【电力行业标准(DL)】 220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程

ICS29.240.30
备案号：22285-2008
中华人民共和国电力行业标准
DL/T559—2007
代替DL/T5591994
220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程
Setting guide for 220kV~750kV power system protection equipment2007-12-03发布
2008-06-01实施
中华人民共和国国家发展和改革委员会发布
规范性引用文件，
术语与定义
继电保护运行整定的基本原则
继电保护对电网接线和调度运行的配合要求继电保护整定的规定
DL/T559—2007
DL/T559—2007
本标准是根据《国家发改委办公厅关于下达2004年行业标准项目计划的通知》（发改办工业［2004］872号）的安排，对DL/T5591994的修订。DL/T559一1994《220kV～500kV电网继电保护装置运行整定规程》发布已逾10年。在此期间，电网发生了非常大的变化，特别是出现了一些新的电气设备和保护，由此给继电保护整定带来了很多新问题，急需在整定规程中加以补充；同时继电保护及相关技术也有了长足的进步，在保护运行整定方面，也积累了许多经验和教训。原有的DL/T559一1994标准已远不能满足技术发展的需要，有必要进行修订和完善。
本标准与DL/T5591994相比，：主要差别如下：将不适应当前实际情况的内容删除或简化，如删除了相差高频、“四统一”接线下的重合闸的整定，简化了四段式零序电流保护、三段式后备距离保护的整定等：补充近年来以及今后几年将出现的一些新设备和保护的运行整定，如增加了750kV电压等级、串联补偿电容器、并联高压电抗器等新设备以及远方跳闸就地判别、开关三相不一致和分相电流差动等保护的内容；
进一步完善了原有规程中的一些内容。本标准实施后代替DL/T559—1994。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业继电保护标准化委员会归口并负责解释。本标准由华东电力调度通信中心、国家电力调度通信中心、浙江电力调度通信中心、福建电力调度通信中心、江苏电力调度通信中心、安徽电力调度通信中心、上海市电力调度通信中心和中国南方电网电力调度通信中心负责起草。
本标准主要起草人：陈建民、韩学军、胡宏、倪腊琴、程逍、姚仲焕、黄巍、严国平、孙月琴、黄静官、张勇。
本标准1994年12月19日首次发布。本次为第一次修订。1范围
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220kV～750kV电网继电保护装置运行整定规程本标准规定了220kV～750kV电网的线路、断路器、母线以及与电网保护配合有关的变压器、高压电抗器、串联补偿器等电力设备继电保护整定及运行要求。本标准适用于220kV～750kV电网的线路、断路器、母线以及与电网保护配合有关的变压器、高压电抗器、串联补偿器等电力设备继电保护设备。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标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）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/T6115.1一1998电力系统用串联电容器第1部分：总则-性能、试验和额定值安全要求安全导则（IEC143—1-1992，EQV）GB/T14285一2006继电保护和安全自动装置技术规程DL755—2001电力系统安全稳定导则SD131电力系统技术导则
3术语与定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
配合coordination
电力系统中的保护相互之间应进行配合。所谓配合是指：在两维平面（横坐标保护范围，纵坐标动作时间）上，整定定值曲线（多折线）与配合定值曲线（多折线）不相交，其间的空隙是配合系数。根据配合的实际状况，通常可将之分为完全配合、不完全配合、完全不配合三类。3.1.1
完全配合fullycoordination
指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均能配合，即满足选择性要求。3.1.2
不完全配合partlycoordination指需要配合的两保护在动作时间上能配合，但保护范围无法配合。3.1.3
完全不配合un-coordination
指需要配合的两保护在保护范围和动作时间上均不能配合，即无法满足选择性要求。3.2
重合闸整定时间tzsettingtimeforauto-reclosertz指从断路器主触点断开故障到断路器收到合闸脉冲的时间，因此，实际的线路断电时间应为忆加上断路器固有合闸时间tk。
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4总则
4.1本标准是电力系统继电保护运行整定的基本规定，是相关继电保护设备运行整定的基本依据，与电力系统继电保护相关的设计部门和调度运行部门应共同遵守。4.2220kV～750kV.电力系统继电保护及自动重合闸装置的技术要求必须与本标准的继电保护运行整定具体规定相符合。
4.3按照GB/T14285--2006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实现可靠继电保护的物质基础。按照本标准的规定进行正确的运行整定是保证电网稳定运行、减轻故障设备损坏程度的必要条件。4.4220kV～750kV电网继电保护的运行整定，应以保证电网全局的安全稳定运行为根本目标。电网继电保护的整定应满足速动性、选择性和灵敏性要求，如果由于电网运行方式、装置性能等原因，不能兼顾速动性、选择性或灵敏性要求时，应在整定时合理地进行取舍，并执行如下原则：.a）局部电网服从整个电网；
b）下一级电网服从上一级电网；c）局部问题自行处理；
d）尽量照顾局部电网和下级电网的需要。4.5继电保护整定应合理，保护方式应简化。调度运行部门与继电保护部门应相互协调，密切配合，共同确定电网的运行方式。
电流互感器的配置、选型及变比大小宜统一，使继电保护装置充分发挥作用，从而达到电网安全运行的最终目的。
4.6继电保护和二次回路的设计和布置，应当满足电网安全运行要求，并便于整定、运行操作、运行维护和检修调试。
4.7继电保护运行整定人员应当及时总结经验，有责任对继电保护的配置和装置性能等提出改进建议和要求。电网的继电保护部门有责任制定相关细则，以便制造、设计和施工部门有所遵循。4.8对继电保护在特殊运行方式下的处理，应经所在单位总工程师批准，并备案说明。5继电保护运行整定的基本原则
5.1220kV～750kV电网的继电保护的整定，必须满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的基本要求。可靠性由继电保护装置的合理配置、本身的技术性能和质量以及正常的运行维护来保证；速动性由配置的全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护以及电流速断保护取得保证；通过继电保护运行整定，实现选择性和灵敏性的要求，并处理运行中对快速切除故障的特殊要求。5.2电力系统稳定运行主要由符合SD131要求的电网结构、符合DL755一2001要求的电力系统运行方式和按GB/T14285要求配置的速动保护（全线速动保护、相间与接地故障的速断段保护），在正常运行整定情况下，快速切除本线路的金属性短路故障来获得保证。相间和接地故障的延时段后备保护主要应保证选择性和灵敏性要求，在不能兼顾的情况下，优先保证灵敏性。5.3对220kV～750kV联系不强的电网，在保证继电保护可靠动作的前提下，应防止继电保护装置的非选择性动作。对于联系紧密的220kV～750kV电网，应保证继电保护装置的可靠快速动作。5.4继电保护的可靠性
5.4.1对于220kV～750kV电网的线路继电保护，一般采用近后备保护方式，即当故障元件的一套继电保护装置拒动时，由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障；而当断路器拒动时，启动断路器失灵保护，断开与故障元件相连的所有其他连接电源的断路器。需要时可采用远后备保护方式，即故障元件所对应的继电保护装置或断路器拒绝动作时，由电源侧最邻近故障元件的上一级继电保护装置动作切除故障。
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5.4.2对配置两套全线速动保护的线路，在线路保护装置检修、定期校验和双母线带旁路接线方式中旁路断路器代替线路断路器运行等各种情况下，至少应保证有一套全线速动保护投运。5.4.3对于220kV～750kV电网的母线，母线差动保护是其主保护，变压器或线路后备保护是其后备保护。如果没有母线差动保护，则必须由对母线故障有灵敏度的变压器后备保护或/及线路后备保护充任母线的主保护及后备保护。
5.5继电保护的速动性
5.5.1配置的全线速动保护、相间和接地故障的速断段保护动作时间取决于装置本身的技术性能。5.5.2下一级电压母线配出线路的故障切除时间，应满足上一级电压电网继电保护部门按系统稳定要求和继电保护整定配合需要提出的整定限额要求；下一级电压电网应按照上一级电压电网规定的整定限额要求进行整定，必要时，为保证电网安全和重要用户供电，可设置适当的解列点，以便缩短故障切除时间。5.5.3手动合闸和自动重合于母线或线路时，应有确定的速动保护快速动作切除故障。合闸时短时投入的专用保护应予整定。
5.5.4，继电保护在满足选择性的条件下，应尽量加快动作时间和缩短时间级差。可以针对不同的保护配合关系和选用的时间元件性能，选取不同的时间级差。5.6继电保护的灵敏性
5.6.1对于纵联保护，在被保护范围末端发生金属性故障时，应有足够的灵敏度。5.6.2带延时的线路后备灵敏段保护（例如距离I段），在被保护线路末端发生金属性故障时，应有足够的灵敏度。
5.6.3相间故障保护最末一段（例如距离I段）的动作灵敏度，应躲过最大负荷电流选取（最大负荷电流值由运行方式部门提供）。
5.6.4接地故障保护最末一段（例如零序电流IV段），应以适应下述短路点接地电阻值的接地故障为整定条件：220kV线路，1002；330kV线路，1502；500kV线路，3002；750kV线路，4002。对应于上述条件，零序电流保护最末一段的动作电流定值一般应不大于300A，对不满足精确工作电流要求的情况，可适当抬高定值。
5.6.5在同一套保护装置中，闭锁、启动、方向判别和选相等辅助元件的动作灵敏度，应大于所控制的测量、判别等主要元件的动作灵敏度。例如，零序功率方向元件的灵敏度，应大于被控零序电流保护的灵敏度。
5.6.6采用远后备保护方式时，上一级线路或变压器的后备保护整定值，应保证当下一级线路末端故障或变压器对侧母线故障时有足够灵敏度。5.7继电保护的选择性
5.7.1全线瞬时动作的保护或保护的速断段的整定值，应保证在被保护范围外部故障时可靠不动作。5.7.2上、下级（包括同级和上一级及下一级电力系统）继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则满足选择性的要求：即当下一级线路或元件故障时，故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。
5.7.3配合保护的配合对象是被配合保护，被配合保护正确动作是配合保护整定计算的基础。例如距离ⅡI段与相邻纵联保护完全配合，只要相邻纵联保护正确动作，任何区外故障配合保护的距离ⅡI段就不会动作。
5.7.4后备保护的配合关系优先考虑完全配合。在主保护双重化配置功能完整的前提下，后备保护允许不完全配合，如后备ⅡI段允许在某些情况下和相邻元件后备灵敏段的时间配合，灵敏度不配合。5.7.5对于配置了两套全线速动保护的220kV～750kV密集型电网的线路，带延时的线路后备保护第I段，如果需要，可与相邻线路全线速动保护相配合。5.7.6对大型发电厂的配出线路，必要时应校核在线路发生单相接地故障情况下，线路接地故障后备保3
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护与发电机负序电流保护之间的选择性配合关系。如果配合困难，宜适当提高线路接地故障后备保护的动作灵敏度以满足选择性要求。5.7.7当线路保护装置拒动时，一般情况只允许相邻上一级的线路保护越级动作，切除故障；当断路器拒动（只考虑一相断路器拒动），且断路器失灵保护动作时，应保留一组母线运行（双母线接线）或允许多失去一个元件（一个半断路器接线）。为此，保护第IⅡI段的动作时间应比断路器拒动时的全部故障切除时间大0.2s~0.3s。
5.7.8当线路末端发生接地故障时，允许由两侧线路继电保护装置纵续动作切除故障。5.7.9在某些运行方式下，允许适当地牺牲部分选择性，例如对终端供电变压器、串联供电线路、预定的解列线路等情况。
5.8’如采取各种措施后，继电保护的选择性、灵敏性和速动性仍不能满足规定的要求时，应与调度运行部门协商，采取其他合理措施。5.9振荡闭锁装置的运行整定
5.9.1除了预定解列点外，不允许保护装置在系统振荡时误动作跳闸。如果没有本电网的具体数据，除大区系统间的弱联系联络线外，系统最长振荡周期可按1.5s考虑。5.9.2在系统振荡时可能误动作的线路或元件保护段均应经振荡闭锁控制。受振荡影响的距离保护的振荡闭锁控制原则如下：5.9.3
预定作为解列点上的距离保护，不应经振荡闭锁控制。a）
躲过振荡中心的速断段保护，不宜经振荡闭锁控制b）
动作时间大于振荡周期的保护段，不应经振荡闭锁控制。c）
当系统最大振荡周期为1.5s及以下时：动作时间大于0.5s的距离I段，动作时间大于1.0s的d）
距离II段和动作时间大于1.5s的距离Ⅲ段，均可不经振荡闭锁控制。5.9.4在系统振荡过程中发生接地故障时，应有选择地可靠切除故障；若发生不接地的多相短路故障时，应保证可靠切除故障，但允许个别的相邻线路相间距离保护无选择性动作。5.9.5在系统振荡过程中发生短路故障，可适当降低对继电保护装置速动性的要求，但应保证可靠切除故障。
5.10自动重合闸方式的选定
5.10.1应根据电网结构、系统稳定要求、电力设备承受能力和继电保护可靠性，合理地选定自动重合闸方式。
5.10.2对于220kV线路，当同一送电截面的同级电压及高一级电压的并联回路数不小于4回时，选用一侧检查线路无电压，另一侧检查线路与母线电压同步的三相重合闸方式（由运行方式部门规定哪一侧检电压先重合，但大型电厂的出线侧应选用检同步重合闸）。三相重合闸时间整定为10s左右。5.10.3330kV、500kV、750kV及并联回路数不大于3回的220kV线路，采用单相重合闸方式。单相重合闸的时间由运行方式部门选定，并且不宜随运行方式变化而改变。5.10.4带地区电源的主网终端线路，一般选用解列三相重合闸（主网侧检线路无电压重合）方式，也可以选用综合重合闸方式，并利用简单的选相元件及保护方式实现；不带地区电源的主网终端线路，般选用三相重合闸方式，若线路保护采用弱馈逻辑，也可选用单相重合闸方式。重合闸时间配合继电保护动作时间而整定。
5.11配合自动重合闸的继电保护整定应满足的基本要求5.11.1自动重合闸过程中，无论采用线路或母线电压互感器，无论采用什么保护型式，都必须保证在重合于故障时可靠快速三相跳闸。如果采用线路电压互感器，对距离保护的后加速跳闸应有专门措施，防止电压死区。
5.11.2零序电流保护的速断段，在恢复三相带负荷运行时，不得因断路器的短时三相不同步而误动作。如果整定值躲不过，则应在重合闸后增加0.1s的时延。DL/T559-2007
5.11.3对采用单相重合闸的线路，应保证重合闸过程中的非全相运行期间继电保护不误动。在整个重合闸周期过程中（包括重合成功后到重合闸装置复归），本线路若发生一相或多相短路故障（包括健全相故障、重合于故障及重合成功后故障相再故障）时，本线路保护能可靠动作，并与相邻线路的线路保护有选择性。此内容来自标准下载网
5.11.4为满足本线路重合闸后加速保护的要求，在后加速期间，如果相邻线路发生故障，允许本线路无选择性地三相跳闸，但应尽可能缩短后加速保护无选择性动作的范围。5.11.5对选用单相重合闸的线路，无论配置一套或两套全线速动保护，均允许后备保护延时段动作后三相跳阐不重合。
5.11.6对符合5.10.2条规定的线路，若保留原有的单相重合闸方式，则允许实现距离选相元件的瞬时后加速。
5.12如遇特殊的整定困难，不能满足正常运行及正常检修运行情况下的选择性要求时，可采取下列措施：
根据预期后果的严重性，改变运行方式。5.12.1
5.12.2对单回线环网的运行线路，允许设有-个解列点或一回解列线路，例如零序电流保护最末一段定值之间相互配合时允许有一处无选择性。5.12.3对双回线环网的运行线路，可采取下列措施：5.12.3.1零序电流或接地距离I段按双回线路中的另一回线断开并两端接地的条件整定。5.12.3.2后备保护延时段按正常双回线路对双回线路运行并考虑其他相邻回线路检修的方式进行配合整定。当并行双回线路中一回线路检修停用时，可不改定值，允许保留运行一回线路的后备保护延时段在区外发生故障时无选择性动作，此时要求相邻线路的全线速动保护和相邻母线的母线差动保护投运。
5.12.3.3整定配合有困难时，允许双回线路的后备延时保护段之间对双回线路内部故障的整定配合无选择性。
5.12.3.4后备保护整定配合有困难时，允许适当设置解列点，但应经所在单位总工程师批准，并备案说明。
5.13对正常设置全线速动保护的线路，如果因检修或其他原因，本线路的全线速动保护全部退出运行，而在当时的运行方式下，必须依靠线路两侧同时快速切除故障才能保持系统稳定运行，或者与相邻线路保护之间配合有要求时，为保证尽快地切除本线路故障，可按如下原则处理：5.13.1在相邻线路的全线速动保护和相邻母线的母线差动保护都处于运行状态的前提下，可临时缩短没有全线速动保护的线路两侧对全线路金属性短路故障有足够灵敏度的相间和接地短路后备保护灵敏段的动作时间。根据线路发生相间短路和接地故障对电网稳定运行的影响程度，将相间和接地短路后备保护灵敏段动作时间临时缩短到瞬时或一个级差时限。无法整定配合时，允许当相邻线路或母线故障时无选择性地跳阐。
5.13.2任何一套线路全线速动保护投运后，被缩短的后备保护段动作时间随即恢复正常定值。5.13.3对采用三相重合闸方式的线路，三相重合闸仍保留运行。对采用单相重合闸方式的线路，如果原来按照5.11.5整定重合闸启动方式，则停用单相重合闸；如果原来不按5.11.5整定重合闸启动方式，且单相重合闸时间不小于1.0s时，可缩短对全线有灵敏度的接地故障后备保护段动作时间，保留单相重合闸继续运行，但要躲开非全相运行过程中零序电流引起的可能误动作。5.13.4对超短线路，距离I段可以停用，但不得将该类线路全线速动保护停用；对短线路环网，一般也不允许线路全线速动保护停运。若线路的全线速动保护全部停用，根据稳定运行要求，可将被保护线路停运或将本线路两侧相间短路和接地故障后备保护灵敏段临时改为瞬时动作。5.13.5不允许同母线上有2回及以上线路同时停用全部的全线速动保护。线路全线速动保护和相邻任一母线的母线保护也不能同时停用。5
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5.14对正常设置母线差动保护的双母线主接线方式，如果因检修或其他原因，引起母线差动保护被迫全部停用且危及电网稳定运行时，应考虑：5.14.1首先按6.7条的原则执行。5.14.2根据当时的运行方式要求，临时将带短时限的母联或分段断路器的过电流保护投入运行，以快速地隔离母线故障。
5.14.3如果仍无法满足母线故障的稳定运行要求，在本母线配出线路全线速动保护投运的前提下，在允许的母线差动保护停运期限内，临时将本母线配出线路对侧对本母线故障有足够灵敏度的相间和接地故障后备保护灵敏段的动作时间缩短。无法整定配合时，允许无选择性跳闸。5.15单电源单回线路向终端变压器供电时，为快速切除线路变压器单元的故障，可将送电侧的相间短路和接地故障保护的速断段保护范围伸入变压器内部，按躲开下一级电压母线整定。需要时，为保证变压器内部故障时能可靠跳闸断开，线路的瞬时段保护应经一短时限动作。5.16对多级串供的终端变电所，如整定配合困难或后备保护动作时间过长，允许送电侧线路保护适当地无选择性动作切除故障。
5.17若变压器保护启动断路器失灵保护，则须注意因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动作，变压器气体继电器等本体保护的出口不宜启动断路器失灵保护。断路器失灵保护应经电流元件控制，若需经电压闭锁，必须考虑其灵敏度。原则上，220kV变压器保护宜起动断路器失灵保护。5.18尽可能减少继电保护及自动重合闸的各类连锁跳闸回路。在保护装置上进行试验时，除了必须停用该保护装置的跳闸回路外，还应断开保护装置与其他可能起动所对应断路器的操作回路，如启动断路器失灵保护回路、启动重合闸回路等。5.19除母线差动保护外，不推荐采用专用措施闭锁因线路电流互感器二次回路断线引起的保护装置误动作，避免因新增闭锁措施带来保护装置拒绝动作和可能失去选择性配合的危险性。5.20.对只有两回线和一台变压器的变电所，当该变压器退出运行时，可不更改两侧的线路保护定值，此时，不要求两回线路相互间的整定配合有选择性。5.21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，部分保护装置可短时失去选择性。6继电保护对电网接线和调度运行的配合要求6.1合理的电网结构、合理布置的一次设备与继电保护装置发挥积极作用有密切关系。这三者必须作为一个有机整体，统筹考虑，全面安排。对严重影响继电保护装置发挥积极作用的电网结构、一次设备布置及厂站主接线等，应加以限制使用。应综合考虑6.1.16.1.5。6.1.1在电网中不宜选用全星形接线自耦变压器，以免恶化接地故障后备保护的运行整定。对目前已投入运行的全星形接线自耦变压器，特别是电网中枢地区的该种变压器，应采取必要的补偿措施。6.1.2简化电网运行接线，不同电压等级之间均不宜构成电磁环网运行。110kV及以下电压电网以辐射形开环运行。
6.1.3不宜在大型电厂向电网送电的主干线上接入分支线或支接变压器，也不宜在电源侧附近破口接入变电所。
6.1.4尽量避免出现短线路成串成环的接线方式。6.1.5当设计采用串联电容补偿时，对装设地点及补偿度的选定，要考虑对全网继电保护的影响，不应使之过分复杂，性能过于恶化。6.2继电保护装置能否作为电网的主要稳定措施，与调度运行方式的安排密切相关。继电保护应满足电网的稳定运行要求，但若继电保护对某些电网运行方式无法同时满足速动性、选择性和灵敏性要求，则应限制此类运行方式。应综合考虑.6.2.1～6.2.6。6.2.1保护装置中任何元件在其保护范围末端发生金属性故障时，最小短路电流必须满足该元件最小启6
动电流的1.5~2倍。
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6.2.2合理安排电网中各变电所的变压器接地方式，尽量保持变电所零序阻抗值稳定。6.2.3应避免在同-一变电所母线上同时断开所连接的两个或以上运行设备（线路、变压器等）。当两个地点的母线之间距离很近时，也要避免同时断开两个或两个以上运行设备。6.2.4在电网的某些点上以及与主网相连的有电源的地区电网中，应创造条件设置合适的解列点，以便当主网发生重大事故时，采取有效解列措施，确保地区电网的重要负荷供电。6.2.5避免采用多级串供的终端运行方式。6.2.6对三台及以上变压器在高压侧并列运行时，中、低压侧可分列运行。6.3如果因保护装置定期检查、装置停用或装置检修，迫使被保护设备的保护性能降低，按实际的稳定计算结果有可能危及电网稳定时，则应采取下列措施：6.3.1适当地改变电网接线及运行方式，使运行中的继电保护装置动作性能满足系统稳定的要求。6.3.2权衡继电保护动作的速动性与选择性对电网影响的严重程度及不利后果，采取切实可行的简单临时措施改善线路或元件设备的保护性能，保住重点。必要时，可适当牺牲继电保护的选择性要求，保证快速动作，以达到保证电网安全运行的目的。6.4对于特殊运行方式，如果取得速动性和选择性有困难时，也同样可采用6.3的处理原则。6.5对正常设置全线速动保护的线路，如因检修或其他原因全线速动保护全部退出运行时，应采取下列措施：
6.5.1积极检修，尽快使全线速动保护恢复运行。6.5.2调整电网接线和运行潮流，使线路后备保护的动作能满足系统稳定要求。6.5.3考虑零序电流保护速断段纵续动作的可能条件，尽量避免临时更改线路保护装置的定值。6.5.4采用上述措施后，仍无法保证电网稳定运行时，按5.13条，临时更改线路保护装置的动作时间，并考虑可能的无选择性跳闸情况。6.6对一个半断路器接线方式，当任一母线上的母线差动保护全部退出运行时，则可将被保护母线也退出运行。
6.7对双母线接线方式，母线差动保护因故全部退出运行时，应采取下列措施：6.7.1尽量缩短母线差动保护的停用时间。6.7.2不安排母线连接设备的检修，避免在母线上进行操作，减少母线故障的概率。6.7.3改变母线接线及运行方式，选择轻负荷情况，并考虑当发生母线单相接地故障，由母线对侧的线路后备保护延时段动作跳闸时，电网不会失去稳定。尽量避免临时更改继电保护定值。7继电保护整定的规定
7.1一般规定
7.1.1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参数值。下列参数应使用实测值：
a）三相三柱式变压器的零序阻抗；架空线路和电缆线路的正序和零序阻抗、正序和零序电容：b）
平行线之间的零序互感阻抗；
双回线的同名相间的和零序的差电流系数；d)
其他对继电保护影响较大的有关参数。e）：
7.1.2为了简化计算工作，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、架空线路、电缆线路等阻抗参数的电阻部分，并假定旋转电机的负序电抗等于正序电抗。
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b）发电机及调相机的正序电抗可采用t=0时的瞬态值X，的饱和值。c）.发电机电动势可以假定等于1标么，且相位一致。只有在计算线路非全相运行电流和全相振荡电流时，才考虑线路两侧发电机综合电动势间有一定的相角差。d）不考虑短路电流的衰减。对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。
各级电压可采用标称电压值或平均电压值，而不考虑变压器电压分接头实际位置的变动。不计线路电容和负荷电流的影响。f）
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，但具体整定时应考虑其影响。对有针对性的专题分析（如事故分析）和某些装置特殊需要的计算，可以根据需要采用某些更符合实际情况的参数和数据。
7.1.3．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的运行方式为依据。
7.1.3.1＇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一回线或一个元件检修的正常检修方式。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理。7.1.3.2对同杆并架的双回线，考虑双回线同时检修或双回线同时跳开的情况。7.1.3.3发电厂有两台机组时，应考虑全部停运的方式，即一台机组检修时，另一台机组故障跳闸；发电厂有3台及以上机组时，可考虑其中两台容量较大机组同时停运的方式。7.1.3.4电力系统运行方式应以调度运行部门提供的书面资料为依据。7.1.4变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因，使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，根据当时实际情况临时处理。7.1.4.1变电所只有1台变压器，则中性点应直接接地，计算正常保护定值时，可只考虑变压器中性点接地的正常运行方式。当变压器检修时，可作特殊方式处理，例如改定值或按规定停用、起用有关保护段。
7.1.4.2变电所有两台及以上变压器时，应只将1台变压器中性点直接接地运行，当该变压器停运时，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原因，变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行，当其中一台中性点直接接地变压器停运时，若有第3台变压器则将第3台变压器改为中性点直接接地运行。否则，按特殊方式处理。7.1.4.3双母线运行的变电所有3台及以上变压器时，应按两台变压器中性点直接接地方式运行，并把它们分别接于不同的母线上，当其中一台中性点直接接地变压器停运时，将另一台中性点不接地变压器直接接地。若不能保持不同母线上各有一个接地点时，作为特殊运行方式处理。7.1.4.4为了改善保护配合关系，当某一短线路检修停运时，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。7.1.5继电保护整定计算应以单一设备的金属性简单故障为计算和校核依据。必要时，以复故障进行定值校核。
7.1.6宜按相同动作原理的保护装置进行整定配合，不同动作原理的保护装置之间的整定配合可进行简化计算。
7.1.7按常见运行方式下的单一不利故障类型对继电保护灵敏度进行校验，保证在对侧断路器跳闸前和跳闸后均能满足规定的灵敏度要求。7.1.8在复杂网络中，若采用远后备保护方式，当相邻元件故障，而其保护装置或断路器拒动时，允许按其他有足够灵敏度的分支相继跳闸后的条件来校验本保护的灵敏度。7.1.9为了提高继电保护动作的可靠性，除了在采用方向元件后能使保护性能有较显著改善情况外，对简单电流保护，特别是零序电流保护各段，经核算在保护配合上可以不经方向元件控制时，宜不经方向8
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