《牵引站供电线路的继电保护配置及整定计算原则》

ICS29.240

K45

中华人民共和国国家标准

GB/TXXXX—XXXX

牵引站供电线路的

继电保护配置及整定计算原则

Protectionconfigurationandsettingguide

fortransimissionlineoftractionsubstationforelectrifiedrailways

（征求意见稿）

20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施

GB/TXXXX-XXXX

II

GB/TXXXX-XXXX

牵引站供电线路的继电保护配置及整定计算原则

1范围

本标准规定了电气化铁路牵引站供电线路继电保护配置与整定的技术原则。

本标准适用于110kV及以上电压等级电网新建及改扩建电气化铁路的牵引站供电线路，

供电线路型式考虑三相式供电或两相式供电。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本文件的引用而成为本文件的条款。凡是注日期的引用文件，其随

后所有的修改单或修订版均不适用本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本

文件。

GB/T2900.49电工术语电力系统保护

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T15145输电线路保护装置通用技术条件

GB/T18038电气化铁道牵引供电系统微机保护装置通用技术条件

GB/T20840.2互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求

DL/T478继电保护和安全自动装置通用技术条件

DL/T559220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T5843kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程

DL/T866电流互感器和电压互感器选择及计算导则

3术语和定义

GB/T2900.49界定的以及下列术语和定义适用于本标准。

3.1

牵引供电系统tractionpowersupplysystem

牵引供电系统是指由牵引变电所、牵引网和分区所、AT所开闭所等构成的向电力机车

供电的供电系统的总和。

3.2

牵引站供电线路transimissionlineoftractionsubstationforelectrified

railways

牵引站供电线路是指从电网引出到牵引变电所，给牵引供电系统供电的输电线路。

3.3

1

GB/TXXXX-XXXX

两/三相式供电two-phaseorthree-phasepowersupply

两相式供电为牵引变电所正常运行时，牵引变压器（单相接线）一次侧（高压侧）绕组

接入电力系统三相中的两相的供电模式。

三相式供电为牵引变电所正常运行时，牵引变压器一次侧（高压侧）绕组接入电力系统

三相的供电模式。

3.4

折算系数conversionfactor

牵引变压器低压侧短路时,牵引变压器短路阻抗与牵引变压器高压侧保护测量阻抗的比

值。

3.5

和（电）流保护aspecialzero-sequenceprotectionfortractionlinebasedon

sumofthecurrentoftwo-phasetractionline

利用牵引站供电线路两相电流相量和作为反应线路内部单相接地故障的一种特殊零序保

护。

4总则

4.1本标准是牵引站供电线路继电保护配置及整定应遵守的基本原则、方法和要求，其他

未明确的整定原则按照DL/T559、DL/T584等相关规程规定执行规定执行。

4.2牵引站作为大用户站，是电网的组成部分，其安全运行关系到电网稳定，牵引站供电

线路的保护配置及整定应以保证电网安全稳定运行和牵引站可靠供电为根本目标，满足所接

入电网安全稳定要求，同时考虑牵引站可靠运行需要。

4.3牵引站规划设计阶段应做好一、二次设备选型的协调，站内主接线方式、电流互感器

（CT）配置等选择应充分考虑继电保护的适应性，避免出现特殊接线方式增加继电保护配置

及整定难度。

4.4继电保护的配置应满足工程投产初期的运行要求，并考虑终期运行要求。

4.5220kV及以上电压等级电力设备应配置双重化保护，继电保护双重化包括保护装置的

双重化以及与实现保护功能有关回路的双重化。

4.6220kV及以上电压等级牵引站供电线路及牵引变压器保护采用近后备原则。

4.7110kV牵引站供电线路及牵引变压器保护宜采用远后备方式，即当主保护或断路器拒

动时，由相邻电力设备或线路的保护实现后备。

4.8牵引站供电线路牵引站侧保护的配置与整定应与系统侧继电保护配置与整定相协调。

4.9牵引站供电线路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，后备保护配合存在困难时，允许不完全配合。

4.10继电保护装置能否作为电网的主要稳定措施，与系统运行方式的安排密切相关。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牵引站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。

2

GB/TXXXX-XXXX

4.11应根据系统短路容量、故障暂态特性合理选择电流互感器的容量、变比和特性，满足

保护装置运行、整定和可靠性的要求。

4.12保护用互感器性能应符合GB/T20840.2及DL/T866要求，其配置应避免使保护出现

死区。差动保护用电流互感器的相关特性宜一致。

4.13牵引站供电线路投产前，站内应具备条件满足用一次电流和工作电压对线路保护用电

流、电压进行相位检验和判定的要求。

5牵引站供电线路继电保护配置原则

5.1牵引站供电线路的继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。

5.2保护配置、设备规范及二次回路应满足GB/T14285、DL/T478和反事故措施的要求。

5.3应选用技术成熟、性能可靠、质量优良、有成熟运行经验的主后一体的微机继电保护

装置，满足GB/T15145、GB/T18038的要求。

5.4220kV及以上电压等级牵引站供电线路应按以下原则实现主保护双重化：

a)配置两套完整、独立的全线速动保护；

b)每套全线速动保护的交流电流、电压回路，直流电源相互独立；

c)每套全线速动保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈；

d)每套全线速动保护应分别使用互相独立的远方信号传输设备；

5.5牵引站供电线路的继电保护装置应充分考虑电气化铁路供电产生的不对称分量、冲击

负荷、谐波分量等的影响，并采取可靠有效的防止保护不正确动作、防止保护频繁启动等的

措施。

5.6线路两侧纵联保护型号、版本原则上应一致。

5.7220kV及以上电压等级牵引站内高压电流互感器二次绕组配置上应满足接入双套纵联

分相电流差动保护需要。

5.8对于牵引站内多分支接线，线路分相电流差动保护须接入各分支电流，各分支电流互

感器特性、变比应一致。

5.9220kV及以上电压等级线路应按双重化要求实现远跳功能。如存在过电压问题时，应

按双重化要求配置两套过电压及远方跳闸就地判别装置。

5.10220kV及以上电压等级牵引站供电线路应配置适应负荷波动特性的双套纵联保护，具

备光纤通道时优先采用分相光纤电流差动保护。

5.11110kV牵引站供电线路，一般为三相式供电模式，应配置三段式相间及接地距离、四

段零序过流保护、两段PT断线相过流保护。

5.12具备光纤通道的110kV线路，可配置一套分相光纤电流差动保护。

5.13对于线变组接线的110kV短线路、同杆架设的110kV线路、电缆线路应配置一套分相

光纤电流差动保护。

3

GB/TXXXX-XXXX

6牵引站供电线路继电保护整定原则

6.1一般规定

6.1.1电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围相一致，牵引站供电线路配置有纵联保

护时，牵引站侧线路保护装置定值整定由电网与铁路进行协商并以书面形式明确。

6.1.2如果由于电网运行方式、装置性能等原因，整定计算不能兼顾速动性、选择性和灵

敏性要求时，应在整定时合理进行取舍，并遵循“局部电网服从整个电网；下一级电网服从

上一级电网；局部问题自行处理和尽量照顾局部电网和下级电网需要”的原则。

6.1.3继电保护整定计算以常见运行方式为依据，即考虑被保护设备相邻近的一回线或一

个元件检修的正常运行方式。条件允许时，对出线较多的厂站可兼顾相邻的两个元件同时停

运的情况。

6.1.4继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求。当灵敏性与选择性难以兼顾

时，应首先考虑以保证灵敏度为主，防止保护拒动。

6.1.5牵引站牵引变压器故障切除时间，应满足电网上一级电压系统继电保护部门按系统

稳定要求和继电保护整定配合需要提出的整定限额要求。

6.1.6牵引站新建、扩建或改建工程中，铁路部门应根据工程项目建设进度按规定时间（新

建、扩建工程投产前3个月，改建工程投产前1个月）向电网继电保护部门以书面格式提交

牵引站供电线路重合闸方式、时间要求、牵引站接线图、运行方式、最大负荷电流、站内保

护配置情况及牵引变短路阻抗、接线型式等资料。牵引站内除牵引变外，还配置有其他类型

变压器时，铁路部门亦应提供相关资料。

6.1.7铁路部门提供的牵引站最大负荷电流，应按远景规划供电范围内可能的最大负荷考

虑（如多辆机车同时经过牵引变供电范围时的情况）。电网继电保护部门在收齐整定计算资

料后在工程投产前以书面形式向铁路部门提供定值限额，铁路部门应严格执行定值限额要

求。

6.1.8电网继电保护部门应将重合闸时间以及可能需要配合的上级备自投时间以书面形式

提供给铁路部门，由铁路部门核算站内备自投时间。

6.1.9电网继电保护部门应将因保护范围伸入牵引变压器可能导致的风险以书面形式告知

铁路部门。

6.1.10电网继电保护部门应将归算至牵引站供电线路电网侧母线的系统等值阻抗以书面

形式提供给铁路部门，供铁路部门计算校核牵引站内保护定值。

6.1.11整定计算所需的牵引站供电线路、牵引变压器参数应采用实测值。对于两相供电模

式，两相线路参数转化为正序、零序参数参见附录C。牵引变压器低压侧短路故障时，短路

电流计算与常规电网三相变压器存在较大区别，具体参见附录D。

6.2具体原则

6.2.1保护启动及分相电流差动保护

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GB/TXXXX-XXXX

6.2.1.1由于电气化铁路负荷波动较剧烈，在满足灵敏度的要求下牵引站供电线路保护的

启动电流取值可以适当抬高，启动一次值两侧应一致。

6.2.1.2电流变化量启动值按保护范围末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定,且躲

过正常最大负荷波动电流整定，启动一次值两侧应一致。

6.2.1.3和（零）流启动值按保护范围末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定，且躲

过正常最大负荷时的不平衡电流。和（零）流启动值取值不应大于零序保护末段定值。

6.2.1.4分相光纤电流差动定值按保本线路末端发生金属性短路故障有灵敏度整定，且躲

过线路正常最大负荷时不平衡电流、线路最大稳态电容电流。差动电流定值两侧一次值应取

一致。零序差动电流按保证高阻接地故障有灵敏度整定，取一次值不大于480A。

6.2.1.5CT断线差动定值按躲过正常最大负荷电流整定。

6.2.2距离保护

6.2.2.1为简化计算，相间距离保护可与接地距离保护定值取相同牵引站作为负荷终端，

牵引站侧线路保护距离保护功能一般可退出。

6.2.2.2220kV及以上电压等级线路距离保护

6.2.2.2.1距离Ⅰ段定值按可靠躲过本线路对侧母线故障整定。为防止超越，短线路保护范

围很小时可退出距离I段。

6.2.2.2.2变化量距离或快速距离保护定值按不大于距离Ⅰ段定值整定。

6.2.2.2.3距离Ⅱ段定值按本线路末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定。

6.2.2.2.4距离Ⅱ段保护范围一般不应超过相邻牵引变压器的其它侧母线。定值按躲牵引变

压器低压侧母线短路整定：

ZDZⅡ≤KK×ZL+KT×ZT/k（1）

式中：

KK——可靠系数，取0.7~0.8；

KT——变压器计算用可靠系数，取不大于0.7；

ZL——线路正序阻抗值；

ZT——牵引变压器短路阻抗值；

k——折算系数，根据牵引变接线形式确定，具体见附录D。

6.2.2.2.5距离Ⅱ段应满足与相邻上一级设备距离保护之间的配合关系。

6.2.2.2.6距离Ⅱ段时间取值，根据牵引站内设备及其供电线路的保护配置分以下三种情况

整定：

a)牵引站供电线路、牵引站内母线、牵引站内变压器配置两套主保护，无保护死区，

牵引站内220kV断路器具备失灵及远跳功能，牵引站供电线路纵联保护可靠投入。

b)牵引站供电线路、牵引站内母线、牵引站内变压器配置两套主保护，无保护死区，

牵引站内220kV断路器不具备失灵及远跳功能，牵引站供电线路纵联保护可靠投

入。

c)其他情况。如：牵引站供电线路未配置纵联保护；牵引站供电线路配置了分相电路

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GB/TXXXX-XXXX

差动保护但由于牵引站侧铁路方面分相电流差动保护未可靠投入；牵引站内有母线

但未配置母差保护等。

对于情况a，距离Ⅱ段不需作为全线速动主保护，时间按与全线速动主保护及失灵保护

时间配合取值，并同时满足上级电网的限值要求。

对于情况b，距离Ⅱ段不需作为全线速动主保护，时间按考虑相邻断路器拒动情况下快

速切除故障的需求取值。

对于情况c，距离Ⅱ段作为保系统稳定的快速保护，时间取不大于“系统稳定要求的极

限切除时间-开关动作时间”。

6.2.2.2.7距离III段按保护范围末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，同时躲线路最大负

荷电流对应的最小负荷阻抗，且满足与相邻上下级保护配合关系。

6.2.2.2.8对于两相式供电模式，计算最小负荷阻抗时，最小负荷阻抗计算结果应考虑在常

规线路计算结果基础上乘0.866系数（即线电压除以2倍负荷电流）。

6.2.2.2.9对牵引变提出定值限额，要求所供牵引变高压侧过流末段时间与距离Ⅲ段动作时

间满足配合关系。

6.2.2.3110kV线路距离保护

6.2.2.3.1若距离Ⅰ段时间可整定，距离Ⅰ段按保护范围末端发生金属性短路故障有足够

灵敏度整定，同时躲过牵引变压器其他侧故障，且满足与上级线路距离Ⅱ段的配合关系。躲

牵引变压器其它侧故障时，应根据牵引变接线形式确定牵引变短路阻抗的折算系数。

6.2.2.3.2若距离Ⅰ段时间不可整定，距离Ⅰ段按可靠躲过本线路末端发生金属性短路故

障整定。

6.2.2.3.3距离Ⅱ段按躲过牵引变压器其他侧金属性短路故障整定，同时满足与上一级设备

保护的配合关系。躲牵引变压器其他侧故障时，应根据牵引变接线形式确定牵引变短路阻抗

的折算系数。

6.2.2.3.4距离Ⅲ段按躲本线路正常最大负荷电流对应的最小负荷阻抗整定；同时保相邻牵

引变压器低压侧金属性短路故障有灵敏度，灵敏系数不小于1.2，应根据牵引变接线形式确

定牵引变短路阻抗的折算系数；并考虑与相邻上级线路距离Ⅲ段配合。当距离Ⅲ段定值“躲

最小负荷阻抗、保相邻牵引变压器低压侧故障有灵敏度”无法兼顾时，应确保可靠躲过最小

负荷阻抗。

6.2.2.3.5对牵引变提出定值限额，要求所供牵引变高压侧过流末段时间与距离Ⅲ段动作时

间满足配合关系。

6.2.3零序（和流）电流保护

6.2.3.1零序（和流）电流保护整定基本原则

三相式供电模式的牵引站供电线路一般配置两段或四段零序电流保护，作为接地距离保

护的补充。

两相式供电模式的牵引站供电线路一般配置两段和流保护，用作切除线路接地故障。

为了提高可靠性，除了在采用方向元件后能显著改善保护性能外，对各段零序（和流）

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GB/TXXXX-XXXX

电流保护，不经过方向元件能够保证选择性时，则不应经方向元件控制。

牵引站侧可能有接地点时，需校核零序保护定值是否躲过相邻上级线路非全相时流过本

线路的零序电流。

牵引站作为负荷终端，因此牵引站侧距离保护、零序保护功能一般可退出。

6.2.3.2220kV及以上电压等级线路零序（和流）电流保护

220kV及以上电压等级线路一般采用两段式零序（和流）电流保护，第一段—灵敏度段，

即：零序（和流）Ⅱ段（四段式的Ⅲ段），第二段—高阻段，即：零序（和流）Ⅲ段（四段

式的Ⅳ段）。

6.2.3.3零序（和流）灵敏度段

6.2.3.3.1按本线路末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定。

6.2.3.3.2按与相邻上级设备零序保护反配整定。

6.2.3.3.3若为两相式供电模式，未配置接地距离保护或接地距离保护退出时，零序(和流)

保护还应考虑与相邻上级设备接地距离保护反配。即：按保相邻上级设备接地距离保护伸入

牵引站供电线路的保护范围末端故障有不小于1.1的灵敏度整定。保护范围末端故障可采用

模拟线路末端故障等效，模拟线路的正序阻抗值采用Zbhl，零序阻抗值按相邻上级设备距离

保护零序补偿系数进行折算。分为下述几种情况：

a)相邻上级设备为500kV变压器时，按与相邻上级500kV主变接地阻抗保护反配整

定。具体方法如下：

1)按与500kV主变高压侧接地阻抗保护（指向变压器）Ⅱ段反配整定，保护范

围计算公式如下：

Zbhl=K（KZDZ-KTZt）/KZ（2）

式中：

KK——可靠系数，一般取1.25；

KT——变压器计算用可靠系数，一般取0.7；

Zbhl——相邻上级主变高压侧接地阻抗保护伸入牵引站供电线路的保护范围；

Zt——相邻上级主变高、中压侧阻抗和折算至中压侧值；

ZDZ——相邻上级主变高压侧接地阻抗保护（指向变压器）Ⅱ段定值折算至中压

侧阻抗值；

KZ——助增系数，取正序、零序助增系数中较小值。

2)按与500kV变压器中压侧接地阻抗保护反配整定，保护范围计算公式如下：

Zbhl=KKZDZ/KZ（3）

式中：

KK——可靠系数，一般取1.25；

Zbhl——相邻上级主变中压侧接地阻抗保护伸入牵引站供电线路的保护范围；

ZDZ——相邻上级主变中压侧接地阻抗保护指向母线定值的较大值（含反偏定

值）；

KZ——助增系数，取正序、零序助增系数中较小值。

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GB/TXXXX-XXXX

b)相邻上级设备为220kV线路时，保护范围计算公式如下：

Zbhl=（Z´DZⅡ/KK-Z´L）/KZ（4）

式中：

Zbhl——相邻上级线路接地距离Ⅱ段伸入牵引站供电线路的保护范围；

Z´DZⅡ——相邻上级线路接地距离Ⅱ段阻抗定值；

KK——可靠系数，取0.7～0.8；

KZ——助增系数，取正序、零序助增系数中较小值；

Z´L——相邻上级线路正序阻抗值。

6.2.3.3.4时间取值原则

对于6.2.2.2.6中的情况a，零序（和流）灵敏度段不需作为全线速动主保护，

时间按与全线速动主保护及失灵保护时间配合取值，，并同时满足上级电网的限值要

求。

对于6.2.2.2.6中的情况b，零序（和流）灵敏度段不需作为全线速动主保护，

时间按考虑相邻断路器拒动情况下快速切除故障的需求取值。

对于6.2.2.2.6中的情况c，零序（和流）灵敏度段作为保系统稳定的快速保护，

时间取不大于“系统稳定要求的极限切除时间-开关动作时间”。

6.2.3.4零序（和流）高阻段

6.2.3.4.1电流定值取值原则：

a)按躲正常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有灵敏度，定值一次值应不大于300A。

6.2.3.4.2时间取值原则：

a)与相邻上级500kV变压器公共绕组零序过流定时限段、220kV变压器220kV侧零

序过流Ⅱ段、220kV线路零序Ⅲ段（四段式的IV段）动作时间反配。若为两相式

供电模式，未配置接地距离保护或接地距离保护退出时，还应同时评估上级220kV

线路接地距离Ⅲ段保护越级的风险，视保护范围考虑与其动作时间反配。

b)牵引站站内有变压器中性点直接接地运行时，应评估相邻上级线路单相重合闸、三

相不一致运行期间本线路误动的风险，必要时考虑与其配合。

6.2.3.4.3对牵引变提出定值限额，要求所供牵引变高压侧过流末段时间与零序（和流）高

阻段动作时间满足配合关系。

6.2.3.5110kV线路零序电流保护

6.2.3.5.1零序电流Ⅰ段

a)零序电流Ⅰ段时间可整定时，按保护范围末端发生金属性短路故障有灵敏度整定，

同时满足与相邻上级线路零序电流Ⅱ段的配合关系；

b)零序电流Ⅰ段时间不可整定时，可将Ⅰ段退出。

6.2.3.5.2零序电流Ⅱ段

零序Ⅱ段电流定值按综合考虑“保护范围末端发生金属性短路故障有灵敏度、与相邻上

级设备零序电流保护反配”原则整定。零序I段退出时，时间可取0.15~0.3s。

6.2.3.5.3零序电流Ⅲ段

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GB/TXXXX-XXXX

零序电流III段作为灵敏度段，按保护范围末端发生金属性短路故障有灵敏度整定，同

时满足与上级线路零序保护的配合关系。

6.2.3.5.4零序电流Ⅳ段

a)零序Ⅳ段电流定值应考虑线路经高阻接地故障有灵敏度整定，取一次值不大于

300A，同时满足与上级设备零序末段保护的配合关系。

b)对牵引变提出定值限额，要求所供牵引变高压侧过流末段时间与零序电流Ⅳ段动作

时间配合。

6.2.4PT断线过流保护

6.2.4.1基本原则

PT断线相过流保护和PT断线零序过流保护正常运行时退出，在PT断线时应自动投入。

6.2.4.2220kV及以上电压等级线路PT断线过流保护

6.2.4.2.1PT断线相过流：

a)按躲过正常最大负荷电流整定

IDZ≥KK×K×If（5）

式中：

IDZ——PT断线相过流定值；

KK——可靠系数，取1.3；

K——线型系数，架空线K=1.1，电缆K=1；

If——铁路部门提供的牵引站供电线路最大负荷电流。

b)按保线末故障有灵敏度整定

IDZ≤Ik.min/Klm（6）

式中：

Ik.min——线末两相短路故障最小短路电流；

Klm——灵敏系数，取值如下：

1)50km以下线路，不小于1.45；

2)50km～100km线路，不小于1.4；

3)100km~150km线路，不小于1.35；

4)150km~200km线路，不小于1.3；

5)200km以上线路，不小于1.25。

c)按躲牵引变压器低压侧故障整定

IDZ≥KK×Ik.max（7）

式中：

KK——可靠系数，取1.3～1.5。

Ik.max——牵引变压器低压侧最大三相短路电流，具体计算公式见附录D。

d)对于6.2.2.2.6中的情况c，若PT断线相过流时间定值不能满足系统稳定切除要求

时，取不大于“系统稳定要求的极限切除时间-开关动作时间”。

6.2.4.2.2PT断线零序过流：

9

GB/TXXXX-XXXX

a)PT断线零序过流电流定值取零序（和流）高阻段定值。

b)PT断线零序过流时间取与PT断线相过流时间一致。

6.2.4.3110kV线路PT断线相过流保护

6.2.4.3.1线路配置有分相电流差动保护

a)PT断线相过流Ⅰ段退出；

b)PT断线相过流Ⅱ段：

1)按躲正常最大负荷电流整定

IDZⅡ≥KK×K×If（8）

式中：

IDZⅡ——PT断线相过流Ⅱ段定值；

KK——可靠系数，取1.3；

K——线型系数，架空线取1.1，电缆线路取1；

If——铁路部门提供的牵引站供电线路最大负荷电流。

2)需校核牵引变压器低压侧故障的灵敏度

Klm=Ik.min/IDZⅡ（9）

式中：

Klm——灵敏系数，要求不小于1.2；

IDZⅡ——PT断线相过流Ⅱ段定值；

Ik.min——牵引变压器低压侧故障最小短路电流，计算公式见附录D。

3)时间一般可取本线路距离Ⅲ段时间。

c)若PT断线相过流只有一段，定值整定原则同PT断线相过流Ⅱ段。

6.2.4.3.2线路未配置分相电流差动保护

a)PT断线相过流Ⅰ段：

1)按与相邻上级距离保护反配整定

IDZⅠ≤(3Ex/2)/[(ZDZ-KK×Z´L)/(KK×KZ)+Zxt.max]（10）

式中：

IDZⅠ——PT断线相过流Ⅰ段定值；

Ex——系统运行相电势；

ZDZ——相邻上级线路保灵敏度段或变压器中压侧距离保护动作阻抗；

KK——可靠系数，取0.8；

Z´L——相邻上级线路正序阻抗；

KZ——助增系数，取正序、零序助增系数中较小值；

Zxt.max——保护安装处最大等值阻抗。

2)若相邻上级设备未配置距离保护，按与相邻上级过流保护反配整定

IDZⅠ≤I´DZⅠ/（KK×Kfz）（11）

式中：

Kk——可靠系数，取1.1；

Kfz——最大分支系数；

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GB/TXXXX-XXXX

I´DZⅠ——相邻上级线路保灵敏度段或相邻上级220kV变压器中压侧过流Ⅰ段保

护定值。

3)按保线末故障有灵敏度整定

IDZⅠ≤Ik.min/Klm（12）

式中：

Ik.min——线末故障最小短路电流；

Klm——灵敏系数，取值如下：

a）20km以下线路，不小于1.5；

b）20km～50km线路，不小于1.4；

c）50km以上线路，不小于1.3。

4)按躲牵引变压器低压侧故障整定

IDZⅠ≥Kk×Ik.max（13）

式中：

Kk——可靠系数，取1.3～1.5；

Ik.max——牵引变压器低压侧最大三相短路电流，，计算公式见附录D。

考虑与相邻上级线路配合、保证全线有灵敏度与躲牵引变压器低压侧无法兼顾

时，应按与相邻上级线路配合、保证全线有灵敏度取值，对牵引变保护提出定值限

额要求。

5)时间一般可取本线路距离保护保全线有灵敏度段时间。

b)PT断线相过流Ⅱ段：

1)按躲正常最大负荷电流整定

IDZⅡ≥Kk×Kx×If（14）

式中：

IDZⅡ——PT断线相过流Ⅱ段定值；

Kk——可靠系数，取1.3；

Kx——线型系数，架空线取1.1，电缆线路取1；

If——铁路部门提供的牵引站供电线路最大负荷电流。

2)需校验所供牵引变压器低压侧灵敏度，灵敏系数不小于1.2。

3)时间一般可取本线路距离Ⅲ段时间。

c)若PT断线相过流只有一段，定值整定原则同PT断线相过流I段。

6.2.5重合闸

6.2.5.1重合闸方式考虑供电可靠性和设备安全，应综合考虑铁路部门及电网运行方式专

业的要求，由铁路部门与电网共同协商确定。

6.2.5.2当投入重合闸功能时，重合闸整定原则如下：

a)宜采用三相重合闸或特殊重合闸（单相故障跳三相，三相重合；多相故障跳三相不

重合）方式。

b)重合闸不会造成非同期时，投“不检定”方式。

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c)220kV及以上电压等级线路配置有纵联保护时，延时段后备保护宜闭锁重合闸。

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GB/TXXXX-XXXX

附录A

（资料性附录）

牵引站典型主接线

图A.1V/X接线三相式供电牵引站典型主接线(线变组)

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GB/TXXXX-XXXX

图A.2V/X接线三相式供电牵引站典型主接线（外桥）

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图A.3V/V接线三相式供电牵引站典型主接线(线变组)

15

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图A.4V/V接线三相式供电牵引站典型主接线（外桥）

16

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图A.5两相式供电牵引站典型主接线(线变组)

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GB/TXXXX-XXXX

图A.6两相式供电牵引站典型主接线（外桥）

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GB/TXXXX-XXXX

附录B

（资料性附录）

典型牵引变类型

图B.1单相变压器

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图B.2V/V接线变压器（公共相为C相）

图B.3V/X接线变压器（公共相为B相）

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GB/TXXXX-XXXX

附录C

（资料性附录）

两相输电线路参数

如图C.1所示，描述两相线路参数有两个，一是每相线路的自阻抗ZS，另一个是两相

线路之间的互阻抗Zm。分别用正序阻抗Z1、零序阻抗Z0描述三相输电线路参数，则可按

照如下公式等效转化为三相输电参数：

Z1ZSZmZ0ZS2Zm

图C.1两相输电线路参数

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GB/TXXXX-XXXX

附录D

（资料性附录）

牵引变故障计算

表D.1不同牵引变压器接线形式对应的折算系数及短路电流计算公式

供电形式两相供电三相供电

单相（）接法

牵引变压器接线型式V/VV/X

牵引变压器牵引变压器

测量阻抗折算系数k（最

小值）23

测量阻抗折算系数k（最

大值）21

电网侧计算公式

（最小短路电流）3EX/（2（ZL+Zs.max+ZT）3EX/2（ZL+Zs.max+ZT）

电网侧计算公式

EX/（ZL+Zs.min+ZT/3）

（最大短路电流）3EX/（2（ZL+Zs.min+ZT）

注：

EX——系统基准相电压；

ZL——牵引供电线路正序阻抗；

Zs.max——为等值到牵引线路电源侧母线的最小运行方式下的系统最大等值正序阻抗；

Zs.min——为等值到牵引线路电源侧母线的最大运行方式下的系统最小等值正序阻抗；

ZT——为牵引变压器换算至高压侧的短路阻抗。由于牵引变压器低压侧不同短路类型或者由于每相容

量不同（不等容变压器）对应的短路阻抗不同时，计算测量阻抗最小值及最大短路电流时应取各

相中各短路类型对应短路阻抗中的最小值；计算测量阻抗最大值及最大短路电流时应取各相中各

短路类型对应短路阻抗中的最大值。

典型牵引变压器低压侧短路时等值模型及故障计算具体如下：

d)两相式供电单相牵引变压器

图D.1两相式供电等值模型

牵引变低压侧短路时,图D.1中跨接的牵引变压器的阻抗即为单相牵引变压器的短路

阻抗。

由图D.1可知电网侧短路电流为：

IAICUAC/(2Z1ZT)3EX/2(Z1ZGZT/2)（D.1）

式中：

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GB/TXXXX-XXXX

——为归算到牵引供电线路电源侧母线的系统等值正序阻抗；

ZG

，线路自阻抗，两相线路之间的互阻抗；

Z1ZSZmZSZm

其余符号与表D.1中意义相同。

电网侧AC相间测量阻抗为：

ZACUAC/(2IA)Z1ZT/2（D.2）

e)三相式供电V/V（V/X）接线牵引变压器

图D.2V/V接线牵引变压器三相式供电等值模型（公共相为C相）

根据V/V接线牵引变压器低压侧四种短路类型（abc三相短路、ab、bc、ac三种两相短

路）的短路电流计算和分析，其短路电流计算公式总结如表D.2所示（实用计算中不考虑相

角，只考虑绝对值的大小）。

表D.2V/V接线牵引变压器低压侧各种类型短路时的短路电流计算公式

牵引变低压侧公共相与非公共相的两相短非公共相的两相短路（ab

abc三相短路

短路类型路(ac、bc短路)短路）

电网侧短路电流

EX/（ZL+Zs+ZT/3）

计算公式3EX/（2ZL+2Zs+ZT）3EX/2（ZL+Zs+ZT）

注1：表中abc三相短路时短路电流计算公式为短路电流最大的公共相（即C相）电流计算公式。

注2：表中符号与表D.1中意义相同。

根据短路电路计算和分析结果可得牵引变压器低压侧各种短路类型时的牵引供电线路

电源侧的测量阻抗，如表D.3所示。

表D.3V/V接线牵引变压器低压侧各种类型短路时的测量阻抗

牵引变低压侧公共相与非公共相的两相短非公共相的两相短路（ab

abc三相短路

短路类型路(ac短路)短路）

ZmA>ZL+ZT/3>ZL+ZT/2>ZL+ZT

测量阻抗

ZmBZL+ZT/3>ZL+ZT/2

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GB/TXXXX-XXXX

ZmC>ZL+ZT/3>ZL+ZT

ZmAB与系统阻抗有关ZL+ZT/2>ZL+ZT

ZmBC与系统阻抗有关>ZL+ZT/2>ZL+ZT

ZmCAZL+ZT>ZL+ZT/2ZL+ZT

注：表中符号与表D.1中意义相同。

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若Zs+ZL<<ZT，则ZmAB、ZmBC<ZL+则约等于ZL+。因此为计算方便，V/V接线

牵引变压器低压侧短路时的牵引供电线路电源侧的测量阻抗最小值取为ZL+ZT/3，即牵引变

压器短路阻抗折算系数为1/3，最大