论述变电站各级开关保护定值的合理设置
配电网线路保护配置原则及定值优化方案
配电网线路保护配置原则及定值优化方案摘要：为了提高配电网供电可靠性，本文针对本地区配电网运行中存在的问题，结合本地区配电网结构的特点，提出了适用于这类结构的配电网线路定值优化方案。
通过实例对优化方案进行了详细分析，结果表明定值优化后能快速恢复负荷，提高配电网供电能力,所建议的优化方案是可行的。
关键词：配电网；保护配置；定值；优化方案引言据统计，用户平均停电时间（扣除缺电因素）的90%以上是由配网引起的【1-2】。
主网的故障处理基本上依靠继电保护和安全自动装置完成，而在配电网中实现继电保护配合比较困难，这就对配电网的保护配置的合理性及整定原则的适应性提出更高的要求。
在配电网继电保护配合方面已取得了一些研究成果：DL/584-2007、GB/T14285-2006 GB/T50062-2008等相关标准中都对3～10kV线路保护的配置进行了规定【3-5】。
但在实际当中，各级继电保护配置以及定值整定的不够合理，故障发生后造成越级跳闸和多级跳闸的现象还非常普遍，受到许多因素的影响，接地及短路故障发生率较高。
以本地区配电网为例，配电线路串供的保护级数多，受变电站出线开关限额影响，按照供电方向逐级配合，大部分保护失去选择性，一旦线路故障将导致大面积停电；变电站出线开关设置快速无延时保护，满足了配电网变电站开关出口故障保护动作的快速性，但配电网系统存在1号杆开关与变电站出线开关同时跳闸的非选择性动作，还有一些配电线路过流保护经过多级配合，在手拉手线路的联络开关处往往电流最小，时间最短，在环网时容易误动。
等等一系列的问题，制约着配电网线路故障后快速恢复负荷的能力。
1 保护配置对配电线路供电的影响配电网结构与主网结构不同，接入配电网系统的设备类型较多，有的做为用户专线只带一、二个用户，类似于主网线路；有的呈放射状，多台变压器T接于同一条线路的各个分支上；有的线路短到几百米，有的线路长到几十千米；有的线路由35千伏变电所出线，有的线路由110千伏变电所出线；有的线路上的安装的配电变压器很小，还有的线路上设有环网柜或用户变电所等。
110KV变电站继电保护的配置及整定计算共3篇
110KV变电站继电保护的配置及整定计算共3篇110KV变电站继电保护的配置及整定计算1110KV变电站继电保护的配置及整定计算近年来，随着电力系统运行的日趋复杂，变电站继电保护系统已经成为电力系统必不可少的组成部分。
在变电站中，继电保护系统可以起到监视电力系统状态、保护设备、隔离故障和防止故障扩散等作用。
因此，配置合理的变电站继电保护系统对于保障电力系统安全稳定运行具有重要意义。
110KV 变电站继电保护系统配置110KV 变电站的继电保护系统包括主保护和备用保护两部分。
其具体配置如下：1. 主保护主保护是指在故障发生时起主要保护作用的继电保护。
110KV 变电站主要采用压变、电流互感器、电缆等传感器来监测电力系统的状态，以触发主保护动作。
主保护通常包括过电流保护、差动保护、方向保护等，具体如下：（1）过电流保护过电流保护是指在电力系统出现短路故障时，通过检测系统中的过电流来触发主保护。
110KV 变电站中的过电流保护一般采用零序电流保护、相间短路保护、不平衡电流保护等。
（2）差动保护差动保护是指利用相间元件间电流的差值来检测电力系统内部的故障。
110KV 变电站通常采用内部差动保护和母线差动保护。
（3）方向保护方向保护是指在电力系统中，通过检测电流的相位关系判断故障位置，以实现保护的目的。
110KV 变电站中通常采用方向保护器等设备。
2. 备用保护备用保护作为主保护的补充，扮演着备胎的角色。
当主保护故障或失效时，备用保护会立即自动接管主保护的作用。
110KV 变电站的备用保护一般包括互感器保护、开关保护、微机继电保护等。
110KV 变电站继电保护参数的整定计算继电保护参数的整定计算是指在设计或更换继电保护设备时，根据电力系统的特点，在准确理解保护对象的特性的基础上，通过计算整定参数来满足系统的保护要求。
1. 整定参数的确定原则整定参数的确定应根据以下原则：（1）可靠性原则：整定参数应当使保护措施尽可能保证电力系统的连续、稳定和安全运行。
论述变电站各级开关保护定值的合理设置
论述变电站各级开关保护定值的合理设置作者：夏剑峰钱亮亮来源：《中国科技纵横》2015年第24期【摘要】在变电站的实际运营中，线路柱开关的保护定值没有经过严格计算就设置，10千伏的馈线开关同样没有透彻分析，而直接遵循阶梯式的保护原则，加之10千伏线路装接配变容量的持续上升，线路合闸后产生较大的励磁涌流，极易致使各级开关频频出现毫无征兆的跳闸情况。
本文结合某次实际故障，对各级开关保护定值的设置进行详细的分析。
【关键词】馈线开关线路开关保护配合变电站中各级开关保护定值的不合理设置，出现意外跳闸的情况屡见不鲜。
本文以某变电站出现的实际故障为例，通过对故障过程的初步分析，分析与探究如何通过对各级开关保护定值的合理设置，来降低发生跳闸的可能性。
1故障概述某变电站的10千伏乙线超过过流Ⅰ段的保护值，必须重新合闸，线路电流值是0，由此次线路故障引起了3个开关出现跳闸情况，乙线的533开关、主干线开关（下文简称开关A）和支线开关（下文简称开关B），具体如图1所示。
图1 线路故障时各级开关定值设置开关B的跳闸是在10千伏乙线的末端，说明故障是发生在开关B的后段，但却连同其上的两级开关同样出现跳闸情况，以此透露出该线路上的各级开关保护定值并没有合理进行设置。
2故障初步分析根据故障发生前原有线路开关的保护定值与时间设限，对故障的发生进行分析：2.1线路保护定值变电站中的柱上开关时间设限为0.04至1秒之间，经过Ⅰ段保护的动作设限是0秒，因此，可以简单推理出线路柱上开关的零时限速断保护和10千伏馈线经过Ⅰ段和Ⅱ段之间的时间关系：过流Ⅱ段的时限大于线路开关的时限，线路开关的时限大于过流Ⅰ段的时限，其中，过流Ⅱ段的时限约为0.6秒，线路开关的时限约为0.06秒，过流Ⅰ段的时限约为0秒，出现故障时，开关A、开关B和开关533同一时间有故障短路电流出现，且都符合保护动作的开启电流值。
根据这三个开关各自的选择性与阶梯性，开关B是在线路的最末端，保护定值是400安培，需要第一个进行动作切除故障，开关533和开关A则不需要进行任何措施，可是开关B的固有动作时间是0.06秒，开关533的动作时间是0秒，开关B和开关533的整体时间设限为0秒，所以两者都会因故障电流而开启保护动作，开关533立刻出现跳闸、开关B则紧随其后，在0.06秒之后出现跳闸。
配电分界负荷开关定值配置基本原则
配电用户分界负荷开关定值配置
一、设置依据
1）用户分界开关所在线路关联的变电站，变电站主变压器中性点接地方式，变电站出线断路器的保护定值表；
2）用户分界开关内所有架空线路和电缆线路的长度；
3）用户分界开关负荷侧的变压器额定总容量。
二、定值配置
（一）小电阻接地
一般情况下无需进行定值计算，分界开关定值设定比变电站出线零序及相间保护整定值小一级，延时为0秒。
（二）中性点不接地或经消弧线圈接地
相间短路定值根据分界内用户变压器容量选择，参见表1。
单相接地零序定值根据用户界内的线路类型和长度选择，参见表1。
零序延时建议选择10~60s，以避免开关误动作。
三、定值修改
当分界开关内侧线路或负荷容量发生变化时，由配电线路管理单位负责定值修改，并报调控中心备案。
如果分界开关运行过程中，频繁发送零序或相间保护动作信号，由调控中心组织重新核定并修改定值大小。
表1：分界开关相间保护电流选择表
（中性点不接地或经消弧线圈接地）
表2：分界开关单相接地零序保护电流选择表（中性点不接地或经消弧线圈接地）。
35KV变电站继电保护定值整定分析
３５ＫＶ变电站继电保护定值整定分析1.引言35kV变电站继电保护定值整定是保证电力系统运行安全和可靠性的重要环节。
定值整定是指根据电力系统的配置、负荷情况、故障类型和特点，确定继电保护设备的参数取值，以保证在故障发生时，能够实现及时、准确的故障检测，并采取正确的保护动作。
2.定值整定的目的和作用继电保护的定值整定主要目的是在不损害电力系统正常运行情况下，实现对故障的及时检测与保护动作，以最大限度地减小故障对系统的影响。
定值整定的作用是提高电力系统的可靠性、稳定性和经济性，降低故障损失和设备损坏的风险。
3.定值整定的方法和步骤定值整定可以采用手动和自动两种方法。
手动方法需要根据经验和实际情况进行调整，而自动方法是利用计算机软件进行模拟计算和优化。
定值整定的步骤主要包括：收集系统数据和故障记录、确定保护对象和保护类型、选择合适的保护参数、进行定值计算和仿真验证、调试和验证。
4.定值整定的关键因素影响定值整定效果的关键因素包括：系统的特性和结构、负荷特性、设备状态和参数、故障类型和常见故障模式、对系统安全和稳定性的要求等。
在定值整定过程中，需要考虑这些因素，并进行综合分析与权衡，以确定最合适的定值参数。
5.定值整定的优化方法为了实现最佳的定值整定效果，可以采用优化方法进行参数选择和定值计算。
常用的优化方法包括遗传算法、粒子群算法、模拟退火算法等。
这些算法可以通过模拟计算和多次迭代，找到最优的定值参数组合，以提高保护系统的性能和可靠性。
6.定值整定的实施和调试在完成定值整定后，需要对整定参数进行实施和调试。
实施包括对保护设备的参数设置和调整，确保保护设备按照要求进行工作。
调试是指对定值整定结果进行验证和确认，包括测试保护设备对各类故障的检测和动作情况，以及对保护系统进行总体性能测试。
7.结论35kV变电站继电保护定值整定是保证电力系统运行安全和可靠性的重要环节。
在进行定值整定时，需要综合考虑系统的特性和要求，采用合适的方法进行参数选择和定值计算，并进行实施和调试，以确保保护系统的性能和可靠性。
35KV负荷变电站各个保护定置配置原则
1
-30°灵敏角投退（ALM2）
0
电流II段电压投退（UBS2）
1
电流II段方向投退（DBS2）
0
3.电流Ⅲ段保护
电流Ⅲ段定值（Idz3）
与变压器高压侧III段定置相同（注：需则算为进线定值）
延时方式(YSFS)
0
电流Ⅲ段时限（T3）
1
电流Ⅲ段电压定值（Udz3）
70
-30°灵敏角投退（ALM3）
比率制动系数（S）
一般取0.5
谐波制动系数（K2）
一般取0.2
差动平衡系数（Kb）
Kb＝1.732*（Un低*N低）/（Un高*N高）
TA断线闭锁投退（TABS）
1
TA二次接线(TAJX)
根据现场接线设置1
4. 差流越限保护
差流越限定值（Iyx）
0.5倍的最小动作电流
差流越限时限（Tyx）
5～10S
进线不投重合闸
重合闸同期角（Ach）
进线不投重合闸
重合闸方式（Mch）
进线不投重合闸
抽取电压相别（TUx）
进线不投重合闸
遥控合闸方式（Myh）
进线不投重合闸
6.零序电流保护（R1版）
零序电流定值（I0dz）
一般不投0.12
零序电流时限（T0）
一般不投5
零序电流跳闸（I0TZ）
一般不投0
7．零流I段
保护（R2版）
0.1
零序时限(Tlx)
10
跳闸控制字(LXTZ)
0
8低电压保护
低电压定值(Udy)
50
低电压时限(Tdy)
0.5
9过电压保护
过电压定值(Ugy)
35KV负荷变电站各个保护定置配置原则
定值项目（符号）
整定原则
1 电流Ⅰ段保护
电流Ⅰ段定值（Idz1）
5倍的
电流II段定值（Idz2）
1.8倍的额定电流
电流II段时限（T2）
0.5
3 电流III段保护
电流III段定值（Idz3）
一般不投
电流III段时限（T3）
一般不投
4 过电压保护
30
复压检测投退（FYJC）
1
TV断线闭锁投退（TVBS）
1
15. 测量
直流一系数（V1）
Pt100为100 Cu50为50
直流二系数（V2）
Pt100为100 Cu50为50
三、35KV进线
定值种类
定值项目(符号)
整定原则
1.电流Ⅰ段保护
电流Ⅰ段定值（Idz1）
与变压器高压侧I段定置相同（注：需则算为进线定值）
0.5
低压侧负序跳闸投退（TZKZ）
1
11. 低压侧过负荷
低压侧过负荷定值（IfhL）
1.8倍低压侧二次额定电流
低压侧过负荷时限（TfhL）
5～10S
12. 零序电压保护
零序电压定值（U0dz）
30
零序电压时限（Tu0）
5
断线
TV断线投退（TVDX）
1
14.复合电压
低电压定值（UL）
70
负序电压定值（U2dz）
7 不平衡电压
不平衡电压定值（Upudz）
30
不平衡电压时限（Tpu）
0.2
8 零序电流保护
零序电流定值（I0dz）
0.1
零序电流时限（T0）
5
零序电流跳闸（LLTZ）
0
开关配置和线路保护定值设定原则解析
开关配置和线路保护定值设定原则解析以往的配网线路一般通过配置故障指示器来防范配网故障，达到隔离故障的目的，进而定位并及时解除故障，然而由于配网实际工作运行中面临着相对复杂环境，容易遭受多种内部、外部因素等的影响，对此则十分有必要安装配网线路开关，并对线路保护进行整定，这样才能控制问题的发生，为配网的安全工作与运转创造一个良好的环境，配网线路开关的设置以及线路保护定值的设定需要遵循科学的原则，只有积极按照这些原则来配置开关，设定保护值才能从根本上缓解配网故障。
1 10kV配网线路的开关配置原则1.1 安全性原则配网线路开关的配置应该将安全放在首位，在遵照配网相关规程、规定的前提下，将配网分段，各段分别对应配置断路器、负荷开关以及刀闸，其中要控制刀闸数目，因为其使用周期较短且运转不灵活，应该从优选择负荷开关。
为了确保线路安全、稳定地运行，除了要在线路本体设主保护，也要增设主变压端的后备保护，这是因为配网长度较长，这样线路尾部故障电流可能相对微弱，保护无法及时发出动作，有必要对线路实行双重化保护，从而提升线路运行的安全性、稳定性，实现双重保护功能。
由于配网分支线路、末端等可能出现短路问题，为了防范短路威胁，可以将断路器配置于分支线路，发挥保护作用，从而确保高效、及时地阻断故障，隔离过电流线路。
1.2 经济性原则开关控制装置是整个配网线路安全控制的关键，所以配网线路配置中有必要增加对控制装置的投入，充分发挥控制装置的安全控制与保护作用，维护配网线路整体的安全，也就间接减少了配网系统维护的资金投入，保护配网安全运行也就间接控制了故障问题带来了的经济损失，也就提升了配网系统运行的经济效益，维护了供电企业的经济利益。
而且配网运行中易受多种条件、多方因素的不良干扰，例如外部环境条件、系统停电时间、供电企业的经管能力、配网规划等，通过提高控制装置的质量，确保其及时动作，保护配网安全，才能有效抵御各类不良因素的干扰，从而减少配网运维的各项投入，提高配网运行效率，保护配网安全。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
【摘要】在变电站的实际运营中，线路柱开关的保护定值没有经过严格计算就设置，10千伏的馈线开关同样没有透彻分析，而直接遵循阶梯式的保护原则，加之10千伏线路装接配变容量的持续上升，线路合闸后产生较大的励磁涌流，极易致使各级开关频频出现毫无征兆的跳闸情况。
本文结合某次实际故障，对各级开关保护定值的设置进行详细的分析。
【关键词】馈线开关线路开关保护配合
变电站中各级开关保护定值的不合理设置，出现意外跳闸的情况屡见不鲜。
本文以某变电站出现的实际故障为例，通过对故障过程的初步分析，分析与探究如何通过对各级开关保护定值的合理设置，来降低发生跳闸的可能性。
1故障概述
某变电站的10千伏乙线超过过流ⅰ段的保护值，必须重新合闸，线路电流值是0，由此次线路故障引起了3个开关出现跳闸情况，乙线的533开关、主干线开关（下文简称开关a）和支线开关（下文简称开关b），具体如图1所示。
图1 线路故障时各级开关定值设置
开关b的跳闸是在10千伏乙线的末端，说明故障是发生在开关b的后段，但却连同其上的两级开关同样出现跳闸情况，以此透露出该线路上的各级开关保护定值并没有合理进行设置。
2故障初步分析
根据故障发生前原有线路开关的保护定值与时间设限，对故障的发生进行分析：
2.1线路保护定值
变电站中的柱上开关时间设限为0.04至1秒之间，经过ⅰ段保护的动作设限是0秒，因此，可以简单推理出线路柱上开关的零时限速断保护和10千伏馈线经过ⅰ段和ⅱ段之间的时间关系：过流ⅱ段的时限大于线路开关的时限，线路开关的时限大于过流ⅰ段的时限，其中，过流ⅱ段的时限约为0.6秒，线路开关的时限约为0.06秒，过流ⅰ段的时限约为0秒，出现故障时，开关a、开关b和开关533同一时间有故障短路电流出现，且都符合保护动作的开启电流值。
根据这三个开关各自的选择性与阶梯性，开关b是在线路的最末端，保护定值是400安培，需要第一个进行动作切除故障，开关533和开关a则不需要进行任何措施，可是开关b的固有动作时间是0.06秒，开关533的动作时间是0秒，开关b和开关533的整体时间设限为0秒，所以两者都会因故障电流而开启保护动作，开关533立刻出现跳闸、开关b 则紧随其后，在0.06秒之后出现跳闸。
开关533跳闸后1秒，馈线重合闸启动，开关533自动合闸，电源只能送至开关533和开关b之前的线路段。
合闸之后由变压器产生的励磁涌流增加到原有变压器额定容量的6到8倍，励磁涌流在线路上不断的增加，致使励磁涌流值超出原有设定，极有可能触发误动作。
2.2励磁涌流值的计算
根据10千伏的线路设计，线路ⅰ段上共装接14台配变，总容量可达7070千伏安，依据2/3的配变总容量，励磁涌流取额定电流的6倍值，那么重合闸时，励磁电流值约为1635安培。
利用变压器衰减励磁涌流额计算方式和励磁涌流、间断角与时间的计算公式，来推算励磁涌流随时间的变化过程。
第k个周期的励磁涌流值的计算公式为，其中是指第一个周期的励磁涌流值。
励磁涌流衰减速度十分缓慢，因此可以认为其第一个周期并未衰减，继而利用变压器衰减励磁涌流的计算方式推算出各周期的间断角，计算结果为第一个周期的间断角为121度，第五个周期的间断角为217度，第十个周期的间断角为262度。
进一步推算出开关533和开关b之前线路在各个周期的励磁涌流值，计算结果为第五个周期与第十个周期的励磁涌流值分别为750安和375安。
通过计算结果可知，励磁涌流值在第五个周波达到750安，超过开
关a设定的600安，由此以来，开关a由于过大的励磁电流而出现跳闸，但开关a在第十个周期的励磁电流已经降到375安，未达到开关a的动作启动电流值。
3各级开关配合问题
由于线路柱开关的固有动作有自身特性，一旦线路末端发生短路故障时，馈线开关与线路开关极有可能同时跳闸，通过变压器来观察励磁电流与时间之间的关联，计算各周波励磁涌流在线路合闸后的幅度值，继而审视线路动作时限与开关定值的设置是否科学，因此，对各方面进行综合考量后，才可适当调整变电站馈线开关与线路开关的保护定值，确保保护具备选择性与阶梯性，最大限度降低线路故障带来的损失与伤害。
3.1线路开关分段
3.2主干线路开关设置
针对主干线路上的开关定值原则，建议ta变比最好设置为400/5与600/5，动作时限在0.6至1秒之间，这样可在合闸瞬间，躲过其励磁涌流。
3.3线路末端开关设置
针对线路末端的开关定值原则，当选择的ta变比越小时，ta的二测电流会相应增大，所产生的电磁力变大，动作更为快速，所以，建议依据所装接配变的容量与数量，线路最末端的分支线路的ta变比最好采用400/5和200/5，动作时限设定为0秒，便于线路末端出现短路故障时及时切断。
3.4馈线开关与线路开关的配合
线路装接配变容量处于较大的状态下，合闸时的励磁涌流值会相应增大，可能还会超过ⅰ段的保护动作值，导致保护误操作。
五个周波过后，定量计算结果得出，励磁涌流已经减小到最大励磁涌流值的0.5倍左右，所以馈线过流ⅰ段的保护时限多设置0.1至0.15秒，可有效避免励磁涌流过大引起的误操作。
如图2所示。
图2 考虑阶梯式保护和励磁涌流影响后的开关保护定
4结语
综上所述，设置变电站的线路开关与馈线开关的保护定值除了遵循阶梯式原则意外，最大限度减小线路故障的发生，还应该对线路的分段数量、线路的装接配变容量进行综合考量，继而对保护定值进行科学的设定，使各级开关保护充分发挥其可靠性、选择性和灵敏性，降低发生跳闸情况的频率，减少线路故障对整体供电系统的伤害。