【本科毕业论文】某某35KV变电所主变压器继电保护设计06081.doc

目 录摘 要2第一章 继电保护综述31.1 继电保护综述31.2 继电保护装置组成31.3 继电保护装置基本任务31.4 对继电保护装置的基本要求41.5 继电保护技术发展简介5第二章 电力变压器保护方案62.1 短路电流及其计算62.2 变压器的故障和不正常运行状态分析212.3 电力变压器的保护方案分析222.4 电力变压器的保护方案确定24第三章 电力变压器的保护原理253.1 电力变压器的保护原理分析253.2 瓦斯保护原理253.2.1 瓦斯继电器选型283.3 定时限过流保护原理及整定计算293.3.1 各种继电器选型313.4 变压器的纵差动保护其原理及计算313.4.1 构成变压器纵差动保护基本原则323.5 不平衡电流产生的原因与消除方法333.6 躲过励磁涌流353.7 整定计算及灵敏度校验353.8 电流互感器选择及差动继电器选型373.9 过负荷保护原理383.9.1 过负荷保护整定计算383.10 各种继电器选型38第四章 电力变压器保护及主接线图394.1 所有保护接线配置图394.2 变电所主接线图40致谢词41参考文献41摘 要：随着经济的发展和现代工业建设的迅速崛起，供电系统的设计越来越全面、系统，工厂用电量迅速增长，对电能质量、技术经济状况供电的可靠性也日渐提高，因此对供电系统的设计也有了更高、更完善的要求。设计是否合理，不仅直接影响投资、运行费用和有色金属的消耗量，也反映在供电的可靠性和安全生产方面，它和企业的经济效益、设备人生安全密切相关。变电站是电力系统中的一个重要组部分，由电气设备及配电网络按一定的连接方式所构成，它从电力系统中取得电能，通过变换、分配、运输与保护等功能，然后将电能安全、可靠、经济的输送到每一个用电设备的专设场所。变压器是电力系统中较为重要的电气原件, 且作为变电所的核心设备，它具有故障小,结构可靠的特点,但是在实际的运行过程中,还是会产生一定的故障和异常情况。因此,为了减少故障对电力系统造成的影响,保护电力系统的安全运行,必须根据电力变电站的容量、电压的等级情况, 从反应各种不同故障的可靠、快速、灵敏及提高系统的安全性出发，安装可靠性较高的继电保护装置。关键词：设计；方案；变压器；继电保护第一章 继电保护综述1.1 继电保护综述对电力系统中发生的故障或异常情况进行检测，从而发出报警信号，或直接将故障部分隔离、切除的一种重要措施。1.2 继电保护装置组成 继电保护装置：就是指反应电力系统中电气元件发生故障或不正常运行状态，并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置。继电保护装置的组成:继电保护一般由三个部分组成:测量部分、逻辑部分和执行部分，其原理结构如下图所示。1.3 继电保护装置基本任务 （1） 发生故障时，自动、迅速、有选择地将故障元件从电力系统中切除，使非故障部分继续运行。 （2）反应电气元件的不正常运行状态，并根据运行维护的条件而动作于信号，以便值班员及时处理，或由装置自动进行调整，或将那些继续运行就会引起损坏或发展成为事故的电气设备予以切除。 （3）继电保护装置还可以与电力系统中的其他自动化装置配合，在条件允许时，采取预定措施，缩短事故停电时间，尽快恢复供电，从而提高电力系统运行的可靠性。 继电保护的基本原理：继电保护的原理是利用被保护线路或设备故障前后某些突变的物理量为信息量，当突变量达到一定值时，起动逻辑控制环节，发出相应的跳闸脉冲或信号。故障后，工频电气量变化的主要特征及可以构成的保护 （1）电流增大，构成电流保护。（2）电压降低，构成低电压保护。（3）电流与电压之间的相位角改变 ，构成功率方向保护。（4）测量阻抗发生变化，构成距离保护。（5）故障时被保护元件两端电流相位和大小的变化 ，构成差动保护 。（6）不对称短路时，出现相序分量，构成零序电流保护、负序电流保护和负序功率方向保护 。电力系统的继电保护根据被保护对象不同，分为发电厂、变电所电气设备的继电保护和输电线路的继电保护。前者是指发电机、变压器、母线和电动机等元件的继电保护，简称为元件保护；后者是指电力网及电力系统中输电线路的继电保护，简称线路保护。 按作用的不同继电保护又可分为主保护、后备保护和辅助保护。主保护是指被保护元件内部发生的各种短路故障时，能满足系统稳定及设备安全要求的、有选择地切除被保护设备或线路故障的保护。后备保护是指当主保护或断路器拒绝动作时，用以将故障切除的保护。后备保护可分为远后备和近后备保护两种。远后备是指主保护或断路器拒绝时，由相邻元件的保护部分实现的后备；近后备是指当主保护拒绝动作时，由本元件的另一套保护来实现的后备，当断路器拒绝动作时，由断路器失灵保护实现后备。 继电保护装置需有操作电源供给保护回路，断路器跳、合闸及信号等二次回路。按操作电源性质的不同，可以分为直流操作电源和交流操作电源。通常在发电厂和变电所中继电保护的操作电源是由蓄电池直流系统供电，因蓄电池是一种独立电源，最大的优点是工作可靠，但缺点是投资较大、维护麻烦。交流操作电源的优点是投资少、维护简便，但缺点是可靠性差。因此，交流操作电源的继电保护适合于小型变电所使用。 1.4 对继电保护装置的基本要求 一、选择性 选择性是指保护装置动作时，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。 当d1点发生短路故障时，应由故障线路上的保护P1和P2动作，将故障线路WL1切除，这时变电所B则仍可由非故障线路WL2继续供电。当d2点发生短路故障时，应由线路的保护P6动作，使断路器6QF跳闸，将故障线路WL4切除，这时只有变电所D停电。由此可见，继电保护有选择性的动作可将停电范围限制到最小，甚至可以做到不中断对用户的供电。 考虑后备保护的问题。当的d2点发生短路故障时，距短路点最近的保护P6应动作切除故障，但由于某种原因，该处的保护或断路器拒动，故障便不能消除，此时如其前面一条线路(靠近电源测)的保护P5动作，故障也可消除。此时保护P5所起的作用就称为相邻元件的后备保护。同理保护P1和P3又应该作为保护P5的后备保护。 二、速动性速动性就是指继电保护装置应能尽快地切除故障，以减少设备及用户在大电流、低电压运行的时间，降低设备的损坏程度，提高系统并列运行的稳定性。 故障切除时间包括保护装置和断路器动作时间，一般快速保护的动作时间为0.04s0.08s，最快的可达 0.01s0.04s，一般断路器的跳闸时间为 0.06s0.15s，最快的可达0.02s0.06s。 三、灵敏性灵敏性是指电气设备或线路在被保护范围内发生故障或不正常运行情况时，保护装置的反应能力。保护装置的灵敏性，通常用灵敏系数来衡量，灵敏系数越大，则保护的灵敏度就越高，反之就越低。 四、可靠性可靠性包括安全性和信赖性，是对继电保护最根本的要求。所谓安全性是要求继电保护在不需要它动作时可靠不动作，即不发生误动。所谓信赖性是要求继电保护在规定的保护范围内发生了应该动作的故障时可靠动作，即不拒动。 以上四个基本要求是设计、配置和维护继电保护的依据，又是分析评价继电保护的基础。这四个基本要求之间是相互联系的，但往往又存在着矛盾。因此，在实际工作中，要根据电网的结构和用户的性质，辩证地进行统一。 1.5 继电保护技术发展简介继电保护的发展是随着电力系统和自动化技术的发展而发展的。熔断器就是最早的、最简单的过电流保护。1890年后出现了电磁型过电流继电器。1901年出现了感应型过电流继电器。1908年提出了电流差动保护原理。1910年方向电流保护开始得到应用，1920年后距离保护装置出现。在1927年前后，出现了高频保护装置。20世纪70年代诞生了行波保护装置。显然，随着光纤通信将在电力系统中的大量采用，利用光纤通道的继电保护必将得到广泛的应用。继电保护装置的元件、材料、保护装置的结构形式和制造工艺也发生了巨大的变革。经历了机电式保护装置、静态保护装置和数字式保护装置三个发展阶段。 20世纪50年代，随着晶体管的发展，出现了晶体管保护装置。20世纪70年代，晶体管保护在我国被大量采用。随着集成电路的发展，出现了体积更小、工作更可靠的集成电路保护。在20世纪70年代后期，便出现了性能比较完善的微机保护样机并投入运行。进入 90年代，微机保护已在我国大量应用，主运算器由8位机、16位机发展到目前的32位机；数据转换与处理器件由A/D转换器、压频转换器(VFC)，发展到数字信号处理器(DSP)。这种由计算机技术构成的继电保护称为数字式继电保护。 这种保护可用相同的硬件实现不同原理的保护，使制造大为简化，生产标准化、批量化，硬件可靠性高；具有强大的存储、记忆和运算功能，可以实现复杂原理的保护，为新原理保护的发展提高了实现条件。除了实现保护功能外，还可兼有故障录波、故障测距、事件顺序记录和保护管理中心计算机及调度自动化系统通信等功能，这对于保护的运行管理、电网事故分析及事故后的处理等均有重要意义。另外它可以不断地对本身的硬件和软件自检，发现装置的异常情况并通知运行维护中心。由于网络的发展与电力系统中的大量采用，微机硬件和软件功能的空前强大并成为维护电力系统整体安全稳定运行的计算机自动控制系统的基本组成单元。微机保护不仅要能实现被保护设备的切除、或自动重合，还可作为自动控制系统的终端，接收调度命令实现跳、合闸等操作，以及故障诊断、稳定预测、安全监视、无功调节、负荷控制等功能。此外，由于计算机网络提供数据信息共享的优越性，微机保护可以占有全系统的运行数据和信息，应用自适应原理和人工智能方法使保护原理、性能和可靠性得到进一步的发展和提高，使继电保护技术沿着网络化、智能化、自适应和保护、测量、控制、数据通信于一体的方向不断发展。第二章 电力变压器保护方案2.1 短路电流及其计算短路：是指一切不正常的相与相之间或相与地（对于中性点接地的系统）发生通路的情况。短路的原因： 元件损坏 如绝缘材料的自然老化，设计、安装及维护不良等所造成的设备缺陷发展成短路. 气象条件恶化如雷击造成的闪络放电或避雷器动作；大风造成架空线断线或导线覆冰引起电杆倒塌等. 违规操作如运行人员带负荷拉刀闸；线路或设备检修后未拆除接地线就加电压. 其他原因 如挖沟损伤电缆,鸟兽跨接在裸露的载流部分等短路的危害后果：随着短路类型、发生地点和持续时间的不同，短路的后果可能只破坏局部地区的正常供电，也可能威胁整个系统的安全运行。短路的危险后果一般有以下几个方面。（1）电动力效应短路点附近支路中出现比正常值大许多倍的电流，在导体间产生很大的机械应力，可能使导体和它们的支架遭到破坏。（2）发热短路电流使设备发热增加，短路持续时间较长时，设备可能过热以致损坏。（3）故障点往往有电弧产生，可能烧坏故障元件，也可能殃及周围设备.（4）电压大幅下降，对用户影响很大.（5）如果短路发生地点离电源不远而又持续时间较长，则可能使并列运行的发电厂失去同步，破坏系统的稳定，造成大片停电。这是短路故障的最严重后果。（6）不对称短路会对附近的通讯系统产生影响。短路计算的目的：（1）选择电气设备的依据；（2）继电保护的设计和整定；（3）电气主接线方案的确定；（4）进行电力系统暂态稳定计算，研究短路对用户工作的影响。短路电流计算的方法，常用的有欧姆法和标幺值法。本设计采用标幺值法。以下是本设计的短路电流计算。15KM 200MV·A最大运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =KA=1.56KA I= =KA=5.50KAX= =0.5 X=0.415=0.44 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.5+0.44=0.94 I=KA=1.66KAI=I=I=1.66KAi=2.55 I=4.23KAI=1.51 I=2.51KAS=MV·A=106.38MV·AK-2 X= X+ X+ X/ X=0.94+1.19/2=1.54 I= =5.50/1.54KA=3.57KAI=I=I=3.57KAi=2.55 I=9.10KAI=1.51 I=5.39KAS=MV·A=64.94MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.54=1.01(KA)最小运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.5 X=0.415=0.44 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.5+0.44=0.94 I=KA=1.66KAI=I=I=1.66KAi=2.55 I=4.23KAI=1.51 I=2.51KAS=MV·A=106.38MV·AK-2 X= X+ X+ X=0.94+1.19=2.13I=5.50/2.13KA=2.58KAI=I=I=2.58KAi=2.55 I=6.58AI=1.51 I=3.90KAS=MV·A=46.95MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/2.13=0.73(KA)15KM 250MV·A最大运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.4 X=0.415=0.44 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.4+0.44=0.84 I=KA=1.86KA I=I=I=1.86KAi=2.55 I=4.74KAI=1.51 I=2.81KAS=MV·A=119.05MV·AK-2 X= X+ X+ X/ X=0.84+1.19/2=1.44 I= =5.50/1.44KA=3.82KAI=I=I=3.82KAi=2.55 I=9.74KAI=1.51 I=5.77KAS=MV·A=69.44MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.44=1.08(KA)最小运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.4 X=0.415=0.44 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.4+0.44=0.84 I=KA=1.86KAI=I=I=1.86KAi=2.55 I=4.74KAI=1.51 I=2.81KAS=MV·A=119.05MV·AK-2 X= X+ X+ X=0.84+1.19=2.03I=5.50/2.03KA=2.71KAI=I=I=2.71KAi=2.55 I=6.91AI=1.51 I=4.09KAS=MV·A=49.26MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/2.03=0.77(KA)10KM 200MV·A最大运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.5 X=0.410=0.29 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.5+0.29=0.79 I=KA=1.97KAI=I=I=1.97KAi=2.55 I=5.02KAI=1.51 I=2.97KAS=MV·A=126.58MV·AK-2 X= X+ X+ X/ X=0.79+1.19/2=1.39 I= =5.50/1.39KA=3.96KA I=I=I=3.96KAi=2.55 I=10.10KAI=1.51 I=5.98KAS=MV·A=71.94MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.39=1.12(KA)最小运行方式：短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.5 X=0.410=0.29 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.5+0.29=0.79 I=KA=1.97KAI=I=I=1.97KAi=2.55 I=5.02KAI=1.51 I=2.97KAS=MV·A=126.58MV·AK-2 X= X+ X+ X=0.79+1.19=1.98I=5.50/1.98KA=2.78KAI=I=I=2.78KAi=2.55 I=7.09AI=1.51 I=4.20KAS=MV·A=50.51MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.98=0.79(KA)10KM 250MV·A最大运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.4 X=0.410=0.29 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.4+0.29=0.69 I=KA=2.26KAI=I=I=2.26KAi=2.55 I=5.76KAI=1.51 I=3.41KAS=MV·A=144.93MV·AK-2 X= X+ X+ X/ X=0.69+1.19/2=1.29 I= =5.50/1.29KA=4.26KAI=I=I=4.26KAi=2.55 I=10.86KAI=1.51 I=6.43KAS=MV·A=77.52MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.29=1.21(KA)最小运行方式： 短路电流计算图 等效电路图取基准值：S=100MV·A ，U=37KV ，U=10.5KV I= =1.56KA I= =5.50KAX= =0.4 X=0.410=0.29 X= X=1.19K-1 X= X+ X=0.4+0.29=0.69 I=KA=2.26KA I=I=I=2.26KAi=2.55 I=5.76KAI=1.51 I=3.41KAS=MV·A=144.93MV·AK-2 X= X+ X+ X=0.69+1.19=1.88 I= =5.50/1.88KA=2.93KAI=I=I=2.93KAi=2.55 I=7.47AI=1.51 I=4.42KAS=MV·A=53.19MV·A折算到35KV侧:Id21max= I/ X=1.56/1.88=0.83(KA)2.2 变压器的故障和不正常运行状态分析变压器的内部故障可以分为油箱内和油箱外故障两种。油箱内的故障主要是指发生在变压器油箱内包括高压侧或低压侧绕组的相间短路、匝间短路、中性点直接接地系统侧绕组的单相接地短路以及铁心的烧损等，对变压器来讲，这些故障都是十分危险的，因为油箱内故障时产生的电弧，将引起绝缘物质的剧烈汽化，从而可能引起爆炸，因此，这些故障应该尽快加以切除。油箱外的故障，主要是套管和引出线上发生相间短路和接地短路(直接接地系统侧)。而油箱内发生相间短路的情况比较少。 变压器的不正常运行状态主要有：变压器外部相间短路引起的过电流和外部接地短路引起的过电流和中性点过电压；由于负荷长时间超过额定容量引起的过负荷以及由于漏油等原因而引起的油而降低或冷却系统故障引起的温度升高；对大容量变压器，由于其额定工作时的磁通密度相当接近于铁心的饱和磁通密度，因此在过电压或低频率等异常运行方式下，还会发生变压器的过励磁故障。变压器处于不正常运行状态时，继电器应根据其严重程度，发出警告信号，使工作人员及时发现并采取相应的措施，以确保变压器安全。2.3 电力变压器的保护方案分析变压器油箱内部发生故障时，除了变压器各侧电流、电压变化外，油箱内的油、气、温度等非电量也会发生变化。因此，变压器的保护也就分为电量保护和非电量保护两种。非电量保护装设在变压器内部。线路保护中采用的许多保护如过电流保护，纵差保护等在变压器的电量保护中都有应用，但在配置上有区别。根据上述故障类型和不正常工作状态，对变压器应装设下列保护。瓦斯保护对变压器内部的各种故障及油面降低，应装设瓦斯保护。对800KVA及以上油浸式变压器和400KVA及以上车间内油浸式变压器，均应装设瓦斯保护。当油箱内故障产生轻微瓦斯或油面下降，应瞬时动作于信号；当产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。纵差保护或电流速断保护对变压器绕组导管及引出线上的故障，应根据容量不同，装设纵差保护或电流速断保护。保护瞬时动作，断开变压器各侧断路器。（1）对6.3MVA及以上并列运行的变压器和10MVA单独运行的变压器以及 6.3MVA以上厂用变压器应装设纵差保护。（2）对10MVA 以下厂用备用电压器和单独运行的变压器，当后备保护时间大于 0.5S时，应装设电流速断保护。（3）对2MVA及以上用电流速断保护灵敏性不符合要求的变压器，应装设纵差保护。（4）对高压侧电压为330KV及以上的变压器，可装设双差动保护外部相间短路时，应采用的保护对于外部相间短路引起的变压器过电流，应采用下列保护作为后备保护。（1） 过电流保护，一般用于降压变压器，保护装置的整定值应考虑事故状态下可能出现的过负荷电流；（2） 复合电压起动的过电流保护。一般用于升压变压器、系统联络变压器及过电流保护灵敏度不满足要求的降压变压器上；（3） 负序电流及单相式低电压起动的过电流保护，一般用于容量为63MVA及以上的升压变压器；（4） 阻抗保护，对于升压变压器和系统联络变压器，当采用第（2）、（3）的保护不能满足灵敏度和选择性要求时，可采用阻抗保护。对500kV系统联络变压器高、中压侧均应装设阻抗保护。保护可带两段时限，以较短的时限用于缩小故障影响范围；较长的时限用于断开变压器各侧断路器。外部接地短路时，应采用的保护对中性点直接接地电力网内，由外部接地短路引起过电流时，如变压器中性点接地运行，应装设零序电流保护。零序电流保护可由两段组成，每段可各带两个时限，并均以较短的时限动作于缩小故障影响范围，或动作于本侧断路器，以较长的时限动作于断开变压器各侧断路器。对自耦变压器和高、中压侧中性点都直接接地的三绕组变压器，当有选择性要求时，应增设零序方向元件。当电力网中部分变压器中性点接地运行，为防止发生接地短路时，中性点接地的变压器跳开后，中性点不解地的变压器（低压侧有电源）仍带接地故障继续运行，应根据具体情况，装设专用的保护装置，如零序过电压保护，中性点装放电间隙加零序电流保护等。过负荷保护对400kVA以上的变压器，当数台并列运行，或单独运行并作为其他负荷的备用电源时，应根据可能过负荷的情况，装设过负荷保护。过负荷保护接于一相电流上，并延时作用于信号。对于无经常值班人员的变电站，必要时过负荷保护可动作于自动减负荷或跳闸。过励磁保护高压侧电压为500kV及以上的变压器，对频率降低和电压升高而引起的变压器励磁电流的升高，应装设过励磁保护。在变压器允许的过励磁范围内，保护作用于信号，当过励磁超过允许值时，可动作于跳闸。过励磁保护反应于实际工作磁密和额定工作磁密之比（称为过励磁倍数）而动作。其他保护对变压器温度及油箱内压力升高和冷却系统故障，应按现行变压器标准的要求，装设可作用于信号或动作于跳闸的装置。2.4 电力变压器的保护方案确定变压器为变电所的核心设备，根据其故障和不正常运行的情况，从反应各种不同故障的可靠、快速、灵敏及提高系统的安全性出发，设置相应的主保护、异常运行保护和必要的辅助保护。于本设计而言，因为容量关系不采用速断保护，采用瓦斯保护，过电流保护采用定时限过流保护，高压侧电压没有5000KV故不采用励磁保护。具体情况如下：1主保护：瓦斯保护（以防御变压器内部故障和油面降低）、纵差动保护（以防御变压器绕组、套管和引出线的相间短路）。2后备保护：过电流保护（以反应变压器外部相间故障）、过负荷保护（反应由于过负荷而引起的过电流）。第三章 电力变压器的保护原理3.1 电力变压器的保护原理分析3.2 瓦斯保护原理 瓦斯保护是变压器内部故障主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器内部发生故障时，电弧将使绝缘材料分解并产生大量气体，其强烈程度随故障严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态瓦斯继电器（又称气体继电器）来保护变压器内部故障。 瓦斯保护继电器内，上部是一个密封浮筒，下部是一块金属档板，两者都装有密封水银接点。浮筒和档板可以围绕各自轴旋转。正常运行时，继电器内充满油，浮筒浸油内，处于上浮位置，水银接点断开；档板则本身重量而下垂，其水银接点也是断开。当变压器内部发生轻微故障时，气体产生速度较缓慢，气体上升至储油柜途中首先积存于瓦斯继电器上部空间，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点闭合，接通延时信号，这就是所谓“轻瓦斯”；当变压器内部发生严重故障时，则产生强烈瓦斯气体，油箱内压力瞬时突增，产生很大油流向油枕方向冲击，因油流冲击档板，档板克服弹簧阻力，带动磁铁向干簧触点方向移动，使水银触点闭合，接通跳闸回路，使断路器跳闸，这就是所谓“重瓦斯”。重瓦斯动作，立即切断与变压器连接所有电源，避免事故扩大，起到保护变压器作用。 瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。目前大多采用QJ-80型继电器，其信号回路接上开口杯，跳闸回路接下档板。所谓瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯信号回路接点闭合，光字牌灯亮。 3.保护范围 瓦斯保护是变压器主要保护，它可以反映油箱内一切故障。包括：油箱内多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠结构简单。它不能反映油箱外部电路（如引出线上）故障，不能作为保护变压器内部故障唯一保护装置。另外，瓦斯保护也易一些外界因素（如震）干扰下误动作，对此必须采取相应措施。4.安装方式 瓦斯继电器安装变压器到储油柜连接管路上，安装时应注意： 4.1首先将气体继电器管道上碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况，必要时可放掉油枕中油，工作中大量油溢出。 4.2新气体继电器安装前，应检查有无检验合格证明，口径、流速是否正确，内外部件有无损坏，内部如有临时绑扎要拆开，最后检查浮筒、档板、信号和跳闸接点动作是否可靠，并关好放气阀门。 4.3气体继电器应水平安装，顶盖上标示箭头方向指向油枕，工程中允许继电器管路轴线方向往油枕方向一端稍高，但与水平面倾斜不应超过4%. 4.4打开碟阀向气体继电器充油，充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊，应注意充油放气方法，尽量减少和避免气体进入油枕。 4.5进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电杆转动和小瓷头漏油。 4.6投入运行前，应进行绝缘摇测及传动试验。 5.试验项目 气体继电器安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目： 5.1一般性检验项目： 玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油，浮筒、开口杯、玻璃窗等完整无裂纹。 5.2试验项目 5.2.1密封试验：整体加油压（压力为20mPa，持续时间为1h）试漏，应无渗透漏。 5.2.2端子绝缘强度试验：出线端子及出线端子间耐受工频电压2000v，持续1min，也可用2500v兆欧表摇测绝缘电阻，摇测1min代替工频耐压，绝缘电阻应300m以上。 5.2.3轻瓦斯动作容积试验：当壳内聚积250300cm3空气时，轻瓦斯应可靠动作。 5.2.4重瓦斯动作流速试验。 6.日常巡视项目 电力变压器运行规程DL/T572-95（以下简称“规程”）规定变压器日常巡视项目中首先应检查气体继电器内有无气体，对气体巡视应注意以下几点： 6.1气体继电器连接管上阀门应打开位置。 6.2变压器呼吸器应正常工作状态。 6.3瓦斯保护连接片投入应正确。 6.4油枕油位应合适位置，继电器内充满油。 6.5气体继电器防水罩一定牢固。 6.6继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘侵入，电源及其二次回路要有防水、防油和防冻措施，并要春秋二季进行防水、防油和防冻检查。 7.运行 变压器正常运行时，瓦斯继电器工作无任何异常。瓦斯继电器运行状态，规程中对其有如下规定： 7.1变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸，有载分接开关瓦斯保护接于跳闸。 7.2变压器运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号： 7.2.1用一台断路器控制两台变压器时，当其中一台转入备用，则应将备用变压器重瓦斯改接信号。 7.2.2滤油、补油、换潜油泵或更换净油器吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上阀门时。 7.2.3瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。 7.2.4除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气处，其他所有方打开放气、放油和进油阀门时。 7.2.5当油位计油面异常升高或吸吸系统有异常现象，需要打开放气或放油阀门时。 7.3震预报期间，应变压器具体情况和气体继电器抗震性能确定重瓦斯保护运行方式。震引起重瓦斯保护动作停运变压器，投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验，确认无异常后，方可投入。 8.瓦斯保护信号动作主要原因 8.1轻瓦斯动作原因： 8.1.1因滤油、加油或冷却系统不严密空气进入变压器。 8.1.2因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下 8.1.3变压器故障产生少量气体 8.1.4变压器发生穿越性短路故障。穿越性故障电流作用下，油隙间油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油体积膨胀，造成气体继电器误动作。 8.1.5气体继电器或二次回路故障。 以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。 9.瓦斯保护装置动作处理 变压器瓦斯保护装置动作后，应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断，立即采取处理措施。 9.1瓦斯保护信号动作时，立即对变压器进行检查，查明动作原因，上否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成。如气体继电器内有气休，则应记录气体量，观察气体颜色及试验上否可燃，并取气样及油样做色谱分析，可关规程和导则判断变压器故障性质。色谱分析是指对对收集到气体用色谱仪对其所含氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析，所含组分名称和含量准确判断邦联性质，发展趋势、和严重程度。 若气体继电器内气体无色、无臭且不可燃，色谱分析判断为空气，则变压器可继续运行，并及时消除进气缺陷。 9.2瓦斯继电器动作跳闸时，查明原因消除故障前不将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素，作出综合判断。 a.是否呼吸不畅或排气未尽； b.保护及直流等二次回路是否正常； c.变压器外观有无明显反映故障性质异常现象； d.气体继电器中积聚气体是否可燃； e.气体继电器中气体和油中溶解气体色谱分析结果； f.必要电气试验结果； g.变压器其它继电保护装置动作情况。 10.瓦斯保护反事故措施 瓦斯保护动作，轻者发出保护动作信号，提醒维修人员马上对变压器进行处理；重者跳开变压器开关，导致变压器马上停止运