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[分享] 如何防止主变压器因短路冲击引起的事故

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    2017-8-7 15:18
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    发表于 2018-3-28 09:53:30 | 显示全部楼层 |阅读模式

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    摘要:介绍近年来内蒙古蒙西电网主变压器受外部短路冲击发生严重事故的统计资料,分析事故发生及增长的原因。
    重点从继电保护专业角度提出“保设备”的原则,调整和完善继电保护配置,对接地故障保护功能技术改造。
    增加新型快速保护,优化和压缩各级保护配合级差及动作时限,利用这些操作性强、可行有效的反事故技术措施加以抑制。
    同时从设备选型、运行维护、生产绩效考核等方面提出管理措施,从技术和管理两方面综合治理,更好地保障系统主设备安全和电网安全。
    近年来,我国一些带高载能负荷的产能落后地方电网,110 kV 及以上的主变压器因短路冲击引起的损坏事故明显增加,特别是带有电弧、电石、冶炼等高载能性质负荷的变压器。
    受短路冲击的变压器很多损坏严重,有的故障还扩大成电网事故,后果极为严重,因此这是一项亟待解决的重大安全隐患,迫切需对事故进行统计分析。
    找出事故发生及增长的原因,研究并提出操作性强的技术措施和管理措施,加以预防、抑制和消除。
    1、短路冲击引起变压器损坏事故的现状及简要分析
    2004 ~ 2011 年内蒙古蒙西电网共发生110 kV 及以上变压器损坏事故22 起,其中,因短路冲击和变压器抗短路能力差损坏的变压器达17 台,占总事故数的77%,此类事故的外部原因主要为主变中低压侧近区或出口短路故障。
    从以上统计数据看,变压器外部故障短路冲击损坏事故已经成为影响变压器安全可靠运行的主要因素,要减少变压器事故率,保障变压器等主设备的安全,确保电网安全可靠运行,必须从减少变压器外部短路电流冲击损坏事故做起。
    通过查看变压器外部短路冲击事故的统计资料可以看出:事故内在原因主要是变压器本身的动稳定或热稳定能力不够(抗短路能力差)。
    外部原因为配网线路及客户设备故障几率较大、继电保护配置不完善、保护动作时间较长、系统短路电流水平较高、运行维护存在漏洞和隐患。
    各方面的管理措施不完善或执行不力,为减少变压器外部短路冲击损坏事故的发生,必须从技术和管理两个方面入手,加以改进。
    2、技术措施
    2.1、完善和调整继电保护配置,树立“保设备”的原则对于已经并网运行的变压器,其一:网内大部分变压器,特别是220 kV 及以上变压器。
    保护配合级数多,受电网配合时间和保护配置的限制,其保护跳闸时间大于变压器的短路允许时间,导致变压器经受短路冲击时间较长。
    其二:配网线路和客户侧设备故障概率较大,导致变压器经受短路电流冲击次数增加,累积性损坏增加。
    其三:主变低压侧保护配置不完善,缺少防御低压侧母线故障或近区出口短路故障的快速保护,且配网出线动作时间和主变低压侧后备保护配合时间级差较大,导致主变低压侧保护切除故障时间相对较长。
    针对以上三条,结合电网实际运行情况,提出继电保护技术反事故措施。
    2.2、压缩主变压器及所带输电网、配网各级保护时限,同时调整和完善变压器高中后备保护配置
    从配网、输电网到主变压器,逐级压缩全电网保护动作时限。
    特别是缩短变压器配置保护的动作时限,对微机型保护可以采取0.2 ~ 0.3 s 的配合级差, 从整体上压缩电网各级保护的动作时限, 减少各级电网中设备经受短路电流冲击的时间。
    为更好压缩主变保护时限,同时配合调整主变保护配置,减少配合级数,具体调整方案如下:按照规程要求,结合电网实际情况,对单侧电源双绕组变压器和三绕组变压器,相间短路后备保护应装于各侧。
    非电源侧保护带两段,用第一时限跳开本侧母联或分段断路器,缩小故障范围;
    用第二时限跳开本侧断路器,当带电源高压侧对非电源侧母线后备灵敏度不足时,用第三时限跳开变压器各侧断路器。电源侧保护带一段时限,跳开变压器各侧断路器。
    两侧或三侧有电源的双绕组变压器和三绕组变压器,各侧相间短路后备保护可带二段或三段时限,为满足选择性的要求或降低后备保护的动作时间,相间短路后备保护可带方向,方向宜指向各侧母线。
    但跳开变压器各侧断路器的后备保护可不带方向,动作时间宜比带方向的相间后备保护增加一个时限级差。
    2.3、调整配网保护配置,压缩配网保护时限
    针对配网和客户侧故障概率较大,导致变压器受短路电流冲击几率增加,累积性损坏增加,需采取以下措施。
    对于35 kV 及以下电压等级配网线路,一是调整保护配置。对相间故障,由三段式电流保护改成两段式电流保护,减少配合级数。对接地故障,由单相接地告警发信号改造为单相接地故障跳闸或配置零序电流保护直接跳闸;
    二是减小动作时间配合级差,对微机保护一般采用0.2 ~ 0.3 s,从而逐级压缩保护动作时间。
    对一些特殊性质的负荷线路,到变电站出口距离很短,如电石、电弧、冶炼等高耗能线路,可将出线电流速断保护范围延伸至客户变压器。
    扩大保护范围、降低速断动作值,退出线路重合闸,取0 s 的动作时间,对抑制短路电流冲击时间,减少冲击次数等方面会有很好的效果。
    对35 kV 及以下电压等级配网若采用全电缆或电缆架空混合线路的,要求退出重合闸,以防止变压器再次重合到永久性故障上,导致又一次受到外部短路电流的冲击,增加损坏几率,使事故扩大。
    2.4、增加主变低压侧母线故障主保护和出口近区短路的短延时后备保护
    为加强主变低压侧的保护功能。配置专用低压母线保护和弧光保护(无时限),增加保护的快速性,彻底解决母线短路事故延时跳闸。
    对相间故障,主变低压侧配置“相间电流限时速断保护”;对接地故障,将主变低压侧系统改造为小电阻接地,低压侧配置“小电阻接地零序电流保护”。
    主变低压侧相间电流限时速断保护具体整定原则如下:保证低压侧母线故障有不小于1.5 的灵敏度整定,同时与所有出线的速断保护配合,当与低压出线的速断保护配合、与灵敏度要求有冲突时,应服从灵敏度的要求。
    其动作时限与低压出线的电流速断时限配合,配合级差微机保护可取0.2 ~ 0.3 s,这样配置后,主变低压侧母线切除故障的时间大大缩短了。
    2.5、改进主接线方式或调整运行方式
    如:对于220/110/10 kV 的地区变电站,10 kV 只作为补偿用,避免有配电线引出;母线上加装谐振过电压装置,对两台及以上主变压器的变电站,调整低压侧解列运行。
    以降低短路电流和提高继电保护灵敏度,特别对于客户内开关柜为高载能负荷供电的低压母线,更应分列运行。
    单独为工业园区供电变电站的主变压器低压侧中性点宜采用经电阻接地方式,配置主变低压侧零序电流保护和出线零序电流保护。
    3、管理措施
    3.1、从源头把关,制定变压器选型标准和配网系统设备型式
    以上分析指出:变压器损坏事故主要因为其动热稳定能力不够所致,是产品质量问题,所以须从源头把关,制定变压器和相关配网设备选型标准,选用良好运行业绩和成熟制造经验的优质产品。
    主要措施如下:110 kV、 220 kV 及以上变压器必须选用通过突发短路试验合格的优质产品。
    投标时和提供产品实验报告时,制造厂应提供变压器突发短路试验报告(包括短路电流与允许时间的曲线或数据),此项纳入合同条款,作为索赔依据。系统短路电流较大时,应选用短路阻抗电压较大的变压器,或配置限流电抗器。
    3.2、运行维护及技术监督
    加强输变配用设备运行与检修维护,减少中低压侧外部故障发生几率。选用可靠性高的成套配电装置,积极开展开关柜全工况改造,以后应选用全工况开关柜,防止配电室“火烧连营”。
    重要的大型变电站可考虑采用SF6全封闭组合配电柜,加强封堵工作,防止小动物短路。6~35 kV不接地系统开展定期电容电流测试,电容电流超过规定标准的,应装设自动补偿方式的消弧线圈。
    防止因弧光接地过电压而引发电气设备绝缘破坏的短路故障。加强对直流系统的运行维护,防止因失去直流而出现保护拒动的现象。
    逐步实施变压器低压侧户外母线和变电站出口架空线路绝缘化改造,加强客户侧管理,降低低压母线和配网侧故障几率。
    开展短路电流预警预报工作和变压器绕组抗短路校核工作。根据系统阻抗和电网结构变化,随时开展各电压等级和变压器各绕组短路电流计算与分析工作。
    检测和预报短路电流超标情况,及时采用应对限制短路电流的措施,计算校核运行变压器绕组抗短路能力,为变压器技术改造和新入网变压器选型提供技术支持和理论依据。
    技术监督工作。对大型变压器进行技术监造,确保按合同要求生产。110 kV及以上变压器受外部短路冲击后,应进行油色谱试验、低压侧短路阻抗测试和绕组变形试验,严禁盲目投入。
    3.3、制定预防变压器受短路冲击损坏生产绩效管理办法此办法保障技术措施的落实,监督运行维护,加强客户侧管理。
    掌握短路电流冲击数据,规范试验项目,减少人为失误,形成全过程管理,为预防变压器受短路冲击损坏的闭环管理奠定制度保障。

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