第一章
第一节
继电保护工作基本知识
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。
IY 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，如果差保护动回路的各个比较电流都在各自的端子箱装I 接地，有可能由于地网的分流从而影响保置护的工作。所以对于差动保护，规定所有
IX CT绕组 电流回路都在差动保护屏一点接地。
图1.1
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。
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3、绕组的伏安特性
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 I1 标为CT一次电流对其额定一次电流的倍数。 I1e 根据所测得U，I2值得到RX1，Rx1＝U/ I2，找
m0 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m＞m0，则该CT不满足回路需求，如果m≤m0，该
Zfh Rx 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。 图1.2
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
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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
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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 3 ，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
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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 电源种类
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
编号
相别
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。
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电压回路
电压等级
PT所在位置 相别
电压等级：本变电站一次电压等级，由罗马数值表示，高压侧Ⅰ，中压侧Ⅱ，低压侧Ⅲ，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
主变高压侧主变中压侧主变低压侧 普通开关
开关 开关 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
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： 33 或者 R33 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702，801—899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。
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电源回路：直流储能电源+HM，－HM，交流电源~A，~B、~C、~N。
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 端子箱端子排
1A2 1A1 A411 A412 第第 一B412 二B411 1B2 1B1 个个
C412 装装1C1 1C2 C411 置置N411 N412 图2.1
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 1YMa 1YMb 1YMc YMN 1ZK
JD YHa A601 A602 G A630I
2ZK YHb 1JB B630I
B601 B602 YHc 3ZK C602 C601 C 图2.2
C630I N600 （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
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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。
YMn 1SaYm1YML 2JB Sa601 YHa N600△ 4ZK G Sa630I Sa602 L602 YHb YHc L601 L630I
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。
D I0 M J
U0 E0
图2.4
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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。 ZK （1）线路电压的ZK装在各
YHx A601 N600 A609 自的端子箱。 保 护 （2）线路电压采用反极性接
装法，U x=－100V，与零序电压置的抽头Usa比较进行同期合闸。 图2.5
（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
1GQM I母PT端子箱ZK 5ZK 2GQM 2GWJ 731 115 II母PT端子箱ZK 1QJ 733 5ZK 4GWJ 117 +KM －KM I母PT刀闸辅助接点 1RD 2RD IG 102 103 101 2GWJ 1GWJ
II母PT刀闸辅助接点 IIG 105 3GWJ 4GWJ BK 1 3 890 1G 892 MDL A609 894 2G A609 896 1QJ 2QJ 母联或分段的刀闸与开关辅助接点串联 图2.6
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（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。 2YMa 1YMa
2QJ 图2.7 （4）信号 701 IG 2GWJ 901 切换电源消失
IIG 4GWJ
1QJ 903 电压并列动作
图2.8
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）
计度表屏 731 102 1G 735 1ZZJ
1G
1YQJ 4D171 4D169 CZX-12 4G 731’
旁路保护装置 2YQJ 4G 733’
4D170 4D171 CZX-12 2G 2G 2ZZJ 737 733 9 宜宾电业局继电保护工作手册
计度表屏
图2.9 旁路开关间隔没有4G回路（结合一次系统图（1）图2.9是线路或主变间隔的切换图，
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 I 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 II
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。 2YQJ1 II
1YQJ1
4D169 I 1YQJ2
2YQJ1 4D171 I 4D170 2YQJ2 1YQJ1 II
图2.10 1YQJ1 A630I A720I 保 护I母 装2YQJ1 置A640I II母 图2.12
1G 2G 2G 1G 1ZZJ A630I’ A720I’ 保护 DL DL 装2ZZJ 置A640I’ 3G 3G 图2.13 4G 1YQ2YQ切换继电器 901 旁母701 同时动作信号 旁路间隔 DL 903 1YQ2YQ 交流失压信号
线路或主 （母线PT失压）
变间隔 本间隔开关辅助接点
图2.11
图2.14
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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）。
731 102 1YQJ1 1G 735’ II
1YQJ1
735 I 1YQJ2
2YQJ1 2G 737 I 2YQJ2 2YQJ1 737’ II
733 图2.15
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
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TWJ 跳闸位置继电器 HWJ 合闸位置继电器 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 －KM +KM 1RD 2RD 1 D38 LD 2 D31 D53 TWJ 开关机构合圈 HBJI TBJV 7 DL1 HBJI HQ D41 保护重合闸出口 TBJV HJ LP2 TBJI TBJV D74 HYJ TBJV KK KK 1 2 D1 KK D44 L3 5 6 远方遥控跳合闸 KKJ L1 7 8 L33 D42 KK D2 11 12 KK D40 LP1 DL2 TJ TYJ 37 TBJI TQ 保护跳闸出口 D71 TBJI 开关机构跳圈 HD HWJ 251 D46 HYJ J1 机构气压接点 253 D47 TYJ J2 图2.16 （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
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（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，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
+KM －KM LD D38 1 TWJ 2 KK 52Y CN DL1 QY 7 8 5 HQ D41 DL2 R TQ 52Y 52Y 图2.17
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。
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为此，采用以下办法解决此弊端： 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。 －KM +KM LD D38 DL1 1 7’ 2 TWJ
KK
DL1 7 8 HQ 5 D41 图2.18
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
701 HWJ TWJ 901 控制回路断线
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。
+KM1 +KM2 +KM3 －KM3 －KM2 －KM1
4RD 2RD 1RD 3RD
11JJ 11JJ
11JJ 11JJ
11JJ
图2.20
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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。
01 母差保护信号公共端 1YQJ1 71
I母刀闸位置 2YQJ1 73 II母刀闸位置
图2.10的刀闸辅助接 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
01 母差保护信号公共端 失灵启动母差 TJ2 LJ
03
本间隔失灵保护过流接点 本间隔保护跳闸出口接点 图2.22
LJa TJa
01 03 LJb TJb
TJc LJc
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
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跳闸。
失灵保护信号公共端 TwJa HwJa
TwJb HwJb 失灵保护开关位置
TwJc HwJc
结合图2.16，本间隔保护的开关位置信号 图2.24
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
本保护信号
输入公共端 勾通三跳压板 勾通三跳GST 1QK
TwJa TwJb TwJc 5 单重方式 6 图2.16中的跳位 综重方式 3 4
2 1 三重方式
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
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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属于分闸状态，因此HWJ是串联，TWJ是并联方式来发信号。
701 901 HwJa HwJb HwJc 断路器合闸位置
TwJa 903 TwJb 断路器分闸位置
TwJc
图2.26
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。 保护信号公共端 31LP14 本侧复压并联启动 32LP9 UB 中压侧复压元件 中压侧复压并联启动高压侧 33LP7 UB 低压侧复压并联启动高压侧 图2.27 低压侧复压元件 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。
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（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。
~A ~B ~C ~N
RD ZJ 2SJ
4 2
ZK WJ45° A13 1ZJ A12 1ZJ ZJ 1 3 ZJ
WJ55° A14
1SJ
N14 N12 GFH 1SJ
ZJ RT
C 其它风机 BK C C
F 图2.28
2SJ 901 701 C 通风故障
图2.29
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。
r T05+ T05 r
测 Pt r T05－ 温
装 温度计内部
置 18
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图2.30
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。 K1 RD L1 ~A L2 ~B M
L3 ~C
~N
K2 S1 S6 L31 K2 K1 S2 BTYJ LP L41 K1 021 S7 023 Q1 L81 K2 S3 L91 Q1 过负荷闭锁有栽调压 图2.31
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。
801 M1 801 M1 801 M1
M801 M801 M801
M2 M2 M2 M802 M802 M802
M3 M3 M3 M803 M803 M803 M11 M4 M80n M811
M804
图2.32 图2.34 图2.33
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。
1#直流屏 2#直流屏
1RD 2RD 1 2 3 5 4
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至机构1 至机构2
至机构3 至机构4 至机构5
图2.35
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 +KM (+)SM 2RD KK LD DL1 HQ 10 9 2ZJ 100 1ZJ HD TQ 15 14 DL2 2ZJ 1TA 1BD 1ZJ 2ZJ
图2.36
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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。
－XM SYM +XM 2TA
1RD 2RD
708 1SXJ 702 701 ZC 2SXJ
KK KK 94 TWJ 92 1 3 19 17 YJA 图2.16中跳位 ZC 1ZJ ZJ
ZJ
冲击继电器1XMJ DD ZJ ZJ 1SJ
2ZJ
1ZJ 1SJ
1JJ
2SYMII XPM 2SYMI
727I 727II 2SXJ 。 1SXJ
图2.37
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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
+XM 1YBM －XM 1ZK 709 3RD 4RD 1 2TA 2 704 703 ZC 3 4 冲击继电器2XMJ 5 6 2YBM 13 14 YJA 1ZJ ZC 710 ZJ 15 16 ZJ 7 8 ZJ 2ZJ 9 10 2SJ 11 12 DL 2ZJ 2JJ KDM PM
2XJJ 1YBM 2YBM GP 事故信号保险熔断 901 1JJ
GP
控制回路断线 2XJJ 903
图2.38 22
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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。
－XM +XM 1YBM 2YBM 1ZK 4RD 15 16 710 709 3RD ZC
704 14 13 703
GP
901
外部接点 图2.39
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。
－KM +KM 2YBM 1YBM 4RD 3RD GP 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 1ZK 704 703 7 8 9 10 11 12 6 5 4 3 2 1 GP 图2.40
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
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和4YBM。
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。
（ + ） SM +KM － KM 100 6RD 5RD 105 2JJ 106 2BD 2JJ 图2.41
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
+XM +XM －XM －XM 4RD 3RD 4RD 3RD 703 预告信号回路 704 703 重合闸动作信号 704
FM PM 掉牌未复归信号
1XJ 716
保护重合闸接点 2XJ
图2.43 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。
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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
至Sa640 操Sa630 作电压 回 2 4 6 8 路切换 控TJJ TJJ 制1STK 防正S 误A609 13锁15A611 电源A734 S A612 119 7 9 15 1 N601 7 5 TK 2STK 3 11 13 5 THA 725 722 1 3 1 3 TJJ 205 TQMa A610 KK TQMa’ A620 188 YMn N600 3THM 723 2THM 722 1THM 721 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。
25
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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
E M =E E N =E EM=E EN=E
N M K K N M ~ ~ ~ ~ Uz Uz Uz Uz Uz Uz
Uz
图3.1
图3.2 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。
EM=0 EN=0 M N K ~ ~
Uz
图3.3
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 ZZd △I
F N K M
ZM Zk Uop Uz 26
图3.4
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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
U
Uop Uz UM
X ZM ZK ZZd
图3.5
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3.1) 同理可以分析出正方向区外故障 ︱Uz︱>︱Uop︱ (式3.2) 二、反方向故障的阻抗图 如图3.6
△I
M F N K
ZS Zk ZZd Uz Uop
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。
U
Uop
Uz UM
ZK X ZS ZZd
图3.7
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︱，
27
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同时也证明Uop作为工作电压选择的正确性。
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》。
ZZd ZS’ ZZd ZS Zk 图3.9 图3.8
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 ⑴ 单相故障
2 U1a = 3 Ua ⑵ A、B两相故障
1 U1a= 2 Ua
⑶ A、B两相接地故障
1
U1a= 3 Ua ⑷ 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
Uop Up 28
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常时的工作电压。
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,
EM
EM=E
jδ
~ Us M Uk K N EN=E
~ Up=－(ZK+Zs) *I*e
jδ
图3.10 M δ N
EN
图3.11
这里需要解释δ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δ角，即公式中的δ＜0。如果电流是从EN流向EM，则EM落后M点电压δ角，即公式中的＞0。
把以上的公式带入式3.5，最后得到
jδ
－90°＜arg 〔(Zk－Zzd)/(Zs+Zk) *e 〕＜ 90°
作出上式的动作特征区间，有图3.12。
δ=30°
δ=0
Zzd ③
0
－Zs －Zs’ ② δ=－30° －Zs
① 图3.12
图3.12给出了在δ=0、δ=－30°和δ=30°的三种动作区间，结合上面的公式分析，在送电侧δ＜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，①是故障瞬间的暂态圆，②是故障过程中极化量衰减时的过渡圆，③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
29
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面已经很详细的说明了。
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
Z0 －Z1
= Z1*IA+3 Z1*（ ）* I0
3 Z1 Z0 －Z1
= Z1*IA+3K* I0 Z1 （令K= 3 Z 1 ） =（IA+3K* I0）*Z1
一般情况下，可一取K=0.67。 Uφ UA
同时，变换公式得到Z1= ，得到单相继电器的接线方式为 。
IA+3K* I0 Iφ+3K* I0
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θ ，θ 可以取0°，15°和30°动作区间向第一象限偏移θ 角，提高抗过渡电阻的能力。如图3.14
Zzd 12° θ=0 Zzd
－Zs －Zs θ=30° θ=15° 图3.15
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 EM=E EN=E Um I1 I2 M K N ZJ =
I1 ~ ~ 因为Um = Zk*I1+(I1+I2)*R Zk （两边同时除以I1） R I2 I1+I2 所以ZJ = Zk+ R+ I 1 *R Zs 图3.16
I2
I 1 =K*e jθ 2
k=︱ I ︱ I1
θ为I1和I2的夹角。
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最后得到公式ZJ = Zk+ R+ K* R* e
因此，ZJ在特征区间可以用图3.17表示，当I1超前I2，θ＜0，I1落后I2，θ＞0，由于对侧助增电流的角度的不确定性，在θ＜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。
θ＞0 K R θ=0 Zk θ＜ 0 距离II段 距离I段
jθ
－Zs 图3.17 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°，Φ1=Φ2=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。
Z 为了防止在双电源下线路故障出现A 距离保护超越现象，AB边不与R轴平行，Zzd 而是向下倾斜10°~15°，为了防止出口经B 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Φ1 定，为了保证经过渡电抗接地也能可靠动
R 作，取Φ1=Φ2=30°得到A、B两点。 Φ2 D Zzd Rzd 图3.18 C
图3.17
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
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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。
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。
Zzd DzzdF Zzd1 Zzd
图3.20 图3.19
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θ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Ａ点，振荡时振荡轨迹是从Ａ点到Ｂ点（θ由θ1到θ2）的时间远远超过160ms。轨迹在这个时间内不能EM=0 EN=0 N M 进入保护动作区。此时若是故障引起的保护
~ ~ θ2 启动，闭锁元件已经开放，保护可以动作。B 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θ1 放160ms，之后就永久闭锁（保护整组复归
A 图3.21
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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。
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=Ucosφ
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。
M 无论系统是正常运行还是振荡，∣OM∣都N EM S EN
是M点母线电压U，Ucosφ都反应了振荡中心
φ 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
O
荡中心在最不利的情况下，如何用延时来躲过振
图3.22
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。
cosφ1=0.08 , φ1=85.5°系统角171° cosφ2=－0.03 , φ2=91.7°系统角183.5°
图3.23给出了此时振荡的轨迹图。从φ1到φ2变化了6.2°，整个振荡周期φ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。
Φ2 判据（1）
D C B A
M S N －0.1 －0.03 0.08 0.25 φ1
判据（2）
图3.23 图3.24
（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。
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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，φ角需要补偿，这里解释一下补偿的原因。
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 U2 M U U1 R φ U2 δ Rg U2 U O θ B A U3 C
θ 图3.25 图3.26
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δ，因此Ucosφ也不再是弧光电阻U2，作一个
－矢量U3，让U3⊥U2，则θ =90° δ ，Ucos(φ+θ)=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Ucosφ的范围缩小了，判据仍然有效，不会造成振荡时保护误动。θ就是补偿角。在运行中，U和φ是保护采集量，δ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δ=90°，则θ=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，φ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。
Uc Uc
Ib Ic 180° 3I0*ZD 3U0 3U0
φ Ua φ
Ub Ia 3I0
图3.27
图3.28
34
图3.29
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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： 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
3I0 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
3U0 元件动作的可靠性，将这个结论稍微改成当P0﹤－1
3I0*ZD 时，正方向元件F0+动作。
图3.30
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H M I2 I1 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。
L 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。 I3 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
图3.31
35
宜宾电业局继电保护工作手册
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，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
M H EM P K EN Ik ~ ~ Ip L 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。
I0I H I0II M M H I0I U0 I0II
图3.33 图3.34
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
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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。
II母 I母 TJ D31 D71 1 R033 母联CT 母联开关 母差出口跳闸接点
D 图3.36
图3.35
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宜宾电业局继电保护工作手册
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EM EN Q K N P 护判定为反方向故障而一直让收发讯机发讯~ M ~ 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
图4.1
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。
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宜宾电业局继电保护工作手册
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”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。
接口
TX
5s 10s 200ms f 0
高频通道 发讯 功率放大 线路滤波 10s t
f L
时控门 N侧收到M侧
讯号的时间 收讯
图4.2 图4.4
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。
M侧
发讯 t
N侧 发讯 t 缺口时间 tx
M侧产生
差拍现象 t
采用分时法
M侧收讯
t
图4.3
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。
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宜宾电业局继电保护工作手册
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》。）
本机 负载
20dB 发讯 75Ω
公共 负载
图4.5
选频
电平表 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
可调衰耗 高高 75Ω 频频电 高频电缆 平装表装
置~ 振荡器 置
图4.7 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
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宜宾电业局继电保护工作手册
是“本线”等。
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1~2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 A B C III Ic Ic 3Ic Ea 3Ic Eb II 6Ic Ec Ic Ic I K Ic Ic 6Ic 图5.1
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
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宜宾电业局继电保护工作手册
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。
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。
故障线路3I0 非故障线路3I0
U0
图5.2
参考设计手册，线路电容电流可以有以下计算公式
U*L U*L
架空线路：Ic= 350 电缆线路：Ic= 10 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
A
消谐装置 B
C
DLA DLB DLC 42 宜宾电业局继电保护工作手册 接地开关 故障线路
图5.3
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 A B C III Ic Ic 3Ic Ea 3Ic Eb II 6Ic+IL Ec 消Ic Ic 弧线 IL 圈 L
I K Ic Ic 6Ic+IL
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
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宜宾电业局继电保护工作手册
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=2nπ*f0*L
1 电容的容抗：Zc= 2nπ*f0*C
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
44
宜宾电业局继电保护工作手册
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。
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
M
间降低以至于频率低于L2线路的低周减载值，让低周装
L2
置切除了正常运行的线路L2。设计了滑差闭锁后，如果
K 是故障，电压频率的滑差超过5 Hz/s，低周闭锁。由有功L1
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
图5.5
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
45
宜宾电业局继电保护工作手册
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。
P 4 3 5
2C 6B 9 2A 6D
8 7 1
Q
图5.6
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*cosα 无功功率计算公式：Q=U*I*sinα
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°﹤α﹤90° 当有功流入时：P﹤0，即90°﹤α﹤270° 当无功送出时：Q﹥0，即0°﹤α﹤180° 当有功流入时：Q﹤0，即180°﹤α﹤360° 由以上分析，可以用图5.7更简单的表示如下：
Q Ⅰ Ⅱ
α
O P Ⅲ Ⅳ
图5.7
当α在第一象限，P﹥0，Q﹥0；
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宜宾电业局继电保护工作手册
当α在第二象限，P﹤0，Q﹥0； 当α在第三象限，P﹤0，Q﹤0； 当α在第四象限，P﹥0，Q﹤0； 已知网络上功率的流动方向，就可以验证保护的功角是否正确，这是带负荷测试的一
个重要项目。也可以根据功角的位置观察网络功率的流动方向。
第五节 故障解列装置
在多电源网络中，根据网络电源和负荷分布，还可以在适当的地方装设故障解列装置。在网络有故障时电网解列成几个独立电网继续运行，保证重要负荷的安全运行。
在宜宾电网主网和地方小电源的联络线上就装设了故障解列装置。例如吊黄楼变电站解列吊纸线517，对端纸厂有小电源，正常运行时与主网联结，增加供电可靠性。如图5.8
吊黄楼
纸厂电源E2 系统电源E1 517 ~ ~ 纸厂负荷F2 图5.8 主网负荷F1
当吊黄楼母线故障，或出线故障而未能即使切除故障线路时，母线电压降低，或者零序电压升高，满足装置的动作判据时，解列装置动作跳开吊纸线517，纸厂电源E2与纸厂负荷F2，主网电源E1与主网负荷F1各自构成电网独立运行。
刚解列的电网也要考虑各自的稳定性。对于主网，是否会因此丢掉大负荷，丢失大负荷后是否会出现电网振荡，对于小电网，是否会突然增加大负荷，增加大负荷是否会出现低周现象，出现低周是否会有合适的减载装置等。
可见，故障解列与低周减载的概念是完全不同的，在电网中的作用也不同。 另外在宜宾电网中还有一个故障解列起的作用与前面讲的不同，那就是用户昌宏化工厂内部安装的故障解列装置。如图5.9
昌宏
1#开关 巡场
系统电源E1 1#炉变 K 175 2#开关 2#炉变 ~
3#开关 3#炉变
4#开关 4#炉变
图5.9
当巡昌线发生故障，巡场175开关跳闸并重合，但是由于昌宏化工的负荷几乎是大的炉变，几台变压器的负荷以及变压器的励磁涌流之和会远远大于175开关的后加速定值，所以175开关无法合上，这样，就只有在昌宏变电站安装解列装置，解列掉几台炉变（例如1#、2#开关），让剩下的负荷（3#、4#开关）不至于把175开关冲跳。等175开关运行稳定后再
47
宜宾电业局继电保护工作手册
逐步投入解列掉的几台炉变。
（说明，一般方式下，巡昌线的负荷不经过巡场175，而是龙头站龙巡西线直接经巡场旁母上巡昌线，只是为了这里解释方便采用是巡场供电方式。）
第六节 备用电源自投装置
备自投装置用于多电源点的变电站，当主供电源断开时自动将备用电源投入，保证供电的持续性。
备自投分进线备投与分段备投两种方式，用图5.10来解释。 1 3 L1 I段
5 ~ 2 4 L2 II段
M N 图5.10
1、进线备自投
L1线路运行，L2线路备用，即开关1，开关2，开关3运行，开关4热备用，分段开关5运行，线路L1有线路电压，备投充电完成。
当L1出现故障，M侧的保护跳开开关1，如果是永久故障，重合不成功。N侧备投检查母线失压，而L2线路有压，则延时跳开开关3再合上开关4，这是备投线路L2，称备投方式1。
同理，线路L2运行，L1备用，称备投方式2。
2、分段备自投
线路L1和L2都运行，即开关1、开关2、开关3、开关4合上，分段开关5热备用，备投充电完成。
同样假设L1出现永久故障，开关1重合不成功，N侧备投检查I段母线失压，II段母线有压，延时跳开开关3再合上开关4，这是II段备投I段，称备投方式三。同理由I段备投II段称方式四。
根据当前电网运行方式，通过把手开关切换来选择备投方式。 通过对备自投动作的分析，可知装置必须采用的电气量是两条线路的线路电压，两段母线的母线电压，开关3、开关4、开关5的位置信号（跳位TWJ）和合后信号（KKJ），为了防止在母线PT断线时装置误动作，还引入了开关3与开关4的B相电流作有流闭锁作用。装置接线方式如图5.11。KKJ的作用是为了防止备投误动作。例如方式一中，因为运行需要I母要停运，手动断开开关3，此时KKJ返回，备投放电，不会自动投上开关4引发事故。线路PT的作用是只有待备投线路有压，备投才有意义。线路无压，备投放电。
J41 备投信号公共端
TWJ J42 线路I位置
KKJ J43 线路I KKJ TWJ和KKJ来自
TWJ J42 线路II位置 各自对应开关的操作回路
KKJ J43 线路II KKJ
TWJ J42 J43 分段开关位置 分段 KKJ 48 图5.11
KKJ 宜宾电业局继电保护工作手册
备自投动作时间应该大于对端开关的重合闸时间。备自投分合开关应该将其出口接点接在开关操作回路的手分手合位置。图上已标出在图2.16的端子号。备投对分段没有跳闸。
HJ [3] [1] HJ D44 [1] [3] D31 D44
TJ [33] D31 D42
备投分段出口 备投线路出口
图5.12
本局的备投一般是作为变电站高压电源的备投，在一些特殊的地方特别是比较大的用户站也使用低压备投的方式来增加供电的可靠性。如图5.13，这里1G、2G是变压器的低压总路，3G是低压母线，方式以1B运行，1G、3G合上，2B空载，2G热备用。一般这样的负荷情况低压侧是没有小电源的，那么主变的低压后备保护方向都是选择从变压器指向低压母
线，灵敏角为258°。所以，技术上必须要求变压器后备保护动作闭锁备自投。例如母线上K2故障（或者低压出线故障出线开关拒动），变压
1#B 2#B 器的低压后备保护动作跳开1G，如果备投此时
动作，2G开关直接合在故障上。同理，作为具
K1 有K2故障的远后备保护作用的变压器高压侧后备保护也必须闭锁备自投。而变压器主保护，包2G 1G 括差动保护和非电量保护，它们动作将把变压器3G 的高低压开关都跳开隔离了故障点，此时的备投
K2 允许动作。例如K1点故障，1G跳开，允许2G
图5.13 投入运行。
第七节 操作过电压
操作过电压是一种在操作过程中产生的电压暂态过程，它瞬间电压极高，严重时会损坏设备的绝缘，引发电网事故。下面就以宜宾电网发生的一次操作过电压为例来分析它产生的原因。如图5.14。
白沙站沙山南线186投入运行，经庙梁山站旁
庙梁山 下江弯 白沙站
母的旁母刀闸1423送至下江弯站，线路带电无负荷。
1423 186 庙梁山运行人员在白沙186开关未断开的情况下将
旁母刀闸1423断开，此时产生操作过电压，引起下江湾站设备绝缘被破坏而发生接地故障，白沙站保
图5.14 护动作跳开186开关。
故障前，网络中存在大量的电感量，以及对地电容，相间电容和杂散电容，这些电感和电容都是处于充点状态，我们把这些电容等效为对地电容，电感等效为一个线路电抗，对地电容两端电压为线路的相电压U，U=6.3KV。注意到这里110KV系统是中性点直接接地方
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宜宾电业局继电保护工作手册
式，作出故障前的等效图5.15
系统电势E
等效电阻 等效电感 1423
U 等效电容 图5.15
断开刀闸1423时会产生较长时间的弧光，电容，电感和电阻就构成了一个RLC的衰减振荡电路。由电工学可知：当回路的开关断开时，往往产生较大反电势。电容器两端电压按一定规律变化，其电压波形是一个正弦衰减振荡电压。由于此电压不受电源控制，所以又叫自由分量电压，此电压经过1/4周期稍长的时间达到最大值，1423刀闸就起到这个开关的作用。利用叠加原理，可以把图5.15分解为图5.16与图5.17。
等效电阻 放电电感 弧光电阻 系统电势E 等效电阻 等效电感 弧光电阻 P
P 放电电容 图5.16 图5.17
在图5.16中，P点电压为正常时的电压E。图5.17就是暂态放电回路，由于刀闸操作的时间较长，整个振荡回路的时间常数较大，所以过电压衰减时间较慢，P点长时间承受高于正常电压数倍的电压，绝缘必然会被破坏。
如果是用白沙的186开关断开电源，开关能迅速灭弧，产生的过电压瞬间衰减至零，就能避免这样的事故发生。
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附 录 1
《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》
二○○二年三月六日
1.总则
1.1为贯彻落实国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发 [2000] 589号文），做好防止电力生产重大事故的措施，保障电网运行安全，特制定《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”继电保护实施细则》（以下简称《实施细则》）。
1.2《实施细则》是在原有规程、规定和相关技术标准的基础上,依据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》等规程、规定和技术标准，汇总近年来继电保护装置安全运行方面的经验制定的。制造、设计、安装、调试、运行等各个部门应根据《实施细则》，紧密结合本部门的实际情况，制定具体的反事故技术措施。
1.3《实施细则》强调了防止重大事故的重点要求，但并未涵盖全部继电保护反事故技术措施，也不是继电保护反事故技术措施应有的全部内容。有些措施在已颁发的规程、规定和技术标准中已有明确规定，但为了强调有关措施,本次重复列出。因此，在贯彻落实《实施细则》的过程中仍应严格执行相关规程、规定和标准。
1.4新建、扩建和技改等工程均应执行《实施细则》，现有发电厂、变电站已投入运行的继电保护装置，凡严重威胁安全运行的必须立即改进，其它可分轻重缓急有计划地予以更新或改造。不能满足要求的应结合设备大修加速更换，而对不满足上述要求又不能更改的，由设计、制造和运行等单位共同研究、解决。过去颁发的反措及相关标准、规定，凡与本《实施细则》有抵触的，应按《实施细则》执行。
2.继电保护专业管理
2.1充分发挥继电保护专业管理的职能作用，明确责任、权限和防止重大事故发生的关键环节，提高电网安全稳定运行水平，防止由于保护不正确动作而引起系统稳定破坏和电网瓦解、大面积停电等事故的发生。
2.2各级领导应重视继电保护队伍建设，加强继电保护人员专业技能和职业素质培训，建立培训制度，保持继电保护队伍相对稳定，并不断培养新生力量。
2.3继电保护技术监督应贯穿电力工业的全过程。在发、输、配电工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段，都必须实施继电保护技术监督。贯彻“安全第一、预防为主”的方针，按照依法监督、分级管理、专业归口的原则实行技术监督、报告责任制和目标考核制度。
2.4各网、省调度部门应进一步加强技术监督工作，组织、指导发、供电企业和用户做好继电保护技术监督工作和运行管理工作。各发供电企业（特别是独立发电企业）、电力建设企业都必须接受调度部门的技术监督和专业管理，应将继电保护技术监督和专业管理以及相应的考核、奖惩条款列入并网调度协议中，确保电网的安全稳定运行。
2.5继电保护新产品进入电网试运行，应经所在单位有关领导同意后，报上级调度部门
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批准、安监部门备案，并做好事故预想。
2.6不符合国家和电力行业相关标准的以及未经技术鉴定和未取得成功运行经验的继电保护产品不允许入网运行。所有入网运行继电保护装置的选型和配置，从初步设计阶段至投产运行前都必须经过相应各级调度部门的审核。
2.7调度部门应根据电网实际情况和特点，编写满足电网安全、稳定要求的继电保护运行整定方案和调度运行说明，经主管领导批准后执行。
2.8进一步改进和完善继电保护用高频收发信机的性能，对其动作行为进行录波和分析。充分利用故障录波手段，加强继电保护装置的运行分析，从中找出薄弱环节、事故隐患，及时采取有效对策。
2.9继电保护的配置与整定都应充分考虑系统可能出现的不利情况，尽量避免在复杂、多重故障的情况下继电保护不正确动作，同时还应考虑系统运行方式变化对继电保护带来的不利影响，当遇到电网结构变化复杂、整定计算不能满足系统要求而保护装置又不能充分发挥其效能的情况下，线路应遵循以下原则：
1)线路纵联保护必须投入。
2)没有振荡问题的线路，要求距离保护的一、二段不经振荡闭锁控制。 3)提高保护用通道（含通道加工设备及接口设备等）的可靠性。 4)宜设置不经任何闭锁的、长延时的线路后备保护。
5)在受端系统的关键枢纽变电所，当继电保护整定困难时，在尽量避免损失负荷的前提下，设置必要的解列点。当灵敏性与选择性难兼顾时，应首先考虑以保灵敏度为主，防止保护拒动，并备案报上一级主管领导批准。
2.10应重视发电厂的继电保护配置和整定计算，特别是与系统运行关系密切的保护，应认真校核这些保护与系统保护的配合关系。各发电公司（厂）应根据《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684-1999）的规定，定期对所辖设备的整定值进行全面复算和校核。
2.11继电保护双重化配置是防止因保护装置拒动而导致系统事故的有效措施，同时又可大大减少由于保护装置异常、检修等原因造成的一次设备停运现象，但继电保护的双重化配置也增加了保护误动的机率。因此，在考虑保护双重化配置时，应选用安全性高的继电保护装置，并遵循相互独立的原则，注意做到：
1)双重化配置的保护装置之间不应有任何电气联系。 2)每套保护装置的交流电压、交流电流应分别取自电压互感器和电流互感器互相独立的绕组，其保护范围应交叉重迭，避免死区。
3)保护装置双重化配置还应充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，应不影响另一套保护正常运行。
4)为与保护装置双重化配置相适应，应优先选用具备双跳闸线圈机构的断路器，断路器与保护配合的相关回路（如断路器、隔离刀闸的辅助接点等），均应遵循相互独立的原则按双重化配置。
3.线路保护
3.1 220千伏及以上电压等级的变电所、发电厂的联络线，不允许无快速保护运行，一旦出现上述情况，应立即向调度部门汇报，并采取必要的应急措施。
3.2应积极推广使用光纤通道做为纵联保护的通道方式。
3.3 220千伏及以上电压等级的微机型线路保护应遵循相互独立的原则按双重化配置，除应符合2.11条款中的技术要求外，并注意：
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宜宾电业局继电保护工作手册
1)两套保护装置应完整、独立，安装在各自的柜内，每套保护装置均应配置完整的主、后备保护。
2)线路纵联保护的通道（含光纤、微波、载波等通道及加工设备和供电电源等）、远方跳闸和就地判别装置亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
4.母线保护和断路器失灵保护
4.1母线差动保护对系统安全、稳定运行至关重要。母线差动保护一旦投入运行后，就很难有全面停电的机会进行检验。因此，对母线差动保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须保证母线差动保护不留隐患地投入运行。
4.2为确保母线差动保护检修时母线不至失去保护、防止母线差动保护拒动而危及系统稳定和事故扩大，必要时在500千伏母线以及重要变电站、发电厂的220千伏母线采用双重化保护配置。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：
1)每条母线采用两套完整、独立的母线差动保护，并安装在各自的柜内。两套母线差动保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
2)对于3/2接线形式的变电站，如有必要按双重化配置母差保护，每条母线均应配置两套完整、独立的母差保护。进行母差保护校验工作时，应保证每条母线至少保留一套母差保护运行。
3)用于母线差动保护的断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路、辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
4)应充分考虑母线差动保护所接电流互感器二次绕组合理分配，对确无办法解决的保护动作死区，在满足系统稳定要求的前提下，可采取起动失灵和远方跳闸等后备措施加以解决。
4.3采用相位比较原理的母线差动保护在用于双母线时，必须增设两母线相继发生故障时能可靠切除后一组故障母线的保护回路。
4.4对空母线充电时，固定连接式和母联电流相位比较式母线差动保护应退出运行。 4.5母联、母联分段断路器宜配置独立的母联、母联分段断路器充电保护。该保护应具备可瞬时跳闸和延时跳闸的回路。
4.6断路器失灵保护按一套配置。断路器失灵保护二次回路牵涉面广、依赖性高，投运后很难有机会利用整组试验的方法进行全面检验。因此，对断路器失灵保护在设计、安装、调试和运行各个阶段都应加强质量管理和技术监督，保证断路器失灵保护不留隐患地投入运行。
4.7做好电气量保护与非电气量保护出口继电器分开的反措，不得使用不能快速返回的电气量保护和非电量保护作为断路器失灵保护的起动量，并要求断路器失灵保护的相电流判别元件动作时间和返回时间均不应大于20毫秒。
4.8用于双母线接线形式的变电站，其母差保护、断路器失灵保护的复合电压闭锁接点应分别串接在各断路器的跳闸回路中，不得共用。
5.变压器保护
5.1 220千伏及以上电压等级的主变压器微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）。双重化配置应符合2.11条款中的技术要求，同时还应注意做到：
1)主变压器应采用两套完整、独立并且是安装在各自柜内的保护装置。每套保护均应配置完整的主、后备保护。
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宜宾电业局继电保护工作手册
2)主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也应相对独立。
3)两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
4)为与保护双重化配置相适应， 500千伏变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用具备双跳闸线圈机构的断路器。断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
5.2要完善防止变压器低阻抗保护在电压二次回路失压、断线闭锁以及切换过程交流和直流失压等异常情况下误动的有效措施。
5.3变压器过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定并要求其返回系数不低于0.96，同时应根据变压器的过励磁特性曲线进行整定计算。
5.4为解决变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足而不能投运的问题，对变压器和发电机变压器组的断路器失灵保护可采取以下措施：
1)采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑，经第一时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁回路。
2)同时再采用“相电流”、“零序或负序电流”动作，配合 “断路器合闸位置”两个条件组成的与逻辑经第二时限去启动断路器失灵保护并发出“启动断路器失灵保护”中央信号。
3)采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件”（或逻辑）动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作” 信号输出的空接点。
5.5变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。
6.发电机变压器组保护
6.1大型机组、重要电厂的发电机变压器保护对系统和机组的安全、稳定运行至关重要。发电机变压器保护的原理构成复杂，牵涉面广，且与机、炉和热控等专业联系密切，在运行中发生问题也难以处理。因此，有关设计、制造单位和发电厂及其调度部门应针对发电机变压器组一次结构和继电保护的配置与二次接线方案，对发电机变压器保护在设计、安装、调试和运行的各个阶段都应加强质量管理和技术监督，消除隐患。
6.2各发电公司（厂）在对发电机变压器组保护进行整定计算时应遵循《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》（DL/T684－1999），并注意以下原则：
1)在整定计算大型机组高频、低频、过压和欠压保护时应分别根据发电机组在并网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机组的特性曲线进行。同时还需注意与汽轮机超速保护，和励磁系统过压、欠压以及过励、低励保护的整定配合关系。
2)在整定计算发电机变压器组的过励磁保护时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力，并按电压调节器过励限制首先动作，其次是发电机变压器组过励磁保护动作，然后再是发电机转子过负荷动作的阶梯关系进行。
3)在整定计算发电机定子接地保护时必须根据发电机在带不同负荷的运行工况下实测基波零序电压和发电机中性点侧三次谐波电压的有效值数据进行。
4)在整定计算发电机变压器组负序电流保护应根据制造厂提供的对称过负荷和负序电流的A值进行。
5)在整定计算发电机、变压器的差动保护时，在保护正确、可靠动作的前提下，不宜整
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宜宾电业局继电保护工作手册
定得过于灵敏，以避免不正确动作。
6.3 100兆瓦及以上容量的发电机变压器组微机保护应按双重化配置（非电气量保护除外）保护。大型发电机组和重要发电厂的启动变保护宜采用保护双重化配置。在双重化配置中除了遵循2.11的要求外，还应注意做到：
1)每套保护均应含完整的差动及后备保护，能反应被保护设备的各种故障及异常状态，并能动作于跳闸或给出信号。
2)发电机变压器组非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）,出口跳闸回路应完全独立，在保护柜上的安装位置也应相对独立。
3)两套完整的电气量保护和非电量保护的跳闸回路应同时作用于断路器的两个跳闸线圈。
4)为与保护双重化配置相适应， 500千伏变压器高、中压侧和220千伏变压器高压侧必须选用双跳圈机构的断路器，断路器和隔离刀闸的辅助接点、切换回路，辅助变流器以及与其他保护配合的相关回路亦应遵循相互独立的原则按双重化配置。
6.4发电机变压器组过励磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定，并要求其返回系数不低于0.96。整定计算时应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。
6.5认真分析和研究发电机失步、失磁保护的动作行为，共同做好发电机失步、失磁保护的选型工作。要采取相应措施来防止系统单相故障发展为两相故障时，失步继电器的不正确动作行为。设计、制造单位应将有关这些问题的计算、研究资料提供给发电厂有关部门和调度单位备案。发电机在进相运行前，应仔细检查和校核发电机失步、失磁保护的测量原理、整定范围和动作特性。在发电机进相运行的上限工况时，防止发电机的失步、失磁保护装置不正确跳闸。
6.6发电机失步保护在发电机变压器组以外发生故障时不应误动作，只有测量到失步振荡中心位于发电机变压器组内部并对其安全构成威胁时，才作用于跳闸。跳闸时应尽量避免断路器两侧电势角在180度时开断。
6.7发电机失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障，同时还应配置振荡闭锁元件，防止系统振荡时发电机失磁保护不正确动作。
6.8 200兆瓦及以上容量的发电机定子接地保护应投入跳闸，但必须将基波零序保护与发电机中性点侧三次谐波电压保护的出口分开，基波零序保护投跳闸，发电机中性点侧三次谐波电压保护宜投信号。
6.9在发电机变压器组的断路器出现非全相运行时，首先应采取发电机降出力措施，然后由经快速返回的“负序或零序电流元件”闭锁的“断路器非全相判别元件”，以独立的时间元件以第一时限，启动独立的跳闸回路重跳本断路器一次，并发出“断路器三相位置不一致”的动作信号。若此时断路器故障仍然存在，可采用以下措施：
1)以“零序或负序电流”任何一个元件动作、“断路器三相位置不一致”和“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”，通过独立的时间元件以第二时限去解除断路器失灵保护的复合电压闭锁，并发出告警信号，
2)同时经“零序或负序电流”元件任何一个元件动作以及三个相电流元件任何一个元件动作的“或逻辑”，与“断路器三相位置不一致”，“保护动作”三个条件组成的“与逻辑”动作后，经由独立的时间元件以第三时限去启动断路器失灵保护并发出“断路器失灵保护启动的信号”。
6.10发电机变压器组的气体保护、低阻抗保护应参照变压器气体保护和低阻抗保护的技术要求。
6.11在新建、扩建和改建工程中，应要求发电机制造厂提供装设发电机横差保护的条件，优先考虑配置横差保护并要求该保护中的三次谐波滤过比应大于30。
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宜宾电业局继电保护工作手册
6.12 200兆瓦及以上容量的发电机变压器组应配置专用故障录波器。 6.13重视与加强发电厂厂用系统的继电保护整定计算与管理工作，杜绝因厂用系统保护不正确动作，扩大事故范围。
7.二次回路与抗干扰
7.1严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。
7.2应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚未执行的要制定出计划时间表。
7.3应按《高压线路继电保护装置的“四统一”设计的技术原则》和《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验。不论在新建工程，还是扩建和技改工程中都必须防止二次寄生回路的形成。
7.4应选用具有良好抗干扰性能的、并符合电力行业电磁兼容及相关的抗干扰技术标准的继电保护装置。
7.5应重视继电保护装置与接地网的可靠连接。继续做好开关站至继电保护室敷设100平方毫米铜导线、以及在继电保护室内敷设接地铜排网的反事故措施，接地铜排网应一点与主接地网可靠连接。保护装置不能采用通过槽钢接地的接地方式。发电厂的元件继电保护室亦应尽快完成铜排接地网反事故措施。
7.6静态型、微机型继电保护装置，以及收发信机的厂、站接地电阻应符合GB/T 2887-1989和GB 9361-1988计算站场地安全技术条件所规定不大于0.5欧姆的要求，上述设备的机箱应构成良好电磁屏蔽体并有可靠的接地措施。
7.7在实施抗干扰措施时应符合相关技术标准和规程的规定。既要保证抗干扰措施的效果，同时也要防止损坏设备。
7.8对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。
7.9应注意校核继电保护通信设备（光纤、微波、载波）传输信号的可靠性和冗余度，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。
7.10应加强对保护信息远传的管理，未经许可，不得擅自远程修改微机保护的软件、整定值和配置文件。同时还应注意防止干扰经由微机保护的通讯接口侵入，导致继电保护装置的不正确动作。
7.11在发电机厂房内的保护、控制二次回路均应使用屏蔽电缆。用于定子接地保护的发电机中性点电压互感器二次侧接地点应在定子接地保护柜内一点接地。
7.12新建和扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器，优先选用贯穿（倒置）式电流互感器。
7.13为防止因直流熔断器不正常熔断而扩大事故，应注意做到：
1)直流总输出回路、直流分路均装设熔断器时，直流熔断器应分级配置，逐级配合。 2)直流总输出回路装设熔断器，直流分路装设小空气开关时，必须确保熔断器与小空气开关有选择性地配合。
3)直流总输出回路、直流分路均装设小空气开关时，必须确保上、下级小空气开关有选择性地配合。
4)为防止因直流熔断器不正常熔断或小空气开关失灵而扩大事故，对运行中的熔断器和
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宜宾电业局继电保护工作手册
小空气开关应定期检查，严禁质量不合格的熔断器和小空气开关投入运行。
7.14宜使用具有切断直流负载能力的、不带热保护的小空气开关取代原有的直流熔断器，小空气开关的额定工作电流应按最大动态负荷电流（即保护三相同时动作、跳闸和收发信机在满功率发信的状态下）的1.5～2.0倍选用。
8.运行与检修
8.1进一步规范继电保护专业人员在各个工作环节上的行为，及时编制、修订继电保护运行规程和典型操作票，在检修工作中必须严格执行各项规章制度及反事故措施和安全技术措施。通过有秩序的工作和严格的技术监督，杜绝继电保护人员因人为责任造成的“误碰、误整定、误接线”事故。
8.2各发、供电企业、电力建设企业都应根据本单位的实际情况，编制继电保护安装、调试与定期检验的工艺流程和二次回路验收条例（大纲），保证继电保护安装、调试与检验的质量符合相关规程和技术标准的要求。
8.3应加强线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行维护，各厂、局必须十分重视快速主保护的备品备件管理和消缺工作。应将备品备件的配备，以及母差等快速主保护因缺陷超时停役纳入技术监督的工作考核之中。线路快速保护、母线差动保护、断路器失灵保护等重要保护的运行时间应不低于规定时间。
8.4认真做好微机保护及保护信息管理机等设备软件版本的管理工作，特别注重计算机安全问题，防止因各类计算机病毒危及设备而造成微机保护不正确动作和误整定、误试验等。
8.5应加强继电保护微机型试验装置的检验、管理与防病毒工作，防止因试验设备性能、特性不良而引起对保护装置的误整定、误试验。
8.6为防止线路架空地线间隙放电干扰高频通道运行，要求有高频保护线路的原有绝缘地线均应改为直接接地运行，同时也要重视接地点的维护检查，防止产生放电干扰。
8.7继电保护专业要与通信专业密切配合，防止因通信设备的问题而引起保护不正确动作。
8.8要建立与完善阻波器、结合滤波器等高频通道加工设备的定期检修制度，落实责任制，消除检修管理的死区。
8.9结合技术监督检查、检修和运行维护工作，检查本单位继电保护接地系统和抗干扰措施是否处于良好状态。
8.10在电压切换和电压闭锁回路、断路器失灵保护、母线差动保护、远跳、远切、联切回路以及“和电流”等接线方式有关的二次回路上工作时，以及一个半断路器接线等主设备检修而相邻断路器仍需运行时，应特别认真做好安全隔离措施。
8.11结合变压器检修工作，应认真校验气体继电器的整定动作情况。对大型变压器应配备经校验性能良好、整定正确的气体继电器作为备品，并做好相应的管理工作。
8.12所有的差动保护（母线、变压器、发电机的纵、横差等）在投入运行前，除测定相回路和差回路外，还必须测量各中性线的不平衡电流、电压，以保证保护装置和二次回路接线的正确性。
8.13母线差动保护停用时，应避免母线倒闸操作。母线差动保护检修时，应充分考虑异常气象条件的影响，在保证质量的前提下，合理安排检修作业程序，尽可能缩短母线差动保护的检修时间。
8.14双母线中阻抗比率制动式母线差动保护在带负荷试验时，不宜采用一次系统来验证辅助变流器二次切换回路正确性。辅助变流器二次回路正确性检验宜在母线差动保护整组试验阶段完成。
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宜宾电业局继电保护工作手册
8.15新投产的线路、母线、变压器和发电机变压器组等保护应认真编写启动方案呈报有关主管部门审批，做好事故预想，并采取防止保护不正确动作的有效措施。设备启动正常后应及时恢复为正常运行方式，确保电网故障能可靠切除。
8.16检修设备在投运前，应认真检查各项安全措施，特别是有无电压二次回路短路、电流二次回路开路和不符合运行要求的接地点的现象。
8.17在一次设备进行操作或检修时，应采取防止距离保护失压，以及变压器差动保护和低阻抗保护误动的有效措施。
8.18在运行线路、母线、变压器和发电机变压器组的保护上进行定值修改前，应认真考虑防止保护不正确动作的有效措施，并做好事故预想和防范措施。在实施过程中要特别注意现场设备的安全性。
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宜宾电业局继电保护工作手册
附 录 2
非综合自动化基本操作回路
+KM
1THM —KM 1RD 2THM 721 722 3THM 1 2RD 723 KK TK 18 20 2 TK 3 1 11 21 5 5 8 7 D53 D44 LFP KK 7 KK R33 941 7 D41 断6 路操 37 D42 D40 器作 R033 机母差保护 构回 路 D31 KK TWJ LD 11 10 （+） SM 26 D89 D90 KK 9 12 100 HWJ KK 15 HD 14 46 KK D91 13 16 这里的LD和HD是控制屏上把手开关旁边的断路器位置指示灯，图2.16中的HD，LD是保护装置上的位置指示灯，本图的操作回路一样是有。这一点需要注意。
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