500 kV大型水電站主變壓器側避雷器優化

萬磊，范冕，何慧雯

(中國電力科學研究院，武漢市430074)

0 引言

建設大型水電站是我國能源戰略的重點［1］，而大型水電站工程的經濟性是大力發展水電的重要問題之一［2］。隨著對大型水電站工程設計的深入研究，在不降低水電站安全性能的前提下，優化其避雷器的配置，可以節約工程投資。與一般變電站相比，大型水電站又有一些特殊性，主要有:(1)水電站的主變壓器遠多于一般變電站;(2)受水電站廠址的制約，部分主變壓器和開關站距離較遠，一般是通過架空線路或者氣體絕緣輸電線路(gas insulation line，GIL)管道連接。水電站主變壓器旁均安裝避雷器保護［3］，如能針對水電站的特殊性，從過電壓的角度優化現有的主變壓器側避雷器配置方案，其經濟效益十分可觀。

本文通過對2個典型水電站工程——葛洲壩大江電廠和溪洛渡左岸升壓站進行建模計算分析，從雷電侵入波過電壓和操作過電壓2個方面分析不同結構的水電站應采用的避雷器布置方案，并對其進行風險評估。

1 雷電侵入波過電壓

根據主變壓器與開關站的連接方式，可將水電站分為2類:第1類為主變壓器和開關站之間采用架空線路連接;第2類為主變壓器和開關站之間采用非架空線路連接。

從雷電侵入波過電壓的角度來說:第1類水電站由于采用架空線路，除考慮開關站出線遭受近區(2 km)雷擊外，還必須考慮主變壓器－開關站的架空線路遭受雷擊而引起的侵入波過電壓情況;第2類由于主變壓器－開關部分采用GIL連接，所以不考慮連接線遭受雷擊，只考慮水電站出線近區雷擊引起的過電壓［4］。

1.1 第1類水電站

葛洲壩大江電廠為典型的第1類水電站，其接線示意見圖1，使用EMTP電磁暫態仿真程序對雷電侵入波過電壓進行計算。

考慮到水電站的重要性，計算全部采用最嚴苛的工況“一線一變”的運行方式，對變壓器而言，此方式下的雷電侵入波過電壓是最嚴重的。選取大江電廠不同出線和主變壓器配合，分別計算12種“一線一變”運行方式。

雷電參數采用2.6/50 μs的三角波，計算考慮了雷電反擊和繞擊這2種雷擊方式，同時考慮近區雷擊和雷擊連接線兩級桿塔。反擊雷電流取216 kA，繞擊雷電流根據對應桿塔通過電氣幾何模型求得。

圖1 葛洲壩大江電廠500 kV GIS開關站主接線圖Fig.1 Main electrical wiring diagram of Gezhouba Dajiang hydropower station

一般來說，水電站的母線安裝有避雷器，主變壓器－開關站連接線兩側安裝避雷器，出線安裝有避雷器［5］。計算分別考慮取消主變壓器側避雷器和母線避雷器。

葛洲壩大江電廠計算結果見表1，從表1可得:(1)當開關站母線不安裝避雷器時，出線近區雷擊或雷擊主變壓器－開關站架空線路，變電站內各設備雷電侵入波過電壓，均在絕緣裕度允許的范圍內;(2)當取消主變壓器側避雷器，當主變壓器－開關站架空線路遭受雷擊時，主變壓器超過了絕緣裕度允許的范圍。

表1 葛洲壩大江電廠開關站“一線一變”運行方式下雷電侵入波過電壓和避雷器電流Tab.1 Overvoltage and arrester current of lightning invasion waves under‘single line single transformer wiring’operation mode in Gezhouba Dajiang hydropower station

當大型水電站采用架空線路連接主變壓器和開關站時，由于架空線路有可能遭受雷擊，侵入波在架空線路上傳播，如沒有兩端避雷器限制其幅值會對主變壓器造成危害。

所以對第1類水電站來說，可通過仿真計算，采用母線不安裝避雷器，主變壓器－開關站兩端必須安裝避雷器的布置方案。

1.2 第2類水電站

第2類水電站主變壓器和開關站部分一般采用封閉式連接，如GIL或氣體絕緣金屬封閉開關設備(gas insulated switchgear，GIS)連接，所以不用考慮連接線直接遭受雷擊。我國500 kV變電站一般可以通過雷電侵入波計算確定母線不安裝避雷器［6］，而對于主變壓器較多的大型水電站，可以考慮安裝母線避雷器來優化主變壓器側避雷器數量。

現就典型的大型變電站(溪洛渡左岸工程)為例，計算第2類水電站雷電侵入波過電壓，溪洛渡左岸變電站主接線示意見圖2。

圖2 溪洛渡左岸變電站主接線圖Fig.2 Main electrical wiring diagram of Xiluodu Left Bank hydropower station

仿真計算偏嚴考慮，采用最嚴酷工況“一線一變”的運行方式，計算了9種“一線一變”運行方式下水電站雷電侵入波過電壓。

雷電參數采用2.6/50 μs的三角波，計算考慮了雷電反擊和繞擊這2種雷擊方式，只考慮近區雷擊。反擊雷電流取216 kA，繞擊雷電流根據對應桿塔通過電氣幾何模型求得。

根據優化設計，母線安裝有2組避雷器，主變壓器側不安裝避雷器，出線安裝有避雷器。如果能主變壓器和母線共用避雷器，可以節省數量較多的主變壓器側GIS避雷器。GIS避雷器較昂貴，如果此方案可行，則可節約工程投資，對今后水電站的建設有明顯的經濟效益［7］。

溪洛渡左岸水電站雷電侵入波過電壓計算結果見表2，各設備的絕緣裕度情況見表3。從表2、3可得:(1)當水電站采用GIL連接主變壓器和開關部分時，由于在不考慮連接線遭雷擊，母線和主變壓器共用避雷器的情況下，各設備的雷電侵入波過電壓均在絕緣裕度允許的范圍內;(2)由于采用最嚴苛的“一線一變”運行方式，當運行方式高于“一線一變”時各設備的過電壓幅值會更小，其絕緣裕度更大。實際上，大型水電站因故障停運線路或者主變壓器檢修時，會退出運行，但是出現“一線一變”的概率很小，所以從雷電侵入波過電壓的角度來說，大型水電站采用主變壓器側與母線共用避雷器的布置方案，站內各設備還是有較大的絕緣裕度的［8］。

當大型水電站采用GIL或GIS連接主變壓器和開關部分時，由于不考慮連接線直接遭雷擊，只考慮出線近區雷擊引起雷電侵入波過電壓。站內各設備雷電侵入波過電壓滿足安全裕度的要求［9］。

所以對第2類水電站來說，可通過仿真計算，采用母線和主變壓器共用避雷器的避雷器布置方案。

表2 溪洛渡左岸電站“一線一變”運行方式下雷電侵入波過電壓和避雷器電流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 溪洛渡左岸電站“一線一變”運行方式下電站設備的絕緣裕度Tab.3 Insulation margin of power station equipment under‘single line single transformer wiring’operation mode in Xiluodu Left Bank hydropower station

2 大型水電站主變壓器側不安裝避雷器情況下操作過電壓校核

發電機－變壓器單元接線的主變壓器是最大、最重和最昂貴的設備，其檢修和更換困難，發生絕緣損壞事故后停電檢修時間長，發電損失大，因此也是最重要的設備。根據雷電侵入波過電壓的計算結果，主變壓器側可以不裝避雷器，現以溪洛渡左岸電站工程為例，從操作過電壓保護角度分析主變壓器側是否需裝避雷器。

2.1 500 kV主變壓器操作過電壓的允許值

主變壓器的額定操作沖擊耐受電壓為1 175 kV，合 2.61 pu。按 GB/T 311.2—2002《絕緣配合第2部分:高壓輸變電設備的絕緣配合使用導則》規定的安全系數1.15，允許過電壓1 022 kV，即為2.276 pu。

因此考慮操作沖擊對變壓器損傷的累積效應、生產中的分散性和運行中主變壓器絕緣的老化，主變壓器的操作過電壓允許值可定為2.28 pu。該值高于額定電壓420 kV、避雷器電流2 kA配合下的保護水平858 kV，即1.91 pu。也就是說，主變壓器側裝避雷器情況下的操作過電壓的安全系數為1.37，大于規定值1.15，這樣主變壓器更安全。

2.2 投切空載變壓器過電壓

2.2.1 高壓側操作

DL/T 620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》規定:當開斷具有冷軋硅鋼片的變壓器時，過電壓一般不超過2.0 pu，可不采取保護措施;空載變壓器和并聯電抗補償裝置合閘產生的操作過電壓一般不超過2.0 pu，可不采取保護措施。采用熄弧性能較強的斷路器開斷激磁電流較大的變壓器以及并聯電抗補償裝置產生的高幅值過電壓，可在斷路器的非電源側裝設閥式避雷器加以限制。保護變壓器的避雷器可裝在其高壓側或低壓側，但高、低壓側系統接地方式不同時，低壓側宜裝設操作過電壓保護水平較低的避雷器［10］。

現代變壓器均采用冷軋硅鋼片，因此變壓器激磁電流較小［11］，GIS的斷路器開斷空載變壓器，即使產生截流，截流值也較小，且GIS斷路器不會發生重燃，按標準規定可在高壓端不裝避雷器。但標準對合空變壓器操作并未予以詳細規定，主要擔心的是合空變過程中，由于三相操作不同期，先合的兩相會通過三角形低壓繞組在未合的一相上感應出過電壓。由于該相并未受到母線避雷器保護，過電壓是否超過2.28 pu與多種因素相關，如與是否通過500 kV長輸電線合空變，變壓器的剩磁大小，變壓器高壓端對地等值電容與激磁電抗構成的LC并聯回路諧振頻率［12］，斷路器不同期特性及合空變時是否帶有廠用變壓器等多種因素相關。

溪洛渡左岸GIS升壓站出線線路較短，最長為88 km，主變壓器至斷路器的GIS管道不長，總的高壓側對地電容約為0.012 μF。初步計算表明三角形低壓繞組側發電機斷路器(generator circuit-breaker，GCB)斷開，且廠用變斷開(此處偏嚴考慮)，合空變的過電壓不高，最大過電壓1.80 pu，因此從合空變操作來看，高壓側可以不裝避雷器。

但若合空變操作的斷路器發生單相拒動，則拒動相的變壓器高壓端過電壓最高達2.13 pu，但發生單相拒動的概率極低。且即使發生單相拒動，超過2.28 pu過電壓的概率為0。

2.2.2 低壓側操作

主變壓器由發電機從低壓側充電應采用零起升壓方式，應禁止發電機升至額定電壓后，在20 kV側采用發電機出口斷路器GCB行合空變操作。因為20 kV側避雷器的保護水平較高，最大不超過2.8 pu，而相間過電壓按DL/T 620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》可取相對地過電壓的1.3～1.4倍，這樣相間最大過電壓為3.92 pu，該相間過電壓按變比傳遞到500 kV側，即可導致500 kV側過電壓也達到3.92 pu，遠超過允許值2.28 pu。

2.2.3 500 kV側接地故障清除過電壓

為清除500 kV側接地故障，變壓器500 kV側斷路器跳閘，導致變壓器脫離母線避雷器保護，而接地故障期間變壓器提供的短路電流，在故障清除時在線圈所儲存的磁能，與高壓端電容在故障清除后形成的振蕩可產生過電壓，超過2.28 pu。產生這類過電壓的運行方式有3種。方式I為變壓器母線側斷路器檢修，線路發生接地故障，線路與變壓器共用的斷路器跳閘，清除接地故障;方式II為線路檢修，僅變壓器經母線斷路器連接至母線，母線發生接地故障;方式III為3/2接線的變壓器T區發生接地故障。3種方式下，不論是清除單相接地、兩相接地和三相接地故障都會產生這種接地故障清除過電壓。其中發生概率較高的單相接地過電壓最高達2.63 pu，其波形見圖3。

除了方式I線路發生單相接地的概率較大外，其他接地故障發生的概率極小。即使發生，產生超過2.28 pu的概率也只有8%。單相接地的過電壓概率分布見圖4。

圖3 發電機500 kV側單相接地故障清除三相過電壓波形Fig.3 Three-phase overvoltage waveform after 500 kV single-phase grounding fault clearing of generator

圖4 運行方式I下單相接地故障清除過電壓出現的概率分布Fig.4 Probability distribution of overvoltage after single-phase grounding fault clearing under operating mode I

2.2.4 20 kV側故障和操作產生的過電壓

主變壓器低壓20 kV側至GCB之間接有20 kV/10.3 kV廠用變、PT設備，GCB后接有發電機、勵磁變壓器、PT等設備，主變壓器低壓20 kV側系統為中性點經高電阻接地系統。該系統可能發生單相弧光接地，進而有可能誘發兩相弧光接地，另外20 kV/10.3 kV廠用變的低壓側接有廠用設備，其操作和接地故障產生的相間過電壓均可能通過廠用變傳遞到20 kV側相地和相間。如果上述過電壓發生在發電機零起升壓后等待并網的時間內或運行期間保護使得主變壓器高壓側斷路器先跳，脫離母線避雷器保護后的時間段內，則可對變壓器高壓絕緣帶來威脅。主要原因是20 kV中性點經高電阻接地系統允許的過電壓較高，根據DL/T 5090—1999《水力發電廠過電壓保護和絕緣配合設計技術導則》規定單相接地最高相地工頻過電壓允許值為2.6 pu。操作過電壓可按避雷器保護水平定為2.8 pu，而相間過電壓為3.92 pu，該相間過電壓按變比傳遞到500 kV側，即可導致無避雷器保護的500 kV側過電壓也達到3.92 pu，遠超過允許值2.0 pu。

20 kV發電機中性點經高電阻接地可快速切除發電機和變壓器，因此20 kV系統產生的過電壓持續時間較短，且主變壓器高壓側脫離母線避雷器保護的概率低，時間短，因此對主變壓器的威脅不大。

主變壓器20 kV側系統過電壓產生原因多，機理復雜，模擬研究困難。由于主變壓器Y/Δ聯結，低壓側單相弧光接地過電壓不會耦合到高壓側;只有兩相電弧接地和三相電弧接地過電壓(幾百Hz以下)才會耦合到高壓側，因此僅研究了變壓器低壓側發生兩相電弧接地故障，及其隨后的故障清除產生過電壓。過電壓大小與變壓器高壓斷路器先跳還是低壓斷路器先跳次序有關。圖5為變壓器低壓側兩相弧光接地故障，變壓器高壓側斷路器先跳，發電機GCB后跳，相差10 ms，變壓器高壓側過電壓達2.19 pu的波形。分析其原因是變壓器斷路器切斷短路電流的磁能與變壓器高壓側對地電容之間的振蕩轉換，導致較高的過電壓。但發生兩相電弧接地和三相電弧接地故障的概率極低，即使發生兩相電弧接地故障，變壓器高壓側超過2.28 pu的概率為0，其直方圖見圖6。

3 大型水電站主變壓器側不安裝避雷器的風險評估

3.1 從雷電侵入波過電壓的角度進行風險分析

從統計的角度來看，按照出線安裝避雷器，主變壓器和母線共用避雷器的避雷器布置方案，采用區間統計法計算得到溪洛渡水電站左岸的平均無故障時間高于1 230年，具有足夠高的防雷可靠性。

圖5 變壓器低壓側兩相接地故障、高壓側斷路器先跳閘、GCB跳閘后，高壓、低壓側過電壓波形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

圖6 變壓器低壓側兩相接地故障、高壓側斷路器先跳閘、GCB跳閘后，高壓側C相過電壓分布概率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 從操作過電壓的角度進行風險分析

(1)變壓器高壓側斷路器操作較少，而操作次數較多的合空變產生的操作過電壓較低，最大1.80 pu，操作中發生單相拒動的概率極低，即使發生，拒動相的變壓器高壓端過電壓最高達2.13 pu，低于變壓器允許值2.28 pu，并可由變壓器過電壓保護和斷路器非全相保護跳開變壓器斷路器。因此變壓器高壓側操作導致變壓器絕緣擊穿的風險基本可以忽略。

(2)高壓側變壓器斷路器T區和母線接地故障及其清除過電壓發生概率極低，避免變壓器脫離母線避雷器保護的運行方式可避免線路接地故障及其清除過電壓，且接地故障及其清除過電壓最高達2.63 pu，雖超過2.28 pu，但概率較小，僅為8%。因此變壓器高壓側接地故障導致絕緣擊穿的風險基本可以忽略。

(3)20 kV發電機中性點經高電阻接地可采用GCB快速切除發電機和變壓器，因此20 kV系統單相接地產生的過電壓持續時間較短，單相接地誘發為兩相或三相接地概率極低，且故障時變壓器高壓側斷路器先于GCB跳，脫離母線避雷器保護的概率也很低。同樣情況也出現在廠用變10 kV側相間操作過電壓傳遞到20 kV側，因此變壓器低壓側接地故障和操作過電壓導致高壓側絕緣擊穿的風險基本可以忽略。

(4)需禁止采用GCB進行合空變操作，只允許GCB并解列操作，并解列操作時除無母線運行方式外，變壓器高壓側也受到母線避雷器保護，由此變壓器低壓側操作導致變壓器高壓側絕緣擊穿的風險基本可以忽略。

引起主變壓器高壓側操作過電壓超過絕緣水平允許值2.28 pu的事件均屬很小概率事件，因此主變壓器高壓側可以不裝避雷器，以節省投資和減少維護費用，主變壓器高壓側因操作過電壓發生絕緣擊穿的風險基本可以忽略。由母線避雷器保護主變壓器方案要求避免變壓器脫離母線避雷器運行方式，如單線單變無母線運行方式和變壓器母線側斷路器檢修方式等

4 結論

(1)如500 kV大型水電站的主變壓器和開關站采用架空線連接，則可通過仿真計算后，優化母線避雷器，而架空線兩側必須安裝避雷器。

(2)如果500 kV大型水電站的主變壓器和開關部分采用GIS或者GIL連接，則可通過仿真計算采取主變壓器側和母線側共用避雷器的形式來優化主變壓器側避雷器。

(3)通過仿真計算分析，從雷電過電壓和操作過電壓2個方面得到主變壓器和母線共用避雷器的避雷器布置方案有足夠高的可靠性，可運用于工程實際。

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