DL／T 559-2018标准规范下载简介
DL／T 559-2018 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程.pdf5.6.2在系统振荡时可能误动作的线路或元件保护段均应经振荡闭锁控制。 5.6.3受振荡影响的距离保护的振荡闭锁控制原则如下： a）预定作为解列点上的距离保护，不应经振荡闭锁控制。 b）躲过振荡中心的速断段保护，不宜经振荡闭锁控制。 c）动作时间大于振荡周期的保护段，不应经振荡闭锁控制。 d）当系统最大振荡周期为1.5s及以下时：动作时间大于0.5s的距离I段，动作时间大于1.0s 的距离II段和动作时间大于1.5s的距离IⅢ段，均可不经振荡闭锁控制。 5.6.4在系统振荡过程中发生接地故障时，应有选择地可靠切除故障；当发生不接地的多相短路故障 时，应保证可靠切除故障，但允许个别的相邻线路相间距离保护无选择性动作。 5.6.5在系统振荡过程中发生短路故障，可适当降低对继电保护装置速动性的要求，但应保证可靠切 除故障。
5.7自动重合闸方式的选定
厂应根据电网结构、系统稳定要求、电力设备承受能力和继电保护可靠性，合理地选定自动重 式。原则上自动重合闸方式的选定由系统运行方式专业确定，如无特殊要求可按下述方式选定 a）对于220kV线路，根据电网需求可采用单相重合闸，也可选用一侧检查线路无电压，另
GB／T 1632.4-2020 塑料 使用毛细管黏度计测定聚合物稀溶液黏度 第4部分：聚碳酸酯(PC)模塑和挤出材料.pdf殊情况运行方式下的处理
.1对正常配置全线速动保护的线路，如果因检修或其他原因，本线路的全线速动保护全部退
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行，在当时的运行方式下，必须依靠线路两侧同时快速切除故障才能保持系统稳定运行，或与相邻线 各保护之间配合有要求时，为保证尽快地切除本线路故障，可按如下原则处理： a）在相邻线路的全线速动保护和相邻母线的母线差动保护都处于运行状态的前提下，可临时缩短 没有全线速动保护的线路两侧对全线路金属性短路故障有足够灵敏度的相间和接地短路后备保 护灵敏段的动作时间。根据线路发生相间短路和接地故障对电网稳定运行的影响程度，将相间 和接地短路后备保护灵敏段动作时间临时缩短到瞬时或一个级差时限。无法整定配合时，允许 当相邻线路或母线故障时无选择性地跳闸。 b）任何一套线路全线速动保护投运后，被缩短的后备保护段动作时间随即恢复正常定值。 c）对采用三相重合闸方式的线路，三相重合闸仍保留运行。对采用单相重合闸方式的线路，如 果原来按照5.8.5整定重合闸启动方式，则停用单相重合闸；当原来不按5.8.5整定重合闸 启动方式，且单相重合闸时间不小于1.0s时，可缩短对全线有灵敏度的接地故障后备保护 段动作时间，保留单相重合闻继续运行，但要躲开非全相运行过程中零序电流引起的可能 误动作。 d）对超短线路，距离I段可停用，但不得将该类线路全线速动保护停用；对短线路环网，一般也 不允许线路全线速动保护停运。若线路的全线速动保护全部停用，根据稳定运行要求，可将被 保护线路停运或将本线路两侧相间短路和接地故障后备保护灵敏段临时改为瞬时动作。 e）不允许同一母线上有二回及以上线路同时停用全部的全线速动保护；线路全线速动保护和相邻 任一母线的母线保护也不能同时停用。 .10.2对正常配置母线差动保护的双母线主接线方式，当因检修或其他原因，引起母线差动保护被迫 全部停用且危及电网稳定运行时，应考虑： a）首先按6.7的原则执行。 b）根据当时的运行方式要求，临时将带短时限的母联或分段断路器的过电流保护投入运行，以快 速地隔离母线故障。 c）如果仍无法满足母线故障的稳定运行要求，在本母线配出线路全线速动保护投运的前提下，在 允许的母线差动保护停运期限内，临时将本母线配出线路对侧对本母线故障有足够灵敏度的相 间和接地故障后备保护灵敏段的动作时间缩短。无法整定配合时，允许无选择性跳闸。 5.10.3单电源单回线路向终端变压器供电时，为快速切除线路变压器单元的故障，可将送电侧的相间 豆路和接地故障保护的速断段保护范围伸入变压器内部，按躲开下一级电压母线整定。需要时，为保 正变压器内部故障时能可靠跳闸断开，线路的瞬时段保护应经一短时限动作。 对多级串供的终端变电所，如整定配合困难或后备保护动作时间过长，允许送电侧线路保护适当 地无选择性动作切除故障。 市.10.4若变压器保护启动断路器失灵保护，则应考虑因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动 作，变压器气体继电器等本体保护的出口不宜启动断路器失灵保护。断路器失灵保护应经电流元件控 制，若需经电压闭锁，必须考虑其灵敏度。原则上，220kV变压器保护应启动断路器失灵保护。 5.10.5尽可能减少继电保护及自动重合闸的各类连锁跳闸回路。在保护装置上试验时，除必须停用该 保护装置的跳闸回路外，还应断开保护装置与其他可能启动所对应断路器的操作回路，如启动断路器 失灵保护回路、启动重合闸回路等。 5.10.6除母线差动保护外，不宜采用专用措施闭锁因线路电流互感器二次回路断线引起的保护装置误 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。 5.10.7对只有两回线和一台变压器的变电所，当该变压器退出运行时，可不更改两侧的线路保护定 值，此时，不要求两回线路相互间的整定配合有选择性。 5.10.8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，部分保护装置可短时失去选择性。
6继电保护对电网接线和调度运行的配合要求
1合理的电网结构、合理布置的一次设备与继电保护装置发挥积极作用有密切关系。这三者必须作 为一个有机整体，统筹考虑，全面安排。对严重影响继电保护装置发挥积极作用的电网结构、一次设 各布置及厂站主接线等，应加以限制使用。应综合考虑下列问题： a）不同电压等级之间均不宜构成电磁环网运行。110kV及以下电压电网应采用辐射形开环运行 方式。 b）不宜在大型电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器，也不宜在电源侧附近破口接 入变电所。 c）尽量避免出现短线路成串成环的接线方式。 d）采用串联电容补偿时，对装设地点及补偿度的选定，要考虑对全网继电保护的影响，不应使之 过分复杂，性能过于恶化。 .2继电保护装置能否作为电网的主要稳定措施，与调度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电网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。应综合考虑下列问题： a）保护装置中（终端馈线负荷侧除外）任何元件在其保护范围末端发生金属性故障时，最小短路 电流必须满足该元件最小启动电流的1.5倍～2倍。 b）变压器接地方式应合理安排，尽量保持变电所零序阻抗值稳定。 c）应避免在同一变电所母线上同时断开所连接的两个或以上运行设备（线路、变压器等）。当两 个地点的母线之间距离很近时，也要避免同时断开两个或两个以上运行设备。 d）电网某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的失配点。失配点应尽量满 足解列点的要求，当主网发生重大事故时，能采取有效解列措施，确保地区电网的重要负荷供 电，且解列后各电网应各自同步运行且供需基本平衡。 e） 环网整定可设置失配点，失配点的选择尽量满足系统解列点的要求。 f）避免采用多级串供的终端运行方式。 g）对220kV两台及以上变压器在高压侧并列运行时，中、低压侧可分列运行。 .3因保护装置检查、装置停用或装置检修，迫使被保护设备的保护性能降低，按实际的稳定计算结 果有可能危及电网稳定时，应采取下列措施： a）适当地改变电网接线及运行方式，使运行中的继电保护装置动作性能满足系统稳定的要求。 b）权衡继电保护动作的速动性与选择性对电网影响的严重程度及不利后果，采取切实可行的简单 临时措施改善线路或元件设备的保护性能，保住重点。必要时，可适当牺牲继电保护的选择性 要求，保证快速动作，以达到保证电网安全运行的目的。 .4对于特殊运行方式，当取得速动性和选择性有困难时，也同样可采用6.3的处理原则。 .5对正常设置全线速动保护的线路，如因检修或其他原因全线速动保护全部退出运行，应采取下列 昔施： 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潮流，使线路后备保护的动作能满足系统稳定要求。 c）考虑零序电流保护速断段纵续动作的可能条件，尽量避免临时更改线路保护装置的定值。 d）采用上述措施后，仍无法保证电网稳定运行时，按5.10.1，临时更改线路保护装置的动作时 间，并考虑可能的无选择性跳闸情况。 6.6对3/2断路器接线方式，当任一母线上的母线差动保护全部退出运行时，被保护母线应退出运行。 7 对双母线接线方式，母线差动保护因故全部退出运行时，应采取下列措施：
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b）不安排母线连接设备的检修，避免在母线 c）改变母线接线及运行方式，选择轻负荷情况，并考虑当发生母线单相接地故障，由母线对侧 线路后备保护延时段动作跳闸时，电网不会失去稳定。尽量避免临时更改继电保护定值。
7.1.1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
.1.1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参数值， 下列参数应使用实测值： a）三相三柱式变压器的零序阻抗。 b）架空线路和电缆线路的正序和零序阻抗、正序和零序电容。 c）平行线之间的零序互感阻抗。 d）其他对继电保护影响较大的有关参数。 .1.2为了简化计算工作，以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的： a）忽略发电机、调相机、变压器、架空线路、电缆线路等阻抗参数的电阻部分，并假定旋转电机 的负序电抗等于正序电抗。 b）发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的瞬态值X的饱和值。 c）发电机电动势可以假定等于1（标幺值），且相位一致。只有在计算线路非全相运行电流和全 相振荡电流时，才考患线路两侧发电机综合电动势间有一定的相角差。 d） 不考虑短路电流的衰减。对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。 e） 各级电压可采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器电压分接头实际位置的变动 f）不计线路电容和负荷电流的影响。 g）不计故障点的相间电阻和接地电阻。 h）不计短路暂态电流中的非周期分量，但具体整定时应考虑其影响。对有针对性的专题分析（如 事故分析）和某些装置特殊需要的计算，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。 .1.3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，并符合如下要求： a）对特殊运行方式，可按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。 b）对同杆并架的双回线，考虑双回线同时检修或双回线同时跳开的情况。 c）发电厂有两台机组时，应考虑全部停运的方式，即一台机组检修时，另一台机组故障跳闸；发 电厂有三台及以上机组时，可考虑其中两台容量较大机组同时停运的方式。 d）电力系统运行方式应以调度运行方式专业提供的书面资料为依据。 7.1.4变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修 等原因，使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，根据当时实际情况临时处理。应符合如 下要求： a）变电所只有一台变压器，中性点应直接接地，计算正常保护定值时，可只考虑变压器中性点接 地的正常运行方式。当变压器检修时，可做特殊方式处理，例如改定值或按规定停用、启用有 关保护段。 6 变电所有两台及以上变压器时，若变压器绝缘无接地要求则应只将一台变压器中性点直接接地 运行，当该变压器停运时，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原 因，变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行，当其中一台中性点直接接地变压
器停运时，若有第三台变压器则将第三台变压器改为中性点直接接地运行。否则，按特殊 方式处理。 双母线运行的变电所有三台及以上变压器时，可按两台变压器中性点直接接地方式运行，并把 它们分别接于不同的母线上，当其中一台中性点直接接地变压器停运时，将另一台中性点不接 地变压器直接接地。若不能保持不同母线上各有一个接地点，作为特殊运行方式处理。 d）为了改善保护配合关系，当某一短线路检修停运时，可用增加中性点接地变压器台数的方法来 抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。
7.2.2零序电流保护
护。根据电网的实际运行情况零序电流保护配置和应用可适当简化，如仅保留防高阻接地故障的零序 电流末段。 7.2.2.2在复杂环网中为简化整定配合，全线灵敏段零序电流保护应经零序功率方向元件控制。反时限 零序电流保护和定时限零序末段，可不经零序功率方向元件控制。 如实际选用的定值，不经方向元件也能保证选择性时，则不宜经方向元件控制。 为了不影响各保护段动作性能，零序方向元件要有足够的灵敏度，在被控制保护段末端故障时， 零序电压不应小于方向元件最低动作电压的1.5倍，零序功率不小于方向元件实际动作功率的2倍。 7.2.2.3计算非全相运行最大零序电流时，应选择与被保护线路相并联的联络线最少，系统联系最薄弱 的运行方式（如图1所示系统，在计算线路I非全相运行零序电流时应选择线路IⅡI断开的运行方式）。
目1计算非全相运行最大零序电流的运行方式选
相、合上二相两种方式进行比较，对实现单相重合闸的线路可按两相运行方式进行计算。 b）计算非全相运行最大零序电流时，线路两侧电动势的相角差应以系统稳定计算的实际结果 为依据。 在环网中有并联回路的220kV线路，非全相运行最大零序电流一般可按躲过非全相运行期间最大 负荷电流引起的不平衡电流考虑。 7.2.2.4分支系数K的选择，要通过各种运行方式和线路对侧断路器跳闸前或跳闸后等各种情况进行 比较，选取其最大值。在复杂的环网中，分支系数K的大小与故障点的位置有关，在考虑与相邻线路 零序电流保护配合时，按理应利用图解法，选用故障点在被配合段保护范围末端的K值。但为了简 化计算，可选用故障点在相邻线路末端时可能偏高的K值，也可选用随故障点位置有关的最大分支 系数。 7.2.2.5全线灵敏段零序电流定值，按灵敏性和选择性要求配合整定。具体要求如下： a） 全线灵敏段零序电流定值应满足7.2.2.6规定的灵敏度要求，并与相邻线路零序电流灵敏段配合。 b） 当与相邻线路零序电流灵敏段配合有困难时可与相邻线路纵联保护配合，时间不小于1.0s 若与相邻线路纵联保护无法配合，则与相邻线路接地距离灵敏段时间配合。 应躲过非全相运行时的最大零序电流，若定值上无法躲过，则动作时间躲过非全相运行周期， 7.2.2.6零序电流灵敏段保护在常见运行方式下，应对本线路末端金属性接地故障时的灵敏系数满足下 列要求： a）50km以下线路，不小于1.5。 b）50km～200km线路，不小于1.4。 c）200km以上线路，不小于1.3。 7.2.2.7在计算区内故障最小零序电流时，应对各种运行方式及不同故障类型进行比较，选择对保护最 不利的运行方式和故障类型进行计算，取其最小值。 7.2.2.8零序电流末段定值和反时限零序电流的启动值一般不应大于300A，对不满足精确工作电流要 求的情况，可适当拾高定值。 7.2.2.9零序电流末段按与相邻线路零序电流末段配合整定。对采用重合闸时间大于1.0s的单相重合 闸线路，除考虑正常情况下的选择配合外，还需要考虑非全相运行中健全相故障时的选择性配合，此 时，零序电流末段的动作时间宜大于单相重合闸周期加两个时间级差以上。当本线路进行单相重合闸 时，可自动将零序电流末段动作时间降为本线路单相重合闸周期加一个级差，以取得在单相重合闸过 程中相邻线路的零序电流保护与本线路零序电流末段之间的选择性配合，以尽快切除非全相运行中再 故障。 7.2.2.10 在环状电网中，本线路与相邻线路的零序电流保护之间的整定配合可按正常运行方式考虑选 择性配合。如选择性配合有困难，按5.9处理。 7.2.2.11如果零序电流保护末段的动作时间小于变压器相间短路保护的动作时间，则前者的电流定值 应躲过变压器其他各侧母线三相短路时由于电流互感器误差所产生的二次不平衡电流。为简化计算，
电流定值可按不小于三相短路电流的0.1～0.15计算。 7.2.2.12反时限零序电流保护按反时限曲线整定，原则上同一电网内所有线路的反时限零序电流取统 反时限曲线或类似曲线簇，最小动作时间应大于系统重合闻延时时间。 7.2.2.13采用单相重合闸方式，且后备保护延时段启动单相重合闸，则零序电流保护与单相重合闸按 如下原则进行配合整定： a）不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流灵敏段可依靠较长的动作时间躲过非全相运行周 期，非全相运行中不退出工作或直接三相跳闸不启动重合闸。 b）零序电流末段或反时限零序电流段均直接三相跳闸不启动重合闸。 .2.2.14三相重合闸后加速和单相重合闸的分相后加速，应加速对线路末端故障有足够灵敏度的保扩 段。如果躲不开后一侧断路器合闸时三相不同步产生的零序电流，则两侧的后加速保护在整个重合闸 周期中均应带不大于0.1s延时。 7.2.2.15当相邻变电所有零序网络相互贯通的其他电压等级的出线时，保护范围伸过另一电压等级母 线的零序电流保护段的整定值尚应与该电压等级的变压器零序电流保护整定值相配合。对保护范围伸 入变压器，但不伸出变压器其他各侧母线的保护段，其动作时间可与变压器差动保护相配合整定。 7.2.2.16对于配备完善的接地距离保护，零序电流保护用作接地距离保护的补充，仅用来切除高电阻 接地故障。起始动作时间长于接地距离Ⅲ段。 7.2.2.17线路零序电流保护的电流定值和动作时间的整定计算见表1。
表1线路零序电流保护电流定值和动作时间的整定计算表
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7.2.3接地距离保护
7.2.3.1接地距离保护为三段式。
7.2.3.1接地距离保护为三段式。 7.2.3.2接地距离1段定值按可靠躲过本线路对侧母线接地故障整定，一般为本线路阻抗的0.7倍～0.8倍。 7.2.3.3接地距离II段定值优先按本线路末端发生金属性故障有足够灵敏度整定，并与相邻线路接地距 离I段或纵联保护配合；若配合有困难时，可与相邻线路接地距离IⅡI段配合。 7.2.3.4接地距离II段与相邻线路接地距离I段配合时，准确的计算公式应如下： a）按单相接地故障或两相短路接地故障
离I段或纵联保护配合；若配合有困难时，可与相邻线路接地距离IⅡI段配合。 7.2.3.4接地距离I段与相邻线路接地距离I段配合时，准确的计算公式应如下：
b）按单相接地故障：将式（1）右侧第二项中的Kz（正序助增系数）改用Ko（零序助增系数） 等式可写成如下形式
c）按两相短路接地故随
式中： Kz1、Kzo 一正序和零序助增系数； K、K 本线路和相邻线路零序补偿系数； 本线路正序阻抗； Zz 相邻线路接地距离I段阻抗定值； 、I 一 一流过本线路的正序和零序电流； I 一 一流过本线路的故障相电流。 假定K=K，当Kzo>Kzi时，可略去式（1）中的最后一项；当Kzi>Kzo时，可略去式（2）、 （3）中的最后一项。结果可以归纳为
Zpzm=K,Z,+K,K,Zpzl
=K,Z, +K,K,Z...
Kz一Kzi和Kzo两者中的较小值。 3.5接地距离I段保护范围一般不应超过相邻变压器的其他各侧母线。阻抗定值按躲变压器小电 电系统侧母线三相短路整定时
式中： Z—线路正序阻抗； KzI—正序助增系数； Z一变压器正序阻抗。 阻抗定值按躲变压器其他侧（中性点直接接地系统）母线接地故障整定时： a）按单相接地故障
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7.2.3.9四边形特 电抗特性根据整定范围选择，电阻特性可根据最小负荷阻抗整 定，电抗和电阻特性的整定应综合考虑暂态超越问题和躲过渡电阻的能力。
表2接地距离保护整定计算表
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7.2.4相间距离保护
7.2.4相间距离保护
7.2.4.1相间距离保护为三段式。 7.2.4.2保护动作区末端金属性相间短路的最小短路电流应大于距离保护相应段最小精确工作电流的 2倍。 7.2.4.3 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0.8倍 0.85倍。 7.2.4.4相间距离II段定值，优先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；当配合有困难时，可与相邻线路相间距离II段配合整定。 7.2.4.5相间距离保护中应有对本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）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。 线路保护后加速段灵敏度的要求也应如上所述。 7.2.4.6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、ⅡI段采用短时开放原理时，本线路相间距离Ⅲ段可能
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7.2.6分相电流差动保护
7.2.6.1装置零序电流后动元件应按躲过最大负荷电流下的不 平衡电流整定，开能满足5.4.4条件下的 灵敏度，灵敏系数大于2.5。 7.2.6.2突变量启动元件按被保护线路运行时的最大不平衡电流整定，灵敏系数大于1.5。 7.2.6.3零序电流差动保护差流定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1.5；若无零序电流差动保 护的分相电流差动保护的差流低定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1.3；若有零序电流差动保 护的分相电流差动保护的差流低定值，对切除高电阻接地故障灵敏度不小于1。 7.2.6.4分相电流差动保护的差流高定值可靠躲过线路稳态电容电流，可靠系数不小于4。零序电流差 动差流定值和分相电流差动差流低定值躲不过线路稳态电容电流，应经线路电容电流补偿。
7.2.7方向高频保护
数大于2。低定值启动元件按躲过最大负荷电流下的不平衡电流整定，并保证在被保护线路未端故障时 有足够灵敏度，灵敏系数大于4。 7.2.7.2方向判别元件在被保护线路末端发生金属性故障时应有足够灵敏度，灵敏系数大于3。若采用 方向阻抗元件作为方向判别元件，灵敏系数大于2。 7.2.7.3故障测量元件的定值按被保护线路末端故障时有灵敏度整定，灵敏系数大于2。当采用阻抗元 件作为故障测量元件时，灵敏系数大于1.5。 7.2.7.4对于高频闭锁方向零序电流或高频闭锁距离保护： a）启动发信元件按本线路末端故障有足够灵敏度整定，并与本侧停信元件相配合。 b）停信元件按被保护线路末端发生金属性故障有灵敏度整定，灵敏系数大于1.5～2。 7.2.7.5独立的速断跳闸元件按躲过线路末端故障整定。 7.2.7.6对以反方向元件启动发闭锁信号的方向高频闭锁保护，其反方向动作元件在反方向故障时应可 靠动作，闭锁正向跳闸元件，并与线路对侧的正方向动作元件灵敏度相配合。
7.2.8.1自动重合闻的动作时间整定应考虑
.1自动重合闸的动作时间整定应考虑： a）单侧电源线路所采用的三相重合闸时间除应大于故障点熄弧时间及周围介质去游离时间外， 应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。 b）双侧电源线路的自动重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两 护装置以不同时限切除故障的可能性及潜供电流的影响。计算公式如下：
9.1母线差动电流保护（包括比率差动原理的短引线保护）的差电流启动元件定值，应可靠躲过 放障最大不平衡电流，并尽量躲过任一元件电流回路断线时由于负荷电流引起的最大差电流。讠
IDz=K(F+F)IDLma
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F 中间变流器最大误差系数，取0.05； IDLmax 流过电流互感器的最大短路电流； 可靠系数，对本身性能可以躲过非周期分量的差电流元件，不应小于1.5
I pz = K,I FHmm
Kk一可靠系数，不应小于1.5。 差电流启动元件定值，按连接母线的最小故障类型校验灵敏度，应保证母线短路故障在母联断路 器跳闸前后有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5。 7.2.9.2接于零序差回路的电流回路断线闭锁继电器的电流定值，一般应能在最小负荷电流元件的电流 回路断线时可靠动作起闭锁作用，还应躲开正常运行中的最大不平衡电流。一般可整定为电流互感器 额定电流的10%，动作时间大于最长的其他保护时限。 7.2.9.3低电压或负序及零序电压闭锁元件的整定，按躲过最低运行电压整定，在故障切除后能可靠返 回，并保证对母线故障有足够的灵敏度，一般可整定为母线最低运行电压的60%～70%。负序、零序 电压闭锁元件按躲过正常运行最大不平衡电压整定，负序电压（U2相电压）可整定为2V～6V，零序 电压（3U）可整定为4V~8V。 7.2.9.4比例制动原理的母线差动保护的启动元件，应可靠躲过最大负荷时的不平衡电流并尽量躲过最 大负荷电流，按被保护母线最小短路故障有足够灵敏度校验，灵敏系数不小于2。 7.2.9.5应验证母线差动保护的最大二次回路电阻是否满足电流互感器10%误差曲线的要求，实际的 二次回路电阻应小于电流互感器允许的最大二次回路电阻。采用高、中阻抗型母线差动保护时，必须 校验电流互感器的拐点电压是否满足要求。 7.2.9.6母联或分段开关充电保护，按最小运行方式下被充电母线故障有灵敏度整定，灵敏系数大于2。 7.2.9.7母联或分段开关解列保护，按可靠躲过最大运行方式下的最大负荷电流整定，
7.2.10断路器失灵保护
7.2.10.1相电流判别元件的整定值，应保证在本线路末端金属性短路或本变压器低压侧故障时有足够 灵敏度，灵敏系数大于1.3，并尽可能躲过正常运行负荷电流。 7.2.10.2负序电流判别元件的定值按躲过最大不平衡负序电流且保护范围末端故障有足够灵敏度整 定；零序电流判别元件的定值按躲过最大不平衡零序电流且保护范围末端故障有足够灵敏度整定，对 不满足精确工作电流要求的情况，可适当抬高定值。 7.2.10.3负序电压、零序电压和低电压闭锁元件的整定值，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短路故障时有足够灵敏度。其中负序电压、零序电压元件应可靠躲过正常情 况下的不平衡电压，低电压元件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 7.2.10.4断路器失灵保护经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 作选择性的前提下尽量缩短，应大于断路器动作时间和保护返回时间之和，再考虑一定的时间裕度。 双母线等单开关接线方式下，可经短时限（0.2s～0.3s）动作于断开母联或分段断路器，以长时限 （0.4s～0.5s）动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有断路器。也可经一时限（0.2s~ 0.5s）动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有断路器。 3/2断路器等双开关接线方式下，可直接经一时限（0.2s～0.5s）跳本断路器三相及与拒动断路器 相关联的所有断路器，包括经回路断开对侧的断路器。也可经较短时限（0.13s～0.15s）动作于跳本断 路器三相，经较长时限（0.2s～0.3s）跳开与拒动断路器相关联的所有断路器，包括经远方跳闸通道断 开对侧的线路断路器。 根据系统特殊要求，在采取一定措施后（如解决电流互感器拖尾问题、断路器分闸时间必须小于
60ms等）断路器失灵保护最低可整定为0.16s。 7.2.10.5断路器失灵保护经负序或零序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 失灵保护动作选择性的前提下尽量缩短。环形接线中如有需要和重合闸时间配合，应大于重合闸动作 时间和合于故障开关跳开时间之和，再考虑一定的时间裕度，
7.2.11断路器三相不一致保护
断路器三相不一致保护的动作时间应可靠躲单相重合闸时间整定，再考虑一定的时间裕度。女 考虑和重合闸的配合，时间可适当缩短。若有电气量判别元件，其动作值应按可靠躲过断路署 载时的最大不平衡电流整定。
7.2.12短引线保护
3/2断路器接线系统当线路或变压器检修相应出线开关拉开，开关合环运行时投入的过电流原理的 短引线保护动作电流应躲正常运行时的不平衡电流，可靠系数不小于2，并按母线最小故障类型校验灵 敏度，灵敏系数不小于1.5。
7.2.13远方跳闸就地判别
某一级公路建设工程施工方案所有启动元件应保证系统最小运行方式下保护范围内故障有足够灵敏度
7.2.14与电网保护配合有关的变压器保护
7.2.14.1变压器各侧的过电流保护均按躲变压器额定负荷整定，但不作为短路保护的一级参与选择性 配合，其动作时间应大于所有出线保护的最长时间；中性点直接接地的变压器各侧零序电流最末 没，不带方向，按与线路零序电流保护末段配合整定。上述保护动作后均跳开变压器各侧断路器。 7.2.14.2变压器短路故障后备保护应主要作为相邻元件及变压器内部故障的后备保护。主电源侧的变 压器相间短路后备保护主要作为变压器内部故障的后备保护，其他各侧的变压器后备保护主要作为本 则引线、本侧母线和相邻线路的后备保护，并尽可能当变压器内部故障时起后备作用；接地故障后备 保护的第I段可与被保护母线配出线的接地距离保护灵敏段或零序保护灵敏段配合整定。 各侧保护装置应根据选择性要求确定是否应经过方向元件控制，并从选用电压互感器和接线方式 上，消除方向元件的电压死区，
7.2.15.3后备保护整定原则如下：
7.2.16串联补偿电容器
7.2.16.1电容器组的过载承受能力根据GB/T6115.1一2008要求，电容器组过电流不大于： 一在12h内，1.101.历时8h； 一在6h内，1.35I，历时30min； 一在2h内，1.50I,历时10min； 任何24h内运行周期内，电容器组的平均容量不应大于其额定容量。 电容器组的过载保护必须在达到或超过上述条件前可靠动作于三相暂时旁通旁路断路器，退出串 联补偿装置。退出的串联补偿装置在经过延时后可根据电容器组特性的要求，进行规定次数的重新投 入。电容器组过载保护动作后启动的串联补偿三相再投入，其动作时间应大于电容器组充许的最小限 直。应由生产厂家根据电容器组特性提供合理定值。 7.2.16.2电容器单元上的过电压达5%时应发出告警信号；电容器单元上的过电压达10%时就应经过 定的延时永久旁通电容器组。
7.2.16.1电容器组的过载承受能力根据GB/T6115.1一2008要求，电容器组过电流不大于： 在12h内，1.101.历时8h； 一在6h内，1.35I历时30min； 一在2h内，1.50I,历时10min； 任何24h内运行周期内，电容器组的平均容量不应大于其额定容量。 电容器组的过载保护必须在达到或超过上述条件前可靠动作于三相暂时旁通旁路断路器，退出串 联补偿装置。退出的串联补偿装置在经过延时后可根据电容器组特性的要求水泥砂浆找平层施工工艺，进行规定次数的重新投 入。电容器组过载保护动作后启动的串联补偿三相再投入，其动作时间应大于电容器组充许的最小限 直。应由生产厂家根据电容器组特性提供合理定值。 7.2.16.2电容器单元上的过电压达5%时应发出告警信号；电容器单元上的过电压达10%时就应经过 定的延时永久旁通电容器组。
7.2.17故障录波器
7.2.17.1变化量启动元件定值按最小运行方式 式下线路未端金属性故障最小短路校验灵敏度，灵敏系数 不小于4。 7.2.17.2稳态量相电流启动元件按躲过最大负荷电流整定；负序和零序分量启动元件按躲过最大运行 工况下的不平衡电流整定，按线路末端两相金 属性短路校验灵敏度，灵敏系数不小于2。