220 kV變壓器中性點接地方式改造后相關設備的安全校核分析

(四川瀘州川南發電有限責任公司, 四川 瀘州 646007)

0 引 言

隨著四川電網網架的變化，川內部分變電站出現單相短路電流高于三相短路電流的現象，已成為限制電網運行和發展的主導因素之一。經研究表明，變壓器中性點采用小電抗器接地的方式來限制短路電流是非常有效和必要的[1—2]。

方山電廠2×600 MW機組于2007—2008年投運，布置有2臺主變壓器和1臺啟動備用變壓器。由于曾發生過電廠出線單相接地短路故障導致主變壓器損壞，為有效地限制電廠近區接地短路故障流經主變壓器的短路電流，方山電廠于2014年在2臺主變壓器中性點分別增加了限流小電抗器。同時由于電廠處于特高壓直流輸電線路接地極附近，在復龍、賓金直流輸電線路不對稱方式運行時，給方山電廠主變壓器帶來了直流偏磁問題。方山電廠通過多方調研和論證，于2014年在2臺主變壓器中性點增加了隔直裝置。隔直裝置采用一拖二的方式，通過隔離開關選擇其中1臺主變壓器中性點經小電抗器和隔直裝置接地。啟動備用變壓器中性點仍直接接地。

當前，隨著電網網架的不斷加強，方山電廠近區發生非對稱故障時，不接地主變壓器中性點放電擊穿間隙將存在被擊穿風險，同時500 kV瀘州變電站220 kV系統單相短路電流將超過斷路器遮斷容量。為消除方山電廠中性點不接地主變壓器中性點放電擊穿間隙被擊穿的風險，以及降低500 kV瀘州變電站220 kV系統單相接地短路電流，需將電廠2臺主變壓器中性點接地方式進行改造。即由1臺主變壓器中性點經小電抗器和隔直裝置接地，另1臺主變壓器中性點經間隙接地，調整成2臺主變壓器均經過小電抗器和隔直裝置接地。

主變壓器中性點接地方式改變后，電網零序阻抗特性發生變化，不對稱故障時可能導致暫態電壓過高引發設備損壞。為保證安全，需對相關設備進行仿真計算和安全校核。

下面通過仿真計算分析，模擬方山電廠近區不同接地故障，分別得出方山電廠2臺主變壓器采用不同接地方式下，主變壓器中性點、接地小電抗器、隔直裝置處的暫態電壓和短路電流，以及通過對繼電保護的影響分析、諧振風險評估，為主變壓器中性點接地方式的改造提供依據。

1 相關設備主要參數

相關設備主要參數見表1—表3。主變壓器中性點加裝隔直裝置后接線如圖1所示。

表1 主變壓器及啟動備用變壓器參數

表2 主變壓器中性點電抗器參數

表3 主變壓器隔直裝置參數

圖1 主變壓器中性點加裝小電抗器和隔直裝置簡化接線

2 不同接地方案下的電磁暫態分析

2.1 短路電流計算

2.1.1 方山電廠近區網架參數

方山電廠2×600 MW機組為單元機組接線方式，經3回220 kV線路接入500 kV瀘州變電站，線路長約5.8 km(方山電廠近區電網拓撲見圖2)。500 kV瀘州變電站主變壓器采用自耦變壓器。隨著系統的擴大，接線間隔的不斷接入，以及500 kV瀘州東變電站的投運，500 kV瀘州變電站將面臨220 kV系統單相接地短路電流高于三相短路電流，且超過斷路器遮斷容量的現象。

2.1.2 計算條件

本次仿真計算基于2022年四川電網夏季最大運行方式網架，全網全接線、全開機，退出四川500 kV和220 kV變電站低電容低電抗，不退出超/特高壓直流換流站高壓濾波器，保留線路高壓電抗器，退出母線高壓電抗器，利用PSASP7.60基本計算方法計算短路電流[3—4]。

圖2 2022年方山近區電網拓撲圖

2.1.3 計算結果

在方案1(未加裝小電抗器，2臺主變壓器直接接地)、方案2(1號主變壓器加裝小電抗器和隔直裝置，2號主變壓器直接接地)、方案3(1號主變壓器加裝小電抗器和隔直裝置，2號主變壓器間隙接地)、方案4(2臺主變壓器均經小電抗器和隔直裝置接地)的情況下，方山電廠主變壓器高壓側、500 kV瀘州變電站主變壓器中壓側三相短路電流及單相接地短路電流如表4、表5所示。

表4 方山電廠近區三相短路計算結果單位：kA

表5 方山電廠近區單相接地短路計算結果單位：kA

表4表明主變壓器中性點接地方式對三相短路電流無影響。

表5表明方案4(2臺主變壓器均經小電抗器和隔直裝置接地)情況下，500 kV瀘州變電站主變壓器中壓側發生單相接地短路故障，短路電流水平為46.5 kA，滿足斷路器遮斷能力要求(斷路器遮斷能力50 kA)。

2.2 電廠近區線路非對稱故障時主變壓器電磁暫態分析

根據仿真計算，得知方山電廠主變壓器中性點最大電流9.78 kA，隔直電容最高電壓6.43 kV分別出現在方案3、方案4情況下方山電廠220 kV母線單相接地時(中性點電流見圖3、圖4；隔直電容電壓見圖5)；主變壓器中性點最高電壓135.06 kV出現在方案3情況下500 kV瀘州變電站220 kV母線兩相接地短路故障時(見圖6、圖7)。考慮篇幅，電磁暫態分析只列舉不同方案下方山—瀘州220 kV線路兩端發生不對稱故障的計算數據。其中，暫態過電壓的計算考慮故障時刻和相位影響，取過電壓最大的方式為結果。

圖3 方案3下方山電廠母線單相接地1號、2號主變壓器中性點電流

圖4 方案4下方山電廠母線單相接地1號、2號主變壓器中性點電流

圖5 方案4下方山電廠母線單相接地隔直電容電壓

2.2.1 單相接地短路故障

1)方山電廠220 kV母線單相接地短路故障

設定t=3.0 s時，方山電廠220 kV母線出現A相接地短路故障，不同方案下，分別得到方山電廠1號、2號主變壓器中性點電壓、電流及隔直電容電壓幅值如表6所示。

圖6 方案3下瀘州變電站220 kV母線兩相接地1號、2號主變壓器中性點電壓

圖7 方案4下瀘州變電站220 kV母線兩相接地1號、2號主變壓器中性點電壓

表6 方山電廠220 kV母線單相接地短路

2)500 kV瀘州變電站220 kV母線單相接地短路故障

設定t=3.0 s時，500 kV瀘州變電站220 kV母線出現 A 相接地短路故障，不同方案下，分別得到方山電廠1號、2號主變壓器中性點電壓、電流及隔直電容電壓幅值如表7所示。

2.2.2 兩相接地短路故障

1)方山電廠220 kV母線兩相接地故障

設定t=3.0 s時，方山電廠220 kV母線出現A相和B相接地短路故障，不同方案下，分別得到方山電廠1號、2號主變壓器中性點電壓、電流及隔直電容電壓幅值如表8所示。

2)500 kV瀘州變電站220 kV母線兩相接地短

表7 500 kV瀘州變電站220 kV母線單相接地

路故障設定t=3.0 s時，500 kV瀘州變電站220 kV母線出現A相和B相接地短路故障，方案1、方案2、方案3、方案4情況下，分別得到方山電廠1號、2號主變壓器中性點電壓、電流及隔直電容電壓幅值如表9所示。

表8 方山電廠220 kV母線兩相接地短路故障

表9 500 kV瀘州變電站220 kV母線兩相接地

方案4下，從表6可知故障時隔直裝置電容出現的電壓峰值為6.43 kV，該電壓遠超過了晶閘管導通電壓，此時晶閘管會瞬間導通且電容旁路斷路器會閉合；由表9可知主變壓器中性點電壓峰值為103.64 kV，由表6可知電流峰值為9.14 kA，均低于表1給出的主變壓器中性點工頻絕緣水平200 kV，表2給出的小電抗器可承受的短時電流8 kA(有效值，10 s)以及表3給出的隔直裝置熱穩定電流22 kA(1 s)。

由此可得出方案4下，隔直電容出現的暫態電壓雖超過了電容額定電壓，但該電壓下晶閘管會瞬間導通，旁路斷路器會閉合，隔直裝置被旁路后可保障電容設備安全；主變壓器中性點出現的暫態電壓、電流峰值，小電抗器、隔直裝置出現電流峰值均在設備的額定參數范圍內，滿足設備的安全要求。

3 對繼電保護的影響分析

由于主變壓器中性點加裝小電抗器和隔直電容主要影響系統的零序網絡，針對方山電廠主變壓器高壓側和500 kV瀘州變電站主變壓器中壓側單相短路電流和兩相接地短路電流進行分析。

目前方山電廠采用的方案3，1號主變壓器經小電抗器(11.67 Ω)和隔直裝置(66 000 μF)接地，2號主變壓器不接地。若改為方案4，2臺主變壓器加電抗器(均為11.67 Ω)和1套隔直裝置(66 000 μF)接地，根據表10單相接地短路計算結果和表11兩相短路接地計算結果顯示，在方山電廠和500 kV瀘州變電站220 kV母線發生不對稱故障時，單相接地短路電流峰值會增加0.6 kA，兩相接地短路電流峰值會增加0.9 kA。

表10 單相接地短路計算結果

表11 兩相接地短路計算結果

3.1 對線路保護的影響分析

3.1.1 線路相間距離

由于主變壓器中性點接地方式不影響三相短路和兩相短路的序網圖，因此主變壓器中性點接地方式不會影響線路保護的相間距離保護。

3.1.2 線路接地距離保護

表10—表11表明，方案4相對于方案3來說，不同故障點以方山電廠220 kV母線發生單相接地短路故障時短路電流變化最大。以500 kV瀘州變電站側保護來說，方案3下接地距離保護測量阻抗為3.108 7 Ω，較方案4的接地距離保護阻抗3.107 2 Ω，減少了0.048%，可視作增大了保護靈敏度；對方山電廠側來說，方案3下接地距離保護測量阻抗為3.023 6 Ω，較方案4的接地距離保護測量阻抗3.039 3 Ω，增大了0.52%。

3.1.3 線路零序電流保護

方山電廠主變壓器中性點接地方式的改變會導致零序等值網絡的改變，接地故障時的零序阻抗和零序電流也必然改變。從仿真計算結果得知，方山電廠220 kV母線發生兩相短路接地故障時方案4相對于方案3的短路點零序電流變化最大，方案3短路點零序電流為9.53 kA，方案4短路點零序電流為10.45 kA，增加了9.65%。則需對線路零序保護進行整定校核。

3.2 對主變壓器保護的影響分析

3.2.1 主變壓器主保護

中性點接地方式的變化不會影響差動保護中的差動電流和制動電流的數值關系，因此不會對差動保護產生影響。

3.2.2 主變壓器零序過電流保護

主變壓器零序過電流保護直接以主變壓器中性點電流為判據，所以改變中性點接地方式會對零序過電流保護有直接的影響。從仿真計算結果得知：方山電廠主變壓器中性點接地方式從方案3改為方案4后，500 kV瀘州變電站500 kV單相接地短路故障時，主變壓器中性點電流從7.55 kA降低至6.81 kA，變化9.8%；變壓器高壓側繞組零序電流從1.39 kA升至1.47 kA，變化5.8%。瀘州變電站220 kV單相接地短路，主變壓器中性點電流從7.53 kA降低至6.88 kA，變化8.6%；主變壓器中壓側繞組零序電流從0.84 kA變化為0.79 kA，變化5.8%。因此主變壓器各繞組零序電流變化較大，需對主變壓器高壓側零序保護進行整定校核。

通過對方山電廠主變壓器高壓側零序過流保護定值進行了靈敏度校核，當前定值下Ⅰ段靈敏度大于2，滿足規程DL/T 684—2012《大型發電機變壓器繼電保護整定計算導則》的要求[5]。

3.3 對發電機保護的影響分析

由于主變壓器中性點接地點位于其高壓側，發電機側(變壓器低壓側)繞組為△接線，無零序通路，故發電機的零序等值網絡沒有變化。另外，主變壓器中性點的變化不會影響發電機側的正序和負序網絡。故主變壓器中性點接地方式的改變不會對發電機保護產生影響。

4 諧振風險評估

加裝2臺小電抗器和隔直裝置后，可能產生串聯諧振問題，現對該問題進行分析。

4.1 僅1臺小電抗器投入運行

小電抗器工頻電抗XL為11.67 Ω，隔直電容C為66 000 μF，可以計算得到電容器和電抗器的諧振頻率為

4.2 2臺小電抗器均投入運行

2臺小電抗器工頻電抗XL均為11.67 Ω，并聯后等效為5.835 Ω，隔直電容C為66 000 μF，可以計算得到電容器和電抗器的諧振頻率為

無論是僅使用1臺小電抗器還是2臺小電抗器均使用，其諧振頻率遠遠小于基波頻率，因此不會發生串聯諧振。

5 結 論

1)方山電廠2臺主變壓器中性點均經小電抗器和隔直裝置接地，可有效降低500 kV瀘州變電站220 kV母線單相接地短路電流水平，在當前電網網架結構下滿足斷路器遮斷能力要求，可消除非對稱故障下方山電廠非直接接地主變壓器中性點放電間隙被擊穿的風險。

2)方山電廠近區220 kV系統不同接地故障情況下，方山電廠主變壓器中性點、接地電抗器、隔直裝置的安全校核滿足要求。

3)方山電廠主變壓器中性點接地方式的變化，諧振頻率遠小于基波頻率，不會導致串聯諧振的發生。

4)對方山電廠220 kV線路接地距離保護、零序電流保護存在一定的影響，需單獨校核。對線路相間距離保護、主變壓器差動保護以及發電機保護不會產生影響。通過對方山電廠主變壓器高壓側零序過流保護Ⅰ段定值進行了校核，靈敏度滿足規程要求。