继电保护死区分析(6篇)

继电保护死区分析篇1

关键词：母差保护功能运行方式

中图分类号：TM764文献标识码：A文章编号：1007-9416（2013）02-0213-01

在正常工作或母差保护范围外部故障时，所有流入及流出母线的电流之和为零，而在内部故障情况下，所有流入及流出母线的电流之和不再为零。当差流大于定值时，差动保护出口，跳掉母联和故障段母线上运行的所有开关。按照电流差动保护原理，其基本判据为

1WMZ-41母差保护的主要功能

母差保护装置采用一“主”三“从”多CPU方式，“从”CPU用作各相电流数据采集、故障分析并向“主”CPU传送故障信息，“主”CPI用作保护的通信管理：设置有复合电压闭锁功能，增强了装置抗误动能力；有TA、TV断线监视，直流稳压消失监视等功能；设置线路断路器失灵保护、母联断路器失灵保护（死区保护）及充电保护等功能；对各支路主TA变比不一致问题，通过软件改变各支路通道系数的方法来解决，保护整组动作时间≤15ms。

WMZ-41母差保护能准确区分母线区内、区外故障，区内故障时保护迅速动作于出口，区外故障则可靠制动，TA饱和时不影响保护装置正确动作。实时跟踪母线的运行状态，具有自适应性.双母线解列运行时，保护仍能正常工作。具有线路断路器失灵保护、母联失灵（死区）保护及充电保护功能。低电压闭锁功能。交、直流口路的检测功能，TA断线能闭锁保护，断线恢复后自解除闭锁。电压回路断线告苦，断线恢复后自动解除告替；直流消失发预告信号.具有灵活功能，可以文件方式或打印方式记录故障前后信息，便于进行故障分析。

2220kV变电站的运行方式

本文所列举220kV变电站共有2台220kV主变，5条220kV线路，220kV南北两条母线带旁母专用母联、专用旁路。故障前，南、北母线并列运行，旁母无转带；220kV线路6，线路7和1#主变运行北母；线路3，线路4和2#主变运行在南母；线路5停运检修。

3母差保护经过及动作情况

3.1220kV线路4保护动作情况

线路4发生A相瞬时接地故障，两侧正确动作，开关A相跳闸，重合闸动作成功，两侧录波完好。线路4对侧：Ia=2950A，3I0=3288A，故障测距7.4km；线路4总长度19.96km。经工作人员巡线发现线路4的51---52#杆塔之间A相导线因对树木安全距离不够放电造成线路跳闸，树木上有电弧灼伤痕迹，A相导线有轻微灼伤痕迹。

3.2220kV母线保护动作情况

本变电站220kV母线差动保护动作，切除了220开关和运行于220kV北母的220kV线路6、线路7和221开关（母差动作，线路开关跳位停信，开放对侧线路跳闸）。

4事故原因分析

4.1事故原因调查

（1）调查值班记录，此时薛坡站无任何工作，无工作人员工作失误造成母差动作的因素；（2）核对装置定值和保护定值单无误；（3）核对母线保护的外部二次回路接线无误；（4）对母线保护的CT回路及二次回路进行绝缘测试，均在80M0以上，绝缘良好，满足运行规程要求；（5）母差CT的二次回路在母线保护屏上一点接地，满足《十八项电网重大反事故措施（试行）继保专业反措》及有关规程的要求；（6）对220kV线路端子箱和1#，2#主变端子箱二次回路检查发现完好，无放电烧伤痕迹，无漏水痕迹。

通过上述全面的检查，电气一次设备和母线保护的外部二次回路不存在问题。可以确认此次母线保护误动是由于母线保护装置本身原因造成的。

4.2WMZ-41微机母线保护装置误动原因分析

此变电站的母线保护是南京自动化设备总厂的WMZ-41母线保护，1999年投运。WMZ-41微机型母线保护装置采用一“主”“从”多CPU方式。“从”CPU用作各相电流数据采集、故障分析并向“主”CPU传送故障信息；“主”CPU用作保护的通信管理。原因调查：

（1）母差保护从机C相报告中显示：2006年8月5日13时7分4秒490毫秒，I母电流差动启动动作。母差的大差超过了门坎定值（3.2A），母差的小差未超过门坎定值（4.0A）。由于母差保护原理，只有大差、小差定值同时超过各自的门坎定值，母差保护才能动作，此时小差故障电流未超过整定值，因而母差保护动作是不正确的。

（2）对母线保护装置的零漂检查，发现零漂达到0.58A，远远大于0.3A的误筹要求；在停电对母线保护装置内部检查时，发现4块电源插件在断电后，有3块不能正常工作。更换插件后，对装置做全面试验，结果表明装置正常了。可以确定电源插件存在问题。

（3）查阅母差保护装置的电流采集量时发现，在母差装置动作前，北母线采集的电流不满足基尔霍夫定律，流进和流出北母线的电流不相等。同时一个周波的电流采样点全部为正数，也不符合正弦波的要求，可以确定装置内部的采集系统气次CT、滤波、A/D转换模块有问题。

综上所述，装置内部的采集系统三次CT、滤波、A/D转换模块损坏和装置电源不稳定，造成装置采集电流数据错误和CPU逻辑判断紊乱，是造成母差保护误动的根本原因。

5技术防范措施

全国电力系统有1000多套WMZ-41母线保护在运行，针对本次事故，技术管理人员采取以下技术措施，避免类似事故发生：

（1）微机保护存在电子元器件老化问题。在设备运行5年后，定期或不定期的对装置内部的采集系统三次CT、滤波、A/D转换模块的做补充检验。发现异常，及时和厂家联系。及时处理，保障设备安全可靠运行。（2）电源插件的寿命是6年，大多数电源插件在运行5-6年后，都出现运行不稳定现象，多次引起继电保护装置误动。在继电保护装置运行5年以后，应加强对电源插件的监视。发现异常情况，及时更换电源插件。（3）对运行多年的设备，应加强巡视，严密监控，发现异常，及时处理。

参考文献

继电保护死区分析篇2

摘要:文章系统分析了“工频变化量”技术的理论基础和在各种保护装置中的实际应用,并总结了这些保护装置的独特优势。

关键词:工频变化量;原理;微机保护

abstract:thepapersystematicallyanalyzedtheorybasisofdpfctechnologyanditsapplicationinallkindsofprotectiondevices,andthensummeduptheuniqueadvantagesofthesedevices.

keywords:deviationofpowerfrequencycomponent;principle;microcomputerprotection

在我国电力系统继电保护领域,南瑞继保公司无疑是占尽技术优势和市场优势的领头羊。之所以能够取得这样辉煌的成就,是与南瑞继保公司董事长、中国工程院院士沈国荣先生和他创立的“工频变化量”理论紧密联系在一起的。基于这种原理的保护装置在安全性、快速性、灵敏性和选择性等各方面都有很大的提高,但是在传统的教科书中并没有具体的理论讲述,厂家的说明书也很不详细。下面将从原理和实际应用方面进行具体地分析。

1工频变化量deviationofpowerfrequencycomponent(dpfc)原理分析

工频变化量的理论基础为叠加原理,即电力系统发生故障时,经过渡电阻短路,可认为是过渡电阻下面的一点金属性短路,即该点对系统中性点电压为零,可认为该点与中性点之间串联2个大小相等、相位相反的电压源,依然保持该点与中性点间电压为零,见图1。

“叠加”有2个含义:①短路后任一点的电压,如保护安装处m母线的电压(即m点到中性点电压,是我们关心的,箭头向上表示电位为升,m母线为正,中性点为负,),等于2个图中相应点的电压之和(二种状态)。②短路后某个支路的电流,如流过保护的电流,等于2图中相应支路的电流之和。从重叠原理本身来说,对uf没有要求,可以任意取值,但在保护装置里uf取短路点短路以前的电压,es、er为电源电势,在短路前后不变,因此,图1称为正常负荷状态,图2称短路附加状态,目的就是凑出这二种状态。

与常规的稳态量保护装置不同,基于工频变化量原理的保护装置只是“考虑”短路附加状态的各种电气量,而不考虑正常负荷状态的各种电气量。在附加状态中,只有短路点有一个电压源,电气量全部为变化量用符号表示。微机保护中正在采样的u、i减去“历史”上采样出来的u、i,即为加在继电器上的u、i。zs为保护背后电源的等值阻抗,zr为保护正方向的所有阻抗,s为保护背后中性点,由下图4、图5可得出2个基本关系式:

2变压器的工频变化量比率差动保护

变压器有70%左右的故障是匝间短路,为了提高小匝间短路时差动保护的灵敏度,常规的比率制动特性差动保护中的起动电流往往整定得较小,例如整定成0.3~0.5倍的额定电流,而且初始部份没有制动特性,见下图6。

但运行实践证明这样的差动保护往往在区外短路或短路切除的恢复过程中由于各侧电流互感器暂态或稳态特性不一致或者2次回路时间常数的差异或者电流互感器饱和造成保护误动。南瑞继保公司rcs978系列保护装置在传统的差动保护基础上另外又增加了工频变化量差动继电器,提高了变压器小匝数的匝间短路时的灵敏度,由于制动系数取得较高,在发生区外各种故障、功率倒方向、区外故障中出现ta饱和与ta暂态特性不一致等状态下也不会误动作。使得保护的安全性与灵敏度同时得到了兼顾。

工频变化量比率差动保护的动作方程为:

理论上,工频变化量比率差动制动系数可取较高的数值,这样有利于防止区外故障时电流互感器饱和等因素所造成的差动保护误动。

变压器工频变化量比率差动继电器的动作特性见图7所示,阴影部分为动作区。

工频变化量比率差动继电器的特点:

(1)负荷电流对它没有影响。对于稳态量的比率差动继电器,负荷电流是一个制动量,会影响内部短路的灵敏度。随着内部故障严重程度的增大,其灵敏度会下降。

(2)受过渡电阻影响小。

(3)由于上述原因工频变化量比率差动继电器比较灵敏。提高了小匝数的匝间短路时的灵敏度。由于制动系数取得较高,在发生区外各种故障、功率倒方向、区外故障中出现ta饱和与ta暂态特性不一致等状态下也不会误动作。使得保护的安全性与灵敏度同时得到了兼顾。

图8为变压器发生小匝间短路时的实际波形图,可以看出,当变压器c相发生1.5%的匝间短路故障时,常规差动保护(图中直线2)不会动作,而工频变化量差动保护(图中曲线1)要灵敏得多,会正确动作。

(4)不必输入定值。从工频变化量的比率差动保护的动作方程式中可以看出,工频变化量比率差动保护中不必输入定值,其固定门槛与浮动门槛由其他公式得出,是公司的专利技术,在此不作讨论。

3超高压输电线路保护中的工频变化量差动继电器和阻抗继电器

3.1输电线路电流纵差保护的主要问题

当重负荷情况下线路内部经高电阻接地短路时,常规保护的灵敏度可能不够。由于负荷电流是穿越性的电流,它只产生制动电流而不产生动作电流,而此时经高电阻短路,短路电流小而制动电流大,因此保护装置的灵敏度会下降。采用工频变化量比率差动继电器可以有效地解决输电线路的这个老大难问题。

工频变化量分相差动继电器的构成:

工频变化量分相差动继电器的动作特性见下图9。

工频变化量差动继电器的特点:①不受负荷电流的影响。因此负荷电流不会产生制动电流;②受过渡电阻的影响也较小;③在单侧电源线路上发生短路,只要短路前有负荷电流,短路后无电源侧的工频变化量电流也会形成动作电流;

由于上述原因该继电器很灵敏。提高了重负荷线路上发生经高电阻短路时的灵敏度。

3.2工频变化量阻抗继电器的构成:

用于构成快速的距离ⅰ段

其动作方程为:

工频变化量阻抗继电器的特点:①保护过渡电阻的能力很强,该能力有很强的自适应能力。②由于?驻?砖∑与?驻?砖相位相同,所以过渡电阻附加阻抗是纯阻性的。因此区外短路不会超越。③正向出口短路没有死区。④正向出口短路动作速度很快。保护背后运行方式越大,本线路越长,动作速度越快。⑤系统振荡时不会误动,不必经振荡闭锁控制。⑥适用于串补线路。

南瑞继保公司的rcs931系列保护装置中采用工频变化量距离继电器自适应能力的浮动门槛,对系统不平衡和干扰具有极强的预防能力,因而测量元件能在保证安全性的基础上达到特高速,起动元件有很高的灵敏度而不会频繁起动。由于工频变化量距离继电器动作速度非常快,现场曾有3ms动作出口的记录,因而工频变化量距离i段与纵联电流差保护一起构成线路的主保护。

4结论

工频变化量保护原理先进、构成简单,便于在微机保护中实现,而且不受负荷电流、非全相运行等方式影响,抗干扰性能非常突出、自适应能力极强,最突出的特点是动作灵敏可靠而速度非常快,在继电保护领域具有很强的竞争优势,是我国继电保护工作者智慧的结晶,体现了我国继电保护的独特风格和先进的技术水平。

参考文献:

[1]戴学安.继电保护原理的重大突破综论工频变化量继电器.新技术新产品,1995

[2]沈国荣.工频变化量方向继电器原理的研究.电力系统自动化,1983,7(1).

继电保护死区分析篇3

关键词：工厂；配电系统；线路保护；方式

中图分类号：TM7文献标识码：A

纵使人们对科学技术的发展和进步进行深入的探究并且已获得了很大的进步。但针对配电线路系统来讲，如果其中一个小方面存在问题的话，将有可能诱使很大的事故发生。同时，对于相关人员的生命安全将会是巨大的威胁。当线路发热超出允许的温度就会导致相关电气设施受损，严重的将会有重大事故的发生，因此，对于配电线路一定要进行科学的系统设计，这样才能够确保电线、电路的安全使用。

一、工厂高压供电线路

工厂一般的高压配电系统的电源电压是6~10千伏,供电半径一般不超过3公里,供电能力并不强。因此,高压线路继电保护设备是简单的。相短路保护电路通常使用期限过电流保护、故障保护,有些地方应该配备线路相间短路故障时继电保护装置的断路器跳闸机制,使断路器跳闸切除故障。6~10kv系统在我国属于接地系统的单相接地时,接地电压为0,未接地相电压升高，最高升至线电压。接在相间电压上的用电器的供电并未遭到破坏，不影响三相电力设备的正常运行,所以只要安装绝缘监视或接地保护装置,在单相接地的情况下,发送一个信号,提醒值班人员及时处理。电力规则有规定:中性点不接地系统单相接地故障发生时,允许继续运行2h。相位接地故障电路不得运行很长一段时间,因为这时非故障相电压升高，绝缘薄弱点很可能被击穿，而形成两相短路,产生很大的短路电流,将严重地损坏电气设备。目前,工厂供电电路保护主要是通过缩小故障的范围或预测故障的发生,提高系统运行的可靠性,最大限度地确保电力供应的安全性。因此,继电保护设备必须具有以下功能:(1)在正常操作中,该系统可以完成,妥善监控设备运行状态,并提供一个基础操作值班人员;(2)如果故障出现在操作的过程中,应该快速、有选择性地切除故障,确保正常的部分继续操作;(3)异常工作状态时的操作信号,提醒值班人员尽快处理。

二、对过电流继电保护的基本要求

短路是供电系统的最常见的故障,也是对供电系统危害最大的故障。供电系统对保护设备的要求如下：

1、具有选择性

当供电系统某一部分出现故障时，继电保护装置能选择性地切除掉故障部分。在不影响非故障部分继续运行及将故障的影响限制在最小范围内时可以首先断开距离故障最近的断路器。

2、具有快速性

快速切除故障可以减少损坏的电气设备的短路电流,加速电压的恢复,减少对用户的影响。保护装置的清除故障时间等于保护装置动作时间和断路器脱扣时间的总和。因此，为了保证速动，既要采用快速动作的继电保护装置，又需采用快速动作的断路器。

3、具有灵敏性

灵敏性是保护装置对故障或非正常工作状态的反映能力。常用灵敏度系数来衡量，它是根据对保护装置动作最不利情况计算而得的，在《继电保护和安全自动装置技术规程》中，对各种保护装置的最小灵敏系数都有具体规定。

4、具有可靠性

当发生故障时,需要可靠的保护装置,即当行动不应拒绝行动,没有行动不应误动。

为了确保保护装置的可靠性,保护装置设计的原则,整定值,保护设备的安装和调试正确合理,质量好,简化系统的组件。

具体的四个基本要求保护装置不是同样重要。电力变压器是电力系统的关键设备,因此其保护装置要求较高的敏感性,轻微故障能及时反应动作，而一般电力线路保护装置选择性需求高,灵敏度可适当降低,有时不能兼顾选择性和速动性，为了快速切除故障保护设备以放弃选择性为代价来确保速动性。

三、工厂高压线路保护常用的几种方式

1、定时限过电流保护

定时限过电流保护动作时限是固定的与短路电流大小无关。,通过设置时间继电器保护装置,如图所示：

图中的KA为DL电磁式电流继电器。电流互感器TA二次侧,用于识别线路电流是否超过设定值，KT为时间继电器,其延迟元件,通过其延迟,以确保保护选择性;KS为信号继电器,是保护装置显示组件,显示设备是否动作和发出报警信号,吸合中间继电器动作的执行元件,驱动断路器跳闸,切除故障。保护原则:当故障或过电流保护范围时、电流继电器瞬时动作,通过时间继电器触点闭合，使延迟信号继电器KS和中间继电器线圈吸合,使其动作,中间继电器吸合后接通断路器跳闸线圈使断路器跳闸,切除故障线路,而不是故障线路继续运行,同时通过KS触点的开启和关闭,可以发出报警信号。

定时限过电流保护动作时间准确,整定方便,动作时间与短路电流大小无关，但继电器的数量较多,接线复杂,需要直流操作电源,大投资;此外,由于定时限过电流保护装置动作时间是靠近电力供应侧一步一步增加(差平均为0.5s),或接近电源方面,期限越长,保护和线路的阻抗也小,短路电流越大,损失也大。因此,通常配有电源端附近的电流速断保护组件。这种保护方式常用在重要场所。

2、反时限过电流保护

反时限过流继电器保护是其动作时间与短路电流成反比的关系变化、短路电流越大、动作时间越短;短路电流越小,动作时间越长。

如图所示,反时限过电流保护继电器KA1KA2为GL感应式,分别与电流互感器TA1TA2二次侧相接，可采用交流操作，相当简单经济，可以节省时间继电器、信号继电器、中间继电器;此外,它还拥有一个快速打破电磁式继电器的功能,可以实现电流速断故障保护。这种没有直流电源保护装置,投资少、简单的布线。动作时间的缺陷是:设置比较麻烦,继电器操作误差较大,当短路电流小,动作的时间可能很长。同样存在越靠近电源，动作时间越长的缺点。这种保护在中小工厂供电系统中得到广泛使用。

保护原则:在正常操作、KA1KA2过电流继电器不动作,其触点断开,断路器脱扣线圈YR1YR2没有电流通过,断路器在关合状态;当短路或过电流,电流继电器KA1或者KA2动作，经过一定延时后，它是常开触点闭合，打开常触点,因此YR1或YR2被“去分流”，断路器跳闸,在同一时间继电器信号自动给定信号。故障切除后,继电器自动返回，可以手动复位信号牌。

三、电流速断保护

电流速断故障保护是一种瞬时动作的电流保护。DL系列电磁式电流继电器保护装置,内在的动作时限是继电器本身固有的，,通过它可以连接到断路器跳闸回路,短路故障能在最短的时间内消除,保护电路。它不依靠时间继电器,选择性不依赖于时间限制,但根据不同的短路电流的线路故障位置选择不同的动作电流。为保证保护装置动作的选择性，在下一段线路发生最大短路电流时，保护装置不应动作；在当前速断故障保护区域,即使在最小的短路电流,也可以使保护装置动作。当前速断故障保护快速切除故障,但不能保护线路全长、只能保护一部分的线路。对保护装置以外线路发生短路时，短路电流速断故障保护装置可能不动作，这部分的线路是不保护。保护装置不能保护区域被称为“死区”,保护死区大小与系统的运行方式有关,当系统运行方式由最大运行方式改为到最小运行方式,死区将会增加。由于保护死区,所以当前速断故障保护不能单独使用,必须装备过电流保护装置与一个时间限制。在电流速断保护区,速断保护为主保护,过电流保护为后备保护；在电流速断保护死区，过电流保护为基本保护。

结语：

工厂配电设计都会有自己的特点，这个时候就要求我们做到具体问题具体分析，在能够严格遵循相关设计及规章制度的前题下，针对自身工程的特殊状况来进行配电设计。

参考文献：

[1]．杨波．浅谈工厂配电系统中变频器的谐波污染和治理[J].科技致富向导,2013,

继电保护死区分析篇4

关键词：500kV；变电站；3/2接线；保护；死区

中图分类号：TM411+.4文献标识码：A文章编号：

我国电网的高速发展促进了电网对于经济型以及可靠性的要求。而当下500kV的系统电网作为基本类型在电网的规模化建设中显示了重要地位。大多的系统采用3/2接线方式，，如果采用HGIS或者GIS设备可以采用套管CT，并且由于可以在开关两侧设置配套的CT来消除保护的死区问题。但是实际中为了节约成本，在采用敞开式设备中采用了配备开关单侧流变方式，虽然简化了设计、节约了成本，但是也导致了死区的存在。为此针对死区问题进行详尽的论述并提出针对性的治理措施具有极大的现实意义。

1死区成因

在初期生产500kV3/2接线系统中，线路以及母线均使用双重配置每串在靠近母线侧电流互感器需要6个二次绕组，而位于中间的电力互感器需要8个二次绕组。但是当时限于生产工艺及技术水平，仅能提供6个二次绕组的500kV电流互感器，为此就需要四组电流互感器。而随着互感器生产工艺及技术的进步，当下已经可以生产带有8个二次绕组的电流互感器。但是由于500kV电流互感器昂贵，采用每串三组的配置方式不仅可以减少投资，同时也减少了占地面积。一般规模的变电扎为5串设计，如果每串按照3组配置就减少了5组电流互感器。下表1为两种配置方式的经济性比较：

表1两种流变配置方式经济性比较

但是在节约投资的情况下也出现了一个问题，即对于电路互感器以及断路器之间的故障不能及时切除。例如在下图1为完整串，存在三个如上所述的区域：

图1死区示意图

（1）如果K1发生故障，对于L1线路保护是区外故障，对I母线室差动保护是区内故障。其中母线差动保护会导致I母线以及1DL上的所有开关跳开。而由于L1以及2DL对侧开关没有断开，为此依然可以对K1提供电流。

（2）当K2点出现故障，对于L1线路以及L2线路保护分别是区内以及区外保护。由于线路L1保护动作会使得1DL以及2DL瞬时跳开，但是由于L2以及3DL对侧开关没有断开，为此K2依然有电流经过。

（3）如果故障出现在K3，对于母线II差动保护是区内保护，而L2线路保护是区外保护。母线差动保护动作会跳开3DL以及II母线上的开关，但是由于2DL以及L2对侧开关的没有断开，为此同样可以为K3提供电流。

以上所提到的三种区域极为死区，出现于死区内的故障即为死区故障。

2死区危害

死区故障的危害主要体现在两个方面：其一是死区故障的发生点一般为近区故障，为此故障电流较大，远大于一般线路故障。为此如果没有及时切除就会对系统产生巨大的冲击，严重的影响了系统的暂态稳定。同时如果大电流长期的通过一次设备也会导致设备的动态稳定性受到很大考验。

其次在死区出现的故障影响范围一般较广，为此对系统有很大影响。

为此死区故障的危害很大，需要存在保护死区的场站，对死区进行分析，并制定死区故障预案。

3死区故障应对措施

针对于死区的治理措施有一个基本的原则，即尽量避免死区故障、缩小故障范围，并迅速切除死区故障。

3.1减小死区范围

经过科学选择电力互感器的一次绕组的引线绝缘的朝向可以使得对地闪络故障点位于线路保护区内。由于电流互感器的一次绕组的对外引线两端分别是带有小瓷套的绝缘端，另一端是和顶部等电位的非绝缘对地端。如果顶部对地放电，也即是非绝缘端对地放电。将电流互感器的一次绕组引出线的绝缘端始终朝着开关布置，则顶部对地闪络故障就位于线路的保护区内，为此线路会瞬时动作。

3.2避免死区故障发生

死区故障的发生要首先明确引发故障发生的原因，然后有针对性的制定防范措施。引发死区故障的主要原因可以分为四大类：开关外绝缘闪络、引线对地闪络、电流互感器外绝缘闪络以及人为原因。其中第一种原因导致的故障几率很小，而人为原因最可能是由于现场作业引发。针对以上不同原因进行了有针对性的防护措施

（1）定期的清理电流互感器外绝缘以及开关。尤其是对于空气质量差或者粉尘严重的地区要缩短清理周期，防止电流互感器或者开关污染导致的污闪现象。

（2）强化死区安全监护。再进行日常维护中要要求值班人员对死区进行巡视，巡视范围主要是开关与流变之间，包括之间的引线以及接头。巡视主要分为两方面：首先是进行死区的外观检查，观察是否存在污物以及引线断股现象，尤其是注意是否有异常放电现象；其次要对死区进行红外测温，重点是监测引线接头是否存在过热或者温差大的现象。

（3）规范现场作业。在四区范围内作业的吊车等作业工具要尽量的原理死区，从而有效地降低人为因素引发的故障。同时变电站运行值班人员在进行检修安全交底过程中要对死区进行明确，从而提醒检修人员注意。

3.3迅速切除死区故障

为了将死区故障的影响减至最低需要在发生死区故障之后迅速地切出故障，将完全切除时间控制在20ms之内。而这也是进行死去保护的重要出发点，一般借助于失灵保护实现。

在500kV系统3/2接线中配备有独立的开关保护，可以实现失灵、重合闸、充电以及死区保护。其保护原理主要分为两种，也就是配备独立的保护模块与不独立的保护模块，其代表性的装置分别为RCS-921A以及CSC-121A。

RCS-921A数字式断路器保护以及自动重合闸装置的功能主要为三相不一致保护、断路器失灵保护、死区保护以及充电保护、重合闸保护。在装置搜到发变三跳、三条信号或者是A、B、C三相跳闸同时动作时，如果过流元件动作就会使得所对应的断路器断开，装置受到三相KTP，此时死区保护压板投入并经过整定延时而启动死区保护。死区保护出口回路和失灵保护一致，动作后跳开相邻的开关。经过现场使用RCS-921A失灵保护，在死区出现单相或者相间故障时可以在预定的死区保护延时后，三跳本开关以及延时开关，痛恨死启动线路远方跳闸，从而迅速地切断了故障。

同样使用CSC-121A作为开关保护，虽然没有配置死区保护模块，但是由于三跳本开关以及相邻开关同步完成，为此也可以在故障出现的200ms内切除故障。总之使用独立死区保护或者装配失灵保护可以极大地减少故障切除时间，从而有效地减小了故障危害。

4结束语

由于在部分的HGIS或者是GIS变电站中不存在死区，同时死区的位置会随着电站设计的不同而变化，为此经常被人忽略，一维死去保护无关紧要。但是通过研究死区可以有效地协助值班人员在面对死去故障后进行科学、准确的判断，从而了解电站的死区风险点、规避风险、提升安全性。为此深化对于死区产生的原因、危害以及应对措施的认识具有极为重要的现实意义。

参考文献

[1]贺家李，宋从矩．电力系统继电保护原理[M]．北京：中国电力出版社，2004．

[2]华中工学院．电力系统继电保护原理与运行[M]．北京：电力工业出版社，1981．

[3]辽宁省电力有限公司．电力工程师手册[M]．北京：中国电力出版社，2002．

继电保护死区分析篇5

关键词电网；不接地电网；保护

中图分类号TM7文献标识码A文章编号1674-6708（2011）48-0184-02

0引言

不接地电网的继电保护往往用于低电压等级，其原理简单，回路清晰，运维方便，在长期的运行中取得了良好的效果。但随着电网的发展，不接地电网益发重要，往往直接影响用户的供用电，不可轻视。笔者针对在运行中发现的一些异常跳闸，认真检查分析，并提出解决办法。

1案例一

1.1跳闸经过

110kVXX变路灯线，大部分为电缆线路，保护为PSL641，重合闸未投。18时25分速段保护动作，18时40分，配调发令试送，手合送电时失败故障再次跳开，巡线无异常，将配网相关负荷转移，19时20分试送成功。

1.2分析处理

接到调度人员通知后，对此次跳闸波形进行检查发现波形为保护第一次动作波形，在故障发生的瞬间，B、C相电压下降为42V，C相故障电流达到17.2A，其中10KV流变采用不完全星形接法，未采集B相电流，可判断为BC相故障。

第二次故障发生在手合瞬间，波形偏于时间轴一侧，电压无变化，为明显的励磁涌流，故障电流为18.07A，大于动作值12A，30MS内衰减低于动作值，70ms内完全衰减。

考虑近年来，由于配变的增多，在手合的瞬间，由于配变涌流的作用，负荷电流往往达到保护动作值。该涌流对配网运行影响较大，往往延误送电时间。

为提高供电可靠性，一方面在保证保护可靠性的前提下，适当降低快速性，调整速断定值动作时间，将动作时间适当延长80ms~100ms，提高合闸成功率；另一方面，可采用涌流判别技术或电压闭锁，在合闸的瞬间短时开放，以躲过涌流带来的保护误动。

2案例二

2.1跳闸经过

110kVXX变化工1线、化工2线，16时36分06秒，两保护同时速断动作，跳开开关。

2.2分析处理

接到调度人员通知后，对此次跳闸进行认真检查，化工1线、化工2线开关间隔相邻较近，但线路方向并不一致，无交叉跨线。分析波形，两保护均存在动作波形，排除开关振动引起的出口继电器抖动。由于多重故障重叠，给故障分析带来一定困难。但初步可以判断，化工1线应为A相或AB相故障。此外，由于化工2线的AC相电流存在120°夹角，因此排除发生两相短路的可能，当时的开发线发生三相短路的可能较大。

本次故障的特点在于保护动作的同时性，其中必然存在某种联系。注意观察故障电流和故障电压出现的时间顺序，可以看出在故障电流发生前，电压产生了变化，其A相电压下降，BC相电压升高，呈不接地电网的单相接地现象。后检查调度SOE信号及现场的后台信息，发现在故障前1S出现了单相接地的告警信号。而巡线检查发现，化工1线下某柱装开关三相爆炸，据了解该开关运行年限较长，状况较差，而试采线未发现异常。

综合判断，应当时化工1线发生瞬时性A相接地故障，A相电压下降，BC相电压升高。由于同母线的化工2线上某柱装开关质量原因，绝缘击穿形成三相接地短路。而化工1线的单相接地点与化工2线的三相接地点构成了故障电流回路，造成了两条线路的同时跳闸。

近年来，配网规模日益扩大，设备增多，部分老旧设备和用户设备缺乏有效的状态管理，在单点接地相电压升高时，有时会引起故障范围扩大，值得相关运维人员引起重视。

3案例三

3.1跳闸经过

220kVXX变2#主变保护CSC-326B，7时52分16秒，两套主变保护高、低后备动作，跳开主变三侧开关，低压侧为35kV。

3.2分析处理

据调度人员反映，1#主变正在检修中，低压侧母联在合闸位置，差动保护并未动作。低压侧后备动作，按时序依次跳开母联（低后备I段一时限），再跳开低压恻开关（低后备I段二时限、低后备II段一时限），最后低压速断及高后备出口跳开三侧。

从波形中看出1、2、3为高压侧电流，4、5、6为中压侧电流，由于中压侧无故障且线路无电源，故无故障电流，7、8、9为低压侧电流，由于高压侧电流与低压侧电流相反，而一次接线方式为Y/Y/Y，判断为穿越性电流。开始时B、C相电流相反，判断为BC短路，后扩大为三相短路故障，因此故障必在低压侧流变以下。

注意8、9、10通道，在故障前低压侧B相电压下降，AC相电压升高，呈不接地电网单相接地现象，三相短路接地后，母线残压下降为0，故障必在母线附近。考虑，低压侧母联、本恻开关跳开后，故障仍存在，判断故障点在流变与开关之间，后检查发现35kV主变开关柜内，支柱绝缘子击穿，开关柜内烧毁较为严重。

本次故障反映几个问题：

1）根据常规设计，主变35kV流变往往放在户外，与开关之间距离较远，在该范围内一次设备较多，如穿墙套管、支柱瓷瓶等，一旦在此死区内发身发生故障，故障切除时间较长，后果较为严重。早期流变放在户外，是流变体积原因，从设计而言，应将流变放入开关柜内，减少死区故障的概率，如有可能，在开关与流变间之间相连；

2）35kV不设失灵保护，而主变高后备的动作时间需与中压侧后备配合，中压侧后备又与下一110kV线路保护配合，110kV线路保护又与下一级主变保护配合，因此主变高后备难以保证快速性。对于低后备而言，可增加跳闸失败逻辑，在低后备跳本侧后，如仍有故障电流，可延时0.3s跳开主变三侧。或调整相关定值，考虑低后备I段保护母线，可增加I段的三时限，在二时限跳本侧开关后，三时限跳开主变三侧，这样可将故障切除时间缩短到1.2s左右，降低设备的损坏。

4结论

从几起案例中可以看出，尽管不接地电网的保护较为简单，但在现场的实际应用中，仍存在可以不断提高的技术要求。工作的关键，在于以治本的态度，分析所遇到的问题，思考深层次的原因，以提出更好的解决思路。

参考文献

[1]贺家李，宋从矩，李永丽编著.电力系统继电保护原理与实用技术[M].中国电力出版社，2008，8.

[2]江苏省电力公司.电力系统继电保护原理与实用技术[M].中国电力出版社，2006，11.

[3]国家电力调度通信中心.电力系统继电保护规定汇编[M].中国电力出版社，2007，4.

继电保护死区分析篇6

[关键词]电流互感器；P1（L1）与P2（L2）端；安装；方向；开关线路侧；母线侧；

中图分类号：F65文献标识码：A文章编号：1009-914X（2015）16-0048-02

序言：

为了取得高压电路中的电流供保护、计量等使用，变电站采用了可将较高电压、较大电流变为较低电压、较小电流的电流互感器。早期变电站安装的电流互感器，有装在开关母线侧的，也有装在开关线路侧的。有的电流互感器一次P1（L1）指向母线端，有的电流互感器一次P1（L1）指向线路端。那么，电流互感器一次P1（L1）指向哪端较完备呢？电流互感器装在开关的哪一侧较好？我国制造的电流互感器，均为减极性的。一般油绝缘电流互感器一次的P1（L1）端与上铁帽是绝缘（或通过小避雷器绝缘）的，而P2（L2）与上铁帽相连（或用导引线与上铁帽相连），见图1。此时，若电流互感器上铁帽发生接地（电流互感器外绝缘闪络），相当于电流互感器的P2（L2）端发生接地。由于P1（L1）端在整个电流互感器外露设备中所占的面积很小，因此，在电流互感器发生外绝缘故障98%均呈现为电流互感器的P2（L2）端故障。

1.电流互感器一次P1（L1）端与P2（L2）指向不同端的分析

油绝缘电流互感器一次P1（L1）端指向母线或线路哪种较完备，回答这一问题的出发点，应以前述分析的电流互感器发生外绝缘故障时的P1（L1）端与P2（L2）端呈现的故障机率而定。即：P2（L2）端呈现的故障机率大（98%）；P1（L1）端呈现的故障机率小（2%）。同时，还应根据一次系统的不同接线方式而定。单（或双）母线接线方式，电流互感器装在开关线路侧时，P1（L1）端应指向母线侧（本开关侧）。见图2。

正确的安装接线应该是P1（L1）端与电源侧（即母线侧）相连，P2（L2）端与线路侧相连。错误的接法是P1（L1）端接线路侧，P2（L2）端接母线侧。下面的图3、图4是电流互感器一次端子和二次绕组的接线方式（图三是110kV线路；图四是220kV线路）。

1.1分析当电流互感器一次绕组U型电容芯底部绝击穿时P1（L1）、P2（L2）不同接法的动作情况。

这个部位因为场强集中且不很均匀，出故障的机会还是相对较多，110kV线路（见图3）P1（L1）端接母线侧，P2（L2）端接线路侧，当电流互感器一次绕组U型电容芯底部绝击穿，这时线路保护动作切除故障。P2（L2）端接母线侧，P1（L1）端接线路侧，当电流互感器一次绕组U型电容芯底部绝击穿，线路保护不能切除故障，母差保护动作，扩大了停电范围。220kV线路（见图四）P1（L1）端接母线侧，P2（L2）端接线路侧，电流互感器一次绕组U型电容芯底部绝击穿，线路保护和母线保护都将动作动切除故障，存在保护重叠提高了可靠性。P2（L2）端接母线侧，P1（L1）端接线路侧时线路保护和母差保都将拒动，由上一级保护动作切除故障，扩大停电范围，存在保护死区的问题，我觉得故障点的切除将是很混乱的，对于电力系统安全稳定运行不利。

1.2分析电流互感器闪络时情况

P1（L1）端与储油柜绝缘，P2（L2）端与储油柜等电位，当电流互感器外绝缘闪络时，此时实际相当于非绝缘的P2（L2）端对地短路，这时110kV线路、220kV线路都将是线路保护动作切除故障。若P2（L2）端接母线侧，此时110kV线路、220kV线路将是母差保护动作，扩大停电范围；如果按正确的接法即P2（L2）端接线路侧，则应是线路保护动作，只是本条线路停电。该类电流互感器故障已在韩村河站1999年11月18日得以证实。1999年11月18日12时48分，韩村河站2212A相电流互感器带电水冲洗时，发生电流互感器上铁帽与底座外绝缘闪络，2212纵联方向、纵联距离保护动作，A相开关掉闸，重合未出掉三相，切除了A相电流互感器故障。试想，若电流互感器的P1（L1）与P2（L2）端接反，将造成220kV母差保护动作，扩大事故，后果极为严重。

如上所述，电流互感器一次端子的安装方向非常重要，否则将存在严重隐患。在华北电力科学研究院编写的《火电厂及电力系统反事故技术措施汇编》上册电气部分第94页关于互感器事故措施第十条的论述，“为避免电流互感器电容芯底部击穿事故时扩大事故影响范围，应注意一次端子L1和L2的安装方向及二次绕组的极性连接方式要正确，以确保母差保护正常投入运行”。另外在电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定（试行）第8.8条的规定“多绕组电流互感器及其二次线卷接入保护回路的接线原则如下：（1）装小瓷套的一次端子应放在母线侧。（2）保护接入的二次线卷分配，应特别注意避免当一套线路保护停用（为了试验）而线路继续运行时，出现电流互感器内部故障时的保护死区。”

2.电流互感器装在开关的哪一侧合理

见图5，我们分别分析电流互感器在开关不同侧的利与弊，并对其进行比较。

2.1对线路保护而言

CT装在开关线路侧：

1.非线路全部保护2.开关与CT间为线路保护的死区

CT装在开关母线侧：

1.保护线路全部2.开关与CT间为线路保护的超动区

结论――CT装在开关母线侧好。

2.2对母线保护而言

CT装在开关线路侧：

1.可保护母线全部⒉开关与CT间为母线保护的超动区

CT装在开关母线侧：

1.非母线全部保护2.开关与CT间为母线保护的死区

结论――CT装在开关线路侧好。

2.3保护死区的比较

CT装在开关线路侧：

线路保护死区，可由母线保护动作迅速切除故障，虽然故障范围扩大，但对整个电网影响小

CT装在开关母线侧：

母线保护死区，只能靠上一级电源端后备保护动作切除故障。因而故障扩大范围大，故障存留时间长，极易引起系统振荡，严重时酿成电网事故

结论――CT装在开关线路侧好

综合以上分析得出结论，电流互感器装在开关线路侧比装在母线侧要好。

3.母联开关电流互感器的接线方式

一般母联开关的电流互感器大多装在5#母线侧，此种接线，电流互感器的P1（L1）端应指向4#母线侧（母联开关侧）。见图6。此接线开关与电流互感器间为4#母线差动保护的超动区，5#母线差动保护的死区。为了减少这两个区，必须采用电流互感器本身故障时，5#母线差动保护动作，切除故障的此种接线。

⒋变压器P1（L1）与P2（L2）端的指向分析

主变压器三侧电流互感器，高、中压侧电流互感器装在开关的主变压器侧，低压侧电流互感器装在开关的母线侧，由于低压侧采用的是干式穿管电流互感器，可不考虑P1（L1）与P2（L2）端指向。但是，高、中压侧P1（L1）端均应指向母线侧（本开关侧），见图7。此种接线，可使电流互感器安装处主变差动保护内的保护范围最大化。

总结

综上所述，电力系统采用独立的电流互感器时，单（或双）母线接线之线路电流互感器（含旁路及主变出线），最好装在开关的线路侧；油绝缘电流互感器的P1（L1）端，必须指向本开关侧。这两点，希望望变电站设计、安装单位应加以重视。运行、修试及继电保护部门应严格验收，防止电流互感器安装地点及P1（L1）端方位错误时，一旦发生电流互感器本身故障而扩大保护动作范围，造成不必要的停电。对于正在运行的未按正确地点及P1（L1）端正确方位安装的油绝缘电流互感器，应借停电机会，多方配合及时改正。

参考文献