10KV变压器保护配置方案Word文件下载.docx

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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1250kVA，极少情况达1600kVA，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20ms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时间，其全开断时间一般不会少于60ms，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10ms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220kV变电站的10kV馈出线断路器）的保护设置一般为：

速断保护的时间为0s，过流保护的时间为0.5s，零序保护的时间为0.5s。

若环网柜中采用断路器，即使整定时间为0s动作，由于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2～3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，增大工程费用。

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GB14285—1993《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800kVA，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800kVA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，从而对变压器进行有效地保护。

b）对于装置容量大于800kVA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800kVA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GB14285—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试验，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GB14285—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、调试及交接试验

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，陶瓷泡由于采用了先进的焊接技术，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40kA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

1113

9（耐压不合格）

0.81

四川某生产厂

2943

7（耐压不合格）

3（开断能力）

0.24

0.1

贵州某生产厂

87

1996-08

马岗站502B开关W相

1995-12

1996-12

山村站503开关V相

1994-12

金田站51B开关W相

1996-07

开元站F6开关W相

1997-11

开元站F8开关W相

开元站F2开关W相

飘峰站51C开关W相

1995-03

1997-10

上教站F13开关U相

陕西某生产厂

1994-08

1997-07

军田站F2开关U相

1994-07

1997-09

军田站F2开关W相

景泰站502B开关U相

1995-09

1997-05

景泰站500B开关V相

四种某生产厂

1997-08

白山站502A开关V相

1997-01

白山站F24开关W相

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，再进行耐压试验确定的。

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10kV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

通过测量试验和统计对真空泡的运行状态作出综合的判断。

3.2.1　测量试验

对真空泡进行分合闸耐压试验以发现漏气；

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IΣ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：

IΣ=n极限.I满容量

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：

IΣ′=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：

IΣ″=n2.Ik

式中　n2——短路开断次数；

　　　Ik——10kV母线最大开断电流（调度提供）。

IΣ=IΣ′+IΣ″

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。

但由于经验不足，在无油化改造中只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）由于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，由于真空开关行程很小，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。

山村站由于这个原因曾发生过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。

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。

由于上述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

423

5（耐压不合格）

1.2

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

缺陷相数

事故相数

事故率／%

陶瓷泡

3291

12

3

0.36

0.09

玻璃泡

1275

9

0.71

1.2　调试、交接试验

实践证明，只有严格把好设备的调试及交接试验关，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。

另外通过交接试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试验工作，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

相数

马岗站

7

白山站

大冲站

1

林和站

13

2　运行中的检查、维护、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0.5～2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试验规程》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试验的内容，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

真空泡

生产厂家

投产日期

发　现

缺陷日期

江南站51乙C开关W相

1993-05

1995-07

江南站52乙C开关V相

军田站F1开关U相

1995-10

上教站F10开关W相

1995-11

白山站52乙C开关U相

1996-06

夏茅站503开关W相

1995-01

竹料站590开关W相

1994-09

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保真空开关安全、可靠地运行，一定要做好以下几项工作：

a）做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，争取做好预防性试验工作。

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。

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3结束语

10kV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10kV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］GB14285—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（ITA）检测出来，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，由于差动电流很大，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≥ITA

Id≤KB1/2·

Iz（8）

t≤TTA

式中，ITA为检查TA饱和制动电流门槛值；

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，由中国电机工程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10s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启动后最大相电流大于1.2Ie。

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≥Idset

Id≥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。

由于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，以避免由于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