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高压电网继电保护选型配置与整定 赵鹏利 高压 电网 保护 选型 配置

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220kV电网主接线图（一）220kV电网主接线图（一）GEDCBA1413121110987654321系统3系统2系统1F220kV电网一次系统元件参数表（一）220kV电网一次系统元件参数表(一)一、系统参数：二、发电机参数：三、变压器参数：四、线路参数：五、负荷分布：六、其他说明：1. 线路零序阻抗为正序阻抗的3倍。2. 计算时基准容量为1000MVA，基准电压为230kV。3. 220kV母线电压互感器变比为：110kV母线电压互感器变比为：4. 断路器为SW6-220配CY3液压操作机构：固有分闸时间小于等于0.04秒；固有合闸时间小于等于0.2秒。5. 最大运行方式：所有发电机、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式；最小运行方式：A发电厂停运3、4号机组，各系统取最小运行方式。华 北 电 力 大 学 科 技 学 院毕 业 设 计（论 文）附 件外 文 文 献 翻 译学 号： 071906040232 姓 名： 赵鹏利 所在系别： 电力工程系 专业班级： 电气07K7 指导教师： 杨明玉 原文标题： Composite System Reliability Evaluation Incorporating Protection System Failures 2011 年 6月 6日结合保护系统失效的复合系统可靠性评估 原文出处及作者：Chehreghani Bozchalui , Sanaye-Pasand , Fotuhi-Firuzabad .Electrical and Computer Engineering, 2005, Canadian Conference on.摘要在导致电力系统停电过程中，保护系统失效起到重要作用。本文阐述了系统的可靠性评估合成保护系统失效。可靠性模型用于确定在电力系统中保护系统失效的影响。保护的过程和计划及潜在失效的分析基于故障发生后其对联锁停运的贡献。许多可靠性指标如LOLP、EENS和ECI用于描述电力系统可靠性中保护系统失效的影响。关键词：电力系统，可靠性，保护系统，潜在失效，联锁停运1 前言近年来的研究表明电力保护系统在大干扰的产生和发展中承担了重要角色1。在电力系统历史，保护系统信赖性（当被要求时动作的能力）已经优于系统安全性（当不要求时不动作的能力）。另一方面，解除电力系统管制，通过网络可靠地输送电力的能力十分重要。直到保护系统更趋向于信赖性而不是安全性以前，其误动作的概率增加。根据2安全性和信赖性在保护系统结合。现在多地区保护系统偏向于信赖性且被设计为信赖，即使在全球系统安全性成本中3。因此，大部分的继电器误操作是不希望的动作且表明了主要的干扰传播。这些“误操作”是常见的“潜在失效”，即在正常时保持静止且揭示其他系统干扰4。在文献5，潜在失效有明文规定。由北美电气可靠性理事会制定的一个研究显示继电保护涉及大约75%的主要干扰。在大多数可靠性研究中，保护系统通常假设完全可靠。因此，必须发展可靠性研究。本文描述了电力系统可靠性评估结合的保护系统失效。可靠性模型用于确定保护系统故障对电力系统可靠性的影响。一些其他的研究已经使用蒙特卡洛法9。在本文中，我们使用启发式分析方法的状态抽样法。2 保护失效模型 保护系统有两个基本失效模式：“拒动”和“偶然或非正常跳闸”8。电力系统网络是不间断运行状态，因此任何失效即刻表现出来。然而，一个保护系统仍然在静止状态，直至其被要求动作。在这个系统发生故障时，直到要求其动作时静止状态不发生改变，当然，它不会响应。这些失效被定义为失效点。所以，断路器拒动现象是“拒动”模式。因为故障线路将被后备保护切除，所以这种类型的失效将直接导致至少一个母线与系统隔离。由于系统中伪信号导致非正常跳闸，从而导致断路器无意操作发生时时即刻显示。不过，由于保护系统各种潜在失效，非正常跳闸使问题复杂化4。有两种“非正常跳闸”，一种是发生在无任何异常状态时的不必要跳闸，它可通过自动重合闸恢复，另一种是区外保护误动作9。区外保护误动作是联锁停运的主要原因。3 分析模型和假设3.1 元件/保护模型有许多促进可靠性评估的模型，包括保护系统失效9、10、11、12。载流元件模型与和它联系的保护系统配合，这个参考文献9，区分两种保护失效模式代表两种状态：“误动”和“拒动”。在本文中，我们使用的模型，如图1，在以下状态使用：状态1：载流元件和保护系统均良好；状态2：载流元件良好，但保护系统有误动的风险； 元件良好 元件故障图1 马尔可夫模型的组成及其保护系统状态3：载流元件良好，但保护系统会拒动；状态4：载流元件良好，但保护系统正在检修；状态5：载流元件失效且保护系统会误动；状态6：载流元件失效但保护系统良好；状态7：载流元件失效且保护系统会拒动。图1的符号如下所示：i 护系统的检测率I 保护系统的维修率 元件的维修率 元件的故障率P1 保护系统误动的故障率P2 保护系统拒动的故障率当一个元件处于“误动”和“拒动”时，其保护系统潜在失效或导致故障。3.2 保护系统失效性质“拒动”现象并不十分复杂，因为它只是相关的保护装置而不是系统操作条件。图1中状态3的概率是“拒动”的概率。由于“误动”算入保护潜在失效的存在，系统故障和操作条件与联锁停运有关。距离保护3段和过电流保护对故障参数有相近的保护定值。因此，它们对故障和异常操作条件更灵敏。文献3提出了作为距离保护的全阻抗特性的线路跳闸的潜在失效的概率模型。图2显示了该模型的一些修改。它适合故障时的情况。我们距离保护3段的整定阻抗设为线路阻抗的250%。在起始的故障排除后，系统的潮流将随着系统的拓扑结构的改变而变化。这可能会导致某一线路上的过负荷，过负荷有动作的风险。对现在确定故障点的情况，我们提出了一个线路误动作概率模型作为过电流保护的线路潮流函数。这个模型如图3所示。在图2和图3中，PZ和PI是元件或保护模型（图1）中状态2的概率。PZ和PI是保护系统失效性质，它们被分别用于故障期间和故障后周期中。它表明裸导线跳闸概率错误的依赖故障和系统运行条件。每一条线路有不同的误动概率。图2 裸导线的距离保护失效 PZ：距离保护失效概率 Z：被保护阻抗 Z3：距离保护3段整定阻抗图3 裸导线过电流保护失效概率 PI：过电流保护失效概率 I：被保护电流 IS：过电流保护整定值3.2 联锁停运电力系统中由于一个元件的失效一次联锁停运引起一系列跳闸动作。当故障发生时，电力系统中如过电流或低电压可能会导致一些保护设备的误动作。文献6的假设是一条母线上的任何一条输电线路L动作，那么线路L的潜在失效将表现出。那就是，如果一条线路正确动作，则所有与它的末端母线相连的线路在误动作时被显示出来。这些事故的可能性很小，但不应被忽略而应考虑。电力系统中干扰的传播是一维的13，因此在有时很少发生时，这种情况比一条线路动作更多。在仿真时，我们一次只允许仅且一条线路，特殊情况下，如果多于一条线路可能动作，那么高动作率的一条线路将被选入下一条故障线路。在仿真时，我们假定：1） 保护系统的“拒动”和“误动”不重叠；2） 只有一级故障认为是最初的故障；3） 所有的失效相互独立；4） 当载流元件失效时，保护系统不失效；5） 保护系统的检查不会引起元件失效。4 可靠性和脆弱性指数以下指数在文献8中提及4.1 电力不足时间概率(LOLP) LOLP= 上式中 Ci ：仿真i中的可用容量 Li ：仿真i中的负荷容量 Pi (CiLi) ：仿真i中的电力不足概率 一个电力系统能够承受停电不足和安全危害。LOLP反映了仿真中保护系统失效的电力不足结果，电力不足一重现一系列的中断就停止。4.2 电量不足期望值 (EENS) 上式中 Pi 仿真i中联锁停运概率 Lki 仿真i中母线k的切负荷量 以“MWh”为单位的指标反映了系统可靠性中潜在失效的影响。如果这个指数正常，则它被用于和各种电力系统比较。正常的EENS被定义为电力消减指标（ECI）。 (MWh/MW-yr)上式中 LS是系统总负荷大电力系统电力消减指标已经被定义为“严重指标”。以兆瓦-分钟计的缺供总电量除以以兆瓦计的系统负荷，则严重指标以系统分钟计。5 可靠性指标的计算可靠性指标的计算包括两部分：第一种是发电保护系统潜在失效率，第二种是计算可靠性指标。首先，由图1中的马尔科夫链，已知状态转换率，我们计算出每一个保护系统的潜在失效率。为了这个目的，我们通过马尔科夫链形成转置矩阵，然后使用频率均衡概念，我们解决发电机方程式。状态2“误动”（PZ和PI）的概率由图2和图3决定。它们被用于计算可靠性指标。可靠性指标的计算，依照以下步骤：1）选择故障线路；2）确定显露误操作的所有线路；3）通过故障计算，计算出裸导线继电器的阻抗；4）由图2找出每一个裸导线的跳闸率；5）确定将要分闸的裸导线，如果没有线路分闸，到第9步；6）更新基于新的分闸线路的裸导线；7）若需要从新组合潮流计算的系统拓扑结构，计算裸导线的电流；8）由图3找出每一条裸导线的分闸率，转至第5步；9）记录联锁停运并确定切负荷量，计算可靠性指标。6 算例分析6.1 测试系统Roy Billinton测试系统（RBTS）作为测试系统（如图3）。RBTS的基本数据源自文献14。此外，元件和保护系统的转换率列于表1中。图4 Roy Billinton测试系统表1 元件和相关保护系统RBTS的数据6.2 结果 系统广义可靠性指标总结于表2。这些指标在系统联锁时反映了不安全水平和切负荷量。表2 系统可靠性指标我们也计算了特殊故障线路的独立可靠性指标。这些结果列于表3。这些指标表明系统的哪一部分薄弱。表3 独立可靠性指标7 结论和未来工作 在本文中，基于元件与其保护系统相配合的马尔科夫模型，分析了联锁停运的电力系统行为。计算可靠性指标如LOLE、EENS和ECI，反映复合系统和联锁停运可靠性中保护系统失效的影响。而且计算每一条线路独立的可靠性指标，这项指标可用于评估系统中的薄弱线路。在本文中，不包含联锁停运的潜在失效的电压影响。而且电力系统中的随机事件如每次切负荷的故障定位、故障切除概率和持续电力不足均已考虑。在未来的工作中，综合以上因素将获得更多的电力系统指标。8毕 业 设 计(论文)题 目高压电网继电保护选型配置与整定院 系电力工程系专业班级电气07K7学生姓名赵鹏利指导教师杨明玉二一一年六月华北电力大学科技学院本科毕业设计（论文）高压电网继电保护选型配置与整定摘要电力系统与工业生产、人们的生活密切相关，因此如何保障电网的安全稳定运行就显得尤为重要。当电网发生故障时，安装于系统各个元件上的有着相互配合关系的保护装置判别出发生故障的元件，并迅速将故障元件从系统中隔离出来，使得系统剩余部分能正常运行。要使得电网中的保护装置能够正确地动作，就必须使各个保护装置间在定值和动作时间上根据相关规则保持正确的配合关系，也就是要做好电网继电保护装置的整定计算工作。此次设计的主要内容是220kV电网继电保护的配置和整定，包括：电力系统继电保护的基本知识，电网元件参数的计算，短路电流的计算及运行方式的选择，相间距离保护的整定，接地距离保护的整定，零序电流保护的整定，纵联保护的整定，自动重合闸的整定以及成套微机保护装置的选择及整定。整定计算是决定保护装置正确动作的关键环节，要满足继电保护和安全自动装置可靠性、选择性、灵敏性、速动性的要求。通过本次设计巩固了“电力系统继电保护”课程的理论知识，提高了自己运用所学知识分析问题、解决问题的能力。关键词：继电保护；短路；整定计算THE CONFIGURATIONAND SETTING OF HIGH VOLTAGEGRIDS RELAY PROTECTIONAbstractPower system has a close relationship with industry and living of human been, so its very important to guarantee the steady running of power system. When the grid suffers faults, the relays in the grid, which have cooperate relation, find the element that the fault locates in, and insulate this element from the grid rapidly. So the rest grid can steadily run. To guarantee the relays in the grid can work correctly, how to cooperate among these relays must accord with the correlative rule. So the relay setting should be computed correctly.The main contents of the design is the configuration and setting of 220kV grids relay protection, including: basic knowledge of power system protection, grid computing device parameters, short circuit current calculation and operation mode selection, phase distance protection setting, Setting ground distance protection, zero sequence current protection setting, the setting of pilot protection, automatic reclosing setting and Complete selection of protective devices and computer tuning. Setting calculation is the key to determine the correct operation of the protection, setting calculation must meet the requirements of reliability, selectivity, sensitivity, speed and mobility requirements. Through this design, the theoretical knowledge of the Power System Protection course is consolidated, and the ability that analyses and solves problem is improved.Keywords: protective relay; short circuit; setting calculationII目 录摘要IAbstractII1 绪论11.1 本课题设计的目的和意义11.2 电网保护整定计算的任务11.3 继电保护整定计算的步骤11.4 原始数据21.4.1 220kV电网主接线图及一次系统元件参数表21.4.2 关于电网一次系统元件参数表的其他说明31.5 电网继电保护选型及配置方案42 短路电流的计算及运行方式的选择52.1 概述52.2 电网各元件参数计算52.2.1 标幺值的概述5 标幺值的概念5 标幺值的归算52.2.2 发电机参数的计算62.2.3 变压器参数的计算62.2.4 线路参数的计算72.3 变压器中性点接地点的选择72.4 序网图制定82.5 运行方式的选择92.5.1 概述9 求取最大短路电流时的运行方式与短路类型选择9 求取最小短路电流时的运行方式与短路类型选择102.5.2 保护8DL运行方式的选择的计算算例102.5.2 归算到短路点的总阻抗及分配系数的计算结果132.6 220kV电网短路电流的计算142.6.1 保护8DL短路电流的计算算例142.6.2 短路电流的计算结果173 相间距离保护的整定203.1 概述203.1.1 距离保护的基本概念203.1.2 距离保护的基本特性和特点203.1.3 110220kV线路继电保护的配置原则213.2 相间距离保护装置整定值配合的原则213.2.1 保护定值配合的基本原则213.2.2 距离保护定值计算中所用助增系数(或分支系数)的选择及计算213.2.3 相间距离保护整定原则213.3 保护8DL相间距离保护的整定计算算例224 接地距离保护和零序电流保护的整定254.1 接地距离保护概述254.2 保护8DL接地距离保护的整定计算算例254.3 零序电流保护概述264.4 保护8DL零序电流保护的整定计算算例265 输电线路纵联保护整定计算285.1 纵联保护基本原理285.2 保护8DL纵联保护各定值整定算例286 自动重合闸及成套保护装置的整定296.1 自动重合闸概述296.2 自动重合闸的整定296.3 RCS-901保护定值整定29结论33参考文献34附录 保护配置图35致谢361 绪论1.1 本课题设计的目的和意义设计部门其目的是按照电力系统的设计参数和典型的运行方式进行故障计算，制定全系统继电保护的配置方案和装置选型，并进行整定，校验能否满足四性的要求，满足系统稳定的要求，论证配置方案、装置选型和定值选择的可行性和正确性。一般要制定多个方案，多套定值进行比较，确定一个在经济技术上最佳的方案。调试部门基建部门安装完保护装置后，要进行72小时的试运行，以验证保护装置的完好性，接线的正确性和安装的质量。为此要进行故障计算和整定。也可按调度给出定值进行整定和调试。运行部门是直接应用继电保护保证电力系统安全稳定运行，向用户可靠供电的部门，有直接的责任。因此对整定计算的全面性，正确性和精度要求最高。所谓全面性是指不只是考虑每个装置的保护效果是否最佳，还要考虑各个装置之间的协调配合是否正确，全系统的保护效果是否最佳。不仅考虑正常运行状态下发生各种故障时保护的性能，还要考虑故障后状态下保护的性能1。1.2 电网保护整定计算的任务继电保护整定计算的基本任务，就是根据具体的电力系统，计算出各种继电保护装置的整定值，并对各保护的灵敏度进行计算。经过计算分析确定合理的继电保护方案2。整定计算的具体任务有以下几项：1）绘制电力系统接线图。2）建立电力系统设备参数表。3）根据电力系统各个设备的原始参数，计算归算到基准参数下的各序阻抗，并绘制出正、负、零序阻抗图。4）确定继电保护整定需要满足的电力系统规模及运行方式变化限度。5）进行电力系统各点短路电流的计算。短路点一般选在各厂、站的母线上。6）确定初步的保护方案，例如电流保护、距离保护、零序电流保护。进行各种保护各段定值的计算，包括一次定值、二次定值、时间定值，灵敏度校验以及其他要求计算的项目，并将整定计算的结果列表。7）按继电保护功能分类，绘制出继电保护配置图。8）编写整定方案报告书，着重说明整定计算的原则问题，对整定计算的结果进行分析、评定。指出存在的问题及采取的对策等。1.3 继电保护整定计算的步骤1）选定基准容量和基准电压。根据原始参数，计算归算到基参数下电网中各元件阻抗的标幺值。2）绘制正、负、零序阻抗图。在图中标明各元件阻抗的标幺值，对发电厂或等值系统，应分别标明最大、最小运行方式下的等值阻抗。3）按照继电保护的功能分类拟定短路计算的运行方式。选择短路类型，选择分支系数的计算条件。4）进行短路电流的计算。5）按同一功能的保护进行各段的整定计算。例如，按距离保护进行各段定值的整定计算，再按零序电流保护进行各段定值的整定计算。选取出整定值，并整理列表。6）对整定结果进行分析比较，重复修改，以选出最佳方案，归纳出存在问题，并提出运行要求。7）编写整定方案说明书，一般应包括以下几项内容：a）方案编制时间，电力系统概况。b）电力系统运行方式选择原则及变化限度。c）主要的、特殊的整定原则。d）方案存在问题及采取的对策。e）继电保护的运行规定。如对保护的投、停、改变定值，改变使用要求以及对运行方式的限制要求等。f）方案的评价及改进方向3。1.4 原始数据1.4.1 220kV电网主接线图及一次系统元件参数表图1-1 电网主接线图表1-1 系统参数表1-2 发电机参数表1-3 变压器参数表1-4 线路参数表1-5 负荷分布1.4.2 关于电网一次系统元件参数表的其他说明1线路零序阻抗为正序阻抗的3倍。2计算时基准容量为1000MVA，基准电压为230kV。 3220kV母线电压互感器变比为： 110kV母线电压互感器变比为：4断路器为SW6-220配CY3液压操作机构： 固有分闸时间小于等于0.04秒； 固有合闸时间小于等于0.2秒。5最大运行方式： 所有发电机、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式； 最小运行方式： A发电厂停运3、4号机组，各系统取最小运行方式。1.5 电网继电保护选型及配置方案电网概况：图1-1所示为220kV计算网络，包括6条线路（包含一条平行双回线路）、14个保护。A厂有4台发电机，A站有4台变压器，B、D、E、F站各有2台变压器并列运行，G站有一台变压器。根据该电网特点确定保护配置方案：主保护采用两套独立的、厂家不同的、能保护线路全长的保护装置（第一套RCS-901系列超高压线路成套保护装置；第二套CSC-103C（D）数字式超高压线路保护装置），后备保护采用距离保护和零序电流保护；输电线路的自动重合闸采用单相重合闸方式。分别对两套成套保护装置做如下简介：RCS-901系列超高压线路成套保护装置为由微机实现的数字式超高压线路成套快速保护装置，可用作220kV 及以上电压等级输电线路的主保护及后备保护。RCS-901包括以纵联变化量方向和零序方向元件为主体的快速主保护，由工频变化量距离元件构成的快速段保护，由三段式相间和接地距离及多个延时段或反时限零序方向过流构成全套后备保护；RCS-901 保护有分相出口，配有自动重合闸功能, 对单或双母线结线的开关实现单相重合、三相重合和综合重合闸。CSC-103C（D）数字式超高压线路保护装置是适用于220kV及以上电压等级的数字式成套线路保护装置，其主要功能包括纵联电流差动保护、三段式距离保护、四段式零序保护、综合重合闸等。装置侧重在应用于同杆并架双回线路时，设计了针对同杆并架双回线发生跨线故障时的选相元件，即使保护区内发生跨线故障时，可以选相跳闸。装置也适用非同杆的各种接线方式，此时“同杆运行方式”退出4-6。2 短路电流的计算及运行方式的选择2.1 概述短路电流计算是继电保护整定的依据。而短路电流的数值大小和选择最大负荷电流都与系统的运行方式直接相关。他不仅决定保护装置整定值的正确性，同时也影响到对现在保护的正确评价，因此，必须重视这一环节。在进行继电保护的整定计算时，通常有两种运行方式，一是最大运行方式，一是最小运行方式。最大运行方式决定流过保护的最大短路电流，与整定值直接有关。而最小运行方式决定流过保护的最小电流，它用来校验保护装置的灵敏系数。此外，在阶段式保护中，上级保护与下一级保护配合时，涉及到最小分支系数。在校验远后备保护的灵敏系数时，涉及到最大分支系数，而最大、最小分支系数的求取直接与运行方式有关。2.2 电网各元件参数计算2.2.1 标幺值的概述 标幺值的概念参数计算需要用到标幺值或有名值，因此做下述简介。在标幺制中，单个物理量均用标幺值来表示，标幺值的定义如下：标幺值=实际有名值（任意单位）/基准值（与有名值同单位）当选定电压、电流、阻抗和功率的基准值分别为U、I、Z和S时,相应的标幺值为： 使用标幺值,首先必须选定基准值。电力系统的各电气量基准值的选择,在符合电路基本关系的前提下,原则上可以任意选取，但四个基准值只能任选两个，其余两个则由上述关系式决定。至于先选定哪两个基准值，原则上没有限制,但习惯上多选定U和S。这样电力系统主要涉及三相短路的I、Z,可得: U和S原则上选任何值都可以，但应根据计算的内容及计算方便来选择。通常UB多选为额定电压或平均额定电压，S可选系统的或某发电机的总功率；有时也可取一整数，如100、1000MVA等7。 标幺值的归算本网络采用近似计算法：标幺值计算的近似归算是用平均额定电压计算。标幺值的近似计算可以就在各电压级用选定的功率基准值和各平均额定电压作为电压基准来进行。选基准容量SB=1000MVA，基准电压UB=230kV，则=2.51kA；=52.9 kA2.2.2 发电机参数的计算A 厂1、2 =0.799A 厂3、4 2.2.3 变压器参数的计算A站1、2 A站3、4 B站1、2 D站1、2 E站1、2 F站1、2 G站 2.2.4 线路参数的计算A-B =0.6828 B-C C-D D-E C-F F-G 2.3 变压器中性点接地点的选择变压器中性接地点的位置及数目直接关系到零序网的制定，即直接影响着系统发生接地故障时零序电流的大小及分布。考虑变压器中性点接地的安排应遵循以下两条原则：1）在系统发生接地故障时，应防止局部系统变为不接地系统带接地点运行，以免变压器承受危险的过电压；2）运行方式变化时，应尽量使零序电流的大小及分布不变化或变化很小，以有利于零序保护的动作。变压器中性点接地的安排原则如下：1自耦变压器，由于绝缘的要求，中性点必须接地运行；2发电厂的主变压器应接地运行。当有多台变压器时应采取部分变压器中性点接地运行的方式。双母线系统最好按每条母线上均有中性点接地变压器运行考虑。中性点接地变压器的安排可按变压器的零序阻抗接近相等而分组倒换；3降压变压器低压侧有电源时应按接地运行。个别情况如电源较小零序保护不能动作时，可不接地，但变压器应由过电压保护措施；4变电站，单侧电源的变压器一般不接地，以提高电源侧零序保护的灵敏度。对多册电源的情况，可分为以下三种情况：（1）两条线路一台变压器时，变压器可接地运行，允许停变压器。（2）两条线路两台变压器时，按一台变压器接地运行，另一台倒换。当两台变压器容量不相等时，在计算最大零序电流时应按容量大的一台接地运行考虑。（3）三条线路以上、两台变压器以上时，一台接地，其余倒换，或取分组组合方案。5T接线上的变压器，其中性点一般不接地，当T接线变压器中、低压侧有电源时，变压器应有过电压保护措施8-9。结论：根据变压器中性点接地点的选择的原则确定零序网中变压器的接地方式为：A站中1、3号变压器接地，B、D、E、F站中1号变压器接地。2.4 序网图制定正序网中最大运行方式为所有发电机、变压器线路投入运行，正序网中最小运行方式为A发电厂停运3、4号机组。序网图如下：零序网中变压器的接地方式为：A站中1、3号变压器接地，B、D、E、F站中1号变压器接地。序网图如下：2.5 运行方式的选择2.5.1 概述最大、最小运行方式的选择，目的在于计算通过保护装置的最大、最小短路电流。在线路末端发生短路时，流过保护的最大（或最小）短路电流与下列因素有关：1）系统的运行方式，包括机组、变压器、线路的投入情况，环网的闭环开环，平行线路是双回运行还是单回运行。2）短路类型。3）电流分配系数。 求取最大短路电流时的运行方式与短路类型选择根据系统最大负荷的需要，电力系统中的发电设备都投入运行（或大部分投入运行）以及选定的接地中性点全部接地的系统运行方式称为最大运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最大的运行方式。1）对单侧电源的辐射状电网中的保护，最大运行为系统中所有的机组变压器、线路及接地点均投入运行。2）对平行双回线路上的保护，当双回线上分接有两套保护时，单回线运行为最大方式。对双回线接有电流保护时，由于该保护动作要跳开两条线路，故在双回线运行时需退出。而只在单回线运行时投入。其定值应按单回线整定。3）对单侧电源或多电源环网中的保护最大运行方式是开环运行，开环点选择与该保护相邻的下一条线路上。系统中的机组、变压器、线路、接地点均投入运行。4）对相间保护来说，最大短路电流为最小运行方式下三相短路。5）线路末端接地短路时，流过保护的最大零序电流的运行方式及短路类型选择。a）单电源辐射状网络，正、负、零序网均取最大运行方式。b）双侧电源及多电源环网中，保护正反方向的正、负序网均取最大运行方式，零序网取保护正方向系统为最小运行方式，保护背后系统为最大运行方式。上述要求对于具体元件的投、停上有时是有矛盾的，这时要进行分析或通过计算比较来确定。对环网内的保护，取开环方式。c）平行双回线路由零序互感时，按一回运行，另一回停用并两端接地，无互感时，按单回线运行。d）比较对短路点的正序综合电抗与零序综合电抗。当X0 X1时，单相接地短路时的零序电流为最大；当X0X1时，两相接地短路时的零序电流最大。 求取最小短路电流时的运行方式与短路类型选择根据系统最小负荷，投入与之相适应的发电设备且系统中性点只有少部分接地的运行方式称为最小运行方式。对继电保护来说，是短路时通过保护的短路电流最小的运行方式。求取流过保护装置的最小短路电流时应取最小运行方式下保护范围末端短路。短路类型的选择应根据各种不同的保护来选择。1）单侧电源辐射状电网的保护，最小运行方式为系统可能出现的最小机组、线路及接地变压器的运行方式。2）平行双回线路上的保护当双回线分别接有两套保护时，双回线运行为最小运行方式，当双回线接一套电流保护时，单回线为最小运行方式。3）电源及多侧电源环网中，对某一线路上的保护的最小运行方式一般为闭环运行方式。4）零序电流保护，求取流过保护的最小零序电流的运行方式选择原则与求取流过保护的最大零序电流的选择原则相反。5）有互感的平行线路，应按平行线路双回运行考虑10。2.5.2 保护8DL运行方式的选择的计算算例根据运行方式的选择原则及电网特点，确定正序网最大运行方式为所有发电机、变压器线路投入运行，各系统取最大运行方式；正序网最小运行方式为A发电厂停运3、4号机组，各系统取最小运行方式，断开CD线路；零序网最大方式为保护背后取最大运行方式，前方取最小运行方式；零序网最小方式为保护背后取最小运行方式，前方取最大运行方式，断开CD线路。以8DL为例举例如下：（1）正序网大方式（全部投入运行） （2）正序网小方式（断开CD） （3）零序网大方式（背后取大方式，前方取小方式） （4）零序网小方式（背后取小方式，前方取大方式，断开CD） 2.5.2 归算到短路点的总阻抗及分配系数的计算结果表2-1 总阻抗及分配系数的计算结果2.6 220kV电网短路电流的计算1）电力系统短路计算的主要目的：a）在选择电气主接线时，为了比较各种接线方案或确定某一接线是否要采取限制短路电流的措施时，需进行短路计算。b）在选择电气设备在正常运行和故障情况下都能安全可靠的工作，同时又力求节省投资，这需要全面地进行短路计算。c）在选择继电保护装置和进行整定计算时，需进行各种短路电流计算，一次据短路电流的大小及特性，来确定保护装置的型号及整定值。2）短路电流计算步骤：a）根据整定计算的要求选择规定的运行方式；b）确定短路点及短路类型；c）对确定的短路点，经过网络的合并、化简，求出归算到短路点的各序综合电抗；d）根据短路类型及电力系统故障分析的知识，求出短路点的总电流；e）按照网络结构，求出流过被整定保护装置的短路电流11-12。2.6.1 保护8DL短路电流的计算算例根据表2-1总阻抗及分配系数的计算结果可计算出各保护的短路电流，以保护8DL为例计算如下：（一）F点三相短路1）最大运行方式流过保护的电流2）最小运行方式流过保护的电流（二）F点两相短路1）最大运行方式2）最小运行方式（三）F点单相短路接地1）正序网大方式、零序网大方式 流过保护的电流2）正序网大方式、零序网小方式 流过保护的电流3）正序网小方式、零序网大方式流过保护的电流4）正序网小方式、零序网小方式流过保护的电流（四）F点两相接地短路1）正序网大方式、零序网大方式流过保护的电流2）正序网大方式、零序网小方式流过保护的电流3）正序网小方式、零序网大方式流过保护的电流4）正序网小方式、零序网小方式流过保护的电流 表2-2 保护8DL短路电流的计算结果 单位（kA）短路点运行方式 短路类型F(1)F(1,1)F(2)F(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序F点大方式1.02741.92182.26831.38631.65213.15831.82343.6469小方式0.90161.49601.88301.03851.40042.53621.46432.92852.6.2 短路电流的计算结果表2-3 保护1DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型B(1)B(1,1)B(2)B(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序B点大方式0.67831.61071.52780.99651.28022.14831.24032.4807小方式0.45691.26521.02290.60021.15481.43420.82801.6561表2-4 保护2DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型A(1)A(1,1)A(2)A(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序A点大方式0.71810.99341.46260.77010.96051.93201.11542.2309小方式0.71620.55641.34910.47540.67671.58140.91301.8261表2-5 保护3、4DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型C(1)C(1,1)C(2)C(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序C点大方式0.25771.05880.57370.36350.90860.80220.46320.9263小方式0.21710.74870.46840.26530.66610.64390.37180.7435表2-6 保护5、6DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型B(1)B(1,1)B(2)B(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序B点大方式0.61641.32281.29690.78201.16191.77081.02242.0448小方式0.56391.04331.26280.73010.93061.75541.01352.0270表2-7 保护7DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型D(1)D(1,1)D(2)D(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序D点大方式1.16832.62132.53491.65002.02923.49682.01894.0378小方式0.85271.65851.96691.12831.57772.79511.61383.2275表2-8 保护9DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型C(1)C(1,1)C(2)C(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序C点大方式0.50052.01011.14820.75621.59431.62790.93991.8797小方式0.44361.00490.98300.57640.91231.37130.79171.5834表2-9 保护10DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型E(1)E(1,1)E(2)E(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序E点大方式0.85161.76681.78791.00901.61712.41661.39522.7905小方式0.82900.92911.67510.85610.91792.19751.26872.5375表2-10 保护11DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型D(1)D(1,1)D(2)D(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序D点大方式0.74353.65061.61211.04393.22762.22291.28342.5668小方式0.53262.49081.24060.72592.04421.77021.02212.0441表2-11 保护12DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型C(1)C(1,1)C(2)C(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序C点大方式0.38331.60680.86120.56761.25571.20950.69831.3966小方式0.30681.13580.69090.40101.05360.97150.56091.1218表2-12 保护13DL短路电流的计算结果单位（kA）短路点运行方式 短路类型G(1)G(1,1)G(2)G(3)正序负序三倍零序正序负序三倍零序全电流正序负序正序G点大方式0.90042.70122.16491.53332.15763.12681.80533.6105小方式0.41581.24740.82640.35601.26391.06650.61571.23153 相间距离保护的整定3.1 概述3.1.1 距离保护的基本概念对一个被保护元件，在其一端装设的保护，如能测量出故障点至保护安装处的距离并于保护范围对应的距离比较，即可判断出故障点位置从而决定其行为。这种方式显然不受运行方式和接线的影响，这样构成的保护就是距离保护。显然，它是适应新的情况的保护。相间距离保护中应有对本保护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）50km100km线路，不小于1.4；c）100km150km线路，不小于1.35；d）150km200km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。3.1.2 距离保护的基本特性和特点1）距离保护的基本构成距离保护是以反映从故障点到保护安装处之间阻抗大小（距离大小）的阻抗继电器为主要元件（测量元件），动作时间具有阶梯性的相间保护装置。2）距离保护的应用距离保护可以应用在任何结构复杂、运行方式多变的电力系统中，能有选择性的、较快的切除相间故障。在电网结构复杂，运行方式多变，采用一般的电流、电压保护不能满足运行要求时，则应考虑采用距离保护装置。3）距离保护各段动作特性距离保护一般装设三段，必要时也可采用四段。其中第I段可以保护全线路的80%85%，其动作时间一般不大于0.030.1s（保护装置的固有动作时间），前者为晶体管保护的动作时间，后者为机电型保护的动作时间。第II段按阶梯性与相邻保护相配合，动作时间一般为0.51.5s，通常能够灵敏而较快速地切除全线路范围内的故障。由I、II段构成线路的主要保护。第III（IV）段，其动作时间一般在2s以上，作为后备保护段。4）距离保护装置特点a)由于距离保护主要反映阻抗值，一般说其灵敏度较高，受电力系统运行方式变化的影响较小，运行中躲开负荷电流的能力强。b)由于保护性能受电力系统运行方式的影响较小，因而装置运行灵活、动作可靠、性能稳定。特别是在保护定值整定计算和各级保护段相互配合上较为简单灵活，是保护电力系统相间故障的主要阶段式保护装置13-15。3.1.3 110220kV线路继电保护的配置原则在110220kV中性点直接接地电网中，线路的相间短路保护及单相接地保护均应动作于断路器跳闸。在下列情况下，应装设全线任何部分短路时均能速动的保护：（1）根据系统稳定要求有必要时；（2）线路发生三相短路，使厂用电或重要用户母线电压低于60%额定电压，且其保护不能无时限和有选择地切除短路时；（3）如某些线路采用全线速动保护能显著简化电力系统保护，并提高保护的选择性、灵敏性和速动性。3.2 相间距离保护装置整定值配合的原则3.2.1 保护定值配合的基本原则1）距离保护装置具有阶梯式特性时，其相邻上、下级保护段之间应该逐级配合，即两配合段之间应在动作时间及保护范围上互相配合，距离保护也应与上、下相邻的其他保护装置在动作时间及保护范围上相配合。2）在某些特殊情况下，为了提高保护某段的灵敏度，或为了加速某段保护切除故障的时间，采用所谓“非选择性动作，再由重合闸加以纠正”的措施。3）采用重合闸后加速方式，达到保护配合的目的。采用重合闸后加速方式，除了加速故障切除，以减小对电力设备的破坏程度外，还可借以保证保护动作的选择性。3.2.2 距离保护定值计算中所用助增系数(或分支系数)的选择及计算助增系数（或分支系数）的正确计算，直接影响到距离保护定值及保护范围的大小，也就影响了保护各段的相互配合及灵敏度。正确选择与计算助增系数，是距离保护计算配合的重要工作内容之一。1）对于辐射状结构电网的线路保护配合时这种系统，其助增系数与故障点之位置无关。计算时故障点可取在线路的末端，主电源侧采取大运行方式，分支电源采用小运行方式。2）环形电力网中线路保护间助增系数的计算这种电力网中的助增系数随故障点位置的不同而变化。在计算时，应采用开环运行的方式，以求出最小助增系数。3）单回辐射线路与环网内线路保护相配合时应按环网闭环运行方式下，在线路末端故障时计算。4）环网与环网外辐射线路保护间相配合时应按环网开环计算应该指出，上述原则无论对于辐射状电网内，还是环形电网内的双回线与单回线间的助增系数的计算都是适用的。3.2.3 相间距离保护整定原则相间距离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0.80.85。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。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。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。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。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。3.3 保护8DL相间距离保护的整定计算算例1）相间距离保护I段的整定原则：按躲过本线路末端故障整定其中：KK=0.80.85； Zxl为本线路正序阻抗；所以相间距离I段定值取0.2142，,时限取0s。2）相间距离保护II段的整定 原则1：按与相邻线路距离保护I段配合整定其中：Kfz为分支系数； 为相邻线路相间距离I段定值； 原则2：按躲过相邻变压器其他侧母线故障整定其中：为相邻变压器正序阻抗； ；根据原则1、原则2计算结果，取。灵敏度校验 满足要求。所以相间距离II段定值取0.3598，时限取0.5s。3）相间距离保护III段的整定原则1：按与相邻线路相间距离保护II段配合及躲过最小负荷阻抗整定a）按与相邻线路相间距离保护II段配合整定b)按躲过最小负荷阻抗整定其中：Ue为额定线电压； Ifh.max为流过本线路的最大负荷电流； KK为可靠系数，取1.21.25； Kf为返回系数，取1.151.25； Kzq为负荷自启动系数，根据情况取1.52.5；为输电线路阻抗角；为负荷功率因数角；取、中阻抗小者作为III段整定值，得灵敏度校验：近后备：远后备：不满足要求。原则2：按与相邻线路距离保护III段配合及躲过最小负荷阻抗整定）按与相邻线路距离保护III段配合整定=0.850.4367824202.8171=243.9357b)按躲过最小负荷阻抗整定（计算过程同上）取、中阻抗小者作为III段整定值，得灵敏度校验：近后备：远后备：满足要求。所以相间距离III段定值取1.0756，时限。4 接地距离保护和零序电流保护的整定4.1 接地距离保护概述在短线路及复杂的环网接线系统中，零序电流保护的性能有时会严重恶化，保护的动作时间长，灵敏度下降。为改善接地保护性能，可以采用接地距离保护。接地距离保护通常采用带零序电流补偿的接线方式，采用此种接线方式时，在线路上发生单相接地及两相接地故障时，其测量阻抗等于保护安装处至故障点的正序阻抗。接地距离保护的性能受过渡电阻的大小影响很大。在配置接地距离保护的线路上，零序电流保护不宜取消，但可适当简化。因为零序电流保护的最末端对检测经大过渡电阻接地故障具有相对较高的灵敏度。4.2 保护8DL接地距离保护的整定计算算例1）接地距离保护I段的整定原则：按躲过本线路末端故障整定其中：KK=0.7；Zxl为本线路全长的正序阻抗；所以接地距离I段定值取0.1764，时限取0s。2）接地距离保护II段的整定原则1：按与相邻线路接地保护I段配合整定其中：KZ为分支系数；为相邻线路接地距离I段定值；灵敏度校验： 不满足要求原则2：按躲过本线路末端接地故障有足够灵敏度整定其中：Klm= 1.31.5;所以根据原则1、原则2计算结果接地距离II段定值取0.3528，时限取1.0s。3）接地距离保护III段的整定原则：按与相邻线路接地距离保护II段配合整定灵敏度校验： 满足要求。所以接地距离III段定值取0.3759，时限取1.5s。4.3 零序电流保护概述中性点直接接地系统中发生接地短路，将产生很大的零序电流分量，利用零序电流分量构成保护，可作为一种主要的接地短路保护。因为它不反映三相和两相短路，在正常运行和系统发生振荡时也没有零序分量产生，所以它有较好的灵敏度。另一方面，零序电流保护仍有电流保护的某些弱点，即它受电力系统运行方式变化的影响较大，灵敏度将因此降低；特别是在短距离的线路上以及复杂的环网中，由于速动段的保护范围太小，甚至没有保护范围，致使零序电流保护各段的性能严重恶化，使保护动作时间很长，灵敏度很低。接地距离保护的性能受过渡电阻的大小影响很大而零序电流保护的最末端对检测经大过渡电阻接地故障具有相对较高的灵敏度，故零序电流保护不宜取消，但可适当简化，根据电网的实际运行情况，仅保留零序III、IV段，其余两段取消16-17。4.4 保护8DL零序电流保护的整定计算算例1）零序电流保护III段的整定原则：按本线路末端接地故障有灵敏度整定所以零序电流保护III段定值取0.5954A，时限取1.5s。2）零序电流保护IV段的整定原则：按与相邻线路零序电流保护III段配合整定所以零序电流保护IV段定值取0.8881A，时限取3.0s。5 输电线路纵联保护整定计算5.1 纵联保护基本原理输电线路的纵联保护就是用某种通信通道将输电线路两端的保护装置纵向连接起来，将两端的电气量（电流、功率的方向等）传送到对端，将两端的电气量进行比较，以判断故障在本线路范围内还是在本线路的范围之外，从而决定是否切除被保护线路。因此，理论上这种保护具有绝对的选择性18-19。5.2 保护8DL纵联保护各定值整定算例1）电流变化量起动值：按躲过正常负荷电流波动最大值整定，一般整定为0.2In。2）零序起动电流：按躲过最大零序不平衡电流整定，定值范围为0.1In0.5In。3）工频变化量阻抗：按全线路阻抗的0.80.85 整定。4）零序方向过流定值：纵联零序正方向过流定值，应保证线路末端接地故障有足够的灵敏度。5）通道交换时间定值：当用于闭锁式通道时，本装置设有自动通道交换功能，当实时时钟（12小时制）与定值一致时，自动启动通道交换，每天进行两次，通道交换完成后，保护自动复归收发信机的收发信信号继电器；该定值应按BCD 码整定，例08:30 应整定为8.30。6）零序补偿系数：其中：Z0L和 Z1L分别为线路的零序和正序阻抗。7）振荡闭锁过流：按躲过线路最大负荷电流整定。 8）TV断线相过流定值、TV断线时零序过流：仅在TV断线时自动投入。6 自动重合闸及成套保护装置的整定6.1 自动重合闸概述自动重合闸装置是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数的故障都是瞬时性的，永久性故障般不到10。因此，在由继电保护动作切除短路故障之后，电弧将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复。因此，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性和可靠性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量，也可纠正由于断路器或继电保护装置造成的误跳闸20。自动重合闸的配置原则根据电力系统的结构形状、电压等级、系统稳定要求、负荷状况、线路上装设的继电保护装置及断路器性能，以及其它技术经济指标等因素决定。其配置原则：1）1kV及以上架空线路及电缆与架空混合线路，在具有断路器的条件下，当用电设备允许且无备用电源自动投入时，应装设自动重合闸装置；2）旁路断路器和兼作旁路的母联断路器或分段断路器，应装设自动重合闸装置；3）低压侧不带电源的降压变压器，可装设自动重合闸装置；4）必要时，母线故障也可采用自动重合闸装置。输电线路的重合闸，按作用于断路器的方式可以分为三相重合闸、单相重合闸、综合重合闸三种；按动作次数，可分为一次重合闸、二次重合闸。对于220500kV的架空线路，由于线间距离大，其中绝大部分故障都是单相接地短路。此种情况，如果只把发生故障的一相断开，然后再进行单相重合，而未发生故障的两相继续运行，就能够大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。因此，一般采用这种单相重合方式。如果重合不成功则跳开三相开关。6.2 自动重合闸的整定重合闸时间整定 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；断路器固有合闸时间。6.3 RCS-901保护定值整定 表6-1 RCS-901保护定值整定结果序号定值名称定值范围1DL2DL3、4DL5、6DL1电流变化量起动值0.10.5A In 1 1 1 12零序起动电流0.10.5A In0.67110.41390.44120.55123工频变化量阻抗0.537.5/In0.33490.33490.16800.16804零序方向过流定值0.120A In0.59110.63050.29650.31625通道交换时间定值0.0012H8.308.308.308.306零序补偿系数020.66670.66670.66670.66677振荡闭锁过流0.22.2A In6.82916.82918.18188.18188接地距离段定值0.05125/In0.27580.27580.13840.13849接地距离段定值0.05125/In0.55170.57140.27670.331410接地距离段时间0.0110S1.01.01.01.011接地距离段定值0.05125/In0.63050.61080.35490.524512接地距离段时间0.0110S1.513相间距离段定值0.05125/In0.33490.33490.16800.168014相间距离段定值0.05125/In0.62650.59110.72880.436015相间距离段时间0.0110S 0.516相间距离段定值0.05125/In0.99320.99323.71521.380017相间距离段时间0.0110S1.518正序灵敏角45897979797919零序灵敏角45897979797920接地距离偏移角0,15, 30000021相间距离偏移角0,15, 30000022零序过流段定值0.120A In0.49100.23660.28320.395723零序过流段时间0.110S1.524零序过流段定值0.120A In0.78370.52930.57590.688425零序过流段时间0.110S3.03.03.03.026TV断线相过流定值0.120A In27TV断线时零序过流0.120A In28TV断线时过流时间0.110S29单相重合闸时间0.110S0.830三相重合闸时间0.110S0.531同期合闸角0902020202032线路正序电抗0.01655.350.39400.39400.19770.197733线路零序电抗0.01655.351.18211.18210.59300.593034线路总长度0655.35kM8686606035线路编号065535ABABBCBC 续表序号定值名称定值范围7DL8DL9DL10DL1电流变化量起动值0.10.5A In 1 1 1 12零序起动电流0.10.5A In1.09220.80080.83750.73623工频变化量阻抗0.537.5/In0.17530.21420.17530.13634零序方向过流定值0.120A In0.30930.37800.30930.20455通道交换时间定值0.0012H8.308.308.308.306零序补偿系数020.66670.66670.66670.66677振荡闭锁过流0.22.2A In4.93092.40834.93094.10188接地距离段定值0.05125/In0.14430.17640.14430.11239接地距离段定值0.05125/In0.30930.35280.29900.240610接地距离段时间0.0110S1.01.01.01.011接地距离段定值0.05125/In0.31270.37590.37630.288712接地距离段时间0.0110S1.513相间距离段定值0.05125/In0.17530.21420.17530.136314相间距离段定值0.05125/In0.38050.35980.40270.256615相间距离段时间0.0110S0.516相间距离段定值0.05125/In1.37551.07561.85401.653517相间距离段时间0.0110S1.518正序灵敏角45897979797919零序灵敏角45897979797920接地距离偏移角0,15, 30000021相间距离偏移角0,15, 30000022零序过流段定值0.120A In0.62610.59540.36200.364223零序过流段时间0.110S1.524零序过流段定值0.120A In0.91880.88810.65210.656925零序过流段时间0.110S3.03.03.03.026TV断线相过流定值0.120A In27TV断线时零序过流0.120A In28TV断线时过流时间0.110S29单相重合闸时间0.110S0.830三相重合闸时间0.110S0.531同期合闸角0902020202032线路正序电抗0.01655.350.20620.25200.20620.160433线路零序电抗0.01655.350.61860.75600.61860.481134线路总长度0655.35kM4555453535线路编号065535CDCFCDDE 续表序号定值名称定值范围11DL12DL13DL1电流变化量起动值0.10.5A In 1 1 12零序起动电流0.10.5A In1.52110.66951.12553工频变化量阻抗0.537.5/In0.13630.21420.11684零序方向过流定值0.120A In0.20450.37800.17535通道交换时间定值0.0012H8.308.308.306零序补偿系数020.66670.66670.66677振荡闭锁过流0.22.2A In4.10186.30553.06558接地距离段定值0.05125/In0.11230.17640.09629接地距离段定值0.05125/In0.23250.27740.206210接地距离段时间0.0110S1.01.01.011接地距离段定值0.05125/In0.32150.39290.247412接地距离段时间0.0110S13相间距离段定值0.05125/In0.13630.21420.116814相间距离段定值0.05125/In0.27650.49700.219915相间距离段时间0.0110S16相间距离段定值0.05125/In1.61952.56672.212617相间距离段时间0.0110S18正序灵敏角458979797919零序灵敏角458979797920接地距离偏移角0,15, 3000021相间距离偏移角0,15, 3000022零序过流段定值0.120A In0.81120.44800.495023零序过流段时间0.110S24零序过流段定值0.120A In1.05390.74070.787725零序过流段时间0.110S3.03.03.026TV断线相过流定值0.120A In27TV断线时零序过流0.120A In28TV 断线时过流时间0.110S29单相重合闸时间0.110S30三相重合闸时间0.110S31同期合闸角09020202032线路正序电抗0.01655.350.16040.25200.137533线路零序电抗0.01655.350.48110.75600.412434