继电保护装置整定制度

继电保护装置整定制度（精选8篇）

继电保护装置整定制度 篇1

为了确保继电保护整定值的准确，保证供电系统稳定可靠运行，特制定本制度：

1、机电科负责全矿供电系统继电保护整定计算的审核及业务管理。

2、配电系统继电保护装置每6个月检查整定1次，负荷变化时及时整定。

3、各级开关保护整定值必须依照相关标准整定计算，并由机电科业务管理部门审核认可。

继电保护装置整定制度 篇2

1.1 炉变保护定值

(1) 速断保护定值:规程对用户炉变的速断保护定值、炉变低压侧没有灵敏度要求, 为了提高炉变故障时保护动作的灵敏性, 我们把炉变速断保护的保护范围延伸到炉变低压侧。

(2) 过流保护定值:规程规定, 炉变过流保护定值在炉变低压侧故障时应有1.5倍及以上灵敏度, 动作时限0.3-0.5S;为了提高炉变故障时灵敏启动过流保护的快速性, 动作时限减小为0.1S。

上述配合整定的炉变保护定值, 在炉变低压侧故障时, 炉变的速断和过流保护均能快速启动, 即使一种保护拒动, 另一种保护也能可靠动作、切除故障。

1.2 进线开关保护定值

(1) 速断保护定值:因进线开关的速断保护与炉变的速断保护均不带时限, 无法实现动作时间上的配合, 此种情况下, 一般规定进线开关的速断保护不投入运行。但为了确保炉变故障时用户端的保护能快速、可靠地切除故障, 我们把进线开关的速断保护也投入运行, 在电流值上与炉变速断定值满足1.1—1.2倍的配合系数。

(2) 过流保护定值:规程规定, 进线开关的过流保护在电流值上按与炉变过流保护定值有1.1—1.2倍的配合系数整定, 并要求在炉变低压侧故障时, 要有1.2倍及以上的灵敏度, 在动作时限上要比炉变过流保护大一个时间级差;为了提高进线开关保护的快速性、可靠性, 实际计算时, 在满足电流值配合系数的基础上, 我们把进线开关的过流保护动作时限与炉变的过流保护动作时限整定为相同的值, 即为0.1S, 并把在炉变低压侧故障时的灵敏度提高为1.3倍及以上。

按上述配合整定的进线开关保护定值, 在炉变故障时, 会与炉变的速断、过流保护同时启动, 确保了故障的可靠切除。

2、变电站主变及出线开关保护定值

2.1 过电流保护整定原则

(1) 站内主变35KV侧增加一段时限速断保护, 要求在本侧母线故障有1.5倍灵敏度, 0.3秒跳本侧开关。

(2) 站内35KV出线开关。速断保护定值:我们在实际整定出线开关速断定值时, 在满足与用户进线开关速断保护定值有1.1-1.2倍配合系数的基础上, 把出线开关速断定值的保护范围扩大到用户炉变低压侧。这样, 如用户厂内有故障时, 速断 (过流Ⅰ段) 保护有可能与用户进线开关一同动作, 快速切除故障, 以保证电网的稳定运行。

过流保护定值:变电站侧线路开关过流 (过流Ⅱ段) 保护, 按与用户进线开关过流保护定值有1.1-1.2倍的配合系数整定, 并要求在用户炉变低压侧最小方式下有1.2倍的灵敏度, 时间上, 在系统发生高载能用户故障, 造成电网变压器损坏事故后, 上级有关文件特别规定:高载能用户出线开关过流保护动作时限不得大于1S;我们在严格执行上级和有关规程规定的同时, 把微机保护装置的过流Ⅱ段时限整定为0.3S, 即与用户进线开关过流保护时限的配合级差定为0.2S, 而普通保护装置整定为0.5S, 即与用户进线开关过流保护时限的配合级差定为0.4S。

按上述配合整定的变电站出线开关过电流保护定值, 能充分反应用户各级设备的故障, 起到了对用户故障最后一道防线的作用。

2.2 零序保护整定原则

目前, 我局变电站多为35KV低压系统接带高耗能, 且普遍采用谐振接地 (中性点经消弧线圈接地) 方式, 实际运行中发生接地故障时, 非接点故障相电压升高到线电压, 极易发展成相间短路, 导致电缆头等设备损坏, 扩大事故。为了能够及时消除单相接地故障, 克服消弧线圈接地方式无法消除接地故障的缺点, 已将多个变电站35KV系统改造为小电阻直接接地系统。改造后, 当某条线路发生单相接地故障后, 该线路的零序保护启动, 开关跳闸自动切除接地线路。当接地线路保护或开关拒动, 或其他原因导致接地线路未在规定时限切除, 则主变低压侧零序保护启动, 相对应的故障段主开关跳闸。

2.2.1 站内主变35KV侧

零序电流Ⅰ段:与3 5 K V出线零序电流Ⅰ段配合, 灵敏度KLM=1.5 (校主变35KV侧母线接地故障) , 0.3秒跳本变本侧开关;

零序电流Ⅱ段:与3 5 K V出线零序电流Ⅱ段配合, 灵敏度KLM=2 (校主变35KV侧母线接地故障) , 0.6秒跳本变各侧开关。

2.2.2 站内35KV出线

零序电流Ⅰ段:躲开电容电流, 灵敏度KLM=1.5 (校线路接地故障) , 时限为0秒;

零序电流Ⅱ段:躲开电容电流, 灵敏度KLM=2 (校线路接地故障) , 时限为0.3秒。

因变电站35KV出线均接带高载能用户, 零序保护投入以后, 用户起炉时, 不平衡电流较大, 35KV出线零序电流Ⅰ段保护频繁启动跳闸, 故经过重新复核计算, 因此定值改为:

(1) 站内主变35KV侧。

零序电流Ⅰ段:与3 5 K V出线零序电流Ⅱ段配合, 灵敏度KLM=1.4 (校主变35KV侧母线接地故障) , 0.5秒跳本变本侧开关;

零序电流Ⅱ段:灵敏度KLM=2 (校主变35KV侧母线接地故障) , 0.7秒跳本变各侧开关。

(2) 站内35KV出线。

零序电流Ⅰ段:躲开电容电流, 灵敏度KLM=1.2 (校线路接地故障) , 时限为0.15秒;

零序电流Ⅱ段:躲开电容电流, 灵敏度KLM=1.5 (校线路接地故障) , 时限为0.3秒。

在保护定值整定方面实施上述各种措施后, 充分确保了用户设备故障时, 各级保护定值的正确、可靠、快速的启动, 进一步降低了用户故障向电网倾蚀的可能。

总之, 随着用户生产和设备的不定性变化, 有些炉况不太好的用户炉变, 在起炉时由于冲击电流太大 (已超过正常冲击电流的最大值) , 在满足灵敏度要求的情况下, 速断、过流定值躲不开冲击电流, 造成炉变一起动就跳闸, 用户生产受到影响。这些特殊问题的出现, 仍有待于我们摸索经验, 改进、解决。

摘要：近年来我地区电网投运的高载能已占地区负荷的85%左右, 且蒙西电网已发生多起因高载能用户厂内设备故障越级至变电站造成变压器损坏的事故。为避免类似电网事故的发生, 我特别对高载能用户保护整定进行了研究。

地区配网继电保护整定原则探讨 篇3

关键词：配电网;继电保护;定值整定

中图分类号：TM77    文献标识码：A      文章编号：1006-8937（2016）26-0085-03

1  概  述

继电保护的正确可靠动作对保证电网安全稳定有着极其重要的作用，整定计算是决定继电保护能否正确动作的关键环节之一，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础;正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。

2  配网馈线保护整定原则

2.1  10 kV馈线保护

2.1.1  相间电流保护

①限时速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流。一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取3 000 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。

②定时限过流保护：按对线路末端故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。

一般情况下，可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取800 A（一次值），动作时间取0.6 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。

2.1.2  后加速保护

有可独立整定及可独立投入的后加速保护段的，可投入后加速保护，后加速保护段的动作值必须可靠躲过合闸及重合闸时的涌流，否则退出后加速保护。

2.1.3  过负荷保护发信

有需求时可投入过负荷保护发信，动作值建议取1In（In可取CT二次额定值1 A或5 A），动作时间取5 s。一般不投过负荷保护。

2.1.4  馈线重合闸

①无小电源并网的线路投非同期重合闸方式，重合时间建议取1 s。

②有小电源并网的线路应装设线路PT，取相间电压，重合闸投检无压重合闸方式。如未装设线路PT，用户专线建议退出重合闸，公用线路建议临时将重合闸时间整定为不小于3 s。

③如投入二次重合闸，一般可整定为：第一次重合时间5s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;第二次重合闭锁时间应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间;第二次重合时间需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;重合闸充电时间则按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。

2.1.5  低电阻接地系统10 kV馈线零序电流保护

①接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.6 s。

②接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30A（一次值），动作时间0.6 s。

2.2  10 kV配电线路中途开关保护的整定原则

2.2.1  相间电流保护

①速断保护：考虑躲过配变低压侧三相故障短路电流和开关所带负荷的涌流，并应尽量保证在最大运行方式下对线路末端三相短路故障有不小于1.2的灵敏系数。

一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取2 000 A（一次值），动作时间取0～0.1秒。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。

过流保护：按保证在最小运行方式下对线路末端两相故障有不小于1.5的灵敏系数或按躲负荷电流可靠系数1.3整定。

一般情况下可根据网内短路电流水平简化整定，推荐动作值取600 A（一次值），动作时间取0.3 s。对于长线路或接有大容量配变的线路，需要根据实际情况另行计算动作值。

2.2.2  重合闸时间

主干线分段开关重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），分支线开关（无论在线路何处）在主干线开关重合后按7 s的重合闸时间级差逐级重合。

2.2.3  低电阻接地系统10 kV配电线路中途开关零序电流保护

接地电阻为10 Ω的系统：动作值取50 A（一次值），动作时间0.3 s。

接地电阻为16 Ω的系统：动作值取30 A（一次值），动作时间0.3 s。

2.3  配网分段开关保护配置原则

①由于保护动作时间受系统限制，只可以实现2级保护配合，配网线路主干线上最多只可投入一个分段开关的保护与变电站保护实现配合，且该开关必须带有重合器并正常投入运行。如图1所示。

②无联络的分支线可配置开关和保护，用于隔离分支线故障，减少故障对主干线的影响，但此时各分支线也只能投入一个开关的保护及开关重合功能，建议分支线的保护和重合器配置在分支线的第一个开关。如图2所示。

③主干线配置了分段开关且投入了保护和重合器的线路，由于其主干线分段开关后的各分支线保护已无法与主干线分段开关的保护实现配合，若分支线投入开关重合功能，当分支线发生永久性故障时，将会导致主干线分段开关在重合后再次跳闸，从而造成主干线分段开关后的线路停电，配网运维部门应对此制定相关预案。如图3所示。

2.4  配网中途分段断路器保护整定原则

2.4.1  保护动作时间与变电站出线开关保护动作时间配合

变电站保护电流速断保护时间取0.3 s，过流时间取0.6 s;分段断路器保护速断时间取0～0.1 s，过流时间取0.3 s。如图4所示。

2.4.2  相间电流速断保护定值整定

①按躲开关所带负荷的涌流整定：I1zd≥Kk×IeΣ

式中：Kk为考虑涌流的可靠系数，可根据计算、试验或实际运行经验确定。

IeΣ为该分段开关带配变总额定电流：IeΣ=SΣ/■Ue

Ue为平均额定电压10.5 kV。

注意事项：

其一，对用电性质为居民用电的公用线路Kk一般取2.5～5，配变数量越多，取值越小;

其二，对有较多大型配变或电动机的线路，因为空载配变投入时涌流较大，大型电机投入时自启动电流较大持续时间较长，Kk可取5～10;

其三，定值应躲过单台大型配变投入时最大涌流：对

6 300 kVA及以下变压器I1zd≥（7～12）×Ie变压器容量越大，系数越小。

其四，定值应躲过单台或多台大型电机同时投入时最大启动电流Iqd：I1zd≥Kk×Iqd，Kk取值1.5，Iqd参考值如下：单鼠笼电动机5.5～7 Ie;双鼠笼电动机3.5～4 Ie;

绕线式电动机2.0～2.5 Ie   。

②计算出的速断定值过小或能可靠躲过涌流时，可取推荐值一次动作值：2 000 A。

2.4.3  配网中途分段断路器重合时间整定

主干线分段断路器重合闸时间取45 s（确保变电站出线开关储能及重合闸充电），位于主干线分段断路器后的分支线断路器在主干线开关重合后按7秒的重合闸时间级差逐级重合。如图5所示。

动作逻辑：如FB1之后线路发生永久性故障，FB1与CB1同时跳闸，CB1重合成功，约20 s后完成弹簧储能，约40 s后完成重合闸充电，准备再次重合;45 s后FB1重合于故障点，FB1和CB1同时分闸，CB1再次重合成功，恢复CB1- FB1区间供电。

3  变电站开关重合时间与配网自动化开关动作时间   的配合

3.1  变电站开关保护二次重合闸功能介绍

变电站开关保护二次重合闸，如图6所示。

TCH1：第一次重合延时，取5 s（确保馈线上各中途开关均跳闸）;

TCH2：第二次重合延时，需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60 s;

TBS：二次重合闸闭锁延时，应小于第一个中途开关动作时间，可取同第一次重合时间5 s;

TCD：重合闸充电时间，按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65 s。

3.2  变电站开关二次重合闸与配网自动化开关动作时间     配合

①通过就地重合方式实现配电自动化时，一般可分为电压-电流-时间型、电压-时间型两种类型，下面以电压-时间型为例子：

②负荷开关具备的功能：失压瞬时分闸、有压延时合闸、若合闸之后在设定时间内失压，则自动分闸并闭锁合闸功能、脉动闭锁功能。

③按故障点不同，分两种情况开关动作情况进行介绍，如图7、图8所示。

其一，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：

动作逻辑： CB1保护动作分闸 、FS1/2/3失压分闸;CB1重合于故障点，重合不成功再次分闸;CB1闭锁二次重合闸，不再重合。

其二，当永久性相间故障发生在CB1与FS1之间时：

动作逻辑：CB1保护动作分闸、FS1/2/3失压分闸;CB1第一次重合闸，重合成功，二次重合开始充电计时（充电时间28 s）;FS1有压后7 s合闸，合闸成功;FS2有压后7 s顺序合闸，合闸成功;FS3有压后7 s顺序合闸，合于故障点;CB1保护动作再次分闸，FS1、2失压分闸，FS3合闸后短时间内失压，自动分闸并闭锁合闸功能;CB1第二次重合成功;FS1有压后7 s第二次合闸，合闸成功;FS2有压后7 s第二次合闸，合闸成功，恢复CB1-FS3区间段供电。

4  结  语

今年以来，经济下行压力较大，经济回稳的任务较重，加快配电网建设改造，提高电网稳定运行水平越来越重要，在地区电网的规划、设计、运行阶段，必须做好稳定性水平分析，为推进转型升级，服务经济社会发展，促使我国经济、社会各方面稳定健康发展扎实重要保障。

参考文献：

[1] 崔家佩，孟庆炎，陈永芳，等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计   算[M].北京：中国电力出版社，2006

[2] 袁钦成.配电系统故障处理自动化技术[M].北京：中国电力出版社，

继电保护装置整定制度 篇4

关键词:配电线路;继电保护;整定计算方法;研究

1、前言

配电系统由于自然的、人为的或设备故障等原因,使配电网的某处发生故障时,继电保护装置能快速采取故障切除、隔离或告警等措施,以保持配电系统的连续性、可靠性和保证人身、设备的安全。因此,继电保护在电力系统中具有十分重要的作用。

2、常规10kV线路整定计算方案

我国的10kV配电线路的保护,一般采用电流速断、过电流及三相一次重合闸构成。特殊线路结构或特殊负荷线路保护,不能满足要求时,可考虑增加其它保护(如:保护Ⅱ段、电压闭锁等)。

2.1 电流速断保护

由于10kV线路一般为保护的最末级,所以在整定计算中,定值计算偏重灵敏性,对有用户变电所的线路,选择性靠重合闸来保证。在以下两种计算结果中选较大值作为速断整定值。

2.1.1 按躲过线路上配电变压器二次侧最大短路电流整定。实际计算时,可按距保护安装处较近的线路最大变压器低压侧故障整定。

Idzl=Kk×Id2max

式中:Idzl为速断一次值;Kk为可靠系数,取1.5;Id2max为线路上最大配变二次侧最大短路电流。

2.1.2 当保护安装处变电所主变过流保护为一般过流保护时(复合电压闭锁过流、低压闭锁过流除外),线路速断定值与主变过流定值相配合。

Ik=Kn×(Igl-Ie)

式中: Kn为主变电压比,对于35/10 降压变压器为3.33;Igl为变电所中各主变的最小过流值(一次值);Ie为相应主变的额定电流一次值。

2.1.3 特殊线路的处理:

1)线路很短,最小方式时无保护区;下一级为重要的用户变电所时,可将速断保护改为时限速断保护。动作电流与下级保护速断配合(即取1.1倍的下级保护最大速断值),动作时限较下级速断大一个时间级差(此种情况在城区较常见,在新建变电所或改造变电所时,建议保护配置用全面的微机保护,这样改变保护方式就很容易了)。在无法采用其它保护的情况下,可靠重合闸来保证选择性。

2)当保护安装处主变过流保护为复压闭锁过流或低压闭锁过流时,不能与主变过流配合。

3)当线路较长且较规则,线路上用户较少,可采用躲过线路末端最大短路电流整定,可靠系数取1.3～1.5。此种情况一般能同时保证选择性与灵敏性。

4)当速断定值较小或与负荷电流相差不大时,应校验速断定值躲过励磁涌流的能力,且必须躲过励磁涌流。

(4)灵敏度校验。在最小运行方式下,线路保护范围不小于线路长度的15%整定。允许速断保护线路全长。

Idmin(15%)/Idzl≥1

式中Idmin(15%)为线路15%处的最小短路电流;Idzl为速断整定值。

2.1.4 灵敏度校验。在最小运行方式下,线路保护范围不小于线路长度的15%整定。允许速断保护线路全长。

Idmin(15%)/Idzl≥1

式中Idmin(15%)为线路15%处的最小短路电流;Idzl为速断整定值。

2.2 过电流保护

2.2.1 按躲过线路最大负荷电流整定。此方法应考虑负荷的自启动系数、保护可靠系数及继电器的返回系数。为计算方便,可将此三项合并为综合系数KZ。

即:KZ=KK×Izp/Kf

式中:KZ为综合系数;KK为可靠系数,取1.1～1.2;Izp为负荷自启动系数,取1～3;Kf为返回系数,取0.85。

微机保护可根据其提供的技术参数选择。而过流定值按下式选择:

Idzl=KZ×Ifhmax

式中Idzl为过流一次值;Kz为综合系数,取1.7～5,负荷电流较小或线路有启动电流较大的负荷(如大电动机)时,取较大系数,反之取较小系数;Ifhmax为线路最大负荷电流,具体计算时,可利用自动化设备采集最大负荷电流。

2.2.2 按躲过线路上配变的励磁涌流整定。变压器的励磁涌流一般为额定电流的4～6倍。因此,重合闸线路,需躲过励磁涌流。由于配电线路负荷的分散性,决定了线路总励磁涌流将小于同容量的单台变压器的励磁涌流。因此,在实际整定计算中,励磁涌流系数可适当降低。

Idzl=KK×Kcl×Sez/(×Ue)

式中Idzl为过流一次值;Kcl为线路励磁涌流系数,取1～5,线路变压器总容量较少或配变较大时,取较大值;Sez为线路配变总容量;Ue为线路额定电压,此处为10kV。

2.2.3 特殊情况的处理:(1)线路较短,配变总容量较少时,Kz或Klc应选较大的系数;(2)当线路较长,过流近后备灵敏度不够时,可采用复压闭锁过流或低压闭锁过流保护,此时负序电压取0.06Ue,低电压取0.6～0.7Ue,动作电流按正常最大负荷电流整定。当保护无法改动时,应在线路中段加装跌落式熔断器;(3)当远后备灵敏度不够时,由于每台配变高压侧均有跌落式熔断器,可不予考虑;(4)当因躲过励磁涌流而使过流定值偏大,而导致保护灵敏度较低时,可考虑将过流定值降低,而将重合闸后加速退出。

2.2.4 灵敏度校验:近后备按最小运行方式下线路末端故障,灵敏度大于等于1.5;远后备灵敏度可选择线路最末端的较小配变二次侧故障,接最小方式校验,灵敏度大于或等于1.2。

Km1=Idmin1/Idzl≥1.25

Km2=Idmin2/Idzl≥1.2

式中Idmin1为线路末端最小短路电流;Idmin2为线路末端较小配变二次侧最小短路电流;Idzl为过流整定值。

3、重合闸

10kV配电线路一般采用后加速的三相一次重合闸,由于安装于末级保护上,所以不需要与其他保护配合。重合闸所考虑的主要为重合闸的重合成功率及缩短重合停电时间,以使用户负荷尽量少受影响。

重合闸的成功率主要决定于电弧熄灭时间、外力造成故障时的短路物体滞空时间(如:树木等)。电弧熄灭时间一般小于0.5s,但短路物体滞空时间往往较长。因此,对重合闸重合的连续性,重合闸时间采用0.8～1.5s;农村线路,负荷多为照明及不长期运行的小型电动机等负荷,供电可靠性要求较低,短时停电不会造成很大的损失。为保证重合闸的成功率,一般采用2.0s的重合闸时间。实践证明,将重合闸时间由0.8s延长到2.0s,将使重合闸成功率由40 %以下提高到60 %左右。4、10kV保护整定中容易忽视的问题及对策

4.1 励磁涌流问题

4.1.1 励磁涌流对继电保护装置的影响

励磁涌流是变压器所特有的,是由于空投变压器时,变压器铁芯中的磁通不能突变,出现非周期分量磁通,使变压器铁芯饱和,励磁电流急剧增大而产生的。变压器励磁涌流最大值可以达到变压器额定电流的6～8倍,并且跟变压器的容量大小有关,变压器容量越小,励磁涌流倍数越大。励磁涌流存在很大的非周期分量,并以一定时间系数衰减,衰减的时间常数同样与变压器容量大小有关,容量越大,时间常数越大,涌流存在时间越长。

10kV线路装有大量的配电变压器,在线路投入时,这些配电变压器是挂在线路上,在合闸瞬间,各变压器所产生的励磁涌流在线路上相互迭加、来回反射,产生了一个复杂的电磁暂态过程,在系统阻抗较小时,会出现较大的涌流,时间常数也较大。二段式电流保护中的电流速断保护由于要兼顾灵敏度,动作电流值往往取得较小,特别在长线路或系统阻抗大时更明显。励磁涌流值可能会大于装置整定值,使保护误动。这种情况在线路变压器个数少、容量小以及系统阻抗大时并不突出,因此容易被忽视,但当线路变压器个数及容量增大后,就可能出现。我公司就曾经在变电所增容后出现10kV线路由于涌流而无法正常投入的问题。

4.1.2 防止涌流引起误动的方法

励磁涌流有两个明显的特征,一是它含有大量的二次谐波,二是它的大小随时间而衰减,一开始涌流很大,一段时间后涌流衰减为零。利用涌流这个特点,在电流速断保护装置上加一短时间延时,就可以防止励磁涌流引起的误动作,这种方法最大优点是不用改造保护装置(或只作简单改造)。

4.2 TA饱和问题

4.2.1 TA饱和对保护的影响

在10kV线路短路时,由于TA饱和,感应到二次侧的电流会很小或接近于零,使保护装置拒动,故障要由母联断路器或主变后备保护来切除,不仅延长了故障时间,使故障范围扩大,还会影响供电的可靠性,且严重威胁运行设备的安全。

4.2.2 避免TA饱和的方法

避免TA饱和主要从两个方面入手,一是在选择TA时,变比不能选得太小,要考虑线路短路时TA饱和问题,一般10kV线路保护TA变比最好大于300/5;另一方面要尽量减少TA二次负载阻抗,尽量避免保护和计量共用TA,缩短TA二次电缆长度及加大二次电缆截面;对于综合自动化变电所,10kV线路尽可能选用保护测控合一的产品,并在控制屏上就地安装,这样能有效减小二次回路阻抗,防止TA饱和。

4.3 所用变保护问题

4.3.1 所用变保护存在的问题

所用变是一比较特殊的设备,容量较小,可靠性要求高,且安装位置特殊,通常接在10kV母线上,其高压侧短路电流等于系统短路电流,可达十几kA,低压侧出口短路电流也较大。人们普遍对所用变保护的可靠性重视不够,这将对所用变直至整个10kV系统的安全运行造成严重威胁。

4.3.2 解决办法

继电保护装置整定制度 篇5

摘 要:10kV配电系统广泛地应用在城镇和乡村的用电中，但在继电保护配置及定值计算方面往往不完善，常发生故障时断路器拒动或越级跳闸，影响单位用电和系统安全，因此完善配置10kV配电系统的保护及正确计算定值十分重要。文中主要介绍10kV配电系统的保护配置及定值计算方法。

关键词:10kV配电系统；继电保护配置；整定计算

一、10kV配电系统的保护配置情况

大部分工厂企业及居民小区用电是10kV供电，并设置配电房，一般情况下一个配电房安装一台或二台10kV/400V的配电变压器，用380V/220V电压供用户用电，一次系统接线图，如图1。

用电单位的保护配置存在下面几种情况：

1.10kV配电房单台变压器容量小于800kVA时，为了简化和节省费用，10kV侧往往只装环网柜，内配设负荷开关和熔断器，不装设断路器和继电保护装置，所以当发生短路故障时，只能靠熔断器熔断来保护变压器。这种配置的缺点，一是变压器没有过载保护；二是熔断器熔断电流有分散性、时限不稳定，容易发生越级跳闸，造成停电扩大。

2.当变压器单台容量大于800kVA及以上时，10kV侧开关柜内均装设断路器并配置继电保护装置，配置保护的型式有两种：

①装设GL-10系列反时限过电流继电器，构成过电流保护，电流定值可以从端子上做阶梯状调节，缺点是时限调节误差较大，构成上下级保护时限配合难度大。②装设微机保护比较完善，具有过负荷保护信号、过电流保护和速断保护作用跳闸，保护定值和时间调整比较精确和方便，建议推广选用。

3.有些10kV专线工业用户，主要用电负载是高压电动机，如轧钢和穿孔行业，其高压电动机容量较大，有的达2500kW及以上。在生产过程中，经常会连续不断地发生电动机短时（1～2s）的过载，因过载有随机性，所以过电流保护常因定值及时限配合不当使上一级即变电所出线开关(如图1中B1)跳闸，造成整条10kV线路停电。如某钢铁企业一台2500kW轧钢电动机在轧钢过程中，10kV侧瞬间最大尖峰电流高达800A以上，远超过该线路变电所开关处的过流保护定值和时限。电力部门只好根据用户生产的特点，调整保护定值和时限，以保证用户用电的安全可靠。有的用户使用大容量冷冻机，其10kV电动机容量达500～1000kW，起动电流经限流后仍达到3.5倍额定电流。过电流保护的起动电流和时限也要现场试验确定。

所以对于10kV配电系统，应根据不同容量和不同用电负载性质来选配保护装置和进行定值计算。

二、10kV馈电线路保护配置

对10kV馈电线路，在变电所内的出线开关B1处一般装设微机型三阶段式电流相间保护装置，即过电流保护、限时电流速断保护和电流速断保护：

1.过电流保护：动作电流应大于线路上可能出现的最大负载电流，要考虑外部故障切除后电压恢复，电动机自起动及短时过载，电流继电器能可靠返回等因素，其二次动作电流Idz为：

如果不考虑电动机自起动因素，其二次动作电流为：

式中：Kk—可靠系数，1.15～1.25,（一般取1.20）

（根据电动机的容量大小及启动方式一般取1.5～3）Kzd—电动机自起动系数，Kh—电流继电器的返回系数，0.85 KT—电流继电器的变比

Ie MAX—线路最大负荷

电流保护时限取0.6～0.8s，保护范围为整条10kV馈电线路长度并延伸到下一级。当出现有电动机短时过载的情况时，过电流保护定值可参照前式计算。2.限时电流速断保护：应保护线路全长的100%，动作电流取小于该线路末端二相短路电流值，时限比过电流保护小一个△t=0.3s。一般可取0.3～0.5s。二次动作电流

(3/2)5500 Idz..（Z系统小Z线路）KkKtZ.系统小—整个系统在最小运行方式下的阻抗标幺值

Z.线路—10kV馈电线路全长的阻抗标幺值，如架空线路等于0.4Ω/km×Lkm×(100/10.52),如电缆线路等于0.08Ω/km×LKM×(100/10.52)

5500—基准容量100MVA下，10.5kV系统基准线电流。Kk—可靠系数，一般取1.5左右KT—电流互感器的变比3.电流速断保护：动作电流大于下一条线路始端短路时的最大短路电流整定。约保护线路全长的30%～50%，为速动动作。动作时间稍大于避雷器的放电时间，一般可整定于0.1～0.15s。二次动作电流：1.3～1.5—可靠系数5500—100MVA下，10.5kV时的基准线电流Z*系统大—系统在最大运行方式下的阻抗标幺值Z*线路—10kV馈电线路全长的阻抗标幺值，等于，如电缆线路前面用0.08Ω/km（公式里改成km）KT—电流互感器的变比规划设计与施工40中国水能及电气化2009.104.三阶段式电流保护的时间配合：t过电流＞t限时速断＞t速断同时还要满足：tB1过电流＞tB2过电流＞tB3过电流及tB4过电流

三、用户10kV配电变压器保护配置一般用户单台配电变压器在10kV侧开关B3（B4同）处装设保护为：1.过负荷保护：二次动作电流Idz应躲开变压器的最大负荷电流Ie MAX。时限选择应大于瞬时过载时间，避免短时过载时发信号。Kk—可靠系数1.05Kh—返回系数0.85t＝５～９s，发告警信号Ie MAX应根据变压器过载原则确定的最大负荷电流2.过电流保护：防御低压侧（400V侧）发生相间短路引起变压器的过电流。一般避开最大负荷电流就可以了。二次动作电流Kk=1.25—可靠系数保护时限t=0.5s，保护动作时断开变压器两端电源开关，保护范围为变压器高低压线圈，400V系统大部分，如果负载有出现象上述轧钢电动机短时过载那样的情况，应把定值和时限适当放大，避免正常运行时发生跳闸。3.电流速断保护：作为变压器内部故障的主保护，整定值应大于400V出线母线短路电流，仅保护变压器的内部大部分，和变压器瓦斯保护配合。二次动作电流保护时限t=0s，断开配变二端电源开关Kk=1.3～1.5—可靠系数5500A—100MVA下10.5kV时的基准线电流。Z*系统大由电力部门提供Z*线路=Zo×L×（100/U 2e）Z*配变=UK/SeZo—每公里电抗数当10kV架空线路时为0.4Ω/km当电缆线路时为0.08Ω/kmL—长度（公里）Ue—额定线电压（kV）Se—配变额定容量（MVA）KT—电流互感器的变比4.瓦斯保护：是变压器内部故障的主保护。一般800kVA及以上的充油变压器都装设瓦斯保护，干式变压器没有瓦斯保护。瓦斯保护的主要元件是瓦斯继电器，分重瓦斯保护和轻瓦斯保护。重瓦斯保护：当变压器内部发生线卷短路及单相接地时产生电弧及大量气体，使油流速增大情况下继电器动作，作用于跳闸。轻瓦斯保护：由于变压器油内积存空气，及发生轻微故障产生气体时，轻瓦斯保护动作，作用于报警。

四、用户10kV配电房保护配置及整定计算案例某用户的10kV配电房一次系统接线图，如图2。1.已知参数1#变压器(SG-10)：1600kVA，10kV/400V，Uu%=6.09%。2#变压器未安装。在10kV进线控制柜H1和主变控制柜H4均装设SEPAM S20综合微机保护装置。H1柜CT变比300/5，H4柜CT变比150/5。10kV进线电缆YJV-223×240，1km。经计算系统至变电所10kV母线处阻抗为：Z*系大=0.37418，Z*系小=0.4258。变电所出线馈电线路过电流保护时限0.8s。2.变压器控制柜H4（H3同）保护计算：(1)过流保护：（1600kVA一次电流Ie=92.4A）41图 12k0V系统接线图取T=0.2～0.3s如果考虑电动机自起动因素或短时过载，其动作电流还需乘以电动机自起动系数Kzq(一般Kzq取1.5～3)Kk—可靠系数1.25Kh—返回系数0.85KT—电流互感器的变比150/5=30(2）速断保护：主变阻抗：电缆长度：1km，YJV-22 3×240电缆阻抗：（下转第52页）规划设计与施工52中国水能及电气化2009.10片进行铜铝过渡搭接，铝排50℃持续工作环境长期允许载流量为：Ixu=K2×K0×I=1.13×0.66635×2613=1967.5A两台水轮机组额定负荷、额定电压、额定功率因数并列运行时候的电流：Ig=2×Ie=2×916.4=1832.8A根据以上计算得出：Ixu＞Ig铝排在机组带额定负荷、额定功率因数下的允许最高温升：Ig=K0×I即1832.8=0.149×（70－T）1/2×2613T=47.87℃根据以上计算结果，结合巨型铝母线长期允许工作温度＋70℃，集肤效应系数小、散热条件好，排除铝排因温升变化引起的风动效应而产生的杂音。因大电流母线的周围空间存在着强大的交变磁场，对于其中的钢铁结构母线桥架、吊架、绝缘子的金具、支持母线结构的钢梁、防护罩、混凝土中的钢筋及接地网，由于涡流和滞损耗而发热；同时在铁出线母线桥构成闭合磁路，感应产生环流而加剧发热，使得母线桥架的损耗和发热随着出线母线工作电流的增加而急剧增大，现场表现为母线桥架外表的温度和电流杂音随负荷电流的增加而加大，根据这些特征判定出线母线桥架出现的现象为环流引起的现象。

微机继电保护装置的发展趋势 篇6

摘要：介绍微机继电保护发展历史与发展趋势，数字信号处理器DSP应用于微机继电保护，促使变电站综合自动化水平的进一步提高。

1.微机继电保护发展历史与现状

电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求,电子技术、计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入了新的活力,因此继电保护技术的发展得天独厚。在我国,微机继电保护的发展大体上经历了三个阶段。第一阶段以单CPU的硬件结构为主,硬件及软件的设计符合我国高压线路保护装置的“四统一”的设计标准;第二阶段为以多个单片机并行工作的硬件结构为主, CPU之间以通讯交换信息，总线不引出插件,利用多CPU的特点做到了后备容错，风险分散，强化了自检和互检功能,使硬件故障可定位到插件。对保护的跳闸出口回路具有完善的抗干扰措施及防止拒动和误动的措施。第三阶段以高性能的16位单片机构成的硬件结构为主,具有总线不出芯片,电路简单及较先进的网络通信结构,抗干扰能力进一步加强,完善了通信功能,为变电站综合自动化系统的实现提供了强有力的环境,使得我**机保护的硬件结构进一步提高。第一代微机保护装置:1984年华北电力学院研制的MDP-1，特点是:采用单CPU结构及多路转换的ADC模数变换模式。第二代微机保护装置，它是由华北电力学院北京研究生部首先研制的。第一套“11”型微机保护装置于1990年5月投入了试运行。特点是:采用多单片机并行工作，总线不引出插件，数模变换采用VFC方式。第三代产品是CS系列，特点是:采用不扩展的单片机，总线不引出芯片及较先进的网络通信结构技术。

2.微机继电保护装置发展趋势

继电保护技术的发展趋势是向计算机化，网络化，智能化,保护、控制、测量和数据通信一体化发展。2.1计算机化。

随着计算机硬件的迅猛发展,微机保护硬件也在不断进步。现在以32位数字信号处理器(DSP)为基础的保护、控制、测量一体化微机装置已经研制成功并投入使用。采用32位微机芯片不仅仅在精度上有很大的提高,更重要的是32位微机芯片具有很高的集成度,很高的工作频率和计算速度,很大的寻址空间,丰富的指令系统和较多的输入输出接口。信息和数据的长期存放空间,快速的数据处理能力,强大的通信功能,与其它保护、控制装置和调度联网以共享全系统数据、信息和网络资源的能力, 这就要求微机保护装置具有相当于一台PC机的功能。现在,同微机保护装置大小相似的工控机在功能、速度、存储容量和可靠性等方面已得到了巨大的发展, 成本大大降低,因此用成套工控机来做继电保护硬件装置的时机己经成熟,这将是微机保护未来的发展方向之一。

2.2网络化。

计算机网络作为信息和数据通信工具己成为信息时代的技术支柱,它深刻影响着各个工业领域,也为各个工业领域提供了强有力的通信手段。传统的继电保护专业性很强,并以“事先整定,实时动作,定期检验”为其特征,很少触及到装置或系统的经常自检,远方监控,信息共享,动态修改定值等问题。国外早就提出过系统保护的概念,这在当时主要是指安全自动装置, 但是对于继电保护同样适用。继电保护的作用应不只限于切除故障元件和限制事故影响范围(这当然是其主要任务),还要保证全系统的安全稳定运行。这就要求每个保护单元都能共享全系统的正常运行和故障时的信息,并在此基础上进行大量的计算和分析,作出正确的判断使全系统协调动作。对于一般的非系统保护, 实现保护装置的网络化也有很大的好处,继电保护装置能够得到与系统有关的信息越多,对故障性质,故障位置和故障距离的判断就越准确,动作的灵敏性、选择性和可靠性就越高。由此可知,微机保护装置的网络化可大大提高继电保护的性能,这是微机保护发展的必然趋势。2.3保护、控制、测量、数据通信一体化。

80年代末90年代初,数字信号处理(单片机)技术的应用,导致变送器RTU 的问世,现在随着继电保护的计算机化和网络化,保护装置实际上就是一台高性能、多功能的计算机,它可以通过网络获取系统正常运行和故障时的所有信息和数据,也可以在它获得的被保护元件的信息和数据的基础上进行计算和判断, 并将结果通过网络上传给控制中心或任一终端,因此,每个微机保护装置不但可以完成传统的继电保护功能,而且在系统正常运行情况下还可完成测量、控制、数据通信等功能,亦即实现了装置的保护、控制、测量、数据通信的一体化。2.4智能化。

近年来,人工智能如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力系统各个领域都得到了应用,在继电保护领域应用的研究也已经开始。这些算法都有其独特的求解复杂问题的能力,如果将这些人工智能的方法适当的结合起来可使求解的速度更快。可以预见,人工智能技术在继电保护领域必将会得到越来越广泛的应用,以解决用常规方法难以解决的问题。电力工业的发展和继电保护相关科学技术的进步都给微机继电保护装置的研制提出了前所未有的机遇与挑战。微机继电保护装置结构上不断优化,功能上不断增强,应用上更为灵活,继电保护装置的功能有了较大的延拓。世界上知名自动化系统供应商不断推陈出新,研发了许多优秀的微机继电保护装置平台。随着单片机技术的发展，特别是数字信号处理器DSP技术的出现，使得继电保护硬件平台更加先进。数字信号处理器DSP与目前通用的CPU不同，是一种为了达到快速数学运算而具有特殊结构的微处理器。DSP的突出特点是:运算能力强、精度高、总线速度快、吞吐量大，尤其是采用专用硬件实现定点和浮点加乘（矩阵）运算，速度非常快。将数字信号处理器DSP应用于微机继电保护，极大地缩短了数字滤波、滤序和傅里叶变换算法的计算时间，不但可以完成数据采集、信号处理的功能，还可以完成以往主要由CPU完成的运算功能，甚至完成独立的继电保护功能。鉴于此，国内外已研制出以数字信号处理器DSP为硬件平台的新型微机继电保护装置，促使变电站综合自动化水平的进一步提高。

参考文献

［1］袁刚,范继霞.浅谈微机保护的使用现状［J］.中国科技信息,2005;12：23 ［2］张承军.配电系统监控保护装置的应用.大众科技,2005;83(9)：103 ［3］景胜.我**机保护的现状与发展［J］.继电器,2001;29（10）：1-4 ［4］孙悦迪,张冰,田有文.微机继电保护的研究现状及展望.农业机械化与电气化，2005；（4）：48－49

输电线路继电保护整定计算综述 篇7

随着国民经济的飞速发展, 电力系统的规模越来越大, 电网结构也就越来越复杂。高压输电线路也就存在着更为复杂的故障隐患。面对这些情况, 在线路继电保护技术方面, 要解决以下几个问题:

第一, 从系统中将故障线路准确而快速地切除, 尽可能减小停电范围;

第二, 要能适应环境的变化而保持其性能稳定及高度的可靠性;

第三, 要便于检查维护等等[1]。

输电线路继电保护整定计算必须满足“四性”的要求。即“可靠性”、“选择性”、“快速性”和“灵敏性”。对高压电网输电线路进行整定计算, 为了满足上述要求, 装设的全线速动的纵联保护、距离保护、电流保护要合理选择和配合, 这些工作都是不容易的[2]。

1 继电保护整定计算技术

下面主要讨论以下几个内容:

1.1 对继电保护整定计算的技术要求及发展和高压输电线路继电保护的配置

1.1.1 对继电保护整定计算的技术要求及发展

对于继电保护的技术要求, 四性 (选择性、快速性、灵敏性、可靠性) 的统一要全面考虑。在很多情况下, “四性”的要求出现矛盾时, 不能兼得, 应有所侧重。如果片面强调某一特性的要求, 都会使保护复杂化, 或者影响经济指标, 不利于运行维护等弊病[2]。

继电保护的整定计算经历了以下几个阶段:从使用数字计算机到使用基于DOS操作系统的整定计算软件;人工计算+电流程序;计算机整定计算的全过程自动化。随着人工智能技术的兴起, 越来越多的继电保护整定计算软件采用了人工智能技术, 如人工神经网络、模糊算法和专家系统等[3]。

1.1.2 高压输电线路继电保护的配置

根据“四性”的要求, 每套保护的配置方式一般为:

(1) 主保护:能够全线速切的纵联差动或纵联比较式保护、快速跳闸的独立段保护 (如工频变化量距离保护等)

(2) 后备保护:三段式相间距离保护、三段式接地距离保护、多段式 (方向) 零序电流保护

(3) 综合重合闸:综合重合闸装置可实现综重、单重、三重三种重合闸方式。可根据各个系统的特点及电网的具体情况来定。

目前我国几乎所有的新建电网都有微机保护装置, 高压输电线路微机保护一般均设计为成套保护, 即一套保护完成所有的主保护和原理上的后备保护功能, 为了实现设备上的后备, 通常采用双重化配置或多重化配置[4,5,6,7]。但是微机保护相对于传统的继电器保护来说还是一个新事物, 在实际应用中肯定会碰到这样或那样的问题。

1.2 继电保护整定计算的探讨

1.2.1 短路电流计算及运行方式的选择

(1) 短路电流计算。

短路电流计算, 就是根据电网的结构以及各元件的参数, 对规定的短路点求出网络中各支路短路电流。它是整定计算工作中非常重要的基础性工作, 它的正确与否决定着整定计算的正确与否。而短路计算的正确与否又取决于是否合理地选择运行方式和变压器的接地方式。在选择变压器接地方式时候应尽可能保持零序等值网络稳定[5]。短路电流的计算可用手算的方法, 对于大多数较复杂的电网, 短路电流的计算借助于计算机进行电力系统的故障计算[2]。

计算短路电流还应注意以下两点:假设电网的三相系统完全对称, 若系统是不对称的, 那么不能用对称分量法来分析化简, 进行计算;除了母线故障和线路出口故障外, 故障点的电流、电压量与保护安装处感受到的电流、电压量是不同的[2]。

(2) 运行方式的选择。

继电保护整定计算用的运行方式, 是在电力系统确定好运行方式的基础上, 在不影响继电保护的保护效果前提下, 为提高继电保护对运行方式变化的适应能力而进一步选择的。整定计算用的运行方式选择合理与否, 不仅影响到继电保护效果, 也会影响到继电保护的配置与选型的正确性。

为确保继电保护能适应电力系统运行方式的变化, 在整定计算过程中不得不按每套保护对应的电力系统最大运行方式计算保护的动作值, 按每套继电保护对应的电力系统最小运行方式校验保护的灵敏度[8,9]。

确定最大、最小运行方式时的原则:必须考虑检修与故障两种状态重叠出现, 但不考虑两个短路故障同时出现;不考虑极少见的特殊运行方式。同时要考虑到:发电机、变压器的运行变化限度;中性点直接接地系统中变压器中性点接地情况;线路运行变化限度;短路类型;电流分配系数等[10,11]。如:对平行双回线路上的保护, 当双回线上分接有两套保护时, 单回线运行为最大方式;对相间保护来说, 最大短路电流为最大运行方式下三相短路。

1.2.2 主、后备保护的整定计算的探讨

(1) 线路主保护的整定计算:

对于220kV及以上电压等级的输电线路, 为了保持系统稳定或者为了保证重要用户的母线电压水平, 要求有能够瞬时切除全线范围内的故障保护, 即纵连保护作为主保护。

其中包括:各种启动元件和停信元件的取值;纵联距离停信元件的取值;针对PT断线或CT断线情况的整定;关于通道逻辑的问题[12,13]。

(2) 线路后备保护的整定探讨:

1) 零序保护整定

为了提高工作效率, 可对220kV线路保护装置的定时限零序电流保护整定计算进行一定程度的简化。

退出零序Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段 (只配有两段式零序保护则退出零序Ⅱ段) , 电流及时间均按最大值整定, 方向控制字按方向指向线路整定, 投退控制字按退出整定。为保证线路经大过渡电阻接地时, 保护能可靠动作, 保留零序电流Ⅳ段, 零序Ⅳ段动作不启动[12]。

2) 距离保护整定

在相同计算条件下, 接地距离定值一定小于或等于相间距离定值, 从规程对接地距离和相间距离的要求出发, 可对接地距离和相间距离整定计算进行统一计算, 进而达到简化的目的。

接地距离Ⅰ段和相间距离Ⅰ段的计算可以完全统一起来。

同样的电网结构下, 采用同样的配合方式, 接地距离Ⅱ段的阻抗定值要比相间距离Ⅱ段要小, 时间要长。其灵敏度要求是一致的。因此, 相间距离Ⅱ段采用接地距离Ⅱ段的定值后, 对定值间的配合关系和灵敏度完全没有影响。

可以采用接地距离Ⅲ段的配合公式计算相间距离Ⅲ段, 同时要考虑接地距离Ⅲ段负荷阻抗, 以及校核接地距离Ⅲ段与变压器保护的配合问题[13]。

2 总结

本论文主要针对高压输电线路继电保护配置和计算来讨论, 近年用电负荷快速增长, 使电的供应非常紧张。继电保护作为电网的安全卫士, 担负着更为沉重的责任[14,15,16,17]。选择合理的保护方式和正确地进行整定计算, 对电力系统继电保护装置的可靠运行具有十分重要的作用。在做整定计算工作时, 需要更深入地研究和探讨各种装置的各项定值如何整定才能使保护的动作行为更符合电网的安全运行需要。

摘要：继电保护装置对于整个电力系统的稳定运行以及被保护的电气设备都是重要的。选择合理的保护方式和正确地进行整定计算, 对电力系统继电保护装置的可靠运行具有十分重要的作用。在组成电力系统的各部分中, 输配电线运行条件恶劣, 发生事故的几率要比其他设备高得多, 它们的继电保护装置更为重要!本论文主要是针对220kV高压输电线路继电保护的配置及其整定计算来论述的。

继电保护装置整定制度 篇8

【关键词】电网线路；继电保护；整定计算

电网220KV线路横纵交错，电网结构也日益紧密相连接，不论是同一个电源还是不同电源间都单、双线，长、短线形成环形网状。正因如此，增加了保护整定点设置较难，而且计算模型难以直接应用。在电网运行过程中，220KV几点保护整定点及保护延时，要根据具体情况在“n-1”原则下有相关工作人员进行确定。整定中，对于缩短上下级保护配合时间的级差和延时时段切出故障的间隔这样的问题，一般是在可预见故障方式下，进行配合解决。220KV线路要通过确定线路配置中的全线速动保护的运作来保证其电网的安全性，可靠性等。另外500KV的电网的兴起使得220KV的电网在使用过程中会受到相应的干扰，有可能在使用中会造成短时间内的大范围停电现象。这对于使用220KV的用户们而言，在安全方面是存在一定的不确定因素的。故而，环网且双回线布置作为220KV远行接线方式，同时将单回线变组，这样的简化方式增加了整定计算的重要性。电网继电保护的四项基本性能是相互联系相互制约的，缺一不可。对于电网结构设计简单薄弱的可以通过继电保护进行补充协调。近年来，各种电子产品的兴起，各地用电负荷普遍增长，身为电网的安全监督保护着的继电保护更是责任重大，同时相应的工作人员需更细致的研究与应用整定计算，从而使得电网安全运行。

1.距离保护

是一种反映故障点与保护安装之间的长度，它是在短路时电流电压同时发生变化时进行测量的，实质是测量短路故障点与保护安装点阻抗，因阻抗与线长成正比。在距离保护过程中如果发生短路故障，通过阻抗继电器才测量阻抗Zm，并与整定阻抗的值进行大小的比较，从而推定故障点在何区域，如果该故障位保护区则发出动作信号。另外，他动作区域的形状一般为圆形和四边形。圆形动作区能简化继电器的接线，但无方向应用相对广泛。它其中的抗阻原件在整定值不大时，圆的區域也较小，测量抗阻在区域内的时候受电阻短路影响会使测量元件遭到拒动作；反之，较大时，如若负荷抗阻在区域内也会误动作的。

2.自动重合匣

在送电线上的故障通常是一瞬间的，在继电保护的作用下，线路能快速断开，线路不会受到损害，当需要正常供电的时候，只需要将断开处的线路断路器合上即可。另外在电力系统里，这是可以自动合匣的。这是在电力系统中被大量应用的。三相一次重合闸即为不论在跳、合闸中是什么状态、类型的故障，继电保护装置都会将三相断路器都断开，在重新合闸之后又能重新投入使用的一种方式。当线路发生故障的时候，离电源较近的继电保护会瞬时地跳闸，之后重新使用的时候再进行合闸，这种方式一般是用于几段串联的辐射线路中，但是重合匣的设备需要较近于电源一侧。另外，当线路出现故障的时候，采用的可以进行选择的行为进行跳闸，之后重新使用的时候再进行合闸，但如果该故障是永久性的故障，继电保护装置会没有时间限制的进行无选择的断开断路器。不论是以上的何种类型，这种重合闸行为的应用从某种程度上都会加大停电区域的面积。

3.整定计算

当差动电流高定值和差动电流低定值以小于等于600和400安培的值作为一次相电值时，即启动分相电流差动保护，将会折算二次值。纵联零序停信元件中的高频零序电流值不同型号并不相同，另外纵联零序停信元件在末端故障上有1.5～2的灵敏度存在，并且在灵敏度满足要求时一般是将480安培的值进行折值。线路纵联保护两边的停、启信第一次值应该是一样的。方向纵联及距离零序保护中的停信元件，在不同厂家制作保护装置中表达方式是不同的。另外这个定值是根据灵敏度来的。一般而言线路的距离长短与灵敏度取值大小是成反比。电阻分量的计算要根据保护区的动作范围内的抗阻大小与最小负荷阻抗值进行比较之后，根据比较情况来确定。再将电阻、电抗定值带入对应的电抗特性中，根据各角度参数按说明书上的典型参数取值来计算，从而求得最大阻抗值。如果出现断线情况时，先在继电保护装置上会检测出来，会发现出现闭锁纵联保护，也会出现跳闸现象。当电网结构没足够强大时，这种断线就不仅是一种故障了特别是跳闸后，会给一些重要的线路电网送出线路带来极大荷载损失，对于电网的正常安全平稳的运行有一定不利因素的。而且线路的意外停运一方面会使得荷载发生转移，另一方面过于严重后可能会使得出现这种情况范围会大幅度蔓延开。但这种情况并不是经常发生，所以一般工作人员会将保护装置设为闭锁纵联保护，将动作时间也设置过长来牺牲速动性能，使周围其他线路选择多样化减少危险的产生。另外，自2004年开始，光纤通道的保护迅速发展，在主要保护通道的选择上，专用高频收发信机通道采用高频闭锁方式。但采用非专用收发信闭锁式，要在每测设复用接口设备，但这种设备只进行接受对侧信号。如果采用允许式的，会存在特殊问题，即当本线路故障使得纵联通道发生堵塞情形时，极有可能发成拒动现象，采用“接触闭锁“来解决。但当在装置设置时没有考虑到单相接地会使得通道堵塞的情况，这种接触闭锁将智能用于相间故障了。当本侧收不到对侧信号这就是一种正方向区内相间故障了，在投入解除闭锁功能时，也要解除闭锁端子的开入，使保护进入。远方启信是由什么来完成的呢？收发新机还是保护？收发信机是双接点，而保护是单接点的方式。

4.整定

接地距离保护灵敏性较高，零序过流保护则动作时间长，两者特点不同，应用的情形也不一样，但两者可相辅相成。例如，在大过渡电阻接地时，也穿插零序过流进行动作，但保护范围不能相互配合，就是说接地距离保护职能与接地距离保护逐级配合，零序过流保护同理。

在整定配合上我们要以主保护为主，简化后备保护的整定原则，这将能更好的使系统进行运行。一般在大型高频率保护投入时，一般都将电网的零序中大部分线路保护退出运行，只保留少量特殊线路，以此来达到系统的快速安全运行。从上文可知，如果保护装置中的三相保护不一致投入使用，将整定并折成二次值。高压电网的电缆线路若是通过屏蔽层接地的情况，线路参数差异较大，因此不同电缆闲了的零序补偿系数不同，一般架空线路零序电抗和正序电抗的补偿系数一般约等于三。但线路的零序补偿系数值会影响到后备保护的灵敏。故而，一般而言，零序系数整定值一般取为0。220KV的电网的互感线路较多，这样就相当于线路零序阻抗值增大。若某个互感线路两侧接地的话，当电网出现故障的时候，其他线路中的零序电流会在接地的互感电流中产生零序感应电流，产生的感应电动势会使得零序电流增大，阻抗会减少。在一般使用的整定计算软件中，互感线路对接地后备保护整定时，可以将线路阻抗值在互感影响后再折算成阻抗在进行其他计算；也可以根据不同的运行方式的时候，将补偿系数进行调整成合适的值。一般在计算中，会采用前面的方法。电网在运行过程中时常会遇到结构受限、短路的影响，则在计算时，一般会设置失配点，但设置位置需要经过深思熟虑。

5.结束语

随着新型工程的生产，逐级配合的整定越来越难以应用在工作中，另外继电保护技术的发展和装置动作各方面的提高，使得合理简化，所以继电保护的应用和整定计算计算的方式越来越受欢迎，而且能使得相应的工作的时间大大缩短，工作人员的工作效率也逐渐提高，整定人员的工作负担减少，计算方式也更便捷，这无疑使得误差减少，整定值的准确性也更能体现实际，进而使得电网的安全稳定受到保障，也从一定程度促进了电网的进一步发展和相关衍生行业与工作的蓬勃发展。

参考文献

[1]毛锦庆，王澎.从简化整定计算论线路的微机型继电保护装置[J].电力自动化设备，2004，24（11）：94-98.