继电保护定值计算课程设计成果(华电)（大全5篇）

第一篇：继电保护定值计算课程设计成果(华电)

.课程设计报告

.(2014—2015年度第一学期)名 称： 继电保护整定计算 院 系： 电气与电子工程学院 班 级： 学 号： 学生姓名： 指导教师： 设计周数： 两周

成 绩：

日期： 2014年 12月29日

.一、课程设计(综合实验)的目的与要求

1.课程设计的目的

1)巩固《电力系统继电保护原理》课程的理论知识，掌握运用所学知识分析和解决生产实际问题的能力。

2)通过对国家行业颁布的有关技术规程、规范和标准学习，建立正确的设计思想，理解我国现行的技术政策。

3)初步掌握继电保护设计的内容、步骤和方法。4)提高计算、制图和编写技术文件的技能。

2.对课程设计的要求

1)理论联系实际。对书本理论知识的运用和对规程、规范的执行必须考虑到任务书所规定的实际情况，切忌机械地搬套。

2)独立思考。在课程设计过程中，既要尽可能参考有关资料和主动争取教师的指导，也可以在同学之间展开讨论，但必须坚持独立思考，独自完成设计成果。

3)认真细致。在课程设计中应养成认真细致的工作作风，克服马虎潦草不负责的弊病，为今后的工作岗位上担当建设任务打好基础。4)按照任务书规定的内容和进度完成。

二、设计（实验）正文

1.某一水电站网络如图1所示。已知：

（1）发电机为水轮立式机组，功率因数为0.8、额定电压6.3kV、次暂态电抗为0.2，负序阻抗为0.24；

（2）水电站的最大发电容量为2×5000kW，最小发电容量为5000kW，正常运行方式发电容量为2×5000kW；

（3）.平行线路L1、L2同时运行为正常运行方式；

（4）变压器的短路电压均为10％，接线方式为Yd-11，变比为38.5/6.3kV。

（5）负荷自起动系数为1.3 ；

（6）保护动作是限级差△t ＝ 0.5s ；

（7）线路正序电抗每公里均为 0.4 Ω，零序电抗为3倍正序电抗；

图1..试求：

（1）确定水电站发电机、变压器相间短路主保护、后备保护的配置方式；

答：对于水电站发电机，相间短路保护的主保护采用纵联差动保护，后备保护应配置低电压启动的过电流保护、复合电压启动的过电流保护、负序电流保护和阻抗保护。对于变压器，相间短路的主保护采用纵联差动保护，并配置复合电压启动的过电流保护或低电压闭锁的过电流保护作为后备保护。

（2）确定6QF断路器的保护配置方式，计算它们的动作定值、动作时限，并进行灵敏度校验；

答：系统等值电路的参数标么值，选取 SB6.3MVA，UB38.5kV，各部分等值参数如下：

发电机：XG*X*N''''SB6.30.20.20

2SN5/0.82UTNS变压器：XT*X*NB0.1 2STNUB输电线路：XL1*XL2*rlSB6.30.4400.068

22UB38.XL3*rlSB6.30.4560.095 2UB38.52SB6.30.4180.031 22UB38.5SB6.30.4180.031 2UB38.52

XL4*rl

XL5*rl

系统等值阻抗图如下：

..图2

6QF断路器位于线路末端，与无穷大电网连接，运行方式变化大，三段式电流保护仅能配置Ⅰ段保护。

电流Ⅰ段：按躲过本线路末端发生短路时的最大短路电流整定。D节点最大短路电流：

Ik.max1SB0.5XG*0.5XT*0.5XBC*XCD3U

6.30.3712kA3350.1010.050.0340.095动作定值：Iset6KrelIk.max1.20.37120.4859(kA)电流速断保护保护范围校验：

Lmin61zCDUU2138.535220.48590.28606.30 2IⅠZ*S0.4Bset.6电流Ⅱ段：保护范围延伸至下级线路，与下级线路电流Ι段配。

末端节点最大短路电流：

Ik.max1SB0.5XG*0.5XT*0.5XBC*XCDXDN3U

6.30.3342kA3350.1010.050.0340.0950.031IIIⅡ段动作定值：IsetkA 6KrelKrelIkmax1.11.20.33420.441t灵敏性校验： IItIt0.5s

Ik.min

KsenII31SB2XG*0.5XT*0.5XBC*XCDXDN3U36.30.2184kA23350.2020.050.0340.0950.031

Ikmin1.3 IIIset6相应分析：保护范围校验不满足要求。由于系统运行方式变化大，故一般的电流保护不满足灵敏性与可靠性的要求，且末端仍有一段线路，故一般配置距离保护。距离保护Ⅰ段：整定阻抗Zset6KrelLCDz10.8560.417.92 距离保护Ⅱ段：整定阻抗

IIIIIZsetK(LzK 6relCD1relLDNz1)0.8(560.40.8180.4)22.528II..灵敏度校验：KIIsenIIZset22.52861.007<1.25 ZCD0.456灵敏度不满足要求

距离保护Ⅲ段：按躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定

ZLCD.min20.95UN0.953UN0.9533520.8161.254 ILCD.maxSmax25Ⅲ距离保护Ⅲ段整定值Zset6ZLCD.minKrelKssKre161.25486.14

1.21.31.2距离保护Ⅲ段灵敏度校验：Ksen灵敏度满足要求，且tIIIⅢZset86.1463.851.5 ZCD560.40.5s

（3）确定平行线路L1、L2的的1QF、3QF相间短路主保护和后备保护，计算它们的动作定值、动作时限，并进行灵敏度校验；

答：由上，易知系统运行情况变化大，一般的电流保护均无法满足要求，故采用距离保护，而距离保护Ⅱ段在双回线并列运行时线路末端短路时易误动，故配置距离保护Ⅰ段和Ⅲ段。以1QF为例，整定计算如下：

Ⅰ距离保护Ⅰ段：整定阻抗 ZⅠK.8 set1relLBCz10.8400.412距离保护Ⅲ段：按躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定

ZLBC.min20.95UN0.953UN0.9533520.8161.254 ILBC.maxSmax25Ⅲ距离保护Ⅲ段整定值Zset1ZLBC.minKrelKssKre162.25486.14

1.21.31.2距离保护Ⅲ段灵敏度校验KsenⅢZset86.1465.3841.5 ZBC400.4III灵敏度满足要求，且Ⅲ段动作时间：t1IIIt6t0.5s

3QF的整定计算过程和结果与1QF相同。

（4）假设平行线路L1、L2两侧配置有三相重合闸，计算三相重合闸装置的整定值。答：按最不利情况考虑，本侧先跳闸，对侧保护延时跳闸

tARC(tp.2tQF.2tut裕度)(tp.1tQF.1)0.8~1.5s

取典型值1s。

..（5）继电保护6QF的接线图及展开图。

答：6QF的接线图如图3所示。第I段距离保护由电流继电器KA1、KA2、中间继电器KM和信号继电器KS1组成。第II段距离保护由电流继电器KA3、KA4、时间继电器KT1及信号继电器KS2组成。第III段距离保护由电流继电器KA5、KA6、KA7、时间继电器KT2及信号继电器KS3组成。其中，电流继电器KA7接于A、C两相电流之和的中性线上，相当于B相继电器，则第III段距离保护组成了三相式保护。

图3 展开图如图4所示。

..图4

2.已知一配电网络如图5所示。已知：

（1）系统中各变压器参数如图所示，忽略变压器电阻；（2）变压器T1与T2之间的电缆L1参数：

r10.153(/kM)，x10.119(/kM)，r03r1,x03x1

母线LA与LE之间的电缆L2参数：

r10.163(/kM)，x10.087(/kM)，r03r1,x03x1。

（3）变压器T1、T2参数如图中所示，其中变压器T1中性线阻抗Z0=20。（4）高压母线HA以上部分的在10kV电压等级下系统阻抗为： Xs.HA.max2.0，Xs.HA.min1.0

（5）低压0.4kV开关CB510下级直接与负荷相连，400A为其额定电流。低压开关CB504、CB505也是如此。

图5 试求：

（1）电力系统中各断路器所配置的电流三段式保护进行定值整定，进行灵敏性校验； 答：选取基准容量SB4MVA，基准电压为各段平均电压。高压母线HA以上部分

..Xs.HAmax*Xs.HAmaxSB2.040.072622UB110.5Xs.HAminSB1.040.0363 22U10.5Xs.HAmin*变压器T1和T2 2UTNS4XT1*X*1NB0.060.06 2STNUB4XT2*0.06电缆线路L1和L2

RL1*rl40.12 24SB40.1531820.0080XL1*0.1191820.0062 637UB370.2

RL2*0.16340.81

520.XL2*0.0870.240.435 20.4系统等值阻抗图6如下：

图6 电流Ⅰ段： CB107 ：

系统最大运行方式下电缆线路L1末端三相短路时

Ik.L1.max1S4B606.7A

Xs.HAmin*XT1*ZL1*3U0.103337Ⅰ动作电流IⅠ.7728.04A set.107KrelIk.L1.max1.2606保护范围校验

Lmin1071UU2137372Z*0.13260 ⅠzL12Iset.107SB0.19420.7284

CB108：系统最大运行方式下变压器T2末端三相短路时

Ik.T2.max.1Xs.HAmin*XT1*ZL1*XT2*SB4280.3A 3U0.223337.II动作电流Iset.3336.36A.108KrelIk.T2.max1.2280

CB503：系统最大运行方式下电缆线路L2末端三相短路时

Ik.L2.max1S4B5.48kA

Xs.HAmin*XT1*ZL1*XT2*ZL2*3U1.0530.4II动作电流IsetkA.503KrelIk.L2.max1.25.486.576保护范围校验

Lmin5031UU210.40.42ⅠZ*26.5760.26284107.7m 0.185zL22ISBset.503

电流II段：

IIIIIICB107 ：动作电流Iset.36370A.107KrelIset.1081.1336III动作时间tset.107tset.108t0.5s

系统最小运行方式下电缆线路L1末端两相短路时

Ik.L1.min灵敏度校验 31S4B388.9A 2Xs.HAmax*XT1*ZL1*3U20.13937Ik.L1.min388.91.05 IIIset.1073700.478.2A 37IIKsen.107

CB108: 动作电流Iset.108KrelIset.5031.16576III动作时间tset.108tset.503t0.5s IIIII系统最小运行方式下变压器T2末端两相短路时

Ik.T2.min 灵敏度校验 Ksen.108IIS314B208.7A 2Xs.HAmax*XT1*ZL1*XT2*3U20.25937Ik.T2.min208.72.67 IIIset.10878.2

电流Ⅲ段：

..CB506：动作电流IIIIset.506IIIKrelKss1.21.3I506.max400693.3A

Kre0.9III动作时间tset5060.5s

IIIKrelKss1.21.3I504.max500866.7A

Kre0.9CB504：动作电流IIIIset.504III动作时间tset5040.5s

IIIKrelKss1.21.3I505.max400693.3A

Kre0.9CB505：动作电流IIIIset.505III动作时间tset5040.5s

IIIKrelKss1.21.3IL2.max9001.56kA

Kre0.9CB503： 动作电流IIIIset.503III动作时间tset5030.5st1.0s

IIIKrelKss1.21.30.4IT2.max130024.36A

Kre0.937CB108：动作电流IIIIset.108IIIIII动作时间tset108tset503t1.5s

IIIKrelKss1.21.30.4IL1.max130024.36A

Kre0.937CB107：动作电流IIIIset.107IIIIII动作时间tset107tset108t2.0s

（2）对系统中所配置的零序电流保护进行定值整定，进行灵敏性校验；

答：根据系统的中性点接地方式，在CB107上，可配置零序电流保护Ⅰ段和Ⅲ段，而降压变压器后无零序通路，无需配置II段。

L1线路末端母线发生接地短路故障时，各序阻抗分别为：

ZL1.1.min*ZL1.2.min*0.103

ZL1.0*Z0SBZL10*0.0686 U2在系统最大运行方式下，L1线路末端发生两相接地短路故障时，零序电流

..ZL12*ZL10*ZL12*ZL10*ZL11*ZL12*ZL10* 0.1034259.8A0.1030.06863370.1030.06860.1030.1030.0686Ik0.L1.max1,1ZL12*SB3U在系统最大运行方式下，L1线路末端发生单相接地短路故障时，零序电流

Ik10.L1.max 零序电流Ⅰ段 Z1L11*ZL12*ZL10*SB14227.3A3U0.10320.0686337Ⅰ1,1IⅠ.8974.25A set107Krel3Ik0.L1.max1.253259零序电流Ⅲ段按躲过L1线路末端三相短路的最大不平衡电流整定

ⅢⅢIset.756.88A 107KrelKnpKstKerIk.L1.max1.251.50.50.1606)Ik(1227.30.L1.maxIII4.0

Iset.10756.88零序电流Ⅲ段按本线路末端单相接地短路校验灵敏度K灵敏度满足要求

Ⅲsen（3）对配置继电保护方案进行评价，如有缺陷提出改进措施。

答：CB107电流Ⅰ段在系统最小运行方式下对于相间短路故障不具有足够的保护范围，且电流Ⅱ段的灵敏系数不满足要求，应加入低电压启动元件，降低动作定值，提高灵敏度，或者采用距离保护来替代电流保护。

零序电流保护作为系统接地短路故障的主保护，由于受到系统中性点接地方式的影响，在上述配电网中，零序电流保护的作用范围较小，且无法和相邻的线路或变压器配合。

3.110kV单电源环形网络如图7所示。

已知：

（1）线路AB、BC、AC的最大负荷电流分别为230Ａ、150Ａ、230Ａ，负荷的自起动系数为1.5；

（2）网络中各线路采用带方向或不带方向的电流电压保护、零序电流保护或距离保护，变压器采用纵联差动保护作为主保护，变压器为Ｙd11 接线；

（3）发电厂的最大发电容量为3×50MW，最小发电容量为1×50MW（2台发变组停运）；

（4）各变电所引出线上的后备保护动作时间如图示，后备保护的时限级差△ t ＝ 0.5s ；

（5）线路的电抗每公里均为 0.4 Ω，忽律电阻；

（6）电压互感器的变比110/0.1，AB、AC线路电流互感器变比300/5，其它参数如图所示。

..图7 试求：

（1）确定继电保护1、2、3、4、5、6的保护配置方式，以及它们的动作定值和动作时限；

答：环网由于运行模式复杂，采用电流保护易造成灵敏度低，保护范围小等问题，因此拟用距离保护。

距离保护涉及阻抗

线路：ZAB400.416 ZBC300.412 ZAC500.420 母线B侧一台变压器：ZTB11520.10569.43

2011520.10569.43

20母线C侧一台变压器：ZTC距离保护Ⅰ段：

II1QF Zset.1KrelZAB0.851613.6 II2QF Zset.2KrelZAB0.851613.6 II3QF ZsetK.2.3relZBC0.851210II4QF Zset.2.4KrelZBC0.851210II5QF Zset.5KrelZAC0.852017

..IIⅠ6QFZset.6KrelZAC0.852017

动作时限均为tset0

距离保护Ⅱ段

1QF ：与3QF距离保护Ⅰ段配合

IIIIⅠZset1610.220.96.1KrelZABZset.30.8I按躲过母线B处变压器电压侧出口短路整定，分支系数

Kb1.minZABZBCZAC481.5

ZBCZAC32IIIIZset161.50.569.4347.65

.1KrelZABK1.min0.5ZTB0.7IIIII取较小者，Zset

20.96tt.1set.1se.3tt0.5s

IIZset20.96.11.311.25 满足要求 ZAB16灵敏度校验：KIIsen.13QF ：与5QF距离保护Ⅰ段配合

IIIIIⅠZset161723.1.3KrelZBCZset.50.7按躲过母线C处变压器电压侧出口短路整定，此处分支系数

Kc3.minZABZBCZAC482.4ZAC20IIIIZset122.469.43125.04.3KrelZBCKc3.minZTC0.7IIIII取较小者，Zset

26.4tt.3set.3se.5tt0.5s

IIZset23.1.31.9251.25 满足要求 ZAB12灵敏度校验：KIIsen.3

6QF ：与4QF距离保护Ⅰ段配合

IIIIIZsetKZZ.6relACset.40.72010.221.14

按躲过母线C处变压器电压侧出口短路整定，分支系数

Kc6.minZABZBCZAC481.71

ZBCZAB28IIIIZsetK.6relZACKc6.minZTC0.7201.7169.4397.11..IIIII取较小者，Zset.621.14 tset.6tset.4t0.5s

IIZset21.14.31.0571.25 ZAC20灵敏度校验：KIIsen.6 不满足要求

4QF ：与2QF距离保护Ⅰ段配合

IIIIIZset1213.617.92.4KrelZBCZset.20.7按躲过母线B处变压器电压侧出口短路整定，分支系数

Kb2.minZABZBCZAC483

ZAB16IIIIZset1230.569.4381.165.4KrelZBCK1.min0.5ZTB0.7IIIII取较小者，Zset.417.92 tset.4tset.2t0.5s

IIZset17.92.41.491.25 满足要求 ZBC12灵敏度校验：KIIsen.4

距离Ⅲ段：

5QF：按照躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定

ZLAC.min0.9UN0.9110248.5

3Imax30.23考虑自启动系数与返回系数后

ⅢZset.5ZLAC.min248.5120.05

KrelKssKre1.21.51.15III按躲过最大振荡周期整定 tset.51.5s

IIIZset120.05.56.01.5 满足要求 ZAC20近后备灵敏度校验KIIIsen1.5

3QF:按照躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定

ZLBC.min考虑自启动系数与返回系数后

ⅢZset.30.9110381.05

30.15ZLBC.min381.05184.1

KrelKssKre1.21.51.15..IIIⅢ动作时间tset.3maxtCt,tset.5t2.0s

ⅢZset184.1.1315.31.5 满足要求 ZBC12ⅢZset184.1.35.81.2 满足要求 ZBCZAC1220近后备灵敏度校验KⅢsen1.3远后备灵敏度校验KⅢsen2.3

1QF：按照躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定

ZLAB.min考虑自启动系数与返回系数后

Zset.1III0.9UN0.9110248.5

3Imax30.23ZLAB.min248.5120.05

KrelKssKre1.21.51.15IIIIII动作时间tset.1maxtBt,tset.1t2.5s

IIIZset120.05.17.51.5 ZAB16近后备灵敏度校验 KIIIsen1.1满足要求

远后备灵敏度校验 KIIIsen2.1IIIZset120.05.14.31.2 满足要求 ZABZBC16122QF、4QF与6QF与上相同。

（2）保护3（或4）的继电保护接线图及展开图；

答：第I段距离保护由电流继电器KA1、KA2、中间继电器KM和信号继电器KS1组成。第II段距离保护由电流继电器KA3、KA4、时间继电器KT1及信号继电器KS2组成。第III段距离保护由电流继电器KA5、KA6、KA7、时间继电器KT2及信号继电器KS3组成。其中，电流继电器KA7接于A、C两相电流之和的中性线上，相当于B相继电器，则第III段距离保护组成了三相式保护。

..图8 展开图如图9所示。

图9

（3）对本网络所采用的保护进行评价。

答：由于网络为110kV单电源环形网络，受外负荷影响，系统运行方式变化大。采用距离保护，保护区稳定，灵敏度高，可有效避免电流保护的不足。对于整定值结果，线路两侧断路在同一故障时动作时间不一定相同，这可能无法达到对故障快速切除的要求。因此在需全..线快速切除故障的保护中，可以与纵联保护进行配合。

三、课程设计总结

继电保护定值计算设计所涉及的方面很多，尤其是初期材料收集工作在本次课程设计中没有体现。但是根据比实际简单的网络接线图，计算与设计的继电保护仍是基于较为理想情况下的。尽管如此，对我践学继电保护理论及其相关知识仍有不可度量的巨大作用，查缺补漏，进一步掌握了以前所学知识。

四、参考文献

[1]张保会, 尹项根 《电力系统继电保护》.中国电力出版社, 第一版.2005年5月 [2]中国电力企业联合会 《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》.GB/T 50062-2008.中国计划出版社, 第一版.2009年4月

[3]崔家佩等.《电力系统继电保护与安全自动装置整定计算》.水利电力出版社,第一版.1993年3月..

第二篇：继电保护定值计算

继电保护定值计算

随着电力工业迅速发展，继电保护及自动装置也加快了更新换代的步伐，大量的电磁式继电保护装置被微机保护所取代。针对多种形式、不同厂家各异的继电保护及自动装置能否正确动作，直接关系到电力系统的安全稳定运行。有数据表明：电力系统因继电保护引起的电力事故占较大比重，由于定值计算与管理失误造成继电保护“三误”事故也时有发生。因此，探索新模式下的继电保护定值计算与管理工作显得十分重要。

定值计算的前期工作

1.1定值计算需要大量前期资料

定值计算应具备准确无误的计算资料，这是进行定值计算的前提。它包括：

一、二次图纸；所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书；电压互感器、电流互感器变比和试验报告；实测线路参数或理论计算参数；保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等等。

1.2在实际计算中遇到的问题

图纸或资料与现场实际不符；比如TA变比与实际不符、线路长度与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。

定值计算所需资料不全：未提供电容器内部接线形式；没有现场保护装置打印清单等。

提供资料标注不清：架空线没有分段标注长度和型号；电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。

1.3TA变比与实际不符使定值计算错误

例：某变电站10kV出线，带两台容量SN为1000kVA变压器，短路阻抗UK为6％，资料提供TA变比N为600/5，实际变比N为1000/1。

保护定值计算：

TA变比N取600/5，过流保护按躲过最大负荷电流整定：

I≥1.5×2SN×3 1/2UeN=1.37A

则一般定值最小可选：600/5，2A。

而实际情况：

TA变比N取1000/1，代入

I≥0.16A

可选择：1000/1 1A。

速断按躲过变压器低压侧短路整定：

短路阻抗标么值：（取基准容量SB=100MVA，基准电压UB=10.5kV，基准电流IB=5500A）当UB=UN时

X*=UK%×SB/(100×SN)=6

I≥1.3×5500/(X*×N)=9.93A（N取600/5）

一般最小可取：600/5，10A。

而实际情况：N=1 000/1，1.3×5500/(X*×N)=1.19A 信息来自:输配电设备网

可选取：1000/1，2A。

结论：可见实际为1000/1的TA，按照600/5计算，所选定值将相差悬殊。

1.4解决措施

由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库，数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。

作为提供资料单位，应对定值所需资料的正确性引起足够的重视，这是进行定值计算的基础工作，错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作，造成严重后果。

复杂的定值计算单位，应针对不同的工程内容、不同的定值计算工作，提供计算所需资料清单列表，以便工程组织单位尽快提供全部资料。

定值计算工作

定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心，树立全局观念和整体观念。整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则：局部服从整体；下级服从上级；局部问题自行消化；尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求；保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，在不满足时应合理取舍。

保护装置为适合现场需要不断更新换代，特别是微机保护装置版本不断升级。整定计算人员不得不花费大量时间和精力，逐字逐句的学习研究新内容，与保护装置厂家技术人员反复沟通，掌握原理和动作逻辑，在采用新的微机保护装置时很容易出错。

由于保护装置来自不同的厂家，有时会有同一种保护定义不同、名称各异，容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细，比如缺少逻辑回路图，使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐，比如设很多控制字和投退压板。

二次接线修改的图纸变更工作不及时。

整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚，没有很好的掌握，以致定值内容出错。

保护装置先天不足，比如有些老型号的装置，定值单位步进较大，小数点之后整不出来，影响了定值单的准确性，甚至影响了上下级的配合关系。

整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作，到了计算定值的时候才发现问题，特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改，使保护配置先天不足。

下级定值没有与上级定值接口，上级改线路定值、下级更换变压器，没有及时通知上下级单位配合，使保护定值失去配合关系。

线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗，使定值计算出现偏差。

定值计算错误举例：

例1：某35kV/10kV变电站，变压器后备过流保护1s断开10kV母联断路器，1.5s断开10kV主断路器，计算10kV出线保护定值时，定值计算人员按常规将10kV出线定值整定成速断0.5s，过流1s，造成该10kV出线短路越级断开10kV母联断路器的事故。

例2：某变电站变压器接线方式为Yyd11线，由于保护整定人员，没有深入理解某装置变压器接线控制字的意义，错将0002H整成0001H，在35kV线路短路时造成变压器差动保护掉闸。

解决措施一般应规范继电保护装置软件版本，规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称，规范厂家技术说明书及其必要的内容。总之，做好规范化工作对继电保护整定计算和运行维护工作意义重大。

整定计算人员应提高业务素质，加强对新装置的学习，积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。

加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习。取长补短，相互把关。

新型微机保护装置的动态培训工作成为新装置上马后的重中之重。作为微机保护装置使用单位，整定计算人员最先接触新装置，会出现意想不到的问题。并且在新装置的使用初级阶段，难免会存在一些问题，因此，让定值计算人员和现场调试维护人员，尽快掌握微机保护装置性能，培训工作十分重要。应加大动态培训的力度，尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。

定值单的执行工作

一张定值单的产生和执行，要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节，其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。

凡运行的继电保护必须有正式的定值单为凭证，保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对，确认无误后，调度部门填写执行日期并盖章，在一周内返还定值计算部门存档。

实际遇到的问题中，执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门，使保存的定值单与现场定值出现偏差。

定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失，使定值单出错。

解决措施：应建立继电保护定值单的闭环管理措施，建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作，不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。

定值的管理工作

定值单管理工作应细致认真，管理好定值单、定值底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要，保存的定值及其资料必须与现场实际相符，才能保证定值计算正确和执行无误。

实际遇到的问题，如工作中定值计算底稿和资料没有及时归档，再次计算时资料不全，出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式，没有制定具体的管理措施。

停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。

一般采用解决的措施是由保护运行维护单位，建立继电保护装置运行管理库，继电保护及二次设备的建档工作应准确及时。保护装置建档是一项基础工作，每套装置均应建立档案，包括厂家、设备规范、软件版本、运行性能、校验日期、缺陷问题、停运和投运日期、更换日期等，管理库时时更新，资源共享。

认真做好每年的定值单核对工作，建立定值单核对、存放管理制度。建立电子版的定值单存放库，定期核对检查。

定值单的管理是继电保护专业的基础工作，只有从基础工作抓起，才能使继电保护工作有序进行。浅论10KV供电系统的继电保护(1)1.10KV供电系统在电力系统中的重要位置

电力系统是由发电、变电、输电、配电和用电等五个环节组成的。在电力系统中，各种类型的、大量的电气设备通过电气线路紧密地联结在一起。由于其覆盖的地域极其辽阔、运行环境极其复杂以及各种人为因素的影响，电气故障的发生是不可避免的。由于电力系统的特殊性，上述五个环节应是环环相扣、时时平衡、缺一不可，又几乎是在同一时间内完成的。在电力系统中的任何一处发生事故，都有可能对电力系统的运行产生重大影响。例如，当系统中的某工矿企业的设备发生短路事故时，由于短路电流的热效应和电动力效应，往往造成电气设备或电气线路的致命损坏还有可能严重到使系统的稳定运行遭到破坏；当10KV不接地系统中的某处发生一相接地时，就会造成接地相的电压降低，其他两相的电压升高，常此运行就可能使系统中的绝缘遭受损坏，也有进一步发展为事故的可能。

10KV供电系统是电力系统的一部分。它能否安全、稳定、可靠地运行，不但直接关系到企业用电的畅通，而且涉及到电力系统能否正常的运行。因此要全面地理解和执行地区电业部门的有关标准和规程以及相应的国家标准和规范。

由于10KV 系统中包含着一次系统和二次系统。又由于一次系统比较简单、更为直观，在考虑和设置上较为容易；而二次系统相对较为复杂，并且二次系统包括了大量的继电保护装置、自动装置和二次回路。所谓继电保护装置就是在供电系统中用来对一次系统进行监视、测量、控制和保护，由继电器来组成的一套专门的自动装置。为了确保10KV供电系统的正常运行，必须正确的设置继电保护装置。2.10KV系统中应配置的继电保护

按照工厂企业10KV供电系统的设计规范要求，在10KV的供电线路、配电变压器和分段母线上一般应设置以下保护装置：

（1）10KV线路应配置的继电保护 10KV线路一般均应装设过电流保护。当过电流保护的时限不大于0.5s～0.7s,并没有保护配合上的要求时，可不装设电流速断保护；自重要的变配电所引出的线路应装设瞬时电流速断保护。当瞬时电流速断保护不能满足选择性动作时，应装设略带时限的电流速断保护。（2）10KV配电变压器应配置的继电保护

1）当配电变压器容量小于400KVA时： 一般采用高压熔断器保护；

2）当配电变压器容量为400～630KVA，高压侧采用断路器时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于车间内油浸式配电变压器还应装设气体保护；

3）当配电变压器容量为800KVA及以上时，应装设过电流保护，而当过流保护时限大于0.5s时，还应装设电流速断保护；对于油浸式配电变压器还应装设气体保护；另外尚应装设温度保护。（3）10KV分段母线应配置的继电保护

对于不并列运行的分段母线,应装设电流速断保护，但仅在断路器合闸的瞬间投入，合闸后自动解除；另外应装设过电流保护。如采用的是反时限过电流保护时，其瞬动部分应解除；对于负荷等级较低的配电所可不装设保护。3.10KV系统中继电保护的配置现状

目前，一般企业高压供电系统中均为10KV系统。除早期建设的10KV系统中，较多采用的是直流操作的定时限过电流保护和瞬时电流速断保护外，近些年来飞速建设的电网上一般均采用了环网或手车式高压开关柜，继电保护方式多为交流操作的反时限过电流保护装置。很多重要企业为双路10KV电源、高压母线分段但不联络或虽能联络但不能自动投入。在系统供电的可靠性、故障响应的灵敏性、保护动作的选择性、切除故障的快速性以及运行方式的灵活性、运行人员的熟练性上都存在着一些急待解决的问题。

浅论10KV供电系统的继电保护（2）

三几种常用电流保护的 1.反时限过电流保护（1）什麽是反时限过电流保护 继电保护的动作时间与短路电流的大小有关，短路电流越大，动作时间越短；短路电流越小，动作时间越长，这种保护就叫做反时限过电流保护。（2）继电器的构成 反时限过电流保护是由GL-15(25)感应型继电器构成的。这种保护方式广泛于一般工矿中，感应型继电器兼有电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)和电磁式中间继电器(作为出口元件)的功能，用以实现反时限过电流保护；另外，它还有电磁速断元件的功能，又能同时实现电流速断保护。采用这种继电器,就可以采用交流操作，无须装设直流屏等设备；通过一种继电器还可以完成两种保护功能(体现了继电器的多功能性)，也可以大大简化继电保护装置。但这种继电器虽外部接线简单，但内部结构十分复杂，调试比较困难；在灵敏度和动作的准确性、速动性等方面也远不如电磁式继电器构成的继电保护装置。（3）反时限过电流保护的基本原理 当供电线路发生相间短路时，感应型继电器KA1或(和)KA2达到整定的一定时限后动作，首先使其常开触点闭合，这时断路器的脱扣器YR1或(和)YR2因有KA1或(和)KA2的常闭触点分流(短路)，而无电流通过,故暂时不会动作。但接着KA1或(KA2)的常闭触点断开，因YR1或(和)YR2因“去分流”而通电动作，使断路器跳闸，同时继电器本身的信号掉牌掉下，给出信号。在这里应予说明，在采用“去分流”跳闸的反时限过电流保护装置中，如继电器的常闭触点先断开而常开触点后闭合时，则会出现下列： 1）继电器在其常闭触点断开时即先失电返回，因此其常开触点不可能闭合，因此跳闸线圈也就不能通电跳闸； 2）继电器的常闭触点如先断开,CT的二次侧带负荷开路，将产生数千伏的高电压、比差角差增大、计量不准以及铁心发热有可能烧毁绝缘等，这是不允许的。2.定时限过电流保护（1）什麽是定时限过电流保护 继电保护的动作时间与短路电流的大小无关，时间是恒定的，时间是靠时间继电器的整定来获得的。时间继电器在一定范围内是连续可调的，这种保护方式就称为定时限过电流保护。（2）继电器的构成

定时限过电流保护是由电磁式时间继电器(作为时限元件)、电磁式中间继电器(作为出口元件)、电磁式电流继电器(作为起动元件)、电磁式信号继电器(作为信号元件)构成的。它一般采用直流操作，须设置直流屏。定时限过电流保护简单可靠、完全依靠选择动作时间来获得选择性，上、下级的选择性配合比较容易、时限由时间继电器根据后获取的参数来整定，动作的选择性能够保证、动作的灵敏性能够满足要求、整定调试比较准确和方便。这种保护方式一般应用在10～35KV系统中比较重要的变配电所。（3）定时限过电流保护的基本原理

10KV中性点不接地系统中，广泛采用的两相两继电器的定时限过电流保护的原理接线图。它是由两只电流互感器和两只电流继电器、一只时间继电器和一只信号继电器构成。当被保护线路只设有一套保护，且时间继电器的容量足大时，可用时间继电器的触点去直接接通跳闸回路，而省去出口中间继电器。当被保护线路中发生短路故障时，电流互感器的一次电流急剧增加，其二次电流随之成比例的增大。当CT的二次电流大于电流继电器的起动值时，电流继电器动作。由于两只电流继电器的触点是并联的，故当任一电流继电器的触点闭合，都能接通时间继电器的线圈回路。这时，时间继电器就按照预先整定的时间动作使其接点吸合。这样，时间继电器的触点又接通了信号继电器和出口中间继电器的线圈，使其动作。出口中间继电器的触点接通了跳闸线圈回路，从而使被保护回路的断路器跳闸切断了故障回路，保证了非故障回路的继续运行。而信号继电器的动作使信号指示牌掉下并发出警报信号。由上不难看出，保护装置的动作时间只决定于时间继电器的预先整定的时间，而与被保护回路的短路电流大小无关，所以这种过电流保护称为定时限过电流保护。（4）动作电流的整定计算 过流保护装置中的电流继电器动作电流的整定原则，是按照躲过被保护线路中可能出现的最大负荷电流来考虑的。也就是只有在被保护线路故障时才启动，而在最大负荷电流出现时不应动作。为此必须满足以下两个条：

1）在正常情况下，出现最大负荷电流时（即电动机的启动和自启动电流，以及用户负荷的突增和线路中出现的尖峰电流等）不应动作。即： IdzIfh.max 式中Idz----过电流保护继电器的一次动作电流； Ifh.max------最大负荷电流 2）保护装置在外部故障切除后应能可靠地返回。因为短路电流消失后，保护装置有可能出现最大负荷电流，为保证选择性，已动作的电流继电器在这时应当返回。因此保护装置的一次返回电流If应大于最大负荷电流fh.max。即： IfIfh.max 因此，定时限过电流装置电流继电器的动作电流Idz.j为： Idz.j=(Kk.Kjx/Kf.Nlh).Ifh.max 式中 Kk------可靠系数，考虑到继电器动作电流的误差和计算误差而设。一般取为1.15～1.25Kjx------由于继电器接入电流互感器二次侧的方式不同而引入的一个系数。电流互感器为三相完全星形接线和不完全星形接线时 Kjx=1；如为三角形接线和两相电流差接线时Kjx=1.732 Kf-------返回系数，一般小于1； Nlh------电流互感器的变比。

浅论10KV供电系统的继电保护(3)四对北京电信10KV系统中继电保护的综合评价 1.定时限过电流保护与反时限过电流保护的配置

10KV系统中的上、下级保护之间的配合条件必须考虑周全，考虑不周或选配不当，则会造成保护的非选择性动作，使断路器越级跳闸。保护的选择性配合主要包括上、下级保护之间的电流和时限的配合两个方面。应该指出，定时限过电流保护的配合较易解决。由于定时限过电流保护的时限级差为0.5S，选择电网保护装置的动作时限，一般是从距电源端最远的一级保护装置开始整定的。为了缩短保护装置的动作时限，特别是缩短多级电网靠近电源端的保护装置的动作时限，其中时限级差起着决定的作用，因此希望时限级差越小越好。但为了保证各级保护装置动作的选择性,时限级差又不能太小。虽然反时限过电流保护也是按照时限的阶梯原则来整定，其时限级差一般为0.7S。而且反时限过电流保护的动作时限的选择与动作电流的大小有关。也就是说，反时限过电流保护随着短路电流与继电器动作电流的比值而变，因此整定反时限过电流保护时，所指的时间都是在某一电流值下的动作时间。还有，感应型继电器惯性较大，存在一定的误差，它的特性不近相同，新旧、型的特性也不相同。所以，在实际运行整定时，就不能单凭特性曲线作为整定的依据，还应该作必要的实测与调试。比较费力、费事。因此，反时限过电流保护时限特性的整定和配合就比定时限过电流保护装置复杂得多。通过可以看出，北京电信10KV新建及在建工程中，应以配置三段式或两段式定时限过电流保护、瞬时电流速断保护和略带时限的电流速断保护为好。2.北京电信10KV系统中高压设备的配置，北京电信10KV系统中高压开关柜的配置主要有两大类：即固定式高压开关柜和手车式高压开关柜。关于固定式高压开关柜是我国解放初期自前苏联引进的老产品，柜型高大、有足够的安全距离、但防护等级低、元器件陈旧、防电击水平较低；而手车式高压开关柜是近年来引进国外技术，消化吸收研制的换代产品，体积缩小、防护等级大大提高、元器件的选用比较先进、防电击水平较高。其主要特点可归纳为：它有四室（手车室、电缆室、母线室和继电仪表室）、七车（断路器手车、隔离手车、接地手车、所用变压器手车、电压互感器手车、电压互感器和避雷器手车、避雷器和电容器手车）、三个位置（工作位置、试验位置和拖出柜外检修位置）和两个锁定（工作位置的锁定和试验位置的锁定）。它用高压一次隔离触头替代了高压隔离开关、用接地开关替代了临时接地线等。对于系统的运行安全提供了很好的条件。关于配电变压器安装于主机楼时，一般均采用了防火等级较高的干式变压器，笔者曾率先尝试采用了D/Yo-11接线组别的干式变压器（传统采用Y/Yo-12接线组别），其一次接成了D形接线，为电信部门产生的大量高次谐波提供了通路，这样就较为有效的防止了我们电信部门的用电对系统造成的谐波污染（目前电业部门正在谐波管理方面考虑采取必要的措施）；同时，采用了这种接线组别，使得继电保护的灵敏性有所提高。按照IEC及新的国家标准GB50054-96的要求，应逐步推广采用D/Yo-11接线组别的配电变压器。3.关于10KV一相接地保护方式的探讨

10KV中性点不接地系统中发生一相接地时，按照传统方式是采用三相五铁心柱的JSJW-10型电压互感器作为绝缘监视。但是，当我们选用了手车式高压开关柜后，再继续安装JSJW-10已经比较困难，又由于10KV系统中的一次方案有了变化、原有的绝缘监视方案又存在着缺陷，因此较为可取的办法是采用零序电流保护装置。北京供电部门的要求

根据北京供电局1996年10月22日发文的精神，要求北京市城、近郊区新建和在建项目一律应采用直流操作的定时限过电流保护、并加装零序保护，有条件的用户可逐步考虑采用工厂供电自动化设施。

第三篇：委托继电保护整定值计算申请

委

托

书

广州供电局有限公司黄埔供电局：

我公司负责广州市裕东物流股份有限公司用户用电工程（SQ***6），该工程电源由10kV庙头F25裕东物流开关站接取，变压器总容量为5000kVA（2×1250kVA+1×2500 kVA），进线柜1台，出线柜3台，计量柜1台。现委托贵局提供广州市裕东物流股份有限公司高压室继保整定值。

请予以配合，多谢合作！

广东南电建设工程有限公司

****年**月**日

联系人：曾爱雄 电话：***

第四篇：继电保护定值计算技巧.

继电保护定值计算技巧

继电保护及自动装置是电力系统的重要组成部分,对保证电力系统的安全经济运行,防止事故发生和扩大起到关键性的作用。

随着电力工业迅速发展,继电保护及自动装置也加快了更新换代的步伐,大量的电磁式继电保护装置被微机保护所取代。针对多种形式、不同厂家各异的继电保护及自动装置能否正确动作,直接关系到电力系统的安全稳定运行。有数据表明:电力系统因继电保护引起的电力事故占较大比重,由于定值计算与管理失误造成继电保护“三误”事故也时有发生。因此,探索新模式下的继电保护定值计算与管理工作显得十分重要。

1定值计算的前期工作 1.1定值计算需要大量前期资料

定值计算应具备准确无误的计算资料,这是进行定值计算的前提。它包括:

一、二次图纸;所带变压器、电容器、消弧线圈、电抗器等铭牌数据和厂家说明书;电压互感器、电流互感器变比和试验报告;实测线路参数或理论计算参数;保护装置技术说明书、现场保护装置打印清单等等。

1.2在实际计算中遇到的问题

图纸或资料与现场实际不符;比如TA变比与实际不符、线路长度与实际不符、变压器短路阻抗与实际不符、应该实测的参数没有实测值、图纸错误等等。

定值计算所需资料不全:未提供电容器内部接线形式;没有现场保护装置打印清单等。

提供资料标注不清:架空线没有分段标注长度和型号;电缆线路在方案中没有写清所带用户或标注双电缆。

1.3TA变比与实际不符使定值计算错误

例:某变电站10kV出线,带两台容量SN为1000kVA变压器,短路阻抗UK 为6%,资料提供TA变比N为600/5,实际变比N为1000/1。

保护定值计算: TA变比N取600/5,过流保护按躲过最大负荷电流整定: I≥1.5×2SN×31/2UeN=1.37A 则一般定值最小可选:600/5,2A。而实际情况: TA变比N取1000/1,代入 I≥0.16A

可选择:1000/11A。

速断按躲过变压器低压侧短路整定: 短路阻抗标么值:(取基准容量SB=100MVA,基准电压UB=10.5kV,基准电流IB=5500A当UB=UN时

X*=UK×SB/(100×SN=6 I≥1.3×5500/(X*×N=9.93A(N取600/5 一般最小可取:600/5,10A。而实际情况:N=1000/1, 1.3×5500/(X*×N=1.19A 可选取:1000/1,2A。

结论:可见实际为1000/1的TA,按照600/5计算,所选定值将相差悬殊。1.4解决措施

由设备运行维护单位建立由专人负责的设备运行管理数据库,数据库要做的时时更新、准确无误、资源共享。

作为提供资料单位,应对定值所需资料的正确性引起足够的重视,这是进行定值计算的基础工作,错误或不准确的资料会直接导致继电保护装置不能正确动作,造成严重后果。

复杂的定值计算单位,应针对不同的工程内容、不同的定值计算工作,提供计算所需资料清单列表,以便工程组织单位尽快提供全部资料。

2定值计算工作

定值计算是决定保护装置正确动作的关键环节。定值计算人员应具备高度的工作责任心,树立全局观念和整体观念。整定计算工作应严格遵守整定计算基本原则:局部服从整体;下级服从上级;局部问题自行消化;尽可能的照顾地区电网和下一级电网的需求;保证重要政治用户供电。满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求,在不满足时应合理取舍。

保护装置为适合现场需要不断更新换代,特别是微机保护装置版本不断升级。整定计算人员不得不花费大量时间和精力,逐字逐句的学习研究新内容,与保护装置厂家技术人员反复沟通,掌握原理和动作逻辑,在采用新的微机保护装置时很容易出错。

由于保护装置来自不同的厂家,有时会有同一种保护定义不同、名称各异,容易引起混淆。有些保护厂家说明书写的不够详细,比如缺少逻辑回路图,使整定计算人员很难判断保护是否动作。还有的厂家定值菜单内容过于繁琐,比如设很多控制字和投退压板。

二次接线修改的图纸变更工作不及时。

整定计算人员对于新装置的内容、含义和二次回路不清楚,没有很好的掌握,以致定值内容出错。

保护装置先天不足,比如有些老型号的装置,定值单位步进较大,小数点之后整不出来,影响了定值单的准确性,甚至影响了上下级的配合关系。

整定人员没有参加有关继电保护配置、设计审查和设备选型等工作,到了计算定值的时候才发现问题,特别是装置本身存在设计缺陷时很难得到修改,使保护配置先天不足。

下级定值没有与上级定值接口,上级改线路定值、下级更换变压器,没有及时通知上下级单位配合,使保护定值失去配合关系。

线路切改或更换变压器后没有及时修改系统阻抗,使定值计算出现偏差。定值计算错误举例: 例1:某35kV/10kV变电站,变压器后备过流保护1s断开10kV母联断路器, 1.5s断开10kV主断路器,计算10kV出线保护定值时,定值计算人员按常规将10kV出线定值整定成速断0.5s,过流1s,造成该10kV出线短路越级断开10kV母联断路器的事故。

例2:某变电站变压器接线方式为Yyd11线,由于保护整定人员,没有深入理解某装置变压器接线控制字的意义,错将0002H整成0001H,在35kV线路短路时造成变压器差动保护掉闸。

解决措施一般应规范继电保护装置软件版本,规范厂家对同一种保护、同一种功能的压板名称,规范厂家技术说明书及其必要的内容。总之,做好规范化工作对继电保护整定计算和运行维护工作意义重大。

整定计算人员应提高业务素质,加强对新装置的学习,积极参与保护装置的配置、选型和改进工作。

加强各级各地区整定计算人员之间、与厂家技术人员之间、与现场运行继电保护调试人员的沟通和学习。取长补短,相互把关。

新型微机保护装置的动态培训工作成为新装置上马后的重中之重。作为微机保护装置使用单位,整定计算人员最先接触新装置,会出现意想不到的问题。并且在新装置的使用初级阶段,难免会存在一些问题,因此,让定值计算人员和现场调试维护人员,尽快掌握微机保护装置性能,培训工作十分重要。应加大动态培训的力度,尽快提高继电保护人员整体的业务技术水平。

3定值单的执行工作

一张定值单的产生和执行,要经过组织单位提供资料、确定运行方式、定值计算、定值审核、确定停电时间、保护调试、调度人员核对等诸多环节,其中每一个环节都可能造成定值单在执行中出现问题。

凡运行的继电保护必须有正式的定值单为凭证,保护投入前必须由当值调度员与现场人员进行核对,确认无误后,调度部门填写执行日期并盖章,在一周内返还定值计算部门存档。

实际遇到的问题中,执行后的定值单不能及时的返还到定值计算部门,使保存的定值单与现场定值出现偏差。

定值单在流转执行过程中或执行完毕丢失,使定值单出错。

解决措施:应建立继电保护定值单的闭环管理措施,建立定值单执行签转制度。参与定值单执行的各部门人员应严肃定值单执行工作,不能认为定值单的执行和保护仅仅是继电保护人员的责任。

4定值的管理工作

定值单管理工作应细致认真,管理好定值单、定值底稿、资料方案对继电保护定值计算和运行维护工作十分重要,保存的定值及其资料必须与现场实际相符,才能保证定值计算正确和执行无误。

实际遇到的问题,如工作中定值计算底稿和资料没有及时归档,再次计算时资料不全,出现计算错误。每年的定值单现场核对工作流于形式,没有制定具体的管理措施。

停运的线路和改路名的线路没有通知整定计算人员。

一般采用解决的措施是由保护运行维护单位,建立继电保护装置运行管理库,继电保护及二次设备的建档工作应准确及时。保护装置建档是一项基础工作,每套装置均应建立档案,包括厂家、设备规范、软件版本、运行性能、校验日期、缺陷问题、停运和投运日期、更换日期等,管理库时时更新,资源共享。

认真做好每年的定值单核对工作,建立定值单核对、存放管理制度。建立电子版的定值单存放库,定期核对检查。

定值单的管理是继电保护专业的基础工作,只有从基础工作抓起,才能使继电保护工作有序进行。

第五篇：继电保护典型案例定值计算

继电保护典型案例定值计算 一、一炼铁风机房高压室（西站516馈出）1、1#鼓风机（611柜）

8400KW

10KV

553A CT 1000/5

综保PA150

原值：20A/0S

10A/40S 现投一、三段 电流速断/反时限过流保护 ① 电流速断：

Idj =9553=24.885 取25 KA，t=0s

1000/5 校灵敏度：

1#鼓风机电缆：3（3300）

850米

X* = 0.080.851001=0.0206 10.52西站至1#鼓风机房电缆：3（3300）

550米

1X* = 0.080.55=0.013 210.53

X* =0.413+0.0206+0.013=0.447

35.499=10.65 KA 0.4472二相短路电流：

I2=

10.65103

灵敏度：Km ==2.13

251000/5② 三段 反时限过流

启动延时时间： Ty= 60s（躲启动时间）

反时限过流启动值：

Is = 1.2Ie= 延时时间：选极端反时限（C）

8080 t=K=1=10s 2231I/Is11.2553=3.318 取3.3A

1000/

5若用四方/CSC-280综保：

Ⅰ 段： 25A

t=0s Ⅲ段：

第1页

Ip=3.3A（启后投）

t=10s

2、一炼铁风机房高压室1#、2#、3#、4#进线（至西站516、524、533）CT2000/5 综保PA150 原值：10A/0s，5A/41s 现不设保护。

母联也不设保护。

3、西站一炼铁馈出线（516、524、533）

516 CT800/5 DVP-9332 原值：30A/0.3S 23A/1.3S 524 CT800/5 DVP-9332 原值：30A/0.3S 23A/1.3S 533 CT1500/5 CSC-280 原值：16A/0.3S 12.3A/1.3S 现只设定时限保护：

可带两段风机房母线/正常运行状态下，可启动一台风机，并留1.2倍可靠系数。

① Idj =

800/560055341.2=11.24

取11A，t=0.5s（533柜）② Idj =

1500/560055341.2=21.09

取21A，t=0.5s（516、524柜）二、四炼铁风机房高压室 1、1#、2#鼓风机（631、621）

18000KW 1179A CT1500/5 因泰莱 原值：15.72A/0S 5.5A/0.5S

1179=19.65 取20A，t=0s

1500/513100 保护灵敏度系数：Km ==2.18

201500/5 一段过流速断： Idj =5 注：可以保留原整定值 15.72A（4Ie），此时Km=2.78 三段反时限：Ty= 60s Is =

1.21179=4.716

取4.7 A，t=10s

1500/5 若用四方/CSC-280，投一、三段保护：

过流：Idj =20A, t=0s

反时限：Ip=4.7A，（电机启完后投三段保护）

t=10s

2、进线

1#进线（601）CT2000/5 原值：12A/0S 8A/1S 2#进线（602）CT2500/5 原值：7A/0.1S 6A/2S

第2页

3#进线（603）CT2500/5 原值：7.2A/0S 3.5A/9.5S 4#进线（604）CT2000/5 原值：6.3A/0S 6.3A/9.5S 现4路进线柜和4组母联柜均不设保护。

3、备用风机

CT1600/5 16000KW 1038A 过流：Idj =51038=16.22

取16A，t=0s

1600/51.21038 反时限：Ip= =4A

t=10s（启后投）

1600/

54、西站7#鼓风机馈出线（561）

CT 1500/5 DVP-9332 原值：12.5A/0.3S 6.68A/1.3S 现只设定时限保护。

因电机启动时，西站Ⅰ、Ⅳ段10KV母线并联，561/515两路馈出柜同时并联投运（风机房高压室的母联4也投合），在压负荷（只留一台主变负荷）情况下，18000电机启动，另外考虑两路并联时的负荷分配不平衡，留1.2倍可靠系数。

2749.3117941.2=4479A

24479

综保动作电流： Idj ==14.93

取15A，t=0.5s

1500/5 保护动作电流： Id =*515柜也采用此动作电流：

Idj =

4479=27.99

取28A，t=0.5s（原值：12.5A/0.3S）800/*西站8#鼓风机馈出线（526）

CT 800/5

原值：22A/0.3S

17.5A/1.3S

可采用515柜相同定值，即Idj = 28A，t=0.5s（571柜因缺CT数据，暂不计算保护定值）

三、西站10KV进线保护

原值：Ⅰ段 4000/5 DVP-9226 10A/0.6S 5.5A/1.7S(501柜)Ⅱ段 4000/5 DVP-9226 10A/0.6S 5.5A/1.7S(502柜)Ⅲ段 5000/5 DVP-9226 8A/0.6S 4.4A/1.7S(503柜)Ⅳ段 4000/5 DVP-9226 10A/0.6S 5.5A/1.7S(504柜)因50M主变侧 2.06 Ieb/2s（唐山供电局整定）

第3页

10KV母线侧7#、8#高炉风机启动时，馈出线 1.6 Ieb /0.5s 故进线按 1.8 Ieb /1.0s 整定跳闸。Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ段（501、502、504）：

定时限： Idj =Ⅲ段（503）：

定时限： Idj =

1.82749.3=4.949

取5A，t=1.0s

5000/51.82749.3=6.186

取6A，t=1.0s

4000/

5四、三炼铁风机房高压室（东站519、557）1、5#、6#鼓风机（631、611）

8400KW

10K

553A

CT 1000/5

综保P150

原值：20A/0S

10A/40S

现设过流速断/反时限过流保护。

过流速断：

Idj =9553=24.885

取25A，t=0s

1000/5 反时限过流：（与第一页1#鼓风机定值相同）

即：Ty=60 S Is=3.3 A t =10 s

2、进线柜（601、602）和母联（645、655）今不设保护

3、东站馈出线（519、557）CT 600/5 DVP631B 原值：5#鼓风机 10A/0S 30A/0.3S 23A/1.3S 6#鼓风机 5A/0S 30A/0.3S 23A/1.3S 现只设定时限保护。

可带两段风机房母线/正常运行状态下，可启动一台风机，另考虑1.2倍可靠系数。

Id =60055341.2=3374.4 A 综保动作电流： Idj =

第4页

3374.4=28.12

取28A，t=0.5s 600/5 五、一炼铁主控楼高压室 1、4组3#水泵（615）

355KW 26.5A CT75/5 PA150 原值：25A/0S 10A/10S 现设过流速断和反时限。

过流速断：Idj =9 反时限： Ty=10 S Is=1.226.5=2.12 取2 A

75/526.5=15.9

取16A，t=0s 75/5 t =10 s 2、3#助燃风机（616）

315KW 21.7A CT50/5 PA150 原值：25A/0S 15A/15S 过流： Idj =921.7=19.53

取20A，t=0s 50/5 反时限： Ty=30 S Is=1.221.7=2.6 A

50/5 t =10 s 3、3组1#水泵（617）

900KW 64.4A CT150/5 PA150 原值：20A/0S 10A/0.5S 过流： Idj =964.4=19.35

取20A，t=0s 150/5 反时限： Ty=30 S Is=1.264.4=2.576 取2.6 A

150/5 t =10 s 4、3组2#水泵（618）

900KW 64.4A CT150/5 PA150 原值：30A/0S 10A/10S 其整定值与3组1#水泵（617）相同。

5、一段电容器（619）

1200Kvar 200/5 PA150 原值：7A/0S 5A/0.5S 现只设过流速断。

Ic=1200310=69.28A（10.5KV时，66A）

第5页

Idj =369.28=5.196

取5A，t=0s 200/

56、出铁厂除尘（621）

800KW 60.7A 100/5 PA140 原值：18A/0S 9A/50S 过流：Idj =960.7=27.3

取27A，t=0s 100/5 反时限：Ty=30 S Is=1.260.7=3.642 取3.6 A

100/5 t =10 s

7、母联（545）

2000/5 PA150 原值：10A/0S 3A/0.8S 现不设保护。

8、净环东变（611）

1250KVA 72.17A CT150/5 PA150 原值：16A/0S 4.5A/0.5S 现设过负荷（信号）、过流速断和反时限过流保护。

1.272.17=2.88

取3A，t=10s（信号）

150/5572.17

过流：Idj =5 Ieb==12

，t=0s

150/5 过负荷：Idj =1.2 Ieb= 反时限：Ty=1 S Is=1.272.17=2.88 取3 A

150/5t=10s 也可以过负荷和反时限保护中，可取一种保护。

9、浊环西变（612）1250KVA CT150/5 与（611）净环东变完全相同。

10、主控楼北变（613）

2000KVA 115.4A CT150/5 PA150 原值：20A/0S 6A/0.8S 1.2115.4=4.616

取5A，t=10s（信号）

150/55115.4 过流：Idj ==19.23

取20A，t=0s

150/5 过负荷：Idj = 反时限：Ty=1 S Is=5 A t=10s

第6页

11、原料西变（614）

1600KVA 92.3A CT100/5 PA150 原值：20A/0S 6A/0.8S 1.292.3=5.538

取6A，t=10s（信号）

100/5592.3过流：Idj ==23.075

取23A，t=0s

100/5过负荷：Idj =反时限：Ty=1 S Is=6 A t=10s

12、净环西变（621）

1250KVA 72.17A 150/5 SW-6011 原值：16A/0S 4.5A/0.8S 与净环东变（611）相同。

13、浊环东变（622）

1250KVA 72.17A 150/5 PA150 原值：16A/0S 4.5A/0.8S 与净环东变（611）相同。

14、主控南变（623）

2000KVA 115.4A CT150/5 PA150 原值：16A/0S 6A/0.8S 与主控北变（613）相同。

15、原料东变（624）

1600KVA 92.3A 100/5 PA150 原值：16A/0S 6A/0.8S 与原料西变（614）相同。16、2#助燃风机（625）

315KW 21.7A CT50/5 PA150 原值：20A/0S 10A/10S 与3#助燃风机（616）相同。17、3组3#水泵（626）

900KW 64.4A 150/5 PA150 原值：30A/0S 7A/50S 与3组1#水泵（617）相同。18、4组1#水泵（627）

355KW 26.5A 75/5 PA150 原值：25A/0S 10A/10S 与4组3#水泵（615）相同。19、4组2#水泵（628）

355KW 26.5A 75/5 PA150 原值：25A/0S 10A/10S

第7页

与4组3#水泵（615）相同。20、1#助燃风机（629）

315KW 21.7A 50/5 PA150 原值：25A/0S 10A/15S 与3#助燃风机（616）相同。

21、二段电容器（630）

与一段电容器（619）相同。

22、发电进线（631）

6000KW 400A 500/5 PA150 原值：16A/0S 5A/15S 只能带一段，可启900KW电机。

964.4300 Idj =1.2=8.796

取9A，t=0.5s 500/523、2#矿槽除尘（632）

800KW 60.7A 75/5 PA150 原值：20A/0S 10A/40S Idj =960.7=36.42

取36A，t=0s 75/5反时限：Ty=30 S Is=1.260.7=4.856

取5 A

75/5t=10s 24、1#矿槽除尘（633）

560KW 41.2A 75/5 PA140 原值：20A/0S 10A/50S Idj =941.2=24.72

取25A，t=0s 75/5反时限：Ty=30 S Is=1.241.2=3.29

取3.3 A

75/5t=10s

25、原料振筛除尘（634）

560KW 41.2A 100/5 PA140 原值：20A/0S 10A/60S 过流： Idj =941.2=18.54

取19A，t=0s 100/5反时限：Ty=30 S Is= 1.241.2=2.472

取2.5 A 100/5第8页

t=10s 26、1#进线至西站518（601）

2000/5 PA150 原值：16A/0S 4A/1S 2#进线至西站556（602）

2000/5 SW-6011 原值：16A/0S 4A/0.8S 母联

2000/5 PA150 原值：10A/0S 3A/0.8S 今进线和母联不设保护。

27、西站1#、2#高炉主配电室馈出线（518、556）CT800/5 DVP-9332 原值：30A/0.3S 12.5A/1.3S 1#、2#高炉Ⅰ段标称负荷 630.74A 1#、2#高炉Ⅰ段标称负荷 655.94A 每段按650A考虑，并按80%负荷率（520A）下启900KW电机，外加1.2倍可靠系数。

Idj =964.465020.81.2=12.15

取12A，t=0.5s

800/

5六、西站电容柜保护 1、5#电容器（513）

5400Kvar 800/5 DEP-581N 原值：6.5A/0S 2.5A/0.5S Ic =5400=311.78A 310311.78=5.84

取6A，t=0s 800/5 只投一段：Idj =32、1#、2#、3#、4#、6#、7#、8#电容器（581、591、582、592、551、543、522）5400Kvar 600/5 原值：8.66～9.5A/0～0.05S 3.3～3.6A/0.5S Ic =311.78A 投一段： Idj =

3311.78=7.79

取8A，t=0s

600/5 3、9#、10#电容器（691、692）

6000Kvar CT600/5 CSC-280 原值：5A/0S 3.5A/6S Ic =

6000=346.42 A 310第9页

只投Ⅰ段电流速断：Idj =3346.42=8.66

取9A，t=0s 600/

54、11#、12#电容器（583、584）

6000Kvar 800/5 DVP-9421 原值：4A/0.5S 8A/0.2～1.0S 投一段： Idj =3七、九江3万制氧保护

1、空压机

16000KW 1038A CT2000/5 原值：过流I 9.5A 10.38A/0S 过负荷2.86A/50S 堵转3.64A/1S 差动7.25A 投一、三段过流：Idj =9 保护灵敏度：Km=

1038=23.3

取23A，t=0s

2000/5346.42=6.249

取6.5A，t=0s 800/511000=1.2

（较低）

232000/51038 改为：Idj =6=15.57

取16A，t=0s

2000/511170

Km==1.745

162000/51.21038 反时限：Ip==3.14

取3A（启完后投）

2000/t=10s

2、氧压机

9500KW

623A

1000/5

原值：12.46A/0S

3.43A/50S

623=28 A

，t=0s

1000/51.262反时限：Ip ==3.738

取3.8A（启完投）

1000/过流：Idj =9t=10s

3、氮压机

5600KW

367A

600/5

原值：12.24A/0S

3.37A/50S

367=27.5 A

，t=0s 600/51.2367

反时限：Ip ==3.67

取3.7A（启后投）

600/

5过流：Idj =9t=10s

4、水泵(3台)

450KW

33.48A

CT100/5

原值：15A，3A/0S

2A/60S 第10页

33.48=15 A

，t=0s 100/533.48

反时限：Ip =1.2=2 A（启后投）

100/投一、三段：Idj =9t=10s

5、变压器

1600KVA 72.4A 150/5 原值：12.27A/0.3S 3.33A/60S

72.4=3.696

取3.7A，t=10s

（信号）150/572.4 过流：Idj =5=15.4

取15A，t=0s

150/5 过负荷：Idj =1.2 反时限：Ip =3.7A

t=10s

6、西站3万制氧馈出线（562）

CT1500/5 DVP-9332 原值：13.7A/0.3S 4.1A/1.3S 现只设定时限保护。

启动时西站10KVⅠ、Ⅳ段并列，留1.2倍可靠系数。

压负荷对馈出线保护值不发生影响。

Idj =610381.2=24.9

取25A，t=0.5s 1500/511530Km==1.54 251500/

5八、五轧钢10#线材高压室 1、1#至4#轧机整流变（615）

2500KVA 144A 200/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 4A/1S

144=18 A

t=0s 200/514反时限：Ip =1.2=4.32 A

200/5 过流：Idj =5t=10s 2、5#至7#轧机整流变（614）

2100KVA 121A 150/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 4A/1S

121=20 A

t=0s 150/51反时限：Ip =1.2=4.84 A

150/5 过流：Idj =5t=10s

第11页 3、8#至11#轧机整流变（613）

3200KVA 184.8A 250/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 3A/1S

184.8=18.48 A

t=0s 250/5184.8

反时限：Ip =1.2=4.4 A

250/5 过流：Idj =5t=10s 4、12#至14#轧机整流变（612）

3200KVA 184.8A 250/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 3A/1S

184.8=18.48 A

t=0s 250/5184.8

反时限：Ip =1.2=4.4 A

250/5 过流：Idj =5t=10s

5、轧区动力变（611）

1600KVA 92A 150/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 4A/1S

92=15.3 A

t=0s 150/59反时限：Ip =1.2=3.7 A

150/5 过流：Idj =5t=10s

6、母联（645）

1000/5 DVP-5223 原值：8A/0.5S 5A/1S 现不设保护。

7、精轧机整流变（621）

9000KVA 519.6A 800/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 1.5A/1S

519.6=16.2 A

t=0s 800/5519.6

反时限：Ip =1.2=3.9 A

800/5 过流：Idj =5t=10s 8、17#、18#轧机整流变（622）

1600KVA 92A DVP-5223 原值：10A/0.5S 6A/1S 计算值与轧区动力变（611）相同。

9、辅传动整流变（623）

1800KVA 103.9A 150/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 4A/1S

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103.9=17.3 A

t=0s 150/5103.9

反时限：Ip =1.2=4.2 A

150/5 过流：Idj =5t=10s

10、加热炉动力变（624）

1600KVA 92A 150/5 DVP-5223 原值：15A/0S 6A/6S 计算值与轧区动力变（611）相同。

11、水系统2#动力变（625）

1600KVA 92A 150/5 DVP-5223 原值：15A/0.5S 6A/6S 计算值与轧区动力变（611）相同。12、1#无功补偿控制柜（616）

200/5 DVP-5223 原值：5A/0.5S 2A/1S 2#无功补偿控制柜（626）

200/5 DVP-5223 原值：10A/0.5S 3A/1S Ie =6000=346 A 310346≈26 A

t=0s 200/5 过流：Idj =313、2#进线（602）

2000/5 DVP-5223 原值：8A/0.5S 2.5A/1S 现不设保护。

14、西站10#线材Ⅰ段馈出线（542）

600/5 DVP-5223 原值：34A/0.3S 17A/1.3S 此回路标称电流：1600A，考虑Ⅱ段11#线材，按200%0.8整定。

Idj =160020.8=21.3

取21 A

t=0.5 s

600/5

2010年9月27日

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