城市配网继电保护技术管理规范

1、城市配网继电保护技术管理规范上海市电力公司2007年6月目 录1继电保护装置及自动装置配置规范2继电保护整定值管理规定3继电保护保护整定原则与计算4继电保护及安全自动装置运行管理规范5继电保护及电网安全自动装置检验规范6继电保护技术监督规范7微机继电保护装置运行规范8直流电源系统技术标准9直流电源系统技术监督规定10直流电源系统设备运行维护管理规范11直流电源系统运行规范12预防直流电源系统事故措施继电保护装置及自动装置配置规范目 次1 范围52 规范性引用文件53 10-35千伏线路保护53.1 35千伏线路保护配置原则53.2 10千伏线路保护配置原则74 35千伏主变保护84.1 35千

2、伏主变保护配置原则85 10-35千伏母线保护85.1 220千伏变电站35千伏母线85.2 110千伏变电站35千伏母线95.3 110千伏变电站10千伏母线95.4 35千伏变电站10千伏母线96 10-35千伏电容器器组保护96.1 35千伏并联电容器保护配置原则96.2 10千伏并联电容器保护配置原则107 10-35千伏并联电抗器保护108 10-35千伏接地变保护119 站用变保护配置原则1210 备用电源自动切换装置1211 分布式电源保护配置原则12继电保护装置及自动装置配置规范1 范围本规范对10kV35kV电力系统中电力设备和线路的继电保护和安全自动装置提出了相应的配置原则

3、。继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。继电保护和安全自动装置的配置方式要满足电力网结构和厂站主接线的要求，并考虑电力网和厂站运行方式的灵活性。2 规范性引用文件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，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，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最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点 (电安生 1994191 号) 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定 (试行)(调网 1994 143 号) 防止电

4、力生产重大事故的二十五项重点要求继电保护实施细则 (国电调 2002 138 号)继电保护和安全自动装置技术规程 (GB14285-1993) 3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程 (DL/T584-1995) 上海电网继电保护配置和选型原则【上海电力局】上海电网若干技术原则的规定【上海市电力公司】上海电网备用电源自动投入装置技术原则【上海电力公司2003年9月颁发】上海电网小电阻接地系统继电保护配置和整定运行规定【上海市电力工业局】3 10-35千伏线路保护3.1 35千伏线路保护配置原则3.1.1 终端线：对相间故障，应配置三段式电流电压保护；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配

5、置两段式零流保护；还应配置按频率及三相一次重合闸。35kV终端线路保护配置 保护配置作用电流速断（或过流2）跳闸电流电压速断跳闸过流（或过流3）跳闸零流1跳闸零流2跳闸按频率跳闸或停用三相一次重合闸一次重合3.1.2 互馈线：线路两侧均应配置纵差保护作为线路的主保护；配置电流电压保护作为相间故障的后备保护，配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的后备保护；还应配置按频率及三相一次重合闸。35kV互馈线路保护配置（两侧） 保护配置作用纵差跳闸电流速断跳闸电流电压速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸按频率跳闸或停用三相一次重合闸一次重合3.1.3 开关站线路：线路两侧均应配置纵差保护作

6、为线路的主保护。电源侧应配置电流电压保护作为相间故障的后备保护，配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的后备保护；还应配置按频率及三相一次重合闸。开关站侧仅配置纵差保护即可。35kV开关站线路保护配置（电源侧） 保护配置作用纵差跳闸或信号电流速断跳闸电流电压速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸按频率跳闸或停用三相一次重合闸一次重合35kV开关站线路保护配置（开关站侧） 保护配置作用纵差跳闸3.1.4 联络线（地区电源并网线路）：线路两侧均应配置纵差保护作为线路的主保护；配置距离保护（或带方向的电流电压保护）作为相间故障的后备保护，配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的

7、后备保护；还应配置按频率及三相一次重合闸。35kV联络线保护配置（电源侧） 保护配置作用纵差跳闸电流速断跳闸电流电压速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸按频率跳闸或停用三相一次重合闸一次重合3.2 10千伏线路保护配置原则3.2.1 架空线路：对相间故障，应配置前加速过流1及反时限过流3保护（当线路与主变过流及线路熔丝上下级配合裕度不足时，增加过流2）；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护；还应配置三相一次重合闸。10kV架空线路保护配置保护配置作用前加速过流1跳闸（过流2）跳闸反时限过流3跳闸零流段跳闸零流段跳闸三相一次重合闸一次重合3.2.2 电缆专线（开关站出线）：对相

8、间故障，应配置定时限过流1及反时限过流2（或定时限过流2）保护；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护。10kV电缆专线保护配置保护配置作用定时限过流1跳闸反时限过流2（定时限过流2）跳闸零流段跳闸零流段跳闸3.2.3 开关站线路（仅在电源侧配置保护）：对相间故障，应配置定时限过流1及定时限过流2保护（当开关站为架空线路支接时，应增加反时限过流3）；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护。10kV开关站线路保护配置（电源侧） 保护配置作用定时限过流1跳闸定时限过流2跳闸（反时限过流3）跳闸零流段跳闸零流段跳闸3.2.4 电缆环网：对相间故障，应配置定时限过流1及

9、反时限过流2保护；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护。10kV电缆环网保护配置保护配置作用定时限过流1跳闸反时限过流2跳闸零流段跳闸零流段跳闸3.2.5 开关站出线：对相间故障，应配置定时限过流1及反时限过流2（或定时限过流2）保护；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护。10kV开关站出线保护配置保护配置作用定时限过流1跳闸反时限过流2（定时限过流2）跳闸零流段跳闸零流段跳闸4 35千伏主变保护4.1 35千伏主变保护配置原则4.1.1 双圈变（35/10KV）：应配置差动保护及瓦斯保护作为主保护；配置35kV低压过流保护作为相间故障后备保护；配置35KV

10、零流保护、两段式10kV零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的后备保护；还应配置过负荷保护。35kV双圈变压器保护配置(35/10KV) 保护配置作用差动保护跳各侧35KV低压过流(或过流) 跳各侧35KV零流跳各侧10KV零流段跳10KV侧10KV零流段跳各侧35KV过负荷信号5 10-35千伏母线保护5.1 220千伏变电站35千伏母线5.1.1 双母线单分段：配置1套母线差动保护（大差动启动，低电压选择故障母线）作为母线相间故障的主保护；配置母线充电保护（包括相间过流及零流）作为母线充电时相间故障及单相接地故障主保护。5.1.2 三分段：每段母线配置1套母线差动保护作为母线相间故障的

11、主保护；配置母线充电保护（包括相间过流及零流）作为母线充电时相间故障及单相接地故障主保护。5.1.3 六分段：每段母线配置1套母线差动保护或分段两侧的两段母线组成1套母线差动保护（大差动启动，低电压选择故障母线）作为母线相间故障的主保护；配置母线充电保护（包括相间过流及零流）作为母线充电时相间故障及单相接地故障主保护。分段或母联充电保护配置保护配置作用过流分段或母联跳闸零流分段或母联跳闸5.2 110千伏变电站35千伏母线5.2.1 一般由主变保护中的35KV低压过流保护作为母线相间故障的主保护，若该保护整定时间2.5秒，则应配置35KV母线专用保护（采用低压过流）。5.3 110千伏变电站1

12、0千伏母线5.3.1 一般由主变保护中的10KV低压过流保护作为母线相间故障的主保护，若该保护整定时间2.5秒，则应配置10KV母线专用保护（采用低压过流）。5.4 35千伏变电站10千伏母线5.4.1一般由主变保护中的35KV低压过流保护作为10KV母线相间故障的主保护，该保护整定时间2.5秒，不需配置10KV母线专用保护。6 10-35千伏电容器器组保护6.1 35千伏并联电容器保护配置原则6.1.1 单星型接线：配置电流速断保护、过流保护作为电容器组和断路器间相间故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护；配置过电压保护作为电容器组过电压保护；配置低电压保护作为

13、母线失压保护；配置电压差动保护作为故障电容器切除后引起电容器端电压过电压的保护。单星形接线电容器保护配置（35kV）保护配置作用电压差动跳闸电流速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸低电压跳闸过电压跳闸或发信6.1.2 双星型接线：配置电流速断保护、过流保护作为电容器组和断路器间相间故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护；配置过电压保护作为电容器组过电压保护；配置低电压保护作为母线失压保护；配置中性横差保护作为故障电容器切除后引起电容器端电压过电压的保护。双星形接线电容器保护配置（35kV）保护配置作用中性横差跳闸电流速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸低电压跳闸过

14、电压跳闸或发信6.2 10千伏并联电容器保护配置原则6.2.1 双星型接线：配置过流保护作为电容器组和断路器间相间故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护；配置过电压保护作为电容器组过电压保护；配置中性横差保护作为故障电容器切除后引起电容器端电压过电压的保护。双星形接线电容器保护配置（10kV）保护配置作用中性横差跳闸电流速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸过电压跳闸或发信7 10-35千伏并联电抗器保护7.1 干式电抗器：配置电流速断保护、过流保护作为电抗器组和断路器间相间故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护。干式电抗器保护配置保护

15、配置作用电流速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸7.2 油浸式电抗器：配置差动保护及瓦斯保护电抗器本体主保护；配置过流保护作为电抗器组和断路器间相间故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护。油浸式电抗器保护配置保护配置作用差动跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸8 10-35千伏接地变保护8.1 消弧线圈接地系统：配置电流速断保护、过流保护作为接地变和断路器间相间故障的保护；配置瓦斯保护作为接地变内部故障的保护；配置消弧线圈接地电流保护作为系统单相接地故障的保护，作用于信号。消弧线圈接地系统接地变保护配置保护配置作用电流速断跳闸过流跳闸接地电流信号8.2 小电阻接地系统

16、：配置电流速断保护、过电流保护作为接地变和断路器间相间故障的保护；配置瓦斯保护作为接地变内部故障的保护；配置两段式零流保护作为小电阻接地系统中单相接地故障的保护。接地变保护配置保护配置作用电流速断（电流互感器接成）跳闸过流（电流互感器接成）跳闸零流1（接中性点电流互感器）跳闸零流2（接中性点电流互感器）跳闸9 站用变保护配置原则9.1 对相间故障，应配置三段式电流电压保护（电流速断、电流电压速断、过流）；小电阻接地系统中，对单相接地故障，应配置两段式零流保护。站用变保护配置保护配置作用电流速断跳闸电流电压速断跳闸过流跳闸零流1跳闸零流2跳闸10 备用电源自动切换装置10.1 为保证对中、低压电

17、力用户供电的可靠性和连续性，应在各电压等级变电站的中、低压侧各母线之间的开关上配置备用电源自切装置。备用电源自切装置保护配置保护配置作用低电压失压母线主变开关跳闸过电压接通自切回路后加速低压过流分段或母联跳闸后加速零流零压分段或母联跳闸11 分布式电源保护配置原则11.1 自发自用接入系统由于小电源发电为自发自用，不向电网输送电量，故可考虑简化保护配置，仅在并网线路电源侧配置逆功率保护，动作后将小电厂解列，以确保电源侧发电不向电网输送电量，在此前提下，电业站内保护仅需按原有保护配置，无需改造。同时可在线路两侧配置低周低压解列装置，在大系统发生故障或异常情况时，将小电厂解列。11.2 上网送电接

18、入系统以确保系统安全稳定运行为目的，尽量简化保护配置。在小电厂并网线路两侧均宜配置纵差保护作为线路的主保护，并配置方向过流保护或距离保护作为后备保护，并根据实际情况，考虑重合闸功能是否投运。电网接入点，在并网线路所在母线的主变进线断路器跳开时应联跳该线路，在主变低压侧配置一套复合电源闭锁方向过流保护作为主变进线故障时的后备保护，延时动作切除该并网线路。电网接入点，当并网线路所在母线失压后，应确保该并网线路已跳闸后才能起动自切合上母联或分段开关。电网接入点，当并网线路所在母线发生故障，母差保护动作后，在跳开主变该母线侧开关的同时，也应跳开该并网线路。应在线路两侧配置低周低压解列装置，在大系统发生

19、故障或异常情况时，将小电厂解列。继电保护整定值管理规定目 次1 范围152 规范性引用文件153 继电保护整定值通知单的日常管理154 技术改进工程和反措工程继电保护整定值通知单的管理165 基建工程继电保护整定值通知单的管理：166 继电保护整定单执行、核对签字的管理167 用户177.1职责分工177.2 用户委托整定管理188 整定计算管理188.1 日常整定计算管理188.2 整定方案及调度运行说明19继电保护整定值管理规定1 范围加强继电保护整定值通知单运行管理，正确执行继电保护整定值通知单是电力系统安全、稳定运行的重要保证。继电保护整定值通知单包括一般整定值通知单、整定值更改通知单

20、和整定值临时更改通知单。本管理规定对电业继保工作联系单申请、整定单流程、整定计算等等进行了较详尽的规定，同时对用户设备选型、整定职责等也做了相应的规定。2 规范性引用文件继电保护及安全自动专职运行管理规程上海市地区电网调度操作规程上海电网继电保护及安全自动装置运行管理规定3 继电保护整定值通知单的日常管理3.1电力系统运行方式的变化需及时调整继电保护装置的整定值的，相关调度部门的运方专职应提前七天向相关调度继保专职书面提供系统方式变化后的一次接线方式及有关技术数据，使继电保护部门有足够时间计算继电保护整定值。3.2相关调度颁发的整定单一式六份，发至现场。每张整定单应注明编发日期、颁发原因及执行

21、日期，需编制人、校验人及审核人签字或盖章，经供电公司总工或供电分公司主工批准后方能生效。3.3现场调试人员必须根据整定单要求及时执行，注明执行日期。执行完毕后，由调试人员在整定单上签字或盖章，并将其中的一份在十天之内返回相关调度部门。一份交现场值班员，现场值班员收到整定单后，应立即汇报相关调度主值调度，双方核对无误后执行。若是无人值班变电站，则由运行设备负责人向区调当值调度汇报，双方核对无误后执行。3.4如果现场调度人员发现整定单有疑问，应与地调或区调专职继保人员联系地调或区调专职继保人员应及时给予答复。3.5地调和区调继保人员每年应对整定单进行定值普查。经普查应重新颁发整定单的设备、超高压公

22、司或各供电所、局应按保护装置整定单的要求执行，并依照规定日期完成。3.6整定算稿需整理成册，妥善保管，以便日常运行及事故处理的查对。4 技术改进工程和反措工程继电保护整定值通知单的管理4.1在设备调试前十天，超高压或各供电分公司相关部室必须填写好继电保护工作联系单，向地调或区调提供有关图纸资料和技术数据。4.2调度继电保护部门收到继电保护工作联系单后，必须按时颁发有关继电保护整定值通知单，执行时间以工程竣工日期为准。4.3地调或区调收到继电保护工作联系单后，必须按时颁发有关继电保护整定单，执行时间以工程竣工日期为准。5 基建工程继电保护整定值通知单的管理：5.1对于基建工程，继电保护图纸必须经

23、过技术审查，基建部门或工程管理部门应在审核前五天向地调或区调提供相关图纸。5.2设备调试前一个月，超高压、电网建设公司或各供电分公司相关部室必须填写好继电保护工作联系单，向地调或区调提供有关资料及技术数据，一次设备实测参数可晚些到，但至少必须在设备投运前七天提供。5.3地调运方或区调运方专职必须在设备调试前一个月，向地调或区调继保专职书面提供工程竣工后的系统一次设备接线方式及有关技术数据。5.4工程建设过程中所需的继电保护调试定值，地调或区调将根据设计参数和继电保护工作联系单，编制调试整定单，一式三份发至现场，仅供调试用。现场调试人员若发现疑问，应及时与地调或区调联系，地调或区调应视情况及时给

24、予答复。5.5地调或区调收到继电保护工作联系单和一次设备实测数据后，才可按时颁发有关继电保护整定单，执行时间以工程竣工日期为准。6 继电保护整定单执行、核对签字的管理6.1编制整定单时，签字或图章栏应有6栏，分别为编制、校核、审核、批准、执行、核对。6.2编制、校核、审核、批准是整定单编制过程的必备手续。发至调度及运行部门的整定单，上述四栏的签字或图章必须齐全，整定单的分发规定如下：1) 调度1份（如涉及几个调度则各1份）2) 变电站、发电厂或用户站各1份（无人值班站由该站运行主管部门保存）3) 整定单位1份4) 执行单位继电保护部门1份5) 执行单位执行后退整定单位1份6) 运行管理部门1份

25、6.3运行部门的4份整定单6.3.1在校验结束后，工作负责人应在执行栏内签字或盖章；并将其中的1份交给有人值班变电站的值班人员或无人值班变电站的变电运行人员，3份移交继保专职。6.3.2保护装置投运前，有人值班变电站现场值班人员（无人值班变配电站由该单位的继电保护校验负责人或该站运行主管人员）应向值班调度员汇报具备投运条件并核对整定单内容。调度员核对后应在继电保护整定单上签发核对人姓名、日期及时间。6.3.3送到继保专职的3份整定单应由其在核对栏内签字或盖章，并于10天内将其中的一份返回至整定单位，一份返回至继保班。（用户设备的整定单执行后10天内由用电监察负责将其中的一份返回至整定单位）6.

26、4调度部门的整定单：保护装置投运前，值班人员或运行人员汇报时，与其核对整定书有关内容，核对无误后应在核对栏内签字。间接调度的设备，整定书应分发至两级调度部门。区调调度员接到运行人员的执行汇报后，与其核对整定书无误后，应及时向地调汇报整定书的执行情况，并在核对栏内签字。地调调度员接到区调的汇报后，与其核对整定书的内容并在核对栏内签字。6.5整定部门的整定书：在收到运行单位返回的整定书后，将原整定书归档放入作废整定书中，将执行签字后的整定书放在规定的运行资料中。7 用户7.1职责分工7.1.1整定职责的划分7.1.1.1 35KV的用户变电站，进线开关保护由地调整定，无进线开关的用户变电站由地调提

27、供整定限额；其余用户内部设备保护由用户自行整定。7.1.1.2 10KV用户变电站：由用户自行整定，其中10KV进线开关保护由用电监察负责审核，区调提供整定限额。7.1.2用户设备选型管理7.1.2.1对用户设备选型的监督管理由用电监察负责。7.1.2.2为保证电网的安全运行，电力部门对用户设备选型提供参考意见，用于保护与供电电压同一等级设备的保护装置，原则上应选用经省电力公司批准入网的供电公司常用的设备。7.1.2.3所选设备若不在上述范围内，应同时满足：1) 必须补做入网试验。2) 应有一年以上运行经验。3) 应负责对供电部门的培训。4) 35KV由公司总工程师批准，10KV由各供电分公司

28、总工程师批准。7.1.2.4 用电监察应负责审核二次原理图，确保其正确性。7.2 用户委托整定管理7.2.1用户委托整定必须有委托合同，在委托合同中应明确：所开发的整定书仅适用于用户设备投运时的电网方式和用户提供的相关内部资料及方式。7.2.2用户委托整定必须由用电监察负责填写工作联系单。并将工作联系单、委托合同及相关技术资料送有关整定部门。7.2.3用户委托整定时，对相关技术资料的提供及时间的要求应严格遵守“继电保护与自动装置定值管理标准”。8 整定计算管理8.1 日常整定计算管理8.1.1地调运行方式人员应向继电保护人员提供下列运行资料1) 系统可能出现和符合实际的正常及检修方式。2) 最

29、大最小短路容量3) 提供省调运方颁发的系统稳定要求包括故障切除时间、重合闸时间等。4) 其它必要的运行资料。8.1.2建设单位或设备主管单位向调度整定部门构提供有关参数时，必须包括：1）110/220KV及以上线路实测参数2）220KV及以上变压器参数须包括正序、零序阻抗，中性点绝缘等级。其正序、零序阻抗须为试验数据（包括制造厂试验单上的数据）3）整定需要的新设备型号、参数和主接线图。4）保护图纸5）保护所用的流变CT及压变PT变比6）提供设备保护的继电器型号及软件版本号。新的继电器还必须提供继电器说明书。 新设备未测得实际参数前应提前一个月向相关调度整定部门提供书面设计或计算数据，由运行方式

30、人员确定运行方式后继保整定人员编发调试整定单。当收到实测参数后，根据实测参数正式颁发该设备的整定单。8.1.3 系统保护的整定计算应符合部颁3110KV电网继电保护装置运行整定规程及电力公司的有关规定。8.1.4根据运方每年提供的短路容量，继保整定人员应及时对保护定值进行校验，保证计算结果的正确性。定值不满足的，应及时编制普查整定书，并通知相关运行单位及时调整该设备的定值。8.1.5配合基建工程、更改工程或系统方式的调整，根据计算结果及时编发继电保护整定单。8.1.6为保证整定单的正确、美观，必须使用统一的标准格式整定单，任何人不得随意修改。8.1.7当系统出现特殊方式时，运行方式人员填写特殊

31、运行方式单请继电保护人员考虑整定问题。继保根据运方提供的资料计算特殊方式，根据计算结果编写相应的继电保护说明，并经有关领导批准后执行。8.2 整定方案及调度运行说明结合电力系统发展变化，定期编或修订继电保护整定方案及有关的调度运行说明8.2.1整定方案的主要内容包括：1) 对系统近期发展的考虑；2) 各种保护装置的整定原则以及为防止全站停电或保证重点用户用电作特殊考虑的整定原则；3) 整定限额表；4) 正常和特殊方式下有关调度运行的注意事项或规定事项；5) 系统主接线图、正序及零序阻抗参数图、继电保护配置及定值图；6) 系统运行、继电保护配置及整定方面遗留的问题和改进意见。8.2.2调度运行说

32、明的主要内容包括1）各类保护的运行规定；2）主网的调度运行操作；3）特殊运行方式下的操作。8.2.3整定方案编制后，应经专人进行校核，集体讨论，由运行总工程师批准后实施。8.2.4.要加强全网的继电保护整定计算的管理工作，具体内容如下：1）明确各有关单位继电保护整定计算范围的划分；2）编制整定限额表，检查各单位的执行情况；3）制定本电网继电保护整定计算原则，保证全网继电保护有序稳定运行。8.2.5配合事故分析，进行事故分析所需的短路电流计算和继电保护整定值计算工作继电保护保护整定原则与计算目 次1 范围12 规范性引用文件13 总则14 基本原则24.1 整定计算的一般规定25 继电保护整定的

33、规定25.1线路零序电流保护整定原则25.2 电流电压保护整定原则45.3 10KV终端线路整定原则85.4 10kV熔丝的选择105.5 配置继电保护装置的10kV环网、街坊站配电变压器整定115.6 主变保护整定原则125.7 接地变保护整定原则155.8 母线保护整定原则175.9 备用电源自切装置整定原则175.10 电抗器保护整定原则175.11 电容器保护整定原则195.12 站用变保护整定原则20继电保护保护整定原则与计算1 范围本规范为10kV35kV电力系统中电力设备和线路的继电保护和安全自动装置的运行整定提供了基本依据。继电保护和安全自动装置是电力系统的重要组成部分。对继电

34、保护和安全自动装置进行正确的整定计算是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。2 规范性引用文件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，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，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最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。3-110kV 电网继电保护装置运行整定规程 (DL/T584-1995) 上海电网备用电源自动投入装置技术原则【上海电力公司2003年9月颁发】上海电网小电阻接地系统继电保护配置和整定运行规定【上海市电力工业局】3 总则3.1 根据部颁3

35、110kV电网继电保护装置运行整定规程总则规定，电网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的。电网继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性，当不能兼顾速动性、选择性和灵敏性的要求时应遵循局部电网服从主网、下一级电网服从上一级电网、局部问题自行消化、尽量照顾局部电网和下级电网的需要及保重要用户供电的原则。3.2 电网继电保护必须满足可靠性、速动性、选择性和灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证；速动性由配置的全线速动保护、相间和接地的速动段保护以及电流速断保护取得保证；通过继电保护运行整定，实现选择性和灵敏性的要求，并

36、处理运行中对快速切除故障的特殊要求。3.3 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，与电网结构及运行方式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。最大限度地改善保护性能，充分发挥保护的作用。3.4对继电保护特殊方式的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。4 基本原则4.1 整定计算的一般规定4.1.1 继电保护整定计算时，一般只考虑单一故障（一回线或一个元件发生故障）保护能正确动作，对复故障不予核算。4.1.2 系统发生故障时，若主保护拒动，则延时段保护有可能非选择性动作跳闸。4.1.3 后备保护只考虑同种原理保护之间配合，不同

37、原理保护之间配合尽量简单，仅考虑时间上的配合。4.1.4 保护整定计算时上下级时间级差t按 0.30.5秒考虑。4.1.5 35KV中性点若为电阻接地系统，仅允许在电源侧设置一个接地点，负荷侧35KV终端变压器中性点均不允许接地。4.1.6 10KV中性点若为电阻接地系统考虑，仅允许在电源侧设置一个接地点，负荷侧10KV终端变压器中性点均不允许接地。4.1.7正常运行情况下，主变后备保护与下级线路后备保护配合。当该侧母差保护停用时，后备保护动作时间缩短至1.5秒，与下级线路后备保护不保证选择性。4.1.8母差保护灵敏度校验仅考虑主变供电方式，不保证互馈线供电方式下母差保护的灵敏度。4.1.9站

38、用变保护一般不能保证站用变低压侧故障灵敏度，依靠下级熔丝保护切除故障。4.1.10小电源并网线路低周低压解列保护装置动作值由运行方式部门提供。4.1.11环网运行线路按运行方式部门提供的解列点，逐级配合。4.1.12线路按频率按照运行方式部门编制的按频率减负荷方案整定，按频率减载动作应闭锁相应线路的重合闸。4.1.13系统短路电流计算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。5 继电保护整定的规定5.1线路零序电流保护整定原则5.1.1 35KV终端线零序电流保护整定原则5.1.1.1另流I段保护按躲过变压器低压侧故障最大穿越故障电流产生的不平衡电流整定，保证线路末端单相故

39、障有规定的灵敏度，同时与上、下级零流保护配合。5.1.1.2另流II段保护考虑过渡电阻，为保证灵敏度整定值一般一次值不大于300安，同时与上、下级零流II段保护配合。5.1.2 35KV互馈线及开关站线路零序电流保护整定原则参照5.1.1.1和5.1.1.2。35kV线路零序电流保护整定表名称符号电 流 定 值动 作 时 间备 注公 式说 明正 常说 明参量含义取值范围零序电流I段I0I1.按躲过变压器低压侧最大穿越性故障产生的不平衡电流整定IDZIKk*Ker*Ktx*I（3）dmaxKk:可靠系数Ker:电流互感器误差Ktx:电流互感器同型系数I（3）dmax : 变压器低压侧最大三相故障

40、故障电流KK1.31.5Ker0.1Ktx0.5tt¢T +tt¢T为变压器零流保护的动作时间终端线路2. 线路单相故障有规定的灵敏度I DZI(1)dmin / KLM KLM: 灵敏系数I(1)dmin:线路末端最小单相故障电流KLM2互馈线路终端线路3 与上级零序I段配合I DZI¢¢DZI/KphKph：配合系数I¢¢DZI:上级零流I段保护定值Kph1.1tt¢¢tt¢¢为上级零流I段动作时间互馈线路终端线路4与下级线路零序I段配合IDZKphI¢DZIKph：配合系数I&#

41、162;DZI：下级线路零序I段动作值Kph1.1tt¢I+tt¢I为下级线路零序段动作时间互馈线路5 与下级主变零序电流保护配合IDZKphI¢TDZKph：配合系数I¢TDZ为下级主变零流动作值Kph1.1tt¢T+tt¢T为下级主变零流动作时间终端线路零序电流II段I0II1.与上级零序段配合IDZIII¢¢DZ/KphKph：配合系数I¢¢DZ:上级零流段保护定值Kph1.1tt¢¢II tt¢¢II为上级零流段动作时间互馈线路终端线路2.与下级线

42、路零序II段配合IDZIIKph I¢DZIIKph：配合系数I¢DZII下级线路零序II段动作值Kph1.1tIIt¢II+tt¢II为下级线路零序II段动作时间互馈线路3考虑过渡电阻动作值不大于300安tt¢T+tt¢T为下级主变过流动作时间终端线路5.1.3 10KV终端线零序电流保护整定原则5.1.3.1 单相接地故障时有2倍灵敏度I(1) 线路末端单相金属性接地短路电流 5.1.3.2 上、下级零流保护的电流定值应配合，配合系数取1.11.2。 5.1.3.3 支接配变低压侧三相穿越性故障不误动 Kk 可靠系数1.3；Kfi

43、 电流互感器误差0.1； Kbp 电流互感器同型系数，不同型取1，同型取0.5；I(3)kmax 线路支接配变低压侧最大三相短路电流。5.1.3.4 考虑过渡电阻接地影响，要求10kV出线零序电流中有一阶段定值300安培。5.1.3.5 上、下级零流保护时间整定配合级差一般0.5秒。当级数过多，无法满足配合要求时，微机保护之间可适当缩小时间配合级差，但应0.3秒。5.1.3.6因感应型过流保护在用户侧仍有着广泛应用，当整定单位对用户保护装置类型不能确定时，为上、下级配合容易，避免越级跳闸，装有微机型的供用户专线的零流保护，宜整定二阶段定值。5.2 电流电压保护整定原则5.2.1 终端线电流电压

44、保护整定原则5.2.1.1 电流速断保护按最大运行方式下躲过变压器中、低压侧三相短路时的最大短路电流整定；保护范围伸进变压器，但不伸出变压器低压侧；若下级变压器无差动保护，则必须与各台变压器中最大电流速断动作值配合整定。5.2.1.2电流电压速断保护电流定值按最小运行方式下，线路末端（最远处）二相短路故障时有1.3倍灵敏度考虑; 若下级变压器无差动保护，则必须与各台变压器中最大电流速断动作值配合整定。电压定值按躲过最大方式下变压器低压侧三相短路电流为电流定值IDZ时保护安装处母线最低残压整定。并按最大运行方式下，线路末端故障电压有1.21.3倍灵敏度考虑。5.2.1.3 过电流保护按可靠躲过本

45、线路最大负荷电流整定，满足本线路末端相间金属性故障有1.5倍灵敏度考虑;条件允许情况下，适当考虑变压器中、低压侧相间金属性故障有1.3倍灵敏度。并且与上、下级过流保护配合。5.2.2 互馈线电流电压保护整定原则5.2.2.1 电流速断保护按最大运行方式下躲过变压器中、低压侧三相短路时的最大短路电流整定，且与下级最大电流速断动作值配合。5.2.2.2电流电压速段保护电流定值按最小运行方式下，线路末端（最远处）二相短路故障时有1.3倍灵敏度考虑，且与下级最大电流电压速段速断保护的电流动作值配合。电压定值按躲过最大方式下变压器低压侧三相短路电流为电流定值IDZ时保护安装处母线最低残压整定，且与下级最

46、大电流电压速断保护的电流动作值配合。并按最大运行方式下，线路末端故障电压有1.251.3倍灵敏度考虑，且与下级最大电流电压速段速断保护的电压动作值配合。5.2.2.3 过电流保护按可靠躲过本线路最大负荷电流整定，满足本线路末端相间金属性故障有1.5倍灵敏度考虑；条件允许情况下，适当考虑下级线路相间金属性故障有1.3倍灵敏度，并且与上、下级过流保护配合。线路电流电压整定表名称符号电 流 定 值动 作 时 间备 注公 式说 明正 常说 明参量含义取值范围电流速断段I1.按躲过变压器低压侧最大穿越性故障电流整定I DZKk *I（3）dmaxKk:可靠系数I（3）dmax : 变压器低压侧最大三相故

47、障故障电流KK1.31.50¢¢110KV一线送二变时电流速断时间根据稳定要求适当延时以满足选择性。终端线路tt¢ +tt¢为下级电流速断保护动作时间互馈线路2. 与下级变压器中电流速断定值配合 IDZKphI ¢dzKph：配合系数I¢DZ: 下级变压器中最大速断电流动作值Kph1.1终端线路3.与下级线路电流速断定值配合IDZKphI¢DZIKph：配合系数I¢DZI：下级线路电流速断最大动作值Kph1.1tt¢ +tt¢为下级电流速断保护动作时间互馈线路电流电压速断段I1线路相间故障电流定

48、值有规定的灵敏度IDZI(2)dmin / KLM KLM: 灵敏系数I(2)dmin:线路末端两相故障电流KLM1.30¢¢110KV一线送二变时电流速断时间根据稳定要求适当延时以满足选择性。终端线路tIIt¢II +tt¢II为下级线路电压速断段动作时间互馈线路2. 与下级线路电流电压速断段电流动作值配合IDZIIKph I¢DZIII¢DZII下级线路电流电压速断段最大电流动作值Kph1.1tIIt¢II +tt¢II为下级线路电压速断段动作时间互馈线路U3.躲过穿越性故障保护安装处母线最低残压UDZ100*

49、 IDZ* XLT*/( KK *Ij)KK：可靠系数XLT*：线路变压器组的最小阻抗标幺值Ij：基准电流KK1.251.3110KV：Ij 502A；35KV：Ij1650A终端线路4. 与下级线路电流电压速断段电压动作值配合UDZU¢DZ/ KphKph：配合系数U¢DZ：下级线路电流电压速断段最小电压动作值Kph1.1tIIt¢II +tt¢II为下级线路电压速断段动作时间互馈线路5.线路相间故障电压定值有规定的灵敏度KLMUUDZ(XL* +XS*)/(100*XL*)KLMU: 电压灵敏系数UDZ：电流电压速断段电压动作值XL*：线路最小阻抗标

50、幺值XS*：系统最小阻抗标幺值KLMU1.251.3互馈线路终端线路过流段I躲最大负荷电流IDZKk*Ifh/KfKk:可靠系数Kf:返回系数Ifh：线路最大负荷电流KK1.3Kf0.850.9tt¢T+tt¢T为下级主变过流动作时间终端线路2线路相间故障电流定值有规定的灵敏度IDZI(2)dmin / KLM KLM: 灵敏系数I(2)dmin:线路末端两相故障电流KLM1.5终端线路互馈线路3.考虑变压器中、低压侧相间故障有规定的灵敏度IDZI(2)dmin / KLM KLM: 灵敏系数I(2)dmin: 变压器中、低压侧最小两相故障电流KLM1.3终端线路4. 与下

51、级线路过流动作值配合IDZKph I¢DZI¢DZ下级线路过流段最大电流动作值Kph1.1tt¢+tt¢为下级过流保护动作时间互馈线路5. 与上级过流保护动作值配合IDZI¢¢DZ/KphI¢¢DZ上级过流保护电流动作值Kph1.1tt¢¢tt¢¢为上级过流保护动作时间互馈线路终端线路5.2.4 纵差保护整定原则5.2.4.1 保护启动元件：保证在最小运行方式下，对线路内部各种类型故障有足够的灵敏度 Klm2。5.2.4.2 差动动作电流应可靠躲过线路合闸时的最大充电电流，并

52、根据不同装置的原理，按照公式计算出动作电流与制动电流，保证对线路内部故障有足够的灵敏度Klm2；保证对线路外部故障有足够的可靠系数Kk1.5。5.2.5重合闸（架空线）保护：为提高重合闸成功率，重合闸时间不宜太短,大于开关跳闸时间、开关灭弧时间之和再加上时间级差。35KV线路一般取0.7-1秒。10KV线路一般取0.7-1秒。5.3 10KV终端线路整定原则5.3.1 前加速过流 作用于架空线路的防雷和瞬时相间短路故障的保护。适用35kV变电站10kV架空出线；35kV变电站至K型开关站为电缆专线，K型开关站10kV出线为架空出线时。5.3.1.1 躲过开关合闸时的线路最大励磁涌流35kV主变

53、压器容量16MVA时 35kV主变压器容量20MVA时 Kk 可靠系数，GL感应型取35，DL电磁型或微机型取5；Ifmax 可能出现的最大负荷电流。5.3.1.2 躲过线路支接配变低压侧最大三相短路电流 Kk 可靠系数，1.31.4；I(3)kmax 线路支接单台配变低压侧最大三相短路电流。5.3.1.3 线路出口相间短路有2倍灵敏度 I(2)kmin 开关出口最小二相短路电流5.3.1.4 当满足上述三个条件后，应尽可能考虑线路末端二相短路有灵敏度。供电半径较大的10kV架空线路，当线路后端受雷击后，雷电流经线路阻抗衰减后不足以威胁变电站设备时，可不考虑线路后端相间短路有灵敏度。5.3.2 过电流 适用于35kV变电站10kV馈线、10kV K型开关站馈线5.3.2.1 躲过线路最大允许负荷电流Kk 可靠系数，1.3；Kf 返回系数，电磁型0.85，微机型0.95；Ifmax 可能出现的最大负荷电流，一般取设备限额。5.3.2.2 线路末端相间短路有灵敏度Klm 灵敏系数，取1.5；I(2)kmin线路末端最小二相短路电流。 与相邻变电站10kV馈线通过杆刀、熔丝连接，当相邻变电站10kV馈线相间短路时，应有足够的灵敏度。 对于负荷电流与线路末端相间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