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高压电网继电保护选型配置与整定
张忠斌
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高压电网继电保护选型配置与整定 张忠斌,高压电网继电保护选型配置与整定,张忠斌,高压,电网,保护,选型,配置
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华 北 电 力 大 学 科 技 学 院毕 业 设 计（论 文）附 件外 文 文 献 翻 译学 号： 071909010232 姓 名： 张忠斌 所在系别： 电力工程 专业班级： 电气07k7 指导教师： 杨明玉 原文标题： Back-Up Protection of Distance Relay Second Zone by Directional Over-current Relays with Combined Curves 2011年 6 月 23 日考虑方向过流继电器与结合曲线的后备距离保护的二段 原文出处及作者：Mojtaba Khederzadeh, IEEE.摘要 - 在本文中，一种新的同时安装距离和方向过流继电器的方法被提出。当线路保护计划是由距离继电器和方向性过流继电器组成， 继电整定必须计算同时考虑两种继电器。分开继电器的计算会导致选择性的降低。如果第二段的时间设置是固定的，自动测定的设置可能导致不可行的情况，并表明找到一个选择性整定的规定是不可能。因此，第二区的时间必须手动改变，直到优化的问题可行的。在这种方法中，第二个区域的最佳设置保证选择性可以比传统的设置较大，所以， 这可能导致第二个区域选定时间的不方便。 依据这种建议的方法，后备的方向性过流继电器的形式将会自适地随故障定位与电流而改变，而不是改变的第二个区域时间。在较高的故障电流时减少过电流保护反应时间的想法 得以实现是利用具有在软件平台的通用保护设备中，这种平台在相同的所有硬件能够促进设计不同形状的实时电流特性曲线。仿真结果表明该方法是有效的。 关键词 - 电力系统保护，定向过电流继电器（DOCR），通用继电器，距离继电器。1 导言电力系统保护继电器协调的问题包括选择合适的整定值，他们的基本功能是保护功能是为了满足灵敏度，选择性，可靠性的要求，速动性。这些要求必须满足的各种 系统条件和配置，并且可以被列为一下几条 ，例如： 一 适当的继电器必须检测出各种条件下的故障状态。 二 靠近故障的继电器应优先动作。 三 如果主继电器不动，备用继电器应运作。四 继电器的动作应尽可能快， 以防止设备损坏，而且必须在危及系统完整性不正常的运行条件出现的前面出现 。在许多附属的传输或传输的电力系统中,方向过流继电器（DOCR）用作后备保护，而主保护系统的使用距离保护。距离继电器的设计是根据第一段即时动作和第二段的延迟的方案。第二区是限时的后备保护，其操作的时间已经超过 0.3秒3-4。 一个在混合方案中利用方向过流继电器来自动确定距离继电器第二段最佳时间的方法在 5 - 7中已提出。它已经证明，当线路保护方案由距离继电器和方向过流继电器组成，继电器的整定必须考虑计算两个继电器。单独的继电器计算会导致选择性的降低。结果表明，在实际情况下，确保选择性的二段最好设置比传统的距离设置方案的0.3秒大。该提出的方法导致对第二段的时间设定的不方便。 电机和固态电子的保护装置固定了运行特征曲线，且只能在一定限度内改变。例如，一个正常反时限电流特性（TCC）的过流继电器不能轻易地 变成了极端反相继电器TCCs。第一个微处理器的继电器9 - 10提出了一种灵活性的程度，因为它们提出了在同一个机箱运作一些特征曲线。一个继电器 可以而且的确也满足许多应用。但只有一种运行特性单独使用并且不同的保护功能 还需要不同的继电器。 在8中对通用保护装置如此介绍：它集成了各种保护功能。结合反比延时和定时的限电流特性以加强协调并减少继电器的响应时间是可能的。这是 实现，因为在同一组合编出独立运行的定时过电流保护元件所要求的用途的程序是可以的。 甚至有可能有不同的分段曲线形状。例如，某些部分和一些逆曲线 其他极端反曲线。这个想法可以很好的应用在混合配置中。 在这篇文章中，同时考虑的距离和过流继电器的使用，但不是改变第二个区域的时间，后备方向性过流继电器的形状就会自适的随故障点和故障电流改变。该提出的方法是用于协调的采样系统中的距离和后备方向过流继电器。这将表明它固定的时间距离继电器的第二段区域时间与选择过流继电器不同段实时特性（TCCs）的合适曲线的协调是可以实现的。 2定向过电流继电器/距离保护的配合寻找方向过流继电器DOCR）的时间度设定的问题已使用线性规划规定和解决了5，7。这种技术是基于与传统的继电器相关的协调问题灵敏度，速动性，可靠性和选择性条件数的学陈述。基本的优化问题在继电器的操作时间上有以下基本形式： iti最小化： （1） 受限于： ti min ti ti max （2） tb(Zm)- tm（Zm)CI （3） 其中ti 继电器动作时间tb(Zm)， tm（Zm) 表示在所给的电力系统的主后备继电器的动作时间CI 为时间间隔的协调配合间隔时间 （3）式的限制条件根据一组先前决定的协调搭档来规定和每一对（m，b）继电器的时间只为一套相关的区域故障而定的，这是该区域的主继电器。图 1显示了两个具有类似逆时间特性的DOCR的例子，其中有关的故障是由点F1和5 F2所定的。 图2解释了配有DOCR和距离继电器系统的协调约束条件的缘由，假定每个中继距离是阻抗范围优先于时间协调进程而正确设置。有两个重要的约束类型：与电路断路器B有关的距离继电器第二段的时间必须低于主断路器m相关的DOCR;可做如下说明： tz2-tm(F4)CI（4）其中CI的是一个时间间隔的协调，在DOCR之间并没有与CI相同的选择性限制条（图2）。图1方向过流继电器之间的协调对于这个约束，主DOCR动作时间点F4估计出，它符合于后备电路断路器相关联的距离继电器第二个区域欧姆性范围。 DOCR继电器与电路 电路断路器的B 的DOCR继电器必须慢于主电路断路器m第二区的距离继电器： tb(F3) -tz2CI (5)图 2 距离继电器与CDOR之间的配合请注意，该DOCR动作时间是由点F3估算出，那里是m的距离继电器第二起始处。 原始方程（1）及（4）-（5）可以在继电器时间度设定上通过使用适当的继电器的动作时间表示方式可作为它们的函数式。因此保护Zm区域的故障给定继电器“i”动作时间 可近似为下面样式的方程式：i=1nCiXi最小化： （6） 限制条件： eb(Z-em(Zm)CIm) （7） ximinxiximax （8） tz2-tm(Zm)CI （9） tb(Zm)- tz2CI （10）其中n是DOCR总数，fi= 1，xi=fi（TDSi）。 方程（6） - （10）有一个标准的线性设计形式的问题，因为系数e是由有关的故障所定。这个问题可以通过Matlab，LinProg ，command的优化工具箱得到妥善解决，。一旦确定辅助变量，每个可以作为xi-fi（TDSi）= 0的解计算出。 4华北电力大学科技学院毕 业 设 计（论 文）开 题 报 告学生姓名： 张忠斌 班级： 电气07k7 所在系别： 电力工程 所在专业： 继电保护 设计（论文）题目： 高压电网继电保护选型配置与整定 指导教师： 杨明玉 2011年 3 月 10 日毕 业 设 计（论 文）开 题 报 告一、结合毕业设计（论文）课题情况，根据所查阅的文献资料，每人撰写不低于2000字的文献综述。（另附）二、本课题要研究或解决的问题和拟采用的研究手段（途径）： 本课题主要研究高压电网继电保护的选型配置，熟悉规程的有关条例与规定，学习和掌握电力系统继电保护和自动重合闸装置的配置原则及整定计算的基本方法，经过一系列的计算，如阻抗计算，短路电流计算，保护的整定计算等，并完成继电保护及自动装置的选型。主保护拟采用两套来自不同厂家且彼此独立的纵保护联装置，后备保护拟采用相间距离保护和零序电流保护；输电线路的自动重合闸拟采用综合重合闸方式。三、指导教师意见：1 对“文献综述”的评语： 2对学生前期工作情况的评价（包括确定的研究方法、手段是否合理等方面）：指导教师： 年 月 日继电保护的发展及在高压电网的配置与整定前言电力系统运行中常会出现故障与异常的运行状态，其后果小则影响系统的稳定运行，大则导致人身伤亡，设备损坏乃至线路瘫痪，给国家带来严重危害。为了减少乃至避免事故的发生，继电保护便被提出了。继电保护是一种实时控制电路，它是在电力系统出现异常或短路时能迅速的并有选择的自动切除故障以达到保护设备及电网的装置1。随着技术的不断发展，继电保护将向计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信综合一体化及智能化发展2。主题 一、继电保护的发展及现状20世纪初随着电力系统的发展，继电器开始广泛应用于电力系统的保护，这时期可认为是继电保护技术发展的开端。最早的、最简单的继电保护是熔断器。50年代至90年代末，继电保护经历了四个阶段，起初是电磁式保护，60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代，70年代基于集成运算放大器的集成电路保护装置已开始研究并在80年代末逐渐取代了晶体管保护装置。90年代初继电保护便进入了微机继电保护时代3。而与此同时随着与微机保护领域密切相关各领域的技术日益成熟（如计算机技术、电子技术和通信技术），人工智能技术也在继电保护领域开展研究与应用4。国内发展继电保护晚于外国，建国初期设备基本靠进口，后来自行研制出第一台保护装置后才改变这一劣势，到了90 年代，随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果，此时，我国继电保护技术也进入了微机保护的时代5。目前应用广泛的是微机保护，其相比于过去的保护在可靠性与灵敏性上有很大提高，微机保护将成为未来的主流。近年来，与微机保护领域密切相关的其它领域的飞速发展给微机保护带来了全新的革命6。许多新技术都不断的应用在继电保护领域中，如IT 技术的应用,实现了保护、控制、测量、数据通信一体化；应用人工神经网络, 可以解决复杂的非线性化问题；应用光电互感器解决电流互感器的饱和问题； 应用人工神经网络,可以解决复杂的非线性问题；应用光电互感器,解决电流互感器的饱和问题；应用可编程控制器(PLC)代替传统的机械触点继电器等等7。二、高压电网继电保护的配置原则高压电网的整定，必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证；速动性由配置的全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护以及电流速断保护取得保证；通过继电保护运行整定，实现选择性和灵敏性的要求，并处理运行中对快速切除故障的特殊要求；对联系不强的220kV电网，在保证继电保护可靠动作的前提下，重点应防止继电保护装置的非选择性动作；对于联系紧密的220kV电网，重点应保证继电保护装置的可靠动作8,9。 应用于输电线路的保护方式主要有两种：即阶段式保护（如零序电流保护、距离保护等）和纵联保护。阶段式保护仅仅利用单端电气量来确定故障发生的范围，为保证保护动作的选择性及考虑各种误差因素的影响，这类保护的原理通常采用阶段式特性，因此不能实现全线无延时保护的要求。纵联保护是当线路故障时两侧保护借助于通道交换信息，使两侧同时跳闸来实现全线范围内的快速切除故障的保护方式。在110kV及以下电压等级的线路上一般采用阶段式距离及电流、电压保护，其第、段作为本线故障的主保护，第段作为相邻线路故障的后备保护10。在220kV及以上电压等级的高压电网中，主保护通常遵循双重化的配置原则，一般可以用方向距离纵联保护和分相电流差动纵联保护两种原理的主保护，来防止保护拒动，再配备阶段式配合的距离和零序电流保护作为相邻线路故障和单相高阻接地故障的后备保护11。高压电网主保护的配置一般遵循两个原则，即主保护无延时切除区内故障和主保护需要彼此独立的双重化配置。为了达到两个原则，需要选用两套纵联保护，可以选择方向纵联、距离纵联或者电流差动纵联，其中距离纵联和电流差动纵联使用较多。高压电网后备保护一般配置距离保护和零序电流保护。距离保护包括相间距离保护和接地距离保护，能够反映各种相间和接地故障，为了对付高阻接地问题，往往需配置零序电流保护10。三、高压电网继电保护的整定计算的原则由于继电保护整定计算工作不能独立于继电保护之外，所以整定计算也必须满足“四性”的要求。即“可靠性”“选择性”“速动性”和“灵敏性”12。继电保护整定计算以常见运行方式为依据，即考虑被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常方式。条件允许时，对出线较多的厂站可兼顾相邻的两个元件同时停运的情况。各级网络间的运行整定，也应满足四性，当无法兼顾时，应优先考虑灵敏性，并执行如下原则：a）局部电网服从上一级电网；b)下一级电网服从上一级电网；c）局部问题自行处理；d)尽量照顾局部电网和下级电网的需要13。 传统整定计算以电力系统常见的运行方式为依据。电力系统常见的运行方式包括正常运行方式和正常检修方式。要充分发挥保护的作用，首先应当改善正常运行情况下的保护性能，因此，整定保护定值时应着眼于正常运行方式，尽量保证在正常运行方式下，保护有较好的工作性能。正常检修方式一般是指系统在正常运行方式下，与被保护的设备相邻的一回线或一个元件检修的运行状态。若被保护设备有多个相邻元件，就有多个正常检修方式。对保护设备进行整定计算时，要尽可能保证在各种检修方式下，保护装置的选择性和灵敏性都能满足“继电保护整定计算条例”规定的要求。对正常检修方式以外的其它检修方式，可以看为特殊运行方式，不作为整定保护的依据，但应事先作好补充，以备临时处理时参考。对于一个具体的保护装置来说，在各种选择的运行方式下，当整定计算点发生短路故障时，通过该保护的短路电流达到最大值时所对应的运行方式就称为该保护的计算最大运行方式;而通过该保护的短路电流达到最小值时所对应的运行方式就称为该保护的计算最小运行方式。传统的运行方式选择原则实现简单，但只计算少数一二种代表性的运行方式得到的定值往往过于保守，不能保证继电保护装置充分发挥其性能。而且随着系统大规模电厂数目的不断增加，网络接线也越来越复杂，网络中大、小环交错连接的情况也增多。传统选择运行方式的方法无法考虑环结构所起的作用，面对这种复杂系统网络，传统选择方法可能影响保护定值的正确性和合理性。如果利用计算机的高速性能，让计算机把所有可能运行方式组合出来，再从中挑选出所需要的运行方式，这样不但会大大提高整定的效率，而且会提高保护装置的工作的性能。但是，考虑全网所有可能的运行方式又过于复杂，计算时间过长。根据实践中的经验，有一些元件运行方式的变更对故障电流的影响很小，在整定计算中可以不考虑。所以，可以选择一些对故障电流影响较大的运行方式，把影响较小的运行方式排除掉。这样，既可以不必考虑所有运行方式，又能恰当的保证整定值的可靠性14,15。小结 继电保护作为保证电网安全稳定运行三道防线中的第一道防线, 其重要性不言而喻。未来继电保护的发展趋势将集中体现在硬件上高度的集成化、标准化、性能上高度的开放化，软件上的多功能化，从而为电力工业的发展提供了更好的保护。继电保护必将随着各种技术的进步和发展呈现更新的特征,也将获得更广泛的应用。参考文献1李汉荣.论电网继电保护配置存在问题及改进措施J.广东科 技,2009,18(22)：200-200.2张耀天.电力系统继电保护技术现状与发展研究J.现代商贸工业,2010，(24)：358-359. 3万丹.电力系统继电保护发展趋势分析J. 机电信息,2010,8(24):85-86.4 Dugui Wu,Zhiheng Xu.Development and Prospect of Microprocessor-Based Protection Relays in ChinaJ. IEEE,2002：618-619.5鲁露.论我国电力系统继电保护的发展现状与对策.现代商贸工业,2010,(8):3839.6袁刚,范继霞.浅谈微机保护的使用现状J.中国科技信息,2005,(12):23-23.7刘伯林.电力系统继电保护新技术的发展与分析J.电力与能源,2008,(14)：629-629. 8栾国军.220kV电网继电保护在双配置方式下有关问题探讨R.山东潍坊供电公司.1-39 DL/T-559-2007 220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程10郑志遥.高压电网通用型保护整定计算研究D.华中科技大学电力工，2008.11 Hui Xiao, Xue bin Wu. Discussion on Power System Dual-configuration Relay Protection Scheme on EHV Networks J.Industrial Electronics and Applications，2006，24(23)：24-26.12 陈景印.浅析继电保护整定计算的危险点C. 山东电机工程学会第五届供电专业学术交流会论文集，2008. 13高华.新型继电保护发展现状综述J.电力自动化设备,2000,8（20）:50-52.14张雪梅.基于运行方式选择和改进专家系统的继电保护智能整定计算D.河海大学电力工程系，2004：28-30.15Zeng Geng-hui，Liu WeiDiscussion About on Line Setting System of Protective RelayingJRelay，2004，32(9)：38-42.华北电力大学科技学院毕业设计(论文)任务书所在系别 电力系 专业班号 电气07k7 学生姓名 张忠斌 指导教师签名 审批人签字 毕业设计(论文)题目 高压电网继电保护选型配置与整定 2011年 2 月 21 日一、毕业设计(论文)主要内容1 查阅相关文献，了解国内外高压电网继电保护配置及定值计算的研究和发展现状，撰写文献综述，完成开题报告；2 学习继电保护及安全自动装置技术规程及220500kV电网继电保护装置运行整定规程；3 制定电网的运行方式及中性点接地方式，进行电网各元件序阻抗计算及短路电流计算；4 按规程规定对给定电网制定继电保护及自动装置的配置方案；5 对所配置的各保护及自动装置的定值进行计算及校验；6 完成继电保护及自动装置的选型；7 按“本科毕业设计（论文）规定、规范以及工作程序、要求”，完成毕业设计其他各环节；8 总结工作，撰写毕业设计（论文）。二、基本要求1 在教师指导下，独立完成上述各项工作内容，熟悉规程的有关条例与规定，学习和掌握电力系统继电保护和自动重合闸装置的配置原则及整定计算的基本方法，并培养独立分析问题和解决问题的能力；2 将给定电网运行方式及中性点接地方式列表，根据序阻抗计算结果，绘制电网各序阻抗图；3 完成短路计算，并将计算结果列表；4 完成给定电网继电保护及自动装置配置方案的制定，定值计算及校验工作，并将计算结果列表；5 完成继电保护及自动装置的选型，并绘制保护配置图；6 毕业设计（论文）内容充实、条理清楚、符合规范。三、设计(论文)进度序号设计项目名称完成时间备注1查阅文献、撰写文献综述、完成开题报告2011.03.112学习继电保护及安全自动装置技术规程及运行整定规程2011.04.01含两周生产实习3制定电网的运行方式，进行序阻抗计算及短路电流计算2011.04.224保护及自动装置的定值进行计算及校验2011.05.27含两周金工实习5继电保护及自动装置的选型2011.06.036完成论文的撰写2011.06.17设计(论文)预计完成时间： 2011 年 6 月 17 日四、参考资料及文献1 张举. 电力系统继电保护及安全自动装置的整定计算. 华北电力大学，19982 崔家佩、孟庆炎等. 电力系统继电保护及安全自动装置的整定计算. 水利电力出版社，19933 刘万顺. 电力系统故障分析. 中国电力出版社，20074 能源部电力机械局. 电站配套设备产品手册第七册. 水力电力出版社，19915 GB T14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程6 DL/T 559-94 220500kV电网继电保护装置运行整定规程五、原始资料220kV电网主接线图1张，发电机、变压器及线路等的参数。 毕 业 设 计(论文)题 目 系 别电力工程系专业班级电力系统及其自动化07班学生姓名张忠斌指导教师杨明玉二一一年六月华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）高压电网继电保护选型配置与整定摘要随着继电保护保护技术的飞速发展，继电保护在输电线路上的保护配置也基本趋于标准化。满足选择性、速动性、灵敏性和可靠性是电力系统继电保护最基本要求。论文首先介绍了继电保护发展状及配置整定原则，然后分析了高压电网的一般的配置以及主保护和后备保护的工作原理、整定计算的实施原则和方法。论文内容主要是为220kV电网配置保护，并根据相关的规范与原则，对整个电网进行细致的讨论与计算，如先计算出电网等值参数，画出等值电路图，计算各处保护末端的短路电流，从而选择具体保护配置，并对装置进行具体的整定，比如对纵联保护，距离保护，零序电流保护，接地保护及单相重合闸的整定，并给出了详细的算例。整定计算规则主要是依据DLT_559-2007_220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程来整定的。关键词：继电保护；配置与整定；高压电网THE CONFIGURATION AND SETTING OF THE RELAY PROTECTION IN THE HIGH VOLTAGE GRIDAbstractWith the rapid development of technology about the relay protection, the relay system configuration has been largely become standardized. Meeting the need of the selectivity, speed, sensitivity and reliability are the most basic requirements of the power system protection requirements. The paper first describes the development of the relay protection in the past and the principle of configuration and setting, and then it analyzes the general configuration of high-voltage grid and the way of the main protection and back-up protection works, and the principles and methods of setting and calculation. The paper is mainly about the setting and Configuration of the relay protection in the 220kV power grid. According to some norms and principles, we will have some discussions and calculations about the whole power grid. For example, calculate parameters of the power system, draw the equivalent circuit to calculate of the short-circuit the current at the end of each circuit, and thus choose the specific relay protection, such as the pilot protection, the distance protection, the zero-sequence current protection, the ground protection and the single-phase reclosing, and gives some examples. The setting and calculation rules are mainly based on Setting guide for 220kV 750kV power system protection equipment .朗读显示对应的拉丁字符的拼音Keywords：relay protection；Configuration and setting；High-voltage gridII目 录摘要IAbstractII1 绪论11.1 继电保护的发展及现状11.2 高压电网继电保护的配置原则11.3 电网保护整定计算的意义12 系统的等值参数的计算32.1 原始资料参数表32.2 各元件参数计算52.3序网图的制定73 保护的配置方案选定与保护装置的介绍103.1 220kV保护配置方案103.2 具体保护装置介绍103.2.1 PCS-902B103.2.2 CSC-103D114 短路电流的计算124.1 运行方式的选定原则124.2短路电流的计算的举例134.3计算结果185 线路距离保护的整定215.1 相间距离保护215.1.1 单个保护相间距离保护算例21512 所有相间距离保护的整定值表245.2 接地距离保护整定24521零序电流补偿系数的计算24522 单个保护接地间距离保护算例25523 所有接地距离保护的整定值表276 零序电流保护的整定计算286.1 单个保护相间距离保护算例286.2所有零序电流保护的整定值表297 纵联保护和自动重合闸的整定计算307.1 保护8纵联定值的整定307.2 自动重合闸的整定31总结33参考文献34附录A 电网保护配置图34附录B 定值单37致谢391 绪论1.1 继电保护的发展及现状 20世纪初随着电力系统的发展，继电器开始广泛应用于电力系统的保护，这时期可认为是继电保护技术发展的开端。最早的、最简单的继电保护是熔断器。50年代至90年代末，继电保护经历了四个阶段，起初是电磁式保护，60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代，70年代基于集成运算放大器的集成电路保护装置已开始研究并在80年代末逐渐取代了晶体管保护装置1。90年代初继电保护便进入了微机继电保护时代。而与此同时随着与微机保护领域密切相关各领域的技术日益成熟（如计算机技术、电子技术和通信技术），人工智能技术也在继电保护领域开展研究与应用。国内发展继电保护晚于外国，建国初期设备基本靠进口，后来自行研制出第一台保护装置后才改变这一劣势，到了90 年代，随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果，此时，我国继电保护技术也进入了微机保护的时代2。目前应用广泛的是微机保护，其相比于过去的保护在可靠性与灵敏性上有很大提高，微机保护将成为未来的主流。近年来，与微机保护领域密切相关的其它领域的飞速发展给微机保护带来了全新的革命3。许多新技术都不断的应用在继电保护领域中，如IT技术的应用,实现了保护、控制、测量、数据通信一体化; 应用人工神经网络, 可以解决复杂的非线性化问题；应用光电互感器解决电流互感器的饱和问题；应用人工神经网络,可以解决复杂的非线性问题；应用光电互感器,解决电流互感器的饱和问题；应用可编程控制器(PLC)代替传统的机械触点继电器等等4，5。1.2 高压电网继电保护的配置原则应用于输电线路的保护方式主要有两种：阶段式保护（如零序电流保护、距离保护等）和纵联保护。阶段式保护仅仅利用单端电气量来确定故障发生的范围，为保证保护动作的选择性及考虑各种误差因素的影响，这类保护的原理通常采用阶段式特性，因此不能实现全线无延时保护的要求。纵联保护是当线路故障时两侧保护借助于通道交换信息，使两侧同时跳闸来实现全线范围内的快速切除故障的保护方式。高压电网的整定，必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证；速动性由配置的全线速动保护、相间和接地故障的速动保护以及电流速动保护取得保证；通过继电保护运行整定，实现选择性和灵敏性的要求，并处理运行中对快速切除故障的特殊要求6。1.3 电网保护整定计算的意义 继电保护和安全自动装置是电力系统的二次系统，是电力系统的重要组成部分。而继电保护的整定计算是继电保护工作中重要的一部分，在技术上一般应满足四个基本要求，即选择性、速动性、灵敏性和可靠性。其中，可靠性是指保护装置本身的质量和运行水平而言，其他要求便由继电保护的整定计算来满足。22 系统的等值参数的计算2.1 原始资料参数表 图2-1 220kV电网主接线图表2-1 系统参数系统编号正序参数零序参数最大方式最小方式最大方式最小方式10.320.40.610.7121.13.01.93.931.272.672.74.340.411.21.062.75表2-2 发电机参数编 号型 号P (MW)U (kV)cos,TQN-100-2117.513.80.850.138,TQN-100-2117.510.50.850.116QFS-100-2117.510.50.850.180TQC-100-2140.010.50.850.119表 2-3 变压器参数厂 站型 号容量电 压 比接线方式,TDBQ4T-120/1001201212*2.5%/13.8YN,d1110.8SFPL1-120/1001201212*2.5%/10.5YN,d1110.7SFPS0-240/2202402422*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1115825SFP-150/2201502422*2.5%/10.5YN,d1112.65SFPL-120/2201202422*2.5%/10.5YN,d1114.3SFPL-120/2201202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1114.087.5223.45SFPL-120/2201202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1115.007.923.25SFPL-120/2201202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1114.958.3524.9SFPL-120/2201202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1114.958.3524.9SFPL-120/2201202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1114.958.6824.5OSFPS-240/3301202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d118.522.333.1OSFPS-240/3301202202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d119.2020.632.5SFPL-120/220632202*2.5%/121/10.5YN,Yn0,d1115.08.024.0表 2-4 线路参数线 路型 号L (km)AB2*LGJQ-400450.070.40.425BCLGJQ-240800.070.4CDLGJQ-240800.070.4DELGJQ-2401250.070.4EFLGJQ-240700.070.4FGLGJQ-240500.070.4表2-5 负荷分布线 路S (MVA)P j QcosCT变比AB268215-j1600.81200/5BC251220-j1200.81200/5CD160128-j960.8600/5DE200160-j1200.8600/5EF180144-j1080.8600/5FG6450-j400.8500/5其他说明：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：110kV母线电压互感器变比为：4. 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1、3号机组。2.2 各元件参数计算 选取基准参数：基准电压为U=230kV，基准容量S=1000MVA，基准电流I=2.51kA，基准电阻为Z=52.9。 (1) 发电机 由公式 x*=xdSbpcos (2-1)得到基准容量下的发电机的电抗标幺值表2-6 发电机的电抗标幺值编号5和61和432标幺值0.9980.8391.3020.723XT*=U% 100 SbST(2) 变压器由公式(2-2)可求出各绕组阻抗的标幺值其中三相变压器的短路电压百分比计算如下Uk1%=12(Uk12%+Uk13%-Uk23%) (2-3) Uk2%=12(Uk12%+Uk23%-Uk13%) (2-4)Uk3%=12(Uk13%+Uk23%-Uk12%) (2-5)则各厂站的变压器的绕组阻抗（x）及中性点接地时阻抗（x）的标幺值如下表表 2-7变压器的阻抗的标幺值厂站号xT1xT2xT3x01x02x031,20.90.930.8920.89240.6665-0.04150.3750.6665-0.04150.37550.8370.83761.1921.192B11.25-0.0770.7041.954B21.2646-0.01460.6731.9376C1，C21.3125-0.06670.76252.075D11.282-0.036250.75962.0416E10.804-0.09581.95420.804-0.09581.9542E20.879-0.11251.8290.879-0.11251.829G12.4603-0.079361.3492 (3)线路由公式 xL0=x1L (2-6)正序值 XL1*=XL1SbUb2 (2-7)零序值 XL0*=3XL1 (2-8) 注：双回线互感电抗值计算 XL0m=X0mLSbUb2 (2-9)表2-8 线路阻抗标幺值线路AB BC(CD)DEEFFG X1(X2)0.34030.6050.9450.52930.3781X01.02091.832.8351.58791.1343X0m0.3622.3序网图的制定为了计算短路电流，我们需绘制出等值序网图。(1) 正序等值电网的绘制正序网最大运行方式 ：所有机组、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式；正序网最小运行方式 ：A发电厂停运1、3号机组，各系统取最小运行方式；(相应值标注在图的括号中)由已知的参数可以绘制正序图图2-2 正序等值电网(3)零序等值电网的绘制绘制零序等值电路时，需考虑到变压器中性点接地问题，常有以下原则： 自耦变压器和有绝缘要求的变压器中性点必须接地。 发电厂只有一台主变压器，中性点应直接接地运行；有接于母线的两台应其中一台直接接地运行；有接于母线的三台及以上主变压器，则宜两台变压器中性点直接接地运行。 为提高电源侧零序保护的灵敏度，变电站单侧电源的终端变压器中性点一般不接地。所以在绘制零序网时，电网图中的自耦变压器接地，5,6机组中所对应的变压器一台接地，1,2,3机组中所对应的变压器一台接地，B,C,D站中一台接地，G中变压器不接地，所有系统接地。零序网的最大运行方式：1,3,5对应的变压器接地，B中一台变压器接地，C,D中任选一台接地；零序网的最小运行方式：1,2,6对应的变压器接地，B中一台变压器接地，C,D中任选一台接地；由已知的参数可以绘制图2-3 零序等值电网393 保护的配置方案选定与保护装置的介绍3.1 220kV保护配置方案 由保护配置所起作用，可分为主保护、后备保护和辅助保护。主保护是指对发生在保护范围内的各种故障以最短时限有选择性的切除。后备保护分为近后备保护和远后备保护。装设在本断路器处在主保护拒动时而动作切除故障的后备保护称为近后备保护，当主保护和近后备保护均拒动时由装在上一级断路器处的后备保护跳开短路器，从而切除故障，在此时保护即作为远后备保护7。配置何种保护装置需考虑到装置是否满足选择性、快速性、灵敏性、可靠性，并且应该根据电网电压等级及结构形式等方面来定配置方案。而我所算的是220kV的电网，其属于简单的多电源电网，要使电力网的运行稳定，必须配置全线速动的保护装置，又因为220kV电网为中性点直接接地电网，对于所发生的接地故障必须也配置适当的继电保护。因此保护的配置用两套来自不同厂家且彼此独立的纵联保护联装置，后备保护用相间距离保护和零序电流保护；输电线路的自动重合闸采用单相自动重合闸装置。由220kV电网接线图(图1)可知，图为一简单的多侧电源电网，线路中仅一条双回线，其它线路都是单回线路，总计7处厂站，6台发电机，4个系统，所含变压器以三相变压器（含自耦变压器）为主，电网线路末端处无电源，因此第14处无需配置保护，而第13处仅配置一套保护。在其它12处配置两套保护，分别是南瑞的 PCS-902B和四方的CSC-103D装置。3.2 具体保护装置介绍3.2.1 PCS-902BPCS-902B为由微机实现的数字式超高压线路成套快速保护装置，可用作 220kV 及以上电压等级输电线路的主保护及后备保护。 PCS-902B包括以纵联距离和零序方向元件为主体的快速主保护，由工频变化量距离元件构成快速段保护，三段式相间和接地距离及四个延时段零序方向过流构成全套后备保护。其特点如下8： (1) 是新一代全面支持数字化变电站的保护装置。装置支持电子式互感器和常规互感器，支持新一代变电站通讯标准IEC61850。同时接线端子与国内广泛采用的RCS-900系列的超高压线路保护基本兼容。 (2) 装置采用了32位高性能的CPU和DSP、内部高速总线、智能I/O，硬件和软件均采用模块化设计，可灵活配置，具有通用、易于扩展、易于维护的特点。 (3) 装置采用双重化设计，具有双重化的采样回路和完全独立的启动和保护DSP，可以有效保证装置动作的可靠性。 (4) 保护动作速度快，线路近处故障跳闸时间小于10ms，线路中间故障跳闸时间小于15ms，线路远处故障跳闸时间小于25ms。 (5) 反应工频变化量的测量元件采用了具有自适应能力的浮动门槛，对系统不平衡和干扰具有极强的预防能力，因而测量元件能在保证安全性的基础上达到特高速，起动元件有很高的灵敏度而不会频繁起动。 (6) 具有先进可靠的振荡闭锁功能，保证距离保护在系统振荡加区外故障时能可靠闭锁，而在振荡加区内故障时能可靠切除故障。 (7) 具有灵活性的自动重合闸方式。 (8) 装置具有友好的人机界面，液晶为320240点阵，可以通过整定选择中文或英文显示。 (9) 具有完善的事件报文处理，可保存最新256次动作报告，64次故障录波报告。 (10) 具有与COMTRADE兼容的故障录波。 (11) 具有灵活的通讯方式，配有2个独立的以太网接口和2个独立的RS-485通信接口。支持电力行业通讯标准DL/T667-1999（IEC60870-5-103）和新一代变电站通讯标准IEC61850。(12) 装置采用整体面板、全封闭机箱，强弱电严格分开，取消传统背板配线方式，装置的抗干扰能力大大提高，达到了电磁兼容各项标准的最高等级.3.2.2 CSC-103DCSC-103C/103D 系列超高压线路保护装置(以下简称装置或产品)是适用于220kV及以上电压等级的数字式成套线路保护装置，其主要功能包括纵联电流差动保护、三段式距离保护、四段式零序保护、综合重合闸等。装置侧重在应用于同杆并架双回线路时，设计了针对同杆并架双回线发生跨线故障时的选相元件，即使保护区内发生跨线故障时，可以选相跳闸9。4 短路电流的计算 短路电流计算的目的是为了确定保护装置的整定值和检验灵敏度。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。短路电流计算就是由电网上各个配置保护处来选择相应的短路点，画出各自的正序网大方式及小方式，零序网的正序网大方式及小方式，从而求出各种短路情况下的流过保护处的电流。4.1 运行方式的选定原则合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。继电保护整定计算应以常见的运行方式为依据。所谓常见运行方式，是指正常的运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理10。a.一般原则(1)必须考虑检修与故障两种状态的同时出现，不考虑检修与故障的多种重叠。检修的线路和元件数量不宜超过该接点线路和元件总数的1/2。(2)不考虑极少见的特殊方式。必要时，这些极少见的特殊运行方式可采取临时的特殊施加以满足。b.最大运行方式与短路类型选择原则(1)对单侧电源的辐射网的保护，最大方式为系统中所有的机组变压器、线路及短路点均投入运行。(2)对平行双回线上的保护，当双回线上接有两套保护时，单回线为最大运行方式。对双回线有电流保护时，由于由该保护动作要跳开两条线路，故在双回线运行时退出。而只在单回线运行时投入。其定值按单回线整定。(3)对相间保护来说，最大 短路电流为最大运行方式下三相短路。(4)双侧电源及多电源环网中，保护正反方向的正、负序网均取最大运行方式，零序网取保护正方向系统为最小运行方式， 保护背后系统为最大运行方式。上述要求对具体的元件的投、停上是矛盾的，这时要进行分析或通过计算比较来确定。对环网内的保护，取开环方式。(5)平行双回线路有零序互感时，按一回运行，另一回停用并两端接地，无互感时，按单回线运行。c.最小运行方式与短路类型选择原则(1)对于单侧电源辐射状电网的保护，最小运行方式为系统可能出现的最少机组、线路及接地变压器的运行方式。(2)对于对平行双回线上的保护，当双回线上接有两套保护时，双回线为最大运行方式。当双回线上接有一套和电流保护时，单回线为最小运行方式。(3)对于有互感的平行线路，应按平行线路双回线运行。4.2短路电流的计算的举例选取保护8为例，短路的在C母线上。(1)正序网的最大运行方式(所有机组、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式) 化简后图为 图4-1正序网的最大运行方式简图则 归算到短路点的综合正序等值电抗x1=0.5781分支系数 C1=0.57811.9433=0.2973(2)正序网的最小运行方式(A发电厂停运1、3号机组，各系统取最小运行方式,单回线运行)化简后图为图4-2 正序网的最小运行方式简图则 归算到短路点的综合正序等值电抗x1=0.642分支系数 C1=0.6422.3504=0.231(3)零序网的最大运行方式(保护背后取大方式，前取小方式，单回线运行，断开CD线路)化简后图为图4-3零序网的最大运行方式简图 则 归算到短路点的综合零序等值电抗x0=1.243分支系数 c0=0.4009(4)零序网的最小运行方式(保护背后取小方式，前取大方式，双回线运行)化简后图为图4-4正序网的最小运行方式简图 则 归算到短路点的综合零序等值电抗 x0=0.79分支系数 x0=0.2531a三相短路电流的计算 短路点电流 I = (4-1) 流过保护处的电流 I = I (4-2)C大方式： 代入相应数据计算得 I=2.51=1.29082 （kA） C小方式： 代入相应数据计算得 I=2.51=1.06773 （kA）b.两相短路的计算 短路点电流 I = I (4-3) 短路点的序分量电流 I= I= (4-4)则 流过保护处的全电流 I= I (4-5) 流过保护处的序电流 I= I= I (4-6) C大方式：代入相应数据计算得 I= I= 1.29082=1.11785 （kA） I= I=1.29082=0.64541 （kA）C小方式： 代入相应数据计算得 I= I= 1.06773=0.92465 （kA） I= I=1.06773=0.53386 （kA）c单相接地短路的计算短路点电流 Ic(1)=32.512x1+x0 (4-7)短路点的序分量电流 Ic1(1)=Ic2(1)=Ic0(1)=2.512x1+x0 (4-8)流过保护处的正负序电流 I1(1)=I2(1)=Ic(1)C1 (4-9) 流过保护处的零序电流 I0(1)=Ic(1)C0 (4-10)C大方式：代入相应数据计算得I1(1)=I2(1)=2.5120.5781+1.2430.2973=0.3110 (kA) 3I0(1)=32.5120.5781+1.2430.4009=1.2582(kA)C小方式： 代入相应数据计算得 I1(1)=I2(1)=2.5120.642+0.790.2731=0.3305(kA) 3I0(1)=32.5120.642+0.790.2531=0.9189(kA)d.两相接地短路的计算 短路的正序电流 Ic1(1,1)=2.51x1+x1x0 (4-11)短路的负序电流Ic2(1,1)=x0x1+x0Ic1(1,1) (4-12)短路点的零序量电流 Ic0(1,1)=x1x1+x0Ic1(1,1) (4-13)流过保护处的正序电流 I1(1,1)=Ic1(1,1)C1 (4-14)流过保护处的负序电流 I2(1,1)= Ic2(1,1)C1 (4-15)流过保护处的零序电流 I0(1,1)=Ic0(1,1)C0 (4-16)C大方式： 代入相应数据计算得 I1(1,1)=2.510.5781+0.57811.2430.2973=0.7672 (kA) I2(1,1)=1.2430.5781+1.243 I1(1,1)=0.5236 (kA) 3I0(1,1)=32.510.5781+0.57811.2430.57810.5781+1.2430.4009=0.9852(kA)C小方式：代入相应数据计算得 I2(1,1)=0.790.642+0.79 I1(1,1)=0.3796 (kA) I1(1,1)=2.510.642+0.6420.790.2731=0.6881(kA) 3I0(1,1)=32.510.642+0.6420.790.6420.642+0.790.2531=0.8577(kA)4.3计算结果(1)归算到短路点的综合阻抗值和分支系数表 4-1 短路点的综合阻抗值和分支系数保护编号正序大方式正序小方式零序大方式零序小方式综合电抗分支系数综合电抗分支系数综合电抗分支系数综合电抗分支系数1，20.2130.250.2390.32120.40430.32370.26860.22543,40.28140.45070.27330.52420.40530.22690.30930.271350.57820.70720.6420.72681.05780.49020.79910.357260.20090.70740.25380.0880.44530.14490.296150.0962770.69080.48380.80330.539751.1960.41420.88380.304180.57810.29730.6420.27311.2430.40090.790.253190.337350.14220.60230.24750.66840.16580.46930.11637100.69080.51620.80330.26371.270.37750.89210.2541110.29030.27420.6370.46921.2090.56030.72120.3196120.33870.36050.60230.34830.61510.23230.47540.11130.668411.015111.845212.37371(2)保护的短路电流表 表 4-2 保护1至5的短路电流大小 单位:kA保护编 号运 行方 式短 路 类 型k(1)k(1,1)k(2)k(3)I1(I2)I1I2IkI1(I2)I1保护1,2正(零)序大方 式0.75572.93561.78011.165892.38592.55121.47302.9460正(零)序小方 式0.53991.13672.20590.97612.18671.46060.84331.6866保护3,4正(零)序大方 式1.16851.76482.52801.49201.56463.48142.01004.0201正(零)序小方 式0.76861.19343.14470.98512.29052.08461.20362.4071保护5正(零)序大方 式0.80171.66711.86451.20551.37032.65861.5353.07正(零)序小方 式0.87571.29121.82791.11441.20062.46081.42082.8415 表 4-3 保护6至8的短路电流大小 单位:kA 保护编 号运 行方 式 短 路 类 型k(1)k(1,1)k(2)k(3)I1(I2)I1I2IkI1(I2)I1保护6正(零)序大方 式2.09611.28805.23243.60570.99967.65384.41908.8381正(零)序小方 式0.27480.90190.56570.30460.85680.75370.43510.8703保护7正(零)序大方 式0.47111.21001.07590.6821.01171.52230.87891.7579正(零)序小方 式0.5440.91951.10670.57980.89071.46050.84321.6865保护8正(零)序大方 式0.31101.25820.76720.52360.98521.11780.64541.2908正(零)序小方 式0.33050.91890.68810.37960.85770.92460.53391.0677 表 4-4 保护9至11的短路电流大小 单位:kA保护编 号运 行方 式 短 路 类 型k(1)k(1,1)k(2)k(3)I1(I2)I1I2IkI1(I2)I1保护9正(零)序大方 式0.26570.92950.63560.42240.74570.91620.52901.0580正(零)序小方 式0.37110.52350.71730.31410.56870.89320.51571.0314保护10正(零)序大方 式0.48861.07201.13830.73730.87981.62430.93781.8756正(零)序小方 式0.26490.76570.53990.28410.73950.71350.41190.824保护11正(零)序大方 式0.38462.35751.31251.05831.55782.05311.18542.3708正(零)序小方 式0.59031.20621.20760.64121.15731.60110.92441.8488 表4-5 保护9至11的短路电流大小 单位:kA保护编 号运 行方 式 短 路 类 型k(1)k(1,1)k(2)k(3)I1(I2)I1I2IkI1(I2)I1保护12正(零)序大方 式0.70011.35341.62411.04741.11492.31361.33582.6715正(零)序小方 式0.52040.49301.00720.44430.53331.2570.72571.4515保护13正(零)序大方 式0.78882.36642.16551.58971.72753.25201.87763.7552正(零)序小方 式0.56991.70981.45411.01851.30672.14131.23632.47275 线路距离保护的整定距离保护分为相间距离保护和接地距离保护，它指故障点到保护安装点之间的距（或阻抗），并根据距离远近而确定动作时间的一种保护装置。距离保护是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。其中第段按躲过本线段末端故障整定，它只能保护全长的（80-85）%，第段应可靠保护线路全长，并将范围延伸到相邻线路，动作时间一般为0.5秒，第段作为第段和第段的后备保护，其动作时间一般在2秒以上。5.1 相间距离保护 相间距离保护一般分为三段，一段按躲过本线段末端相间故障整定，二段常与相邻相间距离保护一段二段配合，并考虑与躲过本线路末端的变压器中低压侧相间故障整定，同时也需满足所规定的灵敏度。 相间距离保护中应有对本线路末端故障有足够灵敏度的延时段保护，其灵敏系数应满足如下要求11：a 50km以下线路， 不小于 1.45；b 50km100km线路， 不小于 1.4；c 100km150km线路， 不小于 1.35；d 150km200km线路， 不小于 1.3；e 200km以上线路， 不小于 1.25；5.1.1 单个保护相间距离保护算例以保护8为例(1) 相间距离保护段按躲过本线路末端故障整定由公式 式中 =0.80.85； Z1为本线路正序阻抗。所以整定值 = 27.2038 整定时间 =0 s(2)相间距离保护段 由图可知 助增系数 =1a按与相邻线路相间距离段配合(与保护6的段配合)Zdz=KkZ1+KkKZkZdz=27.2038+0.8127.2038=48.9668 Kk式中 =0.80.85；Kk Kk0.8； KZ 是助增系数(取最小值)；Zdz 为本线路正序阻抗。 为相邻线路相间距离段的动作阻抗b按躲过变压器其它侧母线故障Zdz=KkZ1+KkTKZZT=27.2038+0.752.9 12(1.282-0.03625) = 50.27式中 Kk=0.80.85； KkT KZ 是助增系数(取最小值)； 0.7；ZT 为相邻变压器的正序阻抗； Z1 为本线路正序阻抗c考虑本线路末端故障有足够灵敏度公式ZdzKlmZ1(5-1)式中 Z1 为本线路正序阻抗； Klm = 1.31.5代入计算时 先取较小值，看其灵敏度是否满足要求则 Klm=ZdzZ1=48.966832.0045=1.531.4 满足灵敏度要求所以整定值Zdz=48.9668时间 t=0.5 s(3)相间距离保护段a按与相邻线路相间距离段配合(与保护6的段配合) Zdz=KkZ1+KkKZZdz =0.832.0045+0.8149.614=65.2948 式中 Kk = 0.80.85； Kk 0.8； KZ 是助增系数(取最小值)； Z1 为本线路正序阻抗 为相邻线路相间距离段动作阻抗b按躲过最小负荷阻抗 Zdz=（0.90.95）Ub3KkKfKzqIfhmaxcos(xl-fh) (5-2)式中 Ub 为额定线电压； Ifhmax为流过本线段的最大负荷电流； Kk 可靠系数，取1.21.25；Kzq Kf 返回系数，取1.151.25； 负荷自启动系数，根据情况取1.152.5；xl 输电线路阻抗角；fh负荷功率因数角代入计算 Zdz=0.9523010331.21.21.5401.63cos（80.1-36.87）=190.9c灵敏系数校验作为本线路的后备保护时的灵敏系数： Klm= ZdzZ1 (5-3) 作为相邻线路的远后备保护时的灵敏系数： Klm=ZdzZ1+KfmaxZ1 (5-4) Zdz式中： 距离段的动作阻抗； Z1 本线路正序阻抗；Z1 Z1 相邻线路正序阻抗； Kfmax 分支系数，取最大值，此处为1将上面的两个计算结果代入公式 可得 后者满足灵敏度的条件Zdz=190.9 t所以可取1.5s512 所有相间距离保护的整定值表 表 5-1 相间距离保护的整定值 保 护编 号 段 段 段Zdz ，t ， sZdz ，t ，sZdz ，t ，s1,215.3016037.71220.5113.9671.53,415.3016027.5430.5113.9671.5527.2038048.96680.5121.681.5627.2038049.6740.5121.682727.2038050.2690.5190.91.5827.2038050.270.5190.91.5942.4919091.85120.5415.0121042.4919064.2250.5152.121.51123.8049.40261169.71.51223.8079.2090.5409.5321317.00130105.16750.5477.271.55.2 接地距离保护整定在短路及复杂的环网接线系统中，零序电流保护的性能有时会严重恶化，保护的动作时间长，灵敏度下降，为了改善接地保护的性能，便用到接地距离保护。接地距离保护整定较相间距离保护稍微复杂，需考虑零序补偿系数和零序互感等问题12。521零序电流补偿系数的计算(1)单回线路的零序电流补偿系数 K=Z0-Z13Z1 (5-5)式中 K 零序电流补偿系数； Z0 保护安装处至故障点的正序阻抗；Z1 保护安装处至故障点的零序阻抗(2)具有零序互感的双回线的零序电流补偿系数 K=Z0-Z1-Zm02Z03Z1 (5-6)Z1 式中 本线路的正序阻抗； Z0 本线路的零序阻抗； Zm0 双回线的零序互感阻抗；K 零序电流补偿系数由公式(5-10)计算可知线路AB 的零序电流补偿系数 K=0.3193其他线路的零序电流补偿系数 K=0.6667522 单个保护接地间距离保护算例(1)接地距离保护段按可靠躲过本线路对侧母线接地故障整定Zdz=KkZ1=0.850.60552.9=27.2038由公式式中 Kk =0.80.85；Z1 为本线路正序阻抗tZdz所以整定值 = 27.2038 整定时间 t=0 s(2)接地距离保护段 a与相邻线路接地距离段配合 准确的计算公式为Zdz=KkZ1+KkKZ1Zdz1+Kk1+3KKz0-1+3KKz1Iph+K3I0I0Zdz1 (5-7)Kz1Kz0式中 、 分别为正序和零序的助增系数；K K、 本线路和相邻线路零序电流补偿系数； Z1 Z1 本线路正序阻抗； Zdz1 相邻线路接地距离段阻抗定值；Iph I0 I0 流过本线路的零序电流； Iph 流过本线路的故障相电流K当 K = K 时，式可简化为Zdz=KkZ1+KkKzZdz1 (5-8)KzKz0Kz1式中 Kz 为 和 两者的较小者则保护8段与保护6段 配合时将数据代入公式(5-13) 得Zdz=0.732.0045+0.7122.40315=38.085b按躲过变压器另一侧母线三相短路Zdz=KkZ1+KkKz1ZT(5-9)Z1式中 Z1 本线路的正序阻抗；ZT 相邻变压器正序阻抗；Kz1 Kz1 为正序的助增系数； KkKk=0.70.8 代入数据 Zdz=0.732.0045+0.7152.9(1.3125-0.0667) =45.469c灵敏系数校验 ZdzKlmZ1 (5-10)Klm式中 =1.31.5；Z1 为本线路的正序阻抗Zdz 代入上面的两个整定值可知后者满足条件t所以取 =45.469 t =1s(3)接地距离保护段按与相邻线路接地距离段配合K由于 K = ，则 Zdz=KkZ1+KkKzZdz=0.732.0045+0.7145.469=65.38 Zdzt 所以取 =65.38= 1.5s523 所有接地距离保护的整定值表 表 5-2 接地距离保护的整定值 保 护编 号tZdz 段t Zdz 段t Zdz 段 ，s ，s ， ，s1,212.6014044.82144.821.53,412.6014043.9741.5 46.7741.5522.40315045.469154.4691.5622.40315061.41158.762722.40315045.4312171.8961.5822.40315045.469165.281.5934.993070.561102.3011.51034.993066.82131.581.761.51119.6039.51147.2421.51219.6042.053167.5822 13140301102.1661.56 零序电流保护的整定计算线路的零序电流保护反应线路发生接地故障时零序电流分量大小及方向。线路只有在接地短路时才会产生零序电流，所以零序电流保护能判断是否出现接地故障，也只能用来保护接地短路故障。零序电流保护一般分为四段，且简单可靠，灵敏度高特别是最后一段特别灵敏。此处整定了三、四两段，且第三段直接按照满足灵敏度来整定计算13。6.1 单个保护相间距离保护算例1)零序电流保护段按本线路末端接地故障有灵敏度Idz3I0minKlm (6-1)式中 I0min 为本线路末端接地故障的最小电流；Klm Klm 为灵敏系数， 1.3Klm则 当 取为3.1767Idz=0.857723.1767=270At=3s=2sIdz2)零序电流保护段本线路经高电阻接地故障的灵敏度要求 不得大于 300A与相邻线路零序电流段配合Idz=KkKfIdz=1.11270=297A300AKk式中 1.1；Idz Kf Kf 为分支系数； Idz 为相邻线路零序电流段定值t Idz则 取 =297A t =2.5s6.2所有零序电流保护的整定值表 表6-1 零序电流保护的整定值保 护编 号tIdz 段t Idz 段，s ， ，s，1,250.982258.692.53,4272.6772299.942.55268.132294.952.5639.52.5299.853727022972.5827022972.59382252.12.51027022972.511142.61822802.51259.062.528031327022972.5 7 纵联保护和自动重合闸的整定计算线路的纵联保护两端比较的电气量可以是流过两端的电流、流过两端电流的相位和流过两端功率的方向等，从而判断故障是在区内还是区外，以决定保护的动作与否。根据比较两端不同电气量的差别可以构成不同原理的纵联保护，如方向比较式纵联保护，纵联电流差动保护等14。随着超高压、大电网的发展，线路纵联保护在电网保护配置中占有重要地位，由于系统稳定要求及继电保护配合需要，纵联保护往往用来作为线路主保护。各种原理的纵联保护因其构成不同，故适用范围及使用条件也不相同，但其共同的特点是15：(1)不反应被保护线路以外的故障，故在定值选择上不需要与相邻线路配合，也不能作为相邻线路的后备保护。(2)能反应各种类型的短路故障，能够达到区内故障时瞬时切除的要求，可靠性高。(3)它由线路两侧装置构成一套完整保护系统，故要求两侧装置同型号，且两侧应同时投入运行。7.1 保护8纵联定值的整定1)电流变化量起动值：按躲过正常负荷电流波动最大值整定，一般整定为0.2In。可以适当提高定值以免装置频繁起动，定值范围为0.1In0.5In。 2) 零序起动电流：按躲过最大零序不平衡电流整定，定值范围为0.1In0.5In。3) 工频变化量阻抗：按全线路阻抗的0.80.85整定。 Z =0.8 =0.832.004518.334= 1.397 K= (7-1)其中 K 阻抗变比；, 为互感器变比； 为线路阻抗值。4) 距离方向阻抗定值：按大于1.3倍线路阻抗整定。 Z =1.4 其中 为线路二次侧阻抗值。5) 距离反方向阻抗：按（1.52）（对侧距离方向阻抗本线路阻抗）整定。该定值只有在“弱电源侧”才有效。 其中 Z 为距离方向阻抗定值； 为线路二次侧阻抗值。6) 零序方向过流定值：纵联零序正方向过流定值，应保证线路末端接地故障有足够的灵敏度。 I= 其中 为灵敏度值； K 为阻抗变比。7) 零序补偿系数： 其中和分别为线路的零序和正序阻抗；建议采用实测值，如无实测值，则将计算值减去0.05作为整定值。 8) 振荡闭锁过流：按躲过线路最大负荷电流整定。9) TV断线相过流定值、TV断线时零序过流：仅在TV断线时自动投入15。由于保护装置具备光纤接口，所以根据A式中 ，； 电流互感器变比； 为 负荷电流7.2 自动重合闸的整定由于电力系统的大多数故障是瞬时性故障，为了提高供电的可靠性，所以装配了自动重合闸，当是瞬时性故障时，装置可使线路自动恢复17。自动重合闸的动作时间整定应考虑：a单侧电源线路所采用的三相重合闸时间除应大于故障点熄弧时间及周围介质取游离时间外，还应该大于断路器及操作机构复归原装准备好再次动作的时间。b双电源线路的自动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限切除故障的可能性及潜供电流的影响。计算公式为： (7-2)式中： 为最小重合闸时间； td为对侧保护有足够灵敏度的延时段动作时间，如两侧均瞬时动作，则为零。 为断电时间，220kV线路，三相重合闸不小于0.3是，单相重合闸不小于0.5s； 断路器固有合闸时间。则保护8的重合闸时间总结本论文主要是通过对220kV电网的输电线路进行保护配置，虽然目前的不同等级的电网线路保护的配置基本有统一的标准，但在具体的线路上也应灵活运用标准18。文章在绪论中简要的介绍了国内外的继电保护的发展史，然后给出了手算的原始资料。并根据一系列电网保护配置的原则，初步的提出了保护的配置方案。第三章介绍了提出的保护方案中的两家不同厂家的保护装置一般功能与特点，继而在接下来的几章就线路运行方式的选择，短路电流的计算以及各类保护（如距离保护，零序保护，纵联保护等）的定值整定原则进行了具体的实例分析与计算，并将所有保护的整定值列成表。最后，根据具体保护装置说明书，将定值转至二次侧，并完成装置中的小部分整定，列出定值单。作者在整定过程中基本按照标准的规程来完成的，保护所配方案也是满足可靠性的，保护与配置了速动保护，在整定过程中也考虑了保护的灵敏度以及上下级保护配置的定值的相互配合。但由于在零序电流的计算部分少考虑了零序互感的问题，所以整定的定值存在一定的问题。但此次设计对个人的分析及处理保护配置的问题能力有了不少的提高。随着技术的不断发展，继电保护将向计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信综合一体化及智能化发展。本论文中仍是根据的具体的整定原则，由手算处理保护的定值，相信以后对主、后备保护定值的整定也必定由手算转换为软件处理，减少人的工作，以提高效率。参考文献1 李汉荣.论电网继电保护配置存在问题及改进措施J. 广东科技，2009，18(22)：170，200.2 张耀天.电力系统继电保护技术现状与发展现状J.现代商贸工业，2010，22(24)：358-359. 3 万丹.电力系统继电保护发展趋势分析J. 机电信息，2010，8(24)：85-86.4 Dugui Wu, Zhiheng Xu. Development and Prospect of Microprocessor-Based Protection Relays in China J.Transmission and Distribution Conference and Exhibition，2002，68(21)：618-619.5 鲁露.论我国电力系统继电保护的发展现状与对策.现代商贸工业，2010，22(8)：38- 39.6 栾国军.220kV电网继电保护在双配置方式下有关问题探讨C. 2007中国科协年会论文集，2007. 7 郑志遥.高压电网通用型保护整定计算研究D. 湖北：华中科技大学电力工程，2008.8 PCS-902系列超高压线路成套保护装置技术和使用说明书.9 四方-CSC-103C(D)数字式超高压线路保护装置说明书.10 张举.电网继电保护及安全自动装置整定计算M. 华北电力大学，1998. 11 DL/T-559-2007 220kV750kV电网继电保护装置运行整定规程12 Hui Xiao, Xue bin Wu. Discussion on Power System Dual-configuration Relay Protection
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