防大型变压器烧损研究.docx

防大型变压器烧损研究 张春红【摘要】：电力变压器是电网中的重要设备，在电网运行中起到非常重要的作用。近年来，电网220kV变压器多次发生烧损，影响电网的安全稳定运行和可靠供电，给电网带来了很大的经济损失。该文基于短路电流计算，提出运行方式安排建议及主变中性点接地方式，继电保护方面提出缩短保护动作时间等措施，降低了变压器受损的风险。电网运行情况表明这些措施取得了明显的效果。【关键词】：变压器烧损短路电流中变中性点接地方式保护电力变压器是电网中的重要电器设备，变压器的安全运行直接关系电网的安全稳定运行。最近几年，电网运行中的220kV变压器因外部短路，尤其是近区短路导致损坏的事故时有发生，不仅严重影响了电网的安全稳定运行和正常供电，还给企业造成了巨大的经济损失。该文主要基于短路电流计算方法，依据计算的地区电网220kV变电站变压器各侧短路电流情况，提出合理的主变运行方式，尽量使变压器受的短路电流最小；改变中变中性点接地方式，根据具体情况进行自动重合闸的投退，使主变受冲击的累积次数最少；保护双重化、防开关拒动等措施，这些措施都应用到了电网实际运行中，达到了积极的效果。1、变压器烧损原因分析2003年至2007年，国网公司系统110kV及以上变压器损坏事故152台次，其中110kV 85台次，220kV 58台次，330kV 3台次，500kV 6台次。从事故原因分析，外部低压侧短路是诱发变压器事故的主要原因，特别是近区短路事故占损坏事故台次的45%，外部短路事故占20%；组部件缺陷2台次，占10%，主要为套管故障；工艺材质不良3台次，占15%；过电压和恶劣天气诱发事故分别1台次，占5%。从损坏部位来看，线圈损坏占所有事故的73.69%，主绝缘及引线占5.26%，套管损坏占21.05%。从上述数据可看出短路故障导致变压器烧损占事故率的相当大比例。1.1 变压器抗短路能力直接影响变压器安全运行国标规定，变压器应能承受外部各种短路故障的热稳定效应。但制造厂家并未向用户提供承受热稳定破坏的最大允许短路电流，因此，无法进行外部故障变压器承受短路能力（持续时间）校核，如果变压器长时间承受短路电流冲击，变压器的热稳定效应将受到考验，给变压器安全运行带来风险。变压器动稳定性能是保障变压器安全运行的重要参数。目前制造厂家并未向运行单位提供变压器突发短路试验报告和允许承受动稳定性能的计算报告，因此，没有参考依据来采取相应措施防止变压器动稳定破坏。变压器承受短路冲击能力不强，直接影响变压器安全。1.2 变压器外部故障冲击和串供电方式的影响部分110kV及以下线路设备运行状况不良，故障概率高，使变压器受外部故障的冲击次数较多，存在故障损伤累积效应。当变压器出线近区发生永久性故障时，变压器将受到很大短路冲击，线路重合闸后或强送时，变压器将再次受到冲击。电网多数地区110kV线路采用多级串供电方式，且线路未配置全线速动保护，线路保护依据整定规程采用逐级配合原则后，使220kV变电站110kV线路保护动作时间延长，变压器承受故障冲击的时间较长。1.3 由于种种因素的影响，仍然存在开关或保护拒动的风险，当线路故障时，都将使变压器长时间承受外部短路电流的冲击，严重威胁变压器安全。1.4变压器后备过流保护的整定原则（躲负荷电流），限制了其保护范围不一定能保所有出线全长（特别是较长线路）。因此，当变压器保护范围外线路故障且保护拒动时，将无保护切除故障，严重威胁变压器安全。2、短路电流计算核查，确定220kV变电站中、低压侧母线运行方式2.1 220kV变电站主变中压侧运行方式目前该地区电网220kV变电站高压侧、中压侧均采用并列运行方式，现对中压侧并列、分列运行对流经主变的短路电流进行分析（以BS变和XN变为例）。备注：方式一，正常大方式时，两台变压器高、中压侧并列运行，#1主变高、中压侧中性点直接接地，#2主变高、中压侧中性点间隙接地。方式二，正常大方式时，两台变压器高压侧并列运行、低压侧分列运行，#1主变高、中压侧中性点直接接地，#2主变高、中压侧中性点直接接地。方式三，正常大方式时，两台变压器高压侧并列运行、低压侧分列运行，#1主变高、中压侧中性点直接接地，#2主变高压侧中性点间隙接地、中压侧中性点直接接地。方式四，正常大方式，#2主变停运。备注：方式一，正常大方式时，三台变压器高、中压侧并列运行，#1、#3主变接于110kV I母，#2主变接于110kV II母，#2、#3主变高、中压侧中性点直接接地，#1主变高、中压侧中性点间隙接地。方式二，正常大方式时，三台变压器高压侧并列运行、中压侧分列运行。#1、#3主变接于110kV I母，#2主变接于110kV II母，#2、#3主变高、中压侧中性点直接接地，#1主变高、中压侧中性点间隙接地。计算结果表明：1）BS变110kV母线分列运行时，若110kV母线出口故障，未接于故障母线的主变中压侧不受短路冲击，流经接于故障母线的主变中压侧故障相电流未有明显减少；虽然电流明显减少，但原正常方式下不直接接地主变（#2主变）的短路电流增大。2）XN变110kV母线分列运行时，若110kV I段母线出口故障，未接于故障母线的#2主变中压侧不受短路冲击，流经中性点直接接地的#3主变中压侧的短路相电流和零序电流均有增大，三相故障时两主变所受短路电流均略有增大；若110kV II段母线出口故障，未接于故障母线的#1、#3主变中压侧不受短路冲击，流经中性点直接接地的#2主变短路相电流增大，而电流则减少。因此，220kV变电站110kV母线分列运行后，短路故障时流经主变的故障相电流未有明显下降。虽然110kV母联131开关断开、110kV母线分列运行后，能减少主变遭受短路故障冲击的次数，但也使原不直接接地主变（分列运行后改为直接接地）经受的短路电流增加；此外还将使零序网络发生改变。综上所述，220kV变电站110kV母线仍采取并列运行方式。2.2 220kV变电站主变低压侧运行方式通过对220kV变电站低压侧短路电流计算可知，低压侧并列运行时故障短路电流普遍较大，许多已接近开关的额定开断电流，此外从减少主变遭受低压侧短路故障冲击的次数考虑（10kV线路故障几率较大），对主变低压侧采取分列运行方式。2.3 自耦变压器对短路电流的影响自耦变压器与三卷变不同，有公共绕组，因此，有其自身运行特点：1）自耦变压器高、中压侧阻抗小于同容量三卷变，因此，造成中压侧故障时流经变压器的短路电流比同容量三卷变大。2）自耦变压器运行时必须直接接地，使得电网接地故障时短路电流增加。针对自耦变对短路电流的影响，对电网内几台运行20年以上的220kV自耦变进行了模拟更换计算。模拟更换前后流经变压器中压侧的短路电流进行比较，对比显示短路电流有明显下降。因此建议将电网内220kV变压器进行更换，同时规划设计中不再选用自耦变压器。3、防主变烧损措施3.1 调整保护定值为防止变压器烧损，针对电网多级串供方式造成变压器后备保护动作时间较长的情况，相应采取一系列有效的措施：1）缩短110kV 及以下微机保护时间配合级差。2） 控制220kV变压器110kV侧后备保护切除母线近区故障时间不大于2秒，不满足要求时，主变110kV侧需加装阻抗保护。3）限制110kV变电站主变中、低压侧过流保护动作时间在2秒以内。整定有困难时，按特殊方式处理，失配点可选在110kV变电站主变中、低压侧系统。目前，220kV变压器保护110kV侧均加装了阻抗保护（至少有一套），确保220kV变电站中低压侧故障2秒切除。3.2 主变中性点接地方式采用轮换制为降低主变受短路电流冲击次数的累积效应，对于两台及以上主变并列运行的，具备主变中性点接地方式调整条件的进行轮换。另外，需定期检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。对于一些老旧主变，由于运行年限较长，工况较差，为尽量减少短路电流的冲击，主变中性点不安排接地轮换。3.3 自动重合闸的应用措施装设了进线备自投装置的110kV变电站，除接带高危用户和重要用户的变电站外，都将退出供该站的110kV线路自动重合闸。对电缆与架空混合型线路，要求退出线路自动重合闸。3.4 保护双重化改造2000年起，根据“二十五项反措”要求，逐年对电网主变保护实施双重化改造，加快主变保护双重化和老旧设备改造步伐；并督促各发电企业尽快实施主变、发变组保护的双重化改造。3.5防止开关拒动对主变的影响为了防止110kV线路开关拒动造成主变损坏，在短路水平较高的地区220kV变电站110kV系统装设独立的开关失灵保护装置。为了防止开关机构跳闸线圈损坏引起开关拒动，提高开关动作跳闸的可靠性，220kV变电站110kV线路应采用具有双跳线圈断路器，并对保护跳闸回路作相应调整。4、结论本文主要是基于短路电流计算，提出运行方式安排及中性点接地方式轮换的建议，根据电网具体情况对自动重合闸投退做了一些调整等，这些措施都应用到了实际电网运行中，长期运行情况表明这些措施取得一定的积极效果。参考文献盛慧慧,栀奧. 某500kV变压器内部短路损坏事故分析. 现代电力. 2009,04.王庆平,董新洲,周双喜,陈超英,陈礼义. 基于自适应模型的变压器暂态全过程数值计算. 电力系统自动化. 2004,18.马静,謀鹳獘,退岩.用相关函数原理识别变压器励磁涌流和短路电流的新方法.电网技术,2005,06.董宝骅.变压器在正常工作电压下的绝缘事故原因分析及防御措施. 电力设备. 2005,11.王承志. 40年来变压器制造技术的发展与进步. 变压器. 2004, 03.张安红,刘军. 180MVA/220kV电力变压器负载损耗超标分析. 变压器, 2004, 08.注：文章内所有公式及图表请以PDF形式查看。 -全文完-