继电保护二次回路

山西电力调度通信中心

江苏省电力试验研究院

2011年6月继电保护二次回路1有关标准1.GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》2.DL/T955-2006《继电保护及电网安全自动装置检验规程》3.DL/T5044-2004《电力工程直流系统设计技术规程》4.DL/T5136-2001《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》5.《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）继电保护专业重点实施要求6.Q/GDW267-2009《继电和电网安全自动装置现场工作保安规定》27.Q/GDW161-2007《线路保护及辅助装置标准化设计规范》8.Q/GDW175-2008《变压器、高压并联电抗器和母保护标准化设计规范》9.国家电网公司输变电工程通用设计500kV变电站二次系统部分10.国家电网公司输变电工程通用设计330kV变电站二次系统部分11.国家电网公司输变电工程通用设计220kV变电站二次系统部分3关于二次回路随着电网迅速扩大，短路容量明显提高，保护双重化、断路器失灵保护等都是目前电网采用“近后备”的保护配置方案。全面推广使用微机型保护，简化二次回路，优化组合保护功能，保持在电源和回路上的“独立性”是保护双重化配置的重要原则。众所周知，断路器失灵保护主要的问题就是二次回路，通过对保护的优化组合，改进二次回路使220kV及以上系统的断路器失灵保护正确动作率由1996至2000年的28.9%提高到现在的90%。须指出：微机型保护装置本身的缺陷率已经很低，问题多在二次回路显现！确保二次回路的完好、可靠是保证和提高保护正确动作率的重要环节。4继电保护在电网中的作用要求我们在分析问题和解决问题时，首先从电网，然后沿着变电站、一次设备，最后再是保护配置、整定、运行和检修这条技术路线来考虑问题。基于继电保护技术发展的历程，我们应该看到微机型保护的发展虽是有目共睹，形式也是丰富多变，但继电保护在电网的属性迄今没有变化，无论何种形式的保护，智能站也好，保护下放也好，他的基本功能也都没有改变，多年积累的经验教训和宝贵经验形成的规程和标准都是我们工作的基本准则。至今为止，虽然二次回路没有什么变化，但却因电网的发展和电子设备的增多有了更高、更新的要求。5需重视的几个问题

※保护双重化配置是为实现电网近后备保护而配置的！※任何时候都必须保证保护的独立性和完整性！※有可能导致多个断路器跳闸的保护应使用复合判据！※断路器失灵保护定义为电网的第三道防线，是电网近后备保护！※断路器失灵也不仅仅是机械故障，确切的说是断路器失效保护！如断路器动作不断弧，外绝缘破坏等※导致断路器失灵保护不正确动作的主要原因是回路问题和跨间隔配合的问题※保护“六统一”是在“四统一”的基础上编制的，所有保护的基本原理并没有变化！※直流电源及其回路和“接地”回路往往是沟通事故的公共交汇点！6需重视的几个问题※保护带开关传动的整组必须在最接近运行状态的条件下进行※保护二次回路发生交流窜直流的问题往往会造成灾难性的后果！※每一次事故后必须进行认真的分析和总结，同时关注和分析线路对端以及相邻保护也是必须进行的工作！※辨识、分析保护及二次回路产生误差的原因是一项重要的工作！※试验方法和试验流程以及优化检验项目是继电保护检修中的一个重要环节，※过度和不合理的检修对保护是一种摧残！※应该是循序渐进地、合理地从计划检修过渡到状态检修7有哪些问题影响二次回路？1.保护双重化配置和小室下放的设计方案，使得电缆的长度和数量都在增加；2.二次回路的抗干扰措施的效果不在“明处”而是在“关键时刻”；3.变电站的各电压等级的操作电源和保护电源基本上公用，这对保持保护的“独立性”是不利因素；4.不健康的二次回路在运行、操作中产生问题；往往也是造成保护不正确动作的主要因素；5.

不合理的设计、安装、调试、检修都会在二次回路留下隐患，甚至直接造成保护误动；如使用运行电源做检修工作，造成交流窜入直流回路导致运行中的其他保护误动；8有哪些问题会影响二次回路6.保护与一次设备的接口回路，如防跳、自保持等；7.保护与通信设备接口回路；9.装置本身问题以及对二次回路的适应性，如使用24V开入等等，直流绝缘监察装置……;10.对新技术、新标准、新规程等技术文件在理解和执行方面的不确定等；11.专业管理水平以及专业人员的工作态度和技能水平；12..……91.保护双重化配置和小室下放的设计方案，使得电缆的长度和数量都在增加；1）每公里的电缆对地的电容约为0.3μf～0.4μf，电缆长度和数量的增加都给保护二次回路提供了干扰路径，如短路电流流经接地网对电缆形成的干扰，交流窜入直流回路等都会或是直接对继电保护安全运行构成严重的威胁；2）高压大容量发电机组和大型电网的时间常数在不断增加，电缆长度增加，加大了直流电阻，都使得CT运行条件恶化；3）直流电源供电回路的长度也随之增加，在绝缘、对地电容分量等方面都带来问题。10电缆对地电容分量的影响由于交流混入直流系统，当Xc分量由于电缆回路数的增加即各支路电容并联而进一步下降，最终导致继电器动作！不少地区的变电站和发电厂在运行和检修过程中都发生过交流混入直流系统造成保护误动事故，如下图由于电缆存在对地电容分量，对交流形成回路，特别是影响到保护装置的继电器和开入量的动作行为而造成严重后果。——交流混入直流可能产生的后果11——交流混入直流可能产生的后果12电缆的对地电容每公里约为0.3μf～0.4μf

由于电缆屏蔽层两端接地增加了二次回路的对地电容分量，由于电缆的长度增加，也增加了二次回路的对地电容分量。

由于保护小室下放等电缆回路数的增加（如），又增加了二次回路的对地电容分量。

1335kV系统接地时短接消弧线圈接地电阻的接触器因绝缘强度不够导致交流串入直流回路导致保护装置和操作箱损坏142.高压大容量发电机组和大型电网的时间常数在不断增加，电缆长度增加，加大了直流电阻，这些都使得CT运行条件进一步恶化；

以220kVXXXX线路发生B相接地故障为例，现场记录到来自RCS-931、PLS-603和故障录波器的录波图基本一致，参见图1和图2。在此仅以PLS-603记录的波形为例来分析，基本情况如下：XXXX线路本侧的TA（5P20）变比为2400/5，发生单相接地故障时B相二次有效值为29A，折合一次电流有效值为13920A，是额定电流的5.8倍；C相二次出现突变电流的有效值为4.8A。

15而微机型母差保护BP-2B的动作电流整定为5A，已临界动作边缘（4.9A），只是因为制动电流的作用,母差保护没有出口。XX侧母线PT变比为220kV/100V，B相二次电压有效值为10V，折合一次电压为22kV，为额定电压的17.3%。16电流二次回路分析

本侧的电流电压波形电流互感器变比为2400/517使用N：1的电流互感器电流互感器变比为2500/1对侧的电流电压波形18

XXXX线对侧的TA变比为2500/1，B相二次有效值为5.8A，折合一次电流为14500A。XXX变母线PT变比为220kV/100V，B相二次电压有效值为35.8V，折合一次电压为78.8kV，为额定电压的62%。19具体的试验接线20模拟试验电路接线21模拟实验的等值图22试验参数试验参数设置表参数名称参数设置说明A相电压源200V使得TA二次电流为额定值的2倍，本试验中使用的是二次额定电流为5A的TARn0.8Ω参考兆丰变现场实测电阻Ra8.2Ω使得非周期分量衰减时间约为3周期电容C1mF直流充电电源可调通过调节直流电源的幅值来控制非周期分量幅值23非周期分量为0时的波形24非周期分量为交流分量的92.5%时的波形25

在不考虑负荷电流的条件下，非故障相二次B、C相的突变电流方向基本相同，且与故障相电流反向。B、C相突变电流不同是因为B、C相TA饱和拐点电势不同造成的。电流互感器二次回路的时间常数值，由励磁电感和漏电感之和（LS，）及二次回路电阻（Ra）得出；

Ta=Ls/Ra26TA二次回路中N线电阻Rn＝0.2Ω27TA二次回路中N线电阻Rn＝0.6Ω28TA二次回路中N线电阻Rn＝1.2Ω29试验结论：

1.随着非周期分量的增加，非故障相二次突变电流从无到有，并逐渐增大；2.随着n线电阻的增加，非故障相突变电流也从无到有，并逐渐增大；3.当不考虑非故障相负荷电流时，可建立如图所示的等效电路来代替试验模拟电路和现场实际回路。当A相发生故障时，故障电流ia在n线电阻Rn上建立相应的电压：Un=iadcRn+

iaacRn其中非周期电流分量产生的是Undc，周期电流分量产生的是Unac。如果忽略装置小TA阻抗，可以认为Un是施加在B、C相TA二次绕组上的励磁电压；

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4.由电磁感应定律可知：

即TA的磁链等于初始磁链加上励磁电压对于时间的积分。由于UnAC是周期分量，所以在一个周期里，UnAC产生的磁链＝0，在短路电流不大的情况下，不是产生突变电流的主要原因。但非周期分量UnDC产生的磁链在整个衰减时间内是逐渐累加的，当逐渐累加的磁链超过电流互感器励磁电压拐点值时，就会产生一个突然变大的励磁电流，也就是录波图中可见的突变电流。电压拐点值定义：电流互感器的励磁电压上升10%时，励磁电流上升50%时，称之为拐点值（拐点电压）31从图中可以看出，由于in和ia反向，所以in在Rn上所产生的电压Un（非故障相的励磁电压）也与ia反向。因此，非故障相励磁电流（即突变电流）基本上和A相故障电流反向，现场故障录波图验证了该结论。值得注意的是，当非周期分量衰减到较小的时候，n线电阻的非周期分量UnDC不起主要作用，而交流短路电流对TA的去磁作用，将非故障相的励磁电压拉至小于拐点电压数值，非故障相二次突变电流随之消失。比较线路两侧的故障录波图可知，图1所示的短路电流幅值比图2略小，但因为TA变比的原因、TA二次的电流却大了5.8倍。3233各种光纤电流差动保护的非故障相都会产生误动！同理，在母差保护上也会有同样的问题34微机型线路保护的电流二次回路35微机型母差保护的电流二次回路36回路较多的母差二次回路改进方案37回路较少的母差二次回路改进方案38原来的接线方式39建议改进的接线方式40解决方案1.大幅度改善电流二次回路的直阻会有明显的效果；2.改进电流二次回路的接线也是降低直阻的方法之一；3.由制造厂增加针对性的判据。建议：为便于检修和处理事故，对双母线和双母双分段母线PT的N回路也采用上述引出各自独立的接地引下线，再汇集到接地铜排的接地方式。41直流电源供电回路的长度也随之增加，在绝缘、对地电容分量等方面都带来问题操作电源供电回路及跳闸回路电缆的截面应保证在80%额定电压下能可靠合、分。由于图中C的作用使得跳闸瞬间的动态电流是铭牌值的6～8倍42电流回路两点接地造成保护误跳某变电站500kV1号主变配置两套南瑞继保的RCS-978C主后一体化的微机型变压器保护。1月30日7:55，值班员按调令操作，分开1号主变的2501断路器。并为当日准备进行的电流互感器预试和2501断路器消缺工作进行准备工作（检修前的安全隔离措施）。根据现场值班员反映在进行电流互感器预试前，因1号主变的500kV侧和35kV侧的断路器尚在运行中，因此应先将电流互感器的二次回路与保护回路进行隔离。8:53分在电流互感器端子箱处的试验端子完成隔离措施（见下图1，图为操作完毕的状态；过程为:先将差动保护电流二次回路断开后，再将CT侧的A、B、C、N短路并接地）。8:59分500kV1号主变零序差动保护动作跳开500kV侧和35kV侧断路器。从监控后台查阅的记录到差动保护共动作8次，接地阻抗保护2段共动作2次，总计保护动作10次。43调阅故障录波器和保护信息管理机信息表明：1号主变保护在1月30日7:55至8:59期间，2501操作以及主变零差保护动作前后，电网和变电站一、二次设备无故障。

右图为操作完毕实验端子的状态44现场检查与保护动作情况分析1.变电站现场天气情况:晴，2°C。事发时，检修人员尚在途中。2.进入现场后立即检查保护和操作直流回路对地绝缘良好；并安排对1号主变取油气进行分析。3.从保护管理机调阅该事件的动作过程如下：2011.01.3007:55:27执行调令分2501断路器时记录的波形详见图。由图可知：在操作过程中两套差动保护分别测录到的电流、电压波形正常，无故障特征，差流近似为0，仅管理版（保护启动回路）变II（220kV）侧后备保护正常启动。4.08:59:21:036254，第2套RCS978零差保护第1次跳闸的记录波形，因零差保护的动作值整定为0.3A，保护启动至发出跳令时A相的差流为0.495A，详见下图。45零差保护第1次跳闸的记录波形，因零差保护的动作值整定为0.3A，保护启动至发出跳令时A相的差流为0.5A46模拟试验接线47模拟试验记录到的波形和电流幅值48电流回路两点接地49电流回路绝缘破损造成两点接地50正常运行时的接线51检修时的接线52关于安措接线的分析与讨论在进行CT预试时，按安规要求应将CT二次接地。但不合适的接地操作方式将如图所示的那样形成保护电流二次回路两点接地而导致主变零差和接地（视接地的时间）保护不正确动作。电缆绝缘不好也会构成保护电流二次回路两点接地。由于两个接地点间存在电位差在地网上形成的电流流经保护电流二次回路，亦将造成主变零差和接地（视接地的时间）保护不正确动作。53正确的操作步骤154正确的操作步骤255关于防跳回路56关于防跳回路使用断路器就地防跳是保障断路器检修所必须的功能。由图可知，防跳继电器在跳闸线圈回路也具有自保持接点，增加了跳闸的可靠性。考虑到在断路器的跳闸回路中已经具有防跳继电器的自保持跳闸回路；而且由于保护的跳闸回路至少在两个以上，系统发生故障时，两套保护将同时动作，如果保护的出口跳闸继电器都带有自保持电流线圈，也很难与断路器跳闸线圈的电流相配合。因此所设计的装置，其出口跳闸继电器均不带电流自保持线圈，相应的断路器操作继电器箱中的三相跳闸继电器等也均不带电流自保持线圈，而由防跳继电器的自保持接点起跳闸保持作用，保证跳闸的可靠性。再者，断路器检修时必须有就地防跳功能！——94反措57

断路器失灵保护必须强调的几个重要技术原则：1.断路器失灵保护必须采用复合判据；2.“六统一”将双母线接线方式的断路器失灵保护中的“故障电流再判元件”集成在母差保护装置内；3.不使用断路器位置接点闭锁断路器失灵保护；4.线路或元件保护的启动元件在故障切除后必须快速返回并重新闭锁断路器失灵保护。这是防止断路器失灵保护误动的重要措施；5.相关开入元件应具备较大启动功率和抗“工频干扰”的能力，防止“误开入”。6.简化二次回路。关于断路器失灵保护58双母线接线断路器失灵保护的特点：a.失灵保护应与母差保护共用出口回路。b.含母线故障变压器断路器失灵保护功能。c.应采用母线保护装置内部的失灵电流判别功能；各线路支路和变压器支路配置电流判别元件，d.线路支路采用相电流、零序电流、负序电流元件组成的“与逻辑”作为“故障电流再判元件”；e.变压器支路采用相电流、零序电流、负序电流元件组成的“或逻辑”作为“故障电流再判元件”。断路器失灵保护的讨论59f.线路支路应设置分相启动失灵开入回路，变压器支路应设置三相跳闸启动失灵开入回路。为解决某些故障情况下，失灵保护电压闭锁元件灵敏度不足的问题，变压器支路应设置独立于失灵启动的解除电压闭锁开入回路。g.“启动失灵”、“解除失灵保护电压闭锁”开入异常时应告警。h.母差保护和独立于母线保护的充电过流保护应启动母联（分段）失灵保护。i.为缩短失灵保护切除故障的时间，失灵保护宜同时跳母联（分段）和相邻断路器。

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线路失灵采用失灵保护内部电流判别。旧方案：线路保护设有非全相及失灵启动箱装置。线路保护动作后，动作接点串连失灵启动箱的电流判据，启动失灵保护。失灵保护仅完成选择母线及延时跳闸的功能。失灵保护只是把原来的电磁型失灵保护的逻辑进行了数字化。同时，双重化的线路保护共用失灵启动箱的电流判据，并启动一套失灵保护。旧方案存在问题：a)失灵电流判据整定在灵敏度与可靠性方面存在矛盾。b)二次回路交叉，复杂。61断路器失灵保护的应用

1.线路或元件保护跳闸命令的开入是失灵起动的最基本的条件，无跳闸不起动，不报警。2.主设备保护起动失灵，应经双重电流的判别。a）瓦斯继电器因为接点返回慢，不起动失灵；b)发电机保护差动保护接点返回也慢，但要起动失灵，《技术规程》规定，若主设备保护出口继电器返回时间不符合要求时判别元件应采用“双重化方案”——即应经断路器TA的两个不同绕组电流元件的判别，按此要求，发电机或发变组差动保护动作跳闸后，由于发电机尾部TA故障电流由于剩磁的原因，不能立即消失，差动保护可能返回慢，所以失灵起动应在发电机保护侧先经电流判别，然后，在失灵保护再经一次电流判别，以满足判别元件应双重化的要求。c)经双重电流判别，变压器瓦斯保护也可以起动失灵。623.应防止误开入引起的误动一般情况下误开入主要是由于直流接地，直流回路误通入交流，出口继电器误出口、接点绝缘击穿等原因，光耦损坏等原因造成。可以采用提高光耦起动电压和动作时间（10ms<t<20ms）、经中间继电器转接、抗御交流电压的带短延时（10ms）的直流中间继电器、双开入等措施解决，但用失灵保护装置软件逻辑，在最末一级防止误开入是最有效的也是必要的。解决方案：a.跳闸开入一般要有电流或电压电气量起动，但主设备轻微故障的情况例外。b.故障时零序、负序电流与相电流的逻辑配合，必要时利用电压电流相位判别。c.复合电压闭锁。634.简化判别元件整定计算说明：断路器失灵的相电流判别本应是有无电流的判别，按有无电流的原则整定，各线路单元的整定就可以统一和简化