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请问系统在非全相运行时会产生零序电流吗？悬赏分：200 - 解决时间：2008-11-4 21:52问题补充：书上不是说只有单相接地故障才会产生零序电流吗？请问这个结论正确吗？我看到变电站值班员的题库中曾这样说：“因为只有系统发生单相接地时才会产生零序电流，所以零序保护只反应单相接地故障，不受系统运行方式的影响。
”按照大家的说法，这样的论述是不正确的了？谢谢各位老师了！提问者：落蕊客- 二级最佳答案1）当电流回路断线时，可能造成保护误动作。
这是一般较灵敏的保护的共同弱点，需要在运行中注意防止。
就断线机率而言，它比距离保护电压回路断线的机率要小得多。
如果确有必要，还可以利用相邻电流互感器零序电流闭锁的方法防止这种误动作。
（2）当电力系统出现不对称运行时，也会出现零序电流，例如变压器三相参数不同所引起的不对称运行，单相重合闸过程中的两相运行，三相重合闸和手动合闸时的三相开关不同期，母线倒闸操作时开关与闸刀并联过程或开关正常环并运行情况下，由于闸刀或开关接触电阻三相不一致而出现零序环流，以及空投变压器在运行中的情况下，可出现较长时间的不平衡励磁涌流和直流分量等等，都可能使零序电流保护启动。
（3）地理位置靠近的平行线路，当其中一条线路，当其中一条线路故障时，可能引起另一条线路出现感应零电流，造成反方向侧零序方向继电器误动作。
如确有此可能时，可以改用负序方向继电器，来防止上述方向继电器误动判断。
（4）由于零序方向继电器交流回路平时没有零序电流和零序电压，回路断线不易被发现；当继电器零序电压互感器开口三角侧时，也不易用较直观的模拟方法检查其方向的正确性，因此较容易因交流回路有问题而使得在电网故障时造成保护拒绝动作和误动作在不接地系统中，如果发生非全相运行（断线故障）会有零序电流吗？悬赏分：10 - 解决时间：2009-5-17 15:17请不要将书中某段话直接粘过来，希望用自己语言从道理上说说问题补充：在变压器中性点不接地的系统中，如果发生线路单相短路或者单相断线，这两种情况是否有零序电流。
电力系统继电保护问答 05电力系统继电保护问答 556.在大短路电流接地系统中,为什么有时要加装方向继电器组成零序电流方向保护?答：在大短路电流接地系统中，如线路两端的变压器中性点都接地，当线路上发生接地短路时，在故障点与各变压器中性点之间都有零序电流流过，其情况和两侧电源供电的辐射形电网中的相间故障电流保护一样。
为了保证各零序电流保护有选择性动作和降低定值，就必须加装方向继电器，使其动作带有方向性。
使得零序方向电流保护在母线向线路输送功率时投入，线路向母线输送功率时退出。
57．零序(或负序)方向继电器的使用原则是什么?答：零序电流保护既然是作为动作机率较高的基本保护，故应尽量使其回路简化，以提高其动作可靠性。
而零序功率方向继电器则是零序电流保护中的薄弱环节。
在运行实践中，因方向继电器的原因而造成的保护误动作时有发生。
因此，零序(或负序)方向继电器的使用原则如下：(1)除了当采用方向元件后，能使保护性能有较显著改善的情况外，对动作机率最多的零序电流保护的瞬时段，特别是“躲非全相一段”，以及起后备作用的最末一段，应不经方向元件控制。
(2)其他各段，如根据实际选用的定值，不经方向元件也能保证选择性和一定灵敏度时，也不宜经方向元件控制。
(3)对平行双回线，特别是对采用单相重合闸的平行双回线，如果互感较大，其保护有关延时段必要时也包括灵敏一段，一般以经过零序方向元件控制为宜，因为这样可以不必考虑非全相运行情况下双回线路保护之间的配合关系，从而可以改善保护工作性能。
(4)方向继电器的动作功率，应以不限制保护动作灵敏度为原则，一般要求在发生接地故障且当零序电流为保护起动值时，尚应有2以上的灵敏度。
58.大短路电流接地系统中．输电线路接地保护方式主要有哪几种?答：大短路电流接地系统中，输电线路接地保护方式主要有：纵联保护(相差高频、方向高频等)、零序电流保护和接地距离保护等。
59．什么是零序保护?大短路电流接地系统中为什么要单独装设零序保护?答：在大短路电流接地系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。
正序、负序、零序什么是正序、负序、零序？对于非电气专业的人来说，这个问题或许困扰了许久。
就我个人感觉来讲，当初在学校学的时候也困惑了很久，确实不是非常好理解。
用最简单的语言概括如下：当前世界上的交流电力系统一般都是ABC三相的，而电力系统的正序，负序，零序分量便是根据ABC三相的顺序来定的。
正序：A相领先B相120度，B相领先C相120度，C相领先A相120度。
(ABC)负序：A相落后B相120度，B相落后C相120度，C相落后A相120度。
(BAC)零序：ABC三相相位相同，哪一相也不领先，也不落后。
系统里面什么时候分别用到什么保护？三相短路故障和正常运行时，系统里面是正序。
单相接地故障时候，系统有正序、负序和零序分量。
两相短路故障时候，系统有正序和负序分量。
两相短路接地故障时，系统有正序、负序和零序分量。
对称分量法基本概念和简单计算正常运行的电力系统，三相电压、三相电流均应基本为正相序，根据负荷情况（感性或容性），电压超前或滞后电流1个角度（Φ），如图1。
对称分量法是分析电力系统三相不平衡的有效方法，其基本思想是把三相不平衡的电流、电压分解成三组对称的正序相量、负序相量和零序相量，这样就可把电力系统不平衡的问题转化成平衡问题进行处理。
在三相电路中，对于任意一组不对称的三相相量（电压或电流），可以分解为三组三相对称的分量。
对于理想的电力系统，由于三相对称，因此负序和零序分量的数值都为零（这就是我们常说正常状态下只有正序分量的原因）。
当系统出现故障时，三相变得不对称了，这时就能分解出有幅值的负序和零序分量度了（有时只有其中的一种），因此通过检测这两个不应正常出现的分量，就可以知到系统出了毛病（特别是单相接地时的零序分量）。
当选择A相作为基准相时，三相相量与其对称分量之间的关系（如电流）为：I A=Ia1+Ia2+Ia0--------------------------------------------○1I B=Ib1+Ib2+Ib0=α2 Ia1+αIa2 + Ia0------------○2I C=Ic1+Ic2+Ic0=α Ia1+α2 Ia2+Ia0-------------○3对于正序分量：Ib1=α2 Ia1，Ic1=αIa1对于负序分量：Ib2=αIa2，Ic2=α2Ia2对于零序分量：Ia0= Ib0 = Ic0式中，α为运算子，α=1∠120°，有α2＝1∠240°，α3＝1，α+α2+1=0由各相电流求电流序分量：I1=Ia1= 1/3(I A +αI B +α2 I C)I2=Ia2= 1/3(I A +α2 I B +αI C)I0=Ia0= 1/3(I A +I B +I C)以上3个等式可以通过代数方法或物理意义（方法）求解。
变压器的零序保护的配置原则是什么?变压器的零序保护的配置原则是什么？答：（1）中性点直接接地电网的变压器应装设零序（接地）保护作为变压器主保护的后备保护和相邻元件接地短路的后备保护。
（2）当变压器中性点同时装设有避雷器和放电间隙时，应装设零序电流保护作为变压器中性点直接接地运行时的保护，并增设一套反映间隙放电电流的零序电流保护和一套零序电压保护作为变压器中性点不接地运行时的保护。
后者作为间隙放电电流的零序电流保护的后备保护。
（3）自耦变压器的零序保护的不能接在中性线回路的电流互感器上，应接在本侧的零序电流滤过器上，并且高、中压侧加装方向元件，以保证选择性。
110kV、220kV中性点直接接地电力网装设保护的一般规定英文词条名：1 全绝缘变压器。
应按规定装设零序电流保护，并增设零序过电压保护。
当电力网单相接地且失去接地中性点时，零序过电压保护经0.3～0.5S 时限动作于断开变压器各侧断路器。
2A.中性点装设放电间隙时，应按规定装设零序电流保护，并增设反应零序电压和间隙放电电流的零序电流电压保护。
当电力网单相接地且失去接地中性点时，零序电流电压保护约经0.3～0.5S 时限动作于断开变压器各侧断路器。
B.中性点不装设放电间隙时，应装设两段零序电流保护和一套零序电流电压保护。
零序电流保护第一段设置一个时限，第二段设置两个时限，当每组母线上至少有一台中性点接地变压器时，第一段和第二段的较小时限动作于缩小故障影响范围。
零序电流电压保护用于变压器中性点不接地运行时保护变压器，其动作时限与零序电流保护第二段时限相配合，用以先切除中性点不接地变压器，后切除中性点接地变压器。
当某一组母线上的变压器中性点都不接地时，则不应动作于断开母线联络断路器，而应当首先断开中性点不接地的变压器，此时零序电流保护可采用一段，并带一个时限在大短路电流接地系统中发生接地故障后，就有零序电流、零序电压和零序功率出现，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护保护间隙1.保护间隙protective gap带电部分与地之间用以限制可能发生最大过电压的间隙。
关于220kV主变保护动作的分析【摘要】通过对220kV主变各种保护的功效和机理的扼要分析，结合长期的生产实际状况，总结出一系列可能引起220kV主变保护动作的因素，从而为排除误动提供技术支持。
【关键词】220kV主变；保护；动作1 引言众所周知，220kV主变是220kV变电所的核心设备，其运行稳定性关系到相当大一片区域的供电可靠性。
正是缘于此，220kV主变一般配置有多套保护（包括电气量和非电气量），以确保该重要设备不因各类故障而损坏。
但是，实际运行经验告诉我们：220kV主变保护动作，有些是外围设备（如下级保护拒动、二次回路故障）或主变本体（如绝缘油劣化）引起，有些则纯粹是误动。
关于正常动作，应将事件来龙去脉分析清楚；关于误动，则必须采取针对性措施予以纠正，以防再次发生不应有的跳闸事件。
2 220kV主变保护的配置及功效220kV主变保护主要针对变压器故障状态和不正常状态而配置。
而所谓“故障态”和“不正常状态”，就是继续运行下去，可能会使变压器发生绕组损坏、壳体变形甚至剧烈爆炸等严重事故的一种态势。
一般而言，220kV主变应装设的继电保护有：（1）本体保护。
即当变压器内部有故障苗头（如油面下降、匝间短路、油质变坏等）或冷却系统故障时，该保护能动作于“跳三侧”或发信，以阻止不利因素的进一步扩大。
（2）差动保护。
在将变压器两侧的电流互感器按差接法接线的前提下，通过比较变压器两侧电流的幅值和相位来判断变压器绕组及其引出线有无相间短路故障。
具体来说，当正常运行或故障发生在外部，流入差动继电器的电流为变压器两侧电流之差，其值基本为零，因此继电器不出口动作；而当内部相间短路时，流入继电器的电流为两侧电流之和，继电器动作跳三侧开关。
（3）过励磁保护。
用来防止因输入电气量不合格（如电压升高、频率降低等），引起变压器铁芯磁通密度过高，进而使绝缘加速老化的状况出现。
（4）相间短路的后备保护。
它是作为⑴、⑵的后备，在高压侧和中压侧宜采用阻抗保护和复闭过流保护，在低压侧应采用电流速断和复闭过流保护。
电力系统技术问答100题（附答案）答:1)变电所现场一、二、三次设备均必须有规范、完整、清晰、准确的命名标志，包括端子箱、控制箱、电源箱等。
2）二次压板、端子、小开关、小闸刀、按钮等元件的命名必须字迹清晰，严格做到与典票、现场运行规程相一致。
3）多单元的控制屏、保护屏后应有明显的分割线，并表明单元名称。
4）控制屏、保护屏后每一单元的端子排上部，应表明单元名称。
5）在跳闸出口继电器的外壳上，应标有禁止触动的明显标志。
6）设备的命名标志安装时应严格与设备相符，且无时限阻碍。
运行中严禁拆动，如因设备油漆等工作需要暂时拆除的，重新安装时务必严格核对位置的准确性。
20. 倒闸操作任务执行过程如何管理？答：1)倒闸操作应严格按照局“倒闸操作八步骤执行规范”（杭电生98.0234号）要求执行。
2）倒闸操作应严格执行调度命令。
对于一组包含多个操作任务的命令，严禁擅自改变任务间的顺序；对于一个操作任务，严禁擅自改变操作票上各操作步骤间的顺序。
3）操作中发生疑问、遇到障碍（如闸刀因机构缺陷而不能操动等），应立即停止操作，汇报调度及所领导，查明原因，严禁随意修改操作票、随意解除闭锁装置。
4）如因故中断操作（如回主控室取解锁钥匙等），在重新恢复操作时，务必重新核对当前操作步骤的内容，务必重新核对设备标志。
5）变电所自行掌握的操作（如所用电系统等），必须有当值负责人发布操作命令，其余均与调度正式操作相同。
6）各变电运行主管单位应对所属变电所进行倒闸操作执行规范进行抽查，每月至少一个操作任务。
抽查情况随每月月报上报局生技处。
21. 就防误操作而言，主设备工作结束后应注意什么？答：1）检修单位在工作中对防误装置及其回路有拆动或影响，则检修单位应在工作结束前负责恢复，运行单位负责验收。
2）检修单位在进行开关的大、小修，闸刀的大、小修后，应保证有关辅助接点动作情况良好，有关防误回路完整，由运行单位负责验收。
3）新、扩、改建工程，防误装置应与主设备同时设计、同时施工、同时验收。
电容器组不平衡电压保护动作原因分析发表时间：2018-05-14T09:22:35.873Z 来源：《电力设备》2017年第36期作者：马俊何非非罗高吴应林舒远瑶[导读] 摘要：本文针对某110kV变电站10kV 2#电容器组因不平衡电压保护动作导致跳闸，分析不平衡电压保护动作原理，依次对集合式并联电容器、电抗器、放电线圈、避雷器等进行诊断性试验，最终通过试验及数据分析判断故障原因为放电线圈故障导致三相开口三角电压不平衡，从而引起电容器组不平衡电压保护动作跳闸。
(国网四川省电力公司广安供电公司四川广安 638000)摘要：本文针对某110kV变电站10kV 2#电容器组因不平衡电压保护动作导致跳闸，分析不平衡电压保护动作原理，依次对集合式并联电容器、电抗器、放电线圈、避雷器等进行诊断性试验，最终通过试验及数据分析判断故障原因为放电线圈故障导致三相开口三角电压不平衡，从而引起电容器组不平衡电压保护动作跳闸。
一、故障情况2017年1月，某110kV变电站10kV 2#电容器组因不平衡电压保护动作跳闸，保护动作电压整定值为15V，保护装置显示不平衡电压为18.15V。
10kV 2#电容器组一次接线原理图如图1所示，电容器组采用单星形接线方式，放电线圈二次端子采用开口三角电压保护。
图1 10kV 2#电容器组一次接线原理图二、不平衡电压保护动作原理及故障分析10kV 2#电容器组中电容器为集合式并联电容器，该电容器采用六个瓷套引出，针对内部故障，不平衡保护必然采用开口三角电压保护方式。
它的原理是分别检测电容器的端电压，再在二次端接成开口三角形得出零序电压，从而发现三相是否平衡而得出设备是否有故障。
因放电线圈（等同于电压互感器）一次端的两个端口是直接接在电容器两端的，因此它检测的电压只由设备的两端电压决定[1]。
根据电容器组一次接线原理图和保护动作原理初步分析，可能是集合式并联电容器、避雷器、电抗器或放电线圈出现内部故障引起一次电压变化，从而导致放电线圈检测到的开口三角零序电压超过整定值，最终不平衡电压保护动作跳闸。
变电站电容器组电压差动保护动作的分析及对策摘要：针对某站电容器电压差动保护频繁动作跳闸的现状，进行了电容器电压差动保护定值的计算、电容器电容量测试及现场检查，分析出其原因为保护定值较小及B相放电线圈上串联二次部分连接点接触电阻较大，处理后电容器运行正常。
关键词：变电站电容器;电压;保护动作;分析;并联电容器作为电网中无功补偿的主要措施，是保证电能质量和电压质量、降低网络损耗及安全运行的重要部分。
并联电容器组由单台电容器串并联组成。
单台电容器故障时，由其专用的熔断器切除，对整个电容器组影响不大；但当多台电容器故障并切除后，就可能使留下来继续运行的电容器严重过载或过电压，需采取保护措施。
并联电容器常用的保护方式有零序电压保护、电压差动保护、电桥差电流保护、中性点不平衡电流或不平衡电压保护等。
1电容器组情况某油田35 k V开关站电容器组投运于1995年，至今已运行25年，电容器型号为BFF11-50-1 W，额定电压为11 kV，补偿容量为3 600 kvar，电容器组为单星形接线，每相为两组电容器串联组成，上、下每组各12只，共72只，电容器采用单台熔断器保护。
电容器组设置有电流保护、电压差动保护、过电压保护和失电压保护，其中电压差动保护整定值如下：电压Uop=6 V，动作时间t=0.2 s。
其电压差动保护原理接线图如图1所示。
2保护动作情况该站自2020年4月以来先后发生了10次电容器电压差动保护动作跳闸，每次跳闸间隔为1～7天，值班人员到现场检查后，均未发现单台电容器熔断器熔断及其他任何故障情况，送电后电容器组恢复正常运行。
具体情况见表1。
图1 单星形电容器组相电压差动保护原理接线表1 2020年古城开关站电容器电压差动保护动作情况注：UBP1、UBP2、UBP3分别为电容器组A、B、C三相的电压差值。
3电压差动保护定值的计算已知各串联段并联电容器台数M=12，电容器串联段数N=2，正常运行时35 k V系统不平衡差压Uunb≈4 V，电压比ny=110,UNX=11 kV。
变电站继电保护装置维护技术的探讨[摘要]：随着计算机技术和电力系统的高速发展，在通讯技术方面也有了长足的进步，继电保护向网络化和计算机化进行发展，测量、保护、控制都向人工的智能化和数据通信一体化方向进一步的快速发展。
同时，也有越来越多的新理论、新技术将应用于继电保护的领域当中，这就要求我们在有关继电保护的工作上要不断的去探索、求学和进取，为了能够在供电的可靠性方面达到提高的目的，进而来保障电网能够安全稳定的运行。
[关键词]：继电保护的安全性常见的故障处理措施中图分类号：f416.6 文献标识码：f 文章编号：1009-914x（2012）29- 0002 -01引言在电力系统被保护元件发生故障的时候，继电保护装置能自动、有选择性地将发生故障元件从电力系统中切除掉来保证无故障部分恢复正常运行状态，使故障元件避免继续遭到损害，以减少停电的范围；由于微机的继电保护装置的运作过程不同于模拟式保护那样直观，对造成微机保护装置所发生的故障也有自身的特点，在对微机继电保护装置发生的故障原因进行相关的总结和分析及在处理方面的特点时，主要在于要掌握其规律性，进行快速有效的对故障进行处理，从而避免由于继电保护的原因而引发相关的设备或电网事故的可能性，要确保电网能够安全稳定的进行运行。
微机保护与常规保护两者之间有着本质上的区别，经常会发生一些简单的事故是很容易被排除的，但是对于少数的故障仅凭自己掌握的经验是难以进行排除的，对其应该采取正确的步骤和方法进行解决。
一、继电保护的特点如果被保护元件出现异常运行状态时，继电保护装置能及时反应，根据维护条件，发出信号、减少负荷或跳闸动作指令。
此时，一般不要求保护迅速动作，而是根据对电力系统及其元件危害程度规定一定的延时，以避免不必要的动作。
同时，继电保护装置也是电力系统的监控装置，可以及时测量系统电流电压，从而反映系统设备运行状态。
继电保护一般由输入部分、测量部分、逻辑判断部分和输出执行部分组成。
某火电厂厂用6kV分支零序过流保护动作停机原因分析摘要:某火电厂发生因厂用6kV分支零序过流保护动作而导致的停机事件。
经过对SOE、DCS历史曲线、继电保护装置动作情况、故障录波器波形等的调查和对6kV开关的现场检查和检修记录的检查，对本次停机事件的原因进行了分析，指出暴露的主要问题，提出处理和防范措施。
关键词：火电厂；零序过流保护；原因分析；处理和防范措施0 引言某年4月10日19:30，某火电厂1号机组正常运行。
机组负荷202MW，6kVIA段电压6.1kV，电流723A，6kV IB段电压6.02kV，电流1355A，AGC投入；各辅机、380V各段正常运行。
19:40:39，1号机组DCS收到发变组保护A、B屏“高厂变B分支零序过流t2”动作信号，发电机解列灭磁，汽机停机，锅炉MFT，厂用电源6kV IA段快切装置启动并切换成功，6kV IB段切换闭锁，6kV IB段母线失电。
1-2给水泵、1-2引风机、1-4磨煤机等重要辅机跳闸，6kV IA段电压6.19kV，电流1133A（1号机6kV IA段快切正常），6kV IB段电压0V，电流0A（高厂变B分支零序过流t1保护启动闭锁1号机6kV IB段快切装置）。
1 设备概况该火电厂选用发电机选用某发电机厂设计生产的QFS2-330-2型发电机。
发电机励磁系统采用UNITROL5000微机励磁调节控制系统。
继电保护系统采用双重化DGT801B型数字式发电机变压器保护装置，共配置两面电量保护屏，一面非电量保护屏。
2 现场调查2.1现场检查检查发现：发变组保护A、B屏“高厂变B分支零序过流t2”保护动作为机组首出跳闸原因。
机组事故停机过程中各系统工作正常，故障录波器可靠启动录波，录波文件完整齐全。
（1）DCS历史曲线检查情况。
1号机组停机首出为“高厂变B分支零序过流t2保护动作”，保护出口关主汽门，导致汽轮机ETS动作跳闸、锅炉MFT，整个机组机、炉、电停机联锁逻辑正常。
