500 kV大型水电站主变压器侧避雷器优化

2014-02-13万磊范冕何慧雯

电力建设 2014年3期

万磊，范冕，何慧雯

(中国电力科学研究院，武汉市430074)

0 引言

建设大型水电站是我国能源战略的重点［1］，而大型水电站工程的经济性是大力发展水电的重要问题之一［2］。随着对大型水电站工程设计的深入研究，在不降低水电站安全性能的前提下，优化其避雷器的配置，可以节约工程投资。与一般变电站相比，大型水电站又有一些特殊性，主要有:(1)水电站的主变压器远多于一般变电站;(2)受水电站厂址的制约，部分主变压器和开关站距离较远，一般是通过架空线路或者气体绝缘输电线路(gas insulation line，GIL)管道连接。水电站主变压器旁均安装避雷器保护［3］，如能针对水电站的特殊性，从过电压的角度优化现有的主变压器侧避雷器配置方案，其经济效益十分可观。

本文通过对2个典型水电站工程——葛洲坝大江电厂和溪洛渡左岸升压站进行建模计算分析，从雷电侵入波过电压和操作过电压2个方面分析不同结构的水电站应采用的避雷器布置方案，并对其进行风险评估。

1 雷电侵入波过电压

根据主变压器与开关站的连接方式，可将水电站分为2类:第1类为主变压器和开关站之间采用架空线路连接;第2类为主变压器和开关站之间采用非架空线路连接。

从雷电侵入波过电压的角度来说:第1类水电站由于采用架空线路，除考虑开关站出线遭受近区(2 km)雷击外，还必须考虑主变压器－开关站的架空线路遭受雷击而引起的侵入波过电压情况;第2类由于主变压器－开关部分采用GIL连接，所以不考虑连接线遭受雷击，只考虑水电站出线近区雷击引起的过电压［4］。

1.1 第1类水电站

葛洲坝大江电厂为典型的第1类水电站，其接线示意见图1，使用EMTP电磁暂态仿真程序对雷电侵入波过电压进行计算。

考虑到水电站的重要性，计算全部采用最严苛的工况“一线一变”的运行方式，对变压器而言，此方式下的雷电侵入波过电压是最严重的。选取大江电厂不同出线和主变压器配合，分别计算12种“一线一变”运行方式。

雷电参数采用2.6/50 μs的三角波，计算考虑了雷电反击和绕击这2种雷击方式，同时考虑近区雷击和雷击连接线两级杆塔。反击雷电流取216 kA，绕击雷电流根据对应杆塔通过电气几何模型求得。

图1 葛洲坝大江电厂500 kV GIS开关站主接线图Fig.1 Main electrical wiring diagram of Gezhouba Dajiang hydropower station

一般来说，水电站的母线安装有避雷器，主变压器－开关站连接线两侧安装避雷器，出线安装有避雷器［5］。计算分别考虑取消主变压器侧避雷器和母线避雷器。

葛洲坝大江电厂计算结果见表1，从表1可得:(1)当开关站母线不安装避雷器时，出线近区雷击或雷击主变压器－开关站架空线路，变电站内各设备雷电侵入波过电压，均在绝缘裕度允许的范围内;(2)当取消主变压器侧避雷器，当主变压器－开关站架空线路遭受雷击时，主变压器超过了绝缘裕度允许的范围。

表1 葛洲坝大江电厂开关站“一线一变”运行方式下雷电侵入波过电压和避雷器电流Tab.1 Overvoltage and arrester current of lightning invasion waves under‘single line single transformer wiring’operation mode in Gezhouba Dajiang hydropower station

当大型水电站采用架空线路连接主变压器和开关站时，由于架空线路有可能遭受雷击，侵入波在架空线路上传播，如没有两端避雷器限制其幅值会对主变压器造成危害。

所以对第1类水电站来说，可通过仿真计算，采用母线不安装避雷器，主变压器－开关站两端必须安装避雷器的布置方案。

1.2 第2类水电站

第2类水电站主变压器和开关站部分一般采用封闭式连接，如GIL或气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated switchgear，GIS)连接，所以不用考虑连接线直接遭受雷击。我国500 kV变电站一般可以通过雷电侵入波计算确定母线不安装避雷器［6］，而对于主变压器较多的大型水电站，可以考虑安装母线避雷器来优化主变压器侧避雷器数量。

现就典型的大型变电站(溪洛渡左岸工程)为例，计算第2类水电站雷电侵入波过电压，溪洛渡左岸变电站主接线示意见图2。

图2 溪洛渡左岸变电站主接线图Fig.2 Main electrical wiring diagram of Xiluodu Left Bank hydropower station

仿真计算偏严考虑，采用最严酷工况“一线一变”的运行方式，计算了9种“一线一变”运行方式下水电站雷电侵入波过电压。

雷电参数采用2.6/50 μs的三角波，计算考虑了雷电反击和绕击这2种雷击方式，只考虑近区雷击。反击雷电流取216 kA，绕击雷电流根据对应杆塔通过电气几何模型求得。

根据优化设计，母线安装有2组避雷器，主变压器侧不安装避雷器，出线安装有避雷器。如果能主变压器和母线共用避雷器，可以节省数量较多的主变压器侧GIS避雷器。GIS避雷器较昂贵，如果此方案可行，则可节约工程投资，对今后水电站的建设有明显的经济效益［7］。

溪洛渡左岸水电站雷电侵入波过电压计算结果见表2，各设备的绝缘裕度情况见表3。从表2、3可得:(1)当水电站采用GIL连接主变压器和开关部分时，由于在不考虑连接线遭雷击，母线和主变压器共用避雷器的情况下，各设备的雷电侵入波过电压均在绝缘裕度允许的范围内;(2)由于采用最严苛的“一线一变”运行方式，当运行方式高于“一线一变”时各设备的过电压幅值会更小，其绝缘裕度更大。实际上，大型水电站因故障停运线路或者主变压器检修时，会退出运行，但是出现“一线一变”的概率很小，所以从雷电侵入波过电压的角度来说，大型水电站采用主变压器侧与母线共用避雷器的布置方案，站内各设备还是有较大的绝缘裕度的［8］。

当大型水电站采用GIL或GIS连接主变压器和开关部分时，由于不考虑连接线直接遭雷击，只考虑出线近区雷击引起雷电侵入波过电压。站内各设备雷电侵入波过电压满足安全裕度的要求［9］。

所以对第2类水电站来说，可通过仿真计算，采用母线和主变压器共用避雷器的避雷器布置方案。

表2 溪洛渡左岸电站“一线一变”运行方式下雷电侵入波过电压和避雷器电流Tab.2 Overvoltage and arrester current of lightning invasion waves under‘single line single transformer wiring’operation mode in Xiluodu Left Bank hydropower station

表3 溪洛渡左岸电站“一线一变”运行方式下电站设备的绝缘裕度Tab.3 Insulation margin of power station equipment under‘single line single transformer wiring’operation mode in Xiluodu Left Bank hydropower station

2 大型水电站主变压器侧不安装避雷器情况下操作过电压校核

发电机－变压器单元接线的主变压器是最大、最重和最昂贵的设备，其检修和更换困难，发生绝缘损坏事故后停电检修时间长，发电损失大，因此也是最重要的设备。根据雷电侵入波过电压的计算结果，主变压器侧可以不装避雷器，现以溪洛渡左岸电站工程为例，从操作过电压保护角度分析主变压器侧是否需装避雷器。

2.1 500 kV主变压器操作过电压的允许值

主变压器的额定操作冲击耐受电压为1 175 kV，合 2.61 pu。按 GB/T 311.2—2002《绝缘配合第2部分:高压输变电设备的绝缘配合使用导则》规定的安全系数1.15，允许过电压1 022 kV，即为2.276 pu。

因此考虑操作冲击对变压器损伤的累积效应、生产中的分散性和运行中主变压器绝缘的老化，主变压器的操作过电压允许值可定为2.28 pu。该值高于额定电压420 kV、避雷器电流2 kA配合下的保护水平858 kV，即1.91 pu。也就是说，主变压器侧装避雷器情况下的操作过电压的安全系数为1.37，大于规定值1.15，这样主变压器更安全。

2.2 投切空载变压器过电压

2.2.1 高压侧操作

DL/T 620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规定:当开断具有冷轧硅钢片的变压器时，过电压一般不超过2.0 pu，可不采取保护措施;空载变压器和并联电抗补偿装置合闸产生的操作过电压一般不超过2.0 pu，可不采取保护措施。采用熄弧性能较强的断路器开断激磁电流较大的变压器以及并联电抗补偿装置产生的高幅值过电压，可在断路器的非电源侧装设阀式避雷器加以限制。保护变压器的避雷器可装在其高压侧或低压侧，但高、低压侧系统接地方式不同时，低压侧宜装设操作过电压保护水平较低的避雷器［10］。

现代变压器均采用冷轧硅钢片，因此变压器激磁电流较小［11］，GIS的断路器开断空载变压器，即使产生截流，截流值也较小，且GIS断路器不会发生重燃，按标准规定可在高压端不装避雷器。但标准对合空变压器操作并未予以详细规定，主要担心的是合空变过程中，由于三相操作不同期，先合的两相会通过三角形低压绕组在未合的一相上感应出过电压。由于该相并未受到母线避雷器保护，过电压是否超过2.28 pu与多种因素相关，如与是否通过500 kV长输电线合空变，变压器的剩磁大小，变压器高压端对地等值电容与激磁电抗构成的LC并联回路谐振频率［12］，断路器不同期特性及合空变时是否带有厂用变压器等多种因素相关。

溪洛渡左岸GIS升压站出线线路较短，最长为88 km，主变压器至断路器的GIS管道不长，总的高压侧对地电容约为0.012 μF。初步计算表明三角形低压绕组侧发电机断路器(generator circuit-breaker，GCB)断开，且厂用变断开(此处偏严考虑)，合空变的过电压不高，最大过电压1.80 pu，因此从合空变操作来看，高压侧可以不装避雷器。

但若合空变操作的断路器发生单相拒动，则拒动相的变压器高压端过电压最高达2.13 pu，但发生单相拒动的概率极低。且即使发生单相拒动，超过2.28 pu过电压的概率为0。

2.2.2 低压侧操作

主变压器由发电机从低压侧充电应采用零起升压方式，应禁止发电机升至额定电压后，在20 kV侧采用发电机出口断路器GCB行合空变操作。因为20 kV侧避雷器的保护水平较高，最大不超过2.8 pu，而相间过电压按DL/T 620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》可取相对地过电压的1.3～1.4倍，这样相间最大过电压为3.92 pu，该相间过电压按变比传递到500 kV侧，即可导致500 kV侧过电压也达到3.92 pu，远超过允许值2.28 pu。

2.2.3 500 kV侧接地故障清除过电压

为清除500 kV侧接地故障，变压器500 kV侧断路器跳闸，导致变压器脱离母线避雷器保护，而接地故障期间变压器提供的短路电流，在故障清除时在线圈所储存的磁能，与高压端电容在故障清除后形成的振荡可产生过电压，超过2.28 pu。产生这类过电压的运行方式有3种。方式I为变压器母线侧断路器检修，线路发生接地故障，线路与变压器共用的断路器跳闸，清除接地故障;方式II为线路检修，仅变压器经母线断路器连接至母线，母线发生接地故障;方式III为3/2接线的变压器T区发生接地故障。3种方式下，不论是清除单相接地、两相接地和三相接地故障都会产生这种接地故障清除过电压。其中发生概率较高的单相接地过电压最高达2.63 pu，其波形见图3。

除了方式I线路发生单相接地的概率较大外，其他接地故障发生的概率极小。即使发生，产生超过2.28 pu的概率也只有8%。单相接地的过电压概率分布见图4。

图3 发电机500 kV侧单相接地故障清除三相过电压波形Fig.3 Three-phase overvoltage waveform after 500 kV single-phase grounding fault clearing of generator

图4 运行方式I下单相接地故障清除过电压出现的概率分布Fig.4 Probability distribution of overvoltage after single-phase grounding fault clearing under operating mode I

2.2.4 20 kV侧故障和操作产生的过电压

主变压器低压20 kV侧至GCB之间接有20 kV/10.3 kV厂用变、PT设备，GCB后接有发电机、励磁变压器、PT等设备，主变压器低压20 kV侧系统为中性点经高电阻接地系统。该系统可能发生单相弧光接地，进而有可能诱发两相弧光接地，另外20 kV/10.3 kV厂用变的低压侧接有厂用设备，其操作和接地故障产生的相间过电压均可能通过厂用变传递到20 kV侧相地和相间。如果上述过电压发生在发电机零起升压后等待并网的时间内或运行期间保护使得主变压器高压侧断路器先跳，脱离母线避雷器保护后的时间段内，则可对变压器高压绝缘带来威胁。主要原因是20 kV中性点经高电阻接地系统允许的过电压较高，根据DL/T 5090—1999《水力发电厂过电压保护和绝缘配合设计技术导则》规定单相接地最高相地工频过电压允许值为2.6 pu。操作过电压可按避雷器保护水平定为2.8 pu，而相间过电压为3.92 pu，该相间过电压按变比传递到500 kV侧，即可导致无避雷器保护的500 kV侧过电压也达到3.92 pu，远超过允许值2.0 pu。

20 kV发电机中性点经高电阻接地可快速切除发电机和变压器，因此20 kV系统产生的过电压持续时间较短，且主变压器高压侧脱离母线避雷器保护的概率低，时间短，因此对主变压器的威胁不大。

主变压器20 kV侧系统过电压产生原因多，机理复杂，模拟研究困难。由于主变压器Y/Δ联结，低压侧单相弧光接地过电压不会耦合到高压侧;只有两相电弧接地和三相电弧接地过电压(几百Hz以下)才会耦合到高压侧，因此仅研究了变压器低压侧发生两相电弧接地故障，及其随后的故障清除产生过电压。过电压大小与变压器高压断路器先跳还是低压断路器先跳次序有关。图5为变压器低压侧两相弧光接地故障，变压器高压侧断路器先跳，发电机GCB后跳，相差10 ms，变压器高压侧过电压达2.19 pu的波形。分析其原因是变压器断路器切断短路电流的磁能与变压器高压侧对地电容之间的振荡转换，导致较高的过电压。但发生两相电弧接地和三相电弧接地故障的概率极低，即使发生两相电弧接地故障，变压器高压侧超过2.28 pu的概率为0，其直方图见图6。

3 大型水电站主变压器侧不安装避雷器的风险评估

3.1 从雷电侵入波过电压的角度进行风险分析

从统计的角度来看，按照出线安装避雷器，主变压器和母线共用避雷器的避雷器布置方案，采用区间统计法计算得到溪洛渡水电站左岸的平均无故障时间高于1 230年，具有足够高的防雷可靠性。

图5 变压器低压侧两相接地故障、高压侧断路器先跳闸、GCB跳闸后，高压、低压侧过电压波形Fig.5 Overvoltage waveform at high or low voltage side when circuit breaker at high voltage side trips firstly，and then GCB trips，during two-phase grounding fault at transformer low voltage side

图6 变压器低压侧两相接地故障、高压侧断路器先跳闸、GCB跳闸后，高压侧C相过电压分布概率Fig.6 C-phase overvoltage probability distribution at high voltage side when circuit breaker at high voltage side trips firstly，and then GCB trips，during two-phase grounding fault at transformer low voltage side

3.2 从操作过电压的角度进行风险分析

(1)变压器高压侧断路器操作较少，而操作次数较多的合空变产生的操作过电压较低，最大1.80 pu，操作中发生单相拒动的概率极低，即使发生，拒动相的变压器高压端过电压最高达2.13 pu，低于变压器允许值2.28 pu，并可由变压器过电压保护和断路器非全相保护跳开变压器断路器。因此变压器高压侧操作导致变压器绝缘击穿的风险基本可以忽略。

(2)高压侧变压器断路器T区和母线接地故障及其清除过电压发生概率极低，避免变压器脱离母线避雷器保护的运行方式可避免线路接地故障及其清除过电压，且接地故障及其清除过电压最高达2.63 pu，虽超过2.28 pu，但概率较小，仅为8%。因此变压器高压侧接地故障导致绝缘击穿的风险基本可以忽略。

(3)20 kV发电机中性点经高电阻接地可采用GCB快速切除发电机和变压器，因此20 kV系统单相接地产生的过电压持续时间较短，单相接地诱发为两相或三相接地概率极低，且故障时变压器高压侧断路器先于GCB跳，脱离母线避雷器保护的概率也很低。同样情况也出现在厂用变10 kV侧相间操作过电压传递到20 kV侧，因此变压器低压侧接地故障和操作过电压导致高压侧绝缘击穿的风险基本可以忽略。

(4)需禁止采用GCB进行合空变操作，只允许GCB并解列操作，并解列操作时除无母线运行方式外，变压器高压侧也受到母线避雷器保护，由此变压器低压侧操作导致变压器高压侧绝缘击穿的风险基本可以忽略。

引起主变压器高压侧操作过电压超过绝缘水平允许值2.28 pu的事件均属很小概率事件，因此主变压器高压侧可以不装避雷器，以节省投资和减少维护费用，主变压器高压侧因操作过电压发生绝缘击穿的风险基本可以忽略。由母线避雷器保护主变压器方案要求避免变压器脱离母线避雷器运行方式，如单线单变无母线运行方式和变压器母线侧断路器检修方式等