預(yù)防主試驗變壓器因外部短路引起損壞事故的對策
統(tǒng)計資料表明：近些年來，我國110kV及以上的主變壓器因外部短路引起的損壞事故明顯地增長，而且大多數(shù)故障的變壓器損壞嚴(yán)重，有的還擴(kuò)大成系統(tǒng)事故，后果極為嚴(yán)重。這是一項急待解決的重大**問題，有必要通過對事故的統(tǒng)計分析，查找事故發(fā)生及增長的原因，并研究切實可行的對策來加以抑制。
1 因外部短路引起主變壓器損壞事故的狀況
1.1 1990～1996年，國內(nèi)110kV及以上電壓等級的主變壓器因外部短路損壞的為124臺次，是同期全部主變壓器事故409臺次的30.3%。從時間分布來看：
1990～1991年所占的比例為10%以下，1992～1995年平均以每年10%左右的速率增長，到1996年已達(dá)到50%，其中110kV電壓等級的占45.2%，220 kV電壓等級的占56%。在外部短路損壞的主變壓器中，短路點發(fā)生在變壓器低壓側(cè)的占80%以上。
1.2 某省會所在地的供電分公司，現(xiàn)運行的110～220kV電壓等級的主變壓器共50臺。1998～1999年兩年內(nèi)，發(fā)生110～220kV電壓等級的主變壓器損壞7臺次，其中6臺次是因變壓器低壓側(cè)外部短路引起的損壞，占總事故臺數(shù)的85.7%，有關(guān)情況見表1。
說明：1.除第5、6項外全部是低壓側(cè)外部短路引起，占85.7%。
2.變壓器額定容量與低壓母線短路容量比除第2項為11.475%外，其余皆在4.88%～9.77%。
3.重瓦斯跳閘在7次中占4次為57%。
2 原因分析
2.1近些年來，由于電力企業(yè)重視和加強了主設(shè)備的絕緣監(jiān)督工作，尤其是油中微量氣體色譜檢測技術(shù)的普及和提高、帶電測試和在線檢測的開展，使絕緣受潮、局部過熱、鐵芯多點接地、分接開關(guān)**等漸變性故障，在缺陷階段就得到及時發(fā)現(xiàn)和處理，大大降低了主變壓器這些類型故障的發(fā)生率。而外部短路所引起的主變損壞事故，許多是突發(fā)性的，雖然也有一部分主變是由于故障電流沖擊積累效應(yīng)損壞的，但由于缺乏預(yù)先診斷手段和低壓側(cè)保護(hù)不夠完善等原因，使因外部短路沖擊損壞的事故比率上升。
2.2隨著系統(tǒng)的發(fā)展、變壓器容量的增大、線路和設(shè)備數(shù)量的增多，使短路故障次數(shù)和短路電流隨之增加，主變壓器承受短路沖擊的環(huán)境更加嚴(yán)峻，在其它條件相同的情況下，使主變損壞概率也相應(yīng)增加。
2.3從國內(nèi)統(tǒng)計資料中得知，新投運變壓器在外部短路引起損壞的故障中占很大比率。在1990～1996年，投運1年以內(nèi)的占21%，5年以內(nèi)的占55%。而某供電分公司投運5年以內(nèi)損壞的變壓器竟占100%。這說明近年來變壓器制造廠在改進(jìn)動、熱穩(wěn)定技術(shù)方面進(jìn)展不大，同時因變壓器制造廠大量增加，魚龍混雜，在質(zhì)量控制方面還存在不少問題。
2.4 一 些運行單位在認(rèn)識上存在“變壓器制造質(zhì)量上的問題，只能由制造廠來解決”的等待思想，妨礙了設(shè)法采取綜合性措施。
3 防止對策
3.1 作為用戶要有強烈的自我保護(hù)意識，嚴(yán)格選用質(zhì)量良好的變壓器產(chǎn)品。
3.1.1 在工程訂貨招標(biāo)中，應(yīng)將變壓器質(zhì)量作為首要條件。在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比較時應(yīng)考慮到運行中可能因沖擊損壞引起的事故損失、返修費用等較大的運行成本。
3.1.2訂貨合同中，應(yīng)詳細(xì)明確質(zhì)量要求、索賠的規(guī)定。在運行中一旦發(fā)生質(zhì)量事故(如：因動穩(wěn)定不夠，在短路沖擊中損壞)，應(yīng)按合同索賠。
3.1.3 大型變壓器在制造過程中，運行單位應(yīng)派專業(yè)人員實施監(jiān)督及階段性質(zhì)量檢查，并特別注重以下幾個方面：
(1) 應(yīng)使用合適的導(dǎo)線，尤其應(yīng)適當(dāng)控制換位導(dǎo)線的寬厚比，采用自粘性導(dǎo)線和硬度較高的導(dǎo)線，以提高繞組自身強度。
(2) 應(yīng)嚴(yán)格控制各側(cè)繞組高度的一致性，并*終達(dá)到設(shè)計和工藝要求的高度；應(yīng)使繞組有均衡和足夠的軸向壓緊力。壓緊結(jié)構(gòu)應(yīng)保證有足夠的機(jī)械強度。
(3) 引線的固定支點材料和結(jié)構(gòu)應(yīng)有足夠的強
度，引線焊接質(zhì)量應(yīng)良好。
(4) 內(nèi)繞組與鐵芯柱之間支撐應(yīng)有足夠強度，防止繞組徑向失穩(wěn)變形。
(5) 應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行制造工藝，如保護(hù)內(nèi)外撐條和上下墊塊嚴(yán)格對齊而不發(fā)生錯位等。
3.2 防止近區(qū)三相短路，降低低壓側(cè)外部故障發(fā)生率
3.2.1 選用可靠性高的成套配電裝置。國標(biāo)對10～35kV開關(guān)柜的選用未作規(guī)定，且這一電壓等級的成套開關(guān)柜種類很多，生產(chǎn)廠家更多，在選用時應(yīng)慎重，重要的大型變電站可考慮采用SF6全封閉組合配電柜。
3.2.2加強配電裝置的改造和維護(hù)。更新故障率較高的舊配電裝置，加強維護(hù)、防止過熱、進(jìn)行定期檢測、堅持對真空開關(guān)滅弧室的耐壓測試。
3.2.3 改進(jìn)接線及運行方式。如：對于220/110/10 kV的地區(qū)變電站，10kV只作為補償用，避免有配電線引出；母線上加防諧振過電壓裝置；在運行方式上對兩臺及以上主變壓器的變電站，可創(chuàng)造條件使中壓側(cè)解列運行，以降低短路電流和改善繼電保護(hù)靈敏度。
3.2.4加強線路出口段的故障防護(hù)。首先要防止出線電纜故障，電纜敷設(shè)時要防止損傷，電纜頭應(yīng)嚴(yán)格注重質(zhì)量，電纜溝要有良好的運行環(huán)境，電纜路徑上應(yīng)有保護(hù)措施。架空線主要是防止近區(qū)短路，表2列出母線短路電流與架空線1km處的短路電流的關(guān)系，從表2中可看出：當(dāng)母線短路電流在20～31.5 kA時，架空出線1km處的短路電流大約為母線短路電流的1/2，而繞組承受的電動力與沖擊電流的平方有關(guān)，因此在架空線首端首先實現(xiàn)絕緣化很有必要，如采用絕緣導(dǎo)線、大爬距設(shè)備等。
3.3 改善變壓器的繼電保護(hù)
3.3.1提高瓦斯保護(hù)及差動保護(hù)的投運率。盡量加大差動保護(hù)范圍(如低壓側(cè)的CT安裝應(yīng)盡量靠近母線側(cè))，以使變壓器本體之外、差動保護(hù)范圍之內(nèi)的短路快速切除。
3.3.2 加強變壓器低壓側(cè)的后備保護(hù)。在低壓側(cè)增加“相間電流限時速斷保護(hù)”，必要時可加裝母線保護(hù)，進(jìn)一步提高保護(hù)的快速性。
3.3.3改善高壓側(cè)對低壓側(cè)故障的后備保護(hù)。用高、低壓側(cè)或三側(cè)電壓閉鎖并聯(lián)方式，提高高壓側(cè)復(fù)合電壓閉鎖過流保護(hù)對低壓側(cè)故障的電壓靈敏度；以中、低壓側(cè)解列運行或裝設(shè)一套I高-I低的過電流。
隨著國民經(jīng)濟(jì)的飛速發(fā)展，現(xiàn)代化電網(wǎng)也隨之不斷完善和壯大，電力調(diào)度自動化系統(tǒng)使老式電網(wǎng)系統(tǒng)圖的電力調(diào)度模擬屏上所要求的遙測、遙信量不斷增加，使得電力調(diào)度模擬屏越來越顯得擁擠不堪，更是無法實現(xiàn)全屏對位。因此，為適應(yīng)現(xiàn)代化大電網(wǎng)狀態(tài)調(diào)度的要求，對老式電網(wǎng)系統(tǒng)圖的調(diào)度模擬屏進(jìn)行改造已勢在必行。
現(xiàn)以安微池州電力系統(tǒng)電力調(diào)度模擬屏的改造為例，淺述一下電力調(diào)度模擬屏的改造。
1 屏面布置的改造
隨著池州電網(wǎng)的不斷擴(kuò)大，所轄變電站和與池州電力系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)的廠站的不斷增多，原電網(wǎng)系統(tǒng)圖所做的電力調(diào)度模擬屏布線密集，且要求上屏量太多，本地區(qū)下屬縣市相關(guān)聯(lián)絡(luò)廠站又沒有上遠(yuǎn)動，加上與池州電網(wǎng)相聯(lián)絡(luò)的兄弟電網(wǎng)相關(guān)廠站遠(yuǎn)動信息無法采集，使得整個調(diào)度模擬屏處于“半對半錯”狀態(tài)。由于每天要求調(diào)度員人工設(shè)置的量過多，時間一長，調(diào)度員無法問津其狀態(tài)是否正確，模擬屏無法實現(xiàn)全屏對位，便成了擺設(shè)品，對調(diào)度工作無法起到協(xié)助作用。針對這一事實，我們采用該原電網(wǎng)系統(tǒng)圖模擬屏為電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)圖模擬屏的辦法，網(wǎng)絡(luò)圖中每個方塊代表一個廠站，只畫出與該廠站有關(guān)的聯(lián)絡(luò)線，每個廠站具體一次系統(tǒng)結(jié)線圖可在遠(yuǎn)動終端CRT中直接顯示。這樣大大減化模擬屏的布線，在模擬屏上只上對調(diào)度員特別重要的信息量，如：各廠站間聯(lián)絡(luò)線路的潮流、聯(lián)絡(luò)線路檢修時所掛接地線、電廠(站)所發(fā)出力及各變電站內(nèi)用戶實際所用有功等。在模擬屏兩側(cè)分別放置：時間表、**運行天數(shù)、總有功、總無功、總功率和電廠(站)有功、無功出力。
2 模擬屏改造及技術(shù)要求
2.1 網(wǎng)絡(luò)圖中以方框代表某一廠站，方框顏色和線路顏色代表電壓等級，方框中放置一液晶顯示器和廠站名光字牌，如圖1所示。
技術(shù)要求：
圖1池州變模擬屏改造示意圖
(1) 代表某一廠站的方框外框顏色由該變電站的*高電壓等級決定。
(2) 方框內(nèi)液晶顯示器可翻頁顯示該廠站所發(fā)(用)總有功、總無功以及各出線負(fù)荷情況。
(3)廠站名以光字牌設(shè)置，正常情況下不亮；當(dāng)該廠站有事故變位時，光字牌紅光閃亮(可人工復(fù)位)；當(dāng)該廠站有工作時，光字牌可人工置為黃光亮。
(4) 聯(lián)絡(luò)線路的顏色由該線路的電壓等級決定，聯(lián)絡(luò)線路中間放置的液晶顯示器顯示該線路的方向潮流。
(5) 聯(lián)絡(luò)線路開關(guān)以紅、黃光分別表示合、分狀態(tài)，當(dāng)該開關(guān)事故變位時閃光(事故分閘黃光閃，事故合閘紅光閃)。
(6) 聯(lián)絡(luò)線路刀閘及接地刀閘(或接地線)采用電磁翻牌，用與線路相同的顏色直接鑲嵌在模擬屏上模擬該刀閘。
2.2模擬屏不另加屏控機(jī)，只需將遠(yuǎn)動信息通過調(diào)度臺工作站直接上屏，由調(diào)度臺工作站控制模擬屏的智能箱和智能顯示器。模擬屏人工修改可由調(diào)度臺工作站直接進(jìn)行不下位操作，以達(dá)到屏控目的。控制方式如圖2。
2.3 其它技術(shù)要求
(1) 模擬屏應(yīng)具備多級調(diào)光功能，以適應(yīng)不同環(huán)境亮度的要求。
(2) 模擬屏上遠(yuǎn)動系統(tǒng)不能采集的量和一些沒有上遠(yuǎn)動廠站的信息量，均可進(jìn)行人工不下位修改操作。
(3) 當(dāng)系統(tǒng)有事故變位時，不僅要求相應(yīng)廠站光字牌閃紅光告警，同時還應(yīng)有音響告警，且均可人工復(fù)位。
圖2 模擬屏控制圖
3 模擬屏全屏對位問題的解決
模擬屏全屏能否對位，是關(guān)系到模擬屏能否真正對調(diào)度工作起到幫助作用的關(guān)鍵。對于改造后的模擬屏，除了遠(yuǎn)動系統(tǒng)采集到的實時信息外，仍存在一些與本地區(qū)電網(wǎng)相聯(lián)的相關(guān)廠站信息量無法采集和一些非電動倒閘遠(yuǎn)動無法采集其信息量的問題。這些問題在老式系統(tǒng)圖模擬屏中，由于上屏量太多，對位問題很難解決。而在改造后的模擬屏上，由于需要人工對位的量很少，且把與本地區(qū)電網(wǎng)相聯(lián)的相關(guān)廠站，在調(diào)度臺工作站中用“虛擬站”設(shè)置，并把人工設(shè)置某廠站有工作也放在“虛擬站”中，使調(diào)度人員能非常方便地對模擬屏完成對位修改。
4 改造后模擬屏的優(yōu)點
4.1因為模擬屏網(wǎng)絡(luò)圖給出了大電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)框架，對系統(tǒng)實行狀態(tài)調(diào)度所要的實時信息均能在屏上反映，且全屏整齊清晰。在系統(tǒng)有關(guān)聯(lián)絡(luò)線檢修時，接地線位置、數(shù)目均能在屏上清晰反映，全網(wǎng)有功、無功、視在功率均實時上屏，切實滿足了調(diào)度人員的工作需要，對電網(wǎng)的**調(diào)度和經(jīng)濟(jì)調(diào)度起到了非常重要的作用。模擬屏還彌補了CRT顯示范圍小的弱點，而CRT又能顯示某一廠站詳細(xì)結(jié)線圖，二者相輔相成。
4.2廠站名用光字牌形式設(shè)置，并能人工設(shè)置光字牌亮黃光表示該廠站為工作狀態(tài)，此項功能對調(diào)度人員交接班起到重要提醒作用，使接班人員對當(dāng)時有哪些廠站工作一目了然。
4.3模擬屏不另加屏控機(jī)，而將遠(yuǎn)動信息通過調(diào)度臺工作站直接上屏，不僅使得上屏信息更加準(zhǔn)確和實時化，也節(jié)約了另加屏控機(jī)的經(jīng)費開支。