浙江电网220kV线路保护标准化设计规范QGDW112192009.doc

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2009-12-16发布浙江省电力公司发布目次 1　范围 4 2　规范性引用文件 4 3　总则 4 4　组屏和配置原则 4 5　技术原则 5 6　回路设计 6 7　压板、按钮设置 8 8　屏（柜）端子排设计 8 9　定值设置 9 10　保护输出报告与信息联网 10 11　保护与通信设备接口要求 10 12　对相关设备及回路的要求 11 附录A（规范性附录）220 kV线路保护装置定值和软压板清单 12 附录B（规范性附录）220 kV线路保护输出报告标准格式 17 前言本标准规定了浙江电网220 kV线路保护及辅助装置标准化设计的基本原则，实现了220 kV线路保护功能配置统一、定值格式统一、报告输出统一、接口标准统一、组屏方案统一、回路设计统一（以下简称“六统一”），为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，为浙江电网供电企业提供统一的技术规范。本标准附录A、附录B为规范性附录。本标准由浙江电力调度通信中心提出。本标准由浙江省电力公司科技信息部归口。本标准起草单位：浙江电力调度通信中心。本标准主要起草人：钱建国裘愉涛刘军刘宏波陈水耀方愉冬程晓东赵萌丁健姜健宁周芳。本标准由浙江电力调度通信中心负责解释。浙江电网220 kV线路保护标准化设计规范 1 范围本标准规定了浙江电网220 kV 线路保护及辅助装置功能配置、定值格式、报告输出、接口标准、组屏方案、回路设计的基本原则。本标准适用于浙江电网新建、扩建和技改等工程中220 kV “六统一”线路保护及辅助装置的标准化设计工作。 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规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单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。 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 15145-2008 微机线路保护装置通用技术条件 GB/T 22386-2008 电力系统暂态数据交换通用格式 DL/T 478-2001 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件 DL/T 769-2001 电力系统微机继电保护技术导则 DL/T 5136-2001 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程 DL/T 5218-2005 220 kV～500 kV变电所设计技术规程 Q/GDW 161-2007 线路保护及辅助装置标准化设计规范调继[2005]222号　国家电网公司十八项电网重点反事故措施（试行）继电保护专业重点实施要求 IEC 60870-5-103:1997 远动设备及系统第五部分传输规约第103篇继电保护设备信息接口配套标准 IEC 61850:2003 变电站通信网络和系统 3 总则 3.1 本标准旨在通过规范220 kV系统线路保护的配置和组屏原则、技术原则、回路设计、压板设置、端子排设计、定值单和报告输出格式，提高继电保护设备的标准化水平，为继电保护的制造、设计、运行、管理和维护工作提供有利条件，提升继电保护运行、管理水平。 3.2 优先通过继电保护装置自身实现相关保护功能，尽可能减少外部输入量，以降低对相关回路和设备的依赖。 3.3 优化回路设计，在确保可靠实现继电保护功能的前提下，尽可能减少屏（柜）内装置间以及屏（柜）间的连线。 3.4 继电保护双重化包括保护装置的双重化以及与保护配合回路（包括通道）的双重化，双重化配置的保护装置及其回路之间应完全独立，不应有直接的电气联系。 3.5 本标准中220 kV线路以双母线接线为例。其它接线型式也应参照执行。 3.6 本标准强调了线路保护标准化设计的原则和重点要求，但并未涵盖线路保护的全部技术要求，有些内容在已颁发的技术标准和规程、规定中已有明确规定，在贯彻落实的过程中仍应严格执行相关的技术标准和规程、规定。 3.7 新建、扩建和技改等工程应执行本标准。 4 组屏和配置原则 4.1 220 kV线路按双重化原则配置两套全线速断的数字式保护，按两面屏（柜）方案配置： a) 线路保护1屏（柜）：线路保护1（含重合闸）＋分相操作箱1（含电压切换箱）＋（信号传输装置）； b) 线路保护2屏（柜）：线路保护2（含重合闸）＋分相操作箱2（含电压切换箱）＋（信号传输装置）。 4.2 220 kV线路两侧对应的保护装置应采用同一原理、同一型号、同一软件版本的保护。 4.3 线路保护屏（柜）上设备居中布置，自上至下依次为分相操作箱、线路保护装置（中性线13U）、信号传输装置、打印机(中性线23U)、压板（上沿30U）。 4.4 两套线路保护应完全按双重化原则配置，并满足以下要求： a) 由不同的保护动作原理、不同厂家的硬件结构构成； b) 两套保护装置的直流电源应取自不同蓄电池组供电的直流母线段； c) 两套保护一一对应地作用于断路器的两个跳闸线圈； d) 线路保护独立完成合闸（包括手合、重合）后加速跳闸功能； e) 保护所用的断路器和隔离刀闸辅助接点、切换回路以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置； f) 合理分配保护所接电流互感器二次绕组，对确无办法解决的保护动作死区，可采取启动失灵及远方跳闸等措施加以解决。 4.5 两套线路保护的外部输入回路、输出回路、压板设置、端子排排列应完全相同。 4.6 线路保护装置应具有GPS对时功能，具有硬对时和软对时接口，一般采用RS-485串行数据通信接口接收GPS发出IRIG-B（DC）时码作为对时信号源，对时误差＜1 ms。保护采用以太网口与计算机监控系统和故障信息管理子站通信，规约采用IEC 60870-5-103或IEC 61850。 5 技术原则 5.1 每套保护除了全线速断的纵联保护外，还应具有完整阶段式相间距离、接地距离保护、必需的方向零序后备保护及自动重合闸功能。 5.2 纵联距离（方向）保护 a) 保护装置中的零序功率方向元件应采用自产零序电压。纵联零序方向保护不应受零序电压大小的影响，在零序电压较低的情况下应保证方向元件的正确性； b) 在平行双回或多回有零序互感关联的线路发生接地故障时，应防止非故障线路零序方向保护误动作； c) 纵联距离（方向）保护应具备弱馈功能，在正、负序阻抗过大，或两侧零序阻抗差别过大的情况下，允许纵续动作。 5.3 纵联差动保护 a) 纵联电流差动保护两侧启动元件和本侧差动元件同时动作才允许差动保护出口。线路两侧的纵联电流差动保护装置均应设置本侧独立的电流启动元件，必要时可用交流电压量等作为辅助启动元件，但应考虑在P T断线时对辅助启动元件的影响，差动电流不能作为装置的启动元件； b) 纵联电流差动保护应对CT特性无特殊要求，具有可靠的CT饱和判别功能，动作正确性不受饱和影响，并允许使用不同变比的CT； c) 纵联电流差动保护的远方跳闸应经过本侧启动元件控制，远方跳闸功能投退应受差动保护投入压板控制； d) 线路两侧纵联电流差动保护装置应互相传输可供用户整定的通道识别码，并对通道识别码进行校验，校验出错时告警并闭锁差动保护； e) 纵联电流差动保护装置应具有通道监视功能，如实记录并累计丢帧、错误帧等通道状态数据，通道严重故障时告警。 5.4 相间及接地距离保护 a) 除常规距离保护Ⅰ段外，为快速切除中长线路出口短路故障，应有反映近端故障的保护功能； b) 为解决中长线路躲负荷阻抗和灵敏度要求之间的矛盾，距离保护应设置负荷电阻线。 5.5 零序电流保护 a) 零序电流保护应设置二段定时限，一段反时限。其中定时限第一段带方向，第二段不宜带方向； b) 应设置不大于100 ms短延时的后加速零序电流保护，在手动合闸或自动重合时投入使用； c) 线路非全相运行时的零序电流保护不考虑健全相再发生高阻接地故障的情况，当线路非全相运行时自动将零序电流保护最末一段动作时间缩短0.5 s并取消方向元件，作为线路非全相运行时不对称故障的总后备保护，取消线路非全相时投入运行的零序电流保护的其他段。 5.6 自动重合闸 a) 当不使用用于重合闸检线路侧电压和检同期的电压元件时，线路PT断线不应报警； b) 检同期或检无压时重合闸所采用的线路电压应该是自适应的，用户可自行选择外接任意相间或相电压； c) 取消“重合闸方式转换开关”，自动重合闸仅设置“停用重合闸”功能压板，重合闸方式通过控制字实现，其定义见表1。表1　重合闸控制字序号重合闸方式整定方式备注 1 单相重合闸 0，1 单相跳闸单相重合闸方式 2 三相重合闸 0，1 含有条件的特殊重合方式 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 d) 单相重合闸、三相重合闸、禁止重合闸和停用重合闸有且只能有一项置“1”，如不满足此要求，保护装置报警并按停用重合闸处理； 5.7 线路－变压器的线路和主变压器电气量保护均应起动断路器失灵保护。当本侧断路器无法切除故障时，应采取起动远方跳闸等后备措施加以解决。 6 回路设计 6.1 回路设计原则： a) 简化二次回路，精简外部模拟量输入和开关量输入； b) 两套保护装置的相关二次回路按双重化原则完全分开配置； c) 两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈分别一一对应； d) 两套保护相互完全独立，两套保护及重合闸不进行相互启动、闭锁； e) 分相操作断路器多相偷跳时不考虑多相位置不对应启动重合闸； f) 每套线路保护一一对应各启动一套失灵保护； g) 线路失灵电流判别由母线保护实现，线路保护分相动作接点接至母线保护相应间隔失灵启动的“分相开入”； h) 每套母线保护一一对应各启动一套操作箱的跳闸重动继电器TJR； i) 采用操作箱中跳闸重动继电器（TJR）的一付接点作为光纤保护启动远方跳闸输入或高频距离（方向）保护的其他保护停信输入； j) 操作箱按双重化设置，每套操作箱设置一组跳、合闸回路，两套保护的开关量输入、跳闸输出与两套操作箱一一对应； k) 电压切换箱按双重化设置，两套保护电压输入与两套电压切换箱一一对应。 6.2 线路保护模拟量输入 a) 交流电流Ia、Ib、Ic、3I0； b) 交流电压Ua、Ub、Uc、Ux。 6.3 线路保护开关量输入 a) 保护功能投退 1) 主保护投/退； 2) 停用重合闸（闭锁重合闸）； 3) 检修状态投/退。 b) 外部输入 1) 断路器位置信号输入：按断路器分相开关量输入，取自操作箱TWJ接点； 2) 收信（纵联距离、方向保护）； 3) 其他保护停信输入（光纤距离、纵联距离、方向保护）； 4) 远方跳闸开关量输入（纵联差动保护）； 5) 远传1输入（纵联差动保护）； 6) 远传2输入（纵联差动保护）； 7) 闭锁重合闸输入； 8) 压力低闭锁重合闸输入； 9) GPS对时开入； 10) 通道试验按钮输入（纵联距离、方向保护）； 11) 通道异常告警； 12) 信号复归。 6.4 线路保护出口回路 a) 分相跳闸出口（2组＋2组备用），其中一组用于跳闸，一组用于启动失灵，两组备用； b) 三相跳闸出口（2组、永跳）； c) 重合闸出口； d) 发信（纵联距离、方向保护）； e) 远传1（纵联差动保护）； f) 远传2（纵联差动保护）。 6.5 线路保护信号接点输出 a) 保护装置输出1组非保持信号用于后台监控，包括：保护动作信号、重合闸动作信号、保护运行异常告警、保护装置故障告警、通道告警； b) 保护装置输出1组非保持信号用于故障录波，包括：分相跳闸信号、重合闸动作信号。 6.6 操作箱（含电压切换） a) 操作箱主要回路要求如下: 1) 与测控配合； 2) 手合、手跳； 3) 至合闸线圈； 4) 至跳闸线圈； 5) 与保护配合的断路器位置、发/停信、闭锁重合闸接点等； 6) 保护分相跳闸； 7) 保护三相跳闸TJR（闭锁重合闸、启动失灵）； 8) 保护三相跳闸TJF（闭锁重合闸、不启动失灵）； 9) 压力闭锁回路； 10) 跳合闸电流保持回路； 11) 分相跳闸及合闸位置监视回路； 12) 跳合闸信号回路； 13) 控制回路断线、电源消失等； 14) 备用中间继电器； 15) 直流电源监视。 b) 电压切换主要回路要求如下: 1) 采用单位置启动方式，电压切换采用保护装置电源； 2) 信号回路：切换同时动作、PT失压信号； c) 操作箱信号接点输出操作箱输出1组非保持信号用于故障录波，包括：分相跳闸信号、三相跳闸信号、重合闸动作信号。 7 压板、按钮设置 7.1 压板设置遵循“保留必需，适当精简”的原则，对特殊方式需要投退的保护功能通过软压板实现投退，可通过运行人员切换定值的方式实现。 7.2 每屏（柜）设3排压板，每排设置9个压板，不足一排时，用备用压板补齐。 7.3 压板分为功能投退压板、跳/合闸出口压板、启动失灵压板。压板在屏（柜）体正面自上而下，从左至右依次排列。 7.4 保护跳闸出口压板与启动失灵开出压板采用红色，功能投退压板采用黄色，压板底座及其他压板采用浅驼色，标签应设置在压板下方。 7.5 转换开关、按钮安装位置应便于巡视、操作，方便检修，复归按钮、通道试验按钮设置在屏（柜）右侧，转换开关设置在屏（柜）左侧，位置在对应设备中性线位置。 7.6 直流电源和交流电压空气开关设置在屏后的顶部（外露），从左向右排列，依次为控制电源、线路保护装置直流电源、交流电压、交流电源，屏内空气开关要求采用B型特性。 7.7 线路保护压板布置（从左至右、正视）： a) 第一排（功能压板）：主保护投/退、停用重合闸、备用（6个）、检修状态投/退； b) 第二排（出口）：A相跳闸出口、B相跳闸出口、C相跳闸出口、重合闸出口、A相启动失灵、B相启动失灵、C相启动失灵、备用、备用； c) 第三排：备用（9个）。 8 屏（柜）端子排设计 8.1 保护屏（柜）端子排设计原则如下： a) 按照“功能分区，端子分段”的原则，根据继电保护屏（柜）端子排功能不同，分段设置端子排； b) 端子排按段独立编号，每段应预留备用端子； c) 公共端、同名出口端采用端子连线； d) 交流电流采用电流专用试验端子和交流电压采用电压专用试验端子； e) 对于CD、KD等跳闸出口端子采用红色刀闸型可断端子，QD、PD等强电开入、与其他保护配合的回路要求采用刀闸型端子（QD开入公共端除外），并与直流正电源端子适当隔开。 f) 其余回路采用普通端子。 8.2 线路保护端子排设计要求 a) 保护屏（柜）背面左侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 直流电源段（ZD）：本屏（柜）所有装置直流电源均取自该段； 2) 强电开入段（4QD）：接收跳、合闸，重合闸压力闭锁等开入信号； 3) 出口段（4CD）：跳、合本断路器； 4) 保护配合段（4PD）：与保护配合； 5) 信号段（11YD）：通信接口信号； 6) 信号段（1YD）：保护动作、重合闸动作、保护运行异常、装置故障告警等信号； 7) 信号段（4YD）：含控制回路断线、电源消失、保护跳闸、事故音响等； 8) 信号段（7YD）：电压切换信号； 9) 录波段（11LD）：通信接口录波； 10) 录波段（1LD）：保护动作、重合闸动作； 11) 录波段（4LD）：分相跳闸、三相跳闸、重合闸接点； 12) 网络通信段（TD）：网络通信、打印接线和IRIG-B（DC）对时； 13) 集中备用段（1BD）。 b) 保护屏（柜）背面右侧端子排，自上而下依次排列如下： 1) 交流电压段（7UD）：外部输入电压及切换后电压； 2) 交流电压段（1UD）：保护装置输入电压； 3) 交流电流段（1ID）：保护装置输入电流； 4) 强电开入段（7QD）：用于电压切换； 5) 强电开入段（1QD）：跳闸位置接点TWJa、TWJb、TWJc； 6) 弱电开入段（11RD）：用于通信接口； 7) 弱电开入段（1RD）：用于保护； 8) 出口段（1CD）：保护跳闸、启动失灵、启动重合闸等； 9) 出口段（1KD）：保护跳闸、启动失灵、启动重合闸等； 10) 保护配合段（7PD）：与母差、失灵及其他保护配合； 11) 交流电源（JD）； 12) 集中备用段（2BD）。 9 定值设置 9.1 保护装置功能控制字“1”和“0”的定义应统一规范为： a) “1”肯定所表述的功能； b) “0”否定所表述的功能。或根据需要另行定义，但装置在定值清单和人机界面上应明确提示其含义。 9.2 软、硬压板逻辑关系采用“与门”关系。注：“停用重合闸”软压板、硬压板、控制字三者为“或门”关系。 9.3 保护装置的定值： a) 保护装置电流、电压和阻抗定值采用二次值，并输入电流互感器（CT）和电压互器（PT）的变比等必要的参数； b) 保护总体功能投/退，如“纵联保护”，由运行人员就地投/退硬压板或远方操作投/退软压板实现； c) 运行中基本不变的、保护分项功能，采用“控制字”投/退； d) 保护装置的定值清单应按以下顺序排列： 1) 设备参数定值部分； 2) 保护装置数值型定值部分； 3) 保护装置控制字定值部分； 4) 保护装置软压板部分。 9.4 装置定值区切换时，保护装置的数值型定值、控制字同时切换。 9.5 运行人员打印出的装置定值清单要简洁，项目与调度部门下发的定值单一致。 10 保护输出报告与信息联网 10.1 保护装置应具备以下接口： a) 对时接口：使用RS-485串行数据通信接口接收GPS发出IRIG-B（DC）差分信号； b) 通信接口：2组独立的以太网接口，调试接口、打印机接口。 10.2 装置在正常运行时显示必要的参数及运行信息，默认状态下，相关的数值显示为二次值。装置也可选择显示系统的一次值。 10.3 保护装置应能记录相关保护动作信息，能存储8次以上最新动作报告，每个报告应至少包含故障前2个周波、故障后6个周波的数据。 10.4 保护装置记录的所有数据应能转换为GB/T 22386的电力系统暂态数据交换通用格式（Common Format for Transient Data Exchange，简称COMTRADE）。 10.5 保护装置记录的动作报告应分类显示： a) 供值班人员尽快了解情况和事故处理的保护简要动作报告。包括动作时间、动作元件、故障相别、差流值、制动值等，可直接在装置液晶屏调阅或打印； b) 供继电保护专业人员分析事故和保护动作行为的详细动作信息。包括简要动作报告、电压电流采样值、开关量变位信息、保护内部元件动作状态等，可通过故障信息系统调阅或打印。 10.6 线路保护信息联网需求： a) 保护保护动作序列为：时间（ms）、动作元件、故障相别、跳闸相别、说明（描述启动元件、纵联保护、距离保护、零序保护、重合闸等动作顺序）； b) 故障前、后的开关量变位信息，包括收发信情况、断路器位置开入、闭锁重合闸开入、内部元件动作状态等； c) 各类模拟量数据，包括故障前后采样的线路电流、电压及自产的电流、电压量。 10.7 保护装置记录的所有数据的格式及上传的动作报告格式应满足浙江电网保护信息联网要求。 11 保护与通信设备接口要求 11.1 保护用通信通道的一般要求 a) 双重化配置的线路纵联保护通道应相互独立，通道及接口设备的电源也应相互独立； b) 线路纵联保护优先采用光纤通道，第一套保护宜采用复用通道，第二套保护宜采用专用纤芯；采用复用光纤时，优先采用2 Mbit/s数字接口； c) 一套线路纵联保护不宜接入两个通信通道； d) 线路纵联电流差动保护通道的收发应采用同一路由、同一时延； e) 双重化配置的远方跳闸保护，其通信通道应相互独立；线路纵联保护采用数字通道的，远方跳闸命令宜经线路纵联保护传输； f) 2 Mbit/s数字接口装置与通信设备采用75 Ω同轴电缆不平衡方式连接，不出小室； g) 安装在通信机房继电保护通信接口设备的直流电源应取自通信直流电源，并与所接入通信设备的直流电源相对应，采用-48 V电源，该电源的正端应连接至通信机房的接地铜排；每个接口装置采用两路独立的通信电源供电，两路电源手动切换，正常不并列。 h) 通信机房的接地网与主地网有可靠连接时，继电保护通信接口设备至通信设备的同轴电缆的屏蔽层应两端接地。 11.2 光缆连接要求 a) 在保护室设保护专用的光配线柜，光配线柜的容量、数量按照厂、站远景规模配置； b) 使用专用芯的保护，OPGW芯线应从构架光纤接续盒分别引接至保护室和通信机房的光配线柜； c) 保护室光配线柜至通信机房光配线柜采用单模光缆，光缆敷设3条（2条主用，1条备用），每条光缆纤芯数量按照厂、站远景规模配置； d) 保护室光配线柜至保护柜、通信机房光配线柜至接口柜均应使用尾缆连接，每根尾缆应具有4根芯线并使用ST或FC型连接器与设备连接； e) 光缆通过光配线框转接。 11.3 继电保护通信接口屏（柜）使用复用数字通道时，采用满足ITUG.703标准的2 Mbit/s通信接口装置并要求如下： a) 同一线路的两套保护的通信接口宜安装在不同屏（柜）上； b) 统一屏（柜）尺寸并统一布置，初次安装的屏（柜）应方便后续通信接口安装，满足后续安装的通信接口只配接电源线和尾纤的要求，每一屏（柜）应能安装8台接口装置； c) 光电转换装置采用1U标准机箱，高为1U（约44.45 mm）、宽为19英寸（482.6 mm）、深小于300 mm。 12 对相关设备及回路的要求 12.1 对断路器的要求 a) 三相不一致保护功能应由断路器本体机构实现。 b) 断路器防跳功能应由断路器本体机构实现。 c) 断路器跳、合闸压力异常闭锁功能应由断路器本体机构实现，应能提供两组完全独立的压力闭锁触点。 12.2 对相关二次回路的要求监控系统应提供两付遥跳、遥合触点。附录A （规范性附录） 220 kV线路保护装置定值和软压板清单 A.1 设备参数定值设备参数定值见表A.1。表A.1 设备参数定值类别序号参数名称参数值单位参数值基本参数 1 定值区号 0～XX 无 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 CT 3 CT一次额定值 1～9999 A 相电流 4 CT二次额定值 1或5 A 相电流 PT 5 PT一次额定值 1～1200 kV 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 A.2 纵联距离(方向)保护 A.2.1 纵联距离（方向）保护定值表A.2 纵联距离(方向)保护定值类别序号定值名称定值范围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）In A 2 零序启动电流定值（0.05～0.5）In A 3 纵联零序电流定值（0.05～20）In A 4 纵联距离阻抗定值（0.5～125）／In Ω 5 通道交换时间定值 0～23 无后备保护及重合闸 6 线路正序阻抗定值（0.05～655.35）／In Ω 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）／In Ω 线路全长 9 线路零序灵敏角 55°～89° ° 10 线路总长度 0～655.35 km 11 接地距离Ⅰ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 12 接地距离Ⅱ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 13 接地距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 14 接地距离Ⅲ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 15 接地距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 16 相间距离Ⅰ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 17 相间距离Ⅱ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 18 相间距离Ⅱ段时间 0.01～10 s 19 相间距离Ⅲ段定值（0.05～125）／In Ω 阻抗定值 20 相间距离Ⅲ段时间 0.01～10 s 表A.2（续）类别序号定值名称定值范围单位整定值后备保护及重合闸 21 负荷限制电阻定值（0.05～125）／In Ω 22 零序过流Ⅱ段定值（0.05～20）In A 23 零序过流Ⅱ段时间 0.01～10 s 24 零序过流Ⅲ段定值（0.05～20）In A 25 零序过流Ⅲ段时间 0.01～10 s 26 零序过流加速段定值（0.05～20）In A 27 PT断线相过流定值（0.05～20）In A 28 PT断线零序过流定值（0.05～20）In A 29 PT断线过流时间 0.1～10 s 30 单相重合闸时间 0.1～10 s 31 三相重合闸时间 0.1～10 s 32 同期合闸角 0°～90° 自定义 33 零序反时限电流定值（0.05～0.5）In A 34 零序反时限时间 0.1～10 s 35 零序反时限最小时间 0～10 s 36 快速距离阻抗定值（0.5～37.5）／In Ω 37 零序补偿系数KZ -0.33～10 无 38 零序电抗补偿系数KX -0.33～10 无 39 零序电阻补偿系数KR -0.33～10 无 40 接地距离偏移角 0°，15°，30° 无 A.2.2 纵联距离（方向）保护控制字表A.3 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 0，1 2 纵联零序保护 0，1 3 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 后备保护及重合闸控制字 5 快速距离保护 0，1 6 弱电源侧 0，1 7 电压取线路PT电压 0，1 8 振荡闭锁元件 0，1 9 距离保护Ⅰ段 0，1 10 距离保护Ⅱ段 0，1 11 距离保护Ⅲ段 0，1 12 零序电流保护 0，1 13 零序过流Ⅲ段经方向 0，1 表A.3（续）类别序号控制字名称整定方式整定值后备保护及重合闸控制字 14 三相跳闸方式 0，1 15 重合闸检同期方式 0，1 16 重合闸检无压方式 0，1 17 Ⅱ段保护闭锁重合闸 0，1 18 多相故障闭锁重合闸 0，1 19 单相重合闸 0，1 20 三相重合闸 0，1 21 禁止重合闸 0，1 22 停用重合闸 0，1 23 零序反时限 0，1 24 自动交换通道 0，1 25 单相TWJ启动重合闸 0，1 26 三相TWJ启动重合闸 0，1 A.2.3 纵联距离（方向）保护软压板表A.4 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 0，1 2 停用重合闸 0，1 3 允许远方操作 0，1 注：“允许远方操作”软压板只能在就地更改，只有当该压板置“1”时，才能远方切换定值区和投退其他软压板。 A.3 纵联差动保护 A.3.1 纵联差动保护定值见表A.5。表A.5 纵联差动保护定值类别序号定值名称定值范围步长单位整定值纵联差动保护 1 变化量启动电流定值（0.05～0.5）In 0.01 A 2 零序启动电流定值（0.05～0.5）In 0.01 A 3 差动动作电流定值（0.05～20）In 0.01 A 4 本侧识别码 0～65535 1 5 对侧识别码 0～65535 1 后备保护及重合闸 6 线路正序阻抗定值（0.05～655.35）／In 0.01 Ω 线路全长 7 线路正序灵敏角 55°～89° 1 ° 8 线路零序阻抗定值（0.05～655.35）／In 0.01 Ω 线路全长 9 线路零序灵敏角 55°～89° 1 ° 表A.5（续）类别序号定值名称定值范围步长单位整定值后备保护及重合闸 10 线路正序容抗定值（40～6000）／In 0.01 Ω 11 线路零序容抗定值（40～6000）／In 0.01 Ω 阻抗定值 12 线路总长度 0～655.35 0.01 km 阻抗定值 13 接地距离Ⅰ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 14 接地距离Ⅱ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 阻抗定值 15 接地距离Ⅱ段时间 0.01～10 0.01 s 16 接地距离Ⅲ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 阻抗定值 17 接地距离Ⅲ段时间 0.01～10 0.01 s 阻抗定值 18 相间距离Ⅰ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 19 相间距离Ⅱ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 阻抗定值 20 相间距离Ⅱ段时间 0.01～10 0.01 s 21 相间距离Ⅲ段定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 22 相间距离Ⅲ段时间 0.01～10 0.01 s 23 负荷限制电阻定值（0.05～125）／In 0.01 Ω 24 零序过流Ⅱ段定值（0.05～20）In 0.01 A 25 零序过流Ⅱ段时间 0.01～10 0.01 s 26 零序过流Ⅲ段定值（0.05～20）In 0.01 A 27 零序过流Ⅲ段时间 0.01～10 0.01 s 28 零序过流加速段定值（0.05～20）In 0.01 A 29 PT断线相电流定值（0.05～20）In 0.01 A 30 PT断线零序过流定值（0.05～20）In 0.01 A 31 PT断线过流时间 0.1～10 0.1 s 32 单相重合闸时间 0.1～10 0.1 s 33 三相重合闸时间 0.1～10 0.1 s 34 同期合闸角 0°～90° 1 ° 35 电抗器阻抗定值（5～9000）／In 0.01 Ω 36 中性点电抗器阻抗定值（5～9000）／In 0.01 Ω 自定义 37 CT变比系数 0.25～1.00 0.01 38 零序反时限电流定值（0.05～0.5）In 0.01 A 39 零序反时限时间 0.1～10 0.1 s 40 零序反时限最小时间 0.1～10 0.1 s 41 零序补偿系数KZ -0.33～10 0.01 无 42 零序电抗补偿系数KX -0.33～10 0.01 无 43 零序电阻补偿系数KR -0.33～

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