220ＫＶ系统继电保护及自动装置整定计算 郭世震
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220ＫＶ系统继电保护及自动装置整定计算
郭世震
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毕毕 业业 设设 计计(论文论文)系 别电力工程系专业班级电气工程及其自动化 07K8 班学生姓名郭世震指导教师任惠二二一一年六月一一年六月题 目 220系统继电保护及自动装置整定计算华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）I220KV 系统继电保护及自动装置整定计算摘要继电保护是电力系统安全保障体系的重要组成部分，继电保护装置的正确动作是电力系统安全运行的重要保证。继电保护装置的定值正确性、准确性和合理性，直接决定保护装置的动作行为。要充分发挥继电保护装置的效能，必须要科学、合理地整定保护装置的定值。本设计的主要内容是根据系统接线图和原始数据计算出各设备实际值归算到标幺值下的基本参数，并通过判定运行方式及接地方式绘制出了正、负、零序序网图，计算出了各个断路器所在线路末端母线发生短路时流过该断路器的短路电流。然后对系统中各断路器进行了相间距离保护、零序电流保护、高频保护及综合自动重合闸的各整定值的计算、校验以及配置设计。相间距离保护与零序电流保护采用了三段式保护，同时在设计中介绍了保护的整定原则并给出了具体的算例。高频保护整定了相差动高频保护以及高频闭锁距离保护和高频闭锁零序电流方向保护。综合重合闸的整定包含了阻抗选相元件、接地故障判别元件、相电流判别元件、检无压与检同期元件、重合闸时间及复归时间。同时对保护的配置及整定情况进行了分析和评价。关键词：短路电流，距离保护，零序保护，高频保护，自动重合闸。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）RELAY PROTECTION AND AUTOMATIC DEVICE SETTING CALCULATION OF 220KV POWER SYSTEMAbstractRelaying is an important component of power system protection security system, The correct operation of protection devices is an important guarantee that make sure safe operation of power systems. The correctness,accurate and reasonable of the relay protection devices setting, directly determines the act of protection. To give full play to the performance of protection devices, must be scientific and rational setting a fixed value of the protection device.The main content of this design is based on the original data and system wiring diagrams imputed the basic parameters of the equipment from actual value to unit value.By determining the method of operation and earthing methods, drawing out the positive, negative and zero-sequence sequence network and calculating the flow through the circuit breaker short-circuit current when the short circuit of the bus.Then to the circuit breaker in the system,taken to phase distance protection, zero sequence current protection,high-frequency blocking protection and automatic reclosing equipment of the consolidated setting calculation, calibration and configuration design. In the design, phase distance protection and zero-current protection with a three-step protection. This paper introduced the principle of the protection setting calculation and gives a concrete example. High-frequency lockout protection setting distance protection of high-frequency and high frequency blocking the direction of zero-sequence current protection.Automatic reclosing equipment includes impedance tuning phase selector, ground fault identification component, relative to current discrimination components, inspection and examination over the same period non-pressure components, reclosing time and reset time. At the same time, analysis and evaluation of the setting and the circumstances of protection at the entire system.Keyword: Short-circuit current, distance protection, zero-sequence protection, high-frequency protection, automatic reclosing.华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）目 录摘要.Abstract.1 绪论.11.1 引言.11.2 继电保护的发展和应用现状.11.3 继电保护整定计算研究发展现状.22 电力系统各元件参数计算.42.1 220kV 系统主接线图及原始数据 .42.2 系统各元件标幺值的计算.63 短路电流的计算.103.1 短路电流概述.103.2 短路电流计算假定条件.103.3 运行方式的选择.113.3.1 最大、最小运行方式的选择原则.113.3.2 本设计的运行方式选择.113.4 变压器中性点接地点的选择23.113.4.1 变压器中性点接地的安排原则.113.4.2 本设计中的接地方式.123.5 绘制正（负） 、零序网络图.123.6 短路电流的计算.133.6.1 B 母线短路时流过 6DL 的短路电流.133.6.2 断路器的短路电流的计算结果.204 三段式相间距离保护的整定计算.234.1 相间距离保护概述.234.2 距离保护装置阻抗继电器的接线方式和整定阻抗.234.3 距离保护整定计算.234.3.1 距离保护各断路器分支系数计算.234.3.2 保护 7DL 相间距离保护整定原则与算例.254.3.3 相间距离保护整定计算结果.284.4 阻抗继电器二次动作值和最大灵敏角.284.5 对相间距离保护的评价.305 零序电流保护整定计算.315.1 零序电流保护概述.31华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）5.2 零序电流保护整定计算的运行方式分析.315.3 零序电流保护的整定计算.315.3.1 零序电流保护各断路器最小分支系数.325.3.2 保护 13DL 零序电流保护整定计算算例.335.3.3 零序电流保护方向元件.345.3.4 零序电流保护整定计算结果.355.4 对零序电流保护的评价.356 高频保护.376.1 高频保护的概述.376.2 相差动高频保护.376.2.1 相差动高频保护的装置构成与原理.376.2.2 保护 6DL 相差动高频保护各定值整定算例.386.2.3 相差动高频保护定值整定结果.406.2.4 对相差动高频保护的评价.406.3 高频闭锁距离、零序保护整定计算.416.3.1 高频闭锁距离保护装置的构成.416.3.2 保护 6DL 高频闭锁距离保护整定计算算例.416.3.3 高频闭锁零序电流方向保护.426.3.4 保护 6DL 高频闭锁零序电流方向保护整定计算.426.3.5 高频闭锁距离、零序保护整定计算结果.427 自动重合闸装置.447.1 概述.447.2 综合重合闸整定计算.447.2.1 保护 6DL 综合重合闸的整定计算算例.447.2.2 综合重合闸各项定值计算结果.477.3 综合重合闸装置与继电保护的配合.487.4 对综合重合闸的分析与评价.48结论.51参考文献.52致谢.54华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）11 绪论1.1 引言继电保护是电力系统安全保障体系的重要组成部分，继电保护装置的正确动作是电力系统安全运行的重要保证，从世界范围内的多次大停电事故可以看出，几乎凡是涉及停电范围较广的大型系统事故，都与继电保护装置的不正确动作有直接或间接的关系。为了满足电网安全稳定运行的要求，对继电保护装置提出了可靠性、选择性、灵敏性与速动性的要求。继电保护装置的定值正确性、准确性和合理性，直接决定保护装置的动作行为。充分发挥继电保护装置的效能，需要科学、合理地整定保护装置的定值。继电保护装置定值的正确性、科学性以及合理性在很大程度上取决于继电保护整定计算和定值管理工作的正确开展。正确的整定计算对提高保护运行的可靠性具有重要作用，保护装置的灵敏性、选择性和速动性要靠整定计算获得的合理保护定值来保证。因此，做好继电保护整定计算工作对于满足电网对继电保护装置提出的四性要求，充分发挥继电保护装置的性能和保证电力系统的安全运行具有重要意义。1.2 继电保护的发展和应用现状继电保护技术的发展其技术的改良和革新都是与科技发展息息相关的。文献13就继电保护发展发展进行了初步的介绍，其中提到最早的继电保护装置是在研究电力系统而延伸出来的，20 世纪初电力系统处于起步阶段，也是继电保护的开端。熔断器在当时的电力系统当中得到广泛的应用。而到了 20 世纪 60 年代和 80 年代间，当时兴起的晶体管继电保护普遍的应用于各个电力系统。随着对继电保护的深入研究，70 年代开始转化为对集成运算放大器的电路研究，到了 80 年代已经形成了一个完整的体系，并淘汰了之前的晶体管保护技术。到 90 年代了，由于微机保护装置的深入研究和普遍应用，形成了现在的微机继电保护装置4。主运算器由 8 位机、16 位机发展到目前的 32 位机；数据转换与处理器件由模数转换器(A/D)、电压频率转换器（VFC） ，发展到数字处理器（DSP） 。随着电力系统容量日益增大，范围越来越广，仅设置系统各元件的继电保护装置，远不能防止发生全电力系统长期大面积停电的严重事故。为此必须从电力系统全局出发，研究故障元件被相应继电保护装置的动作切除后，系统将呈现何种工况，系统失去稳定时将出现何种特征，如何尽快恢复其正常运行等。此外，机、炉、电任一部分的故障均影响电能的安全生产，特别是大机组和大电力系统的相互影响和协调正成为电能安全生产的重大课题。因此，系统的继电保护和安全自动装置的配置方案应考虑机、炉等设备的承变能力，机、炉设备的设计制造也应充分考虑电力系统安全经济运行的实际需要。为了巨型发电机组的安全，不仅应有完善的继电保护，还应研究、推广故障预测技术。结合文献5了解到继电保护技术向微机保护网络化，继电保护人工智能化，保护、控制、华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）2测量、数据通信一体化的方向发展。全球卫星定位系统（GPS）和光纤通信技术对网络化的微机保护实现同步相量测量技术提供了条件。GPS 在各领域中已得到广泛应用，在电力系统中主要用于同步相量测量。在数据一体化方向，光电流互感器（OCT）和光电压互感器（OPT）已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用 OCT 和OPT 的情况下，保护装置应放在距 OCT 和 OPT 最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OCT 和 OPT 的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断，一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。目前，许多国家开始积极从事这一方面的研究，并取得了很大的进展。已有不同类型和具有不同功能的 OCT 分别在美国、日本、德国 6KV 到 380KV 电压等级的变电站现场挂网运行。可以预见伴随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步, 继电保护技术面临着进一步发展的趋势。其发展将出现原理突破和应用革命，由数字时代跨入信息化时代，发展到一个新的水平。1.3 继电保护整定计算研究发展现状随着继电保护技术的发展整定计算的方法和计算工具也有了不同程度的改进。在我国电力系统中,继电保护整定计算工具经历了由低级到高级的发展过程.以往,保护定值的计算主要依靠人工并辅以专用计算工具或完全由人工计算来完成, 复杂繁琐，重复计算工作量非常大，耗时较长，而且还不一定能够得到最优方案。随着电网规模的不断扩大,保护定值的计算向利用数字计算机的方向发展，从70年代后期，计算机整定计算的开发工作就开始了。由于短路电流计算的理论基础雄厚，数学模型成熟，因此在80年代用计算机进行短路电流计算得到了普及。之后在短路电流计算的基础上，沿用网络节点法的基本模式。结合当时的计算机辅助继电保护整定计算的数值方法文献 6、7提出继电保护整定计算中的图论方法,主要包括：(1)linknet数据结构的存储；(2)深度优先搜索回朔法(DFSBT法)获得简单回路矩阵；(3)求取继电保护整定计算所需的一个极小断点集；(4)多回线的处理。利用电网拓扑图生成回路矩阵进而计算开发了一些整定计算软件。代表的当时先进的继电保护水平，提高了工作效率和整定计算结果的准确性，在部分电网中取得了一些成功的经验。伴随着计算机软件和模拟程序的飞速发展，在以往的模拟方法无法模拟比较复杂的故障，继电保护通用仿真校验系统的研究8发挥了必不可少的作用，仿真校验软件有两种数据来源，一是故障录波器或微机保护装置的录波数据, 另一个就是来自数字动态实时仿真系统（Digital Dynamic Real-Time Simulator 简称 DDRTS）等仿真软件的输出数据。通过仿真能更精确的模拟故障对整定值校验，能够让整定计算人员结合保护网络的故障参数进行数据对比，针对不同的电力网络选择合适的保护类型，对保护进行一些有益的简化，文献9、10中权衡考虑计算的工作量与保证效果对实际整定中遇到的部分系统进行华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）3简化。通过采取取消零序 I 段、简化零序段计算、统一相间距离保护和接地距离保护，在保证电网安全稳定运行的前提下减少工作量。为了将专业人员从繁重的日常工作中解放出来，提高电网运行管理水平，研究人员一直在寻求合适的解决方法。人工智能技术的飞速发展为解决类似问题提供了一种可行的途径，继电保护整定计算专家系统恰当地将人工智能技术11引入继电保护整定计算领域，使定值计算和管理工作变得更加科学有效，提高了电网的综合自动化管理水平，根据继电保护整定工作既有大量专家经验和逻辑推理，又有复杂的数值计算之特点，构筑了以基于 MS-Access 的产生式规则和基于 MS-Access 的框架结构为主体的知识表示体系，采用了精确搜索正向推理的控制策略，能进行电网简单故障、保护整定值的计算，并能校验整定值的正确性和提供详尽的整定计算过程解释。为克服传统整定计算系统的不够兼容，文献12探索的以通用算法映射原理开发继电保护面向装置整定计算系统开发的新思路。从具体装置中剥离各项功能的通用原理，归纳分类后得到基于广泛电气量组合条件和相关逻辑判断的通用算法函数。确保软件整定的准确性。在插件技术在发电厂整定计算系统的应用13中探讨了基于插件式开发实现整定计算软件系统的优势，基于 Net 平台的插件系统实现的方法。提出将插件技术应用到整定计算系统设计中，设计通用电厂整定计算系统配合装置插件的系统方案，解决了系统扩展性和灵活性的问题有效地弥补了传统定值整定软件的不足，使得专家系统具有更广泛的适用性和灵活性，对于电力系统的安全稳定运行，具有极其重要的现实意义。电力系统也正向以着实现电网的可靠、安全、经济、高效、环境友好和使用安全为目标的智能电网发展，电力系统势必需要于更完善更精确的继电保护系统相结合，文献14、15详细介绍了人工神经网络的设计理念和应用前景，文献1620进一步结合人工神经网络提出了自适应继电保护。通过不同与以往固定的保护整定数值，而是结合系统控制、测量、数据通信一体化的特性，中央计算机根据电力系统电源及上层网络状态以及各变电站上传的状态信息进行综合分析计算,自动的根据随时变化的电气量信息进行整定计算来适应随时变化的系统。目前自适应继电保护技术的发展已经预示出未来整定计算在线化的可能性，目前国内外已有这方面的文章发表。随着电力系统继电保护信息网的形成和发展，可以预见整定计算在线化的时期一定会到来。必然将会进一步带动继电保护整定计算的整体进步，向着科学，高效，准确，智能的方向发展。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）42 电力系统各元件参数计算2.1 220kV 系统主接线图及原始数据华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）5220kV 电网一次系统组件参数表一、系统参数：最大方式 最小方式 最大方式 最小方式1 C系统0.420.560.830.942 E系统0.370.450.650.823 F系统1.361.582.73.2正 序 参 数零 序 参 数系统名称或编号二、发电机参数：发电厂发电机编号有功,MW电压功率因素XdA1、212513.80.850.1175A3、425015.00.850.1747三、变压器参数：厂、站 编号容量电压比接线组短路电压Uk12%Uk23%Uk13%A1、2150242/13.8Yo/d-1113.00A3、4300242/15Yo/d-1114.80B1、2120220/121/11Yo/Yo/d-12-1114.007.4623.20D1、290220/121/38.5Yo/Yo/d-12-1114.077.6523.73E1120220/121/11Yo/Yo/d-12-1114.007.4623.20F1、2120220/121/11Yo/Yo/d-12-1114.007.4623.20G1、290220/121/38.5Yo/Yo/d-12-1113.155.7020.40H190220/38.5/10.5Yo/Yo/d-12-1113.155.7020.40四、线路参数： 名称型号长度,Km R1/km X1/km 互感抗A-B2*LGJQ-400860.0780.420.73B-CLGJQ-300600.0540.402C-DLGJQ-400450.0780.42D-ELGJQ-400300.0780.42C-FLGJQ-400800.0780.42A-GLGJQ-300450.0540.402G-HLGJQ-3001170.0540.402五、负荷分布：华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）6名称容量,MVAP-jQI功率因素fhCT变比A-B267240-j1177000.89825.91200/5B-C250200-j1506560.79936.871200/5C-D180144-j1084720.836.87600/5D-E150120-j903930.836.87600/5C-F229185-j1366020.836.871200/5A-G256200-j1606720.7838.661200/5G-H11290-j662930.836.87600/5六、其它说明：1. 线路零序阻抗为正序阻抗的 3 倍。2. 计算时基准容量为 1000MVA，基准电压为 230kV。3. 220kV 母线电压互感器变比为：1 . 031 . 03220110kV 母线电压互感器变比为：1 . 031 . 031104. 断路器为 SW6-220 配 CY3 液压操作机构：固有分闸时间小于等于 0.04 秒；固有合闸时间小于等于 0.2 秒。5. 最大运行方式：所有发电机、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式；最小运行方式：A 发电厂停运 3、4 号机组，各系统取最小运行方式。2.2 系统各元件标幺值的计算21结合本网络选取基准值：SB=1000MVA ；UB=230kV； =2.51 (kA) BBS3BUIBIBB3 US23031000 =52.9 () BBU3BIZBZB2BS U100023021发电机参数发电机的电抗标幺值： (%)100dBNXSXS式中： 发电机次暂态电抗;(%)Xd发电机的额定电压;NU 基准电压 230kV;BU华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）7 基准容量 1000MVA;BS 发电机额定容量MVA NScosNNPS发电厂 1,2 号机组： PN =125MW UN =13.8kV =0.85 =0.1175cosdX 则： SN =147.059 MVACOSPN85. 0125 *GX=0.799NBSS100(%) Xd059.14710001175. 0 发电厂 3,4 号机组： PN=250MW UN=15.0 kV = 0.85 =0.1747cosdX 则： SN=294.118MVANCOSP85. 0250 *GX=0.594NBSS100(%) Xd118.29410001747. 0表 21 发电机参数结果A1，2#12513.80.850.11750.799A3，4#250150.850.17470.594电抗标幺值发电机编号功率因数发电厂有功，MW 电压，kVdX2变压器参数计算1) A 厂变压器参数计算：A 厂 1，2 号机组 已知： SN = 150MW =13.00 %12KU 则： 1111000%13.00%0.867150NBTKTSXUSAA 厂 3，4 号机组 已知： SN = 300MW =14.80 %12KU 则： 111*1000%14.80%0.493300NBTKTSXUSA2) B 站变压器参数计算：已知: SN = 120MW =14.00 =7.46 =23.20 %12KU%23KU%13KU则各绕组的阻抗百分值为：K1K12K13K231U%U%U%U%14.00 23.207.4614.872= 0.87K2K12K23K131U%U%U%U%7.46 14.00-23.202华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）8=8.33K2K13K23K121U%U%U%U%23.207.46-14.002XT1* = =1.239NBkSSU100(%)1120100100087.14XT2* =-0.0725NBkSSU100(%)2120100100087. 0XT3* =0.694NBkSSU100(%)3120100100033. 8对于其他厂变压器参数计算原则 B 厂变压器相同，计算结果如表 2-2 所示:表 22 各变压器参数计算结果说明：对普通（非自耦）三绕组变压器，按如上方法求得的三个电抗中，有一个可能是负值，这是由于这种变压器的三个绕组中，必有一个在结构上处于其它两个绕组之间，而这个处于居中位置的绕组与位于它两侧两个绕组间的两个漏抗之和又小于该两绕组相互间的漏抗。例如，中压绕组居中，且 Ud（%）+Ud（%） Ud（%） 的关系。因此，这种等值电抗为负值的现象并不真正表示该绕组有容性漏抗。普通三绕组变压器出现这种现并不少见，但因这一负值电抗的绝对值往往很小，在近似计算中常取其为零。等值电抗标幺值A 1,2150双相双绕组Uk1（%）=13.000.867A 3,4300双相双绕组Uk1（%）=14.800.493Uk1（%）=14.871.239Uk2（%）=-0.870Uk3（%）= 8.330.694Uk1（%）=15.0751.675Uk2（%）= -1.0050Uk3（%）=8.6550.962Uk1（%）=14.871.239Uk2（%）= -0.870Uk3（%）=8.330.694Uk1（%）=14.871.239Uk2（%）=-0.870Uk3（%）=8.330.694Uk1（%）=13.9251.547Uk2（%）= -0.7750Uk3（%）=6.4750.719Uk1（%）=13.9251.547Uk2（%）=-0.7750Uk3（%）=6.4750.719变压器编号容量，MVA绕组型式各绕组的阻抗百分值Uk%B 1,2120三相三绕组D 1,290三相三绕组E 1120三相三绕组F 1,2120三相三绕组G 1,290三相三绕组H 190三相三绕组华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）93输电线路参数1) 输电线路参数计算公式AB 段有名值：ZAB1=XAB1=X1LAB=0.4286=36.12 () ZAB2=ZAB1=36.12 () ZAB0=3ZAB1=336.12=108.36 () 标幺值：ZAB1*= ZAB1/ ZB =36.12 /52.9 =0.683 ZAB2* =ZAB1* =0.683ZAB0*= 3 ZAB1*=30.683=2.049对于其它线路： BC 段，CD 段，DE 段， CF, AG 段, GH 段的计算原则与 AB 段相同，由于电阻相对电抗很小，在本设计计算中忽略了电阻。计算结果如表 2-3 所示：表 23 线路参数计算结果 AB2*LGJQ-400860. 6832.049BCLGJQ-300600.4561.368CDLGJQ-400450.3571.071DELGJQ-400300.2380.714CFLGJQ-400800.6351.905AGLGJQ-300450.3421.026GHLGJQ-3001170.8892.667零序阻抗标幺值线路名称型号长度，km正，负序阻抗标幺值华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）103 短路电流的计算3.1 短路电流概述22短路：指供电系统中不同电位的导电部分（各相导体、地线等）之间发生的低阻性短接。 短路故障产生的原因设备原因 指电气设备、元件的损坏。如设备绝缘部分自然老化或设备本身有缺陷，正常运行时被击穿导致短路；设计、安装、维护不当所造成的设备缺陷最终发展成短路等。自然原因由于气候恶劣，如大风、低温、导线覆冰等引起架空线倒杆断线；因遭受直击雷或雷电感应，导致设备过电压或绝缘被击穿等。人为原因工作人员违反操作规程，带负荷拉闸造成相间弧光短路；违反电业安全工作规程，带接地刀闸合闸造成金属性短路；人为疏忽接错线造成短路；运行管理不善，造成小动物进入带电设备内形成短路事故等。短路的危害：短路电流产生的热量，使导体温度急剧上升，会使绝缘损坏。短路电流产生的电动力，会使设备载流部分变形或损坏。短路会使系统电压骤降，影响系统其他设备的正常运行。严重的短路会影响系统的稳定性。短路还会造成停电。不对称短路的短路电流会对通信和电子设备等产生电磁干扰等。计算短路电流的目的为了选择和校验电气设备、载流导体和整定供电系统的继电保护装置，需要计算三相短路电流；在校验继电保护装置的灵敏度时还需计算不对称短路的短路电流值；校验电气设备及载流导体的力稳定和热稳定，就要用到短路冲击电流、稳态短路电流及短路容量；对瞬时动作的低压断路器，则需用冲击电流有效值来进行其动稳定校验。3.2 短路电流计算假定条件设计短路电流计算采用以下假定条件及原则：1）故障前为空载, 即负荷略去不计,只计算短路电流的故障分量。2) 短路发生在短路电流为最大值的瞬间。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）113) 故障前所有接点的电压均等于平均额定电压, 其标幺值为 1.4) 不考虑短路点的电弧阻抗和励磁电流.5）不计故障点的相间电阻和接地电阻。6）在本次设计中所有线路和元件的电阻都略去不计。3.3 运行方式的选择233.3.1 最大、最小运行方式的选择原则最大、最小运行方式的选择，目的在于计算通过保护装置的最大、最小短路电流。在线路末端发生短路时，流过保护的最大（或最小）短路电流与下列因素有关：1）系统的运行方式，包括机组、变压器、线路的投入情况，环网的开环闭环，平行线路是双回线运行还是单回线运行；2）短路类型；3）电流分配系数。保护的运行方式是以通过保护装置的短路电流的大小来区分的。1) 最大运行方式根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发电设备都投入运行（或大部分投入运行）以及选定的接地中性点全部接地的系统运行方式称为最大运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最大的运行方式。2) 最小运行方式根据系统最小负荷，投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少部分接地的运行方式称为最小运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最小的运行方式。3.3.2 本设计的运行方式选择1）最大运行方式： 所有发电机、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式；2）最小运行方式： A 发电厂停运 3、4 号机组，各系统取最小运行方式。3.4 变压器中性点接地点的选择233.4.1 变压器中性点接地的安排原则通常，变压器中性接地位置和数目直接关系到零序网的的制定，即直接影响着系统发生接地故障时零序电流的大小及分布。（1）考虑变压器中性点接地的安排应遵循以下两条原则：一是在系统发生接地故障时，应防止局部系统变为不接地系统带接地点运行，以免华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）12变压器承受危险的过电压。二是在运行方式变化时，应尽量使零序电流的大小及分布不便或变化很小，以有利于零序保护的动作。为此，应使变压器中性点接地数目和位置尽可能保持不变。 （2）变压器中性点接地的位置和数目的具体选择原则：1）发电厂及变电所低压侧有电源的变压器，中性点均应接地运行，以防止出现不接地的工频过电压状态。如事前确定不能接地运行，则应采取其他防止工频过电压的措施。2）自耦型和有绝缘要求的其他型变压器，其中性点必须接地运行。3）对单电源系统，线路末端变电站的变压器一般不应接地，以提高保护的灵敏度和简化保护线路；对多电源系统，要求每个电源点都有一个中性点接地，以防止接地短路的过电压对变压器产生危害。4）发电厂的主变压器应接地运行。当有多台变压器时应采取部分变压器中性点接地运行的方式。双母线系统最好按每条母线上均有中性点接地变压器运行考虑。中性点接地变压器的安排可按变压器的零序阻抗接近相等而分组倒换。5）变电站，单侧电源的变压器一般不接地，以提高电源侧零序保护的灵敏度。对多侧电源的情况，可分为以下三种情况：A、两条线路一台变压器者，变压器可接地运行，允许停变压器。B、两条线路两台变压器者，一台变压器接地运行，另一台倒换。当两台变压器容量不相等时，在计算最大零序电流时应按容量大的一台接地运行考虑。C、三条线路以上、两台变压器以上者，一台接地，其余倒换。或取分组组合方案。6）对于其他由于特殊原因不满足上述规定者，应按特殊情况临时处理。例如，可采用改变保护定值、停运保护或增加变压器接地运行台数等方法进行处理，以保证保护和系统的正常运行。3.4.2 本设计中的接地方式（1）发电厂 A 有四组发电机变压器组，取部分变压器中性点接地运行方式，即1#变压器一直接地，2#变压器倒换，以保证在运行方式变化时零序阻抗不变（2）B,D,F,G 变电站均各有两台主变压器，容量相等，按一台变压器接地运行，另一台倒换运行。（3）E 变电站的变压器各有一台主变压器，应接地运行。（4）G、H 站变压器为单侧电源供电，变压器一般不接地运行，以提高电源侧零序保护的灵敏度。3.5 绘制正（负） 、零序网络图2425根据系统各元件参数计算结果和变压器中性点接地情况，绘制出系统正（负） 、零序华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）13网络图如图 3-1 和图 3-2 所示。 F FB BC C0.5940.5940.4930. 493系统11.2390.69400.7990.7990.8670.8 67A A01.54700. 7190.7191.5470G GH H0.8890. 6830. 6831.2390.69400.4560.635系统30.3571.6750.96200.238系统20.6941.23900.342D DE E图 3-1 系统正（负）序网络图F FB BC C系统11.2390.867A AG GH H2.6672.0492.0491.2390.6941.3681.905系统31.0711.6750.9620.714系统21.2391.026D DE E0.6940.694图 3-2 系统零序网络图3.6 短路电流的计算263.6.1 求 B 母线短路时流过 6DL 的短路电流华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）14（1）最大运行方式方式 1A 厂及系统 1、2、3 均取最大运行方式,AB 线双回运行（2）最小运行方式方式 2A 厂及系统 1、2、3 均取最小运行方式,AB 线单回运行（3）两侧运行方式不同时的零序阻抗1) 6DL 正方向的零序网取最小运行方式，反方向的零序网取最大运行方式，AB 线双回运行方式 32) 6DL 正方向的零序网取最大运行方式，反方向的零序网取最小运行方式，AB 线双回运行方式 4 最大最小运行方式下系统的正（负） 、零序网络图如图 3-3、3-4、3-5、3-6 所示0.5940.5940.4930. 4930.7990.7990.8670.8 670. 6830. 6830.456A A0.3570.6350.420.2381.360.37系统2系统3系统1B BC CD DE EF F图3-3 最大运行方式下正（负）序网络图0.8 672.0491.368A A1.0711.9050.830.7142.70.65系统2系统3系统1B BC CD DE EF F2.0492.6371.9331.9331.933图 3-4 最大运行方式下零序网络图华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）150.7990.7990.8670.8 670. 6830.456A A0.3570.6350.560.2381.580.45系统2系统3系统1B BC CD DE EF F图3-5 最小运行方式下正（负）序网络图0.8 672.0491.368A A1.0711.9050.940.7143.20.82系统2系统3系统1B BC CD DE EF F2.6371.9331.9331.933图 3-6 最小行方式下零序网络图（一）归算至短路点的总电抗1.最大运行方式下方式 1345045604203616350357023803703415032901.).)./).)/(.()/.(X56.9093310245186700).)/.( (X0(0.4860.714)/ /2.637) 1.071)/ /(1.126 1.905)/ /0.831.853X右000/ /0.956/ /1.8530.631XXX左右2.最小运行方式下方式 210 8330 683 / /( 0.450 2380 357 / / 0 635 1.58 / /0.560.4560.510X.()()()00.8672.049.9.1X左=()/ / 1 33=1 620(5760.714)/ /2.637) 1.071)/ /(1.205 1.905)/ /0.941.894X右000/ /1.162/ /1.8940.720XXX左右3.两侧运行方式不同时的零序阻抗方式 3000/ /1.162/ /1.8530.714XXX左右方式 4000/ /0.956/ /1.8940.635XXX左右4最大运行方式下的 6DL（M 侧）侧电流分配系数：正序电流分配系数：1mC华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）1610.3450.4850.711mC零序电流分配系数：1mC00.6310.3411.853mC5最小运行方式下的 6DL（M 侧）侧电流分配系数：正序电流分配系数：1mC10.5100.6630.769mC零序电流分配系数：1mC00.7200.3801.894mC（二）B 母线三相短路1.最大运行方式（1）短路点总电流=3.528（KA） 3dI11jIx12.510.345（2）流过 6DL 的电流（KA） 3310.485 7.2753.528md mdICI2.最小运行方式（1）短路点总电流=4.922（KA） 3dI11jIx12.510.510（2）流过 6DL 的电流（KA） 3310.663 4.9223.263md mdICI（三）B 母线两相短路（BC 两相短路）1.最大运行方式（1）短路点总电流（KA） 23337.2756.322ddII（2）短路点各序分量电流（KA） 22121212.513.6832 0.345jddIIIxx（3）流过 6DL 的全电流及各需分量电流全电流 （KA） 2210.485 6.33.056md mdICI序电流 （KA） 22211210.485 3.6381.764mdmdmdIICI2.最大运行方式（1）短路点总电流华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）17（KA） 23334.9224.26322ddII（2）短路点各序分量电流（KA） 22121212.512.4612 0.51jddIIIxx（3）流过 6DL 的全电流及各需分量电流全电流 （KA） 2210.633 4.2632.826md mdICI序电流 （KA） 22211210.633 2.4611.632mdmdmdIICI（四）两相接地短路（BC 两相接地）1.最大运行方式（1）短路点各序电流及全电流1）正序电流1.111202.514.419/ /0.3450.345/ /0.631jdIIXXX（KA）2）负序电流（KA）1.1(1.1)021200.6314.4192.8570.3450.631ddXIIXX3）零序电流（KA）1.1(1.1)201200.3454.4191.5620.3450.631ddXIIXX4）全电流（KA）1.11.10112010.345 0.6313 13 14.4196.717()0.3450.631ddXXIIXX（2）流过 6DL 的各序电流及全电流1）正序电流（KA）1.1(1.1)1110.485 4.4192.143mdmdICI2）负序电流（KA）1.1(1.1)1220.485 2.8571.386mdmdICI3）零序电流（KA）1.1(1.1)1000.485 1.5620.533mdmdICI4）全电流（KA）1.11.10112013 11.52 2.1433.258()d mdmXXIIXX华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）182.最小运行方式（1）短路点各序电流及全电流1）正序电流1.111202.513.104/ /0.5100.510/ /0.720jdIIXXX（KA）2）负序电流（KA）1.1(1.1)021200.7203.1041.8170.5100.720ddXIIXX3）零序电流（KA）1.1(1.1)201200.5103.1041.2870.5100.720ddXIIXX4）全电流（KA）1.11.10112010.345 0.6313 13 13.0144.687()0.3450.631ddXXIIXX（2）流过 6DL 的各序电流及全电流1）正序电流（KA）1.1(1.1)1110.633 3.1042.058mdmdICI2）负序电流（KA）1.1(1.1)1220.633 1.8171.205mdmdICI3）零序电流（KA）1.1(1.1)1000.380 1.2870.489mdmdICI4）全电流（KA）1.11.10112013 11.51 2.0583.108()d mdmXXIIXX（五）单相接地短路（A 相接地）1.最大运行方式（1）短路点各序电流及全电流1）各序电流 1111201202.511.9000.3450.3450.631jdddIIIIXXX（KA）2）全电流（KA） 11133 1.9005.700ddII （2）流过 6DL 的各序电流及全电流华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）191）各序电流1）正负序电流（KA） 11(1)11210.485 1.90.922mdmdmdIICI2）零序电流（KA） 1(1)0000.341 1.90.648mdmdICI3）全电流（KA） 11111200.9220.9220.6482.492d mdmdmdmIIII2.最小运行方式（1）短路点各序电流及全电流1）各序电流 1111201202.511.4430.5100.5100.720jdddIIIIXXX（KA）2）全电流（KA） 11133 1.4434.329ddII （2）流过 6DL 的各序电流及全电流1）各序电流1）正负序电流（KA） 11(1)11210.633 1.4430.957mdmdmdIICI2）零序电流（KA） 1(1)0000.380 1.4430.548mdmdICI3）全电流（KA） 11111200.9570.9570.5482.462d mdmdmdmIIII（六）求 B 母线故障流过 6DL 的最大、最小零序电流1）最大零序电流：正序网运行方式 1，零序网运行方式 3。归算至短路点： 10.345x00.714x由于故障按单相接地计算。01xx各序电流 （KA） 1111201202.511.7880.3450.3450.714jdddIIIIXXX流过 6DL 的三倍零序电流 （KA） 1(1)000330.385 3 1.7882.065mdmdICI 2）最小零序电流：正序网运行方式 2，零序网运行方式 4。归算至短路点： 10.510x00.635x由于故障按两相接地计算。01xx华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）20（KA）1.10102.511.41020.5102 0.635jdIIXX 流过 6DL 的三倍零序电流 （KA）1.1(1.1)000330.335 3 1.4101.417mdmdICI 3.6.2 断路器的短路电流的计算结果对于其他短路器的短路电流计算原理同断路器 6DL，可得计算结果如表 3-1、3-2 所示：表 31 各点短路时流过各个断路器的最大最小短路电流计算结果正序负序零序全电流正序负序全电流最大方式1.0490.7510.3501.6050.9001.559最小方式0.7250.4050.2271.1090.5650.979最大方式1.5210.9600.3332.3271.2402.148最小方式0.6770.3910.2431.0360.5340.925最大方式2.1431.3860.5333.2581.7643.055最小方式2.0581.2050.4893.1081.6322.827最大方式1.3440.8850.4292.0561.1141.930最小方式0.7870.4860.3791.2040.6361.102最大方式1.5681.0330.5262.3991.3012.252最小方式1.4850.9170.4942.2731.2012.080最大方式0.7590.5000.3291.1610.6291.090最小方式0.7010.4320.3081.0720.5670.981最大方式2.4631.5710.6193.7682.0173.493最小方式2.1531.3270.5863.2931.7403.013最大方式2.5201.6080.8153.8562.0643.575最小方式2.2571.3910.7423.4531.8243.159最大方式1.8311.0870.5492.8011.4592.527最小方式1.6510.9660.5382.5261.3082.266最大方式1.8201.0740.3942.7841.4472.506最小方式1.6890.9740.3812.5841.3312.306最大方式2.4441.7920.6523.7392.1183.668最小方式1.7341.1460.5882.6531.4402.495最大方式0.9720.7220.2491.4870.8471.467最小方式0.8330.5930.2391.3730.7131.235短路点运行方式短路类型两相接地短路,KA两相相间短路,KAA母线 （3、4DL）B母线 （1、2DL）B母线（6DL）C母线（5DL）C母线（9DL）C母线（12DL）D母线（7DL）D母线（11DL）E母线（10DL）F母线（8DL）G母线（13DL）H母线（15DL）华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）21续表 31 各点短路时流过各个断路器的最大最小短路电流计算结果正序负序零序全电流正序全电流最大方式0.3980.4681.2631.8001.800最小方式0.3460.2460.9381.1301.130最大方式0.6680.3971.7332.4802.480最小方式0.3170.2650.9001.0691.069最大方式0.9220.6482.4923.5283.528最小方式0.9570.5482.4623.2633.263最大方式0.5670.5301.6652.2282.228最小方式0.3520.4431.1471.2721.272最大方式0.6620.6501.9742.6012.601最小方式0.6650.5781.9082.4022.402最大方式0.3200.4071.0471.2581.258最小方式0.3140.3600.9881.1331.133最大方式1.0720.7442.8894.0344.034最小方式0.9650.6852.6143.4793.479最大方式1.0970.9803.1754.1284.128最小方式1.0110.8672.8903.6483.648最大方式0.8430.6232.3092.9182.918最小方式0.7670.6022.1372.6162.616最大方式0.8410.4442.1262.8942.894最小方式0.7920.4222.0062.6632.663最大方式0.8920.8922.6774.2354.235最小方式0.7290.7292.1882.8812.881最大方式0.3460.3461.0371.6941.694最小方式0.3180.3180.9551.4261.426E母线（10DL）F母线（8DL）G母线（13DL）H母线（15DL）C母线（9DL）C母线（12DL）D母线（7DL）D母线（11DL）A母线 （3、4DL）B母线 （1、2DL）B母线（6DL）C母线（5DL）短路点运行方式短路类型单相接地短路,KA三相短路,KA华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）22表 32 各断路器的最大最小三倍零序电流短路点1、2DLB母线处单相接地1.196两相接地0.7273、4DLA母线处单相接地1.4两相接地0.6815DLC母线处单相接地1.644两相接地1.2126DLB母线处单相接地2.065两相接地1.4177DLD母线处单相接地2.232两相接地1.7458DLF母线处单相接地1.367两相接地1.1239DLC母线处单相接地2.026两相接地1.45610DLE母线处单相接地2.009两相接地1.11411DLD母线处单相接地2.956两相接地2.2212DLC母线处单相接地1.268两相接地0.90613DLG母线处单相接地2.676两相接地1.76415DLH母线处单相接地1.038两相接地0.717各断路器最大最小3I0 ,KA最小三倍零序电流最小三倍零序电流华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）234 三段式相间距离保护的整定计算4.1 相间距离保护概述（1）距离保护的概念距离保护是利用短路时电压、电流同时变化的特征，测量电压与电流的比值，反映故障点到保护安装处的距离而工作的保护。（2）距离保护的构成特点距离保护属于反映线路一侧电量的保护。因此，一套完整的距离保护装置通常由三段组成。其中 I 段保护线路全长的（8085）%，第 II 段保护线路全长，动作时间一般为0.5 秒，第 III 段作为后备保护，其动作时间一般在 2 秒以上。由于距离保护主要反映测量阻抗值，一般说其灵敏度较高，与电流保护相比，受电力系统运行方式变化影响较小，躲负荷能力强。在本线路发生短路时，距离保护第 I 段的保护范围不受电力系统运行方式变化的影响（只要保证在距离保护 I 段范围末端故障时，流过保护装置的最小电流大于阻抗继电器的最小精确工作电流） 。当故障点位于相邻线路上时，由于可能有助增电流或外汲电流，对距离保护的第 II、III 段，保护的实际动作区随系统运行方式变化而有所变化，但一般情况下均能满足系统运行要求。4.2 距离保护装置阻抗继电器的接线方式和整定阻抗(1) 阻抗继电器的接线方式阻抗继电器与电压互感器、电流互感器的连接方式称为阻抗继电器的接线方式。选择接线方式的原则是应保证在线路上发生故障时，阻抗继电器的测量阻抗等于从保护安装处至故障点的正序阻抗值。常用的接线方式有接线方式（继电器接入相间电压和想0电流差）和带零序电流补偿的接线方式（继电器计入相电压和相电流与 3KI0之和） 。特殊情况下，也有采用接线方式和接线方式的。对于不同的接线方式，在各种类型3030的短路故障情况下，所测得的阻抗值是不同的。(2) 阻抗继电器的整定阻抗在进行距离保护装置的定值计算时，首先按照计算原则及要求，算出各保护段的一次整定阻抗值。计算的结果用线路的一次正序相阻抗表示。但是阻抗继电器是经过电压互感器和电流互感器接于二次回路的，其整定值必须换算成二次整定阻抗。4.3 距离保护整定计算21224.3.1 距离保护各断路器分支系数计算（1）分支系数的分析多电源的电力系统中，相邻上、下两级保护间的整定配合，还受到中间分支及电源的影响，将使上一级保护范围缩短或伸长，整定公式中需要引入分支系数。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）24电流分支系数的定义，是指在相邻线路短路时，流过本线路的短路电流与流过相2I邻线路的电流之比。当保护安装处到故障点之间有分支系数时，阻抗继电器的测量阻抗1I不等于有关线路的阻抗之和，当有电源分支时，；当为负荷分支时。前者将1fzK 1fzK 使得测量阻抗大于实际距离，后者使得测量阻抗小于实际距离。在计算距离保护的动作整定值时，为了保证区外故障时可靠不动，其整定值必须小于区外故障时可能测量的最小阻抗，因此必须计及最小分支系数；在保护进行灵敏性校验时，应保证其整定值大于保护区内各种故障时可能测得的最大阻抗，因此必须考虑采用最大分支系数。（2）分支系数的计算1）对于 6DL 最小分支系数的计算minfzK运行方式：线路 AB 双回线运行网络等效简化图如下所示: 0. 6830.456A AB BC C0. 683I2I1图 41 最小分支系数的等效网络简化图则最小分支系数2min10.6830.50.683+0.683ABfzABABIXKIXX2）对于 6DL 最大分支系数的计算minfzK运行方式：线路 AB 单回线运行网络等效简化图如下所示：0.456A AB BC C0. 683I2I1图 42 关于最大分支系数的等效网络化简图则最大分支系数2max11fzIKI 3）对于其他的最大，最小分支系数的计算原理同 6DL，计算结果如下表所示：华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）25表 4-1 相间距离保护分支系数计算结果断路器短路点分支系数运行方式Kfz.min=2.351A厂最大方式，系统1、2、3最小方式Kfz.max=3.132A厂最小方式，系统1、2、3最大方式Kfz.min=1线路A-B单回线运行Kfz.max=2线路A-B双回线运行Kfz.min=2.673A厂最小方式，系统1、2、3最大方式Kfz.max=5.413A厂最大方式，系统1、2、3最小方式Kfz.min=2.673A厂最小方式，系统1、2、3最大方式Kfz.max=8.751A厂最大方式，系统1、2、3最小方式Kfz.min=3.521A厂最大方式，双回线，系统1、3最小方式Kfz.max=6.683A厂最小方式，单回线，系统1、3最大方式Kfz.min=2.587A厂最大方式，双回线，系统1、2最小方式Kfz.max=4.034A厂最小方式，单回线，系统1、2最大方式Kfz.min=0.5A-B双回线运行Kfz.max=1A-B单回线运行Kfz.min=3.159系统1、3最小方式，系统2最大方式Kfz.max=4.011系统1、3最大方式，系统2最小方式Kfz.min=3.214电厂与系统1取小方式，单回线，系统2大方式Kfz.max=4.415电厂与系统1取大方式，双回线，系统2小方式Kfz.min=6.465系统1、2小方式，系统3大方式Kfz.max=8.56系统1、2大方式，系统3小方式Kfz.min=5.576A厂与系统1小方式，单回线，系统3大方式Kfz.max=8.238A厂与系统1大方式，双回线，系统3小方式12 DLD母线9 DLF母线12 DLB母线6 DLA母线9 DLB母线5 DLD母线5 DLF母线3、4 DLB母线3、4 DLG母线1、2 DLA母线1、2 DLC母线4.3.2 保护 7DL 相间距离保护整定原则与算例1、相间距离保护的整定原则结合本电网的特点距离保护的整定原则如下：（1）段整定计算1）距离保护段定值按躲过本线路末端短路时的测量阻抗整定 = （4-dz IZAxlKKZA1）式中： 距离保护 I 段整定阻抗值dz IZA 可靠系数，取 0.85 KK被保护线路的正序阻抗xlZ2）保护动作时间：=0 st（2）段整定计算1）按与相邻线路距离保护段配合整定 =+） （4-dz IIZAxl(KKZfz mindz IKZAAA2）式中：可靠系数，取 0.8KK华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）262）按与相邻线路距离保护 II 段配合整定 当按（4-2）整定 II 段，灵敏度不满足要求时，可按与相邻线路距离保护 II 段配合整定=+） （4-dz IIZAxl(KKZfz mindz IIKZAA3）保护动作时间 tIIIIItt3）校验距离保护段灵敏度： lmxldz IIZKZA对最小灵敏系数的要求为：不小于 1.25（3） 距离保护 III 段整定计算1）按与相邻线路距离保护段配合整定=+ （4-dz IIIZAxl(KKZb.min)dz IIKZA4）2）按躲过最小负荷阻抗整定= （4-5）dzZefqfhmaxfh(0.9 0.95)3cos()KZxlUKK KI AAAAA式中： 可靠系数，取 1.2KK返回系数，取 1.15fK 负荷自启动系数，取 1.5qZK输电线路阻抗角XL负荷功率因数角 fh3）动作时间： tIIIIItt4）灵敏度校验： 作为本线路的近后备保护的灵敏系数： （4-lmxldz IIIZKZA6）作为相邻线路远后备保护时的灵敏系数： （4-lmxlfz maxdz IIIxlZKZKZA7）5）当灵敏度不满足要求时，可与相邻线路距离保护 III 段配合整定=+ （4-dz IIIZAxl(KKZfz min)dz IIIKZA8）2.相间距离保护 7DL 的 I 段整定值计算算例（1）相间距离保护第 I 段的整定值：华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）27= 0.8518.9=16.06（）dz IKCDZKZA保护动作时间 =0 sIt（2）相间距离保段整定值计算1) 与相邻线路 DE 的 I 段配合=0.8518.9+0.8110.71=24.63（）mindz IIIKxlKfzdz IZKZKKZAAA2) 相间距离保护段灵敏度校验lmCD24.631.303 1.518.9dz IIKZZA线路长 50KM 以下要求不小于 1.5，故灵敏度不满足要求。lmK3) 与相邻线路 II 段配合=16.06+18.9=34.96（）mindz IIKCDKfzdz IIZKZKKZAAAlmCD34.961.85 1.518.9dz IIKZZA保护动作时间 =1SIIttIIt(3) 相间距离保护段整定值计算1) 按与相邻线路距离保护 III 段配合整定mindz IIIKCDKfzdzZKZKKZAAA=18.90.85+0.81190.93=168.81（）2) 按躲过最小负荷阻抗整定线路阻抗角,负荷功率因数角 79.48xl36.87xl（）3min0.9 220 10242.193472fhZAminfqfhcos()fhdz IIIKZxlZZKK K AAAAA=249.191.2 1.15 1.5 cos(79.4836.87)=158.97（）比较 1）与 2）取其中最小的值（）158.97dz IIIZA3）相间距离保护 III 段灵敏度校验当做近后备时华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）28lmCD158.98.4118.9dz IIIKZZA当做远后备时lmmax158.95.0518.9+12.6dz IIIfzDECDZKKZZA近后备和远后备都满足要求。故 III 段整定值为158.97dz IIIZA4.3.3 相间距离保护整定计算结果对于其余断路器的相间距离保护其整定原则及计算方法与 7DL 相同, 具体整定结果如下表 4-2 所示。表 4-2 三段式相间距离保护整定计算结果1、2DL30.7079.820.5132.8723、4DL30.7063.590.5131.9725DL20.5065.740.5278.4326DL20.5045.93173.2927DL16.06034.961159.9728DL28.56084.030.5124.6329DL16.06067.870.5158.96210DL10.71018.90.5190.93211DL10.71023.560.565.01212DL28.560100.20.5407.61213DL15.38047.360.5113.64215DL39.980123.890.5268.812 整定值, 动作时间,S断路器距离保护整定值及动作时间I段段段 整定值, 动作时间,S 整定值, 动作时间,S4.4 阻抗继电器二次动作值和最大灵敏角阻抗继电器是经过电压互感器和电流互感器接于二次回路的，其整定值必须换算成二次整定阻抗。其换算公式为： (4-9)ZLHdz jdzYHnZn式中： 电流互感器变比LHnYHn电压互感器变比目前，大多数继电器制造厂家生产的各种继电器，其整定阻抗的调节方法均采用抽头式调节方法，即通过调整电抗变换器 DKB 原边的抽头和调整电压变换器副边的抽IK头来实现，即UK华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）29 (4-10) Idz jUKZK1）7DL 的二次动作阻抗计算电流互感器变比： =600/5=120LHn电压互感器变比： =220/0.1=2200YHn段：=16.06=0.876（）.dz j IZ.dz j IZYHLHnn1202200II 段：=34.96=1.923（）.dz j IIZ.dz j IIZYHLHnn1202200 III 段：=158.97=8.743（）.dz j IIIZ.dz j IIIZYHLHnn1202200I 段阻抗元件选择 DKB 抽头为 0.5，II 段阻抗元件选择 DKB 抽头为 0.5，III 段阻抗元件选择 DKB 抽头为 2，则=0.5/0.876=56.6%.U IK=0.5/1.932=26.0%.U IIK=2/8.743=22.7%.U IIIK2）阻抗继电器的最大灵敏角对于方向阻抗继电器，其动作阻抗值与阻抗角有关。为了距离保护的保护范围和整定阻抗一致，应选择继电器的最大灵敏角与被保护线路的阻抗角相等，即使。fhxl 对每条线路来说，不能都做到满足；另一方面，实际发生故障时，若故障发生fhxl 在相邻线路上也会使实际的故障阻抗角与继电器最大灵敏角不等。最好能选择与线路阻抗角接近而偏小的角度作为继电器的整定灵敏角，来减少弧光电阻的影响。由于输电线路的阻抗角与继电器整定的最大灵敏角不等，因而使保护范围缩小。单一般情况下角度的偏差在之内，这反映阻抗继电器整定值上的偏差为 4完全可以忽略不计。5对于线路 CD 的线路阻抗角为，故阻抗继电器最大灵敏角整定为。79.48803）对于其余阻抗继电器的二次动作阻抗及最大灵敏角的整定原则及计算方法与 7DL 相同, 具体整定结果如下表 4-3 所示。其余线路的阻抗角均在左右，根据最大灵敏角整定原则，阻抗继电器的最大灵敏80角均整定为。80华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）30表 4-3 三段式相间距离保护二次阻抗整定计算结果1、2DL3.388.7814.6212229.6%22.8%13.7%3、4DL3.386.9914.5212229.6%28.6%13.8%5DL2.267.2330.631.251.25555.4%17.3%16.3%6DL2.265.058.0611244.3%19.8%24.8%7DL0.881.928.800.50.5256.6%26.0%22.7%8DL3.149.2413.7112231.8%21.6%14.6%9DL0.883.738.740.51256.6%26.8%22.9%10DL0.591.0410.500.50.5284.9%48.1%19.0%11DL0.591.303.580.50.5284.9%38.6%55.9%12DL3.1411.0244.841.252.5539.8%22.7%11.2%13DL1.695.2112.500.51229.6%19.2%16.0%15DL2.206.8114.780.51222.7%14.7%13.5%I段段段KU.IKU.KU.二次整定阻抗,DKB,YBZdz.j.IZdz.j.Zdz.j.I4.5 对相间距离保护的评价（1）由于距离保护同时利用了短路时电压、电流的变化特征，通过测量故障阻抗来确定故障所处的范围，保护区稳定，灵敏度高，动作情况受电网运行方式变化的影响小，能够在多侧电源的高压及超高压复杂电力系统中应用。（2）由于只利用了线路一侧短路时电压、电流的变化特征，距离保护 I 段的整定范围为线路全长的 80%85%,这样在双侧电源线路中，有 30%-40%的区域内故障时，只有一侧的保护能无延时的动作，另一侧保护需经 0.5s 的延时后跳闸；在 220kV 及以上电压等级的网络中，有时候不能满足电力系统稳定性对短路切除快速性的要求，因而，还应配备能够全线快速切除故障的纵联保护。（3）距离保护的阻抗测量原理，除可以应用于线路的保护外，还可以应用于发电机、变压器保护中作为后背保护。（4）相对于电流、电压保护来说，距离保护的构成、接线和算法都比较复杂，装置的可靠性稍差。 （5）对于 35kV 电压网络中，距离保护可作为复杂网络相间短路的主保护；对于110220kV 的高压电网和 330500kV 的超高压电网中，相间短路距离保护和接地短路距离保护主要作为全线速动主保护的相间短路和接地短路的后备保护。对于不要求全线速动保护的高压线路，距离保护则可作为线路的主保护。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）315 零序电流保护整定计算5.1 零序电流保护概述2123利用接地时产生的零序电流使保护动作的装置，叫零序电流保护。在中性点直接接地系统中，接地故障（包括单相接地故障及两相接地故障）约占故障总数的 90%以上。因此，必须对接地故障给予足够的重视。在中性点直接接地系统中，发生接地故障时，将产生很大的零序电流分量，全系统将出现零序电压，而在正常运行、全相振荡、相间故障时均无零序电流电压的产生。所以反应接地故障时出现的零序分量构成的接地故障保护具有很好的性能。在电缆线路上都采用专门的零序电流互感器来实现接地保护。将零序电流互感器套在三芯电缆上，电流继电器接在互感器的二次线圈上，在正常运行或无接地故障时，由于电缆三相电流的向量之和等于零，零序互感器二次线圈的电流也为零（只有很小的不平衡电流） ，故电流继电器不动作。当发生接地故障时，零序互感器二次线圈将出现较大的电流，使电流继电器动作，以便发出信号或切除故障。在电缆线路上都采用专门的零序电流来实现接地保护。对 110kV 以上中性点直接接地系统中的电力变压器，一般应装设零序电流(接地)保护， 作为变压器主保护的后备保护和相邻元件短路的后备保护。5.2 零序电流保护整定计算的运行方式分析在进行零序电流保护各段定值的整定时，必须首先计算出接地短路时流过本保护的最大零序电流，在求取零序电流保护第 I 段的最小保护范围和校验其余各段的灵敏度系数时，必须计算出接地短路时，流过本保护的最小零序电流。零序电流的大小及分布与运行方式的选择、短路点位置、故障类型直接有关。流过保护的最大零序电流的运行方式选择原则归纳如下：（1）对单侧电源的辐射电网，一般取最大运行方式，线路末端的变压器中性点不接地运行。（2）多电源的辐射形电网及环状网路，应考虑到相邻线路停运及保护相继电器动作情况，同时应按最大开机方式下对侧中性点接地方式为最小。而本侧（保护背后）的中性点接地方式最大。（3）对于有互感的双回路线路，应按一回线路运行，另一回路停用并两端接地考虑。（4）计算出归算至短路点的综合电抗、，比较它们的大小，当大于1X0X0X时，计算零序电流按单相接地计算。反之，按两相接地短路计算流过保护的最大零1X序电流。（5）考虑特殊情况下的最大零序电流，如断路器三相触头不同时合闸产生的零序电流非全相振荡时产生的最大零序电流。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）325.3 零序电流保护的整定计算5.3.1 零序电流保护各断路器最小分支系数（1）分支系数的运行方式和短路点位置的选择 1） 在上级保护与下级保护进行整定配合时，应考虑分支系数的影响。当分支系数按呗保护线路零序电流与被整定线路零序电流之比定义时，整定时应该取最小分支系数。零序保护的分支系数计算只与零序网络参数有关。2） 辐射形电网中线路保护的分之系数与短路的位置无关。3） 环状电网中线路的分支系数随短路点在相邻线路上的移动而逐渐增大。但在整定时应选择最小分支系数，故应选择开环运行方式。4） 单回线对双回线路中的一回的分支系数与短路点的位置有关。当短路点在其中一回线路上移动时，分支系数逐渐减小，当移到线路末端时分支系数最小。5）双回线对单回线路的分支系数，在双回线停用一回时为最小，如果双回线路之间有零序互感时，还应将停用的线路两端接地。6） 环外线路对环内线路的分支系数也与短路点位置有关，随短路点的移远，分支系数逐渐减小。实际整定时，应按照整定配合点计算分支系数。（2）对于 7DL 的最小分支系数 Kfz.min的计算零序网络图的等效简化图如下图 5-1 所示运行方式：AB 双回线运行，系统 1、3 取大运行方式图 5-1 最小分支系数等效简化零序网络图002min10CCDDfzDXXXIKIXA0.515+1.071+2.6332.633=1.60对于其他保护的最小零序分支系数计算原则和方法同 7DL，则具体计算结果如下表 5-1 所示。1.0710.714C CD DE E2.6370.515I1I2华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）33表 5-1 零序电流最小分支系数计算结果断路器短路点分支系数运行方式A母线Kfz.min=1.806A-B双回线，系统1、2、3最小方式C母线Kfz.min=2.513A-B单回线A母线Kfz.min=1.88A-B双回线，系统1、2、3最大方式G母线Kfz.min=3.661A-B单回线，系统1、2、3最大方式D母线Kfz.min=4.328A-B单回线，系统1、3最小方式F母线Kfz.min=4.796A-B单回线，系统1、2最小方式6DLA母线Kfz.min=2.234A-B双回线，系统1、2、3最大方式7DLE母线Kfz.min=1.60A-B单回线，系统1、3最大方式B母线Kfz.min=3.917系统1、3最小方式，系统2最大方式F母线Kfz.min=3.788A-B双回线，系统1小方式，系统2大方式11DLC母线Kfz.min=1.455系统2大方式D母线Kfz.min=5.457A-B双回线，系统1最小方式，系统3最大方式B母线Kfz.min=5.788系统1、2最小方式，系统3大方式12DL1、2 DL3、4 DL5DL9DL5.3.2 断路器 13DL 零序电流保护整定计算算例（1）零序电流保护 I 段的整定1）按躲开本线路末端接地短路的最大零序电流整定，即：1.252676=3345（A）0 max3dz IkIKIAA动作时间：=0 sIt（2）零序电流保护段的整定1）按与相邻下一线路 GH 的 15DL 零序电流保护 I 段配合整定：1.251038=1297（A）0 max3dz IkIKIAA=（A）minkdz Idz IIfzKIIKAAAA1.15 129714921灵敏度的校验：按被保护线路末端接地故障时流过保护 15DL 的最小 3 倍零序电流 3I0.min校验，则：1.5 满足灵敏度要求0 minlm317642.79632IIdz IIIKIAA故零序电流保护 II 段的整定值=632 A 动作时间：=1.0 sdz IIIAIIt（3）零序电流保护 III 段的整定华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）341）躲开本级线路末端短路时可能出现的最大不平衡电流 Iunb.max，即=1.50.50.14235=318（A）(3)unb.maxmaxInpsterkKKKIA式中： 非周期分量系数，取 1.1；npK电流互感器的同型系数，取 0.5；stK电流互感器的 10%误差，取 0.1；erK本级线路末端三相短路的最大短路电流。(3)maxkIA（A）kunb.max1.1 318350dz IIIIK IA2）与相邻下一线路 GH 的 15DL 零序电流保护 III 段配合整定：=146（A）minkdz IIIdz IIIfzKIIKAAAA1271.151比较 1） 、2）取其中的较大者，即得 350（A）dz IIIIA灵敏度校验：当作近后备保护时： 灵敏度满足要求。0 minlm317645.041.5350IIIdz IIIIKIAAA当作远后备保护时： 灵敏度满足要求。0 minlm37172.051.2350IIIdz IIIIKIAAA故零序电流保护 III 段的整定值=350 A 动作时间：=1.5sdz IIIIAIIIt(4) 零序电流保护 IV 段的整定1）按与相邻下一线路 GH 的 15DL 零序段配合整定：（A）min1.1 127140kdz IIIdz IVfzKIIKAAAA故零序电流保护 IV 段的整定值=140 A 动作时间：=3sdz IVIAIVt5.3.3 零序电流保护方向元件1）使用方向元件的总原则。当电流保护能从定值或整定时间上躲开反方向短路，则可以不加方向元件，否则，必须使用方向元件，防止反方向故障时，保护装置误动。2）对于电流保护的第一段（瞬动段） ，选择其整定值时只按躲过本线路末端最大短路电流整定。然后比较同一线路两侧的电流保护第一段整定值，整定值大者不使用方向元件，整定值小者必须使用方向元件。若两侧动作电流相近或相等，则两侧的保护不用加装方向元件。如果在整定第一段电流保护定值时，出了按躲过本线路末端最大短路电流整定外，还按躲过反方向出口短路的最大短路电流整定，则不加装方向元件。但这种方法有时使华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）35动作电流增大，保护范围缩小，一般不可取。3）对电流保护的其余各段，确定带不带方向元件的原则是：以一条线路两侧的同级时限的动作电流进行比较，其中动作电流小者带方向元件，动作电流大者不带方向元件；如果没有同级时限可比较，则与对侧比本侧低一个动作时限的动作电流相比较，动作电流小者带方向元件，动作电流大者不带方向元件，动作电流相等或接近的都不带方向元件。5.3.4 零序电流保护整定计算结果对于其余保护的零序电流保护其整定原则及计算方法与 13DL 相同, 具体整定结果如表 5-2 所示：表 5-2 零序电流保护的整定计算结果 注：表示加装方向元件1、2DL14950 3621 2041.59333、4DL175001991.51002443 5DL20550 7090.5 18318736DL255909010.51022 513 7DL279003331 2431.5 203 8DL170905590.58419DL25310 7510.5 2651 30310DL25110 3530.5301 11DL369503100.5149153312DL15850 5080.51491 533 13DL3345063213181.5140315DL134904780.51271方向元件 整定时间,方向元件时间,s方向元件 整定时间,s断路器距离保护整定值、动作时间及方向元件I段段段段 整定值,A时间,s方向元件 整定值,A5.4 对零序电流保护的评价零序电流保护的优点是：(1)零序过电流保护的灵敏度高，零序过电流保护的动作时限也较相间保护为短；(2)零序电流保护受系统运行方式变化的影响要小得多，零序 I 段的保护范围较大，也较稳定，零序段的灵敏系数也易于满足要求；(3)当系统中发生某些不正常运行状态时，例如系统振荡，短时过负荷等、三相是对称的，相间短路的电流保护均将受它们的影响而可能误动作，因而需要采取必要的措施予以防止，而零序保护则不受它们的影响；(4)零序功率方向元件无死区。在中性点直接接地的电网中，由于零序电流保护简单、经济、可靠，因而获得了广泛的应用。零序电流保护的缺点是：(1)对于短线路或运行方式变化很大的情况，保护往往不能满足系统运行所提出的要求；(2)随着单相重合闸的广泛应用，在重合闸动作的过程中将出现非全相运行状态、再华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）36考虑系统两侧的电机发生摇摆，则可能出现较大的零序电流，因而影响零序电流保护的正确工作，此时应从整定计算上予以考虑，或在单相重合闸动作过程中使之短时退出运行；(3)当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的网络时(例如 110kV 和 220kV 电网)、则任一网络的接地短路都将在另一网络中产生零序电流，这将使零序保护的整定配合复杂化，并将增大第 III 段保护的动作时限。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）376 高频保护6.1 高频保护的概述27高频保护，又称载波纵联保护。是用高频载波代替二次导线，传递线路两侧的电信号，所以高频保护的原理是反映被保护线路首末两端电流的差或公路方向信号，用高频载波将信号传输到对侧加以比较而决定保护是否动作。其特点是将工频电量特征调制到某一高频信号上，然后借助输电线路作为载波通道将高频信号传送到对侧，经检波后再与对侧电量进行比较，以判断区内、外故障。根据判别原理不同，高频保护又分为方向比较、相位比较及电流差动三种方式。根据高频信号使用的方式不同又分为闭锁信号、允许信号及跳闸信号三种方式。当采用闭锁信号方式时，在区内故障通道破坏信号不能传送到对侧时，保护仍能正保护正确动作。其基本原理是反映并比较被保护线路两端电流的大小和相位。即将两端的电气量调制成高频信号，利用高频通道将高频信号相互送到对侧，再由各自的保护装置将收到的对侧信号与本侧的信号进行比较，判断是内部还是外部的，从而决定保护是否动作。一般利用输电线路本身，采取“相地”制方式作为高频通道。高频通道工作方式一般采用短路时发信方式（即正常时通道中无高频信号） 。6.2 相差动高频保护6.2.1 相差动高频保护的装置构成与原理电流相位差动高频保护装置，主要由三部分组成，即起动元件，操作元件及比相元件。由于保护装置的构成原理是按照比较线路两侧电流的相位关系而判断区内、区外故障的，故不反应系统振荡。这是因为在系统振荡时，无论振荡中心位于系统中何处，就系统中每条线路两侧的电流来看，其相位关系总是相差 180，与区外短路的特征一样。其起动元件一般由|+|K3|元件构成，为保证三相短路时装置能正确动作，设有相电流2I0I起动元件和阻抗元件。为了简化通道，通常是将三相电流转化为一个对应与(+K)电1I2I流的电压，然后通过通道比较两侧(+K)的相位。+K称为操作电流。比相元件则1I2I1I2I用于判断两侧+K电流的相位差以决定是否跳闸。1I2I区内故障：两侧电流同相位，发出跳闸脉冲； 区外故障： 两侧电流相位相差 180，保护不动作 当被保护范围内部故障时。由于两侧电流相位相同，两侧高频发信机同时工作，发出高频信号，也同时停止发信。这样，在两侧收信机收到的高频信号是间断的，即正半周有高频信号，负半周无高频信号。 当被保护范围外部故障时，由于两侧电流相位相差180，线路两侧的发信机交替工作，收信机收到的高频信号是连续的高频信号。由于信号在传输过程中幅值有衰耗，因此送到对侧的信号幅值就要小一些。经检波限幅倒相处理后，电流为直流。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）386.2.2 保护 6DL 相差动高频保护各定值整定算例（一）启动元件1.负序电流元件（1）高定值起动元件：1) 按躲过最大负荷电流下的不平衡电流整定 （A） 20.022.5 0.02 6560.1371200/5kedzjLHKIInA A2) 按躲过被保护线路一侧带电投入时，因断路器触头不同期合闸产生的负序电容电流 (A)2260212.780.064100100 1200/5dzjkCLHLIKInA A式中： 可靠系数，取 2kK被保护线路的长度，单位为公里L每 100 公里的充电负序电容电流，数据查表可得2CI取高定值起动元件定值为 1A(2) 低定值起动元件整定按高定值起动元件的 1/2 整定，装置本身可使在 23 范围内调节22/gdII(3) 灵敏度校验(11)2 min29573.992240 1dzlmLHdzjIKnI 注：若高定值起动元件灵敏度小于 2，则需增加零序电流起动元件2.零序电流起动元件1）高定值起动元件按线路末端两相接地短路时的灵敏系数为 2 整定：0 min03dzjlmLHIIKnAA2）低定值起动元件：取高定值起动元件定值的 1/2 3.相电流启动元件（1）低定值起动元件1）按躲过被保护线路的最大负荷电流整定 （A）max1.5 6564.820.85 240kfhdz jfLHKIIKnAA式中： 可靠系数，取 1.5 kK华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）39 返回系数，取 0.85fK2）高定值起动元件取低定值起动元件定值的 2 倍，则高定值起动元件定值为 10A3）灵敏度校验：3min32631.362I10 1200/5dlmdz jLHIKnAA（）因灵敏系数不满足要求，故要选用阻抗起动元件4阻抗起动元件1) 按保证线路末端短路灵敏系数为 1.5 整定（）1.5 24.1236.18dzZ2) 按躲最小负荷阻抗整定:minmax0.93cos()NfhkffhlmxlUZK K IAA30.9 220 103 1.2 1.15 656 cos(79.525.9)=126.4( )=88.5min0.7dzfhZZ( )比较 1)、2)取其中小者为整定值则归算到二次侧： .1200/536.183.95220/0.1dz jZ( )(二) 操作虑过器 K 值选择（1）选择为最大值的故障类型12/II分析可知两相接地短路时比值最大。20121/ZZIIZ（2）比值时短路位置的选择。12/II 应选择为最大值时的短路位置，短路点应位于线路的始端或末端201ZZZ（3）K 值的确定按选择 则 K(1.1)11.1)2IKI（21431.52.3191386K 值一般在 4-8 之间选择，大多数情况下选 6，故取 K=6。（三） 闭锁角的整定=7+15+15+60=40.6LHbhych6100华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）40式中： 电流互感器的最大误差，一般取 7；LH操作滤过器的相位误差，取 15；bh高频信号传送引起的角误差，按每 100 公里 6计算；ch裕角度，取 15。y闭锁角可按下述情况选择： 线路长度为 50km 以下时，取 45； 线路长度为 50-150km 时，取 52；线路长度为 150km 以上时，取 60。综上所述 6DL 的闭锁角整定为 52。6.2.3 相差动高频保护定值整定结果其余各个保护定值的整定计算原理同上，则整定计算结果如表 61 所示：表 61 相差动高频保护整定计算结果1、2DL10.51261.40.75.916523、4DL10.51261.40.75.916525DL10.51053.956526DL10.51053.956527DL10.51476458DL10.5845.56529DL10.51471.5564510DL10.51261.0464511DL10.512664512DL10.5841.80.95.565213DL10.5105364515DL10.51053.85660阻抗元件操 作滤 过器K值闭锁角高定值,A低定值,A高定值,A低定值,A高定值,A低定值,A二次值,保 护 标号负序电流元件相电流元件零序电流元件6.2.4 对相差动高频保护的评价相差动高频保护的主要优点是：（1）相差动高频保护不反应系统振荡。（2）相差动高频保护在非全相运行时不会误动作。（3）相差动高频保护工作状态不受电压回路断线影响。相差动高频保护的主要缺点是： （1）受负载电流的影响。在线路重负载的情况下，发生内部故障时两侧电流相位差较大，因此不能保证相差动高频保护正确动作。华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）41（2）在线路较长的情况下，保护范围内部故障时，差动高频保护可能工作在相继动作状态，增加了一侧故障切除的时间。（3）相差动高频保护不能做为相邻线路的后备保护。6.3 高频闭锁距离、零序保护整定计算6.3.1 高频闭锁距离保护装置的构成距离保护一般由三段式构成，其中第 I 段（瞬时动作）只能保护线路全长的 80%85%，这对日益复杂的高压电网是满足不了稳定运行要求的。为此可在普通三段式距离保护基础上，再配置一台收发信机，由距离保护的起动元件起动发信，而距离保护中的阻抗继电器（通常为 II 段或 III 段阻抗元件）作为停信元件，这样即构成一套全线速动的高频闭锁距离保护。同理在零序电流方向保护的基础上配备收发信机，即可构成高频闭锁零序方向保护。6.3.2 保护 6DL 高频闭锁距离保护整定计算算例（一）距离元件的整定如上所述，在三段式距离保护的基础上配置高频收发信机构成高频闭锁距离保护时，通常是由距离保护的 II 段（或 III 段）与振荡闭锁装置构成与门起动停信，原距离保护的I,II,III 段仍然独立，不失距离保护的完整性,其各段距离保护整定同第 4 章。（二）起动元件的整定计算 （1）负序电流起动元件取 （A）21dzIA验算灵敏度：本线路末端两项短路时12055.0241200/5 1lmK（2）零序电流起动元件按负序元件定值的 1-3 倍整定，取与负序起动元件相同的值 1A验算灵敏度：本线路末端单相或两相接地短路时14145.941200/5 1lmK （3）相电流起动元件按躲过线路最大负荷电流整定 （A）max2.565619290.85kdzfhfKIIKAA归算到二次侧： （A）19298.041200/5dzdz jLHIInA华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）426.3.3 高频闭锁零序电流方向保护由阶段式零序电流方向保护与高频收发信机配合，可构成高频闭锁零序电流方向保护。它能快速切除全相运行时全线路范围内的各种接地故障，通常与相间距离保护共用通道设备，构成既能快速切除全线路范围内的接地故障，又能快速切除全线路范围内的相间故障的高频闭锁距离、零序方向保护，且阶段式零序保护各段照常发挥全身的功能。6.3.4 保护 6DL 高频闭锁零序电流方向保护整定计算停信元件通常用对本线路末端接地故障具有足够灵敏度的零序电流方向保护 II 段或III 段。起动发信的零序电流元件的整定按以下原则计算：（1） 停信元件的整定零序电流保护 II 整定值：（A）901dz IIIA归算到二次侧的整定值：（A）9013.751200/5dz IIIA（2） 发信元件的整定1） 按与本侧或对侧（取其中定值小者）停信元件配合整定（A）2.951.482dz txdzpIIKA式中： 停信元件电流整定值；.dz txI配合系数，取 2。pK 2）按与相邻线路零序保护 III 段（或 IV 段）配合整定，即：（A）min()1.3 1830.452.234 1200/5kdz IIIdz IVdz jfzLHKIIIKnAAAAAAA式中： 相邻线路 III 段保护动作值；dz IIIIA分支系数，取可能的最小值；minbKA可靠系数，取 1.3。kK当按条件（2）计算所得定值小于条件（1）所得定值时，可按条件（1）取定值。故对于 6DL 的高频闭锁零序电流方向保护整定值为 1.48A。6.3.5 高频闭锁距离、零序保护整定计算结果其余各个保护高频闭锁距离、零序保护定值的整定计算原理同上，则整定计算结果如表 62 所示：华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）43表 62 高频闭锁距离、零序保护整定计算结果 负序电流起动元件,A零序电流起动元件,A相电流起动元件,A发信元件,A停信元件,A1、2DL10.58.580.4151.513、4DL10.58.580.4150.835DL10.58.041.472.956DL10.58.041.473.757DL10.511.561.392.788DL10.57.371.062.339DL10.511.561.396.2610DL10.59.631.292.9411DL10.59.631.292.5812DL10.57.371.062.1213DL10.58.231.322.6315DL10.57.181.993.98保护编号高频闭锁距离保护高频闭锁零序电流方向保护华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）447 自动重合闸装置7.1 概述自动重合闸装置是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数的故障都是瞬时性的，永久性故障般不到10。因此，在由继电保护动作切除短路故障之后，电弧将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复。因此，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全 性和可靠性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量，也可纠正由于断路器或继电保护装置造成的误跳闸。综合重合闸实现重合有四种方式：综合重合闸方式，单相重合闸方式，三相重合闸方式，停用方式。综合重合闸装置一般由选相元件、接地故障判别元件、相电流元件、时间元件、及信号元件组成。对于最近开发的一些装置，本身已带有选相功能的，重合闸装置中就不带选相元件了。有的装置还增加了检无电压和检同期元件。7.2 综合重合闸整定计算7.2.1 保护 6DL 综合重合闸的整定计算算例（1） 阻抗选相元件：1）应保证在线路末端发生故障时有足够的灵敏度整定（）1.5 24.1236.18dzlmxlZKZ式中： 被保护线路正序相阻抗xlZ灵敏度，考虑孤光电阻等影响时取 1.5lmK归算至二次侧： =3.95（）.1200/536.18220/0.1LHdz jdzYHnZZn2）灵敏角：一般最大灵敏角按线路阻抗角整定取 80lmxl3）零序补偿系数： 01120.6733xlxlxlZZKZ（2） 接地故障判别元件：1）按保证线路末端发生单相接地故障时有足够的灵敏度整定：（A） (1)0 min3164410961.5dzlmIIK式中： 线路末端发生单相接地故障时通过本保护的最小零序电流；(1)0 min3I 灵敏度，取 1.52。 lmK2）按躲过出口三相短路及振荡时出现的最大不平衡电流整定：华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）45（A）(3)max0.10.1 2 3263653dzkdIK I A式中： 线路出口三相短路流过本保护的最大电流(3)maxdIA比较 1） 、2）取其中较大者，则取值为 1096A。dzI归算至二次侧： （A）10964.571200/50dzdz jLHIInA（3）相电流判别元件按躲过线路的充电电容电流整定：（A）0 min314879451.5dzlmIIK式中： 线路末端故障流过保护安装处的最小电流；(1)mindIA 灵敏度，取 1.52。lmK归算至二次侧： （A）9453.941200/50dzdz jLHIInA（4）非全相判别元件1）按躲过线路空载合闸的稳态电容电流整定。已知 220KV 线路每 100KM 电容电流为 34.3A。（A）1.5 34.3 0.630.87dzkCIKIA归算至二次侧： （A）30.870.131200/50dzdz jLHIInA（5） 无电压及同期检测元件无电压检测元件是检测线路无电压，作为启动三相合闸的一个条件，动作电压按保护正常额定电压下有灵敏度整定：（V）33220 10110 102edzlmUUK归算至二次侧： （V）3110 1050220/0.5dzdz jTVUUnA同期检测元件最大允许合闸角整定：同期继电器动作角： 0.5 75440.2 (1)1 0.8)0.5chyxdzhfchttKt式中： 合闸冲击电流允许值所对应的相角差； yx断路器合闸时间；ht 重合闸动作时间；cht华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）46 同期继电器返回系数。fK继电器启动值的整定范围为。本设计中取同期继电器动作角为。204040（6） 重合闸时间整定按稳定计算要求及继电器保护配置情况（有两套快速保护）投综合重合闸方式。单相重合闸的时间：（s）0.0250.040.60.20.20.665chdztxyehydtttttt 式中： 两侧保护最大动作时间差； dzt断路器跳闸时间；tt 熄弧时间；xyet 断路器合闸时间；ht 欲度时间，一般取 0.20.3s。ydt对于单相重合闸，由于潜供电流的影响，熄弧条件变坏，故无补偿设备时，潜供电弧熄灭较慢，一般时间整定在 11.5s,有补偿设备的可整定在 0.50.8s。本设计取单相重合闸时间=0.8s。cht三相重合闸的时间：（s）0.0250.040.30.20.20.365chdztxyehydtttttt 对于三相重合闸只是三相切除故障熄弧时间较快，故一般多用三相重合闸，取0.51s。本设计取三相重合闸的时间=0.5s。cht（7） 其他时限1单相重合闸选相元件拒动后备跳三相回路时限选相元件拒动，应提供跳三相的后备回路，对该回路的要求是：该回路应经重合闸起动继电器接点闭锁，此过程需时间为 0.1s；2动作时间带延时，以保证单相接地不误跳三相，尤其是在两侧选相元件相继动作的情况下，此时间估计约 0.20.25s;3.与相邻上一级保护有一定配合关系。目前时间级差为 0.5s,已不允许后备延时了，因为若后备延时取 0.25s，则与相邻上一级保护时间级差变为 0.5-0.25=0.25s，因此后备延时应尽量缩短。为满足以上三条要求，运行中一般可为 0.200.25s,本设计取 0.25s2）非全相闭锁延时的整定综合重合闸在非全相的过程中，要将可能误动的保护给以闭锁，此闭锁须在断路器跳闸以后再闭锁。其目的是给转换行故障留有保护欲度。因为根据高压系统运行经验表明，从单相接地故障到非全相运行后 0.4s 之前，系统两侧电势夹角不会摆开到保护误动的情况，因此要求此时间不要大于 0.4s，一般根据经验取 0.20.3s。本设计中取 0.3s。3）整组复归时间：应保证一次断开并重合至永久性故障时，由后备保护动作第二次切除故障，并不应华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）47再进行重合，即装置在此之前不应整组复归，则2fghdztchydtttttt式中： 整组复归时间；fgt断路器合闸时间；ht后备保护动作时间；dzt断路器跳闸时间；tt重合闸时间。cht另外考虑到断路器气压（或液压）恢复时间，一般取 59 s，本设计取 7s。7.2.2 综合重合闸各项定值计算结果其他保护的综合重合闸整定计算原则同上，则系统中综合重合闸各项定值计算结果如表 7-1、7-2 所示。表 7-1 综合重合闸各项
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