标准化设计规范.doc-马-新-xg.doc

2008年8月2022日国调中心在北京组织召开了线路保护及辅助装置标准化设计规范（QGDW 161-2007，以下简称规范161）和变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范（QGDW 175-2008，以下简称规范175）实施技术原则审定会，会议对标准化实施阶段需要明确的问题和技术原则进行了细致、深入的讨论，现将会议讨论结论明确如下。一、 公共部分1、 规范161表A.1，关于设备参数定值。1） 1）将“基本参数”中的“通信地址”单独列出，并扩充其他通信设定项，定义为“通信参数”。2） 2）“软压板”定值从控制字中独立出来，需要强调的是其中的“远方修改定值”只能在就地修改。3） 3）“定值区号”显示当前所运行的定值区号，定值区号切换为其他区号，各定值项也相应地切换为其他区号的定值，但“设备参数定值” 、“软压板”、“通信参数”为各定值区共用，不随“定值区号”切换。4） 4）装置应具备远方修改设备参数定值（含定值区号）、软压板和定值的功能，是否允许修改由调度、运行管理部门决定。5）定值区号起始编号仍按规范执行，对于使用61850等协议的，应设定在1区（含1区）以后的定值区。规范161表A.1，关于设备参数定值5） 在线路保护的参数定值的基础上，取消无关项，作为其他辅助装置的参数定值：a) 3/2接线断路器保护取消“通道类型”。b) 过电压及远方跳闸保护取消“通道类型”。c) 短引线保护取消“PT一次值”、“PT二次值”和“通道类型”。6） 补充CT、PT定值范围a) PT一次值范围：11200kV，取消PT二次值整定项。b) CT一次值范围：19999A；二次值范围：1或5A。2、 通信参数波特率、IP地址等信息通信地址单独列为通讯定值，与装置基本参数定值分开，由现场设定。3、 关于定值清单中厂家不用定值项的处理原则将部分厂家不用的定值，放入自定义定值中，保持非自定义部分定值清单的规范统一。按照目前掌握的情况，仅纵联距离（方向）和纵联电流差动保护定值清单，需将“快速距离阻抗定值”、“零序补偿系数Kz” 、“快速距离保护”放在自定义定值中。4、 规范161第4.1.3条，软、硬压板的设置原则1） 原则上，保护功能投退的软、硬压板要一一对应，采用“与门”逻辑。2） 为兼顾运行习惯，软、硬压板采用“或门”逻辑的有“停用重合闸”。3） 对软硬压板作以下调整：a) 增加“停用重合闸”软压板，软压板、硬压板、控制字三者为“或门”逻辑。b) 高压电抗器保护开入量主保护投/退、后备保护投/退合并，命名为“电抗器保护投/退”。c) 双母接线的母线保护增加“失灵保护投/退”硬压板。d) 双母线接线形式（含双母线、双母单分段、双母双分段）的母线保护取消“母线互连”软压板。5、 规范161第4.2.7条，关于全站后台集中打印方式1） 目前后台集中打印存在的主要困难在于：除定值以外的保护报告、参数等内容上送没有统一的规约格式，均为各自厂家自定义，不通用。下一阶段要制定统一的规约格式，以便实现全站后台集中打印。当前的实施方案是：保护屏柜不再分散配置打印机，各厂家应支持就地经标准串口打印（如连接300K等常用打印机），打印波特率默认为19200。2） 设备参数和软压板与定值一起打印。6、 定值、控制字、软压板、开入量名称规范、统一1） 为规范有关名称，同时兼顾厂家装置的实施情况，将规范中有关定值、控制字、软压板、开入量规范为不超过10个（含10个）汉字的标准名称，详见附件1。2） 对于不能显示标准名称的，厂家须在说明书中提供与标准名称的对照表。3） 原则上硬压板的名称应与对应的软压板一致。7、 关于CT变比的可整定范围讨论结果：CT变比一次值的整定范围为19999，若将不存在的支路设定为0，表示该支路不参与计算。对于整定为0可能导致保护误动作的应告警。8、 关于保护输出报告格式保护输出报告格式原则上按规范161附录B和规范175附录E的格式，不同类型保护可有所不同，应表述清楚。规范175附录表E.1 “动作后开入量状态”改为“动作后开关量状态”。9、 规范175第4.2.2条，关于保护装置信号触点的要求 “1组保持触点，1组不保持触点”改为“至少含1组不保持触点”。10、 关于术语的规范统一1） 维持规范中“启动”、“CT”、“PT”名称不变改“。2） 规范161附录表A.5中“电压接线路PT”改为“电压取线路PT电压”。3） 规范161附录表A.3中“零序电流保护III段经方向”改为“零序过流III段经方向”。4） 规范161附录表A.5“差动保护”软压板改为“纵联电流差动”。11、 规范161第4.1.4条，关于装置电流回路测量范围和精度要求讨论结果：对于0.05 IN20IN或者0.1 IN40 IN的两个测量范围的保护装置，由用户根据变比等情况选用；两种装置考核小电流的精度起始值不同，分别需满足在0.05 IN或者0.1 IN附近的测量精度要求。二、 线路保护1、 纵联电流差动保护“远方跳闸、远传1、远传2”受纵联保护功能硬压板、控制字、软压板控制。（开入端还是开出端）2、 数字式纵联距离（方向）保护“其他保护停信、远传1、远传2”功能受纵联保护功能硬压板、控制字、软压板控制。（开入端还是开出端）3、 关于纵联距离和纵联方向保护定值清单1） 装置可分数字式通道和非数字式通道两种版本；用于数字式通道的装置需增加“内时钟方式”控制字。2） 纵联距离保护、纵联方向保护原则上仍共用定值，有特殊情况的可分开处理。4、 关于纵联电流差动保护电容电流补偿和电抗器相关定值1） 在自定义定值中的“线路电抗器”改为“电容投电流补偿”设置“电容电流补偿”控制字，其含义为：在差动电流的计算中考虑附加电流的影响（含电容电流、两侧的电抗器电流等）。2） 将自定义定值项“电抗器阻抗定值”、“小电抗器阻抗定值”置于非自定义部分，代表本侧的电抗器参数，需要对侧电抗器参数的厂家可将其列入自定义定值。（线路电抗器控制字如何用？）5、 规范161附录表A.2和A.4中自定义部分增加“零序反时限最小时间”定值，范围为“0.1s10s”。6、 PT断线后的过流保护和零序过流保护1） 规范161第5.2.4条零序过流定时限第一段“PT断线时自动取消方向”是指PT断线后退出零序过流II段，“PT断线零序过流定值”可起到保护作用。2） 规范161附录表A.2和A.4中“PT断线相过流定值”和“PT断线零序过流定值”受距离保护I、II、III段控制字“或门”控制，即上述控制字全为0时，“PT断线相过流定值”和“PT断线零序过流定值”不起作用。7、 距离和零序保护闭锁重合闸问题规范161附录表A.3和A.5中“段保护闭锁重合闸”是指距离I段保护固定启动重合闸，距离和零序段保护可通过控制字选择是否启动重合闸，距离和零序保护段固定闭锁重合闸。8、 线路保护设备参数定值中的通道类型应为“专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机”之一的汉字。9、 是否增加“TWJ启动单相重合闸”和“TWJ启动三相重合闸”控制字“TWJ启动单相重合闸”和“TWJ启动三相重合闸”控制字（或者增加“TWJ启动重合闸”）。三、 3/2接线断路器保护1、 删除规范161表A.7中“后合检线路有压”控制字。2、 规范161第5.3.3.2.a）条，零序电流3I0输入不做统一要求。3、 规范161第5.2.7.a).2)条，三相电压均小于计算门槛时退出低功率因数元件，相电流元件起作用。四、 过电压及远方跳闸保护1、 规范161表A.9，增加“过电压三取一”控制字。2、 PT断线或三相电压均低于计算门槛值时，远方跳闸保护退出与电压有关的判据，可由其它判据或双重化配置的另一套保护动作。3、 规范161第5.2.8.e)条，三相电压均低于计算门槛值且电流大于精工电流时退出开放低功率因数元件。4、 规范161第5.2.9条 “发远方跳闸信号可选择是否经本侧断路器分相跳闸位置闭锁”，指的是经本侧断路器三相跳闸位置串联闭锁。五、 变压器保护1、 规范175附录表A.4和A.17中CT断线闭锁差动为有条件闭锁，即当该控制字至置“1”时，CT断线后差动电流大于1.2 Ie时差动应出口跳闸。2、 过激磁保护时间定值的范围从0.1s起始，级差为0.1s，上限时间可小于9999s，但需满足用户要求。3、 规范175附录表A.5和A.7中“接地阻抗零序补偿系数”只针对“指向母线的接地阻抗”定值。4、 关于后备保护配置1） 500kV变压器的低压侧过流保护改为2时限。2） 330kV变压器110kV中压侧零序电流后备保护改为两二段，各八四时限，分别跳分段、母联、本侧开关和三侧开关（需要征求西北意见）；。中压侧指向母线的阻抗改为两段，各四时限，分别跳分段、母联、本侧开关和三侧开关；330kV变压器保护可作为单独的版本。3）4） 220kV变压器的中压侧限时速断过流保护改为2时限，低压侧过流保护改为3时限。5、 关于变压器参数中的中低压侧接线方式钟点数。保护装置应能适应中、低压侧出现1、11、12钟点组合的情况，其他钟点组合可作为特殊版本处理。6、 关于330kV及以上主变，低压侧后备同时取外附CT和绕组CT。两组电流由装置软件折算至以变压器低压侧额定电流为基准后共用规范175附表A.9中的“过流定值”和“复压闭锁过流定值”。外附CT和绕组CT电流动作为“或门”逻辑。7、 规范175第5.2.6.a)中PT开口三角电压不受本侧“电压压板”控制。六、 高压并联电抗器保护1、 关于规范175中B.3高抗保护定值部分，建议厂家按以下原则设置定值和时间：Ie是电抗器二次额定电流;Iez是中性点小电抗的二次额定电流1） 差动保护和零序差动保护采用相同的起动定值和比例制动系数；2） 起动定值取0.30.4Ie; 比例制动系数取0.40.6；差动速断定值取34Ie。3） 电抗器零序过流保护定值取电抗器额定电流的1.35倍，动作时间为2s;4） 中性点电抗器过流保护定值取中性点电抗器额定电流的2倍，动作时间为18s;5） 电抗器过流保护定值取电抗器额定电流的1.4倍，动作时间为2s;6） 电抗器过负荷报警定值取电抗器额定电流的1.11.25倍，动作时间为5s;7） 中性点电抗器过过负荷报警定值取中性点电抗器额定电流的0.5倍，动作时间为5s。七、 母线保护1、 规范175第7.2.1.n)条，改为“宜设置独立于母联跳闸位置、分段跳闸位置的母联、分段分列运行压板”。1） 7.1.2.3条中增加“母联、分段1、分段2分列运行”开入。2） 分列运行压板和TWJ分别开入，两个都为1，判为分列运行，封CT；任一为0，CT接入。2、 规范175第7.2.1.d)条“其余支路CT断线后可经控制字选择是否闭锁差动保护”改为“其余支路CT断线后固定闭锁差动保护”。3、 为满足规范175第7.2.1.h)条关于母联（分段）合闸于断路器与CT之间死区故障时，不误切除运行母线的要求，对于采用全程监视合闸回路的操作箱，即操作箱TWJ先于断路器常闭辅助接点返回的情况，应采用母联（分段）的三相TWJ串联；否则，合闸于母联（分段）死区故障时可能会误切运行母线。4、 双母线接线的母线保护统一支路分配1） 对于双母线或双母双分段接线的母线保护，可按以下顺序排列：母联（支路1），分段1（支路2），分段2（支路3），主变14（支路47），其余为线路支路。2） 对于双母线单分段接线的母线保护，可按以下顺序排列：母联1（支路1），主变1（支路42），主变2（支路53），母联3分段（支路13），母联2（支路14），主变3（支路145），主变4（支路156），母联2（最后一个支路），其余为线路支路，宜均匀分布在左右两段母线上。3） 单母分段接线的母线保护可按单独版本考虑。5、 对于部分地区双母线接线母线保护的110kV线路支路也需要解除失灵保护电压闭锁的情况，可增加自定义定值解决。6、 对于双母线接线母差保护动作后启动主变断路器失灵功能，采取内部逻辑实现，不再用母差保护动作接点再开入母线保护启动主变断路器失灵，该内部逻辑受失灵保护功能投/退控制。规范175第7.1.2.3j)条改为“主变三跳启动失灵开入。”7、 规范175表C.7双母线母线保护增加“差动保护”、“失灵保护”两个控制字。3/2接线母线保护增加“差动保护”、“失灵经母线保护跳闸”两个控制字。八、 母联充电过流保护1、 取消规范175第8.3.2.b)条“分相跳闸位置”开入。8.5.2.d)条弱电开入段（8RD）：取消“母联分相跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc输入”。2、 规范175第8.6.1.a)条应增加“启动失灵”压板（2组）。附件一 超过10个汉字的定值、控制字、软压板、开入量的标准名称1、 定值序号章节编号原名称压缩后名称备注1线路P22 2.1.1线路P25 2.2.1三相不一致保护零、负序电流定值不一致零负序电流定值线路保护2线路P26 A.3.1失灵保护跟跳本断路器时间失灵跟跳本断路器时间3/2接线断路器保护3线路P26 A.3.1失灵保护跳相邻断路器时间失灵跳相邻断路器时间3/2接线断路器保护4线路P26 A.3.1充电过流保护段电流定值充电过流段电流定值3/2接线断路器保护5线路P26 A.3.1充电过流保护段电流定值充电过流段电流定值3/2接线断路器保护6线路P28 A.4.1远方跳闸经故障判据时间远跳经故障判据时间过电压及远方跳闸保护7线路P28 A.4.1远方跳闸不经故障判据时间远跳不经故障判据时间过电压及远方跳闸保护8元件P30 A.2.1变压器高中压侧三相额定容量主变高中压侧额定容量330kV及以上主变保护9元件P36 A.3.1变压器高中压侧额定容量主变高中压侧额定容量220kV主变保护10元件P30 A.2.1变压器低压侧三相额定容量主变低压侧额定容量330kV及以上主变保护11元件P36 A.3.1变压器低压侧额定容量主变低压侧额定容量220kV主变保护12元件P30 A.2.1低压侧三角内部套管（绕组）CT一次值低压侧套管CT一次值330kV及以上主变保护13元件P30 A.2.1低压侧三角内部套管（绕组）CT二次值低压侧套管CT二次值330kV及以上主变保护14元件P30 A.2.1公共绕组外接零序CT一次值中性点零序CT一次值330kV及以上主变保护15元件P31 A.2.1公共绕组外接零序CT二次值中性点零序CT二次值330kV及以上主变保护16元件P32 A.2.4指向变压器相间阻抗定值指向主变相间阻抗定值330kV及以上主变保护17元件P32 A.2.4指向变压器接地阻抗定值指向主变接地阻抗定值330kV及以上主变保护18元件P37 A.3.1低压侧电抗器前CT一次值低压电抗器CT一次值220kV主变保护19元件P37 A.3.1低压侧电抗器前CT二次值低压电抗器CT二次值220kV主变保护20元件P37 A.3.2纵差差动保护启动电流定值纵差保护启动电流定值220kV主变保护21元件P46 C.3.2母联（分段）失灵电流定值母联分段失灵电流定值双母线接线母线保护22元件P47 C.3.2变压器支路失灵相电流定值主变失灵相电流定值双母线接线母线保护2、 控制字序号章节编号原名称压缩后名称备注1线P23 A.2.1.2零序电流保护III段经方向零序过流III段经方向线路保护2线P23 A.2.1.2线P26 A.2.2.2三相不一致保护经零、负序电流不一致经零负序电流线路保护3线路P27 A.3.2三相不一致经零、负序电流闭锁不一致经零负序电流3/2接线断路器保护4线路P28 A.4.2过电压启动远方跳闸经跳位闭锁过电压远跳经跳位闭锁过电压及远方跳闸保护5元件P33 A.2.5高压侧断路器失灵经变压器保护跳闸高压侧失灵经主变跳闸330kV及以上主变保护6元件P34 A.2.7变压器中压侧断路器失灵经变压器保护跳闸中压侧失灵经主变跳闸330kV及以上主变保护7元件P39 A.3.5复压闭锁过流I段方向指向母线复压过流I段指向母线220kV主变保护8元件P39 A.3.5零序过流I段方向指向母线零序过流I段指向母线220kV主变保护9元件P39 A.3.5变压器高压侧断路器失灵经变压器保护跳闸高压侧失灵经主变跳闸220kV主变保护10元件P40 A.3.7复压闭锁过流方向指向母线复压闭锁过流指向母线220kV主变保护11元件P40 A.3.7零序过流I段方向指向母线零序过流I段指向母线220kV主变保护12元件P44 B.4主电抗器过电流和过负荷保护主电抗器过电流过负荷高抗保护13元件P44 B.4中性点电抗器过电流和过负荷保护小电抗器过电流过负荷高抗保护3、 软压板序号章节编号原名称压缩后名称备注1元件P46 C.2.3断路器失灵经母线保护跳闸失灵经母线保护跳闸3/2接线母线保护4、 开入序号章节编号原名称压缩后名称备注1元件P9 5.3.1.2变压器中压侧断路器失灵保护开入中压侧失灵保护开入330kV及以上主变保护2元件P11 5.3.3.2低压1分支复压闭锁过流保护投/退低1分支复压过流投/退220kV主变保护3元件P11 5.3.3.2低压2分支复压闭锁过流保护投/退低2分支复压过流投/退220kV主变保护4元件P11 3.3.2变压器高压侧断路器失灵保护开入高压侧失灵保护开入220kV主变保护5元件P22 1.1.3边断路器失灵经母线保护跳闸功能投/退失灵经母差跳闸投/退3/2接线母线保护6元件P23 1.2.3母联三相跳闸位置串联母联跳闸位置双母线接线母线保护（为与后两条一致）7元件P23 1.2.3分段1三相跳闸位置串联分段1跳闸位置双母线接线母线保护8元件P23 1.2.3分段2三相跳闸位置串联分段2跳闸位置双母线接线母线保护9元件P23 1.2.3母联三相跳闸启动失灵开入母联启动失灵开入双母线接线母线保护10元件P23 1.2.3分段1三相跳闸启动失灵开入分段1启动失灵开入双母线接线母线保护11元件P23 7.1.2.3分段2三相跳闸启动失灵开入分段2启动失灵开入双母线接线母线保护12元件P23 7.1.2.3变压器支路解除失灵保护电压闭锁主变解除失灵电压闭锁双母线接线母线保护13元件P23 7.1.2.3变压器支路三相跳闸启动失灵开入主变三跳启动失灵开入双母线接线母线保护附件二 规范161 定值清单一、 纵联距离（方向）保护非数字式通道1. 纵联距离（方向）保护设备参数定值表A.1a 纵联距离（方向）保护设备参数定值类别序号参数名称参 数 范 围（IN为1A或5A）单位参数值基本参数1定值区号0XX无（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）2被保护设备满足8个汉字长度无根据现场实际情况整定CT3一次额定值19999A相电流4二次额定值1或5A相电流PT5一次额定值11200kV线电压通道6类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机无根据现场实际情况整定类别序号参数名称参数值基本参数1定值区号0XX（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）2被保护设备满足8个汉字长度CT3一次额定值相电流（1 9999A）4二次额定值相电流（1 A或5A）PT5一次额定值线电压（11200kV）通道6类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机2. 纵联距离（方向）保护定值表A.2a 纵联距离（方向）保护定值类别序号定 值 名 称定 值 范 围（IN为1A或5A）单位整 定 值纵联距离零序保护1变化量启动电流定值（0.050.5）INA2零序启动电流定值（0.050.5）INA3纵联零序电流定值（0.0520）INA4纵联距离阻抗定值（0.537.5）IN5通道交换时间定值023无后备保护6线路正序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长7线路正序灵敏角55898线路零序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长9线路零序灵敏角558910线路总长度0655.35km11接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值12接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值13接地距离段时间0.0110s14接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值15接地距离段时间0.0110s16相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值17相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值18相间距离段时间0.0110s19相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值20相间距离段时间0.0110s21负荷限制电阻定值（0.05125）IN22零序过流段定值（0.0520）INA23零序过流段时间0.0110s24零序过流段定值（0.0520）INA25零序过流段时间0.0110s26零序过流加速段定值（0.0520）INA27PT断线相过流定值（0.0520）INA28PT断线零序过流定值（0.0520）INA29PT断线过流时间0.110s30单相重合闸时间0.110s31三相重合闸时间0.110s32同期合闸角090表A.2a（续）类别序号定 值 名 称定 值 范 围（IN为1A或5A）单位整 定 值自定义33零序反时限电流定值（0.050.5）INA34零序反时限时间0.110s35零序反时限最小时间0.110s36不一致零负序电流定值（0.050.5）INA37三相不一致保护时间0.110s38快速距离阻抗定值（0.537.5）IN39零序补偿系数KZ02无40零序电抗补偿系数KX02无41零序电阻补偿系数KR02无42接地距离偏移角0，15，30注1：由于线路零序灵敏角一般接近并略小于线路正序灵敏角，39项定值推荐用KZ代替KX和KR，也可以根据参数计算40项KX和41项KR。注2：20项“负荷限制电阻定值”为相间和接地、段电阻共用定值，圆特性、四边形特性均适用。注3：3032项定值适用于双母线接线。注4：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。3. 纵联距离（方向）保护控制字表A.3a 纵联距离（方向）保护控制字类别序号控制字名称整定方式整定值纵联保护控制字1纵联距离（方向）保护0，12纵联零序保护0，13允许式通道0，1“1”代表允许式“0”代表闭锁式4解除闭锁功能0，1后备保护和重合闸控制字5快速距离保护0，16弱电源侧0，17电压取线路PT电压0，18振荡闭锁元件0，19距离保护段0，110距离保护段0，111距离保护段0，112零序电流保护0，113零序过流段经方向0，114三相跳闸方式0，115重合闸检同期方式0，116重合闸检无压方式0，117段保护闭锁重合闸0，118多相故障闭锁重合闸0，119单相重合闸0，120三相重合闸0，121禁止重合闸0，122停用重合闸0，1自定义23零序反时限0，124三相不一致保护0，125不一致经零负序电流0，126自动交换通道0，127TWJ启动单相单相重合闸0，128TWJ启动三相重合闸TWJ启动三相重合闸0，10，1注1：911项控制字为相间和接地距离保护共用控制字。注2：12项“零序电流保护”控制字为各段零序电流保护共用控制字。注3：1516控制字适用于双母线接线。注4：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。4. 纵联距离（方向）保护软压板表A.4a 纵联距离（方向）保护软压板类别序号压板名称压板方式压板状态软压板1纵联保护0，12停用重合闸0，13远方修改定值0，1注：3项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。二、 纵联距离（方向）保护数字式通道1. 纵联距离（方向）保护设备参数定值表A.1b 纵联距离（方向）保护设备参数定值类别序号参数名称参 数 范 围（IN为1A或5A）单位参数值基本参数7定值区号0XX无（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）8被保护设备满足8个汉字长度无根据现场实际情况整定CT9一次额定值19999A相电流10二次额定值1或5A相电流PT11一次额定值11200kV线电压通道12类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机无根据现场实际情况整定类别序号参数名称参数值基本参数1定值区号0XX（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）2被保护设备满足8个汉字长度CT3一次额定值相电流（19999A）4二次额定值相电流（1A或5A）PT5一次额定值线电压（11200kV）通道6类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机2. 纵联距离（方向）保护定值表A.2b 纵联距离（方向）保护定值类别序号定 值 名 称定 值 范 围（IN为1A或5A）单位整 定 值纵联距离零序保护1变化量启动电流定值（0.050.5）INA2零序启动电流定值（0.050.5）INA3纵联零序电流定值（0.0520）INA4纵联距离阻抗定值（0.537.5）IN5本侧识别码0655356对侧识别码065535后备保护7线路正序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长8线路正序灵敏角55899线路零序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长10线路零序灵敏角558911线路总长度0655.35km12接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值13接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值表A.2b（续）类别序号定 值 名 称定 值 范 围（IN为1A或5A）单位整 定 值后备保护14接地距离段时间0.0110s15接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值16接地距离段时间0.0110s17相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值18相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值19相间距离段时间0.0110s20相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值21相间距离段时间0.0110s22负荷限制电阻定值（0.05125）IN23零序过流段定值（0.0520）INA24零序过流段时间0.0110s25零序过流段定值（0.0520）INA26零序过流段时间0.0110s27零序过流加速段定值（0.0520）INA28PT断线相过流定值（0.0520）INA29PT断线零序过流定值（0.0520）INA30PT断线过流时间0.110s31单相重合闸时间0.110s32三相重合闸时间0.110s33同期合闸角090自定义34零序反时限电流定值（0.050.5）INA35零序反时限时间0.110s36零序反时限最小时间0.110s37不一致零负序电流定值（0.050.5）INA38三相不一致保护时间0.110s39快速距离阻抗定值（0.537.5）IN40零序补偿系数KZ02无41零序电抗补偿系数KX08无42零序电阻补偿系数KR08无43接地距离偏移角0，15，30注1：由于线路零序灵敏角一般接近并略小于线路正序灵敏角，42项定值推荐用KZ代替KX和KR，也可以根据参数计算43项KX和44项KR。注2：22项“负荷限制电阻定值”为相间和接地、段电阻共用定值，圆特性、四边形特性均适用。注3：3133项定值适用于双母线接线。注4：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。3. 纵联距离（方向）保护控制字表A.3b 纵联距离（方向）保护控制字类别序号控制字名称整定方式整定值纵联保护控制字1纵联距离（方向）保护0，12纵联零序保护0，13通信内时钟0，1后备保护和重合闸控制字4快速距离保护0，15弱电源侧0，16电压取线路PT电压0，17振荡闭锁元件0，18距离保护段0，19距离保护段0，110距离保护段0，111零序电流保护0，112零序过流段经方向0，113三相跳闸方式0，114重合闸检同期方式0，115重合闸检无压方式0，116段保护闭锁重合闸0，117多相故障闭锁重合闸0，118单相重合闸0，119三相重合闸0，120禁止重合闸0，121停用重合闸0，1自定义22零序反时限0，123三相不一致保护0，124不一致经零负序电流0，125TWJ启动单相重合闸0，126TWJ启动三相重合闸0，1注1：810项控制字为相间和接地距离保护共用控制字。注2：11项“零序电流保护”控制字为各段零序电流保护共用控制字。注3：1415控制字适用于双母线接线。注4：厂家可根据实际情况设置自定义控制字。4. 纵联距离（方向）保护软压板表A.4b 纵联距离（方向）保护软压板类别序号压板名称压板方式压板状态软压板1纵联保护0，12停用重合闸0，13远方修改定值0，1注：3项“远方修改定值”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方修改其他定值。三、 纵联电流差动保护装置定值1. 纵联电流差动保护设备参数定值表A.4a 设备参数定值类别序号参数名称参 数 范 围（IN为1A或5A）单位参数值基本参数13定值区号0XX无（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）14被保护设备满足8个汉字长度无根据现场实际情况整定CT15一次额定值19999A相电流16二次额定值1或5A相电流PT17一次额定值11200kV线电压通道18类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机无根据现场实际情况整定类别序号参数名称参数值基本参数1定值区号0XX（正式运行定值置于“0”区，备用定值依次往后排列，调试定值置于最末区）2被保护设备满足8个汉字长度CT3一次额定值相电流（19999A）4二次额定值相电流（1A或5A）PT5一次额定值线电压（11200kV）通道6类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机2. 纵联电流差动保护定值说明表A.4 纵联电流差动保护定值格式类别序号定值名称定 值 范 围（IN为1A或5A）单位整定值纵联电流差动保护1变化量启动电流定值（0.050.5）INA2零序启动电流定值（0.050.5）INA3差动动作电流定值（0.052）INA分相差动和零序差动共用4本侧识别码0655355对侧识别码065535后备保护6线路正序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长7线路正序灵敏角55898线路零序阻抗定值（0.05655.35）IN线路全长9线路零序灵敏角558910线路正序容抗定值（406000）IN线路全长11线路零序容抗定值（406000）IN线路全长12线路总长度0655.35km13接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值14接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值15接地距离段时间0.0110s16接地距离段定值（0.05125）IN阻抗定值17接地距离段时间0.0110s18相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值19相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值20相间距离段时间0.0110s21相间距离段定值（0.05125）IN阻抗定值22相间距离段时间0.0110s23负荷限制电阻定值（0.05125）IN24零序过流段定值（0.0520）INA25零序过流段时间0.0110s26零序过流段定值（0.0520）INA27零序过流段时间0.0110s28零序过流加速段定值（0.0520）INA29PT断线相电流定值（0.0520）INA30PT断线零序过流定值（0.0520）INA31PT断线过流时间0.110s32单相重合闸时间0.110s33三相重合闸时间0.110s34同期合闸角09035电抗器阻抗定值（59000）IN本侧电抗器36中性点电抗器阻抗定值同期合闸角（59000）IN090本侧电抗器自定义37CT变比系数0.251.0038零序反时限电流定值电抗器阻抗定值（0.050.5）IN（59000）INA39零序反时限时间中性点电抗器阻抗定值0.110（59000）INs40零序反时限最小时间零序反时限电流定值0.110（0.050.5）INsA41不一致零负序电流定值零序反时限时间（0.050.5）IN0.110As42三相不一致保护时间零序反时限最小时间0.1100.110ss43零序补偿系数KZ不一致零负序电流定值02（0.050.5）IN无A44零序电抗补偿系数KX三相不一致保护时间080.110无s45零序电阻补偿系数KR零序补偿系数KZ0802无无46快速距离阻抗定值零序电抗补偿系数KX（0.537.5）IN08无47接地距离偏移角零序电阻补偿系数KR0，15，3008无注1：由于线路零序灵敏角一般接近并略小于线路正序灵敏角，43项定值推荐用KZ代替KX和KR，也可以根据参数计算44项KX和45项KR。注2：23项“负荷限制电阻定值”为相间和接地、段电阻共用定值，圆特性、四边形特性均适用。注3：厂家可根据实际情况设置自定义定值项。3. 纵联电流差动保护控制字表A.5 纵联电流差动保护控制字类别序号控制字名称整定方式整定值纵联保护控制字1纵联差动保护0，12CT断线闭锁差动0，13通信内时钟0，1后备保护和重合闸控制字4快速距离保护0，15电压取线路PT电压0，16振荡闭锁元件0，17距离保护段0，18距离保护段0，19距离保护段0，110零序电流保护0，111零序过流段经方向0，112三相跳闸方式0，113重合闸检同期方式0