南方電網(wǎng)中壓配網(wǎng)繼電保護(hù)整定原則.doc

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Q/CSG ××××-2015 南方電網(wǎng)公司 二〇一六年六月 南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng) 繼電保護(hù)整定原則（試行） II 南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng)繼電保護(hù)整定原則（試行） 目 次 1 范圍 1 2 規(guī)范性引用文件 1 3 術(shù)語及定義 2 4 繼電保護(hù)運(yùn)行整定的基本原則 4 5 整定計算的有關(guān)要求 5 6 繼電保護(hù)整定的一般規(guī)定 6 7 配電網(wǎng)保護(hù)配置原則 6 8 線路保護(hù)整定 8 9 重合閘 16 10 母線分段保護(hù) 21 11 配電變壓器保護(hù) 22 12 備自投 25 附錄A：配網(wǎng)保護(hù)設(shè)備整定計算示例（資料性附錄） 28 附錄B：饋線自動化配網(wǎng)線路整定計算（資料性附錄） 38 附錄C：分布式電源接入對系統(tǒng)保護(hù)的影響分析及對策（資料性附錄） 41 23 前 言 為發(fā)揮好繼電保護(hù)保障電網(wǎng)和設(shè)備安全的作用，規(guī)范和指導(dǎo)南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng)的繼電保護(hù)整定計算工作，中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司系統(tǒng)運(yùn)行部組織制定了本原則。 本原則重點規(guī)定了10kV（20kV）線路保護(hù)、配電變壓器保護(hù)、母線分段保護(hù)、重合閘及就地重合式配電自動化終端、備自投等設(shè)備的整定原則，是《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）的有效補(bǔ)充。 本原則由中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司系統(tǒng)運(yùn)行部提出、歸口、組織編寫并解釋。 本原則起草單位：中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司系統(tǒng)運(yùn)行部、廣西電網(wǎng)公司系統(tǒng)運(yùn)行部、廣西電網(wǎng)公司河池供電局。 本原則主要起草人：李正紅、韋濤、曹杰、秦綺蒨、覃丙川、陳朝暉、邱建、李捷、丁曉兵、李洪衛(wèi)、余榮強(qiáng)、王建華、吳乾江、羅躍勝、王躍強(qiáng)、王秀菊、張亞洲、游昊、王英明、羅珊珊、徐鳳玲、王斯斯、封連平 南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng)繼電保護(hù)整定原則 1 范圍 本原則規(guī)定了南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng)繼電保護(hù)運(yùn)行整定的原則、方法和具體要求。本原則適用于南方電網(wǎng)10kV（20kV）中壓配電網(wǎng)的線路保護(hù)、配電變壓器保護(hù)、母線分段保護(hù)、重合閘及就地重合式配電自動化終端、備自投等設(shè)備的繼電保護(hù)運(yùn)行整定。對于3kV～6kV配電網(wǎng)保護(hù)設(shè)備可參照執(zhí)行。本原則以微機(jī)型繼電保護(hù)裝置為主要對象，對于非微機(jī)型裝置可參照執(zhí)行。 2 規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過本整定原則的引用而成為本整定原則的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本整定原則，然而，鼓勵根據(jù)本整定原則達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本整定原則。 GB/T 14285-2006 繼電保護(hù)和安全自動裝置技術(shù)規(guī)程 GB/T 1984-2014 高壓交流斷路器 GB 25284-2010 12kV～40.5kV高壓交流自動重合器 GB 3804-2004 3.6kV～40.5 kV 高壓交流負(fù)荷開關(guān) NB/T 32015-2013 分布式電源接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定 NB/T 33010-2014 分布式電源接入配電網(wǎng)運(yùn)行控制規(guī)范 DL/T 584-2007 3kV～110kV 電網(wǎng)繼電保護(hù)裝置運(yùn)行整定規(guī)程 DL/T 406-2010 交流自動分段器訂貨技術(shù)條件 DL/T 813-2002 12kV高壓交流自動重合器技術(shù)條件 DL/T 1390-2014 12KV高壓交流用戶分界開關(guān)設(shè)備 Q/CSG 1101003-2013 10kV戶外柱上開關(guān)技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 110037-2012 南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程 Q/CSG 110035-2012 南方電網(wǎng)10kV～110kV線路保護(hù)技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 110032-2012 南方電網(wǎng)10kV～110kV元件保護(hù)技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 1203004.3-2014 南方電網(wǎng) 20kV及以下電網(wǎng)裝備技術(shù)導(dǎo)則 Q/CSG 1203014-2016 10kV柱上真空斷路器成套設(shè)備技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 1203015-2016 10kV柱上真空負(fù)荷開關(guān)自動化成套設(shè)備技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 1203018-2016 配電自動化饋線終端技術(shù)規(guī)范 Q/CSG 1211006-2016 光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn) Q/CSG 1211005-2016 風(fēng)力發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn) 南方電網(wǎng)10kV及以下業(yè)擴(kuò)受電工程技術(shù)導(dǎo)則（2014版） 3 術(shù)語及定義 3.1 斷路器：能夠關(guān)合、承載和開斷正?；芈窏l件下的電流，并能關(guān)合、在規(guī)定的時間內(nèi)承載和開斷異常回路條件（如短路條件）下的電流的機(jī)械開關(guān)裝置。 3.2 負(fù)荷開關(guān)：能夠在回路正常條件（也可包括規(guī)定的過載條件）下關(guān)合、承載和開斷電流以及在規(guī)定的異?；芈窏l件（如短路）下，在規(guī)定的時間內(nèi)承載電流的開關(guān)裝置。 3.3 熔斷器：當(dāng)電流超過規(guī)定值一定時間后，以它本身產(chǎn)生的熱量使熔體熔化而開斷電路的開關(guān)裝置。 3.4 分界開關(guān)：俗稱“看門狗”，一種適用安裝于10kV、20kV配電線路分支線所在各用戶入口處，能夠自動隔開所轄用戶側(cè)單相接地故障或相間短路故障，并保證所屬配電線主干線路和相關(guān)用戶不受故障波及停電的高壓開關(guān)設(shè)備，包含分界負(fù)荷開關(guān)和分界斷路器。 3.5 分段開關(guān)：安裝于10kV、20kV配電線路主干線上，用于隔開線路單相接地故障或相間短路故障，并保證所屬配電線路其它段和用戶不受故障波及停電的高壓開關(guān)設(shè)備，包含分段負(fù)荷開關(guān)和分段斷路器。 3.6 柱上開關(guān)：是指安裝在柱上的開關(guān)設(shè)備和控制設(shè)備，主要包括柱上斷路器、柱上負(fù)荷開關(guān)、柱上隔離開關(guān)。 3.7 重合器：能夠按照預(yù)定的開斷和重合順序在交流線路中自動進(jìn)行開斷和重合操作，并在其后自動復(fù)位或閉鎖的自具（不需外加能源）控制保護(hù)功能的高壓開關(guān)設(shè)備。 3.8 分段器：與斷路器或重合器配合使用，能識別并自動在無電壓無電流下隔離故障線段的開關(guān)設(shè)備與輔助控制設(shè)備。一般分為電流-計數(shù)型分段器，電壓-時間型分段器、電壓-電流型分段器。 3.8.1 電流-計數(shù)型分段器：能夠記憶通過故障電流的次數(shù)，并在達(dá)到整定的次數(shù)后，在無電壓無電流下自動分閘的分段器。某些分段器具有關(guān)合短路電流及開斷與關(guān)合負(fù)荷電流的能力，但無開斷短路電流的能力。通過故障電流的次數(shù)未達(dá)到預(yù)定記憶次數(shù)時，分段器經(jīng)一定的復(fù)位時間后計數(shù)清零并恢復(fù)至預(yù)先整定的初始狀態(tài)。主要技術(shù)參數(shù)包括： a) 記憶時間：電流-計數(shù)型分段器能夠記憶故障電流出現(xiàn)次數(shù)的時間。 b) 復(fù)位時間：電流-計數(shù)型分段器每次計數(shù)后，恢復(fù)到計數(shù)前初始狀態(tài)所需要的時間。 c) 啟動電流：能啟動電流-計數(shù)型分段器計數(shù)器計數(shù)的電流。 3.8.2 電壓-時間型分段器：能夠根據(jù)關(guān)合前后不同時間段檢測線路電壓狀態(tài)的分段器。它具有關(guān)合短路電流的能力和有電源側(cè)來電延時關(guān)合、無電自動開斷以及能比較無電壓時間閉鎖關(guān)合的功能。一般分為分段用分段器（常閉型重合分段器）、聯(lián)絡(luò)用分段器（常開型重合分段器），主要技術(shù)參數(shù)包括： a) 分段用分段器的關(guān)合延時時間（時間）：處于線路分段位置的分段器，在分閘狀態(tài)下，單側(cè)來電后關(guān)合的延時時間。 b) 聯(lián)絡(luò)用分段器的關(guān)合延時時間（時間）：處于線路聯(lián)絡(luò)位置的分段器，在兩側(cè)有電壓、分閘狀態(tài)下，單側(cè)失壓后關(guān)合的延時時間。 c) 關(guān)合確認(rèn)時間（時間）：分段器關(guān)合后的一段時間，在這段時間里控制器判斷分段器是否合閘到故障線段，以確定是否分閘閉鎖。分段器合閘后未超過時間內(nèi)又失壓，則該分段器分閘并被閉鎖在分閘狀態(tài)。 d) 分閘延時時間（時間）：分段器失壓后，分閘的延時時間。 e) ：開關(guān)設(shè)備動作時間。 3.8.2.1 分段用分段器（常閉型重合分段器）： a) 線路有壓時，延時時間后自動合閘。合閘后，若在時間內(nèi)仍有壓，則保持合閘，否則分閘并閉鎖在分閘狀態(tài)。 b) 線路無壓時，延時時間后自動分閘。 3.8.2.2 聯(lián)絡(luò)用分段器（常開型重合分段器）： a) 正常分段器檢測兩側(cè)電壓，若兩側(cè)均有壓，則開關(guān)處于斷開狀態(tài)。 b) 若檢測到任一側(cè)失壓，則經(jīng)過延時后合上。 3.8.3 電壓-電流型分段器：在電壓-時間型分段器的基礎(chǔ)上，結(jié)合故障電流復(fù)合判據(jù)實現(xiàn)故障隔離和非故障區(qū)的快速恢復(fù)供電。 4 繼電保護(hù)運(yùn)行整定的基本原則 4.1 總則 4.1.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）3.1～3.6條的要求。 4.1.2 本整定原則適用的繼電保護(hù)及相關(guān)設(shè)備，以國家、行業(yè)及南方電網(wǎng)公司相應(yīng)設(shè)備的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)為依據(jù)，其他不完全滿足上述標(biāo)準(zhǔn)的設(shè)備的整定計算可參照執(zhí)行。 4.1.3 本整定原則所指配電網(wǎng)線路保護(hù)整定適用于正常運(yùn)行時單側(cè)電源供電的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，包括輻射狀電網(wǎng)、多分段適度聯(lián)絡(luò)電網(wǎng)、環(huán)網(wǎng)設(shè)計開環(huán)運(yùn)行電網(wǎng)等。本整定原則線路保護(hù)的整定不適用于正常運(yùn)行時環(huán)網(wǎng)供電的配電網(wǎng)、兩側(cè)及以上系統(tǒng)電源同時供電的配電網(wǎng)。正常運(yùn)行時環(huán)網(wǎng)供電的配電網(wǎng)、兩側(cè)及以上系統(tǒng)電源同時供電的配電網(wǎng)線路保護(hù)配置應(yīng)滿足7.1條的要求。 4.1.4 太陽能、天然氣、生物質(zhì)能、風(fēng)能、小水電、地?zé)崮?、海洋能、資源綜合利用發(fā)電（含煤礦瓦斯發(fā)電）等分布式電源接入配電網(wǎng)時，應(yīng)綜合考慮電網(wǎng)接入點、短路容量比、滲透率等情況，有針對性的分析和評估對配電網(wǎng)保護(hù)可靠性、選擇性、靈敏性、速動性的影響，必要時應(yīng)采取相應(yīng)措施（分布式電源接入對系統(tǒng)保護(hù)的影響分析見附錄C）。 4.1.5 配電網(wǎng)的繼電保護(hù)配置及整定運(yùn)行應(yīng)綜合考慮電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、負(fù)荷密度、保護(hù)配合、供電可靠性等因素，并遵循適度簡化的原則。繼電保護(hù)與配電自動化應(yīng)協(xié)調(diào)作用共同提高配電網(wǎng)供電可靠性。 4.2 繼電保護(hù)的可靠性 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）4.2條的要求。 4.3 繼電保護(hù)的選擇性 3 4 4.1 4.2 4.3 4.3.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）4.3條的要求。 4.3.2 變電站外線路分段斷路器、分支線斷路器等保護(hù)，因定值、時間限額等原因降低時間級差的情況，允許適當(dāng)犧牲部分選擇性。 4.3.3 在電力設(shè)備由一種運(yùn)行方式轉(zhuǎn)為另一種運(yùn)行方式的操作過程中，被操作的有關(guān)設(shè)備均應(yīng)在保護(hù)范圍內(nèi)，允許部分保護(hù)裝置在操作過程中失去選擇性。 4.4 繼電保護(hù)的靈敏性 4.4 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）4.4.1、4.4.2、4.4.4條的要求。 4.5 繼電保護(hù)的速動性 4.5 4.5.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）4.5.1、4.5.2、4.5.3、4.5.4、4.5.6條的要求。 4.5.2 繼電保護(hù)配合的時間級差應(yīng)綜合考慮開關(guān)跳閘斷開時間，整套保護(hù)動作返回時間，時間繼電器的動作誤差等因素，在采用高精度時間繼電器時，保護(hù)的配合可以采用0.3s的時間級差。如果因定值時間限額等原因配合存在困難時，在開關(guān)跳閘斷開時間等條件具備的情況下，可考慮適當(dāng)降低時間級差，但對于變電站內(nèi)設(shè)備保護(hù)時間級差不得低于0.25s。 5 整定計算的有關(guān)要求 5.1 對電網(wǎng)接線的要求 5.1.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）5.1.5條的要求。 5.1.2 多級串供的配網(wǎng)線路，應(yīng)根據(jù)線路實際長度、負(fù)荷密度、繼電保護(hù)配合合理設(shè)置分段斷路器，按照配網(wǎng)線路主干線三分段的原則，主干線分段斷路器數(shù)不宜超過2個。 5.1.3 避免短線路成串成環(huán)的接線方式。 5.2 對調(diào)度運(yùn)行方式的要求 5.2.1 繼電保護(hù)能否保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，與調(diào)度運(yùn)行方式密切相關(guān)。繼電保護(hù)應(yīng)能滿足電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行要求，但若繼電保護(hù)對某些運(yùn)行方式無法同時滿足選擇性、靈敏性和速動性的要求時，則應(yīng)限制此類運(yùn)行方式。在安排運(yùn)行方式時，下列問題應(yīng)綜合考慮： a) 注意保持配電網(wǎng)中各分段開關(guān)運(yùn)行方式相對穩(wěn)定。 b) 盡量避免采用含有多分段配網(wǎng)開關(guān)的線路轉(zhuǎn)供其它10kV以上變電站的低壓母線。 c) 在環(huán)網(wǎng)配置的配電網(wǎng)某些點上，應(yīng)設(shè)置合適的解列點，以便采取有效的解列措施，確保配網(wǎng)中的主要部分、重要用戶的供電。 d) 在環(huán)網(wǎng)配置開環(huán)運(yùn)行的多級串供運(yùn)行方式中，開環(huán)點兩側(cè)的分段開關(guān)數(shù)量應(yīng)盡量相等。 5.2.2 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）5.2.2、5.2.3、5.2.4條的要求。 6 繼電保護(hù)整定的一般規(guī)定 6.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）6.1、6.2、6.3、6.7、6.9、6.10、6.13、6.14、6.17、6.19、6.20、6.21條的要求。 6.2 10kV（20kV）線路保護(hù)在常見運(yùn)行方式下，有靈敏系數(shù)的保護(hù)段對本線路末端金屬性故障的靈敏系數(shù)應(yīng)不小于1.3。 6.3 10kV（20kV）線路保護(hù)在常見運(yùn)行方式下，作遠(yuǎn)后備的保護(hù)段對保護(hù)范圍末端金屬性故障的靈敏系數(shù)應(yīng)不小于1.2。 7 配電網(wǎng)保護(hù)配置原則 7.1 中壓配電線路 7.1.1 線路保護(hù)配置 a) 線路保護(hù)應(yīng)隨斷路器配置。應(yīng)綜合考慮電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、負(fù)荷密度、負(fù)荷重要性、保護(hù)配合等因素，遵循適度簡化的原則，有選擇性的投入或退出部分線路保護(hù)。 b) 以下情況應(yīng)配置并投入線路斷路器的保護(hù)功能：①對線末故障靈敏度不足或不滿足遠(yuǎn)后備要求時，應(yīng)在有靈敏度范圍內(nèi)投入線路分段、分支線斷路器保護(hù)；②線路分段、分支線斷路器保護(hù)投入能夠明顯改善電網(wǎng)運(yùn)行性能，降低變電站中壓配電線路跳閘次數(shù)，提高用戶供電可靠性。 c) 變電站主變低壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)對10kV（20kV）出線遠(yuǎn)后備靈敏度不足1.2的線路，在主變變低后備保護(hù)有靈敏度范圍內(nèi)，合理設(shè)置線路分段斷路器及保護(hù)裝置。對不滿足要求的，應(yīng)在年度整定計算方案中進(jìn)行明確，及時將運(yùn)行風(fēng)險反饋至設(shè)備管理部門，報所在單位分管生產(chǎn)的領(lǐng)導(dǎo)批準(zhǔn)，并備案說明。 d) 雙側(cè)電源的短線路、電纜線路宜采用光纖電流差動保護(hù)作為主保護(hù)，配過電流保護(hù)作為后備保護(hù)。 e) 雙側(cè)電源的平行線路盡可能不并列運(yùn)行，當(dāng)必須并列運(yùn)行時，應(yīng)配置光纖電流差動保護(hù)作為主保護(hù)，配過電流保護(hù)作后備保護(hù)。 f) 分布式電源專線并網(wǎng)線路、分布式電源上網(wǎng)存在整定配合困難的線路應(yīng)配置光纖電流差動保護(hù)作為主保護(hù)，配過電流保護(hù)作為后備保護(hù)。 g) 10kV（20kV）配電網(wǎng)原則上應(yīng)開環(huán)運(yùn)行，不宜出現(xiàn)環(huán)形網(wǎng)絡(luò)的運(yùn)行方式。當(dāng)必須以環(huán)形方式運(yùn)行時，為簡化保護(hù)，可采用故障時將環(huán)網(wǎng)自動解列而后恢復(fù)的方法，對于不宜解列的線路，應(yīng)配置光纖電流差動保護(hù)作為主保護(hù)，配過電流保護(hù)作為后備保護(hù)。 h) 小電阻接地系統(tǒng)或消弧線圈并小電阻接地系統(tǒng)，還應(yīng)配置兩段式零序電流保護(hù)。 7.1.2 線路保護(hù)功能 線路保護(hù)應(yīng)具備三段式過流保護(hù)、兩段式零序電流保護(hù)及二次重合閘功能，必要時可配置光纖電流差動保護(hù)功能。 7.1.2.1 過電流保護(hù) a) 設(shè)三段定時限過電流保護(hù)，各段方向可經(jīng)控制字投退。 b) 帶方向的過電流保護(hù)在TV斷線時，自動退出方向。過電流保護(hù)動作行為不受TV斷線影響。 7.1.2.2 零序過流保護(hù) a) 設(shè)兩段零序過流保護(hù)，不帶方向。第一段動作于跳閘，第二段動作于告警。 b) 采用相電流合成方式的電流互感器精度不能滿足整定要求時，零序電流輸入應(yīng)采用專用外接閉合式零序電流互感器方式。 7.1.2.3 光纖電流差動保護(hù)（可選） a) 分相電流差動保護(hù)。 b) TA斷線時，斷線相應(yīng)自動投入TA斷線差動保護(hù)，TA斷線差流定值可整定。未斷線相的相電流差動功能正常投入。 7.2 配電變壓器 7.2.1 配電變壓器保護(hù)配置 對變壓器的內(nèi)部、套管及引出線的短路故障，按其容量及重要性的不同，應(yīng)裝設(shè)下列保護(hù)作為主保護(hù)，并瞬時動作于斷開變壓器的各側(cè)斷路器： a) 電壓在10kV 及以下、容量在10MVA 及以下的變壓器，采用電流速斷保護(hù)；油式≤630kVA及干式≤1000kVA，高壓側(cè)采用限流熔斷器作為速斷和過流、過負(fù)荷保護(hù)；油式≥800kVA 及干式≥1250kVA ，高壓側(cè)采用斷路器柜，配置速斷、過流、過負(fù)荷、溫度、瓦斯（油浸式）保護(hù)。 b) 電壓在 10kV 以上、容量在10MVA 及以上的變壓器，采用縱差保護(hù)。對于電壓為10kV 的重要變壓器，當(dāng)電流速斷保護(hù)靈敏度不符合要求時應(yīng)采用縱差保護(hù)。 c) 容量為315kVA及以上的用戶配電變壓器，除應(yīng)滿足以上a)、b）條外，在產(chǎn)權(quán)分界處應(yīng)配置分界斷路器，分界斷路器應(yīng)配置速斷和過流保護(hù)。 7.2.2 配電變壓器保護(hù)功能 配電變壓器保護(hù)應(yīng)具備兩段式過流保護(hù)、一段零序電流保護(hù)及過負(fù)荷告警功能，必要時可配置電流差動保護(hù)功能。 7.2.2.1 過電流保護(hù) 設(shè)兩段過電流保護(hù)，每段設(shè)一個時限，動作跳開變壓器兩側(cè)斷路器。 7.2.2.2 零序過流保護(hù) 用于小電阻接地系統(tǒng)時，高壓側(cè)設(shè)一段零序過流保護(hù)。變壓器高壓側(cè)零序過流保護(hù)采用高壓側(cè)零序電流互感器電流，當(dāng)變壓器高壓側(cè)無法安裝零序電流互感器時，可不配置高壓側(cè)零序電流保護(hù)。 7.2.2.3 差動保護(hù)（可選） a) 具有防止勵磁涌流引起保護(hù)誤動的功能。 b) 具有防止區(qū)外故障保護(hù)誤動的制動特性。 c) 具有差動速斷功能，且不經(jīng)TA斷線閉鎖。 d) 具有TA斷線告警功能，應(yīng)能通過控制字選擇是否閉鎖比率差動保護(hù)。 8 線路保護(hù)整定 8.1 過流保護(hù) 8.1.1 相間電流Ⅰ段 a) 按躲過本線路末端最大短路電流整定： （1) 式中： ——可靠系數(shù)，??； ——系統(tǒng)大方式下，本線路末端三相短路時流過線路的最大短路電流。 在采用躲線末最大短路電流整定時，“線末”的線路區(qū)段是指本保護(hù)安裝處至該線路下一級保護(hù)安裝處的區(qū)段（該處的保護(hù)包括含過流功能的柱上斷路器、跌落式熔斷器保護(hù)等形式），以下同。 b) 按躲線路所供配電變壓器（T接變壓器）低側(cè)故障時最大短路電流整定： （2) 式中： ——可靠系數(shù)，≥1.3； ——系統(tǒng)線電壓； ——線路背側(cè)系統(tǒng)在最大運(yùn)行方式下的最小正序等值阻抗； ——本線路正序阻抗； ——所供配電變壓器正序阻抗。 c) 校核被保護(hù)線路出口短路的靈敏系數(shù)，在常見運(yùn)行大方式下，三相短路的靈敏系數(shù)不小于1，即可投入該段電流保護(hù)。 d) 時間定值：推薦0～0.3S。 按以上原則整定該段保護(hù)定值若超過裝置定值范圍、重合閘退出運(yùn)行的純電纜線路、有重要用戶負(fù)荷性質(zhì)公用線路或重要用戶專線可以考慮退出該段保護(hù)。 8.1.2 相間電流Ⅱ段 a) 與相鄰上級變壓器低壓側(cè)相間電流Ⅰ段保護(hù)配合整定： ， （3) 式中： ——相鄰上級變壓器低壓側(cè)相間電流Ⅰ段（跳分段）保護(hù)動作值； ——配合系數(shù)，要求； ——相鄰上級變壓器低壓側(cè)相間電流Ⅰ段（跳分段）保護(hù)動作時間。 b) 與相鄰上級線路（變壓器低壓側(cè)）相間電流Ⅱ段保護(hù)配合整定： ， （4) 式中： ——相鄰上級線路（變壓器低壓側(cè)）相間電流Ⅱ段保護(hù)動作值； ——配合系數(shù)，要求； ——相鄰上級線路（變壓器低壓側(cè)）相間電流Ⅱ段保護(hù)動作時間。 c) 保本線路末端故障有靈敏系數(shù)整定： （5) 式中： ——靈敏系數(shù)，要求不小于1.3； ——系統(tǒng)線電壓； ——線路背側(cè)系統(tǒng)在最小運(yùn)行方式下的最大正序等值阻抗； ——本線路正序阻抗。 d) 按躲線路所供配電變壓器（T接變壓器）低側(cè)故障時最大短路電流整定： （6) 式中： ——可靠系數(shù)，≥1.3； ——系統(tǒng)線電壓； ——線路背側(cè)系統(tǒng)在最大運(yùn)行方式下的最小正序等值阻抗； ——本線路正序阻抗； ——所供配電變壓器正序阻抗。 e) 與相鄰下級線路相間電流Ⅰ段保護(hù)配合整定： ， （7) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.1； ——相鄰下級保護(hù)相間電流Ⅰ段定值； ——相鄰下級保護(hù)相間電流Ⅰ段動作時間。 f) 與相鄰下級線路相間電流Ⅱ段保護(hù)配合整定： ， （8) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.1； ——相鄰下級保護(hù)相間電流Ⅱ段保護(hù)動作值； ——相鄰下級保護(hù)相間電流Ⅱ段動作時間。 g) 考慮與上級配合、保證線末有靈敏度后與躲變壓器低壓側(cè)無法兼顧時，應(yīng)按與上級配合、保證線末有靈敏度取值。 h) 時間定值： 時間定值無法同時滿足上下級配合要求時，優(yōu)先考慮與上級保護(hù)配合。 8.1.3 相間電流Ⅲ段 a) 與相鄰上級線路（變壓器低壓側(cè)）的電流末段保護(hù)配合整定： ， （9) 式中： ——相鄰上級線路（變壓器低壓側(cè)）的電流末段保護(hù)動作值； ——配合系數(shù)，要求； ——相鄰上級保護(hù)相間電流末段動作時間。 b) 與相鄰下級線路的電流末段保護(hù)配合整定： ， （10) 式中： ——相鄰下級線路的電流末段保護(hù)動作值； ——可靠系數(shù)，要求≥1.1； ——相鄰下級保護(hù)相間電流末段動作時間。 c) 按保證相鄰元件末端故障滿足靈敏系數(shù)要求整定： （11) 式中： ——靈敏系數(shù)，要求不小于1.2； ——相鄰元件末端故障最小短路電流。 d) 按躲負(fù)荷電流整定： （12) 式中： ——可靠系數(shù)，要求； ——線路最大負(fù)荷電流，綜合考慮線路所供變壓器容量、線路安全載流量及TA一次額定值。 ——返回系數(shù)，微機(jī)型保護(hù)取0.95～1。 e) 時間定值： 時間定值無法同時滿足上下級配合要求時，優(yōu)先考慮與上級保護(hù)配合。 在就地型配網(wǎng)自動化線路中，線路開關(guān)投入二次重合閘功能，過流保護(hù)末段的時間應(yīng)小于配網(wǎng)自動化開關(guān)的關(guān)合確認(rèn)時間，并留有適當(dāng)?shù)臅r間裕度。 8.2 零序過流保護(hù) 10kV(20kV)電網(wǎng)為中性點不接地系統(tǒng)或經(jīng)消弧線圈接地系統(tǒng)，零序電流保護(hù)宜退出運(yùn)行。10kV(20kV)電網(wǎng)為小電阻接地系統(tǒng)或消弧線圈并小電阻接地系統(tǒng)，配置兩段零序過流保護(hù)，第一段動作于跳閘，第二段動作于告警。 8.2.1 零序電流Ⅰ段保護(hù) a) 按對本線路單相接地故障有靈敏度整定： （13) （14) （15) （16) 式中： ——故障電流零序分量； ——靈敏系數(shù)，不小于1.5； ——額定線電壓； ——本線路保護(hù)安裝處系統(tǒng)最大正序等值阻抗； ——接地變零序阻抗； ——接地變中性點電阻值； ——本線路零序阻抗； ——本線路正序阻抗。 b) 與相鄰上級元件零流保護(hù)Ⅰ段定值配合： ， （17) 式中： ——配合系數(shù)，要求； ——相鄰上級元件零流保護(hù)Ⅰ段定值； ——相鄰上級元件零流保護(hù)Ⅰ段動作時間。 c) 與相鄰下級元件零流保護(hù)Ⅰ段定值配合： ， （18) 式中： ——可靠系數(shù)，不小于1.1； ——相鄰下級元件零流保護(hù)Ⅰ段定值； ——相鄰下級元件零流保護(hù)Ⅰ段動作時間。 在就地型配網(wǎng)自動化線路中，線路開關(guān)投入二次重合閘功能，零序電流Ⅰ段的時間應(yīng)小于配網(wǎng)自動化開關(guān)的關(guān)合確認(rèn)時間，并留有適當(dāng)?shù)臅r間裕度。 8.2.2 零流電流Ⅱ段保護(hù) a) 保本線路單相接地故障有靈敏度整定： （19) 式中： ——靈敏系數(shù)，不小于3。 b) 可靠躲過線路的電容電流： （20) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.5～2； ——系統(tǒng)單相接地時，本線路流過的電容電流。 本出線單相對地電容已知時： （21) 式中： ——系統(tǒng)相電壓； ——系統(tǒng)頻率，取50Hz； 本出線單相對地電容未知時： 對于單回架空線路： （22) 對于電纜線路（具有金屬保護(hù)層的三芯電纜）： （23) 式中： ——線路長度（km）； ——額定線電壓（kV）； ——系數(shù)，線路無架空地線時取2.7，有架空地線時取3.3。 同桿雙回架空線路的電容電流為單回架空線路的1.3～1.6倍。 c) 與相鄰上級元件零流保護(hù)Ⅱ段定值配合： （24) 式中： ——配合系數(shù)，要求； ——相鄰上級元件零流保護(hù)Ⅱ段定值； d) 與相鄰下級元件零流保護(hù)Ⅱ段定值配合。 （25) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.1； ——相鄰下級元件零流保護(hù)Ⅱ段動作值； e) 動作時間與本線路相間過流保護(hù)末段相同。 對于10歐姆小電阻接地系統(tǒng)，在系統(tǒng)零序參數(shù)難以確定時，變電站出線零序電流Ⅰ段一次電流可取60A，動作于跳閘；零序電流Ⅱ段一次電流可取25A，動作于信號。 8.3 光纖電流差動保護(hù) 8.3.1 差動電流定值 a) 躲最大負(fù)荷時不平衡電流： （26) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.5； ——C變比誤差，取0.06； ——線型系數(shù)，架空線=1.1，電纜=1； ——線路安全載流量。 b) 躲電容電流： （27) 式中： ——可靠系數(shù)，?。? ——系統(tǒng)正常運(yùn)行時，線路實測或計算的單相對地電容電流。 c) 保線路發(fā)生內(nèi)部相間短路故障時有足夠靈敏度： （28) 式中： ——靈敏系數(shù)，要求； ——小方式下區(qū)內(nèi)線末相間金屬性故障時流過本開關(guān)的最小短路電流。 8.3.2 差動保護(hù)整定時，應(yīng)注意線路兩側(cè)電流互感器類型和參數(shù)的差異。差動保護(hù)的電流定值應(yīng)綜合考慮區(qū)外故障時線路兩側(cè)TA特性差異產(chǎn)生的影響，確保發(fā)生區(qū)外最嚴(yán)重故障時，電流差動保護(hù)不會發(fā)生誤動。若無法滿足，則應(yīng)將光纖電流差動保護(hù)退出。 8.3.3 需投入運(yùn)行的差動保護(hù)應(yīng)具有可靠的TA飽和檢測功能。 8.3.4 差動電流定值兩側(cè)一次值應(yīng)取一致。 8.3.5 為保護(hù)人身和設(shè)備的安全，TA斷線可不閉鎖差動保護(hù)。TA斷線差流定值按躲本線最大負(fù)荷電流整定，可靠系數(shù)建議取1.1～1.3。 8.4 過負(fù)荷 過負(fù)荷保護(hù)一般不投入跳閘，只投入告警，投告警時建議取0.8～0.9倍相間電流末段定值或按躲設(shè)備（線路、TA等）載流量計算值取較小者。 9 重合閘 9.1 應(yīng)遵循《南方電網(wǎng)10kV～110kV系統(tǒng)繼電保護(hù)整定計算規(guī)程》（Q/CSG110037-2012）8.1～8.8條的要求。 9.2 就地重合式饋線自動化線路重合閘 9.2.1 電壓-時間型饋線自動化 a) 線路斷路器保護(hù)（含變電站饋線斷路器、線路分段斷路器、分支線斷路器等） 當(dāng)投入二次重合閘功能時，第一次重合閘時間應(yīng)與饋線自動化負(fù)荷開關(guān)“分閘延時時間（Z時間）”配合，確保線路斷路器第一次重合閘前饋線自動化負(fù)荷開關(guān)在分閘狀態(tài)，重合閘時間一般可整定為5s。 （29) 式中： ——相鄰下一級自動化負(fù)荷開關(guān)分閘延時時間； ——相鄰下一級自動化負(fù)荷開關(guān)分閘動作時間； ——考慮線路斷路器分閘時間、自動化負(fù)荷開關(guān)動作時間偏差、整定時間誤差的時間裕度。 第二次重合閘閉鎖時間應(yīng)大于保線路末端有靈敏度的保護(hù)動作時間，并小于第一級自動化負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合延時時間（X時間）”，確保第一級自動化負(fù)荷開關(guān)合于故障情況下，線路斷路器可以可靠二次重合閘。 （30) （31) 式中： ——保線路末端有靈敏度的保護(hù)動作時間； ——相鄰下一級自動化負(fù)荷開關(guān)關(guān)合延時時間。 第二次重合閘時間需大于斷路器第一次重合閘后的彈簧儲能時間，并滿足開關(guān)額定操作順序“分-0.3s-合分--合分”進(jìn)行兩次合分操作的間歇時間要求。 重合閘充電時間應(yīng)大于本線路全部自動化負(fù)荷開關(guān)進(jìn)行一次得電合閘操作的延時要求，并滿足開關(guān)額定操作順序“分-0.3s-合分--合分”進(jìn)行兩次合分操作的間歇時間要求。 （32) 式中： ——沿線自動化負(fù)荷開關(guān)關(guān)合延時時間之和； ——沿線自動化負(fù)荷開關(guān)合閘動作時間之和。 線路斷路器保護(hù)一次重合閘（瞬時性故障）時序如下圖所示： 線路斷路器保護(hù)二次重合閘T1～T4時序如下圖所示： 當(dāng)線路保護(hù)不具備二次重合閘功能時，線路保護(hù)重合閘投入，時間按上述第一次重合閘時間T1整定。 b) 主干線（分支線）分段器(負(fù)荷開關(guān)) 投入“失電延時分閘”、“得電延時合閘”功能。分段自動化負(fù)荷開關(guān)“分閘延時時間（Z時間）”需考慮與相鄰線路近端三相短路故障切除時間配合，防止相鄰線路三相短路故障情況下，分段負(fù)荷開關(guān)誤分閘： （33) 式中： ——相鄰線路過流保護(hù)最末段保護(hù)動作時間。 分段自動化負(fù)荷開關(guān)“分閘延時時間（Z時間）”考慮與上級110kV（35kV）電源線路重合閘時間配合，防止上級110kV（35kV）電源線路重合閘期間，分段自動化負(fù)荷開關(guān)誤分閘： （34) 式中： ——上級110kV（35kV）電源線路保護(hù)最末段動作時間； ——上級110kV（35kV）電源線路重合閘動作時間。 分段自動化負(fù)荷開關(guān)“分閘延時時間（Z時間）”考慮與上級電源備自投動作時間配合，防止上級電源備自投動作期間，分段自動化負(fù)荷開關(guān)誤分閘： （35) 式中： ——上級電源備自投動作時間。 分段自動化負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合延時時間X”需考慮與線路斷路器切除故障的時間配合，防止相鄰上級自動化負(fù)荷開關(guān)（線路斷路器）合于故障后，本級自動化負(fù)荷開關(guān)誤合閘： （36) 式中： ——線路斷路器保護(hù)最末段動作時間。 當(dāng)線路保護(hù)不具備二次重合閘功能，線路保護(hù)重合閘投入，重合閘時間按式（29）原則進(jìn)行整定時，為實現(xiàn)與配電自動化負(fù)荷開關(guān)的配合，與線路斷路器相鄰的第一級分段自動化負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合延時時間X”還需考慮與線路斷路器儲能時間及重合閘充電時間配合，并滿足開關(guān)額定操作順序“分-0.3s-合分--合分”進(jìn)行兩次合分操作的間歇時間要求： （37) （38) 式中： ——線路斷路器儲能時間； ——線路保護(hù)重合閘充電時間； ——斷路器進(jìn)行兩次合分操作的間歇時間。 分段自動化負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合確認(rèn)時間Y”需考慮自動化負(fù)荷開關(guān)合于故障后線路斷路器可靠切除故障的時間，同時需滿足在下級自動化負(fù)荷開關(guān)合閘之前，本級自動化負(fù)荷開關(guān)關(guān)合確認(rèn)可靠返回。 （39) （40) 式中： ——線路保護(hù)最末段動作時間。 為避免故障模糊判斷和隔離范圍擴(kuò)大，應(yīng)采取措施保證線路斷路器第一次重合后故障判定過程中任何時刻只能有1臺分段自動化負(fù)荷開關(guān)合閘。一般應(yīng)按照主干線、重要分支線、普通分支線的優(yōu)先順序逐級恢復(fù)非故障區(qū)域的供電。 c) 手拉手環(huán)狀配電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)開關(guān) 投入“單側(cè)失壓延時合閘”功能，聯(lián)絡(luò)開關(guān)“關(guān)合延時時間”應(yīng)大于其兩側(cè)配電線路發(fā)生永久故障后，經(jīng)線路斷路器第一次重合后將電送到故障區(qū)段導(dǎo)致線路斷路器再次跳閘的最長持續(xù)時間。對于聯(lián)絡(luò)開關(guān)一側(cè)的配電線路，其最長持續(xù)時間 （41) 式中： ——線路斷路器保護(hù)最末段動作時間； ——線路斷路器第一次重合閘時間； ——沿線自動化負(fù)荷開關(guān)設(shè)置的關(guān)合延時時間之和； ——沿線自動化負(fù)荷開關(guān)合閘動作時間之和。 類似的，可以計算出該聯(lián)絡(luò)開關(guān)另一側(cè)的配電線路發(fā)生永久故障后，經(jīng)線路斷路器第一次重合后將電送到故障區(qū)段導(dǎo)致線路斷路器再次跳閘的最長持續(xù)時間，由此得出 （42) （43) 式中： ——考慮各個分段自動化負(fù)荷開關(guān)整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度。 9.2.2 電壓-電流型饋線自動化 電壓-電流型饋線自動化線路變電站出線斷路器、主干線分段負(fù)荷開關(guān)及聯(lián)絡(luò)開關(guān)的整定原則同電壓-時間型饋線自動化線路。同時，需投入分段負(fù)荷開關(guān)“閉鎖分閘功能”，在開關(guān)得電合閘后設(shè)定時間內(nèi)沒有檢測到故障電流的情況下閉鎖分閘，并啟動閉鎖分閘復(fù)歸時間。 閉鎖分閘時間整定與電壓-時間型分段負(fù)荷開關(guān)“關(guān)合確認(rèn)時間Y”的整定原則一致，需考慮與自動化負(fù)荷開關(guān)合于故障后線路斷路器可靠切除故障的時間配合，即： （44) 式中： ——線路斷路器保護(hù)最末段動作時間。 閉鎖分閘復(fù)歸時間需大于自動化設(shè)備完成一個完整的動作過程時間，即： （45) 式中： ——閉鎖分閘復(fù)歸時間； ——線路斷路器保護(hù)最末段跳閘時間； ——沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)的關(guān)合延時時間之和； ——沿線下級自動化負(fù)荷開關(guān)合閘動作時間之和； ——開關(guān)第二次重合閘時間； ——考慮各個分段負(fù)荷開關(guān)整定時間誤差、合閘延時誤差的時間裕度。 分段負(fù)荷開關(guān)檢測“故障電流”大小可按線路保護(hù)最末段相間電流保護(hù)原則整定。 9.2.3 電流計數(shù)型饋線自動化 電流計數(shù)型饋線自動化一般由自動重合器、自動分段器構(gòu)成。自動重合器是一種能夠按照預(yù)定的開關(guān)和重合順序，在電路中自動進(jìn)行開斷和重合操作，并在其后自動復(fù)位分閘閉鎖或合閘閉鎖的設(shè)備。自動分段器是一種能夠記憶線路故障電流出現(xiàn)的次數(shù)，并完成整定的次數(shù)后，在無電壓或無電流情況下自動分閘的開關(guān)設(shè)備。 自動重合器、自動分段器的過流脈沖次數(shù)設(shè)置原則如下：重合器的過流脈沖整定次數(shù)應(yīng)不大于重合器額定操作順序“O-t1-CO-t2-CO-t3-CO-閉鎖”最大分閘次數(shù)4，且大于分段器的最大過流脈沖整定次數(shù)；上級分段器的過流脈沖整定次數(shù)應(yīng)大于下級分段器的過流脈沖整定次數(shù)。 重合器額定操作順序O表示分閘，C表示合閘，CO表示瞬時或延時的合分操作（取決于電流-時間特性曲線），t1、t2、t3分別表示第一、二、三次重合閘延時，t1=0.3s，t2、t3一般按照重合器特性參數(shù)整定，但應(yīng)滿足t2≥2s，t3≥2s。 重合器、分段器最小啟動電流可按線路保護(hù)最末段相間電流保護(hù)原則整定,相鄰下級分段器最小啟動電流可取相鄰上級最小啟動電流的80%。 10 母線分段保護(hù) 手合開入后短時開放的分段充電保護(hù)，建議退出。配置獨立分段保護(hù)時，分段過流保護(hù)正常運(yùn)行投入；變電站10kV（20kV）母線未配置分段保護(hù)時，可由變壓器后備保護(hù)聯(lián)切分段開關(guān)。由于分段保護(hù)無復(fù)壓閉鎖功能，過負(fù)荷時易誤動，若整定困難，在主變保護(hù)有聯(lián)跳分段功能也可退出分段保護(hù)。 10.1 電流Ⅰ段 一般要求同時滿足以下三條原則，若不能同時滿足時，至少要滿足原則b、c；在同時滿足原則b、c時，一般按原則c整定；若不能同時滿足原則b、c應(yīng)向有關(guān)部門備案（變電站中壓母線分段保護(hù)）。 a) 保證小方式本側(cè)母線兩相短路有靈敏度整定： （46) 式中： ——母線兩相短路電流； ——靈敏系數(shù)，不小于1.5。 b) 與本側(cè)出線相間電流Ⅱ段保護(hù)配合： ， （47) 式中： ——配合系數(shù)，取1.1； ——本側(cè)出線相間電流Ⅱ段保護(hù)動作值； ——本側(cè)出線相間電流Ⅱ段保護(hù)動作時間。 c) 與上級電源線路相間電流Ⅱ段（變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅰ段）配合： ， （48) 式中： ——配合系數(shù)，取1.1； ——上級電源線路相間電流Ⅱ段（上級變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅰ段）保護(hù)動作值； ——上級電源線路相間電流Ⅱ段（上級變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅰ段）保護(hù)動作時間。 10.2 電流Ⅱ段 a) 與上級電源線路相間電流Ⅲ段（上級變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅱ段）配合： ， （49) 式中： ——配合系數(shù)，取1.1； ——上級電源線路相間電流Ⅲ段（上級變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅱ段）保護(hù)動作值； ——上級電源線路相間電流Ⅲ段（上級變壓器本側(cè)后備保護(hù)過流Ⅱ段）保護(hù)動作時間。 b) 與本側(cè)出線相間電流Ⅲ段保護(hù)配合： ， （50) 式中： ——可靠系數(shù)，取1.1； ——本側(cè)出線相間電流Ⅲ段保護(hù)動作值； ——本側(cè)出線相間電流Ⅲ段保護(hù)動作時間。 11 配電變壓器保護(hù) 11.1 差動保護(hù)（可選） 11.1.1 差動速斷電流 a) 按躲過變壓器初始勵磁涌流整定： （51) 勵磁涌流系數(shù)推薦值如下： 6300kVA 及以下變壓器：7～12 6300～31500kVA 變壓器：4.5～7 11.1.2 差動動作電流按0.4～0.6Ie 整定，建議取0.5Ie。 11.1.3 比率制動系數(shù)按0.5整定。 適用于制動電流為、和。若制動電流可選擇，制動電流不能只取負(fù)荷側(cè)電流（區(qū)外短路故障時差動保護(hù)可靠性降低）。若制動電流計算方法有別于常規(guī)，制動系數(shù)取值需結(jié)合實際，并參考廠家建議整定。 11.1.4 二次諧波制動系數(shù)按0.15～0.2整定，一般取0.15，特殊情況下可適度降低，但最小不低于0.12。 11.1.5 TA斷線閉鎖差動保護(hù)定值按如下原則整定：建議 TA斷線或短路且差流小于1.2 時閉鎖差動保護(hù)，大于1.2 時不閉鎖差動保護(hù)。若無上述區(qū)域選擇，TA斷線建議不閉鎖差動保護(hù)。 11.1.6 差流越限告警（TA斷線報警）取0.15 。 11.1.7 差動保護(hù)TA斷線若采用負(fù)序電流判據(jù)，建議取0.33 。 11.2 相間電流保護(hù) 11.2.1 相間電流Ⅰ段（速斷） a) 躲配變低壓側(cè)故障整定： （52) 式中： ——配變低壓側(cè)三相金屬性短路最大故障電流； ——可靠系數(shù)，取1.5； 校核在常見運(yùn)行方式下，配變端部引線故障時靈敏度。 為消除系統(tǒng)阻抗及運(yùn)行方式發(fā)生變化對短路電流造成的影響，最大短路電流的計算可忽略系統(tǒng)阻抗。 b) 躲過配變勵磁涌流整定： （53) 式中： ——勵磁涌流系數(shù)，取7～12。 c) 與上級線路相間電流Ⅱ段配合整定： （54) 式中： ——相鄰上級線路的相間電流Ⅱ段保護(hù)動作值； ——配合系數(shù)，要求。 d) 時間定值建議取0S。 11.2.2 相間電流II段 a) 躲配變額定負(fù)荷電流整定： （55) 式中： ——配電變壓器額定電流； ——自啟動系數(shù)，取1.0～1.2； ——可靠系數(shù)，取1.3～2； ——返回系數(shù)，微機(jī)型保護(hù)取0.95～1。 b) 校驗小方式配變低壓側(cè)母線故障: （56) 式中： ——配電變壓器低壓側(cè)相間故障最小故障電流； ——配電變壓器10kV側(cè)過電流保護(hù)定值； ——靈敏度系數(shù)，要求。 c) 上級線路相間電流Ⅲ段配合整定: （57) 式中： ——相鄰上級線路的相間電流Ⅲ段保護(hù)動作值； ——配合系數(shù)，要求。 d) 動作時間與相鄰上級過電流Ⅲ段保護(hù)配合。 11.3 零序電流保護(hù) a) 考慮躲過冷啟動、勵磁涌流時產(chǎn)生的不平衡電流的影響： （58) 式中： ——不平衡系數(shù)，取0.2～0.4； ——自啟動系數(shù)，取1.0～1.2； ——配電變壓器額定電流。 b) 與上級線路零流保護(hù)Ⅰ段定值配合： ， （59) 式中： ——可靠系數(shù)，不小于1.1； ——相鄰上級線路零流保護(hù)Ⅰ段定值； ——相鄰上級線路零流保護(hù)Ⅰ段動作時間。 11.4 過負(fù)荷 過負(fù)荷電流： （60) 式中： ——對應(yīng)側(cè)的額定電流； ——可靠系數(shù)，取1.05～1.2； ——返回系數(shù)，微機(jī)型取0.95～1。 過負(fù)荷保護(hù)一般不投入跳閘，只投入告警，過負(fù)荷動作經(jīng)5s延時發(fā)信。 12 備自投 12.1 低電壓定值 低電壓元件應(yīng)能在所接母線失壓后可靠動作，而在電網(wǎng)故障切除后可靠返回，為縮小低電壓元件動作范圍，低電壓定值宜整定得較低，一般整定為～，如母線上接有并聯(lián)電容器，則低電壓定值應(yīng)低于電容器低壓保護(hù)電壓定值。上下級備自投低電壓元件動作值宜取一致。 12.2 有壓檢測定值 有壓檢測元件應(yīng)能在所接母線電壓正常時可靠動作，而在母線電壓低到不允許自投裝置動作時可靠返回，電壓定值一般整定為～。 12.3 低電流定值 低電流元件應(yīng)能在主供電源失去后可靠動作，而在主供電源正常不允許備自投動作時可靠閉鎖備自投裝置，低電流定值一般按躲過裝置零漂電流整定，可?。槎晤~定電流，1A或5A）。 12.4 備自投動作時間 備自投動作時間一般按照電源進(jìn)線先重合后備投的原則進(jìn)行整定。對電能質(zhì)量有特殊要求的用戶可根據(jù)需要自行按照其他方法整定備自投動作時間。 a) 應(yīng)大于電源線路保護(hù)末段動作時間（末段不帶重合閘的，可取靈敏度段時間）與重合閘時間之和： （61) 式中： ——上級供電線路末段動作時間（末段不帶重合閘的，為有靈敏度段時間）； ——上級供電線路重合閘動作時間； ——上級供電線路后加速保護(hù)動作時間。 b) 應(yīng)與電容器低電壓保護(hù)動作時間配合； （62) 式中： --電容器低電壓保護(hù)動作時間。 c) 應(yīng)與主變變低后備保護(hù)動作閉鎖自投時間配合； （63) 式中： --主變低壓側(cè)后備保護(hù)動作閉鎖備自投時間。 d) 應(yīng)與上級電源備自投裝置動作時間配合： （64) 式中： --上級自投裝置動作時間。 12.5 合閘后加速過電流保護(hù) a) 電流定值應(yīng)對故障設(shè)備有足夠的靈敏度系數(shù)，同時還應(yīng)可靠躲過包括自啟動電流在內(nèi)的最大負(fù)荷電流。 b) 時間定值： 建議取0.2～0.3s。 c) 若已投入主變變低后備保護(hù)動作閉鎖自投功能，合閘后加速過電流保護(hù)可按退出整定。 51 附錄A：配網(wǎng)保護(hù)設(shè)備整定計算示例（資料性附錄） 圖A.1 配電網(wǎng)接線方式 如圖A.1所示，方框內(nèi)為110kV變電站站內(nèi)設(shè)備，方框外為配電網(wǎng)絡(luò)，10kV系統(tǒng)為10歐姆小電阻接地系統(tǒng)。假定各斷路器所配置的保護(hù)均滿足本整定原則的要求，各級配合時間級差取0.3s；403、405為400V開關(guān)；各TA保護(hù)變比均為500/5。已知： 1. 系統(tǒng)歸并至110kV A、B變電站10kV母線的等值阻抗標(biāo)幺值均為：、；基準(zhǔn)容量：100MVA，基準(zhǔn)電壓：10.5kV。 2. LGJ-150導(dǎo)線單位阻抗Z＝0.43Ω/km，線路安全載流量為445A。 3. F1、F2、F3表示有負(fù)荷，且F1＝1200kVA，F(xiàn)2＝2000kVA，F(xiàn)3＝1200kVA。 4. 配變1、配變2為油浸式變壓器，配變參數(shù)如圖A.1所示。 5. 變電站A、B主變低壓側(cè)后備與出線配合有關(guān)的保護(hù)定值為： a) 過流Ⅰ段：＝4000A,T1＝0.8s 跳本側(cè)； b) 過流Ⅱ段：＝2000A,T2＝2.0s 跳本側(cè)。 6. 400V備自投：400V備自投實現(xiàn)配變1與配變1＇低壓母線電源互為備用的備投方式。 7. 04、05、06開關(guān)的保護(hù)配置為三段式過流保護(hù)及二段式零序過流保護(hù)。 8. 110kV A、B站10kV側(cè)接地變零序電流Ⅰ段跳分段電流一次值為75A，時間為1.5s。 附錄A.1算例1:903斷路器保護(hù)整定計算： (1) 參數(shù)計算： 10kV母線正序等值阻抗： =0.4×10.52/100=0.44Ω、=0.2×10.52/100=0.22Ω 線路正序阻抗： 903-04開關(guān)段：, 04-05開關(guān)段：， 04-0401開關(guān)段：， 05-06開關(guān)段：, 06-908開關(guān)段：， 06-0601開關(guān)段： 配變1、2正序阻抗： (2) 定值計算： ●相間過流保護(hù)： （1） 過流Ⅰ段保護(hù) a) 按躲過本線路末端最大短路電流整定： =10500/1.732/(0.22+2.58)=2165A 1.3×2165=2814.5A 二次值＝2814.5/(500/5)＝28.1A b) 校核被保護(hù)線路出口大方式下三相短路的靈敏系數(shù)： =10500/1.732/0.22=27556A ，滿足要求，故投入本段 （2） 過流Ⅱ段保護(hù) a) 與變壓器低壓側(cè)的電流Ⅰ段配合整定： =4000/1.1=3636A b) 保本線路末端故障有靈敏系數(shù)整定： =（10500/2）/（0.44+2.58）/1.3=1337A 綜上，電流取b)、時間取a)為本段定值，即： 二次值＝1337/(500/5)＝13.4A （3） 過流Ⅲ段保護(hù) a) 與變壓器低壓側(cè)的電流末段保護(hù)配合整定： =2000/1.1=1818A b) 按保證相鄰線末故障滿足靈敏度要求整定： =（10500/2）/（0.44+2.58+3.87）/1.2=635A c) 按躲負(fù)荷電流整定： =1.3×(800+1200+2000+800+1200)/(1.732×10)=450A d) 按LGJ-150導(dǎo)線的安全載流量整定： =1.3×1.1×445/0.95=669.8A 其中：為可靠系數(shù)，取1.3；為線型系數(shù)，架空線取1.1，電纜線取1；為線路25℃載流量；為返回系數(shù)，取0.95。 e) 按TA變比1.2倍整定： 1.2×500=600A 綜上，取e）為本段電流定值，a）為本段時間定值， 即：二次值＝600/(500/5)＝6A （4） 過負(fù)荷 按0.9倍相間電流末段整定，即： =540A 二次值＝540/（500/5）＝5.4A 發(fā)告警 ●零序過流保護(hù)： 因該系統(tǒng)為10歐姆小電阻接地系統(tǒng)，無系統(tǒng)電容參數(shù)，故按如下方法整定： （1） 零序過流Ⅰ段保護(hù) a) 按與接地變壓器配合整定： ≤75/1.1=68A 二次值＝68/(500/5)＝0.68A s （2） 零序過流Ⅱ段保護(hù)：25A。 ●重合閘： （1） 如為電纜線路，重合閘功能退出。 （2） 如為非饋線自動化配網(wǎng)架空線路，重合閘采用三相一次重合閘，非同期重合閘方式，重合閘時間整定不低于0.5秒（建議取1秒），重合閘充電時間可取15s。 （3） 如為饋線自動化配網(wǎng)架空線路，重合閘參照附錄B饋線自動化配網(wǎng)線路算例整定。 ●其它說明：過流保護(hù)Ⅰ段整定中的躲“線末”故障最大短路電流，及過流Ⅱ段整定中的?！熬€末”故障有靈敏度，其“線末”的線路區(qū)段是指本保護(hù)安裝處至該線路相鄰下級保護(hù)安裝處的區(qū)段（即：算例1、2、3的整定是基于04、05、06等開關(guān)均安裝過流保護(hù)的情況；如果04、05、06開關(guān)為饋線自動化分段器，則本算例的“線末”應(yīng)該是B站的908開關(guān)處，相應(yīng)的計算參數(shù)及公式將需要對應(yīng)修正。） 附錄A.2算例2：04斷路器保護(hù)整定計算： (1) 參數(shù)計算：參數(shù)計算方法同【算例1】 (2) 定值計算： ●相間過流保護(hù)： （1） 相間過流Ⅰ段保護(hù) a) 按躲過本線路末端最大短路電流整定： =10500/1.732/(0.22+2.58+3.87)=909A 1.3×909=1182A 二次值＝1182/(500/5)＝11.8A b) 按躲線路所供配電變壓器低側(cè)故障時最大短路電流整定： =（10500/1.732）/（0.22+2.58+1.72+8.75）=457A 1.3×457=594A c) 校核被保護(hù)線路出口大方式下三相短路的靈敏系數(shù) =10500/1.732/（0.22+2.58）=2165A ,滿足要求,故投入本段 綜上，取a)為本段定值。 （2） 相間過流Ⅱ段保護(hù) a) 與相鄰上級線路的電流Ⅱ段保護(hù)配合整定： =1337/1.1=1215A b) 保本線路末端故障有靈敏系數(shù)整定： =（10500/2）/（0.44+2.58+3.87）/1.3=586A c) 按躲線路所供配電變壓器低側(cè)故障時最大短路電流整定： =（10500/1.732）/（0.22+2.58+1.72+8.75）=457A 1.3×457=594A 綜上，電流取b)、時間取a)為本段定值，即： 二次值＝586/(500/5)＝5.86A （3） 相間過流Ⅲ段 a) 與相鄰上級線路的電流Ⅲ段保護(hù)配合整定： =600/1.1=545A b) 按保證相鄰線末故障滿足靈敏度要求整定： =（10500/2）/（0.44+2.58+3.87+0.86）/1.2=565A c) 按躲負(fù)荷電流整定： =1.3×(800+1200+2000+800+120