220KV电力系统继电保护设计Word下载.docx
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选择保护方式时，在满足继电保护“四性”要求的前提下，应力求采用简单的保护装置来达到系统提出的要求，只有当简单的保护不能满足要求时，才采用较复杂的保护。
水利电力部颁发的《继电保护和安全自动装置枝术规程》规定，对110～220kV、中性点直接接地电网中的线路，应装置反应接地短路和相间短路的保护。
该规程又规定，电力设备和线路的短路保护应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。
在110～220kV中性点直接接地的电网中，线路的相间短路保护及单相接地短路保护均应动作于断路器使其跳闸。
在下列情况下，应装设全线任何部分短路时均能速动的保护装置：
①根据系统稳定要求有必要时；
②线路发生三相短路故障，使厂用电或重要用户母线电压低于额定电压的60%，且其保护不能无时限和有选择地切除短路故障时；
③若某些线路采用全线速动保护能显着简化电力系统保护，并提高保护的选择性、灵敏性和速动性时。
规程规定，ll0kV线路的后备保护宜采用远后备方式；
220kV线路则宜采用近后备方式，如能实现远后备方式时，则宜采用远后备方式或同时采用远、近后备结合的方式。
220kV线路的保护可按以下原则配置。
对于单侧电源单回路线路，可装设三相多段式电流电压保护作为相间短路的保护。
但若不能满足灵敏度要求，则应装设多段式距离保护。
对于接地短路，宜装设带方向性元件或不带方向性元件的多段式零序电流保护，对某些线路，若装设带方向性接地距离保护可以明显改善整个电力系统接地保护性能时，可装设接地距离保护，并辅之以多段式零序电流保护。
对于双电源单回路线路，可装设多段式距离保护，若不能满足灵敏度和速动性要求时，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。
在正常运行方式下，若保护安装处短路且无时限电流速断保护装置能够动作时，可装设此种保护作为辅助保护。
根据规程规定和系统的具体情况，选择220k/V线路保护时作了如下考虑：
由于本系统允许切除故障的时间为0.ls，为保证系统运行稳定，当220kV输电线路任何地点发生短路故障时，继电保护切除故障线路的时间都必须小于0.ls，因而，凡是不能在0.ls内切除全线路故障的保护装置都不宜作为主保护。
基于这种考虑，对双电源供电的单回路线路和环网内的线路，宜采用高频保护作为主保护。
具体而言，环网内的线路AB、AE、BE，双电源供电线路的CD线、DE线、EF线、FG线、GH线均采用高频保护作为主保护。
后备保护采用距离保护作为相间短路保护，零序电流保护作为接地短路保护，对单侧电源的辐射线路HI线可按线路-变压器组考虑，从而可以采用较简单的保护，因此.对线路扣可选用距离保护作为相间短路保护，零序电流保护作为接地短路保护。
（2）自动重合闸的配置
在电力系统的故障中，大多数是送电线路特别是架空线路）的故障。
运行经验表明，架
空线路故障大都是◇瞬时性”的，在线路被断开以后再进行一次合闸能大大提高供电的可靠性。
为此，在电力系统中采用了自动重合闸（缩写为ZCH）。
即当断路器跳闸以后，这种装置能够自动地将断路器重新合闸。
在电力系统中采用重合闸的技术经济效果，主要地可归纳如下：
①大大提高供电的可靠性，减少线路停电的次数.特别是对单侧电源的单回线路尤为显著；
②在高压输电钱路上采用重合闸，可以提高电力系统并列运行的稳定性；
③在电网的设计与建设过程中，有些情况下由于考虑重合闸的作用，可以暂缓架设双回线路，以节约投资；
④对断路器本身，由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸，也能起纠正作用。
采用重合闸以后，当重合于永久性故障上时，它也将带来一些不利的影响，如：
①使电力系统又一次受到故障的冲击；
②使断路器的工作条件变得更加严重，因为它要在很短的时间内，连续切断两次短路电流。
自动重合闸装置应按下列规定装设：
①在lkV及以上的架空线路和电缆与架空的混合线路中，当具有断路器时，应装设自动重合闸装置；
②旁路断路器和兼作旁路的母线联络断路器或分段断路器，宜装设自动重合闸装置；
③低压侧不带电源的降压变压器，应装设自动重合闸装置；
④必要时母线可装设自动重合闸装置。
各种自动重合闸装置中，综合重合闸为较先进的一种。
本设计采用微机保护装置，系统中所有线路均装设综合重合闸。
综合重合闸的一些基本原则：
①单相接地短路时跳开单相，然后进行单相重合，如重合不成功则跳开三相而不再进行重合。
②各种相间短路时跳开三相，然后进行三相重合，如重合不成功.仍跳开三相，面不再进行重合。
③当选相元件拒绝动作时，应能跳开三相并进行三相重合。
④对于非全相运行中可能误动作的保护，应进行可靠的闭锁，对于在单相接地时可能误动作的相间保护，应有防止单相接地误跳三相的措施。
⑤当一相跳开后重合闸拒绝动作时，为防止线路长期出现非全相运行，应将其他两相自动断开。
⑥任意两相的分相跳闸继电器动作后，应联跳第三相，使三相断路器均眺闸。
⑦无论单相或三相重合闸，在重合不成功之后，均应考虑能加速切除三相.即实现重合闸后加速。
⑧在非全相运行过程中，如又发生另一相或两相的故障，保护应能有选择性地予以切除，上述故障如发生在单相重合闸的脉冲发出以前，则在故障切除后能进行三相重合。
如发生在单相重合闸脉冲发出以后，则切除三相不再进行重合。
⑨对空气断路器或液压传动的油断路器，当气压或液压低至不允许实行重合闸时，应将重合闸回路自动闭锁，但如果在重合闸过程中下降到低于允许值时，则应保证重合闸动作的完成。
在综合重合闸的接线中，应考虑能实现综合重合闸、只进行单相重合闸或三相重合闸以及停用重合闸的各种可能性。
线路配置：
主保护采用方向高频；
后备保护——距离保护作为相间短路保护，零序电流保护作为接地短路保护。
（3）微机保护装置简介
本系统采用WXB-15型微机高压线路保护装置。
WXB-l5型系列装置是使用硬件实现的成套微机高压线路保护装置，适用于110kV～500kV各电压等级的输电线路。
主保护为快速方向高频保护。
WXB-15型微机方向高频保护的推出，为同一回路配置相同硬件不同原理的双套主保护提供了可能。
a.本装置硬件特点
①采用了多单片机并行工作的硬件结构，装置设置了四个硬件完全相同的CPU插件，每个插件独立完成一种保护功能。
②采用电压—频率转换原理构成的模数转换器，它具有工作稳定、精度高、接口简单和调试方便等优点。
③跳闸出口回路采用三取二方式，提高了整套保护装置的可靠性。
④采用液晶显示、菜单操作、使人—机对话更加简单、灵活。
⑤具有RS232接口，可将全站微机保护就地联网。
保护配置示意图如表2.4所示。
表2.4（直接写：
表1）保护配置示意图
CPU
CPU1
CPU2
CPU3
CPU4
保护功能
型号
高频
距离
零序
负序
方向
相间
接地
综重
WXB-15
●
WXB-15A
b.各种保护配置及其特点
①快速方向高频保护
它是由突变量方向元件、零序和负序方向元件完成的快速方向高频保护构成WXB-l5系列微机保护装置的主保护，由CPU1实现保护功能，可选用允许式或闭锁式。
突变量方向元件具有明确的方向性且动作迅速。
②距离保护
它是由三段式相间距离和接地距离构成的距离保护作为各套保护的基本配置，由CPU，实现。
用于切除出口短路故障的快速I段的距离元件动作时间不大于llms，当系统发生第一次故障时，采用电压记忆保证方向性。
若在振荡期间发生故障，刚采用负序方向元件把关，仅在出口完全三相对称短路时采用偏移特性。
阻抗特性采用四边形特性。
③零序保护
零序保护由CPU3实现，由四段全相运行时的零序保护和两段非全相运行时的不灵敏段零序保护构成。
装置设置了3U0零序保护突变量闭锁元件，以防止CT断线时零序保护误动。
④综合重合闸
综合重合闸由CPU.实现，设有单重、三笪、综重和停用四种方式，装置还设有M、N、P端子，以供外部不能选相的保护经本装置综重的选相元件选相跳闸。
本装置各套保护均设有独立的选相元件，由相电流差突变量选相元件及阻抗选相元件来实现。
综重的选相元件仅供外部无选相能力的保护经本装置出口处时使用。
c.主要技术数据
额定数据直流电压：
220V或110V（订货注明）
交流电压：
相电压：
100/
V
开口电压：
100V
交流电流：
5A或lA（订货注明）
频率：
50Hz
整定范围距离元件：
0.05Ω～99.9Ω
电流元件：
0.05A～99.9A
时词元件：
保护跳闸时间：
接地故障为0～l2s；
相间故障为0～4.5s（其他为0～15.9s）。
精确工作范围
距离元件：
精确工作电压0.5V；
.精确工作电流（0.1～20）In或（0.2～40）In。
零序方向元件，最小动作电压2V（固定）；
最小动作电流<
0.1In。
突变量方向元件：
最小动作电压4V；
最小动作电流0.3In。
三.系统运行方式的制定和变压器中性接地点的选择
（1）系统运行方式的制定
在选择保护方式及进行整定计算时，都必须考虑系统运行方式变化带来的影响，所选用的保护方式应在各种运行方式下，都能满足选择性和灵敏性的要求。
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，灵敏度也一定满足要求，对某些保护（如电流电压联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。
a.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）且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。
b.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为最小运行方式。
在有水电厂的系统中，要考虑水电厂运行受水能状态限制的运行方式。
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。
c.正常运行方式
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。
这种运行方式在一年内的运行时间最长。
规定下列运行方式：
I：
电厂A、H、D、B所有机组和变压器均投入运行。
A系统、D系统按最大容量发电，选定的接地中性点全部接地，环网闭环运行。
I1：
在I基础上AE停运；
I2：
在I基础上BE停运：
I3：
在I基础上AB停运；
II：
电厂B、D、H停一半机组，I、II系统按最小容量发电，电厂A停1×
100和1×
50机组，调相机停一半，各站变压器均停一半（按与电厂容量配合原则）闭环运行。
II1：
在II基础上A停运。
线路运行方式如表2.5所示。
表2.5（写：
表2）线路的运行方式示意
线路名称
最大运行方式
最小运行方式
AB
A侧保护：
I2B侧：
I1
II
AE
A侧：
I2E侧：
I3
BE
B侧：
I1E侧：
CD
I
DE
EF
FG
GH
HI
（2）变压器中性接地点的选择
大接地系统发生接地短路时，零序电流的大小与分布和变压器中性接地点的数目与位置有密切的关系，中性接地点的数目越多，意味着系统零序总阻抗越小，零序电流越大，中性接地点的位置不同，则意味着零序电流的分布不同。
通常，变压器中性接地位置和数目按以下两个原则考虑：
一是使零电流保护装置在系统的各种运行方式下保护范围基本保持不变，且具有足够的灵敏度和可靠性；
二是不使变压器承受危险的过电压，为此，应使变压器中性点接地数目和位置尽可能保持不变。
变压器中性接地点的位置和数目的具体选择原则如下：
a.对单电源系统，线路末端变电站的变压器一般不应接，这样可以提高线路首端零序电流保护的灵敏度。
b.对多电源系统，要求每个电源点都有一个中性点接地，以防接地短路的过电压对变压器产生危害。
c.当一个变电站有多台变压器运行时，应将一部分变压器中性点接地，另一部分不接地。
这样，当接地运行的变压器检修停运时，不接地变压器可以接地运行，从而使接地点的数目和位置相对不变。
d.对有三台以上变压器的220kV或110kV双母线运行的发电厂，一般按两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于两组不同母线上，当其中一台中性点接地变压器停用时，将另一台不接地的变压器的中性点直接接地。
系统中HI线路属于单电源供电，其线路末端变压器不接地。
调相机35kV侧变压器中的性点不接地，除此之外，变压器均采用部分接地方式，一台变压器中性点接地，另一台变压器中性点不接地。
变压器中性点接地情况如表2.6所示。
表2.6（表三）变压器中性点接地情况表
变电站名称
A
B
D
E
F
G
H
变压器台数
4
2
1
220kV侧中性点接地变压器台数
四.系统最大负荷的潮流分布
（1）系统中各元件的主要参数
计算系统中各元件的参数标么植时，取基准视在功率SR=100MVA，基准电压UR=UaN=230kV，其准电流IR=SR/
UR=0.251kA，基准电抗XR=U
/SR=2302/100Ω=529Ω。
a.发电机及等值系统的参数
表2.7发电机及等值系统的参数
电机或系统名称
电厂及系统的总容量/MVA
每台机额定功率P/MVA
额定电压Ue/KV
定额
功率因数
cosφ
正序电抗
负序电抗
最大
最小
%
标么值
A厂
300
150
2×
100
50
10.5
0.80
0.85
18.33
12.39
0.156
0.19824
0.190
0.2419
B厂
80
40
4×
20
15.1
0.604
0.8758
D厂
200
H厂
250
125
13.8
21.5
0.146
0.178
I系统
0.524
115
0.27
（0.524）
0.3294
（0.639）
II系统
230
0.31
（0.35）
0.3782
（0.427）
E站
60
30
11
18.7
0.623
18.5
0.617
F站
注①表中，括号内的数据为最小运行方式时的电抗标么值。
②负序电抗按下列情况计算：
对水电厂（B）的发电机，X2=1.45Xd，对系统的汽轮发电机（A、C、H、D）和I、II系统，X2=1.22X″d。
计算举例：
①对凝汽式火电厂A、机组容量Sel=50/0.8=62.5MVA，Se2=100/0.85=117.647MVA。
50MW的机组：
正序电抗x″d=12.39，折合到230kV的基准值正序的标么电抗值为
XF1=
×
=
=0.19824
负序电抗标么值为
X2=1.22×
0.19824=0.2419
100MW的机组：
正序电抗x″d=18.33，折合到230kV的基准值正序电抗标么值为
XF2
=0.156
0.156=0.190
②对B，一有多年调节水库的梯级电站，机组容量Se=20/0.8=25MVA。
正序电抗x″d=15.1，折合到230kV的基准值正序电抗标么值为
XF3
=0.604
b.变压器的参数及计算举例
闸管变流设备一般都是通过变压器与电网连接的，因此其工作频率为工频初级电压即为交流电网电压。
经过变压器的耦合，晶闸管主电路可以得到一个合适的输入电压，是晶闸管在较大的功率因数下运行。
变流主电路和电网之间用变压器隔离，还可以抑制由变流器进入电网的谐波成分，减小电网污染。
在变流电路所需的电压与电网电压相差不多时，有时会采用自耦变压器；
当变流电路所需的电压与电网电压一致时，也可以不经变压器而直接与电网连接，不过要在输入端串联“进线电抗器”以减少对电网的污染。
变压器的参数计算之前，应该确定负载要求的直流电压和电流，确定变流设备的主电路接线形式和电网电压。
先选择其次级电压有效值U2，U2数值的选择不可过高和过低，如果U2过高会使得设备运行中为保证输出直流电压符合要求而导致控制角过大，使功率因数变小；
如果U2过低又会在运行中出现当α=αmin时仍然得不到负载要求的直流电压的现象。
通常次级电压、初级和次级电流根据设备的容量、主接线结构和工作方式来定。
由于有些主接线形式次级电流中含有直流成分，有的又不存在，所以变压器容量（视在功率）的计算要根据具体情况来定。
变压器次级相电压U2的计算
整流器主电路有多种接线形式，在理想情况下，输出直流电压Ud与变压器次级相电压U2有以下关系dUVBUKUK2=（5.39）其中KUV为与主电路接线形式有关的常数；
KB为以控制角为变量的函数，设整流器在控制角α=0和控制角不为0时的输出电压平均值分别为Ud0和Udα，则KUV=Ud0/U2，KB=Udα/Ud0。
在实际运行中，整流器输出的平均电压还受其它因素的影响，主要为：
①电网电压的波动。
②整流元件（晶闸管）的正向压降。
③直流回路的杂散电阻。
④换相重叠角引起的电压损失。
⑤整流变压器电阻的影响。
变压器次级相电流有效值I2的计算
一般的工业生产用晶闸管设备的负载都为电感性的，负载电流基本上是直流，因而晶闸管电流为方波。
变压器的各相绕组与一个（半波）或两个（桥式）晶闸管连接，所以变压器次级电流也为方波，其有效值I2与负载电流Id成正比关系，比例系数决定于电路的接线形式，所以
（注：
所引用公式不得标注为5.45….等格式，按1，2，3….等格式标注）
如果负载为电阻性，则负载电流、晶闸管电流和变压器次级电流都不是方波，不能采用上式计算，要通过电路分析求取电流的方均根值。
如果是电动机负载，式（5.45）中的Id应取电动机的额定电流而不是堵转电流，因为堵转电流仅出现在启动后的很短的一段时间，这段时间变压器过载运行是允许的。
变压器次级相电流有效值I1的计算
整流变压器的初、次级电流都是非正弦波，对于不同的主电路接线形式两者的关系是不一样的。
主电路为桥式接线时变压器次级绕组电流中没有直流分量，初、次级电流的波形相同，其有效值之比就是变压器的变比Kn。
在半波电路中，变压器的次级电流是单方向的，包含着直流分量Id2和交流分量Ia2，i2=id2+ia2，而直流成分是不能影响初级电流i1的。
i1仅与ia2有关，i1=ia2/Kn。
现以三相半波电路为例说明初级电流的计算方法。
设负载为电感性，电感量足以消除负载电流的波动，i2的波形如图5-11所示。
次级电流的有效值
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