更換超高壓分相變壓器設計方案探析

楊汝泉

(廣東順德電力設計院有限公司，廣東 佛山 528300)

0 引言

隨著資源和環境問題，能源安全和綠色低碳成為電力系統的歷史重任，電網安全穩定關系著國計民生和社會發展，尤其330～750 kV超高壓輸變電是支撐電力系統的骨干網架，超高壓分相變壓器是關鍵設備，從七十年代西北地區建成330 kV超高壓電網，八十年代華中地區建成500 kV超高壓電網起，絕大多數超高壓分相變壓器服役在十幾年以上，隨著壽命逐漸老化，發生缺陷故障現象時有發生，更換不同廠家、不同結構、不同參數的超高壓單相變壓器進行三相組合，存在哪些需要注意的技術事項，成為工程設計需要研究落實的問題，本文結合某500 kV變電站更換#2主變B相變壓器案例，對該案例設計過程和投運后出現的情況進行技術分析，為今后超高壓分相變壓器更換工程提供參考。

1 案例概況

某500 kV變電站有4臺有載主變，每臺主變容量為750 MVA，采用單相有載調壓裝置，中壓側242±8×1.25%調節，2010年，#1主變3臺單相變壓器返廠大修中，#2主變B相變壓器油中總烴含量超標，為保障社會供電，#2主變在密切監測中堅持運行，供電局原計劃將#2主變3臺單相變壓器一起拆除更換，后因#2主變B相變壓器內部缺陷情況擴大，于是決定將已返廠大修好的#1主變A相變壓器替換#2主變B相變壓器，確保電網安全可靠運行。

新換#2主變B相變壓器為法國某公司生產的單相自耦心式降壓電力變壓器，變壓器高壓/中壓/低壓側的額定容量為250/250/53.5 MVA；高壓/中壓/低壓側的額定電壓為±8×1.25%∶34.5 kV；三相繞組接線方式為YN,ao,d11；阻抗電壓(75℃，單相)見表1所列。

表1 原#2主變B相與新換#2主變B相變壓器阻抗電壓對比

原有#2主變A、C相變壓器為日本某公司生產的單相自耦殼式降壓電力變壓器，變壓器高壓/中壓/低壓側的額定容量為250/250/53.5 MVA；高壓/中壓/低壓側的額定電壓為；三相繞組接線方式為YN,ao,d11；阻抗電壓(75℃，單相)見表2所列。

表2 原有#2主變A、C相變壓器阻抗電壓

該變電站35 kV并聯電容器組：#1主變配置3組40 Mvar并聯電容器組，#2、#3主變均分別配置2組60 Mvar并聯電容器組，#4主變配置3組60 Mvar并聯電容器組；

該變電站35 kV并聯電抗器組：#1、#2、#3主變每臺配置3組45 Mvar并聯電抗器，#4主變不配置并聯電抗器。

2 設計原理與仿真計算分析

2.1 主變并列運行仿真計算分析

該500 kV變電站4臺主變運行為“3+1”模式，即3臺主變并列運行，1臺主變單獨運行。根據變壓器運行規程[1]和變壓器制造廠家關于變壓器并聯運行條件規定，變壓器需要：1)具有相同的聯結組別，2)電壓比相同或在允許的偏差內且具有相近的分接范圍，3)短路阻抗相同或在允許偏差內[2]，由于#2主變B相替換后，3臺主變三相阻抗電壓百分比不一致，詳見表3所列，變壓器之間按其阻抗電壓值的反比例進行荷載分配，并列運行的變壓器線圈之間將存在循環不平衡電流，所以，規程規定阻抗電壓偏差不超過10%，并滿足制造廠家的要求。

表3 #1、#2、#3主變壓器阻抗電壓

通過對上述3臺主變中壓側有載調壓分接頭在各級擋位進行仿真計算，計算結果表明3臺主變并列運行滿足規程規定阻抗電壓偏差不超過10%的要求，且滿足制造廠家要求，可以并列運行。本文摘錄3臺主變中壓側有載調壓分接頭在9檔、12檔的阻抗電壓偏差值的計算結果，詳見表4、表5所列。

表4 #1、#2、#3主變中壓側分接頭均在9檔時的阻抗電壓近似計算值

表5 #1、#2、#3主變中壓側分接頭均在12檔時的阻抗電壓近似計算值

2.2 #2主變A、B、C相間不平衡仿真計算分析

原有#2主變A、C相是日本某公司殼式變壓器，新換#2主變B相是法國某公司心式變壓器，由于是不同廠家、不同結構、不同參數，#2主變A、B、C三臺單相變壓器組合運行，是否存在#2主變相間不平衡環流和電壓不平衡問題，按500 kV變電站母線短路容量確定三相對稱系統電源容量和正序零序電抗，按負荷接于變壓器中壓側進行仿真計算，廣東某大學通過電磁暫態軟件PSCAD/EMTDC建立仿真模型，計算結果取電壓電流瞬時值的幅值。

2.2.1 #2主變空載運行仿真

考慮到該500 kV站運行時，高壓側實際運行電壓為510～540 kV，中壓側實際電壓為220～242 kV，故按變壓器高壓/中壓/低壓側的額定電壓分別為：510/235/33.5 kV；525/242/34.5 kV；540/239.6（分接頭擋位12）/35.5 kV 3種情況進行空載仿真，詳見表6、表7所列。

表6 按新換#2主變空載穩態仿真結果

表7 按原有#2主變空載穩態仿真結果

2.2.2 #2主變不同擋位不同負載運行仿真

按正常荷載率70%、輕載率按35%，重載率按85%，負荷功率因數0.95，中壓側有載調壓分接頭在各級擋位進行仿真，本文摘錄中壓側有載調壓分接頭在10檔的計算結果，詳見表8、表9所列。

表8 按新換#2主變不同荷載率穩態仿真結果

表9 按原有#2主變不同荷載率穩態仿真結果

2.2.3 #2主變相間不平衡環流和電壓不平衡量分析

按變高側電壓525 kV，功率因數0.95，負載率70%進行仿真，由PSCAD仿真計算得到相關電氣量幅值，用傅里葉變換得到基波及各次諧波的相量幅值和相角，詳見表10所列，用對稱分量法得到基波及各次諧波的正序、負序、零序向量，詳見表11所列。

表10 #2主變B相更換前后主變三側電壓電流幅值

表11 #2主變B相更換前后主變三側正序、負序、零序分量

通過對比多種工況計算#2主變B相更換前后各側繞組的電壓、電流、3U0、3Io電氣量，在#2主變B相更換后#2主變中壓側3U0和低壓側3I0均有所增長，但和正序分量的比值在10%以內，負序分量和零序分量與正序分量的比值均不超過1%，#2主變35 kV繞組零序電流幅值增加0.265 kA，由于35 kV側空載，故該電流就是#2主變35 kV繞組中的環流，相對于B相更換前，#2主變相間不平衡環流和電壓不平衡量均無明顯增加，滿足規程規定不平衡度偏差不超過2%的要求，滿足制造廠家的要求，可以三相組合運行。

2.3 土建及二次接線

原有#2主變B相外形尺寸11 050 mm×6 400 mm×10 725 mm(長 ×寬×高)，新換#2主變B相外形尺寸8 800 mm×8 000 mm×9 650 mm(長×寬×高)，寬方向均為平行于主變構架橫梁方向，需要對原#2主變B相基礎進行局部改造，對其原基礎頂部凸出的鋼筋混凝土墩鑿除，在其原基礎本體上鉆孔植螺栓，安裝鋼梁轉換平臺，以支撐新換B相變壓器，鋼平臺采用鋼焊接制作并熱鍍鋅處理，變壓器油坑壁、水噴霧系統需要按新換變壓器要求拆除重做。

由于原有#2主變A、C相變壓器和新換#2主變B相變壓器是不同廠家，分相變壓器之間的聯系接線及分相變壓器本體端子相的內部接線差異，需要更換B相變壓器端子箱，端子箱與匯控柜之間的聯系電纜需重新設計。

3 投產情況分析

由于#2主變原有A、C相和更換后的B相是不同廠家，存在不同結構和不同參數的特性差異，投運過程中#2主變先帶80%的負荷，對#2主變各檔位空載或帶負荷狀態時變低35 kV側母線PT電壓值進行測量，測試#2主變各側電壓電流和不平衡量。

35 kV相對地電壓存在不平衡現象，但線電壓基本平衡，主要原因是#2主變的A、C相和B相為兩個不同廠家產品，在結構和參數及制造工藝上的差異，分相變壓器的高低壓繞組之間、繞組和鐵芯之間、殼體和繞組之間的電容都會存在差異，致使各相電容分壓不同，35 kV PT一次線圈并聯于35 kV母線A、B、C相與地之間，測得的各相對地電壓不同，#2主變低壓35 kV側各相對地電壓及相間電壓，均在35 kV設備允許的額定工作電壓以內，一次設備可以安全運行，35 kV相對地電壓不平衡，不會對設備正常運行造成影響，#2主變低壓35 kV系統可按現有運行方式正常運行。

從二次繼電保護看，#2主變投產測試在12檔位時低壓側三相電壓不對稱值最大，低壓側各相二次電壓Ua= 66.1 V，Ub= 49.8 V，Uc= 56.3 V，零序電壓 3U0= 16.54 V，對#2主變南瑞繼保裝置影響如下：

1)主變保護RCS-978CF裝置，①低壓側后備零序過電壓3U0保護只是報警功能，不會造成誤動跳閘，為保證低壓側后備保護零序過電壓報警發信正確，需要提高零序電壓定值，躲過正常運行時產生的最大零序電壓值16.54 V 即可；②低壓側后備復合電壓閉鎖過流保護，當低壓側三相電壓中產生的負序電壓或任一相間低電壓條件滿足時，過流保護動作可能會誤動，供電局#2變壓器保護定值為未投低壓側復合電壓閉鎖功能，若只投過流保護，調整過流定值，低壓側三相電壓不平衡不會造成過流保護誤動；

2) 35 kV電抗器保護RCS-9647裝置，配置差動保護、過流保護、零序過流保護、過負荷保護、零序過電壓報警，35 kV線電壓對稱，對保護沒有影響，3U0不平衡對報警有影響，但供電局繼電保護定值單未投零序過電壓報警功能，不發報警信號；

3) 35 kV電容器保護RCS-9631A裝置，配置過電壓保護、低電壓保護、不平衡電壓保護和III段過流，過電壓保護低電壓保護判據均為相間電壓，不平衡電壓保護采用放電線圈低壓(裝置未接)，35 kV線電壓對稱，對過電壓保護低電壓保護沒有影響，若電容器保護裝置不平衡電壓接入母線零序電壓3U0，對電容器保護裝置過電壓報警發信有影響，需調整相關定值；

4) 35 kV站用變保護RCS-9621A裝置，配置復合電壓閉鎖過流和零序過電壓，35 kV Ua、Ub、Uc相對地不平衡，可能造成負序電壓閉鎖開放，對保護可能有影響，3U0不平衡對零序過電壓報警發信有影響，需調整相關定值；

5) 35 kV母線保護RCS-915AB裝置，配置低電壓、零序電壓、負序電壓對母線保護有閉鎖功能，35 kVUa、Ub、Uc相對地不平衡，可能造成負序電壓閉鎖開放，3U0不平衡可能造成零序電壓閉鎖開放，對保護有影響，需調整相關定值。

4 結論

通過工程設計及仿真計算結果和投產測試數據分析，不同廠家不同結構不同參數單相變壓器進行三相組合運行在滿足規定條件下是可行的，與其他不同主變并列運行是可行的，但是由于單相殼式變壓器和心式變壓器在結構制造工藝上的差別，繞組之間、繞組和鐵芯、繞組和殼體之間的電容量存在差異，是造成35 kV系統對地電壓不平衡的主要原因，這是按分相變壓器參數建模仿真無法核實的結果，即使同廠家同類型不同時期產品也會因為制造過程中的分散性可能存在差異，所以，更換超高壓分相變壓器組合運行時，35 kV系統存在對地電壓不平衡的電壓差是客觀存在的情況。

更換超高壓分相變壓器工程的投產測試，獲得主變不同擋位工況時35 kV對地電壓不平衡的最大壓差值是保證安全穩定運行的關鍵，以此核實調整相關繼保自動化裝置定值，核實35 kV系統避雷器運行工況。

建議今后按地區建立超高壓分相變壓器產品型式數據庫，產研學合作，按不同廠家不同結構不同參數單相變壓器電容量差異特性進行建模仿真研究，提前從理論仿真計算上確定超高壓分相變壓器互換組合時35 kV系統各相電容量差異，差異過大時采取電容補償措施，保證超高壓分相變壓器更換工程安全順利實施。