继电保护整定规程.docx

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1、风源发电总承包公司继电保护的整定规程（试行）风源发电总承包公司继电保护的整定规程（试行）编制：审核：批准：202*-12-1实施风源发电总承包公司风源发电总承包公司继电保护的整定规程（试行）第一章总则1.1 本规程是电力系统继电保护运行整定的具体规定，与电力系统继电保护相关的设计、调度运行部门应共同遵守。1.2 本规程是3IIOkV电的线路、母线、并联电容器、并联电抗器以及变压器保护中与电保护配合有关的继电保护运行整定的基本依据。线路纵联保护、断路器失灵保护等参照DL/T559-202*（原为DL/T559-94）22Okv75OkV电继电保护装置运行整定规程整定。1.3 按照GB14258-

2、202*继电保护和安全自动装置装置技术规程（简称规程）的规定，配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护及自动重合闸装置是电继电保护的物质基础；按照本规程的规定进行正确的运行整定是保证电稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。1.4 3-IlOkV电继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电运行方式、装置性能等原因，不能兼顾选择性、灵敏性和速动性的要求，则应在整定时，保证基本的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：a.地区电服从主系统电；b.下一级电服从上一级电；c.保护电力设备的安全；d.保重要用户供电。1.5 继电保护装置能否充分发挥作用，继电保护整定是

3、否合理，继电保护方式能否简化，从而达到电安全运行的最终目的，与电运行方式密切相关。为此，继电保护部门与调度运行部门应当相互协调，密切配合。1.6 继电保护和二次回路的设计师和布置，应当满足电安全运行的要求,同时也应便于整定、调试和运行维护。1.7 为了提高电的继电保护运行水平，继电保护运行整定人员应当及时总结经验,对继电保护的配置和装置性能等提出改进意见和要求。各省局继电保护运行管理部门，可根据本规程基本原则制定运行整定的相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。1.8 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。第二章继电保护运行整定的基本原则务实、求精、团结、开拓2.

4、1 3Ilokv电的继电保护，应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求，特殊情况的处理原则见本规程第1.4条。2.2 继电保护的可靠性2.2.1继电保护的可靠性主要由配置结构合理、质量优良和技术性能满足运行要求的继电保护装置以及符合有关规程要求的运行维护和管理来保证。2.2.2任何电力设备（电力线路、母线、变压器等）都不允许无保护运行。运行中的电力设备，一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定的灵敏系数的两套独立的保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的安全。对于不满足上述要求的特殊情况，按本规程第L8条的规定处理。2.2.33Ilokv电继电保护一般采用远后备原则，即在临

5、近故障点的断路器处装设的继电保护或该断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。2.2.4如果变压器低压侧母线无母线差动保护，电源侧高压线路的继电保护整定值对该低压母线又无足够的灵敏系数时，应按下述原则考虑保护问题。a.如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线有规程规定的灵敏系数时，则在变压器的低压侧断路器与高压侧断路器上配置的过电流保护将成为该低压母线的主保护及后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护由不同的保护装置（或保护单元）提供。b.如变压器高压侧的过电流保护对该低压母线无灵敏系数时，则在变压器的低压侧断路器上应配置两套完全独立的过电流保护作为该低压母线的主保护及

6、后备保护。在此种情况下，要求这两套过流保护接于电流互感器不同的绕组,务实、求精、团结、开拓经不同的直流熔断器供电并以不同时限作用于该低压侧断路器与高压侧断路器（或变压器各侧断路器）。2.2.5对中低压侧接有并小电源的变压器，如变压器小电源侧的过电流保护不能在变压器其他侧母线故障时可靠切除故障，则应由小电源并线的保护装置切除故障。2.2.6对于装有专用母线保护的母线，还应有满足灵敏系数要求的线路或变压器的保护实现对母线的后备保护。2.3继电保护的选择性：2.3.1选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保

7、护切除故障。为保证选择性，对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。2.3.2遇如下情况，允许适当牺牲部分选择性。a.接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行（包括多处T接供电变压器或供电线路），都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他母线故障整定。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。b.对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过分延长电源侧保护的动作时间，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。c.双回线内部保护的配合,可按双回线主保护（例如一段距离保护）动

8、作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流（或相电流速断）保护纵续动作的条件考虑，确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况。d.在构成环运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。2.3.3变压器电源侧过电流最末一段保护的整定，原则上主要考虑为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作其他侧母线及出线故障的后备保护，其动作时间及灵敏系数视情况可不作为一级保护参与选择配合，但动作时间必须大于所有配出线后备保护的动作时间（包括变压器过流保护范围可能伸入的相邻和相隔线路）。2.3.4变压器外部故障时，如各侧绕组相电流大于变压器热稳定电流，变压器过电流保护的动作时

9、间不应超过2秒。2.3.5线路保护范围伸出相邻变压器其他侧母线时，可按下列顺序优先的方式考虑保护动作时间的配合。a.与变压器同电压侧的后备保护的动作时间配合；b.与变压器其他侧后备保护跳该侧总路断路器动作时间配合；c.与其他侧出线后备保护段的动作时间配合；d.与其他侧出线保全线有规程规定的灵敏系数的保护段动作时间配合。e.如其他侧的母线装有母线保护、线路装有纵联保护，需要时，也可以与其他侧的速动保护配合。2.4继电保护的灵敏性1.1.1 电力设备电源侧的继电保护整定值应对本设备故障有规定的灵敏系数，对远后备方式，继电保护最末一段整定值还应对相邻设备故障有规定的灵敏系数。对于无远后备保护的电力设

10、备，应酌情采取相应措施（例如主保护和后备保护互相独立的配置等）。1.1.2 对于IIOkV电线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，其最末一段零序电流保护的电流定值不应大于300A（一次值）,此时，允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。1.1.3 在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助无件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。2.5 继电保护的速动性：2. 5.1地区电满足主提出的整定时间要求，下一级电压电满足上一级电压电提出的整定时间要求，供电变压器过电流保护时间满足变压器绕组热稳定要求，必要时，为保证设备和主安全、保重要用户供电，应在地区电或下一级电压电

11、适当的地方设置不配合点。3. 5.2对于造成发电厂厂用母线或重要用户母线电压低于额定电压的60%的故障，或线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。4. 5.335kV及以下供电线路保护动作时间的整定，首先应考虑输电线路的热稳定安全，其次才考虑选择性的要求：a.对于多级串供的单电源线路，如由于保护逐级配合的原因，临近供电变压器出口的线路保护动作时间过长，不能保证输电线路的热稳定安全，可采用前加速保护方式快速跳闸，并用顺序重合闸保证选择性。b.临近供电变压器出口的线路，宜设置动作时间不大于0.3秒的限时速段保护。5. 5.4手动合闸或重合闸重合于故障线路，应有速动保护快速切除故障。

12、6. 5.5采用高精度时间继电器，以缩短动作时间级差。综合考虑断路器跳闸断开时间，整套保护动作返回时间，时间继电器的动作误差等因素，在条件具备的地方，保护的配合可以采用0.3s的时间级差。2.6 按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：2.6.1 35kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。2.6.2 下列情况的66TIOkV线路距离保护不应经振荡闭锁：a.单侧电源线路的距离保护；b.动作时间不小于0.5s的距离I段、不小于LOS的距离11段和不小于1.5s的距离11I段。注：系统最长振荡周期按1.5s考虑。2.6.3有振荡误动可能的66IIOkV线路距离保护装置一般应经振荡闭

13、锁控制。2.6.4有振荡误动可能的66-1IOkV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。2.6.5在单相接地故障转换为三相故障，或在系统振荡过程中发生不接地的相间故障时，可适当降低对保护装置快速性的要求，但必须保证可靠切除故2.7IlOkV及以下电均采用三相重合闸，自动重合闸方式的选定，应根据电结构、系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。2.7.1单侧电源线路选用一般重合闸方式。如保护采用前加速方式，为补救相邻线路速动段保护的无选择性动作，则宜选用顺序重合闸方式。2.7.2双侧电源线路选用一侧检无压，另一侧检同步重合闸方式，也可酌情选用下列重合闸方式：a.带地区电源的主终端

14、线路，宜选用解列重合闸方式，终端线路发生故障，在地区电源解列（或跳闸联切）后，主侧检无压重合。b.双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。2. 7.3全线敷设电缆的线路，由于电缆故障多为永久性故障，一般不装设自动重合闸。2.8 配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求：2.8.1 自动重合闸过程中，必须保证重合于故障时快速跳闸，重合闸不应超过预定次数，相邻线路的继电保护应保证有选择性。2.8.2 零序电流保护的速断段和后加速段，在恢复系统时，如果整定值躲不开合闸三相不同步引起的零序电流，则应在重合闸后延时0.Is动作。2.8.3 自动重合闸过程中，相邻线路发生故障，允许本线路后加速保护无

15、选择性跳闸。2.9 对1IOkV线路纵联保护运行有如下要求：2.9.1 在旁路断路器代线路断路器运行时，应能保留纵联保护继续运行。2.9.2 在本线路纵联保护退出运行时，如有必要，可加速线路两侧的保全线有灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。2.10只有两回线路的变电所，当本所变压器全部退出运行时，两回线路可视为一回线，允许变电所两回线路电源侧的保护切除两回线路中任一回线的故障。2.11对于负荷电流与线路末端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流整定，但在灵敏系数不够的地方应装设负荷开关或有效的熔断器。需要时，也可以采用距离保护装置代替过电流保护装置。

16、2.12在电力设备由一种运行方式转为另一种运行方式的操作过程中，被操作的有关设备均应在保护范围内，允许部分保护装置在操作过程中失去选择性。2.13在保护装置上进行试验时，除了必须停用该保护装置外，还应断开保护装置启动其他系统保护装置和安全自动装置的相关回路。2.14除母线保护外，不宜采用专门措施闭锁电流互感器二次回路断线引起的保护装置可能的误动作。第三章继电保护对电接线和调度运行的配合要求3.1 合理的电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，与电结构及电力设备的布置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。对严重影响继电保护装置保护性能的电结构

17、和电力设备的布置、厂站主接线等，应限制使用，下列问题应综合考虑：3.1.1 宜采用环布置，开环运行的方式。3.1.2 宜采用双回线布置，单回线一变压器组运行的终端供电方式。3.1.3向多处供电的单电源终端线路，宜采用T接的方式接入供电变压器。以上三种方式均以自动重合闸和备用电源自动投入来增加供电的可靠性。3.1.4 地区电源带就地负荷，宜以单回线或双回线在一个变电站与主系统单点联，需要时，可在联线路的一侧或两侧断路器上装设适当的解列装置（如跳闸联切、低电压、低频率、零序电压、零序电流、过电流、失步解列等装置）。3.1.5 不宜在电厂向电送电的主干线上接入分支线或支接变压器。1.1 .6尽量避免

18、短线路成串成环的接线方式。1.2 继电保护能否保证电安全稳定运行，与调度运行方式的安排密切相关。在安排运行方式时，下列问题应综合考虑：3. 2.1注意保持电中各变电所变压器的接地方式相对稳定。4. 2.2避免在同一厂、所母线上同时断开所连接的两个及以上运行设备（线路、变压器），当两个厂、所母线之间的电气距离很近时，也要避免同时断开两个及以上运行设备。5. 2.3在电的某些点上以及与主相连的有电源的地区电中，应设置务实、求精、团结、开拓合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主的安全和地区电重要用户供电。3.2.4避免采用多级串供的终端运行方式。3.2.5避免采用不同电压等级的电磁环运行方式。

19、3. 2.6不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。3.3因部分继电保护装置检验或故障停运导致继电保护性能降低，影响电安全稳定运行时，应采取下列措施：3 .3.1酌情停运部分电力设备，或改变电运行接线、调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电安全稳定运行的要求。4 .3.2临时更改继电保护整定值，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，按第L4条进行合理的取舍。3.4重要枢纽变电所的IlOkv母线差动保护因故退出危及系统稳定运行时，应采取下列措施：3. 4.1尽可能缩短母线差动保护的停用时间。4. 4.2不安排母线及连接设备的检修，尽可能避免在母线上进行操作，减少母线故障的几率。5.

20、4.3应考虑当母线发生故障时，由后备保护延时切除故障，不会导致电失去稳定；否则应改变母线接线方式、调整运行潮流。必要时，可由其他保护带短时限跳开母联或分段断路器，或酌情按稳定计算提出的要求加速后备保护，此时，如被加速的后备保护可能无选择性跳闸，应备案说明。3.5 对于特殊运行方式，在不能兼顾选择性、灵敏性、速动性要求时，同样可采用3.3条的处理原则。3.6 对于正常设置全线速动保护的线路，因检修或其他原因全线速动保护退出运行时，应根据电要求采取调整运行方式或调整线路后备保护动作时间的办法，保证电安全。第四章继电保护整定的规定4.1一般规定4.1.1 整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线

21、路、电缆线路、并联电抗器、串联补偿电容器的阻抗参数均应采用换算到额定频率的数值。下列参数应使用实测值：a.三相三柱式变压器的零序阻抗；b.66kV及以上架空线路和电缆线路的阻抗；c.平行线之间的零序互感阻抗；d.其他对继电保护影响较大的有关参数。4.1.2 以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的：a.忽略发电机、调相机、变压器、IIOkv架空线路和电缆线路等阻抗参数的电阻部分，66kV及以下的架空线路和电缆，当电阻与电抗之比R/X0.3时，宜采用阻抗值Z=JR2+X2,并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2=X1b.发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的纵轴次暂态电抗Xd的饱务实、求

22、精、团结、开拓和值。C.发电机电势可以假定均等于1（标么值）且相位一致，只有在计算线路全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电势有一定的相角差。d.不考虑短路电流的衰减。对利用机端电压励磁的发电机出口附近的故障，应从动作时间上满足保护可靠动作的要求。e.各级电压可以采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器分接头实际位置的变动。f.不计线路电容电流和负荷电流的影响。g.不计故障点的相间电阻和接地电阻。h.不计短路暂态电流中的非周期分量。对有针对性的专题分析和对某些装置特殊需要的计算时，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。4.1.3 合理地选择运行方式是改善保护效果，充分发挥保护效

23、能的关键之一。继电保护整定计算应以常见运行方式为依据。所谓常见运行方式，是指正常运行方式和被保护设备相邻近的部分线路和元件检修的正常检修方式，视具体情况，检修的线路和元件数量不宜超过该接点线路和元件总数的l20对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或依据当时实际情况临时处理。对同杆并架的双回线，应考虑双回线同时检修或同时跳开的情况。有两台机组时，一般考虑一台机组停运，两台机组同时停运的方式，按特殊情况处理；有三台及以上机组时，一般应考虑其中两台容量较大的机组同时停运的方式，机组全部同时停运的方式，按特殊情况处理。区域电中，相邻的几个电厂全停时，应作为按特殊情况处理。应以调度运行方式部门提供的系统

24、运行方式书面资料为整定计算的依据。HOkV电变压器中性点接地运行方式应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到使变电所零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据运行规程规定或根据当时的实际情况临时处理。a.发电厂只有一台主变压器，则变压器中性点宜直接接地运行，当变压器检修时，按特殊情况处理。b.发电厂有接于母线的两台主变压器，则宜保持一台变压器中性点直接接地运行。如由于某些原因，正常运行时必须两台变压器中性点均直接接地运行,则当一台主变压器检修时，按特殊情况处理。c.发电厂有接于母线的三台及以上主变压器，则宜两台变压器中性点直接接地运行，并把它们分别接于不同的母线上，当不能保持不同母线上各有一个接

25、地点时，按特殊情况处理。视具体情况，正常运行时也可以一台变压器中性点直接接地运行，当变压器全部检修时，按特殊情况处理。d.变电所变压器中性点的接地方式应尽量保持地区电零序阻抗基本不变,同时变压器中性点直接接地点也不宜过份集中，以防止事故时直接接地的变压器跳闸后引起其余变压器零序过电压保护动作跳闸。e.自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行，无地区电源的单回线供电的终端变压器中性点不宜直接接地运行。f.当某一短线路检修停运时，为改善保护配合关系，如有可能，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵销线路停运时对零序电流分配的影响。4.1.4有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情

26、按简化方法进行配合整定。4.1.5计算保护定值时，一般只考虑常见运行方式下，一回线或一个元件发生金属性简单故障的情况。4.1.6保护灵敏系数允许按常见运行方式下的单一不利故障类型进行校验。线路保护的灵敏系数除去设计原理上需靠纵续动作的保护外，必须保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后，均能满足规定的灵敏系数要求。在复杂电中，当相邻元件故障而其保护或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏系数的支路相继跳闸后的接线方式，来校验本保护作为相邻元件后备保护的灵敏系数。4.1.7为了提高保护动作的可靠性，单侧电源线路的相电流保护不应经方向元件控制。双侧电源线路的相电流和零序电流保护，如经核算在可能出现的不利运行方式

27、和不利故障类型下，均能与背侧线路保护配合，也可不经方向元件控制；在复杂电中，为简化整定配合，相电流和零序电流保护宜经方向元件控制。为不影响相电流和零序电流保护的动作性能，方向元件要有足够的灵敏系数，且不能有动作电压死区。4.1.8躲区外故障、躲振荡、躲负荷、躲不平衡电压等整定，或与有关保护的配合整定，都应考虑必要的可靠系数。对于两种不同动作原理保护的配合或有互感影响时，应选取较大的可靠系数。4.2继电保护装置整定的具体规定4.2.1IlokV线路零序电流保护单侧电源线路的零序电流保护一般为三段式，终端线路也可以采用两段式。a.零序电流I段定值按躲本线路末端接地故障最大三倍零序电流整定，线路附近

28、有其他零序互感较大的平行线路时，参照第条整定。b.三段式保护的零序电流II段电流定值，应按保本线路末端接地故障时有不小于第条规定的灵敏系数整定,还应与相邻线路零序电流I段或H段配合，动作时间按配合关系整定。c.三段式保护的零序电流III段作本线路经电阻接地故障和相邻元件接地故障的后备保护，其电流一次定值不应大于300,在躲过本线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流的前提下，力争满足相邻线路末端故障时有第条规定的灵敏系数要求；校核与相邻线路零序电流口段或HI段的配合情况，动作时间按配合关系整定。d.终端线路的零序电流I段保护范围允许伸入线路末端供电变压器（或T接供电变压器），变压器故障时线

29、路保护的无选择性动作由重合闸来补救。终端线路的零序电流最末一段作本线路经电阻接地故障和线路末端变压器故障的后备保护，其电流定值应躲过线路末端变压器其他各侧三相短路最大不平衡电流,不应大于300A（一次值）。e.采用前加速方式的零序电流保护各段定值可以不与相邻线路保护配合,其定值根据需要整定，线路保护的无选择性动作由顺序重合闸来补救。双侧电源复杂电的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在需要改善配合条件，压缩动作时间的线路，零序电流保护宜采用四段式的整定方法。双侧电源复杂电的线路筌序电流保护各段一般遵循下述原则：a.零序电流I段作为速动段保护使用，除极短线路外，一般应投入运行。b.三段式保

30、护的零序电流II段（四段式保护的II段或III段），应能有选择性切除本线路范围的接地故障，其动作时间应尽量缩短。c.考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏系数要求，零序电流保护最末一段的电流定值不应大于300A（一次值）。d.零序电流保护的整定公式见表Io对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑与背侧线路零序电流保护的配合。表一IlokV线路零序电流保护整定表名利1 .与相邻线路零序I段配合I11Z.U云KlKF12（IZ.t2 .与相邻线路零序II段配合I为相邻线路零序I段动作值12%u为相邻线路零序II段K,l.1K2i=l.1.3tnttt2+t后加速带0.Ist2u为相邻线零序

31、电流I段IDZ.IIKK1:I动作值3.校核变压器22OkVK,为最大分tnt延时零序电流III段Io.Ill1 .与相邻线路零序II段配合1（.tKKI2w.Il2 .与相邻线路零序为相邻路零序II段动作值121as为相邻K4l.1tnt2+ttt2mt后加速带0.Is延t2“为相邻线路零序11段动作时间tIH为相邻线路零序Hl段动作时间In段配合Ii.inKKI2rehi3.校核变压器22OkV（或330kV）线路零序III段动作值K,为最大分支系数tnt22u+t时tII为线路末端变压器220kV（或330kV）侧出线接地保护U段最长动作时间零序Io.C1 .与相邻线路零序III段配合I

32、w.VKt211+tt1vt2v+t后加速带0.Is延时tIII为相邻线路零序III段动作时间12”为相邻线路零序IVIV段配合线路零序IV段段动作时间电I以CNK4KrI2t.IV动作值t1vt2ll+tt2”为线路末端流IV3.校核变压器22OkV降为最大分变压器段（或330kV）侧接地故支系数220kV（或330kV）/UtIoZDZ(1)b.或者将等式右侧第二项中的KZl(正序助增系数)改用KZO(零序助增系数)，等式可写成如下形式：Zdzh=KkZi+KK”Z.+Kk(K-Kg)I+3(KKKJh+K3L)(2)C.按单相接地故隙：Zdzi1=KkZy+Kk仁Z+K(KZ-Ka)(八

33、1)+3(KK)d八+K3Z1DZl(3)式中：KZEKZ0一分别为正序和零序助增系数；K、K,一本线路和相邻线路零序补偿系数；Zi一本线路正序阻抗；ZDZL相邻线路接地距离I段阻抗定值；IkIo流过本线路的正序和零序电流；八一流过本线路的故障相电流。假定K=K,当KZo大于KZl时，可略去式（1）中的最后一项；当KZl大于KZO时，可略去式（2）、式（3）中的最后一项，结果可以归纳为如下等式：Zdz/=KkZ+KkKzZDZ（4）式中：KZ-KZl和KZO两者中的较小值。接地距离II段保护范围一般不应超过相邻变压器的其他各侧母线。阻抗定值按躲变压器小电流接地系统侧母线三相短路整定时：ZDzH

34、SKkZ+KkK:Zri（5）式中：Zi一线路正序阻抗；KZl一正序助增系数；Zn变压器正序阻抗。阻抗定值按躲变压器其他侧（中性点直接接地系统）母线接地故障整定时:a.按单相接地故障：(6)75+U,+UE+2%+U.I)ZiLki+2+o+C3ok2,+(l+3f)ob.按两相短路接地故障：r/-raUi+aUzU65、Zgj&Kk-T：（I）Il+:+（1+3K）Ze式（6）及式（7）中：UuU2、Uo和11、12、I。相应地为在变压器其他侧母线故障时，在接地距离保护安装处所测得的各相序电压和各相序电流。当相邻线路无接地距离保护时，接地距离II段可与相邻线路零序电流I段配合。为了简化计算，

35、可以只考虑相邻线路单相接地故障情况，两相短路接地故障靠相邻线路相间距离I段动作来保证选择性。由于保护动作原理不一致，接地距离保护与零序电流保护配合关系比较复杂，但为了简化计算和满足选择性要求，可用以下简化计算公式：ZDzllKkZ+KkKzZmn式中：故一可靠系数；Kz相邻线路零序电流I段或II段单相接地保护范围末端故障时的最小助增系数（选用正序助增系数与零序助增系数两者中的较小值）；Zl-本线路正序阻抗；ZHdi）一相邻线路零序电流I段（或口段）保护范围所对应的线路正序阻抗值。接地距离HI段，按与相邻线路接地距离II段配合整定。若配合有困难，可与相邻线路接地距离III段配合整定。接地距离IH

36、段应对相邻线路末端有不小于1.2的灵敏度。接地距离保护中应有对本线路末端故障有灵敏度的延时段保护，其灵敏系数满足如下要求：a. 50km以下线路，不小于1.5；b. 50200km线路，不小于1.4；c. 200km以上线路,不小于1.30零序电流补偿系数K应按线路实测的正序阻抗ZI和零序阻抗ZO计算获得,K=（Zo-Zi）/3Zio实用值宜小于或接近计算值。四边形特性阻抗元件的电阻和电抗特性根据整定范围选择，电阻特性可根据最小负荷阻抗整定，电抗和电阻特性的整定应综合考虑暂态超越问题和躲过渡电阻的能力。接地距离保护的整定计算如表2所示。表二接地距离保护整定计算表名称符号阻抗定值动作时间说明公式

37、说明1.躲本线路末端故障ZI为本线路正序阻抗,w接t=Os参见第条ZwK0s离IZKZl+K.Z2.LW0.7段Z2为受端变压器正序阻抗接地距离II段Zon1.与相邻线路接地距离1段配合ZmWLZ+KKZ2mZ,为本线路正序阻抗Z2m为相邻线路接地距离I段动作阻抗K,为助增系数，选用正序助t1t2+t参见第条t2为相邻线路接地距离I段动作时问t为时间级差2.按本线路末端接地故障有足够灵敏度整定Zm“KxeZxK=L31.5A?,=O5诫1.0s参见第4.2.2.3条及第422.8条3.与相通法籍地更需II段配合ZuuK21+IGK1ZzZ；为本辘正屎阻抗Z，皿为相糊路接地距离I血动御且抗HOTS8K为助堵系数，选用正序助增系数与零序助增系数两者中较小值tat+IItJ“为相鼎