完整word版电网继电保护整定方案初稿

1、附件:2007年防城港电网继电保护整定方案（初稿）5 /491编制说明32电网运行方式33系统继电保护及自动装置配置情况（具体配置如附表2） 54继电保护整定的基本原则65 220kV变压器保护的整定原则86 llOkV变压器保护的整定原则167 主变非电量保护整定原则238 llOkV线路保护的整定原则249 35kV及以下线路保护的整定原则3810其他部分元件的整定原则3911继电保护运行要求41 12继电保护及安全自动装置的各种状态 441编制说明1.1本整定方案根据部颁继电保护和安全自动装置技术规程、3HOkV电网继电保护装置运行整定规程、 220500RV电网继电保护装置运行整定规程

2、、大型发电机变压器继电保护计算导则、电力系统安全稳定导则、电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点、“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则等原则，参照2007年广西电网继电保护整定方案、220kV主变压器及llOkV系统典型继电保护装置整定原则（试行）及2007年防城港电网年度运行方式，并结合防城港电网调度管辖范围内的实际情况进行编制。1.2本电网继电保护的整定计算以常见运行方式为依据，并考虑在正常运行方式的基础上，被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。根据中调所提供的综合阻抗及运行方式提供的最大负荷情况对全网所有定值进行计算、校核；非正常运行方式定值根

3、据当时实际情况另行计算。1.36llOkV 线路继电保护釆用远后备原则，即在临近故障点断路器处装设的继电保护装置或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护装置动作切除故障。1.4继电保护装置的运行、整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标，减轻故障设备和线路的损坏程度，除了满足速动性、选择性、灵敏性和可靠性的要求，还应执行如下原则：1 地区电网服从主系统电网；2、下一级电网服从上一级电网；3、局部问题自行消化；4、尽量照顾地区电网和下一级电网的需要；5、用户受电端总开关的保护与主系统配合。6、保重要用户供电；2电网运行方式2.1电网运行方式按截至 2006年12月，防城港主

4、电网已正式投产的所有变压器、llOkV 及以下线路全部投入运行；与主网连接的地方电网全部投入；与广西电网联网运行考虑。由于220kV及以上电压系统的开机情况对我局llOkV系统的影响不是很大，根据系统情况及整定计算的要求，正常运行方式分为丰大方式和枯小方式。全电网各电压等级母线的三相短路最大短路电流见附表1。2.2正常解环方式2.2.1正常运行方式下，220kV龙新线、南竹线、竹新线环网运行，220kV新兴变#1、#2主变llOkV侧并列运行，10kV侧分列运行。2.2.2正常运行方式下，llOkV深沟变由220kV竹坪变供电，与 220kV新兴变在深沟变侧解环，11ORV新江深线仅带江平变负

5、荷。正常运行方式下， 110kV江山变由220kV新兴变供电，与220kV竹坪变在江山变侧解环，llOkV竹山线空载运行。2.2.3正常运行方式下，llOkV渠丁变由崇左供电局 220kV金马变供电，与崇左供电局110kV东罗变在东罗变侧解环，35kV东罗线空载运行。正常运行方式下，llOkV防城变由220kV新兴变供电，与钦州供电局220kV龙湾变在防城变侧解环，110kV龙防线空载运行。2.2.4正常运行方式下，松柏笼变35kV防松港线305开关热备用，35kV行。古城防松港线空载运 变35kV古电线带防城小水电网负荷，深沟变深303开关热备用，35kV深马线空载运行。2.3检修方式考虑2

6、.3.1220RV变电站：新兴变按“N-1 ”的要求考虑一台检修，另一台运行；竹坪变考虑主变或llOkV母线全停，将深沟变转由新兴变供电方式；110kV变电站：对于两台主变的变电站，考虑主变轮流检修的方式；单台变的变电站则不考虑变压器检修方式。2.3.2 对于有两条进线互为备用的变电站，只考虑两条进线轮换检修的方式。2.3.3 当220kV新兴变一台主变退出运行时，另一台主变发生过负荷，则合上防城变防103开关，由110kV龙防线带防城变负荷，新兴变带其它llOkV负荷。2.3.4当崇左供电局 220kV金马变llOkV金渠线或渠丁变主变退出运行时，由崇左供电局llOkV东罗变通过 35kV东

7、罗线向渠丁变供电。2.3.5当古城变35kV古电线退出运行时，合上深沟变深 303开关，由深沟变 35kV深马线带防城小水电负荷。2.4特殊运行方式，按当时实际情况临时处理。2.5主变中性点的接地方式：为使系统零序网络相对稳定，零序等值阻抗和零序电流的分布基本不变，并考虑到主变的绝缘水平、系统短路容量及断路器遮断容量等因素，防城港电网主变屮性点接地方式按以下设置：2.5.1新兴变两台主变在 220kV及llOkV侧并列运行时，一台主变 220kV及llOkV侧中性点均直接接地，另一台主变220RV及llOkV侧中性点均不直接接地。新兴变220kV侧（或llOkV侧）母联断开分列运行时，两台主变

8、220kV及llOkV侧中性点均直接接地。单台主变运行时，运行主变的220kV及llOkV侧中性点均直接接地。竹坪变目前仅单台主变运行，220kV及llOkV侧中性点均直接接地。2.5.2防城变#1主变高压侧中性点直接接地，中压侧经消弧线圈接地，#2主变高、中压侧中性点均不接地；当防城变#1主变停运时，改为 #2主变中性点直接接地，接地方式同#1主变。深沟变 #2主变中性点直接接地，#1主变中性点不接地；当深沟变#2主变停运时，改为 #1主变中性点直接接地。系统其他主变中性点不接地。3系统继电保护及自动装置配置情况（具体配置如附表2）3.1本电网系统保护配置基本满足部颁继电保护及安全自动装置技

9、术规程的要求，并逐步依据“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则、广西主电网系统继电保护选型配置原则的精神进行具体配置。3.2全网llOkV线路保护均配置了三段式接地和相间距离保护、四段式零序电流保护、三相一次重合闸，部分线路还配置有PT断线过流保护或过流保护，保护装置均为微机保护装置。3.322OkV 新兴变、竹坪变电站的220kV、llOkV母线各配置了一套母差保护，均为微机型的电流差动保护，且具有充电保护功能。3.4目前防城港电网所辖的llOkV变电站中（防城、石板田、企沙、江平、深沟、渠丁、江山、茅岭）主变保护配置均为一主一后备；220kV新兴变#1、#2主变保护配置

10、均为两主两后备，并按两主两后两机箱的原则配置。所有llOkV及以上的主变保护均为微机保护。3.522OkV新兴变电站的两台变压器高压侧和中压侧的中性点装有放电间隙保护，除石板田变外所有的110kV变电站变压器的高压侧中性点都加装了放电间隙保护。3.635kV及以下线路保护配置为三段或两段式过流保护、三相一次重合闸。3.7 根据中调2005年低频低压减负荷方案及广西电网公司2005年反事故技术措施要求，在 110kV 渠丁变、石板田变、深沟变及35kV古城变更换或继续使用单独的低频低压减负荷装置（DPY1、SSD540F型装置）。部分 10kV 线路保护装置能实现低频减负荷功能（南瑞继保公司的R

11、CS-9611、南京自动化厂的PSL-641型保护）及低压减负荷功能（南京自动化厂的PSL-641型保护）。3.8防城变、石板田变、江山变、深沟变各配置一套llOkV 线路备自投装置，渠丁变配置一套 35kV线路备自投装置，江平变配置一套10kV线路备自投装置。4继电保护整定的基本原则4.1 3llkV 电网继电保护一般采用远后备原则，即在临近的故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器本身拒动时，能由上一级断路器处的继电保护动作切除故障。4.2保护装置之间的整定配合按有关规程进行配合，一般是下级配合上级，小电源配合大电源。相邻元件各项保护定值在灵敏度和动作时间上均应遵循逐级配合的原则。4.3如

12、果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路的继电保护整定值对该低压母线又无足够的灵敏系数时，应按下述原则考虑保护问题。4.3.1如果变压器高压侧的过电流保护对该低压母线有规程规定的灵敏度系数时，则在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过电流保护将成为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护经不同的直流熔断器供电。4.3.2如变压器高压侧的过流保护对该低压母线无灵敏度系数时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护作为该低压母线的主保护及后 备保护。在此种情况下，要求这两套过电流保护接于不同的电流互感器，经不同的直流熔断器供电并分别作用于该低压侧

13、断路器与高压侧断路器。4.4对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏度系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。4.5如遇下列情况，允许牺牲部分选择性：4.5.1接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行（包括多处T接供电变压器或供电线路）,都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他侧母线故障整定。4.5.2对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，可将容量较小的或线路较短的某些屮间变电站按T接变电站或不配合点处理，以减少配合的级数,缩短动作时间。4.5.3在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。4.6当本网长短线之间或短

14、线与短线之间的配合困难时，为保证长短线路的零序、距离保护有足够灵敏度，又要满足选择性的要求，上一级长线路可以视情况少设一段保护。4.7变压器电源侧过电流保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出现故障的后备保护，其动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间。4.8对于llOkV主变中性点不接地变压器装设的间隙过压过流保护，由于此保护整定配合困难，保护范围不易确定容易误动，按中调要求，将低压侧无电源的llOkV主变屮性点不接地变压器的间隙保护退岀运行。4.9当llOkV线路保护同时具有接地距离保护和四段式零序电流保护时，如该线路较短，或故障电流受运行方

15、式影响变化较大，零序保护不易配合，计算时可考虑只保留零序保护最末段，将其余段退出运行。零序保护最末段定值应保证本线经高阻接地时有足够的灵敏度。4.10电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，同时应力争继电保护最末一段整定值对相邻设备故障有规定的灵敏系数。4.11对于110k V电网线路，考虑到高阻接地故障情况下灵敏度的要求，其最末一段零序电流保护的电流定值一般不应大于300A （一次值），此时允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。4.12单电源侧的 llOkV线路距离保护不考虑系统振荡误动问题。系统最长振荡周期按l5s考虑。4.13 llOkV及以下电网均采用三相重合闸，

16、自动重合闸方式的选择，应根据电网结构，系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。单侧电源线路选用一般重合闸方式。双侧电源线路大电源一侧选用检无压，小电源一侧检同期重合闸方式。4.14自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸次数一般不应超过一次，相邻线路的继电保护应保证有选择性。自动重合闸过程屮，如相邻线路发 生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。4.15为了防止变压器在低压侧故障时因热稳定受到破坏而损坏，应根据国标 GB1094.5-85 中有关变压器动、热稳定的规定，结合系统的实际情况校核变压器的 动稳定和热稳定，并计算出变压器的热稳定极限时间，必须保证变压器后备

17、保护屮 对主变屮、低压侧有灵敏度段的延时小于变压器热稳定极限时间。4.16对中低压侧接有并网小电源的变压器，如变压器小电源侧的过电流保护不能在变压器其他侧母线故障时可靠切除故障，则应由小电源并网线的保护装置切除故障。4.17电容器保护中，不平衡电压保护、不平衡电流保护、过电压保护等元件保护定值由于与设备性能密切相关，现行整定规程相对滞后，故均按电容器生产厂家提供定值整定。5220kV变压器保护的整定原则5.1变压器主保护配置按有关规程及装置说明书的要求整定，当釆用二次谐波制动來躲励磁涌流时，一般整定为0.15 :若新投产的变压器在空充时躲不过涌流误动，可适当降低二次谐波制动比至0.12 o采用

18、三次谐波制动时，一般整定为0.2。5.2 220RV变压器应采用两套差动保护作为主保护，差动保护动作跳开变压器各侧断路器。5.3 对于降压变的后备保护，高压侧的后备保护应力争对中、低压侧母线故障均有灵敏度，方向指向变压器；若没有地区电源或地区电源对主网的影响很小的情况下，为提高灵敏性，可取消方向。屮压侧的后备保护对屮压侧的母线故障有足够灵敏度，方向指向本侧母线；若无地区电源，可取消方向。5.3.1高压侧后备保护5.3.1.1 复合电压闭锁的(方向)过流保护复合电压闭锁的方向过电流保护，为一段一时限，延时跳开变压器各侧断路器。a. 电流定值(1) 按躲过变压器的额定电流整定：Idz = KkX

19、In/Kfh式中:Kk-可靠系数，1.2 1.3 ,取1.3 ；In 为变压器高压侧额定电流；Kth -返回系数，0.85 0.95 ,取 0.85 o(2)校核对主变中、低压侧母线故障的灵敏度。b. 动作时限2(1) 与220kV出线相间距离保护最末段的最长时间Tmax.L配合：Tl=Tmax.L+A t(2) 与本变中、低压侧复合电压闭锁过流保护最末段跳本侧开关最长时间(Tmax.B)配合：T2=Tmax.B+A tT1- 跳变压器各侧断路器5.3.1.2 复压过流的复合电压闭锁元件为防止在变电站屮、低压侧母线或出线发生三相故障时低电压元件灵敏度不够而无法开放过流保护，高压侧复合电压元件必

20、须取高、中、低三侧复合电压并接成或的关系。a. 低电压定值：按躲过正常最低运行电压整定：UL= 0.7Un式中：Un - 二次额定线电压(100V) ob. 负序电压定值：按躲过正常运行时出现的最大不平衡电压整定：U2= ( 0.06 0.08 ) Un式屮：Un二次额定相电压(57.7V )或二次额定线电压(100V)(根据实际装置决定)o5.3.1.3 零序方向过电流保护a. 电流定值(1)按躲过本变压器110kV侧母线接地故障最大零序电流整定：Idz = KkX 310.max式中：Kk- 可靠系数，KkM 1.3 ；3I0.max- 本变110kV侧母线接地故障流过高压侧的最大零序电流

21、。(2) 按躲过 220kV线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电流整定：Idz = KkX 3I0max.F式中：Kk- 可靠系数，取1.2 :3I0max.F - 220kV线路单重时流过本变最大非全相零序电流。b. 动作时限1与本变差动保护配合：T01 =0.5 秒 一 跳变压器各侧断路器此段暂退出不用。5.3.1.4 零序过电流保护a. 电流定值(1 )与220RV出线零序电流保护最末段配合整定：Idz = Kkx Kfc x rdz式中：Kk- 可靠系数，取1.1 :Kfz零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值；Pdz - 220kV出线零序电流保护最末段定值。(2) 与本

22、变压器llOkV侧零序过电流保护最末段配合整定：Idz = Kkx Kfc x Idz.B式中：Kk、Kiz - 同上；rdz.B - 本变压器llOkV侧零序过电流保护最末段定值(归算至主变高压侧)。(3) 校核对主变中压侧母线故障的灵敏度，要求灵敏度大于等于1.5 ob. 动作时限2(1) 与220kV出线零序电流保护最末段的最长时间(Tmax.L)配合：T02=Tmax.L+A t(2) 与本变压器llOkV侧零序过电流保护最末段动作时限(Tmax.B)配合：T02=Tmax.B+A tT02- 跳变压器各侧断路器5.3.1.5间隙零序电流、零序电压保护间隙零序电流、零序电压保护优先选用

23、经不同时间元件出口的原则。无论间隙零序电流、零序电压保护是经不同时间元件出口还是同一时间元件出口，其零序电流、零序电压的整定计算原则相同，只是时间元件的整定有所不同。a. 间隙零序电流定值按间隙击穿时后足够灵敏度整定，保护的一次一般整定为100安。则间隙零序电流(二次值)整定为：3I0dz = 100/Net式中：Net -电流互感器变比。b. 间隙零序电压定值用于屮性点经放电间隙接地的零序过电压必须取自电压互感器的开口三角电压，不 能取保护装置自产3U0。间隙零序电压定值一般整定为180 V oc. 动作时限（1）、如间隙零序电流、零序电压保护分别经不同时间元件出口时：间隙零序过电流保护动作

24、时间按与本变高、屮压侧岀线接地距离II段最长时限配合整定（若无接地距离保护，则与对本线末故障有足够灵敏度的零序电流保护II段（三段式）或III段（四段式）配合整定），延时跳开变压器各侧断路器。零序电压保护动作时间按 0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。（2） 、如间隙零序电流、零序电压保护共用一个时间元件出口时，则动作时间按0.5秒 整定，延时跳开变压器各侧断路器。5.3.1.6 变压器失灵保护的电流判别元件a. 相电流元件（1）按躲变压器额定电流整定：Idz= KkX I n / N ct式中：Kk- 可靠系数，Kk=1.3 ；I n-变压器的额定电流。（2）按本变屮压侧母线故障有2.0

25、的灵敏度整定：I dz= I k.min / Kim = I k.min /2式中：I k.min-本变中压侧母线短路流过高压侧的最小相电流。取以上两条件计算结果的小值，以保证中压侧母线故障有灵敏度为主。b. 零序电流元件及负序电流元件不采用。5.3.1.7 变压器的非全相保护a. 负序、零序电流元件按躲正常运行最大不平衡电流整定：Idz = 0.1 X In式屮：In-电流互感器二次额定电流。b. 动作时限1： Tl=0.5秒 一跳本侧断路器T1应躲过单相重合闸周期，取4.0c. 动作时限2： T2= 1.0秒 一跳各侧断路器注：如果是线路变压器组的接线形式则动作时限秒；T2取4.5秒。5.

26、3.2中压侧后备保护5.3.2.1 复合电压闭锁的（方向）过电流保护 复合电压闭锁的方向过电流保护（作中压侧母线的后备），方向指向本侧母线，保护为一段三个时 限，第一时限跳开本侧母联断路器，第二时限跳开变压器本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧 断路器。a. 电流定值（1）按躲过变压器的额定电流整定:Idz = Kk X IN/Kfh式中：Kk- 可靠系数，1.21.3,取：1.2 :IN-变压器中压侧额定电流；Kth - 返回系数，0.85 0.95 ,取：0.9。(2)按110kV母线相间故障有灵敏度整定:17/49Idz = Id.min/Klm(3)式中：Kim - 灵敏系数,Id.mi

27、n - 11 OkV与llOkV出线相间距离保护KlmN 1.3 ；母线相间故障时流过本变中压侧的最小相电流。I段（或U段）配合:Idz = KkX Kfz X Idz式中:Kk- 可靠系数,KkN 1.1 ；Kfz -分支系数,取各种运行方式的最大值;rdz - HOkv 出线相间距离保护 I段（或II段）保护范围末端故障流过110kV出线的最大短路电流。b. 动作时限1与110kV出线相间距离保护I段（或U段）的最长时间（Tmax.L）配合:Tl=Tmax.L+At-*跳中压侧母联断路器c. 动作时限2与动作时限1配合：T2=T1+A t-跳屮压侧断路器注：T2必须小于变压器的热稳定极限时

28、间，对于有热稳定要求的变压器一般要求T2W2秒。若中压侧配置有母差保护，可大于 2秒。d. 动作时限3与动作时限2配合：T3=T2+A t -跳变压器各侧断路器防城港电网 220kV新兴变、竹坪变 llOkV母线均己装设母差保护，故主变中压侧该段保护暂退出不用。5.3.2.2复合电压闭锁的过电流保护a.电流定值按躲过变压器的额定电流整定：Idz = KkX IN/Kfh式屮：Kk、IN、Kih 同 5.3.2.1。b.动作时限4与110kV出线相间距离保护最末段的最长时间（Tmax.L）配合:T4=Tmax.L+A t - 跳中压侧母联断路器跳中压侧断路器c. 动作时限5与动作时限4配合：T5

29、=T4+A td动作时限65.323与动作时限5配合：T6=T5+A t复压过流的复合电压闭锁元件跳变压器各侧断路器参见5.3.1.2条5.3.2.4零序方向过电流保护a.电流定值（1 ）按110kV母线接地故障有灵敏度整定:Idz = 310.min / Kim式屮：Kim 灵敏系数，Klm2 1.3 ；310.min 一 llOkV母线接地故障时流过本变中压侧的最小零序电流。（2）与110kV出线零序电流保护 I段（或H段）配合:x Kfc x rdzIdz = Kk式屮:Kk- 可靠系数，Kk=l；Kfo- 零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值;Idz - 11 OkV出线零序电流保

30、护I段（或II段）定值。b. 动作时限1与110kV出线零序电流保护出线无零序电流保护I段（或UI段（或U段）的最长时间（Tmax.L）配合。如果110kV 段），则与岀线接地距离n段最长动作时间（Tmax.L）配合。T01= Tmax.L +跳中压侧母联断路器c. 动作时限2与动作时限1配合：T02=T01+A t - 跳中压侧断路器d. 动作时限3与动作时限2配合：T03=T02+A t -跳变压器各侧断路器5.3.2.5零序过电流保护a. 电流定值与110kV岀线零序电流保护最末段配合整定：Idz = KkX Kfc X Fdz式中：Kk Kiz - 同 5.3.2.4Idz - 1 l

31、OkV出线零序电流保护最末段定值。b. 动作时限4与1 lOkV出线零序电流保护最末段的最长时间(Tmax.L)配合：T04=Tmax.L+A t -跳中压侧母联断路器c. 动作时限5与动作时限4配合：T05=T04+A t - 跳中压侧断路器d. 动作时限6与动作时限5配合：T06=T05+A t -跳变压器各侧断路器5.3.2.6间隙零序电流、零序电压保护参见5.3.1.5条。5.3.3低压侧后备保护复合电压闭锁的方向过电流保护： 由于低压侧无电源或为小电源，电流方向自然指向本侧母线(作为低压出线的远后备)，所以方向元件可不用。保护为两段式，每一段带三个时限，第一时限跳开低压侧母联断路器，

32、第二时限跳开低压侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。5.3.3.1复合电压闭锁过电流保护I段a.电流定值(1)按躲过变压器的额定电流整定：Idz = Kk X IN/Kfh式中：Kk- 可靠系数，1.21.3,取：1.2；IN-变压器低压侧额定电流；Kth - 返回系数，0.85 0.95 ,取：0.9。（2）按低压母线相间故障有灵敏度整定：Idz = Id.min / KimId.min 式屮：Kim - 灵敏系数，KlmM 1.3 ；低压母线相间故障时流过本变低压侧的最小相电流。（3）与低压侧出线过流保护 I段（或U段）配合:Idz = KkX Kfz X Idz式中：Kk-可靠系数，

33、Kk=l；Kfz -分支系数，取各种运行方式的最大值；rdz -低压侧出线过流保护 I段（或U段）定值。动作时限1与低压侧出线过流保护I段（或II段）的最长时间（Tmax.L）配合T1 =Tmax.L+ t - 跳低压侧母联断路器c. 动作时限2与动作时限1配合：T2=T1+A t-跳低压侧断路器注：T2必须小于变压器的热稳定极限时间，即： T22秒。若低压侧有电抗器时,T2可以大于2秒。d. 动作时限3与动作时限2配合：T3=T2+A t - 跳变压器各侧断路器5.3.3.2 复合电压闭锁过电流保护n段a. 电流定值按躲过变压器的额定电流整定：Idzl = KkX IN/Klh式中：Kk、I

34、N、Klh 同 5.3.3.1b. 动作时限4与低压侧出线过流保护最末段的最长时间（Tmax.L）配合：T4=Tmax.L+A t - 跳低压侧母联断路器c. 动作时限5与动作时限4配合：T5=T4+A t -跳低压侧断路器d. 动作时限6与动作时限5配合：T6=T5+A t -跳变压器各侧断路器5.3.3.3复压过流的复合电压闭锁元件参见5.3.1.2条5.3.4变压器各侧过负荷保护5.3.4.1各侧过负荷电流定值按躲变压器的额定电流整定:Idz = KkXIN/Kth式中：Kk -可靠系数，取：105 ；IN-变压器各侧额定电流；Klh -返回系数，0.850.95,取：0.9。5.342

35、动作时限按大于本侧相间故障后备保护的最大动作时间整定（通常可大2个时间级差）,一般延时（58）秒发信号。5.3.5变压器启动风冷保护5.3.5.1电流定值过负荷起动风冷装置保护的电流定值按变压器额定电流的（0.650.75）倍整定。5.3.5.2动作时限延时（510）s启动风冷装置。5.3.6变压器闭锁有载调压保护5.3.6.1电流定值整定原则同5.3.45.3.6.2动作时限T=0.5秒 一闭锁有载调压6110RV变压器保护的整定原则6.1 HOkV变压器采用一套差动保护作为主保护，差动保护动作后跳变压器各侧断路器。6.2 高压侧后备保护作为变压器的后备保护，方向应指向变压器；在降压变电站中

36、，可取消方向。中（低）压侧后备作为本侧母线及本侧出线的后备保护，方向应指向本侧母线；在降压变屮，可取消方向。6.2.1高压侧后备保护6.2.1.1 复合电压闭锁的（方向）过流保护21/49a.电流定值（1）按躲过变压器额定电流整定：Idz = Kk x i N /Kfh式中：Kk - 可靠系数，取1.3；In- 为变压器高压侧额定电流；Kth- 返回系数，取 0.85 o（2）校核对屮、低压侧母线故障的灵敏度。b. 动作时限：T与变压器中、低压侧复合电压闭锁过流保护最末段跳本侧断路器最长时间（Tmax.B）配合：T= Tmax.B+A t -跳变压器各侧断路器6.2.1.2 复压过流的复合电压

37、闭锁元件为防止在变电站中、低压侧母线或出线发生三相故障时主变高压侧低电压元件灵敏度不够而无法开放过流保护，变压器高压侧复合电压取高、屮、低三侧复合电压，并接成或的关系，如无法实现则要求校核高压侧复合电压元件对主变屮、低压侧母线的灵敏度。a. 低电压定值：按躲过正常最低运行电压整定：UL= 0.7 Un式中：Un -二次额定线电压（100V） ob. 负序电压定值：按躲过正常运行时出现的最大不平衡电压整定：U2 = （ 0.060.08） Un式中：Un 二次额定相电压（57.7 V）或二次额定线电压（100 V）（根据实际装置决定）o6.2.1.3 变压器中性点零序过电流保护：不带方向变压器屮

38、性点零序过电流保护作为110kV线路的后备保护，一时限跳变压器各侧断路器，因一般情况下变压器均不投重合闸，故计算时要特别注意防止该保护越级跳闸。按两种情况考虑：a. 110kV 环网（1）电流定值与本变电站 liokv出线零序电流保护最末段配合（最末段不大于300A）整定：Idz = Kk X Kfz X Idz式中：Kk- 配合系数，Kk 1.1;Kfz-零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值；Idz - 110kV出线零序电流保护最末段定值。(2)动作时限与本变电站110kV出线零序电流保护最末段的最长时间(Tmax.L)配合：T01=Tmax.L+A t - 跳变压器各侧断路器b. H

39、OkV系统接入方式为 T接或桥接线当11 OkV系统接入方式为 T接或桥接线时，llOkV变电站一般不配置 llOkV线路保 护。(1) 电流定值与T接线路两侧变电站所有110kV岀线零序电流保护最末段配合整定：Idz = Kk X Kfz X Idz式中：Kk - 配合系数，KkN 1.1 ；Kfz -零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值；rdz 所有相邻线路保护最末段定值。(2) 动作时限与T接线路两侧变电站所有110kV出线最末段最长时间(Tmax.L)配合：T01=Tmax.L+A t - 跳变压器各侧断路器6.2.1.4 间隙零序电流、零序电压保护间隙零序电流、零序电压保护优先选

40、用经不同时间元件出口的原则。无论间隙零序电流、零序电压保护是经不同时间元件出口还是同一时间元件出口，其零序电流、零序电压的整定计算原则相同，只是时间元件的整定有所不同。a. 间隙零序电流定值按间隙击穿时后足够灵敏度整定，保护的一次一般整定为100安。则间隙零序电流(二次值)整定为：3I0dz = 100/Net式中：Net -电流互感器变比。b. 间隙零序电压定值用于屮性点经放电间隙接地的零序过电压必须取自电压互感器的开口三角电压，不能取保护装置自产3U0o间隙零序电压定值一般整定为180 V oc. 动作时限（1）、如间隙零序电流、零序电压保护分别经不同时间元件出口时：间隙零序过电流保护动作

41、时间按与本变110kV侧出线接地距离I段最长时限配合整定（若无接地距离保护，则与对本线末故障有足够灵敏度的零序电流保护I【段（三段式）或III段（四段式）配合整定），延时跳开变压器各侧断路器。零序电压保护动作时间按0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。（2） 、如间隙零序电流、零序电压保护共用一个时间元件出口时，则动作时间按 0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。6.2.1.5 过负荷保护过负荷电流定值按躲过变压器高压侧额定电流整定：Idz = KkXI N /Klh式中：Kk- 可靠系数，取1.05；In- 为变压器高压侧额定电流；Kth -返回系数，取0.9。过负荷保护延时（58） s

42、发信号。6.2.1.6过流闭锁有载调压保护规程推荐过流闭锁有载调压保护电流定值按（1.21.5）倍变压器高压侧额定电流整定，建议按变压器过负荷电流定值整定（同6.2.1.5条），延时0.5s闭锁有载调压。6.2.1.7过负荷起动风冷装置保护过负荷起动风冷装置保护的电流定值按（0.650.75）倍变压器高压侧额定电流整定，延时（510） s启动风冷装置。6.2.2中压侧后备保护6.2.2.1 复合电压闭锁（方向）过电流保护：方向指向母线，在降压变中建议将方向退岀。a.电流定值（1）按变压器屮压侧母线相间故障有灵敏度整定：Idz = Id.min / Kim式中：Id.min -变压器中压侧母线相

43、间故障流过本侧的最小短路电流;Kim - 灵敏系数：1.31.5（2）与屮压侧出线过流保护I段（或II段）配合整定：Idz = Kk X Kiz X Idz式中：Kk- 配合系数，KkNl.l；Kfz-分支系数，取各种运行方式的最大值；Idz -中压侧出线过流保护I段（或II段）的电流定值。（3）按躲过变压器中压侧的额定电流整定:Idz = KkXlN/Kfli式中：Kk-可靠系数，取1.2 ；IN-为变压器中压侧额定电流；Kih返回系数，取0.9 ob.动作时限1与中压侧岀线过流保护I段（或II段）的最长时间（Tmax.L）配合：Tl=Tmax.L+At-跳中压侧分段（或母联）断路器c.动作

44、时限2与动作时限1 配合：T2=T1+A t-跳变压器中压侧断路器注：T2必须小于变压器的热稳定极限时间，一般要求T2W2秒。d. 动作时限3与动作时限2配合：T3=T2+A t -跳变压器各侧断路器e. 经校核变压器热稳定（见附表），目前防城港电网各变压器均满足要求，且各变电站中低 压侧故障电流均较小；主变开关性能良好，拒动可能性较小；同时存在与下级保护较难配合的困 难，故该段保护暂不投入。25/496.2.2.2复合电压闭锁过电流保护：不带方向a. 电流定值按躲过变压器屮压侧的额定电流整定：Idz = Kk XI N /Kfh式中：Kk、In、Kth - 同6.2.2条第(3)点。b. 动

45、作时限4与中压侧岀线过流保护III段的最长时间(Tmax.L)配合：T4 =Tmax.L+ t -跳屮压侧分段(或母联)断路器c. 动作时限5与动作时限4配合：T5=T4+A t - 跳变压器中压侧断路器d. 动作时限6与动作时限5配合：T6=T5+ t-跳变压器各侧断路器6.2.2.3复压过流的复合电压闭锁元件参见6.2.1.2条6.2.2.3过负荷保护过负荷保护计算同6.2.1.5条，其中变压器额定电流为中压侧的电流。6.2.3低压侧后备保护6.2.3.1 复合电压闭锁方向过电流保护：方向指向母线在降压变屮建议将方向退出。a.电流定值(1) 按变压器低压侧母线相间故障有灵敏度整定：Idz

46、= Id.min / Kim式中：Id.min -变压器低压侧母线相间故障流过本侧的最小短路电流;Kim - 灵敏系数：1.3 1.5(2) 与低压侧出线过流保护I段(或II段)配合整定：Idz = Kk X Klz X I*dz式屮：Kk- 配合系数，Kk2 1.1 ；Kfz分支系数，取各种运行方式的最大值；Idz - 低压侧出线过流保护 I段(或H段)的电流定值。(3) 按躲过变压器低压侧的额定电流整定：Idz = Kk x i N /Kfh式中：Kk-可靠系数，取1.2 ；IN-为变压器低压侧额定电流；Kth -返回系数，取0.9 ob.动作时限1与低压侧出线过流保护 I段（或II段）的

47、最长时间（Tmax.L）配合：Tl=Tmax.L+A t一跳低压侧分段（或母联）断路器c.动作时限2与动作时限1配合:T2=T1+A t-跳变压器低压侧断路器注：T2必须小于变压器的热稳定极限时间，一般要求 T2W2秒。d.动作时限3与动作时限2配合：T3=T2+A t -跳变压器各侧断路器e. 经校核变压器热稳定（见附表），目前防城港电网各变压器均满足要求，且各变电站屮低 压侧故障电流均较小；主变开关性能良好，拒动可能性较小；同时存在与下级保护较难配合的困 难，故该段保护暂不投入。6.2.3.2复合电压闭锁的过电流保护：不带方向a. 电流定值按躲过变压器低压侧的额定电流整定：Idz = Kk

48、 x i N /Kfh式中：Kk、In、Kfh - 同 623.1 条第（3）点。b. 动作时限4与低压侧岀线过流保护III段的最长时间（Tmax.L）配合：T4 =Tmax.L+ t-跳低压侧分段（或母联）断路器c. 动作时限5与动作时限4配合：T5=T4+A t -跳变压器低压侧断路器d. 动作时限6与动作时限5配合：T6=T5+A t -跳变压器各侧断路器6.2.3.3复压过流的复合电压闭锁元件参见6.2.1.2条6.2.3.4过负荷保护过负荷保护计算同 6.2.1.5条，其中变压器额定电流为低压侧的电流。7主变非电量保护整定原则7.1 在主变非电量保护中，除本体重瓦斯、有载重瓦斯动作跳

49、闸外，其它本体轻瓦斯、有载轻瓦斯、压力释放、压力突变、绕组温高、绕组过温、油位异常、油温高都只动作发信号，冷控失电经油温高触点闭锁的经延时跳闸。7.1.1主变压器瓦斯保护整定要求a、我局无变压器瓦斯继电器的校验设备，均按继电保护及电网安全自动装置检验条例的规定年限送屮试院校验，由中试院出校验结果单，整定值应满足大型发电机变压器继电保护整定计算导则屮的有关整定标准。b、本体和调压轻瓦斯投信号位置，本体和调压重瓦斯投跳闸位置（跳主变三侧开关）。c、变压器压力释放、压力突变根据规定投信号位置。7.1.2变压器风冷回路及温度控制的整定要求a. 本网llOkV及以下变压器冷却方式均为油浸自冷或油浸风冷，

50、按电力变压器运行规程要求，自然循环冷却变压器的顶层油温一-般不宜经常超过85C,为防止变压器油劣化过速，现规定如下： 变压器顶层油温高告警信号整定为75C；冷却风扇温度整定为55C自启动，45C自动返回。 风扇停止工作时， 允许的负载和允许时间， 应按制造厂及各变电站现场运行规程的规定 执行。b、220kV新兴变主变压器冷却方式为强迫油循环风冷，变压器顶层油温一般不超过85C,为防止变压器油劣化过速，现规定如下： 变压器顶层油温高告警信号整定为70C o 强迫油循环风冷的变压器运行时必须投入冷却器，当冷却系统故障全停时，允许带额定负载运行20分钟；如果20分钟后顶层油温未达到75C,则允许上升

51、到 75C,但在此状态下运行的最长时间不得超过1小时。因此风冷全停故障回路整定为：带温度控制的回路温度整定为75C,经20分钟延时跳主变三侧开关。7.1.3主变压器绕组温度按原厂家设定值整定，投信号位置。7.1.4变压器油位异常、油温高均投信号位置。8 llOkV线路保护的整定原则8.1 相间距离保护8.1 .1 相间距离I段乙a.按躲过本线路末端故障整定(1) 阻抗定值：ZdzWK Z Z 0 = Z 0k LL式中：Kk- 可靠系数，取0.80.85 ；Zl- 本线路正序阻抗；ZO L- 被保护线路正序阻抗角。(2) 时间定值：11 =0 s ob.当线路为终端线路时可按躲变压器其他侧母线

52、故障整定：(1) 阻抗定值：Z W K Z+K Z*dzlk LKZT式中：Kk- 可靠系数，取 0.80.85 ；Kkz- 可靠系数，取 KkzWO. 7；Zl - 本线路正序阻抗；Z* t -终端变压器并联等值正序阻抗。(2) 时间定值：I段应带短延时也可按躲变压器其并与相邻线为了与变压器差动保护配合，如相间距离I段可带短延时，相间距离跳闸。t 1 =(0 0.2)秒注：当线路为终端线路时相间距离I段可按躲本线路末端故障整定，他侧母线故障整定。8.1.2相间距离II段 Z.原则：按保本线路末端发生金属性相间故障时有不小于规定的灵敏度整定,路相间距离I段或II段配合，动作时间按配合关系整定。

53、a.按与相邻线路相间距离I段配合整定(1)阻抗定值：Z WKZ + K KZ Z 0 = Z 0式屮：Kk - 可靠系数，取0.80.85 ；Zl本线路正序阻抗；Kk - 可靠系数，取W 0.8 ；Kz - 保护适应的运行方式下最小正序助增系数；Z dzi - 相邻线路相间距离I段定值；Z Bl被保护线路正序阻抗角。(2) 时间定值：t 11 =t* i + t式中：f I - 相邻线路相间距离I段动作时间，大部分情况下f !=0s；?t-时间级差，在下列计算中统一取 0.30.4s o(3) 校核灵敏度Km=ZdzlI / Z LKm应满足8.1.3条规定的灵敏度要求，如 心不满足要求则按与相邻线路相间距离II段 配合整定。b. 按与相邻线路相间距离II段配合整定(1) 阻抗定值：Zdzii W K k Zl+ K kKz Z dzn Z 0 = Z 0L式中：Kk -可