南方电网中压配网继电保护整定原则

南方电网公司二一六年六月南方电网10kV（20kV）中压配电网继电保护整定原则（试行） 目 次1 范围12 规范性引用文件13 术语及定义24 继电保护运行整定的基本原则45 整定计算的有关要求56 继电保护整定的一般规定67 配电网保护配置原则68 线路保护整定89 重合闸1610 母线分段保护2111 配电变压器保护2212 备自投25附录A：配网保护设备整定计算示例（资料性附录）28附录B：馈线自动化配网线路整定计算（资料性附录）38附录C：分布式电源接入对系统保护的影响分析及对策（资料性附录）41前 言为发挥好继电保护保障电网和设备安全的作用，规范和指导南方电网10kV（20kV）中压配电网的继电保护整定计算工作，中国南方电网有限责任公司系统运行部组织制定了本原则。本原则重点规定了10kV（20kV）线路保护、配电变压器保护、母线分段保护、重合闸及就地重合式配电自动化终端、备自投等设备的整定原则，是南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）的有效补充。本原则由中国南方电网有限责任公司系统运行部提出、归口、组织编写并解释。本原则起草单位：中国南方电网有限责任公司系统运行部、广西电网公司系统运行部、广西电网公司河池供电局。本原则主要起草人：李正红、韦涛、曹杰、秦绮蒨、覃丙川、陈朝晖、邱建、李捷、丁晓兵、李洪卫、余荣强、王建华、吴乾江、罗跃胜、王跃强、王秀菊、张亚洲、游昊、王英明、罗珊珊、徐凤玲、王斯斯、封连平南方电网10kV（20kV）中压配电网继电保护整定原则1 范围本原则规定了南方电网10kV（20kV）中压配电网继电保护运行整定的原则、方法和具体要求。本原则适用于南方电网10kV（20kV）中压配电网的线路保护、配电变压器保护、母线分段保护、重合闸及就地重合式配电自动化终端、备自投等设备的继电保护运行整定。对于3kV6kV配电网保护设备可参照执行。本原则以微机型继电保护装置为主要对象，对于非微机型装置可参照执行。2 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。GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 1984-2014 高压交流断路器GB 25284-201012kV40.5kV高压交流自动重合器GB 3804-20043.6kV40.5 kV 高压交流负荷开关NB/T 32015-2013分布式电源接入配电网技术规定NB/T 33010-2014分布式电源接入配电网运行控制规范DL/T 584-2007 3kV110kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 406-2010 交流自动分段器订货技术条件DL/T 813-200212kV高压交流自动重合器技术条件DL/T 1390-201412KV高压交流用户分界开关设备Q/CSG 1101003-201310kV户外柱上开关技术规范Q/CSG 110037-2012 南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程Q/CSG 110035-2012 南方电网10kV110kV线路保护技术规范Q/CSG 110032-2012 南方电网10kV110kV元件保护技术规范Q/CSG 1203004.3-2014 南方电网 20kV及以下电网装备技术导则Q/CSG 1203014-201610kV柱上真空断路器成套设备技术规范Q/CSG 1203015-201610kV柱上真空负荷开关自动化成套设备技术规范Q/CSG 1203018-2016配电自动化馈线终端技术规范Q/CSG 1211006-2016光伏发电并网技术标准Q/CSG 1211005-2016风力发电并网技术标准南方电网10kV及以下业扩受电工程技术导则（2014版）3 术语及定义3.1 断路器：能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流，并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路条件（如短路条件）下的电流的机械开关装置。3.2 负荷开关：能够在回路正常条件（也可包括规定的过载条件）下关合、承载和开断电流以及在规定的异常回路条件（如短路）下，在规定的时间内承载电流的开关装置。3.3 熔断器：当电流超过规定值一定时间后，以它本身产生的热量使熔体熔化而开断电路的开关装置。3.4 分界开关：俗称“看门狗”，一种适用安装于10kV、20kV配电线路分支线所在各用户入口处，能够自动隔开所辖用户侧单相接地故障或相间短路故障，并保证所属配电线主干线路和相关用户不受故障波及停电的高压开关设备，包含分界负荷开关和分界断路器。3.5 分段开关：安装于10kV、20kV配电线路主干线上，用于隔开线路单相接地故障或相间短路故障，并保证所属配电线路其它段和用户不受故障波及停电的高压开关设备，包含分段负荷开关和分段断路器。3.6 柱上开关：是指安装在柱上的开关设备和控制设备，主要包括柱上断路器、柱上负荷开关、柱上隔离开关。3.7 重合器：能够按照预定的开断和重合顺序在交流线路中自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位或闭锁的自具（不需外加能源）控制保护功能的高压开关设备。3.8 分段器：与断路器或重合器配合使用，能识别并自动在无电压无电流下隔离故障线段的开关设备与辅助控制设备。一般分为电流-计数型分段器，电压-时间型分段器、电压-电流型分段器。3.8.1 电流-计数型分段器：能够记忆通过故障电流的次数，并在达到整定的次数后，在无电压无电流下自动分闸的分段器。某些分段器具有关合短路电流及开断与关合负荷电流的能力，但无开断短路电流的能力。通过故障电流的次数未达到预定记忆次数时，分段器经一定的复位时间后计数清零并恢复至预先整定的初始状态。主要技术参数包括：a) 记忆时间：电流-计数型分段器能够记忆故障电流出现次数的时间。b) 复位时间：电流-计数型分段器每次计数后，恢复到计数前初始状态所需要的时间。c) 启动电流：能启动电流-计数型分段器计数器计数的电流。3.8.2 电压-时间型分段器：能够根据关合前后不同时间段检测线路电压状态的分段器。它具有关合短路电流的能力和有电源侧来电延时关合、无电自动开断以及能比较无电压时间闭锁关合的功能。一般分为分段用分段器（常闭型重合分段器）、联络用分段器（常开型重合分段器），主要技术参数包括：a) 分段用分段器的关合延时时间（时间）：处于线路分段位置的分段器，在分闸状态下，单侧来电后关合的延时时间。b) 联络用分段器的关合延时时间（时间）：处于线路联络位置的分段器，在两侧有电压、分闸状态下，单侧失压后关合的延时时间。c) 关合确认时间（时间）：分段器关合后的一段时间，在这段时间里控制器判断分段器是否合闸到故障线段，以确定是否分闸闭锁。分段器合闸后未超过时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状态。d) 分闸延时时间（时间）：分段器失压后，分闸的延时时间。e) ：开关设备动作时间。3.8.2.1 分段用分段器（常闭型重合分段器）：a) 线路有压时，延时时间后自动合闸。合闸后，若在时间内仍有压，则保持合闸，否则分闸并闭锁在分闸状态。b) 线路无压时，延时时间后自动分闸。3.8.2.2 联络用分段器（常开型重合分段器）：a) 正常分段器检测两侧电压，若两侧均有压，则开关处于断开状态。b) 若检测到任一侧失压，则经过延时后合上。3.8.3 电压-电流型分段器：在电压-时间型分段器的基础上，结合故障电流复合判据实现故障隔离和非故障区的快速恢复供电。4 继电保护运行整定的基本原则4.1 总则4.1.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）3.13.6条的要求。4.1.2 本整定原则适用的继电保护及相关设备，以国家、行业及南方电网公司相应设备的技术标准为依据，其他不完全满足上述标准的设备的整定计算可参照执行。4.1.3 本整定原则所指配电网线路保护整定适用于正常运行时单侧电源供电的电网结构，包括辐射状电网、多分段适度联络电网、环网设计开环运行电网等。本整定原则线路保护的整定不适用于正常运行时环网供电的配电网、两侧及以上系统电源同时供电的配电网。正常运行时环网供电的配电网、两侧及以上系统电源同时供电的配电网线路保护配置应满足7.1条的要求。4.1.4 太阳能、天然气、生物质能、风能、小水电、地热能、海洋能、资源综合利用发电（含煤矿瓦斯发电）等分布式电源接入配电网时，应综合考虑电网接入点、短路容量比、渗透率等情况，有针对性的分析和评估对配电网保护可靠性、选择性、灵敏性、速动性的影响，必要时应采取相应措施（分布式电源接入对系统保护的影响分析见附录C）。4.1.5 配电网的继电保护配置及整定运行应综合考虑电网结构、负荷密度、保护配合、供电可靠性等因素，并遵循适度简化的原则。继电保护与配电自动化应协调作用共同提高配电网供电可靠性。4.2 继电保护的可靠性应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）4.2条的要求。4.3 继电保护的选择性344.1 4.2 4.3 4.3.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）4.3条的要求。4.3.2 变电站外线路分段断路器、分支线断路器等保护，因定值、时间限额等原因降低时间级差的情况，允许适当牺牲部分选择性。4.3.3 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。4.4 继电保护的灵敏性4.4 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）4.4.1、4.4.2、4.4.4条的要求。4.5 继电保护的速动性4.5 4.5.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）4.5.1、4.5.2、4.5.3、4.5.4、4.5.6条的要求。4.5.2 继电保护配合的时间级差应综合考虑开关跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间继电器的动作误差等因素，在采用高精度时间继电器时，保护的配合可以采用0.3s的时间级差。如果因定值时间限额等原因配合存在困难时，在开关跳闸断开时间等条件具备的情况下，可考虑适当降低时间级差，但对于变电站内设备保护时间级差不得低于0.25s。5 整定计算的有关要求5.1 对电网接线的要求5.1.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）5.1.5条的要求。5.1.2 多级串供的配网线路，应根据线路实际长度、负荷密度、继电保护配合合理设置分段断路器，按照配网线路主干线三分段的原则，主干线分段断路器数不宜超过2个。5.1.3 避免短线路成串成环的接线方式。5.2 对调度运行方式的要求5.2.1 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) 注意保持配电网中各分段开关运行方式相对稳定。b) 尽量避免采用含有多分段配网开关的线路转供其它10kV以上变电站的低压母线。c) 在环网配置的配电网某些点上，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保配网中的主要部分、重要用户的供电。d) 在环网配置开环运行的多级串供运行方式中，开环点两侧的分段开关数量应尽量相等。5.2.2 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）5.2.2、5.2.3、5.2.4条的要求。6 继电保护整定的一般规定6.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）6.1、6.2、6.3、6.7、6.9、6.10、6.13、6.14、6.17、6.19、6.20、6.21条的要求。6.2 10kV（20kV）线路保护在常见运行方式下，有灵敏系数的保护段对本线路末端金属性故障的灵敏系数应不小于1.3。6.3 10kV（20kV）线路保护在常见运行方式下，作远后备的保护段对保护范围末端金属性故障的灵敏系数应不小于1.2。7 配电网保护配置原则7.1 中压配电线路7.1.1 线路保护配置a) 线路保护应随断路器配置。应综合考虑电网结构、负荷密度、负荷重要性、保护配合等因素，遵循适度简化的原则，有选择性的投入或退出部分线路保护。b) 以下情况应配置并投入线路断路器的保护功能：对线末故障灵敏度不足或不满足远后备要求时，应在有灵敏度范围内投入线路分段、分支线断路器保护；线路分段、分支线断路器保护投入能够明显改善电网运行性能，降低变电站中压配电线路跳闸次数，提高用户供电可靠性。c) 变电站主变低压侧复压过流保护对10kV（20kV）出线远后备灵敏度不足1.2的线路，在主变变低后备保护有灵敏度范围内，合理设置线路分段断路器及保护装置。对不满足要求的，应在年度整定计算方案中进行明确，及时将运行风险反馈至设备管理部门，报所在单位分管生产的领导批准，并备案说明。d) 双侧电源的短线路、电缆线路宜采用光纤电流差动保护作为主保护，配过电流保护作为后备保护。e) 双侧电源的平行线路尽可能不并列运行，当必须并列运行时，应配置光纤电流差动保护作为主保护，配过电流保护作后备保护。f) 分布式电源专线并网线路、分布式电源上网存在整定配合困难的线路应配置光纤电流差动保护作为主保护，配过电流保护作为后备保护。g) 10kV（20kV）配电网原则上应开环运行，不宜出现环形网络的运行方式。当必须以环形方式运行时，为简化保护，可采用故障时将环网自动解列而后恢复的方法，对于不宜解列的线路，应配置光纤电流差动保护作为主保护，配过电流保护作为后备保护。h) 小电阻接地系统或消弧线圈并小电阻接地系统，还应配置两段式零序电流保护。7.1.2 线路保护功能线路保护应具备三段式过流保护、两段式零序电流保护及二次重合闸功能，必要时可配置光纤电流差动保护功能。7.1.2.1 过电流保护a) 设三段定时限过电流保护，各段方向可经控制字投退。b) 带方向的过电流保护在TV断线时，自动退出方向。过电流保护动作行为不受TV断线影响。7.1.2.2 零序过流保护a) 设两段零序过流保护，不带方向。第一段动作于跳闸，第二段动作于告警。b) 采用相电流合成方式的电流互感器精度不能满足整定要求时，零序电流输入应采用专用外接闭合式零序电流互感器方式。7.1.2.3 光纤电流差动保护（可选）a) 分相电流差动保护。b) TA断线时，断线相应自动投入TA断线差动保护，TA断线差流定值可整定。未断线相的相电流差动功能正常投入。7.2 配电变压器7.2.1 配电变压器保护配置对变压器的内部、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：a) 电压在10kV 及以下、容量在10MVA 及以下的变压器，采用电流速断保护；油式630kVA及干式1000kVA，高压侧采用限流熔断器作为速断和过流、过负荷保护；油式800kVA 及干式1250kVA ，高压侧采用断路器柜，配置速断、过流、过负荷、温度、瓦斯（油浸式）保护。b) 电压在 10kV 以上、容量在10MVA 及以上的变压器，采用纵差保护。对于电压为10kV 的重要变压器，当电流速断保护灵敏度不符合要求时应采用纵差保护。c) 容量为315kVA及以上的用户配电变压器，除应满足以上a)、b）条外，在产权分界处应配置分界断路器，分界断路器应配置速断和过流保护。7.2.2 配电变压器保护功能配电变压器保护应具备两段式过流保护、一段零序电流保护及过负荷告警功能，必要时可配置电流差动保护功能。7.2.2.1 过电流保护设两段过电流保护，每段设一个时限，动作跳开变压器两侧断路器。7.2.2.2 零序过流保护用于小电阻接地系统时，高压侧设一段零序过流保护。变压器高压侧零序过流保护采用高压侧零序电流互感器电流，当变压器高压侧无法安装零序电流互感器时，可不配置高压侧零序电流保护。7.2.2.3 差动保护（可选）a) 具有防止励磁涌流引起保护误动的功能。b) 具有防止区外故障保护误动的制动特性。c) 具有差动速断功能，且不经TA断线闭锁。d) 具有TA断线告警功能，应能通过控制字选择是否闭锁比率差动保护。8 线路保护整定8.1 过流保护8.1.1 相间电流段a) 按躲过本线路末端最大短路电流整定：（1)式中： 可靠系数，取；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。在采用躲线末最大短路电流整定时，“线末”的线路区段是指本保护安装处至该线路下一级保护安装处的区段（该处的保护包括含过流功能的柱上断路器、跌落式熔断器保护等形式），以下同。b) 按躲线路所供配电变压器（T接变压器）低侧故障时最大短路电流整定：（2)式中：可靠系数，1.3；系统线电压；线路背侧系统在最大运行方式下的最小正序等值阻抗； 本线路正序阻抗；所供配电变压器正序阻抗。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不小于1，即可投入该段电流保护。d) 时间定值：推荐00.3S。按以上原则整定该段保护定值若超过装置定值范围、重合闸退出运行的纯电缆线路、有重要用户负荷性质公用线路或重要用户专线可以考虑退出该段保护。8.1.2 相间电流段a) 与相邻上级变压器低压侧相间电流段保护配合整定： ， （3)式中：相邻上级变压器低压侧相间电流段（跳分段）保护动作值；配合系数，要求；相邻上级变压器低压侧相间电流段（跳分段）保护动作时间。b) 与相邻上级线路（变压器低压侧）相间电流段保护配合整定：， （4)式中：相邻上级线路（变压器低压侧）相间电流段保护动作值；配合系数，要求；相邻上级线路（变压器低压侧）相间电流段保护动作时间。c) 保本线路末端故障有灵敏系数整定：（5)式中：灵敏系数，要求不小于1.3；系统线电压；线路背侧系统在最小运行方式下的最大正序等值阻抗；本线路正序阻抗。d) 按躲线路所供配电变压器（T接变压器）低侧故障时最大短路电流整定：（6)式中：可靠系数，1.3；系统线电压；线路背侧系统在最大运行方式下的最小正序等值阻抗； 本线路正序阻抗；所供配电变压器正序阻抗。e) 与相邻下级线路相间电流段保护配合整定：，（7)式中：可靠系数，取1.1；相邻下级保护相间电流段定值；相邻下级保护相间电流段动作时间。f) 与相邻下级线路相间电流段保护配合整定：，（8)式中：可靠系数，取1.1；相邻下级保护相间电流段保护动作值；相邻下级保护相间电流段动作时间。g) 考虑与上级配合、保证线末有灵敏度后与躲变压器低压侧无法兼顾时，应按与上级配合、保证线末有灵敏度取值。h) 时间定值：时间定值无法同时满足上下级配合要求时，优先考虑与上级保护配合。8.1.3 相间电流段a) 与相邻上级线路（变压器低压侧）的电流末段保护配合整定： ，（9)式中：相邻上级线路（变压器低压侧）的电流末段保护动作值；配合系数，要求； 相邻上级保护相间电流末段动作时间。b) 与相邻下级线路的电流末段保护配合整定： ， （10)式中：相邻下级线路的电流末段保护动作值；可靠系数，要求1.1；相邻下级保护相间电流末段动作时间。c) 按保证相邻元件末端故障满足灵敏系数要求整定：（11)式中：灵敏系数，要求不小于1.2；相邻元件末端故障最小短路电流。d) 按躲负荷电流整定：（12)式中：可靠系数，要求；线路最大负荷电流，综合考虑线路所供变压器容量、线路安全载流量及TA一次额定值。返回系数，微机型保护取0.951。e) 时间定值：时间定值无法同时满足上下级配合要求时，优先考虑与上级保护配合。在就地型配网自动化线路中，线路开关投入二次重合闸功能，过流保护末段的时间应小于配网自动化开关的关合确认时间，并留有适当的时间裕度。8.2 零序过流保护10kV(20kV)电网为中性点不接地系统或经消弧线圈接地系统，零序电流保护宜退出运行。10kV(20kV)电网为小电阻接地系统或消弧线圈并小电阻接地系统，配置两段零序过流保护，第一段动作于跳闸，第二段动作于告警。8.2.1 零序电流段保护a) 按对本线路单相接地故障有灵敏度整定： （13)（14)（15)（16)式中：故障电流零序分量；灵敏系数，不小于1.5；额定线电压；本线路保护安装处系统最大正序等值阻抗；接地变零序阻抗；接地变中性点电阻值；本线路零序阻抗；本线路正序阻抗。b) 与相邻上级元件零流保护段定值配合：，（17)式中：配合系数，要求；相邻上级元件零流保护段定值；相邻上级元件零流保护段动作时间。c) 与相邻下级元件零流保护段定值配合：，（18)式中：可靠系数，不小于1.1；相邻下级元件零流保护段定值；相邻下级元件零流保护段动作时间。在就地型配网自动化线路中，线路开关投入二次重合闸功能，零序电流段的时间应小于配网自动化开关的关合确认时间，并留有适当的时间裕度。8.2.2 零流电流段保护a) 保本线路单相接地故障有灵敏度整定：（19)式中：灵敏系数，不小于3。b) 可靠躲过线路的电容电流：（20)式中：可靠系数，取1.52；系统单相接地时，本线路流过的电容电流。本出线单相对地电容已知时：（21)式中：系统相电压；系统频率，取50Hz；本出线单相对地电容未知时：对于单回架空线路：（22)对于电缆线路（具有金属保护层的三芯电缆）：（23)式中：线路长度（km）；额定线电压（kV）；系数，线路无架空地线时取2.7，有架空地线时取3.3。同杆双回架空线路的电容电流为单回架空线路的1.31.6倍。c) 与相邻上级元件零流保护段定值配合：（24)式中：配合系数，要求；相邻上级元件零流保护段定值；d) 与相邻下级元件零流保护段定值配合。 （25)式中：可靠系数，取1.1；相邻下级元件零流保护段动作值；e) 动作时间与本线路相间过流保护末段相同。对于10欧姆小电阻接地系统，在系统零序参数难以确定时，变电站出线零序电流段一次电流可取60A，动作于跳闸；零序电流段一次电流可取25A，动作于信号。8.3 光纤电流差动保护8.3.1 差动电流定值a) 躲最大负荷时不平衡电流：（26)式中：可靠系数，取1.5；C变比误差，取0.06；线型系数，架空线=1.1，电缆=1；线路安全载流量。b) 躲电容电流：（27)式中：可靠系数，取；系统正常运行时，线路实测或计算的单相对地电容电流。c) 保线路发生内部相间短路故障时有足够灵敏度：（28)式中：灵敏系数，要求；小方式下区内线末相间金属性故障时流过本开关的最小短路电流。8.3.2 差动保护整定时，应注意线路两侧电流互感器类型和参数的差异。差动保护的电流定值应综合考虑区外故障时线路两侧TA特性差异产生的影响，确保发生区外最严重故障时，电流差动保护不会发生误动。若无法满足，则应将光纤电流差动保护退出。8.3.3 需投入运行的差动保护应具有可靠的TA饱和检测功能。8.3.4 差动电流定值两侧一次值应取一致。8.3.5 为保护人身和设备的安全，TA断线可不闭锁差动保护。TA断线差流定值按躲本线最大负荷电流整定，可靠系数建议取1.11.3。8.4 过负荷过负荷保护一般不投入跳闸，只投入告警，投告警时建议取0.80.9倍相间电流末段定值或按躲设备（线路、TA等）载流量计算值取较小者。9 重合闸9.1 应遵循南方电网10kV110kV系统继电保护整定计算规程（Q/CSG110037-2012）8.18.8条的要求。9.2 就地重合式馈线自动化线路重合闸9.2.1 电压-时间型馈线自动化a) 线路断路器保护（含变电站馈线断路器、线路分段断路器、分支线断路器等）当投入二次重合闸功能时，第一次重合闸时间应与馈线自动化负荷开关“分闸延时时间（Z时间）”配合，确保线路断路器第一次重合闸前馈线自动化负荷开关在分闸状态，重合闸时间一般可整定为5s。（29)式中：相邻下一级自动化负荷开关分闸延时时间；相邻下一级自动化负荷开关分闸动作时间；考虑线路断路器分闸时间、自动化负荷开关动作时间偏差、整定时间误差的时间裕度。第二次重合闸闭锁时间应大于保线路末端有灵敏度的保护动作时间，并小于第一级自动化负荷开关“关合延时时间（X时间）”，确保第一级自动化负荷开关合于故障情况下，线路断路器可以可靠二次重合闸。（30)（31)式中：保线路末端有灵敏度的保护动作时间；相邻下一级自动化负荷开关关合延时时间。第二次重合闸时间需大于断路器第一次重合闸后的弹簧储能时间，并满足开关额定操作顺序“分-0.3s-合分-合分”进行两次合分操作的间歇时间要求。重合闸充电时间应大于本线路全部自动化负荷开关进行一次得电合闸操作的延时要求，并满足开关额定操作顺序“分-0.3s-合分-合分”进行两次合分操作的间歇时间要求。（32)式中：沿线自动化负荷开关关合延时时间之和；沿线自动化负荷开关合闸动作时间之和。线路断路器保护一次重合闸（瞬时性故障）时序如下图所示：线路断路器保护二次重合闸T1T4时序如下图所示：当线路保护不具备二次重合闸功能时，线路保护重合闸投入，时间按上述第一次重合闸时间T1整定。b) 主干线（分支线）分段器(负荷开关)投入“失电延时分闸”、“得电延时合闸”功能。分段自动化负荷开关“分闸延时时间（Z时间）”需考虑与相邻线路近端三相短路故障切除时间配合，防止相邻线路三相短路故障情况下，分段负荷开关误分闸：（33)式中：相邻线路过流保护最末段保护动作时间。分段自动化负荷开关“分闸延时时间（Z时间）”考虑与上级110kV（35kV）电源线路重合闸时间配合，防止上级110kV（35kV）电源线路重合闸期间，分段自动化负荷开关误分闸：（34)式中：上级110kV（35kV）电源线路保护最末段动作时间；上级110kV（35kV）电源线路重合闸动作时间。分段自动化负荷开关“分闸延时时间（Z时间）”考虑与上级电源备自投动作时间配合，防止上级电源备自投动作期间，分段自动化负荷开关误分闸：（35)式中：上级电源备自投动作时间。分段自动化负荷开关“关合延时时间X”需考虑与线路断路器切除故障的时间配合，防止相邻上级自动化负荷开关（线路断路器）合于故障后，本级自动化负荷开关误合闸：（36)式中：线路断路器保护最末段动作时间。当线路保护不具备二次重合闸功能，线路保护重合闸投入，重合闸时间按式（29）原则进行整定时，为实现与配电自动化负荷开关的配合，与线路断路器相邻的第一级分段自动化负荷开关“关合延时时间X”还需考虑与线路断路器储能时间及重合闸充电时间配合，并满足开关额定操作顺序“分-0.3s-合分-合分”进行两次合分操作的间歇时间要求：（37)（38)式中：线路断路器储能时间；线路保护重合闸充电时间；断路器进行两次合分操作的间歇时间。分段自动化负荷开关“关合确认时间Y”需考虑自动化负荷开关合于故障后线路断路器可靠切除故障的时间，同时需满足在下级自动化负荷开关合闸之前，本级自动化负荷开关关合确认可靠返回。（39)（40)式中：线路保护最末段动作时间。为避免故障模糊判断和隔离范围扩大，应采取措施保证线路断路器第一次重合后故障判定过程中任何时刻只能有1台分段自动化负荷开关合闸。一般应按照主干线、重要分支线、普通分支线的优先顺序逐级恢复非故障区域的供电。c) 手拉手环状配电网联络开关投入“单侧失压延时合闸”功能，联络开关“关合延时时间”应大于其两侧配电线路发生永久故障后，经线路断路器第一次重合后将电送到故障区段导致线路断路器再次跳闸的最长持续时间。对于联络开关一侧的配电线路，其最长持续时间（41)式中：线路断路器保护最末段动作时间；线路断路器第一次重合闸时间；沿线自动化负荷开关设置的关合延时时间之和；沿线自动化负荷开关合闸动作时间之和。类似的，可以计算出该联络开关另一侧的配电线路发生永久故障后，经线路断路器第一次重合后将电送到故障区段导致线路断路器再次跳闸的最长持续时间，由此得出（42)（43)式中：考虑各个分段自动化负荷开关整定时间误差、合闸延时误差的时间裕度。9.2.2 电压-电流型馈线自动化电压-电流型馈线自动化线路变电站出线断路器、主干线分段负荷开关及联络开关的整定原则同电压-时间型馈线自动化线路。同时，需投入分段负荷开关“闭锁分闸功能”，在开关得电合闸后设定时间内没有检测到故障电流的情况下闭锁分闸，并启动闭锁分闸复归时间。闭锁分闸时间整定与电压-时间型分段负荷开关“关合确认时间Y”的整定原则一致，需考虑与自动化负荷开关合于故障后线路断路器可靠切除故障的时间配合，即：（44)式中：线路断路器保护最末段动作时间。闭锁分闸复归时间需大于自动化设备完成一个完整的动作过程时间，即：（45)式中：闭锁分闸复归时间； 线路断路器保护最末段跳闸时间；沿线下级自动化负荷开关的关合延时时间之和；沿线下级自动化负荷开关合闸动作时间之和； 开关第二次重合闸时间；考虑各个分段负荷开关整定时间误差、合闸延时误差的时间裕度。分段负荷开关检测“故障电流”大小可按线路保护最末段相间电流保护原则整定。9.2.3 电流计数型馈线自动化电流计数型馈线自动化一般由自动重合器、自动分段器构成。自动重合器是一种能够按照预定的开关和重合顺序，在电路中自动进行开断和重合操作，并在其后自动复位分闸闭锁或合闸闭锁的设备。自动分段器是一种能够记忆线路故障电流出现的次数，并完成整定的次数后，在无电压或无电流情况下自动分闸的开关设备。自动重合器、自动分段器的过流脉冲次数设置原则如下：重合器的过流脉冲整定次数应不大于重合器额定操作顺序“O-t1-CO-t2-CO-t3-CO-闭锁”最大分闸次数4，且大于分段器的最大过流脉冲整定次数；上级分段器的过流脉冲整定次数应大于下级分段器的过流脉冲整定次数。重合器额定操作顺序O表示分闸，C表示合闸，CO表示瞬时或延时的合分操作（取决于电流-时间特性曲线），t1、t2、t3分别表示第一、二、三次重合闸延时，t1=0.3s，t2、t3一般按照重合器特性参数整定，但应满足t22s，t32s。重合器、分段器最小启动电流可按线路保护最末段相间电流保护原则整定,相邻下级分段器最小启动电流可取相邻上级最小启动电流的80%。10 母线分段保护手合开入后短时开放的分段充电保护，建议退出。配置独立分段保护时，分段过流保护正常运行投入；变电站10kV（20kV）母线未配置分段保护时，可由变压器后备保护联切分段开关。由于分段保护无复压闭锁功能，过负荷时易误动，若整定困难，在主变保护有联跳分段功能也可退出分段保护。10.1 电流段一般要求同时满足以下三条原则，若不能同时满足时，至少要满足原则b、c；在同时满足原则b、c时，一般按原则c整定；若不能同时满足原则b、c应向有关部门备案（变电站中压母线分段保护）。a) 保证小方式本侧母线两相短路有灵敏度整定：（46)式中：母线两相短路电流；灵敏系数，不小于1.5。b) 与本侧出线相间电流段保护配合：， （47)式中：配合系数，取1.1；本侧出线相间电流段保护动作值；本侧出线相间电流段保护动作时间。c) 与上级电源线路相间电流段（变压器本侧后备保护过流段）配合：，（48)式中：配合系数，取1.1；上级电源线路相间电流段（上级变压器本侧后备保护过流段）保护动作值；上级电源线路相间电流段（上级变压器本侧后备保护过流段）保护动作时间。10.2 电流段a) 与上级电源线路相间电流段（上级变压器本侧后备保护过流段）配合： ，（49)式中：配合系数，取1.1；上级电源线路相间电流段（上级变压器本侧后备保护过流段）保护动作值；上级电源线路相间电流段（上级变压器本侧后备保护过流段）保护动作时间。b) 与本侧出线相间电流段保护配合：，（50)式中：可靠系数，取1.1；本侧出线相间电流段保护动作值；本侧出线相间电流段保护动作时间。11 配电变压器保护11.1 差动保护（可选）11.1.1 差动速断电流a) 按躲过变压器初始励磁涌流整定：（51)励磁涌流系数推荐值如下：6300kVA 及以下变压器：712630031500kVA 变压器：4.5711.1.2 差动动作电流按0.40.6Ie 整定，建议取0.5Ie。11.1.3 比率制动系数按0.5整定。适用于制动电流为、和。若制动电流可选择，制动电流不能只取负荷侧电流（区外短路故障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。11.1.4 二次谐波制动系数按0.150.2整定，一般取0.15，特殊情况下可适度降低，但最小不低于0.12。11.1.5 TA断线闭锁差动保护定值按如下原则整定：建议 TA断线或短路且差流小于1.2 时闭锁差动保护，大于1.2 时不闭锁差动保护。若无上述区域选择，TA断线建议不闭锁差动保护。11.1.6 差流越限告警（TA断线报警）取0.15 。11.1.7 差动保护TA断线若采用负序电流判据，建议取0.33 。11.2 相间电流保护11.2.1 相间电流段（速断）a) 躲配变低压侧故障整定：（52)式中：配变低压侧三相金属性短路最大故障电流；可靠系数，取1.5；校核在常见运行方式下，配变端部引线故障时灵敏度。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，最大短路电流的计算可忽略系统阻抗。b) 躲过配变励磁涌流整定：（53)式中：励磁涌流系数，取712。c) 与上级线路相间电流段配合整定：（54)式中：相邻上级线路的相间电流段保护动作值； 配合系数，要求。d) 时间定值建议取0S。11.2.2 相间电流II段a) 躲配变额定负荷电流整定：（55)式中：配电变压器额定电流；自启动系数，取1.01.2；可靠系数，取1.32；返回系数，微机型保护取0.951。b) 校验小方式配变低压侧母线故障:（56)式中：配电变压器低压侧相间故障最小故障电流；配电变压器10kV侧过电流保护定值；灵敏度系数，要求。c) 上级线路相间电流段配合整定: （57)式中：相邻上级线路的相间电流段保护动作值； 配合系数，要求。d) 动作时间与相邻上级过电流段保护配合。11.3 零序电流保护a) 考虑躲过冷启动、励磁涌流时产生的不平衡电流的影响：（58)式中：不平衡系数，取0.20.4；自启动系数，取1.01.2；配电变压器额定电流。b) 与上级线路零流保护段定值配合：，（59)式中：可靠系数，不小于1.1；相邻上级线路零流保护段定值；相邻上级线路零流保护段动作时间。11.4 过负荷过负荷电流：（60)式中：对应侧的额定电流；可靠系数，取1.051.2；返回系数，微机型取0.951。过负荷保护一般不投入跳闸，只投入告警，过负荷动作经5s延时发信。12 备自投12.1 低电压定值低电压元件应能在所接母线失压后可靠动作，而在电网故障切除后可靠返回，为缩小低电压元件动作范围，低电压定值宜整定得较低，一般整定为，如母线上接有并联电容器，则低电压定值应低于电容器低压保护电压定值。上下级备自投低电压元件动作值宜取一致。12.2 有压检测定值有压检测元件应能在所接母线电压正常时可靠动作，而在母线电压低到不允许自投装置动作时可靠返回，电压定值一般整定为。12.3 低电流定值低电流元件应能在主供电源失去后可靠动作，而在主供电源正常不允许备自投动作时可靠闭锁备自投装置，低电流定值一般按躲过装置零漂电流整定，可取（为二次额定电流，1A或5A）。12.4 备自投动作时间备自投动作时间一般按照电源进线先重合后备投的原则进行整定。对电能质量有特殊要求的用户可根据需要自行按照其他方法整定备自投动作时间。a) 应大于电源线路保护末段动作时间（末段不带重合闸的，可取灵敏度段时间）与重合闸时间之和：（61)式中：上级供电线路末段动作时间（末段不带重合闸的，为有灵敏度段时间）；上级供电线路重合闸动作时间；上级供电线路后加速保护动作时间。b) 应与电容器低电压保护动作时间配合；（62)式中：-电容器低电压保护动作时间。c) 应与主变变低后备保护动作闭锁自投时间配合；（63)式中：-主变低压侧后备保护动作闭锁备自投时间。d) 应与上级电源备自投装置动作时间配合：（64)式中：-上级自投装置动作时间。12.5 合闸后加速过电流保护a) 电流定值应对故障设备有足够的灵敏度系数，同时还应可靠躲过包括自启动电流在内的最大负荷电流。b) 时间定值：建议取0.20.3s。c) 若已投入主变变低后备保护动作闭锁自投功能，合闸后加速过电流保护可按退出整定。附录A：配网保护设备整定计算示例（资料性附录）图A.1 配电网接线方式如图A.1所示，方框内为110kV变电站站内设备，方框外为配电网络，10kV系统为10欧姆小电阻接地系统。假定各断路器所配置的保护均满足本整定原则的要求，各级配合时间级差取0.3s；403、405为400V开关；各TA保护变比均为500/5。已知：1. 系统归并至110kV A、B变电站10kV母线的等值阻抗标幺值均为：、；基准容量：100MVA，基准电压：10.5kV。2. LGJ-150导线单位阻抗Z0.43/km，线路安全载流量为445A。3. F1、F2、F3表示有负荷，且F11200kVA，F22000kVA，F31200kVA。4. 配变1、配变2为油浸式变压器，配变参数如图A.1所示。5. 变电站A、B主变低压侧后备与出线配合有关的保护定值为：a) 过流段：4000A,T10.8s 跳本侧；b) 过流段：2000A,T22.0s 跳本侧。6. 400V备自投：400V备自投实现配变1与配变1低压母线电源互为备用的备投方式。7. 04、05、06开关的保护配置为三段式过流保护及二段式零序过流保护。8. 110kV A、B站10kV侧接地变零序电流段跳分段电流一次值为75A，时间为1.5s。附录A.1算例1:903断路器保护整定计算：(1) 参数计算：10kV母线正序等值阻抗：=0.410.52/100=0.44、=0.210.52/100=0.22 线路正序阻抗：903-04开关段：,04-05开关段：，04-0401开关段：，05-06开关段：,06-908开关段：，06-0601开关段：配变1、2正序阻抗： (2) 定值计算：相间过流保护：（1） 过流段保护a) 按躲过本线路末端最大短路电流整定：=10500/1.732/(0.22+2.58)=2165A1.32165=2814.5A二次值2814.5/(500/5)28.1Ab) 校核被保护线路出口大方式下三相短路的灵敏系数：=10500/1.732/0.22=27556A，满足要求，故投入本段（2） 过流段保护a) 与变压器低压侧的电流段配合整定：=4000/1.1=3636Ab) 保本线路末端故障有灵敏系数整定：=（10500/2）/（0.44+2.58）/1.3=1337A 综上，电流取b)、时间取a)为本段定值，即：二次值1337/(500/5)13.4A（3） 过流段保护a) 与变压器低压侧的电流末段保护配合整定：=2000/1.1=1818Ab) 按保证相邻线末故障满足灵敏度要求整定：=（10500/2）/（0.44+2.58+3.87）/1.2=635A c) 按躲负荷电流整定：=1.3(800+1200+2000+800+1200)/(1.73210)=450A d) 按LGJ-150导线的安全载流量整定：=1.31.1445/0.95=669.8A 其中：为可靠系数，取1.3；为线型系数，架空线取1.1，电缆线取1；为线路25载流量；为返回系数，取0.95。e) 按TA变比1.2倍整定：1.2500=600A综上，取e）为本段电流定值，a）为本段时间定值，即：二次值600/(500/5)6A（4） 过负荷按0.9倍相间电流末段整定，即：=540A 二次值540/（500/5）5.4A 发告警零序过流保护：因该系统为10欧姆小电阻接地系统，无系统电容参数，故按如下方法整定：（1） 零序过流段保护a) 按与接地变压器配合整定：75/1.1=68A二次值68/(500/5)0.68As（2） 零序过流段保护：25A。重合闸：（1） 如为电缆线路，重合闸功能退出。（2） 如为非馈线自动化配网架空线路，重合闸采用三相一次重合闸，非同期重合闸方式，重合闸时间整定不低于0.5秒（建议取1秒），重合闸充电时间可取15s。（3） 如为馈线自动化配网架空线路，重合闸参照附录B馈线自动化配网线路算例整定。其它说明：过流保护段整定中的躲“线末”故障最大短路电流，及过流段整定中的保“线末”故障有灵敏度，其“线末”的线路区段是指本保护安装处至该线路相邻下级保护安装处的区段（即：算例1、2、3的整定是基于04、05、06等开关均安装过流保护的情况；如果04、05、06开关为馈线自动化分段器，则本算例的“线末”应该是B站的908开关处，相应的计算参数及公式将需要对应修正。）附录A.2算例2：04断路器保护整定计算：(1) 参数计算：参数计算方法同【算例1】(2) 定值计算： 相间过流保护：（1） 相间过流段保护a) 按躲过本线路末端最大短路电流整定：=10500/1.732/(0.22+2.58+3.87)=909A1.3909=1182A二次值1182/(500/5)11.8Ab) 按躲线路所供配电变压器低侧故障时最大短路电流整定：=（10500/1.732）/（0.22+2.58+1.72+8.75）=457A 1.3457=594Ac) 校核被保护线路出口大方式下三相短路的灵敏系数=10500/1.732/（0.22+2.58）=2165A,满足要求,故投入本段 综上，取a)为本段定值。（2） 相间过流段保护a) 与相邻上级线路的电流段保护配合整定：=1337/1.1=1215Ab) 保本线路末端故障有灵敏系数整定：=（10500/2）/（0.44+2.58+3.87）/1.3=586A c) 按躲线路所供配电变压器低侧故障时最大短路电流整定：=（10500/1.732）/（0.22+2.58+1.72+8.75）=457A 1.3457=594A综上，电流取b)、时间取a)为本段定值，即：二次值586/(500/5)5.86A（3） 相间过流段a) 与相邻上级线路的电流段保护配合整定：=600/1.1=545Ab) 按保证相邻线末故障满足灵敏度要求整定：=（10500/2）/（0.44+2.58+3.87+0.86）/1.2=565Ac) 按躲负荷电流整定：=1.3(800+1200+2000+800+1200)/(1.73210)=450A d) 按LGJ-150导线的安全载流量整定：=1.31.1445/0.95=669.8A 其中：为可靠系数，取1.3；为线型