保护装置设计Word文档格式.docx

1、前 言本文研究的是关于220KV电网继电保护。通过本次设计掌握和巩固电力系统继电保护的相关专业理论知识，熟悉电力系统继电保护的设计步骤和设计技能，根据技术规范，选择和论证继电保护的配置选型的正确性并培养自己在实践工程中的应用能力、创新能力和独立工作能力。此次设计的主要内容是220KV电网继电保护的配置和整定， 由于各种继电保护适应电力系统运行变化工科论文的能力都是有限的，因而，对于继电保护整定方案的配合不同会有不同的保护效果，如何确定一个最佳的整定方案，将是从事继电保护工作的工程技术人员的研究课题。总之，继电保护既有自身的整定技巧问题，又有继电保护配置与选型的问题，还有电力系统的结构和运行问题

2、。尤其，对于本文中220KV高压线路分相电流差动保护投运前的现场试验，一直是困扰技术人员的一个问题，由于线路两端距离的限制，现场试验不能像试验室那样方便。机械设计另外，光纤保护在长距离和超高压输电线路上的应用还有一定的局限性，在施工和管理应用上仍存在不足，但是从长远看，随着光纤网络的逐步完善、施工工艺和保护产品技术的不断提高，光纤保护将占据线路保护的主导地位。第一章：继电保护原理1.1继电保护的原理和构成方式继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化，构成继电保护动作的原理，也有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增

3、大或油压强度的增高。大多数情况下，不管反应哪种物理量，继电保护装置将包括测量部分（和定值调整部分）、逻辑部分、执行部分。原则上说：只要找出正常运行与故障时系统中电气量的变化特征，即可找出一种原理，且差别越明显，保护性能越好。1.2影响继电保护可靠性的因素1.2.1影响继电保护可靠性的原因有两点内在的：装置本身的质量外在的：运行维护水平、安装调试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1.2.1所示。表1.2.1 变压器中性点接地情况表变 电 站 名 称ABDEFGHI变压器台数421220kV侧中性点接地变压器台数系统最大负荷的潮流分布

4、（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=2302/100=529。a. 发电机及等值系统的参数表1.2 .2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cos正序电抗负序电抗最大最小%标么值A厂30015021005010.50.800.8518.3312.390.1560.198240.1900.2419B厂804042015.10.6040.8758D厂200H厂25

5、012513.821.50.1460.178I 系统0.5241150.27（0.524）0.3294（0.639）II 系统2300.31（0.35）0.3782（0.427）E站60301118.70.62318.50.617F站注 表中，括号内的数据为最小运行方式时的电抗标么值。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=1.22Xd。计算举例：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xd=12.39，折合到23

6、0kV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=1.220.19824=0.2419100MW的机组：正序电抗xd=18.33，折合到230kV的基准值正序电抗标么值为XF2=0.1560.156=0.190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xd=15.1，折合到230kV的基准值正序电抗标么值为XF3=0.604对I等值系统：最大容量Smax=80MVA，对应的正序电抗标么值X1-1-max=0.27。负序电抗标么值为X1-2-max=1.220.27=0.3294。最小容量Smin=40MVA，对应的正序电抗标么值

7、为X1-1-min=0.524。负序电抗标么值为X1-2-min=1.220.524=0.639.对E站同期调相机，其容量Se=30MVA，正序电抗X=18.7，正序电抗标么值为XF4=0.623负序电抗X=18.5，折合到230kV的基准值负序电抗标么值为 X2=0.617第二章 高频保护2.1线路高频保护停用对重合闸的使用的影响 当线路高频保护停用时，可能因以下两点原因影响线路重合闸的使用：（1）线路高频保护运行，需由后备保护（延时段）切除线路故障，即不能快速切除故障，造成系统稳定极限下降，如果使用重合闸重合于永久性故障，对系统稳定运行则更为不利。（2）线路重合闸重合时间的整定是与线路高频

8、保护配合的，如果线路高频保护停用，则造成线路后备延时段保护与重合闸重合时间不配，对瞬时故障亦可能重合不成功，对系统增加一次冲击。*高频保护运行时，运行人员每天要交换信号以检查高频通道我国常采用电力系统正常时高频通道无高频电流的工作方式。由于高频通道及两个厂站的设备，其中输电线路跨越几千米至几百千米的地区，经受着自然界气候的变化和风、霜、雨、雪、雷电的考验，以及高频通道上各加工设备和收发信机元件的老化和故障都会引起衰耗。高频通道上任何一个环节出问题，都会影响高频保护的正常运行。系统正常运行时，高频通道无高频电流，高频通道上的设备有问题也不易发现，因此每日由运行人员用起动按钮起动高频发信机向对侧发

9、送高频信号，通过检测相应的电流、电压和收发信机上相应的指示灯来检查高频通道，以确保故障时保护装置的高频部分能可靠工作。第三章 零序保护3.1零序电流保护在运行中需要注意的问题（1）当电流回路断线时，可能造成保护误动作。这是一般较灵敏的保护的共同弱点，需要在运行中注意防止。就断线机率而言，它比距离保护电压回路断线的机率要小得多。如果确有必要，还可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。 （2）当电力系统出现不对称运行时，也要出现零序电流，例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行，单相重合闸过程中的两相运行，三相重合闸和手动合闸时的三相断路器不同期，母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联

10、过程或断路器正常环并运行情况下，由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流，以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流，特别是在空投变压器所在母线有中性点接地变压器在运行中的情况下，可能出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等，都可能使零序电流保护起动。 （3）地理位置靠近的平行线路，当其中一条线路故障时，可能引起另一条线路出现感应零序电流，造成反方向侧零序方向继电器误动作。如确有此可能时，可以改用负序方向继电器，来防止上述方向继电器误判断。 （4）由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压，回路断线不易被发现；当继电器零序电压取自电压互感器开口三角侧时，也不易用较直观的模拟方

11、法检查其方向的正确性，因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作。灵敏段和不灵敏段采用三相重合闸或综合重合闸的线路,为防止在三相合闸过程中三相触头不同期或单相重合过程的非全相运行状态中又产生振荡时零序电流保护误动作，常采用两个第一段组成的四段式保护灵敏一段是按躲过被保护线路末端单相或两相接地短路时出现的最大零序电流整定的。其动作电流小，保护范围大，但在单相故障切除后的非全相运行状态下被闭锁。这时，如其他相再发生故障，则必须等重合闸重合以后，靠重合闸后加速跳闸。使跳闸时间长，可能引起系统相邻线路由于保护不配而越级跳闸。故增设一套不灵敏一段保护。不灵敏一段是按躲过非全相运

12、行又产生振荡时出现的最大零序电流整定的。其动作电流大，能躲开上述非全相情况下的零序电流，两者都是瞬时动作的。 第四章 短路电流的计算4.1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d UV B U K U K 2 （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=0和控制角不为0 时的输出电压平均值分别为Ud0和Ud，则KUV= Ud0/ U2，KB=Ud/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：电网电压的波动。一般的电力系统，电网电压的波动

13、允许范围在+5%10%，令为电压波动系数，则在0.91.05 之间变化，这是选择U2的依据之一。考虑电网电压最低的情况，设计中通常取=0.90.95。整流元件（晶闸管）的正向压降。在前面对整流电路的分析中，没有考虑整流元件的正向压降对输出电压的影响，实际上整流元件要降掉一部分输出电压，设其为UT。由于整流元件与负载是串联的，所以导通回路中串联元件越多，降掉的电压也就越多。令整个回路元件串联个数为nS，如半波电路nS=1；桥式电路nS=2。如果桥臂上有元件串联，nS也要做相应的变动。这样由于整流元件降掉的电压为nSUT。直流回路的杂散电阻。滞留回路中，接线端子、引线、熔断器、电抗器等都具有电阻，

14、统称杂散电阻。设备工作时会产生附加电压降，记为U，在额定工作条件下，一般U 占额定电压的0.2%0.25%。换相重叠角引起的电压损失。由前面对整流电路的分析可知，换相重叠角引起的电压降Ud由交流回路的电抗引起，可由整流变压器漏抗XS表示。由前面的分析可知，变压器漏抗主要与变压器的短路电压百分比uk%，有关。不同容量的变压器其短路电压百分比也不一样，通常为：容量小于100KVA的变压器uk%取5；容量在1001000KVA范围时，uk%在57之间选取；容量大于1000KVA，uk%的取值范围为710。Ud可由以下公式计算，对于n 相半波电路，对n 相桥式电路单相桥式整流与单相双半波整流电路相同，

15、取n=2。整流变压器电阻的影响。交流电压损失受负载系数的影响，假定功率因数为1，则交流电压的损失（可认为由变压器引起的交流电压降）Ua为由其引起的整流输出电压的压降为考虑上述所有因素，整流电路的直流输出电压应为将有关各量代入并整理后可得次级相电压有效值的计算公式为式（5.44）中的KX叫做换相电压降系数，对换相压降有影响，它与电路的接线形式有关，当电路为n相半波整流时当为n 相桥式整流时，4.2变压器次级相电流的计算4.2.1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

16、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。4.2.2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

17、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。次级电流的有效值为/ 3 2 d I I ，次级电流中的直流成分为/ 3 d 2 d I I ，根据电路理论，次级电流中的交流成分有效值为4.2.3初级电流与次级交流电流之间成正比关系，为当变比为1时，I1与Ia2之间的关系称为网侧电流变换系数KI1，I1可表示为4.3变压器容量

18、的计算4.3.1变压器的容量即变压器的视在功率，对于绕组电流中含有直流成分的变压器，由于初、次级的电流有效值之比不是变压器的变比，而两侧的电压之比却为变比，所以初级和次级的容量是不同的。设变压器初级容量为S1、次级容量为S2；初级和次级的相数分别为n1和n2，初、次级容量的计算公式分别为4.3.2变压器的等效容量为初、次级容量的平均值，为4.3.3电压互感器是一种可以将高电压变为低电压，用于测量和保护回路中，我国规定PT的二次电压为100V,一次电压根据实际需要进行选择。其实PT也就相当于一个降压变压器的作用，由于在出厂时已经进行了封装，因此生产出的成品其变比是固定的，不可改变的，变比也就是一

19、二次线圈匝数之比。N1/N2=U1/U2（N-匝数，U-电压）。4.3.4系统潮流分布估算a 为了确定各线路的最大负荷电流并选择电流互感器的变化，应计算系统在最大开机情况下的潮流分布。为了简便，不计线路损耗。潮流分布计算结果如表4.3.4所示。表4.3.4系统潮流分布和L1变比的选择线路名称最大开机情况下的潮流分布/MVA最大负荷电流/kAL1的变化nLA B160+j112.9490.492600/5A E228+j175.0920.7221 200/5B ED C30+j18.6430.089D E170+j105.3060.502E F170+j120.0640.522G F30j5.0

20、640.076H G17+j104.9360.501H I80+j500.237注：表中线路名称的第一个字母表示送端，如线路HI表示功率的方向从H变电站送到I变电站。正序、负序、零序等值阻抗图根据系统中各元件参数计算结果和变压器中性点接地的情况，本系统的正序等值阻抗图如图2.7所示。图4.3.4 正序等值阻抗图b 短路电流计算结果短路电流计算主要对各线路在最大、最小运行方式下的短路进行计算。短路类型分为三相短路、二相短路、二相短路接地和单相短路接地。为了校验零序I段的保护范围，在各线路中点短路，然后求此线路在单相短路接地，两相短路接地时流过保护的零序电流。此外，还有距离保护和零序电流保护最大、

21、最小分支系数的求取，求取时需要针对具体保护，考虑开机情况及断线与否，不考虑联络线的断线问题（联络线断开，则系统分裂为两个独立的部分）。*电力系统的每一处都在保护范围覆盖下，没有安装保护的电力原件是不允许继而电力系统工作的。4.4柱上开关及配电开关智能化除上述变电站中采用就地安装的综合测控装置外，原来为手动操作的柱上开关及配电开关，由于微机保护装置的介入出现了全新的变化。在很长一段时间里， 10kV配网中采用自动设备很少，有可能是可供选择的设备不多，也可能是需求不足。但是随着用户对用电可靠性要求的提高，对配网设备的自动化也提出了较高的要求。目前已有开发并使用的两大类装置一类是FTU（现场远方终端

22、）和柱上开关分离，各自独立工作，完成自身功能。另一类是将FTU（现场远方终端）与柱上开关组合在一起，成为一个设备，一个机电一体化的设备，实现保护、测量、控制、通讯、开合等功能的智能化组合。由于使用这些智能化设备，加上良好的通讯功能与集控装置相连接，可以完成许多在以前无法完成或者要有很多装置才能完成的任务。当然FTU实际上是一个集合保护、测量、控制、通讯的微机型装置，也同样需要提高件能、扩大功能、发展改进，满足配电网中的各种功能要求，实现配电网的自动化。4.5户外型测控装置的发展- 除了上述 FTU等装于户外的测按装置外，在电压等级较高的配电设备中也逐渐采用户外型装置或是就地安装的装置。采用户外

23、型的目的是为了简化主控制室，减少电缆连结。在户外开关附近，采用就地安装的结构，例如双层屏敝的金属箱体，里边安装保护测控设备，也可能是独立的，也可能是综合的，通过通讯线例如光纤同主控室联络、交换信息，接收命令。由于就地安装，CT的负担减轻，控制电缆缩短，间隔在视野上更清晰，因而操作也更可靠。由于这些优点，这样一种力案会逐步发展，特别在新建站中会有较大的发展。- 就地就近布置保护设备及测量装置的没想由来已久、但是由当时的技术条件很难满足要求，且户外设备要耐受较为恶劣的环境，包括气象环境及电磁干扰，化学腐蚀及其它条件，因此在技术上难度较大。直到最近几年，受 FTU的启发，户外就地安装逐渐得到发展，而

24、适应恶劣环境的各种技术也相应发展起来，并且正在不断发展提高中。可以预见，就地安装在电压较高的系统甚至是很高的系统将成为热点、而继电保护技术也在这种发展中得到深化和提高。综上所述，配电网中的继电保护正在同别的功能相互渗透，相互融合成一个新型的综和测控装置，而继电保护的功能在其中得到深化和发展。配合微机技术的发展，通讯技术的发现，以及适府各种环境的硬件的发展。配电网中的综合测控装置的功能愈来愈强，应用范围愈来愈大，传统的继电保护装置渐不明显，而继电保护技术却会不断向智能化方向发展。第五章 继电保护发展现状 继电保护在电力系统中的作用是:设备发生故障时,自动的,迅速的,有选择的将故障设备从系统中切除

25、,保证无故障设备迅速恢复正常运行,并防止故障设备继续遭到破坏,当系统出现不正常的运行状态时,发出报警,以便使值班人员采取有效措施5.1继电保护的发展过程及趋势继电保护装置能快速有效地检出，切除、隔离故障，并能快速恢复供电。配电系统中的继电保护装置与整个电力系统的继电保护一样，历经了电磁型、晶体管型、集成电路型、微机型的发展过程。至今，不同形式的保护还在配电系统中广泛存在并发挥作用。对于微机型继电保护装置由于其性能的优越运行可靠，越来越得到用户的认可而在配电系统中大量使用。同时，由于用户不断提高的要求和制造厂家的努力，继电保护技术在配网中得到很大的发展，并且超越原有的行业范围，走向多功能智能化，

26、而传统意义上的独立的继电保护装置正在消失。一微机型继电保护扩展成综合测控装置出于微机继电保护在高压电网推广成功，其优良的性能、方便的操作和简单的维护在电力系统中深得人心，而近年来微电子技术的高速发展，高性能、低价值的 CPU及外围器件的出现，加之成熟的制造工艺，就有可能制造出性能优越而价格适宜的用于配网的继电保护产品。当然，CPU强大的记算能力在完成继电保护功能之外，还有较多的能力去处理传统上由另外一些装置完成的功能或者去实现过去没有实现的功能。因此，首先把RTU中的遥信及遥测加入、再后来加入遥控等功能再把低周减载等功能加入，形成了一个融合保护、测量、控制、通讯等功能在一起的综合装置。在这个装置里，传统的分界消失了，只剩下功能的组合，而在实际上就保护功能而言，也得到较大的发展。因为有测量的要求，就需加入电压测量，有丁电压测量值，继电保护的实现方法就有了更多的发展余地。必然会发展并研究出更适用于配网的