Q／GDW_422-2010《国家电网继电保护整定计算技术规范》

1、Q/GDW 422 2010Q/GDW国家电网公司企业标准Q / GDW 422 2010国家电网继电保护整定计算技术规范Technical specitication for Protection Setting of State Grid2010-02-26 实施2010-02-26 发布国家电网公司 发布目 次前言111范围12规范性引用文件13术语和定义14总则25计算条件26整定原则47数据交换格式78 密定计算管理129附则14附录A整定计算程序的技术要求15编制说明17Q/GDW 422 2010为适应电网发展方式转变的需要，枳极实施“特四人”发展战略，满足互联电网建设和运行管理

2、 的需要，特制定“国家电网继电保护整定计算技术规范”（以下简称“规范”）。本规范是根据国网公司“关于卬发2009年国家电网公司调度系统巫点工作计划的通知”调技 2009 42号文的任务组织实施的。本规范是现仃各项继电保护规程在特高压逐步建成和没备管理要求标准化新形势下的补充和完善 旨在解决特高压建设不断推进过程屮，乞区域电网之间即将形成联网的背景下，国、网、省（市、门治 区）整定计算所而临的新问题。帀;点在于规范制度、加强技术管理，提髙乞级调度在整体工作屮的配合 效率和技术水平，满足特髙压互联电网的需要。本规范明确了国调、网调及省调孑门的管理职责，及其 相关的管理界面和密定计算要求。本规范由国

3、家电网公司科技部归口。本规范由国家电力调度通信中心提出并负责解释。本规范主要起草单位：国家电力调度通信屮心、华东电力调度通信屮心、华北电力调度通信中心、 华屮电力调度通信屮心。本规范主要起草人：舒治淮程逍陈建民韩学军刘宇倪腊琴刘蔚陈祥文本规范口颁布Z日起实施。#Q/GDW 422 2010国家电网继电保护整定计算技术规范1范围本标准规定了国家电网公可330kV、500kV. 750kV. lOOOkV互联电网的继电保护整定计算技术规 范。本标准适用于国家电网公司330kV. 500kV. 750kV. lOOOkV的线路、变压器、母线、断路器等电 力设备继电保护装置的整定计算。2规范性引用文件

4、下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所仃的 修改单或修订版均不适用本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的站 新版本。凡是不注日期的引用文件，其故新版本适用于本标准。2. 1 GB/T 142852006继电保护及安全广I动装置技术规程2. 2 GB/T 151452001微机线路保护装趕通用技术条件2.3 GB/T 168471997保护用电流互感器暂态特性技术要求2. 4 DL/T 5592007 220kV75()kV 电网继电保护装哉运行整定规程2.5 DLfT 684-1999人型发电机变压器继电保护整定计算导则2

5、. 6 DL/T 5531994 22()kV500kV 电力系统故障动态记录技术准则2.7 DLfT 866-2004电流互感器和电压互感器选择及计并导则2.8 DL/T51362001火力发电厂、变电所二次接线设il技术规程2.9 DLAT 10112006电力系统继电保护整定计算数据交换格式规范2. 10 DL/T 10402007 电网运行准则2.11 Q/GDW国网企标 线路保护及辅助装置标准化规范设计2. 12 Q/GDW国网企标 变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化规范设汁2.13调继2007 19号 微机保护软件管理规定2. 14国家电网调度管理规程3术语和定义3.

6、 1节点 node在电网计算分析等值图中的电流的汇集点或支路的汇集点。节点一般对应于运行电网的母线等。3.2支路轮断 turn off the line in sequence将某一节点上所仃支路元件按设定原则下依次断开，以获得各种悄况下保护的配合系数的方式称之 为支路轮断。3.3等值电网 equivalent network山电力系统屮各元件的等值电路连接起來构成的网络图，也称等效电网。各元件的等值电路山能反 映该元件电气特性的集中参数如等值阻抗或导纳來连接而成。Q/GDW 422 20103.4等值阻抗 equivalent impedance能集屮反映电网元件在特定的运行状态（如稳态或暂

7、态）时电磁关系或电压与电流关系的工频阻抗 值。在等值电网中，各元件用它的等值阻抗来代表。3.5时间级差time step根据保护製豐性能指标，并考虑断路器动作时间和故障熄弧时间，能确保保护配合关系的虽小时间 差，表示为A/。4总则4.1在lOOOkV电网建设稳步发展过程屮，乞区域电网Z间将形成交流互联。为规范国、网、省三级调 度继电保护的幣定计算配介工作，特制定本规范。本标准是对GB/T 142852006. DUT 5592007等 规程的补充和完善。4. 2 本标准的制订依拯DL7T 10402007GB/T 142852006、DL/T 5592007电网调度管理条例、 电网运行规则、国

8、家电网公司关于加强继电保护工作的意见等法律法规、规程规定。4.3本标准就各级调度Z间数据交:换格式，各类保护配克以及后备保护的格定配合原则作了明确要求。 4.4本标准币：点在于规范制度、加强技术管理、流程管理，提高各级调度在整体丁作中的配合效率和 技术水平，满足人区M联电网的需要。明确了国调、网调及省调各门的管理职责，及其相关的管理界面 和关键流程。4.5本标准屮的母线以3/2和双母双分段接线为例，其他悄况可参照执行。5计算条件5.1继电保护配畫原则5. 1. 1基本原则5. 1.1.1继电保护的配置和选型应对其灵墩度、负荷阻抗以及继电器规范等关键参数进行验算，应满 足工程投产初期和终期的运行

9、要求。5. 1.1.2首次投入电力系统运行的保护装置，必须经过部级及以上质检屮心的动模试验和和关试验, 确认其技术性能指标符合有关技术标准。5. 1.1.3当线路装设巾联电容补偿装置时，在基建、改扩建前期，设计单位应对木线及和邻线路进行 计算，明确影响范围，对方向或阻抗原理的继电保护町能失去方向性问题采取确实町行的措施，以防止 误动。5. 1.1.4对于一些发生儿率较低的多朿或复杂故障，在保证切除故障情况下，允许部分失去选择性, 以避免采取使保护冋路过分复杂，综合性能下降的措施，给运行带来不安全因索。5. 1.1.5 330kV及以上线路、主变、母线、等配誉双暇化保护。继电保护双暇化包括保护装

10、駅的双朿 化以及与实现保护功能仃关的冋路的双暇化，双丑化配哉的保护装趕及其冋路Z间应完金独工，不应仆 直接的电气联系。5. 1. 1. 6交流系统幣定计算数据应包括相关肖流输电系统的换流变压器参数。5. 1. 1.7原则上不考虑肖流输电控制系统对交流系统整定计勞的影响。肖流换流站无功补偿设备控制 策略与交流出线系统过电压保护整定有配合婆求的情况下，系统过电丿E保护依据氏流换流站过电丿E讣算 结论整定。5. 1. 1. 8宵流输电系统继电保护整定计仰规范另行规定。5.1.2线路保护5. 1.2. 1线路保护配置应双巫化，即装设两套完全独立的全线速断的数了式纵联保护。两套纵联保护 装閘卫采用不同路

11、市的独芒通道，分别安装在独芒的柜上，接两组独亡的血流希电池组、两组独工的电 流、电压互感器次级绕组，其跳闸出口冋路也应分别接到柑关断路器的两组跳闸线圈。5. 1.2.2线路纵联保护具备数字通道时，优先采用纵联电流差动保护。5. 1.2.3同塔并架线路，优先采用纵联电流差动保护。5. 1.2.4何串补电容的线路及相邻线，优先采用纵联电流差动保护。5. 1.2.5两侧主接线致时，线路纵联保护应采用同厂、同型号、同软件版本的装置。5. 1. 2. 6纵联保护应具备断路器位置接点允许对侧纵联保护快速跳闸的功能。5. 2.1.71000kV线路保护应具备町投退的联跳功能：当线路上发生故障，导致一侧保护动

12、作跳开三相时，保护装程向对侧发远方三相跳闸伫号，対侧保护动作且收到远方跳闸信号后，直接跳三相。5.1.3母线保护及失灵保护5. 1. 3. 1母线保护应双重化配置，宜采用不同型号产品。5. 1.3.2双母线接线应配宜双重化母差失灵一体化装置，每套母差保护动作于一组跳闸线圈。母差和 失灵保护功能可分别停用。5. 1.3.3 3/2接线形式厂站，毎条母线配克双套母差保护，毎套母差保护动作于一组跳闸线圈。5. 1. 3.4除3/2接线外，母差和失灵保护均应具仃复合电压闭锁功能,母联断路器可不经复合电压闭锁, 分段断路器不经复合电压闭锁。5. 1.3.5母联、分段断路器应装设独立:于母差保护的专用充电

13、保护。充电保护配駅由压板投退的三相 过电流、零序电流保护，充电保护动作后应启动失灵保护。5. 1.3.6 3/2接线厂站，每条母线的毎一套母差保护宜分胖布克。5.1.4变压器保护5. 1.4. 1变压器保护按主、后一体的双車化原则配置。各侧应采用和同类型电流互感器。5. 1.4.2变压器高、中压侧各配置一段带偏移特性的阻抗保护，高压侧延时跳变压器本侧和三侧断路 器：屮压侧町延时跳分段、母联、本侧、三侧断路器。可根据需要配置复压闭锁过流保护。5. 1.4.3变压器高、屮压侧可配置两段式零序电流保护，其中带方向段取自产零序电压和本侧I产零 序电流，方向指向本侧母线，高压侧延时跳变压器本侧断路器，中

14、压侧可延时跳分段、母联、本侧断路 器；不带方向段取门屮性点侧零序电流，延时跳变压器三侧断路器。5. 1.4.4变压器低压侧，配置一段过流保护，延时跳变压器本侧：配覆一段复压闭锁过流保护，延时 跳本侧、三侧断路器。本侧有调相机的，采用复合电压或低电压闭锁。5. 1.4. 5变压器电气帚保护与非电帚保护的出口分开。电气帚保护起动失灵保护,并具备解除失灵保护 的戻压闭锁功能：非电气最不起动失灵保护。5.1.5远方跳闸5. 1.5. 1远方跳闸保护配置要求远方跳闸就地判据按双暇化配程，装克中含过电压功能。采用一取一经就地判据跳闸方式。5. 1.5.2就地判据应具备判别故障、异常、对侧跳开的功能。5.1

15、.6断路器保护5. 1.6. 1 3/2接线装设出线刀闸的，配置双套短引线保护c5. 1.6.2 3/2接线装设断路器保护，其中包含車合闸、失灵保护及充电保护。充电保护包括山压板投退 的三相过电流保护、零序电流保护，具右瞬时和延时段。5. 1. 6. 3断路器三和不一致保护应采用断路器本体三相不一致保护。5.2继电保护计算参数5.2.1继电保护整定计算参数包括线路（含互感）、变压器、发电机、线路并联电抗器、线路小联补 偿装置等一次役备参数，以及等值阻抗。具体参数应包括：a）线路参数（实测：线路 度，正序电阻、电抗，零序电阻、电抗，正序、零序容抗，零序互 感阻抗。b）变压器参数：绕组类别，绕组接

16、线方式，额定容量，额定电压，额定电流，各侧短路阻抗，屮 性点小电抗电抗值，调压开关分接头位置。c）发电机参数：出口电压，额定容量，额定电压，额定电流，正序饱和次暂态电抗，负序电抗。d）串联补偿电容器参数:额定容量,额定电压,额定电流,MOV击穿电压,容抗值,补偿装置 的安装位置。e）并联电抗器：主电抗器额定容屋、额定电压，额定电流和电抗值，屮性点小电抗额定电流和电 抗值。f）并联电容器参数：额定容量，额定电压，额定电流，容抗值。g）等值电源参数：乞种可能方式下的正序电阻、电抗，负序电阻、电抗，零序电阻、电抗。h）等值支路参数：乞种可能方式下的正序电阻、电抗，负序电阻、电抗，零序电阻、电抗。5.

17、 2. 2继电保护整定计算参数还应包含直流输电系统换流变压器设备参数及英数据模熨。6整定原则6. 1继电保护整定计算一般规定6.1.1继电保护整定计算以常见运行方式为依据，即考虑被保护设备相邻近的一I叫线或一个元件检修 的正常运行方式。条件允许时，对出线较多的厂站可兼顾郴邻的两个元件同时停运的情况。6. 1.2超高斥及特高用继电保护胳定应本着强化主保护，简化后备保护的原则，合理配置线路及元件 的主、后备保护，保护整定可以进行适当简化。在两套主保护拒动时，后备保护应能町第动作切除故障, 允许部分失去选择性。6.1.3各级电网Z间继电保护的运行整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标。电网继

18、电 保护的整定应满足速动性、选择性和灵墩性要求，如果山于电网运彳亍方式、装置性能等原人I,不能兼顾 速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，优先考虔灵散性，并执行如下原则：a）局部电网服从整个电网：b）下一级电网服从上一级电网；c）局部问题门行处理；d）尽最照顾局部电网和下级电网的需要。6. 1.4上、下级（包括同级和上一级及下一级电力系统）继电保护之间的箱定，-般应遵循逐级配合的原 则，满足选择性的要求：即当下一级线路或元件故障时，故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏 度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值柑互配合，以保证电网发生故障时仃选择性地 切除故障。对

19、不同原理的保护Z间的整定配合，原则上应满足动作时间上的逐级配合。在不能兼顾速动 性、选择性或灵敏性要求时，可以采用时间配合保护范围不配合的不完全配合方式。6. 1.5下一级电床母线的配出线路或变床器故障切除时间，应满足上一级电床电网继电保护部门按系 统稳定要求和继电保护無定配合需要提出的整定限额要求，卜一级电斥电网应按照上一级电床电网规定 的整定限额要求进行整定,必要时,为保证电网安全和重要用户供电,可设置适当的解列点，以便缩短 故障切除时间。6. 1.6发变组保护定值计算匸作山发电厂负贵，涉网定值部分应报所接入电网调度机构备案。6.1.7在交、直流系统交界处，原则上，交流系统的短路电流计算不

20、考虑直流控制系统的形响,但整 定时应考偲直流系统的特殊要求。6.1.8对继电保护在特殊运彳亍方式下的处理，应经所在单位生产主管领导批准，并备案说明。6.2线路保护整定6. 2.1轮断原则：在各种设定的运行方式下，进行分支系数求解及整定值校核时，会对线路两侧厂站 的线路和变丿I；器进行轮断，轮断个数的推荐原则为：星本匕按原则轮断，考思到电网运行方式的变 化，9个及以上元件可轮断23个。同杆并架线路需考虑两回线同时停运的方式。6. 2.2线路保护整定采用近后备原则。条件许可时，应采用远近结合的方式，对远后备的灵敏系数不 作要求。6. 2.3线路两套纵联保护全部停运时，要求线路同时停运。特姝悄况，若

21、线路仍需运行，应缩短线路 两侧后备保护灵敏段动作时间定值，经生产主管领导批准后实施。6.2.4接地和相间距离保护按金属性故障来校验灵墩度。距离I段按不伸出対侧母线整定，叮靠躲过 对侧母线故障。6.2.5 般情况，线路接地距离II段定值按本线路末端发生金属性故障仃足够灵敏度整定，并与相邻 线路接地距离I段或I【段配介；也可与相邻线路纵联保护配介，时间与对侧开关失灵保护动作时间配介: 和间距离II段定值，按本线路末端发生金屈性相间短路故障仃足够灵敏度整定，并与相邻线路相间距离 I段或纵联保护配介；若无法配介时，可与相邻线路相间距离II段配介整定。相间、接地距离II段动作 时间不宜大于2.0秒。6.

22、 2. 6若上一级线路距离II段定值伸出对侧主变下一电压等级母线，则对相应的下一电压等级元件定 值需下幣定限额：若下一级线路距离II段定值伸出对侧主变上一电压等级母线，则距离II段町与上一电 压等级线路的纵联保护配合。6. 2.7正常方式下，距离II【段按与相邻线跖离II段配合，若与相邻线距离II段配合仃闲难，则与相邻 线距离III段配合：若与相邻线距离III段无法配合，则采取不完全配合。距离III段还应可靠躲过本线故大 事故过负荷时对应的最小负荷阻抗和系统振荡周期，时间一般取1.5秒及以上。6. 2.8具何较大互感的线路，(仅考虑互感电抗占零序电抗的20%以上的全线同塔双冋线)，由于在 不同

23、的运行工况下,双回线间零序互感影响的不确定性,接地距离保护的测量误差较大,可采取如下方 法Z整定原则：方法一：a) 接地距离保护I段的冬序补偿系数Kz(或按双回线 回检修并接地时K值放小的情况计 算,其中,罰-ZJ/3Z.,其qiZZGmm=Z0-Z(t/Z0, I段的可靠系数Kk取正常 值 0.7。b) 接地距离的II段的规定灵敏系数提高到(l+KmQ/d + K)倍。其屮，为同塔双回线正常 运行时，考虑互感影响的 K 值，XZ()max = Z() + Z()/, /Cinax = (Xzomax - Z,)/3Z, o方法二a) 计算3种情况的K值。 正常双冋线路运行，不考虑互感的K,

24、K = (Z-ZJ/3乙；正 常双冋线路运行，考虑互感的放大Kinax (含义同方法-b)；双回线一回检修并接地时的址 小Kdn (含义同方法一 a) )ob) 接地距离保护采用正常双I叫线路运行，不考虑互感的K值，在各种运行方式下，K值不变。c) 将I段的阻抗定值缩小为ZDZ/ = Kk 乙(1 +心討/(1 + /0 ,将I【段的定值放大， ZD7J, = Klm 乙(1 + KQ/(1 + K),其中，Z阳为I段阻抗整定值，乙册,为II段阻抗整定值,为可靠系数，K加为灵敏系数。6. 2. 9冬序电流保护需保证相应电压等级线路高电阻性接地故障时町律切除，冬序电流保护的启动值 一般应不大于3

25、00A,定时限动作时间不小于3.5秒；反时限冬序电流保护按反时限曲线整定，原则上所 直线路的反时限冬流取标准反时限曲线或类似曲线簇，垃小动作时间应人于1.0秒。6.2.10因原理不同的保护装置上下级难以整定配合，若两套纵联保护同时拒动，后备保护町越级动作 跳闸。6.2.11不考虑双回线Z间的线路后备保护配合。G.3母线保护整定6. 3.1母线保护差电流起动元件应保证报小方式下母线故障有足够灵敏度，灵敏系数不小于1.5。差动 电流宜按任一元件电流回路断线时由于故大负荷电流引起的差电流報定。6.3.2低电斥闭锁元件的胳怎，按躲过报低运彳了电丿k榕定。一般胳定为60%70%的额定电压；负序、 冬序电

26、压闭锁元件按躲过正常运行放人不平衡电爪整定，负序相电压可幣定26V （二次值），冬序电 压（3Uo）可整定48V （二次值）。6.3.3母联或分段开关充电保护，按垃小运行方式下被充元件故障仃灵墩度整定。母联或分段开关解 列保护，按可靠躲过瑕大运行方式下的放大负荷电流整定6.4变压器保护整定6.4.1变压器主保护按变压器内部故障能快速切除，区外故障可旅不谋动的原则整定。6. 4.2变压器正常运行时，不考走其两套主保护同时拒动。为简化配介，缩短保护动作时间，允许同 一电压等级主变后备距离保护与线路距离保护在定值上不配合。6. 4.3距离保护为变压器的部分绕组的后备保护，不作为变压器低压侧故障的后备

27、。带偏移特性的阻 抗保护，指向交压益的阻抗不伸出对侧母线，町帝系数宜取70%：扌II向母线侧的定值按保证母线故障仃 足够灵敏度格定。时间定值应躲系统振荡周期并满足主变热过负荷的要求，不小于1.5秒。6. 4.4变压器距离保护利用反向偏移阻抗作为母线的后备保护。当一侧母差停时，主变同侧距离保护 时间可按运行要求调轅。6. 4.5变斥器高、中爪侧零序电流保护有方向段指向本侧母线，按本母线故障仃灵嬪度胳定，时间定 值与本侧出线零序电流保护配合，如果零序电流保护时间过长，可与接地距离保护最后一段时间配合。6. 4.6变斥器高、屮压侧冬序电流保护无方向段，按高、屮斥侧母线故障仃灵做度整定，时间定值与 高

28、、中压侧所仃出线接地故障保护放后一段时间配合，应人于有方向段时间定值。6. 4. 7变爪器屮性点冬序电流保护作为电网接地故障的总后备，时间与线路的末段冬序电流保护配合, 并町靠躲过开关三相不一致保护动作时间。同一变电站两台及以上变压器并列运行的中性点冬序电流保 护动作时间可以按不同时限整定。6. 4. 8变压器低压侧三相过流保护为变压器低压侧后备保护及低压母线的主保护，整定值按曲躲低 压侧额定电流整定，按变压器低压侧相间故障有灵敏度校核，动作时间小于2秒。6.5断路器保护整定6. 5. 1开关失灵保护对于线路仅考虑线路两侧一台断路器单相拒动，对于主变仅考億主变高、屮压侧 一台断路器单相拒动（三

29、相联动机构的断路器除外）。6. 5.2线路开关失灵保护电流（包括相电流、负序和零序电流）起动电流定值一般应保证在本线路末 端金属性短路或木变压器（启备变除外）低压侧故障时仃足够灵敏度，灵敏系数大于1.3。失灵保护延 时跳相邻开关的时间胳定按躲断路器可党跳闸时间和保护返冋时间Z和，再考虑一定的时间裕度，一般 取 0.20.3so6. 5.3发变组开关的失灵保护，相电流按满足灵敏度，并尽可能躲变压器额定负荷电流熬定，负序电 流（零序电流）按躲不平衡负序电流整定，按发电机出口故障仃灵敏度校核。失灵保护延时跳相邻开关 的时间一般取0.20.3s。6. 5.4开关三相不一致保护一般装设在开关本体上，与线

30、路相关的断路器，动作时间原则上按町確躲 单相重合闸时间整定;只与发变组相关的断路器,动作时间不考虑躲单相重合闸时间,可整定为0.5s6. 5. 5线路巫合闸时间的整定依据相应电网稳定运行规程的要求。6. 5. 6对于3/2接线方式，取消巫合闸Z间的优先回路，采取时间上的配合以满足巫合闸的先后介闸顺 序。7数据交换格式7.1整定计算数据交换格式的一般规定7. 1. 1面向实际物理对彖，对整定计算所需的一次设备的电气参数及其运行状态进行描述。7.1.2对于具有多层结构的数据，按分层描述的基本原则对数据进行归类。7.1. 3数据交换文件的格式建议采用Excel电子表格文件。为计算方便，所有参数值 般

31、都用标么值上 示，可以根据系统基准容量和元件所在电压等级的基准电压转换为仃名值。7.1.4系统基准值的选择7. 1.4. 1数据交换时，选取系统基准容暈为1OOOMVA。7. 1.4.2乞个电压等级的基准电压为平均额定电压；发电机出口茲准电压为发电机额定电压。7.1.4数据类型的英文标志：BOOL BOOL型，取值范围为0或1；TINYINT整型，取值范围为0255：REAL实型，数拯录入时柿确到10-4；VARCHAR字符型。7.2电网数据格式7. 2.1各电压等级系统基准值表1各电压等级的平均额定电压电压等级电压等级额定电压(kV)电压等级平均额处电压数(rt 500kV. 750kV、lOOOkV互联电网的继电保护無定计算技术 规范。3. 本标准适用于国家电网公nj 330kV 5(X)kV、75()kV、1000kV的线路、变hK器、母线、断路器、 高压电抗器等电力设备继