启备变、高厂变、主变温度、瓦斯保护定值

六、变压器非电量保护：
1、主变压器：
（5）、绕组温度：
第一上限：75℃（冷却器控制）
第二上限：80℃（冷却器控制）
第三上限：105℃（报警）
第四上限：117℃（跳闸）
（6）、油温：
第一上限：55℃（冷却器控制）
第二上限：60℃（冷却器控制）
第三上限：85℃（报警）
第四上限：97℃（跳闸）
2、高厂变：
（4）、绕组温度：
第一上限：85℃（冷却器控制）
第二上限：90℃（冷却器控制）
第三上限：115℃（报警）
第四上限：127℃（跳闸）
（5）、油温：
第一上限：55℃（冷却器控制）
第二上限：60℃（冷却器控制）
第三上限：85℃（报警）
第四上限：97℃（跳闸）
3、脱硫变：
（4）、绕组温度：
第一上限：85℃（冷却器控制）
第二上限：90℃（冷却器控制）
第三上限：115℃（报警）
第四上限：127℃（跳闸）
（5）、油温：
第一上限：55℃（冷却器控制）
第二上限：60℃（冷却器控制）
第三上限：85℃（报警）
第四上限：97℃（跳闸）
4、励磁变：
（1）、温度Ⅰ值：(120度)，发信号。

（2）、温度Ⅱ值：(150度)，投跳闸。

主变保护定值的计算一、1＃主保护电流速断电流定值1、差动电流速断电流定值:Iｉｎｓ＝Kｒel×Ｉumａx÷K i=１、２×６×９2。

５÷４0=１6。

5 实取16其中:Ｋrｅｌ----——可靠系数取1、2～1。

3 实取１、２I umax—-——-空载合闸最大励磁涌流取额定电流的6~8倍实取６额定电流为92、5AＫi—-—-———电流互感器变比２00/52、比率差动保护:①差动电流起始电流定值I cdo=Ｋk×(Ｆｃtw+⊿Ｕ／２+F wc)×I e×√３÷Ｋi=2×(0、1+0。

05＋0。

05)×92。

５×√3÷4０＝１、59 实取1、6 其中:Kｋ—————可靠系数取１、5～2 实取２F ctw——-—CT误差取0、1ﻩ⊿Ｕ／2————变压器分解头最大调整范围实为±5％ﻩF wc—————为保护本身误差取0、05I e——-—-—高压侧额定电流实为9２。

5ＡK i—-—-——电流互感器变比２0０/5②比率制动系数:Ｋｃoｆ= Kｋ×(F ctｗ+⊿Ｕ/２+F wc)ﻩ＝2×(0、1+0、05+0、0５)=０、4 实取0、5ﻩ说明:若K coｆ小于0。

５时则取0、５③谐波制动系数:K2————--—一般取0、13～０。

１５实取0、１3为幸免励磁涌流引起保护误动,遵循按相闭锁原则采纳二次谐波闭锁功能④幅值补偿系数:高压侧额定电流为9２。

5Ａ高压侧互感器变比为200/5低压侧额定电流为51３Ａ低压侧互感器变比为600/５I HＥ为高压侧一次电流ﻩI HE＝９2。

５÷40×√3=4 (相位补偿后) I LE为低压侧一次电流I LE=513÷１20×√3＝7。

404 (相位补偿后) C OＦＬ低压侧补偿系数:ﻩC OＦL= IＨE÷I LE=4÷7。

2.主变、启/备变和高、低压厂变技术规范：2.1发电机、变压器禁止启动项目：发生下列情况之一者，禁止启动：1)发电机、主变压器等主要设备有严重缺陷；2)发电机、变压器等一次设备回路绝缘不符合标准；3)发变组主保护不能投入；4)发电机、主变压器等主要参数不能显示；5)发电机一次水水质不合格；6)主变压器、高压厂用变压器油质不合格；7)发电机氢气纯度不合格。

3.2.3.41 机组负荷达200MW，厂用电切至本机带2.2负荷大于250MW启动低加疏水泵，投入AVC，视机组情况投入其它制粉系统2.3电气设备启动前的检查及准备2.4验收新装或检修后的发电机下列项目应合格：1)发电机定、转子回路绝缘；2)气密性试验；3)氢气系统；4)一次水系统。

2.5 厂用电系统的检查与投运1)确认直流系统、UPS系统运行正常，电压在正常值。

2)厂用电系统。

a)确认#11、#12启/备变运行正常，无报警信号。

b)厂用6KV、循环水泵房6KV、公用6KV母线电压正常。

c)确认各厂用变压器运行正常，各低压段、MCC运行正常，电压在正常值。

2.6氢气系统的投入和运行1)发电机充氢前的检查和准备：a)汽轮发电机处于静止或盘车状态。

b)有关表计和报警装置经校验合格,控制电源投入。

c)发电机已全部封闭,气密性实验合格。

d)确认密封油系统具备投运条件。

e)通知氢站,准备足够的氢气、二氧化碳气体。

f)确认氢气、二氧化碳气体纯度合格。

2)氢置换前应将动火票收回，机房天车停电，进行置换充氢工作，应办理工作票。

3)氢纯度表的指示：位置1：H2在空气中含量（正常运行）；位置2：H2在CO2中的含量（充排氢时监视）；位置3：空气在CO2中含量（充排CO2时监视）。

4)发电机排氢门MKG19AA055的逻辑保护开条件：a)（MKG18CP004）事故排氢或（MKG18CP004）氢置换在进行中。

b)发电机壳内压力大于20Kpa。

自动关条件：a)或b)a)MKG18CP004)发电机壳内气体压力小于最小值。

变压器定值整定说明注：根据具体保护装置不同，可能产品与说明书有不符之处，以实际产品为主。

差动保护（1）、平衡系数的计算对上述表格的说明：1、Sn为计算平衡系数的基准容量。

对于两圈变压器Sn为变压器的容量；对于三圈变压器Sn一般取变压器高压侧的容量。

2、U h、U m、Ul分别为变压器高压侧、中压侧、低压侧的实际运行的电压。

3、n ha、n ma、n la分别为高压侧、中压侧、低压侧的TA变比。

4、TA的二次侧均接成“Y”型5、I b为计算平衡系数的基准电流，对于两圈变压器，I b取高压侧的二次电流；对于三圈变压器I b一般取低压侧的二次电流。

如果按上述的基准电流计算的平衡系数大于4，那么要更换基准电流I b，直到平衡系数满足0.1<K<4；如果无论怎么选取基准电流都不能满足0.1<K<4的要求，建议使用中间变流器（2）、最小动作电流I op。

0I op 。

0为差动保护的最小动作电流，应按躲过变压器额定负载运行时的最大不平衡电流整定，即：I op.0=Nam)InU fi(n)*Krel(2∆+∆+式中：I n 为变压器的二次额定电流，K rel 为可靠系数，K rel =1.3—1.5；f i(n)为电流互感器在额定电流下的比值误差。

f i(n)=±0.03（10P ），f i(n)=±0.01（5P ） ΔU 为变压器分接头调节引起的误差（相对额定电压）； Δm 为TA 和TAA 变比未完全匹配产生的误差，Δm 一般取0.05。

一般情况下可取：I op.0=（0.2—0.5）I n 。

（3） 最小制动电流的整定I res.0 =Na1.0)In-(0.8。

（4）、比率制动系数K 的整定 最大不平衡电流的计算 a 、三圈变压器I unb.max =K st K aper f i I s.max +ΔU H I s.H.max +ΔU M I s.M.max +Δm 1I s.1.max +Δm 2I s.2.max 式中：K st 为TA 的同型系数，K st =1.0K aper 为TA 的非周期系数，Kaper=1.5—2.0（5P 或10P 型TA ）或Kaper=1.0（TP 型TA ）f i 为TA 的比值误差， f i =0.1；I s.max 为流过靠近故障侧的TA 的最大外部短路周期分量电流；I s.H.max 、I s.M.max 分别为在所计算的外部短路时，流过调压侧（H 、M ）TA 的最大周期分量电流；I s.1.max 、I s.2.max 分别为在所计算的外部短路时，流过非靠近故障点的另两侧的最大周期分量电流；Δm 1、Δm 2为由于1侧和2侧的TA （包括TAA ）变比不完全匹配而产生的误差，初选可取Δm 1=Δm 2=0.05；b 、 两圈变压器I unb.max =（K st K aper f i +ΔU +Δm ）I s.max 式中的符号与三圈变压器一样。

第三篇定值清单第一章启备变保护定值清单启备变保护定值清单1启备变保护定值清单2：低压分支复合电压过流保护启备变保护定值清单3：6KV工作/公用段分支限时速断第二章低厂变保护定值清单第一节电除尘备用变差动保护定值名称电除尘备用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00差动高压侧CT变比400/1差动低压侧CT变比5000/5需要的功能必须将软压板投入，不采用的功能将相应软压板退出即可。

3低压侧平衡系数的计算以高压侧为基准，计算变压器低压侧平衡系数 41310.46.3CT nL TAL phL CT nH TAH U n n K U n n =⋅=⋅其中，nH U 1为变压器高压侧额定电压（6.3KV ），nL U 1为变压器低压侧额定电压（0.4KV ），4CT n 为差动低压侧CT 变比，3CT n 为差动高压侧CT 变比。

第二节电除尘变综合保护定值名称电除尘变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比5000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2500/1高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 3.79A1 .第三节除灰变综合保护定值名称除灰变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1600/1高压侧二次额定电流0.31A低压侧二次额定电流 4.04A1 .第四节电除尘备用变综合保护定值名称电除尘备用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比5000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2500/1高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 3.79A1 .2．定值清单及说明第五节公用变综合保护定值名称公用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A 阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5 高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1 高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 4.74A1 .第六节（A、B）工作变综合保护定值名称锅炉变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1600/1高压侧二次额定电流0.31A低压侧二次额定电流 4.04A1 .第七节（C、D）工作变综合保护定值名称汽机变容量2000KVA高压侧额定电流183.3A低压侧额定电流2886.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1高压侧二次额定电流0.46A低压侧二次额定电流 3.61A1 .第八节输煤变综合保护定值名称输煤变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5 高压零序CT变比50/1 中性点零序CT变比1600/1 高压侧二次额定电流0.31A 低压侧二次额定电流 4.04A 1 .第九节脱硫变综合保护定值名称脱硫变容量2000KVA高压侧额定电流183.3A低压侧额定电流2886.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1高压侧二次额定电流0.46A低压侧二次额定电流 3.61A1 .第十节水工变综合保护定值名称水工变容量1250KVA高压侧额定电流120.3A阻抗电压0.00测量用CT变比n CT0150/1综合保护用CT变比n CT2150/1高压零序CT变比n CT050/1中性点零序CT变比n CT0′1200/1高压侧二次额定电流I e 0.80A1 .第十一节翻车机变变压器综合保护定值名称翻车机变容量1000KVA高压侧额定电流96.0A低压侧额定电流1512.0A阻抗电压0.00测量用CT变比150/1综合保护用CT变比150/1低压侧CT变比2000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1000/1高压侧二次额定电流0.64A低压侧二次额定电流 3.78A1 .第十二节检修变综合保护定值名称检修变容量800KVA高压侧额定电流73.3A低压侧额定电流1154.0A阻抗电压0.00测量用CT变比100/1综合保护用CT变比100/1低压侧CT变比1500/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比800/1高压侧二次额定电流0.73A低压侧二次额定电流 3.85A1 .第十三节斗轮机变综合保护定值名称斗轮机变容量1250KVA高压侧额定电流120.3A低压侧额定电流1894.7A阻抗电压0.00 测量用CT变比150/1 综合保护用CT变比150/1 低压侧CT变比2500/5 高压零序CT变比50/1 中性点零序CT变比1200/1 高压侧二次额定电流0.80A 低压侧二次额定电流 3.79A 1 .第十四节循环水变综合保护定值名称循环水变容量1000KVA高压侧额定电流96.0A低压侧额定电流1512.0A阻抗电压0.00测量用CT变比150/1综合保护用CT变比150/1低压侧CT变比2000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1000/1高压侧二次额定电流0.64A低压侧二次额定电流 3.78A1 .第十五节照明变综合保护定值名称照明变容量800KVA高压侧额定电流73.3A低压侧额定电流1154.0A阻抗电压0.00测量用CT变比100/1综合保护用CT变比100/1低压侧CT变比1500/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1200/1高压侧二次额定电流0.73A低压侧二次额定电流 3.85A1 .。