东阳电网继电保护整定运行方案(2010年度)

东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）东阳市供电局二0一0年十一月目录1保护装置整定总则.................................................................................................................................................１2保护装置配置及整定具体说明.............................................................................................................................１3系统运行情况.........................................................................................................................................................７4保护装置调度运行说明.........................................................................................................................................８5东阳电网整定运行及问题说明.........................................................................................................................１０东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）第１页1保护装置整定总则1.1根据部版《继电保护与自动装置技术规程》、《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》的原则，结合东阳电网运行的实际情况及电网稳定要求编制继电保护及自动装置（以下简称保护装置）整定方案。1.2确定合理的运行方式是改善保护性能，发挥保护装置效能的关键。整定计算应以常见的运行方式为依据，常见运行方式以运方提供正常方式及正常变化为主；对特殊运行方式，可按特殊定值更改处理，或经分管领导同意后根据运行方式特点在定值不配合方式下短时运行。1.3在电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备均应在保护范围内，允许部分保护装置定值在操作过程中失去选择性。1.4110kV及以下系统宜采用环网布置，开环运行方式。1.5110kV及以下系统一般采用远后备原则，即临近故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器拒动时，能有电源侧上一级断路器处的继电器动作切除故障。1.6继电保护整定应满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本原则，特殊情况的处理原则见1.7条。1.7由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性的要求，则按照如下原则合理取舍：地区电网服从主系统电网；下一级电网服从上一级电网；局部问题自行消化。尽可能照顾下一级电网的需要。市调整定应满足地调交界面定值限额，确保逐级配合。1.8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，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。1.9微机保护上下级时间配合级差不小于0.3″，微机保护与用户电磁型保护时间配合级差不小于0.5″。1.10继电保护整定计算以单一设备的金属性简单故障为计算和校核依据。宜按相同动作原理的保护装置进行整定配合，不同原理的保护装置之间整定配合可进行简化计算。1.11在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。1.12继电保护适应电网运行变化的能力是有限的，合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一,合理的电网结构，是继电保护正确可靠动作的基础。2保护装置配置及整定具体说明2.1110（35）kV变压器保护东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）第２页2.1.1保护配置主变配置独立的非电量保护、差动保护作为变压器的主保护，110kV主变各侧分别配置独立的后备保护，高压侧中性点若经放电间隙接地时，应配置间隙零序电流、零序过压保护；35kV主变高压侧配置后备保护。2.1.2整定原则2.1.2.1差动保护a）比率制动元件启动值一般取变压器额定电流的30%～50%，要求差动保护低压侧金属性故障灵敏度不小于2.0。b）二次谐波制动一般取12～15％，根据实际运行情况系数可作适当调整。c）差动速断元件按躲过变压器的励磁涌流、电流互感器饱和，躲区外故障的最大不平衡电流整定，要求高压侧故障时灵敏度不小于1.5。d）CT断线时应闭锁比率制动的差动保护。e）差动保护内部的变压器接线组别设置根据一次变压器接线组别整定。f）变压器各侧电压一般按变压器额定电压整定。g）平衡系数、差动及速断定值要考虑是否经Y/Δ换算。ISA-387F差动保护定值需经前者换算。h）制动原理各厂家有所区别，需根据实际制动比率曲线校核灵敏度。2.1.2.2110kV后备保护a）电流定值按躲负荷电流整定，确保主变低压侧故障灵敏度不小于1.5，与中、低压电流做适当配合。b）经各侧复合序电压并联闭锁，复合电压中负序线电压元件：取6～8V（二次值），低电压元件（线电压）：取65～70V（二次值）。c）时间定值与中、低压侧保护时间配合，与上一级110kV线路保护相间距离Ⅲ保护配合。2.1.2.335kV后备保护过流按躲变压器额定电流整定，与35kV母分开关保护配合。经35kV复合序电压闭锁，一般不经方向闭锁。2.1.2.410kV后备保护过流按躲变压器额定电流整定，与10kV母分开关保护配合。经10kV复合序电压闭锁，一般不经方向闭锁。2.1.2.5根据新规程规定，变压器外部短路时，如短路电流大于任一侧绕组热稳定电流时，变压器过流保护动作时间不应超过２ｓ。对于110kV变电所，35kV母线、10kV母线上均未配置母线东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）第３页差动保护，主变中、低压后备整定需考虑母线上短路电流。2.1.2.6PT断线取消电压闭锁，后备保护改为纯过流保护。2.1.2.7110kV零序过流保护一般不投。若系统方式出现110kV停役，35kV经110kV主变送10kV母线时，投用110kV零序过流保护（做110kV接地故障的后备保护），定值取110kV母线故障有灵敏度整定。此时根据需要35kV后备保护增加一套复合序方向过流保护，方向由35kV母线指向主变，时间与上一级保护配合。2.1.2.8内桥接线变电所，主变差动保护、110kV后备保护、重瓦斯保护动作闭锁110kV备用电源自投装置母分自投方式，跳进线开关同时闭锁进线备用电源自投装置。2.1.2.9非电量保护根据《金华电业局变压器（电抗器）非电量保护管理规定》（2006）整定。2.2110kV线路保护2.2.1保护配置110kV线路配置三段式相间距离、三段接地距离及四段方向零序过流保护，三相一次重合闸。对电缆线路及有系统稳定要求的110kV线路还应配置全线速动的纵联保护。2.2.2整定原则2.2.2.1对于超短线路（一般小于2km），如果系统无稳定要求，Ⅰ段保护可停用。2.2.2.2单回线送变压器终端方式，或线变组接线方式，Ⅰ段保护可伸入变压器；时间可整定0.1秒。2.2.2.3起动元件的定值应保证在线路末端故障有足够的灵敏系数：a）负序、零序电流分量及电流变化率起动元件在本线路末端短路故障时，灵敏系数大于4。b）电流启动元件在本线路末端短路故障时，灵敏系数大于1.5。2.2.2.4接地距离保护a）接地距离Ⅰ段定值按可靠躲过线路末端（或T接线路末端）接地故障整定，一般取0.7～0.75ZL。对全线同杆双回线可取0.5~0.6ZL。b）接地距离Ⅱ段定值按本线末端发生金属性故障有灵敏度整定，并与相邻线路接地距离Ⅰ段或Ⅱ段配合。c）接地距离Ⅲ段按与相邻线接地距离Ⅱ段或Ⅲ段配合整定，按本线末端发生金属性故障有足够灵敏度≥1.5整定，一般一次阻抗尽可能大于10欧姆整定。已运行设备按躲变压器其他侧母线故障整定，时间与变压侧主变差动时间配合。若定值伸出主变时，时间定值与110kV后备保护配合（新投产线路按伸出主变整定，提高保护远后备能力）。d）接地阻抗零序补偿系数（K）：K＝(Z0-Z1)/3Z1，K宜按线路实测阻抗进行计算。K值整定东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）第４页宜不大于实测或计算值。e）接地距离偏移角（DG1）：对长线路（大于20kM）可不考虑带偏移，一般线路可适当偏移，可取15°，对短线路（小于10kM）可取30°。2.2.2.5相间距离保护a）相间距离保护Ⅰ段定值按可靠躲过线路末端相间故障整定，一般取0.8~0.85ZL。LFP-941A型保护相间距离Ⅰ段与接地距离Ⅰ段定值为同一定值，按接地距离Ⅰ段原则整定。b）相间距离保护Ⅱ段定值按本线路末端相间故障有足够灵敏度整定（20km以下线路灵敏度不小于1.5，20~50km不小于1.4，50km以上不小于1.3。定值及时间与相邻线路相间距离Ⅰ段或Ⅱ段配合。应躲过对侧变压器中、低压侧故障。c）相间距离保护Ⅲ段定值按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，阻抗及时间定值与相邻线路相间距离Ⅱ段或Ⅲ段配合整定，与对侧变压器高压侧后备保护配合。相间距离Ⅲ段或四边形距离Ⅲ段一般应考虑作远后备，对相邻线路末端故障的灵敏度力争不小于1.2。d）相间距离偏移角（DG2）：一般线路可不带偏移，对短线路（小于10kM），可适当偏移，取15ºe）一般线路距离保护不应经振荡闭锁控制，当地区小电源较大，经计算振荡中心可能落在被保护线路上(被保护范围内)时，应经振荡闭锁控制。f）多边形阻抗动作特性的电阻分量定值，一般按可靠躲负荷整定并具有1.5以上的裕度。实际整定一般取30欧姆左右（一次值）2.2.2.6零序方向过电流保护a）零序电流Ⅰ段电流定值按躲过线路（或T接线路）末端接地故障电流整定，一般可靠系数不应小于1.3～1.5。对同杆架设双回线，可靠系数取不小于1.5。b）根据新规程规定，若接地距离Ⅰ段保护投入，零序Ⅰ段可退出运行。c）零序电流Ⅱ段电流定值一般按与相邻线路零序Ⅰ段或零序Ⅱ段配合。d）零序电流Ⅲ段电流定值按与相邻线路零序Ⅱ段或零序Ⅲ段配合，并且本线路末段故障时有足够灵敏度整定，（20km以下灵敏度不小于1.5，20km～50km灵敏度不小于1.4，50km以上灵敏度不小于1.3）e）零序电流Ⅳ段电流定值按与相邻线路零序Ⅲ段或零序Ⅳ段配合，并躲过本线路末段变压器其他侧三相短路不平衡电流。若躲不过低压侧三相短路不平衡电流，应考虑与主变110kV后备时间配合。定值一般不大于300A整定，考虑高阻接地故障情况。2.2.2.7分支系数Kf的选择，通过常见的各种运行方式比较，取其最大值。2.2.2.8当线路保护与配合保护末段配合时，如果定值配合有困难时，应保证时间必须配合。东阳电网继电保护整定运行方案（2010年度）第５页2.2.2.9PT断线过流保护：一般配置二段式过流保护，过流一段按躲变压器中、低压侧母线故障整定，并保证本线末端故障有一定灵敏度（尽量对本线有1.5的灵敏度），时间同灵敏段（Ⅱ段时间）时间相同；过流二段按躲负荷电流整定，时间同距离Ⅲ段时间。LFP-941A为一段式过流保护，目前运行设备一般按躲负荷电流整定，时间同距离Ⅲ段时间。正常PT断线过流退出，PT断线下自动投入。2.2.2.10PT断线时退出接地距离、相间距离保护，退出零序方向元件。2.2.2.11重合闸加速相间距离Ⅲ段、接地距离Ⅲ段及零序Ⅲ段保护。2.2.2.12单侧电源运行线路不对称相继速动作保护可不投入。2.335kV线路保护2.3