完整word版电网继电保护整定方案初稿doc文档格式.docx
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、《220kV
主
变压器及
110kV
系统典型继电保护装置整定原则（试行）
》及《
年防城港电网
年度运行方式》，并结合防城港电网调度管辖范围内的实际情况进行编制。
1.2本电网继电保护的整定计算以常见运行方式为依据，并考虑在正常运行方式的基
础上，被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。
根据中调所提
供的综合阻抗及运行方式提供的最大负荷情况对全网所有定值进行计算、校核;
非正
常运行方式定值根据当时实际情况另行计算。
1.36～110kV线路继电保护采用远后备原则，即在临近故障点断路器处装设的继电
保护装置或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护装置动作
切除故障。
1.4继电保护装置的运行、整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标，
减轻故障设备和线路的损坏程度，除了满足速动性、选择性、灵敏性和可靠性的要
求，还应执行如下原则：
1、地区电网服从主系统电网；
2、下一级电网服从上一级电网；
3、局部问题自行消化；
4、尽量照顾地区电网和下一级电网的需要；
5、用户受电端总开关的保护与主系统配合。
6、保重要用户供电；
2电网运行方式
2.1电网运行方式按截至2006年12月，防城港主电网已正式投产的所有变压器、
110kV及以下线路全部投入运行；
与主网连接的地方电网全部投入；
与广西电网联
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网运行考虑。
由于220kV及以上电压系统的开机情况对我局110kV系统的影响不是
很大，根据系统情况及整定计算的要求，正常运行方式分为丰大方式和枯小方式。
全电网各电压等级母线的三相短路最大短路电流见附表1。
2.2正常解环方式
2.2.1正常运行方式下，
220kV
龙新线、南竹线、竹新线环网运行，
新兴变
#1、#2
主变
侧并列运行，
10kV
侧分列运行。
2.2.2正常运行方式下，110kV深沟变由220kV竹坪变供电，与220kV新兴变在深沟变
侧解环，110kV新江深线仅带江平变负荷。
正常运行方式下，110kV江山变由220kV新兴变供电，与220kV竹坪变在江山变侧
解环，110kV竹山线空载运行。
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，
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，
防松港线空载运
35kV深马线空
载运行。
2.3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
负荷。
2.3.4当崇左供电局
金马变
金渠线或渠丁变主变退出运行时，由崇左供
电局
东罗变通过
35kV
东罗线向渠丁变供电。
2.3.5当古城变
古电线退出运行时，合上深沟变深
303开关，由深沟变
深马线带
防城小水电负荷。
2.4特殊运行方式，按当时实际情况临时处理。
2.5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。
侧（或
侧）母联断开分列运行时，两台主变
及
侧
中性点均直接接地。
单台主变运行时，运行主变的
侧中性点均直接
接地。
竹坪变目前仅单台主变运行，
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
主变停运时，改为
主变中性点直接接地，接
地方式同
主变。
深沟变
主变中性点直接接地，
主变中性点不接地；
当深沟
变#2
主变中性点直接接地。
系统其他主变中性点不接地
。
2）
3.1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。
3.2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。
3.3220kV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。
3.4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；
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
及以上的主变保护均为微机保护。
3.5220kV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。
3.635kV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。
5/49
3.7
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
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
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﹚。
3.8
防城变、石板田变、江山变、深沟变各配置一套
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
线路备自投装置。
4继电保护整定的基本原则
4.13~11kV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。
4.2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。
4.3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
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。
母线的
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。
4.4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。
4.5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。
4.6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。
4.7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。
4.8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。
4.9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。
4.10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。
4.11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。
4.12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1.5s考虑。
4.13110kV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。
4.14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。
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4.15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
GB1094.5-85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。
4.16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。
4.17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
5.1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
0.15；
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
0.12。
采用三次谐波制动时，一般整定为
0.2。
5.2220kV
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。
5.3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，
1.2～1.3，取
1.3；
In--
为变压器高压侧额定电流；
Kfh--
返回系数，
0.85～0.95，取
0.85。
（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Tmax.L配合：
T1=Tmax.L+△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（Tmax.B）
配合：
T2=Tmax.B+△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＝0.7UN
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＝（0.06～0.08）UN
UN--二次额定相电压（57.7V）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：
Idz=Kk×
3I0.max
Kk--可靠系数，Kk≥1.3；
3I0.max--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：
3I0max.F
Kk--可靠系数，取1.2；
3I0max.F--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=0.5秒→跳变压器各侧断路器
此段暂退出不用。
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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1.1；
Kfz--零序电流分支系数，取各种运行方式的最大值；
I'
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：
dz.B
Kk、Kfz--同上；
dz.B--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1.5。
（1）与220kV出线零序电流保护最末段的最长时间（Tmax.L）配合：
T02=Tmax.L+△t
（2）与本变压器110kV侧零序过电流保护最末段动作时限（Tmax.B）配合：
T02=Tmax.B+△t
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0.5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0.5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=1.3；
Ｉn--变压器的额定电流。
（2）按本变中压侧母线故障有2.0的灵敏度整定：
Ｉdz＝Ｉk.min/Klm＝Ｉk.min/2
Ｉk.min--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=0.1×
IN
IN--
电流互感器二次额定电流。
b.
动作时限
1：
T1＝0.5
秒
→
跳本侧断路器
c.
2：
T2＝1.0
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4.0
11/49
秒；
T2取4.5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。
IN/Kfh
1.2～1.3
，取：
1.2
；
IN--
变压
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