继电保护现场运行和维护

1、继电保护现场运行和维护华北电力科学研究院 张洁2010年8月一、电力系统继电保护基本概况及发展方向1.目前继电保护的概况继电保护装置是电网安全稳定运行的重要保障，它是随着电网的发展而发展的，功能和技术水平也是随着电网的发展不断完善和提高的。我们国家继电保护的发展，自新中国建立开始，经历了感应型、整流型、晶体管型、集成电路型、微机型等几个阶段。至今已60年。其中：线路保护 220kv500kv5060年代末（70年代初） 感应型保护时代保护组成：相差高频、距离、零序方向过流等保护、综合重合闸装置。相差高频为主保护。单套配置。7080年代 整流型、晶体管型保护时代保护组成：相差高频、距离、零序方向

2、过流等保护、综合重合闸装置。相差高频为主保护。单套配置。80年代末90年代中期 晶体管型、集成电路型保护时代保护组成：相差高频（纵联方向、纵联距离）、后备距离、零序方向过流等保护、综合重合闸装置。相差高频（纵联方向、纵联距离）为主保护。单套配置。90年代中期至今 微机型保护时代保护组成：a.纵联方向（纵联距离）、后备距离、零序方向过流等保护，综合重合闸装置。纵联方向（纵联距离）为主保护。单套配置。b.纵联方向、后备距离、后备零序保护，综合重合闸装置。第一套 纵联距离、后备距离、后备零序保护，综合重合闸装置。第二套 保护是双套配置，重合闸装置只用一套。c.光纤纵差、后备距离、后备零序保护，综合重

3、合闸装置。第一套 光纤纵差、后备距离、后备零序保护，综合重合闸装置。第二套母差保护5090年代 感应型 单套配置（70）902000年 晶体管、集成电路型（上海继电器厂电磁式母差保护）2000年后至今 微机型 双套配置发变组保护与母差保护相同。综上所述，经过几十年的发展，到目前，微机保护已经在国内大范围的普及，微机保护的普及，使继电保护装置在可靠性、灵敏性和选择性方面，都比过去的保护有了很大的改善。主要有几个方面：a.在保护的功能方面，目前的微机保护比过去的保护装置增加了许多功能，如装置本身具有录波、打印、故障数据上传等功能。b.关于保护的动作时间，过去的整流型、晶体管或集成电路型保护装置，动

4、作出口最快也要20ms以上，而最新的微机保护的动作出口时间，最快可达到10ms。如微机母差保护（rcs-915，bp-2b）。c.由于微机保护采样精度高，定值一旦整定，则不容易变化。在保护特性方面，由于用软件实现，也不会变化。但是，在全国范围内，发展也是不平衡的。有些地区仍然存在电磁型、集成电路型等保护运行。如线路保护，目前光纤纵差保护已得到广泛应用，在华北地区也已大面积普及。但在国内许多地方，仍然还有纵联方向和纵联距离等保护运行，也就是说，载波保护还存在。现在是光纤和载波共存的时期。总之，我们国家的继电保护装置经过几十年的发展，与50、60年代相比，可以说有了翻天覆地的变化，而且已经达到了世

5、界领先的地位。2.发展方向随着电网容量的扩大和技术的发展，对控制设备和继电保护的要求越来越高。随着智能电网概念的提出，目前的继电保护及二次回路状态，还不能完全满足要求。智能电网首先从变电站开始做起，继电保护装置在信息采集、上传、通信等方面还要做许多工作。二次回路方面也要进行改造。如电子式电压互感器和电流互感器的采用，就需要做很多工作，至少目前这种模拟式的设备不能再用。但是，这项工作绝不是短时期内能够完成的，还要经过相当的时间，可是，这是必然的趋势，而且，将来无论是变电站还是发电厂，自动化控制的程度和水平还要有更大的提高，这一点是肯定的。关于继电保护状态检修的问题。近年来，一些管理部门正在进行“

6、继电保状态检修”的探索和研究，目前尚未开始推行。我们知道，电气一次设备实行状态检修比较容易，二次设备就不是很容易的事情。主要是一些正常的检测手段如何实现。现在有些管理部门正在研究。二、电力系统继电保护及自动装置运行维护要点 （一）发变组保护定值1.差动保护、差动速断、励磁变压器保护发电机差动保护：比率制动特性，同时设置差动速断，无涌流闭锁功能，因无这种运行方式。主变差动保护：比率制动特性、设置差动速断、励磁涌流闭锁高厂变差动保护：与主变相同高压厂用备用变差动保护：与主变相同关于励磁变差动保护：按原设计要求和规定，应设置差动保护，而且，目前大部分电厂也是这样配置的。但是，由于励磁变低压侧接是整流

7、柜，所以，在励磁变的电流中，存在着谐波分量，当励磁变压器或外部设备发生故障时，由于谐波分量较大，有可能导致保护不正确动作。在一些发电厂中，曾多次发生这种不正确动作的现象。一些发电公司早已作出规定，停用励磁变差动保护。在最新颁布的继电保护和安全自动装置技术规程（gb/t 14285-2006）中也作出新的规定，励磁变压器宜采用电流速断保护作为主保护。但是励磁变压器的过电流和过负荷保护的定值，要考虑能够躲过励磁系统的强励倍数，即：2倍转子额定电流，10秒延时。整定计算中要验证、核算，转子电流乘以0.816折算到交流侧，再除以电流互感器变比。差动保护中的差动速断的作用当变压器内部故障电流过大时，变压

8、器差动保护用的电流互感器将要饱和，电流互感器饱和时将产生各种高次谐波，其中包含二次谐波分量。而变压器差动保护的涌流闭锁功能，目前大部分采用二次谐波闭锁，当电流互感器饱和时，电流中的二次谐波分量将会使差动保护闭锁，不能动作出口。这时，只能靠差动速断保护动作出口，因为涌流闭锁不闭锁速断。因此，变压器差动保护中要设置速断保护。根据差动速断保护的特点，要求差动速断保护满足以下两点要求：（1）动作电流应能躲过最大励磁涌流电流。（2）区内发生最大短路电流故障时，应有足够的灵敏度（一般这种故障都是发生在高压套管引线上）。2.发电机定子接地保护目前普遍采用基波零序电压型定子单相接地保护和三次谐波电压型定子接地

9、保护，基波零序保护投跳闸，三次谐波保护投信号。定子绕组单相接地故障对发电机的危害主要表现在定子铁芯的烧伤和接地故障扩大为相间或匝间短路。铁芯烧伤程度由故障点电流和故障持续时间决定。故障电流越大、持续时间越长，烧伤也就越严重。对于没有伤及定子铁芯的绕组绝缘损坏，修复工作较简单，停机时间较短。一旦伤及铁芯，由于大型发电机定子绕组结构复杂，修复工作比较困难，停机时间就长。如果说定子绕组单相接地故障和绝缘损坏是难免的，但是因此而伤害定子铁芯则是可以避免的。因此，定子接地保护的动作时间不应太长。许多电厂的基波零序保护整定时间过长，对发电机不够安全。因此，建议最长不宜超过3秒。否则容易烧坏发电机铁心。使事

10、故扩大。定子接地保护还与发电机中性点接地方式有关，目前大型机组均采用中性点经接地变压器接地方式。定子接地保护的投入的原则就是当发生发电机定子绕组单相接地故障时，接地电流是否大于发电机的安全电流。 发电机定子绕组单相接地故障电流允许值3.发电机断水保护应注意断水保护动作时间，要与热工专业配合。一般情况下，发变组保护中，发电机断水保护都要经过一个延时，约20秒。但是要与热工专业配合好，不能都加延时，否则，断水时间过长，发电机不安全。有时热工专业发过来的信号是经过延时后发过来的，要注意。3.发变组起动失灵保护定值，零序、负序电流判别元件定值及非全相保护起动失灵保护的问题发变组保护起动失灵保护回路，应

11、串联零序或负序电流判别元件，要考虑到最不利的情况，即发电机正常解列时，一相或两相断不开。这时电网通过单相或两相流入发电机负序电流，这个电流很小，因此，该定值应整定的很灵敏，保证能够可靠起动失灵保护。起动失灵保护的同时，解除失灵保护中的复合电压闭锁。事实上这种起动失灵保护的回路已经达到了非全相起动失灵保护的目的。但是，考虑到如果流入发电机的负序电流很小，负序过流保护可能不会动作，这就说明这时的负序电流是发电机长期允许的负序电流，对发电机没有危害，可是这种很小的负序电流长期积累起来，对发电机同样会有不可恢复的损害，如这样考虑，就必须用非全相保护的接点起动失灵保护，即无论负序电流是否超过发电机长期允

12、许的负序电流，只要出现非全相，立即起动失灵保护。这样做对3/2接线的变电站没有多大的影响，但对双母线接线的变电站影响很大，要全面考虑得失。4.断路器闪络保护定值发电机的并网开关在即将并网前，容易发生断口闪络，因为开关断口两端的电压有滑差，并做周期性变化，特别是两个电压相位在1800附近时。断路器断口两端的电压最大，容易击穿，如下图所示。这时闪络保护应能正确可靠起动。闪络保护动作后，应立即跳开励磁开关并起动失灵保护，理论上不应再有延时，但为了可靠，可以有很小的延时，一般为0.1秒左右，电流元件定值也应该越灵敏越好。电网中曾因为该保护整定时间过长和电流元件定值过大而导致闪络保护不能出口，最终开关损

13、坏（如上都电厂）。（二）继电保护和安全自动装置1.发变组保护“非电量”保护包括变压器瓦斯保护、励磁系统故障、发电机断水、紧急停机按钮等。要注意与电气量保护出口分开，因为“非电量”保护不能起动失灵保护。“非电量”保护不能起动失灵保护的原因是：这些保护的返回时间不能确定。容易在断路器正常跳闸后误起动失灵保护。失磁保护的电压判别取自发电机机端电压。因为如果取变压器高压侧电压，当发电机失磁时，系统电压不能保证满足要求。即电压不能低到定值以下，造成保护不能出口。关于失步保护一般电厂的失步保护定值均按失步（振荡）的滑极次数整定。如果一个电厂机组台数较多，要考虑各机组定值的“区别”。发变组保护中不应缺少起停

14、机保护、误上电保护、断路器闪络保护，应该按照继电保护和安全自动装置技术规程（gb/t 14285-2006）的要求投入必要的保护装置。2.母差保护互联压板目前的双母线的母差保护都设有“互联压板”。主要是为了在母线倒闸操作时用。一般母差保护都有两个故障母线选择元件，即“小差动”元件，我们厂的母差保护是2条母线各有1套差动保护，母线故障时，由各母线的差动元件选择故障母线。然后跳开故障母线上的所有开关，包括母联开关。当进行母线倒闸操作时，由于某一个开关的两个隔离开关，有同时合闸的情况，相当于在母联开关旁边又并联了一个回路，如果这时某一条母线发生故障，母差保护无法选择故障母线，因此，在进行母线倒闸操作

15、前，投入“互联压板”，将两条母线的保护变为一套差动保护，当倒闸操作中发生母线故障，母差保护动作，将两条母线上的设备全部跳开。即无选择跳闸。复合电压闭锁双母线接线形式的电厂或变电站，为防止母差保护因各种原因误动，设置了复合电压闭锁元件。这是由于双母线母差保护一旦误动，将导致最少1条母线全部停电，损失较大，有复合电压闭锁，可以防止这种情况。但有两点应注意：a.母联开关不受复合电压闭锁，倒闸操作时应注意断开母联开关控制电源。这是因为当双母线倒方式时，线路或发变组断路器的两组隔离开关将同时跨接在两条母线上，如果当隔离开关正在操作过程中，母联开关意外跳开，将造成带负荷拉、合隔离开关，导致设备和人身安全事

16、故。非常危险。b.发变组保护起动失灵保护应有解除复合电压闭锁功能。因为当发变组内部发生短路故障时，由于主变压器的阻抗很大，母线电压可能不会降低很多，复合电压闭锁元件的灵敏度不够，复合电压闭锁有可能不开放，造成失灵保护不能动作出口跳开母线上的其它开关。3.同期系统同期系统有自动准同期装置和“手动同期检定继电器”及相关的回路组成。根据现场目前的情况，有几种同期并网方式：a.发电机机端有断路器，利用该断路器并网。同期电压取自该断路器两侧的电压互感器二次。两电压互感器二次接地方式相同，“n”或“b”接地。b.发电机机端无断路器，主变高压侧为双母线接线形式，利用高压侧断路器并网，同期电压取自高压侧母线电

17、压和发电机机端电压二次。两电压互感器二次接地方式相同的均为“n”接地。不同的，主变高压侧“n”接地，发电机机端“b”接地。c.发电机机端无断路器，主变高压侧为3/2接线，且主变高压侧有三相电压互感器，利用高压侧断路器并网。同期电压取自断路器两端的电压互感器二次。两电压互感器二次接地方式相同，一般均为“n”接地。d.同期闭锁继电器的作用。防止自动准同期装置出现问题时误发合闸命令，造成发电机“非同期”并列。同期检定继电器（tjj）与自动准同期装置共用两个电压。但是现在各电厂配置的tjj都要求两个同期电压有一个“公共端”，而两个同期电压并网前是有“滑差”的，或由于取自主变高、低压侧，不能直接将两个电

18、压的一端直接接在一起，要经过一个隔离变压器，才能将tjj的两个电压的一端接在一起形成公共端。如主变高压侧电压互感器二次是“n”接地，发电机机端电压互感器二次是“b”接地，可以不用隔离变压器。（三）继电保护抗干扰及“反措”随着电网容量的不断扩大，电网的稳定问题日益突出。为此，对继电保护的安全可靠运行提出了更高的要求。微机保护的普及和发展，使得继电保护抗干扰问题成为我们必须重视的关键问题。为此，自上个世纪90年代以来，原能源部及国家电网公司先后颁布了多种文件，制定了多项继电保护的反事故措施，目的就是为继电保护装置的安全可靠运行，从而保证电网的安全稳定运行。直流回路的反措要求1.直流熔断器的配置继电

19、保护的信号回路由专用的直流熔断器（或小开关）供电，不得与其他保护回路混用。在电磁式保护的年代，这种现象非常普遍。设计保护回路时，由于不注意这方面的问题，有些情况下会导致保护误动，或引起其他异常。自上世纪90年代以后，随着各种“反措”的颁布与实施，这种情况基本不存在。2.对于配有双套纵联保护的线路，每一套纵联保护的直流回路应分别由专用的直流熔断器供电；后备保护的直流回路，可由另一组专用直流熔断器供电，也可适当地分配到前两组直流供电回路中。这也是根据完全独立的原则，防止两套主保护共用一组直流电源时，因直流系统出现问题，影响两套主保护正常运行，从而使被保护线路或设备失去主保护。应保证至少有一套主保护

20、能够保持正常运行。3.保护用直流电源与控制用直流电源必须分开。这一点在反措要点中就已经做出规定，继电保护装置用的直流电源与断路器分、合闸用的直流电源必须分开使用，防止互相影响，如直流接地等情况造成保护异常甚至误动等。此外当由一组保护装置控制多组断路器（如3/2接线、各种桥接线、母差保护、断路器失灵保护、发变组保护、变压器保护以及线路的横差保护等）时，要求每一组断路器应分别由专用的直流熔断器供电；保护装置由另外的直流熔断器供电。4.在直流系统中，各级开关之间，应保持34级的级差，特别是熔断器和小开关不能混用。这是因为小开关的动作离散值较大，上、下级之间如果级差小容易造成无选择跳闸。此外，熔断器的

21、熔断特性与小开关的动作特性不同，如混用也会造成无选择跳闸或熔断。交流回路的反措要求1.国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求中规定：公用电流互感器二次绕组二次回路只允许、且必须在相关保护柜屏内一点接地。独立的、与其他电压互感器和电流互感器的二次回路没有电气联系的二次回路应在开关场一点接地。 交流电流回路、交流电压回路设置接地点是为了保证人身和设备的安全，但是如果接地点不正确，会造成继电保护装置不正确动作，如电磁式保护时代，差动保护的电流回路，只允许在保护盘上一点接地，不能在各自的端子箱接地，防止区外故障时，电流二次回路的分流导致保护误动。除此之外，在3/2接线的厂站中，线

22、路保护取合电流时，有些厂站是在就地端子箱将两组电流互感器合在一起再经电缆送至保护盘，一般这种回路的接地点选择在端子箱一点接地。2.公用电压互感器的二次回路只允许在控制室内有一点接地，为保证接地可靠，各电压互感器的中性线不得接有可能断开的开关或熔断器等。己在控制室一点接地的电压互感器二次线圈，宜在开关场将二次线圈中性点经放电间隙或氧化锌阀片接地，其击穿电压峰值应大于30imax伏（imax为电网接地故障时通过变电站的可能最大接地电流有效值，单位为ka）。应定期检查放电间隙或氧化锌阀片，防止造成电压二次回路多点接地的现象。对于双母线接线的厂站，其两组电压互感器的二次接地点应选择在控制室内的相关保护

23、屏柜上一点接地。这是由于如果两组电压互感器二次分别在就地端子箱接地，则当系统发生接地故障时，两个二次接地点之间就会出现电位差，影响保护的正确动作。3.电压互感器的二次绕组和三次绕组回路必须分开。电压互感器二次有“y”形接线和开口三角接线，过去两个绕组的“n”是在开关场端子箱内短接后用一根电缆送至保护盘，现在“反措”明确规定这两个绕组的“n”必须分开送至保护盘。这是因为电压互感器二次三相的负载是不完全平衡的，负载不平衡，必然在共用的“n”线中有电流流过，“n”线电缆上存在着电阻，在电阻上就会有压降，当系统发生接地故障时，这个压降就叠加在零序电压上，造成保护的不正确动作（如图1）， 图 1 电压互

24、感器二次回路不正确的接法 为此，“反措要点”中要求两个绕组的“n”必须分开。抗干扰问题1.干扰的侵入途径干扰的侵入途径有很多，常见的有以下几种：a.由导线直接侵入，如不同类型的信号混接、b.辐射，如无线通信设备的辐射干扰、c.耦合，包括电感耦合（同一回路的两根电缆芯置于不同的电缆中）电容耦合及传导耦合（一、二次共接地点）d.同一电缆内的电磁感应（利用电缆芯线两端接地代替屏蔽层接地）e.地电位不同造成的干扰2.抗干扰采取的措施a.降低干扰的影响中间继电器的线圈在回路中接通或断开时，都会对同一电源的回路产生干扰，并对回路中的继电器接点产生电弧，为此，直流电压在110v及以上的中间继电器一般应有符合

25、下列要求的消弧回路：不得在它的控制接点上并以电容电阻回路实现消弧。此外，不论是用电容或反向二级管并在中间继电器线圈上作消弧回路，在电容及二级管上都必须串入数百欧的低值电阻，以防止电容或二级管短路时将中间继电器线圈回路短接。消弧回路应直接并在继电器线圈的端子上。选用的消弧回路用反向二级管，其反向击穿电压不宜低于1000v，绝不允许低于600v. 注意因并联消弧回路而引起中间继电器返回延时对相关控制回路的影响。b.减小地电位差为了减小地电位差，一般采取合理安排电缆的走向、电压互感器和电流互感器二次采用合理的接地等措施。如双母线的厂站母线电压互感器二次接地选择在控制室内一点接地，是为了减小两互感器二

26、次中性点之间的电位差。除此之外，继电保护专业还采取了敷设等电位接地网和二次电缆采用屏蔽电缆并两端接地的措施。在国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施要求中规定：在主控室、保护室柜屏下层的电缆室内，按柜屏布置的方向敷设100 mm2的专用铜排（缆），将该专用铜排（缆）首末端连接，形成保护室内的等电位接地网。应在主控室、保护室、敷设二次电缆的沟道、开关场的就地端子箱及保护用结合滤波器等处，使用截面不小于100 mm2的裸铜排（缆）敷设与主接地网紧密连接的等电位接地网。开关场至控制室的100mm2铜电缆可以有效地降低发生接地故障时两点之间的地电位差，防止地电流烧毁电缆屏蔽层，同时还

27、可以降低变电站母线对与其平行排列电缆的干扰控制电缆采用屏蔽电缆并在两端接地，目的在抑制外界电磁干扰（如图2）。 图2 电缆屏蔽两端接地抗干扰示意图二次电缆处在电厂或变电站的强电磁干扰环境，干扰源为外部带电导线，带电导线所产生的磁通包围着电缆芯线及屏蔽层，并在上面产生感应电动势。如将屏蔽层两端接地，在屏蔽层中，将流过屏蔽电流，这个屏蔽电流产生的磁通，包围着电缆芯和屏蔽层，将抵消一部分外部带电导线产生的磁通，从而起到了抗干扰作用。此外，屏蔽层的材质与抗干扰效果有一定关系，电阻率高，电阻小，效果越好。c.弱电回路的抗干扰。现在我们现场运行的微机继电保护装置的“开入”量的输入方式大部分均采用光电隔离元

28、件。“光隔”的导通电流非常低，几个毫安就可以导通，如不采取措施，遇有直流接地就可能导通，造成保护误发跳闸命令。为此，华北电网曾颁布文件，要求在直跳回路的输入回路加装大功率继电器，防止因回路的干扰引起“光隔”误导通。如：二次电缆较长，对地电容较大，当发生直流接地时，因电容效应引起“光隔”误导通。当发生交、直流混线时，同样道理，也会使“光隔”误导通。 (四)关于电压互感器和电流互感器电压互感器1.基本特性目前电力系统中普遍采用电容式电压互感器，电容式电压互感器最显著的特点是“瞬变响应”。所谓“瞬变响应”是指当电力系统发生短路时，如在线路出口处短路，有两种情况，一是在电压波的峰值处短路，第二种情况是

29、在电压波过零时短路。相当于电压互感器一次电压从额定突然降至零，二次电压随即出现衰减。二次电压的衰减都会有一个延时。这个延时的长短，对继电保护有着较大的影响。有许多保护反应的是电流的增大同时伴随着电压降低，如果二次电压衰减比较慢，势必影响保护的动作时间。因此，iec标准规定，电容式电压互感器一次侧发生对地短路时（单相），在20ms内，二次暂态电压峰值应衰减至额定峰值的10%以下。2.电压互感器二次不允许“短路”电压互感器在二次回路中，是一个电压源，内阻抗很小，可以忽略。但是，一次侧绕组的阻抗很大，正常运行时，电压互感器铁芯中的磁通密度很大，接近饱和区域。由于是电压源，电压互感器二次负载阻抗一般比

30、较大，负载电流很小，电压互感器能够正常工作。如果将二次绕组短路，二次电流急剧增大，为了维持这个电流，电压互感器铁芯中的磁通就要增大，铁芯很快饱和，使得一次阻抗下降，一次电流增大很多，如果电压互感器一次有熔断器，这时肯定会烧断。而220kv及500kv电压互感器没有一次熔断器，二次有熔断器，可以断开。但是如果这时的短路点在二次熔断器“内侧”，熔断器断不开，这时将会烧毁电压互感器，这就是我们常说的“pt二次不能短路”的意思。电流互感器目前在电网中继电保护用的电流互感器主要有两种。一种是“p”类的电流互感器，如5p20（30、40），这种电流互感器主要用于220kv以下的电网中。还有一种是“tp”类

31、，主要是tpy型的电流互感器，主要用在500kv及以上的电网中，具有抗暂态饱和的功能。“p”类电流互感器1.饱和的原因5p系列的电流互感器在电力系统发生短路时，特别是当短路电流较大时，极易饱和。主要原因除与电流互感器的二次负载阻抗有关外，还与这种电流互感器本身的特点有关。a.二次负载阻抗的影响电流互感器是一个电流源，但也不是理想的恒流源。二次负载过大，将导致励磁电流增加，一、二次电流不成比例，使二次电流误差增大。（图1）图1 电流互感器等值电路当系统发生短路时，由于二次负载阻抗较大，使铁心提前饱和，影响保护的正确动作。解决的办法是减小电流互感器的二次负载阻抗。其要求的标准就是核对10%误差。核

32、对的方法有几种：10%误差曲线、伏安特性、计算二次等效极限电动势（参考电压互感器和电流互感器选择及计算导则dl/t866-2004）等。b.剩磁的影响在电磁式保护的时代，二次负载阻抗主要是电感性质，继电保护装置中的电感线圈所占的比例很大，二次电流以电感分量为主，同时与电流互感器的励磁电流相位基本相同，一次电流也与励磁电流同相，当一次系统的短路电流被切除时，一次电流在过零点消失，因此时励磁电流也位于过零点，铁心中的磁通处于最小状态，短路电流消失后，磁通逐渐继续衰减到一个自由状态，剩磁比较小。微机保护的采用，改变了电流互感器二次负载阻抗的性质。因微机保护本身的阻抗很小（一般按0.2计算），电流互感

33、器的二次负载主要是电缆的电阻，整个负载基本上是纯电阻负载，二次电流以电阻分量为主，一次电流与励磁电流不同相。当一次系统的短路电流被切除时，一次电流在过零点消失，而励磁电流此时可能处于最大，铁心中的磁通也处于最大。一次电流消失后，励磁电流从最大点逐渐衰减到零，铁心中的磁通也从最大逐渐衰减到一个自由状态。剩磁可能比较大。剩磁一旦产生，在正常的工况下不易消除。当被保护设备再次运行时，正常的交流磁通就会叠加在这个剩磁上，由于正常运行时电流较小，磁通的变化范围不大，在剩磁周围的小磁滞回线上工作，并不影响正常运行时电流的正确传变（图）。 电流互感器有剩磁正确传变负荷电流示意图 当一次系统发生故障时，磁通变

34、化的起始点就在剩磁周围的小磁滞回线上，若磁通向着靠近饱和的方向变化，则互感器在几毫秒内就会迅速饱和。短路电流中的非周期分量对铁心的饱和影响很大，非周期分量中含有大量的直流分量，直流分量不会转变到二次，但能够改变铁心的工况，会使铁心高度饱和，使短路电流全偏移（图3）。非周期分量在短路过程中，是随时间衰减的，这个衰减的过程长短，与一次系统的时间常数有关， 220kv及以下系统一次时间常数较小，500kv及以上系统由于发电机、变压器容量较大，电压等级较高，一次时间常数较大，非周期分量衰减过程较长，即“暂态饱和”时间长，如采用“p”类电流互感器，则会导致铁心的饱和时间长，影响保护的动作时间。 目前我国

35、220kv以下系统，大多采用根据电流互感器（gb12081997）标准生产的“p”类电流互感器（5p、10p）。这种互感器对剩磁无限制。短路电流切除后，剩磁可能很大，这就是“p”电流互感器的特点。由于220kv及以下系统一次时间常数较小，非周期分量存在的时间较短，使保护最终切除的时间不会影响系统的稳定，因此，还可以接受。但是在500kv及以上系统中，因一次时间常数较大，非周期分量存在时间长，使用“p”类电流互感器，将会使保护最终切除故障的时间长，造成系统稳定破坏，所以，500kv及以上的电网中，继电保护普遍采用了“tp”类的电流互感器，“tpy”是“tp”类电流互感器中的一种。图3 剩磁导致短

36、路电流全偏移的波形2.解决“p”类电流互感器饱和的办法：a.尽量减小电流互感器二次负载电阻。如必要时增加电缆截面积。b.选用“pr”类电流互感器。该类互感器对剩磁规定了限制标准，即不超过10%的饱和磁通。目前，有些厂家的保护装置对电流互感器的饱和采取了许多办法，其中之一就是在饱和之前，就已判断出故障的类型和故障是否在区内。如南瑞继电保护公司的rcs915以及深圳南瑞的bp2b等。在短路开始的5ms内就能够判断出故障的类型和性质。饱和总是有一个过程的，在ct尚未饱和前就将故障的性质、类型固定。此刻，电流互感器再饱和，也不能影响保护动作。“tpy”电流互感器。用于500kv系统的继电保护中，该类型

37、的电流互感器其铁芯中带有小气隙。抗暂态饱和能力强，对铁芯剩磁的要求是小于10%。“tpy”电流互感器在目前华北500kv电力系统中运用非常普遍。主要用于线路、变压器的主保护。但是，“tpy”电流互感器在严重短路后，剩磁的衰减比较慢，延时较长，对某些保护不适用。如：失灵保护的电流判别元件。因剩磁衰减慢，导致电流元件返回就必然要慢，为防止误起动失灵保护，保护中的电流判别元件就不能用“tpy”型的电流互感器，仍采用“p”类电流互感器。这一点，设计时就需考虑。 电流互感器二次不允许“开路”电流互感器在二次回路中是一个电流源，其内阻抗接近无穷大，而一次阻抗则非常小。正常运行时，二次电流产生的磁通对一次电

38、流产生的磁通起去磁作用。励磁电流很小。当二次负载阻抗很小时，一次电流与二次电流的误差就小。这是因电流互感器励磁阻抗很大，励磁电流很小，二次电流基本反应了一次电流的幅值和相位。但是，有两种情况是不允许的：a.如果二次负载阻抗过大，将导致励磁电流增加，二次电流减小，一、二次电流之间的误差就会增大，特别是当一次系统发生短路时，短路电流很大，这个误差也就更大，从而影响保护的正确动作。这是我们不希望的。因此要限制电流互感器的二次负载阻抗，要保证在最大短路电流的情况下，误差不超过10%。b.如果二次开路，二次电流的去磁作用消失，一次电流全部变为励磁电流，使铁芯内的磁通急剧增大，铁芯高度饱和，因二次绕组匝数

39、很多，将会在二次绕组两端产生高电压，危及设备和人身安全。而且还会烧毁电流互感器，所以，电流互感器二次不能开路。以上所讲的电压互感器和电流互感器的特点，都是对继电保护产生不利影响的方面，要使我们的继电保护装置能够安全可靠的运行，就必须了解这些。如：高压输电线路的后备距离保护，是利用电流增大和电压降低的特点来判断故障，但由于故障开始时，电压不能很快衰减，则保护不能很快动作，当电压衰减到保护能够起动时，电流互感器又饱和了，最终可能导致保护不能正确动作。而目前普遍采用的光纤差动保护，采用单一模拟量判断故障，情况就好多了，加之保护中快速判别故障性质的功能，就能可靠保证快速切除故障。 3.电流互感器的“极

40、性” 现场确认电流互感器极性的方法：“点极性”，以故障电流的方向为一次电流的正方向。（五）整套起动试验1.短路试验（1）试验前的准备：a.由于发电机是自并励方式，做发变组短路建立不了起励电压。因此短路试验之前，要将励磁变高压侧与发电机封闭母线断开（做好安全隔离措施），从厂用电工作母线的备用间隔中接一条高压电缆，引至励磁变高压侧接好，厂用工作母线备用开关上装有综合保护装置，应对这个保护中的过流保护进行整定，定值有电厂负责计算，整定好以后，进行传动保证该保护和开关能够可靠运行主要保护高压电缆和励磁变的安全。短路试验时，合上该开关，投入相应的保护装置。b.断开发变组保护跳热工、汽机的压板，防止试验过

41、程中，保护动作造成停机停炉。c.取消热工系统并网带初始负荷功能。防止试验中合主变高压侧开关时汽机超速。发变组短路试验：对发变组系统所有电流互感器极性再一次全面验证，对所用电流互感器变比做检查。同时做短路特性曲线。厂用电系统短路试验：目的与发变组短路相同。应注意短路点的安装。将发变组保护所用电流互感器都包括再内，短路应该用短路线，尽量不用接地刀闸。注意容量。短路试验如果需要合高压侧开关，则短路试验时，必须将开关操作电源断开。厂用电系统的短路同样如此。还要注意短路电流不要超过设备的额定电流。2.发变组空载试验：断开所有短路点，发电机只带主变、高厂变，将发电机电压升至额定。检查发电机空载特性，记录空

42、载特性曲线。发电机空载电压升到额定时，检查电压互感器二次电压的幅值和相序，应完全正确。空载试验完成后，断开励磁开关，测试发电机一次残压相序。目的是检查发电机一次绕组的相序。但要事先测试二次电压，进行换算，保证一次电压不大于500v。3.励磁系统闭环试验：试验前恢复励磁变的正常接线。调节特性，限制环节设置等。4.假同期及并网：升压站已带电，假同期试验前先做定相检查。停用一条母线。然后合上发电机隔离开关及断路器，发电机带空母线，电压升至额定。检查母线电压互感器和发电机机端电压互感器的二次相位，即所谓定相。特别注意检查同期系统所用的两组电压回路的相位。同时检查整步表的指针位置，以次确认同期回路的正确

43、性。确认回路正确后，电压降至零，断开发电机断路器及隔离开关。恢复母线的正常运行方式。准备做假同期试验。假同期试验时断开并网断路器的隔离刀闸，并在二次做临时短接线，满足假同期条件。通知热工专业退出并网带初始负荷功能。同期并网试验前恢复上述措施。注意：假同期试验前，必须验证断路器隔离开关已经断开，并断开隔离开关的交流操作电源，防止隔离开关意外合闸，造成非同期并网。此外，再次确认热工专业已退出并网带初始负荷功能，防止假同期合闸时，汽机超速。因为热工专业的并网带初始负荷功能，是以并网断路器合闸为判断依据的，而做假同期时，因隔离开关未合闸，不是真正意义上的并网，断路器合闸也没有实际带负荷，但是，热工系统

44、无法判断隔离开关是否合闸，只要断路器辅助接点闭合，就自动输出命令，使主汽门增加进汽量，会造成汽轮机超速，是不安全的。假同期试验应录波。假同期试验完成后，向调度部门申请正式并网，先申请退出母差保护，接入母差保护发变组侧电流互感器二次线、母差跳闸线、起动失灵保护线等如果在此之前没有进行过传动，应该进行母差保护跳发变组开关的传动。发电机并网后，测母差向量，检查差流，正确后，申请恢复母差保护运行。5.厂用电切换试验：并联、同时、串联切换，串联切换必须要在发电机带适当负荷后做，要录波。安全措施是，注意柴油发电机处于良好的备用状态。做厂用电切换试验前必须进行厂用工作母线与备用分支的一次核相，防止一次系统的

45、接线错误。三、典型事故案例1.220kv八里庄站和郑常庄电厂事故情况（误接线）（一）事故经过2009年4月20日16时44分，北京地区220kv八昆二线发生c相故障，两侧两套纵联电流差动保护皆动作选跳c相，重合于故障掉三相。858毫秒后，八昆二线八里庄侧2212开关c相偷合，1900毫秒后再次发生故障，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），失灵保护动作先后切除220kv4甲母线上的母联2245甲开关、分段2244开关、郑八一线2216开关、2号变2202开关；在220kv5号母线运行的郑八二线2219开关亦掉闸。另外，郑常庄电厂220kv失灵保护动作，郑八双回线2211、2212开关和2

46、245母联开关跳闸。（二）原因分析1八里庄保护动作分析220kv八昆二线重合于故障三跳后，因2212开关中防跳继电器的起动回路存在缺陷，致使八昆二线八里庄侧2212开关三相于总故障时刻858ms在还没有收回的重合闸脉冲作用下偷合。1900ms再次发生c相故障，八昆二线保护再次动作，因油压低闭锁2212开关分合闸（开关失灵），启动失灵保护，于2190ms八里庄失灵保护（第一时限）0.25s动作，切除220kv系统4甲母线上的母联2245甲、分段2244开关，并再次跳八昆二线2212开关；因八昆二线2212开关继续失灵，于2443ms八里庄失灵保护（第二时限）0.5s动作跳开二号变压器2202开关

47、、郑八一线2216开关。2郑常庄电厂失灵保护分析220kv八昆二线重合于故障三跳后，于总故障时刻1900ms八昆二线八里庄侧2212开关c相偷合于故障，总故障时刻2370ms，与八里庄站连接的郑常庄电厂的母联启动失灵保护因接线有误（接线情况见附件三），即没有将母联保护动作接点串入启动失灵回路，造成电流判别条件满足即可启动失灵保护，致使失灵保护不正确动作，跳开郑八双回线2211、2212开关，母联2245开关，并远跳郑八双回线八里庄侧2216、2219开关。（三）防范措施 保证图纸与实际相符，并符合保护原理试验中认真传动保护回路，试验不能漏项。2.上都电厂5021断路器故障分析（误整定）事件经过

48、 2009年5月19日22时，上都电厂在1#机组启动并网过程中，5021-6刀闸合入，在发电机做完假同期试验后，执行调度命令将5021、5022断路器由冷备转热备，首先合入5021-1刀闸，然后合入5021-2刀闸，在合入5021-2刀闸过程中(5022断路器指示在分位)，发生5021断路器 c相损坏，1#母线双套母线差动保护动作的现象。5021断路器保护及母差保护动作大致经过如下： 22时30分03：275，5021断路器c相出现有效值约6.8ka的电流，系统出现有效值约28.3v零序电压，以后零序电压在40v（峰值）上下波动，至4500毫秒一母线母差保护i、ii动作，故障消除。现场检查情况

49、华北电科院技术人员于20日20时到达上都发电厂，立即对5021断路器进行了目视检查，检查发现：1、5021断路器c相支撑瓷瓶最上节上法兰已经裂开，面积约有20 x 30 cm2的瓷件已经缺失，已经露出内部的绝缘拉杆(图1)，有碎瓷散落地面(图2)。2、5021断路器c相机构为分闸位置，sf6压力为零。3、断路器c相厂房侧均压环上电弧烧蚀痕迹。4、断路器b相灭弧室瓷裙有轻微损伤。5、5021-2刀闸c相动静触头都有烧损痕迹(图3、4)断路器故障经过分析在5021-2刀闸合入时，1#发电机组已经施加正常励磁，1#主变高压侧已经为正常运行电压，由于断路器断口在母线电压和机组电压的共同作用下发生了击穿

50、(通过录波图对照可以看出，最初故障时，c相母线为电压负的最大值，机组电压c相为正的最大值附近)，隔离开关未合到位时流过了较大故障电流，所以隔离刀闸动静触头均有烧损；由于机组与系统频差、角差的变化，断路器断口间电流时大时小，变化非常明显，断路器闪络保护启动并收回，一直未能启动断路器失灵保护，在故障大约持续到接近4秒时，由于电弧热的作用，将c相灭弧室上部t接部位的瓷件烧炸，炸飞的碎块打到b相灭弧室上，热的气体喷到b相，造成b、c两相短路，母差保护动作。保护动作情况：动作时序：（以故障起始时刻为0，单位：ms）125ms 发变组保护b屏断口闪络保护动作125ms 发变组保护d屏断口闪络保护动作180

51、ms #1机灭磁开关跳闸437ms 5021断路器保护闪络保护开入动作440ms 5021断路器保护三相跟跳动作457ms 5021断路器保护闪络保护开入返回977ms 5021断路器保护闪络保护开入动作1078ms 5021断路器保护失灵动作跳本开关三相1297ms 5021断路器保护闪络保护开入返回1817ms 5021断路器保护闪络保护开入动作1968ms 5021断路器保护闪络保护开入返回2348ms 发变组保护a屏发电机失磁保护一时限动作2353ms 发变组保护b屏发电机失磁保护一时限动作2814ms 发变组保护a屏发电机失磁保护二时限动作2814ms 发变组保护b屏发电机失磁保护二

52、时限动作4567ms 500kv一母线保护一动作4572ms 500kv一母线保护二动作4588ms 5011、5031、5041、5052断路器保护三相跟跳出口保护动作情况分析：本次故障以5021-2刀闸合闸为起始故障时刻，从机组故录和系统故录波形看出，断路器闪络瞬间发电机电势和系统电势恰好反向，幅值相等，断路器断口承受电压为二倍工作电压，后经断路器解体检查发现，5021断路器c相为双断口断路器，其中靠近机组进线的断口未能断开，靠近母线侧断口承受全部电压。闪络瞬间c相电压二次瞬时值母线侧为85.5883v，折算到一次为427941.5v；发变组c相电压瞬时值为二次侧-82.8224v，折算到

53、一次侧为-414112v，5021断路器母线侧c相断口在闪络瞬间承受电压842053.5v，造成断路器外绝缘击穿，均压环对断路器t形连接点发生弧光放电。放电电流#1主变高压侧套管ct二次3.9a，变比为1250/1，折算到一次侧电流为4875a。在断口闪络发生后，发变组保护b、d屏断口闪络保护动作，该保护整定值如下：闪络保护相电流启动值：0.454a，闪络保护负序电流启动值：0.2a，闪络保护跳灭磁开关延时：100ms闪络保护启动失灵延时：400ms动作逻辑为（相电流元件+负序电流元件）&断路器位置接点，相电流元件和断路器位置接点按相配置5021断路器失灵跳三相时间定值：100ms5021断路

54、器失灵跳相邻时间定值：400ms从机组故障录波图可以看到，在发生闪络后420.1ms，闪络电流减小到0.44a（二次值），闪络保护随后返回，518ms后闪络电流再次增大到0.454a，闪络保护应于此时再次动作，（从机组录波图看到此时闪络保护未返回，原因为接入故障录波器的保护动作接点为信号磁保持接点，不能自动复归），经不到459ms延时（距故障时刻977ms）断路器保护收到闪络保护开入，1256.4ms闪络电流再次降到0.45a以下（二次值），闪络保护随后返回，到1360.9ms，闪络电流又增大到0.454a，闪络保护再次动作，经456.1ms延时，到1817ms，5021断路器保护又收到闪络保

55、护动作开入，1921.4ms闪络电流再次降到0.45a，闪络保护又返回，故障录波器的波形显示与断路器保护闪络开入变化情况吻合。以上分析依据机组故录波形中变压器套管ct电流c相变化情况，该ct变比为1250/1，而闪络保护实际使用ct为5021断路器外付ct，变比为2500/1，分析中已经将二次电流进行了折算。所以闪络保护启动失灵一直未达到断路器失灵跳相邻时间定值。主变高压侧电压电流闪络时波形，闪络持续3892ms，最大闪络电流3.90a（1250/1），第一个闪络周期波形闪络发生后4555ms，c相断路器垂直绝缘子支柱顶端由于闪络高位发生爆裂，电弧吹至b相断路器母线侧均压环，造成bc相间短路，

56、500kv#1母线保护一、二随后动作切除500kv#1母线，至此完全切除故障。4500ms时bc相间短路时故障录波图断路器故障原因分析5021断路器断口间闪络，目前仅可见5021断路器厂房侧断口有外绝缘闪络痕迹，另一断口不存在外部闪络，在断路器下方不能直接看到，经用高空作业车仔细检查，发现另一侧没有没有外绝缘闪络痕迹，用摇表测量无闪络侧电阻为0。开关解体后，经检查发现该断口传动机构t气室销子断裂脱落，该断口未分开，这是造成断路器闪络的直接原因。另外，在b相断路器母线侧均压环上方发现了放电点。从系统故障录波器可清楚看到bc两相短路的特征波形。防范措施：认真审核保护定值，确保定值准确无误。3.迁安电厂1#机组阻抗保护动作分析及建议一、 事故经过2010年5月4日20：43：12，系统发生故障，其动作情况：“兴城西埔线路三相短路动作”、“遵化西埔线路也有动作”，线路基本走向：迁安赵店子姜家莹西埔。20：43：13迁安#1机发变组保护a柜（南瑞rcs-985a）报“阻抗保护动作”出口动作于全停。迁安#1机发变组保护b柜无保护动作。相关动作简述：时间迁安#1机发变组a柜备注20：43：12阻抗i段启动20：43：13阻抗i段动作，掉主开关，主气门，励磁开关，启动快切。定值1秒延时二、 原因