线路保护的配置原则
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。
35kV及以下系统保护配置原则及整定方案
35kV及以下系统变压器及线路保护的配置与整定一、保护配置要求GB/T-14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要求：（一）35kV线路保护35kV为中性点非有效接地电力网的线路，对相间短路和单相接地，应按本条的规定装设相应的保护。
1、对相间短路，保护应按下列原则配置：1）保护装置采用远后备方式。
2）下列情况应快速切除故障：A）如线路短路，使发电厂厂用电母线低于额定电压的60％时；B）如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时；C）城市配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时；D）与高压电网邻近的线路，如切除故障时间长，可能导致高压电网产生稳定问题时。
2、对相间短路，应按下列规定装设保护装置。
1）单侧电源线路可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要时可增设复合电压闭锁元件。
由几段线路串联的单侧电源线路及分支线路，如上述保护不能满足选择性、灵敏性和速动性的要求时，速断保护可无选择地动作，但应以自动重合闸来补救。
此时，速断保护应躲开降压变压器低压母线的短路。
2）复杂网络的单回路线路A）可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要时，保护可增设负荷电压闭锁元件和方向元件。
如不满足选择性、灵敏性和速动性的要求或保护构成过于复杂式，宜采用距离保护。
B）电缆及架空短线路，如采用电流电压保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时，宜采用光纤电流差动保护作为主保护，以带方向或不带方向的电流电压保护作为后备保护。
C）环形网络宜开环运行，并辅以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性。
如必须环网运行，为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方式。
3、平行线路平行线路宜分列运行，如必须并列运行时，可根据其电压等级，重要查那关度和具体情况按下列方式之一装设保护，整定有困难时，运行双回线延时段保护之间的整定配合无选择性：A）装设全线速动保护作为主保护，以阶段式距离保护作为主保护和后备保护；B）装设有相继速动功能的阶段式距离保护作为主保护和后备保护。
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。
220kV及以下继电保护配置及原理
110kV及以下等级中，远后备原则指一般只装设单套保 护，不装设失灵保护。断路器或保护拒动由上一线路的后备 保护切除故障。
一、保护装置
线路保护配置原则
220kV线路保护配置： 1、纵联保护 2、三段相间距离保护 3、三段接地距离保护 4、四段零序保护 5、综合重合闸（投单重）
一、保护装置
线路保护配置原则
一、保护装置
母线保护的保护范围
动动手动动手 指一指指一指
一、保护装置
母差保护范围（差区）示意图
母线故障原因
一、保护装置
母线故障的原因 外力破坏，高大设备倒塌，吊车碰撞母线，断路器 套管因表面污秽而导致的闪络,异物挂飘
与母线连接的电压互感器、电流互感器损坏
倒闸操作时引起断路器或隔离开关绝缘瓷瓶损坏
由于运行人员的误操作，如带负荷拉刀闸 造成弧光短路 GIS设备损坏，气体泄漏
一、保护装置
微机型比率制动式母差保护
大差、小差： 母线差动保护由母线大差动 和各段母线的小差动组成
母线“大差”是指 除母联开关和分段 开关外所有支路电 流所构成的差动回 路，用于判别母线
区内和区外故障。
某段母线的“小差 ”是指该段母线上 所连接的所有支路 （包括母联和分段 开关）电流所构成 的差动回路，作为 故障母线选择元件
一、保护装置
保护范围
线路保护的配置原则
110kV 线路保护配置一般装设反应相间故障的距离保护和反应接地故障的零序方向电流保护(或接地距离保护) ，采用远后备方式。
当距离、零序电流保护灵敏度不满足要求或110kV 线路涉及系统稳定运行问题或对发电厂、重要负荷影响很大时，考虑装设全线路快速动作的纵联保护作为主保护，距离、零序电流(或接地距离)保护作为后备保护。
必须指出，目前110kV 数字式线路保护装置一般同时具有接地距离保护与零序电流保护功能，在零序电流保护整定特别是Ⅱ段整定出现灵敏度不满足要求的情况下，可考虑通过降低电流定值，延长保护动作时间等方法进行整定，由于接地距离保护一般灵敏度都能满足要求，因此保护对于接地短路的速动性不会受到影响。
1距离保护距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小(距离大小)的阻抗继电器为主要元件(测量元件) ，动作时间具有阶梯特性的相间保护装置。
当故障点至保护安装处之间的实际阻抗大于预定值时，表示故障点在保护范围之外，保护不动作;当上述阻抗小于预定值时，表示故障点在保护范围之内，保护动作。
当再配以方向元件(方向特性)及时间元件，即组成了具有阶梯特性的距离保护装置。
距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择地、较快地切除相同短路故障。
在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时，则应考虑采用距离保护装置。
距离保护的基本原则如下：(1)距离保护具有阶梯式特性时，其相邻上、下级保护段之间应在动作时间及保护范围上相互配合。
同时，距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置的动作时间及保护范围上相配合。
例如：当相邻为发电机变压器组时，应与其过电流保护相配合;当相邻为变压器或线路时，若装设电流、电压保护，则应与电流、电压保护之动作时间及保护范围相配合。
(2)在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。
例如：当某一较长线路的中间接有分支变压器时，线路距离保护装置第Ⅰ段可允许按伸入至分支变压器内部整定，即可仍按所保护线路总阻抗的80%~85%计算，但应躲开分支变压器低压母线故障;当变压器内部发生故障时，线路距离保护第Ⅰ段可能与变压器差动保护同时动作(因变压器差动保护设有出口跳闸自保护回路) ，而由线路自动重合闸加以纠正，使供电线路恢复正常供电。
线路保护的配置和基本原理
线路保护的配置和基本原理
线路保护是电力系统中的一项重要技术，其配置和基本原理包括以下几个方面：
1. 保护配置：
a. 选择保护器：根据线路的特点和要求选择合适的保护器，常见的有过流保护器、距离保护器、差动保护器等。
b. 选择保护区域：确定需要保护的线路区域范围，一般是线路的起点和终点之间的区域。
c. 设定保护参数：配置保护器的动作参数，如过流保护器的额定电流、距离保护器的整定值等。
2. 基本原理：
a. 过电流保护：通过检测电流的大小来判断线路是否存在过电流故障，当电流超过设定值时，保护器会发出动作信号，切断故障部分。
b. 距离保护：通过测量线路的电气距离来判断故障的位置，当故障发生时，保护器会根据故障距离和设定值的比较结果决定是否动作。
c. 差动保护：通过比较线路两端的电流差异来判断是否存在故障，当差流超过设定值时，保护器会动作切断故障。
线路保护的基本原理是通过检测和判断线路的电流、电压等参数的异常情况来实现保护动作，及时切断故障，保护电力系统的安全运行。
不同类型的线路保护器
适用于不同类型的线路故障，通过合理配置和设置保护参数，可以提高电力系统的可靠性和安全性。
线路保护原理与配置
4.220kV及以上保护双重化配置原则的要 求
①每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所有类型 的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当一套保护退出 时不影响另一套保护的运行。
②两套保护的电流回路应分别取自电流互感器互相独立的绕 组，并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护死 区。
③两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对应。
110kVLFP-941线路保护装置压板
交流电压断线时发“DX”信号的同时，将距离保护退出运行，同时将 零序方向过流保护的方向元件退出，即将零序四段方向过流保护改为无方向 性跳闸方式。同时投入经延时的相电流过流保护（受投距离压板影响 ），若 将“投距离”压板解除，则此PT断线下的相电流保护不起作用。
三 、不同电压等级线路保护的配置
110kV线路保护装置
装置的正面面板布置如下：
（2）指示灯定义如下： “运行”灯为绿色，装置正常运行时点亮。 “TV断线”灯为 黄色，当发生电压回路断线时点亮。“充电”灯为黄色，当重 合闸充电完成时点亮。 “跳闸”、 “重合闸”灯为红色，当保护动作出口点亮，在 “信号复归”后熄灭。 “跳位”灯为红色，“合位”灯为绿色，指示当前开关位置。
继电保护装置基本要求
1、对继电保护性能的要求
继电保护装置应满足选择性、可靠性、灵敏性和
速动性的要求。 2、继电保护“四统一”原则：统一技术标准；统一原 理接线；统一符号；统一端子排布置。 3、继电保护“六统一”原则：统一技术标准；统一原 理接线；统一符号；统一端子排布置；统一定值单格 式；统一故障报告格式。
RCS900系列保护装置上电后，正常运行时液晶屏幕显示主 画面，格式如下：
保护动作时液晶显示说明：本装置能存储128次动作报告，24次故障录 波报告，当保护动作时，液晶屏幕自动显示最新一次保护动作报告，当一次 动作报告中有多个动作元件时，所有动作元件及测距结果将滚屏显示。
图文解释变电站线路保护配置
相对于传统变电站，智能变电站过程层增加了合并单元、智能终端。
这也给继电保护装置及相关配置带来了一些变化。
下面对智能站内220kV及以上电压等级的线路保护相关配置进行简单介绍。
1、配置原则220kV及以上电压等级的继电保护及相关设备、网络都应按照双重化的原则进行配置。
双重化配置的继电保护应遵循以下要求：（1）每套独立的保护装置应能处理可能发生的所有故障类型，两套保护之间不应有任何电器联系，一套保护异常或退出不影响另一套保护运行，这和传统站相同。
（2）两套保护的电流、电压采样值应分别取自相互独立的MU。
（3）双重化配置的MU应分别对应互感器的两套独立二次采样系统。
（4）保护使用的双重化GOOSE/SV网络也应该相互独立，分别对应两台过程层交换机。
当一个网络异常或中断时，不应该影响另一个网络的运行。
（5）两套保护的跳闸回路应与两个智能终端分别一一对应，两个智能终端应与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应。
（6）保护装置、智能终端等智能电子设备之间的相互启动、相互闭锁、位置状态等交换信息可通过GOOSE网络传输，双重化配置的保护之间不直接交换信息。
（7）保护装置采样采用点对点接入的方式。
（8）保护装置应同时支持GOOSE点对点和网络方式传输，跳闸采用GOOSE点对点的方式。
2、线路保护220kV及以上电压等级双母线接线的输电线路，每回线路应配置两套包含有完整的主、后备保护功能的线路保护装置。
合并单元、智能终端均采用双套配置。
保护一般采用安装在线路上的CT、PT获得电流、电压。
用于检同期的母线电压有母线合并单元点对点通过间隔合并单元转接给各间隔保护装置。
线路间隔内应采用保护装置与智能终端之间的点对点跳闸方式。
跨间隔信息，如母差启动失灵、母差动作远跳等则采用GOOSE组网传输的方式。
以下是单套保护的结构示意图。
另外，智能站中通常在保护装置、MU、智能终端分别设置了置检修压板。
在进行智能站线路保护校验时，大家需要注意的是：三块置检修压板位置必须一致（都置检修或都不置检修），保护才能够出口跳闸。
保护配置原则
保护范围划分
主变保护范围：主变三侧断路器TA之间的一次设备。包括三 侧TA、三侧主变侧刀闸、主变油箱内外、三侧避雷器（PT）引 线等，均属于主变保护范围。（2台）
电容器保护范围：电容器断路器TA至电容器的一次设备。包 括TA、刀闸、限流电抗器及电容器等，均属电容器保护范围。 （4组）
站用变保护范围：站用变断路器TA至站用变低压空开之间。 或高压熔断路器至站用变低压空开之间。（2台）
（3）线路保护配置实例
三段式保护
差动保护
3、母线保护配置原则
（1）母线故障类型
母线保护配置原则
母线范围内各点单相接地； 母线范围内各点相间短路； 死区故障； 220kV断路器失灵。
（2）母线保护的配置
母线保护配置原则
a、反应母线范围各点各种短路故障的母差保护； b、反应母联（分段）断路器与其CT之间短路故障
21
变压器保护配置原则
4）110kV及以上中性点直接接地网连接的变压器，对外 部单相接地短路引起的过电流，应装设接地短路后备保 护。
若变压器中性点直接接地运行，对单相接地引起的变压 器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成， 其动作电流与相关线路零序过电流保护配合。每段保护 可设两个时限，并以较短时限动作于缩小故障影响范围， 或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各 侧断路器。
中性点间隙接地间隙保护配置 30
2、线路保护配置原则
（1）线路故障类型
线路保护配置原则
单相接地； 两相接地； 两相短路； 三相短路； 各种断线故障。
（2）线路保护配置原则
35/10kV线路保护配置原则
依据GB/T-14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要求 （1）10～35kV线路配置微机型三段式电流保护。 （2）单侧电源线路,保护装置仅装在线路的电源侧。线路不应多级
10kV配网线路开关配置和配网线路保护定值设定原则
10kV配网线路开关配置和配网线路保护定值设定原则一、10kV配网线路开关配置原则1.开关的选择应根据线路长度、负荷情况、线路类型等因素进行综合考虑。
一般情况下，较长的线路应配置较多的开关，以便实现对线路的分段控制和隔离。
2.开关的配置应尽量避免在斜坡、山峰、高楼、人口密集区等地点，以减少事故风险。
3.开关的配置应尽量避免在高温、高湿度、易积水的地区，以延长设备的使用寿命。
4.开关的配置应考虑到线路的可靠性和供电的连续性，可根据系统的重要程度和用户的要求进行合理配置。
1.过电流保护定值设定：应根据线路的额定电流、负荷情况、开关类型等因素进行综合考虑。
一般情况下，过电流保护定值应设置在线路额定电流的1.2-1.5倍，以保证线路正常运行和过载时的可靠性。
2.短路保护定值设定：应根据线路的短路容量、线路长度、负荷情况等因素进行综合考虑。
一般情况下，短路保护定值应设置在线路短路容量的80%-90%范围内，以避免误动作和漏保现象。
3.地故障保护定值设定：应根据线路的地电容、地电阻、线路长度等因素进行综合考虑。
一般情况下，地故障保护定值应设置在线路地故障电流的10%-20%范围内，以快速、准确地判断地故障并及时切除故障点。
4.过电压保护定值设定：应根据线路的耐受电压、负荷情况、电源特性等因素进行综合考虑。
一般情况下，过电压保护定值应设置在线路耐受电压的1.1-1.3倍，以确保线路正常运行和抵御外界电压冲击的能力。
5.欠电压保护定值设定：应根据线路的最低负荷要求、电源特性等因素进行综合考虑。
一般情况下，欠电压保护定值应设置在线路最低负荷时的额定电压的90%-95%范围内，以确保线路正常供电和避免负荷不足的影响。
综上所述，10kV配网线路的开关配置和保护定值设定应根据线路特点、负荷情况、电源特性等因素进行综合考虑，以确保线路的可靠供电和安全运行。
在配置开关时，应考虑线路长度、负荷情况、线路类型等因素，合理分段控制和隔离线路。
高压线路保护
lK
---短路点的距离（km）。
因此0°接线时的测量阻抗值与故障类型无关，只与保护安装处到短路 的距离和系统的运行接线方式有关。
保护功能：距离元件
为解决距离保护出口故障电压死区问题，设置了专门的方向元件。对 于三相故障采用记忆电压与故障后电流比相来判方向（如下图）；对 于不对称故障采用负序方向元件判方向。
i i i k 、k T 、k 2T 分别为当前时刻、1周前、2周前时刻的采样值。
T 为采样周期。CSC系列的保护为每周波24点采样。 △3i0 为零序电流突变量。 IQD 为突变量电流启动定值。 当任意的相间电流突变量或零序电流突变量连续4次超过启动门槛值时， 保护启动。
保护功能：保护启动元件
3） 双重化配置保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供 电的直流母线段。 4） 两套保护的跳闸回路应与断路器的两个跳圈分别一一对 应。 5） 双重化的线路保护应配置两套独立的通信设备（含复用 光纤通道、独立光芯、微波、载波等通道及加工设备等）， 两套通信设备应分别使用独立的电源。 6） 双重化配置保护与其他保护、设备配合的回路应遵循相 互独立的原则。
2）零序电流辅助启动元件： 为防止经大过渡电阻接地短路时，故障电流小，而突变量启动元件灵敏 度不够。带30ms延时。 动作判据：3i0>0.9× I 0 dz 其中：3i0为外接零序电流。 I 0 dz 为以下定值中最小值： 纵联零序电流定值、零序IV段定值、零序反时限电流定值。
保护功能：距离元件
2、配置原则 220KV线路保护配置原则： 保护双重化： 1） 每套完整、独立的保护装置应能处理可能发生的所 有类型的故障。两套保护之间不应有任何电气联系，当 一套保护退出时不应影响另一套保护的运行。 2） 两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器的不 同二次绕组。 3）电流回路应分别取自电流互感器互相独立的二次绕组， 并合理分配电流互感器二次绕组，避免可能出现的保护 死区。分配接入保护的互感器二次绕组时，还应特别注 意避免运行中一套保护退出时可能出现的电流互感器内 部故障死区问题。
220kV线路保护
许继220kV线路——相间距离保护实现
1、输电线路距离保护安装处相间电压降计算公式：
U U K IZ1
UK ——短路点的相间电压。 I ——两相电流差 IZ1 ——从短路点到保护安装处的两相压降之差。
许继220kV线路——接地距离保护实现
1、相间距离保护Ⅰ、Ⅱ段的动作特性：极化圆
X
ZDZ
12° 电 电 电
4、接地距离保护所用定值：零序电抗、零序电阻补 偿系数；正序阻抗角；负荷电阻；接地电抗Ⅰ、 Ⅱ、Ⅲ段定值（并非是阻抗定值Z，而是X）；接 地Ⅱ、Ⅲ段延时。（以上定值确定接地特性）
许继220kV线路——距离保护的实现
5、相间距离保护所用定值：正序阻抗角；相间偏移 角；负荷电阻；相间阻抗Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段定值（是 阻抗定值Z；相间Ⅱ、Ⅲ段延时。（以上定值确定 圆特性）
2、对于电网中担负电能输送的220kV及以上高 压、超高压输电线路，对其进行合理的保护配 置就尤为重要。
220kV线路保护配置——原则
3、对于220kV及以上电压等级的输电线路保护配置 系统，根据所起作用和性能要求的不同，分为三 类：
➢ 主保护（在线路全长内能以最快速度切除任何类 型的故障 ）；
➢ 后备保护（作为主保护的后备，在主保护退出检 查维修或拒动情况下能够切除故障 ）；
1、输电线路距离保护安装处单相电压降计算公式： 是该相上正序、负序和零序电压降之和。
U U K I1 Z1 I2 Z 2 I0 Z 0 I0 Z1 I0 Z1
U K
( I1
I2
I0
)Z1
3I0
Z0 Z1 3Z1
Z1
U K ( I K 3I0 )Z1
K——零序电流补偿系数。 UK ——短路点的该相电压。 (I K3I0)Z1 ——该相从短路点到保护安装处的压降
线路保护的配置原则
线路保护的配置原则1. 简介线路保护是电力系统中的重要组成部分，其作用是在电力故障发生时，迅速侦测并切除故障，保护电力设备和电网的安全稳定运行。
线路保护的正确配置是保证电力系统可靠性和安全性的必要条件。
本文将探讨线路保护的配置原则，并分析其中的关键因素。
2. 线路保护的基本原则（1）故障侦测速度：线路保护系统应具有快速侦测故障的能力，以确保在最短时间内切除故障，减少对设备和系统的损坏。
（2）选择性：线路保护系统应具备良好的选择性，能够辨别出故障点的位置，并迅速切断故障线路，同时不影响其他正常运行的线路。
（3）可靠性：线路保护系统应具备高度可靠的性能，能够在各种条件下正确判断故障，避免误动作和漏动作，以保证电力系统的稳定运行。
（4）经济性：线路保护系统的配置应考虑经济因素，选择性能良好且价格合理的保护设备，以保障线路的可靠性和运行成本的合理性。
3. 配置原则（1）故障类型与保护方案的匹配：不同类型的线路故障需要采用不同的保护方案。
例如，对于短路故障，应采用过电流保护方案；对于接地故障，应采用零序电流保护方案。
因此，在配置线路保护系统时，应根据故障类型选择适当的保护方案。
（2）线路长度与保护灵敏度的平衡：线路长度较长时，故障的位置判别难度增加，因此需要提高保护的灵敏度。
但是，过高的灵敏度可能会导致误动作的出现。
因此，在配置线路保护系统时，需要平衡线路长度和保护灵敏度之间的关系，以提高系统的可靠性。
（3）备用保护的配置：为了增强系统的可用性，通常会配置备用保护。
备用保护可以作为主保护无法正常工作时的故障探测和切除手段。
在配置备用保护时，应保证其与主保护之间具备良好的互备关系，以确保故障时的快速响应。
（4）与其他保护设备的协调配置：线路保护系统与其他保护设备（如差动保护、跳闸装置等）应进行协调配置，以实现全面的保护覆盖和故障切除能力。
在协调配置中，应注意保护设备之间的时差和动作方式，确保各保护设备之间的协调性和一致性。
保护配置原则
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变压器保护配置原则
3）对外部相间短路引起的变压器过电流，变压器应 装设相间短路后备保护。保护带延时跳开相应的断 路器。相间短路后备保护宜选用过电流保护、复合 电压（负序电压和线间电压）启动的过电流保护。 单侧电源双绕组变压器和三绕组变压器，相间短路 后备保护宜装于各侧。非电源侧保护带两段每段三 时限，用第一时限断开本侧母联或分段断路器，缩 小故障影响范围；用第二时限断开本侧断路器；用 第三时限断开变压器各侧断路器。电源侧保护带一 段时限，断开变压器各侧断路器。
4、电容器保护配置原则
（1）电容器故障类型
电容器保护配置原则
a、电容器组和断路器之间连接线短路； b、电容器内部故障及其引出线短路； c、电容器组中，某一故障电容器切除后所引起的过电压； d、电容器组的单相接地故障； e、电容器组过电压； f、所联接的母线失压。
（2）电容器保护配置
电容器保护配置原则
1320211保护配置原则目录?主接线及运行方式?保护范围的划分?保护配置原则一主接线及运行方式135kv变电站的接线及运行方式参见仿真系统中35kv庄子站210kv开闭所主接线及其运行方式参见仿真系统中市委开闭所变电站主接线及运行方式二保护范围划分线路保护范围
保护配置原则
8/14/2019
1
目录
压
器
接
地
后
备
配
置
图
I02：无方向（中TA） T21 总出口
3U0： T21 总出口
I0jx： T11 母联 T12 总出口
电力系统对各种电压等级线路保护的配置要求
电力系统对各种电压等级线路保护的配置要求一、220kV及以上电压等级的线路保护配置要求1、220kV及以上电压等级线路保护应按双重化配置。
2、对于220kV及以上电力系统的线路继电保护，一般采用近后备保护方式，即当故障元件的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，起动断路器失灵保护，断开与故障元件所接入母线相连的所有其他连接电源的断路器。
有条件时可采用远后备保护方式，即故障元件所对应的继电保护装置或断路器拒绝动作时，由电源侧最邻近故障元件的上一级继电保护装置动作切除故障。
3、对于220kV及以上电力系统的母线，母线差动保护是其主保护，变压器或线路后备保护是其后备保护。
如果没有母线差动保护，则必须由对母线故障有灵敏度的变压器后备保护或/及线路后备保护充任母线的主保护及后备保护。
4、每套保护除具有全线速断的纵联保护功能外，还至少具有三段式相间、接地距离保护，反时限或定时限零序方向过流保护的后备保护功能。
5、配置综合重合闸。
二、3~110kV电压等级的线路保护配置要求1、一般采用远后备原则，即在临近故障点的断路器处装设的继电保护或断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。
2、110kV及以下电网均采用三相重合闸。
3、110kV的重要线路配置纵联保护；4、66kV~110kV中性点接地系统线路应配置零序保护，由零序末段保证高电阻接地故障可靠切除。
5、66kV~110kV线路配置的距离保护应根据系统特点选择是否经振荡闭锁；6、35kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。
7、3~110kV可根据线路要求配置阶段式电流保护。
8、3~110kV平行双回线可根据要求配置横差保护。
三、我国电力系统中中性点接地系统种类及它们对继电保护的要求我国电力系统中性点接地方式有三种：(1)中性点直接接地系统；(2)中性点经消弧线圈接地系统；(3)中性点不接地系统；110kV及以上电网的中性点均采用第（1）种接地方式；在这种系统中，发生单相接地故障时接地短路电流很大，故称其为大接地电流系统。
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110kV 线路保护配置一般装设反应相间故障的距离保护和反应接地故障的零序方向电流保护(或接地距离保护) ，采用远后备方式。
当距离、零序电流保护灵敏度不满足要求或110kV 线路涉及系统稳定运行问题或对发电厂、重要负荷影响很大时，考虑装设全线路快速动作的纵联保护作为主保护，距离、零序电流(或接地距离)保护作为后备保护。
必须指出，目前110kV 数字式线路保护装置一般同时具有接地距离保护与零序电流保护功能，在零序电流保护整定特别是Ⅱ段整定出现灵敏度不满足要求的情况下，可考虑通过降低电流定值，延长保护动作时间等方法进行整定，由于接地距离保护一般灵敏度都能满足要求，因此保护对于接地短路的速动性不会受到影响。
1距离保护
距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小(距离大小)的阻抗继电器为主要元件(测量元件) ，动作时间具有阶梯特性的相间保护装置。
当故障点至保护安装处之间的实际阻抗大于预定值时，表示故障点在保护范围之外，保护不动作;当上述阻抗小于预定值时，表示故障点在保护范围之内，保护动作。
当再配以方向元件(方向特性)及时间元件，即组成了具有阶梯特性的距离保护装置。
距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择地、较快地切除相同短路故障。
在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时，则应考虑采用距离保护装置。
距离保护的基本原则如下：
(1)距离保护具有阶梯式特性时，其相邻上、下级保护段之间应在动作时间及保护范围上相互配合。
同时，距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置的动作时间及保护范围上相配合。
例如：当相邻为发电机变压器组时，应与其过电流保护相配合;当相邻为变压器或线路时，若装设电流、电压保护，则应与电流、电压保护之动作时间及保护范围相配合。
(2)在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。
例如：当某一较长线路的中间接有分支变压器时，线路距离保护装置第Ⅰ段可允许按伸入至分支变压器内部整定，即可仍按所保护线路总阻抗的80%~85%计算，但应躲开分支变压器低压母线故障;当变压器内部发生故障时，线路距离保护第Ⅰ段可能与变压器差动保护同时动作(因变压器差动保护设有出口跳闸自保护回路) ，而由线路自动重合闸加以纠正，使供电线路恢复正常供电。
(3)采用重合闸后加速方式，达到保护配合的目的。
采用重合闸后加速方式，除了加速故障切除，以减小对电力设备的破坏程度外，还可借以保证保护动作的选择性。
这可在下述情况下实现：当线路发生永久性故障时，故障线路由距离保护断开，线路重合闸动作，进行重合。
此时，线路上、下相邻各距离保护的Ⅰ、Ⅱ段可能均由其震荡闭锁装置所闭锁，而未经震荡闭锁装置闭锁的第Ⅲ段，在有些情况下往往在时限上不能互相配合(因有时距离保护Ⅲ段与相邻保护的第Ⅱ段配合) ，故重合闸后将会造成越级动作。
其解决办法是采用重合闸后加速距离保护Ⅲ段，一般只要重合闸后加速距离保护Ⅲ段在 1.5～2s，即可躲过系统震荡周期，故只要线路距离保护Ⅲ段的动作时间大于2～2.5s，即可满足在重合闸后仍
能互相配合的要求。
2零序电流保护
中性点直接接地系统中发生接地短路，将发生很大的零序电流分量，零序电流只在故障点与中性点接地的变压器之间流动，并由大地构成回路。
零序电流的分布网络就是零序网络。
利用零序电流分量构成保护，可作为一种主要的接地短路保护。
因为它不反映三相和两相短路，在正常运行和系统发生震荡时也没有零序分量发生，所以它有较好的灵敏度。
另一方面，零序电流保护仍有电流保护的某些弱点，即它受电力系统运行变化的影响较大，灵敏度将因此降低;特别是在短距离的线路上以及复杂的环网中，由于速动段的保护范围太小，甚至没有保护范围，致使零序电流保护各段的性能严重恶化，使保护动作时间很长，灵敏度很低。
所以当零序电流保护的保护效果不能满足电力系统要求时，则应装设接地距离保护。
接地距离保护因其保护范围比较固定，对本线路和相邻线路的保护效果都会有所改善。
110KV 线路零序电流保护整定原则(单侧电源为例)
电测电源线路的零序电流保护一般为三段式，终端线路也可以采用两段式：
(1)零序电流I 段电流定值按躲过本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，应计互感的作用。
(2)三段式保护的零序电流II 段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于规定的灵敏系数整定的，还应与相邻线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作时间按配合关系整定。
(3)三段式保护的零序电流Ⅲ段作本线路经电阻接地故障和相邻元件接地故障的后备保护，其电流一次定值不应大于300A，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障有灵敏系数的要求，校核与相邻线路零序电流Ⅱ段或Ⅲ段的配合情况，动作时间按配合关系整定。
(4)终端线路的零序电流I 段保护范围允许伸入线路末端供电变压器(或T 接供电变压器) ，变压器故障时，线路保护的无选择性动作由重合闸来补救。
(5)终端线路的零序电流最末一段作本线路经电阻接地故障和线路末端变压器故障的后备保护，其电流定值应躲过线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流。
(6)采用前加速方式的零序电流保护各段定值可以不与相邻线路保护配合，其定值根据需要整定，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救。
对于110kV 输电线路，因三相断路器为同时动作，不存在单相重合闸操作，因此，整定过程中无需考虑单相重合闸时的非全相运行问题。