CN106505524B - 一种发电厂非全相保护方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种发电厂非全相保护方法。目前的一些发电厂非全相保护方法，容易出现在某些工况下非全相保护不正确动作或动作性能欠佳。本发明采用的技术方案为：根据可获取的发电机运行工况，确定不同运行工况下的非全相保护启动方法；计算发电机额定运行并满载带厂用电情况下，出现非全相运行时发电机的次暂态电势和正序、负序、零序综合阻抗，在此基础上，利用对称分量法分别计算单相断线和两相断线时断线处的负序和零序电流；对发电机正常运行工况下的序电流启动元件进行定值整定；对非全相保护的动作时间进行整定。本发明提供了一套在不同工况下都可以准确动作的保护方法，提高了保护可靠性。

Description

一种发电厂非全相保护方法

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体地说是一种发电厂非全相保护方法。

背景技术

发电厂主变高压侧断路器非全相运行是当前威胁大机组安全运行的重要原因之一。非全相运行时产生的负序电流将在发电机转子中产生100Hz的倍频电流，致使发电机转子发热并灼伤，进而可能导致损坏发电机的重大事故。此外，非全相运行时产生的负序、零序分量可能引起发电厂出线远端后备保护动作，危害电网安全稳定运行。我国已有不少因非全相运行导致的事故，如韶关电厂8号发电机组非全相运行事故，西柏坡电厂1号发电机非全相运行事故，南京下关发电厂2号发电机非全相运行事故，因此有技术规程规定：“对于发电机—变压器组，变压器出口(220-500kV)断路器，为了防止断路器非全相运行，应在断路器上装设非全相保护，用以及时切除非全相故障来保护发电机组及系统安全”。但是发电厂发生非全相运行的工况类型多，后果差异大，目前没有统一成熟的非全相保护方案，各电厂发生非全相运行事故的可能性仍然存在，因此对非全相保护进行全面研究非常重要。

目前专门针对发电厂非全相保护的研究不多，主要原因有：(1)发电厂非全相运行工况多，不同工况下非全相运行时的序分量计算模型差异大，定量的精确计算困难，甚至对一些非全相工况下的序分量关系存在认识上的误区，如有文献认为两相运行时负序电流分量大小为断线前负荷电流大小的1/3；(2)发电厂在投运、解列、正常运行等不同工况下，以及发电厂升压站主接线形式的不同，发生非全相运行时电气量特征有较大的差别，因此非全相保护的性能会出现较大的差异，容易出现在某些工况下非全相保护不正确动作或动作性能欠佳；(3)大部分研究是针对某电厂特定非全相运行事故展开原因分析，研究成果缺乏普适性。因此，需要对发电厂非全相保护方法进行全面研究，提出一套完整、统一的保护方案，使各种主接线形式和各种运行工况下，发电厂非全相保护都具有最佳的保护性能。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是克服上述现有技术存在的缺陷，提供一种全新的发电厂非全相保护方法，其在不同工况下都可以准确动作，以提高非全相保护可靠性。

为此，本发明采用如下的技术方案：一种发电厂非全相保护方法，其包括如下步骤：

1)根据可获取的发电机运行工况，确定不同运行工况下的非全相保护启动方法；

2)计算发电机额定运行并满载带厂用电情况下，出现非全相运行时发电机的次暂态电势和正序、负序、零序综合阻抗，在此基础上，利用对称分量法分别计算单相断线和两相断线时断线处的负序和零序电流；

3)对发电机正常运行工况下的序电流启动元件进行定值整定，序电流启动元件的定值按躲过正常运行时的不平衡序电流整定，并要求满足灵敏度校验；

4)对非全相保护的动作时间进行整定。

进一步地，步骤1)中，在发电机投运/解列工况下，只采用断路器三相位置不一致判据来启动非全相保护；在发电机正常运行工况下，采用序电流超过整定值和断路器三相位置不一致判据两个条件同时满足来启动非全相保护。

进一步地，步骤2)中，负序和零序电流的计算过程如下：

21)计算发电机次暂态电势发电机的次暂态电势与发电机输出有功功率P_g、无功功率Q_g、发电机端电压和发电机次暂态电抗Z”_d有关，其计算公式为：

式中，δ分别为次暂态电势的幅值和相角；为发电机出口端电压，待求；P_g、Q_g分别为发电机输出的有功、无功功率，Z”_d为发电机次暂态电抗，均为已知参数；

发电机的出口端电压通过下式求得：

式中：为流经主变的电流，其上标“*”为共轭符号；P和Q分别为发电机对主变支路输出的有功功率和无功功率，通过发电机输出的有功、无功功率减去厂用电的有功、无功负荷获得；Z_S为外系统阻抗值，Z_t为主变正序阻抗值，为外系统等效电势，均为已知值；

通过上式求得和后，将代入计算发电机次暂态电势的公式得到

22)根据发电机次暂态电势得到正序网络系统等效电势

式中，Z₂为高压厂变及其所带负荷的阻抗值；

23)计算断线处的负序电流和零序电流：首先画出各序网图并计算各序综合阻抗，假设正序综合阻抗为Z₁₁、负序综合阻抗为Z₂₂、零序综合阻抗为Z₀₀，那么根据对称分量法和断线边界条件得，单相断线时正、负、零序网图并联，两相断线时正、负、零序网图串联，由此计算负序分量和零序分量，具体为：

单相断线时，断线处的正、负、零序电流

两相断线时，断线处的正、负、零序电流

进一步地，步骤3)中，负序电流元件要求在厂用电负荷满载运行情况下主变高压侧断路器发生单相断线时的负序电流具有1.3以上的灵敏度。

更进一步地，步骤3)中，负序动作电流I₂.o_p，按躲过正常运行时的最大不平衡负序电流整定，

I_2.op＝0.1I_t.n，

式中，I_t.n为主变高压侧额定二次电流，

要求灵敏度K_2.sen＝I_2.min/I_2.op≥1.3，

式中，I_2.min为单相断线时，流过保护安装处的最小负序电流。

进一步地，步骤3)中，零序电流元件要求在厂用电负荷满载运行情况下主变高压侧断路器发生两相断线时的零序电流具有1.3以上的灵敏度。

更进一步地，步骤3)中，零序动作电流3I_0.op，按躲过正常运行时的最大不平衡零序电流整定，

3I_0.op＝(0.2～0.5)I_t.n，

要求灵敏度为：K_0.sen＝3I_0.min/3I_0.op≥1.3，

式中，3I_0.min为两相断线时，流过保护安装处的最小零序电流。

进一步地，步骤4)中，对非全相保护的动作时间进行整定的内容包括：非全相保护启动后，首先用尽量短的时间跳开非全相运行的断路器；若经一设定时限后非全相运行仍然存在，则再经一设定时限解除失灵保护复合电压闭锁；同时延时启动失灵保护，保证发电厂机组的安全和尽量缩小电网的影响范围。

更进一步地，步骤4)中，对于发电机投运/解列工况，跳非全相运行断路器的时间定值t₄尽量小，取0.1-0.2s；若经过时限t₄后非全相运行仍然存在，则经时限t₅＝t₄+Δt₄后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₄取35-45ms；同时和KM元件经与门G4和延时t₆启动失灵保护，其中，t₆＝t₅+Δt₅,Δt₅为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

更进一步地，步骤4)中，对于发电机正常运行工况，t₁时间定值的整定与发电厂升压站的主接线形式有关，若为双母线接线，则t₁不需要躲出线单相重合闸时间，取0.1-0.2s；若是3/2接线，若是中间断路器发生非全相运行，则t₁必须躲过出线的单相自动重合闸时间，取2s，若是边断路器发生非全相运行，则t₁不必躲出线的单相自动重合闸时间，取0.1-0.2s，若边断路器和中间断路器采用一套保护，则t₁为保证可靠性，取两者中时间较长的，即2s；若经过时限t₁后非全相运行仍然存在，则经时限t₂＝t₁+Δt₁后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₁取35-45ms；同时和KM元件经与门G2和延时t₃启动失灵保护，其中，t₃＝t₂+Δt₂,Δt₂为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

本发明具有的有益效果是：本发明充分考虑了不同电厂主接线的特点，并将发电机运行工况划分为两类工况分别进行研究。在发电机处于投运/解列的工况下，确保了保护不会因为序电流过小而拒动；在发电机处于正常运行的工况下，对序电流进行整定，并进行灵敏度校验，同时针对发电厂主接线形式的不同，对不同的断路器的时间定值进行整定，改善了动作性能。综合上述两种情况，本发明提供了一套在不同工况下都可以准确动作的保护方法，提高了保护可靠性。

附图说明

图1为本发明综合发电机两类运行工况后的非全相保护逻辑判据图。

具体实施方式

下面结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步说明。

综合发电厂中发电机的运行工况和升压站的主接线形式，考虑不同发电厂中具体设备参数及负载情况，本发明提出了一种发电厂非全相保护的全新方法。首先，将发电机的运行工况分为两类，一类是发电机投运/解列工况，另一类是发电机正常运行工况，分别设置不同的非全相保护启动方案。然后，根据不同的发电厂设备参数计算发电厂发生非全相后的负序/零序电流。接着，提出序电流定值的整定方法并进行灵敏度校验。最后，根据不同的运行工况下和不同主接线方式，整定非全相保护的动作时间。

本发明的具体实施步骤如下：

步骤1)，根据发电机运行工况确定非全相保护启动方法；

将发电机运行工况分为两类，一类是发电机投运/解列工况，此工况下高压厂变的负荷一般由发电厂启动/备用变压器所带，发电机不对外输出功率；另一类是对外正常输出功率的发电机正常运行工况，此工况下高厂变带负荷运行。在上述不同的工况下采用不同的非全相保护启动方法。

(1)如果发电机处在投运/解列工况下，只通过断路器三相位置不一致元件启动非全相保护。

(2)如果发电机处在正常运行工况下，需要通过序电流(负序、零序电流)和断路器三相位置不一致两个判据同时启动非全相保护。

步骤2)，计算发电机额定运行并带厂用电情况下，主变高压侧断路器发生非全相运行时断线处的负序电流和零序电流；

(1)计算发电机次暂态电势发电机的次暂态电势与发电机输出有功功率P_g、无功功率Q_g、发电机端电压和发电机次暂态电抗Z”_d有关。其计算公式为：

式中，δ分别为次暂态电势的幅值和相角；为发电机出口端电压，待求；P_g、Q_g为发电机输出的有功、无功功率，Z”_d为发电机次暂态电抗，均为已知参数。

发电机的出口端电压可通过下式求得：

式中：为流经主变的电流，其上标“*”为共轭符号；P和Q为发电机对主变支路输出的有功功率和无功功率，可通过发电机输出的有功、无功功率减去厂用电的有功、无功负荷获得；Z_S为外系统阻抗值，Z_t为主变正序阻抗值，为外系统等效电势，均为已知值。

通过上式求得和后，将代入计算发电机次暂态电势的公式即可得到

(2)根据发电机次暂态电势得到正序网络系统等效电势

式中，Z₂为高压厂变及其所带负荷的阻抗值。

(3)计算断线处的负序电流和零序电流。首先作出各序网络图并计算各序综合阻抗，假设正序综合阻抗为Z₁₁、负序综合阻抗为Z₂₂、零序综合阻抗为Z₀₀，那么根据对称分量法和断线边界条件可得，单相断线时正、负、零序网图并联，两相断线时正、负、零序网图串联，由此可计算负序分量和零序分量。具体为：

单相断线时，断线处的正、负、零序电流

两相断线时，断线处的正、负、零序电流

步骤3)，对发电机正常运行工况下的序电流启动元件进行定值整定；

序电流启动元件的定值按躲正常运行时的不平衡序电流整定，并要求满足灵敏度校验。

(1)负序动作电流I_2.op，按躲过正常运行时的最大不平衡负序电流整定，并要求在厂用电负荷满载运行情况下，主变高压侧断路器发生单相断线时的负序电流具有1.3以上的灵敏度。

I_2.op＝0.1I_t.n

式中，I_t.n为主变高压侧额定二次电流(A)

要求灵敏度K_2.sen＝I_2.min/I_2.op≥1.3

式中，I_2.min为单相断线时，流过保护安装处的最小负序电流。

(2)零序动作电流3I_0.op，按躲过正常运行时的最大不平衡零序电流整定，并要求在厂用电负荷满载运行情况下，主变高压侧断路器发生两相断线时的零序电流具有1.3以上的灵敏度。

3I_0.op＝(0.2～0.5)I_t.n

要求灵敏度为：K_0.sen＝3I_0.min/3I_0.op≥1.3

式中，3I_0.min为两相断线时，流过保护安装处的最小零序电流。

步骤4)，对非全相保护的动作时间进行整定。

(1)对于发电机投运/解列工况，跳非全相运行断路器的时间定值t₄可尽量小，取0.1-0.2s；若经过时限t₄后非全相运行仍然存在，则经时限t₅＝t₄+Δt₄后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₄一般取40ms左右；同时和KM元件经与门G4和延时t₆启动失灵保护，其中，t₆＝t₅+Δt₅,Δt₅为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据可由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

(2)对于发电机正常运行工况，t₁时间定值的整定与发电厂升压站的主接线形式有关，若为双母线接线，则t₁不需要躲出线单相重合闸时间，可取0.1-0.2s；若是3/2接线，若是中间断路器发生非全相运行，则t₁必须躲过出线的单相自动重合闸时间，取2s，若是边断路器发生非全相运行，则t₁不必躲出线的单相自动重合闸时间，取0.1-0.2s，若边断路器和中间断路器采用一套保护，则t₁为保证可靠性，取两者中时间较长的，即2s。若经过时限t₁后非全相运行仍然存在，则经时限t₂＝t₁+Δt₁后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₁一般取40ms左右。同时和KM元件经与门G2和延时t₃启动失灵保护，其中，t₃＝t₂+Δt₂,Δt₂为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据可由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

图1中，发电机所处运行工况作为判据，用KL表示。发电机处于投运/解列工况时KL为1，发电机未处于投运/解列工况时KL为0。图中的t₄、t₅、t₆为发电机投运/解列工况下的延时，t₁、t₂、t₃为发电机正常运行工况下的延时。图中KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据可由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

应用例

将本发明提出的发电厂非全相保护方法应用于典型发电厂中。该发电厂由发电机、主变、高压厂变及高压厂变所带负荷、外系统构成，各设备参数如下。

发电机输出的额定有功、无功功率为P_g＝1200MW、Q_g＝613MW，额定电压U_e＝24kV，额定电流I_e＝33847A，次暂态电抗为34.8％，负序电抗为34.6％，零序电抗为19.4％。

主变压器额定容量S_e＝3×484MVA，接线方式为YN/d11，额定电压535/24kV，高压侧额定电流1567A，短路阻抗为20％，零序阻抗为20.26％，高压侧在基准容量1000MVA下的基准阻抗Z_B为286.225Ω，高压侧TA变比2500/1。

高压厂变容量为88MVA，高压绕组与低压Ⅰ绕组运行时：正序阻抗＝负序阻抗＝17.98％，零序阻抗＝17.98％；高压绕组与低压Ⅱ绕组运行时：正序阻抗＝负序阻抗＝18.02％，零序阻抗＝18.02％；功率因数角cosθ＝0.886。

外系统等值阻抗在基准容量1000MVA下的标幺值为正序Z_s＝0.002+j0.048，零序Z_s0＝0.016+j0.097，外系统等效电源在基准电压为535kV时的标幺值为:U_s＝0.9813∠0°。

当主变高压侧断路器非全相时，根据对称分量法计算两类工况下的负序电流和零序电流，结果如表1所示。其中，发电机正常运行工况下负序电流、零序电流的计算采用本发明步骤2中的方法。

表1负序电流I₂/零序电流3I₀(A)

由表1中可以看出，当发电机处于投运/解列工况时，非全相运行的负序电流和零序电流都非常小，达不到序电流保护启动值，故此类工况下，非全相保护的启动只考虑三相位置不一致判据。由于此工况下，图1中KL为1，非全相运行时断路器三相位置不一致，因此可以由与门G3启动非全相保护，然后经延时时间t₄跳本断路器，t₄可取0.1-0.2s。

而当发电机正常运行工况下，图1中KL为0。序电流的整定按躲过最大不平衡电流整定，本应用例中，零序电流元件整定值为3I_0.op＝0.4I_t.n＝0.251A，一次值为626.8A；负序电流元件整定值为I_2.op＝0.1I_t.n＝0.063A，一次值为156.7A；并校验灵敏度，本应用例中，在最不利的情况下，高厂变带100％负荷运行，K_2.sen＝1.41，K_0.sen＝1.59，皆满足负序、零序灵敏度校验要求，非全相保护可以通过与门G1正常启动。

在发电机正常运行工况下，对于主接线形式不同的发电厂，非全相保护启动后跳本断路器的延时时间t₁的整定有所不同。若发电厂主接线采用双母线接线，发电机非全相保护的t₁延时时间不需要考虑与出线单相重合闸时间配合，t₁可取0.1-0.2s。发电厂主接线采用3/2接线，中间断路器需要躲过单相重合闸的最大时间周期，故中间断路器的延时t₁＝2s；边断路器t₁延时时间不需要考虑躲过出线单相重合闸时间，此时t₁取0.1-0.2s。若边断路器和中间断路器采用一套保护，则t₁为保证可靠性，取两者中时间较长的，即2s。

如果非全相保护动作但断路器未能成功跳开，需要启动失灵保护，两种工况下分别经时限t₂＝t₁+Δt₁、t₅＝t₄+Δt₄后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₁、Δt₄一般取40ms左右。同时和KM元件经与门G2、G4和延时t₃、t₆启动失灵保护，其中，t₃＝t₂+Δt₂,t₆＝t₅+Δt₅，Δt₂、Δt₅为0.2-0.3s。

综合考虑以上两类工况，得到一套统一的保护逻辑如图1所示。序电流定值按正常运行工况整定并进行灵敏度校验；正常运行工况下的时间元件t₁、t₂、t₃的定值要根据实际发电厂主接线情况进行整定；发电机投运/解列工况下的时间元件t₄、t₅、t₆的定值可固定。采用本发明所述的方法，不论发电机处在哪种工况下发生非全相运行，非全相保护都能正确动作，并且具有较快的动作速度，保证非全相保护具有最佳性能。

Claims (9)

1.一种发电厂非全相保护方法，其包括如下步骤：

1)根据可获取的发电机运行工况，确定不同运行工况下的非全相保护启动方法；

2)计算发电机额定运行并满载带厂用电情况下，出现非全相运行时发电机的次暂态电势和正序、负序、零序综合阻抗，在此基础上，利用对称分量法分别计算单相断线和两相断线时断线处的负序和零序电流；

3)对发电机正常运行工况下的序电流启动元件进行定值整定，序电流启动元件的定值按躲过正常运行时的不平衡序电流整定，并要求满足灵敏度校验；

4)对非全相保护的动作时间进行整定；

步骤1)中，在发电机投运/解列工况下，只采用断路器三相位置不一致判据来启动非全相保护；在发电机正常运行工况下，采用序电流超过整定值和断路器三相位置不一致判据两个条件同时满足来启动非全相保护。

2.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤2)中，负序和零序电流的计算过程如下：

21)计算发电机次暂态电势发电机的次暂态电势与发电机输出有功功率P_g、无功功率Q_g、发电机端电压和发电机次暂态电抗Z”_d有关，其计算公式为：

式中，δ分别为次暂态电势的幅值和相角；为发电机出口端电压，待求；P_g、Q_g分别为发电机输出的有功、无功功率，Z”_d为发电机次暂态电抗，均为已知参数；

发电机的出口端电压通过下式求得：

式中：为流经主变的电流，其上标“*”为共轭符号；P和Q分别为发电机对主变支路输出的有功功率和无功功率，通过发电机输出的有功、无功功率减去厂用电的有功、无功负荷获得；Z_S为外系统阻抗值，Z_t为主变正序阻抗值，为外系统等效电势，均为已知值；

通过上式求得和后，将代入计算发电机次暂态电势的公式得到

22)根据发电机次暂态电势得到正序网络系统等效电势

式中，Z₂为高压厂变及其所带负荷的阻抗值；

23)计算断线处的负序电流和零序电流：首先画出各序网图并计算各序综合阻抗，假设正序综合阻抗为Z₁₁、负序综合阻抗为Z₂₂、零序综合阻抗为Z₀₀，那么根据对称分量法和断线边界条件得，单相断线时正、负、零序网图并联，两相断线时正、负、零序网图串联，由此计算负序分量和零序分量，具体为：

单相断线时，断线处的正、负、零序电流

两相断线时，断线处的正、负、零序电流

3.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤3) 中，

负序电流元件要求在厂用电负荷满载运行情况下主变高压侧断路器发生单相断线时的负序电流具有1.3以上的灵敏度。

4.根据权利要求3所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤3)中，

负序动作电流I_2.op，按躲过正常运行时的最大不平衡负序电流整定，

I_2.op＝0.1I_t.n，

式中，I_t.n为主变高压侧额定二次电流，

要求灵敏度K_2.sen＝I_2.min/I_2.op≥1.3，

式中，I_2.min为单相断线时，流过保护安装处的最小负序电流。

5.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤3)中，

零序电流元件要求在厂用电负荷满载运行情况下主变高压侧断路器发生两相断线时的零序电流具有1.3以上的灵敏度。

6.根据权利要求5所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤3)中，

零序动作电流3I_0.op，按躲过正常运行时的最大不平衡零序电流整定，

3I_0.op＝(0.2～0.5)I_t.n，

要求灵敏度为：K_0.sen＝3I_0.min/3I_0.op≥1.3，

式中，I_t.n为主变高压侧额定二次电流，3I_0.min为两相断线时，流过保护安装处的最小零序电流。

7.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤4)中，

对非全相保护的动作时间进行整定的内容包括：非全相保护启动后，首先用尽量短的时间跳开非全相运行的断路器；若经一设定时限后非全相运行仍然存在，则再经一设定时限解除失灵保护复合电压闭锁；同时延时启动失灵保护，保证发电厂机组的安全和尽量缩小电网的影响范围。

8.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤4)中，

对于发电机投运/解列工况，跳非全相运行断路器的时间定值t₄尽量小，取0.1-0.2s；若经过时限t₄后非全相运行仍然存在，则经时限t₅＝t₄+Δt₄后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₄取35-45ms；同时和KM元件经与门G4和延时t₆启动失灵保护，其中，t₆＝t₅+Δt₅,Δt₅为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。

9.根据权利要求1所述的发电厂非全相保护方法，其特征在于，步骤4)中，

对于发电机正常运行工况，t₁时间定值的整定与发电厂升压站的主接线形式有关，若为双母线接线，则t₁不需要躲出线单相重合闸时间，取0.1-0.2s；若是3/2接线，若是中间断路器发生非全相运行，则t₁必须躲过出线的单相自动重合闸时间，取2s，若是边断路器发生非全相运行，则t₁不必躲出线的单相自动重合闸时间，取0.1-0.2s，若边断路器和中间断路器采用一套保护，则t₁为保证可靠性，取两者中时间较长的，即2s；若经过时限t₁后非全相运行仍然存在，则经时限t₂＝t₁+Δt₁后解除失灵保护复合电压闭锁，Δt₁取35-45ms；同时和KM元件经与门G2和延时t₃启动失灵保护，其中，t₃＝t₂+Δt₂,Δt₂为0.2-0.3s，KM为判断保护是否开启，保护已开启为1，未开启为0，是否加入KM判据由用户根据发电厂情况在保护装置的控制值设置。