主变保护装置的配置原则和典型方案

主变压器保护 21 总则1.1 本技术方案提出了对主变保护的系统结构、技术参数、性能、试验等方面的技术要求。

1.2本技术方案提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准和本技术规范要求的全新产品，所引用的标准之间不一致或本技术规范所使用的标准如与所执行的标准不一致时，按要求较高的标准执行。

1.3本技术将作为订货合同的附件，与合同具有同等的法律效力。

本技术规范未尽事宜，由合同签约双方在合同谈判时协商确定。

1.4技术方案还包含以下内容：总体技术方案、系统结构图、性能指标、试验报告、产品说明书、质量承诺书等。

2 技术要求2.1 应遵循的主要标准和规范装置至少应满足最新版本的以下规定、规范和标准的要求，但不限于以下规范和标准：电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T 50062-2008继电保护和安全自动装置技术规程GB/T l4285-2006继电器及装置基本试验方法GB 7261-2008静态继电保护及安全自动装置通用技术规定DL 478-2001继电保护设备信息接口配套标准DL/T 667-1999火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T5136-2001国家电网公司十八项电网重大反事故措施电力系统继电保护柜、屏通用技术条件DL/T 720-2000电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列GB 7267-2003电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50171-1992电磁兼容试验和测量技术抗扰度试验总论GB/T 17626.1-2006电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GB/T 17626.2-2006电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T 17626.3-2006量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验GB 14537-1993量度继电器和保护装置的电气干扰试验辐射电磁场干扰试验GB/T 14598.9-2002量度继电器和保护装置的电气干扰试验快速瞬变干扰试验GB/T 14598.10-2007量度继电器和保护装置的电气干扰试验1MHz脉冲群干扰试验GB/T 14598.13-2008 量度继电器和保护装置的电气干扰试验静电放电试验GB/T 14598.14-1998微机发电机变压器组保护装置通用技术条件DL/T 671-1999华北电网有限公司网调继【2006】30号华北电网继电保护基建工程验收规范华北电网有限公司网调继【2007】1号关于继电保护直跳回路反措的通知华北电网有限公司华北电网调【2007】39号华北电网二次系统设备配置原则与系统设计技术规范华北电网有限公司网调继【2009】12号关于尽快更换保护装置中洪都继电器的通知国家电网公司企业标准Q/GDW 161-2007国家电网公司企业标准Q/GDW 175-2008内蒙古电力（集团）有限责任公司内电生【2010】41号关于印发内蒙古电力公司变电站综合自动化监控系统报文优化原则（试行）的通知2.2 环境条件内蒙古自治区乌海2.2.1 海拔： 1250m2.2.2 环境温度（室内）: -10℃～+55 ℃2.2.3 环境相对湿度： 5 %～95 %（产品内部既不应凝露，也不应结冰）2.2.4噪声：不大于55 dB (1m处)2.2.5 耐震能力水平加速度：0.3g；垂直加速度：0.15 g；地震度：8度（中国12级度标准）2.2.6 安装方式室内安装，为无专设屏蔽、无抗静电措施的房间，室内设有空调。

主变保护原理及调试方法主变保护是电力系统中最重要的保护之一，主要用于保护主变电站及其上下级设备的安全稳定运行。

主变保护的原理是在保证主变电站稳定运行的基础上，对主变及其连接线路的故障进行快速鉴别和切除，以防止更广泛的故障扩展。

调试主变保护的方法主要有以下三个方面：一、检查主变保护装置的配置和设置1.确认主变保护装置的型号和版本，检查是否与设计要求一致；2.检查主变保护装置的通信设置，包括通信接口、通信地址等是否正确；3.检查主变保护装置的保护定值设置，包括过流保护定值、间歇动作时间、时间限制定值等是否合理；4.检查主变保护装置的故障录波设置，确保能够记录故障发生前的电流、电压等信息。

二、进行保护信号的测试和验证1.对主变保护的各个元件进行测试，包括电压互感器、电流互感器、保护开关等，确保信号的正确输出；2.对保护信号进行验证，与实际电网数据进行对比，确保保护装置能够正确鉴别故障；3.对主变保护的各个功能进行测试，包括过流保护、差动保护、方向保护、欠频保护等，确保各功能齐全且工作正常。

三、进行系统联动和自动化测试1.对主变保护与其他保护装置进行联动测试，包括电网侧保护、变压器侧保护等，确保保护装置之间的协调动作；2.对自动化功能进行测试，包括自动重合闸、自动调压、自动开关等，确保自动化功能正常工作；3.进行应急停电和恢复供电测试，模拟实际故障情况，验证保护装置的响应速度和过程控制能力。

除了上述方法，还应注意以下几个调试要点：1.检查保护回路的接线和接地，确保保护信号传输的可靠性；2.定期对保护装置进行校准和维护，保证其工作的可靠性和准确性；3.在调试过程中，注意保护装置的动作记录和故障录波分析，找出问题所在，并进行相应调整；4.保护设置要符合实际运行情况，对于特殊情况或系统变动，要及时调整保护定值；5.保持与设备厂家和运维人员的沟通交流，及时了解新技术和装置。

总之，主变保护的调试是一个复杂而细致的过程，需要运用多种方法和手段来保证保护装置的正确配置和可靠性。

福建电力调度通信中心文件调继[2005]6号关于下发《福建电网110千伏主变保护配置原则及整定规范》的通知各电业局（含二级局）、各（代管、控股）县电力公司、省电力设计院：为提高福建省网110千伏主变的运行可靠性，在分析近年来省内110千伏主变压器事故教训的基础上，现制定《福建电网110千伏主变保护配置原则及整定规范》，请遵照执行。

对于新建工程，基建、设计、运行部门应根据本文件进行变压器相关设备的配置、设计和整定；现已运行的不符合本文件规定的主变继电保护装置和整定值，运行部门应根据本文件要求，列入后续计划予以增补或调整。

附件：福建电网110千伏主变保护配置原则及整定规范二○○五年一月六日主题词：保护规范通知抄送：省电力试研院，省电建一公司，省电建二公司；省公司工程、生产、安监部。

附件：福建电网110千伏主变保护配置原则及整定规范一、保护装置的配置原则1、新建110千伏主变保护配置原则110kV主变配置主保护、各侧后备保护及非电量保护，后备保护要求装置硬件独立。

差动保护具备比率制动特性、二次谐波制动特性或间断角判别特性。

后备保护由各侧复压过流保护、高压侧中性点零序过流保护、间隙保护构成。

主变后备保护复合电压要求将主变各侧复压接点并联。

高压侧复压过流和零序过流保护宜接于主变套管CT。

主变保护各侧CT变比及级别选择应满足最大运行方式下，站内各电压等级三相故障时，相应CT误差小于10％的要求。

各保护出口继电器独立，两套保护不得采用同一装置出口方式。

2、已运行变压器保护的增配后备保护原则对于已运行的110千伏变压器，若配置一套主后一体的主变保护装置或仅配置一套独立主变高压侧后备保护，无单独低压后备保护装置，若系统对侧距离保护后备段已伸入主变低压母线并有1.2倍灵敏度、时间满足小于2.5秒，可继续维持原保护配置模式运行。

若对侧系统距离后备段保护无法对主变低压母线故障有1.2倍灵敏度，要求主变高压侧增配一套复压过流保护，CT可与原高压侧后备保护或差动保护共用，直流电源与原高压侧后备保护使用不同的直流空开。

35kV及以下系统变压器及线路保护的配置与整定一、保护配置要求GB/T-14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》要求：（一）35kV线路保护35kV为中性点非有效接地电力网的线路，对相间短路和单相接地，应按本条的规定装设相应的保护。

1、对相间短路，保护应按下列原则配置：1）保护装置采用远后备方式。

2）下列情况应快速切除故障：A）如线路短路，使发电厂厂用电母线低于额定电压的60％时；B）如切除线路故障时间长，可能导致线路失去热稳定时；C）城市配电网络的直馈线路，为保证供电质量需要时；D）与高压电网邻近的线路，如切除故障时间长，可能导致高压电网产生稳定问题时。

2、对相间短路，应按下列规定装设保护装置。

1）单侧电源线路可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要时可增设复合电压闭锁元件。

由几段线路串联的单侧电源线路及分支线路，如上述保护不能满足选择性、灵敏性和速动性的要求时，速断保护可无选择地动作，但应以自动重合闸来补救。

此时，速断保护应躲开降压变压器低压母线的短路。

2）复杂网络的单回路线路A）可装设一段或两段式电流速断保护和过电流保护，必要时，保护可增设负荷电压闭锁元件和方向元件。

如不满足选择性、灵敏性和速动性的要求或保护构成过于复杂式，宜采用距离保护。

B）电缆及架空短线路，如采用电流电压保护不能满足选择性、灵敏性和速动性要求时，宜采用光纤电流差动保护作为主保护，以带方向或不带方向的电流电压保护作为后备保护。

C）环形网络宜开环运行，并辅以重合闸和备用电源自动投入装置来增加供电可靠性。

如必须环网运行，为了简化保护，可采用故障时先将网络自动解列而后恢复的方式。

3、平行线路平行线路宜分列运行，如必须并列运行时，可根据其电压等级，重要查那关度和具体情况按下列方式之一装设保护，整定有困难时，运行双回线延时段保护之间的整定配合无选择性：A）装设全线速动保护作为主保护，以阶段式距离保护作为主保护和后备保护；B）装设有相继速动功能的阶段式距离保护作为主保护和后备保护。

主变保护配置及整定原则第3页共48页 1. 变压器的故障类型有哪些变压器的故障可分为内部和外部故障两种。

变压器的内部故障指变压器油箱里面发生的各种故障。

油箱内故障包括各相绕组之间发生的相间短路、单相绕组部分线匝之间发生的匝间短路、单相绕组或引出线通过外壳发生的单相接地故障、以及铁芯的烧损等对变压器来说这些故障都是十分危险的。

油箱内故障时产生的电弧将引起绝缘物质的剧烈气化从而可能引起爆炸。

这些故障应立即加以切除。

变压器的外部故障是指油箱外故障主要是套管和引出线上发生相间短路和接地短路故障。

内部故障主要靠瓦斯和?疃 ；ざ 髦鞅浔；づ渲眉罢 ㄔ ?第4页共48页切除变压器外部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或保护拒动时则由变压器后备保护动作延时跳开相应开关使变压器脱离故障。

2. 变压器的不正常运行状态有哪些1由外部相间、接地短路引起的过电流2中性点过电压3超过额定容量引起的过负荷4漏油引起的油面降低5冷却系统故障及因此而引起的温度过高6大容量变压器的过励磁和过电压问题等。

对于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芯的饱和磁通密度因此在过电压的作用下还会发主变保护配置及整定原则第5页共48页生变压器的过励磁故障。

3. 电力变压器继电保护装置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主变保护配置及整定原则第6页共48页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。

主变保护一、主变压器保护的配置1、主保护配置：（1）二次谐波制动和波形制动相配合的比率差动保护；（2）差流速断保护；2、后备保护配置：零序电流、零序过电压；3、非电量保护：主变重瓦斯、轻瓦斯；主变温度；机组负序电流、电压；失灵保护引入等。

二、主变压器保护的特点1、为了保护机组，必须实现主变高压侧开关全部三相跳闸后，立即联跳主变低压侧开关。

2、高压侧零序过流设两段时限，分别动作跳高压侧开关和低压侧开关。

但是两段时限必须整定为相同的时间定值：即t1=t23、间隙零序电流保护只设一段时限，短延时跳两侧开关：t=0.5s4、本装置不仅有启动失灵保护的回路，还具有失灵保护动作出口本保护装置的回路。

5、装置通过主变中性点地刀辅助接点信号，判断中性点直接接地零序保护和间隙接地保护。

三、保护动作条件及后果1、差动保护：反映主变内部相间短路，高压侧单相接地短路及主变匝间层间短路故障。

上述故障突变量电流分量大于或等于整定值保护瞬时动作出口，跳两侧开关。

2、差流速断保护：当任一相差动电流大于差动速断整定值时瞬时动作出口，跳两侧开关。

3、重瓦斯保护：反映主变器内部故障时，短路电流产生的电弧使变压器油和其他绝缘材料分解，而产生的大量可燃（称瓦斯气体）气体。

当变压器内部发生严重故障，瓦斯气体越多，流速越快。

瓦斯保护就是利用变压器油受到热分解所产生的热气流和热油流来动作保护，保护动作瞬时出口，跳两侧开关。

4、变压器油温过高保护：由于各种原因，如水冷式变压器冷却水中断、循环油泵电源中断、风冷式风机电源中断、负荷不平衡以及过负荷等致使变压器油温上升到整定值，并经一定延时（极限温度外）保护动作出口，跳两侧开关。

5、零序保护：作为变压器内部接地短路故障的近后备保护和外部接地短路时的远后备保护。

保护由两种方式构成：反映接地短路后出现的零序电流和反映接地短路后出现的零序过电压。

此保护是在主保护拒绝动作的情况下经过一定的延时动作出口，跳两侧开关。

变电站保护配置及基本原理1. 变电站的保护类型变电站的保护主要包括四种类型：继电保护、线路保护、母线保护以及主变保护。

- 继电保护：这是一种自动装置，能够检测电力系统中电气元件的故障或不正常运行状态，并通过断路器跳闸或发出信号来响应。

- 线路保护：针对不同电压等级的输配电线路，其配置取决于变电站的性质、电压等级和供电负荷的重要性等因素。

- 母线保护：例如，在220kV变电站中，母线保护应按双重化配置；而在110kV变电站中，一般不设专用母线保护。

- 主变保护：220kV/110kV主变保护按双套配置，包括电量保护（如差动保护和后备保护）和非电量保护（如重瓦斯、压力释放等）。

2. 继电保护的基本原理继电保护的基本原理在于能够区分系统正常运行状态与故障或不正常运行状态，并找出存在差别的特征量。

这些特征量包括电流增大、电压降低、电压与电流的比值变化、电压电流间的相位角变化、出现序分量（如零序和负序分量）、差流的存在与否，以及非电量信号（如瓦斯、压力释放、过热等）的变化。

3. 继电保护的配置要求继电保护系统的配置应满足以下两点基本要求：1. 任何电力设备和线路，在任何时候不得处于无继电保护的状态下运行。

2. 任何电力设备和线路在运行中，必须在任何时候均由两套完全独立的继电保护装置分别控制两台完全独立的断路器实现保护。

4. 主变保护的配置和原理主变保护包括瓦斯保护和变压器纵连差动保护。

瓦斯保护通过检测变压器内部故障时产生的气体和油流速度来动作，轻瓦斯时发出信号，重瓦斯时跳闸。

变压器纵连差动保护则通过循环电流原理来区分变压器内、外故障，并瞬时切除保护区内的故障。

总结变电站保护配置及基本原理涵盖了多种保护类型和配置要求，每一种保护都有其特定的功能和动作原理。

继电保护作为核心，通过检测电气量的变化来保护电力系统的稳定运行。

这些保护措施确保了电力设备和线路的安全，防止了故障的扩大，保障了电力供应的连续性和可靠性。