电网继电保护整定方案Word文件下载.docx

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2.2.3正常运行方式下，110kV渠丁变由崇左供电局220kV金马变供电，与崇左供电局110kV东罗变在东罗变侧解环，35kV东罗线空载运行。

正常运行方式下，110kV防城变由220kV新兴变供电，与钦州供电局220kV龙湾变在防城变侧解环，110kV龙防线空载运行。

2.2.4正常运行方式下，松柏笼变35kV防松港线305开关热备用，35kV防松港线空载运行。

古城变35kV古电线带防城小水电网负荷，深沟变深303开关热备用，35kV深马线空载运行。

检修方式考虑

2.3.1220kV变电站：

新兴变按“N-1”的要求考虑一台检修，另一台运行；

竹坪变考虑主变或110kV母线全停，将深沟变转由新兴变供电方式；

110kV变电站：

对于两台主变的变电站，考虑主变轮流检修的方式；

单台变的变电站则不考虑变压器检修方式。

2.3.2对于有两条进线互为备用的变电站，只考虑两条进线轮换检修的方式。

2.3.3当220kV新兴变一台主变退出运行时，另一台主变发生过负荷，则合上防城变防103开关，由110kV龙防线带防城变负荷，新兴变带其它110kV负荷。

2.3.4当崇左供电局220kV金马变110kV金渠线或渠丁变主变退出运行时，由崇左供电局110kV东罗变通过35kV东罗线向渠丁变供电。

2.3.5当古城变35kV古电线退出运行时，合上深沟变深303开关，由深沟变35kV深马线带防城小水电负荷。

特殊运行方式，按当时实际情况临时处理。

主变中性点的接地方式：

为使系统零序网络相对稳定，零序等值阻抗和零序电流的分布基本不变，并考虑到主变的绝缘水平、系统短路容量及断路器遮断容量等因素，防城港电网主变中性点接地方式按以下设置：

2.5.1新兴变两台主变在220kV及110kV侧并列运行时，一台主变220kV及110kV侧中性点均直接接地，另一台主变220kV及110kV侧中性点均不直接接地。

新兴变220kV侧（或110kV侧）母联断开分列运行时，两台主变220kV及110kV侧中性点均直接接地。

单台主变运行时，运行主变的220kV及110kV侧中性点均直接接地。

竹坪变目前仅单台主变运行，220kV及110kV侧中性点均直接接地。

2.5.2防城变#1主变高压侧中性点直接接地，中压侧经消弧线圈接地，#2主变高、中压侧中性点均不接地；

当防城变#1主变停运时，改为#2主变中性点直接接地，接地方式同#1主变。

深沟变#2主变中性点直接接地，#1主变中性点不接地；

当深沟变#2主变停运时，改为#1主变中性点直接接地。

系统其他主变中性点不接地。

3系统继电保护及自动装置配置情况（具体配置如附表2）

本电网系统保护配置基本满足部颁《继电保护及安全自动装置技术规程》的要求，并逐步依据《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》、《广西主电网系统继电保护选型配置原则》的精神进行具体配置。

全网110kV线路保护均配置了三段式接地和相间距离保护、四段式零序电流保护、三相一次重合闸，部分线路还配置有PT断线过流保护或过流保护，保护装置均为微机保护装置。

220kV新兴变、竹坪变电站的220kV、110kV母线各配置了一套母差保护，均为微机型的电流差动保护，且具有充电保护功能。

目前防城港电网所辖的110kV变电站中（防城、石板田、企沙、江平、深沟、渠丁、江山、茅岭）主变保护配置均为一主一后备；

220kV新兴变#1、#2主变保护配置均为两主两后备，并按两主两后两机箱的原则配置。

所有110kV及以上的主变保护均为微机保护。

220kV新兴变电站的两台变压器高压侧和中压侧的中性点装有放电间隙保护，除石板田变外所有的110kV变电站变压器的高压侧中性点都加装了放电间隙保护。

35kV及以下线路保护配置为三段或两段式过流保护、三相一次重合闸。

根据中调2005年低频低压减负荷方案及《广西电网公司2005年反事故技术措施》要求，在110kV渠丁变、石板田变、深沟变及35kV古城变更换或继续使用单独的低频低压减负荷装置﹙DPY-1、SSD540F型装置﹚。

部分10kV线路保护装置能实现低频减负荷功能﹙南瑞继保公司的RCS-9611、南京自动化厂的PSL-641型保护﹚及低压减负荷功能﹙南京自动化厂的PSL-641型保护﹚。

防城变、石板田变、江山变、深沟变各配置一套110kV线路备自投装置，渠丁变配置一套35kV线路备自投装置，江平变配置一套10kV线路备自投装置。

4继电保护整定的基本原则

3~11kV电网继电保护一般采用远后备原则，即在临近的故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器本身拒动时，能由上一级断路器处的继电保护动作切除故障。

保护装置之间的整定配合按有关规程进行配合，一般是下级配合上级，小电源配合大电源。

相邻元件各项保护定值在灵敏度和动作时间上均应遵循逐级配合的原则。

如果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路的继电保护整定值对该低压母线又无足够的灵敏系数时，应按下述原则考虑保护问题。

4.3.1如果变压器高压侧的过电流保护对该低压母线有规程规定的灵敏度系数时，则在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过电流保护将成为该低压母线的主保护及后备保护。

在此种情况下，要求这两套过流保护经不同的直流熔断器供电。

4.3.2如变压器高压侧的过流保护对该低压母线无灵敏度系数时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护作为该低压母线的主保护及后备保护。

在此种情况下，要求这两套过电流保护接于不同的电流互感器，经不同的直流熔断器供电并分别作用于该低压侧断路器与高压侧断路器。

对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏度系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。

如遇下列情况，允许牺牲部分选择性：

4.5.1接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行（包括多处T接供电变压器或供电线路），都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他侧母线故障整定。

4.5.2对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，可将容量较小的或线路较短的某些中间变电站按T接变电站或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。

4.5.3在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。

当本网长短线之间或短线与短线之间的配合困难时，为保证长短线路的零序、距离保护有足够灵敏度，又要满足选择性的要求，上一级长线路可以视情况少设一段保护。

变压器电源侧过电流保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出现故障的后备保护，其动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间。

对于110kV主变中性点不接地变压器装设的间隙过压过流保护，由于此保护整定配合困难，保护范围不易确定容易误动，按中调要求，将低压侧无电源的110kV主变中性点不接地变压器的间隙保护退出运行。

当110kV线路保护同时具有接地距离保护和四段式零序电流保护时，如该线路较短，或故障电流受运行方式影响变化较大，零序保护不易配合，计算时可考虑只保留零序保护最末段，将其余段退出运行。

零序保护最末段定值应保证本线经高阻接地时有足够的灵敏度。

电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，同时应力争继电保护最末一段整定值对相邻设备故障有规定的灵敏系数。

对于110kV电网线路，考虑到高阻接地故障情况下灵敏度的要求，其最末一段零序电流保护的电流定值一般不应大于300A（一次值），此时允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。

单电源侧的110kV线路距离保护不考虑系统振荡误动问题。

系统最长振荡周期按考虑。

110kV及以下电网均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选择，应根据电网结构，系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。

单侧电源线路选用一般重合闸方式。

双侧电源线路大电源一侧选用检无压，小电源一侧检同期重合闸方式。

自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸次数一般不应超过一次，相邻线路的继电保护应保证有选择性。

自动重合闸过程中，如相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。

为了防止变压器在低压侧故障时因热稳定受到破坏而损坏，应根据国标中有关变压器动、热稳定的规定，结合系统的实际情况校核变压器的动稳定和热稳定，并计算出变压器的热稳定极限时间，必须保证变压器后备保护中对主变中、低压侧有灵敏度段的延时小于变压器热稳定极限时间。

对中低压侧接有并网小电源的变压器，如变压器小电源侧的过电流保护不能在变压器其他侧母线故障时可靠切除故障，则应由小电源并网线的保护装置切除故障。

电容器保护中，不平衡电压保护、不平衡电流保护、过电压保护等元件保护定值由于与设备性能密切相关，现行整定规程相对滞后，故均按电容器生产厂家提供定值整定。

5220kV变压器保护的整定原则

变压器主保护配置按有关规程及装置说明书的要求整定，当采用二次谐波制动来躲励磁涌流时，一般整定为；

若新投产的变压器在空充时躲不过涌流误动，可适当降低二次谐波制动比至。

采用三次谐波制动时，一般整定为。

220kV变压器应采用两套差动保护作为主保护，差动保护动作跳开变压器各侧断路器。

对于降压变的后备保护，高压侧的后备保护应力争对中、低压侧母线故障均有灵敏度，方向指向变压器；

若没有地区电源或地区电源对主网的影响很小的情况下，为提高灵敏性，可取消方向。

中压侧的后备保护对中压侧的母线故障有足够灵敏度，方向指向本侧母线；

若无地区电源，可取消方向。

5.3.1高压侧后备保护

5.3.1.1复合电压闭锁的（方向）过流保护

复合电压闭锁的方向过电流保护，为一段一时限，延时跳开变压器各侧断路器。

a.电流定值

（1）按躲过变压器的额定电流整定：

Idz=Kk×

In/Kfh

式中：

Kk--可靠系数，～，取；

In--为变压器高压侧额定电流；

Kfh--返回系数，～，取。

（2）校核对主变中、低压侧母线故障的灵敏度。

b.动作时限2

（1）与220kV出线相间距离保护最末段的最长时间配合：

T1=+△t

（2）与本变中、低压侧复合电压闭锁过流保护最末段跳本侧开关最长时间配合：

T2=+△t

T1→跳变压器各侧断路器

5.3.1.2复压过流的复合电压闭锁元件

为防止在变电站中、低压侧母线或出线发生三相故障时低电压元件灵敏度不够而无法开放过流保护，高压侧复合电压元件必须取高、中、低三侧复合电压并接成或的关系。

a.低电压定值：

按躲过正常最低运行电压整定：

UL＝

UN--二次额定线电压（100V）。

b.负序电压定值：

按躲过正常运行时出现的最大不平衡电压整定：

U2＝（～）UN

UN--二次额定相电压（）或二次额定线电压（100V）（根据实际装

置决定）。

5.3.1.3零序方向过电流保护

（1）按躲过本变压器110kV侧母线接地故障最大零序电流整定：

Kk--可靠系数，Kk≥；

--本变110kV侧母线接地故障流过高压侧的最大零序电

流。

（2）按躲过220kV线路单相重合闸时流过本变压器的最大非全相零序电流整定：

式中：

Kk--可靠系数，取；

--220kV线路单重时流过本变最大非全相零序电流。

b.动作时限1

与本变差动保护配合：

T01=秒→跳变压器各侧断路器

此段暂退出不用。

5.3.1.4零序过电流保护

（1）与220kV出线零序电流保护最末段配合整定：

Kfz×

I'

dz

Kk--可靠系数，取；

Kfz--零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值；

dz--220kV出线零序电流保护最末段定值。

（2）与本变压器110kV侧零序过电流保护最末段配合整定：

Kk、Kfz--同上；

--本变压器110kV侧零序过电流保护最末段定值（归算至

主变高压侧）。

（3）校核对主变中压侧母线故障的灵敏度，要求灵敏度大于等于。

（1）与220kV出线零序电流保护最末段的最长时间配合：

T02=+△t

（2）与本变压器110kV侧零序过电流保护最末段动作时限配合：

T02→跳变压器各侧断路器

5.3.1.5间隙零序电流、零序电压保护

间隙零序电流、零序电压保护优先选用经不同时间元件出口的原则。

无论间隙零序电流、零序电压保护是经不同时间元件出口还是同一时间元件出口，其零序电流、零序电压的整定计算原则相同，只是时间元件的整定有所不同。

a.间隙零序电流定值

按间隙击穿时后足够灵敏度整定，保护的一次一般整定为100安。

则间隙零序电流（二次值）整定为：

3I0dz=100/Nct

Nct–-电流互感器变比。

b.间隙零序电压定值

用于中性点经放电间隙接地的零序过电压必须取自电压互感器的开口三角电压，不能取保护装置自产3U0。

间隙零序电压定值一般整定为180V。

c.动作时限

（1）、如间隙零序电流、零序电压保护分别经不同时间元件出口时：

间隙零序过电流保护动作时间按与本变高、中压侧出线接地距离Ⅱ段最长时限配合整定（若无接地距离保护，则与对本线末故障有足够灵敏度的零序电流保护Ⅱ段（三段式）或Ⅲ段（四段式）配合整定），延时跳开变压器各侧断路器。

零序电压保护动作时间按秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。

（2）、如间隙零序电流、零序电压保护共用一个时间元件出口时，则动作时间按秒整定，延时跳开变压器各侧断路器。

5.3.1.6变压器失灵保护的电流判别元件

a.相电流元件

（1）按躲变压器额定电流整定：

Idz＝Kk×

Ｉn/NCT

Kk--可靠系数，Kk=；

Ｉn--变压器的额定电流。

（2）按本变中压侧母线故障有的灵敏度整定：

Ｉdz＝Ｉ/Klm＝Ｉ/2

Ｉ--本变中压侧母线短路流过高压侧的最小相电流。

取以上两条件计算结果的小值，以保证中压侧母线故障有灵敏度为主。

b.零序电流元件及负序电流元件不采用。

5.3.1.7变压器的非全相保护

a.负序、零序电流元件

　　按躲正常运行最大不平衡电流整定：

Idz=×

IN　

IN--电流互感器二次额定电流。

b.动作时限1：

T1＝秒　→跳本侧断路器

c.动作时限2：

T2＝秒　→跳各侧断路器

注：

如果是线路变压器组的接线形式则动作时限T1应躲过单相重合闸周期，取秒；

T2取秒。

5.3.2中压侧后备保护

5.3.2.1复合电压闭锁的（方向）过电流保护

复合电压闭锁的方向过电流保护（作中压侧母线的后备），方向指向本侧母线，保护为一段三个时限，第一时限跳开本侧母联断路器，第二时限跳开变压器本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。

a.电流定值

（1）按躲过变压器的额定电流整定：

Idz=Kk×

IN/Kfh

Kk--可靠系数，～，取：

；

IN--变压器中压侧额定电流；

Kfh--返回系数，～，取：

。

（2）按110kV母线相间故障有灵敏度整定：

Idz=Klm

Klm--灵敏系数，Klm≥；

--110kV母线相间故障时流过本变中压侧的最小相电流。

（3）与110kV出线相间距离保护I段（或II段）配合：

Kk--可靠系数，Kk≥；

Kfz--分支系数，取各种运行方式的最大值；

dz--110kV出线相间距离保护I段（或II段）保护范围末端故障流过110kV出线的最大短路电流。

与110kV出线相间距离保护I段（或II段）的最长时间配合：

T1=+△t→跳中压侧母联断路器

c.动作时限2

与动作时限1配合：

T2=T1+△t→跳中压侧断路器

T2必须小于变压器的热稳定极限时间，对于有热稳定要求的变压器一般要求T2≤2秒。

若中压侧配置有母差保护，可大于2秒。

d.动作时限3

与动作时限2配合：

T3=T2+△t→跳变压器各侧断路器

防城港电网220kV新兴变、竹坪变110kV母线均已装设母差保护，故主变中压侧该段保护暂退出不用。

5.3.2.2复合电压闭锁的过电流保护

按躲过变压器的额定电流整定：

Kk、IN、Kfh同5.3.2.1。

b.动作时限4

与110kV出线相间距离保护最末段的最长时间配合：

T4=+△t→跳中压侧母联断路器

c.动作时限5

与动作时限4配合：

T5=T4+△t→跳中压侧断路器

d.动作时限6

与动作时限5配合：

T6=T5+△t→跳变压器各侧断路器

5.3.2.3复压过流的复合电压闭锁元件

参见5.3.1.2条

5.3.2.4零序方向过电流保护

（1）按110kV母线接地故障有灵敏度整定：

Idz=/Klm

--110kV母线接地故障时流过本变中压侧的最小零序电流。

（2）与110kV出线零序电流保护I段（或II段）配合：

dz--110kV出线零序电流保护I段（或II段）定值。

与110kV出线零序电流保护I段（或II段）的最长时间配合。

如果110kV出线无零序电流保护I段（或II段），则与出线接地距离II段最长动作时间配合。

T01=+△t→跳中压侧母联断路器

T02=T01+△t→跳中压侧断路器

T03=T02+△t→跳变压器各侧断路器

5.3.2.5零序过电流保护

与110kV出线零序电流保护最末段配合整定：

Kk、Kfz--同5.3.2.4

dz--110kV出线零序电流保护最末段定值。

与110kV出线零序电流保护最末段的最长时间配合：

T04=+△t→跳中压侧母联断路器

T05=T04+△t→跳中压侧断路器

T06=T05+△t→跳变压器各侧断路器

5.3.2.6间隙零序电流、零序电压保护

参见5.3.1.5条。

5.3.3低压侧后备保护

复合电压闭锁的方向过电流保护：

由于低压侧无电源或为小电源，电流方向自然指向本侧母线（作为低压出线的远后备），所以方向元件可不用。

保护为两段式，每一段带三个时限，第一时限跳开低压侧母联断路器，第二时限跳开低压侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。

5.3.3.1复合电压闭锁过电流保护I段

IN--变压器低压侧额定电流；

（2）按低压母线相间故障有灵敏度整定：

Idz=/Klm

--低压母线相间故障时流过本变低压侧的最小相电流。

（3）与低压侧出线过流保护I段（或II段））配合：

dz--低压侧出线过流保护I段（或II段）定值。

与低压侧出线过流保护I段（或II段）的最长时间配合：

T1=+△t→跳低压侧母联断路器

T2=T1+△t→跳低压侧断路器

T2必须小于变压器的热稳定极限时间，即：

T2<

2秒。

若低压侧有电抗器时，T2可以大于2秒。

5.3.3.2复合电压闭锁过电流保护II段

Idz1=Kk×

IN/Kfh

Kk、IN、Kfh同5.3.3.1

与低压侧出线过流保护最末段的最长时间配合：

T4=+△t→跳低压侧母联断路器

与动