为进一步规范我矿高压供电系统继电保护整定计算工作，提高保护的可靠性快速性、灵敏性，为此，将常用的继电保护整定计算公式汇编如下： 一、电力变压器的保护： 1、瓦斯保护：
作为变压器内部故障（相间、匝间短路）的主保护，根据规定，800KVA以上的油浸变压器，均应装设瓦斯保护。
（1）重瓦斯动作流速：0.7～1.0m/s。
33
（2）轻瓦斯动作容积：Sb＜1000KVA：200±10%cm；Sb在1000～15000KVA：250±10%cm；Sb在15000～
33
100000KVA：300±10%cm；Sb＞100000KVA：350±10%cm。
2、差动保护：作为变压器内部绕组、绝缘套管及引出线相间短路的主保护。包括平衡线圈I、II及差动线圈。
3、电流速断保护整定计算公式：
(3)
（1）动作电流：Idz=Kk×Idmax2
继电器动作电流：
其中：Kk—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为
(3)
Idmax2—变压器二次最大三相短路电流；Ki—电流互感器变比；Ku—变压器的变比 一般计算公式：按躲过变压器空载投运时的励磁涌流计算速断保护值，其公式为：
其中：Kk—可靠系数，取3～6。
Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为；I1e—变压器一次侧额定电流；Ki—电流互感器变比
（2）速断保护灵敏系数校验：
(2)
其中：Idmin1—变压器一次最小两相短路电流；Idzj —速断保护动作电流值；Ki—电流互感器变比 4、过电流保护整定计算公式：
（1）继电器动作电流：
其中：Kk—可靠系数，取2～3（井下变压器取2）。Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为 I1e—变压器一次侧额定电流；Kf—返回系数，取0.85；Ki—电流互感器变比
（2）过流保护灵敏系数校验：
(2)
其中：Idmin2—变压器二次最小两相短路电流Idzj —过流保护动作电流值；Ki—电流互感器变比；Ku—变压器的变比
过流保护动作时限整定：一般取1～2S。 5、零序过电流保护整定计算公式： （1）动作电流：
其中：Kk—可靠系数，取2。
1
I2e—变压器二次侧额定电流；Ki—零序电流互感器变比（适用于Y—Y0—12接线的变压器） （2）零序过电流保护灵敏系数校验：
其中：Id1min2—变压器二次最小单相短路电流
Idz —零序过流继电器动作电流值；Ki—零序电流互感器变比 二、高压电动机的保护： 1、电流速断保护： （1）异步电动机：
其中：Kk—可靠系数，DL型取1.4～1.6，GL型取1.6～1.8
Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为√3
Iqd—电动机的启动电流Iqd=nqd×Ide=(5～6)Ide；Ki—电流互感器变比 注：带排水泵的电机启动电流应按所配电抗器的参数进行计算 （2）同步电动机：
①应躲过起动电流（按异步电动机速断保护公式计算） ②应躲过外部短路时输出的电流：
其中：Kk—可靠系数，DL型取1.4～1.6，GL型取1.6～1.8
Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为： Ki—电流互感器变比； ’’
Idmax—最大运行方式时，外部三相短路时，同步电动机的反馈电流
其中：Xd—同步电动机次暂态电抗标么值；φe—电动机额定功率因数角；Ie—电动机额定电流 取其中最大者为同步电动机的速断保护值
’’
（3）速断保护灵敏系数校验：（同步电动机、异步电动机）
(2)
其中：Idmin—电机出口处最小两相短路电流； Idzj —速断保护动作电流值；Ki—电流互感器变比 2、纵联差动保护：
（1）躲过下列不平衡电流，取其较大者：
①异步或同步电动机，由起动电流引起的不平衡电流：
其中：Kk—可靠系数，取1.2～1.4
Iqd—电动机的启动电流Iqd=nqd×Ide=(5～6)Ide；Ki—电流互感器变比 ②躲过外部短路时，同步电动机输出电流引起的不平衡电流：
其中：Kk—可靠系数，取1.2～1.4
—同步电动机外部三相短路时的输出电流；Ki—电流互感器变比
2
（2）纵联差动保护灵敏系数校验：其中：
—保护装置安装处最小两相短路电流；Idz —纵差保护动作电流；Ki—电流互感器
变比
3、过流保护：
（1）动作电流：
其中：Kk—可靠系数，动作于信号时取1.1，动作于跳闸时取1.2～1.4 Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为
Ie—电动机的额定电流；Kf—返回系数，取0.85；Ki—电流互感器变比 （2）对同步电动机兼作失步保护的动作电流：
其中：Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为
Ie—同步电动机的额定电流；Ki—电流互感器变比
（3）过流保护动作时限：应躲过电动机的起动时间，t＞ tqd,一般取10～15S 4、低电压保护：
（1）动作电压取50%电机的额定电压。
（2）动作时限取1S（不需自起动）、10～15S（需自起动） 三、电力电容器保护 1、电流速断保护；
（1）动作电流：
其中：Kjx —接线系数；Ie—单台电容器的额定电流；—每相电容器安装台数 Ki—速断保护电流互感器变比；
—可靠系数，考虑躲过冲击电流取2～2.5
（2）速断保护灵敏系数校验： 其中：I
(2)dmin
—被保护电容器安装处最小两相次暂态短路电流；
Idzj —速断保护动作电流值；Ki—电流互感器变比
2、当电容器容量较小时（300KVar以下），可采用熔断器保护相间短路，熔体的额定电流按下式选择：
其中：Ice—电容器组的额定电流；
四、3～10KV线路的保护 1、架空线路的保护整定
—可靠系数，取2～2.5
（1）电流速断保护：
3
其中：
(3)
—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4； Kjx—接线系数，均为1
Idmax—被保护线路末端三相最大短路电流；Ki—速断保护电流互感器变比 一般计算公式：按躲过最大设备起动电流加其余设备的额定电流之和计算。
注：新站至井下主供电缆回路按被保护线路末端三相最大短路电流的30%～50%计算整定值。
（2）电流速断保护灵敏系数校验： 其中：
—保护安装处最小两相短路电流；Idzj —速断保护动作电流值；Ki—电流互感器变比
（3）电流速断最小保护范围校核
被保护线路实际长度应大于被保护线路的最小允许长度
被保护线路的最小允许长度：
其中：KK—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；α—系数，最小与最大运行方式系统计算电抗之比；β—被保护线路允许的最小保护范围，取0.15
—被保护线路每公里阻抗标么值。
=
也可用公式：
其中：Uxp—保护安装处的平均相电压，V；Xx,max—最小运行方式下归算到保护安装处的系统电抗，Ω；X0—线路每公里电抗，Ω/Km
（4）过电流保护：
其中：
Kk—可靠系数，考虑自起动因素时，取2～3，不考虑自起动因素时，DL型取1.2，GL型取1.4； Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为 I
‘lm
—被保护线路最大计算负荷电流，当最大负荷电流难以确
定时，可按两倍的电缆安全电流计算，此时，可靠系数取１。Ki—电流互感器变比； Kf—返回系数， 取0.85
（5）过流保护灵敏系数校验：近后备：I
(2)dmin
其中：
—被保护线路末端最小两相短路电流；Idzj —过流保护动作电流值；Ki—电流互感器变比
远后备：
(2)‘
其中：
Idmin—远后备计算点最小两相短路电流；Idzj —过流保护动作电流值；Ki—电流互感器变比 2、电缆线路的保护整定
4
（1）电流速断保护： 其中：
(3)
—可靠系数，DL型取1.2，GL型取1.4；Kjx—接线系数，均为1；
Idmax—被保护线路末端三相最大短路电流；Ki—速断保护电流互感器变比 一般计算公式：按躲过最大设备起动电流加其余设备的额定电流之和计算。
注：新站至井下主供电缆回路按被保护线路末端三相最大短路电流的30%～50%计算整定值。
（2）电流速断保护灵敏系数校验： 其中：
—保护安装处最小两相短路电流； Idzj —速断保护动作电流值；Ki—电流互感器
变比
（3）过电流保护：
其中：Kk—可靠系数，取1.2～1.4 ； Kjx —接线系数，接相上为1，相差上为 ‘
Ilm—被保护线路最大计算负荷电流，应实测或用额定值乘以需用系数求得，此时，可靠系数取 1.2～1.4,当最大负荷电流难以确定时，可按两倍的电缆安全电流计算，此时，可靠系数取1。 Ki—电流互感器变比；Kf—返回系数，取0.85
（4）过流保护灵敏系数校验： 近后备： 其中：I
(2)dmin
—被保护线路末端(或变压器二次侧)最小两相短路电流；
Idzj —过流保护动作电流值； Ki—电流互感器变比 五、高防开关电子保护器的整定：
1、电子式过流反时限继电保护装置，按变压器额定电流整定。IZ≤Ie
继电保护及自动装置配置
1.保护及自动装置配置
电力系统继电保护及自动装置是指在电网发生故障或异常运行时起控制的自动装置。电力系统中
自动装置，用于防止电力系统稳定破坏或事故扩大而造成大面积停电或对重要客户的供电时间中断。
1.1继电保护保护配置
图6-10是600MW（300MW），500kV发编组单元的保护配置图，保护配置选用DGT-801型数字式发电机变压器保护配置，高压侧为3/2断路器，发电机匝间（横差保护）、主变纵差保护。发电机后备和异常运行保护为对称过负荷（反时限）保护、不对称过负荷（反时限）保护、复合电压过流保护、过电压保护、失磁保护、失步保护、100%定子接地保护
转子一点和两点接地保护、低频保护。主变压器后备和异常运行保护为主变阻抗保护，零序电流保护。（按照规程要求说明主保护、后备保护、异常保护） 1.2发电机组安全自动装置的配置
5
（1）备用电源和备用设备自动投入装置。对于发电厂用电系统，由于其故障所引起的严重后果，必须加强厂用电的供电可靠性。但对于厂电来讲，采用环网供电，往往是用电系统的运行及其继电保护装置更加复杂化，反而会造成更严重的事故，因而多采用所谓辐射性的供电网络，为了提高其供电可靠性，往往采用备用电源自动投入装置BZT。
发电机准同期并列是发电厂很频繁的日常操作，如果操作错误，导致冲击电流过大，可能使机组的大轴扭曲及引起发电机的绕组线圈变形、撕裂、绝缘损坏，眼中的肺通气并列会造成机组和电网事故，所以电力部门将并网自动化列为电力系统化的一项重要任务。另外，随着计算机技术的发展和电力系统自动化水平的不断提高，对同期设备的可靠性、可操作性等性能也提出了更高的要求。 (2)PSS-660型数字式自动准同期装置。PSS-660型数字是自动准同期装置主要实现数目可配置的1~16个对象的线路型同期或机组型自动准同期。PSS-660型适用于各种场合的发电机组或线路并网。（选取不同装置介绍）
（3）WBKQ-01B微机型设备电源快速切换装置。早发电厂中，厂用电的完全可靠性直接关系到发电机组、发电厂及至整个电力系统的完全运行。以前厂用电切换基本采用工作电源的辅助接点直接或经低压继电器、延时继电器启动备用电源投入。这种方式未经同步检定，电动机异受冲击。合上备用电源时，母线残压与备用电源之间的相角差接近180度将会对电动机造成过大的冲击。若经过延时母线残压衰减到一定幅值后再投入备用电源，由于断电时间过长，母线电压和电机的转速均下降过大，备用电源合上后，电动机组的自动启动电流很大，母线电压将可能难以恢复，从而对发电厂的锅炉系统的稳定性带来严重的危害。
本设计采用南自WBKQ-01B微机型备用电源快速切换装置。该装置是专门为解决厂用电的完全运行而研制的，可避免备用电源电压与母线残压在相角、频率相差过大时合闸而对对点击造成冲击，如市区快速切换的机会，则装置自动转为同期判别残压及长延时的慢速切换，同时在店跌落过程中，可按延时甩去部分非重要负荷，以利用重要辅机的自启动，提高厂用电快切的成功率。
WBKQ-01B是在原有WBKQ-01B的基础上改进、完善的新一代备用电源快速切换装置。该装置改进了测频、测相回路，运用32位单片机强大的运算功能，采用软件进行测量，提高了装置在切换暂态过程中测频、测相的准确性和可靠性。该装置采用了先进的软件算法，保证了工作电源或备用电源与母线电源不同频率时的采样、计算的准确性。装置采用免调整理念设计，多用的补偿采用软件进行调整，重要参数采用密码锁管理，大屏幕中文图形化显示，使得用户对厂电源的各种运行参数一目了然。常用电源故障时采用实时测量相角差速度及加速度实现同期判别功能。内置独立的通信、打印机管理单元使得多台置可共享一台打印机，也具有与DCS系统或监控系统通信功能。 2.继电保护及自动装置的整定原则 2.1比率制动式纵差保护
整定原则及取值建议有如下几点：
（1）比率制动系数K2（曲线斜率）。K2应按躲过区外三相短路时产生的最大咱太不平衡差流来整定，通常对发电机完全纵差，即K2=0.3~0.5
(2)起动电流Iｑ。按躲过正常工况下最大不平衡差流来整定。不平衡差流产生的原因主要是差动保护两侧ＴＡ的变化误差。保护装置中通道回路的调整误差，即Iｑ＝（０.３～０.４）Iｅ （3）拐点电流Ig。Ig的大小，决定保护开始产生制动作用的电流大小，建议按躲过外部故障切除后的暂态过程中产生的最大不平衡差流整定，即Ig=(0.5~0.8)Ig
(4)负序电压U2.解除循环闭锁的负序电压（二次值），即U2=9~12V
(5)差动保护灵敏度校验。按有关技术规定，发电机纵差保护的灵敏度必须满足机端两相金属性短路时差动保护的灵敏系数，即Klm≥2
其中，灵敏系数Klm为机端两相金属性短路时，短路电流与差动保护动作电流之比值，Klm越大，保护动作越灵敏，可靠性就越高。 2.2发电机横差保护
6
发电机横差保护，是发电机定子绕组匝间短路（同分支匝间短路及同相不同分支的匝间短路）线棒开焊的主保护，也能保护定子绕组相间短路，整定原则及取值意见如下：
（1）动作电流Ig。在发电机单元横差保护中，有专用的滤过三次谐波的措施。因此，单元件横差保护的动作电流，应按躲过系统内不对称短路或发电机失磁失歩时转子偏心产生的最大不平衡电流，即Ig=（0.3～0.4）Ie
式中Ie-发电机二次额定电流。
（2）动作延时t1.与转子两点接地保护动作延时相配合。一般取0.5～1.0s 2.3变压器纵差保护
变压器纵差保护，是变压器内部引出线上短路故障的主保护，它能反映变压器内部及出线上的相间短路、变压器内部匝间短路及电流系统侧的单相接地短路故障。另外，只能躲过变压器空充电及外部故障切除后的励磁涌流。 （1）整定原则及取值建议：
1）比率制动系数K2（曲线斜率），比率制动系数K2整定原则,按躲过变压器出口三项短路时产生的最大暂态不平横差流来整定，即过拐点的斜线
通过出口区外故障最大差流对应点的上方，一般取0.4～0.5.
2)启动电路Iq。整定原则为能可靠躲过变压器正常运行时的不平衡差流。一般为 Iq=（0.4～0.5）Ie
3)拐点电流Ig。变压器各侧差动TA的型号及变比不可能相同。因此，各侧TA 的暂态特性的差异较大，为躲过区外远处故障或进区故障切除瞬间产生较大不平衡差流的影响，建议拐点电流为 Ig=（0.5～0.7）Ie
4）二次谐波制动比η。空投变压器时，励磁涌流的大小，三席谐波分量的多少或波形畸变程度，与变压器的容量、结构、所在系统中的位置及合闸角等因素有关。为了使差动保护能可靠的躲过变压器空投时励磁涌流，又能确保变压器内部故障时故障电流波形有畸变（含有二次谐波分量）时，差动保护能可靠动作，应根据别保护变压器的容量、结构和在系统中的位置，整定出适当的二次谐波制动比。一般取0.13～0.2.
5）差动速断倍数Is。变压器差动速断动作倍数的整定原则，应按躲过变压器的空投时的励磁涌流或外部短路时最大不平衡差流来整定。而变压器励磁涌流的大小与变压器的容量、结构、所在系统中的位置等均有关，对于大容量的变压器一般为Is=4～6（倍）
6)解除TA断线功能差流倍数Iet。差流大于Iet整流值时，解除TA断线判别环节。一般TA断线引起的差流大于最大负荷电流，Iet=0.8～1.3（倍）
TA二次回路开路是危险的，特别是大容量变压器TA二次开路，会造成TA绝缘损坏＼保护装置或二
次回路着火，还会危及人生安全。因此，建议删掉TA断线判别功能，即Iｅｔ＝０.８～１.３（倍）
７）变压器额定电流Iｅ。基准侧差动TA二次电流的计算为Iｅ＝Sｅ/（√３Uｅｊｎａ） 式中Sｅ—变压器额定容量：Uｅｊ—基准侧额定相间电压：ｎａ—其准侧差动TA变化 （２）灵敏度校验。变压器差动保护的灵敏度要求为Kｓｅｎ≥２ 满足灵敏度要求，才能保证区内发生的各类型故障（有各种各样的暂态过程）时保护动作的可能性。 ２.４发电机反时限对称过负荷保护
发电机反时限对称过负荷保护，是发电机定子是过热保护，主要用于内冷式大型汽轮机发电机。整定原则及取值建议如下：
（１）定时限整定值Iｇ１。按躲过发电机的额定电流来整定，即 Iｇ１＝KｒｅｌIｅ/０.９５
式中 Kｒｅｌ－可靠系数取１.０５：Iｅ－发电机额定电流（TA二次值）。 （２）定时限动作延ｔ１通常取6～9s。
(3)反时限下限起动电流Is。按与过负荷保护电流相配合整定。Is=1.15Ig
7
（4）反时限下限长延时ts。按照发电机允许过负荷能力曲线上1.15Ie。对应时间为0.87～0.9倍来整定。通常取300～600s。
（5）反时限上限电流Iup。按照发电厂高压母线三项短路时发电机提供的短路电流来整定。一般为1.05倍。即Iup=1.05G
(6)反时限上限动作延时Iup上限动作延时应按与发电厂高压母线出线的纵联保护或距离I段保护动作时限相配合整定。一般取0.3～0.5s。
（7）散热系数K2.散热系数K2之值一般为1～1.1之间。 2.5发电机反时限不对称过负荷保护
发电机反时限不对称过负荷保护，适用于大型内冷式汽轮发电机。是发电机的转子的过热保护，也叫转子表层过热保护。整定原则及取值建议如下：
（1）定时限整定值I2g1。电流整定值I2g1按发电机长期允许的负序电流I2∞来整定，即 I2g1= Krel.I2∞/0.95；式中 Krel—可靠系数取1.2： I2∞—发电机长期允许的负序电流。 （2）定时限动作延时t11，通常取6～9s。
(3)反时限下限起动电流I2s. )反时限下限起动电流I2s，可按定时限动作电流的1.05～1.11倍来整定。即I2s=（1.05～1.1）I2g1
（4）反时限下限长延时ts，通常取300～600s。
（5）反时限上限电流I2up。上限动作电流I2up，应按发电厂主变高压侧母线发生两相短路时发电机所提供的负序电流的1.05倍来整定。
(6)反时限上限动作延时tup，上限动作延时tup应按于发电机高压母线出线纵联保护或距离保护I段的动作延时配合整定。通常取0.3～0.5s。
（7）热值系数K1及散热系数K2.热值系数K1，按发电机制造厂家提供的转子表层允许负序过负荷能力确定。若无厂家提供的数据，可按发电机的容量取值。 对于容量为200～300MW的内冷式汽轮发电机，可取K1=8～10（通常K1=10）。对于容量为300～600MW的汽轮发电机，可取K1=6～8.容量越大，K1的取值应越小。散热系数K2，根据发电机的长期允许负序电流能力来确定。通常K2值不大于0.01. 2.6复合电压过流保护
发电机的复合电压过流保护主要作为发电机相间短路的后备保护。当发电机作为自并励方式时，过流原件应有电流记忆功能。正定原则及取值建议如下：
（1）过流定值Ig。动作电流Ig应按躲过正常运行时发电机的额定电流来整定。即
Ig=KrelIg/0.95；式中 Krel—可靠系数，取1.2： Ig—发电机额定电流（TA二次值）。
（2）低电压定值U1.低电压定值U1 ，按躲过发电机正常运行时可能出现的最低电压来整定，另外，对于发电机复合电压过电流保护还应考虑强行励磁动作时的电压。通常为
U1 =（0.7～0.75）Ue；式中Ue—发电机额定电压TA二次值).
(3)负序电压U2g。U2g的整定原则，是躲过正常运行时发电机端最大的负序电压。即 U2g=（8%～10%）Ue
（4）动作延时t11及t12.保护的动作延时t11及t12，应按与相邻原件后备保护的动作时间相配合整定。
（5）电流记忆时间t0 0 t0应略大于t12延时。 2.7发电机过电压保护
保护反映发电机定子电压。其输入电压为机端TV二次相电压（例如UCA），动作后经延时切除发电机。整定原则及取值建议如下：
动作电压Ug。对于200MW及以上的汽轮发电机，动作电压Ug为 Ug=（1.3～1.35）Ue；式中Ug-发电机额定电压（TA二次值）。 （2）动作延时t0动作延时t可取0.3～0.5s
8
2.8发电机失磁保护（阻抗原理）
正常运行时，若阻抗复平面表示机端测量阻抗，则阻抗的轨迹在第一象限或第四象限（进行运行）内，发电机失磁后，机端测量阻抗的轨迹将沿着等有功阻抗圆进入异步边界圆。整定原则及取值建议如下：
（1）系统低电压动作定制值Uh1.按发电机失磁后不破坏系统稳定来整定。通常为
Uh1=（0.85～0.9）Uhe；式中Uhe-系统母线额定电压（TV二次值）。
（2）机端低电压动作定值Ug1。按照以下两个条件来整定：躲过强行励磁启动电压及不破坏厂用电的安全。一般为Ug1=0.8Ue
式中Ue-发电机额定电压（TV二次值）。
（3）阻抗圆圆心Xc。Xc一般为负值，当阻抗圆为过坐标原点的下拋圆时，通常取：Xc=-0.6Xd （4）阻抗圆半径Xr。当阻抗圆为过坐标原点的下拋圆时，可取：Xr=0.6Xd （5）转子低电压特性曲线系数Kfd。即Kfd=Krel 125*Se/(XdΣUfs0*866)
式中Krel-可靠系数，取1.1～1.4：Se-发电机二次额定视在功率：Ufs0-发电机空载转子电压。 XdΣ=Xd+Xs（标么值）
（6）转子低电压初始动作定值Ufdl。一般取发电机空载励磁电压的0.6～0.8倍，即 Ufdl=（0.6～0.8）Ufd0
（7）发电机反应功率P1，（也称凸极功率）即
P1=½(1/XqΣ-1/ XdΣ)Se；XdΣ=Xd+Xs；XqΣ=Xq+Xs 式中Xd，Xq-发电机d轴和q轴的电抗标么值。
（8）发电机过功率定值Pg，按发电机过载异步功率定值，一般取0.4～0.5倍的额定功率（二次值），即Pg=（0.4～0.5）Pe 式中Pe-发电机二次额定有功功率。
（9）动作延时t1、t2。根据汽轮机和水轮机失磁异步运行能力，及失磁时对机组过流，机端电压系统电压的影响而定。
2.9发电机基波零序电压式定子接地保护
基波零序电压式定子接地保护，保护范围为由机端至机内90%左右的定子绕组单向接地故障。可做小机组的定子接地保护。也可与三次谐波定子接地合用，组成大、中型发电机的100%定子接地保护。整定原则及取值建议如下：
（1）动作电压3Uog.在保护装置中，设置有性能良好的三次谐波滤过器，因此，3Uog应按正常运行时TV开口三角绕组或中性点单相TV二次可能出现的最大基波零序电压来整定。
当发电机定子引出线不是封闭式母线，而经穿墙套管引自室外时，可取１０～１３Ｖ。当发电机出线为封闭母线时，可取５～１０Ｖ。
（２）动作延时．应大于主变高压侧接地短路时后备保护最长动作时间来整定。若简化计算一般取６～９Ｖ．
２.１０发电机三次谐波电压式定子接地保护
三次谐波电压式定子接地保护范围是：反映发电机中性点向机内２０％左右定子绕组或机端附近定子绕组单相接地故障。与零序基波电压式定子接地保护联合构成１００％的定子接地保护。整定原则及取值建如下：
⑴幅值系数Ｋ１和相位系数K２。幅值及相位系数K１及ｋ２的整定，应在发电机空 载定电压下进行自整定。
（２）制动系数ｋ３。制动系数ｋ３的整定有两种方法。一种是在发电机小负荷工况下，设置一接地电阻，使３ω保护刚刚动作后，确定并写入K３的值：另一种方法，是在发电机空载额定电压，操作界面键盘，输入K３值．
对于汽轮发电机，接地电阻一般选２～５KΩ，Ｋ２一般取０.４～０.８。
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（３）动作延时ｔ１，即ｔ１＝（６～９）ｓ ２.１１发电机注入式转子一点接地
在ＤＧＴ８０１系列装置中，转自一点接地保护的注入直流电源系装置自产。因此，在发电机运行及不运行时，均可监视发电机励磁回路的对地绝缘。该保护动作灵敏、无死区。整定原则及取值建议如下：
（1）动作电阻Rg1及Rg2的整定：
1） Rg1为高定值：当转子对地绝缘电阻大幅值降低时，发出信号。Rg1取8～10KΩ较为适宜的。 2）Rg2为低定值:动作后用于切机。考虑转子两点接地的危机，Rg2取0.5～1KΩ较为合理。
（2）动作时间t1及t2可取6～9s 2.12发电机两点接地保护
二次电压动作值可按式整定：U2ωg=KrelU2ω2Heδ；式中Krel-可靠系数，取8～10： U2ω2Heδ-发电机额定工况下测的最大的二次谐波负序电压，一般为0.1～0.2. 动作延时t，可取0.5～1.0s，以防止外部故障暂态过程中保护误动。 2.13发电机频率异常保护
汽轮机叶片有自己的自振频率。并网运行的发电机，当系统频率异常时，汽轮机叶片可能产生共振，从而使叶片发生疲劳，长久下去可能损坏汽轮机的叶片。发电机频率异常保护，是保护汽轮机安全的。发电机保护的定值清单如下表所示
表6-19 频率异常保护定值单 名称 符号
定值范围
低频保护/高频保护
频率动作值（Hz）F1、F2、F3
延时（s） t 1、t2 、t3
频率积累保护
频率积累下限（Hz）F11、F12、F13、F14
频率积累上限（Hz） 频率积累时间（s） Fh1、Fh2、Fh3、Fh4 Σt1、Σt2、Σt3、Σt4
40～60 0.1～100 40～60 40～60 0.1～100
目前，电力系统中的装机容量越来越多，各系统中的联系也越来越紧密。长期低频或高频运行的可能性几乎等于零。因此，当频率异常保护用于切除发电机时，其各段频率及累计时间，应与低频减载或高周切机装置相配合。
各段频率的取值及累计时间，应根据汽轮机制造厂提供的数据乘以可靠系数在进行整定。 工程应用时，可根据需要选择为低频、高频、或频率积累保护。应按要求选择保护出口段数。 2.14阻抗保护
变压器低阻抗保护，主要作为变压器相间短路的后备保护，有时还兼作相邻设备（母线、线路等）相间短路的后备保护。整定原则及取值建议如下：
（1）向阻抗ZF及反阻抗ZB的整定。对于发电机变压器的阻抗保护，当阻抗保护的输入电压及电流取自机端时，阻抗圆应整定为具有偏移的方向阻抗圆。此时为
ZF =ZT；ZB≈(3～4) ZT式中ZT变压器的二次阻抗。
当阻抗保护的输入电压及电流去自主变高压侧时，阻抗圆应整定为过原点的下拋圆。此时为 ZF ≈0；ZB=（4～5）ZT
（2）动作延时t1及t2.阻抗保护的动作延时，应大于相邻线路保护距离I段的动作时间，而小于相邻线路对侧距离Ⅱ段的动作时间。考虑到系统发震荡的影响，t1取1.5s、t2取2s是合理的。 （3）过电流动作值Ig。按躲过发电机或变压器做大负荷电流来整定，即 Ig=（1.1～1.15）Ie式中Ie-发电机或变压器的额定电流。
（4）负序电流动作值I２ｇ。按躲过正常运行时最大的不平衡负序电流来整定，即
I２ｇ＝（０.１～０.２）Iｅ对于降压变压器或联变阻抗保护的整定应参照有关的规程的规定。 ２.１５变压器零序电流保护
变压器零序电流保护，反映变压器Ｙ０侧零序电流的大小，是变压器接地保护的后备保护，也兼作相邻设备接地短路的后备保护。保护的接入电流可取变压器中性点TA二次电流或引出端二次零序电
10
流或由TA二次三相电流进行自产。当零序电流大于整定值时，经延时作用于信号或出口。整定原则及取值建议如下：
（１）零序I段的整定。动作电流３Iｏｇｌ应按照相邻线路首段接地故障时变压器提供的零序电流来整定，且考虑与相邻接地保护的I段相配合。
动作延时ｔ１１应与相邻线路接地I段保护最长动作延时相配合，即ｔ１１＝ｔ＇１＋Δｔ 式中ｔ＇１－相邻线路各接地保护I段的最长动作时间：Δｔ－时间级差，取０.３～０.５ｓ。 动作延时为ｔ１２＝ｔ１＋Δｔ 另外，要求ｔ１２不大于２ｓ。
（２）零序Ⅱ的整定。零序过流Ⅱ段的动作电流３Iｏｇ２，应按照相邻线路下一级线路接地故障时变压器提供的零序电流来整定，且与相邻接地保护的后备段相配合。 动作延时ｔ２１应与相邻线路接地保护Ⅱ段的动作延时相配合。即
ｔ２１＝ｔ＇２＋Δｔ式中ｔ＇２－相邻线路接地保护Ⅱ段动作延时。 ２.１６低电压启动的过电流保护
（１）动作电流的整定原则按变压器额定电流整定，即Iｄｚ＝KｋIｅ/Kｆ 式中Kｋ－可靠系数，取１.２：Iｅ－变压器额定电流（TA二次值）。
（２）灵敏度校验：按变压器低压母线故障时的最小短路电流二次值校验要求灵敏度大于２。 （３）动作电压整定原则：按躲过正常运行时母线最低工作电压整定，根据经验可取 Uｄｚ＝０.７Ｕｅ式中Ｕｅ－变压器额定电压（TV二次值）。
（４）电压灵敏度校验：按后备保护范围末端三相段路时，保护安装处的最大电压要求大于２。 ３继电保护及自动装置的整定计算 ３.１相关参数计算
３.１.１相关阻抗（只考虑电抗，用X表示）参数计算 （１）正序阻抗＼零序阻抗计算结果见表６－２０
表６－２０ 正序电抗值计算结果表 名称
符号 电抗编号 基础参数
X1G1
ＰＧＮ＝６００ＭＷ
Cosφ=0.9,Χ＂Χ＂d=0.2 ＰＧＮ＝６００ＭＷ Cosφ=0.9；Χ＂d=0.2
变压器１ Ｔ１ X1T1 变压器２ Ｔ２ X1T2 线路１ 线路２ 线路３ 系统１ 系统２ 系统３
Ｌ１ X1L1 Ｌ２ X1L2 Ｌ３ X1L3 Ｓ１ X1S1 Ｓ２ X1S2 Ｓ３ X1S3
符号 G１ Ｇ２ Ｔ１ Ｔ２ Ｌ１
STN=800MW；UK=10% STN=800MW；UK=10%
279.8km，0.276Ω/km,单回线 266.4km,0.275Ω/km 单回线 600km，0.273Ω/km 单回线 S1max＝5000MVA；S1min＝4000MVAS2max＝4000MVA；S2min＝3000MVA
X *1T1＝0.125 X *1T2＝0.125 X *1l1＝0.309 X *1l2＝0.146 X *1l3＝0.655
X *1s1.min＝0.2；X *1s1.max＝0.25X *1s2.min＝0.25；X *1s2.max＝0.33标么值 X *1G1＝0.300 X *1G2＝0.300
发电机１ G１
发电机２ Ｇ２ X1G2
S3max＝2500MVA；S3min＝2000MVAX *1s3.min＝0.4；X *1s3.max＝0.5
表6-21 零序电阻抗值的计算结果表 STN 名称 发电机１ 发电机２ 变压器１ 变压器２ 线路１
电抗编号 基础参数 X1G1 X1G2 X0T1 X0T2 X0L1
PGN＝600MW；cosφ＝0.9，X″d＝0.2 PGN＝600MW；cosφ＝0.9，X″d＝0.2 STN＝800MW；UK＝10% STN＝800MW；UK＝10%
279.8km,0.828Ω/km 单回线
11
标么值 X *0G1＝0.300 X *0G2＝0.300 X *0T1＝0.125 X *0T2＝0.125 X *0L1＝0.927
线路２ 线路３ 系统１ 系统２ 系统３
Ｌ２ Ｌ３ Ｓ１ Ｓ２ Ｓ３
X0L2 X0L3 X0S1 X0S2 X0S3
266.4km,0.825Ω/km 双回线 400km,0.819Ω/km 单回线 S1max＝5000MVA S1min＝4000MVA S1max＝4000MVA S1min＝3000MVA S1max＝2500MVA S1min＝2000MVA
X *0L2＝0.438 X *0L3＝1.965 X*0S1.min＝0.5 X*0S1.max＝0.625 X*0S2.min＝0.625 X*0S2.max＝0.825 X *0S3.min＝1.0 X*0S3.max＝1.25
(3)画出K1点故障时各序阻抗的简化图，如图6-11所示。 1）系统最大方式下的正序阻抗：
X *1ls∑min=（X *1L1+X *1s1min）∕∕（X *1L2+ X *1s2min）∕∕（X *1L3+ X *1s3min） =（0.309+0.2）//(0.146+0.25)//(0.655+0.4)=0.148 X *1GT2= X *1G2+ X *1T2=0.3+0.125=0.425
X *1K1。∑min=（ X *1ls∑min// X *1G2+ X *1T1）// X *1G1 =(0.148//0.425+0.125)//0.3=0.137 2)系统最小运行方式下的正序阻抗为
X *1K1。∑min=（X *1ls∑max// X *1G2+ X *1T1）// X *1G1 =（0.210//0.425+0.125）//0.3=0.141
3）系统最大运行方式下的零序阻抗。由于K1所在的变压器的角形侧，因为零序阻抗为无穷大。 （4）画出K2点故障时各序阻抗的简化图，如图6-12所示。 1)系统最大运行方式下正序阻抗。 2）系统最小运行方式下正序阻抗。 3）系统最大运行方式下零序阻抗。
X *0ls∑min=（X *0L1+X *0s1min）∕∕（X *0L2+ X *0s2min）∕∕（X *0L3+ X *0s3min） =（0.309+0.5）//（0.146+0.625）//(0.665+1.0)=0.505 X *0K2。∑min= X *0SLΣmin// X *0TΣ=0.505//0.0625=0.0556 4)系统最小运行方式下另序阻抗的计算结果如表6-22所示。 表6-22 综合阻抗值计算结果表 名称
K1点正序等值阻抗（系统最大运行方式） K1点正序等值阻抗（系统最小运行方式） K1点零序等值阻抗（系统最大运行方式） K1点零序等值阻抗（系统最小运行方式）
标么值
X *1K1。∑min =0.137
名称
K2点正序等值阻抗（系统最大运行方式）
标么值
X *1K2。∑min =0.0987X *1K2。∑max=0.106 X *0K2。∑min =0.0556X *0K2。∑max=0.0563
X *1K1。∑max=0.141 K2点正序等值阻抗（系
统最小运行方式） X *0K1。∑min =∞ X *0K1。∑max=∞
K2点零序等值阻抗（系统最大运行方式） K2点零序等值阻抗（系统最小运行方式）
3.1.2额定运行参数及互感器变化
（1）发电机各主要参数：额定功率：PGN=600MW：功率因数：cosφ=0.9：额定电压：UGN=20KV：额定电流为IGN=PGN/（√3 UGN. cosφ）=600*1000/(√3*20*0.9)=19245(A),电流互感器变比取为nTA1=2000/5=4000,发电机二次侧额定电流为Ie=IGN/ nTA1=19245/4000=4.18(A)
（2）变压器各主要参数：额定功率：S e=800MVA;额定电压; UTN=20KV:额定电流为Ie=ITNSe/(√3UTN)=800*1000/(√3*20)=23094(A)；电流互感器变化(低压侧)为Nta2=25000/5=5000:变压器二次侧额定电流为Ie=IGN/ nTA2=23094/5000=4.62(A).
12
3.13继电保护正定计算结果
整个保护的整定计算结果见表6-23～表6-24. 表6-23 发电机纵差保护整定值
名称
制动系数
起动电流（A） 拐点电流（A）
负序电流（A）速断倍数（*Iｅ） 额定电流（Ａ）
代号 K２ Iｏｐ。０ Iｒｅｓ。００.９６２ ４.３３
名称
Ｕ２.０ｐ６
Ｉｓ ６
Ｉｅ ４.８１
整定值 ０.２８６ 名称 代号 名称 代号 整值范围
名称
表６－２４ 发电机单元件横差保护整定结果表
动作电流（A） 动作时间（ｓIｇ 制动系数 Kｚ ０.４
定时限定值 动作电
延时
动作电流（A）动作时间（ｓ １.４４３
０.８
ｔ１ 整定范围
表６－２５ 变压器二次谐波制动式差动保护定值单
谐波制动比 起动电流（A）拐点电流（A）速断倍数（*Iｅ） 额定电流（A）η ０.１５
Iｑ １.８４８
Iｇ ２.７７２
Iｓ ５
Iｅ ４.６２
额定电流
上限电
上限时
热值系
散热系数 Ｋ２ １
Ｉｅ（ＩＮ）４.８１ （A）
表６－２６ 反时限对称过负荷保护定值单
反时限定值 下限电
下限长
流（Ａ） （ｓ）
代号 整定范围
I２ｇｌ ｔ１１ ５.２３ ８
流（A） 延时ｓ Ｉ２ｓ
ｔｓ
流（Ａ）间（ｓ）数 I２ｕｐ２.９２
ｔｕｐ ０.４
Ｋ１ １.１
５.５３ ５００
表６－２７ 反时限不对称过负荷保护定值单
名称
定时限定值 动作电流（Ａ）
代号
Iｇｌ
延时（ｓ） ｔ１１ ８
反时限定值 下限电流（A） Ｉｓ ０.４８６
表６－２８ 复合电压闭锁过电流保护定值单 名称 代号 整定范围
过电流（A） 低电压（V） Ig 6.08
U1 70
负序电压（V）U2g 9
下限长延时ｓｔｓ ４５０
上限电
上限时
热值系
散热系数 Ｋ２ ０.０１
Ｉｅ（ＩＮ）４.８１ 额定电流（A）
流（Ａ）间（ｓ）数 Iｕｐ ２.６６
ｔｕｐ ０.４
Ｋ１ ０.７
整定范围 ０.４４２
表6-29 发电机过电流保护定值单
名称 代号 整定范围
动作电压（V） 动作时间（s）Uｇ １３０
极端低
ｔ ０.４
组抗圆园心
阻抗圆半
转子低电压特性曲线系数
转子低电压初
过功率
动作延时（s）
表６－３０ 阻抗型失磁保护整定单
名称
系统低电压（V）
电压（V）（负值）（Ω）径（Ω）
始动作值（V） （W）
代号 Uｈ１ Uｇ１ －XC 80
-1.25
Xｒ 1.25
Xｆｄ 0.45
Ｖｆｄ１ 45
Ｐｇ 216.5
ｔ１ｔ２ｔ
３ｔ４ｔ５2
整定范围 90
名称 代号
表６－３１ ３U０定子接地保护定值单
动作电压（V） 动作时间（s）３Uｏｇ
ｔ
13
整定范围 １０ 8
动作时间ｔ１（s） 动作时间ｔ２（s）6
8
动作时间t（s） 8
过电流（A）负序电流（A）I段延时（s） II段延时（s）
表６－３２ 转子一点接地保护定值单
名称及代号 动作电阻Rｇ１（kΩ） 动作电阻Rｇ2（kΩ）整定范围
9
名称及符号 正定范围
名称
正向阻（Ω）
0.6
表６－３３ 转子两点接地保护的定值单
二次谐波电压定值U２ωｇ（V） 1.8
反向阻抗（Ω）
表６－３４ 阻抗保护定值单 符号 正定范围
ZＦ 12.5
ZＢ 43.75
Ｉｇ 5.29
Ｉ２ｇ 0.72
ｔ１ 1.5
ｔ２ 2
３.１９ＰＡＳＳ－６６０数字式准同期装置整定计算
ＰＡＳＳ－６６０数字式准同期装置由于最多支持１６个同期对象，所以系统共有１６组定值，分别对应于每个同期对象，但系统定值只有一组。如果相应的对象选择成功，则系统会自动的把改组对象的定值调入到内存中。另外，虽然每组同期对象都有默认的定值，但是为了安全，各组的定值只有固定化以后，才能够进行同期操作，否则系统会拒绝同期合闸的。 该模件定值如表６－３５所示
表６－３５ ＰＡＳＳ－６６０数字式自动准同期装置定值单 序号 定值名称 １ ２
控制字
合闸脉冲前时间（s）
输入方式 十六进制 十进制
定值范围 0×0000～0×FFFF 0.000～2.000
默认值
简要说明
0×0007 0.100
只需考虑装备以外环节（主要是断路器动作时间）的延时。装置内部延时已由装置补偿 超过此时间同期不上，报超时，并退出同期捕捉过程 同期合闸输出接点闭合时间 同频不同相时增速脉冲宽度 固有转角，系统待并侧电压整定为正，滞后为负
仅在自动识别为环网并列时使用
这是折算到100V电压的值。相当于额定电压的百分数。
３ ４ ５ ６ ７ ８ ９
同期复归时间（s） 合闸输出脉宽（s） 同频调频脉宽（s0 固有相角差（°）
十进制十进制十进制十进制
0.00～999.9 0.000～9.999 0.000～9.999 -180.0～+180.00～40.0 -15.0～+15.0 -15.0～+15.0 -0.50～+0.50 -0.50～+0.50 0.1～20.0 1～200 1～200 1～200
300 0.120 0.120 0 15.0 5.0 -5.0 0.25 -0.25 5.0 40 0 0
允许环并合闸角（°） 十进制允许压差高限（V） 允许压差低限（V）
十进制十进制十进制十进制十进制十进制十进制十进制
１０ 允许频差高限（Hz） １１ 允许频差低限 １２ 调速周期（s） １３ 调速比例因子 １４ 调速积分因子 １５ 调速微分因子
推荐值5 推荐值40～50 推荐值0 推荐值0
推荐值为0时，调压脉站宽度由
１６ 调频脉冲最大宽度（s） 十进制0．000～5.000 0
14
１７ 调频脉冲最小宽度（s） 十进制１８ 调压周期（s） １９ 调压比例因子
十进制十进制
0．000～5.000 0 0.1～20.0 1～200
2.0 20
装置自动计算，脉冲宽度范围限
定为0.1～2 推荐值2 推荐值20～30
推荐值为0时，调压脉冲宽度由装置自动计算
２０, 调压脉冲最大宽度（s） 十进制２１ 调压脉冲最小宽度（s） 十进制
0．000～2.000 0 0．000～2.000 0
３.２０ＷＢＫＱ－０１Ｂ微机型备用电源快速切换装置整定计算
ＷＢＫＱ－０１Ｂ微机型各用电源快速切换装置的整定计算结果见表６－３６ 表６－３６ ＷＢＫＱ－０１Ｂ微机型备用电源快速切换装置的定值 定值组 １.手动并联切换定值
定值名称
母线与目标电源电压差（%） 母线与目标电源频率差（Hz） 母线与目标电源相角差（°） 并联切换时采用 手动并联切换模块投退
２.手动串联切换定值
快速切换功能投退 同期判别切换功能投退 残压切换功能投退 长延时切换功能投退 手动串联切换模块投退
３.事故切换方式选择
切换方式 快速切换功能投退 同期判别切换功能投退 残压切换功能投退 长延时切换功能投退 事故切换模块投退
４.母线低电压启动切换方式选择
母线低电压起动定值（%） 母线低电压起动延时（s） 切换方式 快速切换功能投退 同期判别切换功能投退 残压切换功能投退 长延时切换功能投退 母线低电压起动切换模块投退
５.工作电源开关跳闸启动切换方式选择
切换方式 快速切换功能投退 同期判别切换功能投退 残压切换功能投退 长延时切换功能投退
工作电源开关偷跳起动切换模块投退
６.快速切换定值 母线与目标电源频率差（Hz）
母线与目标电源相角差（°） 同时切换合备用延时（s）
15
范围 0.1～10 0.02～0.5 0.5～20 □自动□半自动 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □同时□串联 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 20～80 0.5～2 □同时□串联 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □同时□串联 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 □退出□投入 0.5～5 0.5～60 0.02～0.05
级差 推荐值 0.10 5 0.01 0.2 0.1
15
串联 投入 投入 投入 投入 投入
0.10 70 0.01 1
串联 投入 投入 投入 投入 投入 串联 投入 投入 投入 投入 投入 30
0.01 3 0.1 0.01
７.同期切换定值 母线与目标电源频率差 ８.残压切换定值 残压定值（%） ９.长延时切换定值
１０.开关固有时间
长延时定值（s）
工作低压侧开关固有合闸时间（s） 备用低压侧开关固有合闸时间（s） 备用高压侧开关固有合闸时间（s） 备用电源高压侧开关状态
１１.低电压减载定值
低压减载I段电压定值（%） 低压减载I段延时定值（s） 低压减载I段功能投退 低压减载II段电压定值（%） 低压减载II段延时定值（s） 低压减载II段功能投退
１２.去耦合定值 去耦合延时（s）
去耦合投退
１３.备用分支保护定值
备用分支速断定值（A） 备用分支速断延时定值（s） 备用分支过流定值（A） 备用分支过流延时定值（s） 备用分支速断有效时间定值（s） 备用分支速断投退 备用分支过流投退
１４.目标电源低压定值 １５.相位校验定值
１６.工作分支TA及备用分支TA设定 17.母线TA断线判别
18.打印机参数设定 19.通信参数
目标电源低压定值（%） 目标电源低压延时（s） 目标电源低压投退
5～15 20～50 2～10 0～0.2000 0～0.2000 0～0.2000 □热态□冷态 70～80 1～10 □退出□投入 40～70 5～20 □退出□投入 0.2～0.5 □退出□投入 0.2～100 0～1 0.2～100 0～60 0～10 □退出□投入 □退出□投入 70～90 0.02～0.5 □退出□投入
0.01 10 0.10 30 0.01 3 0.01 0.01 0.01
0.10 0.01
0.10 0.01
0.01 0.4
采用同时切换时投入
0.01 0.01 0.01 0.01 0.01
80
0.01 0.2
工作电源电压超前母线Uab相角（°）0～360 备用电源电压超前母线Uab相角（°）0～360 工作分支TA有流定值（A） 备用分支TA有流定值（A） 有无工作分支TA 有无备用分支TA 母线TA断线判别投退 打印起动前周波数（周） 打印起动后周波数（周） 自动打印功能投退 装置通信地址 装置通信波特率
0.2～10 0.2～10 □无□有 □无□有 □退出□投入 0～50 0～200 □退出□投入 1～254
9600bit/s/19200bit/s
0.1 0.1
0.01 15%负荷电流 0.01 15%负荷电流
投入 10 50 退出
1 1
1
10kV线路保护整定计算问题及解决办法
10 kV配电线路结构复杂，有的是用户专线，只接一两个用户，类似于输电线路；有的呈放射状，几十台甚至上百台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几十米，有的线路长到几
16
十千米；有的线路上配电变压器容量很小，最大不超过100 kVA，有的线路上却达几千千伏安的变压器；有的线路上设有开关站或用户变电站，还有多座并网小水电站等。有的线路属于最末级保护。陕西省镇安电网中运行的35 kV变电站共有7座，主变压器10台，总容量45.65 MVA；35 kV线路8条，总长度135 km；10 kV线路36条，总长度1240 km；并网的小水电站41座（21条上网线路），总装机容量17020 kW。 1 10 kV线路的具体问题
对于输电线路而言，一般无T接负荷，至多T接一、两个集中负荷。因此，利用规范的保护整定计算方法，各种情况都能够计算，一般均满足要求。但对于10 kV配电线路，由于以上所述的特点，在设计、整定、运行中会碰到一些具体问题，整定计算时需做一些具体的、特殊的考虑，以满足保护的要求。
2 保护整定应考虑系统运行方式 按《城市电力网规划设计导则》，为了取得合理的经济效益，城网各级电压的短路容量应该从网络的设计、电压等级、变压器的容量、阻抗的选择、运行方式等方面进行控制，使各级电压下断路器的开断电流以及设备的动热稳定电流得到配合，该导则推荐10 kV短路电流I k≤16 kA。
系统最大运行方式，流过保护装置短路电流最大的运行方式（由系统阻抗最小的电源供电）。 系统最小运行方式，流过保护装置短路电流最小的运行方式（由系统阻抗最大的电源供电）。 在无110 kV系统阻抗资料的情况时，由于3～35 kV系统容量与110 kV系统比较，相对较小，其各元件阻抗相对较大，则可近似认为110 kV系统容量为无穷大，对实际计算结果没有多大影响。 选取基准容量Sjz = 100 MVA，10 kV基准电压Ujz = 10.5kV，10 kV基准电流Ijz = 5.5 kA，10 kV基准阻抗Zjz = 1.103Ω。 3 整定计算方案
10 kV配电线路的保护，一般采用瞬时电流速断（Ⅰ段）、定时限过电流（III段）及三相一次重合闸构成。特殊线路结构或特殊负荷线路保护，不能满足要求时，可考虑增加其它保护，如保护Ⅱ段、电流电压速断、电压闭锁过电流、电压闭锁方向过电流等。现针对一般保护配置进行分析。 3.1 瞬时电流速断保护
由于10 kV线路一般为多级保护的最末级，或最末级用户变电站保护的上一级保护。所以，在整定计算中，定值计算偏重灵敏性，对有用户变电站的线路，选择性靠重合闸来纠正。分为两种类型进行整定计算。
放射状类型：按躲过本线路末端（主要考虑主干线）最大三相短路电流整定。时限整定为0 s（保护装置只有固有动作时间无人为延时）。
专线类型：按躲过线路上配电变压器低压侧出口最大三相短路电流整定。时限整定为0 s（保护装置只有固有动作时间无人为延时）。 特殊问题的解决如下
当线路很短时，最小方式时无保护区；或下一级为重要的用户变电站时，可将速断保护改为限时电流速断保护。动作电流与下级电流速断保护配合（即取1.1倍的下级保护最大速断值），动作时限较下级电流速断大一个时间级差，此种情况在城区较常见，在新建变电站或改造变电站时，建议保护配置采用微机保护，这样改变保护方式就非常容易。在无法采用其它保护的情况下，可依靠重合闸来保证选择性。
当线路较长且较规则，线路上用户较少，可采用躲过线路末端最大三相短路电流整定。此种情况一般能同时保证选择性与灵敏性，按放射状类型整定。
对于多条线路重叠故障，引起主变压器断路器越级跳闸时，按常规，在继电保护整定计算中是不考虑重叠故障的，但可采用加装瞬时电流速断保护，一般可整定于0 s 动作，使线路故障在尽可能短的时限内切除；在上下级保护时限配合可能的情况下，适当调整10 kV线路过电流保护与主变压器过电流保护的时限级差，以使主变压器过电流保护有足够的返回时间。
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对于10 kV开关站进线保护，其速断保护按所有出现的最大一台变压器速断保护相配合（带延时）。
双侧电源线路的方向电流速断保护定值，应按躲过本线路末端最大三相短路电流整定；无方向的电流速断保护定值应按躲过本线路两侧母线最大三相短路电流整定。对双回线路，应以单回运行作为计算的运行方式；对环网线路，应以开环方式作为计算的运行方式。
单侧电源线路的电流速断保护定值，按双侧电源线路的方向电流速断保护的方法整定。 对于接入供电变压器的终端线路（含T接供电变压器或供电线路），如变压器装有差动保护，线路电流速断保护定值，允许按躲过变压器低压侧母线三相最大短路电流整定。如变压器以电流速断作为主保护，则线路电流速断保护应与变压器电流速断保护配合整定。 灵敏度校验（保护性能分析）。按最大运行方式下，线路最大保护范围不应小于线路全长的50%。按最小运行方式下，线路最小保护范围不应小于线路全长的15%～20%。瞬时电流速断保护虽能迅速切除短路故障，但不能保护线路全长。 3.2 定时限过电流保护
按躲过本线路最大负荷电流整定。时限整定为0.3s（微机保护），按阶梯型原则整定。 特殊问题的解决如下。
当线路较长，过电流保护灵敏度不够时（如20 km以上线路），可采用复压闭锁过流或低压闭锁过流保护，此时负序电压取0.06Ue（Ue为额定电压），低电压取0.6～0.7Ue，动作电流按正常最大负荷电流整定，只考虑可靠系数及返回系数。当保护无法改动时，应在该线路适当处加装柱上断路器或跌落式熔断器，作为后一段线路的主保护，其额定电流按后面一段线路的最大负荷电流选取。 最终解决办法是调整网络结构，使10 kV线路供电半径符合规程要求。 当过电流保护，灵敏度不够时（如变压器为5～10kVA或线路极长），由于每台变压器高压侧均有跌落式熔断器，因此可不予考虑。
当过电流定值偏大，甚至大于瞬时电流速断定值时，而导致保护灵敏度不够时，可考虑保证1.5倍的灵敏度（近后备）整定。
对于时限级差配合无法满足整定要求时，因10 kV线路保护处于系统多级保护的最末端，而上级后备保护动作时限限制在一定数值范围内，可能会出现时限逐级配合后无法满足要求时，对于只有一台主变压器的变电站，可采用主变压器高压侧过电流保护相同的动作时限，使主变压器10 kV断路器动作时间增加0.5 s，有利于该断路器与10kV线路保护的配合。与逐级配合整定相比，对用户的停电影响相同，在实际中也是允许的。
对于上网小水电10 kV线路,应躲过小水电输送的最大三相短路电流,按双侧电源线路考虑，采用方向过电流保护。
4 三相一次重合闸 10 kV配电线路一般采用后加速的三相一次重合闸，由于安装于末级保护上，所以不需要与其他保护配合。考虑的主要是重合闸的重合成功率，以使用户负荷尽量少影响。根据有关统计分析，架空线路的瞬时性故障次数，约占故障次数的70%左右，重合闸的成功率约50%～70%。 因而重合闸对电力系统供电可靠性起了很大的作用。
重合闸整定时间, 应等于线路对有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间。
单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还应大于断路器及操作机构, 复归原状准备好再次动作的时间。单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间不宜小于1 s。 双侧电源线路的三相重合闸时间，除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置，以不同时间切除故障的可能性。对于多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5 s。
在10 kV配电线路中，多为照明负荷，供电可靠性要求较低，短时停电不会造成很大的损失。
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为了保证瞬时性故障能可靠消除，提高重合闸的重合成功率，可酌情延长重合闸动作时间，一般采用1.5 s的重合闸时间。 10 kV配电线路继电保护的配置虽然简单，但由于线路的复杂性和负荷的多变性，在保护装置的选型上值得重视。根据镇安电网保护配置情况及运行经验，建议在新建变电站保护配置中采用微机保护。微机保护在具备电流速断、过电流及重合闸的基础上，还应具备低压（或复压）闭锁、时限速断、带方向保护等功能，以适应线路及负荷变化对保护方式的不同要求。 该整定计算方案经多年运行考验，符合选择性、灵敏性、速动性、可靠性“四性”原则，对于10 kV配电线路，动作时间小于0.5 s，保证了10 kV设备和线路的热稳定，同时选择性好，动作时间准确，未出现误动情况，保证了供电的可靠性。
继电保护的作用及故障处理方法
一、前言
随着电力系统的高速发展和计算机技术,通讯技术的进步,继电保护向着计算机化、网络化,保护、测量、控制、数据通信一体化和人工智能化方向进一步快速发展。与此同时越来越多的新技术、新理论将应用于继电保护领域,这要求我们继电保护工作者不断求学、探索和进取,达到提高供电可靠性的目的,保障电网安全稳定运行。
二、继电保护在供电系统障碍中的作用
(一)保证继电系统的可靠性是发挥继电保护装置作用的前提
继电系统的可靠性是发挥继电保护装置作用的前提。一般来说继电保护的可靠性主要由配置合理、质量和技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护和管理来保证。 (二)继电保护在电力系统安全运行中的作用
继电保护在电力系统安全运行中的作用主要有以下三点:
1.保障电力系统的安全性。当被保护的电力系统元件发生故障时,应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给脱离故障元件最近的断路器发出跳闸命令,使故障元件及时从电力系统中断开,以最大限度地减少对电力系统元件本身的损坏,降低对电力系统安全供电的影响,并满足电力系统的某些特定要求(如保持电力系统的暂态稳定性等)。
2.对电力系统的不正常工作进行提示。反应电气设备的不正常工作情况,并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同(例如有无经常值班人员)发出信号,以便值班人员进行处理,或由装置自动地进行调整,或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置允许带一定的延时动作。
3.对电力系统的运行进行监控。继电保护不仅仅是一个事故处理与反应装置,同时也是监控电力系统正常运行的装置。 三、继电保护常见故障
电压互感器二次电压回路在运行中出现故障是继电保护工作中的一个薄弱环节。作为继电保护测量设备的起始点,电压互感器对二次系统的正常运行非常重要,PT二次回路设备不多,接线也不复杂,但PT二次回路上的故障却不少见。由于PT二次电压回路上的故障而导致的严重后果是保护误动或拒动。据运行经验,PT二次电压回路异常主要集中在以下几方面:PT二次中性点接地方式异常;表现为二次未接地(虚接)或多点接地。二次未接地(虚接)除了变电站接地网的原因,更多是由接线工艺引起的。这样PT二次接地相与地网间产生电压,该电压由各相电压不平衡程度和接触电阻决定。这个电压叠加到保护装置各相电压上,使各相电压产生幅值和相位变化,引起阻抗元件和方向元件拒动或误动。PT开口三角电压回路异常;PT开口三角电压回路断线,有机械上的原因,短路则与某些习惯做法有关。在电磁型母线、变压器保护中,为达到零序电压定值,往往将电压继电器中限流电阻短接,有的使用小刻度的电流继电器,大大减小了开口三角回路阻抗。当变电站内或出口接地故障时,零序电压较大,回路负荷阻抗较小,回路电流较大,电压(流)继电器线圈过热后绝缘破坏发生短路。短路持续时间过长
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就会烧断线圈,使PT开口三角电压回路在该处断线,这种情况在许多地区发生过。PT二次失压;PT二次失压是困扰使用电压保护的经典问题,纠其根本就是各类开断设备性能和二次回路不完善引起的。 电流互感器是供给继电保护和监控系统判别系统运行状态的重要组件。作为继电保护对电流互感器的基本要求就是电流互感器能够真实地反映一次电流的波形,特别是在故障时,不但要求反映故障电流的大小,还要求反映电流的相位和波形,甚至是反映电流的变化率。而传统的电磁式电流互感器是利用电磁感应原理通过铁心耦合实现一、二次电流变换的。由于铁心具有磁饱和特性,是非线性组件,当一次电流很大,特别是一次电流中非周期分量的存在将使严重饱和,励磁电流成几十倍、几百倍增加,而且含有大量非周期分量和高次谐波分量,造成二次电流严重失真,严重影响了继电保护的正确动作。由电工基础理论可知,电流互感器在严重饱和时,其一次电流中的直流分量很大,使其波形偏于时间轴的一侧。铁心中有剩磁,且剩磁方向与励磁电流中直流分量产生的磁通方向相同,在短路电流直流分量和剩磁的共同作用下,铁心在短路后不到半个周期就饱和了。于是,一次电流全部变为励磁电流,二次电流几乎为0。由于电流互感器严重饱和,使其传变特性变差甚至输出为0,才导致了断路器保护的拒动,引起主变压器后备保护越级跳闸。
针对目前微机继电保护装置自身的特点,造成了微机保护装置故障一般有以下这些原因:电源问题,比如电源输出功率的不足会造成输出电压下降,若电压下降过大,会导致比较电路基准值的变化,充电电路时间变短等一系列问题,从而影响到微机保护的逻辑配合,甚至逻辑功能判断失误。尤其是在事故发生时有出口继电器、信号继电器、重动继电器等相继动作,要求电源输出有足够的功率。如果现场发生事故时,微机保护出现无法给出后台信号或是重合闸无法实现等现象,应考虑电源的输出功率是否因元件老化而下降。对逆变电源应加强现场管理,在定期检验时一定要按规程进行逆变电源检验。干扰和绝缘问题,微机保护的抗干扰性能较差,对讲机和其他无线通信设备在保护屏附近使用,会导致一些逻辑元件误动作。微机保护装置的集成度高,布线紧密。长期运行后,由于静电作用使插件的接线焊点周围聚集大量静电尘埃,可使两焊点之间形成了导电通道,从而引起继电保护故障的发生。 四、继电保护故障处理方法 (一)替换法
用好的或认为正常的相同元件代替怀疑的或认为有故障的元件,来判断它的好坏,可快速地缩小查找故障范围。这是处理综合自动化保护装置内部故障最常用方法。当一些微机保护故障,或一些内部回路复杂的单元继电器,可用附近备用或暂时处于检修的插件、继电器取代它。如故障消失,说明故障在换下来的元件内,否则还得继续在其他地方查故障。 (二)参照法
通过正常与非正常设备的技术参数对照,从不同处找出不正常设备的故障点。此法主要用于查认为接线错误,定值校验过程中发现测试值与预想值有较大出入又无法断定原因之类的故障。在进行回路改造和设备更换后二次接线不能正确恢复时,可参照同类设备接线。在继电器定值校验时,如发现某一只继电器测试值与其整定值相差甚远,此时不可轻易判断此继电器特性不好,或马上去调整继电器上的刻度值,可用同只表计去测量其他相同回路的同类继电器进行比较。 (三)短接法
将回路某一段或一部分用短接线接入为短接,来判断故障是存在短接线范围内,还是其他地方,以此来缩小故障范围。此法主要用于电磁锁失灵、电流回路开路、切换继电器不动作、判断控制等转换开关的接点是否好。 (四)直观法
处理一些无法用仪器逐点测试,或某一插件故障一时无备品更换,而又想将故障排除的情况。10KV开关拒分或拒合故障处理。在操作命令下发后,观察到合闸接触器或跳闸线圈能动作,说明电气回路正常,故障存在机构内部。到现场如直接观察到继电器内部明显发黄,或哪个元器件发出浓烈的焦味等便可快速确认故障所在,更换损坏的元件即可。 (五)逐项拆除法
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将并联在一起的二次回路顺序脱开,然后再依次放回,一旦故障出现,就表明故障存在哪路。再在这一路内用同样方法查找更小的分支路,直至找到故障点。此法主要用于查直流接地,交流电源熔丝放不上等故障。如直流接地故障。先通过拉路法,根据负荷的重要性,分别短时拉开直流屏所供直流负荷各回路,切断时间不得超过3秒,当切除某一回路故障消失,则说明故障就在该回路之内,再进一步运用拉路法,确定故障所在支路。再将接地支路的电源端端子分别拆开,直至查到故障点。如电压互感器二次熔丝熔断,回路存在短路故障,或二次交流电压互串等,可从电压互感器二次短路相的总引出处将端子分离,此时故障消除。然后逐个恢复,直至故障出现,再分支路依次排查。如整套装置的保护熔丝熔断或电源空气开关合不上,则可通过各块插件的拔插排查,并结合观察熔丝熔断情况变化来缩小故障范围。
五、结束语
继电保护是电力系统安全正常运行的重要保障,目前已经得到了广泛的应用,随着科学技术的不断进步,继电保护技术日益呈现出向微机化,网络化,智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化发展的趋势。
微机型继电保护装置的优点应用性
①可以集主，后备保护功能于一身，运行性良好; ②具有自检功能，提高了装置安全工况可知性; ③具有远方通信功能，可满足自动化发展的要求;
④其生产，调试方便，规范，提高了装置革新了传统保护装备的面貌，促进了我国继电保护技术进步，它的出现很快受到运行，设计，制造各方面的欢迎和重视。
微机保护技术成功应用于220KV线路距离保护后，很快就推广到各电压等级的电网，并应用于母线保护，发电机，变压器保护，故障录波装置，变电所综合自动化系统以及电网安全自动装置。微机型保护在应用中注重改进，继承了传统模拟式保护原理，技术和长期积累的运行经验，在装置本体和运行现场加强了抗干扰措施，CPU由起初的1个发展到多个，位数由8位升到32位，并继而采用2个高速数字信号处理芯片CSP组成的电路，使其运行能力，速度满足并计算的要求，并大大提高了抗干扰能力。因此，微机型保护以不可阻挡之势迅速得到推广应用，同时也推动了国家微机保护产业的发展。 1991年底全国26个电网，省局使用微机保护，投运321台套;至2002年，在全国220KV及以上系统总计3.6万台继电保护装置中，微机型保护以达到约2万台，占总数的56%。其中220KV及以上线路保护总计约1.6万台，微机型保护约占90%左右;故障录波装置中微机化达到99.5%。
继电保护调试方案
1 目的：
为了规范本次技能鉴定保护调试工作，提高调试质量特制定本施工方案。 2 作业准备和条件：
2.1调试准备（见表1）
表1 调试仪器
名称
三相微机继电保护测试仪 数字式高精度万用表
模拟断路器
规格型号 昂立
数量 一台 一块 两台
备注
3试验方法及过程： 3.1通电前整机检查
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3.1.1检查装置型号及电量参数是否与使用环境一致。
3.1.2对各插件印制版进行初步检查，检查有无断线、焊点短路或断路现象，元器件安装是否正确。
3.1.3应对背板线特别是电源连线进行检查，确保5V、±15V、25V（开入电源）及24V（开断电源）电路本身及相互之间有无短路、断路或错线，以免通电时损坏元器件。
3.1.4对照装置端子图，检查大隔板的位置和数量是否和端子图一致，尤其是装置的正、负电源，交流电的电流和电压之间应有大隔板以示分界。 3.2通电调试
a） 停电后才允许安插件；
b） MMI板与逻辑继电器板相连的扁平电缆方向正确才能通电。
3.2.1电源测试
a） 直流输入电压规格应与装置出厂技术说明书相符；
b） 电源插件的输出电压幅值、极性、纹波系数应符合技术要求。
3.2.2 开关输入量检查
利用面板上的人机对话功能或运行PC机调试软件给各开入量输入端子分别加+24V电源，此时应有对应开入量变化报告输出，否则应检查该路开入量的电路或光隔芯片。 3.2.3零漂检查
利用人机对话或PC机调试软件的零漂检查命令，检查电流电压回路零漂。电流回路零漂应在±0.1A（5A额定值时）范围内，电压回路零漂应在±0.5V范围内。如不满足要求，调整VFC插件上相应的电位器RW2n（n=1～9）。
调整完毕后应将结果打印并做标示记录。 3.2.4电流电压刻度检查
a)试验前应将求和自检控制字置“0”，以免频繁告警；
b)将电流回路同极性串联，通入额定交流电流，要求串入0.5级电流表； c)将电压回路同极性并联，通入50V交流电压要求并入0.5级电压表；
ｄ)利用人机对话或PC机调试软件有效值命令观察各通道有效值，应与表计指示误差小于±3%，若不满足要求，调整VFC插件上相应的电位器RW1n（n=1～9）； ｅ)调整完毕后将结果打印并做标示记录。 3.2.5开出传动试验
按照装置出厂技术说明书的要求，利用人机对话功能，进入开出传动的子菜单，用装置上的键盘逐项驱动各开出回路，观察有关继电器的动作情况，并用通灯检查继电器接点的开出是否可靠。若不可靠应做相应处理或更换。 3.2.6模拟短路试验
a)模拟短路试验的目的是检验保护各项定值是否精确，动作行为是否正确，有方向元件时应特别注意电流电压的相序、极性及方向元件的动作区是否正确； b)试验应采用模拟突然短路的方法进行；
c)阻抗元件具有记忆特性，在模拟出口短路时，短路之前应加正常运行电压，然后模拟出口短路，阻抗元件才能正确动作。
ｄ)保护动作后，各保护CPU会将本插件的所有出口信息送往MMI，由MMI按时间顺序汇总后送LCD显示及打印机打印，同时这些信息存于MMI的EEP-ROM中，作为本次保护动作的总报告。总报告可以通过操作菜单：RPT-MMI复制。 3.2.7定值检查
ａ)按照装置出厂技术说明书的要求，核对每项定值的含义及量值是否与调度定值单一致；
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ｂ)按照装置出厂技术说明书的要求，核对控制字每一位的含义及投退是否合理，是否与调度定值单一致；
ｃ)打印所有定值并存档。 3.2.8绝缘检查试验
ａ)使用500V兆欧表进行测试；
ｂ)各回路绝缘电压应大于10MΩ（1min时的值）。 4.1安全措施
a)工作前应认真填写施工安全工作票,做好安全措施,扩建变电所应得到运行人员的许可方能施工。 b)用兆欧表测定装置绝缘电阻试验时,必须将所有插件拔出和断开同其他装置连线与电缆。
c)进行单板调试试验时,必须做到先查线后通电, 装置的接地端子应有良好的接地,插拔插件时应关闭装置电源,严禁带电插拔插件。
d)进行装置调试时,应选择量程合适的仪表仪器,调试中若需更换元器件时,使用电烙铁一般不大于25瓦,焊接元件时烙铁必须接地,更换集成片时应使用专用的起拔器。 e)在扩建变电所施工时,工作处所必须悬挂“在此工作”的警告牌。 f)在调试过程中,组长和组员相互有安全监督职责。 4.2文明施工
a)试验台应接线清晰,仪器仪表安放整齐保持清洁。
b)调试中应严格遵照设计原理,按图施工,做到精心施工精心调试,保质保量。 c)试验调试负责人应把好质量关,助手应做好试验记录。
电力电缆绝缘试验应注意的技术问题
１ 不宜采用交流耐压试验，宜采用直流耐压试验
高压电器设备一般都通过交流耐压试验对其主绝缘耐压强度进行试验，而电力电缆由于其电容量较大，往往受到试验设备容量的限制，很难进行工频交流耐压试验。另外，交流耐压试验有可能在油纸绝缘电缆空穴中产生游离放电而损害电缆，同样高的交流电压损害电缆绝缘强度远大于直流电压。因此，直流耐压试验便成为检查电缆绝缘性能的常用方法。直流耐压试验，设备容量小，电压高。电力电缆在直流电压作用下，绝缘中的电压按电阻分布，当电力电缆有缺陷时，电压将主要加在与缺陷相关的部位上，使缺陷更容易暴露，这是交流耐压试验无法做到的。 ２ 直流耐压试验时，必须采用负极性连接
一般在进行直流耐压试验时，只注意接线是否正确，而忽略电压极性的问题。电力电缆直流击穿强度与电压极性有关，如将电缆芯接正极，在电场作用下，电缆绝缘层水分将会渗透移向电场较弱的铅皮，结果使缺陷不易发现，击穿电压比电缆芯按负极接线时提高１０％。因此，对电力电缆进行直流耐压试验要采用负极性连接。 ３ 直流耐压试验时温度对试验的影响
电缆绝缘电阻同其他高压电器一样，随温度上升而减小，随温度降低而升高；泄漏电流随温度上升而增大，随温度降低而减小。可见温度对试验数据有很大影响。按记录温度对试验数据进行换算是很重要的。电力电缆如停电时间较长，绝缘试验时应注意记录电缆的实际温度。电缆试验一般都是停电几个小时才做，此时电缆缆芯的温度接近土壤温度，因每年试验时间比较固定，土壤温度一般无太大差异，但试验数据不能按记录的室外温度进行换算，而应按土壤温度换算。不同的放置地点的温度也不同，露天放置的电缆以室外温度为准，放置水中的电缆以记录水温为准，对刚停电的电缆要测试电缆的缆芯温度。
缆芯与铅皮间的电压分布取决于绝缘电阻，因此缆芯与铅皮的温度对电压分布影响很大。当温差不大时，靠近电缆芯的绝缘分担的电压比靠近铅皮处的高；若温差较大时，由于温度增高，使靠近缆芯的绝缘电阻相对降低，靠近缆芯的绝缘电阻所分担的电压减小，且有可能小于靠近铅皮处。因此在冷状态下做直流耐压试验易发现靠近电缆芯处的绝缘缺陷，热状态下则易发现靠近铅皮处的
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绝缘缺陷。
４ 直流耐压试验时，必须将电缆充分放电
电力电缆的电容量很大，进行直流耐压试验后，剩余电荷的能量还比较大，直接影响绝缘电阻和吸收比的测量。如果电缆在第一次直流耐压试验后，放电时间短，未将剩余电荷放尽就进行绝缘电阻试验，充电电流与吸收电流会比第一次减小，这样就会出现绝缘电阻虚假增大和吸收比减小的现象。
另外，直流耐压试验后立即进行绝缘电阻试验会产生绝缘电阻减小和吸收比增大的虚假现象。这主要是测量绝缘电阻的兆欧表接线电压极性与直流耐压电压极性相反引起的。电缆在直流耐压试验中，如果放电不充分，立即测量绝缘电阻，那么绝缘电阻表需要输出很多电荷去中和电缆中的剩余电荷，造成绝缘电阻的虚假降低。因为直流耐压试验时间一般为５ ｍｉｎ，所以电缆直流耐压试验后，放电时间要大于５ ｍｉｎ，电缆越长，放电时间越长。绝缘电阻测试后，放电时间大于充电时间。
５ 直流耐压试验时，必须加以屏蔽
对电力电缆进行直流耐压及直流泄漏试验时，因试验电压较高，绝缘良好的电缆泄漏电流较小，因而设备引起的杂散电流对试验结果影响很大。为了消除杂散电流对试验结果的影响，采用微安表接在高压侧，高压引线及微安表加屏蔽接线。这种试验接线，由于采取微安表接在高压回路，且高压引线和微安表加了屏蔽，因此能消除高压引线电晕和试验设备杂散电流对试验结果的影响，其试验结果的准确度高。此种接线，对电缆外皮对地绝缘或不绝缘的都可采用。
在恶劣环境条件下，电缆表面泄漏电流较大，使试验数据不能反映绝缘真实情况。采用电缆两头加屏蔽来消除表面泄漏电流，此法可完全消除电缆两头表面泄漏的影响，可测出电缆绝缘的真实泄漏电流数据。
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