启备变定值2010 - 360文档中心

#01启备变保护整定计算

目录1）#01启备变主保护1．1：启备变比率制动式纵差保护1．2：. 启备变瓦斯保护2）启备变高压侧后备保护2．1：启备变复合电压过流保护2．2：启备变相电流速断保护（高压侧）2．3：启备变零序电流保护3）启备变A、B分支保护３.1：启备变A、B分支复合电压过流保护3．2：启备变A、B分支限时速断保护附：#01启备变GCST31A-311/JS型微机保护定值说明#01启备变保护整定1）#01启备变主保护1.1启备变差动保护一、保护配置：装置型号：CST31A电流互感器：启备变高压侧CT ： 6LH 200/5 △接线（实际取200抽头）启备变低压侧A 分支CT ：11LH 3000/5 Y 接线启备变低压侧B 分支CT ：13LH 3000/5 Y 接线该保护采用二次谐波制动原理的比率差动保护。

11LH （3000/5）二、整定计算：（1）平衡电流A US I eB 4.10023034031=⨯== A U S I eB 7.36653.634032=⨯==6LH ：35.45/2004.10031=⨯==LH B jx b K I K I ，取4.4（注：取200抽头） 11LH ：1.65/30007.366512=⨯==LH B jx b K I K I ，取6.1 A 13LH: 1.65/30007.36651'2=⨯==LH B jx b K I K I (2)依高压侧为基准A 分支平衡系数：I b2/ I b1=0.712B 分支平衡系数：I ’b2/ I b1=0.712（3）比率差动元件的动作值I dz ·jmin =K k (K fzq ·K tx ·K fi +△U)I e ·b=1.5×（2×0.5×0.1+9×0.015）I e ·b=0.3525 I e ·b ，取0.5 I e（4）差动速断①躲最严重的外部故障稳态不平衡电流)3(max bp k dz I K I ⋅==1.4×0.36×16.102=8.115∴I dz ·j =8.115×103/3665.7=2.2Ie②躲激磁涌流：一般取6～8倍，取7Ie 灵敏度效验：4.154.100710821=⨯=lm K ＞2，符合要求。

启备变保护

高压备用变压器保护配置一、启备变示意图二、启备变压器差动保护a、保护原理：启备变压器差动保护的是二次偕波制动的和差式比率制动差动保护。

但由于变压器高、低压侧的额定电流不同，为保证差动保护的正确工作，就必须适当选择两侧TA的变比，使其值等于变压器的变比，这与发电机差动保护有所不同，因为发电机差动保护是比较两侧的电流幅值和相位的，而变压器差动实际上是比较两侧磁势的相位和幅值的。

变压器和发电机一样，也是按躲过最大不平衡电流整定的，但变压器差动保护的不平衡电流远比发电机差动保护大，最主要的原因：两侧TA变笔不同；变压器合闸时产生的激磁涌流。

由于变压器合闸时的激磁涌流很大，很难和变压器内部的短路故障区分，为使差动保护躲过激磁涌流，采取了用二次偕波作为制动量。

b、启备变差动保护交流回路（如图）：交流量取自高备变三侧的电流互感器1TA、14TA、24TA。

c、保护范围：变压器内部及引出线电流互感器1LH、14LH、24LH范围内的各种短路故障。

三、启备变复合电压过流保护1、工作原理（常规的变压器复合电压保护）正常运行时，由于没有负序电压，所以KV2的常闭触点闭合，将线电压加在KV1线圈上，使其常闭接点打开，保护装置不动作。

当发生不对称短路时，出现负序电压且达到KV2的整定值，KV2动作，其常闭接点打开，KV1动作，其常闭接点闭合，启动MK，这时，因电流继电器已经动作，启动KT，经延时动作于跳闸。

当发生对称三相短路时，在短路开始瞬间，也会出现短时的负序电压，则KV1还要动作。

当负序电压消失，KV2返回，但KV1接于线电压，其返回电压较高，三相短路时线电压已经降低，故KV1仍处于动作状态。

使KM动作，同时因电流继电器已经动作，启动KT，经延时动作于跳闸。

2、启备变高压侧复合电压过流保护交流回路（如图）启备变高压侧复合电压过流保护电流量取自变电站启备变高压侧开关1DL 与隔离刀闸3G之间的电流互感器2LJ，电压量取自备用段母线电压互感器。

02起备变定值计算书

**********发电厂扩建工程二期#02高压起动备用变继电保护整定计算1系统概况#02启备变高压侧接220kV双母线，低压6kV侧共2个分支，分别接6kVIIIA、IIIB段。

保护采用南瑞公司的RCS-985T型电厂变压器保护装置，包括： RCS-985T保护两套及RCS-974AG非电量保护一套。

1.1计算内容本部分计算包括了启备变系统短路电流计算、继电保护整定计算及启备变故障录波的整定计算，附起备变定值单。

1.2保护配置1）RCS-985T配置：启备变差动、启备变通风、高压侧复压过流、高低压侧零序过流、分支后备保护、高压侧过负荷保护、过励磁保护、非全相保护及闭锁有载调压；2）非电量保护配置：重瓦斯、压力释放、有载调压瓦斯、有载调压压力释放、油温、绕组温度、油位及冷却器故障。

2整定技术依据1）《继电保护和安全自动装置技术规程》 GB/T 14285-20062）《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》 DL/T 648-1999 3）《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》 DL/T 559-944）《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》 DL/T 584-955）《三相交流系统短路电流计算》 GB/T 15544-19956）南瑞厂家启备变保护技术说明书7）设计图纸3设备参数3.1启备变参数型号： SFFZ10-CY-63000/220额定容量： 63000/35000-35000/21000 kV A额定电压和分解范围：230±8×1.25%/6.3-6.3/6.3kV短路阻抗（高压一低压1）： 21.96%短路阻抗（高压一低压2）： 22.26%接线组别： YNyn0-yn0+d高压侧中性点运行方式：直接接地低压侧中性点运行方式： 17.3Ω电阻接地3.2TA变比220kV启备变间隔1LH、2LH： 600/1A#02启备变高压侧零序1LLH、2LLH： 200/1A#02启备变低压侧零序3LLH、4LLH、5LLH、6LLH： 200/1A #02启备变6kVIIIA分支53LH、54LH： 5000/1A #02启备变6kVIIIB分支63LH、64LH： 5000/1A 3.3TV变比220kV 母线01、02 CVT： (220/√3)/0.1/√3/0.1KV 启备变6kV 分支PT： (6/√3)/ (0.1/√3)/ (0.1/3)kV4 短路电流计算4.1 220kV 系统等值电抗标么值对于6kV 短路来说系统按无穷大考虑，220kV 系统等值电抗为0。

985T启备变保护装置检修规程

内蒙古京宁热电有限责任公司企业标准Q/JNRD启备变保护装置检修规程2015-08-31发布 2015-08-31实施内蒙古京宁热电有限责任公司目录目录前言 (I)前言 (II)1 范围 (1)2 引用标准 (1)3 设备简介 (1)3.1 设备简述 (2)3.1.1 启备变保护配置 (2)3.2 设备规范及技术参数 (2)3.2.1 PCS-985T保护装置概况 (2)3.2.2 PCS-974AG2保护装置概况 (3)4 总则 (3)4.1 检验前的准备要求 (3)4.2 本规程的有关编写说明 (3)4.3 试验设备及试验接线的基本要求 (3)4.4 试验条件和要求 (4)4.5 试验过程中应注意的事项 (4)5 检验项目 (4)6 检验要求 (5)7 开工准备 (6)7.1 校验准备工作 (6)8 检验项目、步骤、质量标准 (6)8.1 PCS-985T保护装置 (6)8.1.1 检修步骤及工艺方法 (6)8.2 PCS-974AG2保护装置 (9)8.2.1 检修步骤及工艺方法 (9)9 工作结束 (11)9.1 工作结束清点人员、工具，收回剩余的材料，清扫工作现场 (11)9.2 恢复安全措施，检查回路 (11)9.3 填写检修工作交底，终结工作票 (11)10 整理试验报告及时归档 (11)前言本规程根据内蒙古京宁热电有限责任公司（以下简称：“公司”或“京宁热电”）标准体系工作的需要编制，是公司标准体系建立和实施的个性标准。

目的是为了规范公司检修管理，从而规范并加快公司标准体系的完善，适应国家标准和国际先进标准的需要。

本规程由公司标准化管理委员会提出本规程由公司工程设备设备部组织起草并归口管理本规程起草单位：工程设备部本标准起草人：杨慧强本标准审核人：赵秀琴本标准复核人：秦立新本标准复审人：孙志强本标准批准人：王富河本标准于2015年8月31日首次发布。

启备变保护装置检修规程1 范围本规程规定了内蒙古京宁热电有限责任公司PCS-985T、PCS-974AG2保护装置的检验内容、检验要求和试验接线。

启备变保护定值单

0，1
0
4
变压器联结方式：Y/d/d一11
0，1
0
5
变压器联结方式：D/y/y一1
0，1
0
6
变压器联结方式Y/d/d一1
0，1
0
4．保护定值单
（1）差动保护定值
根据厂家技术和使用说明书，跳闸控制字可经专用软件输入，无须人工计算。
序号
定值名称
定值范围
整定步长
整定值
1
比率差动起动定值
0.10-1.50Ie
0-60000A
1A
400
15
高压侧后备 TA 副边
1A，5A
1A
5
16
A1 分支 TA 原边
0-60000A
1A
3200
17
A1 分支 TA 副边
1A，5A
1A
5
18
A2 分支 TA 原边
0-60000A
1A
3200
19
A2 分支 TA 副边
1A，5A
1A
5
20
A3 分支 TA 原边
0-60000A
0.01KV
6.3
9
低压 A 侧 TV 副边
0-100.00V
0.01V
100
10
低压 B 侧 TV 原边
0-600.00KV
0.01KV
6.3
11
低压 B 侧 TV 副边
0-100.00V
0.01V
100
12
高压侧 TA 原边
0-60000A
1A
400
13
高压侧 TA 副边
1A，5A
1A
5
14

启备变保护及定值

线电压
低压侧A分支动作低电压
63V
低压侧A分支TV断线控制
1
低压侧B分支负序电压
6.3V
低压侧B分支动作低电压
63V
低压侧B分支TV断线控制
1
保护出口方式
1
以下为保护软压板
保护软压板
投入
4.启备变高压侧复合过流保护
动作电流
2.76A
改为5A
延时时间
3s
改为1.8s
复合电压投退控制
1
以下为保护软压板
时限软压板
14.A、B分支过流保护
定值名称
整定值
备注
动作电流
5.79A
延时时间t1
2.5s
改为1.4s
延时时间t2
100s
不投
以下为保护软压板
t1时限软压板
投入
t2时限软压板
×
退出
15.A、B分支限时速断保护（1A、1B、2A、2B段）
定值名称
整定值
备注
动作电流
18.48A
延时时间t1
1s
延时时间t2
100s
以下为保护软压板
t1时限投退软压板
投入
t2时限投退软压板
投入
7.备变过负荷保护
定值名称
整定值
备注
动作电流
2.55A
延时t
4s
以下为保护软压板
t时限投退软压板
Hale Waihona Puke 投入8.高压侧失灵启动保护
定值名称
整定值
备注
零序电流
0.66A
负序电流
0.66A
动作电流
2.76A
延时t1
0.10s

220KV保护定值单

220KV 21H开关RCS-923保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011001-01 页数：1/1编号:FJGPC-DZ-WK-2011002-01 页数：1/1编号:FJGPC-DZ-WK-2011003-01 页数：1/1编号:FJGPC-DZ-WK-2011004-01 页数：1/1晋江天然气发电有限公司220K V故障录波器保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011005-01 页数：1/1220KV^"J翱碱悬弃00部皆翻5能呆护定值单220KV I、II段母线第二套RCS-915AS呆护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011006-01 页数：2/222。

必""J翱碱悬弃00屈皆翻5能呆护定值单220KV I、II段母线第二套RCS-915AS呆护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011007-01 页数：2/2220KV III、IV段母线第一套RCS-915AS 呆护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011008-01 页数：1/2220KV III、IV段母线第一套RCS-915AS 呆护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011008-01 页数：2/2220KV III、IV段母线第二套RCS-915AS保护定值单编号：FJGPC-DZ-WK-2011009-01 页数：1/2220KV III、IV段母线第二套RCS-915AS保护定值单晋江天然气发电有限公司编号:FJGPC-DZ-WK-2011009-01 页数：2/2晋江天然气发电有限公司220KV石峰II路PSL-603GCF 保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011010-01 页数：1/2220KV石峰II路PSL-603GCF保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011010-01 页数：2/2220KV石峰II路RCS-931AM 保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011011-01 页数：1/2220KV石峰II路RCS-931AM 保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011011-01 页数：2/2编号:FJGPC-DZ-WK-2011012-01 页数：1/2计算: 校核: 批准:晋江天然气发电有限公司220KV石峰I路PSL-603GCF保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011012-01 页数：2/2220KV石峰I路RCS-931AM 保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011013-01 页数：1/2220KV石峰I路RCS-931AM保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011013-01 页数：2/2晋江天然气发电有限公司220KV石湖II路PSL-603GCF保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011014-01 页数：1/2220KV石湖II路PSL-603GCF保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011014-01 页数：2/2220KV石湖II路RCS-931AM保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011015-01 页数：1/2220KV石湖II路RCS-931AM保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011015-01 页数：2/2编号:FJGPC-DZ-WK-2011016-01 页数：1/2计算: 校核: 批准:晋江天然气发电有限公司220KV石湖I路PSL-603GCF保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011016-01 页数：2/2220KV石湖I路RCS-931AM保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011017-01 页数：1/2220KV石湖I路RCS-931AM 保护定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011017-01 页数：2/2运行方式控制字装置参数压板定值220KV过负荷联切装置RCS-991定值单编号:FJGPC-DZ-WK-2011018-01 页数：1/1#01号高备变DGT-801B保护定值单编号:FJGPC-DZ-GBB-2011001-01 页数：1/8。

启备变、高厂变、主变温度、瓦斯保护定值

宏光发电有限责任公司继电保护变压器温度瓦斯定值批准：审核：计算：宏光继电保护专业2012.6.5说明宏光电厂#1、#2主变配置五组风扇，其中一组风扇为备用，其余四组风扇有手动、自动位置，自动位风扇启停受温度控制；#1、#2高厂变配置九台风扇，一台风扇为备用，其余八台风扇分为两组，每组可以受温度控制，也可手动运行；起备变配置5组风扇，其中一组备用，其余四组分为两组，每组可以受温度控制，也可手动运行；低压厂用干式变风扇的启停受温度自动控制。

宏光发电#1、#2主变压器温度、瓦斯保护定值温度保护定值：1、主变油温报警、跳闸：油温报警95℃；油温跳闸105℃；取消跳闸，投报警。

2、主变绕组温度报警、跳闸：绕组温度报警105℃；绕组温度跳闸120℃；取消跳闸，投报警。

3、主变温度起动通风：油温温度起动55℃停止45℃4、主变绕组温度起动通风：绕组温度起动65℃停止55℃本体瓦斯保护定值：1、轻瓦斯：250-300 mL2、重瓦斯：1.3-1.4m/s宏光发电起备变温度、瓦斯保护定值温度保护定值：1、启动风扇油温1和2启动第一组风扇：55℃油温1和2启动第二组风扇：65℃绕温启动第一组风扇：65℃绕温启动第二组风扇：75℃2、温度报警油温报警：95℃绕温报警：105℃3、温度跳闸：油温跳闸：105℃取消跳闸，投报警。

绕温跳闸：120℃取消跳闸，投报警。

本体瓦斯保护定值：3、轻瓦斯：200-300mL4、重瓦斯：1.3-1.4m/s分接开关瓦斯保护定值：重瓦斯：3.0m/s宏光发电#1、#2高厂变温度、瓦斯定值温度保护定值：1、启动风扇油温1和2启动第一组风扇：55℃油温1和2启动第二组风扇：65℃绕温启动第一组风扇：65℃绕温启动第二组风扇：75℃2、温度报警油温报警：95℃绕温报警：105℃3、温度跳闸：油温跳闸：105℃取消跳闸，投报警。

绕温跳闸：120℃取消跳闸，投报警。

本体瓦斯保护定值：1、轻瓦斯：250-300mL2、重瓦斯：0.8-1.0m/s宏光发电低压厂用干式变温度定值低压厂用干式变压器温度器定值：主厂房工作变、空冷变、空冷备用变、水工及化水变、主厂房公用变、照明变、厂前区变、除灰变、检修变、脱硫变定值：超温报警：130度；超温跳闸：150度。

_1起备变保护定值计算2007[1].8.16

鲁北化工发电有限公司＃1起备变保护定值计算1总则本次整定的短路电流是按照起备变供电方式下计算2 电气主接线图计算后的等值电抗图如下（见下页）3 等值电抗计算3.1 基准值：基准容量选择为S B=1000MV A3.2 设备阻抗参数计算3.2.1 临时启动变压器参数表根据技术协议和设计图纸，保护按双重化配置（非电量除外）；A 、B 屏配置北京四方保护装置，C 屏非电量保护配置北京四方保护装置。

以及RCS-921A 型断路器失灵保护及自动重合闸装置。

CT 配置均根据起备变保护配置图（2006.8.30）。

二次额定电流：高压侧 A naI Itn TN 09.1=5/60022.131==，高压侧CT 变比为600/5A低压侧 A naI l Itn TNL 81.4=6008.2886==.，低压侧CT 变比为3000/5A计算电抗：)41-1(=21.1f cal K X X nb S S ＝10.83%(1-3.6/4)×1000/50=0.216621".2'.221==X K XXf calcal=1/2×3.6×10.83%nb S S =0.195×1000/50=3.8984 起备变整定计算4.1 临时启/备变保护：保护装置采用北京四方CSC-316B2型数字式变压器组保护装置 4.2 启备变纵差保护（比率制动）220kV 侧 1TA ：600/5A Y 接线 6.3KV A 侧 12，32，52TA ：3000/5A Y 接线 6.3KV B 侧 62，22，42TA ：3000/5A Y 接线额定电流一次值I n =131.2A/2886.8A （220KV 侧/6.3KV 侧）二次值为I e =1.09/4.81A4.2.1 差动启动电流定值SDIa ）依据《导则》5.1.3.3，最小动作电流应大于变压器额定负载时的不平衡电流，即aN T a N T a N T er rel op n I n I n I m U K K I /255.0=/)05.0+%10+2×01.0(×5.1=/)Δ+Δ+(=min .式中：relK ——可靠系数，一般取1.3~1.5，此处取1.5； erK ——电流互感器的比误差，5P 型取0.01×2；ΔU ——变压器调压引起的误差，取调压范围中偏离额定值的最大值10%； Δm ——C T 变比未匹配产生的误差，初设时取0.05；NI ——变压器的额定电流（折算到高压侧）。

启备变保护定值单

4
过流1段延时
0.00-10.00S
0.01S
2.2
5
过流1段跳闸控制字
0000-FFFF
1
01FB
6
过流II段定值
0.10-100.00A
0.01A
100
7
过流II段延时
0.00-10.00S
0.01 S
10
8
过流II段跳闸控制字
0000-FFFF
1
0000
9
过负荷电流定值
0.10-20.00A
0.01A
/
5
间隙零序过流时限
0.00-10.00S
0.01S
/
6
间隙零序过流跳闸控制字
OOOO-FFFF
1
0000
(5)过励磁保护定值
序号
定值名称
定值范围
整定步长
整定值
1
过励磁定时限定值
1.00-2.00
0.01
/
2
过励磁定时限延时
0.1-3000.0S
0.1S
/
3
过励磁跳闸控制字
0000-FFFF
1
0000
0.1S
/
16
过励磁反时限卜限定值
1.00-2.00
0.01
/
17
过励磁反时限下限延时
1.0-3000.0S
0.1S
/
18
过励磁反时限跳闸控制字
0000-FFFF
1
0000
（6 ）高压侧非全相保护定值
序号
定值名称
定值范围
整定步长
整定值
1
非全相电流定值
0.10-20.00A

国电霍州发电厂#01启备变中性点接地引线热稳定校验 (1)

计算: 杨临民审核: 石俊批准: 章玉晋2014年12月01日国电霍州发电厂继电保护班一、计算原则：依据《交流电气装置接地》（DL/T 621—1997）对电气设备接地装置、接地引下线的热稳定校验，验证接地装置、接地引下线截面是否满足热稳定的要求。

1、发电厂、变电所电气装置中电气设备接地线的连接应符合下列要求：a) 接地线应采用焊接连接。

当采用搭接焊接时，其搭接长度应为扁钢宽度的2倍或圆钢直径的6倍。

b) 当利用钢管作接地线时，钢管连接处应保证有可靠的电气连接。

当利用穿线的钢管作接地线时，引向电气设备的钢管与电气设备之间，应有可靠的电气连接。

c) 接地线与管道等伸长接地极的连接处，宜焊接。

连接地点应选在近处，并应在管道因检修而可能断开时，接地装置的接地电阻仍能符合本标准的要求。

管道上表计和阀门等处，均应装设跨接线。

d) 接地线与接地极的连接，宜用焊接；接地线与电气设备的连接，可用螺栓连接或焊接。

用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。

e) 电气设备每个接地部分应以单独的接地线与接地母线相连接，严禁在一个接地线中串接几个需要接地的部分。

f) 在有效接地系统及低电阻接地系统中，发电厂、变电所电气装置中电气设备接地线的截面，应按接地短路电流进行热稳定校验。

钢接地线的短时温度不应超过400℃，铜接地线不应超过450℃，铝接地线不应超过300℃。

2、接地线截面的热稳定校验：1)、根据热稳定条件，未考虑腐蚀时，接地线的最小截面应符合下式要求 e g g t cl S（C1）式中：S g ——接地线的最小截面，mm 2；I g ——流过接地线的短路电流稳定值，A(根据系统5～10年发展规划，按系统最大运行方式确定)；t e ——短路的等效持续时间，s ；c ——接地线材料的热稳定系数，根据材料的种类、性能及最高允许温度和短路前接地线的初始温度确定。

在校验接地线的热稳定时，I g 、t e 及c 应采用表C1所列数值。

3、变压器保护定值清单

第三篇定值清单第一章启备变保护定值清单启备变保护定值清单1启备变保护定值清单2：低压分支复合电压过流保护启备变保护定值清单3：6KV工作/公用段分支限时速断第二章低厂变保护定值清单第一节电除尘备用变差动保护定值名称电除尘备用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00差动高压侧CT变比400/1差动低压侧CT变比5000/5需要的功能必须将软压板投入，不采用的功能将相应软压板退出即可。

3低压侧平衡系数的计算以高压侧为基准，计算变压器低压侧平衡系数 41310.46.3CT nL TAL phL CT nH TAH U n n K U n n =⋅=⋅其中，nH U 1为变压器高压侧额定电压（6.3KV ），nL U 1为变压器低压侧额定电压（0.4KV ），4CT n 为差动低压侧CT 变比，3CT n 为差动高压侧CT 变比。

第二节电除尘变综合保护定值名称电除尘变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比5000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2500/1高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 3.79A1 .第三节除灰变综合保护定值名称除灰变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1600/1高压侧二次额定电流0.31A低压侧二次额定电流 4.04A1 .第四节电除尘备用变综合保护定值名称电除尘备用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比5000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2500/1高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 3.79A1 .2．定值清单及说明第五节公用变综合保护定值名称公用变容量2500KVA高压侧额定电流240.5A低压侧额定电流3788.0A 阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5 高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1 高压侧二次额定电流0.60A低压侧二次额定电流 4.74A1 .第六节（A、B）工作变综合保护定值名称锅炉变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1600/1高压侧二次额定电流0.31A低压侧二次额定电流 4.04A1 .第七节（C、D）工作变综合保护定值名称汽机变容量2000KVA高压侧额定电流183.3A低压侧额定电流2886.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1高压侧二次额定电流0.46A低压侧二次额定电流 3.61A1 .第八节输煤变综合保护定值名称输煤变容量1600KVA高压侧额定电流154.0A低压侧额定电流2426.0A阻抗电压0.00测量用CT变比200/1综合保护用CT变比500/1低压侧CT变比3000/5 高压零序CT变比50/1 中性点零序CT变比1600/1 高压侧二次额定电流0.31A 低压侧二次额定电流 4.04A 1 .第九节脱硫变综合保护定值名称脱硫变容量2000KVA高压侧额定电流183.3A低压侧额定电流2886.0A阻抗电压0.00测量用CT变比300/1综合保护用CT变比400/1低压侧CT变比4000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比2000/1高压侧二次额定电流0.46A低压侧二次额定电流 3.61A1 .第十节水工变综合保护定值名称水工变容量1250KVA高压侧额定电流120.3A阻抗电压0.00测量用CT变比n CT0150/1综合保护用CT变比n CT2150/1高压零序CT变比n CT050/1中性点零序CT变比n CT0′1200/1高压侧二次额定电流I e 0.80A1 .第十一节翻车机变变压器综合保护定值名称翻车机变容量1000KVA高压侧额定电流96.0A低压侧额定电流1512.0A阻抗电压0.00测量用CT变比150/1综合保护用CT变比150/1低压侧CT变比2000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1000/1高压侧二次额定电流0.64A低压侧二次额定电流 3.78A1 .第十二节检修变综合保护定值名称检修变容量800KVA高压侧额定电流73.3A低压侧额定电流1154.0A阻抗电压0.00测量用CT变比100/1综合保护用CT变比100/1低压侧CT变比1500/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比800/1高压侧二次额定电流0.73A低压侧二次额定电流 3.85A1 .第十三节斗轮机变综合保护定值名称斗轮机变容量1250KVA高压侧额定电流120.3A低压侧额定电流1894.7A阻抗电压0.00 测量用CT变比150/1 综合保护用CT变比150/1 低压侧CT变比2500/5 高压零序CT变比50/1 中性点零序CT变比1200/1 高压侧二次额定电流0.80A 低压侧二次额定电流 3.79A 1 .第十四节循环水变综合保护定值名称循环水变容量1000KVA高压侧额定电流96.0A低压侧额定电流1512.0A阻抗电压0.00测量用CT变比150/1综合保护用CT变比150/1低压侧CT变比2000/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1000/1高压侧二次额定电流0.64A低压侧二次额定电流 3.78A1 .第十五节照明变综合保护定值名称照明变容量800KVA高压侧额定电流73.3A低压侧额定电流1154.0A阻抗电压0.00测量用CT变比100/1综合保护用CT变比100/1低压侧CT变比1500/5高压零序CT变比50/1中性点零序CT变比1200/1高压侧二次额定电流0.73A低压侧二次额定电流 3.85A1 .。

启备变、高厂变、主变温度、瓦斯保护定值

宏光发电有限责任公司继电保护变压器温度瓦斯定值批准：审核：计算：宏光继电保护专业2012.6.5说明宏光电厂#1、#2主变配置五组风扇，其中一组风扇为备用，其余四组风扇有手动、自动位置，自动位风扇启停受温度控制；#1、#2高厂变配置九台风扇，一台风扇为备用，其余八台风扇分为两组，每组可以受温度控制，也可手动运行；起备变配置5组风扇，其中一组备用，其余四组分为两组，每组可以受温度控制，也可手动运行；低压厂用干式变风扇的启停受温度自动控制。

宏光发电#1、#2主变压器温度、瓦斯保护定值温度保护定值：1、主变油温报警、跳闸：油温报警95℃；油温跳闸105℃；取消跳闸，投报警。

2、主变绕组温度报警、跳闸：绕组温度报警105℃；绕组温度跳闸120℃；取消跳闸，投报警。

3、主变温度起动通风：油温温度起动55℃停止45℃4、主变绕组温度起动通风：绕组温度起动65℃停止55℃本体瓦斯保护定值：1、轻瓦斯：250-300 mL2、重瓦斯：1.3-1.4m/s宏光发电起备变温度、瓦斯保护定值温度保护定值：1、启动风扇油温1和2启动第一组风扇：55℃油温1和2启动第二组风扇：65℃绕温启动第一组风扇：65℃绕温启动第二组风扇：75℃2、温度报警油温报警：95℃绕温报警：105℃3、温度跳闸：油温跳闸：105℃取消跳闸，投报警。

绕温跳闸：120℃取消跳闸，投报警。

本体瓦斯保护定值：3、轻瓦斯：200-300mL4、重瓦斯：1.3-1.4m/s分接开关瓦斯保护定值：重瓦斯：3.0m/s宏光发电#1、#2高厂变温度、瓦斯定值温度保护定值：1、启动风扇油温1和2启动第一组风扇：55℃油温1和2启动第二组风扇：65℃绕温启动第一组风扇：65℃绕温启动第二组风扇：75℃2、温度报警油温报警：95℃绕温报警：105℃3、温度跳闸：油温跳闸：105℃取消跳闸，投报警。

绕温跳闸：120℃取消跳闸，投报警。

本体瓦斯保护定值：1、轻瓦斯：250-300mL2、重瓦斯：0.8-1.0m/s宏光发电低压厂用干式变温度定值低压厂用干式变压器温度器定值：主厂房工作变、空冷变、空冷备用变、水工及化水变、主厂房公用变、照明变、厂前区变、除灰变、检修变、脱硫变定值：超温报警：130度；超温跳闸：150度。

启备变保护定值单

1
15
B 分支零序保护投入
0，1
1
16
A 分支零序差动保护投入
0，1
0
17
B 分支零序差动保护投入
0，1
0
3．变压器系统参数定值
序号
定值名称
定值范围
整定步长
整定值
1
容量
0-6000.00MVA
0.1MVA
40
2
高压侧一次额定电压
0-600.00KV
0.01KV
230
3
低压 A 侧一次额定电压
0-600.00KV
1
以下是运行方式控制字整定“1”表示投入，0”表示退出
1
零序 I 段经零序过压闭锁
0，1
2
零序 II 段经零序过压闭锁
0，1
3
零序电流 I 段自产
0，1
4
零序电流 II 段自产
0，1
5
零序电流 III 段自产
0，1
6
零序 I 段经方向闭锁
0，1
7
零序 II 段经方向闭锁
0，1
8
TV 断线投退原则
0
4
过流经低压侧复压闭锁
0，1
1
5
TV 断线投退原则
0，1
0
6
过负荷保护投入
0，1
1
7
闭锁调压投入
0，1
1
8
起动风冷投入
0，1
1
（3）高压侧接地保护定值
序号
定值名称
定值范围
整定步长
整定值
1
零序电压闭锁定值
1-100V
0.01V
2
零序过流 I 段定值

启备变保护定值单Word版

1A，5A
1A
/
28
高压侧零序 TA 原边
0-60000A
1A
200
29
高压侧零序 TA 副边
1A，5A
1A
5
30
高压侧间隙零序 TA原边
0-60000A
1A
200
31
高压侧间隙零序 TA副边
1A，5A
1A
5
32
A 侧零序 TA 原边
0-60000A
1A
150
33
A 侧零序 TA 副边
0.00-10.00S
0.01 S
10
13
闭锁调压定值
0.10-20.00A
0.01A
1.68
14
闭锁调压延时
0.00-10.00S
0.01 S
0
以下是运行方式控制字整定“1”表示投入，0”表示退出
1
过流 I 段经复压闭锁
0，1
1
2
过流 II 段经复压闭锁
0，1
1
3
过流经高压侧复压闭锁
0，1
0.01A
100
7
过流 II 段延时
0.00-10.00S
0.01 S
10
8
过流 II 段跳闸控制字
0000-FFFF
1
0000
9
过负荷电流定值
0.10-20.00A
0.01A
1.39
10
过负荷延时
0.00-10.00S
0.01 S
9
11
起动风冷定值
0.10-20.00A
0.01A
0.88
12
起动风冷延时

山东电网黑启动试验

山东电网黑启动试验袁森;邱夕兆;房光华【摘要】根椐山东电网黑启动电源点的分布和电网的结构特点,制定了基于泰山电站的山东电网黑启动试验方案。

成功进行了对用电负荷零影响的情况下,远距离黑启动大型火电机组的试验,提高了突发事件的应急能力。

通过录波数据,分析了抽水蓄能机组黑启动运行模式、空载充电长线路、空充变压器、大型电动机的起动以及黑启动子系统并网等特性,验证了计算方法正确性和黑启动方案的合理性。

【期刊名称】《山东电力技术》【年(卷),期】2010(000)002【总页数】5页(P5-9)【关键词】电网;黑启动;应急【作者】袁森;邱夕兆;房光华【作者单位】山东电力调度中心,山东济南250001【正文语种】中文【中图分类】TM330 引言2005年9月，受“达维”台风的影响，海南电网全停，引起了各方的高度关注。

国网公司要求各网、省开展黑启动试验，完善黑启动方案。

2000年5月5日华北电网利用十三陵蓄能电厂水电机组进行的“黑启动”试验在我国是首例成功的试验。

2002年1月16日湖北电网利用天堂抽水蓄能电厂在实际电网中成功地进行了黑启动试验。

2003年3月19日华中电网隔河岩电厂黑启动联合试验。

2005年3月，上海电网在闸电燃机厂进行了大规模黑启动试验。

2008年3月9日国内首次60万机组黑启动试验在福建成功进行，但试验小系统频率波动很大，达1.7 Hz以上。

山东电网于2002年制定了详细的分层分区的黑启动方案，括省调、各地调、各电厂的详细预案。

并结合基于分层案例推理技术，开发了黑启动决策支持的原形系统，将黑启动方案纳入了专家系统中，便于培训调度员。

2006年7月泰山电站1号机组投入商业运行后，在对国内外黑启动现状进行广泛调查研究的基础上[1-4]，开展了以泰山抽水蓄能电站为黑启动电源的山东电网黑启动研究[5-8]，制定了详细的黑启动试验方案。

在充分准备和局部试验的前提下，成功地进行了初具实战规模的电网黑启动试验，得到了丰富的电网黑启动试验数据，并进行了计算分析和经验总结。

临时启备变定值清单

启动电流Iq=2.6 A
拐点电流Ig=2.6A ,
制动系数Kz=0.5
二次谐波制动系数K2=0.15
三次谐波制动系数K3=0.15
差电流速断Icdsd=30A
差流越限报警Iclyx=1.3A
T=2s
0 s
跳三侧断路器
2
临时启备变压器高压侧负荷电压过流保护
66KV侧
600/5=120
低压侧
4000/5=800
跳三侧开关
绕组温度高
t1=75℃
信号
绕组温度高
t2=100℃
信号
国电康平发电厂临时启备变保护
整定值清单
批准：国电康平发电厂有限公司
审核：东北电科院调试所
计算单位：东北电科院调试所
2007年12月
国电康平发电厂临时启备变整定值清单
序
号
保护名称
变比
整定值
时间
出口
注
TA
TV
1
临时启备变压器
比率差动保护
66KV侧600/5=120
6.3KV侧
4000/5=800
额定电流Ie=3.72 A,
（6/ ）/（0.1/Biblioteka ）低电压定值UOP=62V
负序电压定值U2=7V
动作电流IOPJ=4.7 A
t1=1.0 s
t2=1.3s
t1跳分支开关
t2跳三侧开关
3
临时启备变6KV分支（A、B）零序过电流保护
A、B分支中性点
200/5=40
动作电流: IOP=2.75A
t1=0.27s t2=1.07s
t=0S
信号
本体重瓦斯流速1.0-1.2cm/s
t=0S

2010继电保护定值计算指导

2010继电保护定值计算指导（华北电力大学，杨明玉）一.对微机保护的认识1.什么是微机保护是指基于可编程数字电路技术和实时数字信号处理技术实现的电力系统继电保护。

2.与模拟式保护的区别区别于模拟式保护的本质特征在于它建立在数字技术基础上：在微机保护中各种类型的输入信号（通常包括模拟量、开关量、脉冲量等类型的信号）首先被转化为数字信号，然后通过对这些数字信号的处理来实现继电保护的功能。

模拟式保护装置一般都按主要测量继电器的动作原理划分，微机型保护装置中的继电器一般由软件实现，不应再按测量继电器的动作原理划分，保护装置应具备一切必要的功能。

在一套微机型保护装置中可以也应该有不同动作原理的继电器，分别在不同运行工况下对不同类型的故障发挥其最佳性能。

对微机保护应当认识两点：（1）只有硬件完全独立的两套保护装置才可以相互起后备作用。

（2）保护的双重化只是防止硬件障碍造成保护拒动而采取的措施。

二.输电线路继电保护的配置方案参考：GB14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程4.6 110kV~220kV线路保护5.2 自动重合闸1.110kV线路相关规定4.6.1 110kV线路保护4.6.1.1110kV双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护。

a. 根据系统稳定要求有必要时；b．线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60%额定电压），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时；c．如电力网的某些线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。

4.6.1.2对多级串联或采用电缆的单侧电源线路，为满足快速性和选择性的要求，可装设全线速动保护作为主保护。

4.6.1.3110kV线路的后备保护宜采用远后备方式。

4.6.1.4单侧电源线路，可装设阶段式相电流和零序电流保护，作为相间和接地故障的保护，如不能满足要求，则装设阶段式相间和接地距离保护，并辅之用于切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。

启备变CSC-361B整定计算书

整定时间：2012/1/10 9:21:26整定原因：整定对象：启备变装置名称：CSC-361B机箱A机箱ACPU1一、CSC-361B启备变比率制动原理纵差保护整定装设位置：启备变,基本侧:高压侧1. 比率差动起始斜率根据装置建议整定(1).Kz1＝Kz=0.2Kz: 0.2 比率制动起始斜率Kz1=0.22. 启动电流能可靠躲过变压器正常运行时的最大不平衡差流整定(1).Iq＝Kre=0.5Kre: 0.5 可靠系数，0.4~0.5Iq=0.5Ie3. 二次谐波制动比按装置建议整定(1).n=0.15n: 0.15 二次谐波制动比，0.13~0.2n=0.154. 差动速断倍数按躲过变压器励磁涌流或外部故障最大不平衡差流整定，一般取（6~8)Ie(1).Is＝b=7b: 7 差动速断倍数，6~8Is=7倍数5. 差流报警定值一般TA断线引起的差流小于最大负荷电流，故取0.8~1.1倍，TA二次回路开路是危险的，将会造成TA绝缘损坏、保护装置或二次回路着火，还将危及人身安全。

因此，建议去掉TA断线判别功能，故取0.1倍(1).Ict＝b=0.2b: 0.2 差流倍数Ict=0.2Ie6. 变压器基本侧额定电流CT变比为：2000/5按变压器额定容量整定(1).Ie＝In=100.412In: 100.412 变压器高压侧额定电流(A)Ie=100.412AIe 二次值=100.412/(2000/5)＝0.251A7. 比率差动最大斜率根据装置建议整定(1).Kz2＝Kz=0.7Kz: 0.7 比率制动最大斜率Kz2=0.7二、CSC-361B启备变过负荷、启动通风、有载闭锁调压保护整定装设位置：启备变高压侧1. 启动通风定值CT变比为：2000/5启动通风过流定值通常按照变压器高压侧额定电流的50%~70%考虑整定(1).Ig＝Krel*Idz=0.6*100.412=60.247Krel: 0.6 可靠系数Idz: 100.412 变压器高压侧额定电流(A)Ig=60.247AIg 二次值=60.247/(2000/5)＝0.151A2. 动作时间动作对象：启动风扇启动风扇(1).T＝t=6t: 6 动作时间T=6S3. 有载闭锁调压电流CT变比为：2000/5按躲过额定电流整定(1).Ib＝Krel*Idz=1.1*100.412=110.453Krel: 1.1 可靠系数Idz: 100.412 变压器高压侧额定电流(A)Ib=110.453AIb 二次值=110.453/(2000/5)＝0.276A4. 闭锁调压延时延时3S动作(1).t＝t=3t: 3 动作时间t=3S5. 过负荷电流CT变比为：2000/5按躲过高压侧绕组的额定电流来整定(1).Igf＝((Krel*Ihe)/(Kr))=((1.05*100.412)/(0.95))=110.981Krel: 1.05 可靠系数Ihe: 100.412 变压器高压侧额定电流(A)Kr: 0.95 返回系数，取0.85~0.95Igf=110.981AIgf 二次值=110.981/(2000/5)＝0.277A6. 过负荷延时与变压器允许的过负荷时间相配合，同时应大于相间故障后备保护的最大动作时间（通常可大两个时间阶段）(1).tgf＝t=3t: 3 动作时间tgf=3S三、CSC-361B启备变复合电压闭锁过流保护整定装设位置：启备变高压侧1. 过流1、2段定值CT变比为：2000/5按照能躲过可能流过变压器的最大负荷电流整定(1).Iop＝((Krel*In)/(Kr))=((1.05*100.412)/(0.95))=110.981Krel: 1.05 可靠系数Kr: 0.95 返回系数,一般取0.85~0.95In: 100.412 变压器高压侧额定电流(A)Iop=110.981AIop 二次值=110.981/(2000/5)＝0.277A2. 负序电压继电器动作电压PT变比为：220000.00/100.00按躲过变压器正常运行时候所出现的不平衡电压来整定(1).Uop.2＝Krel*Un=0.07*100=7Krel: 0.07 负序可靠系数,一般取0.06~~0.08Un: 100 本侧额定电压(V)Uop.2=7V3. 电流灵敏系数校验按后备保护区末端两相金属性短路最小电流来进行校核(1).Ksen1＝((Ik2.min)/(Iop))=((454.76)/(110.981))=4.098Ik2.min 方式描述：小运行方式：：在启备变的中压侧端点发生两相相间短路故障点相电流Idk = Sqr(3) / ( Z1∑ + Z2∑) * Ij = 1.732/ (0.552 + 0.552) * 0.251 = 0.394 kA;分布系数Ca = 0.577 ;支路相电流Ia = Ca * Idk = 0.227 kAIk2.min: 454.76 其他侧母线相间短路流过本侧保护电流最小值(A)Iop: 110.981 本支路定值IopKsen1=4.0984. 低电压定值PT变比为：220000.00/100.00按躲过正常运行时可能出现的最低电压整定(1).Udd＝Krel*Ue=0.6*100=60Krel: 0.6 可靠系数Ue: 100 低压侧额定电压二次值Udd=60V5. 保护动作时间t11动作对象：跳A.B分支按照与线路相间保护最长时间配合(1).t11＝t+膖=1.7+0.3=2t: 1.7 线路保护时间膖: 0.3 配合时间级差(S)t11=2S6. 保护动作时间t12动作对象：全停与一段时间配合(1).t12＝t+膖=2+0.3=2.3t: 2 本支路定值t11膖: 0.3 配合时间级差(S)t12=2.3S四、CSC-361B启备变低压侧接地后备保护整定装设位置：启备变低压侧A1. 低压侧零流保护定值CT变比为：2000/5按照与相邻分支上各元件的零序保护配合整定(1).I0d＝Krel*I0.set=1.2*55=66Krel: 1.2 可靠系数，取1.1~1.3I0.set: 55 相邻分支上各元件的零序电流保护的零流最大值I0d=66AI0d 二次值=66/(2000/5)＝0.165A2. 零流保护延时与相邻分支零序保护最大延时定值配合(1).t0＝t+t‘=0.2+0.3=0.5t: 0.2 相邻分支零序保护最大延时定值t‘: 0.3 配合时间级差(S)t0=0.5S五、CSC-361B间隙零流零压保护整定装设位置：启备变高压侧1. 间隙零序电流CT变比为：2000/5根据经验，保护的一次动作电流取100A(1).I0jx＝I0jx=100I0jx: 100 间隙零序电流I0jx=100AI0jx 二次值=100/(2000/5)＝0.25A2. 间隙零流动作时间中性点经放电间隙接地的零序电流保护动作延时按照躲过暂态过电压时间整定，通常整定为0.3s~0.5s。