第十四章35kV变电站保护整定值计算实例

在电力系统的日常运行与维护中，变电站保护装置的正确整定是保障电网安全稳定运行的核心环节之一。尤其是35kV电压等级的变电站，作为连接区域配电网与用户侧的关键节点，其保护配置与整定计算的合理性直接关系到故障的快速切除和非故障区域的可靠供电。本章将结合一个典型的35kV变电站实例，系统阐述各类主要保护的整定值计算方法与过程，力求理论联系实际，为工程实践提供参考。14.1实例变电站概况与参数为使计算更具针对性，我们设定一个典型的35kV终端变电站作为实例。该变电站采用常规的单母线分段接线方式，具体参数如下：主变压器：*型号：S11-M-XX/35(XX为容量，此处以常见容量为参考)*额定容量：XXMVA*额定电压：35±2×2.5%/10.5kV*联结组别：Dyn11*短路阻抗：Ud%=X(通常为6%~8%)*空载损耗：P0=YkW(示例值)*负载损耗：Pk=ZkW(示例值)35kV侧：*进线：两回，分别来自上级220kV变电站不同母线，线路长度分别为Akm和Bkm，导线型号均为LGJ-120。*母联断路器：1台。10kV侧：*出线：若干回，馈线主要为工业用户及居民负荷，线路长度不等，导线型号多为LGJ-70或LGJ-50。*电容器组：一组，容量为CMvar，用于改善功率因数。系统参数：*35kV母线短路电流：最大运行方式下三相短路电流Ik3.max=DkA；最小运行方式下两相短路电流Ik2.min=EkA。这些数据通常由供电部门提供或通过系统短路电流计算获得。14.2主变压器保护整定值计算主变压器是变电站的核心设备，其保护配置通常包括差动保护、瓦斯保护、过电流保护、过负荷保护等。14.2.1主变压器差动保护差动保护作为主变的主保护，用于反映变压器内部及套管引出线的相间短路故障。其整定计算主要包括以下几个方面：1.额定电流计算：*高压侧额定电流：Ie35=S/(√3*Ue35)*低压侧额定电流：Ie10=S/(√3*Ue10)（其中S为变压器额定容量，Ue35、Ue10分别为高低压侧额定线电压）2.电流互感器变比选择与二次额定电流计算：根据计算出的Ie35和Ie10，选择合适的电流互感器变比（TA35/TA10），使得正常运行时二次电流在保护装置的额定电流（通常为5A或1A）附近，以保证测量精度和保护灵敏度。*高压侧二次额定电流：Ie35.sec=Ie35/TA35*低压侧二次额定电流：Ie10.sec=Ie10/TA103.差动门槛电流（最小动作电流）Id.min：主要为躲过变压器空载合闸时的励磁涌流和正常运行时的不平衡电流。通常按以下原则整定：*躲过励磁涌流：Id.min=K1*Ie.sec(K1一般取1.2~1.5，Ie.sec为二次侧额定电流的较大者或平衡后的电流)*躲过不平衡电流：Id.min=K2*(f*Ud%/100)*Ie.sec(K2为可靠系数，f为电流互感器的同型系数，Ud%为变压器短路阻抗)取以上两个计算结果中的较大值作为Id.min。4.比率制动特性整定：包括最小制动电流Ires.min、拐点电流Ires.knee和制动系数Kres。*Ires.min通常整定为1.0~1.2倍的额定二次电流。*Ires.knee通常整定为(2~3)Ie.sec。*制动系数Kres通常在0.3~0.7之间选取，确保在区外故障时有足够的制动能力，区内故障时有足够的灵敏度。5.差动速断电流Id.set：为快速切除严重内部故障而设，通常整定为(4~8)Ie.sec，或根据系统最大短路电流下保护能可靠动作的条件进行校验。14.2.2主变压器瓦斯保护瓦斯保护是反映变压器油箱内部故障的非电量保护，其整定主要依据变压器容量和厂家推荐值，通常分为轻瓦斯和重瓦斯：*轻瓦斯：动作于信号，整定值一般为250~300mL。*重瓦斯：动作于跳闸，整定值一般为500mL（流速）或0.6~1.0m/s（油流速度）。具体数值需参考变压器厂家资料。14.2.3主变压器高低压侧过电流保护过电流保护作为主变的后备保护，用于反映外部短路引起的过电流及主保护拒动的情况。1.高压侧过电流保护：*电流定值Iop.35：按躲过主变额定电流及可能的最大负荷电流整定。Iop.35=Krel*Kss*Ie35/TA35其中，Krel为可靠系数（1.2~1.3），Kss为自启动系数（根据负荷性质取1.5~3.0）。*时限t35：应比下一级保护（如35kV出线保护）的最大动作时限大一个时限级差（通常为0.3~0.5秒）。2.低压侧过电流保护：*电流定值Iop.10：同样按躲过主变低压侧额定电流及可能的最大负荷电流整定。Iop.10=Krel*Kss*Ie10/TA10*时限t10：一般与高压侧过电流保护相同，或稍短，但需配合低压侧出线保护的时限。3.复合电压闭锁过电流保护：为提高过电流保护的灵敏度，通常采用复合电压（低电压和负序电压）闭锁。*低电压定值Uop.low：一般整定为0.6~0.7倍额定电压（线电压）。*负序电压定值Uop.neg：一般整定为0.06~0.12倍额定电压（线电压）。14.2.4主变压器过负荷保护过负荷保护用于反映变压器长时间超过额定负荷运行的情况，动作于信号。*电流定值Iop.ol：Iop.ol=Krel*Ie/TA其中，Krel为可靠系数（1.05~1.1），Ie为对应侧额定电流。*时限tol：一般整定为9~15秒，给予运行人员一定的处理时间。14.335kV线路保护整定值计算35kV线路通常配置电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护作为主保护和后备保护。14.3.1电流速断保护（无时限电流速断）电流速断保护作为线路的主保护之一，用于快速切除线路始端的故障。*动作电流Iqb：按躲过被保护线路末端最大三相短路电流整定。Iqb=Krel*Ik3.max.end其中，Krel为可靠系数（1.2~1.3），Ik3.max.end为最大运行方式下线路末端三相短路电流。计算出一次动作电流后，需折算到保护装置的二次侧：Iqb.sec=Iqb/TA。*灵敏度校验：在最小运行方式下，线路末端两相短路电流Ik2.min.end应满足：Ik2.min.end/Iqb≥1.3。若不满足，则电流速断保护不能保护线路全长，需依靠限时电流速断保护。14.3.2限时电流速断保护限时电流速断保护作为电流速断保护的近后备，并作为下一级线路速断保护的远后备。*动作电流Ixs：按与下一级线路电流速断保护配合整定，或按躲过本线路末端最大三相短路电流整定（取较大者）。Ixs=Krel*Kb*Iqb.next其中，Krel为可靠系数（1.1~1.2），Kb为分支系数（当被保护线路末端有分支时考虑，取最大分支系数），Iqb.next为下一级线路电流速断保护的动作电流。同样折算到二次侧：Ixs.sec=Ixs/TA。*动作时限txs：比下一级线路电流速断保护的动作时限大一个时限级差（通常为0.3~0.5秒）。*灵敏度校验：在最小运行方式下，线路末端两相短路电流Ik2.min.end应满足：Ik2.min.end/Ixs≥1.3。14.3.3过电流保护过电流保护作为线路的后备保护，也作为本线路主保护的近后备和下一级线路或设备的远后备。*动作电流Ig：按躲过线路最大负荷电流IL.max整定。Ig=Krel*Kss*IL.max/TA其中，Krel为可靠系数（1.2~1.3），Kss为自启动系数（根据负荷性质确定）。*动作时限tg：应比下一级线路过电流保护的最大动作时限大一个时限级差。若为终端线路，时限可整定为0.5~1秒。*灵敏度校验：在最小运行方式下，线路末端两相短路电流Ik2.min.end应满足：Ik2.min.end/Ig≥1.25（作为近后备）；或保护范围末端（如下一级线路末端）最小两相短路电流应满足灵敏度要求（作为远后备）。14.410kV出线保护整定值计算10kV出线数量较多，保护配置相对简化，通常配置电流速断保护和过电流保护，对于重要负荷线路或长线路，可能会配置限时电流速断保护。14.4.1电流速断保护*动作电流Iqb：按躲过线路末端最大三相短路电流或躲过所带配电变压器的励磁涌流（对于带大变压器的线路）整定。Iqb=Krel*max(Ik3.max.end,K励磁*Ie.T)其中，Ie.T为配电变压器额定电流，K励磁通常取4~7。*灵敏度校验：同35kV线路。14.4.2过电流保护*动作电流Ig：按躲过线路最大负荷电流整定。*动作时限tg：按阶梯原则整定，确保与下级保护配合。14.510kV电容器组保护整定值计算电容器组保护通常包括过电流保护、过电压保护、欠电压保护、差压保护或差流保护等。*过电流保护：按躲过电容器组额定电流及合闸涌流整定。Iop=Krel*K涌流*Ie.c/TA。K涌流一般取5~8。*过电压保护：通常整定为1.1~1.2倍额定电压，动作时限通常为1~2秒。*欠电压保护：通常整定为0.6~0.8倍额定电压，动作时限通常为0.5~1秒（为防止电压恢复时误动，可设置低电压闭锁或延时）。*差流保护（双星形接线）：反映电容器内部故障，动作电流一般整定为0.05~0.1倍电容器组额定电流。14.6整定计算注意事项与配合校验在进行整定值计算时，除了上述具体方法外，还需注意以下几点：1.上下级保护配合：确保在任何故障情况下，都能保证故障点由最近的保护装置切除，即“选择性”。这需要仔细校验各级保护的动作电流和动作时限的配合关系。2.灵敏系数校验：所有保护在其保护范围内发生故障时，都应具有足够的灵敏度，这是保证保护可靠动作的关键。3.运行方式考虑：整定计算应考虑系统最大运行方式和最小运行方式对短路电流的影响，以及正常运行方式和特殊运行方式下保护的适应性。4.设备参数准确性：所采用的设备参数（如变压器短路阻抗、线路阻抗、CT变比等）必须准确无误，否则将直接影响整定结果的正确性。5.与自动装置配合：保护整定值还应考虑与变电站内其他自动装置（如备自投、重合闸）的配合，避免不必要的误动或拒动。6.现场实际情况：理论计算后，还应结合变电站的实际运行经验和负荷特性进行适当调整。14.7结论35kV变电站保护