继电保护整定方案及运行说明

1、继电保护整定方案及运行说明继电保护整定方案及运行说明目录第一章第一章 总则总则.1一、整定的内容与范围.1二、引用标准.1三、保护整定的基本原则.1四、运行方式选择及主变中性点接地方式安排.2第二章第二章 继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定.3第三章第三章 电网继电保护整定方案电网继电保护整定方案.4一、主变保护.4二、35、10KV 线路保护.5三、备自投装置.5第四章第四章 电网继电保护相关运行说明电网继电保护相关运行说明.7第五章第五章 电网继电保护存在问题及改进建议电网继电保护存在问题及改进建议.81 / 17第一章第一章 总则总则一、整定的内容与范围一、整定的内容与

2、范围XX 供电公司调度所负责管辖范围内设备的定值整定计算，即管辖范围内的 110kV 变压器、110kV 母线、110kV 母联、35kV 及以下线路、变压器、电容器、 接地变、110kV 及以下备用电源自投装置等设备的整定计算。二、引用标准二、引用标准 DL/T584-20073110kV 电网继电保护装置运行整定规程防止电力生产重大事故及二十五项重点要求福建省电力系统继电保护实施细则关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定关于印发低压电网继电保护整定计算细则及算例的通知关于下发电网 110kV 主变保护配置原则及整定规范的通知于下发省电力 XXX 电力电力变压器非电量保护管理规定关于印

3、发电网备用电源自投装置配置技术原则及运行管理规定的通知三、保护整定的基本原则三、保护整定的基本原则电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性、可靠性、速动性的要求，如果由于电网结构方式、运行方式、装置性能等原因，无2 / 17法满足上述要求时，按如下原则取舍：1 1、电网应服从福州地区电网、省电网的安全稳定要求，避免出现电网故障时因越级跳闸而引起福州地区电网、省电网稳定性破坏事故，具体如下：1.11.1 电网与福州地区电网配合的边界为长乐变、西区变、金峰变、洞头变、首峰变、漳港变、两港变、松下变、长限变、滨海变、里仁变、文武砂变、文岭变、湖滨变、首祉变的 110kV 变压器。边界以上的系统阻抗（包

4、括大、小方式下的正序、零序阻抗）由地调下达，以此作为电网整定计算的系统参数依据。1 1、司属各 110kV 变电站主变压器的相间后备保护、接地后备保护等应满足地调下达的边界定值限额要求。2 2、下一级电网服从上一级电网。3 3、局部问题自行消化。四、运行方式选择四、运行方式选择及主变中性点接地运行安排及主变中性点接地运行安排1 1、整定计算中选取正常运行方式为计算方式，即以 XX 供电公司调度所编制的XX 供电公司 2009 年度运行方式 ，正常运行方式为依据，保护定值计算时，一般只考虑以上运行方式下，一回线或一个元件发生故障时保护能正确动作,在允许的前提下，计算时也尽量兼顾相邻的两个主要元件

5、同时停役的情况。2 2、主变中性点接地运行方式按 DL/T584-20073110kV 电网继电保护装置运行整定规程中 6.1.3.5 中 e 点规定，无地区电源的3 / 17单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行，公司所辖110kV 变电站中性点均不接地运行。第二章第二章 继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定1 1、电力设备带电运行时不得处于无保护装置的状态，保护装置应与被保护的电力设备一起投入运行，除特殊情况经总工或分管生产的公司领导批准外。2 2、继电保护及安全自动装置的投入或解除，必须按设备调度管辖范围划分，得到相应的值班调度员命令或同意后，才能进行操作。3 3、

6、合环、解环、转电等操作时间一般限定在 30 分钟内，此时可不调整保护定值，应防止潮流突变而导致保护装置误动。4 4、电压互感器二次回路的管理：当母线停役或电压互感器停役，应向调度提出申请。PT失压时，现场应将报告值班调度员，对带电压闭锁的电流保护采取措施防止保护误动。同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电失压。5 5、变压器进行注油、滤油、更换硅胶、处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，该工作完毕后经 4 小时运行并确认瓦斯继电器内无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸位置。6 6、三相自动重合闸运行原则：6.16.1 架空线路重合闸投入，架空电缆混合线路重合

7、闸投入，全电缆线路重合闸退出。6.26.2 单电源线路投非同期重合。6.36.3 线路长期空载运行时，重合闸装置应解除。4 / 177 7、保护需停用做试验时，可供选择的保护使用原则：7.17.1 开关检修，保护定检时，该开关保护跳其他开关的压板及其他保护跳该开关的压板应断开。7.27.2 保护装置更改定值时需按照定值通知单的要求执行，更改完毕后应将定值通知单内要求填写的内容填写清楚，包括版本号、校验码、日期、签名等。第三章第三章 电网继电保护电网继电保护整定方案整定方案一、主变保护一、主变保护（一）（一） 、保护装置的配置原则、保护装置的配置原则1 1、主变保护：110kV 主变压器保护应配

8、置主保护、非电量保护、各侧后备保护，要求各保护装置硬件独立。2、差动保护具备比率制动特性、二次谐波制动特性或间断角判别特性，差动保护选择在 CT 断线下是否闭锁差动保护。3、后备保护由高中低压侧复压（方向）过流保护、各侧复压过流保护、高压侧两段式零序（方向）过流保护、高压侧中性点零序过流保护、高压侧间隙电流电压保护、零序电压告警保护及其他辅助保护等；主变后备保护复合电压要求将主变各侧复压接点并联，并可解除对其它侧的闭锁。4、110千伏回路的间隙过流和零序过电压保护，间隙过流和零序过压保护宜采用或门出口方式。5、各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。出口跳闸的输出组合及接点数应

9、满足用户要求。5 / 17（二）（二） 、主变保护、主变保护 CTCT 配置原则配置原则1、高压侧复合过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。间隙过流保护应取至间隙专用CT。主保护各侧CT变比及级别选择应满足最大运行方式下，站内各电压等级三相故障时，相应CT误差小于10%的要求2、差动保护电流取自各侧开关 CT3、对于微机型主变差动保护，由于其电流回路在引入保护后均相互隔离，采用现场或保护屏接地的方式取决于设备的技术要求，若设备没有具体技术要求的电流回路，宜采用在开关站端子箱分别接地的方式以保护人员的安全。同时在设计CT的接地点时要考虑一套保护退出运行或旁代运行时正常运行装置不能失去接地点也不能

10、存在两个接地点。4、110 千伏变压器差动保护各侧 CT 应采用保护级电流互感器，并进行 10%误差特性和各侧负载平衡校核，差动电流互感器负载应留有足够裕度。 （三）（三） 、具体保护整定要求、具体保护整定要求1 1、差动保护：差动动作电流的整定应满足区内故障时可靠动作，区外故障时可靠不动作。非微机型差动保护对主变内部故障应校验最小灵敏度不小于 2。单折线式微机差动保护其比率制动系数应为 0.5和最小动作电流应为 0.5In，差动速断一般按 68 倍主变额定电流整定。1.1 主变差动 CT 断线，要求闭锁低值段差动保护，高值差动保护不受 CT 断线闭锁。1.2 二次谐波制动比例系数一般取 KX

11、B 一般取 0.150.20 左右，6 / 17一般取 0.152、110kV 主变 110kV 相间过流按主变容量整定，一般带复压闭锁，不带方向，时间与其它侧后备保护动作时限配合不大于 2 秒，出口跳各侧断路器。2.1 低电压元件按系统最低运行残压整定，可取 60%70%额定电压，建议可抬高至 75%-85%。2.2 负序电压元件躲系统正常运行的最大不平衡电压整定，可取0.05%0.07%额定电压 。2.3 单主变运行的变电站主变高压侧复压过流保护宜取消电压闭锁，采用纯过流保护。2.4 由于我司主变，一般未安排主变向高压侧反送电运行方式，故主变后备保护复合电压，一般采取主变低压侧复电压元件动

12、作，开放高压侧，并可根据运行方式需要可临时退出。主变高后备复合电压元件动作，不开放高压低压侧。3、对于主变低压 10（35）千伏侧的 CT 在开关内侧的主变保护。110kV 主变 35kV、10kV 侧相间过流按主变容量整定，带复压闭锁，不带方向，时间与 35kV、10kV 出线保护最长动作时限配合，第一时限跳本侧母分断路器，第二时限跳主变本侧断路器，第三时限跳主变各侧断路器时间不大于 2 秒。跳闸时间还应满足闽电调2002791关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定中 4.2 和 4.3 条的规定。为缩短变压器后备保护的动作时间，变压器各侧不带方向的长延时相电流保护跳三侧的7 / 17

13、时间可以相同。4、变压器的电源侧复合电压闭锁过流保护的定值应与两个负荷侧的复合电压闭锁过电流保护定值配合整定，配合系数一般取 1.05-1.15、110kV 主变 110kV 侧零序电流保护，电流、时间按地调限额整定，与 110kV 系统配合，不带方向，3.5S 跳主变各侧断路器。主变零序电流保护应不经零序电压闭锁。6、变压器中性点放电间隙零序电流保护，一次值整定为80100A，0.5 秒跳主变各侧断路器，为防止中性点放电间隙因暂态过电压误击穿导致保护误动作，动作时间按与线路保全线有灵敏度段动作时间配合整定一般整定为 0.8 秒。7、中性点经放电间隙接地的 110kV 主变零序电压保护，其 3

14、U0 一般整定为 150V180V，0.5 秒跳主变各侧断路器。间隙零序电压保护应接于本侧母线电压互感器开口三角绕组。 8、对于微机型变压器保护，其各侧后备保护配合级差取 0.3 秒或0.4 秒的时间间隔，以缩短后备保护的动作时间。 9、非电量保护规定9.1 变压器本体轻瓦斯应接信号，重瓦斯投跳闸；有载分接开关重瓦斯投跳闸。9.2 压力释放保护的动作接点应接入信号回路。本体压力突变继电器宜接信号。9.3 绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。顶层油温设置告警温度 808 / 179.4 油位指示器宜投信号9.5 对油浸风冷变压器，其冷却器宜投在“自动”位置，在负载电流大于 2

15、/3 额定电流或者顶层油温达到 65时应投入风扇电机，当低于 1/2 额定电流或者低于 50时应切除风扇电机。二、35、10kV 线路保护1、35kV 、10kV 线路以阶段式电流保护作为相间故障的主保护，过电流保护作为 35kV 线路或 10kV 线路的后备保护。2、电流 I 段按可靠躲过本线路未端相间故障整定,动作时间为 0 秒，本线路出口相间故障有足够灵敏度。短线路及全电缆线路电流 I 段保护退出。3、电流 II 段应保证本线路未端相间故障有足够灵敏度,并与相邻线路电流 I 段或 II 段配合，且不伸入下一级变压器的其它侧母线,动作时间为 0.20.5 秒。4、过电流按与相邻线路电流 I

16、I 段或过电流配合，电流定值按躲过最大限荷整定。力争下一级变压器的低压侧故障时有足够的灵敏度，动作时间为 0.50.8 秒。5、10kV 馈线保护具体整定原则5.1 无时限电流速断保护，时限 0 秒，电流定值按以下原则整定：（1）当 10kV 分列运行 10kV 侧的最大短路电流12000A，则 I 段电流定值取 12000A，并投入“大电流闭锁重合闸”保护。（2）当 10kV 分列运行 10kV 侧的最大短路电流12000A，且保护9 / 17装置无“大电流闭锁重合闸”保护功能，则 I 段电流定值取6000A。（3）当 10kV 分列运行 10kV 侧的最大短路电流12000A，则 I 段电

17、流定值取 6000A，不投入“大电流闭锁重合闸”保护。5.2 II 段：定时限电流速断保护时限 0.2 秒，电流定值按以下原则整定：按躲过系统最大运行方式下 T 接在线路上容量最大的一台变压器低压侧三相短路时流过保护的最大电流整定（当最大变压器的容量1600kVA 时取 1600kVA） ，可靠系数 Kk 取 1.4。灵敏系数校核：在最小方式下，被保护线路末端两相短路时灵敏系数不小于 1.5。5.3、III 段：过流保护 时限10kV 边界时限值， 时限不大于0.5S-0.7S。电流定值整定：(1)T 接线路中有分散的小工厂、照明、商场等性质的负荷，其起动电流倍数较小，自起动系数 Kzq=1.

18、01.3，一般取 1.1；可靠系数Kk=1.21.4；返回系数 Kfh=0.85(电磁型保护)，,Kfh=0.9(微机型保护)；Ifh.max 为 10kV 馈线的最大限荷。其动作电流为：Idz=KkKzq/KfhIfh.max。（2）对于 10kV 专用馈线，用户侧电动机负荷较多而且单机容量较大时，其动作电流为 Idz=Kk（Ifh+Izq） 。式中 Ifh运行设备的总电流；10 / 17 Izq最大一台电动机的启动电流； Kk=1.31.4（3）对于有较大容量的矽钢炉、炼钢炉等负荷的专用或 T 接线路，其动作电流为：Idz=Kk（Ifh+Icy） 式中 Icy钢料熔化塌入钢水时突然增大的电

19、流。 Ifh10kV 馈线的最大限荷。Kk=1.2灵敏系数校核：在最小方式下，相邻线路末端故障灵敏系数不小于1.2。5.4 重合闸后加速时限取 0.2 秒，电流定值整定同过流定值。5.5 重合闸动作时间取 2.0 秒。5.6 过负荷电流值按一次设备最大限荷值整定，时限取 6 秒。三、备自投装置1、备自投保护装置是保证供电连续性的一个重要设备，我司主要在110kV 变电站配置了 110kV 桥备投（包括桥备投、进线备投方式）及 10kV 分段备投。2、备自投保护的有压定值一般整定为 70V(二次线电压值)，无压定值一般整定为 30V(二次线电压值)，无流判据应按躲过最小负荷电流整定。一般 110

20、kV 备自投动作时间整定为 2.9 秒，10kV 备自投动作时间整定为 3.5 秒，110kV 备自投、10kV 备自投有一定时间阶差。备自投动作时间应与上一级线路全线灵敏度段的故障切除时间+重合闸时间+后加速时间之和及母线保护动作时间、主变后备保护动作时11 / 17间、馈线后备保护动作时间的最大值相配合，时间级差 0.3-0.5 秒。3、备用电源投入时间 跳开工作电源时需联切部分负荷，则投入时间可整定为 0.10.5s。4、对于高低压或三侧均有后备保护的微机主变保护，只有本侧复压过流后备保护中的跳低压侧或各侧的保护应闭锁本侧备自投，其他的主变保护不闭锁 10kV 备自投。5、对于滨海变#2

21、 主变低压侧有双分支，由于金纶石化公司对供电可靠性要求极高不允许短时失电，且为使备自投保护逻辑简单、可靠，便于运行、维护。10kV 侧的两套备自投保护均分负荷功能退出，每套只考虑与#2 主变低压侧一个分支相关。6、110kV 桥备自投，主变保护中有跳高压、内桥断路器或各侧断路器的各保护都应闭锁备自投。对于 110kV 进线备自投，则任一台主变保护中的跳高压侧、内桥断路器或各侧断路器的保护动作后，应先确认内桥断路器是否已跳闸，若未跳，则闭锁备自投；若确认内桥已跳，则不闭锁备自投。7、对于滨海变 110kV 扩大内桥接线方式，110kV 备投装置配置两套备投装置即 110kV #1 备投装置与 1

22、10kV #2 备投装置，#1 备投装置可实现进线备投方式（适应一路进线运行、另一路进线备用、两个桥开关运行的一次接线方式）和桥备投方式（适应两路进线运行、#11K 桥开关运行、#11M 桥开关备用的一次接线方式） ，#2 备投装置仅实现桥备投方式（适应两路进线运行、#11M 桥开关运行、#11K 桥开关备用的一次接线方式） 。12 / 178、对于长乐变单母线的主接线，应采用母差保护闭锁进线备投，主变保护不闭锁进线备投。9、10kV 备自投充电保护电流定值应保证在小方式下对 10kV 母线故障有足够的灵敏度，应在母联开关合闸后瞬时投入，并经一段时间自动退出。充电保护为过流或低压闭锁过流保护；

23、后加速保护应经（带 0.20.3S）跳相应分段或母联开关，同时闭锁分段或母联开关合闸回路；10、10kV 分段备投中过负荷联切电流定值按该站单台主变额定电流1.21.4，动作时间不大于 2 秒。四、10kV 电容保护1、延时电流速断保护定值按电容器端部引线故障时有足够的灵敏系数整定，一般整定为 23 倍额定电流。在电容器端部引出线发生故障时灵敏系数不小于 2。考虑电容器投入过渡过程的影响，速断保护动作时间一般整定为 0.10.2s。 2、过电流保护应为三相式。过电流保护电流定值应可靠躲电容器组额定电流，一般整定为 1.52 倍额定电流。 保护动作时间一般整定为 0.31s。 3、过电压保护 过

24、电压保护定值一般按额定电压 1.15 倍电容器额定电压的原则整定。 过电压保护动作时间整定 30 秒，选择跳闸。 4、低电压保护 低电压定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，而在母线电压恢复正常后可靠返回，一般整定为 0.40.6 倍额13 / 17定电压。低电压保护应经电流闭锁。电容器低压保护应比备自投合10kV 母联保护的动作时间小于一个时间阶差。 可取 0.30.5 秒。5、单星形接线电容器组的开口三角电压保护。 电压定值按部分单台电容器(或单台电容器内小电容元件)切除或击穿后，故障相其余单台电容器所承受的电压(或单台电容器内小电容元件)不长期超过 1.1倍额定电压的原则整定，同时，还

25、应可靠躲过电容器组正常运行时的不平衡电压。一般整定为动作时间一般整定为 0.10.2s。 6、单星形接线电容器组电压差动保护。 差动电压定值按部份单台电容器(或单台电容器内小电容元件)切除或击穿后，故障相其余单台电容器所承受的电压不长期超过 1.1 倍额定电压的原则整定。同时，还应可靠躲过电容器组正常运行时的段间不平衡差电压。动作时间一般整定为 0.10.2s。 五、10kV 接地变保护1、由于我司有安装接地变的变压器，当接地变投入时，中性点接地方式为变压器经消弧线圈接地，故接地变保护只投入相间过电流保护，不投入零序保护跳闸回路。2、电流速段和过流保护动作后跳接地变高压侧断路器。3、电流速断保

26、护电流定值，应保证接地变电源侧在最小方式下二相短路时有足够灵敏度。定值应躲过励磁涌流及接地变压器低压侧故障电流。一般大于 710 倍接地变压器额定电流。 时间一般整定为0.1S14 / 174、过流保护电流定值应躲过接地变额定电流。时间一般整定为0.5S。 六、110kV 母差保护1、 具有比率制动特点的母线保护的差电流起动元件、母线选择元件定值，应可靠躲过正常运行最大不平衡电流,并躲过任一元件电流二次回路断线时由负荷电流引起的最大差电流,同时，差电流起动元件、母线选择元件定值之间也应有不大于 0.9 的配合系数： 2、具有比率制动特点的母线保护制动系数 KZ 的选取原则，应可靠躲过外部故障时最大不平衡差电流 3、母线保护装置中的电流回路断线闭锁元件，其电流定值应躲过正常最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的 0.05-0.1倍，动作时间大于母线联接元件保护的最大动作时间。 4、母线保护装置中的电流回路异常告警元件，其电流定值应躲过正常运行实测最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的0.02-0.1 倍， 5 、每一段母线都应设复