《继电保护及二次回路》

宜 宾电业局继电保护工作手册 1 第一章 继电保护工作基本知识 第一节 电流互感器 电流互感器（ CT）是电力系统中很重要的电力元件，作用是将一次高压侧的大电流通过交变磁通转变为二次电流供给保护、测量、录波、计度等使用，本局所用电流互感器二次额定电流均为 5A，也就是铭牌上标注为 100/5， 200/5 等，表示一次侧如果有 100A 或者 200A电流，转换到二次侧电流就是 5A。 电流互感器在二次侧必须有一点接地，目的是防止两侧绕组的绝缘击穿后一次高电压引入二次回路造成设备与人身伤害。同时，电流互感器也只能有一点接地，如果有两点接地，电网之间可能存在的潜电流会引起 保护等设备的不正确动作。如图 1.1，由于潜电流 IX的存在，所以流入保护装置的电流 IY I，当取消多点接地后 IX 0，则 IY I。 在一般的电流回路中都是选择在该电流回路所在的端子箱接地。但是，如果差动回路的各个比较电流都在各自的端子箱接地，有可能由于地网的分流从而影响保护的工作。所以对于差动保护，规定所有电流回路都在差动保护屏一点接地。 电流互感器实验 1、 极性实验 功率方向保护及距离保护，高频方向保护等装置对电流方向有严格要求，所以 CT 必 2、变比实验 须做极性试验，以保证二次回路能以 CT 的减极性方式接线，从而一次电流与二次电流的方向能够一致， 规定电流的方向以母线流向线路为正方向 ，在 CT 本体上标注有 L1、 L2，接线盒桩头标注有 K1、 K2，试验时通过反复开断的直流电流从 L1 到 L2，用直流毫安表检查二次电流是否从 K1 流向 K2。线路 CT 本体的 L1 端一般安装在母线侧，母联和分段间隔的CT 本体的 L1 端一般都安装在 I 母或者分段的 I 段侧。接线时要检查 L1 安装的方向，如果不 是按照上面一般情况下安装，二次回路就要按交换头尾的方式接线。 CT 需要将一次侧电流按线性比例转变到二次侧，所以必须做变比试验，试验时的标准CT 是一穿心 CT，其变比为（ 600/N） /5， N 为升流器穿心次数，如果穿一次，为 600/5。对于二次是多绕组的 CT，有时测得的二次电流误差较大，是因为其他二次回路开路，是 CT磁通饱和，大部分一次电流转化为励磁涌流，此时应当把其他未测的二次绕组短接即可。同理在安装时候，未使用的绕组也应该全部短接，但是要注意，有些绕组属于同一绕组上有几个变比不同的抽头，只要使用了一个抽头，其 他抽头就不应该短接，如果该绕组未使用，只短接最大线圈抽头就可以。变比试验测试点为标准 CT 二次电流分别为 0.5A， 1A， 3A， 5A，10A， 15A 时 CT 的二次电流。 3、绕组的伏安特性 IY I CT 绕组 保护装置 IX 图 1.1 宜 宾电业局继电保护工作手册 2 理想状态下的 CT 就是内阻无穷大的电流源，不因为外界负荷大小改变电流大小，实际中的 CT 只能在一定的负载范围内保持固定的电流值，伏安特性就是测量 CT 在不同的电流值时允许承受的最大负载，即 10%误差曲线的绘制。伏安特性试验时特别注意电压应由零逐渐上升，不可中途降低电压再升高，以免因磁滞回线关系使伏安特性曲线不平滑，对于二次侧是多绕组 的 CT，在做伏安特性试验时也应将其他二次绕组短接。 10%误差曲线通常以曲线形式由厂家提供，如图 1.2，横坐标表示二次负荷，纵坐 标为 CT 一次电流对其额定一次电流的倍数。 根据所测得 U， I2值得到 RX1， Rx1 U/ I2， 找出与二次回路负载 Rx最接近的值，在图上找到该负荷对应的 m0，该条线路有可能承受的最大负载的标准倍数 m，比较 m 和 m0 的大小，如果 mm0，则该 CT 不满足回路需求，如果 m m0，该CT 可以使用。伏安特性 测试点为 I2在 0.5A， 1A，3A， 5A， 10A， 15A 时的二次绕组电压值。 第二节 电压互感器 电压互感器（ PT）的作用是将高电压成比例的变换为较低（一般为 57V 或者 100V）的低电压，母线 PT 的电压采用星形接法，一般采用 57V 绕组，母线 PT 零序电压一般采用 100V绕组三相串接成开口三角形。线路 PT 一般装设在线路 A 相，采用 100V 绕组。若有些线路PT只有 57V绕组也可以，只是需要在 DISA系统中将手动同期合闸参数中的 100V改为 57V。 PT 变比测试由高压专业试验。 PT 的一、二次也必须有一个接地点， 以保护二次回路不受高电压的侵害，二次接地点选在主控室母线电压电缆引入点，由 YMN 小母线专门引一条半径至少 2.5mm 永久接地线至接地铜排。 PT 二次只能有这一个接地点（严禁在 PT 端子箱接地），如果有多个接地点，由于地网中电压压差的存在将使 PT 二次电压发生变化，这在电力系统继电保护实用技术问答（以下简称技术问答）上有详细分析。 电流互感器二次绕组不允许开路。 电压互感器二次绕组不允许短路。 CT 与 PT 工作时产生的磁通机理是不同的。 CT 磁通是由与之串联的高压回路电流通过其一次绕组产生的。此时二次回路开路时， 其一次电流均成为励磁电流，使铁芯的磁通密度急剧上升， 从尔在二次绕组感应出高达数千伏的感应电势。 PT 磁通是由与 PT 并联的交流电压产生的电流建立的， PT 二次回路开路，只有一次电压极小的电流产生的磁通产生的二次电压，若 PT 二次回路短路则相当于一次电压全部转化为极大的电流而产生极大磁通， PT二次回路会因电流极大而烧毁。 第三节 瓦斯继电器 I1 Zfh I1e E Rx m0 图 1.2 宜 宾电业局继电保护工作手册 3 瓦斯继电器是变压器重要的主保护，安装在变压器油枕下的油管中。 轻瓦斯主要反映在运行或者轻微故障时由油分解的气体上升入瓦斯继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随 油面落下，轻瓦斯干簧触点接通发出信号，当轻瓦斯内气体过多时，可以由瓦斯继电器的气嘴将气体放出。 重瓦斯主要反映在变压器严重内部故障（特别是匝间短路等其他变压器保护不能快速动作的故障）产生的强烈气体推动油流冲击挡板，挡板上的磁铁吸引重瓦斯干簧触点，使触点接通而跳闸。我局用瓦斯继电器分有载瓦斯继电器，油管半径一般为 50mm 或者 80mm,本体瓦斯继电器，油管半径一般 80mm。 瓦斯试验 1、 轻瓦斯试验 将瓦斯继电器放在实验台上固定，（继电器上标注箭头指向油枕），打开实验台上部阀门，从实验台下面气孔打气至 继电器内部完全充满油后关闭阀门，放平实验台，打开阀门，观察油面降低到何处刻度线时轻瓦斯触点导通，我局轻瓦斯定值一般为 250mm 350mm ，若轻瓦斯不满足要求，可以调节开口杯背后的重锤改变开口杯的平衡来满足需求。 2、 重瓦斯试验（流速实验） 从实验台气孔打入气体至继电器内部完全充满油后关上阀门，放平实验台，打开实验台表计电源，选择表计上的瓦斯孔径档位，测量方式选在“流速”，再继续打入气体，观察表计显示的流速值为整定值止，快速打开阀门，此时油流应能推动档板将重瓦斯触点导通。重瓦斯定值一般为 1.0 1.2m/s，若重瓦斯不满足要求，可以通过调节指针弹簧改变档板的强度来满足需求。 3、 密闭试验 同上面的方法将起内部充满油后关上阀门，放平实验台，将表计测量方式选在“压力”，打入气体，观察表计显示的压力值数值为 0.25MPa，保持该压力 40 分钟，检查继电器表面的桩头跟部是否有油渗漏。 第四节 二次回路的标号 为了便于二次回路的施工与日常维护，根据“四统一”的原则，必须对电缆和电缆所用芯进行编号，编号应该做到使用者能根据编号了解回路用途，能正确接线。 二次编号应根据等电位的原则进行，就是电气回路中遇于一点的导线都用同 一个数码表示，当回路经过接点或者开关等隔离后，因为隔离点两端已不是等电位，所以应给予不同的编号，下面将具体的解释些常用编号 一、 电缆的编号 本间隔电缆的编号 该电缆所在一次间隔的种类 该电缆所在一次间隔的调度编号尾数 3 3 宜 宾电业局继电保护工作手册 4 本间隔电缆的编号：通常从 101 开始编号，以先间隔各个电气设备至端子箱电缆，再端子箱至主控室电缆，先电流回路，后控制回路，再信号回路，最后其他回路（如电气联锁回路，电源回路）的顺序，逐条编号，同一间隔电缆编号不允许重复。 该电缆所在一次间隔的种类：采用英文大写字母表示， 220KV 出 线间隔 E，母联 EM，旁路 EP， 110KV 出线间隔 Y，母联 YM，旁路 YP，分段 YF， 35KV 出线间隔 U，分段 UF，10KV 出线间隔 S，分段 SF，电容器 C，主变及主变各侧开关 B， 220KVPT： EYH， 110KVPT：YYH， 35KVPT： UYH， 10KVPT： SYH。 该电缆所在一次间隔的调度编号尾数：如白沙变电站的豆沙线调度编号 261，这里就编 1，1#主变编 1， 1 母 PT 编 1，依此类推，如果该变电站只有一路旁路，或者一个母联或者分段开关，不需要编号。 各个安控装置如备自投，故障解列，低周减载等的电缆不单独编号 ，统一将电缆归于装置所控制的间隔依照上面的原则编号。 电源电缆编号 电缆号数：电源电缆联系全站同一一次电压等级的所有间隔，所以应该单独统一编号，一般从 01 开始依顺序编号 电源种类：交流电源编 JL，直流电源编 ZL。 由上面可知，所有相同间隔的相同功能电缆除了首位数有区别，其他数字应该是一样的。 二、 号头的编号 电流回路 电流流入装置的顺序：流入第一个装置为 1，流出后进入下一个装置为 2，依次类推。 编号：一般的 CT 有四组绕组，保护用的编号 41，遥测、录波用 42，计度用 44，留一组备用。 相别： A、 B、 C、 N， N 为接地端。 比较特殊的电流回路： 220KV 母差： A320、 B320、 C320、 N320； 110KV 母差： A310、 B310、 C310、 N310； 主变中性点零序电流： L401， N401； 主变中性点间歇零序电流： L402， N402。 电源种类 电缆号数 编号 电流流入装置的顺序 相别 宜 宾电业局继电保护工作手册 5 电压回路 电压等级：本变电站一次电压等级，由罗马数值表示，高压侧，中压侧，低压侧，零序电压不标。 PT 所在位置： PT 在 I 母或者母线 I 段上，保护遥测等标 630，计度用标 630， PT 在 II母或者母线 II 段上，则分别标 640 与 640。 相别： A、 B、 C 为三相电压， L 为零序电压。 线路电压编号 A609。 电压回路接地端都统一编号 N600，但是开口三角形接地端编 N600或者 N600以示区别。 传统的同期回路需要引入母线开口三角形电压回路的 100V抽头用来与线路电压做同期比较，该抽头编号 Sa630 或者 a630。 控制回路 对于分相操作的 220KV 线路开关，在上面的编号前还要加 A、 B、 C 相名加以区分。 白沙等非综合自动化站手动跳闸： 或者 综合自动化手动遥控正电源 L1，合闸 L3，跳闸 L33。 母差跳闸 R33。 对于双跳圈的 220KV 以上开关，母差跳闸编 R033 与 R133，跳闸回路编 37 与 37以示区别，这些方法也同样适用与其他双跳圈回路。 主变非 电量保护：正电源 01，本体重瓦斯 03，有载重瓦斯 05，压力释放 07 等（轻瓦斯属于信号回路）。 信号回路： 701 999 范围的奇数编号，一般信号正电源 701，信号负电源 702， 801899 之间为遥测信号， 901 999 之间为光字牌信号。但在本局综合自动化站也有用 801 表示正电源， 803 899 为遥测信号的。 电压切换回路： 731、 733、 735、 737，白沙站也有用 61、 63 代替 731 和 733。 电压并列回路： 890、 892、 894、 896。 母差刀闸信号： 01、 71、 73。 电源回路：直流储能电源 +HM， HM，交流电源 A， B、 C、 N。 普通开关 主变高压侧 开关 主变中压侧 开关 主变低压侧 开关 控制正电源 1 101 201 301 控制负电源 2 102 202 302 合闸 3 或 7 103 或 107 203 或 207 303 或 307 跳闸 33 或 37 133 或 137 233 或 237 333 或 337 PT所在位置 电压等级 相别 33 R33 宜 宾电业局继电保护工作手册 6 以上编号是工作中常用的编号，在下一章介绍二次回路时会做进一步的标注。 第二章 基本二次回路 第一节 电流与电压回路 一 电流回路 以一组保护用电流回路（图 2.1）为例，结合上一章的编号， A 相第一个绕组头端与尾端编号 1A1， 1A2，如果是第二个绕组则用 2A1， 2A2，其他同理。 二、电压回路 母线电压回路的星形接线采用单相二次额定电压 57V 的绕组，星形接线也叫做中性点接地电压接线。以变变电站高压侧母线电压接线为例，如图 2.2 （ 1）为了保证 PT 二次回路在莫端发生短路时也能迅速将故障切除，采用了快速动作自动开关 ZK 替代保险。 （ 2）采用了 PT 刀闸辅助接点 G 来切换电压。当 PT 停用时 G 打开，自动断开电压回路，防止 PT 停用时由二次侧向一次侧反馈电压造成人身和设备事故， N600 不经过 ZK 和 G切换，是为了 N600 有永久接地点，防止 PT 运行时因为 ZK 或者 G 接触不良， PT 二次侧失去接地点。 （ 3） 1JB 是击穿保险，击穿保险实际上是一个放电间隙，正常时不放电，当加在其上的电压超过一定数值后，放电间隙被击穿而接地，起到保护接地的作用，这样万一中 性点接端子箱端子排 1A2 1A1 1B1 1C1 1B2 1C2 第一个装置 A411 B411 C411 N411 第二个装置 A412 B412 C412 N412 图 2.1 YHa YHb YHc 1JB A601 B601 C601 N600 1ZK 2ZK 3ZK G A602 B602 C602 A630I B630I C630I 1YMa 1YMb 1YMc YMN JD C 图 2.2 宜 宾电业局继电保护工作手册 7 地不良，高电压侵入二次回路也有保护接地点。 （ 4）传统回路中，为了防止在三相断线时断线闭锁装置因为无电源拒绝动作，必须在其中一相上并联一个电容器 C，在三相断线时候电容器放电，供给断线装置一个不对称的电源。 （ 5）因母线 PT 是接在同一母线上所有元件公用的，为了减少电缆联系，设计了电压小母线 1YMa,1YMb,1YMc,YMN（前面数值“ 1”代表 I 母 PT。） PT 的中性点接地 JD 选在主控制室小母线引入处。 （ 6）在 220KV 变电站， PT 二次电压回路并不是直接由刀闸辅助接点 G 来切换，而是由 G 去启动一个中间继电 器，通过这个中间继电器的常开接点来同时切换三相电压，该中间继电器起重动作用，装设在主控制室的辅助继电器屏上。 对于双 57V 绕组的 PT，另一组用于表计计度，接线方式与上面完全一致，公用一个击穿保险 1JB，只是编号略有不同，可以参见上一章的讲解。 母线零序电压按照开口三角形方式接线，采用单相额定二次电压 100V 绕组。如图 2.3。 （ 1）开口三角形是按照绕组相反的极性端由 C 相到 A 相依次头尾相连。 （ 2）零序电压 L630 不经过快速动作开关 ZK，因为正常运行时 U0无电压，此时若 ZK断 开不能及时发觉，一旦电网发生事故时保护就无法正确动作。 （ 3）零序电压尾端 N600按照反措要求应与星形的 N600 分开，各自引入主控制室的同一小母线 YMn，同样，放电间隙也应该分开，用 2JB。 （ 4）同期抽头 Sa630 的电压为 Ua，即 100V，经过 ZK和 G 切换后引入小母线 SaYm。 补充知识：开口三角形为什么要接成相反的极性？ 在图 2.4 中，电网 D 点发生不对称故障，故障点 D 出现零序电动势 E0，零序电流 I0从线路流向母线，母线零序电压 U0 却是规定由母线指向系统，所以必须将零序电压按照相反方向 接线才能使零序功率方向是由母线指向系统。这是传统接线方式，在保护实现微机化后，零序电压由保护计算三相电压矢量和来自产，不再采用母线零序绕组，这样接线是为了备用。 YHa YHb YHc Sa601 L602 L601 N600 G 4ZK 2JB Sa602 L630I Sa630I YMn 1SaYm Aa 1YML 图 2.3 图 2.4 M J I0 U0 E0 D 宜 宾电业局继电保护工作手册 8 线路电压的接法 线路 PT 一般安装在线路的 A 相， 采用 100V 绕组。 （ 1）线路电压的 ZK 装在各自的端子箱。 （ 2）线路电压采用反极性接法， U x= 100V，与零序电压的抽头 Usa 比较进行同期合闸。 （ 3）线路电压的尾端 N600 在保护屏的端子上通过短接线与小母线的下引线 YMn 端子相连。 第二节 电压操作系统 一、 辅助继电器屏 前面介绍了在 220KV 变电站中，母线电压引入时，并不是直接由 PT 刀闸辅助接点来切换，而是通过辅助接点启动辅助继电器屏上的中间继电器，用中间继电器的常开接点进行切换，该回路如图 2.6 保护装置 YHx N600 A601 A609 ZK 图 2.5 1GWJ 2GWJ 3GWJ 4GWJ 1QJ 2QJ 1 3 BK 890 892 894 896 105 103 102 101 +KM KM 1RD 2RD 5ZK 5ZK 115 117 1QJ 2GWJ 4GWJ IG IIG I 母 PT端子箱 ZK II母 PT端子箱 ZK I 母 PT 刀闸辅助接点 II母 PT刀闸辅助接 点 母联或分段的刀闸与开关辅助接点串联 图 2.6 1GQM 2GQM 731 733 1G A609 A609 2G MDL 宜 宾电业局继电保护工作手册 9 （ 1） PT 刀闸辅助接点 IG 和 IIG 去启动中间继电器 1GWJ， 2GWJ， 3GWJ， 4GWJ，利用 1GWJ 与 3GWJ 的常开接点去代替图 2.2 与图 2.3 的 G，为了防止辅助接点接触不良，需要两对接点并接。 （ 2） 1GQM 和 2GQM 是电压切换小母线，电压切换用于双母线接线方式， 1GQM 和2GQM 分别是间隔运行于 I 母和 II 母的切换电源，由图 2.6 可知，在该母线 PT 运行时（ IG或 IIG 合上），电压切换小母线才能带电（ 2GWJ 与 4GWJ 合上），要么是在电压并列时， 1QJ合上勾通 1GQM 和 2GQM。 5ZK 开关在端子箱，可以根据需要人 工切断该小母线电源。 （ 3） BK 是电压并列把手开关，电压并列是指双母线其中一条母线的 PT 退出运行，但是该母线仍然在运行中，将另外一条母线上的 PT 二次电压自动切换到停运 PT 的电压小母线上。二次电压要并列，必须要求两条母线的一次电压是同期电压，因此引入母联的刀闸和开关的辅助接点。同时，即便两条母线同期但分列运行，如果 II 母采用了 I 母的电压，当连接在 II 母上的线路有故障时， I 母电压却无变化，这样 II 母线路的保护就可能拒动。所以只有母联开关在运行时候才允许二次电压并列。电压并列回路由图 2.7 表示。图中只画出 A 相电压 的并列，需要并列的有 YMa,YMb,YMc,YML,SaYM。单母线分段接线的电压并列同理。 （ 4）信号 随着继电保护技术的发展，现在有些 220KV 间隔回路没有采用 1GQM 和 2GQM 小母线的 731 和 733 电源，而是直接采用该间隔保护的第三组操作电源（下一节将讲述）来当该间隔的 731 和 733。白沙变电站 290 开关既是。因此在白沙站工作要注意这两种不同的方式。 二、电压切换回路（以 CZX-12 型为代表） 2QJ 1YMa 2YMa 图 2.7 图 2.8 2GWJ 4GWJ IG IIG 1QJ 701 901 903 切换电源消失 电压并列动作 1ZZJ 2ZZJ 731 733 1G 1G 4G 4G 2G 2G 735 737 731 733 1YQJ 2YQJ 4D169 4D170 4D171 4D171 CZX-12 CZX-12 旁路保护装置 计度表屏 计度表屏 102 宜 宾电业局继电保护工作手册 10 （ 1）图 2.9 是线路或主变间 隔的切换图，旁路开关间隔没有 4G 回路（结合一次系统图2.11）。线路运行在某一母线，该母线刀闸合上，导通电源， 4D169 或 4D170 和 1ZZJ 或 2ZZJ动作。 1ZZJ 与 2ZZJ 是普通电磁型继电器，装设在计度屏上，一般用型号 DZY-207，用于计度电压的切换（图 2.13），计度只切换 A、 B、 C 三相电压，图中只画出 A 相。 （ 2）当旁路带路时，本线的 4G 合上，而旁路开关同样要选择是运行在 I 母还是 II 母，旁路的 1YQJ1 与 2YQJ1 同样需要动作，所以，本线的 1ZZJ 和 2ZZJ 也可以动作，该线路表计仍可以继续计度。 （ 3）图 2.10 是 CZX-12 型操作箱内部回路， 1YQJ1 与 2YQJ1 是自保持型继电器， 是动作线圈， 是返回线圈，运行于 I 母时， 1YQJ1 动作， 2YQJ1 返回，运行于 II 母时， 2YQJ1动作， 1YQJ1 返回，这样母线电压如图 2.12 就切换进保护装置。自保持继电器动作后必须要返回线圈通电才能返回，可以防止运行中刀闸辅助接点断开导致电压消失，保护误动。1YQJ2 与 2YQJ2 是普通继电器用于信号回路，如图 2.14。 图 2.9 4D169 4D170 4D171 II II I I 2YQJ1 2YQJ1 1YQJ1 1YQJ1 2YQJ2 1YQJ2 图 2.10 I 母 II 母 1G 2G DL 3G 4G 旁母 1G 2G DL 3G 线路或主变间隔 旁路间隔 图 2.11 保护装置 1YQJ1 2YQJ1 A630I A640I A720I 图 2.12 保护装置 1ZZJ 2ZZJ A630I A720I 图 2.13 A640I I II 701 1YQJ2 1YQJ2 2YQJ2 2YQJ2 DL 901 903 切换继电器 同时动作信号 交流失压信号 （母线 PT 失压） 本间隔开关辅助接点 图 2.14 宜 宾电业局继电保护工作手册 11 这里要注意，交流失压不但用了 1YQJ2 和 2YQJ2 的闭接点，还串联了开关的常开接点，也就是说只有开关在运行时候才有必要发交流失压信号。 （ 4）图 2.12 只画出 A 相电压的切换，现在保护一般需要 A、 B、 C 三相与 Sa 电压的切换。切记注意 N600 不经过该切换，是因为万一该切换接点接触不良，将使保护内部电压回路失去接地点，而保护内部相电压也会不正确。同时，所有 PT 的 N600 是同一母线 YMn,也不需要切换。 但是图 2.12 也有缺陷，例如该装置原运行在 I 母后转为检修状态，因其 II 母刀闸此时未合上， 1YQJ1 不能返回 ，保护内仍有 I 母电压，所以该保护不能算是彻底转为检修状态。 因此，现在的操作箱又做出了一点改动，示意图 2.15（未画出旁路 4G 回路）。 该回路不再由另一把母线刀闸动作来返回本母线刀闸动作的继电器，而是选用本刀闸的辅助常闭接点来返回继电器，这样就能解决上面的缺陷。 在上了母差保护之后，图 2.9 的电缆设计同样遇到缺陷，比如在旁路带路时候，旁路运行在 I 母，那么 4G， 1YQJ 接通操作箱，本线的 1YQJ1 动作，那么在旁路倒母线刀闸时候，旁路两把刀闸都合上，即 4G， 1YQJ， 2YQJ 都接通，这样本线的 1YQJ1， 2YQJ1 全部动作，这与本线实际情况不一致，母差保护报警“刀闸异常”。因此在龙头 1#主变已经取消了旁路刀闸和 4G 回路，在旁路带路时候改由把手开关直接选择那段母线电压直接引进保护。（母差刀闸位置接线参见图 2.21） 第三节 保护操作回路 继电保护操作回路是二次回路的基本回路， 110KV 操作回路构成该回路的基本结构，220KV 操作回路也是在该回路上发展而来，同时保护的微机 化也是将传统保护的电气量、开关量进行逻辑计算后交由操作回路，因此微机保护仅仅是将传统的操作回路小型化，板块化。下面就讲解 110KV 的操作回路。图 2.16。 LD 绿灯，表示分闸状态 HD 红灯，表示合闸状态 TWJ 跳闸位置继电器 HWJ 合闸位置继电器 II II I I 1YQJ1 2YQJ1 1YQJ1 2YQJ1 2YQJ2 1YQJ2 图 2.15 731 733 1G 2G 102 735 735 737 737 宜 宾电业局继电保护工作手册 12 HBJI 合闸保持继电器，电流线圈启动 TBJI 跳闸保持继电器，电流线圈启动 TBJV 跳闸保持继电器，电压线圈保持 KK 手动跳合闸把手开关 DL1 断路器辅助常开接点 DL2 断路器辅助常闭 接点 （ 1）当开关运行时， DL1 断开， DL2 闭合。 HD， HWJ， TBJI 线圈， TQ 构成回路，HD 亮， HWJ 动作，但是由于各个线圈有较大阻值，使得 TQ 上分的电压不至于让其动作，保护调闸出口时， TJ， TYJ， TBJI 线圈， TQ 直接勾通， TQ 上分到较大电压而动作，同时TBJI 接点动作自保持 TBJI 线圈一直将断路器断开才返回（即 DL2 断开）。 （ 2）合闸回路原理与跳闸回路回路相同。 （ 3）在合闸线圈上并联了 TBJV 线圈回路，这个回路是为了防止在跳闸过程中又有合闸命令而损坏机构。例如合闸后合闸接点 HJ 或者 KK 的 5， 8 粘连 ，开关在跳闸过程中 TBJI闭合， HJ， TBJV 线圈， TBJI 勾通， TBJV 动作时 TBJV 线圈自保持，相当于将合圈短接了（同时 TBJV 闭接点断开，合闸线圈被隔离）。这个回路叫防跃回路，防止开关跳跃的意思，TWJ HWJ HYJ TYJ +KM KM 1RD 2RD LD 1 HBJI TBJV HBJI HQ HJ LP2 TBJV TBJV TBJV TBJI KK 1 2 11 12 HYJ TYJ D1 D2 KKJ TJ LP1 TBJI TBJI HD TQ DL2 DL1 J1 J2 2 7 37 251 253 L1 L3 L33 保护重合闸出口 保护跳闸出口 远方遥控跳合闸 开关机构合圈 开关机构跳圈 机构气压接点 图 2.16 5 6 7 8 KK D31 D53 D41 D40 D38 D44 D42 D46 D47 D74 D71 KK KK KK 宜 宾电业局继电保护工作手册 13 简称防跃。 （ 4） KKJ 是合后继电器，通过 D1、 D2 两个二极管的单相导通性能来保证只有手动合闸才能让其动作，手动跳闸才能让其复归， KKJ 是磁保持继电器，动作后不自动返回， KKJ又称手合继电器，其接点可以用于“备自投”、“重合闸”，“不对应”等。 （ 5） HYJ 与 TYJ 是合闸和跳闸压力继电器，接入断路器机构的气压 接点，在以 SF6为灭弧绝缘介质的开关中，如果 SF6 气体有泄露，则当气体压力降至危及灭弧时该接点 J1 和J2 导通，将操作回路断开，禁止操作。这里应该注意是当气压低闭锁电气操作时候，不应该在现场用机械方式打跳开关，气压低闭锁是因为气压已不能灭弧，此时任何将开关断开的方法性质是一样的，容易让灭弧室炸裂，正确的方法是先把该断路器的负荷去掉之后，再手动打跳开关。 （ 6）位置继电器 HWJ， TWJ 的作用有两个，一是显示当前开关位置，二是监视跳、合线圈，例如，在运行时，只有 TQ 完好， TWJ 才动作。 前面讲了，在开关运行时， TQ 上有分压，在开关断开时， HQ 上有电压。若跳、合圈的动作电压低于所分到的电压开关会误动。根据规定，线圈电压应为直流全电压的 35%70%，即 77V 154V。这就是跳、合闸实验。注意做实验时候应该读取线圈动作时候的负载电压。 随着断路器技术水平的发展，机构内部的二次回路已发生极大的变化，不再是单一断路器的辅助接点 DL，加入了弹簧储能接点，气压接点等（当然，它们的逻辑图仍然可以简化成图 2.16 所示）。有时该二次回路与操作回路有不兼容的情况，以西安高压开关厂的LW25-126 型号开关为例，这个合闸回路可以由图 2.17 简单表示。 CN 合闸弹簧储能接点，储能完毕后接点闭合 QY 开关内部气压常开接点，充气完毕后接点闭合 当手动合闸时 KK 动作，合闸过程中 DL1 断开， DL2 闭合，整个回路由 KK、 DL2、 R、52Y 线圈勾通， 52Y 线圈动作， 52Y 开接点闭合，合闸后回路 LD、 TWJ、 52Y 开接点、并联的 R 和 52Y 时间接点、 52Y 线圈勾通（虽然 52Y 时间接点延时断开，但不影响回路逻辑）。尽管这个回路阻值较大，不能让 LD 亮，不能让 TWJ 动作，但是足以让 52Y 线圈一直保持动作状态，所有 52Y 闭接点一直断开， HQ 被隔离。即使是断路器跳开， 52Y 闭接点也不会返回，影响了下一次合闸，此时就必须将操作电源断开一下让 52Y 复归。 该 52Y 回路设计是断路器厂家机构内部的防跃功能，但是由于 52Y 与保护元件 TWJ 等的电气参数不匹配， 52Y 线圈动作电压过小所致。 为此，采用以下办法解决此弊端： +KM KM LD TWJ 5 8 D41 D38 KK 7 52Y CN DL1 QY HQ TQ DL2 52Y R 52Y 1 2 图 2.17 宜 宾电业局继电保护工作手册 14 断开 D11 和 D12 的短接线， D11 直接接在断路器辅助闭接点上，回路命名 7 ，如图 2.18简示。 这种接线的缺点是 TWJ 和 LD 不再监视合圈 HQ 是否完好。 操作回路最重要的也是最常见的故障信号是“控制回路断线”，控制回路断线原理如图2.19 当 HWJ 与 TWJ 都不动作时发“控制回路断线”，现象是开关位置信号消失， 位置指示灯熄灭，光字牌或者后台机发信号，保护报“ THWJ”信号等。控制回 路断线故障原因一般有：（ 1）控制保险损坏； （ 2）开关断开状态下未储能；（ 3）气压低机构内部气压接点断开操作回路；（ 4）跳、合线圈有烧坏；（ 5）断路器辅助接点接触不良；（ 6）电缆芯37 或 7（ 7）接线不稳固；（ 7） TWJ 或 HWJ 线圈被烧坏等。 在用 M2000 调试台做重合闸实验需要取外部接点信号，一般取开关的合位接点信号。结合图 2.17，如果取跳位，在开关合闸之后，弹簧需要一段时间重新储能，也就是说跳位信号不能及时动作（此时保护应短时发“控制回路断线”信号，这是正常的），调试台也就不能准确模拟实际故障情况。 这里简单介绍一下 220KV 线路等保护操作回路的问题。 220KV 等级保护属于双操作电源配置，在第二章第二节切换电源中讲到了第三组电源，其实第三组电源不是独立的电源，如图 2.20 所示，第三组电源在第一组电源有电时自动切换至第一组电源，当第一组电源消失时自动切换到第二组电源。第三组电源主要用于压力监视回路，中间备用继电器，主变风机控制回路等。 +KM KM LD TWJ 5 8 D41 D38 KK 7 DL1 HQ 1 2 图 2.18 DL1 7 控制回路断线 TWJ HWJ 901 701 图 2.19 11JJ 11JJ 11JJ 11JJ 11JJ +KM1 +KM2 +KM3 KM3 KM2 KM1 1RD 3RD 4RD 2RD 图 2.20 宜 宾电业局继电保护工作手册 15 所有保护及安控装置作用于该断路器的出口接点都必须通过该断路器的操作系统，不允许出口接点直接接入断路器。 第四节 其他回路 1 母差保护上线路刀 闸位置信号回路 母差保护需要判断该间隔运行在哪段母线上，一般采用该间隔的刀闸位置继电器，结合图 2.9 有图 2.21。 2 失灵启动母差回路 在 220KV 线路等保护中，还专门装设有失灵保护，失灵保护最核心的功能是提供一组过流动作接点。在间隔发生故障时候本保护跳闸出口接点 TJ2 动作，故障电流同时使失灵保护的 LJ 也动作，这样失灵启动母差。若本保护在母差动作之前把故障切除，则 TJ、 LJ 都返回，母差复归，否则，母差保护将延时出口对应该间隔的母差跳闸接点对其跟跳。若跟跳后该故障还存在，则母差上所有间隔的 出口接点全部动作（有些母差保护没有跟跳功能）。 在 220KV 系统中，由于是分相操作，分别提供三相接点，使用时应将三相接点并联，如图 2.23 3 不一致保护 在有些失灵保护中还提供了不一致保护功能，不一致又叫非全相，反应在断路器处于单相或两相运行的情况下是否要把运行相跳开。如图 2.24 只要断路器三相不全在跳闸位置或者合闸位置，非全相保护 都要启动，经定值整定是否跳闸。 图 2.21 母差保护信号公共端 I 母刀闸位置 II 母刀闸位置 01 71 73 1YQJ1 2YQJ1 图 2.10 的刀闸辅助接点 TJa 图 2.23 TJb TJc LJa LJb LJc 01 03 母差保护信号公共端 失灵启动母差 01 TJ2 LJ 本间隔保护跳闸出口接点 本间隔失灵保护过流接 点 图 2.22 03 宜 宾电业局继电保护工作手册 16 4 综合重合闸回路 220KV 断路器属于分相操作机构，因此重合闸就分停用、单相重合闸，三相重合闸和综合重合闸四种方式，由装设在保护屏的重合闸把手开关人工切换。这四种方式的动作特征如下： 单重：单相故障单跳单重，多相故障三跳不重。 三重：任何故障都三跳三重。 综重：单相故障单跳单重，多相故障三跳三重。 停用：单相故障单跳不重，多相故障三跳不重。 注意，选择停用方式时，仅仅是将该保护的重合闸功能闭锁，而不是三跳，这是因为220KV 线路是双保护配置，一套重合闸 停用，另一套重合闸可能是在单重方式下运行，所以本保护不能够三跳。如果重合闸全部停用，为了保证在任何故障情况下都三跳，必须把“勾通三跳压板”投上（对于 220KV 旁路开关只有一套保护，所以要停用重合闸就必须先将“勾三压板”投入）。整个回路如图 2.25 勾通三跳信号闭锁了重合闸，相当与把重合闸放电，切换在单重方式时引入断路器跳位接点是为了当断路器三跳时也能闭锁重合。 在 220KV 断路器的操作回 路中，还设有跳闸 R 端子和跳闸 Q 端子。它们是为外部其它保护对本断路器跳闸出口接点而设计。跳闸后要启动重合闸的其他保护出口接点接 Q 端子，跳闸后将重合闸闭锁的接 R 端子（如母差跳闸）。在 110KV 断路器操作回路中与其对应的是保护跳闸和手动跳闸端子。 5 断路器位置信号 分相操作机构断路器必须三相都合上才能算是处于合闸位置，只要有一相断路器跳开就图 2.24 TwJa TwJb TwJc HwJa 失灵保护信号公共端 失灵保护开关位置 HwJb HwJc 结合图 2.16，本间隔保护的开关位置信号 图 2.25 1QK 5 3 1 2 4 6 TwJa TwJb TwJc 勾通三跳压板 本保护信号 输入公共端 勾通三跳 GST 单重方式 综重方式 三重方式 图 2.16 中的跳位 宜 宾电业局继电保护工作手册 17 属于分闸状态，因此 HWJ 是串联， TWJ 是并联方式来发信号。 6 复合电压并联启动 复合电压是指不对称故障时的负序电压和三相故障时的低电压。在运行中，若负 序电压大于整定值或低电压低于整定值，复压元件 UB 启动。复合电压主要用于主变的后备保护。 复压并联启动是指人工投入压板或由主变其它侧的复压元件来满足本侧的复压条件，如图 2.27，以主变高压侧后备保护为例。 复压并联主要是考虑到在容量比较大的变压器一侧发生故障，其他侧的电压变化不大，此时其它侧后备保护可能因为复压条件不满足而复合电压过流元件不能动作。 7 主变风机回路 图 2.28 所示了主 变风机控制的一般回路。 ZK 是选择“自动” /“手动”把手开关， C 是交流接触器， BK 是单组风机的电源开关， RT 是风机的热耦， WJ 是主变温度计，一般设计为两个值 45和 55， 55时风机启动， 45时风机返回。 GFL 是主变后备保护提供的过负荷接点，作过负荷启动风机用（可以将三侧后备保护的 GFL 接点并联使用）。因此风机启动方式有三种： （ 1）手动启动方式 ZK 的 2、 4 直接启动 ZJ， ZJ 启动 C （ 2）温度启动方式 ZK 的 1、 3 接通，温度超过 45时 1ZJ 动作，超过 55时 ZJ 动作， 1ZJ 与 ZJ 的接 点对 ZJ 线圈自保持，一直需要温度下降到 45以下， 1ZJ 断开时才返回。 （ 3）过负荷启动方式 主变过负荷时，启动时间继电器 1SJ，延时启动 ZJ。 2SJ 作用是延时报风机故障信号。如图 2.29 补充： 220KV 主变风机启动方式与 110KV 主变原理完全一致。主要区别有两点 （ 1） 220KV 主变温度计提供两组温度启动接点，各个风机可以根据事先把手开关设定的“温度 I”或“温度 II”在不同的温度逐一投入。 （ 2）把手开关还设有“辅助”档，当运行的风机因故停止工作时，把手开关在辅助挡TwJb TwJc HwJa HwJb HwJc TwJa 701 901 903 断路器合闸位置 断路器分闸位置 图 2.26 图 2.27 31LP14 UB 32LP9 33LP7 UB 保护信号公共端 本侧复压并联启动 中压侧复压并联启动高压侧 低压侧复压并联启动高压侧 中压侧复压元件 低压侧复压元件 宜 宾电业局继电保护工作手册 18 风机将自动投入运行。 因为 220KV 主变风机控制二次回路比较复杂，这里就不再画出，需要时可以参考厂家提供图纸。 8 主变测温回路 主变测温常用的是 Pt100 电阻，测温原理如图 2.30 这种方式测温对 Pt100 电阻的精确度要求较高，就是导线上的电阻 r 影响也必须考虑，所以设计了 T05+的补偿回路，根据补偿，就能够获得 Pt 上的压降，再计算出 Pt 的电阻，最后对照 Pt100 的温度和电阻的特性就能够得到主变的温度。 图 2.28 F C C 1SJ RT ZJ GFH WJ55 1SJ 2SJ WJ45 1ZJ ZJ ZJ 1ZJ 其它风机 ZK 2 4 1 3 BK ZJ A B C N A12 A13 A14 N12 N14 C RD T05 + T05 Pt r r r 温度计内部 图 2.30 测 温 装 置 图 2.29 2SJ 701 C 901 通风故障 宜 宾电业局继电保护工作手册 19 9 有载调压机构 S6“ 1 N”升压极限位置开关，在最高档断开； S7“ N 1”降压极限位置开关，在 1 档断开； 图 2.31 是有载调压机构的示意简图。升压时按钮 S1 动作， K1 闭合，电机 M 正相序转动，调压机构升档，降压时 S2 动作， K2 闭合，电机 M 反相序转动，调压机构降档。紧急停止时 S3 闭合， Q1 动作断开操作回路。主变后备保护保护在过流时候， BTYJ 动作，闭锁调压。 有载机构的档位显示一般有三种，一种是一一对应方式，如图 2.32，当前在哪个档位就哪个档位带电，另一种是 BCD 码方式，按 照 8421 记数方法，如图 2.33，在 1 档时 M1 通，在 2 档时 M2 通，在 3 档时 M1 和 M2 都导通，在 4 档时 M3 导通等等，还有一种是位数方法，如图 2.34， M11 表示十位数，带电表示 1，不带电表示 0，后面的 M1 M10 表示个位的 0 10 数字。 10 交直流电源回路 断路器需要交流电源柜内照明，加热，需要直流电源电机储能（ 220V）或者作合闸电源（ 240V）。电源回路比较简单，这里只简单介绍一下。 图 2.32 M1 M801 M2 M802 M3 M803 801 M80n 图 2.33 M1 M801 M2 M802 M3 M803 M4 M804 801 图 2.34 M1 M801 M2 M802 M3 M803 801 M11 M811 图 2.35 1#直流屏 2#直流屏 1 2 3 4 5 至机构 1 至机构 2 至机构 3 至机构 4 至机构 5 1RD 2RD 图 2.31 L1 L2 L3 A B C N RD K1 K2 M BTYJ LP Q1 S1 S2 S3 K2 K1 S6 S7 K1 K2 Q1 L81 L31 L41 L91 021 023 过负荷闭锁有栽调压 宜 宾电业局继电保护工作手册 20 每个一次电源等级相同的间隔用一条主线路，主线路把所有该等级间隔的端子箱串联起来，图 2.34 表示出了直流回路是一个手拉手的合环回路，每个端子箱都有一个开环的刀闸，这样某个机构要停止供电时只需要断开它自己和旁边某一侧端子箱的刀闸即可，而不影响其他机构的正常供电，在主线路上已经有直流屏的出线保险（ 1RD、 2RD）所以只能是安装刀闸不能是可熔保险或者空气开关。但是在到 机构箱去的分支线路中还必须有可熔保险或者空气开关。 这里要说明一下合闸电源和储能电源的不同点，在以往的开关中，多是由操作电源动作接触器，接触器的大容量接点接通合闸电源，开关的合闸线圈瞬间通过冲击大电流产生巨大磁场，线圈中的铁芯动作带动开关动触头连杆，把开关合上，所以合闸电缆都比较粗，用 2 30 以上的铝芯电缆，在合闸瞬间直流屏受到的冲击影响也比较大。现在的弹簧操作机构开关，都是事先由储能电源将合闸弹簧储能，合闸时操作电源通过合圈，合圈中的铁芯顶开固定弹簧的棘爪，弹簧瞬间释放能量，由这个弹簧的弹性势能能 去推动连杆将动触头合上。 通过比较合闸电源和储能电源的不同，因工作需要断开运行开关的合闸电源必须经过调度部门的同意，因为合闸电源一旦断开，开关重合闸就不起作用了。储能电源不存在这个缺陷。 交流回路与直流回路的结构完全一致。 第五节 变电站的音响信号回路 自从变电站实现综合自动化后，已彻底取消了原有的中央信号和音响系统。但是在宜宾局白沙和龙头变电站等非综合自动化站仍在运行，因其设计巧妙，物美价廉在许多用户站中也得到了大量使用。同时该回路是一个比较完善的系统图，所以需要对其有比较清楚的认识。 一 闪光系统 闪光回路的继电器 1ZJ、 2ZJ 都是直流屏本身自带继电器，闪光小母线（ +） SM 编号 100装设在直流屏和控制屏，再用电缆连接两块屏的小母线（在直流屏上均能看见以三个端子为一组的端子排，分别为 +KM， KM 和 SM）。其与操作回路图构成的闪光回路可用图 2.36表示。 KM +KM (+)SM 2RD 2ZJ 2ZJ 2ZJ 1ZJ1ZJ 1TA 1BD KK 9 10 14 15 LD HD DL1 DL2 TQ HQ 图 2.36 KM 100 宜 宾电业局继电保护工作手册 21 结合本书最后的附图非综合自动化的控制回路分析， KK 开关的 9、 10 是合后状态，14、 15 是分后状态。当 KK 在合后状态， 断路器在分闸时，负电源通过不对应回路与（ +）SM 接通，由于 1ZJ 线圈电阻存在， LD 发出暗光，同时 1ZJ 时间接点延时动作 2ZJ， 2ZJ 常开接点延时闭合， 1ZJ 线圈被短路， LD 发出明光，同时 2ZJ 常闭接点延时打开， 1ZJ 返回，2ZJ 也返回， LD 又发出暗光，一直延续下去。断路器在合闸时的不对应状态同理。 1TA 是实验按钮，白灯 1BD 能起到监视电源的作用， 1TA 和 1BD 装设在中央信号控制屏。 这里的 +KM、 KM 和（ +） SM 母线是直流屏上的母排，我们接出控制电源后到每块保护屏的小母线上（这里只画出了保护屏的 KM小 母线），然后每个保护有专用的控制保险（这里只画出 2RD），每一路保护的不对应回路都并联接在 KM和（ +） SM 之间。 不对应信号的复归，只需要将把手 KK 开关打在短路器相应位置即可。 二 事故音响系统 中央信号系统由事故信号与预告信号两部分组成，事故信号除了上面的灯光信号外，还必须要有音响信号，事故信号用电笛，预告信号分瞬时预告信号和延时预告信号，预告信号用电铃，音响信号需要有自动复归重复动作的功能。 KK 开关的 1、 3 和 19、 17 是合后状态； 冲 击继电器 1XMJ 在线圈 ZC 突然通过电流，或者电流突然变化时， ZC 动作，当电流稳定时， ZC 返回。 。 图 2.37 XPM 2SYMII 2SYMI 727I 727II 1SXJ 2SXJ 1JJ 1ZJ 1SJ 2ZJ ZJ 1SJ DD ZJ ZJ ZC ZJ 1ZJ YJA ZC 1RD 2RD XM +XM SYM 2TA 1SXJ 2SXJ 3 1 19 17 TWJ 701 708 702 92 94 KK KK 冲击继电器 1XMJ 图 2.16 中跳位 宜 宾电业局继电保护工作手册 22 在不对应瞬间 ZC 线圈通过突变电流， ZC 启动 ZJ 线圈， ZJ 的一个接点自保持 ZJ 线圈（因为 ZC 马上就会返回，以备下一次启动），一个接点去启动电笛 DD，还有一个接点去启动时间继电器 1SJ， 1SJ 开接点延时启动 1ZJ 线圈， 1ZJ 闭接点断开让 ZJ 返回，停止电笛。这个回路主要考虑到两点： 1、启动回路 ZC 与音响回路 ZJ 装置分开，以保证音响装置一经启动即与原来不对应回路无关 ， ZC 马上返回达到重复动作的目的。 2、时间继电器 1SJ 很快能将音响信号解除（同时灯光信号保留），以免干扰处理事故。 所有断路器的不对应回路都可以接在 SYM 和 XM 之间。 由于 220KV 变电站 10KV 出线都是属于开关间就地保护，为了简化接线，按各母线段装设单独的事故信号小母线 2SYMI 和 2SYMII。将 10KV 各个断路器不对应都接在 XPM 和2SYMI 或 2SYMII 之间。该三根小母线装设在 10KV 开关柜内。当 10KV 开关事故跳闸时首先启动事故信号继电器 2SXJI 或 2SYMII，该两个继电器各自一个接点去启动冲击 继电器，一个接点去接通分段光字牌报警。 2TA 是手动实验按钮，可以每天检查音响回路。 YJA 是手动解除音响按钮。 2TA、 YJA装设在中央信号控制屏上。 1JJ 可以监视 XM 电压。 三 预告信号 图 2.38 2XJJ 1JJ PM 1YBM 2YBM KDM 2XJJ 2JJ 2ZJ 2ZJ ZJ ZJ ZC ZJ ZC 2TA YJA 1ZJ 901 903 3RD 4RD 704 703 2YBM 1YBM 709 710 +XM XM 冲击继电器 2XMJ 7 8 10 12 9 11 15 16 13 14 5 6 4 3 1 2 事故信号保险熔断 控制回路断线 1ZK DL 2SJ GP GP 宜 宾电业局继电保护工作手册 23 预告信号装置是当设备故障或某些不正常运行情况下能自动发出音响和灯光信号的装置。对某些瞬时异常信号能很快恢复正常，不必马上发出告警，所以加延时，成为延时预告信号。音响小母线 1YBM、 2YBM 用与瞬时预告信号， 3YBM、 4YBM 用于延时预告信号。 结合图 2.37 与图 2.38 会发现音响回路为了简化接线是作为整体来设计，相互之间有联系，所有元件统一编号。 1RD、 2RD 是事故信号保险， 3RD、 4RD 是预告信号保险。 结合图 2.38 与图 2.39 来分析预告信号的动作情况 当图 2.39 外部信号接点动作时，图中已标出电流流动方向，相应的光字牌点亮， 1ZK打在运行位置， 15 与 16， 13 与 14 接通冲击继电器的 ZC 动作。与事故音响分析同理，电铃DL 发出预告信号，同时 2ZJ 的另一个接点去启动图 2.37 的 1SJ， 1SJ 常开接点延时启动 1ZJ，1ZJ 的接点断开图 2.38 中的 ZJ，中止预告信号。 KDM 是控制回路断线小母线，由 10KV 系统公用，将 10KV 断路器的控制回路断线（图2.19）接在 PM 与 KDM 上。同样， PM 和 KDM 装在 10KV 开关柜内。 在日常试验检查光字牌的灯泡是否完好，可以利用转换开关 1ZK 打在试验位置，此时1ZK 的接点导通如图 2.40，图中已经标出电流的流动方向。试验的时候，灯泡是串联的，只要有一个灯泡损坏，该光字牌就不会亮。而 1ZK 在运行时灯泡是并联的，其中一个灯泡损坏不影响另一个灯泡工作。之所以实验时候用 6 对 1ZK 的接点串联，是为了 1ZK 在切换时候能更好的断弧，因为一个变电站光字牌比较多，也就是说图 2.40 中的负载比较大，对断弧的要求也就较高。 以上图 2.38 至图 2.40 是瞬时预告信号。其实延时预告信号与瞬时预告信号原理完全一样。主要区别有三点： 1、增加一个冲击继电器 3XMJ 与时间继电器 2SJ，该 3XMJ 继电器的 ZJ 启动后不直接启动 2ZJ，而是去启动 2SJ，由 2SJ 延时启动图 2.38 的 2ZJ。 2、图 2.38的 1ZJ 接点不但能断开 2XMJ 的 ZJ，也要连接在 3XMJ 的 ZJ 上，能自动断开 3XMJ 的 ZJ。3、增加一个与图 2.38 接线方式完全一样的延 时信号把手 2ZK 和两条延时音响小母线 3YBM和 4YBM。 6 5 4 3 2 1 GP GP 7 8 9 10 11 12 +KM 1YBM 2YBM KM 3RD 4RD 704 703 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 图 2.40 1YBM 2YBM 15 16 13 14 +XM XM 1ZK ZC 3RD 4RD 703 901 GP 709 710 704 外部接点 图 2.39 宜 宾电业局继电保护工作手册 24 延时信号电源也是采用 703 和 704。 过负荷信号属于延时信号，但是却接在瞬时信号上，这是因为保护内部已经对过负荷接点延时动作了，不需要再在音响系统中延时。 四 其他中央信号 分析图 2.36， 1JJ 监视了事故信号保险，但是监视自身的 2JJ 却无法发出信号，所以还要另设一个回路来监视 3RD 和 4RD 的运行情况，如图 2.41，采用控制小母线 KM 和 5RD，6RD 来完成。 正常运行时， 2JJ 开接点闭合，白灯 2BD 发出平光，同时也监视了 5RD 与 6RD 的运行情况，当 3RD、 4RD 断开时， 2JJ 闭接点闭合， BD 接在闪光小母线（ +） SM 上发出闪光。 保护装置动作后，还同时伴随着机械掉牌，以便分析故障类型和保护动作情况，所以还设有“掉牌未复归”光字牌。图 2.42 专门设计了“掉牌”小母线 FM 和 PM，电源与预告信号公用 3RD、 4RD，小母线通常设置在保护屏的顶端，简化了二次接线。只要全站有一个 信号继电器 XJ 未复归，“掉牌”光字牌都会亮，提醒工作人员手动复归。 我局在保护实现微机化后就取消了 FM 和 PM，但很多用户站还在使用。 特别的，在图 2.42 可知，“掉牌”信号不需要发音响信号，因为之前的保护动作已经发出相应的音响。同理，重合闸光字牌也不需要发音响信号，因为之前的开关动作已经发出事故音响信号。重合闸光字牌接线如图 2.43 所示。 图 2.41 （ +） SM +KM KM 2JJ 2JJ 2BD 5RD 6RD 5RD100 105 106 预告信号回路 图 2.42 3RD 4RD +XM XM FM PM 716 1XJ 2XJ 掉牌未复归信号 704 3RD 4RD +XM XM 703 重合闸动作信号 704 保护重合闸接点 703 图 2.43 宜 宾电业局继电保护工作手册 25 第六节 同期装置 在白沙和龙头变电站，还有同期控制系统。要合上一个断路器，必须要用同期开关 TK把待并两侧电压送入同期比较装置，将同期继电器 TJJ 投入工作，插入防误锁，才 能通过KK 开关合上断路器。这种同期系统二次回路如图 2.42 图中的同期继电器 TJJ 有两个线圈，若比较的电压不同期， TJJ 动作，常闭接点打开。S 是测量两个电压的电压表。 TQMa 和 TQMa是同期电压小母线，由同期开关 TK 与 1#手同期开关 1STK 把比较电压送入 TJJ。 1THM、 2THM 和 3THM 是同期合闸小母线，操作回路正电源由 TK 送至 1THM，再通过 1STK 进入同期回路，如果是用同期继电器，正电源通过同期接点进入 2THM；如果是手同期操作，则合上 2#手同期开关 2STK 并且合上同期按钮 THA，正电源进入 3THM，然后插入防误锁，就可以操作控制开关 KK 分合断路器（结合附图 非综合自动化的控制回路 ）。 母联开关的同期回路与线路同期回路基本一致，只不过母联的同期 TK 上的 9 和 15 分别引入的是 Sa630 和 Sa640。 注意，这里的同期合闸与保护的同期重合闸是不相同的，前者受人为控制，本质上是手动合闸，后者是保护的自动重合闸。 一般的同期需要满足三个条件： 1、电压相等； 2、频率相等； 3、相角相同即同步。但是在微机保护的同期重合闸中，使用了很巧妙的办法：只记忆跳闸前线路电压 A609 和 母线电压 A630 的相角差，再与重合闸时两电压的相角差做比较，误差在 20内就认为是同期的。这是因为电网的电压等级是一定的，待并两侧电网的频率是由各自的发电机调节，只要两边电网的相角差一致就认为两侧并未失步，可以同期。这和发电机并网是不同的。 图 2.42 1 3 7 5 9 11 15 13 5 8 208 188 138 158 118 9 5 7 1 3 3 1 2 4 6 8 A611 A612 N601 1STK 725 2STK 722 TJJ TJJ TJJ THA S S TQMa TQMa YMn 3THM 2THM 1THM A610 A620 N600 723 722 721 TK KK 控制正电源 至操作回路 防误锁 Sa630 Sa640 A734 A609 电压 切换 宜 宾电业局继电保护工作手册 26 第三章 新型微机保护的工作原理 本局的保护已经基本实现微机化，微机保护比起电磁型保护来讲，能够对电气量进行很复杂的计算，形成新的保护原理，从而开发出新种类的继电器。这对调试保护提出了新的要求，因此必须熟悉这些原理，才能保证微机保护安装调试的质量。鉴于各保护都有专用的技术说 明书，这里只对书中部分难点作出详细的分析。 第一节 工频变化量距离继电器 距离继电器的工作方式是比较测量阻抗 ZJ 与整定值 Zzd 的大小 .但是保护装置是无法直接得到 ZJ， 需要对所测电压和电流进行计算，也就是说，可以把比较阻抗的方程转化为比较故障时候的极化电压 Up 和工作电压 Uop 的方法。 极化电压：故障点在故障前的电压，是保护的记忆量； 工作电压：工作电压的公司是保护选取采用的公式，该公式能在保护计算中能很好的区分出区内故障和区外故障。 工作电压的公式： Uop=U Zzd*I 下面分析工频变化量距离继电器的工作原理 正常运行时，输电线路忽略线路阻抗的情况下线路电压 Uz 处处相等。如图 3.1 在线路 K 点发生金属性接地短路，故障点电压为零，相当于在图 3.1 的 K 点增加了一个反方向的电压 Uz。如图 3.2 根据电路的叠加原理，就可以将图 3.2 分解为正常运行的网络（图 3.1）与故障分量网络（图 3.3）。故障分量网络就是工频变化量分析的对象。 图 3.3 只有一个附加电势 Uz，它的值就是故障前的母线电压，这里选作极化量。 一、作出区内故障阻抗图。图 3.4 图 3.1 EM=E EN=E M N K Uz Uz Uz 图 3.2 EM=E EN=E M N K Uz Uz Uz Uz 图 3.3 M N K Uz EN=0 EM=0 图 3.4 Uz K Zk ZM F ZZd Uop M N I 宜 宾电业局继电保护工作手册 27 ZM： M 侧系统阻抗； ZK线路 M 侧母线至 K 点阻抗； Zzd：保护整定值；工作电压 Uop:保护范围末端 F 点的电压； I：电流故障分量。 线路 M 侧的保护动作情况， Uz=（ ZM+ZK） * I Uop=（ ZM+ Zzd） * I 作出函数 U= I*X 的坐标图，图 3.5，当 X=（ ZM+ZK）时， U=Uz，当 X=（ ZM+ Zzd）时， U=Uop 这里的 Uop 的电压是实际是不存在的，只不是是保护计算出的一个比较电气量， U M= ZM* I，是故障后母线电压的电气量。所以 Uop= U M+ Zzd* I。公式右边所有的电气量是可以测到的，所以可以计算出 Uop 的值。 由图 3.5 明显可以得到在区内故障时候 Uz Uop (式 3.2) 二、反方向故障的阻抗图 如图 3.6 在 M 侧反方向 K 点故障时， Uop= Zs* I ， Uz=（ ZZd+ZK+Zs） * I。同样作出函数 U= I*X 的坐标图（图 3.7），当 X= Zs， U= Uop；当 X=（ ZZd+ZK+Zs）， U= Uz。 Zs 虽然无法实际测到，但 Uz Uop =（ ZZd+ZK） * I = ZZd* I + U M，公式右边的数值也是可以测得的， Uz Uop 0。 可知，在反方向故障时 Uz Uop (式 3.3) 归纳式 3.1、式 3.2 和式 3.3，就得到工频变化量距离 继电器动作方程 Uz Uop，同时也证明 Uop 作为工作电压选择的正确性。 ZM ZK ZZd U X Uop Uz UM 图 3.5 Uz K Zk ZS F ZZd Uop M N I 图 3.6 ZS ZK ZZd U X Uop Uz UM 图 3.7 宜 宾电业局继电保护工作手册 28 以上是以 M 侧继电器为分析对象，同理也可以分析出 N 侧继电器动作方程。 三、工频变化量距离继电器的动作特征 正方向区内故障，得到公式 Uz Uop，即 ZM+ZK ZM+ Zzd，也就是 ZK（ ZM） Zzd （ ZM）动作区间是圆点在 ZM，半径为 ZM+ Zzd的圆内。图 3.8 该动作区间包含了坐标原点，因此能很好的切除出口短路故障。 用电气变化量作为分析对象比普通阻抗继电器更加灵敏，有关工频变化量 构成的保护可以阅读本章第四节复合距离继电器。 正方向区外或者反方向故障时，令 ZZd +Zs= Zs，注意到 ZK是 M 侧的反方向，有 ZS Zzd ZS Zk ,动作区间是以 Zs为圆心， ZS Zzd为半径的上抛圆，这个圆在整定值 Zzd之外，所以不会误动做。图 3.9 第二节 普通距离继电器 在南瑞系列保护中，作为后备保护的普通距离继电器通常也是比较工作电压与极化电压来判定保护是否应该动作。极化量 Up 一般选择用故障时候的正序电压 U1， 因为在比相式继电器中，极化量是作为基准量与 Uop 比相，通常要求 Up 能保持故障前电压的相位不变，幅值不能太小，比较容易取得的电气量。正序电压 U1 能够很好的满足要求。 以 A 相故障分析 单相故障 U1a = Ua A、 B 两相故障 U1a= Ua A、 B 两相接地故障 U1a= Ua 三相对称故障 U1a 0 （注：以上公式推导过程可参阅技术问答第 2 版第 23 页） 因此采用正序电压为极化量能很好的保持故障前正常电压的特征。当三相短路时，保护的正序电压低于 10%正常电压，这时保护进入低压测量程序，一般就采用记忆回路记住正常时的工作电压。 图 3.8 ZZd ZS 图 3.9 ZZd ZS Zk 2 3 1 2 1 3 Uop Up 宜 宾电业局继电保护工作手册 29 继电器的比相方程 90 arg 90 (式 3.5) 工作电压： Uop=U I*Zzd 极化电压： Up= U1m 在图 3.10 中，线路 K 点发生故障时 , U1m=E m*e , EM= (ZK+Zs)*I , Uop=(ZK Zs)*I, 这里需要解释 角的存在，如果考虑正常运行情况下负荷的潮流情况，上面分析 的是电流从 M 侧流向 N 侧，必须要有电势角（也就是两边要有电位差）。如图 3.11，系统电势 EM超前 M 点电压 角，即公式中的 0。如果电流是从 EN流向 EM，则 EM落后 M 点电压 角，即公式中的 0。 把以上的公式带入式 3.5，最后得到 90 arg (Zk Zzd)/(Zs+Zk) *e 90 作出上式的动作特征区间，有图 3.12。 图 3.12 给出了在 =0、 = 30和 =30的三种动作区间，结合上面的公式分析，在送电侧 0，动作区间偏 向第一象限，克服过渡电阻的能力强，在受电侧，动作区间偏向第二象限，能较好的躲避负荷阻抗。 这里要注意两点： 1、记忆回路提供的极化量并不是一直不变的，它只在故障瞬间保持故障前的状态，只有它幅值逐渐衰减，但在衰减的过程中保持相位不变。用图 3.13 可以表示出该动作区间的变化过程，是故障瞬间的暂态圆，是故障过程中极化量衰减时的过渡圆，是最终的稳态圆。 2、取用极化量是 U1m， 而不是 U1m， 如果采用 U1m， 就得不到该动作区间。 以上主要解释了在三相短路时候的动作方程及特征区间，反应接地故障的接地距离继电器和反应 相间故障的相间距离继电器与其原理基本一致，不同的地方有两点： 1、极化量的选取，三相故障时选用记忆量，其他距离继电器选用故障的正序分量，前面已经很详细的说明了。 图 3.10 EM=E EN=E M N K Uk Us j Up= (ZK+Zs) *I*e j 图 3.11 M N EM EN j 图 3.12 = 30 Zs Zs 0 =0 =30 Zs Zzd 宜 宾电业局继电保护工作手册 30 2、接地距离继电器由于零序电流的存在引入了零序补偿系数 K，所以它的工作为 Uop=U（ I+3K*I0） Zzd , 下面以 A 相故障为例，推导零序补偿系数 K 的公式。 UA=U1+U2+U0= Z1*I1+Z2*I2+Z0*I0 = Z1*I1+ Z1* I2+ Z1* I0+ Z0*I0 Z1* I0 （一般的 Z1 =Z2） = Z1（ I1+ I2+ I0） + （ Z0 Z1） * I0 = Z1*IA+3 Z1*（ ） * I0 = Z1*IA+3K* I0 Z1 （令 K= ） =（ IA+3K* I0） *Z1 一般情况下，可一取 K=0.67。 同时，变换公式得到 Z1= ，得到单相继电器的接线方式为 。 南瑞系列保护接地距离 I、 II 段还提供了可以整定的稳态角 ， 可以取 0， 15和30 动作区间向第一象限偏移 角，提高抗过渡电阻的能力。如图 3.14 为了防止对侧助增电流引起的超越，在 I、 II 段中还提供了电抗继电器，该继电器大约向下倾斜 12，故其动作区间如图 3.15。作为远后备保护的 III 段距离继电器不设电抗继电器，因为即使是下一段故障超越进本段的距离 III 段范围内，下一段的距离 I、 II、 III 段动作时间也比本段的距离 III 段动作时间快，因此不需要。 第三节 距离继电器的超越 在上一节中提 到加入电抗继电器是为了防止超越，这一节就分析为什么会出现超越。 在系统中，线路通过过渡电阻 R 接地，如图 3.16 M 侧的距离继电器测量阻抗 ZJ = 因为 Um = Zk*I1+(I1+I2)*R （两边同时除以 I1） 所以 ZJ = Zk+ R+ *R =K*e k= 为 I1和 I2的夹角。 最后得到公式 ZJ = Zk+ R+ K* R* e Z0 Z1 3 Z1 Z0 Z1 3 Z1 UA IA+3K* I0 U I+3K* I0 =0 =30 Zs Zzd =15 图 3.14 12 Zs Zzd 图 3.15 图 3.16 EM=E EN=E M N K Zk Zs R I1 I2 Um I1 I2 I1 I2 I1 j I2 I1 I1+I2 j 宜 宾电业局继电保护工作手册 31 因此， ZJ在特征区间可以用图 3.17 表示，当 I1超前 I2， 0， I1落后 I2， 0，由于对侧助增电流的角度的不确定性，在 0 时，测量阻抗 ZJ小于实际的阻抗（ Zk+R），在 II 段的故障就有可能落在 I 段动作。所以，我们设计了电抗继电器来躲避这种情况。 第四节 复合距离继电器 在高频保护中，南瑞公司 902 系列保护采用复合距离继电器作为高频方向元件。复合距离继电器由两部分组成，一部分是第一节讲述的工频变化量距离继电器，另一部分是四边形距离继电器。因此称作复合距离继电器。 四边形距离继电器动作特征如图 3.18， Zzd=1.5ZL, Zx=0.05Zzd, Zzd 阻抗角 78 ，1=2=30， Rzd Zzd。只需要整定 Rzd 和 Zzd，四边形的区间大小就可以确定下来了。 为了防止在双电源下线路故障出现距离保护超越现象， AB 边不与 R 轴平行，而是向下倾斜 10 15，为了防止出口经过渡电阻接地也能可靠动作， CD 边也要向下倾斜， Rzd 由过渡电阻有可能的最大值决定，为了保证经过渡电抗接地也能可靠动作，取 1=2=30得到 A、 B 两点。 工频变化量的整定值分两个，一个是在后备保护中的 距离 I 段 Zzd1，它与四边形距离继电器共同构成快速独立跳闸元件，即 Z，动作时间小于 10 ms。必须注意理解的是 Z 也是复合距离继电器，而不仅仅是工频变化量距离继电器。 Z 的动作特征区间如图 3.19。第二个是以超范围整定到对端电源的工频变化量阻抗保护 DzzdF，它与四边形距离继电器构成高 频距离保护 Z+的方向元件。它的动作区间如图 3.20。 Zs Zk R =0 0 0 距离 II 段 距离 I 段 K 图 3.17 图 3.18 Zzd Zzd Rzd 1 2 R Z A B C D 图 3.17 宜 宾电业局继电保护工作手册 32 这里看到 Z+的动作区间就是四边形距离继电器，似乎工频变化量距离没有用处，其实由于四边形是固定的，在反方向和区外故障时候工频变化量是一个远离四边形的上抛圆，与四边形无 交集，也就没有动作区，所以能很好的防止非故障区故障时候高频正方向元件的误动。 第五节 保护闭锁系统振荡的原理 有关什么是系统振荡，和发生振荡时，系统中各点的电压，电流，相角变化规律以及振荡对不同地点距离保护的影响的问题在技术问答上有详细的讲解，这里只对南瑞公司保护的开放闭锁元件的四个判据作详细的分析。 在系统发生振荡时，应该由手动或自动减少发电机机端出力和有选择性的切除负荷，不应由保护无选择的任意解列系统。因此，对有可能出现电网振荡的保护必须加装振荡闭锁元件。 正 常运行时，振荡闭锁元件一直是投入的，它闭锁了距离保护等的动作，在网络异常时，保护会启动，该元件必须立刻判断出异常是什么原因造成的。如果是系统振荡，则该元件继续投入，如果是故障，该闭锁元件应立刻开放。下面就讲南瑞保护区别振荡和故障用的四个判据。 一、保护启动瞬间开放 160ms. 即使是保护由于系统振荡的原因而启动，系统两侧电势由正常功角 摆至振荡中心角180的时间也远大于 200ms。这样振荡的轨迹还没有进入动作区间闭锁元件就已经复归。 如图 3.21，正常运行在 点，振荡时振荡轨迹是从点到点（ 由 1到 2）的时间远远超过 160ms。轨迹在这个时间内不能进入保护动作区。此时若是故障引起的保护启动，闭锁元件已经开放，保护可以动作。所以这个判据在系统振荡时候不会误动，在故障时候不会拒动。该判据只在启动瞬间开放 160ms，之后就永久闭锁（保护整组复归时才复归），即使是在系统振荡时候再有故障也不开放，这就需要其他判据。 Zzd1 Zzd 图 3.19 DzzdF Zzd 图 3.20 M N A B EN=0 EM=0 1 图 3.21 2 宜 宾电业局继电保护工作手册 33 二、不对称故障开放元件 不对称故障时的开放判据： I0 + I2 m I1 （式 3.6） 系统振荡时， I0、 I2接近于零，该判据不满足 。 不对称故障时，根据对称分量法作出复合序网图，可以得到短路点各序电流的关系： 单相接地短路： I0 + I2 =2 I1 两相短路 I2 = I1 （式 3.7） 两相接地短路 I0 + I2 = I1 考虑到两端电网分支系数的影响，在式 3.6 中 m 取 0.6，很好的满足式 3.7。 三、对称故障开放判据 Uos=Ucos 在保护启动 160ms 后再发生三相对称短路，以上的判据都不能满足，所以需要新的判据，即采用振荡中心的电压 Uos（图 3.22）的大小作为判据。 无论系统是正常运行还是振荡， OM都是 M 点母线电压 U， Ucos 都反应了振荡中心点 S 的正序电压 OS。三相短路一般都是弧光短路，弧光电阻压降小于 0.05U。此时分析振荡中心在最不利的情况下，如何用延时来躲过振荡轨迹处于区内的问题。 该判据又分两部分： （ 1） 0.03U Uos 0.08U，延时 150ms 开放。 cos1=0.08 , 1=85.5系统角 171 cos2= 0.03 , 2=91.7系统角 183.5 图 3.23 给出了此时振荡的轨迹图。从 1到 2变化了 6.2，整个振荡周期 变化是180以最大振荡周期 3计算，振荡周期在这个区间内停留的时间是 104ms，取延时 150ms闭锁开放，即使该区域是保护动作区保护也能躲过振荡轨迹。 （ 2） 0.1U Uos 0.25U，延时 500ms 开放 该判据作为（ 1）判据的后备分析的道理和（ 1）完全一致。 以上的判据在 Uos 很小时候，就能很好的用延时来躲避可能是振荡原因引起的低压。从而保证保护不会误动。 如何更好的理解（ 1）、（ 2）两个判据的关系，如图 3.24 振荡轨迹是由 A 到 B 到 C 到 D的单向运动，进入 A 点即（ 2）判据开始工作，接着进入 B 点，（ 1）判据也开始 ，如果是故障进入 B 点后 150ms 后（ 1）判据动作，如果是振荡或者故障条件不满足（ 1）的判据，轨迹继续进入 C 点，如果是故障，在进入 A 点开始后的 500ms 时（ 2）判据动作。如果是振荡，则进入 D 点继续运行。 以上的分析都是基于线路阻抗角为 90状态下。在南瑞技术书上提到如果线路阻抗角不为 90时， 角需要补偿，这里解释一下补偿的原因。 图 3.22 EM EN M N O S 图 3.24 D C B A 0.1 0.03 0.08 0.25 判据（ 2） 判据（ 1） 图 3.23 M N S 1 2 宜 宾电业局继电保护工作手册 34 三相短路时， M 点测得的电 压实际上是一个呈感抗性质的线路压降与一个纯电阻性质的弧光电阻压降，一次系统图如图 3.25 可见， U1与 U2相加就是母线电压 U，结合图 2.26，如果 R 不是纯电感性质，则 U1与U2之间的角度不再是 90而是线路的阻抗角 ，因此 Ucos也不再是弧光电阻 U2，作一个矢量 U3，让 U3 U2，则 =90 ， Ucos(+)=U3 , U3 U2， U3是振荡中心的电压， U2是弧光电压，当然用 U3 来代替 U2 把 Ucos 的范围缩小了，判据仍然有效，不会造成振荡时保护误动。 就是补偿角 。在运行中， U 和 是保护采集量， 是整定值，所以 U3的大小能够计算出来，说明这个判据也是实用的。 另外从图 3.26 可以分析出，当线路阻抗角为 90时， A、 B、 C 三点合一，即 =90，则 =0，不需要补偿，这和前面讲的公式是一致的。 四、非全相时的振荡判据 分相操作电网系统中，还要考虑非全相运行的情况。由于是非全相运行，选相元件会一直选中断开相，此时系统振荡不会误动，若此时健全相再故障，选相元件就会选中故障相，因此可以用选相元件在不在断开相来开放闭锁元件。 另外，也可以采用测量健全相电流的工频变化量来判断 是否开放非全相的振荡闭锁。 第六节 高频零序方向元件（ 0+） 零序方向元件由零序功率 P0决定， P0=3 U0*3 I0*ZD。 ZD是一个幅值为 1，相角为 78的补偿阻抗。 在正方向 A 相金属性接地故障时的电气量如图 3.27，三相合成的零序电压和零序电流如图 3.28， 角为线路阻抗角，一般为 78， I0在补偿了 78之后 P0的矢量图如图 3.29。 图 3.29 正好反映了在正方向故障时零序电流由线路流向母线，计算公式： 图 3.25 M U R Rg U2 U2 图 3.26 U3 O U1 U2 U B A C 图 3.27 Ua Ub Uc Ia Ib Ic 3U0 Uc 3I0 图 3.28 180 3U0 3I0*ZD 图 3.29 宜 宾电业局继电保护工作手册 35 P0=3 U0*3 I0*ZD=9 U0* I0 cos180 = 9 U0* I0 0 那么在保护的反方向故障时， 3 U0、 3 I0和补偿后的 3 I0矢量图如图 3.30。 P0=9 U0* I0 cos0 =9 U0* I0 0 由次可得，当 P0 0 时，反方向元件 F0 动作，当 P0 0 时，正方向元件 F0+动作，为了增加正方向元件动作的可靠性，将这个结论稍微改成当 P0 1时，正方向元件 F0+动作。 线路阻抗角一般 为 78，所以设计补偿角也为 78，目的是让 P0取得最大值，拥有更高的可靠性。如果没有这个阻抗，线路出口经过渡电容或者过渡电感接地时，零序电压和零序电流之间的夹角就有可能接近 90或 270，此时 P0=0，处于动作的临界点，保护就有可能误动或拒动。 在 RCS 系列保护中，零序保护正方向元件由零序比较过流元件和 F0+与门输出，反方向元件由零序启动元件和 F0 与门输出，零序比较过流元件定值比零序启动元件大，所以反方向元件更加灵敏，这样提高了装置的可靠性。 第七节 主变保护的比率差动 南瑞系列变压器保护的比率差动保 护动作方程如下 Id Icdqd Id K*Ir 同时满足上式两个条件保护动作， Id：差动电流， Icdqd：差动启动电流， Ir：制动电流，K 比率系数。 设计比率差动主要有两方面原因 1、正常运行时，主变各侧 CT 的参数特性不一致， CT 的励磁电流不同，保护平衡系数整定的误差，使得差动回路中有不平衡电流通过，不平衡电流有可能超过差动电流的启动电流。 2、在差动保护外部短路时（图 3.31）， CT 一次侧短路电流含有大量随指数衰减的非周期分量，它衰减速度远小于周期分量，所以很难 转变到 CT 二次侧，而主要作为 CT 的励磁电流，使 CT 铁芯更加饱和，二次电流误差更大，这种电流又称暂态穿越性电流。 以上两种情况都能使不平衡电流增大，尤其是后者，在大电流故障时极有可能使差动保护误动。 因此引入了制动电流来克服这些缺点。 制动电流的采用对象各个保护是不一样的，有选择各侧电流矢量差的，有选用各侧电流最大值的，南瑞变压器系列保护用后者， Id= I1+I2+I3， Ir=max I1、 I2、 I3 ，一般故障电流为最大，所以可以把 Ir 理解为故障电流，图 3.30 3U0 3I0*ZD 3I0 图 3.31 I1 I2 I3 H M L 宜 宾电业局继电保护工作手册 36 若是在区内故障，那么差动电流 Id远远超过制动电流 Ir，若是区外故障， Ir将远大于不平衡电流，所以比率差动保护的安全可靠性很高。 第八节 主变的电流保护 本节讲述以 220KV 主变后备保护 LFP973E 为例，考虑到 220KV 和 110KV 都是接地系统。 主变的后备电流保护有复压过流保护和零序电流保护。复压过流的方向由控制字 FL 控制。当 FL=0 时，复压过流方向指向系统，灵敏角为 228，当 FL=1 时， 复压过流方向指向变压器，灵敏角为 48。方向的解释如图 3.32 当 K 点发生故障，若在变压器其他侧系统内有电源（如中压侧 EN），中压侧会向高压侧反送潮流 Ik，对于高压侧母线 H 的电压来将， Ik方向是指向系统，有 228，当 P 点发生故障，高压侧母线 H 送出电流 Ip， Ip 方向是指向变压器，有 48。所以设定了这两种方向控制字，根据网络具体情况整定。 零序过流是用变压器中性点的 CT 采集， CT 极性端安装在变压器侧，零序方向元件也是采用控制字 FL0 整定，当 FL0=1 时，零序方向指向变压器，灵敏 角 258，当 FL0=0 时，零序方向指向系统，灵敏角 78。作出变压器零序电抗的等值电路图 3.33 来解释。 如果在高压侧线路故障，在线路上有附加零序电压 U0和零序电流 I0I，相对与高压母线H，零序电流 I0I的方向是变压器流出指向系统，角度为 258，而中压侧中性点感应出的零序电流 I0II相对于中压侧母线 M 是系统流出指向变压器，角度为 78。注意，零序电流是采用图 3.34 所标示的中性点的电流。 注意：在做 变压器零序过流保护和间隙零序过流保护试验时候，南瑞保护故障报告里显H M L 图 3.32 EM EN Ik K P Ip 图 3.33 U0 I0I I0II H M I0I I0II 图 3.34 H M 宜 宾电业局继电保护工作手册 37 示的故障电流是系统 A、 B、 C 三相电流的最大值，而不是零序电流或者间隙零序电流的值，所以如果试验时仅仅加入零序电流或者间隙零序电流，报告会显示电流为 0。这一点必须注意。 第九节 母差保护 母线差动保护根据母线上所有连接间隔的电流值计算差动电流，构成大差元件作为差动保护区内的故障判别元件。根据各连接间隔的刀闸位置开入计算出每条母线的各自的差动电流，构成小差元件作为故障故障母线的选择元件。间隔刀闸跨越上母线时，装置自动识别为单母线运行，不选择故障母 线。任何一条母线故障都将所有间隔同时切除。 除此之外，若 I 母故障，则 I 母小差启动， II 母小差不启动，大差启动，保护切除 I 母上各间隔。 II 母故障同理。 注意，两条母线的小差计算都包括了母联电流。 母联死区保护（如图 3.35），在母联开关与母联 CT 之间的导线发生故障，此时 I 母小差动作， II 母小差不动作，大差动作， I 母上的间隔（包括母联）都被切除。但是故障仍然存在， I 母小差仍旧动作，正好处于 II 母小差的死区，为此专门设计了母联死区保护，死区保护动作条件是把母联开关断开之后，母联 CT 上仍有电流，并且大差元件与母联开 关侧的小差都不返回时，经死区保护延时跳开另一条母线。 母差保护接入了母线上所有间隔元件的电流、间隔刀闸位置信号、失灵启动母差信号，母差跳闸回路四个电气量，在保护屏端子排上同一间隔的这四个电气量的接线位置是一一对应的，这一点要特别注意，如果将各间隔电气量位置混淆，将会造成母差不正确动作，后果非常严重。在第二章已经讲了前三个电气量回路的接法，母差跳闸回路（图 3.36）接在图2.16 的手跳位置，或者 220KV 间隔保护操作回路的 R 端子。 图 3.36 1 R033 TJ 母差出口跳闸接点 D31 D71 I 母 II 母 母联开关 母联 CT D 图 3.35 宜 宾电业局继电保护工作手册 38 第四章 高频收发讯机 第一节 收发讯机的工作概况 本局所用的收发讯机大部分为南瑞公司的 LFX 系列，另有几台国电南自的 PSF 系列。 有关该两种类型的收发讯机的工作原理等基本概念如外差、频谱向上搬移等已在其技术说明书上有详细的讲解。这里只讲述其在电网中的工作特点。在图 4.1 中，当 K 点发生故障 瞬间，所有地点保护都会启动发讯，然后 M、N、 Q 处保护判定为正方向故障停讯， P 点保护判定为反方向故障而一直让收发讯机发讯闭锁本侧保护与对端的 Q 保护。必须等到 M、N 保护把故障隔离后才停讯。所以若工作需要要退出 P 点收发讯机时，必须通知 Q 点也退出收发讯机，不然有可能 K 点故障时因 Q 点 保护收不到闭锁信号而越级跳闸。 由于保护启动值比动作值灵敏，故障量一旦达到启动值所有收发讯机都发讯，高频讯号一方面闭锁自己保护，一方面去闭锁对端保护， P 点的反方向元件一直保持， M、 N、 Q 三处保护都要发讯 10ms 之后才投入各自的正方向元件，这样可以防止 Q 处保护正方向元件先动作而误跳闸。这也可以看出高频保护的动作时间大于 10ms，一般在 15ms 左右。 反方向元件 D比正方向元件 D+优先动作， 如果是从区内到区外的转换性故障，无论开关跳闸与否， D+都立刻返回， D立刻动作，收发讯机立刻重新发讯。 收发讯机发出的高频讯号电平 40dB，这 40dB 分以下几个部分： 1、对侧收发讯机远方启动所需要的最小灵敏启动电平 4 dB。 2、收发讯机不确定动作电平 6 dB。 3、收发讯机正常工作所需要的最小工作电平 9 dB。 4、线路传输允许的最大衰耗 21 dB。 这里的最小工作电平 9 dB 即通常说的 1 奈倍（ NB）（ 1NB 8.686 dB）。两侧通道联调时，本侧收讯回路收到的电平不能 小于 9dB，最好也不能超过 18 dB，收到电平过大，也不利于收发讯机装置的工作。收到电平过大，可以人为投入衰耗，在收发讯机上有跳线设计，按照说明书上每个跳线的衰耗根据需要投入。这里本侧收讯回路收到的电平，并不是是指装置背后端子处的电平，而是指高频波进入装置内部经人为衰耗之后的电平。 电平与频率的概念是不一样的。频率表示高频波振荡周期的快慢，电平是指高频波振荡能量的大小，所以高频波只衰耗电平不改变频率。 测试到本侧收到对侧高频波电平值后就需要在收发讯机上整定好该电平值，这是正常时候收讯应该达到的电平，如果今后 通道实验时收到的电平比整定值低 3 dB，装置发“ 3 dB告警”信号。 3 dB 告警是一个很重要的概念，它不是指收到的电平小于 3dB，而是指收到的电平比正常电平要少 3 个 dB 以上。此时就应该检查高频通道，找出衰耗增大的原因。 作通道试验时两侧的收发讯机工作情况可以用图 4.2 表示。 M 侧先按下试验按钮， M 侧收发讯机发讯 200 ms 后停止， N 侧收发讯机收到讯后立刻被 M 侧远方起讯而发讯 10s， M侧停讯 5s 后再重新发讯 10s。 从图 4.2 也可看到大约有近 5s 的时间内是处于两侧收发讯机都发讯的状态，此时若功放面板上的指针晃动 比较剧烈（ LFX 系列），说明两侧装置的差拍比较大。接口面板上“ OP”图 4.1 M N K EN EM P Q 宜 宾电业局继电保护工作手册 39 灯有可能熄灭，装置报警，此时可以投入“功放板上的跳线”来消除这个现象。 所谓差拍是指收发讯机同时收到两侧的高频讯号，若两侧讯号幅值相等，相位相反，则会因讯号的互相抵消而出现一个低谷，若低谷电平低于收发讯机启动电平，收讯输出就灰出现一个缺口，这就是差拍，也叫频拍。若缺口时间 TX 足够大，则保护会判发讯停止而误动作。为了解决这个问题，收发讯机设计了分时接受法，在自己发讯时关闭时控门，只收自己的讯号，自己停发时才打开时控门接 受对侧讯号，这样就能很好的避免差拍现象。图 4.3 给出了差拍现象的波形和采用了时控门后收到的讯号波形。图 4.4 给出了时控门的逻辑图。在图 4.4 中，因为功放是在收讯环节与时控门之前，所以功率放大环节的差拍不影响收讯环节，同时功放板也起到监视差拍的作用。 利用图 4.4 也可以帮助理解频谱向上搬移的优点。已知装置发出整定频率 的讯号 f0，同时又自动发出本振频率 fL（ f0+fL=1MHZ），在收讯回路中两个频率进行混频，经滤波后成为1MHZ的高频波进入装置，这样无论整定的频率 f0有多大，总有一个 fL与其相对应，装置只需要对 1MHZ的高频波进行计算，与 f0、 fL的大小无关，就大大提高了收发讯机装置的可靠性。 M 侧 发讯 N 侧 发讯 M 侧产生 差拍现象 采用分时法M 侧收讯 t t t t 图 4.3 图 4.2 t 10s 200ms 5s 10s N 侧收到 M 侧 讯号的时间 接口 发讯 功率放大 线路滤波 高频通道 收讯 图侧收到 侧讯号的时间 TX f 0 f L 图 4.4 时控门 缺口时间 tx 宜 宾电业局继电保护工作手册 40 第二节 高频装置试验 收发讯机装置的电气参数试验项目主要有三个试验项目。 1、发讯电平测试 将收发讯机的通道连接跳线插在“本机”与“负载”上，选频电平表的选频档位打在所测频率档，测试线插入线路滤波的“负载”与“公共”孔内。如图 4.5 按下发讯按钮，该收发讯机装置自动投入 20dB 衰耗，所以在电平表上测得是 20dB 的功率电平，如果选频电平表是测电压电平的，则测量值应该是 11dB。（在负载波阻抗 Z=75时， Lpx=Lux+9dB，有关匹配、波阻抗、功率电平、电压电平等概念可以查阅技术问答。） 2、收讯启动电平测试 将收发讯机的通道连接跳线插在“本机”与“通道”上，发频振荡器接在高频电缆所接的端子上（可将高频电缆断开），振荡器输出频 率交接在收发讯机装置的工作频率调节振荡器输出电平大小使收发讯机启动，此时电平表测到振荡器最小的输出电平应为 4dB，若输出是电压电平，则为 5 dB。如图 4.6 3、 3dB 告警测试 在收发讯机入口处接选频电平表，在高频电缆处串联可调衰耗，拔出本侧发讯插件，由对侧发出连续高频信号，监测到本侧的收讯电平后整定好。通过调节可调衰耗逐步加大高频衰耗使本侧的收讯电平下降 3dB，然后插入本侧发讯插件由本侧发讯启动对侧发讯，此时本侧应该发“ 3dB 告警”信号，减少 1dB 的衰耗重复做以上试验就不再有告警信号。但最低的收讯电平仍然不能小于 1NB。试验方法如图 4.7 一般故障排除 在通道试验时，功放板指针瞬间摆动后迅速回零，此时应该观察张制面板上各个“ op”灯是否正常，如果所有灯都正常，则可以初步判断装置正常。另外还可以将通道连接跳线插在“本机”与“负载”上，按下发讯按钮作装置闭环试验，装置工作正常则可以判定为通道故障，就必须检查高频电缆和结合滤波器是否接地或开路，通道切换把手是打在“旁路”还是“本线”等。 发讯 本机 负载 20dB 75 负载 公共 选频 电平表 图 4.5 高 频 装 置 图 4.6 图 4.7 75 振荡器 电平表 可调衰耗 高 频 装 置 高频电缆 宜 宾电业局继电保护工作手册 41 第五章 电网安全与自动控制装置 第一节 中性点不接地电网的单 相接地故障 与接地选线和消谐装置 宜宾局 35KV 及以下电网均采用中性点不直接接点运行方式，该类电网如果发生单相接地，接地点仅仅通过线路的对地电容电流，如果 35KV 电网电容电流不超过 10A， 10KV电网不超过 30A，就采用不接地方式，如果超过这个值，就必须采用经消弧线圈接地方式。这两种方式统称小电流接地方式。 该类电网发生单相故障时，线电压仍然是三相对称，并不影响用户用电，且故障电流较小，可以允许电网继续运行 12 小时。但是单相故障若不及时排除，容易转换为多相故障。原始的方式是采用手工逐条线路拉闸的方式查找 故障线路，现在采用接地选线装置可以自动判断出故障线路。 一、中性点不接地电网故障分析 在 I 号线路 A 相发生金属接地故障时， II、 III 号线路 A 相与地是等电位，无电容电流，三条线路的 B、 C 两相对地都有电容电流 Ic，由母线流向线路到大地，在故障点有故障电流6Ic 由大地流入线路到母线。 省略掉复杂的计算公式，可以只观的从图 5.1 得到以下结论： 1、不接地系统发生单相故障，故障相对地电压为零，非故障相对地电压为电网的线电压，电网出现零序电压，大小等于电网正常时的相电压，但电网的线 电压仍是三相对称的。 2、非故障线路的 3I0大小为该线路的对地电容电流之和，故障线路的 3I0大小为所有非故障线路的对地电容电流之和 在图 5.1 中，非故障的 II、 III 号线路 3I0=2Ic,方向为流出母线， I 号故障线路 3I0=6Ic 2 Ic=4Ic,方向为线路流向母线。 图 5.1 A B C III II I K Ea Eb Ec Ic Ic Ic Ic Ic 6Ic 6Ic 3Ic 3Ic Ic 宜 宾电业局继电保护工作手册 42 3、结合结论 2 且因为零序电流是电容电流，所以非故障线路的零序电流超前零序电压为 90，故障线路的零序电流滞后零序电压为 90，两者相差 180。矢量图如图 5.2 4、故障时接地点 K 的电流等于所有线路（包括故障线路）的接地电容电流的总和， 它超前零序电压为 90。 在图 5.1 中， Ik=6Ic，这里的 Ik应看做所有线路 B、 C 两相电容电流之和，所以方向应与其一致。 参考设计手册，线路电容电流可以有以下计算公式 架空线路： Ic= 电缆线路： Ic= Ic:对地电容电流 U：电网线电压（ KV） L：线路长度（ Km） 二、绝缘监察与接地选线装置 利用上面结论中的电气特征，设计出该装置。 由结论 1，线路单相接地时，母线 PT 开口三角形上有输出电压，装置报警有线路接地，但此时还不 知道具体的接地线路。要找出故障线路，结合结论 2，采用考察零序电流大小的方式，结合结论 3，采用考察零序功率方向的方式来查出故障线路。 一般都在出线电缆头处安装一穿心式零序 CT 来采集零序电流，在考察零序电流大小的方式中，装置选取零序电流最大的线路为故障线路。该方法在线路越多时，故障线路零序电流越大于非故障线路的零序电流，就越灵敏，越可靠。在考察零序功率功率方向的方式中，由结论 3 很容易理解故障线路零序功率方向与非故障线路的零序功率方向是相反的。 有的厂家生产的该装置是结合了以上两种方式来选线。先选出零序电流最大的 三条线路，再判别功率方向。这种方法避免了因为线路长短不一，电容电流差别较大，有可能某条非故障线路零序电流与故障线路零序电流很接近的情况下装置选线错误。 三、消谐装置 在以上分析是以假设单相故障是金属性接地故障为前提的，实际中的故障往往是闪络性质的弧光接地，弧光的温度可以达到上千度，不容易熄灭，产生危害很大，造成线路绝缘降低转换成多相故障，扩大电网事故；弧光上的高电压也容易引起电气设备产生高压谐振，同时弧光的闪络产生大量杂波也不利于选线装置工作等等，所以有些电网还采用了消谐装置来消除这个危害。消谐装置 的工作原理如图 5.3 图 5.2 U0 非故障线路 3I0 故障线路 3I0 U*L 350 U*L 10 图 5.3 A B C 接地开关 消谐装置 故障线路 DLC DLA DLB 宜 宾电业局继电保护工作手册 43 当某条线路 A 相故障时，微机消谐装置根据输入的零序电压启动，再对输入的三相电压进行计算，当判断为弧光接地时，迅速将分相操作的一次接地开关 DLA 合上，从而达到迅速灭弧的目的。 第二节 中性点经消弧线圈接地电网单相接地故障 与接地选线和消弧装置 上节开始提到接地电容电流较大时，必须采用消弧线圈接地方式，有了消弧线圈，再出现接地故障，线圈会对电容电流进行 补偿，使其迅速灭弧。电网中普遍采用过补偿方式，过补偿度为 5% 10%。 该接地系统故障时的电气量分析如图 5.4 注意到在过补偿情况下故障点电流（ 6Ic+IL）近似纯电感性质，这一点 是图 5.4 与图 5.1的不同点 同样，分析图 5.4 可以得到以下结论： 1、在经消弧线圈接地电网中发生单相接地故障时，故障相对地电压为零，非故障相对地电压为电网的线电压，电网出现零序电压，大小为电网正常时的相电压，但电网三相仍然是三相对称的。 2、消弧线圈两端电压为零序电压，消弧线圈电流 IL通过故障点与故障相，不经过非故障线路。 3、接地故障处残余电流 6Ic+IL等于补偿度与电网电容电流总和的乘积，滞后零序电压90，残余电流数值较小。 4、非故障线路 3I0 大小等于本线路接地电容电流，方 向是电流从母线流向线路。在过补偿的情况下，故障线路 3I0大小为残余电流与本线接地电容电流之和，呈纯电感性质，方向是从大地流向母线。 5、非故障线路零序电流超前零序电压 90，在过补偿情况下，故障线路零序电流也超图 5.4 A B C III II I K Ea Eb Ec Ic Ic Ic Ic Ic 6Ic+IL 3Ic 3Ic Ic IL 6Ic+IL 消弧线圈 L 宜 宾电业局继电保护工作手册 44 前零序电压 90，两者相位一致（这是两种小电流接地的不同点，要特别注意。）。 比较小接地电流系统的这两种接地方式的故障情况可以发现由于采用了过补偿方式，使得经消弧线圈接地电网故障点残余电流较小，因此故障线路与非故障线路零序电流相差无几； 同时两者功率方向一致，所以不能采用上一节比较工频零序电流大小与工 频零功方向的方法选线。 以上的分析都是都是采用故障时电流的基波分量，在实际故障中，还同时产生大量的高次暂态谐波，故障线路谐波远比非故障线路大。同时消弧线圈的电感性对频率越高的谐波，越呈开路状态，对地电容的电容性对频率越高的谐波越呈短路状态。这样装置提取 5 次谐波作为分析对象的话，系统特性就与不接地系统完全一致了。 电感线圈的感抗： ZL=2n*f0*L 电容的容抗： Zc= n:谐波次数 f0：基波频率 L：电感常数 C：电容常数 在正常运行时，电感消弧线圈是可调的，装置根据当前 对地电容电流大小适时的调节线圈的档围，使其始终保持在合适的过补偿状态之下。 第三节 电力系统有功的平衡与低周减载 电力系统无时无刻不在进行着有、无功的交换，为了保持电力系统稳定的运行，必须时刻保持发电机的有、无功与各种无功设备发出的无功与负载在网络中吸收的有、无功相平衡。 有功功率的概念：电力系统中由于电阻的存在所消耗的有用功，称作有功功率。 有功功率是与频率有直接关系的。频率是衡量电能质量的两大重要指标之一，在采用现代化自动装置后，频率的误差不可以超过 0.15Hz。维持频率在额定值是靠调速系统控制系统中所 有发电机组输入的有功功率总和等于系统中所有设备在额定频率时所消耗的有功功率总和来实现。 电力系统中的有功平衡是一个动态过程，它随时都在发生变化，如果仅仅是较小的电网扰动，电力系统很快就能自动平衡。如果瞬间有大负荷被切除，电网可能会发生振荡，可以采用振荡解列装置，将电网解成几个部分 , 目前宜宾局还没有采用这种装置。如果瞬间有大机组被切除，则使得电网中的有功严重不平衡，此时频率会迅速降低，从而使得全电网出现频率崩溃。为了避免这样的电网事故，就必须采用低周减载装置事先设定好的频率分几轮逐步切除各条负荷，一直到有功 平衡，频率恢复正常。 低周减载的对象是负荷，所以一般安装在低压馈线中，在输电网中不使用。 低周减载装置主要以电网电压的频率为主要判据。当电网频率低于设定值时，装置启动经延时切断减载线路。为了防止线路空载时低周不必要动作，有的装置还投入了无流闭锁条件，这样线路无负荷就不动作。 和低周减载相关的还有一个滑差闭锁的概念。滑差是指电网频率的变化量。这个变化量一般都设临界值为 5Hz/s，滑差超过 5Hz/s 即使电网频率低于低周减载定值低周也不会动作。滑差闭锁一旦启动，再次开放的条件只能是频率恢复正常，与启动后滑差的大小 就没有关系了。 1 2n*f0*C 宜 宾电业局继电保护工作手册 45 为什么要设计滑差闭锁？因为从本质上讲，低周减载装置不是用来切除故障的保护，而是保证电网有功平衡的安控装置，低周只能在有功不平衡下才能动作。在图 5.5 中，当线路 L1 有故障时，波形的突变使得频率变化剧烈，有可能瞬间降低以至于频率低于 L2 线路的低周减载值，让低周装置切除了正常运行的线路 L2。设计了滑差闭锁后，如果是故障，电压频率的滑差超过 5 Hz/s，低周闭锁。由有功不平衡原因导致频率的滑差一般都远小于 5 Hz/s，特别是大电网中其自身平衡有功的能力更强。这就区别了正常运行与故障两种情况下的低周现象。低周减载也就能正确动作。 第四节 电力系统无功的平衡与无功补偿 电力系统功率除了有功功率外还有无功功率。 无功功率的概念： 无功功率比较抽象，它是用于电路内电场与磁场的交换，并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。它不对外作功，而是转变为其他形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备，要建立磁场，就要消耗无功功率。由于它不对外做功，才被称之为“无功”。无功功率的符号用 Q 表示，单位为乏 (Var)或千乏 (kVar)。 因此，所谓的 无功 并不是 无用 的电功率， 也不是不消耗电功率， 只不过它 的功率并不转化为机械能、热能而已 . 无功功率的用处很大 ， 电动机需要建立和维持旋转磁场，使转子转动从而带动机械运动，电动机的转子磁场就是 从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率，才能使变压器的一次线圈产生磁场，在二次线圈感应出电压。因此，没有无功功率，电动机就不会转动，变压器也不能变压，交流接触器不会吸合。 无功功率与电压的大小有直接关系，电压也是衡量电能质量的重要指标，维持电力系统电压在额定范围内运行，是以调节系统内无功功率平衡为前提的。无功电源主要是发电机，调相机以及宜宾局大量使用的并联电容器等 。 特别要指出的是，根据能量平衡的原则，电容器是不可能主动发出功率的。只是由于电网呈感抗性质，使得发电机又发有功又发无功，现在由于加入了并联电容器，把绝大部分感抗补偿掉了，改变了网络阻抗特性，使得整个网络近似与电阻性质，这样发电机只需要发少量无功就能满足无功需求，从而提高了有功的发出能力，也提高了发电机的效率。从这个角度讲，犹如电容器发出了无功供给感抗消耗，所以电容器被称作无功电源。 在小电网低负荷时，发电机自身就能平衡系统中无功的需求，但是在大电网，高负荷时，发电机很难满足网络无功的需求，此时电压降低，严 重危害系统的稳定。这样就必须投入无功补偿装置。 电压无功补偿装置又称 VQC，是在电网有较大无功需求时自动根据事先设定的定值进行有载调压与电容器的投切。这样能够减少电网的无功消耗，改善电网运行质量。下面以广州科立公司生产的 DWK 型无功补偿装置为例讲解其原理。 DWK 装置具有电压、无功、时间三个判别区间，在任意时刻，电网的运行状态都能在图 5.6 上找到它的对应点。图 5.6 是一个井字形的控制区间，其阴影部分为防振带，防振带的宽度由投单组电容器后母线电压的变化量 U 决定，因为在投切电容器时不但会改变电网的无功消耗，还 会改变系统的电压，所以必须把 2 区和 6 区各自再分成两个区，也就是说图 5.5 M L2 L1 K 宜 宾电业局继电保护工作手册 46 2A 区和 2C 区， 6B 区和 6D 区是有区别的。在各区内装置都要按最优的控制顺序和无功设备组合，使系统运行点进入 9 区。 1 区：先投电容器，当电容器全投入后电压仍低于下限时，发有载调压升压指令。 2A 区：投电容器，当电容器投完后还在该区，则维持。 2C 区：如还有电容器未投，则先发有载调压降压指令再投电容器，如果电容器投完后还在该区，则维持。 3、 4 区：先发有载调压降压指令，如果有载档位已经在最低点，则切除电容器。 5 区：先切除电容器，如果电容器切完后电 压仍然高于上限，则发有载调压降压指令。 6B 区：切电容器，如果电容器切除完后仍然在该区，则维持。 6D 区：先发有载调压升压指令，再切电容器，若电容器切完仍在该区，则维持。 7、 8 区：先发有载调压升压指令，当有载调压档位已在上限时，则投入电容器。 经过无功补偿后， 35KV 及以下馈线的功率因数应不小于 0.9， 即功率因数角不大于25， 35KV 以上输电网的功率因数不应低于 0.95，即功率因数角不大于 18。 补充知识：功 率方向的判断 有功功率计算公式： P=U*I*cos 无功功率计算公式： Q=U*I*sin 规定功率由母线流向线路为正方向送出，由线路流入母线为反方向流入。 当有功送出时： P 0，即 90 90 当有功流入时： P 0，即 90 270 当无功送出时： Q 0，即 0 180 当有功流入时： Q 0，即 180 360 由以上分析，可以用图 5.7 更简单的表示如下： 当 在第一象限， P 0， Q 0； 当 在第二象限， P 0， Q 0； 当 在第三象限， P 0， Q 0； 当 在第四象限， P 0， Q 0； 图 5.6 Q P 1 2A 2C 3 4 5 6B 6D 7 8 9 图 5.7 P Q O 宜 宾电业局继电保护