总保护继电器的作用精选(九篇)

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第1篇：总保护继电器的作用范文

【文献标识码】A

【文章编号】1672—5158（2012）10-0073-01

母差保护在电网中扮演者极为重要的角色，尤其是在330KV变电站中的110KV母差保护，对保电网、保设备起着不可替代的作用。如果母差保护不正确动作，可能引起大面积停电事故。同时，母差保护还包含有失灵保护，所以母差保护的正确动作对电网稳定运行、设备安全有着起着至关重要的作用。这里面，尤以主变中压侧开关与母差失灵保护的互相启动回路最为复杂和重要。

一般线路保护动作时，为防止线路开关拒动，由线路保护提供一对专用接点去启动母差保护中的失灵保护，当失灵保护判断满足开关拒动时的条件后，经过整定延时，跳开相关母线段从而隔离出拒动开关，切除故障。

当变压器故障，主变保护动作跳中压侧开关时，如果中压侧开关拒动，启动母差失灵保护，由失灵保护跳开相关母线段，彻底隔离失灵开关，从而切除故障。该回路一般称为“正失灵”回路，与一般线路保护动启动母差失灵保护的逻辑判别、定值整定、回路构成基本无异，在现场运行中都能正确接入、正确动作。

当母线故障，母差保护动作跳主变中压侧开关时，如果该开关拒动，则启动主变非电量保护跳闸总出口，彻底隔离失灵开关，从而切除故障。该回路一般称为“反失灵”回路，与其他失灵启动回路截然不同，而且根据母差保护制造厂家的不同，在动作原理、逻辑判别、定值整定、回路构成上又各有特点。因此，该回路在现场运行中往往接入的过于复杂，需要的判别条件过多，对该回路的正确动作埋下了隐患。

现在我们决定采用合理方案，用最合理、简洁的回路，正确的实现“反失灵”功能，并消除不同制造厂家的逻辑差异，为现场标准化运行提供便利条件。

对于新投运的变电站或经过技改更换的母差保护，如符合Q／GDW175—2008《变压器、高压并联电抗器和母线保护及辅助装置标准化设计规范》的要求，则只需要将母差保护中提供的专用“变压器断路器失灵保护动作”接点接入变压器非电量保护中的总出口回路即可。该接点经过完整的失灵判别后，经整定延时才能动作，专用于变压器中压侧开关失灵时跳开变压器三侧开关，隔离故障点。符合要求的有沣河变110KVBP-2C-D型母差保护、庄头变110KVCSC-150型母差保护、大杨变110KVCSC-150型母差保护、古渡变两套110KVBP-2B型母差保护。

在实际改造中，我们只敷设了一根4芯的控制电缆，将专用的“变压器断路器失灵保护动作”接点接入变压器非电量保护中的总出口回路，进行了“变压器断路器失灵保护动作”接点的动作逻辑检验、变压器非电量保护总出口的动作逻辑检验，无需专门的定值整定，投入母差保护屏上的“失灵联跳主变”压板即可投入该回路。

对于较早前投运的母差保护，由于不具备开关失灵判别功能，故需要加入辅助装置进行判别，回路较为复杂。动作逻辑图如下图所示：

当母差保护动作后，母差保护动作接点接通，如果变压器中压侧开关失灵，则用于电流判别的DPT-530辅助装置接点接通，启动变压器非电量保护的中间继电器，经过延时继电器的延时整定，启动非电量保护的跳闸继电器，跳开变压器三侧开关。

变压器非电量保护、DPT-530辅助装置、延时继电器一般都在同一保护屏内，屏柜出厂时已由厂家将上图所示回路接线接好，在现场实际运行中，只需要将外部的母差保护动作接点引入该回路即可，另需按定值通知单上的要求整定延时继电器的时限，就可完整的构成全部“反失灵”功能。符合上述要求的有池阳变110KVBP-2B型母差保护、王塬变110KVBP-2B型母差保护。

第2篇：总保护继电器的作用范文

【关键词】电力系统;辅助接点;应用;故障

1.辅助接点在电力系统的应用概况

1.1 断路器/负荷开关/隔离开关等开关类辅助接点

1）断路器分合闸结束后，用辅助接点切断分合闸回路。若辅助接点故障，特定情况下可能会导致断路器分合闸线圈长时间通过大电流而烧毁。

2）断路器辅助接点驱动位置指示灯（如有些高压柜上的红绿灯采用这个方式），和做为测控装置的断路器分合位开入。若辅助接点故障，影响判断断路器实际位置。

3）母联（或分段）断路器的合位辅助接点，还需与两侧隔离开关的辅助接点串联，接至允许PT并列的判别回路。若辅助接点故障，影响PT并列。

4）110kV及以上，带有母差保护的。母联断路器的跳位辅助接点和线路隔离开关的辅助接点还需接入母差保护，做为母线和线路运行方式的判别。若辅助接点故障，可能会引起母差保护误动或拒动。

5）220kV及以上，断路器机构带三相不一致保护的。用断路器跳合位辅助接点构成“田”字起动回路，用以起动三相不一致。若辅助接点故障，可能会引起三相不一致保护误动或拒动。

6）断路器机构带防跳回路的，防跳继电器需与断路器合位辅助接点相配合。若辅助接点故障，影响防跳功能的实现。

7）带有备自投装置的，需将与备自投有关的断路器跳位辅助接点开入备自投，做为备自投充电和动作逻辑的判据之一。若辅助接点故障，备自投可能会误动或拒动。

8）变压器强油风冷控制系统，用变压器三侧断路器分位辅助接点串联，起动一个中间继电器，自动断开风冷回路。若辅助接点故障，无法自动断开风冷回路。

9）隔离开关的辅助接点作为母线电压切换的开入用于保护装置、测量计量及同期并列回路保证能获取正确的母线电压;隔离开关的辅助接点作为母差失灵的开入保证母差失灵能正确的选择母线;隔离开关的辅助接点作为遥信遥控回路保证监控后台的正确指示及防误闭锁。若辅助接点故障，会导致保护拒动或者误动以及影响后台正确指示和防误闭锁功能的实现。

1.2 各类继电器的辅助接点

继电器的辅助接点主要是作为电路控制功能的辅助逻辑开关，它和继电器同时动作，它的开关容量一般比主触点要小，可以通过利用辅助触点来实现当继电器动作时需要完成的其他逻辑操作，如启动发信。若辅助接点故障，影响其他逻辑功能的实现。

1.3 限位开关、行程开关等位置开关的辅助接点

限位开关、行程开关等位置开关的辅助接点主要用来实现机械设备的启停功能，如隔离开关、接地刀闸等在电动操作时应在操作到位的情况下及时停止。若辅助接点故障，将影响设备的启停功能，严重时将造成机构的损坏。

2.辅助接点故障类型

辅助接点故障主要有以下几种情况：

辅助接点接触不良：辅助接点主触点已闭合，而辅助接点读入位置为断开。

辅助接点粘连：辅助接点主触点已断开，而辅助接点读入位置为闭合。

辅助接点抖动：辅助接点呈现间断性抖动现象，在闭合/断开两种状态之间来回切换。

辅助接点切换时间过长：辅助接点不能与开关同步切换，存在相对较长时间误差。

3.断路器/隔离开关辅助接点故障案例

3.1 断路器辅助接点故障

目前，国内断路器/隔离开关泛采用的F系列辅助开关，大多采用机械摩擦接触式，不管是夹片式或压接式，普遍存在着触头接触和断开不可靠、环境适应性差、防护等级低、需要经常检修等问题。因此，辅助接点故障给电力系统二次回路的日常运行和维护带来了很大不便。

750千伏乌北变电站乌恒线和吐鲁番变电站吐哈线定检期间，值班人员遥控断路器合闸，后台监控短时误发事故总信号，持续时间约为70ms。后经调查发现，这一现象普遍存在。

分析：事故总信号的二次回路如图1所示：

图1 事故总信号二次回路图

其中TWJa、TWJb、 TWJc分别为A、B、C三相的跳位监视继电器的常开接点，跳位监视继电器由断路器的辅助接点控制，KKJ为合后继电器常开接点。断路器手动合闸后，合后继电器动作，KKJ由断开切换成闭合状态，并保持。断路器手动分闸后，合后继电器动作，KKJ由闭合切换成断开状态，并保持。正常情况下事故总信号的触发条件是：A、B、C三相至少有一相处于分位且KKJ处于闭合状态。而正常情况下遥控断路器合闸不会触发事故总信号。断路器处于分位时，TWJa、TWJb、TWJc均闭合，KKJ断开，遥控合闸时KKJ瞬间闭合，若断路器辅助接点切换时间不满足瞬动要求，则由断路器辅助接点驱动的跳位监视继电器的常开接点TWJa、TWJb、TWJc至少有一个来不及由闭合状态切换为断开状态，事故总二次回路就会短时导通，导致后台监控机短时误发事故总信号。

现场解决措施是将测控装置中事故总信号的防抖时间由之前的20ms延长为100ms，以此来规避断路器辅助接点切换时间过长造成的误发事故总信号问题，并未从根本上消除断路器辅助接点切换时间过长缺陷。

3.2 隔离开关辅助接点故障

750千伏哈密变电站在750千伏Ⅱ母停电检修期间，7217线路接地开关无法电动操作。将接地开关控制回路的外部连锁回路短接后，接地开关可以正常电动操作，所以外部联锁回路断开是造成接地开关无法电动操作的原因。7217线路接地开关的外部联锁回路由750千伏Ⅱ母侧所有隔离开关的常闭辅助接点串联而成，经进一步排查确定是75422隔离开关用于电气闭锁的常闭辅助接点接触不良，造成7217接地开关联锁回路断开。可见，隔离开关辅助接点故障降低了二次回路的可靠性，造成了一定的安全隐患。

4.结束语

电力系统安全稳定运行关乎国计民生，各类辅助接点广泛应用于电力系统二次回路中，是实现电力系统二次回路的功能不可缺少的技术手段。同时，辅助接点故障率较高，如果不及时发现处理，可能会影响电力系统的安全稳定运行。所以，加强对辅助接点的检查和维护必不可少，其次，建议采用可靠性更高的新型辅助开关，如真空辅助开关等。

作者简介：

郭军（1974―），男，大学专科，助理工程师，从事电网输变电运维工作。

刘功坚（1989―），男，工学学士，从事超高压电网继电保护及自动化运行维护工作。

第3篇：总保护继电器的作用范文

【关键词】3AQ1EE型断路器；防跳回路分析；N2总闭锁回路分析

220KV西门子3AQ1EE型SF6断路器广泛应用于我公司220KV变电站，该开关属西门子高压开关系列中的成熟产品，其操作性能稳定，长期运行安全可靠。该开关在操作类型上属分相操动式，配有液压操动机构。3AQ1EE型开关的控制回路源自西门子高压开关的典型设计，相比较弹簧机构或其他品牌开关的控制回路而言，其控制回路中的防跳及闭锁回路设计较为特殊和复杂，厂家所提供的说明书和图纸资料中也未对这部分进行详细说明，造成现场人员对这部分的理解不是十分透彻，影响了工作的正确性。为此，本文将从原理上对上述两个回路进行分析。

1 防跳回路分析

综所周知，保护防跳的设计原则是跳闸回路利用瞬间电流启动，合闸回路实现防跳的自保持。而断路器机构中的电气防跳的设计原则是利用合闸回路的合闸脉冲启动，合闸回路实现防跳的自保持。两者的设计原理不同，3AQ1EE电气防跳原理属后者，其原理如图1：

图1中右边部分是机构合闸回路图，其防跳逻辑是：当“07”回路发出合闸脉冲瞬间，SLA常开闭合，启动防跳继电器K7，此时若合闸脉冲不消失则K7通过自己的常开接点实现保持，其串在K12线圈回路上的常闭接点打开，使K12继电器返回，从而断开合闸回路，实现防跳功能。图中由保护屏操作箱来的合闸命令端和TWJ启动端至机构箱的接线方式有两种。

施工现场常采用第一种接线方式（如图1），该方式下操作保护屏控制把手SA合闸后TWJ线圈会通过K7及其接点自保持接通，造成合闸后分合闸指示灯（红绿灯）均亮现象，此时开关合闸回路已断开（机构内防跳已起作用K12接点断开），开关分闸后不可再重合。因上述原因的存在，在开关安装调试时由继保人员将K7线圈连线拆除，即控制回路中只启用保护防跳功能。

针对上述缺陷，图中的第二种接线方式由所改进。该方式将操作箱来的合闸命令端和TWJ启动端分别引线至机构箱，TWJ启动回路串接开关常闭接点SLA（这是西门子开关控制回路有别于其他开关的部分），这样当开关正常合闸后SLA断开，TWJ线圈及K7均不会误启动。

近年来的继电保护反措中对防跳回路的要求不断更新，最新反措要求新建变电站110KV及以上断路器的防跳功能均采用断路器本体的防跳回路，其原因是防止合闸命令端在保护屏至开关机构箱的长距离电缆及接线上误带正电而造成开关跳跃的事故。上述的第二种接线方式虽然具备了机构防跳功能，但该功能仅对“07”回路误带正电起作用，当同样是长距离的电缆连线TWJ启动端（TWJ线圈至SLA的连线）误带正电时，机构中的防跳仍然起不了作用。

2 N2总闭锁回路分析

（1）漏氮保持回路。K81是漏氮继电器，可看出一旦K9常开接点及B14-6接点接通将启动K81，电源会经其自身接点再通过S4（复归按钮）常闭接点实现自保持；同时K81接点断开K12线圈回路，实现合闸总闭锁；另外，K81接点接通K14时间继电器线圈，K14常闭接点延时断开K10线圈回路，实现分闸总闭锁。

（2）油泵启动回路。当油压下降至320 bar以下时B11-2接通，启动K15继电器，K15常开接点瞬时闭合，启动K9继电器使油泵打压，当油压超过320 bar时B11-2断开，K15常开接点延时3S断开，即油压超过320 bar后油泵会继续打压3S。上述两个回路动作过程一目了然，关键是图中B14-6（压力继电器接点）接通压力为≥355 bar，而B11-2接通压力为≤320 bar，B14-6接点与K9继电器的动作配合难以理解，以下将从储压桶的工作性能上对此进行分析。

（3）漏氮及氮气温度对储压桶工作能力的影响。

曲线1、2、3是正常、漏氮、氮气温度高三种情况下的压力-体积曲线。因为由时间继电器K15控制的供油量（即油压超过320 bar后，油泵继续打压3S时间内所供的油量）在三种情况下是相同的，即V1=V2=V3，因此在不同的曲线上得到不同的PX压力值。曲线2上的PX2值远大于P2值，即在漏氮情况下，由K15延时返回的三秒时间内，油压能瞬时高于氮气泄漏闭锁（报警）压力（P2）值使B1（4、6）接通，从而启动K81继电器，K81继电器自保持，在闭锁操作回路的同时，其接点瞬时断开K15主线圈回路，停止打压，另外，K81继电器还提供一对常开接点以上传漏氮信号。相比较国产CY5、CY3液压机构由现场人员综合判断漏氮情况定性分析而言，西门子的设计理念进步为定量分析。

南通地区的220KV变电站曾出现过该型号开关在油泵打压后无法操作的情况，现场人员很难理解“油压打上去了，怎么反而闭锁操作回路了？”上述分析给出了明确的答案。

断路器的操作控制是电力系统的执行环节，属于变电检修和继保专业的技术交圈地带，因其相对简单，比起保护回路得到较少的关注，各厂家所提供的资料或说明书也是参差不齐，对一些原理的讲解不十分详尽，以致造成施工人员在实际施工中的做法多种多样，这对电力设备的安全运行带来隐患。为此各级开关管理机构应多给予关注，需要加强现场运检人员在这方面的培训，也需要相关的各方如断路器厂家、设计院、运行、施工、检修等单位的专业人员加强交流进一步完善。

参考文献：

[1]《SIEMENS-3AQ1EE高压断路器操作手册》 西门子（杭州）高压开关有限公司，2003.

[2]《3AQ1-EE/3AQ2-EE断路器线路图》 西门子（杭州）高压开关有限公司，2003.

[3]《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》实施细则，2012.

第4篇：总保护继电器的作用范文

关键词：三相电路；相序；错相；缺相

在线路施工中，在原线路负荷重新调整后，容易出现线路错相（A、B、C三相相序接错）问题，导致三相用户设备反转（甚至用户设备损坏），重新调整三相接线又导致计划停电时间延长。若有一相电源断开即产生缺相，则由此可发生电机烧毁等现象。因此在进行工程施工时，需要从技术上和管理上寻求方法来减少错相问题，如对相序（位）的原理、对运行设备的相序确认，对新建线路的核相，对施工人员的要求等等着手，寻求这方面的建议和方法。

1原理分析

1.1相序判断

图1(a)为不对称三相电路， 、 、 为对称三相电源，设 为参考相量， ， ， 。图1(a)可等效为图1(b)。

若使

= ――角频率

以N为参考节点，根据节点电压法

正相序时，

B相电阻所承受的电压

(2)

流过 电阻的电流

(3)

若为逆相序，日相电阻所受的电压为

逆相时流过 电阻的电流

(4)

比较(3)式和(4)式可知，正相序时B相电流远大于逆相序的B相电流。根据这一原理即可利用B相电流的大小来判断三相电路的相序。

1.2缺相判别

对图1中三相电路，若对称三相电源其中一相断相，则该相电流为零。此时，其余二相电流也产生了变化。具体分析如下：

1)若A相缺相， ，即A相电流为零，其余二相电路为图(2)所示：

该电路为一回路，其回路总阻抗为：

该线路总电流

若B相缺相， ，即B相电流为零，其余二相电路如图(3)。

该电路阻抗

因为

则

该线路中电流 (6)

缺C相的电路分析计算与缺B相的电路计算一致。

从上面的缺相电路分析计算可知，在上述三相电路中，若假设任意一相如B相缺相，可通过该相电流为零来判断此相是否缺相，而此时其余二相 (A相和C相)电流均低于正常工作时的正相序电流。同理，若B相不缺相，其余二相中有一相断相时，B相电流也低于正常工作时正相序电流。故不可用此法来确定是否其它相缺相。可在其余二相中接入一个电压继电器，当二相中任一相缺相时，其电压继电器吸合线圈上的电压失压，即可用其电压继电器的功作是否吸合还是释放来判断其余二相的缺相问题。

2实际应用

2.1针对三相用户所采取的电路保护措施

图4为三相电机错相、缺相保护实际电路。

KA――电流继电器

KV――电压继电器

1)工作原理

当A相断电时，流过KA电流继电器的电流为零，KA常开触点不得闭合，则显示灯HL不亮，同时电机运转控制电路也因失电，KM交流接触器主触点释放，电机无法运转。

当B相或C相断相时，KV电压继电器线圈因无电压，其KV常开触点不得吸合，产生的结果和上面一样。从上面分析，只要有一相断电，HL灯不亮，可使电机无法运转或停机。

正相序时，A相电流大于KA电流继电器的吸合值，KA吸合，电机可正常运行。逆相序时，A相电流低于KA电流继电器的吸合值KA不吸合，则灯泡HL不亮，电机运行控制电路也无法运行。

通过以上分析可知，KA电流继电器作为相序保护，也可作A相缺相保护。而KV电压继电器作为B、C二相缺相保护。如此可有效地防止因错序和缺相产生的对电机的不利因素。

2)主要元件选择

根据上面分析，可选定

R1+KA线圈电阻≈R2≈1/ωc=R

其中ω=2πf(f――三相交流电频率)

R2可由二个电阻串联而成，其中一个相同于R1，另一个电阻值约等于KA线圈电阻值。

整流二极管的作用是基本消除KA线圈的电抗。整流管选用参照有关桥式整流器的计算。

根据式(3)正相序时A相电阻上的电流

根据式(6)分析可知，当B相缺相时流过A相电阻的电流

选用KA电流继电器标准为：其吸动电流值应小于正相序的A相电流而同时又应大于B相缺相时A相电流值，即

＜吸动电流值＜

KA电流继电器的释放电流值应大于逆相时该相电流值，即

KA释放电流值＞

这样，正相序时，KA吸合，而逆相序时流过A相的电流小于释放值，KA不吸合。

KA电压继电器的选用：其吸动电压值应为电源线电压的85%左右为宜。

由FU熔断器、FR热继电器、SB1停机按钮、SB2电机起动按钮以及KM交流接触器构成的电机运行控制电路，可根据运行的具体要求增减有关装置或元器件。

2.2供电相序错位施工方案

比如，甲、乙两个35 kV变电站，10 kV侧相序错位，见图5。这类错位比较容易解决。环网投运前在联络断路器处核对两侧相位是否对应，若不对应，最好在联络断路器附近调整，使其相位对应，尽量减少对用户相序调整，使工作复杂化。

为了保证保证三相动力用户的相序正确，我们施工必须对10 kV侧相序调整。

方案1：在变电站内对母线进行调整针对变电站10 kV出线多为架空三角形排列，相位调整困难，采取在站内对母线进行统一调整比较容易。母线相序调整选择在变压器10 kV侧引线套管至柜顶母线排之间的适当位置进行，此位置以施工便捷，工艺简单为宜。

相序调整后，A、C相母线排重新刷相序色及调整各路出线A、C相相序标志。

10 kV侧母线排调整后，造成差动保护高低压侧相序不对应，需要对差动保护低压侧A、C相TA二次绕组进行对调，以免差动保护误动作。

调整站内35 kV侧TV、计量TA二次绕组相序，保证电能表计计量准确，后台监控潮流显示正确。

在环网线路联络断路器处对调A、C相，使其相序对应。送电后，再次在联络断路器处通过相位计核对相位是否对应。

方案2：在变电站外对10 kV出线进行调整针对变电站10 kV出线为电缆出线或垂直排列出线，相序调整容易，可选择在站内出线窗口处对10 kV出线A、C相进行对调，站内相序色保持不变。相序调整后，重新调整各路出线A、C相相序标志。

35 kV进线相序调整后，需要对站内高低压侧TV、TA二次绕组A、C相统一进行对调，保证站内各类保护正确动作、电能表计计量准确、后台监控潮流显示正确。在环网线路联络断路器处对调A、C相，使其相序对应。送电后，再次在联络断路器处通过相位计核对相位是否对应。

3结束语

第5篇：总保护继电器的作用范文

关键词:煤矿;低压漏电保护;措施;中性点不接地系统

中图分类号:TD614文献标识码:B文章编号:1009-9166(2010)023(C)-0132-01

引言:漏电保护是煤矿井下三大重要保护之一,对人身安全和设备的稳定运行起到至关重要的作用。在中性点不接地系统中,单相漏地占绝大多数。尽管它不破坏系统的对称性,但非漏电相对地电压会增加为原来的3倍,若不及时处理,极易发展成两相短路,造成更大危害。《煤矿安全规程》规定:低压馈电线上必须装设漏电保护装置或有选择性的漏电保护装置。

一、漏电保护的作用

漏电保护的作用是多方面的,主要有如下几点:

(一)减少漏电电流引起矿井瓦斯、煤尘爆炸的危险。

(二)预防电缆和电气设备因漏电而引起的相问短路故障。特别是在使用屏蔽电缆的情况下,相问短路必然先从接地漏电开始,致使漏电保护装置首先动作,将故障排除,因而可防止短路事故的发生。

(三)能够防止人身触电。

(四)能够不问断地监视井下采区低压电网的绝缘状态,以便及时采取措施,防止其绝缘进一步恶化。

(五)对于由短路引起的接地故障,漏电保护还可起短路保护的后备保护作用。一旦短路保护装置拒动,漏电保护装置还可使开关跳闸。

(六)防止电网的接地漏电电流引爆电气雷管。

(七)选择性漏电保护装置的使用,将会缩小漏电的停电范围,便于寻找漏电故障,及时排除,缩短了漏电的停电时间,有利于提高劳动生产率,给矿井带来显著的经济效益。

二、提高漏电保护质量的措施

漏电保护的一个重要指标是动作时间,总馈的漏电动作时间应设置在250ms,这样才能满足选择性漏电的要求。对系统电容的变化要及时修正。特别是对零序电压法检测漏电支路的方式中,当线路电缆长度增加较大时,此时对地电容电流也加大,则同一漏电电阻时,零序电压降低,漏电保护单元往往出现拒动现象,从而使总馈越级跳电。此时应该适时对系统电容进行修正,从而消除系统电容变化对零序电压的影响。在单母线分段供电的情况下,当其中一台进线开关出现故障而需要联络开关合闸时,此时运行开关的附加直流电源会叠加在故障开关的三相电抗器和零序电抗器上,使其所测的漏电电阻值增加,从而有可能使设备拒动。要改变这一现象的途径是分别在两台进线开关后面各增加一台分段开关,当其中一台进线开关停止运行时,其负荷侧所接的分段开关也要分断,这样才可以保证选择性漏电的可靠性。所以,为了更可靠地保护线路的安全,还应配合采用接坳接零等保护措施,电气设备良好的接地是漏电保护的一种常见措施。采用这种保护措施时,要确保接地电阻符合标准,还要确保接地的接线端子牢固。一般规定,开关本身接地电阻不得大于4欧,如果接地电阻过大,也容易使漏电电流减小,从而出现拒动现象。

三、中性点不接地系统单相漏电工况

(一)正常运行工况:1、各相对地电压为相电压。2、中心点对地电压Un=O,电网无零序电压。3、每相对地电容电流为le=juwc,并超前相电压90度,由于各相电容电流对称,正常运行时电网无零序电流。

(二)单相漏电工况:1、单相漏电时,漏电相对地电压为零,非漏电相对地电压升级为线电压。2、单相漏电时,系统出现零序电压。3、故障支路和非故障支路都出现零序电流。

四、常见低压漏电保护原理分析及缺点

常规的低压漏电保护办法为:总线开关上安装“检漏继电器”,馈电开关内安装“漏电保护单元”,组成选择性漏电保护系统,当总开关和支路开关之间发生漏电,或支路发生漏电,安装在支路上的“漏电保护单元”拒动时,“检漏继电器”跳总开关,当支路发生漏电时,支路开关内安装的“漏电保护单元”有选择跳开漏电支路开关,目前使用的智能开关中的漏电保护功能仍是采用了同样的工作原理,与“检漏继电器”和“漏电保护单元”组成漏电保护没有质的变化。

(一)“检漏继电器”漏电电阻挤蛋测原理:“检漏继电器”内部由三相电抗器组成人为中性点,在人为中性点和地间串接一直流电源和直流电流表、直流继电器。为了不改变中性点接地方式,三相电抗器的感抗一般为几十千欧,当系统有漏电时,漏电点电网变压器二次回路,电抗器、直流电源、电流表、直流继电器和地之间构成回路。

(二)“漏电保护单元”检测漏电电阻原理:正常情况下,系统零序电压为零,系统发生漏电时,系统产生零序电压,由此可以把零序电压大小做为判断漏电的依据,当零序电压达到一定值时,即认为漏电。

(三)“检漏继电器”和“漏电保护单元”对漏电电阻的测量方法统一,检漏继电器采用“附加电流电压法”反应漏电电阻,其特点是直接,精度高:“漏电保护单元”是通过“零序电压法”估算漏电电阻,其特点是速度快,精度差,受系统电压和系统电容的影响很大。

结束语:煤矿井下空气潮湿,工作面条件比较复杂,只要认识到漏电的危害,懂得漏电保护的原理,采取强有力的预防漏电的措施,漏电事故就能大大降低。

作者单位:山东东岳能源有限公司泰山铝业分公司动力机电专业

参考文献:

[1]胡天禄.矿井电网的漏电保护.

[2]聂文龙.应用低压选择性拉祸继电器的优越性.

第6篇：总保护继电器的作用范文

[关键词]匝间保护 原理 定值 分析 应用

1.剩余电流动作保护器动作原理

剩余电流动作保护器是用来防止电气事故，保护人身及设备安全的产品，分间接接触保护和直接接触保护两种。国标GB6829称剩余电流动作保护器（以下简称漏电保护器），其动作原理是取剩余电流值，所谓剩余电流是指供电系统中导线流出的电流，有一部分没有经过导线返回，而流入大地，经大地返回到变压器低压侧中性点，称这个漏入大地的电流为剩余电流，就是我们通常所讲的漏电电流，漏电电流的取样元件均采用零序电流互感器。

2.产品选择

目前，漏电保护器品种繁多，结构各异，其原理都是一个剩余电流动作型。用户应选购质量可靠的产品，并认定已通过国家电工认证、并具有3C认证的产品。漏电保护器分为以下三大类。

2.1单相漏电开关

单相漏电开关分电子式和电磁式二种，由于电磁式漏电开关价格较高，在农网改造大部分选用电子式漏电开关。一般选用15mA或30mA。动作时间小于0.1s，用于直接接触保护，防止人身触电事故发生。

2.2漏电断路器

漏电断路器分电子式和电磁复合式两种，作为二级保护或三级保护。不论单极、二极、三极、四极漏的电断路器，尽量选用动作电流小于等于50mA，分断时间小于0.1s的产品，用于直接接触保护。

2.3漏电继电器

漏电继电器为电子产品，它不能独立使用只能和交流接触器或带有脱扣线圈的空气开关配合使用作总保护或分支保护。当采用漏电继电器作为供电系统总保护，一级保护尽量采用延时型或鉴相鉴幅漏电继电器，并且漏电电流可调，用于间接接触保护，防止越级跳闸，确保电网正常供电。脉冲动作电流值一般选50mA，漏电电流动作值分档200～500mA之间可调，漏电继电器与交流接触器配合的组合分断时间：≤0.2s或≤0.4s。以上产品按使用场合，确定所采用的保护方式，确定采取的品种。漏电保护器选购时特别注意负载容量的配合留一定的余量，不导致漏电保护器产生误动作。

3.产品检测及试验

现在农网改造均采用三级保护，一级采用漏电继电器，二级采用漏电断路器，三级采用单相漏电开关，作为供电网络系统性的保护，要求不产生越级跳闸，关键考虑的是漏电保护器的分断时间，而不是漏电电流动作值的大小。对用户来讲，产品的性能检测是有难度的，没有完整的试验设备，有的也只能对漏电保护器的动作特性进行检测，达不到全性能测试。上海电器科学研究所生产的IDB-1A型漏电保护器测试仪精度比较高，对产品的动作特性试验符合国标GB6829—95标准的要求。

3.1漏电保护器性能检测标准

漏电保护器性能检测依据的标准有：《剩余电流动作保护器的一般要求》GB6829-95标准、《家用和类似用途不带过电流保护的剩余电流动作保护器》GB16916-1998、《移动式剩余电流保护器》JB8755-1998、《剩余电流保护继电器》JB8756—1998标准，对部标JB8755、JB8756也是在GB6829的基础上，重点对移动式剩余电流保护器（插头等）和漏电保护器提出生产的技术要求。

3.2漏电保护器检测

用户检测只能对产品动作特性、试验装置及辅助电源故障时的工作性能这三项进行检测，采用IDB-1A型漏电保护器测试仪检测漏电继电时，IDB-1A需配备与漏电继电器额定容量相等的交流接触器。

漏电保护器检测前应对产品内部结构、焊接水平以及装配工艺水平进行目测考核。漏电保护器中的零序电流互感器中的铁芯应采用薄膜合金环形铁芯且加屏蔽层。如果使用非晶或微晶铁芯，高低温试验和平衡特性试验难以通过，在漏电开关及断路器中大部分使用非晶或微晶铁芯。可控硅应采用日产NEC公司2P4M BT169。漏电开关、漏电断路器中的线路板应封闭或浸漆，以防止灰尘进入。漏电开关内部的触头应为镀复合银触头，不能采用镀银触头。

漏电保护器开箱验收时，应根据国标GB2828-87抽样标准要求进行，作为电子产品的合格率应达98%（抽样检查可以从正常检查到放宽检查），一般抽样为5%～10%。

4.产品对电网的要求

虽然漏电保护器对安全用电具有较为有效的保障作用，但毕竟只是一种后备保护电器，线路和设备的绝缘质量差劣，除了导致漏电、短路，引起触电事故外，线路的漏电电流还会严重影响漏电保护器的动作特性。特别注意的是零线对地绝缘电阻过低也会产生一定影响，低压供电网络一般只注意相对地绝缘，而忽视零线对地的绝缘水平。在漏电保护器的应用中应注意以下事项：

①提高供电线路对地的绝缘电阻、不重复接地。重复接地或绝缘不好将严重影响漏电保护器的灵敏度。

②对不安装总保护的城镇供电线路，尽量采用多点重复接地，以提高家用保护器的灵敏度。

第7篇：总保护继电器的作用范文

关键词 电力变压器；二次回路；瓦斯保护；定时限过电流

中图分类号：TM4 文献标识码：A 文章编号：1671—7597（2013）021-085-02

电力变压器是电力系统变配电的重要设备，它的故障对配电的稳定、可靠和系统的正常运行都有明显且比较严重的影响，同时，电力变压器也是非常昂贵的设备，由此，提供对电力变压器的继电保护尤为重要。变压器通常需要的保护装置有瓦斯保护、纵差动保护或电流速断保护、相间短路的后备保护、接地保护、过负荷保护、过励磁保护等等。下面就电力变压器常用的典型保护做分析。

对于输电线路高压侧为110 kV及以上的工厂总降压的主变压器来说，应装设过流保护、速断保护和瓦斯保护。过流保护作为电流速断保护的后备保护，在有可能超过电力负荷时，也需装设过负荷装置。但是如果单台运行的电力变压器容量在10000千伏安及以上和并列运行的电力变压器每台容量在6300千伏安及以上时，则要求装设纵联差动装置保护来取代电流速断保护。由于主电源出口处继电保护装置动作时限为 2 s，则变压器保护的过电流保护动作时限可整定为1.5 s。

1 装设瓦斯保护

当变压器油箱内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，瞬时动作于信号；当产生大量瓦斯时，应动作于高压侧断路器。

2 装设定时限过电流保护

2.3.2 过负荷保护动作时限

上述设计的电流及电压回路、保护操作回路的继电保护回路图设计情况如下：

1）电流回路：A相第一个绕组头端与尾端编号1A1，1A2，如果是第二个绕组则用2A1，2A2，其他同理。

2）电压回路：母线电压回路的星形接线采用单相二次额定电压57V的绕组，变电站高压侧母线电压接线，如图2。

①为了保证PT二次回路在莫端发生短路时也能迅速将故障切除，采用了快速动作自动开关ZK替代保险。

②采用了PT刀闸辅助接点G来切换电压。当PT停用时G打开，自动断开电压回路，防止PT停用时由二次侧向一次侧反馈电压造成人身和设备事故，N600不经过ZK和G切换，是为了N600有永久接地点，防止PT运行时因为ZK或者G接触不良，PT二次侧失去接地点。

③1JB是击穿保险，击穿保险实际上是一个放电间隙，正常时不放电，当加在其上的电压超过一定数值后，放电间隙被击穿而接地，起到保护接地的作用，这样万一中性点接地不良，高电压侵入二次回路也有保护接地点。

④传统回路中，为了防止在三相断线时断线闭锁装置因为无电源拒绝动作，必须在其中一相上并联一个电容器C，在三相断线时候电容器放电，供给断线装置一个不对称的电源。

⑤因母线PT是接在同一母线上所有元件公用的，为了减少电缆联系，设计了电压小母线1YMa，1YMb，1YMc，YMN（前面数值“1”代表I母PT。）PT的中性点接地JD选在主控制室小母线引入处。

⑥PT二次电压回路并不是直接由刀闸辅助接点G来切换，而是由G去启动一个中间继电器，通过这个中间继电器的常开接点来同时切换三相电压，该中间继电器起重动作用，装设在主控制室的辅助继电器屏上。

3）保护操作回路：

继电保护操作回路是二次回路的基本回路，110 kV操作回路构成该回路的主要部分，220 kV操作电压回路也是应用同样的原理设计形成的，传统电气保护的阀值、开关量进行逻辑计算后，提交给操作回路。对微机装置进行保护。因此微机装置保护仅仅是将传统的操作回路小型化，板块化。下面的操作回路见图3。

1）当开关闭合时，DL1立即断开，然后DL2闭合。HD、HWJ、TBJI绕组、TQ组成回路，点亮HD，HWJ开始操作，但是由于线圈的各个绕组有较大的电阻阻值，致使TQ上获得的电压不至于让其执行跳开动作，保护跳闸出口时，TJ、TYJ、TBJI线圈、TQ直接连通，TQ上线圈电流变大，获得较大电压后开始工作，由于TBJI接点动作自保持，所以TBJI绕组线圈一直等待所有断路器断开后，TBJI才返回（即DL2断开）。

2）二次保护合闸回路原理与二次保护跳闸回路相同。

3）在二次回路合闸绕组线圈上并联了TBJV回路，这个保护回路是为了防止在线圈失去电压跳闸过程中又有电压合闸命令，由于短时间内的繁复跳合闸而损坏机构。例如合闸后绕组充放电的延迟效应，及容易造成合闸接点HJ或者KK的5，8粘连，当开关在跳闸过程中，使得TBJI闭合，HJ、TBJV绕组、TBJI接通，TBJV动作时TBJV绕组线圈自保持，相当于将合闸线圈短路了（同时TBJV闭触点断开，合闸绕组线圈被屏蔽）。这个回路叫防跃回路，防止开关跳跃的意思，简称防跃。

4）D1、D2两个二极管的单相连通让KKJ合闸后的继电器开始工作，KKJ的工作通过手动合闸来完成，手动跳闸的目的是让KKJ复归，KKJ是电磁保持继电器，动作后并不是自动返回的，所以KKJ又称手动合闸继电器，广泛用于“备自投”、“重合闸”，“不对应”等的二次回路设计。

5）HYJ与TYJ是感压型的跳合闸压力继电器，它一般接入断路器机构的气压接点，根据SF6产生的气体所造成的气体压力而动作，所在以SF6为绝缘介质的灭弧开关量中，若气体发生泄露，那么当气体压力降到不能够灭弧的时侯，接点J1和J2连通，将操作回路断开，防止操作发生，造成火灾隐患。在设计和施工中，值得注意的是当气压低闭锁电气操作时候，不能够在现场直接用机械方法使开关断开，气压低闭锁是因为灭弧气压已不能灭弧，这个时候任何将开关断开的方法都容易造成危险，容易让灭弧室炸裂，造成设备损毁，正确的方法是先把负荷断路器的负荷去掉之后，再手动把开关跳开，保证电气的安全特性。

6）辅助的位置继电器HWJ，TWJ，主要用于显示二次回路当前开关的合跳闸位置和跳合闸线圈的工作状况。例如，在运行时，只有TQ完好，TWJ才动作。

所有保护及安控装置作用于该断路器的出口接点都必须通过该断路器的操作系统，不允许出口接点直接接入断路器。

目前的保护装置都已经采用微机式保护方式，但从电气操作的灵敏性、快速性、安全性考量，机电式保护在许多电厂及变电站被广泛的使用着。

参考文献

[1]熊为群，陶然.继电保护、自动装置及二次回路第二版[J].中国电力出版社.

[2]李瑞荣.电气二次回路识图与常见故障处理[J].中国电力出版社.

[3]程逢科，李公静.电气二次回路应用入门[J].中国电力出版社.

第8篇：总保护继电器的作用范文

关键词：SF6；压力低闭锁回路；优化建议

中图分类号：TM561 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）05-0093-02

某供电局工作人员在220 kV线路定检工作中进行断路器本体回路检查试验时，发现断路器SF6压力低闭锁功能失效，无法实现闭锁分合闸。经检查确认为闭锁重动继电器线圈烧坏不能励磁，从而导致闭锁回路无法正常启动。现场翻查历史运行记录，该线路没有发生过任何异常告警信号，因此无法得知该闭锁重动继电器何时故障。

目前，断路器SF6压力低闭锁回路均由各自断路器制造厂家自行设计，由于闭锁方案的设计没有统一标准，存在SF6压力低闭锁时未能可靠闭锁分合闸回路，或者不能及时发出告警信号提醒运行人员，给电网运行带来极大安全隐患。本文通过分析几种常见SF6压力低闭锁回路设计中存在的问题与不足，进一步提出了优化改进措施。

1 断路器SF6压力低闭锁回路设计现状

1.1 单路重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路

单路重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路如图1所示，当断路器SF6气体压力低于额定值时，气体密度监视继电器63GBE接点闭合，一方面启动63GE重动继电器发出闭锁信号，及时告知运行人员对异常断路器采取防范措施；另一方面启动63GE1X重动继电器，该继电器提供3个常闭接点分别串接在合闸、分闸1和分闸2回路上，实现同时闭锁断路器的整个分合闸回路。这种回路设计接线简单，闭锁功能易实现，但同时存在以下问题：①设备在正常运行时63GE1X及63GE继电器长期不励磁，回路中也没有设计相应监视回路，当该回路或63GE1X继电器存在异常时，在SF6压力低的情况下整个操作回路都无法实现闭锁；②闭锁回路采用第一路操作电源作为工作电源，当SF6压力低达到闭锁值的同时第一路操作电源出现异常，将导致63GE1X继电器无法正确动作，此时分闸2回路因没有闭锁仍能跳闸。

1.2 两路独立重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路

两路独立重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路如图2所示，气体密度监视继电器63GLL提供两个独立常闭接点分别启动63GLLX1和63GLLX2重动继电器。其中63GLLX1继电器提供两个常闭接点分别串接在合闸和分闸1回路，一个常开接点接入发信回路，实现SF6压力低闭锁合闸及分闸1并告警功能；63GLLX2继电器提供1个常闭接点串接在分闸2回路，一个常开接点接入发信回路，实现SF6压力低闭锁分闸2并告警功能。这种回路设计保证了闭锁回路与相应操作回路选取同一路工作电源，实现两路闭锁回路相互独立。由于63GLLX1和63GLLX2继电器正常运行时长期不启动，同样没有设计相应监视回路，当任一继电器发生故障未能及时发现，使得无法可靠实现分合闸回路的完全闭锁。

由于重动继电器的接点数量配置问题，存在合闸与分闸回路共用同一接点的情况。如图3所示，63GLX-1继电器提供1个常闭接点串接在合闸和分闸1回路的公共部分上，实现合闸与分闸1的同时闭锁。该种接线方式除了存在上述无法可靠实现分合闸回路的完全闭锁情况外，还需考虑分合闸回路并接后该继电器接点（31-32）的输出容量能否满足要求。

1.3 多路重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路

多路重动继电器实现分合闸闭锁功能的设计回路如图4所示，断路器正常运行时，SF6气体密度继电器S4提供的两组独立接点21-23、31-33保持断开。分析第一组闭锁回路，闭锁重动继电器k5正常不动作，其常闭接点7-9一直保持导通使得中间继电器K10长期励磁动作，此时分别串接在合闸和分闸1回路中的K10继电器两个独立常开接点保持接通，保证了合闸与分闸1回路能正常操作。当SF6压力降低到闭锁值时，S4密度继电器21-23接点导通使K5重动继电器动作断开7-9接点，K10继电器因工作电源消失而返回，其两个常开接点断开实现合闸与分闸1回路闭锁，同时一组常闭接点接通发出闭锁信号。同样S4密度继电器31-33接点闭合时，第二组闭锁回路中k105重动继电器动作使得k55中间继电器返回，实现闭锁分闸2回路并发闭锁信号。这种回路设计多用于需要同时满足多种闭锁条件（如N2闭锁、油压闭锁等）的断路器上，将闭锁重动继电器的接点串接于K10和K55回路上实现总闭锁。由于K10和K55长期带电，可以起到闭锁回路的长期监视作用。但同时对该类继电器的质量提出更高要求，当继电器存在异常时，所有闭锁功能将失效，带来更大安全隐患。另外对于K5和K105闭锁回路同样存在缺少实时监视的有效手段。

2 闭锁回路存在问题分析

通过上述几种闭锁回路设计现状的分析，可以简单归纳出SF6压力低闭锁回路存在以下不足。

①断路器机构内部选取的气体密度继电器所提供的动作接点多为常闭接点，只有少数型号能提供常开接点选择。正常运行时该密度继电器接点长期断开，此时所串接的闭锁重动继电器只能处于长期不动作状态，无法采用实时监测手段掌握闭锁继电器的状态是否良好，容易出现因长期不动作导致接点卡死或继电器早已烧毁未能发现等情况，存在压力低闭锁时仍能操作分合断路器的风险隐患。

②闭锁回路设计中只选取一个重动继电器，无论正常运行时长期带电还是不带电，一旦继电器故障则闭锁功能失效，因此对于重动继电器的质量选型要求不容忽视。受限于断路器本体的安装及工作环境，继电器容易受到振动、高温和受潮，在强电磁干扰环境下，质量较差的继电器比较容器出现故障，使得闭锁回路的可靠性降低。

3 闭锁回路优化方式

为更好地解决以上问题与不足，需要在回路设计方面进行优化。优化方式如下。

3.1 将气体密度继电器常闭接点改接为常开接点

对于断路器内的气体密度继电器具有常开和常闭两种接点可供选择的，采用常开接点启动闭锁重动继电器，如图5所示。正常运行时，气体密度继电器BD1接点21-22、31-32导通，第一路闭锁重动继电器K9与第二路闭锁重动继电器K10长期励磁动作，其相应的11-14、31-34接点闭合，长期开放分合闸回路操作功能。当SF6压力低闭锁动作时，K9、K10继电器同时失电，可靠断开分合闸操作回路，同时21-22接点返回接通，发闭锁信号，实现气体压力低闭锁功能。由于K9、K10继电器长期励磁，其自身可实现监视告警功能，当闭锁回路异常或继电器本身故障将导致K9或K10继电器返回，此时后台报压力低闭锁及控制回路断线告警信号，及时提醒运行人员进行处理，有效减低闭锁回路的拒动风险。

3.2 闭锁单接点改为闭锁双节点串接

气体密度继电器只提供常闭接点情况下，可通过增加一路闭锁重动继电器与原有继电器并联（如图6（a）所示），或取密度继电器的另一对常闭接点启动该新增继电器（如图6（b）所示）的方式，将两路重动继电器的常闭接点串接在相应分合闸回路中实现闭锁功能，其闭锁信号由两组常开接点并接提供。

当SF6气体压力低闭锁动作时，ZJ1和ZJ2重动继电器均能同时动作，即使在任何一个继电器出现故障无法动作的情况下，另一路继电器也能保证可靠动作断开分合闸操作回路，同时发出闭锁信号，可靠实现闭锁功能。这种设计接线方式在一定程度上降低了因无法监视长期不带电的闭锁继电器状态而带来拒动的存在风险，进一步提高了闭锁回路的可靠性。

4 结 语

断路器SF6压力低闭锁回路作为断路器安全运行的其中一项重要保护手段，其闭锁功能的可靠性直接影响着设备乃至整改电网的可靠稳定运行。本文对压力低闭锁回路中存在的问题通过分析提出了优化改进措施，借此引起相关人员注意应更加注重对闭锁回路动作的可靠性作出更合理的选择配合，进一步完善压力低闭锁功能。

参考文献：

[1] 曹树江，林榕.断路器操动机构与继电保护控制回路的协调与配合[J].继电器，2010，（11）.

第9篇：总保护继电器的作用范文

【关键词】 变压器 重瓦斯 原因 判断方法 防范措施

1 引言

2007年4月29日中石化集团公司某电厂2号主变重瓦斯保护动作，主变跳闸，2号机停机。事故发生后，车间技术人员立即通知中化室对2号主变取油样进行分析，分析油质合格，随后将2号主变送电投入运行。10月25日5点45分2号主变再次发生重瓦斯保护动作，主变跳闸事故。事故发生后，车间技术人员立即通知中化室对2号主变取油样进行分析，分析油质合格，随后对2号主变进行检查，没有找到事发原因，随即将2号主变送电投入运行。然而没过多久，当天下午15点2号主变又再次发生了重瓦斯保护动作，主变跳闸事故。2号主变重瓦斯保护动作跳闸事故接二连三发生表明，事故原因并非变压器内部引起，而是外部故障引起，应重点检查2号主变附属设备。经检查发现2号主变2号冷却器上部进油蝶阀误关闭。

透过这起事故，暴露出检修维护人员对强迫油循环风冷变压器重瓦斯保护动作的原因认识不足，因而导致不能迅速做出正确判断，造成2号主变多次发生重瓦斯保护动作、主变跳闸事故。因此，分析探讨强迫油循环风冷变压器重瓦斯保护动作原因，提高检修维护人员故障判断能力和增强事故处理能力，具有十分重要的现实意义。

2 本次事故原因分析

为什么变压器上部进油蝶阀关闭后会导致重瓦斯保护动作呢？现结合上图分析如下：正常情况下，强迫油循环变压器油流方向是由油箱底部至上部，经上层蝶阀至变压器冷却器，然后由冷却器上部至底部，再经底层蝶阀至变压器主油箱，完成一次循环。当变压器上层蝶阀误关闭时，装于该冷却器下部的潜油泵通电后，就会迅速将冷却器内的油经底部蝶阀排入变压器本体，冷却器内呈真空状态，变压器本体油箱内的油量急速增加。此时，油便以很快的速度经瓦斯继电器及管路流向油枕，在高速油流冲击下，重瓦斯保护动作导致跳闸（如图1）。

3 造成变压器重瓦斯保护动作的几个方面

从本次事故当中，可以看出造成变压器重瓦斯保护动作的原因不仅仅是变压器内部故障，附属设备异常或其它方面也会造成变压器重瓦斯保护动作，因此，在实际工作当中，应该举一反三，切实将造成变压器重瓦斯保护动作的几方面原因分析清楚，这样就有助于我们在日常的设备维护当中及时发现并消除设备隐患，确保变压器正常运行。现具体介绍如下：

3.1 变压器内部故障

当变压器内部出现匝间短路，绝缘损坏，接触不良，铁芯多点接地等故障时，都将产生大量的热能，并使油分解出可燃性气体，向油枕（储油柜）方向流动。当流速超过瓦斯继电器的整定值时，瓦斯继电器的挡板受到冲击，重瓦斯保护动作，接点闭合，使断路器跳闸。对于这种故障，通常的判断方法是取油样进行分析，后面将详细介绍。

3.2 附属设备异常

主要有以下几方面：

3.2.1 呼吸系统故障

现在变压器的呼吸系统结构一般由气囊、吸湿器管、吸湿器等组成。气囊为耐油胶囊，装在变压器油枕内，内部充满空气。当油枕内油量增加时，气囊被压缩，气囊内的空气经吸湿器管、吸湿器向外排出；当油枕内油量减少时，在大气压力作用下，外面空气经吸湿器、吸湿器管进入气囊，气囊膨胀，变压器就是这样换气的。吸湿器内装有硅胶，采用油封结构。硅胶用来干燥空气，防止潮气进入；油封结构可以避免与外部空气直接接触。运行中，在高温下，变压器内的油因高温膨胀流进油枕，气囊被压缩。此时，如果变压器呼吸系统不畅或堵塞，变压器呼吸系统就不能正常换气，气囊内的压力将增大，变压器油箱内油压将增大。一旦呼吸系统因压力增大到某一程度突然畅通，气囊的气体就会迅速排出至外界，变压器油箱内的油就会因高压而迅速经瓦斯继电器排入油枕，导致油流冲击，从而引起轻、重瓦斯保护动作。

3.2.2 变压器进气

运行中，当变压器密封不严进入了空气，或新投入运行的变压器未经真空脱气时，造成变压器内气泡积聚，严重情况下积聚的气泡快速向油枕方向流动，造成主变轻、重瓦斯保护动作。造成主变进气的原因较多，主要有：密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。

3.2.3 冷却器上部进油阀门误关闭

前面已经进行了论述分析，此处不再介绍。

3.2.4 潜油泵有缺陷

潜油泵缺陷对油中气体有很大影响，也会造成变压器瓦斯动作。其一是潜油泵本身烧损，使本体油热分解，产生大量可然性气体，造成变压器瓦斯继电器动作。其二是当潜油泵窥视玻璃破裂时，由于轴尖处油流急速而造成负压，可以带入大量空气，造成瓦斯继电器动作。即使玻璃未破裂，也会由于滤网堵塞形成负压空间使油脱出气泡，导致瓦斯继电器动作，严重时会导致重瓦斯保护动作，这种情况比较常见。

3.2.5 变压器内出现负压区

变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭，如油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或瓦斯继电器与油枕连通管之间的蝶阀等；再就是吸湿器下端的密封胶圈未取下，这些情况都会引起变压器内出现负压区。其原因是运行中，如果上述阀门被误关闭或吸湿器密封胶圈未取下，当气温下降时，变压器本体内油的体积缩小，进而缺油又不能及时补充过来，致使油箱顶部或瓦斯继电器内出现负压区。油中逸出的气体向负压区流动，有时在瓦斯继电器中还会形成油气上下浮动，最终导致瓦斯继电器动作。

3.2.6 忽视瓦斯继电器防雨

一般瓦斯继电器的接线端子采用圆柱型瓷套管绝缘，固定在继电器顶盖上的接线盒里，接线盒用盖子盖好。但是此盖密封情况不好，如果无防雨罩则当下大雨时，雨水就会进入接线盒，瓦斯继电器的接点就可能被接线端子和地之间的雨水漏电阻短接，使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时，就会导致变压器两侧的断路器跳闸。

3.3 其它方面

有的变压器在大修后投入运行不久就发生重瓦斯保护动作，引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后，温度升高时，器身内的气体团突然经瓦斯继电器进入储油柜，随之产生较大的油流冲击，造成重瓦斯保护动作。

4 变压器故障判断方法

当变压器发生重瓦斯保护动作时，通常首先取油样分析判明变压器是否发生了内部短路故障。其原理是变压器的油纸绝缘材料会在电或热的作用下分解，产生各种气体。其中对判断故障有价值的气体有甲烷，乙烷，乙烯，乙炔，氢，CO，CO2。在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是CO和CO2。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃以上）的作用下，油分解产物中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的CO和CO2。具体判断方法和依据，通常采用下面表1和表2所列经验数值来进行分析判断。

注：（1）上表中总烃指的是甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种气体的总和。

（2）当H2含量增大，而其他组分不增加时，有可能是由于设备进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用而产生的。

（3）有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起判断的气体来源。例如：有载调压变压器中分接开关灭弧室的油向变压器本体的渗漏；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾作过带有焊补，原注入的油就会有某些气体等。还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障也会反映到变压器本体的油中。

通过取油样分析，如果油质不合格，那么就可以断定变压器发生了内部故障。此时，可以依据表2中的说明进一步判明变压器内部发生了什么故障：是一般过热性故障、严重过热性故障、局部放电、火花放电还是局部放电。根据故障性质，制定大修计划，消除内部故障；如果油质合格，那么就可以断定变压器并非发生内部故障。此时，应着重检查变压器附属设备是否发生异常。其方法应对照前面介绍3.2附属设备异常的几方面原因进行详细检查、分析判断：

（1）认真检查分析、判断呼吸系统是否存在不畅或堵塞故障。确定判断这一故障，应当根据变压器是否在高温下运行，且应在排除了变压器内部故障及其他附属设备未发生故障的情况下，可以推断变压器发生重瓦斯保护动作是因呼吸系统存在不畅或堵塞故障而引起。在实际工作当中，这种情况比较多见，应加强防范。

（2）认真检查变压器各部是否存在着密封不严，造成变压器进气情况；对于新投入运行的变压器，认真检查检修记录，检查变压器是否经真空脱气。在实际工作当中，因以上原因造成变压器重瓦斯保护动作的情况比较少见，但也应加强防范。

（3）认真检查变压器冷却器上部进油蝶阀是否存在误关闭现象。在实际工作当中这种情况比较多见，应该认真检查，重点防范。例如齐鲁石化公司热电厂2号主变在2007年多次发生重瓦斯保护动作，原因就是变压器冷却器上部进油蝶阀误关闭造成。造成冷却器上部进油蝶阀误关闭的原因主要有两方面：一是运行中由于油流冲击及振动等一些偶然因素引起冷却器上部进油蝶阀误关闭；二是变压器大修后，冷却器上部进油蝶阀忘记打开。

（4）认真检查变压器每一组冷却器的潜油泵是否存在烧损情况；认真检查潜油泵窥视镜玻璃是否有破裂现象及潜油泵滤网是否存在堵塞现象。如果存在以上几种情况，就可以推断变压器重瓦斯保护动作极可能是因以上几种原因引起。

（5）认真检查油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或瓦斯继电器与油枕连通管之间的蝶阀等是否存在误关闭的现象；认真检查吸湿器下端的密封胶圈是否存在未取下情况。在实际工作当中，因以上原因造成变压器内出现负压区而引起变压器重瓦斯保护动作的情况比较少见，但也应加强防范。

（6）认真检查瓦斯继电器接线盒内是否存在雨水或其他物造成瓦斯继电器接点短接现象。在实际工作当中，这种原因引起变压器重瓦斯保护动作的情况比较多见，应当重点防范，通常采取的措施是加装瓦斯继电器防雨罩。

5 预防、处理对策及防范措施

针对上述可能引起强迫油循环风冷变压器重瓦斯保护动作的几种情况，该厂采取了以下几方面防范措施：

（1）加装瓦斯继电器防雨罩，确保雨水不能进入瓦斯继电器接线盒内。加强大雨天气巡视力度，严防雨水进入瓦斯继电器造成接点短路。

（2）加大变压器点检、消缺维护力度，认真检查变压器是否有渗漏油情况，对渗油点及时处理；检查密封垫是否有老化和破损现象、法兰结合面有无变形、油循环系统是否进气、潜油泵滤网有无堵塞、潜油泵有无烧损及窥视玻璃有无破裂、焊接处有无砂眼进气等现象。对以上设备缺陷及时进行处理，必要时停电检修处理。

（3）检查更换吸湿器内的硅胶时，提前申请将变压器重瓦斯保护退出或改接至轻瓦斯保护，防止因更换吸湿器硅胶造成变压器重瓦斯保护动作，变压器跳闸事故。

（4）变压器在投入运行前认真检查各部阀门有无误关闭现象，尤其是冷却器上部进油阀门有无误关闭现象，防止启动油泵时因误关闭冷却器上部进油蝶阀造成重瓦斯保护动作。

（5）变压器检修后在送电投入运行前，要打开有关放气孔，注意排除内部空气，如套管法兰、高压套管升高座、油管路中死区、冷却器顶部等的残留空气。投运前应尽早启动油泵，借助油循环将残留空气排出；油泵大修中，重点检查后端盖窥视孔、引线盒的密封、油管路中各排气孔及负压区的密封是否完好。

（6）正确注油。注油应采用真空注油方法；检修后注油一定要将油枕充满，充油过程中，打开油枕顶部排气孔和手孔，边排气边按动胶囊，让胶囊完全展开，排除油枕中的全部空气。变压器经各部排气后，油枕的油面还会下降，必须再进行补充充油，直到把油枕充满，确认变压器内无气体后，方可把油排到正常油位。

（7）定期取油样进行化验分析、判断变压器内部有无故障，如有内部故障，应提前停电大修。

（8）按照电气检修规程规定定期进行设备大小修，确保变压器各部件完好无损，各部密封良好无渗油现象。

6 结语

该电厂认真吸取2号主变重瓦斯保护动作事故经验教训，对强迫油循环风冷变压器重瓦斯保护动作原因有了新的认识和提高，采取了一系列的防范措施。在实际工作中，注意加强技术管理和巡检维护，克服了重大轻小、重主轻辅的倾向，充分认识到变压器附属设备与主变压器的可靠运行息息相关，对附属设备缺陷及时组织处理，为确保各站变压器安全稳定运行奠定了良好的基础。

参考文献：