继电保护整定方案及运行说明.docx

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继电保护整定方案及运行说明

继电保护整定方案及运行说明

二、35、10kV线路保护5

第一章总则

一、整定的内容与范围

XX供电公司调度所负责管辖范围内设备的定值整定计算，即管辖范围内的110kV变压器、110kV母线、110kV母联、35kV及以下线路、变压器、电容器、接地变、110kV及以下备用电源自投装置等设备的整定计算。

二、引用标准

●DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》

●《〈防止电力生产重大事故及二十五项重点要求〉福建省电力系统继电保护实施细则》

●《关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定》

●关于印发《低压电网继电保护整定计算细则及算例》的通知

●关于下发《电网110kV主变保护配置原则及整定规范》的通知

●于下发《省电力XXX电力电力变压器非电量保护管理规定》

●关于印发《电网备用电源自投装置配置技术原则及运行管理规定》的通知》

三、保护整定的基本原则

电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性、可靠性、速动性的要求，如果由于电网结构方式、运行方式、装置性能等原因，无法满足上述要求时，按如下原则取舍：

1、电网应服从福州地区电网、省电网的安全稳定要求，避免出现电网故障时因越级跳闸而引起福州地区电网、省电网稳定性破坏事故，具体如下：

1.1电网与福州地区电网配合的边界为长乐变、西区变、金峰变、洞头变、首峰变、漳港变、两港变、松下变、长限变、滨海变、里仁变、文武砂变、文岭变、湖滨变、首祉变的110kV变压器。

边界以上的系统阻抗（包括大、小方式下的正序、零序阻抗）由地调下达，以此作为电网整定计算的系统参数依据。

1、司属各110kV变电站主变压器的相间后备保护、接地后备保护等应满足地调下达的边界定值限额要求。

2、下一级电网服从上一级电网。

3、局部问题自行消化。

四、运行方式选择及主变中性点接地运行安排

1、整定计算中选取正常运行方式为计算方式，即以XX供电公司调度所编制的《XX供电公司2009年度运行方式》，正常运行方式为依据，保护定值计算时，一般只考虑以上运行方式下，一回线或一个元件发生故障时保护能正确动作,在允许的前提下，计算时也尽量兼顾相邻的两个主要元件同时停役的情况。

2、主变中性点接地运行方式按DL/T584-2007《3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中6.1.3.5中e点规定，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行，公司所辖110kV变电站中性点均不接地运行。

第二章继电保护装置运行的一般规定

1、电力设备带电运行时不得处于无保护装置的状态，保护装置应与被保护的电力设备一起投入运行，除特殊情况经总工或分管生产的公司领导批准外。

2、继电保护及安全自动装置的投入或解除，必须按设备调度管辖范围划分，得到相应的值班调度员命令或同意后，才能进行操作。

3、合环、解环、转电等操作时间一般限定在30分钟内，此时可不调整保护定值，应防止潮流突变而导致保护装置误动。

4、电压互感器二次回路的管理：

当母线停役或电压互感器停役，应向调度提出申请。

PT失压时，现场应将报告值班调度员，对带电压闭锁的电流保护采取措施防止保护误动。

同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之前，二次侧不得并列，防止反充电失压。

5、变压器进行注油、滤油、更换硅胶、处理呼吸器等工作时，重瓦斯保护应改投信号位置，该工作完毕后经4小时运行并确认瓦斯继电器内无气体时，可将重瓦斯保护投入跳闸位置。

6、三相自动重合闸运行原则：

6.1架空线路重合闸投入，架空电缆混合线路重合闸投入，全电缆线路重合闸退出。

6.2单电源线路投非同期重合。

6.3线路长期空载运行时，重合闸装置应解除。

7、保护需停用做试验时，可供选择的保护使用原则：

7.1开关检修，保护定检时，该开关保护跳其他开关的压板及其他保护跳该开关的压板应断开。

7.2保护装置更改定值时需按照定值通知单的要求执行，更改完毕后应将定值通知单内要求填写的内容填写清楚，包括版本号、校验码、日期、签名等。

第三章电网继电保护整定方案

一、主变保护

（一）、保护装置的配置原则

1、主变保护：

110kV主变压器保护应配置主保护、非电量保护、各侧后备保护，要求各保护装置硬件独立。

2、差动保护具备比率制动特性、二次谐波制动特性或间断角判别特性，差动保护选择在CT断线下是否闭锁差动保护。

3、后备保护由高中低压侧复压（方向）过流保护、各侧复压过流保护、高压侧两段式零序（方向）过流保护、高压侧中性点零序过流保护、高压侧间隙电流电压保护、零序电压告警保护及其他辅助保护等；主变后备保护复合电压要求将主变各侧复压接点并联，并可解除对其它侧的闭锁。

4、110千伏回路的间隙过流和零序过电压保护，间隙过流和零序过压保护宜采用或门出口方式。

5、各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。

出口跳闸的输出组合及接点数应满足用户要求。

（二）、主变保护CT配置原则

1、高压侧复合过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。

间隙过流保护应取至间隙专用CT。

主保护各侧CT变比及级别选择应满足最大运行方式下，站内各电压等级三相故障时，相应CT误差小于10%的要求

2、差动保护电流取自各侧开关CT

3、对于微机型主变差动保护，由于其电流回路在引入保护后均相互隔离，采用现场或保护屏接地的方式取决于设备的技术要求，若设备没有具体技术要求的电流回路，宜采用在开关站端子箱分别接地的方式以保护人员的安全。

同时在设计CT的接地点时要考虑一套保护退出运行或旁代运行时正常运行装置不能失去接地点也不能存在两个接地点。

4、110千伏变压器差动保护各侧CT应采用保护级电流互感器，并进行10%误差特性和各侧负载平衡校核，差动电流互感器负载应留有足够裕度。

（三）、具体保护整定要求

1、差动保护：

差动动作电流的整定应满足区内故障时可靠动作，区外故障时可靠不动作。

非微机型差动保护对主变内部故障应校验最小灵敏度不小于2。

单折线式微机差动保护其比率制动系数应为0.5和最小动作电流应为0.5In，差动速断一般按6～8倍主变额定电流整定。

1.1主变差动CT断线，要求闭锁低值段差动保护，高值差动保护不受CT断线闭锁。

1.2二次谐波制动比例系数一般取KXB一般取0.15～0.20左右，一般取0.15

2、110kV主变110kV相间过流按主变容量整定，一般带复压闭锁，不带方向，时间与其它侧后备保护动作时限配合不大于2秒，出口跳各侧断路器。

2.1低电压元件按系统最低运行残压整定，可取60%～70%额定电压，建议可抬高至75%-85%。

2.2负序电压元件躲系统正常运行的最大不平衡电压整定，可取0.05%～0.07%额定电压。

2.3单主变运行的变电站主变高压侧复压过流保护宜取消电压闭锁，采用纯过流保护。

2.4由于我司主变，一般未安排主变向高压侧反送电运行方式，故主变后备保护复合电压，一般采取主变低压侧复电压元件动作，开放高压侧，并可根据运行方式需要可临时退出。

主变高后备复合电压元件动作，不开放高压低压侧。

3、对于主变低压10（35）千伏侧的CT在开关内侧的主变保护。

110kV主变35kV、10kV侧相间过流按主变容量整定，带复压闭锁，不带方向，时间与35kV、10kV出线保护最长动作时限配合，第一时限跳本侧母分断路器，第二时限跳主变本侧断路器，第三时限跳主变各侧断路器时间不大于2秒。

跳闸时间还应满足闽电调[2002]791《关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定》中4.2和4.3条的规定。

为缩短变压器后备保护的动作时间，变压器各侧不带方向的长延时相电流保护跳三侧的时间可以相同。

4、变压器的电源侧复合电压闭锁过流保护的定值应与两个负荷侧的复合电压闭锁过电流保护定值配合整定，配合系数一般取1.05-1.1

5、110kV主变110kV侧零序电流保护，电流、时间按地调限额整定，与110kV系统配合，不带方向，3.5S跳主变各侧断路器。

主变零序电流保护应不经零序电压闭锁。

6、变压器中性点放电间隙零序电流保护，一次值整定为80～100A，0.5秒跳主变各侧断路器，为防止中性点放电间隙因暂态过电压误击穿导致保护误动作，动作时间按与线路保全线有灵敏度段动作时间配合整定一般整定为0.8秒。

7、中性点经放电间隙接地的110kV主变零序电压保护，其3U0一般整定为150V～180V，0.5秒跳主变各侧断路器。

间隙零序电压保护应接于本侧母线电压互感器开口三角绕组。

8、对于微机型变压器保护，其各侧后备保护配合级差取0.3秒或0.4秒的时间间隔，以缩短后备保护的动作时间。

9、非电量保护规定

9.1变压器本体轻瓦斯应接信号，重瓦斯投跳闸；有载分接开关重瓦斯投跳闸。

9.2压力释放保护的动作接点应接入信号回路。

本体压力突变继电器宜接信号。

9.3绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。

顶层油温设置告警温度80℃

9.4油位指示器宜投信号

9.5对油浸风冷变压器，其冷却器宜投在“自动”位置，在负载电流大于2/3额定电流或者顶层油温达到65℃时应投入风扇电机，当低于1/2额定电流或者低于50℃时应切除风扇电机。

二、35、10kV线路保护

1、35kV、10kV线路以阶段式电流保护作为相间故障的主保护，过电流保护作为35kV线路或10kV线路的后备保护。

2、电流I段按可靠躲过本线路未端相间故障整定,动作时间为0秒，本线路出口相间故障有足够灵敏度。

短线路及全电缆线路电流I段保护退出。

3、电流II段应保证本线路未端相间故障有足够灵敏度,并与相邻线路电流I段或II段配合，且不伸入下一级变压器的其它侧母线,动作时间为0.2～0.5秒。

4、过电流按与相邻线路电流II段或过电流配合，电流定值按躲过最大限荷整定。

力争下一级变压器的低压侧故障时有足够的灵敏度，动作时间为0.5～0.8秒。

5、10kV馈线保护具体整定原则

5.1无时限电流速断保护，时限0秒，电流定值按以下原则整定：

（1）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流≥12000A，则I段电流定值取12000A，并投入“大电流闭锁重合闸”保护。

（2）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流≥12000A，且保护装置无“大电流闭锁重合闸”保护功能，则I段电流定值取6000A。

（3）当10kV分列运行10kV侧的最大短路电流＜12000A，则I段电流定值取6000A，不投入“大电流闭锁重合闸”保护。

5.2II段：

定时限电流速断保护时限0.2秒，电流定值按以下原则整定：

按躲过系统最大运行方式下T接在线路上容量最大的一台变压器低压侧三相短路时流过保护的最大电流整定（当最大变压器的容量≤1600kVA时取1600kVA），可靠系数Kk取1.4。

灵敏系数校核：

在最小方式下，被保护线路末端两相短路时灵敏系数不小于1.5。

5.3、III段：

过流保护时限≤10kV边界时限值，时限不大于0.5S-0.7S。

电流定值整定：

（1）T接线路中有分散的小工厂、照明、商场等性质的负荷，其起动电流倍数较小，自起动系数Kzq=1.0~1.3，一般取1.1；可靠系数Kk=1.2~1.4；返回系数Kfh=0.85（电磁型保护），,Kfh=0.9（微机型保护）；Ifh.max为10kV馈线的最大限荷。

其动作电流为：

Idz=Kk×Kzq/Kfh×Ifh.max。

（2）对于10kV专用馈线，用户侧电动机负荷较多而且单机容量较大时，其动作电流为Idz=Kk（Ifh+Izq）。

式中Ifh——运行设备的总电流；

Izq——最大一台电动机的启动电流；

Kk=1.3~1.4

（3）对于有较大容量的矽钢炉、炼钢炉等负荷的专用或T接线路，其动作电流为：

Idz=Kk（Ifh+Icy）

式中Icy——钢料熔化塌入钢水时突