热工保护定值表2019.08.20
热工保护定值表
（2019年8月修订版）
一、汽机本体
二、汽机油系统
三、高低加及除氧器系统
四、凝结水及真空系统
五、发电机氢、油、水系统
如何计算线路保护的整定值
10kV配电线路保护的整定计算 10kV配电线路的特点10kV配电线路结构特点是一致性差，如有的为用户专线，只接带一、二个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台甚至上百台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百m，有的线路长到几十km；有的线路由35kV变电所出线，有的线路由110kV变电所出线；有的线路上的配电变压器很小，最大不过100kV A，有的线路上却有几千kV A的变压器；有的线路属于最末级保护，有的线路上设有开关站或有用户变电所等。2问题的提出对于输电线路，由于其比较规范，一般无T接负荷，至多有一、二个集中负荷的T接点。因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况均可一一计算，一般均可满足要求。对于配电线路，由于以上所述的特点，整定计算时需做一些具体的特殊的考虑，以满足保护"四性"的要求。3整定计算方案我国的10kV配电线路的保护，一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。特殊线路结构或特殊负荷线路保护，不能满足要求时，可考虑增加其它保护(如：保护Ⅱ段、电压闭锁等)。下面的讨论，是针对一般保护配置而言的。(1)电流速断保护：由于10kV线路一般为保护的最末级，或最末级用户变电所保护的上一级保护。所以，在整定计算中，定值计算偏重灵敏性，对有用户变电所的线路，选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。①
按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。实际计算时，可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。Idzl=Kk×Id2max 式中Idzl-速断一次值Kk-可靠系数，取1.5 Id2max-线路上最大配变二次侧最大短路电流②当保护安装处变电所主变过流保护为一般过流保护时(复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外)，线路速断定值与主变过流定值相配合。Ik=Kn×(Igl-Ie) 式中Idzl-速断一次值Kn-主变电压比，对于35/10降压变压器为3.33 Igl-变电所中各主变的最小过流值(一次值) Ie-为相应主变的额定电流一次值③特殊线路的处理：a．线路很短，最小方式时无保护区；或下一级为重要的用户变电所时，可将速断保护改为时限速断保护。动作电流与下级保护速断配合(即取1.1倍的下级保护最大速断值)，动作时限较下级速断大一个时间级差(此种情况在城区较常见，在新建变电所或改造变电所时，建议保护配置用全面的微机保护，这样改变保护方式就很容易了)。在无法采用其它保护的情况下，可靠重合闸来保证选择性。b．当保护安装处主变过流保护为复压闭锁过流或低压闭锁过流时，不能与主变过流配合。c．当线路较长且较规则，线路上用户较少，可采用躲过线路末端最大短路电流整定，可靠系数取1.3～1.5。此种情况一般能同时保证选择性与灵敏性。d．当速断定值较小或与负荷电流相差不大时，应校验速断定值躲过励磁涌流的能力，且必须躲过励磁涌流。④灵敏度校验。按最小运行方式下，线路保护范围不小于线路长度的15%整定。允许速断保护保护线路全长。Idmim(15%)/Idzl≥1
火力发电厂热工保护定值在线管理系统设计
火力发电厂热工保护定值在线管理系统设计 发表时间：2019-08-27T14:10:59.000Z 来源：《当代电力文化》2019年第7期作者：姚川 [导读] 对于智能控制技术的应用进行研究和分析有十分重要的意义。 新疆天富能源股份有限公司天河热电分公司石河子 832000 摘要：电厂热工自动化系统在近年来的运行当中经常出现问题，应用智能控制技术对于电厂热工自动化系统运行可以实现全面的提升，提高运行水平。尤其是可以加强热工设备的检测，所以对于智能控制技术的应用进行研究和分析有十分重要的意义。 关键词：SIS系统；热工保护定值；在线管理系统；设计 1智能控制技术在电厂热工中的应用方向 电厂热工工作复杂，单纯的人工控制已经不能够满足当前电厂热工的工作需求，并且增加了人工劳动力，同影响控制效率。智能控制技术的应用，可以根据实际情况调节，实现对电厂热工的远程控制。对设备的工作流程起到规范作用，尤其在受到环境影响时，实现设备的调节。既提升设备的运行效率、保证运行的安全，又能够延长设备使用寿命。智能控制可以通过计算机技术对各个仪表的数据进行自动检测，并通过计算机系统分析出各个设备在工作中是否存在异常和问题。对于电厂热工自动化的工作中，可以有效的自动检测温度、湿度、成分、流量等，为热工系统的工作运行提供安全性。另外，智能控制技术与热工系统中的自动功能结合，为系统提供系统运行的参数和实时数值，可以实现有效的自动调整，一方面便于自动报警，一方面为收益计算提供数值参考。 2系统总体设计 2.1系统设计架构 热工保护定值在线管理系统采用B/S方式，作为依托超（超）临界机组SIS系统的一个子系统进行开发与部署，嵌入SIS系统中作为一个子系统运行，其系统设计架构层次如图1所示。 2.2系统热工保护定值数据汇总 按照设备制造商给出的设备说明书、设计院的设备设计文件、经验总结、参考相似机组设备的热工保护、联锁、报警项的定值进行收集，初步形成最初的热工保护定值数据、并汇总成系统开发所要求的可导入的标准数据表格的形式，并导入进热工保护定值在线管理系统，建立初步的热工保护定值数据库。 3系统模块设计 3.1系统模块布局 热工保护定值在线管理系统针对发电厂热工保护定值精细化管理要求设计开发，并按照保护定值的在线监督、汇总管理和修编工作等需求，完成对热工保护定值精细化管理方面的研究功能，按照系统模块式的方法进行。 3.2热工保护定值展示 将机组建设初期的设备说明书及设计文件形成的设备保护设计值、联锁值、报警值或者根据经验设计的相关保护定值通过系统开发的数据采集功能，将这些数据导入进系统，导入时按照一定的规则和标准所形成的数据表格整体采集。然后对采集的数据进行归类整合，在系统内进行存储并建立保护定值项相关数据库，系统自动生成初始的热工保护定值数据清册，并且系统内的热工保护定值项数据库还具有模糊查询功能、生产系统筛选功能、SIS系统工艺流程图画链接功能，方便运维人员及时了解保护定值的数据情况。 （1）模糊功能查询。相关技术管理人员或者运维人员通过输入设备描述、KKS编码、或者保护定值项名称等查询选项，系统自动进行查询，并从数据库中罗列需要查询的相关的设备详细保护定值清单，方便用户的查看。 （2）生产系统筛选功能。相关技术管理人员或者运维人员可以输入按照设备所属系统进行查询，如查询汽轮机凝结水系统相关的保护定值，系统将自动罗列该系统相关的保护、报警、联锁等保护定值项内容，方便用户的查看。 （3）SIS系统工艺流程图画面链接功能。相关技术管理人员或者运维人员在查看SIS系统的生产工艺流程画面过程中，通过流程图中的相应设备测点右键点击查看选择其中的保护定值选项，系统自动链接进入热工保护定值在线管理系统查询界面，罗列出该测点相关的保护、报警、联锁保护定值项内容，方便用户的查看。 3.3热工保护定值智能分析 基于SIS系统平台的热工保护定值在线管理系统通过导入的保护定值标准数据表采集过来的保护定值及相关设备测点的信息进行智能分
prs753dt光纤分相纵差成套保护装置定值清单(1)
PRS-753DT光纤分相纵差成套保护装置 定值清单 1.定值清单 1.1.保护元件配置 PRS-753DT装置提供了丰富的保护元件，并可根据具体工程需求，灵活配置保护元件。一旦保护元件配置退出，则与此保护元件相关的定值都变为不可见，大大简化了整定管理。 装置的保护元件配置功能即是根据用户的要求，在出厂前投入选配的元件。装置出厂后不得轻易更改保护元件配置，如果改动需重新整定定值。 请特别注意：装置的定值单与保护的配置息息相关，配置不同时定值单也有所区别。本章以下所列的定值表为装置的定值单全表。 1.2.数值型定值 【注意】：本装置保护所有定值均按二次值整定。 表5-2 数值型定值表
注：表中In为1或5，分别对应于TA二次额定电流为1A或5A。 1.3.投退型定值 表5-3 投退型定值表
1.4.软压板 本保护装置设置了软压板功能。当软压板功能允许时，可以通过装置菜单就地修改，也可以通过后台遥控的方式进行修改。 表5-4 软压板定值表 说明： 1)“投闭锁重合闸压板”和屏上硬压板为“或”的关系，“投闭锁重合闸压板”置“投 入”时，将闭锁重合闸，一般应置位“退出”； 2)其余的软压板和和屏上硬压板为“与”的关系。当需要利用软压板功能时，必须 投上硬压板。当不需要软压板功能时，必须将相应的软压板设置为“投入”。 2.定值整定说明 2.1.系统参数 1)线路全长（d310）：按实际线路长度整定，此处的线路全长定义为保护安装处距离T 点的距离，即支路长度，单位为公里（km），用于测距计算。 2)线路全长正序阻抗及角度定值（d311~d312）：按实际线路全长阻抗整定，此处的线路 全长定义为保护安装处距离T点的距离，即支路长度。【注意】：本装置各阻抗参数的整定值均
电厂保护定值整定计算书
电厂保护定值整定计算书
甘肃大唐白龙江发电有限公司苗家坝水电站 发电机、变压器继电保护装置 整定计算报告 二○一二年十月
目录 第一章编制依据 (1) 1.1 编制原则 (1) 1.2 编制说明 (1) 第二章系统概况及相关参数计算 (3) 2.1 系统接入简介 (3) 2.2 系统运行方式及归算阻抗 (3) 2.3 发电机、变压器主要参数 (6) 第三章保护配置及出口方式 (12) 3.1保护跳闸出口方式 (12) 3.2 保护配置 (13) 第四章发电机、励磁变保护定值整定计算 (16) 4.1 发电机比率差动保护 (16) 4.2 发电机单元件横差保护 (16) 4.3 发电机复合电压过流保护 (17) 4.4 发电机定子接地保护 (18) 4.5 发电机转子接地保护 (18) 4.6 发电机定子对称过负荷 (19) 4.7 发电机定子负序过负荷 (19) 4.8 发电机过电压保护 (20)
4.9 发电机低频累加保护 (21) 4.10 发电机低励失磁保护 (21) 4.11 励磁变电流速断保护 (25) 4.12 励磁变过流保护 (25) 第五章变压器、厂高变保护定值整定计算 (27) 5.1 主变差动保护 (27) 5.2 变压器过激磁保护 (29) 5.3 主变高压侧电抗器零序过流保护 (29) 5.4 变压器高压侧零序过流保护 (30) 5.5 主变高压侧复压方向过流保护 (32) 5.6 主变高压侧过负荷、启动风冷保护 (34) 5.7 主变重瓦斯保护 (34) 5.8 厂高变速断过流保护 (34) 5.9 厂高变过流、过负荷保护 (35) 5.10 厂高变重瓦斯保护 (36)
热工保护拒动风险控制
热工保护拒动应急措施 1.概述 热工保护装置是热控监督的重要内容之一，保证机组安全运行的重要手段，是防止机组产生重大生产事故，导致事故扩大的重要保证。在机组运行中为保证保护装置动作可靠，防止保护系统失灵，造成停机、停炉构成机组非计划停运。 机组热工保护拒动是指机组主要设备的热工保护拒动，包括锅炉及汽机、发电机、高压加热器的热工保护。对于机组热工保护拒动可能造成的后果主要有三种：一是引起爆炸、火灾或由于设备损坏造成人员伤亡；二是造成电网事故，大面积停电；三是造成设备损坏。 2.机组热工保护拒动的原因： （1）保护定值计算问题 （2）保护装置或二次回路问题 （3）保护配置问题 （4）电源问题 3. 机组热工保护拒动的预防 3.1对保护系统有关设备的检修应严格遵从热工检修标准，检修工艺符合要求。 3.2运行人员加强监视，发现涉及到机组保护系统异常的情况及时和热工分场联系，共同对存在问题进行分析，热工分场及时对问题进行处理。 3.3定期对热工电源系统进行工作/备用切换试验，保证电源切换正常，工作可靠。 3.4对涉及保护回路的仪表、压力开关、传感器等元件，应进行定期校验，校验周期符合规程规定。 3.5根据设备巡回检查制度规定，热工人员每日应对保护系统进行检查，发现问题及时消除。 3.6应对锅炉灭火保护装置定期进行保护定值的核实检查和保护试验，对锅炉灭火保护装置的动态试验（指在静态试验合格的基础上，通过调整锅炉运行状况达到MFT动作的现场整套炉膛安全监视保护系统的闭环试验）时间不得超过3年。 3.7在对锅炉灭火保护装置进行动态试验时必须将锅炉有关磨煤机、给煤机的连锁一并纳入试验中。 3.8加强对汽轮机仪表的监视，保证每台机组至少有两台相互独立的转速监视仪表，保证汽轮机转速监视的可靠性。
继电保护定值整定计算公式大全(最新)
继电保护定值整定计算公式大全 1、负荷计算（移变选择）： cos de N ca wm k P S ?∑= （4-1） 式中 S ca --一组用电设备的计算负荷，kVA ； ∑P N --具有相同需用系数K de 的一组用电设备额定功率之和，kW 。 综采工作面用电设备的需用系数K de 可按下式计算 N de P P k ∑+=max 6 .04.0 （4-2） 式中 P max --最大一台电动机额定功率，kW ； wm ?cos --一组用电设备的加权平均功率因数 2、高压电缆选择： （1）向一台移动变电站供电时，取变电站一次侧额定电流，即 N N N ca U S I I 13 1310?= = （4-13） 式中 N S —移动变电站额定容量，kV ?A ； N U 1—移动变电站一次侧额定电压，V ； N I 1—移动变电站一次侧额定电流，A 。 （2）向两台移动变电站供电时，最大长时负荷电流ca I 为两台移动变电站一次侧额定电流之和，即 3 1112ca N N I I I =+= （4-14） （3）向3台及以上移动变电站供电时，最大长时负荷电流ca I 为 3 ca I = （4-15） 式中 ca I —最大长时负荷电流，A ； N P ∑—由移动变电站供电的各用电设备额定容量总和，kW ；
N U —移动变电站一次侧额定电压，V ； sc K —变压器的变比； wm ?cos 、η wm —加权平均功率因数和加权平均效率。 （4）对向单台或两台高压电动机供电的电缆，一般取电动机的额定电流之和；对向一个采区供电的电缆，应取采区最大电流；而对并列运行的电缆线路，则应按一路故障情况加以考虑。 3、 低压电缆主芯线截面的选择 1）按长时最大工作电流选择电缆主截面 （1）流过电缆的实际工作电流计算 ① 支线。所谓支线是指1条电缆控制1台电动机。流过电缆的长时最大工作电流即为电动机的额定电流。 N N N N N ca U P I I η?cos 3103?= = （4-19） 式中 ca I —长时最大工作电流，A ； N I —电动机的额定电流，A ； N U —电动机的额定电压，V ； N P —电动机的额定功率，kW ； N ?cos —电动机功率因数； N η—电动机的额定效率。 ② 干线。干线是指控制2台及以上电动机的总电缆。 向2台电动机供电时，长时最大工作电流ca I ，取2台电动机额定电流之和，即 21N N ca I I I += （4-20） 向三台及以上电动机供电的电缆，长时最大工作电流ca I ，用下式计算 wm N N de ca U P K I ?cos 3103?∑= （4-21） 式中 ca I —干线电缆长时最大工作电流，A ； N P ∑—由干线所带电动机额定功率之和，kW ； N U —额定电压，V ；
热工保护管理制度
1.1 QB 云南大唐国际红河发电有限责任公司企业标准 热工保护管理制度 云南大唐国际红河发电有限责任公司 发 布
目次 前言............................................................................. II 1 范围 (3) 2 规范性引用文件 (3) 3 管理内容 (3) 4 管理目标 (5) 5 主管、协管部门及岗位 (5) 6 管理流程 (5) 7 报告和记录 (5) 附录A（规范性附录）热工保护项目设置或取消管理流程图 (7) 附录B（规范性附录）热工保护逻辑修改管理流程图 (8) 附录C（规范性附录）机组检修热工保护传动管理流程图 (9) 附录D（规范性附录）热工日常维护保护传动管理流程图 (11) 附录 E （规范性附录）设备异常报告 (12) 附录 F （规范性附录）机组主保护传动试验记录表格………………………………………………13. I
前言 1.2为了明确热工保护的试验、检查、定值修改的要求，明确热工保护系统投、退及相关记 录的批转流程，提高热工保护的投入率及正确率，制定本标准。 1.3本标准的附录Ａ为规范性附录。 1.4本标准代替红河[2006]01号《关于云南大唐国际红河发电有限责任机组热控保护的管理 规定》。 1.5本标准由标准化管理委员会提出。 本标准由企业管理策划部归口。 本标准起草单位：设备工程部热控专业。 1.6本标准主要起草人：赵银。 1.7本标准主要修改人：王秀丽。 1.8本标准主要审定人：。 1.9本标准批准人：。 1.10本标准委托设备工程部负责解释。 1.11本标准是首次发布。 II
微机保护整定计算举例(DOC)
微机继电保护整定计算举例
珠海市恒瑞电力科技有限公司 目录 变压器差动保护的整定与计算 (3) 线路保护整定实例 (6) 10KV变压器保护整定实例 (9) 电容器保护整定实例 (13) 电动机保护整定计算实例 (16) 电动机差动保护整定计算实例 (19)
变压器差动保护的整定与计算 以右侧所示Y/Y/△-11接线的三卷变压器为例，设变压器的额定容量为S(MVA)，高、中、低各侧电压分别为UH 、UM 、UL(KV)，各侧二次电流分别为IH 、IM 、IL(A)，各侧电流互感器变比分别为n H 、n M 、n L 。 一、 平衡系数的计算 电流平衡系数Km 、Kl 其中：Uhe,Ume,Ule 分别为高中低压侧额定电压（铭牌值） Kcth,Kctm,Kctl 分别为高中低压侧电流互感器变比 二、 差动电流速断保护 差动电流速断保护的动作电流应避越变压器空载投入时的励磁涌流和外部故障的最大不平衡电流来整定。根据实际经验一般取： Isd ＝（4－12）Ieb ／nLH 。 式中：Ieb ――变压器的额定电流； nLH ――变压器电流互感器的电流变比。 三、 比率差动保护 比率差动动作电流Icd 应大于额定负载时的不平衡电流，即 Icd ＝Kk ［ktx × fwc ＋ΔU ＋Δfph ］Ieb ／nLH 式中：Kk ――可靠系数，取（1.3～2.0） ΔU ――变压器相对于额定电压抽头向上（或下）电压调整范围,取ΔU ＝5%。 Ktx ――电流互感器同型系数；当各侧电流互感器型号相同时取0.5,不同时取1 Fwc ――电流互感器的允许误差；取0.1 Δfph ――电流互感器的变比（包括保护装置）不平衡所产生的相对误差取0.1； 一般 Icd ＝（0.2～0.6）Ieb ／nLH 。 四、 谐波制动比 根据经验，为可靠地防止涌流误动，当任一相二次谐波与基波之间比值大于15%－20%时，三相差动保护被闭锁。 五、 制动特性拐点 Is1＝Ieb ／nLH Is2＝（1～3）eb ／nLH Is1，Is2可整定为同一点。 kcth Uhe Kctm Ume Km **= 3**?=kcth Uhe Kctl Ule Kl
保护定值详细计算
一、说明：甘河变2＃主变保护为国电南瑞NSR600R，主变从 齐齐哈尔带出方式。 二、基本参数： 主变型号：SF7—12500/110 额定电压：110±2×2.5%/10.5KV 额定电流：65.6099/687.34A 短路阻抗：Ud% = 10.27 变压器电抗：10.27÷12.5=0.8216 系统阻抗归算至拉哈110KV母线（王志华提供）： 大方式：j0.1118 小方式：j0.2366 拉哈至尼尔基110线路：LGJ-120/36， 阻抗36×0.409/132.25＝0.1113 尼尔基至甘河110线路：LGJ-150/112， 阻抗112×0.403/132.25＝0.3413 则系统阻抗归算至甘河110KV母线： 大方式：0.1118+0.1113+0.3413＝0.5644 小方式：0.2366+0.1113+0.3413＝0.6892 CT变比： 差动、过流高压侧低压侧间隙、零序 1＃主变2×75/5 750/5 150/5 三、阻抗图 四、保护计算： （一）主保护（NSR691R）75/5
1.高压侧过流定值 按躲变压器额定电流整定 I dz.j =1.2×65.6099/0.85×15=6.1750A 校验：变压器10KV 侧母线故障灵敏度 I (2)d.min =0.866×502/（0.6892+0.8216）=287.7495A Klm=287.7495/6.2×15=3.0941>1.25 满足要求！ 整定：6.2A 2.桥侧过流定值 整定：100A 3.中压侧过流定值 整定：100A 4.低压侧过流定值 按躲变压器额定电流整定 I dz.j =1.2×687.34/0.85×150=6.4690A 校验：变压器10KV 侧母线故障灵敏度 I (2)d.min =0.866×5500/（0.6892+0.8216）=3152.6344A Klm=3152.6344/6.5×150=3.2335>1.5 满足要求！ 整定：6.5A 5.CT 断线定值. 整定范围0.1～0.3Ie (P167) 312500 8.66003112311065.60995 CTh K SN Ie A UL N IL N I N ??= = =??÷??÷ 取0.1Ie ＝8.6600×0.1＝0.866A 整定：0.8A 6.差动速断定值 躲变压器励磁涌流整定
10kv保护整定计算
金州公司窑尾电气室10kv 保护整定 1. 原料立磨主电机（带水电阻）整定 接线方式:A 、B 、C 三相式 S=3800kW In=266A Nct=400/5 保护型号:DM-100M 珠海万力达 1.1保护功能配置 速断保护(定值分启动内,启动后) 堵转保护(电机启动后投入) 负序定时限电流保护 负序反时限电流保护 零序电压闭锁零序电流保护 过负荷保护(跳闸\告警可选,启动后投入) 过热保护 低电压保护 过电压保护 工艺联跳(四路) PT 断线监视 1.2 电流速断保护整定 1.2.1 高值动作电流:按躲过电机启动时流经本保护装置的最大电流整定： Idz'.bh=Krel ×Kk* In 式中: Krel----可靠系数,取1.2~1.5 Kk 取值3 所以 Idz'.bh=Krel ×Kk* In/80=1.2×3.5×266/80=13.97A 延时时间：t=0 s 作用于跳闸 1.2.2 低值动作电流 Idz'.bh=Krel ×Kk* In/Nct=1.2×2*266/80=7.98A 延时时间：t=0 s 作用于跳闸 1.3负序电流定时限负序保护 lm i N i N k K K I Iop I K K 9.0577.0≤≤ Iop=2.4A 延时时间：T=1s 作用于跳闸
1.4 负序电流反时限负序保护（暂不考虑） 1.5 电机启动时间 T=12s 1.6低电压保护 U * op = Krel st.min *U Un=(0.5～0.6)Un 取0.6Un 故 U * op =60V 延时时间：t=0.5 s 作用于跳闸 1.7零序电压闭锁零序电流保护 I0=10A/Noct=0.17A 延时时间：t=0.5 s 作用于跳闸 1.8 过电压保护 Uop =k*Un=115V 作用于跳闸 延时时间：t=0.5 s 1.9 负序电压 U2op=0.12In=12V 1.10 过负荷保护电流电流 Idz'.bh=Krel × In/Nct=1.1×266/80=3.63A 取3.63A 延时时间：t=15 s 作用于跳闸 二、差动保护MMPR-320Hb 电机二次额定电流Ie=264/80=3.3A 1、 差动速断电流 此定值是为躲过启动时的不平衡电流而设置的，为躲过启动最大不平衡电流，推荐整定值按下式计算： t s k dz I K I tan ?=， k K ：可靠系数，取1.5 t s I tan 为电流启动倍数取2In 则： =?=?l t s k j dz n I K I tan 1.5*2*264/80=9.9A 作用于跳闸 2、 比率差动电流 考虑差动灵敏度及匝间短路，按以下公式整定 dz I =0.5 In/Nct =1.65A 作用于跳闸 3、 比率制动系数：一般整定为0.5。 4、 差流越限 Icl=0.3Idz =0.3*1.65=0.495A 取0.5A 2 DM-100T 变压器保护功能配置 三段复合电压闭锁电流保护
热控保护定值逻辑管理制度(讨论稿)
华电宁夏灵武发电有限公司 热控保护定值逻辑管理制度 批准：CHIEF 审定：BOSS 审核：SURPERMAN 编写：PLAYBOY 二○一三年五月二十日 目录
热控保护定值逻辑管理制度 (1) 第一章总则 (2) 第二章职责与分工 (3) 第三章热控保护解投原则 (7) 第四章热控定值异动原则 (9) 第五章热控逻辑异动原则 (10) 第六章热控信号异动原则 (11) 第七章检查与考核 (12) 第八章附则 (12) 热控定值/逻辑异动工作流程 (13) 华电宁夏灵武发电有限责任公司 热控保护定值逻辑管理制度 第一章总则
第一条结合公司开展的“4A级标准化良好行为企业”活动，为规范华电宁夏灵武发电有限责任公司（以下简称灵武公司）热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制工作流程，明确各部门及专业管理职责，特制订本制度。 第二条本制度依据《火力发电厂热控仪表及控制系统技术监督导则》、《火力发电厂热控自动化系统检修运行维护规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火电厂热控系统可靠性配置与事故预控》等DL系列电力行业标准和公司有关制度编制。 第三条本制度适用于灵武公司所有设备及系统的热控保护解投、定值给出/变更、逻辑提供/修改优化、信号强制等相关工作。公司有关生产部门应严格遵照执行。 第四条热控保护联锁解投、信号强制工作严格按照灵武公司《热控联锁保护解投管理办法》[2013]中的有关规定办理投退申请手续后执行；热控定值给出/变更、逻辑（联锁）提供/优化修改工作需办理书面《热控定值/逻辑修改申请表》，履行审批程序。填写《热控定值/逻辑修改申请表》必须字迹工整、清晰、不得有涂改。 《热控定值/逻辑修改申请表》一式四份，由热工专业、提出申请部门、各分场、热控检修队分别保存，若申请部门与以上规定部门重合，保存资料则递减。热控专业保留原件并负责异动申请、变更前后相关情况记录、统计及归档管理工作，其它相关部门保存复印件，热控检修队负责建立异动前后记录台帐、执行情况、异动竣工报告、联锁保护试验的交待及相关资料送达。以上所有相关资料保存期三年。
继电保护定值单
继电保护及自动装置定值通知单 变电站: 商贸配电室出单日期: 2013-5-9 被保护设备: 进线通知单编号: 001 调度号: 201 作废单编号： 保护装置类型: 微机型保护型号: PSL641UB 装置整定值 序号定值名称改变前改变后备注 1 控制字一8000H 2 控制字二0000H 3 I段过流20A 4 II段过流7.5A 5 III段过流不用 6 过流I段时间0＂ 7 过流II段时间0.6＂ 8 过流III段时间不用 9 零序I段过流不用 10 零序II段过流不用 11 零序III段过流不用 12 零序过流I段时间不用 13 零序过流II段时间不用 14 零序过流III段时间不用 15 过流加速段不用 16 过流加速段时间不用 17 零序过流加速段不用 18 零序加速段时间不用 19 电流保护闭锁电压不用 20 过负荷定值不用 21 过负荷告警时间不用 22 过负荷跳闸时间不用 23 重合闸检同期定值不用 24 重合闸时间不用 25 低周减载频率不用 26 低周减载时间不用 27 低周减载闭锁电压不用 28 低周减载闭锁滑差不用 29 低周减载闭锁低流不用 30 测量TA变比不用 31 TV变比不用 32 准同期电压闭锁不用 33 准同期频率差闭锁不用 34 准同期加速闭锁不用 35 合闸导前时间不用 36 合闸导前角不用 37 二次重合时间不用 38 同期方式选择不用 39 同期相别选择不用
继电保护及自动装置定值通知单 变电站：商贸配电室出单日期：2013-5-9 被保护设备：进线通知单编号：002 调度号：201 作废单编号： 保护装置类型：微机型保护型号：PSL641UB 软压板清单 序号定值名称改变前改变后备注 1 过流I段投入 2 过流II段投入 3 过流III段退出 4 零序I段退出 5 零序II段退出 6 零序III段退出 7 加速退出 8 过负荷退出 9 低周减载退出 10 重合闸退出
热工保护试验管理规定精编版
热工保护试验管理规定 精编版 MQS system office room 【MQS16H-TTMS2A-MQSS8Q8-MQSH16898】
热工保护、试验、管理制度 一、热工自动调节系统、保护系统必须随着主设备（机、炉）正常运行而投入运行。 二、热工保护不得无故退出（不投）运行，因故需要退出时，必须经生产副厂长或总工同意，当班值长允许方可退出。 三、保护系统的传动试验规定如下： 1.机组遇临修或调停等停机机会，距上一次保护传动试验时间超过三个月，则机组启动前进行热工主要保护系统的传动试验； 2.机组遇临修或调停等停机机会，停机期间进行了有关热工保护系统的检修工作，则机组启动前进行有关系统的保护传动试验； 3.无论何种原因，机组停止时间超过48小时，机组启动前进行热工主要保护系统传动试验； 四、试验项目及内容： 1.主汽门关闭及联动抽汽逆止门试验 a)开启主汽门、抽汽逆止门，合发电机油开关，投入保护总联锁开关； b)同时操作汽机跳闸动作和汽机跳闸确认按纽（或在ETS画面操作停机按 纽），主汽门关闭电磁铁动作，主汽门、调速汽门关闭，并发出报警信号。 c)＃1、＃2段抽汽逆止门联动装置电磁阀随主汽门同时动作，并发出报 警信号。 d)发电机油开关同时跳闸，并发出报警信号。 e)开启主汽门，主汽门关闭信号应复位，操作ETS画面的抽汽逆止复位与 停机复位按纽，＃1、＃2段抽汽逆止门同时动作复位于运行状态。
2.轴向位移保护试验 a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面轴向位 移保护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接轴向位移监测保护仪“报警”端子，应发出报警信 号； 短接“危险”端子，保护动作，关闭自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 3.超速保护试验（3360r/min） a)开启主汽门、抽汽逆止门，投入保护总联锁开关，将ETS画面超速保 护联锁开关置于“投入”位置。 b)由热控检修人员短接数字式转速表“危险”端子，超速保护动作，关闭 自动主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止门，并发出报警信号。 4.低真空保护试验 (低真空供热报警值为：－；动作值为：－ 静态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)投入ETS画面真空低保护，自动关闭主汽门和＃1、＃2段抽汽逆止 门，并发出报警信号。 动态试验： a)开启主汽门、抽汽逆止门。 b)开启抽气器，当真空抽到大于第一限值（－）时，投入真空低保护。 c)当真空下降到第一限值（－）时,应发出报警信号。
过电流和速断保护的整定速算公式
过电流和速断保护整定值的计算公式 过电流保护的整定计算 计算变压器过电流保护的整定值 m a x ,r e l w r e o p L r e r e i o p K K I I I K K K I == 式中 o p I —继电保护动作电流整定值（A ）； rel K —保护装置的可靠系数，DL 型电流继电器一般取1.2； GL 型继电器一般取1.3； w K —接线系数，相电流接线时，取1；两相电流差接线时，取3； re K —继电器的返回系数，一般取 0.85～0.9； i K —电流互感器变比； m ax L I —最大负荷电流，一般取变压器的额定电流。 速段保护 m ax rel w qb K i K K I I K = 式中 q b I —电流继电器速断保护动作电流（A ）； rel K —保护装置的可靠系数，一般取1.2； w K —接线系数，相电流接线时，一般取1； i K —电流互感器变比； m ax K I —线路末端最大短路电流，即三相金属接地电流稳定 值（A ）； 对于电力系统的末端供配电电力变压器的速断保护，一般取m ax K I 为电
力变压器一次额定电流的2～3倍。 一、高压侧 过电流保护的整定计算 max 1.2128.8 2.260.85905rel w op L re i K K I I A A K K ?==?=? 取 o p I =2.5A ，动作时间t 为0.5S 。 速断保护的整定计算 max 1.21228.8 3.84905rel w qb k i K K I I A A K ?==??= 取 q b I =4A ，动作时间t 为0S 。 速断保护动作电流整定为4A ，动作时限为0S 。 低压侧 过流保护 2 1.2721.7 5.418005rel op N re i K I I A A K K ==?= 取 o p I =5.5A ，动作时间t 为0.5S 。 0.70.70.473.73.8N op i U U K V V K ?=== 电压闭锁整定值取75V 。 速断保护 max 1.21272110.88005rel w qb k i K K I I A A K ?==??= 取 q b I =11A ，动作时间t 为0S 。 速断保护动作电流整定为11A ，动作时限为0S 。
热工联锁、保护定值管理制度
陕西德源府谷能源有限公司 热工联锁、保护定值及控制逻辑管理制度（暂行） 批准： 审定： 审核：徐月浩 编写：白永奇 2008年3月
热工联锁、保护定值及控制逻辑管理制度（暂行） 1主题内容和适用范围 1.1为了确保我公司发电机组的安全稳定运行，杜绝机组非计划停运，保证热工联锁保护可靠动作，防止保护误动、拒动现象的发生，依据相关规程、规定，制定本制度。 1.2本制度适用于陕西德源府谷能源有限公司热工联锁、保护定值及控制逻辑的管理。 1.3 本管理制度的内容纳入《热工监督管理标准》，待《标准》颁布实施后，本暂行规定自行作废。 1.4本制度的解释权属技术维护部。 2热工联锁、保护定值整理流程 2.1定值来源：设计院图纸、厂家资料及我公司的集控运行规程。 2.2定值整理：查阅图纸，了解我公司各系统的联锁保护、报警情况，将涉及热工保护、报警的所有项目由技术维护部热工专业全部列出，制成表格，交由公司相关专业人员填写具体定值，最后由运行部进行统一汇总。 2.3定值会审：根据运行部汇总形成的定值表，组织公司相关专业人员或邀请有关专家进行讨论，对不合理的定值进行修改，确定定值清单。 2.4定值审批：会审后的定值清单报生产副总经理批准后，发放给各施工、调试单位实施。 2.5定值完善：在机组试运过程中，对不合理的定值要及时进行修改。试运结束后形成最终联锁、保护定值清单，报生产副总经理批准后下发执行。 3热工联锁、保护定值的管理 3.1热工联锁、保护定值经会审确定后，报生产副总经理批准。 3.2热工联锁、保护定值及控制逻辑的修改必须由提出方填写修改审批单（见附件一），经公司相关专业人员讨论通过，由生产副总经理批准后方可执行。 3.3 机组调试、试运期间的修改还需经调试单位调总审定批准后方可执行。 3.4热工联锁、保护定值及控制逻辑修改后，必须认真填写联锁、保护定值及控制逻辑修改记录表（见附件二），并由执行人和热控主管签字确认，填写时要字迹工整、清晰，不得涂改。联锁、保护定值及控制逻辑修改记录表交回热控专业统一归档管理。 4检查与考核 4.1热控人员应定期对热控设备的定值进行检查和校验，保证定值的准确性。 4.2热工联锁、保护定值及控制逻辑的修改必须履行修改审批手续，否则将依据公司经济责任制考核的有关规定进行严肃考核。
[整理]RCS-985B保护A、B柜定值清单.
RCS-985B311 3.11 装置定值清单 [装置参数] 定值区号: 0 装置编号: FDJ001 本机通讯地址: 1(A柜)；2(B柜) 波特率1: 9600 波特率2: 9600 打印机波特率: 4800 通讯规约选择: 0041 自动打印: 0（退出） 网络打印机: 0（本地打印机） 远方定值修改: 0（本地修改） 对时选择: 1(分对时) [系统参数] 发变组差动保护1（投入）: 1（投入） 主变差动保护1（投入）: 1（投入） 主变后备保护1（投入）: 1（投入） 主变接地后备保护1（投入）: 1（投入） 主变过励磁保护1（投入）: 0（退出） 发电机差动保护1（投入）: 1（投入） 发电机匝间保护1（投入）: 1（投入） 发电机后备保护1（投入）: 1（投入） 发电机定子接地保护1（投入）: 1（投入） 发电机转子接地保护1（投入）: 1(投入，A柜)；0（退出，B柜）发电机定子过负荷保护1（投入）: 1（投入） 发电机负序过负荷保护1（投入）: 1（投入） 发电机失磁保护1（投入）: 1（投入） 发电机失步保护1（投入）: 1（投入） 发电机电压保护1（投入）: 1（投入） 发电机过励磁保护1（投入）: 1（投入） 发电机功率保护1（投入）: 1（投入） 发电机频率保护1（投入）: 1（投入） 启停机保护1（投入）: 1（投入） 误上电保护1（投入）: 1（投入） A厂变差动保护1（投入）: 1（投入） A厂变后备保护1（投入）: 1（投入） A1分支后备保护1（投入）: 1（投入） A2分支后备保护1（投入）: 1（投入） B厂变差动保护1（投入）: 0（退出） B厂变后备保护1（投入）: 0（退出）
热机保护及定值管理制度
热机保护及定制管理制度 1 总则: 1.1.为了加强热工信号及逻辑、定值的管理工作, 有效地控制因热控信号及逻辑、定值因素对电厂安全经济运行带来的损失,制定本管理标准。 1.2.热工信号及逻辑、定值应本着合理、可靠、准确、符合实际的原则设置。热工信号包括用于保护、自动调节以及显示报警的信号。定值包括热工信号一切设定的值，其中包括用于保护、自动调节、报警等。逻辑包括DCS DEH各种PLC 内部的控制程序或控制方式。电厂热工信号及逻辑定值是机组安全、经济运行的保证。全厂各级领导及有关管理人员和工作人员都应严格按照本标准执行。 1.3.通过对热工信号及逻辑、定值的管理,努力使我厂工监督的要求,使我厂热工信号的增减、保护和自动的投退、定值、逻辑的更改有据可查、有章可循。 1.4.本标准规定了电厂各级人员职责范围、热工信号及逻辑定值的管理内容、管理程序以及有关检查考核内容。 1.5.本标准适用于黄陵煤矸石发电公司焦化园分2 职责范围:
2.1.总工程师职责: 2.1.1热工信号及逻辑、定值归属总工程师总负 2.1.2有关热工信号及逻辑、定值变更的以下情况需经总工批准: MFT 保护信号的更改; （1）各个风机、泵的P 1、P2保护的更改。 （2）热工信号中用于运行监视的重要参数、用于热工重要自动调节系统的调节参数、用于热工主要保护及（3）有关本厂热控保护定值的更改、重要监视参数定值的更改、热工自动调节参数定值的更改。 2.1.3机组运行时,热工主要保护信号强制需经总工（或总工指定的委托人）批准（主要辅机保护信号的强制可由值长批准，值长视具体情况向总工汇报）。用于保护、主要显示、报警及主要自动的信号撤出（时间》24」、时）需经总工批准。 2.1.4组织调查、分析、研究与热工信号及逻辑、定值有关的重大设备事故和缺陷,查明原因,采取措施, 组织有关人员一年一度对热工信号及逻辑、定值标准执行情况进行检查,并提出整改和考核意见。 2.2.生产技术部职责: 2.2.1协助总工不定期地检查和落实热工信号及逻辑、定值的管理,按此标准xx；
热工保护重要性
热工保护对锅炉和汽轮机的重要性 摘要：本文首先对热工保护进行了概括性的介绍，着重强调了热工保护的重要性。其次，针对锅炉汽包水位保护系统和汽轮机超速保护系统做了详细的分析。最后，对热工保护对锅炉和汽轮机的重要性做了小结。 关键字: 热工保护重要性锅炉汽轮机机电炉大联锁保护汽包水位保护系统汽轮机超速保护系统 一、热工保护概述 热工保护是指在机组启停和运行过程中，通过对机组和它主要辅助设备的工作状态和运行的热力参数及电网的运行状态的实时在线监测，在主辅设备及系统或电网发生异常或故障时，及时发出报警信号，必要时自动启动或切除某些设备或系统，使机组仍然维持原负荷运行或减负荷运行，当发生重大故障而危及机组设备安全时，自动停止机组运行并记录相关信息。它包括检测装置、报警装置、控制逻辑、保护定值、记录和打印设备、保护在线试验装置。 由于热工保护的存在，电厂中的各种热力设备在非正常运行状态下就不会出现过大的或者是毁灭性的损坏，从而大大提高了电厂的安全性和可恢复性。 热工保护可分为两级保护，即事故处理回路（包括进行局部操作和改变机组的运行方式）及事故跳闸回路的保护。事故处理的目的是维持机组继续运行。但是，当事故处理回路或其他自动
控制系统处理事故无效，致使机组设备处于危险工况下，或者这些自动控制系统本身失灵而无法处理事故时，只能被迫进行跳闸处理，使机组的局部退出工作或整套机组停止运行。跳闸处理的目的是防止机组产生机毁人亡的恶性事故，所以跳闸处理是热工保护最极端的保护手段。 热工保护的主要内容包括以下几个方面： （1）汽轮机热工保护 * 汽轮机超速保护； * 汽轮机轴瓦润滑油压低保护； * 汽轮机真空低保护； * 汽轮机转子轴向位移保护； * 汽轮机汽缸和转子膨胀差保护； * 汽轮机支持轴承或推力轴承温度高保护； * 汽轮机振动保护； * 汽轮机背压保护； * 汽轮机排汽缸高温保护。 （2）锅炉热工保护 * 锅炉主蒸汽压力高保护； * 汽包锅炉水位保护； * 锅炉灭火保护。 （3）机电炉大联锁保护 大型单元机组的特点是炉、机、电在生产中组成一个有机的
PCS系列综合保护定值清单模板(南瑞继保)
PCS系列综合保护定值清单模板（南瑞继保）变压器综合保护定值清单 (PCS-9624D) 设备参数定值 序号定值名称符号单位定值 1 定值区号 2 被保护设备 3 高压侧保护CT额定一次值 CTH1 A 4 高压侧保护CT额定二次值 CTH2 A 5 高压侧零序CT额定一次值 CT0H1 A 6 高压侧零序CT额定二次值 CT0H2 A 7 低压侧零序CT额定一次值 CT0L1 A 8 低压侧零序CT额定二次值 CT0L2 A 9 测量CT额定一次值 CTm1 A 10 测量CT额定二次值 CTm2 A 11 PT额定一次值 PT1 KV 12 PT额定二次值 PT2 V 13 零序电流自产保护功能定值序定值名称符号单位定值号 1 过流负序电压定值 U2zd V 2 过流低电压定值 ULzd V 3 高压侧过流?段定 值 Izd1 A 4 高压侧过流?段时间 Tzd1 s 5 高压侧过流?段定值 Izd2 A 6 高压侧过流?段时间 Tzd2 s 7 高压侧过流?段定值 Izd3 A 8 高压侧过流?段时间 Tzd3 s 9 高压侧过流?段反时限时间因子 TFSX s 10 高压侧过流?段动作曲线类型 Iopcur 11 过流闭锁定值 Ibs A 12 过负荷报警定值 Igfh A 13 过负荷报警时间 Tgfh s 14 高压侧负序过流?段定值 I2zd1 A 15 高压侧负序过流?段时间 T2zd1 s 16 高
压侧负序过流?段定值 I2zd2 A 17 高压侧负序过流?段时间 T2zd 2 s 18 高压侧零序过流?段定值 I0Hzd1 A 19 高压侧零序过流?段时间 T0Hzd1 s 20 高压侧零序过流?段定值 I0Hzd2 A 21 高压侧零序过流?段时间 T0Hzd2 s 22 低压侧零序过流?段定值 I0Lzd1 A 23 低压侧零序过流?段时间 T0Lzd1 s 24 低压侧零序过流?段定值 I0Lzd2 A 25 低压侧零序过流?段时间 T0Lzd2 s 26 低压侧零序过流?段反时限时间因子 T0FSX 27 低压侧零序过流?段动作曲线类型 I0opcur 28 非电量1跳闸时间 Tfdl1 s 非电量2跳闸/报警时间 29 Tfdl2 s 非电量3跳闸/报警时间 30 Tfdl3 s 31 高压侧过流?段投入 GL1 32 高压侧过流?段投入 GL2 33 高压侧过流?段经复压闭锁 GUBL1 34 高压侧过流?段经复压闭锁 GUBL2 35 高压侧过流?段投入 GL3 36 过流闭锁投入 GLBS 37 过负荷报警投入 GFH 38 高压侧负序过流?段投入 FGL1 39 高压侧负序过流?段投入 FGL2 40 高压侧零序过流?段投入 GL0H1 41 高压侧零序过流?段投入 GL0H2 42 低压侧零序过流?段投入 GL0L1 43 低压侧零序过流?段投入 GL0L2 44 非电量1跳闸投入 FDL1 45 非电量2跳闸投入 FDL2 46 非电量3跳闸投入 FDL3 47 PT断线检测投入PTDX 48 PT断线退电流保护 TUL 出口定值 序号跳闸矩阵名称定值 1 过流?段跳闸矩阵 2 过流?段跳闸矩阵 3 过流?段跳闸矩阵 4 负序过流?段跳闸矩阵 5 负序过流?段跳闸矩阵 6 高压侧零序过流?段跳闸矩阵 7 高压侧零序过流?段跳闸矩阵