110KV电网线路保护设计

《电力系统继电保护原理》课程设计110KV电网线路保护设计一、原始资料1、110KV电网接线示意图如下:2、电网参数说明(所有元件的电阻都忽略不计，并近似地取负序电抗X2=X1)线路：已知：L]=45KM,L2=50KM,L3=35KM,L4=60KM，线路阻抗按每公里0.4Q计算，线路零序阻抗按3倍正序阻抗计算。变压器：T]、T2、T7额定容量均为31.5MVA，T3、T4、T5、T6额定容量均为15MVA，所有变压器均为YN，dll接法，Uk=10.5%；110/6.6KV,中性点接地方式按一般原则确定。发电机(均为汽轮发电机)：G1，G2，G3，G4额定容量均为12MW，G5额定容量为25MW，所有发电机额定电压均为6.3KV，功率因素均为0.8。其他：所有变压器和母线均配置差动保护，负荷侧后备保护tdz=1.5s，负荷自起动系数kzq=1.3二、设计内容Z勺1、建立电力系统设备参数表2、绘制电力系统各相序阻抗图3、确定保护整定计算所需的系统运行方式和变压器中性点接地方式4、进行电力系统中潮流及各点的短路计算.5、进行继电保护整定计算三、设计成果说明书一份(含短路电流计算、整定计算、校验及保护配置图)四、参考文献1、电力工程设计手册(上、下)2、电力系统继电保护设计原理，水利电力出版社，吕继绍3、电力系统继电保护及安全自动整定计算4、有关教材引言电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段：继电保护的萌芽期、晶体管继电保护、集成运算放大器的集成电路保护和计算机继电保护。继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。电力系统中电气元件的正常工作遭到破坏，但没有发生故障，这种情况属于不正常运行状态；故障和不正常运行状态，都可能在电力系统中引起事故的发生。而在电力系统的运行中最常见也是最危险的故障是发生各种形式的各种短路。发生短路时可能会产生以下后果：电力系统电压大幅度下降，广大用户负荷的正常工作遭到破坏。故障处有很大的短路电流，产生的电弧会烧坏电气设备。电气设备中流过强大的电流产生的发热和电动力，使设备的寿命减少，甚至遭到破坏。破坏发电机的并列运行的稳定性，引起电力系统震荡甚至使整个系统失去稳定而解列瓦解。不正常情况有过负荷、过电压、电力系统振荡等.电气设备的过负荷会发生发热现象，会使绝缘材料加速老化，影响寿命，容易引起短路故障。因此在电力系统中要求采取各种措施消除或减少发生事故的可能性，一旦发生故障，必须迅速而有选择性的切除故障，且切除故障的时间常常要求在很短的时间内(十分之几或百分之几秒)。实践证明只有在每个元件上装设保护装置才有可能完成这个要求，而这种装置在目前使用的大多数是由单个继电器或继电器及其附属设备的组合构成的，因此称为继电保护装置，它能够反应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生告警信号。继电保护的任务就是在系统运行过程中发生故障(三相短路、两相短路、单相接地等)和出现不正常现象时(过负荷、过电压、低电压、低周波、瓦斯、超温、控制与测量回路断线等)，能够自动、迅速、有选择性且可靠的发出跳闸命令将故障切除或发出各种相应信号，从而减少故障和不正常现象所造成的停电范围和电气设备的损坏程度，保证电力系统安全稳定的运行。本次的课程设计是针对电力系统110KV电网(环网)线路继电保护的设计，涉及的内容比较广泛，几乎综合了大学期间本专业所学的所有相关课程，既然是继电保护，精品文档，知识共享1就必然涉及到了强电与弱电的相互配合，故也串行了电子、通信、自动化等相关专业的知识。正因为其涉及的知识面广，故对于即将毕业的我们是一次很好的实习机会，也是一次培养对知识的综合运用的机会，更是一种挑战。通过本次设计可以树立工程观点，加强基本理论的理解和工程设计基本技能的训练，了解继电保护在电力系统中的特点和作用，掌握电网继电保护的设计方法，并在分析、计算和解决实际工程能力等方面得到训练，为今后从事电气设计、运行管理和科研工作，奠定必要的理论基础。本设计是对电力系统110KV电网线路进行继电保护初步设计，首先对继电保护的现状、发展和趋势以及继电保护在电力系统中的作用作了简要的介绍；然后详细介绍了运行方式的选择，变压器中性点的接地方式，短路电流的计算，电流保护、差动保护和距离保护等多种线路保护的具体整定方法及计算，并对输电网络做了较详细的分析；最后介绍了电网线路的自动重合闸装置的配置原则。摘要：中国的电力工业作为国家最重要的能源工业，一直处于优先发展的地位，电力企业的发展也是令人瞩目的。电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，也使得继电保护得以飞速的发展。继电保护装置必须具备继电保护的“四性”要求，即安全性，可靠性，迅速性，灵敏性。继电保护能够在系统运行过程中发生故障和出现不正常现象时，迅速有选择性发出跳闸命令将故障切除或发出报警，从而减少故障造成的停电范围和电气设备的损坏程度，保证电力系统稳定运行。本设计以某地区110KV电网（环网）线路为例，通过对其等值电路的正（负）序和零序网络计算，详细说明了短路电流保护、距离保护和零序保护的具体整定计算方法；并简要介绍了110KV继电保护线路保护的配置方法。关键词：110KV电网、电流保护、距离保护、零序保护1.继电保护简述1.1我国继电保护发展现状电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断地注入了新的活力，因此，继电保护技术得天独厚，在40余年的时间里完成了发展的4个历史阶段。建国后，我国继电保护学科、继电保护设计、继电器制造工业和继电保护技术队伍从无到有，在大约10年的时间里走过了先进国家半个世纪走过的道路。50年代，我国工程技术人员创造性地吸收、消化、掌握了国外先进的继电保护设备性能和运行技术，建成了一支具有深厚继电保护理论造诣和丰富运行经验的继电保护技术队伍，对全国继电保护技术队伍的建立和成长起了指导作用。阿城继电器厂引进消化了当时国外先进的继电器制造技术，建立了我国自己的继电器制造业。因而在60年代中我国已建成了继电保护研究、设计、制造、运行和教学的完整体系。这是机电式继电保护繁荣的时代，为我国继电保护技术的发展奠定了坚实基础。自50年代末，晶体管继电保护已在开始研究。60年代中到80年代中是晶体管继电保护蓬勃发展和广泛采用的时代。其中天津大学与南京电力自动化设备厂合作研究的500kV晶体管方向高频保护和南京电力自动化研究院研制的晶体管高频闭锁距离保护，运行于葛洲坝500kV线路上，结束了500kV线路保护完全依靠从国外进口的时代。在此期间，从70年代中，基于集成运算放大器的集成电路保护已开始研究。到80年代末集成电路保护已形成完整系列，逐渐取代晶体管保护。到90年代初集成电路保护的研制、生产、应用仍处于主导地位，这是集成电路保护时代。在这方面南京电力自动化研究院研制的集成电路工频变化量方向高频保护起了重要作用，天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的集成电路相电压补偿式方向高频保护也在多条220kV和500kV线路上运行。我国从70年代末即已开始了计算机继电保护的研究，高等院校和科研院所起着先导的作用。华中理工大学、东南大学、华北电力学院、西安交通大学、天津大学、精品文档，知识共享1上海交通大学、重庆大学和南京电力自动化研究院都相继研制了不同原理、不同型式的微机保护装置。1984年原华北电力学院研制的输电线路微机保护装置首先通过鉴定，并在系统中获得应用，揭开了我国继电保护发展史上新的一页，为微机保护的推广开辟了道路。在主设备保护方面，东南大学和华中理工大学研制的发电机失磁保护、发电机保护和发电机?变压器组保护也相继于1989、1994年通过鉴定，投入运行。南京电力自动化研究院研制的微机线路保护装置也于1991年通过鉴定。天津大学与南京电力自动化设备厂合作研制的微机相电压补偿式方向高频保护，西安交通大学与许昌继电器厂合作研制的正序故障分量方向高频保护也相继于1993、1996年通过鉴定。至此，不同原理、不同机型的微机线路和主设备保护各具特色，为电力系统提供了一批新一代性能优良、功能齐全、工作可靠的继电保护装置。随着微机保护装置的研究，在微机保护软件、算法等方面也取得了很多理论成果。可以说从90年代开始我国继电保护技术已进入了微机保护的时代。1.2继电保护按保护分类（1）电流速断保护：故障电流超过保护整定值无时限（整定时间为零）立即发出跳闸命令。（2）电流延时速断保护：故障电流超过速断保护整定值时，带一定延时后发出跳闸命令。（3）过电流保护：故障电流超过过流保护整定值，故障出现时间超过保护整定时间后发出跳闸命令。（4）过电压保护：故障电压超过保护整定值时，发出跳闸命令或过电压信号。（5）低电压保护：故障电压低于保护整定值时，发出跳闸命令或低电压信号。（6）低周波减载：当电网频率低于整定值时，有选择性跳开规定好的不重要负荷。（7）单相接地保护：当一相发生接地后对于接地系统，发出跳闸命令，对于中性点不接地系统，发出接地报警信号。（8）差动保护：当流过变压器、中性点线路或电动机绕组，线路两端电流之差变化超过整定值时，发出跳闸命令称为纵差动保护，两条并列运行的线路或两个绕组之间电流差变化超过整定值时，发出跳闸命令称横差动保护。（9）距离保护：根据故障点到保护安装处的距离（阻抗）发出跳闸命令称为距离保护。（10）方向保护：根据故障电流的方向，有选择性的发出跳闸命令称为方向保护。（11）高频保护：利用弱电高频信号传递故障信号来进行选择性跳闸的保护称为高频保护。（12）过负荷：运行电流超过过负荷整定值（一般按最大负荷或设备额定功率来整定）时，发出过负荷信号。（13）瓦斯保护：对于油浸变压器，当变压器内部发生匝间短路出现电气火花，变压器油被击穿出现瓦斯气体冲击安装在油枕通道管中的瓦斯继电器，故障严重，瓦斯气体多，冲击力大，重瓦斯动作于跳闸，故障不严重，瓦斯气体少，冲击力小，轻瓦斯动作于信号。（14）温度保护：变压器、电动机或发电机过负荷或内部短路故障，出现设备本体温度升高，超过整定值发出跳闸命令或超温报警信号。（15）主保护：满足电力系统稳定和设备安全要求，出现故障后能以最快速度有选择性的切除被保护设备或线路的保护。（16）后备保护：主保护或断路器拒动时，用来切除除故障的保护。主保护拒动，本电力系统或线路的另一套保护发出跳闸命令的为近后备保护。当主保护或断路器拒动由相邻（上一级）电力设备或线路的保护来切除故障的后备保护为远后备保护。（17）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检修退出时而增加的简单保护。（18）互感器二次线路断线报警：电流互感器或电压互感器二次侧断线会引起保护误动作，所以在其发生断线后应发出断线信号。（19）跳闸回路断线：断路器跳闸回路断线后，继电保护发出跳闸命令断路器也不能跳开，所以跳闸回路断线时应发出报警信号。（20）自动重合闸：对于一些瞬时性故障（雷击、架空线闪路等）故障迅速切除后，不会发生永久性故障，此时再进行合闸，可以继续保证供电。继电保护发出跳闸命令断路器跳开后马上再发出合闸命令，称为重合闸。重合闸一次后不允许再重合的称为一次重合闸，允许再重合一次的称为二次重合闸（一般很少使用）。有了重合闸功能之后，在发生故障后，继电保护先不考虑保护整定时间，马上进行跳闸，跳闸后，再进行重合闸，重合后故障不能切除，然后再根据继电保护整定时间进行跳闸，此种重合闸为前加速重合闸。发生事故后继电保护先根据保护整定时间进行保护跳闸，然后进行重合闸，重合闸不成功无延时迅速发出跳闸命令，此种重合闸称为后加速重合闸。（21）备用电源互投：两路或多路电源进线供电时，当一路断电，其供电负荷可由其精品文档，知识共享1它电源供电，也就是要进行电源切换，人工进行切换的称为手动互投。自动进行切换的称为自动互投。互投有利用母联断路器进行互投的（用于多路电源进行同时运行）和进线电源互投（一路电源为主供，其它路电源为热备用）等多种形式。对于不允供电电源并列运行的还应加互投闭锁。（22）同期并列与解列：对于多电源供电的变电站或发电厂要联网或上网时必须满足同期并列条件后才能并网或上网，并网或上网有手动与自动两种1.3继电保护的组成1.3.1组成成套保护装置要包括一些基本功能元件才能完成继电保护的任务，这些功能元件可以是一种继电器、一块电路板，也可以是其他电子部件，但都要完成一些基本功能。（1）信号采集或信号转换功能它要把电力系统的运行状态及时和真实地反映给保护装置。因为电力系统的一次侧的电压很高在完成信号转换时要把电压降到保护装置能接受的电压，额定电压定为100V，也要把一次侧的电流降下来，额定电流为5A或1A。这种降下来的电压和电流称为二次电压和二次电流。完成这种功能的元件是电压互感器和电流互感器（PT、CT）。（2）启动测量元件它的功能是对电力系统运行状态的测定直接接在PT、CT的次级，只有在故障和不正常状态时才启动，一般是电流值突然增大或电压值突然下降。这种电流增大电压降低在事先定好一个水平或叫阀值，超过这个阀值才启动。这里讲的事先定好术语叫整定。按照电流电压值变化而启动的元件用的很普遍，较复杂的保护有用功率、相角、阻抗、相序变化（包括正序、负序、零序电流和电压变化）而启动的，也有用高频信号远方启动的。（3）判断逻辑元件它的功能是把启动测量元件送来的信号经过逻辑判断以检出是否故障或异常运行状态，得出是否行使保护职责的结论。完成逻辑判断功能的元件在机电式和整流式保护中可以由一些中间继电器、电码继电器和时间继电器按照一定的接线方案组成。在晶体管和集成电路保护中则是由一些电子线路组成的功能插板完成。在微处理机保护中则是用软件系统的智能程序来完成。（4）出口元件它接受逻辑判断元件信号，发出出口指令，指令可以是声光显示信号叫值班人员精品文档，知识共享1前来处理，也可以是跳闸信号使断路器切除故障，使断路器跳闸的电流必须足够大。（5）断路器这是接在电力线上的一次设备，它动作了就把电力线切断，从而完成了对故障的切除。断路器的跳闸线圈是由继电保护装置控制着，断路器还有一个合闸线圈，除可以手动合闸外，还可以由重合闸装置进行重合闸。1.3.2保护装置的分类从发电机开始的整个电力系统可以分成几个区段，它们的技术特性和运行规程是不一样的，为了适应它的特性，我们把继电保护也分成相应的几个部分。（1）原件保护它是保护发电机（包括定子、转子和励磁）和变压器的保护装置。（2）保护母线。母线是很多进出线的公共连接点，起着汇总和分配电能的作用。300〜500KV母线需设专用母线保护。（3）线路保护保护输电线路的保护装置。（4）配电保护根据用电设备的不同采用各种不同的保护。1.4继电保护装置及其任务为防止电力系统中发生事故一般采取如下对策：（1）改进设计制造，加强维护检修，提高运行水平和工作质量。采取各项积极措施消除或者减少发生故障的可能性。（2）一旦发生故障，迅速而有选择地切除故障元件，保证无故障部分正常运行。继电保护装置，就是指反应电力系统中电器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生信号的一种自动装置。它的基本任务是：（1）发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障元件（设备）从电力系统中切除，使非故障部分继续运行。（2）对不正常运行状态，为保证选择性，一般要求保护经过一定的延时，并根据运行维护条件（如有无经常值班人员），而动作于发出信号（减负荷或跳闸），且能与自动重合闸相配合。1.5对继电保护的基本要求继电保护根据电力系统的要求，对于直接作用于断路器跳闸的保护装置，有以下几个基本要求：1、选择性电力系统发生故障时，继电保护的动作应具有选择性，它仅切除故障部分，不影响非故障部分的继续运行，保证最大范围的供电，尽量缩小停电范围。2、快速性电力系统由于其实时性的特点，当发生故障时要求继电保护装置尽快动作，切除故障，这样可以①系统电压恢复快，减少对广大用户的影响②电气设备的损坏程度降低③防止故障进一步扩大④有利于闪络处绝缘强度的恢复，提高了自动重合闸的成功率。一般主保护的动作时间在1〜2s以内，后备保护根据其特点，动作时间相应增加。3、灵敏性继电保护装置反映故障的能力称为灵敏性，灵敏度高，说明继电保护装置反映故障的能力强，可以加速保护的起动。4、可靠性根据继电保护的任务和保护范围，如果某一保护装置应该动作而未动作则称为拒动；如果电力系统在正常运行状态或故障不在保护范围内，保护装置不应动作而动作了则称为误动。继电保护的拒动和误动将影响装置的可靠性，可靠性不高，将严重破坏电力系统的安全稳定运行。装置的原理、接线方式、构成条件等方面都直接决定了保护装置的可靠性，因此现在的保护装置在选用时尽量采用原理简单、运行经验丰富、装置可靠性高的保护。1.6继电保护发展前景继电保护技术未来趋势是向计算机化，网络化，智能化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展。1.6.1计算机化随着计算机硬件的迅猛发展，微机保护硬件也在不断发展。原华北电力学院研制的微机线路保护硬件已经历了3个发展阶段：从8位单CPU结构的微机保护问世，不到5年时间就发展到多CPU结构，后又发展到总线不出模块的大模块结构，性能大大提高，得到了广泛应用。华中理工大学研制的微机保护也是从8位CPU，发展到以工控机核心部分为基础的32位微机保护。南京电力自动化研究院一开始就研制了16位CPU为基础的微机线路保护，已得到大精品文档，知识共享1面积推广，目前也在研究32位保护硬件系统。东南大学研制的微机主设备保护的硬件也经过了多次改进和提高。天津大学一开始即研制以16位多CPU为基础的微机线路保护，1988年即开始研究以32位数字信号处理器（DSP）为基础的保护、控制、测量一体化微机装置，目前已与珠海晋电自动化设备公司合作研制成一种功能齐全的32位大模块，一个模块就是一个小型计算机。采用32位微机芯片并非只着眼于精度，因为精度受A/D转换器分辨率的限制，超过16位时在转换速度和成本方面都是难以接受的；更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度，很高的工作频率和计算速度，很大的寻址空间，丰富的指令系统和较多的输入输出口。CPU的寄存器、数据总线、地址总线都是32位的，具有存储器管理功能、存储器保护功能和任务转换功能，并将高速缓存（Cache）和浮点数部件都集成在CPU内。电力系统对微机保护的要求不断提高，除了保护的基本功能外，还应具有大容量故障信息和数据的长期存放空间，快速的数据处理功能，强大的通信能力，与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力，高级语言编程等。这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。在计算机保护发展初期，曾设想过用一台小型计算机作成继电保护装置。由于当时小型机体积大、成本高、可靠性差，这个设想是不现实的。现在，同微机保护装置大小相似的工控机的功能、速度、存储容量大大超过了当年的小型机，因此，用成套工控机作成继电保护的时机已经成熟，这将是微机保护的发展方向之一。天津大学已研制成用同微机保护装置结构完全相同的一种工控机加以改造作成的继电保护装置。这种装置的优点有：（1）具有486PC机的全部功能，能满足对当前和未来微机保护的各种功能要求。（2）尺寸和结构与目前的微机保护装置相似，工艺精良、防震、防过热、防电磁干扰能力强，可运行于非常恶劣的工作环境，成本可接受。（3）采用STD总线或PC总线，硬件模块化，对于不同的保护可任意选用不同模块，配置灵活、容易扩展。继电保护装置的微机化、计算机化是不可逆转的发展趋势。但对如何更好地满足电力系统要求，如何进一步提高继电保护的可靠性，如何取得更大的经济效益和社会效益，尚须进行具体深入的研究。1.6.2网络化计算机网络作为信息和数据通信工具已成为信息时代的技术支柱，使人类生产和社会生活的面貌发生了根本变化。它深刻影响着各个工业领域，也为各个工业领域精品文档，知识共享1提供了强有力的通信手段。到目前为止，除了差动保护和纵联保护外，所有继电保护装置都只能反应保护安装处的电气量。继电保护的作用也只限于切除故障元件，缩小事故影响范围。这主要是由于缺乏强有力的数据通信手段。国外早已提出过系统保护的概念，这在当时主要指安全自动装置。因继电保护的作用不只限于切除故障元件和限制事故影响范围（这是首要任务），还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的运行和故障信息的数据，各个保护单元与重合闸装置在分析这些信息和数据的基础上协调动作，确保系统的安全稳定运行。显然，实现这种系统保护的基本条件是将全系统各主要设备的保护装置用计算机网络联接起来，亦即实现微机保护装置的网络化。这在当前的技术条件下是完全可能的。对于一般的非系统保护，实现保护装置的计算机联网也有很大的好处。继电保护装置能够得到的系统故障信息愈多，则对故障性质、故障位置的判断和故障距离的检测愈准确。对自适应保护原理的研究已经过很长的时间，也取得了一定的成果，但要真正实现保护对系统运行方式和故障状态的自适应，必须获得更多的系统运行和故障信息，只有实现保护的计算机网络化，才能做到这一点。对于某些保护装置实现计算机联网，也能提高保护的可靠性。天津大学1993年针对未来三峡水电站500kV超高压多回路母线提出了一种分布式母线保护的原理，初步研制成功了这种装置。其原理是将传统的集中式母线保护分散成若十个（与被保护母线的回路数相同）母线保护单元，分散装设在各回路保护屏上，各保护单元用计算机网络联接起来，每个保护单元只输入本回路的电流量，将其转换成数字量后，通过计算机网络传送给其它所有回路的保护单元，各保护单元根据本回路的电流量和从计算机网络上获得的其它所有回路的电流量，进行母线差动保护的计算，如果计算结果证明是母线内部故障则只跳开本回路断路器，将故障的母线隔离。在母线区外故障时，各保护单元都计算为外部故障均不动作。这种用计算机网络实现的分布式母线保护原理，比传统的集中式母线保护原理有较高的可靠性。因为如果一个保护单元受到干扰或计算错误而误动时，只能错误地跳开本回路，不会造成使母线整个被切除的恶性事故，这对于象三峡电站具有超高压母线的系统枢纽非常重要。由上述可知，微机保护装置网络化可大大提高保护性能和可靠性，这是微机保护发展的必然趋势。1.6.3保护、控制、测量、数据通信一体化在实现继电保护的计算机化和网络化的条件下，保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机，是整个电力系统计算机网络上的一个智能终端。它可从网上获取电力系统运行和故障的任何信息和数据，也可将它所获得的被保护元件的任何信息和数据传送给网络控制中心或任一终端。因此，每个微机保护装置不但可完成继电保护功能，而且在无故障正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信功能，亦即实现保护、控制、测量、数据通信一体化。目前，为了测量、保护和控制的需要，室外变电站的所有设备，如变压器、线路等的二次电压、电流都必须用控制电缆引到主控室。所敷设的大量控制电缆不但要大量投资，而且使二次回路非常复杂。但是如果将上述的保护、控制、测量、数据通信一体化的计算机装置，就地安装在室外变电站的被保护设备旁，将被保护设备的电压、电流量在此装置内转换成数字量后，通过计算机网络送到主控室，则可免除大量的控制电缆。如果用光纤作为网络的传输介质，还可免除电磁干扰。现在光电流互感器(OTA)和光电压互感器(OTV)已在研究试验阶段，将来必然在电力系统中得到应用。在采用OTA和OTV的情况下，保护装置应放在距OTA和OTV最近的地方，亦即应放在被保护设备附近。OTA和OTV的光信号输入到此一体化装置中并转换成电信号后，一方面用作保护的计算判断；另一方面作为测量量，通过网络送到主控室。从主控室通过网络可将对被保护设备的操作控制命令送到此一体化装置，由此一体化装置执行断路器的操作。1992年天津大学提出了保护、控制、测量、通信一体化问题，并研制了以TMS320C25数字信号处理器(DSP)为基础的一个保护、控制、测量、数据通信一体化装置。1.6.4智能化近年来，人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用，在继电保护领域应用的研究也已开始。神经网络是一种非线性映射的方法，很多难以列出方程式或难以求解的复杂的非线性问题，应用神经网络方法则可迎刃而解。例如在输电线两侧系统电势角度摆开情况下发生经过渡电阻的短路就是一非线性问题，距离保护很难正确作出故障位置的判别，从而造成误动或拒动；如果用神经网络方法，经过大量故障样本的训练，只要样本集中充分考虑了各种情况，则在发生任何故障时都可正确判别。其它如遗传算法、进化规划等也都有其独特的求解复杂问题的能力。将这些人工智能方法适当结合可使求解速度更快。精品文档，知识共享1天津大学从1996年起进行神经网络式继电保护的研究，已取得初步成果。可以预见，人工智能技术在继电保护领域必会得到应用，以解决用常规方法难以解决的问题。2系统与网络原始资料分析2.1原始资料2.1.1电网接线示意图电力系统110KV电网线路接线图图2.1（环网）2.1.2电网参数说明（1）线路：AC长度为40KM、CD长度为2*18KM、AB长度为25KM、BD长度为20KM；均为LGJ-210导线。已知：X1=X2=0.4Q/KM，X0=3X1（2）变电站A、B、C、D中的变压器参数：T1、T2均为90MVA，U=10.5%；T3、T4K均为60MVA，U=10.5%；T5、T6为20MVA，U=10.5%；T7、T8均为31.5MVA，U=10.5%；KKK（3）变压器均为Y0，D11接法，中性点接地方式按一般原则确定。电力系统110KV电网线路接线图图2.1（环网）（4）发电机参数（均为汽轮发电机）：表2.1发电机参数发电厂电厂总容量（MVA）每台机额定容量MVA额定电压（KV）额定功率因数正（负）电抗（标么值）最大最小A12562.54*31.2510.50.80.130.13B12562.52*62.510.50.80.13470.1347（5）开机情况运行方式开机情况说明第一种方式所有机组满发S总=200MW最大开机第二种方式A、B厂各停一台主变S总=100MW最小开机表2.2开机情况（6）其他变电站降压变压器差动保护动作时限为0秒，过流保护为1秒。2.2原始资料分析2.2.1元件参数计算基准电压Ub取115KV，基准功率SB取100MVA；并将计算结果记录于表2.2中。①发电机参数计算发电厂AG1，G2，G3，G4：1102X^=XG2=Xg3=Xg4=0.13x----=49.940X=X=X=X=0.13x划=0.413G1*G2*G3*G4*31.-发电厂BG5，G6：1102Xg5=Xg6=0.1347x62-=26.077920X=X=0.1347x甄=0.216G5*G6*62.5②变压器参数计算T1,T2：X=X=MXV=些X尝T1T2100SN10090Xt1*=XT2*=0.105X1900=0.117=15.4290T3,T4：X=X=笔xV2=蛭x尝T3T4100Sn10060X]3*=XT4*=0.105X1-00=0.175=23.140T5,T6：X=X=箜X堤=些X尝=69.430T5T6100Sn10020XT5*=XT6*=0.105X票=0.525T7,T8：XT7*=X=笔XV2=些XM=44.080T8100SN10031.5=X=0.105x些=0.333T8*31.5③线路参数计算XAB线路AB：XAB*=25x0.4=100X/=40X0.4=160=10x甄=0.07561152线路AC：“100Xq=16x115-=0.121X=20x0.4=80

线路BD：XBD=8x些=0.06TOC\o"1-5"\h\zBD*1152X=18X0.4=7.20线路CD：100X=7.2x=0.054CD*1152表2.2电力系统110kv电网（环网）线路设备参数表正序阻抗（有名值，）正序阻抗（标幺值）负序阻抗（标幺值）零序阻抗（标幺值）LAB100.07560.07560.2268LAC160.1210.1210.363LBD80.060.060.18LCD7.20.0540.0540.162G1-G450.3360.4160.41626.0780.2160.216T1-T215.4290.1170.117T3-T423.140.1750.175T3-T669.430.5250.525T7-T844.080.3330.3332.2.2继电保护方案的选择规定根据《DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程技术规程》中规定如下：2.4.2.4对于环形网络中的线路，为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方法，对于不宜解列的线路，可参照第2.4.2.2条的规定：可装设带方向或不带方向的电流速断保护和过电流保护。对下列线路，当本条a项规定的保护不符合选择性，灵敏性和速动性的要求时，可采用下列保护方式：短线路，以带辅助导线的纵联保护（导引线保护）作主保护，带方向或不带方向的电流保护作后备保护。导引线保护如需敷设专用辅助导线时，其长度不宜超过1〜2km。并联的电缆线路，以横联电流差动保护作主保护，带方向或不带方向的电流保护作后备保护。2.3.8110kV及以上中性点直接接地的电力网中，如变压器的中性点直接接地运行，对外部单相接地引起的过电流，应装设零序电流保护。零序电流保护可由两段组成。2.3.8.1110kV、220kV中性点直接接地的变压器，每段可各带两个时限，并均以较短的时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器；以较长的时限动作于断开变压器各侧断路器。2.6110〜220kV中性点直接接地电力网中的线路保护110〜220kV直接接地电力网的线路，应按本节的规定装设反应相间短路和接地短路的保护。2.6.1全线速动保护应按下列原则配置：2.6.1.1符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护。根据系统稳定要求有必要时；线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般约为70%额定电压），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时;如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。2.6.2后备保护应按下列原则配置。2.6.2.1110kV线路宜采用远后备方式。2.6.3对接地短路，应按下列规定之一装设保护。2.6.3.2宜装设阶段式或反时限零序电流保护。2.6.3.3可采用接地距离保护，并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。2.6.3.4符合本规程第2.6.1条规定时，除装设全线速动保护外，还应按第2.6.3.2或第2.6.3.3条规定，装设接地后备保护。2.6.4对相间短路，应按下列规定装设保护装置。2.6.4.1单侧电源单回线路，可装设三相电流电压保护，如不能满足要求，则装设距离保护;2.6.4.2双侧电源线路宜装设距离保护；2.6.4.3正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏系数在1.2以上时，可装设电流速断保护作为辅助保护；2.6.4.4符合本规程第2.6.1条规定时，除装设全线速动保护外，还应按第2.6.4.2条或第2.6.4.3条规定，装设相间短路后备保护和辅助保护装置。2.6.5符合本规程第2.6.1条的规定，需要装设全线速动保护的电缆短线路及架空短线路，可采用导引线保护或光纤通道的纵联保护作为主保护。接地和相间短路保护分别按第2.6.3条和第2.6.4条中的相应规定装设。2.6.6并列运行的平行线，宜装设横联保护。2.6.7对带分支的110〜220kV线路，可装设与不带分支时相同的保护，但应考虑下述特点，并采取必要的措施。2.6.7.1当线路有分支时，线路侧保护对线路分支上的故障，应首先满足速动性，对分支变压器故障，允许跳线路侧断路器。2.6.7.2分支线路上，无论采用何种电力载波纵联保护，均应按下列规定执行：不论分支侧有无电源，当纵联保护能躲开分支变压器的低压侧故障，并对线路及其分支上故障有足够灵敏性时，可不在分支侧另设纵联保护，但应装设高频阻波器。当不符合上述要求时，在分支侧可装设低压侧故障的高频闭锁发信装置。当分支侧有电源且须在分支侧快速切除线路故障时，宜在分支侧装设纵联保护；用于带分支线路的纵联保护，在外部故障时，不应由于分支侧负荷电流的影响，或各侧流过的故障电流不相等而误动作。必要时，还应采取措施防止高频信号由于差拍而引起误动作；母线差动保护动作后，不应停发高频闭锁信号，以免线路对侧跳闸，使分支线与系统解列。2.6.7.3对并列运行的平行线上的平行分支，如有两台变压器，宜将变压器分接于每一分支上。且高、低压侧都不宜并列运行。当低压侧分开运行时，线路侧横联差动保护的起动元件，应按躲开变压器低压侧故障整定。当低压侧并列运行时，不论分支侧是否有电源，宜装设包括变压器在内的横联差动方向保护。2.6.7.4如分支变压器低压侧有电源，还应对高压侧线路故障装设保护装置，并可采用下列保护方式：方向电流保护或距离保护。零序电流或零序电压保护分别用于中性点接地或不接地的分支变压器。电压保护当分支侧为小电源时采用。电力线载波纵联保护按第2.6.7.2条规定执行。有解列点的小电源侧按无电源处理，不装设保护。当分支变压器低压侧无电源，但线路采用单相重合闸时，对高压侧线路故障，宜采用简单的零序电流或零序电压保护。2.6.8电力线载波纵联保护通道，应按以下原则设计：当线路上只装设一套载波纵联保护时，载波保护宜采用完全独立的载波通道。线路上配置二套载波纵联保护时，另一套载波保护可与通信复用一个通道。2.6.9对各类双断路器接线方式的线路，其保护宜按线路为单元装设，重合闸装置及失灵保护等宜按断路器为单元装设。2.6.10电缆线路或电缆架空混合线路，应装设过负荷保护。保护宜动作于信号，必要时可动作于跳闸。2.2.3继电保护方案的确定由电网接线示意图可知，该网络是一个环形网络。根据规定、各种保护的特点和应用范围最终选择距离保护作主保护，零序电流方向保护作接地保护。3系统运行方式和变压器中性点接地方式的确定3.1发电机、变压器运行变化限度的选择原则一个发电厂有两台机组时，一般应考虑全停方式，即一台机组在检修中另一台机组又出现故障；当有三台以上机组时，则应选择其中两台容量较大机组同时停用的方式。一个厂、站的母线上无论接有几台变压器，一般应考虑其中最大的一台停用。因变压器运行可靠性较高，检修与故障出现的几率很小。但对于发电机变压器组来说，应服从发电机的投停变化。3.2中性点直接接地系统中变压器中性点接地的选择原则发电厂及变电所低压侧有电源的变压器，中性点均应接地运行，以防出现不接地系统的工频过电压状态。如事前确定不能接地运行，则应采取其他防止工频过电压的措施。自耦型和有绝缘要求的其他型变压器，其中性点必须接地运行。上的变压器，以不接地运行为宜。当T接变压器低压侧有源时，则应采取防止工频过电压的措施。过电压，在操作时应临时将变压器中性点接地，操作完毕后再断开。这种情况不按接地运行考虑。所以本次设计中，所有变压器均应中性点接地。3.3线路运行变化限度的选择母线上有多条线路，一般应考虑一条线路检修，另一条线路又遇故障的方式。双回线一般不考虑同时停用。相隔一个厂、站的线路必要时，可考虑与上述(1)的条件重叠。3.4流过线路的最大、最小短路电流计算方式的选择A.相间保护对单侧电源的辐射形网络，流过保护的最大短路电流出现在最大运行方式下，即选择所有机组、变压器、线路全部投入运行的方式。而最小短路电流，则出现在最小运行方式下。对于双侧电源的网络，一般(当取Z1=Z2时)与对侧电源的运行变化无关，可按单侧电源的方法选择。对于环状网络中的线路，流过保护的最大短路电流应选开环运行方式，开环点应选在所整定保护线路的相邻下一级线路上。而对于最小短路电流，则应选闭环运行方式。同时，再合理地停用该保护背后的机组、变压器及线路。B.零序电流保护对于单侧电源的辐射网络，流过保护的最大零序电流与最小零序电流，其选择方法可参照（1）中所述。只是要注意变压器接线点的变化。对于双侧电源的网路及环状网路，同样参照（1）中所述。其重点也是考虑变压器接线点的变化。3.5选取流过保护最大负荷电流的方法按负荷电流整定的保护，需要考虑各种运行方式变化时出现的最大负荷电流考虑到以下的运行变化：备用电源自投引起的负荷增加;并联运行线路的减少，负荷转移;环状网路的开环运行，负荷转移;对于双侧电源的线路，当一侧电源突切除发电机，引起另一侧负荷增加。4短路电流的计算参见附录I5输电线路的接地保护5.1概述在我国，110KV及以上的电压等级的电网，均为中性点直接接地电网。在中性点直接接地电网中，发生一点接地故障即构成单相接地短路，将产生很大的故障相电流，从对称分量角度分析，则出现了很大的零序电流，故中性点直接接地电网又称大接地电流电网。在中性点直接接地电网中，线路发生接地短路故障次数中的大多数，约占80%，采用专用的零序电流保护，可以提高保护的灵敏性和快速性。因此，在中性点直接接地电网中除装设反应相间故障的保护外，还装设反应接地故障的零序保护装置。在双侧电源的中性点直接接地电网中，线路两端变压器的中性点均接地。当线路发生接地短路时，零序电流将由两侧向线路的接地故障点。这时零序过电流保护应加方向元件，才能保证动作的选择性。5.2零序过电流保护的整定参见附录II5.3零序过电流保护的评价5.3.1优点（1）结构及工作原理简单，正确动作率高。（2）在零序网络基本稳定（即中性点接地变压器的数目和位置基本不变）的条件下，保护范围比较稳定，且有连续动作的特性。（3）对近区故障可实现快速动作。（4）受故障过度电阻的影响较小。（5）保护定值不受负荷电流的影响，基本不受其它中性点不接地电网短路故障的影响。5.3.2缺点（1）在短线或复杂的环网中，速动段保护范围很小，进而使各段的性能严重恶化。（2）当电流回路断线或系统不对称运行时可能误动。6输电线路的距离保护6.1概述电流电压保护的主要优点是简单、可靠、经济，但是，随着电力工业的发展，电力系统出现了一些新的特点：容量大、电压高、距离远、负荷重、网络复杂、参数变化范围大、运行稳定性要求高等，致使它们难以满足电网对保护的要求。对于110KV及以上电压等级的复杂网，线路保护采用距离保护。所谓距离保护，就是反应故障点至保护安装处的距离，并根据距离的远近确定动作时间的一种保护装置。故障点距保护安装处越近，保护的动作时间就越短；故障点距保护安装处越远，保护的动作时间就越长，从而保证动作的选择性。测量故障点至保护安装处的距离，实际上就是用阻抗继电器测量故障点之保护安装处的阻抗。因此距离保护又叫阻抗保护。距离保护的整定参见附录III6.3距离保护的评价6.3.1优点能满足多电源复杂电网对保护动作选择性的要求；阻抗继电器是同时反应电压的降低与电流的增大而动作的，因此距离保护较电流保护有较高的灵敏度。其中I段距离保护基本不受运行方式的影响，而II、III段仍受系统运行方式变化的影响，但比电流保护要小些，保护区域和灵敏度比较稳定。6.3.2缺点不能实现全线瞬动。对双侧电源线路，将有全线的30%〜40%以第II段时限跳闸，这对稳定性有较高要求的超高压远距离输电系统来说是不能接受的；阻抗继电器本身较复杂，还增设了振荡闭锁装置，电压断线闭锁装置，因此，距离保护装置调试比较麻烦，可靠性也相对低些。7输电线路的差动保护纵联差动保护概述由于电流电压和距离保护属于单端保护，再度动作值的整定上必须与下一元件的保护相配合，才能满足动作选择性的要求。因此它就不能瞬时切除保护范围内任何地点的故障。线路纵联差动保护是利用比较被保护元件始末端电流的大小和相位的原理来构成输电线路保护的。当在被保护范围内任一点发生故障时，它都能瞬时切除故障。纵联差动保护的评价电网的纵联差动保护保护整条线路，全线速动不受过负荷及系统振荡的影响，灵敏度较高。但在输电线路上的具体应用时还存在不少问题要解决。首先不许敷设与被保护线路等长的二次辅助导线，且为了监视辅助导线是否完好，还必须装设专用的监视设备。由于纵差动保护不完全反应外部故障，故不能作下一线路（或元件）的远后备保护，还需要专用的后备保护。由于存在上述问题，所以纵差动保护多用于发电机、变压器等元件的保护，而在输电线上的应用受到限制，只有在短距离而且重要的输电线路上，当采用更简单的保护不能满足要求时，才考虑采用纵差动保护。平行线路的横联方向差动保护为了提高供电的可靠性，重要的输电线路常采用双回路线路运行的方式，在每回线路的两侧都装有断路器。当人一回路故障时，只将故障线路切除，另一回线路可继精品文档，知识共享1续供电。为此，要求保护不仅应能判断是内部故障还是外部故障，还应能判断是哪一回线路故障。横联方向差动保护能满足这样的要求。横联方向差动保护的优缺点及应用范7.4.1优点能够迅速而又选择性地切除平行线路上的故障，实现起来简单、经济，不受系统振荡的影响。7.4.2缺点存在相继动作区，当故障发生在相继动作区时，切除故障的时间增加1倍。由于采用了功率方向继电器，保护装置还存在死区。在单回线路运行时，横差保护要退出工作，为此需加装单回线运行路的主保护和后备保护。通常横联差动电流方向保护适用于66KV及以下的平行线路上。8输电线路的自动重合闸装置8.1概述8.1.1必要性和可能性在电力系统中，输电线路，特别是架空线路是最容易发生短路故障的元件。因此，设法提高输电线路供电的可靠性是非常重要的。而自动重合闸装置正是提高线路供电可靠性的有力工具。电力系统运行经验证明，架空线路的故障大多数是瞬时性故障，因此在线路断开以后，再进行一次重合闸，就有可能大大提高供电的可靠性。为了自动、迅速地将断开的线路断路器重新合闸，在电力系统中广泛采用自动重合闸装置。8.1.2基本要求（1）正常运行时，当断路器由继电保护动作或其他原因而跳闸后，自动重合闸装置均应动作，使断路器重新合上。自动重合闸动作以后，一般应能自动复归，准备好下一次动作。（2）由运行人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时，自动重合闸不应启动，不能将断路器重新合上。当手动投入断路器或自动投入断路器时，若线路上有故障，随即被继电保护将其断开时，自动重合闸不应启动，不发出重合闸脉冲。继电保护动作切除故障后，在满足故障点绝缘恢复及断路器消弧室和传动机构准备好再次动作所必须时间的条件下，自动重合闸装置应尽快发出重合闸脉冲，以缩短停电时间，减少因停电而造成的损失。在断路器跳开之后，自动重合闸一般延时0.5-ls后发出重合闸脉冲。自动重合闸装置动作次数应符合预先规定。如一次式重合闸就应该只动作一次，当重合于永久性故障而再次跳闸以后，就不应该再动作；对二次式重合闸就应该能够动作两次，当第二次重合于永久性故障而跳闸以后，它不应该再动作。重合闸装置损坏时，不应将断路器多次重合于永久性故障线路上，以避免系统多次遭受故障电流的冲击，使断路器损坏，扩大事故。自动重合闸装置应有可能在重合闸以前或重合闸以后加速继电保护的动作，以便更好地和继电保护相配合，加速故障的切除。如用控制开关手动合闸并合于永久性故障上时，也宜于采用加速继电保护动作的措施，以加速故障的切除。在双侧电源的线路上实现重合闸时，重合闸应满足同期合闸条件。当断路器处于不正常状态(例如操动机构中使用的气压、液压降低等)而不允许实现重合闸时，应将自动重合闸装置闭锁。8.2单侧电源线路的三相一次自动重合闸装置单侧电源线路广泛应用三相一次自动重合闸方式。所谓三相一次自动重合闸方式，就是不论在输电线路上单相、两相或三相短路故障时，继电保护均将线路的三相断路器一起断开，然后AAR装置起动，经预定延时将三相断路器重新一起合闸。若故障为瞬时的，则重合成功；若故障为永久性的，则继电保护再次将三相断路器一起断开，且不再重合。8.3双侧电源线路的自动重合闸在这种线路上采用自动重合闸装置时，除了应满足前述基本要求外，还必须考虑以下两点：(1)当线路发生故障时，线路两侧的保护可能以不同的时限断开两侧短路器。（2）在某些情况下，当线路发生故障，两侧断路器断开之后，线路两侧电源之间有可能失去同步。因此后合闸一侧的断路器在进行重合闸时，必须确保两电源间的同步条件，或者校验是否允许非同步重合闸。由此可见，双侧电源线路上的三相自动重合闸，应根据电网的接线方式和运行情况，采用不同的重合闸方式。国内采用的有：非同步自动重合闸；快速自动重合闸；检定线路无电压和检定同步的自动化重合闸；解列重合闸及自同步重合闸等。8.4自动重合闸与继电保护的配合自动重合闸与继电保护的适当配合，能有效地加速故障的切除，提高供电的可靠性。自动重合闸的应用在某些情况下还可以简化继电保护。自动重合闸与继电保护的配合方式，有重合闸前加速保护和重合闸后加速保护两种。重合闸前加速是，当线路上发生故障时，靠近电源侧的保护先无选择性的瞬时动作于跳闸，而后再借助自动重合闸来纠正这种非选择性动作。重合闸后加速保护是当线路故障时，先按正常的继电保护动作时限有选择性地动作于断路器跳闸，然后AAR装置动作将断路器重合，同时将过电流保护的时限解除。这样，当断路器重合于永久性故障时，电流保护将无时限地作用于断路器跳闸。实现后加速的方法是，在被保护的各条线路上都装设有选择性的保护和自动重合闸装置。8.5电源侧投检同期重合闸存在的问题及原因对双电源单回线路，当大电源侧投无压，小电源侧投同期时，现场发现:当线路故障保护起动开关跳开后，检同期重合闸，大都没有成功过，而造成小电源侧电网很快自动瓦解，扩大事故范围。当检同期重合闸断路器控制开关KK在“合闸后”位置时，KK21、KK23触点接通，当母线侧有电压时，YJ1触点接通，本侧断路器跳开后，跳闸位置继电器触点T町接通，这时检同期继电器触点只要满足同期合闸条件就会闭合，TJJ闭合后，启动时间继电器1SJ,经一个延时（如1秒）时间，即启动重合继电器合闸。当两侧电源满足下述条件:①电压的幅值差；②频率差；③相位差。检查同步继电器TJJ常闭触点即闭合。若上述三条件之一不能满足，重合闸就无法启动。同步继电器TJJ实际上反映两侧电源的电压差AU,△〃与相位（或频率）的关系△U=2Usin(?.2)=2Usin(g'・2)一般来说，当小电源与大电源解列后，小电源频率很快下降，即角频^st增大很快，国随mt的增大而增大，TJJ触点不闭合，如果过负荷达到水轮发电机过电流整定值，大约4秒时间各发电机相继跳开，小电源系统就随之相继瓦解。根据分析，可采用故障线路大电源侧线路无压重合，小电源侧检本侧母线无压重合。检母线无压重合方式优点：•简单、经济，整个改进材料只需增加一只电压继电器和少量电缆。•手动跳闸不会重合，原检同期检线路无压重合回路全部保留，根据需要可任意选用重合方式。•符合电力系统对重合闸方式的基本要求。当小电源系统瓦解时，能迅速恢复对负荷供电。尽管自动重合闸技术作为保证系统安全供电和稳定运行的重要措施之一，目前已在架空输电线上获得普遍应用，但通过以上关于电力系统自动重合闸研究现状的分析认为，自动重合闸技术还存在许多问题有待解决，为此建议如下：能在线识别故障时瞬时性还是永久性的自适应重合闸的研究，仍具有很大的吸引力，在此方面仍有许多理论和实际问题有待进一步研究和解决，而如何使目前已经成熟的识别方法尽快得到推广应用，显得更具迫切的现实意义。自动重合闸装置在电网中的运行，直接影响电力系统的安全，又直接影响大型发电机组的安全。从对系统暂稳有利来讲，有“最佳重合闸时间”；而从对轴系扭振有利来看，又存在理想的重合时刻。如何协调大电网与大机组安全运行的关系，寻求“最佳重合闸时间”和理想的重合时刻之间的统一，使得重合闸对系统暂稳和轴系扭振都只有利而无害，保系统安全与保机组安全能够两全，应该是一个很值得研究的重大问题。结束语本次继电保护课程设计是我们大学期间最后一个课程设计，本设计是针对与110KV电网在不同运行方式以及短路故障类型的情况下进行的分析计算和整定的，因此它可保护发生上述各种故障和事故时的系统网络，在设计思路中紧扣继电保护的四要求：速动性、灵敏性、可靠性以及选择性。而且本设计不仅局限于线路，对变压器和机组的保护也进行了部分观点式的阐述。由于设计资料和任务书的要求，本设计有具体的参数，理论上适合各种情况的网络，但实际上不同的数据参数有不同的情况。设计的顺利完成是在设计者本人的多方努力和周围老师、同学的提点下实现的，在设计周期内，本人为搞好设计工作，在校期间内认真学习参考各方面资料，做好笔记，总结精要，使其融汇于自己的思想概念。设计过程中由于本人的知识面单薄、认识肤浅，刚开始时遇到了很大的困难例如：概念模糊、思路不统一，不知从何下笔，从何着手。因此，在前期花了不少的时间来整理头脑中的概念。在自己理清思路，初步形成意识后，对课题便有了更深一层次的理解和体会，从而抓住了方向和要点，进行多方面的选材和总结。在列出大纲和初步完成稿件之后，为证实自己对课题理解的正确性，期间进行了多方面的查找和询问，进一步的巩固了自己的知识、开阔了视野、增张了见识，最后在指导老师的帮助和审批下，给设计划上了圆满的句号。通过这次设计，在获得知识之余，还加强了个人的单独工作能力，增张了工作阅历，得到了不少的收获和心得。在思想方面上更加成熟，个人能活和工作有着不可预计的帮助。最后还要感谢在设计过程中曾帮助过本人的老师、同学。参考文献孙国凯等.电力系统继电保护原理.北京：水利水电出版社，2002年1月何仰赞,温增银.电力系统分析（上、下）.（第三版）.武汉：华中科技大学出版社，2002年崔家佩等.电力系统继电保护及安全自动整定计算北京.中国电力出版社，1993年吕继绍.电力系统继电保护设计原理.北京：中国水利电力出版社,1986年许建安.继电保护整定计算.北京：中国水利水电出版社.2004年李佑光，林东.电力系统继电保护及新技术.北京:科学出版社.2003年李冰，赵海鸣，刘健等.继电保护运行整定中计算分支系数的快速方法［J］继电器，2004,32（1）:21-23王梅义，蒙定中，郑奎璋等.高压电网继电保护运行技术.北京：电力工业出版社.1981年熊为群，陶然.继电保护自动装置及二次回路.北京：中国电力出版社，1999年水利电力部西北电力设计院.电力工程电气设计手册（上、下）.北京:水利电力出版社，1989年附录I短路电流计算匚4/0.2E255/0.0546/0.16177/0.045IE=1.081/0.5/0.0546/0.16177/0.045耘电厂A3/0.0T5E4………-8/0.06-10/0.03<<9/0-1915E=1.0S

，发电厂EI(2)d2=1.732*0.525*0.151/[2*1.09*(0.106+0.136+0.151)]=0.16KA故I(2d2=0.115+0.16=0.275KA保护7末端短路，即F处发生短路时最大短路电流：X=(X//X+X)//(X//X+X)+X+X//X=0.401+0.106+0.181/2=0.598kG1G2T1G3G4T2L3L4L5I⑶d=0.525/0.598=0.878KA最小短路电流X2=(XG1+X「1)+(XL1+Xl2)〃XL3+XT5=1.274+0.106(0.136+0.151)/(0.106+0.136+0.151)+0.181=1.532I⑵d=1.732*0.525*(0.136+0.151)/[2*1.532*(0.106+0.136+0.151)]=0.217KA保护8同保护7。变压器T5、T6末端短路，即E处短路时X=/1〃X+XMX崟+与2+)豺X/X=0.401+0.106+0.7/2=0.857I⑶d=0.525/0.857=0.613KA最小短路电流X=(XG1+XT1)+(XL1+XLMXL3+XT52Z=1.274+(0.151+0.136)*0.106/(0.106+0.151+0.136)+0.7=2.051故I⑵d=1.732*0.525*（0.151+0.136）/[2*2.051*（0.106+0.136+0.151）]=0.162KA同理其他各保护点的计算如下：保护2第一段（本线路末端B母线短路）I（3）dmax=1.39KAI⑵dmin=0.494KA第二段1）（C母线短路）I⑶dmax=0.81KAI⑵dmin=0.285KA2）（D母线短路）I⑶dmax=0.763KAI⑵dmin=0.139KA保护3第一段（本线路末端A母线短路）I（3）dmax=0.688KAI⑵dmin=0.114KA第二段T1，T2变压器末端短路I（3）dmax=0.579KAI⑵dmin=0.406KA保护4第一段（本线路末端D母线短路）I（3）dmax=0.763KAI⑵dmin=0.091KA第二段1）（F母线短路）I（3）dmax=0.674KAI⑵dmin=0.08KA2）（E母线短路）I⑶dmax=0.506KAI⑵dmin=0.076KA保护5第一段（本线路末端B母线短路）I（3）dmax=0.808KAI⑵dmin=0.143KA第二段1）（A母线短路）I⑶dmax=0.669KAI⑵dmin=0.114KA2）（C母线短路）I⑶dmax=0.525KAI⑵dmin=0.156KA保护6第一段（本线路末端A母线短路）I（3）dmax=0.868KAI⑵dmin=0.309KA第二段1）（相邻线路变压器末端短路）I⑶dmax=0.562KAI⑵dmin=0.237KA2）（B母线短路）I⑶dmax=0.709KAI⑵dmin=0.161KA保护7和保护8第一段（本线路末端F母线短路）I（3）dmax=0.796KAI⑵dmin=0.234KA第二段（相邻线路末端短路）I（3）dmax=0.531KAI⑵dmin=0.17KA保护9保护10第一段（本线路末端D母线短路）I（3）dmax=1.287KAI⑵dmin=0.557KA第二段1）（相邻线路变压器末端短路）I⑶dmax=0.309KAI⑵dmin=0.268KA2）（A母线短路）I⑶dmax=0.434KAI⑵dmin=0.423KA对各保护已进行电流速断保护（电流I段）的整定计算各保护装置躲开下一条线路出口处的短路时的起动电流、=K'k*fT・3xL036=技47KAK'=1.3表一保护点的电流速断保护的起动电流保护1保护2保护3保护4保护5保护6保护7、8保护9、10】'dz1.3471.8070.8680.9921.0511.1281.0351.673电流速断保护的保护范围（灵敏度尺展校验对保护1进行保护范围校验X=（U/1.732）/I⑶-X=110*1.732/0.388-0.4*35=149.69QsmaxedminL1L=1/x[3*110/（2*1.347）-X:<0不满足条件min0smax由以上校验可知电流不能满足本设计中的保护的需要，所以以距离保护为主保护。附录||零序过电流保护的计算与整定当线路上采用零序电流保护对接地故障进行动作时，同样以1保护为例进行分精品文档，知识共享1析：选取最大开机方式和双回线路投入运行情况下为最大运行方式；以最小开机方式和双回线路取单回投入运行为最小运行方式各序网络图如图分析：r4/0.2625£E=1.08发电厂A图1正序阻抗简化图负序阻抗图则发电机不产生负序电势，故在正序的基础上把r4/0.2625£E=1.08发电厂A图2零序短路点设置阻抗图等效图3/0.162图3dl点短路时最大开机方式零序阻抗等效简化图图4dl点短路时最小开机方式零序阻抗等效简化图零序阻抗(选取基准功率S=100MV图4dl点短路时最小开机方式零序阻抗等效简化图零序阻抗(选取基准功率S=100MV•A，基准电压V=V)由正序网络图可得：Xff⑴=0.131QX=0.13Q取发电机的次暂态电势：E=1.081、当AC末端发生单相接地短路时ff(2)E=U(0)=1.03I'=I'=E*fa(0)fa⑴X+X+X1.732*115ff(0)ff⑴ff(2)1.03*」00=0.9474曲0.131+0.131+3*0.131<3*1152、当AC末端发生两相接地断路时，I(1,1)=I'=一Wm——*I(1,1)=——Wm——*E=0.3947KAfa(0)如⑴Xf(0)+Xf(2)f⑴Xf(0)+Xf(2)Xf(1)+Xf(2)零序电流保护整定计算：零序电流保护I段整定计算与动作时限：躲开下一条线路出口处两相接地短路可能出现的最大零序电流，即I，d1=K*31=1.3*3*0.947=3.694KAt'=0s1零序电流的II段整定和动作时限：起动电流：与6保护段整定I'、=K"*K*I'=1.2*0.575*1.3*3*0.3947=1.062KAodz1kfzodz6灵敏度校验K=，n=芝03947=1.115V1.5不满足条件。lmI1.062与保护的I段相整定，则I'、d6=K*Kf*rd10=1.2*0.5*1.3*3*0.41=0.96KA即：I=K"*K*I-=1.2*0.525*0.96=0.6624KAodz1kfzodz6效验灵敏度:K=，n=3*034=1.7875>1.5满足条件。lmI".0.6624以上是对1保护的具体分析，其它断路器的保护值见表表一零序电流保护各参量值，J参量保护数、Xff(0)Xff⑴Xff(2)E1I⑴f(a).0I(1.1)f(a).010.18Q0.09Q0.09Q1.03Q1.71KA1.35KA20.11Q0.08Q0.08Q1.04Q2.31KA2.08KA30.091Q0.089Q0.089Q1.06Q2.36KA2.35KA40.13Q0.08Q0.08Q1.03Q2.13KA1.82KA50.15Q0.12Q0.12Q1.04Q1.60KA1.48KA60.18Q0.07Q0.07Q1.02Q1.91KA1.42KA70.18Q0.07Q0.07Q1.02Q1.91KA1.42KA80.20Q0.09Q0.09Q1.05Q1.66KA1.28KA90.20Q0.09Q0.09Q1.05Q1.66KA1.28KA100.14Q0.09Q0.09Q1.04Q1.95KA1.69KA附录111距离保护的整定当线路上采用相间距离保护时，用1保护进行详细的分析计算，取最大开机方式下线路CD双回运行且根据环网供电的情况此时断开4号断路器为最大运行方式。对于最大负荷电流的计算则是按照变压器满载运行时来计算的。1距离I段整定计算：动作阻抗Z'=Z•K=16x0.85=13.6Q动作时间t'=0s2距离II段整定计算：a.动作阻抗按下列两个条件选择：

(1)与相邻线段CD的保护6的I段配合Z=K(Z+K•KZ)dzkACkfz..minCD式中取Kk=0.85,Kk=0.8.K为保护6的I段末端发生短路时对保护而言的最

小分支系数，当保护6的I段末端d点短路时，分支系数计算为：(在d短路时，即短路器4断开时，如图1所示)系统运行在最大方式时，I

=CEI

AC0.8(16+1*69.43)Kfz*min=68.344QZ"dz1图1求距离II段分支系数图(2)按躲开相邻变压器侧出口d2系统运行在最大方式时，I

=CEI

AC0.8(16+1*69.43)Kfz*min=68.344QZ"dz1图1求距离II段分支系数图此处分支系数为相邻变压器出口d2点短路时对保护1的最小分支系数K1K.=ICE=X1=0.5ACZ"=0.8(16+0.5X69.43)=40.572Q''dz..1以上计算值中较小者为II段整定值，即取Z=15.615Q''dz..1灵敏度校验K=7^=15；?15=0.976<L5不满足条件LM乙16AC所以，按照下一线路第二段配合的原则选择动作阻抗(1)与相邻线路DB的保护10的I段配合

Z=K"(Z+K'KZ)=0.8(7.2+0.85X2X8)=16.64。dz.6kCDkfz.minDB(2)按躲开相邻变压器侧出口侧短路整定，则Z=K(Z+ZZ)=0.8(7.2+2x0.5x44.083)=41.026。dz.6kCDfz.minT7取上述计算中的小者为6保护的II段整定值，Zd6=16.64。满足条件=0.8(16+0.575x16.64)=20.454。K=Z=些=2.31>1.5lmZ7.2CD满足条件=0.8(16+0.575x16.64)=20.454。所以Z=K"(Z+KZ)dz.1kACfzdz.6动作时限t''=t''+At=0.5+0.5=1s3距离山段整定计算：a.动作阻抗按躲开最小负荷阻抗来选择，若采用方向阻抗继电器（一般取中=70。）其d动作阻抗为7Zdz.1—KKKkhzqZfh.minZfh.min0.9按躲开最小负荷阻抗来选择，若采用方向阻抗继电器（一般取中=70。）其d动作阻抗为7Zdz.1—KKKkhzqZfh.minZfh.min0.9Ue.min、3I0.9xJ15x103、：3x600=99。.593max=1.2fh.Kh=1.15，K=1=中=70dIm中=cosfh10.8=36.87。。-=86.179)Z‘‘‘=dz.11.2x1.15x1xcos（70。一36.87b.灵敏度校验（1）近后备校验本线路末端短路时的灵敏度系数为=—^—=5.38>1.5满足要求16AC99.593（2）远后备校验相邻元件末端短路时的灵敏度系数为：K=1，fz.max则叭K=Z——Kdz.1Z=笠E=3.715>1.2lm远Z+KZ16+7.2相邻变压器低压侧出口d2点短路时的灵敏度系数为：满足条件K=1，fz.max则：klm远=—匕=—=1.70Z+KZ16+0.5X69.43>1.2满足条件c.动作时限:t'=t"+2At=1+2x0.5=2S表一距离保护各短路器整定值阶段数保护号r***第I段第II段第III段保护113.6Q20.454Q86.179Q时限0s1s2s保护28.5Q20.05Q172.306Q时限0s0.5s2.5s保护38.5Q37.072Q172.306Q时限0s0.5s2.5s保护46.8Q47.56Q86.179Q时限0s1s2s保护513.6Q30.835Q86.179Q时限0s0.5s1.5s保护66.12Q47.506Q258.459Q时限0s1s1.5s保护76.12Q47.506Q258.459Q时限0s1s1.5s保护86.12Q27.52Q258.459Q时限0s0.5s1.5s保护96.12Q27.52Q258.459Q时限0s0.5s1.5s保护106.8Q26.091Q86.179Q时限0s0.5s1.5s附录||零序过电流保护的计算与整定当线路上采用零序电流保护对接地故障进行动作时，同样以1保护为例进行分析：选取最大开机方式和双回线路投入运行情况下为最大运行方式；以最小开机方式和双回线路取单回投入运行为最小运行方式各序网络图如图分析：r4/0.2625E=1.081/0.1625S/0.1215/0.054震电厂AE/0.16173/0.075EE=1.081/0.1625S/0.1215/0.054震电厂AE/0.16173/0.075E8/0.067/0.04510/0.033/0.1315E=1.0S发电厂B图1正序阻抗简化图图1正序阻抗简化图负序阻抗图则发电机不产生负序电势，故在正序的基础上把E=0即可。图2零序短路点设置阻抗图等效图图3dl点短路时最大开机方式零序阻抗等效简化图3/0.0.324fC图4dl点短路时最小开机方式零序阻抗等效简化图零