600WM发电机组主变压器继电保护 毕业设计说明书.doc

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1、 设 计 概 况 针对 600MW 发电机组主变压器继电保护可能出现的故障及不正常运行状态做了 较为详细的分析就变压器高低压侧出口外各种短路进行了短路电流的计算，进而提 出了一套较完整的主变压器继电保护配置方案，包括瓦斯保护、纵联差动保护、复 合电压起动的过电流保护、零序保护等，并对各种保护的工作原理及整定原则做了 简要的介绍最后进行的整定计算和灵敏度校验，并绘制了主变压器保护配置展开图。 【关键字】:变压器；短路计算；继电保护；整定 Design Overview In the light of the faults of 600MW generator transformer protec

2、tion may occur and not the normal operation of the state to do a more detailed analysis on the low pressure side of transformer outlet short circuit of short-circuit current calculation, and then puts forward a set of relatively complete transformer protection configuration scheme, including gas pro

3、tection, longitudinal differential protection, composite starting voltage of zero sequence current protection, protection, and working principle of various protection and its setting principle is briefly introduced in the setting calculation and sensitivity check, and the configuration of main trans

4、former protection deployment diagram keyword: Transformer; Short circuit calculation; Relay protection; Setting 目 录 1. 引言 .1 1.1 继电保护的作用及意义 1 1.2 继电保护发展现状及存在的问题 1 1.2.1 继电保护的历史回顾和展望 1 1.2.2 继电保护发展存在的问题及解决办法 2 1.3 电力系统继电保护概念 3 1.4 选题的目的及意义 4 2.系统参数计算及短路计算 4 2.1 系统参数计算 4 2.1.1 设备参数 4 2.1.2 电抗计算 5 2.2

5、短路电流计算 7 2.2.1 短路计算的目的 8 2.2.2 序网的制定 8 2.2.3 短路计算过程 8 2.2.3.1 系统为最大运行方式时 9 2.2.3.2 当系统以最小运行方式时 .10 3.变压器保护配置及整定计算 .13 3.1 变压器保护方案分析及确定 .13 3.1.1 变压器的故障和不正常运行状态分析 .13 3.1.2 电力变压器的保护方案分析 .13 3.1.3 电力变压器保护方案的确定 .15 3.2 变压器保护原理及整定计算 .15 3.2.1 瓦斯保护原理 .15 3.2.2 纵差保护原理及整定计算 .20 3.2.3 过负荷保护的整定计算 .27 3.2.4 复

6、合电压起动的过电流保护的整定计算 .28 3.2.5 零序过电流保护的整定计算 .30 结 束 语 .32 致 谢 .33 参 考 文 献 34 1 1. 引言 1.1 继电保护的作用及意义 电力系统在生产过程中，有可能发生各类故障和各种不正常情况。其中故障一 般可分为两类：横向不对称故障和纵向不对称故障。横向不对称故障包括两相短路、 单相接地短路、两相接地短路三种，纵向对称故障包括单相断相和两相断相，又称 非全相运行。电网在发生故障后会造成很严重的后果： （1）电力系统电压大幅度下降，广大用户负荷的正常工作遭到破坏。 （2）故障处有很大的短路电流，产生的电弧会烧坏电气设备。 （3）破坏发电机

7、的并列运行的稳定性，引起电力系统震荡甚至使整个系统失去 稳定而解列瓦解。 （4）电气设备中流过强大的电流产生的发热和电动力，使设备的寿命减少，甚 至遭到破坏。 不正常情况有过负荷、过电压、电力系统振荡等.电气设备的过负荷会发生发热 现象，会使绝缘材料加速老化，影响寿命，容易引起短路故障。 继电保护被称为是电力系统的卫士，它的基本任务有： （1）当电力系统发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障设备从电力系统中 切除，保证系统其余部分迅速恢复正常运行，防止故障进一步扩大。 （2）当发生不正常工作情况时，能自动、及时地选择信号上传给运行人员进行 处理，或者切除那些继续运行会引起故障的电气设备。 可见

8、继电保护是任何电力系统必不可少的组成部分，对保证系统安全运行、保 证电能质量、防止故障的扩大和事故的发生，都有极其重要的作用。 1.2 继电保护发展现状及存在的问题 1.2.1 继电保护的历史回顾和展望 改革开放以来，我国经济的快速发展刺激着电网的快速发展，尤其是近几年全 国各个地区出现的缺电现象直接促进了大规模机组的投产和电网建设进程的急剧加 快。同时随着现代社会对电网供电可靠性的要求的不断提高，就需要我们继电保护 发挥更加重要的作用，针对系统出现的故障能及时切除，确保电网的安全稳定经济 运行。我国继电保护的发展大体经历了以下几个跨越： （1）60 年代中期独立研制并生产了第一套高压电网复杂

9、保护，即整流型距离保 护； （2）60 年代末到 80 年代中期我国广泛采用晶体管型保护； （3）到 80 年代末，集成电路保护已形成完整系列，逐步取代晶体管保护； 600MW 发电机组主变压器继电保护 2 （4）1984 年微机线路保护通过鉴定并获得应用，此后，不同原理、不同种类的 微机保护相继研制生产，取得了引人注目的成果，到 90 年代，我国继电保护技术已 完全进入微机保护数字式时代。 从以上的发展过程来看，继电保护技术总是根据电力系统的需要，不断地从相 关的学科中吸取最新成果而发展和完善自身的。总的来说，继电保护技术的发展可 以概括为 4 个阶段、2 次飞跃。 4 个阶段是电磁型（整流

10、型）、晶体管型、集成电路 型、微机型。第 1 次飞跃是由电磁型到晶体管型，主要体现在保护由电磁式向静态 式转变，保护装置弱电化、无触点化、小型化和低功耗。第 2 次飞跃是由集成电路 型到微机型，主要体现在保护由模拟式向数字式转变，保护装置智能化和信息化。 电力系统继电保护现已发展到了微机保护阶段，微机继电保护指的是以数字式 计算机（包括微型机）为基础而构成的继电保护。以下各级电网所需的各种保护设 备，目前我国的微机保护的研究和制造均已居于国际先进水平。 在新的继电保护理论研究方面，人工神经网络在继电保护中的应用在九十年代 被广泛研究。人工智能技术如神经网络、遗传算法、进化规划、模糊逻辑等在电力

11、 系统各个领域都得到了应用，电力系统保护领域内的一些研究工作也转向人工智能 的研究。专家系统、人工神经网络（ANN）和模糊控制理论逐步应用于电力系统继电 保护中，必将为继电保护的发展注入了活力。 1.2.2 继电保护发展存在的问题及解决办法 继电保护的重要性是显然的,是关系到电网稳定的重要设备。继电保护装置历经 电磁型、整流型,发展到 80 年代的晶体管、集成电路型,直到现在的微机型。微机保 护也经历了从简单发展到现在的智能型,保护装置越来越人性化、智能化。然而,继 电保护发展至今,虽设备已经很先进,但仍有一些问题没有得到很好解决。现针对一 些比较现实的问题举例说明。 （1）加强对外部二次回路

12、的维护,适时推行状态检修。继电保护发展至今,从保 护原理的设计,到生产厂家制造工艺,到售后服务,各方面都已比较完善。微机保护装 置的性能已非常稳定,由于保护装置性能不稳定引起的误动基本上没有出现过,所发 生的保护误动作基本上是保护装置外部原因引起的。从统计的结果看误动有以下几 个主要原因:CT 二次电缆回路接触不良;端子排锈蚀或电缆绝缘下降引起跳闸回 路接通;所使用的 CT 性能不满足保护要求,区外故障时越级跳闸;继电保护工作 人员的误操作;运行人员误投退保护压板。而运行过程中其他因素引起逻辑变化的 情况,至今尚未发生过,这足以说明,当前使用的 CPU 芯片性能已非常稳定,因此在我 们的检验工

13、作中,没有必要对其 CPU 的正确性进行很详细的校验。而应对继电保护设 3 备实行状态检修,也就是说，只要保护装置不告警,就不用进行检修。当然,这要有一 个逐步完善的过程,需要大量的配套工程,但这是一种发展趋势。 （2）尽快规范通讯规约管理,减少相关转换环节。继电保护的技术已经很成熟, 而近几年发展起来的综合自动化技术,对我们是一个全新的领域。由于其技术新,硬 件成本低,利润高,其发展速度非常之快 ,这对维护工作是一个很大的挑战。综合自动 化系统以“四遥”(指遥控、遥信、遥测、遥调 )装置与后台监控机为核心,与保护装 置相比,“四遥”装置的原理比较简单。另外 ,据研究表明,“四遥”装置很少出问

14、题,问 题最多的就是后台监控机,究其原因 ,除了技术未成熟以外,计算机质量比较差也是一 个重大原因。从近几年所出现的问题看,监控系统的问题可归纳为:误发信号、主机 电源烧损、主机硬盘损坏及通讯串口损坏等。而维护工作中难度最大的是通讯问题, 当前,综合自动化系统还处于发展阶段,四方、南瑞、南自、东方电子等厂家都自成 一家,各有各的通讯规约,致使维护工作越来越难 ,一旦碰到通讯问题,必须请厂家人 员才能处理,而且经常要几个相关厂家一起到场才行。如此一来,既降低了设备的安 全运行可靠性,又提高维护的成本。因此，应尽快统一电力系统通讯规约,规范通讯 规约管理。 （3）注重数据备份,缩短故障处理时间。监

15、控系统问题,出现最多的是硬件问题,而 硬盘损坏是仅次于通讯问题的一个难题,此时硬盘上所有的数据都丢失。整个系统必 须重装,这个工作的工作量很大。所以,维护人员应对所有监控系统进行硬盘备份,一 旦硬盘损坏,整个硬盘更换即可。此外 ,验收时应要求厂家提供系统重装所需的安装 盘,如监控系统盘、各种硬件如网卡、声卡、PLC(中央音响驱动卡,四方监控系统)卡 安装盘,做好系统重装的准备。这样也可大大缩短故障处理时间。 （4）推行继电保护网络化管理,减少管理成本。继电保护发展至今,各方面已非 常成熟,但继电保护管理工作太繁琐,耗费大量的人力物力。电力系统自动化程度也 越来越高,光纤等的投入使用使自动化的可

16、靠性也越来越高,但继电保护远程管理在 这方面还没有得到很好地应用。设想,如果定值的更改、检查,保护运行情况监控、 信号的采取,加上前面提到的继电保护状态检修 ,都能进行远程管理,出人为事故的机 率也将大大降低。 继电保护技术发展迅速,对保护人员提出了更高的要求。作为继电保护维护工作 者,应从管理方式方法入手,从根本上改变继电保护工作局面，对于工作过程中发现 的问题要及时更正和改进。 1.3 电力系统继电保护概念 继电保护装置可视为由测量部分、逻辑部分和执行部分等部分组成，各部分功 600MW 发电机组主变压器继电保护 4 能如下： （1）测量部分。测量部分是测量从被保护对象输入的有关电气量，并

17、与已给定 的整定值进行比较，根据比较的结果，判断保护是否应该启动的部件。 （2）逻辑部分。逻辑部分是根据测量部分输出量的大小、性质、输出的逻辑状 态、出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定的布尔逻辑及时序逻辑关系工作， 最后确定是否应该使断路器跳闸或发出信号，并将有关命令传给执行部分的部件。 （3）执行部分。执行部分是根据逻辑部分传送的信号，最后完成保护装置所担 负的对外操作的任务的部件。如检测到故障时，发出动作信号驱动断路器跳闸；在 不正常运行时发出告警信号；在正常运行时，不产生动作信号。 1.4 选题的目的及意义 近年来国内各大电网发展较快，600MW 机组已经在电厂中得到了广泛的应用。

18、 继电保护是电力系统中的一个重要部分。它对电力系统安全稳定地运行起着极为重 要的作用，特别是现代的超高压、大容量的电力系统中，对继电保护提出了更高的 要求。另外继电保护比较复杂，对其进行整定计算是一项内容多、难度大的任务， 但又具有非常高的实际应用价值。 继电保护的基本任务是： （1）电力系统发生故障时，自动、快速、有选择地将故障设备从电力系统中切除， 保证非故障设备的继续运行，尽量缩小停电范围。 （2）电力系统出现异常运行状态时，根据维护运行的要求能自动、及时、有选择地 发出告警信号或者减负荷、跳闸。 继电保护在电力系统中的主要作用是通过预防事故或缩小事故范围来提高系统 运行的可靠性。继电保

19、护装置是电力系统的重要组成部分，是保证电力系统安全、 可靠运行的重要措施之一。 2.系统参数计算及短路计算 2.1 系统参数计算 2.1.1 设备参数 表 1 600MW 发电机 QFSN-600-ZYH 参数(%)dX 功率（MW） 功率因数 额定定子电压（kV） 20 600 0.9 20 5 表2 主变压器SSPL-800000/500参数 表3 输电线路主要参数 线路名称 导线型号 线路长度 线路形式 )/(1kmX)(1X 线路 1 LGJ-400/50 279.8 单回线 0.276 77.2 线路 2 LGJ-500/45 266.4 双回线 0.275 36.6 线路 3 LG

20、J-630/55 600 单回线 0.273 163.8 系统参数： 系统 1 在最大运行方式下短路功率为 5000MVA，在最小运行方式下短路功率为 4000MVA； 系统 2 在最大运行方式下短路功率为 4000MVA，在最小运行方式下短路功率为 3000MVA； 系统 3 在最大运行方式下短路功率为 2500MVA，在最小运行方式下短路功率为 2000MVA； 2.1.2 电抗计算 基准电压：500kV 侧 kVUTavB520.1 20kV 侧 基准容量： MVASB10 基准电流：500kV 侧 1.3avBSIk 20kV 侧 Uv49.27 发电机电抗计算： 发电机额定电压： k

21、VGN0 发电机额定功率： MWP6 发电机功率因数： 9.cos 发电机次暂态电抗： %20dX 短路电压百分值 (%)容量（MVA） 变比 连接组别 10 800 52522.5/20KV YN，d11 600MW 发电机组主变压器继电保护 6 发电机电抗： 3.09/6102cos/10 *21 GNBdGPSXX 变压器电抗计算： 变压器额定电压： kVUT5 变压器额定容量： MASN8 短路电压百分值： %10K 变压器电抗： 125.08*21 NBTSX 线路电抗计算： 单回线计算公式： 2*avBlLU 双回线计算公式： vlSX 线路 1 电抗： 28.0*1L 线路 2

22、电抗： 6 线路 3 电抗： 59.*3L 系统电抗计算： 系统 1 最大运行方式下短路功率： ；max150dSMVA 系统 1 最小运行方式下短路功率： ；in4 系统 2 最大运行方式下短路功率： ；ax2d 系统 2 最小运行方式下短路功率： ；min30S 系统 3 最大运行方式下短路功率： ；ax5dVA 系统 3 最小运行方式下短路功率： ；in3M 计算公式: dBsSX* 系统 1： 2.051max1ax VA 5.41in*inMSdB 系统 2： 2.02max2ax X 3.3in*inVASdB 7 系统 3： 4.02513max*3ax MVASXdB 5.in

23、in 系统与线路总电抗计算： 最大运行方式时： 159.0)59.04/()6.250/()8( )/(*2*max2*max1*max*ax LSLSLS XXX 最小运行方式时： 18.0)59.0/()6.30/()2.( )/(*2*min2*min1*min*in LSLSLS 表 4 电抗计算表（标幺值） 基准容量： 10BSMVA 电 抗 名 称 发电机电 抗*12GX 变压器电 抗*12TX 线路 1 电 抗 *L 线路 2 电 抗 *LX 线路 3 电 抗 *L 系统 1 最 大运行方 式电抗 *max1SX 系统 1 最 小运行方 式电抗 *min1S 电 抗 值 0.3

24、0.125 0.28 0.066 0.59 0.2 0.25 电 抗 名 称 系统 2 最 大运行方 式电抗 *max2SX 系统 2 最 小运行方 式电抗 *min2S 系统 3 最 大运行方 式电抗 *max3SX 系统 3 最 小运行方 式电抗 *min3S 系统与线 路最大运 行方式总 电抗 *maxX 系统与线 路最小运 行方式总 电抗 *min 电 抗 值 0.25 0.33 0.4 0.5 0.159 0.188 2.2 短路电流计算 短路是电力系统的严重故障，产生短路的主要原因是电气设备载流部分的相间 绝缘或相对地绝缘被破坏。包括自然因素和人为因素。人为因素主要是由于设计、 安

25、装及维护不良所带来的设备缺陷发展成短路，还有就是人为事故。短路所引起的 后果是破坏性的主要表现在以下几方面： 1短路时，系统电压大幅度下降，对用户影响很大。 2当电力系统发生短路时，有可能使并列运行的发电机失去同步，破坏系统 600MW 发电机组主变压器继电保护 8 稳 性，是整个系统遭到破坏，引起大片停电。这是短路最严重的后果。 3不对称接地短路所造成的不平衡电流，产生零序不平衡磁通，对临近的通讯 产生干扰，并危及设备和人身的安全。 2.2.1 短路计算的目的 在电力系统和电气设备的设计和运行中，短路计算是解决一系列技术问题所不 可缺少的基本计算，主要有以下几方面： 1为了合理地配置各种继电

26、保护和自动装置并正确整定其参数，必须对电力 网中发生的各种短路进行计算和分析。 2在设计和选择发电厂和电力系统电气主接线时，为了比较各种不同方案的 接线图，确定是否要采取限制短路电流的措施等，都要进行必要的短路电流计算。 3进行电力系统暂态稳定计算，研究短路对用户工作的影响，也包含部分短路 计算。 2.2.2 序网的制定 本设计主要是对变压器进行常规保护的配置及整定计算，所以以下所有的短路 计算是为了正确选择和校验电气设备，以及进行继电保护装置的整定计算、灵敏度 校验。在短路电流计算过程中我们一般采用近似计算：即在短路电流的最简化计算 中，可以假定短路电路连接到内阻抗为零的恒电势源上，计算时略

27、去负荷，选定基 准功率 SB和基准电压 UB=Uav， （本设计已给出）算出电源对短路点的组合电抗标幺值 X* 而电源的电势标幺值取作 1，这样算出的短路电流要比实际的大些。但是它们的 差别随短路点距离的增大而迅速地减少。因为短路点愈远，电源电压恒定的假设条 件就愈接近实际情况。利用这种简化的计算，可以对短路电流的最大可能作近似的 估计。在电力系统中不对称故障占系统故障中的大部分，通常分析不对称故障的常 用方法是对称分量法，根据对称分量法，一组不对称的三相向量可以分解为正序、 负序和零序三组对称的三相向量。因此，在计算当中首先必需做出电力系统的各序 网络。为此，应根据电力系统的接线图、中性点接

28、地情况等原始资料，在故障点分 别施加各序电势，然后逐步查明各序电流流通的情况。凡是某一序电流能流通的元 件都必须包括在该序网络中，并用相应的序参数和等值电路表示。 短路电流计算的方法，常用的有欧姆法（又称有名单位制法）和标幺制法（又 称相对单位制法） 。本设计采用标幺制法进行短路计算，而且要对大、小方式都进行 计算。 9 2.2.3 短路计算过程 由于短路电流计算是电网继电保护配置设计的基础,因此分别考虑最大运行方式 时各线路未端短路的情况,最小运行方下时各线路未端短路的情况。电网等效电路图 和简化图如图 1 所示 图 1 电网等效电路图及简化图 2.2.3.1 系统为最大运行方式时 1. K

29、1 发生短路时 当 K1 发生三相短路时 变压器低压侧流过变压器的电流 16.059./12.03maxXXGT 5.421*)( TKEI 当 K1 为发生 BC 俩相短路时 流过变压器低压侧流过变压器的电流 600MW 发电机组主变压器继电保护 10 59.31.486.023*)(1*)(1 KKII 2. 当 K2 发生短路时 当 K2 发生三相短路时 流过变压器高压侧流过变压器的电流 35.21.031*)3(2 TGKXEI 当 K2 为 BC 相发生俩相短路时 流过变压器高压侧流过变压器的电流 04.235.86.023*)(*)( KKII 2.2.3.2 当系统以最小运行方式

30、时 1. K1 发生短路时 当 K1 发生三相短路时 变压器低压侧流过变压器的电流 13.08./125.03minXXGT 92.5.1*)( TKEI 当 K1 点发生两相短路时 流过变压器低压侧流过变压器的电流 39.2.86.023*)(1*)(1 KKII 2. K2 发生短路时 正序阻抗图 2，负序阻抗图 3，零序阻抗图 4 如下 11 图 2 正序阻抗图 图 3 负序阻抗图 图 4 零序阻抗图 05. )5.029.3/().0526.3/()25.08.3/(12./ /()1/)5./).( /(.2,3 30102 max2200 22111 SLSLSLTGTGSSL X

31、XX设 当 K2 发生的短路为三相短路时 流过变压器高压侧流过变压器的电流 35.21.031*)3(2 TGKXEI 当 K2 发生两相短路时 流过变压器高压侧流过变压器的电流 600MW 发电机组主变压器继电保护 12 04.235.86.023*)(*)( KKII 当 K2 发生 b，c 两相接地短路时 .705./1./021* XEIa 63.24*120*2 aaI705.*120* aaXI25.147.05.132*2* acbf IXII 流过变压器的短路电流为 13.0/)(.min2211 XXGT 79.148.0625.121 62.3.4.7.4.5.020022

32、111 aTaaaIXIII 7931)( Tak 当 K2 发生单相接地短路时 76.139292.305.1.05.0021afaIXEI 流过变压器的高压侧的电流 13 47.19238.0625.1218.0/ 92.0.3425.10./)(.200min2011min2211 aTaTaTaGTIXIIXI 4791)(Tk 表 5 流过变压器电流计算表 短路名称 三相短路 两相短路 单相接地短路 两相接地短路 短路点 K1点 K2点 K1点 K2点 K1点 K2点 K1点 K2点 最大运 行方式 4.15 2.35 3.59 2.04 最小运 行方式 3.92 2.35 3.39

33、 2.04 3.31 4.14 3.变压器保护配置及整定计算 3.1 变压器保护方案分析及确定 3.1.1 变压器的故障和不正常运行状态分析 变压器的内部故障可以分为油箱内和油箱外故障两种。油箱内的故障主要是指 发生在变压器油箱内包括高压侧或低压侧绕组的相间短路、匝间短路、中性点直接 接地系统侧绕组的单相接地短路以及铁心的烧损等，对变压器来讲，这些故障都是 十分危险的，因为油箱内故障时产生的电弧，将引起绝缘物质的剧烈汽化，从而可 能引起爆炸，因此，这些故障应该尽快加以切除。油箱外的故障，主要是套管和引 出线上发生相间短路和接地短路(直接接地系统侧)。而油箱内发生相间短路的情况 比较少。 变压器

34、的不正常运行状态主要有：变压器外部相间短路引起的过电流和外部接 地短路引起的过电流和中性点过电压；由于负荷长时间超过额定容量引起的过负荷 以及由于漏油等原因而引起的油而降低或冷却系统故障引起的温度升高；对大容量 变压器，由于其额定工作时的磁通密度相当接近于铁心的饱和磁通密度，因此在过 600MW 发电机组主变压器继电保护 14 电压或低频率等异常运行方式下，还会发生变压器的过励磁故障。变压器处于不正 常运行状态时，继电器应根据其严重程度，发出警告信号，使工作人员及时发现并 采取相应的措施，以确保变压器安全。 3.1.2 电力变压器的保护方案分析 变压器油箱内部发生故障时，除了变压器各侧电流、电

35、压变化外，油箱内的油、 气、温度等非电量也会发生变化。因此，变压器的保护也就分为电量保护和非电量 保护两种。非电量保护装设在变压器内部。线路保护中采用的许多保护如过电流保 护，纵差保护等在变压器的电量保护中都有应用，但在配置上有区别。根据上述故 障类型和不正常工作状态，对变压器应装设下列保护。 1.瓦斯保护 对变压器内部的各种故障及油面降低，应装设瓦斯保护。对 800KVA 及以上油浸 式变压器和 400KVA 及以上车间内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。当油箱内故障 产生轻微瓦斯或油面下降，应瞬时动作于信号；当产生大量瓦斯时，应动作于断开 变压器各侧断路器。 2.纵差保护或电流速断保护 对变

36、压器绕组导管及引出线上的故障，应根据容量不同，装设纵差保护或电流 速断保护。保护瞬时动作，断开变压器各侧断路器。 （1）对 6.3MVA 及以上并列运行的变压器和 10MVA 单独运行的变压器以及 6.3MVA 以上厂用变压器应装设纵差保护。 （2）对 10MVA 以下厂用备用电压器和单独运行的变压器，当后备保护时间大 于 0.5S 时，应装设电流速断保护。 （3）对 2MVA 及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵差 保护。 （4）对高压侧电压为 330KV 及以上的变压器，可装设双差动保护 3.外部相间短路时，应采用的保护 对于外部相间短路引起的变压器过电流，应采用下列保护

37、作为后备保护。 （1） 过电流保护，一般用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑事故状态 下可能出现的过负荷电流； （2） 复合电压起动的过电流保护。一般用于升压变压器、系统联络变压器及 过电流保护灵敏度不满足要求的降压变压器上； 15 （3） 负序电流及单相式低电压起动的过电流保护，一般用于容量为 6.3MVA 及 以上的升压变压器； （4） 阻抗保护，对于升压变压器和系统联络变压器，当采用第（2）、（3） 的保护不能满足灵敏度和选择性要求时，可采用阻抗保护。对 500kV 系统联络变压 器高、中压侧均应装设阻抗保护。保护可带两段时限，以较短的时限用于缩小故障 影响范围；较长的时限用于断开变压

38、器各侧断路器。 4.外部接地短路时，应采用的保护 对中性点直接接地电力网内，由外部接地短路引起过电流时，如变压器中性点 接地运行，应装设零序电流保护。零序电流保护可由两段组成，每段可各带两个时 限，并均以较短的时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长的 时限动作于断开变压器各侧断路器。 对自耦变压器和高、中压侧中性点都直接接地的三绕组变压器，当有选择性要 求时，应增设零序方向元件。 当电力网中部分变压器中性点接地运行，为防止发生接地短路时，中性点接地 的变压器跳开后，中性点不接地的变压器（低压侧有电源）仍带接地故障继续运行， 应根据具体情况，装设专用的保护装置，如零序过电压保护，

39、中性点装放电间隙 加零序电流保护等。 5.过负荷保护 对 400kVA 以上的变压器，当数台并列运行，或单独运行并作为其他负荷的备用 电源时，应根据可能过负荷的情况，装设过负荷保护。过负荷保护接于一相电流上， 并延时作用于信号。对于无经常值班人员的变电站，必要时过负荷保护可动作于自 动减负荷或跳闸。 6.过励磁保护 高压侧电压为 500kV 及以上的变压器，对频率降低和电压升高而引起的变压器 励磁电流的升高，应装设过励磁保护。在变压器允许的过励磁范围内，保护作用于 信号，当过励磁超过允许值时，可动作于跳闸。过励磁保护反应于实际工作磁密和 额定工作磁密之比（称为过励磁倍数）而动作。 7.其他保护

40、 对变压器温度及油箱内压力升高和冷却系统故障，应按现行变压器标准的要求， 装设可作用于信号或动作于跳闸的装置。 3.1.3 电力变压器保护方案的确定 600MW 发电机组主变压器继电保护 16 变压器为变电所的核心设备，根据其故障和不正常运行的情况，从反应各种不 同故障的可靠、快速、灵敏及提高系统的安全性出发，设置相应的主保护、异常运 行保护和必要的辅助保护。于本设计而言，因为容量关系不采用速断保护，采用瓦 斯保护，过电流保护采用定时限过流保护，高压侧电压没有 5000KV 故不采用励磁保 护。具体情况如下： 1主保护：瓦斯保护（以防御变压器内部故障和油面降低）、纵差动保护（以 防御变压器绕组

41、、套管和引出线的相间短路）。 2后备保护：复合电压起动的过电流保护（以反应变压器外部相间故障） 、过 负荷保护（反应由于过负荷而引起的过电流） ，零序保护（反应变压器接地故障） 。 3.2 变压器保护原理及整定计算 3.2.1 瓦斯保护原理 图 5 变压器瓦斯保护原理接线图 瓦斯保护是变压器内部故障主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故 障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当 油浸式变压器内部发生故障时，电弧将使绝缘材料分解并产生大量气体，其强烈程 度随故障严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态瓦斯继电器（又称 气体继电器）来保护变压器内部故障

42、。 瓦斯保护继电器内，上部是一个密封浮筒，下部是一块金属档板，两者都装有 密封水银接点。浮筒和档板可以围绕各自轴旋转。正常运行时，继电器内充满油， 17 浮筒浸油内，处于上浮位置，水银接点断开；档板则本身重量而下垂，其水银接点 也是断开。当变压器内部发生轻微故障时，气体产生速度较缓慢，气体上升至储油 柜途中首先积存于瓦斯继电器上部空间，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点 闭合，接通延时信号，这就是所谓“轻瓦斯”；当变压器内部发生严重故障时，则 产生强烈瓦斯气体，油箱内压力瞬时突增，产生很大油流向油枕方向冲击，因油流 冲击档板，档板克服弹簧阻力，带动磁铁向干簧触点方向移动，使水银触点闭合， 接

43、通跳闸回路，使断路器跳闸，这就是所谓“重瓦斯”。重瓦斯动作，立即切断与 变压器连接所有电源，避免事故扩大，起到保护变压器作用。 瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。目前大多采用 QJ-80 型 继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下档板。所谓瓦斯保护信号动作，即 指因各种原因造成继电器内上开口杯信号回路接点闭合，光字牌灯亮。 1.保护范围 瓦斯保护是变压器主要保护，它可以反映油箱内一切故障。包括：油箱内多相 短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间短路、铁芯故障、油面下降或漏油、 分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠结构简单。它 不能反映油箱外部电路（如

44、引出线上）故障，不能作为保护变压器内部故障唯一保 护装置。另外，瓦斯保护也易一些外 界因素（如震）干扰下误动作，对此必须采取相应措施。 2.安装方式 瓦斯继电器安装变压器到储油柜连接管路上，安装时应注意： 2.1 首先将气体继电器管道上碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况，必要时 可放掉油枕中油，工作中大量油溢出。 2.2 新气体继电器安装前，应检查有无检验合格证明，口径、流速是否正确， 内外部件有无损坏，内部如有临时绑扎要拆开，最后检查浮筒、档板、信号和跳闸 接点动作是否可靠，并关好放气阀门。 2.3 气体继电器应水平安装，顶盖上标示箭头方向指向油枕，工程中允许继电 器管路轴线方向往油枕方向一

45、端稍高，但与水平面倾斜不应超过 4%. 2.4 打开碟阀向气体继电器充油，充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊， 应注意充油放气方法，尽量减少和避免气体进入油枕。 2.5 进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电 杆转动和小瓷头漏油。 2.6 投入运行前，应进行绝缘摇测及传动试验。 3.试验项目 600MW 发电机组主变压器继电保护 18 气体继电器安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目： 3.1 一般性检验项目： 玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油，浮筒、开口杯、玻璃窗 等完整无裂纹。 3.2 试验项目 3.2.1 密封试验：整体加油压（压力为 20m

46、Pa，持续时间为 1h）试漏，应无渗 透漏。 3.2.2 端子绝缘强度试验：出线端子及出线端子间耐受工频电压 2000v，持续 1min，也可用 2500v 兆欧表摇测绝缘电阻，摇测 1min 代替工频耐压，绝缘电阻应 300m 以上。 3.2.3 轻瓦斯动作容积试验：当壳内聚积 250300cm3 空气时，轻瓦斯应可靠 动作。 3.2.4 重瓦斯动作流速试验。 4.日常巡视项目 电力变压器运行规程（以下简称“规程”）规定变压器日常巡视项目中首先应 检查气体继电器内有无气体，对气体巡视应注意以下几点： 4.1 气体继电器连接管上阀门应打开位置。 4.2 变压器呼吸器应正常工作状态。 4.3 瓦

47、斯保护连接片投入应正确。 4.4 油枕油位应合适位置，继电器内充满油。 4.5 气体继电器防水罩一定牢固。 4.6 继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘侵入，电源及其二 次回路要有防水、防油和防冻措施，并要春秋二季进行防水、防油和防冻检查。 5.运行 变压器正常运行时，瓦斯继电器工作无任何异常。瓦斯继电器运行状态，规程 中对其有如下规定： 5.1 变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸，有载分接开关瓦斯保护接于跳 闸。 5.2 变压器运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号： 5.2.1 用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变 压器重瓦斯改接信号。 5.2.

48、2 滤油、补油、换潜油泵或更换净油器吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上 阀门时。 19 5.2.3 瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。 5.2.4 除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气处，其他所有方打开放气、放油 和进油阀门时。 5.2.5 当油位计油面异常升高或吸吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀 门时。 5.3 震预报期间，应变压器具体情况和气体继电器抗震性能确定重瓦斯保护运 行方式。震引起重瓦斯保护动作停运变压器，投运前应对变压器及瓦斯保护进行检 查试验，确认无异常后，方可投入。 6.瓦斯保护信号动作主要原因 6.1 轻瓦斯动作原因： 6.1.1 因滤油、加油或冷却系统不严密空气进入变压器

49、。 6.1.2 因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下 6.1.3 变压器故障产生少量气体 6.1.4 变压器发生穿越性短路故障。穿越性故障电流作用下，油隙间油流速度 加快，当油隙内和绕组外侧产生压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越 性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油体 积膨胀，造成气体继电器误动作。 6.1.5 气体继电器或二次回路故障。 以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。 7.瓦斯保护装置动作处理 变压器瓦斯保护装置动作后，应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断， 立即采取处理措施。 7.1 瓦斯保护信号动作时，立即对变压器进行检查，查明动作原因，上否因积 聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成。如气体继电器内有气 休，则应记录气体量，观察气体颜色及试验上否可燃，