220～500kV電網(wǎng)繼電保護裝置運行整定規(guī)程

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中華人民共和國電力行業(yè)標準 DL/T 559—94 220～500kV 電網(wǎng)繼電保護裝置 運 行 整 定 規(guī) 程 中華人民共和國電力工業(yè)部 1994-12-19 批準 1995-05-01 實施 1 總則 1.1 本規(guī)程是電力系統(tǒng)繼電保護運行整定的基本規(guī)定，與電力系統(tǒng)繼電保護相關的設計部門和調(diào)度運行部門應共同遵守。 1.2 本規(guī)程是 220kV、330kV 和 500kV 電網(wǎng)的線路、母線以及與電網(wǎng)保護配合有關的變壓器等電力設備繼電保護運行整定的基本依據(jù)。 1.3 220kV 及以上電力系統(tǒng)繼電保護及自動重合閘裝置的技術要求必須與本規(guī)程的繼電保護運行整定具體規(guī)定相符合。 1.4 按照 DL400—91《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》的規(guī)定，配置結(jié)構(gòu)合理、質(zhì)量優(yōu)良和技術性能滿足運行要求的繼電保護及自動重合閘裝置是實現(xiàn)可靠繼電保護的物質(zhì)基礎；按照本規(guī)程的規(guī)定進行正確的運行整定是保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行、減輕故障設備損壞程度的必要條件。 1.5 220kV、330kV 和 500kV 電網(wǎng)繼電保護的運行整定，應以保證電網(wǎng)全局的安全穩(wěn)定運行為根本目標。電網(wǎng)繼電保護的整定應滿足速動性、選擇性和靈敏性要求，如果由于電網(wǎng)運行方式、裝置性能等原因，不能兼顧速動性、選擇性或靈敏性要求時，應在整定時合理地進行取舍，并執(zhí)行如下原則： a.局部電網(wǎng)服從整個電網(wǎng)； b.下一級電網(wǎng)服從上一級電網(wǎng)； c.局部問題自行消化； d.盡量照顧局部電網(wǎng)和下級電網(wǎng)的需要。 1.6 繼電保護裝置能否充分發(fā)揮作用，繼電保護整定是否合理，繼電保護方式能否簡化，從而達到電網(wǎng)安全運行的最終目的，與電網(wǎng)運行方式的安排密切相關。為此，繼電保護部門與調(diào)度運行部門應當相互協(xié)調(diào)，密切配合。 1.7 繼電保護和二次回路的設計和布置，應當滿足電網(wǎng)安全運行要求，并便于整定、運行操作、運行維護和檢修調(diào)試。 1.8 為了提高和改善電網(wǎng)的繼電保護運行水平，繼電保護運行整定人員應當及時總結(jié)經(jīng)驗，有責任對繼電保護的配置和裝置性能等提出改進建議和要求。電網(wǎng)的繼電保護部門有責任制訂相關細則，以便制造、設計和施工部門有所遵循。 1.9 對繼電保護在特殊運行方式下的處理，應經(jīng)所在單位總工程師批準，并備案說明。 1.10 本規(guī)程由電力工業(yè)部國家電力調(diào)度通信中心負責解釋。 2 繼電保護運行整定的基本原則 2.1 220kV 及以上電網(wǎng)的繼電保護，必須滿足可靠性、速動性、選擇性及靈敏性的基本要求?？煽啃杂衫^電保護裝置的合理配置、本身的技術性能和質(zhì)量以及正常的運行維護來保證；速動性由配置的全線速動保護、相間和接地故障的速斷段保護以及電流速斷保護取得保證；通過繼電保護運行整定，實現(xiàn)選擇性和靈敏性的要求，并處理運行中對快速切除故障的特殊要求。 2.2 電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行主要由符合 SD131—84《電力系統(tǒng)技術導則 (試行) 》要求的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、符合《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》要求的電力系統(tǒng)運行方式和按 SDJ6—83《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》要求配置的速動保護(全線速動保護、相間與接地故障的速斷段保護)，在正常運行整定情況下，快速切除本線路的金屬性短路故障來獲得保證。相間和接地故障的延時段后備保護主要應保證選擇性和靈敏性 要求。 2.3 對 330～500kV 電網(wǎng)和聯(lián)系不強的 220kV 電網(wǎng)，在保證繼電保護可靠動作的前提下，重點應防止繼電保護裝置的非選擇性動作；而對于聯(lián)系緊密的 220kV 電網(wǎng)，重點應保證繼電保護裝置的可靠快速動作。 2.4 繼電保護的可靠性 2.4.1 任何電力設備(線路、母線、變壓器等 )都不允許在無繼電保護的狀態(tài)下運行；所有運行設備都必須由兩套交、直流輸入和輸出回路相互獨立，并分別控制不同斷路器的繼電保護裝置進行保護。當任一套繼電保護裝置或任一組斷路器拒絕動作時，能由另一套繼電保護裝置操作另一組斷路器切除故障。在所有情況下，要求這兩套繼電保護裝置和斷路器所取的直流電源都由不同的熔斷器供電。 2.4.2 對于 220kV 及以上電力系統(tǒng)的線路繼電保護，一般采用近后備保護方式，即當故障元件的一套繼電保護裝置拒動時，由相互獨立的另一套繼電保護裝置動作切除故障；而當斷路器拒動時，起動斷路器失靈保護，斷開與故障元件所接入母線相連的所有其他連接電源的斷路器。有條件時可采用遠后備保護方式，即故障元件所對應的繼電保護裝置或斷路器拒絕動作時，由電源側(cè)最鄰近故障元件的上一級繼電保護裝置動作切除故障。 2.4.3 對配置兩套全線速動保護的線路，在線路保護裝置檢修、定期校驗和雙母線帶旁路接線方式中旁路斷路器代替線路斷路器運行等各種情況下，至少應保證有一套全線速動保護投運。 2.4.4 對于 220kV 及以上電力系統(tǒng)的母線，母線差動保護是其主保護，變壓器或線路后備保護是其后備保護。如果沒有母線差動保護，則必須由對母線故障有靈敏度的變壓器后備保護或/及線路后備保護充任母線的主保護及后備保護。 2.5 繼電保護的速動性 2.5.1 配置的全線速動保護、相間和接地故障的速斷段保護動作時間取決于裝置本身的技術性能。 2.5.2 下一級電壓母線配出線路的故障切除時間，應滿足上一級電壓電網(wǎng)繼電保護部門按系統(tǒng)穩(wěn)定要求和繼電保護整定配合需要提出的整定限額要求；下一級電壓電網(wǎng)應按照上一級電壓電網(wǎng)規(guī)定的整定限額要求進行整定，必要時，為保證電網(wǎng)安全和重要用戶供電，可設置適當?shù)慕饬悬c，以便縮短故障切除時間。 2.5.3 手動合閘和自動重合于母線或線路時，應有確定的速動保護快速動作切除故障。合閘時短時投入的專用保護應予整定。 2.5.4 繼電保護在滿足選擇性的條件下，應盡量加快動作時間和縮短時間級差?？梢葬槍Σ煌谋Ｗo配合關系和選用的時間元件性能，選取不同的時間級差。 2.6 繼電保護的靈敏性 2.6.1 對于縱聯(lián)保護，在被保護范圍末端發(fā)生金屬性故障時，應有足夠的靈敏度。 2.6.2 相間故障保護最末一段(例如距離Ⅲ段)的動作靈敏度，應按躲過最大負荷電流選取 (最大負荷電流值由運行方式部門提供)。 2.6.3 接地故障保護最末一段(例如零序電流Ⅳ段) ，應以適應下述短路點接地電阻值的接地故障為整定條件：220kV 線路， 100Ω；330kV 線路，150 Ω；500kV 線路，300Ω。對應于上述條件，零序電流保護最末一段的動作電流定值應不大于 300A。當線路末端發(fā)生高電阻接地故障時，允許由兩側(cè)線路繼電保護裝置縱續(xù) 動作切除故障。 2.6.4 在同一套保護裝置中，閉鎖、起動、方向判別和選相等輔助元件的動作靈敏度，應大于所控制的測量、判別等主要元件的動作靈敏度。例如，零序功率方向元件的靈敏度，應大于被控零序電流保護的靈敏度。 2.6.5 采用遠后備保護方式時，上一級線路或變壓器的后備保護整定值，應保證當下一級線路末端故障或變壓器對側(cè)母線故障時有足夠靈敏度。 2.7 繼電保護的選擇性 2.7.1 全線瞬時動作的保護或保護的速斷段的整定值，應保證在被保護范圍外部故障時可靠不動作。 2.7.2 上、下級(包括同級和上一級及下一級電力系統(tǒng) )繼電保護之間的整定，應遵循逐級配合的原則，滿足選擇性的要求：即當下一級線路或元件故障時，故障線路或元件的繼電保護整定值必須在靈敏度和動作時間上均與上一級線路或元件的繼電保護整定值相互配合，以保證電網(wǎng)發(fā)生故障時有選擇性地切除故障。 2.7.3 對于配置了兩套全線速動保護的 220kV 密集型電網(wǎng)的線路，帶延時的線路后備保護第二段，如果需要，可與相鄰線路全線速動保護相配合，按可靠躲過相鄰線路末端短路故障整定。 2.7.4 對大型發(fā)電廠的配出線路，必要時應校核在線路發(fā)生單相接地故障情況下，線路接地故障后備保護與發(fā)電機負序電流保護之間的選擇性配合關系。如果配合困難，宜適當提高線路接地故障后備保護的動作靈敏度以滿足選擇性要求。 2.7.5 當線路保護裝置拒動時，只允許相鄰上一級的線路保護越級動作，切除故障；當斷路器拒動(只考慮一相斷路器拒動 )，且斷路器失靈保護動作時，應保留一組母線運行 (雙母線接線)或允許多失去一個元件( 一個半斷路器接線)。為此，接地故障保護第二段的動作時間應比斷路器拒動時的全部故障切除時間大 0.25～0.3s；對相間距離保護第二段，則無此要求。 2.7.6 在某些運行方式下，允許適當?shù)貭奚糠诌x擇性，例如對終端供電變壓器、串聯(lián)供電線路、預定的解列線路等情況。 2.8 如采取各種措施后，繼電保護的選擇性、靈敏性和速動性仍不能滿足規(guī)定的要求時，應與調(diào)度運行部門協(xié)商，采取其它合理措施。 2.9 振蕩閉鎖裝置的運行整定 2.9.1 除了預定解列點外，不允許保護裝置在系統(tǒng)振蕩時誤動作跳閘。如果沒有本電網(wǎng)的具體數(shù)據(jù)，除大區(qū)系統(tǒng)間的弱聯(lián)系聯(lián)絡線外，系統(tǒng)最長振蕩周期可按 1.5s 考慮。 2.9.2 在系統(tǒng)振蕩時可能誤動作的線路或元件保護段均應經(jīng)振蕩閉鎖控制。 2.9.3 受振蕩影響的距離保護的振蕩閉鎖控制原則如下： 2.9.3.1 預定作為解列點上的距離保護，不應經(jīng)振蕩閉鎖控制。 2.9.3.2 躲過振蕩中心的速斷段保護，不宜經(jīng)振蕩閉鎖控制。 2.9.3.3 動作時間大于振蕩周期的保護段，不應經(jīng)振蕩閉鎖控制。 2.9.3.4 當系統(tǒng)最大振蕩周期為 1.5s 及以下時：動作時間大于 0.5s 的距離Ⅰ段，動作時間大于 1.0s 的距離Ⅱ段和動作時間大于 1.5s 的距離Ⅲ段，均可不經(jīng)振蕩閉鎖控制。 2.9.4 在系統(tǒng)振蕩過程中發(fā)生接地故障時，應有選擇地可靠切除故障；若發(fā)生不接地的多相短路故障時，應保證可靠切除故障，但允許個別的相鄰線路相間距離保護無選擇性動作。 2.9.5 在系統(tǒng)振蕩過程中發(fā)生短路故障，可適當降低對繼電保護裝置速動性的要求，但應保證可靠切除故障。 2.10 自動重合閘方式的選定 根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、系統(tǒng)穩(wěn)定要求、電力設備承受能力和繼電保護可靠性，合理地選定自動重合閘方式。 2.10.1 對于 220kV 線路，當同一送電截面的同級電壓及高一級電壓的并聯(lián)回路數(shù)等于及大于 4 回時，選用一側(cè)檢查線路無電壓，另一側(cè)檢查線路與母線電壓同步的三相重合閘方式(由運行方式部門規(guī)定哪一側(cè)檢電壓先重合，但大型電廠的出線側(cè)應選用檢同步重合閘) 。三相重合閘時間整定為 10s 左右。 2.10.2 330kV、500kV 及并聯(lián)回路數(shù)等于及小于 3 回的 220kV 線路，采用單相重合閘方式。單相重合閘的時間由運行方式部門選定(一般約為 1s 左右) ，并且不宜隨運行方式變化而改變。 2.10.3 帶地區(qū)電源的主網(wǎng)終端線路，一般選用解列三相重合閘(主網(wǎng)側(cè)檢線路無電壓重合)方式，也可以選用綜合重合閘方式，并利用簡單的選相元件及保護方式實現(xiàn)；不帶地區(qū)電源的主網(wǎng)終端線路，一般選用三相重合閘方式。重合閘時間配合繼電保護動作時間而整定。2.11 配合自動重合閘的繼電保護整定應滿足的基本要求 2.11.1 自動重合閘過程中，無論采用線路或母線電壓互感器，無論采用什么保護型式，都必須保證在重合于故障時可靠快速三相跳閘。如果采用線路電壓互感器，對距離保護的后加速跳閘應有專門措施，防止電壓死區(qū)。 2.11.2 零序電流保護的速斷段，在恢復三相帶負荷運行時，不得因斷路器的短時三相不同步而誤動作。如果整定值躲不過，則應在重合閘后增加 0.1s 的時延。 2.11.3 對采用單相重合閘的線路，應保證重合閘過程中的非全相運行期間繼電保護不誤動；在整個重合閘周期過程中(包括重合成功后到重合閘裝置復歸) ，本線路若發(fā)生一相或多相短路故障(包括健全相故障、重合于故障及重合成功后故障相再故障) 時，本線路保護能可靠動作，并與相鄰線路的線路保護有選擇性。 2.11.4 為滿足本線路重合閘后加速保護的要求，在后加速期間，如果相鄰線路發(fā)生故障，允許本線路無選擇性地三相跳閘，但應盡可能縮短后加速保護無選擇性動作的范圍。 2.11.5 對選用單相重合閘的線路，無論配置一套或兩套全線速動保護，均允許后備保護延時段動作后三相跳閘不重合。 2.11.6 對符合 2.10.1 條規(guī)定的線路，若保留原有的單相重合閘方式，則允許實現(xiàn)距離選相元件的瞬時后加速。 2.12 如遇特殊的整定困難，不能滿足正常運行及正常檢修運行情況下的選擇性要求時，可采取下列措施： 2.12.1 根據(jù)預期后果的嚴重性，改變運行方式。 2.12.2 對單回線環(huán)網(wǎng)的運行線路，允許設有一個解列點或一回解列線路，例如零序電流保護最末一段定值之間相互配合時允許有一處無選擇性。 2.12.3 對雙回線環(huán)網(wǎng)的運行線路，可采取下列措施： 2.12.3.1 零序電流或接地距離Ⅰ段按雙回線路中的另一回線斷開并兩端接地的條件整定。 2.12.3.2 后備保護延時段按正常雙回線路對雙回線路運行并考慮其他相鄰一回線路檢修的方式進行配合整定。當并行雙回線路中一回線路檢修停用時，可不改定值，允許保留運行一回線路的后備保護延時段在區(qū)外發(fā)生故障時無選擇性動作，此時要求相鄰線路的全線速動保護和相鄰母線的母線差動保護投運。 2.12.3.3 整定配合有困難時，允許雙回線路的后備延時保護段之間對雙回線路內(nèi)部故障的整定配合無選擇性。 2.13 對正常設置全線速動保護的線路，如果因檢修或其他原因，本線路的全線速動保護全部退出運行，而在當時的運行方式下，必須依靠線路兩側(cè)同時快速切除故障才能保持系統(tǒng)穩(wěn)定運行，或者與相鄰線路保護之間配合有要求時，為保證盡快地切除本線路故障，可按如下原則處理： 2.13.1 在相鄰線路的全線速動保護和相鄰母線的母線差動保護都處于運行狀態(tài)的前提下，可臨時縮短沒有全線速動保護的線路兩側(cè)對全線路金屬性短路故障有足夠靈敏度的相間和接地短路后備保護靈敏段的動作時間。根據(jù)線路發(fā)生相間短路和接地故障對電網(wǎng)穩(wěn)定運行的影響程度，將相間和接地短路后備保護靈敏段動作時間臨時縮短到瞬時或一個級差時限。無法整定配合時，允許當相鄰線路或母線故障時無選擇性地跳閘。 2.13.2 任何一套線路全線速動保護投運后，被縮短的后備保護段動作時間隨即恢復正常定值。 2.13.3 對采用三相重合閘方式的線路，三相重合閘仍保留運行。對采用單相重合閘方式的線路，如果原來按照 2.11.5 條整定重合閘起動方式，則停用單相重合閘；如果原來不按2.11.5 條整定重合閘起動方式，且單相重合閘時間不小于 1.0s 時，可縮短對全線有靈敏度的接地故障后備保護段動作時間，保留單相重合閘繼續(xù)運行，但要躲開非全相運行過程中零序電流引起的可能誤動作。 2.13.4 對短線路環(huán)網(wǎng)，一般不允許線路全線速動保護停運。若線路的全線速動保護全部停用，根據(jù)穩(wěn)定運行要求，可將被保護線路停運或?qū)⒈揪€路兩側(cè)相間短路和接地故障后備保護靈敏段臨時改為瞬時動作。 2.13.5 不允許同一母線上有二回及以上線路同時停用全部的全線速動保護；線路全線速動保護和相鄰任一母線的母線保護也不能同時停用。 2.14 對正常設置母線差動保護的雙母線主接線方式，如果因檢修或其他原因，引起母線差動保護被迫停用且危及電網(wǎng)穩(wěn)定運行時，應考慮： 2.14.1 首先按 3.7 條的原則執(zhí)行。 2.14.2 根據(jù)當時的運行方式要求，臨時將帶短時限的母聯(lián)或分段斷路器的過電流保護投入運行，以快速地隔離母線故障。 2.14.3 如果仍無法滿足母線故障的穩(wěn)定運行要求，在本母線配出線路全線速動保護投運的前提下，在允許的母線差動保護停運期限內(nèi)，臨時將本母線配出線路對側(cè)對本母線故障有足夠靈敏度的相間和接地故障后備保護靈敏段的動作時間縮短。無法整定配合時，允許無選擇性跳閘。 2.15 單電源單回線路向終端變壓器供電時，為快速切除線路變壓器單元的故障，可將送電側(cè)的相間短路和接地故障保護的速斷段保護范圍伸入變壓器內(nèi)部，按躲開下一級電壓母線整定。需要時，為保證變壓器內(nèi)部故障時能可靠跳閘斷開，線路的瞬時段保護應經(jīng)一短時限動作。 對多級串供的終端變電所，如整定配合困難或后備保護動作時間過長，允許送電側(cè)線路保護適當?shù)責o選擇性動作切除故障。 2.16 一般情況下， 220kV 同桿并架雙回線路發(fā)生同時性故障時，允許同時跳開雙回線路，且不重合。 2.17 若變壓器保護起動斷路器失靈保護，則須注意因變壓器保護出口回路延時復歸可能引起的誤動作，變壓器氣體繼電器等本體保護的出口不宜起動斷路器失靈保護。斷路器失靈保護應經(jīng)相電流元件控制和電壓閉鎖。一般情況下，220kV 變壓器保護可不起動斷路器失靈保護。 2.18 盡可能減少繼電保護及自動重合閘的各類連鎖跳閘回路。在保護裝置上進行試驗時，除了必須停用該保護裝置的跳閘回路外，還應斷開保護裝置與其他可能起動所對應斷路器的操作回路，如起動斷路器失靈保護回路、起動重合閘回路等。 2.19 除母線差動保護外，不推薦采用專用措施閉鎖因線路電流互感器二次回路斷線引起的保護裝置誤動作，避免因新增閉鎖措施帶來保護裝置拒絕動作和可能失去選擇性配合的危險性。 2.20 對只有兩回線和一臺變壓器的變電所，當該變壓器退出運行時，可不更改兩側(cè)的線路保護定值，此時，不要求兩回線路相互間的整定配合有選擇性。 2.21 在電力設備由一種運行方式轉(zhuǎn)為另一種運行方式的操作過程中，被操作的有關設備均應在保護范圍內(nèi)，部分保護裝置可短時失去選擇性。 3 繼電保護對電網(wǎng)接線和調(diào)度運行的配合要求 3.1 合理的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)是電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的基礎，繼電保護裝置能否發(fā)揮積極作用，與電網(wǎng)結(jié)構(gòu)及一次設備的布置是否合理有密切關系，必須把它們作為一個有機整體，統(tǒng)籌考慮，全面安排。對嚴重影響繼電保護裝置對保證電力系統(tǒng)安全運行發(fā)揮作用的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、一次設備布置及廠站主接線等，應加以限制使用。應綜合考慮 下列問題： 3.1.1 在電網(wǎng)中不宜選用全星形接線自耦變壓器，以免惡化接地故障后備保護的運行整定。對目前已投入運行的全星形接線自耦變壓器，特別是電網(wǎng)中樞地區(qū)的該種變壓器，應采取必要的補償措施。 3.1.2 簡化電網(wǎng)運行接線，500kV 電網(wǎng)與 220kV 電網(wǎng)之間，220kV 電網(wǎng)與 110kV 及以下電壓電網(wǎng)之間均不宜構(gòu)成電磁環(huán)網(wǎng)運行。110kV 及以下電壓電網(wǎng)以輻射形開環(huán)運行。 3.1.3 不宜在大型電廠向電網(wǎng)送電的主干線上接入分支線或支接變壓器，也不宜在電源側(cè)附近破口接入變電所。 3.1.4 盡量避免出現(xiàn)短線路成串成環(huán)的接線方式。 3.1.5 當設計采用串聯(lián)電容補償時，對裝設地點及補償度的選定，要考慮對全網(wǎng)繼電保護的影響，不應使之過分復雜，性能過于惡化。 3.2 繼電保護裝置能否作為電網(wǎng)的主要穩(wěn)定措施，與調(diào)度運行方式的安排密切相關。繼電保護應滿足電網(wǎng)的穩(wěn)定運行要求，但若繼電保護對某些電網(wǎng)運行方式無法同時滿足速動性、選擇性和靈敏性要求，則應限制此類運行方式。應綜合考慮下列 問題： 3.2.1 合理安排電網(wǎng)中各變電所的變壓器接地方式，盡量保持變電所零序阻抗值穩(wěn)定。 3.2.2 應避免在同一變電所母線上同時斷開所連接的兩個或以上運行設備(線路、變壓器等) 。當兩個地點的母線之間距離很近時，也要避免同時斷開兩個或兩個以上運行設備。 3.2.3 在電網(wǎng)的某些點上以及與主網(wǎng)相連的有電源的地區(qū)電網(wǎng)中，應創(chuàng)造條件設置合適的解列點，以便當主網(wǎng)發(fā)生重大事故時，采取有效解列措施，確保地區(qū)電網(wǎng)的重要負荷供電。 3.2.4 避免采用多級串供的終端運行方式。 3.3 如果因保護裝置定期檢查、裝置停用或裝置檢修，迫使被保護設備的保護性能降低，按實際的穩(wěn)定計算結(jié)果有可能危及電網(wǎng)穩(wěn)定時，則應采取下列措施： 3.3.1 適當?shù)馗淖冸娋W(wǎng)接線及運行方式，使運行中的繼電保護裝置動作性能滿足系統(tǒng)穩(wěn)定的要求。 3.3.2 權(quán)衡繼電保護動作的速動性與選擇性對電網(wǎng)影響的嚴重程度及不利后果，采取切實可行的簡單臨時措施改善線路或元件設備的保護性能，保住重點。必要時，可適當犧牲繼電保護的選擇性要求，保證快速動作，以達到保證電網(wǎng)安全運行的目 的。 3.4 對于特殊運行方式，如果取得速動性和選擇性有困難時，也同樣可采用 3.3 條的處理原則。 3.5 對正常設置全線速動保護的線路，如因檢修或其他原因全線速動保護全部退出運行時，應采取下列措施： 3.5.1 積極檢修，盡快使全線速動保護恢復運行。 3.5.2 調(diào)整電網(wǎng)接線和運行潮流，使線路后備保護的動作能滿足系統(tǒng)穩(wěn)定要求。 3.5.3 考慮零序電流保護速斷段縱續(xù)動作的可能條件，盡量避免臨時更改線路保護裝置的定值。 3.5.4 采用上述措施后，仍無法保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行時，按 2.13 條，臨時更改線路保護裝置的動作時間，并考慮可能的無選擇性跳閘情況。 3.6 對一個半斷路器接線方式，當任一母線上的母線差動保護全部退出運行時，則可將被保護母線也退出運行。 3.7 對雙母線接線方式，母線差動保護因故退出運行時，應采取下列措施： 3.7.1 盡量縮短母線差動保護的停用時間。 3.7.2 不安排母線連接設備的檢修，避免在母線上進行操作，減少母線故障的概 率。 3.7.3 改變母線接線及運行方式，選擇輕負荷情況，并考慮當發(fā)生母線單相接地故障，由母線對側(cè)的線路后備保護延時段動作跳閘時，電網(wǎng)不會失去穩(wěn)定。盡量避免臨時更改繼電保護定值。 4 繼電保護整定的規(guī)定 4.1 一般規(guī)定 4.1.1 整定計算所需的發(fā)電機、調(diào)相機、變壓器、架空線路、電纜線路、并聯(lián)電抗器、串聯(lián)補償電容器的阻抗參數(shù)均應采用換算到額定頻率的參數(shù)值。 下列參數(shù)應使用實測值： a.三相三柱式變壓器的零序阻抗； b.架空線路和電纜線路的零序阻抗； c.平行線之間的零序互感阻抗； d.雙回線的同名相間的和零序的差電流系數(shù)； e.其他對繼電保護影響較大的有關參數(shù)。 4.1.2 為了簡化計算工作，以下的假設條件對一般短路電流計算是許可的。 4.1.2.1 忽略發(fā)電機、調(diào)相機、變壓器、架空線路、電纜線路等阻抗參數(shù)的電阻部分，并假定旋轉(zhuǎn)電機的負序電抗等于正序電抗。 4.1.2.2 發(fā)電機及調(diào)相機的正序電抗可采用 t=0 時的瞬態(tài)值 ?Xd的飽和值。 4.1.2.3 發(fā)電機電動勢可以假定等于 1 標么，且相位一致。只有在計算線路非全相運行電流和全相振蕩電流時，才考慮線路兩側(cè)發(fā)電機綜合電動勢間有一定的相角 差。 4.1.2.4 不考慮短路電流的衰減。對機端電壓勵磁的發(fā)電機出口附近的故障，應從動作時間上滿足保護可靠動作的要求。 4.1.2.5 各級電壓可采用標稱電壓值或平均電壓值，而不考慮變壓器電壓分接頭實際位置的變動。 4.1.2.6 不計線路電容和負荷電流的影響。 4.1.2.7 不計故障點的相間電阻和接地電阻。 4.1.2.8 不計短路暫態(tài)電流中的非周期分量，但具體整定時應考慮其影響。對有針對性的專題分析(如事故分析)和某些裝置特殊需要的計算，可以根據(jù)需要采用某些更符合實際情況的參數(shù)和數(shù)據(jù)。 4.1.3 合理地選擇運行方式是改善保護效果，充分發(fā)揮保護效能的關鍵之一。繼電保護整定計算應以常見的運行方式為依據(jù)。 4.1.3.1 所謂常見運行方式，是指正常運行方式和被保護設備相鄰近的一回線或一個元件檢修的正常檢修方式。對特殊運行方式，可以按專用的運行規(guī)程或者依據(jù)當時實際情況臨時處理。 4.1.3.2 對同桿并架的雙回線，考慮雙回線同時檢修或雙回線同時跳開的情況。 4.1.3.3 發(fā)電廠有兩臺機組時，應考慮全部停運的方式，即一臺機組檢修時，另一臺機組故障跳閘；發(fā)電廠有三臺及以上機組時，可考慮其中兩臺容量較大機組同時停運的方式。 4.1.3.4 電力系統(tǒng)運行方式應以調(diào)度運行部門提供的書面資料為依據(jù)。 4.1.4 變壓器中性點接地運行方式的安排，應盡量保持變電所零序阻抗基本不變。遇到因變壓器檢修等原因，使變電所的零序阻抗有較大變化的特殊運行方式時，根據(jù)當時實際情況臨時處理。 4.1.4.1 變電所只有一臺變壓器，則中性點應直接接地，計算正常保護定值時，可只考慮變壓器中性點接地的正常運行方式。當變壓器檢修時，可作特殊方式處理，例如改定值或按規(guī)定停用、起用有關保護段。 4.1.4.2 變電所有兩臺及以上變壓器時，應只將一臺變壓器中性點直接接地運行，當該變壓器停運時，將另一臺中性點不接地變壓器改為直接接地。如果由于某些原因，變電所正常必須有兩臺變壓器中性點直接接地運行，當其中一臺中性點直接接地變壓器停運時，若有第三臺變壓器則將第三臺變壓器改為中性點直接接地運行。否則，按特殊方式處理。 4.1.4.3 雙母線運行的變電所有三臺及以上變壓器時，應按兩臺變壓器中性點直接接地方式運行，并把它們分別接于不同的母線上，當其中一臺中性點直接接地變壓器停運時，將另一臺中性點不接地變壓器直接接地。若不能保持不同母線上各有一個接地點時，作為特殊運行方式處理。 4.1.4.4 為了改善保護配合關系，當某一短線路檢修停運時，可以用增加中性點接地變壓器臺數(shù)的辦法來抵消線路停運對零序電流分配關系產(chǎn)生的影響。 4.1.5 繼電保護整定計算應以單一設備的金屬性簡單故障為計算和校核依據(jù)。必要時，以復故障進行定值校核。 4.1.6 宜按相同動作原理的保護裝置進行整定配合，不同動作原理的保護裝置之間的整定配合可進行簡化計算。 4.1.7 按常見運行方式下的單一不利故障類型對繼電保護靈敏度進行校驗，保證在對側(cè)斷路器跳閘前和跳閘后均能滿足規(guī)定的靈敏度要求。 在復雜網(wǎng)絡中，若采用遠后備保護方式，當相鄰元件故障，而其保護裝置或斷路器拒動時，允許按其他有足夠靈敏度的分支相繼跳閘后的條件來校驗本保護的靈敏度。 4.1.8 為了提高繼電保護動作的可靠性，除了在采用方向元件后能使保護性能有較顯著改善情況外，對簡單電流保護，特別是零序電流保護各段，經(jīng)核算在保護配合上可以不經(jīng)方向元件控制時，宜不經(jīng)方向元件控制。 4.1.9 可靠系數(shù)的選取依整定計算條件、繼電器類型、保護方式的不同而有所區(qū)別。按躲區(qū)外故障、躲負荷、躲振蕩、躲非全相運行等和按與相鄰線配合整定繼電保護定值時，都應考慮必要的可靠系數(shù)。不同保護方式之間的配合或有互感影響時，應選取較大的可靠系數(shù)。4.1.10 在繼電保護“四統(tǒng)一”接線的單相重合閘回路中，定義了供選用的如下端子符號。 N 端子：接入本線和相鄰線單相重合閘過程中不會誤動作的保護。 M 端子：接入本線單相重合閘過程中會誤動的保護。 P 端子：接入單相重合閘過程中會誤動作，經(jīng)阻抗選相元件閉鎖的保護。 Q 端子：接入跳三相進行三相重合閘的保護。 R 端子：接入直接三相跳閘不起動重合閘的保護。 4.2 繼電保護裝置整定的具體規(guī)定 4.2.1 零序電流保護 4.2.1.1 零序電流保護一般為四段式。 4.2.1.2 在復雜環(huán)網(wǎng)中為簡化整定配合，零序電流保護Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ各段均可分別經(jīng)零序功率方向元件控制。 如實際選用的定值，不經(jīng)過方向元件也能保證選擇性時，則不宜經(jīng)方向元件控制。 為了不影響各保護段動作性能，零序方向元件要有足夠的靈敏度，在被控制保護段末端故障時，零序電壓不應小于方向元件最低動作電壓的 1.5 倍，零序功率不小于方向元件實際動作功率的 2 倍。 圖 1 平行雙回線最嚴重故障的計算方式選擇 4.2.1.3 方向零序電流Ⅰ段定值和無方向零序電流Ⅰ段定值，按躲過本線路區(qū)外故障最大零序電流整定。若本線路采用單相重合閘方式，尚應按 4.2.1.7 條躲過本線路非全相運行最大零序電流整定。 4.2.1.4 在計算區(qū)外故障最大零序電流時，應對各種運行方式及不同故障類型進行比較，選擇對保護最不利的運行方式和故障類型進行計算。如果所選的停運線路是與被保護線路有零序互感的平行線路，計算時應取該檢修線路在兩端接地的情況。 4.2.1.5 區(qū)外故障最嚴重的故障點一般選擇在線路兩側(cè)母線處，但如果線路附近有其他零序互感較大的平行線路時，故障點有時應選擇在該平行線路的某處。例如：平行雙回線，故障點有時應選擇在雙回線之一的對側(cè)斷路器斷開情況下的斷口處［見圖 1(a)］ ；不同電壓等級的平行線路，故障點有時可相應選擇在不同電壓等級的平行線上的某處［見圖 1(b)］ 。 4.2.1.6 由于在計算零序故障電流時沒有計及可能出現(xiàn)的直流分量，因此按躲開區(qū)外故障最大零序電流整定零序電流Ⅰ段時，可靠系數(shù)不應小于 1.3。 4.2.1.7 計算非全相運行最大零序電流時，應選擇與被保護線路相并聯(lián)的聯(lián)絡線為最少，系統(tǒng)聯(lián)系為最薄弱的運行方式(如圖 2 所示系統(tǒng)，在計算線路Ⅰ非全相運行零序電流時應選擇線路Ⅱ斷開的運行方式)。 圖 2 計算非全相運行最大零序電流的運行方式選擇 計算非全相運行最大零序電流時，對實現(xiàn)三相重合閘(包括綜合重合閘) 的線路應按合上一相、合上二相兩種方式進行比較，對實現(xiàn)單相重合閘的線路可按兩相運行方式進行計算。 計算非全相運行最大零序電流時，線路兩側(cè)電動勢的相角差應以系統(tǒng)穩(wěn)定計算的實際結(jié)果為依據(jù)。 在環(huán)網(wǎng)中有并聯(lián)回路的 220kV 線路，非全相運行最大零序電流一般可按不大于 1000A考慮。 4.2.1.8 零序電流Ⅱ段定值，若相鄰線路配置的縱聯(lián)保護能保證經(jīng)常投入運行，可按與相鄰線路縱聯(lián)保護配合整定，躲過相鄰線路末端故障。否則，按與相鄰線路在非全相運行中不退出運行的零序電流Ⅰ段配合整定；若無法滿足配合關系，則可與相鄰線路在非全相運行過程中不退出工作的零序Ⅱ段配合整定。零序電流Ⅱ段定值還應躲過線路對側(cè)變壓器的另一側(cè)母線接地故障時流過本線路的零序電流。 采用單相重合閘的線路，如零序電流Ⅱ段定值躲過本線路非全相運行最大零序電流，動作時間可取 1.0s；如零序Ⅱ段電流定值躲不過本線路非全相運行最大零序電流，動作時間一般可取為 1.5s；對采用 0.5s 快速重合閘的線路，零序Ⅱ段可取 1.0s 左右。 采用三相重合閘的線路，零序電流Ⅱ段動作時間可取 1.0s；若相鄰線路選用動作時間為 1.0s 左右的單相重合閘，且被配合的相鄰線路保護段無法躲過非全相運行最大零序電流時，動作時間可取 1.5s。 圖 3 平行互感線路零序電流保護之間的配合計算 (a)按 4.2.1.10a.條原則整定；(b)按 4.2.1.10b.條原則整定； (c)按 4.2.1.10c 條原則整定  IB—本線路末端短路故障時，流進本線路的 3I0；  IM—相鄰線路零序電流Ⅰ段保護范圍末端故障時流過本線路的 3I0； ?IA—斷路器斷口處故障時流過本線路的 3I04.2.1.9 分支系數(shù) Kf 的選擇，要通過各種運行方式和線路對側(cè)斷路器跳閘前或跳閘后等各種情況進行比較，選取其最大值。在復雜的環(huán)網(wǎng)中，分支系數(shù) Kf 的大小與故障點的位置有關，在考慮與相鄰線路零序電流保護配合時，按理應利用圖解法，選用故障點在被配合段保護范圍末端的 Kf 值。但為了簡化計算，可選用故障點在相鄰線路末端時的可能偏高的Kf 值，也可選用隨故障點位置有關的最大分支系數(shù)。 4.2.1.10 如被配合的相鄰線路是與本線路有較大零序互感的平行線路，應考慮相鄰線路故障，在一側(cè)斷路器先斷開時的保護配合關系。 當與相鄰線路保護第一段配合時，如相鄰線路保護第一段有可能相繼動作保護全線路，則本保護定值計算應選用故障點在相鄰線路末端時的 Kf 值。否則，按下列原則整定： a.如果當相鄰線路上的故障點逐漸移近斷路器斷口處，流過本保護的 3I0 逐漸減少時［見圖 3(a)］ ，保護定值按躲相鄰線路第一段保護范圍末端故障整定。 b.如果當故障點移近斷路器斷口處，流過保護的 3I0 先下降后又逐漸回升，并大于相鄰線路第一段末端故障流過保護的 3I0，但不超過本線路末端故障流過本保 護的 3I0 時［見圖3(b)］ ，保護定值按躲斷路器斷口處故障整定。 c.同上情況，但在斷路器斷口處故障流過本保護的 3I0 大于在本線路末端故障流過本保護的 3I0 時［見圖 3(c)］ ，保護無法與相鄰線路第一段配合，只能與第二段配合。 本線路保護的電流定值與相鄰線路保護第二段配合時，故障點一般可取相鄰線路末端。對采用單相重合閘的平行線路，在整定零序電流保護定值時，應保證平行線之間的零序電流保護在其中一回線因故出現(xiàn)非全相運行時仍能相互配合。 4.2.1.11 零序電流Ⅲ段定值，按靈敏性和選擇性要求配合整定，應滿足 4.2.1.12 條規(guī)定的靈敏度要求，并與相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅱ段定值配合整定。若配合有困難，可與相鄰線路零序電流Ⅲ段定值配合整定。 4.2.1.12 零序電流保護在常見運行方式下，應有對本線路末端金屬性接地故障時的靈敏系數(shù)滿足下列要求的延時段(如四段式中的第三段 )保護： a.50km 以下線路，不小于 1.5； b.50～200km 線路，不小于 1.4； c.200km 以上線路，不小于 1.3。 4.2.1.13 在計算區(qū)內(nèi)故障最小零序電流時，應對各種運行方式及不同故障類型進行比較，選擇對保護最不利的運行方式和故障類型進行計算，取其最小值。 4.2.1.14 零序電流Ⅳ段定值 (最末一段)應不大于 300A，按與相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅲ段或Ⅳ段配合整定。對采用重合閘時間大于 1.0s 的單相重合閘線路，除考慮正常情況下的選擇配合外，還需要考慮非全相運行中健全相故障時的選擇性配合，此時，零序電流Ⅳ段的動作時間宜大于單相重合閘周期加兩個時間級差以上。當本線路進行單相重合閘時，可自動將零序電流Ⅳ段動作時間降為本線路單相重合閘周期加一個級差，以取得在單相重合閘過程中相鄰線路的零序電流保護與本線路零序電流Ⅳ段之間的選擇性配合，以盡快切除非全相運行中再故 障。 4.2.1.15 在環(huán)狀電網(wǎng)中，本線路與相鄰線路的零序電流Ⅲ段與Ⅲ段、Ⅳ段與Ⅲ段、Ⅳ段與Ⅳ之間的整定配合可按正常運行方式和/或正常一回線路檢修方式考慮選擇性配合。如選擇性配合有困難，按 2.12 條規(guī)定處理。 4.2.1.16 如果零序電流保護最末一段的動作時間小于變壓器相間短路保護的動作時間，則前者的電流定值尚應躲過變壓器其他各側(cè)母線三相短路時由于電流互感器誤差所產(chǎn)生的二次不平衡電流。為簡化計算，電流定值可按等于或大于三相短路電流的 0.1～0.15 計算。 4.2.1.17 采用單相重合閘方式，并按 2.11.5 條實現(xiàn)后備保護延時段動作后三相跳閘不重合，則零序電流保護與單相重合閘配合按下列原則整定： a.能躲過非全相運行最大零序電流的零序電流Ⅰ段，經(jīng)重合閘 N 端子跳閘，非全相運行中不退出工作。而躲不開非全相運行的零序電流Ⅰ段，應接重合閘 M 端子，在重合閘起動后退出工作。 b.零序電流Ⅱ段的整定值應躲過非全相運行最大零序電流，在單相重合閘過程中不動作，經(jīng)重合閘 R 端子跳閘。 c.零序電流Ⅲ、Ⅳ段均經(jīng)重合閘 R 端子跳閘，三相跳閘不重合。 4.2.1.18 采用單相重合閘方式，且后備保護延時段起動單相重合閘，則零序電流保護與單相重合閘按如下原則進行配合整定： a.能躲過非全相運行最大零序電流的零序電流Ⅰ段，經(jīng)重合閘 N 端子跳閘，非全相運行中不退出工作；而不能躲過非全相運行最大零序電流的零序Ⅰ段，經(jīng)重合閘 M 端子跳閘，重合閘起動后退出工作。 b.能躲過非全相運行最大零序電流的零序電流Ⅱ段，經(jīng)重合閘 N 端子跳閘，非全相運行中不退出工作；不能躲過非全相運行最大零序電流的零序電流Ⅱ段，經(jīng)重合閘 M 或 P 端子跳閘；亦可將零序電流Ⅱ段的動作時間延長至 1.5s 及以上，或躲過非全相運行周期，經(jīng)重合閘 N 端子跳閘。 c.不能躲過非全相運行最大零序電流的零序電流Ⅲ段，經(jīng)重合閘 M 或 P 端子跳閘；亦可依靠較長的動作時間躲過非全相運行周期，經(jīng)重合閘 N 或 R 端子跳 閘。 d.零序電流Ⅳ段經(jīng)重合閘 R 端子跳閘。 4.2.1.19 三相重合閘后加速和單相重合閘的分相后加速，應加速對線路末端故障有足夠靈敏度的保護段。如果躲不開后一側(cè)斷路器合閘時三相不同步產(chǎn)生的零序電流，則兩側(cè)的后加速保護在整個重合閘周期中均應帶 0.1s 延時。 4.2.1.20 本線路零序電流保護與相鄰線路接地距離保護配合時，由于保護動作原理不一致，嚴格配合很困難，為簡化計算，可用以下簡化的計算公式：  IKIDZkfDZ?? 式中 Kk——可靠系數(shù)，大于等于 1.1； Kf——零序分支系數(shù)或正序分支系數(shù)中較大者； ?IDZ——相鄰線路接地距離保護范圍末端單相接地時，流過相鄰線路的最大零序電流。 4.2.1.21 當相鄰變電所有零序網(wǎng)絡相互貫通的其他電壓等級的出線時，保護范圍伸過另一電壓等級母線的零序電流保護段的整定值尚應與該電壓等級的變壓器零序電流保護整定值相配合。對保護范圍伸入變壓器，但不伸出變壓器其他各側(cè)母線的保護段，其動作時間可與變壓器差動保護相配合整定。 4.2.1.22 線路零序電流保護的電流定值和時間定值按表 1、表 2 整定。 表 1 實現(xiàn)單相重合閘的線路零序電流保護整定計算表 電 流 定 值說 明名稱 符號 公 式參量含義 取值范圍動作時間 說 明1.躲過本線路末端故障的最大零序電流IDZⅠ ≥K k3I0maxI0max 為本線路末端故障最大零序電流Kk 為可靠系數(shù)Kk≥1.3 tⅠ =0s參見 4.2.1.3條零 序 電 流 Ⅰ 段I0Ⅰ2.躲非全相運行最大零序電流IDZⅠ ≥K k3I0FI0F 為本線路非全相運行最大零序電流I0F 按實際擺角計算時，Kk≥1.2I0F 按 180°擺角計算時，Kk≥1.1對發(fā)電廠直接引出的線路，Kk 值應較所列值適當放大tⅠ =0s參見 4.2.1.3條1.與相鄰線路縱聯(lián)保護配合，躲過相鄰線路末端故障IDZⅡ ≥K kKf3I0maxI0max 為相鄰線路末端故障時流過本線路的最大零序電流Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.2零序電流Ⅱ段I0Ⅱ 2.與相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅰ段配合IDZⅡ ≥K kKfI′ DZⅠI′ DZⅠ為相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅰ段定值Kk≥1.1IDZⅡ 躲過非全相運行最大零序電流時tⅡ ≥1.0s否則tⅡ ≥1.5s對于重合時間為的快速單相重合閘線路tⅡ =1.0s參見4.2.1.8 條 3.躲本線路非全相運行的最大零序電流IDZⅡ ≥K k3I0FI0F 為本線路非全相運行的最大零序電流Kk≥1.24.與相鄰線路零序電流Ⅱ段配合IDZⅡ ≥K kKfI′ DZⅡ為相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅱ段定值Kk≥1.1 tⅡ ≥t′ Ⅱ +Δ tt′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間Δ t 為時間級差5. 躲過變壓器另一電壓側(cè)母線接地故障時流過本線路的零序電流IDZⅡ ≥K k3I0I0 為變壓器另一電壓側(cè)母線接地故障時流過本線路的零序電流Kk≥1.3 tⅡ ≥1.0s參見4.2.1.21 條零序電流Ⅲ段I0Ⅲ1.與相鄰線路零序電流Ⅱ段配合IDZⅢ ≥K kKfIDZⅡI′ DZⅡ 為相鄰線路在非全相運行中不退出工作的零序電流Ⅱ段定值Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.1 tⅢ ≥t′ Ⅱ +Δ tt′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間2.本線路末端接地故障有靈敏度lmin0DZI3K? I0min 為本線路末端接地故障的最小零序電流Klm 為靈敏系數(shù)Klm≥1.3 參見4.2.1.12 條3.與相鄰線路零序電流Ⅲ段配合IDZⅢ ≥K kKfI′ DZⅢI′ DZⅢ 為相鄰線路在非全相運行不退出工作的零序電流Kk≥1.1 tⅢ ≥t′ Ⅲ +Δ tt′ Ⅲ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作時間Ⅲ段定值零序電流Ⅳ段I0Ⅳ1.本線路經(jīng)高電阻接地故障有靈敏度IDZⅣ ≤300A 參見 2.6.3條2.與相鄰線路零序電流Ⅲ段配合IDZⅣ ≥K kKfI′ DZⅢI′ DZⅢ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段定值Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.1 tⅣ ≥t′ Ⅲ +Δ t并≥T+ Δ tT 為單相重合閘周期t′ Ⅲ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作時間3.與相鄰線路零序電流Ⅳ段配合a.如相鄰線路實現(xiàn)單相重合閘IDZⅣ ≥K kKfI′ DZⅣb.如相鄰線路不實現(xiàn)單相重合閘IDZⅣ ≥K kKfI′ DZⅣI′ DZⅣ 為相鄰線路零序電流Ⅳ段動作值Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.1a.tⅣ ≥ t′ Ⅳ-b+Δ t并≥T+ Δ tb.tⅣ ≥t′ Ⅳ +Δ t并≥T+ Δ tt′ Ⅳ-b 為相鄰線路零序電流Ⅳ段重合閘起動后的動作時間t′ Ⅳ 為相鄰線路零序電流Ⅳ段動作時間表 2 不實現(xiàn)單相重合閘的線路零序電流保護整定計算表 電 流 定 值說 明名稱 符號 公 式參量含義 取值范圍動作時間 說 明 1.躲過本線路末端故障的最大零序電流IDZⅠ ≥K k3I0maxI0max 為本線路末端故障最大零序電流Kk 為可靠系數(shù)Kk≥1.3 tⅠ =0s參見 4.2.1.3條零 序 電 流 Ⅰ 段I0Ⅰ 2.躲過斷路器合閘三相不同步出現(xiàn)的零序電流IDZⅠ ≥K k3I0FI0F 為本線路三相合閘時因斷路器三相不同步短時產(chǎn)生的最大零序電流Kk 為可靠系數(shù)Kk≥1.2 tⅠ =0s參見4.2.1.19 條1.與相鄰線路縱聯(lián)保護配合，躲過相鄰線路末端故障IDZⅡ ≥K kKf3I0maxI0max 為相鄰線路末端故障時流過本線路的最大零序電流Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.2 tⅡ =1.0s參見4.2.1.8條零序電流Ⅱ段I0Ⅱ2.如相鄰線路實現(xiàn)單相重合閘，則a.與相鄰線路零序電流Ⅰ段保護配合IDZⅡ =KkKfI′ DZⅠb.與相鄰線路零序電流Ⅱ段定值配合IDZⅡ =KkKfI′ DZⅡI′ DZⅠ 為相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅰ段定值I′ DZⅡ 為相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅱ段定值Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.1a.tⅡ =1.0sb.tⅡ ≥t′ Ⅱ +Δ tt′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間Δ t 為時間級差參見4.2.1.8 條 3.如相鄰線路不實現(xiàn)單相重合閘，則a.與相鄰線路零序電流Ⅰ段配合IDZⅡ ≥K kKfI′ DZⅠb.與相鄰線路零序電流Ⅱ段配合IDZⅡ ≥K kKfI′ DZⅡI′ DZⅠ 為相鄰線路零序電流Ⅰ段定值Kf 為分支系數(shù)I′ DZⅡ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段定值Kk≥1.1a.tⅡ =1.0sb.tⅡ ≥t′ Ⅱ +Δ t參見4.2.1.8 條t′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間零序電流Ⅲ段I0Ⅲ1.如相鄰線路實現(xiàn)單相重合閘，則a.與相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅱ段配合IDZⅢ ≥K kKfI′ DZⅡb.與相鄰線路零序電流Ⅲ段配合IDZⅢ ≥K kKfI′ DZⅢI′ DZⅡ 為相鄰線路躲非全相運行的零序電流Ⅱ段定值I′ DZⅢ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段定值Kf 為分支系數(shù)Kk≥1.1a.tⅢ ≥t′ Ⅱ +Δ tb.tⅢ ≥t′ Ⅲ +Δ tt′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間t′ Ⅲ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作時間2.本線路末端接地故障有靈敏度 lmin0DZI3KI0min 為本線路末端接地故障最小零序電流Klm 為靈敏系數(shù)Klm≥ 1.3 參見4.2.1.12 條3.如相鄰線路不實現(xiàn)單相重合閘，則a.與相鄰線路零序電流Ⅱ段配合IDZⅢ ≥K kKfI′ DZⅡb.與相鄰線路零序電流Ⅲ段配合I′ DZⅡ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段定值Kf 為分支系數(shù)I′ DZⅢ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段Kk≥1.1a.tⅢ ≥t′ Ⅱ +Δ tb.tⅢ ≥t′ Ⅲ +Δ tt′ Ⅱ 為相鄰線路零序電流Ⅱ段動作時間t′ Ⅲ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作時間 IDZⅢ ≥K kKfI′ DZⅢ定值零序電流Ⅳ段I0Ⅳ1.本線路經(jīng)高電阻接地故障有靈敏度IDZⅣ ≤300A 參見 2.6.3條2.與相鄰線路零序電流Ⅲ段配合IDZⅣ ≥K kKfI′ DZⅢI′ DZⅢ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作值Kk≥1.1 tⅣ ≥t′ Ⅲ +Δ tt′ Ⅲ 為相鄰線路零序電流Ⅲ段動作時間3.與相鄰線路零序電流Ⅳ段配合IDZⅣ ≥K kKfI′ DZⅣI′ DZⅣ 為相鄰線路零序電流Ⅳ段定值Kk≥1.1tⅣ ≥t′ Ⅳ-d+Δ ttⅣ -d≥T +Δ tT 為重合閘周期t′ Ⅳ-d 為相鄰線路零序電流Ⅳ段重合閘起動后的動作時間tⅣ-d 為本線路重合閘起動后的動作時間4.2.2 接地距離保護 4.2.2.1 接地距離保護為三段式。 4.2.2.2 接地距離Ⅰ段定值按可靠躲過本線路對側(cè)母線接地故障整定。 4.2.2.3 接地距離Ⅱ段定值按本線路末端發(fā)生金屬性故障有足夠靈敏度整定，并與相鄰線路接地距離Ⅰ段配合。若配合有困難或與被配合線路有互感時，則按與相鄰線路縱聯(lián)保護配合整定，但阻抗定值按躲過相鄰線路末端故障整定，動作時間可取 1.0s。若仍無法滿足配合關系，按與相鄰線路接地距離Ⅱ段配合整定。 4.2.2.4 接地距離Ⅱ段與相鄰線路接地距離Ⅰ段配合時，準確的計算公式應該是： a.按單相接地故障或兩相短路接地故障: ZKKIIZZDkDk01DⅡ Ⅰ Ⅰ???????1 013()(?(1) 或者將等式右側(cè)第二項中的 KZ1(正序助增系數(shù))改用 K0(零序助增系數(shù)) ，等式可寫成如下形式： b.按單相接地故障: ZZIIKZZDk1k0D1k10 D1??????'()(')'23100?(2) c.按兩相短路接地故障: ZKZKIIZZDk1k0D1k10 D1??????'()((')'?003(3) 式中 KZ1、K Z0——分別為正序和零序助增系數(shù)； K、K′——本線路和相鄰線路零序補償系數(shù)； Z1——本線路正序阻抗； ?D——相鄰線路接地距離Ⅰ段阻抗定值； I1、I 0——流過本線路的正序和零序電流； I?——流過本線路的故障相電流。 假定 K=K′，當 KZ0 大于 KZ1 時，可略去式(1)中的最后一項；當 KZ1 大于 KZ0 時，可略去式(2)、式(3) 中的最后一項。結(jié)果可以歸納為如下等式：  ZKZDk1kD1???' (4) 式中 K Z——KZ1 和 KZ0 兩者中的較小值。 4.2.2.5 接地距離Ⅱ段保護范圍一般不應超過相鄰變壓器的其他各側(cè)母線。阻抗定值按躲變壓器小電流接地系統(tǒng)側(cè)母線三相短路整定時： ZKZDk1T1???(5) 式中 Z 1——線路正序阻抗； KZ1——正序助增系數(shù)； ZT1——變壓器正序阻抗。 阻抗定值按躲變壓器其他側(cè)(中性點直接接地系統(tǒng)) 母線接地故障整定時： a.按單相接地故障： ZKUIIKEUIIDk k??????12020133()(6) b.按兩相短路接地故障： ZaIKIDk???21203()(7) 式(6)及式(7) 中：U 1、U 2、U 0 和 I1、I 2、I 0 相應地為在變壓器其他側(cè)母線故障時，在接地距離保護安裝處所測得的各相序電壓和各相序電流。 4.2.2.6 當相鄰線路無接地距離保護時，接地距離Ⅱ段可與相鄰線路零序電流Ⅰ段配合。為了簡化計算，可以只考慮相鄰線路單相接地故障情況，兩相短路接地故障靠相鄰線路相間距離Ⅰ段動作來保證選擇性。 由于保護動作原理不一致，接地距離保護與零序電流保護配合關系比較復雜，但為了簡化計算和滿足選擇性要求，可用以下簡化計算公式： ZKZDk1 I()???1'式中 K k——可靠系數(shù)； Kz——相鄰線路零序電流Ⅰ段或Ⅱ段單相接地保護范圍末端故障時的最小助增系數(shù)(選用正序助增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中的較小值) ； Z1——本線路正序阻抗； '(I)——相鄰線路零序電流Ⅰ段(或Ⅱ段) 保護范圍所對應的線路正序阻抗值。 4.2.2.7 接地距離Ⅲ段，按與相鄰線路接地距離Ⅱ段配合整定。若配合有困難，可與相鄰線路接地距離Ⅲ段配合整定。當本線路設有階段式零序電流保護作為接地故障的基本保護時，接地距離Ⅲ段可退出運行。 4.2.2.8 接地距離保護中應有對本線路末端故障有靈敏度的延時段保護，其靈敏系數(shù)滿足如下要求： a.50km 以下線路，不小于 1.5； b.50～200km 線路，不小于 1.4； c.200km 以上線路，不小于 1.3。 4.2.2.9 零序電流補償系數(shù) K 應按線路實測的正序阻抗 Z1 和零序阻抗 Z0 計算獲得，K=( Z0- Z1)/3 Z1。實用值宜小于或接近計算值。