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1、成绩 课程设计说明书题 目 110kV电网继电保护配置与整定计算 课 程 名 称 继电保护课程设计 院（系、部、中心） 电力工程学院 专 业 电气工程及其自动化（电力系统）班 级 电力083 设计起止时间：2011年 12月26日至2012年01月06日 目录第1章 110kV线路保护与重合闸的配置11.1保护与重合闸的配置原则11.1.1保护配置原则11.1.2自动重合闸配置原则21.2 110kV线路保护与自动重合闸的整定原则41.2.1 110kV线路零序电流保护41.2.2 相间距离保护91.2.3 自动重合闸101.3保护与自动重合闸配置13第2章 110kV线路整定计算142.1电
2、网中性点接地配置142.1.1中性点接地配置原则142.1.2变压器中性点接地配置152.2参数计算152.2.1阻抗计算152.2.2 B母线短路计算172.2.2 C母线短路192.3 保护整定202.3.1距离保护的整定（灵敏角取）：202.3.2零序电流保护整定21第3章 主变差动保护整定243.1 短路计算243.2 计算平衡系数243.3 不平衡电流计算243.4 拐点电流、243.5 制动特性斜率253.6 灵敏度校验253.7 差动电流速断定值25课程设计小结27参考文献：28第1章 110kV线路保护与重合闸的配置1.1保护与重合闸的配置原则根据中华人民共和国行业标准继电保护
3、和安全自动装置技术规程（GB 1428593）的规定，110kV线路应当按照如下原则配置保护与重合闸装置：1.1.1保护配置原则1.1.1.1 110220kV 中性点直接接地电力网中的线路保护110220kV 直接接地电力网的线路，应按规定装设反应相间短路和接地短路的保护。1.1.1.2全线速动保护应按下列原则配置，符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护。a.根据系统稳定要求有必要时； b.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； c.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
4、能够改善整个电网保护的性能。1.1.1.3后备保护应按下列原则配置， 110kV 线路宜采用远后备方式。1.1.1.4对接地短路，应按下列规定之一装设保护：a. 宜装设阶段式或反时限零序电流保护。b. 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。1.1.1.5对相间短路，应按下列规定装设保护装置：a.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； b. 双侧电源线路宜装设距离保护； c. 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； 对于并列运行的平行线，宜装设横联保护。1.1.1.6对带分支的
5、110220kV 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：a. 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。b.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： (a).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； (b).用于带分支线路的纵联保护，在外部故障时
6、，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； (c).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。c. 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。d. 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： (a).方向电流保护或距离
7、保护。(b).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。(c).电压保护当分支侧为小电源时采用。(d).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。1.1.2自动重合闸配置原则1.1.2.1自动重合闸装置应按下列规定装设：a.3kV及以上的架空线路和电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，如用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置；b.旁路断路器和兼作旁路的母线联络断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置；c.低压侧不带电源的降压变压器，可装设自动重合闸
8、装置；d.必要时母线故障可采用母线自动重合闸装置。1.1.2.2 自动重合闸装置应符合下列基本要求：a.自动重合闸装置可按控制开关位置与断路器位置不对应的原理起动，对综合重合闸装置，尚宜实现由保护同时起动的方式；b.用控制开关或通过遥控装置将断路器断开，或将断路器投于故障线路上，而随即由保护将其断开时，自动重合闸装置均不应动作；c.在任何情况下(包括装置本身的元件损坏，以及继电器触点粘住或拒动)，自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定(如一次重合闸只应动作一次)；d.自动重合闸装置动作后，应自动复归；e.自动重合闸装置，应能在重合闸后加速继电保护的动作；必要时，可在重合闸前加速其动作；f.自
9、动重合闸装置应具有接收外来闭锁信号的功能。1.1.2.3 自动重合闸装置的动作时限应符合下列要求：对单侧电源线路上的三相重合闸装置，其时限应大于下列时间：a.故障点灭弧时间(计及负荷侧电动机反馈对灭弧时间的影响)及周围介质去游离时间； b.断路器及操作机构复归原状，准备好再次动作的时间。对双侧电源的三相和单相重合闸装置或单侧电源的单相重合闸装置，其时限除应考虑上述要求外，还应考虑线路两侧继电保护以不同时限切除故障的可能性，及潜供电流对灭弧的影响。自动重合闸应当满足电力系统稳定的要求。1.1.2.4110kV及以下单侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设：采用三相一次重合闸方式。当断路器断流
10、容量允许时，下列线路可采用两次重合闸方式：a.无经常值班人员变电所引出的无遥控的单回线；b.给重要负荷供电，且无备用电源的单回线。由几段串联线路构成的电力网，为了补救电流速断等速动保护的无选择性动作，可采用带前加速的重合闸或顺序重合闸方式。1.1.2.5 110kV及以下双侧电源线路的自动重合闸装置，按下列规定装设：并列运行的发电厂或电力系统之间，具有四条及以上联系的线路或3条紧密联系的线路，可采用不检查同步的三相自动重合闸方式。并列运行的发电厂或电力系统之间，具有两条联系的线路或三条联系不紧密的线路，可采用下列重合闸方式：a.同步检定和无电压检定的三相重合闸方式；b.并列运行双回线路，也可采
11、用检查另一回线路有电流的自动重合闸方式。双侧电源的单回线路，可采用下列重合闸方式：a.解列重合闸方式，即将一侧电源解列，另一侧装设线路无电压检定的重合闸方式；b.当水电厂条件许可时，可采用自同步重合闸方式；c.为避免非同步重合及两侧电源均重合于故障线路上，可采用一侧无电压检定，另一侧采用同步检定的重合闸方式。当符合下列条件，且认为有必要时，可采用非同步重合闸方式：a.流过发电机、同步调相机或电力变压器的冲击电流不超过规定值时；b.在非同步重合闸所产生的振荡过程中，对重要负荷的影响较小，或者可以采取措施减小其影响(例如尽量使电动机在电压恢复后，能自动起动，使同步电动机失步后，实现再同步等)时；c
12、.重合后，电力系统可以迅速恢复同步运行时。1.1.2.6 当采用非同步重合闸方式时，应根据实际情况采取措施，以防止本线路或其他线路的保护不正确动作。1.1.2.7 在带有分支的线路上使用单相重合闸装置时，分支侧的自动重合闸装置采用下列方式：分支处无电源时：a.分支处变压器中性点接地时，装设零序电流起动的低电压选相的单相重合闸装置。重合后，不再跳闸；b.分支处变压器中性点不接地，但所带负荷较大时，装设零序电压起动的低电压选相的单相重合闸装置，重合后，不再跳闸。当负荷较小时，不装设重合闸装置，也不跳闸。如分支处无高压电压互感器，也可在变压器(中性点不接地)中性点处装设一个电压互感器，当线路接地时，
13、由零序电压保护起动，跳开变压器低压侧三相断路器，然后重合闸，重合后，不再跳闸。分支处有电源时：a.如分支处电源不大，可用简单的保护将电源解列后，按3.2.8.1条规定处理；b.如分支处电源较大，则在分支处装设单相重合闸装置。1.1.2.8 当采用单相重合闸装置时，应考虑下列问题，并采取相应措施：a.重合闸过程中出现的非全相运行状态，如有可能引起本线路或其他线路的保护装置误动作时，应采取措施予以防止；b.如电力系统不允许长期非全相运行，为防止断路器一相断开后，由于单相重合闸装置拒绝合闸而造成非全相运行，应采取措施断开三相，并应保证选择性。1.1.2.9 当装有同步调相机和大型同步电动机时，线路重
14、合闸方式及动作时限的选择，宜按对双侧电源线路的规定执行。1.2 110kV线路保护与自动重合闸的整定原则根据中华人民共和国行业标准3110kV电网继电保护装置运行整定规程（DL/T 58495）的规定，110kV线路应当按照如下原则整定保护：1.2.1 110kV线路零序电流保护1.2.1.1 单侧电源线路的零序电流保护一般为三段式，终端线路也可以采用两段式。a.零序电流I段电流定值按躲本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，参照第1.2.1.4条整定。b.三段式保护的零序电流段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第4.2.1.10条规定的灵敏系
15、数整定，还应与相邻线路零序电流段或段配合，动作时间按配合关系整定。c.三段式保护的零序电流段作本线路经电阻接地故障和相邻元件接地故障的后备保护，其电流一次定值一般不应大于300A，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第1.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流段或段的配合情况，动作时间按配合关系整定。d.终端线路的零序电流段保护范围允许伸入线路末端供电变压器(或T接供电变压器)，变压器故障时线路保护的无选择性动作由重合闸来补救。终端线路的零序电流最末一段作本线路经电阻接地故障和线路末端变压器故障的后备保护，其电流定值应躲过
16、线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流，不应大于300A(一次值)。e.采用前加速方式的零序电流保护各段定值可以不与相邻线路保护配合，其定值根据需要整定，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救。1.2.1.2 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在需要改善配合条件，压缩动作时间的线路，零序电流保护宜采用四段式的整定方法。1.2.1.3 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护各段一般应遵循下述原则：a.零序电流段作为速动段保护使用，除极短线路外，一般应投入运行。b.三段式保护的零序电流段(四段式保护的段或段)，应能有选择性切除本线路范围的接地故障，其动作时间应尽量缩短
17、。c.考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，零序电流保护最末一段的电流定值不应大于300A(一次值)。d.零序电流保护的整定公式见表1。对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑与背侧线路零序电流保护的配合。1.2.1.4 零序电流段：a.零序电流段电流定值按躲区外故障最大三倍零序电流整定，在无互感的线路上，零序电流段的区外最严重故障点选择在本线路对侧母线或两侧母线上。当线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，故障点有时应选择在该平行线路的某处。表1 110kV线路零序电流保护整定表名称符号电 流 定 值动作时间公 式说 明正常重合闸后说明参量含义取值范围零序电流段I0 I0m
18、ax为区外故障最大零序电流Kk1.3=0 动作值躲不过断路器合闸三相不同步最大三倍零序电流时，重合闸过程中带0.1s延时或退出运行零序电流段I01.与相邻线路零序段配合为相邻线路零序段动作值 为相邻线路零序段动作值KF为最大分支系数Kk1.1=1.11.3后加速带0.1s延时 为相邻线路零序段动作时间2.与相邻线路零序段配合 3.校核变压器220kV(或330kV)侧接地故障流过线路的3I0， 零序电流段I01.与相邻线路零序段配合为相邻线路零序段动作值为相邻线路零序段动作值KF最大分支系数Kk1.1后加速带0.1s延时为相邻线路零序段动作时间为相邻线路零序段动作时间为线路末端变压器220kV
19、(或330kV)侧出线零序电流保护保全线有规程规定灵敏系数段动作时间2.与相邻线路零序段配合3.校核变压器220kV(或330kV)侧接地故障流过线路的3I0零序电流段I0 1.与相邻线路零序段配合 为相邻线路零序段动作值 为相邻线路零序段动作值 KF为最大分支系数Kk1.1后加速带0.1s延时 为相邻线路零序段动作时间 为相邻线路零序段动作时间 为线路末端变压器220kV(或330kV)侧出线零序电流保护保全线有规程规定灵敏系数段动作时间 2.与相邻线路零序段配合 3.校核变压器220kV(或330kV)侧接地故障流过线路的3I0b.在计算区外故障最大零序电流时，一般应对各种常见运行方式及不
20、同故障类型进行比较，取其最大值。如果所选择的停运检修线路是与本线路有零序互感的平行线路，则应考虑检修线路在两端接地的情况。c.由于在计算零序故障电流时没有计及可能出现的直流分量，因此在按躲开区外故障最大三倍零序电流整定零序电流段定值时，可靠系数不应小于1.3。1.2.1.5 零序电流段：a.三段式保护的零序电流段电流定值应按保本线路末端故障时有不小于第1.2.1.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流段或段配合，保护范围一般不应伸出线路末端变压器220kV(或330kV)电压侧母线，动作时间按配合关系整定。b.四段式保护的零序电流段电流定值按与相邻线路零序电流段配合整定，相邻线路全线
21、速动保护能长期投入运行时，也可以与全线速动保护配合整定，电流定值的灵敏系数不作规定。c.如零序电流段被配合的相邻线路是与本线路有较大零序互感的平行线路，则应考虑该相邻线路故障，在一侧断路器先断开时的保护配合关系。零序电流段的电流定值与相邻线路零序电流段配合时，故障点一般可选在相邻线路末端。1.2.1.6 零序电流段：a.三段式保护的零序电流段作本线路经电阻接地故障和相邻元件故障的后备保护，其电流定值不应大于300A(一次值)，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第1.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流段、段或段的配合情
22、况，并校核保护范围是否伸出线路末端变压器220kV或(330kV)电压侧母线，动作时 间按配合关系整定。b.四段式保护的零序电流段按下述方法整定：如零序电流段对本线路末端故障有规定的灵敏系数，则零序电流段与相邻线路零序电流段配合整定，对保相邻线路末端故障的灵敏系数不作规定。如零序电流段对本线路末端故障达不到第1.2.1.10条规定的灵敏系数要求，则零序电流段按三段式保护的零序电流段的方法整定。1.2.1.7 零序电流段：四段式保护的零序电流段按三段式保护的零序电流段的方法整定。1.2.1.8 零序电流保护最末一段与相邻线路零序电流保护配合整定有困难或动作时间过长时，如有必要，可按第2.3.2条
23、规定设置适当的不配合点。1.2.1.9 分支系数Kf的选择，要通过常见各种运行方式的比较，选取其最大值。在复杂的环网中，分支系数的大小与故障点的位置有关，在考虑与相邻零序电流保护配合时，按理应选用故障点在被配合段保护范围末端的Kf值，但为了简化计算，也可选用故障点在相邻线路末端的可能偏高的Kf值。1.2.1.10 保全线有灵敏系数的零序电流定值对本线路末端金属性接地故障的灵敏系数应满足如下要求：a. 20km以下线路，不小于1.5；b.2050km的线路，不小于1.4；c. 50km以上线路，不小于1.3。1.2.1.11 零序电流最末一段电流定值，对相邻线路末端金属性接地故障的灵敏系数力争不
24、小于1.2。确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。1.2.1.12 零序电流保护与接地距离保护配合时，可先找出接地距离的最小保护范围，与之配合的零序电流保护按躲开此处接地故障整定。1.2.1.13 三相重合闸后加速一般应加速对线路末端故障有足够灵敏系数的零序电流保护段，如果躲不开后一侧合闸时，因断路器三相不同步产生的零序电流，则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0.1s延时。1.2.1.14 当110kV线路零序电流保护范围伸出线路相邻变压器220kV(或330kV)电压等级母线时，如配合有困难，110kV线路零序电流保护定值可以不与220kV(或330kV)电压等级的变压器零序电流保护
25、配合，但应与该侧出线零序电流保全线有灵敏系数的保护段配合。1.2.2 相间距离保护1.2.2.1 相间距离保护一般为三段式。一些相间距离保护在三段式的基础上还设有不经振荡闭锁的相间距离段和距离段保护。1.2.2.2 起动元件的定值应保证在本线路末端和保护动作区末端非对称故障时有足够的灵敏系数，并保证在本线路末端发生三相短路时能可靠起动，其灵敏系数具体取值如下：a.负序电流分量起动元件在本线路末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于4。b.单独的零序或负序电流分量起动元件在本线路末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于4。c.负序电流分量起动元件在距离段动作区末端金属性两相短路故障时，灵敏系数
26、大于2。d.单独的零序或负序电流分量起动元件在距离段动作区末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于2。e.相电流突变量起动元件在本线路末端各类金属性短路故障时，灵敏系数大于4，在距离段动作区末端各类金属性故障时，灵敏系数大于2。1.2.2.3 短时开放式振荡闭锁元件的整定：a.振荡闭锁开放时间，原则上应在保证距离段可靠动作的前提下，尽量缩短，一般取0.20.3s。但其中切换继电器由段切换到段的时间，应大于接地故障保护第段动作时间与相间距离保护第段动作时间之和，以尽可能使在距离段范围内发生的单相接地(在接地故障发出跳闸脉冲之前)，迅速发展成三相短路的转换性故障时，仍能由距离段动作跳闸，一般可
27、整定为0.120.15s。b.判别振荡用的相电流元件的定值，应可靠躲过正常负荷电流。c.振荡闭锁整组复归时间，一般应大于相邻线重合闸周期加上重合于永久性故障保护再次动作的最长时间，并留有一定裕度。视具体情况，必要时也可以采用快速复归的方式。1.2.2.4 保护动作区末端金属性相间短路的最小短路电流应大于距离保护相应段最小准确工作电流的两倍。1.2.2.5 相间距离段阻抗定值，按可靠躲过本线路末端相间故障整定。1.2.2.6 相间距离段阻抗定值，按保本线路末端相间故障有不小于规定的灵敏系数整定，并与相邻线路相间距离段或段配合，动作时间按配合关系整定。1.2.2.7 相间距离段阻抗定值对本线路末端
28、相间金属性故障的灵敏系数应满足如下要求：a.对50km以上的线路不小于1.3；b.对2050km的线路不小于1.4；c.对20km以下的线路不小于1.5。可能时，应考虑当线路末端经一定的弧光电阻故障时，保护仍能动作。1.2.2.8 相间距离段阻抗定值，按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，并与相邻线路不经振荡闭锁的相间距离段或距离段配合。当相邻线路距离、段采用短时开放方式，又未设置不经振荡闭锁的相间距离段时，相间距离段若与相邻线路相间距离段配合，则可能失去选择性，应备案注明。相间距离段的动作时间应按配合关系整定，对可能振荡的线路，还应大于振荡周期。1.2.2.9 相间距离段阻抗定值，对相邻
29、线路末端相间故障的灵敏系数应力争不小于1.2，确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。1.2.2.10 上下级相间距离阻抗定值应按金属性短路故障进行配合整定，不计及故障电阻影响。1.2.2.11 相电流速断定值应可靠躲过区外最大故障电流，对可能振荡的线路，还应躲过最大振荡电流。1.2.2.12 相间距离保护的整定公式见表2。1.2.3 自动重合闸1.2.3.1 自动重合闸的动作时间：a.单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。b.双侧电源线路的三相重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置以不同
30、时间切除故障的可能性。重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间，即式中tzminz-min最小重合闸整定时间； T对侧保护延时段动作时间；tDD断电时间，对三相重合闸不小于0.3s；tKk断路器合闸固有时间；t裕度时间。表2 相间距离保护整定表 名称符号阻 抗 定 值动作时间公 式说 明公 式说 明段Z1.按躲本线末端故障整定 Kk=0.80.85 ZL为线路正序阻抗L为被保护线路正序阻抗角2.单回线终端变压器方式伸入变压器内 Kk0.80.85，KKT0.7 为终端变压器并联等值正序阻抗段Z1.躲相邻线
31、距离保护第段 KZ为助增系数 为相邻线距离段动作阻抗 Kk=0.80.85，0.8 2.躲变压器其他侧母线 为相邻变压器并联等值正序阻抗 KK=0.80.85，KKT0.7 3.躲相邻线距离保护第段 为相邻距离段动作阻抗Kk=0.80.85，0.8 公式右侧ZL、 和可假定阻抗角相等为相邻线路距离段动作时间 4.本线故障有规定的灵敏系数 5.与相邻线路电流电压保护配合 灵敏系数KlmM=1.31.5 求出电流电压保护的最小保护范围，再与之配合段Z 1.躲相邻线距离保护第段 为相邻距离段动作阻抗 Kk=0.80.850.8 保护范围不伸出相邻变压器其他侧母线时：，保护范围伸出相邻变压器其他侧母线
32、时： 为相邻线路不经振荡闭锁的距离段动作时间 为本规程要求配合的保护动作时间(时) 1.躲相邻线路距离保护第段 为相邻线路距离段动作时间 2.与相邻变压器过电流保护配合 E-min为距离保护安装处背侧最低等值相间电势 Zc为背侧等值阻抗 为相邻变压器过流保护定值，Kk=0.80.85为相邻变压器被配合保护的动作时间 3.躲负荷阻抗 ZDZ为按躲过实际可能最不利的系统频率下阻抗元件所见到的事故过负荷最小负荷阻抗ZFH(应配合阻抗元件的实际动作特性进行检查)整定。Kk0.7注：a.所给定的阻抗元件定值，包括幅值和相角两部分，都应是在额定频率下被保护线路的正序阻抗值。但对有特殊规定的距离段阻抗定值例
33、外。b.表2适用于接于相间电压与相电流之差的相间阻抗元件。c.接线为其他方式的相间距离保护的整定计算可参照表2。c.对分支线路，在整定重合闸时间时，尚应考虑对侧和分支侧断路器相继跳闸的情况下，故障点仍有足够的断电去游离时间。d.为提高线路重合成功率，可酌情延长重合闸动作时间：单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间不宜小于1s；如采用二次重合闸，第二次重合闸动作时间不宜小于5s。多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5s。大型电厂出线的三相一次重合闸时间一般整定为10s。1.2.3.2 如果分支侧变压器低压侧无电源，分支侧断路器可以在线路故障时不跳闸，但线路
34、后加速电流定值应可靠躲过重合闸时分支侧最大负荷电流。1.2.3.3 双侧电源的线路，除采用解列重合闸的单回线路外，均应有一侧检同期重合闸，以防止非同期重合闸对设备的损害。检同期合闸角的整定应满足可能出现的最不利方式下，小电源侧发电机的冲击电流不超过允许值。一般线路检同期合闸角整定在30左右。1.3保护与自动重合闸配置针对本次课程设计的110kV单电源辐射网，可以配置如下的保护与重合闸：反应相间故障配相间距离保护I、II、III段。反应接地故障配零序电流保护I、II、III段。重合闸采用三相一次重合闸。第2章 110kV线路整定计算2.1电网中性点接地配置 2.1.1中性点接地配置原则在110k
35、V及以上中性点直接接地的系统中，接地故障是常见的故障形式。对中性点直接接地系统中的变压器，要配置接地保护，用来反应接地故障，并作为变压器主保护的后备保护和相邻元件接地短路的后备保护。变压器中性点是否应直接接地运行与变压器绝缘水平有关。在500kV系统中，中性点绝缘水平为38kV的变压器，其中性点必须直接接地运行；自耦变中性点必须直接接地运行；在220kV系统中，中性点绝缘水平为110kV的变压器，其中性点可直接接地运行，也可在系统不会失去中性点接地的情况下，不接地运行。对于全绝缘变压器，其高压侧绕组中性点可直接接地或不接地运行。当系统中发生接地短路时，零序电流的大小及分布与系统中变压器中性点接
36、地数量和位置有关。对中性点绝缘水平较高的分级绝缘变压器及全绝缘变压器，可安排一部分变压器中性点接地运行，另一部分变压器中性点不接地运行，以使系统在各种运行方式下、变压器中性点接地数量及位置尽量不变，以保证零序保护的保护范围稳定且有足够的灵敏度。变压器中性点接地的具体选择原则如下： (1)在单电源网络中，终端变电所的变压器中性点一般不接地，这样，可提高线路首端零序电流保护的灵敏度。 (2)对多电源网络，每个电源处至少应有一个中性点接地，以防止接地短路可能引起的过电压，对变压器产生危害。 (3)发电厂和变电所有多台变压器并联运行时应有部分中性点接地；双母线有条件时，最好每条母线上均有变压器中性点接
37、地。这样，当接地运行的变压器检修停运时，可将中性点不接地运行的变压器的中性点接地，从而使中性点接地点的数量和位置保持不变。 (4)当降压变压器的中压侧和低压侧有电源时，中性点应接地。但在个别情况，如电源较小，零序保护不能动作或使系统保护复杂时，也可不接地，但应装设变压器过电压的保护措施。 (5)带负荷调整电压分接头的变压器因绝缘要求，应将中性点优先接地；当没有条件接地时，只要能运行在中性点接地系统中，也可不接地，但应取得制造厂家的同意。 (6)对有三台以上变压器的110kV或220kV双母线运行的发电厂，一般按两台变压器中性点接地运行，且分别接于两组不同母线上当其中一台中性点接地变压器停用时可
38、将另一台中性点不接地变压器的中性点接地。2.1.2变压器中性点接地配置按照上述原则，A变电所1台主变中性点接地，B变电所1台主变中性点接地，C、D变电所为终端变电所，变压器中性点不接地。2.2参数计算以下表中数据为例：最大Zs.1最小Zs.1最大Zs.0最小Zs.0A所主变B所主变C所主变MVAMVAMVA6.83.37.44.4120231.52202D所主变L1L1最大负荷L2L3x0/x1MVAKmAKmKm31.522336824193.07所有阻抗角假定为，负荷的功率因素为0.9（负荷阻抗角为）。2.2.1阻抗计算折算到110kV系统，各个元件与线路计算如下：2.2.1.1系统阻抗正
39、负序阻抗：，零序阻抗：，2.2.1.2变压器阻抗变压器T1、T2正负序阻抗：变压器T1零序阻抗：按照上述方法得出变压器T3、T4阻抗：变压器T3正负序阻抗：变压器T3零序阻抗：变压器T5、T6正负序阻抗：变压器T5、T6零序阻抗：变压器T7、T8正负序阻抗：变压器T7、T8零序阻抗：线路L1正负序阻抗：线路Xl1零序阻抗：按照上述方法得出线路L2、L3的阻抗：线路L2正负序阻抗：线路L2零序阻抗：线路L3正负序阻抗：线路L3零序阻抗：线路最小负荷阻抗：考虑到所整定保护装于L1线路上，其对应的最大运行方式为A变电所两台主变并列运行，最小运行方式为一台主变运行，其余变电所主变低压侧均开环运行。则将
40、参数标于图上，有正序网络图2-1与零序网络图2-2，并列表如表2-1。图2-1 正序网络图图2-2 零序网络图表2-1，参数表Zs1.maxZs1.minZs0.maxZs0.minT1 T31.70.8251.851.111.5744.08T5T7L1 L2L344.0869.439.2/28.39.6/29.57.6/23.32.2.2 B母线短路计算单相或两相接地故障时流过保护1的最大电流与最小电流正序网络图如下：图23 B母线短路时的正序网络图零序网络图如下：图24 B母线短路时的零序网络图其中故障点：故障点：所以，流过保护1的零序电流为其中故障点：故障点：所以，流过保护1的零序电流为
41、2.2.2 C母线短路单相或两相接地故障时流过保护1的最大电流与最小电流 图2-5 C点故障正序网络图图2-6 C点故障零序网络图其中故障点：故障点：所以，流过保护1的零序电流为故障点：故障点：所以，流过保护1的零序电流为算出流过保护1的最大零序电流最小零序电流，列表于表2-2表2-2，零序短路电流B点故障C点故障最大零序电流（kA）0.6510.340最小零序电流（kA）0.5140.2572.3 保护整定2.3.1距离保护的整定（灵敏角取）：（1）I段整定阻抗小于线路阻抗，可靠系数取0.8，一、二次值为一次：二次：动作时间0s。（2）II段与线路BC保护I段配合（分支系数为1），整定阻抗一
42、次值为II段与变压器T3或T4配合（分支系数为1），整定阻抗一次值为灵敏系数，满足。则二次整定值为：动作时间为：。（3）III段按最小负荷阻抗整定，最小负荷阻抗为：整定阻抗一次值为（假定返回系数取1.15）：整定阻抗二次值为：近后备灵敏系数，符合要求。远后备灵敏系数（a）作为T3或T4的远后备，符合要求。（b）作为BC线路的远后备，符合要求。III段动作时间按阶梯原则配合，有2.3.2零序电流保护整定（1）保护1零序电流I段整定计算动作电流。按躲过最大运行方式下本线路末端（即B母线处）接地故障时流过保护的最大零序电流整定。即动作时限为保护固有动作时间。二次动作值6.78A。（2）保护1零序电流
43、段整定计算动作电流。按与相邻BC线路保护的段动作电流相配合的原则整定。则动作电流为：灵敏系数校验。利用最小运行方式下本线路末端（即B母线处）发生接地短路时流过保护的最小零序电流来校验。灵敏度不满足要求，所以改为与线路BC零序电流段配合，取线路BC为终端线路，其零序电流段按线路末端短路有灵敏度整定，即，则保护1零序电流段动作电流为：重新校验灵敏系数：灵敏度满足要求，二次值为2.13A。动作时限。应比相邻线路保护的段动作时限高一个时限级差Dt，即（3）保护1零序电流段整定计算动作电流。按躲过线路末端三相短路时流过的保护的最大不平衡电流来整定，一般取12A二次值，本文取1A即：灵敏系数校验。（a）作线路AB的近后备时，利用最小运行方式下本线路末端接地短路时流过保护的最小零序电流校验灵敏系数，即近后备灵敏度满足要求。（b）作远后备时。利用最小运行方式下BC线路末端接地短路时流过保护的最小零序电流校验灵敏系数，即作为线路BC远后备保护的灵敏系数为：可见，远后备灵敏度满足要求。动作时限，应比相邻设备保护的最大动作时限高一个时限级差Dt，取最后，将整定计算结果列表如下：动作值动作时间（s）灵敏度距离保护I段0.81W0距离保护段4.65W0.31.47距离保护段11.41W2.111.37，1.96，5.56零序电流保护I段6.78A0零序电流保护段2.13A0.6
