35kV及以下系统保护配置原则及整定方案

35kV及以下系统变压器及线路保护的配置与整定

一、保护配置要求

GB/T-14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要

求：

（-）35kV线路保护

35kV为中性点非有效接地电力网的线路，对相间短路和单

相接地，应按本条的规定装设相应的保护。

1、对相间短路，保护应按下列原则配置：

1）保护装置采用远后备方式。

2）下列情况应快速切除故障：

A）如线路短路，使发电厂厂用电母线低于额定电压的60%

时；

B）如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时；

C）城市配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时.；

D）与高压电网邻近的线路，如切除故障时间长，可能导致

高压电网产生稳定问题时。

2、对相间短路，应按下列规定装设保护装置。

1）单侧电源线路

可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要时可

增设复合电压闭锁元件。

由几段线路串联的单侧电源线路及分支线路，如上述保护不

能满足选择性、灵敏性和速动性的要求时，速断保护可无选择地

动作，但应以自动重合闸来补救。此时，速断保护应躲开降压变

压器低压母线的短路。

2）复杂网络的单回路线路

A）可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要

时，保护可增设负荷电压闭锁元件和方向元件。如不满足选择性、

灵敏性和速动性的要求或保护构成过于复杂式，宜采用距离保

护。

B）电缆及架空短线路，如采用电流电压保护不能满足选择

性、灵敏性和速动性要求时，宜采用光纤电流差动保护作为主保

护，以带方向或不带方向的电流电压保护作为后备保护。

C）环形网络宜开环运行，并辅以重合闸和备用电源自动投

入装置来增加供电可靠性。如必须环网运行，为了简化保护，可

采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方式。

3、平行线路

平行线路宜分列运行，如必须并列运行时，可根据其电压等

级，重要查那关度和具体情况按下列方式之一装设保护，整定有

困难时，运行双回线延时段保护之间的整定配合无选择性：

A）装设全线速动保护作为主保护，以阶段式距离保护作为

主保护和后备保护；

B）装设有相继速动功能的阶段式距离保护作为主保护和后

备保护。

4、中性点经低电阻接地的单相电源线路装设一段或两段三

相式电流保护，作为相间故障的主保护和后备保护；装设一段或

两段零序电流保护，作为接地故障的主保护和后备保护。

串联供电的几段线路，在线路故障时，几段线路可以采用前

加速的方式同时跳闸，并用顺序重合闸和备用电源自动投入装置

来提高供电可靠性。

5、对中性点不接地或经消弧线圈接地线路的单相接地故障,

保护的装设原则及构成方式按执行。

6、可能出现过负荷的电缆线路或电缆与架空混合线路，应

装设过负荷保护，保护宜带时限动作于信号，必要时可动作于跳

闸。

（二）10kV线路保护

10kV为中性点非有效接地电力网的线路，对相间短路和单

相接地，应按本条的规定装设相应的保护。

1、相间短路保护应按下列原则配置：

1）保护装置由电流继电器构成，应接于两相电流互感器上,

并在仝一网络的所有线路上，均接于相同两相的电流互感器。

2）保护应采用远后备方式。

3）如线路短路使发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于

额定电压的60%以及线路导线截面过小，不允许带时限切除短

路时，应快速切除故障。

4）发电厂厂用电源线

发电厂厂用电源线，宜装设纵联差动保护和过电流保护。

3、对单相接地短路，应按下列规定装设保护；

1）在发电厂和变电所母线上，应装设单相接地监视装置。

监视装置反应零序电压，动作于信号。

2）有条件安装零序电流互感器的线路，如电缆线路或经电

缆引出的架空线路，当单相接地电流能满足保护的选择性和灵敏

性要求时，应装设动作于信号的单相接地保护。如不能安装零序

电流互感器，而单相接地保护能够躲过电流回路中的不平衡电流

的影响，例如单相接地电流较大，或保护反应接地电流的暂态值

等，也可将保护装置接于三相电流互感器构成的零序回路中。

3）在出线回路数不多，或难以装设选择性单相接地保护时,

可用依次断开线路的方法，寻找故障线路。

4）根据人身和设备安全的要求，必要时，应装设动作于跳

闸的单相接地保护。

4、可能时常出线过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护。

保护宜带时限动作于信号，必要时可动作于跳闸。

二、10〜35kV系统继电保护配置原则

1、10〜35kV线路配置微机型三段式电流保护。

2、单侧电源线路，保护装置仅装在线路的电源侧。线路不应

多级串供，以一级为宜，不应超过二级。可装设三段式电流保护、

具备三相一次自动重合功能。电容器保护配置限时速断过电流、

电容器保护配置限时速断过电流、过电压、低电压、零序电压

保护。

1）常规微机保护无法满足保护灵敏度及配合性要求、无整

定范围的短线路（一般为3〜5kM）,应配置光纤电流差动保护作

为主保护，带时限的三段式电流保护作为后备保护。

2）多级串供线路，在不满足选择性要求时应逐级配置光差

保护。

3）开闭所、配电室及高分箱应在出线侧配置断路器及保护

装置。

4）如若线路配置光纤差动保护，则线路两侧均应配置断路

器。

5）10kV及以上电厂/场、光伏电站并网线及上级联络线和

并列运行的双线，配置光纤纵联电流差动保护。

3、双侧电源线路

1）可装设带方向或不带方向的电流速断保护和过电流保护。

2）短线路、电缆线路、并联连接的电缆线路易采用光纤电

流差动保护作为主保护，带方向或不带方向的电流保护作为后备

保护。

4、并列运行的平行线路

尽可能不并列运行，当必须并列运行时，应配以光纤电流差

动保护，带方向或不带方向的电流保护作为后备保护。

5、通过10kV(6kV)〜35kV电压等级并网的分布式电源，宜

采用专线方式接入电网并配置光纤电流差动保护。在满足可靠

性、选择性、灵敏性和速动性要求时，线路也可采用“T”接方

式，保护采用电流电压保护。

6、变电站、开闭所、配电室内部的保护型号及厂家不宜过

多，应尽量保持配置一致性。

三、35kV/10kV线路保护整定原则

1、部分短线路和小电源并网线路配有全线速动的光纤主保

护及后备保护，其余线路均为常规的三段式电流保护。

2、中低压出线以保主网、保设备为前提，速断段保护可采

用全线速断原则整定，时间为0秒，其非选择性投重合闸弥补。

3、三段式电流保护按照逐级配合的原则整定，时间级差为

0・3秒;特殊要求可缩短时间级差(0.1S-0.2S)o

4、为保证线路保护的选择性、灵敏性及速动性，要求所带

变压器低压侧解列运行。(依照保护定值单说明执行)

5、35kV/10kV全电缆线路重合闸退出运行；线路为电缆与

架空线的混合线路时，当电缆超过全长的二分之一时，重合间应

退出运行。

6、直配线路的负荷端保护正常退出运行，配有光纤保护的

线路负荷端正常运行只投光纤保护，且宜投发信。

7、线路所带变压器容量较大时，存在过流II段电流值伸

出变压器低压侧的可能性（定值单备注说明），当变压器低后出

线故障本线路开关未跳开时高压侧线路电源侧保护过流II段保

护会比所带变压器后备保护动作快，造成停电范围扩大。

8、由于部分变电站多电源供电时大、小方式间相差较大，

为保证保护的配合性，不同电源供电需对应不同定值单，要求运

行方式改变前由运行人员在现场切换保护定值区并与当值调度

员核对需执行的定值单内容。

四、35kV/10kV线路保护整定实例

1、35kV线路保护整定

例：高山站35kV高段1#线保护定值计算

1）线路参数：L=9.2Km导线型号：LGJ750Z*=0.3034

（总阻护/基准值（13.7））

所带负荷：段家村1#主变S=10000kVAZ*=0.75（短

路阻抗Ud/S标么值（10））

高山站35kV母线：X大=0.137539X小=0.23457

开关编号：3015,3016

CT变比：600/5

高山站主变35kV保护定值

高山站2#主变RCS-978E低后备保护定值单

主变容量=120MVA

容量比：1/1/0.5

CT变比:35KV®J=1500/5

in侧后备保护定值

01相电流起动=1170A/3.9A

02复:压闭锁负序相电压=7V03复压闭锁相间低电压=70V

04过流I段=3O9OA/IO.3A（35KV母线Ksen=1.8）

H-0.9S（跳母联3010开关）一时限控制字一0041H

t2=I.2S（跳本侧3012开关）二时限控制字=0009H

t3=1.5S（跳总出口）三时限控制字=000FH

05过流II段=1230A/4.1A（35KV母线Kscn=4.5小方式高周线末Ksen=1.95）

tl=2.6S（跳母联3010开关）一时限控制字=004IH

t2=2.9S（跳木侧3012开关）二时限控制字=0009H

t3=3.2S（跳总出口）三时限控制字=000FH

06过负荷I段=1I1OA/3.7At=9S信号07零序电压报警=10Vt==9S信号

08过流I段经复压闭锁=109过流n段经复压闭锁=1

10过负荷I段投入=111零序电压报警投入=1

3)220kV高山站一次接线图：

4）过流I段：按躲线末最大短路电流整定

I⑶=1560/（0.13753+0.3034）=3538A

Id2=1.3X3538/（600/5）=38.5A（二次值）一4596A（一

次值）

保护范围：L%=（1560X0.866/4596-0.13753）.0.3034

=51%（大方式）

L%=（1560X0.866/4596-0.23457）4-0.3034

=19%（小方式）

T=0s

5）过流II段：躲段家村主变低压侧短路

=1560/（0.13753+0.3034+0.75/2）=1912A（段

家村主变低压侧并列运行)

ld2=1.2X1912/(600/5)=19.1A(二次值)-2292A(一

次值)

线末小方式：

I<2>=1560X0.866/(0.23457+0.3034)=2511A

KIm=2511/2292=1.09<1.5

此定值不满足灵敏度要求。

I⑶=1560/(0.13753+0.3034+0.75)=1310A(段家

村主变低压侧解列运行)

ld2=1.2X1310/(600/5)=13.1A(二次值)一1572A(一

次值)

线末小方式：

I(2)=1560X0.866/(0.23457+0.3034)=2511A

Klm=2511/1572=1.59>1.5

T=0.3s

注：要求段家村主变低压侧解列运行。

6)过流111段：

按躲最大负荷lfmax=2X10000/(J3X35)=330A

Lz=1.5X330/(0.85X600/5)=4.85A-582A

按段家村主变低压侧有1.2的灵敏度

I(2)=1560X0.866/(0.23457+0.3034+0.75)=1048A

ldz=1048/(1.2X600/5)=7.2A-864A

取定值：ldz=4.85A-582A

Klm=1048/582=1.8>1.2

T=2.1s

7）、35kV线路保护定值单

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+高山站+35kV高段1#线+RCS-9612AII+调继字第130622号代原号

单位名称大同供电公司厂站名称高山站

保护装置型号RCS-9612AII生成时问2013年9月26□

设备名称35kV高段1#线开关编号3015

…600/5…

CT变比（10P20）变比35/01线路长度9.2kM

序号整定值名称原定值新定值

—*装置定值

4596A/38.3A

1I段过流（大方式51%

小方式19%）

1572A/13.1A

2II段过流

（小方式Klm=1.59）

582A/4.85A

3III段过流

（主变低压Klm=1.8）

4过流保护低压闭锁停用

5过流加速段定值582A/4.85A

6过负荷保护定值停用

7零序I段过流段停用

8零序II段过流段停用

9零序III段过流段停用

10零序过流加速段段停用

11低周保护低频整定停用

12低周保护低压闭锁停用

13df/dt闭锁停用

14重合间同期角30°

15过流I段时间0s

16过流II段时间0.3s

17过流ni段时间2.1s

18过流加速段时间0.1s

批准人审核人整定人

大同+高山站+35kV高段1#线+RCS-9612AH+调继字第130622号代原号

序号整定值名称原定值新定值

19过负荷保护时间停用

20零序过流I段时间停用

21零序过流II段时间停用

22零序过流HI段时间停用

23零序过流加速时间停用

24低频保护时间停用

25重合闸时间1.5s

26二次重合闸时间停用

27反时限特性停用

二控制字

1过流I段投入1

2过流II段投入1

3过流III段投入1

4反时限投入0

5过流I段经低压闭澳0

6过流n段经低压闭锁0

7过流in段经低压闭锁0

8过流I段经方向闭须0

9过流n段经方向闭锁0

10过流in段经方向闭锁0

11过流加速段投入1

12零序过流加速段投入0

13投前加速0

14过负荷保护投入0

批准人审核人整定人

大同+高山站+35kV高段1井线+RCS-9612AII+调继字第130622号代原号

序号整定值名称原定值新定值

15零序过流I段投入0

16零序过流II段投入0

17零序过流III段投入0

18零序过流I段经方向闭锁0

19零序过流n段经方向闭锁0

20零序过流Hi段经方向闭锁0

21低周保护投入0

22DF/DT闭锁投入0

23重合闸投入1

24重合闸不捡1

25重合闸检同期0

26重合闸检无压0

27二次重合闸投入0

28线路电压额定I00V1

29PT断线检查1

3()PT断线时退出与电压有关的电流保护0

注：1、核算。

说明

2、要求段家村主变低压侧解列运行。

批准人审核人整定人

请将：大同+高山站+35kV高段1#线+RCS-9612AH+调继字第130622号

调试结果报电力调控中心保护组

1、定值调整情况：

2、保护采用的CT变比：PT变比：

回执3、存在的问题：

4、调控中心处理意见：

5、定值调整日期J：定值调整人员姓名：

6、现场值班核对定值人员：核对时间：

7、调度值班员：

2、35kV变压器保护整定

1)35kV段家村变电站1#变压器参数

型号：SSZ11-10000/35

容量比：10000kVA/10000kVA

额定电压：35±2X1.25%kV/10.5kV

额定电流：165A/550A

高低阻抗电压：Z*=0.75

高山立占35kV母线：X^=0.13753X小=0.23457

35kV高段1#线Z*=0.3034

35kV高段2#线Z*=0.3112

段家村站35kV母线：

X大=0.13753+0.3034=0.44098

X小=0.23457+0.3112=0.54577

段家村站10kV母线：

X大=0.13753+0.3034+0.75=1.19093

X小=0.23457+0.3112+0.75=1.29577

2)35kV段家村变电站一次接线图

AA

35kV富段I线35kY高段II线

1阶段电差||阶段电源

南信庄2噬子沟线高山线南羊路线桃泊沟高嵯2枚点南信庄习达子沟线上河沟线蔡家沟线段昌线

±±±±±±±x±±±

3）差动速断电流

一般取额定电流的5〜8（大容量取小，小容量取大）倍，

且要求保护安装处灵敏度不小于1.5o

动作值：52=J3（依据说明书取值）X5X165（高压侧）=

1428A

灵敏度校验：小方式保护安装处（差动速断保护只保护到主

变高压侧，最多到高压绕组，所以这样校验）

I⑵二1560X0.866/0.44093=3063A

Klm=30634-1428=2.1>1.5

4）差动保护启动电流

一般取额定电流的0.3〜0.8倍，且要求灵敏度不小于1.5o

动作值：0.5le=V3X0.5X165.4=142.8A

灵敏度校验：主变低压侧故障（保护主变两侧）

I⑵二1560X0.866/（0.54577+0.75）=1042A

Klm=10424-142.8=7.3>1.5

5）高压侧过流保护

一般按变压器额定电流整定，计算公式为：

I=KKXIe/Kf

KK-可靠系数，取1.2〜1.3

心一返回系数，取0.85〜0.95

动作值：1=1.2（与低压侧配合系统）X1.5X1654-0.85

=348A

时限:t1=1.8s一跳总出口

灵敏度校脸：主变低压侧故障，按两台主变并列运行分流考

虑：

总电流I（2）=1560X0.866/（0.54577+0.75/2）=1467A

1#变分流I⑵=1467/2=733A

Klm=7334-348=2.1>1.2

6）低压侧过流保护

A）过流I段：按本侧母线故障有1.5的灵敏度或与出线速

断或限时速断保护配合。

小方式时10kV母线故障：（整定按本侧母线故障有1.5的灵

敏度计算，不需要再校验）

/215500X0.866/（0.54577+0.75）=3675A

动作值：1=3675+1.5=2450A

时限:t1=0.3s一跳分段

t2=0.6s一跳本侧

t3=0.9s一跳总出口

B）过流II段：按变压器额定电流整定，计算公式为：

I=KKXIe/Kfo

动作值：1=1.1（与线路III段的配合系数）X1.5X550

・0.85=1067A

时限：由二0.9s一跳分段

t2=1.2s一跳本侧

t3=1.5s一跳总出口（不得大于高后备最短时限

灵敏度校脸：主变低压侧故障，按两台主变并列运行分流考

虑（是否需要用线路未两相短路电流来校险）

总电流I⑵二5500X0.866/（0.54577+0.75/2）=5170A

1#变分流I⑵=5170/2=2585A

Klm=25854-1067=2.4

6）段家村主变保护定值

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号代原第号

单位名称大同供电公司厂站名称段家村变电站

保护装置型号DMP系列生成时间2014年12月9日

设备名称1#主变开关编号3273、4271

主变容量10MVA容量比1:1

300/5800/5

35kV侧CT10kV侧CT

(10P30)(10P30)

序号整定值名称原定值新定值

—差动保护定值（DMP-322）

（一）差动速断

1差动速断ON

2速断电流定值1428A/23.8A

（二）比率差动

1比率差动ON

142.8A/2.38A

2门坎电流定值

(主变低压侧Klm=7.3)

3二次谐波比0.12

4比率系数0.5

5拐点电流定值285.6A/4.76A

（三）CT断线

1CT断线闭锁OFF

（四）差流告警

1差流告警ON

2差流告警定值71.4A/1.19A

（五）不平衡系数

1低压侧系数1.3

（六）高压侧CT接线方式

1高压侧Y/YON

批准人审核人整定人

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号代原第号

序号整定值名称原定值新定值

（七）过载启动风冷（停用）

(A)过负荷告警（停用）

（九）过我闭锁调压（停用）

二高压侧后备保护定值（DMP-325）

（一）复压过流I段

1负序电压闭锁OFF

2低电压闭锁OFF

3I时限OFF

4I时限方向OFF

5II时限OFF

6II时限方向OFF

7III时限ONON

8III时限方向OFF

348A/5.8A

9电流定值

(主变低压侧Klm=2.3)

10低电压定值70V

11负序电压定值8V

12I时限停用

13n时限停用

14Hi时限1.8S（跳总出口）

（二）复压过流u段（停用）

（三）复合电压闭锁（停用）

（四）母线绝缘监视

1高压侧ON

2低压侧ON

批准人审核人整定人

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号代原第号

序号整定值名称原定值新定值

3绝缘监视电压15V

（五）过载启动风冷

1过载启动风冷ON

2启动风冷电流132A/2.2A

3关闭风冷电流84A/1.4A

（六）过负荷告警

1过负荷告警ON

2告警电流204A/3.4A

3动作延时9S

（七）过载闭锁调压

1过载闭锁调压ON

2电流定值165A/2.75A

3动作延时10S

（八）CT断线

1CT断线告警ON

2CT断线电流6A/0.1A

（九）PT断线告警

1高压侧ON

2低压侧ON

3检无压定值30V

4检无流定值0.1A

三低压侧后备保护定值（DMP-323）

(-)复压过流I段

1负序电压闭锁OFF

批准人审核人整定人

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号代原第号

序号整定值名称原定值新定值

2低电压闭锁OFF

3I时限ON

4I时限方向OFF

5II时限ON

6n时限方向OFF

7in时限ON

8ni时限方向OFF

2450A/15.3A

9电流定值

(主变低压侧Klm=2.1)

1()低电压定值70V

11负序电压定值8V

12I时限0.3S（跳分段）

13n时限0.6S（跳本侧）

14in时限0.9S（跳总出口）

<-)复压过流II段

1负序电压闭锁OFF

2低电压闭锁OFF

3I时限ON

4I时限方向OFF

5n时限ON

6n时限方向OFF

7III时限ON

8in时限方向OFF

1067A/6.67A

9电流定值

（主变低压侧Klm=2.4）

10低电压定值70V

11负序电压定值8V

12I时限0.9S（跳分段）

13n时限1.2S（跳本侧）

14in时限1.5S（跳总出口）

（三）母线绝缘监视

1母线绝缘监视ON

2绝缘监视电压15V

（四）过流启动风冷

1过流启动风冷ON

2启动风冷电流440A/2.75A

3关闭风冷电流272A/1.7A

（六）过负荷告警

1过负荷告警ON

2告警电流680A/4.25A672A/4.2A

批准人审核人整定人

大同供电公司继电保护定值通知单

大同+段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号代原第号

序号整定值名称原定值新定值

3动作延时9S

（七）过载闭锁调压

1过载闭锁调压ON

2电流定值544A/3.4A

3动作延时10S

（A）CT断线

1CT断线告警ON

2CT断线电流16A/0.1A

（九）PT断线告警

1PT断线告警ON

2检无压定值30V

3检无流定值0.1A

四非电量保护

1本体轻瓦斯300cm3（信号）

2本体重瓦斯Im/s（总出口）

3有载调压轻瓦斯300cm3（信号）

4有载调压重瓦斯0.9m/s（总出口）

注：定值核算

说明1、要求段家村主变低压侧解列运行。

2、主变低后备保护动作闭锁低压侧备自投。

批准人审核人整定人

请将：大同十段家村站+1#主变+DMP系列+调继字第140979号

调试结果报电力调控中心保护组

1、定值调整情况：

2、保护采用的CT变比：PT变比：

回执3、存在的问题：

4、调控中心处理意见：

5、定值调整日期：定值调整人员姓名：

6、现场值班核对定值人员：核对时间：

7、调度值班员：

备注:二次谐波比取0.比或0.15,据说明书而定。

比率系统一折取0.5

拐点电流定值据说明书要求定

差流告警定值取O.IIe

低压侧不平衡系统由说明书计算公式算出

启动风冷电流0.8Ie

过负荷告警电流1.05Ie/0.85

过载闭锁调压电流定值Ie

3、10kV线路保护整定

1)10kV高山线参数

线路参数：L=5.933Km型号：LGJT20乙=2.60295

负荷参数：S愁=3930kVA

配变参数：S大=350kVAZ*=21S小=50kVAZ*=112

开关编号：42712CT变比：400/5

段家村站10kV母线:

X大=0.13753+0.3034+0.75=1.19093

X小=0.23457+0.3112+0.75=1.29577

2)10kV高山线过流I段：按躲线末最大短路电流整定

I⑶=5500/(1.19093+2.60295)=1449A

Id2=1.3X1449/(400/5)=23.5A(二次值)一1880A(-

次值)

保护范围：L%=(5500X0.866/1880-1.19093):2.60295

=51%(大方式)

L%=(5500X0.866/1880-1.29577)4-2.60295

=47%(小方式)

T=0s

3)10kV高山线过流II段：按线末故障有1・5灵敏度

I<2)=5500X0.866/(1.29577+2.60295)=1221A

ldz=1221/1.5=800A

T=0.3s

4)10kV高山线过流III段：

按躲最大负荷Ifmax=3930/(V3X10.5)=216A

Idz=1.5X2016/(0.85X400/5)=4.7A-376A

按负荷变低压侧有1.2的灵敏度

I<2)=5500X0.866/(1.29577+2.60295+112)=41A

I<2)=5500X0.866/(1.29577+2.60295+21)=191.3A

过流III段对所带负荷变低压侧无灵敏度

T=0.6s

5)10kV高山线保护定值单：

退出］KI