川东氯碱工程继电保护初步设计

1、川东氯碱工程继电保护初步设计专 业：电气工程及其自动化 学 号：5学 生： 陈 建 指导教师：李红连摘要：本次的课程设计是针对电力系统继电保护工程的设计，包括对变电站的电气主接线图、短路电流的计算以及输电线路和主变压器的继电保护设计。根据设计任务书的要求，本次设计为110kV变电站继电保护部分初步设计，并绘制电气主接线图及其他图纸。该变电站设有两台主变压器，站内主接线分为110kV、35kV和10kV三个电压等级。各个电压等级分别采用单母线分段接线、单母线分段接线和单母线分段接线。 关键词：变电站；变压器；继电保护 目录摘要I关键词I目录II1 绪论11.1 继电保护设计的背景和意义11.2

2、国内外继电保护的发展形势11.3 设计内容的概述21.4 设计的目的22 变电站的主接线设计32.1 主接线的设计原则和要求32.1.1 电气主接线的设计原则42.1.2 设计主接线的基本要求42.2 主接线的设计步骤62.3 电气主接线设计分析72.3.1 110kv侧主接线比较和确定72.3.2 35kv侧主接线比较和确定102.3.3 10kv侧主接线比较和确定123 主变压器的选择163.1 压器选择的条件163.2 变压器连接方案的设计164 短路电流计算184.1 短路电流的目的184.2 短路电流计算点的选择184.3 三相对称短路电流的计算194.3.1 K1点三相对称短路电流

3、的计算194.3.2 K2点三相对称短路电流的计算204.3.3 K3点三相对称短路电流的计算224.4 简单不对称短路计算234.4.1 单相接地短路234.4.2 两相短路电流计算274.4.3 两相接地短路电流计算285 输电线路的继电保护315.1 继电保护的概念介绍315.1.1 继电保护的基本任务315.1.2 继电保护的基本要求315.1.3 继电保护的设计原则325.2输电线路保护主要形式335.3输电线路的距离保护345.3.1 距离保护的概念345.3.2 距离保护的整定计算方法356 主变压器继电保护设计396.1 电力变压器的故障类型及保护措施396.1.1 电力变压器

4、故障及不正常运行状态396.1.2 电力变压器继电保护的配置396.2电力变压器的故障406.3 主变压器继电保护装置416.3.1 主保护416.3.2 后备保护416.3.3 异常运行保护和必要的辅助保护416.4 三段式距离保护整定计算41总结44致谢45参考文献461 绪论1.1 继电保护设计的背景和意义电力系统继电保护的发展经历了机电型、整流型、晶体管型和集成电路型几个阶段后，现在发展到了微机保护阶段。微机继电保护的发展史微机继电保护指的是以数字式计算机（包括微型机）为基础而构成的继电保护。它起源于20世纪60年代中后期，是在英国、澳大利亚和美国。 电力系统继电保护的发展经历了机电型

5、、整流型、晶体管型和集成电路型几个阶段后，现在发展到了微机保护阶段。电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。但是，电力系统的组成元件数量多，结构各异，运行情况复杂，覆盖的地域辽阔。因此，受自然条件、设备及人为因素的影响，可能出现各种故障和不正常运行状态。故障中最常见，危害最大的是各种型式的短路。为此，还应设置以各级计算机为中心，用分层控制方式实施的安全监控系统，它能对包括正常运行在内的各种运行状态实施控制。这样才能更进一步地确保电力系统的安全运行。1.2 国内外继电保护的发展形势电力系统对微机保护的要求随着计算机硬件的发展也在相对的提高

6、，、目前国内的电力系统绝大部分是交流电力。其主要特点是投资低、技术要求相对较低，变压后即可接入负荷。国内目前已经研制出远距离超高压直流输电系统，直流电力系统主要的特点是线路损耗小，特别适合于远距离输送电。但其投资成本大，设备中多加了整流、逆变的环节。交流电力系统的局限主要就是远距离输送电的时候线路损耗很大，压降也大，经济性相对变差。二次回路保护是弱电，但要懂一定的电气(强电)知识，因为它是控制强电的。微机控制它中单片机知识有用，且要求很高，要学高性能的(32 位)单片机或DSP 技术，因为电网要求控制反应快、信号的傅立叶分析、局域网通信本等，因此用到的微处理器知识也是较深的。但单片机控制只是继

7、电保护的一部分，继电保护是包括电气等方面的电力工业作为我国最重要的能源工业，一直处于优先发展。为了达到保护、测量和的控制需要，室外变电站的所有设备，随着我国社会、经济的快速发展和全国联网战略实施，它的发展战略体得到一个新的高度，以确认电力系统的安全、稳定运行和国民经济的长期、快速、稳步增长。1.3 设计内容的概述 1.负荷情况35KV出线10条（4个车间，每个车间2条），每条负荷8MVA ，长度3KM 。 2电源情况110KV电压等级电源进线2条,离中心变电站35KM,最大短路容量800MVA,最小短路短路容量650MVA。1.4 设计的目的本次论文设计的主要目的主要有以下两个方面：一方面是自

8、我检测，检测自己对大学四年所学专业知识的应用情况，努力做到学有所用，理论与实践相结合；另一方面是能力培养，培养自己在工程设计方面的理论分析能力和计算能力，同时提升自己使用AutoCAD画图和使用word编辑论文的能力。2 变电站的主接线设计变电站是电力系统的一个重要组成部分，由电器设备及配电网络按一定的接线方式所构成，他从电力系统取得电能，通过其变换、分配、输送与保护等功能，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行然后将电能安全、可靠、经济的输送到每一个用电设备的场所。110KV变电站属于高压网络，电气主接线是发电厂变电所的主要环节，电气主接线直关系着全厂电气设备的选择、是变电站电气部分投资大小

9、的决定性因素。2.1 主接线的设计原则和要求 变电站主接线的选择是根据变电站系统中的地位和作用、地理位置、电压等级、变压器台数及容量和进出线等各种条件综合优化决定的。城市电网的安全可靠性固然重要，但是城市人口密度大，用地紧张，因此城网变电站接线除了满足安全可靠性外，还必须尽量简单化。因此变电站设计应该满足一下基本要求： 1、运行的可靠断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。 2、具有一定的灵活性主接线正常运行时可以根据调度的要求灵活的改变运行方式，达到调度的目的，而且在各种事故或设备检修时，能尽快地退出设备。切除故障停电时间

10、最短、影响范围最小，并且再检修在检修时可以保证检修人员的安全。 3、操作应尽可能简单、方便主接线应简单清晰、操作方便，尽可能使操作步骤简单，便于运行人员掌握。复杂的接线不仅不便于操作，还往往会造成运行人员的误操作而发生事故。但接线过于简单，可能又不能满足运行方式的需要，而且也会给运行造成不便或造成不必要的停电。 4、经济上合理主接线在保证安全可靠、操作灵活方便的基础上，还应使投资和年运行费用小，占地面积最少，使其尽地发挥经济效益。 5、应具有扩建的可能性由于我国工农业的高速发展，电力负荷增加很快。因此，在选择主接线时还要考虑到具有扩建的可能性。变电站电气主接线的选择，主要决定于变电站在电力系统

11、中的地位、环境、负荷的性质、出线数目的多少、电网的结构等。2.1.1 电气主接线的设计原则 电气主接线的基本原则是以设计任务书为依据，以国家经济建设的方针、政策、技术规定、标准为准绳，结合工程实际情况，在保证供电可靠、调度灵活、满足各项技术要求的前提下，兼顾运行、维护方便，尽可能地节省投资，就近取材，力争设备元件和设计的先进性与可靠性，坚持可靠、先进、适用、经济、美观的原则。 1. 接线方式：对于变电站的电气接线，当能满足运行要求时，其高压侧应尽可能采用断路器较少或不用断路器的接线，如线路变压器组或桥形接线等。若能满足继电保护要求时，也可采用线路分支接线。在 110kV220kV 配电装置中，

12、当出线2回时，一般采用桥形接线；当出线不超过4 回时，一般采用分段单母线接线。在枢纽变电站中，当110220kV出线在4回及以上时，一般采用双母接线。 2. 在大容量变电站中，为了限制610kV出线上的短路电流，一般可采用下列措施： （1）变压器分列运行； （2）在变压器回路中装置分裂电抗器或电抗器； （3）采用低压侧为分裂绕组的变压器。 （4）出线上装设电抗器。 2.1.2 设计主接线的基本要求 在设计电气主接线时，应使其满足供电可靠，运行灵活和经济等项基本要求。 1. 可靠性供电可靠是电力生产和分配的首要要求，电气主接线也必须满足这个要求。在研究主接线时，应全面地看待以下几个问题： （1）

13、可靠性的客观衡量标准是运行实践，估价一个主接线的可靠性时，应充分考虑长期积累的运行经验。我国现行设计技术规程中的各项规定，就是对运行实践经验的总结，设计时应予遵循。（2）主接线的可靠性，是由其各组成元件（包括一次设备和二次设备）的可靠性的综合。因此主接线设计，要同时考虑一次设备和二次设备的故障率及其对供电的影响。 （3）可靠性并不是绝对的，同样的主接线对某所是可靠的，而对另一些所则可能还不够可靠。因此，评价可靠性时，不能脱离变电站在系统中的地位和作用。通常定性分析和衡量主接线可靠性时，均从以下几方面考虑： (1)断路器检修时，能否不影响供电。 (2)线路、断路器或母线故障时，以及母线检修时，停

14、运出线回路数的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。 (3)变电站全部停运的可能性。 2. 灵活性主接线的灵活性要求有以下几方面。 （1）调度灵活，操作简便：应能灵活的投入（或切除）某些变压器或线路，调配电源和负荷，能满足系统在事故、检修及特殊运行方式下的调度要求。 （2）检修安全：应能方便的停运断路器、母线及其继电保护设备，进行安全检修而不影响电力网的正常运行及对用户的供电。 （3）扩建方便：应能容易的从初期过渡到最终接线，使在扩建过渡时，在不影响连续供电或停电时间最短的情况下，投入新装变压器或线路而不互相干扰，且一次和二次设备等所需的改造最少。 3. 经济性在满足技术要求的前

15、提下，做到经济合理。 （1）投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关等一次设备投资；要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备和电缆投资；要适当限制短路电流，以选择价格合理的电气设备；在终端或分支变电站中，应推广采用直降式（110/610kV）变压器，以质量可靠的简易电器代替高压断路器。 （2）占地面积小：电气主接线设计要为配电装置的布置创造条件，以便节约用地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。在运输条件许可的地方，都应采用三相变压器。 （3）电能损耗少：在变电站中，正常运行时，电能损耗主要来自变压器。应经济合理的选择主变压器的型式、容量和台数，尽量避免两次变压而增加电能损

16、耗。2.2 主接线的设计步骤 电气主接线的具体设计步骤如下 1. 分析原始资料 （1）本工程情况 变电站类型，设计规划容量（近期，远景），主变台数及容量等。 （2）电力系统情况 电力系统近期及远景发展规划（510年），变电站在电力系统中的位置和作用，本期工程和远景与电力系统连接方式以及各级电压中性点接地方式等。 （3）负荷情况 负荷的性质及其地理位置、输电电压等级、出线回路数及输送容量等。 （4）环境条件 当地的气温、湿度、覆冰、污秽、风向、水文、地质、海拔高度等因素，对主接线中电器的选择和配电装置的实施均有影响。 （5）设备制造情况 为使所设计的主接线具有可行性，必须对各主要电器的性能、制造

17、能力和供货情况、价格等资料汇集并分析比较，保证设计的先进性、经济性和可行性。 2. 拟定主接线方案 根据设计任务书的要求，在原始资料分析的基础上，可拟定出若干个主接线方案。因为对出线回路数、电压等级、变压器台数、容量以及母线结构等考虑不同，会出现 多种接线方案。应依据对主接线的基本要求，结合最新技术，确定最优的技术合理、经济可行的主接线方案。 3. 短路电流计算 对拟定的主接线，为了选择合理的电器，需进行短路电流计算。 4. 主要电器选择 包括高压断路器、隔离开关、母线等电器的选择。 5. 绘制电气主接线图 将最终确定的主接线，按工程要求，绘制工程图。2.3 电气主接线设计分析拟定可行的主接线

18、方案3种，内容包括主变的形式，台数以及各级电压配电装置的接线方式等，并依据对主接线的基本要求，从技术经济上论证各方案的优缺点，淘汰差的方案，保留一种较好的方案。2.3.1 110kv侧主接线比较和确定方案(一) 单母线分段接线如图2-1 图2-1分段的单母线的评价为:(1)优点a.具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。b.较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电，而后者则需短时停电。c.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。d.可采用双

19、回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。(2)缺点a.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。b.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。方案(二)不分段的双母线如图2-2 如图2-2双母线接线的特点：1. 可轮流检修母线而不影响正常供电。2. 检修任一母线侧隔离开关时，只影响该回路供电。3. 工作母线发生故障后，所有回路短时停电并能迅速恢复供电。4. 可利用母联断路器替代引出线

20、断路器工作。5. 便于扩建。6. 由于双母线接线的设备较多、配电装置复杂，运行中需要用隔离开关切换电路，容易引起误操作；同时投资和占地面积也较大。方案(三)单母分段带旁路接线如图2-3 图2-3单母分段带旁路接线的特点：(1)优点a.单母分段带旁路接线方式采用母线分断路器和旁路母线断路器，供电可靠性比单母分段接线更高，运行更加灵活，一般用在35-110kv的变电所的母线。b.旁路母线是为检修断路器而设的，通常采用可靠性高，检修周期长的SF6 断路器，或气体绝缘金属封闭开关设备时，可取消旁路母线。(2)缺点a.单母分段带旁路接线倒闸操作比较复杂，占地面积比较大，花费比较高。以上三种方案比较：方案

21、（一）主接线供电可靠性与灵活性高，用于110KV，出线回路适合本站设计，因此此方案可行。方案（二）由于双母线接线具有较高的可靠性，这种接线在大、中型发点厂和变电站得到广泛的使用。用于电源较多、输送和穿越功率较大、要求可靠性和灵活性较高的场合。因此此方案不可行。方案（三）在供电可靠性与灵活性方面能满足本站供电要求，但考虑到接线较复杂，占地面积大且费用较高，所以也不符合要求。故110kv侧应采用方案（一）的接线。2.3.2 35kv侧主接线比较和确定方案(一) 单母线分段接线如图2-4 图2-4对用断路器分段的单母线的评价为:(1)优点1.具有单母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。2.较之

22、不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电，而后者则需短时停电。3.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。4.可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。(2)缺点1.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。2.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，

23、对用户影响甚大方案(二) 内桥接线如图2-5 图2-5内桥接线中,桥回路置于线路断路器内侧,此时线路经线断路器和隔离开关接至桥接点，构成独立单元；而变压器支路只经过隔离开关与桥接点相连，是非独立单元。内桥接线的特点为：(1)线路操作方便。如线路发生故障，仅故障线路的断路器跳闸，其余三回路可继续工作，并保持相互的联系。(2)正常运行时变压器操作复杂。(3)桥回路故障或检修时全厂分裂为两部分，使两个单元之间失去联系；同时，出现断路器故障或检修时，造成该回路停电。为此，在实际接线中可采用设外跨条来提高运行灵活性。内桥接线使用于两回进线两回出线且线路较长、故障可能性较大和变压器不需要经常切换的运行方式

24、的变电站中。方案（三） 外桥接线如图2-6 图2-6外桥接线的特点为：(1)变压器操作方便。(2)线路投入与切除时，操作复杂。如线路检修或故障时，需断开两台断路器，并使该侧变压器停止运行，需经倒闸操作恢复变压器工作，造成变压器短时停电，这刚好与内桥相反，概括为“外桥外不便”。(3)桥回路故障或检修时全厂分裂为两部分，使两个单元之间失去联系；同时，出线侧断路器故障或检修时，造成该侧变压器停电。此外，在实际接线中可采用设内跨条来提高运行灵活性。外桥接线适用于两回进线两回出线且线路较短故障可能性小和变压器需要经常切换，而且线路有穿越功率通过的变电站中。以上三种方案比较：方案（一）虽此主接线供电可靠性

25、与灵活性高，此方案适合出线回路比较多的，因此此方案可行。方案（二）（三）两回进线，两回出线，但此方案适合 出线较多，因此方案不可行。故35kv侧应采用方案（一）的接线。2.3.3 10kv侧主接线比较和确定方案(一) 单母线接线如图2-7 图2-7(1)优点：a接线简单清晰、设备少、操作方便。b便于扩建和采用成套配电装置(2)缺点：a不够灵活可靠，任一元件（母线及母线隔离开关等）故障或检修均需使整个配电装置停电。b 单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需停电，在用隔离开关将故障的母线分开后才能恢复非故障段的供电。方案（二）单母线分段接线如图2-8 图2-8(1)优点a.具有单

26、母线接线简单、清晰、方便、经济、安全等优点。b.较之不分段的单母线供电可靠性高，母线或母线隔离开关检修或故障时的停电范围缩小了一半。与用隔离开关分段的单母线接线相比，母线或母线隔离开关短路时，非故障母线段可以实现完全不停电， 而后者则需短时停电。c.运行比较灵活。分段断路器可以接通运行，也可断开运行。d.可采用双回线路对重要用户供电。方法是将双回路分别接引在不同分段母线上。(2)缺点a.任一分段母线或母线隔离开关检修或故障时，连接在该分段母线上的所有进出回路都要停止工作，这对于容量大、出线回路数较多的配电装置仍是严重的缺点。b.检修任一电源或出线断路器时，该回路必须停电。这对于电压等级高的配电

27、装置也是严要缺点。因为电压等级高的断路器检修时间较长，对用户影响甚大。方案(三)单母分段带旁路接线如图2-9 图2-9(1)优点a.单母分段带旁路接线方式采用母线分断路器和旁路母线断路器，供电可靠性比单母分段接线更高，运行更加灵活，一般用在35-110kv的变电所的母线。b.旁路母线是为检修断路器而设的，通常采用可靠性高，检修周期长的SF6 断路器，或气体绝缘金属封闭开关设备时，可取消旁路母线。(2)缺点a.单母分段带旁路接线倒闸操作比较复杂，占地面积比较大，花费比较高。以上三种方案比较：方案（一）的虽接线简单、清晰、设备少、操作方便，投资少，便于扩建，但供电可靠性差，不能满足对不允许停电的重

28、要用户的供电要求，方案（三）在供电可靠性与灵活性方面能满足本站供电要求，但考虑到接线较复杂，占地面积大且费用较高，所以也不符合要求，而方案（二）恰好符合本站设计所须的可靠性与经济性的要求，所以10kv侧采用方案（二）的接线。由以上分析比较，可得变电站的主接线方案为：110KV采用单母分段接线，35KV采用单母分段接线，10KV采用单母分段接线。主接线图如下所示： 图2-10 3.主变压器的选择3.1 变压器选择的条件（1）110kV及10kV主变压器一般均应选用三相双绕组变压器。（2）具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三相三绕组变压

29、器。（3）110kV及以上电压的变压器绕组一般均为YN连接；35kV采用YN连接或D连接，采用YN连接时，其中性点都通过消弧线圈接地。3.2 变压器连接方案的设计（1）方案一 110KV侧、35KV侧和10KV侧均采用单母分段带旁路母线的接线方式。 主变容量及台数的选择：2台主变容量同方案一。（2） 方案二 110KV侧采用桥形接线，35KV侧和10KV侧采用单母分段带旁路母线。 主变容量及台数的选择：2台主变容量同方案一。（3）方案三 110KV侧接线方式：110KV侧采用桥形接线，35KV侧和10KV侧采用双母线。 主变容量及台数的选择：2台主变容量同方案一，而且设备瑾和参数均选为一致，便

30、于进行经济技术比较。（4）方案四 110KV侧、35KV侧、10KV侧均采用双母线接线方式，两台主变压器。 主变台数的选择：1） 运行主变压器的容量应根据电力系统1020年的发展规划进行选择。由于任务书给定的是一个三个电压等级的变电站，而且每个电压等级的负荷均较大，故采用三绕组变压器2台，运行主变压器的容量应根据电力系统1020年的发展规划进行选择。并应考虑变压器正常运行和事故过负荷能力，以变压器正常的过负荷能力来承担变压器遭受的短时高峰负荷，过负荷值以不缩短变压器的寿命为限。通常每台变压器容量应当在当一台变压器停用时，另一台容量至少保证对60%负荷的供电。2） 主变容量选择Sn0.6Sm。(

31、Sm为变电站最大负荷)3）两台主变可方便于运行维护和设备的检修同时能满足站代负荷的供电要 两台求。4）运行方式灵活、可靠、方便。主变压器形式的选择：1)相数的确定为了提高电压质量最好选择有载调压变压器。2)绕组的确定本站具有三种电压等级，且通过主变各侧绕组功率均达到该变压器容量的15%以上，故选三绕组变压器。3)缓缓的连接方式考虑系统的并列同期要求以及三次谐波的影响，本站主变压器绕组连接方式选用Y0Y011。采用“”接线的目的就是为三次谐波电流提供通路，保证主磁通和相电势接近正弦波，附加损耗和局过热的情况大为改善，同时限制谐波向高压侧转移。根据所选变压器的容量应该大于计算出的容量，故现选定型号

32、为SCB10-31500/110的电力变压器，相关参数如下：额定容量（KVA）：31500额定电压（KV）：高压 12122.5%；中压 38.55%；低压 6.3短路电压（%）：高压 10.5；中压 18.5；低压 6.5联结组标号：YN,yn0,d114. 短路电流计算4.1 短路电流的目的在供电系统中发生短路故障时，在短路回路中短路电流要比额定电流大几倍至几十倍，通常可达数千安。短路电流通过电气设备和导线必然要产生很大的电动力，并且使设备温度急剧上升有可能损坏设备；在短路点附近电压显著下降，造成这些地方供电中断或影响电动机正常工作；发生接地短路时所出现的不对称短路电流，将对通信线路产生干

33、扰；当短路点离发电厂很近时，将造成发电机失去同步，而使整个电力系统的运行解列。4.2 短路电流计算点的选择由于35KV出线10条，每条的负荷都是8MVA，所以计算35KV出线短路点只需考虑其中一条。 图4-1 等值网络图其中 K1：110KV母线短路点；K2：35KV母线短路点；K3：35KV出线短路点。选取基准容量，UB=Uavn，系统元件的电抗标幺值计算值如下：4.3 三相对称短路电流的计算4.3.1 K1点三相对称短路电流的计算（1）在最大运行方式下，当K1点发生三相短路时候，网络化简图如下：图4-2 网络化简图对该图进行网络化简1图4-3 K1三相短路化简图1此时短路电流周期分量稳定值

34、为 ：（2）在最小运行方式下，当K1点发生三相短路时候，网络化简图如图4-2。此时短路电流周期分量稳定值为 ：4.3.2 K2点三相对称短路电流的计算（1）在最大运行方式下，当K2点发生三相短路时候，网络化简图如下：图4-4 K2点短路化简图化简得图4-4如下图4-5 K2点短路化简图此时短路电流周期分量稳定值为 ：（2）在最小运行方式下，当K2点发生三相短路时候，网络化简图如图4-4。此时短路电流周期分量稳定值为 ：4.3.3 K3点三相对称短路电流的计算（1）在最大运行方式下，当K2点发生三相短路时候，网络化简图如下：图4-6 K3点短路化简图对其化简得图4-6如下图4-7 K3点短路化简

35、图此时短路电流周期分量稳定值为 ：（2）在最小运行方式下，当K2点发生三相短路时候，网络化简图如图4-3。此时短路电流周期分量稳定值为 ：4.4 简单不对称短路计算发生不对称短路时候有正序、负序、零序网络，正序和负序等值网络是相同的，在零序网络中线路上的等值阻抗为正序网络中的三倍。正序等值网络与三相短路的等值网络基本相同，而负序和零序中都没有等效电源。4.4.1 单相接地短路(1)K1点单相短路时，最大和最小运行方式下正序、负序、零序等值网络图如图4-7如下：图4-8 K1不对称短路化简图 K1点发生不对称短路时候（输电线路为双回架空线路，带钢质架空地线故线路零序阻抗为正序时的4.7倍）。a)

36、最大运行方式下正序： 负序： 零序： b)最小运行方式下正序： 负序： 零序： （2）K2点单相短路时，最大和最小运行方式下正序、负序、零序等值网络图如图4-8所示：图4-9 K2不对称短路化简图 K2点发生不对称短路时候（输电线路为双回架空线路，带钢质架空地线故线路零序阻抗为正序时的4.7倍）。a)最大运行方式下正序： 负序： 零序： b)最小运行方式下正序： 负序： 零序： （3） K3点单相短路时，最大和最小运行方式下正序、负序、零序等值网络图如下：图4-10 K3不对称短路化简图 K3点发生不对称短路时候（输电线路为双回架空线路，带钢质架空地线故线路零序阻抗为正序时的4.7倍）。a)最

37、大运行方式下正序： 负序： 零序： b)最小运行方式下正序： 负序： 零序： 4.4.2 两相短路电流计算（1）K1点发生两相短路时，最大运行方式短路电流如下。 K1点发生两相短路时，最小运行方式短路电流如下。 （2）K2点发生两相短路时，最大运行方式短路电流如下。 K2点发生两相短路时，最小运行方式短路电流如下。 K3点发生两相短路时，最大运行方式短路电流如下。 K3点发生两相短路时，最小运行方式短路电流如下。4.4.3 两相接地短路电流计算（1）K1点发生两相接地短路时，最大运行方式短路电流如下。K1点发生两相接地短路时，最小运行方式短路电流如下。（2）K2点发生两相接地短路时，最大运行方

38、式短路电流如下。K1点发生两相接地短路时，最小运行方式短路电流如下。（3）K3点发生两相接地短路时，最大运行方式短路电流如下。K1点发生两相接地短路时，最小运行方式短路电流如下。5 输电线路的继电保护5.1 继电保护的概念介绍由于架空线路分布很广，又长期处于露天之下运行，所以经常会受到周围环境和火自然变化的影响，从而使线路在运行中会发生各种各样的故障。据历年运行情况统计，在各种故障中多属于季节性故障，为了防止线路在不同季节发生事故，保证线路连续不断地安全供电，就必须对运行中的线路进行巡视，观测、维护和检修。做好预防工作，以便及时发现缺陷，消除隐患，一般影响线路正常运行的一切现象统称为故障。5.

39、1.1 继电保护的基本任务继电保护在电力系统中的主要作用是通过预防事故或缩小事故范围来提高系统运行的可靠性，最大限度地保证向用户安全供电因此，继电保护是电力系统重要的组成部分，是保证电力系统安全可靠运行的不可缺少的技术措施.在现代的电力系统中，如果没有专门的继电保护装置，要想维持系统的正常运行是根本不可能的。这就要求继电保护装置必须具备以下基本任务是:一、自动、迅速、有选择性地仅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的部分迅速恢复正常运行二、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，或延时跳闸三、条件许可时，可采取预定措

40、施，尽快地恢复供电和设备运行。5.1.2 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，即“四性”：选择性、速动性、灵敏性和可靠性。（1）选择性要求继电保护装置有选择地动作，仅将故障元件切除并希望停电范围尽可能地小。有相对选择性和绝对选择性之分，当有保护拒动时为前者，反之则为后者。（2）速动性速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障。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的工作时间，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。基本规律是电压等级越高，切除越要快，一般220KV电压等级为0.2s, 1035KV电压等级为1.

41、5s。（3）灵敏性灵敏性是指电气设一备或线路在被保护范围内发生短路故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的保护范围内部发生故障时不论短路点的位置、短路的类型如何，都能敏锐感觉，正确反应。（4）可靠性可靠性是指继电保护装置在其保护区发生故障时，不拒动;而在其非保护区发生故障时不误动。继电保护装置的误动或拒动都会给电力系统造成严重的危害。因此，有很高的可靠性是非常重要的，在使用继电保护装置时，必须满足可靠性的要求。5.1.3 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:一、电力设备和线路必须有主保护和

42、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一于故障切除: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。二、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。三、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。四、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。五、所有保护装置均应符合可靠性、

43、选择性、灵敏性和速动性要求。5.2 输电线路保护主要形式（1）电流保护对于输电线路来说，在正常运行时，每条线路上都流过由它供电的负荷电流，越靠近电源端，负荷电流越大。假定在线路上发生三相短路，从电源到短路点之间将流过很大的短路电流。利用流过被保护元件中电流幅值的增大，可以构成过电流保护。（2）低电压保护在输电线路正常运行时，各变电所母线上的电压一般都在额定电压5%10%范围内变化，且靠近电源端母线上的电压略高。短路后，各变电所母线电压有不同程度的降低，离短路点越近，电压降得越低，短路点的相间或对地电压降低到零。利用短路时电压幅值的降低，可以构成低电压保护。（3）距离保护同样，在正常运行时，线路

44、始端的电压与电流之比反映的是该线路与供电负荷的等值阻抗及负荷阻抗角(功率因数角)，其数值一般较大，阻抗角较小。短路后，线路始端的电压与电流之比反映的是该测量点到短路点之间线路段的阻抗，其值较小，如不考虑分布电容时一般正比于该线路段的距离(长度)，阻抗角为线路阻抗角，较大。利用测量阻抗幅值的降低和阻抗角的变大，可以构成距离(低阻抗)保护。（3） 差动保护利用每个电力元件在内部与外部短路时两侧电流相量的差别可以构成电流差动保护，利用两侧电流相位的差别可以构成电流相位差动保护，利用两侧功率方向的差别可以构成方向比较式纵联保护，利用两侧测量阻抗的大小和方向等还可以构成其他原理的纵联保护。利用某种通信通

45、道同时比较被保护元件两侧正常运行与故障时电气量差异的保护，称为纵联保护。它们只在被保护元件内部故障时动作，可以快速切除被保护元件内部任意点的故障，被认为具有绝对的选择性，常被用作220KV及以上输电网络和较大容量发电机、变压器、电动机等电力元件的主保护。从以上保护方式可以得出，本设计中最适合选用距离保护方式进行对输电线路有关继电保护的参数整定。5.3 输电线路的距离保护5.3.1 距离保护的概念1、距离保护的概念距离保护是反应故障点至保护安装地点之间的距离（或阻抗），并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。该装置主要的元件为距离（阻抗）继电器，它可根据其端子上所加的电压和电流测知保护安装

46、处至短路点间的阻抗值，此阻抗称为继电器的测量阻抗。当短路点距保护安装处近时，其测量阻抗小，动作时间短；当短路点距保护安装处远时，其测量阻抗增大，动作时间增大，这样就保证了保护有选择地切除故障线路。2、距离保护的构成特点距离保护时属于反映一侧电气量的保护。一套完整的距离保护装置通常由三段组成。其中第一段保护线路全长的(80%-85%)，第二段保护全长，动作时间一般为0.5s第三段作为后备保护，其动作时间一般在2s以上。 距离保护主要反映测量阻抗值，与电流保护相比，受电力系统运行方式变化影响小，躲负荷能力强。在本线路发生短路时，距离保护的第一段的保护范围不受电力系统运行方式变化的影响。当故障点位于

47、相邻线路上时，由于可能有助增电流或外汲电流，对距离保护的第二三段，保护的实际动作区随系统运行方式变化而有所变化。距离保护装置的启动元件也是震荡闭锁装置的启动元件，一般多采用元件作为距离保护的启动元件。启动元件的作用是在故障时开放距离保护各段。对一二段采用短时开放原则，对第三段长期开放直至整组复归。距离保护的测量元件一般为一二三段阻抗继电器。距离保护装置需设震荡闭锁元件和断线闭锁元件。距离保护采用的阻抗继电器的接线方式一般为，对相间保护，用0度接线方式；对接地距离保护采用带零序电流补偿的接线方式。5.3.2 距离保护的整定计算方法结合输电线路的特点距离保护的整定方法如下：一、距离保护段整定计算距

48、离保护段定值按躲过本线路末端故障整定距离保护第段是无延时的速动段，一般按躲开下一条线路出口处短路的原则来整定，也即是按躲过本线路末端短路时的测量阻抗来整定。以本电网中线路AB、B处保护为例，测量元件的整定阻抗为 (2-1)式中各量定义 保护1距离段的整定阻抗被保护线路的阻抗可靠系数，一般取0.8-0.85。如此整定后，距离段只能保护本线路全长的8085。二、距离保护段整定计算（1）按与相邻线路距离保护段配合整定为保证在下级线路上发生故障时，上级线路保护处的保护段不至于越级跳闸所以其段的动作范围不应该超出下级线路段的动作范围。考虑分支电路的影响，可按下式进行整定 (2-2)式中，为可靠系数，取0

49、.85；为确保在各种运行方式下保护1的段范围不超过保护2的段范围，分支系数Kbra取各种情况下的最小值Kbramin。（2）与相邻变压器的快速保护相配合整定若被保护线路的末端母线接有变压器时，其距离段保护的动作范围不应超出变压器快速保护（一般是差动保护）的范围，即距离段应躲开线路末端变电所变压器低压侧出口处短路时的阻抗值，设变压器的阻抗为ZT，则起动阻抗整定为 (2-3)当被保护线路末端母线上既有出线又有变压器时，距离段的整定阻抗应取上述两种情况的较小者。（3）保护动作时间的整定 (2-4)（4）灵敏度校验距离保护段，应能保护线路的全长，本线路末端短路时，应有足够的灵敏度。由于是反映于数值的下

50、降而动作，其灵敏系数定义为 具体对保护1的距离段来看，在本线路末端短路时其测量阻抗为，因此灵敏系数为 (2-5) 一般要求，若不满足要求，则距离保护段应与相邻元件的保护段相配合，进一步延伸保护范围，并延长动作时限。当线路长度为50Km时，不小于1.5当线路长度为50200Km时，不小于1.4当线路长度为200Km以上时，不小于1.3（5）当校验本线路末端故障时，灵敏度不满足要求时，则距离保护段应与相邻元件的保护段相配合，进一步延伸保护范围，并延长动作时限。 (2-6)保护动作时间： (2-7)三、距离保护第段整定计算（1）按与相邻线路距离保护段配合整定=+ (2-8)（2）按躲过最小负荷整定按

51、躲过正常运行时的最小负荷阻抗整定，当线路上流过最大负荷电流且母线上电压最低时（用表示），在线路始端所测量到的负荷阻抗最小，其值为 (2-9)式中正常运行时母线电压的最小值，一般取0.9倍的母线额定电压；被保护线路最大负荷电流。参照过电流保护的整定原则，考虑到外部故障切除后，在电动机自启动的情况下，保护第段必须立即返回的要求，当采用全阻抗特性时，其整定值为： (2-10)式中段可靠系数，一般取1.21.25电动机自启动系数，一般取1.52.5阻抗测量元件（欠量动作）的返回系数，一般取1.01.5 保护动作时间的整定：距离保护段的动作时间，应比与之配合的相邻元件保护动作时间大一个时间级差，但考虑到距离段一般不经振荡闭锁，所以动作时间不应该小于最大的振荡周期（1.52s）。 (2-11) 灵敏度校验：距离保护第段既作为本线路、段保护的近后备，又作为相邻元件的远后备。灵敏度应分别进行校验。作为近后备时，按本线路末端短路校验，即 (2-12)作为远后备时，按相邻元件末端短路校验，即 (2-13)式中相邻元件（线路，变压器等）的阻抗；分支系数最大值，以保证在各种运行方式下保护动作的灵敏性。 当灵敏度不满足要求时，可与相邻距离保护段配合及躲过最小负荷阻抗整定=+ (