继电保护整定计算公式

1、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：0.71.0m/s。33(2)轻瓦斯动作容积：Sb100000KVA35010%c品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：1dz=，XI()dmax2卸=笈宜乂或后乂继电器动作电流

2、：.其中：E可靠系数，DL型取1.2,GL型取1.4;Kx一接线系数，接相上为1,相差上为I(max?一变压器二次最大三相短路电流；K电流互感器变比；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：/却=汽,乂区舞乂工&其中：&可靠系数，取36。Kjx一接线系数，接相上为1,相差上为；I1e变压器一次侧额定电流；K电流互感器变比EX及(2)速断保护灵敏系数校验：-,其中：Idmin1变压器一次最小两相短路电流；Idzj一速断保护动作电流值；K电流互感器变比4、过电流保护整定计算公式：(1)/岗=笈/乂及小乂 九继电器动作电流：其中：可靠系数，取23(井下变压

3、器取2)。视一接线系数，接相上为1,相差上为I能一变压器一次侧额定电流；Kf一返回系数，取0.85;K电流互感器变比 TOC o 1-5 h z j-r工anmxJ式一/xK乂K)(2)过流保护灵敏系数校验：i其中：Idmin2变压器二次最小两相短路电流Idzj一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12So5、零序过电流保护整定计算公式：(1)动作电流：I血=x1其中：Kk可靠系数，取2。I2e变压器二次侧额定电流；K零序电流互感器变比(适用于YY0-12接线的变压器)(2)零序过电流保护灵敏系数校验：陌=也共区其中：Idimin2变压器二次最小

4、单相短路电流Idz一零序过流继电器动作电流值；K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：国其中：Kk可靠系数，DL型取1.41.6,GL型取1.61.8Kjx一接线系数，接相上为1,相差上为，3Iqd一电动机的启动电流Iqd=nqdXIde=(56)Ide；K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：应躲过起动电流(按异步电动机速断保护公式计算)应躲过外部短路时输出的电流：其中：R可靠系数，DL型取1.41.6,GL型取1.61.8Kjx一接线系数，接相上为1,相差上为：Ki电流互感器变比；一、一.、,、Idmax

5、最大运行方式时，外部三相短路时，同步电动机的反馈电流11.05.1n40.952中.x1其中：Xd一同步电动机次暂态电抗标么值；4e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用=二绍(3)速断保护灵敏系数校验：(同步电动机、异步电动机)其中：Idmin一电机出口处最小两相短路电流；Idzj一速断保护动作电流值；K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：异步或同步电动机，由起动电流引起的不平衡电流：01.2 1.4%=国x其中：Kk可靠系数，取Iqd电动机的启动电流Iqd=nqdXIde=(56)Ide；K1电流互感器变比躲过外部短

6、路时，同步电动机输出电流引起的不平衡电流：其中：K可靠系数，取1.21.4I曲皿一同步电动机外部三相短路时的输出电流：K电流互感器变比(2)纵联差动保护灵敏系数校验：其中：/“立面一保护装置安装处最小两相短路电流；必一纵差保护动作电流；K电流互感器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1.21.4Kjx一接线系数，接相上为1,相差上为Ie电动机的额定电流；K一返回系数，取0.85;K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：G=(1工一1.5)工免乂,其中：Kx接线系数，接相上为1,相差上为Ie同步电动机的额定电流；K电流互感器变

7、比(3)过流保护动作时限：应躲过电动机的起动时间，ttqd,一般取1015S4、低电压保护：(1)动作电压取50%!机的额定电压。(2)动作日限取1S(不需自起动)、1015S(需自起动)三、电力电容器保护1、电流速断保护； TOC o 1-5 h z (1)动作电流：一：其中：Kx接线系数；Ie一单台电容器的额定电流；程一每相电容器安装台数K，一速断保护电流互感器变比；*可靠系数，考虑躲过冲击电流取22.5(2)速断保护灵敏系数校验：-其中：Idmin一被保护电容器安装处最小两相次暂态短路电流；Idzj一速断保护动作电流值；K电流互感器变比2、当电容器容量较小时(300KVar以下)，可采用

8、熔断器保护相间短路，熔体的额定电流按下式选择：宏二Kfcx其中：Ice电容器组的额定电流；*可靠系数，取22.5四、310KV线路的保护1、架空线路的保护整定(1)电流速断保护:可靠系数，DL型取1.2,GL型取1.4；Kjx一接线系数，均为Idmax一被保护线路末端三相最大短路电流；K速断保护电流互感器变比般计算公式：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。Q=KjtX反上M-30%- 50%+算整定值。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(2)电流速断保护灵敏系数校验:其中：工办的一保护安装处最小两相短路电流；Idzj一速断保护动作电流值；K电流互感器变

9、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：.-二二， Jx Z*i其中：Kk可靠系数，DL型取1.2, GL型取1.4；一系数，最小与最大运行方式系统计算电抗之比；3一被保护线路允许的最小保护范围，取0.15泊一被保护线路每公里阻抗标么值。z K + X、I - X _七-2也可用公式：一 一其中：UP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,Q ; X0一线路每公里电抗，Q/Km(4)过电流保护：一可靠系数，考虑自起动因素时， 一接线系数，接相上为 1,相差上为 定时，可按两倍的电缆安全

10、电流计算， 取 0.85取23,不考虑自起动因素时，DL型取1.2 , GL型取1.4 ；个I lm一被保护线路最大计算负荷电流，当最大负荷电流难以确此时，可靠系数取1。 K电流互感器变比；Kf返回系数，(5)过流保护灵敏系数校验：近后备：Idmin一被保护线路末端最小两相短路电流1,5其中:;I dzj 一过流保护动作电流值；K 电流互感器变比远后备:其中:Idmin远后备计算点最小两相短路电流；I dzj 一过流保护动作电流值；K 电流互感器变比2、电缆线路的保护整定工注=太上乂 K* *（1）电流速断保护：可靠系数，DL型取1.2 , GL型取1.4 ；除一接线系数，均为1;Idmax一

11、被保护线路末端三相最大短路电流；K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。, 炉 F J + RQ =反此乂笈注反注：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303 50%U算整定值。（2）电流速断保护灵敏系数校验:其中：办厨一保护安装处最小两相短路电流；I dzj 一速断保护动作电流值；K 电流互感器G = / 乂氐翦乂 变比（3）过电流保护：其中：可靠系数，取1.21.4 ； Kjx 一接线系数，接相上为I lm一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1.21.4,当最大负荷电流难以确定

12、时，可按两倍的电缆安全电流计算，此时，可靠系数取 Ki电流互感器变比；Kf一返回系数，取 0.851。（4）过流保护灵敏系数校验： 其中：Jdmin 一被保护线路末端 I dzj 一过流保护动作电流值 五、高防开关电子保护器的整定:近后备:Wk5 MM（或变压器二次侧）最小两相短路电流;Ki电流互感器变比I Z& Ie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.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。继电保护保护配

13、置图6-10是600MW300MVV,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%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）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

14、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-6

15、60型数字是自动准同期装置主要实现数目可配置的116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-01撒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

16、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-01敲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勺基础上改进、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

17、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

18、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=0.30.5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=(0.30.4)Ie(3)拐点电流IgoIg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=(0.50.8)Ig负序电压U2.解除循环闭锁的负序电压(二次值)，即U2=912V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Klm2其中，灵敏系数

19、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。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步时转子偏心产生的最大不平衡电流，即Ig=(0.30.4)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0.51.0s变压器纵差保护变压器纵

20、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0.40.5.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=(0.40.5)Ie拐点电流Igo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

21、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=(0.50.7)Ie)二次谐波制动比刀。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0.130.2.5)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

22、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=46(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=0.81.3(倍)TA二次回路开路是危险的，牛I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/(，3UJejna)式中Se变压器额定容量：Uj基准侧额定相间电压：na其准侧差动TA变化(2)灵敏度校

23、验。变压器差动保护的灵敏度要求为Ksen2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Igl=Krc1Ie/0.95式中Krc1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69s。(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.

24、15Ie。对应时间为0.870.9倍来整定。通常取300600s。(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0.30.5s。(7)散热系数K2.散热系数K2之值一般为11.1之间。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

25、序电流128来整定，即I2g1=Krel.I200/0.95;式中Krel一可靠系数取1.2：I28发电机长期允许的负序电流。(2)定时限动作延时t11,通常取69s。(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1.051.11倍来整定。即I2s=(1.051.1)I2g1(4)反时限下限长延时ts,通常取300600s。(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

26、合整定。通常取0.30.5s。(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200300MW勺内冷式汽轮发电机，可取K1=810(通常K1=10)。对于容量为300600MW的汽轮发电机，可取K1=68.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.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I

27、g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一可靠系数，取1.2：Ig一发电机额定电流(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=(0.70.75)Ue;式中Ue一发电机额定电压TA二次值).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t00t

28、0应略大于t12延时。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Ugo对于200MW支以上的汽轮发电机，动作电压Ug为Ug=(1.31.35)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0.30.5s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

29、来整定。通常为Uh1=(0.850.9)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抛圆时，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抛圆时，可取：Xr=0.6Xd(5)转子低电压特性曲线系数Kfd。即Kfd=Krel125*Se/(Xd2Ufs0*866)式中Krel-可靠系数，取1.11.4：Se-发电机二次额定视在功率：Ufs0-

30、发电机空载转子电压。Xd2=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0.60.8倍，即Ufdl=(0.60.8)Ufd0(7)发电机反应功率P1,(也称凸极功率)即P1=?(1/Xq2-1/XdN)Se;XdS=Xd+Xs;XqN=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0.40.5倍的额定功率(二次值)，即Pg=(0.40.5)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。

31、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，设置有性能良好白三次谐波滤过器，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1013V。当发电机出线为封闭母线时，可取510Vo(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

32、般取69V.2.1。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：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33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25KQ,K2一般取0.40.8。(3

33、)动作延时tl,即tl=(69)s2.11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：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810KQ较为适宜的。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0.51K较为合理。(2)动作时间t1及t2可取69s发电机两点接地保护二次电压动作值可按式整定：U2cog=KrelU2co2HeS;式中Krel-可靠系数，取81

34、0：U2co2HeS-发电机额定工况下测的最大的二次谐波负序电压，一般为0.10.2.动作延时t,可取0.51.0s,以防止外部故障暂态过程中保护误动。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彳护/高频保护频率积累保护频率动作值(Hz)延时(s)频率积累下限(Hz)频率积累上限(Hz)频率积累时间(s)符号F1、F2、F3t1、t2、t3F11、F12、F13、F14Fh1、

35、Fh2、Fh3、Fh4Nt1、Nt2、Nt3、2t4定值范围40600.1100406040600.1100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。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

36、：(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=(34)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抛圆。此时为ZF0;ZB=(45)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n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Igo按躲过发电机或变压器做大负荷电流来整定，即Ig=(1.11.15)Ie式中Ie-发电机

37、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12g=(0.10.2)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。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3Iog1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

38、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+式中11-相邻线路各接地保护I段的最长动作时间:A t 时间级差，取0. 30 . 5 s。动作延时为tl2=tl+At另外，要求t12不大于2s。(2)零序n的整定。零序过流n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n段的动作延时相配合。即t21=t/2+At式中t/2相邻线路接地保护n段动作延时。.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K

39、k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620正序电抗值计算结果表名称符号电抗编R基础参数标么值发电机1G1X1G1PGN=600MWCos。=0

40、.9,XXd=0.2X*1G1=0.300发电机2G2X1G2PGN=600MWCos。=0.9;Xd=0.2X*1G2=0.300变压器1T1X1T1STN=800MWVUK=10%X*1T1=0.125变压器2T2X1T2STN=800MWVUK=10%X*1T2=0.125线路1L1X1L1279.8km,0.276Q/km,单回线X*1l1=0.309线路2L2X1L2266.4km,0.275Q/km单回线X*1l2=0.146线路3L3X1L3600km,0.273Q/km单回线X*1l3=0.655系统1S1X1S1S1max=5000MVAS1min=4000MVAX*1s1.

41、min=0.2；X*1s1.max=0.25系统2S2X1S2S2max=4000MVAS2min=3000MVAX*1s2.min=0.25;X*1s2.max=0.33系统3S3X1S3S3max=2500MVAS3min=2000MVAX*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p基础参数标么值发电机1G1X1G1PGN=600MVycos（）=0.9,Xd=0.2X*0G1=0.300发电机2G2X1G2PGN=600MVycos（）=0.9,Xd=0.2X*0G2=0.300变压器1T1X0T1STN=800MVyUK=

42、10%X*0T1=0.125变压器2T2X0T2STN=800MWUK=10%X*0T2=0.125线路1L1X0L1279.8km,0.828Q/km单回线X*0L1=0.927线路2L2X0L2266.4km,0.825Q/km双回线X*0L2=0.438线路3L3X0L3400km,0.819Q/km单回线X*0L3=1.965系统1S1X0S1S1max=5000MVAS1min=4000MVAX*0S1.min=0.5X*0S1.max=0.625系统2S2X0S2S1max=4000MVAS1min=3000MVAX*0S2.min=0.625X*0S2.max=0.825系统3S

43、3X0S3S1max=2500MVAS1min=2000MVAX*0S3.min=1.0X*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汇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)=0.148X*1GT2=X*1G2+X*1T2=0.3+0.125=0.425X*1K1。汇min=(X*1lsEmin/X*1G2+X*1T1)X*1G1=(0.1480.425+0.125)0.3=0.

44、1372)系统最小运行方式下的正序阻抗为X*1K1。汇min=(X*1lsEmax/X*1G2+X*1T1)/X*1G1=(0.210/0.425+0.125)/0.3=0.1413)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汇min=(X*0L1+X*0s1min/(X*0L2+X*0s2min/(X*0L3+X*0s3min)=(0.309+0.5)/(0.146+0.625)/(0.66

45、5+1.0)=0.505X*0K2。汇min=X*0SL2min/X*0T2=0.505/0.0625=0.05564）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。汇min=0.137K2点正序等值阻抗（系统最大运行方式）X*1K2。汇min=0.0987K1点正序等值阻抗（系统最小运行方式）X*1K1。汇max=0.141K2点正序等值阻抗（系统最小运行方式）X*1K2。Emax=0.106K1点零序等值阻抗（系统最大运行方式）X*0K1。Emin=00K2点零序等值阻抗（系统最大运

46、行方式）X*0K2。Emin=0.0556K1点零序等值阻抗（系统最小运行方式）X*0K1。Emax=K2点零序等值阻抗（系统最小运行方式）X*0K2。Emax=0.05633.1.2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：cos。=0.9:额定电压：UGN=20KV额定电流为IGN=PGN/（，3UGN.cos（）=600*1000/（v/3*20*0.9）=19245（A）,电流互感器变比取为nTA1=2000/5=4000,发电机二次侧额定电流为Ie=IGN/nTA1=19245/4000=4.18（A）（2）变压器各主要参数：额定功率：Se

47、=800MVA;额定电压；UTN=20KV:额定电流为Ie=ITNSe/（V3UTN）=800*1000/（，3*20）=23094e）；电流互感器变化（低压侧）为Nta2=25000/5=5000:变压器二次侧额定电流为Ie=IGN/nTA2=23094/5000=4.62（A）.3.13继电保护正定计算结果整个保护的整定计算结果见表6-23表6-24.表6-23发电机纵差保护整定值名称制动系数起动电流（A）拐点电流（A）负序电流（A）速断倍数（*Ie）额定电流（A）代号K2Iopo0Ires。0U2.0pIsIe整定值0.2860.9624.33664.81表6-24发电机单元件横差保护整

48、定结果表名称动作电流（A）动作时间（s名称动作电流（A）动作时间（s代号Igt1整定范围1.4430.8表6-25变压器二次谐波制动式差动保护定值单名称制动系数谐波制动比起动电流（A）拐点电流（A）速断倍数（*Ie）额定电流（A）代号Kz刀IqIgIsIe整值范围0.40.151.8482.77254.62表6-26反时限对称过负荷保护定值单名称定时限定值反时限定值额定电流（A）动作电流（A）延时(s)下限电流（A）下限长延时S上限电流（A）上限时间（s）热值系数散热系数代号12glt11I2stSI2uptupK1K2Ie(IN)整定范围5.2385.535002.920.41.114.81

49、表6-27反时限不对称过负荷保护定值单名称定时限定值反时限定值额定电流（A）动作电流（A）延时(s)下限电流（A）下限长延时S上限电流（A）上限时间（s）热值系数散热系数代号Ig1t11IStSIuptupK1K2Ie(IN)整定范围0.44280.4864502.660.40.70.014.81名称系统低电压（V）极端低电压（V）组抗圆园心（负值）（Q）阻抗圆半径（Q）转子低电压特性曲线系数转子低电压初始动作值（V过功率（W动作延时（s）代号Uh1Uig1XCXrXfdVfd1Pgt1t2t3t4t5整定范围9080-1.251.250.4545216.52表6313UI0定子接地保护定值单

50、名称动作电压（V）动作时间（s）代号3Uogt整定范围108表632转子一点接地保护定值单名称及代号动作电阻Rg1(kQ)动作电阻Rg2（kQ）动作时间t1（s）动作时间t2（s）整定范围90.668表633转子两点接地保护的定值单名称及符号二次谐波电压定值U2g（V）动作时间t（s）正定范围1.88表634阻抗保护定值单名称正向阻（Q）反向阻抗（Q）过电流（A）负序电流（A）I段延时（s）II段延时（s）符号ZFZBIgI2gt1t2正定范围12.543.755.290.721.523.19PASS-660数字式准同期装置整定计算PASS66。数字式准同期装置由于最多支持16个同期对象，所以

51、系统共有16组定值，分别对应于每个同期对象，但系统定值只有一组。如果相应的对象选择成功，则系统会自动的把改组对象的定值调入到内存中。另外，虽然每组同期对象都有默认的定值，但是为了安全，各组的定值只有固定化以后，才能够进行同期操作，否则系统会拒绝同期合闸的。该模件定值如表635所示表635PASS66。数字式自动准同期装置定值单序号定值名称输入方式定值范围默认值简要说明1控制字十六进制0X00000XFFFF0X00072合闸脉冲前时间（s）十进制0.0002.0000.100只需考虑装备以外环节（主要是断路器动作时间）的延时。装置内部延时已由装置补偿3同期复归时间（s）十进制0.00999.9

52、300超过此时间同期不上，报超时，并退出同期捕捉过程4合闸输出脉宽（s）十进制0.0009.9990.120同期合闸输出接点闭合时间5同频调频脉宽（s0十进制0.0009.9990.120同频小同相时增速脉冲宽度6固有相角差（。）十进制-180.0+180.00固有转角，系统待并侧电压整定为正，滞后为负7允许环并合闸角（）十进制040.015.0仅在自动识别为环网并列时使用8允许压差高限（V）十进制-15.0+15.05.0这是折算到100V电压的值。相当于额定电压的百分数。9允许压差低限（V）十进制-15.0+15.0-5.010允许频差局限（Hz）十进制-0.50+0.500.2511允许

53、频差低限十进制-0.50+0.50-0.2512调速周期（s）十进制0.120.05.0推荐值513调速比例因子十进制120040推存值405014调速积分因子十进制12000推荐值015调速微分因子十进制12000推荐值016调频脉冲最大宽度（s）十进制0.0005.0000推荐值为0时，调压脉站宽度由17调频脉冲最小宽度（s）十进制0.0005.0000装置自动计算，脉冲宽度范围限定为0.1218调压周期（s）十进制0.120.02.0推荐值219调压比例因子十进制120020推荐值203020,调压脉冲最大宽度（s）十进制:0.0002.0000推荐值为0时，调压脉冲宽度由21调压脉冲最

54、小宽度（s）十进制0.0002.0000装置自动计算3.20WBKQ01B微机型备用电源快速切换装置整定计算WBKQ-01B微机型各用电源快速切换装置的整定计算结果见表636表636WBKQ-01B微机型备用电源快速切换装置的定值定值组定值名称范围级差推荐值1.手动并联切换定值母线与目标电源电压差（为0.1100.105母线与目标电源频率差（Hz）0.020.50.010.2母线与目标电源相角差（。）0.5200.115并联切换时采用自动口半自动手动并联切换模块投退退出口投入2.手动串联切换定值快速切换功能投退退出口投入同期判别切换功能投退退出口投入残压切换功能投退退出口投入长延时切换功能投退

55、退出口投入手动串联切换模块投退退出口投入3.事故切换方式选择切换方式口同时口串联串联快速切换功能投退退出口投入投入同期判别切换功能投退退出口投入投入残压切换功能投退退出口投入投入长延时切换功能投退退出口投入投入事故切换模块投退退出口投入投入4.母线低电压启动切换方式选择母线低电压起动定值（%20800.1070母线低电压起动延时（s）0.520.011切换方式口同时口串联串联快速切换功能投退退出口投入投入同期判别切换功能投退退出口投入投入残压切换功能投退退出口投入投入长延时切换功能投退退出口投入投入母线低电压起动切换模块投退退出口投入投入5.工作电源开关跳闸启动切换方式选择切换方式口同时口串联

56、串联快速切换功能投退退出口投入投入同期判别切换功能投退退出口投入投入残压切换功能投退退出口投入投入长延时切换功能投退退出口投入投入工作电源开关偷跳起动切换模块投退退出口投入投入6.快速切换定值母线与目标电源频率差（Hz）0.550.013母线与目标电源相角差（。）0.5600.130同时切换合备用延时（s）0.020.050.017.同期切换定值母线与目标电源频率差5150.01108.残压切换定值残压定值（为20500.10309.长延时切换定值长延时定值（s）2100.01310.开关固后时间工作低压侧开关固有合闸时间（s）00.20000.01备用低压侧开关固有合闸时间（s）00.200

57、00.01备用高压侧开关固有合闸时间（s）00.20000.01备用电源高压侧开关状态热态口冷态11.低电压减载定值低压减载I段电压定值（为70800.10低压减载I段延时定值（s）1100.01低压减载I段功能投退退出口投入低压减载II段电压定值（%40700.10低压减载II段延时定值（s）5200.01低压减载II段功能投退退出口投入12.去耦合定值去耦合延时（s）0.20.50.010.4去耦合投退退出口投入采用同时切换时投入13.备用分支保护定值备用分支速断定值（A）0.21000.01备用分支速断延时定值（s）010.01备用分支过流定值（A）0.21000.01备用分支过流延时定

58、值（s）0600.01备用分支速断有效时间定值（s）0100.01备用分支速断投退退出口投入备用分支过流投退退出口投入14.目标电源低压定值目标电源低压定值（%709080目标电源低压延时（s）0.020.50.010.2目标电源低压投退退出口投入15.相位校验定值工作电源电压超前母线Uab相角（0）03600.1备用电源电压超前母线Uab相角（。）03600.116.工作分支TA及备用分支TA设定工作分支TA有流定值（A）0.2100.0115碗荷电流备用分支TA有流定值（A）0.2100.0115碗荷电流有无工作分支TA无后有无备用分支TA无后17.母线TA断线判别母线TA断线判别投退退出

59、口投入投入18.打印机参数设定打印起动前周波数（周）050110打印起动后周波数（周）0200150自动打印功能投退退出口投入退出19.通信参数装置通信地址12541装置通信波特率9600bit/s/19200bit/s10kV线路保护整定计算问题及解决办法10kV配电线路结构复杂，有的是用户专线，只接一两个用户，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；有的线路短到几十米，有的线路长到几十千米；有的线路上配电变压器容量很小，最大不超过100kVA,有的线路上却达几千千伏安的变压器；有的线路上设有开关站或用户变电站，还有多座并网小水电站等。有的线路属于最

60、末级保护。陕西省镇安电网中运行的35kV变电站共有7座，主变压器10台，总容量45.65MVA;35kV线路8条，总长度135km；10kV线路36条，总长度1240km；并网的小水电站41座（21条上网线路），总装机容量17020kWo10kV线路的具体问题对于输电线路而言，一般无T接负荷，至多T接一、两个集中负荷。因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况都能够计算，一般均满足要求。但对于10kV配电线路，由于以上所述的特点，在设计、整定、运行中会碰到一些具体问题，整定计算时需做一些具体的、特殊的考虑，以满足保护的要求。2保护整定应考虑系统运行方式按城市电力网规划设计导则，为了取得合理的经