DL∕T 559-2018 220kV～750kV電網繼電保護裝置運行整定規(guī)程

備案號：68909-2019國家能源局發(fā)布I Ⅱ 2規(guī)范性引用文件 3術語和定義 1 2 2 77繼電保護整定的規(guī)定 8Ⅱ1GB/T6115.1—2008電力系統(tǒng)用串聯(lián)電容器第1部分：總則在兩維平面(橫坐標保護范圍，縱坐標動作時間)上，整定定值曲線(多折線)與配合定值曲線2345DL/T559—2018檢查線路與母線電壓同步的三相重合閘方式(由系統(tǒng)運行方式專業(yè)規(guī)定哪一側檢電壓先重合)。b)大型電廠的出線側重合閘宜選用順序重合閘方式，即電廠側重合閘應檢測到線路對側重合成功、三相電壓恢復正常后再重合。c)330kV、500kV、750kV線路，宜采用單相重合閘方式。單相重合閘的時間由系統(tǒng)運行方式專業(yè)選定，并且不宜隨運行方式變化而改變。5.7.2含電纜線路是否使用重合閘，由一次設備管理部門在投產前向整定部門提出書面意見。5.7.3帶地區(qū)電源的主網終端線路，宜選用解列三相重合閘(主網側檢線路無電壓重合)方式，也可選用綜合重合閘方式；不帶地區(qū)電源的主網終端線路，宜選用三相重合閘方式，若線路保護采用弱饋邏輯，也可選用單相重合閘方式。重合閘時間應配合繼電保護動作時間整定。5.8配合自動重合閘的繼電保護整定應滿足的基本要求5.8.1自動重合閘過程中，應保證重合于故障時可靠快速三相跳閘。如果采用線路電壓互感器，對距離保護的后加速跳閘應有專措施，防止電壓死區(qū)。5.8.2零序電流保護的加速段，當恢復三相帶負荷運行時，不得因斷路器的短時三相不同步而誤動作。如果整定值躲不進。則應在重合閘后增加不大于0.1s的延時。5.8.3對采用單相重合用的線路，應保證重合閘過程中的非全相運行期間繼電保執(zhí)不誤動；在整個重合閘周期過程中(包盤重合成功后到重合閘裝置復歸),本線路若發(fā)生一相或多相短路故障(包括健全相故障、重合于故障及重合成功后故障相再故障)時，本線路保護能可靠動作，并與相鄰線路的線路保護有選擇性地動作5.8.4為滿足本線路重合閘后加速保護的要求，在后加速期間，如果相鄰線路發(fā)生故障，允許本線路無選擇性地三相但應盡可能縮短后加速保護無選擇性動作的范圍。5.8.5對選用單相重合閘的線路，無論配置一套或兩套全線速動保護，均允許后備保護延時段動作后三相跳閘不重合。5.9優(yōu)化整定計算措施為優(yōu)化整定計算當整定配合不能滿足正常運行及正常檢修運行情況下的選擇性要求時，可采取下列措施：a)根據(jù)預期后果的嚴重性，改變運行方式。b)對環(huán)網的運行線路口允許設有一個解列點或一回解列線路，例如零序電流保護最末一段定值之間相互配合時允許有一處無選擇性。c)對雙回線環(huán)網的運行線路，可采取下列措施：1)接地距離I段按雙回線路中的另一回線斷開并兩端接地的條件整定。2)后備保護延時段按正常雙回線路對雙回線路運行并考慮其他相鄰一回線路檢修的方式進行配合整定。當并行雙回線路中一回線路檢修停用時，可不改定值，允許保留運行一回線路的后備保護延時段在區(qū)外發(fā)生故障時無選擇性動作，此時要求相鄰線路的全線速動保護和相鄰母線的母線差動保護投運。3)整定配合有困難時，允許雙回線路的后備延時保護段之間對雙回線路內部故障的整定配合無選擇性。d)后備保護整定配合有困難時，允許適當設置解列點，但應經所在單位生產主管領導批準，并備案說明。5.10特殊情況運行方式下的處理原則5.10.1對正常配置全線速動保護的線路，如果因檢修或其他原因，本線路的全線速動保護全部退出運6果原來按照5.8.5整定重合閘啟動方式，則停用單相重合閘；當段動作時間，保留單相重合閘繼續(xù)運行，但要躲開非全相運行過78c)發(fā)電機電動勢可以假定等于1(標幺值),且相位一致。只有在計算線路非全相運行電流和全9器停運時，若有第三臺變壓器則將第三臺變壓器改為中性點直接接地運行。否則，按特殊方式處理。7.1.5繼電保護整定計算應以單一設備的金7.1.6宜按相同動作原理的保護裝置進行整定配合，不同動作原理的保護裝置之間的整在復雜網絡中，若采用遠后備保護方式，當相鄰元件故障，而其7.1.8除采用方向元件后使保護性能有較顯著改善情況外，對簡單電流保護，特別是零序電流保護各7.1.9可靠系數(shù)的選取依整定計算條件、繼電器類型、保護方式的不同而有躲負荷、躲振蕩、躲非全相運行等和與相鄰線配合整定繼電保護定值時，都應考慮必要的可靠系數(shù)。不同保護方式之間的配合或有互感影響時，啟動元件按本線路來端或保護動作區(qū)末端非對稱故障有足夠靈敏度整定，并保證在本線路末端發(fā)生三相短路時能可靠啟動其靈敏系數(shù)具體要求如下：靈敏系數(shù)大于2。c)相電流突變量啟動無件在本線路末端發(fā)生各類金屬性短路故障時，靈敏系數(shù)大于4;在距離Ⅲ段保護動作區(qū)末端各類金屬性故障時，靈敏系數(shù)大于2。7.2.2.1零序電流保護一般為定時限兩段式(含全線靈敏段和零序末段)或僅采用反時限零序電流保護。根據(jù)電網的實際運行情況零序電流保護配置和應用可適當簡化，如僅保留防高阻接地故障的零序為了不影響各保護段動作性能，零序方向元件要有足夠的靈敏度，在被控制保護段末端故障時，零序電壓不應小于方向元件最低動作電壓的1.5倍，零序功率不小于方向元件實際動作功率的2倍。的運行方式(如圖1所示系統(tǒng)，在計算線路I非全相運行零序電流時應選擇線路Ⅱ斷開的運行方式)。a)計算非全相運行最大零序電流時，對實現(xiàn)三相重合閘(包括綜合重合閘)的線路應按合上一b)計算非全相運行最大零序電流時，線路兩側電動勢的相角差應以系統(tǒng)穩(wěn)名稱符號動作時間取值范圍零序電流靈敏段障的最小零序電流；Ipzm為相鄰線路在非全相靈敏段定值；t'm為相鄰線敏段動作時間與相鄰線路縱聯(lián)保護時流過本線路的最大零序行最大零序電流時，0.5s的快速單相重合閘線路tm=1.0s的最大零序電流故障有靈敏度Ipzm為相鄰線路零序電流靈敏段定值；且tv≥T+△tT為單相重合閘周期；t'm為相鄰線敏段動作時間名稱符號動作時間取值范圍零序電流末段單相重合閘b)如相鄰線路不實現(xiàn)單相重合閘Ipzn為相鄰線路零序電流末段動作值；且tw≥T+△t且ty≥T+△tt'N-b為相鄰線路零序電流末段重合閘啟動后的動作時t'n為相鄰線路零序電流末段動作時間b)按單相接地故障：將式(1)右側第二項中的Kz?(正序助增系數(shù))改用K?(零序助增系數(shù)),等式可寫成如下形式………………(3)K、K'——本線路和相鄰線路零序補償系數(shù)；Z?——本線路正序阻抗；Zbz——相鄰線路接地距離I段阻抗定值；I?、I?——流過本線路的正序和零序電流；假定K=K',當Kzo>Kz?時，可略去式(1)中的最后一項；當Kzi>Kzo時，可略去式(2)、式(3)中的最后一項。結果可以歸納為Zpzm=KZ?+K、KzZ′…………Z?——線路正序阻抗；Kz?——正序助增系數(shù)；Z——變壓器正序阻抗。阻抗定值按躲變壓器其他側(中性點直接接地系統(tǒng))母線接地故障整定時：a)按單相接地故障b)按兩相短路接地故障保護安裝處所測得的各相序電壓和各相序電流。7.2.3.6接地距離Ⅲ段定值按可靠躲過本線路的最大事故過負荷電流對應的最小阻抗整定，并與相鄰線路接地距離Ⅱ段配合。若配合有困難，可與相鄰線路接地距離Ⅲ段配合整定。7.2.3.7接地距離保護中應有對本線路末端故障有靈敏度的延時段保護，其靈敏系數(shù)滿足如下要求：a)50km以下線路，不小于1.45。b)50km～100-km線路，不小于1.4。c)100km~150km線路，不小于1.35。d)150km～200km線路，不小于13.e)200km以上線路，不小于1.25。對互感線路應特慮其影響。線路保護后加速段靈敏度的要求也應如上所述。7.2.3.8零序電流補償系數(shù)K計算方法如下：a)沒有互感影響時應由線路實測的正序阻抗Z?和零序阻抗Z?計算獲得，K=(Zo-Z?)/3Z。實用值宜小于或接近計算值。b)具有較大互感的線路(僅考慮互感電抗占零序電抗的20%以上的全線同塔雙回線),由于在不同的運行工況六雙回線間零序互感影響的不確定性，接地距離保護的側量誤差較大，可采取如下方法之一整定原則：方法一：1)接地距離保護I段的零序補償系數(shù)Kz(或Kx)按雙回線一回檢修并接地時K值最小的情況計算，其中，K=(ZZomin-Z)/32,Zzomim=z?-z2m/Z。,I段的可靠系數(shù)Kk取正常值0.7。2)接地距離的Ⅱ段的規(guī)定靈敏系數(shù)提高到(1+Kmx)/(1+Km)倍。其中，Kmax為同塔雙回線正常運行時，考慮互感影響的K值，ΣZomx=Z?+Zm,Kmx=(2Zomx-Z,)/3Z。1)計算3種情況的K值。①正常雙回線路運行，不考慮互感的K,K=(Z。-Z)/3Z?;②正常雙回線路運行，考慮互感的最大Kmax(含義同方法一2)];③雙回線一回檢修并接地時的最小Kmin(含義同方法一1)]。2)接地距離保護采用正常雙回線路運行，不考慮互感的K值，在各種運行方式下，K值不變。名稱動作時間接地距離1段Z?為本線路正序阻抗；電側保護伸入受端變壓器Z為本線路正序阻抗：KkT≤0.7;接地距離口段靈敏度整定Z為本線路正序阻抗：I段動作阻抗；增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中的較小值；Z?為相鄰線路正序阻抗；增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中的較小者Zpzn為相鄰線路接地距離Ⅱ段動作阻抗；增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中時間Z為本線路正序阻抗：Zr為相鄰變壓器正序阻抗；Kz?為正序助增系數(shù)；在繼電器安裝處測得的各相序電壓和相序電流；額定值；名稱符號動作時間接地距離Ⅲ段靈敏度整定Z?為本線路正序阻抗；Z?為本線路正序阻抗；Zpzn為相鄰線路接地距離Ⅱ段動作阻抗；增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中的較小者接地距離Ⅱ段動作Z?為本線路正序阻抗；段動作阻抗；增系數(shù)與零序助增系數(shù)兩者中ZH按實際可能最不利的系故過負荷最小負荷阻抗(應配合阻抗元件的實際動作特性進行檢查)整定；m≥1.5s注：方向阻抗繼電器的最大靈敏角整定，一般等于被保護元件的正序回路阻抗角。2倍。7.2.4.3相間距離I段的定值，按可靠躲過本線路末端相間故障整定，一般為本線路阻抗的0.8倍~a)振蕩閉鎖開放時間，原則上應在保證距離Ⅱ段可靠b)判別振蕩用的延時時間定值，應能正確區(qū)分各種不同情況下振蕩和故障。按最短振蕩周期名稱符號動作時間相間距離1段Z?為本線路正序阻抗電側保護伸入受端變壓器Z?為本線路正序阻抗；相間距離Ⅱ段ZZ?為本線路正序阻抗；Z?為本線路正序阻抗；Kz為助增系數(shù)；Zpzi為相鄰線路相間距離I段定值；Z?為相鄰線路正序阻抗；Z為本線路正序阻抗：Kz為助增系數(shù)；Zr為相鄰變壓器正序阻抗；KkT≤0.7;名稱符號動作時間相間距離口段ZZ?為本線路正序阻抗；Kz為助增系數(shù)；時間相間距離Ⅲ段Z為本線路正序阻抗；Z?為本線路正序阻抗伸出相鄰變壓器其他各側母線時各側母線時動作時間；Zc為背側系統(tǒng)等價阻抗；保護動作時間時間作特性進行檢查)整定；7.2.6.1裝置零序電流啟動元件應按躲過最大負荷電流下的不平衡電流整定，并能滿足5.4.4條件下的靈敏度，靈敏系數(shù)大于2.5。7.2.6.2突變量啟動元件按被保護線路運行時的最大不平衡電流整定，靈敏系數(shù)大于1.5。7.2.6.3零序電流差動保護差流定值，對切除高電阻接地故障靈敏度不小于1.5;若無零序電流差動保護的分相電流差動保護的差流低定值，對切除高電阻接地故障靈敏度不小于1.3;若有零序電流差動保護的分相電流差動保護的差流低定值，對切除高電阻接地故障靈敏度不小于1。7.2.6.4分相電流差動保護的差流高定值可靠躲過線路穩(wěn)態(tài)電容電流，可靠系數(shù)不小于4。零序電流差動差流定值和分相電流差動差流低定值躲不過線路穩(wěn)態(tài)電容電流，應經線路電容電流補償。7.2.7.1反映各種短路故障的高定值啟動元件按被保護線路末端發(fā)生金屬性故障有靈敏度整定，靈敏系數(shù)大于2。低定值啟動元件按躲過最大負荷電流下的不平衡電流整定，并保證在被保護線路末端故障時有足夠靈敏度，靈敏系數(shù)大于4。7.2.7.2方向判別元件在被保護線路末端發(fā)生b)雙側電源線路的自動重合閘時間除了考慮單側電源線路重合閘的因素外，還應考慮線路兩側保線路，單相重合閘的最低要求斷電時間，視線路長短及有無輔助消弧措施(如高壓電抗器帶中性點小電抗)而定c)發(fā)電廠出線或密集型電網的線路三相重合閘，其無電壓檢定側的動作時間一般整定為10s;單相重合閘的動作時間由運行方式部門確定，一般整定為1.0s左右。和，并留有一定裕度；同時應大于本線路相間距離保護的整組復歸時間，以取得后加速情況下的選擇7.2.8.33/2斷路器接線的自動重合閘方式，可根據(jù)系統(tǒng)需要，設定斷路器合閘先后順序。先重合的斷7.2.9.1母線差動電流保護(包括比率差動原理的短引線保護)的差電流啟動元件定值，應可靠躲過區(qū)外故障最大不平衡電流，并盡量躲過任一元件電流回路斷線時由于負荷電流引起的最大差電流。計算Ipz=K(F+F)Iptma……………………(9)Ipz——差電流元件的整定值；電壓(3U?)可整定為4V～8V。(0.4s～0.5s)動作于斷開與拒動斷路器連接在同一母線上的所有斷路器。也可經一時限(0.2s~a)高(中)壓側(主電源側)相間短路后備保護動作方向可指向變壓器，作為變壓器高(中)壓a)高壓側(主電源側)相間短路后備保護動作方向指向變壓器，對中壓側母線故障有足夠靈敏c)對中性點直接接地