某110kV电网的保护配置与整定计算

新疆大学毕业论文（设计）-PAGE64-1绪论1.1选题目的和意义随着自动化技术的发展，电力系统的正常运行、故障期间以及故障后的恢复过程中，许多控制操作日趋高度自动化。这些控制操作的技术与装备大致可分为两大类：其一是为保证电力系统正常运行的经济性和电能质量的自动化技术与装备，主要进行电能生产过程的连续自动调节，动作速度相对迟缓，调节稳定性高。其二是当电网和电气设备发生故障，或出现影响安全运行的异常情况是，自动切除故障设备和消除异常情况的技术与装备，其特点是动作速度快。为了在故障后迅速恢复电力系统的正常运行，或尽快消除运行中的异常情况，以防止大面积的停电和保证对重要用户的连续供电继电保护的作用是挺大的。常采用以下的继电保护措施，如输电线路自动重合闸、备用电源自动投入、低电压切负荷、按频率自动减负荷、电气制动、振荡解列以及维持系统的暂态稳定而配备的稳定性紧急控制系统，完成这些任务的装置统称为电网安全自动装置。电力系统中的发电机、变压器、输电线路、母线以及用电设备，一旦发生故障，迅速而有选择性地切除故障设备，既能保护电气设备免遭损坏，又能提高电力系统运行的稳定性，是保证电力系统及其设备安全运行最有效的方法之一。切除故障的时间通常要求小到几十毫秒到几百毫秒，实践证明，只有装设在每个电力原件上的继电保护装置，才有可能完成这个任务。继电保护对电力系统的维护有重大的意义。一是,继电保护可以保障电力系统的安全、正常运转。因为当电力系统发生故障或异常时,继电保护可以实现在最短时间和最小区域内,自动从系统中切除故障设备,也可以向电力监控警报系统发出信息,提醒电力维护人员及时解决故障,这样继电保护不仅能有效的防止设备的损坏,还能降低相邻地区供电受连带故障的几率。同时还可以有效的防止电力系统因种种原因,而产生时间长、面积广的停电事故,是电力系统维护与保障最实用最有效的技术手段之一。二是,继电保护的顺利开展,在消除电力故障的同时,也就对社会生活秩序的正常化,经济生产的正常化做出了贡献,不仅确保社会生活和经济的正常运转,还从一定程度上保证了社会的稳定,人们生命财产的安全。前些年北美大规模停电断电事故,就造成了巨大的经济损失,引发了社会的动荡,严重的威胁到了人们生命财产的安全。电力系统的安全与否,不仅仅是照明失效的问题,更是社会安定、人们生命安全的问题。由此可见，继电保护在电力系统稳定运行中起着重大的作用。1.2继电保护的作用及任务1.2.1继电保护的主要作用电力系统在运行中可能发生各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是各种类型的短路。电力系统运行要求安全可靠。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（如雷击、倒塔、内部过电压或运行人员误操作等），电力系统会发生各种故障和不正常运行状态。而在电力系统的运行中最常见也是最危险的的故障是发生各种形式的各种短路。发生短路是可能会产生以下后果：(1)电力系统电压大幅度往下降，广大用户负荷正常工作遭到破坏。(2)故障出有很大的短路电流，产生的电弧会烧坏电气设备。(3)电气设备中流过强大的电流产生的发热和电动力，是设备的寿命减少，甚至遭到破坏。(4)破坏发电机的并联运行的稳定性，引起电力系统振荡甚至使整个系统稳定而解列瓦解。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，回事绝缘材料加速老化，影响寿命，容易引起短路故障。数值较大的短路电流通过故障点时，产生电弧，使故障设备损坏或烧毁。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。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，必须迅速而选择性切出故障，且切出故障的时间常常要求在最短的时间内（十分之几或百分之几秒）。实践证明只有在每个原件上装有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由单个继电器或继电气及其附属设备组合构成的，所以称之为继电保护装置，他能够反应电力系统电气元件发生的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。电力系统继电保护属于二次系统，但是，它是电力系统中的一个重要组成部分。它对电力系统安全稳定地运行起着极为重要的作用，特别是在现代的超高压，大容量的电力系统中，对继电保护提出了更高的要求，重点是提高其速动性。总之，电力系统一时一刻也不能离开继电保护，没有继电保护的电力系统是不能运行的。1.2.2继电保护的任务(1)自动、有选择性、快速地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件损坏程度尽可能降低，并保证该系统中非故障部分迅速恢复正常运行。(2)反映电气元件的不正常运行状态，并依据运行维护的具体条件和设备的承受能力，发出信号、减负荷或延时跳闸。(3)继电保护装置还可以与电力系统中的其他自动化装置配合，在条件允许时，采用预定措施，缩短事故停电时间，尽快恢复供电，从而提高电力系统运行的可靠性。应该指出，要确保电力系统的安全运行，除了继电保护装置外，还应该设置电力系统安全自动装置。后者是着眼于事故后和系统不正常运行情况的紧急处理，以防止电力系统大面积停电和保证对重要负荷连续供电及恢复电力系统的正常运行。例如自动重合闸、备用电源自动投入、自动切负荷、快关汽门、电气制动、远方切机、在按选定的开关上实现系统解列、过负荷控制等。随着电力系统的扩大，对安全运行的要求也越来越高。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。1.3继电保护技术与装置电力系统继电保护是指继电保护技术和由各种继电保护装置组成的继电保护系统，包括继电保护的原理设置、配置、整定、调试等技术，也包括由获取电量信息的电压、电流互感器二次回路，经过继电保护装置知道断路器跳闸线圈的一整套具体设备，如果需要利用通信手段传送信息，还包括通信设备。继电保护技术是一个完整的体系，它主要由电力系统的故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计、继电保护运行与维护等技术构成，而完成继电保护功能的核心是继电保护装置。继电保护装置，是指装设于整个电力系统的各个元件上，能在指定区域快速准确地对电气元件发出的各种故障或不正常运行状态作出反应，并按规定时限内动作，时断路器跳闸或发出告警信号的一种反事故自动装置。选择具体电网的继电保护装置时，在满足保护四项基本要求的前提下，应力求采用简单的保护装置。只有在采用简单的保护不能满足要求时，才考虑采用较为复杂的保护。因为，复杂的保护不仅价格昂贵，运行维护和调试复杂，而且更主要的是复杂保护所需要元件多、接线复杂，这就增加了保护装置本身故障的机率，从而降低了可靠性。保护装置的动作应有选择性，应保证只切除距离故障点最近的断路器，使停电范围控制在最小范围。总之，继电保护技术是电力系统必不可少的组成部分，对保障系统安全运行，保证电能质量，防止故障扩大和事故发生，都有极其重要的作用。继电保护装置由测量元件、逻辑元件和执行元件三部分组成。（如图1-1所示） 图1-1继电保护装置组成方框图(1)测量比较元件测量比较元件用于测量通过被保护电力元件的物理参量，并与其给定的值进行比较，根据比较的结果，给出“是”、“非”、“0”或“1”性质的一组逻辑信号，从而判断保护装置是否应该启动。(2)逻辑判断元件逻辑判断元件根据测量比较元件输出逻辑信号的性质、先后顺序、持续时间等，使保护装置按一定的逻辑关系判定故障的类型和范围，最后确定是否应该使断路器跳闸、发出信号或不动作，并将对应的指令传给执行输出部分。(3)执行输出元件执行输出元件根据逻辑判断部分传来的指令，发出跳开断路器的跳闸脉冲及相应的动作信息、发出警报或不动作。1.4对继电保护的基本要求 为实现其目标，作用于跳闸的继电保护装置在技术性能上必须满足以下四个要求：即选择性，速动性，灵敏性和可靠性。(1)选择性选择性的基本含义是保护装置动作时仅将故障元件从电力系统中切出停电范围尽量减小以保证系统中非故障部分继续安全运行。如图1-2图1-2保护选择性说明图当K3发生故障时，则应由保护装置4动作切除4QF，仅使本线路停电，停电范围最小，其余非故障部分可继续运行，这是有选择性动作。若K1点发生故障，由保护装置1和2动作，断路器1QF、2QF跳闸以切除故障线路，也满足选择性的要求。若此时断路器5QF或6QF也跳闸，则扩大了电网停电范围，这种情况就属于非选择性动作。但是，当K3点发生短路，如果保护4或断路器4QF由于某种原因拒绝动作，而由保护3动作使断路器3QF跳闸，从而切除故障线路BC，也是有选择性的。此时，虽然切除了一部分非故障线路，但在4QF或保护4拒动的情况下，达到了尽可能限制故障的扩展，缩小停电范围的目的。因此，把它称为下一段线路保护或断路器拒动的“后备”保护。对每个被保护设备（或称元件）上装设着分别起主保护和后备保护作用的独立的两套保护，“就近”实现后备，不依靠相邻的上一个元件的保护，称“近后备”保护。断路器拒动则由本站装设的断路器失灵保护（也称近后备结线）动作切除联结在该段母线上的其他断路器。在远处实现的“后备”称远后备。显然，远后备保护的功能比较完备，它对相邻元件的保护装置、断路器、二次回路和直流电源故障所引起的拒动都能起到后备作用，同时它比较简单、经济。因此，远后备宜优先采用。只有当远后备保护不能满足灵敏度要求时，再考虑采用“近后备”的方式。辅助保护为补充主保护某种保护性能的不足（如方向性元件的电压死区）或加速切除某部分故障而装设的简单保护（如无时限电流速断）。(2)速动性速动性是指继电保护装置应以尽可能快的速度断开故障元件。这样就能降低故障设备的损坏程度，减少用户在低电压情况下工作的时间，提高电力系统运行的稳定性。快速切除故障，可提高发电厂并列运行的稳定性，可用图1-3说明。图1-3电力系统并列运行示意图若A厂母线附近K点发生三相短路时，A厂母线电压会大大下降而卸去母线上负荷，但发电厂调速系统来不及作相应调整，则A厂发电机转速必然升高。此时，B厂母线还有较高残余电压，故B厂卸去或增加的负荷不多，发电机转速变化较小。这样A、B两厂的发电机就产生转速差而失去同步。若切除故障时间短，则转差小，很易恢复同步运行；若切除故障时间长，则两厂解列（联络线断开）。故障切除时间等于保护装置和断路器动作时间之和。目前保护动作速度最快的约0.02s，加上快速断路器的动作时间，故障可在0.05~0.06s以内切除。应考虑不同电网对故障切除时间的具体要求和经济性、运行维护水平等条件以便确定合理的保护动作时间。(3)灵敏性保护装置对其保护范围内的故障或不正常运行状态的反映能力称为灵敏性（灵敏度）。灵敏性常用灵敏系数来衡量。它是在保护装置的测量元件确定了动作值后，按最不利的运行方式、故障类型、保护范围内的指定点校验，并满足有关规定的标准。(4)可靠性可靠性是指在保护装置规定的保护范围内发生了它应该反应的故障时，保护装置应可靠地动作（即不拒动）。而在不属于该保护动作的其他任何情况下，则不应该动作（即不误动）。可靠性取决于保护装置本身的设计、制造、安装、运行维护等因素。一般来说，保护装置的组成元件质量越好、接线越简单、回路继电器的触点和接插件数越少，保护装置就越可靠。同时，保护装置恰当的配置与选用、正确的安装与调试、良好的运行维护，对于提高保护的可靠性也具有重要的作用。对继电保护装置的4项基本要求是分析研究继电保护的基础，也是贯穿全书的主线，必须反复地深刻领会。要注意的是这4项基本要求之间往往有矛盾的一面，例如，既有选择性又有速动的保护，其装置结构都比较复杂，可靠性就比较低；提高保护的灵敏性，却增加了误动的可能性，降低了可靠性。因此，必须从被保护对象的实际情况出发，明确矛盾的主次，采取必要的措施，通过实践是可以逐步掌握的。除了以上四项基本要求外，还应该考虑经济性与可维护性。经济性是指保护装置购置、安装、调试及运行维护等费用，但经济性首先要着眼于国民经济的整体利益，而不应只着眼于节省继电保护装置的投资。另一方面，对于那些次要而数量很多的电气设备，如异步电动机的保护，也不应该装设复杂而昂贵的继电保护装置。可维护性则是指保护装置的正常动作维护及定期维护应该比较方便。1.5继电保护的基本原理要完成继电保护的基本任务，首先要提取和利用电力元件在三种运行状态下的“差异”，然后“区分”出三种运行状态(正常、不正常和故障状态)，最后是“甄别”出发生故障和出现异常的元件。目前已经发现不同运行状态下具有明显差异的电气量有：流过电力元件的相电流、序电流、功率及其方向；元件的运行相电压幅值、序电压幅值；元件的电压与电流的比值即“测量阻抗”等。发现并正确利用能可靠区分三种运行状态的可测参量或参量的新差异，就可以形成新的继电保护原理。（a）正常运行情况（b）三相短路情况图1-4我国常用的110kV及以下单侧电源的供电网络在此以图1-4为例分析一下利用不同电气量特征分别能构成哪种保护：(1)线路电流幅值(2)母线的相间或对地电压幅值正常时：在额定电压附近变化(5%~10%)差异短路时电压幅值降低短路时：短路点的相间或对地电压降低到零构成低电压保护(3)线路始端电压与电流之比(及测量阻抗)正常时：反映该线路与供电负荷的等值阻抗及负荷阻抗角(功率因数角)短路时：反映该测量点到短路点之间线路段的阻抗短路时测量阻抗复制降低，差异阻抗角增大构成距离保护(阻抗保护)如图1-4所示，其中：图1-5110kV及以上多侧电源的输电网路正常运行——如果规定电流的正方向是从母线流向线路，那么，A-B两侧电流的大小相等，相位相差，两侧电流的矢量和为零。外部短路——如图1-4(b)所示，如果规定电流的正方向是从母线流向线路，那么，A-B两侧电流的大小相等，相位相差，两侧电流的矢量和为零。内部短路——两侧电源分别向短路点供给短路电流和，都是由母线流向线路，此时两个电流一般不相等，在理想条件下（两侧电势同相位且全系统的阻抗角相等），两个电流同相位，两个电流的矢量和等于短路点的总电流，其值较大。其他类型的保护有：(1)纵联保护——利用某种通信通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。①电流差动保护——利用内部与外部短路时两侧电流矢量的差别构成。②电流相位差动保护——利用内部与外部短路时两侧电流相位的差别构成。③方向比较式纵联保护——利用内部与外部短路时两侧功率方向的差别构成。以上保护常被用做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。(2)反映非电量特征的保护①气体保护——当变压器油箱内部的绕组短路时，反应于变压器油受热分解所产生的气体保护。②过热保护——当变压器油箱内部的绕组短路时，反应于电动机绕组温度的升高而构成的保护。1.6电网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：(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。其中主保护是指被保护原件内部发生的各种短路故障时，能满足系统稳定及设备安全要去的、有选择性的切除被保护设备或线路故障的保护；后备保护是指当主保护或断路器拒绝动作时，用以将故障切除的保护；后备保护可分为远后备和近后备保护两种，远后备是指主保护和断路器拒绝时由相邻元件的保护部分实现的后备；近后备是指当主保护拒绝动作时，由断路器失灵保护实现后备。辅助保护是指为了补充主保护和后备保护的不足而增设的简单保护。(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220kV级以上输电线路都装设两套保护。(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。1.7继电保护的发展简史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，技术得天独厚，在40余年的时间里共完成发展了四个历史阶段。110kV电网继电保护整定计算是一项十分复杂的指数工作。从上世纪70年代期，计算机整定计算的开发工作就开始了。由于短路电流计算的理论基础雄厚，数学模型成熟，因此在80年代用计算机进行短路电流计算得到了普及。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。1901年出现了感应型过电流继电器。1908年提出了比较被保护元件两端的电流差动保护原理。1910年方向性电流保护开始得到应用，在此时期也出现了将电流与电压比较的保护原理，并导致了本世纪29年代初距离保护的出现。随着电力系统载波通讯的发展，在1927年前后，出现了利用高压输电线上高频载波电流传送和比较输电线两端功率或相位的高频保护装置。1950年稍后，就提出了利用故障点产生的行波实现快速保护的设想，在1975年前后诞生了行波保护装置。1980年左右反应工频故障分量原理的保护被大量研究，1990年后该原理的保护装置被广泛应用。在60年代末有人提出用小型计算机实现继电保护的设想由此开始了对继电保护计算机算法的大量研究对后来微型计算机式继电保护(简称微机保护)的发展奠定了理论基础。70年代后半期比较完善的微机保护样机开始投入到电力系统中试运行。80年代微机保护在硬件结构和软件技术方面已趋于成熟并已在一些国家推广应用这就是第三代的静态继电保护装置。微机保护装置具有巨大的优越性和潜力因而受到运行人员的欢迎。进入90年代以来它在我国得到了大量的应用将成为继电保护装置的主要型式。可以说微机保护代表着电力系统继电保护的未来将成为未来电力系统保护控制运行调度及事故处理的统一计算机系统的组成部分。随着电力系统的高速发展和计算机技术、通信技术的进步，继电保护技术面临着进一步发展的趋势。国内外继电保护技术发展的趋势为：计算机化，网络化，保护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化，这对继电保护工作者提出了艰巨的任务，也开辟了活动的广阔天地。此外，由于计算机网络提供数据信息共享的优越性，微机保护可以占有全系统的运行数据和信息，应用自适应原理和人工智能方法使保护原理、性能和可靠性得到进一步的发展和提高，使继电保护技术沿着网络化、智能化、自适应和保护、测量、控制、数据通信于一体的方向不断发展。1.8本设计要做的工作本次毕业设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置，参照《电力系统继电保护配置及整定计算》，并依据继电保护配置原理，对所选择的保护进行整定和灵敏性校验从而来确定方案中的保护是否适用来编写的。本次毕业设计分为七个节段(1)主要讲述电力系统继电保护概述，继电保护的作用，继电保护的基本要求，继电保护的基本原理、构成和分类，包括继电保护发展简史，简单叙述电力系统继电保护的基本情况；(2)方案比较与确定运行方式,变电站分析主要是对负荷的分析；(3)110kV电网继电保护方式选择,距离保护的概念、距离保护的基本性质和特点、距离保护定值配合的基本原则，零序电流保护及特点；(4)系统短路电流的计算，包括短路电流的概念、种类，短路电流计算的目的，以及短路电流标幺值计算方法；(5)线路保护与整定，包括线路保护原理分析、保护整定计算和灵敏性校验，本系统采用单测电源网络相间短路的电流保护、距离保护的简单实用；(6)变压器保护与整定，包括变压器保护原理分析、保护整定计算和灵敏性校验，主保护采用的是纵联差动保护和瓦斯保护，两者结合做到优势互补，后备保护是过电流保护；(7)发电机保护与整定，发电机的故障及异常运行状态，发电机保护装设的原则，发电机保护配置的整定；2方案比较与确定运行方式2.1方案比较本次毕业设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置。可以依据继电保护配置原理，根据经验习惯，先选择两套初始的保护方案，通过论证比较后认可其中的一套方案，再对这套方案中的保护进行确定性的整定计算和灵敏性校验，看看它们是否能满足要求，如果能满足便可以采用，如果不能满足则需要重新选择，重新整定和校验。确定两个初始方案如下：表2-1方案1：保护对象主保护后备保护变压器纵联差动保护、瓦斯保护复合电压启动过电流保护、过负荷保护输电线路距离Ⅰ、Ⅲ保护零序电流Ⅰ、Ⅲ保护发电机纵联差动保护定子绕组接地保护表2-2方案2：保护对象主保护后备保护变压器电流速断保护、瓦斯保护复合电压启动过电流保护、零序电流保护输电线路距离Ⅰ、Ⅲ保护零序电流Ⅰ、Ⅲ保护发电机纵联差动保护定子绕组接地保护对于变压器而言，它的主保护可以采用最常见的纵联差动保护和瓦斯保护，用两者的结合来做到优势互补。因为变压器差动保护通常采用三侧电流差动，其中高电压侧电流引自高压熔断器处的电流互感器，中低压侧电流分别引自变压器中压侧电流互感器和低压侧电流互感器，这样使差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域，从而可以更好地反映这些区域内相间短路，高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。考虑到与发电机的保护配合，所以我们用纵联差动保护作为变压器的主保护，不考虑用电流速断保护。瓦斯保护主要用来保护变压器的内部故障，它由于一方面简单，灵敏，经济；另一方面动作速度慢，且仅能反映变压器油箱内部故障，就注定了它只有与差动保护配合使用才能做到优势互补，效果更佳。后备保护首先可以采用复合低电压启动过电流保护，这主要是考虑到低电压启动的过电流保护中的低电压继电器灵敏系数不够高。由于发电机-变压器组中发电机才用了定子绕组接地保护，所以，变压器不采用零序电流保护。对于110kV侧的输电线路，可以直接考虑用距离保护，因为在电压等级高的复杂网络中，电流保护很难满足选择性，灵敏性以及快速切除故障的要求，因此这个距离保护也选择得合理，同时由于它的电压等级较高，我们还应该考虑给它一个接地故障保护，先选择零序电流保护，因为当中性点直接接地的电网(又称大接地电流系统)中发生短路时,将出现很大的零序电流,而在正常运行情况下它们是不存在的。因此,利用零序电流来构成接地短路的保护,就有显著的优点。发电机则采用纵联差动保护作为主保护，定子绕组接地保护作为后备保护。2.2通常保护的分类(1)按被保护的对象分类：输电线路保护、发电机保护、变压器保护、电动机保护、母线保护等；(2)按保护原理分类：电流保护、电压保护、距离保护、差动保护、方向保护、零序保护等；(3)按保护所反应故障类型分类：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)按构成继电保护装置的继电器原理分类：机电型保护（如电磁型保护和感应型保护）、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)按保护所起的作用分类：主保护、后备保护、辅助保护等；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地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。又分为远后备保护和近后备保护两种。①远后备保护：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。②近后备保护：当主保护拒动时，由本设备或线路的另一套保护来实现后备的保护；当断路器拒动时，由断路器失灵保护来实现近后备保护。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。2.3运行方式的一般选定原则：电力系统运行要求安全可靠。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（如雷击、倒塔、内部过电压或运行人员误操作等），电力系统会发生各种故障和不正常运行状态。最常见、危害最大的故障是各种形式的短路。(1)故障造成的很大的短路电流产生的电弧使设备损坏。(2)从电源到短路点间流过的短路电流引起的发热和电动力将造成在该路径中非故障元件的损坏。(3)靠近故障点的部分地区电压大幅度下降，使用户的正常工作遭到破坏或影响产品质量。(4)破坏电力系统并列运行的稳定性，引起系统振荡，甚至使该系统瓦解和崩溃。所谓不正常运行状态是指系统的正常工作受到干扰，使运行参数偏离正常值，如一些设备过负荷、系统频率或某些地区电压异常、系统振荡等。故障和不正常运行情况常常是难以避免的，但事故却可以防止。电力系统继电保护装置就是装设在每一个电气设备上，用来反映它们发生的故障和不正常运行情况，从而动作于断路器跳闸或发出信号的一种有效的反事故的自动装置。最大运行方式：电力系统中所有元件全部投入运行，选定的接地中心点全部接地。应当注意，对选择保护来说，所谓最大运行方式，应理解为通过保护装置的短路电流为最大的运行方式。最小运行方式：根据系统长时间出现的最小负荷，投入数量最少而经济效益最高的机组、线路和接地点，或与系统检修计划配合确定。这时，应保证在最不利的条件下，仍能维持对重要负荷的供电。对选择保护来说，所谓最小运行方式，也理解为通过保护装置的短路电流为最小的运行方式。正常运行方式：根据系统的正常负荷，确定正常情况下系统应投入和断开的元件，在备用容量不足的系统，正常运行与最大运行方式是一致的。对系统继电保护来说，最大运行方式是用来确定保护装置的选择性，即确定保护装置的整定值；最小运行方式用来校验保护装置的灵敏度。2.3.1发电机、变压器运行方式的选择原则(1)一个发电厂有两台机组时，一般应考虑全停方式，一台检修，另一台故障；当有三台以上机组时，则选择其中两台容量较大机组同时停用的方式。对水电厂，还应根据水库运行方式选择。(2)一个发电厂、变电站的母线上无论接几台变压器，一般应考虑其中容量最大的一台停用。2.3.2变压器中性点接地选择原则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。具体选择原则如下：(1)发电厂、变电所低压侧有电源的变压器，中性点均要接地。(2)自耦型和有绝缘要求的其它变压器，其中性点必须接地。(3)接于线路上的变压器，以不接地运行为宜。(4)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。(5)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。(6)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。(7)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。(8)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。(9)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。2.3.3线路运行方式的选择原则(1)一个发电厂、变电站线线上接有多条线路，一般考虑选择一条线路检修，另一条线路又故障的方式。(2)双回路一般不考虑同时停用。3某110kV电网继电保护方式3.1概述3.1.1距离保护的概念距离保护是反应保护安装处至故障点的距离，并根据距离的远近而确定动作时限的一种保护装置。测量保护安装处至故障点的距离，实际上是测量保护安装处至故障点之间的阻抗大小，故有时又称之为阻抗保护。图3-1距离保护也有一个保护范围，短路发生在这一范围内，保护动作，否则不动作，这个保护范围通常只用给定阻抗的大小来实现的。测量阻抗Zj=Zj>Zdz保护不动作Zj<Zdz保护动作特点：故障时：即反映U,又反映I。系统运行方式变化时，Zj不变，故不受运行方式变化的影响。三段式距离保护图3-2三段式距离保护示意图I段：Zdz.1＝Krel·ZAB；Zdz.2＝Krel·ZBC(取0.8～0.85)=0sII段：＝(ZAB+)(取0.8)＝＋Δt0.5sIII段：<Zf.min按阶梯原则配合；三段式距离保护基本逻辑框图图3-3三段式距离保护基本逻辑框图3.1.2距离保护的基本性质和特点(1)距离保护的基本构成对长距离、重负荷线路，由于线路的最大负荷电流可能与线路末端短路时的短路电流相差甚微，采用电流电压保护，其灵敏性也常常不满足要求。在110kV电压输电线路的一种保护装置，输电线路长度是一定的，其阻抗也基本一定。在其范围内任何故障，故障点至线路首端的距离不一样，也就是阻抗不一样，都会小于总阻抗。距离保护就是反应故障点至保护安装处之间的距离，并根据该距离的大小确定动作时限的一种继电保护装置。该装置的主要元件是测量保护安装之故障点之间的距离继电器，继电器实际上是测量保护安装地点至故障点之间线路的阻抗，及保护安装地点的电压和通过线路电流的比值。由起动元件、方向元件、测量元件、时间元件和执行部分组成。起动元件：发生短路故障瞬时起动保护装置；方向元件：判断短路方向；测量元件：测量点至保护安装处距离；时间元件：根据预定的时限特性动作，保证保护动作的选择性；执行元件：作用于跳开断路器。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。(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=1\*ROMANI段可以保护全线路的80%~85%，其动作时间一般不大于0.03~0.1s（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=2\*ROMANII段按阶梯性与相邻保护相配合，动作时间一般为0.5~1.5s，通常能够灵敏而较快速地切除全线路范围内的故障。由=1\*ROMANI、=2\*ROMANII段构成线路的主要保护。第=3\*ROMANIII（=4\*ROMANIV）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①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=1\*ROMANI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，对于地=2\*ROMANII、=3\*ROMANIII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。②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。3.1.3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，起相邻上、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=1\*ROMANI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=1\*ROMANI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=1\*ROMANI、=2\*ROMANII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=3\*ROMANIII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=3\*ROMANIII段与相邻保护的第=2\*ROMANII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=3\*ROMANIII段，一般只要重合闸后加速距离保护=3\*ROMANIII段在1.5~2s，即可躲开系统振荡周期，故只要线路距离保护=3\*ROMANIII段的动作时间大于2~2.5s，即可满足在重合闸后仍能互相配合的要求。3.1.4110kV线路保护采用距离保护电流速断保护是虽然无延时动作，但却不能保护本线路的全长；限时电流速断保护是虽然保护本线路的全长，却不能作为相邻线路的后备保护；而定时限过电流保护是可作为本线路及相邻线路的后被保护，但动作时间较长。所以在110kV及以上的高电压、大容量、长距离、重负荷和结构复杂的网路中简单的电流保护就难于满足网路对保护的要求。因此，在结构复杂的高压电网中，应采用性能更加完善的保护装置，距离保护是其中之一。对110kV级以上电压等级的复杂网线路保护一般采取距离保护，所谓距离保护，就是反应故障点至保护安装处越近，保护动作时间越短；故障点距保护安装处越远，保护的动作时间越长，从而保护动作是有选择性。测量故障点至保护安装的距离，实际上就是用阻抗继电气测量故障点知保护安装处的阻抗。因此距离保护又叫阻抗保护。阻抗测量的原理，阻抗法建立在工频电气量的基础上，通过建立电压平衡方式，利用数值分析方法求解到故障点和测量点之间的电抗，由此可以推出故障的大致位置。根据所使用电气量的不同，阻抗法分为单短法和双端法两种。对于单端法，简单来说可以归纳为迭代法和解二次方程法。迭代法可以出现伪根，也用可能不收敏。解二次方程法虽然原理和实质都比迭代法优越，但任有伪根问题。此外，在实际应用中单短阻抗法的精度不高，特别容易受到故障点过度电阻、对侧系统电阻、负荷电流的影响。同手由于计算过程中，算法往往建立在一个或者几个假设基础之上，而这些假设与实际情况不一致，所以单端阻抗法存在无法消除的原理性误差。但单端法也有其显示的优点：原理简单、易于实用、设备投入低、不需要额外的通讯设备。双端法利用线路两端的电气信息量进行故障测距，已从原理上消除过渡电阻的影响。通常双端法可以利用线路两端电流或两断电流、一端电压进行测距，也可以用两端电压和电流进行故障测距。理论上双端法不受故障类型和故障点过渡电阻的影响，有其优越性。特别是近几年来GPS设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法提供技术上的保障。双端法的缺点在于：计算量大、设备投资大、需要额外的同步设备和通讯设备。与电流、电压保护相比较，距离保护具有以下的特点：(1)灵敏度高，阻抗继电器反映了正常情况与短路故障时的电流、电压值的变化，短路故障电流增大，电压降低，阻抗的变化量更加显著。所以，比反应单一物理量的电流、电压保护灵敏度高。(2)保护范围与选择性不受系统运行方式的影响。当系统运行方式改变时，短路故障电流和母线剩余电压繁盛变化。例如，最小运行方式下，断路故障电流减小，电流速断保护缩短保护范围，过电流保护降低灵敏度。而距离保护由于短路点至保护安装处的阻抗取决于短路点至保护安装处的点距离，不受系统运行方式的影响。(3)迅速动作范围较长。距离保护常常采用阶梯型时限保护特性，这种时限特性比单一的电流保护的时限特性优越的多。与三段电流保护相比，由于距离保护的保护范围基本上不受系统运行方式的影响，所以距离保护第一段的保护范围比电流速断保护范围长，距离保护第二段的保护范围比时限电流速断保护范围长，因而距离保护速度动作时间的范围较长。3.1.5距离保护的评价及应用范围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=1\*ROMANI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=1\*ROMANI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=2\*ROMANII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；110~220kV的高压电网和330~500kV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。3.2零序电流保护目前我国110kV级以上电压等级的电力系统，均属于大电流接地系统。大电流接地系统中发生接地故障的时候，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序电流保护。中性点直接接地系统中发生接地故障几率达80~90%，零序保护有较好效果。3.2.1接地故障时零序电流，零序电压及零序功率的特点(1)故障点的零序电压最高，离故障点越远，零序电压越低。(2)零序电流的分布，决定于线路的零序阻抗和中性点接地变压器的零序阻抗及变压器接地中性点的数目和位置，而与电源的数量和位置无关。(3)故障线路零序功率的方向与正序功率的方向相反，是由线路流向母线的。(4)某一保护安装地点处的零序电压与零序电流之间的相位差取决于背后元件的阻抗角。(5)在系统运行方式变化时，正、负序阻抗的变化，引起Ud1、Ud2、Ud0之间电压分配的改变，因而间接地影响零序分量的大小。(a)(b)(c)图3-4接地短路是的零序等效网络(a)系统接线图；(b)零序网络图；(c)零零序电压的分布3.2.2零序电流三段保护(1)零序电流速断保护（零序I段）零序电流速断保护起动值的整定原则如下。躲开下一条线路出口处单相接地或两相接地短路时可能出现的最大零序电流3I0max,即(3-7)(2)限时零序电流速断保护（零序Ⅱ段）①起动电流零序Ⅱ段的起动电流应与下一段线路的零序Ⅰ段保护相配合。a.当该保护与下一段线路保护之间无中性点接地变压器时，该保护的起动电流为(3-8)b.当该保护与下一段线路保护之间有中性点接地变压器时，该保护的起动电流为(3-9)②动作时限零序Ⅱ段的动作时限与相邻线路零序Ⅰ段相配合，动作时限一般取0.5秒。③灵敏度校验零序Ⅱ段的灵敏系数，应按照本线路末端接地短路时的最小零序电流来校验，并满足Ksen≥1.5的要求。即(3-10)(3)定时限零序过电流保护（零序Ⅲ段）①起动电流a.躲开在下一条线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流Iunb.max,即(3-11)b.与下一线路零序Ⅲ段相配合就是本保护零序Ⅲ段的保护范围，不能超出相邻线路上零序Ⅲ段的保护范围。当两个保护之间具有分支电路时(有中性点接地变压器时)，起动电流整定为(3-12)②灵敏度校验作为本条线路近后备保护时，按本线路末端发生接地故障时的最小零序电流3I0min来校验，要求(3-13)作为相邻线路的远后备保护时，按相邻线路保护范围末端发生接地故障时，流过本保护的最小零序电流3I0min来校验，要求(3-14)(4)对零序电流保护和方向性零序保护的评价：①零序电流保护比相间短路的电流保护有较高的灵敏度。②零序过电流保护的动作时限较相间保护短。③零序电流保护不反应系统振荡和过负荷。④零序功率方向元件无死区。副方电压回路断线时，不会误动作。⑤接线简单可靠。3.2.3零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，可做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，对本线路和相邻线路的博爱户效果都会有所改善。零序电流保护接于电流互感器的零序滤过器，接线简单可靠，零序电流保护通常由多段组成，一般是三段式，并可根据运行需要而增减段数。为了适应某些运行情况的需要，也可设置两个一段或二段，以改善保护的效果。3.2.4零序电流保护的评价及使用范围在大接地电流系统中，采用零序电流保护和零序方向电流保护与采用三相完全星形接线的电流保护和方向电流保护来防御接地短路相比较，前者具有较突出的优点。(1)灵敏度高相间短路过电流保护的启动电流是按躲过最大负荷电流来整定的，一般二次侧继电器的启动电流为5~7A；而零序过电流保护则是按躲过相间短路时的最大不平衡电流来整定的，一般二次侧继电器的起动电流为2~4A。而当发生单相接地短路时，故障相电流与零序电流相等，因此，零序过电流保护的灵敏度高。(2)延时小对同一线路而言，一零序电流保护的动作时限不必考虑与Y/△接线变压器后的保护的配合，所以，一般零序过电流保护的动作时限要比相间短路过电流保护的小（1~3）。(3)在保护安装处正向出口短路时，零序功率方向元件没有电压死区，而相间短路保护功率方向元件有电压死区。(4)当系统发生如振荡、短时过负荷等不正常运行情况时，零序电流保护不会误动作，而相间短路电流保护则受振荡、短时过负荷的影响而可能误动，故必须采用措施予以防止。(5)在电网变压器中性点接地的数目和位置不变的条件下，当系统运行方式变化时，零序电流变化较小，因此，零序电流速断保护的保护范围长而稳定。而相间短路电流速断保护，受系统运行方式变化的影响较大。(6)采用了零序电流保护后，相间短路的电流保护就可以采用两相星形接线方式，并可和零序电流保护合用一组电流互感器，又能满足技术要求，而且接线也简单。应该指出，在110kV及以上电压系统中，单相接地短路故障约占全部故障的80%~90%，而其它类型的故障，也往往是由单相接地发展起来的。所以，采用专门的零序电流保护就有其更重要的意义。因而，在大接地电流系统中，零序电流保护获得广泛的应用。但是，零序电流保护也存在一些缺点，主要表现在于短线路或运行方式变化很大的电网，零序电流保护往往难于满足系统运行所提出的要求，如保护范围不够稳定或由于运行方式的改变需要新整定零序电流保护。4系统短路电流的计算4.1概念4.1.1短路电流的概念短路是电力系统中常见的，十分严重的故障。短路结果将使系统电压降低，短路回路电流增大，可能破坏电力系统的稳定运行和损坏电气设备。所以，电气设计和运行中都需要对短路电流进行计算。电力系统不可避免会发生短路事故。短路事故威胁着电网的正常运行中，并有可能损坏电气设备。因此，在电力系统的设计和运行中，都要对供电网络进行短路电流计算，以便正确地选用和调整继电保护装置，正确地选择电气设备，确保电力系统的安全、可靠运行。短路的种类有以下几种：(1)三相短路。(2)两相短路。(3)两相短路接地。(4)单相短路接地。三相短路是对称短路，此时三相电流和三相电压仍然是对称的，只是三相短路电流最大。除三相短路外的其他短路都是不对称性短路，每相电流和电压数值不相等，相角也不同。4.1.2短路计算的目的(1)电气主接线方案的比较和选择；(2)电气设备和载流导体的选择；(3)继电保护装置的选择和整定计算；(4)验算接地装置的接触电压和跨步电压；(5)系统运行和故障情况的分析等；4.1.3短路计算的方法短路电流计算的方法常用的有欧姆法（有名单位制法）和标幺值法。在电力系统计算短路电流时，如计算低压系统的短路电流，常采用有名单位制；但计算高压系统短路电流，由于有多个电压等级，存在着电抗换算问题，为使计算简化常采用标幺值。标幺值中各种物理量都用标幺值来表示，使运算歩聚简单，数值简明便于分析。因此，本设计采用的是标幺值法来计算短路电流。4.2标幺值法计算短路电流4.2.1标幺值的概念短路电流计算,根据电力系统的实际情况,可以采用标幺值或有名值计算,那种方法方便就采用那种方法.在高压系统中通常采用标幺值计算.标幺值中各元件的物理量不用有名单位值，而用相对值来表示。相对值就是实际有名值与选定的基准值间的比值，即标幺值＝从上看出，标幺值是没有单位的。另外,采用标幺值计算时必须先选定基准值。我们一般先选定基准容量SB和基准电压UB。根据三相交流电路中的基本关系，推得基准电流IB和基准电抗值分别为(4-1)(4-2)其中，功率SB为MVA、电压UB为kV、电流为kA、电抗XB为据此，可以直接写出以下标幺值表示式容量标幺值 (4-3)电压标幺值(4-4)电流标幺值 (4-5)电抗标幺值 (4-6)在进行短路计算时，为方便起见通常选择基准值SB＝100MVA，基准电压（UB）为线路平均额定电压（UN）。4.2.2电网各元件电抗标幺值的计算取SB＝100MVA，UB＝UN(1)电力系统中的发电机的电抗标幺值为(4-7)(2)电力变压器的电抗标幺值为(4-8)(3)电力线路的电抗标幺值为(4-9)4.2.3用标幺值法进行短路计算的方法路电流中各主要元件的电抗标幺值求出以后，即可利用其等效电路图进行电路化简，计算其总电抗标幺值XΣ*，由于各元件电抗均采用相对值，与短路计算点的电压无关，因此无需进行电压换算，这也是标幺值法较之欧姆法优越之处。无限大容量系统三相短路周期分量有效值的标幺值按下式计算为实际手算时往往采用近似计算，即忽略综合负荷，且认为短路前电源电动势仍至网络各点电压均等于1，则有(4-10)由此可求得三相短路电流周期分量有效值(4-11)求得Ik(3)后，即可利用前面得公式求出I”(3)、I∞(3)、ish(3)和Ish(3)等。三相短路容量得计算公式为(4-12)4.2.4某110kV电网系统原理图及参数计算图4-1某110kv电网系统原理图本次设计中取=100MVA,,系统用一个无限大功率电流代表，它到母线的电抗标幺值为。各元件的电抗标幺值计算如下：变压器变压器的各绕组短路电压分别为：所以，变压器的电抗值为变压器变压器线路线路线路线路所以，110kV电力系统继电保护的等值网络如图4-2所示。图4-2110kV电力系统等值网络图4.3短路电流的计算110kV电力系统正常运行时，发电机存在三种运行情况，即：两台发电机同时运行、一台发电机退出运行另一台单独运行和两台同时运行；变压器有两种运行方式，即：一台变压器退出另一台变压器单独运行和两台变压器同时运行。下面分别分析各种情况下系统运行时的转移电抗，计算电抗和短路电流。(1)两台发电机同时运行，变压器同时投入运行。进行网络化简：将组成的三角形电路化简为由组成的星形电路，计算如下：系统的等值化简网络如图4-3所示。图4-3系统的等值化简网络①转移电抗和计算电抗计算当发生短路时=0.18所以，点发生短路时的等值网络如图4-4所示。图4-4点发生短路时的等值网络所以系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时=0.21所以，点发生短路时的等值网络如图4-5所示。图4-5点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时所以，点发生短路时的等值网络如图4-6所示。图4-6点发生短路时的等值网络S点对的转移电抗为：G点对的转移电抗为为：化简的等值网络如图4-7所示。图4-7化简的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：②由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。③计算短路电流有名值。各点发生短路时，各电源的基准电流分别为：系统S发电机查表得短路电流的标幺值和有名值如表4-1。表4-1短路电流表短路点时间系统S发电机短路点总电流/kA处短路4s标么值1.13标么值2.4914.27有名值/kA0.57有名值/kA13.70处短路4s标么值0.63标么值2.4713.90有名值/kA0.32有名值/kA13.58处短路4s标么值0.57标么值2.5214.13有名值/kA0.29有名值/kA13.84(2)发电机停运运行时，系统的等值网络如图4-8所示。图4-8系统的等值网络图进行网络化简：=0.0997系统的等值化简网络如图4-9所示。图4-9系统的等值化简网络①转移电抗和计算电抗计算当发生短路时=0.178所以，点发生短路时的等值网络如图4-10所示。图4-10点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时=0.21所以，点发生短路时的等值网络如图4-11所示。图4-11点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时S点对的转移电抗为：点对的转移电抗为：化简的等值网络如图4-12所示。图4-12化简的等值网络所以系统S对短路点的计算电抗为：所以发电机对短路点的计算电抗为：②由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。③计算短路电流有名值。（同上）查表得短路电流的标幺值和有名值如表4-2。表4-2短路电流表短路点时间系统S发电机短路点总电流/kA处短路4s标么值1.13标么值2.1112.17有名值/kA0.57有名值/kA11.6处短路4s标么值0.63标么值2.4513.79有名值/kA0.32有名值/kA13.47处短路4s标么值0.54标么值4.8326.80有名值/kA0.27有名值/kA26.53(3)线路处开环运行时，系统的等值网络如图4-13所示。图4-13系统的等值网络①转移电抗和计算电抗计算当发生短路时，G点对的转移电抗为：=0.54所以，点发生短路时的等值网络如图4-14所示。图4-14点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，S点对的转移电抗为：=0.614所以，点发生短路时的等值网络如图4-15所示。图4-15点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，S点对的转移电抗为：点对的转移电抗为：系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：②由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。③计算短路电流有名值。（同上）查表得短路电流的标幺值和有名值如表4-3表4-3短路电流表短路点时间系统S发电机短路点总电流/kA处短路4s标么值1.03标么值2.3931.96有名值/kA0.52有名值/kA31.44处短路4s标么值0.08标么值2.4713.63有名值/kA0.04有名值/kA13.59处短路4s标么值2.43标么值2.3213.96有名值/kA1.22有名值/kA12.74(4)线路处开环运行时，系统的等值网络如图4-16所示。图4-16系统的等值网络如①转移电抗和计算电抗计算当发生短路时，G点对的转移电抗为：=0.45所以，点发生短路时的等值网络如图4-17所示。图4-17点发生短路时的等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，等值网络如图4-18所示。图4-18等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：②由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。③计算短路电流有名值。（同上）查表得短路电流的标幺值和有名值如表4-4。表4-4短路电流表短路点时间系统S发电机短路点总电流/kA处短路4s标么值1.03标么值2.4413.94有名值/kA0.52有名值/kA13.42处短路4s标么值0.35标么值2.4713.76有名值/kA0.18有名值/kA13.59处短路4s标么值0.38标么值2.4713.78有名值/kA0.19有名值/kA13.59(5)线路处开环运行时，系统的等值网络如图4-19所示。图4-19系统的等值网络①转移电抗和计算电抗计算当发生短路时，等值网络如图4-20所示。图4-20等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，S点对的转移电抗为：=0.787发生短路时，等值网络如图4-21所示。图4-21等值网络如系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：当发生短路时，等值网络如图4-22所示。图4-22等值网络系统S对短路点的计算电抗为：发电机对短路点的计算电抗为：②由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。③计算短路电流有名值。（同上）查表得短路电流的标幺值和有名值如表4-5。表4-5短路电流表短路点时间系统S发电机短路点总电流/kA处短路4s标么值1.03标么值2.4413.94有名值/kA0.52有名值/kA13.42处短路4s标么值0.29标么值2.4713.73有名值/kA0.15有名值/kA13.59处短路4s标么值0.49标么值2.0111.31有名值/kA0.25有名值/kA11.064.4确定运行方式由4.3节的计算过程，统计系统各短路点短路时的短路电流如表4-6。表4-6各短路点短路时的电流总结表运行方式处短路时的短路电流/kA处短路时的短路电流/kA处短路时的短路电流/kA两台发电机同时运行14.2713.9014.13一台变压器停运，另一台变压器单独工作12.16713.7926.80线路处开环运行31.9613.6313.96线路处开环运行13.9313.7613.78线路处开环运行13.9213.7311.31综上所述：系统S侧（处短路时）的最大运行方式为：线路处开环运行。最小运行方式为：当一台发电机停运，另一台单独工作时。发电机-变压器侧（处短路时）的最大运行方式为：两台变压器同时运行时。最小运行方式为：线路处开环运行。变压器侧（处短路时）的最大运行方式为：当一台发电机停运，另一台单独工作时。最小运行方式为：线路处开环运行。4.4.1各种运行方式下各线路电流计算由图4-18可知，系统S对短路点的转移电抗为：=0.125所以系统折算到110kV的最小阻抗为：由图4-21可知，系统S对短路点的转移电抗为：=0.135系统折算到110kV的最小阻抗为：输电线路长为100kM，因此（输电线路电阻率为0.4/kM）短路电流为：同理，根据已知条件得：输电线路短路电流为：输电线路短路电流为：输电线路短路电流为：4.5各输电线路两相短路和三相短路电流计算(1)各输电线路在最小运行方式下的两相和三相短路电流系统电抗=0.135发电机电抗=0.13各输电线路三相短路电流为：输电线路三相短路电流为：同理可得，输电线路三相短路电流为：输电线路三相短路电流为：输电线路三相短路电流为：各输电线路两相短路电流为：输电线路两相短路电流为：输电线路两相短路电流为：输电线路两相短路电流为：输电线路两相短路电流为：(2)各输电线路在最大运行方式下的三相短路电流输电线路三相短路电流为：同理可得，输电线路三相短路电流为：输电线路三相短路电流为：输电线路三相短路电流为：5电网输电线路的整定5.1整定计算的概念及目的5.1.1继电保护整定计算的目的继电保护装置与安全自动装置(一下简称继电保护)属于而次系统,但是,它是电力系统中的一个重要组成部分。它对电力系统安全稳定地运行起着极为重要的作用,特别是在现代的超高压,大容量的电力系统中,对继电保护提出了更高的要求,重点是提高起速动性。总之,电力系统一时一刻也不能离开继电保护,没有继电保护的电力系统是不能运行的。5.1.2继电保护整定计算的步骤(1)按继电保护功能分类拟定短路计算的运行方式，选择短路类型，选择分支系数的计算条件。(2)进行短路故障计算，录取结果。(3)按同一功能的保护进行整定计算，选取整定值并做出定值图。(4)对整定结果分析比较，以选出最佳方案；最后应归纳出存在的问题，并提出运行要求。(5)画出定制图。5.2输电线路的整定5.2.1距离保护的整定对于110kV及以上电压级的输电线路，我们根据经验可以直接考虑用距离保护，所以这里的110kV侧我直接进行距离保护的整定计算和灵敏度校验。取=0.8，=1.2,=1,=1.15。线路的最大灵敏角根据经验也一般取60o～80o,取=80o。对于输电线路L3距离Ⅰ段：距离Ⅲ段：最小负荷阻抗为：动作阻抗为:由于=80o，=0.85得=31.78o。整定阻抗所以，>1.5,满足要求。5.2.2零序保护的整定要对零序保护进行整定计算必须先求出发生接地短路故障时,故障点的最大零序电流,而只有发生接地故障时,才会出现零序电流,所以只考虑单相短路和两相接地短路。当点发生短路时，空载不包括在各序网络中。变压器中性点接地应包括在零序网络中。正序网络化简过程如下：将支路19、22和23并联得等值电势和输入电抗：正序网络如图5-1所示。图5-1正序网络负序网络化简过程如下：负序网络输入电抗：负序网络如图5-2所示。图5-2负序网络零序网络化简过程如下：零序网络输入电抗：零序网络如图5-3所示。图5-3零序网络所以，各序的输入阻抗分别为：=1.4=0.25=0.28单相短路时，因为，电源电势用次暂态电势：取，所以0秒时的短路正序电流为：处发生短路时，短路点的零序电流为：两相短路时，因为，电源电势用次暂态电势：取，所以0秒时的短路正序电流为：处发生短路时，短路点的零序电流为：综上所示，当发生短路时的短路点最大零序电流为：故110kV发生短路时各线路的零序电流保护整定如下：零序Ⅰ段：零序Ⅲ段：线路线路线路线路其中，是可靠系数，这里取1.15；是非周期分量影响系数，采用自动重合闸时加速为1.5~2.0，其它为1；是电流互感器的同型系数，相同为0.5，不同为1；是电流互感器误差，取0.1；6变压器保护与整定6.1电力变压器保护的重要性电力变压器是电力系统中大量使用的重要电气设备，它的安全运行是电力系统可靠工作的必要条件。电力变压器有区别于发电机，它无旋转部件，是一种静止的电气设备，结构比较简单，运行可靠性较高，发生故障的机会相对较少。但是，变压器是连续运行的，停电机会很少，而且绝大部分安装在室外，受自然环境影响较大。另外，变压器时刻受到外接负荷的影响，特别是受电力系统短路故障的威胁较大。因此，电力变压器在运行中，仍然有可能发生各种类型的故障或出