南方电网220～500kV系统继电保护整定计算规程110520

Q/CSG

Q/CSG XXXXX-2010 中国南方电网有限责任公司企业标准

南方电网220～500kV系统继电保护整定

计算规程

Setting guide for 220~500kV power system protection equipment of CSG

2010-XX-XX发布 2010-XX-XX实施 中国南方电网有限责任公司 发 布

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目 次

前 言 ............................................................................. II 1 范围 ............................................................................... 3 2 规范性引用文件 ..................................................................... 3 3 术语与定义 ......................................................................... 3 4 总则 ............................................................................... 3 5 继电保护整定的基本原则 ............................................................. 4 6 继电保护对电网接线和调度运行的配合要求 ............................................. 6 7 继电保护整定的规定 ................................................................. 7

I

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前 言

为贯彻落实公司体系化、规范化、指标化目标，完善继电保护专业标准体系，规范和指导南方电网220kV~500kV系统的继电保护整定计算工作，制定本标准。

本标准由南方电网公司电力调度通信中心提出并归口。 本标准由南方电网公司电力调度通信中心负责解释。 本标准由南方电网公司电力调度通信中心负责起草。

本标准主要起草人员：王宇恩、林虎、彭海平、周红阳、赵曼勇、余江、陈朝晖、赵凌、郑茂然、赵黎丽、曾耿晖、蒙亮、赵明、王岩

本标准首次发布时间：2015年11月

II

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中国南方电网220kV~500kV继电保护装置整定计算规程

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范围

本标准规定了220kV~500kV电网的线路、断路器、母线以及与电网保护配合有关的变压器、高压电抗器等电力设备继电保护整定要求。适用于南方电网企业、并网运行发电企业及用户负责继电保护整定管理的单位。有关规划设计、研究制造、安装调试等单位及部门亦应遵守本标准。

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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。凡是注日期的引用文件，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。

DL/T 559-2007 220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程 GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程

DL／T 866-2004 电流互感器和电压互感器选择及计算导则 Q/CSG 11004-2009南方电网安全稳定计算分析导则

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术语与定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1

配合 coordination

电力系统中的保护相互之间应进行配合。所谓配合是指：在两维平面（横坐标保护范围，纵坐标动作时间）上，整定定值曲线（多折线）与配合定值曲线（多折线）不相交，其间的空隙是配合系数。根据配合的实际状况，通常可将之分为完全配合、不完全配合、完全不配合三类。 3.1.1

完全配合 fully coordination

指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均能配合，即满足选择性要求。 3.1.2

不完全配合 partly coordination

指需要配合的两保护在动作时间上能配合，但保护范围无法配合。 3.1.3

完全不配合 un-coordination

指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均不能配合，即无法满足选择性要求。

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总则

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4.1 220kV~500kV电网继电保护的运行整定，应以保证电网安全稳定运行为根本目标。电网继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，并执行如下原则：

a) 局部电网服从整个电网；

b) 下一级电网服从上一级电网； c) 局部问题自行消化；

d) 尽量照顾局部电网和下级电网的需要。

4.2调度运行部门与继电保护部门应相互协调，密切配合，共同确定电网的运行方式。 4.3若保护整定有困难，可能牺牲保护的选择性或灵敏性时，均应备案予以说明，并经所在单位主管领导批准后执行。

4.4电流互感器的配置、选型及变比大小应满足DL／T 866-2004《电流互感器和电压互感器选择及计算导则》要求，并征求继电保护专业管理部门意见。

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继电保护整定的基本原则

5.1继电保护整定计算以电网年度运行方式为依据，考虑正常运行方式下被保护设备相邻一个元件检修的方式。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理，必要时由继电保护部门制定临时处理措施。

5.2 220kV~500kV电网的继电保护双重化配置，采用近后备保护方式。当主保护拒动时，由本设备后备保护动作切除故障。当断路器拒动时，由断路器失灵保护动作切除故障。 5.3线路最大负荷电流及最大事故过负荷电流由运行方式部门根据电网实际情况提供，若方式部门未提供最大负荷电流，可按方式部门提供的线路热稳电流整定。

5.4元件差动保护、全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护主要应保证选择性及速动性要求；相间和接地故障的延时段后备保护主要应保证选择性和灵敏性要求，在不能兼顾的情况下，优先保证灵敏性。

5.5对220kV~500kV联系不强的电网，在保证继电保护可靠动作的前提下，应防止继电保护装置的非选择性动作。对于联系紧密的220kV~500kV电网，应保证继电保护装置的可靠快速动作。

5.6为了加快故障切除时间，保证系统安全稳定运行，在保护的整定配合上，遵循加强主保护，合理简化后备保护的整定原则。

5.7下一级电压电网应按照上一级电压电网规定的整定限额要求进行整定，必要时，为保证电网安全和重要用户供电，可设置适当的解列点，以便缩短故障切除时间。 5.8继电保护的灵敏性

5.8.1对于纵联保护，在被保护范围末端发生金属性故障时，应有足够的灵敏度。 5.8.2带延时的线路后备灵敏段保护（例如距离Ⅱ段），在被保护线路末端发生金属性故障时，应有足够的灵敏度。

5.8.3相间故障保护最末一段（例如距离III段）的动作灵敏度，应按躲过最大负荷电流选取。相间距离III段保灵敏度值如躲不过最大负荷电流，应采取措施防止线路距离III段保护出现事故过负荷时误动作。

5.8.4.接地故障保护最末一段（例如零序电流Ⅳ段），应以适应下述短路点接地电阻值的接地故障为整定条件：220kV线路，100Ω；500kV线路，300Ω。对应于上述条件，零序电流保护最末一段的动作电流定值一般应不大于300A，对不满足精确工作电流要求的情况，可适当抬高定值。

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5.8.5在同一套保护装置中，闭锁、启动、方向判别和选相等辅助元件的动作灵敏度，应不小于所控制的测量、判别等主要元件的动作灵敏度。例如，零序功率方向元件的灵敏度，应大于被控零序电流保护的灵敏度。 5.9继电保护的选择性

5.9.1 全线瞬时动作的保护或保护的速断段的整定值，应保证在被保护范围外部故障时可靠不动作。

5.9.2上、下级（包括同级和上一级及下一级电力系统）继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求。

5.9.3后备保护的配合关系优先考虑完全配合。在主保护双重化配置功能完整的前提下，后备保护允许不完全配合。

5.9.4对于配置了两套全线速动保护的220kV～500kV线路，带延时的线路后备保护第Ⅱ段，可与相邻线路全线速动保护相配合。

5.9.5电厂涉网保护整定应与系统保护配合。若因设备原因无法满足定值配合要求时，应与相应调度机构协商解决。

5.9.6接地距离Ⅱ段的动作时间，应考虑与失灵保护时间定值相配合。一个半断路器接线方式下，应比断路器失灵动作时间大0.2s ~0.3s；双母线接线方式下，应比失灵保护跳开母联或分段断路器的动作延时大0.2s ~03s。

5.9.7在某些运行方式下，允许适当地牺牲部分选择性，例如对终端供电变压器、串联供电线路、预定的解列线路等情况。

5.9.8线路发生高阻接地故障时，允许由两侧线路继电保护装置纵续动作切除故障。

5.9.9继电保护在满足选择性的条件下，应尽量加快动作时间和缩短时间级差。可以针对不同的保护配合关系和选用的时间元件性能，选取不同的时间级差。集成电路型保护的配合级差可取：0.4s~0.5s；微机型保护的配合级差可取：0.2s~0.5s。 5.10振荡闭锁装置的运行整定

5.10.1除了预定解列点外，不允许保护装置在系统振荡时误动作跳闸。如果没有本电网的具体数据，除大区系统间的弱联系联络线外，系统最长振荡周期可按1. 5s考虑。 5.10.2在系统振荡时可能误动作的线路或元件保护段均应经振荡闭锁控制。 5.10.3受振荡影响的距离保护的振荡闭锁控制原则如下：

a) 预定作为解列点上的距离保护，不应经振荡闭锁控制。 b) 躲过振荡中心的速断段保护，不宜经振荡闭锁控制。 c) 动作时间大于振荡周期的保护段，不应经振荡闭锁控制。

d) 当系统最大振荡周期为1.5s及以下时：动作时间大于0.5s的距离I段，动作

时间大于l.0s的距离II段和动作时间大于1.5s的距离III段，均可不经振荡闭锁控制。

e) 220kV终端线路，其距离Ⅰ段、距离Ⅱ段可不经振荡闭锁。

5.10.4在系统振荡过程中发生接地故障时，应有选择地可靠切除故障；若发生不接地的多相短路故障时，应保证可靠切除故障，但允许个别的相邻线路相间距离保护无选择性动作。 5.10.5在系统振荡过程中发生短路故障，可适当降低对继电保护装置速动性的要求，但应保证可靠切除故障。 5.11自动重合闸

5.11.1自动重合闸的使用方式和重合时间应由运行方式部门根据电网结构、系统稳定、电力设备承受能力等要求提供。

5.11.2 220kV及以上线路，如无特殊要求，一般采用单相重合闸方式。未配置纵联保护的220kV终端线路，重合闸可采用其他方式。

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5.12配合自动重合闸的继电保护整定应满足的基本要求

5.12.1为满足本线路重合闸后加速保护的要求，在后加速期间，如果相邻线路发生故障，允许本线路无选择性地三相跳闸，但应尽可能缩短后加速保护无选择性动作的范围。 5.12.2对选用单相重合闸的线路，无论配置一套或两套全线速动保护，均允许后备保护延时段动作后三相跳闸不重合。后备保护段启动重合闸时，其灵敏度应不高于后加速保护的灵敏度。

5.13如遇特殊的整定困难，不能满足正常运行及正常检修运行情况下的选择性要求时，可采取下列措施：

5.13.1根据预期后果的严重性，改变运行方式。

5.13.2对单回线环网的运行线路，允许设有一个解列点或一回解列线路。 5. 13.3对双回线环网的运行线路：

5.13.3.1零序电流或接地距离I段按双回线路中的另一回线断开并两端接地的条件整定。 5.13.3.2后备保护延时段按正常双回线路对双回线路运行并考虑其他相邻一回线路检修的方式进行配合整定。当并行双回线路中一回线路检修停用时，可不改定值，允许保留运行一回线路的后备保护延时段在区外发生故障时无选择性动作，此时要求相邻线路的全线速动保护和相邻母线的母线差动保护投运。

5.13.3.3允许双回线路的后备延时保护段之间整定配合无选择性。

5.14对正常设置全线速动保护的线路，如果因检修或其他原因，本线路的全线速动保护全部退出运行，而在当时的运行方式下，该线路必须运行时，可按如下原则处理：

5.14.1在相邻线路的全线速动保护和相邻母线的母线差动保护都处于运行状态的前提下，可临时将相间和接地短路后备保护灵敏段动作时间按不大于方式部门提供的稳定极限切除时限调整，允许区外故障时无选择性地跳闸。

5.14.2对于采用单相重合闸方式，且后备保护延时段动作启动重合闸的线路，增加重合闸时间或缩短启动重合闸的后备段动作时间，但要防止非全相运行过程中零序电流保护误动作。

5.14.3不考虑同一母线上有2回及以上线路同时停用全部的全线速动保护。线路全线速动保护和相邻任一母线的母线保护也不考虑同时停用。

5.15母差保护全部停用，而在当时的运行方式下，该母线必须运行时，应考虑将母线对侧的线路相间和接地短路后备保护灵敏段动作时间按不大于运行方式部门提供稳定极限切除时限调整。允许区外故障时无选择性跳闸。

5.16对多级串供的终端变电所，如整定配合困难或后备保护动作时间过长，允许送电侧线路保护适当地无选择性动作切除故障。

5.17对只有两回线和一台变压器的变电所，当该变压器退出运行时，可不更改两侧的线路保护定值，此时，不要求两回线路相互间的整定配合有选择性。

5.18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，部分保护装置可短时失去选择性。

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继电保护对电网接线和调度运行的配合要求

6.1合理的电网结构、合理布置的一次设备与继电保护装置发挥积极作用有密切关系。这三者必须作为一个有机整体，统筹考虑，全面安排。对严重影响继电保护装置发挥积极作用的电网结构、一次设备布置及厂站主接线等，应加以限制使用。

6.1.1在电网中不宜选用全星形接线自耦变压器，以免恶化接地故障后备保护的运行整定。对目前己投入运行的全星形接线自耦变压器，特别是电网中枢地区的该种变压器，应采取

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必要的补偿措施。

6.1.2简化电网运行接线，不同电压等级之间均不宜构成电磁环网运行。 6.1.3不宜在大型电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器，也不宜在电源侧附近破口接入变电站。

6.1.4尽量避免出现短线路成串成环的接线方式。

6.1.5线路串补电容投运后将对串补线路及其相邻线路的距离保护和零序过流保护产生影响，整定时应考虑串补电容的影响，串补线路保护应采用串补线路侧PT。

6.2继电保护应满足电网的稳定运行要求，但若继电保护对某些电网运行方式无法同时满足速动性、选择性和灵敏性要求，则应限制此类运行方式。

6.2.1合理安排电网中各变电站的变压器接地方式，尽量保持变电站零序阻抗值稳定。 6.2.2应避免在同一变电站母线上同时断开所连接的两个或以上运行设备（线路、变压器等）。当两个地点的母线之间距离很近时，也要避免同时断开两个或两个以上运行设备。 6.2.3 避免采用多级串供的终端运行方式。

6.2.4对三台及以上变压器在高压侧并列运行时，中、低压侧宜分列运行。

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继电保护整定的规定

7.1一般规定

7.1.1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参数值。

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) 架空线路和电缆线路的正序和零序阻抗、正序和零序电容； c) 平行线之间的零序互感阻抗；

d) 双回线的同名相间的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。

7.1.2为了简化计算工作，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、架空线路、电缆线路等阻抗参数的电阻部分，

并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗。

??的饱和值。 b) 发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的瞬态值Xd

c) 发电机电动势可以假定等于1标幺，且相位一致。只有在计算线路非全相运

行电流和全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电动势间有一定的相角差。

d) 不考虑短路电流的衰减。对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) 各级电压可采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器电压分接头实际位置的变动。

f) 不计线路电容和负荷电流的影响。 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，但具体整定时应考虑其影响。对有针对性

的专题分析（如事故分析）和某些装置特殊需要的计算，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。

7.1.3对同杆并架的双回线，考虑双回线同时检修或双回线同时跳开的情况。

7.1.4发电厂有两台机组时，应考虑全部停运的方式，即一台机组检修时，另一台机组故障

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跳闸；发电厂有3台及以上机组时，可考虑其中两台容量较大机组同时停运的方式。 7.1.5变压器中性点接地运行方式的安排应满足变压器中性点绝缘承受要求，并尽量保持变电站零序阻抗基本不变且系统任何短路点的零序综合阻抗不大于正序综合阻抗的三倍。遇到因变压器检修等原因，使变电站的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，根据运行规定和当时实际情况临时处理。

7.1.5.1自耦变压器中性点必须直接接地或经小电抗接地。 7.1.5.2没有改造的薄绝缘变压器中性点宜直接接地运行。

7.1.5.3 220kV变压器110kV侧中性点绝缘等级为35kV时，220kV侧、110kV侧中性点应直接接地运行。

7.1.5.4 220kV变压器的220kV侧、110kV侧中性点接地方式宜相同。 7.1.5.5 220kV及以上厂站宜按一台变压器中性点直接接地运行。 7.1.5.6有两台及以上变压器的220kV及以上厂站，220kV或110kV侧母线任意一侧或两侧分列运行时，每一段母线上应保持一台变压器中性点直接接地运行。

7.1.5.7为了改善保护配合关系，当某一短线路检修停运时，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对零序电流分配关系产生的影响。 7.1.6主变中性点经小电抗器接地时，应综合考虑经中性点小电抗器接地或直接接地对整定的影响。

7.1.7 继电保护整定计算应以单一设备的金属性简单故障为计算和校核依据。 7.1.8宜按相同动作原理的保护装置进行整定配合，不同动作原理的保护装置之间的整定配合可进行简化计算。

7.1.9为了提高继电保护动作的可靠性，除了在采用方向元件后能使保护性能有较显著改善情况外，对简单电流保护，特别是零序电流保护各段，经核算在保护配合上可以不经方向元件控制时，宜不经方向元件控制。

7.1.10可靠系数的选取依整定计算条件、继电器类型、保护方式的不同而有所区别。按躲区外故障、躲负荷、躲振荡、躲非全相运行等和按与相邻线配合整定继电保护定值时，都应考虑必要的可靠系数。不同保护方式之间的配合或有互感影响时，应选取较大的可靠系数。

7.1.11启动元件按本线路末端或保护动作区末端非对称故障有足够灵敏度整定，并保证在本线路末端发生三相短路时能可靠启动，其灵敏系数具体要求如下：

a) 负序电流分量启动元件按躲最大负荷电流下的不平衡电流整定，并在本线路末端发生金属性不对称故障时，灵敏系数宜大于4。一次值不高于400A，二次值不小于0.08In。

b) 零序电流分量启动元件按躲最大负荷电流下的不平衡电流整定，并在对侧母线末端发生金属性不对称接地故障时，灵敏系数宜大于4。一次值不高于400A，二次值不小于0.08In。

c) 相电流突变量起动元件在本线路末端发生各类金属性短路故障时，灵敏系数宜大于4。一次值不高于400A，二次值不小于0.08In。

7.2.纵联保护

7.2.1纵联保护两侧保护型号及版本应一致。纵联保护两侧定值应按照下列原则进行配合：

a) 纵联保护两侧对应启动值的一次值应取相同。

b) 两侧正反方向元件灵敏度应有配合，即本侧正方向元件灵敏度应小于对侧反方向元件灵敏度、本侧反方向元件灵敏度应大于对侧正方向元件灵敏度，一般可按1.2~1.4倍整定。

c) 每侧正反方向元件灵敏度亦有配合，即每侧正方向元件灵敏度应小于本侧反

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方向元件灵敏度。

7.2.2小电源端纵联保护灵敏度不足时宜投入弱馈保护功能，但仅允许单端投弱馈保护功能。

7.2.3 纵联距离保护

7.2.3.1纵联距离元件应尽可能躲线路最大负荷电流对应的负荷阻抗。 7.2.3.2纵联距离（相间和接地）元件按全线有灵敏度整定，要求如下：

a) 20km以下线路，不小于2;

b) 20km~50km线路，不小于1.7; c) 50km~100km线路，不小于1.6;

d) 100km~150km线路，不小于1.5; e) 150km~200km线路，不小于1.4; f) 200km以上线路，不小于1.3；

g) 互感较大的线路应考虑互感影响，适当提高灵敏系数；

h) 串补线路应保证在串补电容退出运行时线末故障有足够灵敏度。

7.2.3.3超范围工频变化量距离定值的整定，应保证正方向区内故障方向判别的可靠性，又要避免反向故障误判，对于弱馈侧，以整定到对侧电源为宜。按照式（1）整定：

''0.5(ZL?ZE)?Zzd?1.5(ZL?ZE)且Zzd?1.5ZL （1） '式中：ZE—对侧电源阻抗；

ZL—线路阻抗；

Zzd—工频变化量距离整定值。

7.2.4纵联方向保护

7.2.4.1反映各种短路故障的动作元件按被保护线路末端发生金属性故障有灵敏度整定，灵敏系数大于2。

7.2.4.2纵联零序方向动作电流一次值宜不大于500A。互感较大的线路应考虑互感影响。 7.2.5光纤电流差动保护

7.2.5.1零序电流启动元件应躲过最大负荷电流下的不平衡电流，一次值宜不大于300A，二次值不小于0.08In整定。

7.2.5.2突变量启动元件应躲过被保护线路运行时的最大不平衡电流，一次值宜不大于300A，二次值不小于0.08In整定。

7.2.5.3两侧差动电流定值一次值应取一致，差流高定值可靠躲过线路稳态电容电流（计及高抗补偿），可靠系数不小于4，不带时限高定值电流一次值宜不大于600A，带时限的低定值一次值宜不大于480A。零序差动动作电流应按保证高阻接地故障有灵敏度整定，一次值宜不大于600A。零序电流差动差流定值和分相电流差动差流低定值躲不过线路稳态电容电流时须经线路电容电流补偿。

7.2.5.4保护装置能够实现TA断线时投入高门槛电流差动保护功能，TA断线时宜闭锁差动保护，高门槛电流差动定值按躲本线最大负荷电流整定；保护装置不具备该功能，TA断线时可不闭锁差动保护。 7.3接地距离保护

7.3.1接地距离保护为三段式。

7.3.2 接地距离Ⅰ段定值按可靠躲过本线路对侧母线接地故障整定。为防止超越，对于5km以下线路，接地距离Ⅰ段退出；对于20km以下线路，其接地距离I段可靠系数按如下公式整定：

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段 3.与相邻线路纵联保护配合整定，躲相邻线路末端相间故障 ZDZⅡ≤KkZ1+K′kKZZ′1 K′k≤0.8 Z′1为相邻线路正序阻抗 Kk=0.8～0.85 K′k≤0.8 KZ为助增系数， Z1为本线路正序阻抗 KZ为助增系数 Z′T为相邻变压器正序阻抗 Kk=0.8～0.85 KkT≤0.7 Z1为本线路正序阻抗 KZ为助增系数 Z′DZⅡ为相邻线路相间距离Ⅱ段动作阻抗 Kk=0.8～0.85 K′k≤0.8 假定Z1、Z′DZⅡ和Z′T阻抗角相等 500kV 线路 tⅡ≥0.3s 220kV 线路 tⅡ≥0.4s 4.躲变压器其他侧母线故障 ZDZⅡ≤KkZ1+KkTKZZ′Ｔ 500kV 线路 tⅡ≥0.3s 220kV 线路 tⅡ≥0.4s 5.与相邻线路相间距离Ⅱ段配合 ZDZⅡ≤KkZ1+K′kKZZ′DZⅡ tⅡ≥t′Ⅱ＋Δt t′Ⅱ为相邻线路距离Ⅱ段动作时间 相 间 距 ZⅢ  2.与相邻线路相间距离离 Ⅲ段配合 ZDZⅢ≤KkZ1+K′kKZZ′DZⅢ Ⅲ 段 3.躲最小负荷阻抗 ZDZⅢ≤KkZFH 1.与相邻线路相间距离Ⅱ段配合 ZDZⅢ≤KkZ1+K′kKZZ′DZⅡ Z1为本线路正序阻抗 KZ为助增系数 Z′DZⅡ为相邻 tⅢ≥2s 线路相间距离Ⅱ 段动作阻抗 K′k≤0.8 Kk=0.8～0.85 Z′DZⅢ为相邻线路相间距离Ⅲ段动作阻抗 K′k≤0.8 Kk=0.8～0.85 ZFH按实际可能最不利 的系统频率下阻抗元件所见到的事故过负荷最小负荷阻抗(应配 tⅢ≥t′Ⅲ＋Δt t′Ⅲ为相邻线路相间距离Ⅲ段动作时间

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合阻抗元件的实际动作特性进行检查)整定 Kk≤0.7 7.4.10 .串补电容投运后相关线路距离保护的整定参照7.3.14。

7.5零序电流保护

7.5.1500kV线路采用一段定时限零序电流保护（本线路有灵敏度段）、一段反时限零序电流保护；220kV线路一般采用两段式定时限零序电流保护，第一段——零序过流II段（或四段式中的III段），第二段——零序过流III段（或四段式中的IV段）。

7.5.2 配置有光纤电流差动保护的500kV线路，其零序电流保护可只采用一段反时限零序电流保护。

7.5.3定时限零序电流保灵敏度段在本线路末端发生金属性接地故障时其灵敏系数满足下列要求：

a) 50km以下线路，不小于1.5: b) 50km ~200km线路，不小于1.4: c) 200km以上线路，不小于1.3。

7.5.4500kV线路零序电流有灵敏度的定时限段及220kV零序过流II段（或四段式中的III段）应遵循如下整定原则：

a) 按本线路末端发生金属性接地故障有足够灵敏度整定。

b) 与相邻元件纵联保护、有灵敏度的定时限零序电流段配合，或与接地距离Ⅱ段

不完全配合。

c) 按躲对侧主变中压侧母线故障整定。若定值上无法躲过，变压器后备保护或下一级电网保护应按上级电网限额整定。

d) 躲非全相运行时的零序电流，若定值上无法躲过，则时间上与非全相运行时间配合。

7.5.5 220kV线路零序过流III段（或四段式中的IV段）应遵循如下整定原则：

a) 按躲最大负荷时的不平衡电流整定。

b) 应考虑本线路经高电阻接地故障能可靠起动，定值一次值应不大于300A。二

次值不低于0.08In

c) 与相邻线路零序方向过流II段（或四段式中的III段）配合，若无法配合则与相邻线路零序方向过流最末段配合。 d) 若定值伸出对侧主变中压侧母线的，变压器后备保护或下一级电网保护应按上级电网限额整定。

e) 动作时限应大于单相重合闸的最长周期加两个时间级差，级差时间取0.5s。

7.5.6反时限零序过流一般情况下不带方向，宜采用IEC正常反时限特性，反时限曲线基准电流一次基准值取300A，反时限曲线时间常数取1秒。具体如下：

t(I0)?0.14I(0)0.02?1IpTp

Ip—反时限曲线基准电流，一次值取300A；

Tp—反时限曲线时间常数，取1.0秒。

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7.5.7线路零序电流保护的电流定值和时间定值按表3整定。

表3线路零序电流保护整定计算表 电 流 定 值 名 称 符 号 1.本线路末端接地故障有灵敏度 公 式 说 明 参量含义 取值范围 动作时间 说 明 I0min为本线路末端接地故障的最小零序电流 Klm为灵敏系数 I0max为相邻线路末端故障时流过相邻线路的最大零序电流 Kf为分支系数 '为相IDZ 零 序 电 流 灵 敏 段 （III段） IDZIII 3I?0minKlmKlm≥1.3 2.与相邻线路纵联保护配合，躲过相邻线路末端故障 IDZⅢ≥KkKf3I0max Kk≥1.2 I0Ⅲ 3.与相邻线路有灵敏度零序电流段配合 ' IDZIII?KkKfIDZ邻线路有灵敏度段的零序电流定值 Kk≥1.1 Kf为分支系数 4.躲本线路非全相运行时的最大零序电流 IDZⅢ≥Kk3I0F t′为相邻线路有灵t≥t′+△t 敏度的零序电流段动作时间 I0F为本线路非全相运行的最大零序电流 Kk≥1.2 I0为变压 5.躲过变压器另一电压侧母线接地故障时流过本线路的零序电流 IDZⅢ≥Kk3I0 1.本线路经高电阻接地故障有灵敏器另一电压侧母线接地故障时流过本线路的零序电流 Kk≥1.3 IDZⅣ≤300A 17

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零 序 电 流 Ⅳ 段 I0Ⅳ 度 'IDZIII为t′为相邻线路有灵敏度的零序电流段动作时间 2.与相邻线路有灵敏度零序电流段配合 'IDZⅣ≥KkKfIDZIII 相邻线路有灵敏度段的零序电流定值 Kk≥1.1 t≥t′+△t Kf为分支系数 如相邻线路采用相重合闸 tⅣ≥t′Ⅳ_b+Δt 且tⅣ≥T+Δt 如相邻线路不采用单相重合闸 tⅣ≥t′Ⅳ+Δt 且tⅣ≥T+Δt ' IDZ?V为 3.与相邻线路零相邻线路序电流最末段配合 有灵敏度 段的零序'IDZ?V?KkKfIDZ?V 电流定值 Kk≥1.1 Kf为分支系数 T为单相重合闸周期； t′Ⅳ_b为相邻线路零序电流Ⅳ段重合闸启动后的动作时间 t′Ⅳ为相邻线路零序电流最末段动作时间

7.6 自动重合闸及后加速

7.6.1 自动重合闸的动作时间整定应考虑：

a) 单侧电源线路所采用的三相重合闸时间除应大于故障点熄弧时间及周围介质去游离时间外，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。

b) 双侧电源线路的自动重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置以不同时限切除故障的可能性及潜供电流的影响。计算公式如下：

tzmin≥tn+td-tk

式中：

tzmin—最小重合闸整定时间；

tn—对侧保护有足够灵敏度的延时段动作时间，如只考虑两侧保护均为瞬时动作，则可取为零。

td—断电时间，220kV线路，三相重合闸不小于0.3s，单相重合闸不小于0.5s: 220kV~500kV 线路，单相重合闸的最低要求断电时间，视线路长短及有无辅助消弧措施（如高压电抗器带中性点小电抗）而定；

tk—断路器固有合闸时间。

c) 发电厂出线或密集型电网的线路三相重合闸．其无电压检定侧的动作时间一般整定为l.0s；单相重合闸的动作时间由运行方式部门确定，一般整定为0.7～1.0s。

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7.6.2自动重合闸的使用方式和重合时间应由方式部门根据电网结构、系统稳定、电力设备承受能力等要求提供。220kV及以上线路的单相重合闸时间两侧应一致，一般遵循如下原则：

a) 220kV有纵联保护运行的线路单相重合闸时间一般为0.7～1秒。

b) 500kV系统单相重合闸先合时间一般为0.7～1.0秒，延时0.3～0.5秒后合。若线路较长，无辅助消弧装置（如高压电抗器），单相重合时间可适当延长。

c) 用户侧有特殊要求的终端线路，可退出重合闸或其它重合闸方式。

7.6.3 对类似双台机单回出线或三角形等主接线方式的电厂出线，为防止断路器先后合导致线路零序后加速保护误动，可考虑：

a) 线路配置有光纤电流差动保护时，可退出零序电流后加速保护。

b) 电厂侧断路器保护采用检线路三相有压、两台断路器同时合闸方式。 7.6.4距离后加速元件应对线路末端金属性故障有足够灵敏度，通常加速距离II段，当距离II段灵敏度不足时加速距离III段。

7.6.5零序后加速元件宜取消方向，按区内发生接地故障有足够灵敏度整定。3/2接线方式时，配置有光纤电流差动的线路保护可退出零序后加速。

7.6.6 重合闸启动方式应有保护启动和位置不对应启动两种方式。 7.7继电保护TV断线及振荡闭锁过流元件

7.7.1 TV断线时相过流元件按躲最大事故过负荷电流整定，一般宜不小于1.1倍最大事故过负荷电流。TV、TA均采自不同线圈的线路保护，不考虑TV回路同时断线，动作时间不小于1.5秒。对于共用TV线圈绕组的线路保护，若本线有差动保护，动作时间宜不小于1.5秒；若本线无差动保护，动作时间宜取0.3～1.5秒。

7.7.2 TV断线时零序过流元件按区内发生金属性接地故障有灵敏度整定（灵敏度不低于1.3），时间取不小于1.5秒。

7.7.3 TV断线时相过流和零序过流时间元件宜分开单独整定。如无法分开，只能采用同一时间元件，整定时宜取1.5秒。

7.7.4 振荡闭锁过流元件按躲最大事故过负荷电流整定，一般取不小于1.1倍最大事故过负荷电流。 7.8母线保护

7.8.1 比例制动原理的母线差动保护的起动元件，按被保护母线故障最小短路电流时有足够灵敏度校验，灵敏系数不小于2。应可靠躲过最大负荷时的不平衡电流并尽量躲最大负荷电流。计算公式如下：

a) 保证母线最小方式故障时有足够的灵敏度

Idz＝Ik.min/Klm

式中：

Klm—灵敏系数，取≥2；

Ik.min—母线故障最小短路电流。

b) 尽可能躲过母线出线的最大负荷电流（不考虑事故过负荷同时CT断线情况）

Idz≥Kk×Ifh.max

式中：

Kk—可靠系数，取1.5～1.8；

Ifh.max—母线上诸元件在正常情况下的最大支路负荷电流。

7.8.2低电压，零序电压，负序电压闭锁元件的整定。低电压闭锁元件应保证母线发生对称性短路故障时有足够的灵敏度Klm≥1.5，并应在母线最低运行电压下不动作，一般可整定为母线最低运行电压的60%～70%。零序电压闭锁元件应保证母线发生不对称性接地短路故

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障时有足够的灵敏度Klm≥4，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的零序分量，零序电压（3U0）可整定为4V～8V。负序电压闭锁元件应保证母线发生不对称性短路故障时有足够的灵敏度Klm≥4，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的负序分量，负序电压（U2相电压）可整定为2V～6V。 7.8.3 TA断线差电流

a) 躲CT测量误差按10%考虑，即Idz.ct≥0.1×IN 式中：

IN—电流互感器二次额定值。

b) 躲正常运行时最大不平衡电流，

Idz.ct≥Kct×Ifh.max×K×N／Nct

式中：

Kct—正常运行时CT的变比误差，一般取0.01； K—可靠系数，可取2；

Ifh.max—正常运行情况下的最大负荷电流； Nct—电流互感器的变比。

母线保护中TA回路断线经不小于5秒的延时告警并闭锁差动保护。 7.8.4 TA异常电流定值比TA断线差电流定值低1.5～2倍。

7.8.5母联或分段开关充电过流保护应保证被充电母线最小方式故障时灵敏度≥2。

7.8.6 3/2接线方式时，边开关失灵通过母差保护出口，母差保护装置中失灵动作延时为抗干扰整定经0.03s出口。 7.9断路器失灵保护

7.9.1 线路失灵保护相电流判别元件的整定值，应保证在本线路末端金属性短路故障时有足够灵敏度，灵敏系数大于1.3，并尽可能躲过正常运行负荷电流。负序电流和零序电流判别元件的定值一般应不大于300A，对不满足精确工作电流要求的情况，可适当抬高定值。相电流判别元件计算公式如下：

a) 保证在本线路末端发生故障时有足够灵敏度

Idz＝Ik.min/Klm

式中：

Klm—灵敏系数，取＞1.3；

Ik.min—最小运行方式时，在本线路末端发生短路故障时的最小故障电流。 b) 尽可能躲过正常运行负荷电流

Idz ≥ Kk×Ifh.max

式中：

Kk—可靠系数，取1.3；

Ifh.max—在正常情况下的负荷电流。

7.9.2变压器失灵启动在变压器各侧故障时应有灵敏度。

7.9.3低电压闭锁元件应综合保证与本母线相连的任一线路末端和任一变压器低压侧发生对称短路故障时有足够的灵敏度Klm≥1.3～1.5，并应在母线最低运行电压下不动作，而在切除故障后能可靠返回。零序电压闭锁元件应综合保证与本母线相连的任一线路末端和任一变压器低压侧发生不对称接地短路故障时有足够的灵敏度Klm≥1.3～1.5，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的零序分量。负序电压闭锁元件应综合保证与本母线相连的任一线路末端和任一变压器低压侧发生不对称短路故障时有足够的灵敏度Klm≥1.3～1.5，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的负序分量。

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7.9.4断路器失灵保护经相电流判别的动作时间（从启动失灵保护算起）应在保证断路器失灵保护动作选择性的前提下尽量缩短，应大于断路器动作时间和保护返回时间之和，再考虑一定的时间裕度。

双母线接线方式下，以较短时限0.25s动作于断开母联或分段断路器，以较长时限0.4s动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有断路器。

3/2接线方式下，首先瞬时分相跳本断路器，经较短时限0.13s动作于跳本断路器三相，经较长时限0.2s跳与拒动断路器相关联的所有断路器，包括经远方跳闸通道断开线路对侧的断路器。

7. 10断路器三相不一致保护

7.10.1断路器本体应配置三相不一致保护。

7.10.2电气量三相不一致保护电流判别元件，可采用零序电流或负序电流元件，其动作值应按可靠躲过断路器额定负载时的最大不平衡电流整定，一次值不大于300A，二次值不小于0.1In；。

7.10.3采用单相重合闸的线路断路器，其本体及电气量三相不一致保护动作时间应可靠躲单相重合闸动作时间整定，不大于2s。其它情况下断路器三相不一致保护动作时间不需要考虑和重合闸动作时间配合，本体及电气量三相不一致保护动作时间可适当缩短。 7.11短引线保护

3/2接线系统当线路或变压器检修相应出线闸刀拉开，开关合环运行时投入的短引线保护动作电流应可靠躲正常运行时的不平衡电流，可靠系数不小于2，金属性短路灵敏系数不小于2。

7.12 500kV线路过电压保护及故障起动装置 7.12.1过电压保护按线路任一相过电压动作（“三取一”方式）方式整定。应综合考虑被保护装置的绝缘配合水平，如果运行维护单位未能提供设备承受过电压能力要求，可按1.3倍UN整定(UN按550KV/3考虑)。过电压保护动作时间一般宜整定为0.3～0.5秒。 7.12.2对于收远方跳闸令出口的，应经就地判据条件控制。就地判据可根据电网需要设置不同的判据起动元件，起动元件应保证系统最小运行方式下保护范围内有足够灵敏度。

a) 补偿过电压、补偿欠电压起动元件，电压元件按相装设；

b）电流变化量起动元件，应躲过正常负荷电流波动最大值，一次值不大于300A，二次值不小于0.08In；

c）零序电流起动元件，应躲过最大不平衡零序电流，一次值不大于300A，二次值不小于0.08In；

d）负序电流起动元件，应躲过最大不平衡负序电流，一次值不大于300A，二次值不小于0.08In；；

e）低功率因素起动元件，一般宜取45°～60°；

f）低有功功率起动元件，将有功功率按照二次侧相电流相电压计算，TV断线时应退出该判据。

7.13与电网保护配合有关的变压器保护

7.13.1变压器各侧的过电流保护均按躲变压器最大负荷整定，但不作为短路保护的一级参与选择性配合，其动作时间应大于所有出线保护的最长时间；中性点直接接地的变压器各侧零序电流最末一段，不带方向，按与线路零序电流保护最末一段配合整定。上述保护动作后均跳开变压器各侧断路器。

7.13.2 500kV联络变压器保护的具体规定

7.13.2.1 500kV线路保护伸出变压器中压侧时，变压器500kV侧的阻抗后备保护Ⅱ段应与

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之配合，确保220kV系统故障时在1.7秒内可靠切除故障。当变压器220kV侧的阻抗保护Ⅱ段指向母线时，变压器500kV侧的阻抗后备保护Ⅱ段在定值和时间上与该段配合；当变压器220kV侧的阻抗保护Ⅱ段指向变压器时，变压器500kV侧的阻抗后备保护Ⅱ段在定值和时间上与变压器220kV出线配合。此时当该变电站220kV的母差保护及出线的纵联保护退出时必须采取措施以确保与上级保护配合。

7.13.2.2 500kV侧阻抗保护Ⅰ段正方向指向变压器，按躲过本变压器220kV侧母线故障整定。反向偏移整定不超出本侧母线最短出线线路阻抗保护Ⅰ段的动作值，特殊情况下可考虑与最短出线纵联保护配合。动作时限取0.5秒，出口跳变压器各侧开关。

7.13.2.3 500kV侧阻抗保护Ⅱ段方向指向变压器，按保变压器220kV侧母线故障有不小于1.3倍灵敏度整定：

a）当变压器220kV侧的阻抗保护Ⅱ段指向变压器时，500kV侧阻抗保护Ⅱ段与220kV侧出线的纵联、距离保护I、Ⅱ段定值配合整定，要求跳开500kV侧开关的动作时限不大于1.7秒。

b）当变压器220kV侧的阻抗保护Ⅱ段指向220kV母线时，500kV侧阻抗保护Ⅱ段与变压器220kV侧指向线路的后备保护段配合整定，要求跳开500kV侧开关的动作时限不大于1.7秒。

7.13.2.4 220kV侧阻抗保护Ⅰ段正方向指向变压器，按躲本变压器500kV侧母线故障整定。反向偏移整定不超出本侧母线最短出线线路阻抗保护Ⅰ段的动作值，特殊情况下可考虑与最短出线纵联保护配合。第一时限跳220kV侧母联或分段开关，第二时限跳变压器各侧开关。

7.13.2.5 220kV侧阻抗保护Ⅱ段正方向指向220kV母线时，定值与220kV出线的纵联、距离保护I、Ⅱ段配合。动作可分两时限：第一时限跳220kV侧母联或分段开关；第二时限跳变压器各侧开关。

7.13.2.6 220kV侧阻抗保护Ⅱ段正方向指向变压器时，定值与500kV出线的纵联、距离保护I、Ⅱ段配合并确保500kV母线故障有足够灵敏度（不小于1.3），第一时限跳变压器高压侧开关，第二时限跳变压器各侧开关。

7.13.2.7 变压器500kV侧零序电流保护宜配置一段定时限和一段反时限。零序反时限过流保护正常不带方向。变压器220kV侧零序电流保护配置定时限保护。 7.13.2.8 500kV侧零序电流保护定时限段的整定

a) 零序电流保护采用变压器套管CT的，方向指向500kV侧母线，整定应可靠躲过相邻线非全相电流，动作时间与与500kV出线零序电流保护时间配合。

b) 零序电流保护采用开关CT的，方向指向变压器，整定应可靠躲过相邻线非全相电流，动作时间与220kV出线零序电流保护时间配合。 7.13.2.9 220kV侧零序电流保护定时限段的整定

a) 零序电流保护采用变压器套管CT的，方向指向220kV侧母线，整定应可靠躲过相邻线非全相电流， 定值按确保本侧母线接地故障有不小于1.5倍灵敏度整定。变压器后备保护配置接地距离的，动作时间与220kV出线的接地距离Ⅱ段或零序定时限段配合。变压器后备保护未配置接地距离的，动作时间与220kV出线零序电流保护时间配合。

b) 零序电流保护采用开关CT的，方向指向变压器，整定应可靠躲过相邻线非全相电流，动作时间与500kV出线零序电流保护时间配合。

7.13.2.10 500kV侧零序电流保护反时限段均不带方向，与500kV线路零序反时限配合，动作后跳主变各侧开关。反时限曲线可取线路反时限曲线相同公式，基准电流一次基准值取300A，时间常数宜取1.2秒。

7.13.2.11自耦变中性点公共绕组零序过流

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a) 公共绕组零序过流作为变压器内部接地故障的总后备保护。配置一段定时限和一段反时限零序过流。

b) 定时限过流保护与500kV侧和220kV侧定时限零序过流保护配合，出口跳变压器各侧开关。

c) 反时限曲线可取线路反时限曲线相同公式，基准电流一次基准值取300A，时间常数宜取1.5秒。

7.13.3 220kV变压器中性点间隙零序电流保护的启动电流可按间隙击穿时有足够灵敏度整定，一般可整定为一次值100A，动作时间与重合闸周期配合。

7.13.4 220kV变压器的零序电压保护应按变压器中性点绝缘承受能力整定。3Uo定值(3Uo额定值为300V)一般可整定为180V，没有具体要求时，动作时间可取0.3~1.2s。 7.14高压电抗器保护

7.14.1 差动保护动作特性参数的计算

a) 差动保护最小动作电流定值，应按可靠躲过电抗器额定负载时的最大不平衡电流整定。在工程实用整定计算中可选取Iop.dz=(0.2～0.5)IN左右，并应实测差回路中的不平衡电流，必要时可适当放大。

b) 起始制动电流Ires.dz的整定，起始制动电流宜取Ires.dz=(0.2～0.5)IN。 c) 动作特性折线斜率S的整定。差动保护的制动电流应大于外部短路时流过差动回路的不平衡电流。

d) 差动保护灵敏系数应按最小运行方式下差动保护区内电抗器引出线上两相金属性短路计算。根据计算最小短路电流Ik.min和相应的制动电流Ires，在动作特性曲线上查得对应的动作电流Iop，则灵敏系数为：Klm=Ik.min/Iop，要求灵敏系数不小于2。 7.14.2差动速断保护定值应可靠躲过线路非同期合闸产生的最大不平衡电流，一般可取3～6倍电抗器额定电流。 7.14.3后备保护整定

a) 定时限过流保护应躲过在暂态过程中电抗器可能产生的过电流，其电流定值可按电抗器额定电流的1.5倍整定；瞬时段的过流保护应躲过电抗器投入时产生的励磁涌流，一般可取4～8倍电抗器额定电流。

b) 反时限过电流保护上限设最小延时定值，便于与快速保护配合；保护下限设最小动作电流定值，按与定时限过负荷保护配合的条件整定。

c) 零序过电流保护按躲过正常运行中出现的零序电流来整定。也可近似按电抗器中性点连接的接地电抗器的额定电流整定，其时限一般与线路接地保护的后备段相结合。

d) 中性点过电流保护的整定应可靠躲过线路非全相运行时间。 7.15故障录波器

7.15.1 变化量启动元件定值、负序和零序分量启动元件一般按一次值240A，二次值不小于0.06In整定。

7.15.2 稳态量相电流启动元件按躲最大负荷电流整定。

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