变电站继电保护分析 - 图文

四川大学网络教育学院

毕业论文

壤塘110kV变电站继电保护分析

专 业：电气工程及其自动化 班 级：2012 年 春 姓 名：王 伟 学 号：DH112158007 指导教师：（企业） 曹 俊

（校内） 李素清

辅 导 员： 李 素 清 实习单位：四川壤塘供电有限责任公司

实习地点：四川壤塘县壤柯镇 完成时间：2013年 12 月 10 日

目录

摘要 ......................................................................................................... 2 前言 ......................................................................................................... 4 第一章 继电保护的作用与意义 ......................................................... 5 1．1继电保护的基本原理、作用与组成 ..................................... 5 1．2继电保护装置的分类以及对装置的要求 ............................. 6 第二章 壤塘110kV变电站继电保护的基本介绍 ............................ 7 2．1 110kV及以下电网保护分析 ................................................ 7 2．2壤塘110kV变电站潮流图及运行分析 ............................... 15 2．3壤塘110kV变电站继电保护配置现状 ............................. 18 第三章 几种常用继电保护的分析 ???????????19

3. 1 电流速断保护?????????????????19 3. 2 零序电流方向保护????????????????22 3. 3 自动重合闸???????????????????28 结语 ....................................................................................................... 29 参考文献 ............................................................................................... 30

壤塘110kV变电站继电保护分析

摘要

在电力系统的运行中，为了防止或减少故障的发生，必须采用保护装置来检

测和监测系统的运行状况，这种保护装置通常由继电器或其附属设备组成，称为

继电保护。现回顾了我国电力系统继电保护技术发展的过程，概述了微机继电保

护技术的成就，提出了未来继电保护技术发展的趋势是：计算机化，网络化，保

护、控制、测量、数据通信一体化和人工智能化。现将壤塘110kV变电站所配置

的继电保护进行部分分析来说明继电保护的重要性。

关键词： 电力系统 继电保护 壤塘110kV变电站 过流保护

Abstract

The operation of the power system, in order to prevent or reduce the fault, must adopt protection device to test Running status of measuring and monitoring system, the protective device is usually composed of a relay or its subsidiary devices, calledRelay protection. We reviewed the development of process technology of relay protection of power system in our country, summarizes the microcomputer relay protection Support technology achievements, puts forward the future development trend of the relay protection technology are: computerized, networking, protectionProtection, control, measurement, data communication integration and artificial intelligence. The soil 110kV substation configurationThe relay protection is part of the analysis to illustrate the importance of relay protection.

Keywords: electric power system; relay protection; rang tang 110kv substations; over current protection

前言

继电保护对电力系统的安全有效运行影响重大,要确实保证电力系统的正常

使用,就要在保护措施上做好工作,而继电保护是其中最主要,最有效的方式。因

此,为保障电力系统的安全运行,必须对继电保护有一定的了解,才能有效使用。

本文将结合壤塘110kV变电站所配置的部分继电保护知识进行阐述来说明继电

保护在电力系统中的重要性。

第一章 继电保护的作用与意义 1．1继电保护的基本原理、作用与组成

1.11什么是继电保护

研究电力系统故障和危及安全运行的异常工况，以探讨其对策的反事故自动化措施。因在其发展过程中曾主要用有触点的继电器来保护电力系统及其元件（发电机、变压器、输电线路等），使之免遭损害，所以也称继电保护。

1.12继电保护的基本原理

继电保护装置必须具有正确区分被保护元件是处于正常运行状态还是发生了故障，是保护区内故障还是区外故障的功能。保护装置要实现这一功能，需要根据电力系统发生故障前后电气物理量变化的特征为基础来构成。 电力系统发生故障后，工频电气量变化的主要特征是： (1) 电流增大。 短路时故障点与电源之间的电气设备和输电线路上的电流将由负荷电流增大至大大超过负荷电流。

(2) 电压降低。当发生相间短路和接地短路故障时，系统各点的相间电压或相电压值下降，且越靠近短路点，电压越低。

(3) 电流与电压之间的相位角改变。正常运行时电流与电压间的相位角是负荷的功率因数角，一般约为20°，三相短路时，电流与电压之间的相位角是由线路的阻抗角决定的，一般为60°～85°，而在保护反方向三相短路时，电流与电压之间的相位角则是180°+(60°～85°)。

(4) 测量阻抗发生变化。测量阻抗即测量点(保护安装处)电压与电流之比值。正常运行时，测量阻抗为负荷阻抗；金属性短路时，测量阻抗转变为线路阻抗，故障后测量阻抗显著减小，而阻抗角增大。

不对称短路时，出现相序分量，如两相及单相接地短路时，出现负序电流和负序电压分量；单相接地时，出现负序和零序电流和电压分量。这些分量在正常运行时是不出现的。

利用短路故障时电气量的变化，便可构成各种原理的继电保护。

此外，除了上述反应工频电气量的保护外，还有反应非工频电气量的保护。

1.13继电保护的作用与组成

在电力系统中，继电保护装置的基本任务（作用）是:

（1）当电力系统中的电气设备发生短路故障时，能自动、迅速、有选择性地将故障元件从电力系统中切除，使故障元件免于继续遭到破坏，保证其它无故障部分迅速恢复正常运行。 （2）当电力系统中的电气设备出现不正常运行状态时，并根据运行维护的条件( 例如有无经常值班人员) ，动作于发出信号、减负荷或跳闸。此时一般不要

求保护迅速动作，而是根据当时电力系统和元件的危害程度规定一定的延时，以免误动作。继电保护的组成一般由测量部分、逻辑部分和执行部分组成。就全局而论，在电力系统的安全问题上有两种必须避免的灾害性事故：一种是重大电力设备损坏，另一种是电网的长期大面积停电。在这些方面，电力系统继电保护一直发挥着特殊重要作用。

继电保护装置主要都包括三个部分：测量部分、逻辑部分、执行部分。

（保护装置结构方框图）

下面我们以一最简单的过电流保护装置为例，来说明继电保护的组成和基本工作原理。

在图1.1 所示的输电线路过电流保护装置的原理接线图中,电流继电器KA的线圈接于被保护线路电流互感器TA的二次回路，这就是保护的测量回路，它监视被保护线路的运行状态，测量线路中电流的大小。在正常运行情况下，线路中通过负荷电流时，电流继电器KA不动作；当被保护线路发生短路故障时，流入继电器KA线圈回路的电流大于继电器的动作电流时，电流继电器立即动作，其接点闭合，接通逻辑回路中时间继电器KT 的线圈回路，时间继电器起动并经延时后接点闭合，接通执行回路中的信号继电器KS和断路器QF跳闸线圈Y回路，使断路器QF跳闸，切除故障。

（图1.1线路过电流保护装置单相原理接线图）

可见，这种继电保护装置的核心是电流继电器，它通过电流互感器受电，

经常测量着线路电流值的变化，并与整定值进行比较，一旦超过整定值就动作，向断路器跳闸机构送出跳闸命令，同时发出继电保护动作信号。

1．2继电保护装置的分类以及对装置的要求

1.21继电保护装置的分类

继电保护装置一般可以按反应的物理量不同、被保护对象的不同、组成元件的不同以及作用的不同等方式来分类，例如：

（1）根据保护装置反应物理量的不同可分为：电流保护、电压保护、距离保护、差动保护和瓦斯保护等。

（2）根据被保护对象的不同可分为：发电机保护、输电线保护、母线保护、变压器保护、电动机保护等。在电气化铁道牵引供电系统中，主要有110kV（或220 kV）输电线保护、牵引变压器保护、牵引网馈线保护及并联电容器补偿装置保护等。

（3）根据保护装置的组成元件不同可分为：电磁型、半导体型、数字型及微机保护装置等。

（4）根据保护装置的作用不同可分为：主保护、后备保护，以及为了改善保护装置的某种性能，而专门设置的辅助保护装置等。

当某一电气设备装设有多种保护装置时，其中起主要保护作用的保护装置称为主保护；作为主保护装置备用保护的保护装置称为后备保护。后备保护又分为近后备保护和远后备保护，近后备保护指同一电气设备上多种保护的相互备用，远后备保护则是指对相邻电气设备保护的备用。

1.22继电保护对装置的要求

对继电保护装置的基本要求有四点：即选择性、灵敏性、速动性和可靠性

（1） 选择性

当供电系统中发生故障时，继电保护装置应能有选择性地将故障部分切除。也就是它应该首先断开距离故障点最近的断路器，以保证系统中其它非故障部分能继续正常运行。系统中的继电保护装置能满足上述要求的，就称为有选择性；否则就称为没有选择性。

以图3—1为例，在各个断路器处都装有保护装置。当K—1点故障时，根据选择性的要求，应首先由断路器6处的保护装置动作，使断路器断开，则非故障部分可继续正常运行。若在K—1点故障时，继电保护装置首先使断路器5断开，则变电所Ⅲ将全部停止供电，这种情况称为无选择性的动作。同理，K—2点短路应由断路器5切除，K—3点短路应由断路器1、2切除。

主保护和后备保护：

10KV供电系统中的电气设备和线路应装设短路故障保护。短路故障保护应有主保护、后备保护，必要时可增设辅助保护。

当在系统中的同一地点或不同地点装有两套保护时，其中有一套动作比较快，而另一套动作比较慢，动作比较快的就称为主保护；而动作比较慢的就称为后备保护。即：为满足系统稳定和设备的要求，能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护，就称为主保护；当主保护或断路器拒动时，用以切除故障的保护，就称为后备保护。

后备保护不应理解为次要保护，它同样是重要的。后备保护不仅可以起到当主保护应该动作而未动作时的后备，还可以起到当主保护虽已动作但最终未能达到切除故障部分的作用。除此之外，它还有另外的意义。为了使快速动作的主保护实现选择性，从而就造成了主保护不能保护线路的全长,而只能保护线路的一部分。也就是说，出现了保护的死区。这一死区就必须利用后备保护来弥补不可。

近后备和远后备：

当主保护或断路器拒动时，由相临设备或线路的保护来实现的后备称为远后备保护；由本级电气设备或线路的另一套保护实现后备的保护，就叫近后备保护； 辅助保护：

为补充主保护和后备保护的性能或当主保护和后备保护退出运行而增设的简单保护，称为辅助保护。

（2） 灵敏性

灵敏性系指继电保护装置对故障和异常工作状况的反映能力。在保护装置的保护范围内，不管短路点的位置如何、不论短路的性质怎样，保护装置均不应产生拒绝动作；但在保护区外发生故障时,又不应该产生错误动作。保护装置灵敏与否，一般用灵敏系数来衡量。保护装置的灵敏系数应根据不利的运行方式和故障类型进行计算。灵敏系数Km为被保护区发生短路时，流过保护安装处的最小短路电流Id.min与保护装置一次动作电流Idz的比值，即: Km=Id.min/Idz

灵敏系数越高，则反映轻微故障的能力越强。各类保护装置灵敏系数的大小，根据保护装置的不同而不尽相同。对于多相保护，Idz取两相短路电流最小值Idz(2);对于10KV不接地系统的单相短路保护取单相接地电容电流最小值Ic.min;

（3） 速动性

速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障。

缩短切除故障的时间，就可以减轻短路电流对电气设备的损坏程度，加快系统电压的恢复，从而为电气设备的自启动创造了有利条件，同时还提高了发电机并列运行的稳定性。

所谓故障的切除时间是指保护装置的动作时间与断路器的跳闸时间之和。由于断路器一经选定，其跳闸时间就已确定，目前我国生产的断路器跳闸时间均在0.02S以下。所以实现速动性的关键是选用的保护装置应能快速动作。

（4） 可靠性

保护装置应能正确的动作，并随时处于准备状态。如不能满足可靠性的要求，保护装置反而成为了扩大事故或直接造成故障的根源。为确保保护装置动作的可靠性，则要求保护装置的设计原理、整定计算、安装调试要正确无误；同时要求组成保护装置的各元件的质量要可靠、运行维护要得当、系统应尽可能的简化有效，以提高保护的可靠性。

第二章 壤塘110kV变电站继电保护的基本介绍

2.1 110kV及以下电网保护分析

1 110kv及以下线路保护

110kv及以下电网的线路保护配置相对简单，主要以距离、零序保护及电流保护为主。后备保护一般采用远后备，采用三相一次重合闸。35kv及以下电网的线路保护主要以电压电流保护为主，同时装置集成了低周减载或低压减载、测量控制功能，在分布式综合自动化变电站中安装于开关现场。 1．1 110kv线路保护

110kv线路保护一般配置三段式距离保护和零序保护。对于微机线路保护则配置相间和接地距离保护。对110kv配置完备的阶段式相间距离和接地距离情形下则可以简化零序保护的配置，保留用于切除经电阻接地故障的一段零序电流保护。

对于重要的110kv线路或短线路可配置全线速动的纵联保护，一般采用光纤纵差保护作为主保护，距离和零序作为后备保护。 110kv线路保护配置三相一次重合闸。一般110kv测控功能由单独的测控装置完成。

1．1．1 距离保护

距离保护是同时反应电流增大和电压降低（测量阻抗降低）而动作的一种保护。它通过计算测量阻抗并和整定阻抗进行比较来判断故障是否在保护区内，实际构成时大多采用比相式来构成。距离保护的核心元件是阻抗继电器，辅助元件保护起动元件、TV断线闭锁元件、振荡闭锁元件等。

距离保护具有保护范围稳定，受系统运行方式影响小的优点。距离保护I端几乎不受系统运行方式影响，其它段受系统运行方式影响也比电流电压保护和零序保护小，因此在110kv及以上的高压线路保护得到了广泛应用。缺点主要是构成复杂，TV断线要受影响、受过渡电阻影响、受电力系统振荡的影响。

110kv距离保护分为相间距离保护及接地距离保护，一般按照三段式构成。相间距离保护主要作为两相短路和三相短路故障的保护，接地距离则主要反应各种接地故障。

相间和接地距离I段一般可保护线路全长的80%左右，II段则可以保护线路全长。I段和II段一起作为本线路的主保护。III段主要作为相邻线路的后备保护。对于很短的线路一般可考虑退出I段运行，且一般应配置纵联保护以改善保护性能。

110kv的距离保护由于采用记忆电压，所以对于出口故障无电压死区的问题。微机型的阻抗继电器的特性有圆特性和多边型特性。多边型特性的阻抗继电器在110kv线路中应用较广泛，相比于方向阻抗继电器，它具有更好的躲过渡电阻的能力，并通过设置相关的特性参数来解决超越问题和负荷限制的问题。

在TV回路断线时距离保护将无法正常工作，装置设置了TV断线闭锁功能，将距离保护自动退出，保留相电流保护。因此当出现TV回路异常时应尽快处理以恢复距离保护及其它相关的保护。 1．1．2 零序保护

零序保护是反应中性点接地系统发生接地故障时零序电流增大而动作的保护。零序保护原理构成简单，可靠，受过渡电阻影响小，不受系统振荡影响，因而得到了广泛的应用。零序保护受系统运行方式影响较电流保护小，只有零序网络稳定，零序保护的保护范围就很稳定，在110kv网络中现在大多采用环网结构开环运行，可提高零序保护的性能。

110kv电网一般配置III段或IV段式零序保护，作为中性点直接接地系统的接地故障的保护。对III段式零序保护而言，其I段和II段作为本线路主保护，III段为相邻线路远后备；IV段式同III段式相比，增加了一段不考虑对本线末端有规定灵敏度的零序保护，其余同III段式零序保护。

对全网配置了微机型相间和接地距离保护的，则可仅配置一段用于切除高阻接地的零序保护即可。这将大大简化零序的整定计算。

在TV断线时，由于微机型的零序保护均采用自产3U0，所以带方向的零序保护将退出零序方向保护，仅保留不带方向的零序保护。 1．2 电压电流保护

对于35kv及以下电网的线路保护主要以电流保护为主，作为各种相间故障（包括两相短路，三相短路，两相接地及不同线路的异名相的两相接地故障）的保护，对多电源的较复杂电网则可考虑配置电压电流保护或距离保护，必要时可配置光纤电流差动保护作为主保护，带时限的过电流保护为后备保护。。 1．2．1 电流保护

电流保护仅反应电流增大而动作，一般适合于35kv或10kv的单电源网络。 对终端线路可装设两段过电流保护，第一段为不带时限的电流速断保护；第二段为带时限的过电流保护，保护可采用定时限或反时限特性。 串供线路则可装设III段式电流保护，其中I段和II段作为本线路主保护，III段为定时限或反时限过流保护作为相邻线路后备。对很短的单电源网络可考虑采用电压电流保护，否则退出I短运行。

电流保护原理简单，动作可靠，但受系统运行方式影响较大。需注意定时限过流保护和下一级用户的定时限或反时限保护的灵敏度和时间配合问题。 1．2．2 电压电流保护

电压电流保护一般用于多电源或较复杂的电网。电压电流保护按照选用的测量元件的不同可分为，电压闭锁电流保护、电流闭锁电压保护及电压电流联锁保护等。

根据不同的电网结构可考虑选用不同的电压电流保护。需注意的是对带方向的电流保护在TV断线时将失去方向性成为电流保护。方向电流保护的方向元

0

件一般采用90接线，即Ia和Ubc，Ib和Uca，Ic和Uab进行相位比较。微机性电压电流保护的方向元件可通过控制字进行投退，同时由于采用了记忆电压所以不存在电压死区问题。

当采用电压电流保护仍不能满足要求时可考虑采用距离保护或光纤纵差保护。

1．4 低周减载/低压减载

低频减负荷或低压减负荷是保证系统稳定性的基本措施。低频减载的作用是在当系统由于扰动失去部分电源(如切除发电机，系统解列等)而引起频率降低时，将频率降低限制在短时允许范围内，并使频率在允许时间内恢复至长时间允许值。低压减载则是防止当由于系统扰动导致系统无功无足或不平衡，某些节点电压可能降至不允许的范围，甚至电压崩溃。这两种自动装置均属于系统的频率或电压异常的紧急控制措施。

中低压微机型线路保护大多集成了低周减载或低压减载功能，并且能实现更灵活的控制功能，形成所谓的分布式控制。

低周减载的基本原理是通过检测系统电压的频率下降到整定的动作值时经延时切除本线路。实际构成时有相关的闭锁条件防止其它情况误切线路。一般有滑差闭锁、电压闭锁、无流闭锁等条件。所谓滑差闭锁指装置检测电压频率下降的速度，当下降的速度df/dt超过整定值时闭锁低周保护以防止频率下降过快（非失去稳定导致）导致的误动；低压闭锁指系统电压下降到整定值时闭锁低周，以防止某些情况由于频率降低而误切，而这种频率降低在重合闸后可恢复；无流闭锁指当检测到本线路的电流很小，认为线路不在运行状态，自动退出低周。低周动作后同时对自动重合闸放电。在进行变电站的低周减载方案设计时，通过对不同线路的频率值及动作时间的设定来分轮次切除负荷，一般先切除不重要的负荷，再切除重要的负荷。需注意的是在TV断线时由于不能检测系统频率会闭锁低周，有些装置当出现负序电压（认为短路）时亦会闭锁，作试验时应加三相对称电压，还有一些装置在频率异常如低于45HZ会退出低周，或低周投入时系统频率偏离正常系统频率均会退出低周。在进行低周的运行调试时应注意上述相关的闭锁条件。

低压减载的基本原理是检测系统电压降到整定动作值时延时动作。低压减载同样有许多闭锁条件。电压变化率闭锁，当电压变化率超过整定值（故障）时闭锁低压减载；TV断线闭锁；负序电压闭锁；无流闭锁等。运行调试时需注意相关闭锁条件

2 并联补偿电容器组保护 2．1 概述

并联补偿电容器组用于变电站的无功补偿，通常装设在中、低压侧。通过并联补偿电容器对无功的补偿可达到提高电压质量，降低网络损耗，提高系统的电压稳定性。

并联补偿电容器组的构造不同对应的保护方式亦不同，应了解其构造。并联补偿电容器组可接成单星型或双星型及三角型。另在容量较大的电容器组中，为了限制高次谐波对电容器的损坏，在每相电容器组中可串接小电抗器。 2．1．1 并联补偿电容器组的故障及异常运行方式

a.电容器组和断路器之间连接线短路； b.电容器内部故障及其引出线短路；

c.电容器组中，某一故障电容器切除后所引起剩余电容器的过电压； d.电容器组的单相接地故障； e.电容器组过电压； f.所联接的母线失压。

g.中性点不接地的电容器组，各组对中性点的单相短路。 2．2 并联补偿电容器组保护配置

并联补偿电容器组针对上述故障一般配置以下保护：

a.限时电流速断保护和过电流保护

b.内部故障过电压主保护：不平衡电流、电压保护，电压差动保护，开口三角电压保护，差流保护等 c.外部过电压保护 d.低电压保护 f.过负荷保护 2．3各保护基本原理

2．3．1 电流速断和过电流保护

电流速断和过电流保护用于反应电容器组和断路器之间连接线的短路，一般采用限时电流速断以躲过电容器充电涌流。过电流保护作后备，躲过长期工作最大负荷。

2．3．2 内部故障过电压保护

当电容器组中的故障电容器被切除到一定数量后，引起剩余电容器端电压超过110%额定电压时，保护应将整组电容器断开。为此，可采用下列保护之一： a.中性点不接地单星形接线电容器组，可装设中性点电压不平衡保护； b.中性点接地单星形接线电容器组，可装设中性点电流不平衡保护； c.中性点不接地双星形接线电容器组，可装设中性点间电流或电压不平衡保护；

d.中性点接地双星形接线电容器组，可装设反应中性点回路电流差的不平衡保护。

e.电压差动保护；

f.单星形接线的电容器组，可采用开口三角电压保护。

不平衡保护动作带有短延时，防止电容器组合闸、断路器三相合闸不同步、外部故障等情况下误动作，延时一般取0.5s。 2．3．3 电容器外部过电压保护

用于反应外部引起的电容器端电压过压，一般按电容器端电压不长时间超过1.1倍电容器额定电压的原则整定。过电压保护延时动作，发信号或跳闸，一般采用定时限，也有采用反时限的。需要注意的是该保护是反应外部引起的对称性过电压，与2.3.2中的由于内部一部分电容器被切除，造成内部电压不均压产生的过电压其作用和原理是不同的。 2．3．4 低电压保护

电容器的低电压的作用是考虑当母线失压后将连接在母线上的所有并联补偿电容器切除，防止当电容器因电源消失在放电过程中恢复供电造成暂态过电压而损坏电容器。

并联补偿电容器的低电压保护一般整定为0.15～0.4倍额定电压。保护的动作时间与本侧出线后备保护时间配合。 2．4 电容器的其它保护及功能

数字式并联补偿电容器除了以上保护外，往往还带有自动投切功能或低压自投功能。这些功能可通过控制字或压板投退。

所谓自动投切功能指当电压偏高时自投切除电容器组，电压偏低时自动投入电容器组以调节母线电压。低压自投则是仅在电压偏低时投入电容器组以升高母线电压。

有些大容量并联电容器组当带有串联电抗器时，若为油浸式自冷式电抗器则带有气体瓦斯等非电量，电容器组保护则提供了非电量的开入端供相关的非

电量跳闸或发信号。 3 备用电源自动投入装置 3．1 概述

备用电源自动投入装置用于变电站有备用电源的情形，在主电源因故障断开后，自动迅速的投入备用电源恢复供电，以提高供电可靠性。

备用电源的工作方式不同其备自投的工作方式亦不同。一般备用电源有明备用和暗备用两种方式，所谓明备用指主电源工作，备用电源不工作；暗备用指主备电源一起分列运行互为备用。按照接线方式分进线备自投（一般桥型接线）和低压单母分段的备自投。 3．2 要求

a.工作电源确实断开后，备用电源才允许投入。 b.备用电源自投切除工作电源断路器必须经延时 c.手动跳开工作电源时，备自投装置不应动作 d.应具有闭锁各自投装置的功能。

e.备用电源不满足有压条件，备用电源自投装置不应动作。 f.备用电源自投装置只允许动作一次。 3．2 工作方式

典型的降压站按照进线和低压分段来考虑工作方式 3．2．1 桥型进线的备自投

若正常运行时，一条进线带两段母线并列运行，另一条进线作为明备用。采用进线备自投；若正常运行时，每条进线各带一段母线，两条进线互为暗备用，采用分段备自投。

3．2．2 低压单母分段备自投

若正常运行时，一台主变带两段母线并列运行（如1DL和3DL在合位，2DL在分位），另一台主变作为明备用，采用进线（变压器）备自投；若正常运行时，两段母线分列运行（1DL和2DL在合位，3DL在分位），每台主变各带一段母线，两段母线互为暗备用，采用分段备自投。

3．3 原理

备用电源备自投的工作过程首先是判断是否满足工作条件（主备电源是否正常工作，断路器正常等），满足条件后经设定时间充电完毕，当主电源因故障消失，检查相关投入条件，满足则合上备用电源，下面根据3.2的几种方式分别介绍。

备自投的充电条件一般可简单归纳为：“有压有位”，“有压”即各段母线均有电压，进线还需检测线路电压；“有位”即3个断路器在规定的分合闸位置。满足有压有位，同时没有其它备自投闭锁信号则经15秒左右充电完毕。需要说明的是微机型备自投是靠软件延时来模拟常规备自投的靠电容进行充放电过程。

备自投充电后，可能由于工作条件发生变化会闭锁备自投，需对备自投进行瞬时放电。备自投放电的条件一般有：手跳相关的断路器、断路器位置异常、备用电源无压、其它外部闭锁（如变压器后备跳闸）等。一些装置通过断路器的控制开关的合后位置进行手跳闭锁。

对3.2.1的进线（线路）备自投，如1＃进线运行，2＃进线备用，充电完成后，Ⅰ母、Ⅱ母均无压（说明主电源消失），Ux2 有压（备用电源工作正常），I1 无流（证明1#进线确实失压），延时跳开1DL，确认1DL 跳开后，合2DL，完成备用电源的自动投入。如1＃进线备用，2＃进线运行的工作过程类似。 对3.2.1的分段备自投，1＃和2＃进线分列运行，充电完成后，若Ⅰ母无压（主电源1消失）、1# 进线无流（证明电源确实失压），Ⅱ母有压（暗备用的电源工作正常），则经T延时后，跳1DL，确认1DL 跳开后合3DL，完成备用电源的自动切换。II母失压电源切换过程类似。

对3.2.2的进线（变压器）备自投，其工作过程基本同3.2.1的进线，只是无需检查Ux2电压。对3.2.2的分段备自投则工作过程完全同3.2.1的分段备自投的工作过程。

归纳起来，一般工作过程是通过检测主电源侧母线无压和无流来判断是否失去主电源，然后检测备用电源是否有压来判断备用电源是否工作正常，跳开主电源侧开关，防止主电源重新恢复造成冲击，经确认主电源断开后，则合上备用电源，完成电源的自动投入或切换。

在进行电源的切换过程中，如分段备自投，可能由于负荷的转移导致分段过负荷等，因此分段备自投还配置了相关的过负荷联切等功能。备自投对分段开关也配置了简单的两段式电流保护和重合闸等。

2.2 壤塘110kV变电站潮流图及运行分析 2.21壤塘110kV变电站潮流图

2.22壤塘110kV变电站运行分析

壤塘110kV变电站于2012年09月26日投入运行，是四川省电力公司管辖的一座110kV变电站，有110kV、35kV、10kV三个电压等级，装有1台容量为3.15万kVA的自然油循环风冷有载调压主变压器。 110kV主接线采用单母线接线方式，有1回进线，连接110kV三家寨变电站.

35kV主接线采用单母线接线方式，有3回进出线，分别连接明达发电厂、35kV杜柯变电站。

10kV主接线采用单母线接线方式，供本站站用变。

110kV：寨壤线151开关、1号主变高压侧运行于110kV I母。

35kV： 1号主变301开关、明壤线352开关、壤城线351开关运行于35kV I母，35kV I母电压互感器运行中。

10kV：1号主变901开关经10kV I母连接1号站用变908开关供本站负荷，10kVI母电压互感器运行中。

2.3壤塘110kV变电站继电保护配置现状

2.31壤塘110kV变电站电气主接线图(老师，您在看下一页图纸的时候将

纸张大小换成A3就能看到全图了)

2.31壤塘110kV变电站设备主要参数及重要继电保护配置现状

1 壤塘110kV变电站1号主变主要参数

2 壤塘110kV变电站110kV PT参数

3 壤塘110kV变电站35kV线路 PT参数（35kV共3条线路PT，除编号、名称不一致，其它参数均一致）

4 壤塘110kV变电站35kV母线 PT参数

5 壤塘110kV变电站110kV寨壤线开关CT参数

6 壤塘110kV变电站35kV开关CT参数(35kV所有开关CT除编号不一致，其它参数均一致)

7 壤塘110kV变电站10kV开关CT参数（10kV共4组开关CT，除编号不一致，其它参数均一致）

8 壤塘110kV变电站GIS开关参数

9 壤塘110kV变电站35kV开关参数（35kV共4组开关，除编号不一致，其它参数均一致）

10 壤塘110kV变电站10kV开关参数（10kV共4组开关，除编号不一致，其它参数均一致）

根据第二章2.1节所讲的110kV及以下电网保护分析，壤塘110kV变电站所配置的继电保护参数主要有以下一些参数：

1 #1主变主要设置有：过流保护、差动保护、高压侧后备保护、中压侧后备保护、低压侧后备保护、非电量保护

2 110kV寨壤线151开关组要设置有：系统参数、过流保护、距离保护、零序保护、重合闸和低周减载

3 35kV开关主要配置有：系统参数、过流保护、距离保护、零序保护、重合闸和低周减载

4 10kV开关主要配置有：系统参数、过流保护、距离保护、零序保护、重合闸和低周减载

所有开关继电保护配置大体相同，只是根据所配备的继电器类型、开关参数、线路长度、CT、PT等电压等级不同从而导致数据的不同。

下面我们以壤塘110kV变电站GIS设备中ZF10-126/CB开关的控制回路来进行安全分析：

ZF10-126/CB型断路器是山东泰开高压有限公司生产的GIS设备，在国内使用较多。我站110kV系统断路器，使用的是ZF10-126/CB型断路器。该断路器的控制回路是按厂家设计接线，断路器的控制采用远方和就地控制。根据厂家提供的资料和现场实际接线，经过认真仔细的分析，认为该型号的断路器在控制回路设计上存在一定的安全隐患。如当在断路器控制柜将“远方/就地”切换开关由“远方”位置切至“就地”位置时，不仅不能进行远方遥控操作，同时也切断了保护跳闸回路。此时，如发生线路故障，保护虽能正确动作，断路器却不会跳闸，由此将扩大事故范围，对系统的稳定运行造成破坏。 “远方/就地”切换开关正常时置于“远方”位置，开关在检修状态时，为了防止开关检修时保护对开关进行传动，对开关检修人员或设备造成伤害而设置的“就地”操作方式。虽然正常情况下严禁切“就地”方式，但在进行事故处理、运行方式必须立即进行调整等情况，而远方操作又失灵时（监控系统故障、测控故障、监控和测控通讯故障、操作箱故障、遥信回路故障监控不能正确判断设备状态等情况都将不能进行遥控），不得不采取就地操作方式，这时就会承担很大的安全风险。下面就该控制回路存在的问题进行分析，并提出改进方案。 一、 控制回路原理接线图

控制回路中的“远方/就地”切换开关SPT1安装在断路器控制柜内，正常运行时置“远方”位置。远方分、合闸脉冲均来自断路器保护屏。遥控分闸/保护动作跳闸时，操作箱——跳闸回路26（主分闸回路）—SPT1：15-16—-K8接点（低气压、低油压闭锁）——接通跳闸回路开关分闸；操作箱——跳闸回路27（副分闸回路）——SPT1：19-20—接通跳闸回路开关分闸。当“远方/就地”切至“就地”位置时，SPT1：15-16、SPT1：19-20均断开，切断遥控操作和保护动作跳闸回路，SPT1：13-14、SPT1：17-18接通，开关只能进行就地操作。

本次引用的接线图为三相联动机构，见下图1、2，其它分相机构也存在同样问题。（老师，看下面两幅图时将纸张页面调成横向就能看清）

控制合闸电源遥控1L+1224合闸近控314防跳继电器567三相合闸分闸遥控26分闸近控SPT1(远方)1112-SAO(合闸)29-SPT1-SAO(分闸)15-SPT1SPT1(远方)16(就地)3413142143-K74410(就地)-QFA21101235-K622A1-QFB10123643441A1-K11A221-K11229QFA1113A22513-K111426-QFA-QFA4826-QFB-QFB48-Y1A2-Y1B238391-Y1C4041-QFC10123713-K61423-K62433-K634-K822-K942431226-QFC-QFC484445A1-K7A246-Y2A-K613-QFA1513-QFB1513-QFC1541-QFA-QFA431L-1011121415161718192

ZF10-126/CB断路器控制回路图1

远远远远远272L+2829远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远远8XL+6061远远远9-SAO11+QF+QF(远远)-PSY-PSY53-1GP2125P6P4P6-SPT11719-SPT11343(远远)20(远远)-K10-K1018144453545556575811159-Y3A-Y3B-Y3C222A1A1A1-K8-K9-K10452545254525A2A2A2-QFA-QFA-QFB-QFB-QFC-QFC47274727472732337134-K872远远远2L-303123

ZF10-126/CB断路器控制回路图2

二、 存在的问题

在该接线方式下，当“远方/就地”切换开关SPT1置“就地”位置时，SPT1：11-12、15-16、19-20三对接点断开；SPT1：9-10、13-14、17-18三对接点闭合。因断路器的远方操作和保护动作跳、合闸均经24、26、27三个回路引入操作机构，而此时该三个回路均被SPT1：11-12、15-16、19-20三对接点断开，所以，断路器只能就地操作，而不能进行遥控操作，保护动作时断路器也不能跳闸。 三、 存在的问题

1、断路器在合闸位置时，当因某种原因只能就地对断路器进行分闸操作时，将“远方/就地”切换开关SPT1切至“就地”位置，SPT1：11-12、15-16、19-20三对接点断开，此时，如果还未进行操作线路就发生故障，那么，线路保护虽能正确动作，但因远方跳闸回路被SPT1：15-16、19-20接点断开，断路器将不能分闸而发生越级跳闸，因而会扩大事故范围，该断路器所在母线全停，甚至更严重后果。

2、当“远方/就地”切换开关SPT1置“就地”位置时，因所有保护动作断路器均不能跳闸，相当于将所有保护退出运行，这时设备可能在运行状态，也可能在热备用状态或冷备用状态，按照川电调度【2008】214号-关于印发《四川电力系统电气设备操作规程》规定，当设备处于这三种状态时，设备的保护按规定应投入运行（调度有特殊要求的除外）。 所以，在这三种情况下，按现

XL-636有设计方案，不应将切换开关SPT1置“就地”位置，以防在倒闸操作时，疏漏了该切换开关的位置，就埋下了一个安全隐患。 四、采取的措施

1、方案一：将SPT1：19-20接点短接，使第二组跳闸回路不受“远方/就地”切换继电器控制。这时即使“远方/就地”切换开关SPT1置“就地”位置，也不影响保护动作后的断路器分闸。但是，该接线方式下，当“远方/就地”切换开关SPT1置“就地”位置时，因SPT1：15-16接点断开，所以远方跳闸只有一组线圈（被短接的SPT1：19-20），其可靠性将降低一半；另一方面，按该方式改接时，“远方/就地”切换至“就地”后，断路器仍可进行远方分闸操作，在开关检修时，可能因保护传动，对人员和设备造成伤害，这也是不允许的。

2、方案二：将“远方/就地”切换开关进行改造，使切换开关能提供三种状态接点：远方、就地、检修，其接点SPT1：21—22接入测控装置前经操作箱引入断路器操作机构，远方跳闸回路触点SPT1：15—16、SPT1：19—20在“就地”位置时不断开，只有在检修方式时断开。当“远方/就地”切换开关SPT1切至“远方”位置时，SPT1：11—12、SPT1：15—16、SPT1：19—20、SPT1：21—22接通，沟通远方操作回路，而SPT1：9—10、SPT1：13—14、SPT1：17—18断开，切断就地操作回路；当“远方/就地”切换开关SPT1切至“就地”位置时，SPT1：9—10、SPT1：11—12、SPT1：13—14、SPT1：15—16、SPT1：17—18、SPT1：19—20接通，断路器可以就地操作，保护动作也可以跳闸，SPT1：21—22断开，断开开关经测控操作回路，开关不能在后台或测控装置进行操作；当“远方/就地”切换开关SPT1置“检修”位置时，SPT1：9—10、SPT1：11—12、SPT1：13—14、SPT1：15—16、SPT1：17—18、SPT1：19—20断开，断开开关远方操作回路和保护动作跳闸回路，SPT1：9—10、SPT：13—14、SPT：17—18接通，开关只能在控制柜进行就地分/合闸操作。按照改进后的接线方案，既满足了就地操作时保护正确动作跳闸的要求，又保证了在检修状态下，对人员、设备安全的保障。

PST1远方/就地/检修切换开关分合表 方式 触头 远方 就地 检修 9-10 11-12 × × × × 13-14 × × 15-16 × × 17-18 × × 19-20 × × 21-22 × （老师，看下面两幅图时将纸张页面调成横向就能看清） 4D1n14D98ZHJn33ZXJ I4D80n30VV4D99远远远远远n3422YJJ1SHJV21SHJ22SHJ23SHJn353YJJVVV23SHJKKJ4D106远远远远远1STJn37STJaSTJbSTJcVVVV

图3：操作箱改前回路接线图

4D1n14D98远远远远远远远远远远远远远/远远/远远远远远远ZHJn33ZXJ I4D80n30VVSPT1 21-远远22远远远远远远远远远4D99n3422YJJ1SHJV21SHJ22SHJn353YJJ23SHJVVV23SHJKKJ4D1061STJSTJaSTJbn37STJcVVVV

图4：操作箱改后回路接线图

第三章 几种常用继电保护的分析

3．1电流速断保护

1、电流速断保护的概念：

电流保护：反映电流增大而动作的继电保护方式 电流速断保护：反映电流增大并能够瞬时动作的电流保护，又称为瞬时电流速断

保护、无时限电流速断保护、Ⅰ段电流保护。

2、 电流速断保护的动作区与整定计算

希望：AB故障时，保护2 瞬时动作；BC故障时，保护1瞬时动作。

现实：被保护线路AB末端发生故障和线路BC首端发生故障是一样的。无法区分保护区内AB还是区外BC故障，导致保护无选择性动作。

解决：缩短保护区，形成明显的边界，以保证AB故障只有保护2动作切除，而BC故障只由保护1动作切除。

Iopr?IB.f.max具体做法是：

Iopr?IB.f.maxIopr?KrelIB.f.max

继电保护的起动电流——能够使装置启动的最小动作电流，大于被保护线路末端可能出现的最大短路电流（三相金属性短路电流）

最大运行方式下的三相短路以期获得最大、可能的短路电流，保护不误动。 最小运行方式下的两相短路在最小运行方式下出现可能的最小短路电流－

两相短路，保护是否还能动作。

3．2零序电流方向保护

在多电源的大接地电流系统中，为保证选择性，需要装设零序功率方向继电器，构成方向性零序电流保护（P55 图2－55）

1、零序功率方向继电器 正方向接地故障

目前，整流型和晶体管型：∴接线:

由于越靠近故障点的零序电压越高 ∴出口短路时 GT0无死区远处故障时 U0 ↓ I0 ↓ 可能不动 。为此须校验灵敏性（作相邻元件后备）

相邻元件末端短路（二次侧）。

3．3自动重合闸

3.31 自动重合闸的作用及其基本要求

一、在输电线路上，采用自动重合闸(简称ZCH)的作用： ① 在线路上发生暂时性故障时，迅速恢复供电，从而可提高供电的可靠性。

② 对于有双侧电源的高压输电线路，可以提高系统并列运行的稳定性，从

而提高线路的输送容量。

③ 可以纠正由于断路器机构不良或继电保护误动作引起的误跳闸。

二、对输电线路的自动重合闸装置提出的基本要求： (l）动作迅速

在满足故障点去游离（即介质恢复绝缘能力）所需的时间以及断路器消弧室和断路器的传动机构准备好再次动作所而的时间的条件下，ZCH装置的动作时问应尽可能短。

对于重合闸动作的时问，一般采用0.5～1.55s。 (2）不允许任意多次重合

ZCH动作次数应符合顶先的规定如一次重合闸就只应重合一次。当重合于永久性故障而断路器再次跳闸时，就不应再重合。在任何情况下，都不应把断路器错误地多次重合到永久性故障上去。 (3）动作后应能自动复归

ZCH成功动作一次后，应能自动复归，准备好再次动作。 (4）手动跳闸时不应重合

当运行人员手动操作或遥控操作使断路器断开时，装置不应自动重合。 （5）手动合闸于故障线路不重合

当手动合闸于故障线路时，继电保护动作使断路器跳闸后，装置不应重合。

三、三相一次自动重合闸的概念

所谓三相一次自动重合闸方式，就是不论在输电线路上发生单相接地短路还是相间短路，继电保护装置均将线路三相断路器－齐断开，然后重合闸装置启动，将三相断路器一起合上。若故障为暂时性的，则重合成功，若故障为永久性的，则继电保护将现再次将断路器三相一齐断开，而不再重合。

三相一次自动重合闸装置通由启动元件、延时元件、一次合闸脉冲元件和执行元件4部分组成。

启动元件的作用是当断路器跳闸之后，使吸合闸的延时元件启动； 延时元件是为了保证断路器跳闸之后，在故障点有足够的去游离时间和断路器及传动机构能准备再次动作的时间；

一次合闸脉冲元件用于保证重合闸装置只能重合一次； 执行元件则是将重合闸动作信号送至合闸电路和信号回路，使断路器重新合闸，让值班人员知道重合闸已动作。

图6.1 电磁式三相一次自动重合闸原理接线图

四、 三相一次自动重合闸的工作情况

（1）正常情况下

线路处在正常工作情况下，断路器处在合闸状态，其辅助常开接点DL2闭合，常闭接点DL1打开，控制开关KK的接点21、23接通，重合闸继电器中的电容器C经1R而充满电，电容器两端的电压等于电源电压。用于监视中间继电器ZJ接

点是否完好灯光监视回路6接通，XD亮。

表6.1 对应于图6.1 KK接点的通断情况

（2）线路短路保护动作时

当线路发生短路，保护动作时BH1闭合，2SJ启动。经预定延时后，送出跳闸信号，使防跳继电器TBJ（1）启动（回路12) ，断路器跳开后，接点DL2打开，DL1闭合，TBJ（1）因断电失磁而恢复原来状态。

当断路器跳开，DL1闭合后，跳闸位置继电器TWJ被启动（回路11)，其接点TWJ1闭合。于是，时间继电器1SJ启动（回路1和2) ，经重合闸的整定时间（0.5～1.55）后，延时接点1SJ1闭合，电容器C即通过1SJ1对中间继电器ZJ放电（回路3和4)，使ZJ动作。其常闭接点ZJ4 打开，灯光熄；其常开接点ZJ3闭合，直流电源经回路7和10使合闸接触器HC励磁，使断路器合闸。由于ZJ电流自保持线圈的作用，只要电压线圈被短时启动，便可保证使ZJ于合闸过程中一直处于动作状态，从而使断路器可靠合闸。

如果线路上的故障是暂时性的，则断路器合闸后DL1打开，TWJ失磁，TWJ1打开，1SJ返回ZJ也因DL1打开而返回。ISJ返回后，1SJ1断开，电容C开始经1R充电，大约经10～15s后，C两端充满电压，这一电路就自动复归，准备好再次动作。

如果线路上的故障是永久性的，则在断路器合闸后，继电保护将再次动作，而使断路器重新跳开，这时1SJ将再次启动，1SJ1又闭合，电容C向ZJ放电，因电容C充电的时间短，其两端电压较低不足以使ZJ启动，故断路器不能再次重合。ZJ也就永远不能再次动作，从而保证了重合闸只动作一次。 (3）手动操作跳闸时

当手动操作跳闸时，KK的接点6、7接通，回路12通，断路器跳开。断路器跳开后，KK的接点21、23断开，接点2、4 接通，使重合闸回路失去正电源，不可能再动作于合闸。而2、4接通后，使电容C经2R放电，C上的电压迅速降低。

(4）手动操作合闸时

当手动操作合闸时，KK接点5、8接通，经回路10启动合闸接触器HC，断路器合闸，同时，KK的接点21, 23, 25,28接通，接点2、4断开，重合闸回路获得正电源，正电源经IR向C充电，但需经10～15s 才能充到操作电源电压。接点25、28接通后，使加速继电器JSJ动作，JSJ接点闭合。如线路上有故障，则断路器合闸后，继电保护随即动作，经JSJ接点使断路器无延时跳开。这时，电容器C两端电压还比较低，不足以使ZJ启动，故重合闸不可能动作。 (5）防止断路器多次重合于永久性故障的措施

在原理接线图中，若ZJ动作后，它的常开接点ZJ1、ZJ2、ZJ3被粘住时，线路发生永久性故障，则当第一次重合闸后，保护再次动作，使断路器断开，断路

器跳开后，由于DL1又处于闭合状态，若无防跳继电器TBJ，则ZJ被粘住的接点又会立即启动HC，发出合闸脉冲，形成多次重合。为此，在原理图中装设了防跳继电器TBJ。

(6）重合闸的闭锁回路

在某些情况下，例如在母线L发生故障，母线差动保护动作，使线路断路器跳闸时，不允许实现自动重合闸。在这种情况下，应将重合闸闭锁，使之退出工作，为此，可将母线差动保护的出口继电器常开接点BH2与KK的接点2、4并联，当母线差动保护动作后，BH2闭合，电容C即经2R放电，就不能再使ZJ动作，从而达到了闭锁重合闸的目的。

结束语

本文主要讲述了一些110kV及以下电网所配置的重要继电保护，并对壤塘

110kV变电站配置的继电保护、二次回路图、一些开关、PT、CT参数来进行了简 介，通过壤塘110kV变电站GIS设备二次回路的分析，发现了GIS设备的一些问

题并作出了整改方案。通过本文对继电保护的介绍，相信大家能进一步意识到继

电保护在电力系统中的重要性。

参考文献

（1） （2）

（3）

（4）

（5）

四川省电力公司.《四川电力系统电气设备操作规程》 山东泰开110kV ZF10-126/CB断路器控制回路图

国家电网公司继电保护培训教材 变电运行现场技术问答 继电保护电子教案（天大版）

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/tao5.html