DL T 559 2007 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程 2

 7.2.1.23线路零序电流保护的电流定值和时间定值按表1、表2整定。

表1  实现单相重合闸的线路零序电流保护整定计算表

名称	符 号	电  流  定  值			动作时间	说明
		公  式	说   明
			参量含义	取值范围
零序电流I段		1．躲过本线路末端 故障的最大零序电流 ≥	为本线路末端故障最大零序电流； 为可靠系数	≥1.3		参见7.2.1.3
		2．躲非全相运行最大零序电流 ≥	为本线路非全相运行最大零序电流	按实际摆角计算时，≥1.2： 按180°摆角计算时，≥1.1； 对发电厂直接引出的线路，值应较所列值适当放大		参见7.2.1.3
零 序电流Ⅱ段		1.与相邻线路纵联 保护配合，躲过相邻线路末端故障 ≥	为相邻线路末端故障时流过本线路的最大零序电流： 为分支系数	≥1.2	躲过非全相运行最大零序电流时， ≥l.Os：否则， ≥1.5s;   对于重合时间为0.5s的快速单相重合闸线路，=l.Os	参见7.2.1.8
		2．与相邻线路躲非全相运行的零序电流I段配合 ≥	为相邻线路躲非全相运行的零序电流I段定值	≥1.1
		3．躲本线路非全相运行的最大零序电流   ≥	为本线路非全相运行的最大零序电流	≥1.2

 

表1（续）

		电流定值
名	符		说    明		动作时间	说  明
称	号	公  式	参量含义	取值范围

 

 

零序电流Ⅱ段		4．与相邻线路零序 电流Ⅱ段配合 ≥	为相邻线路在非全相运行中不退出工作的零序电流Ⅱ段定值	≥1.1	≥	为相邻线 路零序电流Ⅱ段动作时间。 为时间级差
		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 ≥	为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	≥1.3	≥l.Os	参见7.2.1.21
零序电流Ⅲ段		1．与相邻线路零序 电流Ⅱ段配合 ≥	为相邻线路在非 全相运行中不退出工作的零序电流Ⅱ段定值；   为分支系数	≥1.1	≥	为相邻线路零序电流Ⅱ段动作时间
		2．本线路末端接地故障有灵敏度 ≤	为本线路末端接 她故障的最小零序电流； 为灵敏系数	≥1.3		参见7.2.1.12
		3．与相邻线路零序电流Ⅲ段配合 ≥	为相邻线路在非全相运行不退出工作的零序电流Ⅲ段定值	≥1.1	≥	为相邻线 路零序电流Ⅲ段动作时间
零序电流Ⅳ段		1．本线路经高电阻 接地故障有灵敏度		≤300A		参见5.6.3
		2．与相邻线路零序电流Ⅲ段配合 ≥	为相邻线路零序电流III段定值：   为分支系数	≥l.l	≥并 ≥T+	T为单相重合闸周期： 为相邻线路零序电流Ⅲ段动作时间
		3．与相邻线路零序电流Ⅳ段配合   a)如相邻线路实现单相重合闸， ≥   b)如相邻线路不实现单相重合闸, ≥	为相邻线路零序电流Ⅳ段动作值：  为分支系数	≥1.1	a)≥ 并≥T+；  b) ≥   并≥T+	为相邻线路零序电流Ⅳ段重合闸启动后的动作时间： 为相邻线路零序电流Ⅳ段动作时间

 

表2不实现单相重合闸的线路零序电流保护整定计算表

名称	符号	电流定值			动作时间	说明
		公  式	说    明
			参量含义	取值     范围

 

 

零序电流 I 段		1．躲过本线路末端故障的最大零序电流：   ≥	为本线路末端故障最大零序电流；   为可靠系数	≥1.3		参见7.2.1.3
		2．躲过断路器合闸三相不同步出现的零序电流： ≥	为本线路三相合闸时因断路器三相不同步短时产生的最大零序电流；   为可靠系数	≥1.2		参见7.2.1.19
零序电流Ⅱ段		1．与相邻线路纵联保护配合，躲过相邻线路末端故障：   ≥	为相邻线路末端故障时流过本线路的最大零序电流	≥1.2		参见7.2.1.8
		2．如相邻线路实现单相重合闸，则   a)与相邻线路零序电流I段保护配合： b)与相邻线路零序电流Ⅱ段定值配合：	为相邻线路躲非全相运行的零序电流I段定值： 为相邻线路躲非全相运行的零序电流Ⅱ段定值：   为分支系数	≥1.1	A)  B) ≥	岳为相邻线路零序电流儿段动作时间： 为时间级差 参见7.2.1.8
		3．如相邻线路不实现单相重合闸，则   a)与相邻线路零序电流I段配合：   ≥   b)与相邻线路零序电流Ⅱ段配合： ≥	为相邻线路零序电流I段定值；   为分支系数；  为相邻线路零序电流Ⅱ段定值	≥1.1	A)  B) ≥	参见7.2.1.8   为相邻线路零序电流Ⅱ段动作时间
零序电流Ⅲ段		1．如相邻线路实现单相重合闸，则   a)与相邻线路躲非全相运行的零序电流lI段配合： ≥   b)与相邻线路零序电流Ⅲ段配合: ≥	为相邻线路躲非全相运行的零序电流Ⅱ段定值；  为相邻线路零序电流Ⅲ段定值：   为分支系数	≥1.1	a) ≥   b) ≥	为相邻线路零序电流Ⅱ段动作时间 为相邻线路零序电流Ⅲ段动作时间
		2．本线路末端接地故障有灵敏度 ≤等	为本线路末端接地故障最小零序电流： 为灵敏系数	≥1.3		参见7.2.1.12

 

 

零序电流Ⅲ 段		3．如相邻线路不实现单相重合闸，则   a)与相邻线路零序电流Ⅱ段配合： ≥   b)与相邻线路零序电流Ⅲ段配合： ≥	为相邻线路零序电流Ⅱ段定值； 为分支系数： 为相邻线路零序电流Ⅲ段定值	≥1.1	a) ≥   b) ≥	为相邻线路零序电流Ⅱ段动作时间 为相邻线路零序电流Ⅲ段动作时问
零序电流 Ⅳ段		1．本线路经高电阻接地故障有灵敏度		≤  300A		参见5.6.3
		2．与相邻线路零序电流Ⅲ段配合： ≥	为相邻线路零序电流Ⅲ段动作值	≥1.1	≥	为相邻线路零序电流Ⅲ段动作时间
		3．与相邻线路零序电流Ⅳ段配合：  ≥	为相邻线路零序电流Ⅳ段定值	≥1.1	≥     ≥ T+	T为重合闸周 期为相邻线路零序电流Ⅳ段重合闸起动后的动作时间； 为本线路重合闸起动后的动作时间

 

7.2.2接地距离保护

7.2.2.1接地距离保护为三段式。

7.2.2.2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。

7.2.2.3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段或Ⅱ段配合；也可与相邻线路纵联保护配合，整定动作时间可取l.Os左右。

7.2.2.4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：

              （1）

    或者将等式右侧第二项中的（正序助增系数）改用（零序助增系数），等式可写成如下形式：

    b)按单相接地故障：

           (2)

    c)  按两相短路接地故障：

      (3)

 

    式中：

    、——分别为正序和零序助增系数；

       、——本线路和相邻线路零序补偿系数；

            ——本线路正序阻抗；

          ——相邻线路接地距离I段阻抗定值；

        、——流过本线路的正序和零序电流；

           ——流过本线路的故障相电流。

假定=，当大于时，可略去式(1)中的最后一项；当大于时，可略去式(2)、式(3)中的最后一项。结果可以归纳为如下等式：

 

                                     (4)

    式中：

    ——和两者中的较小值。

7.2.2.5接地距离Ⅱ段保护范围一般不应超过相邻变压器的其他各侧母线。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时：

                         ≤                      (5)

    式中：

    ——线路正序阻抗；

   ——正序助增系数；

   ——变压器正序阻抗。

  阻抗定值按躲变压器其他侧（中性点直接接地系统）母线接地故障整定时：

  a)  按单相接地故障：

          ≤         (6)

  b)按两相短路接地故障：

                ≤                    (7)

    式(6)及式(7)中：和相应地为在变压器其他侧母线故障时，在接地距离保护安装处所测得的各相序电压和各相序电流。

7.2.2.6当相邻线路无接地距离保护时，接地距离Ⅱ段可与相邻线路零序电流I段配合。为了简化计算，可以只考虑相邻线路单相接地故障情况，两相短路接地故障靠相邻线路相间距离I段动作来保证选择性。

    由于保护动作原理不一致，接地距离保护与零序电流保护配合关系比较复杂，但为了简化计算和满足选择性要求，可用以下简化计算公式；

≤

式中：

    ——可靠系数；

    ——相邻线路零序电流I段或Ⅱ段单相接地保护范围末端故障时的最小助增系数（选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值）；

    ——本线路正序阻抗；

    ——相邻线路零序电流I段（或Ⅱ段）保护范围所对应的线路正序阻抗值。

7.2.2.7接地距离Ⅲ段、相间距离Ⅲ段定值按可靠躲过本线路的最大事故过负荷电流对应的最小阻抗整定，并与相邻线路相间距离Ⅱ段配合。若配合有困难，可与相邻线路接地距离Ⅲ段配合整定。

7.2.2.8接地距离保护中应有对本线路末端故障有灵敏度的延时段保护，其灵敏系数满足如下要求：

    a) 50km以下线路，不小于1.45；

    b) 50km～100km线路，不小于1.4;

    c)  100km～150km线路，不小于1.35;

    d)  150km～200km线路，不小于1.3;

    e) 200km以上线路，不小于1.25。

    线路保护后加速段灵敏度的要求也应如上所述。

7.2.2.9零序电流补偿系数K应按线路实测的正序阻抗和零序阻抗计算获得，。实用值宜小于或接近计算值。

7.2.2.10四边形特性阻抗元件的电阻和电抗特性根据整定范围选择，电阻特性可根据最小负荷阻抗整定，电抗和电阻特性的整定应综合考虑暂态超越问题和躲过渡电阻的能力。

7.2.2.11接地距离保护的整定计算如表3所示。

7.2.3相间距离保护

7.2.3.1相间距离保护为三段式。

7.2.3.2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在本线路末端发生金属性两相短路时，灵敏系数大于4。

表3接地距离保护整定计算表

 ≤＋

 

名称	符号	阻  抗  定  值		动作时间	说  明
		公  式	说  明
接  地  距   离  I段		1．躲本线路末端故障：  ≤	为本线路正序阻抗：   ≤0.7		参见7.2.2.2
		2．单回线送变压器终端方式，送电侧保护伸入受端变压器： ≤＋	=0.8～0.85: 为本线路正序阻抗； ≤0.7: 为受端变压器正序阻抗	≥	参见5.15
接   地   距   离   Ⅱ   段		1．按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定： ≥	=1.3～1.5		参见7.2.2.3 及7.2.2.8
		2．与相邻线路接地距离I段配合：	为本线路正序阻抗；为相邻线路接地距离I段动作阻抗； 为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值； =0.7～0.8		参见7.2.2.3
		3．与相邻线路纵联保护配合整定，躲相邻线路末端接地故障 ≤+	为相邻线路正序阻抗；  =0.7～0.8: 为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小者		参见7.2.2.3

 

表3（续）

名称	符号	阻抗定值		动作时间	说  明
		公  式  ~	说  明
接   地   距   离   II   段		4．与相邻线路零序电流I(Ⅱ)段配合（只考虑单相接地故障）  ≤+	为本线路正序阻抗； =0.7～0.8: 为相邻线路零序电流I (Ⅱ)段保护范围末端对应的正序阻抗； 为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值	或 ≥	参见7.2.2.6 为相邻线路零序电流Ⅱ段保护动作时间；   为时间级差

 

		5．与相邻线路接地距离Ⅱ段配合 ≤	为本线路正序阻抗； 为相邻线路接地距离Ⅱ段动作阻抗：   =0.7～0.8;  为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中较小值	≥	为相邻线 路接地距离Ⅱ段动作时间
		6．躲变压器另一侧母线三相短路 ≤	为本线路正序阻抗： 为相邻变压器正序阻抗； 为正序助增系数： =0.7～0.8		参见7.2.2.5
		7．躲变压器其他侧（大电流接地系统）母线接地故障   a)单相接地故障 ≤   b)两相短路接地故障 ≤ ×	和 为变压器其他侧母线接地故障时在继电器安装处测得的各相序电压和相序电流； E为发电机等值电势，可取 额定值： =0.7～0.8		参见7.2.2.5
接   地   距   离   Ⅲ   段		1．按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定  ≥	为本线路正序阻抗； =1.3～3．O	≥1.5s	参见7.2.2.5
		2．与相邻线路接地距离Ⅱ段配 合 ≤	为本线路正序阻抗； 为相邻线路接地距离Ⅱ段动作阻抗；  =0.7～0.8; 为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小者		为相邻线路接地距离Ⅱ段动作时间   参见7.2.2.7
		3．与相邻线路接地距离Ⅲ段配 合 ≤	为本线路正序阻抗； 为相邻线路接地距离Ⅲ段动作阻抗：  =0.7～0.8; 为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中较小者		为相邻线路接地距离Ⅲ段动作时间   参见7.2.2.7

 

表3(续)

名称	符号	阻抗定值		动作时间	说  明
		公  式	说  明
接   地   距   离   Ⅲ   段		4．躲最小负荷阻抗 ≤	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（应配合阻抗元件的实际动作特性进行检查）整定   ≤0.7		参见7.2.3.9

 

  b)  单独的零序或负序电流分量启动元件在本线路末端发生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段保护动作区末端发生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段保护动作区末端发生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发生各类金属性短路故障时，灵敏系数大于4；在距离Ⅲ段

    保护动作区末端各类金属性故障时，灵敏系数大于2。

7.2.3.3继电保护的短时间开放式振荡闭锁回路元件的整定：

    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，一般可整定为0.12s～0.15s。

    b)  判别振荡用的相电流元件定值，按可靠躲过正常负荷电流整定。

    c)  振荡闭锁整组复归时间，应大于相邻线路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。

7.2.3.4继电保护的长时间开放式振荡闭锁回路元件的整定：

    a)  判别振荡用的阻抗元件（内、外）定值，按可靠涵盖需要在振荡过程中闭锁的所有距离保护段整定。

    b)  判别振荡用的延时时间定值，应能正确区分各种不同情况下振荡和故障。按最短振荡周期200ms考虑。

    c)  振荡闭锁解锁开放时间应根据不同的开放原理，保证不误开放。

7.2.3.5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精确工作电流的两倍。

7.2.3.6相间距离I段的定值，按可靠躲过本线路末端相间故障整定，一般为本线路阻抗的0.8～0.85。

7.2.3.7电流速断定值应可靠躲过区外故障最大故障电流和最大系统振荡电流。

7.2.3.8相间距离Ⅱ段定值，按本线路末端发生金属性相间短路故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路相间距离I段或纵联保护配合，动作时间取0.5s左右；若配合有困难时，可与相邻线路相间距离Ⅱ段配合整定。

7.2.3.9相间距离保护中应有对本线路末端故障有足够灵敏度的延时段保护，其灵敏系数应满足如下要求：

    a)50km以下线路，不小于1.45；

    b)  50km～100km线路，不小于1.4;

    c)100km～150km线路，不小于1.35:

    d)150km～200km线路，不小于1.3;

    e)200km以上线路，不小于1.25。

    线路保护后加速段灵敏度的要求也应如上所述。

7.2.3.10相间距离Ⅲ段定值按可靠躲过本线路的最大事故过负荷电流对应的最小阻抗整定，并与相邻线路相间距离Ⅱ段配合。当相邻线路相间距离I、Ⅱ段采用短时开放原理时，本线路相间距离Ⅲ段可能失去选择性。若配合有困难，可与相邻线路相间距离Ⅲ段配合。

7.2.3.11  相间距离Ⅲ段动作时间应大于系统振荡周期。在环网中，本线路相间距离Ⅲ段与相邻线路相间距离Ⅲ段之间整定配合时，可适当选取解列点。

7.2.3.12相间距离保护之间按金属性短路故障进行整定配合，不计及故障电阻影响。

7.2.3.13相间距离保护整定计算如表4所示。

表4相间距离保护整定计算表

相   间   距   离   I   段		1．躲本线路末端相间故障 ≤	=0.8～0.85: 为本线路正序阻抗		参见7.2.3.6
		2．单回线送变压器终端方式，送电侧保护伸入受端变压器  ≤	=0.8～0.85; 为本线路正序阻抗： ≤0.7: 为终端变压器并联等值正序阻抗	≥	参见7.2.2.8
相   间   距   离 Ⅱ  段		1．与相邻线路相间距离I 段配合 ≤	为本线路正序阻抗； 为助增系数； 为相邻线路相间距离I段定值； =0.8～0.85; ≤0.8	≥	参见7.2.3.8
		2．本线路末端故障有足够灵敏度 ≥	为本线路正序阻抗：  =1.3～1.5		参见7.2.3.8及     7.2.3.9
		3．躲变压器其他侧母线故障 ≤	为本线路正序阻抗：  为助增系数； 为相邻变压器正序阻抗：  =0.8—0.85: ≤0.7	≥
		4．与相邻线路相间距离Ⅱ段配合 ≤	为本线路正序阻抗； 为助增系数： 为相邻线路相间距离Ⅱ段动作阻抗； =0.8～0.85: ≤0.8: 假定、和阻抗角相等	≥＋	为相邻线路距离Ⅱ段动作时间

 

表4（续）

名称	符号	电流定值		动作时间	说  明
		公  式	说  明
相   间     距   离   Ⅲ   段		1．与相邻线路相间距离Ⅱ 段配合 ≤	为本线路正序阻抗； 为助增系数； 为相邻线路距离Ⅱ段动作阻抗： ≤0.8: 0.8—0.85	保护范围不伸出相邻变压器其他各侧母线时， ≥＋   保护范围伸出相邻变压器其他各侧母线时， ≥＋	为相邻线路重合后不经振荡闭锁的距离Ⅱ段动作时间： 为相邻变压器相间短路后备保护动作时间 参见7.2.3.10
		2．与相邻变压器相间短路后备保护配合 ≤×	为电网运行最低线电压： 为相邻变压器相间短 路后备保护定值： 为背侧系统等价阻抗：   =0.8～0.85	≥＋	为相邻变压器相间短路后备保护动作时间

 

 

		3．与相邻线路距离Ⅲ段配合 ≤	为相邻线路距离Ⅲ段动作阻抗： ≤0.8:  =0.8～0.85	≥＋	为相邻线路距离Ⅲ段动作时间
		4．躲最小负荷阻抗 ≤	ZFH按实际可能最不利的系统频率下阻抗元件所见到的事敝过负荷最小负荷阻抗（应配合阻抗元件的实际动作特性进行检查）整定  ≤0.7		参见7.2.3.10

 

7.2.4纵联距离保护

7.2.4.1  线路超范围纵联保护本侧反向（或启动）元件灵敏度高于对侧正向灵敏度，灵敏系数不小于1.6。

7.2.4.2纵联距离（相间和接地）保护灵敏度的要求如下：

    a)50km以下线路，不小于1.7；

    b)50km～100km线路，不小于1.6；

    c)100km～150km线路，不小于1.5；

    d)150km～200km线路，不小于1.4；

    e)200km以上线路，不小于1.3。

7.2.5分相电流差动保护

7.2.5.1  装置零序电流启动元件应按躲过最大负荷电流下的不平衡电流整定，并能满足5.6.4条件下的灵敏度，灵敏系数大于2.5。

7.2.5.2突变量启动元件按被保护线路运行时的最大不平衡电流整定，灵敏系数大于1.5。

7.2.5.3零序电流差动保护差流定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1.5。若无零序电流差动保护的分相电流差动保护的差流低定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1.3；若有零序电流差动保护的分相电流差动保护的差流低定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1。

7.2.5.4分相电流差动保护的差流高定值可靠躲过线路稳态电容电流，可靠系数不小于4。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须经线路电容电流补偿。

7.2.6方向高频保护

7.2.6.1  反映各种短路故障的高定值起动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。低定值起动元件按躲过最大负荷电流下的不平衡电流整定，并保证在被保护线路末端故障时有足够灵敏度，灵敏系数大于4。

7.2.6.2方向判别元件在被保护线路末端发生金属性故障时应有足够灵敏度，灵敏系数大于3。若采用方向阻抗元件作为方向判别元件，灵敏系数大于2。

7.2.6.3故障测量元件的定值按被保护线路末端故障时有灵敏度整定，灵敏系数大于2。若采用阻抗元件作为故障测量元件时，灵敏系数大于1.5。

7.2.6.4对于高频闭锁方向零序电流或高频闭锁距离保护：

    a)  启动发信元件按本线路末端故障有足够灵敏度整定，并与本侧停信元件相配合。

    b)  停信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1.5～2。

7.2.6.5独立的速断跳闸元件按躲过线路末端故障整定。

7.2.6.6对以反方向元件起动发闭锁信号的方向高频闭锁保护，其反方向动作元件在反方向故障时应可靠动作，闭锁正向跳闸元件，并与线路对侧的正方向动作元件灵敏度相配合。

7.2.7导引线纵联保护

7.2.7.1  纵差元件的电流起动值应按躲过被保护线路合闸时的最大充电电流整定，并可靠躲过区外故障时的最大不平衡电流，同时保证线路发生内部故障时有足够灵敏度，灵敏系数大于2。

7.2.7.2闭锁元件的整定：

    a)  负序电压元件按被保护线路末端发生不对称故障时的最小负序电压整定，灵敏系数不低于2。

b)  低电压元件按最低运行电压整定，并验算线路末端发生三相短路时，灵敏系数不低于2。

c)  相电流元件的整定需大于被保护线路的最大负荷电流，并验算线路末端两相短路时的灵敏系数不低于2。

    d)  零序电流元件在线路末端发生单相及两相接地故障时有足够灵敏度，灵敏系数不低于2。

7.2.8  自动重合闸

7.2.8.1  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：

                                ≥

    式中：

    ——最小重合闸整定时间；

    ——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。

    ——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；330kV～750kV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；

    ——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10s；单相重合闸的动作时间由运行方式部门确定，一般整定为1.Os左右。

7.2.8.2重合闸整组复归时间，应大子重合闸周期与重合子永久性故障第二次跳闸时间和后加速延时之和，并留有一定裕度；同时尚应大干本线路相间距离保护的整组复归时间，以取得后加速情况下的选择性配合。

7.2.8.3一个半断路器接线的自动重合闸方式，可根据系统需要，设定断路器先后合闸顺序。先重合的断路器重合时间按7.2.8.1条整定。

7.2.9母线保护

7.2.9.1母线差动电流保护的差电流起动元件定值，应可靠躲过区外故障最大不平衡电流和任一元件电流回路断线时由十负荷电流引起的最大差电流。计算公式如卜：

a)                            ≥

式中：

  ——差电流元件的整定值；

  ——电流互感器最大误差系数，取0.1；

——中间变流器最大误差系数，取0.05；

——流过电流互感器的最大短路电流；

  ——可靠系数，对本身性能可以躲过非周期分量的差电流元件取1.5。

b)         ≥

    式中：

    ——母线上诸元件在正常运行情况下的最大支路负荷电流；

    ——可靠系数，取1.5～1.8。

    c)差电流启动元件定值，按连接母线的最小故障类型校验灵敏度，应保证母线短路故障在母联断路器跳闸前后有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5。

7.2.9.2固定连接式的双母线差动保护中每一组母线的差电流选择元件定值，应可靠躲过另一组母线故障时的最大不平衡电流。选择元件可取与启动元件相同的整定值，并按本母线最小故障校验灵敏度。

7.2.9.3母联电流相位比较差动保护的启动元件整定与母线差动电流保护的差电流元件相同。反映两组母线相继故障的后备跳闸时间一般整定为0.3s。

7.2.9.4接子零序差回路的电流回路断线闭锁继电器的电流定值，一般应能在最小负荷电流元件的电流回路断线时可靠动作起闭锁作用，还须躲开正常运行中的最大不平衡电流。一般可整定为电流互感器额定电流的10%，动作时间大于最长的其他保护时限。

7.2.9.5低电压或负序及零序电压闭锁元件的整定，按躲过最低运行电压整定，在故障切除后能可靠返回，并保证对母线故障有足够的灵敏度，一般可整定为母线最低运行电压的60%～70%。负序、零序电压闭锁元件按躲过正常运行最大不平衡电压整定，负序电压（U₂相电压）可整定为2V～6V，零序电压(3Uo)可整定为4V—8V。

7.2.9.6比例制动原理的母线差动保护的起动元件，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，按被保护母线最小短路故障有足够灵敏度校验，灵敏系数不小于2。

7.2.9.7应验证母线差动保护的最大二次回路电阻是否满足电流互感器10%误差曲线的要求，实际的二次回路电阻应小于电流互感器允许的最大二次回路电阻。采用高、中阻抗型母线差动保护时，必须校验电流互感器的拐点电压是否满足要求。

7.2.9.8全电流比相式母线差动保护的比相元件闭锁角按可靠躲过母线外部故障时产生的最大角误差整定。

7.2.9.9母联或分段开关充电保护，按最小运行方式下被充电母线故障有灵敏度整定。

7.2.9.10母联或分段开关解列保护，按可靠躲过最大运行方式下的最大负荷电流整定。

7.2.10断路器失灵保护

7. 2.10.1  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或本变压器低压侧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。

    负序电压、零序电压和低电压闭锁元件的整定值，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短路故障时有足够灵敏度。其中负序电压、零序电压元件应可靠躲过正常情况下的不平衡电压，低电压元件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。

7.2.10.2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，应大子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(约0.25s～0.35s)动作于断开母联或分段断路器，以较长时限(约0.5s)动作子断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有断路器。

    一个半断路器接线方式下，可直接经一时限(约0.2s～0.5s)跳本断路器三相及与拒动断路器相关联的所有断路器，包括经回路断开对侧的断路器。也可经较短时限(约0.13s～0.15s)动作于跳本断路器三相，经较长时限(约0.2s～0.25s)跳开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对侧的线路断路器。

7.2.10.3断路器失灵保护经负序或零序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。如环形接线中有需要和重合闸时间配合，应大于重合闸动作时间和合子故障开关跳开时间之和，再考虑一定的时间裕度。

7.2.11  断路器三相不一致保护

    断路器三相不一致保护的动作时间应可靠躲单相重合闸时间整定，再考虑一定的时间裕度。如不需要考虑和重合闸的配合，时间可适当缩短。若有电气量判别元件，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。

7.2.12短引线保护

    一个半开关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。

7.2.13远方跳闸就地判别

    所有启动元件应保证系统最小运行方式下保护范围内故障有足够灵敏度。

7.2.14与电网保护配合有关的变压器保护

7. 2.14.1  变压器各侧的过电流保护均按躲变压器额定负荷整定，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。

7.2.14.2变压器短路故障后备保护应主要作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护。主电源侧的变压器相间短路后备保护主要作为变压器内部故障的后备保护，其他各侧的变压器后备保护主要作为本侧引线、本侧母线和相邻线路的后备保护，并尽可能当变压器内部故障时起后备作用；接地故障后备保护的第I段可与被保护母线配出线的零序保护第I段或第Ⅱ段配合整定。

    各侧保护装置应根据选择性要求确定是否应经过方向元件控制，并从选用电压互感器和接线方式上，消除方向元件的电压死区。

7.2.14.3主电网间联络变压器的短路故障后备保护整定，应考虑如下原则：

    a)  高（中）压侧（主电源侧）相间短路后备保护动作方向可指向变压器，作为变压器高（中）压侧绕组及对侧母线相间短路故障的后备保护，并对中（高）压侧母线故障有足够的灵敏度，灵敏系数大于l.5；如采用阻抗保护作为后备保护，且不装设振荡闭锁回路，则其动作时间应躲过系统振荡周期，其反方向偏移阻抗部分作为本侧母线故障的后备保护。

b) 对中性点直接接地运行的变压器，高、中压侧接地故障后备保护动作方向宜指向变压器。如考虑整定配合和需要作为本侧母线的后备保护时，高、中压侧接地故障后备保护动作方向可分别指向本侧母线。

  c) 以较短时限动作于缩小故障影响范围，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。

7.2.14.4供电变电所降压变压器的短路故障后备保护整定，应考虑如下原则：

  a) 高压侧（主电源侧）相间短路后备保护动作方向指向变压器，对中压侧母线故障有足够灵敏度；若采用阻抗保护作为后备保护，反方向偏移阻抗部分作本侧母线故障的后备保护。

  b) 中压侧相间短路保护动作方向指向本侧母线，对中压侧母线故障有足够灵敏度，灵敏系数大于1.5。若采用阻抗保护作为后备保护，则反方向偏移阻抗部分起变压器内部故障的后备作用。

  c) 对中性点直接接地的降压变压器，高压侧接地故障后备保护动作方向宜指向变压器。中压侧接地故障后备保护动作方向指向本侧母线。如有具体应用要求，高压侧接地故障后备保护动作方向亦可指向本侧母线。

  d) 以较短时限动作于缩小故障影响范围，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。

7.2.14.5  发电厂升压变压器的短路故障后备保护整定，应考虑如下原则：

  a) 高、中压侧相间短路后备保护动作方向指向本侧母线，本侧母线故障有足够灵敏度，灵敏系数大于1.5。若采用阻抗保护，则反方向偏移阻抗部分作变压器内部故障的后备保护。

  b) 对中性点直接接地运行的变压器，高、中压侧接地故障后备保护动作方向指向本侧母线，本侧母线故障有足够灵敏度。

    c)  以较短时限动作于缩小故障影响范围，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。

7.2.14.6中性点不直接接地的220kV变压器，中性点放电间隙零序电流保护的启动电流可整定为间隙击穿时有足够灵敏度，保护动作后带0.3s～0.5s延时，断开变压器各侧断路器。

    对高压侧采用备用电源自动投入方式的变电所，变压器放电间隙的零序电流保护以0.2s断开高压侧电源线，以0.7s断开变压器。

7.2.14.7中性点经放电间隙接地的220kV变压器的零序电压保护，其3Uo定值（3Uo额定值为300V）一般可整定为180V和0.5s。220kV系统中，不接地的半绝缘变压器中性点应采用放电间隙接地方式。

7.2.15高压电抗器保护

7.2.15.1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)  起始制动电流的整定，起始制动电流宜取。

    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)  差动保护灵敏度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和相应的制动电流。，在动作特性曲线上查得对应的动作电流，则灵敏系数为：:要求灵敏系数不小于2。

7.2.15.2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。

7.2.15.3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。

7.2.16串联补偿电容器

7.2.16.1  电容器组的过载承受能力根据GB/T 6115.1-1998要求，电容器组过电流不大于：

  ——在12h内，l.10历时8h；

  ——在6h内，1.35历时30min；

  ——在2h内．1.50历时10min；

  ——任何24h内运行周期内，电容器组的平均容量应不大于其额定容量。

  电容器组的过载保护必须在达到或超过上述条件前可靠动作子三相暂时旁通旁路断路器，退出串补装置。退出的串补装置在经过延时后可根据电容器组特性的要求，进行规定次数的重新投入。电容器组过载保护动作后启动的串补三相再投入，其动作时间应大于电容器组允许的最小限值。应由生产厂家根据电容器组特性提供合理定值。

7.2.16.2电容器单元上的过电压达5%时应发出告警信号；电容器单元上的过电压达10%时就应经过一定的延时永久旁通电容器组。

7.2.17故障录波器

7.2.17.1  变化量启动元件定值按最小运行方式下线路末端金属性故障最小短路校验灵敏度，灵敏系数不小于4。

7.2.17.2稳态量相电流启动元件按躲最大负荷电流整定；负序和零序分量启动元件按躲最大运行工况下的不平衡电流整定，按线路末端两相金属性短路校验灵敏度，灵敏系数不小于2。

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