枢纽变电站线路主变压器保护设计.doc

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1、1. 引言 1.1 概述变电站是电力系统输电和配电的集结点，担负着变换电压、接受和分配电能、调整电压以及控制电力流向的重要任务，直接影响电力系统的安全与经济运行。其主要有升压变电站、主网变电站、二次变电站以及配电站之分。电力是当今世界使用最为广泛、地位最为重要的能源。变电所是电力系统在实际运用中的重要组成部分，它直接影响整个电力系统的安全与经济运行，是联系发电厂和用户的中间环节，起着变换和分配电能的作用。变电站是供电系统的枢纽，在生产和生活中占有特殊重要的地位。电力系统的运行要求安全可靠、电能质量高、经济性好，便于扩建。但是电力系统的组成元件数量多，结构各异，运行情况复杂，覆盖地域辽阔。因此，

2、受自然条件、设备及人为因素的影响，可能出现各种故障和不正常运行状态。故障中最常见、危害最大的是各种形式的短路。为此，需要安装各种形式的保护装置，用分层控制方式实施安全监控系统，对包括正常运行在内的各种运行状态实施监控，以确保电力系统安全正常且更好的运行。本次毕业设计主要以220kv枢纽变电站为设计对象内容大致包括：分析原始资料绘制电气一次回路主接线图、确定变电所变压器容量的选择、三相不对称短路电流的计算、主变压器保护的配置和计算、各电压等级线路的保护配置等。1.2 我国变电所现状和发展趋势 变电技术的发展与电网的发展和设备的制造水平密切相关。近年来，为了满足经济快速增长对电力的需求，我国电力工

3、业也在高速发展，电网规模不断扩大。目前我国建成的500kV变电所有近200座，220kV变电所有几千座；500kV电网已成为主要的输电网络，大经济区之间实现了联网，最终将实现全国联网。电气设备的制造水平也在不断提高，产品的性能和质量都有了较大的改进。除空气绝缘的高压电气设备外，GIS、组合化、智能化、数字化的高压配电装置也有了新的发展；计算机监控微机保护已经在电力系统中全面推广采用；代表现代输变电技术最高水平的750kV直流输电，500kV交流可控串联补偿也已经投入商业运行。我国电网供电的可靠性近年来也有了较大的提高，在发达国家连续发生严重的电网事故的同时，我国电网的运行比较稳定，保证了经济的

4、高速发展。通信网络是综合自动化变电站与常规站的最明显的区别之一，只有采用通信网络，才可能节省大量电缆。因此必须保证通信网络安全、可靠，传输速度满足变电站综合自动化系统的要求。全分散式变电站自动化系统的实现尤其依托于如今发展很快的计算机网络技术。引入先进的网络技术使得自动化系统的实现更加简单，性能也大大优于以往的系统，并可解决以往系统中链路信息传输的实时性问题，以及信号传输的容量问题。我国变电站的发展趋势随着计算机网络技术的发展和信息技术的不断进步，变电站的发展看来已经越来越快，目前我国变电站的发展方向趋于以下几个方面： 1）数字化数字化变电站技术是变电站自动化技术发展中具有里程碑意义的一次变革

5、，对变电站自动化系统的各方面将产生深远的影响。数字化变电站三个主要的特征就是：一次设备智能化，二次设备网络化。即数字化变电站内的信息化，信息传递实现网络化，通信模型达到标准化，使各种设备和功能共享统一的信息平台。这使得数字化变电站在系统可靠性、经济性、维护简便性方面均比常规变电站有大幅度提升。 2）装配化装配式变电站是变电站建设的一场变革,改变了传统的变电站电气布局、土建设计和施工模式。采用全预制装配结构的建筑形式,通过工厂生产预制和现场装配安装两大阶段来建设变电站,大幅缩短了设计及建设周期,减少了变电站占地面积,节约了土地资源。随着国网公司“两型一化”的推广,装配式变电站在全国各地均成功试点

6、,成为今后变电站建设的一种新型模式。1 3）智能化智能化电站的发展,特别是智能化开关、光电式互感器等机电一体化设备的出现,以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,使变电站所有信息的采集、传输实现全智能化处理提供了理论和物质基础。技术的发展是没有止境的,随着智能化开关、光电式电流电压互感器、一次运行设备在线状态检测、变电站运行作培训仿真等技术日趋成熟,以及计算机高速网络在实时系统中的开发应用,势必对已有的变电站自动化技术产生深刻的影响,全智能化的变电站自动化系统即将出现。但是目前国内外还没有真正意义上智能化一次设备，一次设备的智能化仍然需要通过一定的二次设备来转化实现，一般采用智能终端的模式。

7、国内目前进行的数字化变电站项目，虽然大多采用此种方式，但是普遍没有对开关内部的二次回路进行集成化改造，智能终端与开关整合度较低。 4）自动化自20世纪80、90年代起，国外和国内先后开发研制成功了变电站所必须的集继电保护、故障录波、远动功能、站内监控等功能为一体的变电站综合自动化系统取代了变电站常规的测量系统，如变送器、录波器、指针式仪表等；取代了常规的操作控制盘、手控无功补偿等装置，以及常规的报警装置如中央信号系统和光字牌等；取代了常规的远动装置等；使变电站的各种装置和保护的信息，融合为一体，并可与上级调度中心进行实时通信，把变电站的自动化程度提高到一个崭新阶段，大大提高了上级调度中心对变电

8、站的实时运行和远方操作的监控能力，为实现变电站无人值班打下了基础。随着科学技术的不断发展，变电站综合自动化系统取代传统的变电站二次系统，已成为电力系统的发展趋势。1.3 原始资料简要分析枢纽变电所有三个电压等级，分别是220/110/35kv，为保证供电的可靠性需要装设两台主变压器，基本资料如下：1）为保证供电的可靠性，变电所220kv侧采用单母线分段接线，系统用两条架空线路向本所供电，cos=0.85。2）110kv侧和35kv侧除本所外无别的电源，110kv侧采用双母线接线,单母线分段运行接线方式，35kv侧采用单母线分段接线。3）110kv侧最大负荷45MVA，重要负荷占60%，最大一回

9、负荷10MVA，cos=0.85。4）35kv侧最大负荷20MVA，最大一回负荷6MVA，cos=0.8。5）220kv线路的主保护瞬时动作，后备保护动作时间为1.5s。110kv出线过流保护时间为1.5s，35kv出线过流保护动作时间为2s。6）220kv侧综合电抗X1=0.179；110kv侧综合电抗X2=1.667。2. 电气主接线设计 2.1 电气主接线设计基本原则电气主接线设计应在参考国家电气主接线设计相关规范，在设计电气主接线时应该满足以下几点基本原则： 1）、可靠性：在安全运行的同时能保证系统和用户输供电的可靠性及电能质量。 2）、灵活性：适用各种运行方式，又便于检修。 3）、操

10、作方便：主接线应简单清晰、布置对称合理、运行方便，使设备切换所需的操作步骤最少，操作力求简单化。 4）、经济性：在满足以上三个条件的情况下，在建设变电站时应该力求投资经费和维护费用最低。 5）、便于扩建：主接线除满足当前地需要外，还应考虑将来有发展地可能性。要兼顾未来的负荷发展趋势选择合理的接线设计方案。2.2 电气接线方式以及优缺点分析一、单母线接线优点：接线简单清晰，操作方便，所需设备较少，便于扩建和采用成套配电装置。缺点：不够灵活可靠，当某一元件需要检修时，会导致整个配电装置停电。适用范围：6-10KV配电装置的出线回路数不超过5回；35-63KV配电装置出线回路数不超过3回；110-2

11、20KV配电装置的出线回路数不超过2回。二、单母线分段接线优点：用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电，能保证重要用户供电的可靠性。缺点：当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。扩建时需向两个方向均衡扩建。适用范围：6-10KV配电装置出线回路数为6回及以上时；35KV配电装置出线回路数为4-8回时；110-220KV配电装置出线回路数为3-4回时。三、双母线接线 优点：供电可靠,可以轮流检修

12、一组母线而不致使供电中断；一组母线故障时，能迅速恢复供电；检修 任一回路的母线隔离开关，只停该回路。调度灵活，各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。扩建方便，向双母线的左右任何的一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。便于试验，当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。缺点：增加一组母线会使每回线路需要增加一组母线隔离开关。当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。适用范围：6-10KV配电装置，当短路电流较大，出线需要带电抗器时；35KV配电装置，当出线回

13、路数超过8回时，或连接的电源较多、负荷较大时；110-220KV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110-220KV配电装置在系统中占重要地位，出线回路数为4回及以上时。四、双母线分段接线优点：双母线分段可以分段运行，系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且相互联系的系统是有利的。由于这种母线接线方式是常用传统技术的一种延伸，因此在继电保护方式和操作运行方面都不会发生问题，而较容易实现分阶段的扩建等优点。缺点：容易受到母线故障的影响，断路器检修时需要停运线路。占地面积较大。适用范围：一般当连接的进出线回路数在11回以上时时，母线才分段。五、双母线带旁路接线优点

14、：具有双母线接线的优点，当线路（主变压器）断路器检修时，仍有继续供电。缺点：旁路的倒换操作比较复杂，增加了误操作的机会，也使保护及自动化系统复杂化，投资费用较大。适用范围：出线达到5个回路以上时，才增设专用的旁路断路器，出线少于5个回路时，则采用母联兼旁路或旁路兼母联的接线方式。根据原始资料可见：220kv侧采用单母线分段接线，110kv侧采用用双母线接线分段运行，35kv侧采用单母线分段运行；在110kv侧有重要负荷，所以主变压器需要两台以保证供电的可靠性，由此可得枢纽变电所线路方案见图1-1。下图接线方式有以下优点：供电可靠性较高，有两台主变向系统供电，其中一台停运时可启用另外一台主变，并

15、且当35kv、220kv侧出现故障时，可部分停电进行抢修，保证了重要负荷的供电，操作灵活性较高。建设占用土地合理，投资相对比较少。 图1-1 220kv枢纽变电所主接线设计图3. 主变压器选择 3.1 主变压器容量和台数的确定原则一、主变压器容量选择应遵循以下几点原则：1）装单台变压器时，其额定容量Sn应满足所有用电设备的计算负荷Sc，并且应该考虑负荷的发展留有一定的容量裕度，考虑变压器的经济运行，即：Sn（1.511.4）。2）根据变电所所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量。对于有重要负荷的变电所，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计及过负荷能力后的允许时间内，应保证用户的

16、一级和二级负荷；对一般性变电所，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应能保证全部负荷的70%80%。3）同级电压的单台降压变压器容量的级别不宜太多。应从全网出发，推行系列化、标准化。二、主变压器的台数的确定有一下规则：1）应满足用电负荷对可靠性的要求。在有一级和二级负荷的变电所中，选择两台主变压器，在技术、经济上比较合理时，主变压器也可多于两台。2）对季节性负荷或昼夜负荷变化较大的宜采用经济运行方式的变电所，技术经济合理时可选用两台主变压器。3）三级负荷一般选用一台主变压器，但是负荷较大时可选择两台。根据原始资料分析系统含有一级负荷，所以选择采用两台主变压器以保证系统供电的可靠性。3.2 本所

17、主变压器容量的确定单台主变压器独立运行，另外选一台作为备用主变；根据原始资料有，110kv侧最大负荷为45MVA，功率因数cos=0.85；35kv侧最大功率为20MVA，功率因数cos=0.8，由此可得系统负荷的总负荷：根据当地用电负荷增长趋势选取一定的裕度，所以单台主变压器的容量应大于： 3.3 主变压器相数的的选择选择主变压器的相数，需考虑如下原则：1）当不受运输条件限制时，在330KV及以下的发电厂和变电站，均应选用三相变压器。2）当发电厂与系统连接的电压为500KV时，技术经济比较后，确定选用三相变压器、两台半容量三相变压器或单相变压器组。对于单机容量为300MW、并直接升压到500

18、KV的，宜选用三相变压器。3）对于500KV变电所，除需考虑运输条件外，尚应根据所供负荷和系统情况，分析一台（或一组）变压器故障或停电检修时对系统的影响。尤其在建所初期，若主变压器为一组时，当一台单相变压器故障，会使整组变压器退出，造成全网停电；如用总容量相同的多台三相变压器，则不会造成所停电。为此要经过经济论证，来确定选用单相变压器还是三相变压器。在发电厂或变电站还要根据可靠性、灵活性、经济性等，确定是否需要备用相。对于容量、阻抗、电压等技术参数相同的两台或多台主变压器，首先应考虑共用一台备用相。备用相是否需要采用隔离开关和切换母线与工作相相连接，可根据备用相在替代工作相的投入过程中，是否允

19、许较长时间停电和变电所的布置条件等工程具体情况确定。根据以上选择原则以及原始资料分析，本变电站选用三相变压器作为主变压器。3.4 绕组数量和连接方式的选择在具有三种电压等级的变电所中，如通过主变压器各侧的功率均达到该变压器额定容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电所内需要装设无功补偿设备时，主变压器一般选用三绕组变压器。变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有丫和，高、中、低三侧绕组如何结合要根据具体工作来确定。我国110KV及以上电压，变压器绕组多采用丫连接；35KV亦采用丫连接，其中性点多通过消弧线圈接地。35KV以下电压，变压器绕

20、组多采用连接。由于35KV采用丫连接方式，与220、110系统的线电压相位角为0，这样当变压变比为220/110/35KV，高、中压为自耦连接时，否则就不能与现有35KV系统并网。因而就出现所谓三个或两个绕组全星接线的变压器。本设计中变电所具有三种电压等级，即220kV、110kV和35kV，需选用三绕组变压器，变压器绕组的连接方式为丫/丫/。3.5 阻抗和调压方式国家电力设计相关资料指出相：变压器各侧阻抗值的选择必须从电力系统稳定，潮流方向，无功分配，继电保护，短路电流，系统内的调压手段和并列运行等的方面进行综合考虑，并应以对工程起决定性作用的因素来确定。变压器的阻抗选择实际上是指三个绕组在

21、变压器铁心中缠绕的位置。7调压方式是指采用有载（带负荷）调压还是手动（不带负荷）调压方式。规程规定：在能满足电压正常波动情况下可以采用手动调压方式（手动调压方式的变压器便宜、维修方便）。近年来随着对电压质量的要求的提高和有载调压变压器的质量的提高，作为城市变电站，一般也都用有载调压方式。综合以上分析本设计中此变电站的主变宜采用有载调压方式。3.6 冷却方式根据型号有：自然风冷、强迫油循环风冷、强迫油循环水冷、强迫导向油循环等。按一般情况，220KV变电站宜选用自然风冷式。3.7主变压器型式选定根据以上资料分析可选用两台的主变压器型号为：SSF11-90000/220；额定容量(kVA)：900

22、00；额定电压（kV）: 高压22022.5%42.5%； 中压121； 低压38.5 连接组标号：YN/yn0/d11；空载损耗(kW)：94；负载损耗（kW）：高-中：357；高-低：113； 中-低：77；阻抗电压（%）： 高-中：14； 高-低：23； 中-低：7.2；空载电流（%）： 0.5；4. 短路电流计算4.1 短路的原因、类型及后果一、短路的主要原因有以下几点：1）电气设备及载流导体因绝缘老化，遭受机械损伤，或者因雷击、过电压引起绝缘损坏。2）架空电线因大风或者导线覆盖冰引起电杆倒塌，或因鸟兽跨接裸露导体管。3）电气设备因设计、安装及维护不良的设备缺陷引起的短路。4）运行人员

23、违反安全操作规定而误操作，如运行人员带负荷拉隔离开关，线路或者设备检修后未拆除底线就加上电压等。二、短路的类型主要有以下几点：三相短路、两相短路、单相接地、两相接地。三、短路引起的后果主要有以下几点：1）短路点附近支路中出现比正常值大许多倍的电流，在导体间产生很大的机械应力，及电流产生的电动力效应，可能使导体和它们的支架遭到破坏。2）短路电流可能达到该回路额定电流的几倍甚至几十倍，某些短路场合电流可达几万甚至几十万安培。当巨大的电流经过导体时，将会使导体发出大量热量，造成导体熔化和绝缘损坏。同时巨大的电流使设备发热增加，短路持续时间较长时，设备可能过热以致损坏。 3）故障点往往有电弧产生，它可

24、能烧坏故障元件本身，也可能殃及周围设备。4）电压大幅下降，由于短路电流基本上都是感应电流，它将产生磁性电枢反应，使得发电机的端电压下降，同时短路电流经过线路、电抗器时还会增大他们的电压损失，因此短路造成的后果就是电力系统网络电压降低，越靠近短路点处电压降低越多。当电压降到额定电压降60%左右而不能切除故障时，就可能造成电压崩溃，引起大面积停电，这对用户影响非常大。75）如果短路发生地点离电源不远而又持续时间较长，则可能使并列运行的发电厂失去同步，破坏系统的稳定，造成大片停电，这是短路故障的最严重后果。6）不对称短路会产生零序电流，他会在邻近的线路内产生感性电动势，对附近的通讯系统产生影响。某些

25、不对称短路情况下，非故障的电压将会超过额定值，引起“工频电压升高”，从而增高了系统的电压水平。4.2 短路电流计算的目的短路电流计算为以下工作提供依据：1）设备选型，特别是断路器的灭弧容量和最大开断电流。2）继保定值，确保准确性和灵敏度。3）网络设计，必要时需要增设电抗器。4）结构设计，短路电流大小涉及电动力的影响。4.3 系统元件标幺值计算高压短路电流计算一般只计及各元件（即发电机、变压器、电抗器、线路等）的电抗，采用标幺值计算。在实际中，当电力系统电源内阻抗不超过短路回路总阻抗的10%，或者电力系统容量超过用户（含企业）供配电系统容量的50倍时，就可将电力系统视为“无限大容量电源”按这种假

26、设所求得的短路电流虽较实际值偏大一些，但不会引起显著误差以致影响所选电气设备的型式。另外，由于按无限大电力系统计算得到的短路电流是电气装置所通过的最大短路电流，因此，在初步估算装置通过的最大短路电流或缺乏必需的系统参数时，都可认为短路回路所接的电源容量是无限大电力系统。由于在本设计的原始资料中未提及220kV系统、110kV系统的电源容量和等值电源内阻抗，所以该系统可视为无限大容量系统处理。1）主变压器的各绕组电抗标幺值计算如下：取，则有：2）根据原始资料可知：220kv侧综合电抗标幺值X1=0.125；110kv侧综合电抗标幺值X2=1.667。3）系统简化电路图4-1所示: 图4-1 枢纽

27、变电站简化电路图4.4三相短路电流计算4.4.1 220KV母线发生三相短路时的短路电流等效电路图及简化过程如图4-2所示。 (a) (b) (c) （d） (e)图4-2 220Kv侧等效电路图及简化过程等效电路图计算过程如下：因为是无限大电源容量系统，所以次暂态短路电流为：有名值为：冲击电流瞬时值：短路电流的最大有效值：短路容量：4.4.2 110KV母线发生三相短路时的短路电流计算等效电路图及简化过程如图4-3所示。 （a） （b） (c) 图4-3 110Kv侧等效电路图及简化过程图 等效电路图简化过程如下：因为是无限大电源容量系统，所以次暂态短路电流为：冲击电流瞬时值：短路电流的最大

28、有效值：短路容量：4.4.3 35KV母线发生三相短路时的短路电流计算等效电路图及简化过程如图4-4所示。 （a） （b） (c) (d)图4-4 35Kv侧等效电路图及简化过程图等效电路图化简计算过程：冲击电流：短路电流的最大有效值：短路容量：4.5 两相短路电流计算4.5.1 220KV母线发生两相短路时的短路电流计算设系统中K1点发生b、c两相直接短路，则故障处的短路电流：4.5.2 110KV母线发生两相短路时的短路电流计算设系统中K2点发生b、c两相直接短路，则故障处的短路电流：4.5.3 35KV母线发生两相短路时的短路电流计算设系统中K3点发生b、c两相直接短路，则故障处的短路电

29、流：5. 主变压器保护5.1 变压器保护的配置原则 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，变压器应装设以下保护：1）针对变压器内部的各种短路及油面下降应装设瓦斯保护，其中轻瓦斯瞬时动作于信号，重瓦斯瞬时动作于断开各侧断路器。带负荷调压变压器充油调压开关，亦应装设瓦斯保护动作于跳闸。2）应装设反应变压器绕组和引出线的多相短路及绕组匝间短路的纵联差动保护或电流速断保护作为主保护，瞬时动作于断开各侧断路器。3）对由外部相间短路引起的变压器过电流，根据变压器容量和运行情况的同以及对变压器灵敏度的要求不同，可采用过电流保护、复合电压起动的过电流保护、负

30、序电流和单相式低电压起动的过电流保护，带时限动作于跳闸；同时可作为变压器内部短路及相应母线及出线的后备保护。 4）为防止变压器相间断路，可装设阻抗保护作为后备保护，带时限动作于跳闸。 5）对110kV及以上中性点直接接地的电力网，应根据变压器中性点接地运行的具体情况和变压器的绝缘情况装设零序电流保护和零序电压保护，带时限动作于跳闸。6）为防止大型变压器过励磁，可装设过励磁保护及过电压保护，带时限动作于跳闸。7）为防御长时间的过负荷对设备的损坏，应根据可能的过负荷情况装设过负荷保护，带时限动作于信号。8）对变压器油温、绕组温度过高及油箱压力过高和冷却系统故障，应按变压器标准的规定，装设作用于信号

31、或动作于跳闸的装置。5.2 瓦斯保护5.2.1瓦斯继电器的类型及瓦斯保护原理1）目前，国内采用的气体继电器按结构分类有浮筒挡板式和开口杯挡板式两种类型。2）瓦斯保护主要由瓦斯继电器构成，瓦斯继电器安装在变压器油箱与油枕之间的连接管中。变压器正常运行时，瓦斯继电器内部充满变压器油，如出现故障时，绝缘物或变压器油分解产生气体聚集在继电器容器的上部，迫使继电器浮子下降，当浮子降至某一限位时，将接点接通，发出报警信号或掉闸。若因变压器漏油而使油面降低时同样发出报警信号。变压器内部发生严重故障时，将会出现油涌浪现象，在管路内产生油流，冲击继电器的挡板运动，当挡板运动到某一限定位置时，跳闸接点接通，切断与

32、变压器联接的所有电源。由于故障电流的作用，使附近的绝缘物或绝缘油分解而产生气体，同时由于气体上升会引起油流的变化，利用这个特点构成的保护称为瓦斯保护。瓦斯保护的保护范围是变压器内部的相间短路；匝间短路；匝间与铁芯或外皮短路；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故障。5.2.2动作原因及瓦斯保护整定1)动作的原因；变压器的轻瓦斯保护，一般接于信号，表示变压器运行异常，其原因可能是变压器加油、滤油或者冷却系统不严，空气进入变压器；可能是温度下降或漏油，致使油面缓慢降低；因变压器本身绝缘损坏等故障而产生少量气体；再有可能是轻瓦斯保护回路发生接地。变压器重瓦斯保护动作掉闸的原因可

33、能是变压器内部发生严重故障，内部发生穿越性短路故障或二次保护回路有故障，保护误动作。2)瓦斯保护的整定；瓦斯继电器气体容积整定范围为250300cm，变压器容量在10000kVA以上时，一般整定值为250cm，气体容积整定是利用调节重锤的位置来实现的。重瓦斯保护油流速度的整定值为0.61.5 m/s，油流速度以导油管中的流速为准,而不依据继电器之流速。根据运行经验油管中油流速整定为0.61m/s时，保护反映变压器内部故障是相当灵敏的。在变压器发生外部故障时,由于穿越性故障电流的影响，在油管中油流速度可达0.40.5 m/s。因此，为了防止穿越性故障时瓦斯保护误动作，可将油流速度整定为1 m/s

34、左右。5.2.3动作后的处理动作后的处理；瓦斯保护动作后。应立即对其进行认真检查，仔细分析，正确判断，并采取措施处理。瓦斯保护动作于信号时：应立即对变压器进行检查，查明动作原因，区分看是否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或变压器内部故障造成。如瓦斯继电器内有气体，则应记录气体量，观察气体的颜色及试验是否可燃，并取气样及油样做色谱分析。可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。色谱分析，就是用色谱仪对收集的气体所含的H2、O2、CO2、CH4、C2H6、C2H4等进行定性和定量分析，根据所含组分和含量准确判断故障性质、严重程度和发展趋势。在运行中因换油或补油时空气进入变压器本体后空气没有排净引

35、起气体继电器动作是较常见的故障之一。 表5-1是气体继电器动作后的气体分析和处理要求。表5-1 气体继电器动作后的气体分析和处理要求气体性质故障原因处理要求无色、无臭、不可燃变压器含有空气允许继续运行灰白色、有剧臭、可燃纸质绝缘物烧毁应立即停电检修黄色、难燃木质绝缘物部分烧毁应停电检修深灰色会黑色、易燃油内闪络、油质炭化分析油样，必要时停电检修5.3 主变压器的差动保护根据GB50062-1992规定10000kVA及以上的单独运行变压器和63000kVA及以上并列运行变压器应装设差动保护；当电流速断保护不符合设计要求时，宜装设差动保护。所以在本设计中主变压器的主保护包括除了瓦斯保护以外还应曾

36、设差动保护。5.3.1 差动保护原理 在环路上，流入继电器的电流等于变压器两侧电流互感器的二次绕组电流之差，记为Iub(I2)，Iub称为变压器一、二次侧不平衡电流。当变压器在正常运行或者差动保护区外短路时，流入继电器的不平衡电流Iub小于继电器的动作电流即：IubIop,不发生保护动作。当保护区内发生短路时，Iub远大于继电器的动作电流Iop，继电器KA瞬时动切断变压器两侧的断路器，切除短路故障。 （a） （b） （a）发生短路故障时 （b）正常运行时图5-1 差动保护原理图5.3.2 差动保护装设为了提高差动保护的灵敏性，在变压器正常运行或者短路发生在保护区外时应该尽可能减少流入继电器的不

37、平衡电流，甚至使之为零。而变压器的连接、电流互感器的变比、变压器励磁涌流都会引起不平衡电流Iub改变。因此，将变压器星型连接线侧的互感器接成三角形接线，变压器三角形连接线侧的互感器接成星型连接能一定程度上消除由相位引起的不平衡电流；改变两侧电流互感器的变比能一定程度上改变不平衡电流Iub的大小；而由励磁涌流产生的不平衡电流无法消除，只能采取相应的措施一定程度上减小不平衡电流。5.4 变压器纵差动保护所谓变压器的纵差动保护，是指由变压器的一次和二次电流的数值和相位进行比较而构成的保护。纵差动保护装置，一般用来保护变压器线圈及引出线上发生的相间短路和大电流接地系统中的单相接地短路。对于变压器线圈的

38、匝间短路等内部故障，通常只作后备保护。5.4.1 纵差动保护原理220kV-500kV电力变压器纵差保护，一般由以下四个部分构成：差电流速断、比率制动、励磁涌流检测、过励磁电流检测。变压器纵差保护的原理要求变压器在正常运行和纵差保护区（纵差保护区为电流互感器TA1、TA2之间的范围）外故障时，流入差动继电器中的不平衡电流为零，保证纵差保护不动作。但由于变压器高压侧和低压侧的额定电流不同，因此，为了保证纵差保护的正确工作，就须适当选择两侧电流互感器的变比，使得正常运行和外部故障时，两个电流相等。当被保护设备内部本身发生故障时，短路点成为一个新的端子，此时 电流大于0，但是实际上在外部发生短路时还

39、存在一个不平衡电流。事实上，外部发生短路故障时，因为外部短路电流大，特别是暂态过程中含有非周期分量电流，使电流互感器的励磁电流急剧增大，而呈饱和状态使得变压器两侧互感器的传变特性很难保持一致，而出现较大的不平衡电流。因此采用带制动特性的原理，外部短路电流越大，制动电流也越大，继电器能够可靠制动。5.4.2纵联差动保护要求1）动作速度快，纵差动保护应及时对保护区内各种短路故障做出动作，一般动作时间不应大于30ms。2）在变压器空载投入或切除穿越性短路后会出现励磁涌流，导致纵差动保护误动作，因此应采取防止变压器出现励磁涌流时误动作的措施。3）在变压器过励磁时，纵联差动保护不应动作（仅适用于500k

40、V变压器）。4）当发生穿越性短路，差动回路内出现最大不平衡电流时，纵差动保护不应该动作。5）在保护区内发生短路，电流互感器饱和时，纵差动保护不应拒动或延迟动作。6）在保护区内发生短路故障，短路电流中含有谐波分量时，纵差动保护不应拒动或延迟动作。5.5 变压器相间后备保护配置原则及接线压器相间故障后备保护的作用主要是防御外部相间短路引起的变压器过电流，其保护范围延伸到母线和线路。保护的整定值和动作时间要与相邻元件的保护相配合。为缩短保护的动作时间和满足选择性的要求，保护可带方向。不带方向或方向指向变压器的相间故障后备保护，对变压器内部和引线的相间故障也有保护作用。变压器相间短路后备保护带延时动作

41、与相应的断路器。5.5.1 配置原则1）66kV及以下变压器采用过电流保护，作相间短路后备保护。2）110220kV降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，用过电流保护不能满足灵敏度要求时，采用负荷电压启动的过电流保护或复合电流保护。3）阻抗保护，对220kV以上的变压器，当系统保护间配合有要求时，可采用阻抗保护，保护配置要简化。本次设计中，220kV降压变压器采用过电流保护即可满足要求。5.5.2 配置方式对降压变压器、升压变压器和系统联络变压器，根据各侧接线、连接的系统和电源情况的不同，应配置不同的相间故障后备保护，该保护宜考虑能反映电流互感器与断路器之间的故障。单电源三绕组降压变压器相间

42、短路后备保护应装设于低压侧和电源侧。低压侧保护可设两端时限，以较短时限断开低压侧母联或分段断路器，以较长时限断开变压器低压侧断路器。当母联或分段断路器上装有解列保护时，低压侧保护只设一个时限，只断开变压器低压侧断路器。电源侧相间短路后备保护应设两段时限，以较短时限（应考虑与低压及中压侧保护配合）断开中压侧断路器，以较长时限断开变压器各侧断路器。5.6 变压器过负荷保护为监视过负荷，应根据实际情况在变压器的一侧或几侧装设过负荷保护。过负荷保护装设应遵循以下几点原则：1）双绕组变压器，过负荷保护装于高压侧。2）单侧电源的三绕组变压器，当三侧容量相同时，过负荷保护只装在高压侧。当三侧容量不相同时，在

43、电源侧和容量较小的一侧装设过负荷保护。3）两侧电源的三绕组变压器或联络变压器在三侧均装设过负荷保护。4）自耦变压器的过负荷保护与各侧的容量比及负荷分布有关，而负荷的分布又取决于运行方式及负荷的功率因数。故自耦变压器的过负荷保护除按三绕组变压器的过负荷保护配置原则装设外，还要在公共绕组装设过负荷保护。考虑到220kV500kV变压器的过负荷大多数情况都是三相对称的，故监视各侧过负荷的电流继电器只装在一相，各侧过负荷保护共用一只时间继电器，动作于信号。在无经常值班人员的变电所，必要时也可动作于跳闸或断开部分负荷。由于本变电站主变属于单侧电源三绕组变压器，且35kV侧负荷较小。所以本设计过负荷保护应

44、置于220kV侧和35kV侧。5.7 变压器保护整定计算5.7.1 纵联差动保护的整定计算1） 变压器整定计算数据如表5-2所示。表5-2 变压器整定计算数据序号名称各侧参数高压侧（H）中压侧（M）低压侧（L）1额定电压（kV）23012138.52额定电流（A）2304389163各侧接线YNynd114各侧电流互感器二次接线Y5电流互感器的计算变比1043/12087/14285/16电流互感器实际选用变比140/1140/1800/17各侧二次电流（A）4.3468.6963.5718基本侧选择9中间电流互感器的变比1.217/12.435/12）短路电流计算由第4部分可知各侧最大穿越性

45、短路电流及最小短路电流如表5-3所示。表5-3 各侧最大穿越性短路电流及最小短路电流项目最大穿越短路电流（kA）最小短路电流（kA）220kV侧15.140.32954.986=18.090110kV侧9.60.4895.0204=2.45535kV侧17.851.1602.510=2.9123）纵差动保护动作特性参数计算纵差动保护最小动作电流的整定 变压器额定电流；可靠系数，取1.31.5,本设计取1.5；电流互感器的比误差，10P型和TP型取0.032,5P型取0.012；变压器调压引起得误差，取调压范围中偏离额定值的最大值；由于电流互感器的电流比在采取补偿方法以后仍未完全匹配而产生的误差以及微机保护装置本身所固有的误差，一般取0.05。工程实用整定计算中可取。一般工程宜采取不小于的整定值。本设计取：。起始制动电流的整定。起始制动电流宜取，本设计取。最小动作电流及起始制动电流计算值如表5-4所