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動、熱穩(wěn)定技術(shù)方面進展不大，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。在進行經(jīng)濟比較時應(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。更新故障率較高的舊配電裝置，加強維護、防止過熱、進行定期檢測、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靈敏度。
3.2.4加強線路出口段的故障防護。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
3.3.1提高瓦斯保護及差動保護的投運率。盡量加大差動保護范圍(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。在低壓側(cè)增加“相間電流限時速斷保護”，必要時可加裝母線保護，進一步提高保護的快速性。
3.3.3改善高壓側(cè)對低壓側(cè)故障的后備保護。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，只需將遠動信息通過調(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)度臺工作站直接進行不下位操作，以達到屏控目的?？刂品绞饺鐖D2。
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) 模擬屏上遠動系統(tǒng)不能采集的量和一些沒有上遠動廠站的信息量，均可進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，而將遠動信息通過調(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)約了另加屏控機的經(jīng)費開支。