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
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。
11
运行方式的确定
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 系统中所有发电机、变压器均投入，环网开DL5 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）。 系统中所有发电机、变压器均投入，环网开DL6 环运行（B-BD1断线） DL10系统中所有发电机、变压器均投入，环网闭（DL9） 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，环网闭环运行。 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
最大Xmax 最小Xmin
第 6章 电力网相间继电保护方式选择和整定计算
12
A厂 0.199 0.398 B厂 0.435 0.869 C厂 0.338 0.623 D厂 0.268 0.536
6.1.1 110~220kv线路继电保护的配置原则
第6. 1节 110KV电力网中线路继电保护的配置
在110~220kv中性点直接接地电网中，线路的相间短路保护及单相接地保护均应动作于断路器跳闸。在下列情况下，应装设全线任何部分短路时均能速动的保护：（1）根据系统稳定要求有必要时；（2）线路发生三相短路，使厂用电或重要用户母线电压低于60%额定电压，且其保护不能无时限和有选择地切除短路时；（3）如某些线路采用全线速动保护能显著简化电力系统保护，并提高保护的选择性、灵敏性和速动性。
在110~220kv中性点直接接地电网中，线路的保护以以下原则配置：
（1） 对于相间短路，单侧电源单回线路，可装设三相多段式电流电压保护作为相间短路保护。如不满足灵敏度要求，应装设多段式距离保护。双电源单回线路，可装设多段式距离保护，如不能满足灵敏度和速动性的要求时，则应加装高频保护作为主保护，把多段式距离保护作为后备保护。
（2） 对于接地短路，可装设带方向性或不带方向性的多段式零序电流保护，在终端线路，保护段数可适当减少。对环网或电网中某些短线路，宜采用多段式接地距离保护，有利于提高保护的选择性及缩短切除故障时间。
（3） 对于平行线路的相间短路，一般可装设横差动电流方向保护或电流平衡保护作主保护。当灵敏度或速动性不能满足要求时，应在每一回线路上装设高频保护作为主保护。装设带方向或不带方向元件的多段式电流保护或距离保护作为后备保护，并作为单回线运行的主保护和后备保护。
（4） 对于平行线路的接地短路，一般可装设零序电流横差动保护作为主保护；装设接于每一回线路的带方向或不带方向元件的多段式零序电流保护作为后备保护。
（5） 对于电缆线路或电缆与架空线路混合的线路，应装设过负荷保护。过负荷保护一般动作于信号，必要时可动作于跳闸。
注：以上原则参见华中理工大学 吕继绍 编 《电力系统继电保护设计原理》第106页。 6.1.2 A-BD2和B-BD3线路相间继电保护方式选择
（1） A-BD2为110kv环形网络中的一条线路，为了保证环网各线路的保护都有足够的灵敏度和选择性，降低网络保护的动作时限，确定在各线路上都装设三段式距离保护。
（2） B-BD3为平行双回线路，在电源侧装设电流平衡保护作主保护，装设多段式电流保护作后备保护，并作为单回线运行时的主保护和后备保护；在非电源侧，装设横差动电流方向保护。
第6. 2节 相间距离保护
6.2.1 距离保护的基本概念和特点 （1） 距离保护的基本概念
13
距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间距离（或阻抗）大小，并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。该保护的主要元件（测量元件）为阻抗继电器，动作时间具有阶梯性。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。
当故障线路中的电流大于阻抗继电器的允许精确工作电流时，保护装置的动作性能与通过保护装置的故障电流的大小无关。
（2） 距离保护各段动作特性
距离保护一般装设三段，必要时也可采用四段。其中第I段可以保护全线路的80%-85%，其动作时间一般不大于
0.03-0.1s（保护装置的固有动作时间），前者为晶体管保护的动作时间，后者为机电型保护的动作时间。第II段按阶梯性与相邻保护相配合，动作时间一般为0.5-1.5s，通常能够灵敏而较快速地切除全线路范围内的故障。由I、II段构成线路的主要保护。第III（IV）段，其动作时间一般在2s以上，作为后备保护段。
（3） 距离保护装置特点
① 由于距离保护主要反映阻抗值，一般说其灵敏度较高，受电力系统运行方式变化的影响较小，运行中躲开负荷电流的能力强。在本线路故障时，装置第I段的性能基本上不受电力系统运行方式变化的影响（只要流过装置的故障电流不小于阻抗元件所允许的精确工作电流）。当故障点在相邻线路上时，由于可能有助增作用，对于第II、III段，保护的实际动作区可能随运行方式的变化而有所变化，但一般情况下，均能满足系统运行的要求。
② 由于保护性能受电力系统运行方式的影响较小，因而装置运行灵活、动作可靠、性能稳定。特别是在保护定值整定计算和各级保护段相互配合上较为简单灵活，是保护电力系统相间故障的主要阶段式保护装置。
（4） 距离保护的应用
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，能有选择性的、较快的切除相间故障。当线路发
生单相接地故障时，距离保护在有些情况下也能动作；当发生两相短路接地故障时，它可与零序电流保护同时动作，切除故障。因此，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。
6.2.2相间距离保护装置定值配合的原则和助增系数计算原则
1. 距离保护定值配合的基本原则 距离保护定值配合的基本原则如下：
（1） 距离保护装置具有阶梯式特性时，其相邻上、下级保护段之间应该逐级配合，即两配合段之间应在动作时间及保护范围上互相配合。
距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置在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、电流保护，则应与电流、电压保护之动作时间及保护
14
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，或为了加速某段保护切除故障的时间，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段可能均由其振荡闭锁装置所闭锁，而未经振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，即可躲开系统振荡周期，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. 距离保护定值计算中所用助增系数（或分支系数）的选择及计算
助增系数（或分支系数）的正确计算，直接影响到距离保护定植及保护范围的大小，也就影响了保护各段的相互配合及灵敏度。正确选择与计算助增系数，是距离保护计算配合的重要工作内容之一。
（1） 对于辐射状结构电网的线路保护配合时
这种系统，其助增系数与故障点之位置无关。计算时故障点可取在线路的末端，主电源侧采取大运行方式，分支电
源采用小运行方式。
（2） 环形电力网中线路保护间助增系数的计算
这种电力网中的助增系数随故障点位置的不同而变化。在计算时，应采用开环运行的方式，以求出最小助增系数。 （3） 单回辐射线路与环网内线路保护相配合时应按环网闭环运行方式下，在线路末端故障时计算。 （4） 环网与环网外辐射线路保护间相配合时应按环网开环计算。
应该指出，上述原则无论对于辐射状电网内，还是环形电网内的双回线与单回线间的助增系数的计算都是适用的。 注：以上原则参见华中理工大学 吕继绍 编 《电力系统继电保护设计原理》第278页。 6.2.3 相间距离保护整定计算
目前电力系统中的相间距离保护多采用三段式阶梯型时限特性的距离保护。三段式距离保护的整定计算原则与三段式电流保护的整定计算原则相同。
1. 相间距离保护第I段整定计算
15