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1、 第 3 章 电网的距离保护 本章讲述了距离保护的基本工作原理、实现方法及影响距离保护正确动作的原因，重点讲述了过渡电阻、分支电流及系统振荡对测量阻抗的影响及防止措施，同时给出距离保护整定的原则及对其的评价和应用，最后对继电保护与变电站综合自动化系统予以简单 介绍。 3.1 距离保护的基本原理 随着电力系统的进一步发展，出现了容量大、电压高、距离长、负荷重和结构复杂的网络，这时简单的电流、电压保护就难于满足电网对保护的要求。如高压长距离、重负荷线路，由于负荷电流大，线路末端短路时，短路电流数值与负荷电流相差不大，故电流保护往往不能满足灵敏度的要求；对于电流速断保护，其保护范围受电网运行方式的变
2、化而变化，保护范围不稳定，某些情况下甚至无保护区，所以不是所有情况下都能采用电流速断保护的；对于多电源复杂网络，方向过电流保护的动作时限往往不能按选择性的要求整定，且动作时限长，难于满足电力系统对保护快速动作的要求。自适应电流保护，是根据保护安装处正序电压、电流的故障分量，可计算出系统正序等值阻抗，同时通过选相可确定故障类型，取相应的短路类型系数值，使自适应电流保护的整定值随系统运行方式、短路类型而变化，这样就克服了传统电流保护的缺点，从而使保护区达到最佳效果。但在高电压、结构复杂的电网中，自适应电流保护的优点还不能得到发挥。 因此，在结构复杂的高压电网中，应采用性能更加完善的保护装置，距离保
3、护就是其中的一种。 3.1.1 距离保护的基本原理 距离保护是反应保护安装处至故障点的距离，并根据距离的远近而确定动作时限的一种保护装置。测量保护安装处至故障点的距离，实际上是测量保护安装处至故障点之间的阻抗大小，故有时又称阻抗保护。 测量阻抗通常用mZ表示，它定义为保护安装处测量电压mU与测量电流mI之比，即 mmmUZI= (3-1) 式中 mZ一复数，在复平面上既可以用极坐标形式表示，也可以用直角坐标形式表示，即 mmZZ=mmmjRX=+ (3-2) 式中 |mZ|测量阻抗的阻抗值； 第 3 章 电网的距离保护 75 75 m测量阻抗的阻抗角； mR测量阻抗的实部，称测量电阻； mX测
4、量阻抗的虚部，称测量电抗。 电力系统正常运行时，mU近似为额定电压，mI为负荷电流，mZ为负荷阻抗。负荷阻抗的量值较大，其阻抗角为数值较小的功率因数角(一般功率因数不低于 0.9，对应的阻抗角不大于 25.8)，阻抗性质以电阻性为主。 当线路故障时，母线测量电压为mU=kU，输电线路上测量电流为mI=kI，这时测量阻抗为保护安装处到短路点的短路阻抗kZ，即 mZ=mU/mI=kU/kI= kZ (3-3) 在短路以后，母线电压下降，而流经保护安装处的电流增大，这样短路阻抗kZ比正常时测量到的阻抗mZ大大降低，所以距离保护反应的信息量测量阻抗mZ在故障前后变化比电流变化大，因而比反应单一物理量的
5、电流保护灵敏度高。 距离保护的实质是用整定阻抗setZ与被保护线路的测量阻抗mZ比较。当短路点在保护范围以内时，即mZsetZ时，保护动作；当mZsetZ时，保护不动作。因此，距离保护又称低阻抗保护。 3.1.2 三相系统中测量电压和测量电流的选取 上面的讨论是以单相系统为基础的， 在单相系统中， 测量电压mU就是保护安装处的电压，测量电流mI就是被保护元件中流过的电流，系统金属性短路时两者间的关系为 mmmmkm1kUI ZI ZI Z L= (3-4) 式中 111jZrx=+为单位长度线路的复阻抗，单位为/km，1r、1x分别为单位长度线路的正序电阻和电抗。 式(3-4)是距离保护能够用
6、测量阻抗来正确表示故障距离的前提和基础，即只有测量电压、测量电流之间满足该式，测量阻抗才能准确反应故障的距离。 在实际三相系统中，可能发生多种不同的短路故障，而在各种不对称短路时，各相的电压、电流都不再简单地满足式(3-4)，需要寻找满足式(3-4)的电压、电流接入保护装置，以构成在三相系统中可以用的距离保护。 现以图 3.1 所示网络中 k 点发生短路故障时的情况为例，对此问题予以分析。 图 3.1 故障网络图 按照对称分量法，可以算出 M 母线上各相的电压为 电力系统继电保护 76 76 AkAA11kA22kUUIZ LIZ L=+A02kIZ L =01kAA1A2A0A01k1()3
7、3ZZUIIIIZ LZ+ = kAA01k(3)UIKIZ L+ (3-5a) BkBUU=+ B01k(3)IKIZ L+ (3-5b) CkCC01k(3)UUIKIZ L=+ (3-5c) 式中 kAU、kBU、kCU故障点 k 处 A、B、C 的三相电压； AI、BI、CI流过保护安装处的三相电流； A1I、A2I、A0I流过保护安装处 A 相的正序、负序、零序电流； 1Z、2Z、0Z被保护线路单位长度的正序、负序、零序阻抗，一般情况下可按正、负序阻抗相等考虑； K零序电流补偿系数，0113ZZKZ=，可以是复数。 对于不同类型和相别的短路，故障点的边界条件是不同的，下面就几种故障情
8、况予以分析。 1. 单相接地短路故障(1)k) 以 A 相接地为例，当 A 相发生金属性短路时，kA0U=，式(3-5a)变为 AU=A01k(3)IKIZ L+ (3-6) 若令mAAUU=、mAA03IIKI=+，则式(3-6)变为 mAmA1kUIZ L= (3-7) 与式(3-4)具有相同的形式，因而由mAU、mAI算出的测量阻抗能够正确反应故障的距离，从而可以实现对故障区段的比较和判断。 对于非故障相 B、 C， 若令mBBUU=、mBB03IIKI=+或mCCUU=、mCC03IIKI=+，由于kBU、kCU不为零，式(3-5a)和式(3-5c)无法变成式(3-4)的形式，所以两非
9、故障相的测量电压、电流不能准确地反应故障的距离。又由于kBU、kCU均接近正常电压，而BI、CI均接近正常负荷电流，B、C 两相的工作状态与正常负荷状态相差不大，所有在 A 相故障时，由于 B、C 两相电压、电流算出的测量阻抗接近负荷阻抗，对应的距离一般都大于整定距离，由它们构成的距离保护一般都不会动作。 同理分析表明，在 B 相发生单相接地故障时，用mBBUU=、mBB03IIKI=+作为测量电压、电流能够正确反应故障距离，而用mAU、mAI或mCU、mCI作为测量电压、电流计算出的距离一般都大于整定距离；C 相发生单相接地故障时，用mCCUU=、mCC03IIKI=+作为测量电压、电流能够
10、正确反应故障距离，而用mAU、mAI或mBU、mBI作为测量电压、电流计算出的距离一般都大于整定距离。 第 3 章 电网的距离保护 77 77 2. 两相接地短路故障(1,1)k) 系统发生金属性两相接地故障时，故障点处两接地相的电压都为 0，以 B、C 两相接地故 障 为 例 ， 即kB0U=、kC0U=。 令mBBUU=，mBB03IIKI=+或mCCUU=、CmC03IIKI=+，可以得到 mBmB1kUIZ L= (3-8) mCmC1kUIZ L= (3-9) 两式均与式(3-4)形式相同，所以由mBU、mBI或mCU、mCI作出的测量和判断都能够正确反应故障距离。 非故障相 A 相
11、故障点处的电压kAU0，mAU、mAI之间不存在式(3-4)所示的关系，且保护安装处的电压、电流均接近正常值，所以 B、C 两相接地故障时，用mAU、mAI算出的距离不能正确反应故障的距离，且一般均大于整定距离。 将式(3-5a)和式(3-5c)相减，可得 BCUU=BC1k()IIZ L (3-10) 令mBCBCUUU=、mBCBCIII=，也可得到与式(3-4)相同的形式，因而用它们作为距离保护的测量电压和测量电流，同样能够正确反应故障距离。 由 于 在 B 、 C 两 相 接 地 故 障 的 情 况 下 ，mABABUUU=、mABABIII=以 及mCACAUUU=、mCACAIII
12、=之间不存在式(3-4)所示的关系，所以由它们构成测量电压、电流都不能正确测量故障距离。由于在测量电压、电流中含有非故障相的电压、电流，且电压高、电流小，因此它们一般不会动作。 同理可知 A、 B 两相或 C、 A 两相接地故障时各故障相和非故障相元件的动作情况与 B、C 两相接地时相同。 3. 两相不接地短路故障(2)k) 在金属性两相短路的情况下，故障点处两故障相的对地电压相等，各相电压都不为 0，现以 A、B 两相故障为例，因kAkBUU=，将式(3-5a)与式(3-5b)相减，可得 ABUU=AB1k()IIZ L (3-11) 令mABABUUU=、AmABBIII=，可得到与式(3
13、-4)相同的形式。 非故障相 C 相故障点处的电压与故障相电压不等，作相减运算时不能被消掉，所以它不能用来进行故障距离的判断。 4. 三相对称短路(3)k) 三相对称短路时，故障点处的各相电压相等，且三相系统对称时均为 0。这种情况下，选用任意一相的电压、电流或任意两相间的电压、电流差作为距离保护的测量电压和电流，电力系统继电保护 78 78 都可得到与式(3-4)相同的形式，即能正确判断故障距离。 5. 故障环路的概念及测量电压、电流的选取 经由以上对各种短路类型下正确测量故障距离的分析，可以寻找出接入距离保护中电压、电流间的规律。在系统中性点直接接地系统中，发生单相接地时，故障电流在故障相
14、与大地之间流通；两相接地短路时，故障电流既可在两故障相与大地间流通，也可在两故障相间流通；两相不接地短路时，故障电流在两故障相间流通；而三相短路时，故障电流可在任何两相间流通。 如果把故障电流可以流通的通路称为故障环路，则在单相接地短路时，存在一个故障相与大地之间的故障环路(相地故障环路)；两相接地短路时，存在两个故障相与大地间的(相地)故障环路和一个两故障相间的(相相)故障环路；三相短路接地时，存在三个相地故障环路和三个相相故障环路。 上述分析表明，故障环路上的电压和环路中流通的电流之间满足式(3-4)，用它们作为测量电压和测量电流所算出的测量阻抗，能够正确反应保护安装处到故障点的距离。而非
15、故障环路上的电压、电流之间不满足式(3-4)，由它们算出的测量阻抗就不能正确反应故障距离。 距离保护应取故障环路上的电压、电流作为判断故障距离的依据，而用非故障环路上的电压、电流计算得到的距离一般大于保护安装处到故障点的距离。 对于接地短路，取相地故障环路，测量电压为保护安装处故障相对地电压，测量电流为带有零序电流补偿的故障相电流， 由它们算出的测量阻抗能够准确反应单相接地故障、两相接地故障和三相接地故障下的故障距离，这种合理选取相地环路中电流、电压的方法称为接地距离保护接线方式。 对于相间短路，故障环路为相相故障环路，取测量电压为保护安装处两故障相的电压差，测量电流为两故障相的电流差，由它们
16、算出的测量阻抗能够准确反应两相短路、三相短路和两相接地短路情况下的故障距离，这种合理选取相相环路中电流、电压的方法称为相间距离保护接线方式。 两种接线方式的距离保护在各种不同类型短路时的动作情况如表 3-1 所示。 表 3-1 接地距离保护和相间距离保护在不同类型短路时的动作情况 接地距离保护方式 相间距离保护方式 A 相 B 相 C 相 AB 相 BC 相 CA 相 接线方式 故障类型 mAAUU= mAAII= 03KI+ mBBUU=mBBII= 03KI+ mCCUU= mCCII= 03KI+ mABABUUU=mABABIII= mBCBCUUU=mBCBCIII= mCACAUU
17、U=mCACAIII= A B 单相接 地短路 C + 第 3 章 电网的距离保护 79 79 (续) 接地距离保护方式 相间距离保护方式 A 相 B 相 C 相 AB 相 BC 相 CA 相 接线方式 故障类型 mAAUU= mAAII= 03KI+ mBBUU=mBBII= 03KI+ mCCUU= mCCII= 03KI+ mABABUUU=mABABIII= mBCBCUUU=mBCBCIII= mCACAUUU=mCACAIII= AB BC + 两相接地短路 CA + AB BC 两相不接地短路 CA + 三相 短路 ABC + 注：“”表示能正确反应故障距离； “”表示不能正确反
18、应故障距离。 3.1.3 距离保护的时限特性 距离保护是利用测量阻抗来反应保护安装处至短路点之间的距离，当两个故障点分别发生在线路的末端或下一级线路始端时，保护同样存在无法区分故障点选择性的问题，为了保证选择性，目前获得广泛应用的是阶梯形时限特性，这种时限特性与三段式电流保护的时限特性相同，一般也做成三阶梯式，即有与三个动作范围相对应的三个动作时限，如图 3.2 所示。 图 3.2 距离保护时限特性图 (b) 段、段时限特性图 (c) 段时限特性图 (a) 网络图 电力系统继电保护 80 80 距离 I 段为无延时的速动段，其动作时限I1t 仅为保护装置的固有动作时间。为了与下一条线路保护的
19、I 段有选择性的配合，则两者保护范围不能重叠，因此，I 段的保护范围不能延伸到下一线路中去，而为本线路全长的 80%85%，即 I 段的动作阻抗整定为 80%85%线路全长的阻抗。 距离 II 段为带延时的速动段，其时限为2t。为了有选择性地动作，距离 II 段的动作时限和启动值要与相邻下一条线路保护的 I 段和 II 段相配合。根据相邻线路之间选择性配合的原则：两者的保护范围重叠，则两者保护的动作时限整定不同；若动作时限相同，则保护范围不能重叠；因此，与下一线路距离保护 I 段的配合，采取整定时限2t大于下一线路保护 I 段时间I1t 一个t的措施，通常第 II 段的整定时限取 0.5s；与
20、下一线路保护的第 II 段之间的配合，因两者时限相同，则保护范围不能重叠，故距离保护 II 段的保护范围不应超过下一线路距离 I 段的保护范围，即第 II 段的动作阻抗整定为小于下一条线路第 I 段保护范围末端短路时的测量阻抗。 距离 III 段为本线路和相邻线路(元件)的后备保护， 其动作时限3t的整定原则与过电流保护相同，即大于下一条变电站母线出线保护的最大动作时限一个t，其动作阻抗应按躲过正常运行时的最小负荷阻抗来整定。 3.1.4 距离保护的组成 距离保护装置一般由以下五个部分组成。 1. 启动部分 当被保护线路发生故障时，瞬间启动保护装置，以判断线路是否发生了故障，并兼有后备保护的作
21、用。通常启动元件采用过电流继电器或阻抗继电器。为了提高元件的灵敏度，也可采用反应负序电流或零序电流分量的复合滤过器来作为启动元件。 2. 测量部分 测量元件用来测量保护安装处至故障点之间的距离，并判别短路故障的方向。通常采用带方向性的阻抗继电器作测量元件。如果阻抗继电器是不带方向性的，则需增加功率方向元件来判别故障的方向。 3. 延时部分 用来提供距离保护段、段的动作时限，以获得其所需要的动作时限特性。通常采用时间继电器或延时电路作为时间元件。 4. 振荡闭锁部分 用来防止当电力系统发生振荡时，距离保护的误动作。在正常运行或系统发生振荡时，振荡闭锁元件将保护闭锁，而当系统发生短路时，解除闭锁开
22、放保护，使保护装置根据故障点的远、近有选择性的动作。 5. 电压回路断线失压闭锁部分 用来防止电压互感器二次回路断线失压时，引起阻抗继电器的误动作。 第 3 章 电网的距离保护 81 81 3.2 阻抗继电器及其动作特性 阻抗继电器是距离保护装置的核心元件，它主要用来作测量元件，也可以作启动元件兼作功率方向元件。 阻抗继电器种类繁多。按其构成方式不同分为电磁型、整流型、晶体管型、集成电路型和微机型；按其构成原理不同可分为幅值比较、相位比较和多输入量时序比较；按其动作特性不同可分为圆特性、直线特性、四边形特性、苹果形特性等；按阻抗继电器的接线方式不同可分为单相式、多相式、滤序式、多相补偿式等。
23、3.2.1 用复数阻抗平面分析阻抗继电器的特性 按相测量阻抗的继电器称为单相式阻抗继电器，加入继电器中的量只有一个电压和一个电流。由于电压与电流之比是阻抗，所以测量阻抗可以通过测量电压和电流来实现。继电器动作情况取决于测量阻抗mZ的值，当测量阻抗mZ小于预定的整定值setZ时动作，大于整定值时不动作。因测量阻抗mZ可以写成 R+jX 这种复数形式，故可以在复数阻抗平面上用作图法表示出来， 如图3.3所示。 图中相量mZ的模值为 22mmRX+ ， 幅角为 mmarctanXR 。 图 3.3 阻抗相量在复平面上的表示 对于输电线路，同样可以在复数阻抗平面上用相量 Z 表示其阻抗。如图 3.4
24、所示的系统，如果各段线路的阻抗角相同，则该线路在复数阻抗平面上的形状是一条直线，并超前R 轴m角，将线路 BC 的 B 端(保护 B 的安装处)置于坐标原点，保护 B 正方向的线路阻抗画在第象限，并超前 R 轴m角，用相量BCZ表示；保护 B 反方向的线路 AB 的阻抗画在第象限，用ABZ表示，如图 3.5 所示。 图 3.4 系统图 对于单相阻抗继电器的动作范围，原则上在阻抗复数平面上用一个小方框就可以满足电力系统继电保护 82 82 要求，如图 3.6 所示。但是当短路点有过渡电阻存在时，阻抗继电器的测量阻抗将不在幅角为m的直线上。此外，电压互感器，电流互感器都存在角误差，这样也将使测量阻
25、抗角发生变化。所以，要求阻抗继电器的动作范围不是以m为幅角的直线，应将其动作范围扩大，扩大为一个面或圆(但整定值不变)。目前已经实现的有圆特性，椭圆特性，橄榄特性，苹果特性，直线特性，四边形特性等。在以上各种特性的继电器中，以圆特性和直线特性的继电器最为简单，应用也最为普遍。 图 3.5 任意网络阻抗在复平面上的表示 图 3.6 过渡电阻对测量阻抗的影响 应该指出，对于多相补偿式阻抗继电器，由于加入继电器的不是单一的电压和电流，因此就不能用测量阻抗的概念在阻抗复平面上分析它的特性，而只能用数学式来表达。 3.2.2 比幅原理和比相原理 在线性器件中，两个正弦交流电气量之间的关系包括幅值大小和相
26、位关系。因此，可以利用比较其幅值大小和相位关系来构成继电器，其中反映两电气量幅值大小关系的继电器称为幅值比较继电器，简称比幅器；反映相位关系的继电器为相位比较继电器，简称比相器。现对比幅原理、比相原理及其互换关系进行分析。 1. 比幅原理 任何按比幅原理工作的阻抗继电器都具有两个输入量，其中一个构成动作量，另一个构成制动量。比较两个电气量的幅值，就是只比较其幅值大小，而不管它们的相位如何。例如，有两个正弦交流电气量A和B，其数学表达式为 ajeAA= (3-12a) jeBB= (3-12b) 相量A和B的幅值分别用| A|和|B|表示。比幅器的动作边界条件为 |A|=|B| (3-13) 当
27、|A|B|时，继电器动作；当|A|B|时，继电器不动作。 按比幅原理工作的继电器基本方框图如图3.7所示。 在图3.7中，输入继电器的电压mU和电流mI，通过电压形成回路，按继电器的某种特性方程关系， 形成A和B两个被比较的交流电气量， 然后分别整流、 滤波， 取幅值|A|和|B|第 3 章 电网的距离保护 83 83 后，将其输入比幅电路。比幅电路有均压法和环流法两种，但一般都采用环流法接线。比幅电路根据比较的结果，输出直流电压信号作用于执行元件。 A |A| mU B |B| mI 电压 形成 回路 整流 滤波 整流 滤波 比 幅 执 行 电压 形成 回路 整流 滤波 整流 滤波 比 幅
28、执行 输出 图 3.7 比幅式继电器的实现方框图 2. 比相原理 比相器的动作决定于被比较两电气量的相位，而与它们的幅值大小无关。用C和D表示这两个正弦交流电气量，其数学表达式为 cjeCC= (3-14a) djeDD= (3-14b) 按比相原理构成的继电器动作条件一般可写为 12argCD (3-15) 式中，符号argCD表示取复数CD的相角，当相量C 超前D时，相角argCD为正，反之为负。 动作范围为-9090的继电器称为余弦型比相器，其动作特性如图3.8所示。 按比相原理工作的继电器，其方框图如图3.9所示。 图 3.8 余弦型比相器的动作范围 图 3.9 比相式继电器的实现方框
29、图 电力系统继电保护 84 84 在图3.9中，反应被保护元件工作情况的电压mU及电流mI，通过电压形成回路，按继电器的某种特定关系，转换成相位比较的两个电气量C和D，送入比相电路进行比较，根据两电气相量相位比较结果，输出一直流电压信号作用于执行元件。 3. 比幅与比相之间的转换关系 上述分析说明，比幅和比相虽然是两种不同的原理和方法，但可以构成同一特性的继电器。它们之间存在着一定的内在关系，在一定条件下可以互换，把输入量作适当的组合就可以利用比幅式实现相位比较。反之，也可利用比相式实现幅值比较。 按比幅原理工作的继电器，以A和B表示比幅的两个电气量，而且继电器动作条件为 |A|B|，按比相原
30、理工作的继电器，以C和D表示比相的两个电气量，它的动作条件为90 argCD90 。这两类继电器的动作条件，恰好可以用在复数平面上平行四边形的两条边与对角线的关系来表示，如图3.10所示。C和D为两条边，则两条对角线为A和B。 由图3.10可以看出，不管C和D的大小如何，若为90 或90 时，相位比较正好处于临界状态，这时图形为一矩形，两对角线长短相等，即 |A|=|B|，如图3.10(a)、(b)所示；当90 90 时，相位比较处于动作状态，由图3.10(c)、图3.10(d)可知，|A|B|，幅值比较也处于动作状态；当90 或90 时，|A|B|，两类继电器都不在动作区内，如图3.10(e
31、)、图3.10 (f)所示。 (a) =90 (b) = 90 (c) 90 (d) 90 (e) 90 (f) 90 图 3.10 绝对值比较与相位比较间的关系 第 3 章 电网的距离保护 85 85 由此得出两种比较原理的两组比较量的互换关系，即 ACDBCD=+= (3-16) 同样可得 1()21()2CA BDA B=+= (3-17) 由于是比较相位，式(3-17)中的常数12不影响C和D的比较结果，故可把式(3-17)变为 CA BDA B=+= (3-18) 上述关系说明，动作条件90 90的相位比较与动作条件为 |A|B|的幅值比较等效，利用式(3-17)或式(3-18)，即
32、可由一种比较原理的比较量算出另一种比较原理的比较量，它们所构成的动作特性完全相同。但是应该指出，在应用幅值比较与相位比较转换关系式时应注意其条件：当幅值比较继电器动作条件为 |A|B|时，则相位比较继电器的动作角度范围为=90 90；如果相位比较继电器的动作边界不是90，则不能应用上述的转换关系。此外，这种转换关系只能适用于正弦波的交流电气量。 3.2.3 阻抗继电器的动作特性和动作方程 阻抗继电器动作区域的形状称为动作特性。例如动作区域为圆时称为圆特性；动作区域为四边形时称为四边形特性。动作特性既可以用阻抗复平面上的几何图形来描述，也可用复数的数学方程来描述，这种方程称为动作方程。下面对几种
33、不同特性的阻抗继电器予以分析。 1. 圆特性阻抗继电器 根据动作特性圆在阻抗复平面上位置和大小的不同，圆特性又分为偏移圆特性、方向圆特性和全阻抗圆特性等。 1) 偏移圆特性 偏移圆特性的动作区域如图3.11所示，它有两个整定阻抗，即正方向整定阻抗set1Z和反方向整定阻抗set2Z，两整定阻抗对应相量末端的连线就是圆的直径。特性圆包含坐标原点，圆心位于set1set21()2ZZ+处，半径为set1set21()2ZZ+。圆内为动作区，圆外为非动作区。当测量阻抗正好落在圆周上时，阻抗继电器临界动作。 对应于该特性的动作方程，可以有两种不同的表达式：一种是比较两个量大小的幅值比较原理表达式；另一
34、种是比较两个量相位的比较原理表达式。 (1) 幅值比较原理。当测量阻抗mZ落在圆内或圆周上时，mZ末端到圆心的距离一定小电力系统继电保护 86 86 于或等于圆的半径；而当测量阻抗mZ落在圆外时，mZ末端到圆心的距离一定大于圆的半径。所以动作条件可表示为 mset1set2set1set211()()22ZZZZZ+ (3-19) 式中 set1Z、set2Z已知的整定阻抗；mZ可由测量电压mU和测量电流mI算出。 当mZ满足上式时，阻抗继电器动作，否则不动作。式(3-19)就是偏移圆特性阻抗继电器的幅值比较动作方程。 (2) 相位比较原理。如上所述，set1Z与set2Z相量末端的连线，就是
35、圆特性的直径，它将圆分成两部分，即右下部分和左上部分，如图3.12所示。由图可见，当测量阻抗落在右下部分圆周的任一点上时，有 set1mmset2argZZZZ=90 (3-20) 图 3.11 偏移圆特性 图 3.12 用相位比较法实现的偏移特性圆 当测量阻抗落在左上部分圆周的任一点上时，有 set1mmset2argZZZZ=-90 (3-21) 当测量阻抗落在圆内任一点时，有 -90set1mmset2argZZZZ90 (3-22) 当测量阻抗落在圆外点时，有 set1mmset2argZZZZ90或set1mmset2argZZZZ90 (3-23) 因而测量元件的动作条件可表示为
36、-90set1mmset2argZZZZ90 (3-24) 式(3-24)就是偏移圆特性阻抗继电器的相位比较动作方程。 使阻抗元件处于临界动作状态对应的阻抗称为动作阻抗， 通常用opZ表示。 对于具有偏移圆特性的阻抗继电器而言，当测量阻抗mZ的阻抗角不同时，对应的动作阻抗是不同的。当测量阻抗mZ的阻抗角与正向整定阻抗set1Z的阻抗角相等时，阻抗继电器的动作阻抗最第 3 章 电网的距离保护 87 87 大，正好等于set1Z，即opZ=set1Z，此时继电器最灵敏，所以set1Z的阻抗角又称为最大灵敏角。 最大灵敏角是阻抗继电器的一个重要参数，一般取为被保护线路的阻抗角。当测量阻抗mZ的阻抗角
37、与反向整定阻抗set2Z的阻抗角相等时，动作阻抗最小，正好等于set2Z，即OPset2ZZ=。 由上述分析可见， 偏移圆特性的阻抗继电器在反向故障时有一定的动作区。 如果set2Z的方向正好与set1Z的方向相反，则set2Z可以用set1Z表示，称为偏移特性的偏移率。偏移特性的阻抗元件通常用在距离保护的后备段(如第段)中。 2) 方向圆特性 在上述的偏移圆特性中，如果令set20Z=，set1setZZ=，则动作特性就变成方向圆特性，动作区域如图3.13所示。特性圆经过坐标原点，圆心位于set12Z处，半径为set12Z。 将set20Z=，set1setZZ=代入式(3-19)，可得到方
38、向圆特性的幅值比较动作方程为 msetset11)22ZZZ (3-25) 将set20Z=，set1setZZ=代入式(3-24)，可得到方向圆特性的相位比较动作方程为 -90setmmargZZZ90 (3-26) 与偏移阻抗圆特性类似，方向圆特性对于不同的mZ阻抗角，动作阻抗也是不同的。在整定阻抗的方向上，动作阻抗最大，正好等于整定阻抗；其他方向的动作阻抗都小于整定阻抗；在整定阻抗的反方向，动作阻抗为0。反向故障时不会动作，阻抗元件本身具有方向性。 方向圆特性的阻抗元件一般用于距离保护的主保护段(段和段)中。 方向圆特性的动作阻抗圆经过坐标原点，根据复数反演的理论，当把该特性反演到导纳平
39、面(即取mm1YZ=，做mY的动作特性)时，导纳动作特性为一直线。因而也有方向圆特性的阻抗继电器称为导纳继电器或欧姆继电器。 3) 全阻抗圆特性 在偏移特性中，如果令set2ZsetZ，set1ZsetZ，则动作特性就变为圆特性，动作区域如图3.14所示。特性圆的圆心位于坐标圆点处，半径为setZ。 将set2Z=setZ，set1Z=setZ代入式(3-19)，可以得到全阻抗圆特性的幅值比较动作方程为 msetZZ (3-27) 将set2Z= setZ，set1Z=setZ代入式(3-24)，可得到全阻抗圆特性的相位比较动作方程为 -90setmsetmargZZZZ+90 (3-28)
40、电力系统继电保护 88 88 图 3.13 方向圆特性 图 3.14 全阻抗圆特性 全阻抗圆特性在各个方向上的动作阻抗都相同，它在正向或反向故障的情况下具有相同的保护区，即阻抗元件本身不具有方向性。全阻抗圆特性的阻抗元件可以应用于单侧电源的系统中；当应用于多侧电源时，应与方向元件相配合。 2. 直线特性的阻抗元件 直线特性的阻抗元件可以看作是圆特性阻抗元件的特例，当上述特性圆的圆心在无穷远处，而直径趋向于无穷大时，圆形动作边界就变为直线边界。因而，圆特性中的幅值比较原理和相位比较原理都可以应用于直线特性。 根据直线在阻抗复平面上位置和方向的不同，直线特性可分为电抗特性、电阻特性和方向特性等几种
41、。 1) 电抗特性 电抗特性的动作边界如图3.15中的直线1所示。动作边界直线平行于R轴，到R轴的距离为setX，直线的下方为动作区。 由图 3.15 可知，当测量阻抗mZ落在动作特性直线上(即处于临界动作状态)时，msetmj2ZXZ=、msetsetjargjZXX= 90(虚轴左侧)或msetsetjargjZXX=90(虚轴右侧)；落在动作特性直线下方(即动作区中)时，msetj2ZXmZ、90msetsetjargjZXX90； 落在动作特性直线上方(即非动作区中)时，msetj2ZXmZ、90 msetsetjargjZXX270 。 所以电抗特性的幅值比较动作方程和相位比较动作方
42、程分别为 mmsetj2ZZX (3-29) 90 msetsetjargjZXX90 (3-30) 电抗特性的动作情况只与测量阻抗中的电抗分量有关，与电阻无关，因而它有很强的耐过渡电阻的能力。但它本身不具有方向性，且在负荷阻抗情况下也可能动作，所以它通常不能独立应用，而是与其他特性复合，形成具有复合特性的阻抗元件。 第 3 章 电网的距离保护 89 89 实际应用的电抗特性一般为图3.15中的直线2，相应的特性称为准电抗特性或正电抗特性，它与直线1的夹角为，对应的相位比较动作方程为 90msetsetjargjZXX90 (3-31) 图 3.15 电抗特性 2) 电阻特性 动作特性的动作边
43、界如图3.16所示。动作边界直线平行于jX轴，到jX轴的距离为setR，直线的左侧为动作区。 图 3.16 电阻特性 类似于电抗特性的分析，可以得到电阻特性阻抗形式的幅值比较动作方程和相位比较动作方程分别为 mmset2ZZR (3-32) 90msetsetarg90ZRR (3-33) 与电抗特性一样，电阻特性通常也是与其他特性复合，形成具有复合特性的阻抗元件。实际应用的电阻特性一般为图3.16中的直线2，相应的特性称为准电阻特性或修正电阻特性，它与直线1的夹角为，对应的相位比较动作方程为 电力系统继电保护 90 90 90msetsetarg90ZRR (3-34) 3) 方向特性 方向
44、特性的动作边界如图3.17所示。 动作边界直线经过坐标原点， 且与整定阻抗setZ方向垂直，直线的右上方(即setZ一侧)为动作区。 图 3.17 方向特性 类似于电抗特性的分析，可以得到方向特性阻抗形式的幅值比较动作方程和相位比较动作方程分别为 msetmsetZZZZ+ (3-35) 90msetarg90ZZ (3-36) 3.3 阻抗继电器的实现方法 对于动作于跳闸的继电保护功能而言，最重要的是判断出故障处于规定的保护区内还是区外，至于区内或区外的具体位置，一般并不需要确切地知道。这样，就可以用两种不同的方法来实现距离保护。一种是首先精确地测量出mZ，然后再将它与事先确定的动作特性进行
45、比较。当mZ落在动作区域之内时，判为区内故障，给出动作信号；当mZ落在动作区域之外时，继电器不动作。另一种方法无需精确地测出mZ，只需间接地判断它是处在动作边界之内还是处在动作边界之外，即可确定继电器动作或不动作。 阻抗继电器一般根据已经推导出的幅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方法实现。 3.3.1 幅值比较原理的实现 令AAZ=、BBZ=，根据幅值比较的条件并在该式两端同乘以测量电流mI，并令mAI Z=AU，mBBI ZU=，则幅值比较的动作条件又可以表示为 BAUU (3-37) 第 3 章 电网的距离保护 91 91 式(3-37)称为电压形
46、式的幅值比较方程。 1. 模拟式距离保护中幅值比较的实现 在传统的模拟式距离保护中，幅值比较原理是以电压比较的形式实现的。根据动作特性的需要，首先形成两个参与比较的电压量AU、BU，然后在幅值比较电路中比较两者的大小，满足式(3-37)时，发出动作信号。 早期的整流型或晶体管型模拟式保护装置中，电压形成是依靠回路串、并联连接的方法实现的。以圆特性的方向阻抗元件为例，可用图3.18所示的回路连接完成电压形成。 在图3.18中，T为电压变换器，它将电压互感器的输出电压变换为适合弱电回路运算的电压，有一个输入绕组和一个输出绕组，输出电压接入阻抗继电器的电压形成回路。变换器的变换系数UK为没有量纲的实
47、数，所以变换器的输出电压与输入电压同相位，幅值为UmK U。 图 3.18 幅值比较的电压形成电路 UR为电抗互感器， 它有一个输入绕组和三个输出绕组， 输入来自电流互感器的二次电流，三个输出绕组中，其中一个绕组接调节电阻，另外两个绕组接阻抗继电器的电压形成回路。 接电压形成回路的两个绕组的输出电压都为Im12K I， 其中IK为具有阻抗量纲的复数变换系数，改变匝数可以改变变换系数的值，改变调节绕组中的调节电阻，可以改变其阻抗角。电抗互感器的铁芯有气隙，其输出电压近似为输入电流的导数，对输入电流中不同频率成分的影响是不同的，对于输入信号中的直流分量，其输出基本没有反映，即可以滤除直流分量，而当
48、输入中含有高频信号时，它将会有较大的放大作用。 按照图3.18所示的回路，可以得到 AIm12UK U= (3-38) BImUm12UK IK U= (3-39) 电力系统继电保护 92 92 幅值比较回路的动作条件为 ImUm12K IK UIm12K I (3-40) 两侧同除以UmK I，并令IsetUKZK=，式(3-40)就变成了式(3-25)的形式，即为用阻抗表示的具有方向圆特性的阻抗继电器。 在集成电路型的模拟式保护中，电压形成既可以用上述回路连接的办法实现，也可用模拟加、减法器通过对测量电压、电流和整定阻抗进行模拟运算的办法实现，具体电路可参考有关资料。 2. 数字式保护中幅
49、值比较的实现 在数字式保护中，幅值比较既可以用电压的形式实现，也可以用阻抗的形式实现。来自TV的测量电压和来自TA的测量电流分别通过各自的模拟量输入回路送到A/D转换器，转换成数字信号，由微型计算机计算出相量mU和mI。若用电压比较算法，则直接根据动作特性要求用软件形成两个比较电压，并比较它们的大小，决定是否动作；若采用阻抗比较算法，则应先算出mZ，然后按动作特性要求形成两个比较阻抗，判断它们的大小，决定是否动作。 可见，数字式保护中实现绝对比较的关键是计算mU、mI或mZ。它们可以分别由两点积算法、导数算法、傅里叶(简称傅氏)算法和解微分方程算法等方法算出，具体的计算方法见第9章，此处仅以用
50、傅氏算法为例简要说明。 应用傅氏算法，数字式保护可以方便地从电压、电流的采样值中计算出测量电压和测量电流基波相量的实部和虚部，从而进一步可以算出基波测量电压、测量电流和测量阻抗。 设由傅氏算法算出的电压和电流实、虚部分别用RU、IU、和RI、II表示，则 mRImUjUUUU=+= (3-41) mRImIjIIII=+= (3-42) mRIRRIIIRRImmm2222RIRIRImjjjjUUUU IU IU IU IZRXIIIIIII+=+=+ (3-43) 或 mmmUImmmm()UUZZII= (3-44) 式中 mU、mI测量电压、电流基波的有效值； U、I测量电压、电流基波
51、的相角； mR、mX测量阻抗的实、虚部； mZ、m测量阻抗的阻抗值和阻抗角。 第 3 章 电网的距离保护 93 93 3.3.2 相位比较原理的实现 令C=mICZCU，D=mDDI ZU=，则式(3-15)又可以表示为 90CDarg90UU (3-45) 式(3-45)称为电压形式相位比较方程。 1. 模拟式保护中相位比较的实现 与幅值比较原理的实现方程类似，模拟式保护的相位比较原理也是以电压比较的形式实现的。它也应根据动作特性的需要，首先形成两个参与相位比较的电压量CU与DU，然后在相位比较电路中比较两者的相位关系，满足式(3-45)时，发出动作信号。 电压的形成也有依靠回路串、并联连接
52、和用模拟加、减法器运算两种方式，此处只讨论第一种方式。仍以圆特性的方向阻抗元件为例，比较电压可由图3.19所示的回路连接 形成。 在图3.19中，电压变换器T有两个输出绕组，输出的电压均为UmK U；电抗互感器UR也有两个输出绕组，其中一个的输出电压为ImK I，另一个绕组接相角调节电阻。按照图示的连接，可以得到 CUImK IUmK U (3-46) DU=UmK U (3-47) 图 3.19 相位比较的电压形成回路图 相位比较回路动作条件为 90ImUmUmarg90K IK UK U (3-48) 式(3-48)分子、分母同除以UmK I，并令IsetUKZK=，就可以得到式(3-26
53、)的形式，即用电力系统继电保护 94 94 阻抗表示的方向阻抗特性。 2. 数字式保护中相位比较的实现 在数字式保护中，相位比较既可以用阻抗的形式实现，也可以用电压的形式实现。在用阻抗比较的情况下，首先应用上述的阻抗算法，算出系统故障时的测量阻抗mZ，然后根据特性要求与已知的整定阻抗一起，组合出比较阻抗CZ和DZ，直接代入动作条件的一般表达式(3-15)，根据是否满足动作条件，决定是否动作。 在用电压比较方式的情况下，又可以分为相量比较和瞬时采样值比较两种，现分别予以讨论。 1) 相量比较方式 电力系统出故障时，微机保护装置首先应用傅氏算法等计算方法，算出保护安装处的测量电压mU和测量电流mI
54、，然后根据动作特性的要求算出相量CU和DU。 在复平面上，CU和DU即可用幅值和相角表示为极坐标的形式，也可以用实部和虚部表示为直角坐标的形式，即 CUCUCCRU+CDjU (3-49a) DU=DUD=DRDIjUU+ (3-49b) 即CU和DU两个比较相量之间的相位差为CD。各种不同的相位比较方程，就是判断该相位差是否在给定的动作边界和范围之内。 (1) 动作范围为90 +90 。此时相位比较动作的条件为 90CD90 (3-50) 即 CDcos()0 (3-51) 式(3-51)左端展开，并在两端同乘以CUDU，得到 CUDUCDcos()=CUCcosDUDcos+CUCsinD
55、UDsin =CRDRCIDIUUU U+0 即比相动作的条件可以表示为 CRDRCIDI0UUU U+ (3-52) 由于该式是通过CU和DU相角差余弦的形式导出的，所以它又称为余弦型相位比较判据。 式(3-52)还可以通过下面的方法导出。在用直角坐标表示的情况下，CU，DU之比可以表示为 CCRCIDRDIDjjUUUUUU+=+= CRDRCIDIDRCICRDI22DRDI()j()UUU UUUUUUU+ 即CU、DU之比是一个无量纲的相量。在复平面上，CU、DU之间的夹角在(90 +90)范围内的判断，即式(3-45)所示的比相动作条件，等价于该相量的实部大于0，所以第 3 章 电
56、网的距离保护 95 95 动作的条件可以表示为 CRDRCIDI22DRDI()0UUU UUU+ (3-53) 在D0U的情况下，它与式(3-52)完全等同。 (2) 动作范围为0 180 。此时相位比较动作的条件为 0CD-180 (3-54) 即 CDsin()0 (3-55) 式(3-55)左端展开，并在两端同乘以CUDU，得到 CUDUCDsin()CUCsinDUDcosCUCcosDUDsin CIDRCRDI0U UUU 则比相动作的条件可以表示为 CIDRCRDI0U UUU (3-56) 由于该式是通过CU和DU相角差正弦的形式导出的，所以它又可以称为正弦型相位比较判据。也
57、可以理解为CU、DU之间的夹角在(0 180)范围内的判断，等价CU、DU之比相量的虚部大于0。 2) 瞬时采样值比较方式 与比较电压CU、DU对应的瞬时电压可以表示为 CCCDDD2sin()2sin()uUtuUt=+=+ (3-57) 若当前的采样时刻为n，则当前时刻的采样值表示为 CCCDDD( )2sin()( )2sin()nnunUtunUt=+=+ (3-58) 工频14周期以前时刻的采样值表示为 CCCCCDDDDD()2sin()2cos()44()2sin()2cos()44nnnnNTunUtUtNTunUtUt=+= +=+= + (3-59) 式(3-58)和式(3
58、-59)中的对应项平方相加，可得 222CCC222DDD( )()24( )()24NununUNununU+=+= (3-60) 式(3-58)和式(3-59)中的对应项相除，可得 电力系统继电保护 96 96 CCCDDD( )tan()()4( )tan()()4nnuntNununtNun=+=+ (3-61) 若令CIC( )Uun=、CRC()4NUun= 、DID( )Uun=、DRD()4NUun= ，则式(3-60)、式(3-61)两式可以简写为 222CICRC222DIDRD22UUUUUU+=+= CICCRDIDDRtan()tan()nnUtUUtU=+=+ 即C
59、RU、CIU可以看作是幅值为CU、相角为C()nt+的相量CU的实部和虚部； DRU、DIU可以看作是幅值为DU、相角为D()nt+的相量DU的实部和虚部。将它们分别代入式(3-52)和式(3-56)，就可以得到用瞬时采样值表示的余弦比相方程和正弦比相方程分别为 CDCD()()( )( )044NNununun un+ (3-62) CDCD()( )( )()044NNununun un (3-63) 这种算法只需要用相隔14工频周期的两个采样值就可以完成比相，故可称为比相的两点积算法。由于该方法用瞬时值比相，受输入量中的谐波等干扰信号的影响较大，故必须先用数字滤波算法滤除输入中的干扰信号
60、，然后再进行比相。有关数字滤波的方法见第9章。 3.3.3 阻抗继电器的精确工作电流和精确工作电压 在上面讨论的阻抗继电器的动作特性中，仅仅考虑了测量电压与测量电流间的相对关系，并没有考虑它们自身的大小。在实际中，阻抗继电器动作的情况不仅与测量电压、电流之间的相对关系有关，同时与它们自身的大小有关。 在传统的模拟式保护中，阻抗继电器的整定阻抗是由电抗互感器UR的变换系数IK和电压变换器T的变比系数UK决定的。电压变换器的线性程度较好，其变比UK可近似认为是常数，但电抗互感器的线性度较差，当输入的电流较小时，其特性处于磁化曲线的起始部分，变换系数IK较小；而当输入电流很大时，其铁芯饱和，变换系数
61、IK也将变小，只有输入电流在一个适当的范围内时，变换系数IK才可以看作是一个常数。这样在输入电流较小或较大时，相当于继电器的整定阻抗变小，从而使其动作阻抗也将变小，即整个动作第 3 章 电网的距离保护 97 97 区将变小。 为保证动作的可靠性， 实现幅值比较原理的比较电路有一定的动作门槛， 即只有AU与BU之差大于一个固定门槛值0U时才会动作。对于具有圆特性的方向阻抗继电器，AIm12UK I=，BImUm12UK IK U=，实际继电器动作的条件应表示为 ImImUm01122K IK IK UU (3-64) 两侧同除以UmK I，并用mmmUZI=，IsetUKZK=代入后，可得 0s
62、etsetmUm1122UZZZK I (3-65) 在保护区的末端附近金属性短路的情况下，测量阻抗mZ的阻抗角与整定阻抗setZ的阻抗角相等，且mZ的阻抗值大于整定值的12，这时式(3-65)中的setm12ZZsetm12ZZ，所以式(3-64)又可表示为 mZsetZ0UmUK I (3-66) 使继电器的测量阻抗处于临界动作状态，就是继电器的动作阻抗，记为opZ，显然 opsetZZ=0UmUK I (3-67) 理论上此时的整定阻抗处于继电器的动作边缘， 继电器的整定阻抗应该等于动作阻抗，但是由于以上误差及动作门槛，继电器实际的动作阻抗与输入电流的关系如图3.20所示。 图 3.20
63、 动作阻抗随测量电流变化的曲线 在图3.20中，op minI是使动作阻抗降为0对应的测量电流，称为最小动作电流，实际电流小于op minI时，无论测量阻抗为多少，测量元件都不会动作。ac minI和ac maxI都是使动作阻电力系统继电保护 98 98 抗降为set0.9Z对应的测量电流，ac minI为阻抗继电器的最小精确工作电流，ac maxI为阻抗继电器的最大精确工作电流，从而有 opset0.9ZZ=setZ0ac minUUK I (3-68) set0.1Z0Uac minUK I 最小精确工作电流与整定阻抗值的乘积称为阻抗继电器的最小精确工作电压，常用ac minU表示，即 0
64、ac minac minsetU10UUIZK= (3-69) 只有实际的测量电流在最小和最大精确工作电流之间，测量电压在最小精确工作电压以上时，三段式距离保护才能准确地配合工作，其误差已被考虑在可靠系数中。最小精确工作电流是距离保护测量元件的一个重要参数，越小越好。 测量元件精确工作电流的校验，一般是指对最小精确工作电流的校验。要求在保护区内发生短路时，通入继电器的最小电流不小于最小精确工作电流，并留有一定的裕度，裕度系数不小于1.52，即 k minmarac minIKI=1.52 (3-70) 在出口短路时的测量阻抗很小，动作阻抗的变化一般不会影响保护的正确动作，所以最大精确工作电流一
65、般不必校验。 在阻抗继电器应用于较短线路时，由于线路末端短路时测量电压可能较低，需对最小精确工作电压进行校验。线路较长时，一般不用校验精确工作电压。 3.4 影响距离保护正确工作的因素 3.4.1 概述 在距离保护中，最根本的要求是阻抗继电器能正确测量短路点至保护安装处的距离。当故障发生在保护区内时，测量的阻抗应小于动作阻抗，继电器动作，当故障发生在区外时，测量阻抗大于动作阻抗，继电器应不动作，从而保证选择性。为了保证这一要求的实现，除了采用正确的接线方式外，还应充分考虑在实际运行中保护装置会受到一些不利因素的影响，使之发生误动。一般来说，影响距离保护正确动作的因素主要有： (1) 短路点的过
66、渡电阻。 (2) 在短路点与保护安装处之间有分支电路。 (3) 电力系统振荡。 (4) 测量互感器误差。 (5) 电网频率的变化。 (6) 在Y/-11变压器后发生短路故障。 第 3 章 电网的距离保护 99 99 (7) 线路串联补偿电容的影响。 (8) 过渡过程及二次回路断线。 (9) 平行双回路互感的影响等。 由于这些因素的影响，使阻抗继电器将发生不正确动作，为此必须对这些影响的因素加以分析研究，然后采取适当措施予以防止。对于第(4)项，阻抗继电器是通过电流互感器和电压互感器接入电气量的，测量互感器的变比误差和角误差必然给阻抗继电器的正确测量带来影响，关于这种影响通常在计算阻抗继电器的动
67、作阻抗时，用可靠系数来考虑。对于第(5)项，在相位比较方向阻抗继电器中，用记忆极化电压作为一个比较量，由于电压记忆回路是调整在额定工频下谐振，因此对系统频率的变化最为敏感。当系统的工作频率与谐振频率发生偏移时，将使阻抗继电器特性曲线在阻抗复平面向左、右方向偏移。对于第(6)项，当保护安装处与短路点具有Y/接线变压器时，阻抗继电器的工作将受变压器的阻抗和一、二次电压相角差的影响。例如方向阻抗继电器对Y/变压器另一侧的两相短路反应能力很差，一般不能起后备作用。对于第(7)项，在线路或变电所内装设串联补偿电容后，破坏了阻抗继电器的测量阻抗与距离成比例的关系，同时它的电抗部分还会改变符号，使保护的方向
68、性被破坏，对阻抗继电器的正确工作带来影响。对于第(8)项，在电力系统正常运行中，电压互感器的一次回路或二次回路有可能出现断线的情况，当电压回路断线后，二次侧接至保护回路的相电压或线电压都可能降低至零，由于这时电力系统处于正常运行状态，仍然有负荷电流，所以测量阻抗可能小于动作阻抗，使阻抗继电器可能误动作。对于第(9)项，当发生接地短路故障时，双回路中的接地阻抗继电器的测量阻抗，受双回路零序互阻抗的影响，产生阻抗测量上的误差。 以上对第(4)至(9)项影响因素作了概略说明，下面着重分析第(1)至第(3)项影响因素。 3.4.2 过渡电阻对距离保护的影响 1. 短路点过渡电阻的特性 在此之前，分析和
69、整定继电保护装置时，都是用金属性短路作为依据(不计短路点的过渡电阻)。然而，在实际的电力系统中，当发生相间短路或接地短路时，短路点通常具有阻抗，例如电弧电阻、外物电阻、导线和大地间的电阻(当导线落地时)、杆塔接地电阻以及利用木质绝缘的木杆电阻等。分析和实验表明，这些电抗是电阻性的，因此常称之为过渡电阻。显然，过渡电阻的存在，将使阻抗继电器的测量阻抗发生变化，影响距离保护的正确动作。在一般情况下使测量电阻增大，距离保护段保护范围缩短，距离保护段保护灵敏度降低，但有时也可能引起保护超范围动作或反方向误动。 在相间短路时，过渡电阻主要由电弧电阻组成。电弧电阻具有非线性特性，其大小与电弧弧道的长度成正
70、比，与电弧电流的大小成反比。国外进行的一系列实验表明，当故障电流相当大时(数百安以上)，电弧上的电压梯度几乎和电流无关(电位梯度即单位长度上的电位差)，其最大值约为1.4 kV/m1.5kV/m。设电弧的长度为acL(m)，电弧电流的有效值为acL(A)，则电弧电阻的数值为 acRacac1050LI( ) (3-71) 电弧的长度和电流是随时间而变的，一般来说，短路初始瞬间电流最大，电弧长度最电力系统继电保护 100 100 小，电弧电阻的数值最小，而后，经过几个周期，由于短路点的空气流动和电动力的作用，电弧将随时间拉长，致使电弧电阻增大，起始增大较慢，大约经过0.1s0.5s之后，将剧烈上
71、升，如图3.21(a)所示。相间故障的电弧电阻一般在数欧至十几欧之间。 在接地短路时，除电弧电阻外，主要由杆塔接地电阻和杆塔电阻等组成。杆塔的接地电阻与大地电导率有关，对于跨越山区的高压线路，铁塔的接地电阻可达数十欧。当导线通过树木或其他物体对地短路时，过渡电阻更高。对于500kV线路，最大过渡电阻可达300，对220kV线路最大过渡电阻可达100。 (a) 电弧电阻随时间变化的曲线 (b) 经电弧短路时电流、电压的波形图 图 3.21 短路时产生的电弧 短路点的过渡电阻将影响电流、电压值以及电流与电压间的相位角，由于acR是非线性的，还可能使残余电压的波形发生畸变，如图3.21(b)所示。由
72、此可见，过渡电阻的存在，使距离保护装置的工作特性变坏。 2. 过渡电阻对距离保护的影响 1) 单侧电源网络 图3.22为单侧电源网络通过过渡电阻tR短路的情况。很明显由于过渡电阻tR的存在，必然使测量阻抗增大，保护范围缩小。 图 3.22 经过过渡电阻tR短路示意图 过渡电阻的存在，给距离保护的性能带来较大的影响，但对不同地点的保护装置影响是不一样的。 例如， 在图3.22所示的单侧电源网络中， 当线路2L的出口通过tR短路时，1L、2L两条线路上的距离保护装置的测量阻抗分别为 2KZ：K2ZtR (3-72) 1KZ：K1ZL1ZtR (3-73) 式中 L1Z线路1L的阻抗。 第 3 章
73、电网的距离保护 101 101 由式(3-72)和式(3-73)可见，1KZ和2KZ测量阻抗比在同一点发生金属性短路时，均有所增大，但增大的情况有所不同，其中2KZ测量阻抗增大的数值就等于tR，而1KZ的测量阻抗等于L1Z和tR的相量和，增加得较少，增大的数值小于tR，也就是受tR影响小。 当过渡电阻tR的数值较大时，可能导致距离保护装置的无选择性动作。例如，图3.22所示的网络，在线路1L和2L上装设由圆特性方向阻抗继电器作为测量元件的距离保护，其动作特性及过渡电阻对安装在不同地点阻抗继电器的影响示于图3.23中。 图 3.23 单侧电源网络过渡电阻对不同安装地点距离保护影响情况分析 由图可
74、见，当tR数值较大时，2KZ的测量阻抗K2ZtR，其矢端落于其I段的动作特性圆外， 但仍在其II段圆内， 而1KZ的测量阻抗K1Z尚在其II段动作特性圆内， 因此1KZ和2KZ将同时以II段时限跳闸，造成了越级跳闸，失去了选择性。 当过渡电阻tR的数值更大时，1KZ和2KZ两个保护都可能以III段时限动作。 以上分析充分说明，过渡电阻的数值对阻抗元件工作的影响较大，同时保护装置的整定值越小，则相对的受过渡电阻的影响越大。在短线上的距离保护装置应特别注意过渡电阻的影响，在校验距离元件的灵敏度时，应该考虑过渡电阻的影响因素。 2) 双侧电源的网络 在双侧电源的网络中， 阻抗继电器的工作性能与过渡电
75、阻的关系比较复杂。 对如图3.24所示双侧电源的线路，短路点的过渡电阻可能使测量阻抗增大，也可能使测量阻抗减小。 当由双侧电源供电，在线路2L出口经过渡电阻tR短路时，两侧电源均向短路点供给短路电流KI和KI，流经过渡电阻的电流为KI+KI，此时，过渡电阻tR上的电压降为 RKKtUIIR=+ (3-74) M侧阻抗继电器KZ1的测量阻抗为 KL1KKtK1KIZIIRZI+= 电力系统继电保护 102 102 =KKL1tKIIZRI+ (3-75) (a) 系统图 (b) 相量图 图 3.24 双侧电源网络经过渡电阻短路时对测量阻抗的影响 由于两侧电源电势之间存在有相角差，电流KI和KI相
76、位不同，因此tKKK()R III+是一个复数，它代表测量阻抗的变化量，称为附加测量阻抗，它不是纯电阻性的。 当KI的相位落后于KI的相位(即argKI/KI0)时，过渡电阻引起的附加分量，将使测量阻抗的电抗成分增大(图3.24(b)中RZ呈感性，有正的虚部，相量RZ向上倾斜)，造成保护范围缩短。 当KI的相位超前于KI的相位，则argKI/KI0，过渡电阻引起的附加分量，将使测量阻抗的电抗成分减小(RZ呈容性，向下倾斜)，则实际的保护区将比整定值要大，可能导致超范围的动作。 3) 过渡电阻对不同动作特性阻抗继电器的影响 在图3.25所示的网络中，假定在保护1处的距离I段采用不同特性的阻抗继电
77、器，它们的整定值选择都一样，即IsetZ0.85ZAB。如果在距离I段保护范围内阻抗为FZ处，通过电阻tR发生短路，则保护装置1KZ的测量阻抗为 K1FtZZR=+ (3-76) 由图3.25(b)可见，当tR达到t1R时，具有椭圆特性的阻抗继电器开始拒动；达到t2R时，方向阻抗继电器开始拒动；达到t3R时，全阻抗继电器开始拒动。这就说明各种特性阻抗继电器对过渡电阻的敏感程度不一样， 椭圆特性阻抗继电器动作特性在复数阻抗平面+R轴方向面积最小，对过渡电阻最敏感，受其影响最大；全阻抗继电器动作特性在+R轴方向面积最大，受其影响最小。因此，一般来说，阻抗继电器的动作特性在+R轴方向所占面积越大，则
78、受过渡电阻tR的影响也就越小。 第 3 章 电网的距离保护 103 103 (a) 系统图 (b) 特性图 图 3.25 过渡电阻对不同特性阻抗继电器影响的比较 3. 防止过渡电阻影响的措施 1) 采用瞬时测量装置 对于相间短路，过渡电阻一般为电弧电阻，具有纯电阻性质。由图3.21电弧电阻随时间变化关系曲线已经知道，电弧电阻在短路的初瞬间，acR最小，在短路0.1s0.15s之后将急剧增大。由这一特点可见，过渡电阻对距离保护的第I段影响较小，但是对于距离保护的第II段，由于它的动作是带时限的(动作时限不小于0.5s)，所以过渡电阻对距离II段影响较大。为了克服这种影响，通常在距离II段上装设“
79、瞬时测量装置”。所谓“瞬时测量”就是将测量元件的初始动作状态，通过启动元件的动作将其固定下来。此后，当距离元件因短路点过渡电阻tR增大使测量元件返回时，保护仍可通过“瞬时测量”装置按原整定时间动作于跳闸。 以上分析说明，采用“瞬时测量”是克服过渡电阻影响的有效措施，因而在实际的距离保护装置中得到了广泛应用。但是应当注意，一般只在单回线辐射型电网中带时限的II段上采用，对于距离保护的I段，因为动作时间短，过渡电阻的数值小，没有必要装设瞬时测量电路。当相邻线路为平行线路或单回线与环网相接时，则在该线路上就不能采用瞬时测量的方法来防止过渡电阻的影响，否则可造成保护的非选择性动作。 2) 采用阻抗特性
80、圆偏移的方法 采用能允许较大的过渡电阻而又不致拒动的阻抗继电器，如电抗型继电器、四边形动作特性的继电器、偏移特性阻抗继电器等，从而达到减小过渡电阻的影响。 3.4.3 分支电路对距离保护的影响 当保护安装处与短路点有分支线时，分支电流对阻抗继电器的测量阻抗有影响，现分两种情况予以分析。 1. 助增电流的影响 图3.26为助增电流对测量阻抗影响的示意图。当线路BD上k点发生短路故障时，由电力系统继电保护 104 104 于在短路点k和保护装置AKZ之间，还有分支电路CB存在，因此AE、BE两个电源均向短路点提供短路电流。这时故障线路中的电流为BKABCBIII=+，流过非故障线路CB的电流为CB
81、I。电流CBI流向故障点，但不流过保护装置KZA。若短路点k在距离保护装置KZA的第段范围内，则此时阻抗继电器KZA的测量阻抗为 ABABBkBkBkmABBkABABIZIZIZZZII+=+ =ABbBkZK Z+ (3-77) 式中 bK分支系数(助增系数)，其定义为 BkbABIKI= 一般情况下，bK为一复数， 但在实用中可近似认为BKI与ABI同相位， 因此可以认为bK为一实数。 图 3.26 助增电流对阻抗继电器工作的影响 前面分析已经指出，在单侧电源辐射形电网中，继电器的测量阻抗只与短路点到保护安装处之间的距离成正比。但是式(3-77)说明，当短路点与保护安装处有分支电路时，由
82、于分支电流CBI的存在，使保护装置KZA第段的测量阻抗不仅取决于短路点至安装点的距离，而且还取决于电流CBI与ABI的比值，因为BkIABI，故bK1，所以实际增大了测量阻抗(与无分支电路相比)。这种使测量阻抗增大的分支电流CBI称为助增电流，其分支系数bK亦称之为助增系数。 当助增电流使测量阻抗增大装置较多时，保护装置KZA的第II段可能不动作。因此，助增电流的影响，实际上是降低了保护装置KZA的灵敏度，但并不影响与保护装置KZA的第I段配合的选择性，也不影响保护装置KZB第I段测量阻抗的正确性。 为了保证保护装置第II段保护区的长度不变， 在整定保护装置KZA的第II段时引入分支系数，适当
83、的增大保护的动作阻抗，以抵消由于助增电流的影响而导致的保护区缩短。 分支系数与系统的运行方式有关，在整定计算时应取实际可能运行方式下的最小值，以保证保护的选择性。因为这样整定后，如果运行方式变化出现较大的分支系数时，使得测量阻抗增大，保护范围缩小，不至于造成非选择性动作。反之，如果取实际可能运行方式下的较大值，则当运行方式变化，使分支系数减小时，将造成阻抗继电器的测量阻抗减第 3 章 电网的距离保护 105 105 小，保护范围伸长，有可能使保护无选择性动作。 2. 汲出电流的影响 如果保护安装处与短路点连接的不是分支电源而是负荷或单回线与平行线相连的网络，短路点位于平行线上，则阻抗继电器的测
84、量阻抗亦相应的变化。图3.27所示为单回线与平行线相连的网络，当在平行线之一的k点发生相间短路时，由A侧电源供给短路电流ABI送至变电所时就分成两路流向短路点k，其中非故障支路电流为BCI，故障支路电流为BkI，它们之间的关系BkABBCIII=，流过保护装置KZA的电流ABI比故障支路电流BkI大。此时距离保护装置KZA第II段的测量阻抗为 BkBkABABBkmABBkABABIZIZIZZZII+=+ = ABbBkZK Z+ (3-78) 式中 bK分支系数(汲出系数)。由于BkIABI，所以bK1。与无分支电路的情况相比， 保护装置KZA的第II段测量阻抗有所减小。 这种使测量阻抗减
85、小的电流(分支电流BCI)称为汲出电流。 图 3.27 汲出电流对阻抗继电器工作的影响 由于汲出电流的存在，使测量阻抗减小，也即伸长了保护区的长度。可能造成保护的无选择性动作。为了防止这种非选择性动作，在整定计算时引入一个小于1的分支系数，使保护装置KZA的第段动作阻抗适当减少，以抵偿由于汲出电流的影响致使保护范围伸长的结果，使保护装置在任何情况下都能保证有选择地动作。 汲出系数也与系统的运行方式有关，在整定计算时仍应采用各种运行方式下最小的汲出系数。 负载电流也属于汲出电流，但与故障电流相比要小得多，其影响可以忽略不计。因为在短路状态下，负载电动机处于低负载情况，其汲出影响并不显著。 综上分
86、析可知，bK是一个与电网接线有关的分支系数，其值可能大于1、等于1或小于1。当bK1时，阻抗继电器的测量阻抗增大，即助增电流的影响使阻抗继电器的灵敏度下降；当bK1时，阻抗继电器的测量阻抗减小，即汲出电流的影响，可能使保护失去选电力系统继电保护 106 106 择性。因此正确计及助增电流和汲出电流是保证阻抗继电器正确工作的重要条件之一。为了在各种运行方式下都能保证相邻保护之间的配合关系， 应按bK为最小的运行方式来确定距离保护第段的整定值；对于作为相邻线路远后备保护的距离段保护，其灵敏系数应按助增电流为最大的情况来校验。 3.4.4 电力系统振荡对距离保护的影响 1. 电力系统振荡的基本概念
87、电力系统未受扰动处于正常运行状态时，系统中所有发电机处于同步运行状态，发电机电势间的相位差较小，并且保持恒定不变，此时系统中各处的电压、电流有效值都是常数。当电力系统受到大的扰动或小的干扰而失去运行稳定时，机组间的相对角度随时间不断增大，线路中的潮流也产生较大的波动。在继电保护范围内，把这种并列运行的电力系统或发电厂失去同步的现象称为振荡。 电力系统发生振荡的原因是多方面的，归纳起来主要有以下几点： (1) 电网的建设规划不周，联系薄弱，线路输送功率超过稳定极限。 (2) 系统无功电源不足，引起系统电压降低，没有足够的稳定储备。 (3) 大型发电机励磁异常。 (4) 短路故障切除过慢引起稳定破
88、坏。 (5) 继电保护及自动装置的误动、拒动或性能不良。 (6) 过负荷。 (7) 防止稳定破坏或恢复稳定的措施不健全及运行管理不善等。 电力系统振荡有周期与非周期之分。周期振荡时，各并列运行的发电机不失去同步，系统仍保持同步，其功角在0120内变化；非周期振荡时，各并列运行的发电机失去同步，称为发电机失去稳定，其功角在0360甚至720及无限增长的范围内变化。 电力系统振荡是电力系统的重大事故。振荡时，系统中各发电机电势间的相角差发生变化，电压、电流有效值大幅度变化，以这些量为测量对象的各种保护的测量元件就有可能因系统振荡而动作，对用户造成极大的影响，可能使系统瓦解，酿成大面积的停电。但运行
89、经验表明，当系统的电源间失去同步后，它们往往能自行拉入同步，有时当不允许长时间异步运行时，则可在预定的解列点自动或手动解列。显然，在振荡之中不允许继电保护装置误动，应该充分发挥它的作用，消除一部分振荡事故或减少它的影响。为此，必须对系统振荡时的特点及对继电保护的影响加以分析，并进而研究防止振荡对继点保护影响的措施。 为了使问题的分析简单明了，而又不影响结论的正确性，特作如下假设： (1) 将所分析的系统按其电气连接的特点简化为一个具有双侧电源的开式网络。 (2) 系统发生全相振荡时，三相仍处于完全对称情况下，不考虑振荡过程中又发生短路的情况，因此可以只取一相来进行分析。 第 3 章 电网的距离
90、保护 107 107 (3) 系统振荡时，两侧系统的电势ME和NE的幅值相等，相角差以表示，在0360之间变化； (4) 系统各元件的阻抗角相等，总阻抗为 MNlZZZZ=+ 式中，MZ为M侧系统的等值阻抗，NZ为N侧系统的等值阻抗，lZ为联络线路的阻抗。 (5) 振荡过程中不考虑负荷电流的影响。 2. 系统振荡时电流、电压的变化规律 在电力系统中，由于输电线路输送功率大，而超过静稳定极限，或因无功功率不足而引起系统电压降低或因短路故障切除缓慢或因采用非同期自动重合闸不成功时，都可能引起系统振荡。 下面以图3.28(a)所示的两侧电源辐射形网络图为例， 说明系统振荡时各电气量的变化。如在系统全
91、相运行时发生振荡，由于总是对称状态，故可按单相系统来分析。 图3.28(a)中给出了系统和线路的参数及电压、电流的参考方向。如以电动势ME为参考，使其相位为零，则MMEE=。在系统振荡时，可认为N侧系统等值电动势NE围绕ME旋转或摆动。因此，NE落后于ME之角度在0 360 之间变化，即 NEjMeE (3-79) 由此电动势产生的由M侧流向N侧的电流(又称为振荡电流)为 jMNMM(1e)EEEEIZZZ= (3-80) 该电流滞后于MNEEE=的角度为系统总阻抗Z的阻抗角z， z=MLNMLNarctanXXXXRRRR+=+ (3-81) 由此可见，当在0 360 内变化时，振荡电流的大
92、小和相位都发生变化。振荡电流有效值随变化的曲线如图3.29(a)所示。当180时，振荡电流的有效值为 MM max2sin2EEIZZ=M2EZ (3-82) 系统振荡时，中性点的电位仍保持为零，故线路两侧母线的电压MU和NU分别为 MMMUEI Z= (3-83) NMMl()UEI ZZ=+=NNEI Z+ (3-84) 此时输电线路上的压降为 MNMNlUUUI Z= (3-85) 电力系统继电保护 108 108 (a) 一次系统图 (b) 系统阻抗角与线路阻抗角相等时的相量图 (c) 阻抗角不等时的相量图 图 3.28 系统振荡时的分析图 当全系统的阻抗角相等时，按照上述关系式可画出
93、相量图如图3.28(b)所示。以ME为实轴，NE落后于ME的角度为。 连接ME和NE相量端点得到电动势差MENE。 电流ME滞后于此电动势得角度为z。 从ME上减去MZ上的压降MMIZ后得到M点电压MU。NE加上NZ上的压降MNIZ得到N点的电压NU。由于系统阻抗角等于线路阻抗角，也等于总阻抗的阻抗角，故MU和NU的端点必然落在直线(MENE)上。相量(MUNU)代表输电线路上的电压降落。如果输电线路是均匀的，则输电线上各点电压相量的端点沿着直线(MUNU)移动。从原点与此直线上任一点连线所作成的相量即代表输电线路上该点的电压。从原点作直线(MUNU)的垂线所得到的相量最短，垂足z所代表的输电
94、线路上那一点在振荡角度下的电压最低，该点称为系统在振荡角度为时的电气中心或振荡中心。此时电气中心不随的改变而移动，始终位于系统纵向总阻抗MNlZZZ+之中点，电气中心第 3 章 电网的距离保护 109 109 的名称由此而来。 当180时，振荡中心的电压将降至零。从电压、电流的数值看，这和在此点发生三相短路无异，但系统振荡属于不正常运行状态而非故障，继电保护装置不应该切除振荡中心所在的线路。因此，继电保护装置必须具备区别三相短路和系统振荡的能力，才能确保系统振荡时的正确工作。 图3.28(c)为系统阻抗角与线路阻抗角不等时的情况。在此情况下，电压相量MU和NU的端点不会落在直线(MENE)上。
95、如果线路阻抗是均匀的，则线路上任一点的电压相量的端点将落在代表线路电压降落的直线(MUNU)上。从原点作直线(MUNU)的垂线即可得到振荡中心的位置及振荡中心的电压。不难看出，在此情况下振荡中心的位置将随的变化而变化。 对于系统各部分阻抗角不同的一般情况，也可用类似的图解法进行分析，此处从略。 (a) 电流变化曲线 (b) 电压变化曲线 图 3.29 系统振荡时，电流、电压的变化曲线 3. 系统振荡对距离保护的影响 当系统振荡时，振荡电流为 MNMlNEEIZZZ=+=MNEEZ (3-86) M点的母线电压为 电力系统继电保护 110 110 MMMUEI Z= (3-87) 因此，安装于M
96、点阻抗继电器的测量阻抗为 MMMK.MMMMNUEEZZZZIIEE= = Mj11eZZ (3-88) 因j21e1cosjsin1jcot2= +=，所以 K.MM11()jcot222ZZZZ=m11()jcot222ZZ (3-89) 式中 mMZZ。 将此继电器测量阻抗随变化的关系画在以保护安装处M为原点的复平面上，当系统所有阻抗角相同时，K MZi将在Z的垂直平分线OO上移动，如图3.30所示。 图 3.30 系统振荡时测量阻抗的变化 为了便于分析说明，现将部分表达式计算结果列于表3-2。 表 3-2 1jcot22Z的计算结果 /() cot2 1jcot22Z 0 j 90 1
97、 1j2Z 180 0 0 270 1 1j2Z 360 j 由此可见，当=0时，K.MZ=；当180时，K.MM1()2ZZZ=，即等于保护安装处到振荡中心之间的阻抗。这一分析结果表明，当改变时，不仅测量阻抗的数值在第 3 章 电网的距离保护 111 111 变，而且阻抗角也在变，其范围在k(90)到k(90+)之间。 在系统振荡时，为了算出不同安装处距离保护测量阻抗的变化规律，在式(3-89)中可令XZ代替MZ，并假定XZmZ=，m为小于1的变数，则式(3-89)就可变为 K M11()jcot222Zm ZZ=i (3-90) 当m取不同值时，测量阻抗变化的轨迹是一直线簇，如图3.31所
98、示，当m12时，特性 图 3.31 系统振荡时不同点测量阻抗的变化 直线通过坐标原点， 相当于保护装置安装在振荡中心处； 当m12时， 直线簇与jX+轴相交， 相当于图3.30所分析的情况， 此时振荡中心位于保护范围的正方向； 而当m12时，直线簇则与jX相交，振荡中心位于保护范围的反方向。 当两侧系统的电势不等时，继电器测量阻抗的变化将具有更复杂的形式。设MNEhE=，当h1及h1时，测量阻抗末端的轨迹如图3.32中的圆弧1和圆弧2所示。 在这种情况下，当=0 时，由于两侧电势不等而产生一个环流，因此，测量阻抗不等于，而是一个位于圆周上的有限数值。 引用上述结论可分析系统振荡时距离保护所受到
99、的影响。 现仍以变电所M处的距离保护为例，其距离I段启动阻抗整定为0.85lZ，在图3.33中，以长度MA表示，由此可以作出各种继电器的动作特性曲线，其中曲线1为方向透镜型继电器特性，曲线2为方向阻抗继电器特性，曲线3为全阻抗继电器特性。 当系统振荡时， 测量阻抗的变化如图3.30所示，找出各种动作特性与直线OO的交点O和O，其所对应的角度为和，则在这两个交点的范围内继电器的测量阻抗均位于动作特性圆内，因此，继电器就要启动，即在这段范围内，距离保护受振荡的影响可能误动。由图中可见，在同样整定值的条件下，全阻抗继电力系统继电保护 112 112 电器受振荡的影响最大，而透镜型继电器所受的影响最小
100、。一般而言，继电器的动作特性在阻抗复平面上沿OO方向所占的面积越大，受振荡的影响就越大。 总之，电力系统振荡时，阻抗继电器是否误动、误动的时间长短与保护安装处位置、保护动作范围、动作特性的形状和振荡周期的长短等有关。安装位置距振荡中心越近、整定值越大、动作特性曲线在与整定阻抗垂直方向的动作区越大时，越容易受振荡的影响，振荡周期越长，误动的几率越高。并不是安装在系统中所有的阻抗继电器在振荡时都会误动，但是在出厂时都要求阻抗继电器配备振荡闭锁，使之具有通用性。 图 3.32 测量阻抗的变化轨迹 图 3.33 系统振荡时 M 变电站测量阻抗的变化图 3.4.5 距离保护的振荡闭锁 既然电力系统振荡时
101、可能引起距离保护的误动作，就需要进一步分析比较电力系统振荡与短路时电气量的变化特征，找出其间的差异，用以构成振荡闭锁元件，实现振荡时闭锁距离保护。 1. 振荡与短路时电气量的差异 (1) 振荡时，三相完全对称，无负序和零序分量出现；短路时总要长时间(不对称短路过程中)或瞬间(三相短路初始时)出现负序分量或零序分量。 (2) 振荡时，振荡电流和系统中各点的电压随的变化呈现周期性变化，其变化速度(ddUt、ddIt、ddZt)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(此时I最大，其值为2EZ，大大超过负荷电流)。从短路前到短路后其值突然变化，速度很快
102、，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，电气量呈周期性的变化，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可能动作(区内短路)，可能不动作(区外短路)。 2. 构成振荡闭锁回路的基本要求 (1) 系统发生振荡而没有故障时，应可靠地将保护闭锁，且振荡不停息，闭锁不应 解除。 第 3 章 电网的距离保护 113 113 (2) 系统发生各种类型的故障(包括转换性故障)时，不论系统有无振荡，保护都不应闭锁而可靠动作。 (3) 在振荡的过程中发生不对称故障时，保护应能快速的正确动作。对于对称故障，则允许保护延时动作。 (4)
103、 当保护范围以外发生故障引起系统振荡时，应可靠闭锁。 (5) 先故障而后又发生振荡时，保护不致无选择性的动作。 (6) 振荡平息后，振荡闭锁装置应能自动返回，准备好下一次的动作。 3. 振荡闭锁的措施 构成振荡闭锁的原理有多种，但在实际中，常用以下方法。 1) 利用是否出现负序、零序分量实现闭锁 为了提高保护动作的可靠性，在系统无故障时，一般距离保护一直处于闭锁状态。当系统发生故障时，短时开放距离保护，允许保护出口跳闸，这称为短时开放。若在开放的时间内，阻抗继电器动作，说明故障点位于阻抗继电器的动作范围内，将故障切除；若在开放时间内，阻抗继电器未动作，则说明故障不在保护区内，重新将保护闭锁。原
104、理图如图3.34所示。 图 3.34 利用故障时短时开放的方式实现振荡闭锁 图中故障判断元件是实现振荡闭锁的关键元件。故障判断元件和整组复归元件在系统正常运行或因静态稳定被破坏时都不会动作， 这时双稳态触发器SW以及单稳态触发器DW都不会动作，保护装置的I段和II段被闭锁，无论阻抗继电器本身是否动作，保护都不可能动作，即不会误动。电力系统发生故障时，故障判断元件立即动作，动作信号经双稳态触发器SW记忆，直到整组复归。 SW输出的信号又经单稳态触发器DW，固定输出时间宽度为TDW的脉冲，在TDW时间内，若阻抗判断元件的I段或II段动作，则允许保护无延时动作或有延时动作(距离保护II段被自动保持)
105、。若在TDW时间内，阻抗判断元件的I段或II段没有动作，保护闭锁直至满足整组复归条件，准备下次开放保护。 TDW称为振荡闭锁开放时间或允许动作时间，其选择需要兼顾两个原则：一是要保证在正向区内故障时，保护段有足够的时间可靠跳闸，保护段的测量元件能够可靠启动并实现自保持，因而时间不能过短，一般不应小于0.1s；二是要保证在区外故障引起振荡时，测量阻抗不会在故障后的TDW时间内进入动作区，因而时间又不能过长，一般不应大于0.3s。所以，通常情况下取TDW(0.10.3)s，现代数字保护中，开放时间一般取0.15s左右。 电力系统继电保护 114 114 整组复归元件在故障或振荡消失后再经过一个延时
106、动作，将SW复归，它与故障判断元件、SW配合，保证在整个一次故障过程中，保护只开放一次。但是对于先振荡后故障的情况时，保护将被闭锁，尚需要有再故障判别元件。 故障判断元件又称为启动元件，其作用是仅判断系统是否发生故障，而不需要判断出故障的远近及方向，对它的要求是灵敏度高、动作速度快，系统振荡时不误动。目前距离保护中应用的故障判断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。 (1) 反映电压、电流中负序分量或零序分量的故障判断元件。电力系统正常运行或因静稳定破坏而引发振荡时，系统均处于三相对称状态，电压、电流中不存在负序分量或零序分量。而当发生不对称短路
107、时，故障电压、电流中都会出现较大的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。利用负序分量或零序分量是否存在，作为系统是否发生短路的判断。 (2) 反映电流突变量的故障判断元件。反应电流突变量的故障判断元件是根据在系统正常或振荡时电流变化比较缓慢，而在系统故障时电流会出现突变这一特点来进行判断故障的。电流突变的检测，既可用模拟的方法实现，也可用数字的方法实现。 2) 利用阻抗变化率的不同实现闭锁 系统短路时，测量阻抗由负荷阻抗突变为短路阻抗，而在振荡时，测量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的不同就可构成振
108、荡闭锁。其原理可用图3.35说明。 (a) 原理示意图 (b) 原理框图 图 3.35 利用电气量变化速度的不同构成振荡闭锁 图中KZ1为整定值较高的阻抗元件，KZ2为整定值较低的阻抗元件。实质是在KZ1动作后先开放一个t的延时，如果在这段时间内KZ2动作，去开放保护，直到KZ2返回；如果在t的时间内KZ2不动作，保护就不会被开放。它利用短路时阻抗的变化率较大，KZ1、KZ2的动作时间差小于t， 短时开放。 但与前面短时开放不同的是， 测量阻抗每次进入KZ1的动作区后，都会开放一定时间，而不是在整个故障过程中只开放一次。 由于对测量阻抗变化率的判断是由两个大小不同的圆完成的，所以这种振荡闭锁原
109、理通常也称“大圆套小圆”振荡闭锁原理。 3) 利用动作延时实现闭锁 系统振荡时，距离保护的测量阻抗是随角的变化而变化的，当变化到某一值时，第 3 章 电网的距离保护 115 115 测量阻抗进入到阻抗继电器的动作区，而当角继续变化到另一角度时，测量阻抗又从动作区移出，测量元件返回。 分析表明，对于按躲过最大负荷整定的距离保护段阻抗元件，测量阻抗落入其动作区的时间小于一个振荡周期(1s1.5s)，只有距离保护段动作延时大于1s1.5s，系统振荡时，保护段才不会误动作。 3.5 距离保护的整定计算和方法 3.5.1 距离保护的整定原则 保护装置类型的选择是根据可能出现故障的情况来确定的。目前运行中
110、的距离保护一般都采用三段式，主要由启动元件、阻抗元件、振荡闭锁元件、瞬时测量元件、时间元件和逻辑元件等部分组成。为了对不同特性的阻抗保护进行整定，保证电力系统的安全运行，在整定计算时需要注意以下问题： (1) 各种保护在动作时限上按阶梯原则配合。 (2) 相邻元件的保护之间、主保护与后备保护之间、后备保护与后备保护之间均应 配合。 (3) 相间保护与相间保护之间、接地保护与接地之间的配合，反应不同类型故障的保护之间不能配合。 (4) 上一线路与下一线路所有相邻线路保护间均需相互配合。 (5) 不同特性的阻抗继电器在使用中还需考虑整定配合。 (6) 对于接地距离保护，只有在整定配合要求不很严格的
111、情况下，才能按照相间距离保护的整定计算原则进行整定。 (7) 了解所选保护采用的接线方式、反应的故障类型、阻抗继电器的特性及采用的段数等。 (8) 给出必需的整定值项目及注意事项。 3.5.2 距离保护的整定计算 1. 距离保护I段整定计算 1) 当被保护线路无中间分支线路(或分支变压器)时 定值计算按躲过本线路末端故障整定，一般可按被保护正序阻抗的80%85%计算，即 set.IrellZK Z= (3-91) 对方向阻抗继电器则有 senl= 式中 set.IZ距离保护段整定值； lZ被保护线路的正序阻抗； relK可靠系数，一般取0.80.85； sen继电器的最大灵敏角； 电力系统继电
112、保护 116 116 l被保护线路的阻抗角。 保护的动作时间按I0st =，即保护固有动作时间整定。 2) 当线路末端仅为一台变压器(即线路变压器组)时 其定值计算按不伸出线路末端变压器内部整定，即按躲过变压器其他各侧的母线故障整定，即 set IrellrelTZK ZK Z=+ (3-92) 式中 relK可靠系数，一般取0.80.85； lZ线路正序阻抗； relK可靠系数，一般取0.75； TZ线路末端变压器的阻抗。 保护动作时间按I0st =，即保护固有动作时间整定。 3) 当线路终端变电所为两台及以上变压器并列运行且变压器均装设差动保护时 如果本线路上装设有高频保护时，距离I段仍可
113、按1)项的方式计算。当本线路上未装设高频保护时，则可按躲过本线路末端故障或按躲开终端变电所其他母线故障整定，即 set IrellZK Z= (3-93) 或 set IrellrelTZK ZK Z=+ 式中 relK可靠系数，一般取0.80.85； lZ线路正序阻抗； relK可靠系数，一般取0.75； TZ终端变电所变压器并联阻抗。 4) 当线路终端变电所为两台及以上变压器并联运行(变压器未装设差动保护)时 按躲过本线路末端故障，或按躲过变压器的电流速断保护范围末端故障整定，即 set IrellrelZK ZK Z=+ (3-94) 式中 Z终端变电所变压器并列运行时，电流速断保护范围
114、的最小阻抗值；其他符号同前。 5) 当被保护线路中间接有分支线路或分支变压器时 按躲开本线路末端和躲开分支线路(分支变压器)末端故障整定，即 set IrellZK Z= 或 set IrelxlrelTZK ZK Z=+ (3-95) 式中 xlZ本线中间接分支线路(分支变压器)处至保护安装处之间的线路正序阻抗；其他符号同前。 2. 距离保护段整定计算 1) 按与相邻线路距离保护I断配合整定 set IIklkbset IZK ZK K Z=+ (3-96) 式中 lZ被保护线路正序阻抗； 第 3 章 电网的距离保护 117 117 set IZ相邻距离保护段动作阻抗； bK(助增)分支系数
115、，选取可能的最小值； relK可靠系数，一般取0.80.85； relK可靠系数，一般取0.8。 保护动作时间为 IItt 式中 t时间级差，一般取0.5s。 最大灵敏角 senl= 式中 l线路正序阻抗角。 2) 躲过相邻变压器其他侧母线故障整定 set IIrellkbTZK ZK K Z=+ (3-97) 式中 lZ本线路正序阻抗； TZ相邻变压器阻抗(若多台变压器并列运行时，按并联阻抗计算)； bK(助增)分支系数，选取可能的最小值； relK可靠系数，一般取0.80.85； kK可靠系数，一般取0.70.75。 保护动作时间及最大灵敏角的整定同上。 3) 按与相邻线路距离保护段配合整
116、定 set IIklrelbset.IIZK ZK K Z=+ (3-98) 式中 set IIZ相邻距离保护段整定阻抗； lZ被保护线路的正序阻抗； bK(助增)分支系数，选取可能的最小值； kK可靠系数，一般取0.80.85； relK可靠系数，一般取0.8。 最大灵敏角 senl= 式中 l线路正序阻抗角。 保护动作时间 IIIIttt + 式中 IIt相邻距离保护段动作时间。 4) 按保证被保护线路末端故障保护有足够的灵敏度整定 当按1)、2)、3)各项条件所计算的动作阻抗在本线路末端故障时，保护的灵敏度很高，与此同时又出现保护的段与段之间的动作阻抗相差很大，使继电器的整定范围受到限制
117、而无法满足I段、段计算定值的要求时，则可改为按保证本线路末端故障时有足够的灵敏度条件整定，即 set IIsenlZKZ= (3-99) 式中 lZ被保护线路正序阻抗； 电力系统继电保护 118 118 senK被保护线路末端故障保护的灵敏度。 对最小灵敏度的要求如下： 当线路长度为50km以下时，不小于1.5。 当线路长度为50km200km时，不小于1.4。 当线路长度为200km以上时，不小于1.3。 同时应满足短路时有10弧光电阻保护能可靠动作。 5) 当相邻线路末端装设有其他类型的保护时 (1) 当相邻线路装设有相间电流保护时。距离保护段定值为 set IIrellrelblZK Z
118、K K Z=+ (3-100) 式中 lZ被保护线路的正序阻抗； bK(助增)分支系数，选取可能的最小值； relK可靠系数，一般取0.80.85； relK可靠系数，一般取0.75； lZ相邻线路电流保护最小保护范围(以阻抗表示)。 lZ的计算为 s min1s maxset32EZZI = (3-101) 式中 s minE系统最小运行方式相电势； s maxZ系统至相邻线路保护安装处之间的最大阻抗(最小运行方式下的阻抗值)。 保护动作时间为 IIttt+ 式中 t相邻电流保护的动作时间； t时间级差。 (2) 当相邻线路装设有电压保护时。保护整定为 set IIrellrelb1ZK Z
119、K K Z=+ (3-102) 式中 lZ相邻线路电压保护之最小保护范围(以阻抗表示)，其计算为 set1s minsset3UZZEU= (3-103) 式中 setU电压保护的整定电压(线电压值)； sE系统运行相电势； s minZ系统至相邻线路电压保护安装处之间的最小阻抗(最大运行方式下)； 其余符号含义同(1)项。 保护动作时间为 IIttt+ 式中 t相邻电压保护的动作时间. (3) 当相邻线路装设电流、电压保护时。距离保护段的动作阻抗可分别按(1)、(2)项计算出电流、电压保护的电流元件和电压元件的保护范围lZ，再按式(3-100)计算出距离保护段的动作阻抗值。 第 3 章 电网
120、的距离保护 119 119 保护动作时间为 IIttt+ 式中 t相邻电流、电压保护的动作时间； t时间级差。 6) 距离保护段灵敏度 段保护灵敏度的计算为 set IIsenlZKZ= (3-104) 式中 set IIZ距离保护段整定阻抗值； lZ被保护线路的正序阻抗。 3. 距离保护段整定计算 1) 按与相邻距离保护段配合整定 此时，保护的整定值为 set IIIrellrelbset IIZK ZK K Z=+ (3-105) 式中 set IIZ相邻线路距离保护段整定阻抗； bK(助增)分支系数，选取可能的最小值； relK可靠系数，一般取0.80.85； relK可靠系数，一般取0
121、.8。 最大灵敏角 senl= 式中 l线路正序阻抗角。 距离保护段动作时间按以下条件分别整定： (1) 相邻距离保护段在重合闸之后不经振荡闭锁控制，且距离段保护范围不伸出相邻变压器的其他母线时，有 IIIII Zttt+ (3-106) 式中 II Zt相邻距离在重合闸之后不经振荡闭锁控制时的段动作时间。 (2) 当段保护范围伸出相邻变压器的其他母线时，其动作时间整定为 IIITttt + (3-107) 式中 Tt相邻变压器的后备保护动作时间。 2) 按与相邻距离段相配合 距离段按与相邻距离段相配合时，动作阻抗为 set IIIrellrelbset IIIZK ZK K Z=+ (3-1
122、08) 式中 set IIIZ相邻距离段的动作阻抗； lZ线路的正序阻抗； relK可靠系数，取0.80.85； relK可靠系数，取0.8； bK分支系数，取可能的最小值。 电力系统继电保护 120 120 最大灵敏角 senl= 式中 l线路正序阻抗角。 距离段动作时间为 IIIIIIttt + (3-109) 式中 IIIt相邻距离保护段动作时间。 3) 按与相邻变压器的电流、电压保护配合整定 其定值为 set IIIrellrelbZK ZK K Z=+ (3-110) 式中 Z电流元件或电压元件的最小保护范围阻抗值。 该保护范围按以下各条件分别进行计算： 对相邻保护为电压元件时，计算
123、为 sets minsset3UZZEU= (3-111) 式中 setU相邻电压元件动作电压(线电压)； sE系统运行相电势； s minZ系统至相邻电流保护安装处之间的最小综合阻抗(最大运行方式下)。 相邻保护为电流元件时，计算为 ss maxset32EZZI= (3-112) 式中 setI相邻电流元件动作电流； s maxZ系统至相邻电流保护安装处之间的最大等值阻抗(最小运行方式下)。 最大灵敏角 senl= 式中 l线路正序阻抗角。 保护段时间为 IIITttt + (3-113) 式中 Tt相邻变压器电流、电压保护动作时间。 4) 按躲过线路最大负荷时的负荷阻抗配合整定 (1)
124、当距离段为电流启动元件时，其整定值为 relssset IIIL maxreK KIIK= (3-114) 式中 relK可靠系数，取1.21.25； reK电流返回系数，取0.85； ssK自启动系数，根据负荷性质可取1.52.5； L maxI线路最大负荷电流。 第 3 章 电网的距离保护 121 121 (2) 当距离段为全阻抗启动元件时，其整定值为 L minset IIIrelssreZZK K K= (3-115) 式中 relK可靠系数，取1.21.25； reK电流返回系数，取1.151.25； ssK自启动系数，根据负荷性质可取1.52.5； L minZ最小负荷阻抗值。 最
125、小负荷阻抗值计算为 NL minL max(0.9 0.95)3UZI= (3-116) 式中 NU额定运行线电压。 (3) 当为方向阻抗启动元件时，其整定值为 当方向阻抗元件为0接线方式时，段整定值为 minLset IIIrelressLlcos()ZZK K K= (3-117) 当方向阻抗元件为30接线方式时，段整定值为 L minset IIIrelressLlcos(30 )ZZK K K= (3-118) 式中 l线路正序阻抗角； L负荷阻抗角。 5) 距离段的灵敏度 线路末端灵敏度计算为 set IIIsenlZKZ= (3-119) 后备保护灵敏度计算为 set IIIsen
126、lblZKZK Z=+ (3-120) 式中 lZ线路正序阻抗； set IIIZ距离段整定阻抗。 对距离段灵敏度的要求： 对于 110kV 线路，在考虑相邻线路相继动作后，对相邻元件后备保护灵敏度要求sen1.2K； 对于220kV及以上线路，对相邻元件后备保护灵敏度要求sen1.3K；若后备保护灵敏度不够时，根据电力系统的运行要求，可考虑装设近后备保护；对于相邻元件为 Y/接线的变压器，当变压器低压侧发生两相短路时，按UI接线的阻抗继电器，其反应短路故障的能力很差，一般起不到足够的后备作用。 电力系统继电保护 122 122 4. 距离保护各段动作时限的选择配合原则 1) 距离保护段的动作
127、时限 距离保护段的动作时限， 即保护装置本身的固有动作时间， 一般不大于0.03s0.01s，不作特殊的计算。 2) 离保护段的动作时限 距离保护段的动作时限应按阶梯式特性逐段配合。当距离保护段与相邻线路距离保护段配合时，若距离段动作时限(本身固有动作时间)为0.1s以下时，段动作时限可按0.5s考虑；当相邻距离保护段动作时限为0.1s以上时，或者与相邻变压器差动保护配合时，则距离保护段动作时限可选为0.5s0.6s。当距离保护段与相邻距离保护段配合时，按IIIIttt=+计算，其中IIt为相邻距离保护段的时限。当相邻母线上有失灵保护时，距离段的动作时限尚应与失灵保护相配合，但为了降低主保护的
128、动作时限，此情况的配合级差允许按t(0.20.25)s考虑。 3) 距离保护段的动作时限 距离保护段的动作时限仍应遵循阶梯式原则，但应注意以下几点。 (1) 躲过系统振荡周期。距离保护段动作时限不得低于常见的系统振荡周期(因距离保护III段一般不经振荡闭锁控制)。 系统常见的振荡周期为1s1.5s， 故距离保护段动作时限应大于或等于2s。另外，当相邻距离保护段经振荡闭锁控制时，为了在重合闸后距离保护能与相邻的距离保护相配合，可将距离保护段经重合闸后延时加速到1.5s，这样既可满足躲过振荡的要求，又能满足与相邻距离保护段相配合的效果(因相邻距离保护段仍为大于或等于2s的动作时间)。 (2) 在环
129、网中距离保护动作时限的配合。在环网中，距离保护段的动作时限，仍应按阶梯式特性逐级配合，但若所有段均按与相邻段配合，则势必出现相互循环配合的结果。为了解决这一问题，必须选取某一线路的距离保护段与相邻的距离保护段动作时限配合。此即环网中距离保护段动作时限的起始配合点，此起始点的选择原则是：应尽可能使整个环网距离保护段的保护灵敏度较高，动作时限较短。通常按以下几方面考虑。 若相邻线路比本线路长， 则本线路距离保护段可考虑按与相邻距离保护段动作时间配合。 本线路与相邻线路之间有较大的助增系数，且受运行方式变化的影响较小时，可按本线路距离保护段与相邻距离保护段动作时限配合。 当相邻线路距离保护段动作时限
130、较短， 而相邻线路的距离保护段的动作时限又较长时，可考虑本线路距离保护段与相邻距离保护段动作时限相配合。 3.5.3 整定计算举例 【例 3.1】 在图3.36所示网络中，各线路均装设有距离保护，试对保护1的相间短路保护、 、 段进行整定。 已知线路AB的最大负荷电流为maxLI=350A， 功率因数cos=0.9，各线路正序阻抗为10.4/kmZ =，阻抗角L=70，电动机的自启动系数ssK=1.5，正常第 3 章 电网的距离保护 123 123 时母线最低工作电压minN0.9UU=，其余参数如图中所示。 解：有关元件阻抗计算： 线路AB的正序阻抗 ABZ=0.430=12 线路 3-4、
131、5-6的正序阻抗分别为BCZ =0.460=24 变压器的等值阻抗 2kTTT%44.1100UUZS= 图 3.36 例 3.1 网络图 (1) 距离段的整定计算： 整定阻抗 IIsetrelAB0.85 1210.2ZK Z= 动作时限 I0st =，实际段动作时限为保护固有动作时间。 (2) 距离段的整定计算： 整定阻抗 a. 与相邻线路保护3 (或5)的段配合，即 IIIIIrelsetABb.minset.3()ZKZKZ=+ 式中取IrelK=0.85，IIrelK=0.8，而IIset 3relBC0.85 2420.4ZK Z= b minK的计算如下： b minK为保护3的
132、段末端发生短路时对保护1而言的最小分支系数，如图3.37所示。 图 3.37 计算段分支系数的等值电路 电力系统继电保护 124 124 当保护3的段末端短路时，分支系数为 s1ABs2BC2b1s2BC(10.15)2XZXZIKIXZ+= =s1ABs21.15(1)2XZX+ 由上式可看出，为使bK最小，则s1X应取最小，s2X应取最大，而相邻线路并列平行二分支应投入，因而 b min20121.15(1)302K+=+=1.19 于是 IIIIIsetrel1 2b minset 3()ZKZKZ=+=0.8(12+1.1920.4)=29 b. 按躲过相邻变压器低压出口k2点短路整定
133、，即与相邻变压器瞬动保护(差动保护)相配合，因而 IIIIsetrelABb minT()ZKZKZ=+ b.minK为在相邻变压器出口k2点短路时，对保护1的分支系数，由图3.38可知： s1minABb mins2 max1XZKX+=+ =2012130+ =2.07 图 3.38 校验段灵敏系数时计算分支系数等值电路 于是 IIset0.7(122.0744.1)72.3Z=+= 取以上计算结果中较小者为段整定值，即IIset29Z= 灵敏性校验。按本线路末端短路计算，即 IIsetsenAB292.4212ZKZ=1.5 满足要求。 动作时限。与相邻保护3的段瞬时保护配合，则 III
134、130.5sttt=+ = 它能同时满足与相邻保护及与相邻变压器保护配合的要求。 (3) 距离III段的整定计算： 整定阻抗。按躲过最小负荷阻抗整定 NL minL minL maxL max(0.9 0.95)UUZII= 按最低电压考虑，则 第 3 章 电网的距离保护 125 125 NL minmax0.90.9 11530.35LUZI=170.7 因继电器取为相间接线方式的方向阻抗继电器，所以 IIIL minsetrelssresetLcos()ZZK K K= 取relK1.2，ssK1.5，reK1.15，set=70，Larccos0.9=25.8 于是IIIset170.7
135、1.2 1.15 1.5cos(7025.8 )Z=115 灵敏性校验。当本线路末端短路时，灵敏系数为 IIIsetsenABZKZ=1159.5812=1.5 满足要求。 当相邻元件末端短路时，灵敏系数可分两种情况： a. 相邻线路末端短路时 IIIsetsenABb maxBCZKZKZ=+ 式中 b maxK为相邻线路BC末端短路时对保护1的最大分支系数。如图3.37所示，取s1X可能的最大值为s1maxX，s2X可能最小值为s2 minX，而相邻平行线路取单回线运行，则 s1maxAB2b max1s2 min1XZIKIX+=+ =25 12125+ =2.48 于是 IIIsets
136、enABb maxBC115122.4824ZKZKZ=+1.61.2 满足要求。 b. 相邻变压器低压出口k2点短路时，则 3s1maxABb max1s2 min1IXZKIX+=+ =2.48 于是 IIIsetsenABb maxT115122.48 44.1ZKZKZ=+=0.951.2 不满足要求， 需对变压器增加近后备保护，此略。 时限的整定 IIIIII183ttt=+ =0.53 0.5+ =2s IIIIII1102ttt=+ =1.520.5+=2.5s 取其中时限较长者，即III1t=2.5s。 3.6 对距离保护的评价及应用范围 对距离保护的评价，应根据继电保护的四个
137、基本要求来评定。 1. 选择性 根据距离保护的工作原理可知，它可以在多电源复杂网络中保证有选择性动作。 电力系统继电保护 126 126 2. 快速性 距离保护段是瞬时动作，但是只能保护线路全长80%85%，因此，两段加起来就有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0.35s0.5s的延时后，经距离段来切除，因此，对220kV及以上系统，根据系统稳定运行的需要，要求全长无时限切除线路任一点的短路，这时距离保护就不能作为主保护来应用。 3. 灵敏性 距离保护不但反映故障时电流增大，同时反映故障时电压降低，因此，灵敏性比电流、电压保护高。更主要的是距离保护段保护范围不受系统
138、运行方式改变的影响，而其他两段保护范围受系统运行方式改变影响也较小，因此，保护范围比较稳定。 4. 可靠性 距离保护受各种因素的影响，如系统振荡、短路点的过渡电阻和电压回路断线等，因此，在保护中需采取各种防止或减少这些因素影响的措施。如需要采用复杂的阻抗继电器和较多的辅助继电器，使整套保护装置比较复杂，故可靠性相对比电流保护低。距离保护目前应用较多的是保护电网的相间短路。对于大电流接地系统中的接地故障可由简单的阶段式零序电流保护装置切除，或者采用接地距离保护，通常在35kV电网中，距离保护作为复杂网络相间短路的主保护；在110kV及以上系统中，相间短路距离保护和接地短路距离保护主要作为全线速动
139、主保护的相间短路和接地短路的后备保护，对于不要求全线速动的高压线路，距离保护可作为线路的主保护。 3.7 继电保护与变电站综合自动化 传统的二次系统是由相对独立的继电保护和安全自动装置系统、远动系统(或称四遥：遥测、遥信、遥控、遥调)和调度通信系统组成。这三个系统在设备上和管理上都彼此独立，各司其职，统一由系统运行调度员使用和控制。20世纪80年代以来，继电保护迅速实现了微机化，远动实现了数字化，调度自动化也开始出现。这三个系统使用的基本数据和信息是相同的，服务的对象是相同的，也都是建立在计算机的硬件基础上，只是从不同的角度共同保证电力系统的安全可靠运行，于是出现了相互融合的趋势，产生了基于微
140、机装置和计算机网络的变电站综合自动化。20世纪90年代以来，尤其是随着我国电网的改造，变电站综合自动化促成了电力系统二次系统的革命性变革。这个变革的结果使继电保护成为与变电站综合自动化系统不可分割的一个重要组成部分。因此，继电保护的设计、运行、从硬件到软件，都必须考虑到这个统一的计算机系统的要求和特点。鉴于此，下面对变电站综合自动化的发展过程和基本原理作简要介绍。 3.7.1 变电站综合自动化的基本原理和发展过程 常规变电站的二次系统主要由继电保护、就地监控、远动装置、录波装置等组成。在实际应用中，是按继电保护、远动、就地监控、测量、录波等功能分工的，相应的就有保护屏、控制屏、录波屏、中央信号
141、屏等。每一个一次设备，例如一台变压器、一组电容器第 3 章 电网的距离保护 127 127 等，都与这些屏有关，因而，每个设备的电流互感器的二次回路，都需要分别引到这些屏上。同样，断路器的跳、合闸操作回路，也需要连到这些屏及其他自动装置屏上。此外，对同一个一次设备，与之相应的各二次设备(屏)之间，保护与远动设备之间都有许多连线。由于各设备安装在不同地点，因而变电站内电缆错综复杂。正因如此，常规变电站存在如下问题： (1) 接线复杂，容易发生故障，安全性、可靠性低。 (2) 电能质量难以控制，系统调度难以随时掌握系统全部运行情况，事故不能及时 处理。 (3) 设备占地面积大。 (4) 设备结构复
142、杂，不能自动检查出隐患，维护工作量大。 (5) 运行值班人员多。 变电站综合自动化是将变电站的二次设备(包括测量仪表、信号系统、继电保护、自动装置和远动装置等)经过功能的组合和优化设计，利用先进的计算机技术、通信技术、信号处理技术和网络技术连接起来，实现对全变电站的主要设备和输、配电线路的自动监视、测量、自动控制和继电保护，并与调度通信，实现电力系统统一调度、控制的计算机网络。 变电站综合自动化系统利用多台微型计算机代替常规的测量和监视仪表，代替常规的控制屏、中央信号系统和远动屏，用计算机保护代替常规的继电保护，改变了常规的继电保护装置孤立运行，不与外界联系的状态。因此，变电站综合自动化是计算
143、机技术、通信技术和网络技术等高科技在变电站领域的综合应用。变电站综合自动化系统可以采集到大量的数据和信息，利用计算机的高速计算和逻辑判断能力，可方便地监视和控制变电站内各种设备的运行状态和操作过程。变电站综合自动化系统具有功能综合化、运行管理智能化等特征。 3.7.2 变电站综合自动化发展过程 1. 集中式变电站综合自动化系统 所谓集中式是指用一台计算机(工控机)完成上述综合自动化的全部功能。所有电气量都用变送器变成直流电压，然后送到工控机进行运算、逻辑判断并输出控制命令，完成测量、保护、控制、信号等各种功能。为了保证在故障时电气量大幅度变化时的变化精度，研制了双量程直流变送器。为了提高可靠性
144、，用两台同样的计算机互为备用，实行自动切换。这种集中式综合自动化系统功能齐全、结构简单、成本低廉，特别适合于35kV及以下电压等级的变电站，也可用于110kV终端变电站，曾得到大量应用。 2. 另一种集中式变电站综合自动化系统 也是用一台(或两台互为备用)工控机构成， 但用多个CPU插件， 每个CPU插件集成了一条线路或一个变压器的保护、测量、控制等所有功能。这种集中式变电站综合自动化系统也具有结构简单、价格低廉、工作可靠的优点。由于每个被保护元件所需的所有功能都集中在一个插件上，维护、检修、更换非常灵活、方便。 对于大容量高压变电站，需要保护和控制的设备很多，用上述集中式系统时可靠性、灵活性
145、不能满足要求，尤其是计算机价格不断下降，价格已不是主要因素。因此，20世纪末期，变电站综合自动化向分层分布式结构发展。 电力系统继电保护 128 128 3. 分层分布式变电站综合自动化 所谓分层分布式变电站综合自动化系统，是将变电站信息的采集和控制分为管理层、站控层和间隔层三个级分层布置。在结构上采用主从CPU协同工作方式，各功能模块(通常是各个从CPU)之间采用网络技术或串行方式实现数据通信，多CPU系统提高了处理并行多发事件的能力，解决了集中式结构中一个CPU计算机处理的瓶颈问题，方便了系统扩展和维护，局部故障不影响其他模块(部件)正常运行。 这种综合自动化系统的一种实现模式称为RTU(
146、远方终端单元)模式，是有一个把继电保护、自动重合闸、故障录波、故障测距等功能综合在一起的装置称为保护单元，另有一个把远动、测量和控制功能综合在一起的装置称为测控单元。这两个RTU再将其所有信息送到变电站主机，通过主机与系统调度通信。这种模式适合于当时对老变电站进行无人值守的改造， 后来已逐渐淘汰。 目前的分层分布式变电站综合自动化系统结构如图3.39所示。 变电站所有高压元件如线路、变压器、电容器、母线等的测量、信号、保护、控制设备及其数据采集通称为间隔级单元。各种类型的间隔级单元与变电站的中央单元相结合，并利用间隔级单元搜集到的状态量和测量值，通过软件来实现各种保护、控制功能。有些关系到全站
147、运行控制功能，而在站控层或管理层的计算机中进行运算、分析、判断和决策。保护和监控装置的定值修改和投、退，可就地进行，也可从当地监控计算机远方进行。 图 3.39 变电站综合自动化系统分层结构示意图 3.7.3 分散与集中相结合的分布式变电站综合自动化系统结构框图 这是目前国内外最为流行、受到广大用户欢迎的一种综合自动化，如图3.40所示。它是采用“面向对象”即面向电气一次回路或电气间隔(如一条出线、一台变压器、一组电容器等)的方法进行设计的，间隔层中各数据采集、监控单元和保护单元做在一起，设计在同一机箱中，并将这种机箱就地分散安装在开关柜上或其他一次设备附近。这样各间隔单元的设备相互独立，仅通
148、过光纤或电缆网络由站控机对它们进行管理和交换信息。这是将功能分布和物理分散两者有机结合的结果。通常，能在间隔层内完成的功能一般不依赖通信网络。 第 3 章 电网的距离保护 129 129 图 3.40 分散与集中相结合的分布式变电站综合自动化系统结构框图 这种组态模式集中了分布式的全部优点，此外还最大限度地压缩了二次从设备及其繁杂的二次电缆，节约占地面积。这种结构形式本身配置灵活，从安装配置上除了能分散安装在间隔开关柜上外，还可以实现在控制室内集中组屏或分层组屏，即一部分集中在低压开关室内分别组屏(如6kV35kV的配电线路)。这种将配电线路的保护和测控单元分散安装在开关柜内，而高压线路保护和
149、主变压器保护装置等采用集中组屏的系统结构为分散和集中相结合的结构。它不仅适合应用在各种电压等级的变电站中，而且在高压变电站中应用将更趋于合理，经济效益更好。 3.7.4 变电站综合自动化的计算机局域网 变电站综合自动化所以能够实现，主要是依靠计算机局部区域网络，简称局域网(LAN)。它是把多台小型、微型计算机以及外围设备用通信线路互连起来，并按照网络通信协议实现通信的系统。在该系统中，各计算机既能独立工作，又能交换数据进行通信。构成局域网的四大要素是网络的拓扑结构、传输介质、传输控制和通信方式。 1. 局域网的拓扑结构 在网络中，多个站点相互连接的方法和形式称为网络拓扑。局域网的拓扑结构主要有
150、星型、总线型和环型等几种，如图3.41所示。 电力系统继电保护 130 130 (a) 星型 (b) 总线型 (c) 环型 图 3.41 局域网的拓扑结构 1) 星型 星型结构的特点是集中式控制，网中各节点都与交换中心相连。当某节点要发送数据时就向交换中心发出请求，由交换中心将发送节点与目的节点沟通，通信完毕，线路立即断开。星型网也用轮询方式由控制中心轮流询问各个节点，如某节点需要发送时就授以发送权；如无报文发送或报文已发送完毕，则转而询问其他节点。 星型网络结构简单，任何一个非中心节点故障对整个系统影响不大，但中心节点故障时会使全系统瘫痪。为了保证系统工作可靠，中心节点可设置备份。 在电力系
151、统中，采用循环式规约的远动系统其调度端同各厂、站端的通信拓扑结构就是星型结构。 2) 总线型 在总线型结构中所有节点都经接口连到同一条总线上。不设中央控制装置的总线型结构是一种分散式结构。由于总线上同时只能有一个节点发报，故节点需要发报时采用随机争用方式。报文送到总线上可被所有节点接收，与广播方式相似，但只有与目的地址符合的节点才受理报文。 采用总线方式时增加或减少用户比较方便。某一节点故障时不会影响系统其他部分工作。但如总线故障，就会导致全系统失效。 3) 环型 环型拓扑结构由封闭的环组成， 每个节点接到一个转发器(如图3.42中以小方框表示)。在环型网络中，报文按一个方向沿着环一站一站地传
152、送。报文中包含有源节点地址、目的节点地址和数据等。报文由源节点送至环上，由中间节点转发，并由目的节点接收。通常报文还继续传送，返回到源节点，再由源节点将报文撤除。环型网一般采用分布式控制，接口设备较简单。由于环型网的各个节点在环中串接，因而任何一个节点故障，都会导致整个环的通信中断。为了提高可靠性，必须找出故障部位加以旁路，才能恢复环网通信。 2. 局域网的传输信道 局域网可采用双绞线、同轴电缆或光纤等作为传输信道，也可采用无线信道。双绞线一般用于低速传输，最大传输速率可达每秒几兆比特。双绞线传输距离较近，但成本较低。同轴电缆可满足较高性能的要求，与双绞线相比，同轴电缆可连接较多的设备，传输更
153、远的距离，提供更大的容量，抗干扰能力也较强。 3. 局域网(LAN)的主要特点 (1) 安全性。LAN技术无论在理论上还是在软件和硬件上都已十分成熟可靠，若能针第 3 章 电网的距离保护 131 131 对电力系统的特点采取某些措施，LAN是可以满足变电站综合自动化对安全性和可靠性的要求的。 (2) 开放性。LAN一般都是按照国际标准化组织(ISO)的开放系统互联模型(OSI)来设计的，可以方便地将不同厂家的设备连接起来，兼容性好，并可以方便地进行二次开发。 (3) 由于LAN的标准化设计，系统配置组合相当灵活，允许人们方便地改变或修改系统，而且系统设备来源广泛，具有丰富的软件支持。 (4)
154、技术方面： 传输距离较近，一般为0.1km10km。 数据传输速率较高，通常为1Mb/s20Mb/s。 误码率较低，一般为710910数量级。 目前应用最广泛、 性能最突出的标准LAN是以太网(IEEE802.3)。 以太网是采用总线型拓扑，图3.42是一个以太网的结构框图，从图中可看出，凡是用同轴电缆互联的各站都能收到主机HOST发出的报文分组，但只有要求接收的那一终端才能接收。当网中某一站发生故障时不会影响整个系统的运行。 第二 ETHER 段 图 3.42 以太网结构框图 在变电站综合自动化系统中，各子系统间以及系统内的各功能模块间大多使用RS-422/RS-485通信接口相连，实现状态
155、信息和数据相互交换。然而，在采用RS-422/RS-485通信接口时， 虽然可实现多个节点(设备)间的互联， 但连接的节点数一般不超过32个，在变电站规模稍大时，不能满足综合自动化系统的要求；其次，采用RS-422/RS-485通信接口，其通信方式多为查询方式，即由主计算机询问，保护单元或自控装置应答，通信效率低，难以满足较高的实时性要求；再者，使用RS-422/RS-485通信电力系统继电保护 132 132 接口，整个通信网上只能有一个主节点对通信进行管理和控制，其余皆为从节点，受主节点管理和控制，这样主节点便成为系统的瓶颈，一旦主节点出现故障，整个系统的通信便无法进行；另外对RS-422
156、/RS-485通信规约缺乏统一标准，使不同厂家生产的设备很难互联，给用户带来不便。 基于上述原因，国际上在20世纪80年代中期就提出了现场总线，并制定了相应的标准。目前在高压变电站的综合自动化系统中得到了广泛的应用。关于现场总线可参阅有关书籍。 思考题与习题 3.1 试说明电流三段式保护与距离三段式保护有何区别？ 3.2 为了切除线路上各种类型的短路，一般配置哪几种接线方式的距离保护协同工作？ 3.3 在本线路上发生金属性短路时，测量阻抗为什么能够正确反映故障的距离？ 3.4 距离保护装置一般由哪几部分组成？简述各部分的作用。 3.5 试比较全阻抗继电器、方向阻抗继电器、偏移型特性阻抗继电器各
157、特性圆参数的特点，分别写出它们的动作方程，并画出其特性圆。 3.6 试说明整定阻抗、测量阻抗、动作阻抗、短路阻抗、负荷阻抗、振荡阻抗的意义，并以方向阻抗继电器为例，说明整定阻抗、测量阻抗、动作阻抗的区别及其相互间的关系。 3.7 有一方向阻抗继电器， 其整定阻抗Zd8 70Z= ， 若测量阻抗J7.2 35Z=，试问该继电器能否动作？为什么？ 3.8 全阻抗继电器有无死区？为什么？ 3.9 为什么阻抗继电器的动作特性必须是一个区域？画出常见动作区域的形状并陈述其优缺点。 3.10 解释什么是阻抗继电器的最大灵敏角， 为什么通常选定线路阻抗角为最大灵敏角？ 3.11 什么是最小精确工作电流和最小
158、精确工作电压？测量电流或电压小于最小精工电流或电压时会出现什么问题？ 3.12 什么叫0 接线方式？相间短路用阻抗继电器为什么常常用0 接线方式？为什么不用相电压和本相电流的接线方式？能否采用90 接线方式？为什么？ 3.13 接地短路用阻抗继电器的接线方式中，为什么要引入零序电流，而不是单纯的相电压和本相电流的接线方式？ 3.14 对方向阻抗继电器来说，为什么引入非故障相电压能消除两相短路的死区，而对三相短路时不行？ 3.15 在什么情况下分支系数大于1，小于1或等于1？ 3.16 试说明在整定距离段定值和校验距离段灵敏度时，如何考虑分支系数？并说明为什么？ 3.17 电力系统振荡对距离保护
159、有什么影响？应采取哪些措施来消除影响？ 3.18 振荡闭锁装置采用哪些原理实现的？它有什么特点? 3.19 什么是助增电流和汲出电流？它们对阻抗继电器的工作有什么影响？ 第 3 章 电网的距离保护 133 133 3.20 在单侧电源线路上，过渡电阻对距离保护有什么影响？ 3.21 在双侧电源的线路上，保护测量到的过渡电阻为什么会呈容性或感性？ 3.22 电流互感器二次回路是否会断线？对阻抗继电器为什么不提如何防止电流互感器二次回路断线的问题，试采用0 接线的阻抗继电器，分析电流互感器一相断线会产生什么后果？测量阻抗会发生什么变化？ 3.23 如图3.43所示双侧电源电网， 已知： 线路的正序
160、阻抗，10.4/kmZ =，L75= ，电源I的参数为I115/ 3kVE=，I20Z=75，电源II的参数II115/ 3kVE=，II10Z=75，在变电所A、B装有距离保护，距离I、II段测量元件均采用方向阻抗继电器，试分析系统振荡时，变电所A的距离I、II段误动作的可能性及2采取的措施。 图 3.43 题 3.23 网络图 3.24 如图3.44所示网络中采用三段式距离保护为相间短路保护，各参数为：线路单位正序阻抗Z10.4/km，线路阻抗角为L65 ，AB、BC线最大负荷电流为400A，负荷功率因数ccos0.9=，已知IIIrelrel0.8KK=，IIIrelK=1.2，电源电动
161、势E115kV，电源内阻Asmax10Z=，Asmin8Z= ，Bsmax30Z=，Bsmin15Z=。归至115kV的各变压器阻抗为84.7，容量每台TS15MVA。其余参数如图示。当各阻抗保护测量元件采用方向阻抗继电器时，试计算保护1各段整定值和灵敏性。 图 3.44 题 3.24 网络图 3.25 如图3.45所示网络，已知正序阻抗Z10.4/km，线路阻抗角L=70 ；A、B变电所装有反应相间短路的两段式距离保护， 其中距离I、 段的测量元件均采用方向阻抗继电器和0 接线方式。试计算A变电所距离保护的各段整定值，并讨论： (1) 在线路AB上距A侧65km处和75km处发生金属性相间短
162、路时，A变电所距离保护各段动作情况。 (2) 在距A侧40km处发生接地电阻R16相间弧光短路时，A变电所各段动作情况。 (3) 若A变电所的电压为115kV，通过变电所的负荷功率因数cos0.8=，为使A变电所的距离段不误动作，最大允许负荷电流为多大？ 图 3.45 题 3.25 网络图 电力系统继电保护 134 134 3.26 图3.46所示网络，发电机以发电机变压器组方式接入系统，最大开机方式为4台机全开，最小开机方式为两侧各开1台机，变压器T5和T6可能2台也可能1台运行。其参数为：115/ 3kVE=1G12 G11G22 G215XXXX=；1G32 G31G42 G4XXXX=
163、 10=，1T1X1T410X=，0 T1X0 T430X=，1T51T6XX=20=，0 T50 T640XX=，B C40kmL=，线路阻抗120.4ZZ=/km，01.2Z =/km，线路阻抗角均为75 ，AB LmaxI CB Lmax300AI=，负荷功率因数为30 ；ss1.2K=，re1.2K=，Irel0.85K=，IIrel0.75K=，变压器均装有快速差动保护，解答下列问题： (1) 为了快速切除线路上的各种短路，线路A-B、B-C应在何处配备三段式距离保护，各选用何种接线方式？各选用何种动作特性？ (2) 整定保护14的距离I段，并按照选定的动作特性，在一个阻抗复平面上画
164、出各种保护的动作区域。 图 3.46 题 3.26 网络图 (3) 分别算出保护1、4接地距离段的最大、最小分支系数。 (4) 分别算出保护1、4接地距离、段的定值及时限，并校验灵敏度。 (5) 当A-B线路中点处发生B-C两相短路接地时，哪些地方的哪些测量元件动作，请逐一列出。保护、断路器正常工作情况下，哪些保护的何段以什么时间跳开了哪些断路器将短路切除？ (6) 短路条件同(5)，若保护1的接地距离I段拒动、保护2处断路器拒动，哪些保护以何时间跳开何断路器将短路切除？ (7) 假定各保护回路正确工作的概率为90%，在(5)的短路条件下，全系统中断路器不被错误切除任意一个的概率是多少？保护动作可靠性应要求多高。
