重载220kV变电站主变跳闸的应对措施

变压器在过负荷状态下运行,将加速绝缘老化,减少变压器的寿命。当过负荷很大,运行时间过长,则会使变压器内部温度达到很高,从而损坏变压器。所以,在很多省市电网调度规程和其它规定中都要求主变按1．3倍的额定负载运行30分钟。超过1-3倍的额定负载必须在最快的时间内将负荷控制在1-3倍以内。在重载220kV变电站．当2台主变并列运行时。1台主变事故跳闸会引起另外1台主变严重过载。如果事故处理速度没有跟上,则会造成主变损坏的设备事故。本文通过分析湖南电网结构和目前国内采取的措施．探讨湖南电网重载220kV变电站主变跳闸的应对措施。以避免发生此类事故。     

大型变压器组配件的选用和改造

1引言变压器是电网系统内重要的设备,其运行状况直接影响变电站的运行安全和供电可靠性。1985年至1993年前后生产的变压器,至今已运行20年左右,历经大修,主变铁心接地,有载开关操作机构连动损坏,严重威胁着主变的运行安全;加上该类主变的风冷系统历经20年左右的风吹雨淋,高速潜油泵     

电磁环网功率循环对电网运行的影响分析

电网运行中,构成电磁环网的变电站之间有时会出现无功功率循环的现象,通过对电磁环网潮流的分析表明,出现这种现象的是因为变电站之间主变变比不相等。无功补偿装置配置不足及运行调控不当会导致变电站间主变变比不一致,从而产生循环功率,而循环功率可能会导致重载主变的输送容量增加、降低电网电压质量,并很有可能造成不经济运行。通过某220/110 kV电磁环网的分析计算,验证了合理地调整主变的变比,可以控制循环功率,实现电网的安全、优质、经济运行目标。特别需要指出的是,调整电磁环网的主变变比时要特别注意与相关变电站的配合,否则将造成网损增加大。     

220kV主变风机电源开关雨天频繁跳闸缺陷分析与处理

正主变压器是电网设备的重要组成部分。在负荷高峰期时,重载状态下的变压器一旦发生冷却系统故障,将可能导致较大的设备隐患,严重时会影响系统的安全稳定运行。因此,在变电站日常监督工作中,特别是每年迎峰度夏阶段,变压器的冷却系统的告警信息会受到重点关注,以确保主变冷却器故障得到及时发现和处理。本文介绍了一起较为罕见的220 kV变电站主变风机电源空开雨天频繁跳闸、后台频发冷却器交流控制故障告警的缺陷处理     

FWK-300型分布式安全稳定控制装置的应用

电网的安全运行十分重要,一旦电网发生故障时,一方面要保证电网的稳定运行,另一方面要保证发电厂的发电机组免受故障电流的冲击损坏。淮北二电厂通过220kV系统经500kV濉溪变电站（以下简称濉溪变）向500kV系统输送电能,为了解决电网的安全稳定和发电机组免受故障电流冲击损坏的问题,在濉溪变安装了FWK-300型分布式安全稳定控制装置,当濉溪变和电厂的主变压器（以下简称主变）和线路发生故障时,通过切除电厂机组的措施,保证电网的安全稳定运行。     

大型强油风冷循环变压器应急风冷电源的研制

本文对大型强油风冷循环变压器的风冷控制系统进行了分析,指出了运行中存在的缺陷及可能导致的严重后果。为达到提高变压器运行效率及保证电网安全可靠运行的目的,提出并研制了一套应急风冷电源,该应急风冷电源通过检修电源接入,绕开主变风冷控制系统,在主变风冷电源无法投入的情况下,手动启动应急电源系统,就能迅速恢复部分主变油泵及风扇运行,保证变压器安全运行。并将该应急风冷电源系统在安徽省某220 kV大型变压器上进行了安装实施。     

强油风冷型主变压器风冷跳闸回路的改进

针对无人值守变电站强油风冷型主变压器冷却器全停故障跳闸问题,对其风冷跳闸回路进行技术分析,提出了一种新的风冷跳闸回路。结果表明:通过在风冷跳闸回路上增加可遥控接点,实现了主变压器远方控制风冷跳闸;改进后的风冷跳闸回路运行良好,确保了无人值守变电站强油风冷型主变压器可靠、安全运行。     

主变压器间隙保护与系统零序保护失配问题的解决措施探讨

包头地区电网110 kV变压器中性点全部采用经间隙接地运行的方式.当线路发生接地故障并且跳闸时,变压器间隙零序电流保护会出现保护失配误动,造成停电事故.针对变压器间隙保护与系统零序保护的失配动作现象,分析主变间隙保护动作原因及与系统保护的配合情况,提出将包头地区电网部分110 kV变压器中性点直接接地运行,投入其零序保护,退出其间隙保护的方法,进行了线路故障后系统零序电压与零序电流的计算分析及系统零序保护灵敏度的校验,证明了该方案的可行性,并在包头供电局所属110 kV变电站得以成功实施,解决了主变间隙保护与系统零序保护失配的问题.     

浅析500kV变压器冷却系统信号回路的改进

某500kV变电站主变由三台西安某公司生产的单相自耦变压器组成,冷却方式为自然冷却（0-NAN）伯然风冷（ONAF）／强油风冷（ODAF）。对应冷却方式下主变所带负载为额定容量的60％、80％及100％。配合使用的冷却系统为主变厂家设计,全套冷却系统除能手动启动风扇和油泵外,还能在温度或负载的控制下自动实现风扇及油泵的投切。但是,运行人员不能实时监视风扇、油泵的运行状态,这不利于变电站安全运行。本文中笔者提出一种改进方案,实现了风扇、油泵的运行状态监视,消除了事故隐患,提高了变电站工作效率及自动化程度。     

500kV变电站雷电过电压仿真与分析

电力系统中500 kV变电站被称为电力系统运行的枢纽。当发生雷击时,会造成电压过高,致使变电站大面积停电,影响电网系统正常运行。为了提高电网运行的可靠性,通过电磁暂态仿真软件(ATP-EMTP)对某500 kV变电站雷电过电压进行仿真分析。考虑雷击位置的不同,比较变电站主变压器过电压值的大小;为寻求最佳防雷保护,研究杆塔接地电阻对主变压器过电压的影响。分别分析远雷区和近雷区杆塔电阻值对电气设备过电压的影响;研究主变侧安装避雷器对雷电过电压的抑制作用,并探讨避雷器与主变的距离对变电站的防护效果。仿真结果表明,雷击2号杆塔时主变压器的过电压值最高;改变近雷区杆塔接地电阻值对电气设备过电压值影响更大;综合考虑主变与避雷器的距离在50 m之内可有效保护变电站稳定运行。     

500kV变压器风冷故障分析和处理

500kV变电站主变压器冷却系统大部分采用强迫油循环风冷系统。变压器的使用寿命与温度有密切关系,油温和绕组温度超过额定值将使变压器绝缘老化加速,影响变压器的寿命,因此冷却系统正常运行是变压器安全运行的重要条件之一。主要对主变压器风冷故障进行分析并例举实例提出参考处理意见。     

500KV罗洞变电站主变压器中性点直流电流抑制措施应用分析

近年来,随着我国电网建设的飞速发展,直流输电系统以其不受交流输电稳定性问题制约、同等容量投资省、占地少等诸多优点在电网中得到越来越广泛的应用.但当直流输电系统在以单极大地回线方式或双极不平衡方式运行时,将会导致电网内其线行或接地极附近的变电站主变压器中性点直流电流过大,直流偏磁严重,从而产生谐波,引发噪声、振动,给主变压器运行安全带来隐患.     

220kV主变压器风冷系统应急电源的应用

根据220 kV强制油循环风冷变压器风冷系统控制特点,在确保主变压器正常运行的前提下,实施风冷控制系统故障处理难度较大。对此建议在变电站站用电系统正常、主变压器风冷控制系统发生故障、主变压器冷却器全停的情况下,利用风冷系统应急电源快速恢复主变压器风冷系统运行,满足在主变压器不停电的情况下,实施风冷控制系统故障处理和冷却风机检修的工作需求。结合有关变压器运行规程要求和现场实际情况,提出风冷系统应急电源的功能、结构和工艺要求,并进行了试点应用,结果表明,采用该应急电源处理故障时可以大大提高工作效率,降低人力成本。     

负荷稳定控制技术在330 kV变压器上的应用研究

当负荷超过330kV自耦变压器n-1容量要求时,如果大型变压器较长时间超额定容量运行,很可能造成变压器的损坏,影响电网的安全运行和可靠供电。文章对330kV变电站主变负荷以及相关负荷转移方案进行了分析研究,通过采用变压器负荷稳定控制技术,利用相关110kV联络线路和备自投装置,短时间内自动进行负荷转移,将变压器负荷控制在安全运行状态以内,确保变压器安全稳定运行。     

主变压器变损率对电气设备潜在性故障的预判特性

300 MW、600 MW等大中型单元式接线的发电机–变压器组电气设备和二次回路的潜在性故障,在告警和跳闸之前难以被发现,而主变压器变损率计算数据的稳定性对该类故障表现敏感。研究表明,主变压器正常运行时,变损率与其平均负载系数的正相关性较弱,当主变压器日平均负载系数为0.6~1.0时,其变损率趋近于某个固有常数。当发电机–变压器组电气设备和二次回路故障,如电能表、电压互感器、电流互感器、熔断器和二次回路等发生非突发性异常,主变压器变损率的计算值将大幅度变化,与正常运行时的固有常数形成明显偏差。发电企业可据此特性,统计和分析各主变压器的变损率计算值,监测电气设备和二次回路的状态,预判其异常和故障。     

日照首台220千伏变压器退役

2009年6月5日,容量9万千伏安、运行了25年的220千伏兴海变电站1号主变压器光荣退役。1号主变是日照第一台强油风冷变压器,投运后至1992年2号主变投运前,多年单主变运行,长期担负着主网向日照地区供电的任务。     

张家口地区风电接入对蒙西电网外送通道的影响分析及其稳控措施

张家口地区风电机组容量的快速增加,使接入的京津唐电网电能质量、系统静态稳定、动态稳定方面受到影响.采用BPA软件建模,经过系统暂态稳定计算分析,电气计算结果表明,当沽源变电站风电满负荷发电,蒙西电网外送断面的送电极限较风电出力为0时减少约600 MW;当万全变电站接入风电满负荷发电,蒙西电网外送断面的送电极限较风电出力为0时增加约400 MW.根据稳定计算结果,得出结论:当察北地区风电出力较高时,沽源变电站1台主变压器故障,另1台主变压器过载,建议在沽源变电站和各风电场装设安全自动稳定控制装置;当张北地区风电出力较高时,张北—万全Ⅱ线发生三相短路故障后,张万Ⅰ线过载,建议在万全变电站和各风电场装设安全自动稳定控制装置.     

主变保护出口压板电压异常分析及处理

变电站主变压器保护是重要保护,正常运行时其保护出口压板电压应可靠稳定,一旦出口压板电压偏差过大,当发生保护区内故障时,将可能引起主变压器保护出口拒动或误动,严重影响电网设备的安全稳定运行。本研究以某变电站主变保护出口压板电压异常为案例,分析了出口压板电压异常的原因,并在现场采取针对性方法消除了缺陷,最后提出了避免出口压板电压异常的防范措施。     

240MV·A主变风冷控制回路分析及改进

通过对240MV·A主变风冷控制回路的分析,指出风冷主电源在特殊断线的情况下,备用电源不切换会危急主变压器的安全运行,因此,提出改进主变风冷控制回路的建议,以保证电源的可靠性。     

最优化潮流计算的多小水电地区电网经济运行方案

小水电地区电网潮流变化复杂,电网网损的波动受小水电出力的变化而变化,以某地区电网为例,首先分析了多小水电地区电网的运行特征和小水电出力特征。以网损最小为优化目标,采用遗传算法求解最优潮流问题,提出了针对不同电网结构和运行方式下,调整电网有功潮流、变电站主变投退和小水电无功出力的优化方案。最后,对变压器参数不匹配、35 kV母线电压不平衡、用户侧无功补偿容量不足等异常网损的机理进行了分析,并提出了相应的改善措施,为多小水电地区电网制定以实现网损最优为目的的运行方案提供理论依据。