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电器保护
P46中性点直接接地电网中接地短路的零序电流及方向保护
当中性点直接接地的电网(又称大接地电流系统)中发生接地短路时,将出现很大的零序电流,而在正常运行情况下它们是不存在的,因此利用零序电流来构成接地短路的保护,就具有显著的优点。
零序分量参数具有如下特点:
1、故障点的零序电压最高,系统中距离故障点越远处的零序电压越低,零序电压的分布如图所示,在变电所A母线上零序电压为UAO,变电所B母线上零序电压为UBO等等。
2、零序电流的分布,主要决定于送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,例如在图中,当变压器B2的中性点不接地时,则I0''=0。
3、对于发生故障的线路,两零序功率的方向与正序功率的方向相反,零序功率方向实际上都是由线路流向母线的。
4、在电力系统运行方式发生变化时,如果送电线路和中性点接地的变压器数目不变,则零序阻抗和零序等效网络就是不变的。
但此时,系统的正常阻抗和负序阻抗要随着运行方式而变化,正、负序阻抗的变化将引起Ud1、Ud2、Ud0之间电压分配的改变,因而间接地影响零序分量的大小。
三、零序电流速断(零序I段)保护
在发生单相或两相接地短路时,也可以求出零序电流3I0随线路长度变化的关系曲线然后相似于相间短路电流保护的原则,进行保护的整定计算。
零序电流速断保护的整定原则如下:
1、开下一条线路出口处单相或两相接地短路时可能出现的最大零序电流3I0.max,引入可靠系数Kk'(一般取为1.2~1.3)。
2、躲开断路器在相触头不同期合闸时所出现的最大零序电流3I0.b1,引入可靠系数Kk。
3、当线路上采用单相自动重合闸时,按上述条件
(1)、
(2)整定的零序I段,往往不能躲开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,而如果按这一条件整定,则正常情况下发生接地故障时,其保护范围又要缩小,不能充分发挥零序I段的作用。
因此,为了解决这个矛盾,通常是设置两个零序I段保护,一个是按条件1或2整定(由于其定值较小,保护范围较大,因此,称为灵敏I段),它的主要任务是对全相运行状态下的接地故障起保护作用,具有较大的保护范围,而当单相重合闸起动时,则将其自动闭锁,需待恢复全相运行时才能重新投入。
另一个是按条件(3)整定(由于它的定值较大,因此称为不灵敏I段),装设它的主要目的,是为了在单相重合闸过程中,其它两相又发生接地故障时,用以弥补失去灵敏I段的缺陷,尽快地将故障切除。
当然,不灵敏I段也能反应全相运行状态下的接地故障,只是其保护范围较灵敏I段为小。
四、零序电流限时速断(零序II段)保护
零序II段的工作原理与相间短路限时电流速断保护一样,其起动电流首先考虑和下一条线路的零序电流速断相配合,可参照(2-14)式的原则选择,并带有高出一个△t的时限,以保证动作的选择性。
五、零序过电流(零序III段)保护
零序III段的作用相当于相间短路的过电流保护,在一般情况下是作为后备保护使用的,但在中性点直接接地电网中的终端线路上,它也可以作为主保护使用。
七、方向性零序电流保护
在双侧或多侧电源的网络中,电源处变压器中性点一般至少有一台要接地,由于零序电流的实际流向是由故障点流向各个中性点接地的变压器,因此在变压器接地数目比较多的复杂网络中,就需要考虑零序电流保护动作的方向性问题。
如图所示的网络接线,两侧电源处的变压器中性点均直接接地,这样当d1点短路时,其零序等效网络和零序电流分布,如图所示,按照选择性的要求,应该由保护1和2动作切除故障,但是零序电流I''0d1流过保护3时,就可能引起它的误动作;同样当d2点短路时,如图所示,零序电流I'0d2又可能使保护2误动作。
此情况类似于本章第二节中的分析,必须在零序电流保护上增加功率方向元件,利用正文向和反方向故障时,零序功率方向的差别,来闭锁可能误动作的保护,才能保证动作的选择性。
零序功率方向继电器接于零序电压3U0和零序电流3I0之上,如图所示,它只反应于零序功率的方向而动作。
当保护范围内部故障时,按规定的电流、电压正方向看,3I0超前于3U0为95°~110°(对应于保护安装地点背后的零序阻抗角为95°~70°情况),继电器此时正确动作,并应工作在最灵敏的条件之下。
根据零序分量的特点,零序功率方向继电器显然应该采用最大灵敏角
φlm=-95°~-110°,当按规定极性对应加入3U0和3I0时,继电器正好工作在最灵敏的条件下,其接线如图所示,简单清晰,易于理解。
在静态功率方向继电的技术条件中,即规定其最大灵敏角为-105°±5°,与上述接线是一致的。
但是目前在电力系统中广泛使用的整流型和晶体管型零序功率方向继电器,都是把最大灵敏角做成φlm=70°~85°,即要求加入继电器UJ应超前IJ70°~85°时动作最灵敏。
为了适应这个要求,对此种零序功率方向继电器的接线应如图所示,将电流线圈与电流互感器之间同极性相连,而将电压线圈与电压互感器之间不同极性相连,即IJ=3I0,UJ=3U0,
φJ=70°~85°,向量关系如图所示,刚好符合最灵敏的条件。
图和的接线实质上完全一样,只是在图的情况下,继电器内部的电压回路中倒换一次极性,然后在外部接线时再倒换一次极性。
由于在正常运行情况下,没有零序电流和电压,零序功率方向继电器的极性接错时不易发现,故在实际工作中应给予特别注意。
接线时必须实际检查继电器的内部极性联接,画出向量图,并进行试验,以免发生错误。
由于越靠近故障点的零序电压越高,因此零序方向元件没有电压死区。
相反地,倒是当故障点距保护安装地点很远时,由于保护安装处的零序电压较低,零序电流较小,继电器反而可能不起动。
为此,必须校验方向元件在这种情况下的灵敏系数,例如当作为相邻元件的后备保护时,即应采用相邻元件末端短路时,在本保护安装处的最小零序电流、电压或功率(经电流、电压互感器转换到二次侧的数值)与功率方向继电器的最小起动电流、电压或起动功率之比来计算灵敏系数,并要求Klm≥1.5。
具有方向性的三段式零序电流保护的原理接线如图所示。
其中方向元件GJ0接于3U0和-3I0,由它的触点控制三段电流元件的动作,只当方向元件和电流元件同时动作后,才能分别去起动出口中间继电器或各自的时间继电器。
装设信号继电器和连接片LP的作用,同于图的说明。
八、对零序电流保护的评价
在本章第一节分析相间短路电流保护的挡线方式中曾经指出,采用三相星形接线方式时,它也可以保护单相接地短路。
那么为什么还要采用专门的零序电流保护?
这是因为两者相比,后者具有很多的优点,如:
1、相间短路的过电流保护系按照大于负荷电流整定,继电器的起动电流一般为5~7A,而零序过电流保护则按照躲开不平衡电流的原则整定,其值一般为2~3A,由于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,零序过电流保护的灵敏度高。
此外,由图可见,零序过电流保护的时限也较相间保护为短。
尤其是对于两侧电源的线路,当线路内部靠近任一侧发生接地短路时,本侧零序I段动作跳闸后,对侧零序电流增大可使对侧零序I段也相继动作跳闸,因而使总的故障切除时间更加缩短。
2、相间短路的电流速断和限时电流速断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变化的影响要小得多。
此外,由于线路零序阻抗较正序阻抗为大,X0=(2~3.5)X1,线路始端与末端短路时,零序电流变化显著,曲线较陡,因此零序I段的保护范围较大,也较稳定,零序II段的灵敏系数也易于满足要求。
3、系统中发生某些不正常运行状态时,例如系统振荡,短时过负荷等,三相是对称的,相间短路的电流保护均将受它们的影响而可能误动作,因而需要采取必要的措施予以防止,而零序保护则不受它们的影响。
4、在110Kv及以上的高压和超高压系统中,单相接地故障约占全部故障的70%~90%,而且其它的故障也往往是由单相接地发展起来的,因此采用专门的零序保护就具有显著的优越性,从我国电力系统的实际运行经验中,也充分证明了这一点。
零序电流保护的缺点是:
1、对于短线路或运行方式变化很大的情况,保护往往不能满足系统运行所提出的要求;
2、随着单相重合闸的广泛应用,在重合闸动作的过程中将出现非全相运行状态,再考虑系统两侧的电机发生摇摆,则可能出现较大的零序电流,因而影响零序电流保护的正确工作,此时应从整定计算上予以考虑,或在单相重合闸动作过程中使之短时退出运行;
3、当采用自耦变压器联系两个不同电压等级的网络时(例如110Kv和220Kv电网),则任一网络的接地短路都将在另一网络中产生零序电流,这将使零序保护的整定配合复杂化,并将增大第III段保护的动作时限。
实际上,在中性点直接接地的电网中,由于零序电流简单、经济、可靠,因而获得了广泛的应用。
电网的距离保护
一、距离保护的概念
电流保护的主要争优点是简单、经济及工作可靠。
但是由于这种保护整定值的选择、保护范围以及灵敏系数等方面都直接受电网接线方式及系统运行方式的影响,所以,在35KV及以上电压的复杂网络中,它们都很难满足选择性,灵敏性以及快速切除故障的要求。
为此就必须采用性能更加完善的保护装置。
距离保护就是适应这种要求的一种保护原理。
距离保护是反应故障点至保护安全地点之间的距离(或阻抗),并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。
该装置的主要元件为距离(阻抗)继电器,它可根据其端子上所加的电压和电流测知保护安装自动处至短路点间的阻抗值,此阻抗称为继电器的测量阻抗。
当短路点距保护安装处近时,其测量阻抗小,动作时间短;当短路点距保护安装处远时,其测量阻抗大,动作时间增长,这样就保证了保护有选择性地切除故障线路。
如图所示,当d点短路时,保护1测量的阻抗是Zd,保护2测量的阻抗是ZAB+Zd。
由于保护1距短路点较近,保护2距短路点较远,所以保护1的动作时间可以作到比保护2的动作时间短。
这样,故障将由保护1切除,而保护2不致误动作。
这种选择性的配合,是靠适当地选择各个保护的整定值和动作时限来完成的。
二、距离保护的时限特性
距离保护的动作时间与保护安装地点至短路点之间距离的关系t=f(l),称为距离保护的时限特性。
为了满足速动性、选择性和灵敏性的要求,目前广泛应用具有三段动作范围的阶梯型时限特性,如图所示,并分别称为距离保护的I、II、III段,和上一章所讲的电流速断、限时速断以及过电流保护相对应。
距离保护的第I段是瞬时动作的,t1是保护本身的固有动作时间。
以保护2为例,其第I段本应保护线路A-B的全长,即保护范围为全长的100%,然而实际上却是不可能的,因为当线路B-C出口处短路时,保护2第I段不应动作,为此其起动阻抗的整定值必须躲开这一点短路时所测量到的阻抗ZAB,即Z'dz·2 考虑到阻抗继电器和电流、电压互感器的误差,需引入可靠系数Kk(一般取0.8~0.85),则Z'dz·2=(0.8~0.85)ZAB 同理对保护1的第I段整定值应为Z'dz·1=(0.8~0.85)ZBC 如此整定后,距离I段就只能包括本线路全长的80%~85%,这是一个严重缺点。 为了切除本线路末端15%~20%范围以内的故障,就需设置距离保护第II段。 距离II段整定值的选择是相似于限时电流速断的,即应使其不超出下一条线路距离I段的保护范围,同时带有高出一个△t的时限,以保证选择性。 例如在图单侧电源网络中,当保护1第I段末端短路时,保护2的测量阻抗Z2为 Z2=ZAB+Z'dz·1 引入可靠系数Kk,则保护2的起动阻抗为 Z''dz·2=Kk(ZAB+Z'dz·1) =0.8[ZAB+(0.8~0.85)ZBC] 距离I段与II段的联合工作构成本线路的主保护。 为了做为相邻线路保护装置和断路器拒绝动作的后备保护,同时也做为距离I段、II段的后备保护,还应该装设距离保护第III段。 对距离III段整定值的考虑是与过电流保护相似的,其起动阻抗要按躲开正常运行时的负荷阻抗来选择,而动作时限则应根据图的原则。 使其比距离III段保护范围内其他各保护的最大动作时限高出一个△t。 三、距离保护的主要组成元件 在一般情况下,距离保护装置由以下元件组成,其逻辑关系如图所示。 1、起动元件 起动元件的主要作用是在发生故障的瞬间起动整套保护,并和距离元件动作后组成与门,起动出口回路动作于跳闸,以提高保护装置的可靠性。 起动元件可由过电流继电器、低阻抗继电器或反应于负序和零序电流的继电器构成。 具体选用哪一种,应由被保护线路的情况确定。 2、距离元件 距离元件的主要作用实际上是测量短路点到保护安装地点之间的阻抗(亦即距离)。 一般ZI和ZII采用方向阻抗继电器,ZIII采用偏移特性阻抗继电器。 3、时间元件 时间元件的主要作用是按照故障点到保护安装地点的远近,根据预定的时限特性确定动作的时限,以保证保护动作的选择性。 一般采用时间继电器。 图为三段式距离保护动作的简化逻辑框图。 当正方向发生故障时,起动元件动作,如果故障位于第I段范围内,则ZI动作并与起动元件的输出信号通过与门,瞬时作用于出口回路,动作于跳闸。 如果故障位于距离I段保护范围内,则ZI不动作而ZII动作,随即起动II段的时间元件tII,待tII延时到达后,也通过与门起动出口回路动作于跳闸。 如果故障位于距离III段保护范围以内,仍通过与门和出口回路动作于跳闸,起到后备保护的作用。 一、对距离保护的评价 从对继电保护所提出的基本要求来评价距离保护,可以作出如下几个主要的结论: 1、根据距离保护和工作原理,它可以在多电源的复杂网络中保证动作的选择性。 2、距离I段是瞬时动作的,但是它只能保护线路全长80%~85%,因此,两端合起来就使得在30%~40%的线路长度内的故障,不能从两端瞬时切除,在一端须经0.5s的延时才能切除。 在220KV及以上电压的网络中,有时候这不能满足电力系统稳定运行的要求,因而不能作为主保护不应用。 3、由于阻抗继电器同时反应于电压的降低和电流的增大而动作,因此,距离保护较电流、电压保护具有较高的灵敏度。 此外,距离I段的保护范围不受系统运行方式变化的影响,其他两段受到的影响也比较小,因此,保护范围比较稳定。 4、由于距离保护中采用了复杂的阻抗继电器和大量的辅助继电器,再加上各种必要的闭锁装置,因此,接线复杂,可靠性比电流保护低,这也是它的主要缺点。 自动重合闸 一、自动重合闸在电力系统中的作用 在电力系统的故障中,大多数是送电线路(特别是架空线路)的故障,因此,如何提高送电线路的工作的可靠性,就成为电力系统中的重要任务之一。 电力系统的运行经验表明,架空线路故障大都是“瞬时性”的,例如,由雷电引起的绝缘子表面闪络,大风引起的碰线,通过鸟类以及树枝等物掉落在导线上引起的短路等,在线路被继电保护迅速断开以后,电弧即行熄灭,故障点的绝缘强度重新恢复,外界物体()如树枝、鸟类等)也被电弧烧掉而消失。 此时,如果把断开的线路断路器再合上,就能够恢复正常的供电,因此,称这类故障是“瞬时性故障”。 除此之外,也有“永久性故障”,例如由线路倒杆、断线、绝缘子击穿或损坏等引起的故障,在线路被断开之后,它们仍然是存在的。 这时,即使再合上电源,由于故障依然存在,线路还要被继电保护再次断开,因而就不能恢复正常供电。 由于送电线路上的故障具有以上的性质,因此,在线路被断开以后再进行一次合闸,就有可能大大提高供电的可靠性。 由运行人员手动进行合闸,固然也能够实现上述作用,但由于停电时间过长,用户电动机多数已经停转,因此,其效果就不显著。 为此在电力系统中采用了自动重合闸(缩写为ZCH),即当断路器跳这后,能够自动地将断路器重新合闸的装置。 在线路上装设重合闸以后,由于它并不能够判断是瞬时性故障还是永久性故障,因此,在重合闸以后可能成功(指恢复供电不再断开),也可能成功不成功。 用重合成功的次数与总动作次数之比来表示重合闸的成功率,根据运行资料的统计,成功率一般在60%~90%之间。 在电力系统中采用重合闸的技术经济效果,主要地可归纳如下: 1、大提高供电的可靠性,减少线路停电的次数,特别是对单侧电源的单回线路尤为显著; 2、在高压输电线路上采用重合闸,还可以提高电力系统并列运行的稳定性; 3、在电网的设计与建设过程中,有些情况下由于考虑重合闸的作用,即可以暂缓架设双回线路,以节约投资; 4、对断中器本身由于机构不良或继电保护误动作而引起的误跳闸,也能起纠正的作用。 对于重合闸的经济效益,应该用无重合闸时,因停电而造成的国民经济损失来衡量。 由于重合闸装置本身的投资很低,工作可靠,因此,在电力系统中获得了广泛的应用。 对1kv及以上的架空线路和电缆与架空的混和线路,当其上有断路器时,就应状设自动重合闸;在用高压熔断器保护的线路上,一般采用自动重合熔断器;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,必要时也可以装设自动重合闸。 但事物都是一分为二的,在采用重合闸以后,当重合于永久性故障上时,它也将带来一些不利的影响,如: 1、使电力系统又一次受到故障的冲击; 2、使断中器的工作条件变得更加严重,因为它要在很短的时间内,连续切断两次短路电流。 这种情况对于油断路器必须加以考虑,因为在第一次跳闸时,由于电弧的作用,已使油的绝缘强度降低,在重合后第二次跳闸时,是在绝缘已经降低的不利条件下进行的,因此,油断器在采用了重合闸以后,其遮断容量也要有不同程度的降低(一般约降低到80%左右)。 因而,在短路容量比较大的电力系统中,上述不利条件往往限制重合闸的使用。 二、对自动重合闸装置的基本要求 1、下列情况下,重合闸不应动作: 1由值班人员手动操作或通过遥控装置将断型: 2手动投入断路器,由于线路上有故障,而随即被继电保护将其断开时。 因为在这种情况下,故障是属于永久性的它可能是由于检修质量不合格、隐患末消除或者保安的接地线忘记拆除等原因所产生,因此再重合一次也不可能成功。 2、除上述条件外,当断路器由继员保护动作或其它原因而跳闸后,重合闸均应动作,使断路器重新合闸。 3、为了能够满足第1、2项所提出的要求,应优先采用由控制开关的位置与断路器位置不对应的原则来起动重合闸,即当控制开关在合闸位置而断路器实际上在断开位置的情况下,使重合闸起动,这样就可以保证不论是任何原因使断路器跳闸以后,都可以进行一次重合。 当用手动操作控制开关使断路跳闸以后,控制开关与断路器的位置仍然是对应的。 因此,重合闸能就不会起动。 在某些情况下(如使用单相重合闸时),当利用保护装置来起动重合闸时,由于保护装置动作很快,可能使重合闸来不及起动,因此,必须采取措施(如用自保持回路、记忆回路等),来保证重合闸可靠动作。 4、自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定。 如一次式重合闸就应该只动作一次,当重合于永久性故障而再次跳闸以后,就不应该再动作;对二次式重合闸就应该能够动作两次,当第二次重合于永久性故障而跳闸以且,它不应该再动作。 在任何情况下,例如装置本身的元件损坏,继电器触点粘住或拒动等,重合闸均不应使断路器多次地重合到永久故障上去。 5、自动重合闸在动作以后,一般应能自动复归,准备好下一次再动作。 但对10KV及以下电压的线路,如当地有值班人员时,为简化重合闸的实现,也可以采用手动复归的方式。 采用手动复归的缺点是,当重合闸动作后,在值班人员末及时复归以前,而又一次发生故障时,重合闸将拒绝动作,这在雷雨季节,雷害活动较多的地方尤其可能发生。 6、自动重合闸装置应有可能在重合闸以前或重合闸以后加速继电保护的动作,以便更好地和继电保护相配合,加速故障的切除。 如果控制开关手动合闸并合于永久性故障上时,也宜于采用加速继电保护动作的措施,因为这种情况与实现重合闸后加速的要求是安全一样的。 当采用重合闸后加速保护时,如果合闸瞬间所产生的冲击电流或断路器三相触头不同时合闸所产生的零序有可能引起继电保护误动作时,则应采取措施予以防止。 7、在双侧电源的线路上实现重合闸时,应考虑合闸时两侧电源间的同步问题,度满足所提出的要求 8、当断路器处于不正常状态(例如操作机构中使用的气压、液压等)而不允许实现重合闸时,应将自动重合闸装置闭锁。 八、单相自动重合闸 以上所讨论的重合闸,都是三相式的即不论送电线路一发生单相接地短路还是相间短路,继电保护动作后均使断路器三相断开,然后重合闸再将三相投入。 但是,在220~500KV的架空线路上,由于线间距离在,运行经验表明,其中绝大部分故障都是单相接地短路。 在这种情况下,如果只把发生故障的一相断开,然后再进行单相重合,而末发生故障的两相仍然继续运行,就能够大大提高供电的可靠性和系统并列运行的稳定性。 这种方式的重合闸就是单相重合闸。 如果线路发生的是瞬时性故障,则单相重合成功,即恢复三相的正常运行。 如果是永久性故障,单相重合不成功,则需根据系统的具体情况,如不允许长期非全相运行时,即应切除三相并不再进行重合;如需要转入非全相运行时,则应再次切除单相并不再进行重合。 目前一般都是采用重合不成功时跳开三相的方式。 现就几个问题,简要说明如下。 1、故障相选择元件 为实现单相重合闸,首先就必须有故障相的选择元件(简称选相元件)。 对选相元件的基本要求如下。 1应保证选择性,即选相元件与继电保护相配合只跳开发生故障的一相,而接于另外两相上的选相元件不应动作; 2在故障相末端发生单相接地短路时,接于该相上的选相元件应保证足够的灵敏性。 根据网络接线和运行的特点,常用的选相元件有如下几种: 阻抗选相元件: 用三个低阻抗继电器分别接于三个相电压和经过零序补偿的相电流上,以保证继电器的测量阻抗与短路点到保护安装地点之间的正序阻抗成正双。 阻抗选相元件比以上两种选相元件具有更高的选择性和灵敏性,因而在复杂网络的接线中获得了较广泛的应用。 对单相重合闸的评价 采用单相重合闸的主要优点是: 1、能在绝大多数的故障情况下保证对用户的连续供电,从而提高供电的可靠性,当由单侧电源单回路线向重要负荷供电时,对保证不间断地供电更有显著的优越性。 2、在双侧电源的联络线上采用单相重合闸,就可以在故障时大大加强两个系统之间的联系,从而系统并列运行的动态稳定。 对于联系比较薄弱的系统,当三相切除并继之以三相重合闸而很难再恢复同步时,采用单相重合闸就能避免两系统的解列。 采用单相重合闸的缺点是: 1需要有按相操作的断路器。 2需要专门的选相元件与继电保护相配合,再考虑一些特殊的要求后,使重合闸回路的接线比较复杂。 3在单相重合闸过程中,由于非全相运行能引起本线路和电网中其他线路的保护误动作,因此,就需要根据实际情况采取措施予以防止。 这将使保护的接线,整定计算和调试工作复杂化。 由于单相重合闸具有以上特点,并在实践中证明了它的优越性。 因此,已在220~500KV线路上获得了广泛的应用。 对于110KV的电力网,一般不推荐这种重合闸方式,只在由单侧电源向重要负荷供电的某些线路及根据系统运行需要装设单相重合闸的某些重要线路上,才考虑使用。
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