继电保护定值整定计算书.

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1、桂林变电站35kV及400V设备继电保护定值整定计算书批准：审核：校核：计算：超高压输电公司柳州局二〇一三年十一月六日计算依据：一、规程依据DL/T584-20073～110kV电网继电保护装置运行整定规程Q/CSG-EHV431002-2013超高压输电公司继电保护整定业务指导书2013年广西电网继电保护整定方案二、短路阻抗广西中调所提供2013年桂林站35kV母线最大短路容量、短路电流:三相短路2165MVA/33783A；由此计算35kV母线短路阻抗正序阻抗Z1=Ω第一部分#1站用变保护一、参数计算已知容量：ST1=800kVA，电压：35/0

2、.4kV，接线：D/Y11，短路阻抗：UK=6.72%计算如下表：名称数据额定电压(kV)35高压侧额定电流(A)13.2高压侧CT变比200/5=40低压侧零序CT变比1500/5=300短路阻抗（Ω）103二次额定电流（A）0.33注：高压侧额定电流：Ie=ST1/(Ue)=800/(×35)=13.2A高压侧额定电流二次值：Ie2=13.2/40=0.33A低压侧额定电流：Ie’=ST1/(Ue)=800/(×0.4)=1154.7A低压侧额定电流二次值：Ie2’=1154.7/300=3.85A短路阻抗：Xk=（Ue2×UK）/ST1=（35

3、k2×0.0672）/800k=103Ω保护装置为南瑞继保RCS-9621C型站用电保护装置，安装在35kV保护小室。二、定值计算1、过流I段（速断段）1）按躲过站用变低压侧故障整定：计算站用变低压侧出口三相短路的一次电流Ik(3).max=Ue/（×Xk）=37000/（×103）=207.4A计算站用变低压侧出口三相短路的二次电流Ik=Ik(3).max/Nct=207.4/40=5.19A计算按躲过站用变低压侧故障整定的过流I段整定值Izd=×Ik为可靠系数，按照整定规程取=1.5=1.5×5.19=7.8A2）校验最小方式时低压侧出口两相短路

4、时灵敏系数≥1.5计算站用变低压侧出口两相短路的一次电流=Ue/〔2×（Z1+Xk）〕=37000/〔2×（0.63+103）〕=178.52A式中：Z1为35kV母线短路的短路阻抗。计算站用变低压侧出口两相短路的二次电流Ik.min==178.52/40=4.46A校验最小方式时低压侧出口两相短路时灵敏系数Klm==4.46/7.8=0.57<1.5不满足要求3）按满足最小方式时低压侧出口短路时灵敏系数≥1.5整定I1==4.46/1.5=2.97A取3.0A综上，过流I段定值取3.0AT=0s，跳#1站变高低压两侧断路器。2、过流II、III段（

5、过流）1）按躲过站用变额定电流整定I2=×Ie2／=1.8×0.33=0.59A为可靠系数，为返回系数，按照整定规程：取值=1.8，取=1时间与#1主变后备保护相配合，取T=0.6s2）校验最小方式时低压侧出口两相短路时灵敏系数≥1.5Klm==4.45/0.59=7.54>1.5满足要求综上，过流II、III段定值取0.59AT=0.6s，跳#1站变高低压两侧断路器。3、低压侧零序过流III段保护零序电流定值可按躲站用变正常运行时的最大不平衡电流整定=1.3×0.25×3.85=1.25AIe2’为站用变380V侧额定电流；为可靠系数，取1.3；不

6、平衡系数，取0.25380V侧零序电流保护动作时间定值建议取2s。低压侧零序电流III段保护定值取1.25AT=2s，跳#1站变高低压两侧断路器。4、过负荷保护按躲过站用变额定电流整定IL2=×Ie／（×Nct）==0.36AT=5S，发信式中为可靠系数，取=1.05，为返回系数，取=0.95三、其他整定说明1、现场仅接入高压侧三相CT和低压侧零序CT作为保护用CT，现场无高压侧零序及测量CT接入，其高压侧零序相关保护均退出，定值取最大值。2、现场仅重瓦斯接入保护，重瓦斯保护投入跳闸。其余本体保护均退出，时间取最大值。3、电流III段与电流II段取相

7、同定值。第二部分#0站用变保护一、参数计算已知容量：ST1=800kVA，电压：35/0.4kV，接线：D/Y11，短路阻抗：UK=6%计算如下表：名称数据额定电压(kV)35高压侧额定电流(A)13.2高压侧CT变比100/5=20低压侧零序CT变比1500/5=300短路阻抗（Ω）92二次额定电流（A）0.33注：高压侧额定电流：Ie=ST1/(Ue)=800/(×35)=13.2A高压侧额定电流二次值：Ie=13.2/20=0.66A低压侧额定电流：Ie’=ST1/(Ue)=800/(×0.4)=1154.7A低压侧额定电流二次值：Ie2’=1

8、154.7/300=3.85A短路阻抗：Xk=（Ue2×UK）/ST1=（35k2×0.06）/800k=9