2011年度继电保护整定运行方案

巴州电网2011年度继电保护整定运行方案四川巴州供电有限责任公司调度室2011年3月第一部分 巴州电网继电保护配置情况第一节 继电保护配置情况一、概述继电保护配置情况是继电保护整定计算和运行管理的基础，也是编写继电保护整定运行方案的前提。2011年巴州供电公司所属变电站除35kV城西站，35kV及以上变电站都实现了继电微机化外，其余设备及其他电站均未实现继电保护微机化。二、35kV线路保护35kV线路保护的基本配置为三段低压闭锁方向过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。巴州电网运行的35kV线路保护装置主要有以下四种：（一）ISA-367G 配置可独立投退的三段式低电压闭锁方向过电流保护、低压闭锁相电流后加速保护、三相一次自动重合闸、低周减载及低压减载。（清江站化清线，柳林站恩柳线、柳花线，茶坝站玉茶线、柳茶线，玉山站江玉线、玉茶线、玉顶线使用）。（二）NAS-921 配置三段式复压方向过流保护、零序过流保护、加速段保护、过负荷保护、重合闸、低频保护、零序过压保护。（共4套，恩龛线、龛西线、龛南、回）（三）GM-967A 配置三段低电压启动方向闭锁电流保护、独立启动段合闸后加速跳、三相一次自动重合闸、过负荷保护及低周减载。（共4套，城南站江城线、堂南线、龛南、回）（四）TDR931 配置三段式复合电压闭锁方向过流保护、零序过流保护、加速段保护、过负荷保护、重合闸、低频保护、零序过压保护。（共5套，城西站大西线、35kV分段，三江电站江城线、江曾线、江玉线）三、35kV主变保护35kV主变保护由差动保护、各侧后备保护和非电量保护组成，非电量保护主要包括主变瓦斯保护及压力释放阀。巴州电网运行的35kV主变保护装置配置主要是以下七种：（一）深圳南瑞ISA-300系列主变成套保护，即ISA-387G + ISA-388G+ISA-361G。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注差动保护ISA-387G差动速断保护比率差动保护采用二次谐波制动CT 断线告警高后备保护ISA-388G三段复压方向过流31、段可带方向过负荷告警11风扇起动11过负荷闭锁调压11低后备保护ISA-388G三段复压方向过流31、段可带方向过负荷告警11风扇起动11过负荷闭锁调压11ISA-361G 非电量保护（本体轻瓦斯，有载调压轻、重瓦斯，冷控失电）如清江站1#、2#主变，柳林站1#、2#主变，茶坝站1#、2#主变，玉山站1#、2#主变。另外，化成站2#主变、曾口站2#主变均只配置了主变低后备保护，采用深圳南瑞主变后备保护装置ISA-388G。（二）南京南自NAS-900系列主变成套保护，即NAS-9211 + NAS-9213。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注差动保护NAS-9211差动速断保护比率差动保护采用二次谐波制动CT 断线告警高后备保护NAS-9213四段复压方向过流41、段可带方向零序过流11加速段保护11过负荷11充电保护11仅在对母线充电时投入低后备保护NAS-9213四段复压方向过流41、段可带方向零序过流11加速段保护11过负荷11充电保护11仅在对母线充电时投入非电量保护本体瓦斯有载瓦斯NAS-9210 非电量保护（本体轻、重瓦斯，有载调压轻、重瓦斯）如南龛站1#、2#主变。（三）南京南自NAS-925B变压器保护。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注低后备保护NAS-925B二段复压方向过流23、段可带方向三段零序过流保护33、段可带方向,段为一个时限过负荷告警11充电保护11仅在对母线充电时投入如渔溪站1#主变，雪山站1#主变，顶山站1#主变。（四）南京钛能TDR935系列主变成套保护，即TDR935 + TDR935B。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注差动保护TDR935差动速断保护比率差动保护采用二次谐波制动CT 断线告警高后备保护TDR935B二段复压方向过流23、段可带方向三段零序过流保护33、段可带方向,段为一个时限零序过压保护过负荷告警11充电保护11仅在对母线充电时投入低后备保护TDR935B二段复压方向过流23、段可带方向三段零序过流保护33、段可带方向,段为一个时限零序过压保护过负荷告警11充电保护11仅在对母线充电时投入 如雪山站1#主变、顶山站2#主变均配置了差动保护、高后备保护，三江电站1#、2#、3#、4#主变均配置了差动保护、低后备保护，采用南京钛能TDR935主变差动保护装置及TDR935B主变后备保护装置。渔溪站2#主变、城南站2#主变仅配置了主变低后备保护，采用南京钛能TDR935B主变后备保护装置。（五）南京力导DMP300变压器保护。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注DMP300电流保护31三段分别为电流速断、限电速断、过流重合闸低频减载零序方向保护PT断线告警CT断线告警如曾口站1#主变。（六）成都柏信GM-900系列主变成套保护，即GM-987B + GM-967B。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注差动保护GM-987B差动速断保护比率差动保护采用二次谐波制动CT 断线告警高后备保护GM-987B1侧低电压启动电流保护112侧低电压启动电流保护11加速段保护11过负荷11低后备保护GM-967B三段复压方向电流31、段可带方向加速段保护11过负荷11如城南站1#主变。（七）南京南瑞RCS-9600C系列主变成套保护，即RCS-9671C + RCS-9681C+RCS-9661C。保护装置保 护 类 型段数每段时限数备 注差动保护RCS-9671C差动速断保护比率差动保护采用二次谐波制动CT 断线告警高后备保护RCS-9681C五段复压方向过流51五段均可带方向过流段11无复压及方向闭锁过负荷告警11风扇起动11过负荷闭锁调压11低后备保护RCS-9681C五段复压方向过流31五段均可带方向过流段11无复压及方向闭锁零序过流32零序过流段仅一时限间隙零序过流12过负荷11启动风冷11过载闭锁调压11非电量保护RCS-9661C冷控失电RCS-9661C 非电量保护（本体轻、重瓦斯，有载调压轻、重瓦斯，冷控失电）如花丛站1#主变。四、10kV线路保护10kV 线路保护基本配置为三段过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。巴州电网运行的10kV 线路保护装置主要有以下七种：（一）ISA-367G 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（柳林站、茶坝站、玉山站使用）（二）ISA-351G 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（化成站使用）（三）NAS-9212 配置三段定时限过流保护、一段独立合闸加速段保护、过负荷保护、三相一次重合闸及低频减载。（南龛站、渔溪站、雪山站、顶山站、清江站各10kV线路使用）（四）GM-951C 配置三段可经低压闭锁的定时限方向过流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（城南站使用）（五）DMP300 配置三段可经低压闭锁的定时限方向电流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（曾口站使用）（六）RCS-9611C 配置三段可经低压闭锁的定时限方向电流保护、一段独立合闸后加速段保护、三相一次重合闸及低周减载。（花丛站使用）（七）TDR931 配置三段式复合电压闭锁方向过流保护、一段独立合闸加速段保护、三相一次重合闸及低频保护。（三江电站使用）五、10kV电容器保护10kV 电容器保护基本配置为二段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。巴州电网10kV 电容器保护装置主要有以下六种：（一）ISA-359G 配置二段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、不平衡电流保护。（化成站、柳林站、茶坝站、玉山站使用）（二）NAS-9212 配置四段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、零序过压保护、零序过流保护。（共2套，南龛站使用）（三）NAS-921 配置三段定时限过流保护、过电压保护、低电压保护、零序过压保护、零序过流保护、自动投切功能。（清江站、渔溪站、雪山站、顶山站使用）（四）GM-967A 配置三段定时限电流保护、过电压保护、低电压保护。（共1套，城南站）（五）DMP-331 配置三段三相式电流保护、低电压保护、过电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。（共1套，曾口站）（六）RCS-9631C 配置配置三段三相式电流保护、低电压保护、过电压保护、不平衡电压保护、不平衡电流保护。（共1套，花丛站）第二节 继电保护配置存在的问题一、化成站1#主变、花丛站2#主变缺主保护及后备保护。二、城西站2#主变、城南站2#主变缺主变低后备保护，渔溪站2#主变、顶山站2#主变、化成站2#主变、曾口站2#主变缺主变高后备保护。三、城南站缺一套故障解列装置解列35kV 江城线。四、玉山站10kV分段备自投装置未做试验，不能投入运行。五、玉山站10kV 备自投装置的备用电源方式需进行讨论研究。六、玉山站现不能实现10kV 分段备自投，不能满足玉山站10kV母线分段运行需要。七、化成电站、新桥河电站、柳林电站、青木电站保护装置已坏，无法执行保护定值。水宁寺电站2#机保护装置拒动。第二部分 巴州电网继电保护整定方案第一节 概述一、基本原则巴州电网继电保护整定方案是根据3-110kV电网继电保护装置运行整定规程、大型发电机变压器继电保护整定计算导则等有关条款的规定，以及结合巴州电网的具体结构、电源分布特点、现有保护配置情况和多年的运行经验，在确保安全供电的前提下进行编写的。本方案不仅要满足巴州电网安全可靠的运行要求，而且要尽量简化运行中频繁调整保护定值的需要，同时又必须满足继电保护的可靠性、选择性、灵敏性及速动性的基本要求。二、编制依据（一）3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程（二）大型发电机变压器继电保护整定计算导则（三）巴中电网2010年度继电保护及安全自动装置整定运行方案（四）四川电网3-110kV系统继电保护整定计算标准化指导书（试行本）（五）继电保护装置的技术说明书、原理接线图三、基本参数（一）标幺值计算的基准值基准功率采用100MVA，各级基准电压采用平均额定电压，各电压等级下的基准电压、基准电流和基准阻抗如下表：电压等级35 kV10 kV6 kV基准电压37 kV10.5 kV6.3 kV基准电流1560 A5500 A9164 A基准阻抗13.7 1.1 0.4 （二）线路参数线路长度、导线型号采用巴州电力系统2010 年度运行方式上数据。LGJ70、LGJ95型导线的每公里正序阻抗取0.4 / km。其它型号导线的每公里正序阻抗采用北京中恒博瑞公司研发的图形化继电保护整定校验系统（继电保护整定计算辅助软件）中推荐的导线每公里正序阻抗，其值见下表：导线型号正序电阻（/ km）正序电抗（/ km）正序阻抗（/ km）正序阻抗角LGJ-1200.270.4080.48957LGJ-1850.170.3940.42967LGJ-2400.1320.3860.40871线路零序阻抗取正序阻抗的3 倍，即R0=3R1，X0=3X1，Z0=3Z1。零序阻抗角等于正序阻抗角。将上述理论数据与部分线路的实测参数进行比较，理论数据与实测参数相差在10%以内。因此在整定计算过程中，采用理论数据进行计算，在得到实测参数后，将理论数据与实测参数进行比较，校核整定值。（三）变压器、发电机参数变压器参数采用巴州电力系统2010 年度运行方式上数据。在计算变压器阻抗时，按变压器零序阻抗值等于正序值计算。在计算发电机阻抗时，按发电机负序阻抗值等于正序阻抗值计算。（四）不考虑线路电容电流和负荷电流的影响。（五）短路电流计算只考虑常见运行方式下金属性三相短路、两相短路、单相接地和两相接地短路，不考虑复合故障类型的短路。（六）巴州供电公司所属变电站，除了35kV 城西站，其余变电站都实现了继电保护微机化。为有效的利用时限资源，增强继电保护的快速性，巴州电网继电保护动作时限级差t=0.3 s。四、系统运行方式合理的选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键。继电保护整定计算以常见运行方式为依据。常见运行方式是指正常运行方式和正常检修方式。常见运行方式见巴州电力系统2010 年度运行方式及运行方式专业在新设备投运前编制的设备投运后电网运行接线方案。五、与上一级电网的保护整定配合原则（一）巴州电网与巴中电网存在上下级供电运行方式，其整定配合原则为：巴中电网供巴州电网时，巴州电网所涉及的保护主动与巴中电网联络线保护相配合，巴中电网联络线保护为巴州电网提供一定的时限裕度。（二）与下一级电网的保护整定配合必须遵循：局部电网服从整个电网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化的配合原则，同时尽量照顾局部电网和下一级电网的需要。第二节 整定细则一、35kV 线路保护（一）三段过流保护电流元件时间元件过流段按本线路末端最大三相短路电流的1.5 倍整定，且满足线路出口（距首端5%处）最大三相短路的灵敏系数不小于1，若该灵敏系数小于1，则不启用过流段t1=0 s过流段按最小方式下，本线路末端两相短路有不小于1.5 的灵敏系数整定，且与相邻线路过流段保护配合，并可靠躲过本线路末端变压器低压侧最大方式下三相短路时，流过线路的短路电流与之配合的相邻线路过流段动作时限+t至终端变电站的35kV 线路开关t2=0.3 s过流段按本线路最大负荷电流的1.5 倍整定，且与相邻线路过流段保护配合，并力争满足线路末端变压器低压侧故障时有不小于1.2 的灵敏系数与之配合的相邻线路过流段动作时限和线路末端主变后备保护跳35kV 总路开关动作时限的较大者+t至终端变电站的35kV 线路开关t2=1.5 s（二）过流加速段：电流定值与过流段整定一致，时限为0.2 s。（三）零序过流保护：35kV 系统为不接地系统，不启用零序过流保护。（四）过流保护经低压闭锁：过流、段保护不启用低压闭锁。过流段保护若能兼顾灵敏性和选择性要求，则不启用低压闭锁，反之，启用低压闭锁。（五）过流保护方向：单侧电源线路，保护不带方向，两侧电源线路，启用过流保护经方向闭锁，且保护方向指向线路。（六）PT断线时暂时退出与电压有关段的电流保护：PT断线时应暂时取消过流保护的低压闭锁和方向闭锁，保留纯过流保护，不启用PT 断线时退出与电压有关的电压保护。二、35kV 主变保护（一）35kV 主变差动保护主变差动保护应设置差动速断保护快速切除故障，以防止CT 饱和差动保护延时动作；在主变空载投入或外部短路故障切除后产生励磁涌流和主变过励磁时，差动保护不应误动；差动保护应具有比率制动特性；最小运行方式下，差动保护区内的两相金属性短路，差动保护的灵敏度不小于2。1、差动速断保护：一般取8 Ie。2、差动保护启动值：一般取0.5 Ie。3、比率制动系数：单斜率比率制动系数一般取0.5。4、二次谐波制动系数：一般取0.155、CT 断线闭锁差动保护：避免CT 断线产生差流，造成差动保护误动，启用CT 断线闭锁差动保护。（二）35kV 主变瓦斯保护重瓦斯保护出口跳主变各侧开关，通常按通过气体继电器的油流流速整定；轻瓦斯保护出口发信号，通常按产生气体的容积整定。1、本体瓦斯：重瓦斯整定见下表序号主变容量（kVA）气体继电器型号冷却方式动作流速整定值（m / s）170007500QJ-50自冷或风冷0.8 - 1.02750010000QJ-80自冷或风冷0.7 - 0.8310000 以上QJ-80自冷或风冷0.8 - 1.0（一般取0.9）轻瓦斯取250 ml。2、有载调压瓦斯：重瓦斯气体继电器型号QJ-25，流速整定值1.0 m/s。轻瓦斯取220 ml。（三）35kV 主变35kV 侧后备保护1、三段复合电压闭锁过流保护电压元件方向元件电流元件时间元件跳闸出口复压过流段U170 VU24 V电压元件取自10kV不带方向I=1.5 IeIe 为主变本侧的额定电流主变10kV 后备保护跳10kV 总路动作时限T1=0.9 s35kV 分段不启用复压过流段T2= T1+tT2=1.2 s35kV 总路复压过流段T3= T2+tT3=1.5 s主变两侧2、零序过电压告警电压元件时间元件零序过电压告警U0=8 V2 s3、其它整定说明：（1）过流保护经其它侧复压闭锁：引入10kV 侧电压，开放35kV 侧复压闭锁，启用过流保护经其它侧复压闭锁。（2）PT 断线时退出与电压有关的电压保护：PT 断线时应暂时取消复压闭锁过流保护的复压闭锁和方向闭锁，保留纯过流保护，不启用PT 断线时退出与电压有关的电压保护。（三）35kV 主变10kV 侧后备保护电压元件方向元件电流元件时间元件跳闸出口复压过流段不启用复压闭锁不带方向I=1.5 IeIe 为主变本侧的额定电流10kV 线路过流最后一段动作时限+tT1=0.3 s10kV 分段复压过流段T2= T1+tT2=0.6 s10kV 总路复压过流段T3= T2+tT3=0.9 s主变两侧三、重合闸重合闸方式：35kV 及以下线路采用三相一次重合闸，重合闸时间为1 s。单侧电源单回线路采用检无压重合闸。单侧电源并列运行线路，系统侧采用检无压重合闸，负荷侧采用检同期重合闸。双侧电源线路，带小电源的线路，采用解列重合闸，即线路发生故障时，小电源侧开关不跳闸，故障解列装置动作解列小电源后，系统侧检无压重合。双侧电源线路，发电厂的送出线路，采用系统侧检无压重合闸，电厂侧5s检同期重合闸。四、备自投装置（一）母线低电压元件：取30%Ue（二）线路有压元件：取70%Ux（三）进线有流判别：为防止PT断线后，备自投装置误动，启用进线有流闭锁备自投。（四）时间元件：主供线路、备用线路电源侧后备保护动作时限的较大者与线路重合闸时间之和+t。五、10kV保护对10kV保护整定的要求：除电容器过压保护和低压保护外，35kV变电站10kV保护动作时限不大于0.3s。第三节 整定方案存在的问题及改进建议一、35kV线路以电流速断和限时电流速断为主保护，过电流为后备保护，过电流动作时限按0.3s 的时限级差与上下级线路配合。若串供级数过长，则电源侧首端线路开关过电流保护动作时限长，且电源侧首端线路故障，故障电流大，对系统稳定运行极为不利。从系统稳定分析角度，应向继电保护整定提出对35kV线路开关后备保护动作时限的要求。现巴州电网35kV线路过电流保护动作时限：大龛线供电运行方式下按1.1s控制，时限为1.1S 的线路开关有南龛站恩龛线351开关、龛南回353开关、龛南回354开关; 堂南线供电运行方式下按0.8s控制，时限为0.8S 的线路开关有城南站江城线351开关、龛南回354开关、龛南回353开关；恩柳线供电运行方式下按0.6s控制，时限为0.6S 的线路开关有柳林站柳茶线353开关。建议：电网结构和运行方式上应避免多级串供，串供应控制在3级。二、建议加强直流系统的运行维护，不发生直流系统故障引起全站保护装置无法工作的情况。三、部分老旧线路未进行参数实测，保护整定值未按实测参数进行校核。建议利用35kV大修、改造的机会，逐步安排老久线路参数实测。第三部分 继电保护运行方案说明第一节 概述巴州电网继电保护运行方案是根据有关规程和规定，并结合巴州电网的实际运行情况而编写的，主要作为调度运行依据。对现场继电保护装置具体操作和运行见其它有关规程和现场运行规定。一、系统运行方式说明继电保护运行方案的编写以常见运行方式为基础。常见运行方式包括正常运行方式和正常检修方式，详见巴州电力系统2010年度运行方式及运行方式专业在新设备投运前编制的设备投运后电网运行接线方案。第二节 继电保护运行方案一、正常运行方式的继电保护运行方案（一）35kV线路保护正常方式下，35kV线路投入常规保护