1、ICS 2924030K45备案号：222862008 口L中华人民共和国电力行业标准DLT 5842007代替DIdT 58419953kV110kV电网继电保护装置运行整定规程Setting guide for 3kV110kV power system protection equipment20071 203发布 2008一0601实施中华人民共和国国家发展和改革委员会 发布目 次DL，T 5842007前言-II1 范I司12规范性引用文件130，14继电保护运行整定的基本原则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5DL，T 5842007月U 吾本标准是根
2、据国家发改委办公厅关于下达2004年行业标准项目计划的通知(发改办工业2004872号)的安排，对DL，r 5841995的修订。自DLT 58419953kV110kV电网继电保护装置运行整定规程发布以来，己过去10年。在这期间，电网有了很大变化，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DLT5841995已不能满足技术发展的需要，有必要进行修订和完善。为此，对DIJr 5841995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发展之处。本次修订与DL，r 584一1995相比，主要修改之处如下：1根据GBT 1428
3、5-2006继电保护和安全自动装置技术规程规定的技术原则，按照保护现行配置和微机保护的特点，补充了线路距离保护、纵联保护整定内容；2增加了接地距离保护的整定方法，并对原有配合公式做了可操作的简化；3对零序电流保护的传统整定原则进行部分修改；4新增“低电阻接地系统的电流保护”整定计算一节；5对变压器的整定原则进行了修改和规范：6简化了“电流电压保护”的公式：7修改了距离I段的整定方法、间隙零序电流保护的整定参数。本标准自实施之日起代替DL，r5841995。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J|省电力公司、重庆市电力公司、北京市电力
4、公司、广东电网公司广卅供电局、甘肃省电力公司、哈尔滨电力公司、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1995年11月27日首次发布，本次为第一次修订。DL，T 58420073kV110kV电网继电保护装置运行整定规程1范围本标准规定了3kV 110kV电网继电保护运行整定的原则、方法和具体要求。本标准适用于3kv110kV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。本标准适用于电网企业、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
5、计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本标准。本标准以微机型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。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注目期的引用文件，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。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GBfl14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程3总则31按照GBfr 14285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基础。按照本标准
6、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。32 3kv110kV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、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，保证规定的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：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)保护电力设备的安全：d)保重要用户供电。33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，从而达到电网安全运行的最终目的，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。34继电保护和
7、二次回路的设计和布置，应当满足电网安全运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。35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进意见和要求。各网省局继电保护运行管理部门，可根据本标准基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。36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基本原则41 3kV 110kV电网的继电保护，应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求，特殊情1DL，T 5842007况的处理原则见本标准32。42继电保护的可靠性421 继电保护的可
8、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标准要求的运行维护和管理来保证。422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，以确保电力设备的安全。对于不满足上述要求的特殊情况，按本标准36的规定处理。423 3kv110kV电网继电保护一般采用远后备原则，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 24如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
9、定值对低压母线又无足够的灵敏度时，应按下述原则考虑保护问题：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，则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，则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)。425
10、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，则应由小电源并网线的保护装置切除故障。426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压器的保护实现对母线的后备保护。43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
11、配合；b)不完全配合：动作时间配合，在保护范围的部分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。432遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性：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
12、串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过份延长电源侧保护的动作时间，则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情况。2DL，T 5842007d)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。433变压器电源侧过电流最末一段保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全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
13、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)。4 34线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时，可按下列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)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。44继电保护的灵敏性441 电力设备电源侧的继
14、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。442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 43对于1lOkV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。444在同一套保护装置中闭锁、启动和方向判别等辅助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。45继电保护的速动性4 51 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
15、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，为保证设备和主网安全、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。452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60的故障，应快速切除。453临近供电变压器的供电线路，设计单位应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断保护。454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。45
16、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03s的时间级差。46按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：461 35kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。462下列情况的66kV110kV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05s的距离I段、不小于10s的距离段和不小于15s的距离m段。注：系统最长振荡周期按1 5s考虑。463有振荡误动可能的66kV110kV线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制。464有振荡误动可能的66
17、kV110kV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。465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DL，T 5842007保护装置快速性的要求，但必须保证可靠切除故障。47 llOkV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、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。471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，则宜选用顺序重合闸方式。472双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用下列重合闸方式：a)带地区电源的主网终端线路，宜选用解
18、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，主网侧检无压重舍。b)双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。473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)部分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，视具体情况，也可以采用自动重合闸。c)含有少部分电缆、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)部分敷设电缆的线路，宜酌情采用以下有条件重合闸：1)单相故障重合、相间故障不重合。2)判别故障不在电缆线路上才重合。48配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求：4&1 自动重合闸过程
19、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。482零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，则应在重合闸后延时01s动作。483自动重合闸过程中，相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。49对llOkV线路纵联保护运行有如下要求：491在旁路断路器代线路断路器运行时，应能保留纵联保护继续运行。492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。410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
20、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。411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置代替过电流保护装置。412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，允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。413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安全自动装置的相关回路。414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
21、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51 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，下列问题应综合考虑：4DL，T 584200751 1宜采用环网布置，开环运行的方式。512宜采用双回线布置，单回线一变压器组运行的终端供电方式。513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。514不宜
22、在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器。515尽量避免短线路成串成环的接线方式。52继电保护能否保证电网安全稳定运行，与调度运行方式的安排密切相关。在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：521注意保持电网中各变电所变压器的接地方式相对稳定。522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。523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。524避免采用多级串供的终端运行方式。525避免采用不同
23、电压等级的电磁环网运行方式。526不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。53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：531酌情停运部分电力设备，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安全稳定运行的要求。532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32条进行合理的取舍。54重要枢纽变电所的1lOkV母线差动保护因故退出危及系统稳定运行时，应采取下列措施：541尽可能缩短母线差动保护的停用时间。542不安排母线及连接设备的检修，尽可能避免在母线上进行操作，减少母线故障的几率。543
24、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；否则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。55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32条的原则处理。56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办法，保证电网安全。6继电保护整定的规定61一般规定611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
25、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。下列参数应使用实测值：a)三相三柱式变压器的零序阻抗；b)66kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗；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。612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部分，66kV及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比RIXO3时，宜采用阻抗值z=VR2+X2，并假定旋5DL，T 5842007转电机的负序电抗等于正序电抗，即x2=蜀。b)发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的纵轴次暂态电抗x：的饱和值。c)发电机电
26、动势可以假定均等于1(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动势有一定的相角差。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。613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
27、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部分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12。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。6131 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。6132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3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。6133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。6134应以调度运行方式
28、部门提供的系统运行方式书面资料为整定计算的依据。6135 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基本不变。遇到使变电所零序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，则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，则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，则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3台及以上主变压器，则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
29、，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。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基本不变，同时变压器中性点直接接地点也不宜过分集中，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办法来抵消线路停运时对零序电流分配的影响。614有配合关系
30、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。615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情况。616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6 DL，T 5842007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。617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
31、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。618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。62继电保护装置整定的具体规定6 21 110kV线路零序电流保护6211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I段
32、定值按躲本线路末端接地故障最大零序电流(310)整定，线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，参照6214整定。如本线路接地距离I段投入运行，则零序电流I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62110规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流I段或段配合，动作时间按配合关系整定。c) 二三段式保护的零序电流III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62111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
33、合情况，动作时间按配合关系整定。d)终端线路的零序电流I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。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。6212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，零序电流保护宣适当简化。6213双
34、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则：a) 零序电流I段作为速动段保护使用，如本线路接地距离I段投入运行，则零序电流I段宜退出运行。b) 三段式保护的零序电流II段(四段式保护的II段或m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。7DL，T 5842007表1 110kV线路零序电流保护整定表电 流 定 值 动 作 时 间名称
35、 符号 说 明公 式 正常 重合闸后 说 明参量含义 取值范围动作值躲不过断路器合闸三相零序电 Jo为区外 不同步最大三倍流I段 如 ，Da KK3JDw 故障最大零序量k131 5 fF0s 零序电流时，重电流 合闸过程中带01s延时或退出运行1与相邻线路零序I段配合： ，n豇为相邻IDZlIxK110丑； 线路零序1段2与相邻线路零序 动作值；零序电 段配合： ，D为相邻 Kt11 fnf 后加速带0ls t为相邻线路霉流段 k IXK|jDZFI； 线路零序段 Kt=11 tnta+At 延时 段动作时间3校核变压器动作值： 13 f血220kV(或330kV)侧酶为最大分接地故障流过线
36、路的支系数310：IDz置i3o1与相邻线路零序段配合： fDz为相邻 f，为相邻线路零序II1Dzm一磁酶Jkm 线路零序II段 段动作时间；零序 2与相邻线路零序 动作值； rm为相邻线路零序电流 fo 段配合： lDzm为相邻ff+山 后加速带01s I段动作时间；酞11 缸f面一出 延时 f为线路末端变压段 动作值； tm一ta+At 器220kV(或330kV)IDZ凰耳Iozml 线路零序m段3校核变压器220kV(或330kV)侧 岛为最大分 侧出线接地保护段最接地故障流过线路的 支系数 长动作时间3，01与相邻线路零序段配合： Irozn为相 tm为相邻线路零序IDzwKKKF
37、，雎HI 邻线路零序 段动作时间；2与相邻线路零序 HI段动作值 tI为相邻线路零序零序电 Iv段配合 ，DzIv为相邻 twtm+At 后加速带01s 段动作时间；流段 oIV 置x11 tivtiv+AtIDZ rv一KKKFJDZIV 线路零序 延时 f，为线路末端变压3校核变压器 段动作值； tIv：tn+At 器220kV(或330kV)220kV(或330kV)侧 婚为最大分 侧出线接地保护II段最接地故障流过线路的 支系数 长动作时间3，06214零序电流I段：a)零序电流I段电流定值按躲区外故障最大零序电流(30)整定，在无互感的线路上，零序电流I段的区外最严重故障点选择在本线
38、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1 a)；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l b)。田DL，T 5842007町 b)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I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较，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，则应考虑检修线路在两端接地的情况。c) 由于在计算零序故障电流时
39、没有计及可能出现的直流分量，因此，零序电流l段定值按躲开区外故障最大零序电流(3o)整定时，可靠系数不应小于13，宜取1315。6215零序电流段：a)三段式保护的零序电流II段电流定值应按保本线路末端故障时有不小于62110规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流I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I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
40、感的平行线路，则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I段配合时：如相邻线路零序电流I段能相继动作保护全线路，则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琊值，按与相邻线路零序电流I段配合整定。如相邻线路零序电流I段不能相继动作保护全线路，则按下述规定整定：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3，0逐渐减少，见图2 a)，则本线路零序电流II段定值按与相邻线路零序电流I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3如下降后又逐渐回升，并大于相邻线路第1段末端故障流过本保护的3o，但不超过本线路末端
41、故障流过本保护的3o时，则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2 b)。同上情况，但在断路器断口处故障流过本保护的3o大于在本线路末端故障流过本保护的3o时，见图2 c)，本线路零序电流段无法与相邻线路零序电流I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n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。6216零序电流段：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
42、路末端故障时有62111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)9DL，T 5842007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II段对本线路末端故障有规定的灵敏系数，则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62110规定的灵敏系数要求，则零序电流段按三段式保护的零序电流段的方法整定。621 7零序电流IV段：四段式保护的零序电流段按三段式保护的零序电流III段的方法整定。6 218零序电流保护最末一段与相邻线路零序电流保护配
43、合整定有困难或动作时间过长时，如有必要，可设置适当的不配合点。醴一H jb1 c1，B一本线路末端短路故障时流进本线路的30：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3fof一断路器断口处故障时流过本线路的3如图2平行互感线路零序电流保护之间的配合计算6219分支系数断的选择，要通过常见各种运行方式的比较，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酶值。62110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
44、应满足如下要求：a) 20km以下线路，不小于15；b)20km50km的线路，不小于14：c)50km以上线路，不小于13。6211 1 零序电流最末一段电流定值，对相邻线路末端金属性接地故障的灵敏系数力争不小于12，确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。62112零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。10DL，T 584200762113三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-N合闸时，因断路器三相不同步产生的零序电流，则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0Is延时
45、。62114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，1 10kV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。62115当110kV电网线路配置阶段式相间和接地距离保护时，允许仅保留切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。622接地距离保护以下的原则和公式都是对架空线路、按金属性故障的阻抗灵敏角整定的，对于采用距离保护的电缆线路，正序和零序阻抗角都会有
46、较大的偏差，应按实测参数整定。6221接地距离保护为三段式。6222接地距离I段定值按可靠躲过本线路末端接地故障整定。6223接地距离II段定值按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距离I段配合。若无法满足配合关系，按与相邻线路接地距离段配合整定。6224接地距离II段与相邻线路接地距离I段配合时，准确的计算公式应该是：a) 按单相接地故障或两相短路接地故障： 排&KzZo，a+磁业警沪L(1)或者将等式右侧第二项中的Kz，(正序助增系数)改用Kzo(零序助增系数)，等式可写成如下形式：b)按单相接地故障：ZD。“甜kb孙靠暨掣臻#避ZL。 (2)c)按两相短路接地故障：
47、z。=kZl+KKKzo+k竖型笨篇塑鳖砀 (3)式中：Kzl、Kzo正序和零序助增系数；量、膏本线路和相邻线路零序补偿系数；Zl本线路正序阻抗；zDzI相邻线路接地距离I段阻抗定值；、而流过本线路的正序和零序电流；J。流过本线路的故障相电流；j可靠系数。假定jr=K，当Kzo大于&1时，可略去式(1)中的最后一项；当&1大于Kzo时，可略去式(2)、式(3)中的最后一项，结果可以归纳为如下等式：一 ZD。=K。zl+k如瓦。 (4)式中：_一恐1和Kzo两者中的较小值。6225接地距离段保护范围一般不宜超过相邻变压器的其他侧母线，如段保护范围超过相邻变压器的其他侧母线时，动作时限按配合关系整定。DL，T 5842007阻抗定值按躲变压器小电流接地系统侧母线三相短路整定：z哪kzl+敝置zlZ； (5)式
