六月1#、2#主变及10kV线路保护知识培训

摘 要

本次培训是110KV电网线路上的继电保护。主要对LB-BD1、LA-BD5线路进行相间继电保护方式、零序继电保护方式的选择与整定计算。本次培训成果分为两部分，即：说明书与计算书。

说明书主要是对整定计算过程的原理、原则及计算结果表进行说明总结。设计内容包括：电气参数数据的分析整定，TV、TA变比的选择，中性点接地的确定，电力网短路电流的计算，电力网相间继电保护配置及整定计算（LB─BD1、LA─BD5），电力网零序继电保护配置及整定计算（LB─BD1、LA─BD5），自动重合闸的选择七个部分。

计算书主要是对设计中的参数、短路电流及保护的整定值进行计算。计算内容包括： 电力系统各元件主要参数的计算； 电力网短路电流的计算； 相间距离保护的整定计算； 零序电流的整定计算。

关键字： 继电保护 短路电流计算 相间继电保护 零序继电保护 \\

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目 录

前 言

第一章 绪 论···························

第1.1节 电力系统继电保护的作用 ··············· 第1.2节 电力系统继电保护基本特性 ··············· 第1.3节 电力系统继电保护装置 ················ 第1.4节 设计原则和一般规定 ················· 第二章 电力系统元件的参数计算 ···················

第2.1节 标幺值的计算 ···················· 第2.2节 线路元件的参数计算公式 ··············· 第2.3节 元件参数计算结果表 ················· 第三章 变压器中性点的选择原则以及TA，TV的选择···········

第 3.1节 变压器中性点的选择原则 ··············· 第 3.2节 输电线路TA、TV的选择 ················ 第 3.3节 TA、TV变比的选择结果表 ··············· 第四章 系统运行方式确定 ······················

第 4.1节 运行方式确定的原则 ················· 第 4.2节 系统运行方式确定的结果表 ·············· 第五章 短路电流的计算 ·······················

第 5.1节 短路计算的说明 ··················· 第 5.2节 短路计算结果表 ··················· 第六章 电力网相间继电保护方式选择与整定计算 ············

第 6.1节 电力网相间继电保护方式的选择 ············ 第 6.2节 相间距离保护 ···················· 第 6.3节 相间距离保护定值配合的原则和助增系数计算

原则·························

第 6.4节 距离保护装置阻抗继电器的接线方式和整定阻

抗··························

第 6.5节 距离保护整定计算 ·················· 第 6.6节 距离保护的评价及应用范围 ·············· 第七章 电力网零序继电保护方式选择与整定计算

第 7.1节 电力网零序继电保护方式选择 ·············

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第 7.2节 零序电流保护整定计算的运行方式分析 ········· 第 7.3节 零序电流保护的整定计算 ··············· 第 7.4节 零序电流保护的优缺点 ················ 第八章 自动重合闸 ·························

第 8.1节 自动重合闸的基本概述 ················ 第 8.2节 自动重合闸的基本要求 ················ 第 8.3节 第 8.4节 结论

自动重合闸整定计算 ················· 自动重合闸的选择 ·················· 2

第 一 章 绪 论

第１.１节 电力系统继电保护的作用

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 电力系统继电保护的基本特性

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。

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。

除此之外，还应从整体利益出发，考虑其经济条件。

1.2.4可靠性：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。

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保护的误动和拒动都会给电力系统造成严重的危害，尤其是对于超高压大容量系统往往是造成系统大面积停电的重要原因，因此应予足够的重视。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。例如采用“二中取二“的双重化措施，无疑提高了不误动的可靠性，但却降低了不拒动的可靠性。在考虑提高保护装置可靠性同时，应根据电力系统和负荷的具体情况来处理。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，应着重强调提高不拒动的可靠性。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，对此可采取“三中取二”的双重化方案或双倍的“二中取一”双重方案。

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”

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，也是贯穿全书的主线，必须反复的深刻领会。

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。

第１.3节 电力系统继电保护装置

继电保护装置，就是指能反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。它的基本任务是： （1） 当电力系统中发生短路故障时，继电保护能自动地、迅速地和有选择性地动作，使断路器跳闸，将故障元件从电力系统中切除，以系统无故障的部分迅速恢复正常运行，并使故障的设备或线路免于继续遭受破坏。

（2）当电气设备出现不正常运行情况时，根据不正常运行情况的种类和设备运行维护条件，继电保护装置则发出信号，以便由值班人员及时处理，或由装置自动进行调整。

由此可见，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

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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。

第１.4节 设计原则和一般规定

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，适应电网和帮站运行灵活性的需求。

继电保护和安全自动装置由于本身的特点和重要性，要求采用成熟的特别是符和我国电网要求的有运行经验的技术。不合理的电网结构、厂站主接线和运行方式必将导致继电保护和安全自动装置配置的困难，接线复杂，有时为适应一次部分某些特殊需要采用一些不成熟的保护装置，由此往往引起保护误动，甚至使一般性故障扩大为系统故障，设计必须引以为戒。

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 二 章 电力系统元件的参数计算

第2．1节 标幺值的计算

2．1．1 标幺值

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参数计算需要用到标幺值或有名值，因此做下述简介。

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。 （1）标幺值的定义

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。

（2）标幺值基准值的选取

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

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；但习惯上多先选定UB 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） ＺＢ＝UＢ／(3IB)＝U²B／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。 （3）标幺值的计算

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

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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,然后就在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压计算。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。

本次设计采用近似计算法。取基准功率为100MVA，基准电压为115KV。所有元件的电阻都忽略不计，其中2.2KM线路基准电压为6.3K。

第2．2节

2．2．1发电机参数的计算 发电机的电抗有名值： X发电机的电抗标幺值：

XXd(%)SB100SN2Xd(%)UN100SN线路元件的参数计算公式

（2·7）

（2·8）

式中： X(%)—— 发电机次暂态电抗

dUN —— 发电机的额定电压

UB ——基准电压，取115KV SB —— 基准容量，取100MVA SN ——发电机额定容量，单位MVA 计算过程详见计算书，计算结果如表2.1所示 2．2．2变压器参数的计算 （1） 双绕组变压器参数的计算：

双绕组变压器电抗有名值：

XTUK(%)UN100SN2 （2·9）

双绕组变压器电抗标幺值：

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XTUk(%)SB100SN （2·10）

式中： UK(%)—— 变压器短路电压百分值

UN —— 发电机的额定电压

UB ——基准电压115kv

SB —— 基准容量100MVA

SN ——变压器额定容量MVA （2） 三绕组变压器参数的计算： ①各绕组短路电压百分值

UK（%）=UK（%）=

1212〔Ud（%）+Ud（%）-Ud（%）〕 （2·11） 〔Ud（%）+Ud（%）-Ud（%）〕 （2·12）

12 UK（%）=〔Ud（%）+Ud（%）-Ud（%） （2·13）

式中：UdⅠ—Ⅱ（%）、UdⅠ—Ⅲ（%）、 UdⅡ—Ⅲ（%）分别为高压与中压，高压与低压，

中压与低压之间的短路电压百分值。 ②各绕组的电抗有名值

XT1 =

UKI(%)UN100SN22 （2·14）

XT2 =

UKII(%)UN100SNUKIII(%)UN100SN （2·15）

2 XT3 = （2·16）

各绕组的电抗标幺值

XT1* =

UKI(%)SB100SN100SNUKIII(%)SB100SN （2·17） （2·18）

XT2* =

XT3* =

UKII(%)SB （2·19）

式中： SB ---------- 基准容量,取为100MVA；

SN ---------- 变压器额定容量

UN

—— 发电机的额定电压

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UB ——基准电压，取115KV 计算过程详见计算书，计算结果如表2.2所示 2．2．3输电线路参数的计算

输电线路电阻忽略不计，线路正序阻抗为0.4Ω/KM，线路零序阻抗为X0 = 3.5X1， 且负序阻抗X2 = X1 （1）线路阻抗有名值的计算：

正、负序阻抗 X1 = X2 = x·L （2·20） 零序阻抗 X0 = 3.5 X1 （2·21） （2）线路阻抗标幺值的计算：

正、负序阻抗 X1* = X2* = x·L·

SB UB2 （2·22）

零序阻抗 X0＊ = 3.5 X1＊ （2·23） 式中： x ------------ 每公里线路正序阻抗值，单位Ω/KM L ------------ 线路长度，单位 KM SB ------------ 基准容量 ，取为100 MVA

UB ------------ 基准电压 ，取为115 KV （D厂2.2KM线路取6.3KV） 计算过程详见计算书，计算结果如表2.3所示

第2．3节 元件参数计算结果表

表 2·1 容量 /KVA 6000 12000 25000 6.3 6.3 6.3 0.8 0.8 0.8

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发电机参数计算表 额定电压 /KV 功率因数 COSφ 次暂态电抗 Xd” 归算到基准容量的等值电抗（标幺值） 12.2% 12.0% 16.5% 1.627 0.800 0.528 表 2·2 容量 /KVA 15000 31500 45000

变压器参数计算表 绕组型式 短路电压百分值 Uk（%） 三相双绕组 三相双绕组 三相三绕组 10.5 10.5 UdⅠ—Ⅱ（%）= 17 UdⅠ—Ⅲ（%）= 10.5 UdⅡ—Ⅲ（%）= 6 三相三绕组 UdⅠ—Ⅱ（%）= 17 UdⅠ—Ⅲ（%）= 10.5 UdⅡ—Ⅲ（%）= 6 三相三绕组 UdⅠ—Ⅱ（%）= 17 UdⅠ—Ⅲ（%）= 10.5 UdⅡ—Ⅲ（%）= 6 归算到基准容量的等值电抗（标幺值） 0.700 0.333 0.239 0.139 -0.006 0.538 0.313 -0.013 0.341 0.198 -0.008 20000 31500

表 2·3 线路参数计算表 线路名称 长/KM A厂-BD5 A厂-BD1 A厂-BD2 B厂-BD1 B厂-BD2 B厂-BD3 B厂-BD4 C厂-BD4 D厂-BD4 65 13.3 43 19 48 15 35 49 2.2 度正序、负序阻抗 零序阻抗值 值（标幺值） 0.197 0.0404 0.130 0.0575 0.145 0.04 0.106 0.148 2.217 （标幺值） 0.688 0.141 0.455 0.201 0.508 0.159 0.371 0.519 7.760 10

第 三 章 变压器中性点的选择原则以及TA，TV的选择

第3．1节 变压器中性点的选择原则

3．1．1 变压器中性点的选择原则

（1）电力系统的中性点是指：三相电力系统中星形连接的变压器或发电机中性点。

目前我国的电力系统采用中性点运行方式主要有三种，中性点不接地，经过消弧线圈和直接接地，前两种称不接地电流系统；后一种又称为大接地电流系统。 （2）如何选择发电机或变压器中性点的运行方式，是一种比较复杂的综合性的技术经济问题，不论采用哪一种运行方式，都涉及到供电可靠性，过电压绝缘配合，继电保护和自动装置的正确动作，系统的布置，电讯及无线电干扰，接地故障时对生命的危险以及系统稳定等一系列问题。 （3）本课题所设计网络是110ＫＶ。

电力网中性点的接地方式，决定了变压器中性点的接地方式。变压器中性点接地方式的安排应尽量保持变电所零序阻抗基本不变，遇到因变压器检修等原因使变电所的零序阻

抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据规或实际情况临时处理。（《电力系统继电保护实用技术问答》77页），变压器中性点接地原则如下：

① 变电所只有一台变压器，则中性点应直接接地；

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，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原因，变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行，当其一台中性点直接接地的变压器停运时，若有第三台变压器则将第三台变压改为中性点直接接地运行，否则，按特殊 运行方式处理。

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，将另一台中性点不接地变压器直接接地。若不能保持不同母线上

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各有一个接地点时，作为特殊运行方式处理。

④ 为了改善保护配合关系，当某一短线路检修停运时，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。

⑤ 发电厂只有一台主变压器则变压器中性点宜直接接地运行，当变压器检修时，按特殊运行方式处理。

⑥ 发电厂有接于母线的两台主变压器，则宜将保持一台变压器中性点直接接地运行，如果由于某些原因，正常运行时必须两台变压器中性点均直接接地运行，则当一台主变检修时，按特殊方式处理。

⑦ 发电厂有接于母线的三台及以上主变压器，则宜将两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于不同的母线上，当不能保持不同母线上各有一个接地点时，按特殊运行方式处理。

⑧ 自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。 （4）所有普通变压器的中性点都应经隔离开关接地，以便于运行调度灵活，选择接地点，当变压器中性点可能断开运行时，若该变压器中性点绝缘不按线电压设计，应在中性点装设避雷器的保护。

（5）选择接地点时应保证任何故障形式都不应使电网解列成为中性点不接地系统，双母线界限有两台及以上变压器时，可考虑两台主变压器中性点接地。根据上述原则本次设计的变压器中性点的接地方式为：A厂两台变压器中性点接地；B厂一台接地；C厂两台接地；D厂一台接地；变电所E中性点接地。

第3．2节 输电线路TA、TV的选择

3．2．1输电线路TV的选择 （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。

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。

②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

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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 1）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。 2）准确等级：

用于保护装置为0.5级，用于仪表可适当提高。 3）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

4）输电线路上TA的选择：见TA选择结果表（3·1） 3．2．2输电线路TV的选择 （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：

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TV变比的选择

线路电均为110KV,故选用三相屋外的TV，见TV变比选择结果表（3·2）

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第3．3节 TA、TV变比的选择结果表

表3·1 TA选择结果表 线路名称 长度最大工作电流工作电压CT型号 （KV） 110 110 110 110 110 110 110 110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 Lcw--110 100/5 300/5 300/5 200/5 200/5 200/5 300/5 200/5 变比 （km） （A） A厂—BD5 A厂—BD1 A厂—BD2 B厂—BD1 B厂—BD2 B厂—BD3 B厂—BD4 C厂—BD4

65 13.3 43 19 48 15 35 49 98.2 260 260 160 160 161 226 151 表3·2 TV变比选择结果表 线路名称 A-BD1 A-BD2 A-BD5 B-BD1 B-BD2 B-BD3 B-BD4 C-BD4 最大工作电流 电流互感器的变比 电压互感器的变比 260A 260A 98.2A 160A 160A 161A 226A 151A 300/5 300/5 100/5 200/5 200/5 200/5 300/5 150/5 110003/1003/100 14

第 四 章 系统运行方式确定 第4．1节 运行方式确定的原则

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。 4．1．1最大运行方式

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。 4．1．1最小运行方式

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；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。

第4．2节 系统运行方式确定的结果表 表4·2 系统运行方式结果表 A-BD1断线，开环运行，且系统开机容量最大运行方式 为最大 1#DL 最小运行方式 闭环运行，且系统开机容量为最小 A-BD2断线，开环运行，且系统开机容量最大运行方式 为最大 2#DL 最小运行方式 闭环运行，且系统开机容量为最小 最大运行方式 闭环运行，且系统开机容量为最大 17#DL 最小运行方式 B-BD1断线，且系统开机容量为最小

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第五章

短路电流的计算

短路是电力系统最常见的故障。所谓短路，是指一切不正常的相程与相或中性点接地系统中相与地之间的短路。

第5．1节 短路计算的说明

5．1．1 短路计算的目的

短路故障对电力系统正常运行的影响很大，所造成的后果也十分严重，因此在系统的设计，设备选择以及系统运行中，都应着眼于防止短路故障的发生，以及在短路故障发生后要尽量所影响的范围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一，无论从设计，制造，安装，运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。

针对本次设计，短路电流计算的主要目的是：继电保护的配置和整定。 系统中应配置哪些继电保护以及保护装置的参数整定，都必须对电力系统各种短路故障进行计算和分析，而且不仅要计算短路点的短路电流，还要计算短路电流在网络各支路中的分流系数，并要作多种运行方式的短路计算。

5．1．2 选择计算短路点

（1）在零序短路计算中，整定时一般是选择各母线短路，在校验时应根据实际

情况选取短路点。

（2）在距离保护的整定中也是按其实际情况选取短路点。 5．1．3 短路计算方法

（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）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，把复杂网络简化为如下两种形式之一：

①一个等值电势和一个等值电抗的串联电路。 ②多个有源支路并联的多支星形电路。 并求出各电源与短路点之间的电抗，即转移电抗。

第5．2节 短路计算结果表

短路电流计算结果表（详细过程见《计算书》第四章）

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表5·1 短路计算结果表 短路 母线 运行 方式 短路 类型 f(1) 最大 BD-1 最小 f(2.0) f(3) f(1) f(2.0)各分支短路电流（KA） 1#DL 2.309 1.708 0.606 0.3293 1.684 0.3067 0.0663 2#DL 0.3472 0.771 0.5567 0.2237 17#DL 0.1822 f(3) f(1) 最大 BD-5 最小 f(2.0)) f f f(2.0) f(3) A厂110KV 母线 BD-5末端 f(1) 最大 f(2.0) f f(1) 最小 f(2.0) f(3) f(1) 最大 B厂110KV 母线 最小 f(2.0) f f(1) f(2.0) f(3) BD-4

最小 f(1) f(2.0)(3)(3)(1)(3) 17

第 六 章 电力网相间继电保护方式选择与整定计算

第6．1 节 电力网相间继电保护方式的选择

6．1．1在110～220kv中性点直接接地电网中，线路的保护以以下原则配置： （1） 对于相间短路，单侧电源单回线路，可装设三相多段式电流电压保护作为相间短路保护。如不满足灵敏度要求，应装设多段式距离保护。双电源单回线路，可装设多段式距离保护，如不能满足灵敏度和速动性的要求时，则应加装高频保护作为主保护，把多段式距离保护作为后备保护。

（2） 对于接地短路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，在终端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。 6．1．2 B-BD1和A-BD5线路相间继电保护方式选择：

（1） B-BD1为110KV环形网络中的一条线路，为了保证环网各线路的保护都有足够的灵敏度和选择性，降低网络保护的动作时限，确定在各线路上都装设三段式距离保护。

（2） A-BD5为110KV辐射形线路，为保证线路的可靠性，装设电流保护。

第6．2 节 相间距离保护

6．2．1距离保护原理：

电力系统的迅速发展，出现了一些新的情况：系统的运行方式变化增大，长距离中符合线路增多，网络结构复杂化。这些情况下电流、电压保护的灵敏度、快速性、选择性往不能满足要求。

对一个被保护元件，在起一段装设的保护，如能测量出故障点至保护安装处的距离并与保护范围对应的比较，即可怕不断出故障点的位置从而决定起行为。这种方式显然不受运行方式和接线的影响。这样构成的保护就是距离保护。对于高电压、大电流的电力系统，母线电压与线路电流必须经过互感器后送入距离保护的测量元件（阻抗继电器），假设保护用的电压互感器和电流互感器的变比都为1，则测量元件感受到的测量阻抗Zj=Zd。又因为变比为1，在阻抗继电器上设置的整定阻抗Zzd=z1lzd。故阻抗继电器的动作方程

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Zd ≤ Zzd (6·1)

距离保护是由阻抗继电器来实现阻抗（即距离）的测量，当满足（2·7）时，说明故障在内部，保护应动作。 6．2．2 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

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。

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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 6．3节 相间距离保护定值配合的原则和助增系数计算原则

6．3．1 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。

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6．3．2 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

这种电力网中的助增系数随故障点位置的不同而变化。在计算时，应采用开环运行的方式，以求出最小助增系数。

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 6．4 节 距离保护装置阻抗继电器的接线方式和整定阻抗

6．4．1 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。 6．4．2 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ZOP。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

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给出各保护段的整定值，

Zdz·j= Zdz×nLH/nYH×Kjx （6·2）

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

nLH、nYH——分别为电压互感器及电流互感器的变比； Kjx ——三相短路时，阻抗继电器的接线系数，对于U接线方式，当三相短路时，Kjx =1；对U0

I的0

0

j I的30 接线，则Kjx =3e30。

0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

Zdz·j= Zdz×nLH/nYH （6·3）

式中 Zdz·j —— 距离保护的二次整定阻抗（Ω/相）； Zdz —— 距离保护的一次整定阻抗（Ω/相）；

nLH、nYH —— 分别为电流互感器，电压互感器的变化。

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。

根据网络的具体结构，采用第一种方法计算。

第 6．5 节 距离保护整定计算

6．5．1 距离保护I段整定计算

（1） 当被保护线路无中间分支线路（或分支变压器）时，

定值计算按躲过本线路末端故障整定，一般可按被保护线路正序阻抗的80%～85%计算，即：

ZsetI= KrelI ZL (6·4)

式中 ZsetI —— 距离保护I段的整定阻抗； ZL —— 被保护线路的正序相阻抗；

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KrelI —— 可靠系数，可取0.8～0.85；计算时取0.85; 保护的动作时间按 topI=0s（即保护固有动作时间）整定。

（2）若被保护对象为单回线带终端变压器（即线路变压器组），则送电侧线路距离 保护第I段可按保护范围伸入变压器内部的情况整定，即

ZsetI= KrelI ZL + KrelTI ZT (6·5)

式中 ZT —— 线路末端变压器的阻抗，且假定阻抗角与线路阻抗角相同； KrelTI —— 伸入变压器部分第I段的可靠系数，取0.75； KrelI —— 可靠系数，取0.8～0.85；计算时取0.85； ZL —— 被保护线路的正序相阻抗。 保护动作时间按top=0s（即保护固有动作时间）整定。 6．5．2 距离保护II段整定计算

（1） 按与相邻线路距离保护I段配合整定

ZsetII = Kset1II ZL + KrelII’ Kbmin n Zset1I (6·6)

式中 ZL —— 被保护线路阻抗；

Zset1I —— 相邻线路距离保护I段的整定阻抗；

Kset1 —— 可靠系数，取0.8～0.85；计算时取0.85；

KrelII’ —— 距离保护II段的可靠系数，取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

流过故障线电流与被保护线电流之比的最小值。

（2） 与相邻变压器纵差保护配合，有

Zset=KrelZL+ Krel

II

II

II’

II

I

Kbmin ZT (6·7)

式中 ZT —— 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。

KrelII’=0.7

灵敏系数计算：

KsenII=ZsetII/ZL≥1.3～1.5 (6·8)

保护动作时间 topII=0.5s

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当不满足灵敏度要求时可与相邻线相间距离保护第II段配合。这时有

Zset1II=KrelIIZL+KrelII’KbminZset2II (6·9)

这时动作时间为 top1II= top3II+Δt

式中 Δt —— 时间级差，一般取0.5s 。 6．5．3 距离保护III段整定计算 （1） 躲开被保护线路的最小负荷阻抗

采用0 0 结线的方向阻抗继电器，则整定阻抗为 ZIIIset.1KK0.9UN3KhKzqILmaxcossenLII

III (6·10)

式中： Kk—— 可靠系数，取0.7 Kh—— 返回系数，取1.15 Kzq—— 负荷自启动系数，取1.5 sen—— 最灵敏角，取66.90

L—— 负荷阻抗角，取260 ILmax —— 最大负荷电流；

灵敏系数计算：

近后备 KsenIII= ZsetIII/ZL 1.3~1.5 (6·11) 远后备 KsenIII= ZsetIII/（ZL1+KbmaxZL2）1.2 (6·12)

6．5．4 距离保护整定计算表

表(4-1) 距离保护整定计算 I段 II段 定值 时限 整定值 灵敏度 时限 1#DL 6.46 0.0s 9.698 满足 0.5s 2#DL 6.46 0.0s 10.282 满足 0.5s 186. 186. III段 整定值 近后备 远后备 满足 满足 满足 满足 时限 T3+0.5s T13+0.5s 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。

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第 6．6 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。

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。

第 七 章 电力网零序继电保护方式选择与整定计算

第 7．1 节 电力网零序继电保护方式选择

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7．1．1零序电流保护的特点

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。

7．1．2 110~220kv中性点直接接地电网中线路零序继电保护的配置原则

对于单回线路接地短路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，在终端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。 7．1．3 B-BD1和A-BD5线路相间继电保护方式选择

（1） B-BD1为110KV环形网络中的一条线路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，如不能满足灵敏度和速动性的要求时，则应采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。

（2）A-BD5为110KV辐射网不带方向性的多段式零序电流保护。

第 7．2 节 零序电流保护整定计算的运行方式分析

7．2．1 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。

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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。 7．2．2 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。 7．2．3 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。（见表5·1）

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7．2．4 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） 环外线路对环内线路的分支系数也与短路点有关，随着短路点的移远，分

支系数逐渐增大，可以增加到很大很大，但具体整定并不是选一个最大值，而应按实际整定配合点的分支系数计算。

第 7．3 节 零序电流保护的整定计算

7．3．1零序电流保护I段的整定

（1） 按躲开本线路末端接地短路的最大零序电流整定，即

Idz =KK 3I0·max (7·1)

式中 KK ——可靠系数，取1.2～1.3；计算时取1.2

I0·max───线路末端接地短路时流过保护的最大零序电流。 （2） 按躲开线路断路器三相不同时合闸的最大零序电流整定，即 Idz =KK 3 I0·bt·max (7·2) 式中 KK —— 可靠系数，取1.1～1.2；计算时取1.1

I0·bt·max —— 断路器三相不同时合闸所产生的零序电流最大值。 （3） 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段保护应停用。

7．3．2 零序电流保护II段的整定

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。此段保护的整定原则也适用于零序电流保护III段的整定。此段保护按满足以下条件整定：

（1） 按与相邻下一级线路的零序电流保护I段配合整定，即

Idz·II = KK/ Kfz ×I‘dz·I (7·3)

式中 KK —— 可靠系数，取1.15～1.2；

Kfz —— 分支系数，按实际情况选取可能的最小值；

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I‘dz·I —— 相邻下一级线路的零序电流保护I段整定值。当按此整定

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。

（2）按躲开本线路末端母线上变压器的另一侧母线接地短路时流过的最大零序电流整定。

（3）当本段保护整定时间等于或低于本线路相间保护某段的时间时，其整定值还必须躲开该段相间的保护范围末端发生相间短路的最大不平衡电流。

（4）当使用本段保护做为重合闸后加速或手动合闸后加速时，应考虑可能出现线路变压器组的情况。

7．3．3 零序电流保护III段保护的整定

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。零序电流保护III段保护按满足以下条件整定：

（1） 按与相邻下一级线路的零序电流保护II段保护配合整定。当本保护的零序电流保护II段已达到规定的灵敏系数时，此零序电流保护III段也可按与相邻下一级线路的零序电流保护III段配合整定，以改善后备性能。

（2） 按躲开下一条线路出口处发生三相短路时，保护装置零序电流滤过器中的最大不平衡电流来整定

Idz·III = KKIbp·max (7·4)

式中 KK —— 可靠系数。取1.1～1.2；

Ibp·max—— 相邻线路出口处发生三相短路时，零序电流滤过器所输出的最大不平衡电流。

Ibp·max—本级线路末端可能出现的最大不平衡电流，而其近似计算式为：

Ibp·max=Kfzp×Ktw×Kwc×I（3）d·max (7·5)

式中 Kfzp—非周期分量系数，取1.5； Ktw—电流互感器的同性系数，取0.5；

Kwc—电流互感器的10%误差，取0.1；

I（3）d·max—本级线路末端三相短路的最大短路电流。

（3） 按零序电流保护II段整定中的3项条件整定。 （4） 按零序电流保护II段保护整定中的4项条件整定。

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（5） 当零序电流保护最后一段整定值较小时，其下限条件应大于变压器中、低压侧相间短路的最大不平衡电流。 零序III段的灵敏度

线路末端灵敏度计算为

Ksen=3I0·min/Idz·III 1.3～1.5 (7·6)

后备保护灵敏度计算为

Ksen=3I0·min/Idz·III  1.0 (7·7)

时限的确定:对于环型网络,若按阶梯原则与相邻线路配合时,会产生断路器误动的现象因此应找出解环点所以必须选出某一线路的保护III段与其相邻的保护II段配合此即环网保护III段的动作时限的起始点，此起始点的选择原则是：应考虑尽可能使整个环网中保护三段的保护灵敏度较高。 7．3．4零序整定结果表

表5-1 零序整定结果表 1#DL 整定值（KA） 1.72 15%处短路电流值（KA） 1.975 灵敏度 满足要求 零序电流I段 动作时限（s） 0 零序电流II段 整定值（KA） 灵敏度 动作时限（s） 整定值（KA） 零序电近后备 流III灵敏度 远后备 段 动作时限（s） 零序接地 I段 2#DL 17#DL 1.186 1.2499 1.309 1.325 满足要求 满足要求 0 0 1.384 0.565 不满足要求 不满足要求 0.1 0.152 0.06939 满足要求 满足要求 满足要求 满足要求 不满足要求 II段 整定值() 9.698 10.282 III段 整定值() 186. 186. 整定值() 1#DL 2#DL

6.46 6.46 7．3．5 零序电流保护整定配合的其他问题

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（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，也给现场的运行调试增加了工作量。

第 7．4 节 零序电流保护的优缺点

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

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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，主要表现在以下两方面：

① 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。

② 220KV及以上电压的电力系统，由于单相重合闸的广泛应用，影响了

零序电流保护的正确工作，这时必须增大保护的起动值，或采取措施使保护退出工作，待全相运行后再投入。

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第 八 章 自动重合闸

第 8．1 节 自动重合闸的基本概述

8．1．1自动重合闸的概述

在110KV级以上电压的大接地电流系统中，由于架空线路的线间距离较大，相间故障的机会比较少，而单相接地短路的机会比较多。我国某系统220KV网络17年线路的故障类型统计在短路故障类型中，单相接地故障占87%，并且从录波照片的分析中还发现，在发生的相间故障中，相当一部分也是由单相接地故障发展而成的。如果在三相线路上装设三个单相断路器，当发生单相接地故障时，只将故障相的断路器跳开，而未发生故障的其余两相仍继续运行，这样就可大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性，还可以减少相间故障发生的机会。因此，在高压输电线路上，若不允许采用快速非同期三相重合闸，而采用检同期重合闸，又因恢复供电的时间太长，满足不了稳定运行的要求时，就采用单相重合闸方式。

单相重合闸是指只把发生故障的一相断开，然后再进行单相重合，而未发生故障的两相仍然继续运行，这样就可大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。如果线路发生的是瞬时性故障，则单相重合闸成功即恢复三相的正常运行。如果是永久性故障，单相重合不成功，则根据系统的具体情况，如不允许长期非全相运行时，则应再次切除单相并不再进行5Z重合。目前一般都是采用重合不成功时跳开三相的方式。当采用单相重合闸时，如线路发生相间短路时，一般都跳开三相断路器，不进行三相重合；如有其它原因断开三相断路器时，也不进行重合

8．1．1自动重合闸的使用

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。

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（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 8．2 节 自动重合闸的基本要求

8．2．1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。

（5）自动重合闸在动作以后,应能够自动复归。

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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 8．3 节 自动重合闸整定计算

自动重合闸整定原则：（重合闸后加速） 时间配合： 线路：

配置原则：110 KV双电源线路用合适的三相重合闸能满足系统稳定和运行要求

时，

可采用三相自动重合闸装置.

近故障侧重合闸动作时间：

top = topmax + tt + tre + trel - tn （8·1）

式中： topmax——远故障侧保护动作时间最大值

tt——远故障断路器跳闸时间 tre——消弧及去游离时间 trel——裕度时间 0.1~0.5 s tn——近故障侧断路器合闸时间

第8．4节 自动重合闸的选择

8．4．1 自动重合闸的配置原则

自动重合闸的配置原则根据电力系统的结构形状、电压等级、系统稳定要求、

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负荷状况、线路上装设的继电保护装置及断路器性能，以及其它技术经济指标等因素决定。其配置原则：

（1）1KV及以上架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，当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；

（2）旁路断路器和兼作旁路的母联断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置；

（3）低压侧不带电源的降压变压器，可装设自动重合闸装置； （4）必要时，母线故障也可采用自动重合闸装置。

总结多年来自动重合闸运行的经验可知，线路自动重合闸的配置和选择应根据不同系统结构、实际运行条件和规程要求具体确定。一般在选择自动重合闸类型时可作如下考虑：

（1）110KV及以下的单侧电源线路一般采用三相一次重合闸装置； （2）220KV、110KV及以下双电源线路用合适方式的三相重合闸能满足系统稳定和运行要求时，可采用三相自动重合闸；

（3）双电源220KV及以上电压的单回联络线，适合采用单相重合闸；主要的110KV双电源单回路联络线，采用单相重合闸对电网安全运行效果显著时，可采用单相重合闸；

（4）330KV~550KV线路，一般情况下应装综合重合闸装置；

（5）在带有分支的线路上使用单相重合闸时，分支线侧是否采用单相重合闸，应根据有无分支电源，以及电源大小和负荷大小确定，分支处装单相重合闸。 8．4．2 A-BD2和B-BD3线路自动重合闸的选择

由自动重合闸的配置原则，线路B-BD1的两侧装设三相一次自动重合闸装置，A-BD517DL侧装设三相一次自动重合闸装置。

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