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繼電保護整定方案及運行說明繼電保護整定方案及運行說明 目錄 第一章第一章 總則總則 1 一 整定的內(nèi)容與范圍 1 二 引用標準 1 三 保護整定的基本原則 1 四 運行方式選擇及主變中性點接地方式安排 2 第二章第二章 繼電保護裝置運行的一般規(guī)定繼電保護裝置運行的一般規(guī)定 3 第三章第三章 電網(wǎng)繼電保護整定方案電網(wǎng)繼電保護整定方案 4 一 主變保護 4 二 35 10KV 線路保護 5 三 備自投裝置 5 第四章第四章 電網(wǎng)繼電保護相關(guān)運行說明電網(wǎng)繼電保護相關(guān)運行說明 7 第五章第五章 電網(wǎng)繼電保護存在問題及改進建議電網(wǎng)繼電保護存在問題及改進建議 8 第一章第一章 總則總則 一 整定的內(nèi)容與范圍一 整定的內(nèi)容與范圍 XX 供電公司調(diào)度所負責管轄范圍內(nèi)設(shè)備的定值整定計算 即管轄范 圍內(nèi)的 110kV 變壓器 110kV 母線 110kV 母聯(lián) 35kV 及以下線路 變 壓器 電容器 接地變 110kV 及以下備用電源自投裝置等設(shè)備的整定 計算 二 引用標準二 引用標準 DL T584 2007 3 110kV 電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程 防止電力生產(chǎn)重大事故及二十五項重點要求 福建省電力系統(tǒng) 繼電保護實施細則 關(guān)于規(guī)范變壓器保護設(shè)計 整定 運行的補充規(guī)定 關(guān)于印發(fā) 低壓電網(wǎng)繼電保護整定計算細則及算例 的通知 關(guān)于下發(fā) 電網(wǎng) 110kV 主變保護配置原則及整定規(guī)范 的通知 于下發(fā) 省電力有限公司電力電力變壓器非電量保護管理規(guī)定 關(guān)于印發(fā) 電網(wǎng)備用電源自投裝置配置技術(shù)原則及運行管理規(guī)定 的 通知 三 保護整定的基本原則三 保護整定的基本原則 電網(wǎng)繼電保護的整定應(yīng)滿足選擇性 靈敏性 可靠性 速動性的要求 如果由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)方式 運行方式 裝置性能等原因 無法滿足上述要求 時 按如下原則取舍 1 1 電網(wǎng)應(yīng)服從福州地區(qū)電網(wǎng) 省電網(wǎng)的安全穩(wěn)定要求 避免出現(xiàn)電 網(wǎng)故障時因越級跳閘而引起福州地區(qū)電網(wǎng) 省電網(wǎng)穩(wěn)定性破壞事故 具體 如下 1 11 1 電網(wǎng)與福州地區(qū)電網(wǎng)配合的邊界為長樂變 西區(qū)變 金峰變 洞 頭變 首峰變 漳港變 兩港變 松下變 長限變 濱海變 里仁變 文 武砂變 文嶺變 湖濱變 首祉變的 110kV 變壓器 邊界以上的系統(tǒng)阻抗 包括大 小方式下的正序 零序阻抗 由地調(diào)下達 以此作為電網(wǎng)整定 計算的系統(tǒng)參數(shù)依據(jù) 1 1 司屬各 110kV 變電站主變壓器的相間后備保護 接地后備保護等 應(yīng)滿足地調(diào)下達的邊界定值限額要求 2 2 下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng) 3 3 局部問題自行消化 四 運行方式選擇四 運行方式選擇及主變中性點接地運行安排及主變中性點接地運行安排 1 1 整定計算中選取正常運行方式為計算方式 即以 XX 供電公司調(diào) 度所編制的 XX 供電公司 2009 年度運行方式 正常運行方式為依據(jù) 保護定值計算時 一般只考慮以上運行方式下 一回線或一個元件發(fā)生故 障時保護能正確動作 在允許的前提下 計算時也盡量兼顧相鄰的兩個主要 元件同時停役的情況 2 2 主變中性點接地運行方式按 DL T584 2007 3 110kV 電網(wǎng)繼電保 護裝置運行整定規(guī)程 中 6 1 3 5 中 e 點規(guī)定 無地區(qū)電源的單回線供電的 終端變壓器中性點不宜直接接地運行 公司所轄 110kV 變電站中性點均不 接地運行 第二章第二章 繼電保護裝置運行的一般規(guī)定繼電保護裝置運行的一般規(guī)定 1 1 電力設(shè)備帶電運行時不得處于無保護裝置的狀態(tài) 保護裝置應(yīng)與被保 護的電力設(shè)備一起投入運行 除特殊情況經(jīng)總工或分管生產(chǎn)的公司領(lǐng)導(dǎo)批 準外 2 2 繼電保護及安全自動裝置的投入或解除 必須按設(shè)備調(diào)度管轄范圍劃 分 得到相應(yīng)的值班調(diào)度員命令或同意后 才能進行操作 3 3 合環(huán) 解環(huán) 轉(zhuǎn)電等操作時間一般限定在 30 分鐘內(nèi) 此時可不調(diào)整保 護定值 應(yīng)防止潮流突變而導(dǎo)致保護裝置誤動 4 4 電壓互感器二次回路的管理 當母線停役或電壓互感器停役 應(yīng)向調(diào) 度提出申請 PT失壓時 現(xiàn)場應(yīng)將報告值班調(diào)度員 對帶電壓閉鎖的電流 保護采取措施防止保護誤動 同一電壓等級的兩組母線PT一次側(cè)未并列之 前 二次側(cè)不得并列 防止反充電失壓 5 5 變壓器進行注油 濾油 更換硅膠 處理呼吸器等工作時 重瓦斯保 護應(yīng)改投信號位置 該工作完畢后經(jīng) 4 小時運行并確認瓦斯繼電器內(nèi)無氣 體時 可將重瓦斯保護投入跳閘位置 6 6 三相自動重合閘運行原則 6 16 1 架空線路重合閘投入 架空電纜混合線路重合閘投入 全電纜線路重 合閘退出 6 26 2 單電源線路投非同期重合 6 36 3 線路長期空載運行時 重合閘裝置應(yīng)解除 7 7 保護需停用做試驗時 可供選擇的保護使用原則 7 17 1 開關(guān)檢修 保護定檢時 該開關(guān)保護跳其他開關(guān)的壓板及其他保護跳 該開關(guān)的壓板應(yīng)斷開 7 27 2 保護裝置更改定值時需按照定值通知單的要求執(zhí)行 更改完畢后應(yīng)將 定值通知單內(nèi)要求填寫的內(nèi)容填寫清楚 包括版本號 校驗碼 日期 簽 名等 第三章第三章 電網(wǎng)繼電保護電網(wǎng)繼電保護整定方案整定方案 一 主變保護一 主變保護 一 一 保護裝置的配置原則 保護裝置的配置原則 1 1 主變保護 110kV 主變壓器保護應(yīng)配置主保護 非電量保護 各 側(cè)后備保護 要求各保護裝置硬件獨立 2 差動保護具備比率制動特性 二次諧波制動特性或間斷角判別特 性 差動保護選擇在 CT 斷線下是否閉鎖差動保護 3 后備保護由高中低壓側(cè)復(fù)壓 方向 過流保護 各側(cè)復(fù)壓過流保 護 高壓側(cè)兩段式零序 方向 過流保護 高壓側(cè)中性點零序過流保護 高壓側(cè)間隙電流電壓保護 零序電壓告警保護及其他輔助保護等 主變后 備保護復(fù)合電壓要求將主變各側(cè)復(fù)壓接點并聯(lián) 并可解除對其它側(cè)的閉鎖 4 110千伏回路的間隙過流和零序過電壓保護 間隙過流和零序過壓 保護宜采用或門出口方式 5 各保護出口繼電器獨立 兩套保護不得采用同一裝置出口方式 出口跳閘的輸出組合及接點數(shù)應(yīng)滿足用戶要求 二 二 主變保護 主變保護 CTCT 配置原則配置原則 1 高壓側(cè)復(fù)合過流和零序過流保護宜接于主變套管CT 間隙過流保 護應(yīng)取至間隙專用CT 主保護各側(cè)CT變比及級別選擇應(yīng)滿足最大運行方式 下 站內(nèi)各電壓等級三相故障時 相應(yīng)CT誤差小于10 的要求 2 差動保護電流取自各側(cè)開關(guān) CT 3 對于微機型主變差動保護 由于其電流回路在引入保護后均相互 隔離 采用現(xiàn)場或保護屏接地的方式取決于設(shè)備的技術(shù)要求 若設(shè)備沒有 具體技術(shù)要求的電流回路 宜采用在開關(guān)站端子箱分別接地的方式以保護 人員的安全 同時在設(shè)計CT的接地點時要考慮一套保護退出運行或旁代運 行時正常運行裝置不能失去接地點也不能存在兩個接地點 4 110 千伏變壓器差動保護各側(cè) CT 應(yīng)采用保護級電流互感器 并進行 10 誤差特性和各側(cè)負載平衡校核 差動電流互感器負載應(yīng)留有足夠裕度 三 三 具體保護整定要求 具體保護整定要求 1 1 差動保護 差動動作電流的整定應(yīng)滿足區(qū)內(nèi)故障時可靠動作 區(qū)外故 障時可靠不動作 非微機型差動保護對主變內(nèi)部故障應(yīng)校驗最小靈敏度不 小于 2 單折線式微機差動保護其比率制動系數(shù)應(yīng)為 0 5 和最小動作電流 應(yīng)為 0 5In 差動速斷一般按 6 8 倍主變額定電流整定 1 1 主變差動 CT 斷線 要求閉鎖低值段差動保護 高值差動保護不受 CT 斷線閉鎖 1 2 二次諧波制動比例系數(shù)一般取 KXB 一般取 0 15 0 20 左右 一般取 0 15 2 110kV 主變 110kV 相間過流按主變?nèi)萘空?一般帶復(fù)壓閉鎖 不帶 方向 時間與其它側(cè)后備保護動作時限配合不大于 2 秒 出口跳各側(cè)斷路 器 2 1 低電壓元件按系統(tǒng)最低運行殘壓整定 可取 60 70 額定電壓 建 議可抬高至 75 85 2 2 負序電壓元件躲系統(tǒng)正常運行的最大不平衡電壓整定 可取 0 05 0 07 額定電壓 2 3 單主變運行的變電站主變高壓側(cè)復(fù)壓過流保護宜取消電壓閉鎖 采用 純過流保護 2 4 由于我司主變 一般未安排主變向高壓側(cè)反送電運行方式 故主變后 備保護復(fù)合電壓 一般采取主變低壓側(cè)復(fù)電壓元件動作 開放高壓側(cè) 并 可根據(jù)運行方式需要可臨時退出 主變高后備復(fù)合電壓元件動作 不開放 高壓低壓側(cè) 3 對于主變低壓 10 35 千伏側(cè)的 CT 在開關(guān)內(nèi)側(cè)的主變保護 110kV 主變 35kV 10kV 側(cè)相間過流按主變?nèi)萘空?帶復(fù)壓閉鎖 不帶方向 時間與 35kV 10kV 出線保護最長動作時限配合 第一時限跳本側(cè)母分斷 路器 第二時限跳主變本側(cè)斷路器 第三時限跳主變各側(cè)斷路器時間不大 于 2 秒 跳閘時間還應(yīng)滿足閩電調(diào) 2002 791 關(guān)于規(guī)范變壓器保護設(shè)計 整定 運 行的補充規(guī)定 中 4 2 和 4 3 條的規(guī)定 為縮短變壓器后備保護的動作時 間 變壓器各側(cè)不帶方向的長延時相電流保護跳三側(cè)的時間可以相同 4 變壓器的電源側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護的定值應(yīng)與兩個負荷側(cè)的復(fù)合 電壓閉鎖過電流保護定值配合整定 配合系數(shù)一般取 1 05 1 1 5 110kV 主變 110kV 側(cè)零序電流保護 電流 時間按地調(diào)限額整定 與 110kV 系統(tǒng)配合 不帶方向 3 5S 跳主變各側(cè)斷路器 主變零序電流保護 應(yīng)不經(jīng)零序電壓閉鎖 6 變壓器中性點放電間隙零序電流保護 一次值整定為 80 100A 0 5 秒跳主變各側(cè)斷路器 為防止中性點放電間隙因暫態(tài)過電壓誤擊穿導(dǎo)致保 護誤動作 動作時間按與線路保全線有靈敏度段動作時間配合整定一般整 定為 0 8 秒 7 中性點經(jīng)放電間隙接地的 110kV 主變零序電壓保護 其 3U0 一般整定 為 150V 180V 0 5 秒跳主變各側(cè)斷路器 間隙零序電壓保護應(yīng)接于本側(cè) 母線電壓互感器開口三角繞組 8 對于微機型變壓器保護 其各側(cè)后備保護配合級差取 0 3 秒或 0 4 秒的 時間間隔 以縮短后備保護的動作時間 9 非電量保護規(guī)定 9 1 變壓器本體輕瓦斯應(yīng)接信號 重瓦斯投跳閘 有載分接開關(guān)重瓦斯投 跳閘 9 2 壓力釋放保護的動作接點應(yīng)接入信號回路 本體壓力突變繼電器宜接 信號 9 3 繞組溫度計和頂層油溫度計的動作接點應(yīng)接信號 不宜接跳閘 頂層 油溫設(shè)置告警溫度 80 9 4 油位指示器宜投信號 9 5 對油浸風冷變壓器 其冷卻器宜投在 自動 位置 在負載電流大于 2 3 額定電流或者頂層油溫達到 65 時應(yīng)投入風扇電機 當?shù)陀?1 2 額定 電流或者低于 50 時應(yīng)切除風扇電機 二 35 10kV 線路保護 1 35kV 10kV 線路以階段式電流保護作為相間故障的主保護 過電流 保護作為 35kV 線路或 10kV 線路的后備保護 2 電流 I 段按可靠躲過本線路未端相間故障整定 動作時間為 0 秒 本線 路出口相間故障有足夠靈敏度 短線路及全電纜線路電流 I 段保護退出 3 電流 II 段應(yīng)保證本線路未端相間故障有足夠靈敏度 并與相鄰線路電流 I 段或 II 段配合 且不伸入下一級變壓器的其它側(cè)母線 動作時間為 0 2 0 5 秒 4 過電流按與相鄰線路電流 II 段或過電流配合 電流定值按躲過最大限 荷整定 力爭下一級變壓器的低壓側(cè)故障時有足夠的靈敏度 動作時間為 0 5 0 8 秒 5 10kV 饋線保護具體整定原則 5 1 無時限電流速斷保護 時限 0 秒 電流定值按以下原則整定 1 當 10kV 分列運行 10kV 側(cè)的最大短路電流 12000A 則 I 段電流定 值取 12000A 并投入 大電流閉鎖重合閘 保護 2 當 10kV 分列運行 10kV 側(cè)的最大短路電流 12000A 且保護裝置無 大電流閉鎖重合閘 保護功能 則 I 段電流定值取 6000A 3 當 10kV 分列運行 10kV 側(cè)的最大短路電流 12000A 則 I 段電流定 值取 6000A 不投入 大電流閉鎖重合閘 保護 5 2 II 段 定時限電流速斷保護時限 0 2 秒 電流定值按以下原則整定 按躲過系統(tǒng)最大運行方式下 T 接在線路上容量最大的一臺變壓器低壓側(cè)三 相短路時流過保護的最大電流整定 當最大變壓器的容量 1600kVA 時取 1600kVA 可靠系數(shù) Kk 取 1 4 靈敏系數(shù)校核 在最小方式下 被保護線路末端兩相短路時靈敏系數(shù)不小 于 1 5 5 3 III 段 過流保護 時限 10kV 邊界時限值 時限不大于 0 5S 0 7S 電流定值整定 1 T 接線路中有分散的小工廠 照明 商場等性質(zhì)的負荷 其起動電流倍 數(shù)較小 自起動系數(shù) Kzq 1 0 1 3 一般取 1 1 可靠系數(shù) Kk 1 2 1 4 返 回系數(shù) Kfh 0 85 電磁型保護 Kfh 0 9 微機型保護 Ifh max 為 10kV 饋 線的最大限荷 其動作電流為 Idz Kk Kzq Kfh Ifh max 2 對于 10kV 專用饋線 用戶側(cè)電動機負荷較多而且單機容量較大時 其動作電流為 Idz Kk Ifh Izq 式中 Ifh 運行設(shè)備的總電流 Izq 最大一臺電動機的啟動電流 Kk 1 3 1 4 3 對于有較大容量的矽鋼爐 煉鋼爐等負荷的專用或 T 接線路 其動 作電流為 Idz Kk Ifh Icy 式中 Icy 鋼料熔化塌入鋼水時突然增大的電流 Ifh 10kV 饋線的最大限荷 Kk 1 2 靈敏系數(shù)校核 在最小方式下 相鄰線路末端故障靈敏系數(shù)不小于 1 2 5 4 重合閘后加速時限取 0 2 秒 電流定值整定同過流定值 5 5 重合閘動作時間取 2 0 秒 5 6 過負荷電流值按一次設(shè)備最大限荷值整定 時限取 6 秒 三 備自投裝置 1 備自投保護裝置是保證供電連續(xù)性的一個重要設(shè)備 我司主要在 110kV 變電站配置了 110kV 橋備投 包括橋備投 進線備投方式 及 10kV 分段備投 2 備自投保護的有壓定值一般整定為 70V 二次線電壓值 無壓定值一般 整定為 30V 二次線電壓值 無流判據(jù)應(yīng)按躲過最小負荷電流整定 一般 110kV 備自投動作時間整定為 2 9 秒 10kV 備自投動作時間整定為 3 5 秒 110kV 備自投 10kV 備自投有一定時間階差 備自投動作時間應(yīng)與上一 級線路全線靈敏度段的故障切除時間 重合閘時間 后加速時間之和及母線 保護動作時間 主變后備保護動作時間 饋線后備保護動作時間的最大值 相配合 時間級差 0 3 0 5 秒 3 備用電源投入時間 跳開工作電源時需聯(lián)切部分負荷 則投入時間可 整定為 0 1 0 5s 4 對于高低壓或三側(cè)均有后備保護的微機主變保護 只有本側(cè)復(fù)壓過流 后備保護中的跳低壓側(cè)或各側(cè)的保護應(yīng)閉鎖本側(cè)備自投 其他的主變保護 不閉鎖 10kV 備自投 5 對于濱海變 2 主變低壓側(cè)有雙分支 由于金綸石化公司對供電可靠性 要求極高不允許短時失電 且為使備自投保護邏輯簡單 可靠 便于運行 維護 10kV 側(cè)的兩套備自投保護均分負荷功能退出 每套只考慮與 2 主 變低壓側(cè)一個分支相關(guān) 6 110kV 橋備自投 主變保護中有跳高壓 內(nèi)橋斷路器或各側(cè)斷路器的 各保護都應(yīng)閉鎖備自投 對于 110kV 進線備自投 則任一臺主變保護中的 跳高壓側(cè) 內(nèi)橋斷路器或各側(cè)斷路器的保護動作后 應(yīng)先確認內(nèi)橋斷路器 是否已跳閘 若未跳 則閉鎖備自投 若確認內(nèi)橋已跳 則不閉鎖備自投 7 對于濱海變 110kV 擴大內(nèi)橋接線方式 110kV 備投裝置配置兩套備投 裝置即 110kV 1 備投裝置與 110kV 2 備投裝置 1 備投裝置可實現(xiàn)進線 備投方式 適應(yīng)一路進線運行 另一路進線備用 兩個橋開關(guān)運行的一次 接線方式 和橋備投方式 適應(yīng)兩路進線運行 11K 橋開關(guān)運行 11M 橋開關(guān)備用的一次接線方式 2 備投裝置僅實現(xiàn)橋備投方式 適應(yīng)兩路 進線運行 11M 橋開關(guān)運行 11K 橋開關(guān)備用的一次接線方式 8 對于長樂變單母線的主接線 應(yīng)采用母差保護閉鎖進線備投 主變保 護不閉鎖進線備投 9 10kV 備自投充電保護電流定值應(yīng)保證在小方式下對 10kV 母線故障有 足夠的靈敏度 應(yīng)在母聯(lián)開關(guān)合閘后瞬時投入 并經(jīng)一段時間自動退出 充電保護為過流或低壓閉鎖過流保護 后加速保護應(yīng)經(jīng) 帶 0 2 0 3S 跳 相應(yīng)分段或母聯(lián)開關(guān) 同時閉鎖分段或母聯(lián)開關(guān)合閘回路 10 10kV 分段備投中過負荷聯(lián)切電流定值按該站單臺主變額定電流 1 2 1 4 動作時間不大于 2 秒 四 10kV 電容保護 1 延時電流速斷保護定值按電容器端部引線故障時有足夠的靈敏系數(shù)整 定 一般整定為 2 3 倍額定電流 在電容器端部引出線發(fā)生故障時靈敏 系數(shù)不小于 2 考慮電容器投入過渡過程的影響 速斷保護動作時間一般 整定為 0 1 0 2s 2 過電流保護應(yīng)為三相式 過電流保護電流定值應(yīng)可靠躲電容器組額定 電流 一般整定為 1 5 2 倍額定電流 保護動作時間一般整定為 0 3 1s 3 過電壓保護 過電壓保護定值一般按額定電壓 1 15 倍電容器額定電壓 的原則整定 過電壓保護動作時間整定 30 秒 選擇跳閘 4 低電壓保護 低電壓定值應(yīng)能在電容器所接母線失壓后可靠動作 而在母線電壓恢復(fù)正常后可靠返回 一般整定為 0 4 0 6 倍額定電壓 低 電壓保護應(yīng)經(jīng)電流閉鎖 電容器低壓保護應(yīng)比備自投合 10kV 母聯(lián)保護的 動作時間小于一個時間階差 可取 0 3 0 5 秒 5 單星形接線電容器組的開口三角電壓保護 電壓定值按部分單臺電 容器 或單臺電容器內(nèi)小電容元件 切除或擊穿后 故障相其余單臺電容器 所承受的電壓 或單臺電容器內(nèi)小電容元件 不長期超過 1 1 倍額定電壓的 原則整定 同時 還應(yīng)可靠躲過電容器組正常運行時的不平衡電壓 一般 整定為動作時間一般整定為 0 1 0 2s 6 單星形接線電容器組電壓差動保護 差動電壓定值按部份單臺電容 器 或單臺電容器內(nèi)小電容元件 切除或擊穿后 故障相其余單臺電容器所 承受的電壓不長期超過 1 1 倍額定電壓的原則整定 同時 還應(yīng)可靠躲過 電容器組正常運行時的段間不平衡差電壓 動作時間一般整定為 0 1 0 2s 五 10kV 接地變保護 1 由于我司有安裝接地變的變壓器 當接地變投入時 中性點接地方式 為變壓器經(jīng)消弧線圈接地 故接地變保護只投入相間過電流保護 不投入 零序保護跳閘回路 2 電流速段和過流保護動作后跳接地變高壓側(cè)斷路器 3 電流速斷保護電流定值 應(yīng)保證接地變電源側(cè)在最小方式下二相短路 時有足夠靈敏度 定值應(yīng)躲過勵磁涌流及接地變壓器低壓側(cè)故障電流 一 般大于 7 10 倍接地變壓器額定電流 時間一般整定為 0 1S 4 過流保護電流定值應(yīng)躲過接地變額定電流 時間一般整定為 0 5S 六 110kV 母差保護 1 具有比率制動特點的母線保護的差電流起動元件 母線選擇元件定值 應(yīng)可靠躲過正常運行最大不平衡電流 并躲過任一元件電流二次回路斷線時 由負荷電流引起的最大差電流 同時 差電流起動元件 母線選擇元件定值 之間也應(yīng)有不大于 0 9 的配合系數(shù) 2 具有比率制動特點的母線保護制動系數(shù) KZ 的選取原則 應(yīng)可靠躲過外 部故障時最大不平衡差電流 3 母線保護裝置中的電流回路斷線閉鎖元件 其電流定值應(yīng)躲過正常最 大不平衡電流 一般可整定為電流互感器額定電流的 0 05 0 1 倍 動作時 間大于母線聯(lián)接元件保護的最大動作時間 4 母線保護裝置中的電流回路異常告警元件 其電流定值應(yīng)躲過正常運 行實測最大不平衡電