宜宾电业局继电保护工作手册
2A区和2C区，6B区和6D区是有区别的。在各区内装置都要按最优的控制顺序和无功设备组合，使系统运行点进入9区。
1区：先投电容器，当电容器全投入后电压仍低于下限时，发有载调压升压指令。 2A区：投电容器，当电容器投完后还在该区，则维持。
2C区：如还有电容器未投，则先发有载调压降压指令再投电容器，如果电容器投完后还在该区，则维持。
3、4区：先发有载调压降压指令，如果有载档位已经在最低点，则切除电容器。
5区：先切除电容器，如果电容器切完后电压仍然高于上限，则发有载调压降压指令。 6B区：切电容器，如果电容器切除完后仍然在该区，则维持。
6D区：先发有载调压升压指令，再切电容器，若电容器切完仍在该区，则维持。 7、8区：先发有载调压升压指令，当有载调压档位已在上限时，则投入电容器。
P 4 3 5
2C 6B 9 2A 6D
8 7 1
Q
图5.6
经过无功补偿后，35KV及以下馈线的功率因数应不小于0.9， 即功率因数角不大于25°，35KV以上输电网的功率因数不应低于0.95，即功率因数角不大于18°。
补充知识：功率方向的判断
有功功率计算公式：P=U*I*cosα 无功功率计算公式：Q=U*I*sinα
规定功率由母线流向线路为正方向送出，由线路流入母线为反方向流入。 当有功送出时：P﹥0，即－90°﹤α﹤90° 当有功流入时：P﹤0，即90°﹤α﹤270° 当无功送出时：Q﹥0，即0°﹤α﹤180° 当有功流入时：Q﹤0，即180°﹤α﹤360° 由以上分析，可以用图5.7更简单的表示如下：
Q Ⅰ Ⅱ
α
O P Ⅲ Ⅳ
图5.7
当α在第一象限，P﹥0，Q﹥0； 当α在第二象限，P﹤0，Q﹥0； 当α在第三象限，P﹤0，Q﹤0； 当α在第四象限，P﹥0，Q﹤0；
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已知网络上功率的流动方向，就可以验证保护的功角是否正确，这是带负荷测试的一
个重要项目。也可以根据功角的位置观察网络功率的流动方向。
第五节 故障解列装置
在多电源网络中，根据网络电源和负荷分布，还可以在适当的地方装设故障解列装置。在网络有故障时电网解列成几个独立电网继续运行，保证重要负荷的安全运行。
在宜宾电网主网和地方小电源的联络线上就装设了故障解列装置。例如吊黄楼变电站解列吊纸线517，对端纸厂有小电源，正常运行时与主网联结，增加供电可靠性。如图5.8
吊黄楼
纸厂电源E2 系统电源E1 517 ~ ~ 纸厂负荷F2 图5.8 主网负荷F1
当吊黄楼母线故障，或出线故障而未能即使切除故障线路时，母线电压降低，或者零序电压升高，满足装置的动作判据时，解列装置动作跳开吊纸线517，纸厂电源E2与纸厂负荷F2，主网电源E1与主网负荷F1各自构成电网独立运行。
刚解列的电网也要考虑各自的稳定性。对于主网，是否会因此丢掉大负荷，丢失大负荷后是否会出现电网振荡，对于小电网，是否会突然增加大负荷，增加大负荷是否会出现低周现象，出现低周是否会有合适的减载装置等。
可见，故障解列与低周减载的概念是完全不同的，在电网中的作用也不同。 另外在宜宾电网中还有一个故障解列起的作用与前面讲的不同，那就是用户昌宏化工厂内部安装的故障解列装置。如图5.9
昌宏
1#开关 巡场
系统电源E1 1#炉变 K 175 2#开关 2#炉变 ~
3#开关 3#炉变
4#开关 4#炉变
图5.9
当巡昌线发生故障，巡场175开关跳闸并重合，但是由于昌宏化工的负荷几乎是大的炉变，几台变压器的负荷以及变压器的励磁涌流之和会远远大于175开关的后加速定值，所以175开关无法合上，这样，就只有在昌宏变电站安装解列装置，解列掉几台炉变（例如1#、2#开关），让剩下的负荷（3#、4#开关）不至于把175开关冲跳。等175开关运行稳定后再逐步投入解列掉的几台炉变。
（说明，一般方式下，巡昌线的负荷不经过巡场175，而是龙头站龙巡西线直接经巡场旁母上巡昌线，只是为了这里解释方便采用是巡场供电方式。）
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第六节 备用电源自投装置
备自投装置用于多电源点的变电站，当主供电源断开时自动将备用电源投入，保证供电的持续性。
备自投分进线备投与分段备投两种方式，用图5.10来解释。 1 3 L1 I段
5 ~ 2 4 L2 II段
M N 图5.10
1、进线备自投
L1线路运行，L2线路备用，即开关1，开关2，开关3运行，开关4热备用，分段开关5运行，线路L1有线路电压，备投充电完成。
当L1出现故障，M侧的保护跳开开关1，如果是永久故障，重合不成功。N侧备投检查母线失压，而L2线路有压，则延时跳开开关3再合上开关4，这是备投线路L2，称备投方式1。
同理，线路L2运行，L1备用，称备投方式2。
2、分段备自投
线路L1和L2都运行，即开关1、开关2、开关3、开关4合上，分段开关5热备用，备投充电完成。
同样假设L1出现永久故障，开关1重合不成功，N侧备投检查I段母线失压，II段母线有压，延时跳开开关3再合上开关4，这是II段备投I段，称备投方式三。同理由I段备投II段称方式四。
根据当前电网运行方式，通过把手开关切换来选择备投方式。 通过对备自投动作的分析，可知装置必须采用的电气量是两条线路的线路电压，两段母线的母线电压，开关3、开关4、开关5的位置信号（跳位TWJ）和合后信号（KKJ），为了防止在母线PT断线时装置误动作，还引入了开关3与开关4的B相电流作有流闭锁作用。装置接线方式如图5.11。KKJ的作用是为了防止备投误动作。例如方式一中，因为运行需要I母要停运，手动断开开关3，此时KKJ返回，备投放电，不会自动投上开关4引发事故。线路PT的作用是只有待备投线路有压，备投才有意义。线路无压，备投放电。
J41 备投信号公共端
TWJ J42 线路I位置
KKJ J43 线路I KKJ TWJ和KKJ来自
TWJ J42 线路II位置 各自对应开关的操作回路
KKJ J43 线路II KKJ
TWJ J42 分段开关位置
KKJ J43 分段 KKJ
图5.11
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备自投动作时间应该大于对端开关的重合闸时间。备自投分合开关应该将其出口接点接在开关操作回路的手分手合位置。图上已标出在图2.16的端子号。备投对分段没有跳闸。
HJ [3] [1] HJ D44 [1] [3] D31 D44
TJ [33] D31 D42
备投分段出口 备投线路出口
图5.12
本局的备投一般是作为变电站高压电源的备投，在一些特殊的地方特别是比较大的用户站也使用低压备投的方式来增加供电的可靠性。如图5.13，这里1G、2G是变压器的低压总路，3G是低压母线，方式以1B运行，1G、3G合上，2B空载，2G热备用。一般这样的负荷情况低压侧是没有小电源的，那么主变的低压后备保护方向都是选择从变压器指向低压母
线，灵敏角为258°。所以，技术上必须要求变压器后备保护动作闭锁备自投。例如母线上K2故障（或者低压出线故障出线开关拒动），变压
1#B 2#B 器的低压后备保护动作跳开1G，如果备投此时
动作，2G开关直接合在故障上。同理，作为具
K1 有K2故障的远后备保护作用的变压器高压侧后备保护也必须闭锁备自投。而变压器主保护，包2G 1G 括差动保护和非电量保护，它们动作将把变压器3G 的高低压开关都跳开隔离了故障点，此时的备投
K2 允许动作。例如K1点故障，1G跳开，允许2G
图5.13 投入运行。
第七节 操作过电压
操作过电压是一种在操作过程中产生的电压暂态过程，它瞬间电压极高，严重时会损坏设备的绝缘，引发电网事故。下面就以宜宾电网发生的一次操作过电压为例来分析它产生的原因。如图5.14。
白沙站沙山南线186投入运行，经庙梁山站旁
庙梁山 下江弯 白沙站
母的旁母刀闸1423送至下江弯站，线路带电无负荷。
1423 186 庙梁山运行人员在白沙186开关未断开的情况下将
旁母刀闸1423断开，此时产生操作过电压，引起下江湾站设备绝缘被破坏而发生接地故障，白沙站保
图5.14 护动作跳开186开关。
故障前，网络中存在大量的电感量，以及对地电容，相间电容和杂散电容，这些电感和电容都是处于充点状态，我们把这些电容等效为对地电容，电感等效为一个线路电抗，对地电容两端电压为线路的相电压U，U=6.3KV。注意到这里110KV系统是中性点直接接地方式，作出故障前的等效图5.15
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系统电势E
等效电阻 等效电感 1423
U 等效电容 图5.15
断开刀闸1423时会产生较长时间的弧光，电容，电感和电阻就构成了一个RLC的衰减振荡电路。由电工学可知：当回路的开关断开时，往往产生较大反电势。电容器两端电压按一定规律变化，其电压波形是一个正弦衰减振荡电压。由于此电压不受电源控制，所以又叫自由分量电压，此电压经过1/4周期稍长的时间达到最大值，1423刀闸就起到这个开关的作用。利用叠加原理，可以把图5.15分解为图5.16与图5.17。
等效电阻 放电电感 弧光电阻 系统电势E 等效电阻 等效电感 弧光电阻 P
P 放电电容 图5.16 图5.17
在图5.16中，P点电压为正常时的电压E。图5.17就是暂态放电回路，由于刀闸操作的时间较长，整个振荡回路的时间常数较大，所以过电压衰减时间较慢，P点长时间承受高于正常电压数倍的电压，绝缘必然会被破坏。
如果是用白沙的186开关断开电源，开关能迅速灭弧，产生的过电压瞬间衰减至零，就能避免这样的事故发生。
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《继电保护及二次回路》
