继电保护标准规定化设计示范修改部分说明

1、2008年8月2022日和2009年2月11日国调中心在北京先后组织召开了 线 路保护及辅助装置标准化设计规范（Q/GDW 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（Q/GDW 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。、公共部分1、规范161表A.1，关于设备参数定值。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”。“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

2、”只能 在就地修改。“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。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（通信参数除外） 的功能，受“远方修改定值”软压板控制，是否允许修改由调度、运行管理部门决 定。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。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

3、道类型”c)短引线保护取消“ PT次值”、“ PT二次值”和“通道类型”补充CT、PT定值范围a)PT 一次值范围：11200kV （线电压），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。通信参数波特率、IP地址等信息通信地址单独列为通信参数，与定值分开，由现场设定，可查 看和打印。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。规范161

4、第4.1.3条，软、硬压板的设置原则原则上，保护功能投退的软、硬压板要一一对应，采用“与门”逻辑。为兼顾运行习惯，软、硬压板采用“或门”逻辑的有“停用重合闸”。a)b)对软硬压板作以下调整: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。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。规范161第4.2.7条，关于全站后台集中打印方式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

5、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。设备参数和软压板与定值一起打印。定值、控制字、软压板、开入量名称规范、统一为规范有关名称，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。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。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

6、定范围讨论结果:CT变比一次值的整定范围不小于 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“启动后开关量状态”。9、规范175第422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维持规范中“启动”、“ CT”、“ PT”名称不变改“。规范161附录表A.5中“电压接线路PT”改为“电压取线路P

7、T电压”。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”。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保护装置的测量范围下限为0.05 In，上限为20In40 In，保护装置在0.05 In（20 In 40 In ）的测量精度均需满足：测量误差不大于相对误差 5%或绝对误差0.02 In，但在 0.05 In以下范围用户应能整定并使用，实际故障电流超过电流上限（20 In40In）时, 保护装置不误动不拒动。12、规范161第5.2.5条，关于重合闸控制字表述进一步明

8、确如下:表2重合闸控制字序号重合闸方式整定方式备注3禁止重合闸0，1禁止本装置重合，不沟通三跳4停用重合闸0，1闭锁重合闸，并沟通三跳13、关于定值清单打印:定值清单打印时可不打印“类别”列和“定值范围”列。14、关于定值的可整定范围规范中规定的为最小范围，装置定值的可整定范围应包含规范定义的范围。15、变压器保护跳闸矩阵需上送后台。、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。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。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

9、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。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。关于纵联电流差动保护电容电流补偿和电抗器相关定值在自定义定值中的“线路电抗器”改为“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)。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。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 改为“ 0s10s ”。PT断线后的过流保

10、护和零序过流保护规范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。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。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“n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n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m段固 定闭锁重合闸。8、线路保

11、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、增加“单相TWJ启动重合闸”和“三相TWJ启动重合闸”控制字。10、表A.2a中零序补偿系数KZ定值、零序电抗补偿系数 KX、零序电阻补偿系数KR范围调整为“一0.3310”。11、不考虑线路保护增加用于电缆线路过负荷告警和用于线路充电用的过流保护，该 需求可作为特殊版本。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5332a )条，零序电流310输入不做统一要求。3、规范161第527.a).2)条，正常运行时，三相电压均低于计算门槛值时开放该相低 功率

12、因数元件。PT断线后，退出与电压有关的判据。4、附件2表A.6中“失灵跟跳本断路器时间”改为“失灵三跳本断路器时间”。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、正常运行时，三相电压均低于计算门槛值或电流小于精工电流时开放该相低功率因 数元件。PT断线后，远方跳闸保护退出与电压有关的判据。3、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“ 1”时，CT断线后差动电流大于1.2 I e时

13、差动应出口跳闸。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。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。关于后备保护配置500kV变压器的低压侧过流保护改为2时限。330kV变压器中压侧零序电流保护改为两段，各四时限，分别跳分段、母联、本侧 开关和三侧开关；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。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。关于变压器参数中的中低压侧接线方式钟

14、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526.a)中PT开口三角电压不受本侧“电压压板”控制。8、330kV及以上电压等级变压器保护过激磁1段倍数需整定，其余各段倍数按级差0.05递增，见附件3规范175定值清单的定值表A.5。六、高压并联电抗器保护关于规范175中B.3高抗保护定值部

15、分，明确以下原则:1、电抗器保护定值宜均以主电抗器额定电流二次值为准。中性点电抗器过流保护定值、过负荷报警定值取主电抗器额定电流的倍数。2、定值由厂家按照整定原则缺省设置。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”。7.123条中增加“母联、分段1、分段2分列运行”开入。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。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”。为满足规范175第7.2.1.h）

16、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：1）在充电预备状态即TWJ为“1”时，若检测到“母联（分段）充电压板”开入, 合于故障母差瞬时跳母联（分段），延时300ms跳母线；2）检测到TWJ返回大于500ms或“母联（分段）充电压板”退出，母差功能恢 复正常。4、双母线接线的母线保护统一支路分配 1）对于双母线接线的母线保护，按以下顺序排列:线路支路19 （支路（支路 13、1624 ）。a） 24个支路：母联（支路1），主变12 （支路23 ），412 ），主变34 （支路1415 ），线路支路1019线路支路17 （支路b） 21个支路：母联（支路1）

17、，主变12 （支路23 ），410 ），主变34 （支路1415），线路支路815 （支路1113、1621 ）。备注：实际工程一般不超过15个支路。2）对于双母单分段/双母双分段接线的母线保护，按以下顺序排列:19 （支路1622 ），a） 24个支路：母联1 （支路1 ），主变12 （支路23 ），线路支路412 ），主变34 （支路1415 ），线路支路1017 （支路13、 分段（支路23），母联2 （支路24 ）。17 （支路b） 21个支路：母联1 （支路1 ），主变12 （支路23 ），线路支路410 ），主变 34 （支路 1415 ），线路支路 813 （支路 1113、16

18、19 ）， 分段（支路20）,母联2 （支路21 ）。备注：上述为双母单分段方案，当为双母双分时，“分段”为“分段1 ”，“母联2 ”为“分段2”。单母分段接线的母线保护可按单独版本考虑。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，可增加各线路支路共用的“线路解除复压闭锁”开入。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7.123j）条改为“主变三跳启动失灵开入。” 规范175表C.7双母线母线保护增加“差动保护”、“失

19、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。双母线母差失灵保护应满足采用三相跳闸方式时三相失灵的功能要求。线路三相跳 闸启动失灵时，失灵电流采用主变支路定值。附录3表C.6中“母联分段失灵电流定值”和“母联分段失灵时间”定值改列入“差 动保护”类别中。母联分段失灵功能不受“差动保护”、 “失灵保护”控制字和“差 动保护”、“失灵保护”软压板控制，固定投入。10、附件3表C.2和表C.5中“差动基准CT 一次值”和“差动基准CT二次值”改为 “基准CT 一次值”和“基准CT二次值”。八、母联充电过流保护1、取消规范175第8.32b）条“分相跳闸位

20、置”开入。8.52d）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861.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 P222.1.1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 P26A.3.1失灵保护跟跳本断路器时间失灵三跳本断路器时间3/2接线断路器保护3线路 P26A.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 P26A.3.1充电过流保护I段电

21、流定值充电过流I段电流定值3/2接线断路器保护5线路 P26A.3.1充电过流保护n段电流定值充电过流n段电流定值3/2接线断路器保护6线路 P28A.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 P28A.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 P30A.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 P36A.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 P30A.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 P36A.3.

22、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 P30A.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 P30A.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 P30A.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 P31A.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 P32A.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 P32A.2.4指向变压器接

23、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 P37A.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 P37A.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 P37A.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 P46C.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 P47C.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P23A.2.1.2零序电流保护III段经方向零序过流II

24、I段经方向线路保护2线P23A.2.1.2线P26A.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 P27A.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 P28A.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 P33A.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 P34A.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 P39A.3.5复压闭锁过流1段方向指向母线复压过流1段指向母线220kV主变保护8元

25、件 P39A.3.5零序过流1段方向指向母线零序过流1段指向母线220kV主变保护9元件 P39A.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 P40A.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 P40A.3.7零序过流1段方向指向母线零序过流1段指向母线220kV主变保护12元件P44B.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P44B.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P46C.2.3断路器失灵经母线保护跳闸

26、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P115.3.3.2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P115.3.3.2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 P113.3.2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 P221.1.3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 P231.2.3母联三相跳闸位置

27、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 P231.2.3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 P231.2.3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P231.2.3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P231.2.3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P237.1.2.3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P237.1.2.3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P237.1.2.3变压器支路三

28、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定值清单纵联距离（方向）保护一一非数字式通道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CT3CT 一次额定值1 9999A相电流4CT二次额定值1或5A相电流PT5PT 次额定值1 1200kV线电压通道6通道类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机无根据现场实际情况整定

29、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1变化量启动电流定值(0.05 0.5) INA2零序启动电流定值(0.05 0.5) INA零序保护3纵联零序电流定值(0.05 20 ) INA4纵联距离阻抗定值(0.5 125)/ INQ5通道交换时间定值023无后 备 保 护6线路正序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ线路全长7线路正序灵敏角55 ° -89 °O8线路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ线路全长9线路零序灵敏角55 ° -89

30、°O10线路总长度0 655.35km11接地距离I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值12接地距离n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值13接地距离n段时间0.01 10s14接地距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值15接地距离m段时间0.01 10s16相间距离I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值17相间距离n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值18相间距离n段时间0.01 10s19相间距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值20相间距离m段时间0.01 10s21负荷限制电阻定值(0.05 125 )/ I

31、NQ22零序过流n段定值(0.05 20 ) INA23零序过流n段时间0.01 10s24零序过流m段定值(0.05 20 ) INA25零序过流m段时间0.01 10s26零序过流加速段定值(0.05 20 ) INA27PT断线相过流定值(0.05 20 ) INA28PT断线零序过流定值(0.05 20 ) INA29PT断线过流时间0.1 10s30单相重合闸时间0.1 10s31三相重合闸时间0.1 10s32同期合闸角0 °-90 °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(0.05 0.5

32、) INA34零序反时限时间0.1 10s35零序反时限最小时间010s36不一致零负序电流定值(0.05 0.5) INA37三相不一致保护时间0.1 10s38快速距离阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ39零序补偿系数KZ-0.33 10无40零序电抗补偿系数KX-0.33 10无41零序电阻补偿系数 KR-0.33 10无42接地距离偏移角0 ° ,15 ° ,30 °39项定值推荐用KZ代替KX和KR,也可以根据参注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, 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I、

33、n、m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I段0, 110距离保护n段0, 111距离保护m段0, 112零序

34、电流保护0, 113零序过流m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, 117n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 , 123零序反时限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启动单相重合闸0 , 128TWJ启动三相重合闸0 , 1911项控制字为相间和接地距离保护共用控制字。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。1516控制字适用于双母线接线。厂家

35、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1纵联保护0 , 1压2停用重合闸0 , 1板3远方修改定值0 , 1注：“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。纵联距离（方向）保护一一数字式通道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

36、度无根据现场实际情况整定CT9CT 一次额定值1 9999A相电流10CT二次额定值1或5A相电流PT11PT 次额定值1 1200kV线电压通道12通道类型专用光纤、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(0.05 0.5) INA2零序启动电流定值(0.05 0.5) INA3纵联零序电流定值(0.05 20 ) INA4纵联距离阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ5本侧识别码0655356对侧识别码0655

37、35后 备 保 护7线路正序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ线路全长8线路正序灵敏角55 ° -89 °9线路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/ INQ线路全长10线路零序灵敏角55 ° -89 °11线路总长度0 655.35km12接地距离I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值13接地距离n段定值(0.05 125 )/ INQ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n段时间0.01 10s15接地距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻

38、抗定值16接地距离m段时间0.01 10s17相间距离I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值18相间距离n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值19相间距离n段时间0.01 10s20相间距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值21相间距离m段时间0.01 10s22负荷限制电阻定值(0.05 125 )/ INQ23零序过流n段定值(0.05 20 ) INA24零序过流n段时间0.01 10s25零序过流m段定值(0.05 20 ) INA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,

39、1后 备 保 护 和 重 合 闸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I段0, 19距离保护n段0, 110距离保护m段0, 126零序过流m段时间0.0110s27零序过流加速段定值(0.05 f20) INA28PT断线相过流定值(0.05 20 ) INA29PT断线零序过流定值(0.05 f20) INA30PT断线过流时间0.1 f-10s31单相重合闸时间0.1 f-10s32三相重合闸时间0.1 f-10s33同期合闸角0 °-90 °34零序反时限电流定值(0.05 0.5) INA35零序反时限

40、时间0.1 f-10s36零序反时限最小时间0.1 f-10s37不一致零负序电流定值(0.05 0.5) INA38三相不一致保护时间0.1 f-10s39快速距离阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ40零序补偿系数KZ-0.3310无41零序电抗补偿系数KX-0.3310无42零序电阻补偿系数 KR-0.3310无43接地距离偏移角0 ° ,15° ,30 °42项定值推荐用KZ代替KX和KR,也可以根据参自定义注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, 数计算43项KX和44项KR。注222项“负荷限制电阻定值”为相间和接地I、n、m段电阻

41、共用定值，圆特性、四边形特性均适用。3133项定值适用于双母线接线。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11零序电流保护0 , 112零序过流m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 , 116n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 , 122零序反时限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 , 126T

42、WJ启动三相重合闸0 , 1控制字自定义注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：“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。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类别序号参数名称表 A.4a设备参数

43、定值参数范围（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CT15CT 一次额定值1 9999A相电流16CT二次额定值1或5A相电流PT17PT 次额定值1 1200kV线电压通道18通道类型专用光纤、复用光纤、复用载波、收发信机无根据现场实际情况整定2. 纵联电流差动保护定值表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(0.05 0.5)

44、INA2零序启动电流定值(0.05 0.5) INA3差动动作电流定值(0.05 2) 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(0.05 655.35 )/INQ线路全长7线路正序灵敏角55 ° -89 °8线路零序阻抗定值(0.05 655.35 )/INQ线路全长9线路零序灵敏角55 ° -89 °10线路正序容抗定值(40 6000 )/ INQ线路全长11线路零序容抗定值(40 6000 )/ INQ线路全长12线路总长度0 655.35km13接地距离I段定值(0.05 12

45、5 )/ INQ阻抗定值14接地距离n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值15接地距离n段时间0.01 10s16接地距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值17接地距离m段时间0.01 10s18相间距离I段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值19相间距离n段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值20相间距离n段时间0.0110s21相间距离m段定值(0.05 125 )/ INQ阻抗定值22相间距离m段时间0.0110s23负荷限制电阻定值(0.05 125 )/ INQ24零序过流n段定值(0.05 -20) INA25零序过流n段时间0.0110s2

46、6零序过流m段定值(0.05 -20) INA27零序过流m段时间0.0110s28零序过流加速段定值(0.05 -20) INA29PT断线相电流定值(0.05 -20) INA30PT断线零序过流定值(0.05 -20) INA31PT断线过流时间0.1 '"0s32单相重合闸时间0.1 '"0s33三相重合闸时间0.1 '"0s34同期合闸角0 °-90 °35电抗器阻抗定值(5 9000 )/ INQ本侧电抗器36中性点电抗器阻抗定值(5 9000 )/ INQ本侧电抗器37CT变比系数0.25 -1.0038零

47、序反时限电流定值(0.05 0.5) INA39零序反时限时间0.1 10s40零序反时限最小时间0.1 10s41不一致零负序电流定值(0.05 f0.5) INA42三相不一致保护时间0.1 '"0s43零序补偿系数KZ-0.3310无44零序电抗补偿系数KX-0.3310无45零序电阻补偿系数KR-0.3310无46快速距离阻抗定值(0.5 37.5 )/ INQ47接地距离偏移角0 ° ,15° ,30 °自定义43项定值推荐用KZ代替KX和KR,也可以根据参注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, 数计算44项KX和45项KR。注2: 23项“负荷限制电阻定值