1.线路保护

目前，主要的线路保护有电流保护、距离保护、纵差（纵联）保护等。常应用的线路保护装置如图6-1、图6-2、图6-3所示。

图6-1　 110kV线路保护、测控屏

图6-2　 110kV线路测控、保护装置

图6-3　 110kV线路保护硬压板

（1）电流保护。

在电力系统中，输电线路发生短路故障时，线路中的电流增大，母线电压降低，利用电流增大这一特征，当电流超过某一预定值时产生保护动作，称为线路的电流保护。电流保护分为瞬时电流速断保护、限时电流速断保护、定时限过电流保护。

①瞬时电流速断保护是当线路故障时电流增大而动作，并且没有动作延时，所以必须保证只有在被保护线路上发生短路时才动作。瞬时电流速断保护是通过对动作电流的合理整定来保证选择性的。

在已知保护的动作电流后，大于动作电流的短路电流对应的短路点区域，就是保护范围。保护的范围随运行方式、故障类型的变化而变化，在各种运行方式下发生各种短路时保护都能动作切除故障的短路点位置的最小范围称为最小保护范围。

②限时电流速断保护要求保护整个线路，所以它的保护范围必然要延伸到下级线路中去，这样当下级线路出口处发生短路时，它就要动作，是无选择性动作，为了保证动作的选择性，就必须使保护的动作带有一定的时限，此时限的大小与其延伸的范围有关。

③定时限过电流保护为防止本线路主保护（电流速断、限时电流速断保护）拒动和下一级线路的保护或断路器拒动，装设定时限过电流保护作后备保护。过电流保护有两种：一种是保护起动后出口动作时间是固定的整定时间，称为定时限过电流保护；另一种是出口动作时间与过电流的倍数相关，电流越大，出口动作越快，称为反时限过电流保护。

瞬时电流速断保护、限时电流速断保护和实时限过电流保护都是反应电流升高而动作的保护。它们之间的区别在于按照不同的原则来选择动作电流。瞬时速断是按照躲开本线路末端的最大短路电流来整定；限时速断是按照躲开下级各相邻线路电流速断保护的最大动作范围来整定；而过电流保护则是按照躲开本元件最大负荷电流来整定。

由于电流速断不能保护线路全长，限时电流速断又不能作为相邻元件的后备保护，所以为保证迅速而有选择性地切除故障，常常将电流速断保护、限时电流速断保护和过电流保护组合在一起，构成阶段式电流保护。具体应用时，可以只采用速断保护加过电流保护，或限时速断保护加过电流保护，也可以三者同时采用。

（2）距离保护。

它是反应故障点至保护安装处的距离，并根据距离的远近确定动作时间的一种保护装置。故障点距保护安装处越近，保护的动作时间就越短；故障点距保护安装处越远，保护的动作时间就越长，从而保证动作的选择性。测量故障点至保护安装处的距离，实际上就是用阻抗继电器测量故障点至保护安装处的阻抗。因此，距离保护又叫作阻抗保护。

为保证选择性，瞬时动作的距离Ⅰ段的保护范围为被保护线路全长的80%～85%，动作时限为各继电器的固有动作时间，在0.ls以内，故认为是瞬时动作。距离Ⅱ段的保护范围为被保护线路的全长及下一线路的30%～40%，动作时限要与下线路的距离Ⅰ段的动作时限配合，约为0.5s。距离Ⅲ段为后备保护，其保护范围较长，一般包括本线路及下一线路全长甚至更远，故距离Ⅲ段的动作时限应按阶梯原则整定。

对距离保护而言，需了解过渡电阻、助增电流、汲出电流的概念，熟悉系统振荡对阻抗继电器的影响及距离保护的振荡闭锁与断线闭锁的作用。

过渡电阻的存在使阻抗继电器的测量阻抗增大，保护范围缩小，使保护的灵敏性降低。但由于过渡电阻对不同安装地点的距离保护的测量阻抗影响程度不同，有时会导致无选择性动作。对于双侧电源线路，过渡电阻的存在也可能导致距离继电器的无选择性动作。

助增电流的存在，使距离保护中距离Ⅱ段的测量阻抗增大，保护范围缩小，降低了保护的灵敏性，但并不影响与下一线路距离Ⅰ段配合的选择性。为了减小助增电流对距离Ⅱ段保护范围的影响，在整定计算距离Ⅱ段的动作阻抗时，引入一个大于1的分支系数，适当增大距离Ⅱ段的动作阻抗，以抵消由于助增电流的存在使距离Ⅱ段保护范围缩小的的影响。

汲出电流的存在，使距离保护中距离Ⅱ段的测量阻抗减小，保护范围扩大，可能导致保护无选择性动作。为了防止这种无选择性动作，在整定计算距离Ⅱ段的动作阻抗时，应引入一个小于1的分支系数，适当减小保护的动作阻抗，以减小由于汲出电流使保护范围扩大的影响。

当并联运行的电力系统或发电厂之间因短路切除太慢或遭受较大冲击时出现功率角大范围周期性变化的现象，称为电力系统振荡。系统振荡时，系统两侧等效电动势间的夹角δ可能在0°～360°范围内作周期性变化，从而使系统中各点的电压线路电流、功率大小和方向以及距离保护的测量阻抗也都呈现周期性变化。这样，距离保护就有可能因系统振荡而动作。用于防止系统振荡时保护误动的措施，就称为振荡闭锁。

由此看来，距离保护是反映故障点到保护安装处的距离并根据距离的远近决定动作时间的保护。动作时间与故障点到保护安装处的距离成正比，即故障点离保护安装处越近，动作时间越短。距离保护做成三段：第Ⅰ段，动作时限为零（不含阻抗元件的固有动作时间），只能保护被保护线路从首端起全长的80%～85%，否则满足不了选择性的要求；第Ⅱ段保护线路末端（即第Ⅰ段保护不到的部分）和下级线路首端的一部分，上级第Ⅱ段的保护，范围不能超过下级第I段保护范围，否则也会无选择动作，动作时限取0.5s；第Ⅲ段仍为后备保护，按负荷阻抗的大小整定，正常运行不误动，为阶梯形动作时限特性。阶段式距离保护逻辑框图如图6-4所示。

图6-4　阶段式距离保护逻辑框图

（3）纵联差动保护。

输电线的纵联差动保护是用某种通信通道将输电线两端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，比较两端的电气量，以判断故障在本线路范围内还是在线路范围外，从而决定是否跳闸。因此，从理论上讲，这种纵联差动保护有绝对的选择性。比较不同的电气量构成不同原理的纵联保护。目前，光纤纵联电流差动保护得到了广泛的应用。

纵联保护也是利用线路两端的电气量在故障与非故障时的特征差异构成保护的。当线路发生区内、外故障时，电力线两端的电流波形、功率方向、电流相位以及两端的测量阻抗都具有明显的差异，利用这些差异可以构成不同原理的纵联保护。例如，利用输电线路两端电流相量和的特征，可以构成纵联电流保护；利用输电线路两端功率方向相同或相反的特征，可以构成方向比较式纵联保护，分闭锁式或允许式方向纵联保护；利用两端电流相位的特征差异，比较两端电流的相位关系可构成电流相位比较式纵联保护，等等。

2.变压器保护

电力变压器（简称变压器）是连续运行的静止设备，运行比较可靠，故障机会较少。但由于绝大部分变压器安装在户外，受自然环境影响较大，同时还受到运行时承载负荷的影响以及电力系统短路故障的影响，在变压器的运行过程中不可避免的出现各类故障和异常情况。常应用到的110kV主变压器保护装置如图6-5、图6-6、图6-7、图6-8所示。

图6-5　 110kV主变压器主保护装置、操作箱

图6-6　 110kV主变压器保护屏

图6-7　 110kV主变压器后备保护装置

图6-8　 110kV主变压器测控屏

（1）变压器的常见故障。

变压器的故障可分为内部故障和外部故障。内部故障指的是箱壳内部发生的故障，有绕组的相间短路故障、一相绕组的匝间短路故障、绕组与铁心间的短路故障、变压器绕组引线与外壳发生的单相接地短路。此外还有绕组的断线故障。外部故障指的是变压器外部引出线间的各种相间短路故障、引出线因绝缘套管闪络或破碎，通过箱壳发生的单相接地短路。

变压器发生故障时，将对电网和变压器带来危害，特别时发生内部故障时，短路电流所产生的高温电弧不仅会烧坏变压器绕组的绝缘和铁心，而且会使变压器油受热分解产生大量气体，引起变压器外壳变形、破坏甚至引起爆炸。因此变压器发生故障时，必须将其从电力系统中切除。

（2）变压器的常见异常情况。

变压器的异常情况主要有过负荷、油箱漏油造成的油面降低、外部短路故障（接地故障和相间故障）引起的过电流、运行中的变压器油温过高（包括有载调压部分）、变压器绕组温度过高、变压器压力过高以及变压器冷却系统故障等。对于超高压大容量变压器，因铁心额定工作磁密与饱和磁密比较接近，所以当电压过高或频率降低时，变压器会发生过励磁的不正常状态。

为了保证电力系统安全稳定运行，当变压器发生故障或异常运行状况时能将影响范围限制到最小，电力变压器应装设如下继电保护：纵差保护、瓦斯保护、过流保护、接地保护、过负荷保护、过励磁保护以及反映变压器油温、油位、绕组温度油箱内压力过高、冷却系统故障等异常状况的保护装置。利用变压器的油、气、温度等非电气量构成的变压器保护称为非电量保护，主要有瓦斯保护、压力保护、温度保护、油位保护及却器全停保护。非电量保护根据现场需要动作于跳闸或发信。当非电量保护动作于发信后，运行人员应根据动作信号及时联系调度和检修部门对变压器异常情况进行处理。

瓦斯保护的主要元件是气体继电器，它安装在油箱与油枕之间。当变压器内部发生轻微故障时，轻瓦斯保护动作，非电量保护发出轻瓦斯动作信号；当变压器内部严重故障时，重瓦斯保护动作，非电量保护发出重瓦斯动作信号并根据保护压板投退情况进行出口跳闸。瓦斯保护动作原理如图6-9所示。

图6-9　瓦斯保护动作原理图

（3）其他非电量保护。

①压力保护也是变压器邮箱内部故障的主保护，含压力释放和压力突变保护，用于反应变压器油的压力。

②温度保护包括油温和绕组温度保护，当变压器温度升高达到预先设定的温度时，温度保护发出告警信号并投入起动变压器的备用冷却器。

③当变压器油箱内油位异常时，油位保护动作发出告警信号。

④当运行中的变压器冷却器全停时，变压器温度会升高，若不及时处理，可能会导致变压器绕组绝缘损坏，因此冷却器全停保护在变压器运行中冷却全停时动作，发出告警信号并经长延时切除变压器。

变压器的差动保护作为变压器电气量的主保护，其保护范围是各侧电流互感器所包围的电气部分，在这个范围内发生的绕组相间短路、匝间短路、引出线相间短路及中性点接地侧绕组、引出线、套管单相接地短路时，差动保护均要动作。变压器的差动保护有变压器纵差保护、分侧差动保护、零序差动保护等。实际中，变压器在外部故障、变压器空投及外部故障切除后的暂态过程中，将在差动回路中流过较大的不平衡电流或励磁涌流，可能会引起差动保护的误动作。为了保证变压器差动保护的选择性，必须设法减小或消除不平衡电流和励磁涌流对差动保护的影响。

当变压器内部严重故障TA饱和时，TA二次电流中含有大量的谐波分量，可能会使励磁涌流判别元件动作，闭锁差动保护或使差动保护延缓动作，严重损坏变压器。为克服上述缺点，设置差动速断保护元件，不经励磁涌流判据、激磁判据、TA饱和判据的闭锁，只要差电流大于电流定值就立即跳闸。大、中型变压器相间短路故障后备保护的类型，通常有复合电压过电流保护、复压闭锁方向过流保护等。

复合电压过流保护，由复合电压元件、过电流元件及时间元件构成，作为被保护设备及相邻设备相间短路故障的后备保护。保护的接入电流为变压器本侧TA二次三相电流，接入电压为变压器本侧或其他侧TV二次三相电压。对于微机型保护，可以通过软件方法将本侧电压提供给其他侧使用，这样就保证了变压器任意某侧TV有检修时，仍能使用复合电压过流保护。

3.母线保护

母线是发电厂和变电站重要组成部分之一，是汇集电能及分配电能的重要设备。主要的母线接线方式有单母线、单母线分段、双母线、3/2接线等。为了防止发电厂和变电站母线发生故障时，电力设备损坏以及系统稳定性破坏，造成全厂或全变电站大停电乃至全电力系统瓦解，必须设置性能良好、能正确检测出故障、母线动作迅速可靠的母线保护。常应用到的110kV母线保护装置如图6-10、图6-11、图6-12所示。

图6-10　 110kV母线差动保护电压显示切换装置

图6-11　 110kV母线保护屏

图6-12　 110kV母线差动保护装置

母线完全电流差动是指母线上的全部连接元件按相接入差动回路，母线上各连接单元TA二次电流的相量和作为动作电流。如图6-13所示，当母线上发生故障时，母线差动保护动作；母线外部发生故障时，根据基尔霍夫电流定律，母线上故障电流为0，母差保护可靠不动作。对于双母线的接线方式，在电流差动原理检测出了母线故障后，还需要对故障母线进行判断，究竟是Ⅰ母故障还是Ⅱ母故障。

综合上述情况，把母线上所有连接元件（母联除外）的电流之和称为大差电流，如果母线发生故障，大差电流即为故障点的电流。在双母线完全连接方式下，需要对Ⅰ母还是Ⅱ母故障进行选择，我们把每一段母线上包括母联与分段的所有连接元件的电流之和称为该段母线上的小差电流。当任意一段母线发生故障后，大差电流和故障母线的小差电流达到保护整定值，母差保护将出口跳开与该段母线连接的所有断路器，如图6-13所示，双母线方式下的区内故障Ⅰ母故障，此时将跳开QF1、QF2、QF5三个断路器。而非故障母线的小差电流基本等于0，可以保证可靠制动不出口。

图6-13　 110kV母线差动保护动作原理图

电流比相式母线保护的构成原理：设各连接元件电流正方向为流入该母线的电流的方向，将一条母线看作一个节点（双母线可以看作两个节点），当各元件电流同相位时，认为该母线上发生了短路故障，当任意一路电流反相位时，说明该母线外发生故障。

比例制动式母线差动保护采用电流制动措施，能较好地克服区外短路故障时差动回路中不平衡电流的影响。微机型母线保护使比例制动原理在软件中实现，目前微机型母线保护在国内各电力系统中得到了广泛应用。

4.断路器失灵及非全相保护

断路器失灵：当输电线路、变压器、母线或其他主设备发生短路，保护装置动作并发出了跳闸命令，但故障设备的断路器拒绝动作，称为断路器失灵。引起断路器失灵的原因有很多，主要有：断路器的操动机构出现故障、断路器的跳闸释能回路故障、操作电源消失、操作回路故障等。

断路器失灵后将会引起严重的后果：①引起主设备损坏，变压器出口处发生短路故障，保护动作后断路器拒动，故障点无法切除或隔离，使变压器长时间通过故障电流引起绕组变形、绝缘受损，更有可能造成变压器着火；②会造成停电范围扩大。

断路器失灵保护原理：断路器失灵保护并不能完全解决上述这些严重后果，但在一定程度上可以减小停电范围扩大、切除许多电源的问题。判断断路器失灵有两个条件：①保护动作未返回；②该断路器中还有电流。如图6-14中所示，在双母线方式下，失灵保护装置收到故障设备保护动作接点未返回，同时失灵保护装置检测到还有故障电流，装置处于起动状态。此时经过一段时间保护重跳失灵断路器，并输出失灵保护起动触点与母线复合电压一起进行判别是否满足失灵出口条件，如果复合电压开放，则经过t1时间跳开母联断路器，经过t2时间切除故障母线（t1<t2）。对于双母线方式，失灵保护装置应通过母线隔离开关的开入来选择故障母线。

图6-14　双母线短路器失灵保护原理图(www.daowen.com)

断路器非全相保护在运行中，当断路器（包括母联断路器）的一相断开时，将出现断路器非全相运行。非全相运行时，将在电力系统中产生负序、零序电流，负序电流将危及发电机及电动机的安全运行。因此断开非全相运行的断路器（特别是发电机—变压器组的断路器），对确保旋转电机的安全运行，具有重要的意义。

断路器非全相运行保护是根据非全相运行时的特点（三相开关位置不一致及产生负序电流及零序电流）构成的。如图6-15所示，当非全相保护有断路器三相不一致触点开入且保护中的零序或负序电流达到保护整定值，经过t延时后跳开非全相运行的断路器。

图6-15　断路器非全相保护原理图

5.自动重合闸的作用及应用

电力系统输电线路的故障按其性质可分为瞬时性故障和永久性故障两种。瞬时性故障主要是指由雷电引起的绝缘子表面闪络、线路对树枝放电、大风引起的短时碰线、通过鸟类身体的放电等原因引起的短路。这类故障由继电保护动作断开电源后，短路点电弧熄灭，故障自行消失，此时若重新合上线路断路器，就能恢复正常供电。显然这将大大提高输电线路的供电可靠性。自动重合闸装置就是将被跳开的线路断路器重新合上的一种自动装置。

自动重合闸装置将断路器重新合闸后，如果线路上没有故障，继电保护不会再动作跳闸，系统即可恢复正常运行状态，重合闸成功。如果线路上是永久性的故障，如倒杆、断线、绝缘子击穿、带地线合闸，或者是去游离时间不够等，断路器合闸以后故障依然存在，继电保护再次将断路器跳开，重合闸不成功。实际运行表明，架空输电线路上有90%的故障是瞬时性的故障，所以重合闸的成功率很高。

自动重合闸装置的类型很多，根据不同的特征，通常可进行以下分类：

（1）按作用于断路器的方式可分为三相、单相和综合重合闸三种。

（2）按重合闸条件可分为单侧电源线路、双侧电源线路重合闸。双侧电源线路重合闸又可分为快速、非同期、检无压和检同期重合闸。

（3）按动作次数可分为一次、二次重合闸。所谓二次重合闸是第一次重合闸时，故障还未消失，继电保护又将断路器跳开，自动重合闸再发第二次合闸命令。对于永久性短路故障，这样做的后果是系统将在短时间内连续受到三次短路电流的冲击，对系统稳定很不利，断路器也需要在短时间内连续切除三次短路电流，所以二次重合闸很少使用。

6.备用电源自动投入装置

常应用到的110kV备用电源自动投入装置如图6-16所示。

图6-16　 10kV备用电源自动投入装置（备自投装置）

当工作电源因故障被断开以后，能自动而迅速地将备用电源投入工作的装置称为备用电源自动投入装置，简称备自投装置。在《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T14285-2006）中，规定以下情况应装设备用电源自动投入装置：

（1）装有备用电源的发电厂厂用电源和变电站所用电源；

（2）由双电源供电，其中一个电源经常断开作为备用的电源；

（3）降压变电站内有备用变压器或有互为备用的电源；

（4）有备用机组的某些重要辅机。

典型备自投的一次接线备自投装置根据备用方式，可以分为明备用和暗备用两种。明备用是指正常情况下有专用的备用变压器或备用线路。如图6-17所示，图（a）中正常运行时，3QF、4QF、5QF在断开状态，变压器2T作1T、3T的备用；图（b）中正常运行时，3QF、4QF在断开状态，变压器2T作1T的备用；图（c）中备用线路作为工作线路的备用；图（d）中备用线路作为两条工作线路的备用。

暗备用是指正常情况下没有专用的备用电源或备用线路，而是在正常运行时负荷分别接于分段母线上，利用分段断路器取得相互备用，图（e）、（f）中正常运行时，5QF在断开状态，I、Ⅱ段母线分别通过各自的线路或变压器供电，当任一母线由于线路或变压器故障跳开而失电时，5QF自动合闸，从而实现线路或变压器互为备用。在暗备用方式中，每个工作电源的容量应根据两个分段母线的总负荷来考虑，否则在备自投动作前后，要适当切除相应负荷。对于负荷比较稳定的可采用备投前切负荷，对变化较大的负荷可采用备投后切负荷。

以上分析可见，采用备自投装置后有以下优点：（1）提高供电可靠性，节省建设投资；

（2）简化继电保护；

（3）限制短路电流，提高母线残压。

由于备自投有以上优点，而且结构简单、投资少、可靠性高，所以在电力系统得到广泛的应用。

图6-17　备自投装置动作原理图

对备自投装置的要求如下。

（1）应保证在工作电源和设备断开后，备自投装置才能动作。因此备自投装置的合闸部分应由供电元件受电侧断路器的辅助动断触点起动。

（2）工作母线上电压消失时，备自投装置应起动。因此备自投装置应有独立的低电压起动部分。

（3）备自投装置应保证只动作一次。因此必须控制备用电源发出的合闸脉冲时间。

（4）若电力系统内部故障使工作电源和备用电源同时消失时，备自投装置不应动作。因此备自投装置设有备用母线电压监视，当备用电源消失时，闭锁备自投装置。

（5）当一个备用电源作为几个工作电源备用时，如备用电源已代替一个工作电源后，另一个工作电源又断开，备自投装置应起动。但要核定备用电源容量能满足。

（6）应校验备用电源自动投入时过负荷以及电动机自起动的情况，如过负荷超过允许限度，或不能保证自起动时，备自投装置动作于自动减负荷。

（7）当备自投装置动作时，如备用电源投于永久故障，应使其保护加速动作。

（8）备自投装置的动作时间以使负荷的停电时间尽可能短为原则。所谓备自投装置动作时间，即指从工作母线受电侧断路器断开到备用电源投入之间的时间。当工作母线上装有高压大容量电动机时，工作母线停电后因电动机反送电，若备自投动作时间太短，工作母线上残压较高，此时若备用电源电压和电动机残压之间的相位差较大，会产生较大的冲击电流和冲击力矩，损坏电气设备。

7.自动按频率减负荷装置

电力系统稳定运行时，发电机发出的总有功功率等于用户消耗的（包括传输损失）总有功功率，系统中磁极对数相同的同步发电机都以同一转速旋转，系统频率维持为一稳定值。当发电机发出的总功率大于用户总功率时，发电机的转速加快，于是系统频率升高；反之，当发电机发出的总功率小于用户的总功率时，发电机的转速减慢，系统频率下降。当电力系统出现较大功率缺额时，应迅速断开一些负荷，以保证系统的稳定运行。按频率下降的不同程度自动断开相应的负荷，以阻止频率窗的下降，是由按频率自动减负荷装置来实现的，显然这是保证电力系统安全稳定运行的重要措施之一。常应用到的低频（低周波）自动减负荷装置如图6-18所示。

图6-18　低频（低周波）自动减负荷装置

低频运行的危害：当电力系统发生，如切除某些机组或电源线路，使得发电功率减少，即出现功率缺额时，系统频率下降，功率缺额越大，频率降低越多。当有功功率缺额超出了正常调节能力时，如果不及时采取措施，不仅影响供电质量，而且严重影响电力系统安全稳定运行。

低频运行对发电机和系统安全运行的影响如下。

（1）系统频率降低，由异步电动机驱动的厂用机械的出力随之下降，火电厂锅炉和汽轮机的出力也随之下降，从而使发电机发出的有功功率下降。有功功率缺额增加，导致系统频率进一步下降，严重时将引起系统频率崩溃。

（2）系统频率降低引起发动机转速降低，励磁电势降低，发出的无功功率减少，系统电压下降，严重时将引起系统电压崩溃。

（3）对于额定频率为50Hz的电力系统，频率降低可能引起发电厂的汽轮机叶片共振而断裂，造成重大事故。

（4）电力系统频率下降时，异步电动机和变压器的励磁电流增加，使异步电动机和变压器的无功消耗增加，从而使系统电压下降。

（5）电力系统频率变化会引起异步电动机转速变化，这会使得电动机所驱动的加工工业产品的机械转速发生变化。一些企业对加工机械的转速要求很高，转速不稳定会影响产品质量，甚至会出现次品和废品。

（6）电力系统频率波动会影响某些测量和控制用的电子设备的准确性和性能，频率过低时有些设备甚至无法工作。

8.自动并列装置

常应用到的自动并列装置如图6-19所示。

图6-19　继电保护二次电压并列装置

9.继电保护二次电压并列装置

自动并列的作用：在电力系统的发电机都是并列运行的，由于我国电力系统交流电的标准频率为150Hz，所以稳定运行时相同磁极对数的同步发电机转子都以同一机械角速度旋转，不同磁极对数的发电机转子转速尽管不同，但都以相同的电角速度旋转，称为同步运行。

电力系统的负荷是随机变化的，为保证电能质量，满足安全稳定运行的需要，除调节发电机输出功率外，还需要将发电机投入或退出运行，将空载运行的发电机经过调节，在满足并列运行的条件下经断路器合闸操作与系统并列，这样的操作称为并列操作，在电网上，需要将解列为两部分运行的系统，在满足同期条件下经断路器合闸并列，同样称为并列操作。

如电力系统的并列操作不当或误操作，将会产生很大的冲击电流，损坏发电机，引起电压波动，导致系统振荡，严重影响系统稳定运行。采用自动并列装置进行并列操作，不仅减轻运行人员的负担，也有利于系统安全、稳定运行。

同步发电机并列操作的方法通常有准同步和自同步并列两种。

（1）准同步并列。待并发电机先加励磁，使发电机建立起电压，调节发电机励磁电流和转速，在接近同步并列条件时，合上并列断路器，将发电机并入电网。整个操作过程由人工完成的称为手动准同步并列，若是自动装置进行的称为自动准同步并列。

（2）自同步并列。待并发电机未加励磁，当发电机转速接近同步转速时，合上并列断路器，随后给发电机加上励磁，由系统将发电机拉入同步，完成并列操作。

准同步并列的最大优点是并列时冲击电流小，不会引起系统电压降低。缺点是并列操作时间长且操作复杂，如掌握不好可能造成非同步合闸。自同步并列的最大优点是在并列操作前无须调整发电机电压和频率，并列时间短，且操作简单。但由于并列发电机未经励磁，并列时会从电网吸取感性无功功率而引起系统电压下降，同时有很大的冲击电流。所以准同步并列是发电机主要的并列方式。

10.故障录波器

（1）故障录波器的作用。

故障录波器的主要任务是记录系统大扰动，如短路故障、系统振荡、频率崩溃电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。常应用到的故障录波装置如图6-20所示。

图6-20　微机式故障录波装置

故障录波器的作用如下。

①按照电力系统发生故障的不同情况，利用故障录波器记录下来的电流电压量对故障线路进行测距，计算出故障点理论位置，缩小故障点査找范围（巡线范围），对迅速恢复供电具有重要作用。

②故障录波记录作为正确分析评价继电保护及自动装置工作情况的资料。当系统发生转换性、复合性故障时，故障录波记录能够提供准确资料，用于对继电保护装置动作行为的分析；当电力系统断路器元件发生不明原因跳闸，可以利用故障录波器记录下来的电流电压量判断出是否为无故障跳闸。

③根据故障录波记录可以及时发现继电保护和自动装置、高压断路器等设备以及二次回路中存在的缺陷。将故障时一、二次设备的动作情况与故障录波器所录波形配合起来分析，可以检查出设备是否都正确动作、二次回路是否正确等问题。

（2）故障录波器的一般工作原理。

①故障录波器上电或复位之后，控制单元将执行初始化任务，配置特定的硬件。内部的通信端口被初始化，执行自测试诊断检查，确定存储器是否有错或者配置是否改变。

②自检过程成功以后，数据处理单元对数据采集开始，数据采集所得的数据存放在一个循环的缓冲区中。采样回路不断采集故障前数据，存放在循环缓冲区一旦数据处理单元检测到一个起动状态，它立即通知控制单元处理器，开始记录故障后数据。

③在故障后记录期间，如果有其他触发情况被报告，一方面原有故障后的记录还在进行中，新的触发后的数据也同样被记录下来。

④一旦第一次录波的所有记录结束，控制单元就会准备开始下一次录波的故障前记录。一次完整的记录包含故障前数据、故障后数据和故障后延续期间数据。故障记录的时间标记由GPS卫星对时系统提供。

⑤故障录波器可以通过人机对话界面对之前所记录的波形进行查阅，也可以通过打印机等输出设备将存储器中的录波内容打印出来。方便故障录波的资源共享和能及时获知录波信息，故障录波器具备数据远传功能，工作人员可以通过网络、MODEM等，通信单元而不必到现场在远方调阅故障录波信息。在目前变电站无人值班的模式下，远方调阅已成了故障录波器必不可少的功能。另外当地监控或调度监控可以通过当地保护信息子站对故障录波器中的录波配置、故障录波信息进行读取浏览。

⑥当故障录波器中的硬件设备或运行软件出现问题时，故障录波器的装置告警单元将输出装置异常等告警接点，提醒工作人员及时处理。