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110KV线路继电保护及其二次回路设计

目 录
第 一 部 分 绪 论
第1.1节 电力系统继电保护的作用
第1.2节 电力系统继电保护技术与继电保护装置
第1.3节 继电保护的基本要求
第1.4节 继电保护的设计原则
第 二 部 分　系统中各元件的主要参数计算
第2.1节 标幺制及标幺值计算法
第2.2节 发电机参数的计算
第2.3节 变压器参数的计算
第2.4节 输电线路参数的计算
第 三 部 分 输电线路上的CT.PT变比的选择
第 3.1节 互感器的作用
第 3.2节 输电线路上CT的变比选择
第 3.3节 输电线路上PT的变比选择
第 四 部 分 中性点接地的选择
第 4.1节 中性点接地的确定原则
第 4.2节 中性点接地的选择
第 五 部 分 短路电流的计算
第 5.1节 电力系统短路计算的目的及步骤
第 5.2节 运行方式的确定
第 5.3节 短路计算结果
第 六 部 分 电力网相间继电保护方式选择与整定计算
第 6.1节 110KV电力网中线路继电保护的配置
第 6.2节 相间距离保护的整定计算
第 6.3节 平行双回线路横联差动保护的整定计算
第 6.4节 双回线与单回线电流、电压保护的整定计算
第 七 部 分 电力网相间继电保护方式选择与整定计算
第 7.1节 电力网零序继电保护方式配置
第 7.2节 零序电流保护整定计算的运行方式分析
第 7.3节 零序横联差动电流方向保护的整定计算
第 7.4节 多段式零序电流保护的整定计算
第 7.5节 零序电流保护的评价及使用范围
第 八 部 分 自动重合闸的选择
第 8.1节 自动重合闸的配置原则
第 8.2节 自动重合闸的基本要求
第 8.3节 自动重合闸的选择

第 一 章 概述

第 1 . 1节 电力系统继电保护的作用

电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源，电力系统的安全稳定运行对国民经济、人民生活乃至社会稳定都有着极为重大的影响。电力系统由各种电气元件组成。这里电气元件是一个常用术语，它泛指电力系统中的各种在电气上的独立看待的电气设备、线路、器具等。由于自然环境，制造质量运行维护水平等诸方面的原因，电力系统的各种元件在运行中可能出现各种故障或不正常运行状态。因此，需要有专门的技术为电力系统建立一个安全保障体系，其中最重要的专门技术之一就是继电保护技术。
电力系统继电保护的基本作用是：在全系统范围内，按指定分区实时的检测各种故障和不正常运行状态，快速及时地采取故障隔离或告警等措施，以求最大限度地维持系统的稳定，保持供电的连续性，保障人身的安全，防止或减轻设备的损坏。

第 1 . 2节 电力系统继电保护技术与继电保护装置

继电保护技术是一个完整的体系，它主要由电力系统的故障分析、继电保护原理及实现、继电保护配置设计、继电保护运行与维护等技术构成，而完成继电保护功能的核心是继电保护装置。
继电保护装置，是指装设于整个电力系统的各个元件上，能在指定区域快速准确地对电气元件发出的各种故障或不正常运行状态作出反应，并按规定时限内动作，时断路器跳闸或发出告警信号的一种反事故自动装置。继电保护装置的基本任务是：
（1）自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除并最大限度地保证其他无故障部分恢复正常运行；
（2）能对电气元件的不正常运行状态作出反应，并根据运行维护规范和设备承受能力动作，发出告警信号，或减负荷，或延时跳闸；
（3）条件许可时，可采取预定措施，尽快地恢复供电和设备运行。
总之，继电保护技术是电力系统必不可少的组成部分，对保障系统安全运行，
保证电能质量，防止故障扩大和事故发生，都有极其重要的作用。

第1.3节 继电保护的基本要求

对作用于跳闸的继电保护装置，在技术上有四个基本要求，也就是所说的“四性”：选择性、速动性、灵敏性和可靠性。
1、 选择性
选择性是指继电保护装置动作时，应在尽可能小的范围内将故障元件从电力系统中切除，尽量缩小停电范围，最大限度的保护电力系统中非故障部分能继续运行。
2、速动性
快速的切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性，减少用户在电压降低的情况下工作的时间，以及缩小故障元件的损坏程度。因此，在发生故障时，应力求保护装置能迅速动作，切除故障。
动作迅速而同时又能满足选择性要求的保护装置，一般结构都比较复杂，价格也比较昂贵。电力系统在一些情况下，允许保护装置带有一定的延时切除故障的元件。因此，对继电保护速动性的具体要求，应根据电力系统的接线以及被保护元件的具体情况来确定。
切除故障的总时间等于保护装置和断路器动作时间之和。一般的快速保护的动作时间为0.06~0.12s，最快的可达0.01~0.04s；一般的断路器动作时间为0.06~0.15s，最快的可达0.02~0.06s。
3、灵敏性
继电保护的灵敏性是指，对于其保护范围内发生的故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的博爱户范围内部发生故障时，不论短路点的位置、短路的类型如何，以及短路点是否有过渡电阻都能敏锐感觉，正确反应。保护装置的灵敏性，通常用灵敏系数来衡量，通常记为Ksen，它主要决定于被保护元件和电力系统的参数和运行方式。
4、可靠性
保护装置的可靠性是指，对于任何一台保护装置，在为其规定的保护范围内发生了他应该动作的故障，它不应该拒绝动作（简称拒动）；而在其他任何情况下，包括系统正常运行状态或发生了该保护装置不应该动作的故障时，则不应该错误动作（简称误动）。
可靠性主要是针对保护装置本身的质量和运行维护水平而言的。一般来说，保护装置的原理方案越周全，结构设计越合理，所用元器件质量越好，制造工艺越精良，内外接线越简明，回路中继电器的触点数量越少，保护装置工作的可靠性就越高。同时，正确的安装和接线、严格的调整和试验、精确的整定计算和操作、良好的运行维护以及丰富的运行经验等，对于提高保护运行的可靠性也具有重要的作用。
以上四个基本要求是分析研究继电保护性能的基础。在它们之间，既有矛盾的一面，又有在一定条件下统一的一面。继电保护的科学研究、设计、制造和运行的绝大部分工作也是围绕着如何处理好这四个基本要求之间的辨证统一关系而进行的。
另外，再选择继电保护方式时除应满足上述的基本要求外，还应考虑经济条件。
第1.4节　电网继电保护的设计原则

关于电网继电保护的选择在“技术规程”中已有具体的规定，一般要考虑的主要规则为：
（1） 电力设备和线路必须有主保护和后备保护，必要时增加辅助保护，其中主保护主要考虑系统稳定和设备安全；后备保护主要是考虑主保护和断路器拒动时用于故障切除；辅助保护是补充前二者的不足或在主保护退出时起保护作用；
（2） 线路保护之间或线路保护与设备保护之间应在灵敏度、选择性和动作时间上相互配合，以保证系统安全运行；
（3） 对线路和设备所有可能的故障或异常运行方式均应设置相应的保护装置，以切除这些故障和给出异常运行的信号；
（4） 对于不同电压等级的线路和设备，应根据系统运行要求和《技术规程》要求,配置不同的保护装置.一般电压等级越高,保护的性能越高越完善,如330KV以上线路或设备的主保护采用“双重化”保护装置等；
（5）所有保护装置均应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性要求。

第 二 章　系统中各元件的主要参数计算

第2.1节 标幺制及标幺值计算方法

2.1.1　标幺制的概念
　在电力系统计算中，广泛采用标幺制。标幺制是相对单位制中的一种，在标幺制中各物理量都用标幺值表示。
标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）　
标幺值是一个没有量纲的数值。对于同一个实际值，当所选的基准值不同是，其标幺值也不同。所以当诉说一个物理量的标幺值是，必须同时说明起基准值多大，否则仅有一个标幺值是没意义的。
当选定电压、电流、阻抗、和功率的基准值分别为UB、IB、ZB和SB时,相应的标幺值为
U* = U/UB 　　　 　　（2-1）
I* = I/IB 　　　　　（2-2）
Z* = Z/ZB 　　　　　（2-3）
S* = S/SB 　　　　 （2-4）
2.1.2　基准值的选取
　采用标幺值的目的是为了简化计算和便于对计算结果作出分析评价，在选择基准值时应考虑尽量实现这些目的。
电力系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,原则上可以任意选取。四个物理量的基准值都要分别满足以上的公式，因此，四个基准值只能任选两个，其余两个则由上述关系式决定。至于先选定哪两个基准值，原则上没有限制；但习惯上多先选定UB ＳB。这样电力系统主要涉及三相短路的IB ZB, 可得:
IＢ＝ＳＢ／UB （2.5）
ＺＢ＝UＢ／IＢ＝U²B／ＳＢ （2.6）
UＢ和ＳＢ原则上选任何值都可以，但应根据计算的内容及计算方便来选择。通常UB多选为额定电压或平均额定电压。ＳB可选系统的或某发电机的总功率；有时也可取一整数，如100、1000MVA等。
用标幺值计算时，也就是在各元件参数的有名值归算到同一个电压等级后，在此基础上选定统一的基准值求各元件参数的标幺值。
2.1.3标幺值的计算方法：
标幺值的计算有精确计算法和近似计算法两种，其区别在于参数归算时是否采用变压器实际变比。
（1） 精确的计算法，在标幺值归算中，不仅将各电压级参数归算到基本级，而且还需选取同样的基准值来计算标幺值。
1）将各电压级参数的有名值按有名制的精确计算法归算到基本级，再基本级选取统一的电压基值和功率基值。
2）各电压级参数的有名值不归算到基本值而是再基本级选取电压基值和功率基值后将电压基值向各被归算级归算，然后就在各电压级用归算得到的基准电压和基准功率计算各元件的标幺值。
（2）近似计算：标幺值计算的近似归算也是用平均额定电压计算。标幺值的近似计算可以就在各电压级用选定的功率基准值和各平均额定电压作为电压基准来计算标幺值即可。
本次设计采用近似计算法。取基准功率为100MVA，基准电压为115KV。所有元件的电阻都忽略不计，其中2.2KM线路基准电压为6.3K。
2.1.4标幺制的特点
　　１.优点：
１）易于比较电力系统中各元件的特性及参数；
２）采用标幺制，能够简化计算公式；
３）采用标幺制，能够在一定程度上简化计算工作。
２．缺点：
没有量纲，因而在物理概念上不如有名值明确。

第2. 2节 发电机参数的计算

发电机的电抗有名值：
（2.7）
发电机的电抗标幺值：
（2.8）
式中： —— 发电机次暂态电抗
—— 发电机的额定电压
——基准电压，取115KV
—— 基准容量，取100MVA
——发电机额定容量，单位MVA
计算过程详见计算书，计算结果如表2.1所示：
表2.1　发电机参数结果表
容量
/KVA
额定电压 /KV
功率因数COSφ
次暂态电抗

等值电抗 （标幺值）
等值电抗（有名值）
6000
6.3
0.8
12.2%
1.627
0.646
12000
6.3
0.8
12.0%
0.800
0.318
25000
6.3
0.8
16.5%
0.528
0.209

第2. 3节 变压器参数的计算

2.3.1 双绕组变压器参数的计算
双绕组变压器电抗有名值：
（2.9）
双绕组变压器电抗标幺值：

（2.10）
式中： —— 变压器短路电压百分值
—— 发电机的额定电压
——基准电压115kv
—— 基准容量100MVA
——变压器额定容量MVA
2.3.2 三绕组变压器参数的计算：
（1）各绕组短路电压百分值
UKI（%）=〔UdI-II（%）+UdI-III（%）-UdII-III（%）〕 （2.11）
UKII（%）=〔UdI-II（%）+UdII-III（%）-UdI-III（%）〕 （2.12）
UKIII（%）=〔UdI-III（%）+UdII-III（%）-UdI-II（%）〕 （2.13）
式中：UdⅠ—Ⅱ（%）、UdⅠ—Ⅲ（%）、 UdⅡ—Ⅲ（%）分别为高压与中压，高压与低压，
中压与低压之间的短路电压百分值。
（2）各绕组的电抗有名值
XT1 = （2.14）
XT2 = （2.15）
XT3 = （2.16）
各绕组的电抗标幺值
XT1* = （2.17）
XT2* = （2.18）
XT3* = （2.19）
式中： SB ---------- 基准容量,取为100MVA；
SN ---------- 变压器额定容量
—— 发电机的额定电压
——基准电压，取115KV
计算过程详见计算书，计算结果如表2.2所示：

表2.2变压器参数结果表
容量
/KVA
绕组型式
短路电压百分值
Uk（%）
等值电抗
标幺值
等值电抗
有名值Ω
110KV侧
额定电流　
15000
三相双绕组
10.5%
0.700
92.575
75.3A
31500
三相双绕组
10.5%
0.333
44.083
158A

45000

三相三绕组
UdⅠ-Ⅱ（%）= 17 %
UdⅠ-Ⅲ（%）= 10.5 %
UdⅡ-Ⅲ（%）= 6 %
0.239
0.139
0.0
31.593
18.388
-0.735

225.9A

20000

三相三绕组
UdⅠ-Ⅱ（%）= 17 %
UdⅠ-Ⅲ（%）= 10.5 %
UdⅡ-Ⅲ（%）= 6 %
0.538
0.312
0.0
71.018
41.394
-1.653

100.4A

31500

三相三绕组
UdⅠ-Ⅱ（%）= 17 %
UdⅠ-Ⅲ（%）= 10.5 %
UdⅡ-Ⅲ（%）= 6 %
0.341
0.198
0.0
45.133
26.241
-1.058

158A
说明：对普通（非自耦）三绕组变压器，按如上方法求得的三个电抗中，有一个可能是负值，这是由于这种变压器的三个绕组中，必有一个在结构上处于其它两个绕组之间，而这个处于居中位置的绕组与位于它两侧两个绕组间的两个漏抗之和又小于该两绕组相互间的漏抗。例如，中压绕组居中，且有UdⅡ—Ⅲ（%）+ UdⅠ—Ⅱ（%）〈 UdⅠ—Ⅲ（%） 的关系。因此，这种等值电抗为负值的现象并不真正表示该绕组有容性漏抗。普通三绕组变压器出现这种现并不少见，但因这一负值电抗的绝对值往往很小，在近似计算中常取其为零。

第2. 4 节 输电线路参数的计算

输电线路电阻忽略不计，线路正序阻抗为0.4Ω/KM，线路零序阻抗为X0 = 3.5X1， 且负序阻抗X2 = XI
（1）线路阻抗有名值的计算：
正、负序阻抗 XI = X2 = x·L 　 （2.20）
零序阻抗 　 X0 = 3.5 XI 　（2.21）
（2）线路阻抗标幺值的计算：
正、负序阻抗XI* = X2* = x·L· 　 （2.22）
零序阻抗 X0＊ = 3.5 XI＊ 　　（2.23）
式中： x ------------ 每公里线路正序阻抗值，单位Ω/KM
L ------------ 线路长度，单位 KM
SB ------------ 基准容量 ，取为100 MVA
UB ------------ 基准电压 ，取为115 KV （D厂2.2KM线路取6.3KV）
计算过程详见计算书，计算结果如表2.3所示：
表2.3　线路参数
线路
名称
长度/KM
正、负序
电　抗
（标幺值）
正、负序
电　抗
（有名值）Ω
零序电抗（标幺值）
零序电抗 （有名值）Ω
最大工作电流Ａ
A厂-BD5
65
0.197
26
0.688
91
98.2
A厂-BD1
13.3
0.04
5.32
0.141
18.62
260
A厂-BD2
43
0.130
17.2
0.455
60.2
260
B厂-BD1
19
0.058
7.6
0.201
26.6
160
B厂-BD2
48
0.145
19.2
0.508
67.2
160
B厂-BD3
15
0.045
6
0.159
21
160
B厂-BD4
35
0.106
14
0.371
49
226
C厂-BD4
49
0.148
19.6
0.519
68.6
151
D厂
2.2
2.217
0.88
7.760
3.08

第3章 输电线路上的CT.PT变比的选择

第3. 1节 互感器的作用

互感器是一次系统和二次系统间的联络元件，用以分别向测量仪表，继电器电流线圈和电压线圈供电，正确反应电气设备的正常用行和故障情况。互感器的作用为：
（1）将一次回路的高电压和大电流变为二次回路的标准的低电压（100V）和小电流（5A或1A），使测量仪表和保护装置标准化，小型化并使其结构轻巧，价格便宜和便于屏内安装。
（2）使二次设备与高压部分隔离，且互感器二次部分侧均接地，从而保证了设备和人生的安全。
（3）取得零序电流和零序电压。

第3.2节 输电线路上CT的变比选择

3.2.1 CT（电流互感器）的特点：
（1）一次绕组串联在电路中并且匝数很少，故一次绕组中的电流完全取决于被测电路的负荷电流，而与二次电流大小无关。
（2）电流互感器的二次绕组所接仪表的电流线圈阻抗很小，所以正常情况下，电流互感器在近于短路状态下运行。
3.2.2 CT（电流互感器）变比选择的原则
电流互感器的选择和配置有应满足下列条件：
（1）型式：电流互感器的型式应根据环境条件和产品情况选择。对于6~20kv屋内配电装置，可采用瓷绝缘结构或树脂浇注绝缘结构的电流互感器。对于35kv及以上配电装置，一般采用油浸瓷箱式绝缘结构的独立式电流互感器。
（2）一次回路电压：Ug<Un
Ug为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流；Un为电流互感器额定电压。（3）一次回路电流：Ig.max<In
Ig.max为电流互感器安装处的一次回路最大工作电流；In为电流互感器原边额定电流。
3.2.3 选择结果：

表3.1　CT选择结果
线路名称
长度（km）
最大工作电流（A）
工作电压（KV）
CT型号
变比
A厂—BD5
65
98.2
110
Lcw--110
100/5
A厂—BD1
13.3
260
110
Lcw--110
300/5
A厂—BD2
43
260
110
Lcw--110
300/5
B厂—BD1
19
160
110
Lcw--110
200/5
B厂—BD2
48
160
110
Lcw--110
200/5
B厂—BD3
15
161
110
Lcw--110
200/5
B厂—BD4
35
226
110
Lcw--110
300/5
C厂—BD4
49
151
110
Lcw--110
200/5

第3.3节 输电线路上PT变比的选择

3.3.1 PT（电压互感器）的特点
（1）容量很小，类似一台小容量变压器，但结构上要求有较高的安全系数。
（2）二此侧所接仪表和继电器的低压线圈阻抗很大，互感器近视于空载运行．
3.3.2 PT（电压互感器）变比的选择原则
电压互感器的选择应满足下列条件：
（1）型式：电压互感器的型式应根据使用条件选择。35~110kv配电装置，一般采用树脂浇注绝缘结构的电压互感器。当需要检查和监视一次回路单相接地时，应选用三相五柱式电压互感器或具有第三绕组的单相电压互感器。
（2）一次电压U1：1.1UN>U1>0.9UN
Un为电压互感器额定一次线电压,1.1和0.9是允许的一次电压波动范围。
（3）电压互感器的二次电压U2N，应根据使用情况，按表3.2选用。

表3.2 电压互感器二次额定电压选择
绕组
主二次绕组
附加二次绕组
高压侧
接线方式
接于线电压
接于相电压
中性点直接接地
中性点不接地或经销弧线圈接地
二次额定电压
100

100

3.3.3 PT变比选择的结果
　　根据以上原则，选择PT（电压互感器）变比为：
型号：JCC—110 变比：

第 4章 中性点接地的选择

第4．1节 中性点接地的确定原则

电力系统的中性点是指：三相电力系统中星形连接的变压器或发电机中性点。目前我国的电力系统采用中性点运行方式主要有三种，中性点不接地，经过消弧线圈和直接接地，前两种称不接地电流系统；后一种又称为大接地电流系统。
中性的直接接地系统中发生接地短路，将产生很大的零序电流分量，利用零序分量构成保护，可作为一种主要的接地短路保护。大地的电流系统发生接地短路时，零序电流的大小和分布与变压器中性接地点的数目和位置有密切的关系，中性接地点的数目越多，意味着系统零序总阻抗越小，零序电流越大；中性点接地位置的不同，则意味着零序电流的分布不同。通常，变压器中性接地位置和数目按如下两个原则考虑：一是使零序电流保护装置在系统的各种运行方式下保护范围基本保持不变，且具有足够的灵敏度和可靠性；二是不使变压器承受危险的过电压。具体选择原则如下：
（1） 对单电源系统，线路末端变电站的变压器一般不应接地，以提高保护的灵敏度和简化保护线路。
（2） 对多电源系统，要求每个电源点都有一个中性点接地，以防接地短路的过电压对变压器产生危害。
（3） 电源端的变电所只有一台变压器时，其变压器的中性点应直接接地。
（4） 变电所有两台及以上变压器时，应只将一台变压器中性点直接接地运行，当该变压器停运时，再将另一台中性点不接地的变压器改为中性点直接接地运行。若由于某些原因，变电所正常情况下必须有二台变压器中性点直接接地运行，则当其中一台中性点直接接地变压器停运时，应将第三台变压器改为中性点直接接地的运行。
（5） 双母线运行的变电所有三台及以上变压器时，应按两台变压器中性点直接接地的方式运行，并把他们分别接于不同的母线上。当其中一台中性点直接接地变压器停运时应将另一台中性点不接地变压器改为中性点直接接地运行。
(6) 低电压侧无电源的变压器中性点应不接地运行,以提高保护的灵敏度和简化保护接线.
（7）对于其他由于特殊原因不满足上述规定者，应按特殊情况临时处理，例如，可采用改变保护定值，停运保护或增加变压器接地运行台数等方法进行处理，以保证保护和系统的正常运行。
＊ 说明：以上原则参见尹项根、曾克娥编箸华中理工大学出版的《电力系统继电保护原理与应用》和吕继绍主编华中理工大学出版的《电力系统继电保护设计原理》。

第 4. 2 节 中性点接地的选择

　　根据变压器的台数和接地点的分布原则，结合该系统的具体情况，中性点接地的选择结果如下：
（1）A厂选择两台变压器（一台双绕组，一台三绕组）中性点接地，并分别连在两组母线上（因系统双母线同时运行）。
（2）B厂选择一台变压器中性点接地。
（3）C厂正常时有两台31500KVA三绕组变压器中性点接地，当其中一台的中性点断开时，再将15000KVA变压器中性点接地点投入，这样零序电流虽有改变，但改变不大。
（4）为了防止B-BD4或C-BD4线路发生接地故障时，B厂侧或C厂侧断开后，变电所BD4高压侧过电压，变电所BD4的变压器的中性点接地。
（5）由于与变电所BD2相连接的输电线较长，为提高BD2侧零序保护的灵敏度和便于相互配合，变电所BD2的变压器中性点接地。
（6）在终端变电所BD1.BD3.BD5变压器中性点一般都不接地。

第 5 章 短路电流的计算

第5.1节 电力系统短路计算的目的及步骤

5.1.1 短路计算的目的
短路故障对电力系统正常运行的影响很大，所造成的后果也十分严重，因此在系统的设计，设备选择以及系统运行中，都应着眼于防止短路故障的发生，以及在短路故障发生后要尽量限制所影响的范围。短路的问题一直是电力技术的基本问题之一，无论从设计，制造，安装，运行和维护检修等各方面来说，都必须了解短路电流的产生和变化规律，掌握分析计算短路电流的方法。
针对本次设计，短路电流计算的主要目的是：继电保护的配置和整定。
系统中应配置哪些继电保护以及保护装置的参数整定，都必须对电力系统各种短路故障进行计算和分析，而且不仅要计算短路点的短路电流，还要计算短路电流在网络各支路中的分流系数，并要作多种运行方式的短路计算。
综上所述，对电力系统短路故障进行计算和分析是十分重要的。无论是电力系统的设计，或是运行和管理，各环节都免不了对短路故障的分析和计算。但是，实际的电力系统是十分复杂的，突然短路的暂态过程更加复杂，要精确计算任意时刻的短路电流非常困难。然而实际工程中并不需要十分精确的计算结果，但却要求计算方法简捷，适用，其计算结果只要能满足工程允许误差即可。因此，工程中适用的短路计算，是采用在一定假设条件下的近似计算法，这种近似计算法在电力工程中称为短路电流实用计算。
5.1.2 计算短路电流的基本步骤
短路电流计算是电力系统基本计算之一，一般采用标幺制进行计算。对于已知电力系统结构和参数的网络，短路电流计算的主要步骤如下：
（1） 制定等值网络并计算各元件在统一基准值下的标幺值。
（2） 网络简化。对复杂网络消去电源点与短路点以外的中间节点，把复杂网络简化为如下两种形式之一：
（3）一个等值电势和一个等值电抗的串联电路，
（4）多个有源支路并联的多支星形电路，
（5） 考虑接在短路点附近的大型电动机对短路电流的影响。
（6）计算指定时刻短路点发生某种短路时的短路电流（含冲击电流和短路全电流有效值）。
（7） 计算网络各支路的短路电流和各母线的电压。
一般情况下三相短路是最严重的短路（某些情况下单相接地短路或两相接地短路电流可能大于三相短路电流）。因此，绝大多数情况是用三相短路电流来选择或校验电气设备。另外，三相短路是对称短路，它的分析和计算方法是不对称短路分析和计算的基础。

第5.2节 运行方式的确定

计算短路电流时，运行方式的确定非常重要，它关系到所选保护是否经济合理、简单可靠，以及是否能满足灵敏度要求等一系列问题保护的运行方式是以通过保护的短路电流的大小来区分的。某保护的最大（小）运行方式是指在某一点短路时通过该保护装置的短路电流最大（小）的运行方式。
.5.2.1 最大运行方式
根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发点设备都投入运行或大部分投入运行，以及选定的接地中性点全部接地的系统运行方式称为最大运行方式。它是指供电系统中的发电机，变压器，并联线路全投入的运行方式。系统在最大运行方式工作的时候，等值阻抗最小，短路电流最大，发电机容量最大。
5.2.2 最小运行方式
根据系统最小负荷投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少分接地的运行方式称为最小运行方式，对继电保护来说是短路时通过保护的部短路电流最小的运行方式。它是指供电系统中的发电机，变压器，并联线路部分投入的运行方式。系统在最小运行方式工作的时候，应该满足等值阻抗最大，短路电流最小，发电机容量最小的条件。
通常都是根据最大运行方式来缺定保护的整定值，以保证选择性，在其它运行方式下也一定能保证选择性，灵敏度的校验应根据最小运行方式来运行。因为只要在最小运行方式下灵敏度一定能满足要求。
5.2.3系统运行方式的选择
系统最大最小运行方式的结果为：。（详细过程见《计算书》）

表5-1系统最大最小运行方式

最大运行方式
最小运行方式
DL5
系统中所有发电机、变压器均投入，环网开环运行（B-BD2断线）。
系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网开环运行（B-BD1断线）。
DL6
系统中所有发电机、变压器均投入，环网开环运行（B-BD1断线）
系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网闭环运行。
DL10（DL9）

系统中所有发电机、变压器均投入，环网闭环运行，双回线路停一回。
系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网开环运行（B-BD1断线），双回线路运行。
DL11
(DL12)
系统中所有发电机、变压器均投入，环网闭环运行，双回线路停一回。
系统开机容量最小，各发电厂各停一半机组，环网开环运行（B-BD1断线），双回线路运行。

第5.3节 三相短路计算表

本次设计的任务主要对B-BD3和A-BD2线路进行保护配置，短路计算只涉及相关部分的内容。

5.4.1 系统中各发电厂等值电抗的计算（标幺值）
表5-2

A厂
B厂
C厂
D厂
BCD厂
最大Xmax
0.199
0.435
0.338
0.268
0.237
最小Xmin
0.398
0.869
0.623
0.536
0.393

5.4.2 相间距离保护中分支系数的求取
相间距离保护中分支系数的求取过程详见计算书，结果见表5-3。

表5-3 相间距离保护中分支系数的求取
序号
短路位置
系统运行方式
分支系数
1
距7DL85%处
A厂最大、BCD厂最小、环网闭环
Kb min = 1 （5DL）

2
E变电站
低压侧
A厂最大、BCD厂最小、环网闭环
Kb min = 1.781 （5DL）
A厂最大BCD厂最小、B-BD1断线
Kb min = 1.602 （5DL）
ABCD厂最小 、B-BD2断线
Kb min = 1 （5DL）
3
距17DL末端处
A厂最大、BCD厂最小、环网闭环
Kb max = 12.7 （6DL）
4
距17DL85%处
A厂最小、BCD厂最大、环网闭环
Kb min = 6.761 （6DL）
A厂最小BCD厂最大、B-BD1断线
Kb min = 2.287 （6DL）
5
距4DL末端处
A厂最大BCD厂最小、B-BD1断线
Kb max = 4.375 （6DL）
6
距4DL85%处
A厂最小BCD厂最大、B-BD1断线
Kb min = 2.286 （6DL）
A厂最小、BCD厂最大、环网闭环
Kb min = 7.137 （6DL）

5.4.3 相间电流保护中短路电流的求取
相间电流保护中短路电流的计算过程详见计算书，结果见表5-4。
表5-4 相间电流保护中短路电流的计算
序号
短路位置
系统运行方式
短路电流
标幺值
有名值/A
1
H变电站
高压侧
ABCD厂最大、环网闭环、双回
6.687
3357
ABCD厂最小、B-BD1断线、双回
4.132
2074.5
2
H变电站
低压侧
ABCD厂最大、环网闭环、双回
2.387
1198
ABCD厂最小、B-BD1断线、双回
1.852
971
3
B-BD3一回中点处
ABCD厂最小、B-BD1断线、双回
3.773
11DL 0.941
1894.5
473.625
4
B母线
短路
ABCD厂最大、环网闭环
7.909
3971
ABCD厂最小、B-BD1断线
4.03
2024

5.4.3 零序电流保护中零序电流的求取
零序电流保护中零序电流的求取过程详见计算书，结果见表5-5。

表5-5
序号
短路位置
系统运行方式
故障
类型
流过故障线的零序电流
流过保护的零序电流（标幺值）
1
13DL末端
系统等值正序阻抗最小
两相接地短路

13DL：0.571
2
距13DL
15%处
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路

13DL：0.921
3
15DL末端
系统等值正序阻抗最小
两相接地短路
0.438
15DL：0.454
13DL：0.134
4
距15DL
15%处
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路

15DL：1.005
5
13DL末端
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路

15DL：0.342
6
15DL末端
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路
0.288
13DL：0.243
7
14DL末端
系统等值正序阻抗最小
单相接地短路

14DL：0.625
8
距14DL
15%处
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路

14DL：1.033
9
1DL末端
系统等值正序阻抗最小
单相接地短路
0.995
14DL：0.348
10
14DL
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路

14DL：0.471
11
2DL末端
系统等值正序阻抗最小
单相接地短路
0.648
0.211
12
8DL末端
系统等值正序阻抗最大
单相接地短路