110KV线路继电保护及其二次回路设计论文

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1、110KV线路继电保护及其二次回路设计目 录第 一 部 分 绪 论第1.1节 电力系统继电保护的作用第1.2节 电力系统继电保护技术与继电保护装置第1.3节 继电保护的基本要求第1.4节 继电保护的设计原则第 二 部 分系统中各元件的主要参数计算第2.1节 标幺制及标幺值计算法第2.2节 发电机参数的计算第2.3节 变压器参数的计算第2.4节 输电线路参数的计算第 三 部 分 输电线路上的CT.PT变比的选择第 3.1节 互感器的作用第 3.2节 输电线路上CT的变比选择第 3.3节 输电线路上PT的变比选择第 四 部 分 中性点接地的选择第 4.1节 中性点接地的确定原则第 4.2节 中性点

2、接地的选择第 五 部 分 短路电流的计算第 5.1节 电力系统短路计算的目的及步骤第 5.2节 运行方式的确定第 5.3节 短路计算结果第 六 部 分 电力网相间继电保护方式选择与整定计算 第 6.1节 110KV电力网中线路继电保护的配置第 6.2节 相间距离保护的整定计算第 6.3节 平行双回线路横联差动保护的整定计算第 6.4节 双回线与单回线电流、电压保护的整定计算第 七 部 分 电力网相间继电保护方式选择与整定计算第 7.1节 电力网零序继电保护方式配置第 7.2节 零序电流保护整定计算的运行方式分析 第 7.3节 零序横联差动电流方向保护的整定计算 第 7.4节 多段式零序电流保护

3、的整定计算第 7.5节 零序电流保护的评价及使用范围第 八 部 分 自动重合闸的选择第 8.1节 自动重合闸的配置原则第 8.2节 自动重合闸的基本要求第 8.3节 自动重合闸的选择第 一 章 概述第 1 . 1节 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。由于自然环境，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，

4、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。第 1 . 2节 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

5、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）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。第1.3节 继电保护的基本要求对作用于跳闸的继电保护装置，在技

6、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

7、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时间为0.060.12s，最快的可达0.010.04s；一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Ksen，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

8、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，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

9、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，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。第1.4节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

10、护之间或线路保护与设备保护之间应在灵敏度、选择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第2.1节 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

11、一种，在标幺制中各物理量都用标幺值表示。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/IB （2-2）Z* = Z/ZB （2-3） S* = S/SB （2-4）2.1.2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

12、系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,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UB B。这样电力系统主要涉及三相短路的IB ZB, 可得:IUB （2.5）UIUB （2.6）U和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。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一个电压等级后，在此基础上选定统一的基准值

13、求各元件参数的标幺值。2.1.3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采用变压器实际变比。（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定电压计算。标幺值的近似计算可以就在各电

14、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。取基准功率为100MVA，基准电压为115KV。所有元件的电阻都忽略不计，其中2.2KM线路基准电压为6.3K。2.1.4标幺制的特点.优点：）易于比较电力系统中各元件的特性及参数；）采用标幺制，能够简化计算公式；）采用标幺制，能够在一定程度上简化计算工作。缺点：没有量纲，因而在物理概念上不如有名值明确。第2. 2节 发电机参数的计算发电机的电抗有名值： （2.7）发电机的电抗标幺值： （2.8）式中： 发电机次暂态电抗 发电机的额定电压 基准电压，取115KV 基准容量，取100MVA 发电机额定容量

15、，单位MVA计算过程详见计算书，计算结果如表2.1所示：表2.1发电机参数结果表 容量/KVA额定电压 /KV功率因数COS次暂态电抗等值电抗 （标幺值）等值电抗（有名值）60006.30.812.2%1.6270.646120006.30.812.0%0.8000.318250006.30.816.5%0.5280.209第2. 3节 变压器参数的计算2.3.1 双绕组变压器参数的计算双绕组变压器电抗有名值： （2.9）双绕组变压器电抗标幺值： （2.10） 式中： 变压器短路电压百分值 发电机的额定电压 基准电压115kv 基准容量100MVA 变压器额定容量MVA2.3.2 三绕组变压器

16、参数的计算：（1）各绕组短路电压百分值UKI（%）=UdI-II（%）+UdI-III（%）-UdII-III（%） （2.11）UKII（%）=UdI-II（%）+UdII-III（%）-UdI-III（%） （2.12）UKIII（%）=UdI-III（%）+UdII-III（%）-UdI-II（%） （2.13） 式中：Ud（%）、Ud（%）、 Ud（%）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 = （2.14）XT2 = （2.15）XT3 = （2.16）各绕组的电抗标幺值 XT1* = （2.17） XT2* = （2.18）XT

17、3* = （2.19）式中： SB - 基准容量,取为100MVA；SN - 变压器额定容量 发电机的额定电压 基准电压，取115KV计算过程详见计算书，计算结果如表2.2所示：表2.2变压器参数结果表容量/KVA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110KV侧额定电流15000三相双绕组10.5%0.70092.57575.3A31500三相双绕组10.5%0.33344.083158A45000三相三绕组Ud-（%）= 17 %Ud-（%）= 10.5 %Ud-（%）= 6 %0.2390.1390.031.59318.388-0.735225.9A20000三相

18、三绕组Ud-（%）= 17 %Ud-（%）= 10.5 %Ud-（%）= 6 %0.5380.3120.071.01841.394-1.653100.4A31500三相三绕组Ud-（%）= 17 %Ud-（%）= 10.5 %Ud-（%）= 6 %0.3410.1980.045.13326.241-1.058158A 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，这是由于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Ud（%）+ U

19、d（%） Ud（%） 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。第2. 4 节 输电线路参数的计算输电线路电阻忽略不计，线路正序阻抗为0.4/KM，线路零序阻抗为X0 = 3.5X1， 且负序阻抗X2 = XI（1）线路阻抗有名值的计算：正、负序阻抗 XI = X2 = xL （2.20）零序阻抗 X0 = 3.5 XI （2.21）（2）线路阻抗标幺值的计算：正、负序阻抗XI* = X2* = xL （2.22）零序阻抗 X0 = 3.5 XI （2.23）式中： x -

20、每公里线路正序阻抗值，单位/KM L - 线路长度，单位 KM SB - 基准容量 ，取为100 MVA UB - 基准电压 ，取为115 KV （D厂2.2KM线路取6.3KV） 计算过程详见计算书，计算结果如表2.3所示：表2.3线路参数 线路名称长度/KM正、负序电抗（标幺值）正、负序电抗（有名值）零序电抗（标幺值）零序电抗 （有名值）最大工作电流A厂-BD5650.197260.6889198.2A厂-BD113.30.045.320.14118.62260A厂-BD2430.13017.20.45560.2260B厂-BD1190.0587.60.20126.6160B厂-BD248

21、0.14519.20.50867.2160B厂-BD3150.04560.15921160B厂-BD4350.106140.37149226C厂-BD4490.14819.60.51968.6151D厂2.22.2170.887.7603.08 第3章 输电线路上的CT.PT变比的选择第3. 1节 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，

22、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。第3.2节 输电线路上CT的变比选择3.2.1 CT（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。 3.2.2 CT（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

23、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：UgUnUg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.maxU10.9UNUn为电压互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 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1001003.3.3 PT变比选择的结果根

24、据以上原则，选择PT（电压互感器）变比为：型号：JCC110 变比： 第 4章 中性点接地的选择第41节 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；

25、中性点接地位置的不同，则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

26、性点不接地的变压器改为中性点直接接地运行。若由于某些原因，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。(6) 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）对于其他由于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

27、行台数等方法进行处理，以保证保护和系统的正常运行。 说明：以上原则参见尹项根、曾克娥编箸华中理工大学出版的电力系统继电保护原理与应用和吕继绍主编华中理工大学出版的电力系统继电保护设计原理。第 4. 2 节 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厂选择两台变压器（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）B厂选择一台变压器中性点接地。（3）C厂正常时有两台31500KVA三绕组变压器中性点接地，当其中一台的中性点断开时，再将15000KVA变压器中性点接地点投入，这样零序电流虽有改

28、变，但改变不大。 （4）为了防止B-BD4或C-BD4线路发生接地故障时，B厂侧或C厂侧断开后，变电所BD4高压侧过电压，变电所BD4的变压器的中性点接地。（5）由于与变电所BD2相连接的输电线较长，为提高BD2侧零序保护的灵敏度和便于相互配合，变电所BD2的变压器中性点接地。（6）在终端变电所BD1.BD3.BD5变压器中性点一般都不接地。第 5 章 短路电流的计算第5.1节 电力系统短路计算的目的及步骤5.1.1 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

29、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，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

30、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。5.1.2 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

31、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算的基础。第5.2节 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

32、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。.5.2.1 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，发电机容量最大。5.2.2 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

33、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缺定保护的整定值，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。5.2.3系统运行方式的选择系统最大最小运行方式的结果为：。（详细过程见计算书）表5-1系统最大最小运行方式最大运行方式最小运行方式DL5系统中所有发电机、变压器均投入，环网开环运行（B-BD2断线）。系统开机容量最小，各发电厂各停一半机

34、组，环网开环运行（B-BD1断线）。DL6系统中所有发电机、变压器均投入，环网开环运行（B-BD1断线）系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网闭环运行。DL10（DL9）系统中所有发电机、变压器均投入，环网闭环运行，双回线路停一回。系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网开环运行（B-BD1断线），双回线路运行。DL11(DL12)系统中所有发电机、变压器均投入，环网闭环运行，双回线路停一回。系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网开环运行（B-BD1断线），双回线路运行。第5.3节 三相短路计算表本次设计的任务主要对B-BD3和A-BD2线路进行保护配置，短路计算只涉及相关部分

35、的内容。5.4.1 系统中各发电厂等值电抗的计算（标幺值） 表5-2A厂B厂C厂D厂BCD厂最大Xmax0.1990.4350.3380.2680.237最小Xmin0.3980.8690.6230.5360.3935.4.2 相间距离保护中分支系数的求取相间距离保护中分支系数的求取过程详见计算书，结果见表5-3。表5-3 相间距离保护中分支系数的求取序号短路位置系统运行方式分支系数1距7DL85%处A厂最大、BCD厂最小、环网闭环Kb min = 1 （5DL）2E变电站低压侧A厂最大、BCD厂最小、环网闭环Kb min = 1.781 （5DL）A厂最大BCD厂最小、B-BD1断线Kb m

36、in = 1.602 （5DL）ABCD厂最小 、B-BD2断线Kb min = 1 （5DL）3距17DL末端处A厂最大、BCD厂最小、环网闭环Kb max = 12.7 （6DL）4距17DL85%处A厂最小、BCD厂最大、环网闭环Kb min = 6.761 （6DL）A厂最小BCD厂最大、B-BD1断线Kb min = 2.287 （6DL）5距4DL末端处A厂最大BCD厂最小、B-BD1断线Kb max = 4.375 （6DL）6距4DL85%处A厂最小BCD厂最大、B-BD1断线Kb min = 2.286 （6DL）A厂最小、BCD厂最大、环网闭环Kb min = 7.137

37、（6DL）5.4.3 相间电流保护中短路电流的求取相间电流保护中短路电流的计算过程详见计算书，结果见表5-4。表5-4 相间电流保护中短路电流的计算序号短路位置系统运行方式短路电流标幺值有名值/A1 H变电站高压侧ABCD厂最大、环网闭环、双回6.6873357ABCD厂最小、B-BD1断线、双回4.1322074.52H变电站低压侧ABCD厂最大、环网闭环、双回2.3871198ABCD厂最小、B-BD1断线、双回1.8529713B-BD3一回中点处ABCD厂最小、B-BD1断线、双回3.77311DL 0.941 1894.5473.6254B母线短路ABCD厂最大、环网闭环7.9093

38、971ABCD厂最小、B-BD1断线4.0320245.4.3 零序电流保护中零序电流的求取零序电流保护中零序电流的求取过程详见计算书，结果见表5-5。表5-5序号短路位置系统运行方式故障类型流过故障线的零序电流流过保护的零序电流（标幺值）113DL末端系统等值正序阻抗最小两相接地短路13DL：0.5712距13DL 15%处系统等值正序阻抗最大单相接地短路13DL：0.921315DL末端系统等值正序阻抗最小两相接地短路0.43815DL：0.45413DL：0.1344距15DL15%处系统等值正序阻抗最大单相接地短路15DL：1.005513DL末端系统等值正序阻抗最大单相接地短路15D

39、L：0.342615DL末端系统等值正序阻抗最大单相接地短路0.28813DL：0.243714DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路14DL：0.6258距14DL15%处系统等值正序阻抗最大单相接地短路14DL：1.03391DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路0.99514DL：0.3481014DL系统等值正序阻抗最大单相接地短路14DL：0.471112DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路0.6480.211128DL末端系统等值正序阻抗最大单相接地短路14DL：0.133135DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路5DL：1.97514距15DL15%处系统等值正序阻抗

40、最大单相接地短路5DL：3.331157DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路3.3315DL：0.618165DL末端系统等值正序阻抗最大单相接地短路5DL：1.184176DL末端系统等值正序阻抗最小两相接地短路6DL：0.99818距6DL15%处系统等值正序阻抗最大单相接地短路6DL：2.231194DL末端系统等值正序阻抗最小单相接地短路4.6646DL：0.798206DL末端系统等值正序阻抗最大单相接地短路0.3280.573第 6章 电力网相间继电保护方式选择和整定计算 第6. 1节 110KV电力网中线路继电保护的配置6.1.1 110220kv线路继电保护的配置原则在11

41、0220kv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

42、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

43、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。 注：以上原则参见华中理工大学 吕继绍 编 电力系统继电保护设计原理第106页。6.1.2 A-BD2和B-BD3线路相间继电保护方式选择（1） A-BD2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） B-BD3为平行双回线路，在电源侧装设电流平衡保护作主保护，装设多段式电流保护作后

44、备保护，并作为单回线运行时的主保护和后备保护；在非电源侧，装设横差动电流方向保护。第6. 2节 相间距离保护6.2.1 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

45、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 由于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

46、变化的影响较小，运行中躲开负荷电流的能力强。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，由于可能有助增作用，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。 由于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

47、性的、较快的切除相间故障。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。6.2.2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

48、与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%计算，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，使供电线路恢复正常供电。（3

49、） 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速距离保护III段在1.52s，即可躲开系统振荡周期，故只要线路距离保

50、护III段的动作时间大于22.5s，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

51、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。注：以上原则参见华中理工大学 吕继绍 编 电力系统继电保护设计原理第278页。6.2.3 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. 相间距离保护第I段整定计算（1）相间距离保护第段的整定值主要是要躲过本线路的末端相间故障。

52、在图5-1所示的网络中，线路AB断路器1QF处的相间距离保护第段的整定值为： （6-1）DABCT1QF3QF2QF5QF4QF 图6.1 距离保护整定计算的系统图式中：AB线路A侧断路器1QF处相间距离保护第段的整定值； 相间距离保护第段的可靠系数，取0.85； 被保护线路AB的正序阻抗。 （2）相间距离保护第段的动作时间为： （3）相间距离保护第段的灵敏度用范围表示，即为被保护线路全长的80%85% 2. 相间距离保护II段整定计算（1） 按与相邻线路距离保护I段配合整定 （6-2）式中， 被保护线路AB阻抗； 相邻线路相间距离保护I段动作阻抗； 相间距离保护第段可靠系数，取0.80.85

53、； 相间距离保护第段可靠系数，取0.8； 分支系数最小值，为相邻线路第段距离保护范围末端短路时流过故障线电流与被保护线电流之比的最小值。 （2） 与相邻变压器纵差保护配合 （6-3）式中， =0.7 相邻变压器的正序阻抗； 相邻变压器另侧母线，如D母线短路时流过变压器的短路电流与被保护线电流之比的最小值。取所有与相邻元件相间短路保护配合计算值中的最小值为整定值。 （3） 相间距离保护第段的动作时间为： =0.5s （4） 相间距离保护第段的灵敏度校验： （6-4） （5） 当不满足灵敏度要求时可与相邻线相间距离保护第段配合。这时有： （6-5）式中， =0.80.85 相邻线路相间距离保护第段的整定值。这时，相间距离保护第的动作时间为： =+t式中， 相邻线路相间距离保护第段的动作时间。 3. 相间距离保护III段整定计算（1） 躲过被保护线