电网继电保护整定专项方案初稿.doc

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防城港电网继电保护整定方案
（草稿）

目 录
1 编制阐明 3
2 电网运营方式 3
3 系统继电保护及自动装置配备状况（详细配备如附表2） 5
4 继电保护整定基本原则 6
5 220kV变压器保护整定原则 8
6 110kV变压器保护整定原则 16
7 主变非电量保护整定原则 22
8 110kV线路保护整定原则 23
9 35kV及如下线路保护整定原则 37
10 其她某些元件整定原则 38
11 继电保护运营规定 40
12 继电保护及安全自动装置各种状态 42

1 编制阐明
1.1 本整定方案依照部颁《继电保护和安全自动装置技术规程》、《3～110kV电网继电保护装置运营整定规程》、《220～500kV电网继电保护装置运营整定规程》、《大型发电机变压器继电保护计算导则》、《电力系统安全稳定导则》、《电力系统继电保护及安全自动装置反事故办法要点》、《“防止电力生产重大事故二十五项重点规定”继电保护实行细则》等原则，参照《广西电网继电保护整定方案》及广西电网公司、《220kV主变压器及110kV系统典型继电保护装置整定原则（试行）》及《防城港电网年度运营方式》，并结合防城港电网调度管辖范畴内实际状况进行编制。
1.2 本电网继电保护整定计算以常用运营方式为根据，并考虑在正常运营方式基本上，被保护设备相邻近一回线或一种元件检修正常检修方式。依照中调所提供综合阻抗及运营方式提供最大负荷状况对全网所有定值进行计算、校核;非正常运营方式定值依照当时实际状况另行计算。
1.3 6～110kV线路继电保护采用远后备原则，即在临近故障点断路器处装设继电保护装置或该断路器自身拒动时，能由电源侧上一级断路器处继电保护装置动作切除故障。
1.4 继电保护装置运营、整定，应以保证电网全局安全稳定运营为主线目的，减轻故障设备和线路损坏限度，除了满足速动性、选取性、敏捷性和可靠性规定，还应执行如下原则：
1、地区电网服从主系统电网；
2、下一级电网服从上一级电网；
3、局部问题自行消化；
4、尽量照顾地区电网和下一级电网需要；
5、顾客受电端总开关保护与主系统配合。
56、保重要顾客供电；
6、顾客受电端总开关保护与主系统配合。
2 电网运营方式
2.1 电网运营方式按截至12月，防城港主电网已正式投产所有变压器、110kV及如下线路所有投入运营；与主网连接地方电网所有投入；与广西电网联网运营考虑。由于220kV及以上电压系统开机状况对我局110kV系统影响不是很大，依照系统状况及整定计算规定，正常运营方式分为丰大方式和枯小方式。全电网各电压级别母线三相短路最大短路电流见附表1。
2.2 正常解环方式
2.2.1 正常运营方式下，正常状况下220kV南新线、220kV龙新线、南竹线、竹新线环网运营，220kV新兴变#1、#2主变110kV侧并列运营，10kV侧分列运营。带全网负荷。与钦州供电局220kV龙湾变在防城变侧解环，110kV龙防线空载运营。
2.2.2 正常运营方式下， 深沟变与江山变合环运营；石板田变与防城变在石板田变侧解环，110kV防石线空载运营。110kV深沟变由220kV竹坪变供电，与220kV新兴变在深沟变侧解环，110kV新江深线仅带江平变负荷。
正常运营方式下， 110kV江山变由220kV新兴变供电，与220kV竹坪变在江山变侧解环，110kV竹山线空载运营。
2.2.3 正常运营方式下，正常状况下，110kV渠丁变由崇左供电局220kV金马变供电，与崇左供电局110kV东罗变在东罗变侧解环，35kV东罗线空载运营。
正常运营方式下，110kV防城变由220kV新兴变供电，与钦州供电局220kV龙湾变在防城变侧解环，110kV龙防线空载运营。
2.2.4 正常运营方式下，正常状况下，松柏笼变35kV防松港线305开关热备用，35kV防松港线空载运营。古城变35kV古电线带防城小水电网负荷，深沟变深303开关热备用，35kV深马线空载运营。
2.3 检修方式考虑
2.3.1 对于有两台变压器变电站，只考虑两台主变轮换检修方式。其他变电站，考虑将主变停运方式。220kV变电站：新兴变按“N-1”规定考虑一台检修，另一台运营；竹坪变考虑主变或110kV母线全停，将深沟变转由新兴变供电方式；
110kV变电站：对于两台主变变电站，考虑主变轮流检修方式；单台变变电站则不考虑变压器检修方式。
2.3.2 对于有两条线路进线互为备用变电站，只考虑两条线路进线轮换检修方式。
2.3.3 当220kV新兴变一台主变退出运营时，另一台主变发生过负荷，则合上防城变防103开关，由110kV龙防线带防城变负荷，新兴变带其他110kV负荷。
2.3.4 当崇左供电局220kV金马变110kV金渠线或渠丁变主变退出运营时，由崇左供电局110kV东罗变通过35kV东罗线向渠丁变供电。
2.3.5 当古城变35kV古电线退出运营时，合上深沟变深303开关，由深沟变35kV深马线带防城小水电负荷。
2.4 特殊运营方式，按当时实际状况暂时解决。
2.5 主变中性点接地方式：
为使系统零序网络相对稳定，零序等值阻抗和零序电流分布基本不变，并考虑到主变绝缘水平、系统短路容量及断路器遮断容量等因素，防城港电网主变中性点接地方式按如下设立：
2.5.1 新兴变两台主变在220kV及110kV侧并列运营时，一台主变220kV及110kV侧中性点均直接接地，另一台主变220kV及110kV侧中性点均不直接接地。
新兴变220kV侧（或110kV侧）母联断开分列运营时，两台主变220kV及110kV侧中性点均直接接地。单台主变运营时，运营主变220kV及110kV侧中性点均直接接地。两台主变在220kV侧并列运营、在110kV侧分列运营时，一台主变220kV及110kV侧中性点均直接接地，另一台主变仅110kV侧中性点直接接地，220kV侧中性点不直接接地。
竹坪变当前仅单台主变运营运营时，运营主变220kV及110kV侧中性点均直接接地。
2.5.2 防城变#1主变高压侧中性点直接接地，中压侧经消弧线圈接地，#2主变高、中压侧中性点均不接地；当防城变#1主变停运时，改为#2主变中性点直接接地，接地方式同#1主变。深沟变#2主变中性点直接接地，#1主变中性点不接地；当深沟变#2主变停运时，改为#1主变中性点直接接地。系统其她主变中性点不接地。
3 系统继电保护及自动装置配备状况（详细配备如附表2）
3.1 本电网系统保护配备基本满足部颁《继电保护及安全自动装置技术规程》规定，并逐渐根据《“防止电力生产重大事故二十五项重点规定”继电保护实行细则》、《广西主电网系统继电保护选型配备原则》精神进行详细配备。
3.2 全网110kV线路保护均配备了三段式接地和相间距离保护、四段式零序电流保护、三相一次重叠闸，某些线路还配备有PT断线过流保护或过流保护，保护装置均为微机保护装置。
3.3 220kV 新兴变、竹坪变电站220kV、110kV母线各配备了一套母差保护，均为微机型电流差动保护，且具备充电保护功能。
3.4 当前防城港电网所辖110kV变电站中（防城、石板田、企沙、江平、深沟、渠丁、江山、茅岭）主变保护配备均为一主一后备；220kV新兴变#1、#2主变保护配备均为两主两后备，并按两主两后两机箱原则配备。所有110kV及以上主变保护均为微机保护。
3.5 220kV新兴变电站两台变压器高压侧和中压侧中性点装有放电间隙保护，除石板田变外所有110kV变电站变压器高压侧中性点都加装了放电间隙保护。
3.6 35kV及如下线路保护配备为三段或两段式过流保护、三相一次重叠闸。
3.7 依照中调低频低压减负荷方案及《广西电网公司反事故技术办法》规定，在110kV渠丁变、石板田变、深沟变及35kV古城变更换或继续使用单独低频低压减负荷装置﹙DPY-1、SSD540F型装置﹚。某些10kV线路保护装置能实现低频减负荷功能﹙南瑞继保公司RCS-9611、南京自动化厂PSL-641型保护﹚及低压减负荷功能﹙南京自动化厂PSL-641型保护﹚。
3.8 防城变、石板田变、江山变、深沟变各配备一套110kV线路备自投装置，渠丁变配备一套35kV线路备自投装置，江平变配备一套10kV线路备自投装置。
4 继电保护整定基本原则
4.1 3~11kV电网继电保护普通采用远后备原则，即在临近故障点断路器处装设继电保护或该断路器自身拒动时，能由上一级断路器处继电保护动作切除故障。
4.2 保护装置之间整定配合按关于规程进行配合，普通是下级配合上级，小电源配合大电源。相邻元件各项保护定值在敏捷度和动作时间上均应遵循逐级配合原则。
4.3 如果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路继电保护整定值对该低压母线又无足够敏捷系数时，应按下述原则考虑保护问题。
4.3.1 如果变压器高压侧过电流保护对该低压母线有规程规定敏捷度系数时，则在变压器低压侧断路器与高压侧断路器上配备过电流保护将成为该低压母线主保护及后备保护。在此种状况下，规定这两套过流保护经不同直流熔断器供电。
4.3.2 如变压器高压侧过流保护对该低压母线无敏捷度系数时，则在变压器低压侧断路器上应配备两套完全独立过电流保护作为该低压母线主保护及后备保护。在此种状况下，规定这两套过电流保护接于不同电流互感器，经不同直流熔断器供电并分别作用于该低压侧断路器与高压侧断路器。
4.4 对于装有专用母线保护母线，还应有满足敏捷度系数规定线路或变压器保护实现对母线后备保护。
4.5 如遇下列状况，容许牺牲某些选取性：
4.5.1 接入供电变压器终端线路，无论是一台或多台变压器并列运营(涉及多处T接供电变压器或供电线路)，都容许线路侧速动段保护按躲开变压器其她侧母线故障整定。
4.5.2 对串联供电线路，如果按逐级配合原则将过度延长电源侧保护动作时间，可将容量较小或线路较短某些中间变电站按T接变电站或不配合点解决，以减少配合级数，缩短动作时间。
4.5.3 在构成环网运营线路中，容许设立预定一种解列点或一回解列线路。
4.6 当本网长短线之间或短线与短线之间配合困难时，为保证长短线路零序、距离保护有足够敏捷度，又要满足选取性规定，上一级长线路可以视状况少设一段保护。
4.7 变压器电源侧过电流保护整定，原则上重要考虑为保护变压器安全最后一级跳闸保护，同步兼作其她侧母线及浮现故障后备保护，其动作时间必要不不大于所有配出线后备保护动作时间。
4.8 对于110kV主变中性点不接地变压器装设间隙过压过流保护，由于此保护整定配合困难，保护范畴不易拟定容易误动，按中调规定，将低压侧无电源110kV主变中性点不接地变压器间隙保护退出运营。
4.9 当110kV线路保护同步具备接地距离保护和四段式零序电流保护时，如该线路较短，或故障电流受运营方式影响变化较大，零序保护不易配合，计算时可考虑只保存零序保护最末段，将别的段退出运营。零序保护最末段定值应保证本线经高阻接地时有足够敏捷度。
4.10 电力设备电源侧继电保护整定值应对本设备故障有规定敏捷系数，同步应力求继电保护最末一段整定值对相邻设备故障有规定敏捷系数。
4.11 对于110kV电网线路，考虑到高阻接地故障状况下敏捷度规定，其最末一段零序电流保护电流定值普通不应不不大于 300A（一次值），此时容许线路两侧零序保护相继动作切除故障。
4.12 单电源侧110kV线路距离保护不考虑系统振荡误动问题。系统最长振荡周期按1.5s考虑。
4.13 110kV及如下电网均采用三相重叠闸，自动重叠闸方式选取，应依照电网构造，系统稳定规定、发输电设备承受能力等因素合理地考虑。单侧电源线路选用普通重叠闸方式。双侧电源线路大电源一侧选用一侧检无压，另小电源一侧检同步同期重叠闸方式。
4.14 自动重叠闸过程中，必要保证重叠于故障时迅速跳闸，重叠闸次数普通不应超过预定次数一次，相邻线路继电保护应保证有选取性。自动重叠闸过程中，如相邻线路发生故障，容许本线路后加速保护无选取性跳闸。
4.15 为了防止变压器在低压侧故障时因热稳定受到破坏而损坏，应依照国标GB1094.5-85中关于变压器动、热稳定规定，结合系统实际状况校核变压器动稳定和热稳定，并计算出变压器热稳定极限时间，必要保证变压器后备保护中对主变中、低压侧有敏捷度段延时不大于变压器热稳定极限时间。
4.16 对中低压侧接有并网小电源变压器，如变压器小电源侧过电流保护不能在变压器其她侧母线故障时可靠切除故障，则应由小电源并网线保护装置切除故障。
4.17电容器保护中，不平衡电压保护、不平衡电流保护、过电压保护等元件保护定值由于按整定规程所计算定值常不能正常运营与设备性能密切有关，现行整定规程相对滞后，现采用按厂家给出定值范畴并参照计算成果来整定。 ，故均按电容器生产厂家提供定值整定。

5 220kV变压器保护整定原则
5.1 变压器主保护配备按关于规程及装置阐明书规定整定，当采用二次谐波制动来躲励磁涌流时，普通整定为0.15；若新投产变压器在空充时躲但是涌流误动，可恰当减少二次谐波制动比至0.12。采用三次谐波制动时，普通整定为0.2。
5.2 220kV变压器应采用两套差动保护作为主保护，差动保护动作跳开变压器各侧断路器。
5.3 对于降压变后备保护，高压侧后备保护应力求对中、低压侧母线故障均有敏捷度，方向指向变压器；若没有地区电源或地区电源对主网影响很小状况下，为提高敏捷性，可取消方向。中压侧后备保护对中压侧母线故障有足够敏捷度，方向指向本侧母线；若无地区电源，可取消方向。
5.3.1 高压侧后备保护
5.3.1.1 复合电压闭锁（方向）过流保护
复合电压闭锁方向过电流保护，为一段一时限，延时跳开变压器各侧断路器。
a. 电流定值
(1) 按躲过变压器额定电流整定：
Idz = Kk×In /Kfh
式中：Kk -- 可靠系数，1.2～1.3，取1.3；
In -- 为变压器高压侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，0.85～0.95，取0.85。
(2) 校核对主变中、低压侧母线故障敏捷度。
b. 动作时限2
(1) 与220kV出线相间距离保护最末段最长时间Tmax.L配合：T2T1=Tmax.L+△t
(2) 与本变中、低压侧复合电压闭锁过流保护最末段跳本侧开关最长时间(Tmax.B)配合：T2=Tmax.B+△t
T2 T1 → 跳变压器各侧断路器
5.3.1.2 复压过流复合电压闭锁元件
为防止在变电站中、低压侧母线或出线发生三相故障时低电压元件敏捷度不够而无法开放过流保护，高压侧复合电压元件必要取高、中、低三侧复合电压并接成或关系。
a. 低电压定值：
按躲过正常最低运营电压整定：
UL＝0.7UN
式中：UN -- 二次额定线电压（100V）。
b. 负序电压定值：
按躲过正常运营时浮现最大不平衡电压整定：
U2＝（0.06～0.08）UN
式中：UN -- 二次额定相电压（57.7V）或二次额定线电压（100V）(依照实际装
置决定)。
5.3.1.3 零序方向过电流保护
a. 电流定值
（1）按躲过本变压器110kV侧母线接地故障最大零序电流整定：
Idz = Kk×3I0.max
式中：Kk -- 可靠系数，Kk≥1.3 ；
3I0.max -- 本变110kV侧母线接地故障流过高压侧最大零序电
流。
（2）按躲过220kV线路单相重叠闸时流过本变压器最大非全相零序电流整定：
Idz = Kk×3I0max.F
式中：Kk -- 可靠系数，取1.2 ；
3I0max.F -- 220kV线路单重时流过本变最大非全相零序电流。
b. 动作时限1
与本变差动保护配合：T01 = 0.5秒 → 跳变压器各侧断路器
此段暂退出不用。
5.3.1.4 零序过电流保护
a. 电流定值
（1）与220kV出线零序电流保护最末段配合（最末段不不不大于300A）整定：
Idz = Kk×Kfz×I'dz
式中：Kk -- 可靠系数，取1.1；
Kfz -- 零序电流分支系数，取各种运营方式最大值；

I'dz -- 220kV出线零序电流保护最末段定值。
（2）与本变压器110kV侧零序过电流保护最末段配合整定：
Idz = Kk×Kfz×I'dz.B
式中：Kk、Kfz -- 同上；
I'dz.B -- 本变压器110kV侧零序过电流保护最末段定值(归算至
主变高压侧)。
（3）校核对主变中压侧母线故障敏捷度，规定敏捷度不不大于等于1.5。
b. 动作时限2
(1) 与220kV出线零序电流保护最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T02=Tmax.L+△t
(2) 与本变压器110kV侧零序过电流保护最末段动作时限(Tmax.B)配合：
T02=Tmax.B+△t
T02 → 跳变压器各侧断路器
5.3.1.5 间隙零序电流、零序电压保护
间隙零序电流、零序电压保护优先选用经不同步间元件出口原则。间隙零序电流、间隙零序电压动作后分别起动时间回路。
无论间隙零序电流、零序电压保护是经不同步间元件出口还是同一时间元件出口，其零序电流、零序电压整定计算原则相似，只是时间元件整定有所不同。
a. 间隙零序电流定值
按间隙击穿时后足够敏捷度整定，保护一次普通整定为100安。则间隙零序电流(二次值)整定为：
3I0dz = 100 / Nct
式中：Nct –- 电流互感器变比。
b. 间隙零序电流动作时限：
与本变各侧零序过流保护最末段最长时限取相似。 → 跳变压器各侧断路器
cb. 间隙零序电压定值
用于中性点经放电间隙接地零序过电压必要取自电压互感器开口三角电压，不能取保护装置自产3U0。
间隙零序电压定值普通整定为180 V。
c. 动作时限
（1）、如间隙零序电流、零序电压保护分别经不同步间元件出口时：
间隙零序过电流保护动作时间按与本变高、中压侧出线接地距离Ⅱ段最长时限配合整定（若无接地距离保护，则与对本线末故障有足够敏捷度零序电流保护Ⅱ段（三段式）或Ⅲ段（四段式）配合整定），延时跳开变压器各侧断路器。
零序电压保护动作时间按0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。
（2）、如间隙零序电流、零序电压保护共用一种时间元件出口时，则动作时间按0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。
d. 间隙零序电压动作时限：T=0.5秒 → 跳变压器各侧断路器
5.3.1.6 变压器失灵保护电流鉴别元件
a. 相电流元件
（1）按躲变压器额定电流整定：
Idz＝Kk×Ｉn / NCT
式中：Kk -- 可靠系数，Kk=1.3；
Ｉn -- 变压器额定电流。
（2）按本变中压侧母线故障有2.0敏捷度整定：
Ｉdz＝Ｉk.min / Klm＝Ｉk.min /2
式中：Ｉk.min -- 本变中压侧母线短路流过高压侧最小相电流。
取以上两条件计算成果小值，以保证中压侧母线故障有敏捷度为主。
b. 零序电流元件及负序电流元件不采用。
5.3.1.7 变压器非全相保护
a. 负序、零序电流元件
　　 按躲正常运营最大不平衡电流整定：
Idz = 0.1×IN　
式中：IN -- 电流互感器二次额定电流。
b. 动作时限1：T1＝0.5秒　 → 跳本侧断路器
c. 动作时限2：T2＝1.0秒　 → 跳各侧断路器
注：如果是线路变压器组接线形式则动作时限T1应躲过单相重叠闸周期，取4.0秒；T2取4.5秒。
5.3.2 中压侧后备保护
5.3.2.1 复合电压闭锁（方向）过电流保护
复合电压闭锁方向过电流保护(作中压侧母线后备)，方向指向本侧母线，保护为一段三个时限，第一时限跳开本侧母联断路器，第二时限跳开变压器本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
a. 电流定值
（1）按躲过变压器额定电流整定：
Idz = Kk×IN/Kfh
式中：Kk -- 可靠系数，1.2～1.3，取：1.2；
IN -- 变压器中压侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，0.85～0.95，取：0.9。
（2）按110kV母线相间故障有敏捷度整定：
Idz = Id.min/Klm
式中：Klm -- 敏捷系数，Klm≥1.3；
Id.min -- 110kV母线相间故障时流过本变中压侧最小相电流。
（3）与110kV出线相间距离保护I段(或II段)配合：
Idz = Kk×Kfz×I'dz
式中：Kk -- 可靠系数，Kk≥1.1；
Kfz -- 分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz -- 110kV出线相间距离保护I段(或II段)保护范畴末端故障流过110kV出线最大短路电流。
b. 动作时限1
与110kV出线相间距离保护I段(或II段)最长时间(Tmax.L)配合：
T1=Tmax.L+△t → 跳中压侧母联断路器
c. 动作时限2
与动作时限1配合：T2=T1+△t → 跳中压侧断路器
注：T2必要不大于变压器热稳定极限时间，对于有热稳定规定变压器普通规定T2≤2秒。若中压侧配备有母差保护，可不不大于2秒。
d. 动作时限3
与动作时限2配合：T3=T2+△t → 跳变压器各侧断路器
防城港电网220kV新兴变、竹坪变110kV母线均已装设母差保护，故主变中压侧该段保护暂退出不用。

5.3.2.2 复合电压闭锁过电流保护
a. 电流定值
按躲过变压器额定电流整定：
Idz = Kk×IN/Kfh
式中：Kk、IN、Kfh同5.3.2.1。
b. 动作时限4
与110kV出线相间距离保护最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T4=Tmax.L+△t → 跳中压侧母联断路器
c. 动作时限5
与动作时限4配合：T5=T4+△t → 跳中压侧断路器
d. 动作时限6
与动作时限5配合：T6=T5+△t → 跳变压器各侧断路器
5.3.2.3 复压过流复合电压闭锁元件
参见5.3.1.2条
5.3.2.4 零序方向过电流保护
a. 电流定值
（1）按110kV母线接地故障有敏捷度整定：
Idz = 3I0.min / Klm
式中：Klm -- 敏捷系数，Klm≥1.3；
3I0.min -- 110kV母线接地故障时流过本变中压侧最小零序电流。
（2）与110kV出线零序电流保护I段(或II段)配合：
Idz = Kk×Kfz×I'dz
式中：Kk -- 可靠系数，Kk=1.1；
Kfz -- 零序电流分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz -- 110kV出线零序电流保护I段(或II段)定值。
b. 动作时限1
与110kV出线零序电流保护I段(或II段)最长时间(Tmax.L)配合。如果110kV出线无零序电流保护I段(或II段)，则与出线接地距离II段最长动作时间(Tmax.L)配合。
T01= Tmax.L +△t → 跳中压侧母联断路器
c. 动作时限2
与动作时限1配合：T02=T01+△t → 跳中压侧断路器
d. 动作时限3
与动作时限2配合：T03=T02+△t → 跳变压器各侧断路器
5.3.2.5 零序过电流保护
a. 电流定值
与110kV出线零序电流保护最末段配合整定：
Idz = Kk×Kfz×I'dz
式中：Kk、Kfz -- 同5.3.2.4
I'dz -- 110kV出线零序电流保护最末段定值。
b. 动作时限4
与110kV出线零序电流保护最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T04=Tmax.L+△t → 跳中压侧母联断路器
c. 动作时限5
与动作时限4配合：T05=T04+△t → 跳中压侧断路器
d. 动作时限6
与动作时限5配合：T06=T05+△t → 跳变压器各侧断路器
5.3.2.6 间隙零序电流、零序电压保护
参见5.3.1.5条。
5.3.3 低压侧后备保护
复合电压闭锁方向过电流保护：由于低压侧无电源或为小电源，电流方向自然指向本侧母线(作为低压出线远后备)，因此方向元件可不用。保护为两段式，每一段带三个时限，第一时限跳开低压侧母联断路器，第二时限跳开低压侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
5.3.3.1 复合电压闭锁过电流保护I段
a. 电流定值
（1）按躲过变压器额定电流整定：
Idz = Kk×IN/Kfh
式中：Kk -- 可靠系数，1.2～1.3，取：1.2；
IN -- 变压器低压侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，0.85～0.95，取：0.9。
（2）按低压母线相间故障有敏捷度整定：
Idz = Id.min / Klm
式中：Klm -- 敏捷系数，Klm≥1.3；
Id.min -- 低压母线相间故障时流过本变低压侧最小相电流。
（3）与低压侧出线过流保护I段(或II段))配合：
Idz = Kk×Kfz×I'dz
式中：Kk -- 可靠系数，Kk=1.1；
Kfz -- 分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz -- 低压侧出线过流保护I段(或II段)定值。
b. 动作时限1
与低压侧出线过流保护I段(或II段)最长时间(Tmax.L)配合：
T1 =Tmax.L+△t → 跳低压侧母联断路器
c. 动作时限2
与动作时限1配合：T2=T1+△t → 跳低压侧断路器
注：T2必要不大于变压器热稳定极限时间，即：T2<2秒。若低压侧有电抗器时，T2可以不不大于2秒。
d. 动作时限3
与动作时限2配合：T3=T2+△t → 跳变压器各侧断路器
5.3.3.2 复合电压闭锁过电流保护II段
a. 电流定值
按躲过变压器额定电流整定：
Idz1 = Kk×IN /Kfh
式中：Kk、IN、Kfh 同5.3.3.1
b. 动作时限4
与低压侧出线过流保护最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T4=Tmax.L+△t → 跳低压侧母联断路器
c. 动作时限5
与动作时限4配合：T5=T4+△t → 跳低压侧断路器
d. 动作时限6
与动作时限5配合：T6=T5+△t → 跳变压器各侧断路器
5.3.3.3 复压过流复合电压闭锁元件
参见5.3.1.2条
5.3.4 变压器各侧过负荷保护
5.3.4.1 各侧过负荷电流定值
按躲变压器额定电流整定：
Idz = Kk×IN /Kfh　
式中：Kk -- 可靠系数，取：1.05；
IN -- 变压器各侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，0.85～0.95，取：0.9。
5.3.4.2 动作时限
按不不大于本侧相间故障后备保护最大动作时间整定(普通可大2个时间级差),普通延时(5～8)秒发信号。
5.3.5 变压器启动风冷保护
5.3.5.1 电流定值
过负荷起动风冷装置保护电流定值按变压器额定电流(0.65～0.75)倍整定。
5.3.5.2 动作时限
延时(5～10)s启动风冷装置。
5.3.6 变压器应配备闭锁有载调压保护
5.3.6.1 电流定值
整定原则同5.3.4.1
5.3.6.2 动作时限
T=0.5 秒　 →　闭锁有载调压
6 110kV变压器保护整定原则
6.1 110kV变压器采用一套差动保护作为主保护，差动保护动作后跳变压器各侧断路器。
6.2 高压侧后备保护作为变压器后备保护，方向应指向变压器；在降压变电站中，可取消方向。中（低）压侧后备作为本侧母线及本侧出线后备保护，方向应指向中压本侧母线；在降压变中，可取消方向。
6.2.1 高压侧后备保护
6.2.1.1 复合电压闭锁（方向）过流保护
a. 电流定值
（1）按躲过变压器额定电流整定：
Idz = Kk × IN /Kfh
式中：Kk -- 可靠系数，取1.3；
IN -- 为变压器高压侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，取0.85。
（2）校核对中、低压侧母线故障敏捷度。
b. 动作时限2：T2
与变压器中、低压侧复合电压闭锁过流保护最末段跳本侧断路器最长时间(Tmax.B)配合：
T2＝Tmax.B+△t →跳变压器各侧断路器
6.2.1.2 复压过流复合电压闭锁元件
为防止在变电站中、低压侧母线或出线发生三相故障时主变高压侧低电压元件敏捷度不够而无法开放过流保护，变压器高压侧复合电压取高、中、低三侧复合电压，并接成或关系，如无法实现则规定校核高压侧复合电压元件对主变中、低压侧母线敏捷度。
a. 低电压定值：
按躲过正常最低运营电压整定：
UL＝0.7 UN
式中：UN -- 二次额定线电压（100V）。
b. 负序电压定值：
按躲过正常运营时浮现最大不平衡电压整定：
U2＝（0.06～0.08）UN
式中：UN -- 二次额定相电压（57.7 V）或二次额定线电压（100 V）(依照实际装
置决定)。
6.2.1.3 变压器中性点零序过电流保护：不带方向
变压器中性点零序过电流保护作为110kV线路后备保护，一时限跳变压器各侧断路器，因普通状况下变压器均不投重叠闸，故计算时要特别注意防止该保护越级跳闸。
按两种状况考虑：
a. 110kV环网
(1) 电流定值
与本变电站110kV出线零序电流保护最末段配合（最末段不不不大于300A）整定：
Idz = Kk × Kfz× I'dz
式中：Kk -- 配合系数，Kk≥1.1；
Kfz -- 零序电流分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz -- 110kV出线零序电流保护最末段定值。
(2) 动作时限
与本变电站110kV出线零序电流保护最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T01=Tmax.L+△t → 跳变压器各侧断路器
b. 110kV系统接入方式为T接或桥接线
当110kV系统接入方式为T接或桥接线时，110kV变电站普通不配备110kV线路保护。
(1) 电流定值
与T接线路两侧变电站所有110kV出线零序电流保护最末段配合整定：
Idz = Kk × Kfz× I'dz

式中：Kk -- 配合系数，Kk≥1.1；
Kfz -- 零序电流分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz -- 所有相邻线路保护最末段定值。
(2) 动作时限
与T接线路两侧变电站所有110kV出线最末段最长时间(Tmax.L)配合：
T01=Tmax.L+△t → 跳变压器各侧断路器
6.2.1.4 间隙零序电流、零序电压保护
间隙零序电流、零序电压保护优先选用经不同步间元件出口原则。
无论间隙零序电流、零序电压保护是经不同步间元件出口还是同一时间元件出口，其零序电流、零序电压整定计算原则相似，只是时间元件整定有所不同。
a. 间隙零序电流定值
按间隙击穿时后足够敏捷度整定，保护一次普通整定为100安。则间隙零序电流(二次值)整定为：
3I0dz = 100 / Nct
式中：Nct –- 电流互感器变比。
b. 间隙零序电压定值
用于中性点经放电间隙接地零序过电压必要取自电压互感器开口三角电压，不能取保护装置自产3U0。
间隙零序电压定值普通整定为180 V。
c. 动作时限
（1）、如间隙零序电流、零序电压保护分别经不同步间元件出口时：
间隙零序过电流保护动作时间按与本变110kV侧出线接地距离Ⅱ段最长时限配合整定（若无接地距离保护，则与对本线末故障有足够敏捷度零序电流保护Ⅱ段（三段式）或Ⅲ段（四段式）配合整定），延时跳开变压器各侧断路器。
零序电压保护动作时间按0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。
（2）、如间隙零序电流、零序电压保护共用一种时间元件出口时，则动作时间按0.5秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。
间隙零序电流、间隙零序电压动作后分别起动时间回路。
a. 间隙零序电流定值
按间隙击穿时后足够敏捷度整定，保护一次普通整定为100安。则间隙零序电流(二次值)整定为：
3I0dz = 100 / Nct
式中：Nct –- 电流互感器变比。
b. 间隙零序电流动作时限：
与本变各侧零序过流保护最末段最长时限取相似。 → 跳变压器各侧断路器
c. 间隙零序电压定值
用于中性点经放电间隙接地零序过电压必要取自电压互感器开口三角电压，不能取保护装置自产3U0。
间隙零序电压定值普通整定为180 V。
d. 间隙零序电压动作时限：T=0.5秒 → 跳变压器各侧断路器
6.2.1.5 过负荷保护
过负荷电流定值按躲过变压器高压侧额定电流整定：
Idz = Kk × IN /Kfh
式中：Kk -- 可靠系数，取1.05；
IN -- 为变压器高压侧额定电流；
Kfh -- 返回系数，取0.9。
过负荷保护延时(5～8)s发信号。
6.2.1.6 过流闭锁有载调压保护
规程推荐过流闭锁有载调压保护电流定值按(1.2～1.5)倍变压器高压侧额定电流整定，建议按变压器过负荷电流定值整定(同6.2.1.5条)，延时0.5s闭锁有载调压。
6.2.1.7 过负荷起动风冷装置保护
过负荷起动风冷装置保护电流定值按(0.65～0.75)倍变压器高压侧额定电流整定，延时(5～10)s启动风冷装置。
6.2.2 中压侧后备保护
6.2.2.1 复合电压闭锁(方向)过电流保护：
方向指向母线，在降压变中建议将方向退出。
a. 电流定值
(1) 按变压器中压侧母线相间故障有敏捷度整定：
Idz = Id.min / Klm
式中：Id.min -- 变压器中压侧母线相间故障流过本侧最小短路电流；
Klm -- 敏捷系数：1.3～1.5
(2) 与中压侧出线过流保护I段(或II段)配合整定：
Idz = Kk × Kfz × I'dz
式中：Kk -- 配合系数，Kk≥1.1；
Kfz -- 分支系数，取各种运营方式最大值；
I'dz