(高清版)GB∕T 38435-2019 牽引站供電線路的繼電保護配置及整定計算原則

ICS29.240K45中華人民共和國國家標準牽引站供電線路的繼電保護配置及整定計算原則國家市場監(jiān)督管理總局國家標準化管理委員會GB／T38435—2019 1范圍 2規(guī)范性引用文件 3術語和定義 4總則 5牽引站供電線路繼電保護配置原則 6牽引站供電線路繼電保護整定原則 附錄A（資料性附錄）牽引站側雙套線路保護工程實施方案示例 附錄B（資料性附錄）牽引站典型主接線 附錄C（資料性附錄）典型牽引變壓器類型 附錄D（資料性附錄）兩相輸電線路參數(shù) 附錄E（資料性附錄）牽引變壓器故障計算 ⅠGB／T38435—2019本標準按照GB/T1.1—2009給出的規(guī)則起草。本標準由中國電力企業(yè)聯(lián)合會提出并歸口。請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別這些專利的責任。本標準起草單位：中國南方電網電力調度控制中心、國家電網電力調度控制中心、國網西北電力調控分中心、國網華北電力調控分中心、國網江蘇電力調度控制中心、國網江西電力調度控制中心、河北電力調度控制中心、甘肅省電力公司調度控制中心、云南電網有限責任公司昭通供電局、廣州供電局有限公司、廣東電網有限責任公司佛山供電局、華中科技大學、西南交通大學、北京交通大學、南京南瑞繼保電氣有限公司、北京四方繼保自動化股份有限公司、長園深瑞繼保自動化有限公司、國電南京自動化股份有限公司、許繼電氣股份有限公司。本標準主要起草人：陳朝暉、邱建、丁曉兵、張志、余榮強、張健康、鄭少明、汪萍、李志宏、常風然、陳新、曹杰、王躍強、李銀紅、韓正慶、倪平浩、戴光武、洪麗強、杜兆強、鄭冰冰、薛明軍、李文正。1GB／T38435—2019牽引站供電線路的繼電保護配置及整定計算原則本標準規(guī)定了牽引站供電線路繼電保護配置及整定計算的基本原則、方法和要求。照執(zhí)行。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T2900.49電工術語電力系統(tǒng)保護GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程GB/T15145輸電線路保護裝置通用技術條件GB/T18038電氣化鐵道牽引供電系統(tǒng)微機保護裝置通用技術條件GB/T20840.2互感器第2部分：電流互感器的補充技術要求GB/T31464電網運行準則GB/T50262鐵路工程基本術語標準DL/T478繼電保護和安全自動裝置通用技術條件DL/T866電流互感器和電壓互感器選擇及計算規(guī)程3術語和定義GB/T2900.49、GB/T14285、GB/T50262界定的以及下列術語和定義適用于本文件。3.1由牽引變電所、牽引網以及其他輔助供電設施組成的供電系統(tǒng)。3.2主要給牽引系統(tǒng)供電的變電所。3.32GB／T38435—20193.4牽引變電所正常運行時，牽引變壓器（單相接線）一次側（高壓側）繞組接入電力系統(tǒng)三相中的兩相的供電模式。3.5牽引變電所正常運行時，牽引變壓器一次側（高壓側）繞組接入電力系統(tǒng)三相的供電模式。3.6v牽引變壓器低壓側短路時，自身短路阻抗與高壓側保護測量阻抗的比值。利用牽引站兩相式供電線路相電流相量和作為反應接地故障的一種特殊零序保護。4.1本標準是牽引站供電線路繼電保護配置及整定應遵守的基本原則、方法和要求，其他未明確的整定原則按照DL/T559、DL/T584等相關規(guī)程規(guī)定執(zhí)行。4.2牽引站供電線路的保護配置及整定應以保證電網安全穩(wěn)定運行和電力牽引供電系統(tǒng)可靠供電為根本目標，滿足所接入電網安全穩(wěn)定要求，同時考慮牽引站可靠運行需要。4.3設計階段應考慮牽引站內保護與牽引站供電線路保護之間的配合，并做好一、二次設備的協(xié)調，滿足繼電保護的適應性。4.4繼電保護的配置應滿足工程投產初期的運行要求，并考慮終期運行要求。重化以及與實現(xiàn)保護功能有關回路的雙重化。4.7牽引站供電線路牽引站側保護的配置與整定應與系統(tǒng)側繼電保護配置與整定相協(xié)調。4.8牽引站供電線路后備保護的配合關系優(yōu)先考慮完全配合。在主保護雙重化配置功能完整的前提下，后備保護配合存在困難時，允許不完全配合。4.9繼電保護裝置作為電網的主要穩(wěn)定措施，與系統(tǒng)及牽引站運行方式的安排密切相關，應滿足電網的穩(wěn)定運行要求。4.10應根據系統(tǒng)短路容量、故障暫態(tài)特性合理選擇電流互感器的容量、變比和特性，滿足保護裝置運行、整定和可靠性的要求。4.11保護用互感器性能應符合GB/T20840.2及DL/T866的要求，其配置及使用應避免出現(xiàn)保護死區(qū)。差動保護用電流互感器的相關特性宜一致。4.12牽引站供電線路投產前，應用一次負荷電流和工作電壓對相關保護用電流、電壓進行相位檢驗和判定，并滿足要求。5牽引站供電線路繼電保護配置原則5.1牽引站供電線路的繼電保護裝置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。5.2保護配置、設備規(guī)范及二次回路應滿足GB/T14285、DL/T478和相關反事故措施的要求。5.3應選用滿足GB/T15145、GB/T18038要求的微機繼電保護裝置。3GB／T38435—20195.5牽引站供電線路的繼電保護裝置應充分考慮電氣化鐵路供電產生的不對稱分量、沖擊負荷、諧波分量等的影響，采取防止保護不正確動作、保護頻繁啟動等措施。5.6線路兩側縱聯(lián)保護裝置型號、軟件版本應相適應，滿足匹配要求。組配置上應滿足接入雙套縱聯(lián)保護需要。5.8對于牽引站內多分支接線，線路縱聯(lián)電流差動保護應接入各分支電流，各分支電流互感器特性、變比應一致。要求配置兩套過電壓及遠方跳閘就地判別功能。牽引站側雙套線路保護工程實施方案參見附錄A。道時優(yōu)先采用縱聯(lián)電流差動保護。保護、兩段PT斷線相過流保護。保護。110kV110kV保護。6牽引站供電線路繼電保護整定原則6.1.1電網繼電保護整定范圍一般與調度管轄范圍一致，牽引站供電線路配置有縱聯(lián)保護時，牽引站側線路保護裝置定值整定由電網與電網使用者進行協(xié)商并以書面形式明確。6.1.2如果由于電網運行方式、裝置性能等原因，整定計算不能兼顧速動性、選擇性和靈敏性要求時，應在整定時合理進行取舍，并遵循“局部電網服從整個電網；下一級電網服從上一級電網；局部問題自行處理和盡量照顧局部電網和下級電網需要”的原則。6.1.3繼電保護整定計算以常見運行方式為依據，即考慮被保護設備相鄰近的一回線或一個元件檢修的正常運行方式。條件允許時，對出線較多的廠站可兼顧相鄰的兩個元件同時停運的情況。6.1.4繼電保護的整定應滿足速動性、選擇性和靈敏性要求。當靈敏性與選擇性難以兼顧時，應首先考慮以保證靈敏度為主，防止保護拒動。6.1.5牽引站牽引變壓器故障切除時間，應滿足電網調度機構按系統(tǒng)穩(wěn)定要求和繼電保護整定配合需要提出的整定限額要求。閘方式及時間要求、牽引站接線圖、運行方式、最大負荷電流、站內保護配置情況及變壓器（含牽引變壓器、動力變壓器等）短路阻抗、接線形式等資料。牽引站典型主接線參見附錄B,典型牽引變壓器接線形式參見附錄C。6.1.7牽引站供電線路最大負荷電流可按牽引變壓器短時過負荷耐受倍數(shù)考慮，合建站還應考慮其他負荷影響。4GB／T38435—20196.1.8電網調度機構在收齊整定計算資料后在工程投產前以書面形式提供定值限額，電網使用者應嚴格執(zhí)行定值限額。6.1.9牽引站內備自投時間應與系統(tǒng)側線路重合閘時間以及備自投時間配合。6.1.10電網調度機構和電網使用者對于系統(tǒng)側線路保護范圍伸入牽引變壓器可能導致的風險應以書面形式相互確認。6.1.11牽引站內保護定值計算校核應采用電網調度機構書面形式提供的系統(tǒng)等值阻抗。6.1.12整定計算所需的牽引站供電線路、牽引變壓器參數(shù)應采用實測值。對于兩相式供電模式，兩相三相變壓器存在較大區(qū)別，具體參見附錄E。6.2具體原則6.2.1保護啟動及縱聯(lián)電流差動保護6.2.1.1由于電氣化鐵路負荷波動較劇烈，在滿足靈敏度的要求下牽引站供電線路保護的啟動電流取值可以適當抬高，啟動一次值兩側應一致。6.2.1.2電流變化量啟動值按保護范圍末端發(fā)生金屬性短路故障有足夠靈敏度整定，且躲過正常最大負荷波動電流整定，啟動一次值兩側應一致。流啟動值按保護范圍末端發(fā)生金屬性短路故障有足夠靈敏度整定，且躲過正常最大負荷時的不平衡電流。和（零）流啟動值取值不應大于零序保護末段定值。6.2.1.4縱聯(lián)電流差動定值按保本線路末端發(fā)生金屬性短路故障有靈敏度整定，且躲過線路正常最大負荷時不平衡電流、線路最大穩(wěn)態(tài)電容電流。差動電流定值兩側一次值應取一致。零序差動電流按保證高阻接地故障有靈敏度整定，取一次值不大于480A。6.2.1.5電流互感器(CT)斷線差動定值按躲過線路最大負荷電流整定。6.2.2.1距離保護整定基本原則為簡化計算，相間距離保護可與接地距離保護定值相同。牽引站作為負荷終端，牽引站側線路距離保護功能可退出，電源側線路距離保護按6.2.2.2和6.2.2.3整定。v可退出距離I段。壓側母線短路整定，見式(1):式中：ZL—線路正序阻抗值；5GB／T38435—2019KT—變壓器計算用可靠系數(shù)，取不大于0.7;ZT—牽引變壓器短路阻抗值；由于牽引站側縱聯(lián)電流差動保護未可靠投入；牽引站內有母線但未配置母差保護等。取值，并同時滿足上級電網的限值要求。障的需求取值。開關動作時間”。對應的最小負荷阻抗，且滿足與相鄰上下級保護配合關系。6.2.2.2.8對于兩相式供電模式，計算最小負荷阻抗時，最小負荷阻抗計算結果應考慮在常規(guī)線路計算結果基礎上乘0.866系數(shù)（即線電壓除以2倍負荷電流對于V/V、V/X接線三相式供電模式，公共相電流為非故障相電流的1.732,提供的牽引站供電線路最大負荷電流未考慮公共相因素時，計算公共相最小負荷阻抗時，最小負荷阻抗計算結果應考慮在常規(guī)線路計算結果基礎上乘0.577系數(shù)。間滿足配合關系。同時躲過牽引變壓器其他側金屬性短路故障，且滿足與上級設備保護的配合關系。躲過牽引變壓器其他側金屬性短路故障時，應根據牽引變壓器接線形式確定牽引變壓器短路阻抗的折算系數(shù)。合關系。躲過牽引變壓器其他側金屬性短路故障時，應根據牽引變壓器接線形式確定牽引變壓器短路阻抗的折算系數(shù)。壓器低壓側金屬性短路故障有靈敏度，靈敏系數(shù)不小于1.2,應根據牽引變壓器接線形式確定牽引變壓保本線路相鄰牽引變壓器低壓側金屬性短路故障有靈敏度”無法兼顧時，應確?？煽慷氵^最小負荷阻抗。作時間滿足配合關系。6GB／T38435—20196.2.3零序電流和流保護6.2.3.1零序電流和流保護整定基本原則三相式供電模式的牽引站供電線路一般配置兩段或四段零序電流保護，作為接地距離保護的補充。兩相式供電模式的牽引站供電線路一般配置兩段和流保護，用作切除線路接地故障。為了提高可靠性，除了在采用方向元件后能顯著改善保護性能外，對各段零序電流和流保護，不經過方向元件能夠保證選擇性時，則不應經方向元件控制。牽引站側可能有主變中性點接地時，應校核零序保護定值是否躲過相鄰上級線路非全相時流過本線路的零序電流。牽引站作為負荷終端，牽引站側線路零序保護功能可退出。電源側線路零序保護按6.2.3.2和6.2.3.3整定。v6.2.3.2.2零序（和流）靈敏度段取值原則包括：1)按本線路末端發(fā)生金屬性短路故障有足夠靈敏度整定。2)按與相鄰上級設備零序保護反配整定。3)若為兩相式供電模式，未配置接地距離保護或接地距離保護退出時，零序（和流）保護還應考慮與相鄰上級設備接地距離保護反配。即：按保本線路相鄰上級設備接地距離保護伸入牽引站供電線路的保護范圍末端故障有不小于1.1的靈敏度整定。保護范圍末端故障可采用模擬線路末端故障等效，模擬線路的正序阻抗值采用Zbhl表示，零序阻抗值按相鄰上級設備距離保護零序補償系數(shù)進行折算。分為下述幾種情況：—相鄰上級設備為變壓器時，按與相鄰上級主變接地阻抗保護反配整定。具體方法如下：計算見式(2):Zbhl—相鄰上級主變高壓側接地阻抗保護伸入牽引站供電線路的保護范圍；KK—可靠系數(shù)，一般取1.25;側阻抗值；KT—變壓器計算用可靠系數(shù)，一般取0.7;Zt—相鄰上級主變高、中壓側阻抗和折算至中壓側值；KZ—助增系數(shù)，取正序、零序助增系數(shù)中較小值?！癜磁c變壓器中壓側接地阻抗保護反配整定，保護范圍計算見式(3):式中：Zbhl—相鄰上級主變中壓側接地阻抗保護伸入牽引站供電線路的保護范圍；7GB／T38435—2019犓K—可靠系數(shù)，一般取1.25;—相鄰上級主變中壓側接地阻抗保護指向母線定值的較大值（含反偏定值犓Z—助增系數(shù)，取正序、零序助增系數(shù)中較小值。—相鄰上級設備為線路時，保護范圍計算見式(4):式中：K犓Z—助增系數(shù)，取正序、零序助增系數(shù)中較小值。線速動主保護及失靈保護時間配合取值，并同時滿足上級電網的限值要求；相鄰斷路器拒動情況下快速切除故障的需求取值；不大于“系統(tǒng)穩(wěn)定要求的極限切除時間-開關動作時間”。6.2.3.2.3零序（和流）高阻段取值原則包括：1)按躲過正常最大負荷時的不平衡電流整定；2)應考慮本線路經高阻接地故障有靈敏度，定值一次值不應大于300A。越級的風險，視保護范圍考慮與其動作時間反配；2)牽引站站內有變壓器中性點直接接地運行時，應評估相鄰上級線路單相重合閘、三相不一致運行期間本線路誤動的風險，必要時考慮與其配合；3)對牽引變壓器保護提出定值限額，要求所供牽引變壓器高壓側過流末段時間與零序（和流）高阻段動作時間滿足配合關系。8GB／T38435—2019線路零序保護的配合關系。與上級設備零序末段保護的配合關系。時間配合。6.2.4PT斷線過流保護若配置有PT斷線相過流和PT斷線零序過流保護功能，正常運行時該功能退出，在PT斷線時過流保護功能應自動投入。VPT6.2.4.2.1PT斷線相過流整定原則PT斷線相過流整定原則包括：5II犓K—可靠系數(shù)，取1.3;犓—犓=1.1,電纜犓=1;II≤I式中：II犓lm—靈敏系數(shù)，取值如下：50km以下線路，不小于1.45;200km以上線路，不小于1.25。II式中：IK9GB／T38435—2019I大于“系統(tǒng)穩(wěn)定要求的極限切除時間-開關動作時間”。6.2.4.2.2PT斷線零序過流PT斷線零序過流電流定值取零序（和流）靈敏度段定值。PT斷線零序過流時間取與PT斷線相過流時間一致。6.2.4.3110kV線路PT斷線相過流保護6.2.4.3.1線路配置有縱聯(lián)電流差動保護線路配置有縱聯(lián)電流差動保護包括：1）按躲最大負荷電流整定，計算見式（8I式中：IKK—可靠系數(shù)，取1.3；K—線型系數(shù)，架空線取1.1，電纜線路取1；I2）應校核牽引變壓器低壓側金屬性短路故障的靈敏度，計算見式（9II式中：Klm—靈敏系數(shù)，要求不小于1.2；II。。6.2.4.3.2線路未配置縱聯(lián)電流差動保護線路未配置縱聯(lián)電流差動保護包括：1）按與相鄰上級距離保護反配整定，計算見式（10 I式中：IEx—系統(tǒng)運行相電勢；KZ—助增系數(shù)，取正序、零序助增系數(shù)中較小值；Z—相鄰上級線路保靈敏度段距離保護動作阻抗；KK—可靠系數(shù)，取0.8；Z—保護安裝處最大等值阻抗。2）若相鄰上級設備未配置距離保護，按與相鄰上級過流保護反配整定，計算見式（11IGB／T38435—2019式中：II犓K—可靠系數(shù)，取1.1;犓fz—最大分支系數(shù)。3)按保線路末端金屬性短路故障有靈敏度整定，計算見式(12):I≤I式中：II犓lm—靈敏系數(shù)，取值如下：20km以下線路，不小于1.5;50km以上線路，不小于1.3。4)按躲過牽引變壓器低壓側金屬性短路故障整定，計算見式(13):II式中：II考慮與相鄰上級線路配合、保證全線有靈敏度與躲過牽引變壓器低壓側無法兼顧時，應按與相鄰上級線路配合、保證全線有靈敏度取值，對牽引變壓器保護提出定值限額要求。5)時間一般可取本線路距離保護保全線有靈敏度段時間。1)按躲最大負荷電流整定，計算見式(14):II式中：I犓K—可靠系數(shù)，取1.3;犓x—線型系數(shù)，架空線取1.1,電纜線路取1;I2)應校驗所供牽引變壓器低壓側金屬性短路故障靈敏度，靈敏系數(shù)不小于1.2。。。6.2.5.1重合閘方式及時間考慮供電可靠性和設備安全，應綜合考慮電網使用者及電網運行方式專業(yè)的要求，由電網使用者與電網調度機構共同協(xié)商確定。6.2.5.2當投入重合閘功能時，重合閘整定原則如下：GB／T38435—20196.2.6斷路器失靈保護6.2.6.1線路失靈保護相電流判別元件的整定值，應保證在本線路末端金屬性短路故障時有足夠靈敏度，靈敏系數(shù)大于1.3,并盡可能躲過正常運行負荷電流。負序電流和零序電流判別元件的定值一次值一般應不大于300A,對不滿足精確工作電流要求的情況，可適當抬高定值。相電流判別元件計算公式如下：I式中：II犓lm—靈敏系數(shù)，取大于1.3。16II式中：I犓K—可靠系數(shù)，取1.3;I6.2.6.2變壓器失靈啟動在變壓器各側金屬性短路故障時應有靈敏度。6.2.6.3低電壓閉鎖元件應綜合保證與本母線相連的任一線路末端和任一變壓器低壓側發(fā)生對稱金屬可靠返回。零序電壓閉鎖元件應綜合保證與本母線相連的任一線路末端和任一變壓器低壓側發(fā)生不對零序分量。負序電壓閉鎖元件應綜合保證與本母線相連的任一線路末端和任一變壓器低壓側發(fā)生不對分量。6.2.6.4斷路器失靈保護經相電流判別的動作時間（從啟動失靈保護算起）應在保證斷路器失靈保護動作選擇性的前提下盡量縮短，應大于斷路器動作時間和保護返回時間之和，再考慮一定的時間裕度。GB／T38435—2019附錄A（資料性附錄）牽引站側雙套線路保護工程實施方案示例根據牽引站運行需求，雙套線路保護有兩種組柜實施方案：—線路保護動作跳牽引站進線斷路器（主變高壓側斷路器此時線路保護柜配置操作箱。如兩套線路保護及操作箱共組一面柜，柜內端子接線較多，運行維護存在安全隱患，故每套線路保護宜單獨組一面柜，一回進線組兩面保護柜?！€路保護動作不跳牽引站進線斷路器（主變高壓側斷路器此時線路保護柜不配置操作箱，兩套保護可合組一面柜。線路保護保留所有功能壓板，取消跳閘出口壓板，保護有關開入采用強電光耦接入。柜內可配置1臺打印機，打印機能在兩套保護間切換使用。根據牽引站運行需求，牽引站主變保護動作高壓側斷路器失靈時，遠跳電網側出線斷路器。主變高壓側斷路器失靈遠跳電網側出線斷路器有兩種實施方案?！镁€路縱聯(lián)電流差動保護的遠跳功能遠跳電網側出線斷路器（利用線路保護遠跳受本側啟動元件控制功能，可不配置遠跳就地判別裝置實施方案如圖A.1所示。當線路配置縱聯(lián)電流差動保護時優(yōu)先采用該方案。圖A.1牽引站主變高壓側斷路器失靈時啟動線路保護遠跳功能連接示意圖—配置光纖傳輸裝置，主變失靈判別裝置動作接點通過光纖傳輸裝置遠傳至電網側跳出線斷路器，實施方案如圖A.2所示。圖A.2牽引站主變高壓側斷路器失靈時通過光纖傳輸裝置遠跳電網側出線斷路器功能連接示意圖附錄B（資料性附錄）牽引站典型主接線B.1V／X接線三相式供電牽引站典型主接線（線變組）V/X接線三相式供電牽引站典型主接線（線變組）見圖B.1。圖B.1V／X接線三相式供電牽引站典型主接線（線變組）GB／T38435—2019V/V接線三相式供電牽引站典型主接線（線變組）見圖B2。GB／T38435—2019V/V接線三相式供電牽引站典型主接線（外橋）見圖B3。GB／T38435—2019兩相式供電牽引站典型主接線（線變組）見圖B4。GB／T38435—2019附錄C（資料性附錄）典型牽引變壓器類型C單相變壓器示意圖見圖C.1。CC.2V／V接線變壓器V/V接線變壓器見圖C.2。圖C.2V／V接線變壓器C.3V／X接線變壓器V/X接線變壓器見圖C.3。GB／T38435—2019圖C.3V／X接線變壓器GB／T38435—2019附錄D（資料性附錄）兩相輸電線路參數(shù)如圖D.1所示，描述兩相輸電線路參數(shù)有兩個，一是每相線路的自阻抗Zs,另一個是兩相輸電線路之間的互阻抗Zm。分別用正序阻抗Z1、零序阻抗Z0描述三相輸電線路參數(shù)，則可按照式(D.1)等效轉化為三相輸電線路參數(shù)：圖D.1兩相輸電線路參數(shù)GB／T38435—2019附錄E（資料性附錄）牽引變壓器故障計算不同牽引變壓器接線形式對應的折算系數(shù)及短路電流計算公式見表E.1。表E.1不同牽引變壓器接線形式對應的折算系數(shù)及短路電流計算公式供電形式兩相式供電三相式供電牽引變壓器接線形式單相牽引變壓器牽引變壓器2321電網側計算公式（最小短路電流）EE電網側計算公式（最大短路電流）EEX—系統(tǒng)基準相電壓；ZL—牽引供電線路正序阻抗；Z—等值到牽引線路電源側母線的最小運行方式下的系統(tǒng)最大等值正序阻抗；Z—等值到牽引線路電源側母線的最大運行方式下的系統(tǒng)最小等值正序阻抗；ZT—牽引變壓器換算