微机母线保护课程课件

1、微机母线保护1. 概 述1. 微机母线保护的特点 母线保护的另一个特点是，必须面对庞大复杂的母线系统及其各种信号（母线主接线系统；各路输入电流、电压模拟量、开关量及差电流）的监测和显示。随着保护网络化的发展，为了适应母线保护这一特点，开发了分布式的母线微机保护，用以进一步的提高装置的可靠性；改善保护人机对话的工作环境；减少大量的电缆；减少装置的调试和维护工作量。1. 微机母线保护的特点1. 微机母线保护配置多母线保护（1） 主保护配置；（2） 其它保护配置；（3） 保护启动元件配置。 1. 微机母线保护硬件结构原理复式比率制动差动保护变压器的和差式比率制动差动保护，在区内故障时保护仍带制动量动

2、作，其灵敏度是不会很高的。本节讨论一种我国首创的微机型母线保护。1. 动作电流 在该保护中，动作电流仍取差动电流，即正常运行时，不考虑TA的误差I应该为零，但实际当中误差总是存在的，即存在不平衡电流。在母线差动保护范围内部故障时，差电流就是折算到二次侧的故障短路电流；在外部故障时，其差电流由于穿越性短路电流很大，使得TA铁芯严重饱和，引入很大的不平衡电流，因此有必要引入复合的制动电流。2. 复式比率制动的制动电流2. 复式比率差动判据（1）复式比率差动第一判据。在正常运行时TA的误差不可能使差电流为零，必须设置一个门坎值。即（1）复式比率差动第二判据。复式比率差动的Kr可选择范围比传统比率差动

3、保护大的多。而且有很宽的整定范围同时还应该注意Kr的正确选择故障分量复式比率差动保护1.采用故障分量复式比率差动保护的原因1.母线内部故障时流出的负荷电流，对复式比率系数定值的取值影响较大，但是当采用故障分量差电流时就可有效的减少负荷电流对差动保护的影响；2.母线内部故障时，故障分量的电流特征为：母线各支路同名相故障分量电流在相位上接近相等；理论上讲，只要故障点过渡电阻不是无穷大，母线内部故障时，故障分量电流的相位关系不会改变；采用故障分量式比率差动保护可进一步减少故障前系统电源功角关系对保护动作特性的影响，提高保护切除经过渡电阻接地故障的能力。故障分量复式比率差动保护判据故障分量复式比率差动

4、保护判据故障分量复式比率差动保护判据 由于在母线内部故障时，母线各支路同名相故障分量电流在相位上接近相等，也就是说： 从而克服了故障前系统电源功角关系对保护动作特性的影响，进一步提高了保护动作的选择性，从真正意义上实现宽范围整定。故障分量复式比率差动保护判据的物理分析四、电流互感器饱和检测同步识别法的同步是指内部故障时，差动越限元件和内部故障元件几乎是同步起动，而在外部故障时是不同步起动的。因此可以利用两者起动时刻的先后或同时，确定是外部故障还是内部故障。五、复合电压闭锁元件为了提高保护的整体可靠性，进一步采用电压闭锁元件来配合：六、BP-2B型微机母线复式差动保护程序逻辑原理1.故障母线选择

5、逻辑六、BP-2B型微机母线复式差动保护程序逻辑原理2.母线（分段）充电保护逻辑母线（分段）充电保护起动需同时满足三个条件：母联（分段）充电保护压板投入；2. 其中一段母线已失压，且母联（分段）开关已断开；3. 母联电流从无到有。 充电保护一旦投入自动展宽200ms后退出。六、BP-2B型微机母线复式差动保护程序逻辑原理3.母联（分段）过电流保护六、BP-2B型微机母线复式差动保护程序逻辑原理4.电流回路断线闭锁逻辑与电压回路断线告警逻辑七、失灵保护与失灵起动装置配合方式1.母线保护与220kv线路失灵起动装置的配合七、失灵保护与失灵起动装置配合方式2.不带电流检测元件启动装置时失灵保护还有另

6、外一种配置方式七、失灵保护与失灵起动装置配合方式3.BP-2B型母线保护装置的母联（分段）失灵和死区保护逻辑2. 电力系统一次 4977亿千瓦时 3900亿千瓦时62%37%63%38%43%42.6%57.4%57% 10589万千瓦 8229万千瓦 全社会用电量 4490亿千瓦时 11.9% 统调用电量 3442亿千瓦时 14.1% 统调最大负荷 5959万千瓦 15.2%2. 电力系统一次华中电网现况2. 电力系统一次华中电网现况截至2005年底，华中电网拥有500kV交流线路93条，总长度11485.48km；500kV变电站（包括升压站、换流站、开关站）共46座，变压器98台，变电容

7、量6461.5万kVA。（1）电网供电可靠性、安全性还有待提高，省间联络线也有待加强。（2）电源结构不尽合理，不能适应电力需求特性的发展变化，技术经济指标落后。 （3）四川丰水期富裕容量逐年增加，而电网建设相对水电开发进度略显滞后，在一定程度上影响川电外送。电网存在主要问题2. 电力系统一次华中电网现况（4）局部短路电流上升较快。2. 电力系统一次河南电网现况 1376亿千瓦时 1047亿千瓦时95%6%94%5% 2820万千瓦 2112万千瓦9%11%89% 91 全社会用电量 1353亿千瓦时 13.6% 统调用电量 990亿千瓦时 13% 统调最大负荷 1766万千瓦 19.3%截至2

8、005年底，河南电网拥有500kV交流线路总长度2057km；500kV变电站（包括开关站、换流站）共9座，变压器10台，变电容量750万kVA。2. 电力系统一次河南电网现况（1）洛三地区外送卡口。（2）部分220kV电网短路电流偏大，某些电磁环网无法打开。 （3）河南电网部分厂站低谷时段电压偏高，调压困难。电网存在主要问题2. 电力系统一次河南电网现况（4）500kV主网缺乏电源支撑。华中电网发展规划2005“十五”年均增长速度2010“十一五”年均增长速度2015“十二五”年均增长速度全社会需电量449011.9%65557.9%86355.7%统调用电量344214.1%53609.2

9、%75077.0%统调用电负荷595915.2%94859.7%137447.7%单位：万千瓦、亿千瓦时华中电网负荷发展水平预测2. 电力系统一次2010年统调装机15948万千瓦 电源装机单位：万千瓦2015年统调装机20048万千瓦 2. 电力系统一次华中电网发展规划河南电网用电需求水平预测结果单位：万千瓦、亿千瓦时“十二五”年均增长速度2015“十一五”年均增长速度2010“十五”年均增长速度20057.29%413011%290015.6%1766统调用电负荷5.76%45008.61%340013%2250全口径最大负荷4.98%25507.94%200011%1353全社会需电量2

10、. 电力系统一次河南电网发展规划200820102015丰大丰大丰大合计葛洲坝606060三 峡160200200地下电站4040金沙江100220300400河南电网接受外区电力总规模单位：万千瓦2. 电力系统一次河南电网发展规划2010年统调装机4316.5万千瓦 电源装机单位：万千瓦2015年统调装机5156.5万千瓦 2. 电力系统一次河南电网发展规划电力电量平衡根据“十一五”期间河南电网电力电量平衡结果可知： 在考虑三峡等外区水电的前提下,河南电网20082010年丰、枯水期盈余电力较多，其中丰水期盈余电力8001000万千瓦，枯水期盈余电力9501200万千瓦。 在不考虑三峡等外区

11、水电的前提下，河南电网20082010年丰水期盈余电力600800万千瓦，枯水期盈余电力8001100万千瓦。 由于电源建设高速发展，河南电网“十一五”中、后期及“十二五”期间电力富裕，因此，具备向外输送电能的能力。2. 电力系统一次河南电网发展规划仓颉获嘉嵩山郑州牡丹祥符沁北姚孟邵陵白河至孝感至樊城灵宝背靠背新东安阳西安阳商丘首阳山三门峡南阳西信阳驻马店2010年河南电网规划许昌2. 电力系统一次河南电网发展规划洛南平顶山 2005年鄂豫间形成了3回500kV联络线的联网格局，其中樊城白河2回，导线截面4300，邵陵孝感1回，导线截面4400。在当前电网结构条件下，鄂豫北送最大功率为220万

12、千瓦。随着华中中部主框架的加强，北送最大功率可达280万千瓦，南送最大功率约为320万千瓦。鄂豫联网线发展概况2. 电力系统一次联网线建设必要性（1）是合理利用资源，实现能源资源优化配置的需要，有利于华中电网水火互济格局的形成。（2）是适应电力体制改革，扩大电力竞争市场的需要。 （3）是满足“十一五”期间河南富余电能外送的需要。建设必要性分析（4）为河南接受外网水电奠定了基础。（5）加强了河南电网与华中主网的联系，提高系统稳定运行水平。2. 电力系统一次联网线建设必要性 及 分析2007年底、2008年初丰水期河南接受外网水电枯水期河南电力外送，暂按500万千瓦考虑。建设时间送电规模2. 电力

13、系统一次联网线建设必要性 丰水期400300220丰小400300220丰大联络线201520102008河南电网丰水期接受外区电力表单位：万千瓦2. 电力系统一次联网线建设必要性 枯水期2008河南南三省枯大枯小枯大枯小一、系统需要容量24971 16019 36276 21378 1.负荷23558 16019 34223 21378 2.旋转备用容量1413 0 2053 0 二、水电出力1611 205 10460 3841 三、外区交换(进+，出-)-5000-50001146852801.水电006468280三峡电站送入006468280三峡地下电站送入00002.火电-5000

14、-500050005000特高压送入0000河南电力外送-5000-500050005000四、火电开机容量28360 28360 14348 14348 1.火电出力26947 20814 12295 12257 2.火电出力率0.95 0.73 0.86 0.85 2008河南南三省枯大枯小枯大枯小一、系统需要容量24971 16019 36276 21378 1.负荷23558 16019 34223 21378 2.旋转备用容量1413 0 2053 0 二、水电出力1611 205 11260 3041 三、外区交换(进+，出-)-2000-5000846852801.水电00646

15、8280三峡电站送入006468280三峡地下电站送入00002.火电-2000-500020005000特高压送入0000河南电力外送-2000-500020005000四、火电开机容量2536025360 16548165481.火电出力2394720814 14495 13057 2.火电出力率0.94 0.82 0.88 0.792. 电力系统一次联网线建设必要性2010河南南三省枯大枯小枯大枯小河南电力外送-2000-500020005000火电开机容量29298 29298 18772 18772 1.火电出力27662 23364 16310 16141 2.火电出力率0.94

16、0.80 0.87 0.86 枯水期2015河南南三省河南电力外送-2000-500020005000火电开机容量40333 40333 26586 26586 1.火电出力38007 31067 23320 18551 2.火电出力率0.94 0.77 0.88 0.70 2. 电力系统一次联网线建设必要性综合分析鄂豫联网线逐年输送容量表单位：万千瓦-500-500-500枯小-200-200-200枯大400300220丰小400300220丰大联网线201520102008注：表示湖北送河南；表示河南送湖北2. 电力系统一次联网线建设必要性白河信阳樊城孝感驻马店至玉贤斗笠至汉口至江陵平顶

17、山至牡丹邵陵方案1方案2140km137km至郑州至祥符120km105km76km至十堰2. 电力系统一次联网方案研究方案拟定2. 电力系统一次联网方案研究潮流计算 2008及2010年正常方式下，方案1及方案2均能满足河南电网丰水期接受南三省水电，枯水期向南三省送电的需求。方案1枯方式下网损较小，潮流分布较均匀。 2008及2010年N-1方式下，方案1线路不过载，可满足送电需求，方案2枯期当樊城斗笠一回线路故障时，另一回线路过载，不能满足枯期河南电力南送500万千瓦的需求。 计算结果表明：两方案在2008及2010年丰大，枯小方式下，鄂豫联网线、豫中及豫南部分线路发生三相永久性故障时系统

18、均可保持稳定。 由2010年稳定极限计算结果可知：方案1北送极限300万千瓦、南送极限500万千瓦；方案2北送极限500万千瓦、南送极限400万千瓦。2. 电力系统一次联网方案研究稳定计算2. 电力系统一次联网方案研究综合推荐 综合以上技术因素考虑，方案一形成的网架较为均衡合理，可满足丰水期水电北送需求，且枯小方式河南火电南送能力较方案二提高较大，经济上较优，因此，推荐方案一为鄂豫第四回联网方案，即建设邵陵驻马店（信阳）孝感第二回500kV线路，线路长度约318km，线型为4400。 2. 电力系统一次推荐方案电气计算无功配置计算240 (1主变2台，2主变无)无160低容配置(Mvar)56

19、0 (1主变3台、2主变2台)无360低抗配置(Mvar)1120 (邵祥线邵侧)1120 (孝驻线驻侧)1120 (孝驻线孝侧)高抗配置(Mvar)2750无1750主变容量(MVA)437500kV出线(回)邵陵变驻马店开关站孝感变2007年鄂豫联网线相关变电所无功配置表2. 电力系统一次推荐方案电气计算感性无功计算孝感驻马店242km方案一方案二孝感驻马店242km2. 电力系统一次推荐方案电气计算感性无功计算 根据计算结果可知：方案一中鄂豫东通道补偿度约为79%。信阳变投产后，考虑加装2组60Mvar低抗及1组120Mvar母线高抗，则鄂豫东通道补偿度将达到98%，基本达到全补偿。 方

20、案二中鄂豫东通道补偿度约为88%，信阳变投产后，驻马店线路侧高抗均需要搬迁，考虑1台高抗搬至驻马店母线侧，另1台高抗搬至信阳母线侧，则信阳新增2组低抗后鄂豫四回的无功配置方式与方案一相同。 虽然方案一初期补偿度较低，但考虑到信阳变半年后即可投产，而方案二高抗搬迁费用较高，因此本期工程推荐高抗配置采用方案一，同时邵陵变增加160Mvar低抗2. 电力系统一次推荐方案电气计算容性无功计算 根据计算结果可知：孝感变本期工程需新增1组60Mvar低压电容器。由于孝感变每台主变仅有4组无功设备位置，本工程建设前已无预留位置，因此，考虑新增1组60Mvar低压电容器利用2主变位置，接至1主变低压侧。 邵陵

21、变本期工程不需新增低压电容器。 2. 电力系统一次推荐方案电气计算无功配置结论 孝感变邵陵变高压并联电抗器：1120Mvar低压并联电容器：160Mvar高压并联电抗器：无低压并联电抗器：160Mvar2. 电力系统一次推荐方案电气计算调相调压计算 根据计算：在各种运行方式下投入适当容量的低压电抗器及低压电容器，孝感变及邵陵变的母线运行电压均可满足电压质量标准，前述无功配置的结论是合理的。 2. 电力系统一次推荐方案电气计算短路电流计算44.347.7500玉贤341.244.9500汉口243.650.8500孝感1湖北500kV电网5255.8500平顶山434.438.6500邵陵327

22、.430500驻马店225.528.3500信阳1河南500kV电网单相三相短路电流（kA）电压等级（kV）短路点序 号2015年鄂豫联网线相关变电所短路电流结果表2. 电力系统一次推荐方案电气计算过电压计算 （1）根据工频过电压计算结果，两种高抗配置方案下工频过电压均满足要求，小电抗最大过电压为0.29p.u.。 （2）从限制非全相工频谐振过电压角度看，小电抗不允许退出。 （3）根据计算，孝感驻马店沿线最大2%过电压已达到了1.94p.u.，因此，建议孝感驻马店II回线路两侧断路器均安装合闸电阻。 （4）结合信阳变投产考虑，建议小电抗值选为800，两方案的最大潜供电流为19.4A，最大恢复电

23、压为55.3kV，可采用单相快速重合闸 2. 电力系统一次输变电建设规模及进度 孝感变扩建规模高压并联电抗器：1120Mvar，中性点小电抗：800 低压并联电容器：160Mvar500kV间隔： 扩建至驻马店第二回间隔1个开关遮断容量： 63kA合闸电阻： 暂考虑至驻马店第二回出线装设合闸电阻 驻马店扩建规模高、低压补偿装置：无 500kV间隔： 扩建至孝感第二回间隔1个 扩建至邵陵第二回间隔1个开关遮断容量： 63kA合闸电阻： 暂考虑至孝感第二回出线装设合闸电阻2. 电力系统一次输变电建设规模及进度 邵陵变扩建规模500kV间隔： 扩建至驻马店第二回间隔1个高压并联电抗器：无 低压并联电

24、抗器：160Mvar开关遮断容量： 63kA合闸电阻： 无2. 电力系统一次输变电建设规模及进度2. 电力系统一次输变电建设规模及进度 线路规模 本期工程建设孝感驻马店邵陵第二回500kV线路，总长约318km，导线截面按LGJ4400选择。 建设进度 本期工程建议于2007年底建成投产3. 电力系统二次3. 电力系统二次继电保护和安全自动装置 线路保护 方案一：配置一套光纤电流差动保护，一套高频距离保护。 方案二：配置一套光纤电流差动保护，一套光纤距离保护。 方案三：若线路建设OPGW光缆，则配置两套光纤电流差动保护。3. 电力系统二次继电保护和安全自动装置 断路器保护 500kV一个半断路

25、器接线方式断路器配置一套断路器保护屏，断路器保护屏包括综合重合闸装置、断路器失灵保护、三相不一致保护、死区保护，充电保护及分相操作箱等。 母线保护 孝感变电站本期不需增加母线保护，但由于本期扩建CT配置与前期不同，母线保护需做相应改造。 驻马店开关站、邵陵变新扩建单元接入现有母线保护柜备用回路。 故障测距装置 本工程孝感变、驻马店开关站、邵陵变均利用已有行波测距装置。 电网故障录波器 本工程孝感变、驻马店开关站、邵陵变均采用现有微机故障录波器记录故障信息。 3. 电力系统二次继电保护和安全自动装置并联电抗器保护 孝感变为孝感驻马店回500kV出线装设的一组高压并联电抗器配置两套主保护、后备保护

26、，另外还需装设本体保护信号转发装置。 过电压保护 对500kV孝感驻马店回，驻马店邵陵回线路，每回线路配置两套过电压保护，分别安装在两套线路保护屏内。 3. 电力系统二次继电保护和安全自动装置保护及故障录波信息子站 孝感变、驻马店开关站、邵陵变在前期工程中均已配置了保护及故障录波信息子站，因此，本期扩建新上保护装置接入子站。 安全自动装置配置 鄂豫四回联络线工程需对500kV孝感变电站、白河变电站、驻马店开关站、姚孟电厂已有的安全稳定控制装置进行修改，在鸭河口电厂二期、驻马店中原燃气电厂装设切机装置，以实现当白河樊城以及白河姚孟线路过载或白河樊城双回线路故障时，切除姚孟电厂、鸭河口电厂二期、中

27、原燃气电厂机组的功能。 3. 电力系统二次继电保护和安全自动装置3. 电力系统二次调度自动化调度关系 （1）孝感变：扩建的500kV出线由华中网调调度，远动信息直接传送至华中网调，并接受华中网调的调度命令。湖北省调及湖北省超高压局对孝感变运行工况进行监视。远动信息同时传送至华中网调和湖北省调及湖北省超高压局。 （2）驻马店开关站、邵陵变：扩建的500kV出线由华中网调调度，远动信息直接传送至华中网调，并接受华中网调的调度命令。河南省调对驻马店开关站、邵陵变的运行工况进行监视。远动信息同时传送至华中网调和河南省调。 3. 电力系统二次调度自动化远动配置方案 由于孝感变、驻马店开关站、邵陵变均为扩

28、建变电站，远动方案与前期保持一致，本期扩建部分远动信息由新增的站控层采集单元采集，远动信息沿用原有通道传送至各调度端，采用调度数据网及专用通道方式。 3. 电力系统二次系统通信光缆建设方案 新建孝感变驻马店变邵陵变回OPGW光缆，线路长约318km，光缆芯数为24芯；新建北部环网光纤电路，并在斗笠变和孝感变接入中部核心环网（在斗笠变、孝感变均利用中部核心环网的设备增加光口）。4. 变电所扩建及工程设想4. 变电所扩建及工程设想孝感变扩建孝感变概述 按照系统规划，500kV孝感变电所远景规模为：装设750MVA主变压器2台；500kV出线8回，220kV出线12回；每台主变压器35kV侧装设26

29、0Mvar低压电抗器和260Mvar低压电容器。 至斗笠至驻马店低抗：低容：孝感变至玉贤至汉口4. 变电所扩建及工程设想孝感变扩建扩建规模（1）扩建500kV出线间隔1个，即扩建至驻马店开关站的第二回出线间隔 （2）在驻马店出线上装设1组120Mvar高压并联电抗器及中性点小电抗 （3）在2号主变的无功补偿区域内扩建1组60Mvar的低压并联电容器，接至1号主变低压侧 （4）本期工程需将原不完整串间隔的中间断路器增加合闸电阻 （5）以上扩建相应的电气一次、电气二次、系统保护、远动、通信和土建等 汉口二驻马店二汉口一驻马店一玉贤二斗笠二斗笠一1主变玉贤一2主变第1串第2串第3串第4串第5串4. 变电所扩建及工程设想孝感变扩建远期本期已有北4. 变电所扩建及工程设想驻马店扩建驻马店概述 按照系统规划，500kV驻马店变远景规模为：装设750MVA主变压器2台；不堵死扩建可能，500kV出线8回，220kV出线12回；每台主变压器35kV侧装设360Mvar低压电抗器和260Mvar低压电容器。 至驻马店燃机至邵陵驻马店至孝感4. 变电所扩建及工程设想驻马店扩建扩建规模（1）扩建500kV出线间隔2个，即扩建至孝感变及邵陵变第二回出线间隔 （2）以上扩建相应的电气一次、电气二次、系统保护、远动、通信和土建等 邵陵二备用邵陵一备用孝感二驻马店燃气1主变2主变第5串第