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预防主试验变压器因外部短路引起损坏事故的对策

统计资料表明：近些年来，我国110kV及以上的主变压器因外部短路引起的损坏事故明显地增长，而且大多数故障的变压器损坏严重，有的还扩大成系统事故，后果极为严重。这是一项急待解决的重大**问题，有必要通过对事故的统计分析，查找事故发生及增长的原因，并研究切实可行的对策来加以抑制。

　　1 因外部短路引起主变压器损坏事故的状况

　　1.1 1990～1996年，国内110kV及以上电压等级的主变压器因外部短路损坏的为124台次，是同期全部主变压器事故409台次的30.3%。从时间分布来看：

　　1990～1991年所占的比例为10%以下，1992～1995年平均以每年10%左右的速率增长，到1996年已达到50%，其中110kV电压等级的占45.2%，220 kV电压等级的占56%。在外部短路损坏的主变压器中，短路点发生在变压器低压侧的占80%以上。

　　1.2 某省会所在地的供电分公司，现运行的110～220kV电压等级的主变压器共50台。1998～1999年两年内，发生110～220kV电压等级的主变压器损坏7台次，其中6台次是因变压器低压侧外部短路引起的损坏，占总事故台数的85.7%，有关情况见表1。

　　说明：1.除第5、6项外全部是低压侧外部短路引起，占85.7%。

　　 2.变压器额定容量与低压母线短路容量比除第2项为11.475%外，其余皆在4.88%～9.77%。

　　 3.重瓦斯跳闸在7次中占4次为57%。

　　2 原因分析

　　2.1近些年来，由于电力企业重视和加强了主设备的绝缘监督工作，尤其是油中微量气体色谱检测技术的普及和提高、带电测试和在线检测的开展，使绝缘受潮、局部过热、铁芯多点接地、分接开关**等渐变性故障，在缺陷阶段就得到及时发现和处理，大大降低了主变压器这些类型故障的发生率。而外部短路所引起的主变损坏事故，许多是突发性的，虽然也有一部分主变是由于故障电流冲击积累效应损坏的，但由于缺乏预先诊断手段和低压侧保护不够完善等原因，使因外部短路冲击损坏的事故比率上升。

　　2.2随着系统的发展、变压器容量的增大、线路和设备数量的增多，使短路故障次数和短路电流随之增加，主变压器承受短路冲击的环境更加严峻，在其它条件相同的情况下，使主变损坏概率也相应增加。

　　2.3从国内统计资料中得知，新投运变压器在外部短路引起损坏的故障中占很大比率。在1990～1996年，投运1年以内的占21%，5年以内的占55%。而某供电分公司投运5年以内损坏的变压器竟占100%。这说明近年来变压器制造厂在改进动、热稳定技术方面进展不大，同时因变压器制造厂大量增加，鱼龙混杂，在质量控制方面还存在不少问题。

　　2.4 一些运行单位在认识上存在“变压器制造质量上的问题，只能由制造厂来解决”的等待思想，妨碍了设法采取综合性措施。

　　3 防止对策

　　3.1 作为用户要有强烈的自我保护意识，严格选用质量良好的变压器产品。

　　3.1.1 在工程订货招标中，应将变压器质量作为首要条件。在进行经济比较时应考虑到运行中可能因冲击损坏引起的事故损失、返修费用等较大的运行成本。

　　3.1.2订货合同中，应详细明确质量要求、索赔的规定。在运行中一旦发生质量事故(如：因动稳定不够，在短路冲击中损坏)，应按合同索赔。

　　3.1.3 大型变压器在制造过程中，运行单位应派专业人员实施监督及阶段性质量检查，并特别注重以下几个方面：

　　 (1) 应使用合适的导线，尤其应适当控制换位导线的宽厚比，采用自粘性导线和硬度较高的导线，以提高绕组自身强度。

　　 (2) 应严格控制各侧绕组高度的一致性，并*终达到设计和工艺要求的高度；应使绕组有均衡和足够的轴向压紧力。压紧结构应保证有足够的机械强度。

　　 (3) 引线的固定支点材料和结构应有足够的强

　　度，引线焊接质量应良好。

　　 (4) 内绕组与铁芯柱之间支撑应有足够强度，防止绕组径向失稳变形。

　　 (5) 应严格执行制造工艺，如保护内外撑条和上下垫块严格对齐而不发生错位等。

　　3.2 防止近区三相短路，降低低压侧外部故障发生率

　　3.2.1 选用可靠性高的成套配电装置。国标对10～35kV开关柜的选用未作规定，且这一电压等级的成套开关柜种类很多，生产厂家更多，在选用时应慎重，重要的大型变电站可考虑采用SF6全封闭组合配电柜。

　　3.2.2加强配电装置的改造和维护。更新故障率较高的旧配电装置，加强维护、防止过热、进行定期检测、坚持对真空开关灭弧室的耐压测试。

　　3.2.3 改进接线及运行方式。如：对于220/110/10 kV的地区变电站，10kV只作为补偿用，避免有配电线引出；母线上加防谐振过电压装置；在运行方式上对两台及以上主变压器的变电站，可创造条件使中压侧解列运行，以降低短路电流和改善继电保护灵敏度。

　　3.2.4加强线路出口段的故障防护。首先要防止出线电缆故障，电缆敷设时要防止损伤，电缆头应严格注重质量，电缆沟要有良好的运行环境，电缆路径上应有保护措施。架空线主要是防止近区短路，表2列出母线短路电流与架空线1km处的短路电流的关系，从表2中可看出：当母线短路电流在20～31.5 kA时，架空出线1km处的短路电流大约为母线短路电流的1/2，而绕组承受的电动力与冲击电流的平方有关，因此在架空线首端首先实现绝缘化很有必要，如采用绝缘导线、大爬距设备等。

　　3.3 改善变压器的继电保护

　　3.3.1提高瓦斯保护及差动保护的投运率。尽量加大差动保护范围(如低压侧的CT安装应尽量靠近母线侧)，以使变压器本体之外、差动保护范围之内的短路快速切除。

　　3.3.2 加强变压器低压侧的后备保护。在低压侧增加“相间电流限时速断保护”，必要时可加装母线保护，进一步提高保护的快速性。

　　3.3.3改善高压侧对低压侧故障的后备保护。用高、低压侧或三侧电压闭锁并联方式，提高高压侧复合电压闭锁过流保护对低压侧故障的电压灵敏度；以中、低压侧解列运行或装设一套I高-I低的过电流。

　　随着国民经济的飞速发展，现代化电网也随之不断完善和壮大，电力调度自动化系统使老式电网系统图的电力调度模拟屏上所要求的遥测、遥信量不断增加，使得电力调度模拟屏越来越显得拥挤不堪，更是无法实现全屏对位。因此，为适应现代化大电网状态调度的要求，对老式电网系统图的调度模拟屏进行改造已势在必行。

　　现以安微池州电力系统电力调度模拟屏的改造为例，浅述一下电力调度模拟屏的改造。

　　1 屏面布置的改造

　　随着池州电网的不断扩大，所辖变电站和与池州电力系统联络的厂站的不断增多，原电网系统图所做的电力调度模拟屏布线密集，且要求上屏量太多，本地区下属县市相关联络厂站又没有上远动，加上与池州电网相联络的兄弟电网相关厂站远动信息无法采集，使得整个调度模拟屏处于“半对半错”状态。由于每天要求调度员人工设置的量过多，时间一长，调度员无法问津其状态是否正确，模拟屏无法实现全屏对位，便成了摆设品，对调度工作无法起到协助作用。针对这一事实，我们采用该原电网系统图模拟屏为电网网络图模拟屏的办法，网络图中每个方块代表一个厂站，只画出与该厂站有关的联络线，每个厂站具体一次系统结线图可在远动终端CRT中直接显示。这样大大减化模拟屏的布线，在模拟屏上只上对调度员特别重要的信息量，如：各厂站间联络线路的潮流、联络线路检修时所挂接地线、电厂(站)所发出力及各变电站内用户实际所用有功等。在模拟屏两侧分别放置：时间表、**运行天数、总有功、总无功、总功率和电厂(站)有功、无功出力。

　　2 模拟屏改造及技术要求

　　2.1 网络图中以方框代表某一厂站，方框颜色和线路颜色代表电压等级，方框中放置一液晶显示器和厂站名光字牌，如图1所示。

　　技术要求：

　　图1池州变模拟屏改造示意图

　　 (1) 代表某一厂站的方框外框颜色由该变电站的*高电压等级决定。

　　 (2) 方框内液晶显示器可翻页显示该厂站所发(用)总有功、总无功以及各出线负荷情况。

　　 (3)厂站名以光字牌设置，正常情况下不亮；当该厂站有事故变位时，光字牌红光闪亮(可人工复位)；当该厂站有工作时，光字牌可人工置为黄光亮。

　　 (4) 联络线路的颜色由该线路的电压等级决定，联络线路中间放置的液晶显示器显示该线路的方向潮流。

　　 (5) 联络线路开关以红、黄光分别表示合、分状态，当该开关事故变位时闪光(事故分闸黄光闪，事故合闸红光闪)。

　　 (6) 联络线路刀闸及接地刀闸(或接地线)采用电磁翻牌，用与线路相同的颜色直接镶嵌在模拟屏上模拟该刀闸。

　　2.2模拟屏不另加屏控机，只需将远动信息通过调度台工作站直接上屏，由调度台工作站控制模拟屏的智能箱和智能显示器。模拟屏人工修改可由调度台工作站直接进行不下位操作，以达到屏控目的。控制方式如图2。

　　2.3 其它技术要求

　　 (1) 模拟屏应具备多级调光功能，以适应不同环境亮度的要求。

　　 (2) 模拟屏上远动系统不能采集的量和一些没有上远动厂站的信息量，均可进行人工不下位修改操作。

　　 (3) 当系统有事故变位时，不仅要求相应厂站光字牌闪红光告警，同时还应有音响告警，且均可人工复位。

　　图2 模拟屏控制图

　　3 模拟屏全屏对位问题的解决

　　模拟屏全屏能否对位，是关系到模拟屏能否真正对调度工作起到帮助作用的关键。对于改造后的模拟屏，除了远动系统采集到的实时信息外，仍存在一些与本地区电网相联的相关厂站信息量无法采集和一些非电动倒闸远动无法采集其信息量的问题。这些问题在老式系统图模拟��中，由于上屏量太多，对位问题很难解决。而在改造后的模拟屏上，由于需要人工对位的量很少，且把与本地区电网相联的相关厂站，在调度台工作站中用“虚拟站”设置，并把人工设置某厂站有工作也放在“虚拟站”中，使调度人员能非常方便地对模拟屏完成对位修改。

　　4 改造后模拟屏的优点

　　4.1因为模拟屏网络图给出了大电网的联络框架，对系统实行状态调度所要的实时信息均能在屏上反映，且全屏整齐清晰。在系统有关联络线检修时，接地线位置、数目均能在屏上清晰反映，全网有功、无功、视在功率均实时上屏，切实满足了调度人员的工作需要，对电网的**调度和经济调度起到了非常重要的作用。模拟屏还弥补了CRT显示范围小的弱点，而CRT又能显示某一厂站详细结线图，二者相辅相成。

　　4.2厂站名用光字牌形式设置，并能人工设置光字牌亮黄光表示该厂站为工作状态，此项功能对调度人员交接班起到重要提醒作用，使接班人员对当时有哪些厂站工作一目了然。

　　4.3模拟屏不另加屏控机，而将远动信息通过调度台工作站直接上屏，不仅使得上屏信息更加准确和实时化，也节约了另加屏控机的经费开支。

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