第四章：电力系统继电保护、安全自动装置及
通信、自动化
1、什么是继电保护装置?
答：当电力系统中的电力元件(如发电机、线路等)或电力系统本身发生了故障或危及其安全运行的事件时，需要向运行值班人员及时发出警告信号，或者直接向所控制的断路器发出跳闸命令，以终止这些事件发展的一种自动化措施和设备。实现这种自动化措施的成套设备，一般通称为继电保护装置。
2、继电保护在电力系统中的任务是什么?
答：继电保护的基本任务：
(1)当被保护的电力系统元件发生故障时，应该由该元件的继电保护装置迅速准确地给距离故障元件最近的断路器发出跳闸命令，使故障元件及时从电力系统中断开，以最大限度地减少对电力元件本身的损坏，降低对电力系统安全供电的影响，并满足电力系统的某些特定要求(如保持电力系统的暂态稳定性等)。
(2)反应电气设备的不正常工作情况，并根据不正常工作情况和设备运行维护条件的不同(例如有无经常值班人员)
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发出信号，以便值班人员进行处理，或由装置自动地进行调整，或将那些继续运行而会引起事故的电气设备予以切除。反应不正常工作情况的继电保护装置容许带一定的延时动作。
3、简述继电保护的基本原理和构成方式
答：继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化，构成继电保护动作的原理，也有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。大多数情况下，不管反应哪种物理量，继电保护装置将包括测量部分（和定值调整部分）、逻辑部分、执行部分。
4、电力系统对继电保护的基本要求是什么?
答：继电保护装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。这四“性”之间紧密联系，既矛盾又统一。
（1） 可靠性是指保护该动作时应可靠动作，不该动作时
应可靠不动作。可靠性是对继电保护装置性能的最根本的要求。
（2） 选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切
除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备保护、线路保护或断路器失灵
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保护切除故障。
为保证对相邻设备和线路有配合要求的保护和同一保护内有配合要求的两元件（如起动与跳闸元件或闭锁与动作元件）的选择性，其灵敏系数及动作时间，在一般情况下应相互配合。
（3） 灵敏性是指在设备或线路的被保护范围内发生金
属性短路时，保护装置应具有必要的灵敏系数，各类保护的最小灵敏系数在规程中有具体规定。
选择性和灵敏性的要求，通过继电保护的整定实现。 （4） 速动性是指保护装置应尽快地切除短路故障，其目
的是提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果等。一般从装设速动保护（如高频保护、差动保护）、充分发挥零序接地瞬时段保护及相间速断保护的作用、减少继电器固有动作时间和开关跳闸时间等方面入手来提高速动性。
5、如何保证继电保护的可靠性
答：继电保护的可靠性主要由配置合理、质量和技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护和管理来保证。任何电力设备(线路、母线、变压器等)都不允许在无继电保护的状态下运行。220kV及以上电网的所有运行设备都必须由两套交、直流输入、输出回路相互独立，并分别控制不同断
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路器的继电保护装置进行保护。当任一套继电保护装置或任一组断路器拒绝动作时，能由另一套继电保护装置操作另一组断路器切除故障。在所有情况下，要求这两套继电保护装置和断路器所取的直流电源都经由不同的熔断器供电。 6、为保证电网继电保护的选择性，上、下级电网继电保护之间逐级配合应满足什么要求?
答：上、下级电网(包括同级和上一级及下一级电网)继电保护之间的整定，应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求，即当下一级线路或元件故障时，故障线路或元件的继电保护整定值必须在灵敏度和动作时间上均与上一级线路或元件的继电保护整定值相互配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。
7、在哪些情况下允许适当牺牲继电保护部分选择性?
答：遇到如下情况时允许适当牺牲继电保护部分选择性： 1)接入供电变压器的终端线路，无论是一台或多台变压器并列运行(包括多处T接供电变压器或供电线路)，都允许线路侧的速动段保护按躲开变压器其他侧母线故障整定。需要时，线路速动段保护可经一短时限动作。
2)对串联供电线路，如果按逐级配合的原则将过份延长电源侧保护的动作时间，则可将容量较小的某些中间变电所按T接变电所或不配合点处理，以减少配合的级数，缩短动作时间。
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3)双回线内部保护的配合，可按双回线主保护(例如横联差动保护)动作，或双回线中一回线故障时两侧零序电流(或相电流速断)保护纵续动作的条件考虑；确有困难时，允许双回线中一回线故障时，两回线的延时保护段间有不配合的情况。
4)在构成环网运行的线路中，允许设置预定的一个解列点或一回解列线路。
8、为保证灵敏度，接地故障保护最末一段定值应如何整定?
答：接地故障保护最末一段(例如零序电流保护Ⅳ段)，应以适应下述短路点接地电阻值的接地故障为整定条件：220kV线路，100Ω；330kV线路，150Ω；500kV线路，300Ω。对应于上述条件，零序电流保护最末一段的动作电流整定值应不大于300A。当线路末端发生高电阻接地故障时，允许由两侧线路继电保护装置纵续动作切除故障。
对于110kV线路，考虑到在可能的高电阻接地故障情况下的动作灵敏度要求，其最末一段零序电流保护的电流整定值一般也不应大于300A(一次值)，此时，允许线路两侧零序电流保护纵续动作切除故障。 9、系统最长振荡周期一般按多少考虑?
答：除了预定解列点外，不允许保护装置在系统振荡时误动作跳闸。如果没有本电网的具体数据，除大区系统间的弱
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联系联络线外，系统最长振荡周期一般按1.5s考虑。 10、简述220千伏及以上电网继电保护整定计算的基本原则和规定 答：（1）对于220千伏及以上电压电网的线路继电保护一般都采用近后备原则。当故障元件的一套继电保护装置拒动时，由相互独立的另一套继电保护装置动作切除故障，而当断路器拒绝动作时，起动断路器失灵保护，断开与故障元件相连的所有其他联接电源的断路器。
（2）对瞬时动作的保护或保护的瞬时段，其整定值应保证在被保护元件外部故障时，可靠不动作，但单元或线路变压器组（包括一条线路带两台终端变压器）的情况除外。 （3）上、下级继电保护的整定，一般应遵循逐级配合的原则，满足选择性的要求。即在下一级元件故障时，故障元件的继电保护必须在灵敏度和动作时间上均能同时与上一级元件的继电保护取得配合，以保证电网发生故障时有选择性地切除故障。
（4）继电保护整定计算应按正常运行方式为依据。所谓正常运行方式是指常见的运行方式和被保护设备相邻近的一回线或一个元件检修的正常检修运行方式。对特殊运行方式，可以按专用的运行规程或者依据当时实际情况临时处理。
（5）变压器中性点接地运行方式的安排，应尽量保持变电所零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因，使变电
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所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，根据当时实际情况临时处理。
（6）故障类型的选择以单一设备的常见故障为依据，一般以简单故障进行保护装置的整定计算。
（7）灵敏度按正常运行方式下的不利故障类型进行校验，保护在对侧断路器跳闸前和跳闸后均能满足规定的灵敏度要求。对于纵联保护，在被保护线路末端发生金属性故障时，应有足够的灵敏度（灵敏度应大于2）。 11、变压器中性点接地方式的安排一般如何考虑?
答：变压器中性点接地方式的安排应尽量保持变电所的零序阻抗基本不变。遇到因变压器检修等原因使变电所的零序阻抗有较大变化的特殊运行方式时，应根据规程规定或实际情况临时处理。
1)变电所只有一台变压器，则中性点应直接接地，计算正常保护定值时，可只考虑变压器中性点接地的正常运行方式。当变压器检修时，可作特殊运行方式处理，例如改定值或按规定停用、起用有关保护段。
2)变电所有两台及以上变压器时，应只将一台变压器中性点直接接地运行，当该变压器停运时，将另一台中性点不接地变压器改为直接接地。如果由于某些原因，变电所正常必须有两台变压器中性点直接接地运行，当其中一台中性点直接接地的变压器停运时，若有第三台变压器则将第三台变压
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器改为中性点直接接地运行。否则，按特殊运行方式处理。3)双母线运行的变电所有三台及以上变压器时，应按两台变压器中性点直接接地方式运行，并把它们分别接于不同的母线上，当其中一台中性点直接接地变压器停运时，将另一台中性点不接地变压器直接接地。若不能保持不同母线上各有一个接地点时，作为特殊运行方式处理。
4)为了改善保护配合关系，当某一短线路检修停运时，可以用增加中性点接地变压器台数的办法来抵消线路停运对零序电流分配关系产生的影响。
5)自耦变压器和绝缘有要求的变压器中性点必须直接接地运行。
12、简述220千伏线路保护的配置原则
答：对于220千伏线路，根据稳定要求或后备保护整定配合有困难时，应装设两套全线速动保护。接地短路后备保护可装阶段式或反时限零序电流保护，亦可采用接地距离保护并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。相间短路后备保护一般应装设阶段式距离保护。
13、简述330千伏—500千伏线路保护的配置原则
答：对于330一500kV线路，应装设两套完整、独立的全线速动主保护。接地短路后备保护可装设阶段式或反时限零序电流保护，亦可采用接地距离保护并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。相间短路后备保护可装设阶段式距离保护。
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14、什么是“远后备”？什么是“近后备”？
答：“远后备”是指当元件故障而其保护装置或开关拒绝动作时，由各电源侧的相邻元件保护装置动作将故障切开；“近后备”，则用双重化配置方式加强元件本身的保护，使之在区内故障时，保护无拒绝动作的可能，同时装设开关失灵保护，以便当开关拒绝跳闸时起动它来切开同一变电所母线的高压开关，或遥切对侧开关。 15、线路纵联保护及特点是什么？
线路纵联保护是当线路发生故障时，使两侧开关同时快速跳闸的一种保护装置，是线路的主保护。它以线路两侧判别量的特定关系作为判据。即两侧均将判别量借助通道传送到对侧，然后，两侧分别按照对侧与本侧判别量之间的关系来判别区内故障或区外故障。因此，判别量和通道是纵联保护装置的主要组成部分。
(1)、方向高频保护是比较线路两端各自看到的故障方向，以判断是线路内部故障还是外部故障。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向，则当被保护线路外部故障时，总有一侧看到的是反方向。其特点是： 1）要求正向判别启动元件对于线路末端故障有足够的灵敏度；
2）必须采用双频制收发信机
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(2)、相差高频保护是比较被保护线路两侧工频电流相位的高频保护。当两侧故障电流相位相同时保护被闭锁，两侧电流相位相反时保护动作跳闸。其特点是：
1）能反应全相状态下的各种对称和不对称故障，装置比较简单；
2）不反应系统振荡。在非全相运行状态下和单相重合闸过程中保护能继续运行； 3）不受电压回路断线的影响；
4）对收发信机及通道要求较高，在运行中两侧保护需要联调；
5）当通道或收发信机停用时，整个保护要退出运行，因此需要配备单独的后备保护。
(3)、高频闭锁距离保护是以线路上装有方向性的距离保护装置作为基本保护，增加相应的发信与收信设备，通过通道构成纵联距离保护。其特点是：
1）能足够灵敏和快速地反应各种对称与不对称故障； 2）仍保持后备保护的功能；
3）电压二次回路断线时保护将会误动，需采取断线闭锁措施，使保护退出运行。 16、纵联保护在电网中的重要作用是什么？
答：由于纵联保护在电网中可实现全线速动，因此它可保证电力系统并列运行的稳定性和提高输送功率、缩小故障造
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成的损坏程度、改善后备保护之间的配合性能。 17、纵联保护的通道可分为几种类型?
答：它可分为以下几种类型。
(1)电力线载波纵联保护(简称高频保护)。 (2)微波纵联保护(简称微波保护)。 (3)光纤纵联保护(简称光纤保护)。 (4)导引线纵联保护(简称导引线保护)。 18、纵联保护的信号有哪几种?
答：纵联保护的信号有以下三种。
(1)闭锁信号。顾名思义，它是阻止保护动作于跳闸的信号。换言之，无闭锁信号是保护作用于跳闸的必要条件。只有同时满足本端保护元件动作和无闭锁信号两个条件时，保护才作用于跳闸。
(2)允许信号。顾名思义，它是允许保护动作于跳闸的信号。换言之，有允许信号是保护动作于跳闸的必要条件。只有同时满足本端保护元件动作和有允许信号两个条件时，保护才动作于跳闸。
(3)跳闸信号。它是直接引起跳闸的信号。此时与保护元件是否动作无关，只要收到跳闸信号，保护就作用于跳闸，远方跳闸式保护就是利用跳闸信号。
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19、相差高频保护为什么设置定值不同的两个启动元件?
答：启动元件是在电力系统发生故障时起动发信机而实现比相的。为了防止外部故障时由于两侧保护装置的启动元件可能不同时动作，先启动一侧的比相元件，然后动作一侧的发信机还未发信就开放比相将造成保护误动作，因而必须设置定值不同的两个启动元件。高定值启动元件启动比相元件，低定值的启动发信机。由于低定值启动元件先于高定值启动元件动作，这样就可以保证在外部短路时，高定值启动元件启动比相元件时，保护一定能收到闭锁信号，不会发生误动作。
20、相差高频保护有何优缺点?
答：相差高频保护有如下优点：
(1)能反应全相状态下的各种对称和不对称故障，装置比较简单。
(2)当一相断线接地或非全相运行过程中发生区内故障时，灵敏度变坏，甚至可能拒动。
(3)不反应系统振荡。在非全相运行状态下和单相重合闸过程中，保护能继续运行。
(4)保护的工作情况与是否有串补电容及其保护间隙是否不对称击穿基本无关。
(5)不受电压二次回路断线的影响。 缺点如下：
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(1)重负荷线路，负荷电流改变了线路两端电流的相位，对内部故障保护动作不利。
(2)对通道要求较高，占用频带较宽。在运行中，线路两端保护需联调。
(3)线路分布电容严重影响线路两端电流的相位。限制了其使用线路长度。
21、简述方向比较式高频保护的基本工作原理
答：方向比较式高频保护的基本工作原理是比较线路两侧各自看到的故障方向，以综合判断其为被保护线路内部还是外部故障。如果以被保护线路内部故障时看到的故障方向为正方向，则当被保护线路外部故障时，总有一侧看到的是反方向。因此，方向比较式高频保护中判别元件，是本身具有方向性的元件或是动作值能区别正、反方向故障的电流元件。所谓比较线路的故障方向，就是比较两侧特定判别元件的动作行为。
22、何谓闭锁式方向高频保护?
答：在方向比较式的高频保护中，收到的信号作闭锁保护用，叫闭锁式方向高频保护。它们的正方向判别元件不动作，不停信，非故障线路两端的收信机收到闭锁信号，相应保护被闭锁。
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23、何谓高频闭锁距离保护,其构成原理如何?
答：控制收发信机发出高频闭锁信号，闭锁两侧距离保护的原理构成的高频保护为高频闭锁距离保护，它能使保护无延时地切除被保护线路任一点的故障。 24、高频闭锁距离保护有何优缺点?
答：该保护有如下优点：
(1)能足够灵敏和快速地反应各种对称和不对称故障。 (2)仍能保持远后备保护的作用(当有灵敏度时)。 (3)不受线路分布电容的影响。 缺点如下：
(1)串补电容可使高频闭锁距离保护误动或拒动。 (2)电压二次回路断线时将误动。应采取断线闭锁措施，使保护退出运行。
25、高频闭锁负序方向保护有何优缺点?
答：该保护具有下列优点：
(1)原理比较简单。在全相运行条件下能正确反应各种不对称短路。在三相短路时，只要不对称时间大于5～7ms，保护可以动作。
(2)不反应系统振荡，但也不反应稳定的三相短路。 (3)当负序电压和电流为启动值的三倍时，保护动作时间为10～15ms。
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(4)负序方向元件一般有较满意的灵敏度。 (5)对高频收发信机要求较低。 缺点如下：
(1)在两相运行条件下(包括单相重合闸过程中)发生故障，保护可能拒动。
(2)线路分布电容的存在，使线路在空载合闸时，由于三相不同时合闸，保护可能误动。当分布电容足够大时，外部短路时该保护也将误动，应采取补偿措施。
(3)在串补线路上，只要串补电容无不对称击穿，则全相运行条件下的短路保护能正确动作。当串补电容在保护区内时，发生系统振荡或外部三相短路、且电容器保护间隙不对称击穿，保护将误动。当串补电容位于保护区外，区内短路且有电容器的不对称击穿，也可能发生保护拒动。 (4)电压二次回路断线时，保护应退出运行。 26、非全相运行对高频闭锁负序功率方向保护有什么影响?
答：当被保护线路上出现非全相运行，将在断相处产生一个纵向的负序电压，并由此产生负序电流，在输电线路的A、B两端，负序功率的方向同时为负，这和内部故障时的情况完全一样。因此，在一侧断开的非全相运行状态下，高频闭锁负序功率方向保护将误动作。为了克服上述缺点，如果将保护安装地点移到断相点的里侧，则两端负序功率的方向为一正一负，和外部故障时的情况一样，这时保护将处于启动
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状态，但由于受到高频信号的闭锁而不会误动作。针对上述两种情况可知，当电压互感器接于线路侧时，保护装置不会误动作，而当电压互感器接于变电所母线侧时，则保护装置将误动作。此时需采取措施将保护闭锁。 27、线路高频保护停用对重合闸的使用有什么影响？
答：当线路高频保护停用时，可能因以下两点原因影响线路重合闸的使用：
（1） 线路无高频保护运行，需由后备保护（延时段）
切除线路故障，即不能快速切除故障，造成系统稳定极限下降，如果使用重合闸重合于永久性故障，对系统稳定运行则更为不利。
（2） 线路重合闸重合时间的整定是与线路高频保护
配合的，如果线路高频保护停用，则造成线路后备延时段保护与重合闸重合时间不配，对瞬时故障亦可能重合不成功，对系统增加一次冲击。
28、高频保护运行时，为什么运行人员每天要交换信号以检查高频通道？
答：我国常采用电力系统正常时高频通道无高频电流的工作方式。由于高频通道涉及两个厂站的设备，其中输电线路跨越几千米至几百千米的地区，经受着自然界气候的变化和风、霜、雨、雪、雷电的考验，以及高频通道上各加工设备和收发信机元件的老化和故障都会引起衰耗。高频通道上
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任何一个环节出问题，都会影响高频保护的正常运行。系统正常运行时，高频通道无高频电流，高频通道上的设备有问题也不易发现，因此每日由运行人员用起动按钮起动高频发信机向对侧发送高频信号，通过检测相应的电流、电压和收发信机上相应的指示灯来检查高频通道，以确保故障时保护装置的高频部分能可靠工作。
29、什么是零序保护?大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，利用这些电气量构成保护接地短路的继电保护装置统称为零序保护。三相星形接线的过电流保护虽然也能保护接地短路，但其灵敏度较低，保护时限较长。采用零序保护就可克服此不足，这是因为：①系统正常运行和发生相间短路时，不会出现零序电流和零序电压，因此零序保护的动作电流可以整定得较小，这有利于提高其灵敏度；②Y/△接线降压变压器，△侧以后的故障不会在Y侧反映出零序电流，所以零序保护的动作时限可以不必与该种变压器以后的线路保护相配合而取较短的动作时限。 30、简述零序电流方向保护在接地保护中的作用。
答：零序电流方向保护是反应线路发生接地故障时零序电流分量大小和方向的多段式电流方向保护装置，在我国大短路电流接地系统不同电压等级电力网的线路上，根据部颁规
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程规定，都装设了这种接地保护装置作为基本保护。
电力系统事故统计材料表明，大电流接地系统电力网中线路接地故障占线路全部故障的80%～90%，零序电流方向接地保护的正确动作率约97%，是高压线路保护中正确动作率最高的一种。零序电流方向保护具有原理简单、动作可靠、设备投资小，运行维护方便、正确动作率高等一系列优点。 31、零序电流保护有什么优点?
答：带方向性和不带方向性的零序电流保护是简单而有效的接地保护方式，其优点是：
(1)结构与工作原理简单，正确动作率高于其他复杂保护。 (2)整套保护中间环节少，特别是对于近处故障，可以实现快速动作，有利于减少发展性故障。
(3)在电网零序网络基本保持稳定的条件下，保护范围比较稳定。
(4)保护反应于零序电流的绝对值，受故障过渡电阻的影响较小。
(5)保护定值不受负荷电流的影响，也基本不受其他中性点不接地电网短路故障的影响，所以保护延时段灵敏度允许整定较高。
32、零序电流保护在运行中需注意哪些问题?
答：零序电流保护在运行中需注意以下问题
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(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，也要出现零序电流，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断路器不同期，母线倒闸操作时断路器与隔离开关并联过程或断路器正常环并运行情况下，由于隔离开关或断路器接触电阻三相不一致而出现零序环流，以及空投变压器时产生的不平衡励磁涌流，特别是在空投变压器所在母线有中性点接地变压器在运行中的情况下，可能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起动。
(3)地理位置靠近的平行线路，当其中一条线路故障时，可能引起另一条线路出现感应零序电流，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；当继电器零序电压取自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
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障时造成保护拒绝动作和误动作。
33、零序电流保护为什么设置灵敏段和不灵敏段?
采用三相重合闸或综合重合闸的线路,为防止在三相合闸过程中三相触头不同期或单相重合过程的非全相运行状态中又产生振荡时零序电流保护误动作，常采用两个第一段组成
的四段式保护。
灵敏一段是按躲过被保护线路末端单相或两相接地短路时出现的最大零序电流整定的。其动作电流小，保护范围大，但在单相故障切除后的非全相运行状态下被闭锁。这时，如其他相再发生故障，则必须等重合闸重合以后，靠重合闸后加速跳闸。使跳闸时间长，可能引起系统相邻线路由于保护不配而越级跳闸。故增设一套不灵敏一段保护。不灵敏一段是按躲过非全相运行又产生振荡时出现的最大零序电流整定的。其动作电流大，能躲开上述非全相情况下的零序电流，两者都是瞬时动作的。 34、采用接地距离保护有什么优点?
答：接地距离保护的最大优点，是瞬时段的保护范围固定，还可以比较容易获得有较短延时和足够灵敏度的第二段接地保护。特别适合于短线路的一、二段保护。
对短线路说
来，一种可行的接地保护方式，是用接地距离保护一、二段再辅之以完整的零序电流保护。两种保护各自配合整定，各
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司其责：接地距离保护用以取得本线路的瞬时保护段和有较短时限与足够灵敏度的全线第二段保护；零序电流保护则以保护高电阻故障为主要任务，保证与相邻线路的零序电流保护间有可靠的选择性。
35、多段式零序电流保护逐级配合的原则是什么？不遵守逐级配合原则的后果是什么？
答：相邻保护逐级配合的原则是要求相邻保护在灵敏度和动作时间上均能相互配合，在上、下两级保护的动作特性之间，不允许出现任何交错点，并应留有一定裕度。 实践证明，逐级配合的原则是保证电网保护有选择性动作的重要原则，否则就难免会出现保护越级跳闸，造成电网事故扩大的严重后果。
36、什么叫距离保护?距离保护的特点是什么?
答：距离保护是以距离测量元件为基础构成的保护装置，其动作和选择性取决于本地测量参数(阻抗、电抗、方向)与设定的被保护区段参数的比较结果，而阻抗、电抗又与输电线的长度成正比，故名距离保护。
距离保护是主要用于输电线的保护，一般是三段或四段式。第一、二段带方向性，作本线段的主保护，其中第一段保护线路的80%～90%。第二段保护余下的10%～20%
并作
相邻母线的后备保护。第三段带方向或不带方向，有的还设有不带方向的第四段，作本线及相邻线段的后备保护。
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整套距离保护包括故障起动、故障距离测量、相应的时间逻辑回路与电压回路断线闭锁，有的还配有振荡闭锁等基本环节以及对整套保护的连续监视等装置。有的接地距离保护还配备单独的选相元件。 37、电压互感器和电流互感器的误差对距离保护有什么影响? 答：电压互感器和电流互感器的误差会影响阻抗继电器距离测量的精确性。具体说来，电流互感器的角误差和比误差、电压互感器的角误差和比误差以及电压互感器二次电缆上的电压降，将引起阻抗继电器端子上电压和电流的相位误差以及数值误差，从而影响阻抗测量的精度。
38、距离保护有哪些闭锁装置?各起什么作用?
答：电压断线闭锁——电压互感器二次回路断线时，由于加到继电器的电压下降，好象短路故障一样，保护可能误动作，所以要加闭锁装置；
振荡闭锁——在系统发生故障出现负序分量时将保护开放（0.12—0.15秒），允许动作，然后再将保护解除工作，防止系统振荡时保护误动作。
39、电力系统振荡时，对继电保护装置有哪些影响？
答：电力系统振荡时，对继电保护装置的电流继电器、阻抗继电器有影响。
（1） 对电流继电器的影响。当振荡电流达到继电器的动作
电流时，继电器动作；当振荡电流降低到继电器的返回电流时，继电器返回。因此电流速断保护肯定会误动作。
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一般情况下振荡周期较短，当保护装置的时限大于1.5秒时，就可能躲过振荡而不误动作。
（2） 对阻抗继电器的影响。周期性振荡时，电网中任一点
的电压和流经线路的电流将随两侧电源电动势间相位角的变化而变化。振荡电流增大，电压下降，阻抗继电器可能动作；振荡电流减小，电压升高，阻抗继电器返回。如果阻抗继电器触点闭合的持续时间长，将造成保护装置误动作。
40、什么是自动重合闸?电力系统中为什么要采用自动重合闸?
答：自动重合闸装置是将因故跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置。
电力系统运行经验表明，架空线路绝大多数的故障都是瞬时性的，永久性故障一般不到10%。因此，在由继电保护动作切除短路故障之后，电弧将自动熄灭，绝大多数情况下短路处的绝缘可以自动恢复。因此，自动将断路器重合，不仅提高了供电的安全性和可靠性，减少了停电损失，而且还提高了电力系统的暂态稳定水平，增大了高压线路的送电容量, 也可纠正由于断路器或继电保护装置造成的误跳闸。所以，架空线路要采用自动重合闸装置。 41、对自动重合闸装置有哪些基本要求?
答：有以下几个基本要求。
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(1)在下列情况下，重合闸不应动作：
1)由值班人员手动跳闸或通过遥控装置跳闸时； 2)手动合闸，由于线路上有故障，而随即被保护跳闸时。
(2)除上述两种情况外，当断路器由继电保护动作或其它原因跳闸后，重合闸均应动作，使断路器重新合上。
(3)自动重合闸装置的动作次数应符合预先的规定，如一次重合闸就只应实现重合一次，不允许第二次重合。
(4)自动重合闸在动作以后，一般应能自动复归，准备好下一次故障跳闸的再重合。
(5)应能和继电保护配合实现前加速或后加速故障的切除。
(6)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期问题，即能实现无压检定和同期检定。
(7)当断路器处于不正常状态(如气压或液压过低等)而不允许实现重合闸时，应自动地将自动重合闸闭锁。
(8)自动重合闸宜采用控制开关位置与断路器位置不对应的原则来起动重合闸。 42、自动重合闸怎样分类?
答：按不同的特征来分类，常用的有以下几种： (1)按重合闸的动作分类，可以分为机械式和电气式。 (2)按重合闸作用于断路器的方式，可以分为三相、单相
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和综合重合闸三种。
(3)按动作次数，可以分为一次式和二次式(多次式)。 (4)按重合闸的使用条件，可分为单侧电源重合闸和双侧电源重合闸。双侧电源重合闸又可分为检定无压和检定同期重合闸、非同期重合闸。 43、选用重合闸方式的一般原则是什么?
答：其原则如下。
(1)重合闸方式必须根据具体的系统结构及运行条件，经过分析后选定。
(2)凡是选用简单的三相重合闸方式能满足具体系统实际需要的，线路都应当选用三相重合闸方式。特别对于那些处于集中供电地区的密集环网中，线路跳闸后不进行重合闸也能稳定运行的线路，更宜采用整定时间适当的三相重合闸。对于这样的环网线路，快速切除故障是第一位重要的问题。
(3)当发生单相接地故障时，如果使用三相重合闸不能保证系统稳定，或者地区系统会出现大面积停电，或者影响重要负荷停电的线路上，应当选用单相或综合重合闸方式。
(4)在大机组出口一般不使用三相重合闸。 44、选用线路三相重合闸的条件是什么?
答：在经过稳定计算校核后,单、双侧电源线路选用三相重合闸的条件如下:
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1单侧电源线路
单侧电源线路电源侧宜采用一般的三相重合闸，如由几段串联线路构成的电力网，为了补救其电流速断等瞬动保护的无选择性动作，三相重合闸采用带前加速或顺序重合闸方式，此时断开的几段线路自电源侧顺序重合。但对给重要负荷供电的单回线路，为提高其供电可靠性，也可以采用综合重合闸。
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双侧电源线路
两端均有电源的线路采用自动重合闸时，应保证在线路两侧断路器均已跳闸，故障点电弧熄灭和绝缘强度已恢复的条件下进行。同时，应考虑断路器在进行重合闸的线路两侧电源是否同期，以及是否允许非同期合闸。因此，双侧电源线路的重合闸可归纳为一类是检定同期重合闸，如一侧检定线路无电压，另一侧检定同期或检定平行线路电流的重合闸等；另一类是不检定同期的重合闸，如非同期重合闸、快速重合闸、解列重合闸及自同期重合闸等。 45、选用线路单相重合闸或综合重合闸的条件是什么?
答：单相重合闸是指线路上发生单相接地故障时，保护动作只跳开故障相的断路器并单相重合；当单相重合不成功或多相故障时，保护动作跳开三相断路器，不再进行重合。由其它任何原因跳开三相断路器时，也不再进行重合。
综合重合闸是指，当发生单相接地故障时采用单相重合闸
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方式，而当发生相间短路时采用三相重合闸方式。
在下列情况下，需要考虑采用单相重合闸或综合重合闸方式：
（1） 220千伏及以上电压单回联络线、两侧电源之间相
互联系薄弱的线路（包括经低一级电压线路弱联系的电磁环网）；特别是大型汽轮发电机组的高压配出线路。
（2） 当电网发生单相接地故障时，如果使用三相重合闸
不能保证系统稳定的线路。
（3） 允许使用三相重合闸的线路，但使用单相重合闸对系统或恢
复供电有较好效果时，可采用综合重合闸方式。例如，两侧电源间联系较紧密的双回线路或并列运行环网线路，根据稳定计算，重合于三相永久故障不致引起稳定破坏时，可采用综合重合闸方式。当采用三相重合闸时，采取一侧先合，另一侧待对侧重合成功后实现同步重合闸的方式。 （4） 经稳定计算校核，允许使用重合闸。
46、重合闸重合于永久性故障上对电力系统有什么不利影响?
答：当重合闸重合于永久性故障时，主要有以下两个方面的不利影响：
1)使电力系统又一次受到故障的冲击；
2)使断路器的工作条件变得更加严重，因为在连续短时间内，断路器要两次切断电弧。
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47、单相重合闸与三相重合闸各有哪些优缺点？
答：这两种重合闸的优缺点如下。
(1)使用单相重合闸时会出现非全相运行，除纵联保护需要考虑一些特殊问题外，对零序电流保护的整定和配合产生了很大影响，也使中、短线路的零序电流保护不能充分发挥作用。
(2)使用三相重合闸时，各种保护的出口回路可以直接动作于断路器。使用单相重合闸时，除了本身有选相能力的保护外，所有纵联保护、相间距离保护、零序电流保护等，都必须经单相重合闸的选相元件控制，才能动作于断路器。
(3)当线路发生单相接地，进行三相重合闸时，会比单相重合闸产生较大的操作过电压。这是由于三相跳闸、电流过零时断电，在非故障相上会保留相当于相电压峰值的残余电荷电压，而重合闸的断电时间较短，上述非故障相的电压变化不大，因而在重合时会产生较大的操作过电压。而当使用单相重合闸时，重合时的故障相电压一般只有17%左右(由于线路本身电容分压产生)，因而没有操作过电压问题。从较长时间在110kV及220kV电网采用三相重合闸的运行情况来看，对一般中、短线路操作过电压方面的问题并不突出。 (4)采用三相重合闸时，在最不利的情况，有可能重合于三相短路故障，有的线路经稳定计算认为必须避免这种情况时，可以考虑在三相重合闸中增设简单的相间故障判别元
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件，使它在单相故障时实现重合，在相间故障时不重合。 48、自动重合闸的启动方式有哪几种?各有什么特点?
答：自动重合闸有两种启动方式：断路器控制开关位置与断路器位置不对应启动方式和保护启动方式。
不对应启动方式的优点：简单可靠，还可以纠正断路器误碰或偷跳，可提高供电可靠性和系统运行的稳定性，在各级电网中具有良好运行效果，是所有重合闸的基本启动方式。其缺点是，当断路器辅助触点接触不良时，不对应启动方式将失效。
保护起动方式，是不对应启动方式的补充。同时，在单相重合闸过程中需要进行一些保护的闭锁，逻辑回路中需要对故障相实现选相固定等，也需要一个由保护启动的重合闸启动元件。其缺点：不能纠正断路器误动。
49、在检定同期和检定无压重合闸装置中为什么两侧都要装检定同期和检定无压继电器?
答：如果采用一侧投无电压检定，另一侧投同期检定这种接线方式。那么，在使用无电压检定的那一侧，当其断路器在正常运行情况下由于某种原因(如误碰、保护误动等)而跳闸时，由于对侧并未动作，因此线路上有电压，因而就不能实现重合，这是一个很大的缺陷。为了解决这个问题，通常都是在检定无压的一侧也同时投入同期检定继电器，两者的触点并联工作，这样就可以将误跳闸的断路器重新投入。为
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了保证两侧断路器的工作条件一样，在检定同期侧也装设无压检定继电器，通过切换后，根据具体情况使用。但应注意，一侧投入无压检定和同期检定继电器时，另一侧则只能投入同步检定继电器。否则，两侧同时实现无电压检定重合闸，将导致出现非同期合闸。在同期检定继电器触点回路中要串接检定线路有电压的触点。
50、单侧电源送电线路重合闸方式的选择原则是什么?
答：其选择原则是：
(1)在一般情况下，采用三相一次式重合闸。
(2)当断路器遮断容量允许时，在下列情况下可采用二次重合闸：
1)由无经常值班人员的变电所引出的无遥控的单回线路；
2)供电给重要负荷且无备用电源的单回线路。
（3）经稳定计算校核，允许使用重合闸。 51、对双侧电源送电线路的重合闸有什么特殊要求?
答：除满足对自动重合闸装置有哪些基本要求外,还应: (1)当线路上发生故障时，两侧的保护装置可能以不同的时限动作于跳闸。因此，线路两侧的重合闸必须保证在两侧的断路器都跳开以后，再进行重合。
(2)当线路上发生故障跳闸以后，常常存在着重合时两侧
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电源是否同期，以及是否允许非同期合闸的问题。 52、电容式的重合闸为什么只能重合一次?
答：电容式重合闸是利用电容器的瞬时放电和长时充电来实现一次重合的。如果断路器是由于永久性短路而保护动作所跳开的，则在自动重合闸一次重合后断路器作第二次跳闸，此时跳闸位置继电器重新起动，但由于重合闸整组复归前使时间继电器触点长期闭合，电容器则被中间继电器的线圈所分接不能继续充电，中间继电器不可能再起动，整组复归后电容器还需20～25s的充电时间，这样保证重合闸只能发出一次合闸脉冲。
53、什么叫重合闸后加速?为什么采用检定同期重合闸时不用后加速?
答：当线路发生故障后，保护有选择性的动作切除故障，重合闸进行一次重合以恢复供电。若重合于永久性故障时，保护装置即不带时限无选择性的动作断开断路器，这种方式称为重合闸后加速。
检定同期重合闸是当线路一侧无压重合后，另一侧在两端的频率不超过一定允许值的情况下才进行重合的。若线路属于永久性故障，无压侧重合后再次断开，此时检定同期重合闸不重合，因此采用检定同期重合闸再装后加速也就没有意义了。若属于瞬时性故障，无压重合后，即线路已重合成功，不存在故障，故同期重合闸时不采用后加速，以免合闸
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冲击电流引起误动。
54、什么叫重合闸前加速?它有何优缺点?
答：重合闸前加速保护方式一般用于具有几段串联的辐射形线路中，重合闸装置仅装在靠近电源的一段线路上。当线路上(包括相邻线路及以后的线路)发生故障时，靠近电源侧的保护首先无选择性地瞬时动作于跳闸，而后再靠重合闸来纠正这种非选择性动作。
其缺点是切除永久性故障时间较长，装有重合闸装置的断路器动作次数较多，且一旦断路器或重合闸拒动，将使停电范围扩大。
重合闸前加速保护方式主要适用于35kV以下由发电厂或主要变电站引出的直配线上。
55、相差高频保护和高频闭锁保护与单相重合闸配合使用时，为什么相差高频保护要三跳停信，而高频闭锁保护要单跳停信？
答：在使用单相重合闸的线路上，当非全相运行时，相差高频启动元件均可能不返回，此时若两侧单跳停信，由于停信时间不可能一致，停信慢的一侧将会在单相故障跳闸后由于非全相运行时发出的仍是间断波而误跳三相。因此单相故障跳闸后不能将相差高频保护停信。而在三相跳闸后，相差高频保护失去操作电源而发连续波，会将对侧相差高频保护闭锁，所以必须实行三跳停信，使对侧相差高频保护加速跳闸切除故障。另外，当母线保护动作时，如果断路器失灵，三跳停信能使对侧高频保护动作，快速切除故障。
高频闭锁保护必须实行单跳停信，因为当线路单相故障一侧先单跳后保护将返回，而高频闭锁保护启动元件不复归，收发信机启动发信，会将对侧高频闭锁保护闭锁。所以，单相跳闸后必须停信，加速对侧高频闭锁保护跳闸。
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56、零序电流保护与重合闸方式的配合应考虑哪些因素？
答：1、采用单相重合闸方式，并实现后备保护延时段动作后三相跳闸不重合，则零序电流保护与单相重合闸配合按下列原则整定：
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段，经重合闸N端子跳闸，非全相运行中不退出；而躲不过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段，应接重合闸M端子跳闸，在重合闸启动后退出工作。
(2)零序电流保护二段的整定值应躲过非全相运行最大零序电流，在单相重合闸过程中不动作，经重合闸R端子跳闸。 (3)零序电流保护三、四段均经重合闸R端子跳闸，三相跳闸不重合。
2、采用单相重合闸方式，且后备保护延时段启动单相重合闸，则零序电流保护与单相重合闸按如下原则进行配合整定：
(1)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段，经重合闸N端子跳闸，非全相运行中不退出工作；而不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护一段，经重合闸M端子跳闸，重合闸启动后退出工作。
(2)能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段，经重合闸N端子跳闸，非全相运行中不退出工作；不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护二段，经重合闸M或P端子跳闸，亦可将零序电流保护二段的动作时间延长至1.5秒及以上，或躲过非全相运行周期，经重合闸N端子跳闸。
(3)不能躲过非全相运行最大零序电流的零序电流保护三段，经重合闸M端子或P端子跳闸，亦可依靠较长的动作时间躲过非全相运行周期，经重合闸N或R端子跳闸。 (4)零序电流保护四段经重合闸R端子跳闸。
3、三相重合闸后加速和单相重合闸的分相后加速，应加速对线路末端故障有足够灵敏度的保护段。如果躲不开在一侧断路器合闸时三相不同步产生的零序电流，则两侧的后加速保护在整个重合闸周期中均应带0.1秒的延时。 57．简述微机保护的基本构成和主要部分的功能
答：微机保护是由一台计算机和相应的软件（程序）来实现各种复杂功能的继电保护装置。微机保护的特性主要是由软
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件决定的，具有较大的灵活性，不同原理的保护可以采用通用的硬件。
微机保护包括硬件和软件两大部分。硬件一般包括以下三大部分。 （1） 模拟量输入系统（或称数据采集系统） 包括电压
形成、模拟滤波、采样保持、多路转换以及模数转换等功能，完成将模拟输入量准确地转换为所需的数字量。 （2） CPU主系统 包括微处理器（MPU）、只读存储器
（EPROM）、随机存取存储器（RAM）以及定时器等。MPU执行存放在EPROM中的程序，对由数据采集系统输入至RAM区的原始数据进行分析处理，以完成各种继电保护的功能。 （3） 开关量（或数字量）输入/输出系统 由若干并行接
口适配器、光电隔离器件及有接点的中间继电器等组成，以完成各种保护的出口跳闸、信号警报、外部接点输入及人机对话等功能。
微机保护软件是根据继电保护的需要而编制的计算机程序。
58、一条线路有两套微机保护，线路投单相重合闸方式，该两套微机保护重合闸应如何使用？
答：两套微机重合闸的把手均打在单重位置，合闸出口连片只投一套。如果将两套重合闸的合闸出口连片都投入，可能造成断路器短时内两次重合。
59、微机保护装置有几种工作状态？并对其进行简要说明。 答：有三种工作状态。
（1） 调试状态：运行方式开关置于“调试”位置，按RESET键，
此状态为调试状态。主要用于传动出口回路、检验键盘和拨轮开关等，此时数据采集系统不工作。
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（2） 运行状态：运行方式开关置于“运行”位置，此状态为运行状
态，即保护投运时的状态。在此状态下，数据采集系统正常工作。 （3） 不对应状态：运行方式开关由“运行”位置打到“调试”位置，
不按RESET键，此状态为不对应状态。在此状态下，数据采集系统能正常工作，但不能跳闸。
60、当本线路发生故障时，11型微机线路保护能打印出哪些信息？ 答：能打印出故障时刻（年、月、日、时、分、秒）、故障类型、短路点距保护安装处距离、各种保护动作情况和时间顺序及每次故障前20ms和故障后40ms的各相电压和各相电流的采样值（相当于故障录波）。
61、微机故障录波器在电力系统中的主要作用是什么？
答：微机故障录波器不仅能将故障时的录波数据保存在软盘中，经专用分析软件进行分析，而且可通过微机故障录波器的通信接口，将记录的故障录波数据远传至调度部门，为调度部门分析处理事故及时提供依据。其主要作用有： （1）通过对故障录波图的分析，找出事故原因，分析继电保护装置的动作行为，对故障性质及概率进行科学的统计分析，统计分析系统振荡时有关参数。
（2）为查找故障点提供依据，并通过对已查证落实故障点的录波，可核对系统参数的准确性，改进计算工作或修正系统计算使用参数。
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（3）积累运行经验，提高运行水平，为继电保护装置动作统计评价提供依据。
62、微机故障录波器通常录哪些电气量？
答：对于220千伏及以上电压系统，微机故障录波器一般要录取电压量UA、UB、UC、3U0，电流量IA、IB、IC、3I0；高频保护高频信号量，保护动作情况及断路器位置等开关量信号。
63、电力变压器的不正常工作状态和可能发生的故障有哪些？一般应装设哪些保护？
答：变压器的故障可分为内部故障和外部故障两种。变压器内部故障系指变压器油箱里面发生的各种故障，其主要类型有：各相绕组之间发生的相间短路，单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路，单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障等。变压器外部故障系变压器油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障，其主要类型有：绝缘套管闪络或破碎而发生的单相接（通过外壳）短路，引出线之间发生的相间故障等。变压器的不正常工作状态主要包括：由于外部短路或过负荷引起的过电流、油箱漏油造成的油面降低、变压器中性点电压升高、由于外加电压过高或频率降低引起的过励磁等。
为了防止变压器在发生各种类型故障和不正常运行时造成不应有的损失，保证电力系统安全连续运行，变压器一般应装设以下继电保护装置。
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（1）防御变压器油箱内部各种短路故障和油面降低的瓦斯保护。
（2）防御变压器绕组和引出线多相短路、大电流接地系统侧绕组和引出线的单相接地短路及绕组匝间短路的（纵联）差动保护或电流速断保护。
（3）防御变压器外部相间短路并作为瓦斯保护和差动保护（或复合电压起动的过电流保护、或负序过电流保护）。
（4）防御大电流接地系统中变压器外部接地短路的零序电流保护。
（5）防御变压器对称过负荷的过负荷保护。 （6）防御变压器过励磁的过励磁保护。
64、变压器励磁涌流有哪些特点？目前差动保护中防止励磁涌流影响的方法有哪些？
答：励磁涌流有以下特点？
（1）包含有很大成分的非周期分量，往往使涌流偏于时间轴的一侧。
（2）包含有大量的高次谐波分量，并以二次谐波为主。 （3）励磁涌流波形之间出现间断。 防止励磁涌流影响的方法有：
（1）采用具有速饱和铁芯的差动继电器。
（2）鉴别短路电流和励磁涌流波形的区别，要求间断角为60°～65°。
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（3）利用二次谐波制动，制动比为15%～20%。 65、变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的（包括稳态和暂态情况下的不平衡电流）？
答：变压器差动保护的不平衡电流产生的原因如下： 1、稳态情况下的不平衡电流
（1）由于变压器各侧电流互感器型号不同，即各侧电流互感器的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流。它必须满足电流互感器的10%误差曲线的要求。
（2）由于实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流。
（3）由于改变变压器调压分接头引起的不平衡电流。 2、暂态情况下的不平衡电流
（1）由于短路电流的非周期分量主要为电流互感器的励磁电流，使其铁芯饱和，误差增大而引起不平衡电流。
（2）变压器空载合闸的励磁涌流，仅在变压器一侧有电流。 66、变压器高阻抗差动保护的配置原则和特点？
答：变压器高阻抗差动保护通常配置在大型变压器上作为不同原理的另外一套变压器主保护。其差动CT采用变压器500KV侧220KV侧（均为三相式）和中性点侧的套管CT，各侧CT变比相差，这种差动保护接线对变压器励磁涌流来说是穿越性的，故不反应励磁涌流。它是主变压器高中压侧内部故障时的主要保护，但不反映低压侧的故障。
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该保护特点是不怕变压器励磁涌流，保护动作速度快（约为20毫秒）不怕CT饱和，是一个接线简单且性能优良的变压器主保护。
67、试述变压器瓦斯保护的基本工作原理？为什么差动保护不能代替瓦斯保护？
答：瓦斯保护是变压器的主要保护，能有效地反应变压器内部故障。
轻瓦斯继电器由开口杯、干簧触点等组成，作用于信号。重瓦斯继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成，作用于跳闸。
正常运行时，瓦斯继电器充满油，开口杯浸在油内，处于上浮位置，干簧触点断开。当变压器内部故障时，故障点局部发生过热，引起附近的变压器油膨胀，油内溶解的空气被逐出，形成气泡上升，同时油和其他材料在电弧和放电等的作用下电离而产生瓦斯。当故障轻微时，排出的瓦斯气体缓慢地上升而进入瓦斯继电器，使油面下降，开口杯产生的支点为轴逆时针方向的转动，使干簧触点接通，发出信号。
当变压器内部故障严重时，产生强烈的瓦斯气体，使变压器内部压力突增，产生很大的油流向油枕方向冲击，因油流冲击档板，档板克服弹簧的阻力，带动磁铁向干簧触点方向移劝，使干簧触点接通，作用于跳闸。
瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障，包括铁芯过热烧伤、油面降低等，但差动保护对此无反应。又如变压器绕组
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产生少数线匝的匝间短路，虽然短路匝内短路电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护没有反应，但瓦斯保护对此却能灵敏地加以反应，这就是差动保护不能代替瓦斯保护的原因。
68、为什么大型变压器应装设过励磁保护？
答：根据大型变压器工作磁密B与电压、频率之比U/F成正比，即电压升高或频率下降都会使工作磁密增加。现代大型变压器，额定工作磁密BN=17000～18000高斯，饱和工作磁密BS=19000～20000高斯，两者相差不大。当U/f增加时，工作磁密B增加，使变压器励磁电流增加，特别是在铁芯饱和之后，励磁电流要急剧增大，造成变压器过励磁。过励磁会使铁损增加，铁芯温度升高；同时还会使漏磁场增强，使靠近铁芯的绕组导线、油箱壁和其它金属构件产生涡流损耗、发热、引起高温，严重时要造成局部变形和损伤周围的绝缘介质。因此，对于现代大型变压器，应装设过励磁保护。 69、变压器中性点间隙接地保护是怎样构成的？
答：变压器中性点间隙接地接地保护采用零序电流继电器与零序电压继电器并联方式，带有0.5S的限时构成。
当系统发生接地故障时，在放电间隙放电时有零序电流，则使设在放电间隙接地一端的专用电流互感器的零序电流继电
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器动作；若放电间隙不放电，则利用零序电压继电器动作。当发生间歇性弧光接地时，间隙保护共用的时间元件不得中途返回，以保证间隙接地保护的可靠动作。 70、什么是复合电压过电流保护？有何优点？
答：复合电压过电流保护通常作为变压器的后备保护，它是由一个负序电压继电器和一个接在相间电压上的低电压继电器共同组成的电压复合元件，两个继电器只要有一个动作，同时过电流继电器也动作，整套装置即能启动。
该保护较低电压闭锁过电流保护有下列优点：
（1）在后备保护范围内发生不对称短路时，有较高灵敏度。 （2）在变压器后发生不对称短路时，电压启动元件的灵敏度与变压器的接线方式无关。
（3）由于电压启动元件只接在变压器的一侧，故接线比较简单。
71、什么是变压器零序方向保护？有何作用？
答：变压器零序方向过流保护是在大电流接地系统中，防御变压器相邻元件（母线）接地时的零序电流保护，其方向是指向本侧母线。
它的作用是作为母线接地故障的后备，保护设有两级时限，以较短的时限跳闸母线或分段断路器，以较长时限跳开变压器本侧断路器。
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72、运行中的变压器瓦斯保护，当现场进行什么工作时，重瓦斯保护应由“跳闸”位置改为“信号”位置运行。
答：当现场在变压器不停电情况下进行下述工作时重瓦斯保护应由“跳闸”位置改变“信号”位置运行。
（1）进行注油和滤油时。
（2）进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时。
（3）除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外，在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时。
（4）开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时。 （5）在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。
（6）对于充氮变压器，当油枕抽真空或补充氮气时，变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完毕后，经1h试运行后，方可将重瓦斯投入跳闸。 73、自耦变压器过负荷保护有什么特点？
答：由于三绕组自耦变压器各侧绕组的容量不一样，即为高：中：低=1：1：（1-1/n12），这就和功率传送的方向有关系了，否则可能出现一侧、两侧不过负荷，而另一侧就过负荷了。因此不能以一侧不过负荷来决定其他侧也不过负荷，一般各侧都应设过负荷保护，至少要在送电侧和低压侧各装设过负荷保护。 74、发电机应装哪些保护？它们的作用是什么？
答：对于发电机可能发生的故障和不正常工作状态，应根据发电机的容量有选择地装设以下保护。
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（1）纵联差动保护：为定子绕组及其引出线的相间短路保护。
（2）横联差动保护：为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有两个及以上并联分支而构成两个或三个中性点引出端时，才装设该种保护。
（3）单相接地保护：为发电机定子绕组的单相接地保护。 （4）励磁回路接地保护：为励磁回路的接地故障保护。 （5）低励、失磁保护：为防止大型发电机低励（励磁电流低于静稳极限所对应的励磁电流）或失去励磁（励磁电流为零）后，从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不利影响，100MW及以上容量的发电机都装设这种保护。
（6）过负荷保护：发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号的保护。中小型发电机只装设定子过负荷保护；大型发电机应分别装设定子过负荷和励磁绕组过负荷保护。
（7）定子绕组过电流保护：当发电机纵差保护范围外发生短路，而短路元件的保护或断路器拒绝动作，这种保护作为外部短路的后备，也兼作纵差保护的后备保护。
（8）定子绕组过电压保护：用于防止突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压，水轮发电机和大型汽轮发电机都装设过电压保护，中小型汽轮发电机通常不装设过电压保护。
（9）负序电流保护：电力系统发生不对称短路或者三相负荷不对称（如电气机车、电弧炉等单相负荷的比重太大）时，
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会使转子端部、护环内表面等电流密度很大的部位过热，造成转子的局部灼伤，因此应装设负序电流保护。
（10）失步保护：反应大型发电机与系统振荡过程的失步保护。
（11）逆功率保护：当汽轮机主汽门误关闭，或机炉保护动作关闭主汽门而发电机出口断路器未跳闸时，从电力系统吸收有功功率而造成汽轮机事故，故大型机组要装设用逆功率继电器构成的逆功率保护，用于保护汽轮机。
75、大型发电机“为什么要装设匝间保护？匝间保护的构成通常有几种方式？
答：现代大型发电机的定子绕组，不可避免在定子同一槽的上、下层线棒会出现同相不同匝数的定子线棒，这就必然导致发电机定子绕组的匝间短路故障，为此大型发电机要装匝间保护。
匝间保护的构成通常有以下几种方式：
1）横差保护：当定子绕组出现并联分支且发电机中性点侧有六个引出头时采用。横差保护接线简单、动作可靠、灵敏度高。
2）零序电压原理的匝间保护：采用专门电压互感器测量发电机三个相电压不对称而生成的零序电压，该保护由于采用了三谐波制动故大大提高了保护的灵敏度与可靠性。
3）负序功率方向匝间保护：利用负序功方向判断是发电机
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内部不对称还是系统不对称故障，保护的灵敏度很高，近年来运行表明该保护在区外故障时发生误动必须增加动作延时，故限制了它的使用。
76、发电机为什么要装设定子绕组单相接地保护？
答：发电机是电力系统中最重要的设备之一，其外壳都进行安全接地。发电机定子绕组与铁芯间的绝缘破坏，就形成了定子单相接地故障，这是一种最常见的发电机故障。发生定子单相接地后，接地电流经故障点、三相对地电容、三相定子绕组而构成通路。当接地电流较大能在故障点引起电弧时，将使定子绕组的绝缘和定子铁芯烧坏，也容易发展成危害更大的定了绕组相间或匝间短路，因此，应装设发电机定子绕组单相接地保护。
77、利用基波零序电压的发电机定子单相接地保护的特点及不足之处是什么？
答：利用基波零序电压的发电机定子单相接地保护的特点是：（1）简单、可靠；（2）设有三次谐波滤过器以降低不平衡电压；（3）由于与发电机有电联系的元件少，接地电流不大，适用于发电机--变压器组。利用基波零序电压的发电机定子单相接地保护的不足之处是：不能作为100%定子接地保护，有死区，死区范围5%～15%。
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78、为什么现代大型发电机应装设100%的定子接地保护？
答：100MW以下发电机，应装设保护区不小于90%的定子接地保护；100MW及以上的发电机，应装设保护区为100%的定子接地保护。
发电机中性点附近是否可能首先发生接地故障，过去曾有过两种不同的观点，一种观点认为发电机定子绕组是全绝缘的（中性点和机端的绝缘水平相同），而中性点的运行电压很低，接地故障不可能首先在中性点附近发生。另一种观点则认为，如果定子绕组绝缘的破坏是由于机械的原因，例如水内冷发电机的漏水、冷却风扇的叶片断裂飞出，则完全不能排除发电机中性点附近发生接地故障的可能性。另外，如果中性点附近的绝缘水平已经下降，但尚未到达定子接地继电器检测出来的程度，这种情况具有很大的潜在危险性。因为一旦在机端又发生另一点接地故障，使中性点电位骤增至相电压，则中性点附近绝缘水平较低的部位，有可能在这个电压作用下发生击穿，故障立即转为严重的相间或匝间短路，我国一台大型水轮发电机，在定子接地保护的死区范围内发生接地故障，后发展为相间短路，致使发电机严重损坏。
鉴于现代大型发电机在电力系统中的重要地位及其制造工艺复杂、铁芯检修困难，故要求装设100%的定子接地保护，而且要求在中性点附近绝缘水平下降到一定程度时，保护就能动作。
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79、试述具有发电机自动减负荷的失磁保护装置的组成原则？
答：具有自动减负荷的失磁保护装置的组成原则如下。根据电网的特点，在发电机失磁后异步运行，若无功功率尚能满足，系统电压不致降低到失去稳定的严重程度，则发电机可以不解列，而采用自动减负荷到40%～50%的额定负荷，失磁运行15～30分，运行人员可以及时处理恢复励磁。因此，设置具有下述功能的失磁保护。
（1）定、转子判据元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统电压下降到危害程度，则经过0.5s作用于解列。
（2）定、转子判据元件同时判定失磁后，系统电压元件判定系统不会失去稳定，则作用于自动减负荷，直到40%～50%额定负荷。
（3）定、转子判据元件同时判定失磁后，发电机电压元件判定其电压低至对厂用电有危害，则自动切换厂用电源，使之投入备用电源。
80、为什么在水轮发电机上要装设过电压保护？
答：由于水轮发电机的调速系统惯性较大，动作缓慢，因此在突然甩去负荷时，转速将超过额定值，这时机端电压有可能高达额定值的1.8～2倍。为了防止水轮发电机定了绕组绝缘遭受破坏，在水轮发电机上应装设过电压保护。
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81、为什么现代大型汽轮发电机应装设过电压保护？
答：中小型汽轮发电机不装设过电压保护的原因是：在汽轮发电机上都装有危急保安器，当转速超过额定电压的10%以后，汽轮发电机危急保安器会立即动作，关闭主汽门，能够有效防止由于机组转速升高而引起的过电压。
对于大型汽轮发电机则不然，即使调速系统和自动调整励磁装置都正常运行，当满负荷运行时突然甩去全部负荷，电枢反应突然消失，此时，由于调速系统和自动调整励磁装置都是由惯性环节组成，转速仍升高，励磁电流不能突变，使得发电机电压在短时间内也要上升，其值可能达1.3倍额定值。持续时间可能达几秒种。
发电机出现过电压不仅对定子绕组绝缘带来威胁，同时将使变压器（升压主变压器和厂用变压器）励磁电流剧增，引起变压器的过励磁和过磁通。过励磁可使绝缘因发热而降级，过磁通将使变压器铁芯饱和并在铁芯相邻的导磁体内产生巨大的涡流损失，严重时可因涡流发热使绝缘材料遭永久性损坏。
鉴于以上种种原因，对于大型汽轮发电机应装设过电压保护，已经装设过激磁保护的大型汽轮发电机可不再装设过电压保护。
82、为什么发电机要装设转子接地保护？
答：发电机励磁回路一点接地故障是常见的故障形式之一，励磁回路一点地故障，对发电机并未造成危害，但相继发生第
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二点接地，即转子两点接地时，由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体，并使磁励绕组电流增加可能因过热而烧伤；由于部分绕组被短接，使气隙磁通失去平衡从而引起振动甚至还可使轴系和汽机磁化，两点接地故障的后果是严重的故必须装设转子接地保护。
83、大型汽轮发电机保护为什么要配置逆功率保护？
答：在汽轮发电机组上，当机炉控制装置动作关闭主汽门或由于调整控制回路故障而误关主汽门，在发电机断路器跳开前发电机将转为电动机运行。此时逆功率对发电机本身无害，但由于残留在汽轮机尾部的蒸汽与长叶片摩擦，会使叶片过热，所以逆功率运行不能超过3分钟，需装设逆功率保护。 84、大型汽轮发电机为何要装设频率异常保护？
答：汽轮机的叶片都有一个自然振动频率，如果发电机运行频率低于或高于额定值，在接近或等于叶片自振频率时，将导致共振，使材料疲劳，达到材料不允许的程度时，叶片就有可能断裂，造成严重事故，材料的疲劳是一个不可逆的积累过程，所以汽轮机给出了在规定频率不允许的累计运行时间。低频运行多发生在重负荷下，对汽轮机的威胁将更为严重，另外对极低频工况，还将威胁到厂用电的安全，因此发电机应装设频率异常运行保护。
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85、对大型汽轮发电机频率异常运行保护有何要求？
答：对发电机频率异常运行保护有如下要求： （1）具有高精度的测量频率的回路。
（2）具有频率分段启动回路、自动累积各频率段异常运行时间，并能显示各段累计时间，启动频率可调。
（3）分段允许运行时间可整定，在每段累计时间超过该段允许运行时间时，经出口发出信号或跳闸。
（4）能监视当前频率。 86、大型发电机组为何要装设失步保护？
答：发电机与系统发生失步时，将出现发电机的机械量和电气量与系统之间的振荡，这种持续的振荡将对发电机组和电力系统产生有破坏力的影响。
（1）单元接线的大型发变组电抗较大，而系统规模的增大使系统等产电抗减小，因此振荡中心往往落在发电机端附近或升压变压器范围内，使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降，使厂用辅机工作稳定性遭到破坏，甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故。
（2）失步运行时，当发电机电势与系统等效电势的相位差为180°的瞬间，振荡电流的幅值接近机端三相短路时的电流。对于三相短路故障均有快速保护切除，而振荡电流则要在较长时间内反复出现，若无相应保护会使定子绕组遭受热损伤或端部遭受机械损伤。
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（3）振荡过程中产生对轴系的周期性扭力，可能造成大轴严重机械损伤。
（4）振荡过程中由于周期性转差变化在转子绕组中引起感生电流，引起转子绕组发热。
（5）大型机组与系统失步，还可能导致电力系统解列甚至崩溃事故。
87、为什么大型汽轮发电机要装设负序反时限过流保护？
答：电力系统发生不对称短路时，发电机定子绕组中就有负序电流，负序电流在转子产生倍频电流，造成转子局部灼伤、大型汽轮机由于它的尺寸较小耐受过热的性能差，允许过热的时间常数A=I22t值小，为保护发电机转子，需要采用能与发电机允许的负序电流相适应的反时限负序过流保护。 88、为什么现代大型发电机应装设非全相运行保护？
答：大型发电机--变压器组220KV及以上高压侧的断路器多为分相操作的断路器，常由于误操作或机械方面的原因使三相不能同时合闸或跳闸，或在正常运行中突然一相跳闸。这种异常工况，将在发电机--变压器组的发电机中流过负序电流，如果靠反应负序电流的反时限保护动作（对于联络变压器，要靠反应短路故障的后备保护动作），则会由于动作时间较长，而导致相邻线路对侧的保护动作，使故障范围扩大，甚至造成系统瓦斯事故。因此，对于大型发电机--变压器组，在220KV及
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以上电压侧为分相操作的断路器时，要求装设非全相运行保护。 89、为何装设发电机意外加电压、断路器断口闪络、发电机启动和停机保护？
答：（1）发电机意外加电压保护
发电机在盘车过程中，由于出口断路器误合闸，突然加电压，使发电机异步启动，在国外曾多次出现过，它能给机组造成损伤。因此需要有相应的保护，迅速切除电源。一般设置专用的意外加电压保护，可用延时返回的低频元件和过流元件共同存在为判据。该保护正常运行时停用，机组停用后才投入。
当然在异常起动时，逆功率保护、失磁保护、阻抗保护也可能动作，但时限较长，设置专用的误合闸保护比较好。
（2）断路器断口闪络保护
接在220KV以上电压系统中的大型发电机--变压器组，在进行同步并列的过程中，作用于断口上的电压，随待并发电机与系统等效发电机电势之间角度差δ的变化而不断变化，当δ=180°时其值最大，为两者电势之和。当两电势相等时，则有两倍的运行电压作用于断口上，有时要造成断口闪络事故。断口闪络给断路器本身造成损坏，并且可能由此引起事故扩大，破坏系统的稳定运行。一般是一相或两相闪络，产生负序电流，威胁发电机的安全。为了尽快排除断口闪络故障，在大机组上可装设断口闪络保护。断口闪络保护动作的条件是断路器三相断开位置时有负序电流出现。断口闪络保护首先动作于灭磁，
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失效时动作于断路失灵保护。
（3）发电机启动和停机保护。
对于在低转速启动过程中可能加励磁电压的发电机，如果原有保护在这种方式下不能正确工作时，需加装发电机启停机保护，该保护应能在低频情况下正确工作。例如作为发电机--变压器组启动和停机过程的保护可装设相间短路保护和定子接地保护各一套，将整定值降低，只作为低频工况下的辅助保护，在正常工频运行时应退出，以免发生误动作。为此辅助保护的出口受断路器的辅助触点或低频继电器触点控制。
90、一般大型汽轮发电机--变压器组采用哪些保护？其作用是什么？
答：一般大型汽轮发电机--变压器组可根据容量大小配置的保护及其作用对象如下：
发全停 升全停 高全停 发全停
全阻抗阻保护 列
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电机差动保护
压变压器差动保护
压厂用变压器差动保护
电机--变压器差动保护
t1 解
或 负序过流和单元件低压过流 t2 全停
高压侧零序电流保护 t1 解列
t2 全停
定子匝间保护 停
定子一点接地保护基波段 列灭磁）
定子一点接地保护3次谐波段 信号 发
电
机
励
磁
回
路
发信号
定时限定子过负荷保护： 信号
反时限定子过负荷保护： 列灭磁
转子表层过负荷保护： 发信号
列灭磁
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一
点
接
反时限段 全发信号（解 发地
保
护 发 解定时限段 解
定时限励磁回路过负荷保护：
发信号
反时限励磁回过负荷保护： 解列灭磁
频率异常保护： 发信号
t0、t1 信号
失磁保护 减出力
t3 列灭磁
过电压保护 列灭磁
逆功率保护 t1 信号
t2 列灭磁
失步保护 （解列）
过激磁保护（可不再设过电压保护） 列灭磁
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发 t2 解 解 发 解发信号 解
断路器失灵保护 解列灭磁 非解列
注：解列：跳发电机组高压侧断路器；
解列灭磁：跳发电机组高压侧断路器及灭磁开关；
全
相
运
行
保
护
全停：跳发电机组高压侧断路器、灭磁开关及停机、停炉。 91、试述大型水轮发电机--变压器组继电保护配置特点。
答：大型水轮发电机--变压器组继电保护配置与汽轮发电机--变压器组继电保护配置主要的不同点是：（1）不装设励磁回路两点接地保护；（2）不装设逆功率保护；（3）不装设频率异常保护；（4）与同容量的汽轮发电机相比，水轮发电机体积较大，热容量大，负序发热常数A值也大得多，所以除了双水内冷式水轮发电机外，不采用反时限特点的负序电流保护；（5）水轮发电机的失磁保护经延时作用于跳闸，不作减负荷异步运行。
92、同步调相机应装设哪些保护？
答：同步调相机应装设如下保护：（1）纵差保护：保护同步调相机定子线卷，若有起动电抗器时，电抗器也包括在纵差保护范围内。（2）定子绕组单相接地保护；（3）横差保护：在有并联分支的大型同步调相机才装设。（4）励磁回路一点接地
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保护。（5）调相机的低电压保护。（6）调相机的过负荷保护。（7）调相机的有功方向保护。
93、同步调相机保护与发电机保护有哪些区别？
答：同步调相机与发电机保护的区别如下：
（1）调相机的电电压保护：电压消失时，调相机将停止运行，为防止电压恢复时，调相机在无起动设备的情况下再启动，低电压保护应动作，从系统中切除停止运行调相机。低电压保护的动作电压为0.4倍额定电压并带有9秒时限。
（2）调相机的过负荷保护，在电压长期降低的情况下，由于调相机电压调节器和强励装置的作用，调相机可能出现长时间的过负荷。故应装设动作于信号的过负荷保护，也可以较长时间跳闸。过负荷保护的动作电流采用1.4倍额定电流。
（3）调相机的有功方向保护；为了避免外来电源消失后，调相机有功功率反馈，而导致与调相机接在同一母线上的按频率减负荷装置误动作。有功功率反馈时，有功方向保护立即切除调相机。
（4）调相机无须装设反映外部故障的过电流保护，其原因是：A、系统故障时，需要调相机送出大量无功功率以便恢复电压，此时切除调相机是不合理的。B、外部故障切除电源后，调相机的转速降低，由它供给的故障短路电流亦随之减少。C、当外部故障电压降低很多时，低电压保护也将动作切除调相机。
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94、500KV并联电抗器应装设哪些保护及其保护作用？
答：高压并联电抗应装设：（1）高阻抗差动保护：保护电抗器绕组和套管的相间和接地故障。（2）匝间保护：保护电抗器的匝间短路故障。（3）瓦斯保护和温度保护：保护电抗器内部各种故障、油面降低和温度升高。（4）过流保护：电抗器和引线的相间或接地故障引起的过电流。（5）过负荷保护：保护电抗器绕组过负荷。（6）中性点过流保护：保护电抗器外部接地故障引起中性点小电抗过电流。（7）中性点小电抗瓦斯保护和温度保护：保护小电抗内部各种故障、油面降低和温度升高。 95、500KV并联电抗器匝间保护的构成原理？
答：由于500KV并联电抗器的构造大多采用分相式结构，因此主要的故障为单相接地和匝间短路，在单相接地和匝间短路时，由故障相与非故障相的不平衡即令产生零序电压和电流，但当电抗器轻微匝间短路时，零序电压很小，现采用零序电流形成的电压进行补偿。因此采用带补偿电压的零序功率方向可以灵敏地反应电抗器各种匝间短路故障和内部单相接地。 96、什么是母线完全差动保护？什么是母线不完全差动保护？
答：（1）母线完全差动保护是将母线上所有的各连接元件的电流互感器按同名相、同极性连接到差动回路，电流互感器的特性与变比均应相同，若变比不能相同时，可采用补偿变流器进行补偿，满足ΣI=0。差动继电器的动作电流按下述条件计
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算、整定，取其最大值。
1）躲开外部短路时产生的不平衡电流。
2）躲开母线连接元件中，最大负荷支路的最大负荷电流，以防止电流二次回路断线时误动。
（2）母线不完全差动保护只需将连接于母线的各有电源元件上的电流互感器，接入差动回路，在无电源元件上的电流互感器不接入差动回路。因此在无电源元件上发生故障，它将动作。电流互感器不接入差动回路的无电源元件是电抗器或变压器。
97、试述双母线完全差动保护的主要优缺点？
答：双母线完全电流差动保护的优点是：1）各组成元件和接线比较简单，调试方便，运行人员易于掌握。2）采用速饱和变流器可以较有效地防止由于区外故障一次电流中的直流分量导致电流互感器饱和引起的保护误动作。3）当元件固定连接时母线差动保护有很好的选择性。4）当母联断路器断开时母线差动保护仍有选择能力；在两条母线先后发生短路时母线差动保护仍能可靠地动作。
其缺点为：1）当元件固定连接方式破坏时，如任一母线上发生短路故障，就会将两条母线上的连接元件全部切除。因此，它适应运行方式变化的能力较差。2）由于采用了带速饱和变流器的电流差动继电器，其动作时间较慢（约有30—40毫秒的动作延时），不能快速切除故障。3）如果启动元件和选择元件的
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动作电流按避越外部短路时的最大不平衡电流整定，其灵敏度较低。
98、什么是固定连接方式的母线完全差动保护？什么是母联电流相位比较式母线差动保护？
答：双母线同时运行方式，按照一定的要求，将引出线和有电源的支路分配固定连接于两条母线上，这种母线称为固定连接母线。这种母线的差动保护称为固定连接方式的母线完全差动保护。对它的要求是一母线故障时，只切除接于该母线的元件，另一母线可以继续运行，即母线差动保护有选择故障母线的能力。当运行的双母线的固定连接方式被破坏时，该保护将无选择故障母线的能力，而将双母线上所有连接的元件切除。
母线电流相位比较式母线差动保护主要是在母联断路器上使用比较两电流相量的方向元件，引入的一个电流量是母线上各连接元件电流的相量和即差电流，引入的另一个电流量是流过母联断路器的电流。在正常运行和区外短路时差电流很小，方向元件不动作；当母线故障不仅差电流很大且母联断路器的故障电流由非故障母线流向故障母线，具有方向性，因此方向元件动作且具有选择故障母线的能力。
99、试述母线电流相位比较式母线差动保护的主要优缺点？
答：这种母线动保护不要求元件固定连接于母线，可大大地提高母线运行方式的灵活性。这是它的主要优点。但这种保
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护也存在缺点，主要有：
1） 正常运行时母联断路器必须投入运行；
2） 当母线故障，母线差动保护动作时，如果母联断路器拒动，将造成由非故障母线的连接元件通过母联断路器供给短路电流，使故障不能切除。
3） 当母联断路器和母联断路器的电流互感器之间发生故障时，将会切除非故障母线，而故障母线反而不能切除。 4） 每条母线一定要有电源，否则有电源母线发生故障时，母联断路器无电流流过，母差比相元件不能动作，母线差动保护将拒动。
5） 两组母线相继发生故障时，只能切除先发生故障的母线，后发生故障的母线因这时母联断路器已跳闸，选择元件无法进行相位比较而不能动作，因而不能切除。
100、试述电流相位比较式母线保护的基本工作原理？
答：无论是电流差动母线保护还是比较母联断路器的电流与总差动电流相位的母线保护，其启动元件的动作电流必须避越外部短路的最大不平衡电流。这在母线上连接元件较多、不平衡电流很大时，保护装置的灵敏度可能满足不了要求。因此，出现了电流相位比较式母线保护，其工作原理如下。
以母线上接入两条线路为例，当其正常运行或母线外部短路时流入母线与流出母线的电流，它们大小相等、相位相差180
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°。当母上发生短路时，短路电流均流向母线短路点，如果提供短路电流电源的电动势同相位，且两支路的短路阻抗角相同时，两个电流就同相位，其相位角差为0°。因此，可由比相元件来判断母线上是否发生故障。这种母线保护只反应电流间的相位，因此具有较高的灵敏度。 101、试述中阻抗型快速母线保护的特点？
答：快速母线保护是带制动特性的中阻抗型母线差动保护，其选择元件是一个具有比率制动特性的中阻抗型电流差动继电器，解决了电流互感器饱和引起母线差动保护在区外故障时的误动问题。保护装置是以电流瞬时值测量、比较为基础的，母线内部故障时，保护装置的启动元件、选择元件能先于电流互感器饱和前动作，因此动作速度很快。保护装置的特点：
1）双母线并列运行，一条母线发生故障，在任何情况下保护装置均具有高度的选择性。
2）双母线并列运行，两线母线相继故障，保护装置能相继跳开两条母线上所有连接元件。
3）母线内部故障，保护装置整组动作时间不大于10ms。 4）双母线运行正常倒闸操作，保护装置可靠运行。 5）双母线倒闸操作过程中母线发生内部故障；若一条线路两组隔离开关同时跨接两组母线时，母线发生故障，保护装置能快速切除两组母线上所有连接元件，若一条线路两组隔离开关非同时跨接两组母线时，母线发生故障，保护装置仍具有高
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度的选择性。
6）母线外部故障，不管线路电流互感器饱和与否，保护装置匀可靠不误动作。
7）正常运行或倒闸操作时，若母线保护交流电流回路发生断线，保护装置经整定延时闭锁整套保护，并发出交流电流回路断线告警信号。
8）在采用同类断路器或断路器跳闸时间差异不大的变电所，保护装置能保证母线故障时母联断路器先跳开。
9）母联断路器的电流互感器与母联断路器之间的故障，由母线保护与断路器失灵保护相继跳开两组母线所有连接元件。
10）在500KV母线上，使用暂态型电流互感器，当双母线接线隔离开关双跨时，启动元件可不带制动特性。在220KV母线上，为防止双母线接线隔离开关双跨时保护误动，因此启动元件和选择元件一样均有比率制动特性。
102、在母线电流差动保护中，为什么要采用电压闭锁元件？如何实现？
答：为了防止差动继电器误动作或误碰出口中间继电器造成母线保护误动作，故采用电压闭锁元件。
电压闭锁元件利用接在每条母线上的电压互感器二次侧的低电压继电器和零序过电压继电器实现。三只低电压继电器反应各种相间短路故障，零序过电压继电器反应各种接地故障。
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103、为什么设置母线充电保护？
答：母线差动保护应保证在一组母线或某一段母线合闸充电时，快速而有选择地断开有故障的母线。为了更可靠地切除被充电母线上的故障，在母联断路器或母线分段断路器上设置相电流或零序电流保护，作为母线充电保护。
母线充电保护接线简单，在定值上可保证高的灵敏度。在有条件的地方，该保护可以作为专用母线单独带新建线路充电的临时保护。
母线充电保护只在母线充电时投入，当充电良好后，应及时停用。
104、何谓断路器失灵保护？
答：当系统发生故障，故障元件的保护动作而其断路器操作失灵拒绝跳闸时，通过故障元件的保护作用于本变电站相邻断路器跳闸，有条件的还可以利用通道，使远端有关断路器同时跳闸的接线称为断路器失灵保护。断路器失灵保护是近后备中防治断路器拒动的一项有效措施。 105、试述断路器失灵保护的作用？
答：1）对带有母联断路器和分段断路器的母线要求断路器失灵保护应首先动作于断开母联断路器或分段断路器，然后动作于断开与拒动断路器连接在同一母线上的所有电源支路的断路器，同时还应考虑运行方式来选定跳闸方式。2）断路器失灵
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保护由故障元件的继电保护启动，手动跳开断路器时不可启动失灵保护。3）在启动失灵保护的回路中，除故障元件保护的触点外还应包括断路器失灵判别元件的触点，利用失灵分相判别元件来检测断路器失灵故障的存在。4）为从时间上判别断路器失灵故障的存在，失灵保护的动作时间应大于故障元件断路器跳闸时间和继电保护返回时间之和。5）为防止失灵保护误动作，失灵保护回路中任一对触点闭合时，应使失灵保护不被误启动或引起误跳闸。6）断路器失灵保护应有负序、零序和低电压闭锁元件。对于变压器、发电机变压器组采用分相操作的断路器，允许只考虑单相拒动，应用零序电流代替相电流判别元件和电压闭锁元件。7）当变压器发生故障或不采用母线重合闸时，失灵保护动作后应闭锁各连接元件的重合闸回路，以防止对故障元件进行重合。8）当以旁路断路器代替某一连接元件的断路器时，失灵保护的启动回路可作相应的切换。9）当某一连接元件退出运行时，它的启动失灵保护的回路应同时退出工作，以防止试验时引起失灵保护的误动作。10）失灵保护动作应有专用信号表示。
106、断路器失灵保护的配置原则是什么？
答：220～500KV电网以及个别的110KV电网的重要部分，根据下列情况设置断路器失灵保护：
（1） 当断路器拒动时，相邻设备和线路的后备保护没有足够大
的灵敏系数，不能可靠动作切除故障时。
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（2） 当断路器拒动时，相邻设备和线路的后备保护虽能动作跳
闸，但切除故障时间过长而引起严重后果时。
（3） 若断路器与电流互感器之间距离较长，在其间发生短路故
障不能由该电力设备的主保护切除，而由其他后备保护切除，将扩大停电范围并引起严重后果时。
107、断路器失灵保护时间定值整定原则？
答：断路器失灵保护时间定值的基本要求：断路器失灵保护所需动作延时，必须保证让故障线路或设备的保护装置先可靠动作跳闸，应为断路器跳闸时间和保护返回时间之和再加裕度时间，以较短时间动作于断开母联断路器或分段断路器，再经一时限动作于连接在同一母线上的所有有电源支路的断路器。
108、对3/2断路器接线方式或多角形接线方式的断路器失灵保护有
哪些要求？
答：对于3/2断路接线方式或多角形接线方式的断路器失灵保护有下述要求：1）断路器失灵保护按断路器设置。2）鉴别元件采用反应断路器位置状态的相电流元件，应分别检查每台断路器的电流，以判别哪台断路器拒动。3）当3/2断路器接线方式的一串中的中间断路器拒动，或多角形接线方式相邻两台断路器中的一台断路器拒动时，应采取远方跳闸装置，使线路对端断路器跳闸并闭锁其重合闸的措施。
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109、500KV断路器本体通常装有哪些保护？
答：500KV断路器本体通常装有断路器失灵保护和三相不一致保护。
500KV断路器失灵保护分为分相式和三相式。分相式采用按相启动和跳闸方式，分相式失灵保护只装在3/2断路器接线的线路断路器上；三相式采用启动和跳闸不分相别，一律动作断路器相三跳闸，三相式失灵保护只装在主变压器断路器上。
三相不一致保护采用由同名相常开和常闭辅助接点串联后启动延时跳闸，在单相重合闸进行过程中非全相保护被重合闸闭锁。
110、3/2断路器的短引线保护起什么作用？
答：主接线采用3/2断器接线方式的一串断路器，当一串断路器中一条线路停用，则该线路侧的隔离开关将断开，此时保护用电压互感器也停用，线路主保护停用，因此该范围短引线故障，将没有快速保护切除故障。为此需设置短引线保护，即短引线纵联差动保护。在上述故障情况下，该保护可速动作切除故障。
当线路运行，线路侧隔离开关投入时，该短引线保护在线路侧故障时，将无选择地动作，因此必须将该短引线保护停用。一般可由线路侧隔离开关的辅助触点控制，在合闸时使短引线保护停用。
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111、什么是电力系统安全自动装置？
答：电力系统安全自动装置，是指防止电力系统失去稳定和避免电力系统发生大面积停电的自动保护装置。如自动重合闸、备用电源和备用设备自动投入、自动联切负荷、自动低频（低压）减负荷、事故减出力、事故切机、电气制动、水轮发电机自动启动和调相改发电、抽水蓄能机组由抽水改发电、自动解列及自动快速调节励磁等。
112、电网中主要的安全自动装置种类和作用？
答：（1）低频、低压解列装置
地区功率不平衡且缺额较大时，应考虑在适当地点安装低频低压解列装置，以保证该地区与系统解列后，不因频率或电压崩溃造成全停事故，同时也能保证重要用户供电。
（2）振荡（失步）解列装置，经过稳定计算，在可能失去稳定的联络线上安装振荡解列装置，一旦稳定破坏，该装置自动跳开联络线，将失去稳定的系统与主系统解列，以平息振荡。
（3）切负荷装置，为了解决与系统联系薄弱地区的正常受电问题，在主要变电站安装切负荷装置，当小地区故障与主系统失去联系时，该装置动作切除部分负荷，以保证区域发供电的平衡，也可以保证当一回联络线掉闸时，其它联络线不过负荷。
（4）自动低频、低压减负荷装置：是电力系统重要的安全自动装置之一，它在电力系统发生事故出现功率缺额使电网频
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率、电压急剧下降时，自动切除部分负荷，防止系统频率、电压崩溃，使系统恢复正常，保证电网的安全稳定运行和对重要用户的连续供电。
（5）大小电流联切装置：主要控制联络线正向反向过负荷而设置。
（6）切机装置：其作用是保证故障载流元件不严重过负荷；使解列后的电厂或小地区频率不会过高，功率基本平衡，以防止锅炉灭火扩大事故；可提高稳定极限。 113、什么叫自动低频减负荷装置？其作用是什么？
答：为了提高供电质量，保证重要用户供电的可靠性，当系统中出现有功功率缺额引起频率下降时，根据频率下降的程度，自动断开一部分不重要的用户，阻止频率下降，以使频率迅速恢复到正常值，这种装置叫自动低频减负荷装置。它不仅可以保证重要用户的供电而且可以避免频率下降引起的系统瓦解事故。
114、自动低频减负荷装置的整定原则是什么？
答：（1）自动低频减负荷装置动作，应确保全网及解列后的局部网频率恢复到49.50HZ以上，并不得高于51HZ。
（2）在各种运行方式下自动低频减负荷装置动作，不应导致系统其它设备过载和联络线超过稳定极限。
（3）自动低频减负荷装置动作，应使系统功率缺额造成频
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率下降不应使大机组低频保护动作。
（4）自动低频减负荷顺序应次要负荷先切除，较重要的用户后切除。
（5）自动低频减负荷装置所切除的负荷不应被自动重合闸再次投入，并应与其它安全自动装置合理配合使用。
（6）全网自动低频减负荷装置整定的切除负荷数量应按年预测最大平均负荷计算，并对可能发生的电源事故进行校对。 115、自动低频减负荷装置误动的原因有哪些？
答：（1）电压突变时，因低频率继电器触点抖动而发生误动作。
（2）系统短路故障引起有功功率增加，造成频率下降而引起误动作。
（3）系统中如果旋转备用容量足够且以汽轮发电机为主，当突然切除机组或增加负荷时，不会造成按频率自动减负荷装置误动。若旋转备用容量不足或以水轮发电机为主，则在上述情况下可能会造成按频率自动减负荷装置误动作。
（4）供电电源中断时，具有大型电动机的负荷反馈可能使按频率自动减负荷装置误动作。
116、防止自动低频减负荷装置误动作的措施有那些？ 答：主要措施有：
（1）加速自动重合闸或备用电源自动投入装置的动作，缩
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短供电中断时间，从而可使频率降低得少一些。
（2）使按频率自动减负荷装置动作带延时，来防止系统旋转备用容量起作用前发生的误动作。在有大型同步电动机的情况下，需要1.5s以上的时间才能防止其误动。在只有小容量感应电动机的情况下，也需要0.5--1s的时间才能防止其误动。
（3）采用电压闭锁。电压继电器应保证在短路故障切除后，电动机自启动过程中出现最低电压时可靠动作，闭合触点解除闭锁。一般整定为额定电压的65%--70%。时间继电器的动作时间，应大于低频率继电器开始动作至综合电压下降到电压闭锁继电器的返回电压时所经过的时间，一般整定为0.5s。
（4）采用按频率自动重合闸来纠正系统短路故障引起的有功功率增加，可能造成频率下降而导致按频率自动减负荷装置的误动作。由于故障引起的频率下降，故障切除后频率上升快；而真正出现功率缺额使按频率自动减负荷装置动作后，频率上升较慢。因此，按频率自动重合闸是根据频率上升的速度来决定其是否动作的，即频率上升快时动作，上升慢时不动作。 117、发电机的电气制动的构成原理？制动电阻的投入时间整定原则？
答：当发电机功率过剩转速升高时，可以采取快速投入在发电机出口或其高压母线的制动电阻，用以消耗发电机的过剩功率。制动电阻可采用水电阻或合金材料电阻，投入制动电阻的断路器的合闸时间应尽量短，以提高制动效果。制动电阻的
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投入时间整定原则应避免系统过制动和制动电阻过负荷，当发电机dP/dt过零时应立即切除。
118、汽轮机快关汽门有几种方式？有何作用？
答：汽轮机可通过快关汽门实现两种减功率方式：短暂减功率和持续减功率。
（1） 短暂减功率用于系统故障初始的暂态过程，减少扰
动引起的发电机转子过剩动能以防止系统暂态稳定破坏。
（2） 持续减功率用于防止系统静稳定破坏、消除失步状
态、限制设备过负荷和限制频率升高。
119、何谓集中切负荷和分散切负荷？有何优缺点？
答：集中切负荷是指系统中各个变电站的切负荷均是来自某一个中心站的安全稳定控制装置的指令。集中切负荷的测量判断装置与切负荷执行端通常不在同一变电站，必须靠通道来传递指令。集中切负荷方式判断是否切负荷比较准确，切负荷速度快，对维持系统暂态稳定效果好，但由于要采用众多通道降低了切负荷的可靠性。
分散切负荷是指各个变电站的切负荷靠各站当地的装置测量判断，因此无需通道，但各个站要准确判断系统故障是否应当切负荷比较困难，故目前只有反应负荷中心电压严重降低的分散式电压切负荷装置。
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120、何谓低频自启动及调相改发电？
答：低频自启动是指水轮机和燃气轮机在感受系统频率降低到规定值时，自动快速启动，并入电网发电。
调相改发电是指当电网频率降低到规定值时，由自动装置将发电机由调相方式改为发电方式，或对于抽水蓄能机组采取停止抽水迅速转换到发电状态。 121、备用电源自动投入装置应符合什么要求？
答：备用电源自动投入装置应符合下列要求： （1）应保证在工作电源或设备断开后，才投入备用电源或设备。
（2）工作电源或设备上的电压，不论因任何原因消失时，自动投入装置均应动作。
（3）自动投入装置应保证只动作一次。
发电厂用备用电源自动投入装置，除上述的规定外，还应符合下列要求：
（1）当一个备用电源同时作为几个工作电源的备用时，如备用电源已代替一个工作电源后，另一工作电源又被断开，必要时，自动投入装置应仍能动作。
（2）有两个备用电源的情况下，当两个备用电源为两个彼此独立的备用系统时，应各装设独立的自动投入装置，当任一备用电源都能作为全厂各工作电源的备用时，自动投入装置应使任一备用电源都能对全厂各工作电源实行自动
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投入。
（3）自动投入装置，在条件可能时，可采用带有检定同期的快速切换方式，也可采用带有母线残压闭锁的慢速切换方式及长延时切换方式。
通常应校验备用电源和备用设备自动投入时过负荷的情况，以及电动机自启动的情况，如过负荷超过允许限度或不能保证自启动时，应有自动投入装置动作于自动减负荷。当自动投入装置动作时，如备用电源或设备投于故障，应使其保护加速动作。
122、试述低频、低压解列装置的作用？
答：当大电源切除后发供电功率严重不平衡，将造成频率或电压降低，如用低频减负荷不能满足安全运行要求时，须在某些地点装设低频、或低压解列装置，使解列后的局部电网保持安全稳定运行，以确保对重要用户的可靠供电。 123、低频、低压解列装置一般装设在系统中的那些地点？ 答：在系统中的如下地点，可考虑设置低频、低压解列装置：
（1）系统间连络线；
（2）地区系统中从主系统受电的终端变电所母线联络断路器；
（3）地区电厂的高压侧母线联络断路器；
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（4）专门划作系统事故紧急启动电源专带厂用电的发电机组母线联络断路器。 124、何谓振荡解列装置？
答：当电力系统受到较大干扰而发生非同步振荡时，为防止整个系统的稳定被破坏，经过一段时间或超过规定的振荡周期数后，在预定地点将系统进行解列，该执行振荡解列的自动装置称为振荡解列装置。 125、何谓区域性稳定控制系统？
答：对于一个复杂电网的稳定控制问题，必须靠区域电网中的几个厂站的稳定控制装置协调统一才能完成。即每个厂站的稳定控制装置不仅靠就地测量信号，还要接受其他厂站传来的信号，综合判断才能正确进行稳定控制。这些分散的稳定控制装置的组合，我们统称为区域性稳定控制系统。 126、电网必须具有哪些充分而可靠的通信通道手段？ 答：
（1）各级调度中心控制室（有调度操作指挥关系时）和直接调度的主要发电厂与重要变电站间至少应有两个独立的通信通道。
（2）所有新建的发、送、变电工程的规划与设计，必须包括相应的通信通道部分，并与有关工程配套投入运行。通信通道不健全的新建发电厂和变电所不具备投入运行的
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条件。
（3）通信网规划建设应综合考虑作为通讯、调度自动化、远动、计算信息、继电保护及安全自动装置的通道。
（4）如某些特定通道中断会影响电网的可靠运行，则必须从规划设计与运行上及早安排事故备用的通道或其他措施。
（5）通信设备应有可靠的电源以及自动投入的事故备用电源，其容量应满足电源中断时间的要求。 127、电力系统通信网的特点是什么？
答：电力系统通信网的特点如下：
（1）电力系统通信网的结构取决于电力网的结构、运行或及管理层次，邮电通信网的结构取决于国家行政管理区划。
（2）电力系统通信网的经济性隐含于电网的经济之中，通信网往往把本身经济性放在第二位，而以电网的安全生产及管理为第一原则。
（3）电力系统通信网的干线及专线容量、信息交换容量以及话务量都比邮电通信网小，但是中继局向多，功能强，可靠性要求高，电力系统通信网是一种专用通信网。 128、电力系统通信网的主要功能是什么？
答：电力系统通信网为电网生产运行、管理、基本建设
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等方面服务。其主要功能应满足调度电话、行政电话、电网自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网、传真、图像传输等各种业务的需要。
129、简述电力系统通信网的子系统及其作用？
答：电力系统通信网的子系统为：
（1）调度通信子系统，该系统为电网调度服务。 （2）数据通信子系统，这个系统为调度自动化、继电保护、安全自动装置、计算机联网等各种数据传输提供通道。 （3）交换通信子系统，这个系统为电力生产、基建和管理部门之间的信息交换服务。
130、简述电力系统采用的几种主要通信方式和特点？
答：电力系统几种主要的通信方式如下：
（1）明线通信：采用架空明线来传递电信号，这种方式易受自然灾害而影响通信质量。
（2）电缆通信：采用埋设在地下的电缆来传递电信号，与架空明线比，电缆的优点是：容纳线对的数量较多，受气候影响和外界的损害较少，埋在地下时，保密性较好，缺点是：衰耗比明线大得多，投资也比明线高。
（3）电力载波通信：利用高压输电线传递高频信号，可以省去昂贵的线路投资，故目前大量采用。电力载波通信要求在线路上增装阻波器和耦合电容器，必须采用频率分割
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和载频阻塞法减小各载波通道之间的电磁耦合串音影响。
（4）光纤通信：就是将要传输的语音、图像和数据信号先变成光信号，由光纤进行传输。光纤通信具有通信容量大、抗干扰能力强、中继距离长等优点，缺点是目前造价高。
（5）微波通信：将要传播的信号调制在微波上进行传递，微波通信与光纤通信类似具有容量大，抗干扰能力较强的优点。由于微波在空间基本上是沿直线传播，所以微波在地面的传播距离受到限制，为了进行远距离微波通信，常在两个通信点之间设立多个接力站，将信号一站一站地传递下去，这种方式称为微波中继通信。
（6）卫星通信：适用于边远地区通信。通话时，有时间延迟和回声。由于运行费用高，话路数量受到一定的限制。
131、调度自动化向调度员提供反映系统现状的信息有哪些？ 答：
（1）为电网运行情况的安全监控提供精确而可靠的信息，包括有关的负荷与发电情况，输电线路的负荷情况，电压、有功及无功潮流，稳定极限，系统频率等。
（2）当电网运行条件出现重要偏差时，及时自动告警，并指明或同时起动纠偏措施。
（3）当电网解列时，给出显示，并指出解列处所。
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132、什么是能量管理系统（EMS）？其主要功能是什么?
答：EMS能量管理系统是现代电网调度自动化系统（含硬、软件）总称。
其主要功能由基础功能和应用功能两个部分组成。基础功能包括：计算机、操作系统和EMS支撑系统。应用功能包括：数据采集与监视（SCADA）、发电控制（AGC）与计划、网络应用分析三部分组成。 133、电网调度自动化系统由哪几部分组成？并简述各部分作用？
答：电网调度自动化系统，其基本结构包括控制中心、主站系统、厂站端（RTU）和信息通道三大部分。根据所完成功能的不同，可以将此系统划分为信息采集和执行子系统、信息传输子系统、信息处理子系统和人机联系子系统。如下图所示。
电 网 信息收集和 执行子系统 信息 传输 子系统 信息处理及运行状态的分析和控制子系统 人机联系子系统
调度自动化系统的构成示意图
信息采集和执行子系统的基本功能是在各发电厂、变电
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所采集各种表征电力系统运行状态的实时信息。
另外，此系统还负责接收和执行上级调度控制中心发出的操作、调节或控制命令。
信息传输子系统为信息采集和执行子系统和调度控制中心提供了信息交换的桥梁，其核心是数据通道，它经调制解调器与RTU及主站前置机相连。
信息处理子系统是整个调度自动化系统的核心，以电子计算机为主要组成部分。该子系统包含大量的直接面向电网调度、运行人员的计算机应用软件，完成对采集到的信息的各种处理及分析计算，乃至实现对电力设备的自动控制与操作。
人机联系子系统将传输到调度控制中心的各类信息进行加工处理，通过各种显示设备、打印设备和其他输出设备，为调度人员提供完整实用的电力系统实时信息。调度人员发出的遥控、遥调指令也通过此系统输入，传送给执行机构。 134、电网调度自动化SCADA系统的作用？其基本功能包括哪几部分？
答：调度中心采集到的电网信息必须经过应用软件的处理，才能最终以各种方式服务于调度生产。在应用软件的支持下，调度员才能监视到电网的运行状况，才能迅速有效地分析电网运行的安全与经济水平，才能迅速完成事故情况下的判断、决策，才能对远方厂、站实施有效的遥控和遥调。
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目前，国内调度运行中已经使用的应用软件基本功能为：
（1）数据采集与传输； （2）安全监视、控制与告警； （3）制表打印；
（4）特殊运算； （5）事故追忆。
135、电网调度自动化系统高级应用软件包括哪些？
答：电网调度自动化系统高级应用软件一般包括：负荷预报、发电计划、网络拓扑分析、电力系统状态估计、电力系统在线潮流、最优潮流、静态安全分析、自动发电控制、调度员培训模拟系统等。 136、什么是自动发电控制（AGC）？
答：自动发电控制简称AGC（Automatic Generation Control），它是能量管理系统（EMS）的重要组成部分。
按电网调度中心的控制目标将指令发送给有关发电厂或机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现对发电机功率的自动控制。
137、AGC有几种控制模式？在区域电网中，网、省调AGC控制模式应如何选择？在大区联网中，AGC控制模式应如何选择？ 答：AGC有三种控制模式
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（1） 定频率控制模式； （2） 定联络线功率控制模式； （3） 频率与联络线偏差控制模式；
以上三种都是一次控制模式，AGC还有两种二次控制模式：
（1） 时间误差校正模式；
（2） 联络线累积电量误差校正模式。
在区域电网中，网调一般担负系统调频任务，其控制模式应选择定频率控制模式；省调应保证按联络线计划调度，其控制模式应选择定联络线控制模式。
在大区互联电网中，互联电网的频率及联络线交换功率应由参与互联的电网共同控制，其控制模式应选择联络线偏差控制模式。
138、什么叫ACE?如何计算?
答：ACE是Area Control Error 即区域控制误差的简称，其计算公式为：
ACE??PT???f
其中，?PT为联络线功率交换误差，?f为频率偏差，?为频率偏差系数。
对定频率控制模式，ACE只取右边项。 对定联络线功率控制模式，ACE只取左边项。 对频率联络线偏差控制模式，ACE两项都取。
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如果还加上二次控制模式，ACE还需增加相应的附加项。 139、什么叫发电源？对发电源常用的控制模式有哪些？
答：发电源是AGC的一个控制对象，可以是一台机组，几台并列运行的机组或整个电厂或几个并列运行的电厂。AGC软件包发出的设点控制指令都是针对发电源的。
对发电源常用的控制模式有： （1） 调节模式
是正常的AGC调节模式，参与对ACE的校正控制，调节的基准功率是在线经济调度算出的功率，因此是随负荷水平浮动的，并由等微增原则在参与调节的发电源间进行分配。 （2）基点模式
发电源只响应调度员输入的基点功率，对ACE不响应，不参与校正ACE的控制。 （3）计划模式
发电源只响应于预先输入的计划曲线，对ACE不响应，不参与校正ACE的控制。 （4）爬坡模式
发电源从当前功率变化到新的基点功率时的模式。新的基点功率可以由调度员输入设定，或通过计划模式到达预定时间后自动设定。爬坡速度在数据库中设定。 （3） 基点调节模式
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与调节模式相同，只是调节的基准功率是调度员输入的基点功率。 （6）计划调节模式
与调节模式相同，只是调节的基准功率是计划曲线中设定的功率。 （7）基点增援模式
正常情况下与基点模式相同，紧急情况下与调节模式相同。
（8）计划增援模式
正常情况下与计划模式相同，紧急情况下与调节模式相同。
140、发电源设点功率按什么原则计算?
答：发电源设点功率是根据ACE的大小按不同原则计算。ACE按其大小分为死区、正常分配区、允许控制区及紧急支援区。对不同的区域有不同的分配策略。在死区，只对功率偏离理想值大的发电源实现成对分配策略，计算新的设点，其余发电源不重新分配功率。在正常分配区，按照正常考虑经济性的参与因子将ACE分配到各发电源，计算其设点功率。在允许控制区，只限制能将ACE减小的发电源参与控制，计算其设点功率。在紧急支援区，按照发电源调整速率的快慢来分配ACE，计算其设点功率，即让调整速率快的发电源承担更多的调整功率。
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141、 EMS系统中网络分析软件有哪两种运行模式？与离线计算软
件有什么区别？ 答：EMS系统中网络分析软件的运行模式有两种：
（1）实时模式：根据实时量测数据对运行软件的原始数据不断刷新并进行实时计算或按一定周期定期计算。如实时网络拓朴、状态估计、调度员潮流等。
（2）研究模式：运行软件的原始数据不进行刷新，可以是实时快照过来的某一时间断面的数据，也可以是人工置入的数据，可用来对电网运行状态进行研究，如调度员潮流、安全分析等。
EMS中的网络分析软件与离线计算软件有一定的区别，一是其实时性，即使是研究模式，也可以从实时系统中取快照进行分析研究。二是其快速性要求，为满足快速性，在数学模型上没有离线计算软件考虑得更全面。 142、试述网络拓朴分析的概念？
答：电网的拓朴结构描述电网中各电气元件的图形连接关系。电网是由若干个带电的电气岛组成的，每个电气岛又由许多母线及母线间相连的电气元件组成。每个母线又由若干个母线段元素通过开关、刀闸相联而成。网络拓扑分析是根据电网中各开关、刀闸的遥信状态，通过一定的搜索算法，将各母线段元素连成某个母线，并将母线与相连的各电气元件组成电气岛，进行网络接线辨识与分析。
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143、什么叫状态估计？其用途是什么？运行状态估计必须具备什么基础条件？
答：SCADA系统采集的实时数据经过厂站端电缆、变送器、RTU、远动通道、通信配线架、远动电缆、前置机等诸多环节才到达主站系统，任何一个环节不正常都会影响到数据的正确性，在RTU死机或通信中断的情况下，还会出现死数据或坏数据。直接用这些实测数据进行电网实时分析计算，可信度是不高的。
电力系统的实时量测系统配置一般都有较大的冗余性，这种冗余性表现在以下的两个方面： 1、
母线连接元件量测的冗余性
对连接有N个元件的母线，按照克希霍夫定律只要N－1个元件有量测，第N个元件的电气量即可根据母线平衡的原则算出。实际上往往全部N个元件都有量测，这样对每一母线都存在冗余度为1的冗余性。 2、
母线状态量及注入电气量量测的冗余性
在母线状态量（电压幅值与相角）及注入量（有功功率、无功功率）四个电气量中，两个是独立的，两个是可导出的。如果量测量多于两个即具有冗余性。一般母线遥测量包括有母线电压幅值及由所连各元件有功、无功功率所形成的两个注入量，具有很大的冗余性，有的元件还有电流量的量测，则更增大了量测的冗余性。
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电力系统状态估计就是利用实时量测系统的冗余性，应用估计算法来检测与剔除坏数据，提高数据精度及保持数据的前后一致性，为网络分析提供可信的实时潮流数据。 运用状态估计必须保证系统内部是可观测的，系统的量测要有一定的冗余度。在缺少量测的情况下作出的状态估计是不可用的。
144、什么叫静态安全分析及动态安全分析？
答：安全分析是对运行中的网络或某一研究态下的网络按N-1原则研究一个个运行元件因故障退出运行后网络的安全情况及安全裕度。静态安全分析是研究元件有无过负荷及母线电压有无越限。动态安全分析是研究线路功率是否超稳定极限。
从功能上安全分析分两大模块：一块为故障排序，即按N-1故障严重程度自动排序；一块为安全评估，对静态安全分析，就是进行潮流计算分析，对动态安全分析则要进行稳定计算分析。
145、 最优潮流与传统经济调度的区别是什么？
答：传统经济调度只对有功进行优化，虽然考虑了线损修正，也只考虑了有功功率引起线损的优化。传统经济调度一般不考虑母线电压的约束，对安全约束一般也难以考虑。
最优潮流除了对有功及耗量进行优化外，还对无功及网
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损进行了优化。此外，最优潮流还考虑了母线电压的约束及线路潮流的安全约束。
146、调度员培训模拟系统（DTS）的作用？对调度员培训模拟系统有哪些要求？
答：调度员培训模拟系统主要用于调度员培训，它可以提供一个电网的模拟系统，调度员通过它可以进行模拟现场操作及系统反事故演习，从而提高调度员培训效果，积累电网操作及事故处理的经验。
调度员模拟培训系统应尽量满足以下三点要求： （1）真实性：电力系统模型与实际电力系统具有相同的动态、静态特性，尽可能为培训真实地再现实际的电力系统。
（2）一致性：学员台的环境与实际电网调度控制中心的环境要尽量一致，使学员在被培训时有临场感。 （3）灵活性：在教员台可以灵活地控制培训的进行，可以灵活地模拟电力系统的各种操作和故障。
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调度技术问答第四章电力系统继电保护、安全自动装置及通信、自动化
