变压器的保护措施分析

变压器的保护措施分析（共10篇）

变压器的保护措施分析 篇1

摘要：涌流可能引起运行变压器或发电机的差动保护误动,影响变压器和发电机的安稳运行。从生产实际工作出发,构建电力系统物理模型,较为详细地分析了500kV变压器空投过程中,产生励磁涌流及和应涌流的原因、特点和由此带来的实际问题。最后,提出了多种目前现场可以采取的防范措施。

关键词：500kV变压器,空载合闸,励磁涌流,和应涌流,保护,预控措施

0 引 言

国华台电是神华国华电力公司在广东省投资的南方电网内最大的火力发电厂,从2003年12月份后,陆续投产了5台600 MW及2台1 000 MW的燃煤火力发电机组。然而,在发电机组陆续投入生产营运后,曾经出现过500 kV变压器空载合闸(以下简称空投)过程中因涌流引起的运行中变压器及其级联的高压厂用变压器、发电机保护异常运行的现象。

建立一个由多条500 kV输电线路、多台600～1 000 MW发电机组构成的电力系统物理模型(如图1所示),从生产实际出发,进行简要的电量分析和预控措施的探讨,仅供大型发电厂、变电站继电保护相关工作人员进行酌情分享、参考或应用。

1 励磁涌流及和应涌流产生的原因分析

当500 kV系统内连接多台大型变压器时,如果其中一台变压器进行空投,在该变压器铁心中将产生各种磁通,这些磁通主要是稳态磁通、偏磁和剩磁。其中稳态磁通的数值和电源电压有关[1]。

1.1 偏磁产生的原因分析

变压器任一侧绕组感受电压突变的瞬间,根据楞次定律,任何电感线圈磁路中的磁链将维持不变[1]。如图2所示,设N1、N2为初级绕组的匝数, Φ为与初级绕组交链的总磁通, U1为初级电压、 i1为初级电流, U2为次级开路电压。

由此可写出初级绕组的电压方程:

undefined

R1为初级绕组的电阻。

当电压 U1为正弦函数时,上式可以表示为:

U1=Umsin(ωt+α) (2)

其中α为t=0时U1的初相角。

如忽略电阻R1,则U1的表达式改写为:

undefined

求解微分方程得到磁通Φ的表达式为:

Φ=Φm[cosα-cos(ωt+α)] (4)

式中undefined为磁通的幅值。

在t=0时:若undefined,则Φ=Φmsinωt;若α=0,Φ=Φm-Φmcosωt。即电源投入瞬间变压器磁路中的磁通除了含有余弦波形的稳态值-Φmcosωt磁通外,还有一个数值为Φm的偏磁 Φp。对有损( R1>0)变压器则会按绕组的时间常数undefined衰减, L1为初级绕组的电感。也就是说偏磁的大小和极性取决于给变压器施加电压瞬间的电源电压相位角,即合闸角。

1.2 剩磁产生的原因分析

任何铁磁材料在去掉外施的磁势后都会留有剩磁,剩磁的数值及极性取决于切断磁势瞬间的磁通数值及极性,剩磁的大小还与铁磁材料的特性有关。图3是铁磁材料的磁滞曲线,从曲线中不仅看到磁路的饱和特性,还可以发现当磁势H为零时,磁通密度B并不为零,而是剩磁BR。研究表明剩磁的大小和极性主要取决于切断变压器电源时的相位角,即分闸角[1]。

1.3 产生励磁涌流及和应涌流的原因分析

正是由于稳态磁通、偏磁和剩磁组成的合成磁通,在变压器铁心磁路进入饱和状态时导致其导电绕组的电抗急剧下降,形成饱和磁通。饱和磁通是设计变压器时确定的,它取决于铁心材料的磁导率、磁路截面及磁路长度等因素。当变压器空投后,铁心中的各种合成磁通值超过饱和磁通时就是产生励磁涌流的真正原因。与此同时,在与其并联运行的中性点接地变压器绕组中也将出现浪涌电流,即和应涌流[2,3]。图4为多台变压器并联运行的等效电路模型图,假设T1为准备空投的变压器,Tn为运行变压器,Us为无穷大系统,Rs和Xs为系统电阻和电感, iS=i1+…+in。即1号主变空投时不但在1号主变高压侧产生励磁涌流,而且在运行中的n号变压器高压侧接地绕组中都将产生和应涌流。

2 励磁涌流及和应涌流的特点

2.1 励磁涌流特点

变压器空投所产生的励磁涌流含有很大的直流分量[4],其主要特点是:

(1) 含有很大成分的非周期分量,往往使涌流偏于时间轴的一侧。

(2) 含有大量的高次谐波分量,并以二次谐波为主。

(3) 励磁涌流波形出现间断角。

(4) 励磁涌流在初始阶段数值很大,以后逐渐衰减。典型波形如图5所示,从上至下波形分别为:主变高A相最大有效值0.69 A、主变高B相最大有效值0.24 A、主变高C相最大有效值0.53 A、主变接地中性线N相最大有效值0.26 A、A高厂变高压侧A相最大有效值0.37 A。

2.2 和应涌流的特点

和应涌流与励磁涌流密切相关,交替产生。当变压器的励磁涌流处于峰值附近时,母线电压的瞬时值较低,此时不会产生和应涌流;当变压器的励磁涌流处于间断期间,母线电压恢复到额定电压附近,变压器在励磁涌流的直流分量和高电压共同作用下将产生和应涌流[4]。其主要特点是:

(1) 相对于励磁涌流而言,和应涌流是在空投变压器发生合闸操作后的几个或十几个周期内开始出现,为负(反)向的,并在时间轴上交错。即当变压器空投而铁心为正向饱和时,并联运行变压器的铁心趋向反向饱和,涌流的方向如图6所示。

(2) 和应涌流的产生本质也是由于偏磁和剩磁的累积导致变压器饱和而引起,因此其波形特征与常规的励磁涌流并无显著差异,呈现尖顶波、间断角等特征,只是变化趋势和衰减速度不同而已。

(3)运行中变压器由初始的不饱和状态逐渐过渡到饱和状态,和应涌流将由小到大逐步增长,大小与励磁涌流的大小有关,衰减速度比励磁涌流更加缓慢。

3 变压器空投产生涌流带来的实际问题

(1) 由于和应涌流方向相对于励磁涌流方向相反。当系统中某台变压器空投时,因涌流产生的零序电流将通过同一母线上所有接地变压器中性点。即1号变压器高压侧接地零序电流Io1的方向,与其余运行中的变压器因和应涌流产生的接地零序电流Io2+…+Ios,方向如图7所示,两者流向相反。如果零序电流幅值足够大和持续时间足够长,就有可能引起运行中的变压器零序过流保护误动。

(2) 由于大容量有损变压器空投的暂态过程持续时间长,励磁涌流衰减时间长,空投的变压器可能因为励磁涌流未得到有效制动而导致分相差动保护误动。又因和应涌流增长较缓慢,运行变压器差动保护也有可能在变压器空投一段时间后,由于和应涌流而导致分相差动保护误动。类似误动案例,在2010-2011年度广东省多个大型火力发电厂、变电站都出现过。

(3) 由于系统中变压器空投带来励磁涌流及和应涌流的产生,对运行中的发电机组U、P、Q等电量也会产生一定的影响,如果机组自动励磁调节器(AVR)中电力系统稳定控制器(PSS)或数字电液控制系统(DEH)参数没有调节好,很有可能导致运行机组有功功率长时间低频率振荡,一旦机组协调控制不好,严重时可能导致继电保护误动。

4 针对涌流产生的后果应采取相应的预控措施

4.1 利用全自动消磁设备对停运的变压器进行消磁,以减少变压器铁心剩磁

常用全自动电力变压器消磁机来消除变压器直流电阻试验后的剩磁,对变压器免受励磁涌流冲击、安全投运有较为重要的作用。可以对变压器进行分相消磁,也可以分两次对AB相及BC相进行消磁。有条件的情况下,建议加装电容法隔直原理的变压器中性点直流电流抑制装置,用于解决500 kV变压器因直流输电线路单极对地运行等引起的变压器直流剩磁问题,该方法已经在广东省有成功应用经验。

4.2 采用微机型涌流抑制器进行涌流抑制

理论证明变压器剩磁极性和数值与断开电源时的分闸相位角有关,因此,通过获取分闸角的数值来决定下次合闸时合闸角的方法,在很大程度上可以做到电压突变时励磁涌流的极性和数值可控。典型接线如图8所示。

4.3 合理设置变压器、发电机分相差动保护定值

(1) 变压器分相差动保护定值

按照《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》(以下简称《导则》)5.1.3.2变压器纵差保护动作特性参数的计算规定,带比率制动特性的纵差保护动作特性,通常用直角坐标系上的一条折线表示,这一动作特性曲线由无制动最小差动动作电流Iop.min、起始制动电流(拐点) Ires.0、折线的斜率 S三个参数所确定[5]。在工程实用整定计算中Iop.min=(0.2-0.5)IN/na,Ires.0=(0.8-1.0)IN/na,斜率S的整定要求纵差保护的动作电流应大于外部短路时流过差动回路的不平衡电流,灵敏系数大于等于2。当前国内大型变压器差动保护大多采用二次谐波制动比来防止误动。根据经验,一般整定为15%～20%。鉴于大型变压器空投后引起过多次变压器差动保护误动的事实,以及实际上大型变压器二次谐波比例越来越小,故电网公司建议必要时可将变压器差动保护二次谐波制动比调整为10%～12%, Iop.min整定为0.5IN/na。

(2) 发电机分相差动保护定值

按照《导则》4.1.1发电机比率制动式纵差保护动作特性参数的计算规定,这一动作特性曲线由无制动最小差动动作电流Iop.min、起始制动电流Ires.0、折线的斜率S三个参数所确定[5]。实际可取Iop.o=(0.1-0.3)Ig/na, Ires.0=(0.8-1.0)Ign/na,斜率S的整定要求当发电机机端两相金属性短路时差动保护的灵敏系数大于等于2。鉴于2011年3月份,广东某500 kV电厂一台600 MW运行机组的发电机保护在相邻主变空投时,受和应涌流影响,因发电机两端CT特性不一致而产生差流,导致发电机差动保护误动的事实,广电调度继[2011]33号关于开展220 kV及以上并网机组防止励磁涌流等因素造成发电机保护误动的专项工作通知,反措要求发电机纵差保护用CT特性必须一致,建议Iop.min整定值适当提高并不小于0.3Ign/na。

4.4合理设置变压器零序电流保护定值

按照《导则》5.6.1中性点直接接地的变压器接地保护规定,可由两段式零序电流保护构成。Ⅰ段零序过电流继电器的动作电流应与相邻线路零序过电流保护第Ⅰ段或第Ⅱ段或快速主保护相配合,330 k V及500 k V变压器高压侧Ⅰ段零序过电流保护只设一个时限。Ⅱ段零序过电流继电器的动作电流应与相邻线路零序过电流保护的后备段相配合,灵敏系数大于等于1.5[5]。从图5的500k V主变空投时主变高N相电流录波图显示,二次最大有效值约0.26 A,表明变压器零序电流保护定值整定值不宜过小,否则就有可能发生误动的可能。目前台电二期500 k V主变压器(1 112 MVA容量、配置1 500/1A中性点零序保护CT)零序保护Ⅰ段电流二次值为2 A、6.0 S,Ⅱ段1.5 A、6.5S,运行情况良好。

4.5 合理设置PSS控制参数

每当区域内有500 KV变压器空载投运时,都会给系统突加一个很大的无功负荷,造成系统U、P、Q等电参数发生较为剧烈的扰动,给DEH的调节造成了困难,在台电百万机组没有投入PSS功能之前,有时这种操作会造成发电机组电气量长达约120秒的明显波动,经现场录波显示该波动属于低频振荡范畴,如果波动时间过长、波动幅度过大,势必造成继电保护误动,波形图见图9。

后经广东电科院现场测试和参数优化试验,设计整定了PSS参数,报电网公司仿真后,要求在大于等于机组最低稳燃负荷(30～40%Pn)下及时投入PSS功能,使之发挥正阻尼作用。所以,建议同类电厂尽快开展类似的工作,将运行机组的低频振荡抑制在初始的2～3 s钟内。

5 结束语

通过浅析大型变压器空投所产生的涌流,根据其原理、显现的特性,以及由此造成相关继电保护不正确动作所带来的不良影响,本文从电气一次、二次和热控专业等诸多方面、多角度提出了较为实用的安全预控措施,以此最大限度地预防由于变压器空投,导致运行中的变压器、发电机继电保护误动的事故发生,进一步确保发电厂、变电站乃至电网系统设备的安全、稳定、经济运行。

参考文献

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[2]张雪松,何奔腾,张建松.变压器和应涌流的产生机理及其影响因素研究[J].电力系统自动化,2005,29(6):15-19.

[3]袁宇波,李德佳,陆于平,等.变压器和应涌流的物理机理及其对差动保护的影响[J].电力系统自动化,2005,29(6):9-14.

[4]毕大强,孙叶,李德佳,等.和应涌流导致差动保护误动原因分析[J].电力系统自动化,2007,31(22):36-40.

[5]王维俭,孟庆和,毛锦庆,等.DL/T684-1999,大型发电机变压器继电保护整定计算导则[S].北京:中国电力出版社,2000.

变压器的保护措施分析 篇2

摘 要：本文对110kV某变电站主变压器失压故障进行详细剖析，之后在此基础上进行故障排查过程要素及细节分析，低压侧违规小电源内容实为主要诱因之一，致使主变间隙保护误动现象产生，我们应正视此类现状，从实际角度出发，及时进行相关自备应急电源排查和保护配合措施整改，自备电源排查环节不必可少。

关键词：110kV；主变压器；变电站；间隙保护

110kV某变电站是110kV电网核心变电站机构之一，其主要职责即为乡镇企业单位供电和百姓群体供电，内在正常负荷12MVA装配备1台数量的110kV主变压器设备，最终联络站点电压均为220kV。110kV侧选取内桥接线模式为主要操作手段，以桥背投模式为主，分位处位置为分段101断路器设备，需要注意的是，此时35KV线路回数量为2，10kV线路回数量为5，在中低压侧位置处并无并网线路状况存在。

1 故障情况要点分析

某变电站110kV线路万赞I线发生V相接地短路不良状况，基础性故障距离为9km，I线距离I段保护行为，52ms之后171断路器设备实施跳开态势，此时相关线路被切除，1801ms之后重合闸动作，此时故障被定性为基本排除。110kV变电站故障发生瞬间，后备保护结构系统正常运行，551ms间隙保护1出口，间隔1ms之后则顺利进行2出口保护，此时主变压器设备三侧对应电路前设备均被断开，失电状态开始波及开来，具体负荷损失量度为12mva，分支变电站220V 1号主变压器设备110kV侧中性点和2号主变压器设备110kV侧中性点均接地。

2 故障成因及排查要点分析

因为此变电站2号主变压器设备定值已被原定，对应主变压器设备保护模式以PST-1202C为主，高压侧位置间隙零序过流投入机制和对应过压保护投入机制均保持正常平稳运行态势，间隙过流定值详细量度为4A，需要注意的是，正规间隙过压定值应为150V，通过间隙零序过流0.5s以及零序过压0.5s后，主变压器设备三种位置断路器设备均显示跳开，此时桥内容也被涵盖其中。应该了解到，外接口位置处的三角电压内容即为间隙过压核心点。故障出现后阶段内，52ms线路切除操作正常，三项电流消失殆尽，UV此时实际显示为0V，但是UU和UW却不是0V，但后二者基本保持规则波形运动，当此次故障出现后551ms阶段，间隙保护1出口，1ms后间隙保护2出口，常规保护动作跳开原有主变压器设备本体三侧开关，整个电站显示为失电。通过数次分析和调查可以看出，52ms后，线路被切除，那么最终零序电压不会是0V，使得间隙保护在一定时间后，基本出口切除相应主变压器设备三侧位置断路器设备，这时故障主要成因即为线路故障排除环节完成后仍旧陆续存在的UU、UW、UO，被切除线路原本应显示为失压，所以没有消失的电压部分只能根据变电站低压侧位置进行反送，其即为主要成因，实践操作流程中不难发现，变电站低压侧位置处并没有并网线路，所以此时对故障线路进行切除之后，仅仅可以依靠的也只有低压侧用户本体自备小型电源设备了。

3 110KV主变压器间隙保护误动作处理方案要点分析

此变电站所处位置为偏远矿区，小型矿厂和企业繁多，所以需要从实际出发，加强应急电源设备的详细检查力度，深入末端变电站低压侧用户群体中，通过反复排除和调研来督促用户群体遵循正规章程内容并进行应急电源合理使用，供电企业和供电单位登记备案环节必不可少，自备应急电源投入切换装置技术提升尤为重要，其务必满足国家标准。需要特殊提到的一点是，自备应急电源和对应电网电源二者间应进行正规电气闭锁装置设置与正规机械闭锁装置设置，旨在有效遏制倒送电状况产生。

针对终端变电站中的低压现状，需对并网小电源进行整体规划与处理，有效借助间隙动作保护机制进行并网线切除，旨在防止小电源局域网模式产生，与此同时，运用此种方法还可剔除非同期并列电网震荡问题，其次则是进行并网线路低频低压减载保护定值的科学合理调整，首要一点为小电源并网线路切除，目标在于保障失压符合通过上级重合闸媒介加以调整，以至最终实现自投供电的完美恢复。

自备小电源定位技术是当前较为常用的专项技术之一，终端变电站中，低压状况时有发生，没有在允许状态下即投入使用的并网小电源会在一定程度上造成间隙保护状况，需积极筛选行之有效的解决办法。终端电网以受电端形式产生，其发展趋势会对基本网络符合现象做出有力反应，所以需要按照未来发展趋势特质进行小电源定位，从而更好更优地进行综合自动化系统保护，以至有效防止不良故障的发生和蔓延。当终端变电站失压形成后，间隙保护工作便可有效增加潮流方向定位力度，便可判断反送电状况的存在性，此时进行失压电路其设备切断，以保障总体用电安全。当故障线路被切除之后，本体录播图显示线路中会存在波形电压，反送点潮流具体流向最终会产生相位改变，所以需要借助此模式加以辅助操作，以此来作为基本判断依据，从而进行闭锁间隙保护要素创建。基层电网综合自动化监控结构系统创建会增加优异逆向预警定位能力，值班人员会熟知电网潮流走向，当及时发现问题的同时找寻行之有效的办法予以解决，使违规电源无所遁形，之后在此基础上提供优质的电力输送。

4 结束语

综上所述，110kV变电站主变压器间隙保护动作产生会致使大面积停电状况产生，机械闭锁装置配备等可起到优良防御效果，需及时完善间隙保护机制，针对违规小电源现象，合理利用潮流变化详情进行辅助判断依据建立，以至有效提升保護工作的科学性、有效性与可靠性开展。

参考文献：

[1]谢永胜，孙伟，方伟华，周志巍，洪玫.110kV主变压器间隙保护的整定及运行研究[J].电力系统保护与控制，2009（01）.

[2]毛为民.10kV小电源上网对变压器间隙电流保护和低频减载整定配合的影响[J].继电器，2002（08）.

[3]韩东，郝丽荣，贾玉良.110kV及以上电压等级单电源线与主变间隙保护相配合问题探讨[J].中国集体经济，2011（33）.

[4]王鲜花.110kV及以上电压等级单电源线与主变间隙保护相配合问题探讨[J].电力信息化，2007（S1）.

变压器的保护措施分析 篇3

众所周知, 励磁涌流是由于变压器铁芯磁通饱和所引起的冲击电流, 其大小与变压器等值阻抗、合闸初相角、剩磁大小、绕组接线方式、铁芯结构及材质等因素有关。主变在空载充电时, 充电的电流波形偏向于时间轴一侧的, 为典型的励磁涌流波形。大型变压器在合闸充电时, 由于其电感性加上合闸瞬间供电电压的相角不确定性, 会存在最大7～9倍的励磁涌流, 其原因就是电感电流不能突变。根据U=L×di/dt, 如果合闸时正弦电压最大则可以平稳过渡;一旦不在此相位, 特别是在过零位电压时, 必然产生巨大的电流强迫变压器电流过渡到正弦波形, 这个电流就是励磁涌流。

一般情况下, 三相变压器的励磁涌流有以下特点: (1) 由于三相电压之间有120°的相位差, 因而三相励磁涌流不会相同, 任何情况下空载投入变压器, 至少在两相中要出现不同程度的励磁涌流。 (2) 某相励磁涌流可能不再偏离时间轴一侧, 变成了对称性涌流, 其他两相仍为偏离时间轴一侧的非对称性涌流。对称性涌流数值比较小, 非对称涌流仍含有大量的非周期分量, 但对称涌流中无非周期分量。 (3) 三相励磁涌流中有一相或两相二次谐波含量比较小, 但是至少有一相比较大。 (4) 励磁涌流波形存在间断角, 其中以对称性涌流的间断角最小。 (5) 励磁涌流中含有直流分量和高次谐波分量, 随时间衰减, 其衰减时间取决于回路电阻和电抗, 一般大容量变压器约为5～10 s。

2 案例分析

2.1 案例一

某电厂对#1主变进行充电时, #2发电机出现“差动保护动作”信号。现场检查#2发电机第一套保护装置“差动保护动作”灯亮;检查装置定值, 其整定与最新定值通知单一致, 其中1 pu=5.0 A (二次值) =25 k A (一次值) 。据此可以看出差动保护启动值对应为0.19×25 k A, 即4.75 k A。

G60差动保护特性如图1所示。保护取各侧电流最大值作为制动电流IR, 差动电流Id取两侧电流相量差绝对值。

#2发电机差动保护启动值为0.19 pu, 当制动电流IR介于0～0.19/0.3 pu范围即0～0.633 pu时, 只要差动电流Id>0.19 pu保护即动作;当制动电流IR介于0.633～1.0 pu范围时, 差动电流Id>0.3×IRpu时保护动作;当制动电流IR>3.0 pu时, 差动电流Id>4×IRpu时保护动作;在制动电流介于1.0～3.0 pu范围时, 为防止区外穿越性故障装置动作, 曲线为一光滑的变斜率曲线。

如图2所示, 由动作记录波形可以看出, 以保护动作时为0 s, 保护动作前约422 ms#1主变厂变充电。这时, #2发电机由于励磁调节器的作用, 自动增加无功输出, 以满足#1主变运行时所需的无功;保护动作前约32 ms, B相两侧电流开始有偏差并逐步增大 (正常时二者仅相差一个励磁变的电流, 装置无法反映出该差流) ;保护动作时刻, B相机端电流为15 266.12 A、∠-119.52°, B相机尾电流为16 628.99 A、∠-138.97°, 由#1主变厂变充电产生的励磁涌流 (主要是二次谐波) 引起的差动电流为4.980 5 k A, 即Id=0.199 pu, 制动电流为16.748 k A, 即IR=0.669 pu, 此时Id/IR=29.7%, 满足动作条件, 因此B相差动保护动作。

2.2 案例二

某电厂向#2主变及#2厂变充电, 在合上2900断路器后, #1机组由于发电机差动保护P343动作而MFT全停;发电机出口CT, A、B相电流与发电机中性点CT, A、B相电流, 在事发时电流大小相位一致;而C相虽然电流大小一致, 相位却相差了92-109=-17°, 在这个相位差的作用下引起的电流差值为0.76 A, 大于差动保护的动作差流整定值0.7 A, 从而引起差动保护出口跳闸, 动作正确。

3 事故原因分析

前文提到了励磁涌流的特点致使其数值大小不能确定, 再加上发电机差动保护两侧CT不匹配等原因, 就会导致相邻运行发电机差动保护动作。

分析上述2个案例, 可以得到以下事故发生的共同点: (1) 直接原因:因变压器在充电时励磁涌流过大所引起。 (2) 间接原因:一是发电机差动保护整定值过于保守, 在系统出现大扰动时, 就会第一时间切断和保护发电机;二是变压器当时的剩磁及其引起的残压可能比较高, 没有对变压器进行足够时间的对地放电等。 (3) 主要原因:发电机出口CT与发电机中性点CT的饱和特性不匹配, 如铁心材料、响应比、误差率、饱和曲线等, 由此引起发电机出口CT和中性点CT出现相位差, 在这个相位差的作用下引起的电流差值大于差动保护的整定值, 从而引起了差动保护出口跳闸。 (4) 差动保护都是只有一相达到动作值。

4 防范措施

由上述分析可知, 变压器空充对相邻发电机组的安全运行乃至电网的稳定可靠性都会带来严重威胁。如何把变压器空充时的励磁涌流降低, 长期以来一直是从事电力工作的人员研究的一项重要课题。现结合以上案例及笔者在工作中所掌握的一些防范励磁涌流的知识作如下总结, 希望能给大家带来一点帮助: (1) 对发电机差动保护定值应综合考虑整定, 根据发电机差动保护动作的起因、结论以及系统参数的变化情况, 对差动保护整定值重新审核计算, 必须将以上所述的相邻变压器充电时引起的励磁涌流现象考虑进去, 以躲过外部最大励磁涌流引起的差流, 同时核算差动保护的灵敏度必须大于等于2; (2) 防范CT参数差异引起的差流, 为了尽量减小励磁涌流对保护的影响, 对发电机2组CT的饱和特性曲线进行精确试验是非常必要的; (3) 在条件允许的情况下可以安装变压器智能合闸相角控制装置, 它能有效降低励磁涌流, 使其最小化; (4) 建议变压器每次充电前先合地刀, 对地充分放电后再受电; (5) 采用分相差动具有比率制动特性、循环闭锁及由负序电压解除循环闭锁的差动保护原理, 保护逻辑如图3所示。

5 结语

本文简要介绍了变压器空充产生励磁涌流的原因、特点以及危害, 接着以励磁涌流引起发电机差动保护动作的电力事故为实例, 进一步对其进行深入分析和探讨, 最后提出了几点防范变压器空充时发电机保护误动的具体措施, 具有一定的可操作性。鉴于变压器空充等继电保护工作的复杂性和发电机差动保护原理的深奥性, 本文难以论述得面面俱到, 而仅就一些共性现象进行了阐述, 希望能为同行们提供一点借鉴和参考。

参考文献

[1]王维俭.电气主设备继电保护原理与应用.中国电力出版社, 2002

[2]陈忠.降低励磁涌流不良影响的措施.电力系统保护与控制, 2009 (23)

变压器的保护措施分析 篇4

关键词：地铁35 kV环网；接地变压器；故障分析；防护设计

中图分类号：TM246 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）02-0088-01

地铁环网接地变压器在整个地铁系统运行中起到至关重要作用，在设计中要科学分析、统筹考虑，结合具体实际进行电器故障分析与处理，提升变压器的稳定性，保障整体线路的正常运行。

1 地铁35 kV环网接地变压器的结构及工作原理

地铁35 kV环网接地变压器是一项人为在连接系统中设计的中性点转接技术，它是在中间点另加设接地电阻接地设备，一旦发生线路单相接地短路故障时，能够重新构成新的通路，产生零序电流，将故障问题控制在标准范围之内，从而对变压器起到保护作用。近时期常用的接地变压器多数为“Z”字型结构模式，有人称这种结构模式为“千鸟接法”的接线方法，这种Z型结构的接地变压器在结构上与普通三相芯式变压器相比，有许多相同的之处，只是在每相铁芯上的绕组方式上有所差异，但这结构所发挥的效能是普通变压器达不到的，它从上、下两面进行相等匝数曲折形连接。在接线的方式采用ZN、YN两种形式， 采用油浸式和干式绝缘两种进行，Z型接地变压器零序阻抗低，而空载阻抗高，安全性能更高、动力效果相對强等优点，由于现在地铁接地变压器多以干式绝缘变压器为主，以下围绕干式绝缘变压器为主题展开论述与分析。

2 地铁35 kV环网接地变压器的常见故障分析

地铁35 kV环网接地变压器在电路整体设计及运行中，出现的故障一般分为内部故障与外部故障两类。外部故障是环网接地变压器中最常出现的故障，多数是指在接地变压器的外部及连接的线路接口及线体等处出现问题，可能会出现单相接地或短时间的短路现象。干式绝缘变压器的内部故障多数是指在变压器的内部铁芯及，以及线圈绕组部位中间出现的线路损坏等发生故障问题，多数分为“初始”故障和电气故障两大类。

2.1 “初始”故障分析

接地变压器“初始”故障是变压器的内部常见问题，是在电路运行初期发生的问题，最初可能不会产生一些大的电器损伤，也可能在短时间内不会有明显的外在表现，但长时间会造成大的故障问题发生，这种初始的小故障也要引起我们高度重视。

首先要弄清造成初始化故障的原因，通过实践表明，以下几种因素是造成初始化故障的主要因素：

①内部分接开关产生问题，并联的变压器或内部中的并联元件在运行时，出现负荷分配不合理，往往会产生环流，造成变压器线组产生热过多损伤元件，从而造成故障。

②变压器内部的导体中的铁芯或线圈及连接不良等问题，从而造成在变压器内部产生间歇性电弧，对变压器内容的部分元件造成损伤，出现初始化故障。

③变压器内部的冷却介质不足或降温效果不良，造成内部热量越积越多，使内部的温度升高，时间久了容易造成部分线体或元件损坏，从而出现故障。

实际表明，初始化故障可以从最初一些现象呈现，并及时得到有效处理，由于短路而引发中性点过电流及过电压，冷却故障出现变压器温度升高等。

2.2 电气故障分析

接地变压器在内部出现故障，造成线路不能正常供电，主要有以下几种原因造成的：首先是由于中性点位置直接接地、侧单相线路接地造成短路引起内部电路故障；其次是高压线组或低压绕组相互间影响造成的短路现象；再次是由于高压绕组或低压绕组匝间引发的短路现象。如果是由于以上三种原因造成的电气故障，可以利用专业仪器对变压器的不平衡电流和电压进行检测，通过相关数据分析、与相关技术标准进行比对，从而找到故障的真正问题所在，有针对性进行解决处理。

2.3 仿真平台模型构建分析

在环网接地变压器出现问题后，可以通过进行仿真平台模型构建来有效分析、处理，从而更好发现故障，及时采取有效措施进行解决。

通过利用现代高科技仿真软件MATLAB等的图像处理优势，结合具体实际，在平台中建立一个由几个单相多绕组的故障模型变压器，同时建立一个10 kV的不接地谐振系统，围绕故障常出现问题进行仿真分析验证，通过相关数据的分析、处理及比对，更准确的找到故障所在，从而有针对性进行制订解决方案，确保电路高效得到解决。

3 地铁35 kV环网接地变压器的保护设计

造成地铁35 kV环网接地变压器的故障因素有许多，有配件质量、技术难题等客观因素，也有许多人为方面的因素，在对变压器防护设计及运营中要加强保护设计，也能降低故障发生率，保证系统的正常运行。

3.1 增强变压器保护配置

在变压器的配置方面加强保护措施，可以有效加强对变压器的保护，将损失度降低到最低化。同时国家在质量安全生产相关规定中也明确指出，当变电装置的总容量超过有着规定的标准时，要配置相关的继电器等系列的保护措施，确保变压器的正常运行。

首先采用自断式防护措施。一般有熔断式及切断式，这种措施相对便宜、操作方法简单、防护效果好，在配电变压器容量不超过规定标准的电量时，采用自断式熔断设备作为防护措施，可以很好的进行高压侧短路的保护以及低压侧过负荷保护，实践证明效果比较理想。其次负荷开关与自断式保护器组合。这种二者结合防护可以在短时间内断开瞬间产生的高压电流，优点是可以对单相、两相、三相短路进行维护，当短路故障中任意一处都能起到保护作用，从而能在最短时间内触发负荷开关，及时将故障问题隔断。再次采用断路器与继电器组合，它具有开断容量大、分断次数多且功效明显，组合使用可以加强对电变压器短路保护能力。

3.2 优化零序保护方案

在对变压器的防护设计中，优化零序保护不失是一种比较理想的措施，主要从以下几个方面展开：

①外部故障的异步划分。当发生外部的接地故障时变压器的中性点电流会发生增加，随着发展会出现比较大的差电流，可以根据中性点电流与差电流的变化进行判定，如果中性点电流增加同时差电流变就，可以判定出现了外部接地故障，如果二者同时出现，可以判定不是外部外故障。

②分布判定。电流变压器发生外部及内部故障时，电流的呈现不同的分布状态，通过专业仪器检测出数据分析计算比对可以判定区外与区内的故障。还可以进行二次谐波闭锁判定。通过对变压器中的中性点电流的二次谐波的含量不同，进行对中性点侧的饱和程度，采用零序防护措施在特定的时间段内使用闭锁判定，可以有效的防止中性点饱和程度造成的误动现象，可以有效进行故障的分析与处理。

3.3 规范操作技术流程

环网接地变压器的防护一方面要靠硬件方面质量的保障，还要加强技术方面人为因素，在变压器的各配件的技术标准、安装参数以及在外部具体安装过程等方面要严格遵循操作流程，确保各项安全指标参数均符合国家的相关质量安全标准，以保证电力整体系统的安全稳定运行。

4 结 语

地铁35 kV环网接地变压器的稳定性，关系到整个地铁系统的安全运行，也事关人们生活、生产的和谐有序。我们要在具体实践加大研究力度，不断总结出故障分析与防护的更成熟的经验与做法，不断推动地铁电力系统的更好发展。

参考文献：

[1] 黄建莹.配电系统用接地变压器的论证[J].广东输电与变电技术，2008，=（1）.

变压器的保护措施分析 篇5

110 k V变压器中性点一般采用分级绝缘结构,中性点绝缘水平相对较低。在110 kV电网中,由于系统运行方式的需要,一般110 kV变压器中性点不接地运行。计算结果表明:不接地变压器中性点的工频暂态过电压最高可达到125.8 kV;不接地系统下发生单相接地故障时,变压器中性点电压会上升到相电压;非全相运行时空载变压器中性点可能会产生铁磁谐振过电压,峰值可达到261.2 kV[1],严重威胁中性点和线端设备的安全;雷电过电压也会损坏中性点的绝缘,为保证不接地主变在系统故障状态下能安全运行,主变间隙保护成为此种主变的重要保护手段之一。本文根据现场的运行要求,提出了110 kV变压器中性点的保护配置方案,并分析了采用间隙和避雷器并联保护时,避雷器对中性点工频暂态过电压的限制作用。

1 问题的提出

a)110 k V不接地主变的中性点保护采用ZnO避雷器与间隙并联保护方式,运行中起到了良好的保护效果。但由于间隙保护受环境变化、地域差别等影响较大,规程难以制定统一的间隙标准。对间隙距离设置不统一,可能造成同一地区的间隙保护参数设置的不同,这种不同的存在就可能造成间隙保护误动、拒动或避雷器损坏的事故的发生,为了对间隙距离和避雷器参数有一个统一合理的选择标准(同一地区),使保护配合最优化,并确保不接地变压器安全稳定运行,就应该根据变压器中性点绝缘水平、间隙、避雷器配置原则及间隙工频放电特性,对间隙保护进行认真分析、试验,给出合理的参数标准;

b)间隙保护距离设置未经校核,未按设备安装处实际环境(海拔、工况等)情况设置放电间隙,造成间隙保护误动、拒动或避雷器损坏。如上面所述,由于110 kV不接地变压器中性点一般采用分级绝缘结构,中性点绝缘水平相对较低,在变压器中性点一般装设有1个放电间隙,但当放电间隙距离整定不准确时,将发生放电间隙距离小造成保护误动作或放电间隙距离过大保护据动破坏中性点绝缘的事故;

c)主变中性点避雷器选择不当。目前,110 kV不接地变压器中性点绝缘水平有35 kV、60 kV两种,运行中发现个别不接地主变中性点避雷器未按照相应的绝缘水平选择,存在中性点绝缘水平为35 kV,而避雷器按照60 kV标准选择,间隙设置也不当等现象。一旦主变中性点受到大气过电压的入侵时,避雷器就不能发挥其保护作用,破坏中性点的绝缘。

2 原因分析

2.1 变压器中性点电压计算分析

当系统发生单相接地故障时,不接地变压器中性点产生位移过电压,根据理论计算U0=[Um×K/(K+2)]/姨3其中K为系统补偿系数,当零序电抗与正序电抗比等于3时,变压器中性点位移电压最高,其稳态值可达43.82 kV。由此可见,当110 kV系统在正常运行方式下发生单相接地故障时(K≤3),不接地变压器中性点稳态电压最高值U0=43.82 kV,小于变压器中性点绝缘允许长期施加的工频电压(1.15×44 kV=50.6 k V),也小于ZnO避雷器额定电压60 kV。暂态电位最大峰值U0m=115.55 kV,大大低于变压器中性点冲击耐受电压水平150 kV,也低于ZnO避雷器的操作冲击残压135 kV。此时,对中性点绝缘不会构成威胁,对ZnO避雷器也几乎没有影响,故无需采取限制措施。故系统发生单相接地故障,中性点间隙不应击穿(决定间隙最小距离),避雷器也不应该动作。

110 k V变压器中低压侧有电源(如小水电、电源、储能设备),在系统发生单相接地故障时,中性点不接地变压器造成1个局部不解地网络,根据公式:U0=[Um×K/(K+2)]/姨3,此时K→∞,其稳态值可达73.04 k V。中性点不接地变压器中性点电压上升至73.04 k V,大于于变压器中性点绝缘允许长期施加的工频电压(1.15×44 kV=50.6 kV),破坏变压器中性点的绝缘,也大于ZnO避雷器额定电压60 kV,将引起ZnO避雷器泄漏电流,严重时可导致避雷器爆炸。这就需要间隙配以间隙过流或过压保护来实现对变压器的保护,间隙应可靠动作。

2.2 当地实际状况

110 k V主变中性点保护中国一般采用棒(球)间隙和ZnO避雷器来限制中性点的过电压,而放电间隙长度的设置和ZnO避雷器参数的选择,必须根据变压器在系统中的运行位置,所处的环境,中性点上可能产生的过电压值经详细选择得出。并采用放电间隙与避雷器并联的保护方式,同时考虑两者存在绝缘配合失调的可能性,因此更需要对中性点上可能出现的过电压进行详细计算、模拟试验后,才能确定具体的避雷器参数和间隙长度。但是,设计人员变压器中性点成套保护装置参数的选择,间隙距离整定,只采用一般性的理论计算得出,甚至套用图纸。而对于1个实际电力系统中变压器中性点过电压的具体模拟试验和计算分析有机结合涉及较少。

2.3 通过实验得出结论

依照以上分析计算结果、相关规程、变压器中性点绝缘水平和当地实际状况,可确定变压器中性点避雷器参数、间隙距离的设置,并建议变压器中性点绝缘水平、间隙、避雷器配合原则应为:a)系统发生单相接地故障,中性点间隙不应击穿(决定间隙最小距离);b)间隙的工频放电电压值应低于变压器中性点的工频耐受电压值(决定间隙最大值);c)间隙的冲击放电电压值应低于变压器中性点的冲击绝缘水平,一般取冲击配合系数应大于1.15,保证其中性点的冲击绝缘余度;d)中性点避雷器的残压值低于变压器中性点的冲击绝缘水平,一般取冲击配合系数应大于1.15,保证其中性点的冲击绝缘余度。

110 kV变压器中性点的绝缘水平要求,一般依据GB1094.3电力变压器—第三部分:绝缘水平和绝缘试验[3]和DL/T620—1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规定的要求执行,目前现场110 kV变压器中性点额定电压有35 kV、60 kV两种,其绝缘水平见表1。

2.4 确定110 kV变压器间隙保护间隙的工频放电特性。

由于间隙工频放电电压与海拔高度、电极形状有关,相关技术人员对棒间隙(Φ14.4 mm,前端为球面)和成套球间隙(Φ72 mm)分别进行了工频放电电压与间隙距离关系的试验。结果见表2。

2.5 中性点避雷器的选择

根据标准规定,110 kV变压器中性点所采用的避雷器额定电压不能低于43.83 kV,且其残压应低于中性点的雷电耐压。按照主变压器运行的实际位置、环境条件等选择相匹配的避雷器(见表3)。

根据中性点绝缘水平为LI250AC95,可知中性点绝缘为44 kV水平。安全系数为0.85,参考GB 311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合,取雷电冲击安全系数为0.714,工频电压安全系数为1.0,据此计算出中性点综合耐受雷电冲击裕度系数为0.6,综合耐受工频裕度系数为0.85。则可计算出中性点绝缘雷电冲击耐受电压为250 kV×0.6=150 kV,1 min工频耐受电压为95 kV×0.85=80.75 kV。

3 采取措施

a)认真分析电网结构,详细计算所辖电网每座变电站变压器中性点可能产生的过电压,整定变压器中性点保护间隙距离,选择相匹配的避雷器;

b)通过试验,确定变压器中性点避雷器参数、间隙距离设置标准。根据变压器绝缘水平、间隙、避雷器配合原则以及间隙工频放电特性,确定变压器中性点间隙距离和避雷器参数(见表4);

c)统计所辖电网110 kV主变压器绝缘水平(LI480AC200—LI250AC95/LI200AC85/LI75AC35)及所配置的中性点成套保护装置的参数。制定整改计划,完成所辖变电站变压器中性点保护间隙的调整,更换不满足要求的避雷器,确保电网主设备的安全运行。

4 结语

110 kV主变间隙保护是变压器的重要保护之一。为提高其动作的可靠性,须根据现场实际运行情况和规程要求,对间隙保护及匹配的避雷器等设备参数进行必要的实际试验,在试验验证的条件下,设置成套保护装置定值参数,以保证设备安全稳定运行。

参考文献

电力变压器继电保护措施探讨 篇6

1 电力变压器的常见故障和非正常运行状态

电力变压器的故障分为内部和外部两种故障。内部故障指变压器油箱里面发生的各种故障, 主要靠瓦斯和差动保护动作切除变压器;外部故障指油箱外部绝缘套管及其引出线上发生的各种故障, 一般情况下由差动保护动作切除变压器。速动保护 (瓦斯和差动) 无延时动作切除故障变压器, 设备是否损坏主要取决于变压器的动稳定性。而在变压器各侧母线及其相连间隔的引出设备故障时, 若故障设备未配保护 (如低压侧母线保护) 或保护拒动时, 则只能靠变压器后备保护动作跳开相应开关使变压器脱离故障。因后备保护带延时动作, 所以变压器必然要承受一定时间段内的区外故障造成的过电流, 在此时间段内变压器是否损坏主要取决于变压器的热稳定性。因此, 变压器后备保护的定值整定与变压器自身的热稳定要求之间存在着必然的联系。

变压器的不正常运行状态即变压器在故障状态运行的状态, 变压器在不正常的运行状态运行, 会加快绝缘材料老化、使得铁芯、绕组和其他金属构件热量过高, 从而降低绝缘强度, 减少变压器的使用寿命, 导致其他故障的发生。因此, 电力变压器要装设继电保护装置, 以及时将短路故障切断, 防止更大的损坏的发生。

2 继电保护的组成及工作原理

供电系统发生故障时, 会引起电流的增加和电压的降低, 以及电流电压间相位角的变化, 因此故障时参数与正常运行的差别就可以构成不同原理和类型的继电保护。例如, 利用短路时电流增大的特征, 可构成过电流保护:利用电压降低的特征可构成低电压保护:利用电压和电流比值的变化, 可构成阻抗保护:利用电压和电流之间的相位关系的变化, 可构成方向保护:利用比较被保护设备各端电流大小和相位的差别可构成差动保护等。此外也可根据电气设备的特点实现反映非电量的保护。

3 继电保护的特点

3.1 可靠性高

继电保护的可靠性高, 是因为有合理的配置、质量技术性能优良的继电保护装置以及正常的运行维护与管理。在继电保护系统中, 信息管理技术采用了方法库和数据仓库, 使得系统的维护和升级更加方便, 在运行过程中, 整个信息管理系统由以往分散式的传输转变为集中式的运输, 即集中于网络中心的数据库和规则库, 这样即便其中一个客户的工作站有问题的出现, 也不会对整个信息系统的正常运行造成影响。

3.2 实用性强

在生产运行中所出现的一些实际问题, 通过继电保护能够有效的对二次部分中各类数据之间的使用和共享予以解决。由于其能分析系统、统计数据, 这就更便于工作人员的操作, 其实用性更强, 继电保护运行的水平在一定程度上得以提高。

3.3 实现远程监控

因微机保护装置有串行通信的作用, 其能与远方的变电站的微机监控系统进行相互间的通信联络, 而使得整个微机保护都具备了远程监控性, 从而更加保障了无人变电站的继电保护系统的安全运行。

4 变压器继电保护的措施

4.1 反应变压器油箱内部各种故障和油面降低的瓦斯保护。

0.8MVA及以上油浸式变压器和0.4MVA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时, 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。带负荷调压的油浸式变压器的调压装置, 亦应装设瓦斯保护。

4.2 反应变压器引出线、套管及内部短路故障的纵联差动保护或电流速断保护。

保护瞬时动作于断开变压器的各侧断路器。

4.2.1 对6.3MVA以下厂用变压器和并列

运行的变压器, 以及10MVA以下厂用备用变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。

4.2.2 对6.3MVA及以上厂用工作变压

器和并列运行的变压器, 10MVA及以上厂用备用变压器和单独运行的变压器, 以及2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器, 应装设纵联差动保护。

4.2.3 对高压侧电压为330k V及以上变压器, 可装设双重纵联差动保护。

4.2.4 对于发电机变压器组, 当发电机

与变压器之间有断路器时, 发电机装设单独的纵联差动保护。当发电机与变压器之间没有断路器时, 100MVA及以下发电机与变压器组共用纵联差动保护;100MVA以上发电机。除发电机变压器共用纵联差动保护外, 发电机还应单独装设纵联差动保护。对200~300MVA的发电机变压器组亦可在变压器上增设单独的纵联差动保护, 即采用双重快速保护。

4.3 反应变压器外部相间短路并作瓦斯保

护和纵联差动保护 (或电流速断保护) 后备的过电流保护、低电压起动的过电流保护、复合电压起动的过电流保护、负序电流保护和阻抗保护, 保护动作后应带时限动作于跳闸。

4.3.1 过电流保护宜用于降压变压器。

4.3.2 复合电压起动的过电流保护, 宜

用于升压变压器、系统联络变压器和过电流保护不满足灵敏性要求的降压变压器。

4.3.3 负序电流和单相式低电压起动过电流保护, 可用于63MVA及以上升压变压器。

4.3.4 当采用上述2) 、3) 的保护不能满足灵敏性和选择性要求时, 可采用阻抗保护。

4.4 反应大接地电流系统中变压器外部接地短路的零序电流保护。

110k V及以上大接地电流系统中, 如果变压器中性点可能接地运行, 对于两侧或三侧电源的升压变压器或降压变压器应装设零序电流保护, 作变压器主保护的后备保护, 并作为相邻元件的后备保护。

4.5 反应变压器对称过负荷的过负荷保护。

对于400k VA及以上的变压器, 当台数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。对自耦变压器和多绕组变压器, 保护装置应能反应公共绕组及各侧过负荷的情况。过负荷保护应接于一相电流上, 带时限动作于信号。在无经常值班人员的变电所, 必要时过负荷保护可动作于跳闸或断开部分负荷。

4.6 反应变压器过励磁的过励磁保护。

现代大型变压器的额定磁密近于饱和磁密, 频率降低或电压升高时容易引起变压器过励磁, 导致铁心饱和, 励磁电流剧增, 铁心温度上升, 严重过热会使变压器绝缘劣化, 寿命降低, 最终造成变压器损坏。因此, 高压侧为500k V的变压器宜装设过励磁保护

5 总之, 电力系统在运行过程中会因多

种因素的影响而使得电气热备出现各种故障, 电力变压器作为电力系统中输配电力不可缺少的重要设备, 为此, 要科学合理地进行继电保护装置的设置, 以确保电力系统的安全稳定经济运行。

参考文献

[1]王梅义.高压电网继电保护运行技术[J].电力工业出版社, 2008-10.

[2]赵洪梅.电力变压器的继电保护[J].电力与能源, 2008-34.

[3]王攀.电力变压器继电保护设计[J].供配用电, 2009-4

[4]何超.探讨电力系统中变压器的继电保护措施[J].大科技:科技天地, 2011, 18:270-271.

谈谈配电变压器的保护措施 篇7

常规运行的变压器分接开关长时间的浸在超过常温的油中,尤其是在偏僻的农村,其有相对较长的线路,分接开关在超负荷的运转,必将造成分接开关触头形成油垢以及碳膜,加之触头发热,减少了弹簧的压力,尤其是触环中弹簧,因为没有良好的制造工艺以及材料,弹性降低会相对较快或者产生接线螺丝以及引线头松动、零件的变形等状况,即便进行处理,也可能使导电位置产生不良的接触,加大接触电阻,形成发热与电弧烧,同时电弧将产生大量的气体,并且被熔化的铜粒以及有导电性能的碳化物喷涂在绕组层间、箱体、匝层以及一/二次套管等部位,致使短路,变压器被损坏。

1 配电变压器烧毁的原因

配电变压器高、低压两侧无熔断器,有的虽然已经装上跌落熔断器和羊角保险,但其熔断件多是采用铝或铜丝代替,致使低压短路或过载时,熔断件无法正常熔断而烧毁变压器。配电变压器的高、低压熔断件配置不当。变压器上的熔断件普遍存在着配置过大的现象,从而造成配电变压器严重过载烧毁变压器。在农村,由于有相对多的明线路,绝大部分使用的是单相供电,加之在施工中跳线的任意性以及没有规范的管理,导致配变负荷的偏相运行。使用时间长的话,就会造成某相线圈绝缘老化,进而使得变压器被烧。擅自调节分接开关。因为人们在冬天和夏天用电时有较大的不同,电压的高低也会有很大的变化,所以,部分企业与农村的电工常常不通过电力有关部门而擅自对分接开关进行调节,导致配变分接开关不合规范,形成接触不良的状况使得变压器被烧毁。分接开关质量不好,接触没有可靠性,外部字轮部位同内部实际部位还有些差异,造成星形动触头部位接触不够充分,错位的动、静触头造成两抽头间的绝缘距离缩小,同时作用于两抽头间的电势,形成短路或者对地放电,短路电流能够在短时间内烧毁抽头线匝,甚至破坏整个绕组。

变压器产生最常见的非正常现象就是渗油。因为其体内注满了油,为了预防油的渗漏,每个连接位置均有胶垫和胶珠。长期的运行后,会造成部分胶垫和胶珠老化,从而导致渗油,绝缘受潮后降低了性能,放电短路,变压器被烧。变压器的高、低压线路绝大部分都是由架空线路引入的,因为没有及时地安装避雷器或者为投运10k V的避雷器,导致变压器受到雷击而被烧毁。某些配电变压器并未配置一级保护,或虽已配置而其没有灵活的动作和较高的可靠性,甚至某些就不能动作。我们很难看出与检测10k V配电变压器铁心多点接地,这主要是因为变压器的铁心接地是在内部用一块很薄的紫色铜片一头夹在铁心(硅钢片)之间,另一头则压在铁心夹板上与变压器外壳直接连接的。将绝缘漆涂在铁心硅钢片间,然而由于有较小的绝缘电阻,仅能阻止涡流却不可以隔断高压感应电流。在硅钢片表面上的绝缘漆假如老化,就会损失相对大的涡流,使得铁心某一部分过热,烧毁变压器。

当配电变压器低压侧产生接地一级相间短路时,会形成一个短路电流,此电流会超过额定电流的二十到三十倍,巨大的电流作用于高压绕组上,在线圈的内部势必产生相对大的机械应力,进而造成线圈压缩,这种机械应力随着短路故障的消除而消失,若应力重复作用于线圈,其胶垫和胶珠等发生脱落;铁心夹板螺栓可能产生松动,导致高压线圈出现畸变。此外,也将形成超过允许温升几倍的温度,进而造成变压器在瞬间被烧毁。铜螺杆是变压器的引出线,而架空线大多使用的是铝心绝缘线,这样铜铝间在空气中极易发生电化腐蚀,作用于电离,铜铝间产生氧化膜,增大了其接触电阻,在引线处将螺杆、螺帽及引线烧坏或熔在一块。变压器产生非正常现象之一就是套管闪络放电。空气中具有导电性的金属尘埃会附着在套管表面上,如果在潮湿季节,电网系统谐振,遭受雷击过电压时,势必产生套管闪络放电甚至爆炸。在松动或者紧固变压器的引线螺帽时,不均衡的用力造成导电螺杆随之转动,致使低压引出的软铜片相碰导致相间短路或者造成变压器内部高压线圈引线扭断。未根据检修要求和工艺标准进行吊心检修,往往不慎地把分接开关、线圈以及引线等位置的绝缘损坏或者把工具忘在了变压器内,产生闪烁放电,甚至造成短路接地,变压器被破坏。

总而言之,配电变压器烧毁具有多方面的原因,或者是自然原因,或者是认为原因。然而大部分飞原因都能采取合理有效的措施予以解决。

2 解决的措施

如果在变压器运转的过程中,有熔断器损坏或者被偷的情况,就要及时地进行更换。变压器的容量在100k VA以下和以上时,分别应装配2.0~3.0倍和1.5~2.0倍额定电流的熔断件。低压侧熔断件要根据额定电流稍大点选择。做好用电负荷实测,在用电量大的季节,应利用钳型电流表测量各台配变负荷状况,并且对负荷进行有效合理地调整,不要使配变三相失衡进而造成偏负荷运转。百分之七到百分之十是10k V配变低压侧电压的误差范围。通常不可以对分接开关进行调节。定期查看三相电流是否高于额定值亦或平衡与否,假如其在很大程度上失衡,要尽早地进行调整;查看配电变压器是否有常规的油位,有无发生渗漏情况,若有此现象要尽早地变压器补油,尽量不要让线圈和分接开关暴露在空气中,以免受潮。

在雷雨天气还未到来的时候,修试部门要检测配电变压器上的避雷器,检查合乎要求后,要进行及早地装配。

一级保护是配电变压器一定要安装的,同时注意以下几方面:(1)带负荷分、合开关三次,不得误动;(2)用试验按钮试验三次,以及用试验电阻接地试验三次,同时要正确动作;(3)每星期试跳一次,要正确动作。要对配电变压器套管外表的污浊物及时地进行清理,查看套管是否产生闪络的情况,有没有良好的接地,以及接地使用的引线是否产生断裂、断股以及脱焊的情况。采用兆欧表对接地电阻进行检测,其数值应小于4Ω。在选择使用低压侧导线的接线方式时,应具备合理性,使用一些专用设备。例如铜铝过渡线夹以及接线板等,同时抹上导电膏,使得接触面积加大,避免被氧化。加强人员管理,定期组织技术和管理人员进行科技练兵活动,认真学习《安规》、《技规》等专业技术知识,加大对配电变压器的巡查力度。

摘要：变压器烧毁的原因有很多,其中油温、分解开关等都是造成变压器烧毁的原因,他们将直接影响变压器的正常运行和使用寿命。本文就从这几方面谈谈变压器保护措施。

变压器的保护措施分析 篇8

近年来,全密封油变压器由于不让氧气和潮气进入变压器箱体,延长了变压器的使用寿命,且投运前不需要做吊心检查,运行后又免除维护和保养,因此得到了广泛应用。但在使用全密封油变压器时,若对其配置的气体保护装置性能不够了解,以及对其存在的缺陷认识不足,则会直接影响变压器的持续稳定供电。某化纤公司投用的10kV全密封油变压器超过百台,已多次发生变压器压力保护或瓦斯保护动作而中断供电的事故。检查变压器本体并无故障,经过对多家变压器气体装置说明书及气体保护装置动作原理的分析,发现全密封油变压器配置的气体保护装置与传统的瓦斯保护继电器动作原理区别较大,使用过程中存在误区。

1 瓦斯保护存在的缺陷与排除

按照国家电力设计规范要求,800kVA以上的油变压器应配置瓦斯保护作为变压器油箱内部故障的保护,其中轻瓦斯动作于发信,重瓦斯动作于跳闸。变压器内部的轻微故障会产生气体或使油面下降,这时轻瓦斯动作,其整定值为气体体积,一般是250～300cm3;重瓦斯是在油箱内部发生严重故障时,油流冲击继电器挡板的情况下才动作并出口开关跳闸,其整定值为瞬时油的流速,一般整定为1.0m/s左右。对此,目前很多厂家生产的全密封油变压器采用压力保护或综合保护继电器替代瓦斯保护,并接至开关跳闸回路,致使变压器在运行过程中发生无故障情况下的误跳。其具体原因分析如下:普通油浸变压器的瓦斯继电器安装在油箱与油枕之间的通道上,具备轻瓦斯与重瓦斯保护功能;而全密封油变压器一般无独立的油枕,重瓦斯油流的动作原理是无法实现的,配置的气体继电器虽然标识为重瓦斯保护,但实际整定值却是气体体积,应为轻瓦斯保护,气体体积是一个可以缓慢积聚的检测量,不像油流这一动作判据能正确反映瞬间的变量,因此保护继电器不能接于跳闸回路。

全密封油变压器投运前一定要对出口至跳闸回路的瓦斯保护进行确认,判断其是否为重瓦斯保护,判别条件为:(1)变压器有独立油枕,瓦斯继电器安装在油箱与油枕之间的通道上;(2)瓦斯保护的整定值是油的流速。不具备这两个条件的瓦斯保护均不能接至跳闸回路,只能接至发信。

2 压力保护存在的缺陷及排除

2.1 变压器通电前排气不净

油变压器排气是通电前很重要的步骤,全密封油变压器投运之前一定要对变压器进行排气检查工作,避免出现变压器内部排气不净的缺陷,否则,在变压器投运之后随其内部油温升高,变压器油与气体均有膨胀,致使变压器内部压力增大,造成压力继电器动作而使变压器误跳。

2.2 散热片膨胀能力不足

全密封油变压器均配置了压力保护。其原理为:油箱内部在异常状况下会产生气体,导致变压器内部压力增加,引起压力保护动作。而变压器油受热后的体积膨胀应由散热片自身的膨胀性能来满足。变压器油受热后体积膨胀一般较大,这对散热片材质要求较高。若散热片的膨胀能力不能满足油箱内部油受热后的体积膨胀,则会直接导致压力保护动作,使变压器误跳。

2.3 压力释放阀未解锁

全密封油变压器在运输、安装过程中,其压力释放阀是固定压紧的。变压器投运前一定要解开压力释放阀锁片或固定螺栓(这是容易被忽略的环节),以确保变压器在事故情况下释放阀能可靠动作,保证事故喷油畅通,并且不致喷入电缆沟、母线及其它设备上,必要时应予遮挡。此外,在变压器设计安装时一定要检查压力释放阀信号接点的出口方式,应接于发信。

10kV变压器压力继电器的动作值一般设置为25～30kPa,压力释放阀的开启压力一般整定为35kPa左右。压力保护与轻瓦斯保护原理类似,其检测值也是一个可以缓慢积聚的量,它反映变压器内部故障的动作可靠性明显低于重瓦斯保护,宜接于发信。同时,对作用于跳闸的压力保护装置一定要进行定期校验。

3结束语

全密封油变压器投运前一定要对其配置的气体保护装置动作原理进行确认,经确认为重瓦斯保护的可接至开关跳闸;对于负荷连续供电要求高或电压等级高的变压器,其压力保护以及经确认为轻瓦斯的保护应作用于发信。

参考文献

[1]李骏年.电力系统继电保护[M].北京:水利电力出版社,1997

[2]DL/T 572—2010电力变压器运行规程[S]

[3]李正吾,赵文瑜.新电工手册[M].合肥:安徽科学技术出版社,2000

[4]王建华.电气工程师手册[M].北京:机械工业出版社,2008

[5]蓝之达.供用电工程[M].北京:中国电力出版社.1998

[6]陈化钢.电力设备异常运行及事故处理[M].北京:中国水利水电出版社,1999

[7]王超,罗虎.电力设备异常运行及事故处理[J].机电信息,2010(24):64,65

变压器的保护措施分析 篇9

【关键词】变压器；继电保护；配置；问题

电力变压器是电力网络中的重要组成部分，它在提高变压器工作可靠性、保证电力系统安全方面有着重要的意义。但是在实际运行中，变压器经常会因为各种自然因素、内在因素的影响而发生故障，这些故障涉及到变压器各个组成部分，包含有内在故障和外在故障两种，从而威胁到电力系统的供电可靠性和安全性。因此，在目前工作中，我们根据变压器容量大小以及变压器工作特点来有针对性的选择继电保护装置十分必要，这也是保证变压器科学运行的重要方法。

1.电力变压器继电保护装置的重要性分析

近年来，在我国的电力系统当中，因为变压器故障而引发的供电事故以及安全问题时有发生，给社会经济发展造成严重的损失，更是威胁到居民的生命财产安全，甚至是引发不良的社会损失。这些事故的产生提醒我们，在电力系统工作中必须要做好变压器保护工作，这对于保证电网运行稳定和安全有着至关重要的意义。

1.1继电保护概念

继电保护是目前电力系统中继电保护工作的研究最为突出，它是研究电力系统故障以及危害的基础上，以探测其对策反事故控制为主要的工作方式，它在应用的过程中是以触电的继电器来保护电力系统以及元件，从而避免电力设施与电力元件的故障损害。为此在工作中被广泛的称之为继电保护器。在继电保护工作中，其主要的任务在于当电力系统发生故障或者异常的时候，我们可以在最短时间以及区域内将这些故障加以控制，从而使得这些故障及时有效的消除，避免了对周边其他设施所造成的危害和影响。

1.2工作原理

继电保护装置在应用的过程中必须要提前设置好合理的分区以及保护元件，确保这些元件处于正常运行状态。同时在工作中是处于正常运行状态还是发生了故障，是保护区内故障还是区外故障的功能。保护装置要实现这一功能，需要根据电力系统发生故障前后电气物理量变化的特征为基础来构成。

2.电力变压器继电保护配置分析

近年来，随着社会经济的飞速发展和人民生活水平的提高，人们在生活当中对于用电稳定性、可靠性也提出了新要求。变压器作为保障电力系统安全、稳定运行的关键，它在整个电力系统中的影响越来越大。因此，在目前的工作中加强其继电保护管理装置配置十分关键，提高电力系统运行效率、按照技术规程操作已成为人们关心的重点课题。在目前的配电装置选择上，主要的配置原则为：

（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。

（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不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、负序电流和单相式低电压起动的过电流保护或阻抗保护作为后备保护， 带时限动作于跳闸。

3.电力变压器继电保护故障和应对策略分析

变压器作为电力系统中最为关键的问题，它在发生故障之后能够及时的将这些故障问题处理掉，避免威胁到其他设备。在目前的电力系统中，为了保证变压器运行安全，防止事故的进一步扩大，确保电力系统运行的稳定与安全，继电保护故障的预防和处理就显得十分的必要。在目前的工作中，常见的继电保护故障问题主要有以下几种：

3.1相间故障的后备保护存在问题及解决方法

近年来，在变压器系统中，绝大多数的中、低变压器母线故障的发生都是因为断路器在短路的时候未曾有效的中断或者是拒动而引起的。同时在高压电力保护当中，因为没有足够灵敏度的断路器，从而使得整个故障问题较为严重。在目前的工作中，这些问题的出现主要原因如下：

3.1.1电压闭锁元件灵敏度不足

在变压器工作的过程中，当电流保护达不到预计的灵敏度要求的时候，经常在工作的过程中都是采用复合式电流保护装置来进行控制，这种方法主要应用在低压变压器中。高、中压侧电压很高，不足以启动低电压元件。解决高、中压侧电压元件灵敏度不足的方法一般采用三侧电压闭锁并联的方式，低压侧可只采用本侧电压。这种方式要注意电流灵敏度提高后，在低压侧故障切除时可能会因自启动电流过大而造成误动。

3.1.2电流元件的灵敏度不足

对于220kV大容量主变而言，由于低压侧加装了限流电抗器，使低压母线的短路电流大幅度下降，遂造成高压侧过流保护的电流元件对低压母线的短路故障灵敏度不足。如果两台变压器中压侧并联运行，则灵敏度就更差。所以，运行方式的合理安排、保护的合理配置对系统安全稳定运行，防止大面积停电均有非常重要的意义。

3.2主变保护的直流配置

当10kV母线故障发生在10kV断路器柜内时，弧光窜入直流系统造成整个直流操作电源消失，引起变压器损坏的事故在全国已发生多起，前述的某变电站即是一例。为保证2套双重化保护的完全独立，以防弧光窜入直流系统引起全站直流停电，变电站要有两段直流母线，两套保护分别由一段母线供电。

3.3主变差动保护用电流互感器的位置

当旁路断路器带主变断路器运行时，有的做法是将差动保护用电流互感器切换至套管电流互感器，这使得差动的保护范围缩小，当套管至旁路断路器间发生短路故障时差动保护不会动作。由于旁路断路器电流互感器与主变套管电流互感器间在电气一次布置上还有一段较长的距离，不排除在这段距离内发生故障的可能性，所以旁代时应将差动保护用电流互感器切换至旁路电流互感器。

4.结束语

以上仅对运行中变压器保护存在的若干问题进行分析并提出了补救措施。对于新建、扩建、改造的变压器，应选用新型的微机保护，以满足所有运行设备都必须由两套交、直流输入和输出回路相互独立，并分别控制不同断路器的继电保护装置进行保护这一基本要求，以保证电网的安全稳定运行。 [科]

【参考文献】

[1]刘静华.浅谈变压器保护的选择[J].中国电力教育，2011（21）.

变压器差动保护类型及防误措施 篇10

变压器差动保护用于反映变压器绕组的相间短路, 绕组的匝间短路故障, 中性点接地故障及引出线的相间短路故障, 中性点接地侧引出线的接地故障。在正常运行情况下, 流过差动保护差动继电器的不平衡电流应为零, 因此差动保护不动作, 然而由于变压器种种运行引起不平衡电流, 使得差动整定动作电流加大, 从而降低保护灵敏度。

2 不平衡电流类型

2.1 稳态不平衡电流

2.1.1 变压器高低压侧绕组接线不同的影响

对于Y, y0接线的变压器, 由于一、二次绕组对应相的电压同相位, 故一、二次两侧对应相的相位几乎完全相同。而常用的Y, d11接线的变压器, 由于三角形侧的线电压, 在相位上相差30°, 故其相应相的电流相位关系也相差30°, 即三角形侧电流比星形侧的同一相电流, 在相位上超前30°, 因此即使变压器两侧电流互感器二次电流的数值相等, 在差动保护回路中也会出现不平衡电流

1) 可采用相位补偿法, 即将变压器星形侧的电流互感器二次侧接成三角形, 而将变压器三角形侧的电流互感器二次侧接成星形, 从而把电流互感器二次电流的相位校正过来。相位补偿后, 为了使每相两差动臂的电流数值近似相等, 在选择电流互感器的变比nTA时, 应考虑电流互感器的接线系数KC后, 即差动臂的电流为KCI1/nTA。其中, I1为一次电流, 电流互感器按星形接线时则KC=1, 按三角形接线时undefined。

2) 在微机型变压器用保护内部算法进行相位校正 (内转角) , 微机保护采用在软件上进行校正, 变压器各侧电流互感器二次都可采用星形接线, 简化电流互感器二次接线, 增加电流回路的可靠性

2.1.2 互感器型号和变比不同

变压器在两侧的电流互感器型号不同, 致使饱和特性和励磁电流也不相同。如果短路电流大的一侧用P级电流互感器 (不带暂态特性) , 短路电流小的一侧用TPY级电流互感器 (带暂态特性) , 在外部短路时将引起较大的不平衡电流, 对此只有采用适当增大保护动作值的办法。由于电流互感器都是标准化的定型产品, 所以实际选用的变比和计算变比有误差, 因此在差动保护回路又会引起不平衡电流。这种由于变比选择不完全合适而引起的不平衡电流, 可利用磁平衡原理在差动继电器中设置平衡线圈加以消除, 即电磁型变压器采用的“安匝数”原理, 对变压器装设在两侧的电流互感器型号尽量使用一致, 电压等级低的用P级电流互感器, 电压等级高的用TPY级电流互感器, 在微机型变压器采用在软件上进行幅值校正

2.1.3 有载调压时变压器变比改变

1) 差动保护中电流互感器变比的选择, 差动继电器平衡线圈的确定, 都只能根据一定的变压器变比计算和调整, 使差动回路达到平衡。当变压器分接头改变时, 就破坏了平衡, 并出现了新的不平衡电流, 这一不平衡电流与一次电流成正比, 其数值为

Ibp=±△UID.max/nTA

式中±△U――调压分接头相对于额定抽头位置的最大变化范围

ID.max――通过调压侧的最大外部故障电流。

为了避免不平衡电流的影响, 在整定保护的动作电流时应给予相应的考虑, 即提高保护的动作整定值。

暂态不平衡电流主要是a变压器空载投入运行或外部故障切除, 电压恢复时产生的励磁涌流。

2) 差动回路断线引起不平衡电流:暂态过程中, 外部短路的故障点靠近变压器, 短路电流很大, 容易引起差动保护误动, 尤其最严重的三相金属性短路而导致的主要差动保护误动作。

某35kV变电所, 主变容量1.6万kVA, 高压侧CT变比1500/5, 送电时一条母线线路出现近端, 发生三相短路, 引起主变差动保护, 这是一起典型的保护误动事故, 因为故障点靠近变压器, 短路电流很大, 由于故障切除恢复时, 产生很大的励磁电流, 差动速断保护是额定电流的3-6倍, 由于励磁电流最大可达到额定电流的6-8倍, (暂态) 如不采取措施, 差动可能误动, 防范措施a、在灵敏度符合要求的情况下增大差动速断的定值 (后来我公司将主电差动保护定值二次侧设为29A) 。措施b、可采用带气隙的电流互感器, 增大CT变比, 措施, 选用带有气隙的D级铁型互感器外还应适当增大CT变比, 以降低电流倍数, 这样可以有效削弱励磁涌流, 减少差动回路中不平衡电流。

为提高灵敏度 , 将CT变比提高, 发生严重的金属性短路, CT变比大, 误差减小, 减小差动回路不平衡电流, 可有效削弱励磁涌流和区外故障产生的不平衡电流。

保护选择CT型号, 一般要求ALF (准确限制系数) 与额定一次电流乘积大于保护验用短路电流, CT的额定负荷大于实际二次负荷, 选用CT容量较大的。在适当提高所选的ALF外, 还应特别注意各侧电流互感器特性及二次负荷的协调匹配。

当电流互感器无法满足要求 (由于短路电流大电流互感器呈非线性, 引起差动保护不平衡电流增大) , 可采取下列措施

a.选择大容量的电流互感器。

b.加大连接二次回路电缆的截面积, 减小连接电缆的阻扰。

c.加大电流互感器的一次额定电流Ie。这样在同样的短路电流情况下, 短路电流的倍数m将减小。

另一个容易误认为是差动保护动作变压器流过和应涌流, 和应涌流引起差动保护误动不容易判断, 和应涌流是当电网中空投一台变压器时, 在相邻的并联运行变压器中产生的和应涌流在合闸变压器涌流持续一段时间后产生, 该涌流波形特征不明显, 且持续时间很长, 容易导致变压器的涌流闭锁环节失效, 造成运行变压器误动。

某220kv变电所有二台12万kva变压器运行方式为并列运行, 当时一台变压器运行, 另一台变压器由检修改运行, 变压器空载合闸时, 相邻变压器过了一段时间以后, 差动保护动作, 主变差动保整定值参数为主变差动保护变比 (高压侧1200/5, 中压侧600/5, 低压侧1250/5) , 主变差动保护整定值电流二次0.82A, 高压侧额定电流315A, 二次整定电流值为1.31A (额定值) 。

经检查分析, 本身运行变压器无故障是由于电网中空投一台变压器时, 在相邻的并联运行变压器中产生的和应涌流在合闸变压器涌流持续一段时间后产生, 该涌流波形特征不明显, 且持续时间很长, 容易导致变压器的涌流闭锁环节失效, 造成运行变压器误动。

由于运行变压器本身无故障, 并误动是发生。相邻变压器空投完成较长一段时间后, 较难查明原因。对于和应涌流的发生, 不仅发生两台变压器之间, 只要变压器附近有其他铁芯充电就有可能引起该变压器产生和应涌流现象。和应涌流与合闸励磁特征不同, 且持续时间长, 影响系统保护正确动作。

由于比率制动的动作值较小, 在保证差动的灵敏度的前提下适当提高差动保护最小动作值。当空载合闸变压器T2励磁涌流处于峰值附近时, 母线电压的瞬时值较低, 此时不产生和应涌流;当励磁涌流处于间断期间, 母线电压瞬时值较高。运行变压器在母线电压的直流分量和高电压的共同作用下, 将产生和应涌流。

预防措施:选用带有气隙的D级铁型互感器外还应适当增大CT变比, 以降低电流倍数, 这样可以有效削弱励磁涌流, 减少差动回路中不平衡电流。

3 励磁涌流的产生和防范

1) 励磁涌流的大小和持续时间因素很多, 主要有以下几个方面:剩磁;闸角;并联变压器数量;序电流进入差动继电器;电源电压合闸前电源电压越高, 励磁涌流越大。

2) 对励磁涌流的判别:采用具有速饱和和铁芯的差动继电器;鉴别短路电流和励磁涌流的波形;利用二次谐波制动, 制动一般为15%～20%;用波形对称原理的差动继电器。

3) 励磁涌流的大小和衰减速度与合闸瞬间外加电压的相位, 铁芯中剩磁大小和方向, 电源容量, 变压器容量和铁芯材料等因素有关。对于单相双绕组变压器, 其他条件相同的情况下, 当电压瞬时值为零时合闸, 励磁电流最大, 如电压瞬时值最大时合闸, 则不会出现励磁涌流, 而只有正常励磁电流, 对于三相变压器无论何时瞬间合闸, 至少有两相会出现不同程度的励磁涌流, 在起始瞬间, 励磁涌流衰减的速度很快。励磁涌流对于额定电流幅值的倍数与变压器容量有关。容量越大, 变压器的涌流倍数越小。

4) 防止差动保护误动措施:分析涌流的特征, 即电流值在一个周期内会有一段时间为零, 这个零值最小持续时间在理论上是四分之一的周期, 而且很容易被一个整个为1/4f (s) 的简单定时器t1检测到仅当电流为0时时间超过1/4f (s) 时, 定时器t1产生一个输出, 当差动电力瞬时值超过设定的参考值时, 定时器被复位, 见图1。

二次谐波的比例会随着铁芯的饱和程度的不同而有些变化, 只要出现单向的磁通, 二次谐波就总会出现, 二次谐波的含量则根据变压器设计时的一些因素而不同。正常的故障电流不包含二次式基地偶次谐波。在稳态饱和条件下, 也不包含流入饱和铁芯线圈中的畸变电流。处于稳态饱和的电流互感器的输出电流包含奇次谐波, 而不包含偶次谐波, 但是故障电流的暂态分量会使电流互感器饱和。而且这种饱和是不对称的, 并在电流互感器输出电流中引入偶次谐波, 这就可以用来提高差动保护在穿越性故障性能稳定性。因此, 将二次波形作为稳定的制动特性的基础和对付涌流影响。但必须注意电流互感器容量足够大, 以确保暂态饱和产生的谐波不会造成保护正常动作延时, 差动电流将通过一个滤波器来提取二次谐波, 产生一个制动量, 这个制动量足够克服动作回路的涌流产生的动作量。

防止励磁涌流的影响, 采用BCH型具有速饱和变流器的继电器是国内目前广泛采用的一种方法。此外, 减小励磁涌流还可以采用以下措施::采用内部短路电流和励磁涌流波形的差别 (有无间断角) 来躲过励磁涌流;利用二次谐波制动。

传统电磁型变压器差动保护对差动回路CT二次回路断线采取加大动作电流整定来实现。微机保护为确保差动保护的灵敏度, 具有比率制动的差动保护, 启动电流很小, 这样当差动元件某侧TA二次的一侧或二侧断线时, 差动电流就是断线下的负荷电流, 由于整定电流很小不采取措施, 差动保护有可能误动。

CT断线最明显特征是电流下降, 在微机保护中, 只要有合理的判断, 就不难解决电流互感器二次回路断线时, 变压器差动保护误动问题, 若某侧电流同时满足下列条件时认为CT断线, 只有一相或两相电流为零, 其他两相或一相电流与启动电流相等, 故障相电流突变量下降, 超过所给定值, 判CT断线, .闭锁差动保护。

5) 差动动作电流的整定:躲过变压器外部故障或变压器空投;躲过外部故障引起最大不平衡电流;躲过差动回路不平衡电流 (电磁型) 。

4 结束语

综上所述, 变压器差动保护要考虑以下因素:

1) 对变压器绕组可能存在的相移的校正 (相位校正) 。

2) 各种不同接地方式及绕组布置方式的影响 (对零序电流的过滤) 。

3) 对来自各侧绕组电流互感器可能存在的不平衡信号校正 (变比的校正) 。

4) 合闸初始阶段励磁涌流影响。

参考文献

[1]高亮.电力系统微机继电保护[J].中国电力, 2007.