50050000 k Vk VVV变电站主变中性点加装小电抗的应用研究

2013-10-11胡宏宇

江西电力 2013年4期

胡宏宇,杨柳

（1.江西省电力公司检修分公司，江西南昌 330096；2.江西电力设计院，江西南昌 330029）

0 引言

随着江西省国民经济的不断发展，用电需求大幅增加，2011年1月4日，江西电网统调最高用电负荷已突破12 020 MW。为满足经济发展对电力的需求，江西电网规模不断扩大，电源建设、省外交换电力、变电站布点相对增多，网络结构得到加强，但同时也使得短路电流问题在江西电网日益突出。

500 kV、220 kV自耦变压器的应用造成电网大部分500 kV变电站和附近变电站220 kV母线的等值零序阻抗小于正序阻抗，导致220 kV母线单相短路电流超过三相短路电流水平。为此，有必要根据电网发展情况，研究多种措施来限制江西电网系统短路电流，包括在500 kV变电站主变中性点装设小电抗。

1 500 kV主变压器采取措施降低220 kV电网短路电流

1）增大500 kV变压器的短路阻抗。

这一措施对降低500 kV变电站220 kV母线的短路电流有明显效果。但随着变压器短路阻抗的增大，其本身的无功损耗大量增加，对系统的电压水平影响较大，且有一定设计和制造难度。

2）用普通三圈变替代自偶变压器[1]。

这一措施对降低500 kV变电站220 kV母线的短路电流有一定的效果。但要明显降低短路电流，必须增大普通三圈变的短路阻抗或改变中性点接地数目。增加短路阻抗，也会使系统无功损耗增加，系统电压水平降低；改变中性点接地数目，会降低系统有效接地程度。

3）变压器中性点经小电抗接地。

采用中性点经小电抗接地则可将单相短路电流限制到三相短路电流水平[2]。由于江西电网的500 kV主变都是采用自耦变，其单相短路电流容易越限，较有效的解决方法是在500 kV自耦变的中性点安装小电抗，这样既不受电网的限制，极具推广性，又可避免大量更换断路器的繁杂工作和资金浪费，能带来很好的社会和经济效益。

2 500 kV梦山变电站主变中性点加装小电抗

2.1 加装小电抗的必要性

根据江西电网近远期短路电流计算结果，“十二五”期间，江西电网220 kV系统短路电流水平大幅上升，多处超过50 kA，规划采用500 kV/220 kV高、低压电磁适度解环分区、部分变电站母线分裂运行、加装变压器中性点小电抗接地、提高断路器的遮断容量等措施来限制系统短路电流上升。

根据系统短路水平计算结果，江西电网在不采取限流措施情况下，2011年南昌变与梦山变220 kV母线短路电流已然超标，220 kV南观I、II线南昌侧解环后，220 kV母线单相短路电流水平均超过46 kA，远高于其他变电站短路电流水平。为此，应优先考虑在南昌变、梦山变主变装设小电抗器。从前期工作进展情况看，由于南昌500 kV变电站投运较早，现有的2台主变，并拟扩建3号主变，受场地空间所限，在其中性点装设小电抗器涉及问题较多。而梦山变现有1台主变，2号主变扩建工程正在进行中，变电站预留了每台主变装设小电抗器场地，具备良好实施条件。因此，报告选择在梦山变主变中性点装设小电抗器，并以此作为试点，根据电网实际运行情况再总结推广。

2.2 短路电流计算分析计算分析

综合考虑计算水平年、计算网架和电源安排、主变接地、合环及解环运行方式、梦山主变接地方式、梦山变主变规模等条件，运用EMTP（ATP版）计算得出梦山主变中性点经不同小电抗阻值接地对其短路电流水平的限制效果，有资料表明[3-4]，在中性点电抗值大于30%~40%的UKH-M后，随着中性点电抗值的增加，220 kV母线单相接地短路和两箱接地故障短路电流仅降低1%~2%，短路电流的降低已经呈现饱和，选用大电抗已经体现不出经济效益，所以取变压器高中绕组零序电抗值的1/3约为12Ω进行分析计算[5，6]，计算结果如表1所示。

梦山主变中性点加小电抗接地可有效降低梦山变220 kV母线单相短路及两相接地短路电流，其中对限制单相短路电流的效果更为明显。如2020年解环方式下梦山变3台主变各接1组12Ω小电抗，其220 kV母线单相短路、两相接地短路电流分别下降21.34%、11.16%，由于其未改变网络正序阻抗，所以220 kV母线三相短路电流及500 kV母线短路电流均未发生变化。

梦山变每台主变中性点各接1组小电抗时，抑制其220 kV母线单相及两相接地短路电流效果最佳。如2020年解环方式下梦山变1台、2台、3台主变各接1组12Ω小电抗时，与主变直接接地相比，梦山变220 kV侧单相短路电流降幅分别为5.38%、9.61%、21.34%，其220 kV侧两相接地短路电流降幅分别为3.58%、6.81%、11.16%。

由短路故障电流计算结果表可知道，加装小电抗后，220 kV母线侧短路短路电流可以控制在50 kA以下；到2015年和2020年，220 kV母线侧短路短路电流在解环运行下，可以控制在50 kA以下，满足断路器遮断容量的要求。

表1 梦山变接小电抗220 kV母线侧短路故障电流计算结果表kA

表2 梦山变接小电抗500 kV母线侧短路故障电流计算结果表kA

2.3 过电压计算

2.3.1 工频过电压计算

根据中华人民共和国电力行业标准DL/T620-1997规定：500kV主变若直接接地，其中性点短时工频耐受电压（有效值）约85 kV；500 kV主变若经小电抗接地，其中性点短时工频耐受电压（有效值）约140 kV.

2015年运行方式下对梦山变压器中性点装12Ω电抗器进行工频过电压计算.线路正常运行，小电抗在不对称接地故障下开路时，变压器中性点最大工频过电压为78.58 kV，略大于中性点避雷器的额定电压72 kV；当220 kV母线有3回线路退出运行，小电抗在不对称接地故障下开路时，变压器中性点最大工频过电压为88.62 kV；当220 kV母线分段运行，小电抗在不对称接地故障下开路时，变压器中性点最大工频过电压为90.10 kV。因此避雷器均会连续动作，由于不对称接地故障持续时间一般最长不超过0.1 s，而中性点避雷器在吸收额定操作波能量后可耐受1.25倍其额定电压的工频过电压的持续时间大于0.2 s，且发生3回线路退出与接地故障和小电抗开路故障共同发生的概率可忽略不计，因此避雷器是安全的。变压器中性点最大工频过电压及其持续时间小于其耐受电压140 kV（1 min），变压器高压端工频过电压小于1.3p.u，因此变压器是安全的。

2.3.2 操作过电压计算

2015年运行方式下，220 kV线路发生单相接地时，小电抗上最大操作过电压为145.56 kV，转换成中性点要求的雷电冲击耐受电压为168 kV，低于雷电全波耐受电压为325 kV，不会对变压器中性点绝缘产生威胁。变压器高中压端的操作过电压很低不会运行变压器安全运行。

3 设备参数的选择

3.1 电抗器

综合考虑电抗器对短路电流的限制效果、电抗器技术水平和中性点绝缘水平因素，选择阻值为12Ω电抗器。其他参数如下：系统额定电压：66 kV；设备连续最高工作电压：72 kV；额定容量：1 080 kvar；额定电流：300 A；额定截波冲击耐受电压（峰值）：360 kV；额定交流耐压（有效值）140 kV[8]。

3.2 电气一次接线图

一次接线见图1所示，运行时隔离开关合上，检修维护小电抗时拉开。

图1 电气一次接线图

3.3 小电抗避雷器

线路正常运行时，小电抗上最大工频过电压为37.10 kV。三种特殊运行工况：1）单台主变带单条220 kV线路运行；2）部分220 kV线路停运；3）220 kV母线分段运行，小电抗的最高工频过电压为69.27 kV。变压器中性点避雷器的额定电压宜大于最大的工频过电压，因此选择额定电压72 kV、标称放电电流1.5 kA、持续运行电压为58 kV、残压为186 kV的电站型避雷器[9]。

3.4 小电抗避雷器的并联保护间隙

我国220 kV系统采用中性点有效接地方式。为了限制单相短路电流以及减少对通讯线路的干扰，系统中有部分220 kV变压器采用不接地方式运行，然而不接地的变压器中性点过电压保护问题较为突出。当系统中因接地故障偶然形成局部不接地系统；线路非对称开断、合闸、单相重合闸等操作；非对称接地和接地甩负荷等故障，在不接地的变压器中性点会出现高幅值的工频和操作过电压。

为防止小电抗故障形成主变中性点不接地，在小电抗避雷器旁安装并联的棒-棒保护间隙。其工频击穿电压比避雷器额定电压低10%，选为65 kV。