統計數據顯示，近年來(lái)，我110千伏及以上干線(xiàn)變壓器外部短路造成的損壞事故明顯增加，大部分故障干式變壓器損壞嚴重，部分已擴大為后果極其嚴重的系統事故。這是一個(gè)亟待解決的重大安全問(wèn)題。有必要通過(guò)統計分析找出事故發(fā)生的原因及其增長(cháng)，并研究切實(shí)可行的對策加以抑制。1.1.11從1990年到1996年，110千伏及以上電壓等級的主變壓器有124臺因外部短路而損壞，占同期409臺主變壓器事故的30.3%。從時(shí)間分布來(lái)看，從1990年到1991年，這一比例不到10，從1992年到1995年，平均每年增加10左右，1996年達到50，其中110千伏電壓等級45.2，220千伏電壓等級56。在外部短路損壞的主變壓器中，短路點(diǎn)發(fā)生在干式變壓器低壓側，占80%以上。1.2某省會(huì )所在地供電分公司運行的110 ~ 220 kV主變壓器50臺。1998年至1999年兩年間，電壓等級為110 ~ 220千伏的主變壓器損壞7臺，其中6臺是由于干式變壓器低壓側外部短路造成的，占事故總數的85.7%。相關(guān)信息見(jiàn)表1。注：1。除5、6項外，均為低壓側外部短路引起，占85.7%。2.干式變壓器額定容量與低壓母線(xiàn)短路容量之比為4.88 ~ 9.77，第2項除外，為11.475。3.重瓦斯跳閘占7次中的4次，為57次。2原因分析2.1近年來(lái)，由于電力企業(yè)對主要設備絕緣監督的重視和加強，特別是油中微量氣體色譜檢測技術(shù)的推廣和完善，帶電測試和在線(xiàn)檢測的發(fā)展，在缺陷階段發(fā)現并及時(shí)處理了絕緣受潮、局部過(guò)熱、鐵芯多點(diǎn)接地、分接開(kāi)關(guān)不良等漸進(jìn)式故障，大大降低了主變壓器這類(lèi)故障的發(fā)生率。許多由外部短路引起的主變壓器損壞事故都是突發(fā)性的。雖然部分主變壓器因故障電流沖擊的積累效應而損壞，但由于缺乏預診斷手段和低壓側保護不完善，外部短路沖擊損壞的事故比例增加。2.2隨著(zhù)系統的發(fā)展，干式變壓器容量的增加，線(xiàn)路和設備的增加，短路故障和短路電流的數量會(huì )增加，主變壓器承受短路沖擊的環(huán)境會(huì )變得更加惡劣，在其他閾值相同的情況下，主變壓器的損壞概率也會(huì )相應增加。2.3從家統計數據可知，新投入運行的干式變壓器在外部短路損壞引起的故障中占很大比例。從1990年到1996年，21%在1年內投產(chǎn)，55%在5年內投產(chǎn)。然而，某供電分公司的干式變壓器在投入運行后5年內100%損壞。這表明，近年來(lái)，干式變壓器制造商在改善動(dòng)態(tài)和熱穩定性技術(shù)方面進(jìn)展甚微。同時(shí)，由于干式變壓器制造商數量眾多，質(zhì)量控制仍存在許多問(wèn)題。2.4部分運行單位存在“干式變壓器制造質(zhì)量問(wèn)題只能由廠(chǎng)家解決”的等待思想，阻礙了嘗試采取綜合措施。3預防對策3.1作為用戶(hù)，要有強烈的自我保護意識，嚴格選擇質(zhì)量好的干式變壓器產(chǎn)品。3.1.1干式變壓器的質(zhì)量應作為工程訂單投標的先要門(mén)檻。在進(jìn)行經(jīng)濟比較時(shí)，我們應該考慮到運行中可能因沖擊損壞而造成的事故損失和維修費用等較大的運行成本。3.1.2質(zhì)量要求和索賠應在訂單合同中詳細說(shuō)明。如果在運行中發(fā)生質(zhì)量事故(例如，由于動(dòng)態(tài)穩定性不足造成的短路沖擊造成的損壞)，應提出索賠 #p#分頁(yè)標題#e#

(2)應嚴格控制每側纏繞高度的一致性，較終達到設計和工藝要求的高度；繞組應具有平衡且足夠的軸向壓力。壓縮結構應確保足夠的機械強度。(3)導線(xiàn)固定支點(diǎn)的材料和結構應具有足夠的強度，導線(xiàn)焊接質(zhì)量應良好。(4)內繞組與芯柱之間的支撐應有足夠的強度，防止繞組徑向失穩變形。(5)應嚴格執行制造工藝，如保護內外撐和上下塊嚴格對齊，不得錯位。3.2防止近區三相短路，降低低壓側外部故障發(fā)生率3.2.1選擇可靠性高的成套配電裝置。家標準沒(méi)有規定10 ~ 35 kV開(kāi)關(guān)柜的選擇，這種電壓等級的成套開(kāi)關(guān)柜種類(lèi)較多，廠(chǎng)家較多，選擇要慎重。重要的大型變電站可考慮采用SF6全封閉組合式配電柜。3.2.2加強配電設備的改造和維護。更新故障率高的舊配電設備，加強維護，防止過(guò)熱，定期檢查，堅持真空開(kāi)關(guān)滅弧室耐壓試驗。3.2.3完善連接和運行方式。比如220/110/10kV區域變電站，10kV僅作為補償，避免配電線(xiàn)路引出；在母線(xiàn)上加裝抗諧振過(guò)電壓裝置；在運行模式下，對于有兩個(gè)或兩個(gè)以上主變壓器的變電站，可以為中壓側斷開(kāi)運行創(chuàng )建一個(gè)閾值，以減少短路電流，提高繼電保護靈敏度。3.2.4加強線(xiàn)路出口段的故障保護。先先，要防止出線(xiàn)電纜的故障，防止電纜敷設時(shí)的損壞，嚴格注意電纜頭的質(zhì)量，電纜溝內有良好的操作環(huán)境，電纜路徑有保護措施。架空線(xiàn)主要是為了防止附近地區短路。表2列出了1公里架空線(xiàn)路的母線(xiàn)短路電流和短路電流之間的關(guān)系。從表2可以看出，當母線(xiàn)短路電流在20 ~ 20 ~ 31.5千安之間時(shí)，架空出線(xiàn)1公里處的短路電流約為母線(xiàn)短路電流的1/2，繞組承受的電動(dòng)勢與沖擊電流的平方有關(guān)。因此，先先要實(shí)現架空線(xiàn)路先端絕緣，如使用絕緣導線(xiàn)和爬坡距離大的設備。3.3改進(jìn)干式變壓器的繼電保護3.3.1改進(jìn)氣體保護和差性能

動(dòng)保護的投運率。盡量加大差動(dòng)保護范圍(如低壓側的CT安裝應盡量靠近母線(xiàn)側)，以使干式變壓器本體之外、差動(dòng)保護范圍之內的短路快速切除。 3.3.2加強干式變壓器低壓側的后備保護。在低壓側增加“相間電流限時(shí)速斷保護”，必要時(shí)可加裝母線(xiàn)保護，進(jìn)一步提高保護的快速性。 3.3.3改善高壓側對低壓側故障的后備保護。用高、低壓側或三側電壓閉鎖并聯(lián)方式，提高高壓側復合電壓閉鎖過(guò)流保護對低壓側故障的電壓靈敏度；以中、低壓側解列運行或裝設一套I高-I低的過(guò)電流。 隨著(zhù)民經(jīng)濟的飛速發(fā)展，現代化電網(wǎng)也隨之不斷完善和壯大，電力調度自動(dòng)化系統使老式電網(wǎng)系統圖的電力調度模擬屏上所要求的遙測、遙信量不斷增加，使得電力調度模擬屏越來(lái)越顯得擁擠不堪，更是無(wú)法實(shí)現全屏對位。因此，為適應現代化大電網(wǎng)狀態(tài)調度的要求，對老式電網(wǎng)系統圖的調度模擬屏進(jìn)行改造已勢在必行。 現以安微池州電力系統電力調度模擬屏的改造為例，淺述一下電力調度模擬屏的改造。 1屏面布置的改造 隨著(zhù)池州電網(wǎng)的不斷擴大，所轄變電站和與池州電力系統聯(lián)絡(luò )的廠(chǎng)站的不斷增多，原電網(wǎng)系統圖所做的電力調度模擬屏布線(xiàn)密集，且要求上屏量太多，本地區下屬縣市相關(guān)聯(lián)絡(luò )廠(chǎng)站又沒(méi)有上遠動(dòng)，加上與池州電網(wǎng)相聯(lián)絡(luò )的兄弟電網(wǎng)相關(guān)廠(chǎng)站遠動(dòng)信息無(wú)法采集，使得整個(gè)調度模擬屏處于“半對半錯”狀態(tài)。由于每天要求調度員人工設置的量過(guò)多，時(shí)間一長(cháng)，調度員無(wú)法問(wèn)津其狀態(tài)是否正確，模擬屏無(wú)法實(shí)現全屏對位，便成了擺設品，對調度工作無(wú)法起到協(xié)助作用。針對這一事實(shí)，我們采用該原電網(wǎng)系統圖模擬屏為電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò )圖模擬屏的辦法，網(wǎng)絡(luò )圖中每個(gè)方塊代表一個(gè)廠(chǎng)站，只畫(huà)出與該廠(chǎng)站有關(guān)的聯(lián)絡(luò )線(xiàn)，每個(gè)廠(chǎng)站具體一次系統結線(xiàn)圖可在遠動(dòng)終端CRT中直接顯示。這樣大大減化模擬屏的布線(xiàn)，在模擬屏上只上對調度員特別重要的信息量，如：各廠(chǎng)站間聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路的潮流、聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路檢修時(shí)所掛接地線(xiàn)、電廠(chǎng)(站)所發(fā)出力及各變電站內用戶(hù)實(shí)際所用有功等。在模擬屏兩側分別放置：時(shí)間表、安全運行天數、總有功、總無(wú)功、總功率和電廠(chǎng)(站)有功、無(wú)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(chǎng)站，方框顏色和線(xiàn)路顏色代表電壓等級，方框中放置一液晶顯示器和廠(chǎng)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(chǎng)站的方框外框顏色由該變電站的較高電壓等級決定。 (2)方框內液晶顯示器可翻頁(yè)顯示該廠(chǎng)站所發(fā)(用)總有功、總無(wú)功以及各出線(xiàn)負荷情況。 (3)廠(chǎng)站名以光字牌設置，正常情況下不亮；當該廠(chǎng)站有事故變位時(shí)，光字牌紅光閃亮(可人工復位)；當該廠(chǎng)站有工作時(shí)，光字牌可人工置為黃光亮。 (4)聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路的顏色由該線(xiàn)路的電壓等級決定，聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路中間放置的液晶顯示器顯示該線(xiàn)路的方向潮流。 (5)聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路開(kāi)關(guān)以紅、黃光分別表示合、分狀態(tài)，當該開(kāi)關(guān)事故變位時(shí)閃光(事故分閘黃光閃，事故合閘紅光閃)。 (6)聯(lián)絡(luò )線(xiàn)路刀閘及接地刀閘(或接地線(xiàn))采用電磁翻牌，用與線(xiàn)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(dòng)信息通過(guò)調度臺工作站直接上屏，由調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度臺工作站直接進(jìn)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)模擬屏應具備多級調光功能，以適應不同環(huán)境亮度的要求。 (2)模擬屏上遠動(dòng)系統不能采集的量和一些沒(méi)有上遠動(dòng)廠(chǎng)站的信息量，均可進(jìn)行人工不下位修改操作。 (3)當系統有事故變位時(shí)，不僅要求相應廠(chǎng)站光字牌閃紅光告警，同時(shí)還應有音響告警，且均可人工復位。 圖2模擬屏控制圖 3模擬屏全屏對位問(wèn)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(dòng)系統采集到的實(shí)時(shí)信息外，仍存在一些與本地區電網(wǎng)相聯(lián)的相關(guān)廠(chǎng)站信息量無(wú)法采集和一些非電動(dòng)倒閘遠動(dòng)無(wú)法采集其信息量的問(wèn)題。這些問(wèn)題在老式系統圖模擬屏中，由于上屏量太多，對位問(wèn)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，且把與本地區電網(wǎng)相聯(lián)的相關(guān)廠(chǎng)站，在調度臺工作站中用“虛擬站”設置，并把人工設置某廠(chǎng)站有工作也放在“虛擬站”中，使調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(diǎn) 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，對系統實(shí)行狀態(tài)調度所要的實(shí)時(shí)信息均能在屏上反映，且全屏整齊清晰。在系統有關(guān)聯(lián)絡(luò )線(xiàn)檢修時(shí)，接地線(xiàn)位置、數目均能在屏上清晰反映，全網(wǎng)有功、無(wú)功、視在功率均實(shí)時(shí)上屏，切實(shí)滿(mǎn)足了調度人員的工作需要，對電網(wǎng)的安全調度和經(jīng)濟調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(diǎn)，而CRT又能顯示某一廠(chǎng)站詳細結線(xiàn)圖，二者相輔相成。 4.2廠(chǎng)站名用光字牌形式設置，并能人工設置光字牌亮黃光表示該廠(chǎng)站為工作狀態(tài)，此項功能對調度人員交接班起到重要提醒作用，使接班人員對當時(shí)有哪些廠(chǎng)站工作一目了然。 4.3模擬屏不另加屏控機，而將遠動(dòng)信息通過(guò)調度臺工作站直接上屏，不僅使得上屏信息更加準確和實(shí)時(shí)化，也節約了另加屏控機的經(jīng)費開(kāi)支。 來(lái)源：中電力網(wǎng)#p#分頁(yè)標題#e#