10KV变压器保护配置实施方案书.docx
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10KV变压器保护配置实施方案书
10KV变压器保护配置方案
10kV配电变压器的保护配置主要有断路器、负荷开关或负荷开关加熔断器等。
负荷开关投资省,但不能开断短路电流,很少采用;断路器技术性能好,但设备投资较高,使用复杂,广泛应用不现实;负荷开关加熔断器组合的保护配置方式,既可避免采用操作复杂、价格昂贵的断路器,弥补负荷开关不能开断短路电流的缺点,又可满足实际运行的需要
关键词:
10kV配电变压器断路器负荷开关熔断器保护配置
无论是在环网供电单元、箱式变电站或是终端用户的高压室结线方式中,如配电变压器发生短路故障时,保护配置能快速可靠地切除故障,对保护10kV高压开关设备和变压器都非常重要。
保护方式的配置一般有两种:
一种利用断路器;另一种则利用负荷开关加高遮断容量的后备式限流熔断器组合。
这两种配置方式在技术和经济上各有优缺点,以下对这两种方式进行综合比较分析。
1 环网供电单元接线形式1.1环网供电单元的组成 环网供电单元(RMU>由间隔组成,一般至少有3个间隔,包括2个环缆进出间隔和1个变压器回路间隔.
1.2环网供电单元保护方式的配置 环缆馈线与变压器馈线间隔均采用负荷开关,通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。
变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。
实际运行证明,这是一种简单、可靠而又经济的配电方式。
1.3环网供电单元保护配置的特点 负荷开关用于分合额定负荷电流,具有结构简单、价格便宜等特点,但不能开断短路电流,高遮断容量后备式限流熔断器为保护元件,可开断短路电流,如将两者有机地结合起来,可满足配电系统各种正常和故障运行方式下操作保护的要求。
断路器参数的确定和结构的设计制造均严格按标准要求进行,兼具操作和保护两种功能,所以其结构复杂,造价昂贵,大量使用不现实。
环网柜中大量使用负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合装置,把对电器不尽相同的操作与保护功能分别由两种简单、便宜的元件来实现,即用负荷开关来完成大量发生的负荷合分操作,而采用高遮断容量后备式限流熔断器对极少发生短路的设备起保护作用,很好地解决问题,既可避免使用操作复杂、价格昂贵的断路器,又可满足实际运行的需要。
3种保护配置方式的技术-经济比较可以看出:
a>断路器具备所有保护功能与操作功能,但价格昂贵;
b>负荷开关与断路器性能基本相同,但它不能开断短路电流;
c>负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合,可断开短路电流,部分熔断器的分断容量比断路器还高,因此,使用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合不比断路器效果差,可费用却可以大大降低。
1.4负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合的优点 采用负荷开关加高遮容量熔断器组合,具有如下优点:
a>开合空载变压器的性能好。
环网柜的负荷种类,绝大部分为配电变压器,一般容量不大于1250kVA,极少情况达1600kVA,配电变压器空载电流一般为额定电流的2%左右,较大的配电变压器空载电流较小。
环网柜开合空载变压器小电流时,性能良好,不会产生较高过电压。
b>有效保护配电变压器,特别是对于油浸变压器,采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器比采用断路器更为有效,有时后者甚至并不能起到有效的保护作用。
有关资料表明,当油浸变压器发生短路故障时,电弧产生的压力升高和油气化形成的气泡会占据原属于油的空间,油会将压力传给变压器油箱体,随短路状态的继续,压力进一步上升,致使油箱体变形和开裂。
为了不破坏油箱体,必须在20ms内切除故障。
如采用断路器,因有继电保护再加上自身动作时间和熄弧时间,其全开断时间一般不会少于60ms,这就不能有效地保护变压器。
而高遮断容量后备式限流熔断器具有速断功能,加上其具有限流作用,可在10ms之内切除故障并限制短路电流,能够有效地保护变压器。
因此,应采用高遮断容量后备式限流熔断器而尽量不用断路器来保护电器,即便负荷为干式变压器,因熔断器保护动作快,也比用断路器好。
c>从继电保护的配合来讲,在大多数情况下,也没有必要在环网柜中采用断路器,这是因为环网配电网络的首端断路器(即110kV或220kV变电站的10kV馈出线断路器>的保护设置一般为:
速断保护的时间为0s,过流保护的时间为0.5s,零序保护的时间为0.5s。
若环网柜中采用断路器,即使整定时间为0s动作,因为断路器固有动作时间分散,也很难保证环网柜中的断路器而不是上一级断路器首先动作。
d>高遮断容量后备式限流熔断器可对其后所接设备,如电流互感器、电缆等都可提供保护。
高遮断容量后备式限流熔断器的保护范围可在最小熔化电流(通常为熔断器额定电流的2~3倍>到最大开断容量之间。
限流熔断器的电流-时间特性,一般为陡峭的反时限曲线,短路发生后,可在很短的时间内熔断,切除故障。
如果采用断路器作保护。
必定使其它电器如电缆、电流互感器、变压器套管等元件的热稳定要求大幅度提高,加大了电器设备的造价,增大项目费用。
在这里,有必要指出在采用负荷开关加高遮断容量后备式熔断器组合时,两者之间要很好地配合,当熔断器非三相熔断时,熔断器的撞针要使负荷开关立即联跳,防止缺相运行。
2终端用户高压室接线形式 标准GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》规定,选择配电变压器的保护开关设备时,当容量等于或大于800kVA,应选用带继电保护装置的断路器。
对于这个规定,可以理解为基于以下两方面的需要:
a>配电变压器容量达到800kVA及以上时,过去多数使用油浸变压器,并配备有瓦斯继电器,使用断路器可与瓦斯继电器相配合,从而对变压器进行有效地保护。
b>对于装置容量大于800kVA的用户,因种种原因引起单相接地故障导致零序保护动作,从而使断路器跳闸,分隔故障,不至于引起主变电站的馈线断路器动作,影响其他用户的正常供电。
此外,标准还明确规定,即使单台变压器未达到此容量,但如果用户的配电变压器的总容量达到800kVA时,亦要符合此要求。
目前,多数用户的高压配电室的接线方案是基本的结线方式,在此基础上可以派生出一主一备进线或双进线加母线分段等方式。
一般在A处装设断路器,在B处也装设断路器,这样,视继电保护的配置情况,可以用A或B达到GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》的两个要求,在其中1台变压器需要退出运行时,操作B处的断路器即可实现。
根据有关的理论及现场实验,在B处装设熔断器作为保护装置更为合理、有效。
笔者认为,在B处应当装设负荷开关加高遮断容量后备式熔断器的组合,在A处装设断路器,既达到GB14285—1993《继电保护和安全自动装置技术规程》的要求,而在B处装设熔断器作为每台变压器的相间短路保护,且利用负荷开关又可进行每台变压器的投切操作,这样,在B处装设的就不是常用的开关柜而是环网负荷开关柜,其造价较低,体积较小,能够有效节省配电投资。
此外,如果处理好负荷开关转移电流以及与熔断器交接电流的选择,也不排除在B处用每台负荷开关进行对应变压器零序保护的可能性。
10kV真空开关运行分析:
针对10kV真空开关在广州电力局运行、检修维护、无油化改造中出现的问题,提出一些设想和建议。
关键词:
真空泡 拉杆绝缘子 水平拉杆 无油化改造
10kV真空开关作为新一代的、先进的开关设备自1993年以来在广州电力工业局得到广泛的应用。
较之10kV油开关,它具有开断容量大,灭弧性能好,机械电寿命长,运行维护量小,检修周期长等特点。
截至1997年底,投入运行的真空开关数量已经达到1693台,占10kV开关总数的63.3%。
从1995年至1997年,真空开关发现缺陷和发生事故的次数分别为21相次、1相次,缺陷率和故障率为0.138%和0.007%。
比例虽低但问题较突出,主要表现为真空泡慢性漏气机构卡阻等方面,这就要求我们切实加强真空开关在选型、安装、运行、检修等方面的全过程质量管理工作。
1 选型、调试及交接实验1.1 选型 表1和表2对各真空泡厂家产品在运行中的质量进行了比较。
统计数据表明,四川某生产厂产品的缺陷率较低,曾发生一次事故,但原因为断路器生产厂装配的缓冲器失效引起开断失败。
陶瓷泡较玻璃泡的缺陷率低。
另外,陶瓷泡因为采用了先进的焊接技术,密封性能较好,机械强度高,爬距大,电寿命较长,开断容量大,一般来说,开断容量为31.5kA和40kA的陶瓷泡其满容量开断次数可分别达50次和30次,而玻璃泡则分别为30次和20次左右。
表1 1995年至1997年各真空泡厂家产品在运行中的质量比较
真空泡生产厂
运行总相数
缺陷相数及类型
事故相数及类型
缺陷率/%
故障率/%
辽宁某生产厂
1113
9(耐压不合格>
0
0.81
0
四川某生产厂
2943
7(耐压不合格>
3(开断能力>
0.24
0.1
贵州某生产厂
87
0
0
0
1996-08
马岗站502B开关W相
四川某生产厂
1995-12
1996-12
山村站503开关V相
辽宁某生产厂
1994-12
1996-08
金田站51B开关W相
四川某生产厂
1995-12
1996-07
开元站F6开关W相
辽宁某生产厂
1995-12
1997-11
开元站F8开关W相
辽宁某生产厂
1995-12
1997-11
开元站F2开关W相
辽宁某生产厂
1995-12
1997-11
飘峰站51C开关W相
四川某生产厂
1995-03
1997-10
上教站F13开关U相
陕西某生产厂
1994-08
1997-07
军田站F2开关U相
四川某生产厂
1994-07
1997-09
军田站F2开关W相
四川某生产厂
1994-07
1997-09
景泰站502B开关U相
四川某生产厂
1995-09
1997-05
景泰站500B开关V相
四种某生产厂
1995-09
1997-08
白山站502A开关V相
陕西某生产厂
1995-12
1997-01
白山站F24开关W相
陕西某生产厂
1995-12
1997-01
尚要说明的是开关本体绝缘子,特别是拉杆绝缘子是非“全工况”产品,运行中常因爬距不足够和裂痕等原因造成电击穿或闪络放电。
更要注意那些为满足爬距而采用内外两层结构的拉杆绝缘子,其内外两层之间的有机填充物在内部有气泡或受潮时亦会产生沿面闪络和电击穿。
2.2 加强运行巡视 在操作中注意观察有无异常现象,如在分闸操作中,开关断开后,检查电缆头的带电显示装置有无显示带电;拉开母线侧刀闸时,观察刀口有无火花和真空泡有无闪光(玻璃泡>;在断开变低和母联开关,10kV母线停电时,观察该段母线PT有无电压量输出等。
在1997年发现的11起缺陷中,有5起就是在操作中发现异常,产生怀疑,再进行耐压实验确定的。
如在1998年3月30日,人和站10kV母线停电操作时,在切开501开关,未拉两边刀闸,变高开关未分的情况下,值班人员发现10kV母线PT显示红相仍有电压,对红相真空泡摇断口绝缘的值为0,证实该相开关已经严重漏气,从而避免了事故发生的可能。
2.3 做好维护工作 针对新投产开关拒动次数较多的情况,广州电力局规定在投运后1年对机构进行一次维护工作,重新测量开关分合闸线圈的动作电压值。
并尽可能每年利用停电机会做一次维护。
1996年7月,三元里站52C开关就曾发生过一次因U相缓冲器失灵,造成开关切电容器故障分闸时反弹,未能切断故障电流,引起开关U相真空泡爆炸,同时影响到V、W相真空泡破裂。
这提醒我们在维护中注意对开关分合闸缓冲器的动作性能进行检查。
3 真空开关的
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- 10 KV 变压器 保护 配置 实施方案