中华人民共和国电力行业标准
3～110kV电网继电保护装置DL/T584—95
运行整定规程
Operational and Setting Code for Relay Protection
of3～110kV Electrical Power Networks
中华人民共和国电力工业部1995-11-27批准1996-06-01实施
1总则
1.1本规程是电力系统继电保护运行整定的具体规定，与电力系统继电保护相关的设计、调度运行部门应共同遵守。
1.2本规程是3～110kV电网的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电网保护配合有关的继电保护运行整定的基本依据。高频保护、断路器失灵保护、导引线纵联保护等参照DL/T559—94《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》整定。
1.3按照DL400—91《继电保护和安全自动装置技术规程》(简称规程)的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。
1.43～110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，按照如下原则合理取舍：
a.地区电网服从主系统电网；
b.下一级电网服从上一级电网；
c.局部问题自行消化；
d.尽可能照顾地区电网和下一级电网的需要；
e.保证重要用户供电。
1.5继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电网安全运行的最终目的，与电网运行方式密切相关。为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。
1.6继电保护和二次回路的设计和布置，应当满足电网安全运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。
1.7为了提高电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验，对继电保护的配置和装置性能等提出改进意见和要求。各网省局继电保护运行管理部门，可根据本规程基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。
1.8对继电保护特殊方式的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
2继电保护运行整定的基本原则
2.13～110kV电网的继电保护，应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求，
特殊情况的处理原则见本规程第1.4条。
2.2继电保护的可靠性。
2.2.1继电保护的可靠性主要由配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。
2.2.2任何电力设备(电力线路、母线、变压器等)都不允许无保护运行。运行中的电力设备，一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的安全。对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程第
1.8条的规定处理。
2.2.33～110kV电网继电保护一般采用远后备原则，即在临近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，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。
2.2.4如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。
a.如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。
b.如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线无灵敏系数时，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断路器与高压侧断路器(或变压器各侧断路器)。
2.2.5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。
2.2.6对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。
2.3继电保护的选择性。
2.3.1选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。
2.3.2遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性。
a.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。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。
b.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，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。
c.双回线内部保护的配合，可按双回线主保护(例如横差保护)动作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流(或相电流速断)保护纵续动作的条件考虑，确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况。
d.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。
2.3.3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线故障的后备保护，其动作时间及灵敏系数视情况可不作为一级保护参与选择配合，但动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间(包括变压器过电流保护范围可能伸入的相邻和相隔线路)。
2.3.4线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时，可按下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合：
a.与变压器同电压侧指向变压器的后备保护的动作时间配合；
b.与变压器其他侧后备保护跳该侧总路断路器动作时间配合；
当下一级电压电网的线路保护范围伸出相邻变压器上一级电压其他侧母线时，还可按下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合；
c.与其他侧出线后备保护段的动作时间配合；
d.与其他侧出线保全线有规程规定的灵敏系数的保护段动作时间配合。
2.4继电保护的灵敏性。
2.4.1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。
2.4.2对于110kV电网线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，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。
2.4.3在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助元件的灵敏系数应大于所控的保护测量元件的灵敏系数。
2.5继电保护的速动性。
2.5.1地区电网满足主网提出的整定时间要求，下一级电压电网满足上一级电压电网提出的整定时间要求，必要时，为保证主网安全和重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。
2.5.2对于造成发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的(50～60)%的故障，以及线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。
2.5.3除2.
3.2条及少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间的整定应以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求过分的快速性。
2.5.4手动合闸或重合闸重合于故障线路，应有速动保护快速切除故障。
2.5.5采用高精度时间继电器，以缩短动作时间级差。综合考虑断路器跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间继电器的动作误差等因素，在条件具备的地方，保护的配合可以采用0.3s的时间级差。
2.6按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定。
2.6.135kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。
2.6.2下列情况的66～110kV线路距离保护不应经振荡闭锁：
a.单侧电源线路的距离保护；
b.在现有可能的运行方式下，无振荡可能的双侧电源线路的距离保护；
c.躲过振荡中心的距离保护段；
d.预定作为解列线路的距离保护；
e.动作时间不小于0.5s的距离Ⅰ段、不小于1.0s的距离Ⅱ段和不小于1.5s的距离Ⅲ段。
注：系统最长振荡周期按1.5s考虑。
2.6.3有振荡时可能误动的66～110kV线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制，但在重合闸前和重合闸后，均应有不经振荡闭锁控制的保护段。
2.6.4有振荡误动可能的66～110kV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。
2.6.5在单相接地故障转换为三相故障，或在系统振荡过程中发生不接地的相间故障时，可适当降低对保护装置快速性的要求，但必须保证可靠切除故障，允许个别的相邻线路相间距离保护无选择性跳闸。
2.7110kV及以下电网均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选定，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。
2.7.1单侧电源线路选用一般重合闸方式。如保护采用前加速方式，为补救相邻线路速动段保护的无选择性动作，则宜选用顺序重合闸方式。
当断路器断流容量允许时，单侧电源终端线路也可采用两次重合闸方式。
2.7.2双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用下列重合闸方式：
a.带地区电源的主网终端线路，宜选用解列重合闸方式，终端线路发生故障，在地区电源解列后，主网侧检无压重合；
b.双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。
发电厂的送出线路，宜选用系统侧检无压重合，电厂侧检同步重合或停用重合闸的方式。
2.8配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求。
2.8.1自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸不应超过预定次数，相邻线路的继电保护应保证有选择性。
2.8.2零序电流保护的速断段和后加速段，在恢复系统时，如果整定值躲不开合闸三相不同步引起的零序电流，则应在重合闸后延时0.1s动作。
2.8.3自动重合闸过程中，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。2.9对110kV线路纵联保护运行有如下要求：
2.9.1在旁路断路器代线路断路器运行时，应能保留纵联保护继续运行。
2.9.2在本线路纵联保护退出运行时，如有必要，可加速线路两侧的保全线有规程规定的灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。
2.10只有两回线路的变电所，当本所变压器全部退出运行时，两回线路可视为一回线，允许变电所两回线路电源侧的保护切除两回线中任一回线的故障。
2.11对于负荷电流与线路末端短路电流数值接近的供电线路，过电流保护的电流定值按躲负荷电流整定，但在灵敏系数不够的地方应装设负荷开关或有效的熔断器。
2.12在电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备均应在保护范围内，允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。
2.13在保护装置上进行试验时，除了必须停用该保护装置外，还应断开保护装置启动其他
系统保护装置和安全自动装置的相关回路。
2.14不宜采用专门措施闭锁电流互感器二次回路断线引起的线路和变压器零序电流保护可能的误动作。
3继电保护对电网接线和调度运行的配合要求
3.1合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，继电保护装置能否发挥积极作用，与电网结构及电力设备的布置是否合理有密切关系，必须把它们作为一个有机整体统筹考虑，全面安排。对严重影响继电保护装置保护性能的电网结构和电力设备的布置，应限制使用，下列问题应综合考虑：
3.1.1宜采用环网布置，开环运行的方式。
3.1.2宜采用双回线布置，单回线-变压器组运行的终端供电方式。
3.1.3向多处供电的单电源终端线路，宜采用T接的方式接入供电变压器。
以上三种方式均以自动重合闸和备用电源自动投入来增加供电的可靠性。
3.1.4地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在一个变电所与主系统单点联网，并在联网线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置(如低电压、低频率、零序电压、零序电流、振荡解列、阻抗原理的解列装置，需要时，还可加装方向元件)。
3.1.5不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器。
3.1.6尽量避免短线路成串成环的接线方式。
3.2继电保护能否保证电网安全稳定运行，与调度运行方式的安排密切相关。在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：
3.2.1注意保持电网中各变电所变压器的接地方式相对稳定。
3.2.2避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备(线路、变压器)，当两个厂、所母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。
3.2.3在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的安全和地区电网重要用户供电。
3.2.4避免采用多级串供的终端运行方式。
3.2.5避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。
3.2.6不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。
3.3因部分继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：
3.3.1酌情改变电网运行接线和调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网安全稳定运行的要求。
3.3.2临时更改继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按第1.4条进行合理的取舍。
3.4重要枢纽变电所的110kV母线差动保护因故退出运行危及系统稳定运行时，应采取下列措施：
3.4.1尽可能缩短母线差动保护的停用时间。
3.4.2不安排母线及连接设备的检修，尽可能避免在母线上进行操作，减少母线故障的几率。
3.4.3应考虑当母线发生故障时，由后备保护延时切除故障，不会导致电网失去稳定；否则
应改变母线接线方式、调整运行潮流。必要时，可由其他保护带短时限跳开母联或分段断路器，或酌情按计算提出的要求加速后备保护，此时，如被加速的后备保护可能无选择性跳闸，应备案说明。
4继电保护整定的规定
4.1一般规定
4.1.1整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路、并联电抗器、串联补偿电容器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的数值。下列参数必须使用实测值：
a.三相三柱式变压器的零序阻抗；
b.66kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗；
c.平行线之间的零序互感阻抗；
d.双回线路的同名相间和零序的差电流系数；
e.其他对继电保护影响较大的有关参数。
4.1.2以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的：
a.忽略发电机、调相机、变压器、110kV架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分，
22，66kV及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比R/X>0.3时，宜采用阻抗值Z R X
=+
并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2=X1。
b.发电机及调相机的正序电抗可采用t=0的初瞬态值Ｘ″的饱和值。
c.发电机电势可以假定均等于1(标么值)且相位一致，只有在计算线路全相
振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电动势有一定的相角差。
d.不考虑短路电流的衰减，对利用机端电压励磁的发电机出口附近的故障，应从动作时间上满足保护可靠动作的要求。
e.各级电压可以采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器分接头实际位置的变动。
f.不计线路电容电流和负荷电流的影响。
g.不计故障点的相间电阻和接地电阻。
h.不计短路暂态电流中的非周期分量。
对有针对性的专题分析和对某些装置特殊需要的计算时，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。
4.1.3合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和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。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。
4.1.3.1对同杆并架的双回线，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。
4.1.3.2发电厂有两台机组时，一般应考虑两台机组同时停运的方式；有三台及以上机组时，一般应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式。
4.1.3.3应以调度运行方式部门提供的系统运行方式书面资料为整定计算的依据。
4.1.3.4110kV电网变压器中性点接地运行方式应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到使变电所零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据运行规程规定或根据当时的实际情
况临时处理。
a.发电厂只有一台主变压器，则变压器中性点宜直接接地运行，当变压器检修时，按特殊情况处理。
b.发电厂有接于母线的两台主变压器，则宜保持一台变压器中性点直接接地运行。如由于某些原因，正常运行时必须两台变压器中性点均直接接地运行，则当一台主变压器检修时，按特殊情况处理。
c.发电厂有接于母线的三台及以上主变压器，则宜两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于不同的母线上，当不能保持不同母线上各有一个接地点时，按特殊情况处理。
视具体情况，正常运行时也可以一台变压器中性点直接接地运行，当变压器全部检修时，按特殊情况处理。
d.变电所变压器中性点的接地方式应尽量保持地区电网零序阻抗基本不变，同时变压器中性点直接接地点也不宜过分集中，以防止事故时直接接地的变压器跳闸后引起其余变压器零序过电压保护动作跳闸。
e.自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。
f.当某一短线路检修停运时，为改善保护配合关系，如有可能，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运时对零序电流分配的影响。
4.1.4有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定。
4.1.5计算保护定值时，一般只考虑常见运行方式下，一回线或一个元件发生金属性简单故障的情况。
4.1.6保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。线路保护的灵敏系数除去设计原理上需靠纵续动作的保护外，必须保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后，均能满足规定的灵敏系数要求。
在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。
4.1.7为了提高保护动作的可靠性，单侧电源线路的相电流保护不应经方向元件控制；零序电流保护一般不应经方向元件控制。
双侧电源线路的相电流和零序电流保护，如经核算在可能出现的不利运行方式和不利故障类型下，均能与背侧线路保护配合，也不宜经方向元件控制；在复杂电网中，为简化整定配合，如有必要，零序电流保护可经方向元件控制。为不影响零序电流保护的动作性能，方向元件要有足够的灵敏系数。
4.1.8躲区外故障、躲振荡、躲负荷、躲不平衡电压等整定，或与有关保护的配合整定，都应考虑必要的可靠系数。对于两种不同动作原理保护的配合或有互感影响时，应选取较大的可靠系数。
4.2继电保护装置整定的具体规定
4.2.1110kV线路零序电流保护
4.2.1.1单侧电源线路的零序电流保护一般为三段式，终端线路也可以采用两段式。
a.零序电流I段电流定值按躲本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近有
其他零序互感较大的平行线路时，参照第4.2.1.4条整定。
b.三段式保护的零序电流Ⅱ段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第
4.2.1.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作时间按配合关系整定。
c.三段式保护的零序电流Ⅲ段作本线路经电阻接地故障和相邻元件接地故障的后备保护，其电流一次定值一般不应大于300A，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第4.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流Ⅱ段或Ⅲ段的配合情况，动作时间按配合关系整定。
d.终端线路的零序电流Ⅰ段保护范围允许伸入线路末端供电变压器(或T接供电变压器)，变压器故障时线路保护的无选择性动作由重合闸来补救。
终端线路的零序电流最末一段作本线路经电阻接地故障和线路末端变压器故障的后备保护，其电流定值应躲过线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流，不应大于300A(一次值)。
e.采用前加速方式的零序电流保护各段定值可以不与相邻线路保护配合，其定值根据需要整定，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救。
4.2.1.2双侧电源复杂电网的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在需要改善配合条件，压缩动作时间的线路，零序电流保护宜采用四段式的整定方法。
4.2.1.3双侧电源复杂电网的线路零序电流保护各段一般应遵循下述原则：
a.零序电流Ⅰ段作为速动段保护使用，除极短线路外，一般应投入运行。
b.三段式保护的零序电流Ⅱ段(四段式保护的Ⅱ段或Ⅲ段)，应能有选择性切除本线路范围的接地故障，其动作时间应尽量缩短。
c.考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，零序电流保护最末一段的电流定值不应大于300A(一次值)。
d.零序电流保护的整定公式见表1。对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑与背侧线路零序电流保护的配合。
I0
I0.Ⅱ
I0.
I0.
4.2.1.4零序电流Ⅰ段：
a.零序电流Ⅰ段电流定值按躲区外故障最大三倍零序电流整定，在无互感的线路上，零序电流Ⅰ段的区外最严重故障点选择在本线路对侧母线或两侧母线上。当线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，故障点有时应选择在该平行线路的某处。例如：平行双回线，故障点有时应选择在双回线之一的对侧断路器断开情况下的断口处，见图1(a)；不同电压等级的平行线路，其故障点有时可能选择在不同电压等级的平行线上的某处，见图1(b)。
图1零序电流I段故障点的选择
(a)平行双回线;(b)不同电压等级的平行回线
b.在计算区外故障最大零序电流时，一般应对各种常见运行方式及不同故障类型进行比较，取其最大值。
如果所选择的停运检修线路是与本线路有零序互感的平行线路，则应考虑检修线路在两端接地的情况。
c.由于在计算零序故障电流时没有计及可能出现的直流分量，因此在按躲开区外故障最大三倍零序电流整定零序电流Ⅰ段定值时，可靠系数不应小于1.3。
4.2.1.5零序电流Ⅱ段：
a.三段式保护的零序电流Ⅱ段电流定值应按保本线路末端故障时有不小于第4.2.1.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，保护范围一般不应伸出线路末端变压器220kV(或330kV)电压侧母线，动作时间按配合关系整定。
b.四段式保护的零序电流Ⅱ段电流定值按与相邻线路零序电流Ⅰ段配合整定，相邻线路全线速动保护能长期投入运行时，也可以与全线速动保护配合整定，电流定值的灵敏系数不作规定。
c.如零序电流Ⅱ段被配合的相邻线路是与本线路有较大零序互感的平行线路，则应考虑该相邻线路故障，在一侧断路器先断开时的保护配合关系。
当与相邻线路零序电流Ⅰ段配合时：
如相邻线路零序电流Ⅰ段能相继动作保护全线路，则本线路零序电流Ⅱ段定值计算应选用故障点在相邻线路断路器断口处的分支系数K F值，按与相邻线路零序电流Ⅰ段配合整定。
如相邻线路零序电流Ⅰ段不能相继动作保护全线路，则按下述规定整定：
如果当相邻线路上的故障点逐渐移近断路器断口处，流过本保护的3I0逐渐减少，见图
2(a)，则本线路零序电流Ⅱ段定值按与相邻线路零序电流Ⅰ段配合整定。
图2平行互感线路零序电流保护之间的配合计算
I B—本线路末端短路故障时，流进本线路的3I0；
I M—相邻线路零序电流Ⅰ段保护范围末端故障时流过本线路的3I0；
I’A—断路器断口处故障时流过本线路的3I0
如果当故障点移近断路器断口处，流过本保护的3I0下降后又逐渐回升，并大于相邻线路第Ⅰ段末端故障流过本保护的3I0，但不超过本线路末端故障，流过本保护的3I0时，则本线路零序电流Ⅱ段定值应按躲断路器断口处故障整定，见图2(b)。
同上情况，但在断路器断口处故障流过本保护的3I0大于在本线路末端故障流过本保护的3I0时，见图2(c)，本线路零序电流Ⅱ段无法与相邻线路零序电流Ⅰ段配合，只能与相邻线路零序电流Ⅱ段配合，此时，允许双回线内部零序电流Ⅱ段有不配合的情况。
零序电流Ⅱ段的电流定值与相邻线路零序电流Ⅱ段配合时，故障点一般可选在相邻线路末端。
4.2.1.6零序电流Ⅲ段：
a.三段式保护的零序电流Ⅲ段作本线路经电阻接地故障和相邻元件故障的后备保护，其电流定值不应大于300A(一次值)，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第4.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流Ⅱ段、Ⅲ段或Ⅳ段的配合情况，并校核保护范围是否伸出线路末端变压器220kV或(330kV)电压侧母线，动作时间按配合关系整定。
b.四段式保护的零序电流Ⅲ段按下述方法整定：
如零序电流Ⅱ段对本线路末端故障有规定的灵敏系数，则零序电流Ⅲ段与相邻线路零序
电流Ⅱ段配合整定，对保相邻线路末端故障的灵敏系数不作规定。
如零序电流Ⅱ段对本线路末端故障达不到第4.2.1.10条规定的灵敏系数要求，则零序电流Ⅲ段按三段式保护的零序电流Ⅱ段的方法整定。
4.2.1.7零序电流Ⅳ段：
四段式保护的零序电流Ⅳ段按三段式保护的零序电流Ⅲ段的方法整定。
4.2.1.8零序电流保护最末一段与相邻线路零序电流保护配合整定有困难或动作时间过长时，如有必要，可按第2.3.2条规定设置适当的不配合点。
4.2.1.9分支系数K f的选择，要通过常见各种运行方式的比较，选取其最大值。
在复杂的环网中，分支系数的大小与故障点的位置有关，在考虑与相邻零序电流保护配合时，按理应选用故障点在被配合段保护范围末端的K f值，但为了简化计算，也可选用故障点在相邻线路末端的可能偏高的K f值。
4.2.1.10保全线有灵敏系数的零序电流定值对本线路末端金属性接地故障的灵敏系数应满足如下要求：
a.20km以下线路，不小于1.5；
b.20～50km的线路，不小于1.4；
c.50km以上线路，不小于1.3。
4.2.1.11零序电流最末一段电流定值，对相邻线路末端金属性接地故障的灵敏系数力争不小于1.2。确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。
4.2.1.12零序电流保护与接地距离保护配合时，可先找出接地距离的最小保护范围，与之配合的零序电流保护按躲开此处接地故障整定。
4.2.1.13三相重合闸后加速一般应加速对线路末端故障有足够灵敏系数的零序电流保护段，如果躲不开后一侧合闸时，因断路器三相不同步产生的零序电流，则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0.1s延时。
4.2.1.14当110kV线路零序电流保护范围伸出线路相邻变压器220kV(或330kV)电压等级母线时，如配合有困难，110kV线路零序电流保护定值可以不与220kV(或330kV)电压等级的变压器零序电流保护配合，但应与该侧出线零序电流保全线有灵敏系数的保护段配合。4.2.2相间距离保护
4.2.2.1相间距离保护一般为三段式。一些相间距离保护在三段式的基础上还设有不经振荡闭锁的相间距离Ⅰ段和距离Ⅱ段保护。
4.2.2.2起动元件的定值应保证在本线路末端和保护动作区末端非对称故障时有足够的灵敏系数，并保证在本线路末端发生三相短路时能可靠起动，其灵敏系数具体取值如下：
a.负序电流分量起动元件在本线路末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于4。
b.单独的零序或负序电流分量起动元件在本线路末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于4。
c.负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于2。
d.单独的零序或负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于2。
e.相电流突变量起动元件在本线路末端各类金属性短路故障时，灵敏系数大于4，在距离Ⅲ段动作区末端各类金属性故障时，灵敏系数大于2。
4.2.2.3短时开放式振荡闭锁元件的整定：
a.振荡闭锁开放时间，原则上应在保证距离Ⅱ段可靠动作的前提下，尽量缩短，一般取
0.2～0.3s。但其中切换继电器由Ⅰ段切换到Ⅱ段的时间，应大于接地故障保护第Ⅰ段动作时间与相间距离保护第Ⅰ段动作时间之和，以尽可能使在距离Ⅰ段范围内发生的单相接地(在接地故障发出跳闸脉冲之前)，迅速发展成三相短路的转换性故障时，仍能由距离Ⅰ段动作跳闸，一般可整定为0.12～0.15s。
b.判别振荡用的相电流元件的定值，应可靠躲过正常负荷电流。
c.振荡闭锁整组复归时间，一般应大于相邻线重合闸周期加上重合于永久性故障保护再次动作的最长时间，并留有一定裕度。
视具体情况，必要时也可以采用快速复归的方式。
4.2.2.4保护动作区末端金属性相间短路的最小短路电流应大于距离保护相应段最小准确工作电流的两倍。
4.2.2.5相间距离Ⅰ段阻抗定值，按可靠躲过本线路末端相间故障整定。
4.2.2.6相间距离Ⅱ段阻抗定值，按保本线路末端相间故障有不小于规定的灵敏系数整定，并与相邻线路相间距离Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作时间按配合关系整定。
4.2.2.7相间距离Ⅱ段阻抗定值对本线路末端相间金属性故障的灵敏系数应满足如下要求：
a.对50km以上的线路不小于1.3；
b.对20～50km的线路不小于1.4；
c.对20km以下的线路不小于1.5。可能时，应考虑当线路末端经一定的弧光电阻故障时，保护仍能动作。
4.2.2.8相间距离Ⅲ段阻抗定值，按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，并与相邻线路不经振荡闭锁的相间距离Ⅱ段或距离Ⅲ段配合。当相邻线路距离Ⅰ、Ⅱ段采用短时开放方式，又未设置不经振荡闭锁的相间距离Ⅱ段时，相间距离Ⅲ段若与相邻线路相间距离Ⅱ段配合，则可能失去选择性，应备案注明。
相间距离Ⅲ段的动作时间应按配合关系整定，对可能振荡的线路，还应大于振荡周期。
4.2.2.9相间距离Ⅲ段阻抗定值，对相邻线路末端相间故障的灵敏系数应力争不小于1.2，确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。
4.2.2.10上下级相间距离阻抗定值应按金属性短路故障进行配合整定，不计及故障电阻影响。
4.2.2.11相电流速断定值应可靠躲过区外最大故障电流，对可能振荡的线路，还应躲过最大振荡电流。
4.2.2.12相间距离保护的整定公式见表2。
Z DZ KKZL+K′KKZZ′DZ
K Z Z′DZ
K
K Z Z′DZ
K
Z DZ≤
注：
a.所给定的阻抗元件定值，包括幅值和相角两部分，都应是在额定频率下被保护线路的正序阻抗值。但对有特殊规定的距离Ⅲ段阻抗定值例外。
b.表2适用于接于相间电压与相电流之差的相间阻抗元件。
c.接线为其他方式的相间距离保护的整定计算可参照表2。
4.2.3自动重合闸
4.2.3.1 自动重合闸的动作时间：
a.单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。
b.双侧电源线路的三相重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置以不同时间切除故障的可能性。
重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间，即
t t t t t z ?=++-min D K ?
式中t ——最小重合闸整定时间； t ——对侧保护延时段动作时间；
t ——断电时间，对三相重合闸不小于0.3s ； t ——断路器合闸固有时间； Δt ——裕度时间。
c.对分支线路，在整定重合闸时间时，尚应考虑对侧和分支侧断路器相继跳闸的情况下，故障点仍有足够的断电去游离时间。
d.为提高线路重合成功率，可酌情延长重合闸动作时间：
单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间不宜小于1s ；如采用二次重合闸，第二次重合闸动作时间不宜小于5s 。
多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5s 。
大型电厂出线的三相一次重合闸时间一般整定为10s 。
4.2.3.2 如果分支侧变压器低压侧无电源，分支侧断路器可以在线路故障时不跳闸，但线路后加速电流定值应可靠躲过重合闸时分支侧最大负荷电流。
4.2.3.3 双侧电源的线路，除采用解列重合闸的单回线路外，均应有一侧检同期重合闸，以防止非同期重合闸对设备的损害。检同期合闸角的整定应满足可能出现的最不利方式下，小电源侧发电机的冲击电流不超过允许值。一般线路检同期合闸角整定在30°左右。 4.2.4 母线保护
4.2.4.1 母线差动电流保护的差电流起动元件定值，应可靠躲过区外故障最大不平衡电流和任一元件电流二次回路断线时由负荷电流引起的最大差电流。 a. I K f f I K DZ I I DL ≥+(')max
式中 f ——电流互感器最大误差系数，按其铭牌参数取0.05～0.1； f 'I ——中间变流器最大误差系数，取0.05。 I ——区外故障流过电流互感器的最大短路电流；
K ——可靠系数，对本身性能可以躲过非周期分量的差电流元件取1.5。
b. I K I K DZ FH ≥max
式中 I ——母线上一个元件在常见运行方式下的最大负荷电流； K ——可靠系数，取1.3～1.8。
按母联断路器断开后单独一段母线故障校验灵敏系数，灵敏系数一般不小于2.0，以保证两段母线相继故障时有足够的灵敏系数。
4.2.4.2 固定连接式的母线差动保护中每一段母线的差电流选择元件定值，应可靠躲过另一段母线故障时的最大不平衡电流，即
I K f f I
K L DZ I I D ≥+(')max
式中I I L D max ——另一段母线故障，流过母联断路器的最大短路电流； K 、f 、f 'I ——含义和数值同4.2.4.1条。
按母联断路器断开后本母线故障校验灵敏系数，其值一般不小于2.0。
4.2.4.3 母联电流相位比较差动保护起动元件的整定与母线差动保护的差电流起动元件相同。应校核流过母联断路器的短路电流，其值不小于选择元件动作电流的2倍，反映两组母线相继故障的后备跳闸时间一般整定为0.3s 。
4.2.4.4 接于零序差回路的电流回路断线闭锁元件，其电流定值应躲过正常最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的0.05～0.1倍，动作时间大于母线联接元件保护的最长动作时间。
4.2.4.5 低电压闭锁元件定值按躲过正常最低运行电压整定，一般可整定为母线额定运行电压的0.6～0.7倍。
负序或零序电压闭锁元件定值按躲正常运行的最大不平衡电压整定。负序相间电压U 2一般整定为4～8V(额定值为100V)，三倍零序电压3U 0一般整定为4～12V(额定值为300V)。 电压闭锁元件的灵敏系数应比相应的电流起动元件高。
4.2.4.6 高、中阻抗母线差动保护的差电流起动元件的整定与一般母线差动保护的差电流起动元件相同，差电流选择元件按保证母线短路故障时有足够灵敏系数整定，差电流起动元件和差电流选择元件，均以最小动作电流为基准，校核灵敏系数，灵敏系数一般不小于2.0，校核灵敏系数所选择的故障方式同第4.2.4.1条。应根据比率制动系数和差电流回路实测数据，校验装置躲区外故障的可靠系数，可靠系数一般不应小于1.2。
设计时应做到母差保护的二次回路阻抗满足电流互感器对二次负载的要求；高、中阻抗母差保护还应做到电流互感器的拐点电压满足母差保护的运行要求。 4.2.5 与电网配合有关的变压器保护
4.2.
5.1 中性点直接接地变压器的零序电流保护主要作为指定侧母线、变压器内部和指定侧线路接地故障的后备保护，一般由两段零序电流保护组成。
变压器零序电流保护中，应有对指定侧母线接地故障灵敏系数不小于1.5的保护段。 4.2.5.2 单侧中性点直接接地变压器的零序电流Ⅰ段定值一般与线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作后跳母联断路器，如有第二时间，则可跳本侧断路器。
零序电流Ⅱ段定值应与线路零序电流保护最末一段配合，动作后跳变压器各侧断路器，
如有两段时间，动作后以较短时间跳本侧断路器(或母联断路器)，以较长时间跳变压器各侧断路器。
4.2.
5.3两侧中性点直接接地的三个电压等级的变压器，零序电流Ⅰ段定值一般与指定侧线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，必要时带方向，方向一般指向本侧母线，对于主电网间联络变压器，视具体应用情况，正方向也可指向变压器。动作后，第一时间跳指定侧母联断路器，第二时间跳指定侧断路器。
零序电流Ⅱ段不带方向，对于三绕组变压器，零序电流Ⅱ段应接于本侧中性点电流互感器。
高压侧零序电流Ⅱ段定值应与本侧线路零序电流保护最后一段配合，也应与中压侧零序电流Ⅱ段配合。中压侧零序电流Ⅱ段定值应与本侧线路零序电流保护最末一段配合，同时还应与高压侧的零序电流Ⅰ段或线路零序电流保护酌情配合。零序电流Ⅱ段动作后，跳变压器各侧断路器，如有两段时间，动作后以较短时间跳本侧断路器(或母联断路器)，以较长时间跳变压器各侧断路器。
4.2.
5.4110kV变压器中性点放电间隙零序电流保护的一次电流定值一般可整定为40～100A，保护动作后带0.3～0.5s延时跳变压器各侧断路器。
对高压侧采用备用电源自动投入方式的变电所，变压器放电间隙的零序电流保护可以0.2s跳高压侧电源线，以0.7s跳变压器。
4.2.
5.5对中性点经放电间隙接地的半绝缘水平的110kV变压器的零序电压保护，其3U0定值一般整定为150～180V(额定值为300V)，保护动作后带0.3～0.5s延时跳变压器各侧断路器。当变压器中性点绝缘水平低于半绝缘水平时，其中性点一般应直接接地运行。
4.2.
5.6单侧电源两个电压等级的变压器电源侧的过电流保护作为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作无电源侧母线和出线故障的后备保护。
过电流保护的电流定值按躲额定负荷电流整定，时间定值与无电源侧出线保护最长动作时间配合，动作后，跳两侧断路器；在变压器并列运行时，如无电源侧未配置过电流保护，也可先跳无电源侧母联断路器，再跳两侧断路器。
如无电源侧配置过电流保护，则过电流保护的电流定值按躲额定负荷电流整定，时间定值不应大于电源侧过电流保护的动作时间，同时还应与出线保护最长动作时间配合动作后，跳本侧断路器；在变压器并列运行时，也可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器。
4.2.
5.7单侧电源三个电压等级的变压器电源侧的过电流保护作为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作无电源侧母线和出线故障的后备保护。
a.对只在电源侧和主负荷侧装有过电流保护的变压器，电源侧过流保护的定值应与主负荷侧的过电流保护定值配合整定，同时，时间定值还应与未装保护侧的出线保护最长动作时间配合，动作后，跳三侧断路器；如有两段时间，也可先跳未装保护侧的断路器，再跳三侧断路器。
主负荷侧的过电流保护的电流定值按躲额定负荷电流整定，时间定值应与本侧出线保护最长动作时间配合，动作后，跳本侧断路器，如有两段时间，可先跳本侧断路器，再跳三侧断路器；在变压器并列运行时，还可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器，后跳三侧断路器。
b.三侧均装有过电流保护的变压器，电源侧过流保护的定值应与两个无电源侧的过电流保护定值配合，动作后，跳三侧断路器。
无电源侧的过电流保护定值按本条a款主负荷侧的过电流保护整定方法整定。
4.2.
5.8多侧电源变压器主电源侧的方向过电流保护宜指向变压器，其他电源侧方向过电流保护的方向可根据选择性的需要确定，其定值按下述原则整定：
a.指向变压器的方向过电流保护，可作为变压器、指定侧母线和出线故障的后备保护。其时间定值可与其他电源侧指向本侧母线的方向过电流保护和无电源侧的过电流保护动作时间配合整定(在其他侧无上述保护时，时间定值应与该侧出线后备保护动作时间配合整定)，动作后除跳本侧断路器外，根据需要，还可先跳指定侧的母联或总路断路器。
该方向过电流保护一般应对中(高)压侧母线故障有1.5的灵敏系数。
b.指向本侧母线的过电流保护主要保护本侧母线，同时兼作出线故障的后备保护，其电流定值按躲本侧额定负荷电流整定，时间定值应与出线后备保护动作时间配合整定，动作后，跳本侧断路器；在变压器并列运行时，也可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器。
4.2.
5.9多侧电源变压器主电源侧的过电流保护作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和出线故障的后备保护，电流定值按躲本侧负荷电流整定，动作时间应大于各侧出线保护最长动作时间，动作后跳变压器各侧断路器。保护的动作时间和灵敏系数可不作为一级保护参与选择配合。
小电源侧或无电源侧的过电流保护主要保护本侧母线，同时兼作本侧出线故障的后备保护。电流定值按躲本侧负荷电流整定，时间定值应与出线保护最长动作时间配合，动作后，跳本侧断路器，如有两段时间，可先跳本侧断路器，再跳三侧断路器；在变压器并列运行时，还可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器，后跳三侧断路器。
4.2.6阶段式电流保护
4.2.6.1电流速断保护
a.双侧电源线路的方向电流速断保护定值，应按躲过本线路末端最大三相短路电流整定；无方向的电流速断保护定值应按躲过本线路两侧母线最大三相短路电流整定。对双回线路，应以单回运行作为计算的运行方式，对环网线路，应以开环方式作为计算的运行方式。
b.单侧电源线路的电流速断保护定值，按双侧电源线路的方向电流速断保护的方法整定。
对于接入供电变压器的终端线路(含T接供电变压器或供电线路)，如变压器装有差动保护，线路电流速断保护定值允许按躲过变压器其他侧母线三相最大短路电流整定。如变压器以电流速断作为主保护，则线路电流速断保护应与变压器电流速断保护配合整定。
c.电流速断保护应校核被保护线路出口短路的灵敏系数，在常见运行大方式下，三相短路的灵敏系数不小于1时即可投运。
4.2.6.2延时电流速断保护
电流定值应对本线路末端故障有规定的灵敏系数，还应与相邻线路保护的测量元件定值配合，时间定值按配合关系整定。
如相邻线路电流电压保护的电流和电压元件均作为测量元件，则本线路延时电流速断保护的电流定值应与相邻线路保护的电流和电压定值均配合。
该保护使用在双侧电源线路上又未经方向元件控制时，应考虑与背侧线路保护的配合问题。
4.2.6.3过电流保护
保护定值应与相邻线路的延时段保护或过电流保护配合整定，其电流定值还应躲过最大负荷电流，最大负荷电流的计算应考虑常见运行方式下可能出现的最严重情况，如双回线中一回断开、备用电源自投、环网解环、由调度方式部门提供的事故过负荷、负荷自起动电流等。在受线路输送能力限制的特殊情况下，也可按输电线路所允许的最大负荷电流整定。
该保护如使用在双侧电源线路上又未经方向元件控制时，应考虑与背侧线路保护的配合问题。
4.2.6.4延时电流速断段保护的电流定值在本线路末端故障时应满足如下灵敏系数的要求：
a.对50km以上的线路不小于1.3；
b.对20～50km的线路不小于1.4；
c.对20km以下的线路不小于1.5。
过电流保护的电流定值在本线路末端故障时要求灵敏系数不小于1.5，在相邻线路末端故障时力争灵敏系数不小于1.2。
4.2.6.5阶段式电流保护的整定公式见表3。
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 ；
1.1 220KV 系统介绍 KV 220系统由水电站1W ，2W 和两个等值的KV 220系统1S 、2S 通过六条 KV 220线路构成一个整体。整个系统最大开机容量为MVA 29.1509，此时1W 、2W 水电厂所有机组、变压器均投入，1S 、2S 两个等值系统按最大容量发电，变压器均投入；最小开机容量位MVA 77,1007,此时1W 厂停MVA 302 机组，2W 厂停 MVA 5.77机组一台，1S 系统发电容量为MVA 300，2S 系统发电容量为MVA 240。 KV 220系统示意图如图1.1所示。 1.2 系统各元件主要参数 (1) 发电机参数如表1.1所示： 表1.1 发电机参数 电源 总容量（MVA ） 每台机额定功率 额定电压 额定功率 正序 图1.1 220kV 系统示意图
最大 最小 （MVA ） （kV ） 因数cos φ 电抗 W 1厂 295.29 235.29 235.29 15 0.85 0.35 2*30 11 0.83 0.25 W 2厂 310 232.5 4*77.5 13.8 0.84 0.3 S 1系统 476 300 115 0.5 S 2系统 428 240 115 0.5 对水电厂12 1.45X X =，对于等值系统12 1.22X X = (2) 变压器参数如表1.2所示： 表1.2 变压器参数 变电站 变压器容量（MVA ） 变比 短路电压（%） Ⅰ－Ⅱ Ⅰ－Ⅲ Ⅱ－Ⅲ A 变 20 220/35 10.5 B 变－1 240 220/15 12 B 变－2 60 220/11 12 C 变 3*120 220/115/35 17 10.5 6 D 变 4*90 220/11 12 E 变 2*120 220/115/35 17 10.5 6 (3) 输电线路参数 KM AB 60=，上端KM BC 250=，下端KM BC 230=，KM CD 185=， KM CE 30=，KM DE 170=；KM X X /41.021Ω==，103X X =，080=ΦL 。 (4) 互感器参数 所有电流互感器的变比为5/600，电压互感器的变比为100/220000。由动稳定计算结果，最大允许切除故障时间为S 2.0。 2 整定计算 2.1 发电机保护整定计算 2.1.1 纵联差动保护整定计算 （1）发电机一次额定电流的计算 式中 n P ——发电机额定容量； θ c o s ——发电机功率因数； n f U 1——发电机机端额定电压； （2）发电机二次额定电流的计算 式中 f L H n ——发电机机电流互感器变比； （3）差动电流启动定值cdqd I 的整定：
电力行业标准制定管理细则 第一章总则 第一条为规范电力行业标准和电力行业归口的能源行业标准（以下简称行业标准）制（修）订工作，根据国家能源局《能源领域行业标准制定管理实施细则（试行）》的有关要求，制定本细则。 第二条本细则适用于行业标准的立项、起草、审查、报批、发布、备案、出版、复审、修订等工作。 第三条行业标准的制（修）订，要坚持科学发展观，以市场需求为导向，重点突出、科学合理；应有利于资源节约与合理利用，有利于人体健康和人身安全，有利于环境保护；应有利于科技成果的推广应用，促进产业升级、结构优化和电力发展方式转变；应积极采用国际标准和国外先进标准。 第四条行业标准的制（修）订工作由国家能源局统一管理。受国家能源局委托，中国电力企业联合会（以下简称中电联）对行业标准制（修）订工作进行管理。 第二章立项及计划管理 第五条国家能源局负责行业标准的立项批准。 第六条任何政府机构、社团组织、企事业单位和个人（以下简称申请人）均可提出行业标准立项申请。行业标准的立项申请应填写《行业标准项目申请书》(见附表1)。
第七条立项申请由中电联或归口管理的专业标准化技术委员会（以下简称标委会）受理；标委会受理的立项申请，经标委会审查后报送中电联。 报送材料包括： （一）《行业标准项目计划汇总表》(当多于两项标准时填报，一式一份，附电子文件，见附表2)； （二）《行业标准项目申请书》（一式四份，附电子文件）。 第八条每年12月底前受理下一年度行业标准项目计划立项申请。根据实际需要可受理当年补充计划申请，补充计划为年度计划中需要进一步协调的项目和急需项目。 第九条中电联对报送的立项申请进行审核、协调和汇总，并在中电联网站（https://www.doczj.com/doc/463678533.html,/）上进行公示、征求意见后，确定计划项目草案，报送国家能源局审核下达。 第十条在计划执行过程中，确属特殊情况不能完成的，计划承担单位需对项目计划完成时间的调整提出申请，填写《行业标准项目计划调整申请表》（一式二份，附电子文件，见附表3），于原定计划完成年度的11月20日前报中电联。 第十一条标委会应根据实际情况填写《行业标准项目计划执行情况汇总表》（一式二份，附电子文件，见附表4），于每年11月20日前报中电联。 第三章起草 第十二条设有专业对口标委会的行业标准由对口标委会组建标准编制工作组（以下简称工作组）负责标准的编写，无专业对口标委会的行业
电力线路继电保护定值整定计算 ，有时取1、51，25；Kjx继电器返回系数，取1、0N1- 电流互感器变比Igh---线路过负荷电流（最大电流）AI"d2(3)max----最大运行方式下线路末端三相短路超瞬变电流 A；Kph---- 配合系数，取1、1I" dz3------相邻元件的电流速断保护的一次动作电流I" d3(3)max最大运行方式下相邻元件末端三相短路稳态电流Icx-----被保护线路外部发生单相接地故障时，从被保护元件流出的电容电流Ic∑----电网的总单相接地电容电流Ny---------电压互感器变比瞬时速断保护 Idzj=KkKjx I"d2(3)max/N1带时限电流速断保护整定值Idzj=KkKjx I" d3(3)max/N1或 Idzj=KphKjx I" dz3(3)/N1应较相邻元件的过流保护大一个时限阶段,一般大0、5秒(定时限)和0、7秒（反时限）低电压保护整定值Udzj =Umin/KkKhNy应视线路上电动机具体情况而定单相接地保护保护装置的一次动作电流Idz≥KkIcx和Idz≤（Ic∑-Ixc）/1、25注：1----对于GL- 11、GL- 12、GL- 21、GL-22型继电器，取0、85;对于GL-13~GL-16及GL- 23~GL-26型继电器，取0、8;对于晶体管型继电器，取0、9~0、95；对于微机型的继电器，近似取1、0 ；对于电压继电器，取
1、25。2----时限阶差△T，对于电磁型继电器，可取0、5 s ；对于晶体管型或数字式时间继电器，可取0、3s。(1) 灵敏度校验。 ⑴过电流灵敏度校验: Km =Kmax I"d2(3)min/Idz≥1、5式中：Kmax------相对灵敏度系数。I dz------保护装置一次动作电流（A）， Idz= IdzjN1/ Kjx; I"d2(3)min-----最小运行方式下末端三相短路稳态电流。 ⑵电流速断保护灵敏度系数 : KM（2）= I"d1(2)min/ Idz= Kmax I"d1(3)min/Idz≥2式中：I"d1(2)min---最小运行方式下线路始端两相短路超瞬变电流； I"d1(3)min---最小运行方式下线路始端三相短路超瞬变电流；⑶带时限电流速断保护灵敏度校验： KM（2）=Kmax I"d2(3)min/Idz≥2式中：I"d2(3)min---最小运行方式下线路始端三相短路超瞬变电流。GL继电器是电磁感应式反时限过电流继电器，同时具备反时限过流和速断保护功能，而DL继电器是是瞬时动作电磁式继电器，不具备反时限过流保护功能
索引号标准号标准名称 DL1000 DL/T1000-2006 标称电压高于1000V架空线路绝缘子使用导则(第1-2部分).pdf DL1001 DL/T1001-2006 复合绝缘高压穿墙套管技术条件.pdf DL1002 DL/T1002-2006 微量溶解氧仪标定方法-标准气体标定法.pdf DL1003 DL/T1003-2006 水轮发电机组推力轴承润滑参数测量方法.pdf DL1004 DL/T1004-2006 质量、职业健康安全和环境整合管理体系规范及使用指南.pdf DL1005 DL/T1005-2006 高温单辊碎渣机.pdf DL1007 DL/T1007-2006 架空输电线路带电安装导则及作业工具设备.PDF DL1008 DL/T1008-2006 电力市场运营系统功能规范和技术要求.pdf DL1009 DL/T1009-2006 水电厂计算机监控系统运行及维护规程.PDF DL1010 DL/T1010-2006 高压静止无功补偿装置(第1-5部分).pdf DL1011 DL/T1011-2006 电力系统继电保护整定计算数据交换格式规范.pdf DL1012 DL/T1012-2006 火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程.pdf DL1013 DL/T1013-2006 大中型水轮发电机微机励磁调节器试验和调整导则.pdf DL1014 DL/T1014-2006 水情自动测报系统运行维护规程.pdf DL1015 DL/T1015-2006 现场直流和交流耐压试验电压测量系统的使用导则.pdf DL1016 DL/T1016-2006 电容式引张线仪.PDF DL1017 DL/T1017-2006 电容式位移计.pdf DL1018 DL/T1018-2006 电容式测缝计.pdf DL1019 DL/T1019-2006 电容式垂线坐标仪.pdf DL1020 DL/T1020-2006 电容式静力水准仪.pdf DL1022 DL/T1022-2006 火电机组仿真机技术规范.PDF DL1023 DL/T1023-2006 变电站仿真机技术规范.pdf DL1024 DL/T1024-2006 水电仿真机技术规范.pdf DL1025 DL/T1025-2006 核电厂金属技术监督规程.PDF DL1026 DL/T1026-2006 核电厂非核级设备维修质量保证.pdf DL1027 DL/T1027-2006 工业冷却塔测试规程.pdf DL1028 DL/T1028-2006 电能质量测试分析仪检定规程.pdf DL1029 DL/T1029-2006 火电厂水质分析仪器实验室质量管理导则.pdf DL1030 DL/T1030-2006 煤的工业分析自动仪器法.pdf DL1031 DL/T1031-2006 运行中发电机用油质量标准.pdf DL1032 DL/T1032-2006 电气设备用六氟化硫(SF6)气体取样方法.pdf DL1033 DL/T1033-2006 电力行业词汇(1-12部分).pdf DL1035 DL/T1035-2006 循环流化床锅炉检修导则(第1-6部分).pdf DL1036 DL/T1036-2006 变电设备巡检系统.pdf DL1037 DL/T1037-2007 煤灰成分分析方法.pdf DL1038 DL/T1038-2007 煤的可磨性指数测定方法(VTI法).pdf DL1039 DL/T1039-2007 发电机内冷水处理导则.pdf DL1040 DL/T1040-2007 电网运行准则.pdf DL1041 DL/T1041-2007 电力系统电磁暂态现场试验导则.pdf DL1042 DL/T1042-2007 水中十八烷基胺的测定.pdf DL1045 DL/T1045-2007 钢弦式孔隙水压力计.pdf DL1048 DL/T1048-2007 标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子定义、试验方
矿井供电系统继电保护整定计算技术规范办法1.术语与定义 1.1 进线开关：指变电所进线开关。 1.2 出线开关：指变电所馈出干线开关。 1.3 负荷开关：指直接控制电动机、变压器的高压开关。 1.4 母联开关：指变电所高压母线分段开关。 1.5 配合 电力系统中的保护互相之间应进行配合。根据配合的实际情况，通常可将之分为完全配合、不完全配合、完全不配合三类。 完全配合：指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均能配合，即满足选择性要求。 不完全配合：指需要配合的两保护在动作时间上能配合，但保护范围无法配合的情况。 完全不配合：指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均不能配合，即无法满足选择性要求。 1.6 时间级差 根据保护装置性能指标，并考虑断路器动作时间和故障熄弧时间，能确保保护配合关系的最小时间。 2 总则 2.1 本标准是矿井供电系统继电保护配置及定值整定计算过程中应遵守的基本原则。 2.2 各级电网之间继电保护的运行整定，应以保证电网全局的
安全稳定运行为根本目标。电网继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求。如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，优先考虑灵敏性，并执行如下原则： a. 矿井电网服从矿区电网； b. 下一级电网服从上一级电网； c. 局部问题应在不影响或不扩大影响上一级电网安全供电的前提下，自行确定局部供电的继电保护整定； d. 上级电网在运行方式和继电保护整定满足的条件下，应以下一级电网的继电保护整定需要，科学、合理地确定本电网机电保护整定参数，做到上、下电网继电保护整定统筹兼顾，科学合理； e. 保证重要负荷供电。 2.3 上、下级继电保护之间的整定，一般应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求，即当下一级线路或元件故障时，故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。对不同原理的保护之间的整定配合，原则上应满足动作时间上的逐级配合。在不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，可以采用时间配合保护范围不配合的不完全配合方式。 2.4 电流速断保护应校核被保护线路出口短路的灵敏系数，在常见运行大方式下，三相短路的灵敏系数不小于1时即可投运。
高压供电设计步骤及公式、参数说明(试行）
地面供电系统高压供电设计程序、步骤 一、供电设计报告说明 1-1矿井概述 1-2矿井供电系统概述 １-2－１矿井地面供电系统 1－２-2矿井井下供电系统 1-３电气安全技术措施 二、矿井负荷统计（每条线路) 2-1地面电源线路负荷参数统计 ２-２供电线路负荷参数统计（供单台变压器可按其容量计算) 三、短路电流、电压损失计算 3-1短路电流计算 （绘制图、表,供井下变电所设计、计算时采用) 3-2电压损失计算 (矿井高压供电线路最远的两个点) 四、矿井电源线路及高压电气设备选择、校验 4-1矿井电源线路选择、校验 4－2高压电气设备选择、校验 五、整定保护 （整定值列表汇总并与上级整定核对、防止下级整定大于上级整定。）5-1 注：高压供电设计要求有目录，页码
井下变电所高压供电设计程序、步骤 （建议由末级变电所向上逐级设计、计算）一、供电设计报告说明 1-1变电所概述 1-2变电所供电系统概述及高压供电系统确定 1-3电气安全技术措施 二、负荷统计 (列表说明) 三、高压电气设备的选择、校验 四、高压电缆的选择、校验 五、继电保护整定计算（计算结果、整定情况列表标明)
采用的公式、系数等参数说明 变压器的容量选择及校验 一、采区负荷统计及变电站台确定 注：启动电流、功率因数、额定效率、负荷系数等按实际情况进行选取 二、 变压器容量、型号的确定 移动变电站负荷统计： S b ＝dj K P x e φcos ?∑（KVA ） （煤矿电工手册—矿井供电(下）式10-３-1 ） ∑? +=e X P P K max 6.04.0 (煤矿电工手册—矿井供电（下）式１0-３-３ ） 式在:S ——所计算的电力负荷总的视在功率，KVA ； ∑P ——参加计算的所有用电设备(不包括备用）额定功率之和，KW ； Φcos ——参加计算的电力的平均功率因数;参照表10－３-１综采工作面取0.7； X K ——需用系数;其中： Ｐm ａx ——最大电动机的功率，K Ｗ; 三、选用变压器的主要技术数据表 四、变电站电压损失：（低压供电设计中已经计算,可省略）
( 合同范本 ) 甲方： 乙方： 日期：年月日 精品合同 / Word文档 / 文字可改 电力行业标准项目合同(合同示 范文本) The role of the contract is to protect the legitimate rights of both parties and to ensure that the legitimate rights and interests of the state, collective and individual are not harmed
电力行业标准项目合同(合同示范文本) 委托单位（甲方）：中国电力企业联合会标准化中心 承担单位（乙方）： 专业标委会挂靠单位： 起止年限_______________________________________________________ 承担单位地址___________________________________ 邮编______________ 联系人______________________________________电话______________ 年月日 项目内容： 在标准体系表中的编号：被修订标准的原编号： 采用国际或国外先进标准编号及名称：与被采用的国际或国外先进
标准内容的异同(可附页)： 采标程度：等同□等效□非等效□ 工作进度初稿征求意见稿送审稿审查报批稿 完成日期 经费：经审核，甲方向乙方提供补助经费万元（第一次拨款万元，第二次拨款万元）其余经费由项目承担单位自筹。合同总金额为万元。 签订合同双方：一、委托单位（甲方）：负责人：（签章）年月日（公章）二、承担单位（乙方）：项目负责人：（签章）年月日（公章）单位科技主管：（签章）财务部门负责人：（签章）年月日（公章）开户银行及帐号： 共同遵守的条款签约双方一致同意：1、甲、乙双方共同遵守本合同规定的各项内容，本合同生效后，甲方即应按合同规定向乙方拨付经费。2、乙方必须按期按质完成合同规定的任务。无故中断、拖期，
工厂供电专业课程设计任务书
石家庄铁道大学电气与电子工程学院 课程设计（论文）任务书 专业班级：电1201-4 学生姓名：张桂芳指导教师（签名）：杜立强一、课程设计（论文）题目 某制药厂10KV变电站电气部分的设计 二、本次课程设计（论文）应达到的目的 工厂供电课程设计是在《供电技术》课程学完结束后的一次教学实践环节。课程设计是实践教学环节的重要组成部分，其目的是通过课程设计加深学生对课程基本知识的理解，提高综合运用知识的能力，掌握本课程的主要内容、工程设计或撰写论文的步骤和方法。围绕课本内容培养学生独立进行工业供电系统和建筑供电系统电气部分设计计算能力，包括供电系统设计计算能力和电力设备选择能力。培养学生理论联系实际的能力，加强供电专业知识的认识水平。锻炼和培养学生分析和解决电力供电专业技术问题的能力和方法。 三、本次课程设计（论文）任务的主要内容和要求（包括原始数据、技术参数、设计要求等） 1、设计依据 1）电源和环境条件： 由石家庄热电集团热电四厂10KV双回路供电，正常情况下，一路工作，一路备用。热电四厂10kv 出线母线短路容量为200MVA，该路线路长为：架空
线采用高压架空绝缘线LYJ—3ⅹ150mm2，o长度1.2km，引至厂区北边，然后换用YJLV 型高压交 22 联聚乙烯电缆直埋至高压配电室内。热电四厂10kV 母线的定时限过电流保护装置整定为1.2秒。酵母生产厂变电所内设有两台变压器，容量待选。 2）其它条件 石家庄供电局要求在10KV电源进线处装设计量电费的专用仪表，要求厂总负荷的月平均功率因数不低于0.92。 当地最热月平均最高气温为35℃`。 总配电所周围无严重粉尘和腐蚀性气体。 3）负荷资料
《建筑设计防火规范》(GB50016-2007) Code for Design of Building Fire Protection and Prevention (GB50016-2007) 《建筑灭火器配置设计规范》(GB50140-2005) Code for Design of Extinguisher Distribution in Buildings (GB50140-2005) 《交流电气装置的接地》(DL/T621-1997) Grounding for AC electrical installations (DL/T621-1997) 《低压配电设计规范》（GB50054-95）Code for Design of LV Distribution（GB50054-95） 《三相交流系统短路电流计算》（GB/T15544-1995）Calculation of the Short-Circuit Current in a Three-Phase AC System（GB/T15544-1995） 《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》（DL/T5174-2003）Code for Design of Gas-Steam Combined-cycle Power Plant《（DL/T5174-2003） 《电力系统调度自动化设计技术规程》 Technical Specifications for the Design of Dispatching Automation in Electric Power Systems 《火电工程启动调试工作规定》（以下简称《调试规定》）Regulations for the Startup and Debugging of the thermal Power Projects (hereinafter as Debugging Regulations) 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（以下简称《验标》）Standards for the Inspection and Assessment of the Adjustment and Commissioning Quality for Thermal Power Pr ojects (hereinafter as Inspection Standard) 《电力建设施工及验收技术规范》（简称《验规》）Technical Rules for the Electric Power Construction and Acceptance (Acceptance Rules for short) 火电工程调整试运质量检验及评定标准Standard for Quality Inspection and Evaluation of the Adjustment and Commissioning in Thermal Power Engineer ing 火电施工质量检验及评定标准Standard for Quality Inspection and Evaluation of Thermal Power Construction 《电梯安全检验细则（试行）》Rules for Safety Inspection of Elevators (Trial Implementation) 部建设协调司the Division of Construction Coordination of the Ministry of Power Industry 《协调控制系统负荷变动试验导则》Guide Rules for the Load Variation Test of the Coordination 压力密器安全监察规程Rules for Safety Supervision and Inspection of Pressure Vessels DL5007—1992电力建设施工及验收技术规范（火力发电厂焊接篇） DL5007—1992 Technical Specifications of Electric Power Construction and Acceptance (V olume of Welding in T hermal Power Plants) 汽轮机甩负荷试验导则Guide Rules for the Load Rejection Test of the Steam Turbine 《混凝土结构工程施工及验收规范》（GB 50204—92）Code for Construction and Acceptance of Concrete Structure Engineering 《火电机组自动投入率的统计方法》Statistics Method for the Auto-Putting Rate of the Thermal Units 继电保护和安全自动装置技术规程》Technical Code for Relay Protection and Security Automatic Device 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》Overvoltage Protection and Insulation Coordination of AC Electrical Device DL/T 620-1997 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》Environmental Pollution Classification and External Insulation Selection Standard for HV Transmission Line, Pow er Plant and Substation GB/T 16434-1996 GB/T 16434-1996 《交流电气装置的接地》Earthing of the AC Electrical Device
继电保护科学和技术是随电力系统的发展而发展起来的。电力系统发生短路是不可避免的，为避免发电机被烧坏发明了断开短路的设备，保护发电机。由于电力系统的发展，熔断器已不能满足选择性和快速性的要求，于1890年后出现了直接装于断路器上反应一次电流的电磁型过电流继电器。19世纪初，继电器才广泛用于电力系统保护，被认为是继电保护技术发展的开端。1901年出线了感应型过电流继电器。1908年提出了比较被保护元件两端电流的电流差动保护原理。1910年方向性电流保护开始应用，并出现了将电流与电压相比较的保护原理。1920年后距离保护装置的出现。1927年前后，出现了利用高压输电线载波传送输电线路两端功率方向或电流相位的高频保护装置。1950稍后，提出了利用故障点产生的行波实现快速保护的设想。1975年前后诞生了行波保护装置。1980年左右工频突变量原理的保护被大量研究。1990年后该原理的保护装置被广泛应用。与此同时，继电保护装置经历了机电式保护装置、静态继电保护装置和数字式继电保护装置三个发展阶段。20世界50年代，出现了晶体管式继电保护装置。20世纪70年代，晶体管式保护在我国被大量采用。20世纪80年代后期，静态继电保护由晶体管式向集成电路式过度，成为静态继电保护的主要形式。20世纪60年代末，有了用小型计算机实现继电保护的设想。20世纪70年代后期，出现了性能比较完善的微机保护样机并投入系统试运行。80年代，微机保护在硬件结构和软件技术方面已趋成熟。进入90年代，微机保护以在我国大量应用。20世纪90年代后半期，继电保护技术与其他学科的交叉、渗透日益深入。为满足电网对继电保护提出的可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求，充分发挥继电保护装置的效能，必须合理的选择保护的定值，以保持各保护之间的相互配合关系。做好电网继电保护定值的整定计算工作是保证电力系统安全运行的必要条件。 电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入新活力。未来继电保护的发展趋势是向计算机化、网络化保护、控制、测量、数据通信一体化智能化发展。 随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。其发展将出现原理突破和应用革命，发展到一个新的水平。这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。
10kV线路保护的整定值计算 摘要：对10 kV线路继电保护的整定计算中存在的特殊问题，提出了解决的方法。 关键词：10 kV线路继电保护整定计算 10 kV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100 kV A，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。有的线路属于最末级保护。陕西省镇安电网中运行的35 kV变电站共有7座，主变压器10台，总容量45.65 MV A；35 kV线路8条，总长度135 km；10 kV线路36条，总长度1240 km；并网的小水电站41座（21条上网线路），总装机容量17020 kW。 1 10 kV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10 kV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来源:https://www.doczj.com/doc/463678533.html, 按《城市电力网规划设计导则》，为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压下断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，该导则推荐10 kV短路电流I k≤16 kA。 系统最大运行方式，流过保护装置短路电流最大的运行方式（由系统阻抗最小的电源供电）。 系统最小运行方式，流过保护装置短路电流最小的运行方式（由系统阻抗最大的电源供电）。 在无110 kV系统阻抗资料的情况时，由于3～35 kV系统容量与110 kV系统比较，相对较小，其各元件阻抗相对较大，则可近似认为110 kV系统容量为无穷大，对实际计算结果没有多大影响。 选取基准容量Sjz = 100 MV A，10 kV基准电压Ujz = 10.5kV，10 kV基准电流Ijz = 5.5 kA，10 kV基准阻抗Zjz = 1.103Ω。 3 整定计算方案 10 kV配电线路的保护，一般采用瞬时电流速断（Ⅰ段）、定时限过电流（III段）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
供电设计范本 二、绘制供电系统图（考虑负荷的分配，如果下顺槽负荷偏大，上顺槽有富裕，考虑在上顺槽线路允许范围内适当分配给上顺槽部分负荷；例如下顺槽负荷统计为245KW，上顺槽负荷为130KW，就要适当分配给上顺槽一些负荷）。 三、选择变压器容量 综采工作面选择变压器容量计算公式中需用系数k的取值和炮采工作面不同 炮采工作面:Sb=∑Pe×k/cosφ 式中：Sb——变压器容量KV A ∑Pe——负荷功率总和 k——需用系数，炮采工作面去0.4-0.5 综采工作面k=0.4+0.6(Pemax/∑Pe) cosφ——功率因数，取0.6 Pemax——一组设备中单台最大负荷功率 四、选择电缆，根据供电系统图选择电缆型号、截面，上、下顺槽总干线选用电缆载流量要大于本条线路长时运行电流量，控制开关至电机之间的负荷线一般选用16mm2 五、选择设备（开关型号、容量），现选馈电开关，逐级往下选，选择的开关容量要大于长时运行电流量，考虑一定富裕系数。 六、最远点短路电流计算 七、开关整定 总控开关整定：过载整定：Iz=∑Ie 短路整定：Id=Iq(最大负荷)+∑Ie(除去最大负荷) 启动器整定：过载整定：Iz≤Ie 式中：Iz——过载整定值 Ie——单台设备额定电流 Iq——启动电流（取额定电流的4-7倍） 八、电压降计算（原则上电缆总长度不超过1000米不进行计算） 各段电压降相加，电压降总和不得大于5%，计算公式为： 在800米外有30KW负荷，用70㎜2铜电缆，电压降是多少？ 线路工作电流：I=P/1.732*U*COS?=30/（1.732*0.38*0.8）=56.98A 导线电阻：R=Ρl/电缆截面=0.018*800/70=0.206欧（0.018是铜导线电阻率） 线路电压降：△U=IR=56.98*0.206=11.72V
新安煤矿供电系统整定计算原则 机电科张永杰 一、掘进头等带电机起动开关的整定计算： ①、整定原则：按电机额定电流整定，当计算出整定结果，保护器无相应档位时，可适当提高至高档位。 计算公式：Ie=1.15×Pe(kw) 例：当一台设备额定功率为90kw 时，具体整定结果如下： 1.15×90=103.5A 如开关保护器无103.5A 档位时，可适当提高，将其整定结果整定为105A 。 二、变电所内分开关整定计算： 整定原则：①、速断：满足正常最大负荷时的运行： Idz ≥1.15×最大设备功率×6（设备启动时最大电流倍数）+1.15×其他设备总功率 对于开拓工作面，按同一数值整定，确定整定Ie 稳定，不至于经常调整，对速断按两相短路进行效验： 5.1) 2(>Idz Id 即可 例如：变电所内某台分开所带设备负荷分别为：30kw 、20kw 、10kw ，其整定计算方法如下： 1.15×30×6+1.15×（20+10）=241.5A 速断用两相短路进行校验，需计算出两相短路电流： 已知我矿5#变电所最小运行方式下短路电流为2560A 。 效验：5.1) 2(>Idz Id =5.16.105.2412560>≈ 效验合格 所以，本台开关速断可整定为245A 。 具体数值查《煤矿三大保护》。 ②、过流：满足可能的最大负荷运行，不跳闸,延时按2档即可，具体查开关说明书。 ③、漏电：调至为功率型，延时可调至50V/0ms ，确定负荷侧出现漏电时，迅速跳闸，不越级。 三、变电所内变压器低压侧总开关计算整定 ①、速断：按变压器低压侧最大设备启动电流： 6Ie+其他设备额定电流 该整定计算后必须小于控制变压器高爆开关的速断整定值，且大于负荷侧分开关的速断整定值，必须用分开关负荷侧短路电流校验其可靠性。 例如：变电所内某台变压器低压侧总开关下所带设备负荷统计分别为：100 kw 、80 kw 、60 kw 、50 kw 、30kw ，其整定计算方法如下： 1.15×100×6+1.15×（80+60+50+30）=943A ②、过流：按变压器额定容量计算出二次侧允许的额定电流，取整定即可，延时取2~4档。其计算方法如下： 例如：变压器容量为500KV A ，电压等级为660V 。 Ie= S/3U=500/1.732×660=437A
煤矿供电设计计算 煤矿供电设计计算 一、供电方案：见供电系统示意图 二、变压器选型计算 1﹑负荷统计与变压器的选择（动力）： ⑴﹑负荷统计表 负荷名称安装台数安装容量额定电压额定电流功率因数需用系数备注 刮板输送机 3 55KW 660V 56.6 0.85 0.5 皮带 1 55KW 660V 56.6 0.85 0.5 （2）﹑变压器容量的选择： 变压器视在功率：S=∑Pe×Kx/cos￠ =732.4×0.5/0.85 =430.82KVA 所选变压器为一台KSGB-500/6进行供电，满足要求。 式中：∑Pe—所有设备的额定功率之和：732.4KW cosφ—平均功率因数：0.85 Pn.max—该组用电设备中最大一台电动机的额定功率,55KW; ∑Pn—该组用电设备的额定功率之和,183.4KW; Kx—需用系数：K x=0.286+0.714×Pn.max/∑Pn =0.286+0.714×55/183.4 =0.5
2﹑负荷统计与变压器的选择（主风机） ⑴﹑负荷统计表 序号负荷名称安装台数安装容量额定电压额定电流功率因数需用系数备注 1 风机（主）1台2×30KW 660V 69A 0.85 1 2 风机（其它）1台60KW 660V 69A 0.85 1 单台 （2）﹑变压器容量的选择： 变压器视在功率：S=∑Pe×Kx/cos￠ =240×1/0.85 =282.35KVA ∑Pe—所有设备的额定功率之和：282.35KW 所选变压器为：KSGB- 315/6 一台，满足要求。 需用系数（Kx）：K x=1 ⑶﹑平均功率因数(cosφ)：0.85 三、电缆的选择： 1﹑馈电开关（1#）到（8#）开关 ①按长时允许电流选择电缆 Ica=Kx×∑P e/√3×U e×COS￠ =1×60/1.732×0.66×0.85 =61.75(A) 选用MYP3×70+1×25电缆,70mm2电缆长时容许电流为215A
电力行业职业健康监护技术规范 １范围 本标准规定了电力行业职业健康监护的基本原则、目的、内容和职业健康检查周期。 本标准适用于电力行业接触职业性有害因素劳动者的健康监护。 ２规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 ＧＢＺ３职业性慢性锰中毒诊断标准 ＧＢＺ７职业性手臂振动病诊断标准 ＧＢＺ９职业性急性电光性眼炎（紫外线角膜结膜炎）诊断标准 ＧＢＺ１２职业性铬鼻病诊断标准 ＧＢＺ１４职业性急性氨中毒诊断标准 ＧＢＺ１５职业性急性氨氧化物中毒诊断标准 ＧＢＺ１６职业性急性甲苯中毒诊断标准 ＧＢｚ１８职业性皮肤病诊断标准（总则） ＧＢＺ１９职业性电光性皮炎诊断标准 ＧＢＺ２０职业性接触性皮炎诊断标准 ＧＢＺ２３职业性急性一氧化碳中毒诊断标准 ＧＢＺ２４职业性减压病诊断标准 ＧＢＺ２７职业性溶剂汽油中毒诊断标准 ＧＢＺ３１职业性急性硫化氢中毒诊断标准 ＧＢＺ３３职业性急性甲醛中毒诊断标准 ＧＢＺ３５职业性白内障诊断标准 ＧＢＺ３７职业性慢性铅中毒诊断标准 ＧＢＺ４１职业性中暑诊断标准 ＧＢＺ４９职业性噪声聋诊断标准 ＧＢＺ５１职业性化学性皮肤灼伤诊断标准 ＧＢＺ５４职业性化学性眼灼伤诊断标准 ＧＢＺ５８职业性急性二氧化硫中毒诊断标准 ＧＢＺ６１职业性牙酸蚀病诊断标准 ＧＢＺ６２职业性皮肤溃疡诊断标准 ＧＢＺ６５职业性急性氯气中毒诊断标准 ＧＢＺ６８职业性苯中毒诊断标准 ＧＢＺ７０尘肺病诊断标准 ＧＢＺ７１职业性急性化学物中毒诊断标准（总则） ＧＢＺ７３职业性急性化学物中毒性呼吸系统疾病诊断标准 ＧＢＺ８２煤矿井下工人滑囊炎诊断标准
综掘供电系统整定值计算书 一、供电系统 1、供电情况 1405回风顺槽综掘工作面设备分为三组供电,一组为采面移动变电站，一组为1405回风顺槽移动变电站，一组为主运皮带巷。 三组变电站的电源均由井下中央变电所高压开关柜采用MYPTJ-3*50+3*25/3+3*2.5型高压电缆两路直接供给,供电电压为10KV。 采面移动变电站设在距工作面800米处。 采面移动变压器将10kV高压变为660V电压,给掘进机、锚杆机、综保、探水钻、水泵等供电;各电机由本质安全型真空磁力起动器控制。 1405回风顺槽内的移动变电站将10KV高压变为660V低压，从该变压器引出二路660V电源分别为刮板机、可缩皮带机等供电。 主运皮带巷的移动变电站将10KV高压变为660V低压，从该变压器引出二路660V电源专供掘进局部通风机。 2、掘进工作面、各顺槽中机电设备的负荷 掘进工作面设备装机总容量为:220kW。 3、移动电站设备以及供电电缆 1）、采面移动变电站 （1）、采面移动变电站KBSGZY-500/10/0.69 1台 （2）、低压开关QJZ-80/660 2台 （3）、煤电钻综保ZBM-4KVA 1台 （4）、监控分站KJ110 l台 （5）、起动器QJZ-30 2台 （6）、真空馈电开关BKD-400/1140 1台
2）、1405回风顺槽移变 （1）、移动变压器KBSGZY-500/10/0.69 1台 （2）、低压开关KBZ-400/660 2台 （3）、低压开关QJZ-200/660 2台 （4）、低压开关QBZ-80N 1台 （5）、低压开关QJZ-400/660 1台 3）、主运皮带巷移变 （1）、移动变压器KBSGZY-500/10/0.69 1台 （2）、低压开关KBZ-400/660 1台 （3）、低压开关QJZ-80 1台 工作面移变电源电压为10KV，由中央变电所提供，根据采面用电设备容量，选取用660V为低压供电电源，照明及通讯采用127V电源。 4、工作面配电点与移动变电站位置 采面移动变电站与配电点开关均设在配电硐室，可以随工作面的推进每隔800m移动一次。 5、负荷统计与移变容量的选择 （1）、负荷统计表：见表 根据用电设备容量及用电设备的电压等级,选用1台移动变电站,其型号为KBSGZY型,其容量分别确定: 1）向掘进机、锚杆机、综保、探水钻、水泵供电的移动变站，其需用容量计算为： Sb=Kx*∑Pe/cosφpj =220* Kx/0.75=213*0.76/0.75=221(KVA) 式中：Kx=0.4+0.6*Pd/∑Pe=0.4+0.6*132/213=0.76 Pd——最大一台电动机功率，KW