摘 要
本设计是大型机组的电部分及全网的继电保护配置设计，使发电厂达到最优化运行和安全运行。
本范文在编写上分为几个部分，首先由原始资料分析开始，确定全厂与系统的电气主接线，然后在主接线的基础上进行短路电流计算，选择出最适合的全厂电器，使其最经济合理，最后，为了使电厂能安全可靠的运行，对全厂配置最完善的继电保护。
电器主接线是构成电力系统的重要环节，关系到系统供电的可靠性，运行调度的灵活性和经济性，首先根据规程规定及原始资料条件的合理方案，然后经过各方面的比较选择出几种方案中最好的一种作为设计方案。
短路电流计算是为了在选择电气设备时，保证设备在正常运行和故障情况下都能安全、可靠的工作，同时又力求节约资金，短路电流计算是把电抗归算到同一基准值下通过转移电抗与计算电抗的转换来计算。
继电保护的配置是考虑到发电机变压器、发电机变压器组及母线出线出现各种短路故障或异常情况可能有几种不同的保护方式，通过比较选出既接线简单又安全可靠的保护。
［关 键 词］：
目录
绪论——————————————————————4
设计题目——————————————————5
原始资料——————————————————5
对原始资料的分析——————————————6
草拟主接线的方案——————————————7
方案可靠性及经济性分析———————————10
主变容量及联络变容量的确定—————————12
短路电流的计算及主要电气设备的选择—————13
发电机—变压器组保护方式的选择及整定————24
全厂继电保护及自动装置的配置————————40
结论————————————————————42
参考文献————————————————42
绪论
一、设计的目的和要求：
文档设计是学生在校学习的最后一个环节，对所学基本理论专业知识起着巩固总结和发展提高的作用，扩大了知识面，是一次综合性的训练。
通过一个具体的课题，综合运用所学知识，解决具体工程实际问题，学习工程设计的基本技能，基本程序和基本方法，培养学生具有初步的科学研究和设计计算方面的能力，培养学生关于工业建设中的政策观念和经济技术观念，培养学生理论联系实践进一步了解和熟悉与课题有关的技术成就和技术规范，扩大知识领域，提高学生分析问题和解决问题的能力。
二、设计内容：
1.发电厂主接线方案的选择，包括主变容量及台数选择
2.短路电流的计算及有关设备的选择
3.元件保护的设计
4.绘图
5.整理说明书及计算书
6.答辩
设计题目
2×100MW+2×200MW供热式火力发电厂的电气部分及继电保护设计
原始资料
厂址概况
厂址位于新建的大型煤矿区内，为一坑口电站，所用燃煤由煤矿直接供给。
电厂生产的电力用110KV电压等级8回线向4个较大的负荷供电，综合最大负荷200MW，另外220KV电压等级有4回和系统联络。
厂址地区条件较好，地势较为平坦，属于5级地震区，冻土层深1.5m，复冰厚10mm,最大风速18m/s,年平均气温+5℃，最高气温+35℃，最低-25℃。
机组参数
锅 炉：2×HG——410/100 2×HG——670T/140-1
汽轮机：2×N100-90 2×N200-130/535
发电机：2×TQN-100-2 2×QFQS-200-2
电力系统接线图：
4.负荷资料：
110KV电压等级负荷：综合最大负荷200MW
序号 用户名称 最大负荷 距离 线路数 利用小时
KW Km
1 变电所 9000 50 2 6000
2 机械厂 5000 20 2 4000
3 化工厂 6000 15 2 5500
4 煤 矿 8000 30 2 6000
对原始资料的分析：
设计电厂为大、中型凝汽式火电厂，其容量为：
2×100+2×200=600MW 最大单机容量为200MW，即具有中型容量的规模，大型机组的特点，当本电厂投产后，在电力系统中将主要承担基荷，其占电力系统总容量为600/（2×200+2×300+600）×100%=37.5%（＞15%）超过了电力系统的检修备用容量，说明该厂在未来电力系统中的作用和地位是至关重要的，从负荷特点及电压等级可知，它具有10.5KV、15.75KV、110KV、220KV四级电压，110KV容量较大，与其相连的负荷利用小时数都在5000h以上，所以对其供电应依可靠性为主，为保证检修出线断路器不致对该回路停电，拟采取双母带旁路的接线形式为宜，而220KV线路接受本厂送出的电力将其送入系统，最大可能接受本厂送出的电力为600-200×0.7-600×6%=424MW，可见，该厂220KV线的接线对可靠性要求应当较高，但又考虑到运行中的灵活性，故对其拟采取双母线接线形式为宜，15.75KV和10.5KV电压为发电机出口电压，既无直配负荷，又无特殊要求，拟采用单元接线形式，可节省价格昂贵的发电机出口短路器，又利于配电装置的布局。
草拟主接线方案
在对原始资料分析的基础上，结合对电气主接线的可靠性，灵活性及经济性等基本要求，综合考虑，在满足技术、经济政策的前提下，力争使其为技术选供电安全可靠，经济合理的主接线方案。
发电、供电可靠性是发电厂生产的首要问题，主接线的设计首先应保证其满发、满供，不积压发电能力，同时应尽可能减少传输能量过程中的损失，以保证供电连续性，为此，对大中型发电厂的主接线的可靠性，拟从以下几方面考虑：
断路器检修时，是否影响连续供电。
线路断路器或母线故障，以及在母线检修时，造成馈线停运的回路数多少和停电时间长短，能否满足重要的Ⅰ、Ⅱ类负荷对供电的要求。
本发电厂有无全厂停电的可能性。
大型机组突然停电对电力系统稳定运行的影响与生产的后果等因素。
主接线还应其有足够的灵活性，能适应多种运行方式的变化，且在检修，事故等级特殊状态下操作方便，调度灵活，检修安全，扩建发展方便。
主接线的可靠性与经济性应综合考虑，辨证统一，在满足技术要求前提下，尽可能投资省，占地面积少，电能损耗少，年费用为最小。
根据以上分析，初步确定以下几种方案：
方案可靠性及经济性分析
以上三种方案的共同点是向系统送电都采用双母线，而向负荷供电则采取双母线带旁路，双母供电有以下几种优点：
供电可靠，通过两组母线隔离开关的倒换操作可以轮流检修一组母线而不致使供电中断，一组母线故障后，能迅速恢复供电，检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。
调度灵活，各个电源可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。
扩建方便，向双母线的左右任何一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电，当有双回架空线路时，可以顺序布置，以致连接不同的母线段时，不会如单母线分为那样导致出线交叉跨越。
便于试验，当个别回路要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。
双母带旁路除具有以上优点外，还具有以下特点，就是在进出线断路器检修时（包括其保护装置的检修和调试）不中断对用户的供电。
以下对三种方案中的不同部分进行分析比较：
方案一中，2台200MW的机组通过发电机—变压器单元接线接在200KV线路上，2台100MW的机组也通过单元接线接在110KV线路上，两种电压等级的线路通过联络变连接起来，这种接线方式可保证连续向负荷供电；同时，每台发电机的出口省去价格比较昂贵的断路器，因此，比较可靠和经济。
方案二中，2台100MW的发电机通过三绕变接在110KV线路和220KV线路，这种接线虽可省去—联络变，但由于主变采用三绕变，故带来以下主要问题：
发电机出口要求装设断路器，但由于很大的额定电流和短路电流，使得断路器制造困难。
三绕变的中压侧往往只能制造死抽头，这对高、中压侧调压及负荷分配不利。
布置在主厂房前的主变压器，厂用高压变压器和备用变压器的数量较多，若主变为三绕变时，增加中压侧引线的架构，并且主变可能为单相，将造成布置的复杂与困难，
三绕变中会有较大的穿越功率
方案三中，1台200MW的机组采用双绕变单元接线接在110KV线路上向负荷供电，由于200MW机组为大型机组，而其升高电压等级只有110KV，这就使得发电机出口的额定电流和短路电流较大，相应的对电气设备的要求就较高，另外，当该机组检修时，系统只能通过联络变向负荷倒送电，这样电能就会在升压变压器和降压变压器中通过，其中损耗就相当大，这就很不经济的。
综合以上分析，在技术上方案一明显合理，故决定选用方案一为设计的最终方案。
主变容量及联络变容量的确定
单元接线的主变压器容量的确定原则。
单元接线时变压器容量应按发电机的额定容量扣除，本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度来考虑。
按发电机的最大连续输出容量扣除本机组的厂用负荷取以上原则的较大者。
连续两种升高电压母线的联络变容量的确定原则。
联络变容量应能满足两种电压网络在各种不同运行方式下，网络间的有功功率和无功功率交换。
联络变容量一般不应小于接在两种电压母线上最大一台机组的容量，以保证最大一台机组故障或检修时，通过联络变来满足本侧负荷的要求，同时也可以在线路检修或故障时，通过联络变将剩余容量送入另一系统。
联络变为了布置和引线方便，通常只选一台，在中性点接地方式允许条件下，以选自耦变为宜，其第三绕组即低压绕组兼作厂用备用电源或引线无功补偿装置。
根据以上原则，主变容量和联络变容量分别取为以下各职：
200MW的发电机 主变容量取240MVA
100MW的发电机 主变容量取120MVA
联络变的容量取为120MVA
短路电流的计算及主要电气设备的选择
短路电流计算的目的
在选择电气主接线时，为了比较各种接线方案或确定某一接线是否需要采取限制短路电流的措施等均要进行必要的短路电流计算。
在选择电气设备时，为了保证设备在正常运行和故障情况下都能安全可靠地工作，同时又力求节约资金，这就要进行全面的短路电流计算。
在设计屋外高压配电装置时，需按短路条件校验软导线的相同和相对地的安全距离。
在选择继电保护方式和进行整定计算时，需以各种短路时的短路电流为依据。
接地装置的设计，也需要用短路电流。
短路电流计算的一般规定
计算的基本情况
⑴电力系统中所有电源均为在额定负荷下运行
⑵所有同步电机都具有自动调整励磁装置
⑶短路发生在短路电流为最大值的瞬间
⑷所有电源的电动势相位角相同
接线方式
计算时所用的接线方式，应是可能发生最大短路电流的正常接线方式（即最大运行方式）而不能用仅在切换过程中可能并列运行的接线方式。
短路的种类
一般按三相短路计算，若发电机出口的两相短路，或中性点直接接地系统以及自耦变压器等回路中的单相（或两相）接地短路较三相短路情况严重时，则应按严重情况的进行校验。
短路计算点
在正常接线方式时，通过电气设备的短路电流为最大的地点称为短路计算点
计算步骤：
在工程设计中，短路电流的计算通常采用实用曲线法现将其计算步骤简述如下：
选择计算短路点
画等值网络（次暂态网络）图
⑴首先去掉系统中的所有负荷分支，线路电容，各元件的电阻，发电机电抗用次暂态电抗Xd″
⑵选取基准容量Sb和基准电压Ub（一般取各级的平均电压）
⑶将各元件电抗换算为同一基准值的标么电抗
⑷绘出等值网络图，并将各元件电抗统一编号
3)化简等值网络：
为计算短路点的短路电流值，需将等值网络分别化简为以短路点为中心辐射性等值网络，并求出各电源与短路点之间的电抗，即转移电抗Xnd
4)求计算电抗Xjs
5)由运算曲线查出各电源供给的短路电流同期分量标么值
6）计算无限大容量（或Xjs≥3）的电源供给的短路电流周期分量
7）计算短路电流周期分量有名值和短路容量
8）计算短路电流冲击值
9）绘制短路电流计算结果表，以下给出具体的求解过程：
⑴短路点的选择，在本系统图中，将选取220KV母线和110KV母线上的一点作为短路点，再选发电机出口和厂用高压母线上一点作为短路点。
⑵画等值网络（次暂态网络）图
各元件的参数如下：
Xd″（%）
发电机F1，F2 14.13
发电机F3，F4 18.3
发电机F5，F6 20.04
变压器T1，T2，UK%=13 变压器T3，T4，UK%=10.5
变压器T5，T6，UK%=13 变压器T7，T8，UK%=14
线路阻抗取为0.4Ω/Km
取基准值Sb=100 Ub=Uav
将各元件电抗换算为同一基准值的标么电抗
Xd1=0.1413×100/200=0.0707= Xd2
Xd3=0.183×100/100=0.183= Xd4
Xd5=0.2004×100/225=0.0891= Xd6
Xd7=0.167×100/300=0.0557= Xd8
XT1=0.13×100/240=0.0542= XT2=XT5=XT6
XT3=0.105×100/120=0.0875= XT4
XT7=0.14×100/360=0.0389= XT8
X1=150×0.4×1/2×100/2302=0.0567
X2=100×0.4×1/2×100/2302=0.0378
联络变中各阻抗电压（%）U1-2%=10.26 U1-3%=17.85
U2-3%=11.4， 则换算后的标么值为：
X3=1/2（10.26+17.85-11.4）×100/120/100=0.0696
X4=1/2（10.26+11.4-17.85）×100/120/100=0.0159
X5=1/2（11.4+17.85-10.26）×100/120/100=0.0791
将等值网络进行化简，然后再求转移电抗和计算电抗，最后在运算曲线上查出各电源供给的短路电流周期分量标么值再将其化为有名值，并计算短路容量和短路电流冲击值。
各短路点短路电流计算结果参见表一，具体求解过程见计算书中的短路电流计算。
主要电气设备的选择
导体和电气的选择，必须执行国家的有关技术经济政策并应做到技术先进，经济合理，安全可靠，运行方便和适当地留有发展余地，以满足电力系统安全经济运行的需要。
根据水电部1980年颁发的设计规程，对于导体和电器选择设计的规定简述如下：
1）一般原则
⑴应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景的发展的需要。
⑵应按当地环境条件校核。
⑶应力求技术先进和经济合理。
⑷选择导体时应尽量减少品种。
⑸扩建工程应尽量使新老电器型号一致。
⑹选用的新产品，均应具有可靠的试验数据，并经正式鉴定合格。
2）有关的几项规定
导体和电气应按正常运行情况选择，按短路条件验算其动热稳定，并按环境条件校核电器的基本使用条件：
⑴在正常运行条件下，各回路的持续工作电流应按有关规定计算。
⑵验算导体和电器时，所用短路电流按有关规定执行。
⑶验算导体和110KV以下电缆短路热稳定时，所用的计算时间，一般采用主保护的动作时间加相应的断路器全分闸时间。
⑷验算短路热稳定时，导体的最高允许温度可参照有关数值。
⑸验算动稳定时，硬导体的最大应力应不大于有关规定，重要回路的硬导体应力计算，还应考虑共振影响。
⑹环境条件，选择导体和电器时，应按当地环境条件校核。
短路器和负荷开关及隔离开关选择的技术条件和设计计算。
⑴断路器
断路器型式的选择，除满足各项技术条件和环境条件外，还 便于安装调试和运行维护，并经技术经济比较后才能确定，根据当前我国生产制造情况，电压6—220KV的电网一般选用少油断路器，电压110—330KV的电网，当少油断路器技术条件不能满足要求时，可选用SF6或空气断路器，宜选用发电机专用断路器。
断路器选择的具体技术条件如下：
①电压Ug(电网工作电压)≤Un
②电流Ig.max（最大持续工作电流）≤In
由于高压开断路器没有持续过载的能力，在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求，即最大持续工作电流。
③开断电流（或Sd.t≤Sb.d）
式中：Id.t——断路器实际开断时间t秒的短路电流周期分量
Sd.t——断路器的额定开断电流
Sb.d——断路器额定开断容量
④动稳定：ich≤imax
式中：imax——断路器极限通过电流峰值
ich——三相短路电流冲击值
⑤热稳定：I∞2td2≤It2t
式中：I∞2——稳态三相短路电流的平方
td2 ——短路电流发热等值时间
It ——短路器t秒热稳定电流
下面根据以上条件对断路器进行选择
主变容量为240MVA的高压侧断路器的选择：
计算数据：
电压UNS=220V
最大工作电流Imax=1.05×（240×103）/（√3×220）=661A
额定开断电流IPt≈I″=11.329KA
冲击电流iSh=29.682KA
热稳QK=I2t=10.1562×4=412.58［（KA）2.S］
根据以上数据选择型号为LW-220的SF6断路器其相应的各项数据为UN=220KV； IN=3150A； Ibr=40KA； imax=100KA；
It2t=4800［（KA）2.S］可见各项均能满足要求，故所选断路器合格，220KV母线的母联断路器一般与主变高压侧断路器的型号是一样的，故也选用LW-220型号的六氟化硫断路器。
容量为120MVA的主变高压侧断路器的选择
计算数据：
Ug=110KV
最大工作电流Ig.max=1.05×（120×103）/（√3×110）=662A
开断电流Id.t≈I″=9.102KA
动稳ich=23.846KA
热稳QK=I∞2t=7.5862×4=230.19［（KA）2.S］
由以上数据选择型号为SW4-110的少油式断路器，其相应的数据Un=110KV, In=1000A
Ibr=18.4KA, imax=55KA
It2t=212×5=2205［（KA）2.S］
由选择结果可见各项均满足要求，故所选断路器SW4-110合格，110KV母线的母联断路器也选用型号为SW4-110的断路器，110KV的负荷线路上的断路器选择：
计算数据：电网工作电压Ug=110KV
4个负荷都采用双回线供电，其中最大的负荷为90MW，故最大持续工作电流：Ig.max=（90×103）/（√3×110×0.85）=556A 开断电流：Id.t≈I″=9.102KA
动稳：ich=23.846KA
热稳QK=I∞2t=7.5862×4=230.19［（KA）2.S］
由以上数据可知，选择型号为SW4-110的断路器可满足要求。
220KV母线的出线断路器的选择与母联断路器的选择一样，故选用型号为LW-220的六氟化硫断路器。
联络变两侧的短路器的选择：
高压侧：
最大工作电流Ig.max=1.05×（120×103）/（√3×220）=331A
其它数据与母联断路器计算数据一样，故也选用型号为LW-220的六氟化硫断路器。
中压侧：
最大工作电流Ig.max=1.05×（120×103）/（√3×110）=662A
其它数据与母联断路器计算数据一样，故也选用型号为SW4-110的少油断路器。
⑵隔离开关
隔离开关型式的选择，应根据配电装置的布置特点和使用要求等因素进行综合的技术经济比较后确定，其选择的技术条件与断路器选择的技术条件①②④⑤相同。
容量为240MVA的主变高压侧隔离开关的选择：
计算数据中，电网电压Un，最大持续工作电流Ig.max
动稳ich，热稳I∞2t均与高压侧的断路器数值相同，故可选用型号为GW6-220G的隔离开关，其有关参数为额定电压Un=220KV额定电流In=1000A，动稳imax=50KA，热稳It2t=212×5=2205［（KA）2.S］，由此可见所选隔离开关各项均满足要求，故其合格，母联隔离开关出级及联络变高压侧的隔离开关与断路器的选择一样，均选用型号为GW6-220G的隔离开关。
容量为120MVA的主变高压侧隔离开关的选择计算数据与断路器的计算数据相同，故选用型号为GW4-110的隔离开关，其有关参数为额定电压Un=110KV,额定电流 In=1000A，动稳imax=80KA， 热稳It2t=23.72×4=2246.76［（KA）2.S］，各项均满足要求故合格。母联开关，出线开关及联络变中压侧的隔离开关均选用型号为GW4-110的隔离开关。
发电机—变压器组保护方式的选择及整定
（做最大一台机组的保护设计）
大型发电机组的特点及其对继电保护的要求
1）机组设计特点
⑴材料有效利用率的提高，造成机组的惯性常数H明显下降和发电机的热容量与铜损、铁损之比显著下降。
⑵机组电机参数的变化，主要是Xd, Xd′Xd″等电抗的普遍增大，而定子绕组的电阻相对减少，这是一种普遍现象。
2）运行方面对大机组保护提出的要求
⑴由于单机容量增大，发电机保护的拒动或误动将造成十分严重的损失，因此，对大机组的继电保护的可靠性、灵敏性、选择性和快速性有更高的要求。
⑵大型汽轮机的起、停特别费时、费钱，因此，非必要的情况下，不使大型机组频繁启停，更不轻易使它紧急突然停机，这也是继电保护应当考虑的问题。
大型发电机变压器组单元接线继电保护配置
1）一般配置要求
在设计大机组继电保护的总体配置时，要强调最大限度地保证机组安全，强调最大限度地缩小故障破坏范围，强调避免不必要的突然停机，以及某处异常工况的自动处理，大机组保护装置可分为短路保护和异常运行保护两类，短路保护两类，是用以反应被保护区域内发生的各种类型的短路故障，这些故障将造成机组的直接破坏，这类保护很重要，为防止保护拒动或断路器拒动，设主保护和后备保护，异常运行不能很快造成机组的直接破坏，这类保护一般都是各装一套专用继电器，不设后备保护。
2）双重快速保护设置
为了满足电力系统稳定方面的要求，对于大机组故障要求快速切除，为此，要求对发电机变压器组设置双重快速保护，目前普遍采用的方案如下：
⑴装设发电机差动保护，升压变压器差动保护和发电机变压器组差动保护，构成双重快速保护，保护区只伸至高压母线侧电流互感器，为消除变压器高压侧电流互感器与断路器之间的死区和作为母线保护的后备在升压变压器高压侧装设一套全阻抗保护。
⑵装设发电机差动保护和发电机变压器组差动保护再在发电机中性点侧装设一套复合电流速断保护，对发电机、发电机到变压器的引线及变压器的一部分装设双重快速保护，在变压器高压侧装设一套全阻抗保护作为高压侧高压线组的一部分和变压器高压引线及高压母线的后备保护。
3）200～300MW发电机双绕组变压器组的保护配置
⑴短路保护
①升压变压器瓦斯保护 ②发电机差动保护
③发电机变压器组差动保护 ④升压变差动保护
⑤阻抗保护 ⑥发电机匝间保护
⑦升压变压器高压侧零序保护
⑵发电机接地保护
①定子一点接地保护 ②励磁回路一点接地保护③励磁回路二点接地保护
⑶异常运行保护
①对称过负荷保护 ②不对称过负荷保护
③励磁回路过负荷保护 ④失磁保护
⑤过电压保护 ⑥逆功率保护
⑷其它几种保护
①发电机失步保护 ②低频保护
③过激磁保护
保护及其接线
1）发电机纵联差动保护
该保护采用新型带比率制动特性的整流型或晶体管型差动继电器，比率制动特性就是继电器的动作电流，随外部短路电流的增大而自动增大，且动作电流增大比不平衡电流的增大还要快，这样可避免由于外部短路电流的增大而造成电流互感器饱和引起不平衡电流的增大，即可避免继电器误动。
实现这种动作特性的纵差继电器以差动电流作为动作电流，引入外部短路电流作为制动电流，其接线原理图和制动特性图见电气设计手册2图29-4
2）变压器纵联差动保护
该保护采用二次谐波制动带比率制动特性的差动保护，变压器励磁涌流中含有很大比例的二次谐波分量，而在其内部故障电流中，二次谐波的比例很小，因此利用二次谐波制动原理为判据的差动继电器具有防止涌流的功能，为了避越正常运行和外部故障时穿越短路电流的影响，该继电器还有比率制动回路，为防止在变压器内部故障时，由于短路电流过大而在电流互感器或电抗互感器饱和时差动继电器可能出现拒动，在继电器中加装了差动速断元件，其动作电流为额定电流的8-15倍。
3）发电机变压器组差动保护
该保护采用二次谐波制动带比率制动特性的差动保护，其接线方式为总差动的一臂由厂用变压器低压分支的电流互感器经降流的辅助变流器接入，分支变流器的变比按厂用变压器的容量选择，此接线方式投资省，封闭母线较简单，总差动保护范围可扩大到厂用变压器，但二次电缆较长二次接线较复杂。
4）阻抗保护
因发电机变压器组的主保护均为双重保护，而发电机变压器组母线接线，其母线差动保护接线较复杂且可靠性较低，又没有双重化母线保护，故阻抗保护主要做为母线保护的后备装在高压侧，其接线为三相式，采用全阻抗继电器或偏移阻抗继电器，没有电压回路断线闭锁措施，一般不装设振荡闭锁装置，而用延时躲过振荡。
5）发电机匝间短路保护
该保护采用零序电压式匝间保护，其原理接线图如下图：
把发电机中性点与发电机出口端电压互感器的中性点用电缆连接起来，该电压互感器一次侧中性点不能接地。这样，当定子绕组发生匝间短路时，就有零序电压加到电压互感器一次侧，于是在其二次侧开口三角形出口处有零序电压输出使电压继电器YJ动作。
当发电机定子绕组发生单相接地故障时，虽然一次系统也出现零序电压，但发电机输出端每相对中性点的电压相同是完全对称的，因此电压互感器的一次侧三相对中性点的电压相同是完全对称的，它的开口三角形绕组输出电压仍为零，故保护不会动作。
当外部相间短路时，零序电压保护也不反应平衡电压，为保证动作有足够灵敏系数，在外部短路时，又不误动作，可增设防止误动作的闭锁元件。
6）发电机定子接地保护
该保护采用基波零序电压与3次谐波电压定子接地保护的配合可构成100%定子接地保护基波零序电压可取自发电机中性点单相电压互感器二次侧或接地消弧线圈的二次电压，也可取自机端三相电压互感器的第三绕组的电压，基波零序电压接地保护原理接线见电气设计手册2图29-38
由于YH制造上不可能三相完全平衡，正常运行时，其二次侧开口三角形输出不平衡电压，由于发电机制造上的原因在发电机相电势中含有3次谐波，YH的开口三角形有3次谐波电压输出，另外，当变压器高压侧发生接地故障时，高压系统中的零序电压通过变压器高、低压绕组间的电容耦合也会传到发电机电压侧，为了保证保护动作的选择性和灵敏性，发电机定子绕组保护装置的动作电压应避开上述不平衡电压，但保护动作死区较大，为了减少死区，提高灵敏性，常采取以下措施；
⑴减少三次谐波电压值，在YH与YJ之间加装了3次谐波过滤器去YH开口三角形出口处的3次谐波电压
⑵当高压系统发生单相接地故障时，若通过耦合电容传递给发电机的零序电压超过定子接地保护的动作电压，则必须使定子接地保护的时限大于系统接地保护的时限，3次谐波电压定子接地保护是利用正常运行发电机中性点3次谐波电压比机端3次谐波电压大，而靠近中性点附近定子接地时则正好相反的原理构成保护装置。
7）发电机励磁回路接地保护
⑴励磁回路一点接地保护
该保护采用测量转子绕组对地导纳的励磁回路一点接地保护，它是以直接测量转子绕组对地绝缘电导为动作判据的保护装置，此种保护可以反应励磁回路中任一点发生的接地故障没有死区，并且受转子绕组对地电容的影响，灵敏系数较高。
⑵励磁回路两点接地保护
该保护采用定子二次谐波电压原理的励磁回路两点接地保护这种保护的判据是利用转子绕组发生两点接地故障或匝间短路时，转子磁势对称性受到破坏，气隙磁密波形中出现偶次谐波，感应到定子电压中也就相应出现了二次谐波分量而构成的。
8）发电机过负荷保护
⑴大型发电机的对称过负荷保护，一般由定时限和反时限两部分组成，定时限的动作电流按发电机长期允许的负荷电流下，可能靠返回的条件整定，经延时动作于信号，并可动作于减出力，反时限部分是发电机定子绕组在发热方面的安全保护，其动作特性按发电机定子绕组的过负荷能力确定，动作于解列，保护应能反应电流变比时，发电机定子绕组的热积累过程。
⑵非对称过负荷保护
发电机转子承受负序电流能力的判据为：I2*2t≤A
I2*——以额定电流为基准的负序电流标么值
t ——时间（S）
A ——发电机允许过热的时间常数
该保护应装设由定时限和反时限两部分组成的非对称过负荷保护，定时限部分动作电流按躲过发电机长期运行的负序电流值和躲过最大负荷时负序电流滤过器的不平衡电流值整定，带时限动作于信号，反时限部分特性按发电机承受负序电流的能力确定，动作于解列，保护装置应能反应电流变化时发电机转子的热积累过程，且不故虑在灵敏系数和时限方面与其他相间短路保护相配合。
⑶励磁回路过负荷保护
该保护由定时限和反时限两部分组成，定时限部分的动作电流按正常最大励磁电流下能够可靠返回的条件整定，带时限动作于解列和灭磁，保护装置应能反应电流变化时励磁绕组的热积累过程。
大型发电机的励磁系统通常由交流励磁电源经可控或不可控整流装置组成，对这种励磁 ，保护可以配置在直流侧，也可以配置在交流侧。为了使保护能兼作励磁机整流装置及其引出线的短路保护，一般保护配置在励磁机中性点的电流互感器上，当中性点没有引出线时，则配置在励磁机的机端。
9）失磁保护
对失磁保护的要求主要有三点：①发电机虽然失磁，但对失磁发电机和电力系统尚未形成危害时，应能及时发出信号。②在发电机失磁后备威胁到发电机及电力系统安全运行时，失磁保护应能及时动作，切除失磁发电机③在发电机外部故障，电力系统振荡，发电机自同期并列等非正常运行状态下，失磁保护不应误动作。
失磁保护由阻抗元件，母线低电压元件和闭锁元件组成，阻抗元件用于失磁故障，母线低电压元件用于监视母线电压，以保证系统安全，闭锁元件用于保证保护装置在外部短路，系统振荡。自同步及电压回路断线等情况下不误动作，当失磁后母线电压低于允许值时，失磁保护带时限动作于断路器跳闸，当母线电压未低于允许值时，保护带时限动作于信号，同时动作于切换励磁回路和自动减出力，可作为失磁保护的判据有：
①无功功率改变方向②机端测量阻抗超越静稳边界阻抗圆的边界③机端测量阻抗进入异步边界阻抗圆。
失磁保护的辅助判据有：
①励磁电压下降②不出现负序分量③用延时躲过振荡。失磁保护用上述一个或几个主要判据与辅助判据一起组合而成有关失磁保护的构成方案可参阅继电保护原理与运行分析（下册）P276-277
10）逆功率保护
该保护由灵敏的功率继电器构成，带时限动作于信号，经长时限动作于解列，用晶体管型构成的保护方案框图见E图，为防止晶体管元件损坏引起保护误动作，装置中增设了闭锁元件：
11）发电机的过电压保护
在运行实践中，大型汽轮发电机出现危及绝缘安全的过电压是比较常见的现象，为此，对于200MW及以上的汽轮发电机宜装设过电压保护，由于过电压是三相对称出现的，故过电压保护可由接在发电机机端互感器上的一个过电压继电器和时间继电器组成，保护动作后，经延时动作于解列灭磁。
发电机—变压器组保护整定计算
1）发电机差动保护（比率制动式）
Ief=200×103/√3 ×15.75×0.85=8625（A）
电流互感器的变比nL=1000/5=2000
⑴最小动作电流的选择
保护的整定值只需躲过最大负荷条件下差回路的不平衡电流：Idz.J.min=KKIbp=KKKFZqKtxfiIef
=1.3×1×0.5×0.1×8625/2000=0.28（A）
⑵比率制动系数的选择
Kzd.js=KKKFZqKtxfi=(1.3～1.5)×1×0.5×0.1
=0.065～0.075
⑶制动特性曲线拐点电流Izd.min=(1～1.2)Ief2
⑷制动线圈接法:两侧各接制动线圈的一半
下图为差回路整定电流为1A时继电器制动特性曲线,以Kzd.js为斜率在继电器制动特性曲线上作一过坐标原点的直线,从图中可以看到此直线不与其他折线相交,因此采用任何一折线作为整定值均可.如Kzd=0.4
⑸灵敏系数Klm
发电机出口二相短路电流Id.min.J
Id.min.J=√3/2×1/0.1414×8625/2000=26.41（A）
此时只有半个制动线圈流过此电流，所以
Iid=1/2 Id.min.J=1/2×26.41=13.21（A）
从上图查出Kzd=0.4时，对应于I zd=13.21（A）的Idz.J=4（A）
所以，Klm= Id.min.J/Idz.J=26.41/4=6.6
2)发电机失磁保护
⑴阻抗元件整定
①按异步边界圆整定
Xa=-1.61 Xb=-31
②按静稳边界圆整定
Xa=0.4 Xb=-31
⑵电压元件整定
保护动作电压Udz=70～80（V）
⑶闭锁元件—励磁低电压元件和延时元件整定
①励磁低电压继电器的动作电压
UNZ.Fl=167.1(V)
②延时元件按异步边界整定：t=0.5～1.0S
按静稳边界整定：t=1.0～1.5S
⑷闭锁元件—负序电流（或电压）元件和延时元件整定
①负序电流元件动作电流Idz.2=0.22～0.26（A）
②负序电压元件动作电压U dz.2=5～6（V）
③延时元件，延时返回时间为8～10S
（以上整定的详细过程见计算书）
3）阻抗保护整定（保护装于变压器高压侧）
保护动作阻抗与线路距离保护I段配合
Ud2=76.8(Ω) 归算到保护安装处的欧姆值
Zdz.j=6.98(Ω)（详细过程见计算书）
4）发电机过负荷保护整定
⑴对称过负荷保护
保护分定时限和反时限两部分
①定时限部分
按发电机长期允许的负荷电流条件下能可靠返回的条件整定：Id2=10654(A)经延时3～15S动作于信号。
②反时限部分
动作时间t=120S
⑵非对称过负荷保护
①定时限部分
动作电流Id2=603.75(A)动作延时5～9S
②反时限部分
动作时间t=120S
⑶励磁回路过负荷保护
①定时限部分
动作电流Id2=2180.91(A)
②反时限部分
动作时间t=120S
5）过电压保护整定
⑴保护动作电压整定值
Udz=1.3Ue Ue ——发电机额定相间电压
Udz=1.3×15.75=20.48（KV）
⑵继电器的动作电压
Udz.j=Udz/nye=130(V) t=0.5S
6)匝间短路保护（转子二次谐波电流原理）
⑴动作电流Idz.2=5%Ief Ief——发电机额定电流
Idz.2=0.05×8625=431.25（A）
⑵灵敏系数 Klm=2IK2/KKI2∞
7）逆功率保护动作值的整定
保护的动作功率Pdz=（0.01～0.03）Pe
Pe——发电机的额定功率
Pdz=（0.01～0.03）×200=2～6（MW）
动作时限t1=1.5S动作于信号
t2按汽轮机允许的断汽运行时间整定，一般取100～180S
动作于解列灭磁
8）发电机及发电机变压器组的接地保护
发电机的100%定子接地保护由两部分组成，第一部分是带三次谐波滤过器的零序过电压保护，用它作为定子绕组的90%的保护，其动作电压Udz.j=5（V）第二部分是利用三次谐波原理构成的定子接地保护，两者共同组成100%定子接地保护，两者共同组成100%定子接地保护，动作时间tdz.0=1～2S
第一部分同时作为发电机变压器组的接地保护。
9）励磁回路一、二点接地保护
一点接地保护采用测量转子绕组对地导纳的励磁回路一点接地保护，二点接地保护采用定子二次谐波电压原理的励磁回路两点接地保护。
10）主变瓦斯保护的整定
⑴选择自耦变流器变比及抽头
自耦变流器的变比选过1.185，选初级抽头的1-9次级抽头为1-4
⑵最小动作电流的选择
按躲过最大负荷电流条件下流入保护装置的不平衡电流来整定Idz.jmin＞Ibp.fh
Ibp.fh——一般由实测决定，常取（0.2～0.4）Ie即可选用。
LCD-5型差动继电器，整定电流分为1A、2A两档。
⑶制动系数选择
KZh=0.1
⑷制动线圈的和差变流器的两个制动绕组分别接于两侧。
⑸灵敏系数检验
Klm=Id.min⑵/Idz=12.9/5.9=2.18＞2.0（详细过程见计算书）
12）主变零序保护的整定
因变压器中性点可能接地运行也可能不接地运行，所以要装两套零序保护，中性点接地运行时投入零序电流保护，中性点不接地运行时投入零序电压保护。
⑴动作值的整定
①零序电压保护的一次动作电压Udz.0=6351（V）
②零序电流保护的动作值Idz.0=226.38（A）
⑵灵敏度的校验
Klm=3Id.min.0/Idz.0=3×156.8/226.38=2.08＞1.2
⑶动作时间的整定
零序电压保护的动作时间应比高压母线引出线的零序电流保护后备段的动作时间大一个Δt，零序电流保护的动作时间应比零序电压保护的动作时间大一个Δt。
（以上详细计算过程见计算书）
13）变压器过负荷保护整定，故保护安装于低压侧
对称过负荷保护的动作电流按避越额定电流整定
Idz=KK/Kf×Ie
式中：KK——可靠系数取1.05
Kf——返回系数取0.85
Ie——保护安装侧的额定电流
Idz=1.05/0.85×8625=10654（A）
Idz.J=10654/2000=5.33（A）
14）发电机变压器组大差动保护
因总差动接厂用分支变压器高压侧电流互感器，所以总差动保护的整定与主变的差动整定相同。
九、全厂继电保护及自动装置的配置
1.厂用电源保护的配置
⑴厂用工作电抗器保护
厂用工作电抗器一般装设的保护有
①纵联差保护 ②过电流保护 ③单相接地保护
⑵厂用备用电抗器保护
配有①过电流保 ②备用分支过电流保护 ③单相接地保护
⑶高压厂用工作变的保护
配有①纵差保护②瓦斯保护③过流保护④单相接地保护
⑤低压侧分支纵差保护
⑷高压厂用备用变及起动变保护
配有①纵差保护②瓦斯保护过流保护及高压侧接地保护
③备用分支过电流保护
⑸低压厂用工作变及备用变保护
配有①纵差保护②瓦斯保护③过电流保护④零序过流保护⑤单相接地保护
2.母线保护的配置
配有①母差保护②断路器失灵保护
3.出线保护的配置
配有①多段式接地断路及相间断路保护②横差保护
③高频闭锁距离零序电流保护④断路器失灵保护
4.全厂自动装置的配置
⑴自动装置的作用主要有以下几点
①保证电力系统可靠经济运行，消除运行人员在执行某项操作时可能发生的不准确或错误的动作。
②减轻运行人员的劳动强度或代替人的活动，提高劳动生产率。③保证电气设备的安全可靠运行，使运行人员及时、准确地判断运行中的异常情况并及时进行处理。
自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速断性的要求。
⑵发电机常配的自动装置有以下几种
①备用电源自动投入装置
②馈线和母线的自动重合闸装置
③自动准同步装置
④发电机和调相机的自动调整励磁装置
⑤电动机或机组的起动自动控制装置
⑥自动按频率减负荷装置
⑦电力系统的无功补偿和频率自动调整装置
十、结论
本文通过原始资料的分析，电气主接线的确定，电器设备的选择，发电机变压器组继电保护的配置和整定以及全厂继电保护和自动装置的配置，可以得出如下结论：
1.电气主接线具有可靠性、灵活性和经济性的特点。
2.电气设备的选择完全满足主接线的要求。
3.继电保护的配置及整定具有可靠性、速动性、选择性以及高灵敏性的优点，完全可作为大机组的保护配置。
十一、参考文献
〔1〕水利电力部西北电力设计院编《电力工程电气设计手册.电气一、二部分》水利电力出版社
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〔4〕曹绳敏《电力系统课程设计及文档设计参考资料》水利电力出版社1995
〔5〕吕继绍《电力系统继电保护设计原理》水利电力出版社1986
〔6〕黄纯华《发电厂电气部分课程设计参考资料》水利电力出版社1987
〔7〕郑州工学院电力系统及其自动化教研室《发电厂电气部分》设计计算参考资料1995
〔8〕华东电力设计院火力发电厂设计技术规程SDJ1-84水利电力出版社1985
〔9〕水利电力部《继电保护和安全自动装置技术规程》SDJ6-83水利电力出版社1984