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12.1线路、母线和断路器继电保护


?12.1 线路、母线和断路器继电保护的原理、配置及整定计算 ?12.1.1 电力系统继电保护原理 ?12.1.1.1 电力系统对继电保护的基本要求 ?(1)电力系统继电保护和安全自动装置。电力系统继电保护和安全自动装置是当电力系统 本身发生了故障或发生危及其安全运行的事件时,向运行值班人员及时发出警告信号或直 接向所控制的断路器发出跳闸命令,以终止故障或事件的发展的一种自动化措施和设备。 用于保护电力元件的成套设备,一般通称为继电保护装置;用于保护电力系统的一般通称为 安全自动装置。 ?继电保护装置是保证电力系统中的电力元件安全运行的基本装备, 任何电力元件不得在无 继电保护的状态下运行,当发电机、变压器、输电线路、母线及用电设备等发生故障时, 要求继电保护装置用可能最短的时限和在可能最小的范围内,按预先设定的方式,自动把 故障设备从运行系统中断开,以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区供电的影响。 ?安全自动装置是为了防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故的自 动保护装置。例如输电线路自动重合闸装置、电力系统稳定控制装置、电力系统自动解列 装置、按频率自动减负荷装置和按电压降低自动减负荷装置等。

?电力系统继电保护和安全自动装置作用综合图解见图 12-1-1。 ?(2)电力系统对继电保护的基本要求。按照国家标准 GB14285-1993《继电保护和安全自动 装置技术规程》的规定,继电保护和安全自动装置应符合可靠性 (可信赖性和安全性)、选 择性、灵敏性和速动性的要求。当确定其配置和构成方案时,应综合考虑以下几个方面: ?1. 电力设备和电力网的结构特点和运行特点; ?2. 故障出现的概率和可能造成的后果; ?3. 电力系统的近期发展情况; ?4. 经济上的合理性; ?5. 国内和国外的经验。 ?1) 可靠性 (可信赖性和安全性)。 ?可信赖性----该动作时动作是可靠性的可信赖性 ?安全性------不该动作时不动作是可靠性的安全性 ?继电保护可靠性是对电力系统继电保护的最基本的性能要求, 它包含可信赖性和安全性两 个方面:可信赖性要求继电保护在设计要求它动作的异常或故障状态下,能够正确地完成动 作,即不发生拒绝动作;安全性要求继电保护在非设计要求它动作的其他所有情况下,能够 可靠地不动作,即不发生误动作。

?可信赖性和安全性都是继电保护的最基本的性能要求,但两者相互矛盾,在设计与选用
继电保护时,需要依据被保护对象的具体情况,对这两方面的性能要求适当地予以协调。 对于传输大功率的输电线路保护,一般宜于强调安全性,而对于其他输电线路保护,则往 往强调可信赖性,按照不发生拒绝动作或误动作给电力系统带来后果的严重程度区分,对 一些重要继电保护的可信赖性和安全性的要求可采用表 12-1-1 意见。 P.268

?为保证继电保护的可靠性,应采用符合国家标准的配置合理的保护方式,由可靠的元件和
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尽可能简单的回路构成质量和技术性能优良的继电保护装置,并应具有必要的检测、闭锁 和双重化等措施。保护装置应便于整定、调试和运行维护。表 12-1-1 对不同处所的继电保 护的不同要求(可信赖性和安全性的关系)。 ?图 12-1-1 ?表 12-1-1 P.268 ?注摘自 SDl31(电力系统技术导则)的编制说明。

?2)选择性。按照 IEC 标准用语,保护系统的选择性,是指保护系统检出在电网某规定区
域内的故障,使相应的断路器跳闸,以切除故障,使电网剩余部分的扰动为最小的能力。

? 国家标准 CB14285-1993 对选择性做了具体化的规定: ?选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障,当故障设备或线路本身的保护
或断路器拒动时,才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。

?为保证选择性,对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件 (如起动元件和跳闸元件或闭锁元件与动作元件),其灵敏系数及动作时间,在一般情况下应 相互配合。 ?当重合于本线路故障,或在非全相运行期间健全相又发生故障时,相邻元件的保护应保证 选择性。在重合闸后加速时间内以及单相重合闸过程中,发生区外故障时,允许被加速的 线路保护无选择性动作。 ?在某些条件下必须加速切除短路时,可使保护无选择性动作。但必须采取补救措施。例如 采用自动重合闸或备用电源自动投入来补救。 ?在实际工程中,电力元件继电保护的选择性,除了决定于继电保护装置本身的性能外,还 要求满足:1.由电源算起,愈靠近故障点的继电保护的故障起动值相对愈小,动作时间愈短 并在上下级之间,在灵敏度和时间上留有规定的裕度;2.要具有后备保护作用,如果最靠近 故障点的继电保护装置或继路器因故拒动而不能切除故障时,能由紧邻的电源侧继电保护 动作将故障断开。在 110kV 及以下电压的电力网,基本上实现的是 “远后备”,即当最邻近 故障元件的断路器上配置的继电保护拒动或断路器本身拒动时,可以由电源侧上一级断路 器处的继电保护装置动作切除故障。实现完整意义上的后备保护。 ?对于 220kV 及以上电压的复杂电力网,因为电源侧上一级断路器上配置的继电保护装置 往往不能相邻故障元件实现完全有效的保护,因而,只能实现"近后备",即每一个电力元 件或线路郡配置了两套独立的继电保护装置,各自完全实现对本电力元件或线路的保护, 即使其中一套继电保护装置因故拒绝动作,也必能有另一套继电保护装置动作切除故障;如 果断路器拒绝动作,则在确认拒动出现后,由断路器失灵保护断开同一母线上其他带电源 的所有线路或变压器的断路器,以最终切除故障。保护的双重化和断路器失灵保护是实现" 近后备"的必要配置。 ?3)灵敏性。GB14285-1993 对灵敏性定义为在设备或线路的被保护范围内发生金属性短路 时,保护装置应具有必要的灵敏系数,灵敏系数应根据不利正常 (含正常检修)运行方式和 不利的故障类型计算。GB14285-1993 对各类短路保护的最小灵敏系数有具体规定。 ?动作的灵敏性要求,是出于保护装置可靠动作的需要,设计和配置的继电保护系统的动作 性能,除了考虑各种金属性短路故障之外,还必须计及实际可能发生的较轻但不易与正常 情况相区别的故障。例如,在大电流接地系统发生经高电阻接地的故障,目前,为保证灵

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敏度,对接地故障最末一段整定值都考虑短路点有适当的接地电阻 (GB14285-1993 规定对 22OkV 为 100 欧、5OOkV 为 30O 欧,DL/T559-1994 补充 330kV 为 150 欧)。

?4)速动性。速动性是指保护装置应能以允许的可能最快速度切除短路故障,减轻故障设备 和线路的损害程度,减少故障波动范围、提高自动重合闸或备用电源自动投入的效果,并 特别有利于故障后电力系统的稳定性,快速切除线路和母线的短路故障,是提高电力系统 暂态稳定的最重要手段。DL/T5147-2001《电力系统安全自动装置设计技术规定》对稳定计 算故障切除时间规定为:500kV 线路近故障端 0.08s,远故障端 0.1s;22OkV 线路,其近故障 点侧和远故障点侧的故障切除时间,应分别不大于 0.1s 和 0.1-0.12S,以上数据都是设计规划 阶段采用的,当以上计算不满足稳定要求时,应采用更加快速动作的保护, ?例如使 300~500kV 主保护动作时间在近故障点侧和远故障点侧达到 0.02s 和 0.03s,速动 性是建立在可靠性的基础上,并且是系统暂态稳定确实需要的速动性才是合理的。 ?要完整认识对继电保护 “四性。要求,不仅针对继电保护具体装置,从电力系统安全运行 观点,要保证任何一套继电保护装置能正确运行,都包括两个方面:一方面包括继电保护的 设计、配置、整定和安装调试等;另一方面是包括由取得故障判据的电流和电压互感器二次 回路,经过继电保护装置,信息传输设备及通道,直到断路器跳闸线圈。因此,继电保护 ” 四性“要求是针对包括上述两方面内容的整个继电保护来说,这些要求是紧密联系的,既矛 盾又统一,必须在保证电力系统安全的基础上统筹处理。 ?12.1.1.2 合理的电网结构应满足的基本要求 ?电网的建设应满足电力系统经济性、可靠性与灵敏性的基本要求。合理的电网结构是电力 系统安全稳定运行的基础。 一个结构合理的电网, DL755-2001 《电力系统安全稳定导则》 (以 下简称导则)明确提出应该满足以下的 5 条基本要求: ?(1)适应系统发展和运行的灵活性。能够满足各种运行方式下的潮流变化的需要,具备一 定的灵活性。并能适应系统发展的要求。 ?(2)电网中任一元件无故障断开保持系统稳定运行。任一元件无故障断开,应能保持电力 系统的稳定运行,并不致使其它元件超过规定的事故过负荷和电压允许偏差的要求。 ?(3)满足规定的安全稳定标准。应有较大的抗干扰能力,并满足《导则》中规定的有关各 项安全稳定标准; ?《导则》规定了中国电力系统的安全稳定标准,包括电力系统静态稳定储备标准、电力系 统承受大扰动能力的安全稳定标准和某些特除情况的要求。 《导则》将电力系统的扰动分为 小扰动和大扰动两类:小扰动指由于负荷正常波动、功率及潮流控制、变压器分接头调整和 联络线功率自然波动等引起的扰动;和继电保护和安全自动装置关系更密切是大扰动,大扰 动指系统元件短路、切换操作和其他较大的功率或阻抗变化引起的扰动。 ?大扰动可按扰动严重程度和出现概率分为三类:与之相对应是电力系统承受大扰动能力的 三级稳定标准,也是在大扰动条件下衡量一个电网结构是否满足要求的符合我国国情的标 准。 ?1)第一级安全稳定标准:在发生第 1 类故障扰动后能保持系统稳定运行和电网正常供电, 第 1 类是指单一故障 (出现概率较高的故障),包括: ?a) 任何线路单相瞬时接地故障并重合成功; ?b) 同级电压的双回或多回线和环网,任一回单相永久故障重合不成功及无故障三相断
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开不重合; ?c) 同级电压的双回或多回线和环网,任一回三相故障不重合;

?d) 任一台发电机组跳闸或失磁; ?e) 受端系统任一台变压器故障退出运行; ?f) 任一大负荷突然变化; ?g) 任一回交流联络线故障或无故障断开不重合; ?h) 直流输电线路单极故障。 ?2)第二级安全稳定标准:在发生第 2 类故障扰动后能保持系统稳定运行但允许损失部分负 荷,第且类故障是指单一严重故障(出现概率较低的故障),包括: ?a) 单回线单相永久故障重合不成功及无故障三相断开不重合; ?b) 任一段母线故障; ?c) 同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功,双回线三相同时断 开; ?d) 直流输电线路双极故障。 ?3)第三级安全稳定标准:在发生第 3 类故障扰动后,当系统不能保持系统稳定运行时,必 须防止系统崩溃并尽量减少负荷损失。第 3 类故障是指多重严重故障(出现概率很低的故 障),包括: ?a) 故障时断路器拒动; ?b) 故障时继电保护及自动装置误动或拒动; ?c) 自动调节装置失灵; ?d) 多重故障; ?e) 丧失大容量发电厂; ?f) 其他偶然因素。 ?(4)满足分层和分区原则。实现电网合理的分层和分区,是建设一个安全稳定电网的基本 要求。 ?所谓电网分层,是指按网络电压等级,即网络的传输能力大小,将电力系统划分为由上至 下的若干结构层次。所谓电网分区,是指以受端系统为核心,将供应它电力和电源的远方 发电厂连接在一起,形成一个供需 (用功和无功功率)基本平衡的区域,并经过联络线与相 邻系统相连。这种区域的划分,是以电力和电能供应平衡为标准的电力系统概念,而不是 一种行政的和地理的概念。 ?电网无功功率基本上按输电电压分层补偿与控制,按电网分区就地平衡。 ?(4)满足分层和分区原则。实现电网合理的分层和分区,是建设一个安全稳定电网的基本 要求。 ?所谓电网分层,是指按网络电压等级,即网络的传输能力大小,将电力系统划分为由上至 下的若干结构层次。所谓电网分区,是指以受端系统为核心,将供应它电力和电源的远方 发电厂连接在一起,形成一个供需 (用功和无功功率)基本平衡的区域,并经过联络线与相 邻系统相连。这种区域的划分,是以电力和电能供应平衡为标准的电力系统概念,而不是 一种行政的和地理的概念。 ?电网无功功率基本上按输电电压分层补偿与控制,按电网分区就地平衡。

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?(5)合理控制系统短路电流。电力系统的应该从技术上和经济上协调选择一个合理的短路 电流水平,一个合理的短路电流水平,需要着重考虑以下几方面的问题。 ?1)短路电流水平上限值的选择决定了断路器的开断容量、 送变电设备和设施的动、 热稳定、 对其他弱电线路的干扰及危险影响和接地网的接触和跨步电压等。短路电流水平愈高,所 需费用愈大。 ?2)从保持电力系统稳定运行和抗扰动能力考虑,系统中各枢纽点必须维持一定的短路电流 水平,保持系统电压有足够的稳定性,以保持短路故障后的电力系统稳定性和发电厂的安 全稳定运行以及减小电网中大负荷波动对其他用户的影响。 ?3)为了保证系统继电保护的可靠性和灵敏度,也必需保持适当的短路电流水平。 ?12.1.1.3 电流互感器及电压互感器的特性及接线要求 ?(1)保护用电流互感器的特性及接线。 ?1) 保护用电流互感器的分类和特性。 按照国际电工委员会 (IEC)的推荐标准 (我国国家 标准 GB1208、GB16847 等同采用),保护用电流互感器按工作性能可分为: ?图 12-1-2 一般保护用的电流互感器在短路电流下的电流波形(ic 为励磁电流) P.271 ?a)P 级, 一般保护用的电流互感器, 是按照额定准确限值一次电流 (即满足复合误差ε c 要 求的最大稳态对称一次电流)设汁,对剩磁无要求。复合误差ε c 包括由励磁电流 ic 和二次 电流 i2 中的高次谐波分量 (见图 12-1-2)影响所产生的误差。 ?GB1208 附 7A 对复合误差的应用作了说明: ?1) 复合误差的数量值不会小于电流误差和相位差的相量相, 因此复合误差表示电流误差 和相位差的可能最大值; ?2) 在过电流继电器运行中,电流误差具有特殊意义,而相位差对相敏继电器 (如方向继 电器)具有特殊意义; ?3) 在差动继电器中,则需考虑所用两台电流互感器复合误差的组合; ?4) 限制复合误差将限制二次电流的谐波分量。

?额定准确限值的一次电流是指电流互感器能够满足复合误差要求的最大一次电流,准确
限值系数 (ALF)则指额定准确限值的一次电流与额定一次电流的比,用于核算 P 级电流互 感器的复合误差,GBl208-1997 规定的标准准确限值系数为:5、10、15、20 与 30。

?在保护用电流互感器的铭牌上应标有相应的数据,额定准确限值系数应在其额定输出及
准确级后标出,

?例如:3OVA 5P1O,15VA 5P2O。
?具有暂态特性的电流互感器有下列四种型式: –l)TPS 型:为低漏磁闭路铁芯,其误差由励磁特性和匝数比偏差值来确定,剩磁不限。电压 差动 –2)TPX 型:为低漏磁闭路铁芯,在规定条件下峰值瞬间误差不超过 10%,剩磁不限。电压 差动 –3)TPY 型:为小气隙铁芯,剩磁不大于铁芯饱和磁通密度的 0· 倍。瞬间最大误差不超过额 1 定二次对称电流峰值的 7· 5%,电流过零误差不超过 4· 5%。线路重合闸 –4)TPZ 型:为气隙不超过平均磁路长度的 10%,二次电流中不重现一次短路电流中的非周 期分量。二次电流误差不超过 10%额定值。母线差动

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?b)TP 级暂态保护用电流互感器。在超高压大容量电力系统,为了防止电力系统稳定性破 坏,要求继电保护快速动作,一般对 330kV 及以上线路主保护动作时间要求不大于 30~5Oms,要求电流互感器必须具有良好的过度过程响应特性,在稳态和暂态情况下均能 真实准确地传变一次侧故障电流,以保证继电保护装置在短路暂态过程尚未结束前能够正 确测量,不应因电流互感器的暂态过程引起保护装置误动或拒动。 ?暂态保护用电流互感器 (TP 级)按照变换暂态一次短路电流设计 (参见 GB16847-1997), 其分类见表 12-1-3。 ?表 12-1-3 P.272 ? 各准确级在额定电流和额定负荷下的误差限值见表 12-1-4。 ?表 12-1-4 P.273 ?铁芯无气隙的 TPS、TPX 一般适宜在高阻抗继电器 (例如电压差动保护)采用,由于它剩 磁很大,不适用于有磁累积效应的 C-O-C-O 工作循环。我国 500kV 系统继电保护多采用铁 芯有具有小气隙的 TPY 电流互感器。能适应采用自动重合闸 C 一 O 一 C 一 O 工作循环。 ?2) 保护用电流互感器的配置和接线要求。GB14285-93 要求,在各类保护装置接于电流互 感器二次时,应考虑既要消除保护死区,同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产 生的影响, ?因此 ?a)保护用电流互感器的配置必须保证相邻元件的保护区相互搭接,有一个重叠区,为了避 免出现保护空白区,母线保护和线路 (或其他元件)保护所用电流互感器必须互相交错。同 时,两套独立的主保护必须各自米用独立的二次绕组。 ?b)线路保护用电流互感器的常用接线方式有:1.完全 (三相)星形接线;2.不完全 (两相)星形 接线;3.三角形接线;4.三相并联以获得零序电流接线;5.两相差接线等。 ?c)保护用电流互感器的连接导线的截面不应小于 2.5mm2 。二次负荷应满足电流互感器 10%误差的要求,对超高压系统的快速保护,还应检验电流互感器的暂态误差是否满足保 护要求。 ?3)电流互感器的 10%误差特性。 电流互感器的测量误差主要由励磁电流引起, 励磁电流不 能传变到二次,励磁电流经过的励磁回路是电感性的,因此又产生相位误差。电流互感器 的一次电流增加到一定数值后铁芯开始饱和,励磁阻抗减小,励磁电流增加,二次电流误 差增大,GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》规定:保护用电流互感器的比 误差不应大于 10%,必要时还应考虑暂态误差。电流互感器的 10%误差特性通常以 10%误 差曲线形式表示 (见图 12-1-3), 纵坐标 m10=I1/I1N 为电流互感器的一次电流对其一次额定 电流的倍数,该曲线表明,电流互感器的误差不超过 10%和所能容许的最大二次负荷阻抗 的对应关系。P.274

?己知电流互感器二次负荷阻抗可以从该曲线求出 m10, 可以和流过电流互感器的一次短路 电流作比较;当然,已知电流互感器 m10,也可以从该曲线求出容许的二次负荷阻抗,如果 它大于或等于实际的负荷阻抗,误差就满足要求,否则,应采取措施,例如。增加二次电 缆截面,降低实际负荷阻抗,或有条件时将同一相中变比及容量相同的电流互感器二次串 联,在容量不变条件下,使允许负荷增加一倍等办法,直到满足要求为止。 ?(2)保护用电压互感器标准和特性。
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?1)保护用电压互感器标准。 保护用电压互感器标准准确级及其误差见表 12-1-5 接地型电压 互感器的剩余电压绕组的准确级为 6P。 ?图 12-1-3 电流互感器的 10%误差曲线 P.274 ?(a)二次电流与一次电流或二次屯流与一次电流倍数的关系曲线; ?(B)电流互感器的 10%误差曲线

?2)GB14285-1993 规定电压互感器在其负荷最大时,电压互感器到继电保护和安全自动装
置的电压降不应超过额定电压的 3%。

?12.1.1.4 电力系统在不同状态下电磁和机电变化规律 ?(1)常见短路故障类型及特性。 ?1) 电力系统的中性点接地方式。中性点接地方式有不接地(绝缘)、经电阻接地、经电抗接 地、经消弧线圈接地(谐振接地)、直接接地等。但就主要运行特性而言,可将它们归纳为两 大类: ?a)有效接地系统或大接地电流系统,它的(X0/X1)≤3,用(R0/X1)≤1,一般 110~500kV 采 用中性点直接接地或小阻抗接地,都是有效接地系统;b)非有效接地系统或小接地电流系 统,它的(X0/X1)>3,且(R0/X1)>1。

?一般 3~66kV 采用中性点不接地或经消弧线圈接地,属于非有效接地系统。国内通常采用
中性点直接接地、不直接接地或经消弧线圈接地三类接地方式。22OkV 及以上电压系统采 用中性点直接接地方式。

?2)三相短路。电力系统正常运行方式的破坏多半是由短路故障引起的。在中性点直接接地
的电网中,绝大多数的短路故障是一相对地短路,一般占全部短路故障 70~90%左右,其次 是两相对地短路、两相短路和三相短路。在中性点非直接接地的电网中,短路故障主要是 各种相间短路,包括不同相两点接地短路,在中性点非直接接地的电网中一相接地不会造 成短路,仅有不大的电容电流流过故障点,使电网的中性点产生位移,而线电压保持不变。

?3)不对称短路。有关短路电流计算可参考有关书籍或资料。本节介绍线路不对称短路的几 个主要特征,这些特征在继电保护中得到应用。 ?a)在 A 相单相短路接地时,若电力系统中各元件的正、负序阻抗相等,在短路点故障相电 流中的正序、负序和零序分量大小相等,方向相同。短路点故障相电压等于零,两个非故 障相电压幅值相等, 相位差决定于零序阻抗与负序阻抗之比, Z0Σ /Z2Σ 在零到无穷大的 当 范围内变化时,相位差在 60°~180°。故障点的零序电压最高,变压器中性点接地处的电 压为零,在故障线路上,零序功率由线路流向母线。零序电流 3I0 超前零序电压 3U0 角度 180°-θ 。θ 为阻抗角 70°~85°。

?b)两相短路时,短路电流及电压不存在零序分量;两故障相短路电流大小相等,方向相反;
两个故障相电压大小相等,相位相同。

?c)两相接地短路时,两个故障相电流幅值相等,相位差决定了零序阻抗与负序阻抗之比,
当 Z0Σ /Z2Σ 在零到无穷大的范围内变化时,相位差在 60°-180°。

?d)两相接地短路和单相短路接地时都存在零序电流, 其相对大小和 Z0Σ /Z2Σ 的比值有关:
公式见 P.275

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? e)一相断开,是超高压电网输电线路采用单相重合闸和非全相 (指两相运行)时产生一种 纵向不对称短路方式。此时出现以下特征: ?1)一相断开时,系统中出现负序和零序分量电流。正序分量电流小于断相前的负荷电流, 而非故障相电流一般较断相前的负荷电流有所增加; ?2)一相断开时,线路中通过的负序电流与 Z2Σ /Z0Σ 的比值有关,该比值越小,负序电 流越大,系统中允许负序电流的数值,影响到单相重合闸和非全相运行的使用; ?3)一相断开后,零序电流的数值随 Z2Σ /Z0Σ 的比值的增大而增大,零序电流的增大对 反应零序分量的继电保护和对有线通信线路都有影响。 ?f)当线路出现不对称断相时,由于负荷电流的影响,将出现零序电流。当断相点纵向零 序阻抗大于纵向正序阻抗时,单相断相零序电流小于两相断相零序电流。 ?g)系统振荡时,接地故障点的零序电流巧将随振荡角的变化而变化。当两侧电势角δ 摆开 的 180°时,电流最小,故障点越靠近振荡中心,零序电流变化的幅度越大。 ?h)在小电流接地系统发生单相接地时,发生中性点位移,中性点电压上升至相电压,非故 障相电压升高,母线电压互感器开口三角形的在系统任一点,不管距离远近,基本上电压 是一样高。 ?(2)电力系统同步振荡与失步。当电力系统遭受扰动,例如,发生短路故障继电保护动作 后切除双回线路之一, 发电机将由正常运行功角特性Ⅰ转到新的功角特性Ⅱ, (见图 12-1-4。 P.276) ?由于机械功率与电磁功率不平衡,系统可能发生振荡,并列运行的发电机之间相对角度发 生摇摆,各电力元件的电流和电压都发生脉动,在振荡中心,电压可能跌落到零。如果电 力系统有足够的稳定储备能力,振荡时最大相对角度δ m 不超过稳定极限角度,振荡通常 在一个或几个周期内结束,稳定在小于 90°的新角度δ 0’,这称为同步振荡,此时并不破 坏系统稳定运行,见图 12-1-4(a)。 ?如果振荡具有不衰减的性质,例如,功角特性上制动面积小于加速面积,则相角度将超过 稳定临界角δ c。 ,导致失步,见图 12-1-4(b),这时系统失去稳定,如果处理不当,可能导 致电力系统瓦解,产生大面积停电事故。 ?按照前水利电力部《电力系统暂态稳定计算暂行规定》中暂态稳定的判据,多机复杂系统 在摇摆过程中,任两机组间的相对角度达到 200°。或更大,但仍能恢复作同步衰减,而逐 渐稳定时,应认为主系统是稳定的。 ?在《电力系统暂态稳定计算暂行规定》长沙会议补充意见中,对电压稳定的判据规定为: 暂态稳定计算中出现中枢点或某一地区电压持续低于额定电压 75%时, 应判为电压不稳定。
图 12-1-4 同步振荡与失步 P.276 ? (3)电力系统振荡时电气量的变化。 ?1)振荡与短路的主要区别。 ?(a)失步或振荡或失步过程中,电气量由并列运行的发电机之间相位差的变化决定,各点 电压和电流均作往复性摆动,一般变化较为平滑,而短路时电气量是突然变化的。 ?b)振荡或失步过程中,电力网上不同地点的电流与电压之间的相位角可以有不同的数值, 而在短路状态下则是相同的。 ?c)振荡和失步不破坏三相系统的对称性,所有电气量都是对称的,而短路伴随出现三相不 对称,即使是三相短路,在暂态起始瞬间也是不对称的。
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?2)振荡时电气量变化情况。复杂系统振荡时的电气量可通过稳定计算求得。以两机系统为 例,振荡时线路上电流、电压及阻抗继电器感受的阻抗等电气参数变化情况如图 12-1-5 所 示。 ? 图 12-1-5 振荡时电气量的变化 P.276 ? 电力系统振荡不破坏三相系统的对称性,所有电气量都是对称的,感受振荡线路两侧的 电流量是相等的,所以,从原理上说,反应负序、零序分量的保护及纵联电流差动保护在 振荡时不会误动作,而相间电流保护及某些距离保护有可能误动作。在采取防止误动作措 施时,系统最大振荡周期 D/T584-1994 规定按不大于 1.5s 计算。 ?12.1.1.5 高压输电线路常用继电保护装置的工作原理及应用 ?(1)电流保护。以通过保护安装处的电流为作用量的继电保护方式。当通过的电流大于某 一预定值 (整定值)而动作的电流保护称过电流保护。通常由电流、时间、中间、信号等继 电器按一定的逻辑综合组成,用以实现对输电线路和发电机、变压器、电动机等电力设备 的保护。它可以依相电流或相序 (负序或零序)电流工作。除直接作用的过电流保护外,还 有经故障方向判别元件和经低电压或复合电压元件控制的过电流保护。主要有:无时限 (瞬 时)过电流保护和带时限过电流保护两种。对于线路,则有线路相间过电流保护和线路零序 过电流保护。 ?1)线路相间过电流保护。用于各种电压等级电力网的输电线路相间故障的过电流保护。 ?a)无时限 (瞬时)线路过电流保护,瞬时动作的线路过电流保护。分为有选择性和无选择性 两种。 ?1.有选择性无时限 (瞬时)线路过电流保护。 保护范围不超过本线路的线路相间短路故障瞬 动过电流保护。它在各级电压电力网中得到广泛采用。电流继电器动作电流必须大于被保 护线路两端母线相间短路时通过本线路的最大可能短路电流,因而只能在本线路一定范围 内故障时才能动作。它对被保护线路内部短路故障的反应能力 (灵敏度)可用被保护线路全 长百分数表示,该值恒小于 1。 ?电源阻抗比(电源阻抗对线路阻抗之比)愈小,它可以保护的范围愈长。该保护仅以电流继 电器或者和出口中间继电器本身固有时间动作,通常为 10~4Oms。在超高压电力网中,由 于它能快速切除线路近端短路故障,对保护电力系统稳定运行往往发挥极为关键的特殊作 用。 ?2.无选择性无时限(瞬时)线路过电流保护,能保护线路全长的瞬动过电流保护。当相邻线 路或相邻电力设备 (如变压器)发生相间短路故障时,有可能发生无选择性动作跳闸,用以 换得全线路故障的快速切除。该保护方式常常用于线路变压器组及低压电力网的线路保护。 对后一种情况,无选择性跳闸通常借助线路自动重合闸纠正。 ?b)带时限线路过电流保护,延时动作的线路过电流保护。有定时限线路过电流保护和反时 限线路过电流保护两种。 ?1.定时限线路过电流保护。 动作时限与通过的电流水平 (大于过电流元件的起动值)无关的 能保护线路全长的延时过电流保护。实际应用中常常由几个定时限 (包括无时限)过电流保 护段组成带阶段时限特性的多段式线路过电流保护。各保护段的起动电流、动作时限及灵 敏度均不相同。它们中有的快速动作,有的能保护线路全长,有的还能保持到相邻电力设 备的全部。它们的中、低压电力网中一种主要线路保护方式。

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?对于两侧电源的情况,有的保护段需经故障功率方向判别元件控制。特别情况下,为了满 足电力系统运行方式变化较大的需要,有的保护段需依靠电流元件与电压元件协同动作, 统称电流电压保护。以取得比较稳定的保护范围。 ?2.反时限线路过电流保护。利用反时限电流继电器构成的线路延时过电流保护。故障点离 保护装置安装处愈近,通过的电流愈大,其运作时间也愈短。恰当地选择所需要的动作反 时限特性,可以同时获得本线路短路故障时有较短的动作时间,而当相邻电力设备故障时 又可以与后者的保护选择配合。有的还设有速动过电流部件,可根据需要实现无时限过电 流保护功能。它是幅射形简单电力网中最常见的一种线路保护方式。 ?2)线路零序过电流保护,用于各种电压等级的有效接地系统中输电线路接地短路故障的 过电流保护。保护的类别和功能与保护相间短路故障的线路过电流保护基本相同。但具有 如下特点: ?a)只能用以保护有效接地系统中发生的单相及两相接地短路故障,因为只有这两种短路故 障(不考虑继线故障)才在电力网中出现零序电流。 ?b)由于线路的零序阻抗是正序阻抗的 3 倍以上,而电源侧的零序阻抗一般均较正序阻抗 小,因而在线路首、末端发生接地短路故障时通过线路的零序电流幅值变化很大,远远大 于相间短路时相应相电流的变化。因此,利用零序电流保护比较容易获得动作时间快、保 护范围相对稳定且易于实现相邻保护间的选择配合等优点。

?c)因为正常运行时线路不通过零序电流, 因而零序电流保护 (或者它的某一段)可以有较低
的起动电流值,从而实现对线路发生高电阻接地电阻故障 (例如对树放电等,对 5OOkV 线 路可高达 300 欧)时的保护,这是任何其他保护方式所不及的。

?线路零序电流保护也有条件地用于非有效接地系统的情况,依靠内外部发生单相接地短
路故障时通过的零序电流幅值的大小不同,而实现内外部故障的判别,用以发出警报或跳 闸。

?(2)距离保护。以距离测量元件为基础构成的保护装置,其动作和选择性取决于本地测量 参数 (阻抗、电抗、方向)与设定的被保护区段参数的比较结果,而阻抗、电抗又与输电线 的长度成正比,故名。距离保护是主要用于输电线的保护,一般是三段式或四段式。第一、 二段带方向性,作本线段的主保护,其中第一段保护线路的 80%-90%。第二段保护。余下 的 10%-20%并作相邻母线的后备保护。第三段带方向或不带方向,有的还设有不带方向的 第四段,作本线及相邻线路的后备保护。 ?整套距离保护包括故障起动、故障距离测量、相应的时间逻辑回路与电压回路断线闭锁, 有的还配有振荡闭锁等基本环节以及对整套保护的连续监视和自动闭锁等装置。 ?有的接地距离保护还配备单独的选用元件。
图 12-1-6 三段式距离保护框图 P.278 ? ?图 12-1-6 是中国通用的模拟式距离保护典型结构简化框图,包括故障起动元件,第一、 二段及第三段距离继电器、振荡闭锁、电压回路断线闭锁等基本环节。 ?(3)电流相位比较式纵联保护。电流相位比较式纵联保护也称相差动高频保护,是以比较 本线路两端规定的工频电流的相位差为动作判据的一种线路纵联保护,该保护的最大优点 主要是利用电流量,结构简单,工作可靠性高,在系统发生振荡时不会误动作。它是超高
?

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压电力网中的中、短距离输电线路常用的一种全线快速动作的主保护,其基本原理如下:

?超高压电力网中的中、短距离输电线路的分布电容电流较小,本线路正常运行和外部故障 时两端相应工的频电流的相位差反相 (规定以由母线流向线路的电流为正方向),而当内部 故障时两端相应的工频电流的相位差接近同期,所以,可以用两端相应的工频电流的相位 差的大小来判断线路区内外故障,当相位差小于一定值时判定为区内故障,相差动高频保 护动作切除故障:否则,判定为区外故障。相位差定值的选择按考虑大于本线路两端电流互 感器与保护装置间及高频信号电流传输延时等在区外故障时可能出现的最大角误差 (例如 为±60°)选定。

?以规定的两端同一工频电流的同一半波 (正或负)相互重叠时间表示两工频电流间的相位
差,对于同一半波的两工频电流,在 5OHz 系统,当重叠时间为 10ms 时,表示两端电流同 相位,0ms 时,表示两端电流相位差 180°,在相差动高频保护中,将规定的半波整形为方 波,经过通道检测本端与对端两方波的重叠时间,做出动作与否的判据。图 12-1-7 表示相 差动高频保护的基本动作原理。 ?图 12-1-7 相差动高频保护的基本动作原理 P.279 ?(a)原理接线示意图;(b)内部故障时两侧电流的相位;

?相差动高频保护的优点是:保护可以在电力系统振荡和非全相运行时继续运行,不会误动 作;线路的串补电容对保护工作无影响;保护在电压二次回路断线时不会误动作。 保护的缺点 是:当被保护线路一相断线接地或非全相运行发生保护区内故障时,保护的灵敏度会变坏, 甚至可能拒动;线路的分布电容影响线路两端电流相位,长线影响更严重,因而保护不能用 在太长的线路上,重负荷线路的负荷电流也会改变线路两端电流的相位,不利于线路内部 故障时保护动作。高频相差保护是 22OkV 高压输电线路常用主保护之一,为了保证高值起 动元件和操作元件的灵敏度,四统一设计的高频相差保护,要求线路末端三相短路电流一 次值不小于 360A。22OkV 线路长度不大于 25Okm。 ?(4)高频闭锁方向保护。高频闭锁方向保护的基本原理是基于比较被保护线路两侧的功率 方向。当两侧的短路功率方向都是由母线流向线路时,保护就动作跳闸。由于它是以高频 通道经常无电流,而当外部故障时由功率方向为负的一侧发送高频闭锁信号去闭锁两侧保 护,因此称为高频闭锁方向保护。 ?图 12-1-8 高频闭锁方向保护的动作原理 P.279 ?现以图 12-1-8 说明高频闭锁方向保护的动作原理。假定功率正方向为从母线流向线路。 图中的 K 点发生短路,对 BC 线路来说,保护启动元件动作发闭锁信号,因为内部短路。 此时 B、C 两侧功率方向皆为正方向,使收发信机停止发信,因而都发不出高频闭锁信号, 两侧保护都动作跳闸。而对 AB 线路来说,则为外部短路。 ?此时 A 侧功率方向虽为正,但由于 B 侧功率方向为负,故 B 侧发高频闭锁信号,此闭锁 信号一方面被本侧收信机所接收,另一方面通过高频通道送到 A 侧,将 A 侧保护闭锁,因 而 A、B 侧保护均不能动作跳闸。 ?目前广泛用负序功率方向元件来判别故障方向,高频闭锁负序方向保护的原理比较简单。 在全相运行条件下能够正确反应各种不对称短路,在三相短路时,只要不对称时间大于 5~7ms,保护可以动作“在两相运行条件下 (包括单相重合闸过程中)发生故障,保护可能拒 动。在电压互感器二次回路断线时,保护应退出工作。

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?高频闭锁方向保护的主要优点在于:利用非故障线路发送高频闭锁信号。这样,当线路内
部故障并伴随着通道的损坏时 (例如通道所在相接地或断线),不会影响高频闭锁信号的传 输,因而保护仍能正确动作,切除故障。

?12.1.2 电力系统继电保护配置 ?12.1.2.1 继电保护配置和构成方案设计要求 ?(1)电力系统对继电保护配置的基本要求。 ?1)继电保护是电力系统的重要组成部分,电力系统中所有的线路、母线等电力设备都不允 许在无继电保护状态下运行,所配置的继电保护必须符合 GB14285《继电保护和安全自动 装置技术规程》 ,符合可靠性 (可信赖性和安全性)、选择性、灵敏性和速动性的要求当这些 电力设备发生各种类型故障时,所配置的继电保护应以可能最短的时限、在可能最小的区 间内将故障设备从电网中断开,以保证电力系统的安全运行和减轻故障设备的损害程度。 ?2)继电保护的配置方式,要满足电力网结构、厂站主接线的要求,并考虑电力网和厂站运 行方式的灵活性。但是,对导致继电保护和安全自动装置不能保证电力系统安全运行的电 力网接线方式、变压器接线和运行方式,应限制使用 (例如,不宜在大型电厂一向电力网送 电的主干线上接入分支线;尽量避免出现短线路成串成环的接线方式;应避免和消除严重影 响电网安全稳定运行的不同电压等级的电磁环网,发电厂不宜装设构成电磁环网的联络变 压器,等等)。 ?3)被保护线路在各种运行方式下 (线路空载、轻载、满载等)发生各种类型的金属性短路故 障时,保护应能可靠地快速动作;当发生非金属性接地故障或相间短路时,应保证有保护装 置能可靠地动作于切除故障线路,非故障线路的保护保证不会误动作。切除故障时间满足 超高压电力网运行稳定性的要求。 ?4)继电保护性能应能适应自动重合闸的要求,在单相接地故障时,只跳开故障相,对瞬间 性故障, 应重合成功;对重合于永久性故障或重合闸过程只又发生故障, 应能瞬间断开三相, 切除故障。 ?5)被保护线路在各种运行条件下进行各种正常倒闸操作时,保护不得误动作。在系统发生 振荡的全过程中线路发生故障时,保护不会非计划性误断开被保护线路;而在振荡过程中线 路发生故障时,能有选择性切除故障。在发生暂态稳定破坏时,非故障线路的保护不会由 于失去稳定而非计划误发跳闸命令。 ?6)连接到保护装置的交、直流二次回路故障与二次回路干扰以及纵联保护的通道发生故障 或异常情况时,均不会引起继电保护误动作。 ?(2)影响电力网继电保护配置的主要因素。电力网继电保护配置方案应满足电力系统对继 电保护 “四性”的要求,其中"可靠性"是"四性"的前提。 ?整个电力系统是非常复杂的有机联系的整体,任一电力设备和线路的故障如不能及时切 除,都将影响电力系统的安全运行,影响的程度主要视电力设备和线路在电力系统中所处 地位而定。因此,不同电压等级的电力网中,各电力设备和线路对继电保护的“四性”要求, 特别是对可靠性与速动性的要求是有区别的,这是影响电力网继电保护配置水平的主要因 素。在确定电力网继电保护配置时,一般要考虑以下问题:

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?1)电力网电压等级。一定的电压等级一般对应着一定的电力网容量、供电负荷大小与供电 范围电压等级是电力网重要性的主要标志之一,同时,不同的电压等级的电力网具有不同 的机电和电磁特征。例如,330kV 以上的电力网,输送功率大,稳定问题突出系统暂态过 程严重。要求保护装置的可靠性高,动作快。而 11OkV 及以下电力网,这类问题一般影响 不大。 ?2)中性点接地方式。中性点接地方式影响电力网中接地保护的选型与配置。中性点直接接 地电力网的接地保护,反应单相接地电流与电压,动作于跳闸;中性点非直接接地电力网的 接地保护,一般反应单相接地电容电流或暂态电流,通常作用于信号。

?3)电力网结构型式。在电力网电压、中性点接地方式确定后,电力网结构型式是影响继电
保护配置方式的主要因素。目前,由于技术或经济上原因,继电保护还不能保证对任何结 构形式的电力网都可满足 “四性”的耍求。因此,要求进行电力网规划及安排运行方式时, 耍同时考虑使继电保护简单可靠、协调配合。下列一些电力网的接线方式一般要严重恶化 继电保护运行性能,设计及运行中均宜适当限制:

?a)成串或成环的短线路; ?b)主干线上 "T"接分支线或在大型电厂出口附近"∏"接变电所; ?c)在超高压电力网中,不适当地选用全星型变压器或过多使用自藕变压器; ?d)同杆并架双 (多)回线及架空和电缆混合线路等。 ?4)选择性切除故障时间。电力网切除故障时间主要由系统稳定性、发电厂厂用电或重要用
户供电电压及电力网保护配合的要求等许多因素决定。按实际情况下允许切除故障最长时 间的考虑,5OOkV 线路近故障端 0.08s,远故障端 0.1s;22OkV 线路,其近故障点侧和远故 障点侧的故障切除时间,应分别不大于 0.1s 和 0.1~0.12s,母线故障切除时间一般为 0.08~0.1s,对具体工程稳定可能要求更严格。这涉及到保护选型及配置。

?5)故障类型及概率。在拟制保护装置和设计保护配置方案时,对电力网中常见运行方式及 故障类型,继电保护应保证快速可靠动作,并具有选择性,对稀有故障,可根据对电力网 影响程度或后果,采取相应措施,使保护能正确动作。对两种稀有故障同时出现的情况可 不考虑。但不允许电力网内任一运行元件在无继电保护状态下工作。 ?6)电力网内事故教训和运行经验。应强调采用国内和国外的成熟运行经验的保护装置,特 别对 5OOkV 及以上超高压电力网, 在其在发展初期一般比较薄弱, 应当配置能满足系统要 求成熟的继电保护装置。 ?7)其他因素。包括保护配置具有灵活性,以适应运行方式的变化及电力网的发展,保护装 置的产品性能、工艺水平及供货条件等。 ?(3)主保护、后备保护、辅助保护。电力系统中电力设备和线路,应装设短路故障和异常 运行保护装置。电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护,必要时可再增设 辅助保护。 ?1)主保护。主保护是指在电力系统申,预定优先切除故障或结束异常情况的保护装置,只 切除距故障点最近的断路器。从动作时限上划分,主保护有全线瞬时动作及按阶梯时间动 作两类。根据电力系统暂态稳定或发电厂安全运行要求,必须对被保护线路全线任何地点 及任何故障形态均能瞬时有选择地切除,应采用具有选择性保护各种类型的短路的继电保 护装置作主保护,这主要由各类性能完善的纵联保护担任,是具有绝对选择性的主保护系

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统。

?对 11OkV 及以下一些不太重要线路,当电力系统允许线路一侧由保护第一或第二段切除 时,则可以采用有阶梯时限特性的距离或零序保护第一、二段作主保护。 ?2)后备保护。后备保护是指当主保护动作失败或断路器拒绝动作时起作用的保护,具有相 对选择性,按其构成分为远后备及近后备两种。 ?a)远后备。当被保护元件内部故障时,依靠相邻线路对侧断路器上对此故障有一定灵敏度 的后备保护装置动作切除故障,其后备范围广,包括相邻变电所直流消失保护与断路器均 不能动作时也起后备作用。但动作时间长,在复杂电力网中往往因灵敏度或选择性不足而 不能采用,故多用于 11OkV 及以下输电线路。

?b)近后备。当被保护元件内部故障时,依靠本厂站保护实现后备保护。一种是继电器后备
方式,由相邻线路近故障侧的保护切除故障,或由本侧另一组保护起后备作用;另一种是断 路器后备方式,当故障线路保护动作而断路器拒动时,由故障线路的断路器失灵保护经延 时切除同一母线上相邻有电源线路的断路器,这种近后备方式动作相对速度快,灵敏度及 选择性均较好,主要用于 22OkV 及以上线路。

?按照 GB14285-1993 规定:断路器后备在 220~5OOkV 电力网中,以及 11OkV 电力网的个 别重要部分,按下列规定装设断路器失灵保护:1.线路保护采用近后备方式。对 220-5OOkV 分相操作的断路器,可以只考虑断路器单相拒动的情况。2.线路保护采用远后备方式,如果 由其他线路和变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围,并引起严重后果。3.如断路器与 电流互感器之间发生故障,不能由该回路主保护切除,如果由其他线路和变压器的后备保 护切除故障将扩大停电范围,并引起严重后果。 ?c)辅助保护,是为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护推出运行而增设的 简单保护,例如,对 22OkV 线路除主保护之外,在正常运行方式下,保护安装处短路时, 电流速断保护的灵敏度在 1.2 以上时,可以安装电流速断保护作为辅助保护。 ?从原则上来说,电力设备和线路短路故障的保护应有主保护和后备保护,是满足电力系统 中所有线路、母线等电力设备都不允许在无继电保护状态下运行的基本要求,保证任何电 力设备和线路在运行中, 都具有由两套完全独立的继电保护装置分别控制两台 (或两台以上) 断路器实现保护。完全独立是为了可靠地实现备用,目的是为了当任一台保护装置或任一 台断路器拒绝动作时,能够由另一台保护装置或另一台断路器动作切除故障。 ?对于 11OkV 及以下电力网,基本上实现的是 “远后备”,即当最邻近故障元件的断路器上 配置的保护或断路器拒动时,可以由电源侧上一级断路器处的继电保护动作切除故障。实 现完整意义上后备。 ?对于 22OkV 及以上电压的复杂电力网,因为电源侧上一级断路器配置的继电保护装置, 往往不能对相邻故障元件实现有效的保护,因而,只能实现 “近后备”,即每一个电力元件 或线路都配置两套独立的继电保护,各自完全实现对本电力元件或线路的保护,其中一套 继电保护因故拒绝动作, 出另一套继电保护动作切除故障;如果断路器拒绝动作, 则由“断路 器失灵保护”动作,断开同一母线是其他带电源的所有线路、变压器的断路器,以最终断开 故障。所以保护双重化和断路器失灵保护是实现“近后备”的必要条件。 ?12.1.2.2 3~1lOkV 电力网线路保护配置原则
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?(1)3~63kV 中性点非直接接地电力网线路保护配置原则。 3-6,V 电力网为中性点非直接接 地系统,相间短路保护必须动作于断路器跳闸,单相接地时,由于接地电流小,虽然中性 点位移,但三相电压仍能保持平衡,对用户没有很大影响,因此,单相接地保护一般动作 于信号,但单相接地对人身和设备的安全产生危害时,就应动作于跳闸(如在有爆炸危险或 容易引起火灾的车间、矿井)。对容易出现过负荷的电缆线路或电缆与架空混合线路,应装 设过负荷保护,宜带时限动作于信号,当危及设备安全时,可动作于跳闸。 ?1)相间短路保护的配置原则。 ?a)电流保护的电流回路的电流互感器采用不完全星形接线,各线路保护的电流互感器均装 设在相同的两相上 (通常为 A、C 两相),以保证在大多数两点接地情况下,有 2/3 几率只 切除一个故障点。相邻线路 ?b)后备保护应采用远后备方式。 ?c)线路上发生相间短路时,如发电厂或重要用户的母线电压低于 50-60 额定电压,以及线 路导线截面过小,不允许带时限切除短路时,应快速切除故障。 ?d)如果过电流保护的时限不大于 0.5~0.6s, 且没有上述 c)条情况, 或没有配合上的要求时, 可不装设瞬动的电流速断保护。 ?2)相间短路保护的配置规定。 ?a)单侧电源线路。 3~1OkV 单回线路可装设两段式过电流保护, 第一段为无时限电流速断, 第二段为带时限的过电流保护;对带电抗器的线路,如其断路器不能切断电抗器前的短路电 流,则不应装设无时限电流速断保护,电抗器前的短路应由母线保护或其他保护切除;如果 是发电厂引出不带电抗器的线路,应装设无时限电流速断保护,其保护范围应保证切除所 有使发电厂或重要用户的母线电压低于 50~60%额定电压的短路, 必要时允许无时限电流速 断保护无选择性动作,并以自动重合闸或备用电源自动投入来补救。对 35-63kV 单回线路 可装设一段或两段式电流电压速断保护和过电流保护。 ?b)双侧电源线路。3~1OkV 线路,一般可装设带方向或不带方向的电流速断保护和过电流 保护,当不能满足要求时,对短线路以导引线保护作主保护,带方向或不带方向的过电流 保护作后备保护,导引线保护如需专用辅助导线时,其长度不宜超过 1-2km。对 35-63kV 线路,如电流电压保护不能满足要求,宜采用距离保护;对短线路,宜采用导引线或光纤通 道的纵联保护作主保护,带方向或不带方向的过电流保护作后备保护。 ?c)平行线路。平行线路宜分裂运行,按单回线路方式配置保护。当并列运行时,宜装设横 联保护作主保护,以接于两回线电流之和的阶段式电流保护作后备保护,及一回线断开后 的主保护和后备保护。

?3)单相接地保护。 对非直接接地电力网, 由于单相接地时, 仅使相电压畸变而线电压不变,
用户仍可正常工作,故允许电力网短期带接地点运行。因此,除对人身和设备安全有要求 的线路装设动作于跳闸的单相接地保护,接地保护一般动作于信号。

?单相接地的特点是接地电流很小。当中性点绝缘时,单相接地电流为电力网的自然电容
电流;当申性点经消弧线圈接地时,则为补偿后的残流。通常这些电流同不平衡电流可以此 拟,给单相接地保护带来困难。

?一般在发电厂和变电所母线上,装设反应零序电压的单相接地监视装置,在发出单相接地 信号后,采用顺序断开线路或用专用检测仪表以判明故障线路,不必在每回线上安装单独

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接地保护。当上述办法不能迅速确定故障时,在有条件安装零序电流互感器的线路上 (如 电缆或经电缆引出的架空线路)或由三相电流互感器构成的零序滤过器的线路上,装设动作 于信号的单独接地保护。 ?对线路单相接地,可利用下列电流,构成有选择性的电流保护或功率方向保护。 ?a)网络的自然电流。 ?b)消弧线圈补偿后的残余电流。 ?c)利用短时在电力网中性点投人有效电阻产生的有效接地电流,但不宜大于 10~2OA。 ?d)单相接地故障的暂态电流。

?(2)11OkV 中性点直接接地电力网线路保护配置原则。11OkV 中性点直接接地电力网中线
路中,线路发生相间短路或接地短路部会产生比较大的短路电流,影响电力网安全供电, 所以线路应装设相间保护和接地保护,对相间故障或接地短路均应动作于跳闸。对容易出 现过负荷的电缆线路或电缆与架空混合线路,应装设过负荷保护,过负荷保护宜带时限动 作于信号,当危及设备安全时,也可以动作于跳闸。

?1)相间保护的配置原则。 ?a)相间保护的电流回路的电流互感器采用三相星形接线。 ?b)后备保护宜采用远后备方式。 ?c)单侧电源线路, 应装设三相多段式电流或电流电压保护;双侧电源线路, 可装设阶段式距 离保护装置。 ?d)对平行线路:平行线路宜分裂运行,按单回线路方式配置保护。当并列运行时,宜装设 横联保护作主保护,以接于两回线电流之和的阶段式电流保护或距离保护作后备保护,及 作为一回线断开后的主保护和后备保护。

?e)在下列情况下,应装设全线速动的主保护:当系统稳定有要求时;1.线路上发生三相短路
时,使发电厂厂用电母线或重要用户的母线电压低于允许值 (一般约为 70%额定电压),且 其他保护不能无时限和有选择性切除短路时 (GB14285 中规定为 70%额定电压,GB50062 中规定为低于 60%额定电压)。

?f)对短线路, 符合装设全线速动保护要求, 宜采用导引线或光纤通道的纵联保护作主保护,
带方向或不带方向的过电流保护作后备保护。

?2)接地保护的配置原则。 ?a)宜装设带方向或不带方向的阶段式零序电流保护。 ?b)对某些线路,当零序电流保护不能满足要求时,可装设接地距离保护,并应装设一段或
两段零序电流保护作后备。

?12.1.2.3 220~5OOkV 电力网线路保护配置原则 ?在中性点直接接地系统中,对 11OkV 电力网,主要是计算各种接地短路、两相短路及三 相短路等简单的故障方式;对 22OkV 及以上电力网, 除上述简单故障外, 还必须分析复杂的 故障方式,例如,线路发生单相接地,同时自一侧断开,形成断相加接地复杂故障形式;在 单相重合闸周期中,非故障相又发生单相或两相接地,对有串联电容补偿的线路,还必须 考虑由短路引起串联电容器的三相不对称击穿,导致发生除横向不对称外,又叠加纵向不 对称短路,对同杆架设的平行线,必要时要计算两平行线间同名相或异名相之间跨线故障。 除此之外,还应考虑到故障类型的可能转变,例如,开始为单相接地,而后演变为两相接

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地或再发展成三相短路接地故障等。

?电力系统正常运行时基本是三相平衡的。在发生不对称短路时,在短路电流 (电压)中, 除了对称的正序分量外,还有负序分量,而在伴有接地短路时,还有零序分量。同时,在 短路过程中还存在不同成分的稳态和暂态的故障分量。 ?由于超高压电力网对继电保护动作的快速性提出严格的要求,因此,必须采取措施消除或 减少短路暂态过程对继电保护的影响。短路过程中,暂态电流包括通常的工频强制分量和 一系列自由分量。例如,由线路分布电容引起的高频自由周期分量,串联电容引起的低频 自由周期分量,电力网电感元件引起的自由非周期分量等。这些自由周期和非周期分量的 幅值,在严重情况下,可与工频强制分量相比拟。 ?自由非周期分量衰减时间常数在 330kV 线路上,短路时可达 4Oms;500~75OkV 线路上, 短路时为 75ms;在大型火电厂引线出口处,短路时则可达 150~2OOms,甚至更长。 ?为了使继电保护能正确判断故障的类型及位置, 要求电流及电压互感器 (包括继电保护装 置测量回路用的电流、电压变换器)应能线性反应故障状态下工频参数,而把自由周期或非 周期分量的作用限制到不影响继电保护正确动作的水平以下。 ?(1)22OkV 高压线路的特点及其对继电保护的影响。22OkV 线路和 11OkV 线路,虽然都 是中性点直接接地系统,在接地故障时有较大的零序电流,但 22OkV 线路下列特点对保护 的影响比 11OkV 线路表现更为突出: ?a)一般稳定要求严格,必须全线快速切除故障。 ?b)由于短路、操作或负荷突变等扰动,在电力网中可能引起振荡,振荡不应引起保护误动 作,在振荡过程中发生故障,应能有选择性的可靠切除。 ?c)超高压重负荷线路的负荷阻抗可能接近短路阻抗,继电保护应具备区分负荷状态与短路 状态能力。 ?d)由于输电电压的提高及采用分裂导线,使线路电容电流增加,对于长线路,电容电流使 线路两侧电流的幅值和相位均受其影响,影响继电保护性能。 ?e)超高压输电线的潜供电流延长线路的消弧时间,影响自动重合闸的重合时间及成功率。

?f)当线路采用串联电容补偿时,将破坏短路阻抗和短路功率的方向随短路距离变化的单一
性,同时可能出现断相、短路及串联电容纵向不对称击穿的多重性复杂故障,给继电保护 增加复杂性。

?g)由于超高压电力网采用大容量机组、并联电抗、分裂导线等,使短路暂态过程严重,对
快速保护均产生严格要求。

?(2)22OkV 电 力 网 线 路 保 护 配 置 。 22OkV 线 路 一 般 属 于 电 力 网 中 重 要 线 路 , 应 按 GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》配置反应相间短路和接地短路的保护。 ?按照《继电保护和安全自动装置技术规程》规定:1.22OkV 线路根据系统稳定要求;或者后 备保护整定配合有困难时,都可装设两套全线速动保护。2.22OkV 线路宜采用近后备保护 方式 (但某些线路,如能实现远后备,则宜采用远后备,或同时采用远、近结合的后备保护 方式。 实际上, 除单电源供电的 22OkV 终端线路外, 为了满足系统稳定或者近后备的要求, 达到有选择性的快速切除故障,防止电力网事故扩大,保证电力网安全、优质、经济运行, 一般情况下,都应装设两套全线速动保护。

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?1)对两套全线速动保护的要求。 ?a)设置两套完整、独立的全线速动保护。 ?b)两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源相互独立。即两套主保护的交流电流、电 压回路分别采用电流互感器和电压互感器的不同二次绕组,直流回路应分别采用专用的直 流熔断器供电。 ?c)每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障 (包括正常运行、非全相运行以及系统振 荡过程中发生接地电阻不大于 1OO 欧的单相接地故障和两相接地、相间故障及转移性故障 等),均能快速动作切除故障。 ?d)每套主保护应具有独立选相功能,能按用户要求实现单相跳闸或三相跳闸。 ?e)断路器有两组跳闸线圈,两套主保护均能启动任一组跳闸线圈。

?f)两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。 例如:1.当两套主保护均采用电力线载波
通道时,应由不同的载波机或远方信号传输装置;2.当有光纤通道时,两套主保护均采用光 纤通道,按情况可以分别采用专用光纤、或分别采用复用 PCM 终端、或分别采用 2M/s 的 保护专用通道;3.分别采用不同路径的微波通道,或一套微波通道,一套电力线载波通道。

?2)对相间短路,应按下列规定装设相间短路保护: ?a)单侧电源单回线路,可装设三相电流电压保护,如不能满足要求,则装设距离保护; ?b)双侧电源线路,宜装设距离保护; ?c)正常方式下,保护安装处短路,电流速断保护的灵敏度在 1.2 以上时,可装设电流速断 保护作辅助保护; ?d)符合装设全线速动保护要求的线路,除了装设全线速动保护外,还应按上述要求,装设 相间短路后备保护及辅助保护。 ?3)对接地短路,应按下列规定之一装设接地短路保护: ?a)对 22OkV 线路,当接地电阻不大于 1OO 欧时,保护应能可靠地、有选择地切除故障; ?b)宜装设阶段式或反时限零序电流保护; ?c)可采用接地距离保护,并辅之阶段式或反时限零序电流保护; ?d)符合装设全线速动保护要求的线路,除了装设全线速动保护外,还应按上述要求,装设 接地短路后备保护。 ?4)电缆线路或电缆与架空线路,除了相间短路和接地短路保护之外,应装设过负荷保护, 过负荷保护宜带时限动作于信号,当危及设备安全时,也可以动作于跳闸。 ?(3)330-500kV 电力网线路保护配置。 ?1)配置 330~5OOkV 线路保护时要考虑的超高压电网特点: ?a)输送功率大,稳定问题突出,要求保护可靠性高、选择性好、动作速度快; ?b)系统中采用大容量的发电机、变压器带来的影响; ?c)系统中采用串联电容补偿和并联电抗器带来的影响; ?d)超高压、长距离输电线路分布电容电流带来的影响; ?e)采用电流互感器铁芯带有气隙和电容式电压互感器带来的影响; ?f)其他方面,如同杆并架双回线等。 ?2)330~5OOkV 电力网线路主保护配置。 ?a)设置两套完整、独立的全线速动主保护。
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?b)两套主保护的交流电流、电压回路和直流电源相互独立。 ?c)每一套主保护对全线路内发生的各种类型故障 (包括正常运行、非全相运行以及系统振 荡过程中发生单相接地故障和两相接地、相间故障及转移性故障等),均能快速动作切除故 障。 ?d)每套主保护应具有独立选相功能,实现单相跳闸或三相跳闸。 ?e)断路器有两组跳闸线圈,两套主保护均能启动任一组跳闸线圈。 ?f)两套主保护分别使用独立的远方信号传输设备。

?g)主保护的整组动作时间对近端故障≤20ms;对远端故障≤30ms (不包括远方信号传输时
间)。

?3)330~5OOkV 电力网线路后备保护配置。 ?a)采用近后备保护方式; ?b)后备保护应能反应线路各种故障; ?c)接地后备保护应保证在接地电阻不大于下列数值时,能可靠的有选择性切除故障:对 330kV 线路为 150 欧.5OOkV 线路为 300 欧。 ?d)为快速切除线路出口故障,在保护配置中宜有专门反应近端故障的快速辅助保护。 ?e)当 330~5OOkV 线路配置的主保护都具有完备的后备保护功能时, 可不再另设后备保护, 否则,对每一套主保护均应配置具有完备的后备保护。 ?f)断路器失灵保护满足以下基本要求:1.断路器失灵保护启动应在故障线路的保护能瞬时 复归的出口中间继电器动作后不返回及断路器末断开的判别元件动作不返回两条件具备下 起动。 2.断路器失灵保护的动作时间宜无时限再次动作于跳开本断路器, 其次, 对双母线 (或 分段单母线),以较短时限(大于故障线路跳闸时间及保护返回时间之和)动作于母联或分段 断路器,再经一时限动作于连接在同一母线上其他有电源的断路器。3.为防止断路器失灵保 护误动作,应有负序、零序和低电压闭锁。 ?12.1.2.4 母线保护构成原理及应用 ?(1)装设母线保护原则。电力系统母线故障是严重事故之一,一般情况下,母线故障如仅 靠供电设备的保护带时限切除是不能满足电力系统安全运行要求的,在高压电力网中,当 母线故障延时切除可能发生下列情况时,应装设专用母线保护: ?1)破坏电力系统稳定。 ?2)使发电厂厂用电的母线电压降低到允许值 (一般为额定电压 60%)以下,影响安全运行。 ?3)影响全网保护水平的提高,或引起大范围负荷切除及供电质量低下。 ?(2)对专用母线保护基本要求。 ?1)对于双母线并联运行的发电厂或变电所,当线路保护在某些情况下可能失去选择性时, 母线保护应保证优先跳开母联断路器,但不能影响系统稳定运行。 ?2)除 1 个半断路器接线的母线保护以外,为防止母线保护误动作,应增设简单可靠闭锁装 置,如采用电压闭锁元件,用低电压和零序电压构成的复合电压刁锁触点应分别串接在各 断路器的跳闸回路中,防止由于误碰出口中间继电器而造成母线电流差动保护误动。 ?3)母线保护在保护区内发生各种相间及接地故障应可靠动作,包括双母线两组母线相继动 作,而在正常运行及区外发生各种类型故障时可靠不动作。

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?4)母线保护应能自动适应各种母线连接方式及各种运行方式,在双母线分组或分段解列运 行时,能有选择性切除故障母线。 ?5)短路过程中电流暂态分量及电流互感器的饱和等不影响母线保护正确工作。 ?6)对构成环路的各类母线接线,母线保护在区内故障时不受电流流出母线影响而拒绝动 作。 ?7)保护对电流互感器变比不一致应能适应。 ?8)母线保护动作后 (1 个半断路器接线的母线保护除外),对不带分支的线路,应使对侧全 线速度动保护跳闸。 ?9)双母线情况下,母线保护动作时,应闭锁可能动作的横联保护。 ?10)保护动作时间满足电力网切除故障速动性要求。 ?(3)母线的继电保护方式和应用。 ?主要的母线继电保护方式见表 12-1-6 P.288 ?表 12-1-6 母线的继电保护常用方式 ?中阻抗型比率制动母线差动保护 ?完全电流差动保护 ?母联相位差动保护 ?电流比相差动保护 ?常用的选择元件为中阻抗型电流差动继电器,以差动回路连接元件电流的相量和Σ I 作动 作量。而以各电流的代数和Σ ︱I︱作制动量。

?母线保护接于母接上所有连接元件电流互感器二次电流的和电流回路上。对双母线系统,
以总差动电流作起动元件,以每组母线差电流作选择元件

?利用总差动电流作起动元件比较母联电流与差电流相位来选择故障母线 ?比较母线上所有连线元件的相位、内部故障时同相位、外部故障时相位差近 180° ?12.1.2.5 断路器失灵保护 ?(1)断路器失灵保护是当判定保护装置已动作发出给断路器的跳闸命令,经过足己判别的
最小时间间隔, 确认断路器尚未跳闸时 (往往以电流继续通过已向它发出了跳闸命令的断路 器为判据),将同一变电所中在电回路上最靠近拒动作断路器且接有电源的所有其他相邻断 路器断开,以断开到故障点的全部电源的一种特殊保护回路。它用于对相邻元件后备保护 作用不足的情况,主要是 22OkV 及以上的超高压线路。

?(2)按照 GB14285-1993 规定:断路器后备在 220~5OOkV 电力网中,以及 11OkV 电力网的 个 别 重 要 部 分 , 按 下 列 规 定 装 设 断 路 器 失 灵 保 护 :畗 线 路 保 护 采 用 近 后 备 方 式 。 对 220~5OOkV 分相操作的断路器,可以只考虑断路器单相拒动的情况。1.线路保护采用远后 备方式,如果由其他线路和变压器的后备保护切除故障将扩大停电范围,并引起严重后果。 2.如断路器与电流互感器之间发生故障,不能由该回路主保护切除,如果由其他线路和变压 器的后备保护切除故障将扩大停电范围,并引起严重后果。 ?(3)断路器失灵保护应符合下列要求: ?1)为提高动作可靠性,必须同时具备下列条件,断路器失灵保护方可启动: ?a)故障线路或设备的保护能瞬时复归的出口继电器动作后不返回; ?b)断路器末断开的判别元件,可采用能够瞬时复归的相电流元件。
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?2)断路器失灵保护动作时间,应按下述原则整定: ?a)宜无时限再次动作于本断路器跳闸; ?b)对双母线 (或分段单母线)接线, 以较短时限 (大于故障线路跳闸时间及保护返回时间之 和)动作于母联或分段断路器; ?c)再经一时限动作于断开与拒动作断路器且接有电源的所有其他相邻断路器。 ?3)断路器失灵保护出口回路应经闭锁触点控制,以减少较多一次元件被误切除的可能性。 ?4)断路器失灵保护出口回路可以与母差保护共用, 也可以单独设置。 当与母差保护共用时, 闭锁元件的灵敏度应按失灵保护的要求整定。 ?5)断路器失灵保护动作时,应对有关断路器的自动重合闸装置进行闭锁。 ?6)1 个半断路器接线方式的断路器失灵保护中,反映断路器动作状态的相电流判别元件, 应分别检查每断路器的电流,以判别那台断路器拒动。当一串中的中间断路器拒动时,则 应采取措施便对侧断路器跳闸的措施,并闭锁重合闸。多角形接线方式的断路器可按上述 原则处理。 ?(4)断路器失灵保护按一套配置。

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