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整定计算竞赛规程培训内容(于)

整定计算竞赛规程培训

1、省调2010年下发了湘电调生〔2010〕42号文《关于变更
变压器零序保护管辖权限的通知》，在文中明确了从发文之日也就是从2010年2月10日起，省调不再管辖变压器零序保护，原省调管辖的变压器零序保护管辖权限移交至地调和电厂，原省调下发的变压器零序保护定值通知单一并移交地调和电厂。在该文件中特别提到自发文之日后投运的220千伏变压器保护(包括新建、扩建和技改工程)由地调或电厂按照文件附件的整定原则进行整定计算并下发完整的定值通知单，而对于发文之日前投运的220千伏变压器保护由地调或电厂利用变压器停电检修的机会按照新原则进行整定计算并下发完整的定值通知单。变压器保护按照新原则的要求进行定值调整后，应对变压器保护进行一次完整的试验。
2、 湘电调生[2007]255号文《关于实施湖南电网220kV线路
保护整定计算简化原则的通知》是从2007年11月20日开始实施的。湖南电网220kV线路保护整定计算简化原则分为距离保护和零序保护整定原则方案，相间距离保护按及接地距离保护相同原则进行整定,零序保护仅保留I04,时间全网统一取4.5s。
若110kV线路保护全部配有接地距离保护，接地距离保护应当投入使用并按照《DL/T 584-95 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》的要求进行整定。
在进行距离保护II段整定时，要求下一电压等级线路有t<=1.2s的对线路全长有灵敏度的保护段，进行距离保护III段整定时，要求下一电压等级线路保护最长段延时≤3.6 s，省调一般情况下不再下达定值限制，如确实不能满足要求，需及调通局继电保护科协商解决。
3、在省调下发的《继电保护定值管理规范》中明确要求各级调度每年应编制年度继电保护整定计算方案，年度继电保护整定计算方案，应在运行方式部门提供的年度运行方式基础上进行编制，整定计算方案须经整定计算人员、审核人员签字，并经主管领导批准后方能生效。
3.1、《方案》的主要内容
3.1．1 编制依据；
3.1．2系统年度运行方式；
3.1.3 继电保护定值整定计算原则；
3.1．4整定方案中存在的主要问题及处理意见；
3.1.5 附表及附图。
3.2、编制依据
3.2.1 由运行方式部门提供本年度内系统新投产的设备资料；
3.2.1.1 接入系统的发电厂、变电站；
3.2.1.2 新建、扩建或改建的发电、变电设备
3.2.1.3 新建或改建线路。
3.2.2 由上级调度部门提供的最新系统阻抗及接口处的定值限制；
3.2.3 由运行方式部门提供的系统最大有功及无功潮流（必要时应包括冲击负荷电流值、电动机自启动电流值等）；系统最低运行电压；解列点及系统稳定的具体要求等。
3.2.4 由运行方式部门提供的电网整体结构以及电网发生的重大变化等；

3．3运行方式
3.3.1 《方案》中的运行方式，应包括机组运行方式、变压器中性点接地方式和电网运行方式(包括开、合环点的选择)。
3.3.2 机组运行方式。（至少应考虑以下两个基本方式）
3.3.2.1 系统最大运行方式下，辖区内所有机组全部开出，作为计算的最大方式。
3.3.2．2 系统最小运行方式下，辖区内机组可能出现的最小开机方式作为计算的最小方式。
3.3．3 新、扩建厂、站的变压器中性点接地方式应按电力行业标准《DL/T 584-2007 3～110kV电网继电保护装置运行整定规程》中所规定的原则加以确定。
3.3．4电网运行方式包括以下内容：
3.3.4．1 基本运行方式：
3.3.4.1．1 所辖范围内同一电压等级网络的正常运行方式（开环或合环），如开环运行，尚应明确开环点。
3.3.4.1．2所辖范围内不同电压等级间的网络的正常运行方式（即电磁环网的开或合）。
3.3.4．2 所辖范围内某一线路或变压器停电检修（可以不考虑多个元件重叠检修）方式。
基本运行方式和检修方式均为正常方式。
3.3.4．3 特殊方式：
3.3.4．3．1 及主网的联络方式发生了重大改变。
3.3.4．3．2所辖范围内电磁环网状况发生及基本接线方式不同的变化。
3.3.4．3．3 所辖范围内因变压器检修引起系统零序阻抗发生较大变化的运行方式。
3.4、整定计算原则
3.4．1 指明整定计算所执行的有关具体部颁规程。
3.4．2 详细说明及所执行的有关具体部颁规程不符的原则。
3.4．3 详细列出所辖范围内保护整定计算具体原则

3.5、存在问题及处理意见
3.5．1 按不同类型保护一一列出在“正常运行方式”下失配线路的名称及保护段别名称；
3.5．2 按不同类型保护一一列出在“正常运行方式”下灵敏度不能满足要求的线路名称及保护段别名称；
3.5．3 按不同类型保护一一列出因装置技术规范达不到定值要求的线路及保护名称；
3.5．4保护整定计算人员、审核人员或主管人员认为应该说明的其它问题；
3.5．5 针对上述问题提出的解决办法、运行注意事项或制定的保护改造方案。
3.6、附表及附图
3.6．1 辖区内各发电厂的发电机、调相机在各种方式下的开机方式应列附表。
3.6．2 辖区内的变压器中性点接地方式应列附表。
3.6．3 辖区内各线路有关保护整定值允许的最大负荷电流应列附表。
3.6．4应附辖区系统的正（负）序及零序阻抗参数图，并标明基准容量及各级电压下的基准电压、基准电流和基准阻抗。
3.6．5 应附辖区系统内保护配置图。配置图应注明：各线路、母线所配保护装置（包括收发信机）、故障录波器的名称、型号。
3.6．6应附所辖系统零序电流保护、接地距离保护、相间距离保护以及及线路有配合关系的保护定值配合图，并分别标出各自使用的电流互感器、电压互感器的变比。

4、下面重点对3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程有关条款进行讲解（地县调）
1.1 3～110kV电网继电保护的整定应满足选择性、灵敏性和速动性的要求，如果由于电网运行方式、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，保证规定的灵敏系数要求，同时，按照如下原则合理取舍：
a. 地区电网服从主系统电网；
b. 下一级电网服从上一级电网；
c. 保护电力设备的安全；
d. 保重要用户供电。
（说明：增加了保证“规定的灵敏系数要求”一条，说明在选择性、灵敏性和速动性中，灵敏性的重要性，特别对于110kV以下系统，采用远后备方式，本设备保护拒动的后果可能是相邻设备远后备的动作，导致更大范围的失去选择性，或者是设备损坏。在保证灵敏度的情况下，可能为不完全配合，或者是完全不配合，对此应按管理规定备案注明。）

1.2 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。
1.3 3～110kV电网的继电保护，应当满足可靠性、选择性、灵敏性及速动性四项基本要求，特殊情况应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
以上两条是整定人员保护自己的必须，凡及规程冲突均应履行“经所在单位总工程师批准，并备案说明”的原则。

1.4 继电保护的可靠性
1.4.1 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，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
（注：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。这一条是保护装置配置和整定计算的基本原则，特别对于110kV系统，保护装置的配置没有双重化，只有靠相邻的保护装置和断路器来切除故障，所以，相邻设备保护装置应对本设备有灵敏度，起到远后备的作用，特殊情况，例如，变压器高压侧过流保护对低压侧无灵敏度，则在此种情况下，要求这两套低压侧过流保护接于电流互感器不同的绕组，经不同的直流熔断器供电并以不同时限作用于低压侧断路器及高压侧断路器（或变压器各侧断路器）。

1.4.2 3～110kV电网继电保护一般采用远后备原则，即在临近故障点的断路器处装设的继电保护或断路器本身拒动时，能由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。
1.4.3 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低压母线又无足够的灵敏度时，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低压母线的灵敏系数满足规程规定时，则在变压器的低压侧断路器及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低压母线的灵敏系数不满足规程规定时，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，经不同的直流熔断器供电并以不同时限作用于低压侧断路器及高压侧断路器（或变压器各侧断路器）。
（注：对主保护和后备保护分别取自不同绕组的配置方式，可在主保护装置中增加一套低压侧的过流保护。）
该条十分重要，前几年变压器烧毁事故多及没有执行此条直接相关

1.4.4 对中低压侧接有并网小电源的变压器，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，则应由小电源并网线的保护装置切除故障。
（注：小电源侧的线路保护、发变组的后备保护应对此类故障有灵敏度，对于变压器而言，此类故障危害不大，如采用低于变压器额定电流的指向变压器的方向过流保护来保护此类故障，要可靠躲过小电源的负荷电流，方向元件不一定能区别，存在一定风险。
1.4.5 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。

1.5 继电保护的选择性
1.5.1 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。
按配合情况，配合关系分为：
a. 完全配合：动作时间及灵敏系数均配合；
b. 不完全配合：动作时间配合，在保护范围的部分区域灵敏系数不配合；
c. 完全不配合：动作时间及灵敏系数均不配合。
电网需要配合的两级继电保护一般应该是完全配合，如灵敏性和选择性不能兼顾，在整定计算时应保证规定的灵敏系数要求，由此可能导致两级保护的不完全配合，两级保护之间的选择性由前级保护的可靠动作来保证，此时，如前级保护因故拒动，允许后级保护失去选择性。
（注：不完全配合是由于灵敏性和选择性不能兼顾、保设备的需要造成的，因为，变压器、线路的切除故障的时间都不能过长。）

1.5.2 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份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（例如纵联保护）动作，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. 在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。
1.5.3 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及选择配合，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）。
（注：主要考虑变压器的安全，当超过变压器的额定电流时，不允许长期运行。
1.5.4 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. 及变压器同电压侧的后备保护的动作时间配合；
b. 及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. 及其他侧出线后备保护段的动作时间配合；
d. 及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，也可以及其他侧的母线保护和线路纵联保护配合。

1.6 继电保护的灵敏性
1.6.1 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。
1.6.2 对于无法得到远后备保护的电力设备，应酌情采取相应措施，防止同时失去主保护和后备保护。
1.6.3 对于110kV电网线路，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一般不应大于300A（一次值），此时，允许线路两侧零序保护相继动作切除故障。
1.6.4 在同一套保护装置中闭锁、起动和方向判别等辅助无元件的灵敏系数应不低于所控的保护测量元件的灵敏系数。
1.7 继电保护的速动性：
1.7.1 地区电网应满足主网提出的整定时间要求，下一级电压电网应满足上一级电压电网提出的整定时间要求，供电变压器过电流保护时间应满足变压器绕组热稳定要求，必要时，为保证设备和主网安全、保重要用户供电，应在地区电网或下一级电压电网适当的地方设置不配合点。
1.7.2 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，应快速切除。
注意：在参加设计审查时对于一般110KV等重要电厂母线或重要用户母线应要求配备母差保护

1.7.3 临近供电变压器的供电线路，设计单位应充分考虑线路出口短路的热稳定要求。如线路导线截面过小，不允许延时切除故障时，应快速切除故障。
对于多级串供的单电源线路，由于逐级配合的原因，临近供电变压器的线路后备保护动作时间较长，如不能满足线路热稳定要求，宜设置短延时的限时速段断保护。
1.7.4 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。
1.7.5 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。
注意：微机保护、高精度时间继电器应使用0.3s的时间级差

1.8 按下列原则考虑距离保护振荡闭锁装置的运行整定：
1.8.1 35kV及以下线路距离保护一般不考虑系统振荡误动问题。
1.8.2 下列情况的66～110kV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1.0s的距离Ⅱ段和不小于1.5s的距离Ⅲ段。
注：系统最长振荡周期按1.5s考虑。
1.8.3 有振荡误动可能的66～110kV线路距离保护装置一般应经振荡闭锁控制。
1.8.4 有振荡误动可能的66～110kV线路的相电流速断定值应可靠躲过线路振荡电流。
1.8.5 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障。

1.9 110kV及以下电网均采用三相重合闸，重合闸其他条件的选定，应根据电网结构、系统稳定要求、发输电设备的承受能力等因素合理地考虑。
1.9.1 单侧电源线路选用一般重合闸方式。
1.9.2 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. 带地区电源的主网终端线路，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，主网侧检无压重合。
b. 双侧电源单回线路也可选用解列重合闸方式。
1.9.3 电缆线路的重合闸
a. 全线敷设电缆的线路，由于电缆故障多为永久性故障，不宜采用自动重合闸。
b. 部分敷设电缆的终端负荷线路，宜以备用电源自投的方式提高供电可靠性，视具体情况，也可以采用自动重合闸。
c. 含有少部分电缆、以架空线路为主的联络线路，当供电可靠性需要时，可以采用重合闸。
d. 部分敷设电缆的线路，宜酌情采用以下有条件重合闸：
单相故障重合、相间故障不重合。
判别故障不在电缆线路上才重合。
（注：电缆线路的故障一般
1.10 配合自动重合闸的继电保护整定应满足如下基本要求：
1.10.1 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。
1.10.2 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0.1s动作。
1.10.3 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选择性跳闸。

1.11 对110kV线路纵联保护运行有如下要求：
1.11.1 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。
1.11.2 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规程规定的灵敏系数段，此时，加速段保护可能无选择性动作，应备案说明。

1.12 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。

1.13 对于负荷电流及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。

1.14 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。
注：设备任何时候不能失去保护
1.15 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。
注：变压器不宜使用断线闭锁，母线保护使用断线闭锁
2 继电保护对电网接线和调度运行的配合要求
2.1 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，及电网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网结构和电力设备的布置、厂站主接线等，应限制使用，下列问题应综合考虑：
2.1.1 宜采用环网布置，开环运行的方式。
2.1.2 宜采用双回线布置，单回线—变压器组运行的终端供电方式。
2.1.3 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。
2.1.4 不宜在电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器。
2.1.5 尽量避免短线路成串成环的接线方式。

2.2 继电保护能否保证电网安全稳定运行，及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：
2.2.1 注意保持电网中各变电所变压器的接地方式相对稳定。
2.2.2 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。
注：保护整定是按N-1计算的，运行时必须保证方式及整定原则一致，本条所有考虑均如此。
2.2.3 在电网的某些点上以及及主网相连的有电源的地区电网中，应设置合适的解列点，以便采取有效的解列措施，确保主网的安全和地区电网重要用户供电。
2.2.4 避免采用多级串供的终端运行方式。
2.2.5 避免采用不同电压等级的电磁环网运行方式。
2.2.6 不允许平行双回线上的双T接变压器并列运行。

2.3 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，影响电网安全稳定运行时，应采取下列措施：
2.3.1 酌情停运部分电力设备，或改变电网运行接线、调整运行潮流，使运行中的继电保护动作性能满足电网安全稳定运行的要求。
2.3.2 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3.2条进行合理的取舍。
注：发现继电保护性能不能满足保设备要求就要及时核算采取调整措施。
常德事例
2.4 重要枢纽变电所的110kV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：
2.4.1 尽可能缩短母线差动保护的停用时间。
2.4.2 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。
2.4.3 应考虑当母线发生故障时，由后备保护延时切除故障，不会导致电网失去稳定；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。
注：重要枢纽变电所的概念是凡110kV母线故障不快速切除导致系统失稳的变电所

3 继电保护整定的规定
3.1.1 整定计算所需的发电机、调相机、变压器、架空线路、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；（省内已做规定要求实测）
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。
3.1.2 以下的假设条件对一般短路电流计算是许可的：（计算的参数条件应该十分清楚）
a．忽略发电机、调相机、变压器、110kV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，当电阻及电抗之比R／X＞0.3时，宜采用阻抗值Z=√R2+X2，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗，即X2＝X1
b．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″的饱和值。
c．发电机电势可以假定均等于l(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。
3.1.3 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1/2。
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。
3.1.3.1 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。
3.1.3.2 发电厂有两台机组时，一般考虑一台机组停运的方式，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。
3.1.3.3 区域电网中，相邻的几个电厂全停时，应作为按特殊情况处理。
3.1.3.4 应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。
3.1.3.5 110kV电网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网零序阻抗基本不变，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抵消线路停运时对零序电流分配的影响。
3.1.4 有配合关系的不同动作原理的保护定值，允许酌情按简化方法进行配合整定。（零序及接地距离分别配合）
3.1.5 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。
3.1.6 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。
在复杂电网中，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。
3.1.7 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和不利故障类型下，均能及背侧线路保护配合，也可不经方向元件控制；在复杂电网中，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。
3.1.8 躲区外故障、躲振荡、躲负荷、躲不平衡电压等整定，或及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。

3.2 继电保护装置整定的具体规定
3.2.1 110kV线路零序电流保护

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）。
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）。
3.2.1.1 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护一般为四段式或三段式保护，在使用了阶段式接地距离保护的复杂电网，零序电流保护宜适当简化。
注：零序电流保护保护受方式影响大，所以在健全的接地距离时应简化
3.2.1.2 双侧电源复杂电网的线路零序电流保护各段一般应遵循下述原则：
a．零序电流Ⅰ段作为速动段保护使用，如本线路接地距离Ⅰ段投入运行，则零序电流Ⅰ段宜退出运行。
b．三段式保护的零序电流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金属性接地故障，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1。对未经方向元件控制的零序电流保护，还应考虑及背侧线路零序电流保护的配合。

3.2.2 接地距离保护
对于采用距离保护的电缆线路，正序和零序阻抗角都会有较大的偏差，应按实测参数整定。

3.2.2.1 圆特性的接地距离Ⅲ段，阻抗定值按及相邻线路的接地距离Ⅱ段或Ⅲ段配合，并力争对相邻元件有远后备整定，负荷电阻线按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定。

3.2.2.2 四边形特性的接地距离Ⅲ段，阻抗定值按及相邻线路的接地距离Ⅱ段或Ⅲ段配合，并力争对相邻元件有远后备整定,电阻定值按可靠躲过本线路事故过负荷最小阻抗整定。

3.2.3 相间距离保护
对于采用距离保护的电缆线路，正序和零序阻抗角都会有较大的偏差，应按实测参数整定。
3.2.3.1 圆特性的相间距离Ⅲ段，阻抗定值按及相邻线路的相间距离Ⅱ段或Ⅲ段配合，并力争对相邻元件有远后备整定，负荷电阻线按可靠躲过本线路的事故过负荷最小阻抗整定。
3.2.3.2 四边形特性的相间距离Ⅲ段,阻抗定值按及相邻线路的相间距离Ⅱ段或Ⅲ段配合，并力争对相邻元件有远后备整定,电阻定值按可靠躲过本线路事故过负荷最小阻抗整定。

3.2.4 自动重合闸
3.2.4.1 自动重合闸的动作时间：
a. 单侧电源线路的三相重合闸时间除应大于故障点断电去游离时间外，还应大于断路器及操作机构复归原状准备好再次动作的时间。
b. 双侧电源线路的三相重合闸时间除了考虑单侧电源线路重合闸的因素外，还应考虑线路两侧保护装置以不同时间切除故障的可能性。
重合闸整定时间应等于线路对侧有足够灵敏系数的延时段保护的动作时间，加上故障点足够断电去游离时间和裕度时间，再减去断路器合闸固有时间，即：

式中：tzmin为最小重合闸整定时间；
tⅡ为对侧保护延时段动作时间；（指对侧保护保线路全长有灵敏度的延时段）
tD为断电时间，对三相重合闸不小于0.3s；
tK为断路器合闸固有时间；
Δt为裕度时间。；
c. 对分支线路，在整定重合闸时间时，尚应考虑对侧和分支侧断路器相继跳闸的情况下，故障点仍有足够的断电去游离时间。
d. 为提高线路重合成功率，可酌情延长重合闸动作时间：
单侧电源线路的三相一次重合闸动作时间宜大于0.5s；如采用二次重合闸，第二次重合闸动作时间不宜小于5s。
多回线并列运行的双侧电源线路的三相一次重合闸，其无电压检定侧的动作时间不宜小于5s。
大型电厂出线的三相一次重合闸时间一般整定为10s。
3.2.4.2 如果分支侧变压器低压侧无电源，分支侧断路器可以在线路故障时不跳闸，但线路后加速电流定值应可靠躲过重合闸时分支侧最大负荷电流。
3.2.4.3 双侧电源的线路，除采用解列重合闸的单回线路外，均应有一侧检同期重合闸，以防止非同期重合闸对设备的损害。检同期合闸角的整定应满足可能出现的最不利方式下，小电源侧发电机的冲击电流不超过允许值。一般线路检同期合闸角整定在30°左右。

3.2.5 及电网配合有关的变压器保护
3.2.5.1 及电网配合有关的变压器各侧的零序电流和相电流保护，其主要作用是作为变压器、母线、母线上的出线及其他元件的后备保护，在某些情况下，例如母线本身未配置专用的母线保护时，还起到主保护作用。整定计算的基本原则是：
a. 各侧延时相电流保护的主要作用是本侧母线、母线的连接元件以及变压器的后备保护，对于两侧或三侧电源的变压器，为简化配合关系，缩短动作时间，相电流保护可带方向，方向宜指向各侧母线，同时，在各电源侧以不带方向的长延时相电流保护作为总后备保护。
b. 为提高灵敏度，增加安全性，相电流保护经复合电压闭锁，各侧电压闭锁元件并联使用。
c. 为缩短变压器后备保护的动作时间，变压器各侧不带方向的长延时相电流保护跳三侧的时间可以相同。如各侧方向过电流保护均指向本侧母线，跳本侧母联断路器和本侧断路器的时间也允许相同。
d. 变压器外部短路故障，如短路电流大于任一侧绕组热稳定电流时，变压器过电流保护的动作时间不应超过2秒。
e. 只有高压侧中性点接地的变压器零序电流保护不应经零序方向元件控制，零序电流取自变压器中性点电流互感器。
f. 自耦变、高中压侧中性点均直接接地的变压器零序电流Ⅰ段保护，如选择性需要，可经零序方向元件控制，方向宜指向本侧母线。零序电流Ⅱ段保护不带方向，对于三绕组变压器，零序电流取自变压器中性点电流互感器，各侧零序电流Ⅱ段保护跳三侧的时间可以相同。
3.2.5.2 单侧电源三绕组变压器电源侧的过电流保护作为保护变压器安全的最后一级跳闸保护，同时兼作无电源侧母线和出线故障的后备保护。电源侧过电流保护一般应对无电源侧母线故障有1.5的灵敏系数。
a. 变压器的电源侧过流保护定值应及中低压侧的过电流保护定值配合，配合系数一般取1.05～1.1，动作后，跳三侧断路器。
b. 中压侧的过电流保护的电流定值按躲额定负荷电流整定，时间定值应及本侧出线保护最长动作时间配合，动作后，跳本侧断路器，如有两段时间，可先跳本侧断路器，再跳三侧断路器；在变压器并列运行时，还可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器，后跳三侧断路器。
c. 由于低压侧母线一般无母线保护，低压侧过电流保护宜为两段式，Ⅰ段电流定值保低压母线故障有灵敏度，时间定值及本侧出线保护或母联保护的Ⅰ段配合，跳本侧断路器；Ⅱ段电流定值按躲负荷电流整定，时间定值及本侧出线保护或母联保护最末段时间配合，跳本侧断路器、再跳三侧断路器。

3.2.5.3 多侧电源变压器方向过电流保护宜指向本侧母线，各电源侧过电流保护作为总后备，其定值按下述原则整定：
a. 方向过电流保护作为本侧母线的后备保护，其电流定值按保本侧母线有灵敏度整定，时间定值应及出线保护相应段配合，动作后，跳本侧断路器；在变压器并列运行时，也可先跳本侧母联断路器，再跳本侧断路器。
b. 主电源侧的过电流保护作为变压器、其他侧母线、出线的后备保护，电流定值按躲本侧负荷电流整定，时间定值应及出线保护最长动作时间配合，动作后，跳三侧断路器。
c. 小电源侧的过电流保护作为本侧母线和出线的后备保护，电流定值按躲本侧负荷电流整定，时间定值应及出线保护最长动作时间配合，动作后，跳三侧断路器。在其他侧母线故障时，如该过电流保护没有灵敏度，应由小电源侧并网线路的保护装置切除故障。

3.2.5.4 中性点直接接地变压器的零序电流保护主要作为变压器内部、接地系统母线和线路接地故障的后备保护，一般由两段零序电流保护组成。
变压器零序电流保护中，应有对本侧母线接地故障灵敏系数不小于1.5的保护段。
3.2.5.5 单侧中性点直接接地变压器的零序电流Ⅰ段电流定值，按保母线有1.5灵敏系数整定，动作时间及线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作后跳母联断路器，如有第二时间，则可跳本侧断路器。
零序电流Ⅱ段电流和时间定值应及线路零序电流保护最末一段配合，动作后跳变压器各侧断路器，如有两段时间，动作后以较短时间跳本侧断路器（或母联断路器），以较长时间跳变压器各侧断路器。
3.2.5.6 两侧中性点直接接地的三个电压等级的变压器，高压侧、中压侧零序电流Ⅰ段宜带方向，方向宜指向本侧母线，电流定值按保本侧母线有1.5灵敏系数整定，动作时间及本侧线路零序电流Ⅰ段或Ⅱ段配合，动作后跳母联断路器，如有第二时间，则可跳本侧断路器。
零序电流Ⅱ段不带方向，对于三绕组变压器，零序电流取自变压器中性点电流互感器，
高压侧零序电流Ⅱ段