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电力系统110KV-线路的继电保护方式进行保护配置及整定计算

来源：爱够旅游网

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第一章绪论第1.1节继电保护的作用

电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好。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，可能出现各种故障和不正常运行状态。故障中最常见，危害最大的是各种型式的短路。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。

第1.2节对电力系统继电保护的基本要求

动作于跳闸的继电保护，在技术上一般应满足四个基本要求，即选择性、速动性、灵敏性和可靠性。 1.2.1选择性：

是指保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。 1.2.2速动性：

是指快速地切除故障，以提高电力系统并列运行稳定，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及小故障元件的损坏程度。因此，在发生故障时，应力求保护装置能迅速动作，切除故障。 1.2.3灵敏度：

是指在该保护装置规定的保护范围内发生了它应该动作的故障时，他不应该拒绝动作，而在任何其他该保护不应该动作的情况下，则不应该误动作。 1.2.4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它任何情况下，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、回路中继电器的触点和接插件数越少，保护装置就越可靠。同时，保护装置的恰当的配置与选用、正确地安装与调试、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。

保护的误动和拒动都会给电力系统造成严重的危害，在保护方案的构成中，防止保护误动与防止其拒动的措施常常是互相矛盾的。由于电力系统的结构和负荷性质不同，误动和拒动的危害程度有所不同，因而提高保护装置的可靠性的着重点在很多情况下也应有所不同。例如，系统有充足的旋转备用容量、各元件之间联系十分紧密的情况下，由于某一元件的保护装置误动而给系统造成的影响较小；但保护装置的拒动给系统在成的危害却可能很大。此时，应着重强调提高不误动的可靠性。又如对于大容量发电机保护，应考虑同时提高不拒动的可靠性和不误动的可靠性。

在某些文献中称不误动的可靠性为“安全性”，称不拒动和不会非选择动作的可靠性为“可信赖性”。

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对继电保护装置的四项基本要求是分析研究继电保护的基础。与此同时，电子计算机特别是微型计算机技术的发展，各种微机型继电保护装置也应运而生，由于微机保护装置具有一系列独特的优点，这些产品问世后深受用户青睐电流。

第1.3节微机继电保护装置具有以下特点

1．3．1 维护调试方便：

目前国内大量使用的整流型或晶体管型继电保护装置的调试工作量很大，尤其是一些复杂保护，例如距离保护，调试一套常常需要一周，甚至更长的时间。究其原因，这类保护装置是布线逻辑的，保护的每一种功能都有相应的硬件器件和连线来实现。为确认保护装置是否完好，就需要把所具备的各种功能通过模拟试验来校核一遍。微机保护则不同，它的硬件是一台计算机，各种复杂的功能是由相应的软件来实现的。换言之，它是一个只会做几种单调的、简单操作的硬件，配以软件，把许多简单操作组合完成各种复杂功能的。因而只要用几个简单的操作就可以检验微机的硬件是否完好。或者说如果微机硬件有故障，将会立即表现出来，如果硬件完好，对于以成熟的软件，只要程序和设计时一样（这很容易检查），就必然会达到设计的要求，用不着涿台作各种模拟试验来检验每一种功能是否正确。实际上如果经检查，程序和设计时的完全一样，就相当于布线逻辑的保护装置的各种功能已被检查完毕。一般微机保护装置都具有自检功能，对硬件各部分和存放在EPROM中的程序不段进行自动检测，一旦发现异常会发出警报。通常只要接上电源后没有警报，就可确认装置完好。所以对微机保护装置可以说几乎不用调试，从而大大减轻了运行维护的工作量。 1.3.2 可靠性高：

计算机在程序指挥下，有极强的综合分析和判断能力，因而它可以实现常规保护很难办到的自动纠错，即自动地识别和排除干扰，防止由于干扰而造成的误动作。另外，它有自诊断能力，能够自动检测出本身硬件的异常部分，配合多重化可以有效地防止拒动，因此可靠性很高。

1.3.3 易于获得附加功能：

应用微型计算机后，如果配置一个打印机，或者其它显示设备，可以在系统发生故障后提供多种信息。例如保护各部分的动作顺序和动作时间记录，故障类型和相别及故障前后电压和电流的波形记录等。还可以提供故障点的位置。这将有助于运行部门对事故的分析和处理。 1.3.4 灵活性大：

由于计算机保护的特性主要有软件决定，因此，只要改变软件就可以改变保护的特性和功能。从而可灵活地适应电力系统运行方式的变化。 1.3.5 保护性能得到很好改善：

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由于计算机的应用，使很多原有型式的继电保护中存在的技术问题，可找到新的解决办法。例如对接地距离的允许过度电阻的能力，距离保护如何区别振荡和短路等问题都以提出许多新的原理和解决办法。 1.3.6 保护装置体积缩小：

一套微机保护装置，可以实现多种保护功能，例如一套LFP-901A微机保护装置有3个独立的CPU可以实现距离保护、零序保护、自动重合闸等功能。因此在组屏时，体积要缩小，便于现场的按装维护。

第1.4节 LFP-901A微机继电保护装置的介绍

1.4.1 LFP—901A 型超高压线路成套快速保护装置的应用

本装置为由微机实现的数字式超高压线路成套快速保护装置。包括以工频变化量方向元件为主体的快速主保护，由工频变化量距离元件构成的快速I段保护，有三段式相间和接地距离及二个延时段零序方向过流作为后备的全套后备保护。保护有分相出口，用作22KV 及以上的输电线路的主保护及后备保护。

装置设有重合闸出口，根据需要，实现单相重合，三相重合和综合重合闸方式。 1.4.2 装置的性能特征： (1) 本装置有三个独立的单片机：

A）：CPU1为装置的主把喷壶，有工频变化量方向继电器和零序方向继电器经通道配合构成全线路快速跳闸保护，由I段工频变化量距离继电器构成快速独立跳闸段；由二个延时零序方向过流段构成接地后备保护。

B）：CPU2为三阶段式相间和接地距离保护，以及重合闸逻辑。

C）：CPU3为起动和管理机，内设整机总起动元件，该起动元件与方向和距离保护在电子电路上（包括数据采集系统）完全独立，动作后开放保护出口电源，另外，CPU3还作为人机对话的通讯接口，保护跳闸，整组复归后，CPU3接收CPU2来的电压电流信号，进行测距计算。

(2) 由工频变化量方向继电器和零序方向继电器构成的主保护全线路跳闸时间小于25ms。

由工频变化量距离继电器实现了近处故障跳闸时间小于10ms，线路中间故障小于15ms，由三段式相间和接地距离保护和二延时段零序保护构成了完整的阶段式后备功能。 (3) CPU1和CPU2分别作为主保护及后备保护，功能独立，有互相补充。

A） CPU1强调快速性，采样率为每周波20点，主要继电器采用积分算法，速度快且安全性

高。

CPU2作为后备保护强调准确性，采样率为每周12点，主要继电器采用付氏算法，计算精度得以提高。

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B） CPU1、CPU2功能上互相补充，CPU1先选择故障相然后对故障相进行测量；CPU2则先对

各相进行测量，判为区内故障时再由选相程序选择跳闸相别，因此，在任何复杂的故障形式下，均不可能因选相的错误而导致测量错误。

C） CPU1中工频变化量方向元件有非常高的灵敏度，可测量很大的故障过渡电阻；CPU2则

强调后备功能的齐全，在各种复杂故障形式下不失去保护。

D） CPU1内保护以反应故障分量的继电器为主体，而CPU2内的主要继电器则全部工作在全

电流全电压方式。

(4)装置除设置了独立的总起动元件外，方向保护和距离保护内均设有本保护的起动元件，构成独立完整的保护功能。

起动元件的主体以反应工频变化量的过流继电器实现，同时又配以反应全电流的零序过流继电器，互相补充。

(5 )装置中反应工频变化量的起动元件CPU1中的选相元件及方向元件均采用浮动门坎，正常运行及系统振荡时变化量输出回路的不平衡输出均自动构成自适应式的门坎，浮动门坎电压始终略高于不平衡电压，在一般运行情况下由于不平衡分量很小而装置有很高的灵敏度，当系统振荡时，自动降低灵敏度，不需要设置专门的振荡闭锁回路，因此，装置有很高的安全性，起动元件有很高的灵敏度而又不会频繁起动，测量元件则不会误测量。 (6)距离保护性能：

A）三阶段式相间和接地距离保护中的不对称短路动作特性和对称短路暂态特性如图，图2

为三相短路稳态特性，为了确保III段距离元件的后备作用，III段距离元件三相短路特性包含原点。

B）继电器有正序电压极化，因而有较大的测量故障过渡电阻的能力，当用于短线路时，

为了进一步扩大测量过渡电阻的能力，还可将I、II段阻抗特性向第I象限偏移。 C）接地距离继电器设有零序电抗特性，可防止接地故障时继电器超越。

D）正序极化电压较高时，由正序电压极化的距离继电器有很好的方向性，当正序电压下

降至15%以下时，进入三相低压程序，有正序电压记忆量极化，并且在继电器动作前设置门坎，母线三相故障时继电器不可能失去反向性，继电器动作后则改为反门坎，保证正方向三相故障继电器动作后一直保持到故障切除。同时，进低压程序时，III段继电器采用反门坎，因而三相短路III段稳态特性包含原点，不存在电压死区。 (7) 振荡闭锁分为第四部分：

A）在起动元件第一次动作初始开放160ms，以保证正常运行下突然发生故障时能快速开

放。

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B）不对称故障时由不对称开放元件L02Q开放，保证了在任何不对称故障是的快速开放。 C）测量V1cosψ的幅值，该电压在系统振荡时反应振荡中心电压，在三相短路时反应弧

光压降，在三相短路第一部分振闭不能开放的前提下，由本元件经短延时开放。 D）非全相运行再故障时，可由反应零、负序电流相位的元件开放健全全相单相接地，由

反应健全二相电流差的工频变化量的过流继电器开放健全全相相间故障。以上四个部分结合，保证了距离保护在各种故障情况下的快速开放。 (8)自动重合闸部分

自动重合闸用于单或双母线方式，可选用单相重合，三相重合或综合重合的方式，可根据故障的严重程度引入闭锁重合闸的方式。

重合闸的起动有保护起动和开关位置不对应起动二种，当与本公司其他产品一起使用，有二套重合闸时，二套装置的重合闸可以同时投入，不会出现二次重合，与其他装置的重合闸配合时，可考虑用压板仅投入一套重合闸装置。

(9)键盘操作简单，采用菜单式工作方式，仅有+、-、上、下、左、右等共九个按键，非常易于掌握。

(10)配有液晶信号显示，正常运行时，可显示所测量的电流，电压幅值和相位，线路故障时则显示跳闸相别，跳闸类型和测距结果。

(11)装置背后端子有一个串行口，可与打印机相连，另有一个串行口作为对外通讯用。 1.4.3 技术数据（1）额定数据

①直流电压：220V或110V（定货注明）允许偏差 +15%，-20% ② 交流电压：

相电压： 1003，， ③ 交流电流：5A或1A ④ 频率：50HZ

(2) 功耗：

直流电源功耗：正常： 35W 跳闸： 50 W

交流电压回路<0.5VA/相交流电流回路： <0.5VA/相

<0.5VA/相（1A）

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<1VA/相（5A） (3) 电源

工作电源：±12V，允许偏差 ±0.2V

±5V，允许偏差 ±0.15

光耦隔离电源： 24V 允许偏差 ±5V 1.4.4 主要技术指标： (1) 整组动作时间：

距离保护Ⅰ段： ≈20ms

工频变化量距离元件：近处 4—10ms 末端 < 20ms 方向保护全线路跳闸时间： <25vms (2) 起动元件：

±△△△△I起动，起动值0。2In

零序过流起动元件，0.1,0.2,0.2In可整定.

(3) 方向保护部分：I）相电流差突变量选相元件起动值：0.2In II）工频变化量方向元件：

最小动作电流 0。2In 最小动作电压 5V

III）工频变化量距离元件：

动作速度：<10ms (△Uop>2Uz时)

IV）零序方向元件：

最小动作电压： >0.5V <1V 最小动作电流: <0.1In

V)零序过流元件定值误差: <5%

VI) II\\III段零序跳闸延迟时间: 0—10s

1.4.5 距离保护部分： (1) 整定范围： 0.01 25 (2) 装置的构成：

1) 装置的整体构成见图：

15% ±XX大学电力学院毕业设计

输入电流电压首先经隔离互感器传变至二次侧，成为小信号电压，一组进 VFC插件，将电压信号经压频变换器转换成频率信号，供CPU1、CPU2作保护测量信号，另一组经低通滤波器后进入管理机内部A/D，采样值作为起动元件判别量。

CPU3 内设装置总起动元件，起动后开放出口继电器正电源。 CPU1内是一套完整的主保护。

CPU2内是一套完整的后备保护及自动重合闸。二套保护输出至出口继电器。

CPU3还作为通讯管理机，负责三个CPU之间通讯及人机对话。 2) 输出接点

装置共输出6组跳闸接点，可用于切除二个开关，第1。2二组跳闸接点 Tψ1、Tψ2至开关跳闸线圈，每相输出均由二对接点并实现，其中一对为快速接点，另一对为慢速（≈10ms）小中间继电器，小中间继电器作为后备保证了保护跳闸的可靠性，第3—6组跳闸接点Tψ3—Tψ6，分别送至断路器保护及运动装置。

当保护使用外部重合闸装置时，可输出二组给重合闸装置的接点，每组分别有单相跳闸（实际为任何跳闸，包括三相跳闸），三相跳闸和闭锁重合闸三对接点。装置输出一组起动切机切负荷接点，其三对接点与起动重合闸的三对接点相同。起动收发讯机的接点对闭锁式通道有起动发讯和起动停讯二对接点，当起动停讯的接点动作时，起动发讯的接点瞬时返回，因此，如收发讯机本身有起动发讯时瞬时发讯而起动发讯接点返回时又立即停止发讯的功能，可不用停讯接点，当采用允许式通道时，由停讯接点起动（起动发讯接点不用）。

另有二组接点分别至中央信号和远动装置，跳闸中央信号和报警中央信号，电源可分开，其中XJ为磁保护的跳闸信号继电器，BSJ—1为方向保护（CPU1）报警被闭锁，BSJ—2为距离保护（CPU2）报警被闭锁的输出信号接点，BJJ为装置异常信号，当CPU1—CPU3检查到有异常情况时，BJJ动作，闭锁掉与该异常情况相关的部分保护，但不闭锁保护整体并通知值班人员尽快处理。

装置输出两队重合闸接点，HJ—1至重合闸回路，HJ—2是当一条线路上有二套重合闸装置时，由HJ—2作闭锁重合闸接点街道另一套重合闸装置的闭锁重合闸入口。

3) 装置的输入输出端子

装置的电压及接点的输入输出采用30线转插件，其长处一则是为了解决装置小型化而输出端子太密的矛盾，另则采用转插件减少接线有利于调试自动化创造条件。

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图中A、B二插头是输出接点，C为输入交流电压或开关量，DD为电流端子及直流电源端子，EE为RS232川行接口，FF为串行打印机。 4) 结构与安装：

装置为单层4U标准机箱，用嵌入式安装于保护屏上。

第二章继电保护的整定原则第2.1节设计原则和一般规定

2.1.1概述

电网继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分，对保证电力系统的正常运行，防止事故发生或扩大起了重要作用。

应根据审定的电力系统设计（二次部分）原则或审定的系统接线及要求进行电网继电保护和安全自动装置设计。设计应满足《继电保护和安全自动装置技术规程（SDJ6-83）》、《110~220kV电网继电保护与安全自动装置运行条例》等有关专业技术规程的要求。

要合理处理好继电保护和安全自动装置与其保护对象—电网部分的关系，二次部分应满足《电力系统技术导则》、《电力系统安全稳定导则》等有关技术规程的要求，这是电力系统安全经济的基础。在确定电网结构、厂站主接线和运行方式，必须统筹考虑继电保护和安全自动装置配置的合理性与可能性。在此基础上，继电保护和安全自动装置的设计应能满足电网结构和帮站主接线的要求，适应电网和变电站运行灵活性的需求。

电网继电保护和安全自动装置应符合可靠性、安全性、灵敏性、速动性的要求。要结合具体条件和要求，从装置的选型、配置、整定、实验等方面采取综合措施，突出重点，统筹兼顾，妥善处理，以达到保证电网安全经济运行的目的。

第2.2节元件参数计算原则

2.2.1标幺值

参数计算需要用到标幺值或有名值，在实际的电力系统中，各元件的电抗表示方法不统一，基值也不一样。如发电机电抗，厂家给出的是以发电机额定容量SN和额定电压UN为基值的标幺电抗Xd（%）；而输电线路电抗，通常是用有名值。

在标幺制中，单个物理量均用标幺值来表示，标幺值的定义如下：标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）

显然，同一个实际值，当所选的基准值不同是，其标幺值也不同。所以当诉说一个物理量的标幺值是，必须同时说明起基准值多大，否则仅有一个标幺值是没意义的。

当选定电压、电流、阻抗、和功率的基准值分别为UB、IB、ZB和SB时,相应的标幺值为

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U*U/UB （2-1）

I*I/IB （2-2）

Z*Z/ZB （2-3） S*S/SB （2-4）

使用标幺值,首先必须选定基准值.电力系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,原则上可以任意选取。

四个物理量的基准值都要分别满足以上的公式。因此，四个基准值只能任选两个，其余两个则由上述关系式决定。至于先选定哪两个基准值，原则上没有限制；但习惯上多先选定UB和SB。这样电力系统主要涉及三相短路的IB,ZB 可得:

IBSB/3UB （2-5）

2ZBUB/IBUB/SB （2-6）

UB和SB原则上选任何值都可以，但应根据计算的内容及计算方便来选择。通常UB多选为额定电压或平均额定电压。SB可选系统的或某发电机的总功率；有时也可取一整数，如100、1000MVA等。 2.2.2标幺值的归算

① 精确的计算法，再标幺值归算中，不仅将各电压级参数归算到基本级，而且还需选取

同样的基准值来计算标幺值。

1）将各电压级参数的有名值按有名制的精确计算法归算到基本级，再基本级选取统一的电压基值和功率基值。

2）各电压级参数的有名值不归算到基本值而是再基本级选取电压基值和功率基值后将电压基值向各被归算级归算，然后救灾各电压级用归算得到的基准电压和基准功率计算各元件的标幺值。

②近似计算：标幺值计算的近似归算也是用平均额定电行计算。标幺值的近似计算可以就在各电压级用选定的功率基准值和各平均额定电压作为电压基准来计算标幺值即可。结合本网络采用近似计算法。选取基准值：SB=100MVA UB1=220KV UB2=11KV UB3=115KV 计算结果见下表：（详细过程见《计算书》第1章）（4）电力系统设备参数表： 1发电机参数：(表2-1) ○发电机额定容量/MVA 额定电压/KV 功率因数cos 次暂态电抗（标么值）归算到基准容量的等值电抗/（有名值）归算到基准容量的等值电抗（标么值） 9

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A厂发电机 B厂发电机 C厂发电机 43 75 31.25 10 10 6.3 0.8 0.8 0.8 0.28 0.15 0.165 86.095 26.45 69.828 0.651 0.2 0.528 2变压器参数：○（表2-2）变压器编号额定容量/MVA 绕组型式短路电压归算到基准容量的等值电抗/（有名值） 34.716 69.431 69.431 44.083 138.8625 92.575 归算到基准容量的等值电抗（标么值） 0.2625 0.525 0.525 0.333 1.050 0.700 UK% 三相双绕组三相双绕组三相双绕组三相双绕组三相双绕组三相双绕组 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 T1 T2 40 20 20 31.5 10 15 T2' T3 T4 T5 3线路参数：○（表2-3）线路名称线路长度 30 60 30 30 正、负序阻抗正、负序阻抗零序阻抗（有零序阻抗（标（有名值）（标么值）名值）么值） 5.1+j12 0.039+j0.091 15.3+j42 0.116+j0.318 10.2+j24 5.1+j12 5.1+j12 0.077+j0.181 30.6+j132 0.231+j0.998 0.039+j0.091 0.039+j0.091 15.3+j42 15.3+j42 0.116+j0.318 0.116+j0.318 LA'B' LB'C' LB'D' LD'E. 第2.3节变压器中性点的选择原则以及PT，CT的选择

2.3.1变压器中性点的选择原则

系统中变压器的中性点是否接地运行原则是：应尽量保持变电所零序阻抗基本不变，以保持系统中零序电流的分布不变，并使零序电流电压保护有足够的灵敏度和变压器不致于产生过电压危险，一般变压器中性点接地有如下原则：

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1）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运行。

2）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两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。

3）双母线运行的变电所有三台及以上变压器时，应按两台变压器中性点直接接地的方式运行，并把它们分别接于不同的母线上，当其中一台中性点直接接地变压器停运时，应将另一台中性点不接地变压器改为中性点直接接地运行。

4）低电压侧无电源的变压器的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。

5）对于其他由于特殊原因的不满足上述规定者，应按特殊情况临时处理，例如，可采用改变保护定值，停用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。根据以上原则：

1）A厂只有一台变压器，所以应中性点接地。

2）B厂有两台变压器，只将其中一台中性点直接接地，若该变压器停运时，则将另一台中性点不接地的变压器改为中性点直接接地。 3）C厂一台变压器，中性点接地。

4）变电站D线路比较长，应中性点直接接地。 5）中央变电站，中性点直接接地。

2.3.2输电线路CT PT的选择（1）电流互感器

①电流互感器的作用：

1）电流互感器将高压回路中的电流变换为低压回路中的小电流，并将高压回路与低压回路隔离，使他们之间不存在电的直接关系。

2）额定的情况下，电流互感器的二次侧电流取为5A，这样可使继电保护装置和其

它二次回路的设计制造标准化。

3）电保护装置和其它二次回路设备工作于低电压和小电流，不仅使造价降低，维

护方便，而且也保证了运行人员的安全。

电流互感器二次回路必须有一点接地，否则当一，二次击穿时，造成威胁人身和设备的安全。

② 电流互感器的选择和配置

1）型号：电流互感器的型号应根据作用环境条件与产品情况选择。 2）一次电压：Ug=Un

Ug---电流互感器安装处一次回路工作电压 Un---电流互感器的额定电压

3）一次回路电流：I1n≥Igmax

Igmax—电流互感器安装处一次回路最大电流 I1n—电流互感器一次侧额定电流。

4）准确等级：

用于保护装置为0.5级，用于仪表可适当提高。 5）二次负荷：S2≤Sn S2---电流互感器二次负荷 Sn---电流互感器额定负荷ф

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6）输电线路上CT的选择：

根据输电线路的极限传输功率计算。对于110KV线路有 L=30KM P1=40MW，P2=31.5

L=60MW P=40MW

认为是近似线性变化的。

所以结果参见《计算书》第2章（2）电压互感器

①电压互感器的作用

1）电压互感器的作用是将一次侧高电压成比例的变换为较低的电压，实现了二次系统与一次系统的隔离，保证了工作人员的安全。

2）电压互感器二次侧电压通常为100V,这样可以做到测量仪表及继电器的小型化和标准化。

②电压互感器的配置原则：

1）型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择，在需要检查与监视一次回路单

相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有三绕组的单相互感器组。 2）一次电压的波动范围：1.1Un>U1>0.9Un 3）二次电压：100V 4）准确等级：1

电压互感器应在哪一准确度等级下工作，需根据接入的测量仪表.继电器与自动装置及设备对准确等级的要求来确定。 5）二次负荷：S2≤Sn

③ 输电线路上PT变比的选择

线路电均为110KV,故选用三相屋外的PT。由《发电厂电气部分课设参考资料》查得变比比为

11000031003100。可用三个单相的PT组合而成。

PT、CT选择结果见下表：

1线路输送最大工作电流及电流互感器的变比：○（表2-4）

线路名称最大工作电流Igmax/A 209.946 209.946 209.946 电流互感器变比 200/5 200/5 200/5 LA'B' LB'C' LB'D'

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LD'E.

2电流互感器参数：○（表2-5）

型号 165.332 150/5 额定电流比级次组合准确级 1 LCWD-110 （50-100）-D/1 （300-600）/5

3电压互感器参数：○（表2-6）

型号 JCC-110 准确级 1 二次负荷10% 倍数 / 1.2 二次负倍数荷/ 1.2 15 额定容量最大容量额定电压比 /VA 500 2000 110000100//100 33连接组 1/1/1/-12-12

第2．4节系统运行方式确定原则

计算短路电流时，运行方式的确定非常重要，因为它关系到所选的保护是否经济合理、

简单可靠，以及是否能满足灵敏度要求等一系列问题。保护的运行方式是以通过保护装置的短路电流的大小来区分的。 2．4．1

根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发电设备都投入运行（或大部分投入运行）以及选定的接地中性点全部接地的系统运行方式称为最大运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最大的运行方式。 2．4．2

根据系统最小负荷，投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少部分接地的运行方式称为最小运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最小的运行方式。对过量保护来说，通常都是根据系统最大运行方式来确定保护的整定值，以保证选择性，因为只要在最大运行方式下能保证选择性，在其他运行方式下也一定能保证选择性；

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灵敏度的校验应根据最小运行方式来进行，因为只要在最小运行方式下，灵敏度符合要求，在其他运行方式下，灵敏度也一定,灵敏度也一定能满足要求。

对某些保护（例如电流电压连锁速断保护和电流速断保护），在整定计算时，还要按正常运行方式来决定动作值或计算灵敏度。根据系统正常负荷的需要，投入与之相适应数量的发电机、变压器和线路的运行方式称为正常运行方式。

确定最大运行方式和最小运行方式的结果为：。（详细过程见《计算书》第3章）零序保护系统运行方式计算结果表（表2-7）

断路器 1 2 3 4 运行方式双回运行S为最大双回线路单回运行，S为最大，双回运行S为最大双回线路单回运行，S为最大，双回线路单回运行S为最小双回运行，S为最小。双回线路单回运行S为最大双回运行，S为最大正方向15%处短路电流值 2.022 2.044 3.194 3.638

第2．5节短路计算原则

2.5.1选择计算短路点 2.5.2画等值网络图

（1）首先去掉系统中的所有负荷分支线路电容，发电机电抗用次暂态电抗。（2）选取基准容量和基准电压

（3）将各元件电抗换算为同一基准值的标幺电抗（4）绘出等值网络图，并将各元件阻抗统一编号 2.5.3化简等值网络：

计算不同的短路电流值，需将等值网络分别化简以短路点为中心的辐射形等值网络，并求出各电源与短路点之间的电抗，即转移电抗。 2.5.4绘制短路电流计算结果表。（详细过程见《计算书》第3章）

单相接地短路零序电流计算结果表（表2-8）

短路点编号 5 6 9 10

断路器编号 1 2 1 2 14

最大运行方式最小运行方式 2.022 2.044 1.105 0.944 XX大学电力学院毕业设计

11 12 13 19 3 4 5 3 1.401 1.993 0.455 1.199 两相接地短路零序电流计算结果表（表2-9）

短路点编号断路器编号最大运行方式最小运行方式 1 2 3 7 4 8 17 18 20 1 2 3 3 4 4 3 1 4 1.284 1.223 0.644 0.614 0.361 0.184 3.194 3.638 1.208 三相短路电流计算结果表（表2-10）

短路点编号 14 15 16 断路器编号 1 3 4

最大运行方式 0.239 1.078 0.39 最小运行方式 XX大学电力学院毕业设计

第三章电力网相间继电保护方式选择与整定计算

第 3.1 节概述

3.1.1 距离保护原理

本保护包括三段式相间距离和三段式接地距离，分别用以切除相间故障和单相接地故障。阻抗算法采用微分方程算法，阻抗特性采用多边形特性。保护起动后，首先执行选相程序，当判断为相间故障时，执行相间距离逻辑；当判断为单相故障时，执行接地距离逻辑。保护逻辑完全符合“四统一”要求。（1）方向判别

①当系统发生第一次故障时，利用电压记忆，保护准确判断Ⅰ～Ⅲ段任何故障类型的方向。在振荡闭锁期间，如再发生故障，考虑到系统可能在振荡中记忆不可靠，故对各种不对称故障均采用负序方向元件把关。当故障为三相短路时，振荡闭锁中的DZI段采用偏移特性，其偏移特性可由控制字选择内偏或外偏，而对振荡闭锁中的Ⅲ段距离继电器，其偏移特性固定为内偏。

阻抗特性偏移度如下：

X方向： X定值>1Ω时，取0.5Ω X定值<1Ω时，取1/2X定值 R方向：取R定值/4与X偏移量之小者。（2）手合逻辑

当手合到故障线路时，如阻抗继电器在偏移Ⅳ内，则立即发永跳令。（3）非全相逻辑

当发生单相故障时，保护则同时不断计算二个健全相对地及二健全相间的阻抗，在任一阻抗有突变，且突变后的阻抗值在Ⅱ段范围内（此时Ⅱ段特性带偏移），确认健全相又发生了故障。如故障转换发生在发出单跳令后，则立即三跳；如在发出单跳令前，且故障在Ⅱ段，则转至相间距离逻辑。（4）振荡闭锁逻辑

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①本保护振荡闭锁逻辑除设有常规保护所具有的短时开放Ⅰ、Ⅱ段及延时Ⅲ段外，还增设了按dz/dt原理构成的区分振荡中短路的逻辑，该原理动作条件如下：

a感受阻抗先有一个突变

b阻抗突变后又在0.2s内电阻分量保持变化很小 c阻抗0.2s均在Ⅰ段范围内

当满足上述三个条件后，保护出口跳三相。

②距离Ⅰ段和距离Ⅱ段可以通过控制字选择不经振荡闭锁。（5）交流电压断线和电流回路自检

①电压断线有两种情况：不对称断线和三相完全断线。 1）不对称断线的判据为： Ua+Ub+Uc－3U0>7V

2）三相完全断线的判据为： a 各相电压均小于8V b A相电流大于0.2A（5A制）

当保护判断出PT断线后，突变量方向及负序方向高频保护自动退出，但零序方向高频保护仍保留工作，只是将3U0自动切换为外接开口3U0。 ② 电流回路出错的判据为 Ia+Ib+Ic－3I0>7A

电流回路出错后，闭锁本保护。

③ 为了在正常运行状态下，检查电流回路可能出现的分流情况（如大电流端子顶不开），保护还设置了另一判据，即

1）当Ia+Ib+Ic>Iwi/4时（Iwi为无电流定值）

装置发呼唤信号，并打印“DLBPH”，但并不闭锁保护。

2）在PT断线情况下,高频距离自动退出，但高频零序仍保留工作，只是将自产3U0自动切换为外接3U0。

3）在交流回路出错时，距离保护自动退出。（6）整组复归

保护整组复归的条件为：

1） A相电流小于静稳破坏电流，即Ia2） ZAB，ZBC，ZCA三个阻抗继电器在偏移Ⅳ外

③ 零序电流连续12s动作不返回时，保护将呼唤打印“CTDX”并先闭锁I04元件再

整组复归。在零序电流消失后，I04元件自动投入。（7）跳闸逻辑

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1）当保护判断出故障为区内单相故障时，则进入选跳回路，如重合方式允许单跳则发单跳令，驱动相应分相跳闸继电器和跳闸重动继电器TZDJ。如不允许单跳，则发三跳令驱动三个分相跳闸继电器和三跳重动继电器3TZDJ。 2）如故障为相间故障，保护则发三跳令。

3）当单跳令发出后，开关未跳开前，又发生转换性故障则立即补发三跳令，并打印“DEVCK”。

4）当单跳令发出0.2s后，开关仍未跳开，则补发三跳令，并打印“HB3TCK”。 5）在非全相运行过程中，如健全相又发生了故障，则由方向保护发三跳令，并打印“DEVCK”。

6）当三跳令发出0.25s后，开关仍未跳开，保护则补发永跳令，驱动永跳继电器CKJR，并打印“HB3TCK”。

7）当永跳令发出5s后，开关仍未跳开，保护则收回跳闸令，告警并打印“HBRTSB”。 8）当开关重合后，则由距离加速发永跳令，单相永久故障打印“GBJSCK”，其它永久故障JSCK。（8）后加速逻辑

本保护设有如下加速功能：

1）瞬时加速Ⅱ段 2）瞬时加速Ⅲ段 3） 1.5s延时加速Ⅳ段

4）重合后故障相电抗分量同第一次故障相近，且R分量在区内，瞬时加速以上加速功能可通过控制字投入或退出。

（9）距离保护和重合闸：

距离保护和重合闸由CPU2实现。 1）起动

有三个部分起动CPU2进入故障测量程序

A）反应正负序综合电流工频变化量的过流继电器。

IE1.25Ir0.2In

其中 IEI1KI2 Ir为浮动门褴 B）零序过流继电器定值范围0.1I—0.5I

C）开关不对应起动，有操作开关KK在合后位置而跳闸位置继电器TWJ动作时进故

障测量程序。

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2）正常运行程序 3）检查开关位置状态 4）交流电压断线 5）轻负荷确认

正常运行时，若负荷电流小于0.1I，则确认为轻负荷，置轻负荷标志，作为重合闸的一项判据。 6）故障测量程序 1）低压距离

当正序电压小于15%Un时，进低压距离程序，这时只可能有三相短路和系统振荡二种情况。系统振荡由振荡闭锁回路区分，这里只需考虑三相短路，三相短路时，三个相阻抗和三个相间阻抗性能一样，因此，仅测量相阻抗。

一般情况下个阻抗一样，但为了保证母线故障转换至线路构成三相故障时仍能快速切除故障，对三相阻抗进行计算，任一相动作跳闸时选为三相故障。

低压距离继电器比较工作电压和极化电压相位：工作电压：UOPUIZZD

极化电压：UPU1M 这里： =A、B、C 下标op：工作电压 p：极化电压 ZZD：为整定阻抗 M为记忆故障前电压 U1为正序电压正方向故障时，如图

Zs Zk E M

E N

UIZ

在记忆消失前：U1MEMeJ 其中 EM(ZsZk)I

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因此 UOP(ZkZzd)I

Up(ZsZk)Iej

继电器的比相方程为： 90ArgUOP/UP90

则 90Arg(ZkZzd)/(ZsZk)ej90 设故障前母线电压与系统电势同相位δ=0，其暂态动作特性：如图：

正方向故障时暂态动作特性 -Zs Zk R jx Zzd 测量阻抗Zk在复平面上的动作边界为以Z至-Zs连线为直径的圆。当δ不为零时，将是以Zzd到-Zs连线为弦的圆，特性将向第I或第II象限偏移。

图中动作后包含原点表明正向出口经或不经过渡电阻故障时都能正确动作，并不表示反方向故障时会误动作，反方向故障时的动作特性必须以反方向故障为前提导出。

上图是反方向故障的计算用图；反方向故障时：

在记忆消失前：UIZ

U1MEMej

其中 EM(Z'sZk)I 因此 UOP(ZkZzd)I

Up(Z'sZk)Iej

代入式中并整理：90Arg[(ZkZzd)/(Z'sZk)ej]90

-Zk的动作边界位以Zzd与Z连线为直径的圆，当-Zk在圆内动作，可见，继电器有明确的方向性，不可能误判方向。

以上结论是在记忆电压消失以前，即继电器的暂态特性，当记忆电压消失后。正方向故障时：U1MIZk 反方向故障时：U1MIZk

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于是正方向故障时：UOPI(ZkZzd) UPIZk 反方向故障：UOPI[(Zk)Zzd] UPI(Zk)

正方向故障时，Zk的动作边界如图，而反方向故障时，-Zk的动作边界也如图，继电器的动作边界经过原点，因此，母线和出口故障时，继电器处在动作边界。

为了保证母线故障，特别是经弧光电阻三相故障时不会误动作，因此，对I、II段距离继电器设置了门褴电压，其幅值取最大弧光压降，同时，I、II段距离继电器暂态动作后，将继电器的门蓝倒置相当于将特性圆包含原点，以保证继电器动作后能保持到故障切除。为了保证III段距离继电器的后备性能，III段距离元件的门蓝电压总是倒置，因此，其特性包含原点。

3.1.2 距离保护的基本特性和特点

(1) 距离保护的基本构成

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雨预定值时，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I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II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I、II段构成线路的主要保护。第III（IV）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

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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I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II、III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。

第 3.2 节相间距离保护装置各保护段定值配合的原则

和助增系数计算原则

3.2.1 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I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I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I、II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III段，在有些情况下往往在时限上不能互相配合（因

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有时距离保护III段与相邻保护的第II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III段，一般只要重合闸后加速距离保护III段在1.5~2s，即可躲开系统振荡周期，故只要线路距离保护III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。

3.2.2 距离保护定值计算中所用助增系数（或分支系数）的选择及计算

(1) 对于辐射状结构电网的线路保护配合时

这种系统，其助增系数与故障点之位置无关。计算时故障点可取在线路的末端，主电源侧采取大运行方式，分支电源采用小运行方式。

(2) 环形电力网中线路保护间助增系数的计算

(3) 单回线路对双回线路的保护配合时应按双回线路并行运行的方式下求取。 (4) 双回线路对单回线路配合时，按双回线路单回运行的方式下考虑。

应该指出，上述原则无论对于辐射状电网内，还是环形电网内的双回线与单回线间的助增系数的计算都是适用的。

第 3.3 节距离保护装置阻抗继电器的接线方式和整定阻抗

3.3.1 阻抗继电器的接线方式

阻抗继电器的电流及电压回路的介入，有各种不同的接线方式，譬如：有接入相电压和相电流的；有接入相间电压和相电流之差的；有接入相间电压和相电流的等等。对于不同的接线方式，在各种类型的短路故障情况下，继电器端子上所测得的阻抗值是不同的。 3.3.2 阻抗继电器的整定阻抗

在进行距离保护装置的定值计算时，首先按照计算原则及要求，算出各保护段的一次整定阻抗值。计算的结果用线路的一次正序相阻抗表示。这样就可给出距离保护定值配置图，并根据实际情况和习惯可以按以下几种不同方式给出调试用定值。

第一种方式：根据所计算出的距离保护各段的一次定值，直接给出距离保护各段的“整定阻抗”Zset。该定值为当线路三相短路时，从保护区末端至保护安装处每相线路正序阻抗的一次欧姆值。至于考虑由该一次“整定阻抗”换算至电流互感器及电压互感器二次侧的“整定阻抗”以及继电器接线系数等因素影响时的计算工作，均由实验部门根据实际情况确定。这种方式给出保护定值的优点是，概念清楚、不易发生差错；其缺点是，要求调试者熟悉一、二次定值的换算关系，给调试单位增加了一些工作量。

第二种方式：根据电流互感器及电压互感器的变化，结合继电器的接线系数，按下式

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算出在三相短路故障方式下，阻抗继电器的二次“整定阻抗”值，并依次给出各保护段的整定值，

nLHKZsetrZ （3-1）

jxsetnYH式中 Zsetr——阻抗继电器的二次整定阻抗（Ω/相）； Zset ——距离保护的一次整定阻抗（Ω/相）；

nLH、nYH——分别为流互感器和电压互感器的变比；

Kjx——三相短路时，阻抗继电器的接线系数，对于U当三相短路时，Kjx1；对U0I的30接线，则Kjx0的I0接线方式，

3ej300。

第三种方式：按照已选的电流互感器及电压互感器变比，给出从保护赶为末端至保护安装处之间线路正序相阻抗的二次值（即换算至电流互感器及电压互感器二次侧的正序相阻抗），可按下式计算为

ZsetrZsetnLH （3-2） nyh式中 Zsetr —— 距离保护的二次整定阻抗（Ω/相）； Zset —— 距离保护的一次整定阻抗（Ω/相）；

nYH、nLH —— 分别为电压互感器，电流互感器的变化。

上式中的整定阻抗为从保护范围末端至保护安装处之间的一个假想的二次正序相阻抗，它不考虑继电器的接线系数（即继电器的接线方式），在其整定值的通知单中应加以说明。根据通知单中的“整定值”，调试单位在调试时应结合继电器的具体接线方式及实验方法进行。

根据LFP-901A型微机保护的特点，采用第三种方法计算。

第3.4节距离保护整定计算

3.4.1 整定计算

（1）距离保护I段整定计算躲过本线路的末端相间故障。

ZsetKrelZl （3-3）

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式中,Zset—线路本侧断路器处距离保护Ⅰ段的整定阻抗,且整定阻抗角与线路阻抗角相

同;

Krel—距离保护第Ⅰ段的可靠系数,取0.8-0.85;

Zl—线路的正序阻抗.

Zset6711.08367

10.855.1j120.8513.039Zset67

20.855.1j1211.083Zset6722.16667

30.85(10.2j24)0.8526.078Zset6722.16667 40.85(10.2j24)0.8526.078距离保护第Ⅰ段动作时间为:

top=0s （3-4）

距离保护第Ⅰ段灵敏度用保护范围表示,即为被保护线路全长的80%--85%.

（2）距离保护第Ⅱ段的整定:

1) 与相邻变压器的纵差保护配合,有:

'ZsetKrelZlKrelKbminZT （3-5）

式中,

—距离保护第段的可靠系数,取0.8—0.86; Krel''0.7; —距离保护第段的可靠系数, KrelKrelZT—相邻变压器的正序阻抗

Kbmin—相邻变压器另侧母线短路时流过变压器的短路电流与被保护线电流之比的最小值. 2)与相邻线路距离保护第Ⅰ段整定值配合,有

'' （3-6） ZsetKrelZlKrelKbminZsetKrel0.80.85

'Krel0.8

Kbmin—分支系数最小值,为相邻线第Ⅰ段距离保护范围末端短路时流过故障线电流与保护线电流之比的最小值.

取之中最小值

Zset67 133.861Zset67 21.55.1j1219.558 25

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6746.46767 Zset30.85(10.2j24)0.7134.716Zset67 431.0324距离保护第Ⅱ段灵敏度:

KsenZset>1.3-1.5 （3-7） Zl（3）相间距离保护第Ⅲ段的整定: 1）被保护线路的最小负荷阻抗,有当采用方向阻抗元件时,整定阻抗为:

Zset0.9UeKKreKss3ILmaxcoslrel （3-8）

—距离保护第Ⅲ段的可靠系数,取1.3 KrelKre —返回系数,取1.1 Kss—负荷的自启动系数.取1.3;

Ue—保护线路所在电网的额定电压; ILmax—被保护线路的最大事故流;

—线路的负荷功率因素角.取26度;

l—线路阻抗角,这里为67度.

2）与相邻线路距离保护第Ⅱ段配合,有

'Zset1KrelZA'B'KrelKbminZset5 （3-9）

'式中,Krel0.8

—距离保护第Ⅲ段的可靠系数,取0.8—0.85; Krel取其中较小值,

Zset.04767 1194Zset30.91101000221.76967

1.31.11.33183.702cos6726Zset67 447.561灵敏度校验:

当作为近后备时,

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Zset11.31.5 （3-10） ZlKsen当作为远后备时

KsenZset11.2 （3-11） 'ZlKbmaxZl3.4.2 距离保护各段动作时间的选择配合原则: (1) 距离保护I段的动作时间

距离保护I段动作时间按保护装置本身的动作时间,一般为不大于0.03-0.10s(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),不作特殊的计算. (2)距离保护II 段的动作时间

距离保护II段的动作时间应按阶梯式特性逐段配合,当距离保护II段与相邻线路距离保护I段配合时,若距离I段动作时间(本身的固有动作时间)为0.1s以下时,II段动作时间可按0.5s考虑,当相邻距离保护I段动作时间为0.1s以上时,或者与相邻距离保护II段配合时,按式tt't计算,其中t'为相邻距离保护II段的时限,当相邻母线上有失灵保护时,距离保护II段的动作时间尚应与失灵保护相配合,但为了降低主保护的动作时间,此情况的配合级差允许按t=0.2—0.25s 考虑. (3) 距离保护III段的动作时间

距离保护III段的动作时间仍应遵循阶梯式逐级配合的原则,但应注意: 1）躲过系统振荡周期

距离保护II段动作时间不得低于常见的系统振荡周期(因距离保护III段一般不经过振荡闭锁控制).系统常见的振荡周期为1—1.5s,故距离保护III段动作时间应大于或等于2s,另外当相邻距离保护II段经振荡闭锁控制时,为了在重合闸后距离保护能与相邻的距离保护相配合,可将距离保护III段经重合闸后延时加速到1.5s,这样即可满足躲过振荡的要求,又满足了与相邻距离保护III段相配合的效果(因相邻距离保护III段仍大于或等于2s的动作时间).

对于110KV及以上电压的线路，对相邻元件后备保护灵敏度要求Klm1.3 ；若后备灵敏度不够时，根据电力系统的运行要求，可考虑装设近后备保护；对于相邻元件为λ/△接线的变压器，当变压器低压侧发生两相短路时，按UI接线的阻抗继电器，其反

映短路故障之能力很差，一般起不到足够的后备作用。具体整定数据为（详细过程见《计算书》第7-17页）

距离保护整定计算表（表3-1）

I段 II段 27

III段 XX大学电力学院毕业设计

定值 1 2 3 4 时限整定值灵敏度时限 33.861 2.597 19.558 1.5 46.467 1.782 36.556 1.402 0.5 0.5 0.5 0.5 整定值近后备远后备满足时限 T6+0.5 11.083 0.0 11.083 0.0 22.166 0.0 22.166 0.0 194.047 满足 221.769 满足 194.047 满足满足 T1+0.5 满足 T3+0.5 说明：距离保护II段与相邻线路I段配合，III段与相邻线路II段配合

第 3.5 节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I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I段是瞬时动作的，但是，它只能保护线路全长的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II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。

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第四章电力网零序继电保护方式选择与整定计算

第 4.1 节概述

4.1.1零序保护原理

LFP—901A型微机保护中零序方向保护（2I0，3I0，IOF，F0-）零序方向保护受屏上压板控制，可投入或退出。

设置了两个延时段零序方向过流保护，不设置速跳的I段零序过流，II段零序L02受零序正方向元件F0控制，III段零序则由用户选择或不经方向元件控制。

方向比较的零序正方向元件受方向比较过流元件控制（LOF），而零序反方向元件则受III段过流元件控制（F0-），这样，正反方向元件灵敏度得到了很好的配合。 1.方向比较（F++）

工频变化量方向继电器和零序方向继电器经通道交换信号构成全线路快速跳闸的快速方向保护，通道信号可以采取允许式或闭锁式，以闭锁式为例：

起动元件动作即进入故障程序，收发讯机即被起动发闭锁信号。

ΔF-或F0-任一个元件动作时，立即闭锁正方向元件的停讯回路，即方向元件中反方向元件动作优先，这样有利于防止故障功率倒方向时误动作。

起动元件动作后，收讯10ms后才允许正方向元件投入工作，反方向元件不动作，且经10ms延时后，ΔF+或F0+任一元件动作时，停止发讯。

当其他保护如ΔZ，零序延时段，距离保护母线差动保护动作跳闸时，无延时立即停讯，跳闸信号返回后，继续停讯150ms，但这期间一旦反方向元件动作，立即返回，继续发讯。

1 2 3 4 功率倒方向

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三相跳闸固定回路动作且低电流元件不动作时，始终停止发讯。

装置内设有功率倒方向延时回路。，本装置设于1、2二端，发生短路时，1为ΔF+，2为ΔF-，，M侧停讯，N侧发讯，开关4跳开，产生的工频变化量使1为ΔF-，2为ΔF+。如果N侧停讯的速度快于M侧发讯，则N侧可能瞬间出现正方向元件动作同时无收讯讯号，这种情况可以通过当连续收讯35ms后，方向比较保护延时20ms，动作的方式来躲过。

事实上，由于正、反方向元件灵敏度和动作时间上的配合以及反方向元件动作优先的原则，已不可能出现正方向元件动作且无收讯讯号的情况，加20ms延时只是更加突出了安全性。 2.非全相运行：

非全相运行流程包括由本保护动作跳闸的非全相状态，本保护未动作，由开关位置确定的非全相状态，以及合闸于故障保护。

I）

由本保护动作而造成的非全相状态。

单相跳闸时4，对应的TGφ动作而过流元件L不动作判为跳开相。这时测量健全二相电流差的工频变化量，动作后即选健全相测量距离和方向继电器，三相跳闸时，TGABC检查三相全部无压时，置无压标志，作三相重合闸于故障保护的准备。 II）由外部保护跳闸引起的非全相状态 TWJ动作经50ms置非全相，开放非全相保护。 III）合闸于故障线路保护。

跳闸固定动作，同时该相有电流，则判为合闸，开放合闸于故障保护200ms。

A）单相重合闸时，由零序过流继电器经60ms延时切除故障，对健全像可能发生

的故障，则，仍保留非全相运行时的程序。

B）手动合闸时，由手合于故障线回路跳闸，分二个部分。第一部分判据：Iφ*ZZDW>Uφ

动作后延时20ms跳闸，取ZZDWUn/1.5In。可见这是一个全阻抗继电器。

第二部分判据是零序过流保护，当零序电流大于定值时，经100ms延时三相跳闸。 C）三相重合闸时，若三相无压标志为‘1’，则合闸于故障保护程序与手动合闸一

样，如果无压标志为‘0’，则仅保留零序部分，当零序电流大于定值时，经100ms延时三相跳闸。因而，对母线TV因母线始终有压，如重合于二相不接地故障或三相故障时，则由距离保护II段加速动作跳闸（CPU2）。

3.跳闸逻辑

跳闸逻辑部分包括跳闸逻辑，跳闸固定，闭锁重合闸以及事件记录四个部分。 I）

跳闸逻辑：

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a）零序III段动作。合闸于故障线路，保护动作而选相元件不动作延时200ms后备跳闸等均为三相跳闸。

b）工频变化量距离和方向比较保护动作时经选相跳闸。 c）选相达二相以上时跳三相。

d）零序II段保护动作时，由用户选择或不经选相跳闸。 e）重合闸退出时或采用三相跳闸方式时，任何故障三相跳闸。 II）跳闸固定：

跳闸固定TGφ主要用作非全相运行判别。

A）三相跳闸时，三相电流全部消失时跳闸固定TGABC动作。 B）单相故障时，故障相无电流时该相跳闸固定TGφ动作。 C）跳闸固定动作时的同时将零序III段延时减小ΔT。

III）闭锁重合：

A）严重故障时，如零序III段跳闸，合闸于故障线路跳闸，后备跳闸回路跳

闸时闭锁重合闸。II段零序选择三跳方式时，闭锁重合闸。 B）经用户选择，二相以上故障可输出闭锁重合闸信号。

C）闭锁重合闸信号可通过BCJ接点输出同时通过内部连线至CPU2的重合闸

逻辑

IV）事件记录：

起动元件动作后，过流、方向、距离、零序等继电器的动作或返回，跳闸回路的动作或返回的，每一次状态变化时均由事件记录将变化的时刻、状态记录下来，作分析用。 4．1．2零序电流保护的特点

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。

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第 4.2 节零序电流保护整定计算的运行方式分析

4.2.1 接地短路电流、电压的特点

根据接地短路故障的计算方法可知，接地短路是相当于在正序网络的短路点增加额外附加电抗的短路。这个额外附加电抗就是负序和零序综合电抗。各序的电流分配，只决定该序网中各只路电抗的反比关系；而各序电流的绝对值要受其他序电抗的影响。计算分支零序电流的分布时，例如：计算电流分支系数，只须研究零序序网的情况；当要计算零序电流绝对值大小时，必须同时分析正、负、零三个序网的变化。零序电压的特点，类似零序电流的情况。零序电压分布在短路点最高，随着距短路点的距离而逐渐降低，在变压器中性点接地处为零。 4.2.2 接地短路计算的运行方式选择

计算零序电流大小和分布的运行方式选择，是零序电流保护整定计算的第一步。选择运行方式就是考虑零序电流保护所能适应的发电机、变压器以及线路变化大小的问题。一般来说，运行方式变化主要取决于电力系统调度管理部门，但继电保护可在此基础上，加以分析

选择。其中变压器中性点接地数目的多少和分配地点，对零序电流保护影响极大，通常由继电保护整定计算部门决定。变压器中性点接地方式的选择，一般可按下述条件考虑。

(1) 总的原则是，不论发电厂或是变电所，首先是按变压器设备的绝缘要求来确定中性点是否接地；其次是以保持对该母线的零序电抗在运行中变化最小为出发点来考虑。当变压器台数较多时，也可采取几台变压器组合的方法，使零序电抗变化最小。

(2) 发电厂的母线上至少应有一台变压器中性点接地运行，这是电力系统过电压保护和继电保护功能所需要的。为改善设备过电压的条件，对双母线上接有多台（一般是四台以上）变压器时，可选择两台变压器同时接地运行，并各分占一条母线，这样在双母线母联短路器断开后，也各自保持着接地系统。

变电所的变压器中性点分为两种情况，单侧电源受电的变压器，如果不采用单相重合闸，其中性点因班应不接地运行，以简化零序电流保护的整定计算；双侧电源受电的变压器，则视该母线上连接的线路条数和变压器台数的多少以及变压器容量的大小，按变压器零序电抗变化最小的原则进行组合。

4.2.3 流过保护最大零序电流的运行方式选择

(1) 单侧电源辐射形电网，一般取最大运行方式，线路末端的变压器中性点不接地

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运行。

(2) 多电源的辐射形电网及环状电网，应考虑到相临线路的停运或保护的相继动作，并考虑在最大开机方式下对侧接地方式最小，而本侧（保护的背后）接地方式最大。

(3) 计算各类短路电流值。 (4) 绘制短路电流计算结果表。

4.2.4 最大分支系数的运行方式和短路点位置的选择

(1) 辐射形电网中线路保护的分之系数与短路的位置无关。

(2) 环状电网中线路的分支系数随短路点的移远而逐渐减小。但实际上整定需要最大分支系数，故还是选择开环运行方式。

(3) 双回线路中一回停运。

(4) 比较综合电抗正序阻抗和零序阻抗的大小，决定短路故障类型。

第 4.3 节零序电流保护的整定计算

4.3.1 无时限零序电流保护 (零序电流保护I段)

躲过相邻下一线路出口,即本线路末端单相或两相接地短路时可能出现的最大3倍零序电流3I0max,即

IopKrel3I0max （4-1）

式中,Krel1.3;

3I0max应考虑系统在最大运行方式下故障点的Z1,Z0最小,其次应取单相接地短路和两相接地短路中零序电流最大的接地短路类型,一般, Z1>Z0时采用两相接地短路时的短路计算公式计算短路电流,反之用单相接地短路时的短路计算公式计算短路电流. 以在距断路器15%处短路最小零序电流来检验灵敏度,

Iop811.669281KA 11.31.284Iop751.58975KA 21.31.223Iop770.83877KA 31.30.664Iop810.798281KA 41.30.614top0s （4-2）

当线路长度太短致使零序I段保护范围很小，甚至没有保护范围时，则零序I段保护

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应停用。

4.3.2带时限零序电流速断保护（零序保护II段）

此段保护一般担负主保护任务，要求在本线路末端达到规定的灵敏系数。 (1) 与相邻下一级线路零序电流保护第Ⅰ段配合

'IopKrelIop/Kbmin （4-3）

式中,Kbmin--分支系数最小值；

'--相邻下一级线路零序电流保护第Ⅰ段整定值。 Iop(2) 躲过线路末端母线上变压器另一侧母线接地短路时流过保护的最大零序电流3I0max,即

IopKrel3I0max/Kbmin （4-4）

选其中最大值

Iop11.30.361880.18388KA

2.562Iop23I0min0.944740.63074KA 1.5KsenIop82/2.54830.715KA 31.31.401Iop75KA 40.259Ksen3I0min1.31.5 （4-5） iop1top1.0s

结果达不到规定灵敏系数时，可改为与相邻下一级线路的零序电流保护II段配合整定。

4.3.3零序过电流保护（零序电流保护III段）

此段保护一般是起后备保护作用。III段保护通常是作为零序电流保护II段保护的补充作用。对后备保护的要求是在相邻下一级线路末端达到规定的灵敏系数。 1.与下一级线路B'D'零序电流保护第Ⅱ段配合,有

'IopKrelIop/Kbmin （4-6）

Krel1.1

(2) 对于110KV网络,应躲过线路末端变压器另一侧短路时可能出现的最大不平衡电流

Iunbmax,即

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IopKrelIunbmax （4-7）

3 IunbmaxKnpKstKerImaxKrel1.21.3

Knp—非周期分量系数,取1; Kst—电流互感器的同型系数,取1; Ker—电流互感器的10%误差,取0.1;

—线路末端变压器另一侧短路时流经保护的最大保护电流. Ik3max取其中最大值

Iop75(KA) 10.349Iop830.12983(KA) 31.2110.11.078

Iop75KA 40.259当作为近后备时,用被保护线路末端接地短路的最小3倍零序电流进行校验,应满足

Ksen1.31.5;作为远后备时,用相邻线路末端接地短路的最小3倍零序电流进行校验，Ksen1.2.

当作为近后备时,

Ksen3I0min1.5 （4-8） Iop3I0min1.2 （4-9） Iop1当作为远后备时,

Ksen

第4.4 节零序电流保护整定配合的其他问题

(1) 各段保护的整定时间均应按整定配合原则增加时间级差t。

(2) 当分支系数随短路点的移远而变大时，例如有零序互感的平行线路，保护的整定配合应按相配合保护段的保护范围末端进行计算，一般可用图解法整定，

(3) 与相邻双回线路的零序保护配合整定。当双回线路装设了横联差动保护时，为提高灵敏度，可按与横联差动保护配合整定，即按双回线路全线为快速保护范围考虑，但时间

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整定要考虑横联差动保护相继动作的延时；如考虑双回线运行中将横联差动保护停用的情况时，可相应提出将双回线路运行临时改为单回线路运行的措施。

(4) 变压器励磁涌流衰减过程是很长的，为避免小定值的零序电流保护发生误动作，需要在电流数值和整定时间上加以考虑。经验证明，零序电流保护的最小整定值应不小于0.5倍变压器额定电流，动作时间应不小于3s。

(5) 双回线路的零序电流保护，因线路长度太短或零序互感影响严重而灵敏度很差时，可考虑不同运行方式采用不同整定值的办法加以改善，即在同一保护段下采用两个或更多的整定值，分别对应两个或更多的运行方式的变化。当然，这样处理不仅需要对运行调度部门提出规定限制，也给现场的运行调试增加了工作量。

结合实际电网，零序保护整定结果为：（详细过程见《计算书》第5章）

零序整定计表（表5-1）整定值 1号断路器 1.6692 2.022 满足要求 0s 0.241 2号断路器 1.589 2.044 满足要求 0s 0.630 3号断路器 0.838 2.412 满足要求 0s 0.715 4号断路器 0.614 3.638 满足要求 0s 0.259 零序电流I段 15%处短路电流值灵敏度动作时限整定值零序电流II段灵敏度 4.585 1.5 2.788 1.757 动作时限整定值零序电流III段 1.0S 1.108 (近)3.166 1.0S 1.0S 0.129 (近)15.45 (远)8.274 1.5S 1.5S 0.259 1.757 4.629 1.5S 灵敏度 (远)1.899 动作时限 1.5S

第 4.5 节零序电流保护的评价及使用范围

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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3I0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）t。

(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。

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第五章重合闸第5．1节自动重合闸的基本概念

5.1.1概述

在电力系统中,输电线路(特别是架空线路)最容易发生故障。运行经验证明,架空线路的故障大多是暂时性的。例如,由于雷电过电压引起的绝缘子表面的闪络、大风引起的短时碰线、通过鸟类的身体的放电以及树枝等物掉落在导线上引起的短路等。当故障线路被迅速断开后,电弧熄灭,故障点的绝缘强度重新恢复,这时,如果把断开的线路断路器重新合上,就能使输电线路继续供电。因此,称这类故障为暂时性故障。此外,也还有永久性故障,例如,倒塔杆、断线、绝缘子击穿或损坏等引起的故障,在故障线路被断开以后,故障点的绝缘强度不能恢复,即故障仍然存在,这时即使再合上断路器,输电线路还要再次断开,因而不能立即恢复正常供电。

由于输电线路上发生的故障绝大多数是暂态性故障。因此，在线路被断开以后再进行一次重合闸,就有可能提高供电的可靠性。当然,重新合上断路器的工作可由运行人员手动操作进行。但因停电时间过长,用户的电动机多数可能停转,效果就不显著。为此,在电力系统中广泛地采用自动重合闸装置,当断路器跳闸以后,它能够自动地将断路器合闸。

在线路上装设自动重合闸装置以后,由于它不能判别是暂时性故障还是永久性故障,因此,重合闸后就有可能成功(即恢复供电),也可能不成功。根据运行资料统计,重合闸的成功率(重合闸的成功数与总动作数之比)在60%～90%之间,可见其成功率是相当高的。

采用自动重合闸的技术经济效果主要可以归纳如下:

(1) 可以提高输电线路供电的可靠性,减少线路的停电机会,特别是对于单回线单侧电源尤为显著。

(2) 可以提高并列运行的稳定性。

(3) 在电网的设计和建设过程中,由于考虑了自动重合闸的作用,可以暂缓架设或不架设双回线路,节约投资。

(4) 对由于断路器本身机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸,能起纠正作用。对于自动重合闸的经济效益,应该用无重合闸时,由于停电而造成的国民经济损失来衡量,自动重合闸本身的投资很低,工作可靠,因而经济效益显著,在电力系统中得到了广

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泛的应用。

对于1kV及以上电压的架空线路和电缆与架空的混合线路,有断路器的一般都应装设自动重合闸装置,在用高压熔断器的线路上,可采用自动重合熔断器。此外,在供给地区负荷的电力变压器上以及变电所的母线上,必要时也可以装设自动重合闸装置。

但事物都是一分为二的,采用自动重合闸装置后,在重合于永久性故障时,也会带来以下不利后果:

(1) 使电力系统又一次受到短路电流的冲击,可能引起电力系统振荡。

(2) 使断路器的任务更加繁重,因为它要在很短的时间内,连续两次切断故障电流。当油断路器第一次切断故障电流时,由于电弧的作用,使断路器触头周围的油灰化和分解,因此，使用自动重合闸装置时，必须考虑油断路器断流容量

第5.2节自动重合闸的基本要求

5．2．1 为了满足系统运行的需要,自动重合闸应满足下列基本要求。（1）在下列情况下,自动重合闸装置不应动作。

1) 由值班人员手动操作或通过遥控装置将断路器断开时。

2) 手动投入断路器,由于线路上存在故障,随即由保护动作将其断开.因为在这种情况下,故障大多都是属于永久性的。它可能是由于检修质量不合格、隐患未能消除或者是保安地线没有拆除等原因造成的。因此,即使再重合一次也不可能成功。 . 3) 在某些不允许重合的情况下例如,断路器处于不正常状态(如气压、液压降低等)以及变压器内部故障,差动或瓦斯保护动作使断路器跳闸时,均应使闭锁装置不进行重合闸。（2）除上述条件外,当断路器由继电保护动作或其他原因而跳闸后,重合闸都应该动作,使断路器重新合闸。在某些情况下(如使用单相重合闸时),也允许只在保护动作于跳闸后进行重合闸。

（3）基于以上的要求,应优先采用断路器操作把手与断路器位置不对应启动方式,即当断路器操作把手在合闸位置而断路器处在跳闸位置时启动重合闸。这种方式可以保证无论什么原因使断路器跳间后(包括偷跳和误跳),都能进行一次重合闸。当手动操作断路器跳闸,由于两者的位置是对应的,因此,不会启动重合闸。

当利用保护来启动重合闸时,由于保护动作很快,可能使重合闸来不及启动。因此,必须采取措施(如设置自保持回路或记忆回路等)来保证装置可靠动作。

（4）自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定。如一次重合闸就只应该动作一次。当重合于永久性故障而再次跳间后,就不应该再动作。装置本身也不允许出现元件损坏或异常时,使断路器多次重合的现象,以免损坏断路器设备和扩大事故范围。

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（5）自动重合闸在动作以后,应能够自动复归。

对于10kV及以下的线路,当经常有值班人员时,也可采用手动复归方式。（6）自动重合间时间应尽可能短,以缩短停电的时间.因为电源中断后,电动机的转速急剧下降,停电时间越长,电动机转速越低,重合闸后自起动就越困难,会拖延恢复正常工作的时间。但重合闸的时间也不能太短,因为: 1)要使故障点的绝缘强度来得及恢复；

2)要使断路器的操作机构来得及恢复到能够重新合闸的状态。重合闸的动作时间一般采用0.5~1.5s。

（7）自动重合闸装置应有与继电保护配合加速切除系统故障的回路。加速方式可分为前加速和后加速。

前加速方式就是在重合闸前保护以瞬时或缩短ΔT时间,快速切除故障。重合于永久性故障时保护将延时切除故障。 !

后加速方式就是在重合闸前保护瞬时或后备时间切除故障,重合于永久性故障时,保护将瞬时或后备缩短△T时间,快速切除故障。

（8）在两侧电源的线路上采用重合闸时应考虑同步问题。

第5.3节重合闸整定

5.3.1重合闸时间的整定:

原则上应尽可能的短,以有利于尽快恢复供电,但是为了提高重合闸成功率,又必须考虑以下因素:

（1）故障消弧及去游离时间tre。

'（2）双侧电源或单侧电源环网（包括双回平行线路），还应考虑对侧切除故障时间top。

（3）断路器合闸时间tn。 (4) 断路器跳闸时间tt'。

5.3.2断路器时间配合

（1）三相一次重合闸时间配合：

''toptopmaxtttretreltn （5-1）

top—近故障侧重合闸动作时间；

'topmax—远故障侧保护动作时间最大值；

tt'—远故障侧断路器跳闸时；

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trel—裕度时间，取0.1s； tn—近故障侧断路器跳闸时间。

SW3-110断路器的合闸时间为0.4s，固有分闸时间0.07s，电流休止时间0.5s，燃弧时间0.04s。

断路器跳闸时间tt'为固有分闸时间和燃弧时间之和。 110KV线路故障消弧及去游离时间tre为0.22s。

top=1.5+（0.07+0.04）+0.22+0.1-0.4=1.53（s）

（2）同期重合闸时间配合；

''toptopmaxtopmintttttreltn （5-2）

topmin—近故障侧保护动作时间最小值； tt—近故障侧断路器跳闸时间。

top=1.5-0+（0.07+0.04）-（0.07+0.04）-0.4+0.1=1.2（s）

（3）双回线路用检查相邻线路是否有电流重合闸

双回线路采用阶段式保护所以动作时间与同期重合闸相同。

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第六章电力变压器的继电保护

第6.1节电力变压器的故障、异常运行状态及其保护方式

电力变压器在电力系统中使用很普遍,是十分重要的电气设备,它的可靠安全运行,直接关系着电力系统正常供电。为了保证电力系统的安全运行,必须根据变压器的容量及重要性装设性能良好、动作可靠的保护装置。

变压器的故障分为内部故障和外部故障两类。内部故障有匝间短路、中性点直接接地的单相短路、相间短路、异地两点接地短路和铁心烧损外部故障有变压器套管和引线发生相间短路和接地短路故障。

变压器异常运行状态有过负荷；由外部短路引起的过电流；外部接地故障引起的中性点过电压；漏油引起的油面下降；过励磁,油温升高和冷却系统故障。

根据电力变压器可能发生的故障、异常运行状态以及其容量等级和重要程度应装设下列保护。

(1).瓦斯保护瓦斯保护用来反应变压器油箱内部故障.油箱内的各种故障,必然使箱内产生瓦斯气体.少量气体和油流速度较小时,瓦斯保护动作于信号;故障严重、气体量大、油流速度高时,重瓦斯保护瞬时动作于跳闸.

瓦斯保护是铁心烧损的唯一保护,对各种内部短路也有保护作用,但因形成大量气体和高速油流需要一定时间,所以动作速度不及差动保护。

800kvA及以上的油浸式变压器和400kvA及以上的车间内油浸式变压器均应装设瓦斯保护。 -

(2).电流速断保护电流速断保护用来反应变压器引出线、套管及油箱内部的线圈短路故障.保护动作于跳闸.容量在6.3MvA以下的厂用工作变压器和并列运行的变压器,以及10MvA以下厂用备用变压器和单独运行的变压器,当其后备保护时限大于0.5s时,应装设电流速断保护。其动作电流应以变压器二次短路保护不动作为整定原则,它的灵敏度按保护安装处最小短路电流校验,灵敏度应大于2.0。

(3).纵差保护容量在6.3MvA及以上的厂用工作变压器和并列运行的变压器、10MvA及以上的厂用备用变压器和单独运行的变压器,以及2MvA及以上用电流速断保护灵敏度不符合要求的变压器,应装设纵差保护。

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电压为330kv及以上的变压器,可装设双重纵差保护。对于发电机变压器组单元接线,当发电机与变压器之间有断路器时,变压器应装设单独的纵差保护。对于大型发变组,即发电机与变压器之间没有断路器,也应装设变压器的单独纵差保护。

(4).零序差动保护变压器中性点直接接地的Y绕组,发生单相接地故障时,纵差保护的灵敏度较低,不能反应单相接地故障,故要增设零序差动保护。图8-25示出了零序差动保护主接线。由于所有电流互感器变比都一致,空载合闸的励磁涌流和调压分接头的调节又不增加该保护的不平衡电流,因此,零序差动保护的动作电流比纵差保护的小,从而取得较高的灵敏度。

(5).后备保护过电流保护或复合电压起动的过电流保护或负序电流保护或低阻抗保护用来反映外部相间短路引起的变压器过电流,并作为瓦斯保护和纵差保护(或电流速断保护)的后备。过电流保护宜用于降压变压器,复合电压起动的过电流保护宜用于升压变压器、系统联络变压器和过电流保护不满足灵敏性要求的降压变压器；63MvA及以上的升压变压器采用负序电流保护；超高压系统联络变压器宜采用低阻抗保护。 -

(6).接地保护在110kv及以上中性点直接接地的电网中,接地保护用来反应变压器高压绕组及引出线和相邻线路的接地短路.变压器的中性点直接接地运行,应装设零序电流保护.若低压侧有电源,且变压器中性点可能不接地运行时,应考虑因失去接地中性点而引起的电压升高,应增设零序过电压保护。

(7).过励磁保护现代大型变压器额定工作磁密(Be)高达1.7～1.8T,与饱和磁密(B)1.9～2.0T很接近,一旦出现过励磁工况,例如磁密达1.3～1.4B,变压器励磁电流的有效值可达额定电流水平。如此大的励磁电流,且含有大量高次谐波,其铁心和其它金属构件的涡流损耗与电流频率的平方成正比,这样必然引起严重发热,使绝缘迅速老化,甚至酿成相间短路的大故障.为此我国规定，500KV及以上的变压器必须装设过励磁保护。

第6.2节变压器的保护

6.2.1变压器的瓦斯保护

当变压器内部故障时，故障点的局部高温将使变压器油温升高，体积膨胀，甚至出现沸腾，油内空气被排出而形成上升气泡。若故障点产生电弧，则变压器油和绝缘材料将分解出大量气体。这些气体自油箱流向油枕上部，故障程度越严重，产生的气体越多，流向油枕的气流速度越快，甚至气流中还夹杂着变压器油。利用上述气体来实现的保护装置，称为瓦斯保护。

瓦斯保护和差动保护均为变压器的主保护，在较大容量的变压器上要同时采用。瓦

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斯保护虽然简单、灵敏、经济，但它仅能反应变压器油箱内部的故障，对于油箱外部套管、引出线等部位的故障，则只能靠差动保护动作于跳闸。 6.2.2变压器纵差保护应满足以下条件：

（1）应能躲过过励磁涌流和外部产生的不平衡电流；（2）应在变压器过励时不误动；

（3）差动保护范围应包括变压器套管及其引线。对于发变组：

1）比率制动系数K，一般（0.3-0.5） 2）二次谐波制动比Nec，一般（0.12-0.24） 3）启动电流，Iq一般（1.0-3.0）A

4）TA断线闭锁电流定值Ict，一般（0.8-1.5）倍 5）速断电流Isd

对于变压器还应满足制动特性曲线转折点Iz0，一般（1-1.2）Ie 6.2.3变压器零序电流保护（1）零序I段电流定值

与相邻元件单相接地I段电流值配合。（2）动作时间t1

整定I段时间1。（3）动作时间t2

整定I段时间2。（4）零序II段的电流定值

与相邻元件单相接地后备保护配合。（5）动作时间t3

与相邻元件单相接地后备保护时间配合3。（6）动作时间t4

与相邻元件单相接地后备保护时间配合4。 6.2.4变压器复合电压过流保护（1）电流定值Igop

1）与相邻元件后备保护配合 2）躲过变压器额定电流（2）低电压定值V1.op

1）躲过运行中可能出现的最低电压 2）躲过电动机自启动电压（3）负序电压定值V2.op

躲过正常运行是最大不平衡电压，一般（0.06-0.07）Ue （4）动作时间t1

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与相邻元件后备保护时间配合（5）动作时间t2

与相邻元件后备保护时间配合

第七章发电机保护

第7．1节同步发电机的故障异常运行状态及其保护方式

同步发电机是电力系统中最重要的设备，它的安全运行对保证电力系统的正常工作和电能质量起着决定性的作用，因此，应该针对各种不同的故障和异常运行状态，装设性能完善的继点保护装置。

7.1.1发电机的故障类型主要有：

（1）

定子绕组相间短路，定子绕组的相间短路对于发电机的危害最大，产生很大的短路电流使绕组过热，故障点的电弧将破坏绝缘，烧坏铁心和绕组、甚至导致发电机着火。

（2）

定子绕组匝间短路定子绕组匝间短路时，被短路的部分绕组内将产生很大的环流，从而，引起故障处温度升高，绝缘破坏，并可能转变成单相接地和相间短路。

（3）

定子绕组单相接地发生这种故障时，发电机电压网络的电容电流将流过故障点，当此电流很大较大时，会使铁心局部熔化，给修理工带来很大的困难。

（4）

励磁回路一点或两点接地当励磁回路一点接地时，由于没有构成接地电流通路，故对发电机无直接危害。如果再发生另一点接地，就会造成励磁回路两点接地短路，可能烧坏励磁绕组和铁心，此外，由于转子磁通的对称性破坏，还会引起机组强烈振动。

7.1.2发电机的异常运行状态主要有：

（1）励磁电流急剧下降或消失发电机励磁系统故障或自动灭磁开关误跳闸，

引起励磁电流急剧下降或消失，在此情况下，发电机由同步转入异步运行状态，并从系统吸收无功功率。当系统无功不足时，将引起电压下降，甚至使系统崩溃。同时，引起定子电流增加和转子过热，威胁发电机安全。

（2）外部短路引起定子绕组过电流。（3）负荷超过发电机额定容量而引起过负荷。

以上两种情况都将引起发电机定子绕组温度升高，加速绝缘老化，缩短机组寿命，也

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可能发展成内部故障。

（4）转子表层过热电力系统发生不对称短路或发电机三相负荷不对称时，

将有负序电流流过定子绕组，在发电机中产生对转子的两倍同步转速旋转的磁场，从而在转子中感应倍频电流，此电流可能造成转子局部灼伤，严重时会使护环受热松脱。特别是大型机组，这种威胁更加突出。

（5）定子绕组过电压调速系统惯性较大的发电机（例如水轮发电机），因突

然甩负荷，转速急剧上升，发电机电压迅速升高，造成定子绕组绝缘击穿。除此，发电机异常运行状态还有发电机失步、逆功率、非全相运行及转子绕组过负荷等。

7.1.3 针对上述故障类型和异常运行状态，发电机应装设以下继点保护装置：

（1）纵差动保护 1MW以上的发电机应装设纵差保护，它反应发电机定子绕

组及其引出线的相间短路。

（2）匝间短路保护，定子绕组为双星形接线且中性点引出六个端子的发电机，

通常装设单元件式横差保护，作为匝间保护。对于中性点只有只有三个引出端子的大容量发电机的匝间短路保护，一般采用零序电压或转子二次谐波电流式保护装置。

（3）定子绕组接地保护与母线直接联接的发电机，当单相接地电流大于或

等于允许值（不考虑消弧线圈的补偿作用）时，装设动作于跳闸的零序电流保护。对于发电机变压器组，100MVA以下的发电机，应装设保护区不小于90%定子接地保护，100MVA及以上的发电机，应装设保护区为100%的定子接地保护。

（4）发电机外部相间短路保护为了防御外部短路引起的过电流，并作为发电机主保护的后备，根据发电机容量的大小，可采用下列保护方式：

a) 过电流保护用于1MW以上的发电机；

b) 复合电压起动的过电流保护，用于1MW以上的发电机；

c) 负荷电流及单相式低电压起动的过电流保护，用于50MW及以上的发电

机。

（5）定子绕组过负荷保护：定子绕组非直接冷却的发电机，应装设定时限

过负荷保护，对于大型发电机的定子绕组的过负荷保护，一般由于定时限和反时限两部分组成。

（6）定子绕组的过电压保护：对于水轮发电机和200MW及以上的汽轮发电

机，应装设过电压保护。

（7）转子表层过负荷保护： 50MW及以上的发电机，应装设定时限负序过

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负荷保护。100MW及以上的发电机，应装设由定时限和反时限两部分组成的负序过负荷保护。

（8）励磁回路一点及两点接地保护。

（a）水轮发电机一般只装设励磁回路一点接地保护，小容量机组可采用定期检

测装置。

（b） 100MW以下的汽轮发电机，对一点接地故障，可采用定期检测装置；

对两点接地故障，应装设两点接地保护装置。对于转子水内冷发电机和100MW及以上汽轮发电机，应装设励磁回路一点接地和两点接地保护装置。

（9）失磁保护对于100MW以下不允许失磁运行的发电机，当采用直流励磁机，在自动灭磁开关断开后发电机断路器；当采用半导体励磁系统时，则应装设专用的失磁保护。100MW以下但对电力系统有重大影响的发电机和100MW及以上的发电机，也应装设专用的失磁保护。

除此以外，有的发电机还设有转子过负荷、逆功率、非全相运行等保护装置。

第7．2节发电机保护

7.2.1发电机纵差保护

(1) 比率制动系数K，一般（0.3-0.5）

3IdzIdbpmaxKKKtfiIdKKKtfi （7-1） K33IzdIdIdIdz——差动保护动作电流； Izd——差动保护制动电流；

Idbpmax——外部短路时最大不平衡电流； KK——可靠系数，取1.3；

Kt——同型系数，取0.5； fi——误差系数，取0.1；

3——外部三相短路时最大周期短路电流。 Id

K1.30.50.10.065 为保证可靠制动，K的值一般取，0.3—0.5

(2) 启动电流，Iq一般（0.6-3.0）A

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IqKKKtfiIfe/nLH （7-2）

A厂发电机：IfeSN3UNSN3UNSN3UN43310431032482.606(A)（低压侧）

Ife变比取400/5 B厂发电机：Ife3110103391(A)（高压侧）

75310Ife1034430.127(A)（低压侧）

753110SN3UN103393(A)

变比取400/5 C厂发电机：IfeSN3UN31.536.3Ife1032863.84(A)（低压侧）

31.53110SN3UN103164(A)

变比取200/5

51.30.50.13482.6062.017A 4005IqB1.30.50.14430.1273.218A

4005IqC1.30.50.12863.844.654A

200IqA(3) TA断线闭锁电流定值Ict，一般（0.8-1.2）倍

Ict1.2Ifmax/nlhIcte （7-3）

IctB1.24330.127/40012.99A

当发电机电流大于该定值时，TA断线闭锁功能自动退出。 (4) 差动速断倍数Lsd，一般（3-8）倍

IsdnIfe/nlhIcte （7-4） IsdB34330.127/40018.62（A） IsdA42482.606/40024.826A IsdC42863.4816/20057.277A

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当发电机电流大于该定值时无论制动量有多大差动动作。以电流互感器二次额定电流为基准。

(5) 负序电压定值U2.op，一般（4-10）V

U2.op=0.06Ufe/nYH=0.545（V） (6)TA断线延时定值tct

经该定值延时发TA断线信号，一般取0.5s。 7.2.2 发电机匝间短路保护 (1) 次灵敏段基波零序分量定值Un

按躲过任何外部故障时可能出现的基波不平衡分量整定。

UnKU0bpmax （7-5）

K——可靠系数，取2

U0bpmax——外部短路时出现的基波最大不平衡量。 (2) 灵敏段基波零序电压分量定值U1

按躲过正常运行时出现的基波不平衡分量整定。范围（0.1-5）V

U1KU0bpn K——取1.5—2

U0bpn——额定电压下固有的零序不平衡量，由实测得。 (3) 额定负荷下三次谐波不平衡量整定值U3wn

开始可整定4V，开机后有实测得到准确值。 (4) 灵敏三次谐波增量制动系数KZ，整定范围（0-0.9）

由经验决定，一般0.3-0.5 (5) 灵敏段延时Tzj，整定范围（0-1）s

为增加此段可靠性而设，一般去（0.1-0.2）s 7.2.3 发电机定子接地保护

(1) 零序动作电压3U0op，一般（5-10）V (2) 动作时间t，一般（5-20）s 7.2.4 发电机定子保护 (1) 零序动作电流3I0op

助磁式零序保护整定值按躲过发电机外部单相接地的同时又发生两相短路时的最大不平衡电流整定。 (2) 动作时间t

保护延时时间。（s）

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7.2.5 发电机失磁保护 (1) 高压侧低电压Unl.op

Unl.op=0.7Ue/nYH （7-6） Unl.op=0.07V

主变高压侧低电压判据动作电压，按系统长期允许低电压整定 (2) 阻抗圆心XC

阻抗判据圆心整定输入为正，以静稳圆整定也可按异步圆整定。按异步圆整定：

1'Ue2nl （7-7） XAXd2SenyUe2nl （7-8） XBKKXdSenyUe，Se——发电机额定电压及额定容量 Xd，X'd——发电机同步电抗和次暂态电抗 KK——可靠系数，取0.2

nl，nl——CT、PT的变比

11102102806.663() A厂：XA0.224343110010280170474() XB1.286.0954311001102801.773() B厂：XA24.22751100102803.078() XB1.224.6575110016.32401.475() C厂：XA63.888231.2511006.32403.87() XB1.269.82831.251100按静稳圆整定；

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Ue2nlXcXs （7-9）

SenyXS——系统联系电抗

A厂：XSA5.1j132.811(10.2j137.911)//(5.1j73.66)

5.1j132.8113.324j47.5428.424j180.353180.5587()

B厂：XSB5.173.166(5.1J132.811)//(10.2J137.411)

5.1J73.1663.031J86.7948.131J159.96160.16787() C厂：XSC(0.2j137.911(5.1j132.81)//(501j73.166)185.54786()

1028030.53787() A厂：Xc180.55874311001028015.53187() B厂：XC13.167877511006.324038.56986() C厂：Xc185.5478631.251100(3) 阻抗圆半径Xf

以静稳圆整定也可按异步圆整定 (4) 转子低电压Ufl.op

转子低电压定值 (5) 转子低电压判据系数Kf

用于整定转子电压有功功率动作曲线斜率。

Kf1 （7-10）

KKXdXdXdXs （7-11）

Xs为升压变压器及系统等值电抗之和 KK1.1 为可靠系数

Xd为发电机电抗 A厂：Kf

10.762

1.1(0.280.26250.65)51

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B厂：Kf11.484

1.1(0.150.26250.2)10.886

1.1(0.1650.330.528)C厂：Kf(6) 反应功率，考虑凸极反应P

P1111()SN （7-12） 2XqXd式中XdXdXs XqcXqcXs

Xd，Xq分别为d/q轴电抗（标幺值）

SN为二次基准功率。

(7) 定子过流

按发电机过载异步功率整定，一般为1.05倍的额定电流 (8) 动作时间t1 (9) 动作时间t2 (10) 动作时间t3

7.2.6 发电机定时限负序过流保护（转子表层过负荷保护） (1) 负序电流值 I2.op

按照发电机能够承受负序整定，为0.5—0.6倍的额定电流 (2) 动作时间t1

按能够承受负序电流值时间整定，躲过后备保护时间。 (3) 动作时间t2

按能够承受负序电流值时间整定，躲过后备保护时间。 7.2.7 发电机转子两点接地保护

(1) 二次谐波电压动作值 ,Uld范围0—10V

UldKKUbpn （7-13）

KK——可靠系数取2.5—3

Ubpn——为额定负荷下二次谐波电压实测值 (2) 保护动作延时 tld

范围 0.1——2s，为增加可靠性而设

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汽轮机 t0.5s

7.2.8 发电机相间短路后备保护

(1) 相电流元件动作电流整定及灵敏度校验 Iop1

按高压母线两相短路校验，要求≥2。

IdZ1(1.31.4)Ife （7-14）

IdZ21(1.31.4)Ife （7-15） nL灵敏度按主变母线三相短路校验：

(3)Id （7-16） KIdz1nL(2) 低电压元件动作整定值及灵敏度校验 Uop

汽轮机取0.6倍的额定电压：

UdZ1(0.60.7)ue （7-17） nY灵敏度按主变高压侧母线三相短路校验，要求大于1.3：

Kl(0.60.7)UfUdZ （7-18） (3)(3)IdXTIdnyXT(3) 负序电压元件动作电压整定值 UOP2

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第八章 LFP-901A装置保护定值第8.1节 LFP-901A保护装置方向保护定值

(1)Dzd:工频变化量距离继电器定值,按全线阻抗0.8—0.85整定. 1号断路器:

Dzd1=

2号断路器:

Dzd2=11.0833号断路器:

Dzd3=22.1664号断路器:

200/50.806

110000/100(2)K:零序补偿系数K=(Z0-Z1)/3Z1可取较计算值小0.05. 线路A'B':

K=(Z0-Z1)/3Z1=(|15.3+j42|-|5.1+j12|)/3|5.1+j12| =0.81

所以: K=0.81-0.05=0.805 线路B'C':

K=(|30.6+j132|-|10.2+j24|)/3|10.2+j24|=1.4

所以: K=1.4-0.05=1.35

(3)I0qz:零序过流起动电流定值,按躲过最大零序不平衡电流整定,整定范围0.1—0.5,级差0.01In.

(4)I0zd2:零序过流II段定值应尽量保证有足够灵敏度. 1号断路器:

200/50.806

110000/100nLH200/50.403 0.85ZA'B'=11.083110000/100nYH200/50.403

110000/100Dzd4=22.166I0zd2=0.241×103/(200/5)=6.025(A)

2号断路器:

I0zd2=0.630×103/(200/5)=15.76(A)

3号断路器:

I0zd2=0.715×103/(200/5)=17.875(A)

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4号断路器:

I0zd2=0.259×103/(200/5)=6.475 (A)

(5)I0zd3: 零序过流III段定值应尽量保证有足够灵敏度. 1号断路器:

I0zd3=0.349×103/(200/5)=8.725(A)

2号断路器:

I0zd2=0.629×103/(200/5)=15.725(A)

3号断路器:

I0zd3=0.129×103/(200/5)=3.225(A)

4号断路器:

I0zd4=0.259×103/(200/5)=6.475(A)

(6)I0zdF:零序方向比较过流元件定值,应保证末端单相接地故障时有足够灵敏度. 1号断路器:

I0zdF=1.105×103/(200/5)=27.625(A)

2号断路器:

I0zdF=0.944×103/(200/5)=23.6(A)

3号断路器:

I0zdF=1.993×103/(200/5)=49.825(A)

4号断路器:

I0zdF=0.455×103/(200/5)=11.375(A)

(7)I0zdCF:合闸于故障线路零序过流保护定值,应保证线路末端故障时有足够灵敏度. (8)IpTzd:TV断线时相电流过流段定值,正常运行时不投入,TV断线时自动投入. (9)I0pTzd:TV断线时相电流零序段定值, 正常运行时不投入,TV断线时自动投入. (10)T02zd:零序II段延时. 1号断路器:

T02zd1=1.0s

2号断路器:

T02zd2=1.0s

3号断路器:

T02zd3=1.0s

4号断路器:

T02zd4=1.5s

(11)T03zd:零序III段延时,注意它是在本线路末端未跳闸前的时延,跳闸后(如非全相运行或重合闸后)III段时延改为T03zd-DT0(当SW4为1时,DT=500ms,当SW4为0时,DT=0) 1号断路器:

T03zd1=1.5s

2号断路器:

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T03zd2=1.5s

3号断路器:

T03zd3=1.5s

4号断路器:

T03zd4=1.5s

(12)TpTzd:TV断线时自动投入的零序和相电流保护取同一延时段.

(13)运行方式控制字SW: 运行方式控制字在定值时输入,用作保护运行功能的切换.

(14)Zcom:是为了在大电源长线路末端故障时,母线电压变化很小的情况下,提高方向保护灵敏度而设置的,可根据系统/线路阻抗比来确定.

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LFP-901A保护装置方向保护定值单（表8-1）

线路名称:A'B' 断路器:DL1 序定值名称定值符整定范围整定值号号 1 工频变化量阻抗 Dzd 0.2--10 0.403 (1—50) 2 接地阻抗零序补偿系数 K 0--2 0.81 3 4 5 6 7 8 9 零序起动电流零序过流II段定值零序过流III段定值零序方向比较过流定值合闸于故障线路零序定值 TV断线时相电流定值 TV断线时零序过流定值 I0qz I0zd2 I0zd3 I0zdF I0zdCF IpTzd I0pTzd 1.5—2.5A (0.1—0.5A) 0.5—100A 6.025A (0.1—20A) 8.725A 27.625A 0.5—100A (0.1—20A) 10 11 12 13 零序过流II段动作时间 T02zd 0.1—10s 1.0s 零序过流III段动作时间 T03zd 1.5s TV断线时过流延时 TpTzd 方向保护控制字(某位=1,对应功能投入)SW: (1)L03F(零序III段经时间判别) (2)DF(工频变化量方向保护投入) (3)F0(零序方向高频保护投入) (4)DT(如DT投入,跳闸前,III段动作时间为T03zd) (5)CST(三跳方式) (6)L02sT(零序II段三跳,并闭锁重合) (7)BCPP(多相故障闭锁重合) (8)PM (9)Zcom(方向元件补偿阻抗投入) (10)RD(单电源负荷端)

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LFP-901A保护装置方向保护定值单（表8-2）

线路名称:A'B' 断路器:DL2 序定值名称定值符号整定范围整定值号 1 工频变化量阻抗 Dzd 0.2--10 0.403 (1—50) 2 接地阻抗零序补偿系数 K 0--2 0.81 3 4 5 6 7 8 9 零序起动电流零序过流II段定值零序过流III段定值零序方向比较过流定值合闸于故障线路零序定值 TV断线时相电流定值 TV断线时零序过流定值 I0qz I0zd2 I0zd3 I0zdF I0zdCF IpTzd I0pTzd 1.5—2.5A (0.1—0.5A) 0.5—100A 15.76A (0.1—20A) 15.725A 23.6A 0.5—100A (0.1—20A) 10 11 12 13 零序过流II段动作时间 T02zd 0.1—10s 1.0s 零序过流III段动作时间 T03zd 1.5s TV断线时过流延时 TpTzd 方向保护控制字(某位=1,对应功能投入)SW: (1)L03F(零序III段经时间判别) (2)DF(工频变化量方向保护投入) (3)F0(零序方向高频保护投入) (4)DT(如DT投入,跳闸前,III段动作时间为T03zd) (5)CST(三跳方式) (6)L02sT(零序II段三跳,并闭锁重合) (7)BCPP(多相故障闭锁重合) (8)PM (9)Zcom(方向元件补偿阻抗投入) (10)RD(单电源负荷端)

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LFP-901A保护装置方向保护定值单（表8-3）

线路名称:B'C' 断路器:DL3 序定值名称定值符号整定范围整定值号 1 工频变化量阻抗 Dzd 0.806 2 3 4 5 6 7 8 9 接地阻抗零序补偿系数零序起动电流零序过流II段定值零序过流III段定值零序方向比较过流定值合闸于故障线路零序定值 TV断线时相电流定值 TV断线时零序过流定值 K I0qz I0zd2 I0zd3 I0zdF I0zdCF IpTzd I0pTzd 1.35 17.875A 3.225A 49.825A 10 11 12 13 零序过流II段动作时间 T02zd 1.0s 零序过流III段动作时间 T03zd 1.5s TV断线时过流延时 TpTzd 方向保护控制字(某位=1,对应功能投入)SW: (1)L03F(零序III段经时间判别) (2)DF(工频变化量方向保护投入) (3)F0(零序方向高频保护投入) (4)DT(如DT投入,跳闸前,III段动作时间为T03zd) (5)CST(三跳方式) (6)L02sT(零序II段三跳,并闭锁重合) (7)BCPP(多相故障闭锁重合) (8)PM (9)Zcom(方向元件补偿阻抗投入) (10)RD(单电源负荷端)

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LFP-901A保护装置方向保护定值单（表8-4）

线路名称:B'C' 断路器:DL4 序定值名称定值符号整定范围整定值号 1 工频变化量阻抗 Dzd 0.806 2 3 4 5 6 7 8 9 接地阻抗零序补偿系数零序起动电流零序过流II段定值零序过流III段定值零序方向比较过流定值合闸于故障线路零序定值 TV断线时相电流定值 TV断线时零序过流定值 K I0qz I0zd2 I0zd3 I0zdF I0zdCF IpTzd I0pTzd 1.35 6.475A 6.475 11.375A 10 11 12 13 零序过流II段动作时间 T02zd 1.5s 零序过流III段动作时间 T03zd 1.5s TV断线时过流延时 TpTzd 方向保护控制字(某位=1,对应功能投入)SW: (1)L03F(零序III段经时间判别) (2)DF(工频变化量方向保护投入) (3)F0(零序方向高频保护投入) (4)DT(如DT投入,跳闸前,III段动作时间为T03zd) (5)CST(三跳方式) (6)L02sT(零序II段三跳,并闭锁重合) (7)BCPP(多相故障闭锁重合) (8)PM (9)Zcom(方向元件补偿阻抗投入) (10)RD(单电源负荷端)

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第8.2节LFP-901A保护装置距离保护定值

(1)Zzd1:距离保护I段整定值,可根据线路阻抗的0.8—0.9来整定. 1号断路器:

Zzd1=

2号断路器:

Zzd1=11.0833号断路器:

Zzd1=22.1664号断路器:

Zzd1=22.166200/50.806

110000/100200/50.806

110000/100200/50.403

110000/100nLH200/50.403 0.85ZA'B'=11.083110000/100nYH

(2)K:灵敏补偿系数K=(Z0-Z1)/3Z1,. 线路A'B':

K=(Z0-Z1)/3Z1=(|15.3+j42|-|5.1+j12|)/3|5.1+j12| =0.81

线路B'C':

K=(|30.6+j132|-|10.2+j24|)/3|10.2+j24|=1.4

(3)Ps1:正序阻抗角,按线路正序阻抗角整定. 所有线路:

Ps1=67º

(4)Ps0:零序阻抗角,按线路零序阻抗角整定. 线路A'B':

Ps0=70º

线路B'C':

Ps0=77º

(5)I0qzd:零序过流启动值,按躲过最大零序不平衡分量整定,与方向保护一致. (6)I1qz:按躲过线路最大负荷电流整定. 1号断路器:

I1qz=209.946/(200/5)=5.249(A) 2号断路器:

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I1qz=Smax/nLH3U(4340)103/(31103号断路器:

200)393.65(A) 50I1qz=Smax/nLH3U(7540)103/31104.523(A)

4号断路器:

I1qz=209.946/(200/5)=5.249(A)

(7)Dgoh:为检同期合闸方式时母线电压对线路电压整定角差.

(8)Dg1:为扩大测量过渡电阻能力,接地距离特性圆I象限的偏移角,建议线路长度大于等于60KM时取0度,大于等于40KM时取15度,大于等于2KM时取30度,小于2KM时取45度. (9)Dg2:相间距离特性圆I象限偏移角,除超短线路一般取0度,建议线路长度大于等于10KM时取0度,大于等于2KM时取15度,小于2KM是取30度.

(10)距离保护运行方式控制字SW:其中SW2,SW3是三相合闸时,可分别投入加速不受振闭控制的2段和3段的距离保护,当三相重合闸不可能出现系统振荡时投入,如SW2,SW3均不投入加速受振荡控制的2段距离.

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LFP-901A保护装置距离保护定值单

线路名称：A'B' 开关号：DL1

序定值名称定值符号整定范围整定值号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 距离I段接地距离II段接地距离III段相间距离II段相间距离III段接地阻抗零序补偿系数正序灵敏角零序灵敏角零序起动电流振荡闭锁过流元件接地距离II段动作时间接地距离III段动作时间相间距离II段动作时间相间距离III段动作时间三相重合闸时间接地距离偏移角相间距离偏移角 Zzd1 Zzdp2 Zzdp3 Zzdpp2 ZZdpp3 K Ps1 Ps0 I0qzd I0zed T2pzd T3pzd T2ppzd T3ppzd Ts Dg1 Dg2 0.01-10Ω 0.05-50Ω 0.01-25Ω 0.05-125Ω 0--2 55º-58º 0.403Ω 1.231Ω 7.056Ω 0.81 67º 70º 0.5s 1.53s 0.1—2.5A 4-11A 0.1s-10s 0º、15º、30º、 45º 0º、15º、30º 0º 63

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18 距离保护运行方式控制字（某位=1时，对应功能投入）SW：（1）GST（三跳方式）（7）ZB（振荡闭锁投入）（2）Z3CF（三重加速III段）（8）Z P12（投I、II段距离）（3）Z2ST（II接地距离动作三跳）（9）Zpp3（投III段相间距离）（4）Zp3（投III段接地距离）（5）CH（投重合闸）（6）Z2F（三重加速II段）

LFP-901A保护装置距离保护定值单

线路名称：A'B' 开关号：DL2

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

定值名称定值符号整定范围整定值距离I段接地距离II段接地距离III段相间距离II段相间距离III段接地阻抗零序补偿系数正序灵敏角零序灵敏角零序起动电流振荡闭锁过流元件接地距离II段动作时间接地距离III段动作时间相间距离II段动作时间相间距离III段动作时间三相重合闸时间接地距离偏移角相间距离偏移角 Zzd1 Zzdp2 Zzdp3 Zzdpp2 ZZdpp3 K Ps1 Ps0 I0qzd I0zed T2pzd T3pzd T2ppzd T3ppzd Ts Dg1 Dg2 64

0.01-10Ω 0.05-50Ω 0.01-25Ω 0.05-125Ω 0--2 55º-58º 0.403Ω 0.7112Ω 0.81 67º 70º 0.5s 1.53s 0.1—2.5A 4-11A 0.1s-10s 0º、15º、30º、 45º 0º、15º、30º 0º XX大学电力学院毕业设计

LFP-901A保护装置距离保护定值单

线路名称：B'C' 开关号：DL3

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

0.01-10Ω 0.05-50Ω 0.01-25 0.05-125Ω 0--2 55º-58º 0.806Ω 1.128 7.056 1.4 67º 77º 0.5s 1.2s 0.1—2.5A 4-11A 0.1s-10s 0º、15º、30º、 45º 0º、15º、30º 0º XX大学电力学院毕业设计

LFP-901A保护装置距离保护定值单

线路名称：B'C' 开关号：DL4

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 定值名称定值符号整定范围整定值距离I段接地距离II段接地距离III段相间距离II段相间距离III段接地阻抗零序补偿系数正序灵敏角零序灵敏角零序起动电流振荡闭锁过流元件接地距离II段动作时间接地距离III段动作时间相间距离II段动作时间相间距离III段动作时间三相重合闸时间接地距离偏移角相间距离偏移角 Zzd1 Zzdp2 Zzdp3 Zzdpp2 ZZdpp3 K Ps1 Ps0 I0qzd I0zed T2pzd T3pzd T2ppzd T3ppzd Ts Dg1 Dg2 0.01-10Ω 0.05-50Ω 0.01-25Ω 0.05-125Ω 0--2 55º-58º 0.806Ω 1.329Ω 07.056Ω 1.4 67º 77º 0.5 1.2s 0.1—2.5A 4-11A 0.1s-10s 0º、15º、30º、 45º 0º、15º、30º 0º 66

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