GB／T 38435-2019 标准规范下载简介

GB／T 38435-2019 牵引站供电线路的继电保护配置及整定计算原则

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）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/T 15145 输电线路保护装置通用技术条件 GB/T 18038 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 GB/T 31464 电网运行准则 GB/T50262 铁路工程基本术语标准 DL/T478 继电保护和安全自动装置通用技术条件 DL/T 559 220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/T584 3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程 DL/工866电流互感器和电压互威选择及计算规程

GB/T2900.49、GB/T14285、GB/T50262界定的以及下列未语和定义适用于本文件。 3.1 电力牵引供电系统tractionpowersupplysystem 由牵引变电所、牵引网以及其他辅助供电设施组成的供电系统。 3.2 牵引变电所tractionsubstation 主要给牵引系统供电的变电所， 3.3 牵引站供电线路 transmission line of electrified railwaytraction station 从电网引出到牵引变电所，给牵引供电系统供电的110kV及以上输电线路

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定原则按照DL/T559、DL/T584等相关规程规定执行。 4.2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电力牵引供电系统可靠供电为 银本目标，满足所接入电网安全稳定要求，同时考愿牵引站可靠运行需要。 4.3设计阶段应考虑牵引站内保护与牵引站供电线路保护之间的配合，并做好一、二次设备的协调，满 足继电保护的适应性， 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涉网保护应按双重化配置，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的后备保护应采用近后备方式 4.7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， 4.8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。 4.9继电保护装置作为电网的主要稳定措施，与系统及牵引站运行方式的安排密切相关，应满足电网 的稳定运行要求。 4.10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。 4.11保护用互感器性能应符合GB/T20840.2及DL/T866的要求，其配置及使用应避免出现保护死 区。差动保护用电流互感器的相关特性宜一致。 4.12牵引站供电线路投产前，应用一次负荷电流和工作电压对相关保护用电流、电压进行相位检验和 判定，并满足要求。

银川都市圈城乡东线供水工程-吴忠金积水厂改造工程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和相关反事故措施的要求 5.3应选用满足GB/T15145、GB/T18038要求的微机继电保护装置。

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5.4220kV及以上电压等级牵引站供电线路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）两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）两套全线速动保护应分别动作于断路器的一组跳闸线圈； d）两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，采取防止保护不正确动作、保护频素启动等措施 5.6线路两侧纵联保护装置型号、软件版本应相适应，满足匹配要求。 5.7220kV及以上电压等级牵引站供电线路配置双套纵联保护时，牵引站内高压电流互感器二次绕 组配置上应满足接人双套纵联保护需要。 5.8对于牵引站内多分支接线，线路纵联电流差动保护应接人各分支电流，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宜按双重化要求实现远跳功能。如存在过电压问题时，宜按双重化 要求配置两套过电压及远方跳闸就地判别功能。牵引站侧双套线路保护工程实施方案参见附录A。 5.10220kV及以上电压等级牵引站供电线路宜配置适应负荷波动特性的双套纵联保护，具备光纤通 道时优先采用纵联电流差动保护。 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，牵引站内主接线和运行方式满足要求可配置一套纵联电流差动 保护。 5.13对于线变组接线的110kV短线路、同杆架设的110kV线路、电缆线路宜配置一套纵联电流差动 保护

6牵引站供电线路继电保护整定原则

6.1.1电网继电保护整定范围一般与调度管辖范围一致，牵引站供电线路配置有纵联保护时，牵引站 则线路保护装置定值整定由电网与电网使用者进行协商并以书面形式明确。 5.1.2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，应满足电网调度机构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，并网前应按GB/T31464的相关要求提交牵引站供电线路重合 用方式及时间要求、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变压器（含牵引变压 器、动力变压器等）短路阻抗、接线形式等资料。牵引站典型主接线参见附录B，典型牵引变压器接线形 武参见附录C 6.1.7牵引站供电线路最大负荷电流可按牵引变压器短时过负荷耐受倍数考虑，合建站还应考虑其他 鱼益影响

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以书面形式提供定值限额，电网便用者应产 格执行定值限额。 6.1.9牵引站内备自投时间应与系统侧线路重合闸时间以及备自投时间配合。 6.1.10电网调度机构和电网使用者对于系统侧线路保护范围伸人牵引变压器可能导致的风险应以书 面形式相互确认。 6.1.11牵引站内保护定值计算校核应采用电网调度机构书面形式提供的系统等值阻抗 6.1.12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。对于两相式供电模式，两相 线路参数转化为正序、零序参数参见附录D。牵引变压器低压侧短路故障时，短路电流计算与电网常规 三相变压器存在较大区别，具体参见附录正

6.2.1保护启动及纵联电流差动保护

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 置可以适当高，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纵联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 正高阻接地故障有灵敏度整定，取一次值不大于480A。 6.2.1.5电流互感器（CT）断线差动定值按躲过线路最大负荷电流整定

6.2.2.1距离保护整定基本原则

为简化计算，相间距离保护可与接地距离保护定值相同。 牵引站作为负荷终端，牵引站侧线路距离保护功能可退出，电源侧线路距离保护按6.2.2.2和6.2.2

6.2.2.2220kV及以上电压等级线路距离保拍

5.2.2.2.1距离1段定值按可靠躲过本线路对侧母线故障整定。为防正超越，短线路保护范 限小时 可退出距离1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ⅡI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I段保护范围一般不应超过相邻牵引变压器的其他侧母线。定值按躲过牵引变压器低 压侧母线短路整定，见式（1）：

式中： Z2 距离Ⅱ段定值； Kk 可靠系数，取0.7~0.8； Z. 线路正序阻抗值；

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一折算系数，根据牵引变压器接线形式确定，具体参见附录E。 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纵联电流差动保护但 由于牵引站侧纵联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ⅡI段不应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段不应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，同时躲过线路最大负荷电流 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）；对于V/V、V/X接线三相式供电模式，公共相 电流为非故障相电流的1.732，提供的牵引站供电线路最大负荷电流未考虑公共相因素时，计算公共相 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0.577系数。 6.2.2.2.9对牵引变压器提出定值限额，要求所供牵引变压器高压侧过流未段时间与距离血段动作时 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， 司时躲过牵引变压器其他侧金属性短路故障，且满足与上级设备保护的配合关系。躲过牵引变压器其 他侧金属性短路故障时，应根据牵引变压器接线形式确定牵引变压器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。躲过牵引变压器其他侧金属性短路故障时，应根据牵引变压器接线形式确定牵引变压器短路 阻抗的折算系数。 6.2.2.3.4距离Ⅲ段按躲过本线路最大负荷电流对应的最小负荷阻抗整定；同时保本线路相邻牵引变 玉器低压侧金属性短路故障有灵敏度，灵敏系数不小于1.2，应根据牵引变压器接线形式确定牵引变压 器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“躲过最小负荷阻抗、 保本线路相邻牵引变压器低压侧金属性短路故障有灵敏度”无法兼顾时，应确保可靠躲过最小负荷 阻抗。 6.2.2.3.5对牵引变压器保护提出定值限额，要求所供牵引变压器高压侧过流末段时间与距离Ⅲ段动 作时间满足配合关系

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6.2.3零序电流和流保护

2.3.1零序电流和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，对各段零序电流和流保护，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。 牵引站侧可能有主变中性点接地时，应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，牵引站侧线路零序保护功能可退出。电源侧线路零序保护按6.2.3.2和6.2.3.3 整定。

6.2.3.2220kV及以上电压等级线路零序电流和流保护

（和流）Ⅱ段（四段式的血段），第二 .2.2零序（和流）灵敏度段取值原则包括： a）电流定值取值原则： 1）按本线路末端发生金属性短路故障有足够灵敏度整定。 2）按与相邻上级设备零序保护反配整定。 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：按保本线路相邻上级设备接地距离保护伸 人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Zh表示，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。分为下述儿种情况： 相邻上级设备为变压器时，按与相邻上级主变接地阻抗保护反配整定。具体方法 如下： ·按与相邻上级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 计算见式（2）

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； Kk 可靠系数，一般取1.25； 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； K↑一一变压器计算用可靠系数，一般取0.7； 之, 相邻上级主变高、中压侧阻抗和折算至中压侧值； K： 助增系数，取正序、零序助增系数中较小值。 按与变压器中压侧接地阻抗保护反配整定，保护范围计算见式（3）

Zm=K.Zm/K +++++++++++++++++++(3)

上级主变中压侧接地阻抗保护伸入牵引站供电线足

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a）电流定值取值原则：

6.2.3.3110kV线路零序电流保护

6.2.3.3.1零序电流 I段

零序电流工段时间可整定时，按线路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。 零序电流I段时间不可整定时，可将工段退出

.2.3.3.2零序电流Ⅱ段

零序电流Ⅱ段定值按综合考虑“保护范围未端发生金属性短路故障有灵敏度、与相邻上级设备

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序电流保护反配”原则整定。零序工段退出时，时间可取0.15s～0.3s

6.2.3.3.3零序电流Ⅲ段

零序电流Ⅲ段作为灵敏度段，按保护范围未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

6.2.3.3.4零序电流M段

零序电流IV段定值应考虑线路经高电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。 对牵引变压器保护提出定值限额，要求所供牵引变压器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

2.4.2220kV及以上电压等级线路PT断线过流

6.2.4.2.1PT断线相过流整定原则

I k.max 一牵宁变压者 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

6.2.4.2.2PT断线零序过流

PT断线零序过流电流定值取零序（ 流时日 一致

6.2.4.3110kV线路PT断线相过流保护

6.2.4.3.1线路配置有纵联电流差动保护

我路配置有纵联电流差动保护包括： PT断线相过流I段退出。 PT断线相过流Ⅱ段： 1） 按躲最大负荷电流整定，计算见式（8）： IDz≥KkXKXI （8） 式中： IDz 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； I 牵引站供电线路最大负荷电流 2） 应校核牵引变压器低压侧金属性短路故障的灵敏度，计算见式（9）： K Im = I k.min / I DZ.l ·（9） 式中： Klm 灵敏系数，要求不小于1.2； Ik.min 牵引变压器低压侧金属性短路故障最小短路电流，计算公式参见附录E； IDZ PT断线相过流Ⅱ段定值。 3） 时间一般可取本线路距离Ⅲ段时间。 若PT断线相过流只有一段，定值整定原则同PT断线相过流IⅡ段

6.2.4.3.2线路未配置纵联电流差动保护

线路未配置纵联电流差动保护包括！

I DzI ≤I'izi/(Kk XK.)......

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式中： I DzI PT断线相过流I段定值； Ii2I 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； KK 可靠系数，取1.1； Kfz 最大分支系数。 3）按保线路末端金属性短路故障有灵敏度整定，计算见式（12）： I Dz1 ≤Ik.min/ Klm （12 式中： ID2I PT断线相过流I段定值； 线路末端金属性短路故障最小短路电流； Km一一灵敏系数，取值如下： 20km以下线路，不小于1.5； 20km~50km线路，不小于1.4； 50km以上线路，不小于1.3。 4）按躲过牵引变压器低压侧金属性短路故障整定，计算见式（13）： I DzI ≥ Kk X I k.max ·（13） 式中： IDzI PT断线相过流I段定值； SG Kk 可靠系数，取1.31.5； Ik.max 牵引变压器低压侧金属性短路故障最大三相短路电流，计算公式参见附录E 考虑与相邻上级线路配合、保证全线有灵敏度与躲过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，对牵引变压器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。 PT断线相过流ⅡI段： 1）按躲最大负荷电流整定，计算见式（14）： IDZ≥KkXKxXIf

PT断线相过流I段定值： Kk—可靠系数,取1.3~1.5; Ik.max—一牵引变压器低压侧金属性短路故障最大三相短路电流，计算公式参见附录E 考虑与相邻上级线路配合、保证全线有灵敏度与躲过牵引变压器低压侧无法兼顾时，应 与相邻上级线路配合、保证全线有灵敏度取值，对牵引变压器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。 PT断线相过流IⅡI段： 1）按躲最大负荷电流整定，计算见式（14）：

IDZI 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； I 牵引站供电线路最大负荷电流。 2）应校验所供牵引变压器低压侧金属性短路故障灵敏度，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。 ）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

5.1重合闸方式及时间考虑供电可靠性和设备安全，应综合考虑电网使用者及电网运行方式专 求，由电网使用者与电网调度机构共同协商确定。 5.2当投人重合闸功能时，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； 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，

6.2.5.1重合闸方式及时间考虑供电可靠性和设备安全，应综合考虑电网使用者及电网运行方式专业 的要求，由电网使用者与电网调度机构共同协商确定。 6.2.5.2当投人重合闸功能时，重合闸整定原则如下： 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 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。

6.2.6断路器失灵保护

Id失灵保护定值； Ikmin—一最小运行方式时，在本线路末端发生金属性短路故障时的最小故障电流； 一灵敏系数，取大于1.3。 b）尽可能躲过正常运行负荷电流，计算见式（16）：

≥KkXIhm .....

Id一一失灵保护定值； Kk一可靠系数，取1.3; 一在正常情况下的最大负荷电流。 6.2.6.2变压器失灵启动在变压器各侧金属性短路故障时应有灵敏度。 6.2.6.3低电压闭锁元件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对称金属 生短路故障时有足够的灵敏度Km≥1.3～1.5，并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。零序电压闭锁元件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不对 称金属性接地短路故障时有足够的灵敏度K≥1.3～1.5，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的 零序分量。负序电压闭锁元件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不对 称金属性短路故障时有足够的灵敏度K1m≥1.3～1.5，并应躲过母线正常运行时最大不平衡电压的负序 分量。 6.2.6.4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 之和，冉考虑一定的时间裕度

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附录A （资料性附录） 牵引站侧双套线路保护工程实施方案示例

根据牵引站运行需求，双套线路保护有两种组柜实施方案： 线路保护动作跳牵引站进线断路器（主变高压侧断路器），此时线路保护柜配置操作箱。如两 套线路保护及操作箱共组一面柜，柜内端子接线较多，运行维护存在安全隐惠，故每套线路保 护宜单独组一面柜，一回进线组两面保护柜， 线路保护动作不跳牵引站进线断路器（主变高压侧断路器），此时线路保护柜不配置操作箱，两 套保护可合组一面柜。线路保护保留所有功能压板，取消跳闸出口压板，保护有关开入采用强 电光耦接人。柜内可配置1台打印机，打印机能在两套保护间切换使用。 根据牵引站运行需求，牵引站主变保护动作高压侧断路器失灵时，远跳电网侧出线断路器。主变高 压侧断路器失灵远跳电网侧出线断路器有两种实施方案。 利用线路纵联电流差动保护的远跳功能远跳电网侧出线断路器（利用线路保护远跳受本侧启 动元件控制功能，可不配置远跳就地判别装置），实施方案如图A，1所示。当线路配置纵联电 流差动保护时优先采用该方案

站主变高压侧断路器失灵时启动线路保护远跳

配置光纤传输装置，主变失灵判别装置动作接点通过光纤传输装置远传至电网侧跳出线断路 器，实施方案如图A.2所示。

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单相变压器示意图见图C.1

C.2V/V接线变压器

V/V接线变压器见图C.2.

/V接线变压器见图C.2

C.3V/X接线变压器

/X接线变压器见图C.3

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图C.2V/V接线变压器

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图C3V/X接线变压器

附录D （资料性附录） 两相输电线路参数 如图D.1所示，描述两相输电线路参数有两个，一是每相线路的自阻抗乙。，另一个是两相输电线路 之间的互阻抗Zm。分别用正序阻抗Z1、零序阻抗Z。描述三相输电线路参数，则可按照式（D.1)等效转 化为三相输电线路参数：

如图D.1所示，描述两相输电线路参数有两个，一是每相线路的自阻抗Z。，另一个是两相输电终 间的互阻抗Zm。分别用正序阻抗Z1、零序阻抗Z。描述三相输电线路参数，则可按照式（D.1)等弃 为三相输电线路参数：

图D.1两相输电线路参数

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附录E （资料性附录） 牵引变压器故障计算 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见表E.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见表E.1

引变压器接线形式对应的折算系数及短路电流

Z 牵引供电线路正序阻抗； ZG.mx 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； ZG.min 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： Z个 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小短路电流时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： ）两相式供电单相牵引变压器

图E.1两相式供电等值模型

牵引变压器低压侧短路时，图E.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 E.1可知电网侧短路电流的公式，见式（E.1）：

式中： 1 A相电流； Ic C相电流； UAc AC相间电压 Z1 线路正序阻抗； Ex 系统基准相电压； ZG 归算到牵引供电线路电源侧母线的系统等值正序阻抗； ZT 牵引变压器换算至高压侧的短路阻抗。 电网侧AC相间测 阻抗的计算公式见式（E.2）

式中： IA A相电流； Ic C相电流； UAc AC相间电压 Z1 线路正序阻抗； Ex 系统基准相电压； ZG 归算到牵引供电线路电源侧母线的系统等值正序阻抗； ZT 牵引变压器换算至高压侧的短路阻抗。 电网侧AC相间测量阻抗的计算公式见式（E.2)： ZAc =UAc/(2 × IA)=Z, +Z/2 .·(E.2) 式中： ZAc AC相间测量阻抗； UAc AC相间电压 IA A相电流； Z1 线路正序阻抗；

CECS 554-2018-T 智慧家居设计标准V/V接线牵引变压器三相式供电等值模型（公

V/V接线牵引变压器三相式供电等值模型如图E.2，根据V/V接线牵引变压器低压侧四种短 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 示（实用计算中不考虑相角，只考虑绝对值的大小）

接线牵引变压器低压侧各种类型短路时的短路电

根据短路电流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 阻抗，如表E.3所示。

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JJG(交通) 133-2017 落锤式弯沉仪/V接线牵引变压器低压侧各种类型短路时的测量

注：表中符号与表E.1中意义相同

若Z。十ZL《ZT，则ZmAB、ZmB