下载文档原格式
282023.07.DQGYPRODVCT AND TECHNIC产品与技术TN-S 系统断路器灵敏度校验问题探讨宋秋云（北京首创生态环保集团股份有限公司）摘要：介绍规范标准中对断路器灵敏度要求，并以实际工程为例，计算出各级断路器瞬时电流整定值及两处单相短路电流，提出不满足灵敏度要求时可采取的措施，为工程设计提供借鉴。
关键词：断路器；灵敏度；短路电流0 引言在工程项目的低压配电系统中，断路器是最常用的线路保护电器。
在设计阶段，设计师常根据回路的计算电流选择断路器的额定电流及电缆截面，长距离供电线路做电压损失校验，往往忽略断路器的灵敏度校验。
GB50054―2011《低压配电设计规范》6.2.4条规定，当短路保护电器为断路器时，被保护线路末端的短路电流应不小于断路器瞬时或短延时过电流脱扣器整定值的1.3倍[1]。
根据上述规范要求，断路器需根据短路电流做灵敏度校验。
TN-S 系统中，单相短路电流最小，应用单相短路电流做灵敏度校验。
1 断路器灵敏度校验实例1.1 工程概况某污水处理厂项目，日处理水量为2万吨，项目设预处理、生化及深度处理等工艺流程。
其中生化池中微生物依靠鼓风机供氧存活，如果停电，会造成污水处理厂供氧中断，微生物缺氧窒息死亡，出水达不到排放标准，对城市人民正常生活带来不便。
按规范要求，该污水处理厂设计为二级负荷，采用两回10kV 线路供电，两回线路同时使用互为备用。
根据负荷计算结果，项目设两台800kVA 变压器于变电所内，两台变压器同时使用互为备用，变电所设于鼓风机房旁。
粗格栅区域距离变电所较远，项目在臭氧发生间旁设粗格栅MCC ，电源引自厂区变电所低压柜，低压配电示意图如图所示。
负荷计算表如表1所示。
1.2 断路器整定及灵敏度校验图中的污水提升泵为工频设备，额定电流为85A ，断路器MCCB1、MCCB2、MCCB3均采用非选择型塑壳断路器，根据文献[2]及文献[3]，各级断路器脱扣电流整定计算如下。
线路三段式微机保护应用问题探讨作者：李莉来源：《中国科技博览》2014年第01期[摘要]随着电力系统不断升级改造，线路三段式微机保护不断被采用，能否充分发挥微机保护作用，不仅体现出微机保护在选择性、快速性、灵敏性、可靠性的优越性，而且能够用于指导运行这一问题，摆在了运行人员面前，就线路三段式微机保护应用问题阐述自己的观点。
[关键词]线路三段式微机保护阐述观点中图分类号：TM774 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0047-01一、线路三段式微机保护定义虽然各生产厂家线路三段式微机保护装置有些差异，但原理及主要功能基本一致，都有三段式保护功能。
龙煤七台河分公司电力部重新定义了本系统线路三段式保护：Ⅰ段：定义为线路速断保护，保护线路的前段。
定值（IdI）：按躲过最大运行方式下线路末端三相短路电流（Id3max）并具有1.3～1.5倍可靠系数整定，即IdI =1.3～1.5Id3max，一般地Ⅰ段能保护线路的20%～60%即可。
Ⅱ段：定义为线路的主保护，保护线路全长，定值（IdⅡ）：按最小运行方式下线路末端发生两相短路（短路电流为Id2min）时具有1.3倍灵敏系数整定，即IdⅡ=Id2min/1.3=0.77Id2min。
Ⅲ段：定义为线路的后备保护或下一级保护的后备保护。
定值（IdⅢ）：按躲过线路最大负荷（If·max），并具有1.3倍可靠系数整定，即IdⅢ =1.3If·max。
一般情况下，如果系统参数及本线路参数未发生变化或变化很小定值IdI、IdⅡ不变更。
而IdⅢ应随着If·max变化应及时变更。
最大负荷电流Ifmax应根据实际情况来计算，应考虑负荷自起动、事故过负荷等多种情况下出现的最大负荷电流。
二、线路三段式微机保护时限配合以往电磁型继电保护因保护启动到出口需100ms，开关接到分闸指令到开关断开需160ms，以上两项共需260ms左右，为保证保护装置可靠动作，上下级时限配合（△t）选择为500ms。
米1#主变保护屏A序号压板编号压板名称投/退接跳开关11LP1投差动121LP2投高压侧相间后备131LP3投高压侧接地零序141LP4投高压侧不接地零序151LP5退高压侧电压061LP6投中压侧相间后备171LP7投中压侧接地零序181LP8投中压侧不接地零序191LP9退中压侧电压0101LP10投低压侧后备保护1111LP11退低压侧电压0121LP12投低压侧分支二后备保护（备用）0131LP13退低压侧分支二电压（备用）0141LP14跳米01Ⅰ1151LP15跳米01Ⅱ1161LP16跳米02Ⅰ1171LP17跳米02Ⅱ1181LP18启动高压侧边开关失灵（备用）0191LP19启动高压侧中开关失灵（备用）0201LP20跳高压侧备用（备用）0211LP21跳米301221LP22跳米360231LP23跳米251241LP24跳米511251LP25跳米771261LP26跳低压侧分支二（备用）0271LP27跳低压侧分段二（备用）0序号空开编号空气开关名称合/断作 用11K RCS-978保护电源空气开关21ZKK1#1主变高压侧PT交流电压31ZKK2#1主变中压侧PT交流电压41ZKK3#1主变低压侧PT交流电压2009-1-9 陈少清米1#主变保护屏B序号压板编号压板名称投/退接跳开关12LP1差动保护投入122LP2投高压侧相间后备132LP3投高压侧接地零序142LP4投高压侧不接地零序152LP5退高压侧电压062LP6投中压侧相间后备172LP7投中压侧接地零序182LP8投中压侧不接地零序192LP9退中压侧电压0102LP10投低压侧后备保护1112LP11退低压侧电压0122LP12投低压侧分支二后备保护（备用）0132LP13退低压侧分支二电压（备用）0142LP14RCS-978跳米01Ⅰ1152LP15RCS-978跳米01Ⅱ1162LP16RCS-978跳米02Ⅰ1172LP17RCS-978跳米02Ⅱ1182LP18启动高压侧边开关失灵（备用）0192LP19启动高压侧中开关失灵（备用）0202LP20跳高压侧备用（备用）0212LP21RCS-978跳米30 1222LP22RCS-978跳米36 0232LP23RCS-978跳米25 1242LP24RCS-978跳米511252LP25RCS-978跳米77 1262LP26跳低压侧分支二（备用）0272LP27跳低压侧分段二（备用）0288LP1置检修状态0298LP2投非全相保护（备用）0308LP3投冷控失电保护1318LP4本体重瓦斯起动跳闸1328LP5有载重瓦斯起动跳闸1338LP6绕组过温起动跳闸（备用）0348LP7压力释放起动跳闸0358LP8压力突变起动跳闸（备用）0368LP9冷控失电起动跳闸1378LP10非电量2延时起动跳闸（备用）0388LP11非电量3延时起动跳闸（备用）0398LP12非电量跳米01Ⅰ1408LP13非电量跳米01Ⅱ1418LP14非电量跳米02A相Ⅰ1428LP15非电量跳米02B相Ⅰ1438LP16非电量跳米02C相Ⅰ1448LP17非电量跳米02A相Ⅱ1458LP18非电量跳米02B相Ⅱ1468LP19非电量跳米02C相Ⅱ1478LP20非电量跳闸闭锁米02重合闸（备用）0488LP21非电量跳米301498LP22非电量跳米511508LP23非电量跳低压侧分支二（备用）0518LP24非电量跳米3602YK2110KVPT电压切换开关本/旁序号空开编号空气开关名称合/断作 用12K RCS-978保护电源空气开关28K RCS-974保护电源空气开关32ZKK1#1主变高压侧PT交流电压42ZKK2#1主变中压侧PT交流电压52ZKK3#1主变低压侧PT交流电压米2#主变保护屏A序号压板编号压板名称投/退接跳开关11LP1投差动121LP2投高压侧相间后备131LP3投高压侧接地零序041LP4投高压侧不接地零序151LP5退高压侧电压061LP6投中压侧相间后备171LP7投中压侧接地零序181LP8投中压侧不接地零序191LP9退中压侧电压0101LP10投低压侧后备保护1111LP11退低压侧电压0121LP12投低压侧分支二后备保护（备用）0131LP13退低压侧分支二电压（备用）0141LP14跳米06Ⅰ1151LP15跳米06Ⅱ1161LP16跳米05Ⅰ1171LP17跳米05Ⅱ1181LP18启动高压侧边开关失灵（备用）0191LP19启动高压侧中开关失灵（备用）0201LP20跳高压侧备用（备用）0211LP21跳米341221LP22跳米360231LP23跳米251241LP24跳米711251LP25跳米771261LP26跳低压侧分支二（备用）0271LP27跳低压侧分段二（备用）0序号空开编号空气开关名称合/断作 用11K RCS-978保护电源空气开关21ZKK1#1主变高压侧PT交流电压31ZKK2#1主变中压侧PT交流电压41ZKK3#1主变低压侧PT交流电压米2#主变保护屏B序号压板编号压板名称投/退接跳开关12LP1差动保护投入122LP2投高压侧相间后备132LP3投高压侧接地零序042LP4投高压侧不接地零序152LP5退高压侧电压062LP6投中压侧相间后备172LP7投中压侧接地零序182LP8投中压侧不接地零序192LP9退中压侧电压0102LP10投低压侧后备保护1112LP11退低压侧电压0122LP12投低压侧分支二后备保护（备用）0132LP13退低压侧分支二电压（备用）0142LP14RCS-978跳米06Ⅰ1152LP15RCS-978跳米06Ⅱ1162LP16RCS-978跳米05Ⅰ1172LP17RCS-978跳米05Ⅱ1182LP18启动高压侧边开关失灵（备用）0192LP19启动高压侧中开关失灵（备用）0202LP20跳高压侧备用（备用）0212LP21RCS-978跳米34 1222LP22RCS-978跳米36 0232LP23RCS-978跳米25 1242LP24RCS-978跳米711252LP25RCS-978跳米77 1262LP26跳低压侧分支二（备用）0272LP27跳低压侧分段二（备用）0288LP1置检修状态0298LP2投非全相保护（备用）0308LP3投冷控失电保护1318LP4本体重瓦斯起动跳闸1328LP5有载重瓦斯起动跳闸1338LP6绕组过温起动跳闸（备用）0348LP7压力释放起动跳闸0358LP8压力突变起动跳闸（备用）0368LP9冷控失电起动跳闸1378LP10非电量2延时起动跳闸（备用）0388LP11非电量3延时起动跳闸（备用）0398LP12非电量跳米06Ⅰ1408LP13非电量跳米06Ⅱ1418LP14非电量跳米05A相Ⅰ1428LP15非电量跳米05B相Ⅰ1438LP16非电量跳米05C相Ⅰ1448LP17非电量跳米05A相Ⅱ1458LP18非电量跳米05B相Ⅱ1468LP19非电量跳米05C相Ⅱ1478LP20非电量跳闸闭锁米05重合闸（备用）0488LP21非电量跳米341498LP22非电量跳米711508LP23非电量跳低压侧分支二（备用）0518LP24非电量跳米3602YK2110KVPT电压切换开关本/旁序号空开编号空气开关名称合/断作 用12K RCS-978保护电源空气开关28K RCS-974保护电源空气开关32ZKK1#1主变高压侧PT交流电压42ZKK2#1主变中压侧PT交流电压52ZKK3#1主变低压侧PT交流电压序号压板编号名 称投/退作 用PRCK97-B23主变压器测控柜(1n1#主变高压侧）11LP11n置检修状态0主变检修时投入，防止信号频繁上传21LP21n投远控1PRCK97-B23主变压器测控柜1n直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用11ZKK1#主变高压侧交流电压合1#主变高压侧（米01/02）交流电压21K1#主变高压侧测控合RCS9705C测控装置电源PRCK97-B23主变压器测控柜(2n米30）12LP12n置检修状态0米30开关检修时投入，防止信号频繁上传22LP3米30遥控跳闸132LP4米30遥控合闸142LP5米301刀闸遥控05切换开关远方/强制手动远方PRCK97-B23主变压器测控柜(2n米30）直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用12ZKK1#主变米30交流电压合22K1#主变中压侧测控合1#主变中压侧米30开关RCS9705C测控装置电源32DK米30操作电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(3n米51）13LP13n置检修状态03n检修时投入，防止信号频繁上传23LP3米51遥控跳闸133LP4米51遥控合闸14切换开关远方/强制手动远方PRCK97-B23主变压器测控柜米51直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用13ZKK1#主变米51交流电压合23K1#主变低压侧测控电源合1#主变低压侧（米51）RCS9705C测控电源33DK米51操作电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(7n）17LP17n置检修状态07n检修时投入，防止信号频繁上传27LP27n投远控137LP3米017地刀遥控147LP4米307地刀遥控157LP6分接头遥控远方PRCK97-B23主变压器测控柜7n直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用17K1#主变本体测控电源合1#主变本体RCS9703C测控电源2BK档位显示器电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(交流电源）序号空开编号空气开关名称合/分作用1JK屏内照明合注：“1”表示压板加用 “0”表示压板停用 “×”表示压板退出序号压板编号名 称投/退作 用PRCK97-B23主变压器测控柜(1n 2#主变高压侧）11LP11n置检修状态0主变检修时投入，防止信号频繁上传21LP21n投远控1PRCK97-B23主变压器测控柜1n直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用11ZKK2#主变高压侧交流电压合2#主变高压侧（米05/06）交流电压21K2#主变高压侧测控合RCS9705C测控装置电源PRCK97-B23主变压器测控柜(2n米34）12LP12n置检修状态0米34开关检修时投入，防止信号频繁上传22LP3米34遥控跳闸132LP4米34遥控合闸142LP5米341刀闸遥控05切换开关远方/强制手动远方PRCK97-B23主变压器测控柜(2n米34）直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用12ZKK2#主变米34交流电压合22K2#主变中压侧测控合2#主变中压侧米34开关RCS9705C测控装置电源32DK米34操作电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(3n米71）13LP13n置检修状态03n检修时投入，防止信号频繁上传23LP3米71遥控跳闸133LP4米71遥控合闸14切换开关远方/强制手动远方PRCK97-B23主变压器测控柜米71直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用13ZKK2#主变米71交流电压合23K2#主变低压侧测控电源合2#主变低压侧（米71）RCS9705C测控电源33DK米71操作电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(7n）17LP17n置检修状态07n检修时投入，防止信号频繁上传27LP27n投远控137LP3米067地刀遥控147LP4米347地刀遥控157LP6分接头遥控远方PRCK97-B23主变压器测控柜7n直流电源序号空开编号空气开关名称合/分作用17K2#主变本体测控电源合2#主变本体RCS9703C测控电源2BK档位显示器电源合PRCK97-B23主变压器测控柜(交流电源）序号空开编号空气开关名称合/分作用1JK屏内照明合注：“1”表示压板加用 “0”表示压板停用 “×”表示压板退出。
老旧输电线路改造及方法探讨【摘要】随着国家扩大内需计划的深入发展，各个地区的基础设施建设如火如荼，新建了许多高速铁路，公路和高端高速公路。
毫无疑问，在这样的环境中，现有运行中的输电线路都面临需要改造的问题。
这种老旧输电线路现状改造的问题通常是时间紧、数量多、任务重。
如果没有充分考虑到改造中涉及的一些影响因素，将严重影响施工期，进而限制整个项目的建设进度。
而且物理工程的建设进度也影响着输电线路的安全生产和运行。
为了激发和帮助有关输电线路改造的未来工作，这里总结了输电线路改造过程中遇到的一些实际问题。
并且分析了为提高输电线路的效率和安全输电而对旧输电线路进行技术改造的必要性，阐述了对旧输电线路进行改造的原因和目的，分析了输电线路改造的特点和对策。
用以提高输电线路的效率保证输电的安全及质量。
关键词：老旧输电线路；改造措施；基坑；塔杆1老旧输电线路改造原因和目的老旧输电线路需要改变主要是由三个原因引起的：一是老旧输电线路运行时间长，设备已经过时，达到了使用寿命。
在电网初期建造的大多数输电线路都使用水泥杆，并且线路高度相对较低。
随着时间的流逝，水泥风化和其他因素严重影响了电源安全，已无法满足电网区域发展的需求。
二是随着国民经济的快速增长，用电量也激增，一些老旧线路的传输容量增加，导致线路超载运行，存在很大的安全隐患，严重时会引发断线导致线路停电。
其三是随着城市建设快速发展，在道路建设、工业建设和私人设施建设过程中，与现有输电线路发生冲突，进而阻碍城市的发展及建设。
输电线是电网的主架，在改造过程中，有必要考虑原轨道的安全运行，并结合长期规划与发展。
近年来，我国已进入电力行业，为防止发生线路故障，确保线路安全运行，延长线路运行时间，降低运营和维护成本以及降低人身安全风险，对老旧输电线路的改造迫在眉睫。
确保安全运行及高峰季节人员的生命和财产安全提供了坚实的基础并创造了积极的经济和社会效益。
2老旧输电线路的改造特点老旧输电线路的改造主要具有以下特点：第一是在改造过程中，旧输电线路停止负荷供电后，社会影响范围相对较大；第二是改造方法主要是将水泥柱改成钢塔，并且在原始支柱位置；第三是在新建塔架的过程中，电力线路被激活；第四是在停电后，必须竖起塔架，并且同时拆除现有管线；第五是旧的输电线路的供电方式大多为单电源供电，路线复杂搬迁困难，如果路线多变，则需要政府的路线批准。
第九章线路保护第一节概述高压线路保护装置适用220kV及以上电压等级输电线路成套数字式保护装置，主保护为纵联保护，后备保护为距离保护及零序保护，可选择配置自动重合闸。
1.纵联保护电流电压保护和距离保护原理用于输电线路时，只需将线路一端的电流、电压经过互感器引入保护装置，比较容易实现。
但由于互感器传变的误差、线路参数值的不确定性以及继电器本身的测量误差等原因，保护装置可能将被保护线路对端所连接的母线上的故障，或与母线连接的其它线路出口处故障，误判断为本线路末端的故障而将被保护线路切除。
为了防止这种非选择性动作，不得不将这种保护的无时限保护范围缩短到小于线路全长。
一般应将保护的无时限I段的保护范围整定为线路全长的80%~90%。
对于其余的10%~20%线路上的故障，只能按第II段的时限切除。
为了保护故障切除后电力系统的稳定运行。
这对于某些重要线路是不能允许的。
在这种情况下，只能采用所谓的纵联保护原理保护输电线路，以实现线路全长范围内任何点故障的无时限切除。
输电线的纵联保护，就是用某种通信通道（简称通道）将输电线两端或各端（对于多端线路）的保护装置纵向连接起来，将各端的电气量（电流、功率的方向等）传送到对端，将各端的电气量进行比较，以判断故障在本线路范围内还是在线路范围之外，从而决定是否切除被保护线路。
因此上理论上这种纵联保护具有绝对的选择性。
任何纵联保护都是依靠通信通道传送的某种信号来判断故障的位置是否在被保护线路内。
因此信号的性质和功能在很大程度上决定了保护的性能。
信号按其性质可分为三种，即闭锁信号、允许信号和跳闸信号。
所谓闭锁信号就是指：“收不到这种信号是保护动作跳闸的必要条件“。
就是当线路发生故障时，由判定为外部故障的一端保护装置发出闭锁信号，将两端的保护闭锁。
而当内部故障时，两端均不发、因而也收不到闭锁信号，保护即可动作于跳闸。
所谓允许信号是指：“收到这种信号是保护动作跳闸的必要条件”。
因此当内部故障时，两端保护应同时向对端发出允许信号，使保护装置能够动作于跳闸。
500kV线路带电作业保护间隙的研究摘要：目前有些线路塔头设计过程中，为了能够有效的满足现阶段带电作业安全距离与其组合间隙之间的要求，塔头尺寸势必要加大，从而有效增加一定基建费用。
实际上，在当前带电作业中，偶遇高幅值操作过电压其实是一件小概率事件，所以若为这么一小概率事件而整体性的增加杆塔塔头尺寸，从经济上说是非常不合理的。
而且在带电作业中通过对工作点增设保护间隙之后，其相应的带电作业间隙自然也不可能再成为塔头尺寸的控制因素。
自然也就不需要为确保作业人员安全而额外性的增加塔头尺寸。
该文主要结合保护间隙试验，对其详细探究与讨论。
关键词：500kV线路；带电作业；保护间隙引言现阶段，美国、加拿大、巴西等发达国家为避免带电作业而造成塔头尺寸额外增大现象的出现，纷纷采用了安装保护间隙的方法。
通过保护间隙的加装，不仅可以有效降低带电作业中过电压的幅值，使得带电作业在紧凑型线路或小塔窗线路的实现成为可能，大大保护了施工人员的安全，而且也可大大降低塔头尺寸。
1 500kV输电线路故障1.1雷击导致的故障500kV输电线路属于高压线路范畴，架设区域环境通常比较复杂，受到外部自然环境地条件影响较大，如暴雨或者是雷击。
尤其是前者，导致线路故障的概率非常大。
雷击所导致的故障常见有跳闸，对用户的正常使用造成影响。
通过对相关故障进行总结，雷击所导致的故障是最常见的，但同时也是造成影响最严重的。
对于此问题，防范工作有一定难度。
由于线路自身所处环境条件复杂，受到外部天气因素的影响中难以避免，而在环境恶劣的区域内，防雷工作开展难度更大。
1.2闪污故障闪污故障也是由于其所处的环境导致的。
线路某些区域受到严重的污染，其表层会受到污染物侵蚀。
如果未能将绝缘了表层的污染物体进行干净，闪污故障出现的可能性就会增大。
闪污通常会导致跳闸。
出现该故障的原因一方面是外部因素所导致的。
另一方面则是线路自身质量存在问题。
比如，绝缘子质量比较差，在污染严重区域内。
2013-12-3
继电保护原理‐输电线路保护之三
梁振锋
lzf@
单端量保护
电流保护
距离保护
线路末端故障需要延时切除，对于高压线路难于满足系统稳定性要求。
双端量保护-输电线路纵联保护
输电线路纵联保护：将线路一侧电气量信息传到另一侧去，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。
线路两端的保护装置组成一个单元，单端装置不能独立构成保护。
理论上具有绝对选择性。
不能作为其它保护的远后备保护。
全线速动。
输电线路纵联保护
TA TA
TV TV
继电保继电保护装置护装置通信设备通信设备
按照所用通道类型进行分类
¾导引线纵联保护
¾电力线载波纵联保护
¾微波纵联保护
¾光纤纵联保护
输电线路短路时两侧电气量的故障特征
M N k1
I I I I =+=∑ ¾两侧电流相量和的故障特征
k1
M
U N
U M
I N I k2
M
U N
U M
I N
I M N
0I I I =+=∑ 规定线路两端电流
正方向为母线流向
线路。
不考虑分布电容的
影响。
输电线路短路时两侧电气量的故障特征¾两侧功率方向的故障特征
规定线路电流由母线流向线路时功率方向为正。
k2 M
U
N
U
M
I N I
M
S N S
k1
M
U
N
U
M
I N I
M
S N S
输电线路短路时两侧电气量的故障特征¾两侧电流相位特征
假定全系
统阻抗角
均匀、两
侧电动势
角相角相
同。
输电线路短路时两侧电气量的故障特征¾两侧测量阻抗特征
区内故障：线路两侧距离保护II段均启动。
正常运行：线路两侧测量阻抗均为负荷阻抗，距离保护II段均不启动。
区外故障：远故障点的距离II段可能启动，也可能不启动；近故障点的距离II段肯定不启动。
按照保护动作原理进行分类
¾方向比较式纵联保护。
两侧保护装置将本侧功率方向、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。
这类保护是间接比较线路两侧的电气量,在通道中传送的是逻辑信号，但对信息可靠性要求很高。
（方向纵联保护和距离纵联保护）
¾纵联差动纵联保护。
利用通道将本侧电流波形或代表电流相位的信号传送到对侧,每侧保护根据对两侧电流的幅值和相位比较的结果区分是区内还是区外故障。
这类保护在每侧都直接比较两侧的电气量。
若传送电流波形，由于信息传输量大，并且要求两侧信息同步采集，因而对通信通道有较高要求。
纵联保护的基本原理¾纵联电流差动保护
M N set
I I I +≥ 利用输电线路两端电流和（瞬时值或相量）的特征可构成纵联电流差动保护。
纵联保护的基本原理
¾方向比较式纵联保护
线路两端保护判别流过本端的功率方向，功率方向为负者发出闭锁信号，闭锁两端保护，称为闭锁式方向纵联保护。
线路两端保护判别流过本端的功率方向，功率方向为正者发出允许信号，允许两端保护跳闸，称为允许式方向纵联保护。
纵联保护的基本原理
¾方向纵联保护-允许式方向纵联保护
TA
TA
TV TV +
N
W +
M W +M W +
N W
纵联保护的基本原理
¾电流相位比较式纵联保护
线路两端保护各将本侧电流的正、负半周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端的电流相位信号比较。
区内故障：两端电流相角差为0°，保护动作，跳开本端断路器。
正常运行或区外故障：两端电流相角差为180°，保护不动作。
纵联保护的基本原理
¾电流相位比较式纵联保护
TA TA
纵联保护的基本原理
¾电流相位比较式纵联保护0ϕ=°b ϕ0180ϕ=°b ϕ
纵联保护的基本原理
¾距离纵联保护
距离II段测量元件采用方向阻抗元件。
区内故障时，线路两侧距离II段均启动，保护动作切除故障。
区外故障时，近故障点距离II段不启动，远故障点距离II段可能启动，保护不动作。
简化了纵联保护，提高了保护可靠性。
后备保护（距离保护）检修，主保护（纵联保护）被迫停运。
纵联保护的基本原理
¾距离纵联保护
II
Z
set6
II
Z
set2
A B C D
方向比较式纵联保护-方向元件
¾方向元件：判断故障的方向
正确反应所有故障类型且无死区。
不受负荷的影响，在正常负荷状态下不启动。
不受系统振荡的影响，在振荡无故障时不启动；振荡中再故障仍能正确判定故障方向。
在两相运行中又发生短路故障时仍能正确判定故障方向。
方向元件-工频故障分量方向元件F
U − g R U Δ I
Δ s 0s ,Z Z F 正方向故障
s U Z I Δ=−Δ
方向元件-工频故障分量方向元件
反方向故障
I
Δ 0,s s
Z Z g
R F
U − F
U
Δ 0,s
s Z Z ′′'s U Z I
Δ=Δ
方向元件-工频故障分量方向元件
¾故障特征r r
arg arg 180S Z U Z I Z °
⎛⎞Δ=−=⎜⎟Δ⎝⎠
'r r
arg arg 0S Z U Z I Z °⎛⎞Δ==⎜⎟Δ⎝⎠
正方向故障
反方向故障
方向元件-工频故障分量方向元件
¾方向元件判据r 270arg 90U Z I °°
Δ>>Δ r
90arg 90U Z I
°°
Δ>>−Δ 正方向元件
反方向元件
方向元件-工频故障分量方向元件
反应故障分量方向元件的测量相角固定为180º或0º，在最灵敏角下跃变，能非常明确地判断方向。
具有以下几个特点：
1）不受负荷状态的影响；
2）不受故障点过渡电阻的影响；
3）故障分量的电压、电流间的相角由线路背后的系统阻抗决定，方向性明确；
4）可消除电压死区。
闭锁式方向纵联保护-工作原理
K
近故障端与远故障端
闭锁式方向纵联保护的跳闸判据：本端保护方向元件判定为正方向故障且收不到对端的闭锁信号。
TV
TA KW+
1
t
2
t0
＆KA2
＆
KA1
Y1Y2
闭锁式方向纵联保护-构成
闭锁式方向纵联保护-工作原理
TV
TA
KW+
1
t
2
t0
＆
KA2
＆
KA1
Y1Y2
KW+
2
t0
＆
KA2
Y1
Y2
KA1
＆
1
t
TV
TA
谢谢大家！。
