主变压器投运空充损毁低压侧设备问题分析和解决措施

2021-05-08王灿严亚兵李辉范敏唐星祝吉光亚

湖南电力 2021年2期

王灿，严亚兵，李辉，范敏，唐星祝，吉光亚

(1.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南长沙410007；2.湖南省湘电试验研究院有限公司，湖南长沙410004)

0 引言

某110 kV 变电站扩建工程2 号主变压器冲击试验时， 7 次冲击试验均造成站内1 号直流充电模块损坏、 10 kV 站用变保险三相熔断及用户侧变频器、彩色电子显示屏等大量设备损坏[1-5]。针对该主变压器投运空充损毁低压侧设备问题，本文通过分析研究及现场试验，查明事故的原因，提出优化主变压器空充方案、调整电网运行方式、改造电容器串抗率配置等系列针对性措施，确保扩建的2 号主变压器安全可靠的顺利投产[6-8]，有效避免了事故再次发生。

1 变电站运行方式

变电站主接线如图1 所示，其中110 kV 为单母线， 2 号主变压器投运时， 2 号主变压器中性点接地， 1 号主变压器处于正常运行状态，中性点未接地。 35 kV 母线顺发Ⅰ回线、顺发Ⅱ回线供带高能耗企业，为谐波干扰源； 10 kV 308 三鑫钡业线和314 工业园线处于运行状态，也为谐波干扰源。

10 kV 1 号主变压器两组电容器(电容器串抗率均为6%) 处于投入状态， 2 号主变压器两组电容器(电容器串抗率均为5%) 处于退出状态。在上述变电站运行状态下，对2 号主变压器进行7 次冲击试验，均造成站内低压侧设备和用户设备损坏。

图1 变电站主接线图

2 事故原因分析

2.1 故障录波数据分析

第7 次2 号主变压器空充时110 kV 晃前线的波形如图2 所示。

520 开关合闸空充2 号主变压器波形上呈现出典型的励磁涌流特征，谐波含量以偶次谐波为主。约80 ms 后，电流谐波畸变程度逐渐加大， B 相电流3 次谐波含量最大达到173%， 3 次谐波电流具有明显的放大甚至谐振的特征。

2.2 理论分析

1 号主变压器配置2 组电容器，每组电容器容量为5 Mvar，串抗率均为6%。标准GB 50227—2017 《并联电容器设计规范》规定，串联电抗器的主要作用是抑制谐波和限制涌流，当电网中谐波含量甚少时，串联电抗器仅仅用于限制涌流，电抗率宜取0.1%～1%；当电网中谐波不可忽视时，电抗率应根据电容器接入电网处的背景谐波含量的测试值选择，当谐波为5 次及以上时，电抗率宜取5%，当谐波为3 次及以上时，电抗率宜取12%，亦可采用5%与12%两种电抗率混装方式[9-12]。据该变电站谐波测试报告表明，变电站35 kV 及10 kV电源供带了干扰源负荷，含有大量的3 次、 5次谐波， 35 kV 侧3 次、 5 次谐波电压含有率分别为4.8%、 2.9%； 35 kV 侧3 次、 5 次谐波电压含有率分别为4.2%、 3.6%，均超过国家标准限值。根据国家标准，变电站1 号主变压器应至少配置一组串抗率12%的电容器组，现有站内电容器串抗率设计不符合规程要求[13-15]。目前串抗率6%的电容器(对3 次谐波呈现容性) 对3 次谐波有潜在放大或谐振的风险，加上2 号主变压器空充(空充励磁电流含有大量3 次谐波)，激发了3 次谐波放大或谐振。

2.3 建模仿真分析

依据变压器、电容器、电网运行负荷参数，在Matlab/SIMULINK 环境中建立了2 号主变压器空充的电磁暂态仿真模型，如图3 所示。仿真中1 号主变压器和两组电容器均在运行状态，通过合520 开关模拟冲击2 号主变压器，电网用电压源和短路容量进行等效模拟，短路容量为400 MVA。

图3 仿真模型

1 号主变压器低压侧仿真电压与电流波形如图4 所示。图4 中520 开关合闸后，低压侧电流3 次谐波呈现出明显的先放大后缩小的特征，其中3 次谐波最大含量达到了基波的195%，出现了严重的谐波放大现象。低压侧电压中3 次谐波含量也呈现同样变化趋势，造成低压侧最大电压幅值达到额定电压的1.43 倍，易造成设备过压损毁。

综上所述， 2 号主变压器投运低压侧设备损坏的原因是1 号主变压器低压侧电容器电抗率配置不合理，当2 号主变压器空充时，激发3 次谐波放大或谐振， 1 号主变压器低压侧过电压。

图4 1 号主变压器低压侧电压、电流波形

3 解决方案及试验验证

为顺利完成2 号主变压器投产，针对站内无功补偿电容可能造成的谐波谐振问题，提出退出两组无功补偿电容后试送2 号主变压器的方案，利用此技术方案，主变压器经3 次冲击试验后顺利完成送电，未见低压侧存在3 次谐波谐振放大，用户侧无设备损坏。

3.1 电容器投切对谐波的影响

在开展2 号主变压器空充前，对1 号主变压器进行了电容器投切试验。不同电容器投入运行下，1 号主变压器10 kV 母线电压谐波总畸变率、 3 次谐波电压含有率以及3 次谐波电流值变化趋势如图5 所示。

从图5 可看出，投两组电容器时10 kV 母线电压谐波总畸变率最大值约6%， 3 次谐波电压含有率约为5.8%， 3 次谐波电流最大值约为178 A；当退出一组电容器时10 kV 母线电压谐波总畸变率最大值约2.8%， 3 次谐波电压含有率约为2.4%， 3次谐波电流最大值约为40 A；当两组电容器均退出时10 kV 母线电压谐波总畸变率最大值约2%， 3次谐波电压含有率约为0.5 %， 3 次谐波电流最大值约为3 A。由此可以分析得出， 1 号主变压器串抗率为6%的电容器对3 次谐波有较大的放大作用，特别是当投入2 组电容器时， 3 次谐波放大严重，试验测试结果验证了前期理论及仿真分析的正确性。

图5 电容器投切试验测试曲线

3.2 2 号主变压器冲击试验结果分析

退出两组电容器后，对2 号主变压器进行3 次冲击试验， 1 号主变压器10 kV 侧电压幅值基本没有变化， 3 次谐波未见明显的放大或谐振现象，未产生过电压情况，最高电压仅为11.3 kV (约为额定电压的1.13 倍)，比电容器冲击时降低了约0.2 kV。 10 kV 侧3 次谐波电流约由4.8 A 瞬间增加到41 A， 3 次谐波电压含有率约由0.5%瞬间提升到15.6%，均在冲击瞬间达到最大值，然后衰减降低至正常水平，这是由2 号主变压器空充导致1 号主变压器产生和应涌流(含3 次谐波) 所致。由此可见，所提出的试送方案有效防止了1 号主变压器低压侧因谐波放大而产生过电压问题，方案正确合理。

4 后续措施

1) 依据GB 50227—2017 《并联电容器装置设计规范》优化变电站电容器的串抗率，将1 号主变压器两组串抗率为6%的电容器更换为串抗率为12%和5%的电容器，以降低系统谐波的同时，抑制3 次谐波谐振风险。更换后修改变电站运维规程，需投入两组电容器时，应先投入串抗率为12%的电容器；需退出两组电容器中的一组时，应先退出串抗率为5%的电容器。

2) 建议将2 号主变压器一组串抗率为5%的电容器更换为串抗率为12%的电容器。更换后修改变电站运维规程，需投入两组电容器时，应先投入串抗率为12%的电容器；需退出两组电容器中的一组时，应先退出串抗率为5%的电容器。

3) 在1、 2 号电容器没有按照要求更换前，需配套修改变电站运维规程，明确后续站内2 号主变压器投切操作前必须先退出1 号主变压器两组电容器，待2 号主变压器投切操作完毕后再投入电容器。此外， 2 号主变压器运行状态下进行1 号主变压器投切时，也需退出2 号主变压器低压侧两组电容器，待1 号主变压器投切完毕后再投入电容器。

4) 依据DL/T 1344—2014 《干扰性用户接入电力系统技术规范》、 DL/T 1198—2013 《电力系统电能质量技术管理规定》，按照“谁污染，谁治理” 的原则，建议协调督促1 号主变压器供带的高耗能非线性负荷企业以及工业园企业实施电能质量治理。对于2 号主变压器即将接入的高耗能企业，应严格把控接入方案、可研设计等审查，务必要求企业实施入网电能质量评估，落实电能质量治理措施，治理装置要和企业厂区供电系统“同步设计、同步施工、同步投运”，高耗能企业试运行阶段，应开展电能质量测试，测试合格后方可允许企业负荷正式并网供电。