超、特高压交流线路反时限零序过流后备保护的整定建议

刘 阳，陈祥文，王玉龙，李会新，李 勇，王英英

（1.国家电网有限公司华中分部，湖北 武汉 430077；2.柳焕章劳模创新工作室，湖北 武汉 430077；3.南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 211102）

0 引言

输电线路除了配置主保护，还必须配置后备保护，这是线路保护配置的硬性要求［1］。针对线路相间故障和接地故障，应分别设置相间短路后备保护和接地短路后备保护。其中接地短路后备保护采用接地距离保护和零序电流保护［1］。接地距离保护具有保护范围受运行方式影响小的优点［2］，具有较好的选择性，但其固有缺陷是耐受过渡电阻的能力有限，在应对高阻接地故障时灵敏性不足，因此必须配备零序电流保护。

传统阶段式定时限零序过流保护受运行方式影响大、选择性配合困难，同时因对高阻接地故障有灵敏度的强制要求导致过流定值必须整定得很小，其特点是灵敏性高、选择性较低，存在单一故障导致大范围多条线路无序跳闸的风险。定时限零序过流保护段数越多，越有利于改善选择性，当段数无穷多时就成为零序反时限保护。反时限保护具有“电流越大、跳闸越快”的特点，在多数情况下故障线路与非故障线路之间呈现天然的配合特性，相比定时限零序过流保护，其性能更加优越，是替代定时限零序过流保护的较为理想的选择。

反时限零序过流保护早期在华东电网500 kV线路上进行了应用［3］，保护装置为美国GE 公司产品，保护逻辑较为简单，仅由反时限继电器和方向元件构成，与现在使用的国家电网公司“六统一”保护装置存在较大差异。这一时期，针对该简单保护逻辑，在定值整定原则方面也开展了一些研究，例如：文献［4］提出了整定的基本要求，但未给出量化的整定原则；文献［5-6］提出了比较详细的整定原则，考虑了线路之间的逐级配合，但整定过程较为繁琐；文献［7］针对单纯的反时限函数元件确定了零序反时限电流和零序反时限时间定值的整定原则，但并未考虑与接地距离保护及与开关三相不一致保护的配合。考虑现行规程中的一些配合原则，早期反时限零序过流保护的整定原则已难以适用于现在的保护装置。

2014 年，国家电网公司发布企业标准对反时限零序过流保护功能进行了统一［8］，使得全网保护装置的逻辑和特性曲线逐渐向“六统一”过渡，经过持续推进老旧保护换型以及大量新建工程投运，现在“六统一”保护装置数量逐渐占据主导地位，为全网大规模应用反时限零序过流保护创造了有利条件。然而，针对“六统一”保护装置的反时限零序过流保护整定原则的研究尚不多见。文献［9］提出了超高压电网反时限零序过流保护的统一定值整定原则，但该研究仍然是基于单纯的零序反时限函数元件来开展的，并未考虑“六统一”保护中配合时间元件和最小时间元件的影响，难以有效支撑实际工程应用。有效的整定原则尚待开展深入研究，这对于加快推进反时限零序过流保护的实际工程应用具有重要意义。

本文从“六统一”保护装置出发，提出了超、特高压线路的反时限零序过流保护的全网统一定值整定原则，通过省级电网的实际案例验证了该原则的可行性，并在实际电网中进行了应用。

1 反时限零序过流保护的原理

1.1 反时限特性方程

国家电网系统中采用标准反时限特性曲线中的一般反时限特性曲线作为线路反时限零序过流保护的时间-电流特性曲线［8，10］，其表达式为：

式中：T0为反时限函数计算时间；Ip为反时限曲线基准电流，对应零序反时限电流定值；Tp为反时限曲线时间常数，对应零序反时限时间定值；3I0表示流入保护装置的3倍零序电流。

1.2 动作逻辑

国家电网有限公司颁布的标准Q／GDW 1161 —2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》［8］，统一了反时限零序过流保护动作逻辑，具体如附录A图A1所示。

该动作逻辑共有Ip、Tp、Th、Tx这4 个定值需要整定。其中：Th为零序反时限配合时间，是与反时限函数计算时间T0进行“与”逻辑的时间定值；Tx为零序反时限最小时间，是T0与Th进行“与”逻辑之后串联的延时时间定值。根据图A1，总动作时间Tz可以表示为：

1.3 动作特性

1.3.1 转折电流

反时限零序过流保护的总动作时间随故障电流的变化关系如图1 所示。由图可知，该保护仅在低电流区表现为反时限特性，在高电流区则表现为定时限特性。

图1 反时限零序过流保护动作特性示意图Fig.1 Schematic diagram of action characteristics of inverse-time zero-sequence overcurrent protection

结合图1 分析反时限零序过流保护的动作特性变化原因。当3I0很小时，T0很大，由于T0与Th进行“与”逻辑，此时T0起主导作用，Th的作用不能体现，保护动作特性表现为反时限特性；当3I0增大到某个临界点，在临界点处T0=Th，则当3I0继续增加时，T0将小于Th，此时Th起主导作用，而Th是一个固定数值，因此保护动作特性表现为定时限。

为叙述方便，本文定义满足T0=Th的3I0称为转折电流，记为Iz，动作特性曲线对应的这一点称为转折点。

1.3.2 与接地距离保护的配合原则

零序电流保护作为接地距离保护的补充，仅用于切除高电阻接地故障［11］，即接地故障优先由接地距离保护切除，仅当接地距离保护失效时，才由零序电流保护切除故障。

接地距离保护是按照金属性接地故障整定的［11］，对于经过渡电阻接地的故障耐受能力有限。在给定运行方式和故障点时，接地距离保护能可靠切除故障的最大接地电阻称为接地距离保护的极限耐受过渡电阻，记为Rj，对应流入保护装置的3I0称为接地距离保护的最小耐受零序电流。

在转折电流及以下区间，反时限零序过流保护呈现反时限特性，具有较好的选择性，当接地距离保护失效时可依靠反时限零序过流保护切除故障；在转折电流以上区间，反时限零序过流保护呈现定时限特性，选择性较差，因此期望此区间的故障全部依靠接地距离保护切除故障。

总而言之，应使接地距离Ⅲ段保护的最小耐受零序电流小于转折电流，才能实现接地距离保护和反时限零序过流保护的合理分工和衔接，有利于全域电流范围内接地故障的选择性切除。

2 整定原则

2.1 整定的基本条件

本文研究中，反时限零序过流保护应用的基本前提如下：

1）只在满足企业标准Q／GDW 1161 — 2014《线路保护及辅助装置标准化设计规范》［8］的线路保护装置（即国网“六统一”线路保护装置）上进行应用，不在旧型号的保护装置上应用；

2）不额外对线路保护装置的硬件和软件进行改造；

3）反时限零序过流保护仅作为主保护和距离保护切除故障失效后发挥作用的后备保护，切除高阻接地故障是反时限零序过流保护的主要任务，330、500、750、1 000 线路最高电阻分别为150、300、400、600 Ω［1，11-12］，对高阻接地故障有灵敏度是基本要求；

4）定值采用全网统一定值，同时尽量减少对现有其他设备保护定值的调整；

5）考虑超、特高压主变末段零序过流保护与线路末段零序过流保护的配合［11］；

6）需要躲过开关重合闸时间［11］；

7）需要躲过接地距离Ⅲ段动作时间［11］；

8）需要躲过三相不一致保护动作时间［4，11］；

9）在反时限零序过流保护应用的过渡期，可不考虑反时限零序过流保护和定时限零序电流保护的配合［13］。

2.2 Ip的整定

Ip决定了保护的灵敏性，为了保证发生高阻接地故障时保护有灵敏度，整定规程规定Ip一般不应大于300 A［11］；文献［13］规定Ip一般取300～400 A。同时根据现行的整定原则，零序启动电流定值一般整定为250 A，保护装置要求零序反时限过流定值要大于零序启动电流定值。综合上述要求，本文将Ip整定为300 A。

2.3 Tp的整定

在Ip固定为300 A，Tp变化时，T0随3I0的变化曲线见附录A 图A2。Tp越大，则曲线越陡，越有利于选择性，但缺点是使T0增大，导致动作时间变长。总之，Tp的整定本质上是协调选择性和速动性的矛盾，应使动作特性曲线保证合适的陡度，同时动作时间要在可接受的范围内。

按速动性和选择性2 个指标对不同的Tp方案进行对比。

1）根据规程对切除高阻接地故障的要求［1，11-13］，速动性考察点应在500 A 以下。Ip固定为300 A 时，3I0= 300 A 时动作时间为无穷大，保护不会动作，因此速动性考察点应选在300～500 A 之间，可选择3I0= 400 A时的总动作时间作为速动性考察指标。

2）选择性要求故障线路和非故障线路的动作时间有级差，考虑开关分闸时间不超过40 ms［14］，再计及时间继电器的正负误差和时间裕度后，时间级差按80 ms 考虑可满足绝大多数情况，考虑一定裕度，取100 ms。

由文献［9］可知，Tp一般不超过1.1 s，本文对Tp在0.1～1 s 范围内、以0.1 s 为步长变化时的10 种方案进行了对比，结果如表1 所示。表中：方案1 — 10对应的Tp分别为0.1、0.2、…、1 s。根据下文2.4.1 节中得出的Tx+Th=3 s 的约束条件，表中速动性指标是Th在0.1～3 s 范 围 变 化、Tx=3 s-Th条 件 下Tz的 取 值范围。

表1 不同Tp保护动作特性对比Table 1 Comparison of action characteristics of protection with different Tp values

定时限零序过流保护的动作时间最大可整定值是10 s，意味着过去应用定时限零序保护时，高阻接地故障时保护动作时间不大于10 s。在应用反时限零序保护后，若要维持与此相当的速动性，理应将10 s 以内切除高阻故障作为基本要求，同时考虑对高阻接地故障有灵敏度，可将3I0= 400 A时10 s内切除故障作为速动性的考察指标。

全网线路保护采用同一反时限特性曲线、动作逻辑和定值，若2 个电流值差异越小，则动作时间差就越小，更难保证选择性。从保守角度考虑，选取对选择性最不利的情形进行考察，由于故障线路电流通常大于非故障线路电流，本文按前者比后者仅大10%考虑，高阻接地故障时故障电流约为1 000 A，10 % 差异约为100 A。同时，根据反时限特性曲线的特点，在电流差值相同的条件下，电流越大，则时间差越小，考虑一定裕度可选取故障电流1 200 A 处时间梯度不小于100 ms／100 A 作为选择性的考察指标。

由表1 可知：发生高阻接地故障时，电流级别在1 000 A 左右若要求3I0= 400 A 总动作时间在10 s 以内，则只能选择方案1 — 4；同时，方案1 — 4 中只有方案4 在1 200 A 处的时间梯度在100 ms／100 A 以上，则可确定Tp= 0.4 s。

2.4 Th与Tx的整定

2.4.1Th与Tx的约束条件

根据2.1 节中的保护应用条件5）—7），反时限零序过流保护的总动作时间Tz应该同时躲过开关重合闸时间、接地距离保护Ⅲ段时间、三相不一致保护动作时间。由于开关重合闸时间一般为0.8～1.3 s，接地距离保护Ⅲ段时间一般不超过2 s，开关本体三相不一致保护动作时间通常为2.5 s［13］，因此Tz应大于2.5 s，考虑0.5 s 的级差，要求Tz≥3 s，因此有Th+Tx= 3 s。

2.4.2 接地距离保护耐受过渡电阻能力分析

Th取决于转折电流，因此Th的整定实质上就是确定转折电流。根据1.3.2 节的分析，接地距离保护Ⅲ段的最小耐受零序电流应小于转折电流。要做到全网统一定值，应该计算全网各线路接地距离保护Ⅲ段的最小耐受零序电流的最大值，进而确定转折电流。

一般而言，线路长度越短，则接地距离保护Ⅲ段的定值越小，动作圆越小，耐受过渡电阻的能力也越弱，最小耐受零序电流则越大。本文选取某区域电网长度最短、定值最小的SY 线为例，对接地距离保护Ⅲ段的耐受过渡电阻能力进行了大致分析。SY线长度为4.2 km，正序阻抗为1.16 Ω，SY 线接地距离保护Ⅲ段定值Y 侧比S 侧小，为8.24 Ω，因此考察Y侧接地距离保护Ⅲ段的耐受过渡电阻能力。

为简化计算，假设故障前SY线输送功率为0，同时故障点设置在SY 线的S 侧，并针对以正序电压为极化电压的接地距离阻抗继电器进行分析，分析方法见文献［15］。在常见的1 种大方式和7 种小方式下计算得到极限耐受过渡电阻Rj和不同方式下的最小耐受零序电流3I0，结果如表2所示。

表2 SY线Y侧接地距离保护Ⅲ段耐受过渡电阻能力Table 2 Transition resistance tolerance of section Ⅲof grounding distance protection at side Y of SY line

由表2 中各运行方式下的数据可知，SY 线Y 侧接地距离保护Ⅲ段极限耐受过渡电阻在不同方式下存在一定差异，但均接近7 Ω，最小耐受零序电流的最大值为14.412 kA。

2.4.3Th与Tx的确定

Th是决定选择性与速动性的关键定值。如果Th取值较大，则Iz会减小，使反时限特性的应用电流区间缩小，不利于选择性；如果Th取值较小，则由Th+Tx为固定值的结论可知，此时Tx将较大，会使总动作时间更长，不利于速动性。

在Ip=300 A、Tp=0.4 s 的条件下，Iz随Th的变化关系如图2 所示。若仅考虑SY 线，要实现接地距离保护与反时限零序过流保护的合理衔接，应使Iz≥14.412 kA，则应选择Th≤0.6 s。为了保证一套定值兼容全网线路，进一步综合以下2 点，可确定Th=0.5 s、Tx=2.5 s。

图2 转折电流与配合时间的关系Fig.2 Relationship between turning point current and cooperation time

1）若Th取0.6 s，对应的转折电流为25 kA。SY线虽然线路最短，但是实际上不一定代表最极端情况。接地距离保护Ⅲ段的最小耐受零序电流与众多因素有关，例如故障线路两端母线背侧系统阻抗、接地距离保护Ⅲ段阻抗定值、故障线路周边系统运行方式、故障点位置、故障前输送功率等［15］，不排除其他线路接地距离保护Ⅲ段的最小耐受零序电流超过25 kA 的可能，因此从保守角度考虑，可取Th≤0.5 s。另一方面，现有的超、特高压开关遮断电流上限为63 kA［16］，意味着实际运行中短路电流不可能超过63 kA。如果认为接地距离保护Ⅲ段几乎没有耐受过渡电阻的能力，可将转折电流设置在60 kA 左右，即Th=0.5 s 已经足够保守，无进一步降低Th的必要性。

2）由图2 可见，在Th≤0.6 s 范围内，随着Th减小，Iz增长迅速，当Th从0.6 s变化到0.5 s，Iz从25 kA增加到60 kA。而Th减小0.1 s，意味着Tx增大0.1s，即总动作时间仅增加了0.1 s。因此即使转折电流取60 kA过于保守，但由此带来影响仅是总动作时间增加0.1 s，即以牺牲较小的速动性来换取选择性的明显改观，是合理的。

2.5 方向元件投退的整定

以图3 所示的变电站为例说明方向元件投退原则。假设该变电站有2 组主变B1、B2，4 回出线L1—L4，在线路L1出口处发生接地故障。分析中假定：流过开关1 的零序电流最大，这与实际中的绝大多数情况也是一致的；流过开关2 — 7的零序电流大小关系不定。

图3 变电站线路出口发生接地故障示意图Fig.3 Schematic diagram of grounding fault at outlet of substation line

图A1 中的反时限函数元件T0，是通过电流激励和所维持的时间所形成的累积量来实现的，当累积量足够达到动作门槛时，则T0元件满足［10］。因为开关1 的零序电流最大，将会最先跳闸。为躲过三相不一致保护动作时间，在故障后至少经过3 s，开关1才能跳闸。根据零序反时限函数可知，只要流过开关的3I0≥760 A，3 s时间足以让T0元件满足。为了便于说明问题，可假定流过开关2 — 8 的3I0均不小于760 A。开关1 跳闸时刻，开关2 — 8 保护的T0元件均已满足，进入Tx元件环节，各开关的Tz仅取决于开关1跳闸前流经各开关的电流，不受开关1跳闸后的电流变化的影响。开关1 跳闸后，故障仍未切除，开关2 中零序电流显著增大，流过开关3 — 8 的零序电流显著减小，但受超、特高压电网的环流影响，流过开关3 — 8 中的零序电流并不会减至0。若不投入零序方向元件，则开关3 — 8 中，凡是开关1 跳闸后仍满足3I0大于Ip且开关1的Tz小于开关2的Tz，均会越级跳闸；若投入零序方向元件，则开关1 跳闸前，流过开关4、6、8的电流为正方向，但是当开关1跳开后，流过开关4、6、8 的电流可能变为反方向，其保护将瞬时返回，不会误动。

根据上述分析可知，投入零序方向元件可以减小误动概率、提高选择性，因此建议投入零序方向元件。

2.6 其他定值的整定

为解决高阻接地故障可能导致零序方向元件拒动［17］的问题，同时为了满足主变末段零序电流保护进行配合的需要，线路保护还需要投入一段不带方向的定时限零序过流保护。

超、特高压主变保护的末段定时限零序过流保护的时间定值可整定上限为10 s，为了给主变保护的整定留出配合空间，线路的定时限零序保护的时间定值整定为9.4 s，电流定值按照反时限零序过流保护总动作时间为9.4 s 进行反算得到，整定为450 A。这样可保证线路发生接地故障时零序反时限保护优先动作，只有当3I0≥450 A 且零序电压过低导致方向元件拒动时，定时限零序过流保护才会动作。主变定时限零序过流保护的时间定值设置2 个级差，按数量尽可能均分原则，一半数量的变压器末段定时限零序保护整定为450 A／9.7 s，另一半数量的变压器末段定时限零序保护整定为450 A／10 s，从而实现了主变零序电流保护与线路零序电流保护的配合。

3 应用案例分析

3.1 单相金属性接地故障分析

对于零序电流保护而言，经过分析及仿真发现，线路首端和末端故障是零序电流分布的2 种极端情况，囊括了对保护选择性最不利的情形，因此本文重点对线路出口处发生单相金属性接地故障的情况进行分析。本文对某省级电网大方式下所有的超、特高压母线的单相金属性接地故障进行了计算，分析了反时限零序过流保护的选择性。选择性体现在所有非故障线路动作时间的最小值与故障线路动作时间的关系，若前者比后者至少大一个时间级差100 ms，则认为有选择性，否则没有选择性。因此，要确定选择性，找出动作时间最小的非故障线路是关键。

母线上任一线路出口处发生单相金属性接地故障的示意图和零序等值电路如图4所示。

图4 线路出口发生单相金属性接地故障的示意图和零序等值电路图Fig.4 Schematic diagram and zero-sequence equivalent circuit diagram of single-phase metallic ground fault at outlet of line

母线短路时故障点处故障电流等于本母线上任一线路出口处单相金属性接地故障时故障点处的故障电流，该电流记为Ik。Ik0为故障电流中的零序电流分量，显然Ik=3Ik0。在该母线周边线路中，找出零序电流最大和次大的线路，其零序电流分别记为IM和Im。

在寻找最大、次大零序电流线路时，本文将故障母线周边的三级线路均纳入统计。根据故障电流计算结果，本算例的最大、次大零序电流线路所在位置不外乎以下2种情形。

1）当母线所带线路只有1 回时，则零序电流最大的线路必然为本母线的唯一出线，零序电流次大的线路必然为其他母线的出线。此时非故障线路与故障线路的最小动作时间差Δt为：

2）当母线所带的线路有2 回及以上时，零序电流最大、次大的线路均为本母线上的线路。若故障线路为零序电流最大的线路，则流过该线路出口的3 倍零序电流表示为Ik-3IM，非故障线路中零序电流最大值即为Im；若故障线路不是零序电流最大的线路，则故障线路出口的3 倍零序电流必然大于等于Ik-3Im（当故障线路取零序电流次大的线路时，取等于），非故障线路零序电流最大值即为IM。综上所述，非故障线路与故障线路的最小动作时间差如式（4）所示。

式（5）对应故障点在最大零序电流线路上的情形，式（6）对应故障点在次大零序电流线路上的情形。可以证明，Δt1＞Δt2，因此最小动作时间差Δt取为Δt2。

根据式（3）—（6）可得到所有超、特高压线路出口发生单相金属性接地故障时，非故障线路与故障线路最小动作时间差，如图5 所示。由图可见：除第21 号母线的最小动作时间差（如图中圆圈标注的点所示）为68.6 ms 达不到时间级差100 ms 的要求外，其他母线上任一线路发生单相金属性接地故障时，非故障线路与故障线路最小动作时间差均可达到100 ms以上，均满足选择性要求。

图5 某省级电网超、特高压线路反时限零序过流保护选择性分析结果Fig.5 Results of selectivity analysis of reverse-time zero-sequence overcurrent protection for extra and ultra high voltage lines in a provincial power grid

21 号母线周边电网结构如图6 所示。图中的G站母线即为21 号母线，G 站为500 kV 末端变电站，仅通过2 回500 kV 线路GH1和GH2连接至500 kV H站，从而实现与500 kV 系统联络。图6 中展示了GH1线G 站出口处发生单相金属性接地故障时的零序电流分布，所标注的电流数值为3 倍的零序电流，电流箭头所示方向为零序电压超前零序电流一个阻抗角的方向。由图可知：流过开关1、2、4 的零序电流均为正方向，由于开关4 与开关1 配合，因此需要重点关注开关4 与开关1 的动作时间差。图5 中的21 号母线上的线路发生单相金属性接地故障时，非故障线路与故障线路最小动作时间差为68.6 ms，是电流为12 952 A（流过开关4 的电流）时的总动作时间减去电流为18 997 A（流过开关1 电流）时的总动作时间得到。即开关1 跳开的时间比开关4 跳开的时间快68.6 ms，比要求的时间级差100 ms 小，因此不排除开关4越级跳闸的可能性。

图6 21号母线上线路出口处发生单相金属性接地故障时零序电流分布Fig.6 Zero-sequence current distribution when single-phase metallic ground fault occurs at outlet of a line of Bus 21

需要指出的是，21 号母线上500 kV 出线仅2 条且是首末端共站的双回线，最小动作时间差68.6 ms就是2 条线路之前彼此配合得到的。这类结构的线路配合原本就比较困难，在接地距离保护的配合中也无须考虑同起止站双回线彼此之间的配合［11］，因此在反时限零序过流保护中没有选择性也是可以接受的。

3.2 高阻接地故障分析

根据规程对线路高阻接地故障的切除要求，最 高电阻接地故障下，3Ik0约为1 000 A［1，11-13］。在接地电阻介于0 至最高电阻之间时，故障电流处于1 000 A至单相金属性接地故障电流之间。

经电阻接地故障的零序等值网络见附录A 图A3，图中Rg为接地电阻。对比图A3 与图4（b）可知，经电阻接地与金属性接地故障相比，虽然故障点零序电流Ik0的值不同，但是在系统中各变压器、线路中的零序电流分配比例系数是相同的，均与对应接地电阻下的Ik0成正比。同时，根据零序反时限函数曲线的特点可以证明，Ik0越大，非故障线路与故障线路的最小动作时间差越小。由此可知，单相金属性接地故障下的选择性表征了最严格的选择性。因此在接地电阻增加的过程中，选择性将会更优。

21 号母线上线路出口经最高电阻接地时的零序电流分布见附录A 图A4，图中标注的电流数值为3倍的零序电流。GH1线出口经最高电阻接地时，开关4 与开关1 的配合时时间差为4.859 s；GH2线出口经最高电阻接地时，开关2与开关3的配合时时间差为5.713 s，则21 号母线上线路的最小动作时间差为4.859 s。综上所述，在最高电阻接地故障下，所有母线均满足选择性要求。

需要特别指出的是，上述算例结果是在某省级电网大方式下得到的，在其他运行方式下最大、次大零序电流线路所在位置可能超出上文归纳得出的2 类情形，而且仍然有可能失去选择性。反时限零序过流保护虽然相比定时限零序过流保护提升了选择性，但是其本身也存在一定的局限性，例如，在首末端共站的多回线等电网结构下有可能失去选择性［18-19］。针对这些特殊情况，可以考虑对保护装置逻辑进行修改，例如引入高阻接地距离识别元件［18-19］来提高选择性。

4 结论

本文针对国网系统标准化的“六统一”保护装置，提出了超、特高压交流线路反时限零序过流保护的整定原则，同时保留了线路的不带方向的末段定时限零序过流保护作为反时限保护方向元件拒动时的补充，还提出了线路与主变定时限零序过流保护的配合整定原则，为超、特高压线路反时限零序过流保护的应用提供了系统性解决方案。本文所得结论如下。

1）提出了转折电流应作为接地距离保护和反时限零序过流保护的分工协作点，接地距离保护Ⅲ段的最小耐受零序电流应覆盖到转折电流及以下区间，实现了反时限零序过流保护和接地距离保护的合理衔接，提升了保护的选择性。

2）提出的反时限零序过流保护整定建议充分考虑了配合时间和最小时间对保护动作特性的影响。综合超、特高压电网实际短路电流水平和接地距离保护的过渡电阻耐受能力，将反时限零序过流保护、接地距离保护分别在低、高电流区的选择性优势巧妙结合，提升了对接地故障全域电流范围的选择性切除能力。

3）故障线路的故障近端开关跳闸后、远端开关跳闸前，周边非故障线路中零序电流不会减小至0，非故障线路仍然存在越级跳闸风险，反时限零序过流保护的方向元件可以有效降低保护误动概率，建议投入方向元件。

附录见本刊网络版（http：//www.epae.cn）。