电气工程师培训 217页

1 电力系统继电保护基础 一、动力系统与电力系统 二、电力系统中性点接地方式 三、开关操作方式 三相操作（如 6——110kV ） 分相操作（ 220kV 及以上） 四、常用的电压、电流相量图 五、 电力系统继电保护的作用 （ 1 ）当电力系统发生故障时，自动、迅速、有选择性的将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其他无故障设备迅速恢复正常运行； （ 2 ）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件（例如有、无经常值班人员）而动作于发出信号、减负荷或跳闸。 ） 六、继电保护装置的组成 一般由 测量部分 、 逻辑部分 和 执行部分 三个部分构成。 测量部分 ：测量从被保护对象输入的有关物理量（如电流、电压、阻抗、功率等）并与给定的整定值进行比较，根据比较结果给出“是”、“非”、“大于”、“不大于”等具有“ 0” 或“ 1” 性质的一组逻辑信号，从而判断保护是否该动作。 逻辑元件 ：根据测量部分输出量的大小、性质、输出的逻辑状态、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的布尔逻辑及时序逻辑工作，最后确定是否应跳闸或发信号，并将有关命令传给执行元件。 逻辑回路有：或、与、非、延时启动、延时返回、记忆等。 执行元件 ：根据逻辑元件传送的信号，最后完成保护装置所担负的任务。 故障时 -> 跳闸；不正常时 -> 发信号；正常运行时 -> 不动作。 按照保护原理分类 过电流保护 低电压保护 高（低）电压保护 功率方向保护 阻抗（距离）保护 差动保护 暂态分量保护 非电气量保护 按照故障类型分类 相间故障保护 接地故障保护 匝间短路保护 非全相运行保护等 按照保护所起的作用分类 主保护 满足系统稳定和设备安全要求，能以最快速度有选择的切除被保护设备和线路故障的保护 后备保护 ( 近后备、远后备 ) 主保护或断路器拒动时用来切除故障的保护 近后备：同一位置 远后备：上一级设备发出跳闸信号 ( 离发电机远近 ) 辅助保护 为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护 按被保护设备分类 线路保护 发电机变压器保护 变压器保护 母线保护 断路器失灵保护 电动机保护等 按保护装置的硬件结构分类 电磁型保护 ( 电流、线圈及对应的线圈 ) 晶体管型保护 集成电路型保护 微机型保护 七、电力系统继电保护的基本要求 对于反映电力系统故障而作用于断路器跳闸的继电保护，电力系统对其的基本要求为具有 选择性 、 速动性 、 灵敏性 和 可靠性 。（四性） 1.7.1 选择性 指继电保护动作时，仅将故障元件或线路从电力系统中切除，使系统无故障部分继续运行。 选择性就是故障点在区内就动作，在区外不动作 当主保护未动作时，由近后备或远后备切除故障，使停电面积最小 1.7.2 速动性 指继电保护以允许而又可能的最快速度动作于断路器的跳闸，断开故障元件或线路 快速切除故障的好处： 1 、提高系统的稳定性； 2 、减少用户在低电压下的动作时间； 3 、减少故障元件的损坏程度，避免故障进一步扩大 一般快速保护动作时间为 0.04 ～ 0.08s, 最快的可达 0.01 ～ 0.04s 一般的断路器的动作时间为 0.06 ～ 0.15s, 最快的可达 0.02 ～ 0.06s 切除故障的最快时间为 0.03 ～ 0.1s 1.7.3 灵敏性 继电保护对设计规定的保护范围内发生故障及异常运行状态的反应能力 继电保护的灵敏性一般指在最不利的条件下，保护装置对故障的反应能力 对反应于数值上升而动作的过量保护 ( 如电流保护等 ) 对应于数值下降而动作的欠量保护 ( 如低电压保护 ) 1.7.4 可靠性 对电力系统继电保护的最基本性能要求，即要求保护在应动作时，不拒动；保护在不应动作时，不误动。 影响可靠性有内在的和外在的因素 内在的：装置本身的质量，包括元件好坏、结构设计的合理性、制造工艺水平、内外接线简明，触点多少等； 外在的：运行维护水平、安装调试是否正确 继电保护的发展 原理 硬件结构 不同类型的继电保护装置性能比较 保护类型 优点 缺点及存在的问题 机电型 简单、可靠、价廉、技术成熟、耐浪涌性强 动作速度慢，不易实现复杂的装置 晶体管型 动作速度较快，可以实现复杂的装置，易于掌握 抗干扰能力差，元器件多，易发生特性变化和元件损坏 集成电路型 动作速度快，易实现较为复杂的装置，有自检功能 元器件较多，接线复杂，抗干扰能力差，价格高 微机型 动作速度快，易实现复杂的装置，自检功能完善，有很好的附加功能，调试方便 技术跨度大，厂家对软件保密，用户检修难度大 继电保护及自动装置计时未来趋势是向计算机化、网络化、一体化发展 八、电流互感器的接线 三相完全星形 接线 * * * * * * KA 1 KA 2 KA 3 A B C 两相不完全星形接线 * * * * KA 1 KA 2 A B C 改进型的两相不完全星形接线 * * * * KA 1 KA 2 A B C KA 3 I a I c - I b I a I b I c - I b 九、 保护的范围 十、电压互感器的接线 PT 二次接地 一点接地（中性点引至控制室一点接地 ) 二次与三次应分别从开关引接地线至保护装置 十一、继电保护的跳闸回路 (l) 用于跳闸的继电器为防止其线圈回路断线，电压为 220V 的直流中间继电器线圈线径不宜小于 0.09mm 。如线径小于 0.09mm 时，其线圈须密封处理。 (2) 各种保护的跳闸出口继电器和控制回路的跳闸继电器的起动电压不宜低于直流额定电压的 50% ，以防止继电器线圈正极接地时，因直流系统过大的对地电容放电引起误动作。但也不应高于直流额定电压的 65% ，以保证满足直流电源降低时的可靠动作和正常情况下的快速动作的要求。 (3) 在查找直流接地需要断开保护直流电源时，应首先断开保护的出口压板，再断开保护的直流电源。需恢复时，应首先恢复直流电源，在接通保护出口压板。 (4) 跳闸压板应装在跳闸线圈与出口继电器的触点之间。 跳闸压板的开口端应装在上方，接到断路器的跳闸回路，并应保证压板在操作的过程中不与相邻压板相碰。关于压板的接入点及间距要求见图。 穿过保护屏的压板导杆必须有绝缘套，防止压板接地。 (5) 端子排宜布置在屏柜的两侧。端子排中跳（合）引出端子与正电源间应至少隔开一个空端子。强电回路与弱电回路之间、交流回路与直流回路之间、各套独立保护的交直流回路之间都应用空端子隔开。 2 变电站综合自动化系统 传统的二次系统是由相对独立的 继电保护 和 安全自动装置系统 、 远动系统 （或称四遥： 遥测、遥信、遥控、遥调 ）和调度通信系统组成。这个系统在设备上和管理上都彼此独立，各司其职，统一由系统运行调度员使用和控制 2 0 世纪 80 年代以来，相互融合 继电保护实现了微机化 远动实现了数字化 调度实现了自动化 基于微机装置和计算机网络的变电站综合自动化系统 继电保护成为与变电站综合自动化不可分割的一个重要的组成部分 继电保护的设计、运行，从硬件到软件，都必须考虑到这个统一的计算机系统的要求和特点。 一、变电站综合自动化的基本原理 变电站综合自动化 是将变电站的二次设备（常规的测量仪表、信号系统继电保护、自动装置和远动装置等）经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术和通信技术、信号处理技术和网络技术联结起来，实现对全变电站的重要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和继电保护，并与调度通信、实现电力系统统一调度控制的计算机网络 变电站综合自动化 的特征 与传统变电站相比： 多台微型计算机 常规的测量和监视仪表 常规的控制屏、中央信号系统和远动屏 微机保护 常规的继电保护 改变了常规的继电保护装置孤立运行，不与外界联系的状态 变电站综合自动化 的特征 具体特征： 可以采集到大量的数据和信息 利用计算机的高速计算和逻辑判断能力，可方便的监视和控制变电站内各种设备的运行状态和操作过程。 综合自动化系统具有 功能综合化、结构微机化、操作监视屏幕化、运行管理智能化 等特征。 二、变电站综合自动化的系统结构 变电站综合自动化经历了 三个 发展阶段 集中式 分层分布式 分散与集中相结合 的分布式 （一 ）集中式 变电站综合自动化结构 集中式 是指用一台计算机（工控机）完成上述综合自动化的全部功能 对于大容量高压变电站，需要保护和控制的设备很多，用集中式 结构 时可靠性、灵敏性不能满足要求，随着计算机价格的不断下降，到20世纪末期，变电站综合自动化向分层分布式结构发展 集中式的结构形式 调度或 控制中心 输入 设备的状 态如 ： 断 路器 、 隔 离刀闸 继电保护 装置信 息 ， 如保 护动作 出口继电 器 ， 如手动 跳闸 输出 模数转换 测量用模拟量输 入 ， 如母线电压 ， 线路电流 ， 直流系 统电压 模数转换 输入 输出 断路器状态 如 ： 分闸 保护用模拟量输 入 ， 如母线电压 ， 线路电流 ， 变压器 各侧电流 断路器状态 如 ： 分闸 监控主机 保护装置 RTU （ 二 ）分层分布式变电站综合自动化结构 分层分布式 变电站综合自动化系统是将变电站信息的采集和控制分为 管理层 、 站控层 和 间隔层 三个级分层布置 在结构上采用 主从 CPU协同工作方式 ， 各个功能模块（通常是各个从CPU）之间采用 网络技术 或 串行方式 实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中一个CPU计算处理的瓶颈问题，方便了系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块（部件）正常运行。 分层分布式变电站综合自动化系统结构示意图 相关概念 1 、 远方终端单元RTU（Remote Terminal Unit ） 由 保护单元 和 测控单元 组成，保护单元把继电保护自动重合闸、故障滤波、故障测距等功能综合在一起；测控单元把远动、测量和控制功能综合在一起 。 2 、间隔级单元（ bay level unit ） 变电站所有高压设备如线路、变压器、电容器、母线等的测量、信号、保护、控制设备及其数据采集 单元的 通称 。 （ 三 ）分散与集中相结合的分布式变电站综合自动化系统结构 它是采用“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔（如一条出线、一台变压器、一组电容器等）的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜或其他一次设备附近。 间隔单元的设备相互独立，仅通过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息。 分散与集中相结合的分布式变电站综合自动化系统结构示意图 这种组态模式集中了分布式的全部优点 最大限度地压缩了二次设备及其繁杂的二次电缆 节省土地投资 这种结构形式本身配置灵活，从安装配置上除了能分散安装在间隔开关柜上外，还可以实现在控制室内集中组屏或分层组屏，即一部分集中在低压开关室内，而高压线路保护和主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构称为分散和集中相结合的结构 . 它不仅适合应用在各种电压等级的变电站中，而且在高压变电站中应用更趋于合理，经济效益更好。 三、 变电站综合自动化系统通信的任务 主要任务： 用以微机为核心的保护和控制装置替代变电站内模拟式的保护和控制装置 关键在于实现了信息交换 通 过信息交换实现了信息共享，减少变电站设备的 重复配置 简化设备之间的互连，从整体上提高了电网自动化水平 数据通信包括的内容 综合自动化系统内部各子系统或各功能模块间的信息交换，如保护动作信号传递给中央信号系统报警 变电站与控制中心间的信息交换。即向控制中心和电网调度传送变电站的实时信息，电压、电流、功率的数值大小，开关状态，事件顺序记录（简称 SOE ， Sequence of Events ）等信息，同时接收调度下达的断路器操作，在线修改保护定值等命令。调度中心从全系统范围内考虑电能质量，潮流和稳定的控制等，将给电力系统管理带来很大的效益。 四、通信系统构成 简单的数据通信系统由 数据终端 、 调制解调器 、 通信线路 ， 通信处理机 和 主计算机 构成，如 下 图所示 相关概念 数据终端 ： 电力系统被监控设备与数据通信网络之间的接口，能够把电气模拟信号或状态量转换为二进制信息向数据通信网络送出，也能够把从数据通信网络中接受到的控制调节指令（或经过转换）向受控对象发 出 “信道”：进行通信的通道。 电力系统通信的信道种类，按数据传输媒介的不同 有线信道包括：电力载波、通信电缆、光纤、现场总线等。 无线信道包括：微波、卫星通信等。 通信线路 目前电网调度自动化系统中各厂站到调度中心都是串行通信，即根据一个字节中各码元的顺序一位一位的传输过去，接受端逐位收齐 8 位后， CPU 会将这个字节一次取走，因此仅需一回传输线（两根）。 按照信息传送的方向时间，数据通道系统有单工、半双工和全双工三种 可以采用公用通信线路或专用通信线路，可以直接连接，也可以通过通信处理机网络连接。 调制解调器 ： （ modem ）作用是将二进制数据序列调制（ Modulator ）成模拟信号或把模拟信号解调（ Demodulater ）成二进制数据，是计算机与模拟信道之间的连接桥梁 在电力系统中大多数调制采用数字调频，又称移频键控（简称FSK：Frequency-shift keying）方式 调制与解调示意图 通信处理机 承担通信控制任务，完成计算机数据处理速度与通信线路传输速度间的匹配缓冲，对传输信道产生的误码和故障进行检测控制，对网络中数据流向与密度根据要求进行路由选择和逻辑信道的建立与拆除。 主计算机 集中数据末端采集到的电力系统运行数据，进行判别、分析与控制。 2.1 综合自动化系统的硬件结构 变电站自动 化系统的结构 集中式 分层分布式 集中组屏 分散安装与集 中组屏相结合 分散安装 2.2 变电站层的主要工作站 一、监控主机 监控主机又是操作员工作站。监控主机主要实现变电站的运行监视、控制，运行管理等功能。 二、工程师工作站 工程师工作站供专业技术人员使用。具有故障分析诊断，继电保护、故障录波等智能设备定值管理，用户权限管理，各种装置、断路器运行状态统计等功能。 三、远动主机 远动主机又称远动工作站。具有多种、多个通信接口，支持多种通信协议。如具有 RS-485 ，局域网，现场总线（如 CAN ）接口，支持光纤通信，电力载波通信，支持 IEC60870-5-103 协议， IEC61850 协议等。不同的产品可能采用不同的规约，如： SEL 保护（ ModBus 规约）； ABB 保护 SPA 系列 (SPA 规约 ) ； ALSTOM 规约； GE 规约（ ModBus ）； SIEMNS 的 7UT513 ( 串口 103 规约 ) 等。 2.3 国内典型的变电站综合自动化系统 南瑞继电保护公司 RCS-9000 自动化系统：单机单网单后台结构 2.3.2 北京四方继电保护公司 1 、 110kV 变电站自动化系统配置 10 kV 线路保护 10 kV 电容器 保护 主变压器 保护 断路器 控制 公用信号 单元 备用电源 自动投入 辅助接口 485 LON 安装于开关柜 保护柜 备投柜 公用柜 电度表柜 其它设备 LON 双绞线网 通道接口 主站 1 通道接口 主站 2 通道接口 主站 3 通道接口 主站 4 区调 县调 工程师站 当地监控 调度或 控制中心 2 、 220kV 变电站自动化系统配置 3 、 500kV 变电站自动化系统配置 3 微机保护装置的构成及测试 3.1 微机保护的硬件结构 继电保护主要由 AC 板、 CPU 板、继电器板、显示面板和电源、开关量输入板（简称开入板）等模块构成。 A / D 单片微型 计算机 程序存储器 数据存储器 I / O 接口 光耦 1 光耦 n 光耦 1 光耦 n 继电器 1 继电器 n 工作电源 控制电源 信号 出口 通信接口 显示面板 设备状态量 ， 如 QF 的位置 r TA TA AC 插件 CPU 插件 继电器板插件 TV TV 开关电源板 数字式保护装置 3.2 微机保护的软件结构 主程序 故障处理程序 整组复归 ？ 启动 ？ 采样 修改中断返回地址 为故障程序入口 No Yes Yes No 定时采样中断 从采样中断返回 A / D 采样 单片机 系统 U 、 I 变换 跳闸 信号 电源 继电保护信息 3.3 6 ～ 66kV 保护调试 保护装置的投退 硬压板 软压板 控制字 综合自动化站中的微机型继电保护装置，通常不是安装在控制室内，而是安装在开关场的保护小室内。保护屏除设有跳闸、合闸、启动失灵等出口压板外，装置的保护功能投入压板（如 “ 主保护投入 ” 等）可利用保护装置的数据通讯接口通过监控网络由值班员在远方直接进行投入或退出，可称之为 “ 软压板 ” 。除此之外，保护屏通常还保留保护功能投入的 “ 硬压板 ” 。硬压板指连片，跳闸压板就是出口压板，用于驱动跳合闸继电器的。 开关量输入回路检查 出口跳闸 3.3 6 ～ 66kV 保护调试 交流回路 交流电流 交流电压 4 阶段式电流保护 4.1 6 ～ 110kV 输电线路保护的配置 一般实际运行的输电线路保护配置如： 10~35kV 单电源输电线路：阶段式电流保护（ I 、 II 主保护； III 后备保护） 单电源环网或多电源辐射型网络：方向电流保护（ I 、 II 主保护； III 后备保护） 110kV 输电线路：距离保护及零序电流保护（ I 、 II 主保护； III 后备保护） 4.2 相间故障电流及方向电流保护 线路 - 变压器组 如何保证保护动作的选择性？ 动作值 时间 4.3 相间故障方向电流保护 为什么要加功率方向继电器？ 为了保证保护动作的选择性。 双电源的过电流保护 I 1 . 5 I 0 . 5 I 1 . 0 I 1 . 0 I 0 . 5 I 1 . 5 1 2 3 4 5 6 M N F 1 F 2 F 3 A B C D 电流速断保护 F 1 2 保护 2 动作值 保护 1 动作值 TA 1 TA 2 4.4 方向电流保护的构成 功率方向元件 （ KW ） 电流测量元件 （ KA ） & t 0 KG 0 > = 1 1 E 保护跳闸出口 LP > = 1 其它保护 4.5 90 0 接线 所谓 90 0 接线方式是指系统三相对称 COSφ=1 时，加入继电器的电流超前电压 90 0 。 4.7 接线图 4.6 测量电压、灵敏线、灵敏角、动作区之间的关系 三相短路故障时继电器动作分析 φk=70 0 ， φsen=-30 0 二、相间短路情况下 90 0 接线功率方向继电器 1 、正方向三相短路 : 由于三相对称，三只继电器动作情况相同，故以 A 相为例分析： 从图中可见 为使功率方向继电器 动作最灵敏 取功率方向继电器内角 2 、正方向两相短路，以 BC 两相短路为例，且空载运行 有两种极限情况 （ 1 ）近处 BC 相短路动作分析 A 相继电器，不动作 B 相继电器： 同三相短路 C 相继电器： 同三相短路 选择 ，可保证继电器动作 注： (1) 出口 BC 两相短路， U CA 、 U AB 幅值很大， B 、 C 相功率方向继电器动作。 (2) 该接线方式可以消除各种两相短路的死区。 (2) 远处 BC 相短路动作分析 A 相，不动作 B 相： 选择 使得 B 相继电器动作 C 相： 选择 使得 C 相继电器动作 结论： 动作区与故障类型有关 动作区与故障点的位置有关 4.9 零序电流及零序方向电流保护 T 1 T 2 M N F ( 1 ) X M 0 X T 10 X N 0 X T 20 U 0 I M 0 I N 0 U M 0 U 0 U N 0 零序电量特点 零序电压 故障点的零序电压 3U 0 最高，离故障点越远， 3U 0 越低。 变压器中性点接地处 3U 0 =0 。 零序电流 零序电流的分布与中性点接地变压器的位置有关。与电源的位置、数目无关。 零序电流的大小与线路及中性点接地变压器的零序阻抗有关。 零序功率 故障线路上，零序功率的方向与正序相反，从线路→母线。 故障线路上，零序电流的方向由母线→线路。 电压、电流相位关系 相位差由 ZT 10 的阻抗角决定，与被保护线路的零序阻抗及故障点的位置无关 0 0 3 3 arg · · = I U j T10 0 0 Z I 3 · - = · · M M U U M 0 80 0 100 0 Φ 0 T 1 = 80 0 I M 0 零序电压的获得 用三个单相式电压互感器 三相五柱式电压互感器 接于发电机中性点的 PT 集成电路 微机保护中： 零序电流的获得 零序电流过滤器 零序电流互感器 变压器中性点 CT 微机保护中： 零序电流保护 I 段 II 段 III 段 零序方向电流保护 零序电流分布 零序功率元件的灵敏角 电磁型继电器的灵敏角： +70 0 微机保护的灵敏角： -110 0 5 距离保护 5.1 电网的距离保护 距离保护的基本原理 电流保护的优点是简单 ﹑ 可靠 ﹑ 经济，其缺点是保护范围或灵敏度受系统运行方式的变化影响很大。随着电力系统的不断扩大、电压等级的增高（特别是 35kV 以上的系统），系统运行方式的变化越来越大，电流保护的选择性 ﹑ 灵敏性 ﹑ 快速性很难满足要求。距离保护受系统运行方式的影响小，因此在高压、超高电网中广泛采用距离保护。 不同状态网络图 Breaker 1 Breaker 2 F 1 Breaker 3 A B C Z K U K I K Breaker 1 Breaker 2 Breaker 3 A B C I L U N ( a ) ( b ) （ a ）正常运行时电流、电压 (b) 短路故障时电流、电压 5. 2 阻抗继电器 阻抗继电器是距离保护的核心元件。其主要作用是测量短路点到保护安装地点之间的阻抗 , 并与整定的阻抗值进行比较 , 以确定保护是否应该动作。 5. 2 阻抗继电器 阻抗继电器是距离保护的核心元件。其主要作用是测量短路点到保护安装地点之间的阻抗 , 并与整定的阻抗值进行比较 , 以确定保护是否应该动作 用复平面分析阻抗继电器动作特性 Breaker 1 Breaker 2 F 1 A B Z m U K I K R T Z K CT PT Z set Z m R T Z L Z set R jX 圆特性阻抗继电器动作特性 Z m Z set R jX Z m Z set R jX Z m Z set R jX ( a ) ( b ) ( c ) (a) 动作状态 (b) 非动作状态 (c) 临界动作状态 1 ．圆特性全阻抗继电器 Z m Z set R jX ( a ) ( b ) ( c ) o Z m Z set R jX o Z m Z set R jX o Breaker 1 Breaker 3 Breaker 2 U K Z K CT PT 正向保护范围 反向保护范围 2 ．圆特性方向阻抗继电器 Z m Z set R jX Z m Z set R jX Z m Z set R jX ( a ) ( b ) ( c ) Breaker 1 Breaker 3 Breaker 2 U K Z K CT PT 只有正向保护范围 3 ．圆特性偏移阻抗继电器 Z m Z set R jX Z m Z set R jX Z m Z set R jX ( a ) ( b ) ( c ) - α Z set - α Z set - α Z set Breaker 1 Breaker 3 Breaker 2 U K Z K CT PT 正向保护范围 反向保护范围 5.3 阻抗继电器的接线 1 ）对阻抗继电器接线方式的基本要求： 1 ）阻抗继电器的测量阻抗应与故障点到保护安装处的距离成正比，即 Zm∝LK 。 2 ）阻抗继电器的测量阻抗与故障的类别无关。 2 ）反应相间故障的阻抗继电器 0° 接线 KR1 ：电压回路接 U AB ，电流回路接 I A -I B KR2 ：电压回路接 U BC ，电流回路接 I B -I C KR3 ：电压回路接 U CA ，电流回路接 I C -I A (3) 反应接地故障的阻抗继电器接线方式 KR1 ：电压回路接 UA ，电流回路接 IA+K3I0 KR2 ：电压回路接 UB ，电流回路接 IB+K3I0 KR3 ：电压回路接 UC ，电流回路接 IC+K3I0 5.4 影响距离保护正确工作的因素 （ 1 ）故障点的过渡电阻。 （ 2 ）故障点与保护安装处之间的分支电流。 （ 3 ）电压互感器二次回路断路线。 （ 4 ）系统振荡等。 1 ．故障点过渡电阻的影响 单侧电源时过渡电阻的影响 Breaker 1 Breaker 2 F 1 A B Z m U K I K R T Z K CT PT Z set Z m R T Z L Z set R jX o 双侧电源时过渡电阻的影响 Breaker 1 Breaker 2 F 1 A B Z m U K I K 1 R T Z K CT PT Z m R T Z set R jX A I K 2 C C R jX 2 ．分支电流的影响 （ 1 ）助增电流的影响 Breaker 1 Breaker 2 F A B Z AB U K I AB Z K CT PT Z m Z K I BK 2 K bra AB K AB BK AB AB K BK AB AB m L Z K L Z L Z I I L Z I L Z I L Z I Z 1 1 1 1 1 1 + = + = + = （ 2 ）汲出电流的影响 Breaker 1 Breaker 2 F A B Z AB U K I AB Z K CT PT Z m Z K I BK 2 I BK 1 K bra AB K AB BK AB AB K BK AB AB L Z K L Z L Z I I L Z I L Z I L Z I Zm 1 1 1 2 1 1 2 1 + = + = + = 3 ．电压互感器二次回路断线的影响 运行中，测量阻抗 当电压互感器二次回路断线时 保护误动作。为防止这种误动作，设一闭锁装置，当出现电压互感器二次回路断线时将距离保护闭锁，退出运行。 4 ．系统振荡的影响 并列运行的电力系统或发电厂之间出现功率角大范围的周期性变化的现象，称为电力系统振荡。在我国，把电力系统振荡看作不正常运行状态，因此，在系统振荡过程中，要求继电保护装置不发跳闸命令，对于振荡过程中可能误动作的继电保护，采取措施实现对保护的闭锁。 电力系统振荡对距离保护的影响 振荡时，系统中各发电机电势间的相角差随时间做周期性变化 系统中各点电压，线路电流以及距离保护的测量阻抗发生周期性变化 可能导致距离保护的误动作 几点假设 全相振荡时，系统三相对称，故可只取一相分析 两侧电源和电势相等，相角差 系统中各元件阻抗角相等 不考虑负荷电流的影响，不考虑振荡同时发生短路 振荡的基本概念 1) 振荡：在继电保护范围内，发电机与系统电源之间或系统两部分电源之间功角的摆动现象，称为振荡 2) 振荡中心：振荡时在电势相角差确定的情况下，系统中总有一点的电压为最低，这一点称为振荡中心，又称为电气中心 3) 振荡周期：在系统发生振荡时，电压的幅值由一个最大值到下一个最大值之间的时间（振荡过程中振荡周期最短为 0.1~0.15S ） 电力系统振荡有周期与非周期之分 运行经验表明，当系统的电源间失去同步后，它们往往能自行拉入同步，有时当不允许长时间异步运行时，则可在预定的解列点自动或手动解列 在振荡时不允许继电保护装置误动 振荡中的测量阻抗 Zk 顶端变化轨迹为垂直平分 Z 的一条直线 ， ，即等于保护安装处到振荡中心之间的阻抗 Zk 的幅值变化在 相位变化在 系统振荡时，不同安装地点 距离保护测量阻抗的变化 m<0.5, 振荡中心在保护范围的正方向，距离保护受振荡的影响可能误动 m>0.5 ，振荡中心在保护范围的反方向，距离保护受振荡的影响不会误动 m=0.5 ，振荡中心在保护安装处 系统振荡时测量阻抗的变化轨迹 第 Ⅰ 段距离保护受振荡的影响最大，只要系统振荡时，穿过动作区，保护就会误动作。第 Ⅲ 段保护受系统振荡的影响小，因为第 Ⅲ 段的动作时间长，所以在整个距离保护装置中，一般不考虑系统振荡对第三段的影响。 为了克服系统振荡对距离保护的影响，一般采用振荡闭锁装置。 振荡闭锁装置的作用是：区分系统是发生了振荡还是出现了短路。若发生振荡，振荡闭锁装置将距离保护闭锁，防止保护误动作；若发生了短路，振荡闭锁装置起动，开放保护。所以，振荡闭锁装置完全可理解为故障时开放保护的装置。 6 　同步发电机保护 6.1 发电机故障类型、不正常运行状态及其相应的保护方式 一、发电机的内部故障 内部故障主要是由定子绕组及转子绕组绝缘损坏引起的，常见的故障有： 定子绕组相间短路 ：危害最大 定子绕组一相的匝间短路 ：可能发展为单相接地短路和相间短路 定子绕组单相接地 ：较常见，可造成铁芯烧伤或局部融化 转子绕组一点接地或两点接地 ：一点接地时危害不严重，两点接地时，因破坏了转子磁通的平衡，可能引起发电机的强烈震动或将转子绕组烧损。 转子励磁回路励磁电流急剧下降或消失 ：从系统吸收无功功率，造成失步，从而引起系统电压下降，甚至可使系统崩溃。 二、发电机的不正常运行状态 1 ）外部短路或系统振荡引起的 定子绕组过电流 2 ）定子绕组引起的 三相对称过负荷 3 ）外部不对称短路或不对称负荷而引起的 发电机负序电流 4 ）突然甩负荷而引起的 定子绕组过电压 5 ）励磁回路故障或强励时间过长而引起的 转子绕组过负荷 。 6 ）汽轮机主汽门突然关闭而引起的 发电机逆功率运行以及低频、失步、过励磁等 。 三、发电机的保护配置 1 ）定子绕组相间短路保护 (1MW 以上一般采用差动保护） 2 ）定子绕组匝间短路保护 3 ）定子绕组接地保护（ 100MW 以上发电机应有 100% 保护区） 4 ）励磁回路一点及两点接地保护 5 ）励磁电流异常下降或消失保护（ 100MW 以上发电机） 6 ）发电机外部相间短路保护 7 ）定子绕组过负荷保护 8 ）转子表层（负序）过负荷保护； (50MW 以上发电机 ) 9) 定子绕组过电压保护 10) 励磁绕组过负荷保护（ 100MW 以上） 11) 发电机逆功率保护 (200MW 以上汽轮发电机 ) 12) 发电机低频保护 (300MW 以上汽轮发电机 ) 13) 失步保护 (300MW 以上汽轮发电机 ) 14) 定子铁芯过励磁保护 15) 其他故障及异常运行保护 四、保护动作方式 根据故障及异常运行方式的性质，上述各项保护可动作于： 1 ）全停，即断开发电机断路器，灭磁，关闭汽轮机主汽门，切换厂用 2 ）解列并灭磁，即断开发电机断路器，灭磁，原动机甩负荷 3 ）减出力，即将原动机负荷减到给定值； 4 ）发出声光信号 5 ）程序跳闸，即首先关闭原动机主汽门或导水翼，待逆功率继电器动作后，再断开断路器并灭磁。 6.2 发电机的纵差保护和横差保护 差动保护的作用： 反映定子绕组及其出线间的相间短路 工作原理 两组 LH 特性、变比一致 正常运行时，继电器中只有流过数值较小的不平衡电流 当发电机内部发生故障，故障电流流过继电器时，瞬时动作于跳闸。 6.2.1 比率制动式纵差保护 发电机纵差保护的基本原理 纵差保护是比较被保护设备各引出端电气量（如电流）大小和相位的一种保护。 能正确区分区内、外故障 不需要其他元件的保护配合 无延时地切除区内各种故障 定义 流入 被保护设备为电流正向 正常或外部故障 内部相间短路 发电机纵差保护灵敏度很高 (5.77) 实际上发电机定子绕组中性点附近发生短路 若短路匝数很少 经过过渡电阻短路 流入纵差保护的电流并不大，保护存在动作死区。 在确保外部短路不误动的前提下，尽量减小纵差保护的动作电流，仍然是必要的。 比率制动式纵差保护 对发电机内部短路有较高灵敏度 外部短路能可靠不误动 二、比率制动式纵差保护基本原理 1 、动作分析 动作电流 制动电流 OD 虚线反映不平衡电流随外部短路电流线性增大，不真实 外部短路使纵差保护因互感器引起的不平衡电流 I unb 与外部短路电流 I k 的关系是曲线 OED 比率制动特性 ABC 虽与直线 OD 相交，但它完全位于 OED 曲线之上，不会因外部短路而误动。 最大制动系数只在最大外部短路电流下是必需的 当外部短路电流减小时，制动系数 K res 可以减小 若不平衡电流完全由互感器产生，则比率制动特性只要满足在最大外部短路电流下的制动系数 K resmax 和最大负荷状态下的 I kactmin , 纵差保护就一定不会误动。 6.3 发电机定子绕组单相接地保护 一、发电机定子绕组单相接地特点与发电机单相接地处理方式 1 、定子绕组单相接地故障特点 发电机外壳接地，绕组绝缘故障易引起接地故障 接地电流较大，引起电弧，损坏绝缘和定子铁芯 损害： 定子铁芯烧伤 故障点电流 2 * 持续时间 接地故障扩大为相间或匝间短路 电弧时断时续，产生间歇性弧光过电压，引发多点绝缘损坏 中性点对接地短路电流和暂态过电压的影响 中性点不接地 内部单相接地，流经接地点电流为发电机所在电压网络对地电容电流之和 发电机容量增大，对地电容增大，故障电容电流超过允许值 中性点经消弧线圈接地 减小接地故障电流 电流为所有电容电流之和 故障点零序电压与发电机内部故障点位置有关 a ：中性点到故障点的绕组占全部绕组匝数的百分比 各相对地电压 零序电压 故障点电流 结论 故障点的零序电压随故障点位置的不同而变化，幅值与 a 成正比 流经故障点的接地电流与 a 成正比 故障点位于发电机出线端子附近时， a =1 ，接地电流最大 内部故障，短路电流为发电机以外电压网络的对地电容电流 外部故障，短路电流为发电机本身的对地电容电流 2 、大型发电机单相接地处理方式 发电机中性点经消弧线圈接地 欠补偿或完全补偿 + 小电阻 单相接地 发出接地故障信号 值班人员向调度部门报告 转移负荷，实现平稳检修 优点： 并列运行，频率保持额定，不会产生严重暂态过电压 不会引发相间或匝间短路 6.3.2 利用零序电压 整定值： 15 ～ 30V 躲过不平衡电压 正常运行时的三次谐波 变压器高压侧接地故障，变压器高、低压侧间电容引起的发电机端零序电压 减小死区： 5 ～ 10V 加装三次谐波带阻过滤器 高压侧中性点接地电网，加装延时 高压侧非接地，利用高压侧零序电压将发电机接地保护闭锁或利用它对保护实现制动 中性点附近仍存在死区 零序电流或零序电压保护 不能保护中性点 大容量机组，中心性附近易发生接地故障，发展 匝间或相间短路 两点接地短路 要求 100% 的定子绕组接地保护 100% 接地保护构成 Part I 零序电压保护： 85% 以上 Part II 消除零序电压保护不能保护的死区（中性点附近） 发电机中性点加固定的工频偏移电压 附加直流或低频电源 利用发电机固有的三次谐波电动势 6.3.3 利用三次谐波电压 一、发电机三次谐波电动势的分布特点 发电机中性点侧三次谐波电压 U N3 > 发电机端的三次谐波电压 U S3 经消弧线圈接地 中性点三次谐波 U N3 > 机端三次谐波 U S3 机端金属性单相接地 a<50% ，恒有 U S3 >U N3 a 为距离中性点的位置 结论 三次谐波 正常： U S3 U N3 U S3 作为动作量， U N3 作为制动量，构成接地保护 正常运行时不动作 故障靠近中性点 50% ，灵敏动作 三次谐波比值 + 零序电压零序电流 a<50% ：三次谐波 a>15% ：零序电压 6.4 发电机负序过电流保护 一、负序过电流保护的作用 不对称短路或者三相负荷不平衡，定子绕组出现负序电流 负序旋转磁场，相对于转子为两倍同步转速：转子感应倍频电流，出现局部过热 负序旋转磁场与转子电流之间以及正序气隙旋转磁场与定子负序电流之间产生倍频交变电磁转矩，使得转子轴和定子机组振动 负序电流发热：正比于 负序电流的平方 持续时间 转子过热允许的负序电流和时间的关系 机组容量增大，所允许承受的负序过负荷能力随之下降 发电机负序过电流保护实际是定子绕组电流不平衡而引起转子过热的一种保护，作为 主保护 之一。 负序过电流不能反映三相短路，需要装设单相式低电压启动过电流保护 6.4.2 负序反时限过电流保护 时间与温升的关系 动作特性在允许负序电流上面，期间的距离按照转子温升于都决定 避免在发电机没有达到危险状态时切除发电机 I 2 过滤器的输出电压与负序电流成正比，同时加于过负荷启动回路和 I 2 运算回路 6.5 发电机的失磁保护 一、发电机的失磁运行及其影响 失磁故障：发电机在运行过程中其励磁突然全部消失或部分消失的故障 过程 失磁到失步 励磁衰减为 0  空载电动势减小电磁转矩小于原动机转矩转子加速超过静态稳定极限，发电机失去同步 失步到异步运行 失磁后吸收无功供给转子励磁电流 定子中感应电动势超过同步转速感应出频率为 fg-fs 的电流产生异步制动转矩异步转矩与原动机转矩平衡稳定的异步运行 影响 从电网吸收很大的无功功率 1 、需要从电网吸收很大的无功功率以建立发电机的磁场 2 、引起电力系统的电压下降，甚至可能因电压崩溃而使系统瓦解 3 、为了防止定子绕组过电流，发出有功降低 转速超过同步转速 产生 fg-fs 的交流电流，形成附加损耗，使发电机转子和励磁回路过热，转差率越大，过热越严重。 汽轮机 异步功率较大，调速器灵敏 转差率小于 0.5% 可以稳定异步运行 有功功率紧张，无功功率充足，允许一段时间失磁运行 水轮机 异步功率较小，较大转差 1%~2% 调速器不灵敏，时滞较大 同步电抗小，异步需无功大 纵轴横轴不对称，异步运行，机组振动大 不允许失磁运行 6.5.2 发电机失磁后的机端测量阻抗 发电机从失磁到进入稳定异步运行 1 、失磁后到失步前 基本保持 P 不变，从系统吸收 Q 测量阻抗：等有功功率圆 (P 越大，圆直径越小 ) 测量阻抗从第 I 象限过渡到第 IV 象限 2 、临界失步点 发电机处于经稳定的临界状态，称为临界失步点 临界失步时，从系统吸收无功，发电机输出不同的有功 P 时，无功 Q 为一常数，称为 等无功点 临界失步阻抗圆，或等无功阻抗圆 圆周为发电机以不同的 P 临界失步时，测量阻抗的轨迹，圆内为失步区 3 、失步后的异步运行阶段 发电机空载运行诗词，机端测量阻抗最大 其他方式下，测量阻抗随着转差率的增大而减小，并位于第 IV 象限 测量阻抗变化 失磁前处于过励磁， I 象限 失磁，沿着等有功阻抗圆 交与临界失步圆，静稳定极限 异步运行，稳定与圆内 平均异步功率与调节后的原动机输出功率相平衡 6.5.3 发电机在其他运行方式下的机端测量阻抗 正常运行时 向外输送有功和无功， I 象限 只输送有功： R 轴 欠激运行，向往输送有功， IV 外部故障时 0 0 接线， I 象限 发电机与系统间发生振荡 机端测量阻抗轨迹沿直线变化 6.5.4 失磁过程中的励磁电压变化特征 失磁判据：转子励磁电压下降 超高压远距离输电线，较大的三相电容。 负荷低谷，输电线电容电流，使得系统电压过高，发电机被迫减小励磁电压，甚至进相运行 ( 吸收无功 ) 励磁电压低，但机端电压高，不是失磁 失磁判据：定子判据：机端三相电压和三相电流，用机端阻抗的变化检测失磁故障 系统振荡、经过渡电阻短路，误动 + 转子励磁电压为辅助判据 6.5.5 低励失磁保护的构成方式 一、利用自动灭磁开关连锁跳开发电机断路器 不是所有失磁都是由灭磁开关跳开引起 半导体励磁系统，因半导体元件或回路故障引起发电机失磁 用于容量在 100MW 以下带直流励磁机的水轮发电机以及不允许失磁运行的汽轮发电机 二、利用失磁后发电机定子各参数变化的特点构成失磁保护 机端测量阻抗由第 I 象限进入第 IV 象限 无功功率改变方向 机端电压下降 功角增大 励磁电压降低 100MW 以上的发电机和采用半导体励磁的发电机 阻抗元件 Z 失磁故障 临界失步阻抗圆整定 母线低电压元件 监测母线淡雅 安全运行所允许最低电压 励磁低电压元件 闭锁 躲开空载运行时的最低励磁电压 整定值随发电机有功功率的增大而增大 灵敏反映各种负荷状态下的失磁故障 励磁电压降低到整定值，比静稳边界提前 1s 时间动作，使发电机减载 继电器动作后，经延时使发电机减载 静稳边界，阻抗元件动作 6.6 发电机励磁回路接地保护 发电机励磁回路一点接地保护概述 发电机励磁回路故障的成因和形式 形式 转子绕组匝间短路 气体冷却的转子，危害不大 励磁电路增大，武功减小，机组振动加剧，局部过热 励磁回路一点接地 励磁回路两点接地 故障点电流过大，烧坏转子本体 部分绕组端接，励磁绕组中电路增加，过热 气隙磁通失去平衡，引起振动 汽轮机轴系和汽机磁化 发电机励磁回路保护接地保护的现状 1MW 以上水轮机 一点接地，动作于信号，不装两点 中小型汽轮机 定期检测用的绝缘检查电压表 正常不投入运行的两点接地保护 不装一点接地保护 转子水内冷汽轮发电机和 100MW 以上汽轮发电机 一点接地保护 一点接地动作于信号 积极转移负，尽快安排停机荷 7 电力变压器保护 7.1 变压器的故障类型、不正常运行状态及其相应的保护方式 一、变压器的故障状态 油箱内部故障 各相绕组之间的相间短路 ( 很大的短路电流 ) 单相绕组部分线匝之间的匝间短路 ( 有很大的环流，但外部短路电流不明显 ) 危害：发热量增加，油、铁芯发热增加。铁芯为硅钢片叠加，为了减少磁滞和涡流损耗，使得层间绝缘破坏，铁芯片加大，加大涡流损耗，相间短路外部引线可以表现出来，匝间外部表现不明显 单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障 接地与变压器中性点接地方式有关，变压器接地：较大短路电流和零序电流。不接地：三相不对称，有零序电压，无零序电流 油箱外部故障 引出线的相间短路 绝缘套管闪烁或破坏引出线通过外壳发生的单相接地短路 二、变压器异常状态 过负荷、过电流、零序过流、油面下降、其他故障 三、电力变压器的保护方式 1 、瓦斯保护：防御变压器油箱内各种短路和油面降低 ( 主要是匝间保护 ) 2 、纵差保护和电流速断保护 防御变压器绕组和引出线的多相短路、大接地电流系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路 3 、相间短路的后备保护 过电流；复合电压起动的过电流保护；负序过电流 4 、接地故障保护：防御大接地电流系统中变压器外部接地短路 5 、过负荷保护：防御变压器对称过负荷 6 、过励磁保护：防御变压器过励磁 7 、其他保护：如温度保护、冷却系统故障保护 7.2 变压器纵差保护 变压器纵差动保护主要是用来反应变压器绕组、引出线及套管上的各种短路故障，是变压器的主保护 一、基本原理和接线方式 正常运行不动作 其电流互感器变比的选择原则是两侧电流互感器变比的比值取决于变压器的变比 7.2.2 变压器纵差保护与发电机纵差保护的不同 更大的不平衡电流 1 ）变压器最大制动系数大，灵敏度低 两侧额定电流和额定电压不同，电流互感器型号不同 接线方式不同，相位不同 2 ）最小动作电流和制动系数大 调压分接头，破坏平衡 纵差保护 1 ）匝间短路 发电机纵差保护不反应匝间短路 变压器匝间短路通过铁芯耦合，改变大小相位，纵差保护可以反应 2 ）开焊故障 完全纵差均不能动作 变压器可以利用瓦斯保护或压力保护体现 3 ）变压器纵差保护范围包括各侧绕组、铁芯，不仅有电路还有磁路，不满足基尔霍夫定律，流入电流之和不为零 7.2.3 不平衡电流及减小影响的方法 变压器差动保护的特点 暂态不平衡电流 暂态非周期分量的影响 励磁涌流的影响 稳态情况下的不平衡电流 1 ）由变压器两侧电流相位不同而产生 2 ）由计算变比与实际变比不同而产生 3 ）由两侧电流互感器型号不同而产生 4 ）由变压器带负荷调整分接头而产生 ( 一）变压器两侧电流相位不同 ( 二 ) 变压器励磁涌流 在空载投入变压器或外部故障切除后恢复供电等情况下，变压器励磁电流的数值可达变压器额定 6~8 倍变压器励磁电流通常称为励磁涌流。 1 、产生原因 U=0 时合闸 铁芯中产生 φm 铁芯中的磁通不能突变非周期分量的磁通 φm （考虑剩磁 φs ） 经过半个周期后磁通 2φm+φs  铁芯严重饱和励磁电流↑ 2 、特点 1. 包含有很大成分的非周期分量，往往使涌流偏于时间轴的一侧； 2. 包含有大量的高次谐波，而以二次谐波为主； ( 偶次谐波为主 ) 3. 波形之间出现间断，在一个周期中间断角为 α ，涌流越大，间断角越小 励磁涌流幅值与二次负荷大小无关，与持续时间有关，空载时间长， S 大， I 大， t 大 衰减常数与铁芯饱和程度相关，饱和越深 电抗小衰减快；变压器容量大衰减时间长 > 短路电流衰减时间 励磁涌流一次波形的间断角特性 （三）计算变比与实际变比不一致 （四）两侧电流互感器型号不同 饱和特性、励磁电流不同，同型系数 =1 使用同型号，减少不平衡电流 减少电流互感器二次负荷，使各侧二次负载相同，能够减少铁芯的饱和程度，减少不平衡电流 减少二次负荷的方法 减少二次电缆的电阻 增大电流互感器的变比 （五）变压器带负荷调节分接头 （六）总结 选择二次绕组接法和变比，采用平衡绕组 两侧电流相位不同 计算变比与实际变比不同 不能消除的 励磁涌流 互感器型号不同 有载调压 7.2.4 纵差保护的整定计算原则 7.3 变压器瓦斯保护 瓦斯保护 在变压器油箱内部发生故障（包括轻微的匝间短路和绝缘破坏引起的经电弧电阻的接地短路） 故障点电流和电弧的作用，将使变压器油及其他绝缘材料因局部受热而分解产生气体 气体比较轻，它们将从油箱流向油枕的上部。 故障严重时，油会迅速膨胀并产生大量的气体，此时将有剧烈的气体夹杂着油流冲向油枕的上部。 利用油箱内部故障时的这一特点，可以构成反应于上述气体而动作的保护装置，称为瓦斯保护。 气体继电器 瓦斯保护 优点 动作迅速、灵敏度高、安装接线简单、能反映油箱内部发生的各种故障 缺点 不能反映油箱以外的套管及引出线等部位上发生的故障 作为主保护，与纵差保护互相配合、相互补充，实现快速而灵敏地切除变压器油箱内外及引出线上发生的各种故障。 7.4 发电机和变压器的后备保护 继电保护配置原则 中小型发电机、变压器只装设一套主保护 主保护或有关断路器拒动时，应装设近后备和 / 或远后备保护，为被保护设备或相邻元件提供后备保护 200 ～ 300MW 及以上的发电机或发电机 / 变压器组 主保护 完全或不完全纵差保护 完全不或完全裂相横差保护 一组或两组零序电流型横差保护 任一内部故障具有两套或以上的主保护灵敏动作，即双重化主保护配置 内部短路，后备保护用不到 外部短路，后备保护选择性不如纵差 200kv 以上的输电线路 双重高频保护 多段相间距离和接地距离保护 多段零序电流保护 断路器失灵保护 超高压输电线路一般不要求发电机 - 变压器组安装后备保护 没有两套保护的超高压输电线路，需要发电机 - 变压器安装后备保护 距离保护，动作圆很小，不考虑振荡闭锁 相间短路后备 接地短路后备 一、相间短路后备 过电流保护 低电压启动的过电流保护 复合电压起动的过电流保护 负序电流和单相式低电压启动的过电流保护 低阻抗保护 二、接地短路后备保护 中性点直接接地的普通变压器接地后备保护 中性点可能接地或不接地运行的变压器接地后备保护 （一）、过电流保护 主要用于变压器、 1MW 及以下与其他发电机或电力系统并列运行的发电机 （二）低电压启动的过电流保护 过电流保护灵敏度不足；用于升压变压器或容量较大的降压变压器 （三）复合电压启动的过电流保护 用于 1MW 以上的发电机和升压变压器、系统联络变压器和过电流保护不能满足灵敏度要求的降压变压器 （四）负序电流和单相式低电压启动的过电流保护 负序电流继电器：两相短路故障 + 单相式低电压启动过流保护：三相短路故障 ( 五）低阻抗保护 电流或电压保护不能满足灵敏度要求 用于 300~500kv 大型升压及降压变压器，作为变压器引线、母线、相邻线路相间故障后备保护 内部发生相间短路或匝间短路，故障点电流大，但机端三相电流不大，机端三相电压降低不明显。阻抗保护不能做内部故障后备。 接地短路后备保护 多台变压器并列运行 一部分中性点不接地 故障三相对称 电压升高，绝缘要求高 一部分接地 短路电流大 作用： 限制短路电流 零序电流分布和大小受运行方式影响小 （一）中性点直接接地 两段式零序过电流保护 I 段：与相邻线路零序过电流保护 I 段或 II 段配合 II 段：与相邻线路过电流保护的后备段相配合 ( 二）中性点可能接地或不接地 中性点全绝缘变压器 两段式零序过电流 零序过电压 分级绝缘且中性点装设放电间隙的变压器 两段式零序电流 零序电压 间隙放电电流 分级绝缘且中性点不装设放电间隙的变压器 两段式零序电流保护 零序电压 零序电流保护 先切除中性点不接地，后切除接地 7.5 大型发电机 —— 变压器组继电保护总体配置 一、继电保护的特点 能反映发电机和变压器单独运行时所应该反映的那些故障和不正常运行状态 把发电机和变压器中某些性能相同的保护合并成一个对全组公用的保护 纵差保护的特点 1 ．发电机和变压器之间无断路器时 100MW 及以下：整组共用 100MW 以上的：发电机补充装设 200 ～ 300MW ：变压器上增设单独的纵联差动保护，即采用双重快速保护。 2 、发电机与变压器之间有断路器 发电机和变压器应分别装设 3 ．发电机与变压器之间有分支线时（如厂用电出线） 把分支线也包括在差动保护范围以内。 分支线上电流互感器的变比应与发电机回路的相同。 （二）发电机电压侧单相接地保护的特点 对于发电机 — 变压器组，发电机与系统之间没有电的联系，其发电机的中性点一般不接地或经消弧线圈接地。发生单相接地时的接地电容电流（或补偿后的接地电流）通常小于表 8-2 的允许值，故接地保护可以采用零序电压保护，并作用于信号。对大容量的发电机应装设保护范围为 100% 的定子接地保护。 7.5.2 继电保护配置的原则 1 ．在电机设计制造之前，继电保护工作者应主动向电机专业人员介绍有关大机组保护对发电机设计制造的要求，具体反映在发电机招标文件中应表明发电机中性点侧引出方式和中性点接地方式、电流互感器配置要求等。应该改变过去那种继电保护人员不过问设备设计制造，直到发电机运到电厂才发现继电保护难以完善技术性能的状况。 2 ．切实加强大型发电机 — 变压器组主保护，保证在保护范围内任一点发生各种故障，均有双重或多重原理不同的主保护，有选择地、快速地、灵敏地切除故障，使机组受到的损伤最轻、对电力系统的影响最小。 3 ．为了慎重选定发电机 — 变压器组内部故障主保护方案，继电保护设计人员应确切了解主设备内部故障时的电气特性，为此电机生产厂家应向继电保护设计或运行部门提供发电机的电磁设计资料，在充分分析计算内部故障的基础上，提出发电机─变压器组的主保护方案和发电机中性点侧引出方式、电流互感器安装位置及其型号。 4 ．在切实加强主保护的前提下，同时注意落实后备保护的简化。大型发电机机端即主变压器低压侧不再装设后备保护，仅在主变压器高压侧配置反应相间短路和单相接地的后备保护，作为主变压器高压母线故障和主变压器引线部分故障的后备；同时为提高安全性，这些后备保护均不联锁跳高压母线上的联络断路器和分段断路器。 5 ．主变压器高压侧相间短路后备保护，以高压母线两相金属性短路的灵敏度大于或等于 1.2 为整定条件，首先考虑采用过电流保护，如灵敏度不够，改用一段简易阻抗保护，不设振荡闭锁环节，以 0.5 ～ 1.0s 延时取得选择性和避越振荡，但应有电压回路断线闭锁和电流启动元件；对自并励方式的发电机，还应校核短路电流衰减对过电流或低阻抗保护的影响，并采取相应的技术措施，例如低电压自保持的过电流保护、电压控制的过电流保护或精确工作电流足够小的低阻抗保护。 8 自动重合闸 自动重合闸 广泛应用于架空线输电和架空线供电线路上的有效反事故措施。 当线路出现故障，继电保护使断路器跳闸后，自动重合闸装置经短时间间隔后使断路器重新合上。大多数情况下，线路故障（如雷击、风害等）是暂时性的，断路器跳闸后线路的绝缘性能（绝缘子和空气间隙）能得到恢复，再次重合能成功，这就提高了电力系统供电的可靠性。少数情况属永久性故障，自动重合闸装置动作后靠继电保护动作再跳开，查明原因，予以排除再送电。 8.1 自动重合闸的作用及其基本要求 一、自动重合闸的作用、分类 1 、自动重合闸装置在电力系统中的作用 （ 1 ）输电线路的特点 易发生瞬时性故障 瞬时性故障（也称为自消性故障）由继电保护动作断开电源后，故障点的电弧自行熄灭，绝缘介质重新恢复强度，故障自行消除，此时，若重新合上线路断路器，就能恢复正常供电。 永久性故障：在故障线路电源被断开之后，故障点的绝缘强度不能恢复，故障仍然存在，即使重新合上断路器，又要被继电保护装置再次断开。 （ 2 ）自动重合闸装置 当断路器跳闸以后能够自动地将断路器重新合闸的自动重合闸装置 （ AR ） AR 不能判断故障的性质： 瞬时性故障 重合成功 永久性故障重合不成功 （ 3 ）自动重合闸作用 1 、提高供电可靠性 输电线路 80%~90% 属于瞬时性故障 一次重合成功率 60%~70% ，二次重合成功率 80%~90% 。 2002 年 220kV ，正确动作率 99.67% 2 、提高系统并列运行的稳定性 联络线跳开 功率不平衡功角↑  失步 P(Q) 不足 f↓(U ↑) P(Q) 过剩 f ↑(U ↓) 3 、对误跳闸能起纠正作用 误跳闸：继保误动，断路器操作机构不良、人为误碰 4 、加快事故后电力系统电压恢复速度。电机未完全制动，自启动电流小，一次重合循环几秒，二次重合循环几十秒 5 、节省输电线路投资。缓建或不建第二回线 6 、弥补输电线路耐雷水平降低的影响。线路耐雷水平较低。 10kv ：不装避雷线； 35kv ：进线段 1km 左右装 二．电力系统中采用自动重合闸的技术经济效果 技术经济效果 1 ．大大提高供电可靠性，减少线路停电的次数，特别是对单侧电源的单回线路尤为显著。 2 ．在高压输电线路上采用重合闸，还能提高电力系统并列运行的稳定性，从而提高传输容量。 3 ．对断路器本身由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸，也能起到纠正的作用。 重合于永久性故障上带来一些不利影响 ： 1 ．使电力系统再一次受到故障的冲击，对超高压系统还会降低并列运行的稳定性。 2 ．使断路器的工作条件变的更加恶劣，因为它要在很短的时间内，连续切断两次短路电流。 三．对自动重合闸的基本要求 基本要求 AR 动作应迅速 手动跳闸时不应重合 手动合闸于故障线路时，继电保护动作使断路器跳闸后，不应重合 宜采用控制开关位置与断路器位置不对应启动 动作次数符合规定 AR 动作后，应自动复归，准备好再次动作。 AR 应能在重合闸动作后或重合闸动作前，加速继电保护的动作 可以自动闭锁 四．自动重合闸的分类 自动重合闸的分类 1. 根据重合闸控制的断路器所接通或断开的电力元件不同，可将重合闸分为 线路重合闸、变压器重合闸 和 母线重合闸 等 。 2. 根据重合闸控制断路器连续合闸次数的不同，可将重合闸分为 多次重合闸 和 一次重合闸 。 3 ．根据重合闸控制线路相数的不同，可将重合闸分为 单相重合闸 、 三相重合闸 、 综合重合闸 和 分相重合闸 。 8.2 三相一次自动重合闸的工作原理 三相一次自动重合 不论本线路发生何种类型的故障，继电保护装置均将三相断路器跳开，重合闸启动，经预定延时（ 0.5 ～ 1.5s ）发出重合脉冲，将三相断路器一起合上。若是瞬时性故障，因故障已经消失，重合成功，线路继续运行；若是永久性故障，继电保护再次动作跳开三相，不再重合 基本要求 安装地点：线路电源侧 使用范围： 35Kv 及以下线路 线路特点：只有一个电源供电（无非同期重合问题） 1 、构成 重合闸起动回路：用以起动重合闸时间元件的回路，一般按控制开关与断路器位置不对应原理起动 重合闸时间元件：用来保证断路器断开之后，故障点有足够的去游离时间和断路器操作机构复归所需的时间，以使重合闸成功 一次合闸脉冲元件：用以保证重合闸只重合一次，通常利用电容放电来获得重合闸脉冲 执行元件：用来将重合闸动作信号送至合闸回路和信号回路，使断路器重合及发出重合闸动作信号。 1 重合闸启动：当断路器由继电保护动作跳闸或其他非手动原因而跳闸后，重合闸均应启动。一般使用断路器的辅助常开触点或者用合闸位置继电器的触点构成，在正常运行情况下，当断路器由合闸位置变为跳闸位置时，马上发出启动指令。 重合闸时间：启动元件发出指令后，时间元件开始记时，达到预定的延时后，发出一个短暂的合闸脉冲命令。这个延时就是重合闸时间，是可以整定的，选择的原则见后述。 一次合闸脉冲：当延时时间到达后，它马上发出一个可以合闸脉冲指令，并且开始记时，准备重合闸的整组复归，复归时间一般为 15 ～ 25s 。在这个时间内，即使再有重合闸时间元件发出的命令，它也不再发出可以合闸的第二个命令。此元件的作用是保证在一次跳闸后有足够的时间合上（对瞬时性故障）和再次跳开（永久性故障）断路器，而不会出现多次重合。 手动跳闸闭锁 ：当手动跳开断路器时，也会启动重合闸回路，为消除这种情况造成的不必要合闸，设置闭锁环节，使之不能形成合闸命令。 重合闸后加速保护跳闸回路 ：对于永久性故障，在保证选择性的前提下，尽可能地加快故障的再次切除，需要保护与重合闸配合（详见第三节第二部分“重合闸与继电保护的配合”）。当手动合闸到带故障的线路上时，保护跳闸，故障一般是因为检修时的保安接地线未拆除、缺陷未修复等永久性故障，不仅不需要重合，而且要加速保护的再次跳闸 二．双侧电源线路的检同步三相一次自动重合闸 （一）双侧电源送电线路重合闸的特点 1 、时间的配合 考虑两侧保护可能以不同的延时跳闸，此时须保证两侧均跳闸后，故障点有足够的去游离时间 2 、同期问题 重合时两侧系统是否同步的问题以及是否允许非同步合闸的问题。 2 、 双侧电源送电线路重合闸的主要方式 (1) 快速自动重合闸 是指保护断开两侧断路器后在 0.5~0.6s 内使之再次重合。特点是快速，须具备条件 （ 1 ）线路两侧都装有可以进行快速重合的断路器，如快速气体断路器等。 （ 2 ）线路两侧都装有全线速动的保护，如纵联保护等。 （ 3 ）冲击电流 < 允许值。 (2) 非同步重合闸 就是不考虑系统是否同步而进行自动重合闸的方式（期望系统自动拉入同步，须校验冲击电流，防止保护误动）。 有冲击电流影响，快速 (3) 检同步的自动重合闸 当满足同步条件才能合闸时，需要使用检同步重合闸。 系统的结构保证线路两侧不会失步。 ( 联系紧密 ) 在双回线路上检查另一线有电流的重合方式。 ( 两侧电源仍然同步 ) 必须检定两侧电源确实同步之后，才能进行重合。 ( 一侧检查线路无电压先重合，另一侧检定同步 ) 检定线路无电压的继电器 KU1 ：线路无电压时允许重合闸重合； 另一侧装设检定同步的继电器 KU2 ，检测母线电压与线路电压满足同步条件时允许重合闸重合。 当线路有电压或是不同步时，重合闸就不能重合 缺点： 检查线路无电压方式重合闸的一侧，当该侧断路器在正常运行情况下由于某种原因（如误碰跳闸机构，保护误动作等）而跳闸时，由于对侧并未动作，线路上有电压，因而就不能实现重合 解决： 在检定无电压的一侧也同时投入同步检定继电器，两者经“或门”并联工作。此时如遇上述情况，则同步检定继电器就能够起作用，当符合同步条件时，即可将误跳闸的断路器重新投入。 8.3 重合闸动作时限的选择及重合闸与继电保护的配合 一．重合闸动作时限的选择 （一）单侧电源线路的三相重合闸 (1) 故障点的电弧熄灭并使周围介质恢复绝缘强度需要一定的时间。 (2) 断路器触头周围绝缘强度的恢复以及消弧室重新充满油需要一定的时间。同时其操作机构恢复原状准备好再次动作也需要一定的时间。 (3) 断路器的跳闸时间 纵联保护，一端快速辅助保护动作（如电流速断、距离保护 Ⅰ 段）时间（约 30ms ），另一端由纵联保护跳闸（可能慢至 100 ～ 120ms ）。 线路采用阶段式保护作主保护时， t PD.1 应采用本侧 Ⅰ 段保护的动作时间，而 t PD.2 一般采用对侧 Ⅱ 段（或 Ⅲ 段）保护的动作时间。 二．重合闸与继电保护的配合 （一）重合闸前加速保护 前加速指重合闸前加速保护。 当任何一条线路上发生故障时，第一次都由靠近电源端的保护瞬时无选择性动作予以切除，重合闸动作以后保护第二次动作切除故障是有选择性的。 优点 1) 能够快速切除瞬时性故障； 2) 可能使瞬时性故障来不及发展成永久性故障； 3) 能保证发电厂和重要变电所的母线电压在 0.6~0.7 倍额定电压以上，从而保证厂用电和重要用户的电能质量； 4) 使用设备少，只需装设一套重合闸装置，简单，经济。 缺点 1) 装设重合闸处的断路器工作条件恶劣，动作次数较多； 2) 重合于永久性故障上时，故障切除的时间可能较长； 3) 如果重合闸装置或断路器 QF3 拒绝合闸，则将扩大停电范围。 适用范围 35kV 以下由发电厂或重要变电所引出的直配线路上，以便快速切除故障，保证母线电压。 （二）重合闸后加速保护 后加速 又称 重合闸后加速保护。 当线路第一次故障时，保护有选择性动作，然后进行重合。如果重合于永久性故障，则在断路器合闸后，再加速保护动作瞬时切除故障，而与第一次动作是否带有时限无关。 优点 1) 第一次是有选择性地切除故障，不会扩大停电范围，特别是在重要的高压电网中，一般不允许保护无选择性地动作而后以重合闸来纠正（即前加速）； 2) 保证了永久性故障能瞬时切除，并仍然是有选择性的； 3) 和前加速相比，使用中不受网络结构和负荷条件的限制，一般说来是有利而无害的 。 缺点 1) 每个断路上都需要装设一套重合闸，略为复杂； 2) 第一次切除故障可能带有延时 。 适用范围 35kV 以上的网络及对重要负荷供电的送电线路上。 8.4 综合重合闸 综合重合闸 单相接地：单相重合闸 相间短路：三相重合闸 基本原则 1 ．单相接地  跳单相  单相重合  不成功  跳三相 2 ．相间短路跳三相  三相重合  不成功  跳三相 3 ．选相元件拒绝动作  跳三相  三相重合 4 ．非全相运行中可能误动作的保护，应进行可靠的闭锁；单相接地时可能误动作的相间保护（如距离保护），应有防止单相接地误跳三相的措施。 5 ．一相跳开重合闸拒绝动作，将其他两相自动断开。 6 ．任意两相的分相跳闸继电器动作后，应联跳第三相，使三相断路器均跳闸。 7 ．无论单相或三相重合闸，在重合不成功之后，均应考虑能加速切除三相。 8 ．非全相运行过程中，又发生另一相或两相故障，保护应能有选择性地予以切除。 9 ．对空气断路器或液压传动的油断路器，当气压或液压低至不允许实现重合闸时，应将重合闸回路自动闭锁；但如果在重合闸过程中下降到低于运行值时，则应保证重合闸动作的完成。 Thanks