电网继电保护装置运行整定规程(doc 65页)

电网继电保护装置运行整定规程(doc65页)3～110kV电网继电保护装置运行整定规程（送审稿）1总则1.1本规程是电力系统继电保护运行整定的具体规定，与电力系统继电保护相关的、调度运行部门应共同遵守。1.2本规程是3～110kV电网的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电网保护配合有关的继电保护运行整定的基本依据。线路纵联保护、断路器失灵保护等参照ххх（原为DL/T559-94）《220～500kV电网继电保护装置运行整定规程》整定。1.3按照GB14258-2004《继电保护和安全自动装置装置技术规程》（简称规程）的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电网继电保护的物质基础；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。1.43～110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，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：a.地区电网服从主系统电网；b.下一级电网服从上一级电网；c.保护电力设备的安全；d.保重要用户供电。1.5继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电网安全运行的最终目的，与电网运行方式密切相关。为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。1.6继电保护和二次回路的设计师和布置，应当满足电网安全运行的要求，同时也应便于整定、调试和运行维护。1.7为了提高电网的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结，对继电保护的配置和装置性能等提出改进和要求。各网省局继电保护运行管理部门，可根据本规程基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。1.8对继电保护特殊方式的处理，应经所在单位总师批准，并备案说明。2继电保护运行整定的基本原则2.13～110kV电网的继电保护，应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求，特殊情况的处理原则见本规程第1.4条。2.2继电保护的可靠性2.2.1继电保护的可靠性主要由配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。2.2.2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独立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。对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程第1.8条的规定处理。2.2.33～110kV电网继电保护一般采用远后备原则，即在临近故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。2.2.4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。a.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。b.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独立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）。2.2.5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。2.2.6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。2.3继电保护的选择性：2.3.1选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，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。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。2.3.2遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性。a.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。b.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，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。c.双回线内部保护的配合，可按双回线主保护（例如一段距离保护）动作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流（或相电流速断）保护纵续动作的条件考虑，确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况。d.在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。2.3.3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）。2.3.4，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。2.3.5线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时，可按下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合。a.与变压器同电压侧的后备保护的动作时间配合；b.与变压器其他侧后备保护跳该侧总路断路器动作时间配合；c.与其他侧出线后备保护段的动作时间配合；d.与其他侧出线保全线有规程规定的灵敏系数的保护段动作时间配合。e.如其他侧的母线装有母线保护、线路装有纵联保护，需要时，也可以与其他侧的速动保护配合。2.4继电保护的灵敏性2.4.1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独立的配置等）。2.4.2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。2.4.3在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助无件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。2.5继电保护的速动性：2.5.1地区电网满足主网提出的整定时间要求，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，为保证设备和主网安全、保重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。2.5.2对于造成发电厂厂用母线或重要用户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。2.5.335kV及以下供电线路保护动作时间的整定，首先应考虑输电线路的热稳定安全，其次才考虑选择性的要求：a.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。b.临近供电变压器出口的线路，宜设置动作时间不大于0.3秒的限时速段保护。2.5.4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。2.5.5采用高精度时间继电器,以缩短动作时间级差。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0.3s的时间级差。2.6按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：2.6.135kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。2.6.2下列情况的66-110kV线路距离保护不应经振荡闭锁：a.单侧电源线路的距离保护；b.动作时间不小于0.5s的距离I段、不小于1.0s的距离Ⅱ段和不小于1.5s的距离Ⅲ段。注：系统最长振荡周期按1.5s考虑。2.6.3有振荡误动可能的66～110kV线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制。2.6.4有振荡误动可能的66～110kV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。2.6.5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快速性的要求，但必须保证可靠切除故障。2.7110kV及以下电网均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。2.7.1单侧电源线路选用一般重合闸方式。如保护采用前加速方式，为补救相邻线路速动段保护的无选择性动作，则宜选用顺序重合闸方式。2.7.2双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用下列重合闸方式：a.带地区电源的主网终端线路，宜选用解列重合闸方式，终端线路发生故障，在地区电源解列（或跳闸联切）后，主网侧检无压重合。b.双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。2.8配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求：2.8.1自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸不应超过预定次数，相邻线路的继电保护应保证有选择性。2.8.2零序电流保护的速断段和后加速段，在恢复系统时，如果整定值躲不开合闸三相不同步引起的零序电流，则应在重合闸后延时0.1s动作。2.8.3自动重合闸过程中，相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无选择性跳闸。2.9对110kV线路纵联保护运行有如下要求：2.9.1在旁路断路器代线路断路器运行时，应能保留纵联保护继续运行。2.9.2在本线路纵联保护退出运行时，如有必要，可加速线路两侧的保全线有灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。2.10只有两回线路的变电所，当本所变压器全部退出运行时，两回线路可视为一回线，允许变电所两回线路电源侧的保护切除两回线路中任一回线的故障。2.11对于负荷电流与线路末端短路电流数值接近的供电线路，过电流保护的电流定值按躲负荷电流整定，但在灵敏系数不够的地方应装设负荷开关或有效的熔断器。需要时，也可以采用距离保护装置代替过电流保护装置。2.12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。2.13在保护装置上进行试验时，除了必须停用该保护装置外，还应断开保护装置启动其他系统保护装置和安全自动装置的相关回路。2.14除母线保护外，不宜采用专门措施闭锁电流互感器二次回路断线引起的保护装置可能的误动作。3继电保护对电网接线和调度运行的配合要求3．1合理的电网结构是电力系统安全稳定运行的基础，继电保护装置能否发挥积极作用，与电网结构及电力设备的布置是否合理有密切关系，必须把它们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保护性能的电网结构和电力设备的布置、厂站主接线等，应限制使用，下列问题应综合考虑：3．1．1宜采用环网布置，开环运行的方式。3．1．2宜采用双回线布置，单回线—变压器组运行的终端供电方式。3．1．3向多处供电的单电源终端线路，宜采用T接的方式接入供电变压器。以上三种方式均以自动重合闸和备用电源自动投入来增加供电的可靠性。3．1．4地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在一个变电站与主系统单点联网，需要时，可在联网线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置(如跳闸联切、低电压、低频率、零序电压、零序电流、过电流、失步解列等装置)。3，1．5不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器。3．1．6尽量避免短线路成串成环的接线方式。3．2继电保护能否保证电网安全稳定运行，与调度运行方式的安排密切相关。在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：3．2．1注意保持电网中各变电所变压器的接地方式相对稳定。3．2．2避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备(线路、变压器)，当两个厂、所母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。3．2．3在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的安全和地区电网重要用户供电。3．2．4避免采用多级串供的终端运行方式。3．2．5避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。3．2．6不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。3．3因部分继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：3．3．1酌情停运部分电力设备，或改变电网运行接线、调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网安全稳定运行的要求。3．3．2临时更改继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按第1．4条进行合理的取舍。3．4重要枢纽变电所的110kV母线差动保护因故退出危及系统稳定运行时，应采取下列措施：3．4．1尽可能缩短母线差动保护的停用时间。3．4．2不安排母线及连接设备的检修，尽可能避免在母线上进行操作，减少母线故障的几率。3．4．3应考虑当母线发生故障时，由后备保护延时切除故障，不会导致电网失去稳定；否则应改变母线接线方式、调整运行潮流。必要时，可由其他保护带短时限跳开母联或分段断路器，或酌情按稳定计算提出的要求加速后备保护，此时，如被加速的后备保护可能无选择性跳闸，应备案说明。3．5对于特殊运行方式，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，同样可采用3.3条的处理原则。3．6对于正常设置全线速动保护的线路，因检修或其他原因全线速动保护退出运行时，应根据电网要求采取调整运行方式或调整线路后备保护动作时间的办法，保证电网安全。4继电保护整定的规定4．1一般规定4．1．1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．66kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗；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。4．1．2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、110kV架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分，66kV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=√R2+X2，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2＝X1b．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。c．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。d．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。e．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。f．不计线路电容电流和负荷电流的影响。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。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。4．1．3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。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，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。4．1．3．1对同杆并架的双回线，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。4．1．3．2有两台机组时，一般考虑一台机组停运，两台机组同时停运的方式，按特殊情况处理；有三台及以上机组时，一般应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式，机组全部同时停运的方式，按特殊情况处理。4．1．3．3区域电网中，相邻的几个电厂全停时，应作为按特殊情况处理。4．1．3．4应以调度运行方式部门提供的系统运行方式书面资料为整定计算的依据。4．1．3．5110kV电网变压器中性点接地运行方式应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到使变电所零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据运行规程规定或根据当时的实际情况临时处理。a．发电厂只有一台主变压器，则变压器中性点宜直接接地运行，当变压器检修时，按特殊情况处理。b．发电厂有接于母线的两台主变压器，则宜保持一台变压器中性点直接接地运行。如由于某些原因，正常运行时必须两台变压器中性点均直接接地运行，则当一台主变压器检修时，按特殊情况处理。c．发电厂有接于母线的三台及以上主变压器，则宜两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于不同的母线上，当不能保持不同母线上各有一个接地点时，按特殊情况处理。视具体情况，正常运行时也可以一台变压器中性点直接接地运行，当变压器全部检修时，按特殊情况处理。d．变电所变压器中性点的接地方式应尽量保持地区电网零序阻抗基本不变，同时变压器中性点直接接地点也不宜过份集中，以防止事故时直接接地的变压器跳闸后引起其余变压器零序过电压保护动作跳闸。e．自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。f．当某一短线路检修停运时，为改善保护配合关系，如有可能，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵销线路停运时对零序电流分配的影响。4．1．4有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定。4．1．5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。4．1．6保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。线路保护的灵敏系数除去设计原理上需靠纵续动作的保护外，必须保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后，均能满足规定的灵敏系数要求。在复杂电网中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。4．1．7为了提高保护动作的可靠性，单侧电源线路的相电流保护不应经方向元件控制。双侧电源线路的相电流和零序电流保护，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；在复杂电网中，为简化整定配合，相电流和零序电流保护宜经方向元件控制。为不影响相电流和零序电流保护的动作性能，方向元件要有足够的灵敏系数，且不能有动作电压死区。4．1．8躲区外故障、躲振荡、躲负荷、躲不平衡电压等整定，或与有关保护的配合整定，都应考虑必要的可靠系数。对于两种不同动作原理保护的配合或有互感影响时，应选取较大的可靠系数。4.2继电保护装置整定的具体规定4.2.1110kV线路零序电流保护4.2.1.1单侧电源线路的零序电流保护一般为三段式，终端线路也可以采用两段式。a.零序电流I段定值按躲本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，参照第4.2.1.4条整定。b.三段式保护的零序电流II段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第4.2.1.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流I段或II段配合，动作时间按配合关系整定。c．三段式保护的零序电流III段作本线路经电阻接地故障和相邻元件接地故障的后备保护，其电流一次定值不应大于300A，在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第4.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流II段或III段的配合情况，动作时间按配合关系整定。d．终端线路的零序电流I段保护范围允许伸入线路末端供电变压器（或T接供电变压器），变压器故障时线路保护的无选择性动作由重合闸来补救。终端线路的零序电流最末一段作本线路经电阻接地故障和线路末端变压器故障的后备保护，其电流定值应躲过线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流，不应大于300A（一次值）。e.采用前加速方式的零序电流保护各段定值可以不与相邻线路保护配合，其定值根据需要整定，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救。4.2.1.2双侧电源复杂电网的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在需要改善配合条件，压缩动作时间的线路，零序电流保护宜采用四段式的整定方法。4.2.1.3双侧电源复杂电网的线路零序电流保护各段一般遵循下述原则：a．零序电流I段作为速动段保护使用，除极短线路外，一般应投入运行。b．三段式保护的零序电流II段（四段式保护的II段或III段），应能有选择性切除本线路范围的接地故障，其动作时间应尽量缩短。c．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，零序电流保护最末一段的电流定值不应大于300A（一次值）。d．零序电流保护的整定公式见表1。对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑与背侧线路零序电流保护的配合。表1110kV线路零序电流保护整定表名称符号电流定值动作时间公式说明正常重合闸后说明参量含义取值范围零序电流I段I0.IIDZ.I≥KK3I0.maxI0.max为区外故障最大零序电流KK≥1.3tI=0动作值躲不过断路器合闸三相不同步最大三倍零序电流时，重合闸过程中带0.1s延时或退出运行零序电流II段I0.II1．与相邻线路零序I段配合IDZ.II≥KKKFIDZ.I2．与相邻线路零序II段配合IDZ.II≥KKKFIDZ.II3．校核变压器220kV（或330kV）侧接地故障流过线路的3I0，IDZ.II≥KK3I0IDZ.I为相邻线路零序I段动作值IDZ.II为相邻线路零序II段动作值KF为最大分支系数KK≥1.1KK=1.1~1.3tII≥△ttII≥tII+△ttII≥△t后加速带0.1s延时tII为相邻线路零序II段动作时间零序电流III段I0.III1．与相邻线路零序II段配合IDZ.III≥KKKFIDZ.II2．与相邻线路零序Ⅲ段配合IDZ.III≥KKKFIDZ.III3．校核变压器220kV（或330kV）侧接地故障流过线路的3I0IDZ.II为相邻路零序II段动作值IDZ.III为相邻线路零序III段动作值KF为最大分支系数KK≥1.1tII≥tII+△ttII≥tIII+△ttII≥tII+△t后加速带0.1s延时tII为相邻线路零序II段动作时间tIII为相邻线路零序III段动作时间tII为线路末端变压器220kV（或330kV）侧出线接地保护II段最长动作时间零序电流IV段I0.IV1．与相邻线路零序III段配合IDZ.IV≥KKKFIDZ.III2．与相邻线路零序IV段配合IDZ.IV≥KKKFIDZ.IV3．校核变压器220kV（或330kV）侧接地故障流过线路的3I0IDZ.III为相邻线路零序III段动作值IDZ.IV为相邻线路零序IV段动作值KF为最大分支系数KK≥1.1tIV≥tIII+△ttIV≥tIV+△ttIV≥tII+△t后加速带0.1s延时tIII为相邻线路零序III段动作时间tIV为相邻线路零序IV段动作时间tII为线路末端变压器220kV（或330kV）侧出线接地保护II段最长动作时间4.2.1.4零序电流I段：a．零序电流I段电流定值按躲区外故障最大三倍零序电流整定，在无互感的线路上，零序电流I段的区外最严重故障点选择在本线路对侧母线或两侧母线上。当线路附近有其他零序互感较大的平行线路时，故障点有时应选择在该平行线路的某处。例如：平行双回线，故障点有时应选择在双回线之一的对侧断路器断开情况下的断口处，见图1（a）；不同电压等级的平行线路，其故障点有时可能选择在不同电压等级的平行线上的某处，见图1（b）。​​图1零序电流I段故障点的选择（a）平行双回线；（b）不同电压等级的平行双回线b．在计算区外故障最大零序电流时，一般应对各种常见运行方式及不同故障类型进行比较，取其最大值。如果所选择的停运检修路是与本线路有零序互感的平行线路，则应考虑检修线路在两端接地的情况。c．由于在计算零序故障电流时没有计及可能出现的直流分量，因此在按躲开区外故障最大三倍零序电流整定零序电流I段定值时，可靠系数不应小于1.3。4.2.1.5零序电流II段：a．三段式保护的零序电流II段电流定值应按保本线路末端故障时有不小于第4.2.1.10条规定的灵敏系数整定，还应与相邻线路零序电流I段或II段配合，保护范围一般不应伸出线路末端变压器220kV（或330kV）电压侧母线，动作时间按配合关系整定。b．四段式保护的零序电流II段电流定值按与相邻线路零序电流I段配合整定，相邻线路全线速动保护能长期投入运行时，也可以与全线速动保护配合整定，电流定值的灵敏系数不作规定。c．如零序电流II段被配合的相邻线路是与本线路有较大零序互感的平行线路，则应考虑该相邻线路故障，在一侧断路器先断开时的保护配合关系。当与相邻线路零序电流I段配合时：如相邻线路零序电流I段能相继动作保护全线路，则本线路零序电流II段定值计算应选用故障点在相邻线路断路器断口处的分支系数KF值，按与相邻线路零序电流I段配合整定。如相邻线路零序电流I段不能相继动作保护全线路，则按下述规定整定：如果当相邻线路上的故障点逐渐移近断路器断口处，流过本保护的3I0逐渐减少，见图2（a），则本线路零序电流II段定值按与相邻线路零序电流I段配合整定。如果当故障点移近断路器断口处，流过本保护的3I0下降后又逐渐回升，并大于相邻线路第I段末端故障流过本保护的3I0，但不超过本线路末端故障，流过本保护的3I0时，则本线路零序电流II段定值应按躲断路器断口处故障整定，见图2（b）。同上情况，但在断路器断口处故障流过本保护的3I0大于在本线路末端故障流过本保护的3I0时，见图2（c），本线路零序电流II段无法与相邻线路零序电流I段配合，只能与相邻线路零序电流II段配合，此时，允许双回线内部零序电流II段有不配合的情况。零序电流II段的电流定值与相邻线路零序电流II段配合时，故障点一般可选在相邻线路末端。4.2.1.6零序电流III段：a．三段式保护的零序电流III段作本线路经电阻接地故障和相邻元件故障的后备保护，其电流定值不应大于300A（一次值），在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第4.2.1.11条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流II段、III段或IV段的配合情况，并校核保护范围是否伸出线路末端变压器220kV或（330kV）电压侧母线，动作时间按配合关系整定。b．四段式保护的零序电流III段按下述方法整定：如零序电流II段对本线路末端故障有规定的灵敏系数，则零序电流III段定值取零序电流II段定值。如零序电流II段对本线路末端故障达不到第4.2.1.10条规定的灵敏系数要求，则零序电流III段按三段式保护的零序电流II段的方法整定。4.2.1.7零序电流IV段：四段式保护的零序电流IV段按三段式保护的零序电流III段的方法整定。4.2.1.8零序电流保护最末一段与相邻线路零序电流保护配合整定有困难或动作时间过长时，如有必要，可按第2.3.2条规定设置适当的不配合点。​​​​(b)​​(a)(c)图2平行互感线路零序电流保护之间的配合计算IB—本线路末端短路故障时，流进本线路的3I0；IM—相邻线路零序电流I段保护范围末端故障时流过本线路的3I0；IA—断路器断口处故障时流过本线路的3I04.2.1.9分支系数KF的选择，要通过常见各种运行方式的比较，选取其最大值。在复杂的环网中，分支系数的大小与故障点的位置有关，在考虑与相邻零序电流保护配合时，按理应选用故障点在被配合段保护范围末端的KF值，但为了简化计算，也可选用故障点在相邻线路末端的可能偏高的KF值。4.2.1.10保全线有灵敏系数的零序电流定值对本线路末端金属性接地故障的灵敏系数应满足如下要求：a．20km以下线路，不小于1.5；b．20~50km的线路，不小于1.4；c．50km以上线路，不小于1.3。4.2.1.11零序电流最末一段电流定值，对相邻线路末端金属性接地故障的灵敏系数力争不小于1.2。4.2.1.12零序电流保护与接地距离保护配合时，可先找出接地距离的最小保护范围，与之配合的零序电流保护按躲开此处接地故障整定。4.2.1.13三相重合闸后加速一般应加速对线路末端故障有足够灵敏系数的零序电流保护段，如果躲不开后一侧合闸时，因断路器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0.1s延时。4.2.1.14当110kV线路零序电流保护范围伸出线路相邻变压器220kV或（330kV）电压等级母线时，如配合有困难，110kV线路零序电流保护定值可以不与220kV或（330kV）电压等级的变压器零序电流保护配合，但应与该侧出线接地距离保全线有灵敏系数的保护段配合。必要时，也可以与220kV或（330kV）电压等级母线和线路的速动段保护配合。4.2.1.15当110kV电网线路配置微机阶段式相间和接地距离保护的情况下，可考虑仅保留用于切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。4.2.2接地距离保护4.2.2.1接地距离保护为三段式。4.2.2.2接地距离I段定值按可靠躲过本线路对侧母线接地故障整定。4.2.2.3接地距离II段定值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段配合。若仍无法满足配合关系，按与相邻线路接地距离II段配合整定。4.2.2.4接地距离II段与相邻线路接地距离I段配合时，准确的计算公式应该是：a．按单相接地故障或两相短路接地故障：（1）或者将等式右侧第二项中的KZ1（正序助增系数）改用KZ0（零序助增系数），等式可写成如下形式：b．按单相接地故障：（2）c．按两相短路接地故障：（3）式中：KZ1、KZ0—分别为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；Z1—本线路正序阻抗；ZDZ1—相邻线路接地距离I段阻抗定值；I1、I0—流过本线路的正序和零序电流；—流过本线路的故障相电流。假定K=K，当KZ0大于KZ1时，可略去式（1）中的最后一项；当KZ1大于KZ0时，可略去式（2）、式（3）中的最后一项，结果可以归纳为如下等式：（4）式中：KZ—KZ1和KZ0两者中的较小值。4.2.2.5接地距离II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流接地系统侧母线三相短路整定时：（5）式中：Z1—线路正序阻抗；KZ1—正序助增系数；ZT1—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：（6）b．按两相短路接地故障：（7）式（6）及式（7）中：U1、U2、U0和I1、I2、I0相应地为在变压器其他侧母线故障时，在接地距离保护安装处所测得的各相序电压和各相序电流。4.2.2.6当相邻线路无接地距离保护时，接地距离II段可与相邻线路零序电流I段配合。为了简化计算，可以只考虑相邻线路单相接地故障情况，两相短路接地故障靠相邻线路相间距离I段动作来保证选择性。由于保护动作原理不一致，接地距离保护与零序电流保护配合关系比较复杂，但为了简化计算和满足选择性要求，可用以下简化计算公式：式中：KK—可靠系数；KZ—相邻线路零序电流I段或II段单相接地保护范围末端故障时的最小助增系数（选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值）；Z1—本线路正序阻抗；—相邻线路零序电流I段（或II段）保护范围所对应的线路正序阻抗值。4.2.2.7接地距离III段，按与相邻线路接地距离II段配合整定。若配合有困难，可与相邻线路接地距离III段配合整定。接地距离III段应对相邻线路末端有不小于1.2的灵敏度。4.2.2.8接地距离保护中应有对本线路末端故障有灵敏度的延时段保护，其灵敏系数满足如下要求：a．50km以下线路，不小于1.5；b．50~200km线路，不小于1.4；c．200km以上线路，不小于1.3。4.2.2.9零序电流补偿系数K应按线路实测的正序阻抗Z1和零序阻抗Z0计算获得，K=（Z0-Z1）/3Z1。实用值宜小于或接近计算值。4.2.2.10四边形特性阻抗元件的电阻和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。4.2.2.11接地距离保护的整定计算如表3所示。表3接地距离保护整定计算表名称符号阻抗定值动作时间说明公式说明接地距离I段Z0I1．躲本线路末端故障ZDZI≤KKZIZI为本线路正序阻抗KK≤0.7tI=0s参见第4.2.2.2条2．单回线送变压器终端方式，送电侧保护伸入受端变压器ZDZI≤KKZI+KKTZTKK=0.8~0.85ZI为本线路正序阻抗KKT≤0.7ZT为受端变压器正序阻抗tI≥0s接地距离II段Z0II1．与相邻线路接地距离I段配合ZDZII≤KKZ1+KKKZZDZ1Z1为本线路正序阻抗ZDZ1为相邻线路接地距离I段动作阻抗KZ为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值KK=0.7~0.8tII≥tI+△t参见第4.2.2.4条tI为相邻线路接地距离I段动作时间△t为时间级差2．按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定ZDZII≤K1mZIK1m=1.3~1.5tII=0.5s或1.0s参见第4.2.2.3条及第4.2.2.8条3．与相邻线路接地距离II段配合ZDZII≤KKZ1+KKKZZDZIIZ1为本线路正序阻抗ZDZII为相邻线路接地距离II段动作阻抗KK=0.7~0.8KZ为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中较小值tII≥tII+△ttII为相邻线路接地距离II段动作时间△t为时间级差4．躲变压器另一侧母线三相短路ZDZII≤KKZ1+KKKZ1ZTZ1为本线路正序阻抗ZT为相邻变压器正序阻抗KZI为正序助增系数KK=0.7~0.8tII=0.8s参见第4.2.2.5条接地距离III段Z0III3．按相邻线路末端接地故障有足够灵敏度整定ZDZIII≤K1m（Z1+KZZ1）Z1为本线路正序阻抗，Z1为相邻线路正序阻抗。KZ为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较大值。K1m=1.21．与相邻线路接地距离II段配合ZDZIII≤KKZ1+KKKZZDZIIZ1为本线路正序阻抗ZDZII为相邻线路接地距离II段动作阻抗KK=0.7~0.8KZ为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小者tIII=tII+△ttII为相邻线路接地距离II段动作时间参见第4.2.2.7条2．与相邻线路接地距离III段配合ZDZIII≤KKZ1+KKKZZDZIIIZ1为本线路正序阻抗ZDZIII为相邻线路接地距离III段动作阻抗KK=0.7~0.8KZ为助增系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中较小者tII=tIII+△ttIII为相邻线路接地距离III段动作时间参见第4.2.2.7条注：方向阻抗继电器的最大灵敏角整定，一般等于被保护元件的正序阻抗角。4.2.3相间距离保护4.2.3.1相间距离保护一般为三段式。一些相间距离保护在三段式的基础上还设有不经振荡闭锁的相间距离Ⅰ段和距离Ⅱ段保护。4.2.3.2起动元件的定值应保证在本线路末端和保护动作区末端非对称故障时有足够的灵敏系数，并保证在本线路末端发生三相短路时能可靠起动，其灵敏系数具体取值如下：a.负序电流分量起动元件在本线路末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于4。b.单独的零序或负序电流分量起动元件在本线路末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于4。c.负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性两相短路故障时，灵敏系数大于2。d.单独的零序或负序电流分量起动元件在距离Ⅲ段动作区末端金属性单相和两相接地故障时，灵敏系数大于2。e.相电流突变量起动元件在本线路末端各类金属性短路故障时，灵敏系数大于4，在距离Ⅲ段动作区末端各类金属性故障时，灵敏系数大于2。4.2.3.3相间距离Ⅰ段阻抗定值，按可靠躲过本线路末端相间故障整定。超短线路的Ⅰ段阻抗，宜退出运行。4.2.3.4相间距离Ⅱ段阻抗定值，按保本线路末端相间故障有不小于规定的灵敏系数整定，并与相邻线路相间距离Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作时间按配合关系整定。4.2.3.5相间距离Ⅱ段阻抗定值对本线路末端相间金属性故障的灵敏系数应满足如下要求：a.对50km以上的线路不小于1.3；b.对20～50km的线路不小于1.4；c.对20km以下的线路不小于1.5。可能时，应考虑当线路末端经一定的弧光电阻故障时，保护仍能动作。4.2.3.6圆特性的相间距离Ⅲ段阻抗定值，按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定，并与相邻线路的相间距离Ⅱ段或距离Ⅲ段配合。4.2.3.7四边形特性的相间距离距离Ⅲ段阻抗定值按与相邻线路的相间距离Ⅱ段或距离Ⅲ段配合整定。四边形特性阻抗元件的电阻和电抗特性根据整定范围确定，电阻特性按可靠躲过本线路事故过负荷最小阻抗整定。4.2.3.8相间距离Ⅲ段的动作时间应按配合关系整定，对可能振荡的线路，还应大于振荡周期。4.2.3.9相间距离Ⅲ段阻抗定值，对相邻线路末端相间故障的灵敏系数应力争不小于1.2，确有困难时，可按相继动作校核灵敏系数。4.2.3.10上下级相间距离阻抗定值应按金属性短路故障进行配合整定，不计及故障电阻影响。4.2.3.11相间距离保护的整定公式见表2。表2相间距离保护整定表名称符号阻抗定值动作时间公式说明公式说明Ⅰ段ZⅠ1.按躲本线末端故障整定ZDZⅠ≤KkZL∠θ=∠θLKk=0.8～0.85ZL为线路正序阻抗∠θL为被保护线路正序阻抗角tⅠ=0″ 2.单回线终端变压器方式伸入变压器内ZDZⅠ≤KkZL+KKTZ′TKK=0.8～0.85KKT≤0.7Z′T为终端变压器并联等值正序阻抗tⅠ=0″ Ⅱ段ZⅡ1.躲相邻线距离保护第Ⅰ段ZDZⅡ≤KKZL+K′KKZZ′DZⅠ∠θ=∠θLKZ为助增系数Z′DZI为相邻线距离Ⅰ段动作阻抗KK=0.8～0.85K′K≤0.8tⅡ≥Δt 2.躲变压器其他侧母线ZDZⅡ≤KKZL+KKTKZZ′T∠θ=∠θLZ′T为相邻变压器并联等值正序阻抗KK=0.8～0.85KKT≤0.7tⅡ≥Δt 3.躲相邻线距离保护第Ⅱ段ZDZⅡ≤KKZL+K′KKZZ′DZⅡ∠θ=∠θLZ′DZⅡ为相邻距离Ⅱ段动作阻抗KK=0.8～0.85K′K≤0.8ZDZⅡ公式右侧ZL、Z′DZⅡ和Z′T可假定阻抗角相等tⅡ≥t′Ⅱ+Δtt′Ⅱ为相邻线路距离Ⅱ段动作时间4.本线故障有规定的灵敏系数ZDZⅡ=KLMZL5.与相邻线路电流电压保护时间配合灵敏系数KLM=1.3～1.5 tⅡ≥t′Ⅱ+Δtt′Ⅱ为相邻线路电流电压保护动作时间Ⅲ段ZⅢ1.躲相邻线距离保护第Ⅱ段ZDZⅢ≤KKZL+K′KKZZ′DZⅢZ′DZⅢ为相邻距离Ⅱ段动作阻抗ＫK=0.8～0.85K′K≤0.8保护范围不伸出相邻变压器其他侧母线时：tⅡ≥t′ⅡＺ+Δt，保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时：tⅡ≥t′T+Δtt′ⅡZ为相邻线路的距离Ⅱ段动作时间t′T为本规程要求配合的保护动作时间(t′T>t′ⅡZ时)1.躲相邻线路距离保护第Ⅲ段ZDZⅢ≤KKZL+K′KKZZ′DZⅢZ′DZⅢ为相邻线路距离Ⅲ段动作阻抗ＫK≤0.8K′K=0.8～0.85tⅢ≥t′Ⅲ+Δtt′Ⅲ为相邻线路距离Ⅲ段动作时间2.与相邻变压器过电流保护时间配合tⅢ≥t′T+Δtt′T为相邻变压器被配合保护的动作时间3.躲负荷阻抗圆特性ZDZⅢ≤KKZFHZDZⅢ为阻抗元件所见到的事故过负荷最小负荷阻抗ZFH(应配合阻抗元件的实际动作特性进行检查)整定KK≤0.7   注：a.所给定的阻抗元件定值，包括幅值和相角两部分，都应是在额定频率下被保护线路的正序阻抗值。但对有特殊规定的距离Ⅲ段阻抗定值例外。b.表2适用于接于相间电压与相电流之差的相间阻抗元件。c.接线为其他方式的相间距离保护的整定计算可参照表2。4.2.4自动重合闸4.2.4.1自动重合闸的动作时间：a.单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还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.双侧电源线路的三相重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置以不同时间切除故障的可能性。重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间，即式中tzminz-min——最小重合闸整定时间；txII——对侧保护延时段动作时间；tDD——断电时间，对三相重合闸不小于0.3s；tKk——断路器合闸固有时间；Δt——裕度时间。c.对分支线路，在整定重合闸时间时，尚应考虑对侧和分支侧断路器相继跳闸的情况下，故障点仍有足够的断电去游离时间。d.为提高线路重合成功率，可酌情延长重合闸动作时间：单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间不宜小于0.7s；如采用二次重合闸，第二次重合闸动作时间不宜小于5s。多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5s。大型电厂出线的三相一次重合闸时间一般整定为10s。4.2.4.2如果分支侧变压器低压侧无电源，分支侧断路器可以在线路故障时不跳闸，但线路后加速电流定值应可靠躲过重合闸时分支侧最大负荷电流。4.2.4.3双侧电源的线路，除采用解列重合闸的单回线路外，均应有一侧检同期重合闸，以防止非同期重合闸对设备的损害。检同期合闸角的整定应满足可能出现的最不利方式下，小电源侧发电机的冲击电流不超过允许值。一般线路检同期合闸角整定在30°左右。4.2.5母线保护4.2.5.1具有比率制动特点的母线保护的差电流起动元件、母线选择元件定值，应可靠躲过正常运行最大不平衡电流,并躲过任一元件电流二次回路断线时由负荷电流引起的最大差电流,同时，差电流起动元件、母线选择元件定值之间也应有不大于0.9的配合系数：a.IDZ≥KK×fI×IFHmax式中：fI---电流互感器最大误差系数，按10%的误差要求取0.1；IFHmax---正常运行时流过任一元件电流互感器的最大负荷电流；KK---可靠系数，对采用同类型、同变比TA的母线保护不小于2.0，对采用不同类型、不同变比TA的母线保护不小于3.0，。b.IDZ≥KK×IFHmax式中：IFHmax---母线上一个元件在常见运行方式下的最大负荷电流;KK---可靠系数,取1.1～1.3c.差电流起动元件、选择元件定值，按连接母线的最小故障类型、以最小动作电流为基数校验灵敏系数，灵敏系数一般不小于2.0，以保证母线短路故障在母联断路器跳闸前后有足够的灵敏度，若灵敏系数小于2.0,可适当降低电流二次回路断线的动作条件。4.2.5.2具有比率制动特点的母线保护制动系数KZ的选取原则：a.差电流起动元件、选择元件制动系数KZ的选取,应可靠躲过外部故障时最大不平衡差电流，同时还应保证各种接线方式的母线在母联断路器（分段断路器）断开和合上的各种条件下均能可靠动作。b.对于制动系数KZ为差动电流与制动电流之比值的母线保护，在最不利的情况下，KZ约为0.33。视母线保护装置的具体情况，制动系数KZ可在0.3-0.7范围选取，复式比率制动的母线保护可按相应公式折算。c.对于不同母线接线的母线保护，差电流起动元件、选择元件制动系数KZ的选取可能不一致。4.2.5.3母线保护装置中的电流回路断线闭锁元件，其电流定值应躲过正常最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的0.05-0.1倍，动作时间大于母线联接元件保护的最大动作时间。4.2.5.4母线保护装置中的电流回路异常告警元件，其电流定值应躲过正常运行实测最大不平衡电流，一般可整定为电流互感器额定电流的0.02-0.1倍，4.2.5.5每一段母线都应设复合电压闭锁元件，包含低电压、零序电压、负序电压闭锁元件，以保证母线在各种故障情况下其电压闭锁有足够的灵敏度：低电压闭锁元件定值按躲正常最低运行电压整定，一般可整定为母线额定运行电压的0.6倍～0.7倍。负序或零序电压闭锁元件定值按躲正常运行的最大不平衡电压整定。负序相电压U2一般整定为4～12V，三倍零序电压3U0一般整定为4～12V。电压闭锁元件的灵敏系数应比相应的电流起动元件高。4.2.5.6母联失灵（死区故障）电流元件按有无电流的原则整定，一般不应低于0.1IN,灵敏系数≥1.5；母联失灵时间元件应大于母联开关的跳闸灭弧时间加失灵保护返回时间及裕度时间，一般整定0.2～0.25。4.2.6电流电压保护4.2.6.1速断保护4.2.6.1.1电流速断保护a、双侧电源线路的方向电流速断保护定值，应按躲过本线路末端最大三相短路电流整定；无方向的电流速断保护定值应按躲过本线路两侧母线最大三相短路电流整定。对双回线路，应以单回运行作为计算的运行方式，对环网线路，应以开环方式作为计算的运行方式。单侧电源线路的电流速断保护定值，按双侧电源线路的方向电流速断保护的方法整定。计算公式如下：　　　　　　　　　　　　　　　　　说明：应酌情取本线路对侧或两侧故障的数值b、对于接入供电变压器的终端线路（含T接供电变压器或供电线路）：如变压器装有差动保护，线路电流速断保护定值允许按躲过变压器其他侧母线三相最大短路电流整定，计算公式同上，表示变压器其他侧故障时本线路最大三相短路电流。如变压器以电流速断作为主保护，则线路电流速断保护应与变压器电流速断保护配合整定，计算公式如下：　　　　　　　说明：为并联运行变压器装设的电流速断定值为并联变压器台数c、电流速断保护应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时即可投运。d、时间定值整定为0秒。4.2.6.1.2电流电压速断保护应根据具体情况，酌情选用下述整定方法：a、电压元件作为闭锁元件，电流元件作为测量元件。电压定值按保测量元件范围末端故障时有足够的灵敏系数整定：UDZ.I=UCY.max*KLM说明：UCY.max为保护安装处的最高残压KLM≥1.5电流定值按第4.2.6.1.1条有关部分整定。b、电流元件作为闭锁元件，电压元件作为测量元件。电流定值按保本线路末端故障时有足够的灵敏系数整定。电压定值按可靠躲过本线路末端故障的最小残压整定。说明：为本线路末端两相短路电流KLM≥1.5为保护安装处的最低残压1.3该保护如使用在双侧电源线路上，应装方向元件，整定方法同上。c、电流元件和电压元件均作为测量元件。应以时间最长的运行方式作为整定运行方式。电流定值按可靠躲过整定运行方式下本线路末端三相短路电流整定。电压定值等于整定运行方式下，电流元件保护范围末端三相短路时保护安装处的残压。IDZ.Ⅰ=I(3)D=EXT/(ZXT+ＺL/KK)说明：I(3)D为在正常运行方式下本线路ZL/KK处的数值系统等值阻抗ZXT取正常运行方式的数值1.3该保护如使用在双侧电源线路上，则应装方向元件，整定方法同上。4.2.6.2延时速断保护4.2.6.2.1　延时电流速断保护电流定值应对本线路末端故障有规定的灵敏系数，还应与相邻线路保护的测量元件定值配合，时间定值按配合关系整定（△t=0.3～0.5s，以下同）。该保护使用在双侧电源线路上又未经方向元件控制时，应考虑与背侧线路保护的配合问题。a、如相邻线路电流、电压元件均作为测量元件，其电流计算公式如下，两式计算结果取较大值。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　说明：为系统相电势为线路背侧系统在最大运行方式下的最小等值阻抗为相邻线路被配合段保护的电流定值为相邻线路被配合段保护的电压定值b、如相邻线路只有电流或电压元件作为测量元件，其电流计算公式只用上面两式中的一式计算。4.2.6.2.2　延时电流电压速断保护应根据具体情况，酌情选用下述