南方电网中压配网继电保护整定原则(54页).doc
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1、-南方电网公司二一六年六月南方电网10kV(20kV)中压配电网继电保护整定原则(试行)-第 50 页- 目 次1 范围12 规范性引用文件13 术语及定义24 继电保护运行整定的基本原则45 整定计算的有关要求56 继电保护整定的一般规定67 配电网保护配置原则68 线路保护整定89 重合闸1610 母线分段保护2111 配电变压器保护2212 备自投25附录A:配网保护设备整定计算示例(资料性附录)28附录B:馈线自动化配网线路整定计算(资料性附录)38附录C:分布式电源接入对系统保护的影响分析及对策(资料性附录)41前 言为发挥好继电保护保障电网和设备安全的作用,规范和指导南方电网10k
2、V(20kV)中压配电网的继电保护整定计算工作,中国南方电网有限责任公司系统运行部组织制定了本原则。本原则重点规定了10kV(20kV)线路保护、配电变压器保护、母线分段保护、重合闸及就地重合式配电自动化终端、备自投等设备的整定原则,是南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)的有效补充。本原则由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出、归口、组织编写并解释。本原则起草单位:中国南方电网有限责任公司系统运行部、广西电网公司系统运行部、广西电网公司河池供电局。本原则主要起草人:李正红、韦涛、曹杰、秦绮蒨、覃丙川、陈朝晖、邱建、李捷、丁晓兵、李洪卫、余荣强
3、、王建华、吴乾江、罗跃胜、王跃强、王秀菊、张亚洲、游昊、王英明、罗珊珊、徐凤玲、王斯斯、封连平南方电网10kV(20kV)中压配电网继电保护整定原则1 范围本原则规定了南方电网10kV(20kV)中压配电网继电保护运行整定的原则、方法和具体要求。本原则适用于南方电网10kV(20kV)中压配电网的线路保护、配电变压器保护、母线分段保护、重合闸及就地重合式配电自动化终端、备自投等设备的继电保护运行整定。对于3kV6kV配电网保护设备可参照执行。本原则以微机型继电保护装置为主要对象,对于非微机型装置可参照执行。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本整定原则的引用而成为本整定原则的条款。凡是注日期
4、的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本整定原则,然而,鼓励根据本整定原则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本整定原则。GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 1984-2014 高压交流断路器GB 25284-201012kV40.5kV高压交流自动重合器GB 3804-20043.6kV40.5 kV 高压交流负荷开关NB/T 32015-2013分布式电源接入配电网技术规定NB/T 33010-2014分布式电源接入配电网运行控制规范DL/T 584-2007 3kV110
5、kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 406-2010 交流自动分段器订货技术条件DL/T 813-200212kV高压交流自动重合器技术条件DL/T 1390-201412KV高压交流用户分界开关设备Q/CSG 1101003-201310kV户外柱上开关技术规范Q/CSG 110037-2012 南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程Q/CSG 110035-2012 南方电网10kV110kV线路保护技术规范Q/CSG 110032-2012 南方电网10kV110kV元件保护技术规范Q/CSG 1203004.3-2014 南方电网 20kV及以下电网装备技术导则Q/
6、CSG 1203014-201610kV柱上真空断路器成套设备技术规范Q/CSG 1203015-201610kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范Q/CSG 1203018-2016配电自动化馈线终端技术规范Q/CSG 1211006-2016光伏发电并网技术标准Q/CSG 1211005-2016风力发电并网技术标准南方电网10kV及以下业扩受电工程技术导则(2014版)3 术语及定义3.1 断路器:能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流,并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件(如短路条件)下的电流的机械开关装置。3.2 负荷开关:能够在回路正常条件(也可包括规定的过载条件)
7、下关合、承载和开断电流以及在规定的异常回路条件(如短路)下,在规定的时间内承载电流的开关装置。3.3 熔断器:当电流超过规定值一定时间后,以它本身产生的热量使熔体熔化而开断电路的开关装置。3.4 分界开关:俗称“看门狗”,一种适用安装于10kV、20kV配电线路分支线所在各用户入口处,能够自动隔开所辖用户侧单相接地故障或相间短路故障,并保证所属配电线主干线路和相关用户不受故障波及停电的高压开关设备,包含分界负荷开关和分界断路器。3.5 分段开关:安装于10kV、20kV配电线路主干线上,用于隔开线路单相接地故障或相间短路故障,并保证所属配电线路其它段和用户不受故障波及停电的高压开关设备,包含分
8、段负荷开关和分段断路器。3.6 柱上开关:是指安装在柱上的开关设备和控制设备,主要包括柱上断路器、柱上负荷开关、柱上隔离开关。3.7 重合器:能够按照预定的开断和重合顺序在交流线路中自动进行开断和重合操作,并在其后自动复位或闭锁的自具(不需外加能源)控制保护功能的高压开关设备。3.8 分段器:与断路器或重合器配合使用,能识别并自动在无电压无电流下隔离故障线段的开关设备与辅助控制设备。一般分为电流-计数型分段器,电压-时间型分段器、电压-电流型分段器。3.8.1 电流-计数型分段器:能够记忆通过故障电流的次数,并在达到整定的次数后,在无电压无电流下自动分闸的分段器。某些分段器具有关合短路电流及开
9、断与关合负荷电流的能力,但无开断短路电流的能力。通过故障电流的次数未达到预定记忆次数时,分段器经一定的复位时间后计数清零并恢复至预先整定的初始状态。主要技术参数包括:a) 记忆时间:电流-计数型分段器能够记忆故障电流出现次数的时间。b) 复位时间:电流-计数型分段器每次计数后,恢复到计数前初始状态所需要的时间。c) 启动电流:能启动电流-计数型分段器计数器计数的电流。3.8.2 电压-时间型分段器:能够根据关合前后不同时间段检测线路电压状态的分段器。它具有关合短路电流的能力和有电源侧来电延时关合、无电自动开断以及能比较无电压时间闭锁关合的功能。一般分为分段用分段器(常闭型重合分段器)、联络用分
10、段器(常开型重合分段器),主要技术参数包括:a) 分段用分段器的关合延时时间(时间):处于线路分段位置的分段器,在分闸状态下,单侧来电后关合的延时时间。b) 联络用分段器的关合延时时间(时间):处于线路联络位置的分段器,在两侧有电压、分闸状态下,单侧失压后关合的延时时间。c) 关合确认时间(时间):分段器关合后的一段时间,在这段时间里控制器判断分段器是否合闸到故障线段,以确定是否分闸闭锁。分段器合闸后未超过时间内又失压,则该分段器分闸并被闭锁在分闸状态。d) 分闸延时时间(时间):分段器失压后,分闸的延时时间。e) :开关设备动作时间。3.8.2.1 分段用分段器(常闭型重合分段器):a) 线
11、路有压时,延时时间后自动合闸。合闸后,若在时间内仍有压,则保持合闸,否则分闸并闭锁在分闸状态。b) 线路无压时,延时时间后自动分闸。3.8.2.2 联络用分段器(常开型重合分段器):a) 正常分段器检测两侧电压,若两侧均有压,则开关处于断开状态。b) 若检测到任一侧失压,则经过延时后合上。3.8.3 电压-电流型分段器:在电压-时间型分段器的基础上,结合故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区的快速恢复供电。4 继电保护运行整定的基本原则4.1 总则4.1.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)3.13.6条的要求。4.1.2 本整定原则
12、适用的继电保护及相关设备,以国家、行业及南方电网公司相应设备的技术标准为依据,其他不完全满足上述标准的设备的整定计算可参照执行。4.1.3 本整定原则所指配电网线路保护整定适用于正常运行时单侧电源供电的电网结构,包括辐射状电网、多分段适度联络电网、环网设计开环运行电网等。本整定原则线路保护的整定不适用于正常运行时环网供电的配电网、两侧及以上系统电源同时供电的配电网。正常运行时环网供电的配电网、两侧及以上系统电源同时供电的配电网线路保护配置应满足7.1条的要求。4.1.4 太阳能、天然气、生物质能、风能、小水电、地热能、海洋能、资源综合利用发电(含煤矿瓦斯发电)等分布式电源接入配电网时,应综合考
13、虑电网接入点、短路容量比、渗透率等情况,有针对性的分析和评估对配电网保护可靠性、选择性、灵敏性、速动性的影响,必要时应采取相应措施(分布式电源接入对系统保护的影响分析见附录C)。4.1.5 配电网的继电保护配置及整定运行应综合考虑电网结构、负荷密度、保护配合、供电可靠性等因素,并遵循适度简化的原则。继电保护与配电自动化应协调作用共同提高配电网供电可靠性。4.2 继电保护的可靠性应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)4.2条的要求。4.3 继电保护的选择性344.1 4.2 4.3 4.3.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定
14、计算规程(Q/CSG110037-2012)4.3条的要求。4.3.2 变电站外线路分段断路器、分支线断路器等保护,因定值、时间限额等原因降低时间级差的情况,允许适当牺牲部分选择性。4.3.3 在电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中,被操作的有关设备均应在保护范围内,允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。4.4 继电保护的灵敏性4.4 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)4.4.1、4.4.2、4.4.4条的要求。4.5 继电保护的速动性4.5 4.5.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/C
15、SG110037-2012)4.5.1、4.5.2、4.5.3、4.5.4、4.5.6条的要求。4.5.2 继电保护配合的时间级差应综合考虑开关跳闸断开时间,整套保护动作返回时间,时间继电器的动作误差等因素,在采用高精度时间继电器时,保护的配合可以采用0.3s的时间级差。如果因定值时间限额等原因配合存在困难时,在开关跳闸断开时间等条件具备的情况下,可考虑适当降低时间级差,但对于变电站内设备保护时间级差不得低于0.25s。5 整定计算的有关要求5.1 对电网接线的要求5.1.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)5.1.5条的要求。5.1
16、.2 多级串供的配网线路,应根据线路实际长度、负荷密度、继电保护配合合理设置分段断路器,按照配网线路主干线三分段的原则,主干线分段断路器数不宜超过2个。5.1.3 避免短线路成串成环的接线方式。5.2 对调度运行方式的要求5.2.1 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。继电保护应能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:a) 注意保持配电网中各分段开关运行方式相对稳定。b) 尽量避免采用含有多分段配网开关的线路转供其它10kV以上变电站的低压母线。c) 在环网
17、配置的配电网某些点上,应设置合适的解列点,以便采取有效的解列措施,确保配网中的主要部分、重要用户的供电。d) 在环网配置开环运行的多级串供运行方式中,开环点两侧的分段开关数量应尽量相等。5.2.2 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)5.2.2、5.2.3、5.2.4条的要求。6 继电保护整定的一般规定6.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程(Q/CSG110037-2012)6.1、6.2、6.3、6.7、6.9、6.10、6.13、6.14、6.17、6.19、6.20、6.21条的要求。6.2 10kV(20
18、kV)线路保护在常见运行方式下,有灵敏系数的保护段对本线路末端金属性故障的灵敏系数应不小于1.3。6.3 10kV(20kV)线路保护在常见运行方式下,作远后备的保护段对保护范围末端金属性故障的灵敏系数应不小于1.2。7 配电网保护配置原则7.1 中压配电线路7.1.1 线路保护配置a) 线路保护应随断路器配置。应综合考虑电网结构、负荷密度、负荷重要性、保护配合等因素,遵循适度简化的原则,有选择性的投入或退出部分线路保护。b) 以下情况应配置并投入线路断路器的保护功能:对线末故障灵敏度不足或不满足远后备要求时,应在有灵敏度范围内投入线路分段、分支线断路器保护;线路分段、分支线断路器保护投入能够
19、明显改善电网运行性能,降低变电站中压配电线路跳闸次数,提高用户供电可靠性。c) 变电站主变低压侧复压过流保护对10kV(20kV)出线远后备灵敏度不足1.2的线路,在主变变低后备保护有灵敏度范围内,合理设置线路分段断路器及保护装置。对不满足要求的,应在年度整定计算方案中进行明确,及时将运行风险反馈至设备管理部门,报所在单位分管生产的领导批准,并备案说明。d) 双侧电源的短线路、电缆线路宜采用光纤电流差动保护作为主保护,配过电流保护作为后备保护。e) 双侧电源的平行线路尽可能不并列运行,当必须并列运行时,应配置光纤电流差动保护作为主保护,配过电流保护作后备保护。f) 分布式电源专线并网线路、分布
20、式电源上网存在整定配合困难的线路应配置光纤电流差动保护作为主保护,配过电流保护作为后备保护。g) 10kV(20kV)配电网原则上应开环运行,不宜出现环形网络的运行方式。当必须以环形方式运行时,为简化保护,可采用故障时将环网自动解列而后恢复的方法,对于不宜解列的线路,应配置光纤电流差动保护作为主保护,配过电流保护作为后备保护。h) 小电阻接地系统或消弧线圈并小电阻接地系统,还应配置两段式零序电流保护。7.1.2 线路保护功能线路保护应具备三段式过流保护、两段式零序电流保护及二次重合闸功能,必要时可配置光纤电流差动保护功能。7.1.2.1 过电流保护a) 设三段定时限过电流保护,各段方向可经控制
21、字投退。b) 带方向的过电流保护在TV断线时,自动退出方向。过电流保护动作行为不受TV断线影响。7.1.2.2 零序过流保护a) 设两段零序过流保护,不带方向。第一段动作于跳闸,第二段动作于告警。b) 采用相电流合成方式的电流互感器精度不能满足整定要求时,零序电流输入应采用专用外接闭合式零序电流互感器方式。7.1.2.3 光纤电流差动保护(可选)a) 分相电流差动保护。b) TA断线时,断线相应自动投入TA断线差动保护,TA断线差流定值可整定。未断线相的相电流差动功能正常投入。7.2 配电变压器7.2.1 配电变压器保护配置对变压器的内部、套管及引出线的短路故障,按其容量及重要性的不同,应装设
22、下列保护作为主保护,并瞬时动作于断开变压器的各侧断路器:a) 电压在10kV 及以下、容量在10MVA 及以下的变压器,采用电流速断保护;油式630kVA及干式1000kVA,高压侧采用限流熔断器作为速断和过流、过负荷保护;油式800kVA 及干式1250kVA ,高压侧采用断路器柜,配置速断、过流、过负荷、温度、瓦斯(油浸式)保护。b) 电压在 10kV 以上、容量在10MVA 及以上的变压器,采用纵差保护。对于电压为10kV 的重要变压器,当电流速断保护灵敏度不符合要求时应采用纵差保护。c) 容量为315kVA及以上的用户配电变压器,除应满足以上a)、b)条外,在产权分界处应配置分界断路器
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