电力系统继电保护学习报告 本文关键词：电力系统，继电保护，报告，学习
电力系统继电保护学习报告 本文简介：辽宁工业大学《电力系统继电保护》学习报告题目：电力系统输电线路的电流电压保护学院电气工程学院班级电气103班学生姓名刘欣学号100303080指导教师程海军讲师日期：2013年12月20日6目录第1章概述11.1电力系统电压电流保护概述1第2章继电保护概念及要求22.1继电保护概念22.2继电保护装
电力系统继电保护学习报告 本文内容：
辽
宁
工
业
大
学
《电力系统继电保护》学习报告
题目：
电力系统输电线路的电流电压保护
学
院
电气工程学院
班
级
电气103班
学生姓名
刘欣
学
号
100303080
指导教师
程海军
讲师
日期：2013年
12月20日
6
目
录
第1章
概述1
1.1
电力系统电压电流保护概述1
第2章继电保护概念及要求2
2.1继电保护概念2
2.2继电保护装置的基本要求2
第3章电力系统电压电流保护3
一、无时限电流速断保护3
二、带时限电流保护3
三、定时限过电流保护4
第4章
总结5
第1章
概述
1.1
电力系统电压电流保护概述
电力系统的输、配线路因各种原因可能会发生相间或相地短路故障因此必须有相应的保护装置来反映这些故障并控制故障线路的断路器使其跳闸以切除故障.对各种不同电压等级的线路应该装设不同的相间短路和接地短路的保护。对于
3KV
及以上的电力设备和线路的短路故障，应有主保护和后备保护；对于电压等级在
220KV
及以上的线路，应考虑或者必须装设双重化的主保护，对于整个线路的故障，应无延时控制其短路器跳闸。线路的相间短路、接地短路保护有：电流电压保护，方向电流电压保护，接地零序流电压保护，距离保护和纵联保护等。电力系统中线路的电流电压保护包括：带方向判别和不带方向判别的相间短路电流电压保护，带方向判别和不带方向判别的接地短路电流电压保护。他们分别是用于双电源网络、单电源环形网络及单电源辐射网络的线路上切除相间或接地短路故障。
根据线路故障对主、后备保护的要求，线路相间短路的电流电压保护有三种：第一，无时限电流速断保护；第二，带时限电流速断保护；第三，定时限过电流保护。这三种相间短路电流电压保护分别称为相间短路电流保护第Ⅰ段、第Ⅱ段和第Ⅲ段。其中第Ⅰ、Ⅱ段作为线路主保护，第Ⅲ段作为本线路主保护的后备保护和相邻线路或元件的远后备保护。第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段统称为线路相间短路的三段式电流电压保护。
第2章继电保护概念及要求
2.1继电保护概念
在电力系统运行中，外界因素（如雷击、鸟害呢）、内部因素（绝缘老化，损坏等）及操作等，都可能引起各种故障及不正常运行的状态出现，常见的故障有：单相接地；三相接地；两相接地；相间短路；短路等。电力系统非正常运行状态有：过负荷，过电压，非全相运行，振荡，次同步谐振，同步发电机短时失磁异步运行等。
电力系统继电保护和安全自动装置是在电力系统发生故障和不正常运行情况时，用于快速切除故障，消除不正常状况的重要自动化技术和设备。电力系统发生故障或危及其安全运行的事件时，他们能及时发出告警信号，或直接发出跳闸命令以终止事件。
2.2继电保护装置的基本要求
1．选择性
电力系统发生故障时，继电保护的动作应当具有选择件，它仅将故障部分切除能继续运行．尽量缩小中断供电的范围。
2．动作迅速
电力系统发生故障后，要求继电保护装置尽快的动作．切除故障部分，这样做的好处(1)系统电压恢复得快，减少对广大用户的影响。
(2)电气设备损坏程度减轻。
(3)防止故障扩大，对高压电网来说，快速切除故障更为必要，否则会引起电力系统振荡甚至失去稳定。
(4)有利于电弧闪络处的绝缘强度恢复．当电源切除后又自动重新合上(即采用白动重合闸装置)再送电时容易获得成功(即提高了自动重合闸的成功率)。
3．灵敏性
灵敏性是指继电保护装置反应故障的能力，一般以灵敏系数的大小来衡量。
4．安全性和可靠性
(1)选用确当的保护原理，在可能条件下尽量简化接线，减少元器件的数量和触点的数量。
(2)提高保护装置所选用的器件质量和工艺水平，并有必要的抗干扰措施。
(3)提高保护装置安装和调试的质量，并加强维护和管理。
第3章电力系统电压电流保护
一、无时限电流速断保护
无时限电流速断保护的作用是保证在任何情况下只切除本线路故障。若忽略本线路的电阻分量，则归算至断路器1QF处的系统等效电源的相电势为Es，等效电源的阻抗最大值为Xsmax，最小值为Xsmin，故障点至1QF保护安装处的距离为L,每公里电抗为x1，则故障点最大短路电流和两相短路时最小电流分别为：
断路器1QF处无时限电流速断保护的动作电流整定值为：
Krel电流保护I段可靠系数，大于1，可取1.2~1.3
灵敏度要求
二、带时限电流保护
带时限电流速断保护的主要作用，可以确定其电流测量元件的整流值必须遵循如下两条：
1.在任何情况下，带时限电流速断保护均能保护线路全长，为此必须延伸到相邻的下一线。
2.为保证下一线路出口出短路时保护的选择性，本线路带时限电流速断保护在动作时间和动作电流两个方面均和相邻线路的无时限电流速断保护配合。
电流和动作时间整定如下：
对于灵敏度检验，当发现灵敏度不合格时，将采取降档措施，与相应的保护的二段相配合再次进行计算，直到灵敏度合格为止。
三、定时限过电流保护
定时限过电流保护的作用是作本线路主保护的今后备保护，并作相邻下一线路的后备保护。因此它的保护范围要求超过相邻线路的末端。
整定要求：
1.
在正常运行并伴有电动机自启动儿流过保护的最大负荷电流时，该保护不动作。
2.
非故障线路的定时限过电流保护在外部股长切除后，且下一母线有电动机启动而流过最大负荷电流时，应能可靠返回。
第4章
总结
本次学习报告主要是针对输电线路电流电压保护进行学习。随着电力系统规模的不断扩大，对电力系统安全性、可靠性、高效性运行的要求越来越高，继电保护应运而生，本文对继电保护各项参数进行了计算，以及安装了方向保护元件实现方向保护，并对其系统保护的算法进行记录。本文章首先是对电力系统继电保护进行了简单的介绍，然后对电流电压保护做了概述和简单的计算，然后给出了三段式电流保护的原理图，绘制出了电流三段式保护的原理接线图、交、直流展开图及信号回路展开图，电流三段式保护的原理接线图、交、直流展开图及信号回路展开图。经过这次系统的学习，已经基本掌握输电线路电流电压保护的基本原理，为将来的学习打下量好的基础。
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期刊
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篇2：继电保护实验报告、微机保护
继电保护实验报告、微机保护 本文关键词：微机，继电保护，实验，保护，报告
继电保护实验报告、微机保护 本文简介：继电保护实验指导书实验一：微机型电网电流、电压保护实验一、实验台工作原理及接线实验台一次接线如图，它是单侧电源供电的输电线路，由系统电源，AB、BC线路和负载构成。系统实验电源由三相调压器TB调节输出线电压100V和可调电阻Rs组成；线路AB和BC距离长短分别改变可调电阻RAB、RBC阻值即可；负载
继电保护实验报告、微机保护 本文内容：
继电保护实验指导书
实验一：微机型电网电流、电压保护实验
一、实验台工作原理及接线
实验台一次接线如图，它是单侧电源供电的输电线路，由系统电源，AB、BC线路和负载构成。系统实验电源由三相调压器TB调节输出线电压100V和可调电阻Rs组成；线路AB和BC距离长短分别改变可调电阻RAB、RBC阻值即可；负载由电阻和灯组成。Ａ变电站和Ｂ变电站分别安装有S300L微机型电流电压保护监控装置。线路AB、BC三相分别配置有保护和测量用的电流互感器，变比15/5。
图
电流、电压实验台一次接线
线路正常运行时：线电压100V，
实验台对应设备名称分别是：
（1）1KM、2KM：分别为A变电站和B变电站模拟断路器；
（2）RAB、RBC：分别是线路AB和BC模拟电阻；
（3）3KM、4KM：分别是线路AB和BC短路实验时模拟断路器；
（4）3QF、4QF：分别是线路AB和BC模拟三相、两相短路开关；
二、实验内容：
1、正确连接保护装置A站、B站的电流保护回路和测量回路，注意电流互感器接线。
2、合上电源开关，调节调压器电压从0V升到100V，根据计算得到：
A站
7
A，
3
A，
2
A，t
0
s，
t
0.5
s，
t
1
s；
B站
3
A，
2
A，t
0
s，t
0.5
s，将整定值分别在S300L保护监控装置A站、B站保护中设定。注：A站保护配置电流I、II、III段保护，B站只配置电流I、III段保护。
3、正常运行：调节，分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行，此时指针式电流、电压表及S300L保护监控装置显示正常运行状态的电气量。
表1正常运行A、B的电流、电压值
项目
A站
B站
电流（A）电压（V）
1.03
U=5.74
1.03
U=4.22
1.03
U=5.65
1.01
U=4.20
1.04
U=5.70
1.03
U=4.21
4、故障实验：
（1）线路BCIII段动作实验：分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行，合上4KM模拟线路BC末端三相短路，观察保护动作情况
BC段Ⅲ段动作
，记录
2
A，
2
A，
2
A。
（2）线路BC远后备实验：在S300L保护监控装置中，将B站III段电流保护退出，分别合上1KM、
2KM
，使A站、B站投入运行。合上4KM模拟线模拟线路BC末端三相短路，观察保护动作情况
A站Ⅲ段动作
。
（3）线路BCⅠ段动作实验：调节，然后分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行。合上4KM模拟线路BC首端三相短路，观察保护动作情况
BC段Ⅱ段动作
，记录
3
A，
3
A，
3
A。
（4）线路ABⅡ段动作实验：A站投入Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段电流保护，然后分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行。合上3KM模拟线路AB末端三相短路，观察保护动作情况
A段Ⅱ段动作
，记录9
A，
9
A，
9
A。
（5）线路ABⅠ段动作实验：调节，然后分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行。合上3KM模拟线路AB首端三相短路，观察保护动作情况
AB段Ⅰ段动作
，记录
3
A，
3
A，
3
A。
（6）线路ABⅡ段近后备实验：在S300L保护监控装置中，将A站Ⅰ段电流保护不投入（整定Ⅰ段启动电流大于上题Ⅰ段短路电流值），然后分别合上1KM、2KM
，使A站、B站投入运行。合上3KM模拟线路AB首端三相短路，观察保护动作情况
AB段Ⅱ段动作
。
三、计算
如图所示，系统参数为：（最大运行方式），（正常运行方式），（最小运行方式），，，负载，，，，，。
A站保护配置电流I、II、III段保护，B站配置电流I、III段保护，分别计算它们的整定值，确定动作时限，并校验其灵敏度。
1、电流速断Ⅰ段
⑴A
变电站
整定值:
灵敏度校验：求：
动作时限：
(2)
B变电站
整定值:
灵敏度校验：求：
动作时限：
2、
电流速断II段
A
变电站
整定值:
灵敏度校验：
满足灵敏度要求
动作时限：
3、
电流速断III段
整定值:,正常运行时流过线路AB与BC的负荷电流相同
灵敏度校验：保护A近后备：
保护A远后备：不满足要求
保护B近后备：不满足要求
动作时限：
四、总结
电力系统的线路或元件发生故障时，故障点越靠近电源，短路电流越大。利用这一特点，可构成电流保护。对于仅反应电流增大而瞬时动作的电流保护，称为电流速断保护。
它的保护范围受系统运行方式的影响较大，不可能保护线路的全长，为了保护线路全长，通常采用略带时限的电流速断与相邻线路的速断保护相配合，其保护范围包扩本线路的全部和相邻线路的一部分，其时限比相邻线路的速断保护大△t，电流速断保护和限时电流速断保护可构成线路的主保护。过流保护是按躲开最大负荷电流来整定的一种保护装置可作为本线路和相邻线路的后备保护，定时限过流保护的动作时限比相邻线路的动作时限均大至少一个△t。
以上三种保护组合在一起，构成阶段式电流保护。具体应用时，只采用电流速断保护和限时电流速断保护，或限时电流速断保护和定时限过流保护的方式，也可三者同时采用。
本实验就是模拟电网正常运行时，施以预设的故障观察保护动作的情况并根据实验结果验证理论结果。通过本实验，我对阶段式电流保护有了更深刻的理解。在实验中记过老师的详细讲解，让我学会了如何设置微机继电保护装置的整定值以及通过检测流过保护装置的电流幅值，来判定故障的状态。
总之，通过实验让我对继电保护工作原理不再陌生，并学会了动作电流值的计算整定，可以说我已经基本掌握了继电保护。
实验二：微机变压器差动保护实验
一、变压器实验台工作原理及接线
变压器差动保护一次接线如图,它是单侧电源供电的三绕组容量为2kVA的变压器，采用Y/Y/—12—11接线，高、中、低侧线电压分别为380V、230V和115，高、中、低侧额定电流分别为3.05A、5A和6.75A，电流互感器变比为15/5，变压器设二次谐波制动比率差动保护。
差动保护实验台一次接线
实验台对应设备名称分别是：
（1）1QF：电源开关；
（2）1KM、2KM、3KM：分别是高、中、低压侧模拟断路器；
（3）1R：中压侧模拟三相可调电阻，每相电阻0~30，电流5A，功率750W；
（4）2R：低压侧模拟三相可调电阻，每相电阻0~15，电流7A，功率750W；
（5）4KM、5KM：分别是中、低压侧短路实验时模拟断路器；
（6）4QF、5QF：分别是中、低压侧模拟三相短路开关；
（7）1SA、2SA：分别是中、低压侧正常运行（外部故障）和内部故障切换开关；
二、实验内容：
1、微机差动保护定值设定
采用二次谐波制动以躲过变压器空投时励磁涌流造成保护的误动，装置按三段折线式比率制动特性要求，其动作特性如图。根据给定的有关参数，将计算结果填入TOP9720C1变压器差动微机保护。
差动速断电流定值Id=
2.02
A；比率差动电流定值Icd0=
0.3
A
制动电流１
Ir1=
0.801
A，折线斜率１
K1=
0.3
；制动电流２
Ir2=
1.52A；折线斜率２
K2=0.5；
中压侧平衡系数KPM=Ihe/Ime=
1.01/1.67=0.6
；
低压侧平衡系数KPL=Ihe/Ile=
1.01/2.25=0.45
；
二次谐波制动比Kd2=0.2；TA断线检测：投入,TA断线闭锁：退出。
2、正常运行方式实验
(1)切换开关1SA、2SA置于“外部正常”位置，将可调电阻1R、2R调到最大，合上实验电流总开关1QF，调节调压器，使电压指示表从0V慢慢上升至380V。
(2)分别合上变压器高、中、低压侧模拟断路器1KM、2KM、3KM，三侧指针式电流、电压表均有指示，此时变压器一次系统处于正常运行状态。记录数据：高压侧电流
0.40
A，
0.39
A，
0.41A；中压侧电流
0.40
A，
0.41
A，
0.39
A；低压侧电流0.52
A，0.49
A，
0.52
A。
(3)观察差动电流的大小，并作记录，分析差动电流产生的原因。
IA=
0.07
A；
IB=
0.06
A；IC=
0.07A。
3、模拟变压器中、低压侧外部短路实验
将可调电阻1R、2R调到最大，1SA、2SA置于“外部正常”位置，分别合上1KM、2KM和3KM，使变压器在正常方式下运行。
（１）模拟中压侧外部故障：合上4QF模拟外部三相短路，再通过按钮将4KM模拟断路器合上，造成中压侧外部三相、两相短路，观察差动保护动作情况
不动作
。
（２）模拟低压侧外部故障：合上5QF模拟外部三相短路，再通过按钮将5KM模拟断路器合上，造成低压侧外部三相、两相短路，观察差动保护动作情况
不动作
。
4、模拟变压器中、低压侧内部故障保护动作实验
（1）中压侧内部故障：分别合上1KM、2KM、3KM使变压器运行，将1SA置于“内故”位置，2SA置于“外故正常”位置，合上4QF模拟内部三相或两相短路，观察差动保护是否动作。记录动作电流：三相
0.42
A，
0.18
A，
0.17
A；两相
0.18
A，
0.25
A，
0.33
A。
（2）低压侧内部故障：合上1KM、2KM、3KM使变压器运行，将1SA置于“外故正常”位置、2SA置于“内故”位置，合上5QF模拟内部三相或两相短路，记录动作电流：三相0.30
A，0.27
A，
0.35
A；两相
0.26
A，
0.17
A，
0.31
A。
5、输入电流换相，观察差动保护动作情况
（1）将中压侧接至保护装置的电流互感器A相和B相互换，1SA、2SA置于“外部正常”位置，分别合上1KM、2KM、3KM，观察差动保护是否动作，完成后将线正确接回。
答：投入中压侧时都跳开。三相电流为0.45A，0.21A，0.21A
（2）
将低压侧接至保护装置的电流互感器A相和B相互换，1SA、2SA置于“外部正常”位置，分别合上1KM、2KM、3KM，观察差动保护是否动作，完成后将线正确接回。
答：投入低压侧时都跳开。三相电流为0.32A，0.36A，0.03A
6、改变互感器极性，观察差动保护动作情况
（1）将中压侧的电流互感器的A相极性反接，1SA、2SA置于“外部正常”位置，分别合上1KM、2KM、3KM，合上4QF模拟内部三相短路观察差动保护是否动作，完成后将线正确接回。
答：会动作。三相电流为0.14A，0.12A，0.32A
（2）
将低压侧的电流互感器的A相极性反接，1SA、2SA置于“外部正常”位置，分别合上1KM、2KM、3KM，合上5QF模拟内部三相短路观察差动保护是否动作，完成后将线正确接回。
答：会动作。三相电流为0.10A,0.18A,0.16A
三、计算
已知变压器参数如下：
2000VA，380/230/115V，YO/Y/Δ-12-11，Uk=11.02%，电流互感器变比为15/5，计算该变压器的差动速断保护、三段折线的比率制动差动保护的整定值，及平衡系数。
1、计算各侧一、二次额定电流，选择CT变比
名称
各
侧
数
值
额定电压(V)
380V
230V
115V
额定电流(A)
3.04
5.02
6.75
CT接线方式
Y
Y
Y
使用CT变比
15/5=3
15/5=3
15/5=3
各侧额定(A)（二次侧）
3.04/3=1.01
5.02/3=1.67
6.75/3=2.25
2、差动速断保护
ISD为差动速断电流定值，应按躲过主变空载投入时可能出现的最大励磁涌流整定，一般为2~3Ie(Ie为变压器高压侧的二次额定电流)。
ISD=2*1.01=2.02
3、比率差动保护
按三段折线实现比率制动差动保护。
Icd为差动电流，一般选取0.2~0.3Ie，并应实测最大负载时差动回路中的不平衡电流。可通过装置菜单查看三相差电流，Icd应大于此电流。
Icd=0.3Ie=0.3*1.01=0.3
Ir1、Ir2为两拐点对应的制动电流。对于Ir1一般选取等于Ie，或实际整定范围取0.8~1.2Ie；对于Ir2应大于Ir1，实际整定范围取1.2Ie以上。
Ir1=0.8Ie=0.8*1.01=0.81
Ir2=1.5Ie=1.5*1.01=1.52
K1、K2对应折线斜率1和折线斜率2。K1一般取0.3~0.7,但应满足K1≤Icd/Ir1；K2一般大于K1，实际取0.5以上。
K1=0.3；
K2=0.5
Kd2为涌流时二次谐波制动比，一般实际整定为0.15~0.2。
Kd2=0.2
4、平衡系数计算
各侧电流互感器二次电流平衡补偿由软件完成,中、低压侧平衡补偿均以高压侧二次电流不变为基准，平衡系数计算公式如下：
KPM=Ihe/Ime
KPL=Ihe/Ile
式中：KPM——中压侧平衡系数；
KPL——低压侧平衡系数；
Ihe、Ime、Ile——分别为变压器高、中、低压侧二次额定电流。
中压侧=
低压侧=
5、差流越限（不作要求）
Icl为差流越限电流定值，一般取0.2~0.5Icd，延时应大于1S以上。
4、
总结
差动保护的原理
差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流，，折算后的电流，相等，差动继电器不动作。
当变压器内部故障时，两侧，或三侧，向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流，差动继电器动作。差动保护原理简单、使用电气量单纯、保护范围明确、动作不需延时，一直用于变压器做主保护。另外差动保护还有线路差动保护、母线差动保护等等。
变压器差动保护是防止变压器内部故障的主保护。其接线方式，按回路电流法原理，把变压器两侧电流互感器二次线圈接成环流，变压器正常运行或外部故障，如果忽略不平衡电流，在两个互感器的二次回路臂上没有差电流流入继电器。当流入继电器的电流大于动作电流，保护动作断路器跳闸。
差动保护的功能
差动保护是变压器的主保护，是按循环电流原理装设的。主要用来保护双绕组或三绕组变压器绕组内部及其引出线上发生的各种相间短路故障，同时也可以用来保护变压器单相匝间短路故障。在绕组变压器的两侧均装设电流互感器，其二次侧按循环电流法接线，即如果两侧电流互感器的同极性端都朝向母线侧，则将同极性端子相连，并在两接线之间并联接入电流继电器。在继电器线圈中流过的电流是两侧电流互感器的二次电流之差，也就是说差动继电器是接在差动回路的。从理论上讲。正常运行及外部故障时。差动回路电流为零。实际上由于两侧电流互感器的特性不可能完全一致等原因，在正常运行和外部短路时，差动回路中仍有不平衡电流流过，此时流过继电器的电流IK
为
Ik=I1-I2=Iumb要求不平衡电流应尽量的小，以确保继电器不会误动。
差动保护原理图
当变压器内部发生相间短路故障时，在差动回路中由于I2
改变了方向或等于零，无电源侧，这是流过继电器的电流为I1
与I2
之和，即
Ik=I1+I2=Iumb
能使继电器可靠动作。
变压器差动保护的范围是构成变压器差动保护的电流互感器之间的电气设备、以及连接这些设备的导线。由于差动保护对保护区外故障不会动作，因此差动保护不需要与保护区外相邻元件保护在动作值和动作时限上相互配合，所以在区内故障时，可以瞬时动作。
差动保护是反映被保护元件，或区域，两侧电流差而动作的保护装置。差动保护是保护变压器的内部短路故障，电流互感器安装在变压器的两侧，在正常负荷情况或外部发生短路时，流入差动继电器的电流为不平衡电流，在适当选择好两侧电流互感器的变压比和接线方式的条件下，该不平衡电流值很小，并小于差动保护的动作电流，故保护不动作，在变压器内部发生短路时，流入继电器的电流大于差动保护的动作电流，差动保护动作于跳闸。
由于变压器一、二次电流、电压大小不同，相位不同，电流互感器特性差异，电源侧有励磁电流都将造成不平衡电流流过继电器，必须采用相应措施消除不平衡电流的影响。
通过实验我知道了差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流，折算后的电流相等，差动继电器不动作。当变压器内部故障时，两侧，或三侧向故障点提供短路电流差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流?.差动继电器动作。不仅如此，通过实验让我了解到变压器的套管及引出线的相间短路和接地短路，以及绕组的匝间短路是变压器比较常见的故障类型，而且让我深刻认识到电力变压器是电力系统中十分重要的供电设备，他的故障将对供电可靠性和系统的正常运行带来严重的影响。因此。必须根据变压器的容量和重要程度装设性能完善、工作可靠的继电保护装置，其中差动保护就是变压器故障保护的重要保护形式，我觉得这就是我们为什么要做这个实验的一个原因之一。
总之?.通过这个实验让我对变压器的故障保护有了很深刻的认识并为将来对这方面知识的应用带来了很大的帮助
篇3：继电保护整定方案及运行说明
继电保护整定方案及运行说明 本文关键词：运行，继电保护，方案
继电保护整定方案及运行说明 本文简介：继电保护整定方案及运行说明继电保护整定方案及运行说明目录第一章第一章总则总则.1一、整定的内容与范围.1二、引用标准1三、保护整定的基本原则.1四、运行方式选择及主变中性点接地方式安排.2第二章第二章继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定3第三章第三章电网继电保护整定方案电网继电保护整
继电保护整定方案及运行说明 本文内容：
继电保护整定方案及运行说明继电保护整定方案及运行说明
目录
第一章第一章
总则总则.1
一、整定的内容与范围.1
二、引用标准1
三、保护整定的基本原则.1
四、运行方式选择及主变中性点接地方式安排.2
第二章第二章
继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定3
第三章第三章
电网继电保护整定方案电网继电保护整定方案4
一、主变保护4
二、35、10KV
线路保护5
三、备自投装置.5
第四章第四章
电网继电保护相关运行说明电网继电保护相关运行说明7
第五章第五章
电网继电保护存在问题及改进建议电网继电保护存在问题及改进建议.8
电网继电保护整定方案及运行说明
第一章第一章
总则总则
一、整定的内容与范围一、整定的内容与范围
XX
供电公司调度所负责管辖范围内设备的定值整定计算，即管辖范
围内的
110kV
变压器、110kV
母线、110kV
母联、35kV
及以下线路、变
压器、电容器、
接地变、110kV
及以下备用电源自投装置等设备的整定
计算。
二、引用标准二、引用标准
●
DL/T584-2007《3～110kV
电网继电保护装置运行整定规程》
●《〈防止电力生产重大事故及二十五项重点要求〉福建省电力系统
继电保护实施细则》
●《关于规范变压器保护设计、整定、运行的补充规定》
●关于印发《低压电网继电保护整定计算细则及算例》的通知
●关于下发《电网
110kV
主变保护配置原则及整定规范》的通知
●于下发《省电力有限公司电力电力变压器非电量保护管理规定》
●关于印发《电网备用电源自投装置配置技术原则及运行管理规定》的
通知》
三、保护整定的基本原则三、保护整定的基本原则
电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性、可靠性、速动性的要求，
如果由于电网结构方式、运行方式、装置性能等原因，无法满足上述要求
电网继电保护整定方案及运行说明
时，按如下原则取舍：
1
1、、电网应服从福州地区电网、省电网的安全稳定要求，避免出现电
网故障时因越级跳闸而引起福州地区电网、省电网稳定性破坏事故，具体
如下：
1.11.1
电网与福州地区电网配合的边界为长乐变、西区变、金峰变、洞
头变、首峰变、漳港变、两港变、松下变、长限变、滨海变、里仁变、文
武砂变、文岭变、湖滨变、首祉变的
110kV
变压器。边界以上的系统阻抗
（包括大、小方式下的正序、零序阻抗）由地调下达，以此作为电网整定
计算的系统参数依据。
1
1、、司属各
110kV
变电站主变压器的相间后备保护、接地后备保护等
应满足地调下达的边界定值限额要求。
2
2、、下一级电网服从上一级电网。
3
3、、局部问题自行消化。
四、运行方式选择四、运行方式选择及主变中性点接地运行安排及主变中性点接地运行安排
1
1、、整定计算中选取正常运行方式为计算方式，即以
XX
供电公司调
度所编制的《XX
供电公司
2009
年度运行方式》
，正常运行方式为依据，
保护定值计算时，一般只考虑以上运行方式下，一回线或一个元件发生故
障时保护能正确动作,在允许的前提下，计算时也尽量兼顾相邻的两个主要
元件同时停役的情况。
2
2、、主变中性点接地运行方式按
DL/T584-2007《3～110kV
电网继电保
护装置运行整定规程》中
6.1.3.5
中
e
点规定，无地区电源的单回线供电的
终端变压器中性点不宜直接接地运行，公司所辖
110kV
变电站中性点均不
电网继电保护整定方案及运行说明
接地运行。
第二章第二章
继电保护装置运行的一般规定继电保护装置运行的一般规定
1
1、、电力设备带电运行时不得处于无保护装置的状态，保护装置应与被保
护的电力设备一起投入运行，除特殊情况经总工或分管生产的公司领导批
准外。
2
2、、继电保护及安全自动装置的投入或解除，必须按设备调度管辖范围划
分，得到相应的值班调度员命令或同意后，才能进行操作。
3
3、、合环、解环、转电等操作时间一般限定在
30
分钟内，此时可不调整保
护定值，应防止潮流突变而导致保护装置误动。
4
4、、电压互感器二次回路的管理：当母线停役或电压互感器停役，应向调
度提出申请。PT失压时，现场应将报告值班调度员，对带电压闭锁的电流
保护采取措施防止保护误动。同一电压等级的两组母线PT一次侧未并列之
前，二次侧不得并列，防止反充电失压。
5
5、、变压器进行注油、滤油、更换硅胶、处理呼吸器等工作时，重瓦斯保
护应改投信号位置，该工作完毕后经
4
小时运行并确认瓦斯继电器内无气
体时，可将重瓦斯保护投入跳闸位置。
6
6、、三相自动重合闸运行原则：
6.16.1
架空线路重合闸投入，架空电缆混合线路重合闸投入，全电缆线路重
合闸退出。
6.26.2
单电源线路投非同期重合。
6.36.3
线路长期空载运行时，重合闸装置应解除。
7
7、、保护需停用做试验时，可供选择的保护使用原则：
7.17.1
开关检修，保护定检时，该开关保护跳其他开关的压板及其他保护跳
电网继电保护整定方案及运行说明
该开关的压板应断开。
7.27.2
保护装置更改定值时需按照定值通知单的要求执行，更改完毕后应将
定值通知单内要求填写的内容填写清楚，包括版本号、校验码、日期、签
名等。
第三章第三章
电网继电保护电网继电保护整定方案整定方案
一、主变保护一、主变保护
（一）（一）
、保护装置的配置原则、保护装置的配置原则
1
1、、主变保护：110kV
主变压器保护应配置主保护、非电量保护、各
侧后备保护，要求各保护装置硬件独立。
2、差动保护具备比率制动特性、二次谐波制动特性或间断角判别特
性，差动保护选择在
CT
断线下是否闭锁差动保护。
3、后备保护由高中低压侧复压（方向）过流保护、各侧复压过流保
护、高压侧两段式零序（方向）过流保护、高压侧中性点零序过流保护、
高压侧间隙电流电压保护、零序电压告警保护及其他辅助保护等；主变后
备保护复合电压要求将主变各侧复压接点并联，并可解除对其它侧的闭锁。
4、110千伏回路的间隙过流和零序过电压保护，间隙过流和零序过压
保护宜采用或门出口方式。
5、各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。
出口跳闸的输出组合及接点数应满足用户要求。
（二）（二）
、主变保护、主变保护
CTCT
配置原则配置原则
1、高压侧复合过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。间隙过流保
护应取至间隙专用CT。主保护各侧CT变比及级别选择应满足最大运行方式
下，站内各电压等级三相故障时，相应CT误差小于10%的要求
电网继电保护整定方案及运行说明
2、差动保护电流取自各侧开关
CT
3、对于微机型主变差动保护，由于其电流回路在引入保护后均相互
隔离，采用现场或保护屏接地的方式取决于设备的技术要求，若设备没有
具体技术要求的电流回路，宜采用在开关站端子箱分别接地的方式以保护
人员的安全。同时在设计CT的接地点时要考虑一套保护退出运行或旁代运
行时正常运行装置不能失去接地点也不能存在两个接地点。
4、110
千伏变压器差动保护各侧
CT
应采用保护级电流互感器，并进行
10%误差特性和各侧负载平衡校核，差动电流互感器负载应留有足够裕度。
（三）（三）
、具体保护整定要求、具体保护整定要求
1
1、、差动保护：差动动作电流的整定应满足区内故障时可靠动作，区外故
障时可靠不动作。非微机型差动保护对主变内部故障应校验最小灵敏度不
小于
2。单折线式微机差动保护其比率制动系数应为
0.5
和最小动作电流
应为
0.5In，差动速断一般按
6～8
倍主变额定电流整定。
1.1
主变差动
CT
断线，要求闭锁低值段差动保护，高值差动保护不受
CT
断线闭锁。
1.2
二次谐波制动比例系数一般取
KXB
一般取
0.15～0.20
左右，一般取
0.15
2、110kV
主变
110kV
相间过流按主变容量整定，一般带复压闭锁，不带
方向，时间与其它侧后备保护动作时限配合不大于
2
秒，出口跳各侧断路
器。
2.1
低电压元件按系统最低运行残压整定，可取
60%～70%额定电压，建
议可抬高至
75%-85%。
电网继电保护整定方案及运行说明
2.2
负序电压元件躲系统正常运行的最大不平衡电压整定，可取
0.05%～0.07%额定电压
。
2.3
单主变运行的变电站主变高压侧复压过流保护宜取消电压闭锁，采用
纯过流保护。
2.4
由于我司主变，一般未安排主变向高压侧反送电运行方式，故主变后
备保护复合电压，一般采取主变低压侧复电压元件动作，开放高压侧，并
可根据运行方式需要可临时退出。主变高后备复合电压元件动作，不开放
高压低压侧。
3、对于主变低压
10（35）千伏侧的
CT
在开关内侧的主变保护。110kV
主变
35kV、10kV
侧相间过流按主变容量整定，带复压闭锁，不带方向，
时间与
35kV、10kV
出线保护最长动作时限配合，第一时限跳本侧母分断
路器，第二时限跳主变本侧断路器，第三时限跳主变各侧断路器时间不大
于
2
秒。
跳闸时间还应满足闽电调[2002]791《关于规范变压器保护设计、整定、运
行的补充规定》中
4.2
和
4.3
条的规定。为缩短变压器后备保护的动作时
间，变压器各侧不带方向的长延时相电流保护跳三侧的时间可以相同。
4、变压器的电源侧复合电压闭锁过流保护的定值应与两个负荷侧的复合
电压闭锁过电流保护定值配合整定，配合系数一般取
1.05-1.1
5、110kV
主变
110kV
侧零序电流保护，电流、时间按地调限额整定，与
110kV
系统配合，不带方向，3.5S
跳主变各侧断路器。主变零序电流保护
应不经零序电压闭锁。
6、变压器中性点放电间隙零序电流保护，一次值整定为
80～100A，0.5
秒跳主变各侧断路器，为防止中性点放电间隙因暂态过电压误击穿导致保
电网继电保护整定方案及运行说明
护误动作，动作时间按与线路保全线有灵敏度段动作时间配合整定一般整
定为
0.8
秒。
7、中性点经放电间隙接地的
110kV
主变零序电压保护，其
3U0
一般整定
为
150V～180V，0.5
秒跳主变各侧断路器。间隙零序电压保护应接于本侧
母线电压互感器开口三角绕组。
8、对于微机型变压器保护，其各侧后备保护配合级差取
0.3
秒或
0.4
秒的
时间间隔，以缩短后备保护的动作时间。
9、非电量保护规定
9.1
变压器本体轻瓦斯应接信号，重瓦斯投跳闸；有载分接开关重瓦斯投
跳闸。
9.2
压力释放保护的动作接点应接入信号回路。本体压力突变继电器宜接
信号。
9.3
绕组温度计和顶层油温度计的动作接点应接信号，不宜接跳闸。顶层
油温设置告警温度
80℃
9.4
油位指示器宜投信号
9.5
对油浸风冷变压器，其冷却器宜投在“自动”位置，在负载电流大于
2/3
额定电流或者顶层油温达到
65℃时应投入风扇电机，当低于
1/2
额定
电流或者低于
50℃时应切除风扇电机。
二、35、10kV
线路保护
1、35kV
、10kV
线路以阶段式电流保护作为相间故障的主保护，过电流
保护作为
35kV
线路或
10kV
线路的后备保护。
2、电流
I
段按可靠躲过本线路未端相间故障整定,动作时间为
0
秒，本线
电网继电保护整定方案及运行说明
路出口相间故障有足够灵敏度。短线路及全电缆线路电流
I
段保护退出。
3、电流
II
段应保证本线路未端相间故障有足够灵敏度,并与相邻线路电流
I
段或
II
段配合，且不伸入下一级变压器的其它侧母线,动作时间为
0.2～0.5
秒。
4、过电流按与相邻线路电流
II
段或过电流配合，电流定值按躲过最大限
荷整定。力争下一级变压器的低压侧故障时有足够的灵敏度，动作时间为
0.5～0.8
秒。
5、10kV
馈线保护具体整定原则
5.1
无时限电流速断保护，时限
0
秒，电流定值按以下原则整定：
（1）当
10kV
分列运行
10kV
侧的最大短路电流≥12000A，则
I
段电流定
值取
12000A，并投入“大电流闭锁重合闸”保护。
（2）当
10kV
分列运行
10kV
侧的最大短路电流≥12000A，且保护装置无
“大电流闭锁重合闸”保护功能，则
I
段电流定值取
6000A。
（3）当
10kV
分列运行
10kV
侧的最大短路电流＜12000A，则
I
段电流定
值取
6000A，不投入“大电流闭锁重合闸”保护。
5.2
II
段：定时限电流速断保护时限
0.2
秒，电流定值按以下原则整定：
按躲过系统最大运行方式下
T
接在线路上容量最大的一台变压器低压侧三
相短路时流过保护的最大电流整定（当最大变压器的容量≤1600kVA
时取
1600kVA）
，可靠系数
Kk
取
1.4。
灵敏系数校核：在最小方式下，被保护线路末端两相短路时灵敏系数不小
于
1.5。
5.3、III
段：过流保护
时限≤10kV
边界时限值，
时限不大于
0.5S-
0.7S。
电网继电保护整定方案及运行说明
电流定值整定：
(1)T
接线路中有分散的小工厂、照明、商场等性质的负荷，其起动电流倍
数较小，自起动系数
Kzq=1.0~1.3，一般取
1.1；可靠系数
Kk=1.2~1.4；返
回系数
Kfh=0.85(电磁型保护)，,Kfh=0.9(微机型保护)；Ifh.max
为
10kV
馈
线的最大限荷。其动作电流为：Idz=Kk×Kzq/Kfh×Ifh.max。
（2）对于
10kV
专用馈线，用户侧电动机负荷较多而且单机容量较大时，
其动作电流为
Idz=Kk（Ifh+Izq）
。
式中
Ifh——运行设备的总电流；
Izq——最大一台电动机的启动电流；
Kk=1.3~1.4
（3）对于有较大容量的矽钢炉、炼钢炉等负荷的专用或
T
接线路，其动
作电流为：Idz=Kk（Ifh+Icy）
式中
Icy——钢料熔化塌入钢水时突然增大的电流。
Ifh——10kV
馈线的最大限荷。
Kk=1.2
灵敏系数校核：在最小方式下，相邻线路末端故障灵敏系数不小于
1.2。
5.4
重合闸后加速时限取
0.2
秒，电流定值整定同过流定值。
5.5
重合闸动作时间取
2.0
秒。
5.6
过负荷电流值按一次设备最大限荷值整定，时限取
6
秒。
三、备自投装置
1、备自投保护装置是保证供电连续性的一个重要设备，我司主要在
110kV
变电站配置了
110kV
桥备投（包括桥备投、进线备投方式）及
10kV
分段备投。
电网继电保护整定方案及运行说明
2、备自投保护的有压定值一般整定为
70V(二次线电压值)，无压定值一般
整定为
30V(二次线电压值)，无流判据应按躲过最小负荷电流整定。一般
110kV
备自投动作时间整定为
2.9
秒，10kV
备自投动作时间整定为
3.5
秒，
110kV
备自投、10kV
备自投有一定时间阶差。备自投动作时间应与上一
级线路全线灵敏度段的故障切除时间+重合闸时间+后加速时间之和及母线
保护动作时间、主变后备保护动作时间、馈线后备保护动作时间的最大值
相配合，时间级差
0.3-0.5
秒。
3、备用电源投入时间
跳开工作电源时需联切部分负荷，则投入时间可
整定为
0.1～0.5s。
4、对于高低压或三侧均有后备保护的微机主变保护，只有本侧复压过流
后备保护中的跳低压侧或各侧的保护应闭锁本侧备自投，其他的主变保护
不闭锁
10kV
备自投。
5、对于滨海变#2
主变低压侧有双分支，由于金纶石化公司对供电可靠性
要求极高不允许短时失电，且为使备自投保护逻辑简单、可靠，便于运行、
维护。10kV
侧的两套备自投保护均分负荷功能退出，每套只考虑与#2
主
变低压侧一个分支相关。
6、110kV
桥备自投，主变保护中有跳高压、内桥断路器或各侧断路器的
各保护都应闭锁备自投。对于
110kV
进线备自投，则任一台主变保护中的
跳高压侧、内桥断路器或各侧断路器的保护动作后，应先确认内桥断路器
是否已跳闸，若未跳，则闭锁备自投；若确认内桥已跳，则不闭锁备自投。
7、对于滨海变
110kV
扩大内桥接线方式，110kV
备投装置配置两套备投
装置即
110kV
#1
备投装置与
110kV
#2
备投装置，#1
备投装置可实现进线
电网继电保护整定方案及运行说明
备投方式（适应一路进线运行、另一路进线备用、两个桥开关运行的一次
接线方式）和桥备投方式（适应两路进线运行、#11K
桥开关运行、#11M
桥开关备用的一次接线方式）
，#2
备投装置仅实现桥备投方式（适应两路
进线运行、#11M
桥开关运行、#11K
桥开关备用的一次接线方式）
。
8、对于长乐变单母线的主接线，应采用母差保护闭锁进线备投，主变保
护不闭锁进线备投。
9、10kV
备自投充电保护电流定值应保证在小方式下对
10kV
母线故障有
足够的灵敏度，应在母联开关合闸后瞬时投入，并经一段时间自动退出。
充电保护为过流或低压闭锁过流保护；后加速保护应经（带
0.2～0.3S）跳
相应分段或母联开关，同时闭锁分段或母联开关合闸回路；
10、10kV
分段备投中过负荷联切电流定值按该站单台主变额定电流
1.2～1.4，动作时间不大于
2
秒。
四、10kV
电容保护
1、延时电流速断保护定值按电容器端部引线故障时有足够的灵敏系数整
定，一般整定为
2～3
倍额定电流。在电容器端部引出线发生故障时灵敏
系数不小于
2。考虑电容器投入过渡过程的影响，速断保护动作时间一般
整定为
0.1～0.2s。
2、过电流保护应为三相式。过电流保护电流定值应可靠躲电容器组额定
电流，一般整定为
1.5～2
倍额定电流。
保护动作时间一般整定为
0.3～1s。
3、过电压保护
过电压保护定值一般按额定电压
1.15
倍电容器额定电压
的原则整定。
过电压保护动作时间整定
30
秒，选择跳闸。
电网继电保护整定方案及运行说明
4、低电压保护
低电压定值应能在电容器所接母线失压后可靠动作，
而在母线电压恢复正常后可靠返回，一般整定为
0.4～0.6
倍额定电压。低
电压保护应经电流闭锁。电容器低压保护应比备自投合
10kV
母联保护的
动作时间小于一个时间阶差。
可取
0.3～0.5
秒。
5、单星形接线电容器组的开口三角电压保护。
电压定值按部分单台电
容器(或单台电容器内小电容元件)切除或击穿后，故障相其余单台电容器
所承受的电压(或单台电容器内小电容元件)不长期超过
1.1
倍额定电压的
原则整定，同时，还应可靠躲过电容器组正常运行时的不平衡电压。一般
整定为动作时间一般整定为
0.1～0.2s。
6、单星形接线电容器组电压差动保护。
差动电压定值按部份单台电容
器(或单台电容器内小电容元件)切除或击穿后，故障相其余单台电容器所
承受的电压不长期超过
1.1
倍额定电压的原则整定。同时，还应可靠躲过
电容器组正常运行时的段间不平衡差电压。动作时间一般整定为
0.1～0.2s。
五、10kV
接地变保护
1、由于我司有安装接地变的变压器，当接地变投入时，中性点接地方式
为变压器经消弧线圈接地，故接地变保护只投入相间过电流保护，不投入
零序保护跳闸回路。
2、电流速段和过流保护动作后跳接地变高压侧断路器。
3、电流速断保护电流定值，应保证接地变电源侧在最小方式下二相短路
时有足够灵敏度。定值应躲过励磁涌流及接地变压器低压侧故障电流。一
般大于
7－10
倍接地变压器额定电流。
时间一般整定为
0.1S
电网继电保护整定方案及运行说明
4、过流保护电流定值应躲过接地变额定电流。时间一般整定为
0.5S。
六、110kV
母差保护
1、
具有比率制动特点的母线保护的差电流起动元件、母线选择元件定值，
应可靠躲过正常运行最大不平衡电流,并躲过任一元件电流二次回路断线时
由负荷电流引起的最大差电流,同时，差电流起动元件、母线选择元件定值
之间也应有不大于
0.9
的配合系数：
2、具有比率制动特点的母线保护制动系数
KZ
的选取原则，应可靠躲过外
部故障时最大不平衡差电流
3、母线保护装置中的电流回路断线闭锁元件，其电流定值应躲过正常最
大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的
0.05-0.1
倍，动作时
间大于母线联接元件保护的最大动作时间。
4、母线保护装置中的电流回路异常告警元件，其电流定值应躲过正常运
行实测最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的
0.02-0.1
倍，
5
、每一段母线都应设复合电压闭锁元件，包含低电压、零序电压、负序
电压闭锁元件，以保证母线在各种故障情况下其电压闭锁有足够的灵敏度：
低电压闭锁元件定值按躲正常最低运行电压整定，一般可整定为母线额定
运行电压的
0.6
倍～0.7
倍。
负序或零序电压闭锁元件定值按躲正常运行的最大不平衡电压整定。
负序相电压
U2
一般整定为
4～12V，三倍零序电压
3U0
一般整定为
4～12V。
电网继电保护整定方案及运行说明
电压闭锁元件的灵敏系数应比相应的电流起动元件高。
6、由于只有长乐变装设母差保护，当母差保护因故退出运行时，应退出
110kV
进线备自投保护。
第四章
电网继电保护相关运行说明
1、运方专业应合理安排运行方式，遇到下列情况应退出备自投：电网转
电过程中或电网事故紧急直拉负荷时；110
kV
电源侧两条线路总电流超过
单条线路短时过载能力时；10
kV
两段母线总负荷超过单台变压器短时过
载能力时。
2、XX
变仅
110kV
Ⅲ段母线安装一台
PT，110kV
备投装置只能实现进线
备投方式，在运行方式安排时只能安排
110kV
线路一条运行，一条备用。
3、XX
变
110kV
进线未安装线路电压互感器，故备自投原理进行修改，
进线备投动作不判线路有无压。故当线路检修时，应退出
110
kV
备自投。
检修完毕后，线路转运行，投入
110
kV
备自投。
4、110
kVXX
变三台主变均重载且带冲击负荷，PT
断线时应采取限荷措
施以防止主变复压闭锁过流保护因开放复压闭锁而导致保护误动作。110
kV
松下变两台主变供鑫海公司高压电机，由于电机启动电流大，启动时
间长。PT
断线时应避免电机启动，防止电机启动电流造成主变复压闭锁
过流保护误动作。
第五章
电网继电保护存在问题及改进建议
1、110kVXX
变#1、#2
主变保护为主后一体保护，尽快安排技改。
2、尽快安排
XX
变
110kV、10kV
备自投装置改造尽早投入运行提高供电
可靠性。
3、部分
10kV
线路保护不具大电流闭锁重合闸功能，尽快安排软件版本升
级及保护改造。