近年來內蒙古蒙西電網主變壓器受外部短路沖擊發生嚴重事故的統計資料，分析事故發生及增長的原因。

重點從繼電保護專業角度提出“保設備”的原則，調整和完善繼電保護配置，對接地故障保護功能技術改造。

增加新型快速保護，優化和壓縮各級保護配合級差及動作時限，利用這些操作性強、可行有效的反事故技術措施加以抑制。

同時從設備選型、運行維護、生產績效考核等方面提出管理措施，從技術和管理兩方面綜合治理，更好地保障系統主設備安全和電網安全。

近年來，我國一些帶高載能負荷的產能落后地方電網，110 kV 及以上的主變壓器因短路沖擊引起的損壞事故明顯增加，特別是帶有電弧、電石、冶煉等高載能性質負荷的變壓器。

受短路沖擊的變壓器很多損壞嚴重，有的故障還擴大成電網事故，后果極為嚴重，因此這是一項亟待解決的重大安全隱患，迫切需對事故進行統計分析。

找出事故發生及增長的原因，研究并提出操作性強的技術措施和管理措施，加以預防、抑制和消除。

1、短路沖擊引起變壓器損壞事故的現狀及簡要分析2004 ～ 2011 年內蒙古蒙西電網共發生110 kV 及以上變壓器損壞事故22 起，其中，因短路沖擊和變壓器抗短路能力差損壞的變壓器達17 臺，占總事故數的77%，此類事故的外部原因主要為主變中低壓側近區或出口短路故障。

從以上統計數據看，變壓器外部故障短路沖擊損壞事故已經成為影響變壓器安全可靠運行的主要因素，要減少變壓器事故率，保障變壓器等主設備的安全，確保電網安全可靠運行，必須從減少變壓器外部短路電流沖擊損壞事故做起。

通過查看變壓器外部短路沖擊事故的統計資料可以看出：事故內在原因主要是變壓器本身的動穩定或熱穩定能力不夠（抗短路能力差）。

外部原因為配網線路及客戶設備故障幾率較大、繼電保護配置不完善、保護動作時間較長、系統短路電流水平較高、運行維護存在漏洞和隱患。

各方面的管理措施不完善或執行不力，為減少變壓器外部短路沖擊損壞事故的發生，必須從技術和管理兩個方面入手，加以改進。

2、技術措施

2.1、完善和調整繼電保護配置，樹立“保設備”的原則對于已經并網運行的變壓器，其一：網內大部分變壓器，特別是220 kV 及以上變壓器。

保護配合級數多，受電網配合時間和保護配置的限制，其保護跳閘時間大于變壓器的短路允許時間，導致變壓器經受短路沖擊時間較長。

其二：配網線路和客戶側設備故障概率較大，導致變壓器經受短路電流沖擊次數增加，累積性損壞增加。

其三：主變低壓側保護配置不完善，缺少防御低壓側母線故障或近區出口短路故障的快速保護，且配網出線動作時間和主變低壓側后備保護配合時間級差較大，導致主變低壓側保護切除故障時間相對較長。

針對以上三條，結合電網實際運行情況，提出繼電保護技術反事故措施。

2.2、壓縮主變壓器及所帶輸電網、配網各級保護時限，同時調整和完善變壓器高中后備保護配置從配網、輸電網到主變壓器，逐級壓縮全電網保護動作時限。

特別是縮短變壓器配置保護的動作時限，對微機型保護可以采取0.2 ～ 0.3 s 的配合級差, 從整體上壓縮電網各級保護的動作時限, 減少各級電網中設備經受短路電流沖擊的時間。

為更好壓縮主變保護時限，同時配合調整主變保護配置，減少配合級數，具體調整方案如下：按照規程要求，結合電網實際情況，對單側電源雙繞組變壓器和三繞組變壓器，相間短路后備保護應裝于各側。

非電源側保護帶兩段，用第一時限跳開本側母聯或分段斷路器，縮小故障范圍； 用第二時限跳開本側斷路器，當帶電源高壓側對非電源側母線后備靈敏度不足時，用第三時限跳開變壓器各側斷路器。電源側保護帶一段時限，跳開變壓器各側斷路器。

兩側或三側有電源的雙繞組變壓器和三繞組變壓器，各側相間短路后備保護可帶二段或三段時限，為滿足選擇性的要求或降低后備保護的動作時間，相間短路后備保護可帶方向，方向宜指向各側母線。

但跳開變壓器各側斷路器的后備保護可不帶方向，動作時間宜比帶方向的相間后備保護增加一個時限級差。

2.3、調整配網保護配置，壓縮配網保護時限

針對配網和客戶側故障概率較大，導致變壓器受短路電流沖擊幾率增加，累積性損壞增加，需采取以下措施。

對于35 kV 及以下電壓等級配網線路，一是調整保護配置。對相間故障，由三段式電流保護改成兩段式電流保護，減少配合級數。對接地故障，由單相接地告警發信號改造為單相接地故障跳閘或配置零序電流保護直接跳閘；二是減小動作時間配合級差，對微機保護一般采用0.2 ～ 0.3 s，從而逐級壓縮保護動作時間。

對一些特殊性質的負荷線路，到變電站出口距離很短，如電石、電弧、冶煉等高耗能線路，可將出線電流速斷保護范圍延伸至客戶變壓器。

擴大保護范圍、降低速斷動作值，退出線路重合閘，取0 s 的動作時間，對抑制短路電流沖擊時間，減少沖擊次數等方面會有很好的效果。

對35 kV 及以下電壓等級配網若采用全電纜或電纜架空混合線路的，要求退出重合閘，以防止變壓器再次重合到永久性故障上，導致又一次受到外部短路電流的沖擊，增加損壞幾率，使事故擴大。

2.4、增加主變低壓側母線故障主保護和出口近區短路的短延時后備保護為加強主變低壓側的保護功能。配置專用低壓母線保護和弧光保護（無時限），增加保護的快速性，徹底解決母線短路事故延時跳閘。

對相間故障，主變低壓側配置“相間電流限時速斷保護”；對接地故障，將主變低壓側系統改造為小電阻接地，低壓側配置“小電阻接地零序電流保護”。

主變低壓側相間電流限時速斷保護具體整定原則如下：保證低壓側母線故障有不小于1.5 的靈敏度整定，同時與所有出線的速斷保護配合，當與低壓出線的速斷保護配合、與靈敏度要求有沖突時，應服從靈敏度的要求。

其動作時限與低壓出線的電流速斷時限配合，配合級差微機保護可取0.2 ～ 0.3 s，這樣配置后，主變低壓側母線切除故障的時間大大縮短了。

2.5、改進主接線方式或調整運行方式

如：對于220/110/10 kV 的地區變電站，10 kV 只作為補償用，避免有配電線引出；母線上加裝諧振過電壓裝置，對兩臺及以上主變壓器的變電站，調整低壓側解列運行。

以降低短路電流和提高繼電保護靈敏度，特別對于客戶內開關柜為高載能負荷供電的低壓母線，更應分列運行。

單獨為工業園區供電變電站的主變壓器低壓側中性點宜采用經電阻接地方式，配置主變低壓側零序電流保護和出線零序電流保護。

3、管理措施

3.1、從源頭把關，制定變壓器選型標準和配網系統設備型式以上分析指出：變壓器損壞事故主要因為其動熱穩定能力不夠所致，是產品質量問題，所以須從源頭把關，制定變壓器和相關配網設備選型標準，選用良好運行業績和成熟制造經驗的優質產品。

主要措施如下：110 kV、 220 kV 及以上變壓器必須選用通過突發短路試驗合格的優質產品。

投標時和提供產品實驗報告時，制造廠應提供變壓器突發短路試驗報告（包括短路電流與允許時間的曲線或數據），此項納入合同條款，作為索賠依據。系統短路電流較大時，應選用短路阻抗電壓較大的變壓器，或配置限流電抗器。

3.2、運行維護及技術監督

加強輸變配用設備運行與檢修維護，減少中低壓側外部故障發生幾率。選用可靠性高的成套配電裝置，積極開展開關柜全工況改造，以后應選用全工況開關柜，防止配電室“火燒連營”。

重要的大型變電站可考慮采用SF6全封閉組合配電柜，加強封堵工作，防止小動物短路。6～35 kV不接地系統開展定期電容電流測試，電容電流超過規定標準的，應裝設自動補償方式的消弧線圈。

防止因弧光接地過電壓而引發電氣設備絕緣破壞的短路故障。加強對直流系統的運行維護，防止因失去直流而出現保護拒動的現象。

逐步實施變壓器低壓側戶外母線和變電站出口架空線路絕緣化改造，加強客戶側管理，降低低壓母線和配網側故障幾率。

開展短路電流預警預報工作和變壓器繞組抗短路校核工作。根據系統阻抗和電網結構變化，隨時開展各電壓等級和變壓器各繞組短路電流計算與分析工作。

檢測和預報短路電流超標情況，及時采用應對限制短路電流的措施，計算校核運行變壓器繞組抗短路能力，為變壓器技術改造和新入網變壓器選型提供技術支持和理論依據。

技術監督工作。對大型變壓器進行技術監造，確保按合同要求生產。110 kV及以上變壓器受外部短路沖擊后，應進行油色譜試驗、低壓側短路阻抗測試和繞組變形試驗，嚴禁盲目投入。

3.3、制定預防變壓器受短路沖擊損壞生產績效管理辦法此辦法保障技術措施的落實，監督運行維護，加強客戶側管理。

掌握短路電流沖擊數據，規范試驗項目，減少人為失誤，形成全過程管理，為預防變壓器受短路沖擊損壞的閉環管理奠定制度保障。