110KV电网继电保护设计.doc

内蒙古工业大学本科毕业设计说明书第一章 概论1.1电力系统继电保护概论继电保护技术是一个完整的技术理论体系。它主要由电力系统故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计与继电保护远行及维护等技术构成。1.1.1 继电保护的基本概念 继电保护装置是完成继电保护功能的核心。继电保护装置就是能反应于电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。 电力系统出现故障或危及系统安全运行时，将故障部分切除或者防止故障范围扩大，减少故障损失，保证系统安全运行，用一些电气自动装置向值班人员发信号，或直接向所控制的断路器发出跳闸命令以终止这些事件的发展。继电保护装置的工作原理主要是利用电力系统中元件发生短路时电气量（电流、电压、功率、频率等）及其它的物理量的变化，使继电保护装置发出各种指令信号。对于上述每一种物理量，继电保护装置都包括相应的测量和定值调整部分、逻辑部分和执行部分。 微机保护是由计算机和相应的软件（程序）来实现各种复杂功能的继电保护装置。微机保护的特性主要有软件（根据保护需要而编制的计算机程序）来决定的。不同特性的微机保护可以采用通用的硬件。1.1.2 继电保护的基本用途 （1）当电力系统发生足以损坏设备或危及安全运行的故障时使被保护设备快速脱离系统。（2）当电力系统或某些设备出现非正常情况时，及时发出警报信号，以便工作人员迅速处理，使之恢复正常工作状态。（3） 实现电力系统的自动化和远动化，以及工业生产的自动控制（如自动重合闸、备用电源自动投入、遥控、遥测、遥信等）1.1.3继电保护装置在电力系统中的基本任务 （1）当被保护的电力系统内某元件发生故障时，应该由故障元件的继电保护装置迅速准确地给可脱离故障元件的最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求（如保持电力系统的暂态稳定性等）（2） 继电保护应能反映电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同（如有无经常值班人员）发出信号，以便值班人员处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行会引起事故的电气设备予以切除。反映不正常工作情况的继电保护装置的动作允许带有一定的延时。1.1.4 电网继电保护的设计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。1.2 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：选择性、速动性、灵敏性和可靠性。1.2.1 选择性选择性是指电力系统发生故障时，保护装置仅将故障元件切除，而使非故障元件仍能正常远行，以尽量缩小停电范围，即首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器QF拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵保护切除故障。为保证相邻设备和线路有配合的要求及在同一保护范围内有配合要求的两元件（如启动与跳闸元件或闭锁与动作元件）的选择性，其灵敏系数和动作时间在一般情况下应互相配合。系统网络接线如图所示。图1-1 系统网络接线以此网络接线分析继电保护的选择如下；当短路时，保护1、2动作-跳1QF、2QF，有选择性当短路时，保护5、6动作-跳5QF、6QF，有选择性当短路时，保护7、8动作-跳7QF、8QF，有选择性若保护7拒动或7QF拒动，保护5动作，跳5QF，（有选择性）若保护7拒动或7QF正确动作于跳闸，保护5动作，跳5QF，则越级跳闸（非选择性）选择性就是故障点在区内时动作，在区外时不动作。当主保护未动作时，由近后备或远后备切出故障，使停电面积最小。因远后备保护比较完善（对保护装置断路器QF、二次回路和直流电源等故障所引起的拒动均起后备作用）切实现简单、经济，应优先采用。1.2.2 速动性速动性是指保护装置应尽快地切除断路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护（如高频保护、差动保护）、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和断路器跳闸时间等方面入手来提高速动性。继电保护装置实现快速切除故障的目的是：（1）提高系统稳定性；（2）减少用户在低电压下的工作时间；（3）减少故障元件的损坏程度，避免故障进一步扩大。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。1.2.3 灵敏性继电保护的灵敏性指在规定的保护范围内对故障情况的反应能力。在设备或线路在保护范围内发生金属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数。各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。通过继电保护的整定可满足继电保护装置选择性和灵敏的要求。满族灵敏性要求的保护装置应在区内故障时，不论断路点的位置与断路的类型如何，都能灵敏且正确地反应。通常，灵敏性用灵敏系数来衡量，并表示为。反应于数值上升而动作的过量保护（如电流保护）的灵敏系数为： （1-1）反应于数值下降而动作的欠量保护（如低电压保护）的灵敏系数为： （1-2）其中，故障参数的最小、最大计算值是根据实际可能的最不利运行方式、故障类型和短路点来计算的。在继电保护和安全自动装置技术规程（DL400-1991）中，对各类保护灵敏系数的要求都进行了具体的规定。 1.2.4 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，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）。影响可靠性有内在的因素和外在的因素。内在因素：装置本身的质量，包括元件好坏、结构设计合理性、制造工艺水平高低、内外接线简明与否、触电多少等。外在因素：远行维护水平高低、调试是否正确、安置是否正确等。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，既矛盾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。1.3 继电保护的构成与分类1.3.1 继电保护装置的构成 继电保护装置可视为由测量部分、逻辑部分和执行部分等部分组成，如图1-1所示，各部分功能如下。（1）测量部分测量部分是测量从被保护对象输入的有关电气量，并与已给定的整定值进行比较，根据比较的结果，判断保护是否应该启动的部件。 （2）逻辑部分逻辑部分是根据测量部分输出量的大小、性质、输出的逻辑状态、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的布尔逻辑及时序逻辑关系工作，最后确定是否应该使断路器跳闸或发出信号，并将有关命令传给执行部分的部件。（3）执行部分执行部分是根据逻辑部分传送的信号，最后完成保护装置所担负的对外操作的任务的部件。如检测到故障时，发出动作信号驱动断路器跳闸；在不正常运行时发出告警信号；在正常运行时，不产生动作信号。1.3.2 继电保护的分类常用继电保护的分类方法有以下几种：（1）按被保护对象的类别，继电保护分为线路保护和设备保护等俩种。（2）按保护原理，继电保护可以分为电流保护，电压保护，距离保护（基于线路阻抗），差动保护，方向保护及负（零）序保护。（3）按故障或不正常运行的类型，继电保护可以分为相间短路保护，接地故障保护，匝间短路保护，断线保护，失步保护，失磁保护及过励磁保护等。（4）按继电保护的实现技术，继电保护可分为机电型保护，整流型保护，晶体管型保护，集成电路型保护及微机型保护等。（5）按故障继电保护的职责和重要性，继电保护可分为主保护、后备保护和辅助保护。主保护：满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择的切除被保护设备和线路故障的保护。后备保护：主保护或断路器拒动时用来切除故障的保护，又分近后备和远后备。远后备保护：是指当故障元件的保护装置或开关拒动时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作，将故障切开，即当主保护或断路器拒动时，由相邻电力设备或线路的保护来实现的后备保护。近后备保护：用双重化配置方式加强元件本身的保护，在区内故障时，保护无拒动的可能，同时装设开关失灵保护，以便当开关拒绝跳闸时启动近后备保护来切除同一变电所母线的高压开关，或遥切对侧开关。当主保护拒动时，由本电力设备或线路的另一套保护实现后备；当QF拒动时，由断路器失灵保护来实现后备。辅助保护：为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。（6）按继电保护测量值和整定值之间的关系，继电保护可分为过量继电保护装置和欠量继电保护装置。继电保护装置需要将测量值与预先设定的门槛值进行比较来决定是否动作，这个设定的门槛值在继电保护领域称为整定值。测量值大于整定值动作的继电保护装置（又称为保护继电器），称为过量继电器，如过电流保护继电器；测量值小于整定值动作的继电保护装置，则称为欠量继电器，如低电压保护继电器。第二章 计算系统中各元件的主要参数2.1标幺制及标幺值计算方法系统中各元件的主要参数采用标幺值计算，为后边的整定所需短路电流计算做准备。标幺制具有计算结果清晰、便于迅速判断计算结果的正确性、可大量简化计算等优点。在标幺制中，单个物理量均用标幺值来表示，标幺值的定义如下：标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）显然，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时，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 （2-1） （2-2） （2-3） （2-4）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: （2-5） （2-6）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。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求各元件参数的标幺值。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。标幺值的计算方法：（1） 精确的计算法，在标幺值归算中，不仅将各级电压参数归算到基本级，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在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。2.2 发电机参数的计算发电机的电抗标幺值： Xd * = （2-7） 式中： - 发电机次暂态电抗 - 基准容量100MVA - 发电机额定容量MVA计算结果：表2-1 发电机参数发电厂发电机编号有功（MW）电压（KV）功率因素D 175 10.50.850.145D 2、3、4 62.5 10.50.850.141 D 531.5 6.30.850.162B 1、225 10.50.850.1322.3 变压器参数的计算2.3.1双绕组变压器电抗标幺值： XT* = （2-8） 式中： （%）- 变压器短路电压百分值 - 基准容量100MVA SN - 变压器额定容量MVA2.3.2 三绕组变压器参数的计算：（1）各绕组短路电压百分值 = （2-9） = （2.10）= （2.11）式中：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）各绕组的电抗标幺值 = 、 = 、 = （2-12）式中： - 基准容量1000MVA； - 变压器额定容量计算结果：表2-2 变压器参数容量（MVA）电压比短路电压百分值 归算到基准容量的等值电抗（标幺值）31.5121/10.57.992.53790121/1110.321.14731.538.5/6.37.94 2.52131.5110/38.5/113.02701.80860110/38.5/111.92501.04250110/38.5/112.1101.39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。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 线路阻抗标幺值的计算：正、负序阻抗： （2-13） 零序阻抗： （2-14）式中： X1 - 每公里线路正序阻抗值/km X0 - 每公里线路零序阻抗值/km L - 线路长度 km SB - 基准容量 100 MVA UB - 基准电压 115 KV 计算结果：表2-3 线路参数线路名称长度/km正序、负序阻抗值（标幺值）零序阻抗值（标幺值）A系统-B厂501.5164.548B厂- C站401.2133.639D厂- C站300.912.73D厂- E站250.7582.274D厂- F站451.3644.092E站- F站300.912.73第三章 输电线路上的TA、TV变比的选择3.1 互感器的简介互感器（包括电流互感器TA和电压互感器TV）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。互感器的作用是：（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，且互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身的安全。（3）还取得零序电流和零序电压。3.2 输电线路上TA的变比选择3.2.1 TA（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 TA（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为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流；为电流互感器额定电压。（3）一次回路电流为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流；为电流互感器原边额定电流。（4）准确等级：电流互感器的准确等级的确定，须先知电流互感器二次回路所接测量仪表的类型 及对准确等级的要求，并按准确等级要求的表记类来选择。3.2.3 选择结果表3-1 线路输送的最大工作电流及电流互感器的变比线路名称最大工作电流（A）电流互感器变比A系统B厂262.43300/5B厂C站328400/5D厂C站459.26500/5D厂E站459.26500/5D厂F站459.26500/5E站F站328400/53.3 输电线路上TV变比的选择3.3.1 TV（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）二次侧所接仪表和继电器的低压线圈阻抗很大，互感器近似于空载运行。3.3.2 TV（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。620kv屋内配电装置，一般采用油浸绝缘结构，也可采用树脂浇注绝缘结构的电压互感器。35110kv配电装置，一般采用树脂浇注绝缘结构的电压互感器。220kv及以上配电装置，一般采用电容式电压互感器。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：1.1 0.9Un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，应根据使用情况，按表2.2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100100（4）准确等级：电压互感器应在一次准确等级下工作，需根据接入测量仪表，继电器和自动装置等设备对准确等级的要求确定。3.3.3 TV变比选择的结果表3-3 电压互感器的变比的选择型号变比准确等级JCC1101级第 四 章 中性点接地的选择4.1中性点接地的确定原则4.1.1 中性接地点的选择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，前两种称为不接地电流系统；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，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。为此，应使变压器中性点接地数目和位置尽可能保持不变。4.1.2 变压器中性点接地的位置和数目的具体选择原则：（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：B厂选择一台变压器（两台双绕组）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）；D厂选择两台变压器中性点接地（1号主变和2、3、4中的任一台接地）；C、E、F站有两台有一台变压器中性点接地，并分别连接在两组母线上，当其中一台的中性点断开时，再将另一台变压器中性点接地点投入，这样零序电流没有改变。 第 五 章 短路电流的计算5.1 电力系统短路计算的主要目的5.1.1 电力系统短路计算的主要目的是: (1) 在选择电气主接线时, 为了比较各种接线方案或确定某一接线是否要采取限制短路电流的措施时,需进行短路计算.(2) 在选择电气设备在正常运行和故障情况下都能安全,可靠的工作,同时又力求节省投资,这需要全面地进行短路计算.(3) 在选择继电保护装置和进行整定计算时, 需进行各种短路电流计算, 依次据短路电流的大小及特性,来确定保护装置的型号及整定值.5.1.2 短路计算的假定条件 本设计短路电流计算采用以下假定条件及原则: (1) 故障前为空载, 即负荷略去不计,只计算短路电流的故障分量. (2) 短路发生在短路电流为最大值的瞬间. (3) 故障前所有接点的电压均等于平均额定电压, 其标幺值为1. (4) 不考虑短路点的电弧阻抗和励磁电流.在本次设计中所有线路和元件的电阻都略去不计.5.2 短路计算C母线故障(流过5QF,DE断线,AB双回)1）正序电抗简化图：（2）零序电抗简化图：5.2.2 最小方式下C母线故障最大短路电流（1）正序电抗简化图：（2）零序电抗简化图：BC线路距离B端15%处故障时流过5QF最小零序电流：1）正序电抗简化图： （2）零序电抗简化图：5.2.1 零序电流计算结果表：表5-2 极限运行方式下通过断路器零序电流计算结果表序号短路位置系统运行方式故障类型流过保护的零序电流标幺值有名值5QFBC线路末端DE断线AB双回02191099.38A5QFBC线路末端环网 单回0184923.68A6QFCB线路末端环网 单回0199998.98A6QFCB线路末端DE断线 AB双回0168843.36A7QFCD线路末端DE断线 AB双回0178893.56A7QFCD线路末端环网 单回013652.6A8QFDC线路末端环网 单回03391701.78A8QFDC线路末端DE断线AB双回02691350.38A11QFDE线路末端EF断线AB双回03511762.02A11QFDE线路末端环网 单回02781395.56A12QFED线路末端DF断线AB双回02051029.1A12QFED线路末端环网 单回013652.6A表5-3 距断路器线路长度15%处短路计算结果表序号短路位置系统运行方式故障类型流过保护的零序电流标幺值有名值1BC距B15%处环网 单回0441221382A2CB距C15%处DE断线AB双回04052033.1A3CD距C15%处环网 单回03451731.9A4DC距D15%处DE断线AB双回08064046.12A5DE距D15%处环网 单回08164096.32A6ED距D15%处环网 单回04252133.5A第 六 章 电力网相间继电保护方式选择和整定计算6. 1 概述在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。6.1.1 110 220KV线路继电保护的配置原则（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. 2 相间距离保护6.2.1 距离保护的基本特性和特点（1） 距离保护的基本构成距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小（距离大小）的阻抗继电器为主要元件（测量元件），动作时间具有阶梯性的相间保护装置。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。（3） 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0.030.1s（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0.51.5s，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。（4） 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。6. 3 相间距离保护装置各保护段定值配合的原则和助增系数计算原则6.3.1 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） 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。6.3.2 距离保护定值计算中所用助增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。6.4 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。6.4.1 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。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） 式中：BC线路B侧断路器5QF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% 6.4.2 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BC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； 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，如变压器低压侧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。 6.4.3 相间距离保护III段整定计算（1）躲过被保护线路的最小负荷阻抗（采用方向阻抗继电器） （6.6）式中， 相间距离保护第段可靠系数，取1.21.3； 返回系数，取1.151.25： 自起动系数，取1； 电网的额定相电压； 最大负荷电流； 阻抗元件的最大灵敏角，取700。 负荷阻抗角，取260。（2） 相间距离保护第段动作时间为： t（3） 相间距离保护第段灵敏度校验： 当作近后备时 （6-7） 当作远后备时 （6-8） 式中， 分支系数最大值。6.4.4 线路相间距离保护整定计算结果：表6-1 距离保护整定计算结果表线路名称保护安装地点断路器编号保护段整定值（）动作时限（S）BCB厂侧5QF13.6340.021.010.51051.5C站侧6QF13.6340.040.81.01051.5CD C站侧7QF10.2260.030.940.51631.0D厂侧8QF10.2260.020.530.51681.5DED厂侧11QF8.521016.20.575.11.5E站侧12QF8.521013.030.515.0416.5 距离保护的评价 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为主保护来应用。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，由于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；110220KV的高压电网和330500KV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，距离保护则可作为线路的主保护。第 七 章 电力网零序继电保护方式选择与整定计算7.1概述7.1.2零序电流保护的特点中性点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，利用零序电流分量构成保护，可作为一种主要的接地短路保护。因为它不反映三相和两相短路，在正常运行和系统发生振荡时也没有零序分量产生，所以它有较好的灵敏度。另一方面，零序电流保护仍有电流保护的某些弱点，即它受电力系统运行方式变化的影响较大，灵敏度将因此降低；特别是在短距离的线路上以及复杂的环网中，由于速动段的保护范围太小，甚至没有保护范围，致使零序电流保护各段的性能严重恶化，使保护动作时间很长，灵敏度很低。当零序电流保护的保护效果不能满足电力系统要求时，则应装设接地距离保护。接地距离保护因其保护范围比较固定，