ－时间级差，取０.３～０.５ｓ。
动作延时为ｔ１２＝ｔ１＋Δｔ
另外，要求ｔ１２不大于２ｓ。
（２）零序Ⅱ的整定。零序过流Ⅱ段的动作电流３Iｏｇ２，应按照相邻线路下一级线路接地故障时变压器提供的零序电流来整定，且与相邻接地保护的后备段相配合。
动作延时ｔ２１应与相邻线路接地保护Ⅱ段的动作延时相配合。即
ｔ２１＝ｔ＇２＋Δｔ式中ｔ＇２－相邻线路接地保护Ⅱ段动作延时。
２.１６低电压启动的过电流保护
（１）动作电流的整定原则按变压器额定电流整定，即Iｄｚ＝KｋIｅ/Kｆ
式中Kｋ－可靠系数，取１.２：Iｅ－变压器额定电流（TA二次值）。
（２）灵敏度校验：按变压器低压母线故障时的最小短路电流二次值校验要求灵敏度大于２。
（３）动作电压整定原则：按躲过正常运行时母线最低工作电压整定，根据经验可取
Uｄｚ＝０.７Ｕｅ式中Ｕｅ－变压器额定电压（TV二次值）。
（４）电压灵敏度校验：按后备保护范围末端三相段路时，保护安装处的最大电压要求大于２。
３继电保护及自动装置的整定计算
３.１相关参数计算
３.１.１相关阻抗（只考虑电抗，用X表示）参数计算
（１）正序阻抗＼零序阻抗计算结果见表６－２０
表６－２０正序电抗值计算结果表
名称
符号
电抗编号
基础参数
标么值
发电机１
G１
X1G1
ＰＧＮ＝６００ＭＷ
Cosφ=0.9,Χ＂Χ＂d=0.2
X*1G1＝0.300
发电机２
Ｇ２
X1G2
ＰＧＮ＝６００ＭＷ
Cosφ=0.9；Χ＂d=0.2
X*1G2＝0.300
变压器１
Ｔ１
X1T1
STN=800MW；UK=10%
X*1T1＝0.125
变压器２
Ｔ２
X1T2
STN=800MW；UK=10%
X*1T2＝0.125
线路１
Ｌ１
X1L1
279.8km，0.276Ω/km,单回线
X*1l1＝0.309
线路２
Ｌ２
X1L2
266.4km,0.275Ω/km单回线
X*1l2＝0.146
线路３
Ｌ３
X1L3
600km，0.273Ω/km单回线
X*1l3＝0.655
系统１
Ｓ１
X1S1
S1max＝5000MVA；S1min＝4000MVA
X*1s1.min＝0.2；X*1s1.max＝0.25
系统２
Ｓ２
X1S2
S2max＝4000MVA；S2min＝3000MVA
X*1s2.min＝0.25；X*1s2.max＝0.33
系统３
Ｓ３
X1S3
S3max＝2500MVA；S3min＝2000MVA
X*1s3.min＝0.4；X*1s3.max＝0.5
表6-21零序电阻抗值的计算结果表STN
名称
符号
电抗编号
基础参数
标么值
发电机１
G１
X1G1
PGN＝600MW；cosφ＝0.9，X″d＝0.2
X*0G1＝0.300
发电机２
Ｇ２
X1G2
PGN＝600MW；cosφ＝0.9，X″d＝0.2
X*0G2＝0.300
变压器１
Ｔ１
X0T1
STN＝800MW；UK＝10%
X*0T1＝0.125
变压器２
Ｔ２
X0T2
STN＝800MW；UK＝10%
X*0T2＝0.125
线路１
Ｌ１
X0L1
279.8km,0.828Ω/km单回线
X*0L1＝0.927
线路２
Ｌ２
X0L2
266.4km,0.825Ω/km双回线
X*0L2＝0.438
线路３
Ｌ３
X0L3
400km,0.819Ω/km单回线
X*0L3＝1.965
系统１
Ｓ１
X0S1
S1max＝5000MVA
S1min＝4000MVA
X*0S1.min＝0.5
X*0S1.max＝0.625
系统２
Ｓ２
X0S2
S1max＝4000MVA
S1min＝3000MVA
X*0S2.min＝0.625
X*0S2.max＝0.825
系统３
Ｓ３
X0S3
S1max＝2500MVA
S1min＝2000MVA
X*0S3.min＝1.0
X*0S3.max＝1.25
(3)画出K1点故障时各序阻抗的简化图，如图6-11所示。
1）系统最大方式下的正序阻抗：
X*1ls∑min=（X*1L1+X*1s1min）∕∕（X*1L2+X*1s2min）∕∕（X*1L3+X*1s3min）
=（0.309+0.2）//(0.146+0.25)//(0.655+0.4)=0.148
X*1GT2=X*1G2+X*1T2=0.3+0.125=0.425
X*1K1。∑min=（X*1ls∑min//X*1G2+X*1T1）//X*1G1
=(0.148//0.425+0.125)//0.3=0.137
2)系统最小运行方式下的正序阻抗为
X*1K1。∑min=（X*1ls∑max//X*1G2+X*1T1）//X*1G1
=（0.210//0.425+0.125）//0.3=0.141
3）系统最大运行方式下的零序阻抗。由于K1所在的变压器的角形侧，因为零序阻抗为无穷大。
（4）画出K2点故障时各序阻抗的简化图，如图6-12所示。
1)系统最大运行方式下正序阻抗。
2）系统最小运行方式下正序阻抗。
3）系统最大运行方式下零序阻抗。
X*0ls∑min=（X*0L1+X*0s1min）∕∕（X*0L2+X*0s2min）∕∕（X*0L3+X*0s3min）
=（0.309+0.5）//（0.146+0.625）//(0.665+1.0)=0.505
X*0K2。∑min=X*0SLΣmin//X*0TΣ=0.505//0.0625=0.0556
4)系统最小运行方式下另序阻抗的计算结果如表6-22所示。
表6-22综合阻抗值计算结果表
名称
标么值
名称
标么值
K1点正序等值阻抗（系统最大运行方式）
X*1K1。∑min=0.137
K2点正序等值阻抗（系统最大运行方式）
X*1K2。∑min=0.0987
K1点正序等值阻抗（系统最小运行方式）
X*1K1。∑max=0.141
K2点正序等值阻抗（系统最小运行方式）
X*1K2。∑max=0.106
K1点零序等值阻抗（系统最大运行方式）
X*0K1。∑min=∞
K2点零序等值阻抗（系统最大运行方式）
X*0K2。∑min=0.0556
K1点零序等值阻抗（系统最小运行方式）
X*0K1。∑max=∞
K2点零序等值阻抗（系统最小运行方式）
X*0K2。∑max=0.0563
3.1.2额定运行参数及互感器变化
（1）发电机各主要参数：额定功率：PGN=600MW：功率因数：cosφ=0.9：额定电压：UGN=20KV：额定电流为IGN=PGN/（√3UGN.cosφ）=600*1000/(√3*20*0.9)=19245(A),电流互感器变比取为nTA1=2000/5=4000,发电