主變壓器投運空充損毀低壓側設備問題分析和解決措施

王燦， 嚴亞兵， 李輝， 范敏， 唐星祝， 吉光亞

(1.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院， 湖南 長沙410007；2.湖南省湘電試驗研究院有限公司， 湖南 長沙410004)

0 引言

某110 kV 變電站擴建工程2 號主變壓器沖擊試驗時， 7 次沖擊試驗均造成站內1 號直流充電模塊損壞、 10 kV 站用變保險三相熔斷及用戶側變頻器、 彩色電子顯示屏等大量設備損壞[1-5]。 針對該主變壓器投運空充損毀低壓側設備問題， 本文通過分析研究及現場試驗， 查明事故的原因， 提出優化主變壓器空充方案、 調整電網運行方式、 改造電容器串抗率配置等系列針對性措施， 確保擴建的2 號主變壓器安全可靠的順利投產[6-8]， 有效避免了事故再次發生。

1 變電站運行方式

變電站主接線如圖1 所示， 其中110 kV 為單母線， 2 號主變壓器投運時， 2 號主變壓器中性點接地， 1 號主變壓器處于正常運行狀態， 中性點未接地。 35 kV 母線順發Ⅰ回線、 順發Ⅱ回線供帶高能耗企業， 為諧波干擾源； 10 kV 308 三鑫鋇業線和314 工業園線處于運行狀態， 也為諧波干擾源。

10 kV 1 號主變壓器兩組電容器(電容器串抗率均為6%) 處于投入狀態， 2 號主變壓器兩組電容器(電容器串抗率均為5%) 處于退出狀態。 在上述變電站運行狀態下， 對2 號主變壓器進行7 次沖擊試驗， 均造成站內低壓側設備和用戶設備損壞。

圖1 變電站主接線圖

2 事故原因分析

2.1 故障錄波數據分析

第7 次2 號主變壓器空充時110 kV 晃前線的波形如圖2 所示。

520 開關合閘空充2 號主變壓器波形上呈現出典型的勵磁涌流特征， 諧波含量以偶次諧波為主。約80 ms 后， 電流諧波畸變程度逐漸加大， B 相電流3 次諧波含量最大達到173%， 3 次諧波電流具有明顯的放大甚至諧振的特征。

2.2 理論分析

1 號主變壓器配置2 組電容器， 每組電容器容量為5 Mvar， 串抗率均為6%。 標準GB 50227—2017 《并聯電容器設計規范》 規定， 串聯電抗器的主要作用是抑制諧波和限制涌流， 當電網中諧波含量甚少時， 串聯電抗器僅僅用于限制涌流， 電抗率宜取0.1%～1%； 當電網中諧波不可忽視時， 電抗率應根據電容器接入電網處的背景諧波含量的測試值選擇， 當諧波為5 次及以上時， 電抗率宜取5%， 當諧波為3 次及以上時， 電抗率宜取12%，亦可采用5%與12%兩種電抗率混裝方式[9-12]。 據該變電站諧波測試報告表明， 變電站35 kV 及10 kV電源供帶了干擾源負荷， 含有大量的3 次、 5次諧波， 35 kV 側3 次、 5 次諧波電壓含有率分別為4.8%、 2.9%； 35 kV 側3 次、 5 次諧波電壓含有率分別為4.2%、 3.6%， 均超過國家標準限值。根據國家標準， 變電站1 號主變壓器應至少配置一組串抗率12%的電容器組， 現有站內電容器串抗率設計不符合規程要求[13-15]。 目前串抗率6%的電容器(對3 次諧波呈現容性) 對3 次諧波有潛在放大或諧振的風險， 加上2 號主變壓器空充(空充勵磁電流含有大量3 次諧波)， 激發了3 次諧波放大或諧振。

2.3 建模仿真分析

依據變壓器、 電容器、 電網運行負荷參數， 在Matlab/SIMULINK 環境中建立了2 號主變壓器空充的電磁暫態仿真模型， 如圖3 所示。 仿真中1 號主變壓器和兩組電容器均在運行狀態， 通過合520 開關模擬沖擊2 號主變壓器， 電網用電壓源和短路容量進行等效模擬， 短路容量為400 MVA。

圖3 仿真模型

1 號主變壓器低壓側仿真電壓與電流波形如圖4 所示。 圖4 中520 開關合閘后， 低壓側電流3 次諧波呈現出明顯的先放大后縮小的特征， 其中3 次諧波最大含量達到了基波的195%， 出現了嚴重的諧波放大現象。 低壓側電壓中3 次諧波含量也呈現同樣變化趨勢， 造成低壓側最大電壓幅值達到額定電壓的1.43 倍， 易造成設備過壓損毀。

綜上所述， 2 號主變壓器投運低壓側設備損壞的原因是1 號主變壓器低壓側電容器電抗率配置不合理， 當2 號主變壓器空充時， 激發3 次諧波放大或諧振， 1 號主變壓器低壓側過電壓。

圖4 1 號主變壓器低壓側電壓、 電流波形

3 解決方案及試驗驗證

為順利完成2 號主變壓器投產， 針對站內無功補償電容可能造成的諧波諧振問題， 提出退出兩組無功補償電容后試送2 號主變壓器的方案， 利用此技術方案， 主變壓器經3 次沖擊試驗后順利完成送電， 未見低壓側存在3 次諧波諧振放大， 用戶側無設備損壞。

3.1 電容器投切對諧波的影響

在開展2 號主變壓器空充前， 對1 號主變壓器進行了電容器投切試驗。 不同電容器投入運行下，1 號主變壓器10 kV 母線電壓諧波總畸變率、 3 次諧波電壓含有率以及3 次諧波電流值變化趨勢如圖5 所示。

從圖5 可看出， 投兩組電容器時10 kV 母線電壓諧波總畸變率最大值約6%， 3 次諧波電壓含有率約為5.8%， 3 次諧波電流最大值約為178 A； 當退出一組電容器時10 kV 母線電壓諧波總畸變率最大值約2.8%， 3 次諧波電壓含有率約為2.4%， 3次諧波電流最大值約為40 A； 當兩組電容器均退出時10 kV 母線電壓諧波總畸變率最大值約2%， 3次諧波電壓含有率約為0.5 %， 3 次諧波電流最大值約為3 A。 由此可以分析得出， 1 號主變壓器串抗率為6%的電容器對3 次諧波有較大的放大作用，特別是當投入2 組電容器時， 3 次諧波放大嚴重，試驗測試結果驗證了前期理論及仿真分析的正確性。

圖5 電容器投切試驗測試曲線

3.2 2 號主變壓器沖擊試驗結果分析

退出兩組電容器后， 對2 號主變壓器進行3 次沖擊試驗， 1 號主變壓器10 kV 側電壓幅值基本沒有變化， 3 次諧波未見明顯的放大或諧振現象， 未產生過電壓情況， 最高電壓僅為11.3 kV (約為額定電壓的1.13 倍)， 比電容器沖擊時降低了約0.2 kV。 10 kV 側3 次諧波電流約由4.8 A 瞬間增加到41 A， 3 次諧波電壓含有率約由0.5%瞬間提升到15.6%， 均在沖擊瞬間達到最大值， 然后衰減降低至正常水平， 這是由2 號主變壓器空充導致1 號主變壓器產生和應涌流(含3 次諧波) 所致。由此可見， 所提出的試送方案有效防止了1 號主變壓器低壓側因諧波放大而產生過電壓問題， 方案正確合理。

4 后續措施

1) 依據GB 50227—2017 《并聯電容器裝置設計規范》 優化變電站電容器的串抗率， 將1 號主變壓器兩組串抗率為6%的電容器更換為串抗率為12%和5%的電容器， 以降低系統諧波的同時， 抑制3 次諧波諧振風險。 更換后修改變電站運維規程， 需投入兩組電容器時， 應先投入串抗率為12%的電容器； 需退出兩組電容器中的一組時， 應先退出串抗率為5%的電容器。

2) 建議將2 號主變壓器一組串抗率為5%的電容器更換為串抗率為12%的電容器。 更換后修改變電站運維規程， 需投入兩組電容器時， 應先投入串抗率為12%的電容器； 需退出兩組電容器中的一組時， 應先退出串抗率為5%的電容器。

3) 在1、 2 號電容器沒有按照要求更換前，需配套修改變電站運維規程， 明確后續站內2 號主變壓器投切操作前必須先退出1 號主變壓器兩組電容器， 待2 號主變壓器投切操作完畢后再投入電容器。 此外， 2 號主變壓器運行狀態下進行1 號主變壓器投切時， 也需退出2 號主變壓器低壓側兩組電容器， 待1 號主變壓器投切完畢后再投入電容器。

4) 依據DL/T 1344—2014 《干擾性用戶接入電力系統技術規范》、 DL/T 1198—2013 《電力系統電能質量技術管理規定》， 按照“誰污染， 誰治理” 的原則， 建議協調督促1 號主變壓器供帶的高耗能非線性負荷企業以及工業園企業實施電能質量治理。 對于2 號主變壓器即將接入的高耗能企業， 應嚴格把控接入方案、 可研設計等審查， 務必要求企業實施入網電能質量評估， 落實電能質量治理措施， 治理裝置要和企業廠區供電系統“同步設計、 同步施工、 同步投運”， 高耗能企業試運行階段， 應開展電能質量測試， 測試合格后方可允許企業負荷正式并網供電。

5 結論

2 號主變壓器投運空充低壓側設備損壞的原因是1 號主變壓器低壓側電容器電抗率配置不合理，當2 號主變壓器空充時， 激發3 次諧波放大或諧振， 1 號主變壓器低壓側過電壓。

采用退出兩組無功補償電容后試送2 號主變壓器的方案后， 主變經3 次沖擊試驗順利完成送電，未見低壓側存在3 次諧波諧振放大， 用戶側無設備損壞。