《2021小电流接地系统单相接地保护运行整定规程.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2021小电流接地系统单相接地保护运行整定规程.pdf（21页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、小电流接地系统单相接地保护运行整定规程目 次前 言.11 范 围.12 规范性引用文件.13 术语和定义.14 总 则.25 运行定值整定原则.35.1 单相接地保护定值整定应满足可靠性要求.35.2 单相接地保护定值整定应满足灵敏性要求.35.3 单相接地保护定值整定应满足选择性要求。.35.4 单相接地保护定值整定宜考虑不同场景的速动性要求.36 不同类别保护整定细则.46.1 集中式选线保护定值整定及参数设置.46.2 分布式选线保护定值整定.86.3 配电线路单相接地保护定值整定.8附录A（资料性）集中式选线保护参数与定值清单.9附录B（资料性）分布式选线保护参数与定值清单.12附录C
2、（资料性）配电线路单相接地保护定值清单.13附录D（资料性）有关文字符号.14附录E（资料性）常用电容电流计算.16附录F（资料性）集中式选线保护基本原理.18小电流接地系统单相接地保护运行整定规程1 范围本文件规定了采用小电流接地方式的3 66kV 电网中使用的变电站集中式单相接地选线保护、变电站出线分布式单相接地选线保护、配电线路单相接地保护等保护的定值整定和参数设置原则、方法和具体要求。本文件适用于电网调度、运行部门对相应保护进行定值整定，及设备生产制造厂家的参数设计的相关工作。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日
3、期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 1208-2006电流互感器GB/T 14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 14598.151-2012量度继电器和保护装置第151部分：过欠电流保护功能要求GB/T 15544.1-2013三相交流系统短路电流计算 第 1 部分:电流计算GB 20840.1-2010互 感 器 第 1部分：通用技术要求GBfT33982分布式电源并网继电保护技术规范GB/T35792-2017中性点非有效接地系统单相接地故障行波选线装置技术要求DL/T478-201 3 继电保护和安全自动装
4、置通用技术条件DL“584-2017 3kV-110kV电网继电保护装置运行整定规程DL/T684-2012大型发电机变压器继电保护整定计算导则DL/T721-2013配电自动化远方终端DL/T 744-2012电动机保护装置通用技术条件DL/T 872-2016小电流接地系统单相接地故障选线装置DL/T 995-2016继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T5153-2002火力发电厂厂用电设计技术3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1小电流接地系统 neutraI point non-effectiveIy grounded system中性点不接地、经消弧线圈接地或经高电阻接
5、地的电力系统。3.2单相接地故障 single phase-to-ground fault小电流接地系统中的某一相发生的接地故障。13.3瞬时性接地 instantaneous single phase-to-ground小电流接地系统中单相接地持续一段时间后自动恢复到正常的接地状态。3.4永久性接地 permanent single phase-to-ground小电流接地系统中单相接地后需要人工修复的接地状态。3.5启动电压 starting voltage小电流接地系统发生单相接地故障时，能够使选线装置启动的系统最小零序电压。3.6启动电流 starting current小电流接地系统
6、发生单相接地故障时，能够使选线装置启动的系统最小零序电流。3.7铁磁谐振 ferromagnet i sm resonance小电流接地系统中,由于电压互感器等铁磁电感的饱和作用引起的持续性、高幅值谐振过电压现象。3.8集中式选线保护 centra I i zed I ine selection protect i on在变电站内，设备安装、数据采集等采用集中方式，数据和信息进行集中决策分析的单相接地故障选线保护类型。3.9分布式选线保护 d i str i buted I i ne selection protect i on在变电站内，设备安装、数据采集等采用分散方式，数据和信息进行集中或
7、分散决策分析的单相接地故障选线保护类型。3.10配电线路单相接地保护 S i ngl e-phase ground i ng protect i on of d i str i but i on I i nes在变电站外，利用配电自动化远方终端实现配电线路的单相接地故障隔离的保护类型。3.11方向法 d i rect i on method通过电流、电压等参数方向来判断小电流接地故障位置的方法。3.12电流幅值法 current amplitude method通过零序电流的暂态、稳态幅值来判断小电流接地故障位置的方法。4总则4.1 本文件规定了单相接地选线保护的主要类别、主要原理或方法的参数
8、及定值整定，其他类别、原理或方法请参考有关资料，且同类别和同原理或方法的保护，厂家差异化参数不包括在本文件规定的范围之内。4.2 参照DL/T 584-2017 4.1 条。4.3 定值整定需满足可靠性、选择性、灵敏性、速动性要求。104.4定值整定可不考虑复杂的接地故障，对于配网线路配置多级保护装置的，应简化配置或允许相邻保护同级整定。4.5定值整定需考虑配电网中其他电力设备继电保护的配置及整定与单相接地保护的配合关系，并与配电网调度、运检等专业相互协调、密切配合。4.6 参照 D L/T 5 8 4-2 0 1 7 4.4 条。4.7 参照D L/T 5 8 4-2 0 1 7 4.5 条
9、。4.8定值参数整定应考虑配电网和厂站运行方式的灵活性，对于本文件未涉及的特殊运行方式，应编制特殊方式下的运行整定方案，经批准后执行，并备案说明。5 运行定值整定原则5.1单相接地保护定值整定应满足可靠性要求5.1.1区内单相接地故障应可靠动作,区外故障应可靠不动作。考虑供电可靠性时，优先保障区外故障应可靠不动作；若考虑人身触电风险、山林火灾等，优先保障区内单相接地故障应可靠动作。5.1.2 相间短路、P T 谐振、P T 断线、开关不同期操作、负荷扰动、三相不平衡、谐波干扰、电容器投切等非接地故障场景，装置应可靠不动作。5.1.3 定值整定时，应确认装置所设参数、定值与现场运行方式、线路类型
10、和参数等实际情况相符，并确认参数和定值清单一致，避免定值整定错误导致单相接地保护装置误动或拒动。5.1.4 定值整定时应检查零序电流互感器的极性及安装是否符合装置的要求，确保装置能正确测量线路的零序电流。当现场零序电流极性接反时，应可通过参数和定值进行调整。5.2 单相接地保护定值整定应满足灵敏性要求5.2.1 应综合考虑系统不平衡电压、电流，以及启动电压、电流水平，确保装置能正常启动和复归。5.2.2应确保装置在特定值过渡电阻及以下的接地故障情况具有灵敏度。保护启动电压、电流幅值按装置能可靠检测的最小值设置，装置可检测的线路零序电流值下限宜小于5 m A （二次值）、零序电压下限宜小于3 V
11、（二次值）。5.2.3定值整定应分为动作跳闸或信号告警，宜按不同灵敏度整定。应综合考虑配电网线路类型、网架结构、绝缘水平、人身触电风险、山林火灾等因素。5.2.4对于接地故障检测，在满足可靠性要求前提下，零序电压启动定值应取较小值。5.2.5 应按最高区内单相接地电阻校验接地保护的灵敏系数，消弧线圈补偿系统应在最大残流运行方式下校核，并应确保灵敏系数（灵敏度）满足本规范保护要求。5.3单相接地保护定值整定应满足选择性要求。5.3.1 配电网单相接地故障应由变电站集中式单相接地选线保护、变电站出线分布式单相接地选线保护、配电线路单相接地保护等就近隔离故障。5.3.2保护启动定值全网一致，选择性依
12、靠出口延时保证选择性。5.3.3当装置整定为动作跳闸时，同一线路的上下级装置可通过时间级差配合，时间级差为0.2 0.5 s。因配合级数过多影响上级保护的快速性时，可缩短时间级差或减少级数。5.3.4整定的跳闸动作时间宜躲过消弧设备（消弧线圈、主动干预型消弧装置等）的消弧响应时间。5.3.5当装置整定为信号告警时，同一线路的上下级装置的告警延时可不作配合要求，但告警延时应满足配电自动化系统的要求。5.4 单相接地保护定值整定宜考虑不同场景的速动性要求35.4.1装置动作的速动性应综合考虑线路类型、网架结构、绝缘水平、人身触电、山火风险等场景。5.4.2 考虑供电可靠性时，可适当延长出口延时，躲
13、过瞬时性接地故障，但接地告警信号应在检测到之后立即上送。5.4.3 若考虑降低人身触电伤害、山林火灾风险等，应在确保选择性、可靠性的基础上尽量缩短出口延时，防止故障扩大。6不同类别保护整定细则6.1 集中式选线保护定值整定及参数设置6.1.1 暂态法选线6.1.1.1 整定计算流程宜参考以下流程进行：a 相关参数收集。包括各线路长度、电容电流，线路出线方式，零 序C T额定二次电流、容量、变比，母 线P T变比，消弧线圈补偿电流（接地方式，消弧线圈是否投运等），架空线路的C T 变比，运行 方 式（含母联节点状态）等；3。0发生单相接地时零序电压及电流计算；动作特性参数整定计算；灵敏度校验；其
14、他定值的推荐，如轮切定值、有流门槛、有压门槛的推荐。6.1.1.2系统电容参数计算各支路电容电流估算参考附录E 方法。系统电容电流1c为各支路电容电流之和。系统残流Ig为经消弧线圈补偿后的电流。Ig=lL-Ic（1）根据现有规程，需要将残流Ig控 制 在 IOA以下，IL为各支路感性电流之和。6.1.1.3 单相接地时零序电压计算消弧线圈系统中，零序电压启动的可靠性受消弧线圈补偿度、消弧线圈阻尼电阻投退可靠性、系统不平衡度、阻尼率的影响较大。配网消弧线圈接地系统单相接地故障零序等效简化电路如下图所示：CCCGRf为接地电阻，E 为电源电压，R、C 为系统对地参数，L 为消弧线圈参数，则中性点位
15、移电4zZ +R E(2)Z=XL/XCI/R(3)即中性点偏移系数：K(JX也-jX 0 H R jX J/R _ 1(jX /-jXc)/R+R/jX,H R +Rf u R,j X/R (4)接地故障时，中性点零序电压与接地电阻R f、系统阻尼L、系统残流1g这三点有关。接地电阻Rf越小，系统阻尼Ir越小，系统残流1g越小，故障时中性点电压越高。接地电阻Rf越大，系统阻尼L越大，系统残流及越大，故障时中性点电压越低。随着过渡电阻和系统电容电流水平的增大，接地故障时零序电压的变化量骤减，零序电压启动判据的灵敏性将受严重影响。消弧线圈系统中，零序电压启动的可靠性受消弧线圈补偿度、消弧线圈阻尼
16、电阻投退可靠性、系统不平衡度、阻尼率的影响较大。对于中性点不接地方式，可将公式中X J/X c替换为Xco6.1.1.4 选线启动电压选线启动电压应躲过正常运行时系统最大不平衡电压。选线启动电压应大于系统残流最大的运行方式下，允许的最大接地电阻时零序电压。UqdUbph(5)U qd=kre|X U o(6)式中：Ubph一正常运行时最大不平衡电压；K ei-可靠系数，取0.50.8；Uo系统残流最大的运行方式下，允许的最大接地电阻时零序电压。最大接地电阻一般取lk Q 2 k Q。6.1.1.5 灵敏度校验接地选线的灵敏系数应按最大残流运行方式下区内单相经最大接地电阻接地计算。根据计算最小故
17、障零序电压U O m in,可计算灵敏系数K谢.Ksen=U()min/Uosel(7 )要求 Ks e n 1.5 o6.1.1.6 零序电压突变定值应躲过正常运行时最大突变电压。应大于最小动作电流应大于系统残流最大的运行方式下，允许的最大接地电阻时零序电压。UtbUbphtb(8)U tb=kre|X U o(9)式中：Ubph 正常运行时最大不平衡突变电压；Kt e l可靠系数，取0.30.5；Uo 系统残流最大的运行方式下，允许的最大接地电阻时零序电压。56.1.1.7 零序有压判别定值应躲过正常运行时最大不平衡电压。Uyy krel X Ubph(10)式中：Ubph正常运行时最大不
18、平衡电压；Krw-可靠系数，取 1.11.2；6.1.1.8 有流门槛值应躲过正常运行时最大不平衡零序电流。Iyl krel X lobph(11)式中：l0bph正常运行时最大不平衡电流；(e i-可靠系数，取 1.1 1.2;6.1.1.9 接地选线延时的整定对于投跳闸的支路，架空线路按躲过瞬时性故障时间来整定，建议设置为2 5 s,带重合闸的架空线路建议设置为2s。电缆线路不必躲过瞬时性故障，延时可设置为0.2s。集中式选线装置与配网终端之间时间的级差配合，各级单相接地保护装置间跳闸应要求动作时间逐级可靠配合。因配合级数过多影响上级保护的快速性时，可缩短时间级差。时间级差不应小于0.2s
19、接地选线跳闸应有时间上的配合，但当保护配合困难或因配合级数过多影响上级保护的快速性时，可不考虑定值和时间的配合。6.1.1.10 重合闸时间的整定投跳闸的线路，一般架空线投重合闸，电缆线路不宜投重合闸；在天气潮湿母排易放电区域，视情况而定。重合闸延时应大于故障切除后电压恢复时间。当故障线路跳闸后，故障相电压恢复的快慢可用恢复到正常相电压幅值的时间T来表示。2 1 J7=_ x=0.0064上 (J d，v2 Is公 式 中 d 为阻尼率，v 为消弧线圈脱谐度。重合闸时间Tch krelX T (13)T-故障相电压恢复时间；Kfei-可靠系数，取 1.21.5;6.1.1.11 后加速定值整定
20、集中式选线保护整定的动作跳闸时间，应与配电线路单相接地保护的重合闸功能及时间进行配合。当集中式选线保护重合闸功能投入时，集中式选线保护宜投入后加速功能，后加速开放时间应大于线路保护重合闸时间，如果是电压时间型FA配合，应躲母线上线路配电终端合闸时间总和最大值。6.1.1.12 轮切定值整定轮切分长时限轮切和普通轮切，长时限轮切不经选线直接跳闸，一般用于支路无零序C T 的场合，类似于人工拉线。普通轮切为选线错误后启动轮切。a）长时限轮切电压的整定推 荐 取1.5倍最大不平衡电压。b）长时限轮切延时的整定推荐暂态法选线延时整定加 30so c）轮切及长时限轮切重合闸时间的整定同暂态法选线的重合闸
21、整定。6.1.1.1 3消谐功能定值整定为防止铁磁谐振造成的零序电压升高，导致选线误启动，在消谐动作时，选线以及轮切不出口.a）谐振电压定值对于在消谐动作时闭锁选线以及轮切出口的，消谐电压定值设置为Uxx=kreiXUqd（14）Krei-可靠系数，取0.60.7:U q d-选线启动电压。b）消谐延时对于在消谐动作时闭锁选线以及轮切出口的，消谐延时应小于跳闸出口最小延时，推荐值为0.5s。6.1.2中电阻法选线定值整定中电阻法在发生接地故障时短时间投入中电阻，依据投退前后零序电流变化来进行选线。阻值10kV建 议130欧姆，35kV建 议466欧姆。对于并联中电阻的电流：建议电流值为20-5
22、0Aa）中电阻法电流定值的整定计算10kV,3 5 kV,不同过渡电阻时电流值，针对不同场景，石化煤炭等电弧比较敏感场所电流小于2 0 A,供电公司电流设置4050A。b）中电阻法启动电压的整定同暂态法选线。c）中电阻法时间定值的整定中电阻投入延时需躲过瞬时性故障，建 议 为210so出厂建议5s。中电阻切除时间在投入后0.5ls之间。跳闸时间在中电阻切除后0.5-ls,和配网自动化配合时，投入时序单独协商。d）中电阻法投切重合闸时间的整定计算如果有重合同暂态法选线。6.1.3行波法选线a）零序启动电压整定零序启动电压定值同暂态法选线。b）零序电压检测延时整定行波法利用零模电流行波启动，启动后
23、依靠零序电压闭锁以躲过操作波、雷电波以及瞬时性接地故障行波，因此具有零序电压延时定值，若装置启动且经延时后仍检测到零序电压超过启动电压，则识别为永久性接地故障。建议设置为1s以上。c）跳闸延时整定跳闸延时应大于零序电压检测延时。d）告警延时整定告警延时应大于零序电压检测延时。7e）重合闸延时整定同暂态法。6.1.4参数及定值设置详见附录Ao6.2分布式选线保护定值整定6.2.1变电站出线保护采用零序电压或合成零序电压启动时，零序电压启动值与集中式选线装置整定原则一致。6.2.2变电站出线保护采用零序电流或合成零序电流启动时，零序电流启动值与集中式选线装置整定原则一致。6.2.3变电站出线保护动
24、作延迟时间与集中式选线装置整定原则一致。同一变电站所有出线断路器开关动作时间宜一致。6.2.4重合闸投退依据线路及运行需要自行确定，一次重合闸动作时间宜大于1s。6.2.5分布式与集中选线保护整定的动作跳闸时间，应与配电线路单相接地保护的重合闸功能及时间进行配合。当分布式选线保护重合闸功能投入时，分布式选线保护宜投入后加速功能，后加速开放时间应大于线路保护重合闸时间，如果是电压时间型F A配合，应躲母线上线路配电终端合闸时间总和最大值。6.2.6定值及参数设置详见附录B。6.3配电线路单相接地保护定值整定6.3.1配电线路单相接地保护定值整定包括分段开关、分支开关、分界开关定值整定。6.3.2
25、配电线路单相接地保护零序电压启动值、零序电流启动值应按照集中式选线保护定值整定原则整定。6.3.3采用稳态零序电流幅值法的分界开关的定值按躲过开关下游电容电流的原则整定，宜整定为1.21.5倍的开关下游电容电流。6.3.4 采用暂态零序电流幅值保护时;电流动作定值按躲过用户侧最大电容电流暂态峰值整定，宜整定为8倍的开关下游电容电流。6.3.5 配电线路单相接地保护动作时间比下游接地保护增加一个时间级差，级差宜大于0.5s。下游未配置接地保护时，动作时间按躲过瞬时性接地故障的原则整定。6.3.6 重合闸投退依据线路及运行需要自行确定，一次重合闸动作时间宜大于1s。6.3.7 采用馈线自动化方式处
26、理单相接地故障时需要考虑线路及设备间配合问题。6.3.8 定值及参数设置详见附录C。8附录A（资料性）集中式选线保护参数与定值清单A.1系统参数与定值清单表 A.1 系统参数清单类别序号定 值 名 称参数范围（In 为 1A 或5A）步长单位参数值基本参数1定值区号1-3 11无调试定值置于30区，31区用于远方修改2厂站名至 少 8 个汉字长度无根据现场实际情况整定P T3X母 P T 一次额定电压1 5 00.1k VX代表母线编号4X母 P T二次额定电压1-20 00.0 1VX代表母线编号5X用 PT开口三角一次额定电压1-5 00.1k VX代表母线编号6X母P T开口三角二次额定
27、电压1-20 00.0 1VX代表母线编号7预留或自定义（可扩充）自定义8预留或自定义（可扩充）表 A.2 系统定值清单类别序号定 值 名 称定值范围（In 为 1A 或5A）步长单位参数值数字定值1接地保护启动电压3 1 0 00.1V2接地保护告警延时0-1 0 00.0 1S3选线跳闸支路数1 31条45长时限轮切启动电压3-1 0 00.1V躲最大不平衡电压6长时限轮切启动延时0-1 0 00.0 1S大于最大跳闸延时7轮切策略固定轮切/自动轮切8后加速开放时间0-1 0 01S躲母线上线路配电终端合闸时间总和最大值控制字8选线投入控制字0,11“1”-投 入;“0”一 退出9选线跳闸
28、控制字0,1“1”-投入；“0”-退出1 0后加速跳闸控制字0,1“1”-投入；“0”-退出1 1轮切控制字0,1“I”-投入；“0”-退出1 2长时限轮切启动控制字0,1当轮切压板与轮切控制字均投入时，此控制字投退有效；9A.2间隔参数与定值清单13预留或自定义（可扩充）自定义14预留或自定义（可扩充）表 A.3 间隔参数清单类别序号定 值 名 称参数范围（In 为 1A 或 5A）步长单位整 定 值参数1线路名称至 少 8 个汉字长度以调度命名为准2线路类型架空/电缆/站内设备3所属母线1,2,3,4无根据实际主接线整定1零 序 CT 一次额定值10-10001无根据实际CT变比整定5零
29、序 CT二次额定值1,5无根据实际CT变比整定6零 序 CT极性0,1根据实际CT接线整定“0”-指向线路；“1”-指向母线；默认为0一自定义一7预留或自定义（可扩充）表 A.4 间隔定值清单A.3 软压板清单类别序号定 值 名 称定值范围（In 为 1A 或 5A）步长单位整 定 值定值1选线跳闸延时0-1000.01S2参与选线跳闸0,1“1 -投入；“0”-退出3参与轮切0,1“1”-投入；“0”-退出4固定轮切顺序不小于母线支路数1轮切顺序自定义5预留或自定义（可扩充）表 A.5 软压板清单类别序号压板名称压板方式压板状态软压板1选线跳闸投入0,1“1 -投入；“0”-退出2后加速跳闸
30、投入0,1“1 -投入；“0”-退出3轮切投入0,1轮切总软压板4远方修改定值0,1“1”-投入；“0”-退出5远方切换定值区0,1“1”-投入；“0”-退出6远方投退压板0,1“1 -投入；“0”-退出7预留或自定义（可扩充）0,1T-投 入;“0”-退出注:1、“远方操作 硬压板与“远方修改定值”、“远方切换定值区”、”远方投退压板 均为“与门”关系；当“远方操作”硬压板投入后，上述三个软压板远方功能才有效。2、“远方修改定值”软压板只能在装置本地操作。“远方修改定值”软压板投入时，保护装置应支持远方在线修改装置定值，修改过程中保护不应误动。3、“远方切换定值区”软压板只能在装置本地操作。
31、“远方切换定值区”软压板投入时，装置定值区可远方切换。定值区号应放入定值区号数据集，供远方监控。4、“远方投退压板”软压板只能在装置本地操作。“远方投退压板”软压板投入时，装置功能软压板方可远方投退。II附录B（资料性）分布式选线保护参数与定值清单B.1 保护定值表 B.1 保护与控制定值类别序号名称范围（In为 1A或5A）单位备注保护定值1本间隔接地零序过电压定值5-300V按 3U0整定2本间隔接地时间0.1 7200S3本间隔接地重合时间0.1 10S控制字定值1本间隔接地0,10：告警；1：跳闸2本间隔接地重合闸0,10：告警；1：跳闸B.2 设备设置表 B.2 设备参数类别序号名称
32、范围单位备注极性1零序电流取负极性0,1调整零序电流的极性PT2PT谐振闭锁本间隔接地保护0,1出厂默认为“1”3PT谐振时间0.08 100S4PT谐 振 3 分频定值5 120V5PT谐 振 2 分频定值5 120V6PT谐 振 3 倍频定值5 120V7PT谐 振 5 倍频定值5 120V8PT断线闭锁本间隔接地保护0,1出厂默认为“1”9本间隔接地告警启动录波0,1出厂默认为“1”CT10零 序 C T负极性检测投入0,1 零序C T负极性检测投入 出厂默认为“1”；11零 序 C T 负极性检测自产零流门槛0.04 112零 序 C T负极性稳态检测时间0.04-100.0S附录C（
33、资料性）配电线路单相接地保护定值清单C.1 设备参数与定值清单表 C.1 设备参数定值类别序号定 值 名 称参数范围（In 为 1A 或 5A）步长单位参数值基本参数1定值区号1 31无PT2零 序 PT 额定一次值0.1 1100.001kV4零 序 P T 额定二次值1-4000.001VCT5零 序 CT额定一次值1 80000.001A6零 序 CT额定二次值150.001AC.2 选线保护参数与定值清单表 C.2 选线保护定值清单类别序号定 值 名 称定值范围步长单位参数值数字定值1零压启动值0-2200.001V2小电流暂态功率法零序电流有流门槛0.002-110.001A3小电流
34、接地选线暂态功率法动作门槛0-10000014小电流接地选线暂态功率法动作点数1-1001个5小电阻选线零流低值0.001-20.001A6小电阻选线零流高值0.001-50.001A7小电流接地告警时间0-1001S8小电流接地动作时间0-1001S9小电阻接地动作时间0-1001S控制字10选线投入控制字0,11“1”一 投 入;“o”-退出11小电流接地告警投入控制字0,1“I -投入；“0-退出12小电阻接地告警投入控制字0,1“1 -投入；“0 -退出13接地出口投入0,1 T -投 入;0 一 退出14小电流接地出口投入控制字0,1“1”-投入；“0”-退出15小电阻接地出口投入控
35、制字0,1“I -投入；“0”-退出13附录D(资料性)有关文字符号D.1 基本元件电流互感器CT电压互感器PT变 压 器 T线 路 LD.2 畅/一次额定电流4电流互感器二次额定电流制动电流/心(re stra i n)负荷电流人(l o a d)正、负、零序电流人、4、k短路电流4D.3 电压U一次额定电压UN动作电压D.4电阻R、电感L、电容CD.5 电抗X、阻抗Z系统电抗XS(sysre m )变 压 器阻抗(电抗)ZT(XT)负荷阻抗ZL(电阻RQD.6功率P二次额定电流4动作电流/o p(o pe ra ti o n)不平衡电流Inb (u nb a l a nc e)差动电流/d
36、(d i f f e re nti a l)返回电流/r(re l e a se)二次额定电压q导线阻抗ZL视在功率S有功功率P无功功率QD.7系数K可靠系数长(re l i a b i l i ty)制动系数(es(re stra i n)返回系数K r(re l e a se)C T 同型系数 K”(c o h e re nt c o e f f i c i e nt)非周期分量系数K冲(a pe ri o d i c)D.8频率了,周期TD.9时间八 时间级差f,时间常数TD.1 0变比n灵敏系数 K se n(se nsi/i v i ry)不平衡电流系数长也配合系数 Kg(c o o
37、 pe ra te)误差系数K r(e rro r)C T变比凡P T变比nvD.1 1运行状态额定N最大m a xD.1 2其他整定se t斜率S零 序C T变 比 r ta 0平均 a v (a v e ra g e)最小m i n差动d (D)相 ph (ph a se)15附录E（资料性）常用电容电流计算E.1系统电容电流计算高压厂用电系统的电容以电缆的电容为主。具有金属保护层的三芯电缆的电容值见表表 E.1 具有金属保护层的三芯电缆每相对地电容值（pF/km）电缆截面（mm2）q（k v）13610100.35 0.3550.2160.39 0.400.30.23250.50 0.5
38、60.350.280.23350.53 0.630.420.310.27500.63 0.820.460.360.29700.72-0.910.550.400.31950.77 1.040.560.420.351200.81 1.160.640.460.371500.86 1.110.660.510.441850.86 1.210.740.530.452401.180.810.580.46将求得的电缆总电容值乘以1.25即为全系统总的电容近似值（即包括厂用变压器绕组、以及配电装置等的电容）。单相接地电容电流可由下式求出：Ic=百 U/yC xlO 电动机（E.1）式中：lc单相接地电容电流（A
39、）；Un一一厂用电系统额定线电压（k v）;（0-角频率，（0=2%/；C一一厂用电系统每相对地电容（iF）。E.2（6 10）kV 电缆和架空线路电容电流计算（6-1 0）kV 电缆和架空线路的单相接地电容电流（也可通过下式求出近似值:对 于 6kV电缆线路对 于 10kV电缆线路95 +2.84S 小-Q(A)2 2 00+6 S95+1.44Sq(A)2 2 00+0.2 3S(E.2)(E.3)式中：S电缆截面(mm2)；Un一厂用电系统额定线电压(kV)o对于6kV架空线路/c=0.015(A/km)(E.4)对 于10kV架空线路Ic=0.025(A/km)(E.5)为简便计算，(
40、610)k V电缆线路的单相接地电容电流还可以采用表E.2的数值。表E.2(610)k V电缆线路的电容电流(A/km)电缆截面(mm2)Un(kV)6kVlOkV100.330.46160.370.52250.460.62350.520.69500.590.77700.710.9950.82(0.98)1.01200.89(1.15)1.11501.1(1.33)1.31851.2(1.5)1.42401.3(1.7)注：括号内为实测值。17附录F（资料性）集中式选线保护基本原理集中式选线保护选线算法包含稳态法、暂态法、中电阻法、行波法等原理，现对各种保护原理及功能做简要介绍。F.1 稳态量
41、选线法稳态量选线方法主要是采用接地故障产生的零序电压与零序电流稳态信号进行选线的方法，稳态信号包含工频量信号和谐波信号。主要的方法有零序电流群体比幅比相法、零序无功功率方向法与零序有功功率方向法。F.2 暂态量选线法小电流接地故障产生的暂态零序（模）电流幅值远大于稳态零序电流值（可达稳态电流幅值的卜几倍），且不受消弧线圈的影响，既使在电压过零时故障，暂态零序电流的幅值仍然接近稳态工频电容电流的幅值，利用暂态量进行故障选线，可以提高选线的灵敏度与可靠性。目前应用的暂态量选线方法主要有首半波法、暂态方向法与群体暂态电流比较法F.3 轮切功能轮切分长时限轮切和普通轮切，长时限轮切不经选线直接跳闸，一
42、般用于支路无零序C T的场合，类似于人工拉线。普通轮切为选线错误后启动轮切。F.4 消谐功能基本原理监测母线的3U0电压4 种频率（3 分频/16.67Hz、2 分频/25Hz、3 倍频/150Hz、5 倍频/250Hz）的电压分量，若超过定值则认为该母线PT有铁磁谐振发生，经过定值延时后装置消谐出口输出用于启动外部消谐元件。为防止铁磁谐振造成的零序电压升高，导致选线误启动，在消谐动作时，选线以及轮切不出口。F.5 中电阻法选线基本原理在出现接地故障且电弧不能自动熄灭后，在消弧线圈处投入中电阻，使故障线路零序电流出现 20A-40A阻性电流增量，采用有功功率法或零序电流突变量法实现故障选线。零
43、序电流突变量选线法利用故障线路零序电流在并联电阻投入前后的变化量实现故障选线，其优点是不需要测量零序电压，易于实现，但仅适用于低阻接地故障，因为在发生高阻接地故障时零序电流主要取决于过渡电阻，投入的并联电阻在故障线路零序电流中产生的突变量很小，难以保证故障选线的可靠性。中电阻法在发生接地故障时短时间投入中电阻，依据投退前后零序电流变化来进行选线。阻值10kV建 议 130欧姆，35kV建 议 466欧姆。对于并联中电阻的电流：建议电流值为20-50A另外一种类似的选线方法是改变消弧线圈补偿度，利用故障线路零序电流在消弧线圈调整前后的变化实现故障选线，其特点与并联中电阻时采用的零序电流突变量法相
44、同。F.6行波法选线基本原理在配电线路上发生接地故障最初的一段时间（微秒级）内，故障点虚拟电源首先产生的是形状近似如阶跃信号的电流行波，初始电流行波向线路两侧传播，遇到阻抗不连续点（如架空电缆连接点、分支线路、母线等）将产生折射和反射；初始电流行波和后续行波经过若干次的折反射形成了暂态电流信号（毫秒级），并最终形成工频稳态电流信号（周波级）。在母线处，故障线路电流行波为沿故障线路来的电流入射行波与其在母线上反射行波的叠加，非故障线路电流行波为故障线路电流入射行波的在母线处的透射波。对于含有三条及以上出线的母线，故障线路电流行波幅值均大于非故障线路，极性与非故障线路相反。因此，与工频电流和暂态电流选线方法类似，可利用电流行波构造幅值比较、极性比较、群体比幅比相以及行波方向等选线算法。19