110KV电网继电保护设计电源环网正文[1]

1、第一章概述1.1 电力系统继电保护的作用电力是当今世界使用最为广泛、 地位最为重要的能源， 电力系统的安全稳定运行 对国民经济、 人民生活乃至社会稳定都有着极为重大的影响。 电力系统由各种电气元 件组成。 这里电气元件是一个常用术语， 它泛指电力系统中的各种在电气上的独立看 待的电气设备、线路、器具等。因为自然环境，制造质量运行维护水平等诸方面的原 因，电力系统的各种元件在运行中可能出现各种故障或不正常运行状态。 因此，需要 有专门的技术为电力系统建立一个安全保障体系， 其中最重要的专门技术之一就是继 电保护技术。电力系统继电保护的基本作用是： 在全系统范围内， 按指定分区实时的检测各种 故障

2、和不正常运行状态， 快速及时地采取故障隔离或告警等措施， 以求最大限度地维 持系统的稳定，保持供电的连续性，保障人身的安全，防止或减轻设备的损坏。1.2 电力系统继电保护技术与继电保护装置继电保护技术是一个完整的体系， 它主要由电力系统的故障分析、 继电保护原理 及实现、 继电保护配置设计、 继电保护运行与维护等技术构成， 而完成继电保护功能 的核心是继电保护装置。继电保护装置， 是指装设于整个电力系统的各个元件上， 能在指定区域快速准确 地对电气元件发出的各种故障或不正常运行状态作出反应， 并按规定时限内动作， 时 断路器跳闸或发出告警信号的一种反事故自动装置。继电保护装置的基本任务是：（1

3、）自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除并最大限度地保证其 他无故障部分恢复正常运行；（2）能对电气元件的不正常运行状态作出反应，并根据运行维护规范和设备承 受能力动作，发出告警信号，或减负荷，或延时跳闸；（ 3）条件许可时，可采取预定措施，尽快地恢复供电和设备运行。总之，继电保护技术是电力系统必不可少的组成部分，对保障系统安全运行， 保证电能质量，防止故障扩大和事故发生，都有极其重要的作用。1.3 继电保护的基本要求对作用于跳闸的继电保护装置， 在技术上有四个基本要求， 也就是所说的“四性”： 选择性、速动性、灵敏性和可靠性。（1）选择性选择性是指继电保护装置动作时， 应在尽可能小的

4、范围内将故障元件从电力系统中切除，尽量缩小停电范围，最大限度的保护电力系统中非故障部分能继续运行。（2）速动性快速的切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性， 减少用户在电压降低的情 况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。因此，在发生故障时，应力求保护 装置能迅速动作，切除故障。动作迅速而同时又能满足选择性要求的保护装置， 一般结构都比较复杂， 价格也 比较昂贵。电力系统在一些情况下，允许保护装置带有一定的延时切除故障的元件。 因此，对继电保护速动性的具体要求， 应根据电力系统的接线以及被保护元件的具体 情况来确定。切除故障的总时间等于保护装置和断路器动作时间之和。一般的快速保护的动作

5、时间为0.060.12s最快的可达0.010.04s； 般的断路器动作时间为0.060.15s,最 快的可达 0.020.06s。（3）灵敏性继电保护的灵敏性是指， 对于其保护范围内发生的故障或不正常运行状态的反应 能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的博爱户范围内部发生故障时， 不论短路点的位置、 短路的类型如何， 以及短路点是否有过渡电阻都能敏锐感觉， 正 确反应。保护装置的灵敏性，通常用灵敏系数来衡量，通常记为Kse n,它主要决定于被保护元件和电力系统的参数和运行方式。（4）可靠性保护装置的可靠性是指， 对于任何一台保护装置， 在为其规定的保护范围内发生 了他应该动作的故障，

6、它不应该拒绝动作（简称拒动） ；而在其他任何情况下，包括 系统正常运行状态或发生了该保护装置不应该动作的故障时， 则不应该错误动作 （简 称误动）。可靠性主要是针对保护装置本身的质量和运行维护水平而言的。一般来说，保护 装置的原理方案越周全，结构设计越合理，所用元器件质量越好，制造工艺越精良， 内外接线越简明， 回路中继电器的触点数量越少， 保护装置工作的可靠性就越高。 同 时，正确的安装和接线、严格的调整和试验、精确的整定计算和操作、良好的运行维 护以及丰富的运行经验等，对于提高保护运行的可靠性也具有重要的作用。以上四个基本要求是分析研究继电保护性能的基础。 在它们之间， 既有矛盾的一 面，

7、又有在一定条件下统一的一面。继电保护的科学研究、设计、制造和运行的绝大 部分工作也是围绕着如何处理好这四个基本要求之间的辨证统一关系而进行的。另外，再选择继电保护方式时除应满足上述的基本要求外，还应考虑经济条件。1.4 电网继电保护的设计原则关于电网继电保护的选择在 “技术规程” 中已有具体的规定， 一般要考虑的主要 规则为：（1）电力设备和线路必须有主保护和后备保护，必要时增加辅助保护，其中主 保护主要考虑系统稳定和设备安全； 后备保护主要是考虑主保护和断路器拒动时用于 故障切除；辅助保护是补充前二者的不足或在主保护退出时起保护作用；（2）线路保护之间或线路保护与设备保护之间应在灵敏度、选择

8、性和动作时间 上相互配合，以保证系统安全运行；（3）对线路和设备所有可能的故障或异常运行方式均应设置相应的保护装置， 以切除这些故障和给出异常运行的信号；（4）对于不同电压等级的线路和设备，应根据系统运行要求和技术规程要 求,配置不同的保护装置 .一般电压等级越高 ,保护的性能越高越完善 ,如 330KV 以上线 路或设备的主保护采用“双重化”保护装置等；（5）所有保护装置均应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求。第二章 系统中各元件的主要参数计算2.1 标幺制及标幺值计算方法2.1.1 标幺制的概念在电力系统计算中 ，广泛采用标幺制。 标幺制是相对单位制中的一种， 在标幺制 中各物理量都用

9、标幺值表示。标幺值=实际有名值（任意单位） / 基准值（与有名值同单位）标幺值是一个没有量纲的数值。 对于同一个实际值， 当所选的基准值不同是， 其 标幺值也不同。 所以当诉说一个物理量的标幺值是， 必须同时说明起基准值多大， 否 则仅有一个标幺值是没意义的。当选定电压、电流、阻抗、和功率的基准值分别为UB IB、ZB和SB时，相应的标幺值为U*=U/UB（2-1 ）I *=I/I B（2-2）Z*=Z/ZB（2-3 ）2-4)S*=S/SB基准值的选取采用标幺值的目的是为了简化计算和便于对计算结果作出分析评价，在选择基准值时应考虑尽量实现这些目的。电力系统的各电气量基准值的选择，在符合电路基

10、本关系的前提下，原则上可以 任意选取。四个物理量的基准值都要分别满足以上的公式， 因此，四个基准值只能任 选两个，其余两个则由上述关系式决定。至于先选定哪两个基准值，原则上没有限制； 但习惯上多先选定UBS b。这样电力系统主要涉及三相短路的IbZb,可得：I b = Sb/ 3UB (2-5)Zb = Ub / 3 I b = U2b /Sb (2-6)Ub和Sb原则上选任何值都可以，但应根据计算的内容及计算方便来选择。通常 UB多选为额定电压或平均额定电压。S b可选系统的或某发电机的总功率；有时也可 取一整数，如100、1000MVA等。用标幺值计算时，也就是在各元件参数的有名值归算到同

11、一个电压等级后，在此基础上选定统一的基准值求各元件参数的标幺值。标幺值的计算方法：标幺值的计算有精确计算法和近似计算法两种，其区别在于参数归算时是否米用 变压器实际变比。(1) 精确的计算法，在标幺值归算中，不仅将各电压级参数归算到基本级，而且 还需选取同样的基准值来计算标幺值。1)将各电压级参数的有名值按有名制的精确计算法归算到基本级，再基本级选取统一的电压基值和功率基值。2)各电压级参数的有名值不归算到基本值而是再基本级选取电压基值和功率基 值后将电压基值向各被归算级归算，然后就在各电压级用归算得到的基准电压和基准 功率计算各元件的标幺值。(2) 近似计算：标幺值计算的近似归算也是用平均额

12、定电压计算。标幺值的近 似计算可以就在各电压级用选定的功率基准值和各平均额定电压作为电压基准来计 算标幺值即可。本次设计采用近似计算法。取基准容量为 1000MVA，基准电压为115KV。2.2发电机参数的计算发电机的电抗有名值：” 2(2-7)Xd (%)Un2100SN发电机的电抗标幺值:Xd (%)Sb100Sn(2-8)式中：Xd (%)发电机次暂态电抗UN 发电机的额定电压Ub基准电压115KVSb 基准容量1000MVASn 发电机额定容量 MVA 计算结果：表2.1发电机参数结果表发 电 厂发电 机编 号有功/MW功率因数COS次暂态电抗Xd (%)等值电抗 (标幺值)等值电抗

13、(有名值)QA1、2、331.50.80.1624.1154.355A462.50.80.1411.823.805A5750.80.1451.5520.52.3变压器参数的计算双绕组变压器参数的计算双绕组变压器电抗有名值：XTUk(%)Un2100SN(2-9)双绕组变压器电抗标幺值:XTUk(%)SB100SN(2-10)式中：Uk(%)变压器短路电压百分值Un 发电机的额定电压Ub基准电压115KVSb基准容量1000MVASn 变压器额定容量 MVA三绕组变压器参数的计算：(1) 各绕组短路电压百分值1UK1 (%)=丄Udi n ( % +Udm (% -Udnm (%(2-11 )2

14、1UK2 (%)=丄Udin (% +Ucnm (% -Udim (%(2-12)21UK3 (% )=丄Udim (% +Uctm (% -Udin (%(2-13)2式中：Udin ( %、Udi-m ( %、Udn-m ( % 分别为高压与中压，高压与低压，中压与 低压之间的短路电压百分值。(2 )各绕组的电抗有名值XT1=UK1WUN2 (2-14)100SN2Xt2=UK2(%)Un (2-15)100 SN2Xt3=%±_(2-16)100 SN各绕组的电抗标幺值XT1*=Uk1(%)SB (2-17)100SnXtJE(2-18)100SNXt 空纶(2-19)100S

15、N式中：Sb基准容量1000MVA;Sn变压器额定容量Un 发电机的额定电压Ub 基准电压115kv计算结果：表2.2变压器参数结果表容量/MVA绕组型式短路电压百分值Uk （%）等值电抗 （标幺值）等值电抗 （有名值）Q63三相双绕组9.91.5720.7690三相双绕组10.31.14P 15.08Udin (% =17.03.4345.3631.5三相三绕组Udi-m (% =10.830.00790.104Udnm (% =6.221.9726.05Udz-n (% =10.33.3544.331.5三相三绕组Udi-m (% =17.192.1127.9Udn-m (% =6.380

16、.00.0Udi-n (% =9.82.13P 28.1850三相三绕组Udi-m (% =17.61.38918.37Udn-m (% =6.090.00.0Udi-n (% =10.53.6313.1831.5三相三绕组Udi-m (% =18.62.278.24Udn-m (% =6.220.00.0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， 这是因为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，且有Udnm （ % +U

17、din （ % Udi-m （ %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。2.4输电线路参数的计算计算结果：表2.3线路参数线路名称正、负序电抗（标幺值）Z（有名值）Q零序电抗 （标幺值）A-G1.3921.5 ±62.3°4.17B-C0.589.22/62.9°1.74C-D0.548.58 ±60°1.62B-D0.598.94N71.901.78线路名称正、负序电抗（标幺值）Z（有名值）Q零序电抗 （标幺值）D-

18、E1.3921.4 Z5804.17D-F1.7633.958°5.29F-G1.5826.1 Z6004.73注：以 SB=1000MVA，UB =平均电压为基准值。第三章输电线路上的 TA.TV 变比的选择3.1 互感器的作用 互感器是一次系统和二次系统间的联络元件，用以分别向测量仪表，继电器 电流线圈和电压线圈供电，正确反应电气设备的正常用行和故障情况。互感器的作用为 ：(1) 将一次回路的高电压和大电流变为二次回路的标准的低电压(100V)和小电流(5A或1A)，使测量仪表和保护装置标准化，小型化并使其结构轻巧，价格便 宜和便于屏内安装。( 2)使二次设备与高压部分隔离， 且

19、互感器二次部分侧均接地， 从而保证了设备 和人生的安全。(3) 取得零序电流和零序电压。3.2输电线路上TA的变比选择(电流互感器)的特点：(1) 一次绕组串联在电路中并且匝数很少， 故一次绕组中的电流完全取决于被测 电路的负荷电流，而与二次电流大小无关。(2) 电流互感器的二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下， 电 流互感器在近于短路状态下运行。(电流互感器)变比选择的原则电流互感器的选择和配置有应满足下列条件：(1) 型式：电流互感器的型式应根据环境条件和产品情况选择。对于 620kv 屋 内配电装置，可采用瓷绝缘结构或树脂浇注绝缘结构的电流互感器。对于 35kv 及以 上配

20、电装置，一般采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器。(2) 一次回路电压： Ug<UnUg 为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流； Un 为电流互感器额定电 压。( 3)一次回路电流： Ig.max<InIg.max 为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流； In 为电流互感器原 边额定电流。选择结果：选择结果如下表所示：表3.1 TA选择结果线路名称最大工作电流(A)工作电压(KV)变比AG472.39110500/5BC472.39110500/5CD472.39110500/5BD367.42110400/5DE367.42110400/5DF262.44110300

21、/5FG314.93110400/53.3输电线路上TV变比的选择3.3.1TV (电压互感器)的特点：(1)容量很小，类似一台小容量变压器，但结构上要求有较高的安全系数。(2) 二此侧所接仪表和继电器的低压线圈阻抗很大，互感器近视于空载运行.V (电压互感器)变比的选择原则电压互感器的选择应满足下列条件：(1)型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择。 35110kv配电装置，一般采 用树脂浇注绝缘结构的电压互感器。 当需要检查和监视一次回路单相接地时， 应选用 三相五柱式电压互感器或具有第三绕组的单相电压互感器。(2) 一次电压 U1: 1.1Un>U1>0.9UnUn为电压互

22、感器额定一次线电压,1.1和0.9是允许的一次电压波动范围。(3) 电压互感器的二次电压 U2N，应根据使用情况，按表3.2选用。表3.2电压互感器二次额定电压选择表绕组主二次绕组附加二次绕组高压侧 接线方式接于线电压接于相电压中性点直接 接地中性点不接地 或经销弧线圈 接地二次额定电 压100%100100/3变比选择的结果变比：110°°°100100第四章中性点接地的选择4.1中性点接地的确定原则电力系统的中性点是指：三相电力系统中星形连接的变压器或发电机中性点。目 前我国的电力系统采用中性点运行方式主要有三种，中性点不接地，经过消弧线圈和直接接地，前两种称

23、不接地电流系统；后一种又称为大接地电流系统。中性的直接接地系统中发生接地短路， 将产生很大的零序电流分量，利用零序分 量构成保护，可作为一种主要的接地短路保护。 大地的电流系统发生接地短路时， 零 序电流的大小和分布与变压器中性接地点的数目和位置有密切的关系，中性接地点的数目越多，意味着系统零序总阻抗越小，零序电流越大；中性点接地位置的不同，贝U 意味着零序电流的分布不同。通常，变压器中性接地位置和数目按如下两个原则考虑： 一是使零序电流保护装置在系统的各种运行方式下保护范围基本保持不变，且具有足够的灵敏度和可靠性；二是不使变压器承受危险的过电压。具体选择原则如下：(1) 对单电源系统，线路末

24、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。(2) 对多电源系统，要求每个电源点都有一个中性点接地， 以防接地短路的过电 压对变压器产生危害。(3) 电源端的变电所只有一台变压器时，其变压器的中性点应直接接地。(4) 变电所有两台及以上变压器时，应只将一台变压器中性点直接接地运行， 当 该变压器停运时，再将另一台中性点不接地的变压器改为中性点直接接地运行。 若因 为某些原因，变电所正常情况下必须有二台变压器中性点直接接地运行， 则当其中一 台中性点直接接地变压器停运时，应将第三台变压器改为中性点直接接地的运行。(5) 双母线运行的变电所有三台及以上变压器时， 应按两台变

25、压器中性点直接接 地的方式运行，并把他们分别接于不同的母线上。当其中一台中性点直接接地变压器 停运时应将另一台中性点不接地变压器改为中性点直接接地运行。低电压侧无电源的变压器中性点应不接地运行，以提高保护的灵敏度和简化保护接线(7)对于其他因为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。4.2 中性点接地的选择根据变压器的台数和接地点的分布原则， 结合该系统的具体情况， 中性点接地的 选择结果如下：（ 1）A 厂：最大运行方式选择两台变压器 2（或 3）、5（一台双绕组，一台三绕

26、组）中性点接地，并分别连在两组母线上（因系统双母线同时运行） ；最小运行方式 选择两台变压器 1、4（一台双绕组，一台三绕组）中性点接地，并分别连在两组母 线上（因系统双母线同时运行） 。（2）D 站：两台变压器的零序阻抗不一致，最大运行方式 2 号接地，最小运行 方式 1 号接地。（ 3） F、 G 站：两台变压器的容量相同，任取一台接地，另一台倒地。（4）E 站为终端站，为提高零序电流保护的灵敏度，两台变压器均不接地。第五章短路电流的计算5.1 电力系统短路计算的目的及步骤短路计算的目的短路故障对电力系统正常运行的影响很大， 所造成的后果也十分严重， 因此在系 统的设计， 设备选择以及系统

27、运行中， 都应着眼于防止短路故障的发生， 以及在短路 故障发生后要尽量限制所影响的范围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一， 无论从设计，制造，安装，运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产 生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。针对本次设计，短路电流计算的主要目的是：继电保护的配置和整定。 系统中应配置哪些继电保护以及保护装置的参数整定， 都必须对电力系统各种短 路故障进行计算和分析， 而且不仅要计算短路点的短路电流， 还要计算短路电流在网 络各支路中的分流系数，并要作多种运行方式的短路计算。综上所述， 对电力系统短路故障进行计算和分析是十分重要的。 无论是电力系统 的设计

28、，或是运行和管理，各环节都免不了对短路故障的分析和计算。但是，实际的 电力系统是十分复杂的， 突然短路的暂态过程更加复杂， 要精确计算任意时刻的短路 电流非常困难。 然而实际工程中并不需要十分精确的计算结果， 但却要求计算方法简 捷，适用，其计算结果只要能满足工程允许误差即可。 因此，工程中适用的短路计算， 是采用在一定假设条件下的近似计算法， 这种近似计算法在电力工程中称为短路电流 实用计算。计算短路电流的基本步骤 短路电流计算是电力系统基本计算之一， 一般采用标幺制进行计算。 对于已知电 力系统结构和参数的网络，短路电流计算的主要步骤如下：（1）制定等值网络并计算各元件在统一基准值下的标幺

29、值。（2）网络简化。对复杂网络消去电源点与短路点以外的中间节点，把复杂网络 简化为如下两种形式之一：（3）一个等值电势和一个等值电抗的串联电路，（4）多个有源支路并联的多支星形电路，（5）考虑接在短路点附近的大型电动机对短路电流的影响。（6）计算指定时刻短路点发生某种短路时的短路电流（含冲击电流和短路全电 流有效值）。（7）计算网络各支路的短路电流和各母线的电压。 一般情况下三相短路是最严重的短路 （某些情况下单相接地短路或两相接地短路 电流可能大于三相短路电流） 。因此，绝大多数情况是用三相短路电流来选择或校验 电气设备。 另外，三相短路是对称短路， 它的分析和计算方法是不对称短路分析和计

30、算的基础。5.2 运行方式的确定计算短路电流时， 运行方式的确定非常重要， 它关系到所选保护是否经济合理、 简单可靠，以及是否能满足灵敏度要求等一系列问题保护的运行方式是以通过保护的 短路电流的大小来区分的。 某保护的最大 （小）运行方式是指在某一点短路时通过该 保护装置的短路电流最大（小）的运行方式。.（ 1）最大运行方式 根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发点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。 它是指供电 系统中的发电机， 变压器，并联线路全投入的运行方式。 系统在最大运行方式工作的 时候，等值阻抗最小，短路电流最大，发电机容量

31、最大。（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部短路电流最小的运 行方式。它是指供电系统中的发电机，变压器，并联线路部分投入的运行方式。系统 在最小运行方式工作的时候，应该满足等值阻抗最大，短路电流最小，发电机容量最 小的条件。通常都是根据最大运行方式来确定保护的整定值， 以保证选择性，在其它运行方 式下也一定能保证选择性，灵敏度的校验应根据最小运行方式来运行。因为只要在最 小运行方式下灵敏度一定能满足要求。5.3短路计算结果距11QF的15%处短路，最小的运行方式：4图5.1等值电路图

32、图5.2网络化简图图5.5网络化简图0. 7630.01560. 5222图5.6网络化简图图5.7等值电路图图5.8网络化简图图5.9网络化简图0, 0431. 091. 85 、|0,1931455图5.10网络化简图0. 0431«21. 448图5.12网络化简图图5.11网络化简图因X0E> XlE，所以采用单相接地短路取得最大零序电流(I)3E =331 0 二 2X 八 X o'2 0.5378 1.0132.0886 =1.436短路点的分支系数：Cf=1Uf=lf 1.013=1.436 1.013=1.4550.97C1=Cf=0.332.94C2=

33、1 -0.33=0.67l1=C1lf=0.33 1.436=0.474l2=C2lf=0.67 1.436=0.962Ud=I1 1.85=0.474 1.85=0.876Uc=l2 1.255=0.962 1.255=1.2071.455 -1.207=1.02序 号短路位置流过故障线 或变压器的 短路电流（标幺值）流过故障线 或变压器短 路电流（有 名值）（A）流过保护 的短路电流（标幺值）流过保护 的短路电流（有名值）（A）114QF处短路0.3631822.6230.363(13QF)1822.623212QF处短路1.1365703.8560.667(11QF)3349.01311

34、QF处短路4.1520837.150.178(12QF)893.738Ic =0.243表5.1零序电流计算结果表:47QF处短路1.15523.10.562 （8QF）2821.80258QF处短路2.39612030.3160.568（7QF）2851.92865QF处短路0.597297.5370.2095 （6QF）1051.979QF处短路2.61313119.8730.828（10QF）4157.388810QF处短路4.5622895.760.228（9QF）1144.7889距 13QF15%处短路0.6693359.0490.669（13QF）3359.049序 号短路位置流

35、过故障线 或变压器的 短路电流（标幺值）流过故障线 或变压器短 路电流（有 名值）（A）流过保护 的短路电流（标幺值）流过保护 的短路电流（有名值）（A）10距 11QF15%处短路1.4367210.1561.02（11QF）5121.4211距 12QF15%处短路1.2746396.7540.774（12QF）3886.25412距 8QF15%处短路1.6948505.5741.288 （8QF）6467.04813距 7QF15%处短路1.2916482.1110.745（7QF）3740.64514母线D处短 路1.326627.720.44（11QF）2209.240.419（8

36、QF）2103.79915母线C处短 路1.5877968.3270.36（12QF）1807.560.447（9QF）2244.3870.1084 （7QF）544.2816母线B处短 路2.02410162.5040.332 （7QF）1666.970.393（10QF）1973.2530.0574（12QF）288.2117母线F处短 路0.5452736.4450.07（11QF）351.470.072361.512（8QF）18母线E处短 路0.3251631.8250.325（13QF）1631.825第六章电力网相间继电保护方式选择和整定计算6.1110KV电力网中线路继电保护的

37、配置6.1.1110220kv线路继电保护的配置原则在110220kv中性点直接接地电网中，线路的相间短路保护及单相接地保护均应 动作于断路器跳闸。在下列情况下，应装设全线任何部分短路时均能速动的保护：（1） 根据系统稳定要求有必要时；（2）线路发生三相短路，使厂用电或重要用户母线电压 低于60%额定电压，且其保护不能无时限和有选择地切除短路时；（3）如某些线路采 用全线速动保护能显著简化电力系统保护，并提高保护的选择性、灵敏性和速动性。在110220kv中性点直接接地电网中，线路的保护以以下原则配置：（1）对于相间短路，单侧电源单回线路，可装设三相多段式电流电压保护作为相 间短路保护。如不满

38、足灵敏度要求，应装设多段式距离保护。双电源单回线路，可装 设多段式距离保护，如不能满足灵敏度和速动性的要求时， 则应加装高频保护作为主 保护，把多段式距离保护作为后备保护。（2） 对于接地短路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，在终 端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段式接地距离 保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。（3）对于平行线路的相间短路，一般可装设横差动电流方向保护或电流平衡保护作主保护。当灵敏度或速动性不能满足要求时，应在每一回线路上装设高频保护作为 主保护。装设带方向或不带方向元件的多段式电流保护或距离保护作为后备保护，并作为单

39、回线运行的主保护和后备保护。（4） 对于平行线路的接地短路，一般可装设零序电流横差动保护作为主保护； 装 设接于每一回线路的带方向或不带方向元件的多段式零序电流保护作为后备保护。（5） 对于电缆线路或电缆与架空线路混合的线路，应装设过负荷保护。过负荷保 护一般动作于信号，必要时可动作于跳闸。6.1.2CD BD DE线路相间继电保护方式选择（1）BD、CD为110kv环形网络中的一条线路，为了保证环网各线路的保护都有 足够的灵敏度和选择性，降低网络保护的动作时限，确定在各线路上都装设三段式距 离保护。（2）DE 为 110kv 网络中的一条线路，确定在各线路上都装设三段式距离保护。6.2 相间

40、距离保护距离保护的基本概念和特点（1）距离保护的基本概念 距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间距离（或阻抗）大小，并根据距 离的远近而确定动作时间的一种保护装置。 该保护的主要元件 （测量元件） 为阻抗继 电器，动作时间具有阶梯性。当故障点至保护安装处之间的实际阻抗大于预定值时， 表示故障点在保护范围之外， 保护不动作； 当上述阻抗小于预定值时， 表示故障点在 保护范围之内，保护动作。当再配以方向元件（方向特性）及时间元件，即组成了具 有阶梯特性的距离保护装置。当故障线路中的电流大于阻抗继电器的允许精确工作电流时， 保护装置的动作性 能与通过保护装置的故障电流的大小无关。（2）距离保护各段

41、动作特性 距离保护一般装设三段，必要时也可采用四段。其中第 I 段可以保护全线路的 80%-85%，其动作时间一般不大于 0.03-0.1s （保护装置的固有动作时间） ，前者为晶 体管保护的动作时间，后者为机电型保护的动作时间。第 II 段按阶梯性与相邻保护 相配合，动作时间一般为 0.5-1.5s ，通常能够灵敏而较快速地切除全线路范围内的 故障。由 I、II 段构成线路的主要保护。第 III （IV ）段，其动作时间一般在 2s 以 上，作为后备保护段。（3）距离保护装置特点 因为距离保护主要反映阻抗值，一般说其灵敏度较高，受电力系统运行方式 变化的影响较小， 运行中躲开负荷电流的能力强

42、。 在本线路故障时， 装置第 I 段的性 能基本上不受电力系统运行方式变化的影响 （只要流过装置的故障电流不小于阻抗元 件所允许的精确工作电流） 。当故障点在相邻线路上时，因为可能有助增作用，对于第 II 、III 段，保护的实际动作区可能随运行方式的变化而有所变化， 但一般情况下， 均能满足系统运行的要求。 因为保护性能受电力系统运行方式的影响较小，因而装置运行灵活、动作可 靠、性能稳定。特别是在保护定值整定计算和各级保护段相互配合上较为简单灵活， 是保护电力系统相间故障的主要阶段式保护装置。4）距离保护的应用距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择性 的、较快的切

43、除相间故障。 当线路发生单相接地故障时， 距离保护在有些情况下也能 动作；当发生两相短路接地故障时， 它可与零序电流保护同时动作， 切除故障。 因此， 在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时， 则应考虑采用距离保护装置。相间距离保护装置定值配合的原则和助增系数计算原则1. 距离保护定值配合的基本原则距离保护定值配合的基本原则如下：（1）距离保护装置具有阶梯式特性时， 其相邻上、下级保护段之间应该逐级配合， 即两配合段之间应在动作时间及保护范围上互相配合。距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置在动作时间及保护范围上相配合。 例如：当相邻为发电机变压器组时， 应与

44、其过电流保护相配合； 当相邻为变压器或线 路时，若装设电流、电流保护，则应与电流、电压保护之动作时间及保护范围相配合。（2）在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，或为了加速某段保护切 除故障的时间，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。例如：当 某一较长线路的中间接有分支变压器时， 线路距离保护装置第 I 段可允许按伸入至分 支变压器内部整定，即可仍按所保护线路总阻抗的80%- 85炖算，但应躲开分支变压器低压母线故障； 当变压器内部发生故障时， 线路距离保护第 I 段可能与变压器差 动保护同时动作（因变压器差动保护设有出口跳闸自保护回路） ，而由线路自动重合 闸加以纠正，

45、使供电线路恢复正常供电。（ 3）采用重合闸后加速方式，达到保护配合的目的。采用重合闸后加速方式， 除了加速故障切除， 以减小对电力设备的破坏程度外， 还可借以保证保护动作的选择 性。这可在下述情况下实现：当线路发生永久性故障时，故障线路由距离保护断开， 线路重合闸动作，进行重合。此时，线路上、下相邻各距离保护的I 、II 段可能均由其振荡闭锁装置所闭锁， 而未经振荡闭锁装置闭锁的第 III 段，在有些情况下往往在 时限上不能互相配合 （因有时距离保护 III 段与相邻保护的第 II 段配合），故重合闸 后将会造成越级动作。 其解决办法是采用重合闸后加速距离保护 III 段，一般只要重 合闸后加

46、速距离保护 山 段在1.5 s2s，即可躲开系统振荡周期，故只要线路距离保 护 III 段的动作时间大于 2-2.5s ，即可满足在重合闸后仍能互相配合的要求。2. 距离保护定值计算中所用助增系数（或分支系数）的选择及计算 助增系数（或分支系数）的正确计算， 直接影响到距离保护定植及保护范围的大小，也就影响了保护各段的相互配合及灵敏度。正确选择与计算助增系数，是距离保护计算配合的重要工作内容之一。(1) 对于辐射状结构电网的线路保护配合时这种系统，其助增系数与故障点之位置无关。计算时故障点可取在线路的末端，主电源侧采取大运行方式，分支电源采用小运行方式。(2) 环形电力网中线路保护间助增系数的

47、计算这种电力网中的助增系数随故障点位置的不同而变化。在计算时，应采用开环 运行的方式，以求出最小助增系数。(3) 单回辐射线路与环网内线路保护相配合时应按环网闭环运行方式下，在线 路末端故障时计算。(4) 环网与环网外辐射线路保护间相配合时应按环网开环计算。应该指出，上述原则无论对于辐射状电网内，还是环形电网内的双回线与单回 线间的助增系数的计算都是适用的。相间距离保护整定计算目前电力系统中的相间距离保护多采用三段式阶梯型时限特性的距离保护。三段式距离保护的整定计算原则与三段式电流保护的整定计算原则相同。1、11QF的相间距离保护的整定计算相间距离保护第I段的整定(1) 相间距离保护第I段的整

48、定值：Zopii 二 KreiZcD=°.85 伙 8.5860°=7.293 60° (Q)(2) 相间距离保护第I段的灵敏度用保护范围表示，即为被保护线路全长的85%(3) 相间距离保护第I段的动作时间：topJ。(S)相间距离保护II段的整定(1) 与相邻线路BD的7DL的相间距离保护第I段相配合Zop7 =KreiZBD=0.85 x 8.94 71.9°=7.599 71.9° (Q)Kbmin =1 - ° °Zop1厂 KrelZcD K rel K bmin Zop7=0.8 X 8.5860 +°

49、8 X 1 X 7.59971.9=12.8765.590 ( Q)(2) 与相邻变压器的速断保护相配合= 28.3(“)_(44.3+27.9) “28.18+18.37)Kb i =1 Zt bmin44.3 27.928.18 18.37心=28.3 . 600zOp11 二KZcd K.KbminZT:=0.8 x 8.58600+0.7 X 仆 28.3. 60°=26.67 . 60° ( Q )因此，相间距离保护II段的整定值为：zOp11=12.87. 65.590 (Q)(3) 相间距离保护第U段的灵敏度校验：U«口=也=邑辽=1.5 >

50、1.3Ksm Zcd 8.58满足灵敏度的要求。(4) 相间距离保护第U段的动作时间为:亦1=0.5( S)相间距离保护III段的整定(1) 躲过被保护线路的最小负荷阻抗Z op11 -0.9Un 30.9 115 .3K rllKeK ss| LmaxCOS(m 一 十 L)25 行5 " 0.47 COS(6°0 -260)(Q)=71.13(2)相间距离保护第川段灵敏度校验: 当作近后备时=ZpH =71. =8.29 > 1.5Zcd8.58满足灵敏度要求|K s, min当作远后备时Kb =竺b max -】CD鸣 6.330.069»1|K s,

51、minHIZ op11CD K b max71.13 600=00 =0.318 1.2Zcd KbmaxZDF 8.58 606.33 339 58不满足灵敏度要求。(3) 相间距离保护第川段动作时间为:to；itOp7 t=0.5+0.5=1.0（S）表6.1相间距离保护整定计算结果线路名称保护安装地点保护编号保护段整定值（Q ）动作时限（S）CDC侧11I7.293 N60°0.0n13.13/61.39°0.5川71.13N6001.0D侧12I7.293 N 60°0.0n12.87 N65.5900.5川71.13N6001.0BDB侧8I7.599

52、N71.900.0n12.92 N66.5400.5川108.46 N71.901.5D侧7I7.599 N71.900.0n13.38 N67.700.5川108.46 N71.901.5DED侧13I18.19N5800.0n25.687 Z5800.589.06 N58°1.06.3距离保护的评价及使用范围根据距离保护的工作原理，它可以在多电源复杂网络中保证有选择性地动作。它不仅反应短路时电流的增大，而且又反应电压的降低，因而灵敏度比电流、电压保护 高。保护装置距离I段的保护范围不受系统运行方式的影响，其它各段受系统运行方 式变化的影响也较小，同时保护范围也可以不受短路种类的影

53、响，因而保护范围比较稳定，且动作时限也比较固定而较短。虽然距离保护第I段是瞬时动作的，但是，它只能保护线路全长 80%85%它 不能无时限切除线路上任一点的短路，一般线长 15% 20%范围内的短路要考带0.5s 时限的距离II段来切除，特别是双侧电源的线路就有 30%40%线长的短路，不能从 两端瞬时切除。因此，对于220KV及以上电压网络根据系统稳定运行的需要， 要求全 长无时限切除线路任一点的短路，这时距离保护就不能作主保护来应用。距离保护的工作受到各种因素的影响， 如系统振荡、短路点的过度电阻和电压回 路的断线失压等。因此，在保护装置中需采取各种防止或减少这些因素影响的措施， 如振荡闭锁、瞬时测定和电压回路的断线失压闭锁等，需应用复杂的阻抗继电器和较多的辅助继电器，使整套保护装置比较复杂，可靠性相对比电流保护低。虽然距离保护仍存在一些缺点，但是，因为它在任何形式的网络均能保证有选择性的 动作。因此，广泛地以内功用在35KV及以上电压的电网中。通常在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；110s220KV的高压电网和330s500KV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