220 kV变压器中性点接地方式改造后相关设备的安全校核分析

(四川泸州川南发电有限责任公司, 四川 泸州 646007)

0 引 言

随着四川电网网架的变化，川内部分变电站出现单相短路电流高于三相短路电流的现象，已成为限制电网运行和发展的主导因素之一。经研究表明，变压器中性点采用小电抗器接地的方式来限制短路电流是非常有效和必要的[1—2]。

方山电厂2×600 MW机组于2007—2008年投运，布置有2台主变压器和1台启动备用变压器。由于曾发生过电厂出线单相接地短路故障导致主变压器损坏，为有效地限制电厂近区接地短路故障流经主变压器的短路电流，方山电厂于2014年在2台主变压器中性点分别增加了限流小电抗器。同时由于电厂处于特高压直流输电线路接地极附近，在复龙、宾金直流输电线路不对称方式运行时，给方山电厂主变压器带来了直流偏磁问题。方山电厂通过多方调研和论证，于2014年在2台主变压器中性点增加了隔直装置。隔直装置采用一拖二的方式，通过隔离开关选择其中1台主变压器中性点经小电抗器和隔直装置接地。启动备用变压器中性点仍直接接地。

当前，随着电网网架的不断加强，方山电厂近区发生非对称故障时，不接地主变压器中性点放电击穿间隙将存在被击穿风险，同时500 kV泸州变电站220 kV系统单相短路电流将超过断路器遮断容量。为消除方山电厂中性点不接地主变压器中性点放电击穿间隙被击穿的风险，以及降低500 kV泸州变电站220 kV系统单相接地短路电流，需将电厂2台主变压器中性点接地方式进行改造。即由1台主变压器中性点经小电抗器和隔直装置接地，另1台主变压器中性点经间隙接地，调整成2台主变压器均经过小电抗器和隔直装置接地。

主变压器中性点接地方式改变后，电网零序阻抗特性发生变化，不对称故障时可能导致暂态电压过高引发设备损坏。为保证安全，需对相关设备进行仿真计算和安全校核。

下面通过仿真计算分析，模拟方山电厂近区不同接地故障，分别得出方山电厂2台主变压器采用不同接地方式下，主变压器中性点、接地小电抗器、隔直装置处的暂态电压和短路电流，以及通过对继电保护的影响分析、谐振风险评估，为主变压器中性点接地方式的改造提供依据。

1 相关设备主要参数

相关设备主要参数见表1—表3。主变压器中性点加装隔直装置后接线如图1所示。

表1 主变压器及启动备用变压器参数

表2 主变压器中性点电抗器参数

表3 主变压器隔直装置参数

图1 主变压器中性点加装小电抗器和隔直装置简化接线

2 不同接地方案下的电磁暂态分析

2.1 短路电流计算

2.1.1 方山电厂近区网架参数

方山电厂2×600 MW机组为单元机组接线方式，经3回220 kV线路接入500 kV泸州变电站，线路长约5.8 km(方山电厂近区电网拓扑见图2)。500 kV泸州变电站主变压器采用自耦变压器。随着系统的扩大，接线间隔的不断接入，以及500 kV泸州东变电站的投运，500 kV泸州变电站将面临220 kV系统单相接地短路电流高于三相短路电流，且超过断路器遮断容量的现象。

2.1.2 计算条件

本次仿真计算基于2022年四川电网夏季最大运行方式网架，全网全接线、全开机，退出四川500 kV和220 kV变电站低电容低电抗，不退出超/特高压直流换流站高压滤波器，保留线路高压电抗器，退出母线高压电抗器，利用PSASP7.60基本计算方法计算短路电流[3—4]。

图2 2022年方山近区电网拓扑图

2.1.3 计算结果

在方案1(未加装小电抗器，2台主变压器直接接地)、方案2(1号主变压器加装小电抗器和隔直装置，2号主变压器直接接地)、方案3(1号主变压器加装小电抗器和隔直装置，2号主变压器间隙接地)、方案4(2台主变压器均经小电抗器和隔直装置接地)的情况下，方山电厂主变压器高压侧、500 kV泸州变电站主变压器中压侧三相短路电流及单相接地短路电流如表4、表5所示。

表4 方山电厂近区三相短路计算结果单位：kA

表5 方山电厂近区单相接地短路计算结果单位：kA

表4表明主变压器中性点接地方式对三相短路电流无影响。

表5表明方案4(2台主变压器均经小电抗器和隔直装置接地)情况下，500 kV泸州变电站主变压器中压侧发生单相接地短路故障，短路电流水平为46.5 kA，满足断路器遮断能力要求(断路器遮断能力50 kA)。

2.2 电厂近区线路非对称故障时主变压器电磁暂态分析

根据仿真计算，得知方山电厂主变压器中性点最大电流9.78 kA，隔直电容最高电压6.43 kV分别出现在方案3、方案4情况下方山电厂220 kV母线单相接地时(中性点电流见图3、图4；隔直电容电压见图5)；主变压器中性点最高电压135.06 kV出现在方案3情况下500 kV泸州变电站220 kV母线两相接地短路故障时(见图6、图7)。考虑篇幅，电磁暂态分析只列举不同方案下方山—泸州220 kV线路两端发生不对称故障的计算数据。其中，暂态过电压的计算考虑故障时刻和相位影响，取过电压最大的方式为结果。

图3 方案3下方山电厂母线单相接地1号、2号主变压器中性点电流

图4 方案4下方山电厂母线单相接地1号、2号主变压器中性点电流

图5 方案4下方山电厂母线单相接地隔直电容电压

2.2.1 单相接地短路故障

1)方山电厂220 kV母线单相接地短路故障

设定t=3.0 s时，方山电厂220 kV母线出现A相接地短路故障，不同方案下，分别得到方山电厂1号、2号主变压器中性点电压、电流及隔直电容电压幅值如表6所示。

图6 方案3下泸州变电站220 kV母线两相接地1号、2号主变压器中性点电压

图7 方案4下泸州变电站220 kV母线两相接地1号、2号主变压器中性点电压

表6 方山电厂220 kV母线单相接地短路

2)500 kV泸州变电站220 kV母线单相接地短路故障

设定t=3.0 s时，500 kV泸州变电站220 kV母线出现 A 相接地短路故障，不同方案下，分别得到方山电厂1号、2号主变压器中性点电压、电流及隔直电容电压幅值如表7所示。

2.2.2 两相接地短路故障

1)方山电厂220 kV母线两相接地故障

设定t=3.0 s时，方山电厂220 kV母线出现A相和B相接地短路故障，不同方案下，分别得到方山电厂1号、2号主变压器中性点电压、电流及隔直电容电压幅值如表8所示。

2)500 kV泸州变电站220 kV母线两相接地短

表7 500 kV泸州变电站220 kV母线单相接地

路故障设定t=3.0 s时，500 kV泸州变电站220 kV母线出现A相和B相接地短路故障，方案1、方案2、方案3、方案4情况下，分别得到方山电厂1号、2号主变压器中性点电压、电流及隔直电容电压幅值如表9所示。

表8 方山电厂220 kV母线两相接地短路故障

表9 500 kV泸州变电站220 kV母线两相接地

方案4下，从表6可知故障时隔直装置电容出现的电压峰值为6.43 kV，该电压远超过了晶闸管导通电压，此时晶闸管会瞬间导通且电容旁路断路器会闭合；由表9可知主变压器中性点电压峰值为103.64 kV，由表6可知电流峰值为9.14 kA，均低于表1给出的主变压器中性点工频绝缘水平200 kV，表2给出的小电抗器可承受的短时电流8 kA(有效值，10 s)以及表3给出的隔直装置热稳定电流22 kA(1 s)。

由此可得出方案4下，隔直电容出现的暂态电压虽超过了电容额定电压，但该电压下晶闸管会瞬间导通，旁路断路器会闭合，隔直装置被旁路后可保障电容设备安全；主变压器中性点出现的暂态电压、电流峰值，小电抗器、隔直装置出现电流峰值均在设备的额定参数范围内，满足设备的安全要求。

3 对继电保护的影响分析

由于主变压器中性点加装小电抗器和隔直电容主要影响系统的零序网络，针对方山电厂主变压器高压侧和500 kV泸州变电站主变压器中压侧单相短路电流和两相接地短路电流进行分析。

目前方山电厂采用的方案3，1号主变压器经小电抗器(11.67 Ω)和隔直装置(66 000 μF)接地，2号主变压器不接地。若改为方案4，2台主变压器加电抗器(均为11.67 Ω)和1套隔直装置(66 000 μF)接地，根据表10单相接地短路计算结果和表11两相短路接地计算结果显示，在方山电厂和500 kV泸州变电站220 kV母线发生不对称故障时，单相接地短路电流峰值会增加0.6 kA，两相接地短路电流峰值会增加0.9 kA。

表10 单相接地短路计算结果

表11 两相接地短路计算结果

3.1 对线路保护的影响分析

3.1.1 线路相间距离

由于主变压器中性点接地方式不影响三相短路和两相短路的序网图，因此主变压器中性点接地方式不会影响线路保护的相间距离保护。

3.1.2 线路接地距离保护

表10—表11表明，方案4相对于方案3来说，不同故障点以方山电厂220 kV母线发生单相接地短路故障时短路电流变化最大。以500 kV泸州变电站侧保护来说，方案3下接地距离保护测量阻抗为3.108 7 Ω，较方案4的接地距离保护阻抗3.107 2 Ω，减少了0.048%，可视作增大了保护灵敏度；对方山电厂侧来说，方案3下接地距离保护测量阻抗为3.023 6 Ω，较方案4的接地距离保护测量阻抗3.039 3 Ω，增大了0.52%。

3.1.3 线路零序电流保护

方山电厂主变压器中性点接地方式的改变会导致零序等值网络的改变，接地故障时的零序阻抗和零序电流也必然改变。从仿真计算结果得知，方山电厂220 kV母线发生两相短路接地故障时方案4相对于方案3的短路点零序电流变化最大，方案3短路点零序电流为9.53 kA，方案4短路点零序电流为10.45 kA，增加了9.65%。则需对线路零序保护进行整定校核。

3.2 对主变压器保护的影响分析

3.2.1 主变压器主保护

中性点接地方式的变化不会影响差动保护中的差动电流和制动电流的数值关系，因此不会对差动保护产生影响。

3.2.2 主变压器零序过电流保护

主变压器零序过电流保护直接以主变压器中性点电流为判据，所以改变中性点接地方式会对零序过电流保护有直接的影响。从仿真计算结果得知：方山电厂主变压器中性点接地方式从方案3改为方案4后，500 kV泸州变电站500 kV单相接地短路故障时，主变压器中性点电流从7.55 kA降低至6.81 kA，变化9.8%；变压器高压侧绕组零序电流从1.39 kA升至1.47 kA，变化5.8%。泸州变电站220 kV单相接地短路，主变压器中性点电流从7.53 kA降低至6.88 kA，变化8.6%；主变压器中压侧绕组零序电流从0.84 kA变化为0.79 kA，变化5.8%。因此主变压器各绕组零序电流变化较大，需对主变压器高压侧零序保护进行整定校核。

通过对方山电厂主变压器高压侧零序过流保护定值进行了灵敏度校核，当前定值下Ⅰ段灵敏度大于2，满足规程DL/T 684—2012《大型发电机变压器继电保护整定计算导则》的要求[5]。

3.3 对发电机保护的影响分析

由于主变压器中性点接地点位于其高压侧，发电机侧(变压器低压侧)绕组为△接线，无零序通路，故发电机的零序等值网络没有变化。另外，主变压器中性点的变化不会影响发电机侧的正序和负序网络。故主变压器中性点接地方式的改变不会对发电机保护产生影响。

4 谐振风险评估

加装2台小电抗器和隔直装置后，可能产生串联谐振问题，现对该问题进行分析。

4.1 仅1台小电抗器投入运行

小电抗器工频电抗XL为11.67 Ω，隔直电容C为66 000 μF，可以计算得到电容器和电抗器的谐振频率为

4.2 2台小电抗器均投入运行

2台小电抗器工频电抗XL均为11.67 Ω，并联后等效为5.835 Ω，隔直电容C为66 000 μF，可以计算得到电容器和电抗器的谐振频率为

无论是仅使用1台小电抗器还是2台小电抗器均使用，其谐振频率远远小于基波频率，因此不会发生串联谐振。

5 结 论

1)方山电厂2台主变压器中性点均经小电抗器和隔直装置接地，可有效降低500 kV泸州变电站220 kV母线单相接地短路电流水平，在当前电网网架结构下满足断路器遮断能力要求，可消除非对称故障下方山电厂非直接接地主变压器中性点放电间隙被击穿的风险。

2)方山电厂近区220 kV系统不同接地故障情况下，方山电厂主变压器中性点、接地电抗器、隔直装置的安全校核满足要求。

3)方山电厂主变压器中性点接地方式的变化，谐振频率远小于基波频率，不会导致串联谐振的发生。

4)对方山电厂220 kV线路接地距离保护、零序电流保护存在一定的影响，需单独校核。对线路相间距离保护、主变压器差动保护以及发电机保护不会产生影响。通过对方山电厂主变压器高压侧零序过流保护Ⅰ段定值进行了校核，灵敏度满足规程要求。