第一篇：5.0.14.继保技术-南方电网地区电网继电保护整定原则(调度通信中心2009.3)
中国南方电网地区电网继电保护
整定原则（试行）
中国南方电网电力调度通信中心 2009年03月
目
次 范围.......................................................................................................................................................1 2 规范性引用文件..................................................................................................................................1 3 术语与定义..........................................................................................................................................1 3.1 3.2 配合..................................................................................................................................1 重合闸整定时间tz.........................................................................................................1 4 整定计算的有关要求.........................................................................................................................2 4.1 4.2 4.3 4.4 对电网接线的要求..........................................................................................................2 对调度运行方式的要求..................................................................................................2 对保护配置的要求..........................................................................................................3 对联网地区电源的要求..................................................................................................5 5 继电保护整定的规定.........................................................................................................................5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5
一般规定..........................................................................................................................5 线路保护..........................................................................................................................8 母线和断路器失灵保护................................................................................................26 变压器保护....................................................................................................................27 35KV及以下保护.........................................................................................................36
中国南方电网地区电网继电保护整定原则 范围
1.1 本整定原则规定了南方电网地区电网继电保护运行整定的原则、方法和具体要求。1.2 本整定原则适用于南方电网3kV～110kV电网的线路、母线、变压器、并联电容器、并联电抗器、站用变和220kV终端线路、220kV变压器的继电保护运行整定。
1.3 本整定原则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管理和运行维护的单位。有关规划设计、研究制造、安装调试单位及部门亦应遵守本规定。
1.4 本整定原则以微机型继电保护和安全自动装置为主要对象，对于非微机型装置可参照执行。
1.5 本整定原则由中国南方电网电力调度通信中心（以下简称总调）负责组织编制、修订和解释。
规范性引用文件
下列文件中的条款通过本整定原则的引用而成为本整定原则的条款。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整定原则，然而，鼓励根据本整定原则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整定原则。
DL/T 584－2007 3 kV～110kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 559－2007 220 kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T 684－1999 大型发电机变压器继电保护整定计算导则 GB/T-14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
调继[2007]7号 中国南方电网220kV-500kV系统继电保护整定原则 术语与定义 3.1 配合
电力系统中的保护互相之间应进行配合。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。根据配合的实际情况，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
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
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
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。
3.2 重合闸整定时间tz
指从断路器主触点断开故障到断路器收到合闸脉冲的时间，因此，实际的线路断电时间应为tz加上断路器固有合闸时间tk。
第 1 页 整定计算的有关要求 4.1 对电网接线的要求
合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，继电保护装置能否积极发挥作用，与电网结构及电力设备的布置是否合理有密切关系，必须把它们作为一个有机整体统筹考虑，全面安排。电网规划部门不能仅考虑经济性使得继电保护配置、二次回路等复杂化来提高运行的可靠性。对严重影响继电保护装置保护性能的电网结构和电力设备的布置，应限制使用，下列问题应综合考虑：
4.1.1 宜采用环网布置，开环运行的方式。
4.1.2 110kV电网宜采用双回链或双回辐射式接线，链接变电站数不宜超过2～3个，避免短线路成串成环的接线方式。向多处供电的单电源终端线路，宜采用T接的方式接入供电变压器。以自动重合闸和备用电源自动投入等手段来提高供电可靠性。4.1.3 电网规划部门应及时提供电网近、中期发展规划与接线，以便整定计算部门编制或修订继电保护整定方案。
4.1.4 电力工程的设计工作中，也应包括必要的继电保护整定计算工作，主要目的是论证继电保护装置选型和保护方案配置的正确性，甚至是电网接线的合理性。4.2 对调度运行方式的要求
4.2.1 继电保护能否保证电网安全稳定运行，与调度运行方式密切相关。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选择性、灵敏性和速动性的要求时，则应限制此类运行方式。在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：
a 注意保持电网中各变电站变压器接地方式相对稳定。
b 避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备（线路、变压器），当两个厂、所的母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。
c 在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的安全和地区电网重要用户供电。d 避免采用多级串供的终端运行方式。
e 避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。f 不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。
4.2.2 调度运行部门应及时提供系统运行方式书面资料，作为继电保护整定计算的依据。4.2.3 因部分继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：
1)酌情改变电网运行方式和调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网安全稳定运行的要求。
2)临时改变继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按下列要求进行合理的取舍。
a 地区电网服从主系统电网； b 下一级电网服从上一级电网； c 局部问题自行消化；
d 尽可能照顾地区电网和下一级电网的需要； e 保护电力设备的安全； f 保重要用户供电。
第 2 页 4.2.4 对于正常配置全线速动保护的线路，因通道检修或因其它原因导致全线速动保护退出运行时，而在当时的运行方式下，必须依靠线路全线速动保护动作才能保证系统稳定运行，应采取下列措施：
a 积极检修，尽快使全线速动保护恢复运行。b 调整电网接线和运行方式，使线路后备保护的动作时间能满足电网安全稳定运行的要求。
c 考虑距离保护相继动作能满足电网安全稳定运行的要求。在采取上述措施后，仍无法保证电网稳定运行时，可临时缩短对全线路有灵敏度的线路后备保护动作时间，并考虑由此造成的无选择性跳闸情况对电网运行的影响，应备案说明。4.3 对保护配置的要求
4.3.1 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。4.3.2 线路保护 1)220kV终端线路
a 双侧电源线路应配置双重化的主、后备一体化的微机型线路保护装置。单侧电源单回终端线路，若无成环可能，且不考虑采用单相重合闸时，可不配置纵联保护，但应在电源侧配置两套独立、完整的阶段式保护，非电源侧可不配置线路保护。旁路开关应配置一套完整的线路保护。
b 具备光纤通道的线路，纵联保护优先采用电流差动保护。有旁路代路需求时，宜配置一套电流差动和一套具有分相命令的纵联保护。c 输电线路两套纵联保护的通道路由应相互独立，不能因其中一个通道路由故障，使线路同时失去两套主保护。
d 线路两侧的保护应采用相同的型号和版本。
e 后备保护一般包括三段相间距离、三段接地距离和两（或四）段零序电流保护。f 220kV线路均应配置自动重合闸。重合闸功能宜包含在线路保护中。g 分相操作机构断路器本体应具备三相不一致功能，并投入使用。
2)110kV线路一般应配置一套完整、独立的阶段式保护，包括三段相间和接地距离保护、两段TV断线过流保护和两（或四）段零序方向过流保护，光纤通道的电流差动保护视具体要求而定：
a 110kV双侧电源线路符合下列条件之一时，应装设一套全线速动保护：
根据系统稳定要求有必要时； 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），且其它保护不能无时限和有选择地切除故障时； 如电力网的某些主要线路采用全线速动保护后，不仅能改善本线路保护性能，而且能够改善整个电网保护的性能。
b 对多级串联或采用电缆的单侧电源线路，为满足快速性和选择性的要求，可装设全线速动保护作为主保护。
c 对于长度不超过8km的短线路、同杆架设的双回线应装设一套光纤电流差动保护。4.3.3 母线保护
a 对发电厂和变电站的35kV～110kV电压的母线，在下列情况下应装设专用的母线保护： 220kV变电站的110kV母线； 110kV双母线；
第 3 页 110kV单母线的重要发电厂或110kV以上重要变电站的35kV～66kV母线需要快速切除母线上的故障时； 35kV～66kV电力网中，主要变电站的35kV～66kV双母线或分段单母线需快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证系统安全稳定运行和可靠供电。
b 对发电厂和主要变电站的3kV～10kV分段母线及并列运行的双母线，一般可由发电机和变压器的后备保护实现对母线的保护。在下列情况下，应装设专用母线保护： 须快速而有选择地切除一段或一组母线上的故障，以保证发电厂及电力网安全运行和重要负荷的可靠供电； 当线路断路器不允许切除线路电抗器前的短路。c 对3kV～10kV分段母线宜采用不完全电流差动保护，保护装置仅接入有电源支路的电流。保护装置由两段组成，第一段采用无时限或带时限的电流速断保护，当灵敏系数不符合要求时，可采用电压闭锁电流速断保护；第二段采用过电流保护，当灵敏系数不符合要求时，可将一部分负荷较大的配电线路接入差动回路，以降低保护的起动电流。
d 110kV母联或分段断路器应配置过流保护，保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的保护段作为母线充电保护，并兼作新设备投运时的辅助保护。
4.3.4 变压器保护
4.3.4.1 220kV变压器保护
1)220kV变压器应配置双重化的主、后备保护一体电气量保护和一套非电量保护。2)220kV变压器220kV侧后备保护配置
a 宜配置两套两段式相间、接地距离保护，设一段时限，方向指向变压器。动作后跳开变压器各侧断路器。
b 宜配置两套一段式复合电压（负序及相间电压）闭锁过流保护，设一段时限，可选择是否带方向，动作后跳开变压器各侧断路器。
c 宜配置两套定时限零序电流保护，每套保护按二段式设置。
Ⅰ段：带方向（方向元件可投退），设两段时限。如方向指向母线可第一时限跳220kV母联，第二时限跳开变压器本侧断路器。
Ⅱ段：不带方向，设一段时限，动作后跳开变压器各侧断路器。
d 配置两套一段式中性点间隙零序电流、零序过电压保护，动作后延时跳开变压器各侧断路器。
3)220kV变压器110kV侧后备保护配置
a 宜配置两套两段式相间、接地距离保护，带三时限，方向指向110kV母线，第一时限跳110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳变压器中压侧断路器，第三时限跳变压器各侧断路器。
b 宜配置两套一段式复合电压闭锁过流保护，方向指向110kV母线（方向元件可投退），设三个时限，第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。c 宜配置两套零序电流保护，保护按二段式设置。
Ⅰ段：方向指向110kV母线（方向元件可投退），设三段时限。第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
Ⅱ段：不带方向，设三段时限，第一时限跳开110kV母联断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开变压器各侧断路器。
d 配置两套一段式中性点间隙零序电流、电压保护，动作后延时跳开变压器各侧断路器。
第 4 页 4)220kV变压器10kV（35kV）侧后备保护
配置两套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置，每段设三个时限：第一时限跳开10kV（35kV）分段断路器并闭锁分段备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。
4.3.4.2 110kV变压器保护
1)110kV变压器差动、非电量、110kV后备、10kV相间和10kV零序后备保护单元交、直流回路应相互独立，可配置双重化的主、后备保护一体电气量保护和一套非电量保护。2)110kV变压器110kV侧后备保护配置
配置一套过流保护，可选择是否经复合电压闭锁。设一段时限，动作后跳开变压器各侧断路器。 配置一套零序电流保护，保护按二段式设置。设两段时限，第一时限跳开110kV母联、分段断路器并闭锁110kV母联、分段备自投，第二时限跳开变压器各侧断路器。 配置一套一段式中性点间隙零序电流、电压保护，设两个时限，第一时限跳开中、低压地区电源，第二时限跳开变压器各侧断路器。
3)110kV变压器35kV侧后备保护配置
配置一套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置。每段设三个时限，第一时限跳开35kV分段断路器、闭锁备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。
4)110kV变压器10kV侧后备保护配置
配置一套复合电压闭锁过流保护，可按两段式设置。每段设三个时限，第一时限跳开10kV分段断路器、闭锁备自投，第二时限跳开本侧断路器，第三时限跳开各侧断路器。
4.4 对联网地区电源的要求
4.4.1 电网在接入电源时要考虑接入点短路电流的限制。电源或发电厂接入电网前必须经短路电流水平校核，当短路电流超出标准或超出运行中设备承受水平时，必须采取措施或更换设备。
4.4.2 送端地区主力电源一般应直接接入高压电网。受端系统的电厂，在短路电流、电压稳定、周边负荷等指标允许或采取了限流措施的情况下，可以考虑接入较低电压等级。[释义] 注入功率一定时，接入电压等级越高其注入系统的短路电流越小，可降低较低电压等级电网的短路电流水平。
4.4.3 不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或分支变压器。4.4.4 地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在某一个变电站与主系统单点联网，并在联网线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置。继电保护整定的规定 5.1 一般规定
5.1.1 合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效能的关键之一。继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。
[释义]常见运行方式，包括正常运行方式、被保护设备相邻近的线路或元件检修的正常检修方式、环网布置开环运行的电网各片网相互之间的负荷转供。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。
第 5 页 5.1.2 110kV电网采用环网布置开环运行的方式，220kV站可能通过110kV联络线转供相邻220kV站110kV出线。短路电流计算方式选择可同时考虑正常方式和相邻网转供，在不影响正常方式保护效果的前提下，整定计算兼顾检修方式，减少运行中保护定值更改。5.1.3 对平行双回线路，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。5.1.4 发电厂有两台机组时，一般应考虑两台机组同时停运的方式；有三台及以上机组时，至少应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式。对水力发电厂的机组，还应结合水库运行特性选择，必要时可考虑所有机组同时停运的方式。
5.1.5 110kV～220kV电网变压器中性点接地运行方式应按变压器的绝缘要求来决定是否接地，并尽量保持变电站的零序阻抗基本不变、X0/X1≤3为原则。遇到使变电站零序阻抗变化较大的特殊运行方式时，应根据运行规定和当时的实际情况临时处理。
1)220kV变电站一般选择同一台变压器220kV、110kV中性点直接接地运行；中、低压侧无地区电源的220kV终端变电站，若变压器220kV侧中性点不直接接地运行时满足X0/X1≤2，可选择变压器220kV侧中性点不直接接地运行。
2)负荷侧无地区电源的110kV变压器中性点不宜直接接地运行。
3)发电厂的110kV变压器中性点宜直接接地运行。若主接线为单母线或并列运行的双母线，选择一台变压器中性点直接接地运行，若双母线分列运行则每段母线上选择一台变压器中性点直接接地运行。若发电厂集中的区域变压器中性点都接地导致中性点过分集中时，也可以选择部分变压器中性点间隙接地运行。5.1.6 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故障的情况。
5.1.7 有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定，但应选取较大的可靠系数。
5.1.8 已有零序电流保护逐级配合的前提下，不考虑接地距离与零序电流保护的配合。5.1.9 影响接地距离计算准确度的因素较多，比较好的解决办法是整定计算软件模拟保护装置感受的最小测量阻抗进行接地距离的整定计算：
ZDZKKUIK3I0
Kk=0.7～0.8 U为保护安装处相电压(本线路末端、相邻线路末端接地故障或相邻变压器各侧母线故障)I为保护安装处相电流
I0保护安装处零序电流
K为零序电流补偿系数
5.1.10 下一级电压电网为满足上一级电压电网提出的整定时间要求，可采用定值反配的原则，最上一级按满足灵敏系数的原则整定，并反算出能与之配合的相邻下一级的距离、电流保护定值。
5.1.11 与相邻线路定值配合应包括考虑与该线旁路代供时的定值配合。5.1.12 为了提升距离、相过电流和零序电流保护的最末一段做远后备的性能，该段保护按与相邻下一级保护不完全配合的原则整定。
第 6 页 5.1.13 保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。线路保护（设计原理上需靠纵序动作的保护除外）的灵敏系数，必须保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后，均能满足规定的灵敏系数要求。在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。
5.1.14 按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定： 1)下列情况的220kV、110kV距离保护不应经振荡闭锁：
a 单侧电源线路的距离保护；
b 在现有可能的运行方式下，无振荡可能的双侧电源线路的距离保护； c 动作时间不小于0.5S的距离I段、不小于1.0S的距离II段和不小于1.5S的距离III段；
d 预定作为解列线路的距离保护。
2)振荡时可能误动的距离保护段应经振荡闭锁控制，振荡期间靠振荡闭锁开放元件开放距离保护。
5.1.15 微机保护的功率方向元件除高阻接地情况外，一般可认为没有死区。为简化整定配合，110kV线路电流保护可选择经方向元件控制。
5.1.16 电缆线路或电缆架空混合线路，应投入过负荷发信，必要时可动作于跳闸。5.1.17 不要求投入的保护，保护定值一般应根据欠量最小、过量最大的原则按保护装置定值范围整定。
5.1.18 做好面向不同装置型号乃至不同版本的保护定值规范，同时采用通用性好的整定计算软件实现面向装置的定值的整定计算。
5.1.19 应综合考虑系统短路电流水平和设备一次额定电流，合理选择保护用电流互感器变比。
[释义]电流互感器变比选择过大，而电流互感器和微机保护模数转换回路又存在一定的非线性工作区，造成装置工作在小信号下的工况增加使得保护装置监视、告警类的功能降低。5.1.20 除母线差动保护外，可以不采用专门措施闭锁因电流互感器二次回路断线引起的线路、变压器差动和零序保护装置误动作，避免因新增闭锁措施带来保护装置拒绝动作和可能失去选择性配合的危险性。也可采用线路和变压器的保护装置在电流回路断线时，差动电流小于额定负载时闭锁、大于额定负载时开放差动的办法。若保护已经做到了双重化配置，不考虑两套保护同时断线，断线时可以闭锁保护装置。
5.1.21 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，允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。5.1.22 保护上下级时间配合级差△T的选取，微机型保护△T按0.3S选取，电磁型保护△T按0.5S选取。
5.1.23 220kV线路相间、接地距离保护在常见运行方式下，对本线路末端故障时的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 220kV线路零序电流保护在常见运行方式下，对本线路末端接地故障时的灵敏系数应满足如下要求：
a 50km以下线路，不小于1.5
第 7 页 b 50km-200km线路，不小于1.4 c 200km以上线路，不小于1.3 5.1.24 110kV线路保护在常见运行方式下，对本线路末端故障时的灵敏系数应满足如下要求：
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
5.2线路保护
5.2.1 220kV终端线路 5.2.1.1辅助定值和控制字
1）相电流过负荷定值：K×If /Nct(K=0.9-0.95，If为线路25°安全载流量，多线径混合线路取最小载流量)
2ZmZ0Z10Z02）接地距离零序补偿系数：K（圆特性）
3Z12Zm0X0X1KXX03X1 KRR0R1(四边形特性)3R1a 线路阻抗若有实测参数，用实测参数计算，若计算值＞0.67，则取0.67。b Ⅰ、Ⅱ段躲变压器中低压侧整定时，K仍按线路参数取。
3）正序灵敏角、零序灵敏角：按线路的正序、零序阻抗角整定（Ⅰ（Ⅱ）段躲变压器中低压侧整定时取80°）。
4）接地距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，接地距离Ⅰ、Ⅱ段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑Ⅰ、Ⅱ段实际保护范围来确定是否偏移。
5）相间距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，相间距离Ⅰ、Ⅱ段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑Ⅰ、Ⅱ段实际保护范围来确定是否偏移，原则同接地距离偏移角。
6）振荡闭锁：Ⅰ、Ⅱ段不经振荡闭锁(包括所供220kV站中、低压侧地方电源的线路)7）静稳破坏检测：Ijw=
1.3KIf(架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路25°安全载流
Nct量, 多线径混合线路取最大载流量)。同一条线路两侧Ijw一次值应相同。8）后加速
a 距离保护
手合后加速：一般程序固定加速Ⅲ段 重合闸后加速：一般瞬时加速Ⅱ段 b 零序电流保护
手合及重合闸后加速：一般0.1S延时加速Ⅱ段（两段式）或Ⅲ段（四段式）
9）TV断线相过流定值（仅在TV断线时自动投入）：
a 有光纤电流差动：
第 8 页 TV断线相过流Ⅰ段：退出； TV断线相过流Ⅱ段：躲可能的最大负荷电流整定； 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流Ⅱ段。b 无光纤电流差动：
TV断线相过流Ⅰ段：定值按保全线灵敏系数（一般为1.5），时间考虑稳定和与选择性的要求，一般取0.3～1.5S；如果定值躲不过最大可能的负荷电流，定值按照TV断线相过流Ⅱ段整定。 TV断线相过流Ⅱ段：躲可能的最大负荷电流整定，时间同距离Ⅲ段； 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流Ⅰ段。
10）TV 断线时零序过流定值
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）。
11）断路器三相不一致保护的时间应与本线重合闸时间配合,建议整定为零序电流一次值240A（受电侧中性点直接接地）、负序电流一次值240A（受电侧中性点不直接接地），如无法整定则按装置最小精工电流。
5.2.1.2纵联保护
1）光纤电流差动
差动电流：按可靠躲过最大负荷时不平衡电流和线路最大稳态电容电流（可靠系数不低于1.5）整定，两侧应按一次电流相同整定。a 差动电流高定值（无延时）：
躲最大负荷时不平衡电流：ICD=
KkKerKIf
Nct(Kk=1.5，Ker=0.06，架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)躲电容电流：ICD≥KkIc(Kk按厂家建议，Ic为线路实测或计算的电容电流)取一次值不大于600A。b 差动电流低定值（短延时）：
取一次值不大于480A。
c 零序差动电流：按保证高阻接地故障有灵敏系数整定
取一次值不大于600A。
为保护设备和人身的安全，TA断线可不闭锁差动保护。若具有分相闭锁功能，TA断线时可考虑闭锁断线相差动保护。2）纵联距离
a 纵联距离元件按全线有灵敏系数整定，灵敏系数一般可取3。b 纵联距离元件应躲过线路最大负荷电流对应的负荷阻抗。3）纵联零序
纵联零序方向元件按躲最大负荷时不平衡电流整定，尽可能实现高阻接地故障能可靠动作。取一次值不大于500A。4）纵联负序
纵联负序方向元件按躲最大负荷时不平衡电流整定，取值同纵联零序。5）说明
a 受电侧纵联保护投入弱馈保护，仅允许单端投弱馈保护。b 对于投单相重合闸的线路，弱馈保护应能选相跳闸。
c 220kV线路保护采用分相命令的纵联保护，和旁路保护不匹配时，被代路对侧需要
第 9 页 将分相命令退出。
5.2.1.3接地距离保护 1)Ⅰ段：
a 躲本线路末端故障
ZDZI＝K×Zl kKk≤0.7，Zl为本线路正序阻抗
平行双回线中一回线挂检（退出运行，两端接地），因互感的影响将导致保护测 量阻抗小于线路的实测阻抗，从而造成接地距离I段超越。为防止距离I段保护 超越，有必要缩小接地距离I段保护的定值。保护定值缩短的范围用下式计算：
ZMK11Z0*（2*Z1Z0）其中K1为距离保护减小范围系数。
考虑互感后的距离一段定值：
2Zzd1K1KkZlb
单回线送变压器终端方式，送电侧保护伸入受端变压器
ZDZII=Kk×Zl+Kkt×KZ×Z´T Kk=0.8～0.85，Kkt≤0.7，Z´T为受端变压器正序阻抗
2)Ⅱ段：
a 保全线应有足够灵敏度
ZDZII＝Klm×Zl 双回线并列运行时，因互感的影响导致保护测量阻抗大于线路的实测阻抗，此时 接地距离II段的实际保护范围缩短，此时应校核接地距离II段的灵敏度是否满 足规程要求，缩短的范围用下式计算: K21ZM2*Z1Z0ZM
K2为双回线运行时感受距离增加导致保护范围缩小的系数。
双回线运行时接地距离Ⅱ段保护灵敏度（考虑互感）为：
KlmKkK2
Kk为不考虑互感影响时接地距离II段的灵敏度。
b
与相邻下级线路接地距离Ⅰ段配
'ZDZII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZI
第 10 页 Kk=0.7～0.8，KZ取KZ1和 KZ0 中的较小值，'ZDZI为相邻线路接地距离Ⅰ段动作阻抗
c 与相邻下级线路距离Ⅱ段配T2=T´2+△T
' ZDZII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZIIKk=0.7～0.8，KZ取KZ1和 KZ0 中的较小值，'ZDZII为相邻线路接地距离Ⅱ段动作阻抗
d 与相邻下级线路纵联保护配合
ZDZII=Kk×(Zl+KZ×Z´1)Kk=0.7～0.8，Z´1为相邻下级线路线路阻抗
e 躲相邻下级变压器其他侧母线故障
ZDZII=Kk×Zl+Kk×KZ×Z´T Kk=0.7～0.8 f 与相邻上级线路距离Ⅱ段配T2=T´2－△T '/Kk-Z´1)/Kz ZDZII≥(ZDZII Zl’为相邻上级线路全线正序阻抗，Kz为KZ1和 KZ0 中的较小值
3)Ⅲ段：
a 躲最小负荷阻抗
ZDZIII=
Zfh.min（圆特性）
Kk*Kfh*Kzqd*cos(a131.8)（Kk=1.3, Kfh=1, Kzqd=1，a1为线路阻抗角）
RDZ=Zfh.min（四边形特性）
Kk*Kfh*Kzqd0.9UeK*If*3(架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)Zfh.min=b 躲相邻下级变压器其他侧母线故障
ZDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×Z´T，Kk=0.7～0.8（园特性）XDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×Z´T，Kk=0.7～0.8（四边形特性）
c d 与上级定值配合
不能躲相邻下级变压器其他侧母线故障时，时间与变压器中压侧零序电流保护配
第 11 页 e 合。
与相邻下级线路接地距离Ⅱ段配
' ZDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZIIKk=0.7～0.8，KZ取KZ1和 KZ0 中的较小值，'ZDZII为相邻线路接地距离Ⅱ段动作阻抗
f 与相邻下级线路接地距离Ⅲ段配
' ZDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZIIIKk=0.7～0.8，KZ取KZ1和 KZ0 中的较小值，'ZDZIII为相邻线路接地距离Ⅲ段动作阻抗
5.2.1.4相间距离保护 1)Ⅰ段：
a 躲本线路末端故障
ZDZI＝K×Zl，（Kk=0.8-0.85，Zl为本线路正序阻抗）kb 躲相邻下级变压器其他侧母线故障
ZDZII=Kk×Zl+Kkt×KZ×Z´T Kk=0.8～0.85 Kkt≤0.7 2)Ⅱ段：
a 保全线应有足够灵敏度
ZDZII＝Klm×Zl b 与相邻下级线路距离Ⅰ段配
'' Kk=0.8～0.85 Kk≤0.8 ZDZII=Kk×Zl+Kk'×KZ×ZDZIc 与相邻下级线路距离Ⅱ段配T2=T´2+△T
'' Kk=0.8～0.85 Kk≤0.8 ZDZII=Kk×Zl+Kk'×KZ×ZDZIId 与相邻下级线路纵联保护配合
ZDZII=Kk×(Zl+KZ×Z´L)Kk=0.8～0.85 e Z´L为相邻下级线路线路阻抗
躲相邻下级变压器其他侧母线故障
ZDZII=Kk×Zl+Kkt×KZ×Z´T Kk=0.8～0.85 Kkt≤0.7 f 与上级定值配合 3)Ⅲ段：
a 躲最小负荷阻抗
第 12 页 ZDZIII=
Zfh.min（圆特性）
Kk*Kfh*Kzqd*cos(a131.8)（Kk=1.3, Kfh=1, Kzqd=1，a1为线路阻抗角）
RDZ=Zfh.min（四边形特性）
Kk*Kfh*Kzqd0.9UeK*If*3(架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)Zfh.min=b 躲相邻下级变压器其他侧母线故障
ZDZIII=Kk×Zl+Kkt×KZ×Z´T，Kk=0.8～0.85 Kkt≤0.7（园特性）XDZIII=Kk×Zl+Kkt×KZ×Z´T，Kk=0.8～0.85 Kkt≤0.7（四边形特性）
c d e 与上级定值配合
不能躲相邻下级变压器其他侧母线故障时，时间与变压器中压侧过流保护配合。相邻下级线路相间距离Ⅱ段配
' ZDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZIIKk=0.8～0.85 'ZDZII为相邻线路相间距离Ⅱ段动作阻抗
f 相邻下级线路相间距离Ⅲ段配
' ZDZIII=Kk×Zl+Kk×KZ×ZDZIIIKk=0.8～0.85 'ZDZIII为相邻线路相间距离Ⅲ段动作阻抗
5.2.1.5零序保护
1)Ⅰ段：可退出 2)Ⅱ段：
a 按保证全线有灵敏度的原则整定
IDZII=3I0.min/Klm b 与相邻下级线路零序Ⅱ段配
'IDZII=Kk×Kf× IDZII T02= T02´+△T(Kk=1.1)c 躲相邻下级变压器其他侧母线故障
IDZII=Kk×3I0(Kk=1.3)
第 13 页 d 躲非全相零序电流
IDZII=Kk×3I0F(Kk=1.1～1.2)e 与上级定值配合 3)Ⅲ段：
a b 按保证全线有灵敏系数的原则整定 IDZIII=3I0.min/Klm 与相邻下级线路零序Ⅲ段配
' T02= T02´+△T(Kk=1.1)IDZIII=Kk×Kf× IDZIIIc 与上级定值配合
d 与变压器中压侧中性点零序Ⅰ段配合或反算变压器中压侧中性点零序Ⅰ段限额 4）Ⅳ段：
a 考虑高阻接地，取一次电流值不大于300A b 与上级定值配合
c 时间与变压器中压侧中性点零序Ⅱ段配合 5.2.1.6重合闸
1）架空线路和电缆与架空线混合的线路，重合闸建议投入；全电缆线路重合闸退出。2）保护启动重合闸与不对应启动重合闸若能独立，电缆线路可保留不对应启动重合闸。3）220kV线路一般采用单相一次重合闸方式，延时段保护动作和多相故障均三跳不重合；未投入纵联保护的220kV终端线路，可采用特殊重合闸方式。[释义]特殊重合闸指单相故障跳三相重合三相，相间故障三跳不重合。4）重合闸投入方式与时间应以运行方式部门建议为主。5.2.2 110kV线路 5.2.2.1辅助定值和控制字
1)相电流过负荷定值：K×If /Nct(K=0.95，If为线路25°安全载流量，多线径混合线路取最小载流量)
2ZmZ0Z10Z02)接地距离零序补偿系数：K（圆特性）
3Z12Zm0X0X1KXX03X1 KRR0R1(四边形特性)3R1a 有实测参数，用实测参数计算，若计算值＞0.67，则取0.67。b Ⅰ、Ⅱ段躲变压器中低压侧整定时，K仍按线路参数取。
3)正序灵敏角、零序灵敏角：按线路的正序、零序阻抗角整定。
4)接地距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，接地距离Ⅰ、Ⅱ段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑Ⅰ、Ⅱ段实际保护范围来确定是否偏移。
5)相间距离偏移角：为扩大测量过渡电阻能力，相间距离Ⅰ、Ⅱ段的特性圆可向第一象限偏移，按厂家建议整定。除了线路长度，还应考虑Ⅰ、Ⅱ段实际保护范围来确定是否偏移。
第 14 页 6)振荡闭锁：地方电源并网线路，若振荡中心不会落在线路上，Ⅰ、Ⅱ段不经振荡闭锁。7)静稳破坏检测：Ijw=
KkKIfNCT（Kk取1.3
K架空线取1.1，电缆线路取1，If为线路25°安全载流量，多线径混合线路取最大载流量）同一条线路两侧Ijw一次值应相同。8)后加速
a 距离保护
手合后加速：一般程序固定加速Ⅲ段 重合闸后加速：一般瞬时加速Ⅱ段 终端线一般Ⅰ段保全线（T1≤0.15S）、Ⅱ段躲变压器中低压侧整定，不必投后加速。 终端线若Ⅰ段退出（时间无法整定），Ⅱ段躲变压器中低压侧且T2≤0.15S，也不必投后加速。 电缆线路重合闸退出，与电流保护统一，后加速按上述原则投退。b 相间电流保护
手合及重合闸后加速：一般加速过流Ⅱ段 终端线一般Ⅰ段保全线（T1≤0.15S），不必投后加速。 终端线若Ⅰ段退出（时间无法整定），Ⅱ段保全线且T2≤0.15S，也不必投后加速。 电缆线路重合闸退出，考虑手合，后加速按上述原则投退； 加速段一般经电压闭锁。c 零序电流保护
手合及重合闸后加速：一般0.1S延时加速Ⅱ段 终端线一般Ⅰ段保全线（T1≤0.15S），不必投后加速。 终端线若Ⅰ段退出（时间无法整定），Ⅱ段保全线且T2≤0.15S，也不必投后加速。 电缆线路重合闸退出，考虑手合，后加速按上述原则投退。
9)TV断线相过流定值（仅在TV断线时自动投入）：
a 有光纤差动：
TV断线相过流Ⅰ段：退出； TV断线相过流Ⅱ段：按躲负荷电流整定
IDZ=KkKIfNCT（Kk取1.3
K架空线取1.1，电缆线路取1）
b 时间一般可取本线路距离Ⅲ段时间
需要校本线分支或终端变压器中低压侧故障的灵敏度 若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流Ⅱ段。无光纤差动： TV断线相过流Ⅰ段：
按与上级保护距离或过流保护配合的原则整定
第 15 页 IDZ=
Ex3'2ZdzKkZLZxtmaxKzz*Kk'
Kk取0.8
ZL为上级线路阻抗值
'/ Kk×Kfz(Kk=1.1)IDZ= IDZI时间一般可取本线路距离保护保全线段时间
其中
Ex为系统运行相电势
Zdz为变压器中压侧距离定值折算到一次值
Zxtmax为保护安装处最大等值阻抗
按保线末故障的原则整定
按躲变压器中低压侧故障的原则整定（Kk取1.3～1.5）
考虑与上级线路配合、保证全线有灵敏度后与躲变压器中低压侧无法兼顾时，应按与上级线路配合、保证全线有灵敏度取值。 TV断线相过流Ⅱ段：按躲负荷电流整定
IDZ=KkKIfNCT（Kk取1.3
K架空线取1.1，电缆线路取1）
(2)校验所供分支变、终端变变压器低压侧灵敏系数Klm= Id.min / IDZIII≥1.2 时间一般可取本线路距离Ⅲ段时间
若TV断线相过流只有一段，定值整定同TV断线相过流I段。
5.2.2.2 纵联保护
1)光纤电流差动
a 差动电流：按可靠躲过最大负荷时不平衡电流和线路最大稳态电容电流整定，两侧应按一次电流相同整定。 差动电流高定值（无延时）：
躲最大负荷时不平衡电流：ICD=
KkKerKIf
Nct(Kk=1.5，Ker=0.06，架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)躲电容电流：ICD≥KkIc(Kk按厂家建议，Ic为线路实测或计算的电容电流) 取一次值不大于600A。差动电流低定值（短延时）： 取一次值不大于480A。
第 16 页 零序差动电流：按保证高阻接地故障有灵敏系数整定 取一次值不大于480A。
b 为保护设备和人身的安全，TA断线可不闭锁差动保护。若具有分相闭锁功能，TA断线时可考虑闭锁断线相差动保护。
2)纵联距离
a 纵联距离元件应躲过线路最大负荷电流对应的负荷阻抗。b 纵联距离元件按全线有灵敏系数整定，灵敏系数一般可取3。3)纵联零序
纵联零序方向元件按躲最大负荷时不平衡电流整定，尽可能实现高阻接地故障能可靠动作，取一次值不大于480A。4)对110kV纵联保护有如下要求：
a 在旁路断路器代线路断路器运行时，宜保留纵联保护继续运行。b 在本线路纵联保护退出运行而线路无法停运时，如有配合与稳定要求，可加速线路两侧的保全线有规程规定的灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。
5.2.2.3接地距离保护
1)Ⅰ段
a 终端线
若Ⅰ段时间可整定，保全线有足够灵敏度
ZDZI＝Klm×Zl，T1=0.15S 若Ⅰ段T1=0.15S不利于多级串供线路逐级配合时，取0S（以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性）。若Ⅰ段时间无法整定
Ⅰ段退出（Ⅱ段定值躲变压器中低压侧T2=0.15S）
ZDZI＝0，T1取最大值
若Ⅰ段退出不利于多级串供线路逐级配合时，保全线且躲变压器中低压侧（以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性）。
ZDZI＝Klm×Zl，T1=0S ZDZI≤Kk×Zl+Kkt×Zt（Kk=0.8-0.85 Kkt≤0.7）
与相邻上级线路距离Ⅱ段配T2=T´2－△T
'ZDZI≥(ZDZII/Kk-Z´1)/Kz Zl’为相邻上级线路全线正序阻抗，Kz为KZ1和 KZ0 中的较小值
躲线末
ZDZI＝Kk×Zl，T1=0S（Kk≤0.7）
b 有相邻下级线路的联络线、220kV站之间的110kV联络线 躲线末 ZDZI＝Kk×Zl，T1≤0.15S（Kk≤0.7）
第 17 页 线路有T接变压器时，T1取0.15S。若T1不可整定，原则上亦不考虑定值按躲T接变变压器高压侧整定。
2)Ⅱ段
a 躲变压器中低压侧
ZDZII＝Kk×Zl+Kk×Kz×Zt，T2≤0.3S（Kk=0.7-0.8）
（KZ：KZ1和 KZ0 中的较小值）b 与220kV变压器110kV侧接地距离保护Ⅰ段配合 T2=T´1-△T ZDZII≥Kz（KkExZxt.min）时间≤T´1-△T Kk=1.2 1ILZDZII≥ Kp×Kk × ZDZ 时间≤T´1-△T Kp=1.1 c 与相邻上级线路接地距离Ⅱ段ZDZII配 T2=T´2-△T '/Kk-ZL´)/ KZ Kk=0.7-0.8 ZDZII≥(ZDZII'd 与相邻下级线路接地距离Ⅰ段配 T2=T´1+△T
' ZDZII=Kk×(Zl+KZ×ZDZI)Kk=0.7-0.8（KZ：KZ1和 KZ0 中的较小值）
e 与相邻下级线路接地距离Ⅱ段配T2= T´2+△T
' ZDZII=Kk×(Zl+KZ×ZDZII)Kk=0.7-0.8（KZ：KZ1和 KZ0 中的较小值）
f 与相邻下级线路过流保护Ⅰ段(低压闭锁)配
ZDZII=Kk×(Zl+ KZ×Z´bh.min)Kk=0.7-0.8 电流元件 Z´bh.min=3Ex/2×Idz´-Z´xt.max 电压元件 Z´bh.min=Udz´×Z´xt.min /(3Ex-Udz´)Z´xt.max:电流保护安装处最小方式下最大等值阻抗
Z´xt.min:电流保护安装处最大方式下最小等值阻抗
Ex为系统运行相电势
取电流、电压元件保护范围小者代入计算
g 与相邻下级线路过流保护Ⅱ段(低压闭锁)配 T2=T´2+△T h 220KV站之间的110KV联络线，考虑可能转供相邻220KV站负荷，计算能与ZdzⅡ配合的下级线路保护的Z´dz或对应Z´bh.min= ZDZ的IDZ、UDZ：
第 18 页
''' ZDZ≥ IDZ≤''1ZdzⅡ×（-ZL）
KkKz3Ex
2*(Z'dz Z'xt.max)UDZ≥'3Ex*Z'dz
Z'dz Z'xt.minZ´xt.max:电流保护安装处最小方式下最大等值阻抗
Z´xt.min:电流保护安装处最大方式下最小等值阻抗
Ex为系统运行相电势 3)III段
a 躲最大负荷电流
ZDZIII=
Zfh.min（圆特性）
Kk*Kfh*Kzqd*cos(a131.8)（Kk=1.3, Kfh=1, Kzqd=1~1.2，a1为线路阻抗角）
RDZ=Zfh.min（四边形特性）
Kk*Kfh*Kzqd0.9UeK*If*3(架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)Zfh.min=b 保所供变压器低压侧灵敏系数，大于1.2 ZDZIII=Klm×(Zl+Zt)（园特性）
若阻抗圆距离继电器躲最大负荷电流后，无法满足保所供变压器低压侧灵敏系数的要求，可通过整定外抛四边形等方式实现保所供变压器低压侧故障有足够灵敏度
XDZIII=Klm×(Zl+Zt)（四边形特性）
TL12≥T3≥T´+△T(T´相邻下一级线路相间III段或本线路所供变电站110kV母联或变压器过流时间，TL12为220kV变压器中压侧过流段保护切110kV母联时间)。
距离III段定值整定遵循不完全配合原则，即时间要求配合，定值不要求完全配合。c 与相邻下级线路接地距离Ⅱ段配
ZDZIII=Kk×(Zl+KZ×ZDZII)Kk=0.7-0.8（KZ：KZ1和 KZ0 中的较小值）
d 与相邻下级线路接地距离III段配
ZDZIII=Kk×(Zl+KZ×ZDZIII)Kk=0.7-0.8
''第 19 页（KZ：KZ1和 KZ0 中的较小值）
5.2.2.4相间距离保护
1)Ⅰ段
a 终端线
若Ⅰ段时间可整定，保全线有足够灵敏度
ZDZI＝Klm×Zl，T1=0.15S 若Ⅰ段T1=0.15S不利于多级串供线路逐级配合时，取0S（以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性）。若Ⅰ段时间无法整定
Ⅰ段退出（Ⅱ段定值躲变压器中低压侧T2=0.15S）
ZDZI＝0，T1取最大值
若Ⅰ段退出不利于多级串供线路逐级配合时，保全线且躲变压器中低压侧（以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性）。
ZDZI＝Klm×Zl，T1=0S ZDZI≤Kk×Zl+Kkt×Zt（Kk=0.8~0.85 Kkt≤0.7）
躲线末
ZDZI＝Kk×Zl，T1=0S（Kk=0.8~0.85）
b 有相邻下级线路的联络线、220kV站之间的110kV联络线 躲线末 ZDZI＝Kk×Zl，T1≤0.15S（Kk=0.8~0.85）
线路有T接变压器时，T1取0.15S。若T1不可整定0.15S，原则上亦不考虑定值按躲T接变变高侧整定。
2)Ⅱ段
a 躲变压器中低压侧
ZDZII＝Kk×Zl+Kkt×Zt，T2≤0.3S（Kk=0.8~0.85 Kkt≤0.7）
b 与220kV变压器110kV侧相间保护Ⅰ段配合 T2=T´1-△T ZDZII≥Kz（KkExZxt.min）时间≤T´1~△T Kk=1.2 1ILZDZII≥ Kp×Kk × ZDZ 时间≤T´1-△T Kp=1.1 c 与相邻上级线路相间距离Ⅱ段ZDZII配 T2=T´2-△T
'第 20 页 '/Kk-ZL´)/ KZ Kk=0.8~0.85 ZDZII≥(ZDZIId 与相邻下级线路相间距离Ⅰ段配 T2=T´1+△T
' ZDZII=Kk×(Zl+KZ×ZDZI)Kk=0.8~0.85 e 与相邻下级线路相间距离Ⅱ段配T2= T´2+△T
' ZDZII=Kk×(Zl+KZ×ZDZII)Kk=0.8~0.85 f 与相邻下级线路过流保护Ⅰ段(低压闭锁)配
ZDZII=Kk×(Zl+ KZ×Z´bh.min)Kk=0.8~0.85 电流元件 Z´bh.min=3Ex/2×Idz´-Z´xt.max 电压元件 Z´bh.min=Udz´×Z´xt.min /(3Ex-Udz´)Z´xt.max:电流保护安装处最小方式下最大等值阻抗
Z´xt.min:电流保护安装处最大方式下最小等值阻抗
Ex为系统运行相电势
取电流、电压元件保护范围小者代入计算
g 与相邻下级线路过流保护Ⅱ段(低压闭锁)配 T2=T´2+△T h 220KV站之间的110KV联络线，考虑可能转供相邻220KV站负荷，计算能与ZdzⅡ配合的下级线路保护的Z´dz或对应Z´bh.min= ZDZ的IDZ、UDZ：
ZDZ≥ IDZ≤'''''1ZdzⅡ×（-ZL）
KkKz3Ex
2*(Z'dz Z'xt.max)UDZ≥'3Ex*Z'dz
Z'dz Z'xt.minZ´xt.max:电流保护安装处最小方式下最大等值阻抗
Z´xt.min:电流保护安装处最大方式下最小等值阻抗
Ex为系统运行相电势 3)III段
a 躲最大负荷电流 ZDZIII=
Zfh.min（圆特性）
Kk*Kfh*Kzqd*cos(a131.8)（Kk=1.3, Kfh=1, Kzqd=1-1.2，a1为线路阻抗角）RDZ=Zfh.min（四边形特性）
Kk*Kfh*Kzqd第 21 页 Zfh.min=
0.9UeK*If*3(架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量)b 保所供变压器低压侧灵敏系数，大于1.2 ZDZIII=Klm×(Zl+Zt)（园特性）
若阻抗圆距离继电器躲最大负荷电流后，无法满足保所供变压器低压侧灵敏系数的要求，可通过整定外抛四边形等方式实现保所供变压器低压侧故障有足够灵敏度。
XDZIII=Klm×(Zl+Zt)（四边形特性）
TL12≥T3≥T´+△T(T´相邻下一级线路相间III段或本线路所供变电站110kV母联或变压器过流时间，TL12为220kV变压器中压侧过流段保护切110kV母联时间)距离III段定值整定遵循不完全配合原则，即时间要求配合，定值不要求完全配合。
c 与相邻下级线路相间距离Ⅱ段配
ZDZIII=Kk×(Zl+KZ×ZDZII)Kk=0.8-0.85 d 与相邻下级线路相间距离III段配
ZDZIII=Kk×(Zl+KZ×ZDZIII)Kk=0.8-0.85
5.2.2.5相间电流保护
1)Ⅰ段
a 终端线
躲变压器中低压侧
IDZI＝Kk× Id.max Kk=1.5 Udz=0.7Ue T1≤0.15S
(3)
''（Id.max为大方式下变压器低压侧三相短路电流）校验小方式线末故障Klm= Id.min / IDZI，要求Klm≥1 若Ⅰ段退出不利于多级串供线路逐级配合时，保全线且躲变压器中低压侧。
（以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性） (3)
(2)退出或取值同IDZII
主要针对用户专线，线路有主保护，所供变电站为桥接线或有110kV 母联、联络刀闸等。
b 有相邻下级线路的联络线
若Ⅰ段时间可整定
躲变压器中低压侧 IDZI＝Kk×Id.max Kk=1.5 U=0.7Ue T1≥T´1+△T
(3) 与相邻过流保护Ⅰ段(低压闭锁)配
U=0.7Ue
第 22 页 IDZI=Kk×Kfz× Idz´Ⅰ(Kk=1.1)（Id.max为大方式下变压器低压侧三相短路电流）
若Ⅰ段时间不可整定，退出。c 220kV站之间的110kV联络线
躲变压器中低压侧
IDZI＝1.5×Id.max U=0.7Ue T1≤0.15S（Id.max为大方式下变压器低压侧三相短路电流） 退出
联络线在转供别的110kV线路时，Ⅰ段退出，Ⅱ段按躲变压器中低压侧整定（Kk=1.5），时间T2= T´1+△T≤TL1-△T S。
2)Ⅱ段
a 躲变压器中低压侧
IDZII＝Kk×Id.max Kk=1.4 U=0.7Ue
校验小方式线末故障Klm= Id(2).min / IDZII，要求Klm≥1.5 b 与220kV变压器110kV侧相间保护Ⅰ段配合 T2=T´1-△T 与相间电流保护I段配合
'/(Kfz* Kk)Kk =1.1 IDZII≤ IDZI
(3)
(3)(3)
(3)与相间距离保护I段配合
IDZII≤
Ex32ZdzKz*KZxtmaxk Kk=0.8~0.85 c 与相邻过流保护Ⅰ段(低压闭锁)配 U=0.7Ue
'(Kk=1.1)IDZII=Kk×Kfz× IDZIIDZII=Kp×(Ex-Udz´/3)/(Zxt.min+Zl)(可不计算此项)Ex为系统相电势
Zxt.min为本线路保护安装处最小等值阻抗
两式计算结果取大值作为电流定值
d 与相邻过流保护Ⅱ段(低压闭锁)配
'IDZII=Kk×Kfz× IDZII(Kk=1.1)e 与相邻距离保护Ⅰ段配(Kk=1.2)IDZII=Kk×
Ex T2=T'1+△T Kz*Zdz'1Zxt.minZL第 23 页 Zxt.min为本线路保护安装处最小等值阻抗
f 与相邻距离保护Ⅱ段配(Kk=1.2)
IDZII=Kk×3)III段
躲最大负荷电流
Ex T2=T´2+△T
Kz*Zdz'1Zxt.minZL IDZIII＝Kk× K×If /Kfh Kk=1.3 架空线K=1.1,电缆K=1，If为线路安全载流量(多线径混合线路取最大载流量)微机保护取Kfh=1，电磁型Kfh=0.85 校验所供分支变，终端变低压侧灵敏系数Klm= Id.min / IDZIII≥1.2 TL12≥T3≥T´+△T(T´相邻下一级线路相间III段或本线路所供变电站110kV母联或变压器过流时间)
5.2.2.6零序电流保护 1)Ⅰ段
a 终端线 若Ⅰ段时间可整定，保全线
(2)I0I=3I0.min/Klm T1=0.15S 若Ⅰ段T1=0.15S不利于多级串供线路逐级配合时，取0S 若Ⅰ段时间不可整定
Ⅰ段退出（Ⅱ段定值保全线T2=0.15S）
若Ⅰ段退出不利于多级串供线路逐级配合时，保全线
I0I=3I0.min/Klm，T1=0S 退出，主要针对并列双回线，所供变电站为桥接线或有110kV 母联、联络刀闸等； 小电源侧零序Ⅰ段退出。
b 有相邻下级线路的联络线、220kV站之间的110kV联络线
原则上零序I段退出运行。
2)Ⅱ段
a 保证线末灵敏系数
I0II=3I0.min/Klm T2≤TL1-△T 若按规定的Klm计算出的定值不利于与上级线路或220kV变压器零序配合，可提高Klm。
第 24 页 b 与相邻下级线路零序Ⅰ段配(Kk=1.1)
' I0II=Kk×Kf× I0I T02= T01´+△T且≤TL1-△T c 与相邻下级线路零序Ⅱ段配(Kk=1.1)I0II=Kk×Kf×I0'II T02= T02´+△T且≤TL1-△T d 220kV站之间的110kV联络线，考虑可能转供相邻220kV站负荷，计算能与I0II配合的下级线路保护的I0II（I0I）
'I0'II（I0I）≤I0II/ Kp(Kp=1.1)
''f 与变压器中压侧零序I段配（Kp=1.1）
I0II=I0I/Kp×Kf T02= T01´－△T且≤TL1-△T
3)III段
a 保证线末灵敏系数
I0III=3I0.min/Klm
若按规定的Klm计算出的定值不利于与上级线路零序配合，可提高Klm。b 与相邻下级线路零序Ⅲ段配
(Kk=1.1)I0III=Kk×Kf×I0'III T03= T03´+△T c 与相邻下级线路零序Ⅱ段配
(Kk=1.1)（一般不采用）
I0III=Kk×Kf× I0'II
T03= T02´+△T
d 考虑可能转供相邻220kV站负荷，计算能与I0III配合的下级线路保护的I0III
'I0'III≤I0III/ Kp
(Kp=1.1)
4)Ⅳ段
考虑高阻接地
I0IV建议取不大于一次值300A T04≥ T´+△T 且≤ T012-△T
第 25 页 T´为本线路所供110kV变压器110kV过流时间
T012为220kV变压器110kV侧中性点零序过流Ⅱ段第一时限
5.2.2.7重合闸
1）重合闸投入方式与时间应以运行方式部门建议为主。
2）保护启动重合闸与不对应启动重合闸若能独立，电缆线路可保留不对应启动重合闸。3）110kV及以下电网均采用三相一次或多次重合闸。
a 单侧电源线路一般选用非同期重合闸方式。
b 双侧电源线路一般选用一侧检无压（具备检同期功能），另一侧检同期或检线路有压母线无压重合闸方式，也可选用解列重合闸方式：
线路发生故障，在地区电源解列后，主网侧检无压重合，地区电源侧检同期或检线路有压母线无压（说明地区电源已经解列）重合； 地区电源经多级串联线路并网，当地区电源侧的保护不具备检线路有压母线无压重合功能时，可将并网线路系统侧的保护都正常投入，地区电源侧的线路保护只保留地区电源升压站出线开关的线路保护。
c 环网配置开环运行的220kV站之间的110kV联络线，一般考虑选用检无压方式。
4）同期合闸角：不大于30°
5）自动重合闸过程中，如相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。
5.3母线和断路器失灵保护 5.3.1 母线差动保护 1)差动起动电流高值：
a 躲TA断线时由于负荷电流引起的最大差电流
b 保证母线故障最小短路电流有足够灵敏度（不小于2）2)TA断线差流定值：躲正常运行时最大不平衡电流
Idx =Kk×2×0.03IN Kk=1.5-2 3)4)5)6)TA异常电流定值，根据装置精工电流而定，按厂家推荐值整定。母联失灵电流定值：按有无电流的原则整定，一般不应低于0.1In 母联失灵时间定值：取0.2-0.25S 母联死区动作时间定值：可取100mS 应大于母联开关TWJ动作与主触头灭弧之间的时间差，以防止母联TWJ开入先于开关灭弧动作而导致母联死区保护误动作。7)电压闭锁：
低电压Umin=0.9U（或U）Kk Kk=1.3 零序电压：U0.ZD 一般可取4-12V 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4-12V 8)充电闭锁母差：不投
5.3.2 失灵保护
1）失灵保护公共整定值
第 26 页 a b c d 跟跳本线路动作时间，取0.15S 母联动作时间，取0.25-0.35S 失灵保护动作时间,取0.5S 电压闭锁 低电压Umin=0.9U（或U）Kk Kk=1.3 零序电压：U0.ZD 一般可取4-12V 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4-12V
2）失灵电流判据
a 线路：
保证在本线路末端单相接地故障时有足够的灵敏系数
Idz＝Ik.min/Klm（Klm＞1.3）
尽可能躲过正常运行负荷电流 Idz ≥Kk× k×If
Kk ＝1.5，架空线k=1.1,电缆k=1 If为线路25°安全载流量，多线径混合线路取最大载流量 变压器：
相电流：Idz ＝ Kk× Ie Kk＝1.1 负序电流：不大于一次值300A 零序电流：不大于一次值300A 5.3.3 220kV、110kV母联保护
1）220kV、110kV母联过流保护正常运行时退出,仅充电时投入。2）新设备投运时母联过流保护定值按启动方案要求。
3）投入220kV母联非全相保护，非全相零序电流及负序定值可按一次电流240A，0.2～2秒整定。
5.4变压器保护 5.4.1 差动保护
1)差动速断电流：应按躲过变压器初始励磁涌流整定，推荐值如下：
6300kVA及以下变压器： 7-12 Ie 6300-31500kVA变压器： 4.5-7 Ie 40000-120000 kVA变压器： 3-6 Ie 120000 kVA及以上变压器： 2-5 Ie 2)差动动作电流：0.5Ie 3)比率制动系数：0.5
第 27 页 b
1mh,l和复式比例制动（ISA系列）IrIIm,I、。Ii2i1h,l可选择，制动电流不能只取负荷侧电流（区外短路故障Im,I若制动电流IrI适用于制动电流为Ir时差动保护可靠性降低）。
若制动电流计算方法有别于常规，制动系数取值需结合实际，并参考厂家建议整定。4)二次谐波制动系数：0.15-0.2 建议取0.15 5)TA断线闭锁差动保护:建议 TA断线或短路且差流小于1.2Ie时闭锁差动保护，大于1.2Ie时不闭锁差动保护。若无上述区域选择，CT断线建议不闭锁差动保护。6)差流越限告警（TA断线报警）：取0.15Ie。
7)差动保护TA断线若采用负序电流判据，建议取0.33Ie。
8)若110kV站变压器为双变低，且其中一分支暂不接入时，该分支差动保护CT变比调整系数仍按实际整定，不取装置最小值。5.4.2 220kV变压器后备保护 1)220kV后备保护
a 220kV距离保护
110kV旁路开关代变压器中压侧开关时，接于开关CT的差动保护退出（不切换到旁路CT时），变高开关到变高套管的引线无瞬动保护，需要投入一段距离保护 定值按照保引线故障有灵敏度，保护范围不伸出变压器整定。带一个抗干扰的短延 时，可以整定为0.1S切各侧。b 220kV复合电压闭锁过流保护
过流段：躲最大负荷电流
IL2=Kk×Kzqd× IHe／Kf×Nct Kk=1.2～1.3 Kzqd=1.0～1.2 Kf电磁型取0.85，微机型取0.95
Ik(2).min
IL2NctIk(2).min 10kV母线 Klm=
IL2NctIk(2).min 电抗器前 Klm=
IL2Nct 校110kV母线Klm=时间:TL2H定值按上级限额 切各侧 方向:退出 复合电压： 低电压Umin=
0.9U（或U）Kk Kk=1.3 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4～12V c 对于未配置距离保护的变压器，可投入一段过流速断段：
躲变压器中压侧最大三相短路电流
IL1=Kk×Ik
(3)max
／Nct Kk=1.5
第 28 页 保证出口Klm=1.5（考虑各种短路故障）
IL1=
Ik.min
KlmNct时间：TL1H＝0.1S 切各侧 方向:退出 复合电压： 低电压Umin=
0.9U（或U）Kk Kk=1.3 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4-12V
220kV中性点零序过流（两段式） 零序过流一段：
如方向指向220kV母线： 按与220kV出线零序Ⅲ段配合整定
I01= Kk×Kfz×I´03×N´ct/Nct Kk=1.1 校验小方式220kV母线故障Klm=d
3I0.min
I01Nct方向:指向220kV母线
时间：T01= T´03+△t 切母联 T02= T01+△t 切本侧 如方向指向220kV变压器
变压器110kV侧零序过流一段保护如设有长延时切各侧时限，可以考虑退出本段保护。如未设切各侧时限，本段按与变压器110kV侧零序过流一段保护配合进行整定。设一段时限，切各侧。 零序过流二段：
取一次值不大于300A 时间：T03= T02+△t 切各侧
e 中性点间隙零序电流和零序过电压保护
100A（一次值）切各侧 180V 切各侧
时间：考虑与线路单相重合闸时间配合 f 启动风冷按变压器厂家要求整定。g 过负荷电流：Ifh=Kk×Ie /(Kfh*Nct)Kk=1.05 Kfh=0.95 时间：建议5S 发信 h 过负荷闭锁调压: I=KkIfh/Nct Kk=0.85-1.2 时间：建议0.1S 2)110kV后备保护
a 110kV复合电压闭锁过流一段（没有变压器中压侧距离保护时投入）
第 29 页 电流：系统大方式220kV变压器单台运行时躲110kV出线所供变压器中低压侧故障最大短路电流（可以考虑忽略220kV系统阻抗）IL1=Kk×Ik.max Kk=1.5 校小方式220kV多台变并列运行时110kV母线和线路末端灵敏系数： 110kV母线、线路末端Klm=(3)
Ik(2).min
IL1Nct方向：可投退
时间：TL1= TL2－△t 切母联 TL2= TL3－△t 切本侧 TL3= T´2－△t 切各侧
T´2为省调限额时间或要求配合时间
要求110kV出线：
距离Ⅱ段Z´dz≥Kp(电流Ⅱ段I´dz≤
ExZxt.min)时间≤TL1-△t Kp=1.2 IL1IL1 时间≤TL1-△t Kp=1.1
Kfz*KpEx为系统相电势
Zxt.min为保护安装处最小等值阻抗
若过流一段按220kV变压器单台运行时躲110kV出线所供变压器中低压侧故障最大短路电流整定后，110kV母线灵敏系数不足，可按220kV变压器两台或三台变压器运行整定。
b 110kV距离保护
距离：系统大方式220kV变压器单台运行时躲110kV出线所供变压器中低压侧故障整定
Zdz＝Kp*Zt Kp=0.6 小方式220kV多台变并列运行时110kV出线线末灵敏系数 Klm= Zdz
Kz*ZL要求110kV出线：
距离Ⅱ段Z´dz≥Kp* Kz*Zdz 时间≤TL1-△t Kp=1.1 电流Ⅱ段I´dz≤
Ex32ZdzKz*KZxtmaxk
Kk取0.8 Ex为系统相电势
Zxt.max为保护安装处最大等值阻抗
时间：TL1= TL2－△t 切母联
第 30 页 c TL2= TL3－△t 切本侧
TL3= T´2－△t 切各侧
T´2为上级限额时间或要求配合时间
注：220kV电网和110kV电网的选择性等要求难以兼顾，虽然可采取不完全配合，即允许110kV复合电压闭锁过流一段、距离保护与110kV出线距离和电流保护Ⅱ段时间配合，定值不配合，但不符合失配点远离电源点的原则。采取定值反配计算方法可以解决这个问题。
110kV复合电压闭锁过流二段 电流：躲最大负荷电流
IL2=Kk×Kzqd× IHe／Kf×Nct Kk=1.2-1.3 Kzqd=1.0-1.2 Kf电磁型取0.85，微机型取0.95 校110kV母线Klm=
Ik(2).min
IL2Nct时间：TL12=TL22－△t 切母联 TL22=TL32－△t 切本侧 TL32=T´3－△t 切各侧
T´3为220kV电源线路距离Ⅲ段最短时间
方向:退出 复合电压： 低电压Umin=0.9U（或U）Kk Kk=1.3 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4-12V d 110kV中性点零序过流（两段式）
零序过流一段：
保证小方式110kV最长出线线末故障（灵敏度原则同线路）
I01=3I0.min
KlmNctI01 时间≤TL1-△t Kp=1.1
Kp*Kfz要求110kV出线： 零序Ⅱ段I0´dz≤方向：
大方式220KV母线故障Kk=
I01Nct
3Io.maxKk≥1.3 可不带方向
Kk＜1.3 带方向，指向110KV母线
第 31 页 e 时间：T01= T02－△t 切母联 T02= T03－△t 切本侧
T03= T´03－△t 切各侧
T´03为省调限额时间或要求配合时间
零序过流二段： 取一次值不大于300A 方向：退出
时间：T012= T022-△t 切母联
T022= T032-△t 切本侧 T032= T´04-△t 切各侧
T´04为220kV电源线路零序Ⅳ段最短时间
110kV中性点间隙零序电流和零序过电压保护 100A（一次值）0.5~1.2S 切各侧 150V-180V 0.5~1.2S 切各侧
3)10kV后备保护
a 延时速断： 电流：
与10kV母联速段配合，Kp取1.1 保证小方式母线两相短路故障Klm≥1.5
b 220kV站可能10kV过流才能满足母线两相短路故障Klm≥1.5，对于延时速段，可考虑用于切除短路电流较大，威胁设备安全的故障。经复压闭锁
时间：TM1+△t 闭自投、切变压器低压侧开关
TM1为10kV母联过流保护速断段时限 过电流（变压器保护一）
电流：Idz=Kk×Kzqd×ILn Kk=1.3 Kzqd=1.0-1.2 c 若不满足母线故障灵敏系数，按保证Klm＝1.5整定。 可选择是否经电压闭锁 时间：
配置一：变压器低压侧后备一取开关CT，后备二取电抗器前CT时
TM2+2△t闭自投、切分支开关
TM2+4△t 切各侧
配置二：变压器低压侧后备
一、后备二均取开关CT时
TM2+2△t闭自投、切分支开关
TM2+3△t切各侧 TM2为10kV母联过流保护过流段时限 过电流（变压器保护二）
电流：Idz=Kp×Kk×Kzqd×ILn Kp=1-1.1 Kk=1.3 Kzqd=1.0-1.2 若不满足母线故障灵敏系数，按保证Klm＝1.5整定。
可选择是否经电压闭锁
第 32 页 d 5.4.3 时间：
配置一：变压器低压侧后备一取开关CT，后备二取套管CT时
TM2+3△t闭自投、切本侧
TM2+4△t 切各侧
配置二：变压器低压侧后备
一、后备二均取开关CT时
TM2+2△t闭自投、切分支开关
TM2+3△t 切各侧 TM2为10kV母联过流保护过流段时限 零序过电压： 15V 建议0.1S 发信 110kV变压器后备保护
1)110kV过电流保护
可选择经复压闭锁或不经复压闭锁 a
经复压闭锁：
按躲负荷电流整定
IL=Kk× IHe／Kf×Nct Kk=1.2-1.3 Kzqd=1.0-1.2 Kf电磁型取0.85，微机型取0.95 b
不经复压闭锁：
考虑躲备自投动作后变压器可能的最大负荷电流：
IL=Kk×Kzqd× IHe／Kf×Nct Kk=1.2-1.3 Kf电磁型取0.85，微机型取0.95 I（2）.min校验小方式10kV母线故障Klm=，要求Klm≥1.5
IHNct注：不经复压闭锁110kV过电流定值考虑躲备自投动作后变压器可能的最大负荷电流。若该定值在变压器低压侧故障灵敏系数＜1.5时，一般按保证灵敏系数原则整定。时间：TBL22+△t 切各侧 TBL22为10kV过流二段二时限
2)110kV中性点零序过流保护（两段式）
a 零序过流一段：
保证小方式110kV母线故障Klm≥1.5 I01=3I0.min
KlmNct 与110kV出线零序Ⅱ段配合
I01=Kk×Kfz×I´O2×N'ct/Nct Kk=1.1 校验小方式110kV母线故障Klm=
3I0.min
I01Nct 若不满足Klm=
3I0.min≥1.5，与110kV出线零序Ⅲ段配合
I01Nct第 33 页 校验小方式110kV母线故障Klm=
3I0.min
I01Nct时间：T01= T´02（3）+△t 切母联 T´02（3）为线路零序II段或III段时限
T02= T01+△t 切本侧
b 零序过流二段：
取一次值不大于300A 时间：T01= T´04+△t 切母联
T02= T´04+△t 切本侧（切各侧）
T03= T´04+△t 切各侧 T´04为线路零序IV段时限
注：若110kV中性点零序电流保护为一段式，按上述Ⅱ段要求整定。3)110kV中性点间隙过流和零序过电压保护
a 变压器中、低压侧有地方电源接入时： 中性点间隙过流：一次值100A 零序过电压：二次值150V-180V 时间：T1= TL+△t 切小电源 TL为线路保全线段时限
T2= T1+△t 切各侧
变压器中性点绝缘等级为44kV及以下变压器，且中、低压侧没有地方电源接入时： 中性点间隙过流：一次值100A 零序过电压：二次值150V-180V 时间：应躲过相关110kV线路后备保护距离Ⅲ段及零序Ⅳ段动作时间，切各侧。b
4)变压器35kV复合电压闭锁过电流保护
a 方向元件投退
35kV所有出线无电源接入的110kV变压器35kV两段式复合电压闭锁过电流保护，各段均不经方向元件控制。
35kV出线有电源接入的110kV变压器35kV两段式复合电压闭锁过电流保护，各段均经方向元件控制。b 过流Ⅰ段IdzⅠ：
a)按小方式35kV母线故障有足够灵敏度整定
I（2）.minIdzⅠKlm，=式中： I(2)min—小方式下35kV母线故障两相短路电流
—灵敏系数，要求KlmKlm≥1.5 b)与35kV馈线速断保护或限时过流保护定值配合（1）
IdzIKk*KF.max*IDZⅠ.第 34 页 Kk—可靠系数，Kk1.1
KFmaxIDZⅠ.—最大分支系数
—35kV线路电流速断保护定值
（2）IdzIKk*KF.max*IDZ.Ⅱ
Kk—可靠系数，Kk1.1
KFmaxIDZ.Ⅱ—最大分支系数
—35kV线路限时过流保护定值。
（3）时间定值按时间配合整定。
TBL11=TL1+△t，跳本侧同时闭锁35kV侧备自投 式中：
TL1—35kV馈线速断过流保护时间或限时过流保护时间 c)按躲最大负荷电流
IdzⅡ式中： = KkKre/
×
IL.max
Kk —可靠系数，—返回系数
Kk=1.2～1.3
=0.85～0.95 KreKre
IL.max—最大负荷电流
注：最大负荷电流的计算应考虑：当接有大量异步电动机时，应考虑电动机的自起动电流；中压侧分列运行，负荷侧母线分段断路器上装有备自投时，应考虑备自投投入后增加的负荷电流。
d)时间定值按时间配合整定。
TBL21=TL3+△t 跳本侧同时闭锁35kV侧备自投 式中：
TL3—35kV馈线过流保护动作时限
c 复压元件投入：低电压定值按躲过保护安装处最低运行电压整定70V，负序电压按躲过电压互感器的不平衡负序电压整定。d TV断线时取消复合电压闭锁 5)变压器10kV复合电压闭锁过电流保护
第 35 页 a 过流一段IB1：
按保小方式10kV母线故障1.5灵敏度计算 时间可设为：TBL11=TM1+△t-0.2 闭自投
TBL12=TM1+△t 切本侧 TM1为母联过流保护速断段动作时低电压及负序电压闭锁退出 过流二段IB2：躲最大负荷电流 IL=Kk×Kzqd× ILe／Kf×Nct 限
b
Kk=1.2-1.3 Kzqd=1.0-1.2 Kf电磁型取0.85，微机型取0.95 I（2）.min校验小方式10kV母线故障Klm=，要求Klm≥1.5
ILNct时间可设为：TBL21=TL1+△t-0.2S 闭自投 TL1为10kV馈线过流保护速断段动作时限
TBL22=TL2+△t 切本侧 TL2为10kV馈线过流保护过流段动作时限 低电压Umin=0.9U（或U）Kk Kk=1.3 负序电压(相电压)：U2.ZD=0.06×U 一般可取4-12V TV断线时取消复合电压闭锁
6)变压器过负荷（各侧均投入）
过负荷电流：Ifh=Kk×Ie /(Kfh×Nct)Kk=1.05 Kfh=0.95 时间：5S 发信 Ie为各侧额定电流 7)110kV过负荷闭锁调压：I=KkIeH/Nct Kk=0.85-1.2 时间：T=0.1S
IeH为变高额定电流
5.5 35kV及以下保护 5.5.1 35kV线路保护 1)方向元件投退
单侧电源的35kV直馈线路的三段式过流保护，各段均不经方向元件控制。
双侧电源的35kV直馈线路的三段式过流保护，各段宜经方向元件控制。
2)电流速断保护
a)按躲过本线路末端最大短路电流整定
(3)IDZⅠ.KKIDmax
式中：KK—可靠系数，取KK1.3
第 36 页(3)IDmax—系统大方式下，本线路末端三相短路时流过线路的最大短路电流
时间定值整定为0s。
b)对于接入供电变压器的终端线路（单线单变或一线多变）： 按躲过变压器其他侧母线三相最大短路电流整定。
(3)IDZⅠ.KKIDmax
KK1.3式中：KK—可靠系数，取KK1.3
(3)IDmax—表示变压器其他侧故障时本线路最大三相短路电流。
时间整定为0.1s，带短延时躲过空充变压器时励磁涌流，与终端变差动保护或速断保护动作时间0s配合，并采用重合闸补救。
c)校核被保护线路出口短路的灵敏系数，在常见运行大方式下，三相短路的灵敏系数小于1，则退出此段定值。
3)限时电流速断保护
a.电流定值应对本线路末端故障有1.5的灵敏系数。
时间定值建议 0.4s
b.与相邻35kV线路速断电流定值配合
IDZ.ⅡKk*KF.max*IDZⅠ.Kk1.1
Kk—可靠系数 KFmax—最大分支系数
IDZⅠ.—相邻线路电流速断保护定值。
时间定值建议 0.4s，否则会使变压器中后备复压过流Ⅰ段时间定值过长。注：如不能与相邻35kV线路电流速断定值配合，则要求限制相邻35kV线路电流速断的定值。
4)过电流保护
a.躲过最大负荷电流
IDZ.ⅢKKIFH.max
Kf式中： IFH.max—本线路的最大负荷电流
KK1.Kf0.85～0.95
[释义]：最大负荷电流的计算应考虑常见运行方式下可能出现的最严重情况，如双回线中一回断开、备用电源自投、环网解环、由调度方式部门提供的事故过负荷电流。若不能提供最大负荷电流的，则取线路的热稳电流。
b.与相邻35kV线路限时电流速断定值配合
IDZ.ⅢKk*KF.max*IDZ.Ⅱ
Kk1.1
第 37 页 Kk—可靠系数 KFmax—最大分支系数
IDZ.Ⅱ—相邻线路电流限时速断保护定值。
c.与相邻35kV线路过流定值配合
IDZ.ⅢKk*KF.max*IDZ.Ⅱ
Kk1.1
Kk—可靠系数 KFmax—最大分支系数
IDZ.Ⅱ—相邻线路电流过流保护定值。
d.时间定值按时间配合整定。
5)后加速保护可投入, 加速限时电流段,投入0.15s延时。
复压元件投入：低电压定值按躲过保护安装处最低运行电压整定70V，负序电压按躲过电压互感器的不平衡负序电压整定。5.5.2 35kV母联保护
优先使用变压器35kV侧后备保护切除母联开关，在变压器保护无切除母联开关功能时，必须配置并投入35kV母联保护。
1）电流Ⅰ段
a 与变压器35kV时限速断配合
I1=IB1/（Kp×Nct）（Kp=1.1）b 与35kV馈线速断保护配合
I1= Kp×IL1×N´ct／Nct（Kp=1.1）
若无法同时满足上述原则，一般按原则b整定。
时间：取TL1+△t = TM1 = TB1-△t TL1为35kV馈线速断过流保护动作时限，TB1为变压器35kV侧时限速断保护切除本侧开关动作时限。
2）电流Ⅱ段
a 与变压器35kV过流配合 I2=IB2/（Kp×Nct）（Kp=1.1）b 与35kV馈线过流保护配合
I2= Kp×IL3×N´ct／Nct（Kp=1.1）c 躲过最大负荷电流
I2=Kk×Kzqd× IHe／
Kf×Nct
第 38 页 [释义]最大负荷电流的计算应考虑常见运行方式下可能出现的最严重情况，如双回线中一回断开、备用电源自投、环网解环、由调度方式部门提供的事故过负荷电流。尤其应注意考虑两台或多台变压器并列运行时跳开一台最大容量变压器导致的母联开关流过电流增大。若不能提供最大负荷电流的，则考虑取母联开关C.T额定一次值。d 保证小方式35kV母线两相短路
Klm≥1.5 Ik(2).min I2=KlmNct
若无法同时满足上述原则，一般按原则c整定。
时间：取TL3+△t = TM2 = TB2-△t TL3为35kV馈线定时限过流保护动作时限，TB2 为变压器35kV侧定时限过流保护切除本侧开关动作时限。
5.5.3 10kV母联保护
1)电流Ⅰ段
a 保证小方式10kV母线两相短路Klm≥1.5 I1=Ik(2).min
KlmNct
b
与10kV馈线限时速断过流配合
I1= Kp×IL1×N´ct／Nct（Kp=1.1）
c 与变压器10kV限时速段配合
I1=IB1/（Kp×Nct）（Kp=1.1）
若同时满足原则b、c，一般按原则c整定；
时间：TM1取TL1+△t TL1为10kV馈线限时速断过流保护动作时限 2)电流Ⅱ段
与10kV馈线速断保护定值配合
时间：TM2取同TL2 TL2为10kV馈线定时限过流保护动作时限。与变压器10kV过流保护定值上可能出现失配，靠时间级差来配合。5.5.4 35kV及以下备自投
1)本侧无压：取0.15-0.3Un，建议取O.25Un 2)邻侧有压：取0.6-0.7Un，建议取 O.7Un 3)低电流：I=0.04In（In为二次额定电流，1A或5A）4)跳闸时间
a 躲电源线路Ⅱ段动作时间与重合闸时间之和，并大于后备保护动作闭锁自投时间：
T1=T´2+Tch+Tjs+Δt
T´2按有下级线路的线路II段考虑 Tch按照重合闸动作时间为1S考虑
第 39 页 Tjs为线路后加速保护动作时间 Tch大于1S的，按实际时间带入计算；
b 无重合闸的，躲电容器失压保护动作时间，并大于后备保护动作闭锁自投时间 c 若该站上级电源装有自投装置，自投跳闸时间应与上级自投装置动作时间配合：
T1= T´1 +△T 5)合闸时间
a 若合闸不经延时跳闸时间，按躲电容器失压保护动作时间整定：
T2= T´c +△T T´c电容器失压保护时间 b 若合闸经延时跳闸时间
T2建议取0.1S 5.5.5 10kV接地变保护 1)零序电流
按躲开正常运行时由于系统三相电压不对称在接地变压器中性点产生的零序电压引起中性点电阻通过的零序电流整定。
对于10欧姆小电阻接地系统，取一次值75A，时间可整定为：
1.5S
切母联
1.8S 闭自投
2S 切变压器低压侧 2.5S 切各侧
若只能整定三个时间，则改为1.5S切母联、闭自投；
2S 切变压器低压侧；2.5S切各侧。
220kV站零序电流保护不切各侧。2)相过流
过流Ⅰ段：对于10欧姆小电阻接地系统，可取一次值 260A 0S 切曲折变开关 系统接地短路电流被限制在一次值600A，每相故障的短路电流限制在一次值200A。考虑1.3的可靠系数，1.3×200=260A b 过流Ⅱ段：对于10欧姆小电阻接地系统，可取一次值 40A 2.5S 切曲折变开关 5.5.6 电容器保护 1)过电流保护
a 电流Ⅰ段：躲电容器充电电流
IL1= Kk×Ie/Nct（Kk=5）b 时间建议取0.1-0.2S 电流Ⅱ段I2：躲额定电流 IL2= Kk×Ie／（Kf×Nct）
（微机保护：Kk=1.3-2，Kf=1）（电磁保护：Kk=1.3-2，Kf=0.85）
时间建议取0.6S 2)零序电流
零序电流定值：对于10欧姆小电阻接地系统，取一次值60A 时间建议取0.6S 3)不平
第 40 页 a 不平衡电压（差压、电流）：按厂家提供的数据整定 时间建议取0.1-0.2S 旧保护或厂家暂无法提供不平衡定值的，可按不平衡电压VBP=5V、差压△V=5V、不平衡电流IBP=2A（一次值），或依实际情况进行调整。4)系统异常的电容器保护
a 过电压VH=1.1-1.15Un 时间建议取5S 过电压定值按实际放电PT变比计算，一般要求放电PT额定一次电压与电容器额定电压匹配。
如电压取自母线PT，过电压定值UDZXKV1LXCUE KV为过电压系数，取1.1-1.15 XL为串联分路电抗器感抗
XC为分路电抗器组容抗
UE为电容器组额定相间电压
低电压VL=40V（线电压）建议取0.6S 低压电流闭锁宜投入，闭锁值建议取0.1In(In为CT二次额定值)5.5.7 电抗器保护 1）过电流保护
a 电流Ⅰ段：躲电抗器投入时的励磁涌流
IL1= Kk×Ie/Nct（Kk可取3-8）时间建议取0S b 电流Ⅱ段I2：躲额定电流 IL2= Kk×Ie／（Kf×Nct）
（微机保护：Kk=1.3-2，Kf=1）（电磁保护：Kk=1.3-2，Kf=0.85）时间建议取0.6S
2）零序电流
零序电流定值：对于10欧姆小电阻接地系统，取一次值60A 时间建议取0.6S 3）过负荷保护
过负荷电流：Ifh=Kk×Ie /(Kf×Nct)
Kk=1.05
Kf=0.95 时间建议取5S 发信
5.5.8 站用变保护 1)过电流保护
a 电流Ⅰ段：躲站用变低压侧故障整定
I1=Kk×Ik.max/Nct Kk=1.5(3)b
第 41 页 校小方式出口Klm≥1.5 时间定值建议取0S 切两侧
为消除系统阻抗及运行方式发生变化对短路电流造成的影响，最大短路电流(3)Ik.max的计算可忽略系统阻抗。b 电流Ⅱ段：躲站用变额定电流
I2=Kk×Ie／（Kf×Nct）
（微机保护：Kk=1.3，Kf=1）（电磁保护：Kk=1.3，Kf=0.85）
校小方式站用变低压侧故障Klm≥1.5 时间定值建议取0.6S 切两侧
2)10kV零序电流保护
零序电流定值：对于10欧姆小电阻接地系统，可取一次值60A 时间定值：建议取0.6S跳闸 3)380V侧零序电流保护
380V侧零序电流：可按躲不平衡电流整定 I0= Kk×Kbp×Ie/Nct Kk=1.3 Kbp=0.25 时间定值可参考取2S 切两侧 5.5.9 10kV馈线
1)相间电流保护
a 限时速断保护：
考虑躲过用户配变低压侧三相故障短路电流
可根据网内短路电流水平简化整定 推荐取一次值3000A TL1可取0-0.3S 对于大容量的配变需要另行计算。
b 定时限过流保护：
保线末灵敏度1.5或按躲负荷电流可靠系数1.3整定 TL2可取0.6-1.0S 2)零序过流保护
跳闸：按躲过三相短路时可能的最大不平衡电流整定，对于10欧姆小电阻接地系统，一次电流取60A，时间取1S 发信：对于10欧姆小电阻接地系统，一次电流可取25A，时间取1.2S 3)后加速保护宜退出
4)过负荷保护发信投入，整定为：0.9In（可取CT二次值1A或5A）5S发信 5)馈线重合闸：
a 线路投非同期重合闸方式，重合时间建议取1S b 二次重合闸的一般可整定为：第一次重合时间5秒；第二次重合闭锁时间应小于第一个柱上开关动作时间，可取同第一次重合时间；第二次重合时间需考虑开关两次重合闸的间歇时间，可取60S；重合闸充电时间则按照柱上开关的数目整定，9个以内的柱上开关可整定为65S。
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附加说明：
本规定由中国南方电网调度通信中心继电保护处提出并归口。
本规定由广东电网公司广州供电局调度中心负责起草，广东电网广东省电力调度中心及下属地调、广西电力调度通信中心及下属地调、云南电力调度中心及下属地调、贵州电力调度通信局及下属地调、海南电网公司电力调度通信中心及下属地调参与并提出了许多宝贵意见。
本规定主要起草人：王莉、张少凡、周红阳、余江、赵曼勇、曾耿晖。
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