内蒙古电网继电保护课件.ppt

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1、内蒙古电网继电保护介绍,讲解人：乔宇峰2014.3.27,总的原则,电力系统继电保护和安全自动装置的功能是在合理的电网结构前提下，保证电力系统和电力设备的安全运行继电保护和安全自动装置应符合可靠性、选择性、灵敏性、和速动性的要求。当确定其配置和构成方案时，应综合考虑以下几个方面，并结合具体情况，处理好上述四性的关系：1)电力设备和电力网的结构特点和运行特点2）故障出现的概率和可能造成的后果3）电力系统的近期发展规划4）相关专业技术的发展状况5）经济上的合理性6）国内和国外的经验,保护四性,可靠性：是指保护该动作时动作，不该动作时不动作选择性：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

2、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(如起动与跳闸元件、闭锁与动作元件)，其灵敏系数及动作时间应相互配合。当重合于本线路故障，或在非全相运行期间健全相又发生故障时，相邻元件的保护应保证选择性。在重合闸后加速的时间内以及单相重合闸过程中发生区外故障时，允许被加速的线路保护无选择性。在某些条件下必须加速切除短路时，可使保护无选择动作，但必须采取补救措施，例如采用自动重合闸或备用电源自动投入来补救。发电机、变压器保护与系统保护有配合要求时，也应满足选择性要求。,灵敏性：是指

3、在设备或线路的被保护范围内发生故障时，保护装置具有的正确动作能力的裕度，一般以灵敏系数来描述。灵敏系数应根据不利正常(含正常检修)运行方式和不利故障类型（仅考虑金属性短路和接地故障）计算。速动性：是指保护装置应能尽快切除故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或者设备自动投入的效果等。,继电保护和安全自动装置是保障电力系统安全、稳定运行不可或缺的重要设备。确定电力网结构、厂站主接线和运行方式时，必须与继电保护和安全自动装置的配置统筹考虑，合理安排。继电保护和安全自动装置的配置要满足电力网结构和厂站主接线的要求，并考虑电力网和厂站运行方

4、式的灵活性。对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电力网结构形式、厂站主接线形式、变压器接线方式和运行方式，应限制使用。,制定保护配置方案时，对两种故障同时出现的稀有情况可仅保证切除故障。在各类保护装置接于电流互感器二次绕组时，应考虑到既要消除保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。电力设备或线路的保护装置，除预先规定的以外，都不应因系统振荡引起误动作。,使用于220kV500kV电网的线路保护，其振荡闭锁应满足如下要求：a.系统发生全相或非全相振荡，保护装置不应误动作跳闸；b.系统在全相或非全相振荡过程中，被保护线路如发生各种类型的不对称故障，保护装置应

5、有选择性地动作跳闸，纵联保护仍应快速动作；c.系统在全相振荡过程中发生三相故障，故障线路的保护装置应可靠动作跳闸，并允许带短延时。,有独立选相跳闸功能的线路保护装置发出的跳闸命令，应能直接传送至相关断路器的分相跳闸执行回路。使用于单相重合闸线路的保护装置，应具有在单相跳闸后至重合前的两相运行过程中，健全相再故障时快速动作三相跳闸的保护功能。,技术上无特殊要求及无特殊情况时，保护装置中的零序电流方向元件应采用自产零序电压，不应接入电压互感器的开口三角电压。保护装置在电压互感器二次回路一相、两相或三相同时断线、失压时，应发告警信号，并闭锁可能误动作的保护。保护装置在电流互感器二次回路不正常或断线时

6、，应发告警信号，除母线保护外，允许跳闸,数字式保护装置，应满足如下要求：宜将被保护设备或线路的主保护(包括纵、横联保护等)及后备保护综合在一整套装置内，共用直流电源输入回路及交流电压互感器和电流互感器的二次回路。该装置应能反应被保护设备或线路的各种故障及异常状态，并动作于跳闸或给出信号。对仅配置一套主保护的设备，应采用主保护与后备保护相互独立的装置。保护装置应尽可能根据输入的电流、电压量，自行判别系统运行状态的变化，减少外接相关的输入信号来执行其应完成的功能。对适用于110kV及以上电压线路的保护装置，应具有测量故障点距离的功能。故障测距的精度要求为：对金属性短路误差不大于线路全长的3%。,在

7、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数字式装置。应根据审定的电力系统设计或审定的系统接线图及要求，进行继电保护和安全自动装置的系统设计。在系统设计中，除新建部分外，还应包括对原有系统继电保护和安全自动装置不符合要求部分的改造方案。为便于运行管理和有利于性能配合，同一电力网或同一厂站内的继电保护和安全自动装置的型式，品种不宜过多。,设计安装的继电保护和安全自动装置应与一次系统同步投运。继电保护和安全自动装置的新产品，应按国家规定的要求和程序进行检测或鉴定，合格后，方可推广使用。设计、运行单位应积极创造条件支持新产品的试用。,内蒙古电网继电保护现状,内蒙古电网220

8、kV及以上继电保护设备实现双重化配置，即双套主保护、双套后备保护，每套主保护、后备保护集成在一套装置中。线路保护以光纤差动保护、高频保护为主保护；以零序电流保护、相间及接地距离保护作为后备保护。两套主保护分别采用不同生产厂家的设备。220kV线路配置重合闸装置。线路主保护信号传输通道基本采用数字光纤通道，少数不具备条件的采用电力载波通道。配有双套母线及变压器保护，主保护以差动为主要保护原理，以阻抗保护、过流保护为后备保护。根据需要配置有集中式微机故障录波器。重要的厂、站均配置保护及故障信息远传系统。110kV及其以下电压等级采用单套保护配置。不允许一次设备无保护运行。,内蒙古电网线路保护配置,

9、配置双套不同厂家的保护装置，具有光纤通道的优先使用光纤差动保护作为线路各种故障的主保护，配置双套三段式相间距离保护作为相间故障的后备保护，配置四段式零序过流保护作为接地故障的后备保护。主保护：高频保护、分相电流差动保护后备保护：零序保护、相间距离、接地距离保护主网线路零序保护I段退出。,合理的电网结构、合理布置的一次设备与继电保护装置发挥积极作用密切相关。这三者必须作为一个有机整体，统一考虑。对于220kV及以上电网线路的继电保护，一般采用近后备保护方式，即当故障元件一套继电保护装置拒动时，由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障，而当断路器拒动时，启动断路器失灵保护，断开与故障元件相连的所

10、有其他断路器。对配置双套全线速动保护的线路，在线路检修、定期校验等情况下，至少应保证有一套全线速动保护运行。,按照调度权划分，内蒙古电网主网继电保护整定计算由中调负责整定计算、配网由地调（县调）负责计算，发电厂内部继电保护由各发电公司负责。中调负责全网的母线等值阻抗的计算并下发至各地调，发电厂，做为地调（县调）、电厂整定计算依据。目前无论是电网还是电厂的整定计算工作，主要依靠计算软件完成。,关于继电保护整定计算,继电保护同运行方式的配合,运行方式 一次设备包括变压器中性点的运行方式决定了电网短路电流水平。在进行整定计算前，需要确定电网的运行方式，包括元件的通常确定最大运行方式及最小运行方式即可

11、。一般大方式下的电流参数计算用于定值的计算、小方式电气参数用来进行灵敏度的校核。最大方式：电网所以发电机、变压器、运行线路投入运行。最小方式：正常出线的检修方式停运相关设备。通常需要考虑发电机、变压器、线路检修。一般考虑一条母线上停运一个元件。,变压器中性点接地方式 变压器中性点的接地方式直接影响零序电流的分布及大小，为此需要规定变压器中性点接地方式。对220kV变电站主变220kV侧中性点接地方式按照以下原则：变电站仅有一台主变的，要求220kV侧中性点直接接地；有两台主变的，要求其中一台主变220kV侧中性点直接接地，另一台主变220kV侧中性点经间隙接地；有三台（四台）主变的，要求其中两

12、台主变220kV侧中性点直接接地，另外一台（两台）主变220kV侧中性点经间隙接地，两台接地主变分布在不同母线上。发电厂启动（备用）变压器、高压厂用变压器要求高压侧中性点均经间隙接地。自耦变压器中性点均直接接地。这样，进行整定计算确定运行方式前，可只考虑不接地变压器的检修，检修接地变压器时，需要将不接地变压器的接地刀闸投入，即保持变电站接地变压器的数量不变。,关于重合闸,(1)综合重合闸方式,功能是:单相故障,跳单相,单相重合(检查同期或检查无压),重合于永久性故障时跳三相。(2)三相重合闸方式,功能是:任何类型的故障都跳三相,三重合(检查同期或检查无压),重合于永久性故障时跳三相。(3)单相

13、方式,功能是:单相故障时跳单相,单相重合,相间故障时三相跳开不重合。(4)停用方式,功能是:任何故障时都跳三相,不重合。,内蒙古电网220kV及500kV主网线路采用单相重合闸方式单电源终端220kV线路采用不检同期的三相重合闸方式110kV线路采用检同期、检无压方式的三相重合闸、或者重合闸退出方式,重合闸后加速,当线路发生故障后，保护有选择性地动作切除故障，重合闸进行一次重合闸以恢复供电。若重合于永久性故障时，保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器，这种方式称为重合闸后加速。目前内蒙古电网采用距离保护III断重合闸后加速，零序保护III断重合闸后加速以及手合后加速。,重合闸之间的配合,两

14、面屏设计使得两套线路保护不存在联系，使用其中一套重合闸，另一套退出，但目前各厂家退出的方式不一样，有的当把重合闸置停用后，装置内部直接沟通三跳而不重合，有的则需要投入沟通三跳压板。两面屏设计后，失灵启动电流判别由母差判别。,失灵保护,三面屏 两套保护均去启动，仅投一套母差保护中失灵功能两面屏 两套线路保护分别启动其中一套母线保护失灵，一一对应，两套失灵功能均投入,非全相保护,对220kV500kV断路器三相不一致，应尽量采用断路器本体的三相不一致保护，而不再另外设置三相不一致保护；如断路器本身无三相不一致保护，则应为该断路器配置三相不一致保护。非全相时间：不带重合闸的取0.5s，带重合闸的，2

15、20kV取2.0s，500kV取2.5s,断路器三相不一致保护 防止线路出现缺相运行的保护。比如三相线路中的某一相断路器跳开。断路器三相不一致保护的动作时间应可靠躲过线路单相重合闸时间。如不需考虑和重合闸配合，时间可适当缩短。一般带重合闸的线路，500kV取2.5s，220kV取2.0s，不带重合闸的取0.5s,充电保护,一般配置专用的母联开关充电保护没有专门母联充电保护的，使用母线保护中充电保护功能正常运行时，退出，仅在充电时投入相关充电注意事项在启动批准书或检修票中说明,主变中性点零序保护,定值投入方式同主变运行方式一致一般，定值大小取中性点CT，方向取自产CT中性点零序电压180 V，零

16、序电流100 A,线路后备保护,输电线路零序电流保护及其距离保护是反映输电线路一段零序电流的保护。反映输电线路一段电气量变化的保护由于无法区分本线路末端短路和相邻线路始端的短路，为了在相邻线路始端短路不越级跳闸，其瞬时动作的I段只能保护本线路的一部分，本线路末端短路只能靠其他段延时切除故障。,故障信息系统,在不影响原有保护和故障录波装置独立运行的前提下，该系统将继电保护和微机故障录波器统一联网管理，将有关信息实时远方传送，并具有后台分析功能,能够提取故障特征及各特征分量、相关各量的矢量表示，并分析。实现了保护、调度专业及不同部门之间的信息共享，能较好地满足各级运行、维护及管理部门的不同需要。,

17、整定计算元件保护（变压器保护、母线保护、电抗器、电容器保护等）的整定计算相对比较简单，这里仅以线路保护为例讲解。线路主保护按照原理主要分为高频保护、分相电流差动保护。1、高频保护,线路故障时，故障电流由母线侧流向故障点，此时线路两侧的保护装置认为是正方向故障，只有两侧保护装置均感受到正方向故障时，才允许保护动作跳闸。高频闭锁距离、零序、负序保护停讯元件，允许式保护方向元件按照本线路末端故障灵敏度不小于2.0整定。,2、差动电流保护差动保护是目前内蒙电网运用最多的线路保护，采用光纤作为两侧保护装置通信通道。,线路区外故障时，,，,线路区内故障时，,0,依靠以上故障电流特征，光纤差动保护判别故障点

18、位置，以确定保护是否动作,0,差动电流动作定值IDZ原则上要求灵敏度不低于2.0，通常按照0.2In整定，其中In为线路电流互感器二次侧额定值。由于差动电流计算的是线路故障时线路两侧的电流和值，由于通常线路故障电流很大，远远大于0.2In，故该保护具有灵敏度高，易于整定的特点。,3、零序电流保护仅当线路发生接地故障时，线路才有零序电流；相间故障以及三相故障时，是不存在零序电流的。零序电流的大小同电网结构、发电机数量、变压器中性点接地都有关系线路发生接地故障时，接地点的零序电压最高，中性点接地的变压器中性点零序电压最低，为0.所以零序电流由故障点向电网内所有变压器的中性点流动。所以，变压器中性点

19、的接地方式直接影响了零序电流的分布。,传统的零序保护为四段式，依据越靠近保护装置安装处，零序电流越大，越远离保护安装处，零序电流越小的原理，确定保护范围。零序电流保护、距离保护均属于后备保护，近些年，国内继电保护思想由过去的重点防保护误动向防止保护装置拒动转变，继电保护主要强化双套主保护、简化后备保护，后备保护的配合原则较过去有所宽松。,零序过流I段退出（一般按照不伸出本线路末端母线整定）由于零序保护I段受运行方式影响较大，容易发生区内故障拒动以及区外故障误动的情况，退出零序保护I段，代之以接地距离I段。传统的零序II段同零序I段配合更改为零序II段按照同相邻线全线速动保护配合（主保护），即按

20、照不伸出相邻线路末端整定，但不要求其对线路有灵敏度。一方面增加了保护的可靠性，同时也部分减少了频繁更改定值的负担。特别地对于存在较多超长和超短线，进一步恶化了整个继电保护定值的配合关系，不利于电网的安全稳定运行,零序电流段1）与相临线路纵联保护配合，即：躲过相临线路末端故障。2）按躲过变压器低压侧母线相间短路的最大不平衡电流整定。3）躲过变压器另一电压侧三相短路时流过本线路的最大不平衡电流。4）零序电流段不校核灵敏度。5）零序电流段时间一律取1.0 s,零序电流III段1）与相临线路零序电流段配合。2）与本线路末端中性点接地的变压器的零序电流段配合。3）躲过变压器另一电压侧母线接地故障时流过本

21、线路的零序电流。4）按躲过变压器低压侧母线短路的最大不平衡电流整定。5）本线路末端接地故障时要校核灵敏度。对于50km以下线路，不小于1.5，对于50200km线路，不小于1.4，对于200km以上线路，不小于1.3。,6）在与相临线零序电流段配合灵敏度不足的情况下，可以考虑与相临线零序电流段配合。7）在与相临线零序电流段配合灵敏度仍然不足的情况下，设置解环点 零序电流段时间比相临下一级线路段(或段)多一个时间级差。零序电流段1）与相临线路零序电流段配合。2）如果计算出的定值仍然大于300A，则将零序段定值限定为300A。,4、距离保护接地距离保护：取消零序I段后，接地后备保护用接地距离I段代

22、替，按照全线70的保护范围整定。相对零序I段，接地距离I段保护范围更加固定，受运行方式影响较小，不易超越相邻线保护。相间距离段1）躲过本线路末端相间故障。一般整定为全线阻抗的802）单回线送变压器终端变压器方式，送电侧保护伸入受端变压器，但不伸出变压器低压侧母线。,相间距离段1）与相邻线路相间距离段配合。2）本线路故障有足够灵敏度。3）躲变压器其他侧母线故障。4）与相邻线路相间距离段配合。5）相间距离段时间取为0.5s。相间距离段1）与相邻线路相间距离段配合。2）与相邻线路相间距离段配合。3）相间距离保护段时间一律取3秒。,第四部分 国内保护装置整定计算,国内各厂家线路保护装置有RCS-931

23、B、CSC-103D,（OT项目线路保护）、PSL-603G等，但定值内容大同小异。具体整定原则如下：电流变化量起动值：启动值作为保护装置判定是否进入故障判定程序。定值按躲过正常负荷波动最大值整定，通常取0.1 IN-0.2IN（IN为CT二次额定电流）。线路两侧按照一次电流相同折算至二次侧。零序起动电流：按躲过最大零序不平衡电流整定，通常取0.1 IN-0.2IN（IN为CT二次额定电流）。TA变比系数：RCS-931B/CSC-103保护装置按照CT一次侧额定值大的一侧整定为1，小的一侧为本侧一次额定电流除以对侧一次额定电流。PSL-603按照对侧CT一次值除以本次CT一次值。,差动电流定

24、值：按线路末端故障有足够灵敏度整定（不小于1.5），且不小于4倍电容电流，通常取（0.2-0.4）IN整定。零序补偿系数：(Z0-Z1)/3Z1,其中Z0和Z1和分别为线路的零序和正序电抗。本侧纵联码、对侧纵联码：作为线路两侧保护装置的相互识别码。本侧纵联码在+0-65535之间任意整定。同一线路两侧纵联码不能相同。振荡闭锁过流元件：按躲过线路最大负荷电流整定，没有线路最大负荷数据时，按照躲过CT一次额定电流整定，通常整定为1.1In，In为电流互感器二次额定电流。,工频变化量阻抗：按照全线阻抗0.6倍整定，即0.6Zl，其中Zl为线路全长正序电抗，线路长度小于10km时候，退出该功能（定值取

25、装置最小值）。接地距离偏移角：一般建议线路长度小于10km时，取30度，大于10km小于40公里时取15度，大于40km时取0度。相间距离偏移角：一般建议线路长度小于2km时，取30度，大于2km小于10公里时取15度，大于130km时取0度。零序过流加速段：通常，采用重合闸后加速功能，即开关跳开又重合后，如果故障点在零序保护或者距离保护的动作范围内，无延时动作加速跳开。通常加速零序III段、距离III段。该定值按照线路末端发生单相接地故障有足够灵敏度整定，取值同“零序过流段定值”,PT断线时过流：按躲过线路最大负荷电流整定，没有线路最大负荷数据时，按照躲过CT一次额定电流整定，一般取值同“振

26、荡闭锁过流元件”定值。PT断线时零序过流：按照线路末端发生单相接地故障有足够灵敏度整定，一般取值同“零序过流段定值”单相重合闸时间：单相重合闸时间一般整定为（0.6-1.0）s；三相重合闸时间一般整定为（2.0-3.0）s,一般双电源的220kV线路均投单相一次重合闸，即发生单相接地故障，线路保护跳单相并单相重合一次，重合不成功时，三相跳开，不再重合。单电源的220kV线路，一般投三相一次重合闸，即任何故障均跳开三相（保护不选择故障相别），并三相重合一次，重合不成功跳开三相，不再重合。双电源的110kV线路，考虑到线路两侧的电源同期问题，线路两侧的重合闸一般情况下退出。,控制字：“弱电源侧”。当线路两侧，仅有一侧有电源，另一侧没有电源或者仅有弱电源时，高频保护无法正确动作，为解决这个问题，需要在弱电源或者无电源侧投入弱馈功能。注意：该功能仅在一侧投入，另外一侧退出。,继电保护整定计算是一个系统工程，随着电网运行方式的变化、电源点的增多等不确定因素，需要不断的进行校核，实时的更改保护装置的定值。随着继电保护技术的发展，继电保护思想的转变，后备保护的简化，继电保护整定计算将向智能化迈进，继电保护整定技术将更加依赖的保护装置以及更加智能的整定计算软件系统。,Thank you,