大机组继电保护常见配置：
1、纵联差动保护 2、裂相横差保护 3、单元件横差保护
4、负序方向闭锁纵向零压匝间保护 5、负序方向匝间保护
6、复合电压过电流（电流可带记忆）保护 7、复合过电流保护 8、阻抗保护 √ 9、基波零压定子接地保护 10、 三次谐波零压定子接地保护 11、 零流定子接地保护 12、 转子一点接地保护 √ 13、 转子两点接地保护 √ 14、 定子过负荷保护 √
15、 转子表层（负序）过负荷保护 √ 16、 励磁绕组（转子）过负荷保护 √ 17、 过电压保护 √ 18、 欠电压保护 19、 过激磁保护 √ 20、 逆功率保护 21、 低励失磁保护 √ 22、 失步保护 √ 23、 频率异常保护 √ 24、 起停机保护 √ 25、 误上电保护 √ 26、 轴电流保护 27、 电超速保护 28、 大电流闭锁保护 29、 方向过流保护 30、 解列保护 31、 励磁机差动保护
32、 励磁变压器差动保护 √ 33、 励磁过电流保护 √ 34、 TA异常、TV异常
8阻抗保护
8.1保护原理
阻抗保护反应相间测量阻抗的大小，电流取自发电机机端TA或中性点TA（可选择），电压取自发电机机端TV。为防止TV断线引起阻抗元件误动，增设TV断线闭锁元件。
阻抗保护设两段四时限。
阻抗保护由电流启动元件、相间阻抗测量元件、延时和TV回路断线闭锁元件等部分组成。电流启动元件采用相电流突变量启动和负序电流启动，其中相电流突变量启动和负序电
?、?和I?和流启动定值都为20%IGe。阻抗元件计算的电压和电流采用零度接线，即UUABABBC?、U?分别组成三个阻抗元件以“或”门输出。 ?和IIBCCACAjXBA：RZB：XZC：NZ*RZD：NZ*XZC0DAR
图1 阻抗特性图
用户可以通过设定电阻分量定值RZ、电抗分量定值XZ和反向偏移比NZ来实现方向阻抗圆、偏移阻抗圆或全阻抗圆特性。阻抗元件的动作特性如图1所示。
8.2逻辑框图
各时限的发电机阻抗保护逻辑框图如图2。
阻抗保护投入保护启动&阻抗元件落在动作区TV断线TZ阻抗保护出口
图2 发电机阻抗保护逻辑图
8.3整定内容和取值建议
阻抗保护定值的整定请参阅相关规定和不同的需求而整定。
12转子一点接地保护
12.1保护原理
转子一点接地保护反应转子对大轴绝缘电阻的下降。采用“乒乓式”变电桥原理，其设计思想是：通过电子开关S1、S2轮流切换，改变电桥两臂电阻值的大小。通过求解三种状态下的回路方程，实时计算转子接地电阻和接地位置。保护测量电路原理图如图3。图中，S1和S2为两个受控的电子开关U1、U2、U3为三个被测电压，Rg为转子对大轴接地电阻。
-R+S1R'U1-R1励磁绕组+Rg-U3++U2-R'S2R
图3 转子一点接地保护测量电路原理图
保护的动作判据为：
Rg?RS （15）
式中：Rs为接地电阻值，分两段，高定值段为灵敏段，仅发信；低定值段可发信也可出口。 切换开关采用最新的MOSFET电子器件，具有切换速度快和使用寿命长的优点。保护对切换开关S1和S2有良好的自检功能。此外变电桥式转子一点接地保护与接地点的位置和励磁电压大小无关，在转子绕组任何地点发生接地故障时，均具有很高的灵敏度。
12.2逻辑框图
发电机转子一点接地保护逻辑框图如图4。
Rg 图4 发电机转子一点接地保护逻辑框图 12.3整定内容和取值建议 1） 高定值段接地电阻RS1： RS1的整定因汽轮发电机和水轮发电机所采用的冷却方式有别，通常对于水轮发电机、空冷及氢冷汽轮发电机，一般可整定为（10～30）kΩ；对直接水冷的励磁绕组，一般可整定为（5~20）kΩ。 2） 低定值段接地电阻RS2： RS2的整定因汽轮发电机和水轮发电机所采用的冷却方式有别，通常对于水轮发电机、空冷及氢冷汽轮发电机，一般可整定为（5～10）kΩ或更低；对直接水冷的励磁绕组，一般可整定为2.5 kΩ或更低。 3） 转子一点接地保护动作时间： TZ1通常可整定为（4~10）s。TZ2通常可整定为（1~4）s。 12.4说明 汽轮发电机通用技术条件规定：对于空冷及氢冷的汽轮发电机，励磁绕组的冷态绝缘电阻不小于1MΩ，直接水冷却的励磁绕组，其冷态绝缘电阻不小于2kΩ。水轮发电机通用技术条件规定：绕组的绝缘电阻在任何情况下都不应低于0.5MΩ。 注意直流分压装置CSN-3（即滤波盒）与转子回路正负极性端连接正确。CSN-3用于将励磁系统的励磁电压转换为保护装置可以接受的直流电压。 转子一点接地保护不能采取双重化。双重化的保护装置提供的两套转子一点接地保护，只能投入一套运行，另外一套作为冷备用。 13转子两点接地保护 13.1保护原理 转子一点接地保护动作后，装置自动投入转子两点接地保护。转子两点接地保护采用机端正序电压的二次谐波分量作为判别量。动作判据为： U12?U2S （16） 式中：U12、U2S分别为机端正序电压的二次谐波分量和定值。 13.2逻辑框图 发电机转子两点接地保护逻辑框图如图5。 转子一点接地动作转子两点接地保护投入定子正序二次谐波电压U12>U2S&TZ转子两点接地保护出口 图5 发电机转子两点接地保护逻辑框图 13.3整定内容和取值建议 1） 正序二次谐波电压U2S： 一般视现场的实际情况整定，也可参考下式：U2S?KrelU12max。式中，Krel为可靠系数，可取2.5~3；U12max为额定负荷下正序二次谐波的实测值。 2） 转子两点接地延时TZ： TZ一般整定为（0.5~1.0）s，以躲开各种扰动。 3） 对于100MW及以上等级的发电机，转子一点接地后立即停机检查故障，为防止误 动，转子两点接地保护不应投入或投信号。 14定子过负荷保护 14.1保护原理 定子过负荷保护反应发电机定子绕组的平均发热状况。电流取发电机机端TA或中性点TA（可选择）的最大相电流。定子过负荷保护由定时限和反时限组成，定时限设一段，一般为减出力或发信。反时限特性由三部分即下限段、反时限段和上限段组成。下限段设电流起动值，当电流大于起动电流时，发电机开始热积累，当电流小于起动电流且原先已有热量积累时，发电机开始散热过程。定子过负荷保护反时限的动作判据为： ?? ? （17） ?ImaxIGe?2??12?t?K1??Imax?I12??式中：t为保护延时元件，?1为定子绕组发热同时的散热效应系数（标幺值），K1为发电机 定子绕组热容量常数。 定子绕组反时限特性曲线如图6所示。图中I12、T12分别为反时限下限电流定值和动作 时间，I13、T13分别为反时限上限电流定值和动作时间。 ImaxI13I12T13T12t(s) 图6 发电机定子过负荷反时限特性曲线 14.2逻辑框图 发电机定子过负荷保护的逻辑框图如图7。 三相电流Imax>I11&定子过负荷投入三相电流Imax>I12&定子过负荷投入T11定子过负荷发信定子过负荷反时限出口 图7 发电机定子过负荷保护逻辑图 14.3整定内容和取值建议 1） 定时限定子过负荷部分： 定时限定子过负荷电流按照发电机长期允许的负荷电流下能可靠返回整定，计算公式为：I11＝KrelIGe，其中Krel为可靠系数，取1.05；Kr为返回系数，取0.85～0.95。一般I11 Kr为1.15IGe。 定时限定子过负荷延时T11按躲过后备保护的最大时延整定。 2） 反时限定子过负荷部分： 反时限部分的动作特性，由制造厂家提供的定子绕组允许的过负荷能力确定。 起动电流I12按与定时限过负荷保护电流I11配合整定，计算公式为：I12?KcoI11，其中Kco为配合系数，取1.05，其它意义同上。一般I12为1.2IGe。 下限段延时T12装置按照式（17）自动计算。 上限段电流和延时内部由软件自动计算。 定子绕组散热系数?1反映发电机发热时的散热效应。定子绕组散热系数?1按照发电机长期允许的电流标么值整定，通常?1=1。 定子绕组热容量常数K1按照发电机定子绕组热值整定，机组容量≤1200MVA时，K1＝37.5（当有制造厂家的参数时，以厂家参数为准）。 15转子表层（负序）过负荷保护 15.1保护原理 发电机负序过负荷保护反应定子绕组的负序电流大小，保护发电机转子以防表面过热。保护由定时限和反时限两部分组成，定时限段发信，反时限特性曲线由三部分组成，即下限段、反时限段和上限段。负序电流大于下限起动值时，起动反时限，反时限热积累值大于热积累定值时，保护动作。若负序电流小于下限起动值时，原先积累的热量通过散热过程开始散热。 负序过负荷保护反时限部分动作判据为： ??II2?I222IGe?2?I2?2???? （18） ?t?A2??式中：t为保护延时元件，I2?为发电机长期运行允许负序电流（标么值），A2为发电机转 子负序发热常数，反映转子表层承受负序电流的能力。 负序反时限特性曲线如图8所示。图中I22、T22分别为负序反时限起动电流定值和下限段动作时间，I23、T23分别为反时限上限电流定值和动作时间。 电流可选取发电机机端TA或中性点TA中的任一组。当该组TA断线时，保护自动切换至另一组正常的TA。 I2I23I22T23T22t(s) 图8 发电机负序过负荷反时限特性曲线 15.2逻辑框图 发电机负序过负荷的逻辑框图如图9。 负序过负荷保护的I2 > I21&负序过负荷投入负序过负荷保护的I2 > I22&负序过负荷投入负序过负荷反时限段出口T21负序过负荷发信 图9 发电机负序过负荷保护逻辑图 15.3整定内容和取值建议 1） 定时限负序过负荷部分： 按照发电机长期允许的负序电流I2?（标幺值）下能可靠返回的条件整定，公式： I21＝KrelI2?IGe。其中，K为可靠系数，通常取1.2；K为返回系数，通常取0.85~0.95；I2?relrKr为发电机长期允许负序电流的标么值。一般I21为0.1IGe。 定时限负序过负荷延时T21，通常按躲过后备保护的最大延时整定。 2） 反时限负序过负荷部分： 反时限部分的动作特性，由制造厂家提供的转子表层允许的负序过负荷能力确定。 启动电流I22按下限段最大延时T22为1000s确定，即I22＝对称负荷的电力系统可整定为0.15IGe，T22由软件自动计算。 上限段电流和延时内部由软件自动计算。 A22确定。没有不＋I2??IGe1000I2?（标么值）按发电机长期允许运行的负序电流整定。 发电机转子负序发热常数A2，由电机制造厂家提供。 15.4说明 汽轮发电机三相负载不对称且每相电流均不超过额定电流IGe时，负序电流I2与额定电流之比I2IGe符合表1规定时，应能连续运行。发生不对称故障时，故障运行时最大的 ?I2IGe?2t，应符合表1的规定。 表1 汽轮发电机连续运行时I2IGe最大值及故障运行时?I2IGe?t最大值 2转子直接冷却的 发电机功率 ≤350MVA >350~900MVA >900~1250MVA >1250~1600MVA 连续运行时的I2IGe最大值 0.08 故障运行时的?I2IGe?2t最大值 8 0.08?SGe?3503?1040.05 ?SGe?350? 8?0.005455 5 注：SGe为发电机额定视在功率，MVA。 16励磁绕组（转子）过负荷保护 16.1保护原理 励磁绕组（转子）过负荷保护由定时限和反时限组成，定时限设一段，一般为减励磁或 发信。反时限特性曲线由三部分组成，即下限段、反时限段和上限段。保护引入发电机转子回路电流，可选择使用第1组或第2组TA的电流。电流频率可为50Hz或100Hz。下限段设电流起动值，当转子电流大于起动电流时，励磁绕组过负荷开始热积累，当电流小于起动电流且原先已有热量积累时，励磁绕组过负荷开始散热过程。励磁绕组过负荷保护反时限的动作判据为： ILmax?IL2???2??I?? （19） ???LmaxI??1??t?CL?Le????????式中：ILe为转子回路额定电流，CL为转子绕组过热常数。 转子过负荷保护反时限特性曲线如图10，图中IL2、TL2分别为反时限起动电流和下限 段动作时间，IL3、TL3分别为反时限上限电流和动作时间。 ILmaxIL3IL2TL3TL2t(s) 图10 转子过负荷保护反时限特性曲线 16.2逻辑框图 转子过负荷保护的逻辑框图如图11。 ILmax>IL1&转子过负荷投入TL1转子过负荷发信ILmax>IL2&转子过负荷投入转子过负荷反时限出口 图11 转子过负荷保护逻辑框图 16.3整定内容和取值建议 1） 定时限转子过负荷部分： 定时限励磁绕组过负荷电流IL1，按正常运行时的额定励磁电流下能可靠返回的条件整定，计算公式为：I?KrelILe。其中，Krel为可靠系数，取1.05；Kr为返回系数，一般取 L1Kr0.85～0.95。一般IL1整定为1.15ILe，当强行励磁时，应可靠动作。 TL1动作于信号时，按躲过后备保护的最大延时整定，一般为10s。若动作于降低励磁 电流或跳闸，则延时略大于强励允许时间。 2） 转子过负荷反时限部分： 反时限部分的动作特性，由制造厂家提供的转子过负荷能力确定。 反时限转子过负荷启动电流IL2内部固定与定时限转子过负荷保护定值IL1相等。即过负荷动作于信号时，同时启动反时限转子过负荷保护。TL2由软件自动计算。 上限段电流和延时内部由软件自动计算。 转子绕组热容量CL，由电机制造厂家提供。 16.4说明 对于无刷励磁系统，在整定计算时，应根据发电机的励磁电压与励磁机励磁电流的关系曲线，将发电机的额定励磁电压及强励顶值电压分别折算到励磁机的励磁电流侧，再进行相应的计算。 17过电压保护 17.1保护原理 发电机过电压保护用于保护发电机各种运行工况下引起的定子绕组过电压。保护反应发电机机端相间电压大小，设一段定值。根据工程需要，也可设置为两段定值。 17.2逻辑框图 过电压保护逻辑框图如图12。 过电压保护投入&ULmax>UGYTGY过电压保护出口 图12 发电机过电压保护逻辑图 17.3整定内容和取值建议 发电机过电压保护的整定值，应根据电机制造厂提供的允许过电压能力或定子绕组的绝缘状况决定。 过电压动作电压UGY和延时元件TGY： 对于200MW及以上汽轮发电机，UGY?1.3UGe，动作时间TGY=0.5s，动作于解列灭磁。 对于水轮发电机，U?1.5UGe，动作时间为TGY=0.5s，动作于解列灭磁。 GY对于采用可控硅励磁的水轮发电机，UGY?1.3UGe，动作时间为TGY=0.3s，动作于解列灭磁。 19过激磁保护 19.1保护原理 发电机会由于电压升高或者频率降低而出现过激磁，过激磁保护能有效地防止发电机因过励磁造成的损坏，过激磁保护反应过激磁倍数而动作，定义过激磁倍数N如下： UfB?BeUefU*f*N??e （20） 式中：B、Be分别为磁通量、额定磁通量；U、f分别为电压、频率；Ue、fe分别为基准电 压、额定频率；U*、f*分别为电压标么值、频率标么值。 过激磁保护包括两种方案：方案1为过激磁保护由定时限两段组成，即定时限告警段和跳闸段。方案2为过激磁保护由定时限和反时限组成，其中定时限设告警段，反时限动作特性曲线（见图13）由输入的反时限下限过激倍数、反时限上限过激倍数，等分成7段，每段都有一个跳闸时限，落在相邻段之间跳闸时限采用线性插值计算。 NN7N6N5N4N3N2N1N0T7T6T5T4T3T2T1T0t(s) 图13 过激磁保护反时限特性曲线 19.2逻辑框图 过激磁保护逻辑框图如图14。 N>GJ&过激磁保护投入N>反时限启动门槛&过激磁保护投入TX过激磁保护出口过激磁保护出口 图14 过激磁保护逻辑图 19.3整定内容和取值范围 1） 定时限过激磁保护各段的过励倍数和各段延时 定时限过激磁保护通常分为两段，第Ⅰ段为信号段，第Ⅱ段为跳闸段。整定方法用图15为例进行说明。图中曲线1为制造厂提供的过激磁曲线。 N1B’1.3B1.1A’A4810300t(s) 图15 发电机定时限过激磁保护整定示例 过激磁保护的第Ⅰ段动作值N可取为发电机额定励磁的1.1～1.2倍，一般取1.1倍。 第Ⅰ段的动作时间可根据允许的过激磁能力适当整定。 例如：设N=1.1，从曲线1上查得对应的允许时间约300s（A点），第Ⅰ段的动作时间可整定为10s（A’点），考虑从发信号到允许时间还有290s，使运行人员有足够时间处理发电机的过激磁。信号段的动作时间不宜过短，防止在发电机短时过激磁时不必要的发信号。动作时间不宜过长，只要运行人员有足够的时间处理过激磁故障即可。 第Ⅱ段为跳闸段，可整定N=1.25~1.35倍，一般取1.3倍。从图15曲线1查得允许的过激磁时间为8s（B点），跳闸时间可整定为4s（B’点），为保障发电机的安全，可取跳闸时间小于允许的时间。在本例中，如N=1.29<1.30，过激磁保护将延时10s才发信号，所以定时限过激磁保护并不能充分保证发电机的安全。 2） 反时限过激磁整定： 按发电机制造厂家提供的反时限过励磁曲线选取。 通过整定的过激磁曲线上的8点定值来模拟制造厂给出的发电机允许过激磁能力曲线，如图16所示，图16中曲线1为制造厂提供的过激磁曲线，曲线2为整定的过激磁曲线。 N21t(s) 图16 发电机反时限过激磁保护整定示例 19.4说明 对于发电机变压器组，其过激磁保护装于机端，如果发电机与变压器的过激磁特性相近（应由制造厂提供曲线），当变压器的低压侧额定电压比发电机额定电压低（一般约低5%）时，则过激磁保护的动作值应按变压器的磁密整定，这样既保护了变压器，又对发电机是安全的，若变压器低压侧额定电压等于或大于发电机的额定电压，则过激磁保护的动作值应按发电机的磁密整定，对发电机和变压器都能起到保护作用。当发电机及变压器间有断路器而分别配置过励磁保护时，其定值按发电机与变压器允许的不同过励磁倍数分别整定。 21低励失磁保护 发电机的励磁系统发生故障出现低励失磁时，发电机测量阻抗、励磁电压、发电机与系统的无功交换等都会与正常运行时有所不同，失磁保护根据这些变化分别构成定子判据、转子判据和逆无功判据。另辅以机端低电压切换厂用和母线低电压加速跳闸判据。各功能模块判据可根据实际工程的需要，通过定值整定实现灵活投退。 21.1定子判据 定子判据的阻抗特性可选择为静稳边界圆特性或异步阻抗圆特性，如图17所示。 jXXAjX0-XA0-QR-QR-XB-XBA 静稳阻抗圆特性 B 异步阻抗圆特性 图17 失磁保护的边界特性 阻抗特性在复平面上的位置可任意。静稳边界的阻抗动作方程为： 270??ArgZJ?jXB?90? （22） ZJ?jXA式中：ZJ为测量阻抗。 为了防止在其它非失磁情况下的测量阻抗进入动作特性内造成失磁保护误动，设有相应的TV断线闭锁措施；为躲过系统振荡的影响，设有延时元件。发电机阻抗由机端或中性点 ??I?）和机端TV（U?）计算得到，电压和电流采用零度接线。 TA（IABAB当发电机须进相运行时，如按静稳边界阻抗圆整定不能满足要求时，一般可采取无功进相判据躲开进相运行区，逆无功定值可整定；或按异步阻抗圆特性整定。 21.2转子判据 用户可根据需要选择等励磁电压判据或变励磁电压判据。 等励磁电压判据的动作方程为： Uf?Ufl （23） 式中：Uf为发电机的励磁电压，Ufl为发电机等励磁判据的励磁电压整定值。 变励磁电压判据的动作方程为： Uf?Kf?P?Pt?Uf?Ufl?? （24） ???式中：P为发电机有功功率，Pt为发电机的凸极功率，Kf为变励磁电压判据系数。 为保证机组空载运行及P?Pt的轻载情况下全失磁时保护能可靠动作，在变励磁判据中附加等励磁电压判据。两者构成“或”门，它们在Uf?P平面上的动作特性曲线如图 18所示。 Uf变励磁电压判据等励磁电压判据动作区oPtP 图18 Uf?P动作特性曲线 21.3逆无功判据 发电机正常运行时向系统发送无功功率，失磁时会出现无功反向，从系统吸收无功。失磁保护的逆无功判据为： ?Q?Qz （25） 21.4低电压判据 为了避免由发电机失磁导致系统电压崩溃或威胁厂用电系统的安全，本装置还有低电压判据。电压取用主变高压母线TV或机端TV。 Um.max?Umd （26） Ut.max?Ufd （27） 式中：Um.max、Ut.max分别为高压母线和机端线电压的最大值，Umd、Ufd分别为高压母线 和机端低电压定值。 21.5其它 装置还具有检测励磁电压回路异常的功能，及时给出告警信号，通知运行人员处理。 减出力判据采用有功功率判据： P?Pz （28） 21.6逻辑框图 低励失磁保护的逻辑框图如图19。 若不投入转子判据，即等励磁电压和变励磁电压元件都退出时，则失磁保护以负序电压元件闭锁。 失磁保护投入励磁低电压元件动作逆无功元件动作TV断线机端测量阻抗元件1动作T4失磁阻抗判据T4失磁发信/切换励磁&T3≥1自动减出力&P>失磁机端低压T5失磁机端低压T6T5机端低电压失磁保护投入励磁低电压元件动作机端测量阻抗元件2动作&逆无功元件动作TV断线母线低电压失磁保护投入逆无功元件动作机端测量阻抗元件3动作U2>TV断线0 / tT8T7&T6失磁母线低压T7失磁阻抗判据T8& 图19 发电机失磁保护逻辑图 21.7整定内容和取值建议 1） 机端低电压Ufd、母线低电压Umd 通常采用机端或者升压变压器高压侧母线低电压作为失磁保护的快速切换厂用电和加速跳闸（与系统解列）判据。对于大型电厂，通常Umd由调度部门提供。 2） 逆无功元件Q的整定： 按躲过发电机允许的进相运行无功整定。计算公式为：Q?Krel?Qjx。其中，Krel为可靠系数，取1.1～1.3；Qjx为发电机允许的最大进相无功功率。若作为防止故障、振荡误动，一般按Q?5%?QGe整定，QGe为发电机二次额定无功功率。 3） 阻抗长延时功能整定： 增加阻抗长延时判据主要考虑当励磁绕组内部开路，而励磁电压又没有下降的失磁故障，此时靠阻抗元件和逆无功元件经延时T8跳闸。阻抗判据长延时的阻抗元件通常按照异步阻抗圆整定，跳闸延时T8按照失磁后允许异步运行时间整定。 4） 阻抗元件XA和XB整定： 阻抗元件可按照工程实际情况进行整定。 5） 减出力有功定值Pz，按机组实际情况进行整定，或退出失磁减出力功能。 6） 负序电压定值，内部固定。 7） 励磁电压定值Ufl整定： 励磁电压定值Ufl，视机组的实际情况整定。当进相运行时，可适当降低Ufl定值；当重载运行，为快速切除部分失磁跳闸的发电机，可适当提高Ufl定值。 8） 变励磁比例系数Kf、凸极功率定值Pt的整定： 说明：与系统并联运行的发电机，对应于某一有功功率P，具有为维持静态稳定极限所必须的励磁电压Ufd。也就是说，按照静稳极限条件（例如汽轮发电机的功角?＝90?），输送一定的有功功率P，应有相应的励磁电压Ufd。P值不同，静稳极限条件下的Ufd也不同，二者的关系体现于变励磁比例系数Kf。 Kf?PeC??Xd?Xst?；Pt为?n?Uf0。其中：Pe为发电机额定功率，单位为“W” Pe?PtUs?Ed0Us2?Xd?Xq发电机凸极功率，其计算公式：Pt?功时的修正系数，且Cn??cos2?sbsin3?sb?2?Xd?Xst?Xq?Xst???，单位为“W””；Cn为额定有 ，?sb为发电机额定有功时的极限功角，通过Kn?PePt与Cn的关系曲线或查表法可以得到，参见表2 ；Us为无限大系统母线电压归算到发电机机端的电压值，单位为“V”；Ed0为发电机空载电势，单位“V”；Uf0为发电机空载励磁电压，单位为“V”；Xst为归算到机端侧的机端至无限大系统母线间的联系电抗。 表2 Kn－Cn表 Kn 3.3 3.6 4.0 4.3 4.7 5.0 5.3 Cn 0.847 0.869 0.891 0.904 0.919 0.927 0.935 Kn 5.6 6.0 6.3 6.6 6.8 7.1 7.4 Cn 0.941 0.948 0.953 0.957 0.959 0.962 0.965 Kn 7.7 8.0 8.3 8.7 9.0 9.5 10.0 Cn 0.968 0.970 0.972 0.975 0.976 0.979 0.981 22失步保护 22.1保护原理 失步保护反应发电机测量阻抗的变化轨迹，能可靠躲过系统短路和稳定振荡，并能在失步摇摆过程中区分加速失步和减速失步。失步保护采取多直线遮挡器特性，电阻直线将阻抗平面分为多区域。图20中A点的XA为发电机暂态电抗Xd’。B点的XB为系统联系电抗，含系统电抗Xs和变压器电抗Xt（归算到发电机端电压）。 若发电机测量电抗小于变压器电抗Xt，说明振荡中心落在发变组内部。图中Rs为电阻边界定值，Rj由程序固定设成0.5 Rs。 jX6区5区4区3区2区1区XsBXt减速失步-Rsδ4-Rjδ30δ2加速失步Rjδ1RsRA 图20 发电机失步保护的多区域特性 图中1~3区与6~4区在阻抗平面上对jX轴对称，在同步发电机运行方式下有： 1) 系统正常运行时，发电机测量阻抗>Rs，其变化轨迹不进入2~5区内； 2) 发电机加速失步时，测量阻抗从1区依次穿过2、3、4、5、6区，在每个区内的停 留时间超过对应的时间； 3) 发电机减速失步时，测量阻抗从6区依次穿过5、4、3、2、1区，在每个区内的停 留时间超过对应的时间； 4) 短路故障时，测量阻抗在2~5任一区停留小于对应的时间就进入下一区； 5) 稳定振荡时，测量阻抗穿过部分区后又逆向返回，而不是同向依次穿过所有区。 当装置检测出发电机失步时，及时发出信号。当失步振荡中心落在发变组内部时，对滑级次数进行计数更新，当达到整定的滑极次数Nsb后发出跳闸令。失步保护内部采用闭锁措 施，能在两侧电动势相位差小于90?时才发跳闸脉冲，断路器能在不超过其遮断容量的情况下切断电流，从而保证断路器的安全性。为了提高失步保护的可靠性，增加有功功率变化作为辅助判据。 22.2逻辑框图 发电机失步保护逻辑框图如图21。 失步保护投入从右至左穿越加速失步信号&机端测量阻抗依次缓慢穿越各区滑级次数达到整定值Nsb失步振荡中心在发变组内部从左至右穿越减速失步信号&失步保护出口 图21 发电机失步保护逻辑框图 22.3整定内容和取值建议 1） 失步保护电阻边界Rs： 1?)ctg(?1/2)。其中，XT、(XT?Xs?Xd2?为发电机的暂态电抗。Xs分别为归算到发电机侧的变压器电抗和系统电抗有名值，Xd?1取 可按躲过最小负荷阻抗整定；计算公式：Rs?120?。 2） 失步保护变压器电抗XSB： XSB=XT。 3） 阻抗最小停留时间T1和停留时间T2： 考虑系统振荡时，发电机功角?匀速变化。则阻抗在2区、5区停留的时间为T??2??1360?，?1为Ts。其中，TS为系统最小振荡周期（由调度所给出，一般为0.5s～1.5s） ?1120°，?2?2ctgRj1?X2。整定T1?0.5?2??1Ts。 360?系统振荡时测量阻抗在3区、4区停留的时间为T??T2?0.5180???2Ts。 360?180???2Ts，整定360?4） 失步保护滑极次数NSb： 振荡中心在区内，失步滑极次数通常整定为2。 23频率异常保护 23.1保护原理 由于低频或过频运行会使汽轮机叶片受到疲劳损伤，这种不可逆的疲劳损伤累积到一定程度，会造成叶片断裂，造成严重故障。因此，频率异常保护是为保护汽轮机而设置的。 频率异常保护由频率测量元件和时间累积计数器组成。频率异常保护分低频保护、过频保护、频率累积保护。另外，为防止发电机起停过程中频率异常保护误发信号，频率保护受有电流元件闭锁。 23.2逻辑框图 发电机频率保护逻辑框图如图22。 fDP2≤f 图22 发电机频率异常保护逻辑框图 23.3整定内容和取值建议 频率异常各段定值和累计时间应与发电机允许频率范围相一致，另外还需要考虑与低频减载装置的配合。 大型汽轮发电机组对电力系统频率偏离值有严格的要求，在电力系统发生事故期间，系统频率必须限制在允许的范围内，以免损坏机组（主要是汽轮机叶片）。 带负载运行的300MW及以上的大型汽轮发电机组，频率允许的范围为(48.5~50.5)Hz（当额定频率为50Hz时）。表3为大机组频率异常运行允许时间建议值。 表3 大机组频率异常运行允许时间建议表 频率Hz 51.5 51.0 48.5~50.5 允许运行时间 累计min 30 180 连续运行 每次s 30 180 频率Hz 48.0 47.5 47.0 允许运行时间 累计min 300 60 10 每次s 300 60 10 当频率异常保护需要动作于发电机解列时，其低频段的动作频率和延时应与电力系统的低频减载装置进行协调，原则是：其动作频率应低于低频减载装置的最低动作频率，以避免出现频率连锁恶化的情况。 24起停机保护 24.1保护原理 发电机启动和停机过程，可配置相间短路和定子接地保护各一套。起停机保护作为低频工况下的辅助保护，在正常工频运行时应退出。 本保护所采用的算法与信号的频率完全无关。采用基波零序电压式定子接地保护原理反应定子接地故障，其零序电压取自发电机中性点侧零序TV；采用差动电流反应短路故障。为使该保护仅在发电机起动并网前或停机过程中投入，而在正常运行时退出，由断路器动断触点和低频继电器的输出触点控制。 24.2逻辑框图 起停机保护的逻辑框图如图23。 起停机保护投入Un0>UQ0&断路器断开TQU起停机零压出口f 图23 起停机保护逻辑图 24.3整定内容和取值建议 1） 起停机零序过电压定值UQ0、动作时间TQU： UQ0一般取10V及以下，TQU不小于基波零序电压定子接地保护的延时。 2） 起停机发电机差流IGQ： 按在额定频率下，大于满负荷运行时差动回路中的不平衡电流整定，即： IGQ?KrelIgunb。其中，Krel为可靠系数，取1.3~1.5；Igunb为额定频率下满负荷运行时发 电机差动回路中的不平衡电流。 3） 起停机频率定值fdz： 起停机频率定值fdz内部固定为48Hz。 25误上电保护 25.1保护原理 当发电机盘车或转子静止时发生误合闸操作，从系统向发电机定子绕组倒送的大电流在气隙中产生旋转磁场，使转子本体中流过差频电流，可能烧伤转子。误上电也引起转子急剧加速，可能损伤轴瓦。误上电时发电机异步启动，逆功率保护、失磁保护、后备保护也可能满足动作条件，但其时限较长；且开机和盘车时有些保护可能因无机端电压而不起作用，所以应设置专用的灵敏快速的发电机误上电保护。 误上电保护模拟量取发电机机端三相电压、机端或中性点（可选择）三相电流。误上电时断路器由开到合，电流会大于最小的误上电电流IPH，因此可用电流元件作为保护判据之一。保护受低频元件和低电压元件开放，当发电机侧有电压，则低频元件动作；当发电机侧无电压，则低压元件动作。机端电压的频率由装置的硬件测频电路得到。 误上电保护在发电机解列后自动投入运行，并网后自动退出。 25.2逻辑框图 误上电保护逻辑框图如图24。 误上电保护投入Imax>断路器触点断开0/1.0s&0.2s误上电出口U <≥10/0.5sF < 图24 误上电保护原理图 25.3整定内容和取值建议 1） 误上电过流定值IPH，通常整定为0.5IGe； 2） 低电压元件，内部固定为0.5UGe； 3） 低频元件，内部固定为48Hz； 32励磁变压器差动保护 励磁变压器差动保护配置有差动电流速断保护、比率差动保护、TA二次回路断线检测等功能。涌流闭锁方案采用二次谐波制动原理。TA断线后可发出告警信号，TA断线后是否闭锁差动保护可由用户通过整定定值单中功能位实现。 32.1比率差动原理 励磁变差动保护采用比率制动特性，比率制动差动动作特性如图25所示。 IdzISD速断区动作区Kb2制动区=0.2ICDKb10.6ITeIB2IzdKb3=0.7 图25 比率制动的励磁变差动保护特性 励磁变差动速断的动作方程如式（31）所示。 Idz?ISD （31） 式中：Idz和ISD分别为差动电流和差动速断电流定值。 励磁变比率制动差动保护的动作方程如式（32）所示。 Idz?Kb1Izd?ICDIzd?0.6Ie0.6Ie?IzdIB2?Izd Idz?Kb2(Izd?0.6Ie)?Kb1?0.6Ie?ICDIdz?Kb3(Izd?IB2)?Kb2(IB2?0.6Ie)?Kb1?0.6Ie?ICD???IB2? （32） ??式中：Izd为制动电流；Kb1、Kb2、Kb3分别为各段的比率制动斜率，其中Kb1装置内部固 定为0.2，Kb3装置内部固定为0.7，Kb2由用户整定；IB2为拐点电流，内部固定为5Ie（Ie为基准侧的二次额定电流，即励磁变高压侧二次额定电流）；ICD为差动起动 电流定值。 对每相采用上述的差动特性，当任一相满足式（31）或式（32）时，差动速断或比率差动保护动作。三段式比率差动保护受TA异常闭锁，TA异常闭锁由用户通过功能位选择。 对应的差动电流和制动电流的取法如下： ??I?Idz?IfTfNIzd???I?IfTfN??? （33） ?2??、I?分别为励磁变高压侧和低压侧的电流相量（经过补偿后）其中：I，均以指向励磁变fTfN为正。 32.2励磁涌流闭锁原理 采用三相差动电流中二次谐波与基波的比值作为励磁涌流闭锁判据： （8） Id?2?KXB2?Id? （?＝A，B，C）式中：Id?、Id?2分别为各相差动电流中的基波和二次谐波分量，KXB2为二次谐波制动系数。 采用“或”门闭锁方式，即三相差流中某相判为励磁涌流，闭锁整个比率差动保护。 32.3励磁变各侧电流相位差与平衡补偿 （1）TA接线方法 励磁变压器各侧电流互感器采用星形接线（也可采用常规接线），二次电流直接接入本 装置。 （2）平衡系数的计算 基准侧的选取及非基准侧的平衡系数计算均由软件完成，用户免整定。平衡系数的计算方法如下。 ①计算励磁变压器各侧一次额定电流： I1n?STn3UT1n 式中：STn为励磁变压器额定容量，UT1n为励磁变压器各侧一次额定电压（应以运行的实际 电压为准）。 ②计算励磁变压器各侧二次额定电流： I2n?I1n nTA式中：I1n为励磁变压器各侧一次额定电流，nTA为励磁变压器各侧TA变比。 ③以高压侧为基准，计算励磁变压器低压侧平衡系数： KphL?U1nLnTAL ?U1nHnTAH④将低压侧各相电流与相应的平衡系数相乘，即得补偿后的各相电流。 （3）各侧电流相位补偿 励磁变压器各侧TA二次电流相位由软件自校正，采用在Y侧进行校正相位。以Y0/Δ-11接线为例，其校正方法如下： ??I?A?(IA?IB)??I?)??(IY0侧： IBBC??I?)I??(ICCA3???3? ?3????、I??为Y侧校正后的各相电流。其式中，I?A、I?B、I?C为Y侧TA二次电流，I??A、IBC它接线方式可以类推。装置中可通过励磁变压器接线方式整定功能位选择接线方式。 差动电流和制动电流的相关计算，都是在电流相位校正和平衡补偿基础上进行的。 32.4异常检测和一些判别 （1）整组复归判别 启动元件返回后，连续1s内差流均不越限，则差动保护整组复归。 （2）差流越限告警 正常情况下，监视各相差流异常，延时5s发告警信号，判据为：Id??KyxICD。其中， Id?为各相差动电流，Kyx为装置内部固定的系数。 32.5逻辑框图 励磁变压器差动保护逻辑框图如图26所示。 A相差动速断动作B相差动速断动作C相差动速断动作励磁差动保护投入A相比率差动动作B相比率差动动作C相比率差动动作A相二次谐波比>KXB2B相二次谐波比>KXB2C相二次谐波比>KXB2TA异常TA异常闭锁差动保护投入最大相差流大于1.2Ie?1&励磁差动保护出口?1?1&励磁变差速断出口&励磁差动保护投入A相差流越限B相差流越限C相差流越限励磁差动保护投入?1&励磁差动差流越限5s 图26 励磁变压器差动保护逻辑图 32.6整定内容和取值建议 1） 差流速断定值ISD： ISD一般取（6~8）ITfe。其中，ITfe为励磁变基准侧的额定电流，即励磁变压器高压侧额定电流。 2） 差动起动电流定值ICD： 通常ICD整定为0.4ITfe。 3） 拐点电流IB2：内部固定为5ITfe。 4） 比率制动斜率Kb2： Kb2?KrelKapKccKer??U??m。其中，Krel为可靠系数，通常取1.5；Kap为非周期 ??分量系数，两侧同为P级TA时取2.0；Kcc为电流互感器的同型系数，Kcc?1.0；Ker为电流互感器比误差，Ker?0.1。?U为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（百分数）；?m为电流互感器变比未完全匹配产生的误差，初设时取0.05。 按照上述方式整定，均能满足选择性和灵敏系数，不需要校验灵敏系数。 Kb2=(0.3~0.6)，建议整定为0.5。 5） 二次谐波制动比KXB2： 由于励磁变正常运行时谐波分量较大，因此建议将二次谐波制动比适当提高。 33励磁过电流保护 33.1保护原理 当励磁变或励磁机设置纵差保护时，励磁过电流设置一段过电流保护，作为励磁变或励磁机的后备保护。 当励磁变或励磁机不设置纵差保护时，设置励磁速断过流和一段过电流保护方案。 33.2逻辑框图 励磁过电流保护逻辑框图如图27。 三相电流Imax>过流定值励磁过流保护投入励磁过电流出口&TG 图27 励磁过电流保护逻辑框图 励磁速断和过电流保护逻辑框图如图28。 三相电流Imax>速断定值&励磁速断过流保护投入三相电流Imax>过流定值&励磁过流保护投入TSD励磁速断过流出口TG励磁过电流出口 图28 励磁速断和过电流保护逻辑框图 3.1.1 整定内容和取值建议 各段电流定值、延时元件和低电压定值： 按照有关规定进行整定。