1、 Q/GDW07 冀 北 电 力 公 司 企 业 标 准 Q/GDW07 009201220604 继电保护定值整定及定值管理标准 2012 -08 - 27发布 2012-08 - 27实施冀北电力有限公司 发 布Q/GDW07 009-201220604 I 目 次 前言 II 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 3.1 定值单 1 3.2 整定方案 1 4 职责 1 4.1 调度部门 1 4.2 基建、运维检修部门 2 4.3 调度管辖范围内厂站的运行维护单位 2 5 管理活动的内容与方法 2 5.1 继电保护定值整定原则 2 5.2 继电保护定值整定分级范围 3
2、5.3 整定资料收集 3 5.4 继电保护定值整定流程 4 5.5 继电保护定值单流转流程 5 5.6 继电保护定值单的管理 7 5.7 整定方案的编制原则 7 5.8 整定方案的编制依据 8 5.9 整定方案的内容 8 5.10 年度继电保护运行整定方案及其规定的制定 . 8 6 检查与考核 8 7 报告与记录 9 附录A（规范性附录） 流程图 . 10 附录B（规范性附录） 表格样式 . 11 附录C（资料性附录） 整定算稿 . 13 Q/GDW07 009-201220604 II 前 言 本标准是按照Q/GDW07 001-2012 冀北电力有限公司标准编写规范给出的规则起草。 本标准
3、由冀北电力有限公司电力调度控制中心提出。 本标准由冀北电力有限公司电力调度控制中心归口。 本标准起草部门（单位）：冀北电力有限公司电力调度控制中心。 本标准主要起草人：徐彭亮、刘蔚、高旭、庄博、胡卫东、杜丽艳。 本标准审核人：梁吉。 本标准批准人：张旭升。 本标准2012年8月首次发布。 Q/GDW07 009-201220604 1 继电保护运行整定及定值管理标准 1 范围 本标准规定了冀北电力有限公司继电保护定值整定及定值管理的职责、管理活动的内容与方法、检查与考核、报告与记录等要求。 本标准适用于冀北电力有限公司继电保护定值整定及定值管理。冀北电力有限公司所属各单位、各并网发电厂应熟悉和
4、遵守本标准。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 DL/T559-2007 220750kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T584-2007 3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T587-2007 微机继电保护装置运行管理规程 Q/GDW 422-2010 国家电网继电保护整定计算技术规范 Q/GDW07 0052012-10404 冀北电网继电保护装置运行整定规范 3
5、 术语和定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 定值单 变电站运行设备的继电保护装置，均应有正确、有效的“继电保护及安自装置定值通知单”，简称“定值单”。 3.2 整定方案 根据保护配置和定值整定范围，记录各种保护的整定原则，规定正常、检修和特殊方式下有关调度运行的注意事项，提出存在的问题、原因及对策所编制的方案。 4 职责 4.1 调度部门 4.1.1 继电保护专业负责设备参数及工程资料的收集工作。 4.1.2 继电保护专业负责继电保护定值整定流程，负责定值单流转流程中的编制、校核、审核（可选）、批准、发送及归档等管理工作。 Q/GDW07 009-201220604 2 4.1.3 继
6、电保护专业负责管辖范围内继电保护装置的运行管理工作，制定调度管辖范围内年度继电保护整定方案及其规定。 4.1.4 继电保护专业负责组织运行维护单位对维护范围内继电保护设备进行定值执行工作。 4.1.5 继电保护专业负责对并网发电厂的继电保护定值管理工作进行检查和监督。 4.1.6 调度控制运行专业负责与现场核对并执行定值单，填写定值单核对执行情况。 4.1.7 系统运行专业负责向继电保护专业提供重合闸、线路最大负荷等定值要求。 4.2 基建、运维检修部门 4.2.1 负责向调控中心继电保护专业提供新建、扩建、改建、技改等输变电工程投产确切日期，提供有关资料。 4.2.2 负责组织设备参数实测并
7、向调控中心继电保护专业提供实测参数报告和相关资料。 4.2.3 组织协调工程施工单位执行调控中心下发的定值单。 4.3 调度管辖范围内厂站的运行维护单位 4.3.1 检修（分）公司 4.3.1.1 负责执行调控中心下发的整定定值单。 4.3.1.2 负责接收定值单，按时完成现场装置定值的整定工作，履行定值单执行手续，填报定值单回执。 4.3.2 并网电厂（高压用户） 4.3.2.1 负责向调控中心继电保护专业提供新建、扩建、改建、技改等输变电工程投产确切日期，提供有关资料。 4.3.2.2 负责组织设备参数实测并向调控中心继电保护专业提供实测参数报告和相关资料。 4.3.2.3 负责接收定值单
8、，按时完成现场装置定值的整定工作，履行定值单执行手续，填报定值单回执。 5 管理活动的内容与方法 5.1 继电保护定值整定原则 5.1.1 各级调控中心继电保护专业应执行国家和行业颁布的有关法规、规程以及上级颁布的各种规程、规定。结合管辖范围实际情况制定整定计算原则，必须经过本单位总工及以上领导批准,并报上级技术主管部门备案。 5.1.2 继电保护及安全自动装置定值的整定计算应根据选择性、灵敏性、速动性、可靠性且合理取舍的原则，符合DL/T559-2007、DL/T584-2007、Q/GDW 422-2010、Q/GDW07 0052012-10404等规程规定，同时还应满足国家电网公司及网
9、省公司颁布的有关反事故措施等的要求。如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，按照如下原则合理取舍： 地区电网服从主系统电网； 下一级电网服从上一级电网； 保重要用户供电。 Q/GDW07 009-201220604 3 5.1.3 继电保护定值整定应满足电网运行方式的变化和继电保护的整定原则，若不能同时满足时，继电保护专业与运行方式专业应当协调解决。对继电保护特殊方式及失配点的处理方案应备案说明，经调度控制中心审核后报公司分管领导批准。 5.1.4 地区电网应满足主电网提出的整定时间要求，下一级电压电网应满足上一级电压电网提出的整定时间要求。必
10、要时，为保证主网安全和重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置失配点。 5.1.5 全系统各级继电保护定值要求严格地进行配合整定。继电保护整定计算实行分级整定管理。各级管辖范围内的整定计算基本原则必须统一。 5.2 继电保护定值整定分级范围 5.2.1 继电保护整定计算分级范围的划分一般应与调度管辖范围相适应。各级调度中心继电保护专业负责各自调度管辖范围内继电保护设备的整定计算工作。由于特殊原因造成整定计算范围与调度管辖范围不能一致的部分，应书面予以明确，并建立相应的管理制度。划分范围有变动时，应办理移交手续，具体做法双方协商。 5.2.2 并网电厂（高压用户）厂（站）内的变压
11、器、发电机的保护装置一般由发电厂（高压用户）整定。厂（站）接入电力系统时，各级调度中心继电保护部门应对管辖范围内的发电厂（高压用户）提出定值配合的要求(包括变压器中性点接地方式)，提出继电保护整定限额(动作值和时限)，以保证配合。 5.2.3 母线高压并联电抗器，低压电容器、电抗器、调相机等无功设备，线路串联电容补偿装置，发电厂的发电机、变压器及相关的断路器保护等设备的继电保护定值，一般由设备所在单位整定计算。 5.3 整定资料收集 5.3.1 整定资料提供的提前期限为： 基建、扩建项目应提前三个月提供； 110千伏及以上技改和非基建、非扩建项目应提前一个月提供； 110千伏以下技改和非基建、
12、非扩建项目应提前15天提供。 5.3.2 整定资料应包括： 设备有关参数，包括线路的设计参数，变压器的出厂报告等； 继电保护原理接线图； 保护配置图； 电流电压回路图等二次图纸，其中提供的电流互感器的变比，应以现场实际采用的变比为准； 保护装置软件版本、校验码、定值清单； 装置说明书等。 5.3.3 基建、发策、营销、运维检修管理部门（通过运行主管部门或所属调度）向调控中心提供基建/技改项目的设备参数及工程资料；属于调度管辖范围的并网电厂（高压用户）工程相关设备整定资料由并网电厂（高压用户）提供。 5.3.4 110千伏及以上系统计算所需的主设备和线路参数，必须采用实测值，应有试验报告或有据可
13、查。实测参数应于设备启动投运前五个工作日报有关调控中心。参数无实测值前，可先采用设计值计算，待提供实测值后，再进行校核。 5.3.5 整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路、并联电抗器、串联补偿电容器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的数值。 5.3.6 各级调控中心以及调控中心与发电厂之间的继电保护装置和安全自动装置整定范围的分界点及其整定限额、整定值和等值阻抗网络（包括最大、最小的正序、零序）应以书面（加盖公章）形式明确，共同遵守。当整定限额、整定值和等值阻抗网络（包括最大、最小的正序、零序）出现更改时，必须事Q/GDW07 009-201220604 4 先向相关方提出，
14、按照局部服从全局和可能条件下全局照顾局部的原则，经双方协商确定。各级调控中心与发电厂之间应及时交换管辖分界点间的等值参数和整定限额及定值单。若因整定分界点定值限额和等值阻抗改变未及时向对方提供参数，导致对方相关保护装置误动，未提供参数方应负相应责任。 5.3.7 每年度或电力系统有较大变动时，各级调控中心继电保护专业均应及时编制所属范围内各接口的综合电抗（包括最大、最小的正序、零序阻抗），形成“继电保护整定计算用等值阻抗”（见附录表B.2、B.3）。一般应在整定方案编制的初始阶段，发至有关单位(包括用户)做为继电保护整定计算的依据。各单位则根据上述数据，对所属范围内的继电保护定值进行核查和修改
15、工作。年度参数交换工作应于每年3月底以前完成。 5.3.8 各级调度中心继电保护专业应指定专人管理整定计算程序数据库（参数）并负责计算用参数的录入和修改，定期备份数据库。 5.4 继电保护定值整定流程 5.4.1 编制整定算稿 5.4.1.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.4.1.2 工作步骤： 查图纸、说明书、装置定值打印清单等工程资料是否齐全、报送方式是否规范。 核查保护配置和功能是否符合相关的规程规定。 查装置现场软件版本、校验码和形成时间是否符合调度机构的保护软件版本管理规定。 查参数收集是否齐全、参数是否合理、报送方式是否规范。 查重合闸等定值要求是否已明确。 查厂站一、二次
16、设备命名、编号资料是否齐全，CT、PT变比是否合理。 确认是否需要实测参数校核。 按时开展相关计算工作：参数折算正确并录入整定计算程序，方式选择合理，图形建模正确，核查整定计算原则是否正确。 编制后备定值配合方案，编制整定算稿（见附录C）。 如退回修改，完善整定算稿后提交审核人审核。 5.4.2 审核整定算稿 5.4.2.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.4.2.2 工作步骤： 复查图纸、说明书、装置定值打印清单等工程资料是否齐全、报送方式是否规范。 复查保护配置和功能是否符合相关的规程规定。 复查装置现场软件版本、校验码和形成时间是否符合调度机构的保护软件版本管理规定。 复查参数收集
17、是否齐全、参数是否合理、报送方式是否规范。 复查重合闸等定值要求是否已明确。 复查参数折算、参数录入整定程序、方式选择、图形建模、整定计算原则是否正确。 查整定算稿是否正确有据。 如需退回编制人修改，督促编制人根据反馈意见完善整定算稿。 5.4.3 批准整定算稿 5.4.3.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.4.3.2 工作步骤： Q/GDW07 009-201220604 5 查编制、审核环节是否规范。 查计算结论是否正确、合理。 查关键定值是否正确无误。 如不合格，则退回编制人修改。 5.4.4 实测参数校核 5.4.4.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.4.4.2 工作步
18、骤： 查实测参数报送格式是否规范，参数是否合理。 根据实测参数对定值进行校核，查是否需要调整定值。 如不合格，则退回编制人修改。 5.5 继电保护定值单流转流程 5.5.1 编制定值单 5.5.1.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.5.1.2 工作步骤： 选择或编制正确的定值单模版。 选择或编制正确的装置级定值整定原则。 根据整定算稿和相关规程要求编制定值单。 5.5.2 校核定值单 5.5.2.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.5.2.2 工作步骤： 校核定值单模版是否正确。 校核装置级定值整定原则是否正确。 如需退回修改，督促定值单编制人根据反馈意见完善定值单。 5.5.3
19、 审核定值单（可选） 5.5.3.1 执行人：继电保护专业负责人 5.5.3.2 工作步骤： 查定值单编制、校核环节是否规范。 查关键定值是否正确无误。 5.5.4 批准定值单 5.5.4.1 执行人：继电保护专业负责人或继电保护专业分管领导 5.5.4.2 工作步骤： 查定值单编制、校核等环节是否规范。 查关键定值是否正确无误。 5.5.5 发送定值单 5.5.5.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.5.5.2 工作步骤： Q/GDW07 009-201220604 6 确认发送现场定值单是否齐全。 督促现场及时签收定值单。 响应反馈意见，作废不执行的定值单。 5.5.6 与检修票关联
20、 5.5.6.1 执行人：继电保护专业运行专责 5.5.6.2 工作步骤： 通过电网设备检修计划管理系统关联待执行定值单。 确认关联的定值单是否正确。 5.5.7 现场接收定值单 5.5.7.1 执行人：调度管辖范围内厂站的运行维护单位专责 5.5.7.2 工作步骤： 查现场保护装置与定值单是否对应。 接收待执行定值单并反馈意见。 5.5.8 调度核对并执行定值单 5.5.8.1 执行人：调度控制运行专业值班调度员 5.5.8.2 工作步骤： 查现场收到定值单与待执行定值单一致，与现场运行人员核对并执行定值单。 按执行情况及时将待投运定值单转为已投运状态。 督促厂站运行人员履行定值单执行手续。
21、 5.5.9 现场执行定值单 5.5.9.1 执行人：调度管辖范围内厂站的运行维护单位专责 5.5.9.2 工作步骤： 按时完成继电保护装置定值整定工作。 查现场保护装置的定值设置与定值单是否一致。 履行定值单执行手续。 完整填写定值单回执。 5.5.10 定值单归档 5.5.10.1 执行人：继电保护专业整定计算专责 5.5.10.2 工作步骤 查调度台执行记录是否完整。 查现场回执是否完整。 5.6 继电保护定值单的管理 5.6.1 定值单是现场整定试验的唯一依据。定值单应编号并注明编发日期。编号必须唯一，不得重复。 5.6.2 定值单格式应根与实际装置的定值清单格式相同。定值单内容应包含
22、：被保护设备名称编号、各保护使用的电流/电压互感器变比、编号及编发日期、定值名称及数值（一次值或二次值）、控制字名称及数值、作废通知单编号(如有旧定值通知单)、保护的使用要求。 5.6.3 正式定值单必须由计算人、校核人、审核人（如有）、批准人签字。 Q/GDW07 009-201220604 7 5.6.4 定值单原件由负责整定的调控中心继电保护专业留存，已执行的定值单由调度部门当值调度员签字并加盖“已执行”印章；已作废的定值单加盖“作废”印章并保存一年。 5.6.5 凡列入运行的保护定值，必须以正式定值单为凭。未经核对定值单的保护不允许投入运行。定值单执行后，必须有同级调度部门当值调度员的
23、签字，以证生效。 5.6.6 新投入运行的继电保护装置或继电保护装置定值更改时，继电保护装置调试人员配合现场运行人员，按定值单要求逐项验收保护装置。现场运行人员必须用装置实际整定值与调控中心编制的定值单核对全部保护定值，不得只核对改变的定值。调度值班员应查现场收到定值单与待执行定值单一致，与现场运行人员核对并执行定值单。 5.6.7 现场整定定值，应执行最新的定值单。若遇有不符，应及时与调控中心继电保护专业联系处理。 5.6.8 系统出现临时方式时,临时变动定值应发临时定值单。紧急情况下，调控中心继电保护专业可先行口头通知调度部门（调度员应做好记录）和定值更改单位，然后补发定值单。现场接到定值
24、单后应及时进行核对。 5.6.9 与新设备相关的已投运设备保护的定值调整，经调控中心继电保护专责同意，可在新设备启动之后修改。但相关定值调整须在十五日内执行完毕，遇特殊情况，经继电保护专责同意后，期限可适当延长。 5.6.10 继电保护调试人员在进行现场调试时（尤其是在新设备投运或老设备改造时），应特别注意核对现场设备实际变比与定值单内容是否一致。若现场使用的电流互感器变比与定值单上标明的不符，现场继电保护人员应立即通知调控中心继电保护专责，后者在查明原因的基础上，与相关单位协商，并在重新获取书面确认资料后，重新整定并另开定值单。 5.6.11 继电保护调试人员应注意分清定值单上的数值是一次值
25、还是二次值以及数据类型（有名值或标么值），对有名值定值项还应留意定值单中所标明的“单位”；对跳闸出口有特殊要求者（如主变后备保护），还应特别注意定值单的要求（如：跳本侧、三侧开关或分段开关）。为方便保护调试人员及运行人员正确识别，定值单对上述内容均应给出明确标识或说明。 5.6.12 新设备启动时若需要临时调整保护定值，允许根据启动方案中的相关内容进行临时定值调整。 5.6.13 各管辖范围分界接口处的继电保护定值，应经相应调控中心继电保护专业审批后，才能成为正式定值单。分界接口处需要考虑配合关系的定值，下级调控中心继电保护专业应将定值单一式两份，报上级调控中心继电保护专业审定。上级调控中心继
26、电保护专业审定签字盖章后，一份留存备查，一份返回下级调控中心继电保护专业执行。 5.7 整定方案的编制原则 5.7.1 省级/市级/县级调度控制中心继电保护专业应根据GB/T14285-2006以及相关规程、规定的要求，结合电网发展变化情况，定期编制或修订本系统“继电保护整定方案及其规定”。 5.7.2 编制继电保护整定方案及其规定，应根据上级调控中心继电保护专业提供的综合电抗、接口定值要求，结合所辖系统的新建、扩建、改建等工程，确定定值方案的适应阶段以及编制原则。 5.7.3 整定方案应根随电网发展变化情况滚动修订，滚动修订的整定方案由所在调控中心分管领导批准。年度整定方案原则上每年编制一次
27、，一般于每年8月份编制出版，由公司批准。 5.8 整定方案的编制依据 5.8.1 上级调控中心继电保护专业提供的整定方案及其规定。 5.8.2 同级调控中心系统运行专业提供，经领导审定的系统正常运行方式及可能出现的检修方式、有关系统运行参数、解列点、最大最小负荷、最低运行电压、冲击负荷电流值、电动机自启动电流值、系统稳定要求、重合闸方式和时间等。 5.8.3 新建、扩建、改建等工程引起电网发展变化情况。 Q/GDW07 009-201220604 8 5.9 整定方案的内容 整定方案的内容应包括： 方案编制的基础和重大技术原则； 保护配置和定值整定范围。各种保护装置的整定原则； 整定计算所考虑
28、的最大、最小运行方式。方案适应的运行方式及对运行方式的要求； 系统正序和零序阻抗； 变压器中性点接地方式的安排； 正常、检修和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项； 存在的问题、原因及对策。遗留的问题及改进意见； 对系统保护配置、选型的意见和要求； 对系统一次主接线及网架布局的意见和建议。 5.10 年度继电保护运行整定方案及其规定的制定 5.10.1 冀北调控中心年度继电保护运行整定方案及其规定由冀北调控中心继电保护处负责制定，形成初稿后由继电保护处处长、系统运行处处长和调度控制处处长校核。校核通过的方案报调度控制中心审核后报冀北公司批准。 5.10.2 市公司年度继电保护运行整定方案
29、及其规定由市级调度控制中心继电保护组负责制定，形成初稿后由调度控制中心相关专业校核。校核通过的方案报调度控制中心审核后报市公司批准。 5.10.3 县公司年度继电保护运行整定方案及其规定由县级调度控制中心继电保护专职负责制定，形成初稿后由调度控制中心相关专业校核。校核通过的方案报调度控制中心审核后报县公司批准。 5.10.4 省/市/县公司调度控制中心严格执行年度继电保护运行整定方案及其规定。 5.10.5 省公司年度继电保护运行整定方案及其规定修编在批准形成正式稿后下发给市公司及管辖的并网电厂执行。 5.10.6 市公司在执行省公司下发的年度整定方案及其规定修编的同时，根据管辖范围制定年度整
30、定方案及其规定修编并下发县公司执行。 5.10.7 县公司在执行省/市公司年度整定方案及其规定修编同时，根据管辖范围制定年度整定方案及其规定修编并执行。 5.10.8 省/市/县公司调度控制中心继电保护专业运行整定专职进行资料归档。 6 检查与考核 对本标准规定的管理活动进行检查与考核，考核内容如下表1所示： 表1 考核内容 序号 考核项目 考核标准 执行部门 监督人 1 定值单执行的及时性 定值单执行后三天内未上报回执 调控中心 2 定值单执行的准确性 现场实际使用定值与最新定值单不符 调控中心 3 继电保护综合电抗编制的及时性 未在工程投运前编制继电保护整定计算用等值阻抗 调控中心 4 继
31、电保护运行整定方案及其规 未按要求及时编制或修订年度继 调度中心 Q/GDW07 009-201220604 9 定编制或修订的及时性 电保护运行整定方案及其规定 7 报告与记录 表2给出了执行本标准形成的报告和记录。 表2 报告与记录 序号 编号 名称 填写部门 保存地点 保存期限 1 JL 06025 变压器中性点接地方式通知单 调控中心继电保护专业 调控中心继电保护专业 5年 2 JL 06026 继电保护综合电抗通知单 调控中心继电保护处 调控中心继电保护专业 5年 A Q/GDW07 009-201220604 10 附 录 A （规范性附录） 流程图 图A.1 继电保护定值整定及定
32、值单流转流程 Q/GDW07 009-201220604 11 附 录 B （规范性附录） 表格样式 表B.1 变压器中性点接地方式通知单 变压器中性点接地方式通知单（示例） XX供电公司调度控制中心： 现将 XX 地区变压器中性点接地方式下发给你们，请将其列入现场运行规程认真执行： 站 名 变压器接地方式 林雀铺 220千伏侧: 正常接地变：#2变；#2变停时，可用3变代替。 110千伏侧：每段独立运行的母线有且仅有一个接地点。 兴旺寨 220千伏侧: 正常接地变：#2变；#2变停时，可用3变代替。 110千伏侧：每段独立运行的母线有且仅有一个接地点。 冀北电力调度控制中心继电保护处 20x
33、x年xx月xx日 Q/GDW07 009-201220604 12 表B.2 继电保护综合电抗通知单（多点等值） X1/X0 XX站XXX千伏 XX站XXX千伏 XX站XXX千伏 XX站XXX千伏 XX站XXX千伏 XX站XXX千伏 正 常 方 式 0.0648/ 0.2075 0.0288/ 0.2000 3.2531/ 30.8442 5.2327/ 94.6496 6.2535/ 108.472 检 修 方 式 0.1240/ 0.3509 0.9942/ 10.2235 6.7644/ 61.8879 9.5055/ 179.753 10.6665/ 196.63 XX站XXX千伏 正
34、 常 方 式 0.1011/ 0.4241 3.8855/ 60.6741 4.3615/ 78.0202 4.5374/ 59.0969 检 修 方 式 0.1579/ 0.5171 7.3898/ 87.5985 8.6359/ 133.737 8.4385/ 95.2903 XX站XXX千伏 正 常 方 式 1.0082/ 1.3939 5.6618/ 23.9129 9.7116/ 61.6058 检 修方 式 1.1152/ 1.5106 3.2012/ 16.6747 5.8944/ 40.6045 XX站XXX千伏 正 常 方 式 1.0411/ 1.9840 4.2534/ 2
35、3.5665 检 修 方 式 1.3602/ 2.1668 3.0693/ 18.2697 XX站XXX千伏 正 常 方 式 1.1050/ 1.9935 检 修 方 式 1.3672/ 2.1768 检修方式： 检修方式： 表B.3 继电保护综合电抗通知单（单点等值） 变电站 正常方式 最小方式 方式说明 X1X0X1X0XX站XXXkV 0.0879 0.1307 0.3243 0.4052 正常方式： 检修方式： Q/GDW07 009-201220604 13 A B 附 录 C （资料性附录） 整定算稿 整定算稿应满足继电保护定值整定业务流程及标准操作程序的要求。 应包含但不仅限于以
36、下内容（示例部分供参考）： XX工程整定算稿及示例 一、工程概况及保护配置 1. 工程描述及投产设备范围描述。 此部分内容应包括：投产设备的调度命名、投产范围、预计投产时间。 2. 保护配置描述及CT、PT变比 此部分内容应包括：母线保护、线路保护、变压器保护、断路器保护、高抗保护等保护装置的配置和CT、PT的变比使用情况。 示例： 500千伏线路保护配置情况： 第一套XXXXXX 第二套XXXXXX 保护使用的PT、CT变比 XX双回： A站1线CT、PT变比：2500/1、500/0.1 A站2线CT、PT变比：4000/1、500/0.1 B站1线CT、PT变比： B站2线CT、PT变比
37、： 3号、4号变CT、PT变比： 主保护1（XXXX型变压器纵差保护、分相差动保护及各侧后备保护） 纵差保护、后备保护： 500千伏侧： 4000/1（外附TA，两组） 220千伏侧： 4000/1（外附TA） 66千伏侧： 8000/1（外附TA，专用）（套管TA） 公共绕组侧：2500/1（公共绕组TA） 主保护2（XXXX型变压器纵差保护、分相差动保护及各侧后备保护） 纵差保护： 500千伏侧： 4000/1（外附TA，两组） 220千伏侧： 4000/1（外附TA） 66千伏侧： 8000/1（外附TA，专用）（套管TA） 后备保护 500千伏侧： 2500/1（套管TA） 500/0
38、.1（引线TV） 220千伏侧： 4000/1（套管TA） 220/0.1（母线TV） Q/GDW07 009-201220604 14 66千伏侧： 3000/1（外附TA） 高中压分相电流差动保护（XXXX型） 500千伏侧： 2500/1（套管TA，专用） 220千伏侧： 4000/1（套管TA，专用） 公共绕组侧：2500/1（套管TA，专用） 3. 新投设备参数 此部分内容应包括：线路、变压器、串补、高抗等投产设备的参数。 示例： 1） 线路参数 XX双回： 线路长度40.739kM Z1=0.4889j10.6329 Z07.3738j28.8432 C1=0.612微法 C0=0
39、.448微法 线间互感6.342欧姆 2） 变压器参数及CT变比 3变： 容量：4003 1200MVA 容量比：400/ 400 / 120 MVA（单相） 额定电压：515 / 3/ 230/ 3 （22.6%）/66 千伏 （线电压） 额定电流：1345.28/3012.26/1818.18A 变压器阻抗（标么值，525千伏，1000MVA） 500千伏侧： 0.1676 220千伏侧： -0.0225 66千伏侧： 0.3279 4. 工程相关通道情况 此部分内容应包括：线路保护、录波器、保护子站等设备的通道情况。 示例： XX双回线路保护： XX纵联电流差动保护与远跳信号1采用同一2
40、M复用光纤通道（本线光缆）。 XX纵联电流差动保护与远跳信号2采用同一2M复用光纤通道（迂回光缆路由）。 5. 重合闸等定值要求 此部分内容应包括：本工程的重合闸等定值要求。 示例： 重合闸时间、线路最大负荷详见方式通知单。 二、关键定值计算 1. 线路、母线等主保护关键定值计算 此部分内容应包括：线路、母线等主保护关键定值的灵敏度校核、运行方式考虑等。 示例： 1）线路主保护 XX双回线 考虑不同方式下的线路末端短路故障电流，计算灵敏度。 a.正常方式 12.3556/3.8681 b.检修小方式1 5.8620/1.4824 c.检修小方式2 5.9483/1.5118 Q/GDW07 009-201220604 15 Klm5.86201100/（2500线路启动值）25.794 Klm5.86201100/（2500差动动作门槛）8.061.5 2）母线保护 XX站500千伏母线故障最小短路电流计算 a.正常方式 24.8891/6.2952 b.检修小方式 9.6927/2.5060 Klm9.69271100/（4000母差保护动作门槛）2.051.5 2. 线路后备保护定值计算 此部分内容应包括：接地距离、相间距离等线路后备定值配合图。 示例： 接地距离保护定值图 _
