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阶段式电流、电压保护装置及元件保护装置
整定计算
一． 电网故障情况的基本分析
电力系统正常运行时，由于绝缘下降、污闪、风偏、雷击等原因会造成各种短路故障，严重危及电力系统和电气设备的安全运行，必需尽快将故障设备从电力系统中切除。
继电保护和安全自动装置（以下简称保护装置）是保障电力系统和电气设备安全稳定运行的应急快速反应部队，在电力系统中具有特别重要的地位。
继电保护的主要作用就是在被保护的电气设备发生各种短路故障时将故障点快速隔离，在被保护的电气设备发生各种异常运行状态时，发告警信号通知运行人员尽快处理。自动装置的主要作用就是在电力系统发生各种稳定破坏事故时，尽快恢复电力系统安全稳定运行。
多年的运行实践证明，输电线路最常见的故障是各种类型的短路故障，如单相接地故障(约占90%). 两相接地故障(约占5%). 两相故障(约占2%). 三相故障(约占3%). 及少量的转换性故障。
二．短路计算的基本参数
A必需实测的参数主要包括：发电机，变压器，架空线路,电缆线路等。
1．1三相三柱式变压器的零序阻抗。
1．2 35KV及以上架空线路，电缆线路的阻抗。
1．3平行线之间的零序互感。
1. 4双回线路的同名相间和零序的差电流系数。
1. 5其它对继电保护影响较大的有关参数。
B基准参数
2. 1基准频率：50 HZ
2. 2基准容量：1000 MVA
2. 3基准电压：230 115 37 10.5 6.3 kV
三． 短路计算的基本假设
1.忽略发电机，变压器，110kV架空线路，电缆线路等阻抗参数的电阻部分，并假定旋转电机的正序电抗等于负序电抗，既X1=X2 。
2.发电机及调相机的正序电抗可采用t=0的初瞬态值Xd”的饱和值。
3.发电机电势可以假定均等于1（标幺值）且相位一致。
4.不考虑短路电流的衰减.
5.不考虑电容电流和负荷电流的影响。
6.不考虑故障点的相间电阻和接地电阻。
7.不考虑短路暂态电流中的非周期分量和高次谐波分量。
四． 继电保护整定基本原则
1.可靠性
2.选择性
3.灵敏性
4.速动性
如果由于电网运行方式,装置性能等原因,不能兼选择性,灵敏性和速动性的要求,则应在整定时按照如下原则进行取舍：
a 地区电网服从主系统电网
b 下一级电网服从上一级电网
c 局部问题自行消化
d 尽可能照顾地区电网和下一级电网的需要
e 保重要用户供电
五． 阶段式电流、电压保护的整定原则
1． 电流、电压保护的构成原理及使用范围
电流、电压保护装置是反应相间短路基本特征（既反映电流突然增大，母线电压突然降低），并接于全电流、全电压的相间保护装置。整套电流、电压保护装置一般由瞬时段、定时段组成，构成三段式保护阶梯特性。
三段式电流、电压保护一般用于110kV及以下电压等级的单电源出线上，对于双电源辐射线可以加方向元件组成带方向的各段保护。三段式保护的Ⅰ、Ⅱ段为主保护，第Ⅲ段为后备保护段。Ⅰ段一般不带时限，称瞬时电流速断，或瞬时电流闭锁电压速断，其动作时间是保护装置固有的动作时间。Ⅱ段带较小延时，一般称为延时电流速断或延时电流闭锁电压速断。Ⅲ段称为定时限过电流保护，带较长时限。对于6—10KV线路一般采用两段式保护。两段式保护的第一段为主保护段，第二段为后备保护段。
电流、电压保护简单可靠，有一定反映弧光电阻的能力，因此，当保护性能满足要求基本要求时，应优先采用。
2． 对电流、电压保护装置的的基本要求及整定计算考虑原则
2.1 保护区及灵敏度
保护装置第Ⅰ段，要求无时限动作，保护区不小于线路全长的20%。
第Ⅱ段电流定值在本线路末端故障时灵敏度满足：
a 对 50km 以上的线路不小于1．3
b 对20～ 50km 的线路不小于1．4
c 对 20km 以下的线路不小于1．5
第Ⅲ段电流定值在本线路末端故障时要求灵敏系数不小于1.5，在相邻线路末端故障时，力争灵敏系数不小于1.2。
2.2 定值配合及动作时间
保护定值的配合包括电流、电压元件定值的配合及动作时间的配合。电流、电压元件定值由可靠系数保证，动作时间定值由时间级差保证。
保护装置第Ⅰ段一般只保护本线的一部分，不与相邻线配合。
第Ⅱ段一般与相邻线路第Ⅰ段配合，当灵敏度不足时，可与相邻线路第Ⅱ段配合。
第Ⅲ段与相邻线路（或变压器）第Ⅲ段（或后备段）配合，当灵敏度足够时，为了降低Ⅲ段动作时间，也可与相邻线路第Ⅱ段配合整定。
2.3 计算用运行方式及短路电流
保护定值计算，灵敏度校验及运行方式选择，均采用实际可能的最大、最小（最不利）的方式及一般故障类型，不考虑特殊方式及双重的复杂故障类型，对于无时限动作或远离电厂的保护，整定计算是不考虑短路电流衰减。
2.4 系统振荡及发电机自启动
电流、电压保护装在双电源线路上，一般用整定值躲开振荡影响，而不设振荡闭锁装置，以便简化保护。对于振荡中心附近的母线单电源出线，当系统振荡可能拒动时，应设低电压保护装置，以保证线路故障可靠切除。对应电动机自启动可能造成后备保护误动时，应从定值上躲开或加低电压闭锁，以防止误动。
六． 元件保护整定计算原则
变压器在电力系统中应用非常普遍，占有很重要的地位。因此提高变压器工作的可靠性，对于保证电力系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。
现代生产的变压器，在构造上是比较可靠的，故障机会较少。但在实际运行中，还要考虑发生各种故障和异常工作情况的可能性，因此必须根据变压器的容量和重要程度装设专用的保护装置。
变压器的故障可分为本体故障和引出线故障两种。本体故障主要是：相间短路、绕组的匝间短路和单相接地短路。发生本体故障是很危险的。因为短路电流产生的电弧不仅会破坏绕组的绝缘，烧毁铁芯，而且由于绝缘材料和变压器油受热分解而产生大量的气体，还可能引起变压器油箱的爆炸。变压器的引出线故障主要是：引出线上绝缘套管的故障，这种故障可能导致引出线的相间或接地短路。
变压器的异常工作情况主要是：由于外部短路和过负荷引起的过电流，过电压，过激磁及其他异常工作情况（油面降低，油温升高，冷控失电以及冷却器全停等）
变压器的保护配置
a. 防御变压器内部（本体和引出线）的多相短路,大接地系统单相接地短路以及绕组匝间短路的差动保护。
b. 防御相间短路的相间后备保护（复合电压闭锁过流）
c. 防御大接地系统变压器中性点过电压的间隙保护。
d. 防御大接地系统接地短路的零序电流保护。
e. 防御变压器过负荷的过负荷保护。
f. 变压器的非电量保护。
1. LCD-11型差动保护整定计算基本要求及整定计算考虑原则
1.1根据基建或运行单位提供的变压器名牌参数和CT变比和CT接线方式计算变压器各侧二次额定电流（归算至最大容量Sbe）：
变压器各侧主接线： Yo/Y/Δ-11
变压器各侧CT接线： Δ/Δ/ Y-11
IeⅠ=Sbe/√3UeⅠ 高压侧一次电流
IeⅡ=Sbe/√3UeⅡ 中压侧一次电流
IeⅢ=Sbe/√3UeⅢ 低压侧一次电流
ieⅠ=√3IeⅠ/NⅠ 高压侧二次电流
ieⅡ=√3IeⅡ/NⅡ 中压侧二次电流
ieⅢ= IeⅢ/NⅢ 低压侧二次电流
1.2根据变压器各侧二次额定电流设置变流器并选择变流器的抽头位置。
一般情况下应在变压器各侧对称设置变流器，原因在于LCD型差动保护动作参数均按额定电流（ 5A 或 1A ）设置，如偏离额定电流差动保护动作特性将发生变化。另外，如变流器不对称设置，在外部故障时，各回路暂态响应差异较大，不利于差动保护的安全运行。
1．2．1变压器各侧对称设置变流器时，可直接按变压器各侧二次额定电流选择变流器的抽头位置。
ieⅠ/5
ieⅡ/5
ieⅢ/5
1．2．2变压器各侧不对称设置变流器时，以不设变流器的那一侧作基本侧（一般以二次额定电流最接近 5A 的一侧作基本侧），选择变流器的抽头位置，将非基本侧二次额定电流变成基本侧二次额定电流。
假设Ⅰ侧为基本侧,Ⅱ、Ⅲ侧为非基本侧
Ⅱ侧变流器的计算抽头位置 NⅡ/5=ieⅡ/ieⅠ
Ⅲ侧变流器的计算抽头位置 NⅢ/5=ieⅢ/ieⅠ
需要说明，变流器的计算抽头仅供参考，应以现场试验抽头为准。
1. 2. 3 最小动作电流Idzo
最小动作电流Idzo要躲过正常运行的最大不平衡电流：
Idzo=1.3(0.1+ΔUⅠ+ΔUⅡ+ΔfⅠ+ΔfⅡ) Iej
一般情况下 Idzo =（0.3―0.5）Iej
1．2．4最小制动电流Izdo
最小制动电流Izdo一般取额定电流Ie
1．2．5基波电流比例制动系数Kb1
Kb1等于正常运行的最大不平衡电流除以二次额定电流Iej:
Kb1=Ibp/Iej=1.3(0.1+ΔUⅠ+ΔUⅡ+ΔfⅠ+ΔfⅡ)
一般情况下 Kb1=0.3―0.5
1．2．6二次谐波制动系数Kb2一般在装置内部固定。
Kb2=0.15―0.2
1．2．7差动速断保护
差动速断定值可按躲过空载变压器突然合闸时可能出现的最大励磁涌流整定，
中小型变压器可整定较大的倍数，如8―12倍
大型变压器可整定较小的倍数， 如4―8 倍
2. 变压器复合电压闭锁过流保护整定计算
复合电压闭锁过流保护可作为变压器内外部各种故障的后备保护，主要由复合电压元件，过流元件及时间元件等构成。
2．1相间低电压定值U1应躲过正常运行的最地运行电压。
U1=0.7Ue=70 V
2．2负序电压定值U2应躲过正常运行的最大不平衡电压。
U2=0.07Ue=7 V
2．3过电流定值Idz应躲过正常运行的最大负荷电流。
Idz=1.41Ibe
电流元件的灵敏度校验：
近后备灵敏度Klmj=1.5―2.0
远后备灵敏度Klmy≥1.2
2．4时间定值Tdz
2．4．1变压器中低压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧出线的时间定值Tdz相配合，
2．4．2变压器高压侧的时间定值Tdz应考虑与中低压侧的时间定值Tdz相配合，
2．5复合电压元件的配置要求
为了解决复合电压元件灵敏度不够的问题，要求变压器各侧复合电压元件或门闭锁各侧电流元件，并应注意PT失压的问题。
七． 阶段式电流、电压保护及元件保护整定计算算例
例题：以坎榆线及榆树沟变电站的整定计算为例[35kV坎榆线坎侧为电磁型保护，榆树沟变电站主变、10kV出线及电容器组为微机保护。型号(DF3233、DF3231B)\ DF3222\DF3260]
已知条件：110kV坎尔孜变电站35kV母线系统综合阻抗为4.303/10.879；35kV坎榆线导线型号LGJ-95，主干线长 18.87kM ，CT变比300/5， PMAX=8000kW；35kV榆树沟变电站10kV榆畦上线导线型号LGJ-50，主干线长 8.4kM ，CT变比150/5，PMAX=1800kW；10kV电容器组容量1110kVar，CT变比75/5。
1#主变参数 2#主变参数
SL7-3150kVA/35 SL7-6300kVA/35
UK%=6.79% UK%=7.50%
Ie=51.96/ 173.2A Ie=103.93/ 346.42A
CT变比：高压侧 低压侧 CT变比：高压侧 低压侧
差动 150/5 200/5 差动 150/5 400/5
后备 150/5 200/5 后备 150/5 400/5
步骤1：先进行相关参数的计算
35kV坎榆线ZL* = 0.3709×18.87 = 7.00
10kV榆畦上线ZL* = 6.6178×8.4 = 55.60
XT1* = （6.79/100）×（1000/3.15） = 21.56
XT1* = （7.50/100）×（1000/6.3） = 11.91
XT1*//XT2* = （21.56×11.91）/（21.56 + 11.91）= 7.67
步骤2：考虑运行方式进行35kV榆树沟变电站母线系统综合阻抗的归算
110kV坎尔孜变电站35kV母线系统综合阻抗为 Z MIN*/Z MAX*=4.303/10.879
则35kV榆树沟变电站35kV母线系统综合阻抗为
Z MIN* 4.303 + 7.00 =11.30
Z MAX* 10.879+ 7.00 =17.879
则35kV榆树沟变电站10kV母线系统综合阻抗为
Z MIN* 11.303 + 7.67 =18.973
Z MAX* 17.879+ 21.56 =39.439
步骤3：进行35kV坎榆线坎侧定值计算
1.短路电流计算
大方式下三相短路短路电流
IdMAX3 =（SJ/√3×UJ）/（Z MIN*+ZL*）
=（1000/√3×37）/（4.303+7.00）= 1381A
小方式下两相短路短路电流
IdMIN2 =√3/2×（SJ/√3×UJ）/（Z MAX*+ZL*）
=√3/2×（1000/√3×37）/（10.879+7.00）= 756A
2.速断电流定值计算（按躲过线末母线故障整定）
IdzⅠ = KK×IdMAX3 = 1.3×1381= 1795A /0S
KK-可靠系数
2.1校验保护范围
三相短路最小保护区
Lb MAX3 = 0.7692-（KF-0.7692）/KC = 0.7692-（2.53-0.7692）/1.63=-31%
两相短路最小保护区
Lb MIN2 = 0.6670-（KF-0.6670）/KC = 0.6670-（2.53-0.6670）/1.63=-48%<20%
KF-方式系数 KF= Z MAX*/ Z MIN* = 10.879/4.303 = 2.53
KC-长度系数 KC= ZL*/ Z MIN* = 7/4.303 = 1.63
3.由于用电流速断保护保护范围不满足要求，改用电流闭锁电压速断保护进行计算。（按保证线末故障灵敏度整定）
IdzⅠ = IdMIN2/KLM=756/1.5= 504A /0S
UdzⅠ = √3×UJ/（UN/0.1）×ZL*/ KK（Z MAX*+ZL*）
= √3×37/（35/0.1）×7/1.3×（10.879+7.00）=55V/0S
3.1校验保护范围
Lb MAX = 1/（1.3+0.3×ZL*/ Z MAX*）= 1/（1.3+0.3 ×7/10.879）=67%
Lb MIN = 1/（1.3KF+0.3×ZL*/ ZMIN*）= 1/（1.3×2.53+0.3×7/4.303）=26.5%>20%
4.过电流定值计算（按躲开本线路最大负荷电流整定）
IdzⅢ =（ KK×Kzqd/ KF ）×Ifhmax
=(1.2×1.3/0.85)×8000/（√3×37×0.85×0.95） = 284A /0.7S
4.1校验灵敏度
KLM = IdMIN2/ IdzⅢ = 756/284 = 2.6 > 1.5
取35kV坎榆线坎侧定值
IdzⅠ = 504A TⅠ=0S （一次值）
UdzⅠ =55V TⅠ=0S
IdzⅢ = 284A TⅢ=0.7S（一次值）
TCH投入 T =1.0S
步骤4：进行35kV榆树沟变电站1#及2#配变的定值计算
变压器各侧主接线： Y/Δ-11
变压器各侧CT接线： Y/Y- 11
1#配变高压侧一次电流Ieh=Sbe/√3Ueh = 3150/√3×35 = 51.96A
1#配变低压侧一次电流Iel=Sbe/√3Uel = 3150/√3×10.5 = 173.2A
1#配变高压侧二次电流ieh= Ieh/Nh = 51.96/（150/5）= 1.732A
1#配变低压侧二次电流iel= Iel/Nl = 173.2/（200/5）= 4.33A
2#配变高压侧一次电流Ieh=Sbe/√3Ueh = 6300/√3×35 = 103.93A
2#配变低压侧一次电流Iel=Sbe/√3Uel = 6300/√3×10.5 = 346.42A
2#配变高压侧二次电流ieh= Ieh/Nh = 103.93/（150/5）= 3.46A
2#配变低压侧二次电流iel= Iel/Nl = 346.42/（400/5）= 4.33A
1.主保护定值
1.1 差动速断保护（按躲过空载变压器突然合闸时可能出现的最大励磁涌流整定）
ISD1 = KK×Ie = 7×√3×1.732 = 21A
ISD2 = KK×Ie = 7×√3×3.46 = 42A
1.2 差动动作电流（躲过正常运行的最大不平衡电流）
ICD1 =（0.25―0.5）Ie = 0.4×√3×1.732 = 1.2A
ICD2 =（0.25―0.5）Ie = 0.4×√3×3.46 = 2.4A
1.3 拐点制动电流（一般取额定电流Ie）
IGD1 = Ie = √3×1.732 = 3.0A
IGD2 = Ie = √3×3.46 = 6.0A
1.4 基波电流比例制动系数
KBI=0.4
1.5 二次谐波制动系数
KXB=0.2
2. 35kV侧后备保护
2.1电流速断保护
2.1.1 电流速断保护（按躲变压器空投时的励磁涌流整定）
Idz1Ⅰ = KK×Ie = 5×1.732 = 8.66A /0S
Idz2Ⅰ = KK×Ie = 5×3.46 = 17.3 A /0S
2.1.2 电流速断保护（按躲过变压器外部故障时流过变压器的最大短路电流整定）
Idz1Ⅰ = KK×IdMAX3 / Nh = （1.4×15605/18.973）/（150/5）= 38.4A /0S
Idz2Ⅰ = KK×Id MAX3 / Nh = （1.4×15605/18.973）/（150/5）= 38.4A /0S
校验灵敏度
K= IdMIN2/ Idz1Ⅰ=（√3/2×15605×1/17.879）/（1.4×15605/18.973）=0.65<2
2.1.3 电流速断保护（按有2倍灵敏度整定）
Idz1Ⅰ = （IdMIN2/2）/Nh = [（√3/2×15605×1/17.879）/2 ]/（150/5）= 12.6A /0S
Idz2Ⅰ = （IdMIN2/2）/Nh = [（√3/2×15605×1/17.879）/2 ]/（150/5）= 12.6A /0S
2．2 复合电压闭锁过流保护
2.2.1 相间低电压定值U1应躲过正常运行的最地运行电压
U1=0.7Ue=70V
2.2.2 负序电压定值U2应躲过正常运行的最大不平衡电压
U2=0.07Ue=7V
2.2.3 过电流定值IdzⅢ应躲过正常运行的最大负荷电流
Idz1Ⅲ= （KK/ KF ）Ie = （1.2/0.85）×1.732= 2.44A /0.5S
Idz2Ⅲ= （KK/ KF ）Ie = （1.2/0.85）×3.46= 4.88A /0.5S
2．3 过负荷保护（仅作用于发信）
IFH1 =（KK/ KF）×Ie = （1.05/0.85）×1.732 = 2.14A /9S
IFH2 =（KK/ KF）×Ie = （1.05/0.85）×3.46 = 4.27A /9S
3． 10kV侧后备保护
3.1复合电压闭锁过流保护
3.1.1 相间低电压定值U1应躲过正常运行的最地运行电压
U1=0.7Ue=70V
3.1.2 负序电压定值U2应躲过正常运行的最大不平衡电压
U2=0.07Ue=7V
3.1.3 过电流定值IdzⅢ应躲过正常运行的最大负荷电流
Idz1Ⅲ= （KK/ KF ）Ie = （1.2/0.85）×4.33= 6.10A /0.4S
Idz2Ⅲ= （KK/ KF ）Ie = （1.2/0.85）×4.33= 6.10A /0.4S
3.2 过负荷保护（仅作用于发信）
IFH1 =（KK/ KF）×Ie = （1.05/0.85）×4.33 = 5.35A /9S
IFH2 =（KK/ KF）×Ie = （1.05/0.85）×4.33 = 5.35A /9S
注：其它功能定值及控制字整定方法详见说明书考虑整定
步骤5：进行10kV榆畦上线榆侧定值计算
1．短路电流计算
大方式下三相短路短路电流
IdMAX3 =（SJ/√3×UJ）/（ZMIN*+ZL*）
=（1000/√3×10.5）/（18.973+55.6）= 737A
小方式下两相短路短路电流
IdMIN2 =√3/2×（SJ/√3×UJ）/（Z MAX *+ZL*）
=√3/2×（1000/√3×10.5）/（39.439+55.6）= 501A
2．速断电流定值计算（按躲过线末母线故障整定）
IdzⅠ = KK×IdMAX3 = 1.3×737= 958A /0S
KK-可靠系数
2.1校验保护范围
三相短路最小保护区
Lb MAX3 = 0.7692-（KF-0.7692）/KC = 0.7692-（2.08-0.7692）/2.93=33%
两相短路最小保护区
Lb MIN2 = 0.6670-（KF-0.6670）/KC = 0.6670-（2.08-0.6670）/2.93=18%<20%
KF-方式系数 KF= Z MAX*/ Z MIN* = 39.439/18.973 = 2.08
KC-长度系数 KC= ZL*/ Z MIN* = 55.6/18.973 = 2.93
3．由于用电流速断保护保护范围不满足要求，改用电流闭锁电压速断保护进行计算。（按保证线末故障灵敏度整定）
IdzⅠ = IdMIN2/KLM=501/1.5= 344A /0S
UdzⅠ = √3×UJ/（UN/0.1）×ZL*/ KK（Z MAX*+ZL*）
= √3×10.5/（10/0.1）×55.6/1.3×（39.439+55.6）=83V/0S
3.1校验保护范围
Lb MAX = 1/（1.3+0.3×ZL*/ Z MAX*）= 1/（1.3+0.3 ×55.6/39.439）=52%
Lb MIN = 1/（1.3KF+0.3×ZL*/ Z MIN*）= 1/（1.3×2.08+0.3×55.6/18.973）=28%>20%
4．过电流定值计算（按躲开本线路最大负荷电流整定）
IdzⅢ =（ KK×Kzqd/ KF ）×Ifhmax
=(1.2×1.3/0.85)×1800/√3×10.5×0.85×0.95 = 173A /0.3S
4.1校验灵敏度
KLM = IdMIN2/ IdzⅢ = 501/173 = 2.9 > 1.5
取10kV榆畦上线榆侧定值
IdzⅠ = 344A TⅠ=0S （一次值）
UdzⅠ =83V TⅠ=0S
IdzⅢ = 173A TⅢ=0.3S（一次值）
TCH投入 T =1.0S
步骤6：进行10kV电容器组定值计算
Ie= Se/√3×UN = 1110/√3×11 = 58.3A
1．限时速断电流定值计算（按躲电容器组充电电流整定）
IdzⅠ =KK×Iec
=5×58.3= 292A /0.2S（一次值）
2．过电流定值计算（按躲电容器组额定电流整定）
IdzⅢ = （KK×KBW×KJX/KF）×Iec
=（1.25×1.25×1/0.8）×58.3 = 114A /0.5S（一次值）
KK-可靠系数
KBW-波纹系数
KJX-接线系数
KF-返回系数
3．过电压保护
UH=1.15Ue=115V/1.0S
4． 欠电压保护
UL=0.6Ue=60V/0.7S
八． 继电保护整定计算方案的编制
继电保护整定计算方案的内容介绍
1．年度继电保护方案包括的内容
原水电部颁布的《继电保护及安全自动装置运行管理规程》，对继电保护整定方案的内容提出了详细规范。《继电保护及安全自动装置运行管理规程》规定，整定方案的主要内容应包括：
A 整定方案对系统近期发展的考虑。
B 各种保护装置的整定原则以及为防止系统瓦解、全厂停电或保证重点用户用电作
特殊考虑的整定原则。
C 整定计算表及定值表和整定允许的最大电流或有功、无功负荷曲线。
D 变压器中性点接地点的安排。
E 正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项。
F 系统主接线图、正序及零序阻抗参数图、继电保护配置及定值图。
G 系统运行、保护配置及整定方面遗留的问题和改进意见。
H 整定方案编制后，在本保护部门内应经专人分部进行全面校核，集体讨论，然后经有关调度(值长)运行、生技、安监等部门讨论，由相应的网局、省局或基层局、厂总工程师批准后实施。
整定计算原始底稿需整理成册，妥善保管，以便日常运行或事故处理时查对。
2． 继电保护整定计算方案的编制过程
2.1 方案编制依据
2.1.1 电网正常运行方式
在此章节中，将依据运行方式部门编制的正常运行方式作为继电保护方案的依据，首先要交代本次方案与前一次方案在一次系统方面的变化，如：新投运的线路、变电站、机组以及网架的变化等（包括退役的线路、变电站以及机组）。
2.1.2 电网正常断开点
以表格的形式给出一张系统正常断开点的表格，直观地表述一次系统在正常方式下的断开点位置。
2.1.3 大电流接地系统主变中性点接地方式安排
这一部分非常重要，中性点的选择、布置以及变化对整定计算的影响很大。
我们一般也必须提供一张表格，来描述电网大电流接地系统主变中性点接地方式安排。对于中性点有变化的地方（包括一些中性点的配置原则）需要着重说明。对中性点没有变化的厂站也必须在表中详细列出。
2.2 短路电流计算
2.2.1 电源运行方式安排
这一部分主要根据运行方式部门提供的冬夏季典型最大最小开机方式来确定，需要着重说明的是：对于界口的地网部分的接口阻抗，在这一部分中详细列出。
2.2.2 检修方式安排
检修方式安排分三类：第一类：运行方式部门提出的方式，我们在计算中必须考虑的；第二类：运行方式部门提出的检修方式，虽然与短路电流计算无关，但是我们在计算中也必须考虑的；第三类：运行方式部门提出的检修方式，属于不常见方式，基本上是作为事故处理供调度人员参考的，这一类方式我们在计算中仅仅作为校核考虑、如果发现问题进行说明即可。
检修方式的安排，反映出规程以及电网安全运行对继电保护的要求：保护的配置主要考虑常见方式下的简单单一故障。我们不能为了几种极为特殊的运行方式，而使得我们的整定计算结果不能够满足正常方式下的运行需要，那样做就舍本逐末了。
2.3 保护的整定原则
2.3.1 一般整定原则
包括线路保护、元件保护以及线路保护与元件保护之间的配置原则
2.3.2 特殊整定原则
需要在整定计算中使用的特殊的整定原则，不一定带有普遍性，适用于局部或
者是特定的方式下。甚至带有一定的取舍。
2.4 保护整定结果
2.4.1 关于动作时间
以表格的形式给出保全线有灵敏度的保护段、后备段最长动作时间。包括线路以及元件保护。
2.4.2 关于继电保护定值配置图
电流、电压保护动作时间配置图（包括元件以及线路保护）
正序阻抗图
电流、电压保护配置图。
2.4.3 关于灵敏系数不满足要求的说明
以表格的形式给出全网过流Ⅲ段灵敏系数不满足要求的保护。
2.5 需要特别说明的问题
2.5.1 不配合的保护：在何种方式下、何种原因导致不配合，可能造成的后果。
2.5.2 无选择的保护：在何种方式下考虑无选择以及可能造成的后果。如单线带
双变的线变组方式等。
2.5.3 虽进行了配合、取舍但是仍然无法解决的，甚至是原理性的缺陷。
2.6 运行注意事项
2.6.1 通用运行注意事项：在该年度继电保护方案中，继电保护运行应当遵循的基
本原则。如：某些保护需要退出运行；此项必须具有很强的可操作性，指导调度员
实际操作。
2.6.2 特殊运行注意事项：由于整定计算的考虑，对某些保护采取的切换、投入以
及停用原则。如：充电保护的使用等。
2.7 保护完善化要求
根据运行的需要以及整定计算的结论，需要对电网保护进行完善和改进的说
明：如保护技改换型要求，二次回路完善化的要求等。
2.8 继电保护方案的编制、校核以及审批、发行
这是继电保护方案发行的手续要求，在方案编制后，需要在科（组）内进行讨论，然后交县调（电厂生技部门）进行审核，然后组织集体讨论，经有关调度(值长)运行、生技、安监等部门讨论，由相应的县市公司总工程师批准后实施。 根据ISO9001的要求，必须为亲笔签名。
2.9 有关图纸
除了继电保护配置图以外，还应在继电保护整定方案中提供系统的正序阻抗图。
2.10 编制方案中的常见问题
2.10.1 计算、校核不分岗
2.10.2 缺项：运行注意事项不够清晰，备案的内容不完整等等。
2.10.3 整定方案不能及时修订。
九． 定值单、回执单及其管理
1. 定值单管理
1.1 定值单的编制
凡整定计算部发出的定值通知单，需先经计算人认真计算，校核人仔细校对，并将存在问题交科内统一讨论，确定最佳方案后，计算人方可打印定值通知单，经校核人再校对后，最后交审核人认可盖章后下发。
1.2 定值单发放数量及标准
1.2.1 继电保护及安全自动装置定值,应以整定通知单书面形式下发,生产运行设备定值单一式四份：分别发给调度、继电保护班组、继电保护归口管理部门并自存一份。
1.2.2 对新投设备：工程建设单位提供必备的图纸后,首先提供保护调试定值二份：施工单位一份,自存一份。待一次设备实测参数提供后,对定值复算,送电前给出正式通知单一式五份：给调度一份,工程建设单位三份(其中二份移交生产单位),自存一份。
1.3定值单的下发
整定计算部门内部专设发行人，负责对所有的文件、定值通知单的对外发行，下发定值单之前需要先进行登记，然后下发。
按规程规定，定值单是定值更改的书面依据，除调度部门外，其他单位应在接到通知后，派专人或指定人员代领。特殊方式下需立即改变保护定值时，可由电话或传真传送定值，但事后各单位应在规定日内派专人或指定人员代领正式定值单。
逾期未领取的单位，整定计算部门由专人填写“定值单催领表”，同时抄送运行单位安监部门。
发行人必须在发文本上登记日期、文、通知单的内容简介、双方签字，对于通知单要收集回执，整理并与通知单核对后汇总问题备案。
1.4定值单作废程序
根据运行要求、方案调整、保护变更或装置换型，现行定值单无效，经计算人，校核人认可，相关领导同意后，由计算人在无效的定值单上加盖”作废”公章。并注明替代定值单编号，作废原因。
1.5定值单实施
现场保护装置整定值的更改,应按定值通知单的要求进行,并按规定日期完成。如定值要随系统运行方式的变化更改时,必须在定值通知单中注明。
1.6定值单的计算机管理
2．回执单的管理
2.1回执单的回收
2.1.1 定值通知单必须回执。现场继电保护部门在定值更改后,将更改定值情况详细填写在回执单中,并经有关继电保护管理部门审核后盖章，返回继电保护整定计算部门,以便掌握更改情况以及核对有关参数。调度部门应将与现场运行人员定值核对情况填写在回执单中,经有关领导审定后，盖章返回继电保护整定计算部门,以便掌握运行情况。
2.1.2 新投设备继电保护定值回执应在设备送电前,由工程建设单位将回执返回整定计算部门。
2.2 回执时间
2.2.1 现场的回执单在定值更改后72小时内返回整定计算部门；
2.2.2 定值回执单是准东电网发展过程中的必然要求，随着电网的不断发展，必将依靠科技进步，彻底解决目前的报送、复核的问题。
2.3 回执单管理
2.3.1 登记与统计
回执单经现场报送后，应由整定计算部门专人接收，对不合格回执单须做退回处理，责令重新填报。合格回执单在专用记录本上进行登记，每月整理未填报的回执单并填写回执单催报表下发各单位，同时抄送各单位安监部门。
2.3.2 核对与反馈
由各计算人及校核人进行回执单核对，发现问题及时与运行单位联系（如必要可以书面形式正式反馈），同时报相关领导。回执单核对无误后，由专人加盖“已回执”章，同时注明回执时间。
在回执单收回后，三日内须完成核对工作。
2.4 回执单的计算机管理
3． 定值、回执单格式要求
3.1定值单格式
3.1.1 标题、编号、发行日期
3.1.2 受令单位、设备地址、设备名称、更该期限
3.1.3 内容
l 保护CT变比
l 保护型号
l 微机保护软件版本
l 保护定值
3.1.4 备注
如作废说明、二次回路注意事项说明、所取代的定值通知单号,要求投入的保护应该给定定值,不投的保护应有注明,对所有设计要装的电气保护均应作出明确交待等。
3.1.5 计算、校核人签字、加盖公章
手写签名，原则上不得代替。经审定无误后，加盖公章。
3.2回执单格式
3.2.1 标题、编号、发行日期
3.2.2 受令单位、设备地址、设备名称、实际更该期限、当值调度姓名
3.2.3 内容
l 保护CT变比
l 保护型号
l 微机保护软件版本
l 保护定值（微机保护必须使用打印清单粘贴、常规保护填写试验记录）
3.2.4 备注
在核对及更改定值过程中，与定值单不符的内容。
3.2.5 整定、校核、审核人签字、单位盖章。
定值回执单采取三级审核，班组、分厂（专业、工区）以及本单位继电保护管理部门，最后需要加盖保护管理部门的公章。
3.2.6 回执单常见问题
l 延误报送
l 缺项
l 格式随意
l 缺漏签字、盖章 | 
