电网继电保护整定计算

1、电网继电保护整定计算电网继电保护整定计算浙江电力调度通信中心方愉冬继电保护整定计算的作用 整定计算是针对特定的电力系统进行计算分析，验证系统保护配置和选型的正确性；并对电力系统中配置的各种继电保护装置，按照特定的电力系统网络结构和模型参数，通过计算分析确定所配置保护的运行方式和各项整定值。整定计算是一项非常重要的工作，只有正确、合理的定值整定才能保证继电保护装置的灵敏性、选择性。所有继电保护装置必须进行准确的计算和定值整定，才能投入运行整定计算基本要求(1)可靠性要求 继电保护的可靠性主要由配置结构合理，质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关标准要求的运行维护和管理来保证。

2、为达到可靠性要求，220kV及以上电网一般采用近后备保护方式，即当故障元件的一套保护装置拒动时，由相互独立的另一套保护装置动作切除故障；故障元件断路器失灵时，由本地断路器失灵保护断开故障元件所连的相邻断路器。110kV及以下电网一般采用远后备方式，即在临近故障点的断路器处装设的保护装置拒动或断路器本身拒动时，由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。整定计算基本要求（2）速动性要求 速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障，以提高系统稳定性，减轻故障设备的损坏程度，缩小故障波及范围。继电保护在满足选择性的前提下，应尽可能的加快保护动作时间。 电气设备配置的差动保护、纵联保护等速动保护的动作

3、时间取决于装置本身的技术性能。而阶段式延时段保护的动作时间取决于整定配合和时间级差，整定计算时可通过选择合理的最小时间级差来提高保护的快速性。同时对于系统稳定或重要用户对快速性有特殊要求的保护应保证其速动性，必要时可牺牲选择性。此外，对手动或自动重合于线路时，应有短时投入的速动保护快速切除故障 整定计算基本要求（3）灵敏性要求 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生故障时，保护装置具有的正确动作能力的裕度。它反应了保护对故障的反应能力，一般以灵敏度来描述。灵敏度指在被保护对象的末端发生金属性短路，故障量与整定值之比（反映故障量上升的保护，如电流保护）或整定值与故障量之比（反映故障量下降的保护

4、，如阻抗保护）。 系统保护分为主保护和后备保护，主保护的灵敏度仅考虑被保护设备，后备保护的灵敏度在采用远后备方式时还需考虑相邻设备。对保护装置的启动、方向判别和选相等元件的灵敏度应大于所控制的测量、判别等主要元件的灵敏度。对110kV及以上线路的零序电流保护，还需考虑发生高阻接地故障时的保护灵敏度。 整定计算中完成定值计算后还需检验灵敏度。灵敏度一般根据可能出现的最小运行方式和最不利的单一故障情形进行校验。整定计算基本要求（4）选择性要求 选择性是指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拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。为保证选择

5、性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏度和动作时间在一般情况下应相互配合。所谓时限配合是指上一级保护动作时限比下一级保护动作时限要大，二者之间的动作时间差称为时限级差t；所谓灵敏度配合是指上一级保护的保护范围应比下一级相应段保护范围短，即在下一级保护范围末端故障时，下一级保护动作，上一级保护不动作。 整定计算工作步骤整定计算参数要求 参数要求： 下列参数必须使用实测值：线路阻抗、平行线间零序互感、变压器零序阻抗 可假设下述条件：1、发电机、变压器、线路电阻部分可忽略；2、发电机X2X1；3、发电机及调相机正序电抗采用X”（次暂态电抗）；4、发电机电势1；5、

6、不考虑短路电流的衰减；6、电压采用平均值；7、不计线路电容电流、负荷电流、接地电阻及非周期分量整定计算运行方式 正常运行方式包含全网发电机、变压器的变化限度，分为最大运行方式和最小运行方式。最大运行方式一般以运行方式部门确定的迎峰度夏最大开机方式为依据，通常全网全接线，所有发电机、线路（正常分层分区的除外）、变压器全部投入运行。最小运行方式以春节最小开机方式为依据，一般考虑水电、抽水蓄能、天然气机组全停，大型火电部分停机，500kV主变部分检修，具体应以运行方式部门书面资料为准。 相邻元件检修应考虑同杆并架线路同时跳闸，对发电厂还应考虑两台机组停役的情况。整定计算运行方式 对继电保护整定计算影

7、响较大的另一个因素是变压器的中性点接地方式，因此实际电网运行时主变中性点接地方式的安排应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。一般除自耦变压器中性点必须直接接地外，220kV变电站母线应尽量维持一台主变中性点直接接地，若母线分列则每段母线上各安排一个接地点。对110kV无地区电源单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。电压等级基准电压基准电流基准阻抗110kV115502A132.25欧姆220230251A529500525110A2756.25基准容量：100MVA（220kV电网）、1000MVA（500kV电网） 系统主要元件的电抗标么值计算方法系统主要元件的电抗标么值计算方法发电机：

8、铭牌给出额定电压发电机：铭牌给出额定电压UN、额定容量、额定容量SN、以、以额定值为基准值的电抗标幺值。额定值为基准值的电抗标幺值。变压器：铭牌给出额定电压变压器：铭牌给出额定电压UN、额定容量、额定容量SN、短、短路电压百分数路电压百分数Us%（Uk%、Ud%）。）。线路：一般已知单位长度的电抗线路：一般已知单位长度的电抗x，线路长度，线路长度l。 NBNGNBBNNGBGSSXSSUUXX)*(2)*()*(NBsNBBNsBTSSUSSUUUX100%100%2)*(2*BBLUSxlX三相变压器正序阻抗三相变压器正序阻抗NBkkkBTSSUUUU%21)32()31()21()(*1N

9、BkkkBTSSUUUU%21)31()32()21()(*2NBkkkBTSSUUUU%21)21()31()32()*(3变压器的负序等值电路与正序等值电路完全相同变压器的负序等值电路与正序等值电路完全相同 线路单位长度阻抗理论计算线路单位长度阻抗理论计算 正序电抗： 正序电阻： 零序阻抗：0157. 0ln06283. 01rDxm)0157. 0ln1885. 0()3(3210mggrDDjrrZ)20(1 )20(11trr线路参数实测电流电压表法测量线路直流电阻 RA=（RAB+RCA-RBC）/2；RB=（RAB+RBC-RCA）/2；RC=（RBC+RCA-RAB）/2 线路

10、正序阻抗测量接线图 kmLIUZAVAV131kmLPIRAV132121211RZX正序阻抗 正序电阻 正序电抗 零序阻抗： (/km)； 零序电阻： (/km)； 零序电抗： (/km)；LIUZ130LIPR132020200RZX线路零序阻抗测量接线图平行线路互感阻抗测量接线图)(IUZ线路互感阻抗变压器零序等值电路与零序阻抗变压器零序等值电路与零序阻抗变压器的零序等值电路与变压器绕组接线方式、中性点接地与否、铁芯结构有关。只有在中性点接地的星形绕组接线侧施加零序电压，零序电流才可能流通，因此才有相应的零序等值电路。而零序励磁阻抗与铁芯结构有直接关系，当变压器为三个单相变压器组成或外铁

11、型三相变压器铁芯结构、三相五柱式铁芯结构时，零序励磁阻抗很大，在短路故障分析中可认为趋近于；当变压器为三相三柱式内铁型结构时，零序励磁阻抗较小，不能视为无穷大 。双绕组YN/接线变压器零序等值电路 如果变压器由三个单相组成或是外铁型三相变压器、三相五柱式变压器，因励磁阻抗为，则YN侧看到的变压器零序阻抗为 TTTo21主变零序阻抗主变零序阻抗双绕组YN/接线变压器零序等值电路 如果为三柱内铁型三相变压器，则星型侧看到的变压器零序阻抗为： 20021TTTo一般比正序阻抗略小（1030）%，在一般短路故障计算中，当无实测值时可取0.8倍的正序阻抗 YN,y变压器变压器 非三相三柱式：非三相三柱式

12、：xT0= 0I0mxxxYN,a0,d： YN,yn,d 、YN,a0,d零序电路零序电路YN,yn,d： 零序电路零序电路对三相三柱内铁型三绕组变压器，由于零序励磁电流不可忽略，此对三相三柱内铁型三绕组变压器，由于零序励磁电流不可忽略，此时变压器的外壳可看作是假想的一个三角形绕组，这样其零序等值时变压器的外壳可看作是假想的一个三角形绕组，这样其零序等值电路可看作四绕组变压器的正序等值电路，且由于假想的三角形绕电路可看作四绕组变压器的正序等值电路，且由于假想的三角形绕组是短路接地的，等值电路可进一步简化成三绕组星型电路，如图。组是短路接地的，等值电路可进一步简化成三绕组星型电路，如图。三相三

13、柱内铁型三绕组变压器零序参数一般由试验确定，共进行三相三柱内铁型三绕组变压器零序参数一般由试验确定，共进行四次测量四次测量 高压侧（高压侧（YN）三相短接加零序电压，中压侧（）三相短接加零序电压，中压侧（yn）开路（低压）开路（低压侧侧绕组封闭，对外永远开路），测得绕组封闭，对外永远开路），测得 3010TTXXA然后高压侧三相短接加零序电压，中压侧三相对中性点短路，然后高压侧三相短接加零序电压，中压侧三相对中性点短路，测得：测得：203010/TTTXXXB接下去中压侧三相短接加零序电压，高压侧开路，测得：接下去中压侧三相短接加零序电压，高压侧开路，测得：3020TTXXC最后中压侧三相短接

14、加零序电压，高压侧三相对中性点短路，测最后中压侧三相短接加零序电压，高压侧三相对中性点短路，测得：得：301020/TTTXXXD计算得到低压侧计算得到低压侧绕组零序阻抗为：绕组零序阻抗为： )()(30DCABACXT高、中压侧绕组零序阻抗为：高、中压侧绕组零序阻抗为：3010TTXAX3020TTXCX计算时，也可直接求高、中、低压绕组零序阻抗标么值：计算时，也可直接求高、中、低压绕组零序阻抗标么值：2/ )*)(*)(2121*30BBBBTZZDCAZZBACX*301*10TBTXZAX*302*20TBTXZCX单相接地故障复合序网图单相接地故障复合序网图 01002101233Z

15、ZUZZZUIKAKAKA）（ （同一点发生故障）而）（ 3310103ZUZUIKAKAKA10021131233 ZZZZZZIIKAKA）（）（所以）（）（）（）（）（）（）（）（时，极限，时，时，时，3103110311031105 . 10KKKKKKKKIIZIIZZIIZZIIZZ单相接地故障点电单相接地故障点电流的大小流的大小相间故障复合序网相间故障复合序网 ）（若）（）（2100212222 22ZZUUZZZUUKAKAKAKA 20222222122KAKAKAKAKCKBUUUUUU）（）（）（）（）（相间故障点电压电流相间故障点电压电流非故障相电压不变，故障相电压较故

16、障前后降低一半。 10)2()2(23UjKCKB相间故障短路电流大小等于同一点三相短路电流的23220kV及以上线路保护整定一、启动元件整定： 装置启动元件一般包括零序电流启动元件和电流突变量启动元件。零序电流启动元件应躲过最大负荷电流下的不平衡电流，并能满足规定条件下的灵敏度，灵敏系数大于2.5。零序电流启动元件定值应小于零序IV段定值。 突变量启动元件按躲过被保护线路运行时的最大不平衡电流整定，灵敏系数大于1.5。对于负荷变化剧烈的线路（如电气化铁路、轧钢、炼铝等），可以适当提高定值以免装置频繁起动。 启动元件定值应保证线路两侧一次值相同。220kV及以上线路保护整定二、光纤电流差动保护

17、整定：1、差动电流定值 分相电流差动保护的差流高定值必须可靠躲过线路稳态电容电流，同时考虑到由于故障时高频分量电容电流使暂态电容电流增大的影响，可靠系数应不小于4。差流高定值一般不宜小于0.2倍TA额定电流，并根据区内故障短路电流校验其灵敏度。 差流低定值段由于增加了40ms短延时，高频分量的电容电流已经得到很大的衰减，定值可适当降低，按不小于1.5倍的稳态电容电流整定。差流低定值一般不宜小于0.1倍TA额定电流，并根据最小运行方式下区内故障短路电流校验其灵敏度。220kV及以上线路保护整定 零序电流差动保护差流定值，按躲过区外三相故障时的最大零序不平衡电流整定，并保证内部高阻接地故障灵敏度不

18、小于1.5。 差动电流定值应保证线路两侧一次值相同。220kV及以上线路保护整定2、光纤电流差动保护通信时钟设置 分相电流差动保护的关键是线路两侧装置之间的数据交换。一般差动保护装置的接收时钟固定从接收码流中提取，保证接收过程中没有误码和滑码产生，而发送时钟可以有两种方式：采用内部晶振时钟（内时钟）或采用接收时钟（外时钟）。通信时钟设置即根据具体通道方式选择发送时钟方式。 目前分相电流差动保护最常用的通道方式有专用光纤芯、以64k速率复接PCM和以2M速率复接PDH或SDH系统。对专用光纤芯方式，两侧装置定值均应设为“内时钟”。对64k速率复接PCM方式，两侧装置定值均应设为“外时钟”。对2M

19、速率复接PDH或SDH系统则分为以下几种方式：220kV及以上线路保护整定 当复用PDH 数字通信系统2M（E1）接口时，两侧保护装置时钟均设置为“内时钟”；当复用SDH设备中2M通道的“重定时”功能关闭时(异步映射)，两侧保护装置均设置为“内时钟”；当复用SDH设备中2M通道的“重定时”功能开启时(同步映射)，两侧保护装置均设置为“外时钟”。220kV及以上线路保护整定三、纵联距离零序保护整定：1、纵联距离定值 纵联距离定值按保证线路故障灵敏度整定，规程对灵敏度要求如下：50km以下线路,不小于1.7；50km100km线路,不小于1.6；100km150km线路,不小于1.5；150km2

20、00km线路,不小于1.4；200km以上线路,不小于1.3。 为提高纵联距离躲过渡电阻的能力，短线路纵联距离定值不宜小于10 220kV及以上线路保护整定2、纵联零（负）序定值 纵联零（负）序定值按保证本线故障2.5倍以上的灵敏度整定。对以反方向元件作为起信元件的保护，线路两侧纵联零（负）序定值一次值必须相同，以保证一侧反方向元件灵敏度始终大于对侧正方向元件灵敏度。对单回线终端线路，线路故障时终端侧零序电流较小，此时可依靠弱馈功能而不再保证灵敏度，但两侧定值必须相同。220kV及以上线路保护整定3、纵联保护辅助定值 纵联距离零序保护一般还有通道方式、弱电源功能、解除闭锁等辅助定值需整定。 通

21、道方式根据实际配置设置，一般有专用收发信机、复用载波机和光纤通道等方式，当采用专用收发信机时纵联保护一般选择闭锁式；采用复用载波和光纤通道时纵联保护一般选择允许式。当用于复用载波允许式时，线路相间故障会引起载波通道的阻塞而导致保护拒动，因此需投入“解除闭锁”功能。 弱电源功能主要在送终端线路弱电源侧保护投入，使该线路区内故障时弱电侧保护能凭借低电压元件停信或发允许信号（允许式），以使强电侧保护快速出口，并满足弱电源侧线路故障的正确选相要求。严禁线路两侧同时投入弱电源功能。220kV及以上线路保护整定四、阶段式零序电流保护整定目前零序电流保护（带方向）一般为四段式：1、I01作为速动段，一般情况

22、下投入，极短线路可能退出；2、I03以前曾作过灵敏段，能有选择性切除本线路范围的接地故障，动作时限满足配合条件下尽量缩短；3、最末一段作为本线路经高阻接地故障和末端变压器内部故障的后备，应小于300A。1零序电流I段I01max,01 .3IKIkDZ(1).躲过本线区外故障最大3I0整定（一般为对侧母线，相当于线路末端故障） 单回线终端线路的零序电流I段范围允许伸入末端变压器，实现全线速动 对各种检修方式及不同故障类型（一般为单相接地最大）进行比较，取其最大值 可靠系数Kk1.5 一般为速动段2零序电流II段I02(1).与相邻线路零序电流I段I01配合整定：1 ,02DzFkIKKIKk为

23、可靠系数应1.1；KF为零序分支系数，即相邻支路故障时，流过本分支的零序电流与该支路零序电流的比值。应通过各种运行方式的比较，选取其最大值。计算分支系数时，故障点按理应选取被配合段保护范围的末端，但实际为简化，一般选取相邻线路末端可能偏高的KF值。若与相邻线路I01配合，则动作时间较相邻线路I01（速动）高一级差即可，即t2t一般为0.5S。(2).与相邻线路纵联主保护（高频保护）配合整定：即躲过相邻线路末端故障，时间也与之配合，取1秒。(3).若与相邻线路I01、高频保护无法配合，则与相邻线路零序电流II段配合整定： 此时t2t2+t2,02DzFkIKKI(4).最后需校核躲过对侧变电站主

24、变另一侧接地故障时流过本线路的3I0， Kk一般取1.30023IKIk3零序电流III段I032,03DzFkIKKI(1).与相邻线路I02配合整定： ，此时t3t2+t；(2).若与相邻线路零序电流II段I02无法配合，则与其零序III段I03配合： ，动作时限t3t3+t3,03DzFkIKKI(3).校核躲过对侧变电站主变另一侧接地故障时流过本线路的3I0，若无法躲过，则延时应3.5s(4).以前I03曾作为线路灵敏段，此时需保证本线路末端故障有1.5倍以上的灵敏度4零序电流IV段I04(1).与相邻线路零序电流III段I03 配合整定： 动作时限t4t3+t3,04DzFkIKKI

25、(2).若与相邻线路零序电流III段I03无法配合，则与其零序IV段I04配合： ， 动作时限t4t4+t4,04DzFkIKKI(3). 考虑到高阻接地，零序IV段一般不应大于300A(4).零序加速段一般应选取末端故障有足够灵敏度的零序电流段，若躲不过合闸三相不同步，则可带0.1秒延时五、阶段式距离保护整定原则1、距离保护电阻定值 对采用多边形动作特性的距离保护，电阻定值指多边形动作特性R轴交点；对采用圆特性的距离保护，指负荷限制电阻定值。显然该定值在保证躲过线路最大负荷电流的前提下应尽量放大，以提高距离保护躲故障时过渡电阻的能力。 躲线路最大负荷电流计算时，不能简单的以 来计算，需考虑距

26、离保护实际动作特性。max2min/cosPUZFH五、阶段式距离保护整定原则1、距离保护电阻定值DZR60)60(*SinSinZRFHDZ 要躲过最大负荷电流需满足： 五、阶段式距离保护整定原则 目前全部为三段式：1、距离I段：(1).按躲过本线路末端故障整定： 其中相间距离Kk取0.80.85， 接地距离Kk取0.7；ZL为线路 全线实测正序阻抗。LkIZKZ (2).单回线终端变方式允许Z1伸入变压器内部：TKTLkIZKZKZ ZT为终端变压器并联等值正序阻抗，KKT可靠系数应0.72距离II段(1).本线末端故障有1.5倍以上的灵敏度：(2).与相邻线路距离I段配合整定： ZDZ1

27、为相邻线路距离I段动作值，KK为0.8，KK0.8，ZL为本线阻抗。 KZ为助增系数，即相邻线路被配合段保护范围末端故障时流过该线路的电流与流过本线的电流之比。也就是相应分支系数的倒数。助增系数应比较各种运行方式取其最小值。若在满足本线末端故障灵敏度的条件下能与相邻线路Z1配合，则动作时间较相邻线路Z1（速动）高一级差即可，即t2t一般为0.5SLLMIIZKZ DZIZKLKIIZKKZKZ(3).躲过变压器其他侧母线故障：TZKTLKIIZKKZKZ(4).若为满足本线末端故障灵敏度而无法与相邻线路Z1配合，则与相邻线路距离II段配合整定： 此时t2t2+tDZIIZKLKIIZKKZKZ

28、3距离III段(1).与相邻线路距离II段配合整定： 动作时限t3t2+t(2).若与相邻线路距离II段无法配合，则与距离III段配合整定： 动作时限t3t3+t(3).躲过负荷阻抗： Kk0.7ZFH的计算： 或(4).躲过变压器其他侧母线故障，若500kV主变有可能躲不过，此时动作时限应2.5sDZIIZKLKIIIZKKZKZDZIIIZKLKIIIZKKZKZFHKIIIZKZmaxmin3/IUZFHmax2min/cosPUZFH六、自动重合闸与保护的配合 重合闸动作时间需考虑的因数：tII主要考虑到线路两侧保护装置以不同时间切除故障的可能性，为对侧保护灵敏段动作时间；tD考虑到故

29、障点断电游离，恢复绝缘时间，不小于0.3秒；tK断路器合闸固有时间；t裕度时间重合闸时间目前最小为1S，具体根据运行方式定 目前我省220kV及以上线路主要采用单相重合闸不检方式，仅在部分220kV送终端线路可能采用特殊重合闸检无压方式 送终端线路能否使用单相重合闸方式关键是看受电侧线路保护有没有能力正确切除故障KDIIZtttttmin,母差保护整定1、母差保护差动启动电流 差动启动电流首先应保证在母线最小方式发生最小类型故障时，母联断路器跳闸前、后均有2倍以上的灵敏度。微机型母差保护一般都具有比率制动特性以及TA断线闭锁功能，因此差动启动电流仅需可靠躲过最大负荷时的不平衡电流： NererrelcdqdIKKKI)(211erK2erK为电流互感器TA