3110kV电网继电保护装置运行整定规程.docx
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3110kV电网继电保护装置运行整定规程
3～110kV电网继电保护装置运行整定规程
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3～110kV电网继电保护装置运行整定规程
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2009—5—1717:
45|作者:
marsshine|来源：
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1总则
1.1本规程是电力系统继电保护运行整定的具体规定,与电力系统继电保护相关的设计、调度运行部门应共同遵守。
1.2本规程是3～110kV电网的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电网保护配合有关的继电保护运行整定的基本依据。
线路纵联保护、断路器失灵保护等参照ххх（原为DL/T559-94）《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》整定。
1。
3按照GB14258—2004《继电保护和安全自动装置装置技术规程》（简称规程）的规定，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；按照本规程的规定进行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.
1。
43～110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，按照如下原则合理取舍：
a。
地区电网服从主系统电网；
b.下一级电网服从上一级电网；
c.局部问题自行消化；
d.尽可能照顾地区电网和下一级电网的需求;
e.保重要用户供电.
1。
5继电保护装置能否充分发挥作用,继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电网安全运行的最终目的，与电网运行方式密切相关。
为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调,密切配合。
1.6继电保护和二次回路的设计和布置，应当满足电网安全运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。
1。
7为了提高电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验，对继电保护的配置和装置性能等提出改进意见和要求。
各网省局继电保护运行管理部门,可根据本规程基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循.
1。
8对继电保护特殊方式的处理,应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
2继电保护运行整定的基本原则
2.13～110kV电网的继电保护,应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求,特殊情况的处理原则见本规程第1。
4条。
2。
2继电保护的可靠性
2.2.1继电保护的可靠性主要由配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。
2。
2。
2任何电力设备（电力线路、母线、变压器等）都不允许无保护运行.运行中的电力设备，一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的安全。
对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程第1.8条的规定处理。
2。
2。
33～110kV电网继电保护一般采用远后备原则,即在临近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，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。
2。
2.4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。
a。
如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母线的主保护及后备保护。
在此种情况下，要求这两套过流保护由不同的保护装置提供。
b.如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线无灵敏系数时，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以不同时限作用于该低压侧断路器与高压侧断路器（或变压器各侧断路器）.
2。
2。
5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。
2.2.6对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。
2.3继电保护的选择性：
2。
3.1选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障.为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。
2.3.2遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性。
a.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母线故障整定。
需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。
b.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的保护时间，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，以减少配合的级数并尽可能使失配点远离电源点，缩短动作时间。
也可以：
用前加速的方式各段定值不与相邻线路保护配合，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救；
配置纵联保护，对全线故障有灵敏度的二段与相邻线路纵联保护配合来获得选择性。
c.双回线内部保护的配合,可按双回线主保护或距离保护相继动作的条件考虑,确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况.
d.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。
2。
3。
3线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时,可按下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合.
a. 与变压器同电压侧指向变压器的后备保护的动作时间配合；
b. 与变压器其他侧后备保护跳该侧总路断路器动作时间配合；
c. 与其他侧出线后备保护段的动作时间配合；
d。
与其他侧出线保全线有规程规定的灵敏系数的保护段动作时间配合。
2.4继电保护的灵敏性
2。
4。
1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。
2。
4.2对于110kV电网线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，其最末一段零序电流保护的电流定值不应大于300A（一次值）,此时，允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。
2。
4.3在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助无件的灵敏系数应不小于所控的保护测量元件的灵敏系数。
2。
5继电保护的速动性:
2.5.1地区电网满足主网提出的整定时间要求，下一级电压电网满足上一级电压电网提出的整定时间要求，必要时，为保证主网安全和重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。
2.5。
2对于造成发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%的故障，以及线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障.
2.5.3除第2。
3。
2条及少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间的整定应以保护电力设备的安全和满足规程要求的选择性为主要依据,不必要求过分的快速性。
2.5.4手动合闸或重合闸重合于故障线路，应有速动保护快速切除故障。
2。
5.5全网电力设备都应采用微机继电保护和安全自动装置，以缩短动作时间级差。
综合考虑断路器跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间元件的动作误差等因素，在条件具备的地方，保护的配合可以采用0。
3s的时间级差。
3整定计算的有关要求
3.1对电网接线的要求
3。
1。
1合理的电网结构是电力系统安全运行的基础，继电保护装置能否积极发挥作用，与电网结构及电力设备的布置是否合理有密切关系，必须把它们作为一个有机整体统筹考虑，全面安排。
电网规划部门不能仅考虑经济性使得继电保护配置、二次回路等复杂化来提高运行的可靠性。
对严重影响继电保护装置保护性能的电网结构和电力设备的布置，应限制使用。
3.1.1.1宜采用环网布置，开环运行的方式。
3。
1.1.2110kV电网宜采用双回链或双回辐射式结线，链接变电站数不宜超过2~3个，避免短线路成串成环的接线方式；条件具备时实行“3T”接线（部分郊区网架空线路较长时,应减少每回110kV线路T接的主变数量，一般以2台为宜），以自动重合闸和备用电源自动投入来增加供电的可靠性。
3。
1。
2电网规划部门应适时提供系统近期发展规划与接线，便于整定计算部门编制或修订继电保护整定方案。
3.1。
3电力工程的设计工作中,也应包括必要的继电保护整定计算工作，主要目的是论证继电保护配置及选型的正确性甚至是电网接线的合理性。
3。
2对调度运行方式的要求
3。
2.1继电保护能否保证电网安全稳定运行，与调度运行方式密切相关.继电保护应满足电网的稳定运行要求，但若继电保护对某些运行方式无法同时满足选择性、灵敏性和速动性的要求时,则应限制此类运行方式。
在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：
3.2。
1。
1注意保持电网中各变电所变压器接地方式相对稳定。
3.2.1.2避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备（线路、变压器）,当两个厂、所的母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。
3。
2.1。
3在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施,确保主网的安全和地区电网重要用户供电。
3。
2.1。
4避免采用多级串供的终端运行方式.
3.2.1。
5避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。
3。
2.1.6不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。
3.2。
2调度运行部门应及时提供系统运行方式书面资料（正常和常见检修方式）给继电保护整定计算部门，作为整定计算的依据。
3.2。
3因部分继电保护装置检验或故障导致继电保护性能降低,影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：
3.2。
3.1酌情改变电网运行方式和调整调整运行潮流，使运行中的继电保护性能能满足电网安全稳定运行的要求。
3。
2。
3.2临时改变继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按第4。
1条进行合理的取舍.
3.2。
4重要枢纽变电所的110kV母线差动保护因故退出运行危及系统稳定运行时，应采取下列下列措施：
3.2.4。
1尽可能缩短母线差动保护的停用时间。
3.2。
4.2不安排母线及连接设备的检修，尽可能避免在母线上进行操作，减少母线故障的几率。
3.2.4。
3应考虑当母线发生故障，由后备保护延时切除故障,不会导致电网失去稳定；否则应改变母线接线方式、调整运行潮流。
必要时，可由其他保护带短时限跳开母联或分段断路器,或酌情按计算提出的要求加速后备保护，此时，被加速的后备保护可能无选择性跳闸，应备案说明。
3。
2。
5对于正常设置全线速动保护的线路，因通道检修或因其他原因全线速动保护退出运行时，而在当时的运行方式下,必须依靠线路全线速动保护动作才能保证系统稳定运行,应采取下列措施：
3.2.5.1积极检修,尽快时使全线速动保护恢复运行。
3.2。
5.2调整运行方式和电网接线，使线路后备的动作时间能满足电网安全稳定运行的要求。
3。
2。
5。
3考虑距离保护相继动作能满足电网安全稳定运行的要求.
3.2.5。
4采用上述措施后,仍无法保证电网稳定运行时，可临时缩短对全线路有灵敏的线路后备保护动作时间,并考虑可能的无选择性跳闸情况。
3.3对保护配置要求
3.3.1在确定继电保护和安全自动装置的配置方案时，应优先选用具有成熟运行经验的微机型装置。
不能过分强调微机保护的灵活性导致保护功能复杂化，应尽量简化二次回路接线并减少保护装置的定值数量和运行方式控制字.
3.3.2110kV线路微机型保护配置应包括三段相间和接地距离、二段TV断线过流、三段零序方向过流、二段过负荷（具报警和独立跳闸出口）、三相一次重合闸、故障录波和测距等功能，纵联电流差动、低频低压减载视具体要求而定，纵联电流差动优先选用光纤通道。
3.3.2。
1设置TV检修压板用于TV检修退出距离保护、投入TV断线过流和退出零序电流方向；
3。
3.2.2单侧电源并列双回线在具备了距离相继速动功能和考虑了双回线内部定值配合后，可以不要求装设纵联差动保护;
3.3。
2.3对多级串联或采用电缆的单侧电源线路，为满足快速性和选择性的要求，可装设纵联差动作为主保护；
3.3。
2.4110kV双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护：
a. 根据系统稳定要求有必要时；
b。
线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60%额定电压），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时；
c. 如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后,不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能；
d。
双侧电源线路除装设纵联差动保护外，投入距离保护相继速动功能实现不借助于通道的全线速动。
3。
3.335～66kV线路微机型保护配置应包括三段相间距离、二段TV断线过流、重合闸和故障录波,纵联电流差动、低频低压减载视具体要求而定,纵联差动保护优先选用光纤通道。
其他要求参照3。
3。
2。
3。
3。
4110kV变压器保护要配置一套独立的后备保护，也可采用主后一体化双重化配置方案，后备保护主要作为相邻母线或变压器的后备，可以适当简化.
3.3。
5在110kV母联或分段断路器上，宜配置相电流和零序电流保护，保护应具备可瞬时和延时跳闸的回路,作为母线充电保护，并兼作新线路投运时（母联或分段断路器与线路断路器串接）的辅助保护。
3。
3.6110KV及以下电网均采用三相一次重合闸,自动重合闸方式的选定,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综合考虑。
3.3。
6。
1架空线路和以架空线路为主的混合线路，重合闸投入;电缆线路和以电缆线路为主的混合线路，重合闸退出,保护启动重合闸与不对应启动重合闸若能独立，电缆线路和以电缆线路为主的混合线路，可保留不对应启动重合闸.
3.3。
6.2单侧电源线路选用非同期重合闸方式。
a. 如保护采用前加速方式，为补救相邻线路速动保护的无选择性动作，则宜选用顺序重合闸方式。
b. 当断路器断流容量允许时，单侧电源终端线路也可采用二次重合闸方式。
3.3.6。
3双侧电源线路一般选用一侧检无压（具备检同期功能），另一侧检同期或检线路有压母线无压重合闸方式，也可选用解列重合闸方式:
a。
线路发生故障，在地区电源解列后,主网侧检无压重合，地区电源侧检同期或检线路有压母线无压（说明地区电源已经解列）重合;
b. 若地区电源没有装设列装置，或者地区电源侧的保护不具备检线路有压母线无压重合功能，线路发生故障后地区电源侧保护动作后可将地区电源联网线路的断路器解列，而不跳故障线路的断路器.在地区电源解列后，主网侧检无压重合。
c。
若地区电源经多级串联的线路并网，地区电源侧的保护不具备检线路有压母线无压重合功能时可采用：
并网线路系统侧的保护都正常投入，地区电源侧的线路保护退出,只保留地区电源升压站出线开关的线路保护，该线路保护的灵敏度应满足可靠切除地区电压升压站至系统侧全线各种故障的要求。
故障切除后，系统侧检无压重合后仍能够持续供电。
3.3.6。
4环网配置开环运行的220KV站之间的110KV联络线，一般考虑选用检无压方式。
3.3。
6.5配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求：
a. 自动重合闸过程中,必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸不应超过预定次数，相邻线路的继电保护应保证选择性。
b. 零序电流的速动段和后加速段，在恢复系统时，如果整定值躲不开合闸三相不同步引起的零序电流，则应在重合闸后延时0.1S动作.
c. 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。
3。
4对联网地区电源的要求
3.4。
1电网在接入电源时要考虑接入点短路电流的限制，电源也要为控制短路电流承担责任。
3.4.1.1送端地区主力电源一般应直接接入高压电网,因为接入电压等级越高其注入系统的短路电流越小,可控制较低电压等级电网的短路电流水平。
受端系统的电厂,在短路电流允许、电压稳定、周边负荷等方面的指标允许或采取了限流措施后,可以考虑接入较低电压等级。
3.4.1。
2不应只考虑电厂并网的经济性而采取就近接入的原则.若优良的厂址在地理位置上比较集中，电厂建成后都按就近接入的原则并网，往往会造成局部地区短路电流过大。
3.4.2不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或分支变压器。
3.4.3地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在一个变电所与主系统单点联网，并在联网线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置。
3.4.3。
1反映功率缺额的低频和低压解列装置，解列断路器宜选择在主网与地区电源的功率平衡点上，也可以是地区电源联网线路的断路器.低频频率一般整定为48～49Hz,为防止暂态误动作，装置应带0。
3~1S的时限；低电压定值一般整定为额定运行电压的0.65～0。
75倍,动作时间应与电压动作范围故障时的快速保护相配合，一般整定为1~2S.
3.4。
4反映故障时系统特征的零序电压、电流和低电压解列装置，一般装设在接有地区电源的主网终端变电所.
对中性点直接接地系统的主网供电的终端变电所，如变压器的中性点不直接接地，且负荷侧接有地区电源。
则变压器还应装设零序电压和间隙零序电流解列装置，三倍零序电压3U0定值一般整定为150V（额定电压为300V），间隙零序电流一次定值一般可整定为40~100A，动作后第一时限0。
9S左右跳地区电源联网线路的断路器，第二时限1。
2S左右跳变压器各侧开关.
低压解列装置也能在线路故障（包括相间故障）将地区电源解列，3。
4。
3。
1条的定值和时间可以保证解列范围有足够的灵敏系数和时间裕度。
3。
4.5线路保护联切装置，指带地区电源的主网终端线路,线路故障后小电源侧保护动作后不跳线路开关而是切除地区电源联网线路的断路器，系统侧保护动作跳开断路器.在地区电源解列后，主网侧检无压重合（解列重合闸方式），仍能保证系统持续供电。
3。
4。
6视实际需要，对大容量机组还可装设高频切机装置、在容易发生振荡的地区电源并网线路还可装设振荡解列装置.
3.4.7装有备用电源自投装置的主网终端变电所，如负荷侧接有地区电源，负荷侧母联断路器的备用电源自投装置，在自投起动时选择不经无压鉴定元件控制，自投动作后联切地区电源后，经无压鉴定元件控制跳开工作电源、投入母联开关.
4继电保护整定的规定
4．1一般规定
4．1．1整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路、并联电抗器、串联补偿电容器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的数值。
下列参数应使用实测值:
a．三相三柱式变压器的零序阻抗；
b．66kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗;
c．平行双回线路之间的零序互感阻抗；
d．双回线路的同名相间和零序的差电流系数；
e．其他对继电保护影响较大的有关参数。
4．1．2为了简化计算，以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的:
a．忽略发电机、调相机、变压器、110kV架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分，66kV及以下的架空线路和电缆,当电阻与电抗之比R／X＞0．3时，宜采用阻抗值Z=√R2+X2，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2＝X1.
b．发电机及调相机的正序电抗可采用t＝0时的纵轴次暂态电抗Xd″的饱和值.
c．发电机电势可以假定均等于l（标么值）且相位一致,只有在计算线路全相振荡电流时,才考虑线路两侧发电机综合电势有一定的相角差。
d．不考虑短路电流的衰减。
对利用机端电压励磁的发电机出口附近的故障，应从动作时间上满足保护可靠动作的要求。
e．各级电压可以采用标称电压值或平均电压值,而不考虑变压器分接头实际位置的变动。
f．不计线路电容电流和负荷电流的影响。
g．不计故障点的相间电阻和接地电阻.
h．不计短路暂态电流中的非周期分量。
对有针对性的专题分析和对某些装置特殊需要的计算时，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。
4．1．3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.继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。
所谓常见运行方式，包括正常运行方式、被保护设备相邻近的线路或元件检修的正常检修方式、环网布置开环运行的电网各片网相互之间的负荷转供。
对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。
4．1．3．1110kV电网采用环网布置开环运行的方式,220kV站可能通过110kV联络线转供相邻220kV站110kV出线.短路电流计算方式选择可同时考虑正常方式和相邻网转供，在不影响正常方式保护效果的前提下，整定计算兼顾检修方式，减少运行中保护定值更改。
4．1．3．2对平行双回线路，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。
4．1．3．3发电厂有两台机组时，一般应考虑两台机组同时停运的方式；有三台及以上机组时，至少应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式.对水力发电厂的机组，还应结合水库运行特性选择，必要时可考虑所有机组同时停运的方式。
4.1.3.4同一厂、所的母线上无论接有几台变压器,一般应考虑其中容量最大的一台停用,尽可能考虑容量最小的变压器单台运行的方式适应负荷侧母线分列运行的要求。
但对于发电机变压器组来说，则应服从于发电机的投停变化。
4。
1.3。
5110kV电网变压器中性点接地运行方式应按变压器的绝缘要求来决定是否接地,并尽量保持变电所的零序阻抗基本不变、控制变电站母线综合零序阻抗不大于综合正序阻抗的三倍为原则.遇到使变电所零序阻抗变化较大变化的特殊运行方式时，应根据运行规定和当时的实际情况临时处理。
发电厂的变压器中性点宜直接接地运行。
若主接线为单母线或并列运行的双母线,选择一台变压器中性点直接接地运行，若双母线分列运行则选择一段母线上一台变压器中性点直接接地运行。
若发电厂集中的区域变压器中性点都接地导致中性点过分集中时，也可以选择部分变压器中性点间隙接地运行.
自耦变压器中性点必须直接接地，负荷侧无地区电源的变压器,无论变压器中性点是全绝缘还是分级绝缘都不必要直接接地运行.
4.1。
4计算保护定值时，一般只考虑常见运行方式下,一回线或一个元件发生金属性简单故障的情况。
4。
1。
5有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定,但应选取较大的可靠系数。
4.1。
6若不是全网线路都采用了接地距离保护，配置了接地距离的线路零序电流保护仍投入。
已有零序电流保护逐级配合的前提下，可以不考虑接地距离与零序电流保护的配合。
4.1.7下一级电压电网为满足上一级电压电网提出的整定时间要求，可采用定值反配的原则，最上一级按满足灵敏度的原则整定，并反算出能与之配合的相邻下一级的距离、电流保护定值。
4.1.8与相邻线路定值配合应包括与旁路代供相邻线路的定值配合.
4。
1.9为了提升距离、相过电流和零序电流保护的最末一段做远后备的性能,上一级线路最末一段只考虑与相邻线路最末一段配合，且上下级之间不再考虑配合系数来降低灵敏度，选择性靠时间来保证。
4。
1。
10保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。
线路保护的灵敏系数除去设计原理上需靠纵序动作的保护外，必须保证
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