继电保护整定规范

继电保护整定规范

二〇一二年五月

继电保护整定规范

目录

1.

总则 ......................................................................................................................................................... 1 1.1. 1.2.

概述 ....................................................................................................................................................... 1 继电保护运行整定的基本原则 ............................................................................................................ 1

继电保护的可靠性 ....................................................................................................................... 1 继电保护整定的灵敏性 ............................................................................................................... 1 继电保护整定的速动性 ............................................................................................................... 2 继电保护整定的选择性 ............................................................................................................... 2 一般规定 ....................................................................................................................................... 3

1.2.1. 1.2.2. 1.2.3. 1.2.4. 1.2.5. 2.

线路保护 ................................................................................................................................................. 4 2.1.

保护配置原则 ....................................................................................................................................... 4

110kV线路保护配置原则 ............................................................................................................ 4 35kV线路保护配置原则 .............................................................................................................. 4 6/10kV线路保护配置原则 ........................................................................................................... 5

2.1.1. 2.1.2. 2.1.3. 2.2.

多级串供单电源线路阶段式电流保护整定配合原则 ........................................................................ 6

一般原则 ....................................................................................................................................... 6 35kV线路保护整定配合原则 ...................................................................................................... 6 6/10kV线路保护整定配合原则.................................................................................................... 6

2.2.1. 2.2.2. 2.2.3. 2.3.

保护整定方法 ....................................................................................................................................... 8

相间距离保护 ............................................................................................................................... 8 接地距离保护 ............................................................................................................................. 18 纵联差动保护 ............................................................................................................................. 23 阶段式电流保护 ......................................................................................................................... 24 零序电流保护 ............................................................................................................................. 33 单相接地保护 ............................................................................................................................. 42

2.3.1. 2.3.2. 2.3.3. 2.3.4. 2.3.5. 2.3.6. 3.

变压器保护 ........................................................................................................................................... 44 3.1. 3.2.

保护配置原则 ..................................................................................................................................... 44 保护整定方法 ..................................................................................................................................... 46

变压器主保护整定方法 ............................................................................................................. 46 变压器后备保护整定方法 ......................................................................................................... 49

3.2.1. 3.2.2. 4.

发电机保护 ........................................................................................................................................... 53 4.1. 4.2.

保护配置原则 ..................................................................................................................................... 53 保护整定方法 ..................................................................................................................................... 53

发电机纵联差动保护 ................................................................................................................. 53

1

4.2.1.

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4.2.2. 4.2.3. 4.2.4. 5.

发电机单元件横差保护 ............................................................................................................. 55 发电机定子接地保护 ................................................................................................................. 56 发电机失磁保护 ......................................................................................................................... 57

并联电容器保护 .................................................................................................................................... 60 5.1. 5.2.

保护配置原则 ..................................................................................................................................... 60 保护整定方法 ..................................................................................................................................... 60

电容器延时电流速断保护 ......................................................................................................... 60 电容器过电流保护 ..................................................................................................................... 60 电容器定时限过电压保护 ......................................................................................................... 60 电容器低电压保护 ..................................................................................................................... 61 单星形接线电容器组的开口三角电压保护（分立电容器） .................................................. 61 单星形接线电容器组的开口三角电压保护（密集型电容器） .............................................. 62 单星形接线电容器组电压差动保护 ......................................................................................... 62 双星型接线电容器组的中性点不平衡电流保护 ...................................................................... 63

5.2.1. 5.2.2. 5.2.3. 5.2.4. 5.2.5. 5.2.6. 5.2.7. 5.2.8. 6.

电动机保护 ........................................................................................................................................... 63 6.1. 6.2.

保护配置原则 ..................................................................................................................................... 63 保护整定方法 .....................................................................................................................................

电动机差动保护 ......................................................................................................................... 电动机电流速断保护 ................................................................................................................. 65 电动机过流保护 ......................................................................................................................... 66 电动机过负荷保护 ..................................................................................................................... 66 电动机负序电流保护 ................................................................................................................. 66 电动机单相接地保护 ................................................................................................................. 66 电动机低电压保护 ..................................................................................................................... 66

6.2.1. 6.2.2. 6.2.3. 6.2.4. 6.2.5. 6.2.6. 6.2.7.

参考资料 ....................................................................................................................................................... 67

II

晋煤集团继电保护整定规范

1. 总则

1.1. 概述

本规程是3～110kV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。

 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。

 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。

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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：

 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。

 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。

 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。

 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）。

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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：

 三相三柱式变压器的零序阻抗；  110kV架空线路和电缆线路的阻抗；  平行线之间的零序互感阻抗；

 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：

 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/X＞0.3时，宜采

用阻抗值ZX2R2，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2＝X1。

 发电机及调相机的正序电抗可采用t＝0时的纵轴次暂态电抗Xd″的饱和值。  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。

 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。

 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。

 不计线路电容电流和负荷电流的影响。  不计故障点的相间电阻和接地电阻。  不计短路暂态电流中的非周期分量。

 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。

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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：  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），且其他保护不能无时限和有选择地切除短路时；

 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。

 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Ⅱ、Ⅲ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。

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(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3～4km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

 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；

 如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时；  配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时；

 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Ⅱ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：

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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：

 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；  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；

 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

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 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。

 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（4~12）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（1.3~1.5）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：

 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。

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 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) Ⅰ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KK 默认值：0.8 计算公式：ZDZⅠKKZCL 变量注解：ZDZⅠ――I段定值

ZCL――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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数KB，默认值：0.7

'计算公式：ZDZⅠKKZCLKBKZZT

'变量注解：ZT――线末变压器的正序阻抗

ZCL――线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗 KZ——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KK，默认值：0.8 计算公式： ZDZⅠKKZCL

8

继电保护整定规范

变量注解：ZCL――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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数KB，默认值：0.7

'计算公式：ZDZⅠKKZCLKBKZZT

'变量注解：ZT――线末变压器的正序阻抗

ZCL――线路分支线末端故障至保护安装处最小测量阻抗 KZ——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KK，默认值：0.85

， 默认值：0.8 下一级线路可靠系数KK*KZ*Z 计算公式：ZDZIZCL*KKKK变量注解： Z―― 相邻线路电流电压保护最小保护范围对应的阻抗

ZCL――线路末端故障至保护安装处的最小测量阻抗

KZ―― 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Klm 默认值：1.5 计算公式：ZDZIKlmZCL

变量注解：ZCL――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KK，默认值：0.8

'K上一级线路可靠系数K，默认值：0.8

'''ZDZKKZL计算公式：ZDZⅠ 'KKKz'变量注解：ZDZ――上一级线路的距离保护I、Ⅱ段整定阻抗

9

继电保护整定规范

'ZL――上一级线路的线路正序阻抗

'KZ――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Kph， 默认值：1.2 计算公式：ZDZⅠ(KphIj)ZjKfz Zxt.minZCLIdz―― 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变量注解：ZCL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 Idz Ij——上一级线路的基准电流 Zj——本线路的基准阻抗

Zxt.min——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：

ZDZⅠZ

变量注解：Z――限额

(二) Ⅱ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

Klm，默认值1.5

计算公式：ZDZⅡKlmZCL tt

变量注解：ZCL――本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗 注：Klm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KK 默认值：0.8，

'相邻线路可靠系数KK 默认值：0.8

10

继电保护整定规范

''KZZDZ计算公式：ZDZⅡKKZCLKK

tt't

'变量注解：ZDZ――相邻线的距离保护I、II段定值

t'――相邻线的距离保护I、II段保护的动作时间 ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ――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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数Kb，默认值：0.7

'计算公式：ZDZⅡKKZCLKbKZZT

tt

'变量注解：ZT――线末变压器正序阻抗

ZCL――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

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KK，默认值：0.8 计算公式： ZDZIIKK(ZCLKZ*Z)

tt't

变量注解：t'――线末变压器过流保护动作时间

Z――线末变压器过流最小保护范围对应的阻抗

ZCL――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KK 默认值：0.8，

'相邻线路可靠系数KK 默认值：0.8

11

继电保护整定规范

''计算公式： ZDZⅡKKZLKKKZZL

t1

'变量注解：ZL――相邻线路正序阻抗

ZL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗 KZ――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KK， 默认值：0.8

相邻线路的可靠系数KK1， 默认值：0.85

计算公式：ZDZⅡZCL*KKKK1*KZ*Z tt't

变量注释：Z――相邻线路电流电压II段最小保护范围对应的阻抗 t'――相邻线路电流/电压保护的动作时间

ZCL――本线路末端故障保护安装处最小阻抗

KZ――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Klm，默认值1.2

'计算公式：ZDZⅡKLMZCLKLMKZZL

tt

变量注解： ZCL――本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗

ZL――相邻线路正序阻抗

'KZ――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KK，默认值：0.8，

'上一级线路可靠系数KK，默认值：0.8

'''ZDZIIKKZL 计算公式：ZDZⅡ'KKKz12

继电保护整定规范

tt't

'变量注解：ZDZII――上一级线路的距离保护II段整定阻抗

t'――上一级线路的距离保护II段的动作时间

'ZL――上一级线路的线路正序阻抗 'KZ――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Kph，默认值：1.2 计算公式：ZDZII(Kph tt't

―― 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变量注解：ZCLIj)ZjKfz Zxt.minZCLIdz测量阻抗标么值

——上一级线路电流/电压II段定值有名值 Idz t'――上一级线路电流/电压II段的动作时间 Ij——上一级线路的基准电流 Zj——本线路的基准阻抗

Zxt.min——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：ZDZⅡZ

tt.xe

变量注解：Z――限额

t.xe——时间限额

(三) Ⅲ段

1) 原则描述：“躲负荷阻抗”。

（1）当距离Ⅲ段为全阻抗起动元件时：

所需参数： 能够靠系数KK， 默认值：0.7

13

继电保护整定规范

计算公式： ZDZⅢKK t2*t

(0.9~0.95)Ue

3Ifhmax变量注解：Ue――额定运行电压（线电压）

Ifhmax——线路最大负荷电流

（2）当距离Ⅲ段为方向阻抗起动元件（0º接线方式）时： 所需参数：可靠系数KK， 默认值：0.7 计算公式： ZDZⅢKK t2*t

变量注释：Ue――额定运行电压（线电压）

Ifhmax――线路最大负荷电流

(0.9~0.95)Ue3Ifhmaxcos(fhxl)

fh――负荷阻抗角

xl――线路正序阻抗角

（3）当距离Ⅲ段为方向阻抗起动元件（-30º接线方式）时： 所需参数：可靠系数KK，默认值：0.7。 计算公式： ZDZⅢKK t2*t

变量注释：Ue――额定运行电压（线电压）

Ifhmax――线路最大负荷电流

(0.9~0.95)Ue3Ifhmaxcos(fhxl30)

fh――负荷阻抗角

xl――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KK ，默认值：0.8

相邻线路可靠系数KK，默认值：0.8

'14

继电保护整定规范

计算公式：ZDZIIIKKZCLKK'KZZ'DZII tt't

变量注释：KZ――本线路与相邻线路的最小助增系数

ZCL――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 ZDZII t'――相邻线距离保护II段的动作时间 注意：和Ⅲ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KK， 默认值：0.8 计算公式：ZDZ KK(ZLKZ*Z)

tt't

变量注解：Z――线末变压器过流保护最小保护范围对应的阻抗

t'――线末变压器过流保护动作时间 KZ――助增系数

ZCL――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KK， 默认值：0.8

变压器参数Kb，默认0.7

计算公式： Zdz ≤ Kk * Zcl+ Kb * Kz * Zb t2*t

变量注解：Ue――额定运行电压（线电压）

KZ――本线路至线末变压器的最小助增系数 ZCL――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KK，默认值：0.8

15

继电保护整定规范

相邻线路可靠系数KK，默认值：0.8

*KZ*Z 计算公式：ZDZIIIZCL*KKKK' tt't

变量注释：ZCL――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

t'――相邻线路电流/电压II、III段保护动作时间 KZ――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Klm，默认值：1.2

''(ZCLKZZL) 计算公式：ZDZⅢKlm' t2*t

变量注释：KZ――本线路对相邻线路的最小助增系数

ZCL――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 ZL7) 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Klm，默认值1.2

(ZCLKZ*Zb) 计算公式：ZDZIIIKLM't2*t

变量注释：ZCL――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 ZbKZ――助增系数

8) 原则描述：“保本线路灵敏度”。 所需参数：灵敏系数Klm，默认值1.5 计算公式：ZdzKlm*ZCL t2*t

变量注释：ZCL――本线路末端故障至保护安装处最大测量阻抗

16

继电保护整定规范

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KK，默认值：0.8，

'上一级线路可靠系数KK，默认值：0.8

'''ZDZIIIKKZL计算公式：ZDZIⅡ

KKKz' tt't

'变量注解：ZDZIII――上一级线路的距离保护III段整定阻抗

t'――上一级线路的距离保护III段的动作时间

'ZL――上一级线路的线路正序阻抗 'KZ――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Kph，默认值：1.2 计算公式：ZDZII(Kph tt't

―― 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变量注解：ZCLIj)ZjKfz Zxt.minZCLIdz测量阻抗标么值

——上一级线路电流/电压II/III段定值有名值 Idz t'――上一级线路电流/电压II/III段的动作时间 Ij——上一级线路的基准电流 Zj——本线路的基准阻抗

Zxt.min——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：ZDZⅡZ

tT.xe

17

继电保护整定规范

t1.5 （躲过振荡周期）

变量注解：Z――限额

t.xe——时间限额

2.3.2. 接地距离保护 (一) Ⅰ段

1）原则描述：“躲本线路末端故障”。

所需参数：可靠系数KK，默认值：0.7 计算公式：ZDZⅠKKZCL

变量注释：ZCL――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KK，默认值：0.7 计算公式： ZDZⅠKKZCL

变量注解：ZCL――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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数KB，默认值：0.7

'计算公式：ZDZⅠKKZCLKBKZZT

变量注解：ZCL――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 ZTKZ——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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数KB，默认值：0.7

'计算公式：ZDZⅠKKZCLKBKZZT

变量注解：ZCL――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 ZT18

继电保护整定规范

KZ——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KK，默认值：0.8。

'计算公式：ZDZⅠKK*ZCLKK*KZ*ZDZ

'变量注解：ZDZ——下一级接地距离保护定值

ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ——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KK，默认值：0.8

''ZDZⅡKKZL计算公式：ZDZⅠ

KKKZ'变量注解：ZDZⅡ――上一级线路的接地距离保护Ⅱ段整定阻抗

'ZL――上一级线路的线路正序阻抗

KZ――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：ZDZIZ

变量注解：Z――限额。

(二) Ⅱ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Klm，默认值1.5 计算公式：ZDZⅡKlmZCL

tt

变量注解：ZCL――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KK，默认值：0.8 计算公式：ZDZⅡKKZLKKKZZDZⅠ

'19

继电保护整定规范

tt't

变量注解：ZDZⅠ――下一级线路的接地距离保护Ⅰ段定值

ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

'KZ――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

t'――下一级线路的接地距离保护Ⅰ段保护动作时间

注意：和Ⅱ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KK，默认值：0.8

') 计算公式：ZDZⅡKK(ZCLKZZLtt

'变量注解：ZL――下一级线路正序阻抗

ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ――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KK，默认值：0.8 计算公式：ZDZⅡKKZCLKKKZZI

tt't

变量注解：ZI――下一级线路零序电流Ⅰ段保护范围末端对应的正序阻抗

ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ――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

t'――下一级线路零序电流I/II段保护动作时间

注意：和Ⅱ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KK，默认值：0.8

20

继电保护整定规范

'计算公式：ZDZⅡKKZCLKKKZZT

tt

'变量注解：ZT――相邻变压器正序阻抗

ZCL――本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ――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KK， 默认值：0.8 计算公式：ZDZⅡKKZCL

tt

变量注解：ZCL——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KK，默认值：0.8

''ZDZⅢKKZL计算公式：ZDZⅡ

KKKZtt't

'变量注解：ZDZⅢ――上一级线路的接地距离保护II/Ⅲ段整定阻抗

'ZL――上一级线路的线路正序阻抗。

KZ――上一级线路对本线路的最小助增系数

t'――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：ZDZIIZ

ttxe

变量注解：Z――限额

txe——时间限额

(三)

Ⅲ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Klm，默认值1.5

21

继电保护整定规范

计算公式：ZDZⅢKlmZCL

t2t

变量注释：ZCL――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Ⅲ段配合。” 所需参数：本线路可靠系数KK，默认值：0.8

'计算公式：ZDZⅢKKZCLKKKZZDZ

tt't

'变量注解：ZDZ――下一级线路的接地距离保护Ⅱ段定值

ZCL——本线路末端故障至保护安装处最小测量阻抗

KZ――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

t'――下一级线路的接地距离保护II段或Ⅲ段时间定值

3）原则描述：“与下一级线路零序Ⅲ、IV段配合（只配时间）”。 计算公式： ttt 变量注解：t'――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KK，默认值：0.8

变压器可靠系数KB，默认值：0.75

'计算公式：ZDZⅢKKZCLKBKZZT

t2t

变量注解：ZCL――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 ZTKZ——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Klm，默认值：1.2

''(ZCLKZZL) 计算公式：ZDZⅢKlm22

继电保护整定规范

t2t

'变量注解：ZL――下一级线路的线路正序阻抗

ZCL――线路末端故障至保护安装处的最大测量阻抗

KZ——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：ZdzKlm*ZCLKlm*Kz*Zbt2t

变量注解：ZCL――本线路保护安装处最大测量阻抗

KZ――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

Zb――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Kk，默认值0.8

'Kk*ZCL)/Kk*Kz 计算公式：Zdz(ZdzIIItt't

――上一级线路接地距离III段定值 变量注解：ZdzIII'ZCL――上一级线路末端故障至上一级线路保护安装处的正序测量阻抗

KZ――上级线路对本线路的的正序或零序助增系数较小者

t——上一级线路接地距离III段保护动作时间

8）原则描述：考虑保护配合及稳定限额。

计算公式：

ZDZⅡZ

tT.xe

t1.5 （躲过振荡周期）

变量注解：Z――限额

T.xe——时间限额 2.3.3. 纵联差动保护

1) 原则描述：“电流变化量起动值按躲过正常负荷电流波动最大值整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3

23

继电保护整定规范

计算公式：IDZKK*(0.10.2)Ifhmax 变量注解：Ifhmax——最大负荷电流

2) 原则描述：“零序起动电流按躲过最大零序不平衡电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.2 计算公式：变量注解：

IDZⅠKKI0bphmax

I0bphmax——最大零序不平衡电流

3) 原则描述：“分相差动电流定值按可靠躲电容电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值2 计算公式：IDZⅠKKI' 变量注解：I——电容电流

4) 原则描述：“根据最小运行方式下区内故障校验制动电流灵敏度”。

计算公式：KlmIdmin/Iz

变量注解：Idmin——内部故障时的最小动作电流

Iz——制动电流

'2.3.4. 阶段式电流保护 (一) Ⅰ段

1) 原则描述：“按躲过本线路末端故障最大三相短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅠKKIDmax

(3)变量注解：IDmax——本线路末端故障最大三相短路电流。

(3)适用性描述：本原则主要考虑保护的选择性，只有当按照本原则整定的结果进行灵敏度校验通过时，才是适用的。

2) 原则描述：“按躲过T接线末端最大三相短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅠKKIDmax

变量注解：IDmax——T接线末端最大三相短路电流

(3)(3)24

继电保护整定规范

适用性描述：当T接线末端最大三相短路电流大于本线路末端最大三相短路电流时适用性本原则，并且只有当按照本原则整定的结果进行灵敏度校验通过时，才是适用的。

3) 原则描述：“按躲反方向出口最大短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅠKKIDmax

变量注解：IDmax——背侧母线故障时，流经保护的最大三相短路电流 适用性描述：本原则适用于无方向的电流速断保护

4) 原则描述：“按躲过本线路末端变压器其他侧母线三相最大短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅠKKIDmax

变量注解：IDmax——变压器其他侧故障时，流经保护的最大三相短路电流 适用性描述：本原则适用于变压器装有差动保护的情况。

5) 原则描述：“按躲过本线路T接线末变压器其他侧母线三相最大短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅠKKIDmax

变量注解：IDmax——T接线末变压器其他侧故障时，流经保护的最大三相短路电流

适用性描述：适用于变压器装有差动保护的情况

6) 原则描述：“按小方式下母线出口处两相短路有灵敏度整定”。

所需参数：灵敏系数Klm，默认值1.5。

3I/Z计算公式：I2jxt.max

dzKlm(3)(3)(3)(3)(3)(3)变量注解：Zxt.max――小方式下，背侧系统至保护安装处的等值阻抗标么值； Ij——线路的基准电流

适用性描述：该原则主要是保证最小运行方式下保护有一定的保护范围，需注意，按照该原则进行整定时有可能使保护定值小于本线路末端最大三相短路电流值，导致保护无选择性。

7) 原则描述“保证线路末端故障有足够的灵敏度”。

计算公式： IDZⅡIdmin/Klm

25

继电保护整定规范

变量注视：Klm――灵敏系数，默认值1.5

Idmin——线路末端故障流过保护的最小短路电流

适用性描述：本原则可以保证速断保护能够线路全长，一般只适用于终端线路。 8) 原则描述：“按与上一级保护的定值反配合整定”。

（1）所需参数：配合系数Kph，默认值1.1。

'IDZⅡ计算公式：IDZⅠ (上级线路电流保护类型为电流保护)

KphKF变量注解：IDZⅡ—上一级延时电流速断保护定值

KF―上一级线路对本线路的最大分支系数

'适用性描述：本原则适用于上一级开关电流定值已知的情况。 （2）所需参数：配合系数Kph，默认值：1.2 计算公式：IDZ13EXTKphUdz2*KF.max*ZXT.max （上级线路电流保护类型为电压保护）

—上一级延时电压速断保护定值 变量注解：UdzEXT—系统相电势有名值

ZXTmax—线路背侧系统在最小运行方式下的最大等值阻抗（有名值） KF.max―上一级线路对本线路的最大分支系数

适用性描述：本原则适用于上一级开关电压定值已知的情况。

（3）上级线路电流保护类型为电流电压保护时以上两式计算取较小值 适用性描述：本原则适用于上一级开关电流、电压定值均已知的情况。 9) 原则描述：“保证检修方式下有15%的保护范围”。

计算公式：Idz3*Ij2*(Zxl*LminZxtmax)

变量注解：Ij――基准电流

Lmin――保护范围，默认值0.15

Zxtmax――小方式下保护背侧系统最大等值阻抗（标么值）

适用性描述：本原则适用于保护有一定的范围要求的情况。 10) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。

26

继电保护整定规范

计算公式：IDZII

变量注解：I：限额

适用性描述：本原则主要考虑保证元件的动热稳定或系统动静态稳定。 (二) Ⅱ段

1) 原则描述：“按保证本线路末端故障有足够灵敏度整定”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.5

(2)Id计算公式：IDZⅡmin 时间：tt

Klm变量注解：Idmin——本线路末端故障流过保护的最小两相短路电流

适用性描述：本原则主要从考虑保证延时速断保护可以保护线路全长。

注意：延时电流速断段保护的电流定值在本线路末端故障时应满足如下灵敏系数的要求：

（1） 对50KM以上的线路不小于1.3； （2） 对20～50KM的线路不小于1.4； （3） 对20KM以下的线路不小于1.5。

2) 原则描述：“与相邻线路电流/电压元件速断保护配合”。 （1） 与相邻线路电流定值配合

所需参数：可靠系数KK， 默认值：1.1

1 计算公式：IDZIIKK*Kfz*IDZ(2) ttt

变量注释：KFZ——本线路对相邻线路的最大分支系数

1——相邻线路的一段整定定值 IDZt——相邻线路的I段保护动作时间，为0

（2） 与相邻线路电压定值配合

所需参数：可靠系数KK， 默认值：1.1。

计算公式：IDZIIKK*(EUDZI3)/(ZXT.minZL)

ttt

变量注解：E——系统等值相电势有名值

——相邻线路电压定值 UDZIt——相邻线路的I段保护动作时间，为0

ZXTmin——在最大运行方式下背侧系统至本线路保护安装处的最小等

值阻抗。(有名值)

27

继电保护整定规范

ZL——线路阻抗(有名值)

适用性描述：本原则主要从考虑延时速断保护与下级线路的速断保护配合，保证延时速断保护不会延伸出下级速断保护的保护范围，但应进行灵敏度校验。 3) 原则描述：“与相邻线路延时电流/电压速断保护配合”。

（1） 与相邻线路电流定值配合

所需参数：可靠系数KK， 默认值：1.1

1 计算公式：IDZIIKK*Kfz*IDZ ttt

变量注释：KFZ——本线路对相邻线的最大分支系数

1——相邻线路延时电流保护定值 IDZt——相邻线路延时电流/电压速断保护动作时间

（2） 与相邻线路电压定值配合 所需参数：可靠系数KK， 默认值：1.2

/3)/(ZXT.minZL) 计算公式：IDZIIKK*(EUDZI变量注解：E——系统等值相电势（有名值）

——相邻线路电压定值 UDZIZXTmin——在最大运行方式下背侧系统至本线路保护安装处的最小等

值阻抗(有名值)

ZL——本线路阻抗(有名值)

适用性描述：本原则适用于当延时速断保护和下级速断保护配合整定时灵敏度不

满足要求的情况，按此方法整定的时限应与下级延时速断保护的时限配合。 4) 原则描述：“按躲过本线路末端变压器其他侧母线三相最大短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：IDZⅡKKIDmax 时间：tt

变量注解：IDmax——变压器其他侧故障时，流经保护的最大三相短路电流 注意：适用于变压器装有差动保护的情况

适用性描述：本原则适用于线路末端带变压器的情况，按此原则整定可以显著地提高灵敏度系数。

5) 原则描述：“按躲过本线路T接线末变压器其他侧母线三相最大短路电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。

(3)(3)28

继电保护整定规范

计算公式：IDZⅡKKIDmax 时间：tt

变量注解：IDmax——T接线末变压器其他侧故障时，流经保护的最大三相短路电流

注意：适用于变压器装有差动保护的情况。

适用性描述：本原则适用于线路分支带变压器的情况，按此原则整定可以显著地提高灵敏度系数。

6) 原则描述：“按与相邻线相间距离Ⅰ段配合整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.1

(3)(3)计算公式：

IDZⅡKKIjⅠZDZ

ZXTminZLKFmaxtt

变量注解：Ij——基准电流

ZXTmin——在最大运行方式下背侧系统至本保护安装处的最小等值阻

抗（标么值）。

Ⅰ——被配合的距离Ⅰ段阻抗定值（标么值） ZDZZL——线路阻抗（标么值）

适用性描述：本原则适用于下级线路I段采用距离保护的情况，其保护范围按不

伸出下级距离I段的保护范围。

7) 原则描述：“与线末变压器过流保护配合”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.1

1 计算公式：IdzKk*Kf*Idzttt

1――相邻变压器过流定值 变量注解：Idz

t——相邻变压器过流保护动作时间

适用性描述：本原则使保护的灵敏度提高，同时也是保护动作时限延长。 8) 原则描述：“按与上一级线路过流保护II/III段的定值反配合整定”。

所需参数：可靠系数

Kph，默认值1.1

'IDZⅢ计算公式：IDZⅡ 时间：ttt

KphKFmax变量注解：IDZⅢ——上一级保护过电流元件定值

29

'继电保护整定规范

t——上一级线路II/III段保护的动作时间

KFmin――上一级线路对本线路的最大分支系数

适用性描述：本原则适用于上级保护定值已知的情况。 9) 原则描述：“与上一级变压器过流保护反配合”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.2

'IDZⅢ计算公式：IDZⅡ 时间：ttt

KKKFmax变量注解：IDZⅢ——上一级变压器过电流定值 t——上一级变压器过电流的动作时间

KFmax――上一级变压器对本线路的最大分支系数

'适用性描述：本原则适用于上级保护定值已知的情况。 10) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。

计算公式：IDZIII

ttxe

变量注解：I：限额 txe：时间限额

适用性描述：本原则主要考虑保证元件的动热稳定或系统动静态稳定。 (三) Ⅲ段

1) 原则描述：“按本线末端故障有灵敏度整定”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.5 计算公式：IDZⅢ(2)(2)Idmin 时间：t2t Klm变量注解：Idmin——本线路末端故障流过保护的最小两相短路电流 适用性描述：本原则主要考虑保护线路全长。 2) 原则描述：“按相邻线路末端故障有灵敏度整定”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.2 计算公式：IDZⅢ'(2)'(2)Idmin 时间：t2t Klm变量注解：Idmin——相邻线路末端最小两相短路时，流过本保护的电流 适用性描述：本原则考虑对下级线路远后备功能。

30

继电保护整定规范

3) 原则描述：“与相邻线路的延时电流电压保护配合”。

（1）与相邻线路电流定值配合

所需参数: 可靠系数KK，默认值1.1

 计算公式：IDZKK*Kfz*IDZI ttt

变量注释:Kfz ——本线路对相邻线路的最大分支系数 t——相邻线路的延时电流电压保护动作时间

――相邻线路II段电流定值 IDZI（2）与相邻线路电压定值配合. 所需参数: 可靠系数KK，默认值1.3

计算公式：IDZKK*(EUDZ3)/(ZXT.minZL)

变量注释： ZXTmin——线路背侧系统在最大运行方式下的最小等值阻抗（有名值）。

ZL——线路阻抗（有名值）

E——系统等值相电势

——相邻线路电压定值 UDZ适用性描述：本原则主要考虑过流保护保护范围不伸出下级限时电流速断的保护

范围。

4) 原则描述：“按与相邻线路过电流保护配合整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.1

'计算公式：IDZⅢKKKFmaxIDZⅢ

'ttⅢt

'变量注解：IDZⅢ——相邻线过电流保护定值

KFmax——本线路对相邻线路的最大分支系数

适用性描述：本原则主要考虑过流保护保护范围不伸出下级过电流保护范围。 5) 原则描述：“按躲过本线路最大负荷电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3 返回系数Kf， 默认值0.9

31

继电保护整定规范

计算公式：IDZⅢKKIFHmax Kft2t

变量注释：IFHmax——本线路的最大负荷电流（系统默认值：线路安全电流） 适用性描述：本原则主要考虑非故障情况下过电流保护不误动。 6) 原则描述：“作线末变压器远后备”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.2 计算公式：IDZIdmin/Klm t2t

变量注解：Id.min——线末变压器低压侧短路流过保护的最小电流 适用性描述：本原则主要考虑对下级元件的后备作用。 7) 原则描述：“按与相邻线路相间距离Ⅲ段配合整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.2

计算公式：

IDZⅢKKIjⅢZDZ

ZXTminZLKFmax'ttⅢt

变量注解：Ij——基准电流

ZXTmin——线路背侧系统在最大运行方式下的最小等值阻抗（标么值） Ⅲ——被配合的距离Ⅲ段阻抗定值（标么值） ZDZ'tⅢ——相邻线路相间距离Ⅲ段保护动作时间

ZL——线路阻抗（标么值） KFmax——最大分值系数

注意：这里Z使用的都是标么值

适用性描述：本原则适用于下级线路保护采用距离保护的情况。 8) 原则描述：“与线末变压器过流保护配合”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.1

.过流 计算公式：IdzKk*Kfz*Idz32

继电保护整定规范

't ttⅢ变量注解：Kfz――本线路对相邻线路的最大分支系数

.过流――相邻变压器过流保护定值 Idz'tⅢ——变压器过流保护动作时间

适用性描述：本原则适用于下级为变压器的情况。

9) 原则描述：“与上一级变压器过流保护反配”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1 计算公式：Idz.过流Idz

Kph*Kfz't ttⅢ.过流――上级变压器过流保护定值 变量注解：Idz'tⅢ——变压器过流保护动作时间

Kfz――级变压器对本线路的最大分支系数

适用性描述：本原则适用于上级元件保护定值已知的情况。

10) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。

计算公式：IDZIIII

ttxe

变量注解：I：限额 txe：时间限额

适用性描述：本原则主要考虑保证元件的动热稳定或系统动静态稳定。 2.3.5. 零序电流保护 (一) Ⅰ段

1) 原则描述：“躲线路末端短路故障最大零序电流整定”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3 计算公式：IDZⅠKk3I0max

变量注解：I0max――线路末端接地故障流过本线路的最大零序电流 2) 原则描述：“保证线路末端接地故障有足够灵敏度”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.5

33

继电保护整定规范

计算公式：IDZⅠ3I0min Klm变量注解：I0min――线末接地故障流过本线路的最小零序电流 3) 原则描述：“躲线末变压器其它侧母线相间短路的最大不平衡电流”。 所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3

不平衡系数Kbp，默认值0.1 非周期分量Kfzq，默认值2.0

计算公式：IdzKkKbp*Kfzq*Idmax

(3)变量注解：Idmax ――变压器其他侧三相短路流过本保护的最大电流

4) 原则描述：“躲线末变压器其它侧接地故障”。 所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3 计算公式：IDZⅠKk3I0max

变量注解：I0max――变压器其它侧接地故障流过本线路的最大零序电流 5) 原则描述：“躲背侧母线故障，流过本保护的反向电流”。 所需参数：可靠系数KK， 默认值1.3

计算公式：IDZⅠKk3I0max

变量注解：I0max――背侧母线接地故障，流过本保护的反向电流最大零序电流（本线路对侧有变压器中性点接地或背侧母线接地故障本线路击

穿时）

6) 原则描述：“与线末变压器高压侧的零序电流I段配合”。 所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

KphKfz 计算公式：IdzIdz――线末变压器高压侧的零序电流I段定值 变量注解：IdzKfz——本线路对线末变压器的最大零序分支系数

7) 原则描述：“与上一级主变压器的零序电流I段配合”。 所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

34

继电保护整定规范

2/(Kph*Kfz) 计算公式：IdzIdz变量注解：Idz2――上级主变110侧零序电流I段定值

Kfz——上一级变压器对本线路的最大分支系数

8) 原则描述：“与上一级线路II/III段反配合”。 所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

'IDZ计算公式：IDZⅠ

KphKfz'变量注解：IDZ――上一级线路II/III段定值

Kfz――上一级线路对本线路的最大零序分支系数

9) 原则描述：“按躲过本线路末端变压器空载投入的励磁涌流整定”。 所需参数：涌流系数Kyl，默认值4 计算公式： IDZⅠKylXbIe

XxtXbXxl变量注解： Xxt、Xb、Xxl——分别为系统（大方式下的最小值）、变压器、线

路的正序电抗

Ie——变压器高压侧的额定电流

10) 原则描述：“考虑限额”。

计算公式：Idz1Ioxe

变量注解：Ioxe--限额

(二)

Ⅱ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Klm，默认值1.5 计算公式：IDZⅡ3tⅡt

I0min Klm变量注解：I0min——线末接地故障流过本线路的最小零序电流 2) 原则描述：“与下一级线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合”。

35

继电保护整定规范

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.1

'计算公式：IDZⅡKkKfzIdz

tⅡtt

'变量注解：Idz——下一级线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段定值

t——下一级线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段

Kfz――本线路对下一级线路的最大零序分支系数

3) 原则描述：“与下一级线路高频保护配合（躲相邻线路的末端故障）”。 所需参数：可靠系数Kk，默认值1.2 计算公式：IDZⅡKK3I0max

tⅡt

变量注解：I0max——下一级线路末端接地短路时流过本线路的最大零序电流 4) 原则描述：“躲线末变压器其他侧接地故障”。 所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3 计算公式：IDZⅡKK3I0max

tⅡt

变量注解：I0max——线末变压器其他侧接地故障流过本线路的最大零序电流 5) 原则描述：“与线末变压器高压侧零序电流I段配合”。 所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

*Kph*Kfz 计算公式：IdzIdztⅡtt

'变量注解：Idz――相邻变压器零序电流I段定值

Kfz――本线路对线末变压器的最大零序分支系数

t——线末变压器高压侧零序电流I段保护动作时间 6) 原则描述：“与主变110kV侧零序电流I段反配合”。 所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

36

继电保护整定规范

/(Kph*Kfz) 计算公式：IdzIdztⅡtt

'变量注解：Idz――主变110kV侧零序电流I段定值

t ——主变110kV侧零序电流I段时间定值

Kfz——主变110kV侧对本线路的最大分支系数

7) 原则描述：“与上一级线路四段零序保护II段或III段、IV段反配合”。 所需参数：可靠系数Kph，默认值1.1

'IDZ计算公式：IDZⅡ

KphKfztⅡtt

'变量注解：IDZ――上一级线路四段零序保护II段或III段、IV段定值

t——上一级线路四段零序保护II段或III段、IV段保护动作时间

Kfz――上一级线路对本线路的最大分支系数

8) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。 计算公式：Idz11Ioxe

tⅡtxe

变量注解：Ioxe--限额 txe——时间限额

(三) III段

1) 原则描述：“按下一级线路末端故障有灵敏度整定”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.2 计算公式：IDZIII3I0min KlmtIII2*t

变量注解：I0min――下一级线末接地故障流过本线路的最小零序电流 2) 原则描述：“躲线路末端故障产生的最大不平衡电流”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3

37

继电保护整定规范

不平衡系数Kbph，默认值0.1 非周期分量Kfzq，默认值1

计算公式：IdzKk*Kbph*Kfzq*Idmax

tIII2*t

变量注解：Idmax――线路末端三相短路时流过本线路最大短路电流 3) 原则描述：“与下一级线路零序II段或III段配合”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.1

'计算公式：IDZIIIKKKfzIDZ

tIIItt

'变量注解：IDZ——下一级线路零序II段或III段定值

t——下一级线路零序II段或III段保护动作时间

Kfz——本线路对下一级线路的最大零序分支系数

4) 原则描述：“与下一级线高频保护配合（躲相邻线路的末端故障）”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3 计算公式：IDZIIIKK3I0max

tIII2*t

变量注解：I0max——下一级线路末端接地短路时流过本线路的最大零序电流 5) 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Klm，默认值1.5 计算公式：IDZIII3I0min KlmtIII2*t

变量注解：I0min――线末接地故障流过本线路的最小零序电流 6) 原则描述：“与线末变压器高压侧零序电流I段配合”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

38

继电保护整定规范

*Kph*Kfz 计算公式：IdzIdztIIItt

――线末变压器高压侧零序电流I段定值 变量注解：Idzt——线末变压器高压侧零序电流I段动作时间

Kfz――本线路对相邻线路的最大零序分支系数

7) 原则描述：“与主变110kV侧零序电流I段反配合”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

/(Kph*Kfz) 计算公式：IdzIdztIIItt

――主变110kV侧零序电流I段定值 变量注解：Idzt——主变110kV侧零序电流I段保护动作时间

Kfz――主变110kV侧对本线路的最大零序分支系数

8) 原则描述：“与上一级线路四段零序保护III段或IV段反配合”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1 计算公式：IDZIII'IDZ KphKfztIIItt

'变量注解：IDZ――上一级线路四段零序保护III段或IV段定值

Kfz――上一级线路对本线路的最大零序分支系数

t——上一级线路四段零序保护III段或IV段保护动作时间 9) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。

计算公式：Idz11Ioxe

tⅡtxe

变量注解：Ioxe--限额 txe——时间限额

(四)

Ⅳ段

39

继电保护整定规范

1) 原则描述：“保证线路高阻接地能可靠动作，末段定值不大于300A”。

计算公式：IDZIV300

tIV3*t

2) 原则描述：“与下一级线路的零序Ⅲ段或Ⅳ段配合”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.1

'计算公式：IDZⅣKKKfzIDZ

tIVtt

'变量注解：IDZ――下一级线路III段或IV段零序保护定值

Kfz――本线路对下一级线路的最大分支系数

t——下一级线路的零序Ⅲ段或Ⅳ段时间定值

3) 原则描述：“校核IV段定值是否能躲过变压器其他侧相间短路的最大不平衡电

流”。

所需参数：可靠系数Kk，默认值1.3

不平衡系数Kbp，默认值0.1 非周期分量系数Kfzq，默认值2.0

计算公式：IDZⅣKk*Kbp*Kfzq*Imax

tIV3*t

变量注解：Imax――变压器其他侧三相相间短路流过本线路的最大短路电流 4) 原则描述：“按下一级线路末端故障有灵敏度整定”。

所需参数：灵敏度系数Klm，默认值1.2 计算公式：IDZⅣ3I0min KlmtIV3*t

变量注解：I0min――下一级线路末端接地故障流过本线路的最小零序电流 5) 原则描述：“与线末主变220kV高压侧零序电流II段配合”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

40

继电保护整定规范

计算公式：IdzIdzII*Kph*Kfz

tIVtt

变量注解：IdzII――线末主变高压侧零序电流II段定值

Kfz——分支系数

t——线末主变220kV高压侧零序电流II段时间定值

6) 原则描述：“与主变110kV侧零序电流II段反配合”。

所需参数：配合系数Kph，默认值1.1

/(Kph*Kfz) 计算公式：IdzIdzIItIVtt

变量注解：IdzII――主变110kV侧零序电流II段定值

Kfz――分支系数

t——主变110kV侧零序电流II段时间定值

7) 原则描述：“与上一级线路四段零序保护IV段反配合”。

所需参数：可靠系数Kph，默认值1.1

'IDZ计算公式：IDZⅣ

KphKfztIVtt

'――上一级线路四段零序保护IV段定值 变量注解：IDZKfz―― 分支系数

t——上一级线路四段零序保护IV段时间定值

8) 原则描述：“考虑保护配合及稳定限额”。

计算公式：Idz11Ioxe

tⅡtxe

变量注解：Ioxe--限额 txe——时间限额

41

继电保护整定规范

2.3.6. 单相接地保护 (一) 零序过电流保护

原则描述：“按躲过本线路电容电流整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。 计算公式：I0DZKKIc

tt't

变量注解：Ic——本线路电容电流。

t'——相邻线零序过电流保护的动作时间

适用性描述：本原则仅适用于中性点不接地系统。 (二) 零序无功功率方向保护

原则描述：“按躲过本线路不平衡电流和系统不平衡电压整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。

计算公式：U0DZKKUbp，一般常取：5V、10V、15V

I0DZKKIbp，一般常取：1A、2A、3A

tt't

变量注解：Ubp——系统不平衡电压；

Ibp——本线路不平衡电流；

t'——相邻线零序过电流保护的动作时间

适用性描述：本原则仅适用于中性点不接地系统。 (三) 零序有功功率方向保护

原则描述：“按躲过本线路不平衡电流和系统不平衡电压整定”。

所需参数：可靠系数KK，默认值1.3。

计算公式：U0DZKKUbp，一般常取：5V、10V、15V

I0DZKKIbp，一般常取：1A、2A、3A

tt't

变量注解：Ubp——系统不平衡电压；

Ibp——本线路不平衡电流；

42

继电保护整定规范

t'——相邻线零序过电流保护的动作时间

适用性描述：本原则仅适用于中性点经消弧线圈并电阻接地系统。

43

继电保护整定规范

3. 变压器保护

3.1. 保护配置原则

(一) 对升压、降压、联络变压器的下列故障及异常运行状态，应按本条的规定装设相应的保护装置。

1) 绕组及其引出线的相间短路和中性点直接接地或经小电阻接地侧的接地短路。

2) 绕组的匝间短路。

3) 外部相间短路引起的过电流；

4) 中性点直接接地或经小电阻接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压。

5) 过负荷。 6) 过励磁。

7) 中性点非有效接地侧的单相接地故障。 8) 油面降低。

9) 变压器油温、绕组温度过高及油箱压力过高和冷却系统故障。

(二) 0.4MVA及以上车间内油浸式变压器和0.8MVA及以上油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号；当壳内故障产生大量瓦斯时，应瞬时动作于断开变压器各侧断路器。

带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护。 瓦斯保护应采取措施，防止因瓦斯继电器的引线故障、震动等引起瓦斯保护误动作。 (三) 对变压器的内部、套管及引出线的短路故障，按其容量及重要性的不同，应装设下列保护作为主保护，并瞬时动作于断开变压器的各侧断路器：

1) 10MVA及以上容量的单独运行变压器、6.3MVA及以上容量的并联运行变压器或工业企业中重要变压器，应装设纵差动保护；

2) 对于2MVA及以上容量的变压器，当电流速断保护灵敏度不满足要求时，应装设纵差动保护；

3) 其他变压器采用电流速断保护作为主保护。

(四) 纵联差动保护应满足下列要求：

1) 应能躲过励磁涌流和外部短路产生的不平衡电流。 2) 在变压器过励磁时不应误动作。

3) 在电流回路断线时应发出断线信号，电流回路断线允许差动保护动作跳闸。 4) 在正常情况下，纵联差动保护的保护范围应包括变压器套管和引出线，如不能包括引出线时，应采取快速切除故障的辅助措施。在设备检修等特殊情况下，允许差动保护短时利用变压器套管电流互感器，此时套管和引线故障由后备保护动作切除；如电网安全稳定运行有要求时，应将纵联差动保护切至旁路断路器的电流互感器。

(五) 对外部相间短路引起的变压器过电流，变压器应装设相间短路后备保护。保护带延时跳开相应的断路器。相间短路后备保护宜选用过电流保护、复合电压（负序电压和线间电压）启动的过电流保护或复合电流保护（负序电流和单相式电压启动的过电流保护）。

1) 35kV降压变压器，宜采用过电流保护。保护的整定值要考虑变压器可能出现的过负荷。

2) 110kV降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，相间短路后备保护用过电流保护不能满足灵敏性要求时，宜采用复合电压起动的过电流保护或复合电流保护。

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继电保护整定规范

(六) 对降压变压器，升压变压器和系统联络变压器，根据各侧接线、连接的系统和电源情况的不同，应配置不同的相间短路后备保护，该保护宜考虑能反映电流互感器与断路器之间的故障。

1) 单侧电源双绕组变压器和三绕组变压器，相间短路后备保护宜装于各侧。非电源侧保护带两段或三段时限，用第一时限断开本侧母联或分段断路器，缩小故障影响范围；用第二时限断开本侧断路器；用第三时限断开变压器各侧断路器。电源侧保护带一段时限，断开变压器各侧断路器。

2) 两侧或三侧有电源的双绕组变压器和三绕组变压器，各侧相间短路后备保护可带两段或三段时限。为满足选择性的要求或为降低后备保护的动作时间，相间短路后备保护可带方向，方向宜指向各侧母线，但断开变压器各侧断路器的后备保护不带方向。

3) 低压侧有分支，并接至分开运行母线段的降压变压器，除在电源侧装设保护外，还应在每个分支装设相间短路后备保护。

4) 如变压器低压侧无专用母线保护，变压器高压侧相间短路后备保护，对低压侧母线相间短路灵敏度不够时，为提高切除低压侧母线故障的可靠性，可在变压器低压侧配置两套相间短路后备保护。该两套后备保护接至不同的电流互感器。

5) 发电机变压器组，在变压器低压侧不另设相间短路后备保护，而利用装于发电机中性点侧的相间短路后备保护，作为高压侧外部、变压器和分支线相间短路后备保护。

6) 相间后备保护对母线故障灵敏度应符合要求。为简化保护，当保护作为相邻线路的远后备时，可适当降低对保护灵敏度的要求。

(七) 与110kV中性点直接接地电网连接的降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，对外部单相接地短路引起的过电流，应装设接地短路后备保护，该保护宜考虑能反映电流互感器与断路器之间的接地故障。

1) 在中性点直接接地的电网中，如变压器中性点直接接地运行，对单相接地引起的变压器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成，其动作电流与相关线路零序过电流保护相配合。每段保护可设两个时限，并以较短时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长时限动作于断开变压器各侧断路器。

2) 对自耦变压器和高、中压侧均直接接地的三绕组变压器，为满足选择性要求，可增设零序方向元件，方向宜指向各侧母线。

3) 普通变压器的零序过电流保护，宜接到变压器中性点引出线回路的电流互感器；零序方向过电流保护宜接到高、中压侧三相电流互感器的零序回路；自耦变压器的零序过电流保护应接到高、中压侧三相电流互感器的零序回路。

4) 对自耦变压器，为增加切除单相接地短路的可靠性，可在变压器中性点回路增设零序过电流保护。

5) 为提高切除自耦变压器内部单相接地短路故障的可靠性，可增设只接入高、中压侧和公共绕组回路电流互感器的星形接线电流分相差动保护或零序差动保护。

(八) 在110kV中性点直接接地的电力网中，当低压侧有电源的变压器中性点可能接地运行或不接地运行时，对外部单相接地短路引起的过电流，以及对因失去接地中性点引起的变压器中性点电压升高，应按下列规定装设后备保护：

1) 全绝缘变压器

应按（七）中1）条规定装设零序过电流保护，满足变压器中性点直接接地运行的要求。此外，应增设零序过电压保护，当变压器所连接的电力网失去接地中性点时，零序过电压保护经0.3s～0.5s时限动作断开变压器各侧断路器。

2) 分级绝缘变压器

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继电保护整定规范

为此类变压器中性点不接地运行时可能出现的中性点过电压，在变压器中性点应装设放电间隙。此时应装设用于中性点直接接地和经放电间隙接地的两套零序过电流保护。此外，还应增设零序过电压保护。用于中性点直接接地运行的变压器按（七）中1）条的规定装设保护。用于经间隙接地的变压器，装设反应间隙放电的零序电流保护和零序过电压保护。当变压器所接的电力网失去接地中性点，又发生单相接地故障时，此电流电压保护动作，经0.3s～0.5s时限动作断开变压器各侧断路器。

(九) 一次侧接入10kV及以下非有效接地系统，绕组为星形—星形接线，低压侧中性点直接接地的变压器，对低压侧单相接地短路应装设下列保护之一：

1) 在低压侧中性点回路装设零序过电流保护。 2) 灵敏度满足要求时，利用高压侧的相间过电流保护，此时该保护应采用三相式，保护带时限断开变压器各侧。

(十) 0.4MVA及以上数台并列运行的变压器和作为其他负荷备用电源的单台运行变压器，根据实际可能出现过负荷情况，应装设过负荷保护。自耦变压器和多绕组变压器，过负荷保护应能反应公共绕组及各侧过负荷的情况。

过负荷保护可为单相式，具有定时限或反时限的动作特性。对经常有人值班的厂、所过负荷保护动作于信号；在无经常值班人员的变电所，过负荷保护可动作跳闸或切除部分负荷。

(十一) 对变压器油温、绕组温度及油箱内压力升高超过允许值和冷却系统故障，应装设动作于跳闸或信号的装置。

(十二) 变压器非电气量保护不应启动失灵保护。 3.2. 保护整定方法

3.2.1. 变压器主保护整定方法

微机型差动保护一般包括比率制动差动元件、励磁涌流制动元件、TA断线闭锁元件、抗饱和元件、过励磁元件等。其中TA断线闭锁元件一般不需要整定，仅通过控制字投退；抗饱和元件也不需要整定；主要考虑比率制动差动元件和谐波制动元件的整定。除了比率差动元件外，还配置有差动速断元件，因此对差动速断元件也要进行考虑。 (一) 比率制动差动元件

对于常规的折线形特性的比率制动差动保护主要考虑启动电流、拐点电流、比率制动系数等的整定。 1) 启动电流

差动元件的启动电流的整定原则是，应当能可靠躲过正常运行方式时由于TA变比等误差产生的最大不平衡电流和TA断线所产生的最大不平衡电流。最大不平衡电流主要考虑正常运行方式时电流互感器比误差、调压、各侧电流互感器型号不一致、变压器的励磁电流等产生的不平衡电流。

启动电流IDZ0可按下式计算

IDZ0KH(K1K2K3K4)Ie

式中，Ie—变压器的额定电流（二次值）； KH—可靠系数，取1.5~2；

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继电保护整定规范

K1—电流互感器TA的比误差。对于10P型TA，取0.032（三绕组变压器时，最大为0.09）；对于5P型TA，取0.012；

K2—变压器改变分接头或带负荷调压造成的误差，取变压器最大调压分接头的绝对值；

K3—其他误差（变压器的励磁电流等引起的误差），取0.05； K4—通道变换及调试误差，取0.0520.1。

将以上各值代入上式可得，IDZ0(0.39~0.52)Ie。通常取IDZ0(0.4~0.5)Ie。

IDZ0一般当变压器两侧流入差动保护装置的电流值相差不大（即为同一数量级）时，

可取0.4Ie。而当差动两侧电流值相差很大（相差10倍以上）时，IDZ0取0.5Ie是合理的。

微机保护在TA断线时可以进行检测并闭锁，可以不用考虑断线时负荷电流。 2) 拐点电流

对折线型的比率制动差动元件，拐点电流即开始起制动作用时的电流，一般按照高压侧额定电流的0.8~1倍考虑，变斜率等特性不需要考虑。另外，为躲过区外故障被切除后的暂态过程对变压器差动保护的影响，可使保护的制动作用提早产生，也可取为0.6~0.8倍的额定电流。 3) 比率制动系数

比率制动系数的整定应根据各个厂家说明进行整定，有些取固定斜率，不需要整定；有些其特性采用变斜率，也不需要整定。对于比率制动系数取值的基本原则是，应当能可靠躲过外部短路引起的最大不平衡电流。

以折线型的比率制动差动保护为例，其比率制动系数KZ的整定原则，按躲过变压器出口三相短路时产生的最大不平衡差流来整定。

变压器出口区外故障时的最大不平衡电流为：

IHemax(K1K2K3K4K5)Ikmax

式中，K2~K4意义同启动电流IDZ0计算公式，而K1取0.1；K5为表征两侧TA暂

Ikmax为出口三相短路时最大短路电流态特性不一致造成不平衡电流的系数，取0.1；（TA

二次值）。

将以上各值代入上式得

IHemax0.4Ikmax

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继电保护整定规范

忽略拐点电流不计，计算得特性曲线的斜率K0.4。实取比率制动系数

KZ(1.1~1.3)K0.48~0.52。长期运行的实践表明：比率制动系数取0.4~0.5是合理

的。

(二) 励磁涌流制动元件整定

对微机型变压器差动保护往往采用多种方法来实现涌流制动，二次谐波制动元件采用最广泛，其次是各种针对涌流波形与短路波形的区别来构成的制动元件，其原理差异较大，但一般不需要进行整定。下面仅介绍二次谐波制动元件的整定。

对二次谐波制动的涌流元件，由于制动方法不同（如采用分相制动、最大相制动等），整定计算方法也有差异。具有二次谐波制动的差动保护的二次谐波制动比，是表征单位二次谐波电流制动作用大小的。二次谐波制动比越大，则保护的谐波制动作用越弱，反之亦反。具有二次谐波制动的差动保护二次谐波制动比，通常整定为15%~20%。但是，在具体整定时应根据变压器的容量、主接线及系统负荷情况而定。

1) 对于大容量的发电机变压器组，且在发电机与变压器之间没有断路器时，由于变压器的容量大且空投的可能性较小，二次谐波制动比可取较大值。例如18%~20%。

2) 对于容量较大的变压器，由于空充电时的励磁涌流倍数较小，二次谐波制动比可取16%~18%。

3) 对于容量较小且空投次数可能较多的变压器，二次谐波制动比应取较小值。即取15%~16%。

4) 对处于冶炼及电气机车负荷所占比重大的系统而自身容量小的变压器，在其他容量较大的变压器空充电时，穿越性励磁涌流可能致使其差动保护误动。因此，除应将变压器的二次谐波制动方式改成“或门”（即一相制动三相）之外，二次谐波制动比还应取较小值。例如14%~15%（或12%~13%）。 (三) 差动速断元件整定

由于变压器差动保护中设置有涌流判别元件，因此，其受电流波形畸变及电流中谐波的影响很大。当区内故障电流很大时，差动TA可能饱和，从而使差流中含有大量的谐波分量，并使差流波形发生畸变，可能导致差动保护拒动或延缓动作。差动速断元件只反映差流的有效值，不受差流中的谐波及波形畸变的影响。

差动速断元件的整定值应按躲过变压器励磁涌流来确定。通常

IDZKIe

式中：IDZ为差动速断元件的动作电流；K为一个正值系数，一般取4~8；Ie为变压器的额定电流（差动TA二次值）。

由上式可以看出：差动速断元件的动作值决定于系数K，而K的整定应根据具体情况而定。K的大小与变压器容量、主接线及与无穷大系统（母线）之间联系电抗的大小有关：

1) 对于在发电机与变压器之间无开关的大型变压器发电机组，K值可取3~4； 2) 对于大型发电厂的中、小型变压器（例如有空投可能性的厂高变及启备变），K值可取8~10；

3) 对于经长线路与系统联接的降压变电站中的中、大型变压器，K值可取4~6； 也可根据容量来考虑K值的取值，对6300kVA及以下，7~12；6300~31500kVA，4.5~7.0；40000~120000kVA，3.0~6.0；120000kVA及以上，2.0~5.0，容量越大，系统电抗越大，励磁涌流与变压器额定电流的比值越小，K取值越小。

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继电保护整定规范

3.2.2. 变压器后备保护整定方法

大、中型变压器短路故障后备保护主要分为相间短路故障的后备保护和接地故障的后备保护，前者可采用复合电压（方向）过电流保护、负序（方向）电流保护等，后者一般采用零序（方向）电流保护。

另外，变压器保护还应装设过负荷保护，经延时动作于信号。 变压器后备保护的配置一般在各侧分别配置，构成所谓的高后备、中后备、低后备。各侧后备保护的作用有区别，对系统的降压变和联络变而言，主电源侧的高后备主要作为变压器内部故障的后备保护及其中、低压侧母线故障的后备保护。中、低压侧的后备保护则主要作为各侧引出线、各侧母线及各侧相邻线路的后备保护。由于作用不同，因此各侧后备保护的整定计算方法不同。在整定计算中尤其应该考虑后备保护的合理整定，满足灵敏性、选择性、可靠性等要求。以下仅针对系统的降压变和联络变进行说明，升压变的整定计算可参考大型发变组的整定计算导则。

一、 相间短路故障后备

相间短路故障的后备保护配置基本原则如下：

微机型的变压器后备保护功能较强，一般各侧都提供了多段多时限的后备保护功能，一般可提供二段带方向，一段不带方向的后备保护，每段则可通过1~3个时限去跳相关断路器（这些时限可以整定）。按照前述各侧后备保护的要求，高压侧可采用一段带方向、一段不带方向的过电流保护，中、低压侧后备保护至少二段配置方能满足要求，但中、低压侧段数也不宜过多以简化后备保护整定，缩短动作时间。可采用一段带方向，不带方向的最末一段做总后备的方式。其中中、低压侧I段（带方向）作为各侧引出线及母线故障的后备，不带方向的相间后备作为相邻线路的远后备。同时各段动作时限亦不应过多，以缩小动作时间，以不超过2个时限为宜。

(一) 复压闭锁（方向）过电流保护 1) 过电流元件

（1） 中、低压I段过流元件整定

如前述，中、低压I段的作用是作为中、低压母线附近故障的后备保护，所以应当保证选择性和速动性。对于低压侧一般无母线保护，110kV侧即使配置母线保护，中压侧的I段也可作为母线保护的后备。

I段的电流定值整定按照与母线上所有线路速断保护或限时速断保护配合进行整定，同时应确保其能躲过最大负荷电流。需指出的是，此原则需和相邻线路速断保护配合，应确保所有相邻线路的速断保护均投入运行，如仅投入过电流保护应压缩其动作时间使满足时限配合关系，必要时牺牲局部，保证主系统稳定。

灵敏度校验要求：考虑在系统最小运行方式下中低压侧母线上发生两相金属性短路时流过保护的最小短路电流，以进行保护灵敏系数的校验，并应满足灵敏度要求，一般考虑1.5。

（2） 最末一段过电流元件整定

各侧的过电流元件均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，最大负荷电流应考虑如并列运行的多台变压器转负荷、电动机自启动、备自投等情况。过电流元件的整定可采用如下公式：

IDZKkIFH.max Kf49

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式中：Kk为可靠系数，取1.2~1.3；Kf为返回系数，电磁型取0.85，微机型取0.95；

IFH.max为最大负荷电流，复合电压闭锁的过电流保护，只考虑本变压器的额定电流，无

复合电压闭锁的过电流保护，最大负荷电流应适当考虑电动机的自启动系数。

灵敏度要求：对电源侧，一般要求对无电源侧母线的灵敏度为1.5。中、低压侧的过电流元件作为母线及相邻线路的远后备，应在系统最小运行方式下校验对母线和相邻线路的后备灵敏度情况，并满足灵敏度要求。

2) 复压元件整定

复压元件包括低电压和负序电压元件采用或的方式构成，其原则是按照短路故障时有足够的灵敏度整定。

低电压元件应当能躲过电动机启动电压及最低运行电压，可按如下公式计算：

U1.ZDUmin KkKf躲过电动机负荷自启动时的低电压：

电压取自变压器低压侧电压互感器时 U1.ZD(0.5~0.7)UN 电压取自变压器高压侧电压互感器时 U1.ZD(0.7~0.8)UN 负序电压应按躲过正常运行时的不平衡电压整定：

U2.ZD(0.04~0.08)UN

式中：U1.ZD为正序低电压定值；U2.ZD为负序电压定值；Umin为正常运行时可能出

UN为额定电压；Kk为可靠系数，现的低电压，一般取Umin(0.9~0.95)UN；取1.1~1.2；Kf为返回系数，电磁型取1.15~1.2，微机型取1.05。

3) 方向元件整定

（1） 方向元件配置

各段I段带方向，以简化整定配合；II段均不带方向，以避免因方向元件导致失去最末一段保护。低压侧无电源时各段均不带方向（相当于单电源的电流保护）。

（2） 方向元件指向整定

对于带方向的元件，应确定其动作方向是指向系统（反方向）还是变压器（正方向）。当设定为变压器时，作为变压器的后备，设定为系统，作为母线及线路侧后备。方向指向的整定原则是：应有利于加速跳开小电源或无电源的断路器，避免小系统影响主系统或两个较强系统相互影响。

降压变压器（包括中、低压侧有小电源的变压器）的高压侧相间的方向指向变压器，中压侧方向指向该侧母线。

系统联络变压器的高、中压侧方向均可指向变压器，也可指向本侧母线，决定系统需要，一般采用前者。

4) 动作时限整定 （1） I段动作时间

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I段时间定值应与出线保护速动段配合，动作时间按照上下级配合关系进行，一般最长时间以不超过0.6s为宜（按照配合时限级差0.3s，考虑两个时限级差）。

动作逻辑：I段动作后，跳本侧断路器；在变压器并列运行时，也可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器。

（2） II段动作时间

动作时间：时间定值应与出线保护最长动作时间配合，对主电源侧还应与中低压过电流保护配合。

动作逻辑：最末一段动作，跳三侧断路器。

(二) 负序电流保护整定

负序电流保护的优点是对相间短路灵敏度较高，缺点是无法对三相短路起作用，因此还需配置相过电流保护。相对而言，负序电流保护的整定计算要更复杂些，负序电流保护一般配置在大容量的升压变压器中，对降压变可考虑在低压侧进行配置以简化整定计算。在降压变低压侧配置时，其整定计算的基本原则是和线路侧的电流保护取得配合，在动作范围上很难配合，负序电流保护如果主要作为低压母线相邻线路的远后备的话，可按照保灵敏度进行，并躲过不平衡电流。动作时间上和相邻线路后备段配合。

二、 接地故障后备保护—零序方向电流保护

在中性点直接接地的电网中，如变压器中性点直接接地运行，对单相接地引起的变压器过电流，应装设零序过电流保护，保护可由两段组成，其动作电流与相关线路零序过电流保护配合。

(一) 零序过流元件整定 1) 零序过流I段

I段零序过电流元件的动作电流应与相邻线路零序过电流保护第I段或第II段或快速主保护相配合。计算公式如下：

IDZ1KrelKbro1IDZ1L

式中：IDZ1为零序电流I段的动作电流；Kbro1为I段零序分支系数，其值等于线路零序电流I段保护区末端接地故障时，流过本保护安装处的零序电流与流过线路零序电流之比，取各种运行方式的最大值；Krel为可靠系数，取1.1；IDZ1L为相邻线路零序电流I段的动作电流。

2) 零序过流II段

II段零序过电流继电器的动作电流应与相邻线路零序过电流保护的后备段相配合。

与相邻零序过流II段配合的计算公式同零序过流I段，仅需将IDZ1L改为相邻线路零序配合段的动作电流值即可。

灵敏度要求：对母线接地故障应有不小于1.5的灵敏系数。

(二) 零序方向元件整定

对于高中压侧均直接接地的三绕组普通变压器，高中压侧I段应带方向，方向可指向本侧母线。零序过流II段不应带方向，作为总后备。

(三) 动作时限整定

动作时限及逻辑的整定还应根据实际现场运行情况进行考虑，下面是一般情况：

1) 零序I段

动作时间：与本侧零序I段或配合段动作时间按上下级配合关系进行。

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动作逻辑：可以较短时间跳母联或分段，以较长时间跳本侧。

2) 零序II段

动作时间：与与之配合的线路零序电流保护按照上下级配合关系进行。 动作逻辑：延时跳各侧。

三、 变压器过负荷保护

变压器长期过负荷运行时，绕组会因发热而受到损伤。因此，变压器应装设过负荷保护。计算公式如下：

高压侧过负荷：Igfh.dzKrelIe.h KfKrelIe.l Kf低压侧过负荷：Igfh.dz式中，Krel可靠系数，取1.0~1.1；

Kf返回系数，取0.85~0.95，保护为微机保护时，取0.95； Ie.h、Ie.l变压器高压侧、低压侧额定电流（二次值）。 动作时限：取8~10s。

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4. 发电机保护

4.1. 保护配置原则

根据故障和异常运行方式，设置相应的保护，发电机保护装置需要结合发电机容量、类型进行配置，主要保护方式如下：

➢ 反映定子绕组相间短路故障的纵联差动保护； ➢ 反映定子绕组匝间短路故障的横差保护； ➢ 反映定子绕组单相接地故障的保护；

➢ 发电机转子接地保护，包括一点接地保护和两点接地保护；

➢ 发电机相间短路故障的后备保护。根据发电机容量及灵敏系数要求可以采用简单过电流保护、复合电压启动的过电流保护和负序过电流保护，基本要求和原理与主变电流电压保护相同。

➢ 发电机转子绕组过负荷和过电流保护； ➢ 发电机的失磁保护； ➢ 发电机逆功率保护。

对容量较大的发电机，其保护种类更多，构成更复杂。 4.2. 保护整定方法

4.2.1. 发电机纵联差动保护

(一) 发电机比率制动式纵联差动保护 1) 计算发电机二次额定电流

发电机的一次额定电流Ign、二次额定电流Ign2的表达式为

IgnPgn3Ugncos

Ign2式中，Pgn发电机的额定功率； Ugn发电机的额定相间电压； cos发电机的额定功率因数。

2) 确定最小动作电流Is

IgnnTA

按外部短路故障时保护不误动条件整定，此时发电机周期分量电流可以认为仍是额定电流Ign，但含有非周期分量电流，所以Is应满足：

IsKrel(KunpKstKTm)Ign2

式中，Krel可靠系数，取1.5~2；

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继电保护整定规范

Kunp非周期分量系数，取1.5~2，TP级TA取1； KstTA同型系数，取0.5； KTTA综合误差，取0.1；

m装置通道调整误差引起的不平衡电流系数，可取0.02。

当取Krel2、Kunp2时，Is0.24Ign2。

一般可取Is(0.25~0.3)Ign2。对于正常工作情况下差动回路不平衡电流较大的情况，应查明原因；当无法减小不平衡电流时，可适当提高Is值以躲过不平衡电流的影响。

3) 确定拐点电流It

拐点电流取It(0.5~0.8)Ign2，建议取0.7Ign2。

4) 确定制动特性曲线的斜率S

按区外短路故障最大穿越性短路电流作用下保护可靠不误动条件整定，计算步骤如下：

a) 计算机端保护区外三相短路时流过发电机的最大短路电流I(3)k.max，表示为

I(3)k.maxSB1 \"Xd3Ugn式中，Xd\"折算到基准容量（SB）的发电机饱和暂态同步电抗标幺值； SB基准容量，通常取SB100MVA或1000MVA Ugn发电机额定相间电压。

b) 计算差动回路最大不平衡电流Iunb.max，其表达式为

Iunb.maxI(3)k.max (KunpKstKTm)nTA因最大制动电流为Ires.maxI(3)k.max，所以制动特性斜率S应满足 nTASKrelIunb.maxIs

Ires.maxIt式中，Krel可靠系数，取2。

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继电保护整定规范

一般取S0.3~0.5。 5) 灵敏度计算

考虑不利于发电机差动保护动作的情况，按发电机与系统断开且机端保护区内两相短路时的短路电流校核。灵敏系数不应低于2。

先计算流入差动回路的电流Ik，表达式为

Ik3SB11 X\"dX2n3UgnTA式中，X2折算到SB基准容量的发电机饱和负序电抗标幺值。

因为此时的制动电流Ires为

IresSB1311 Ik\"22XdX23UgnnTA相应的动作电流Iop为

IopIsS(IresIt)

所以灵敏系数为KsenIk Iop要求Ksen2。实际上，按照上述计算的整定值，灵敏系数一般都能满足要求，可以不进行灵敏系数计算。

6) 差动速断动作电流Ii

按躲过机组非同时合闸产生的最大不平衡电流整定。对大型机组，一般取

Ii(3~5)Ign2，建议取4Ign2。

(二) 发电机标积制动式完全纵差动保护

与比率制动差动保护整定计算相同，只是在计算灵敏系数时因Ires0，所以实际实际动作电流为最小动作电流，因此标积差动保护具有较高灵敏度。 4.2.2. 发电机单元件横差保护

(一) 适用范围

发电机容量超过一定值时，其每相可有多个分支绕组，正常运行时，这些分支绕组之间是平衡的，例如对两分支接线，两个分支的电势相等，各提供发电机的一半负荷电流，当任一分支或两个分支之间发生短路时，在分支之间将会流过故障电流。对每相有多个分支绕组，且有两个或两个以上中性点引出的发电机，在中性点连接线上接入电流互感器，就构成了单元件横差保护。

单个分支绕组的匝间短路、同相不同分支的绕组间匝间短路、定子绕组相间短路、分支绕组开焊时，由于分支之间不再平衡，两中性点连线上将有电流流过。因此，单元

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继电保护整定规范

件式横差保护不仅可以反映定子绕组的匝间短路故障，而且也反映定子绕组的相间短路故障以及分支绕组的开焊故障。

由于横差保护本身相当于反映分支之间平衡的保护，当励磁绕组两点接地、发电机外部发生不对称短路故障、发电机失磁失步、转子偏心时，也会在中性点连线上产生不平衡电流，将会引起保护动作。

(二) 保护整定原则

1) 动作电流按躲过发电机外部不对称短路故障或发电机失磁失步、转子偏心产生的最大不平衡电流来整定：

Iset(0.2~0.3)式中，Ign发电机额定电流； nTA中性点连线上TA的变比。

一般可取Iset0.25Ign/nTA。

IgnnTA

2) 单元件横差保护动作后应瞬时动作于跳闸，但当励磁回路一点接地时，为防止励磁回路瞬时两点接地造成误动，动作时限应与转子两点接地保护配合，即在发生一点接地时，将横差保护切换为0.5~1s延时动作。 4.2.3. 发电机定子接地保护

发电机定子绕组正常运行时是对地绝缘的，为了安全，发电机外壳直接接地，如果发电机定子绕组绝缘损坏即形成定子接地故障，发电机定子接地时，在接地点流过电容电流，当该电流超过一定值，将会在故障点燃起电弧，影响发电机的安全运行。

(一) 基波零序电流保护

利用定子单相接地时出现的零序电流构成定子接地保护。

对直接连接在母线上的发电机，当发电机电压网络的接地电容电流大于允许值时，不论该网络是否装有消弧线圈，均应装设动作于跳闸的接地保护，当接地电流小于允许值时，则装设动作于信号的接地保护。

基波零序电流保护一般按多正常运行时，三相电流互感器可能出现的最大不平衡电流来整定。对动作于跳闸的接地保护，要求当一次侧的接地电流大于允许值时即动作于跳闸，由于允许值很低，这就对零序电流互感器提出了很高的要求。一方面正常运行时，在三相对称负荷电流（发电机电流达数千安培）作用下，电流互感器二次侧的不平衡输出应很小；另一方面单相接地故障时，在很小的零序电流作用下，保护应能可靠动作。

这样整定后，保护将很难满足要求，尤其是当发电机定子绕组中性点附近接地时，由于接地电流很小，保护将不能启动，从而存在死区。

(二) 基波零序电压保护

利用零序电压构成的定子接地保护用于发电机-变压器组接线的发电机定子绕组接地故障。

发电机基波零序电压保护可通过机端电压互感器开口三角绕组引入零序电压，考虑到机端电压互感器一次侧断线时开口三角形绕组上（含自产零序电压）有零序电压出现，所以定子绕组接地故障宜采用中性点电压互感器或中性点配电变压器二次侧的零序电压，来构成基波零序电压保护。

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继电保护整定规范

基波零序电压保护动作值应避开正常运行时的不平衡电压（包括三次谐波电压），以及变压器高压侧接地时在发电机机端产生的零序电压，根据经验，此动作值取

15~30V，采用三次谐波滤波器后动作值可降为5~10V。显然这样整定后，在中性点附近发生单相接地时保护将会有5%~10%的死区。对大、中型发电机，要求定子接地保护的保护范围必须达到100%。因此必须选用其他原理的定子单相接地保护。 4.2.4. 发电机失磁保护

运行中发电机的励磁电流突然全部消失或部分消失，称为发电机的失磁。发电机失磁后，其励磁电流逐渐减小或衰减到零，发电机定子感应电势随之逐渐减小，使发电机电磁转矩小于原动机转矩，转子转速增加，发电机功角增大，当超过静稳极限时，发电机与系统失去同步而进入到异步运行状态，此时发电机转速超过同步转速，产生异步制动转矩，当异步制动转矩与原动机转矩达到新的平衡时，发电机进入稳定异步运行状态。

(一) 阻抗原件整定计算 1) 按异步边界圆整定

1'U2NnTAXaXd2SNnTV 2XKXUNnTAbreldSNnTV式中，SN发电机额定容量； UN发电机额定电压； nTA发电机电流互感器变比； nTV发电机电压互感器变比； Krel可靠系数，取1.2； X'd发电机暂态电抗； Xd发电机同步电抗。

2) 按静稳边界圆整定

U2NnTAXaXsSNnTV 2XKXUNnTAbreldSNnTV式中，Xs发电机与系统最大联系阻抗。

(二) 电压元件整定

1) 系统低电压动作值

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继电保护整定规范

Uset.h(0.7~0.8)UNh1 nTV式中，UNh高压侧母线额定电压； nTV高压侧母线电压互感器变比。

2) 机端低电压动作值

Uset.G(0.7~0.8)UN1 nTV式中，UN发电机额定电压；

nTV发电机端电压互感器变比。

(三) 励磁低电压闭锁元件的整定 由空载到强行励磁，发电机的励磁电压的变化幅度可达空载励磁电压的6~8倍，甚至更高。励磁低电压元件的动作电压不能过高，否则在正常运行而励磁电压较低时，元件可能误动作，使保护装置失去闭锁，但其动作电压又不能太低，否则在重负荷下低励时，励磁低电压元件可能不动作，从而导致低励、失磁时保护装置拒绝动作。

1) 定励磁低电压元件

励磁低电压元件定值不随发电机所带负荷变化。对于大型发电机，由于Xd较大，空载励磁电压Ufd0比较小，若按一般中、小型发电机的整定原则，取0.8倍空载励磁电压来作为励磁低电压元件的动作值，则在重负荷情况下发生低励故障时，如果励磁电压还比较高，则励磁低电压元件不启动，保护将处于闭锁状态。因此，对于大机组，励磁低电压元件的动作电压可按给定的有功功率在静稳边界上所对应的励磁电压整定，以尽量提高动作电压的整定值。一般可取

Uset.flPXXdUfd0

式中，Uset.fl励磁低电压元件动作电压整定值；

PX给定有功功率，可取PX0.5；

Xd综合电抗，XdXdXs，其中Xd为发电机同步电抗标么值，Xs为系

统阻抗标么值；

Ufd0空载励磁电压。

延时元件用于防止失磁保护在系统振荡时的误动作。按静稳边界整定时，可取延时为1.0~1.5s；按异步边界整定时，可取延时为0.5~1.0s。

2) 变励磁低电压元件

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继电保护整定规范

综上所述，对大机组，定值不变的转子低电压元件不能很好地实现失磁保护功能，采用变励磁低电压元件则可以根据发电机所带负荷的大小自动调整其定值Uset.fl(p)（自适应定值调整），在微机保护中这种原理很容易实现。Uset.fl(p)判据直接反映励磁电压，可以直接反映一切低励和失磁故障。

(四) 负序电流（或电压）闭锁元件的整定 负序电流元件动作电流

Iset.2(0.05~0.06)IN.G

负序电压元件动作电压

Uset.2(0.05~0.06)UN.G

式中，Iset.2(Uset.2)负序电流（负序电压）动作值； IN.G(UN.G)发电机的额定电流（额定电压）。

延时元件延时返回时间为8~10s。

(五) 保护动作时间整定

阻抗元件和母线低电压元件均动作时，经t10.5s动作于解列灭磁。

阻抗原件动作，发出失磁信号，并经t2动作于励磁切换或减出力，经t3动作于解列灭磁。t3按发电机允许的异步运行时间整定。

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晋煤集团继电保护整定规范

5. 并联电容器保护

5.1. 保护配置原则

1) 对电容器组与断路器之间连接线的故障，可设带有短时限的电流速断和过流保护，动作于跳闸。电容器组容量为400kvar及以下可设熔断器作其过流保护。

电容器组一般不设电流速断保护，速断保护整定需考虑躲过电容器组合闸冲击电流及对外放电电流，使得动作电流过大，保护范围小或灵敏度不满足要求。

2) 针对电容器及其引出线的故障，宜对电容器组中每台电容器分别装设专用的熔断器，熔丝的额定电流为电容器额定电流的1.5~2.0倍。

3) 电容器组中故障电容器切除到一定数量，引起电容器端电压超过110%额定电压，保护应将电容器组切除。

4) 针对不同的电容器连接方式，可采用不同的平衡保护。

a) 单星形接线电容器组的零序电压保护（用于单组），电压差动保护（用于每相两组），平衡电桥原理（单相四组电容）保护。

b) 双星形接线电容器组的中性点电压保护或电流不平衡保护（横差）。 5) 安装在绝缘支架上的电容器组，可不再装设接地保护。

6) 对电容器组，应装设过电压保护，带时限动作于信号或跳闸。 7) 电容器组应设失压保护，当母线失压时，带时限动作于跳闸。 5.2. 保护整定方法

5.2.1. 电容器延时电流速断保护

延时电流速断保护定值按电容器端部引线故障时有足够的灵敏系数整定，一般整定为2~3倍的额定电流：

IsetI(2~3)IE

保护动作时间一般整定为0.1~0.2s。 灵敏度计算：

KsenI(2)k.min2 IsetII式中，I(2)k.min—最小运行方式下，保护安装处的两相短路电流。

5.2.2. 电容器过电流保护

过电流保护电流定值应可靠躲电容器组额定电流，一般整定为1.5~2倍额定电流：

IsetII(1.5~2)IE

保护动作时间一般整定为0.3~1s。 5.2.3. 电容器定时限过电压保护

有专用电压互感器（TV）时，接于TV二次侧，否则接于母线TV二次侧，接入线电压，避免单相接地故障零序电压的影响。

动作电压：Uset.r.o110~115V 动作时限：tov30s

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继电保护整定规范

5.2.4. 电容器低电压保护

采用电流闭锁以防止TV断线时保护误动。

动作电压：Uset.r.L50~60V 动作电流：Iset.r0.2~0.5动作时限：tLv0.5s

5.2.5. 单星形接线电容器组的开口三角电压保护（分立电容器）

电压定值按部分单台电容器（或单台电容器内小电容元件）切除或击穿后，故障相其余单台电容器所承受的电压（或单台电容器内小电容元件）不长期超过1.1倍额定电压的原则整定，同时，还应可靠躲过电容器组正常运行时的不平衡电压。动作时间一般整定为0.1s~0.2s。

电容器组正常运行时的不平衡电压应满足厂家要求和安装规程的规定。

INC nTAUOD03UN3NM(1)23KUN3N(MK)2K

UOD0

Uset.0UOD0 KsenUset.0KrelUunb

K3NM(KV1)

KV(3N2)上式中各符号定义如下：

M每相各串联段并联的电容器台数； N每相电容器的串联段数；

UN电容器组的额定相电压（当有串联电抗器且电压互感器接于母线时，应乘以

(1XL/XC)的系数）；

UOD0开口三角绕组的零序电压；

Uunb开口三角绕组正常运行时的不平衡电压；

单台电容器内部击穿小元件段数的百分数，如电容器内部为n段，则Krel可靠系数，Krel1.5

1n~ nn61

继电保护整定规范

K因故障切除的同一并联段中的电容器台数，K1~M的整数；

KV过电压系数，KV1.1~1.15； Ksen灵敏系数，Ksen1。

上式中前两式适用于单台电容器内部小元件按先并后串且无熔丝、外部按先并后串方式连接的情况，第三式适用于电容器未装设专用单台熔断器的情况，第四式适用于电容器装有专用单台熔断器的情况。为提高定值的灵敏系数，用第五式计算时应尽量降低定值，同时，还应可靠躲过正常运行时的不平衡电压。

5.2.6. 单星形接线电容器组的开口三角电压保护（密集型电容器）

UOD03KUN3n(mK)2K

Uset.0UOD0 KsenUset.0KrelUunb

K3nm(KV1)

KV(3n2)式中，m单台密集型电容器内部各串联段并联的电容器小元件数； n单台密集型电容器内部的串联段数；

K因故障切除的同一并联段中的电容器小元件数，K1~m的整数； UN、UOD0、Uunb、Krel、KV、Ksen符号意义同上。

第一式适用于每相装设单台密集型电容器、电容器内部小元件按先并后串且有熔丝连接的情况。为提高定值的灵敏系数，用第二式计算时应尽量降低定值，同时，还应可靠躲过正常运行时的不平衡电压。

动作时间：t0.1~0.2s。

5.2.7. 单星形接线电容器组电压差动保护

差动电压定值按部分单台电容器（或单台电容器内小电容元件）切除或击穿后，故障相其余单台电容器所承受的电压不超过1.1倍额定电压的原则整定，同时，还应可靠躲过电容器组正常运行时的段间不平衡差电压。动作时间一般整定为0.1~0.2s。

电容器组正常运行时的不平衡电压应满足厂家要求和安装规程的规定。

UD3UN3N[M(1)]23KUN3N(MK)2K

UD

Uset.0UD Ksen62

继电保护整定规范

Uset.0KrelUunb

K3NM(KV1)

KV(3N2)式中，UD故障相的故障段与非故障段的差压； Uunb正常时不平衡差压。

其余符号的含义及说明与开口三角电压保护相同。 5.2.8. 双星型接线电容器组的中性点不平衡电流保护

电流定值按部分单台电容器（或单台电容器内小电容元件）切除或击穿后，故障相其余单台电容器（或单台电容器内小电容元件）所承受的电压不长期超过1.1倍额定电压的原则整定，同时，还应可靠躲过电容器组正常运行时中性点间流过的不平衡电流。动作时间一般整定为0.1~0.2s。

电容器组正常运行时两组中性点间流过的不平衡电流应满足厂家要求和安装规程的规定。

I03NKIE

6N(MK)5KI03MIE

6N[M(1)]5IsetI0 KsenIsetKrelIunb

式中，I0中性点间流过的不平衡电流； IE单台电容器额定电流；

Iunb正常时中性点间的不平衡电流。

其他符号的含义及说明与单星形接线开口三角电压保护相同。

6. 电动机保护

6.1. 保护配置原则

1) 定子绕组相间短路保护：容量在2MW以下的电动机装设电流速断保护（保护宜采用两相式）；容量在2MW以上或容量小于2MW但灵敏度不满足要求的电动机装设纵差保护。保护装置动作与跳闸，对同步电动机还应进行灭磁。

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继电保护整定规范

2) 单相接地保护：对3~6kV电动机因电网中性点不接地，只有当接地电流大于5A时，才装设单相接地保护装置，动作于跳闸或信号。

3) 过负荷保护：保护应根据负荷特性，带时限动作于信号或跳闸。

4) 负序过流保护：反映相电流的不平衡，主要针对容量为2MW及以上的电动机。 5) 低电压保护：电网电压降低时，为保证重要电动机的正常运行，在运行中不允许自启动的电动机。

6) 用磁力起动器或接触器中的热继电器作为过负荷和两相运行保护 ：只有对不能采用熔断器保护的较大容量高压电动机，才装设专用的保护装置。 6.2. 保护整定方法 6.2.1. 电动机差动保护

1) 差动元件初始动作电流Idzo

电动机差动元件的初始动作电流，应按照躲过电动机额定工况下的最大不平衡电流来整定，即：

IdzoKHIHemaxKH(K1K2)Ie

式中，IHemax最大不平衡电流； KH可靠系数，取1.5~2； Ie电动机额定电流（二次值）；

K1两侧TA变比误差，由于电动机的TA通常精度较低，可取0.1； K2通道调整及传输误差，取0.1。

故而得到，Idzo(0.3~0.4)Ie，实取0.4Ie 2) 拐点电流Izdo

在厂用电压切换的暂态过程中，由于电动机两侧差动TA二次回路中的暂态过程不一致，将在差动回路产生较大的差流。因此，为防止电动机差动保护误动，经减少拐点电流。为此，拐点电流可取：

Izdo0.5~0.6Ie

3) 比率制动系数KZ

为防止在上述过程中差动保护误动，差动元件的比率制动系数KZ，应按躲过电动机启动及电源回路故障时产生的最大不平衡电流来整定。

KZKHIHemax Imax

继电保护整定规范

式中，KH可靠系数，取1.15~1.2；

IHemax最大不平衡电流，它等于(K1K2K3)Imax；

Imax电动机启动或电源回路故障时电动机的最大电流，取8Ie； K1、K2其意义与上述相同； K3暂态特性系数，可取0.1~0.2。

故而得到，KZ(1.15~1.2)(0.10.10.2)0.46~0.48，实可取KZ0.5。

4) 差动速断元件整定

差动速断元件应按躲过电动机启动或出口短路时，产生的最大差流来整定。

在电动机启动瞬间，由于两侧差动TA二次回路暂态特性不一致，短时使差动两侧电流之间的相位差可达30左右。此时，最大不平衡差流：

IHemaxImax(1cos30)8(1cos30)Ie1.1Ie

差动速断定值：

IhdzKHIHemax

式中，Ihdz差动速断保护的动作电流； KH可靠系数，取2。

故而得到，Ihdz21.1Ie2.2Ie，实取2.5Ie。

6.2.2. 电动机电流速断保护

电动机电流速断保护的整定值，可按躲过电动机的启动电流来整定：

IopKHIC

式中，Iop电流速断保护动作电流整定值； KH可靠系数；

IC电动机启动电流，取8Ie。

故而得到，Iop(8.8~9.2)Ie，实取Iop9Ie。

当电动机启动完毕后动作值要减半故实际动作电流只有4.5Ie

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继电保护整定规范

6.2.3. 电动机过流保护

过流保护应按躲过高压厂用系统故障被切除、备用电源投入之后电动机的最大过电流倍数来整定，即：

IophKHIh

式中，KH可靠系数，取1.2； Ih电动机运行中的最大电流，取

故而得到

Ioph1.21.25Ie1.44Ie

Ie1.25Ie； 0.8动作延时取0.5s，动作后作用于跳闸 6.2.4. 电动机过负荷保护

过负荷保护的动作电流，应按躲过电动机的额定电流来整定，即：

Iopl(1.05~1.1)Ie

式中，Iopl电动机过负荷保护定值； Ie电动机额定电流。

动作延时取6~9s，发信号。 6.2.5. 电动机负序电流保护

负序电流保护可采用二段定时限保护，即负序过负荷保护与负序过电流保护。 1) 负序过负荷保护，可按电动机额定电流的10%～15%来整定，动作后经6～9秒发信号；

2) 负序过流保护，按电动机额定电流的0.5～0.6倍来整定，动作后经0.5秒跳闸； 3) 为防止电机电源系统中故障时电动机负序过流保护误动，当电动机电流中的负序分量大于或等于1.2倍的正序分量时，将负序电流保护闭锁。 6.2.6. 电动机单相接地保护

中性点非直接接地电网中的高压电动机当发生单相接地且接地电流大于5A时，应装设单相接地保护。对电动机定子接地保护的整定，就是要确定保护动作的零序TA的一次电流及保护的动作时间。

1) 一次动作电流的确定

电动机接地保护的一次动作电流，应按照不烧伤电动机定子铁芯的安全接地电流来整定。

按照规定，额定电压为6kV的电动机安全接地电流为4A；额定电压为10kV的电动机安全接地电流为3A。

另外，尚可按躲过电动机供电网络中接地故障时电动机供出的最大接地电流来整定。

2) 动作时间

接地保护的动作时间可取3~5s，作用于信号或跳闸。 6.2.7. 电动机低电压保护

1) 保证重要电动机自启动不受影响

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继电保护整定规范

当电网出现低电压时，网络中所有异步电动机的转速下降，而当电压恢复时，大量电动机同时自启动，以致于母线电压恢复时间拖长，增加了自启动时间，甚至使自启动失败。因此，为保证重要电动机的自启动，应在不重要的电动机上加装低电压保护，其动作电压整定为0.6~0.7倍的额定电压， 以0.5s时限跳开电动机；

2) 使不需自启动的电动机跳闸 当电源电压短时间消失或降低时，根据生产过程规定的不允许或不需要自启动的电动机， 其低电压保护动作电压整定为0.4~0.5倍的额定电压，以0.5~1.5s时限跳开电动机

3) 使自启动有困难的电动机跳闸

当电源电压长时间消失，造成自启动有困难的电动机，如电厂的球磨机电动机，低电压保护动作电压整定为0.4~0.5倍的额定电压，以9s跳开电动机。

参考资料

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