統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，近年來，我110千伏及以上干線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(tǒng)事故。這是一個亟待解決的重大安全問題。有必要通過統(tǒng)計分析找出事故發(fā)生的原因及其增長，并研究切實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%。從時間分布來看，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，短路點發(fā)生在干式變壓器低壓側，占80%以上。1.2某省會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(shù)的85.7%。相關信息見表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，由于電力企業(yè)對主要設備絕緣監(jiān)督的重視和加強，特別是油中微量氣體色譜檢測技術的推廣和完善，帶電測試和在線檢測的發(fā)展，在缺陷階段發(fā)現(xiàn)并及時處理了絕緣受潮、局部過熱、鐵芯多點接地、分接開關不良等漸進式故障，大大降低了主變壓器這類故障的發(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隨著系統(tǒng)的發(fā)展，干式變壓器容量的增加，線路和設備的增加，短路故障和短路電流的數(shù)量會增加，主變壓器承受短路沖擊的環(huán)境會變得更加惡劣，在其他閾值相同的情況下，主變壓器的損壞概率也會相應增加。2.3從家統(tǒng)計數(shù)據(jù)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(nèi)投產(chǎn)，55%在5年內(nèi)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(nèi)100%損壞。這表明，近年來，干式變壓器制造商在改善動態(tài)和熱穩(wěn)定性技術方面進展甚微。同時，由于干式變壓器制造商數(shù)量眾多，質(zhì)量控制仍存在許多問題。2.4部分運行單位存在“干式變壓器制造質(zhì)量問題只能由廠家解決”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，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檻。在進行經(jīng)濟比較時，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明。如果在運行中發(fā)生質(zhì)量事故(例如，由于動態(tài)穩(wěn)定性不足造成的短路沖擊造成的損壞)，應提出索賠 #p#分頁標題#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)導線固定支點的材料和結構應具有足夠的強度，導線焊接質(zhì)量應良好。(4)內(nèi)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(wěn)變形。(5)應嚴格執(zhí)行制造工藝，如保護內(nèi)外撐和上下塊嚴格對齊，不得錯位。3.2防止近區(qū)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。家標準沒有規(guī)定10 ~ 35 kV開關柜的選擇，這種電壓等級的成套開關柜種類較多，廠家較多，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，防止過熱，定期檢查，堅持真空開關滅弧室耐壓試驗。3.2.3完善連接和運行方式。比如220/110/10kV區(qū)域變電站，10kV僅作為補償，避免配電線路引出；在母線上加裝抗諧振過電壓裝置；在運行模式下，對于有兩個或兩個以上主變壓器的變電站，可以為中壓側斷開運行創(chuàng)建一個閾值，以減少短路電流，提高繼電保護靈敏度。3.2.4加強線路出口段的故障保護。先先，要防止出線電纜的故障，防止電纜敷設時的損壞，嚴格注意電纜頭的質(zhì)量，電纜溝內(nèi)有良好的操作環(huán)境，電纜路徑有保護措施。架空線主要是為了防止附近地區(qū)短路。表2列出了1公里架空線路的母線短路電流和短路電流之間的關系。從表2可以看出，當母線短路電流在20 ~ 20 ~ 31.5千安之間時，架空出線1公里處的短路電流約為母線短路電流的1/2，繞組承受的電動勢與沖擊電流的平方有關。因此，先先要實現(xiàn)架空線路先端絕緣，如使用絕緣導線和爬坡距離大的設備。3.3改進干式變壓器的繼電保護3.3.1改進氣體保護和差性能

動保護的投運率。盡量加大差動保護范圍(如低壓側的CT安裝應盡量靠近母線側)，以使干式變壓器本體之外、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低的過電流。 隨著民經(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)下屬縣市相關聯(lián)絡廠站又沒有上遠動，加上與池州電網(wǎng)相聯(lián)絡的兄弟電網(wǎng)相關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)絡圖模擬屏的辦法，網(wǎng)絡圖中每個方塊代表一個廠站，只畫出與該廠站有關的聯(lián)絡線，每個廠站具體一次系統(tǒng)結線圖可在遠動終端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)絡線路的潮流、聯(lián)絡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。在模擬屏兩側分別放置：時間表、安全運行天數(shù)、總有功、總無功、總功率和電廠(站)有功、無功出力。 2模擬屏改造及技術要求 2.1網(wǎng)絡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較高電壓等級決定。 (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荷情況。 (3)廠站名以光字牌設置，正常情況下不亮；當該廠站有事故變位時，光字牌紅光閃亮(可人工復位)；當該廠站有工作時，光字牌可人工置為黃光亮。 (4)聯(lián)絡線路的顏色由該線路的電壓等級決定，聯(lián)絡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)絡線路開關以紅、黃光分別表示合、分狀態(tài)，當該開關事故變位時閃光(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。控制方式如圖2。 2.3其它技術要求 (1)模擬屏應具備多級調(diào)光功能，以適應不同環(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)當系統(tǒng)有事故變位時，不僅要求相應廠站光字牌閃紅光告警，同時還應有音響告警，且均可人工復位。 圖2模擬屏控制圖 3模擬屏全屏對位問題的解決 模擬屏全屏能否對位，是關系到模擬屏能否真正對調(diào)度工作起到幫助作用的關鍵。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)的相關廠站，在調(diào)度臺工作站中用“虛擬站”設置，并把人工設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)絡圖給出了大電網(wǎng)的聯(lián)絡框架，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)有關聯(lián)絡線檢修時，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)的安全調(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線圖，二者相輔相成。 4.2廠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確和實時化，也節(jié)約了另加屏控機的經(jīng)費開支。 來源：中電力網(wǎng)#p#分頁標題#e#