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kV变电站保护定值的计算精选文档
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(2007)保护整定计算
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。
35KV变电所整定计算书.doc
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。
35KV高压开关定值整定
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。
35kV变电所定值
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）。
(完整word版)35KV降压变电站
（包括外文翻译、开题报告、设计或论文正文的数量和质量等要求等） 在大量查阅有关技术资料、充分理解该课题的基础上,独立撰写出 10000 字左右的
论文。要求设计方案合理、可行,分析、计算正确，层次清晰,语言流畅，有创新点. 具体要求：各控制单元具体电路设计，原理分析，重要参数的计算，部件或元件的选 型。 外文翻译：要求所翻译内容与本课题相关（近），不低于 3000 个汉字的工作量，注名 原文出处原文和所翻译的中文打印装订。 开题报告：大量查阅有关技术资料，按开题报告提纲独立撰写出 3000 字左右的开题报 告。
(完整 word 版)35KV 降压变电站
三峡大学科技学院
毕业设计（论文)课题任务书
（ 2014 ———— 2015 学年）
学院（学部）名称:机械电气学部
课题名称
某 35KV 降压变电站的设计
学生姓名
余奇
专业
发电厂及电力系 统
学号
2012209105
指导教师
陈江艳
任务书下达时间 2014 年 12 月 27 日
最终目标及完成时间:
(完整 word 版)35KV 降压变电站
设计电气主接线的形式,进行配电装置及电气总平面的布置设计,使建站合理
化，并且进行防雷设计,以保证变电站的运行不受雷电的袭击.
完成时间:2015 年 5 月 22 日前
现有条件及必须采取的措施： 宜昌作为水电之都，不管是在学校的仿真实验室还是周边的变电站，都能够为
老师 各答辩小组学生逐个进行公开答辩
审核（专业负责 人或专业组长)
学部主任签字
课题名称 指导教师
学生姓名
毕业论文（设计)开题报告某 35KV Fra bibliotek压变电站的设计
(完整word版)35KV降压变电所设计
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。
XX35kV供电系统继电保护定值整定计算书
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。
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式中：Awo为继电器动作安匝，应采用实际值，若不知实测值可采用额
定值，取得60安匝。
代入数据得2#主变WcdjsI=60/11.95=5.02 (匝)
选用差动线圈与一组平衡线圈匝数之和较WcdjsI小而相近的数值，作为
代入数据得2#主变Idz=1.2×8000
/0.85=186.3 (A)
1.7321x35
继电器的动作电流2#主变Idzj=Idz/nl=186.3x3/40 =3.59A)
电流继电器的选择：DL-21C/10
灵敏度按保护范围末端短路进行校验，灵敏系数不小于1.2。
2#主变灵敏系数：Klm=0.866KjxId3lmin/Idz
×
3/40=7.06(A)
延时时限取10s，以躲过电动机的自起动。
当过负荷保护起动后，在达到时限后仍未返回，则动作ZDJH装置。
将两侧电流互感器分别结于继电器的两组平衡线圈，再接入差动线圈，
使继电器的实用匝数和动作电流更接近于计算值；以二次回路额定电流
最大侧作为基本侧，基本侧的继电器动作电流及线圈匝数计算如下：
(1)、基本侧（35KV）继电器动作值
Idzjs=KJXIdzI/nl
Kj接线系数
Y连接
Kj=1
△连接
Kj=
3
代入数据得2#主变IdzjsI=3×275.9/40=11.95（A）
对于d2点短路(10KV母线上短路):
稳态短路电流标么值:
I(3)d*=1/x4+x11+x12=1/0.13+0.09+1.32=0.65
三相对称负荷稳态短路电流: I(3)d= I(3)d*x100/3x10.5=3.74KA折算到35KV侧:
I(3)d=100/3x37/ x4+x11+x12=1.56/0.91+0.09+0.47=1.06KA对于d3点短路(以草甘磷厂出线计算):稳态短路电流标么值:
cm2。
重瓦斯保护的动作值按导油管的油流速度为0.6~1.5 cm2整定本，本设
计采用0.9 cm2。瓦斯继电器选用FJ3-80型
2）、纵联差动保护：
图4单相变压器纵差动保护原理图
计算2#主变Ie及电流互感器变比，列表如下：
名称
额定电流
变压器的接线方式
CT接线方式
CT计算变比
实选变比
二次侧实际额定电流
X11=0.18x0.18/0.18+0.18=0.09Ω
X12=2.22x3.25/2.22+3.25=1.32Ω
X13=X5xX6/X5+X6=0.47Ω
对于d1点短路(35KV母线上短路):
稳态短路电流标么值: I(3)d*=1/x4+x12=1/0.91+0.09=1
三相对称负荷稳态短路电流: I(3)d= I(3)d*x100/3x37=1.56KA
1403kw
0Байду номын сангаас9
甘泉主线
架空线路
LGJ-50
11.5km
919.7kw
0.9
盐矿二线
架空线路
LGJ-150
6.83km
3897.2kw
0.9
草甘磷厂线
架空线路
LGJ-150
0.6km
4000kw
0.9
二、短路电流计算
以35KV大洋洲变电站1#、2#主变全投入运行，10KV出线911、
913、914，921、922全投为最大运行方式；以1#（2#）停运，10KV出线922草甘磷厂线投运为最小运行方式。
=0.866×1×760/186.3=3.55>1.2
满足要求。
2)、 过负荷保护 ：
其动作电流按躲过变压器额定电流来整定。动作带延时作用于信号。
Idz=KkIe1/KhKk可靠系数取1.05Kh—返回系数，采用0.85；
2#主变
Idz =1.05
×131.96/0.85=163 (A)
IdzJ= Idz/nl=163
平衡线圈计算匝数
WphjsⅡ=Wcdzx
Ie 2 j1-Wcdz
Ie2 j 2
代入数据得2#主变
WphjsⅡ=5×5.71
-5 =1.18(匝)
4..62
故，2#主变 取平衡线圈实际匝数WphzⅡ=1(匝)
工作线圈计算匝数
2#主变WgzⅡ= WphzⅡ+Wcdz
=1+5=6(匝)
5）、计算由于整定匝数与计算匝数不等而产生的相对误差fza
/ 1.47=275.9
37 x
3
（A）
（2）、躲过变压器空载投入或外部故障后电压恢复时的励磁涌流
Idz1= KK Ie
（2）
式中：KK—可靠系数，采用1.3；
Ie—变压器额定电流：
代入数据得2#主变Idz1= 1.3×131.96=171.55 (A)
（3）、考虑电流互感器二次回路断线,应躲过变压器正常运行的最大负荷电流
Ω
X3=
2001
(10.37+6.06-17.92)≈0Ω
X1
,= 0.11Ω
X2
,= 0.07Ω
X3
,≈0Ω
X4=0.4x15.5x100/37
2=0.45Ω
X5=ud %xue2=6.66x
100
=1.06Ω
100
Se
100
6300 X 0.01
X6=ud %xue2=6.66x
100
=083Ω
三相对称负荷稳态短路电流: I(3)d= I(3)d*x100/3x10.5=3.02KA折算到35KV侧:
I(3)d=100/3x37/ x4+x5+x11=1.56/0.91+0.83+0.09=0.85KA对于d3点短路(以草甘磷厂出线计算):稳态短路电流标么值:
I(3)d*=1/x4+x6+x8+x12=1/0.91+0.83+0.22+0.09=0.49
35kv***变电站整定值计算
本设计为35KV降压变电所。主变容量
1#为8000KVA Ud%=6.66
，
2#为6300KVA Ud%=6.66
电压等级为
35/10KV
。
一、设计原始资料
1、
35KV变电站供电系统图
,如图1所示。
图1
2、110KV变电站、35KV线路参数
1）、1#主变：SFSL7-16000KVA Ud1-2%=17.92 Ud1-3%=10.37 Ud2-3%=6.06
Ktx—同型系数，CT型号相同且处于同一情况时取0.5，型号不同时取1，本设计取1。
fi电 电互感器容许最大相对误差用用0.1
U—变压器调压时所产生的相对误差，采用调压百分数的一半，本设计取0.05。
fza—继电器整定匝书数与计算匝数不等而产生的相对误差，暂无法求
出，先采用中间值0.05。
代入数据得Idz1 =1.3×(1×1×0.1+0.05+0.05)×100
度Klm=0.866KjxId2min/Idzl=0.866×1×0.85/0.2771=2.66>2
满足要求。
四、过电流保护：
图5过流保护单相原理图
1）、过电流继电器的整定及继电器选择：
保护动作电流按躲过变压器额定电流来整定
Idz=KkIe1/Kh
式中：Kk—可靠系数，采用1.2；
Kh—返回系数，采用0.85；
三相对称负荷稳态短路电流: I(3)d= I(3)d*x100/3x10=2.83KA
折算到35KV侧:
I(3)d=100/3x37/
x4+x6+x8+x12=1.56/0.91+0.83+0.22+0.09=0.76KA三、主变压器继电保护整定计算 ：
1）、瓦斯保护：
轻瓦斯保护的动作值按气体容积为250~300cm2整定，本设计采用280
小，励磁涌流较大，故选用较大匝数的“C-C”抽头，实际应用中，还应考虑继电器所接的电流互感器的型号、性能等，抽头是否合适，应经过变压器空载投入试验最后确定。
7）、保护装置灵敏度校验
差动保护灵敏度要求值Klm不小于2
本系统在最小运行方式下，10KV侧出口发生两相短路时，保护装置的
灵敏度最低。
本装置灵敏
Y（35KV数据）△（10KV数据）
8000/3x35=131.96A8000/3x10=461.87A
Y△
△
Y
131.96/5
461.87/5
200/5
500/5
I1
I1
K
K
I 2
I 2
I2=3X131.96/40=5.71A
I2=1x461.87/100=4.62A
不平衡电流Ibp=5.71-4.62=1.09 A
2)、2#主变参数：SFSL-25000KVA Ud1-2%=17.69 Ud1-3%=10.14
Ud2-3%=6.53
3、10KV母线负荷情况见下表：
负荷名称
供电方式
导线型号
线路长度
最大负荷
功率因素
大洋洲主线
架空线路
LGJ-95
15km
1621.2kw
0.9
桃溪主线
架空线路
LGJ-70
12.6km
I(3)d*=1/x4+x8+x12+x13+=1/0.91+0.09+0.47+0.22=0.59