中国南方电网地区电网继电保护整定原则(试行)(共45页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上中国南方电网地区电网继电保护整定原则（试行）中国南方电网电力调度通信中心二OO九年三月 目 次专心-专注-专业中国南方电网地区电网继电保护整定原则1 范围1.1 本整定原则规定了南方电网地区电网继电保护运行整定的原则、方法和具体要求。1.2 本整定原则适用于南方电网3kV110kV电网的线路、母线、变压器、并联电容器、并联电抗器、站用变和220kV终端线路、220kV变压器的继电保护运行整定。1.3 本整定原则适用于南方电网企业、并网运行发电企业及用户负责继电保护管理和运行维护的单位。有关规划设计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本规定。1.4 本整定原则以微机型

2、继电保护和安全自动装置为主要对象，对于非微机型装置可参照执行。1.5 本整定原则由中国南方电网电力调度通信中心（以下简称总调）负责组织编制、修订和解释。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。DL/T 5842007 3 kV110kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 5592007 220 kV750kV电网继电保护装置运行整定规程DL

3、/T 6841999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则GB/T-14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程调继20077号 中国南方电网220kV-500kV系统继电保护整定原则3 术语与定义3.1 配合电力系统中的保护互相之间应进行配合。所谓配合是指：在两维平面（横坐标保护范围，纵坐标动作时间）上，整定定值曲线（多折线）与配合定值曲线（多折线）不相交，其间的空隙是配合系数。根据配合的实际情况，通常可将之分为完全配合、不完全配合、完全不配合三类。3.1.1 完全配合 指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均能配合，即满足选择性要求。3.1.2 不完全配合 指需要配合的两保护在动

4、作时间上能配合，但保护范围无法配合。3.1.3 完全不配合 指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均不能配合，即无法满足选择性要求。3.2 重合闸整定时间指从断路器主触点断开故障到断路器收到合闸脉冲的时间，因此，实际的线路断电时间应为加上断路器固有合闸时间。4 整定计算的有关要求4.1 对电网接线的要求合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，继电保护装置能否积极发挥作用，与电网结构及电力设备的布置是否合理有密切关系，必须把它们作为一个有机整体统筹考虑，全面安排。电网规划部门不能仅考虑经济性使得继电保护配置、二次回路等复杂化来提高运行的可靠性。对严重影响继电保护装置保护性能的电网结构和电力

5、设备的布置，应限制使用，下列问题应综合考虑：4.1.1 宜采用环网布置，开环运行的方式。4.1.2 110kV电网宜采用双回链或双回辐射式接线，链接变电站数不宜超过23个，避免短线路成串成环的接线方式。向多处供电的单电源终端线路，宜采用T接的方式接入供电变压器。以自动重合闸和备用电源自动投入等手段来提高供电可靠性。4.1.3 电网规划部门应及时提供电网近、中期发展规划与接线，以便整定计算部门编制或修订继电保护整定方案。4.1.4 电力工程的设计工作中，也应包括必要的继电保护整定计算工作，主要目的是论证继电保护装置选型和保护方案配置的正确性，甚至是电网接线的合理性。4.2 对调度运行方式的要求4

6、.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 注意保持电网中各变电站变压器接地方式相对稳定。b 避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备（线路、变压器），当两个厂、所的母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。c 在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的安全和地区电网重要用户供电。d 避免采用多级串供的终

7、端运行方式。e 避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。f 不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。4.2.2 调度运行部门应及时提供系统运行方式书面资料，作为继电保护整定计算的依据。4.2.3 因部分继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：1) 酌情改变电网运行方式和调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网安全稳定运行的要求。2) 临时改变继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按下列要求进行合理的取舍。 a 地区电网服从主系统电网；b 下一级电网服从上一级电网；c 局部问题自行消化；d 尽可能照顾地区电网和下一级电网

8、的需要；e 保护电力设备的安全；f 保重要用户供电。4.2.4 对于正常配置全线速动保护的线路，因通道检修或因其它原因导致全线速动保护退出运行时，而在当时的运行方式下，必须依靠线路全线速动保护动作才能保证系统稳定运行，应采取下列措施：a 积极检修，尽快使全线速动保护恢复运行。b 调整电网接线和运行方式，使线路后备保护的动作时间能满足电网安全稳定运行的要求。c 考虑距离保护相继动作能满足电网安全稳定运行的要求。在采取上述措施后，仍无法保证电网稳定运行时，可临时缩短对全线路有灵敏度的线路后备保护动作时间，并考虑由此造成的无选择性跳闸情况对电网运行的影响，应备案说明。4.3 对保护配置的要求4.3.

9、1 在确定继电保护和安全自动 装置的选型和保护配置方案时，应优先选用具有成熟运行经验的微机型装置。在重要设备的保护装置双重化配置的基础上，应尽量强化主保护，简化后备保护。4.3.2 线路保护1) 220kV终端线路a 双侧电源线路应配置双重化的主、后备一体化的微机型线路保护装置。单侧电源单回终端线路，若无成环可能，且不考虑采用单相重合闸时，可不配置纵联保护，但应在电源侧配置两套独立、完整的阶段式保护，非电源侧可不配置线路保护。旁路开关应配置一套完整的线路保护。b 具备光纤通道的线路，纵联保护优先采用电流差动保护。有旁路代路需求时，宜配置一套电流差动和一套具有分相命令的纵联保护。c 输电线路两套

10、纵联保护的通道路由应相互独立，不能因其中一个通道路由故障，使线路同时失去两套主保护。d 线路两侧的保护应采用相同的型号和版本。e 后备保护一般包括三段相间距离、三段接地距离和两（或四）段零序电流保护。f 220kV线路均应配置自动重合闸。重合闸功能宜包含在线路保护中。g 分相操作机构断路器本体应具备三相不一致功能，并投入使用。2) 110kV线路一般应配置一套完整、独立的阶段式保护，包括三段相间和接地距离保护、两段TV断线过流保护和两（或四）段零序方向过流保护，光纤通道的电流差动保护视具体要求而定：a 110kV双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护： l 根据系统稳定要求有必

11、要时； l 线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60%额定电压），且其它保护不能无时限和有选择地切除故障时； l 如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅能改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。b 对多级串联或采用电缆的单侧电源线路，为满足快速性和选择性的要求，可装设全线速动保护作为主保护。c 对于长度不超过8km的短线路、同杆架设的双回线应装设一套光纤电流差动保护。4.3.3 母线保护a 对发电厂和变电站的35kV110kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护：l 220kV变电站的110kV母线；l 110kV双母线；l 110kV单母线的

12、重要发电厂或110kV以上重要变电站的35kV66kV母线需要快速切除母线上的故障时；l 35kV66kV电力网中，主要变电站的35kV66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电。b 对发电厂和主要变电站的3kV10kV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。在下列情况下，应装设专用母线保护：l 须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电；l 当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路。c 对3kV10kV分段母线宜采用不完全电流差动保护，保护装置仅

13、接入有电源支路的电流。保护装置由两段组成，第一段采用无时限或带时限的电流速断保护，当灵敏系数不符合要求时，可采用电压闭锁电流速断保护；第二段采用过电流保护，当灵敏系数不符合要求时，可将一部分负荷较大的配电线路接入差动回路，以降低保护的起动电流。d 110kV母联或分段断路器应配置过流保护，保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的保护段作为母线充电保护，并兼作新设备投运时的辅助保护。4.3.4 变压器保护4.3.4.1 220kV变压器保护1) 220kV变压器应配置双重化的主、后备保护一体电气量保护和一套非电量保护。2) 220kV变压器220kV侧后备保护配置 a 宜配置两套两段式相间、接地距离保护

14、，设一段时限，方向指向变压器。动作后跳开变压器各侧断路器。b 宜配置两套一段式复合电压（负序及相间电压）闭锁过流保护，设一段时限，可选择是否带方向，动作后跳开变压器各侧断路器。c 宜配置两套定时限零序电流保护，每套保护按二段式设置。段：带方向（方向元件可投退），设两段时限。如方向指向母线可第一时限跳220kV母联，第二时限跳开变压器本侧断路器。段：不带方向，设一段时限，动作后跳开变压器各侧断路器。d 配置两套一段式中性点间隙零序电流、零序过电压保护，动作后延时跳开变压器各侧断路器。3) 220kV变压器110kV侧后备保护配置a 宜配置两套两段式相间、接地距离保护，带三时限，方向指向110kV

15、母线，第一时限跳110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳变压器中压侧断路器，第三时限跳变压器各侧断路器。b 宜配置两套一段式复合电压闭锁过流保护，方向指向110kV母线（方向元件可投退），设三个时限，第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。c 宜配置两套零序电流保护，保护按二段式设置。段：方向指向110kV母线（方向元件可投退），设三段时限。第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。段：不带方向，

16、设三段时限，第一时限跳开110kV母联断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。d 配置两套一段式中性点间隙零序电流、电压保护，动作后延时跳开变压器各侧断路器。4) 220kV变压器10kV（35kV）侧后备保护配置两套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置，每段设三个时限：第一时限跳开10kV（35kV）分段断路器并闭锁分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。4.3.4.2 110kV变压器保护1) 110kV变压器差动、非电量、110kV后备、10kV相间和10kV零序后备保护单元交、直流回路应相互独立，可配置双重化的主

17、、后备保护一体电气量保护和一套非电量保护。2) 110kV变压器110kV侧后备保护配置l 配置一套过流保护，可选择是否经复合电压闭锁。设一段时限，动作后跳开变压器各侧断路器。l 配置一套零序电流保护，保护按二段式设置。设两段时限，第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开变压器各侧断路器。l 配置一套一段式中性点间隙零序电流、电压保护，设两个时限，第一时限跳开中、低压地区电源，第二时限跳开变压器各侧断路器。3) 110kV变压器35kV侧后备保护配置配置一套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置。每段设三个时限，第一时限跳开35kV分段断路器、闭锁备自

18、投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。4) 110kV变压器10kV侧后备保护配置配置一套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置。每段设三个时限，第一时限跳开10kV分段断路器、闭锁备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。4.4 对联网地区电源的要求4.4.1 电网在接入电源时要考虑接入点短路电流的限制。电源或发电厂接入电网前必须经短路电流水平校核，当短路电流超出标准或超出运行中设备承受水平时，必须采取措施或更换设备。4.4.2 送端地区主力电源一般应直接接入高压电网。受端系统的电厂，在短路电流、电压稳定、周边负荷等指标允许或采取了限流措施的情况下，可以考虑接入较低

19、电压等级。释义 注入功率一定时，接入电压等级越高其注入系统的短路电流越小，可降低较低电压等级电网的短路电流水平。4.4.3 不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或分支变压器。4.4.4 地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在某一个变电站与主系统单点联网，并在联网线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置。5 继电保护整定的规定5.1 一般规定5.1.1 合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。释义常见运行方式，包括正常运行方式、被保护设备相邻近的线路或元件检修的正常检修方式、环网布置开环运行的电网各片网相互之间的负荷转供。对特

20、殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。5.1.2 110kV电网采用环网布置开环运行的方式，220kV站可能通过110kV联络线转供相邻220kV站110kV出线。短路电流计算方式选择可同时考虑正常方式和相邻网转供，在不影响正常方式保护效果的前提下，整定计算兼顾检修方式，减少运行中保护定值更改。5.1.3 对平行双回线路，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。5.1.4 发电厂有两台机组时，一般应考虑两台机组同时停运的方式；有三台及以上机组时，至少应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式。对水力发电厂的机组，还应结合水库运行特性选择，必要时可考虑所有机组同时停运的方式。

21、5.1.5 110kV220kV电网变压器中性点接地运行方式应按变压器的绝缘要求来决定是否接地，并尽量保持变电站的零序阻抗基本不变、X0/X13为原则。遇到使变电站零序阻抗变化较大的特殊运行方式时，应根据运行规定和当时的实际情况临时处理。1) 220kV变电站一般选择同一台变压器220kV、110kV中性点直接接地运行；中、低压侧无地区电源的220kV终端变电站，若变压器220kV侧中性点不直接接地运行时满足X0/X12，可选择变压器220kV侧中性点不直接接地运行。2) 负荷侧无地区电源的110kV变压器中性点不宜直接接地运行。3) 发电厂的110kV变压器中性点宜直接接地运行。若主接线为单

22、母线或并列运行的双母线，选择一台变压器中性点直接接地运行，若双母线分列运行则每段母线上选择一台变压器中性点直接接地运行。若发电厂集中的区域变压器中性点都接地导致中性点过分集中时，也可以选择部分变压器中性点间隙接地运行。5.1.6 计算保护定值时，一般只考虑常见运行方式下，一回线或一个元件发生金属性故障的情况。5.1.7 有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定，但应选取较大的可靠系数。5.1.8 已有零序电流保护逐级配合的前提下，不考虑接地距离与零序电流保护的配合。5.1.9 影响接地距离计算准确度的因素较多，比较好的解决办法是整定计算软件模拟保护装置感受的最小测量阻

23、抗进行接地距离的整定计算：=0.70.8为保护安装处相电压(本线路末端、相邻线路末端接地故障或相邻变压器各侧母线故障)为保护安装处相电流保护安装处零序电流为零序电流补偿系数5.1.10 下一级电压电网为满足上一级电压电网提出的整定时间要求，可采用定值反配的原则，最上一级按满足灵敏系数的原则整定，并反算出能与之配合的相邻下一级的距离、电流保护定值。5.1.11 与相邻线路定值配合应包括考虑与该线旁路代供时的定值配合。5.1.12 为了提升距离、相过电流和零序电流保护的最末一段做远后备的性能，该段保护按与相邻下一级保护不完全配合的原则整定。5.1.13 保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故

24、障类型进行校验。线路保护（设计原理上需靠纵序动作的保护除外）的灵敏系数，必须保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后，均能满足规定的灵敏系数要求。在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。5.1.14 按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：1) 下列情况的220kV、110kV距离保护不应经振荡闭锁：a 单侧电源线路的距离保护；b 在现有可能的运行方式下，无振荡可能的双侧电源线路的距离保护；c 动作时间不小于0.5S的距离I段、不小于1.0S的距离II段和不小于1.5S的距离III段；d 预

25、定作为解列线路的距离保护。2) 振荡时可能误动的距离保护段应经振荡闭锁控制，振荡期间靠振荡闭锁开放元件开放距离保护。5.1.15 微机保护的功率方向元件除高阻接地情况外，一般可认为没有死区。为简化整定配合，110kV线路电流保护可选择经方向元件控制。5.1.16 电缆线路或电缆架空混合线路，应投入过负荷发信，必要时可动作于跳闸。5.1.17 不要求投入的保护，保护定值一般应根据欠量最小、过量最大的原则按保护装置定值范围整定。5.1.18 做好面向不同装置型号乃至不同版本的保护定值规范，同时采用通用性好的整定计算软件实现面向装置的定值的整定计算。5.1.19 应综合考虑系统短路电流水平和设备一次

26、额定电流，合理选择保护用电流互感器变比。释义电流互感器变比选择过大，而电流互感器和微机保护模数转换回路又存在一定的非线性工作区，造成装置工作在小信号下的工况增加使得保护装置监视、告警类的功能降低。5.1.20 除母线差动保护外，可以不采用专门措施闭锁因电流互感器二次回路断线引起的线路、变压器差动和零序保护装置误动作，避免因新增闭锁措施带来保护装置拒绝动作和可能失去选择性配合的危险性。也可采用线路和变压器的保护装置在电流回路断线时，差动电流小于额定负载时闭锁、大于额定负载时开放差动的办法。若保护已经做到了双重化配置，不考虑两套保护同时断线，断线时可以闭锁保护装置。5.1.21 在电力设备由一种运

27、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。5.1.22 保护上下级时间配合级差T的选取，微机型保护T按0.3S选取，电磁型保护T按0.5S选取。 5.1.23 220kV线路相间、接地距离保护在常见运行方式下，对本线路末端故障时的灵敏系数应满足如下要求：a 50km以下线路，不小于1.45b 50km-100km线路，不小于1.4c 100km-150km线路，不小于1.35d 150km-200km线路，不小于1.3e 200km以上线路，不小于1.25220kV线路零序电流保护在常见运行方式下，对本线路末端接地故障时的灵

28、敏系数应满足如下要求：a 50km以下线路，不小于1.5b 50km-200km线路，不小于1.4c 200km以上线路，不小于1.35.1.24 110kV线路保护在常见运行方式下，对本线路末端故障时的灵敏系数应满足如下要求：a 20km以下线路，不小于1.5b 20km-50km线路，不小于1.4c 50km以上线路，不小于1.35.2 线路保护5.2.1 220kV终端线路5.2.1.1辅助定值和控制字1） 相电流过负荷定值：If /Nct (=0.9-0.95，If为线路25安全载流量，多线径混合线路取最小载流量)2） 接地距离零序补偿系数：（圆特性） (四边形特性)a 线路阻抗若有实

29、测参数，用实测参数计算，若计算值0.67，则取0.67。b 、段躲变压器中低压侧整定时，仍按线路参数取。3） 正序灵敏角、零序灵敏角：按线路的正序、零序阻抗角整定（）段躲变压器中低压侧整定时取80）。4） 接地距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，接地距离、段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑、段实际保护范围来确定是否偏移。 5） 相间距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，相间距离、段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑、段实际保护范围来确定是否偏移，原则同接地距离偏移角。6） 振荡闭锁：、段不经振荡闭锁(包括所供220kV站中、低压侧地方

30、电源的线路)7） 静稳破坏检测：=(架空线=1.1,电缆=1，If为线路25安全载流量, 多线径混合线路取最大载流量)。同一条线路两侧一次值应相同。8） 后加速a 距离保护手合后加速：一般程序固定加速段重合闸后加速：一般瞬时加速段b 零序电流保护手合及重合闸后加速：一般0.1S延时加速段（两段式）或段（四段式）9） TV断线相过流定值（仅在TV断线时自动投入）：a 有光纤电流差动：l TV断线相过流段：退出；l TV断线相过流段：躲可能的最大负荷电流整定；l 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流段。b 无光纤电流差动：l TV断线相过流段：定值按保全线灵敏系数（一般为1.5），时

31、间考虑稳定和与选择性的要求，一般取0.31.5S；如果定值躲不过最大可能的负荷电流，定值按照TV断线相过流段整定。l TV断线相过流段：躲可能的最大负荷电流整定，时间同距离段；l 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流段。10） TV 断线时零序过流定值按区内发生金属性接地故障有灵敏度整定（灵敏度不低于1.3）。11） 断路器三相不一致保护的时间应与本线重合闸时间配合,建议整定为零序电流一次值240A（受电侧中性点直接接地）、负序电流一次值240A（受电侧中性点不直接接地），如无法整定则按装置最小精工电流。5.2.1.2纵联保护1） 光纤电流差动差动电流：按可靠躲过最大负荷时不平衡

32、电流和线路最大稳态电容电流（可靠系数不低于1.5）整定，两侧应按一次电流相同整定。a 差动电流高定值（无延时）：躲最大负荷时不平衡电流：ICD=(=1.5，=0.06，架空线=1.1,电缆=1，If为线路安全载流量) 躲电容电流：ICDIc (按厂家建议，Ic为线路实测或计算的电容电流)取一次值不大于600A。b 差动电流低定值（短延时）：取一次值不大于480A。c 零序差动电流：按保证高阻接地故障有灵敏系数整定取一次值不大于600A。 为保护设备和人身的安全，TA断线可不闭锁差动保护。若具有分相闭锁功能，TA断线时可考虑闭锁断线相差动保护。2） 纵联距离a 纵联距离元件按全线有灵敏系数整定，

33、灵敏系数一般可取3。b 纵联距离元件应躲过线路最大负荷电流对应的负荷阻抗。3） 纵联零序纵联零序方向元件按躲最大负荷时不平衡电流整定，尽可能实现高阻接地故障能可靠动作。取一次值不大于500A。4） 纵联负序纵联负序方向元件按躲最大负荷时不平衡电流整定，取值同纵联零序。5） 说明a 受电侧纵联保护投入弱馈保护，仅允许单端投弱馈保护。b 对于投单相重合闸的线路，弱馈保护应能选相跳闸。 c 220kV线路保护采用分相命令的纵联保护，和旁路保护不匹配时，被代路对侧需要将分相命令退出。5.2.1.3接地距离保护1) 段：a 躲本线路末端故障Zl0.7，Zl为本线路正序阻抗 平行双回线中一回线挂检（退出运

34、行，两端接地），因互感的影响将导致保护测量阻抗小于线路的实测阻抗，从而造成接地距离I段超越。为防止距离I段保护超越，有必要缩小接地距离I段保护的定值。保护定值缩短的范围用下式计算： 其中为距离保护减小范围系数。考虑互感后的距离一段定值：b 单回线送变压器终端方式，送电侧保护伸入受端变压器=Zl+ZT =0.80.85，0.7，ZT为受端变压器正序阻抗2) 段：a 保全线应有足够灵敏度 Zl 双回线并列运行时，因互感的影响导致保护测量阻抗大于线路的实测阻抗，此时接地距离II段的实际保护范围缩短，此时应校核接地距离II段的灵敏度是否满足规程要求，缩短的范围用下式计算: 为双回线运行时感受距离增加导

35、致保护范围缩小的系数。双回线运行时接地距离段保护灵敏度（考虑互感）为： 为不考虑互感影响时接地距离II段的灵敏度。b 与相邻下级线路接地距离段配 =Zl+ =0.70.8，取和 中的较小值，为相邻线路接地距离段动作阻抗c 与相邻下级线路距离段配T2=T2+T=Zl+=0.70.8，取和 中的较小值，为相邻线路接地距离段动作阻抗d 与相邻下级线路纵联保护配合=(Zl+Z1)=0.70.8，Z1为相邻下级线路线路阻抗e 躲相邻下级变压器其他侧母线故障=Zl+ZT =0.70.8 f 与相邻上级线路距离段配T2=T2T(/Kk- Z1)/Kz Zl为相邻上级线路全线正序阻抗，Kz为和 中的较小值 3

36、) 段：a 躲最小负荷阻抗= （圆特性）（=1.3, =1, =1，为线路阻抗角）= （四边形特性）Zfh.min= (架空线=1.1,电缆=1，If为线路安全载流量)b 躲相邻下级变压器其他侧母线故障=Zl+ZT， =0.70.8（园特性） =Zl+ZT， =0.70.8（四边形特性）c 与上级定值配合d 不能躲相邻下级变压器其他侧母线故障时，时间与变压器中压侧零序电流保护配合。e 与相邻下级线路接地距离段配 =Zl+ =0.70.8，取和 中的较小值，为相邻线路接地距离段动作阻抗f 与相邻下级线路接地距离段配 =Zl+ =0.70.8，取和 中的较小值，为相邻线路接地距离段动作阻抗5.2.

37、1.4相间距离保护1) 段：a 躲本线路末端故障 Zl，（=0.8-0.85，Zl为本线路正序阻抗） b 躲相邻下级变压器其他侧母线故障=Zl+ZT =0.80.85 0.72) 段：a 保全线应有足够灵敏度 Zl b 与相邻下级线路距离段配 =Zl+ =0.80.85 0.8c 与相邻下级线路距离段配T2=T2+T=Zl+ =0.80.85 0.8d 与相邻下级线路纵联保护配合=(Zl+ZL) =0.80.85 ZL为相邻下级线路线路阻抗e 躲相邻下级变压器其他侧母线故障=Zl+ZT =0.80.85 0.7f 与上级定值配合3) 段：a 躲最小负荷阻抗= （圆特性）（=1.3, =1, =

38、1，为线路阻抗角）= （四边形特性）Zfh.min= (架空线=1.1,电缆=1，If为线路安全载流量)b 躲相邻下级变压器其他侧母线故障=Zl+ZT， =0.80.85 0.7（园特性） =Zl+ZT， =0.80.85 0.7（四边形特性）c 与上级定值配合d 不能躲相邻下级变压器其他侧母线故障时，时间与变压器中压侧过流保护配合。e 相邻下级线路相间距离段配 =Zl+ =0.80.85为相邻线路相间距离段动作阻抗f 相邻下级线路相间距离段配 =Zl+ =0.80.85为相邻线路相间距离段动作阻抗5.2.1.5零序保护1) 段：可退出2) 段：a 按保证全线有灵敏度的原则整定 =3I0.mi

39、n/ b 与相邻下级线路零序段配 = T02= T02+T (=1.1)c 躲相邻下级变压器其他侧母线故障 =3I0 (=1.3)d 躲非全相零序电流=3I0F (=1.11.2)e 与上级定值配合3) 段：a 按保证全线有灵敏系数的原则整定 =3I0.min/ b 与相邻下级线路零序段配 = T02= T02+T (=1.1)c 与上级定值配合d 与变压器中压侧中性点零序段配合或反算变压器中压侧中性点零序段限额4） 段：a 考虑高阻接地，取一次电流值不大于300Ab 与上级定值配合c 时间与变压器中压侧中性点零序段配合5.2.1.6重合闸 1） 架空线路和电缆与架空线混合的线路，重合闸建议投

40、入；全电缆线路重合闸退出。2） 保护启动重合闸与不对应启动重合闸若能独立，电缆线路可保留不对应启动重合闸。3） 220kV线路一般采用单相一次重合闸方式，延时段保护动作和多相故障均三跳不重合；未投入纵联保护的220kV终端线路，可采用特殊重合闸方式。释义特殊重合闸指单相故障跳三相重合三相，相间故障三跳不重合。4） 重合闸投入方式与时间应以运行方式部门建议为主。5.2.2 110kV线路5.2.2.1辅助定值和控制字1) 相电流过负荷定值：KIf /Nct (K=0.95，If为线路25安全载流量，多线径混合线路取最小载流量)2) 接地距离零序补偿系数：（圆特性） (四边形特性)a 有实测参数，

41、用实测参数计算，若计算值0.67，则取0.67。b 、段躲变压器中低压侧整定时，K仍按线路参数取。3) 正序灵敏角、零序灵敏角：按线路的正序、零序阻抗角整定。4) 接地距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，接地距离、段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑、段实际保护范围来确定是否偏移。 5) 相间距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，相间距离、段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑、段实际保护范围来确定是否偏移。6) 振荡闭锁：地方电源并网线路，若振荡中心不会落在线路上，、段不经振荡闭锁。7) 静稳破坏检测：=（取1.3 K架空线取1.1，电

42、缆线路取1，If为线路25安全载流量，多线径混合线路取最大载流量）同一条线路两侧一次值应相同。8) 后加速 a 距离保护手合后加速：一般程序固定加速段重合闸后加速：一般瞬时加速段l 终端线一般段保全线（T10.15S）、段躲变压器中低压侧整定，不必投后加速。l 终端线若段退出（时间无法整定），段躲变压器中低压侧且T20.15S，也不必投后加速。l 电缆线路重合闸退出，与电流保护统一，后加速按上述原则投退。b 相间电流保护手合及重合闸后加速：一般加速过流段l 终端线一般段保全线（T10.15S），不必投后加速。l 终端线若段退出（时间无法整定），段保全线且T20.15S，也不必投后加速。l 电缆

43、线路重合闸退出，考虑手合，后加速按上述原则投退；l 加速段一般经电压闭锁。c 零序电流保护手合及重合闸后加速：一般0.1S延时加速段l 终端线一般段保全线（T10.15S），不必投后加速。l 终端线若段退出（时间无法整定），段保全线且T20.15S，也不必投后加速。l 电缆线路重合闸退出，考虑手合，后加速按上述原则投退。9) TV断线相过流定值（仅在TV断线时自动投入）：a 有光纤差动：l TV断线相过流段：退出；l TV断线相过流段：按躲负荷电流整定=（取1.3 K架空线取1.1，电缆线路取1）时间一般可取本线路距离段时间需要校本线分支或终端变压器中低压侧故障的灵敏度l 若TV断线相过流只有

44、一段，定值整定同TV断线相过流段。b 无光纤差动： l TV断线相过流段： 按与上级保护距离或过流保护配合的原则整定 = K取0.8 为上级线路阻抗值= / (=1.1)时间一般可取本线路距离保护保全线段时间其中为系统运行相电势为变压器中压侧距离定值折算到一次值为保护安装处最大等值阻抗按保线末故障的原则整定按躲变压器中低压侧故障的原则整定（取1.31.5）考虑与上级线路配合、保证全线有灵敏度后与躲变压器中低压侧无法兼顾时，应按与上级线路配合、保证全线有灵敏度取值。l TV断线相过流段：按躲负荷电流整定=（取1.3 K架空线取1.1，电缆线路取1）校验所供分支变、终端变变压器低压侧灵敏系数Klm

45、= Id(2).min / 1.2时间一般可取本线路距离段时间l 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流I段。5.2.2.2 纵联保护1) 光纤电流差动a 差动电流：按可靠躲过最大负荷时不平衡电流和线路最大稳态电容电流整定，两侧应按一次电流相同整定。l 差动电流高定值（无延时）： 躲最大负荷时不平衡电流：ICD=(=1.5，=0.06，架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量) 躲电容电流：ICDIc (按厂家建议，Ic为线路实测或计算的电容电流)取一次值不大于600A。l 差动电流低定值（短延时）：取一次值不大于480A。l 零序差动电流：按保证高阻接地故障有灵敏系数整定取一次值不大于480A。b 为保护设备和人身的安全，TA断线可不闭锁差动