《电力系统继电保护(第二版)》读书笔记

《电力系统继电保护》读书 1. 绪论 1.1 电力系统的正常工作状态、不正常工作状态和故障状态 一般将电能通过的设备称为电力系统的一次设备，对一次备的运行状态进行监视、测量、控制和保护的设备称为二次设备。 一般正常状态下的电力系统，其发电、输电和变电设备还保持一定的备用容量，能满足负荷随机变化的需要，同时在保证安全的条件下，可以实现经济运行；能承受常见的干挠，从一个正常状态和不正常状态、故障状态通过预定的控制连续变化到另一个正常状态，而不致于进一步产生有害的后果。 不正常运行状态指部分参量超过安全工作限额但又不是故障的工作状态，如因负荷潮流超过电气设备的额定上限造成的电流升高（又称为过负荷），系统中出现功率缺额而引起的频率降低，发电机突然甩负荷引起的发电机频率升高，中性点不接地系统和非有效接地系统中的单相接地引起的非接地相对地电压的升高，以及电力系统发生振荡等。 电力系统的故障状态最常见同时也是最危险的故障是发生各种类型的短路，包括三相短路、两相短路、两相短路接地和单相接地短路，其中以单相接地短路为主，其次为两相短路。 电力系统自动化（控制）：为保证电力系统正常运行的经济性和电能质量的自动化技术与装备，主要进行电能生产过程的连续自动调节，动作速度相对缓，调节稳定性高，把整个电力系统或其中的一部分作为调节对象。 为了在故障后迅速恢复电力系统的正常运行，消除故障，保证持续供电，常采用以下的自动化措施：输电线路自动重合闸，备用电源自动投入，低电压切负荷，按频率自动减负荷，电气制动、振荡解列以及为维持系统的暂态稳定而配备的稳定性紧急控制系统，完成这些任务的自动装置统称为电网安全自动装置。 继电保护装置就是指能反应电力系统中电气设备发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发生信号的一种自动装置。 1.2 继电保护的基本原理及构成 实现继电保护需区分电力系统在不同运行状态下的差异，具有明显差异的电气量有：流过电力元件的相电流、序电流、功率及其方向；元件运行相电压幅值、序电压幅值；元件的电压与电流的比值即“测量阻抗”等。 线路短路后，从电源端至短路点，离短路点越近，电压降得越低，短路点的相间或对地电压降低到零。而对短路电流，不同的短路点随距电源端的距离变化，短路电流相应连续变化，短路点越远电流越小。 在正常运行时，线路始端的电压与电流之比反映的是该线路与供电负荷的等值阻抗及负荷阻抗角（即功率因数角，电流与电压之间的相位角，正常运行时一般小于30°），阻抗值一般较大，阻抗角较小。短路后，线路始端的电压与电流之比反映的是该测量点到短路点之间线路段的阻抗，其值较小，如不考虑分布电容时，一般正比于该线路段的距离（长度），阻抗角为线路阻抗角，较大。利用测量阻抗幅值的降低和阻抗角的变大，可以构成距离（低阻抗）保护。 如果电力系统发生的不是三相对称短路，而是不对称短路，则在供电网络中会出现某些不对称分量，如负序或零序电流和电压等，并且其幅值较大，利用这些序分量构成的保护，一般都有良好的选择性和灵敏性。 保护装置的动作整定值，常用的方法是预先给定各电力元件保护的保护范围，求出保护范围末端发生短路时的电气量，并考虑适当的可靠性裕度后作出值。 阶段式保护特性：为单端电气量的保护，需要上、下级保护（离电源的近、远）动作整定值和动作时间的配合来切除不同点的短路。 电力元件的主保护，只在被保护元件内部故障时动作，可以快速切除被保护元件内部任意点的故障，被认为具有绝对的选择性。常见主保护有：利用每个电力元件在内部与外部短路时两侧电流相量的差别可以构成电流差动保护，利用两侧电流相位的差别可以构成电流相位差动保护，利用两侧功率方向的差别可以构成方向比较式纵联保护，利用两侧测量阻抗的大小和方向等还可以构成其他原理的纵联保护。利用某种通信通道同时比较被保护元件两侧正常运行与故障时电气量差异的保护，称为纵联保护。 保护装置的构成：相应输入量→测量比较元件→逻辑判断元件→执行输出元件→跳闸或信号。 测量比较元件：测量值与给定值比较并给出0、1逻辑信号，有被测电气量超过给定值动作的过量继电器，如过流继电器、过压继电器、高周波继电器等；低于给定值动作的欠量继电器，如低电压继电器、阻抗继电器、低周波继电器；被测电压、电流之间相位角满足一定值而动作的功率方向继电器等。 每一套保护都有预先严格划定的保护范围，一般借助于断路器实现保护范围的划分。 近后备保护与主保护安装在同一断路器处，远后备保护安装在上级（近电源侧）元件的断路器处。 断路器失灵保护：当断路器失灵时，由失灵保护启动跳开所有与故障元件相连的电源侧断路器。 1.3 对继电保护的基本要求 继电保护基本要求：（1）可靠性，即安全性（不误动），和信赖性（不拒动）；（2）选择性；（3）速动性；（4）灵敏性。 对220KV及以上电压的超高压电网，更强调保护不拒动的信赖性，要求装设两套完全不同的保护，各自独立跳闸。对母线保护，更强调不误动的安全性，一般以两套保护出口触点串联后跳闸的方式。 2． 电网的电流保护 2.1 继电器 继电器分类：按动作原理分电磁型、感应型、整流型、电子型和数字型；按反应的物理量分电流继电器、电压～、功率方向～、阻抗～、频率～和气体（瓦斯）～等；按在保护回路中所起的作用分启动继电器、量度～、时间～、中间～、信号～、出口～。 防止当输入量在整定值附近波动时输出不停地跳变，继电器有一个返回值，返回值与启动值的比值称为继电器的返回系数，继电器的启动和返回动作明确、迅速、不可能停留在某一中间位置，这种特性称之为“继电特性”。 2.2 单侧电源网络相间短路的电流保护 110KV及以上电网主要承担输电任务，形成多电源环网，采用中性点直接接地方式，其主保护一般为纵联保护；110KV以下电网主要承担供配电任务，发生单相接地后为保证继续供电，中性点采用非直接接地方式，其主保护一般为阶段式电流保护。 单侧电源网络相间短路的电流保护：电流速断保护，限时电流速断保护，定时限过电流保护，反时限过电流保护。 负荷电流与供电电压之间的相位角就是通常所说的功率因数角，一般小于30°。 当供电网络中任意点发生三相和两相短路时，流过短路点与电源间线路中的短路电流包括短路工频周期分量、暂态高频分量和衰减直流分量。其短路工频周期分量近似计算式为Ik＝Eφ∕ZΣ＝Kφ×( Eφ∕Zs＋Zk)，式中Eφ为系统等效电源的相电动势，对应于电力系统运行状态，Zk为短路点至保护安装处之间的阻抗，对应于两者的距离，Zs为保护安装处到系统等效电源之间的阻抗，对应于电力系统运行方式，Kφ为短路类型系数，三相短路取1，两相短路取√3/2。随整个电力系统开机方式、保护安装处到电源之间电网的网络拓扑、负荷水平的变化，Eφ和Zs都会变化，造成短路电流Ik的变化。 随短路点距等值电源的距离（阻抗ZΣ）变化，短路电流连续变化，越远电流越小，并且在本线路末端和下级线路出口短路，电流没有差别。 在相同地点发生相同类型的短路时，当流过保护安装处的电流IK最大时，对继电而言称为系统最大运行方式，此时对应的系统等值阻抗最小；当IK最小时，称为系统最小运行方式，对应的系统等值阻抗最大。取最大方式下的三相短路和最小运行方式两相短路，则系统所有运行方式下，相同地点发生不同类型的短路时的电流介于这两个短路电流之间。阶段式电流保护的整定值需按系统最大运行方式来先择，而灵敏性需用系统最小运行方式来校验。 电流速断保护通常是优先保证动作的选择性，动作值的整定大于下一条线路出口处（即本线路末端）短路时可以出现的最大短路电流，即在最大运行方式下的三相短路电流。动作电流为IⅠset.1＝KⅠrelIk.max，引入可靠性配合系数KⅠrel＝1.2～1.3是考虑非周期分量的影响、实际的短路电流可能大于计算值、保护装置的实际动作值可能小于整定值和一定的裕度等因素。动作的整定值以一次值计算，二次值与一次值关系式为IⅠOP＝Kcon× IⅠset∕nTA，nTA为CT变比，Kcon为CT接线系数（接线方式），当CT二次侧为三相＊形或两相＊形接线时为1，当为△接线时为√3，速断保护动作时间要躲过线路中避雷器的放电时间，一般为60—80ms。 电流速断保护在个别情况下，当快速切除故障是首要条件时，就采用无选择性的速断保护，而以自动重合闸来纠正这种无选择性动作。 当电网的终端线路上采用线路—变压器组的接线方式，由于线路和变压器可以看成是一个元件，因此速断保护就可以按照躲开变压器低压侧线路出口处的短路来整定，由于变压器的阻抗一般较大，因此低压侧线路出口处的短路电流就大为减小，这样整定之后，电流速断就可以保护线路的全长，并能保护变压器的一部分。 限时电流速断保护要求保护本线路的全长，因此它的保护范围必然要延伸到下级线路中去，按躲开下一级线路电流速断保护的最大保护范围来整定，IⅡset.2＝KⅡrelIⅠset.1，可靠系数KⅡrel＝1.1～1.2，时间通常取0.5s。当为与下一级线路的限时电流速断相配合时取1—1.2 s。 能快速切除全线路各种故障能力的保护称为该线路的“主保护”。 对反应于数值上升而动作的过量保护装置，灵敏系数的含义是K=保护范围内发生金属性短路时故障参数的计算值∕保护装置的动作参数值，要求大于1，故障参数如电流、电压等的计算值，应根据实际情况合理采用最不利于保护动作的系统运行方式和故障类型来选定。 过电流保护作为下级线路主保护拒动和断路器拒动时的远后备保护，同时作为本线路主保护拒动时的近后备保护，也作为过负荷时的保护。分定时限和反时限两种。保护范围为本线路的全长和相邻线路全长。 定时限过流保护启动电流按躲开本元件最大负荷电流来整定，同时还需考虑外部故障切除后电压恢复，负荷自启动电流作用下保护装置返回，返回电流应大于该负荷自启动电流（Iss.max＝KssIL.max），而负荷自启动电流大于正常运行时的最大负荷电流（Ire'＝KⅢrelIss.max）。定时限过流保护启动电流为返回电流除以继电器返回系数（IⅢset＝1∕Kre×Ire'）。上述表达式中KⅢrel为可靠系数1.15～1.25，Kss为自启动系数，Kre为继电器的返回系数0.85～0.95。 保护装置过电流保护的启动和返回是通过电流继电器来实现的，因此继电器返回电流与启动电流之间的关系也就代表着保护装置返回电流与启动电流之间的关系。 各个过电流保护之间需要灵敏系数的配合，对同一故障点而言，要求越靠近故障点的保护应具有越高的灵敏系数。 反时限过电流继电器电流元件和时间元件的职能由同一个继电器来完成，在一定程度上具有三段式电流保护的功能。 反时限过电流保护主要用于单侧电源供电的终端线路和较小容量的电动机上。 电流保护的接线方式是指保护中的电流继电器与电流互感器之间的连接方式，目前广泛采用的是三相星形和两相星形接线方式。 两相星形接线用装设在A、C相上的两相电流互感器与两个电流继电器分别按相连接在一起，B相未装设保护，B相接地时，保护不能动作，AB和BC相间短路时只有A相或C相一个继电器动作。 变压器三角形侧绕组中īa＋īb＋īc＝0，各相出线电流īA、īB、īC与各相绕组中的电流īa、īb、īc关系为īA＝īa－īb，īB＝īb－īc，īC＝īc－īa。 CT三相星形接线或两相星形接线的电流保护可以反应中性点直接接地系统和非直接接地系统中的各种相间短路和中性点直接接地系统中的单相接地短路（CT两相星形接线时不能反应B相接地）。 中性点非直接接地系统中，允许单相接地时短时运行。因此在多级网络中，发生多处的接地故障点时，希望只切除一个故障点，以最大限度缩小停电范围。 中性点接地系统中，发生接地短路时，故障相电压为0，故障相电流与零序电流3Io相等；发生相间短路时，短路两相电压大小和方向都相同，而电流则大小相同，方向相反；中性点接地系统中发生任何接地或相间短路时所有非故障相电流为0。 Yd11接线的变压器，某侧A—B或B—C短路时，在另一侧有īA＝īC，īB＝－2īA，即接于B相上的继电器有较其他两相大1倍的电流，因此灵敏系数增大1倍，但如保护采用两相星形接线，则需在两相星形接线的中性线上再接入一个继电器才能提高灵敏系数。 2.3 双侧电源网络相间短路的方向性电流保护 多电源网络中相间短路时需采用方向性电流保护，在线路两侧的保护中加装功率方向元件。 双侧电源网络发生短路时流过线路的短路功率一般指短路时母线电压与线路电流相乘所得到的感性功率，方向是从电源经由线路流向短路点。短路功率的流动方向正是保护应该动作的方向。 方向性电流保护即在电流保护的基础上加装一个判别短路功率流动方向元件。当功率方向由母线流向线路（正方向）时才动作，而反方向故障时，使保护闭锁。并与电流保护共同工作。方向性电流保护既利用电流的幅值特征，又利用功率方向的特征。 双侧电源网络的方向电流保护可以拆开看成是不同方向上的两组单侧电源网络的保护，各组保护反应于各侧电源供给的电流。两组保护之间不要求有配合关系。 功率的方向即电流、电压之间的相位关系，而电流滞后对应相电压的角度称为线路阻抗角φk。电力系统任何线路任何情况下0°＜φk＜90°。如果流过保护的电流正方向是从母线指向线路，在正方向故障时流过保护的电流īr＝īk，滞后母线电压ū的相角为φk，0°＜φk＜90°；而在反方向故障时īr＝－īk，滞后母线电压ū的相角为180°＋φk，180°＜（180°＋φk）＜270°，即两种情况下相位相差180°。 用以判别功率的方向或测定电流、电压之间相位角的元件称为功率方向元件（继电器）。由于它主要反应于加入继电器中电流和电压之间的相位而工作，因此用相位比较方式来实现最为简单。 功率方向元件（即功率方向继电器）接入向量为电压ūr，电流īr，两者的相角为arg（ūr∕īr），用φr表示。功率方向继电器当输入电压和电流的幅值不变时，其输出值（转矩或电压）随两者相位差的大小而改变。功率方向元件动作最灵敏时的角度称为其最大灵敏角φsen。又为了保证当短路点有过渡电阻、线路阻抗角φk在0°～90°范围内变化情况下正方向故障时，继电器都能可靠动作，功率方向元件动作的角度应该有一个范围，考虑实现的方便性，这个范围通常取为φsen±90°。当ūr、īr为故障相电压和电流时，功率方向元件动作角度范围为垂直于最大灵敏角的一条直线，方程式φsen－90°＜arg（ūr∕īr）＜φsen＋90°，即－90°＜arg（ūre-jφsen∕īr）＜90°,功率形式表示为ūrīrcos（φr－φsen）＞0，临界条件为cos（φr－φsen）＝1，即φr＝φsen。最大灵敏角φsen＝线路阻抗角φk＝60°。 功率方向元件为消除短路时的电压死区，采用非故障相的相间电压作为接入功率方向元件的电压参考相量，判别故障相电流的相位。（非故障的相间电压与故障相电压相差90°角），即所谓90°接线（当cosφ＝1时，īA和ūBC相位相差90°，只是称呼方便，没有物理意义）。 当采用90°接线方式特性的功率方向元件时，功率方向元件的最大灵敏角φsen＝φk－90°＝－30°，取90°－φk＝α（称为功率方向继电器的内角），则功率方向元件的动作特性方程式为－90°－α＜arg（ūr∕īr）＜90°－α，功率形式表式为ūrīrcos（φr＋α）＞0，功率方向继电器动作最灵敏的条件应根据三相短路时使cos（φr＋α）＝1来决定。 功率方向判别元件的作用是比较加在元件上电压与电流的相位，并在满足一定关系时动作。其实现方法有相位比较法和幅值比较法。其实现手段有感应型、集成电路型、和数字型等。目前广泛采用的相位比较法是相量ūr和īr转换成电压，测量两个电压瞬时值同时为正（或同时为负）的持续时间来进行的。 对功率方向继电器的接线，必须十分注意继电器电流线圈和电压线圈的极性问题，否则会造成正方向短路拒动，而反方向上误动。 电流保护及方向性电流保护应用特点：在电流速断保护中能用电流整定值和动作时限保证选择性的，尽量不加方向元件；对线路两端的保护能在一端保护中加方向元件后满足选择性要求的，不在两端保护中加方向元件。 当一条母线上有多条电源线路时，除动作时限最长的一个过电流保护不需要装方向元件外，其余都要装方向元件。 线路中，保护安装地点与短路点之间有电流或线路两种分支电路，参与的电流分别称为助增电流和外汲电流，上级限时电流速断保护整定时，应引入分支系数Kb，得IⅡset.2＝(KⅡrel∕Kb)IⅠset.1。 2.4 中性点直接接地系统中接地短路的零序电流及方向保护 正常运行的电力系统是三相对称的，其零序、负序电流和电压理论上为零；多数的短路故障是三相不对称的，其零序、负序电流和电压会很大。 当中性点直接接地系统（又称大接地电流系统）中发生接地短路时（如单相接地或两相接地短路），将出现很大的零序电压和零序流。利用零序电压、零序电流来构成接地短路的保护，被广泛应用在110KV及以上电压等级的直接接地（中性点接地变压器）的电网中。 在电力系统发生短路时，可以利用对称分量的方法将电流和电压分解为正序、负序、零序分量，并利用复合序网来表示它们之间的关系。 零序电流是由在故障点施加的零序电压产生的，由故障点经由线路、大地和接地的中性点（或接地变压器的接地支路）构成回路。零序电源在故障点（接地点）的零序电压最高，距故障点越远，零序电压越低，取决于测量点到大地间阻抗的大小。 零序电流的规定正方向为由母线流向线路，零序电压的正方向规定线路高于大地的电压为正。对于发生故障的线路，两端零序功率方向与正序功率方向相反，零序功率方向实际上都是由线路流向母线的。 在电力系统运行方式变化时，如果输电线路和中性点接地变压器位置、数目不变，则零序阻抗和零序等效网络就是不变的。而此时，系统的正序阻抗和负序阻抗要随着运行方式而变化，会间接影响零序分量的大小。 如忽略线路回路电阻（包括输电线路零序阻抗和中性点接地变压器的零序阻抗）时，故障点两侧零序电流将超前零序电压90°，当计及回路电阻时，此值将大于90°。 零序电流的分布，主要决定于输电线路的零序阻抗和中性点接地变压器的零序阻抗，而与电源的数目和位置无关。 零序电压3ūo（＝ūa＋ūb＋ūc）的取得：⑴电压互感器二次绕组接成开口三角形；⑵保护装置内部加法器合成零序电压；⑶当发电机的中性点经电压互感器（或消弧线圈）接地时，可以从它的二次绕组取得。零序电压保护应躲开正常运行和相间短路产生的不平衡电压的影响。 零序电流的取得：⑴电流互感器采用三相星形接线，在中性线上的电流就是3īo；⑵保护装置内部将三个相电流相量相加获得；⑶电缆线路采用零序电流互感器。 在正常运行和一切非接地的相间短路，三个相电流的相量和理论上是为零的，只是电流互感器由于励磁电流的不相等（铁芯的磁化曲线不完全相同），在二次侧产生了不平衡电流。零序电流保护应躲开它们的影响。 三段零序电流保护：零序电流Ⅰ段（速断）分⑴灵敏Ⅰ段，按躲开下级线路出口处单相或两相接地时可能出现的最大零序电流3I0.max和断路器三相触头不同期合闸出现的最大零序电流3I0.unb（如果装置动作时间大于不同期合闸时间，则可以不考虑这一条件）整定，相应整定式为IⅠset＝KⅠrel×3I0.max和IⅠset＝KⅠrel×3I0.unb，KⅠrel为可靠系数取1.2～1.3。整定值选取以上两者中较大者。当按照后者考虑时，有时会使启动电流过大而使保护范围缩小，可以采用在手动合闸以及三相自动重合闸时，使零序Ⅰ段带有一个小延时（约0.1s），以躲开三相不同期合闸的时间，这样在定值上就无需考虑此条件了；⑵不灵敏Ⅰ段，按躲开线路上采用单相重合闸而在非全相运行状态下又发生系统振荡时所出现的最大零序电流整定。 零序Ⅱ段保护启动电流首先考虑与下级线路的零序电流速断保护范围的末端相配合，并带有高出一个Δt的时限。零序Ⅲ段保护整定原则是按照躲开在下级线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流来整定。 零序电流Ⅲ段保护的作用相当于相间短路的过电流保护，继电器启动电流按照躲开在下级线路出口处相间短路时所出现的最大不平衡电流来整定，IⅢset＝KⅢrelIunb.max，KⅢrel为可靠系数取1.1～1.2。 方向性零序电流保护：在双侧或多侧电源网络中，电源处变压器的中性点一般至少有一台要接地，多台变压器中性点接地时，应考虑零序电流保护动作方向。零序功率方向元件接入零序电压3ūo和零序电流3īo，反应于零序功率的方向而动作。3īo超前于3ūo为95°～110°,对应于保护安装地点背后的零序阻抗角85°～70°，φsen＝－95°～－110°。由于越靠近故障点的零序电压越高，因此零序功率方向元件没有电压死区。而当故障点距离保护安装处越远时，保护安装处的零序电压较低，零序电流较小，必须校验方向元件在这种情况下的灵敏系数。 零序电流保护与相电流保护相比有独特的优点：①零序过电流保护按躲开不平衡电流整定，且发生单相接地短路时，故障相的电流与零序电流3I0相等，因此它比相电流保护灵敏度高，动作时限也较短；②相电流保护直接受系统运行方式变化的影响很大，而零序电流保护受系统运行方式影响小很多。另外由于线路零序阻抗较远较正序阻抗大，X0＝(2～3.5)X1，故线路始端与末端短路时，零序电流变化显著，因此零序保护的保护范围较大，也较稳定；③系统不正常运行状态如系统振荡、短时过负荷等时，三相是对称的，相间短路的电流保护要受它们的影响，而零序电流保护则不会；④方向性零序保护没有电压死区。另外其它故障往往是由单相接地故障发展起来的，零序保护为绝大部分的故障情况提供了保护。 当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的电网（如110KV和220KV电网），则任一电网中的接地短路都将在另一网络中产生零序电流。 2.5 中性点非直接接地系统中单相接地故障的保护 中性点不接地、中性点经消弧线圈接地、中性经电阻接地等系统，统称为中性点非直接接地系统，又称小接地电流系统。发生单相接地时故障电流很小，而且三相之间的线电压仍然保持对称，三相负荷电流对称，相对于故障前没有变化，对负荷的供电没有影响，因此，在一般情况下，都允许再继续运行1—2h。 非直接接地系统在单相接地时，一般只要求继电保护能选出发生接地的线路并及时发出信号，而不必跳闸；但当单相接地对人身和设备的安全有危险时，则应动作于跳闸。能完成这种任务的保护装置称为接地选线装置。 输电线路的零序电阻远小于电容产生的零序电流，中性点不接地系统的零序电流由系统各元件对地的等值电容产生，并由各元件对地的等值电容构成通路，网络的零序阻抗很大。 中性点不接地系统单相接地时，在接地点处接地相对地电压为零，对地电容被短接，电容电流为零，而其他两相的对地电压升高√3倍，对地电容电流也相应增大√3倍。发生单相接地时，相当于在故障点产生了一个值与该接地相故障前相电压大小相等，方向相反的零序电压，从而全系统都将出现零序电压。接地相对地电压、电流为零，非接地相中的零序电流为其本身的对地电容电流，而接地相中流过的零序电流（等于流过接地点的电流）为全系统非故障元件对地电容电流之总和（相量和）（但不包括故障线路本身），其有效值（绝对值）是正常运行时单相对地电容电流的3倍。故障相电容性无功功率的方向为由线路流向母线，而非故障相电容性无功功率的方向为由母线流向线路。利用各相零序电流大小的不同或功率方向的差别可判别故障线路。 中性点不接地系统发生单相接地后零序网络由同级电压网络中元件对地的等值电容构成通路，与中性点直接接地系统由接地的中性点构成通路有极大的不同，网络的零序阻抗很大。 中性点经消弧线圈接地系统中单相接地故障特点：在中性点接入一个电感线圈，当单相接地时，在接地点就有一个电感分量的电流流过，此电流和原系统中的电容电流相抵消（两电流相位相差180°），可以减少流经故障点的电流，熄灭电弧，因此称为消弧线圈。 当全系统电容电流超过下列数值时，应装设消弧线圈：3—6KV电网30A，10KV电网20A，22—66KV电网10A。 消弧线圈电流补偿由于在完全补偿时会产生LC串联谐振，欠补偿时，当有线路切除时，又会形成完全补偿，因此均不能采用，而应采用过补偿方式。过补偿度P＝(IL－ICΣ)∕ ICΣ，范围为5％～10％。 在中性点非直接接地系统中，只要本级电压网络中发生单相接地故障，则在同一电压等级所有发电厂和变电所的母线上，都将出现数值较高的零序电压。利用这一特点，可在母线上装设监视装置，通过取自接于电压互感器二次侧开口三角形的绕组的零序电压，形成零序电压保护。零序电压保护是没有选择性的，需要依次分合每一条线路来找出故障线路。 3. 电网距离保护 3.1 距离保护的基本原理成构成 测量阻抗Zm＝ūm∕īm（定义式）＝｜Zm｜∠φm（极坐标）＝Rm＋jXm（直角坐标），ūm、īm为保护安装处测量电压与测量电流，φm为测量阻抗的阻抗角，Rm为测量阻抗的实部，即测量电阻，Xm为测量阻抗的虚部，即测量电抗。 正常运行时，Zm为负荷阻抗，以电阻性为主，阻抗角φm为功率因数角（cosφ≥0.9，则φm≤25.8°）,发生短路时，阻抗角较大，阻抗性质以电感性为主。 对某相：ū＝ūk＋(ī＋k×3īo)Z1Lk, ūk为故障点k处的电压，Lk为至故障点的距离，ū、ī为保护安装处的相电压、电流，保护装置可取ūm＝ū，īm＝ī＋k×3īo，k为零序电流补偿系数＝(Zo－Z1)∕3Z1，Z1、Zo分别为单位长度的正序、零序阻抗。 3.2 阻抗继电器及其动作特性 实际情况下，由于互感器误差，故障点过渡电阻等因数，继电器实际测量到的Zm一般并不能严格地落在与Zset相同的直线上，而是落在该直线附近的一个区域中，在阻抗复平面上为一个包括Zset对应线段在内，但在Zset方向上不超过Zset的区域。 阻抗继电器在阻抗复平面动作区域的形状，称为动作特性。动作特性既可以用阻抗复平面上的几何图形来描述，也可以用复数的数学方程来描述，这种方程称为动作方程。 阻抗保护元件最大灵敏角φsen为正方向整定阻抗Zset1的阻抗角，此方向上动作阻抗值最大，保护范围最大。即当测量阻抗Zm阻抗角在灵敏角时，阻抗继电器工作最灵敏。为使阻抗元件工作在最大灵敏角条件下，常将阻抗元件的最大灵敏角整定为线路阻抗角。 偏移圆特性的阻抗继电器在反向故障时有动作区，通常用在距离保护的后备段（如第Ⅲ段中）。方向圆特性的阻抗元件通常用在距离保护的主保护段（Ⅰ段和Ⅱ段）中。 与圆特性阻抗元件相比，苹果形特性的阻抗元件在R方向上的动作区较大，测量阻抗中含有较大电阻性成分时也可能进入其动作区，所以区内经较大过渡电阻短路时也能够动作，有较高的耐受过渡电阻的能力。但当负荷阻抗中的电阻较小时，可能进入动作区，因而它耐受过负荷的能力比较差。而橄榄形特性的阻抗元件与苹果形特性阻抗元件正好相反，耐受过负荷能力较强，但耐过渡电阻能力较差。 3.3 阻抗继电器的实现方法 阻抗继电器一般根据已经导出的绝对值比较动作方程和相位比较动作方程来实现，也可以按照距离保护原理的要求由其他的方法来实现。 绝对值比较阻抗继电器的动作方程式为|ZB|≤|ZA|，相位比较原理的阻抗元件动作条件的一般表达式为－90o≤arg ZC∕ZD≤90o。当ZC和ZD之间满足所在关系式时，ZA和ZB之间必然满足所在关系式；反之亦反。 绝对值比较式的阻抗元件，既可以用阻抗比较的方式实现，也可以用电压比较的方式实现，即在阻抗比较的方程式两端同乘以测量电流īm得电压比较的方程式。 距离保护中的工作电压又称为补偿电压，通常用ūOP表示，定义为保护安装处测量电压ūm与测量电流īm的线性组合，即ūOP＝ūm－īmZset，Zset—整定阻抗，即从母线M到整定点z的线路阻抗。ūm、ūOP即分别为母线M处和整定点z点的残余电压。以ūm作为参考相量，根据不同故障情况下ūOP对ūm相位的“差异”，就可以“区分”出故障点所在区段，即ūOP与ūm相位相反时，判断为区内故障，即ūOP与ūm相位相同时，判断为区外故障。电压ūm的作用就是作为判断ūOP相位的参考，所以又称为参考电压或极化电压，参考电压或极化电压除可以选测量电压ūm外，还可以选用正序电压或记忆电压。 线路发生接地故障时，接地相电压为0，非接地相故障前后电压基本相等，正序电流等负序电流等于零序电流，接地相电流等于零序电流的3倍。 线路相间短路时，短路点相间电压为0，保护安装处短路相间电压为ūAB＝(īA－īB)Zm。 发生接地、短路故障前后，接地故障相或短路两相相间的正序电压的相位与该正序电压故障前相位相同，而幅值大小在单相接地故障时为故障前的2/3，在两相接地短路时为故障前的1/3（包括故障相电压和故障相间电压），在两相短路时为故障前的1/2（包括故障相电压和故障相间电压）。 3.4 距离保护整定计算与对距离保护的评价 当距离保护用于双侧电源的电力系统时，一般要求Ⅰ、Ⅱ段采用具有方向性的测量元件，第Ⅲ段为后备段，包括对本线路Ⅰ、Ⅱ段保护的近后备、相邻下一级线路保护的远后备和反向母线保护的后备，所以通常采用带有偏移特性的测量元件，用较大的延时保证其选择性。 距离Ⅰ段为无延时的速动段，按躲过本线路末端短路时的测量阻抗来整定。ZⅠset＝KⅠrelLz1，L为被保护线路的长度，z1为被保护线路单位长度的正序阻抗，Ω/km，KⅠrel为可靠系数，取0.8～0.85。 距离Ⅱ段整定应考虑助增分支电路和外汲分支电路对测量阻抗的影响，ZⅡset.1＝KⅡrel(ZⅠ＋Kb.minZⅠset.2)，ZⅠ为本线路的正序阻抗，Kb.min为分支系数，助增分支时大于1，外汲分支时小于1。 距离保护Ⅱ段的整定阻抗，应按两个原则进行计算：1）能保护线路全长，并与相邻线路距离保护Ⅰ段配合，其动作范围不应该超过下级保护Ⅰ段的动作范围，并较之延时大一个时间级差Δt；2）与相邻变压器的快速保护（一般是变压器差动保护）相配合，不应超出该保护动作范围。 当被保护线路末端母线上的出线或变压器采用电流速断保护时，为了整定计算以形成保护配合，应将电流保护的动作范围换算成阻抗。 距离保护的阻抗测量原理，除可以应用于输电线路的保护外，还可以应用于发电机、变压器保护中，作为后备保护。 3.5 距离保护的振荡闭锁 并列运行的电力系统或发电厂之间出现功率角大范围周期性变化的现象称为电力系统振荡。电力系统振荡时，系统两侧等效电动势间的相角差（即功角）δ可能在0°～360°范围内作周期性变化，从而使系统中各点的电压、线路电流、功率大小和方向以及距离保护的测量阻抗也都呈现周期性的变化。 电力系统的失步振荡属于严重的不正常运行状态，而不是故障状态，大多数情况下能够通过自动装置的调节自行恢复同步。因此为防止误动，需进行振荡闭锁。振荡闭锁一般用在较高电压等级电力系统的距离保护中。 电力系统振荡时，电压最低的这一点称为振荡中心，在系统各部分的阻抗角都相等的情况下，振荡中心的位置就位于阻抗中心1/2ZΣ处。当两侧等效电动势间的夹角（即功角）δ为0o时，两侧电动势相量ēM、ēN与振荡中心的电压相量ūOS相同，当δ＝180°时，ūOS＝0。 电力系统振荡与短路时电气量的差异：（1）振荡时三相完全对称，没有负序分量和零序分量出现；而当短路时总要长时（不对称短路过程中）或瞬时（在三相短路开始时）出现负序分量或零序分量，三相对称短路时，一般由不对称短路发展而来，短时也会有负序、零序分量输出。（2）振荡时，电气量呈周期性的变化，其变化速度（dU∕dt、dI∕dt、dZ∕dt等）与系统功角的变化速度一致，比较慢，当两侧功角摆开至180°时相当于在振荡中心发生三相短路；而电气量从短路前到短路后其值会突然变化，速度很快，而短路后短路电流、各点的残余电压和测量阻抗在不计衰减时是不变的。（3）振荡时，若阻抗测量元件误动作，则在一个振荡周期内动作和返回各一次；而短路时，阻抗测量元件如果动作（区内短路），则一直动作，直至故障切除，如果不动作（区外短路），则一直不动作。 距离保护的振荡闭锁措施：1.利用电流的负序、零序分量或突变量实现振荡闭锁；2.利用测量阻抗变化率不同构成振荡闭锁；3.利用动作的延时实现振荡闭锁，即让距离保护Ⅲ段动作的延时大于系统振荡时测量阻抗落入其动作区的时间。 反映电流突变量的故障判断元件是根据在系统正常运行或振荡时电流变化比较慢，而在系统故障时，电流会出现突变这一特点来进行故障判断的。 电力系统发生短路故障时，测量阻抗ZM由负荷阻抗ZL突变为短路阻抗ZK；在系统振荡时，测量阻抗由负荷阻抗缓慢变为保护安装处到振荡中心点的线路阻抗，这样，根据测量阻抗的变化速度不同就可以构成振荡闭锁。即在一个限定的Δt时间内，阻抗值能由预设的一个较大值KZ1变为一个较小值KZ2，则保护才开放。 距离保护启动元件用来完成系统是否发生短路的判断，它仅需要判断系统是否发生了短路，而不需要判断短路的远近及方向。当电力系统发生故障时，启动元件即动作，在固定输出时间内若阻抗判别元件动作，则允许距离保护动作。整组复归元件在故障或振荡消失后再经过一个延时动作，将触发器复归。 距离保护中故障判断的启动元件主要有反映电压、电流中负序分量或零序分量的判断元件和反映电流突变量的判断元件两种。 3.6 故障类型判别和故障选相 目前数字式保护常用相电流差（即两相电流的相量差）的突变量进行选相。 根据测量电流是否含有零序分量判定是接地还是不接地短路。如果是接地短路，在三个相电流差突变量中如有两个值远大于另一个值则判断出是某单相接地短路，如为一个值大于另外两个值，则为两相接地短路，该值对应的两相就是故障相。两相非接地短路根据两相电流突变量远大于第三相电流突变量值判定。 根据测量电流中是否含有负序分量，可确定故障是两相短路还是三相短路，在判为两相故障的情况下，求三个相电流差突变量的最大值，与之对应的两相就是故障相。 3.7 距离保护特殊问题的 短路点的过渡电阻Rg是指当接地短路或相间短路时，短路点电流经由相导线流入大地流回中性点或由一相流到另一相的路径中所通过物质的电阻，包括电弧电阻，中间物质的电阻，相导线与大地之间的接触电阻，金属杆塔的接地电阻等。 相间故障时，过渡电阻主要由电弧电阻组成。电弧电阻大小与电弧弧道的长度成正比，而成电弧电流的大小成反比。相间故障的电弧电阻一般在数欧至十几欧之间。 导线接地短路时，对于500KV的线路，最大过渡电阻可达300Ω，而对220KV线路，最大过渡电阻约为100Ω。 距离保护装置距短路点越近时，受过渡电阻影响越大；同时，保护装置的整定阻抗越小（相当于被保护线路越短），受过渡电阻的影响越大。 单侧电源线路上在没有助增和外汲分支时，过渡电阻中的短路电流与保护安装处的电流为同一个电流。过渡电阻的存在总是使继电器的测量阻抗值增大，阻抗角变小，保护范围缩短，会出现保护拒动或越级跳闸。 双侧电源线路上，保护安装处的总测量阻抗可能会因过渡电阻的影响而减小，严重情况下，可能使测量阻抗落入其距离保护Ⅰ段范围内，造成误动，这种因过渡电阻的存在而导致保护测量阻抗变小，进一步引起保护误动作的现象称为距离保护的稳态超越。也可能造成测量阻抗的增大，使Ⅱ段保护拒动。 接地故障时，过渡电阻远大于相间故障的过渡电阻，所以过渡电阻对接地距离元件的影响要大于对相间距离元件的影响。 在整定值相同的情况下，动作特性在＋R轴方向所占的面积越小，受过渡电阻Rg的影响就越大。反之，耐受过渡电阻的能力越强。因此偏移圆阻抗动作特性比方向圆耐受过渡电阻的能力强。 四边形特性测量元件的上边适当的向下倾斜一个角度，可以有效地避免稳态超越问题。 在远距离的高压或超高压输电系统中，为了增大线路的传输能力和提高系统的稳定性，可以采用线路串联补偿电容的方法来减小系统间的联络阻抗。 系统发生不对称短路后，负序电源在故障点处，负序电流由故障点经线路等流向系统中性点。 3.8 工频故障分量距离保护 系统故障时，相当于系统故障分量状态突然接入，电压、电流的故障分量，就相当于无源系统对于故障点处突然加上的附加电压源的响应。 在任何运行方式、运行状态下系统故障时，保护安装处测量到的全电压um、全电流im可以看作是故障前状态下电压u[0]、电流i[0] 与故障分量电压Δu、电流Δi的叠加。即um＝u[0]＋Δu，im＝i[0]＋Δi，故障分量电压、电流Δu和Δi中，既包含了系统短路引起的工频电压、电流的变化量，还包含短路引起的暂态分量。 故障分量仅在故障后存在，故障点的故障分量电压最大，故障附加状态下的电源电动势的大小，等于故障前短路点电压的大小，假定故障前为空载，非故障状态下短路点电压UK[0] 的大小等于保护安装处母线电压的大小。系统中性点的故障分量电压为零，故障分量中的工频故障分量和故障暂态分量都可以用来作为继电保护的测量量，且可使保护的动作性能基本不受负荷状态、系统振荡因素的影响。 4. 输电线路纵联保护 4.1 输电线路纵联保护概述 将一侧电气量信息传到另一侧，安装于线路两侧的保护对两侧的电气量同时比较、联合工作，纵向联系。两端的装置组成一个保护单元，各端不能独立。 输电线路的纵联保护两端比较的电气量可以是流过两端的电流（电流波形）、流过两端电流的相位、流过两端功率的方向和两端的测量阻抗等，构成不同原理的纵联保护。 纵联保护可以按通道类型或保护动作原理进行分类，按信息通道分为4种类型：①导引线保护；②电力线载波保护；③微波保护；④光纤保护。 按照保护动作原理，纵联保护可以分为两类： （1）方向比较式纵联保护。两侧保护装置将本侧的功率方向、测量阻抗是否在规定的方向、区段内的判别结果传送到对侧，每侧保护装置根据两侧的判别结果，区分是区内故障还是区外故障。这类保护在通道中传送的是逻辑信号，而不是电气量本身，传送的信息量较少，但对信息可靠性要求很高。按照保护判别方向所利用的原理可将方向比较式纵联保护分为方向纵联保护和距离纵联保护。 （2）纵联电流差动保护。利用通道将本侧电流的波形或代表电流相位的信号传送到对侧，直接比较两侧的电气量。 输电线路短路时两侧电气量的故障特征： （1）两端电流相量和的故障特征：输电线路（不考虑分布电容和电导及其它影响），在正常运行或外部故障时，两侧电流相量和等于零；当线路发生内部故障时，在故障点有短路电流流出，两端电流相量和等于流入故障点的电流īk。 （2）两端功率方向的故障特征：正常运行和区外故障时，两端的功率方向相反，其中正常运行时，线路送电端功率方向为正，受电端为负，区外故障时，远故障点端功率由母线流向线路，功率方向为正，近故障点端功率由线路流向母线，功率方向为负；而发生区内故障时，两端功率方向均为由母线流向线路，同为正方向。 （3）两端电流相位特征：当发生区内短路时，两侧电流同相位；当正常运行和发生区外故障时，两侧电流相位相差180°。 （4）两端测量阻抗的特征：当线路区内短路时，输电线路两端的测量阻抗都是短路阻抗，一定位于距离保护Ⅱ段的动作区内，两侧的Ⅱ段同时启动；当正常运行时，两侧的测量阻抗是负荷阻抗，距离保护Ⅱ段不启动；当发生外部短路时，两侧的测量阻抗也是短路阻抗，但一侧为反方向，至少有一侧的距离保护Ⅱ段不启动。 纵联保护的基本原理： （1）利用输电线路两端电流和（瞬时值或相量）的特征，可以构成纵联电流差动保护，|īM＋īN|≥Iset （2）利用输电线路两端功率方向相同或相反的特征可以构成方向比较式纵联保护。当系统中发生故障时，两端保护的功率方向元件判别流过本端的功率方向，功率方向为负者（近故障点端）发出闭锁信号，闭锁两端的保护称为闭锁式方向纵联保护；或者功率方向为正者（远故障点端）发出允许信号，允许两端保护跳闸，称为允许式方向纵联保护。 （3）利用两端电流相位的特征差异，比较两端电流的相位关系构成电流相位比较式纵联保护。两端保护各将本侧电流的正、负半波信息转换为表示电流相位，并利于传送的信号，送往对端，同时接收对端送来的电流相位信号，与本侧比较。当两端电流相角差近似为0°时，输电线路发生区内短路，保护动作；当差近似为180°时，为正常运行或发生区外短路，保护不动作。 （4）距离纵联保护，它的构成原理和方向比较式纵联保护相似，只是用方向阻抗元件替代功率方向元件。它比较方向比较式纵联保护的优点在于：当故障发生在保护Ⅱ段范围内时相应的方向阻抗元件才启动，减少了方向元件的启动次数，从而提高了保护的可靠性。一般高压线路配备距离保护作为后备保护，距离保护的Ⅱ段作为方向元件，简化了纵联保护（主保护）。 4.2 输电线路纵联保护两侧信息的交换 （1）导引线通信，导引线通道电缆直接传输交流二次电量波形，常采用电流差动原理，其接线可分为环流式和均压式两种，动作线圈接在导引线回路中，在正常运行或外部故障时，动作线圈中没有电流通过，当出现差动电流时，保护动作。导引线纵差保护不受电力系统振荡的影响，不受非全相运行的影响，在单侧电源运行时仍能正确工作。但导引线发生开路或短路时，会误动或拒动。导引线通信一般用于较短线路（10km以内）。 （2）电力线载波通信，电力线载波通道由输电线路及其信息加工和连接设备等组成，有阻波器、结合电容器及高频收发信机。将线路两端的电流相位（或功率方向）信息转变为高频信号，经过高频耦合设备将高频信号加载到输电线路上，输电线路本身作为高频信号的通道将高频载波信号传输到对端，对端再通过高频耦合设备将高频信号接收，以实现各端电流相位（或功率方向）的比较，这就是高频保护或载波保护。 电力线载波通信可分为使用两相线路的“相—相”式和使用一相一地的“相—地”式两种。 阻波器采用电感线圈与可调电容组成的并联谐振回路，当阻波器谐振频率等于高频载波信号的频率时，对载波电流呈现极高的阻抗（1000Ω以上），从而将高频电流限制在本线路以内。而对工频电流，阻波器仅呈现电感线圈的阻抗（约0.04Ω），不影响工频电能量传输。耦合电容器则对工频信号呈现非常大的阻抗，使工频对地泄漏电流减到极小，而对高频载波电流呈现很小的阻抗，与连接滤波器共同组成带通滤波器，只允许此通带频率内的高频电流通过。连接滤波器同一个可调电感的空芯变压器和一个串接在副边的电容构成。 电力线载波通信通道传输的信号频率一般为50～400kHz。高压输电线路上的干扰会直接进入载波通道。高频载波的通信速率低，信号传输从发出到被接收之间有一定的延时，只能传递简单的逻辑信号。因此一般用来传递状态信号，用于构成方向比较式纵联保护和电流相位比较式纵联保护。 电力线载波信号分为闭锁信号、允许信号和跳闸信号。跳闸信号只要本端保护元件动作或对端传来跳闸信号都直接引起跳闸，所以本侧和对侧的保护元件必须具有单独区分区内故障和区外故障的能力，一般用于阶段式保护Ⅰ段，如距离保护Ⅰ段，零序电流保护Ⅰ段等。 （3）微波通信，电力系统使用的微波通信频率段一般在300～30,000MHz之间的超短波的无线电波。传输距离40～60km，过远时要装设微波中继站（微波站）。 微波信号的调制可以采取频率调制（FM）方式和脉冲编码调制（PCM）方式，可以传送模拟信号，也可以传送数字信号。可以传送电流波形信息实现纵联分相电流差动原理的保护。 （4）光纤通信，光纤通道也广泛采用脉冲编码调制（PCM）方式，电信号与光信号转换。 4.3 方向比较式纵联保护 方向元件或功率方向测量元件是方向比较式纵联保护中的关键元件，常用工频电压、电流的故障分量构成方向元件。对于用故障分量构成的功率方向元件，在振荡中不会误动。但对于用相电压、相电流组成的功率方向元件、方向阻抗元件等组成方向判别元件时，当振荡中心位于被保护线路上时，会引起误动，需要采取防止误动的措施。 对于双侧电源的输电线路，在保护的正方向短路时，保护安装处电压、电流关系为：Δū＝－Δī Zs，Δū、Δī—保护安装处工频故障分量电压、电流，Zs—保护安装处背侧母线上等值电源的阻抗。在保护的反方向短路时，Δū＝Δī Zs'， Zs'—线路阻抗和对侧母线上等效电源阻抗之和。正方向故障时，功率方向为正，即arg(Δū∕ZrΔī)＝arg(－Zs∕Zr) ＝180°，考虑各种因素影响，正方向故障对应的功率方向判据为270°＞arg(Δū∕ ZrΔī) ＞90°；反方向故障时，功率方向为负，即arg(Δū∕ZrΔī)＝arg(Zs∕Zr) ＝0°，反方向故障判据为90°＞arg(Δū∕ ZrΔī) ＞－90°。负序、零序分量方向元件与工频故障分量得到的功率方向判据结果相同。 目前在电力系统中广泛使用由电力载波通道实现的闭锁式方向纵联保护。跳闸判据是本端保护方向元件判定为正方向故障且收不到闭锁信号。正常时无高频电流，区内故障时，两侧保护启动且无闭锁信号，保护出口跳闸。而在区外故障时，虽然两侧保护启动但发闭锁信号，闭锁保护。 外部故障时，闭锁式方向纵联保护近故障点（功率方向为反方向）一端的保护要及时发出闭锁信号并保持发信状态，同时要考虑信号的传输需要一定的时间才能到达远故障点（功率方向为正）一端的保护，此延时一般整定为4～16ms，否则由于收不到对端发来的高频电流，保护将会误跳闸。 距离保护可以作为变电所母线和下级相邻线路的远后备，同时其主要元件（如启动元件、方向阻抗元件等）也可以作为实现闭锁式方向纵联保护的主要元件，因此两者结合起来构成闭锁式距离纵联保护，兼有两种保护的优点，使得区内故障时能瞬时切除故障，区外故障时，起到后备保护的作用。并且能简化整个保护的接线。 闭锁式距离纵联保护实际上是由两端完整的三段式距离保护附加高频通信部分组成，它的两端的距离保护Ⅲ段作为故障启动发信元件，以两端的距离保护Ⅱ段为方向判别元件和停信元件。当本侧Ⅱ段动作且收不到闭锁信号，立即跳闸。 闭锁式零序方向纵联保护的实现原理与闭锁式距离纵联保护相同，只需要用三段式零序方向保护代替三段式距离保护元件并与收、发信机部分相配合即可。 非全相运行（单相断线）时，若被保护线路内部没有再次发生故障，方向纵联保护应该不动作。但负序、零序功率方向判别元件如果采用母线侧电压时，在线路两侧将同时判别为正，保护将误动作；而当采用线路侧电压时，受电侧方向为正，送电侧为负，保护才能闭锁不会误动。因此克服非全相运行期间负序、零序方向纵联保护误动措施是使用线路侧电压或在两相运行期间退出负序、零序方向元件，仅保留使用工频突变量的方向元件。 在高压长线路上，由于分布电容很大，使线路充电电流增大，当线路一端断开，另一端进行三相合闸充电时，由于断路器三相触头不同时闭合，出现一相或两相先合的情况，这时线路电容电流中将出现很大的负序、零序成分，可能引起方向元件误动作。因此一般可增大保护动作启动时间躲过空载合闸的过渡过程。 4.4 纵联电流差动保护 利用保护元件两侧电流和在区内短路与区外短路时一个是短路点电流很大，一个几乎为零的差异，构成电流差动保护；利用被保护元件两侧在区内短路时几乎同相，区外短路几乎反相的特点，比较两侧电流的相位，构成电流相位差动保护。 电流互感器由于具有励磁电流会对互感器二次侧电流值造成影响，因此实际二次侧电流īa＝(īA－īμA)∕nTA，īa、īA为二次、一次电流，īμA为电流互感器的励磁电流，nTA为电流互感器的变比。 即使容量和变比特性都相同的的电流互感器，其励磁特性也不会完全相同，励磁电流不相等，导致电流互感器存在传变的幅值误差和相位误差。输电线路在正常运行及区外故障时，一次电流īM＝－īN，流过差动继电器的不平衡电流为īumb＝īm＋īn＝(īμM＋īμN) ∕nTA。稳态负荷下，不平衡电流较小；而在短路时，短路电流很大，使电流互感器铁芯严重饱和，不平衡电流可能达到很大的数值。差动继电器的启动电流应躲过该不平衡电流，输电线路两端应采用型号相同、磁化特性一致、铁芯截面较大的高精度的电流互感器，在必要时，还可采用铁芯磁路中有小气隙的电流互感器。 差动保护判据实现有两种思路：其一是躲过最大不平衡电流īumb.max，动作方程为īr＝|īM＋īN|≥īumb.max，Ir为差动电流，这种方法可以防止区外短路的误动，但对区内故障则降低了差动保护的灵敏度；其二是采用带制动特性的差动保护，由于不平衡电流与短路电流的大小有关，因此根据短路电流的大小调整差动保护的动作门坎，动作方程为Ir≥KresIres，Ir为动作电流，Ires为制动电流（外部短路时，穿过两侧互感器的短路电流），Kres为制动系数，根据不同的被保护元件如线路、变压器、发电机等取不同的值。制动电流在区外短路时，应等于穿过线路的故障电流，可以按照式①Ires＝0.5|īm－īn|，式②Ires＝0.5（|īm|＋|īn|），或式③Ires＝√（|īm||īn|cos(180°－θmn)）三种计算方法得到，相应分为比率制动方式（式①②）和标量积制动方式（式③），采用式③的标积制动方式时，保护灵敏度最高。 输电线路纵联电流差动保护不带制动特性的动作方程为：Ir＝|īM＋īN|≥Iset，Iset为差动继电器的动作电流整定值，按躲过外部短路时最大不平衡电流及电流互感器二次断线时最大负荷电流取值。带有制动线圈的差动继电器时，制动线圈流过两侧互感器的循环电流|īM－īN|，动作线圈流过两侧互感器的和电流|īM＋īN|，在正常运行和外部短路时制动线圈功率增强，而在内部短路时制动功率减弱，相当于无制动作用，而动作线圈的功率极强。动作方程|īM＋īN|≥K|īM－īN|＋IOP0，K为制动系数，IOP0为克服继电器动作机械摩擦或保证电路状态发生翻转需要的值，为很小的门限值。 对于电流差动保护，最重要的是比较两侧“同时刻”的电流，保证两个异地时间的统一和采样时刻的严格同步，常见同步方法有基于数据通道的同步方法和基于全球定位系统GPS同步时钟的同步方法。 利用电力载波通道传递两端电流的相位信息，可构成纵联电流相位差动保护，区外短路时两端电流相差180°，为反相；区内短路时相差0°，为正相。两端保护仅在本端电流正半波（或负半波）时启动发送高频信号，这样外部故障时输电线路上将出现由两侧组合的连续的高频信号。而内部故障时，为间断信号，各侧收信机都同时接收两侧发出的高频电流信号，判断信号是连续还是间断。 保护的相继动作：一侧保护随着另一侧保护动作而动作的情况。纵联保护中内部故障且靠近某侧N侧时，另一侧M侧保护由于多种因素影响导致不能进入动作区，而N侧则在动作区，因此N侧动作后停止发信，M侧随之动作。 负序电压与三相电压关系为：ū2＝1∕3(ūa＋a2ūb＋aūc)，负序电压可以通过三相电压计算得到，也可以通过负序滤过器得到。 输电线路由于具有分布电容，正常运行和外部短路两端电流之和不为零，而为线路电容电流。短距离的高压架空线路电容电流较小，纵联电流差动保护可用不平衡电流的门限值躲过它。而长距离架空线路或电缆线路，充电电容电流很大，若用门限值躲过电容电流，将极大地降低灵敏度，所以通常采用测量电压来补偿电容电流。 全电流纵联差动保护中，全电流指非故障状态下的负荷电流和故障分量电流的叠加。当区内发生经大过渡电阻短路时，因为故障分量电流很小，故障电流与负荷电流相差不是很大，使得纵联电流差动保护允许过渡电阻能力有限，特别是在重负荷条件下。因此采用电流的故障分量构成差动保护，将与负荷电流无关，提高了保护的灵敏度。 线路穿越电流：穿过线路的负荷电流，区外短路时，在输电线路两侧大小相等，方向相反。 5. 自动重合闸 5.1 自动重合闸的作用及对它的基本要求 在电力系统的故障中，大多数是输电线路特别是架空线路的故障，且架空线路故障大都是“瞬时性”的。 自动重合闸有断路器重合闸，自动重合熔断器，主要作用于线路，此外在供电给地区负荷的电力变压器上，以及发电厂和变电所的母线上，必要时也可安装自动重合闸。 不对应启动重合闸，当控制开关在合闸位置（即只进行过合闸操作）而断路器实际上在断开位置的情况下，使重合闸启动，这样可实现在人为手动或摇控操作断路器时，重合闸闭锁。 变压器内部故障多数是永久性故障，因而当变压器的瓦斯保护和差动保护动作后不重合，仅当后备保护动作时启动重合闸。 母线重合闸不需要增加设备与回路，只是在母线保护动作时不去闭锁那些预计重合的线路和变压器，即实现母线重合闸。 重合闸分为多次重合闸和一次重合闸，多次重合闸一般使用在配电网中与分段器配合，自动隔离故障区段的自动化系统中。而一次重合闸主要用于输电线路。 5.2 输电线路三相一次自动重合闸 重合闸时间：重合闸启动后，预定发出重合闸脉冲的延时，一般整定为0.5—1.5s。 重合闸启动一般使用断路器的辅助常开触点或者用合闸位置的继电器的触点构成变位即启动。 重合闸时间到后，发出合闸脉冲，并准备重合闸的整组复归，复归时间一般为15—25s，保证一次跳闸后有足够的时间合上（对瞬时性故障）和再次跳开（对永久故障）。 重合闸后加速保护跳闸回路：重合或手合于永久性故障线路，则重合闸与保护配合，加速保护的再次跳闸，加快故障的再次切除。 双侧电源输电线路重合闸的主要方式：（1）快速自动重合闸0.5～0.6s；（2）非同期重合闸；（3）检同期的自动重合闸。 电力系统之间，电气上有紧密的联系时，例如具有3个或3个以上联系的线路，由于同时断开所有联系的可能性几乎不存在，所以可以直接合闸不用检同期。而当为双回线路上时，可通过检定另一回路上是否有电流，如有流则表示两侧电源仍保持联系，本回路可不检同期合闸。 重合闸在线路必须检定同步才能重合时，可在一侧检定线路无电压重合闸，该侧先动作，而在另一侧检定同步重合。一般是在一侧投入无电压检定和同步检定（两者并联工作），而另一侧只投入同步检定。两侧通过压板投退。 低电压（无压）继电器一般整定为0.5倍额定电压。 为了检定线路无电压和检定同步，需要在线路侧装设电压互感器或特殊的电压抽取装置，如结合电容器或断路器的电容式套管。 最小重合闸时间确定原则：对瞬时性故障须等待故障点的故障消除，绝缘强度恢复，而对永久性故障除考虑上述时间外，还要考虑断路器内部的油压、气压的恢复以及绝缘介质强度的恢复等，保证断路器能够再次切除短路电流。 单侧电源线路的三相重合闸应尽可能缩短电源中断的时间，原则上越小越好。时间最小为0.3～0.4s。 双侧电源线路三相重合闸的时间应考虑线路两侧继电保护的不同时限切除故障的可能性。还要考虑不同重合时间对系统稳定性的影响。若重合于永久故障时在最佳重合时间下系统可减小功角摇摆幅度，恢复平衡不致失步。 当线路上装设纵联保护时，一般为一端由快速辅助保护动作（如电流速断、距离保护Ⅰ段）时间约30ms，另一端由纵联保护跳闸，时间约100～120ms。 当线路采用阶段式保护做主保护时，本侧保护动作时间为Ⅰ段保护的动作时间，而对侧一般为Ⅱ段或Ⅲ段保护的动作时间。 自动重合闸与继电保护的配合方式有重合闸前加速保护和重合闸后加速保护两种方式。 重合闸前加速保护即多段线路上任意点发生故障时，第一次都由靠近电源端的保护瞬时无选择性动作予以切除，重合闸以后保护第二次动作才按阶梯型原则遵循整定的时限有选择性地动作相应保护。这样能更快地切除瞬时故障，使之不致发展成永久性故障，提高重合闸成功率，并保证发电厂或变电所的母线电压。前加速只在靠近电源端的断路器装设重合闸装置。前加速保护主要用于35KV以下由发电厂或重要变电所引出的直配线路上。 重合闸后加速保护是当线路第一次故障时，保护有选择性动作，然后重合，如果重合于永久性故障，则再加速保护动作（指Ⅱ段或Ⅲ段保护）瞬时切除故障，而与第一次动作是否带有时限无关。后加速保护一般应用于35KV以上的网络及对重要负荷供电的输电线路上。 5.3 高压输电线路的单相自动重合闸 单相接地短路跳开故障单相，经一定时间重合单相，若不成功再跳开三相并不再进行重合的方式称为单相自动重合闸。它广泛应用在220～500KV的线路上。 通常继电保护装置只判断故障发生在保护区内、区外，决定是否跳闸，而决定跳三相还是单相、跳哪一相，是由重合闸内的故障判别元件和故障选相元件来完成的。 在单相重闸过程中，由于非全相运行出现纵向不对称，将产生负序和零序分量，对于可能误动作的保护，应整定保护的动作时限大于非全相运行的时间以躲开之，或在单相重合闸动作时将该保护予以闭锁。对在单相接地可能误动作的相间保护（如距离保护），应防止单相接地误跳三相。 故障相选择元件一般根据各相过电流、低电压、阻抗、相电流差突变量等特性的不同进行选相。 单相故障跳闸后，继续运行的非故障两相通过对断开相间的电容和互感电动势会产生潜供电流，而导致电弧熄灭的时间延长。一般单相重合闸期间的熄弧时间应在0.6s以上。 自适应单相重合闸：单相故障被单相切除后，自动识别故障的性质，在永久性故障时闭锁重合闸。例如可根据永久性和瞬时性故障时断开相两端电压持续较低和持续较高的不同构成电压判据来识别。 高压线路三相间有相间耦合电容和相地耦合电容，以及相间互感。相应产生电容耦合电压和线路感应电压（零序互感电压）。电容耦合电压与线路长度无关，并与线路感应电压相位差约90°。感应电压与线路长度、零序电流成正比。当线路发生永久性金属接地短路后，线路对地电容经短路点放电，电容耦合电压被短接，此时线路两端只有感应电压。 5.4 高压输电线路的综合重合闸简介 单相接地短路时进行单相重合闸；各种相间短路时进行三相重合闸；当选相元件拒绝动作时转为三相重合闸；单相跳开后，重合闸拒绝动作时，应将其他两相自动断开；有两相动作后应联跳第三相。 6. 电力变压器保护 6.1 电力变压器的故障类型和不正常工作状态 变压器的故障分为油箱外和油箱内两种故障。油箱外故障主要是套管和引出线上发生相间短路以及接地短路。油箱内故障包括绕组的相间短路、接地短路，匝间短路以及铁芯的烧损等，故障时可能产生电弧引起油箱爆炸。其中套管和引出线上的相间短路、接地短路，绕组的匝间短路比较常见。 中心点不接地运行的星形接线变压器，外部接地短路时有可能造成变压器中性点过电压，威胁变压器的绝缘。 大容量变压器在过电压或低频率等异常运行工况下会使变压器过励磁，励磁电流急剧增加，引起铁芯及附近的金属构件损耗增加，并引起高温过热。 变压器油箱内故障分电量保护，为变压器各侧电流、电压的变化，和非电量保护，为油箱内的油、气、温度等的变化。具体装设的保护有：瓦斯保护，纵差动保护或电流速断保护，外部相间短路和接地短路的后备保护，过负荷保护，过励磁保护， 变压器的主保护通常采用差动保护（对小容量变压器则为电流速断保护）和瓦斯保护构成双重化快速保护。对于大型变压器应装设双重纵差动保护。主保护和后备保护动作后，单电源双绕组降压变压器一般跳开变压器两侧的断路器。 6.2 变压器纵差动保护 纵差动保护的动作判据为Ir≥Iset，Iset—纵差动保护的动作电流，Ir—差动电流的有效值，Ir＝|ī1'＋ī2'|，ī1'、ī2'为变压器高、低压侧电流互感器二次电流。 正常运行和变压器外部故障时，差动电流为零，保护不会动作；变压器内部（包括变压器与电流互感器之间的接线）任何一点故障时，相当于变压器内部多了一个故障支路，流入差动继电器的差动电流等于故障点电流，当大于差动继电器的动作电流时，差动保护就动作。 三相变压器（或三相变压器组）通常采用YD11接线方式，△侧引出线上相电流为绕组中两相电流差，比绕组中单相电流超前30°，＊侧引出线上相电流即为绕组中单相电流，这样形成引入差动继电器的△侧电流超前＊侧电流30°。为消除这种高低压侧电流的不对应，在模拟式差动保护中，将引入差动继电器的＊侧的电流也采用两相电流差，即电流互感器采用三角形接线方式，并同时需将该侧电流互感器的变比增大√3倍，而△侧采用星形接线方式。 对于数字式差动保护，一般将＊侧和△侧的三相电流都直接接入保护装置内（即星形接线方式），由计算机的软件消除两侧接线的不对应和电流互感器变比的换算。 变压器纵差动保护高低压侧电流的参考方向为母线指向变压器。 变压器差动保护需躲过流过差动回路的不平衡电流Iunb。不平衡电流产生的原因有： ⑴计算变比与实际变比不一致。电流互感器变比选定后，此不平衡电流为一个常数，通过采用数字式保护装置的计算或电磁式的中间变流器可以将之补偿掉，此时引入差动继电器的电流为īr＝ī1'＋ī2'＋△nī1'。 ⑵变压器分接头的调节。 ⑶电流互感器的传变误差。电流互感器的二次侧电流为ī1'＝ī1－īμ1，ī1为互感器一次侧电流（折算到二次侧），īμ1为互感器励磁电流。对变压器低压侧，电流互感器的二次侧电流为ī2'＝ī2－īμ2。电流互感器的传变误差就是励磁电流īμ1、īμ2。 由于ī1＋ī2＝0，而ī1'＋ī2'＝|īμ2－īμ1|＝Iunb，即变压器不平衡电流等于两侧电流互感器励磁电流之差。通常采用同型系数Kst来表示互感器型号对不平衡电流的影响，即Iunb＝Kst Iμ1，励磁电流Iu1的大小取决于电流互感器铁芯是否饱和以及饱和的程度，铁芯的饱和程度与电流互感器的磁化曲线、一次电流I1及二次侧负载有关。磁化曲线是由电流互感器铁芯材料和截面积决定的。当一次侧电流I1较小时，电流互感器不饱和，此时励磁回路电感Lμ1很大且基本不变，励磁电流Iμ1很小并随着I1增大也按比例地增大；当铁芯饱和时，则励磁电感Lμ1不断减小，励磁电流随一次电流的增加呈非线性的迅速增大。互感器的饱和使测量到的二次电流减小。 电流互感器一次侧电流消失后，励磁电流Iμ1也相应地变为零。由于磁滞回线的“磁滞”现象，铁芯中将长期存在残留磁通，称为剩磁。剩磁的大小和方向与一次电流消失时刻的励磁电流Iμ1有关。 此外，在一次电流大小一定的情况下，电流互感器二次侧负载越大，励磁回路的分流越大，铁芯越容易饱和。电流互感器误差达到10％时找出相应的二次侧负载阻抗ZL的数值，实际的负载阻抗应小于这个数值，否则要选择容量更大的电流互感器，以保证互感器误差小于10％。铁芯的饱和还与一次侧电流的频率有关，频率越低，铁芯越容易饱和。故障时，一次侧电流中除了稳态分量外，还有非同期分量等暂态分量，非同期分量可粗略看成是一个低频分量，因此它的存在将大大增加电流互感器的饱和程度。由此产生的误差称为电流互感器的暂态误差。差动保护必须考虑外部短路时非同期分量引起的暂态不平衡电流。可以采用在差动回路中接入具有速饱和特性的中间变流器，使电流互感器的非同期分量不易传变到变流器的二次侧。 ⑷变压器励磁电流产生的不平衡电流。励磁回路相当于变压器内部故障的故障支路，励磁电流Iμ全部流入差动继电器中，形成不平衡电流，即Iunb＝Iμ。 励磁电流的大小取决于励磁电感Lμ的数值，也就是取决于变压器铁芯是否饱和。正常运行和外部故障时变压器不会饱和，励磁电流一般不会超过额定电流的2％～5％，可以忽略。但当变压器空载投入或外部故障切除后电压恢复时，变压器电压从零或很小的数值突然上升到运行电压，这个暂态过程中，变压器会严重饱和，产生很大的暂态励磁电流，称为励磁涌流，其最大值可达额定电流的4～8倍（与变压器的额定容量有关）。 变压器穿越电流：忽略变压器两侧电流互感器变比差等不平衡电流影响，区外故障时，变压器两侧电流大小相等，方向相反，此电流即为区外故障时变压器的穿越电流。穿越电流为故障时的短路电流或正常运行时的负荷电流。 减小因电流互感器性能不同引起的稳态不平衡电流，应尽可能使用型号、性能完全相同的D级电流互感器，使得两侧电流互感器的磁化曲线相同，另外减小电流互感器的二次侧负载并使各侧二次负载相同。减小二次负载的方法，除了减小二次侧电缆的电阻外，可以增大电流互感器的变比nTA,二次侧阻抗Z2折算到一次侧的等效阻抗为Z2∕nTA2。若采用二次侧额定电流为1A的电流互感器，等效阻抗只有额定电流为5A时的1/25。 纵差动保护动作电流的整定原则：⑴躲过外部短路故障时的最大不平衡电流,整定式为Iset＝KrelIunb.max，式中Krel为可靠系数，Iunb.max为互感器变比不一致和互感器传变误差引起的最大不平衡电流；⑵躲过变压器最大的励磁涌流，Iset＝KrelKμIN，式中Krel为可靠系数，取1.3～1.5，IN为变压器的额定电流，Kμ为励磁涌流的最大倍数（即励磁涌流与变压器额定电流的比值），取4～8。实际纵差保护通常采用通过鉴别励磁涌流和故障电流（即取Kμ＝0），在励磁涌流时将差动保护闭锁，或采用速饱和变流器减少励磁涌流产生的不平衡电流（即取Kμ＝1）等其他措施来躲过励磁涌流的影响；⑶躲过电流互感器二次回路断线引起的差电流，如没有互感器断线识别闭锁差动保护的措施，则差动保护的动作电流应大于变压器最大负荷电流（或额定电流）。 纵差动保护灵敏系数Ksen＝Ik.min.r∕ Iset≥2，式中Ik.min.r为各种运行方式下变压器区内故障时的最小差动电流，Iset为差动保护动作电流整定值。当灵敏度不能满足要求时，需采用具有制动特性的差动继电器。 具有制动特性的差动继电器：由于流入差动继电器的不平衡电流与变压器外部故障时的穿越电流（短路电流）Ik.max大小有关，因此在差动继电器中引入一个反应变压器穿越电流大小的制动电流，继电器的动作电流不再是按躲过最大穿越电流整定，而是根据制动电流自动调整。动作方程为Ir＞Krelf(Ires)，式中Krel为可靠系数，Ires为制动电流，双绕组变压器可取Ires＝I1（或I2）。当变压器穿越电流等于最大外部故障电流Ik.max时，流入差动继电器为最大不平衡电流Iumb.max，此时对应曲线上为最大制动比的一个点（Ires.max，Iset.max），其中Iset.max＝KrelIunb.max，Ires.max理论上为Ik.max，但电流互感器饱和会使测量到的制动电流Ires减小，故Ires.max＝Ik.max－Iumb.max。Krelf(Ires)曲线是一个单调上升函数，在Ires比较小时，电流互感器不饱和，曲线是线性上升的，可以表示为Krelf(Ires)＝KrelK'Ires；Ires比较大时导致电流互感器饱和后，曲线的变化率（各点切线斜率）增加，由于互感器的饱和有许多因素，因此曲线的非线性部分是不易确定的，在数字式纵差动保护中，将之简化为一段直线和一段斜线的“两折线”，折线穿过点（Ires.max，Iset.max），折线的拐点对应的动作电流Ir为最小动作电流Iset.min，也称为启动电流，而对应的制动电流Ires为拐点电流Ires.g。设置一个最小动作电流Iset.min是必要的，因为存在一些与制动电流无关的不平衡电流，如变压器的励磁电流、测量回路的杂散噪声等，动作电流过低容易造成继电器误动。 制动特性的数学表达式为：①Iset.r＝Iset.min(Ires＜Ires.g)；②Iset.r＝K(Ires－Ires.g)＋Iset.min(Ires≥Ires.g)，其中K为制动特性的斜率。继电器的整定计算就是确定拐点Ires.g、Iset.min和斜率K。Ires.g通常取（0.6～1.1）IN，Iset.min通常取（0.2～0.5）IN，K对于变压器保护通常取0.4～1。 制动电流反映变压器的穿越电流，但它的选取不是唯一的，不同的选取方式对保护的灵敏度是有影响的，例如可选择Ires＝I1或I2，外部故障时I1＝－I2灵敏度一样，但内部故障时选取故障电流小的一侧作为制动电流时保护的灵敏度较高。数字式保护制动电流通常由各侧电流综合而成。常见方法有：①平均电流制动Ires＝(I1＋I2)∕2；②复式制动Ires＝|ī1－ī2|∕2；③标积制动。 6.3 变压器的励磁涌流及鉴别方法 变压器的电压和磁通的关系u＝dφ∕dt，t＝0时刻u＝Umsin(ωt＋α)，故得φ＝－Φmcos(ωt＋α)＋Φ(0)，Φm＝Um∕ω，α为合闸角，－Φmcos(ωt＋α)为稳态磁通分量，Φ(0)为自由分量，在计及变压器损耗时应该是衰减的非周期分量，如不考虑损耗为直流分量，由于铁芯的磁通不能突变，可求得Φ(0)＝Φmcos(α)＋Φr，Φr为变压器铁芯的剩磁，其大小和方向与变压器切除时刻的电压（磁通）有关。 电力变压器的磁通饱和时，一般为额定磁通（变压器额定电压时铁芯磁通）的1.15～1.4倍，由于变压器的运行电压一般不会超过额定电压的10％，因此相应的磁通φ不会超过饱和磁通φsat。变压器空载合闸暂态过程中，由于Φ(0)的作用使φ可能会大于φsat，造成变压器铁芯的饱和，饱和最严重是在电压过零时刻（α＝0或π）合闸。 变压器铁芯不饱和时，磁化曲线的斜率很大，励磁电流iμ近似为零；铁芯饱和后，磁化曲线的斜率Lμ很小，iμ大大增加，形成励磁涌流。励磁涌流波形是间断的，波形间断的宽度称为间断角θJ，涌流越大θJ越小，它是区别励磁涌流和故障电流的一个重要特征。当变压器电压（稳态磁通）幅值Φm为1.1倍额定磁通，合闸角α＝0（正向）或2π（反向），饱和磁通φsat为1.15倍额定磁通时，剩磁Φr为最大值，一般为0.7倍额定磁通，变压器铁芯饱和最严重，此时间断角θJ最小。 励磁涌流除了基波分量外，还存在大量的非周期分量和谐波分量。一般分析励磁涌流中非周期分量和高次谐波分量的含量（即与基波分量的相对大小），它们只与间断角有关，而与励磁涌流幅值Iμ无关。间断角越小，非周期分量越大，而高次谐波分量则越小，高次谐波中以二次谐波为主。 三相变压器空载合闸时，由于三相电压为120°的相角差，因而三相励磁涌流不会相同，但至少在两相中要出现不同程度的励磁涌流。对于YD11接线的三相变压器，引入每相差动保护的电流为两个变压器绕组电流之差（相电流差），其励磁涌流也是两个绕组励磁涌流之差。其中一相励磁涌流为对称性涌流，涌流数值比较小，涌流波形间断角较小，无非周期分量。其他两相为偏离时间轴一侧的非对称性涌流，含有大量非周期分量。励磁涌流的正向最大值与反向最大值之间的相位相差（波宽）120°，而稳态故障电流的波宽为180°。 防止励磁涌流引起误动的方法： ⑴采用速饱和中间变流器。励磁涌流中含有大量的非周期分量，非周期分量相比周期分量励磁感应电动势的磁通变化率很小，不易通过饱和的铁芯，因此不易传变到变流器的二次侧。缺点是差动保护动作电流大、灵敏度低，并且变压器内部故障时故障电流也含有非周期分量，这样会延缓保护的动作。 ⑵二次谐波制动，I2＞K2I1，其中I1、I2分别为差动电流中的基波分量和二次谐波分量的幅值，K2为二次谐波制动比，按躲过各种励磁涌流下最小的二次谐波含量整定，通常为15％～20％。三相采用“或门”制动。 为了加快内部严重故障时纵差动保护的动作速度，往往再增加一组不带二次谐波制动的差动电流速断保护，按躲过最大励磁涌流整定，即4～8倍额定电流再乘以1.3～1.5的可靠系数。 二次谐波制动的差动保护需要用滤波技术（或算法）从差动电流中分离出基波分量和二次谐波分量，在数字式纵差动保护中采用傅里叶算法来实现。 ⑶间断角鉴别的方法。励磁涌流的波形中会出现间断角，而变压器内部故障时的稳态差流是正弦波，不会出现间断角。间断角的整定值一般取65°，当间断角大于整定值时将差动保护闭锁。一般在间断角判据的基础上再增加一个反应波宽的辅助判据，在波宽小于140°（实际涌流波宽120°，有20°的裕量）时也将差动保护闭锁。 对于大型变压器，可以配置双重差动保护，分别采用二次谐波制动与间断角鉴别原理两种闭锁方式，起到优势互补。 超高压远距离输电线路突然失去负荷会造成线路和变压器的过电压，并造成变压器铁芯饱和，使励磁电流大大增加，这种现象称为变压器的过励磁。变压器过励磁时纵差保护中会产生不平衡电流，与变压器空载合闸不同的是铁芯的饱和是对称的，励磁电流中有较大的五次谐波等奇次谐波分量，但没有间断没有偶次谐波分量。通常采用五次谐波制动的方法来防止差动保护的误动。 6.4 变压器相间短路的后备保护 后备保护的作用是为了防止由外部故障引起的变压器绕组过电流，并作为相邻元件（母线或线路）保护的后备以及在可能的条件下作为变压器内部故障时主保护的后备。 变压器相间短路的后备保护有：过电流、低电压启动过电流、复合电压启动过电流、负序过电流保护等，也有采用阻抗保护。 过电流保护的启动电流按躲过变压器可能出现的最大负荷电流来整定，即Iset＝(Krel∕Kre)Il.max，式中Krel为可靠系数，取1.2～1.3；Kre为返回系数，取0.85～0.95。 变压器最大负荷电流Il.max取以下情况的最大值：①降压变应考虑负荷侧电动机自启动时的最大电流，Il.max＝KssI'l.max，Kss为综合负荷的自启动系数，取1.5～2.5，I'l.max为正常工作时的最大负荷电流，未知时取变压器额定电流；②并列运行的变压器，应考虑切除其他变压器时，本变压器中出现的过负荷。 对升压变压器或容量较大的降压变，过电流保护启动电流较大，灵敏度往往不能满足要求，为此可以采用低电压启动的过电流保护。 工作电压在正常运行时，允许出现的最低值为0.9UN。 复合电压启动的过电流保护，复压由负序过电压继电器KV2（电压继电器接于负序电压滤过器上）和一个接于线电压上的低电压继电器KV1组成。发生各种不对称故障时，都能出现负序电压，而低电压继电器则作为三相短路故障时的电压保护。 负序过电压的整定是按躲过正常运行时的负序滤过器出现的最大不平衡电压，通常取U2.set＝(0.06～0.12) UN。 三绕组变压器相间短路的后备保护在作为相邻元件后备时，应该有选择性地只跳开故障点一侧的断路器，而作为变压器内部故障的后备时，应跳开三侧断路器，使变压器退出运行。单侧电源的三绕组变压器，两个负荷侧的保护只作为本侧母线保护的后备，电源侧的保护兼作为变压器主保护的后备，如只在一个负荷侧装设过电流保护，则需安装在容量较小的一侧，降压变通常在低压侧，则电源侧过电流保护还需作为另外一个负荷侧母线保护的后备，并注意动作时间的配合。 多侧电源的三绕组变压器应该在三侧分别装设过电流作为本侧母线保护的后备。主电源侧的过电流保护兼作变压器主保护的后备，并在主电源侧和一个负荷侧增设指向母线的方向元件，主电源侧设置两个动作时限，短时限带方向跳开本侧断路器，长时限无方向跳开三侧断路器。 6.5 变压器接地短路的后备保护 变压器接地保护作为变压器主保护的后备，和相邻元件接地保护的后备，发生接地故障时，变压器中性点将出现零序电流，母线将出现零序电压。 零序电流保护通常采用两段式，每段可设两个时限，动作电流整定计算式为Iset＝KrelKbI1x.set，式中Krel为可靠系数，取1.2，Kb为零序电流分支系数，I1x.set为相邻元件零序电流保护的动作电流，Iset为Ⅰ段时，相应I1x.set取Ⅰ段；Iset为Ⅱ段时，I1x.set取后备段。零序电流保护Ⅰ段和Ⅱ段均采用两个时限，短时限（0.5～1s）t1、t3跳开母联断路器QF，长时限t2、t4跳开变压器两侧断路器。 三绕组变压器一般有两侧的中性点直接接地运行，应该在两侧的中性点上分别装设两段式的零序电流保护，灵敏度不够时，可考虑装设零序电流方向元件。 自耦变压器通常采用三绕组，高、中压两侧具有共同的接地中性点，两侧的零序电流保护不能接于中性线的零序电流互感器上，而应分别接于本侧三相电流互感器的零序电流滤过器上，变压器中性线上的电流3īg0与高、中压侧零序电流之间的关系为3īg0＝3ī10－3ī20，它的大小和方向都是不确定的。 多台变压器并联运行通常采用一部分变压器中性点接地，而另一部分中性点不接地运行的方式，这样可以将接地故障电流水平限制在合理范围内，又能使整个电力系统零序电流的大小和分布情况尽量不受运行方式变化的影响。 中性点不接地变压器系统单相接地时，由于无零序电流，仍将带故障运行，而系统将产生接近额定相电压的零序电压，危及变压器和其他电气设备的绝缘。需装设零序电压保护将变压器切除。 零序电压保护：常常作为中性点不接地运行时的接地保护，零序电压取自电压互感器二次侧的开口三角形绕组，动作电压3U0要躲过在有部分中性点接地的电网中发生单相接地时，保护安装处可能出现的最大零序电压，同时要在发生单相接地且电网失去接地中性点（即中性点接地的变压器被切除）时有足够的灵敏度，一般取1.8UN。零序电压保护只有在中性点失去，系统中没有零序电流的情况下才能够动作，不需要与其他元件的接地保护相配合，故动作时限只需躲过暂态电压的时间，通常取0.3～0.5s。 全绝缘变压器在所连接的系统发生单相接地故障的同时又变为中性点不接地时，变压器绝缘不会受到威胁，但此时产生的零序过电压会危及其他电气设备的绝缘。 分级绝缘变压器：一般为电压等级在220KV及以上变压器，高压绕组采用分级绝缘，中性点绝缘水平低，在单相接地故障且失去中性点接地时，其绝缘将受到破坏，为此在变压器中性点装设放电间隙，并在放电间隙上装设零序电流元件，在检测到间隙放电后迅速切除变压器。 6.6 变压器零序电流差动保护 变压器相电流的差动保护在单相接地故障时灵敏度比较低，可以增设零序电流差动保护。 零序电流差动保护要求各个电流互感器选取相同的变比，否则会在外部接地故障时产生不平衡电流。 励磁涌流对零序电流差动保护而言是穿越性电流，理论上不会产生不平衡电流。外部三相故障时一次侧也无零序电流。实际中产生的不平衡电流是由各个电流互感器传变误差引起的。 6.7 变压器保护配置原则 瓦斯保护：容量800KVA及以上和车间内400KVA以上油浸变。气体继电器装于油箱和油枕的连接管道上。 过负荷保护：动作于信号或自动减负荷或跳闸。对自耦变压器和多绕组变压器应能反应公共绕组及各侧过负荷的情况。 过励磁保护：500KV及以上变压器，反应于铁芯的实际工作磁密和额定工作磁密之比（称为过励磁倍数）而动作，实际工作磁密通常通过检测变压器电压幅值与频率的比值来计算。 7. 发电机保护 7.1 发电机的故障、不正常运行状态及其保护方式 发电机的故障类型主要有定子绕组相间短路、定子一相绕组内的匝间短路、定子绕组单相接地、转子绕组一点接地或两点接地、转子励磁回路励磁电流消失等。 发电机的不正常运行状态主要有：由于外部短路引起的定子绕组过电流；由于负荷超过发电机额定容量引起的三相对称过负荷；由于外部不对称短路或不对称负荷（如单相负荷、非全相运行等）而引起的发电机负序过电流；由于突然甩负荷而引起的定子绕组过电压；由于励磁回路故障或强励时间过长而引起的转子绕组过负荷；由于汽轮机主汽门突然关闭而引起的发电机逆功率等。 发电机应装设以下继电保护装置：定子绕组及其引出线的相间短路装设纵差动保护；直接接于母线的发电机定子绕组单相接地故障设有选择性的接地保护；定子绕组的匝间短路设横差保护；发电机外部短路引起的过电流可采用负序过电流及单元件低电压启动过电流、复合电压启动过电流、过电流保护等；负序过电流保护；过负荷保护；过电压保护；励磁回路一点接地保护；自动灭磁开关连跳发电机断路器；反应发电机失磁时电气参数变化的专用失磁保护；转子过负荷保护；逆功率保护；过励磁保护；电力系统振荡影响机组安全运行时设失步保护；低频保护。 发电机内部故障，在保护动作于发电机断路器跳闸的同时，还必须动作于自动灭磁开关。 7.2 发电机定子绕组短路故障的保护 发电机定子绕组中性点一般不直接接地，而是通过高阻接地，消弧绕圈接地或不接地，故发电机的定子绕组都设计为全绝缘。 发电机定子单相接地并不会引起大的短路电流。发电机内部短路故障主要是指定子的各种相间和匝间短路故障。 发电机定子的短路故障主要有五种情况：①发生单相接地，然后由于电弧引发故障点处相间短路；②直接发生线棒间绝缘击穿形成相间短路；③发生单相接地，然后由于电位的变化引发其他地点发生另一点的接地，从而构成两点接地短路；④发电机端部放电构成相间短路；⑤定子绕组同一相的匝间短路故障。其中定子绕组匝间短路的概率较小。 比例制动式纵差动保护，设Id＝|ī1'＋ī2'|，Ires＝|(ī1'－ī2')∕2|，动作方程为①Id＞K(Ires－Ires.min) ＋Id.min，Ires＞Ires.min；②Id＞Id.min，Ires≤Ires.min。式中，Id为动作电流或称作差动电流；Ires为制动电流，Ires.min为拐点电流，Id.min为启动电流，K为制动线斜率。 特性曲线上的最高点C点可由发电机外部故障时最大短路电流Ik.max与差动回路中的最大不平衡电流Iunb.max确定，即点C(Ik.max,Iunb.max)。 过原点的连线OC的斜率表示制动系数Kres。比例制动特性曲线为两折线，引入了启动电流和拐点电流，能更好地拟合TA的误差特性，提高差动保护的灵敏度。斜线对应为比率制动线的斜率K。 发电机内部发生短路故障一般为相间短路，纵差动继电器会有两相或两相以上同时动作，当仅有一相差动继电器动作时，则判断为TA断线。而在发生一点在区内接地而另外一点在区外接地时，则按有一相差动继电器动作且同时出现负序电压来判定为发电机内部短路故障。 发电机不完全纵差动保护：引入发电机的中性点侧为部分分支电流而不是该相多个并联分支的全部相电流，与发电机定子机端电流构成纵差动保护，选择适当的TA变比，这样在发生相间与匝间短路时均会形成差流。每相所引入纵差动保护的分支电流个数一般为总数的一半。 发电机纵差动保护的灵敏度是在发电机机端发生两相金属性短路情况下，差动电流和动作电流的比值，要求Ksen≥1.5。 具有比例制动特性的纵差动保护的整定计算实际上就是对启动电流Id.min、拐点电流Ires.min及制动线斜率K的整定计算。 启动电流Id.min的整定原则是躲过发电机额定工况下差动回路中的最大不平衡电流，主要由两侧的TA变比误差、二次回路参数及测量误差（简称为二次误差）引起，并与纵差动保护两侧TA暂态特性有关。通常取Id.min＝0.3IgN（IgN为发电机额定电流）。在数字保护中，可由软件有效地减小上述稳态误差，因此启动电流的不平衡更多的是指暂态不平衡。 拐点电流Ires.min的大小决定保护开始产生制动作用的电流的大小。在启动电流Id.min及动作特性曲线的斜率K保持不变的情况下，Ires.min越小，差动保护的动作区越小，而制动区增大；反之亦然。因此，拐点电流的大小直接影响差动保护的动作灵敏度，通常取Ires.min＝(0.5～1.0)IgN。 发电机横差保护：发电机每相由两个或两个以上并联分支绕组组成，正常运行时，各绕组中的电动势相等，流过相等的负荷电流。当同相内非等位点发生匝间短路时，各绕组中的电动势就不再相等，因而会出现因电动势差而在各绕组间产生的环流。利用这个环流，可以实现对发电机定子绕组匝间短路的保护，构成裂相横差动保护。匝间短路可发生在一个分支绕组内部和两个关联分支绕组间。 单元件横差动保护是在具有多分支的定子绕组且有两个以上中性点引出端子的发电机上，TA接于发电机中性点的连线上。它能反应定子绕组匝间短路、分支线棒开焊及机内绕组相间短路。保护动作电流必须克服发电机不同中性点之间存在的不平衡电流，一般取Iset＝(0.2～0.3)IgN。 纵向零序电压式定子绕组匝间短路保护：发电机定子绕组在其同一分支匝间或同相不同分支间短路故障，均会出现纵向不对称（即机端相对于中性点出现不对称），从而产生所谓的纵向零序电压。该电压由专用电压互感器（互感器一次中性点与发电机中性点通过高压电缆连接起来，而不允许接地）的开口三角形绕组两端取得，当测量到纵向零序电压超过定值时，保护动作。整定式为U0.set＝KrelU0.max，Krel为可靠系数取1.2～1.5，U0.max为区外不对称短路时最大不平衡电压。U0.set一般取2.5～3V。为防止区外故障时匝间短路保护误动作，可增设负序功率方向元件。 7.3 发电机定子绕组单相接地保护 发电机容易发生绕组线棒和定子铁芯之间绝缘的破坏，形成定子单相接地故障，占定子故障的70％～80％。发电机定子绕组对地电容较大，单相接地时故障点的电容电流较大。接地故障会引起接地弧光过电压，导致发电机其他位置绝缘破坏形成相间或匝间短路。 发电机容量越大，其接地电容电流也随之增大，为了防止故障电流烧坏铁芯，有的发电机装设了消弧线圈，通过电感电流与接地电容电流的抵消，补偿故障接地的容性电流，把定子绕组单相接地电容电流限制在规定的允许值内。一般采用欠补偿运行方式，这样有利于减小电力变压器耦合电容传递的过电压。 发电机中性点高阻接地方式即中性点经配电变压器接地，配电变压器的二次侧接小电阻，高阻接地方式主要限制发电机单相接地时的暂态过电压，防止暂态过电压破坏定子绕组绝缘，但另一方面也人为地增大了故障电流。 故障零序电压为机端各相对地电动势之各的1∕3，各相对地电动势又为各相电动势相对于故障相故障点处的电动势。故障零序电压同时又等于－αEφ（Eφ为发生接地故障相的电动势，α为故障点到定子绕组中性点处的距离，取相对于全部绕组的百分数），零序电压将随着故障点位置的不同而改变，当α＝1时即机端接地，故障点的零序电压最大，等于额定相电压（二次保护电压值100V）。 发电机电压网络的接地电容电流大于允许值时，不论该网络是否装有消弧线圈，接地保护都动作于跳闸；当接地电流小于允许值时，接地保护动作于信号，以待停机检修。 零序电压可取自发电机端TV的开口三角绕组或中性点TV二次侧（或者从发电机中性点接地消弧线圈或配电变压器的二次绕组取得）。 影响不平衡零序电压3U0的因素主要有：三次谐波电势、三相TV各相间的变比误差，电压系统中三相对地绝缘不一致及主变压器高压侧发生接地故障时由变压器高压侧传递到低压侧影响低压侧的零序电压。 目前100％定子接地保护一般由两部分组成：一部分是零序电压保护，保护定子绕组的85％以上，另一部分需由其他原理（如三次谐波原理或叠加电源方式原理）的保护共同构成。 由于发电机气隙磁通密度的非正弦分布和铁芯饱和的影响，在定子绕组中感应的电动势除基波分量外，还含有高次谐波分量，其中三次谐波分量是零序性质的分量。 中性点不接地和经消弧线圈接地的发电机在连网状态正常运行时中性点侧N的三次谐波电压UN3总是大于发电机端S的三次谐波电压US3。如果利用机端三次谐波电压US3作为动作量，而用中性点三次谐波电压UN3作为制动量来构成定子绕组单相接地保护，以US3≥UN3作为保护的动作条件，则在正常运行时保护不动作。而当中性点附近（50％范围内）发生接地时，US3将大于UN3，保护动作，并且当故障点越靠近中性点时保护的灵敏性就越高。 利用零序电压和叠加电源构成的发电机100％定子绕组单相接地保护。 7.4 发电机负序电流保护 当电力系统中发生不对称短路或在正常运行情况下三相负荷不平衡时，在发电机定子绕组中将出现负序电流。此电流在发电机空气隙中建立的负序旋转磁场为2倍同步转速，将在转子上感应出100Hz的倍频电流。会使转子上电流密度很大的部位如转子端部、护环内表面等受热，并引起转子大轴和定子机座的振动。 发电机负序过电流保护是对定子绕组电流不平衡而引起转子过热的一种保护，为发电机的主保护之一，此外，还与低电压启动的过电流保护配合，提高作为相邻元件后备保护不对称短路时的灵敏度。 定时限负序过电流保护采用两段式，Ⅰ段与单相式低电压启动过电流保护并联工作，动作于发电机跳闸，Ⅱ段在负序电流超过发电机的长期允许值时发发电机不对称过负荷信号。 汽轮发电机长期允许负序电流为6％～8％的额定电流，水轮发电机为12％的额定电流。 两段式定时限负序过电流保护的动作特性不能与发电机允许的负序电流曲线很好的配合，因此在100MW及以上的发电机应装设能够模拟发电机允许负序电流曲线的反时限负序过电流保护。它由上限定时限、反时限、下限定时限三部分组成。 7.5 发电机的失磁保护 失磁故障形式：励磁绕组直接短路或经励磁电机电枢绕组闭路而引起的失磁，励磁绕组开路引起的失磁、励磁绕组经灭磁电阻短接而失磁，励磁绕组经整流器闭路（交流电源消失）失磁。 发电机的感应电动势ēd随着励磁电流的减小而减小，电磁转矩将小于原动机的转矩，引起转子加速，使发电机的功角δ增大。当δ超过静态稳定极限角时，发电机与系统失去同步。发电机失磁后将从电力系统中吸取感性无功功率。转子回路中的感应电流将产生异步转矩，当异步转矩与原动机转矩达到新的平衡时，即进入稳定的异步运行。 发电机失磁前带的有功功率越大，失磁后转差率就越大，从系统吸收的无功功率也就越大，发电机将因过电流使定子过热。由于从电力系统中吸收无功功率将引起系统的电压下降。发电机在重负荷下失磁后，转矩、有功功率要发生周期性摆动，将有很大的电磁转矩周期性地作用在轴系和机座上，引起机组振动。 失磁后发电机的转速超过同步转速，在转子及励磁回路中将产生频率为fg－fs（fg为发电机转速的频率，fs为系统的频率）的差频电流，差频电流在转子回路中产生的损耗将使转子过热。 由于汽轮发电机异步功率比较大，调速器也较灵敏，因此当超速运行后，调速器立即关小汽门，使汽轮机的输出功率与发电机的异步功率很快达到平衡，在转差率小于5％的情况下即可稳定运行，故汽轮发电机在很小转差下异步运行一段时间原则上是完全允许的。而水轮发电机一般不允许在失磁后继续运行。 功角δ：发电机的同步电动势ēd和并列的电力系统的相电压ūs之间的夹角。发电机送到受端的功率S＝P－jQ，其中P＝EdUs∕XΣ·sinδ，Q＝EdUs∕XΣ·cosδ－U2s∕XΣ, XΣ为发电机的同步电抗Xd与发电机到系统之间的联系电抗Xs之和（发电机到系统的总电抗）。tgφ＝Q∕P。在正常运行时，δ＜90°；δ＝90°为稳定运行的极限；δ＞90°时发电机失步。 发电机失磁后，转子电流逐渐减小，发电机的电磁功率P开始减小，由于原动机所供给的机械功率还来不及减小，于是转子逐渐加速，使ēd与ūs之间的功角δ随之增大，P又要回升，sinδ的增大与的ēd减小相互补偿。而无功功率Q将随着ēd的减小和δ的增大而迅速减小，并由正变为负，吸收感性的无功功率。 发电机端的测量阻抗Zg＝ūg∕ī，ūg为发电机机端的相电压，ī为发电机的定子电流。Zg在复阻抗平面上是一个圆的方程式，正常运行时向外输送有功功率和无功率，Zg位于第一象限。发电机在欠激运行或失磁后，从系统吸收无功功率，Zg沿等有功阻抗圆向第四象限移动。 失磁保护的转子判据，是根据失磁后转子励磁绕组电压uf初期下降（以至到负）的特点来判别。其整定有两种方式：（1）固定值ufset＝0.8uf0，uf0为发电机空载励磁电压；（2）按当前有功负荷下失磁静稳边界（δ＝90°）所对应的励磁电压整定，整定值随有功功率改变，呈线性关系。 完整的失磁保护通常由发电机机端测量阻抗判据，转子低电压判据、变压器高压侧低电压判据、定子过电流判据构成，通常取机端阻抗判据（静稳边界圆）作为失磁保护的主判据，当定子静稳边界判据和转子低电压判据同时满足，或仅静稳判据满足时出口切除发电机。 汽轮机在失磁时一般可允许异步运行一段时间（2～15min），此期间由定子过电流判据进行监测。 对于无功储备不足的系统，在转子低电压判据满足且高压侧低电压判据满足时，说明发电机的失磁已造成了对电力系统安全运行的威胁，则发出跳闸切除发电机。 7.6 发电机的失步保护 对于中小机组，通常不装设失步保护。当系统发生振荡时，由运行人员来判断，然后利用人工增加励磁电流，增加或减小原动机出力，局部解列等方法来处理。对于大机组，通常需要装设用于反映振荡过程的专门的失步保护，在振荡的第一、二个振荡周期内能够可靠动作。失步保护主要基于反映发电机机端测量阻抗变化轨迹的原理。分加速失步和减速失步，作用于降低或提高原动机出力，否则失步保护出口跳闸。 失步保护要求能只反映发电机的失步情况，能可靠躲过系统短路和同步摇摆。若测量阻抗轨迹在任一区内永久停留，则判定为短路。若测量阻抗轨迹部分穿越这些区域后以相反的方向返回，则判断为可恢复的摇摆。 由于输电网的扩大，系统的等效阻抗值下降，发电机和变压器的阻抗值相对增加，因此振荡中心常落在发电机机端或升压变压器的范围以内，使振荡过程对机组的危害加重。 7.6发电机励磁回路接地保护 励磁回路一点接地故障，对发电机并未造成危害。当发生两点接地故障时，由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体；由于部分绕组被短接，励磁电流增加，可能因过热而烧伤励磁绕组；同时，部分绕组被短接后，使得气隙磁通失去平衡，从而引起振动，特别是多极发电机会引起严重的振动。 发电机励磁回路一点接地保护方式有： ⑴直流桥式保护。当励磁绕组的某一点K经过渡电阻Rg接地后电桥失去平衡，流过继电器KA的电流大于动作电流时，继电器动作。 ⑵叠加交流电压式保护。保护装置的动作条件为｜1∕n(ī－īm)｜≤｜1∕n(īn－īm)｜,e用导纳表示为｜Y－gm)｜≤｜gn－gm)｜ ⑶切换采样式保护。电子开关S以某一固定频率开合，S闭合时Uf'＋E＝Ic(R1＋Rg)；S打开时Uf'＋E＝Io(R2＋R1＋Rg)。这样就能够测量转子的接地电阻（过渡电阻）Rg。此保护灵敏度不因故障点位置的变化而变化，同时在启、停机时也能够实施保护。 反应发电机定子电压二次谐波分量的励磁回路两点接地保护：当发电机转子绕组两点接地或匝间短路时，气隙磁通分布的对称性遭到破坏，出现偶次谐波，定子绕组利用每相感应电动势出现的二次谐波分量就可以实现转子两点接地及匝间短路保护。且该谐波电压的相序和发电机外部不对称短路产生的负序电流所形成的定子二次谐波电压的相序相反。 8. 母线保护 8.1 母线故障和装设母线保护基本原则 母线故障大部分是由绝缘子对地放电所引起的，开始阶段大多表现为单相接地故障，随着短路电弧的移动，故障往往发展为两相或三相接地短路。 一般来说不采用专门的母线保护，而利用供电元件遥保护装置就可以把母线故障切除。如可通过发电机的过电流保护，变压器的过电流保护，相邻元件保护的后备段切除相应的断路器而切除母线故障。但一般故障切除的时间较长，且在双母线同时运行或母线为分段单母线时，不能保证有选择性地切除故障母线。此时必须装专门的有选择性的快速母线保护。母线保护都是按差动原理构成的。 8.2 母线差动保护基本原理 按照母线的接线方式对母线差动保护分类，主要有单母分段、双母线、双母带旁路（专用旁路或母联兼旁路）、双母单分段、双母双分段、1?接线等。桥式接线和四边形接线母线不用专用母线差动保护。 母线差动保护的基本原则：⑴在正常运行以及母线范围以外故障时，在母线上所有连接元件中，流入的电流和流出的电流相等，或表示为Σīpi＝0；⑵当母线上发生故障时，所有与母线连接的元件都向母线上故障点供给短路电流或流出残留的负荷电流，按基尔霍夫电流定律Σīpi＝īk；⑶正常运行及外部故障时，同时存在电流流入和流出，电流的相位相反，而当母线故障时，元件中的电流是接近同相位的（电流为零的元件除外）。 根据原则⑴和⑵可构成电流差动保护，根据原则⑶可构成电流比相式差动保护。 母线差动继电器动作后驱动出口继电器，使所有连接元件的断路器跳闸。 差动继电器启动电流条件：⑴躲开外部故障时所产生的最大不平衡电流Ir.set＝Krel×0.1Ik.max∕nTA，式中Krel为可靠系数1.3，Ik.max为外部短路时流过差动TA一次侧的最大短路电流，nTA为差动TA变比；⑵大于任一连接元件中最大的负荷电流Ir.set＝KrelIL.max∕nTA，这样可防止任一TA二次回路断线引起的误动。 常规的母线保护及目前使用的数字式母线保护均为低阻抗电流差动保护（一般为几欧），其在母线外部故障使TA饱和时，母线差动继电器中会出现较大不平衡电流，可能使母差保护误动作。目前数字式低阻抗母线保护通过采用TA饱和识别和闭锁辅助措施能有效地防止TA饱和引起的误动。 在母线发生外部短路时，非故障支路电流不大，但故障支路电流等于各电源支路电流之和非常大，它的TA就可能极度饱和，相应的励磁阻抗必然很小，这时虽然一次电流很大，但其几乎全部流入励磁支路，二次侧电流近似为零。这时差动继电器中将流过很大的不平衡电流，使全电流母线差动保护误动作。为此可将电流差动继电器改用内阻很高的电压继电器（阻抗2.5～7.5kΩ），在外部短路时该继电器由于内阻很高，所分得的电流将很小，不会动作。在内部短路时，由于所有引出线电流都是流入母线的，所有的二次侧电流都流向电压差动继电器，高内阻将出现高电压，于是该电压差动继电器动作。高阻抗母线差动保护一般只适用于单母线。 将比率制动的电流型差动保护应用于母线，动作判据可为最大值制动，即式 或动作判据为模值和制动，即式 以上式中，Kres为制动系数，īi为母线各连接元件TA二次电流值，Iset.0为动作电流门槛值。 目前国内较常用的母线差动保护有中阻抗母线差动保护和数字式母线差动保护。 电流比相式母线保护：当母线发生短路时，各有源支路的电流相位几乎是一致的，当外部发生短路时，非故障有源支路的电流流入母线，故障支路的电流则流出母线，两者相位相反。 元件固定连接的双母线电流差动保护：在发电厂以及重要变电所的高压母线上，一般都采用双母线同时运行（母线联络断路器投入），而每组母线上连接一部分（大约1∕2）供电和受电元件的方式。这样，当任一组母线上发生故障，可只短时影响到一半的负荷供电，而另一组母线上的连接元件仍可继续运行，这就大大提高了供电的可靠性。为此，要求母线保护具有选择故障母线的能力。 一般情况下，双母线同时运行时，每组母线上连接的供电元件和受电元件的连接方式较为固定，因此有可能装设元件固定连接的双母线电流差动保护。主要由三组差动保护组成。如图所示（图中各隔离开关处在某一运行方式下），第一组由TA1、TA2、TA5和差动继电器KD1（Ⅰ母分差动）组成，用以选择Ⅰ母线上的故障。第二组由TA3、TA4、TA6和差动继电器KD2（Ⅱ母分差动）组成，用以选择Ⅱ母线上的故障。第三组实际上是由TA1、TA2、TA3、TA4和差动继电器KD3组成的一个完全电流差动（总差动）保护。当任一组母线上发生故障时，它都会动作；而当母线外部故障时，它不会动作；在正常运行方式下，它作为整个保护的启动元件；当固定接线方式破坏并保护范围外部故障时，可防止保护的非选择性动作。 当正常运行及母线外部故障（k点）时，流经继电器KD1、KD2和KD3的电流均为不平衡电流，保护装置已从定值上躲开，不会误动作。 当Ⅰ母线上（k点）短路时，由电流的分布情况可见，继电器KD1和KD3中流入全部故障电流，而继电器KD2中为不平衡电流，于是KD1和KD3启动。KD3动作后使母联断路器QF5跳闸。KD1动作后使断路器QF1和QF2跳闸，并发出相应的信号。这样就把发生故障的Ⅰ母线从电力系统中切除了，而没有故障的Ⅱ母线仍可继续运行。同理可分析当Ⅱ母线上某点短路时，只有KD2和KD3动作，最后由断路器QF3、QF4和QF5跳闸切除故障。 在固定连接方式破坏时，保护装置的动作情况将发生变化。例如当连接支路1自母线Ⅰ切换到母线Ⅱ上工作时，由于差动保护的二次回路不能随着切换，因此，按原有接线工作的Ⅰ、Ⅱ两母线的差动保护都不能正确反映母线上实际连接元件的Σī之值，因而在KD1和KD2中将出现差电流，任一母线上的故障都将导致切除两组母线。在这种情况下保护的动作将无法选择在哪一组母线上发生了故障。 母线运行方式的切换及保护的自适应：连接元件在双母线上切换时，母线保护能自动适应系统运行方式的变化，提高母线保护的正确率。数字式保护采用将隔离开关辅助触点（动合和动断两对触点）和电流识别两种方法相结合，采集各连接元件负荷电流瞬时值，根据运行方式识别判据来校验隔离开关辅助点的正确性，形成各个单元的“运行方式字”来反映各连接元件与母线的连接情况。 母联电流比相式母线差动保护是在元件固定连接的双母线电流差动保护的基础上的改进，更适于做双母线连接元件运行方式常常改变的母线保护。此母线保护包括一个启动元件KST和一个选择元件KD，KST接在除母联继路器外所有连接元件的二次侧电流之和回路中，区分两组母线的内部和外部故障。KD是一个电流相位比较继电器，通过比较母联断路器中电流与总差动电流的相位来选择出故障母线。这是因为当Ⅰ母故障时，经过母联断路器的短路电流是由Ⅱ母流向Ⅰ母，而当Ⅱ母故障时，为由Ⅰ母流向Ⅱ母。而总差动电流是反应母线故障的总电流，其相位是不变的。 目前数字式母线差动保护普遍采用的判据及算法有普通比率制动特性、复式比率制动特性、故障分量比率制动特性。 普通比率制动特性母线电流差动保护判据为 式中Kres为制动系数，Iset.0为最小动作电流门槛值。 普通比率制动特性利用穿越性故障电流作为制动电流克服差动不平衡电流，以防止在外部短路时差动保护的误动作。但在母线内部短路时，差动继电器中也有制动电流，尤其是在1?断路器接线的母线中可能有部分故障电流流出母线加大了制动量，这样保护的灵敏度将有所下降。 复式比率制动特性母线差动保护算法为 理想条件下在母线外部短路时，差动电流为零，则式中第二式的左边为零，在内部短路时式中第二式的左边分母近似为零，则式左侧很大。可见该制动特性测量到的比率在内部短路和外部短路两种状态下扩展到了理想的极限，使得制动系数K'res有极广的范围可以选择。 故障分量比率制动特性避免了故障前的负荷电流对比率制动特性产生的不良影响，提高了保护的灵敏度。 8.3 母线保护的特殊问题及其对策 数字式母线差动保护抗TA饱和的措施： ⑴具有比率制动特性可以保证母线差动保护在TA饱和不严重时不误动作； ⑵TA线性区母线差动保护利用TA每个周波内的一次电流过零点附近存在不饱和时段的线性区； ⑶TA饱和的同步识别法，以母线电压构成差动保护的启动元件，母线区外故障时，差电流增大和母线电压降低两者的动作有一段时间差（?周波）；而在区内故障时，两者同时发生； ⑷比较差动电流变化率，区外故障TA饱和点附近二次侧电流突增，差电流突变较大，区内故障时由于各条线路的电流都流入母线，差电流基本上按照正弦规律变化； ⑸波形对称原理，TA饱和后二次侧电流波形发生畸变，对称性被破坏； ⑹谐波制动原理，区外故障TA饱和时，差电流的波形实际是饱和TA励磁支路的电流畸变波形，差电流中包含有大量的高次谐波，而内部故障时，差电流的波形接近工频电流，谐波含量少。 1?接线断路器接线的母线，在母线内部短路时可能有电流流出，会使比较母线连接元件电流相位原理的母线保护拒动，也会使具有制动特性原理的母线差动保护的灵敏度降低。 8.4 断路器失灵保护简介 应装设断路器失灵保护的条件：⑴利用相邻元件保护作远后备保护，灵敏度不够时应装设。对分相操作的断路器，允许只按单相接地故障来校验其灵敏度；⑵根据变电所的重要性和装设失灵保护作用的大小来决定，如能缩小停电范围。 对保护装置的拒动，依系统稳定要求必须装设全线速动保护时，通常可装设两套独立的主保护，即保护的双重化。 失灵保护必须有较高的可靠性。失灵保护的故障鉴别元件和跳闸闭锁元件，应对断路器所在线路或设备末端故障有足够灵敏度。失灵保护首先动作于母联断路器和分段断路器，此后如相邻元件保护已能以相继动作切除故障时，则不再动作于其他断路器。 所有连接至一组（或一段）母线上的元件的保护装置，当其出口继电器动作于跳开本身断路器的同时，也启动失灵保护中的公用时间继电器，此时间继电器的延时应大于故障元件的断路器跳闸时间及保护装置返回时间之和，因此，并不防碍正常的切除故障。如果故障线路的断路器拒动，则时间继电器动作，启动失灵保护的出口继电器，使连接至该组（段）母线上的所有其他有电源的断路器跳闸，从而切除了故障，起到了断路器拒动时的后备作用。 为了提高失灵保护不误动的可靠性，增加条件“出线过电流”，当检测到故障电流持续存在，说明断路器失灵。为了提高出口回路的可靠性，应再装设复合电压元件，复合电压元件为低压元件和（或）零序过压元件或负序过压元件，其控制的中间继电器触点与出口中间继电器触点串联构成失灵保护的跳闸回路。 断路器失灵保护和母线保护动作后都要跳开母线上所有电源的各个断路器，因此两者的出口跳闸回路可以共用，许多情况下它们组装在同一保护屏上。 9. 数字式继电保护技术基础 数字式继电保护即微型计算机型继电保护，区别于模拟式保护。各种类型的输入信号包括模拟量、开关量、脉冲量等首先将被转化为数字信号，然后通过对这些信号的处理来实现继电保护功能。模拟式保护装置完全依赖硬件电路来实现保护原理和功能，而数字式保护需要硬件和软件的配合。 9.1 数字式保护装置硬件原理概述 硬件包括数字核心部件、模拟量输入（AI）接口部件、开关量输入（DI）接口部件、开关量输出（DO）接口部件、人机对话接口（MMI）部件和外部通信接口（CI）部件。 CPU类型：⑴单片微处理器，将CPU与定时器/计数器及某些输入/输出接口器件集成在一起，多用于中、低压；⑵通用微处理器；⑶数字信号处理器DSP。 存储器可分为三类：⑴随机存储器RAM，快速交换的临时数据如实时采样值、控制变量、运算过程的数据等；⑵只读存储器ROM、EPROM，保护的运行程序，由编程器写入；⑶电可擦除且可编辑只读存储器EEPROM，整定值，接口形式有并行数据总线和串行数据总线。目前广泛使用快闪存储器Flash Memory，用来保存程序、整定值和故障数据。 典型交流AI接口按信号流程（即信号传递顺序）主要包括以下各部分：输入变换及电压形成回路、前置模拟低通滤波器（ALF）、采样保持（S/H）电路、模数变换（A/D）电路。 输入变换通过装置内的输入变压器、变流器将二次电压、电流进一步变小，以适应弱电子元件的要求，同时使二次回路与保护装置内部电路之间实现电气隔离和电磁屏蔽。 由于通常使用的弱电电子器件为电压输入型器件，因此对于交流电流需将电流信号转换为电压信号，这个转换过程称为电压形成。电压形成常采用两种形式：电流变换器，副方接入一个低阻值电阻，电流流过电阻便产生册相位正比例的电压，或采用电抗变换器，原方输入电流而副方输出电压。 前置模拟低通滤波器常用二阶RC型无源滤波电路。 开关量输入（DI）接口部件，光电耦合器件内部由发光二极管和光敏晶体管组成。 开关量输出（DO）接口部件，出口继电器线圈两端并联的二极管称为续流二极管，它在CPU输出由“0”变为“1”，光敏晶体管由“导通”变为“截止”时，为继电器线圈释放储存的能量提供电流通路。 9.2 数字式保护的数据采集与数字滤波 数字式保护需要通过数字信号采集系统将连续的模拟信号转变为离散的数字信号，即在一个个等时间间隔的瞬时点上抽取信号的瞬时值，然后通过模数变换器将采样信号的瞬时值幅度变换为数字量。由模拟量输入接口（AI）通过CPU控制实现。 在电力系统的实际应用中，习惯用采样率fS（即采样周期TS的倒数）相对于基波频率的倍数（记为N）来表示采样速率，称为每基频周期采样点数，或称为N点采样。保证采样值能完整、正确和唯一地恢复输入连续信号的充分必要条件是采样率fS应大于输入信号的最高频率fmax的2倍。实际采样频率通常按信号频率的4～10倍来选择。 前置模拟低通滤波器（ALF）的作用：电力系统的故障信号中可能包含有很高的频率成分，但多数保护只需要使用基波分量或某整次较低次的高次谐波成分，为了不对数字式保护的硬件系统提出过高的要求，而对输入信号先进行模拟低通滤波，降低其最高频率，从而可选取较低的采样频率。 数字滤波通过微机的存储记忆将不需要的高次（k）谐波的原始正弦输入信号xk(t)进行延迟半周期xk(t-1/2Tk)或整周期xk(t-Tk)，将xk(t)与xk(t-1/2Tk)波形相加或xk(t)与xk(t-Tk)波形相减，则滤除了该高次（k）谐波以及k次谐波的整倍数谐波。 9.3 数字式保护的特征量算法 在数字式保护中算法可分为两大类：一类是特征量算法，计算保护所需电气量的特征参数如交流电流和电压的幅值及相位、频率、阻抗、序分量等；另一类是保护动作判据或动作方程的算法，它需要利用特征量算法的结果进行处理。 离散积分代替连续积分：即通过采样值求和，用分块矩形面积之和代替连续积分之面积。 S＝P＋jQ＝UIcosθ＋j UIsinθ Zr＝ū∕ī＝R＋jXUIcosθ∕I2＋j UIsinθ∕I2＝P∕I2＋jQ∕I2 系统发生故障时，输入信号并非纯正弦信号，其中除了含有基波分量外，还含有各种整次谐波、非整次谐波和衰减直流分量。 移相算法：在实现继电保护原理时，常常要求将复相量旋转一个相位角（或改变一个正弦函数的初始相位），并保持其幅值不变。如为满足功率方向最灵敏角的要求，将电压或电流相量旋转某一角度。 9.4 数字式保护的基本动作判据的算法 数字式保护通常采用启动元件和故障处理程序相配合的结构，由位于中断服务程序的启动元件来探测系统故障扰动，判定之后才进入故障处理程序模块。 启动元件要求在正常负荷状态或系统振荡和外部故障时不要启动，但在故障发生瞬间具有较高的启动灵敏度和足够的响应速度。 启动元件有反映测量量大小的稳态启动元件及算法和反映扰动前后变化量（或叠加分量、故障分量）大小的突变量启动元件及算法。 常用的启动量有相电流（或相电压）、两相电流差（或线电压）、差动电流、序分量及其更为复杂的组合量等。如距离保护启动元件通常采用零序电流或负序电流，变压器电流差动保护采用差电流等。 突变量启动元件基于故障分量原理，其特点是不受系统正常运行状态的影响，能有效地提高启动的灵敏度。 相位比较和幅值比较判据是用来实现各种继电保护原理的基本元件，也是关键元件。距离保护、纵联保护、差动保护、方向保护等都是由相位比较和幅值比较判据的基本形式演变而来的。相位比较判据有余弦型比相判据和正弦型比相判据两种形式。正弦型比相判据与余弦型比相判据可相互转换。相位比较判据与幅值比较判据也可相互转换。 9.5 数字式保护装置的软件构成 数字式保护装置的基本软件结构及程序流程由主程序流程和中断服务程序流程构成。 由主程序和一个采样中断服务程序构成的一个软件系统：前者执行对整个系统的监控以及实时性要求相对较低的各项辅助功能；后者按采样同期不断地定时中断前者，周期性地执行实时性要求较高的保护和辅助功能。 在主循环过程中，每逢中断到来，当前任务被暂时中止，CPU响应中断并转而执行中断服务；CPU完成中断服务任务后又返回主循环，继续刚才被中断的任务。 自检功能主要包括对程序、定值、输入通道、输出回路、通信系统、工作电源、数据存储器（如RAM）、程序存储器（如EPROM）的自检以及其他关键元器件的自检等。 对三相交流系统，输入通道及采集数据的自检判断式为|ia＋ib＋ic－3i0 |＜εi，|ua＋ub＋uc－3u0 |＜εu，εi、εu为测量误差的门槛值。无论电力系统处于何种运行状态，上述两式均应该成立，否则为输入回路的环节出现错误。在数据准确的前提下，才能进行后续计算，否则应将本次采集的数据丢弃。 自检分为上电自检和运行自检，上电自检是在保护装置上电或复位过程进行的一次性自检。 由于相对于正常运行时间而言，故障处理时间很短，因此在故障处理的时候，只保留采样中断服务程序中的数据采集与保存、通信数据收发、运行自检等必须按严格定时完成的以及必须及时响应的任务外，其他中断服务任务（譬如启动元件）和主循环中的大部分任务将会自动地暂时中止，留待故障处理完毕后再恢复正常执行。 整组复归是指保护软件进行完毕一次完整的事故处理后，清除所有临时标志，收回各种操作命令、形成事故的过程，然后保护装置自动返回到事故发生前的状态。当保护动作判据持续判断为Ⅲ段以外（外部故障）且到达整组复归时间时，故障处理程序才对保护整组复归状态置位，进行整组复归操作。