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关于一次大面积停电事故的案例剖析
http://www.shejis.com/    2020-05-13 15:46:28    文字:【】【】【
摘要:1. 前言 以下是针对某大型化工企业发生的事故情况所做的分析,其电气接线、运行管理、故障过程均具有一定的代表性,故将事故情况、现场调查、原因分析、处理意见及建议分述如下,供行业人士参考、商榷。 2. 事故现象 电气主接线见图一。2008年7月7日17时35分,某化工企业电石厂在正常生产时,突然听到10#电炉变压器处有爆炸声,随即,35kV所有电炉变、10k

 

1. 前言

以下是针对某大型化工企业发生的事故情况所做的分析,其电气接线、运行管理、故障过程均具有一定的代表性,故将事故情况、现场调查、原因分析、处理意见及建议分述如下,供行业人士参考、商榷。

2. 事故现象

电气主接线见图一。2008年7月7日17时35分,某化工企业电石厂在正常生产时,突然听到10#电炉变压器处有爆炸声,随即,35kV所有电炉变、10kV所有动力变几乎同时全部跳闸,电石厂全线停车。同时,变电站10kV馈线及低压0.4kV线路电压明显晃动,造成相邻乙炔厂、水泥厂部分设备跳闸停车。经检查,10#电炉C相变压器室着火,经灭火看到有其载调压开关顶部(接A相电源处)炸开;11#、12#电炉用于星/三角切换的隔离开关相间有明显放电痕迹;装于进线开关上的过电压保护器一相连接导线炸飞;12#炉进线高压电缆冷缩终端头击穿;变电站内电压互感器柜中的A相支持绝缘子沿面闪络并打成两半。

3. 现场调查

3.1. 电气主接线

3.2. 事故时波形记录

3.3. 现场情况

主接线图见图一,其中,虚线框以内部分属变电站;以外部分属电石厂及各用电户。因是三期工程,3TM、4TM、35kVⅡ段及以下还未投运。

事故发生前,主变1TM、2TM及10#至于15#电炉均在正常工作状态。35kVⅠ段母线上六套无功补偿装置均投入运行。

事故发生时,由电流速断保护依次切除了12#、11#、10#电石炉,同时,电石厂所有10KV动力变跳闸,致使13#、14#、15#炉被迫跳闸。随即,35kVⅠ段母线因过电压保护动作而切除了六组电容器。

事故时短路电流为:(In为系统额定电流、有效值)

10#出线:A相21.66×InB相0.23×InC相0.14×In

11#出线:A相0.47×InB相10.21×InC相0.46×In

12#出线:A相0.51×InB相0.49×InC相4.93×In

35kVⅠ段母线过电压保护动作电压整定值为:40.5kV。

10kV运行电压,在轻载时为9.9kV。

事故过程中35kVⅠ段母线电压波形见后图二示。

3.4. 事故波形分析

参见事故波形图,事故发生过程初步分析如下。

17:35:27.712时,A相首先出现单相弧光接地,B、C两相电压升高并出现了超过电网线电压的弧光接地过电压。其中,B相¼周波时电压达-48.35kV,¾周波时电压达58.4kV;C相¼周波时电压达-63.74kV,¾周波时电压达60kV左右;继而引发12#炉出现C相接地,11#炉出现B相接地,形成了三条线路异地三相短路,使得母线三相电压均大幅降低。

17:35:27.788时,12#炉出线电流速断保护动作,切除12#炉。同时35kV母线上产生了较高幅值的操作过电压,从波形图可以看到,在三相波形中均有大幅振荡。B相约达85.3kV,C相约达66.5kV。故障C相切除后,电压并未恢复到电网正常相电压,而是在C相进一步出现了谐振,一直持续了373mS。

17:35:27.868时,11#炉出线电流速断保护动作,切除11#炉。同时35kV母线上也产生了操作过电压,从波形图可以看到,在三相波形中均有振荡。同样,故障B相切除后,电压并未恢复到电网正常相电压,而是在B相也出现了谐振,并持续了293mS。

17:35:28.161时,10#炉出线电流速断保护动作,切除10#炉。同时35KV母线上也产生了操作过电压,从波形图可以看到,在三相波形中均有振荡。之后,母线电压恢复正常,均为相电压。

在整个事故过程中,A相一直处于不稳定接地状态,从波形图可以看出,其电压一直处于振荡中,延续达449mS。

4. 原因分析及讨论

此次事故的起因是不稳定的单相接地产生的间隙性弧光过电压,较高的过电电压造成多处放电,并最终产生了系统不同出线不同地点的三点对地三相短路。并由短路电流快速启动了电流速断保护装置,依次切除故障线路。真空断路器具有快速熄弧能力,在切除过程中,母线侧因截流而产生了高幅值、高频率的操作过电压。同时,因电路参数的急剧变化,在存在C相、B相对地短路的12#、11#线路故障切除后,网络的C相、B相因故障及操作的激发产生了谐振过电压。

因此,在整个事故过程中,依次出现了中压电网最常见的三种过电压:间隙性弧光接地过电压、操作过电压、谐振过电压。其中,间隙性弧光接地过电压、谐振过电压持续时间长,过电压幅值高,能量大。所以,不仅损坏了35KV电压等级的许多设备,也严重影响到了有电气连接的10kV及0.4kV的电气网络。

纠其原因,具体分析如下:

4.1. 中性点接地方式不当,导致弧光接地过电压的产生。

35kV系统为中性点不接地系统。因电石厂距变电站约1公里,而每台电炉变由三只单相电炉变组合而成。每条母线有九回共27条出线,均为电缆供电方式。因此,在系统出现单相接地时的对地电容电流会较大(约90A左右),即单相接地点流过的电流为较大的容性电流,接地电流的电弧会严重游离接地点周围的介质,使其绝缘强度降低。

通常,在发生单相接地故障时,单相接地电流过零时会自然熄弧。但因是容性电流,此时单相接地点的电压(电容电压滞后电容电流900)却为最大。同时,接地点周围绝缘水平已下降,故极易出现重燃,引发间隙性弧光接地,产生弧光接地过电压。本次大面积停电,正是首先发生单相接地,使事故扩大的。

出现间隙性弧光接地的根本原因是网络对地的电容电流过大。故DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定,对于35kV系统,当对地电容电流超过10A时,应采用消弧线圈接地方式。而对于主要由电缆线路构成的35kV送、配电系统,当单相接地故障电容电流较大时,可采用电阻接地方式,使接地故障电流呈阻容性,并控制在100A~1000A。因此,要消除电石厂网络上的间隙性弧光接地过电压,应首选采用中性点经电阻接地的方式。

特别值得一提的是,在该系统中,各段母线上均接有消弧消谐柜,但在现场经厂方人员确定,整个事故发生的449mS过程中,无论是消弧还是消谐均未起动,没有起到相应的保护作用。实践证明,用消弧消谐柜能否保护间歇性弧光接地过电压和谐振过电压令人存疑,是无法替代现行有效的中性点接地方式的。

4.2. 截流过电压的保护措施不完善,导致母线过电压偏高。

如前所述,在切断12#炉时,母线出现B相高达85.3kV、C相66.5kV的过电压。这表明真空断路器在切断感性负荷时,不仅在负荷侧有截流过电压产生,在电源侧也会发生高频振荡。因此,不仅要在每条出线上进行保护,在母线上安装足够容量的阻容吸收器也是必要的。

真空断路器在开断或关合感性负载时,因其优良的熄弧能力,会在电流未过零前强制熄弧,产生截流。该截流在回路的电感及设备的分布、杂散电容中进行振荡,形成高幅值、高频率的截流过电压,大小为,频率为。其中:Ich为截流幅值,L为回路电感量,mH级,C为回路电机绕组对铁芯、电缆对地等杂散电容,PF级。因分布、杂散电容极小,产生的截流过电压幅值、频率均较高。并由截流过电压会进一步引发多次重燃过电压及三相同时开断过电压。

防护操作过电压的有效措施是加阻容吸收器,因有电容的存在,增大了截流振荡回路的电容(微法级),从公式可以看出,电容的增大不仅降低过电压的幅值,同时也降低过电压的频率。因此,对保护截流过电压,阻容吸收器既治标又治本。本次事故证明,在高压断路器的两端都应该装设阻容吸收器,吸收和抑制过电压的幅值和频率,并有助于保护断路器的灭弧室,减少重燃。

4.3. 运行环境不良,导致谐振频发。

这里的运行环境不良,是指运行电压的不稳定和电压波形的畸变。

对于任何一个网络,均可以看做是由一个综合电感XL与综合电容XC构成的。它们与电网频率的关系如图三所示。XL呈上升趋势,XC呈下降趋势,它们必有一个交点,这时XL=XC。当电网存在的频率f使XL=XC时,系统即谐振。在化工、冶金行业中,因工艺的要求,负荷变化频繁,网络电压波动大,经常的不对称运行,高次谐波含量高。这就表明在正常工作情况下,在不同的时刻网络XL、XC均在变化,当出现如图三所示的感抗与容抗相等的频率时,并受到操作或故障的激发,使得某一自由振荡频率与外加强迫频率相等,形成周期性或准周期性的剧烈振荡,出现共振现象,导致电压幅值急剧上升,产生谐振过电压。此次事故中的谐振正是由于故障激发而产生的。

对于谐振,现仍无有效的保护措施,只有尽量避免。一旦出现要设法限幅,加速衰减振荡,减少谐振的时间。电网中性点采用电阻接地方式,发生单相接地立刻跳闸,可以避免大部分谐振过电压的发生。其它的常用措施有:

1) 选用同期性能较好的断路器,不在高压侧采用熔断器等,使变压器的高压侧避免产生零序过电压,以防止变压器传递过电压和铁磁谐振过电压。

2) 选用励磁特性较好、饱和点高的电磁式电压互感器,避免随电网电压升高回路电感大幅变化,或采用电容式电压互感器。

3) 电炉变压器要选用磁饱和点高的设备,以保证变压器感抗线性。按国标要求,饱和点应在40.5kV以上,但现有产品许多都有差距。

4) 改变回路参数以破坏谐振条件。如,改变对地电容参数。

5) 改变操作顺序。如投切电炉与补偿电容的操作顺序。

6) 在零序回路增加阻尼装置,加速谐振的衰减。如装消谐器。但据反映现有电子式消谐器大部分效果不佳,不如直接加电阻有效。

4.4. 大面积停电与主变压器中、低压侧接线方式不妥有关。

如主接线图所示,两台90MVA三绕组主变压器在35kV侧和10kV侧均并联死接到母线上,其间不分断。这种罕见的接线方式存在许多问题和隐患。

1) 短路电流大。

35kV侧短路电流达到21.66倍额定电流,这是两台主变压器同时向短路点提供短路电流的结果。如能分列运行,其值将减半。规程推荐当变电所装有两台主变压器时,低压侧宜采用单母线分段接线。并指出,当需要限制短路电流时,首选措施就是变压器分列运行。

2) 投资高。

35kV侧这次实测短路电流已接近33kA,其进出线必选额定开断电流不小于40kA的高压断路器。据了解现场实选31.5kA的高压断路器,存在遮断容量不够的可能。10kV侧,通常选用31.5kA的高压断路器,其条件是变压器容量以50MVA为限,电抗值在10.5%以内。否则必须采取措施限制短路电流。本企业接入10kV母线上的主变压器容量达2×90MVA=180MVA,各进出线和用户端都需要选用40kA的断路器,同时,还要附加一些限流措施才行。由于此原因,粗略估计,也要多投资500万元以上。

3) 运行电压低且难以调整。

由于10kV侧短路电流超大,不得不选用了高阻抗变压器,而且在主变压器回路还串联了限流电抗器。运行时,回路的电压损失大。现场观测到,在10kV轻载时,母线电压仅有9.9kV,到用户端也仅有9kV左右。用三绕组的有载调压变压器不能再调高。因为此时,35kV的电压已经偏高,顾此失彼。此次事故为35kV侧短路,造成10kV侧母线电压骤降,导致10kV、400V设备因失压保护或低压脱扣纷纷跳闸,发展成大面积停电。

4) 供电可靠性低。

母线故障或任一台主变压器故障,将导致全停。这样,出线的任何回路供电或两台电动机互为备用的供用电可靠性将大打折扣。

5) 运行、检修不便。

母线故障或检修,也导致全停。本次事故母线电压互感器柜内A相支持绝缘子闪络崩裂便是实例。

6) 运行不灵活,会有环流损失。

两台主变压器的制造参数总会有些许差异,两台主变压器的调压开关是否能完全同步,都可能在两台主变压器之间形成环流,并难以察觉。这种环流将造成主变压器过热和能量损失。

综合以上,较好的解决办法是给35kV系统母线和10kV母加装分段开关。

5. 结论与建议

针对化工、冶金类企业,因工艺需要,存在操作频繁、电压波动大、谐波含量高、供电网络以电缆为主等特点,系统普遍存在间隙性弧光接地过电压、操作过电压、谐振过电压等。因此,要求合理选择中性点接地方式,配置合适的过电压保护设备,安装必要有效的消谐装置,是电网安全运行的可靠保障。故,通过以上分析可得出以下结论及建议:

1) 以电缆为主供电的网络,系统中性点应推荐采用电阻接地的运行方式。从而实现杜绝弧光接地过电压的产生和大大减少谐振过电压的发生。

2) 真空断路器在投切或开断感性负载时,因截流的存在会引发截流过电压、多次重燃过电压、三相同时开断过电压等操作过电压,有效的保护方案是在断路器的两侧都装设阻容吸收器。达到对操作过电压降幅限频、标本兼治的目的。

3) 无功补偿电容及电弧炉的投切顺序等应科学有序,避免在操作过程中,因回路参数的变化激发谐振。同时,应在零序回路设置有效的阻尼消谐装置,一旦出现谐振应能快速衰减振荡,减少对网络设备的损伤。

4) 在电网的设计方面,主接线应尽可能满足优化设计,整体规划应具有一定的前瞻性,为企业的发展、扩建提前做好准备,减少可避免的不利影响,保证整个网络安全、可靠、有序的工作。

5) 对现有电网主接线做一全面分析与验算,特别对变压器并联运行方式的利弊做以综合考虑,选择最优的方案。宜采用变压器分列运行的方式。

6) 随着企业的发展,需要后续扩建的网络不应是简单的原网络复制扩大,而应有全面的核算与考虑。特别是并联运行导致的系统短路电流的成倍增大、对新设备选型及现有设备选型的影响、中性点设备容量的调整等等。

 

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