10KV变压器保护配置实施方案书

1、10 kV 配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负 荷开关加熔断器等。负荷开关投资省，但不能开断短路电流，很 少采用；断路器技术性能好，但设备投资较高，使用复杂，广泛 应用不现实；负荷开关加熔断器组合的保护配置方式，既可避免 采用操作复杂、价格昂贵的断路器，弥补负荷开关不能开断短路 电流的缺点，又可满足实际运行的需要 关键词： 10kV 配电变压器 断路器 负荷开关 熔断器 保护配置 无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结 线方式中 , 如配电变压器发生短路故障时，保护配置能快速可靠地 切除故障，对保护 10 kV 高压开关设备和变压器都非常重要。保 护方式的配置一般有

2、两种：一种利用断路器；另一种则利用负荷 开关加高遮断容量的后备式限流熔断器组合。这两种配置方式在 技术和经济上各有优缺点，以下对这两种方式进行综合比较分 析。1 环网供电单元接线形式 1.1 环网供电单元的组成 环网供电单 元（RMU由间隔组成，一般至少有3个间隔，包括2个环缆进出间 隔和 1 个变压器回路间隔1.2环网供电单元保护方式的配置 环缆馈线与变压器馈线间隔均 采用负荷开关 , 通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开 关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供 保护。实际运行证明，这是一种简单、可靠而又经济的配电方 式。 1.3 环网供电单元保护配置的特点负荷开关

3、用于分合额定负荷电流,具有结构简单、价格便宜等特点 ，但不能开断短路电流， 高遮断容量后备式限流熔断器为保护元件，可开断短路电流，如将两者有机地结合起来，可满足配电系统各种正常和故障运行方式下 操作保护的要求。断路器参数的确定和结构的设计制造均严格按 标准要求进行，兼具操作和保护两种功能，所以其结构复杂，造 价昂贵，大量使用不现实。环网柜中大量使用负荷开关加高遮断 容量后备式熔断器组合装置，把对电器不尽相同的操作与保护功 能分别由两种简单、便宜的元件来实现，即用负荷开关来完成大 量发生的负荷合分操作，而采用高遮断容量后备式限流熔断器对 极少发生短路的设备起保护作用，很好地解决问题，既可避免使

4、用操作复杂、价格昂贵的断路器，又可满足实际运行的需要。3种保护配置方式的技术-经济比较可以看出：a断路器具备所有保护功能与操作功能，但价格昂贵；b负荷开关与断路器性能基本相同，但它不能开断短路电流；c负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合，可断开短路电流，部分熔断器的分断容量比断路器还高，因此，使用负荷开 关加高遮断容量后备式限流熔断器组合不比断路器效果差，可费 用却可以大大降低。1.4负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合的优点采用负荷开关加高遮容量熔断器组合，具有如下优点：a开合空载变压器的性能好。环网柜的负荷种类，绝大部分为配电变压器，一般容量不大于1 250 kVA，极少情况达1 60

5、0 kVA ，配电变压器空载电流一般为额定电流的2%左右，较大的配电变压器空载电流较小。环网柜开合空载变压器小电流时，性能良 好，不会产生较高过电压。b> 有效保护配电变压器，特别是对于油浸变压器，采用负荷开 关加高遮断容量后备式限流熔断器比采用断路器更为有效，有时 后者甚至并不能起到有效的保护作用。有关资料表明，当油浸变 压器发生短路故障时，电弧产生的压力升高和油气化形成的气泡 会占据原属于油的空间，油会将压力传给变压器油箱体，随短路 状态的继续，压力进一步上升，致使油箱体变形和开裂。为了不 破坏油箱体，必须在 20 ms内切除故障。如采用断路器，因有继 电保护再加上自身动作时间和熄弧

6、时间，其全开断时间一般不会 少于60 ms，这就不能有效地保护变压器。而高遮断容量后备式限 流熔断器具有速断功能，加上其具有限流作用，可在10 ms 之内切除故障并限制短路电流，能够有效地保护变压器。因此，应采 用高遮断容量后备式限流熔断器而尽量不用断路器来保护电器， 即便负荷为干式变压器，因熔断器保护动作快，也比用断路器 好。c> 从继电保护的配合来讲，在大多数情况下，也没有必要在环 网柜中采用断路器，这是因为环网配电网络的首端断路器（即 110kV 或 220 kV 变电站的 10 kV 馈出线断路器 >的保护设置一般为： 速断保护的时间为0 s，过流保护的时间为 0.5 s，

7、零序保护的时间 为0.5 s。若环网柜中采用断路器，即使整定时间为0 s动作，因为断路器固有动作时间分散，也很难保证环网柜中的断路器而不是上一级断路器首先动作。d> 高遮断容量后备式限流熔断器可对其后所接设备，如电流互 感器、电缆等都可提供保护。高遮断容量后备式限流熔断器的保 护范围可在最小熔化电流（通常为熔断器额定电流的 23倍 > 到最 大开断容量之间。限流熔断器的电流 -时间特性，一般为陡峭的反 时限曲线，短路发生后，可在很短的时间内熔断，切除故障。如 果采用断路器作保护。必定使其它电器如电缆、电流互感器、变 压器套管等元件的热稳定要求大幅度提高，加大了电器设备的造 价，增大

8、项目费用。在这里，有必要指出在采用负荷开关加高遮断容量后备式熔断 器组合时，两者之间要很好地配合，当熔断器非三相熔断时，熔 断器的撞针要使负荷开关立即联跳，防止缺相运行。2 终端用户高压室接线形式 标准 GB 142851993继电保护和 安全自动装置技术规程规定，选择配电变压器的保护开关设备时，当容量等于或大于800 kVA，应选用带继电保护装置的断路器 。 对 于 这 个 规 定 ， 可 以 理 解 为 基 于 以 下 两 方 面 的 需 要 ： a> 配电变压器容量达到 800 kVA 及以上时，过去多数使用油浸 变压器，并配备有瓦斯继电器，使用断路器可与瓦斯继电器相配合 ， 从

9、而 对 变 压 器 进 行 有 效 地 保 护 。 b> 对于装置容量大于 800 kVA 的用户，因种种原因引起单相接 地故障导致零序保护动作，从而使断路器跳闸，分隔故障，不至 于引起主变电站的馈线断路器动作，影响其他用户的正常供电。此外，标准还明确规定，即使单台变压器未达到此容量，但如 果用户的配电变压器的总容量达到 800 kVA 时，亦要符合此要 求。目前，多数用户的高压配电室的接线方案是基本的结线方式， 在此基础上可以派生出一主一备进线或双进线加母线分段等方 式。一般在 A 处装设断路器，在 B 处也装设断路器，这样，视继 电保护的配置情况，可以用 A 或 B 达到 GB 14

10、285 1993继电保 护和安全自动装置技术规程的两个要求，在其中 1 台变压器需 要 退 出 运 行 时 ， 操 作 B 处 的 断 路 器 即 可 实 现 。根据有关的理论及现场实验，在 B 处装设熔断器作为保护装置 更为合理、有效。笔者认为，在 B 处应当装设负荷开关加高遮断 容量后备式熔断器的组合，在 A 处装设断路器，既达到 GB 14285 1993继电保护和安全自动装置技术规程的要求，而在B 处装设熔断器作为每台变压器的相间短路保护，且利用负荷开关又 可进行每台变压器的投切操作，这样，在 B 处装设的就不是常用 的开关柜而是环网负荷开关柜，其造价较低，体积较小，能够有 效节省配电

11、投资。此外，如果处理好负荷开关转移电流以及与熔 断器交接电流的选择，也不排除在 B 处用每台负荷开关进行对应 变压器零序保护的可能性。 10kV 真空开关运行分析 ：针对 10kV 真空开关在广州电力局运行、检修维护、无油化改造中出现的问 题，提出一些设想和建议。关键词：真空泡 拉杆绝缘子 水平拉杆 无油化改造10kV 真空开关作为新一代的、先进的开关设备自 1993 年以来 在广州电力工业局得到广泛的应用。较之 10kV 油开关，它具有开 断容量大，灭弧性能好，机械电寿命长，运行维护量小，检修周 期长等特点。截至 1997 年底，投入运行的真空开关数量已经达到 1693 台，占 10kV 开

12、关总数的 63.3%。从 1995 年至 1997 年，真空 开关发现缺陷和发生事故的次数分别为 21 相次、 1 相次，缺陷率 和故障率为 0.138%和 0.007% 。比例虽低但问题较突出，主要表现 为真空泡慢性漏气机构卡阻等方面，这就要求我们切实加强真空 开关在选型、安装、运行、检修等方面的全过程质量管理工作。1 选型、调试及交接实验 1.1 选型 表 1 和表 2 对各真空泡厂 家产品在运行中的质量进行了比较。统计数据表明，四川某生产厂产品的缺陷率较低，曾发生一次 事故，但原因为断路器生产厂装配的缓冲器失效引起开断失败。 陶瓷泡较玻璃泡的缺陷率低。另外，陶瓷泡因为采用了先进的焊 接技

13、术，密封性能较好，机械强度高，爬距大，电寿命较长，开 断容量大，一般来说，开断容量为 31.5kA 和 40 kA 的陶瓷泡其满 容量开断次数可分别达 50 次和 30 次，而玻璃泡则分别为 30 次和 20 次左右。表 1 1995 年至 1997 年各真空泡厂家产品在运行中的质量比较 真空泡生产厂 运行总相数 缺陷相数及类型 事故相数及类型缺陷率 % 故障率 % 辽宁某生产厂1 1139（耐压不合格 >00.810四川某生产厂2 9437（耐压不合格 >3（开断能力 >0.240.1贵州某生产厂870001996-08马岗站 502B 开关 W 相四川某生产厂1995-

14、121996- 12山村站 503开关 V 相辽宁某生产厂1994- 121996-08金田站 51B 开关 W 相四川某生产厂1995- 121996- 07开元站F6开关W相辽宁某生产厂1995-121997-11开元站F8开关W相辽宁某生产厂1995-121997- 11开元站 F2 开关 W 相辽宁某生产厂1995-121997- 11飘峰站 51C 开关 W 相四川某生产厂1995-031997-10上教站 F13 开关 U 相陕西某生产厂1994-081997-07军田站F2开关U相四川某生产厂1994-071997-09军田站F2开关W相四川某生产厂1994-071997-09景

15、泰站 502B 开关 U 相四川某生产厂1995-091997-05景泰站 500B 开关 V 相四种某生产厂1995-091997-08白山站 502A 开关 V 相陕西某生产厂1995-121997-01白山站 F24 开关 W 相陕西某生产厂1995-121997-01尚要说明的是开关本体绝缘子，特别是拉杆绝缘子是非“全工 况”产品，运行中常因爬距不足够和裂痕等原因造成电击穿或闪 络放电。更要注意那些为满足爬距而采用内外两层结构的拉杆绝 缘子，其内外两层之间的有机填充物在内部有气泡或受潮时亦会 产生沿面闪络和电击穿。2.2 加强运行巡视 在操作中注意观察有无异常现象，如在分闸 操作中，开

16、关断开后，检查电缆头的带电显示装置有无显示带 电；拉开母线侧刀闸时，观察刀口有无火花和真空泡有无闪光（玻璃泡 ；在断开变低和母联开关， 10kV 母线停电时，观察该段母 线 PT 有无电压量输出等。在 1997 年发现的 11 起缺陷中，有 5 起 就是在操作中发现异常，产生怀疑，再进行耐压实验确定的。如 在 1998 年 3 月 30 日，人和站 10kV 母线停电操作时，在切开 501 开关，未拉两边刀闸，变高开关未分的情况下，值班人员发现 10 kV 母线 PT 显示红相仍有电压，对红相真空泡摇断口绝缘的值为0，证实该相开关已经严重漏气，从而避免了事故发生的可能。2.3 做好维护工作 针

17、对新投产开关拒动次数较多的情况，广州 电力局规定在投运后 1 年对机构进行一次维护工作，重新测量开 关分合闸线圈的动作电压值。并尽可能每年利用停电机会做一次 维护。1996年7月，三元里站52C开关就曾发生过一次因 U相缓 冲器失灵，造成开关切电容器故障分闸时反弹，未能切断故障电 流，引起开关 U 相真空泡爆炸，同时影响到 V、 W 相真空泡破 裂。这提醒我们在维护中注意对开关分合闸缓冲器的动作性能进 行检查。3 真空开关的状态检修 3.1 机构的检修 一般来说，真空开关 的检修主要针对机构检修，开关的本体不能检修。对机构的检修 严格执行有关检修规程、规定和检修工艺导则，保证检修质量， 其中强

18、调：a新投运1年后，利用停电机会，应进行一次分合闸时间、速 度、同期、弹跳、行程、超程、动作电压及机械连动部分的测试 和维护工作。b运行中的机构利用停电机会每年进行一次维护工作。c运行中的机构每4年进行一次大修，不能以临修代替大修。3.2 开关本体 通过测量实验和统计对真空泡的运行状态作出综 合的判断。3.2.1 测量实验 对真空泡进行分合闸耐压实验以发现漏气；测 量真空泡合闸接触电阻，结合行程、超程等参数判断触头的损坏 情况。3.2.2 极限开断电流值统计 真空开关在达到极限开断电流值时，应更换真空泡。极限开断电流值I艺可由厂家给定的额定开断电流及满容量开断次数计算得出：I艺=n极限.I满容

19、量统计极限开断电流值的内容有以下两点：a正常的开断操作：I 艺 =n1. Ir式中 n1正常开断次数；Ir 厂家提供的开关额定工作电流。b短路开断：I 艺 =n2. Ik式中 n2短路开断次数；Ik 10 kV母线最大开断电流（调度提供。I艺=I艺'+I艺4 10kV 少油开关无油化改造结合开关的运行状况和“三遥”变电站对设备无油化的要求，广州电力局在 1996 年和 1997 年先 后对 14 个站的 10kV 少油开关进行了无油化改造。采用真空开关 代替少油开关，原则上不更换操作机构，只对机构作相应调整。通过运行实践，在技术上和经济上均收到良好效果。但因为经验不足，在无油化改造中只

20、更换断路器不更换操作机构，机构的传 动部分作出相应的更改后，配真空开关使用，在改造之后容易出 现以下问题：a因为少油开关与真空开关的行程不同，需对机构的水平、垂 真拉杆作出相应改动，减少水平拉杆的转动角度，缩小垂直拉杆 的长度，以满足真空开关行程。另外，因为真空开关行程很小， 在旧机构上进行上述改动，其精度很难掌握，稍有偏差，即会引 起开关拒动。山村站因为这个原因曾发生过 1 宗事故。b水平拉杆转角改变后，辅助开关需作相应的调整。但原辅助 开关是根据原水平拉杆的转角而设计的，故调整起来非常困难， 极易出现不到位或过位进入死点的现象，辅助开关不能可靠接 触，影响到开关的动作和“三遥”信号的准确性

21、。如改造时一起 更换辅助开关，则新的辅助开关难以安装在原机构箱内，在山村 站、赤岗站的改造中就遇到这样的问题。c原机构使用已有一定时间，机构本身存在一定缺陷。因为上述 3个原因，山村、赤岗站 10kV 开关柜完成无油化改造运行一段时间以后，机构普遍出现问题。目前两站已进行无油化改造的 48 台开关柜中，已有 32 台更换了机构。相比之下，区庄、燕塘站开关柜进行无油化改造的同时，一起更换了机构，改造后开关柜的运行状况要好得多。因此，广州电力局建议 GG-1A柜进行无油化改造的同时，对其机构一起作更换处理。由上面的区别可以知道，手车柜的改造非常繁杂，单台耗时较长。几乎每部分都须作改动，若在现场逐台

22、改造，势必影响 10kV母线供电的可靠性和安全性，倒不如采用新的真空开关小车进行更换。黄沙站 YJN 柜的改造就是一个成功的例子。5 结论陕西某生产厂4235（耐压不合格 >01.20表 2 1995 年至 1997 年陶瓷泡和玻璃泡在运行中的质量比较真空泡类型运行总相数缺陷相数事故相数缺陷率 %事故率 %陶瓷泡3 2911230.360.09玻璃泡1 275900.7101.2 调试、交接实验 实践证明，只有严格把好设备的调试及交接实验关，及时发现并处理设备存在的先天缺陷，才能保证设备以良好的状况投入运行，减轻运行中的压力，降低设备运行中的故障和事故率。如广州电力局 110kV 开元变

23、电站 1 号高压室 （真空 泡为辽宁某生产厂产品，开关柜为辽宁某生产厂GG-1A> 安装调 试时，开关的弹跳普遍不合格，经厂家协助现场处理，才能投 运。另外通过交接实验发现真空泡漏气的情况较多，统计如表 3，存在问题均为耐压不合格。上述例子说明做好真空开关调试及交接实验工作，及时发现真空开关本体漏气及附属绝缘件击穿机构（含连杆、分合闸缓冲器等 异常，机械特性 （弹跳、速度、同期等 不合格等情况，作出处 理才投入运行，对确保运行的安全相当重要。表 3 真空泡漏气统计变电站真空泡生产厂相数马岗站四川某生产厂7白山站陕西某生产厂3大冲站四川某生产厂1林和站陕西某生产厂132 运行中的检查、维护

24、、预试 2.1 定期检测 真空开关本体常 见的缺陷主要有：真空泡慢性漏气、本体绝缘件绝缘击穿等。在 目前仍未有完善的在线监测手段的情况下，定期检查绝缘，试耐 压是检验上述缺陷的主要手段。通过统计广州电力局真空开关缺 陷情况 ( 如表 4可知，真空开关出现问题的时间主要集中在投产0.52年这段时间，这时真空开关的运行状态较不稳定，需加强运 行检测。为此在新修订的广州电力工业局电力设备预防性实验 规程中，与部颁规程相比增加了投产后 3个月、 0.5 年、1 年各 进行一次预防性实验的内容，然后再按正常的预试周期进行预 试，从而达到在真空开关不稳定期间内加强对其运行检测的目 的。实践证明效果很好。表

25、 4 广州电力局 1995 年至 1997 年在预试中发现真空开关缺陷的 情况统计设备名称生产厂家 投产日期发现缺陷日期江南站51乙C开关W相辽宁某生产厂1993- 051995-07江南站52乙C开关V相辽宁某生产厂1993-051995-07军田站 F1 开关 U 相1995-10上教站F10开关W相陕西某生产厂1994- 081995- 11白山站52乙C开关U相陕西某生产厂1995- 121996- 06夏茅站503开关W相辽宁某生产厂1995- 011996- 06竹料站 590 开关 W 相1 2 3下一页$< ""保真空开关安全、可靠地运行，一定要做好以

26、下几项工作：aM故好开关设备的选型工作，严格把好开关调试交接关。b>在运行中加强开关设备的监视，争取做好预防性实验工作。c>严格执行部颁检修规程、规定和检修导则工艺，结合实际情况，保证到期必 修，修必修好。v/Pv p> E13结束语10 kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器，综合技术 -经济性能和运行管理因素，无论在 10 kV 环网供电单元还是在终端用户高压配电单元中，采用负荷开关加高遮断容量后备式限流 熔断器组合的保护配置，既可提供额定负荷电流，又可断开短路电流，并具备开合空载 变压器的性能，能有效保护配电变压器，为此，推荐采用负荷开关加高遮

27、断容量后备式 限流熔断器组合的配置作为配电变压器保护的保护方式。参考文献:1贺家礼，宋从矩电力系统继电保护原理M .北京：水利 电力出版社，1991.:2夏道之，于永源，杨绮雯.电力系统分析M .北京：水利 电力出版社，1995.:3 GB 14285 1993，继电保护和安全自动装置技术规程S变压器保护设计中几个问题的解决方法探讨针对上述情况，变压器差动保护可以设一个 TA饱和时的附加稳定特性区，它能够区 分出这种变压器区内、外故障情况，其工作特性见图3。图3差动保护动作特性对发生在被保护变压器区外的故障引起的TA饱和，利用故障发生的最初的短时间内，可以通过高值的初始制动电流VITA ）检测

28、出来，此制动电流会将工作点短暂的移至附加稳定特性区内。反之，当变压器区内故障时，因为差动电流很大，其与制动电流 的比值引发的工作点会立即进入比率差动保护的动作特性区内。 因此，保护通过测量的电流量值引发的工作点是否在附加稳定特 性区内，在短时间内由此判别作出决定。一旦检查出是由外部故 障引起的 TA 饱和，可以选择自动闭锁比率差动保护，并在整定 时间 TTA 内一直有效闭锁比率差动保护，直到整定的时间到时才 解除闭锁。检查出变压器区外故障引起 TA 饱和的判据公式为：Iz > ITAId < KB1/2 Iz <8 ）t < TTA式中， ITA 为检查 TA 饱和制动

29、电流门槛值； TTA 为 TA 饱和闭 锁时间。在外部故障引起 TA 饱和闭锁比率差动保护期间，如果在变压 器保护区内也发生了故障，其引发的工作点稳定、连续的 2 个周 期工作在高定值的动作区内，那么 TA 饱和闭锁会被立即解除， 使被保护变压器发展中的故障能够迅速切除。随着传感器技术的发展，将有助于解决电流互感器的饱和问 题。目前国外已经刊载过有关光仪用互感器 <OCT 、 OVT ）的应 用报道 4。我国对这项传感器技术也投入了大量的资金、人力进 行研究和开发。 2001 年 12 月初，由中国电机项目学会继电保护 专业委员会在北京召开的主设备保护学术研讨会上，有专家作了 光电流互感

30、器及其在继电保护 <国内外）中的应用的专题报告，在这一领域已经取得了可喜的进展，可以预计在不远的将来 这一革命性的成果必将得到应用。4 电流互感器二次电路断线或短路时的对策历来，微机型变压器差动保护对判别其 TA 二次电路的断线或 短路故障比较困难。原因是单纯通过本身的电流量去判断接线比 较复杂的 TA 二次电路中多种多样的断线和短路故障，很难与各 种各样的系统异常或故障情况区分，因此很多微机型变压器差动 保护都只是配有简单的 TA 二次电路断线判别元件。针对这种情 况，介绍一种由电流量和电压量共同判别 TA 二次电路断线或短 路的判别原理，它特别适合于主后备一体化方式的微机型变压器 保

31、护装置。变压器差动保护的差流异常报警和 TA 二次电路断线 或短路判据有：<1 ）差流异常告警。当任何一相差流的有效值大于告警门槛 值，而且连续满足该动作条件的时间超过10 s时，保护装置发出差流异常告警信号，但是不闭锁比率差动保护。该项功能兼有 TA 二次电路断线或短路、采样通道异常 <器件损坏或特性改变 等）、外部接线回路不正常等情况的综合告警作用。<2）瞬时 TA 断线或短路告警。该判据在保护启动后满足以下 任一条件时开放比率差动保护。 a 任一侧任一相的电压元件有突 变启动； b 任一侧负序电压大于门槛值； c 启动后任一侧的任一相 电流比启动前增大； d 启动后最大

32、相电流大于 1.2 Ie 。如果上述排除系统故障或扰动的判据不满足，而差动电流的工 作点满足公式 <9)时，那么保护判别为 TA 二次电路断线或短路 故障，而不认为发生了变压器内部短路故障。Id > IdsetId > k Iz <9 )式中，Idset为检查断线或短路差动电流门槛值；k为检查断线或短路的比率系数。因为以上判据选择了电流量和电压量综合判别，所以对 TA 二 次电路的各种断线或短路情况都能够很好地判别出来。因此，不 仅全面增加了电流互感器二次电路故障情况的判别类型范围，而 且对其二次电路的各种各样的断线或短路情况判别得更准确、更 可靠、更全面。当然，为了满

33、足不同客户的要求，该判据可以有 不同的选择策略。5 过激磁保护的设计大型变压器的过激磁保护配置在变压器的高压侧或中压侧，以 避免因为电压升高或系统频率降低造成变压器过激磁引起变压器 严重过热损坏而危及设备、系统和保护装置的安全运行。大型变 压器的过激磁能力变化较大，各国给出的变压器耐受过激磁能力 的过激磁倍数曲线差别较大。为了更好的利用变压器本身的耐受 过激磁的能力，避免过早或过晚切出变压器，需要开发一种变压 器反时限过激磁保护。对于变压器的过激磁情况，比较典型的过激磁倍数曲线是德国标准 VDE-0532/8.64 、 GE 公司和西屋公司等采用的几种曲线。如何采用恰当的函数来模拟选择的变压器

34、过激磁倍数曲线是一件不 容易的事情。目前广泛为各国采用的是ABB公司提出的变压器过激磁反时限保护动作判据。但是该动作判据在实际运行中与被保 护变压器的过激磁能力匹配得不理想。由此可知，采用确定的函数公式来等价实际变压器的过激磁能 力有匹配不够理想的缺陷1，而且因为不同变压器的过激磁能力 差异较大，因此，采用固定公式的动作判据不能很好满足实际项 目的需要。针对这种情况，介绍一种曲线拟合式的反时限过激磁保护动作 判据，即按照被保护变压器的实际过激磁能力曲线确定N个点的对应数值，通过这 N个点的数值作为保护的整定值输入保护装置 来线性拟合被保护变压器的实际过激磁能力曲线。因为过激磁对 变压器造成的危

35、害主要是使变压器局部过热，因此采用“发热累 积有效值概念”的方法更符合变压器过激磁的实际情况。求过激 磁倍数n的计算公式为式中，n(t为过激磁倍数测量值随时间变化的函数；T为过激磁开始到计算时刻的时间。该动作判据可适应不同的变压器，且与实际工作情况匹配的比 较理想6 结束语通过对变压器保护设计中几个技术问题较详细的分析和探讨表 明，这些问题对变压器保护的正确工作影响重大，如果不能够很 好的解决这些问题，就会直接影响变压器保护的性能，甚至会造 成变压器保护的误动或拒动。针对这些问题所给出相应的较详细 的解决方法有：采用零序补偿方式校正电流量；采用故障分量差 动保护提高对轻微故障的灵敏度；附加稳定

36、特性区方法解决了 TA 饱和对差动保护的影响问题；采用电流量和电压量的综合判 别来识别 TA 二次回路断线和短路故障；采用任意整定 N 组定值 拟合过激磁曲线方式解决过激磁保护的项目适应问题。通过这些 解决方法可以保证和提高变压器保护的可靠工作和安全运行。参考文献：1 王维俭 .电气主设备继电保护原理与应用 .北京：中国电力出版 社， 19982 王梅义 .电网继电保护应用 .北京：中国电力出版社 ,19983 西门子变压器保护 7UT512/513 产品技术说明书4 李宏任 .实用继电保护 .北京：机械工业出版社 ,2002Discussion of solution of several

37、questions of design in the power transformer protectionAbstract: The several technology questions of the design about high voltage and ultra-high voltage large power transformer protection is introduced.The paper describes the solution and discussion about them in detail. Adopt zero sequence current

38、 compensation to revise the currents is avail for identifying magnetizing inrush current and improve sensitivity of the earth- fault。 The fault member differential relay improve sensitivity of the interturn fault and high resistance earth-fault about light faults。 The problem of influence of CT satu

39、ration to differential relay is solved by area of characteristic of additional stabilization。 Adopt integrate distinguish of current and voltage identify the break or short of secondary circuit of CT 。 Adopt setting N group sets to imitate curve of overexcitation solve the problem of adapt for engin

40、eering.Key words: magnetizing inrush current 。 zero sequence current compensation。 fault member 。 break or short 。 overexcitatio 上一页 1 2 前言我国电力变压器产品可按容量大小分为大型变压器（容量大于或等于 8000kVA> 和中小型变压器 （容量小于或等于 6300kVA> ； 也可按电压等级分为 6kV 、10kV 、35kV 、60kV 、 110kV 、 220kV 、330kV 和 500kV 等。作为电压变换设备，变压器被广泛应用于输电和配

41、电领域，特别是 10kV 和 35kV 电压等级的变压 器，在电力、工业和商业配电系统中被普遍使用，且数量巨大。 1999年，我国年产变压器约 33.8万台，其中 10kV 和 35kV 级约 31.3万台，占 92.6。据估计，目前在电网上运行的 10kV 和 35kV 级变压器约有 10 亿 kVA 以上。因为使用量大，运行时间 长，变压器在选择和使用上存在着巨大的节能潜力，特别是量大 面广的 10kV 和 35kV 级变压器。选择高效节能产品，不但对节约 能源具有重要意义，同时还可以大大降低变压器的运营成本，是 企业改善经济效益的重要途径。我国 10kV 和 35kV 级变压器绝大 多数

42、为标准设计，其产品标准经历 ?quot。 64"标准、 "73" 标准、 "86"标准到 90年代中期的 "95" 标准的不断进步，产品由原来的 高损耗型(SJ, SJLS7发展到了现行的较低损耗型 (S9型等。 截至1998年底，S7型变压器及以前的产品已由国家先后公布淘 汰，停止其生产和销售。随着计划经济向市场经济的转变，以及 社会对节能和环保的需求，我国变压器的效率水平将呈现出多样 化的趋势。目前市场上已出现了比S9系列更节能的产品，如S10、S11 系列等。在电网使用的变压器中，役龄超过 20 年的老旧变压器仍约占

43、10以上。这些变压器是按照 60和 70年代当时 "64"和"73" 标准 设计的产品，损耗非常高。与当前的S9系列相比，平均损耗高100以上，节能潜力巨大。对于企业来说，如何从长远的经济效 益出发，确定适当的变压器效率水平以及是否应该用节能变压器替换高耗能变压器，是变压器选购和管理中亟待解决的问题之o国际上有许多评价变压器能效的方法，所有的方法都要求比 较变压器价格及其损耗费用。美国在 70 年代后期，因为能源价格 的攀升，许多电力公司开始要求所设计的变压器应能具有最低的 服务年限费用，这样就产生了总拥有费用 (TOC> 法。 TOC 法在美 国

44、于 1981 年发展成为工业标准。按照 TOC 标准购置变压器一直 沿用至今， TOC 方法是总和了变压器的初始费用和等价现值的损 耗费用，表达所购变压器全面的综合费用。我们用 TOC 法曾评 述过配电变压器 S9型与S7型的经济效益，比较结果说明了S9变压器价格虽高于 S7约20%，但损耗指标比 S7低约21 %, S9所 多支村的资金可以在 23年内从节约的损耗电费中收回。同样， 用S9变压器更换80年前的老变压器产品进行效益比较的结果说 明，在只支付 S9 的设备费不计老变压器回收价值的条件下， S9 的资金也可以在 2 3 年内从节约的损耗电费中得到偿还。本文介绍了用等价初始费用 (E

45、quivalent First Cost- EFC> 的 总拥有费用法 TOCEFC( 以下简称 TOC> 评价变压器经济效益的 具体方法及计算过程。本文提供的方法参照了美国国家电气制造商协会的有关标 准，即：美国 NEMA TP1 1996 标准，并结合了中国的实际情况。2 总拥有费用法 TOC(Total Owning Cost>所谓总拥有费用 (TOC> ，就是变压器的初始投资和其在使用 期内的损耗费用之和。总拥有费用法通过比较具有不同效率水平 和不同价格的变压器的总拥有费用，按照总拥有费用最低来选择 变压器效率水平。2.1 TOC 的计算公式TOC=C + A

46、X NL + B X LL式中 N L-变压器额定空载损耗或铁损， kW； LL- 变压 器额定负载损耗或铜损， kW ； A-变压器寿命期间空载损耗每千 瓦的资本费用，元 /kW ； B-变压器寿命期间负载损耗每千瓦的 资本费用，元 /kW ； C- 变压器初始费用，方案对比时可用其设 变压器非额定条件下的实验 关键词：变压器 实验 短路损耗变压器参数测定、铁心损耗和额定铜损是通过空载和短路实验完 成的，这也是变压器最基本实验。一般空载实验在低压侧进行， 短路实验在高压侧。测试时两个实验均分别施加额定频率下的电 压或电流，所测数据和计算值即为额定条件下的实验结果。但许 多不能满足额定条件场合

47、仍需进行上述实验，因此，有必要研究 变压器在非额定条件下的实验方法、换算公式，以便在实际中灵 活应用。1三相变压器的单相实验与测量若没有三相电源时需要对三相变压器进行度验，则可采用单相电 源对三相变压器进行空载和短路实验，所测数据再换算到额定状 态。因变压器绕组的联接形式不同，实验线路和换算方法也不 同。1.1空载实验实验在低压侧进行，高压侧开路。测量绕组为Y联接空载实验接线如图1。图1低压绕组为Y联接时空载实验接线图图1中，首先将高压侧开路，在低压侧a、b、c三个端子间两两依次施加额定线电压UN。每次测得的空载损耗Poab、Pobc、Poca和空载电流Ioab、lobe、loca，可分别换算

48、为三相空载损耗PO和空载电流IO。因变压器的每相电压低于其额定值，主磁通工作在非饱和状态，这时可认为励磁阻抗是常数，故功率P*U2,电流I*U，于是采用该线路每相绕组的电压为额定时的"3/2倍，每相空载损耗与额定空载相损耗P°cn的关系为：(1/2>Poab=(3/4>P 0©N则额定条件下的三相空载损耗 Po=<2/3 ) <P°ab+ Pobc+Poca)同理，每相空载电流与额定空载相电流Io c N的关系为：I on=<2/a/3) Ioab空载相电流取3次测量的平均值，且线电流为：IO=2<Ioab+ Iobc

49、+ Ioca ) /<3/3)测量绕组为联接实验将高压侧开路，在低压侧a、b、c三个端子间两两依次施加额定线电压，同时将不参与实验的一相作短路连接，即a、b加电压，b、c短接；b、c加电压，c、a短接；c、a加电压，a、b短 接。空载实验接线如图2。图2低压绕组为联接时空载实验接线图由图2知，联接线电压等于相电压，即每次测得的两相空载损耗Poab、Pobc、Poca正好等于单相额定状态下的2倍，测得的空载电流Ioab、lobe、Ioca也为额定时的2倍，则额定条件下的三相 空载损耗为：PO=vPoab+ Pobc+Poca) /2同理，空载相电流取 3次测量的平均值，考虑到线电流与相电流

50、 存在"3的关系，于是10= V3<loab+ Iobc+Ioca ) /61.2短路实验在高压侧进行，低压侧被短路。测量绕组为Y联接如图3,实验时，在高压侧 A、B、C三个端子间两两依次施加电 压。当电压由零开始升高使电流为额定值IN时，测得的两相短路损耗分别为 PKAB、PKBC、PKCA和两相阻抗电压为口砂、uKBC、uKCA，因每次测得的短路损耗PKAB正好是额定条件 PK (Z N的2倍，故额定条件下的三相短路损耗为：PK=<PKAB+PKBC+PKCA ) /2图3测量绕组为Y联接时短路实验接线图同理，阻抗电压uB等于额定条件时相阻抗电压uKzN的2倍，相阻抗

51、电压取 3次测量的平均值，并将其折算到线电压，得阻抗电 压的百分比为uK%= V3<UKAB+UKBC+UKCA ) /6UN测量绕组为联接如图4,实验时，同样在联接绕组上两两之间施加一定的电压，并依次将不参与实验的一相作短路联接。为保证每相电流达 到额定值，电流表中流过的电流应为额定相电流的2倍、额定线电流lN的<2/V3)倍，即1.15In。这时测得的短路损耗和阻抗电 压分别换算至三相时的短路损耗和阻抗电压：PK=(PKAB+PKBC+PKCA>/2UK%=<UKAB+UKBC+UKCA ) /3UN图4测量绕组为联接时短路实验接线图一般对于中小容量变压器，在相邻两

52、铁心的相上测得的损耗基本相 同,而两个边柱铁心的相上测得的损耗比相邻两铁心的相上测得的 损耗大1%-3%。2降低电流下的短路实验短路实验电源的容量SK=SN*uK%*KK*Ka*Kb式中:SN 被试变压器的额定容量；UK%被试变压器的阻抗电压的百分比；KK-实验电流容量系数，取0.6251.0;Ka-变换系数，取1.2 1.3;Kb-安全系数，取1.01.1;由上式可知 ,实验电源的容量一般为变压器容量的5%-20% 。为减小实验电源的容量 ,允许在降低实验电流下进行短路实验。同时所测得的实验电流IK '和对应损耗 PK'可换算到额定电流IN下的 短路损耗 PKPK= PK &

53、#39; *(IN/IK ' >2IK '下的阻抗电压uK可换算到额定电流IN下的阻抗电压uK:Uk= Uk' *( IN/ IK ' >3 非额定频率下的实验变压器空载损耗 P0主要是铁心损耗 PFe。当实验电源频率为非额 定频率时，则空载损耗会发生变化。设非额定频率为f '，对应铁心损耗PFe',根据磁滞损耗 Pn和涡流损耗Pw与电源频率f的关 系可分析：磁滞损耗Pn*f.Bma对于常用的硅钢片， Bm=1.0 1.6 ， a=2涡流损耗 Pw*f2 Bma因此当硅钢片厚度及材料一定时，铁心损耗与电源频率及磁密幅值的关系为PFe*

54、 f 卩 Bma式中:B=1.2 1.6。在非额定频率为f '，对应铁心损耗为PFe'时，折算到额定频率为fN时的空载损耗为：P0= PFe'你/>'B取1.5即可。阻抗电压uK的有功分量uKR与f无关，无功分量u与f成正比。 额定频率fN下的阻抗电压Uk=a/ <UKxfM f I?+u?kR在实验电源较差时，如容量小，相数少、电网频率波动大等，变压器可采用非额定条件下实验，所得实验结果需进行电流、频 率、相数及温度等多种换算，以得到准确的结果。参考文献：1、沈阳变压器厂.变压器实验.北京：机械工业出版社，1987,268 2、西安交通大学.电力项

55、目.水利电力出版社，1984干式变压器的项目选型及应用摘要：我国树脂绝缘干式变压器年产量已达10000MVA，成为世界上干式变压器产销量最大的国家之一。随 着低噪（2500kVA以下配电变压器噪声已控制在50dB以内、节能（空载损耗降低达 25%>的SC（B>9系列的推广应用，使得我国干 式变压器的性能指标及其制造技术已达到世界先进水平。关键词：干式变压器温度控制防护出线方式1、 干式变压器的温度控制系统干式变压器的安全运行和使用寿命，很大程度上取决于变压器绕组绝缘的安全可靠。绕组温度超过绝缘耐受温度使绝缘破坏，是导致变压器不能正常工作的主要原因之一，因此对变压器的运行温度的监测及

56、其报警控制是十分重要的，今对TTC-300系 列温控系统作一简介。(1风机自动控制：通过预埋在低压绕组最热处的Pt100 热敏测温电阻测取温度信号。变压器负荷增大，运行温度上升，当绕 组温度达 110 c时，系统自动启动风机冷却；当绕组温度低至 90 C 时， 系统 自 动停止风机。(2超温报警、跳闸：通过预埋在低压绕组中的 PTC 非线性热 敏测温电阻采集绕组或铁心温度信号。当变压器绕组温度继续升 高，若达到155 C时，系统输出超温报警信号；若温度继续上升 达 170c ，变压器已不能继续运行，须向二次保护回路输送超温 跳 闸 信 号 ， 应 使 变 压 器 迅 速 跳 闸 。(3温度显示

57、系统：通过预埋在低压绕组中的Pt100 热敏电阻测取温度变化值，直接显示各相绕组温度( 三相巡检及最大值显示，并可记录历史最高温度 ，可将最高温度以 420mA模拟量 输出，若需传输至远方 (距离可达 1200m 计算机，可加配计算机 接口， 1 只变送器，最多可同时监测 31 台变压器。系统的超温报 警、跳闸也可由 Pt100 热敏传感电阻信号动作，进一步提高温控 保护系统的可靠性。2 、 干 式 变 压 器 的 防 护 方 式 根据使用环境特征及防护要求，干式变压器可选择不同的外 壳。通常选用 IP20 防护外壳，可防止直径大于 12mm 的固体异物 及鼠、蛇、猫、雀等小动物进入，造成短路停电等恶性故障，为 带电部分提供安全屏障。若须将变压器安装在户外，则可选用 IP23 防护外壳，除上述 IP20 防护功能外，更可防止与垂直线成60°角以内的水滴入。但 IP23 外壳会使变压器冷却能力下降，选 用时要注意其运行容量的降低。3 、 干 式 变 压 器 的 冷 却 方 式 干式变压器冷却方式分为自然空气冷却(AN 和强迫空气冷却(AF 。自然空冷时，变压器可在额定容量下长期