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k V变电站保护定值的计算精选文档TTMS system office room 【TTMS16H-TTMS2A-TTMS8Q8-35kV变电站保护定值的计算继电保护装置是电力系统重要二次设备，它对电力系统安全稳定地运行起着重要的作用。

电力系统对继电保护装置的要求是快速性、可靠性、选择性。

要满足这三点要求，除选用性能良好的继电保护装置外，还必须正确地进行整定。

性能再好的保护装置，如整定不正确，也不能正确地完成保护功能。

本章就采用微机保护装置的35kV变电站的线路、主变、电容等设备的保护定值的计算，作简单的介绍，以帮助用户正确地进行35kV变电站，继电保护装置进行整定，充分发挥各种保护装置的作用，保证变电站设备的安全和可靠、经济、稳定运行。

§16-1 线路保护整定值的计算对于35KV及以下电压等级电力系统，一般为中性点不直接接地系统，其线路保护，通常采用反应故障时电压、电流的三段式电流保护。

第Ⅰ段电流保护为瞬时电流速断保护、第Ⅱ段为限时电流速断保护、第Ⅲ段为过流保护；第Ⅰ段及第Ⅱ段电流保护构成本线路的主保护，过流保护为后备保护。

当电流第Ⅰ段、第Ⅱ段保护灵敏系数不够时，可采用电流闭锁电压速断保护，如过流保护作远后备时的灵敏系数不够，可带低电压或复合电压启动。

如果被保护线路为双侧电源时，应加方向闭锁，以防止在保护设置处后方发生短路时保护误动。

电流、电压整定值受电网结构及运行方式影响较大，整定值的准确计算比较复杂，下面以图16-1所示的单侧电源环网供电电网，母线B 、C 间断路器5QF 的保护为例，简单介绍采用EDCS-6110单元线路的各种保护整定值的计算。

16-1.1 电流速断保护整定值I sdz1的计算电流速断保护为无时限保护，其动作时间为保护装置的固有动作时间，按“规程”规定微机保护的固有动作时间为40ms 以下。

一．电流速断保护的整定计算1.计算简单，通常取线路末端母线（母线I dmax ，考虑到末端母线上其它线路近端短路时，短路电流与母线短路值为：为电流速断保护的可靠系数，一般取1.2～1.3。

35kv变电所微机保护定值整定计算一、301#、302#(供1#、2#主变)盘保护整定计算1、过流保护整定计算1.1、动作电流式中：---过流保护继电器动作电流值；---接线系数，当继电器接于相上为1，接于相差为 ；----可靠系数1.3～1.5，取1.5；---- SF9-8000/10变压器一次侧额定电流；----电流互感器的变比，＝150/5＝30。

取过流保护继电器动作电流＝7.5A，则一次动作电流为7.5×30＝225A。

1.2.动作时限取动作时限为1.1s。

1.3.灵敏度校验式中：----灵敏度系数；---过流保护继电器动作电流值；--- SF9-8000/10变压器二次侧发生短路时的两相(折算35kv 侧)短路电流。

2、过负荷保护整定计算2.1、动作电流按躲过变压器的额定电流进行整定。

式中：---过负荷保护动作电流值；---可靠系数，取1.05～1.1；--- SF9-8000/10变压器一次侧额定电流；---电流互感器的变比，＝150/5＝30。

取过负荷保护动作电流＝5.5A，则一次动作电流为5.5×30＝165A.2.2.动作时限取动作时限为6s。

3、301#、302#（供1#、2#主变）盘（CAT211)保护定值表3.1 装置定值整定序号定值名称整定值动作时限备注1过流Ⅰ段定值7.5安培 1.1秒过流Ⅰ段定值投入3过负荷定值 5.5安培6秒过负荷定值投入二、001#、002#进线盘保护整定计算10kv母线两个回路进线盘只设速断（过流Ⅰ段）保护，则速断保护整定计算如下：1、短路速断保护整定：1.1、动作电流按躲过系统最大运行方式下变压器低压侧三相短路时流过高压侧的短路电流来整定，保护动作电流，取14A式中：---速断保护继电器动作电流值；---接线系数，当继电器接于相上为1，接于相差为 ；----可靠系数，取1.2～1.3；---- SF9-8000/10变压器二次侧发生短路时的三相(折算35kv侧)短路电流。

一、变电所概况**煤矿35KV 变电所两回路电源引自南坪集220KV 降压变电站，南坪变的1#主变压器容量为150000KVA ；2#主变压器容量为120000KVA 。

淮北市供电局2014年6月提供南坪220/35kV 变电站35kV 侧的短路电阻值：最大运行方式下：Ω=865.1max 0X ，最小运行方式下：Ω=486.2min 0X 。

南坪至**为35KV 架空线路，导线：LGJ-120，其中527线路（Ⅰ回路）：12.02KM ；531线路（Ⅱ回路）：11.242KM ；**煤矿变电站有两台主变压器，变压器参数：型号SZ9-20000/35、变比35/6.3KV 、变压器短路电阻Uk=8%，其运行方式为一台工作，一台备用。

**煤矿高压供电简图：304断路器531断路器600断路器527断路器303断路器电厂Ⅰ路502断路器501断路器35KV母线Ⅱ段K12#主变20#进线开关500断路器南坪Ⅰ路南坪Ⅱ路电厂Ⅱ路35KV母线Ⅰ段1#主变15#进线开关联络开关6KV母线Ⅱ段6KV母线Ⅰ段K2联络开关联络开关K3K46KV母线Ⅱ段6KV母线Ⅰ段6KV母线Ⅱ段6KV母线Ⅰ段-520中央变电所-720中央变电所二、**煤矿35/6kV 变电所的短路整定基准容量： MVA S b 100=，已知南坪变35KV 母线最大运行方式下：Ω=865.1max 0X ，最小运行方式下：Ω=486.2min 0X ，则南坪变电所35KV 母线最小短路容量()MVA X U S 7.550486.2103723min 020min0=⨯==则南坪变电所35KV 母线最大短路容量()MVA X U S 734865.1103723max 020max 0=⨯==系统各电抗标么值：1）、南坪220/35kV 变电站（35kV 侧）： 最大方式：136.0max 00==S S X b最小方式：1816.0min00==S S X b ，选择最大电阻值作为计算依据。

继电保护与自动装置整定值名称保护装置类型变比过流I段定值（二次）过流I段时限（二次）过流II段定值（二次）过流II段时限（二次）过负荷定值（二次）过负荷延时（二次）35KV H3主进线PSL691U1500/59.33A0.6S 4.67A 2.0S 3.33A9S闭锁有载调压延时0.5S 35KV H4主出线PST692U600/520.83A0.3S10A 1.7S 3.4A9S闭锁有载调压定值3.3A35KV H6发电机同期出线PSL691U800/515.63A0.3S7.5A 1.7S 5.36A9S35KV 1#变差动PST691U高600/5低2000/5二次额定电流2.75A差动保护定值0.6Ie差动速段6Ie比例制动系数0.5二次谐波制动系数0.15三次谐波制动系数0.20中压侧平衡系数1.0低压侧平衡系数0.953差流越限定值0.3Ie差流越限延时9S 名称保护装置类型变比过流I段定值（二次）过流I段时限（二次）过流II段定值（二次）过流II段时限（二次）过负荷定值（二次）过负荷延时（二次）过流加速段定值过流加速段时间重合闸同期角重合闸时间1P出线1（电厂）PSL691U800/525A0S7.5A 1.1S 5.36A9S7.5A0.2S30 1.1S 2P离子水PSL691U800/525A0S7.5A 1.1S 5.36A9S7.5A0.2S30 1.1S 3P空分PSL691U800/525A0S7.5A 1.1S 5.36A9S7.5A0.2S 4P电容器组PSC691U800/5速段定值1.88A速段时限0S过流定值0.88A过流时限1.1S过电压定值115V过电压延时3S低电压定值50V低电压延时1.4S不平衡电压6.5V不平衡电压延时0.2S 5P ECH PSL691U800/525A0S7.5A 1.1S 5.36A9S7.5A0.2S6PI段PT7P电厂同期8P1#主变进线PST692di2000/516.25A0.3S7.75A 1.4S 3.4A9S9P食堂PSL691U800/515.63A0S7.5A 1.1S0.85A9S10P仓库四PSL691U800/515.63A0.0S7.5A 1.1S 5.36A9S11P电厂PSL691U800/515.63A0.0S7.5A 1.1S 5.36A9S12P备用PSL691U800/515.63A0.0S7.5A 1.1S 5.36A9S13P所用变名称保护装置类型变比过流I段定值（二次）过流I段时限（二次）过流II段定值（二次）过流II段时限（二次）过负荷定值（二次）过负荷延时（二次）堵转保护定值堵转保护延时1K进线PSL691U800/522.5A0.0S 6.88A 1.1S 4.91A9S3K 2#厂变PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S4K 1#厂变PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S5K 备用PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S6K氮压机PSM692U`50/531.1A0.0S 4.665A0.5S 3.34A9S31.1A7S 7K 原料空压机PSM692U`75/536A0.0S 5.4A0.5S 3.86A9S36A7S8K原料空压机PSM692U`75/536A0.0S 5.4A0.5S 3.86A9S36A7S9K AKD冷冻机PSM692U`30/528.6A0S 4.29A0.5S 3.06A9S28.6A7S 10K 备用PSM692U`30/528.6A0S 4.29A0.5S 3.06A9S28.6A7S 11K天成循环水泵PSM692U`50/522.8A0S 3.42A0.5S 2.44A9S22.8A7S12K天成循环水泵PSM692U400/522.8A0S 3.42A0.5S 2.44A9S22.8A7S13K天成循环水泵PSM692U`50/522.8A0S 3.42A0.5S 2.44A9S22.8A7S 14K 备用PSM692U400/536.25A0S7.5A0.5S 5.36A9S16K母分柜SPSP691U800/520A0S 6.25A 1.1S 4.46A9S名称保护装置类型变比过流I段定值（二次）过流I段时限（二次）过流II段定值（二次）过流II段时限（二次）过负荷定值（二次）过负荷延时（二次）堵转保护定值堵转保护延时1Q进线PT柜PSL691U1250/514.4A0S 4.40A 1.1S 3.14A9S2Q 1#厂变PST693U300/548.330S7.5A0.5S 2.83A9S3Q 2#厂变PST693U300/548.330S7.5A0.5S 2.83A9S4Q 循环水泵PSM692U`50/522.8A0S 3.42A0.5S 2.44A9S22.8A7S6Q 分段柜PSP691U400/540A0S12.50A 1.1S8.93A9S(@ ) 8Q备用PSM692U800/518.13A0S 5.63A0.5S 4.02A9S18.137S 名称保护装置类型变比过流I段定值（二次）过流I段时限（二次）过流II段定值（二次）过流II段时限（二次）过负荷定值（二次）过负荷延时（二次）堵转保护定值堵转保护延时10KVECH 1E进线PT PSL691U600/530A0.0S9.17A0.8S 6.55A9S10KVECH 2E1#厂变PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S10KVECH 3E2#厂变PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S10KVECH 4E备用PST693U300/548.33A0.0S7.5A0.5S 2.83A9S220KV金益变 35KV母联RCS-9651C`3000/5有压定值70V无压起动定值20V无压合闸定值20V BZT无流检查定值0.1A合闸同期角30方式1 跳闸时限30S方式2 跳闸时限30S方式3 跳闸时限30S第三轮减载动作延时50M方式4 跳闸时限30S方式12 合闸时限0S方式12 合闸长时限0S方式34合闸时限0S I1过负荷减载电流定值9.99A I2过负荷减载电流定值9.99A第一轮减载动作延时50M第二轮减载动作延时50M负序电压闭锁定值6V低压闭锁定值70V过流I段定值5.2A过流I段延时0.9S过流II段定值2.7A过流II段延时2.3S零序过流定值99.99A零序过流时间30S过流加速段定值2.7A过流加速段时间0.2S零序加速段定值99.99A零序加速段时间30S充电过流定值99.99A充电零序过流定值99.99A保护投入手跳不闭锁备自投1过流I段 1过流I段复压闭锁 1过流II段 1过流II段复压闭锁 1过流加速段 1。

一、概述本35kV变电所35kV、10kV侧均采用单母线分段接线，初期35kV侧仅带2台主变压器，无其他馈线，2台主变压器采用一用一备运行方式。

本定值仅供参考，最终定值需经调试单位、运行部门共同校核后确定。

二、计算数据1、1#主变压器：SZ11-12500/35，12500kV A，35±3×2.5%/10.5kV，Ud=8%，Ynd11。

2、2#主变压器：SZ11-12500/35，12500kV A，35±3×2.5%/10.5kV，Ud=8%，Yn d11。

3、35kV侧1）、Ⅰ号进线（AH5柜）导线LGJ-185，线路长1.1km。

CT变比：400/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

2）、2号进线（AH9柜）导线LGJ-185，线路长1.1km。

CT变比：400/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

3）、母联回路（AH6柜）4）、1号主变回路（AH2柜）CT变比：300/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

5）、2号主变回路（AH2柜）CT变比：300/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

4、10kV侧1）、1号进线（AH1柜）CT变比：1000/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

2）、2号进线（AH18柜）CT变比：1000/5，Y型接线。

本期最大负荷7230kV A。

3）、母联回路（AH9柜）CT变比：1000/5，Y型接线。

4）筛分间10kV变配电室一（AH3柜）CT变比：600/5，Y型接线。

5）筛分间10kV变配电室二（AH16柜）CT变比：600/5，Y型接线。

6）T4转载站10kV变配电室一（AH4柜）CT变比：300/5，Y型接线。

7）T4转载站10kV变配电室一（AH13柜）三、三相短路计算：Sj=100MVA最大运行方式：两回进线分列运行，变压器分列（初期一用一备）。

最小运行方式：两回进线分列运行，变压器分列（初期一用一备）。

本次设计以10KV站为主要设计对象,分为任务书、计算说明书二部分，同时附有1张电气主接线图加以说明。

该变电站设有2台主变压器，站内主接线分为35 kV、和10 kV两个电压等级.两个电压等级均单母线分段带旁路母线的接线方式.本次设计中进行了电气主接线图形式的论证、短路电流计算、主要电气设备选择及校验(包括断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器)。

关键词：变电所;短路电流；电气主接线1。

分析原始资料 (1)2.主变压器容量、型号和台数的选择 (2)2。

1 主变压器的选择 (2)2。

2主变台数选择 (3)2。

3主变型号选择 (3)2.4主变压器参数计算 (3)3. 主接线形式设计 (3)3。

1 10kV出线接线方式设计 (3)3.2 35kV进线方式设计 (4)3.3总主接线设计图 (4)4. 短路电流计算 (4)4.1 短路计算的目的 (4)4。

2 变压器等值电抗计算 (5)4.3 短路点的确定 (5)4.4 各短路点三相短路电流计算 (6)4。

5 短路电流汇总表 (7)5. 电气一次设备的选择 (7)5。

1 高压电气设备选择的一般标准 (7)5。

2 高压断路器及隔离开关的选择 (8)5。

3 导体的选择 (12)5。

4 电流互感器的选择 (13)5.5 电压互感器的选择 (14)6. 防雷 (16)6。

1 防雷设备 (16)6。

2 防雷措施 (17)6。

3 变配电所的防雷措施 (17)7. 接地 (18)7.1 接地与接地装置 (18)7。

2 确定此配电所公共接地装置的垂直接地钢管和连接扁钢 (18)总结 (19)致谢 (20)参考文献 (21)1. 分析原始资料1、变电站 类型：35kv 地方降压变电站2、电 压 等 级:35kV/10kV3、负 荷 情 况35kV ：最大负荷12.6MVA 10kV ：最大负荷8。

8MVA4、进,出线情况:35kV 侧 2回进线 10kV 侧 6回出线 5、系统情况:（1）35kv 侧基准值: S B =100MVA U B1=37KVΩ====×==69.131003756.1373100322221111BB B B B B S U Z KAU S I（2）10kV 侧基准值：S B =100MVA U B2=10.5KVΩ====×==1025.11005.105.55.103100322222122BB B B B B S U Z KAU S I（3）线路参数：35kv 线路为 LGJ-120，其参数为 r 1=0。

XXX35kV供电系统继电保护定值计算书XXX35kV 供电系统继电保护定值计算书第一部分 短路参数计算1.计算公式说明变压器的标幺阻抗：变压器的相电阻：变压器的相电抗：架空线路或电缆线路标幺电抗 20*J Jd U LS X X =架空线路或电缆线路标幺电阻 20*J J d U LS R R =三相短路电流*)3(KJK Z I I ∑=三相短路容量*Kdd Z S S ∑=式中：X ----------线路单位长度上的电抗，Ω/Km10kV 架空线路为0.4Ω/km 10kV 电缆线路为0.08Ω/km0R ----------线路单位长度上的电阻，Ω/KmXXX35kV 供电系统继电保护定值计算书*K Z ∑---------线路单位长度上的阻抗，Ω/Km )(22***d d K R X Z +=∑L ------------线路长度，kmd S -----------基准容量，MVA ，取100MVA dU -----------基准电压，kV ，dI ------------基准电流，kA*K X ∑-------- 短路回路总电抗的标幺值选择基准容量j S=100MVA 基准电压j U =avU35kV 基准电流kA 56.13731003jj j =⨯==U S I 10kV 基准电流kA 5.51031003jj j =⨯==U S I 2.35kV 系统母线短路参数计算根据2019年XXX 变电站35k V 母线参数标幺值:,。

35kV 母线故障最大短路电流（最大运行方式）3440.42302.01111d1max ===∑D X I35kV 母线最小短路电流(最小运行方式)XXX35kV 供电系统继电保护定值计算书373.24214.01111d1min ===∑D X I3.10kV 系统母线短路参数计算（1）35kV 变压器标幺电抗计算 1#2#3#主变参数： Ud%=8；Sb=12.5MV A64.05.121001008100*=⨯=⨯=Sb S U X J d T 因系统为全分列运行，所以35kV 变电站内10kV 母线最大短路电流(最大运行方式)1492.18702.0112j d2max ===∑D X I35kV 变电站内10kV 母线最小短路电流(最小运行方式)9421.00614.1112j d2min ===∑D X IXXX35kV 供电系统继电保护定值计算书第二部分 继电保护整定计算1.XXX 变电站站内设备定值整定1.1、主变保护定值整定：1号、2号主变参数、各侧CT 变比一致。

14-135kV 变电站保护整定值计算1 35kV 线路参数一．35kV 线路1U ：35kV 线路1U 线路长2K m ，导线为LGJ-120，对侧接于大电网（可视为无穷大电源）。

2 主变主要参数为： 额定容量：3.15MVA额定电压：（35±2×2.5%）/6.3 短路电抗：6.96%差动速断保护定值的计算 一．主变高、低压侧二次额定电流 1．高压侧额定二次电流：2．低压侧额定二次电流：二．差动速断保护定值计算：取I cszd 为5I 2e ，则：三．计算差动平衡系数：四．差动速断的灵敏度校验：当低压侧出口两相短路时，由35kV 侧电源产生的电流为：由低压侧电源提供的电流为：根据图13-4所示。

A n U SI i ee 3.120053533150/3111=⨯⨯==A n U SI i ee22.720053.633150/322=⨯⨯==AI cszd 1.3622.75=⨯=21.33.6335)5200/5200(321=⨯⨯=⋅=v i i p n n n K []A I d 3120052.18)5.13//12(33675023)2(min 1=⨯+⨯⨯=()A I d 4.12300575.12//83.1531050023)2(min 1=⨯⨯⨯=:,,21)2(min 2)2(min 1)2(min 反相故有由于此时I I I I K I d d p c +=因K Lm >2，故满足灵敏度要求：2 差动保护定值计算一．最小动作差动电流计算：取最小动作电流为0.5倍额定电流二．制动系数K zzd 的计算，K zzd 的计算公式为取K k =1.5 K tx =1f wc =0.1 ΔU=3×0.025=0.075故有 取K zzd =0.4三．二次谐波制动系数整定值K 2zd二次谐波制动系数取0.15。

四．差动保护的灵敏度校验：根据差动保护灵敏系数计算公式，本例中，差动保护的灵敏系数为： 因K Lm >2，故满足灵敏度要求：3 低压侧复合电压启动的过流保护 一．过电流定值I gzd 的计算过流定值I gzd 的计算：按躲过主变低压侧额定电流来整定，故有：取K k =1.20，K fi =0.90，则有：二．低电压定值U qzd 的计算A I I K I d d p c 76.464.1231364.0)2(min 2)2(min 1)2(min =+⨯⨯=+= 5.232.18/76.46/)2(min ===cszd c Lm I I K AI I e czd 61.322.75.05.02=⨯==)(21U f K K K wc tx k zzd ∆+=13.0)075.01.01(5.121=+⨯⨯⨯=zzd K 52.011===zzd Lm K K e fikgzd I K K I 22=A I gzd 63.922.79.020.1=⨯=14-3低电压整定值：根据公式：4 高压侧复合电压启动的过流保护 一．过流定值I gzd 的计算 1．过流整定值I gzd 的计算取K k =1.3 K fi =0.9则：二．低电压定值U qzd 的计算取高压侧母线电压为启动电压：取K k =1.10 K fu -1.10U min =0.9U 1e =90V ，得：三．负序电压整定值的计算负序电压整定值为：6 过负荷保护一．过负荷电流定值I hzd ，过负荷设于高压侧，其电流定值其中K k =1.1、K fi 取0.9、I 1e =1.3A 。

35KV变电所负荷整定计算过程35KV降压变电所。

主变容量为12500KVA，电压等级为35+2*3.75% /10KV。

35KV供电系统图。

1）系统参数：电源I系统容量：SOC=2005MVA；电源Ⅱ系统容量：SOC=433MVA；最小短路容量为最大的80%；2）10kv母线负荷情况，见下表：注：电缆线路阻抗：X L=0.028Ω/km4）B1、B2主变容量、型号为12500Kva ;SZ10-12500/35，Y-Δ/11之常规接线方式，具有带负荷调压分接头，可进行有载调压。

其中Uk%=7.85。

5）运行方式：正常SI 全投入运行, S Ⅱ备用。

6）基准值的选取①基准容量：S B =100MVA②基准电压：U B =U av 即：35kV 侧U B1=37kV ，10kV 侧U B2=10.5kV ③短路点基准电流：IB1=SB/3UB1=100/1.732/37=1.56KVA IB2=SB/3UB2=100/1.732/10.5=5.5KVA 各元件阻抗标幺值计算 1）系统电源：系统阻抗：大运行方式：X*系=1.56/7.246=0.22小运行方式：X*系=1.56/2.921=0.53丁家梁矿井距任家庄变电所约8.6km ，导线截面选用LGJ-185。

LGJ-185 每公里阻抗 X *=0.028 线路阻抗为 X*线=0.028×8.6=0.24 2）变压器： B1、B2：628.05.1210010085.7100%65=⨯===**NT B K S S U X X35kV 母线侧短路电流：大运行方式：1.56/（0.22+0.24）=3.39小运行方式：1.56/（0.53+0.24）=2.02换算至矿井10kV 母线：大运行方式：5.5/ （0.628+0.22+0.24）=5.06kA 小运行方式：5.5/ （0.628+0.53+0.24）=3.9kA3)10KV 侧出线端：5216：2220106.35.101005.008.01-⨯=⨯⨯==av B U S lx X 5107：22201036.45.101006.008.02-⨯=⨯⨯==av B U S l x X 5101：0146.05.101002.008.03220=⨯⨯==av B U S l x X 5204：029.05.101004.008.04220=⨯⨯==av B U S lx X 5106： X5=X O LS B /U 2av =0.08*0.1*100/10.52=0.007 短路计算：1)35kV 母线侧短路电流：大运行方式：1.56/（0.22+0.24）=3.39 小运行方式：1.56/（0.53+0.24）=2.02换算至矿井10kV 母线：大运行方式：5.5/ （0.628+0.22+0.24）=5.06kA 小运行方式：5.5/ （0.628+0.53+0.24）=3.9kA2)10KV 侧出线端短路电流计算 ① 5216主风井掘砌(K3点)短路电流:X∑=X1+X总=3.6*10-2+1.088=1.12410KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B2/X=5.5/1.124=4.89 KAk*3∑转化到35KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max=I B1/X=1.56/1.124=1.39k∑*3KA②5107风井冷冻站(K4点)短路电流:X∑=X1+X总=4.36*10-2+1.088=1.13X=5.5/1.13=4.87 KA 10KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =IB2/∑k*3转化到35KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B1/X=1.56/1.13=1.38 KA∑k*3③5101副井掘砌(K5点)短路电流:X∑=X1+X总=0.0146+1.088=1.110KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B2/X=5.5/1.1=5 KAk*3∑转化到35KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B1/X=1.56/1.1=1.4 KA∑k*3④5204副井冷冻(K6点)短路电流:X∑=X1+X总=0.029+1.088=1.11710KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B2/X=5.5/1.117=4.9KA∑k*3转化到35KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B1/X=1.56/1.117=1.4 KAk∑*3⑤5106低压干变(K7点)短路电流:X∑=X1+X总=0.007+1.088=1.09510KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max =I B2/X=5.5/1.095=5.02KAk∑*3转化到35KV侧：I(3)K3.max= I(3)K10.max=I B1/X=1.56/1.095=1.42k*3∑KA继电保护整定：（1） 主变动作电流的整定：用变压器的总容量可得最大负荷电流：Ie=A U S N TN 2.2063531250031=⨯= 按躲开变压器的最大负荷电流来整定。

35kV变电站保护定值的计算继电保护装置是电力系统重要二次设备，它对电力系统安全稳定地运行起着重要的作用。

电力系统对继电保护装置的要求是快速性、可靠性、选择性。

要满足这三点要求，除选用性能良好的继电保护装置外，还必须正确地进行整定。

性能再好的保护装置，如整定不正确，也不能正确地完成保护功能。

本章就采用微机保护装置的35kV变电站的线路、主变、电容等设备的保护定值的计算，作简单的介绍，以帮助用户正确地进行35kV变电站，继电保护装置进行整定，充分发挥各种保护装置的作用，保证变电站设备的安全和可靠、经济、稳定运行。

§16-1 线路保护整定值的计算对于35KV及以下电压等级电力系统，一般为中性点不直接接地系统，其线路保护，通常采用反应故障时电压、电流的三段式电流保护。

第Ⅰ段电流保护为瞬时电流速断保护、第Ⅱ段为限时电流速断保护、第Ⅲ段为过流保护；第Ⅰ段及第Ⅱ段电流保护构成本线路的主保护，过流保护为后备保护。

当电流第Ⅰ段、第Ⅱ段保护灵敏系数不够时，可采用电流闭锁电压速断保护，如过流保护作远后备时的灵敏系数不够，可带低电压或复合电压启动。

如果被保护线路为双侧电源时，应加方向闭锁，以防止在保护设置处后方发生短路时保护误动。

电流、电压整定值受电网结构及运行方式影响较大，整定值的准确计算比较复杂，下面以图16-1所示的单侧电源环网供电电网，母线B、C间断路器5QF的保护为例，简单介绍采用EDCS-6110单元线路的各种保护整定值的计算。

16-1.1 电流速断保护整定值I sdz1的计算电流速断保护为无时限保护，其动作时间为保护装置的固有动作时间，按“规程”规定微机保护的固有动作时间为40ms以下。

一．电流速断保护的整定计算1. 电流速断保护动作电流整定值I szd1的基本计算公式：根据保护的选择性要求，电流速断保护只有在本线路内发生短路时才动作，为使计算简单，通常取线路末端母线（母线C ）短路来计算线路短路电流I dmax ，考虑到末端母线上其它线路近端短路时，短路电流与母线短路电流接近，为保证电流速断保护不误动，则电流速断保护电流整定值为：为电流速断保护的可靠系数，一般取1.2～1.3。

7.5612.580.418主变:阻抗电压:245.5A 1466.2A X*x.min =Sda/Sd.min=0.609756098X*x.max =Sda/Sd.max=X*11=X 0L 1S da /U 2da =0.3214024840.5X*12=X 0L 2S da /U 2da =0.1007810533.8125K0：X*s.max =X*x.max +X*11=0.558932K1：X*k1.max =X*x.max +X *11+X *t1=1.058932K2：X*k2.max =X*k1.max +X *12+X *t3= 4.972213K *2:X*k*2.max =X*k1.max +X *12= 1.159713K0：X*k.min =X*x.min +X *11=0.931159K1：X*k1.min =X*x.min +X *11+X*t1= 1.431159K *2:X*k*2.min =X*k1.min +X *12= 1.531941、最大运行方式下2、最小运行方式下4、副井变电所电缆线路的相对基准电抗5、副井变电所变压器的相对基准电抗X*t3=X*t4=Uz%*S da /100*S N.T =二、各点短路时短路回路的总相对基35KV变电所继电保护整定计算最大运行方式下短路容量：海孜区域变电所：3、主变压器的相对基准电抗最小运行方式下短路容量：35KV母线阻抗：最大运行方式下：最小运行方式下：6KV母线阻抗：最大运行方式下：最小运行方式下：线路全长:SZ9-16000/35KV一次侧电流:二次侧电流:一、短路电流网络参数计算X*t1=X*t2=Uz%×S da /100×S N.T =以副井作参考1、电源系统的相对基准电抗2、高压架空线路的相对基准电抗K0：K0：K1：K1：K2：K *2:K *2:Ki=400/5时限整定T=0.2s 灵敏度校验时限整定按躲过线路末端短路时的最大三相短路电流整定按最小运行方式下线路末端的两相短路电流校验校验不合格，说明第一段保护不能满足灵敏系数1.2第二段 限时电流速断保护按最小运行方式下线路末端的两相短路电流校验1.3第三段 过电流保护1、6005/6006副井提升机1.1第一段 无时限电流速断保护三相短路电流I （3）k2.max=I da1/X*k 2.max =三相短路电流两相短路电流I （3）k*2.max=I da1/X*k*2.max =I （2）k2.min=0.866×I da1/X*k*2.min =两相短路电流I （2）k0.min=0.866×I dao /X*k.min =三相短路电流两相短路电流I （3）k1.max=I da1/X*k 1.max =I （2）k1.min=0.866×I da1/X*k 1.min =三、各点短路电流三相短路电流I （3）k0.max=I dao /X*s.max =型号:LGJ-240Uz%=8S N.T =160.23752969Uz%=6.1S N.T =1.6相对基准电抗定计算计算参考2.7918448381.4512580128.6545286255.5455125951.8431548287.9024353585.180692345Kre1=1.2230A80Km=Kc×Ik 2.min /Iaq×Ki=0.546318＜1.5Km=Kc×I k 2.min /Iaq×Ki= 2.342312＞1.5合格敏系数要求，还要设第二段保护算.max=I da1/X*k 2.max =.max=I da1/X*k*2.max ==0.866×I da1/X*k*2.min =n=0.866×I dao /X*k.min =.max=I da1/X*k 1.max =n=0.866×I da1/X*k 1.min =0.max=I dao /X*s.max =。

1 引言现如今，随着科学技术的飞速发展，继电保护器在35kV变电站中的应用也越来越广泛,他不仅保护着设备本身的安全,而且还保障了生产的正常进行,因此,做好继电保护的整定对于保障设备安全和生产的正常进行是十分重要的.继电保护装置广泛应用与电力系统，农网和小型发电系统，是电网及电气设备安全可靠运行的保证.加强继电保护管理，健全沟通桥梁,加强继电保护定值正定档案管理是提高继电保护定值整定的必要措施.变电站是电力系统的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。

电气主接线是发电厂变电所的主要环节，电气主接线的拟定直接关系着全厂(所）电气设备的选择、配电装置的布置、继电保护和自动装置的确定，是变电站电气部分投资大小的决定性因素。

继电保护发展现状，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地注入了新的活力,因此,继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。

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。

国内外继电保护技术发展的趋势为：计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化。

继电保护的未来发展，继电保护技术未来趋势是向计算机化,网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展.微机保护技术的发展趋势:①高速数据处理芯片的应用②微机保护的网络化③保护、控制、测量、信号、数据通信一体化④继电保护的智能化.2设计概述2。

1设计目的通过本课程设计,巩固和加深在《电力系统基础》和《电力系统继电保护与自动化装置》课程中所学的理论知识,基本掌握电力系统继电保护设计的一般方法，提高电气设计的设计能力，为今后从事生产和科研工作打下一定的基础.2。

2 设计内容35KV供电系统图,如图2。

1所示。

要求根据所给条件确定变电所整定继电保护设计方案,最后按要求写出设计说明书，绘出设计图样。