110kv电力系统继电保护设计

来源：筏尚旅游网

某110kV电力系统继电保护设计

摘要：本次毕业设计的主要内容是110kV电力系统继电保护的配置，并依据

继电保护配置原理，对所选择的保护进行整定和灵敏性校验，确定方案中的保护。

设计分为八个章节，第三、四章是计算系统的短路电流，确定运行方式；第五章是各种设备的保护配置。其中变压器保护包括保护原理分析、保护整定计算和灵敏性校验，主保护采用的是纵联差动保护和瓦斯保护，两者结合做到优势互补，后备保护是复合电压启动过电流保护。母线保护包括保护原理分析，采用了完全电流差动保护，简单可靠。110kV侧的输电线路采用了距离Ⅰ、Ⅲ保护，由于它的电压等级较高，还考虑了零序电流Ⅰ、Ⅲ保护。对于发电机主保护采用了纵差动保护，后备保护采用了发电机定子绕组接地保护。

关键词：短路电流，整定计算，灵敏度，继电保护，微机保护

Abstract: This time graduation design of the main contents be the 110 kV electric power system after relay protection of scheme, and according as relay protection scheme principle，To choice of protection carry on complete calculate with the delicate extent checkout, to assurance project in of protection.

The design is divided into eight chapter, chapter 3 and 4 is calculation system of short circuit electric current, assurance circulate a way; Chapter 5 is protection scheme which is various equipments. Among them transformer protection include protection principle analysis, protection complete calculate and delicate extent checkout, central protection is lengthways associated differential protection and gas protection, both combine to attain advantage to with each other repair, spare protection is compound electric voltage start conduct electricity to flow protection. generatrix line protection include protection principle analysis, adoption complete differential electric current protection, simple credibility. The power line of the 110 kV adopte distance Ⅰ , Ⅲ protection, because of it of the electric voltage grade be higher, also consideration zero preface electric current Ⅰ , Ⅲ protection.For generator central protection adopte lengthways associated differential protection, spare protection adopte generator stator connect ground protection.

Keywords: Short circuit electric current, complete calculation, delicate extent, relay protection, microcomputer protection

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1 前言 .................................................................. 1 2 方案比较 .............................................................. 2 3 确定运行方式 .......................................................... 4 3.1 标幺值计算 .......................................................... 4 3.2短路电流的计算 ...................................................... 5 3.3 确定运行方式 ....................................................... 19 4 短路计算 ............................................................. 21 4.1 各种运行方式下各线路电流计算 ....................................... 21 4.2 各输电线路两相短路和三相短路电流计算 ............................... 22 5 继电保护的配置 ....................................................... 24 5.1 继电保护的基本知识 ................................................. 24 5．2 变压器的保护配置 .................................................. 26 5.2.1 变压器配置 ..................................................... 26 5.2.2 保护配置的整定 ................................................. 28 5.3 母线的保护配置 ..................................................... 31 5.3.1 保护配置的原理 ................................................. 31 5.3.2电流差动保护配置的整定 ......................................... 34 5.4输电线路保护配置 ................................................... 35 5.4.1保护配置的原理 ................................................. 35 5.4.2保护配置的整定 ................................................. 38 5.5发电机保护配置 ..................................................... 43 5.5.1保护配置的原理 ................................................. 43 5.5.2保护配置的整定 ................................................. 45 6微机成套自动保护装置 ................................................. 47 6.1发电机-变压器组成套自动保护装置 .................................... 47 6.2变压器成套自动保护装置 ............................................. 49 6.3母线成套自动保护装置 ............................................... 49 6.4输电线路成套自动保护装置 ........................................... 50 7结论 ................................................................. 52 8总结与体会 ........................................................... 53 9谢辞 ................................................................. 54 10参考文献 ............................................................ 55 附录1：外文翻译 ....................................................... 56

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1 前言

由于电力系统的飞速发展对继电保护不断提出新的要求，电子技术，计算机技术与通信技术的飞速发展又为继电保护技术的发展不断注入新的活力。未来继电保护的发展趋势是向计算化，网络化及保护，控制，测量，数据通信一体化智能化发展。

电能是一种特殊的商品,为了远距离传送,需要提高电压,实施高压输电,为了分配和使用,需要降低电压,实施低压配电,供电和用电。发电----输电----配电----用电构成了一个有机系统。通常把由各种类型的发电厂,输电设施以及用电设备组成的电能生产与消费系统称为电力系统。电力系统在运行中,各种电气设备可能出现故障和不正常运行状态。不正常运行状态是指电力系统中电气元件的正常工作遭到破坏,但是没有发生故障的运行状态,如:过负荷,过电压,频率降低,系统振荡等。故障主要包括各种类型的短路和断线,如:三相短路,两相短路,两相接地短路,单相接地短路,单相断线和两相断线等。

本次毕业设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置，参照《电力系统继电保护配置及整定计算》，并依据继电保护配置原理，对所选择的保护进行整定和灵敏性校验从而来确定方案中的保护是否适用来编写的。

设计分八大章节，其中第三、四章是计算系统的短路电流，确定运行方式；第五章是对各种设备保护的配置，首先是对保护的原理进行分析,保护的整定计算及灵敏性校验。其中对变压器保护包括保护原理分析以及保护整定计算和灵敏性校验，其中主保护采用的是纵联差动保护和瓦斯保护，用两者的结合来做到优势互补，后备保护有复合电压启动过电流保护。母线保护包括保护原理分析，采用了完全电流差动保护，简单可靠。 110kV输电线路采用了距离Ⅰ、Ⅲ保护，同时由于它的电压等级较高，我还考虑了零序电流Ⅰ、Ⅲ保护。对于发电机主保护采用了纵差动保护，后备保护采用了发电机定子绕组接地保护。

由于编者水平有限，设计之中难免有些缺陷或错误，望批评指正。

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2 方案比较

本次毕业设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置。可以依据继电保护配置原理，根据经验习惯，先选择两套初始的保护方案，通过论证比较后认可其中的一套方案，再对这套方案中的保护进行确定性的整定计算和灵敏性校验，看看它们是否能满足要求，如果能满足便可以采用，如果不能满足则需要重新选择，重新整定和校验。

确定两个初始方案如下：方案1：

保护对象变压器母线输电线路发电机保护对象变压器母线输电线路发电机

主保护

纵联差动保护、瓦斯保护电流相位比较式母线差动保护

距离Ⅰ、Ⅲ保护纵联差动保护

方案2：

后备保护

复合电压启动过电流保护、

过负荷保护

___________________________

零序电流Ⅰ、Ⅲ保护定子绕组接地保护后备保护

复合电压启动过电流保护、零序电流保护

___________________________

零序电流Ⅰ、Ⅲ保护定子绕组接地保护

主保护电流速断保护、瓦斯保护电流相位比较式母线差动保护距离Ⅰ、Ⅲ保护纵联差动保护

对于变压器而言，它的主保护可以采用最常见的纵联差动保护和瓦斯保护，用两者的结合来做到优势互补。因为变压器差动保护通常采用三侧电流差动，其中高电压侧电流引自高压熔断器处的电流互感器，中低压侧电流分别引自变压器中压侧电流互感器和低压侧电流互感器，这样使差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域，从而可以更好地反映这些区域内相间短路，高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。考虑到与发电机的保护配合，所以我们用纵联差动保护作为变压器的主保护，不考虑用电流速断保护。瓦斯保护主要用来保护变压器的内部故障，它由于一方面简单，灵敏，经济；另一方面动作速度慢，且仅能反映变压器油箱内部故障，就注定了它只有与差动保护配合使用才能做到优势互补，效果更佳。后备保护首先可以采用复合低电压启动过电流保护，这主要是考虑到低电压启动的过电流保护中的低电压继电器灵敏系数不

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够高。由于发电机-变压器组中发电机才用了定子绕组接地保护，所以，变压器不采用零序电流保护。110kV侧的母线接线可以采用完全电流差动保护，简单，可靠也经济。对于110kV侧的输电线路，可以直接考虑用距离保护，因为在电压等级高的复杂网络中，电流保护很难满足选择性，灵敏性以及快速切除故障的要求，因此这个距离保护也选择得合理，同时由于它的电压等级较高，我们还应该考虑给它一个接地故障保护，先选择零序电流保护，因为当中性点直接接地的电网(又称大接地电流系统)中发生短路时,将出现很大的零序电流,而在正常运行情况下它们是不存在的。因此,利用零序电流来构成接地短路的保护,就有显著的优点。发电机则采用纵联差动保护作为主保护，定子绕组接地保护作为后备保护。

综上所述，方案1比较合理，方案1保护作为设计的初始保护，在后续章节对这些保护进行整定与校验，是否符合设计要求。

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3 确定运行方式

3.1 标幺值计算

本次设计中取SB=100MVA, uBuav,系统用一个无限大功率电流代表，它到母

线的电抗标幺值XsSB1000.125。 Sd800 各元件的电抗标幺值计算如下：

发电机F1和F2 xFxFxSB0.131000.52 d12''SN25 变压器B1 xBVs%SB10.51000.33

1100SN10031.5 变压器B2的各绕组短路电压分别为：

Vs1%Vs(12)%Vs(31)%Vs(23)%1710.56.021.5 Vs2%Vs(12)%Vs(23)%Vs(31)%176.010.512.5

Vs3%Vs(23)%Vs(31)%Vs(12)%6.010.5170.5 所以，变压器B2的电抗值为

xB21Vs%SB21.51000.67 100SN10031.5Vs%SB12.51000.40 100SN10031.5100SN10031.5 xB22 xBVs%SB0.51000.0160

23变压器B3 xB3Vs%SB10.51000.525 100SN10020Vs%SB10.51000.525 100SN10020变压器B4 xB4 第 4 页

线路L1 xL0.41001SB1000.41000.33 22VB110线路L2 xL0.45010020.17

2110线路L3 xL0.4301000.099 23110线路L4 xL0.4601000.2 24110所以，110kV电力系统继电保护的等值网络如图3.1所示。

图3.1 110kV电力系统等值网络

3.2短路电流的计算

110kV电力系统正常运行时，发电机存在三种运行情况，即：两台发电机同时运行、一台发电机退出运行另一台单独运行和两台同时运行；变压器有两种运行方式，即：一台变压器退出另一台变压器单独运行和两台变压器同时运行。下面分别分析各种情况下系统运行时的转移电抗，计算电抗和短路电流。

（一）两台发电机同时运行，变压器B1、B2、B3、B4同时投入运行。进行网络化简：x14(x3//x6)x5 x15(x2x4)//x5x3.x60.520.40x50.670.90 x3x60.520.40(0.520.33)0.90.44

0.520.330.90.170.44 x16x11//x150.12

0.170.44 第 5 页

1 x17x8//x90.5250.26

2 将x10、x12和x13组成的三角形电路化简为由x18、x19和x20组成的星形电路，计算如下：

x18x10x120.330.0990.052

x10x12x130.330.0990.20x10x130.330.200.10 x10x12x130.330.0990.20x12x130.0990.200.031

x10x12x130.330.0990.20 x19 x20 系统的等值化简网络如图3.2所示。



图3.2 系统的等值化简网络

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（1）转移电抗和计算电抗计算

当f1发生短路时x21[(x17x20)//(x16x19)]x18 (0.260.031)(0.120.10)0.052

0.260.0310.120.10 =0.18

所以，f1点发生短路时的等值网络如图3.3所示。

图3.3 f1点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN8000.1251 SB100发电机F1、F2对短路点f1的计算电抗为： xjs0.182250.09 100当f2发生短路时x22[(x1x18)//(x17x20)]x19

(0.1250.052)(0.260.031)0.1

0.1250.0520.260.031 =0.21

所以，f2点发生短路时的等值网络如图3.4所示。

图3.4 f2点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f2的计算电抗为： xjsxfiSN8000.211.68 SB100发电机F1、F2对短路点f2的计算电抗为：

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xjs0.122250.06

100当f3发生短路时x23x1x180.1250.0520.177 x24x16x190.120.100.22 所以，f3点发生短路时的等值网络如图3.5所示。

图3.5 f3点发生短路时的等值网络

S点对f3的转移电抗为： x25x23x20x23.x200.1770.0310.1770.0310.23 x240.22F点对f3的转移电抗为为： x26x24x20x24.x200.220.0310.220.0310.29 x230.177 化简的等值网络如图3.6所示。

图3.6 化简的等值网络

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系统S对短路点f3的计算电抗为： xjsxfiSN8000.231.84 SB100发电机F1、F2对短路点f3的计算电抗为： xjs0.292250.145

100 （2）由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值如。（3）计算短路电流有名值。

各点发生短路时，各电源的基准电流分别为：

1000.502 3115100 发电机F1、F2 IB5.50

310.5 系统S IB 查表得短路电流的标幺值和有名值如表3.1。表3.1 短路电流表短路点时间系统S 发电机F1、F2 标么值标么值标么值 2.49 2.47 2.52 短路点总电流/kA 14.27 13.90 14.13 1.13 f1处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.57 有名值/kA 13.70 有名值/kA 13.58 有名值/kA 13.84 f2处短路 4 S 标么值 0.63 有名值/kA 0.32 0.57 f3处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.29 （二）发电机F1停运F2运行时，系统的等值网络如图3.7所示。

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图3.7 系统的等值网络

进行网络化简： x27[(x3//x6)x5]//x4//x11 0.520.400.67//0.33//0.17

0.520.40 =0.0997

 系统的等值化简网络如图3.8所示。

图3.8 系统的等值化简网络

（1）转移电抗和计算电抗计算

当f1发生短路时 x28[(x19//x27)//(x17//x20)x28

(0.100.0997)(0.260.031)0.052

0.100.09970.260.031 =.178

 第 10 页

所以，f1点发生短路时的等值网络如图3.9所示。

图3.9 f1点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN8000.1251 SB100发电机F1、F2对短路点f1的计算电抗为： xjs0.78250.445

100当f2发生短路时x29[(x1x18)//(x17x20)]x19

(0.1250.052)(0.260.031)0.1

0.1250.0520.260.031 =0.21

所以，f2点发生短路时的等值网络如图3.10所示。

图3.10

f2点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f2的计算电抗为： xjsxfiSN8000.211.68 SB100发电机F1、F2对短路点f2的计算电抗为： xjs0.0997250.025 100当f3发生短路时x30x1x180.1250.0520.177 x31x19x270.100.0.09970.1997

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S点对f3的转移电抗为： x32x30x20x30.x200.1770.0310.1770.0310.24 x310.1997F2点对f3的转移电抗为：

x330.0310.19970.0310.19970.27

0.177 化简的等值网络如图3.11所示。



图3.11 化简的等值网络

系统S对短路点f3的计算电抗为： xjsxfiSN8000.241.92 SB100 第 12 页

发电机F1、F2对短路f3点的计算电抗为： xjs0.27250.067

100 （2）由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。（3）计算短路电流有名值。（同上）

查表得短路电流的标幺值和有名值如表3.2。

表3.2 短路电流表

短路点时间系统S 发电机F1、F2 标么值标么值标么值 2.11 2.45 4.83 短路点总电流/kA 12.17 13.79 26.80 1.13 f1处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.57 有名值/kA 11.6 有名值/kA 13.47 有名值/kA 26.53 f2处短路 4 S 标么值 0.63 有名值/kA 0.32 0.54 f3处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.27 （三）线路L1处开环运行时，系统的等值网络如图3.12所示。

图3.12 系统的等值网络

（1）转移电抗和计算电抗计算

当f1发生短路时，F点对f1的转移电抗为： x34x12(x13x16)x12.(x13x16)

x170.099(0.200.12)

0.260.099(0.200.12)=0.54

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所以，f1点发生短路时的等值网络如图3.13所示。

图3.13 f1点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN8000.1351.08 SB100发电机F1、F2对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN2520.540.27 SB100当f2发生短路时，S点对f2的转移电抗为： x35(0.1350.099)0.20=0.614

所以，f2点发生短路时的等值网络如图3.14所示。

(0.1350.099)0.20

0.26

图3.14

f2点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f2的计算电抗为： xjsxfiSN8000.6145.526 SB100发电机F1、F2对短路点f2的计算电抗为： xjs0.122520.06 100当f3发生短路时，S点对f3的转移电抗为：

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x360.1350.0990.234

F2点对f3的转移电抗为：

x370.200.120.32

系统S对短路点f3的计算电抗为：xjs1.872 发电机F1、F2对短路f3点的计算电抗为：xjs0.16 （2）由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。（3）计算短路电流有名值。（同上）

查表得短路电流的标幺值和有名值如表3.3。

表3.3 短路电流表短路点时间系统S 发电机F1、F2 标么值标么值标么值 2.39 2.47 2.32 短路点总电流/kA 31.96 13.63 13.96 1.03 f1处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.52 有名值/kA 31.44 有名值/kA 13.59 有名值/kA 12.74 f2处短路 4 S 标么值 0.08 有名值/kA 0.04 2.43 f3处短路 4 S 标么值有名值/kA 1.22 （四）线路L3处开环运行时，系统的等值网络如图3.15所示。

图3.15 系统的等值网络如

（1）转移电抗和计算电抗计算

当f1发生短路时，F点对f1的转移电抗为： x360.330.12=0.45

所以，f1点发生短路时的等值网络如图3.16所示。

0.330.12 0.200.26 第 15 页

图3.16 f1点发生短路时的等值网络

系统S对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN8000.1351.08 SB100发电机F1、F2对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN0.452520.225 SB100当f2发生短路时，等值网络如图3.17所示。

图3.17 等值网络

系统S对短路点f2的计算电抗为： xjsxfiSN0.3658002.92

SB100发电机F1、F2对短路点f2的计算电抗为： xjs0.122520.06

100当f3发生短路时，系统S对短路点f3的计算电抗为： xjs1.2780010.16 100发电机F1、F2对短路f3点的计算电抗为： xjs0.372520.185

100 （2）由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。（3）计算短路电流有名值。（同上）

查表得短路电流的标幺值和有名值如表3.4。

表3.4 短路电流表

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短路点时间系统S 发电机F1、F2 标么值标么值标么值 2.44 2.47 2.47 短路点总电流/kA 13.94 13.76 13.78 1.03 f1处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.52 有名值/kA 13.42 有名值/kA 13.59 有名值/kA 13.59 f2处短路 4 S 标么值 0.35 有名值/kA 0.18 0.38 f3处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.19 （五）线路L4处开环运行时，系统的等值网络如图3.18所示。

图3.18 系统的等值网络

（1）转移电抗和计算电抗计算

当f1发生短路时，等值网络如图3.19所示。

图3.19 等值网络

系统S对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN8000.1351.08 SB100发电机F1、F2对短路点f1的计算电抗为： xjsxfiSN2520.450.225 SB100当f2发生短路时，S点对f2的转移电抗为：

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x410.1350.33=0.787

0.1350.33 0.0990.26f2发生短路时，等值网络如图3.20所示。

图3.20 等值网络如

系统S对短路点f2的计算电抗为： xjsxfiSN8000.7876.296 SB100发电机F1、F2对短路点f2的计算电抗为： xjs0.122520.06 100当f3发生短路时，等值网络如图3.21所示。

图3.21 等值网络

系统S对短路点f3的计算电抗为： xjs0.2648002.11

100发电机F1、F2对短路f3点的计算电抗为： xjs0.8792520.439

100（2）由计算曲线数字表查出短路电流的标幺值。

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（3）计算短路电流有名值。（同上）

查表得短路电流的标幺值和有名值如表3.5。

表3.5 短路电流表

短路点时间系统S 发电机F1、F2 标么值标么值标么值 2.44 2.47 2.01 短路点总电流/kA 13.94 13.73 11.31 1.03 f1处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.52 有名值/kA 13.42 有名值/kA 13.59 有名值/kA 11.06 f2处短路 4 S 标么值 0.29 有名值/kA 0.15 0.49 f3处短路 4 S 标么值有名值/kA 0.25 3.3 确定运行方式

由3.2节的计算过程，统计系统各短路点短路时的短路电流如表3.6。表3.6 各短路点短路时的电流总结表运行方式两台发电机同时运行一台变压器停运，另一台变压器单独工作线路L1处开环运行线路L3处开环运行线路L4处开环运行 f1处短路时的f2处短路时的f3处短路时的短路电流/kA 14.27 12.167 31.96 13.93 13.92 短路电流/kA 13.90 13.79 13.63 13.76 13.73 短路电流/kA 14.13 26.80 13.96 13.78 11.31 综上所述：

系统S侧（f1处短路时）的最大运行方式为：线路L1处开环运行。

最小运行方式为：当一台发电机停运，另一台单独工作时。

发电机-变压器侧（f2处短路时）的最大运行方式为：两台变压器同时运行时。

最小运行方式为：线路L1处开环运行。

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变压器侧（f3处短路时）的最大运行方式为：当一台发电机停运，另一台单独工作时。

最小运行方式为：线路L4处开环运行。

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4 短路计算

4.1 各种运行方式下各线路电流计算

由图3.17可知，系统S对短路点f1的转移电抗为：xf1=0.125

系统折算到110kV的最小阻抗为：Zsmin11521152xf10.12516.53

100100由图3.20可知，系统S对短路点f1的转移电抗为：xf1=0.135 系统折算到110kV的最小阻抗为：Zsmax111521152xf10.13517.85

100100输电线路L1长为100kM，ZL1000.440（输电线路电阻率为0.4/kM）短路电流为：

UN Ikmin.L13ZL1ZsmaxUN331.45kA 4017.8531.17kA 4016.53115115 Ikmax.L1ZL1Zsmin 同理，根据已知条件得：

输电线路L2短路电流为：ZL500.420

2UN Ikmin.L23ZL2ZsmaxUN331.75kA 2017.85115115 Ikmax.L2ZL2Zsmin31.82kA

2016.53

输电线路L3短路电流为：ZL300.412

3UN Ikmin.L33ZL3Zsmax32.23kA 1217.85115 第 21 页

UN Ikmax.L33ZL3Zsmin432.33kA 1216.53115 输电线路L4短路电流为：ZL600.424

UN Ikmin.L43ZL4Zsmax31.59kA

2417.85115UN Ikmax.L43ZL4Zsmin31.64kA

2416.531154.2 各输电线路两相短路和三相短路电流计算（一）各输电线路在最小运行方式下的两相和三相短路电流

系统电抗 xs=0.135 发电机电抗 xF=0.13

各输电线路三相短路电流为：输电线路L1三相短路电流为：I1(3)(Ex(110)xsxL1Ex(110)xFxL1)1 3 (1151151 )0.135400.134033.308(kA)

同理可得，输电线路L2三相短路电流为：I2(3) 输电线路L3三相短路电流为：I3(3) 输电线路L4三相短路电流为：I4(3)2.107(kA)

1.406(kA) 3.505(kA)

各输电线路两相短路电流为：

输电线路L1两相短路电流为：I1(2)3(3)I12.865(kA) 2 第 22 页

输电线路L2两相短路电流为：I2(2)3(3)I21.825(kA) 23(3)I31.218(kA) 2输电线路L2两相短路电流为：I3(2)输电线路L2两相短路电流为：I4(2)3(3)I43.035(kA) 2（二）各输电线路在最大运行方式下的三相短路电流输电线路L1三相短路电流为： I1(3)Ex(110)xsxL111151955(A) 30.135403193(A)

同理可得，输电线路L2三相短路电流为：I2(3)输电线路L3三相短路电流为：I3(3)输电线路L4三相短路电流为：I4(3)

129(A) 318(A)

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5 继电保护的配置

5.1 继电保护的基本知识

(1)故障点的电弧使故障设备损坏；

(2)比正常工作电流大许多的短路电流产生热效应和电动力效应,使故障回路中的设备遭到破坏；

(3)部分电力系统的电压大幅度下降,使用户的正常工作遭到破坏,影响企业的经济效益和人们的正常生活；

(4)破坏电力系统运行的稳定性,引起系统振荡,甚至使电力系统瓦解,造成大面积停电的恶性循环；

故障或不正常运行状态若不及时正确处理,都可能引发事故。为了及时正确处理故障和不正常运行状态,避免事故发生,就产生了继电保护,它是一种重要的反事故措施。继电保护包括继电保护技术和继电保护装置,且继电保护装置是完成继电保护功能的核心,它是能反应电力系统中电气元件发生故障和不正常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。

继电保护的任务是:

(1)当电力系统中某电气元件发生故障时,能自动,迅速,有选择地将故障元件从电力系统中切除,避免故障元件继续遭到破坏,使非故障元件迅速恢复正常运行。

(2)当电力系统中某电气元件出现不正常运行状态时,能及时反应并根据运行维护的条件发出信号或跳闸。

继电保护装置的基本原理:

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我们知道在电力系统发生短路故障时,许多参量比正常时候都了变化，当然有的变化可能明显，有的不够明显，而变化明显的参量就适合用来作为保护的判据，构成保护。比如：根据短路电流较正常电流升高的特点，可构成过电流保护；利用短路时母线电压降低的特点可构成低电压保护；利用短路时线路始端测量阻抗降低可构成距离保护；利用电压与电流之间相位差的改变可构成方向保护。除此之外，根据线路内部短路时，两侧电流相位差变化可以构成差动原理的保护。当然还可以根据非电气量的变化来构成某些保护，如反应变压器油在故障时分解产生的气体而构成的气体保护。

原则上说：只要找出正常运行与故障时系统中电气量或非电气量的变化特征（差别），即可形成某种判据，从而构成某种原理的保护，且差别越明显，保护性能越好。

继电保护装置的组成：

被测物理量－－→测量－－→逻辑－－→执行－－→跳闸或信号 ↑

整定值

测量元件：其作用是测量从被保护对象输入的有关物理量（如电流，电压，阻抗，功率方向等），并与已给定的整定值进行比较，根据比较结果给出逻辑信号，从而判断保护是否该起动。

逻辑元件：其作用是根据测量部分输出量的大小，性质，输出的逻辑状态，出现的顺序或它们的组合，使保护装置按一定逻辑关系工作，最后确定是否应跳闸或发信号，并将有关命令传给执行元件。

执行元件：其作用是根据逻辑元件传送的信号，最后完成保护装置所担负的任务。如：故障时跳闸，不正常运行时发信号，正常运行时不动作等。

对继电保护的基本要求：

选择性：是指电力系统发生故障时，保护装置仅将故障元件切除，而使非故障元件仍能正常运行，以尽量减小停电范围。

速动性：是指保护快速切除故障的性能，故障切除的时间包括继电保护动作时间和断路器的跳闸时间。

灵敏性：是指在规定的保护范围内，保护对故障情况的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应在区内故障时，不论短路点的位置与短路的类型如何，都能灵敏地正确地反应出来。

可靠性：是指发生了属于它该动作的故障，它能可靠动作，而在不该动作时，它能可靠不动。即不发生拒绝动作也不发生错误动作。

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5．2 变压器的保护配置

5.2.1 变压器配置（一）纵联差动保护

本次设计所采用的变压器型号均分别为：SDL-31500/110、SFSL-31500/110、SFL-20000/110、SFL-20000/110。对于这种大型变压器而言，它都必需装设单独的变压器差动保护，这是因为变压器差动保护通常采用三侧电流差动，其中高电压侧电流引自高压熔断器处的电流互感器，中低压侧电流分别引自变压器中压侧电流互感器和低压侧电流互感器，这样使差动保护的保护范围为三组电流互感器所限定的区域，从而可以更好地反映这些区域内相间短路，高压侧接地短路以及主变压器绕组匝间短路故障。所以我们用纵联差动保护作为两台变压器的主保护，其接线原理图如图5.1所示。正常情况下,I'2=I''2即：

'I1''''n2I1I1nT（变压器变比）

'n1n1n2I1所以这时Ir=0，实际上，由于电流继电器接线方式，变压器励磁电流，变比误差等影响导致不平衡电流的产生，故Ir不等于0 ，针对不平衡电流产生的原因不同可以采取相应的措施来减小。

尽管纵联差动保护有很多其它保护不具备的优点，但当大型变压器内部产生严重漏油或匝数很少的匝间短路故障以及绕组断线故障时，纵联差动保护不能动作，这时我们还需对变压器装设另外一个主保护——瓦斯保护。

图5.1 纵联差动保护原理示意图

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（二）瓦斯保护

瓦斯保护主要用来保护变压器的内部故障，它由于一方面简单，灵敏，经济；另一方面动作速度慢，且仅能反映变压器油箱内部故障，就注定了它只有与差动保护配合使用才能做到优势互补，效果更佳。 (1)瓦斯保护的工作原理：

当变压器内部发生轻微故障时，有轻瓦斯产生，瓦斯继电器KG的上触点闭合，作用于预告信号；当发生严重故障时，重瓦斯冲出，瓦斯继电器的下触点闭合，经中间继电器KC作用于信号继电器KS，发出警报信号，同时断路器跳闸。瓦斯继电器的下触点闭合，也可利用切换片XB切换位置，只给出报警信号。 (2)瓦斯保护的整定：

瓦斯保护有重瓦斯和轻瓦斯之分，它们装设于油箱与油枕之间的连接导管上。其中轻瓦斯按气体容积进行整定，整定范围为：250～300cm3,一般整定在250cm3 。重瓦斯按油流速度进行整定，整定范围为：0.6～1.5m/s,一般整定在1m/s 。瓦斯保护原理如图5.2所示。

图5.2 瓦斯保护原理示意图

（三）复合电压启动的过流保护

由于这种保护可以获得比一般过流保护更高的灵敏性，所以实践中它常用来作厂变内部及低分支外部相间短路故障的后备保护，这里我也用来作为变压器的后备保护，它是由负序过电压元件、低电压元件、过流元件及时间元件构成，其中负序过电压元件与低电压元件构成复合电压启动元件，其保护原理接线图如图5.3所示。

复合电压过流保护的输入电流取高压侧电流,为保证选择性,复合电压启动元件需要配置两套,输入电压分别取自厂变低压侧两个支上的电压。保护采用两段延时出口。以A分支为例: 若发生相间不对称短路故障,”U2>”元件启动,常闭触点断开,使”U<”元件启动；若发生三相短路, ”U2>”元件短时启动, ”U<”元件也启动,在”U2>”元

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件返回后,因”U<”元件返回电压较高,只要相间残压不高于返回电压, ”U<”元件仍保持动作状态,这时厂变高压侧过流元件”I>”已经动作,先按I段延时”U<”元件t1跳开A厂用分支断路器,若故障不能消除,再按Ⅱ段延时t2动作于解列灭磁。

图5.3 复合电压启动的过流保护原理接线图

5.2.2 保护配置的整定（一）纵联差动保护整定

对于本次设计来说，变压器的主保护有纵联差动保护和瓦斯保护，其中瓦斯保护一般不需要进行整定计算，所以仅对纵联差动保护进行整定如下： (1)避越变压器的励磁涌流： IdzkrelIe1.3165214A

其中krel为可靠系数，取1.3，而Ie流。

(2)避越外部短路时的最大不平衡电流：

Idzkrelktxkfzqfiu110fzaIdz.max(3)se3ue31500165A为变压器的额定电

3110

1.3110.10.10.05995323.38

其中Ktx为电流互感器同型系数，型号相同时取0.5，型号不同时取1，这里为避免以后

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更换设备的方便故取1；kfzq为非周期分量引起的误差，取1；fza建议采用中间值0.05；u110取0.1； Idz.max(3)为变压器外部最大运行方式下的三相短路电流，由前面的计算结果知Idz.max(3)=995。

(3)躲过电流互感器二次回路断线的最大负荷电流：

Idz1.3Ie1.3165214A

而保护基本侧的动作电流取：Idz.js1296A

(4)确定差动继电器的动作电流和基本侧差动线圈的匝数：

差动继电器的动作电流：Idz.j.jb.jsIe2.jbIdz.jb.js2.38129618.7A

Ie.jb165其中Ie.jbIe165A为电流互感器的一次侧额定电流；

Ie2.jb3Ie31652.38A为电流互感器的二次额定电流。 60060055Aw0Idz.j,jb.js1206.4t 18.7差动线圈匝数： wcd.js实际整定匝数选用： wcd.z6t

所以继电器的实际动作电流为： Idz.j.jb12020A

wcd.z保护装置的实际动作电流为： Idz.jbIe.jbIdz.j.jbIez.jb201651389A 2.38变压器差动保护参数计算结果如下表5-1：

B2 B1 变压器

额定电压/kV

额定电流 Ie/A 互感器的接线方式

互感器的计算变比互感器的选择变比

110

31500165

3110B3 B4

110

31500165

3110110

2000185

3115110

2000185

3115D

316558 55d

316558 55y

3185320 55Y

3185320 55100/5 100/5 400/5 400/5

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电流互感器二次额定电流

58/20=2.9 58/20=2.9 320/80=4 320/80=4

(5) 校验保护的灵敏系数:

当系统在最小运行方式下,线路L4处开环运行发生两相短路时,保护装置灵敏系数最低,即:

kjxId..minIdz.jb33kjxI2f1.minIdz.jb131032626.32 1385kim显然灵敏度满足要求。其中Id..min是变压器差动保护范围内短路时总的最小短路电流有名值(归算到基本侧)。kjx是保护的接线系数,这里取1 。 (二) 变压器的后备保护的整定

(1)复合电压启动过流保护,下面对它进行整定与灵敏性校验: 过电流元件动作值Iop按躲开厂变额定电流IN.st整定,即: 对于B1、B2：Iop1.1531500krelIN.st213A

0.853115kre其中Krel是可靠系数,一般为1.15～1.25,这里取1.15,kre是返回系数,这里取0.85 最小运行方式下,线路L4开环运行两相短路时,保护的灵敏性校验:

3(3)3I2107f21.min2K8.571.3，满足要求。

senI213op对于B3、B4：IopkrelIN.st1.1520000135A

kre0.853115最小运行方式下, 线路L4开环运行两相短路时,保护的灵敏性校验:

3(3)3I2107f21.min2K13.51.3，满足要求。

senI135op(2)过负荷保护的整定计算：

取可靠系数Krel为1.05,返回系数Kres为0.85,IN为保护安装侧变压器的额定电流。对于B1、B2其额定电流为：

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IN31500165A

3110所以： Ioper对于B3、B4,其额定电流为：

1.05krel331409A IN0.85kres IN20000105A

3110所以： Ioper1.05krel105129A IN0.85kres继电器选用NSP712系列多功能微机成套保护及自动装置。

5.3 母线的保护配置

5.3.1 保护配置的原理

电力系统中的母线是具有公共电气连接点,它起着汇总和分配电能的作用。所以发电厂和变电站中的母线是电力系统中的一个重要组成元件。母线运行是否安全可靠,将直接影响发电厂,变电站和用户工作的可靠性,在枢纽变电所的母线上发生故障时,甚至会破坏整个系统的稳定。

引起母线短路故障的主要原因有:由于空气污溃,导致断路器套管及母线绝缘子的闪络；母线电压和电流互感器的故障；运行人员的误操作,如带负荷拉隔离开关、带接地线合断路器。

母线故障的类型,主要是单相接地和相间短路故障。与输电线路故障相比较,母线故障的几率虽较小,但造成的后果却十分严重。因此,必须采取措施来消除或减少母线故障所造成的后果。

由设计的已知条件可知,110kV母线均是采用单母线接线,对于单母线我们可以采用母线完全电流差动保护。

母线完全差动保护的原理接线图如图5.4所示,和其它元件的差动保护一样,也是按环流法的原理构成。在母线的所有连接元件上必须装设专用的电流互感器,而且这些电流互感器的变比和特性完全相同,并将所有电流互感器的二次绕组在母线侧的端子互相连接,在外侧的端子也互相连接,差动继电器则接于两连接线之间,差动电流继电器中流过的电流是所有电流互感器二次电流的相量和。这样,在一次侧电流总和为零时,在理想的情况下,二次侧电流的总和也为零。此图为母线外部K点短路的电流分布图,设电流流进母线的方向为正方向。图中线路I,II接于系统电源,而线路III则接于负载。 (1)在正常和外部故障时(K点),流入母线与流出母线的一次电流之和为零,即:

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IIIIIII3III0 1InTAI而流入继电器的电流为:

IgI1I2IIIIIIII

因电流互感器变比nTA相同,在理想情况下流入差动继电器的电流为零,即Ig=0

但实际上,由于电流互感器的励磁特性不完全一致和误差的存在,在正常运行或外部故障时,流入差动继电器的电流为不平衡电流,即: IgIunb

图5.4 母线完全电流差动保护的原理接线图

其中Iunb是电流互感器特性不一致而产生的不平衡电流。

(2)母线故障时,所有有电源的线路,都向故障点供给故障电流,即:

11IgnTAIIIIInIKTA其中Ik是故障点的总短路电流,此电流数值很大,足以使差动继电器动作。 (二)母联电流相位比较式母线差动保护

由设计的已知条件可知,110kV侧的母线是采用双母线带旁路母线接线,这种接线方式有一个特点就是它的运行方式不是固定不变的,而是有多种运行方式。所以双母线固定连接运行的完全差动保护对它来说缺乏灵活性,为了克服此缺点,我采用另一种差动保护——母联电流相位比较式母线差动保护,它很适用于双母线连接元件运行方式经常改变的母线上。

母联电流相位比较式母线差动保护的原理是比较母线联络断路器回路的电流与总差动电流的相位关系。该保护的单相原理接线如图5.5所示。它的主要元件是起动元件KD和选择元件1KW,2KW 。起动元件KD接于所有引出线的总差动电流,KW的两个绕组分别接入母联断路器回路的电流和总差动回路的电流,通过比较这两个回路中电流的相位来获得选择性。在图5.5(a)所示双母线接线中,假设I,II母线并列运行,I母线和II母

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线的连接元件中均有电源线路,规定母联电流I5的正方向为由II母线流向I母线,则当I母线上的K1点发生短路故障时,母联电流I5为：

I5I3I4

短路电流Ik为： IkI1I2I3I4

5故,当忽略各电源间相角差和各元件阻抗角差时,I5和Ik同相位,如图5.5(b)所示。 II母线上的K2点发生短路故障时,母联电流I5为：II1I2 短路电流Ik仍如式(5.21)所示,所以I5与Ik反相位,如图5.5(c)所示。可见,以图示I5为正方向时,若I5与Ik同相位,则判别为I母线上发生了短路故障。在图5.14(a)接线中,差动继电器KD中的电流为：

IkI nKTA

(a) (b) (c)

(a) 原理接线图; (b), (c) 相量关系图5.5 母联电流与短路电流相位比较

所以电流Ik的相位就是短路电流IK的相位,并且KD动作时,即表示I母线或II母线发生了短路故障。1KW,2KW是故障母线的选择元件,进行I5与Ik的相位比较。当Iw与Ik同时从1KW的两个绕组的同极性端流进时,1KW处于动作状态,对2KW处,从同极性端流出,处于不动作状态；当-Iw与Ik同时从2KW的两个绕组的同极性端流进时,2KW处于动作

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

状态,对1KW处, -Iw从同极性端流出,处于不动作状态。

由以上分析可见,KD,1KW动作时,判别为I母线短路故障；KD,2KW动作时,判别为II母线上发生了短路故障。 5.3.2电流差动保护配置的整定（一）差电流起动元件整定差电流起动元件的动作电流满足两个整定条件：（1）按躲开母线外部的最大不平衡电流整定，即： Idk k k k Irel kkIrelLHfzqd.max—可靠系数，取1.3。

—电流互感器变比误差，取0.1

—非周期分量系数，一般电流继电器取1.5～2。 —母线差动保护外部短路时流过的最大短路电流。

fzqLHfzqd.max 由于起动元件采用BCH—2型差动继电器，故取k起动电流：Idzk=1，kLH=0.1，krel=1.3。

kkI1.30.11142761854.7(A) relLHfzqd.max二次电流为：Idz.j1854.715.46(A) 6005BCH—2型差动匝数为：Wcd(AW)603.88(匝) Idz.j15.46 取Wcd=3匝，Idz.j=16A。由于母线保护用110kV系统中，故BCH—2短路线匝为〝B—B〞。

起动元件灵敏度计算：K(2)lm2Id.minIdz12167166003.8，满足要求。 3 （2）电压闭锁元件

三个相间电压元件的动作电压按躲开正常运行的最底电压整定，由于母线短路时

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的电压闭锁元件的灵敏度较高，为简化计算可直接取Udz.j=60～65v。

dz.2 复合电压闭锁元件整定、负序电压元件动作电压按经验公式：UU，零序电压元件动作电压按经验公式U=（15～20）v。 edz.0=（0.06～0.09）

负序电压元件和零序电压元件的灵敏度应高于差电流起动元件灵敏度。零序电压元件 U=6.6 Klmdz.2=18 Klm3Ud0659.8 U6.6dz.2 零序电压元件 Udz.03Ud0653.6，满足要求。 U18dz.0继电器选用DSA2391母线差动保护装置。

5.4输电线路保护配置

5.4.1保护配置的原理

(一) 距离保护

电流保护的主要优点是简单，可靠，经济，但它的灵敏性受系统运行方式变化的影响较大，特别是在重负荷，长距离，电压等级高的复杂网络中，很难满足选择性，灵敏性以及快速切除故障的要求，为此，必须采用性能完善的保护装置，因而就引入了“距离保护”。

距离保护是反馈故障点至保护安装点之间的距离或阻抗，并根据距离的远近而确定动作时间的一种保护装置。该装置的主要元件为距离或阻抗继电器，它可根据其端子所加的电压和电流侧知保护安装处至短路点之间的阻抗值，此阻抗称为阻抗继电器的测量阻抗。其主要特点是：短路点距离保护安装点越近，其测量阻抗越小；相反地，短路点距离保护安装点越远，其测量阻抗越大，动作时间就越长。这样就可保证有选择地切除故障线路，如图5.6所示，K点短路时，保护1的测量阻抗是Zk，保护2的测量阻抗是（ZAB+ZK）。由于保护1距离短路点较近，而保护2距离短路点较远，所以，保护1的动作时间就比保护2的短。这样故障就由保护1动作切除，不会引起保护2的误动作。这种选择性的配合是靠适当的选择各保护的整定阻抗值和动作时限来完成的。

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图5.6（a）距离保护的基本原理

图5.6(b) 距离保护原理接线图 (二)零序电流保护

零序电流保护属于小接地电流系统的保护方式，它利用当系统发生故璋时零序电流比正常运行时较大的特点，来实现有选择性地发出信号或瞬时切断主回路电源避免事故的发生.尽管此种保护方式属于小接地电流系统，但早已在发电厂、变电站和配电系统中得到较广泛的应用。

采用中性点经高电阻接地，能使灵敏而有选择性的接地保护得以实现，能减少电弧接地过电压的危险，接地保护是否动作于跳闸取决于接地电流的大小，这种接地保护方式的缺点是接地电阻电压较高(6kV)，接地功耗较大(60一75kw)，使电阻器发热，影响其机械强度，给制造带来了较大的困难，而且造价很高。

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中性点经消弧线圈接地系统，当发生单相接地故障时，在接地点产生一个电感点流并和系统中的接地电容电流相抵消，可减小流经故障点的电流.在通常情况下，接地电弧不会出现，单相接地故障自动消除，从而就可减少接地故障引起的停电事故。由于采用了消弧线圈，在发生单相接地故障时的电流分布发生了变化，又给实现有选择性的保护带来了一定的困难，因而必须谋求新途径。

目前，在变配电系统中为提高供电的可靠性，大多采用小接地电流系统.上述几种零序电流保护的接线方式都有各自的优缺点，在实际应用时应从经济技术诸方面综合加以考虑。

零序分童的特点，如图5.7(a)所示的网络，当A相发生金属性单相接地短路时，可利用对称分量的方法将电流、电压分解为正序、负序和零序分量，并利用复合序网来表示它们之间的关系.其零序网络如图5.7 (b)所示，零序电流可看成是在故障点出现一个零序电压亡，而产生的，零序电流经过变压器接地中性点构成回路.零序电流的正方向规定从母线流向故障点，零序电压的正方向是线路指向大地，其主要特点如下:

1)线路中任何一点发生接地短路时，该点的三倍零序电流(或电压)都等于该点的三相电流(或电压)的向t和，即

3I0=IA+IB+IC 3U0UAUBUC

当系统中A相发生接地短路时，故障点D的电压UDA0，故障点D处的零序电压为：

.........U.DA.1.(UDBUDC)，即故障点的零序电压等于非故障相电压向量和的31/3. 故障

...点的电流IdAID,IDB0,IDC0.即故障点的零序电流等于故障点电流的

.1/3，并且相

位相同。

2)故障点的零序电压最高，其值为UD0，距故障点的距离越远，零序电压就越低;变器中性点处，零序电压为零.零序电压的分布如图5.7 (c)所示。

3)零序电流超前零序电压900，如图5.7 (d)所示，零序电流的分布，主要决定于线路和中性点接地变压器的零序阻杭，而与电源的数目和位里无关。

4)零序功率S。=I0·U0，由于故障点零序电压最高，所以，故障点的零序功率也最大，距故障点越远零序功率越小。

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图5.7 接地短路时的零序等效网络

5.4.2保护配置的整定

（一）输电线路的距离保护

对于110kV及以上电压级的输电线路，我们根据经验可以直接考虑用距离保护，所以这里的110kV侧我直接进行距离保护的整定计算和灵敏度校验。

'取krel=0.8，krel=1.2,kst=1,kre =1.15。线路的最大灵敏角根据经验也一般取60o～

80o,取=80o。 m对于输电线路L

2距离Ⅰ段：Zop.1krelz10.8500.4() Lmin.%Zop.1z180%

0.91151.453 距离Ⅲ段：最小负荷阻抗 ZL.minvL.min0.9UNIL.maxZL.max341.1()

动作阻抗为 Zop.11141.1293.78() ZL.minkrelkstkre1.211.15 第 38 页

由于=80o，cos=0.85得arccos=31.78 o。

Lm整定阻抗 ZzetZop.1cos(mL)29.7845.12() 0.66所以，ksenZzet45.122.0 >1.5,满足要求。 Z120（二）零序保护的整定

要对零序保护进行整定计算必须先求出发生接地短路故障时,故障点的最大零序电流,而只有发生接地故障时,才会出现零序电流,所以只考虑单相短路和两相接地短路。

当f2点发生短路时，L2空载不包括在各序网络中。变压器B1B2B3B4中性点接地应包括在零序网络中。

正序网络化简过程如下：

x22(x1x18)//(x17x20)(0.1250.052)(0.260.031)=0.61 0.1250.0520.260.0310.520.40 x23[(x3//x6)x5]//(x2x4)(0.520.400.67)//(0.52+0.33)=0.43 将支路19、22和23并联得等值电势和输入电抗： EeqE1(x10x22)0.83(0.100.61)0.52

x19x22x230.100.610.43x23(x19x22)0.43(0.100.61)0.14

x19x22x230.100.610.43 Xff(1)正序网络如图5.8所示。

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

图5.8 正序网络

负序网络化简过程如下： x24[(x3//x6)x5]//(x2x4)(

负序网络输入电抗： Xff(2)(x19x22)x23(0.100.61)0.40.25

x19x22x230.100.610.40.540.4+0.67)//(0.45+0.33)=0.4

0.540.4负序网络如图5.9所示。

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

图5.9 负序网络

零序网络化简过程如下：

x25x17x19x200.160.30.0930.58

0.670.40.330.58

0.670.4零序网络输入电抗：

x26(x5x6)//x4 Xff(0)x25x260.5530.580.28 x25x260.5530.58零序网络如图5.10所示。



图5.10 零序网络

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所以，各序的输入阻抗分别为：

Xff(1)=1.4 Xff(2)=0.25 Xff(0)=0.28

(1)Xff(0)Xff(2)0.53，电源电势用次暂态电势：取单相短路时，因为xVf(0)E''j1.0，所以0秒时的短路正序电流为：

If2(1)*Vf(0)j(xf2(1)x)(1)1.00.518

1.40.53f2处发生短路时，短路点的零序电流为：

2(0)*xf2(2)xf2(2)xf2(0)If2(1)*0.250.5180.244

1.250.280.280.25(1,1)两相短路时，因为xXff(0)//Xff(2)0.13，电源电势用次暂态电势：

0.280.25取Vf(0)E''j1.0，所以0秒时的短路正序电流为：

IfVf(0)(1,1)j(xf2(1)x)2(1)*1.00.65

1.40.13f2处发生短路时，短路点的零序电流为：

If2(0)*xf2(2)xf2(2)xf2(0)If2(1)*0.250.650.31

1.250.282(0)max综上所示，当f2发生短路时的短路点最大零序电流为：If0.31(kA)

故110kV发生短路时各线路的零序电流保护整定如下：

''krel3If 零序Ⅰ段： Iop2(0)max1.230.311.12(kA)

零序Ⅲ段：

线路L1 Io.unb.maxknpkstfIkmax.L1110.11170117(kA) IopkrelIo.unb.max1.15117134.6(kA)

线路L2 Io.unb.maxknpkstfIkmax.L110.11820182(kA)

2 IopkrelIo.unb.max1.15182209.3(kA)

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线路L3 Io.unb.maxknpkstfIkmax.L110.12330233(kA)

3 IopkrelIo.unb.max1.15233267.9(kA)

线路L4 Io.unb.maxknpkstfIkmax.L110.11640164(kA)

4 IopkrelIo.unb.max1.15164188.6(kA)

其中，krel是可靠系数，这里取1.15；

knp是非周期分量影响系数，采用自动重合闸时加速为1.5～2.0，其它为1； kst是电流互感器的同型系数，相同为0.5，不同为1； f是电流互感器误差，取0.1；

Ikmax.L是各输电线路的最大短路电流，Ikmax.L1、Ikmax.L2、Ikmax.L3和Ikmax.L4值如4.1

节中所示。继电器选用MLP-71系列多功能微机线路成套保护及自动装置。 5.5发电机保护配置

5.5.1保护配置的原理

1.保护范围及特点电流速断保护仅能对发电机输出线路进行保护，而当绕组内部(中性点到输出端断路器)有短路现象时，却存有死区。纵差保护是用于发电机内部绕组的短路保护，适用于与外电路并网且中性点侧有引出线的机组，该保护具有快速性，可靠性。

2.保护的构成及基本原理如图5.1l所示.1号互感器ILH装在输出断路器DL附近，4号互感器4LH装在发电机中性点引出线上，1LH和4LH型号变比相同，电流互感器的极性同名端用“.”号表示，CJ为差动电流继电器，而互感器之间的范围即为保护动作区。我们令1LH和4LH一次侧电流分别为I1和I2，二次侧电流分别为i1和i2。显然当发电机正常运行时，有I1=I2，因为两互感器变比相同，故有i1=i2, i2由结点a流进Cj，由结点b流出。而I1经结点b流进CJ，由结点a流出。根据克霍夫第一定律，流入和流出结点的电流应相等。即实际上继电器CJ中的电流及Ic=I1=I2=0，所以CJ不动作.

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图5.1l 纵差保护原理接线图当保护区外部短路时(如Dl点)电源互感器ILH和4LH的一次电流是发电机向故障点供给的短路电流，仍然有i1= i2(不过此时I1和I2值很大)，i1=i2,CJ中电流ic=O，CJ也不动作。

仅当保护区内部短路时(如发电机引出线上D2点)互感器4LH一次侧电流为发电机供电，而ILH的一次侧电流则由外电网供电，此时由于il的方向变化，导致il的方向变化，故继电器CJ中的电流iC=i1+12，即CJ中流过与故障点总短路电流成比例的电流。当此电流大于CJ的起动电流时，CJ就动作，从而使发动机解列。

由上述分析知，按差动原理构成的保护装置可瞬时动作切除故障。 3.BCH—2型继电器的单相差动保护原理

继电器是较早设备中常用的单相保护继电器。在实际电路中，考虑的问题远比上述原理复杂。因为在外部短路时及正常工作时，由于1LH和4LH到保护屏的距离不一样，互感器的特性也不完全一致(另外还有电流相位差)等因素，差动回路中电流继电器有不平衡电流存在，特别是在外部短路初瞬时.这种不平衡电流数值较大，可能造成CJ误动作。BCH—2型继电器采用的是具有速饱和特性的中间变流器，其原理因与差动保护本身关系不大，限于篇幅，不再赘述。在图5.12中Wl为差动线圈，W2为平衡线圈，在正常工作及外部短路时，W2产生的磁通能抵消WI所产生的不平衡电流，从而在W2中不产生感应电流，CJ不动作。

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图5.12 BCH—2型继电器动作保护原理图

5.5.2保护配置的整定（一）原始数据计算

100''''SB 折合至110kV平均电压的发电机次暂态电抗值为：xdxxd0.130.52，

Se25发电机额定电流为：IeSe（二）差动保护整定 3Ue251.4(kA)

310.5 （1）按躲开外部故障最大不平衡电流整定，即： IdzkrelkfzqktxfiId.max1001031.310.50.1809(A)

310.50.442 （2）按躲开电流互感器二次回路断线时整定，即：

IdzkrelIe1.314001820(A)

取Idz=1820A，折合至二次侧为：Idz.j1821820/(4000/5)2.3(A)，BCH-2工作线圈匝数为：Wg606026.1(匝)，取26匝。 Idz.j2.3 （三）发电机定子绕组接地保护

（1）发电机额定电流为：Ie1400(A)，LXHM-1型零序电流互感器额定电流为1750A，当继电器线圈并联时保护一次动作电流为2.4A。（2）保护动作电流计算 Ibp.2kEbp.bczdz.cl.2zjEbp.zczj1.40.06140017500.10.0115(A) 1099 一次最大不平衡电流为：

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Ibp.1Ibp.2w2(1zjzdz.cl.2)0.011539(19)0.85(A) 10保护动作电流为：

Idz11''(krel3IcfkrelIbp)(20.691.50.85)3.12(A)，该电流小于kf0.855A，故

可采用。

继电器动作电流计算为： zdz.jIdzw2(1zjzdz.cl.2)3.120.042(A) 939(1)10继电器选用DD-11/60系列多功能微机成套保护及自动装置。

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6微机成套自动保护装置

6.1发电机-变压器组成套自动保护装置

1.自动保护装置

WFBZ—01型保护是由东南大学和南京电力自动化设备总厂联合研制的第四代发变组保护装置。该装置于1983年受(现)电力部委托开始研制，研制分成三个阶段历时11年于1994年全部完成。三个阶段的研究成果分别于1987年、1989年和1994年通过了部级鉴定。

鉴定证书对WFBZ—01型保护的评价如下:WFBZ一01型微机发电机变压器组保护装置是国内第一套完整的用于600MW及以下机组的微机型保护装置，填补了微机发电机变压器组成套保护的空白，其保护配置和主要技术性能指标达到90年代国际先进水平。其中发电机差动保护、定子匝间保护、定子接地保护等技术性能指标处于国际领先水平。

WFBZ一01研制指导思想:

由于保护采用计算机来实现，因此在研制时，除完成保护的功能外，保护的智能特点应充分体现。

a.以600MW大型发变组为研究对象构成其所需要的保护。

b.装置同样满足600MW以下的发变组或单独的发电机、变压器、厂变、高备变、励磁变等的保护要求。因为装置充分考虑国情，采用硬软件模块化设计。

c.优秀的保护原理和算法，使许多传统保护难以解决的问题得到了较好的解决。 d.多CPU硬件系统结构，满足继电保护主保护双重化及主后备保护的要求。 e.保护配置全面。保护种类达40余种.保护模块按不同要求分达100余种。 f.傻瓜型设计思想，友好的人机界面。WF-BZ—01装置的设计方向是:将继电保护工作人员从繁琐而又责任重大的工作中解放出来.轻松而又方便地调试和维护保护。使保护的运行和管理向自动化、一体化迈进。“简简单单工作，轻轻松松调试”是它的口号。

g.免维护设计思想。WFBZ—01装置硬软件设计的最终目标是:装置没有告警时，不必检修。到了装置使用年限建议更换新的装置。

WFBZ—01型微机保护装置于1992年在现场投跳运行，至今是国内唯一的现场正式投运的微机发变组保护产品。用户对装置的性能、调试维护手段给予了很高评价。

WFBZ—01型装置是按600MW发变组所需的保护组建保护软件模块的。主要配置有:发电机差动保护、横差和专用定子匝间保护、100%定子接地保护、失磁失步保护、逆功

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率保护、低频保护、过电压过激磁保护、定(反)时限定子对称过流保护、定(反)时限定子负序过流保护、转子一点两点接地保护、定(反)时限转子过负荷保护、轴电流保护、误上电或意外合闸保护、变压器差动保护、变压器零序电流保护、过流低压过流复合电压过流(可带方向和记忆)保护、阻抗保护、断路器失灵和非全相保护、各种非电量保护等。

2.组屏方式

WFBZ—01装置的硬件采用的是标准模块化设计，最终的产品是柜式结构。如图6.1所示，每个柜中有2—4个独立的CPU系统组成。对于不同的容量及类型的机组，可配置不同个数的保护柜。在组屏时一般应考虑以下几个因素:

a.满足机组保护配置要求。 b.满足继电保护可靠性要求。 c.满足继电保护《反措》要求。 d.满足一次系统接线要求。 e.满足现场安装要求及环境要求。 f.满足WFBZ—01模块化硬件设计要求。

因此，WFBZ—01装置对于不同的工程和用户，它的表现型式完全相同，所不同的仅是保护柜的数量。一般机组保护可由2—4个柜组成，以满足不同容量机组、一次接线方式以及新旧工程的需要。

图6.1 WFBZ—01型微机图6.2 WMH—1型发变组保护装置屏柜图母线保护硬件框图

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6.2变压器成套自动保护装置

WBZ一500型微机变压器保护装置是特为电力系统500kV大型变压器研制的成套微机保护装置，适用于500kV及以下电压等级的各类型变压器。该装置软、硬件遵循模块化设计、开放式结构的策略。

装置的保护功能:

主保护为3段(或2段)折线式比率制动差动保护，具备2次谐波制动和CT断线闭锁功能，可以用5次谐波或V/F实现过励磁闭锁差动，提供用低电压解决2次谐波制动造成延时动作的加速判据。差动保护带差速断，满足4侧甚至5侧制动。3/2断路器主接线，主变停运时自动投入小区差动(短引线)保护。自祸变可以增设零差保护。

后备保护包括多折线拟合式反时限过励磁、相间阻抗、复合电压闭锁过流(可带方向)、分支过流、零序过流(可带方向)、间隙零序电流电压、接地阻抗、非全相运行及失灵保护，还设有告警性的过负荷、变压器△侧一点接地、PT断线、低值过励磁、启动通风保护等。主、后备保护均带有16路开关量输入回路，能够实现主变及调压变的轻瓦斯、重瓦斯、压力释放、冷却器故障、油位、油温、冷却器电源消失等开关量保护，以及用来反映一些保护投退状态或打印、复归操作等。

6.3母线成套自动保护装置

发电厂、变电所母线是电力系统中最重要的组成部分。母线故障是电气设备最严重的故障之一，它将使连接于故障母线上所有元件被迫停电。特别是超高压系统中枢纽电厂或变电站的母线，如果发生故障将破坏整个系统的稳定运行，;查成大面积停电，使事故进一步扩大，后果更为严重。用母线保护装置来迅速正确地切除故障母线，消除或缩小故障造成的后果是十分必要的。

由于母线主接线各种各样，造成母线味扩冲类十分复杂。但对母线各种主接线方式，电网运行方式、故障类型及故障点过渡电阻等的适应性来看.电流差动保护方案性能最佳。根据差动继电器负载阻值可分为低阻抗型(Zn以下)、中阻抗型(几百左右)、高阻抗型(2500以上).其中以中阻抗为基础的比率制动特性的母差保护可以很好的保证区内故障安全性、区外故障可靠性。

随着系统容量的增加，系统规模扩大，对母线保护提出了更高的要求，我们认为现代母线保护研究集中在以下几方面:

(l)提高保护的运行速度及动作灵敏度; (2)区外故障CT完全饱和保护可靠不动作; (3)增强母线保护适应母线运行方式变化的能力;

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(4)保护装置尽可能简化、接线简单、调试、维护方便。 WMH一1型微机母线保护高可靠角度设计系统其特点为:

(l)采用分相差动方案。A、B、C各相采用独立的计算机系统，构成独立的差动保护。实现电流差动保护，CT饱和和检测等功能。保证母线上任一点出现故障时，至少有一相电流的灵敏度最高。以提高保护抗拒动能力。

(2)引入主机系统，实现母线运行方式识别.I/O设备管理，电压闭锁、失灵保护等功能。通过主机I/0管理和电流计算实现微机保护的自适应性，即自动跟踪母线的运行方式。

(3)选用性能可靠的STD总线的工业控制机系统，具有丰富的硬件、软件资料、系统扩展十分容易。

(4)本系统属多CPU系统，各系统通讯我们选用了bitbus网络系统，采用主从式通讯方式，它是由intel公司1984年推出的一种可用于分布式系统中的高性能的实时现场通信网络。通过此网络的8044REM一bitbus增强型微控制器，减轻了主机通讯处理负担，且保证通讯正确。

(5)由于动作速度要求很高，需要快速完成故障检测，因此我们选用了智能式A/D系统，减轻了CPU对数据采集系统的时间开销。 (6)逻辑框图由于微机是对模拟量的离散化处理，由此降低了保护的抗干扰能力，为了提高系统的抗干扰能力.在结构上，我们采用了电压、电流联合闭锁出口条件，由此保证系统工作的安全可靠，其出口逻辑如图6.2所示:

本装置由于采用了主一从式系统通过网络实时传送方式，保证了微机母线分相系统运行字实时，正确地反映母线当前的运行工况，实现母线保护的自适应性，而采用分相差动方案和电流电压联合闭锁的结构，提高了系统的防误动和抗拒动能力，而在差动算法上，采用了比常规算法更为可靠的方案，提高了母线故障检测的灵敏度。

同时，由于本装置全微机化，具有记忆、存贮故障、信息的功能，便于事后故障分析，而采用STD系统有丰富的硬件资源，便于系统扩充，根据用户要求.提供不同的通讯管理接口，对变电站、全微机化有很大作用。

6.4输电线路成套自动保护装置

WXH—1型微机线路保护装置自1984年至1987年，历时3年，在华北电力学院和许昌继电器研究所有关同志的努力下，完成了原理接线设计、样机制造、动模试验、试运行和产品型式试验，目前已进入批量生产阶段。

本装置是由微型计算机实现的新型成套线路保护装置，可用于110kV～500kV各种电压等级的输电线路。装置包括三段相间距离、二段接地距离、四段零序方向及综合重

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合闸。配合收发讯机还可构成高频闭锁距离和高频闭锁零序方向保护。

在研制过程中，充分地利用了微型计算的特点，结合电力系统的实际情况，针对现有保护所存在的问题，采用了许多新原理、新措施同时吸取了常规保护的成功的经验，使得本装置性能比常规保护更优越、更可靠。

WXH—1型微机线路保护装置的特点

众所周知,微机具有以下的优越性能:①自检能力;②记忆能力;③数值计算能力和逻辑处理能力。微机保护和传统保护相比还有2大特点。 (1)保护中的各项功能(相应于传统保护中的元件)都是由软件实现的; (2)保护中的各项功能是按程序规定的顺序依次串行(在传统保护中是并行)工作的。正是由于以上特点使微机保护和传统保护有很大的差别,推动了技术进步也带来了一些新概念。

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7结论

综合前面的说明与计算结果可知该110kV电力系统继电保护的具体配置如下表：

表5.2 保护配置表

保护对象变压器母线输电线路发电机

主保护

纵联差动保护、瓦斯保护电流相位比较式母线差动保护

距离Ⅰ、Ⅲ保护纵联差动保护

后备保护

复合电压启动过电流保护、

零序电流保护

___________________________

零序电流Ⅰ、Ⅲ保护定子绕组接地保护

经过查找资料以及相关书籍可以得到本次毕业设计需配置的保护的型号如下：（1）变压器保护装置：采用NSP712变压器差动保护，适用于110 kV电压等级的双圈、三圈变压器，满足三侧差动的要求。主要功能：

<1> 差动速断保护；比率差动保护，采用二次谐波制动； <2> 复合电压过流保护；零序电压保护；过负荷保护； <3> CT断线判别等功能。（2）母线差动保护装置：

采用DSA2391母线差动保护装置，本装置为由大规模可编程逻辑电路和intel 80296为主CPU实现的母线差动保护，适用于110kV及以下电压等级的主接线为单母分段型及双母线型最大8个元件的母线差动保护。（3）线路成套保护及自动装置：

采用MLP-71系列多功能微机线路成套保护及自动装置，本装置适用于110kV电网长/短输电线路。MLP-71系列是反映输电线路各种类型故障和不正常状态的成套保护及自动装置，包含了相间电流、相间距离、接地距离、零序电流方向等保护段和低周、低压解列、备用电源自动投入等8种自动装置功能。（4）发电机套保护及自动装置：

采用DD-11/60型系列多功能微机线路成套保护及自动装置，本装置适用于110kV发电机电压器组微机保护。DD-11/60系列是反映输电线路各种类型故障和不正常状态的成套保护及自动装置。

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8总结与体会

本次毕业设计的主要内容是对110kV电力系统继电保护的配置。经过对设计要求，设计内容的分析可知，首先要利用电力系统分析的知识，求出各短路点的短路电流，从而确定各短路点短路时系统的最大及最小运行方式，由于电力系统分析的相关知识掌握得比较好，因此这一步进行得比较顺利。接下来在最大最小运行方式下求出各出线的最大最小三相短路电流，两相短路电流和相应的最大负荷电流，在计算这一步过程中遇到了一些小困难，通过查找相关的书籍，同时在老师的指导下也很快的迈了过去。其次，根据经验习惯，通过方案比较，论证选择了一套初始的保护。为了能够确定这些保护是否满足要求，是否有足够的实用性，我们还需要对它们进行整定计算和灵敏性校验。对于110kV侧输电线路，经过对电流I，III段保护的灵敏性校验不合格后，改用了距离保护，它的整定计算和灵敏性校验与电流保护相类似，因此很好处理，但是110kV侧还必须考虑接地故障保护，我采用的是零序电流保护，因为这种保护平时很少做过练习，所以感觉比较陌生，经过多日的参考相关书籍，以及在同学的帮助和老师的辅导下，渡过了难关。对于变压器，它涉及的保护较多，主保护是纵联差动保护与瓦斯保护的配合，后备保护主要有复合电压启动过电流保护，零序电流保护和过负荷保护。其中纵联差动保护的整定计算和灵敏性校验过程比较繁琐，我根据工具书《电力系统继电保护配置原理及整定计算》上的框架来进行整定和校验，中间虽然走了不少的弯路，遇到了不少的困难，但经过认真分析，仔细思考后问题仍然得以解决，剩下的复合电压启动过电流保护，零序电流保护和过负荷保护的整定与校验都容易理解，不难计算，这些是我毕业设计能顺利完成的一个基础；对于母线来说，采用了母联电流相位比较式母线差动保护，这种保护简单，可靠又经济，恰倒好处。这种保护灵活性高，适用于母线连接元件运行方式经常变动的母线。这些保护就目前国内继电保护的发展水平来说并不是最完美的，它有它的缺陷但也有自身的优势，它只能从某些方面来满足继电保护的四大基本要求，随着社会的发展，它将会被新一代保护所代替，这是无法避免的，是社会进步的必然结果。

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9谢辞

本次接近两个多月的毕业设计能够顺利完成离不开老师的尽责辅导和同学们的热心帮助。在老师的悉心辅导下，成功的完成了本次设计。在设计过程中，无论是在构思步骤，分析系统网络图，配置保护，还是保护的整定计算和灵敏性校验上，老师都给与了我极大的帮助，在我设计遇到困难无法进行时，给予帮助和引导。老师的严谨治学态度、渊博的知识、尽责无私的奉献精神使我深受启迪。我不仅学到了扎实、宽广的专业知识，也学到了做人的道理。在此我要向我的导师致以最衷心的感谢和深深的敬意。

四年来，老师们在学习上、生活上给与了我无微不至的关怀和照顾，是他们让我逐步成长起来的，没有他们的帮助就不会有现在今天知性的我，自信的我。没有他们也就不会有我今天的成绩，在这里我表示由衷的感谢。老师，您辛苦了！

最后，衷心感谢在百忙之中评阅论文和参加答辩的各位专家！

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10参考文献

[1] 马永翔，王世荣.电力系统继电保护.十一五规划教材.北京：中国林业出版社；北京大学出版社，2006.

[2] 贺家李，宋从矩.电力系统继电保护原理.增订版.北京：中国电力出版社，2004. [3] 何仰赞，温增银.电力系统分析.武汉：华中科技大学出版社，2002.

[4] 西安交通大学，西北电力设计院.短路电流计算方法.北京：电力工业出版社，1992. [5] 张宝会，伊项根.电力系统继电保护.北京：中国电力出版社，2005. [6] 卢继平，詹红霞.电力系统继电保护.重庆：重庆大学出版社，2003.

[7] 崔家佩.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算.北京：中国电力出版社，2001. [8] 江善清、岳大伦.变压器继电保护.继电器，2007.

[9] 于海涛.电气控制系统继电保护的整定与校验.科技咨询导报，2007. [10] 王维俭主编.电力系统继电保护基本原理.北京：清华大学出版社，1997. [11] 邹玑平.实用电气二次回路200例.北京：中国电力出版社，2000. [12] 继电保护通讯（七十二）.江苏电机工程，2007. [13] 电力工业部西北电力设计院编.电力工程电气设备手册.电气二次部分.北京：中国电力出版社，1998.

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附录1：外文翻译

功率变压器老化和延寿

便携式-电力变压器是一个关键的和任何电力公共事业昂贵的资产,世界各地许多变压器的电弧服务接近或超出其设计的范围。有一种日益注重扩展现有变压器维护范围，以最大限度的增大投资回报率。变压器故障的统计资料展明大部分的故障发生前均达到其额定寿命。由于介质的问题而引起的变压器故障据报道高达75％，在石油中出现的呋喃化合物提供了一个固体电介体恶化的指标，它很重要的对监定电介体的恶化阶段及其敏感程度的老化。老龄问题是还强烈依赖于温度，氧气和水的水平，通过控制这些变数变压器寿命能被最大化。本论文介绍了一种模糊逻辑基础的方法既使用主要指示器用于估计电力变压器的寿命，例如湿气和呋喃化合物。

索引期限-变压器年龄评估、寿命延长、可靠性 Ⅰ.导言

电力变压器的功率老化有到达一紧要关头的水平。接近预期寿命的现有设备是在考虑减少重要的开支当替换这些变压器费用太高时而进行的。因为大部份这些变压器正在操作超过他们的额定寿命，设备在最高负荷下面的可信度不能是确定。变压器失灵正在数字上增加而且有严重的冲击在电压、灯火管制、收入和环境中。变压器绝缘退化、加速的老化和灾难性故障发生由许多原因引起，例如极端操作的情况、不利的周围情况(高温度和湿度指数),完全故障、巨涌(转变/闪电)和地磁气的暴风雨。变压器老化总是被加速.由于缺乏维护和适当的过失诊断。绝缘系统的退化伴随着自身参数的变更或其它的行为现象。绝缘纸和油降格生产的湿气和炉气为火炉常态和加速老化负责。由于过热，瓦斯在绝缘系统被释放,部分的解除(PD)和剧烈进行.同样,水分含量在降低和绝缘的失败链中担当了一个重要的角色。纤维素和油之间的含水量和它的运动是温度受扶养者。过失瓦斯的常数监听,热点温度和含水量(WC)在发现过失类型方面帮助,强烈和,直到善行范围,它的位置为止。热的情况监听变压器(包括负荷轻打变更者)台子重要的为变压器操作的计划在个别项目在最高负荷和在紧急载入。加速的老化发生由于湿气和氧水平的增加在那油。湿气和氧水平是温度受扶养者和增加与温度湿气索引(THI)的增加 .比较高度湿气和氧能领引到一泡沫能引起悲惨的失败的形成。增加的可信度变压器需要对负荷和温度根据以可接受的湿气极限为基础的一个操作的标准。

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在有效的延寿方面分别采用严格和有效的冲击对气体处理的来源监定非常重要。对于确定类型和严重过失，用正确的解释溶解瓦斯分解(DGA)是识别的方法之一。在线 DGA 、PD和诊断对于建立资产正直非常的重要，例如在绕组运动中的频率回应分析 (FRA)、恢复电压测量(RVM)。

变压器诊断和监听数据重要选定操作的标准,资产管理和可信度为寿命延长集中了维护(RCM)策略。比较好的资产管理能达到与在线监听和有效的诊断。准确性寿命评估结果对寿命延长的服务资产是必要。 Ⅱ.变压器老化

决定设备的情况和老化过程是很困难的当它包括多数变数演变同时又是一种合成物。在油/纤维素绝缘系统中的老化过程是一种在热应力压迫和可测量作用力之下不能分的电介体系统的化学反应。电介体温度是引起老化的关键参数，这就是机械和电材料变化的原因。纸绝缘中包含有约40%纤维素。聚合的程度(DP)是测量每一分子链中的葡萄糖单元的平均数值。DP超过1000时，纸绝缘出现高度电介体和可拉长单元,当DP值较少的超过300时，纸绝缘出现很少的电介体和很差的机械性能。在绝缘系统中，水和氧的出现加速了老化现象。对于判断变压器的老化、可靠性和安全性湿气是一个很好的指示器。水解、热分解和氧化是三个同时进行的机理。老化机理影响着电介体和电介质的机械性能。 111. 寿命评估的目标

在相同的服务期内，同一变压器的剩余寿命因为它的绝缘性能可能改变。绝缘性能依赖于温度、湿度和含氧量。操作环境(高度,周围情况，光照和气流),电动装置,系统阻抗,配电系统和照明巨涌(在电压之上),完全故障和污染是加速资产老化的主要因素。经济的和寿命评估的目标是必要的，为现有的老化设备计划维护、再布置或退役。

呋喃化合物和水分含量是寿命评估的主要指标。火炉化合物是由起初的过失引起常态老化绝缘纸(纤维素)降格产生的。由于降格过程,纸的张力和电介体减少。由于故障电流，电磁力有严重的冲击在绝缘纸上从而降低它的可张力。好的相互关系能在呋喃化合物和化合物和聚合的程度(DP)之间获得 .因此,出现在油中的火炉化合物的量是寿命评估的一个很好的指标。变压器使用年限特征是基于呋喃化合物在不同的年限中的出现,如图 1 所示.

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剩余寿命 (年限)

图1：有关于呋喃系的变压器老化特性(C4H4O).因年限出现的绝缘降格增强了呋喃系

呋喃系产生是由于遍及所有温度的上升就像在局部的热生产过程被活性中断.基于分析，设备可能被识别由于呋喃系产生的常态老化或局部故障。用质量较差的包装纸操作设备可能造成灾难性故障连带威胁着环境和附带损害。对监视器的包装纸退化趋势,夫喃系分析在所有的评估中扮演着关键的角色。它是非常有用的诊断,决定着故障变压器是否应该修复,还是出现了再创伤或扔弃。

温度、氧和湿气在加速老化的过程中是主要因素。操作温度和周围温度在变压器的使用周期内始终存在,影响绝缘寿命。研究和经验领域表明逐渐增加温度将减少设备最大负荷绝缘的寿命。在常态操作温度下,每上升7°设备将减少50%的寿命.

由于包装纸热电运动的降格,在绝缘链中生成了湿气(含水量)倒不如老化油。在大气出现的潮气穿透过弱的密封剂改变气压梯度。在变压器中的水可溶性矿物油增加伴随着温度的增加。湿气影响分子链分解,加速纤维素老化过程,非同一般的张力和电介体设备的绝缘系统。介质击穿浓度伴随着湿气增加。基于在绝缘链中出现湿气，变压器风险评估对它的有效寿命延长和比较好的设备管理是必要的,如表1所示.

表 1 湿气消除及变压器失灵危险区域绝缘平均湿度评估

4% 5%—6% 7%

进入危险地域相当多的失灵风险即将出现的失灵

湿气在包装纸和油之间交换和它的动力学是高度地依靠温度。从包装纸到油的湿气动力学增加伴随着温度的增加,但是湿气返回到包装纸时却伴随着温度的缓慢的减少。为测量在油中的湿气,标准方法是 Karal Fischer 反应测试

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(美国材料试验学会 D 1533).这个测试由于它的高选择性和敏感被高度地推荐而且广泛地使用。绝缘系统的含水量应该保持最小量到维持必需的电介性能。变压器老化特性基于不同的寿命周期内出现的含水量,如图 2 所示.

剩余寿命 (年限)

图 2:由于老化和热电磁-动力的降格出现的变压器老化特性用湿气的增加量表示

IV.基于模糊逻辑的寿命判断模型

通常夫喃系和湿气同时地以最复杂的模式被产生而且是在识别设备的剩余寿命方面是主要因素。两者的出现在设备性能和寿命方面有严重的冲击,不理睬一可以误导判断。模糊逻辑模型和分析被逐渐实行获得比较好设备剩余寿命判断。图 3&4表示的是湿气和夫喃系为输入变量时的寿命评估模糊逻辑模型。图 5表示的是设备的使用周期当做输出变量时的模型。

输入变量 \" 湿气 \"

图 3: 输入变量“湿气”(成员函数)为变压器年限模型

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输入变量 \" 夫喃 \"

图 4: 输入变量“夫喃”(成员函数)为变压器年限模型

Mamdani的模糊推论方法是用来对设备的寿命估计。 n (1) MAMD(x,y)Vi1(Ai(x)&Bi(y))x 是A1和 y是B2,或xA2是和y是B1,在此是关联的含义. 如果x是

Ix,n及y是

Iy,n，然后z是

On (2)

x表示湿气,y表示夫喃系作为输入(变量)和z为变压器的老化程度而且是输出变数。

Ix,nIy,nO, , n表现他们各自的功能。

规则范围限定在:

anlx,n(x) AND ly,n(y) (3) 在模糊设置中，

l(x)x,n是x在

Ix,n的全体值集合而

l(y)y,n是y在

Iy,n的全体值集合。

输出变数 \" 年限 \"

图 5: 输出变量年限(成员函数)

综上所述

由于易受影响的输出量(设备寿命)，地心引力运算法则集中用来计算区域Ai和中心

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区域每元函数(MF)的mi.

z (4) i0aiMizcrispiz0aiAi在此：

AiOi(z)dy (5) Mizoi(z)dy (6)

使用上面的模型,易受影响的输出量既变压器寿命是关于湿气和夫喃系的已被确定和描述在了图6中.

图 6:变压器年限模型, 以湿气和夫喃系当做输入变量为基础

V.寿命延长

现有变压器数量的寿命延长是一个重要实效的议题。有足够的安全性和涉及操作老化单位方面的环境风险接近外面的监视和评估的载入极限。

利用正确及时的评估可以控制老化过程, RCM申请和适当的操作标准落实了广大的剩余寿命与可接受的安全性和可改良的可靠性能达到比较好的有成本效益的利用。经典的诊断用现实做解释，因此RCM对设备延长寿命是至关重要的。通过贯彻适当的操作标准(动力载荷)可以改良现有老化设备的利用和有效率的/有效的维护对维持/升级绝缘系统。由于它在强调失败结果方面定义了失败的问题根源，利用RCM能完成比较好的结果。如图7流程图中所表示，利用RCM可以有效地实现设备延长寿命.RCM有助于经济有效的维护，方便操作,增强安全性而且减少环境的风险。基于在线监听和诊断,倘若可能寿命延长的RCM策略能被比较好实现。

-设备的关键部件和他们各自的功能已经完全已知。

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-设备的可能故障和他们的结果包括所有的系统已知已知，如输出变量,被迫的储运损耗(中断),收入,修理,再磨光,替换费用、安全和环境的∕连带损害。

图 7: 变压器寿命延长和管理流程图

VI.总结

利用输入变量的湿气和呋喃化合物模糊模型可以预测纸包装变压器使用年限。寿命判断将有助于最大化实现可实行的操作效率。系统可靠性和设备实用性能被确保，通过改良系统性能。过早的故障风险能被最小化。设备及时的翻新、替换或再布置能被规划。正确的操作和维护策略能被改进和贯彻以得到最大的回报。间接的和环境的损害能被有效地最小化。

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Power Transformer Aging and Life Extension

Abstract-Power transformer is a critical and expensive asset for any power utility.Many transformers around the world are serving close to or beyond their designed lie.There is an increasing focus on maintenance and lie extension of existing transformers to maximize the return on investment.Transformer failure statistics exhibit that most of the failures have occurred before reaching their rated life.Transformer failures due to dielectric problems are reported as high as 75%.Furnace compounds presence in oil provide an indication of solid dielectric deterioration.It is important to identify the deterioration stages of dielectrics and its degree of sensitivity towards aging.Ageing is also strongly dependent on temperature,

oxygen and water levels in the transformer.The transformer life can be maximized by controlling these variables.This paper presents a fuzzy logic based approach to estimate the age of a power transformer using key indicators such as moisture and furnace compounds. Index Terms-Transformer Age Assessment,Life Extension, Reliability Ⅰ.INTRODUCTION

Power transformer's aging population has reached a critical level.Existing assets that are close to their expected life are being considered for further utilization in order to reduce capital expenditure as the replacement cost of these transformers is too high.Since many of these transformers are operating beyond their rated life,asset reliability under peak load can't be ensured.Transformer failures are increasing in number and having serious impact on forced outages,blackouts,revenue and environment. Transformer insulation degradation,accelerated aging and catastrophic failures occur due to many reasons such as extreme operational conditions,adverse ambient conditions (high temperature and humidity index),through faults,surges (switching/lightning) and geomagnetic storms.Transformer aging is also accelerated.due to lack of maintenance and proper fault diagnosis.The degradation of insulation system is accompanied with the phenomenon of changing physical parameters or its behavior.Insulation paper and oil degradation produce moisture and fiurnace which are responsible for normal and accelerated aging.Gases are released in the insulation system due to overheating,partial discharge (PD) and arcing.Also,the presence of moisture plays an important role in the degradation and failure of insulation chain.Water content and its movement between cellulose and oil is temperature dependent.Constant monitoring of fault gases,hotspot temperature and water content (WC) helps in detecting faults types,intensity and,up to a good

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extent,its location.Thermal condition monitoring of transformer (including load tap changer) stands vital for transformer operational planning in particular at peak load and at emergency loading.Accelerated aging occurs due to increase in moisture and oxygen level in the oil.Moisture and oxygen levels are temperature dependent and increase with the increase in temperature humidity index (THI) .Higher level of moisture and oxygen can lead to a bubble formation that can cause catastrophic failure.Increased reliability of a transformer requires an operational criterion that is based on acceptable moisture limits according to load and temperature. It is vital to identify the sources of gassing with their respective severity and impact on the asset remnant life.Dissolved gas analysis (DGA) with accurate interpretation is

one of the methods for identifying the type and severity of the fault.Online DGA,PD and diagnostics such as frequency response analysis (FRA) for winding movement, recovery voltage measurement (RVM) are important to establish asset's overall integrity.

Transformer diagnostics and monitoring data are important to decide on the operational criteria,asset management and reliability centered maintenance (RCM) strategies for life extension.Better asset management can be achieved with on-line condition monitoring and effective diagnostics.End of life assessment with accuracy is essential for an asset to serve for its extended life. Ⅱ.TRANSFORMER AGING

It is difficult to determine the asset's condition and aging process as it involves many variables acting at the same time in a complex manner.The aging process in the oil/cellulose insulation system under thermal stress and their measurable effects are due to chemical reactions in the inseparable dielectric system.The dielectric temperature is a critical aging parameter that causes a change in the mechanical and

electrical properties of the material.Paper insulation is composed of approximately 40% cellulose.Degree of Polymerization (DP) is a measurement of average number of

glucose units per molecular chain.Paper insulation,with DP greater than 1000,exhibits high dielectric and tensile properties,where as DP value less than 300 shows a paper with poor dielectric and mechanical properties.Presence of water and oxygen in the insulation system accelerates the aging phenomenon.Moisture is a good indicator to determine the aging,reliability and safety of the transformer.Hydrolysis, Pyrolysis and Oxidation are the three mechanisms,acting simultaneously.The aging mechanism affects the electrical and mechanical properties of the dielectrics.

111.END OF LIFE ASSESSMENT

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Residual life of identical transformers,with same period of service,may vary because of its insulation behavior.Insulation behavior depends on temperature,moisture content and oxygen ingress.Operating environment (altitude,ambient conditions,sunshine and airflow),dynamic loading,system impedance,switching and lighting surges(over voltages),through faults and contaminations are the major factors towards asset's accelerated aging.Economic and end of life assessment are essential for the existing aged assets to plan for the maintenance,relocation or retirement.

Furnace compound and moisture contents are the key indicators for life assessment.Furnace compounds are generated due to insulating paper (cellulose) degradation with normal aging as well as due to incipient faults.Due to degradation process,paper tensile and dielectric strength decreases.Electromagnetic forces due to through fault current have serious impact on the paper life by lowering its tensile strength .Good correlation can be obtained between furnace compound and degree of polymerization (DP).Therefore the furnace compound quantity present in the oil is a good indicator for life assessment.The transformer age characteristics based on furnace compound present in different age groups is shown in Figure 1.

REMNANT LIFE ( YEARS)

Figure 1 Transformer aging characteristic with respect to Furan (C4H4O).Furan increases due to insulation degradation with age. Furans are generated due to over all rise in temperature as well as due to the heat produced by active fault in any localized area.Based on the analysis,asset could be identified for furans produced due to normal aging or localized fault.Asset operating with poor paper strength may result in catastrophic failure with serious threat to environment and collateral damages.To monitor the paper degradation trend,Furan analysis can play key role in the over all assessment.It is a very useful diagnostic for assessing whether a failed transformer should be repaired,rewound or scrapped.

Temperature,oxygen and moisture are the key factors in accelerating the aging process.Operating temperature and ambient temperature exists throughout the life of

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the transformer,affecting the insulation life.Studies and field experience show that gradual increase in temperature reduces the peak load insulation life of the asset.A rise of 7°Celsius above normal operating temperature decreases asset's life by 50%.

Moisture (water content) in insulation chain is produced due to thermo-kinetic degradation of the paper as well aging of the oil.Moister present in the atmosphere penetrates through weak sealant with the change in the pressure gradient.The water solubility in the transformer mineral oil increases with the increase in temperature.The moisture influences the decomposition of the molecular chain,accelerates the cellulose aging process,affecting the tensile and dielectric properties of the insulation system.Dielectric breakdown strength decreases with increase in moisture.Based on the moisture presence in the insulation chain,transformer risk assessment is essential for its effective life extension and better asset management,Table 1. TABLE I

MOiSTURE LEVELS AND TRANSFORMER FAILURE RISK ZONES Insulation Average Moisture Content

4% 5%—6% 7%

Assessment Entering Fisk Zone Considerable Failure Risk

Failure Imminent

Moisture is exchanged between paper and oil and its dynamics are highly temperature dependent.Moisture dynamics from paper to oil increases with increase in the temperature,but with the decrease in temperature the moisture moves back to the paper slowly.The standard method for measuring the moisture in oil is Karal Fischer reaction test (ASTM D 1533).This test is highly recommended and is widely used due to its high selectivity and sensitivity.Water content in the insulation system should be kept to a minimum to maintain the required dielectric properties.The transformer age characteristics based on moisture contents,present in different age groups is shown in Figure 2.

REMNANT LIFE ( YEARS)

Figure 2:Transformer aging characteristics with increase in moisture

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Content due to aging and thermo-kinetic degradation.

IV.LIFE ESTIMATION MODEL USING FUZZY LOGIC

Usually furan and moisture are generated simultaneously in a very complex manner and are key factors in identifying asset's remnant life.Presence of both has serious impact on the asset performance and life,ignoring one could mislead the estimation.The fuzzy logic modeling and analysis has been carried out to get better asset's remnant life estimation.Figure 3&4 represents the moisture and furans as input variables for the life estimation fuzzy logic model.Figure 5 represents the asset's age as an out put variable of the model. Input variable “Moisture”

Figure 3: Input variable “Moisture” (membership functions)

for transformer age model

Input variable “Furan”

Figure 4: Input variable “Furan” (membership functions)

for transformer age model

Mamdani's fuzzy inference method is applied to estimate the asset's life.

n (1) MAMD(x,y)Vi1(Ai(x)&Bi(y)) 第 67 页

Where x is of implications.

A1 and y is

B2,or x is

A2 and y is

B1 and so on as a conjunction

IF x is Ix,nAND y isIy,n， THEN z is On (2)

Where x represents the moisture,y represents furan as inputs (variables) and z the age of the transformer and is the output variable. Ix,n,Iy,nthen On represent their respective membership functions.

The extent to which a rule is activated:

anlx,n(x) AND ly,n(y) (3)

Where lx,n(x) is the membership value of x in the Ix,n fuzzy set and ly,n(y)is the membership value of y in the Iy,n fuzzy set.

output variable “Age”

Figure 5: output variable age (membership functions)

Defuzzificarion:

For crisp output (asset life),center of gravity algorithm is used to calculate the area Ai and center of area Mi for each member function (MF).

zcrispzi0izi0iaMi (4) aAiWhere:

AiOi(z)dy (5) Mizoi(z)dy (6)

Using the above model,the crisp output \"transformer age\" with respect to moisture and furan is determined and is represented in Figure 6.

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Figure 6:transformer age model,based on moisture and Furan as input variables V.LIFE EXTENSION

Life extension of existing transformer population is an important issue for the utilities.There is an ample safety and environmental risk involved in operating aged units close to loading limits with out surveillance and assessment.

Aging process can be controlled with accurate in time assessment,RCM application and proper operational criteria implementation Extended residual life with acceptable safely and improved reliability can be achieved with better cost-effective utilization.Good diagnostics with realistic interpretation and accordingly RCM stands vital for the asset’s extended life.The existing aged asset’s utilization can be improved by implementing proper operational criteria (dynamic loading) and efficient/effective maintenance to maintain/upgrade the insulation system.Better results can be achieved with RCM as it emphasis on the failure consequence by defining the root causes of failure.With RCM asset’s life extension can be achieved effectively as given in the flow chart in Figure 7.RCM facilitates cost effective maintenance,better operation,enhanced safety and reduced environmental risk.Based on online monitoring and diagnostics,RCM strategies for life extension can be better achieved provided.

-Asset’s critical components and their respective function are fully known.

-Asset’s possible failures and their consequences including over all system are known such as output,forced outages ,revenue,repair,refurbish,replacement cost,safety and environmental∕collateral damages.

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Figure 7: transformer life extension and management flow chart VI.CONCLUSIONS

In this paper transformer age has been predicted using fuzzy model with moisture and furan compound as input variables.Life estimation will help in achieving maximum practicable operating efficiency.System reliability and plant availability can be ensured with improved system performance.Premature failures risk can be minimised.Asset timely refurbishment,replacement or relocation can be planned.Correct operational and maintenance strategies can be developed and implemented to have maximum retum. Collateral and environmental damages can be restricted to minimum.

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