220kV电网继电保护整定计算-与自动装置配置设计(共62页).doc

精选优质文档-倾情为你奉上毕 业 设 计(论文)题 目 220kV电网继电保护整定计算与自动装置配置设计系 别电力工程系专业班级电气工程及其自动化专业09k6班学生姓名王莹指导教师刘宝志二一三年六月专心-专注-专业220kV电网继电保护整定计算与自动装置配置设计摘 要电力系统继电保护用于保护电网及其设备，基于其重要性与技术特点，历来被科研、设计与电网调度运行部门所重视。本文研究的是关于220kV电网的继电保护整定计算及自动装置配置的设计，包括线路继电保护的配置、系统的等值计算、短路电流的计算及自动重合闸配置。整定计算是保障电网安全运行的基础性工作，是继电保护装置及时切除故障，避免恶性事故发生的保障，其研究具有巨大的经济效益和社会效益。合理的整定计算对提高保护运行的性能具有重要作用，保护装置的快速、准确动作要靠整定计算获得精准合理的定值来保证，要满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。针对本次电网的结构、参数、运行方式等各方面因素的考虑最终确定保护的类型为：主保护采用纵联差动保护，这种保护不仅能保护线路全长且具有速动性；后备保护采用相间距离保护和针对接地故障的接地距离保护；自动重合闸所采用的是综合重合闸。关键词：继电保护；整定计算；自动装置220kV POWER GRID RELAY PROTECTION SETTING CALCULATION AND DESIGN OF AUTOMATIC DEVICE CONFIGURATIONAbstractThe power system protection used to protect network and its equipment, scientific research, design, operation and dispatching departments all attach important to the power system protection.Research in this article is about the 220kV power system relay protection setting calculation and automatic device configuration, including line configuration calculation of equivalent system of relay protection, short circuit current calculations and automatic reclosing configuration. Setting calculation is to remove accident timely for protection devices protection. The research has great economic and social benefits. Reasonable protection setting calculation to improve the operational performance has an important role in protecting the device fast, accurate tuning action depending precisely calculated to ensure a reasonable value. It must meet the protection and security automatic equipment reliability, selectivity, sensitivity resistance, and mobility requirements. For this grid structure, parameters, and other aspects of operation mode considerations ultimately determine the type of protection: the main protection using longitudinal differential protection. This protection not only protects the line length and has a speed and mobility; Backup protection using phase distance for ground fault protection and ground distance protection; automatic reclosing is used in integrated reclosing.Key Words: relay protection; setting calculation; automatic device目 录1 绪 论1.1 该课题研究的意义继电保护系统是电力系统的重要组成部分，它对保证系统安全运行起着非常重要的作用。继电保护整定计算作为继电保护系统的一个重要环节，在充分发挥继电保护装置的作用，使继电保护装置在电力系统发生故障或处于异常运行状态时能够有选择的、可靠的、快速的、灵敏的地做出反映，因此继电保护装置是电网及其电气设备安全运行的可靠保证。电力系统继电保护的设计与配置是否合理直接影响到电力系统的安全运行。如果设计或配置不当，保护将不能正确动作，从而会扩大事故停电范围，有时可能还会造成人身和设备安全事故。因此合理的选择保护方式和准确的整定计算，对保证电力系统有非常重要的意义。1.2 继电保护的现状20世纪70年代以前继电保护整定工作主要是人工整定，整定计算主要依靠手工并辅助专用的计算工具完成这一阶段的整定计算方法存在计算量大、计算时间长的不足，无法满足生产的需要。80年代后，出现了专门进行继电保护整定计算的整定软件，但由于计算机技术等条件的限制，基于DOS操作系统的整定软件不仅缺乏友好的人机交互界面操作使用不方便，而且计算规模受限制，在复杂问题的处理方面还有许多不足。90年代后，计算机技术蓬勃发展，硬件价格迅速下降，软件开发技术不断进步，同时电网的发展也很迅速，由此出现了很多科研院所积极开发整定计算软件，各电网用户也积极支持整定软件开发的局面。尤其是近几年，整定计算软件的发展很快，出现了百花齐放的局面。1.3 该课题的主要任务本次毕业设计的主要内容是220kV电网继电保护整定计算与自动装置的配置。首先，全面了解220kV电网的运行特点，继电保护装置的工作原理，220kV电网对继电保护的要求以及对电力系统安全、稳定、经济运行所起的作用。然后，学习继电保护及完全自动装置技术规程和运行整定规程并且阅读相关的保护装置技术说明书。其次，根据所给定的系统图、原始数据，建立序网，选定故障点进行短路电流计算，设计保护方案的配置，选择系统运行方式及变压器中性点接地方式，根据不同保护之间地配合完成分支系数计算。最后，完成相间距离保护、接地距离保护整定计算并进行灵敏度校验，完成纵联差动的配置及与保护的配合设计，完成自动重合闸装置与保护的配合设计。2 继电保护原理2.1 继电保护的四个特性对动作于跳闸的继电保护，在技术上一般应满足四个基本要求：选择性、速动性、灵敏性、可靠性，即保护四性。(1) 选择性：选择性是指电力系统发生故障时，应由距故障点最近的保护装置动作，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小， 以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行16。图2-1 保护选择性说明图例如：当d1短路时，保护1、2动跳1DL、2DL，有选择性当d2短路时，保护5、6动跳5DL、6DL，有选择性当d3短路时，保护7、8动跳7DL、8DL，有选择性若保护7拒动或7DL拒动，保护5动作跳5DL，有选择性若保护7和7DL正确动作于跳闸，保护5动作跳5DL，则越级跳闸，没有选择性小结：选择性就是故障点在区内就动作，区外不动作。当主保护未动作时，由近后备或远后备切除故障，使停电面积最小。因远后备保护比较完善（对保护装置DL、二次回路和直流电源等故障所引起的拒绝动作均起后备作用）且实现简单、经济，应优先采用。(2) 速动性：快速地切除故障可以提高电力系统并联运行的稳定性，减少用户在电压降低情况下工作的时间，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16。故障切除的总时间等于保护装置和短路器动作时间之和。一般的快速保护的动作时间为0.020.04s，最快的可达0.010.02s；一般的断路器的动作时间为0.060.15s，最快的可达0.020.04s16。(3) 灵敏性：指在规定的保护范围内，对故障情况的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应在区内故障时，不论短路点的位置与短路的类型如何，都能灵敏地正确地反应出来5。通常，灵敏性用灵敏系数来衡量，并表示为。对反应于数值上升而动作的过量保护（如电流保护）= (2-1)对反应于数值下降而动作的欠量保护（如低电压保护）= (2-2)其中故障参数的最小、最大计算值是根据实际可能的最不利运行方式、故障类型和短路点来计算的。在规程中，对各类保护的灵敏系数的要求都做了具体规定。(4) 可靠性：保护装置的可靠性是指在该保护装置规定的保护范围内发生了它应该动作的故障时，它不应拒绝动作，而在任何其他该保护装置不应该动作时的情况下，则不应该误动作16。继电保护的误动作和拒绝动作都会给电力系统造成严重危害。然而，提高不误动的安全性措施与提高不拒动的信赖性措施往往是矛盾的。由于不同的电力系统结构不同，电力元件在电力系统中的位置不同，误动和拒动的危害不同，因而提高保护的安全性和依赖性的侧重点在不同的情况下有所不同。例如，220kV及以上电压的超高压电网，由于电网联系比较密切，联络线较多，系统备用容量较多，如果保护误动作，使某条线路、某台发电机或变压器误切除，给整个电力系统造成直接经济损失较小。但如果保护装置拒绝动作，将会造成电力元件的破坏或者引起系统稳定的破坏，造成大面积停电事故。在这种情况下一般应该更强调保护不拒动的信赖性，目前要求每回220kV及以上的电网都装设两套工作原理不同、工作回路完全独立的快速保护，采取各自独立跳闸的方式，提高不拒动的信赖性6。2.2 继电保护的基本原理对于电流增大故障采用过电流保护；对于电压降低采用低电压保护；对于电流电压间的相位角发生变化时采用方向保护；对于测量阻抗发生变化采用阻抗保护；对于元件流入电流与流出的关系发生变化时采用电流差动保护；对于出现负序和零序分量的采用序分量保护。3 系统各元件参数及运行方式3.1系统各元件的标幺值计算3.1.1 标幺值在电力系统故障分析计算中，大多数应用标幺制。标幺制中各种物理量都用标幺值来表示，使运算步骤简单，数值简明便于分析。标幺值（相对值）= (3-1)3.1.2 基准值的选择 (3-2) (3-3)3.1.3 参数标幺值的计算 对220kV电网，当，时，可以求出： (1) 发电机 (3-4)式中 -为发电机额定容量。当已知及时，。 -为发电机的次暂态电抗。 -为折算到基准容量下的发电机次暂态电抗标幺值。 (2) 变压器对双绕组变压器 (3-5)式中 -为双绕组变压器短路电压百分数。 -为变压器的额定容量。 -为折算到基准容量下的变压器电抗标幺值。 对三绕组变压器，通常是已知、，因此必须先求出、，再按上式求出三绕组变压器各侧电抗的标幺值。 (3-6) (3-7) (3-8)(2) 线路通常已知线路每公里的正序电抗及电阻和线路长度。则有： (3-9) (3-10) (3-11)式中 、-分别为线路每公里的正序电抗及电阻值。 -为线路长度（单位为公里）。、-分别为线路全长的电抗、电阻及阻抗。将线路电抗归算到基准值下的标幺值为： (3-12) (3-13)式中 为线路全长电抗值折算到基准值参数下的标幺值。算例：取，A厂1、2号发电机参数:A厂1、2号变压器参数B厂三绕组变压器参数AB线路参数表3-1系统参数计算结果系统名称或编号正序参数零序参数最大方式最小方式最大方式最小方式1C系统0.42 0.56 0.83 0.942E系统 0.37 0.45 0.65 0.823F系统 1.36 1.58 2.7 3.2表3-2 发电机参数计算结果发电厂发电机编号有功（MW）电压功率因素电抗电抗标幺值A1、212513.80.850.11750.799A3、425015.00.850.17470.594表3-3 变压器参数计算结果厂、站编号容量A1、21500.8667A3、43004.9333B1、21201.2392-0.07250.6942D1、2901.675-0.11170.9617E11201.2392-0.07250.6942F1、21201.2392-0.07250.6942G1、2901.5472-0.08390.7194H1901.5472-0.08390.7194表3-4 线路参数计算结果线路长度（km）正序阻抗标幺值零序阻抗标幺值AB860.68282.0484BC600.4561.368CD450.3571.071DE300.2380.714CF800.6351.905AG450.3421.026GH1170.8892.6673.2 整定计算运行方式的选择3.2.1 发电机、变压器运行方式选择原则(1) 一个发电厂有两台机组时，一般考虑全停方式。即一台机组在检修中，另一台机组又出现故障而被切除；当有三台以上机组时，则应该选择其中两台容量较大的机组同时停运的方式。(2) 一个厂站的母线上无论接有几台变压器，一般应考虑其中容量最大的一台停用。对于发电机组-变压器来说，则应服从于发电机的投停变化。3.2.2 变压器中性点接地选择原则(1) 根据变压器的运行要求决定变压器中性点是否接地运行。例如自耦变压器的中性点必须接地运行。(2) 发电厂、变压器低压侧有电源的变压器，中性点要接地。(3) 变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗不变22。(4) 变电所只有一台变压器，则中性点应直接接地。(5) 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，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。3.2.3 线路运行方式选择原则(1) 一个厂、站的母线上接有多条线路，一般应考虑一条线路检修，另一条线路又故障停用的方式。(2) 双回线一般不考虑同时停用。3.3 本次整定计算运行方式的选择(1) 发电机A厂最大运行方式：所有发电机、变压器和线路投入运行，各个系统取最大运行方式A厂最小运行方式：发电厂停运3、4号机组，各个系统取最小运行方式(2) 变压器A厂最大运行方式：四台变压器全部投入运行，中性点均接地A厂最小运行方式：变压器1、2中性点接地，3、4不接地B、D、F、G站的变压器均任取一台接地运行即可(3) 线路AB双回线的最大运行方式为双回线并联运行；最小运行方式为单回运行。3.4 系统正（负）、零序等值电路3.4.1 原始网络的正（负）序网图图3-1 原网络的正序（负序）序网图3.4.2 原始网络的零序网图图3-2 原网络的零序网图4 保护装置配置本次保护所配置的两套保护装置为CSC-103B数字式超高压线路保护装置和PCS902A数字式超高压线路保护装置。4.1 CSC-103B数字式超高压线路保护装置CSC-103B数字式超高压线路保护装置适用于220kV及以上电压等级的高压输电线路，其主保护为纵联电流差动保护、后备保护为三段式相间和接地距离保护、四段式零序电流保护、综合重合闸。4.2 PSL603（G）微机继电保护装置本装置为由微机实现的数字式超高压线路成套快速保护装置。适用于220kV及以上电压等级的高压输电线路，PSL603（G）型光纤电流差动保护装置以分相电流差动保护和零序电流差动保护作为全线速动主保护，以距离保护和零序方向电流保护作为后备保护。4.3 定值清单及定值说明表4-1 CSC-103B保护定值清单(以保护1为例且均为二次侧有名值)序号代号名称整定值单位整定范围1IQD突变量电流定值1.0A0.2202IJW静稳失稳电流定值4.375A2.51003KX零序电抗补偿系数0.667084KR零序电阻补偿系数0.667085X1全线路正序电抗值3.940.01406R1全线路正序电阻值0.7320.01407L线路长度定值86km0.19998V线电压一次额定值220kV1008009I电流一次额定值0.637kA0.3510I2电流二次额定值5A1或511IDZH分相差动高定值0.28A0.1212IDZL分相差动低定值0.17A0.1213IDO零序差动定值2.083A0.1214IDTATA断线后分相差动定值4.375A0.1215TDO零序差动时间定值0.14s0.11016KTATA变比补偿系数10.251续表4-1 CSC-103B保护定值清单(以保护1为例且均为二次侧有名值)17XD1接地段电抗定值2.7580.0520018XD2接地段电抗定值10.2780.0520019XD3接地段电抗定值39.530.0520020TD2接地段时间定值0.5s01021TD3接地段时间定值2.0s01022XX1相间段电抗定值3.3470.0520023XX2相间段电抗定值5.1420.0520024XX3相间段电抗定值36.40.0520025TX2相间段时间定值0.5s01026TX3相间段时间定值2.0s01027I04零序段电流定值1.21A0.12028T04零序段时间定值5s0.12029TS1单相重合闸短延时定值0.6s01030TL1单相重合闸长延时0.6s01031TS3三相重合闸短延时定值0.6s01032TL3三相重合闸长延时0.6s01033TQ重合闸检同期角度定值20s1050定值说明：1) 无特殊说明，定值均指二次值；阻抗定值按线路正序阻抗整定；零序电流定值均为3I0。2) 突变量电流定值：一般建议取值0.2In。3) 静稳失稳电流定值：按躲过最大负荷电流定值。4) 零序电抗补偿系数：应按线路实测参数计算，实用值小于或接近计算值。5) 零序电阻补偿系数：应按线路实测参数计算，实用值小于或接近计算值。6) 全线路正序电抗值、电阻值：应按线路实测参数二次值整定。7) 线路长度定值：应按线路实际长度整定。8) 线电压一次额定值：按TV实际一次线电压额定值整定。9) 电流一次额定值：按一次相电流额定值整定。10) 分相差动高定值：按照大于2.5倍电容电流整定。11) 分相差动低定值：按照大于1.5倍电容电流整定。12) 零序差动定值：按内部高阻接地故障有足够灵敏度整定。由经验值内部高阻接地时的零序最小电流一般取1000A。13) TA断线后分相差动定值：按躲过正常运行时的最大负荷电流整定。14) 零序差动时间定值：应大于100ms。15) TA变比补偿系数：TA一次额定电流大的装置，补偿系数为1；其他装置的补偿系数为本侧TA一次额定电流除以一次额定电流的最大值。16) 接地（相间）段电抗定值：按全线路正序电抗的0.80.85倍整定，对于有互感的线路，应适当减小。17) 接地（相间）段时间定值和接地（相间）段时间定值：按满足本线路末端有灵敏度和配合的需要整定。18) 接地（相间）段电抗定值和接地（相间）段时间定值：按满足本线路末端有灵敏度和配合的需要整定。19) 零序段电流定值:一般段零序电流值不大于300A，则取经验值290A。20) 重合闸检同期角度定值：检同期合闸方式下，母线电压和线路的允许的大角度差。表4-2 PSL-603(G)差动保护定值清单(以保护1为例且均为二次侧有名值)序号定值名称整定范围单位整定值1突变量启动定值0.02-5A12零序电流启动定值0.05-200A1.2083零序电阻补偿系数-4.0-4.0无0.6674零序电抗补偿系数-4.0-4.0无0.6675全线路正序电阻值0-2003.946全线路正序电抗值0-2000.7327TA变比补偿系数0.025-40无18分相差动电流定值0.5-10A4.3759零序差动电流定值0.05-40A2.083表4-2 PSL-603(G)距离保护、零序保护和重合闸定值清单(以保护1为例且均为二次侧有名值)序号定值名称代码整定范围单位整定值1突变量启动定值IQD0.05-200.0A12线路正序阻抗角ZD45.0-90.0度79.483零序电阻补偿系数KR-4.0-4.0无0.6674零序电抗补偿系数KX-4.0-4.0无0.6675相间距离段阻抗ZX10-200.03.3476相间距离段阻抗ZX20-200.05.1427相间距离段阻抗ZX30-200.036.48相间距离段时间TX20.1-100.0S0.59相间距离段时间TX30.1-100.0S2.010接地距离段阻抗ZX10-200.02.75811接地距离段阻抗ZX20-200.010.27812接地距离段阻抗ZX30-200.039.5313接地距离段时间TX20.1-100.0S0.514接地距离段时间TX30.1-100.0S2.015零序段电流I040.5-100.0A1.2116零序段时间T040.5-100.0S0.1417单重长延时T1L0.1-10S0.618单重短延时T1S0.1-10S0.619三重长延时T3L0.1-10S0.620三重短延时T3S0.1-10S0.621重合闸检同期角度TQ10-50度20定值说明：1) 突变量启动定值：保证线路末端故障时有足够的灵敏度。CT 为1A时取0.2A，CT 为5A时取1A，本线路AB和AD的CT 为5A，故取1A。2) 零序电流启动定值：按躲过最大零序不平衡电流整定，参照零序电流定值，由经验值取不大于300A，取290A。3) 分相差动电流定值：ICD为差动动作门槛，按躲过线路最大负荷电流整定。4) 零序差动电流定值：I0CD为差动动作门槛，按照线路经高阻接地时零序差动继电器可以动作灵敏度整定，由经验值内部高阻接地时的零序最小电流一般取1000A。5) CT变比补偿系数：由于线路AB和DE两侧的CT变比相同，故为1。6) 每百公里正序电阻，每百公里正序电抗：按线路参数计算，100km的线路二次正序电阻，正序电抗。7) 零序补偿系数实部，零序补偿系数虚部为： 5 短路电流计算5.1 短路电流的计算步骤对于一些简单的电网，短路电流的计算可用手算的方法或借助于计算器进行计算。短路电流计算步骤如下：1) 根据整定计算的要求选择规定的运行方式；2) 确定短路点及短路类型；3) 对确定的短路点，经过网络的合并、化简，求出归算到短路点的各序综合电抗、。4) 根据短路类型及电力系统故障分析的知识，求出短路点的总电流。5) 按照网络结构，求出流过被整定保护装置的短路电流。5.2 运行方式的选择最大、最小运行方式的选择，目的在于计算通过保护装置的最大、最小短路电流。一、求取最大短路电流时的运行方式与短路类型选择(1) 对单侧电源的辐射电网中的保护，最大方式为系统中所有的机组变压器、线路及接地点均投入运行。(2) 对平行双回线线路上的保护，当双回线上分接有两套保护时，单回线运行为最大方式。(3) 对单侧电源或多电源环网中的保护，最大运行方式为开环运行，开环点选在与该保护相邻的下一条线路上。系统中的机组、变压器、线路、接地点均投入运行。(4) 对相见保护来说，最大短路电流为最大运行方式下的三相短路。(5) 线路末端接地短路时，流过保护的最大零序电流的运行方式及短路类型选择。 双侧电源及多电源环网中，保护正反方向的正、负序网均取最大运行方式，零序网取保护正方向系统为最小运行方式，保护背后系统为最大运行方式。对环网内的保护，取开环方式。 平行双回线路有零序互感时，按一回运行，另一回停用并两端接地。 比较对短路点的正序综合电抗与零序综合电抗。当时，单相接地短路时的零序电流最大；当时，两相接地短路时的零序电流最大。二、求最小短路电流时的运行方式与短路类型选择求取流过保护装置的最小短路电流时应取最小运行方式下保护范围末端短路。短路类型的选择应根据各种不同的保护来选择。具体原则如下：(1) 对于平行双回线路上的保护当双回线分别接有两套保护时，双回线运行为最小运行方式。(2) 双侧电源及多侧电源环网中，对某一线路上的保护的最小运行方式一般为闭环运行方式。(3) 对于零序电流保护，求取流过保护的最小零序电流的运行方式选择原则与求取流过保护的最大零序电流的选择原则相反。(4) 对于有互感的平行线路，应按平行双回运行考虑。5.3 零序互感平行线路等效阻抗计算(1) 当故障发生在双回线之外，即线路14和线路23之外时，系统的最小运行方式为线路14和线路23单回线运行，线路阻抗为2.0484；系统的最大运行方式为线路14和23双回线运行，两线路之间有零序互感的影响，此时线路14和23的等效阻抗为：1.3892。计算如下：图5-1 平行双回线零序等值电路图则线路14和23的等效阻抗为：(2) 当故障发生在线路14或23的末端时，最小运行方式按双回线运行考虑，线路14和23的等效阻抗为1.0242；最大运行方式为，按一回线运行，另一回线停用并两端接地计算，此时线路14和23的等效阻抗为：17878。计算如下图5-2 一回线运行，另一回线停用并两端接地等值电路图则线路14和23的等效阻抗为：5.4各个保护的等效正序阻抗及分配系数表5-1 各个保护的等效正序阻抗及分配系数保护编号运行方式系统运行情况等效阻抗分配系数BH1最大各发电机及系统取大方式，14单回运行0.4320.392最小各发电机及系统取小方式，14、23双回运行0.4010.2393BH2最大各发电机及系统取大方式，23单回运行0.4320.392最小各发电机及系统取小方式，14、23双回运行0.4010.2393BH3最大各发电机及系统取大方式，23单回运行0.3230.232最小各发电机及系统取小方式，13、23双回运行0.3430.309BH4最大各发电机及系统取大方式，14单回运行0.3230.232最小各发电机及系统取小方式，14、23双回运行0.3430.309BH5最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.2110.173最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.2630.161BH6最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.3680.518最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.4660.605BH7最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.3090.492最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.3490.493BH8最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.5310.61最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.5870.629BH9最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.2110.219最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.2630.252BH10最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.2590.300最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.3050.322BH11最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.3090.508最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.3490.507BH12最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.2110.106最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.2630.119BH13最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.7401.0最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.8711.0BH14最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.3980最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.5290BH15最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行1.6291.0最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行1.761.0BH16最大各发电机及系统取大方式，14、23双回运行0.740最小各发电机及系统取小方式，14、23单回运行0.87105.5 各个保护的等效零序阻抗及分配系数表5-2 各个保护的等效零序阻抗及分配系数保护编号运行方式系统运行情况等效阻抗分配系数BH1最小线路14和23双回线运行，背后取最小运行方式；对侧取最大运行方式0.56370.202BH2最小线路14和23双回线运行，背后取最小运行方式；对侧取最大运行方式0.56370.202BH3最小线路14和23双回线运行，背后取最小运行方式；对侧取最大运行方式0.27750.069BH4最小背后取最小运行方式，线路14和23双回线运行；对侧取最大运行方式0.27750.069BH5最小背后取最小运行方式，线路14和23单回运行；对侧取最大运行方式0.4050.1667BH6最小背后取最小运行方式；对侧取最大运行方式，线路14和23双回运行0.61360.324BH7最小背后取最小运行方式，线路14和23单回运行；对侧取最大运行方式0.5470.336BH8最小背后取最小运行方