DL584-95 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程.doc

中华人民共和国电力行业标准中华人民共和国电力行业标准 3～～110kV 电网继电保护装置电网继电保护装置 DL/T 58495 运行整定规程运行整定规程 Operational and Setting Code for Relay Protection of 3～～110kV Electrical Power Networks 中华人民共和国电力工业部中华人民共和国电力工业部 1995-11-27 批准批准 1996-06-01 实施实施 1 总则 1.1 本规程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。 1.2 本规程是 3～110kV 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基本依据。高频保护、断路器失灵保护、导引线 纵联保护等参照 DL/T55994220～500kV 电网继电保护装置运行整定规程整定。 1.3 按照 DL40091继电保护和安全自动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 质基础；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。 1.4 3～110kV 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， 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.局部问题自行消化； d.尽可能照顾地区电网和下一级电网的需要； e.保证重要用户供电。 1.5 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。 1.6 继电保护和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。 1.7 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 据本规程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。 1.8 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。 2 继电保护运行整定的基本原则 2.1 3～110kV 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， 特殊情况的处理原则见本规程第 1.4 条。 2.2 继电保护的可靠性。 2.2.1 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。 2.2.2 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，以确保电力设备的安全。对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程 第 1.8 条的规定处理。 2.2.3 3～110kV 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 电保护或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。 2.2.4 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定值对该低压 母线又无足够的灵敏系数时，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该低压母线有规程规定的灵敏系数时，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经不同的直流熔断器供电。 b.如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线无灵敏系数时，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不同的电流互感器，经不同的直流熔断器供电并分别作用 于该低压侧断路器与高压侧断路器或变压器各侧断路器。 2.2.5 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，则应由小电源并网线的保护装置切除故 障。 2.2.6 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压器的保护实现 对母线的后备保护。 2.3 继电保护的选择性。 2.3.1 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。 2006-8-27 2.3.2 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侧母线故障整定。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则将过分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横差保护动作，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。 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。 2.3.3 变压器电源侧过电流保护的整定，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 器过电流保护范围可能伸入的相邻和相隔线路。 2.3.4 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.与变压器同电压侧指向变压器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； 当下一级电压电网的线路保护范围伸出相邻变压器上一级电压其他侧母线时，还可按 下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合； 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。 2.4 继电保护的灵敏性。 2.4.1 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，同时应力争继 电保护最末一段整定值对相邻设备故障有规定的灵敏系数。 2.4.2 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。 2.4.3 在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助元件的灵敏系数应大于所控的保护 测量元件的灵敏系数。 2.5 继电保护的速动性。 2.5.1 地区电网满足主网提出的整定时间要求，下一级电压电网满足上一级电压电网提出的 整定时间要求，必要时，为保证主网安全和重要用户供电，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。 2.5.2 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50～60的故障，以 及线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。 2.5.3 除 2.3.2 条及少数有稳定问题的线路外，线路保护动作时间的整定应以保护电力设备 的安全和满足规程要求的选择性为主要依据，不必要求过分的快速性。 2.5.4 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。 2.5.5 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 0.3s 的时间级差。 2.6 按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定。 2.6.1 35kV 及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。 2.6.2 下列情况的 66～110kV 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.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.躲过振荡中心的距离保护段； d.预定作为解列线路的距离保护； e.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。 注系统最长振荡周期按 1.5s 考虑。 2.6.3 有振荡时可能误动的 66～110kV 线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制，但在重 合闸前和重合闸后，均应有不经振荡闭锁控制的保护段。 2.6.4 有振荡误动可能的 66～110kV 线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。 2.6.5 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，允许个别的相邻线路相间 距离保护无选择性跳闸。 2.7 110kV 及以下电网均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选定，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。 2.7.1 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，则宜选用顺序重合闸方式。 当断路器断流容量允许时，单侧电源终端线路也可采用两次重合闸方式。 2.7.2 双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用下列重合闸 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。 发电厂的送出线路，宜选用系统侧检无压重合，电厂侧检同步重合或停用重合闸的方 式。 2.8 配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求。 2.8.1 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。 2.8.2 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，则应在重合闸后延时 0.1s 动作。 2.8.3 自动重合闸过程中，如相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。 2.9 对 110kV 线路纵联保护运行有如下要求 2006-8-7 2.9.1 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。 2.9.2 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。 2.10 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中任一回线的故障。 2.11 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。 2.12 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，允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。 2.13 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 系统保护装置和安全自动装置的相关回路。 2.14 不宜采用专门措施闭锁电流互感器二次回路断线引起的线路和变压器零序电流保护可 能的误动作。 3 继电保护对电网接线和调度运行的配合要求 3.1 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，应限制 使用，下列问题应综合考虑 3.1.1 宜采用环网布置，开环运行的方式。 3.1.2 宜采用双回线布置，单回线-变压器组运行的终端供电方式。 3.1.3 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。 3.1.4 地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在一个变电所与主系统单点联网，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如低电压、低频率、零序电压、零序电 流、振荡解列、阻抗原理的解列装置，需要时，还可加装方向元 件。 3.1.5 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。 3.1.6 尽量避免短线路成串成环的接线方式。 3.2 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 3.2.1 注意保持电网中各变电所变压器的接地方式相对稳定。 3.2.2 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。 3.2.3 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。 3.2.4 避免采用多级串供的终端运行方式。 3.2.5 避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。 3.2.6 不允许平行双回线上的双 T 接变压器并列运行。 3.3 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 3.3.1 酌情改变电网运行接线和调整运行潮流，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。 3.3.2 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 1.4 条 进行合理的取舍。 3.4 重要枢纽变电所的 110kV 母线差动保护因故退出运行危及系统稳定运行时，应采取下 列措施 3.4.1 尽可能缩短母线差动保护的停用时间。 3.4.2 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。 3.4.3 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。 4 继电保护整定的规定 4.1 一般规定 4.1.1 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。下列参数必须使用实测值 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.双回线路的同名相间和零序的差电流系数； e.其他对继电保护影响较大的有关参数。 4.1.2 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部分， 66kV 及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比 R/X0.3 时，宜采用阻抗值ZRX 22 ， 并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即 X2X1。 b.发电机及调相机的正序电抗可采用 t0 的初瞬态值Ｘ″的饱和值。 c.发电机电势可以假定均等于 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。 4.1.3 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 近的一回线或一个元件检修的正常检修方式。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。 4.1.3.1 对同杆并架的双回线，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。 4.1.3.2 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， 一般应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式。 4.1.3.3 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。 4.1.3.4 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三台及以上主变压器，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，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。 4.1.4 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。 4.1.5 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 障的情况。 4.1.6 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。 4.1.7 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；零序 电流保护一般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，也不宜经方向元件控制；在复杂电网中，为简化 整定配合，如有必要，零序电流保护可经方向元件控制。为不影响零序电流保护的动作性 能，方向元件要有足够的灵敏系数。 4.1.8 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。 4.2 继电保护装置整定的具体规定 4.2.1 110kV 线路零序电流保护 4.2.1.1 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 I 段电流定值按躲本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近有 其他零序互感较大的平行线路时，参照第 4.2.1.4 条整定。 b.三段式保护的零序电流Ⅱ段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第 4.2.1.10 条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ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，其电流一次定值一般不应大于 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 4.2.1.11 条规定的灵敏系数要求； 校核与相邻线路零序电流Ⅱ段或Ⅲ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。 4.2.1.2 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，在需要改善配 合条件，压缩动作时间的线路，零序电流保护宜采用四段式的整定方法。 4.2.1.3 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则 a.零序电流Ⅰ段作为速动段保护使用，除极短线路外，一般应投入运行。 b.三段式保护的零序电流Ⅱ段四段式保护的Ⅱ段或Ⅲ段，应能有选择性切除本线路范 围的接地故障，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 电 流 定 值动 作 时 间 说 明名称符号 公 式 参量含义取值范围 正常重合闸后说明 零序电 流Ⅰ段 I0。Ⅰ  IDZ。I≥Kk3I０.max I0.max为区外 故障最大零序 电流 Kk≥1.3 T10 动作值躲不过断 路器合闸三相不同 步最大三倍零序电 流时，重合闸过程 中带 0.1s 延时或 退出运行 1.与相邻线路零 序Ⅰ段配合 IDZⅡ≥KkKFI′DZ. Ⅰ I′DZ.Ⅰ为相 邻线路零序Ⅰ 段动作值 tⅡ≥Δt 2.与相邻线路零 序Ⅱ段配合 ＩDZ.Ⅱ≥KkKFI′D Z.Ⅱ I′DZ.Ⅱ为相 邻线路零序Ⅱ 段动作值 Kk≥1.1 tⅡ≥t′ⅡΔt 零序电 流Ⅱ段 I0.Ⅱ  3.校核变压器 220kV或 330kV 侧接地故障流过 线路的 3I0，IDZ.Ⅱ≥K′k3 I0 KF为最大分 支系数 K′k1.1～1.3 tⅡ≥Δt 后加速带 0.1s 延时 t′Ⅱ为相邻线路零 序Ⅱ段动作时间 1.与相邻线路零 序Ⅱ段配合 IDZ.Ⅲ≥KkKFI′DZ. Ⅱ I′DZ.Ⅱ为相 邻线路零序Ⅱ 段动作值 tⅡ≥t′ⅡΔt 2.与相邻线路零 序Ⅲ段配合 ＩDZ.Ⅲ≥KkKFI′D Z.Ⅲ I′DZ.Ⅲ为相 邻线路零序Ⅲ 段动作值 Kk≥1.1tⅡ≥t′ⅢΔt 零序电 流Ⅲ段 I0.Ⅲ  3.校核变压器 220kV或 330kV 侧接地故障流过 线路的 3I0 KF为最大分 支系数 tⅡ≥t″ⅡΔt 后加速带 0.1s 延时 t′Ⅱ为相邻线路零 序Ⅱ段动作时间 t′Ⅲ为相邻线路零 序Ⅲ段动作时间 t″Ⅱ为线路末端变 压器 220kV或 330kV侧出线零序 电流保护保全线有规 程规定灵敏系数段动 作时间 1.与相邻线路零 序Ⅲ段配合 IDZ.Ⅳ≥KкKFI′DZ. Ⅲ I′DZ.Ⅲ为相 邻线路零序Ⅲ 段动作值 tⅣ≥t′ⅢΔt 零序电 流Ⅳ段 I0.Ⅳ  2.与相邻线路零 序Ⅳ段配合 ＩDZ.Ⅳ≥KкKFI′D Z.Ⅳ I′DZ.Ⅳ为相 邻线路零序Ⅳ 段动作值 Kк≥1.1tⅣ≥t′ⅣΔt 后加速带 0.1s 延时 t′Ⅲ为相邻线路零 序Ⅲ段动作时间 t′Ⅳ为相邻线路零 序Ⅳ段动作时间 t″Ⅱ为线路末端变 压器 220kV或 330kV侧出线零序 电流保护保全线有规 程规定灵敏系数段动 作时间 3.校核变压器 220kV或 330kV 侧接地故障流过 线路的 3I0 KF为最大分 支系数 tⅣ≥t″ⅡΔt 4.2.1.4 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三倍零序电流整定，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对侧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。 图 1 零序电流 I 段故障点的选择 a平行双回线;b不同电压等级的平行回线 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没有计及可能出现的直流分量，因此在按躲开区外故障 最大三倍零序电流整定零序电流Ⅰ段定值时，可靠系数不应小于 1.3。 4.2.1.5 零序电流Ⅱ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第 4.2.1.10 条 规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ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Ⅱ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Ⅱ段被配合的相邻线路是与本线路有较大零序互感的平行线路，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Ⅱ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 3I0逐渐减少，见 图 2a，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。 图 2 平行互感线路零序电流保护之间的配合计算 IB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； I’A断路器断口处故障时流过本线路的 3I0 如果当故障点移近断路器断口处，流过本保护的 3I0下降后又逐渐回升，并大于相邻 线路第Ⅰ段末端故障流过本保护的 3I0，但不超过本线路末端故障，流过本保护的 3I0时， 则本线路零序电流Ⅱ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Ⅱ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Ⅱ段配合，此时，允许双回线内部零序电流Ⅱ段有不配合的情况。 零序电流Ⅱ段的电流定值与相邻线路零序电流Ⅱ段配合时，故障点一般可选在相邻线 路末端。 4.2.1.6 零序电流Ⅲ段 a.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时有第 4.2.1.11 条规定的灵敏系数要求；校 核与相邻线路零序电流Ⅱ段、Ⅲ段或Ⅳ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Ⅲ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Ⅲ段与相邻线路零 序电流Ⅱ段配合整定，对保相邻线路末端故障的灵敏系数不作规定。 如零序电流Ⅱ段对本线路末端故障达不到第 4.2.1.10 条规定的灵敏系数要求，则零序 电流Ⅲ段按三段式保护的零序电流Ⅱ段的方法整定。 4.2.1.7 零序电流Ⅳ段 四段式保护的零序电流Ⅳ段按三段式保护的零序电流Ⅲ段的方法整定。 4.2.1.8 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，可按第 2.3.2 条规定设置适当的不配合点。 4.2.1.9 分支系数 Kf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 Kf值。 4.2.1.10 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 a.20km 以下线路，不小于 1.5； b.20～50km 的线路，不小于 1.4； c.50km 以上线路，不小于 1.3。 4.2.1.11 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 1.2。确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。 4.2.1.12 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。 4.2.1.13 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，则两侧的后加速保护在 整个重合闸周期中均应带 0.1s 延时。 4.2.1.14 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，但应与该侧出线零序电流保全线有灵敏系数的保护段配合。 4.2.2 相间距离保护 4.2.2.1 相间距离保护一般为三段式。一些相间距离保护在三段式的基础上还设有不经振荡 闭锁的相间距离Ⅰ段和距离Ⅱ段保护。 4.2.2.2 起动元件的定值应保证在本线路末端和保护动作区末端非对称故障时有足够的灵敏 系数，并保证在本线路末端发生三相短路时能可靠起动，其灵敏系数具体取值如下 a.负序电流分量起动元件在本线路末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于 4。 b.单独的零序或负序电流分量起动元件在本线路末端金属性单相和两相接地故障时， 灵敏系数大于 4。 c.负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大 于 2。 d.单独的零序或负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性单相和两相接地 故障时，灵敏系数大于 2。 e.相电流突变量起动元件在本线路末端各类金属性短路故障时，灵敏系数大于 4，在距 离Ⅲ段动作区末端各类金属性故障时，灵敏系数大于 2。 4.2.2.3 短时开放式振荡闭锁元件的整定 a.振荡闭锁开放时间，原则上应在保证距离Ⅱ段可靠动作的前提下，尽量缩短，一般 取 0.2～0.3s。但其中切换继电器由Ⅰ段切换到Ⅱ段的时间，应大于接地故障保护第Ⅰ段动 作时间与相间距离保护第Ⅰ段动作时间之和，以尽可能使在距离Ⅰ段范围内发生的单相接 地在接地故障发出跳闸脉冲之前，迅速发展成三相短路的转换性故障时，仍能由距离Ⅰ 段动作跳闸，一般可整定为 0.12～0.15s。 b.判别振荡用的相电流元件的定值，应可靠躲过正常负荷电流。 c.振荡闭锁整组复归时间，一般应大于相邻线重合闸周期加上重合于永久性故障保护 再次动作的最长时间，并留有一定裕度。 视具体情况，必要时也可以采用快速复归的方式。 4.2.2.4 保护动作区末端金属性相间短路的最小短路电流应大于距离保护相应段最小准确工 作电流的两倍。 4.2.2.5 相间距离Ⅰ段阻抗定值，按可靠躲过本线路末端相间故障整定。 4.2.2.6 相间距离Ⅱ段阻抗定值，按保本线路末端相间故障有不小于规定的灵敏系数整定， 并与相邻线路相间距离Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作时间按配合关系整定。 4.2.2.7 相间距离Ⅱ段阻抗定值对本线路末端相间金属性故障的灵敏系数应满足如下要求 a.对 50km 以上的线路不小于 1.3； b.对 20～50km 的线路不小于 1.4； c.对 20km 以下的线路不小于 1.5。可能时，应考虑当线路末端经一定的弧光电阻故障 时，保护仍能动作。 4.2.2.8 相间距离Ⅲ段阻抗定值，按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，并与相邻 线路不经振荡闭锁的相间距离Ⅱ段或距离Ⅲ段配合。当相邻线路距离Ⅰ、Ⅱ段采用短时开 放方式，又未设置不经振荡闭锁的相间距离Ⅱ段时，相间距离Ⅲ段若与相邻线路相间距离 Ⅱ段配合，则可能失去选择性，应备案注明。 相间距离Ⅲ段的动作时间应按配合关系整定，对可能振荡的线路，还应大于振荡周期。 4.2.2.9 相间距离Ⅲ段阻抗定值，对相邻线路末端相间故障的灵敏系数应力争不小于 1.2， 确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。 4.2.2.10 上下级相间距离阻抗定值应按金属性短路故障进行配合整定，不计及故障电阻影 响。 4.2.2.11 相电流速断定值应可靠躲过区外最大故障电流，对可能振荡的线路，还应躲过最 大振荡电流。 4.2.2.12 相间距离保护的整定公式见表 2。 表 2 相间距离保护整定表 阻 抗 定 值动作时间名 称 符 号公 式说 明公 式说 明 1.按躲本线末端故障整 定 ZDZⅠ≤KkZL ∠θ∠θL Kk0.8～0.85 ZL为线路正序阻 抗 ∠θL为被保护 线路正序阻抗角 tⅠ0″ Ⅰ 段 ZⅠ 2.单回线终端变压器方 式伸入变压器内 ZDZⅠ≤KkZLKKTZ′T KK0.8～0.85 KKT≤0.7 Z′T为终端变压 器并联等值正序阻 抗 tⅠ0″ 1.躲相邻线距离保护第 Ⅰ段 ZDZⅡ≤KKZLK′KKZZ′ DZⅠ