煤矿高压电网继电保护装置运行整定规程.doc

煤矿高压电网继电保护装置运行整定规程中国矿业大学二一二年十月目录前言III1.总则11.1.概述11.2.继电保护运行整定的基本原则11.2.1.继电保护的可靠性11.2.2.继电保护整定的灵敏性11.2.3.继电保护整定的速动性21.2.4.继电保护整定的选择性21.2.5.一般规定32.线路保护42.1.保护配置原则42.1.1.110kV线路保护配置原则42.1.2.35kV线路保护配置原则42.1.3.6/10kV线路保护配置原则52.2.多级串供单电源线路阶段式电流保护整定配合原则62.2.1.一般原则62.2.2.35kV线路保护整定配合原则62.2.3.6/10kV线路保护整定配合原则62.3.保护整定方法82.3.1.相间距离保护82.3.2.接地距离保护182.3.3.纵联差动保护232.3.4.阶段式电流保护242.3.5.零序电流保护332.3.6.单相接地保护423.变压器保护443.1.保护配置原则443.2.保护整定方法463.2.1.变压器主保护整定方法463.2.2.变压器后备保护整定方法494.发电机保护534.1.保护配置原则534.2.保护整定方法534.2.1.发电机纵联差动保护534.2.2.发电机单元件横差保护554.2.3.发电机定子接地保护564.2.4.发电机失磁保护575.并联电容器保护605.1.保护配置原则605.2.保护整定方法605.2.1.电容器延时电流速断保护605.2.2.电容器过电流保护605.2.3.电容器定时限过电压保护605.2.4.电容器低电压保护615.2.5.单星形接线电容器组的开口三角电压保护（分立电容器）615.2.6.单星形接线电容器组的开口三角电压保护（密集型电容器）625.2.7.单星形接线电容器组电压差动保护625.2.8.双星型接线电容器组的中性点不平衡电流保护636.电动机保护646.1.保护配置原则646.2.保护整定方法646.2.1.电动机差动保护646.2.2.电动机电流速断保护656.2.3.电动机过流保护666.2.4.电动机过负荷保护666.2.5.电动机负序电流保护666.2.6.电动机单相接地保护666.2.7.电动机低电压保护67参考资料68附录68前言煤矿电网供电线路长度短、串供级数多、系统运行方式差异大、系统短路容量大和整定方法不合理等原因造成煤矿电网短路越级跳闸现象时常发生，增大了故障停电范围，严重影响煤矿井下安全高效生产，更甚至危及井下工作人员生命安全，因此，合理进行继电保护配置整定，防止大面积停电，减少越级跳闸次数，保证煤矿安全供电十分重要。 现有规范煤矿井下供电的三大保护细则适用于煤矿井下1200V及以下线路，若该整定方法应用于煤矿6/10kV、35kV和110kV线路则整定值偏小，保证灵敏性牺牲选择性，短路越级跳闸情况严重；若按照电力行业标准3110kV电网继电保护装置运行整定规程整定则保证选择性牺牲灵敏性，不适用于煤矿电网。因此，为了填补煤矿高压电网继电保护装置运行整定的空缺，应结合现场经验编制一套行之有效的继电保护配置整定规程，合理调整煤矿电网继电保护选择性与灵敏性的平衡，提高煤矿安全供电水平。 本标准由中国矿业大学高压智能电器研究所提出。 本标准主要起草单位：中国矿业大学。 本标准主要起草人：刘建华、王崇林、董新伟、李晓波、李国欣、梁睿、马草原、张栋梁。III1. 总则1.1. 概述本规程是3110kV煤矿供电系统继电保护配置、运行整定的具体规定。1.2. 继电保护运行整定的基本原则煤矿电网的继电保护应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。继电保护应能满足电网的稳定运行要求，但若继电保护对某些运行方式无法同时满足“四性”的要求时，则应限制此类运行方式。为保证继电保护尽量满足“四性”要求，应安排合理的运行方式。继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于煤矿电网运行方式、装置性能、保护配置等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，保证基本的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：1) 下一级电网服从上一级电网；2) 保护电力设备的安全；3) 保证煤矿一级负荷供电；4) 牺牲选择性，确保灵敏性和速动性。1.2.1. 继电保护的可靠性继电保护的可靠性主要由保护装置的技术性能和质量、继电保护的配置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。1) 任何电力设备（电力线路、母线、变压器等）都不允许无保护运行。运行中的电力设备，一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的安全。2) 继电保护一般采用远后备原则。即在临近故障点的断路器或其继电保护拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。3) 如果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路的继电保护整定值对该低压母线又无足够的灵敏系数时，应按下述原则考虑保护问题。l 如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线有规程规定的灵敏系数时，则在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过电流保护将成为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护由不同的保护装置（或保护单元）提供。l 如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线无灵敏系数时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护作为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护接于电流互感器不同的绕组，经不同的直流熔断器供电并以不同时限作用于该低压侧断路器与高压侧断路器（或变压器各侧断路器）。4) 对中低压侧接有并网小电源的变压器，如变压器小电源侧的过电流保护不能在变压器其他侧母线故障时可靠切除故障，则应由小电源并网线的保护装置切除故障。5) 对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。1.2.2. 继电保护整定的灵敏性灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生故障时，保护装置具有的正确动作能力的裕度，一般以灵敏系数来描述。1) 电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，对远后备方式，继电保护最末一段整定值还应对相邻设备故障有规定的灵敏系数。对于无远后备保护的电力设备，应酌情采取相应措施（例如主保护和后备保护互相独立的配置等）。2) 对于110kV电网线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，其最末一段零序电流保护的电流定值不应大于300A（一次值），此时，允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。3) 在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助元件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。1.2.3. 继电保护整定的速动性速动性是指保护装置应能尽快的切除短路故障，其目的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度。1) 下一级电压电网满足上一级电压电网提出的整定时间要求，供电变压器过电流保护时间满足变压器绕组热稳定要求，必要时，为保证设备和上一级电网安全、保煤矿一级负荷供电，应在下一级电网适当的地方设置不配合点。2) 对于造成发电厂厂用母线或重要负荷母线电压低于额定电压的60%的故障，或线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。3) 35kV及以下供电线路保护动作时间的整定，首先应考虑电力线路的热稳定安全，其次才考虑选择性的要求：l 对于多级串供的单电源线路，如由于保护逐级配合的原因，临近供电变压器出口的线路保护动作时间过长，不能保证输电线路的热稳定安全，可采用前加速保护方式快速跳闸，并用顺序重合闸保证选择性。l 临近供电变压器出口的线路，宜设置动作时间不大于0.3秒延时的速断保护。4) 手动合闸或重合闸重合于故障线路，应有速动保护快速切除故障。5) 综合考虑断路器跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间继电器的动作误差等因素，在条件具备的地方，保护的配合可以采用尽可能短的时间级差。6) 在单相接地故障转换为三相故障，或在系统振荡过程中发生不接地的相间故障时，可适当降低对保护装置速动性的要求，但必须保证可靠切除故障。1.2.4. 继电保护整定的选择性选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，以缩小故障波及范围。当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。1)为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。2)遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性。l 接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行（包括多处T接供电变压器或供电线路），都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他母线故障整定。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。l 对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，则可将某些中间变电所按不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。3)变压器电源侧过电流最末一段保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出线故障的后备保护，其动作时间及灵敏系数视情况可不作为一级保护参与选择配合，但动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间（包括变压器过流保护范围可能伸入的相邻和相隔线路）。4)变压器外部故障时，如各侧绕组相电流大于变压器热稳定电流，变压器过电流保护的动作时间不应超过2秒。1.2.5. 一般规定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数值。下列参数应使用实测值：l 三相三柱式变压器的零序阻抗；l 110kV架空线路和电缆线路的阻抗；l 平行线之间的零序互感阻抗；l 其他对继电保护影响较大的有关参数。2) 以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的：l 忽略发电机、调相机、变压器、110kV架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分，35kV及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比R/X0.3时，宜采用阻抗值，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2X1。l 发电机及调相机的正序电抗可采用t0时的纵轴次暂态电抗Xd的饱和值。l 发电机电势可以假定均等于l(标么值)且相位一致，只有在计算线路全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电势有一定的相角差。l 不考虑短路电流的衰减。对利用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。l 各级电压可以采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器分接头实际位置的变动。l 不计线路电容电流和负荷电流的影响。l 不计故障点的相间电阻和接地电阻。l 不计短路暂态电流中的非周期分量。l 对有针对性的专题分析和对某些装置特殊需要的计算时，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。3) 继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻近的部分线路和元件检修的正常检修方式，视具体情况，检修的线路和元件数量不宜超过该接点线路和元件总数的1/2。对特殊运行方式，可以依据当时实际情况临时处理。4) 计算保护定值时，一般只考虑常见运行方式下，一回线或一个元件发生金属性简单故障的情况。2. 线路保护2.1. 保护配置原则电力网络中的线路，应装设能够反应短路故障和异常运行的保护装置，并应有主保护和后备保护，必要时可再增设辅助保护。主保护是满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择性的切除故障的保护；后备保护是在主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护，后备保护可分为远后备和近后备两种方式；辅助保护是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护。在确定继电保护和安全自动装置的选型和保护配置方案时，应优先选用具有成熟运行经验的微机型装置。在重要设备的保护装置双重化配置的基础上，应尽量强化主保护，简化后备保护。在制定保护配置方案时，对罕见故障，根据对电网影响程度和后果，应采取相应措施，使保护能按要求切除故障。对两种及以上故障同时出现的稀有情况，仅保证切除故障。2.1.1. 110kV线路保护配置原则110kV电网为中性点直接接地系统，应装设能够反应相间短路和接地短路的保护，后备保护采用远后备方式。并列运行的平行线路，宜装设横联差动保护。电缆线路或电缆架空混合线路，应装设过负荷保护，保护宜动作于信号，必要时可动作于跳闸。宜采用环网布置，开环运行的方式。(一) 相间短路故障：1) 单侧电源线路，可装设阶段式相间电流保护，如灵敏度不能满足要求，则应装设距离保护。2) 双侧电源线路，宜装设距离保护；正常运行方式下，保护安装处短路，电流速断保护的灵敏度在1.2以上时，可装设电流速断保护作为辅助保护。3) 下列情况下应当装设全线速动的纵联差动保护：l 根据系统稳定要求有必要时；l 线路发生三相短路，如使发电厂厂用母线电压低于允许值（一般为60%额定电压），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时；l 如电力网的某些线路采用全线速动保护后，不仅改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。l 多级串供的终端运行供电方式，为满足灵敏性、速动性和选择性的要求。4) 采用纵联差动保护作为线路的主保护，必须带有后备保护，可采用带延时的相间和接地、段保护作为线路主保护拒动时的后备保护。5) 对需要装设全线速动的电缆线路及架空短线路，宜采用光纤电流差动保护作为全线速动主保护。对中长线路，有条件时宜采用光纤电流差动保护作为全线速动主保护。(二) 接地短路故障：1) 宜装设阶段式或反时限零序电流保护。2) 可采用接地距离保护，并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。3) 当接地电阻不大于100欧姆时，保护应能可靠有选择地切除故障。2.1.2. 35kV线路保护配置原则35kV电网为中性点非有效接地系统，应装设能够反应相间短路和单相接地故障的保护。对可能时常出现过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护，保护装置宜带时限动作于信号，当危及设备安全时，可动作于跳闸。宜采用环网布置，开环运行的方式。(一) 相间短路故障：1) 单侧电源线路可装设一段或两段式电流速断保护或电流闭锁电压速断作主保护，并应以带时限过电流保护作后备保护。对于多级串供的单电源线路及分支线路，如上述保护不能满足选择性、灵敏性和速动性的要求时，宜装设全线速动的纵联差动保护作为主保护，带时限的过电流保护为后备保护。若无法装设时，速断保护可无选择地动作，但应以自动重合闸来补救，此时，速断保护应躲开降压变压器低压母线的短路故障。2) 双侧电源线路可装设带方向的电流电压保护，如经核算在可能出现的不利运行方式和不利故障类型下，均能与背侧线路保护配合，也可不经方向元件控制；当采用电流电压保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时，可采用距离保护装置。双侧电源中不超过34km的短线路，当采用电流电压保护不能满足要求时，可采用纵联差动保护作主保护，并应以带方向或不带方向的电流电压保护作后备保护。3) 并列平行线路平行线路宜分列运行，并以单回运行作为计算的运行方式。如必须并列运行时，可装设横联差动保护作主保护，并应以接于两回线电流之和的阶段式保护或距离保护作为两回线同时运行的后备保护及一回线断开后的主保护及后备保护。配合有困难时，可考虑装设分相电流差动保护作为主保护，以阶段式距离保护作为后备保护，或装设有相继动作功能的阶段式距离保护作为主保护和后备保护。4) 环形网络宜开环运行，并以开环方式作为计算的运行方式，辅以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性。如必须环网运行，为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方法。5) 下列情况应快速切除故障l 如线路短路，使发电厂厂用母线电压或重要用户母线电压低于额定电压的60%时； l 如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时；l 配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时； l 与高压电网邻近的线路，如切除故障时间长，可能导致高压电网产生稳定问题时。6) 对需要装设全线速动保护的电缆线路及架空短线路，宜采用光纤电流差动保护作为全线速动主保护。对中长线路，有条件时宜采用光纤电流差动保护作为全线速动主保护。7) 采用纵联差动保护作为线路的主保护，必须带有后备保护，可采用带延时的相间段保护作为线路主保护拒动时的后备保护。(二) 单相接地故障： 1) 在发电厂和变电所母线上，应装设小电流接地选线装置，动作于信号。2) 在出线回路数不多时，宜装设有选择性的线路接地保护，并动作于信号。2.1.3. 6/10kV线路保护配置原则6/10kV中性点非有效接地电力网的线路，应装设能够反应相间短路和单相接地故障的保护。可能经常出现过负荷的电缆线路，应装设过负荷保护，保护宜带时限动作于信号，必要时可动作于跳闸。直接向井下供电的高压馈电线上，严禁装设自动重合闸。(一) 相间短路故障：1) 装设可整定时限的一段或两段式电流速断保护或电流闭锁电压速断做主保护，并应以带时限过电流保护作后备保护。保护装置可仅装在线路的电源侧。2) 对于带自备电厂的送电线路，一般应投入带方向的电流速断保护，其定值应按躲过本线路末端最大三相短路电流整定；如装设无方向的电流速断保护，其定值应按躲过本线路两侧母线最大三相短路电流整定。3) 对于多级串供的单电源线路及分支线路，如上述保护不能满足选择性、灵敏性和速动性的要求时，宜装设全线速动的纵联差动保护作为主保护，带时限的过电流保护为后备保护。若无法装设全线速动保护时，速断保护可无选择地动作。(二) 单相接地故障：1) 在发电厂和地面变电所母线上，应装设适用于系统中性点接地方式的小电流接地选线装置，动作于信号；2) 井下中央变电所的高压馈电线上，必须装设适用于系统中性点接地方式的有选择性的单相接地保护，动作于信号或跳闸；3) 供移动变电站的高压馈电线上，必须装设适用于系统中性点接地方式的有选择性的动作于跳闸的单相接地保护。2.2. 多级串供单电源线路阶段式电流保护整定配合原则2.2.1. 一般原则I段定值整定根据躲开线路末端最大运行方式下故障（如最大短路电流、最小测量阻抗或最大零序电流）进行整定。然后在最小运行方式下进行灵敏度校验，校验通过，定值是合适的；校验不通过，考虑采用全线速动保护作为主保护，客观原因无法实现全线速动保护的，应优先保证灵敏性、速动性，适当牺牲选择性。II段保护的整定值需要在定值和时间上同时和下级线路的I段定值配合。灵敏度校验通过，定值是合适的；校验不通过，需要和下级线路的II段在定值和时限同时取得配合，然后再进行灵敏度校验。III段保护作为线路的后备，应该能躲过本线路正常运行时的最大负荷电流，定值整定也需要和下级线路在定值和时限上同时取得配合，并需要校验对相邻线路的灵敏度。2.2.2. 35kV线路保护整定配合原则1) 变压器35kV母线所有出线开关，宜设置动作时间不大于0.3秒延时的速断保护。2) 35kV线路保护当其I段按“躲过本线路末端故障最大三相短路电流整定”时：l 满足灵敏度要求时（即小方式下有保护范围），整定为无时限速断；l 当灵敏度不满足要求时（即小方式下没有保护范围），为保证灵敏性，可采用电流闭锁电压保护，整定为无时限速断，但电压二次整定值应大于15V，否则不能采用；l 当以上两种条件均不满足时，按“小方式下母线出口处两相短路有灵敏度整定”： 当整定为无时限速断不会造成扩大停电事故时，按无时限速断整定。如一条线路的上下级开关，允许其同时跳闸； 当整定为无时限速断造成扩大停电事故时，在不违背原则1的前提下，按与下级开关I段时限配合原则整定，以保证选择性，否则放弃选择性保证灵敏性。如母线的进、出线开关。2.2.3. 6/10kV线路保护整定配合原则1) 变压器6/10kV所有出线开关，宜设置无时限电流速断保护。2) 终端线路出线开关保护整定l 线路负荷为变压器组时保护整定原则：I段保护定值按躲线路变压器组末端最大三相短路电流整定，灵敏度按首端最小两相短路电流校验，要求不低于1.5，若灵敏度不满足要求，应按满足要求的灵敏度进行定值整定；II段保护定值按变压器低压侧最小两相短路故障情况下有不小于1.3的灵敏度整定，时限设一级时间级差，同时应校核与低压总馈开关短路保护的配合；III段保护定值应按照可靠躲过实际运行中变压器可能流过的最大负荷电流整定，并按变压器低压侧最小短路故障情况下有不小于1.5灵敏度校验，时限设两级时间级差。l 线路负荷为高压电动机时保护整定原则：应优先选用专用的电动机综合保护装置，配置整定方法见第6部分电动机保护。若采用线路保护装置的方式对电动机配置保护，电动机保护可配置I段电流速断保护和III段过电流保护两段保护：I段保护定值按可靠躲过电动机启动电流进行整定，一般为（412）倍的额定电流，同时应当校验保护安装处故障的灵敏度，若I段保护不能可靠躲过电动机的启动电流，应在电动机启动时将I段保护退出；III段保护定值按可靠躲过正常运行时电动机的负荷电流整定，一般可取（1.31.5）倍的额定电流，III段保护的动作时间的定值应当可靠躲过电动机的启动时间，同时不应超出电动机过负荷运行的允许时间。3) 非终端线路出线开关保护整定I段保护定值按躲过本线路末端最大三相短路电流整定，灵敏度按首端最小两相短路电流校验，要求不低于1.5，若灵敏度不满足要求，应按满足要求的灵敏度进行定值整定；II段保护定值按与下级线路的I段保护配合整定，并在本线路末端最小两相短路故障情况下进行灵敏度校验，要求灵敏度不低于1.5，灵敏度满足要求时，时限设一级时间级差，灵敏度不满足要求时，则II段保护应当与下级线路II段保护配合，同时II段保护时限也要需要下级II段保护取得配合；II段保护的灵敏度仍不满足要求时，则应按满足要求的灵敏度进行定值整定；III段保护定值应按照可靠躲过本线路实际运行中可能出现的最大负荷电流整定，并按本线路末端最小短路故障情况下有不小于1.5灵敏度校验，保护时限应与下级线路的II段或III段保护进行配合，并需要校验对相邻线路的灵敏度。4) 煤矿电网6/10kV线路进线开关：l 若本线路上级出线开关速断保护按“躲过本线路末端故障最大三相短路电流整定”，且满足灵敏度要求（即保证小方式下有一定的保护范围）时：I段保护不设置；II段保护可按与下级线路出线开关I段保护配合整定或按与本线路上级出线开关II段反配合整定，并在本线路末端最小两相短路故障情况下进行灵敏度校验，要求灵敏度不低于1.5，时限设一级时间级差；III段保护定值应按照可靠躲过本线路实际运行中可能出现的最大负荷电流整定，并按本线路末端最小短路故障情况下有不小于1.5灵敏度校验，保护时限应与下级线路的II段或III段保护进行配合，并需要校验对相邻线路的灵敏度。l 若本线路上级出线开关速断保护按“躲过本线路末端故障最大三相短路电流整定”，不满足灵敏度要求（即无法保证小方式下有保护范围）时，为保证灵敏性，本线路上级出线开关按“小方式下母线出口处两相短路有灵敏度整定”（保护范围延伸出线路末端母线），整定为无时限速断，本级进线开关整定：I段保护整定，整定值可以按与本线路上级出线开关保护相同配置或提高灵敏度配置。II段保护可按与下级线路出线开关I段保护配合整定或按与本线路上级出线开关II段反配合整定，并在本线路末端最小两相短路故障情况下进行灵敏度校验，要求灵敏度不低于1.5，时限设一级时间级差；III段保护定值应按照可靠躲过本线路实际运行中可能出现的最大负荷电流整定，并按本线路末端最小短路故障情况下有不小于1.5灵敏度校验，保护时限应与下级线路的II段或III段保护进行配合，并需要校验对相邻线路的灵敏度。2.3. 保护整定方法2.3.1. 相间距离保护(一) 段1) 原则描述：“按躲本线路末端故障整定”。所需参数：可靠系数 默认值：0.8计算公式：变量注解：I段定值线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗2) 原则描述：“躲线末变压器其他侧故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.7计算公式：变量注解：线末变压器的正序阻抗线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗本线对线末变压器的最小助增系数3) 原则描述：“躲分支线路末端故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注解：线路分支线末端故障至保护安装处的最小测量阻抗4) 原则描述：“躲T接变压器其他侧母线故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.7计算公式：变量注解：线末变压器的正序阻抗线路分支线末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线对T接变压器的最小助增系数5) 原则描述：“按与相邻线路电流/电压I段配合”。所需参数：本线路可靠系数，默认值：0.85下一级线路可靠系数， 默认值：0.8计算公式：变量注解： 相邻线路电流电压保护最小保护范围对应的阻抗线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗 本线路对下级线路的助增系数6) 原则描述：“按线路末端故障有灵敏度整定”所需参数：灵敏系数 默认值：1.5计算公式：变量注解：线路末端（包括分支线末）故障至保护安装处的最大测量阻抗7) 原则描述：“与上一级线路相间距离I、II段反配合”。所需参数：本线路可靠系数，默认值：0.8上一级线路可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：上一级线路的距离保护I、段整定阻抗上一级线路的线路正序阻抗上一级线路对本线路的最小助增系数注：如果是“与上一级线路相间距离I段反配合”，则上一级线路I段一定是伸到本线路。8) 原则描述：“按与上一级线路电流/电压I段/II段反配合”。所需参数：配合系数， 默认值：1.2计算公式：变量注解： 上一级线路末端故障至上一级线路保护安装处对应的最小测量阻抗标么值 上一级线路电流/电压I段/II段定值有名值 上一级线路的基准电流 Zj本线路的基准阻抗 系统至上一级线路电流/电压保护安装处之间的最小阻抗标么值（最大运行方式下） Kfz 上一级线路对本线的最大分支系数 9) 原则描述：考虑保护配合及稳定限额计算公式： 变量注解：Z限额(二) 段1) 原则描述：“按线路末端故障有灵敏度整定”。所需参数：灵敏度系数，默认值1.5计算公式： 变量注解：本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗注：的值按线路电压等级与长度自动改变2) 原则描述：“与相邻线路距离保护I段或II段配合。”所需参数：本线路可靠系数默认值：0.8，相邻线路可靠系数默认值：0.8计算公式： 变量注解：相邻线的距离保护I、II段定值相邻线的距离保护I、II段保护的动作时间本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对相邻线路的最小助增系数3) 原则描述：“躲线末变压器其它侧故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.7计算公式： 变量注解：线末变压器正序阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对线末变压器的最小助增系数4) 原则描述：“与线末变压器过流保护配合”所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注解：线末变压器过流保护动作时间线末变压器过流最小保护范围对应的阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗Kz本线路对线末变压器的最小助增系数5) 原则描述：“与相邻线路高频保护配合”。所需参数：本线路可靠系数默认值：0.8，相邻线路可靠系数默认值：0.8计算公式： 变量注解：相邻线路正序阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对相邻线路的最小助增系数6) 原则描述：“按与相邻线路电流/电压保护配合”。所需参数：本线路的可靠系数， 默认值：0.8相邻线路的可靠系数， 默认值：0.85计算公式： 变量注释：相邻线路电流电压II段最小保护范围对应的阻抗 相邻线路电流/电压保护的动作时间本线路末端故障保护安装处最小阻抗本线路对相邻线路的最小助增系数7) 原则描述：“按相邻无保护线路末端有灵敏度整定”。所需参数：灵敏度系数，默认值1.2计算公式： 变量注解： 本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗相邻线路正序阻抗本线路对相邻线路的最大助增系数8) 原则描述：“与上一级线路相间距离II/III段反配合”。所需参数：本线路可靠系数，默认值：0.8，上一级线路可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注解：上一级线路的距离保护II段整定阻抗 上一级线路的距离保护II段的动作时间上一级线路的线路正序阻抗上一级线路对本线路的助增系数注：当与III段配合时，公式相应改变9) 原则描述：“按与上一级电流/电压II段反配合”。所需参数：配合系数，默认值：1.2计算公式： 变量注解： 上一级线路末端故障至上一级线路保护安装处对应的最小测量阻抗标么值 上一级线路电流/电压II段定值有名值 上一级线路电流/电压II段的动作时间 上一级线路的基准电流 Zj本线路的基准阻抗 系统至上一级线路电流/电压保护安装处之间的最小阻抗标么值（最大运行方式下） Kfz 上一级线路对本线的最大分支系数10) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。计算公式： tt.xe变量注解：限额 t.xe时间限额(三) 段1) 原则描述：“躲负荷阻抗”。（1）当距离段为全阻抗起动元件时：所需参数： 能够靠系数， 默认值：0.7计算公式： 变量注解：额定运行电压（线电压）线路最大负荷电流（2）当距离段为方向阻抗起动元件（0接线方式）时：所需参数：可靠系数， 默认值：0.7计算公式： 变量注释：额定运行电压（线电压）线路最大负荷电流负荷阻抗角线路正序阻抗角（3）当距离段为方向阻抗起动元件（-30接线方式）时：所需参数：可靠系数，默认值：0.7。计算公式： 变量注释：额定运行电压（线电压）线路最大负荷电流负荷阻抗角线路正序阻抗角2) 原则描述：“与相邻线距离保护II段/III段配合”。所需参数：本线路可靠系数 ，默认值：0.8相邻线路可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注释：本线路与相邻线路的最小助增系数 本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗 相邻线II段整定的定值 相邻线距离保护II段的动作时间注意：和段配合时，下标要作相应调整。3) 原则描述：“与线末变压器过流保护时间、定值配合”。所需参数：可靠系数， 默认值：0.8计算公式：变量注解：线末变压器过流保护最小保护范围对应的阻抗线末变压器过流保护动作时间助增系数本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗4) 原则描述：“躲线末变压器其它侧母线故障”。所需参数：可靠系数， 默认值：0.8变压器参数，默认0.7计算公式： Zdz Kk * Zcl+ Kb * Kz * Zb 变量注解：额定运行电压（线电压）本线路至线末变压器的最小助增系数本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗 Zb线末变压器等值正序阻抗5) 原则描述：“按与相邻线路电流/电压II、III段配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8相邻线路可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注释：本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗Z相邻线路电流电压II/III段最小保护范围对应的测量阻抗相邻线路电流/电压II、III段保护动作时间本线路对相邻线路的最小助增系数6) 原则描述：“按远后备有灵敏度整定，与相邻线路配合”。所需参数：远后备灵敏系数，默认值：1.2计算公式： 变量注释：本线路对相邻线路的最小助增系数本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗相邻线路的正序阻抗7) 原则描述：“按远后备有灵敏度整定，与线末变压器配合”。所需参数：灵敏度系数，默认值1.2计算公式：变量注释：本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗变压器等值正序阻抗助增系数8) 原则描述：“保本线路灵敏度”。所需参数：灵敏系数，默认值1.5计算公式：ZdzKlm* 变量注释：本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗9) 原则描述：“按与上一级线路相间距离III段反配合整定”。所需参数：本线路可靠系数，默认值：0.8，上一级线路可靠系数，默认值：0.8计算公式： 变量注解：上一级线路的距离保护III段整定阻抗 上一级线路的距离保护III段的动作时间上一级线路的线路正序阻抗上一级线路对本线路的助增系数10) 原则描述：“与上一级电流/电压II/III反配合”。所需参数：配合系数，默认值：1.2计算公式： 变量注解： 上一级线路末端故障至上一级线路保护安装处对应的最小测量阻抗标么值 上一级线路电流/电压II/III段定值有名值 上一级线路电流/电压II/III段的动作时间 上一级线路的基准电流 Zj本线路的基准阻抗 系统至上一级线路电流/电压保护安装处之间的最小阻抗标么值（最大运行方式下） Kfz 上一级线路对本线的最大分支系数11) 原则描述：考虑保护配合及稳定限额。计算公式： tT.xet1.5 （躲过振荡周期）变量注解：限额 t.xe时间限额2.3.2. 接地距离保护(一) 段1）原则描述：“躲本线路末端故障”。所需参数：可靠系数，默认值：0.7计算公式：变量注释：本线路末端接地故障至保护安装处最小测量阻抗2）原则描述：“躲分支线路末端故障”。所需参数：可靠系数，默认值：0.7计算公式： 变量注解：分支线末端接地故障至保护安装处最小测量阻抗3）原则描述：“躲分支变压器其他侧母线故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.7计算公式：变量注解：线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗分支变压器的正序阻抗本线路对分支变压器的正序或零序助增系数的较小者4）原则描述：“躲线末变压器其它侧母线故障”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.7计算公式：变量注解：线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗变压器的正序阻抗本线路对线末变压器的正序或零序助增系数的较小者注意：如果是多级T接，应该做相应变动。5）原则描述：“与下一级接地距离保护配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8。计算公式：变量注解：下一级接地距离保护定值本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对下一级线路的正序或零序助增系数的较小者6）原则描述：“与上一级线路接地距离II段反配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：上一级线路的接地距离保护段整定阻抗上一级线路的线路正序阻抗上一级线路对本线路的正序或零序助增系数的较小者7）原则描述：“考虑限额：满足保护配合及稳定要求”。计算公式：变量注解：限额。(二) 段1）原则描述：“按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定”。所需参数：灵敏度系数，默认值1.5计算公式：变量注解：本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗2）原则描述：“与下一级线路接地距离I/II段配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：下一级线路的接地距离保护段定值本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对下一级线路的正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值下一级线路的接地距离保护段保护动作时间注意：和段配时，公式下标要作相应调整。3）原则描述：“与下一级线路的高频保护配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：下一级线路正序阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对下一级线路的正序与零序助增系数两者中的较小值4）原则描述：“与下一级线路零序电流I/II段配合（只考虑单相接地故障）”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：下一级线路零序电流段保护范围末端对应的正序阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对下级线路的正序与零序助增系数两者中的较小值下一级线路零序电流I/II段保护动作时间注意：和段配时，公式下标要作相应调整。5）原则描述：“躲相邻变压器其他侧母线三相短路”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：相邻变压器正序阻抗本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对相邻变压器最小正序助增系数6）原则描述“躲变压器其他侧（大电流接地系统）母线接地故障”。所需参数：可靠系数， 默认值：0.8计算公式：变量注解：变压器其他侧母线接地故障至保护安装处的最小测量阻抗7）原则描述：“与上一级线路接地距离II/III段反配合”。所需参数：可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：上一级线路的接地距离保护II/段整定阻抗上一级线路的线路正序阻抗。上一级线路对本线路的最小助增系数上一级线路接地距离II/III段保护的时间定值8）原则描述：“考虑限额：满足保护配合及稳定要求”。计算公式：变量注解：Z限额时间限额(三) 段1）原则描述：“按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定”。所需参数：灵敏度系数，默认值1.5计算公式：变量注释：本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗2）原则描述：“与下一级线路接地距离II段或段配合。”所需参数：本线路可靠系数，默认值：0.8计算公式：变量注解：下一级线路的接地距离保护段定值本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗本线路对下一级线路的正序与零序助增系数两者中的较小值下一级线路的接地距离保护II段或段时间定值3）原则描述：“与下一级线路零序、IV段配合（只配时间）”。计算公式： 变量注解：下一级线路零序III、IV段时间定值4）原则描述：“躲变压器其他侧母线三相短路”。所需参数：线路可靠系数，默认值：0.8变压器可靠系数，默认值：0.75计算公式：变量注解：线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗分支变压器的正序阻抗本线路对变压器的最小正序助增系数5）原则描述：“按远后备灵敏度整定，与下一级线路配合”。所需参数：远后备灵敏系数，默认值：1.2计算公式：变量注解：下一级线路的线路正序阻抗线路末端故障至保护安装处的最大测量阻抗本线路对下一级线路的正序与零序助增系数两者中的较小值6）原则描述：“按远后备灵敏度整定，与线末变压器配合”。所需参数：远后备灵敏系数Klm，默认值1.2计算公式：变量注解：本线路保护安装处最大测量阻抗本线路对线末变压器的正序与零序助增系数两者中的较小值线末变压器正序阻抗7）原则描述：“与上一级线路接地距离III段反配合”。所需参数：可靠系数，默认值0.8计算公式：变量注解：上一级线