风电整定计算说明
风力发电机组风速计算公式
风力发电机组风速计算公式风力发电是一种利用风能转换为电能的可再生能源技术，它利用风力发电机组将风能转换为机械能，再通过发电机将机械能转换为电能。
在风力发电技术中，风速是一个非常重要的参数，它直接影响着风力发电机组的发电效率和稳定性。
因此，准确地测量和计算风速对于风力发电技术的发展和应用至关重要。
风速的计算是通过风速计算公式来实现的，这个公式是根据风力发电机组的设计参数和实际风速来确定的。
一般来说，风速计算公式包括了风速、风力系数、扫风面积等参数，通过这些参数的组合来计算出实际的风速。
下面我们将介绍一下风力发电机组风速计算公式的一般形式和具体的计算方法。
风速计算公式一般的形式如下：V = (P / (0.5 ρ A Cp)) ^ (1/3)。
其中，V表示风速，P表示风力发电机组的额定功率，ρ表示空气密度，A表示扫风面积，Cp表示风力系数。
通过这个公式，我们可以根据风力发电机组的设计参数和实际的气象数据来计算出实际的风速。
在实际应用中，风速计算公式的具体计算方法如下：首先，我们需要收集风力发电机组的设计参数，包括额定功率P、扫风面积A和风力系数Cp。
这些参数一般可以从风力发电机组的技术资料中获取。
其次，我们需要获取实际的气象数据，包括空气密度ρ和实际的风速。
这些数据可以通过气象站或者气象数据服务获取。
接下来，我们将设计参数和实际气象数据代入风速计算公式中进行计算。
首先，根据设计参数和实际的气象数据计算出风力系数Cp，然后代入公式中即可得到实际的风速V。
通过这个计算过程，我们可以得到风力发电机组实际的风速，从而为风力发电提供了重要的参数支持。
风速计算公式的准确性对于风力发电技术的发展和应用至关重要。
通过风速计算公式的准确计算，我们可以更好地了解风力发电机组的工作状态和发电效率，从而为风力发电技术的优化和改进提供重要的数据支持。
因此，风速计算公式的研究和应用对于风力发电技术的发展具有重要的意义。
除了风速计算公式，风力发电技术中还有一些其他的参数和计算方法，比如风能密度计算、功率曲线计算等。
整定值计算公式范文
整定值计算公式范文在工程领域，整定值的计算常常用于调整与控制系统有关的参数，以使系统达到最佳稳定状态。
以下是一个关于整定值计算的例子，假设有一个温度控制系统，要求根据外界的温度变化，自动调节系统输出的风扇转速，以保持室内温度稳定在一些设定温度。
为了达到这个目标，可以使用整定值计算公式来计算风扇转速与室内温度的关系。
具体的计算公式如下：整定值=（设定温度-当前温度）*系数其中，设定温度是用户设置的期望温度，当前温度是实际测得的室内温度，系数是需要根据实际情况来确定的一个参数。
系数的选择可能需要考虑到风扇性能、室内空间大小等因素。
通过使用这个公式，可以根据实际的温度差异来计算风扇转速，从而实现室内温度的稳定控制。
在经济领域，整定值计算常用于确定价格、利率等与市场供需关系相关的参数。
例如，当一个公司要确定一些产品的最佳售价时，可以使用整定值计算公式来分析市场需求和竞争情况，以确定一个能够最大化利润的价格。
具体的计算公式如下：整定值=成本价*（1+利润率）其中，成本价是生产该产品所需要的成本，利润率是根据市场竞争和期望利润来确定的一个参数。
通过使用这个公式，可以根据成本和利润率来计算出最佳售价，从而实现盈利最大化。
在统计学领域，整定值计算常常用于估计总体的参数。
例如，假设要通过抽样调查来估计一些城市的平均年收入，可以使用整定值计算公式来计算样本均值与总体均值的关系。
具体的计算公式如下：整定值=样本均值-（标准误差*Z值）其中，样本均值是通过抽样获得的样本数据的平均值，标准误差是通过统计方法计算得到的样本均值的标准误差，Z值是根据置信水平和样本容量来确定的一个参数。
通过使用这个公式，可以根据样本均值、标准误差和Z值来计算总体均值的估计值，并给出一个置信区间。
总结而言，整定值计算公式是一种根据特定的需求和情境，通过数学和统计方法来计算一些变量的最佳数值的方法。
无论是工程、经济还是统计学领域，整定值计算都可以作为一种重要的工具，帮助人们做出更准确的决策。
风电理论发电功率及受阻电量计算方法
风电理论发电功率及受阻电量计算方法第一章总则第一条为进一步完善电网实时平衡能力监视功能，规范日内市场环境下风电理论发电功率及受阻电量等指标的统计分析，依据《风电场理论可发电量与弃风电量评估导则》（NB/T 31055-2014）、《风电场弃风电量计算办法（试行）》（办输电〔2012〕154号）、《风电受阻电量计算办法》（调水〔2012〕297号）的有关要求，制定本方法。
第二条本方法适用于国家电网公司各级电力调度机构和调管范围内并网风电场开展理论发电功率及受阻电量统计计算工作。
第二章术语与定义第三条风电场发电功率指标包括理论发电功率和可用发电功率。
风电场理论发电功率指在当前风况下场内所有风机均可正常运行时能够发出的功率，其积分电量为理论发电量；风电场可用发电功率指考虑场内设备故障、缺陷或检修等原因引起受阻后能够发出的功率，其积分电量为可用发电量。
第四条风电场受阻电力分为场内受阻电力和场外受阻电力两部分：场内受阻电力指风电场理论发电功率与可用发电功率之差，其积分电量为场内受阻电量；场外受阻电力指风电场可用发电功率与实发功率之差，其积分电量为场外受阻电量。
第五条全网理论发电功率指所有风电场理论发电功率之和；全网可用发电功率指风电场总可用发电功率与考虑断面约束的风电总受阻电力之差；可参与市场交易的风电富余电力指全网可用发电功率与实发功率之差。
第六条全网场内受阻电力指所有风电场场内受阻电力之和；全网断面受阻电力为因通道稳定极限、电网设备检修、电网故障等情况导致的风电受阻；全网调峰受阻电力指全网可用发电功率与实发功率之差。
第三章数据准备第七条计算风电场理论发电功率和受阻电力需准备的数据有：样板机型号及其数量、全场风机型号及其数量、样板机实时出力、全场风机状态信息、风机轮毂高度、风轮直径、风机经纬度坐标、风机风速-功率曲线、风电场区域地形地貌数据、测风塔经纬度坐标及其层高、实时测量风速和风向、机舱风速等。
第四章风电场理论功率计算方法第八条风电场理论功率及受阻电量计算主要有三种方法：样板机法、测风塔外推法和机舱风速法。
高炉鼓风机主电机保护定值整定、计算方法
高炉鼓风机主电机保护定值整定计算式编写：任会强主电机参数：电动机额定电压10KV ，额定功率12000KW ，COS φ=0.89，运行额定电流784A ，启动时间按50S ，起动电流2350A ，故障单相接地电流75A ，最大过负荷电流940A ，CT 变比1200/5。
一、整定计算根据电动机微机保护的原理，在所有的整定值计算之前需先计算Ie 。
Ie ：电动机额定电流值（电动机实际运行电流反应到CT 二次侧的值）A n I I le28.3e ==1、起动内速断保护（正序速断）按躲过电动机起动电流来整定： lts k j dz n I K I tan .⋅=， k K ：可靠系数 由于微机保护的速断定值可将起动时间内和起动时间后分别整定，故需计算两个速断定值:① 起动时间内，k K 取1.8，则 A I j dz 6.17625.17≈=⋅② 起动时间后：由于起动时间后电动机运行电流降为额定电流， 起动时间后的电流速断定值计算公式为：lts k j dz n I K I tan .⋅= ， k K 取1.3 则： A I j dz 73.12729.12≈=⋅ 速断延时0秒。
2、负序过流保护根据保护装置软件逻辑程序中负序电流的算法，下式： lek j dz n I K I ⋅=. ， k K 取0.8 则： A I j dz 7.2624.2≈=⋅为防止合闸不同期引起的负序电流，延时按0.6秒整定。
3、零序保护公式为：nlI K I ck dz = 零序互感器变比：60/1 式中：k K ：可靠系数，取带时限的零序电流保护，时间2秒延时，k K 取1.5。
c I ：该回路的接地电容电流A I dz 87.160755.1=⨯=4、堵转保护堵转电流按躲过最大过负荷整定，软件公式为：lef k j dz n I K I ⋅=.式中：可靠系数，取2。
ef I ：最大过负荷电流则： A I j dz 5.6=⋅ ，取7A堵转保护在电动机起动过程中自动闭锁，故动作延时设定2秒。
A4标段井下风机电缆整定值计算
A4标段井下风机电缆整定值计算一、4台2×30KW风机，两台备用，均开二级风：①当电缆型号为70mm2时：电缆长度：600m,电缆换算长度：L=600×0.71=426m，取430m，查表最小两相短路电流Id2=1541（A），式中：0.71——70 mm2电缆电缆换算系数。
电子过流的过流整定值Iz≤IeIe=∑Pw/（1.732×COS￠×U）=120/(1.732×0.85×0.66)=123.5(A) 取Iz =120（A）灵敏系数:D1=Id2/8Iz=1541/(8×120)=1.61≥1.2 合格②当电缆型号为50mm2时：电缆长度：600m,电缆换算长度：L=600×1=600m，查表最小两相短路电流Id2=1158（A），式中：1——50 mm2电缆电缆换算系数。
电子过流的过流整定值Iz≤IeIe=∑Pw/（1.732×COS￠×U）=120/(1.732×0.85×0.66)=123.5(A) 取Iz =120（A）灵敏系数:D1=Id2/8Iz=1158/(8×120)=1.21≥1.2 合格二、2台2×30KW风机，一台备用，均开二级风：①、当电缆型号为70mm2时：电缆长度：960m,电缆换算长度：L=960×0.71=681.6m，取690m，查表最小两相短路电流Id2=1017（A），式中：0.71——70 mm2电缆电缆换算系数。
电子过流的过流整定值Iz≤IeIe=∑Pw/（1.732×COS￠×U）=60/(1.732×0.85×0.66)=61.75 （A）取Iz =60(A)灵敏系数D1=Id2/8Iz=1017/(8×60)=2.11≥1.2 合格②、当电流型号为50mm2时：电缆长度：960m,电缆换算长度：L=960×1=960，取960m，查表最小两相短路电流Id2=749（A），式中：1——50 mm2电缆电缆换算系数。
浅谈风力发电机组控制器的参数整定与分析
浅谈风力发电机组控制器的参数整定与分析摘要：变桨控制器作为风电机组整机控制系统的核心部件之一，由于风力发电系统具有非线性和参数时变等特点，其控制器参数在设计和优化时不易计算与整定。
利用Bladed软件中模型线性化结合模型降阶算法建立参数整定的机组线性化模型，应用控制器PI参数，并基于Bladed参数辨识结果计算转速-转矩控制的增益系数和自适应PI变桨距控制的增益因子，基于Bladed的风电机组变速与变桨距控制器参数方法,仿真结果表明了该方法的正确性。
关键词：风电机组；Bladed；控制器风力发电技术的飞速发展，使风力发电成为增长最快的电力产业。
为降低风轮负荷延长使用寿命，抑制风力发电机组输出功率波动降低对电网的不利影响，大中型风电机组通常在额定风速以上采用变桨距控制，通过改变风轮桨叶桨距角，进而改变风能利用系数，使机组输出功率保持稳定。
但风力发电机组具有较大转动惯量和较严重的非线性，且自然风速变化范围大，使风力发电机组变桨距系统控制困难，为此通过对变桨距控制器的研究来实现对输出功率的稳定控制。
一、慨述实际风力发电机组控制仍主要采用PI控制和查表控制等传统控制算法，但对于具有强非线性和参数时变的风力发电系统，机组线性化定常模型不易建立，控制器参数整定与优化计算往往需要花费大量时间；风速的大范围随机变化又使控制参数对运行工况的适应性较差，研究适用于风力发电机组控制器的参数优化方法，对发电机变频器的机侧与网侧PI控制器，并没有涉及机组变速与变桨距控制器中的PI参数整定。
运用小信号分析法在双馈风力发电机组确定运行点进行线性化，在此基础上通过零极点配置设计控制器，但当系统运行点改变时，参数优化后的控制器控制效果可能会变差，需要对控制参数进行重新优化。
风力发电机组设计与仿真软件Bladed目前被广泛应用于机组设计及改型中。
该软件高精度的机组模型和准确的参数功能，基于PI控制器参数整定和转矩控制增益系数的计算，利用得到的风速工况点PI参数实现自适应PI变桨距控制，形成了一种基于Bladed的风电机组变速与变桨距控制器关键参数整定方法。
煤矿供电整定计算
负荷整定计算书（低压部分）机电安装组2011年12月风机1号总开关整定过程开关型号：KBZ-400，Ie=400A,Ue=660V,短路 1.6—9倍；所在地：临时变电所一、过载电流整定计算过程：Pe=0.5×（6×2×22kw+2×2×30kw）=192kwIe=Pe/（√3Ue cosФ）=192kw/1.732×690v×0.8=200A1.1Ie=1.1×200A=220A所以风机1号总开关过流整定值可取220A。
二、短路保护整定计算过程：1、KSBG-500/10风机专用变压器10000v侧阻抗：Z b（10000v）= Ud%×Ue2/Se=4.13%×10000×10000/500000=8.26Ω换算KSBG-500/10动力变压器660v侧阻抗：Z b（690v）=（690/10000）2×Zb（6000）=0.039Ω2、近短保护：变压器二次侧两相短路电流值为：I短= Ue（690）/2Zb=690/2×0.039A=8846.2A0.2 I短=0.2×8846.2A=1769.2A近短保护定值可取1800A3、远端保护：远端保护定值可取1420A风机2号总开关整定过程开关型号：KBZ-400Z，Ie=400A,Ue=660V,短路 1.6—9倍；所在地：临时变电所一、过载电流整定计算过程：Pe=0.5×8×2×22kw=176kwIe=Pe/（√3Ue cosФ）=176kw/1.732×690v×0.8=184A1.1Ie=1.1×184A=202A所以风机总开关过流整定值可取202A。
二、短路保护整定计算过程：1、KSBG-500/10风机专用变压器10000v侧阻抗：Z b（10000v）= Ud%×Ue2/Se=4.13%×10000×10000/500000=8.26Ω换算KSBG-500/10动力变压器660v侧阻抗：Z b（690v）=（690/10000）2×Zb（6000）=0.039Ω2、近短保护：变压器二次侧两相短路电流值为：I短= Ue（690）/2Zb=690/2×0.039A=8846.2A0.2 I短=0.2×8846.2A=1769.2A近短保护定值可取1800A3、远端保护：远端保护定值可取1420A井下动力1号总开关整定过程开关型号：KBZ-630，Ie=630A,Ue=660V,调档范围过载0.2---1.4倍，短路1.6—9倍额定电流；所在地：临时变电所一、过载电流整定计算过程：Pe=（45+40）+40+（2×55+5.5+1）+40+45+（2×55+5.5+45+1）=488kw Ie=Pe/（√3Ue cosФ）=488kw/1.732×690v×0.8=510A1.1Ie=1.1×510A=561A所以井下1号动力总开关过流整定值可取561A。
风能计算公式
风能计算公式风能是一种重要的可再生能源，利用风能进行发电已成为一种常见的方式。
而计算风能的公式则是评估风能资源潜力和风力发电设备性能的关键。
以下将详细介绍风能计算公式的内容及其应用。
一、风能计算公式的基本原理风能计算公式的基本原理是基于风动能的转化。
风动能是指风的动力学能量，它与风速的立方成正比。
风能计算公式的核心是根据风速和风能转化效率来计算风能的可利用量。
1. 风速（V）：风能计算的关键参数之一，通常以米/秒（m/s）作为单位。
风速的大小直接影响风能的可利用性。
2. 空气密度（ρ）：风能计算公式中的另一个重要参数，通常以千克/立方米（kg/m³）作为单位。
空气密度反映了单位体积空气中所含质量的大小，对风能的计算具有重要影响。
3. 风能转化效率（η）：风能转化效率是指风力发电设备将风能转化为电能的能力，通常以百分比形式表示。
风能转化效率的大小取决于风力发电设备的设计和性能。
三、风能计算公式的具体表达方式风能计算公式的具体表达方式有多种，常用的公式有以下两种：1. 基于风速和空气密度的风能计算公式：风能（E）= 0.5 * ρ * A * V³其中，E表示单位时间内的风能，ρ表示空气密度，A表示风能装置的有效面积，V表示风速。
2. 基于风速、空气密度和风能转化效率的风能计算公式：风能（E）= 0.5 * ρ * A * V³ * η其中，E表示单位时间内的风能，ρ表示空气密度，A表示风能装置的有效面积，V表示风速，η表示风能转化效率。
四、风能计算公式的应用风能计算公式广泛应用于评估风能资源潜力和风力发电设备性能。
1. 评估风能资源潜力：通过测量风速和空气密度，并结合风能计算公式，可以评估某地区的风能资源潜力。
这有助于选择合适的地点建设风力发电场，提高风能利用效率。
2. 评估风力发电设备性能：风能计算公式还可以用于评估风力发电设备的性能。
根据实际测量的风速和空气密度，结合风能计算公式，可以计算出风力发电设备的发电量，从而评估其性能和效益。
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风电场整定计算说明风电场一般由进线、升压变、35kV母线、集电线路、接地变、SVG无功补偿装置、站用变、箱变、风机发电机。
所涉及到的电压风机一般有主变高压侧（220kV、110kV），主变低压侧（35kV），SVG连接变低压侧（10kV），箱变低压侧（690V），站用变低压侧（0.4kV）。
一般风电场一次接线图如下所示：整定计算依据：DL/T 684-2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》DL/T 584-2007《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规范》GB 14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》保护装置厂家说明书、设备参数和电气设计图纸整定计算参考资料：《大型发电机组继电保护整定计算与运行技术》高春如《发电厂继电保护整定计算及其运行技术》许正亚《宁夏电网2015年继电保护整定方案及运行说明》关于风电场继电保护整定计算与核算，由于目前风电机组短路电流计算模型尚不成熟，现阶段在保护定值计算中都将将风电场当做负荷对待。
随着风电、光伏对系统的影响越来越大，因此在电网设备选择、校验和继电保护配置整定时，应该考虑风电对故障时短路电流的影响，为此特制定以下原则：1 风电场输电线保护整定原则：风电场输电线：指系统与风电场升压变压器高压侧母线连接的输电线路1.1配置：风电场输电线应为光差保护配置。
整定原则：与其它同电压等级的常规输电线路保护整定原则相同。
1.2 主保护：两侧主保护正常投入；1.3 后备保护：1.3.1 系统侧：后备保护均投入并带方向；方向由母线指向线路，整定原则按照相应规程执行。
1.3.2 风电场侧110kV 及以上线路：单回线零序电流保护、距离后备保护考虑与系统侧其它110kV 馈线适当配合后可投入运行，零序I段退出运行，距离I 段可投入，整定原则按照相应规程执行。
双馈式异步发电机的暂态波形含有非工频的衰减交流分量，导致距离元件、相突变量方向元件及选相元件等工作不正常，使距离I 段保护会超范围动作，建议以双馈式异步发电机为主的风电场送出线路距离I 段退出运行。
双回线整定原则同系统双回并列短线路负荷侧后备保护整定原则，零序I 段退出。
1.3.3 风电场侧35kV 线路：速断保护退出；投入限时速断及过电流保护，不带方向，按与风电场升压变高压侧过流保护配合。
1.4 重合闸：两侧均投入。
一侧无电压检定，另一侧同期检定。
对未配置线路抽取PT 的，尽快完善设备，以实现有条件重合闸方式。
没完善前可暂时退出重合闸。
2 风电场升压变保护整定原则：风电场升压变：指接入各台风机组的汇集线与系统之间配置的两卷或三卷变压器2.1 配置：变压器差动保护；两段式过电流保护，可带方向。
2.1.1 主保护整定原则：差动保护整定原则按照整定规程整定；2.1.2 高压侧后备保护：一段带方向，方向由高压母线指向变压器，考虑与变压器低压侧带方向段过流配合；一段不带方向，作为变压器的总后备，考虑与高压侧出线、低压侧不带方向过流配合，保证升压变低压母线故障时灵敏度≥1.2；零序保护应作为系统的后备保护，由调度下发。
根据《3kV~110kV电网继电保护装置运行规程》DLT584-2007；对于风电等新能源中的主变等与电网配合有关的电力变压器，中性点直接接地的变压器零序电流保护主要作为变压器内部、接地系统母线和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，应有对本侧母线接地故障灵敏度系数不小于1.5的保护段。
对于单侧中性点直接接地变压器的零序电流I段电流定值，按保母线有1.5灵敏度系数整定，动作时间与线路零序电流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段电流和时间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（或母联断路器），以较长时间跳变压器各侧断路器。
2.1.3 低压侧后备保护：一段带方向，方向由变压器指向低压母线，考虑与低压侧出线的速断或限时速断配合，保证变压器低压母线有足够灵敏度≥1.5；一段不带方向，作为变压器的低压侧出线后备，考虑与低压侧出线过流配合，保证低压侧最长出线末端故障时有足够灵敏度≥1.2。
3 风电场汇集线保护整定原则：风电场汇集线：指各风机经箱变与风电场升压变压器连接的线路3.1 配置：电流速断保护、限时速断保护、过电流保护，可带方向、零序过电流保护。
3.2 速断整定原则：速动段，电流定值按躲过汇集线箱变投运过程中可能出现的最大励磁涌流整定，至最远风机箱变高压侧灵敏度≥1.2，带方向，方向由母线指向线路。
（如实际运行中按至最远风机箱变高压侧满足灵敏度要求整定躲不过最大励磁涌流，则调整定值，由限速段完成全线快速切除故障需求，延时可整定为0.2S）。
3.3 限时速断：按至最远风机箱变低压侧灵敏度≥1.2 整定，延时不大于0.3S,如躲不过所有风机满发时的最大负荷电流，可将该段带方向，方向由母线指向线路，定值不再考虑躲最大负荷电流。
3.4 过电流：按躲过风电场实际最大负荷电流整定，并满足至最远风机箱变低压侧灵敏度≥1.2 整定，可不带方向。
（如箱变阻抗参数大，按保灵敏度整定如躲不过最大负荷电流，应优先考虑躲负荷原则，不考虑作箱变低压侧故障远后备功能。
）3.5 零序过电流保护按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并躲过集电线电缆电容电流，不带方向，延时0.2s。
3.6 重合闸：重合闸功能退出。
4 风电场接地变保护整定原则：风电场接地变：指风电场升压变压器低压母线所带的接地变压器。
4.1 配置：电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护4.2 速断整定原则：速动段，电流定值按躲过接地变投运时最大的励磁涌流整定，并考虑躲过35kV系统接地故障时的相电流，要求接地变高压侧出口短路灵敏度≥1.2，不带方向，延时0s。
（如接地变兼站用变，带低压绕组应保证选择性，考虑躲过变压器低压侧最大三相短路电流整定）4.3 过电流整定原则：按躲过接地变压器高压侧额定电流整定，动作时间0.3s。
（如35kV系统单相接地时，流过接地变相电流较大时，大于过电流定值，则动作时间应与零序保护动作时间配合整定）4.4 零序过电流整定原则：按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并与相邻设备零序过电流保护定值配合，不带方向，延时与相邻设备零序动作时间配合整定。
4.5 特殊说明对于风电场35kV系统不允许无接地点运行，及接地变所有保护出口均联跳升压变低压侧断路器。
5 站用变、SVG变保护整定原则：按同电压等级普通变压器整定。
零序保护按集电线零序保护整定。
5.1 配置：电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护，SVG连接变可配置差动保护。
5.2 速断整定原则：速动段，电流定值按躲过接地变投运时最大的励磁涌流整定，为保证选择性，按躲过变压器低压侧最大三相短路电流整定，要求接地变高压侧出口短路灵敏度≥1.2，不带方向，延时0s。
5.3 过电流整定原则：按躲过接地变压器高压侧额定电流整定，动作时间考虑与下级脱扣器短延时时间配合，0.3s~0.5s。
3.5 零序过电流保护按保证35kV母线系统单相接地有足够的灵敏度整的，灵敏度系数≥2，并躲过集电线电缆电容电流，不带方向，延时0.2s。
6 电容器整定原则：电容器：风电场35kV无功补偿装置。
6.1 配置：延时电流速断保护、过电流保护，零序过电流保护，电压保护，不平衡保护。
6.2 延时电流速断保护延时速断保护电流定值按电容器端部引线故障时有足够的灵敏度整定，一般整定为3~5倍电容器组额定电流。
保证电容器端部引出线发生故障时灵敏度不小于2校验。
动作时间，考虑电容器投入过渡过程的影响，延时速断保护动作时间一般整定为0.1~0.15s，跳闸。
6.3 过电流保护动作电流，过电流保护电流定子应可靠躲过电容器组额定电流，一般整定为1.5~2倍额定电流。
动作时间，保护动作时间一般整定为0.3~1s。
6.4 过电压保护为防止系统过电压造成电容器损坏，设置了过电压保护。
过电压保护定值应按电容器端电压不长时间超过1.1倍电容器额定电压的原则整定。
过电压保护动作时间应在1min以内。
可根据实际情况选择跳闸或发信。
6.5 低电压保护低电压定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回，如该母线作为备用电源自投装置的工作电源，则低电压定值还应高于备自投装置的低电压元件定值，一般整定为0.2～0.5倍额定电压。
低电压保护动作时间与本侧出线后备保护延时电流速断段时间配合。
低压电流闭锁宜投入，闭锁值建议取0.1In(In为CT二次额定值)6.6 零序过电流保护可参见电动机单相接地保护部分。
6.7 不平衡保护电容器组正常运行时的不平衡电压应满足厂家要求和安装规程的规定。
不平衡电压（差压、电流）：按厂家提供的数据整定。
时间建议取0.1～0.2s。
6 箱变脱扣器低压侧整定原则：箱变低压侧脱扣器无具体依据，全部按经验值整定。
6.1 配置：瞬时、长延时、短延时、接地保护；6.1 瞬时按5倍额定电流整定。
6.2长延时按箱变低压侧额定电流的1.1倍考虑，时间根据脱扣器内部逻辑确定。
6.3短延时按3倍额定电流整定，动作时间0.2s，与集电线II段过流反配合。
6.4接地保护按躲过最大不平衡电流整定，考虑为0.5倍额定电流，动作时间按躲过不平衡时间，取0.2s。
各设备保护范围说明：1.集电线保护过流I段（速断段）加方向：保护范围伸到最远箱变高压侧；1.5倍灵敏度。
过流II段加方向：保护范围伸到最远箱变低压侧；1.5倍灵敏度。
过流III段不加方向：保护范围比II段略小，保集电线与系统。
零序保护，保护范围集电线全厂。
2.接地变保护过流I段（速断段）：过流II段：保护范围伸到整个接地变。
零序保护，作为35kV其他设备的后备保护，保整个35kV系统。
3.站用变、SVG连接变保护过流I段（速断段）：保变压器一部分，对高压侧出口有足够灵敏度。
过流II段：保护范围伸到整个变压器。
零序保护，保变压器4.主变低后备过流I段加方向，保护范围变压器低压母线有足够灵敏度≥1.5；过流II段不带方向，加复压闭锁，作为变压器的低压侧出线后备，保证低压侧最长出线末端故障时有足够灵敏度≥1.2。
5.高压侧后备保护：过流I段加方向，保护范围变压器低压母线有足够灵敏度≥1.5；过流II段无方向，加复压闭锁，作为变压器的总后备，保证升压变低压母线故障时灵敏度≥1.2；特别说明：1、集电线保护要对箱变低压故障有足够灵敏度，灵敏度系数≥1.2，一般可取1.5倍灵敏度。
由于短路电流较小，此定值躲不过负荷电流，必须加方向闭锁，指向线路。