DL_T584-《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》还包括584-1995.doc

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1、ICS 备案号：中华人民共和国国家开展和改革委员会 发 布20 - - 实施20 - - 发布3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程Code for setting of 3kV110kV relaying protection equipment报批稿DL/T 584 代替DL/T 58495中华人民共和国电力行业标准目 次 前言I1范围12标准性引用文件13总那么14继电保护运行整定的根本原那么15继电保护对电网接线和调度运行的配合要求46继电保护整定的规定5前 言 自电力行业标准DL/T 584-95 3110kV电网继电保护装置运行整定规程发布以来，已过去10年。在这期间，电网有

2、了很大变化，继电保护及相关技术也有长足进步，在保护运行整定方面，更是积累了不少经验和教训，原有标准DL/T 584-95 已不能满足技术开展的需要，有必要进行修订和完善。为此，对DL/T 584-95进行修订，将先进技术和好的运行经验补充进来，修改不适应当前及近几年技术开展之处。本标准的修订是根据国家开展和改革委员会“发改办工业872号?关于下达2004年度行业标准制定和修订方案的通知?中第46项任务组织实施的。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业继电保护标准化委员会归口并解释。本标准起草单位：四川省电力公司、重庆市电力公司、北京电力公司、广州供电分局、甘肃省电力公司、哈尔滨电业局

3、、江西省赣西供电公司、上海市电力公司。本标准主要起草人：李天华、沈其瑜、黄蕙、苑画舫、苏忠阳、马晓军、范韶华、王莺、胡春琴。本标准于1996年首次发布。本标准自实施之日起代替DL/T 5841995。3kV110kV电网继电保护装置运行整定规程1 范围本标准是3110kV电网的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电网保护配合有关的继电保护运行整定的根本依据。本标准是电力系统继电保护运行整定的具体规定，与电力系统继电保护相关的设计、调度运行部门应共同遵守。2 标准性引用文件以下文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。但凡注日期的引用文件，其随后所有的修改单或修订版均不适用

4、于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。但凡不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB 14285-2006继电保护和平安自动装置装置技术规程3 总那么3.1 按照GB14285-2006?继电保护和平安自动装置装置技术规程?简称规程的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质根底；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。3.2 3110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏

5、性和速动性的要求，那么应在整定时，保证规定的灵敏系数要求，同时，按照如下原那么合理取舍：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. 保护电力设备的平安；d. 保重要用户供电。注：增加了保证“规定的灵敏系数要求一条，说明在选择性、灵敏性和速动性中，灵敏性的重要性，特别对于110kV以下系统，采用远后备方式，本设备保护拒动的后果可能是相邻设备远后备的动作，导致更大范围的失去选择性，或者是设备损坏。在保证灵敏度的情况下，可能为不完全配合，或者是完全不配合，对完全不配合的情况，应按管理规定备案注明。3.3 继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化

6、，从而到达电网平安运行的最终目的，与电网运行方式密切相关。为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。3.4 继电保护和二次回路的设计和布置，应当满足电网平安运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。3.5 为了提高电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验，对继电保护的配置和装置性能等提出改良意见和要求。各网省局继电保护运行管理部门，可根据本规程根本原那么制定运行整定的相关细那么，以便制造、设计和施工部门有所遵循。3.6 对继电保护特殊方式的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。4 继电保护运行整定的根本原那么4.1 3110kV电网的继电保护，应当满

7、足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项根本要求，特殊情况的处理原那么见本规程第3.2条。4.2 继电保护的可靠性4.2.1 继电保护的可靠性主要由配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。4.2.2 任何电力设备电力线路、母线、变压器等都不允许无保护运行。运行中的电力设备，一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的平安。对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程第条的规定处理。注：一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保

8、护，以确保电力设备的平安。这一条是保护装置配置和整定计算的根本原那么，特别对于110kV系统，保护装置的配置没有双重化，只有靠相邻的保护装置和断路器来切除故障，所以，相邻设备保护装置应对本设备有灵敏度，起到远后备的作用，特殊情况，例如，变压器高压侧过流保护对低压侧无灵敏度，那么在此种情况下，要求这两套过流保护接于电流互感器不同的绕组，经不同的直流熔断器供电并以不同时限作用于低压侧断路器与高压侧断路器或变压器各侧断路器。4.2.3 3110kV电网继电保护一般采用远后备原那么，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。4.2.4 如

9、果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路的继电保护整定值对低压母线又无足够的灵敏度时，应按下述原那么考虑保护问题：a. 如变压器高压侧的过电流保护对低压母线的灵敏系数满足规程规定时，那么在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过电流保护将成为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护由不同的保护装置或保护单元提供。b. 如变压器高压侧的过电流保护对低压母线的灵敏系数不满足规程规定时，那么在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护作为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护接于电流互感器不同的绕组，经不同的直流熔断器供电并以不同时

10、限作用于低压侧断路器与高压侧断路器或变压器各侧断路器。注：对主保护和后备保护分别取自不同绕组的配置方式，可在主保护装置中增加一套低压侧的过流保护。4.2.5 对中低压侧接有并网小电源的变压器，如变压器小电源侧的过电流保护不能在变压器其他侧母线故障时可靠切除故障，那么应由小电源并网线的保护装置切除故障。注：小电源侧的线路保护、发变组的后备保护应对此类故障有灵敏度，对于变压器而言，此类故障危害不大，如采用低于变压器额定电流的指向变压器的方向过流保护来保护此类故障，要可靠躲过小电源的负荷电流，方向元件不一定能区别，存在一定风险。4.2.6 对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏系数要求的线路或变

11、压器的保护实现对母线的后备保护。4.3 继电保护的选择性4.3.1 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。按配合情况，配合关系分为：a. 完全配合：动作时间及灵敏系数均配合；b. 不完全配合：动作时间配合，在保护范围的局部区域灵敏系数不配合；c. 完全不配合：动作时间及灵敏系数均不配合。电网需要配合的两级继电保护一般应该是完全配合，如灵敏性和选择性不能兼顾，在整定计

12、算时应保证规定的灵敏系数要求，由此可能导致两级保护的不完全配合，两级保护之间的选择性由前级保护的可靠动作来保证，此时，如前级保护因故拒动，允许后级保护失去选择性。注：不完全配合是由于灵敏性和选择性不能兼顾、保设备的需要造成的，因为，变压器、线路的切除故障的时间都不能过长。变压器热稳定电流的允许时间是2秒，变压器出口附近故障，如故障电流大于热稳定电流，动作时间应小于2秒，这是变压器厂家的制造标准，按国标GB1094.51985的规定，热稳定校验的短路持续时间取2秒，是只能计算不能试验的校验。一般结论为：油浸式变压器的绕组铜导线允许短路电流的电流密度为/mm，而出厂的变压器往往得不到这个标准4.3

13、.2 遇如下情况，允许适当牺牲局部选择性：a. 接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行包括多处T接供电变压器或供电线路，都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他母线故障整定。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。b. 对串联供电线路，如果按逐级配合的原那么将过份延长电源侧保护的动作时间，那么可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。c. 双回线内部保护的配合，可按双回线主保护例如纵联保护动作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流或相电流速断保护纵续动作的条件考虑，确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的

14、情况。d. 在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。4.3.3 变压器电源侧过电流最末一段保护的整定，原那么上主要考虑为保护变压器平安的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出线故障的后备保护，其动作时间及灵敏系数视情况可不作为一级保护参与选择配合，但动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间包括变压器过流保护范围可能伸入的相邻和相隔线路。注：主要考虑变压器的平安4.3.4 线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时，可按以下顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合。a. 与变压器同电压侧的后备保护的动作时间配合；b. 与变压器其他侧后备保护跳该侧总路断路器动作时间配合；c.

15、 与其他侧出线后备保护段的动作时间配合；d. 与其他侧出线保全线有规程规定的灵敏系数的保护段动作时间配合。e. 如其他侧的母线装有母线保护、线路装有纵联保护，需要时，也可以与其他侧的母线保护和线路纵联保护配合。4.4 继电保护的灵敏性4.4.1 电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，对远后备方式，继电保护最末一段整定值还应对相邻设备故障有规定的灵敏系数。4.4.2 对于无法得到远后备保护的电力设备，应酌情采取相应措施，防止同时失去主保护和后备保护。4.4.3 对于110kV电网线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，其最末一段零序电流保护的电流定值一

16、般不应大于300A一次值，此时，允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。4.4.4 在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助无元件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。4.5 继电保护的速动性：4.5.1 地区电网应满足主网提出的整定时间要求，下一级电压电网应满足上一级电压电网提出的整定时间要求，供电变压器过电流保护时间应满足变压器绕组热稳定要求，必要时，为保证设备和主网平安、保重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。4.5.2 对于造成发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%的故障，应快速切除。4.5.3 临近供电变压器的供电线路，设计单位应

17、充分考虑线路出口短路的热稳定要求。如线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。对于多级串供的单电源线路，由于逐级配合的原因，临近供电变压器的线路后备保护动作时间较长，如不能满足线路热稳定要求，宜设置短延时的限时速段断保护。4.5.4 手动合闸或重合闸重合于故障线路，应有速动保护快速切除故障。4.5.5 采用高精度时间继电器,，以缩短动作时间级差。综合考虑断路器跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间继电器的动作误差等因素，在条件具备的地方，保护的配合可以采用的时间级差。4.6 按以下原那么考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：4.6.1 35kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡

18、误动问题。4.6.2 以下情况的66110kV线路距离保护不应经振荡闭锁：a. 单侧电源线路的距离保护；b. 动作时间不小于的距离段、不小于的距离段和不小于的距离段。注：系统最长振荡周期按考虑。4.6.3 有振荡误动可能的66110kV线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制。4.6.4 有振荡误动可能的66110kV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。4.6.5 在单相接地故障转换为三相故障，或在系统振荡过程中发生不接地的相间故障时，可适当降低对保护装置快速性的要求，但必须保证可靠切除故障。4.7 110kV及以下电网均采用三相重合闸，重合闸其他条件的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、

19、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。4.7.1 单侧电源线路选用一般重合闸方式。如保护采用前加速方式，为补救相邻线路速动段保护的无选择性动作，那么宜选用顺序重合闸方式。4.7.2 双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用以下重合闸方式：a. 带地区电源的主网终端线路，宜选用解列重合闸方式，终端线路发生故障，在地区电源解列或跳闸联切后，主网侧检无压重合。b. 双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。4.7.3 电缆线路的重合闸 a. 全线敷设电缆的线路，由于电缆故障多为永久性故障，不宜采用自动重合闸。b. 局部敷设电缆的终端负荷线路，宜以备用电源自投的方式提高供电可靠性

20、，视具体情况，也可以采用自动重合闸。c. 含有少局部电缆、以架空线路为主的联络线路，当供电可靠性需要时，可以采用重合闸。d. 局部敷设电缆的线路，宜酌情采用以下有条件重合闸：单相故障重合、相间故障不重合。判别故障不在电缆线路上才重合。4.8 配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下根本要求：4.8.1 自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸不应超过预定次数，相邻线路的继电保护应保证有选择性。4.8.2 零序电流保护的速断段和后加速段，在恢复系统时，如果整定值躲不开合闸三相不同步引起的零序电流，那么应在重合闸后延时动作。4.8.3 自动重合闸过程中，相邻线路发生故障，允许本线路后加

21、速保护无选择性跳闸。4.9 对110kV线路纵联保护运行有如下要求：4.9.1 在旁路断路器代线路断路器运行时，应能保存纵联保护继续运行。4.9.2 在本线路纵联保护退出运行时，如有必要，可加速线路两侧的保全线有规程规定的灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。4.10 只有两回线路的变电所，当本所变压器全部退出运行时，两回线路可视为一回线，允许变电所两回线路电源侧的保护切除两回线路中任一回线的故障。4.11 对于负荷电流与线路末端短路电流数值接近的供电线路，过电流保护的电流定值按躲负荷电流整定，但在灵敏系数不够的地方应装设负荷开关或有效的熔断器。需要时，也可以采用距离保护装

22、置代替过电流保护装置。4.12 在电力设备由一种运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，允许局部保护装置在操作过程中失去选择性。4.13 在保护装置上进行试验时，除了必须停用该保护装置外，还应断开保护装置启动其他系统保护装置和平安自动装置的相关回路。4.14 除母线保护外，不宜采用专门措施闭锁电流互感器二次回路断线引起的保护装置可能的误动作。5 继电保护对电网接线和调度运行的配合要求5.1 合理的电网结构是电力系统平安稳定运行的根底，继电保护装置能否发挥积极作用，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。对严重

23、影响继电保护装置保护性能的电网结构和电力设备的布置、厂站主接线等，应限制使用，以下问题应综合考虑：5.1.1 宜采用环网布置，开环运行的方式。5.1.2 宜采用双回线布置，单回线变压器组运行的终端供电方式。5.1.3 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。以上三种方式均以自动重合闸和备用电源自动投入来增加供电的可靠性。5.1.4 不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器。5.1.5 尽量防止短线路成串成环的接线方式。5.2 继电保护能否保证电网平安稳定运行，与调度运行方式的安排密切相关。在安排运行方式时，以下问题应综合考虑：5.2.1 注意保持电网中各变电所变

24、压器的接地方式相对稳定。5.2.2 防止在同一厂、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、所母线之间的电气距离很近时，也要防止同时断开两个及以上运行设备。5.2.3 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，应设置适宜的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的平安和地区电网重要用户供电。5.2.4 防止采用多级串供的终端运行方式。5.2.5 防止采用不同电压等级的电磁环网运行方式。5.2.6 不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。5.3 因局部继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电网平安稳定运行时，应采取以下措施：5.3.1 酌情停

25、运局部电力设备，或改变电网运行接线、调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网平安稳定运行的要求。5.3.2 临时更改继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按第条进行合理的取舍。5.4 重要枢纽变电所的110kV母线差动保护因故退出危及系统稳定运行时，应采取以下措施：5.4.1 尽可能缩短母线差动保护的停用时间。5.4.2 不安排母线及连接设备的检修，尽可能防止在母线上进行操作，减少母线故障的几率。5.4.3 应考虑当母线发生故障时，由后备保护延时切除故障，不会导致电网失去稳定；否那么应改变母线接线方式、调整运行潮流。必要时，可由其他保护带短时限跳开母联或分段断路器，或

26、酌情按稳定计算提出的要求加速后备保护，此时，如被加速的后备保护可能无选择性跳闸，应备案说明。5.5 对于特殊运行方式，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，应按3.2条的原那么处理。5.6 对于正常设置全线速动保护的线路，因检修或其他原因全线速动保护退出运行时，应根据电网要求采取调整运行方式或调整线路后备保护动作时间的方法，保证电网平安。6 继电保护整定的规定6.1 一般规定6.1.1 整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路、并联电抗器、串联补偿电容器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的数值。以下参数应使用实测值：a三相三柱式变压器的零序阻抗；b66kV及以上架空线路和电缆线

27、路的阻抗；c平行线之间的零序互感阻抗；d 其他对继电保护影响较大的有关参数。6.1.2 以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的：a忽略发电机、调相机、变压器、110kV架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻局部，66kV及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比RX0.3时，宜采用阻抗值Z=R2+X2，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2X1b发电机及调相机的正序电抗可采用t0时的纵轴次暂态电抗Xd的饱和值。c发电机电势可以假定均等于l(标么值)且相位一致，只有在计算线路全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电势有一定的相角差。d不考虑短路电流的衰减。对利用机端电压励磁的发电机出口附近的

28、故障，应从动作时间上满足保护可靠动作的要求。e各级电压可以采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器分接头实际位置的变动。f不计线路电容电流和负荷电流的影响。g不计故障点的相间电阻和接地电阻。h不计短路暂态电流中的非周期分量。对有针对性的专题分析和对某些装置特殊需要的计算时，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。6.1.3 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。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻近的局部线路和元件检修的正常检修方式，视具体情况，检修的线路和元件数量不宜超过该接点线路和元件总数的1/2。对特

29、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。6.1.3.1 同杆并架的双回线，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。6.1.3.2 发电厂有两台机组时，一般考虑一台机组停运的方式，两台机组同时停运的方式，按特殊情况处理；有三台及以上机组时，一般应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式，机组全部同时停运的方式，按特殊情况处理。6.1.3.3 区域电网中，相邻的几个电厂全停时，应作为按特殊情况处理。6.1.3.4 应以调度运行方式部门提供的系统运行方式书面资料为整定计算的依据。6.1.3.5 110kV电网变压器中性点接地运行方式应尽量保持变电所零序阻抗根本不变。遇到使变电所零序

30、阻抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据运行规程规定或根据当时的实际情况临时处理。a发电厂只有一台主变压器，那么变压器中性点宜直接接地运行，当变压器检修时，按特殊情况处理。b发电厂有接于母线的两台主变压器，那么宜保持一台变压器中性点直接接地运行。如由于某些原因，正常运行时必须两台变压器中性点均直接接地运行，那么当一台主变压器检修时，按特殊情况处理。c发电厂有接于母线的三台及以上主变压器，那么宜两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于不同的母线上，当不能保持不同母线上各有一个接地点时，按特殊情况处理。视具体情况，正常运行时也可以一台变压器中性点直接接地运行，当变压器全部检修时，按特殊情况处理

31、。d变电所变压器中性点的接地方式应尽量保持地区电网零序阻抗根本不变，同时变压器中性点直接接地点也不宜过份集中，以防止事故时直接接地的变压器跳闸后引起其余变压器零序过电压保护动作跳闸。e自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。f当某一短线路检修停运时，为改善保护配合关系，如有可能，可以用增加中性点接地变压器台数的方法来抵销抵消线路停运时对零序电流分配的影响。6.1.4 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。6.1.5 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简单故障的

32、情况。6.1.6 保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。线路保护的灵敏系数除去设计原理上需靠纵续动作的保护外，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。6.1.7 为了提高保护动作的可靠性，单侧电源线路的相电流保护不应经方向元件控制。双侧电源线路的相电流和零序电流保护，如经核算在可能出现的不利运行方式和不利故障类型下，均能与背侧线路保护配合，也可不经方向元件控制；在复杂电网中，为简化整定配合，相电流和零序

33、电流保护宜经方向元件控制。为不影响相电流和零序电流保护的动作性能，方向元件要有足够的灵敏系数，且不能有动作电压死区。6.1.8 躲区外故障、躲振荡、躲负荷、躲不平衡电压等整定，或与有关保护的配合整定，都应考虑必要的可靠系数。对于两种不同动作原理保护的配合或有互感影响时，应选取较大的可靠系数。6.2 继电保护装置整定的具体规定6.2.1 110kV线路零序电流保护6.2.1.1 单侧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。a. 零序电流段定值按躲本线路末端接地故障最大零序电流3I0整定，线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，参照第.4条整定，如本线路接地距离段投入运行，那

34、么零序电流段宜退出运行。b. 三段式保护的零序电流段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流段或段配合，动作时间按配合关系整定。c三段式保护的零序电流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时有第.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流段或段的配合情况，动作时间按配合关系整定。d终端线路的零序电流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。

35、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，不应大于300A一次值。e. 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。6.2.1.2 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在使用了阶段式接地距离保护的复杂电网，零序电流保护宜适当简化。6.2.1.3 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护各段一般应遵循下述原那么：a零序电流段作为速动段保护使用，如本线路接地距离段投入运行，那么零序电流段宜退出运行。b三

36、段式保护的零序电流段四段式保护的段或段，应能有选择性切除本线路范围的金属性接地故障，其动作时间应尽量缩短。c考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，零序电流保护最末一段的电流定值不应大于300A一次值。d零序电流保护的整定公式见表1。对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑与背侧线路零序电流保护的配合。表1 110kV线路零序电流保护整定表名称符号电 流 定 值动 作 时 间公 式说 明正 常重合闸后说 明参量含义取值范围零序电流段0 IDZ IKK3I0 max I0 max为区外故 障最大零序电流KKt I = 0s零序电流段I0 1与相邻线路零序I段配合IDZ KKKF

37、IDZ I2与相邻线路零序段配合IDZ KKKF IDZ 3校核变压器220kV或330kV侧接地故 障流过线路的3I0，IDZ KK 3I0 IDZ I为相邻线路零序I段动作值IDZ 为相邻 线路零序段动作值KF为最大分支系数KKKKtttt+ttt延时 t为相邻线路零段动作时间零序电流段I0 1与相邻线路零序段配合IDZ KKKF IDZ 2与相邻线路零序段配合IDZ KKKF IDZ I3校核变压器220kV或330kV侧接地故障流过线路的3I0IDZ II 为相邻线路零序段动作值IDZ.为相邻线路零序段动作值KF为最大分支系数KKt t +tt t +tt t +t时t为相邻线路零序段

38、动作时间t为相邻线路零序段动作时间t为线路末端变压器220kV或330kV侧出线接地保护段最长动作时间零序电流段I0 1与相邻线路零序段配合IDZ KK KF IDZ 2与相邻线路零序段配合IDZ KK KF IDZ 3校核变压器220kV或330kV侧接地故 障流过线路的3I0 IDZ 为相邻 线路零序段动作值IDZ 为相邻 线路零序段动作值KF为最大分支系数KKtt +ttt+ttt+t时t为相邻线路零序段动作时间t为相邻线路零序段动作时间t为线路末端变压器220kV或330kV侧出线接地保护段最长动作时间6.2.1.4 零序电流I段：a零序电流段电流定值按躲区外故障最大零序电流3I0整定

39、，在无互感的线路上，零序电流段的区外最严重故障点选择在本线路对侧母线或两侧母线上。当线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，故障点有时应选择在该平行线路的某处。例如：平行双回线，故障点有时应选择在双回线之一的断路器断开情况下的断口处，见图1a；不同电压等级的平行线路，其故障点有时可能选择在不同电压等级的平行线上的某处，见图1b。 a平行双回线；b不同电压等级的平行双回线图1 零序电流段故障点的选择b在计算区外故障最大零序电流时，一般应对各种常见运行方式及不同故障类型进行比拟，取其最大值。如果所选择的停运检修线路是与本线路有零序互感的平行线路，那么应考虑检修线路在两端接地的情况。c由于在计算零序

40、故障电流时没有计及可能出现的直流分量，因此，零序电流段定值按躲开区外故障最大零序电流3I0整定时，可靠系数不应小于1.3，宜取1.31.5。6.2.1.5 零序电流段：a三段式保护的零序电流段电流定值应按保本线路末端故障时有不小于第.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流段或段配合，保护范围一般不应伸出线路末端变压器220kV或330kV电压侧母线，动作时间按配合关系整定。b四段式保护的零序电流段电流定值按与相邻线路零序电流段配合整定，相邻线路全线速动保护能长期投入运行时，也可以与全线速动保护配合整定，电流定值的灵敏系数不作规定。c如零序电流段被配合的相邻线路是与本线路有较大零序互感

41、的平行线路，那么应考虑该相邻线路故障，在一侧断路器先断开时的保护配合关系。当与相邻线路零序电流段配合时：如相邻线路零序电流段能相继动作保护全线路，那么本线路零序电流段定值计算应选用故障点在相邻线路断路器断口处的分支系数KF值，按与相邻线路零序电流段配合整定。如相邻线路零序电流段不能相继动作保护全线路，那么按下述规定整定：如果当相邻线路上的故障点逐渐移近断路器断口处，流过本保护的3I0逐渐减少，见图2a，那么本线路零序电流段定值按与相邻线路零序电流段配合整定。如果当故障点移近断路器断口处，流过本保护的3I0下降后又逐渐上升，并大于相邻线路第段末端故障流过本保护的3I0，但不超过本线路末端故障流过

42、本保护的3I0时，那么本线路零序电流段定值应按躲断路器断口处故障整定，见图2b。同上情况，但在断路器断口处故障流过本保护的3I0大于在本线路末端故障流过本保护的3I0时，见图2c，本线路零序电流段无法与相邻线路零序电流段配合，只能与相邻线路零序电流段配合，此时，允许双回线内部零序电流段有不配合的情况。零序电流段的电流定值与相邻线路零序电流段配合时，故障点一般可选在相邻线路末端。6.2.1.6 零序电流段：a三段式保护的零序电流段作本线路经电阻接地故障和相邻元件故障的后备保护，其电流定值不应大于300A一次值，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

43、时有第.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流段、段或段的配合情况，并校核保护范围是否伸出线路末端变压器220kV或330kV电压侧母线，动作时间按配合关系整定。b四段式保护的零序电流段按下述方法整定：如零序电流段对本线路末端故障有规定的灵敏系数，那么零序电流段定值取与零序电流段相同定值。如零序电流段对本线路末端故障达不到第.10条规定的灵敏系数要求，那么零序电流段按三段式保护的零序电流段的方法整定。6.2.1.7 零序电流段：四段式保护的零序电流段按三段式保护的零序电流段的方法整定。6.2.1.8 零序电流保护最末一段与相邻线路零序电流保护配合整定有困难或动作时间过长时，如有必要，

44、可设置适当的不配合点。 (b) acIB本线路末端短路故障时流进本线路的3I0；IM相邻线路零序电流I段保护范围末端故障时流过本线路的3I0；IA断路器断口处故障时流过本线路的3I0图2 平行互感线路零序电流保护之间的配合计算6.2.1.9 分支系数KF的选择，要通过常见各种运行方式的比拟，选取其最大值。在复杂的环网中，分支系数的大小与故障点的位置有关，在考虑与相邻零序电流保护配合时，按理应选用故障点在被配合段保护范围末端的KF值，但为了简化计算，也可选用故障点在相邻线路末端的可能偏高的KF值。6.2.1.10 保全线有灵敏系数的零序电流定值对本线路末端金属性接地故障的灵敏系数应满足如下要求：

45、a20km以下线路，不小于1.5；b2050km的线路，不小于1.4；c50km以上线路，不小于1.3。6.2.1.11 ，确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。6.2.1.12 零序电流保护与接地距离保护配合时，可先找出接地距离的最小保护范围，与之配合的零序电流保护按躲开此处接地故障整定。6.2.1.13 三相重合闸后加速一般应加速对线路末端故障有足够灵敏系数的零序电流保护段，如果躲不开后一侧合闸时，因断路器三相不同步产生的零序电流，那么两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带延时。6.2.1.14 当110kV线路零序电流保护范围伸出线路相邻变压器220kV或330kV电压等级母线时，如配合有困难，110kV线路零序电流保护定值可以不与220kV或330kV电压等级的变压器零序电流保护配合，但应与该侧出线接地距离或零序电流保全线有灵敏系数的保护段配合。必要时，也可以与220kV或330kV电压等级母线和线路的速动段保护配合。注：不完全6.2.1.15 当110kV电网线路配置阶段式相间和接地距离保护时，允许仅保存切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。6.2.2 接地距离保护以下的原那么和公式都是对架