220 kV變電站變壓器低壓側(cè)短路電流控制措施分析

馮任卿，張智遠，馮鳴娟，陳 麗

(1.河北省電力勘測設(shè)計研究院，石家莊 050031；2.河北省電力公司，石家莊 050021；3.華北電力大學(xué)，河北 保定 071000)

1 問題的提出

2009年7月30日，滄州供電公司留古220 kV變電站2號主變壓器因低壓側(cè)35 kV開關(guān)柜內(nèi)發(fā)生三相短路故障，造成主變壓器U相低壓側(cè)繞組變形和匝間短路，主變壓器返廠檢修。目前，河北省南部電網(wǎng)(簡稱“河北南網(wǎng)”)已經(jīng)發(fā)生數(shù)次由于35 kV低壓側(cè)短路而導(dǎo)致220 kV主變壓器故障停運的事故，雖然主要原因在于廠家制造工藝控制不嚴，但35 kV側(cè)短路電流較高也是原因之一。下面分析變電站中壓側(cè)運行方式對220 kV主變壓器低壓側(cè)短路電流的影響，以及控制短路電流的措施。

2 變壓器低壓側(cè)等值電路分析

由于220 kV主變壓器低壓側(cè)為△型接線，因此發(fā)生單相短路時只有很小的容性電流，對于大型電力變壓器，三相短路是最嚴重的情況，為此，應(yīng)首先分析三相短路情況。系統(tǒng)等值接線如圖1所示。

圖1 主變壓器低壓側(cè)△型三相等值接線電路示意

圖1中，Xd為系統(tǒng)等值阻抗；X1、X2、X3分別為主變壓器高、中、低繞組短路阻抗；XL為限流電抗器阻抗；I1為高壓側(cè)短路電流；I3為低壓側(cè)短路電流。以上參數(shù)全部為標幺值，U0=1。

由于河北南網(wǎng)220 kV變電站低壓側(cè)普遍沒有電源接入，變壓器中壓側(cè)電源較小，因此影響低壓側(cè)短路電流的主要原因為變電站高壓側(cè)短路電流。而當(dāng)主變壓器高壓側(cè)短路電流為50 kA(目前220 kV斷路器最高開斷水平)時，其低壓側(cè)短路電流最高，為給運行留有一定裕度，可按照50 kA來考慮進行計算和分析。計算式見式(1)、式(2)：

Xd=U0/I1

(1)

I3=U0/(Xd+X1+X3+XL)

(2)

對于2臺主變壓器并列運行的情況，等值接線圖見圖2，計算式見式(3)。

I3=U0/{Xd+1/[1/X1+1/(X1+2X2)]+X3+XL}

(3)

對于3臺主變壓器并列運行的情況依此類推。

中壓側(cè)分列運行時，則與僅1臺主變壓器運行的情況相同。

圖2 2臺主變壓器并列運行時的等值電路示意

由以上分析可知，控制低壓側(cè)短路電流可以降低主變壓器故障率。而降低短路電流的根本在于增加高壓側(cè)至中壓側(cè)阻抗值，增加阻抗可以通過分列110 kV母線；裝設(shè)低壓限流電抗器；增加主變壓器低壓阻抗等方式來實現(xiàn)。

另外，降低35 kV母線側(cè)故障率也可以減少主變壓器故障次數(shù)，降低主變壓器故障率。

3 短路電流控制措施

3.1 分列110 kV母線

3.1.1 運行情況

經(jīng)過計算得知，由于河北南網(wǎng)容量為240 MVA的主變壓器普遍采用高阻抗變壓器，因此，容量為240 MVA的主變壓器的低壓側(cè)短路電流小于180 MVA主變壓器低壓側(cè)短路電流。變電站主變壓器規(guī)模為3×180 MVA時，變電站低壓側(cè)(35 kV母線或10 kV母線)短路電流水平最高。

變電站35 kV母線低壓側(cè)短路電流最高達19.5kA(3×180 MVA)。分列110 kV母線可以使35 kV母線短路電流降低較多，分列后35 kV母線短路電流最高為11.3 kA(3×180 MVA)，最多可降低約42.1%；由于河北南網(wǎng)220 kV變電站10 kV母線側(cè)均裝設(shè)限流電抗器，110 kV母線側(cè)并列時10 kV母線短路電流最高達23.5 kA(3×180 MVA)，分列后可降低至19.0 kA，最多可降低19.0%。

對于2×180 MVA主變壓器，分列110 kV母線可降低35 kV母線短路電流30%左右，即從16 kA左右降低至11.3 kA，折算至低壓繞組為6.5 kA，是留古主變壓器低壓繞組標稱短路電流(11.2 kA)的58%，理論上可以滿足要求。

河北南網(wǎng)220 kV變電站設(shè)計時均考慮為220 kV并列/110 kV并列/低壓側(cè)分列運行的方式，造成大部分變電站110 kV側(cè)母線按照雙母線或雙母線帶旁路接線方式設(shè)計，無法實現(xiàn)3臺主變壓器安裝后，中壓側(cè)完全分列成為3段運行的情況。

據(jù)統(tǒng)計，河北南網(wǎng)220 kV變電站具備3臺主變壓器完全分列運行的110 kV主接線(即雙母線單分段和單母線分段)僅占全部主接線的38.4%，而不具備3臺主變壓器完全分列運行的110 kV主接線(即雙母線和雙母線帶旁路)占全部主接線的61.6%。

對于110 kV主接線形式為雙母線接線的220 kV變電站，即使目前將110 kV母線分列運行，降低部分短路電流，但由于110 kV主接線的限制，當(dāng)變電站擴建為3×180 MVA主變壓器時，必然存在有2臺180 MVA主變壓器在1條母線上運行的情況，與目前運行情況相同。因此，主變壓器已經(jīng)不能滿足要求，分列110 kV母線僅能解決短時期的短路電流問題。

3.1.2 運行效果

a. 分列110 kV母線將使供電可靠性降低。由于220 kV變電站向110 kV供電為輻射狀，并非環(huán)形接線，分列110 kV母線使每臺主變壓器形成110 kV單母線供電，比并列的雙母線接線可靠性低。由于正常運行時2臺主變壓器分別固定接于高壓側(cè)2條母線，當(dāng)1條220 kV母線突然故障時，將會跳開接于此母線上所有斷路器，相應(yīng)1臺主變壓器退出運行，由于中壓側(cè)分列運行，將會失去1臺主變壓器所帶負荷，最高比例可占到全變電站負荷的2/3左右(針對3臺主變壓器，其中2臺接于故障母線的情況),對110 kV供電可靠性的影響較大。另外，主變壓器故障也會造成該主變壓器所帶負荷全部失去的情況。目前河北南網(wǎng)220 kV變電站以敞開式為主，母線故障率相對較高，因此分列運行對可靠性影響較大。而對于220 kV的GIS設(shè)備，由于母線故障率大大降低，分列110 kV母線對可靠性影響相對較小。當(dāng)發(fā)生110 kV母線檢修時，需要將檢修段負荷和主變壓器進線倒至正常運行的母線，同樣會形成2臺主變壓器接于1條母線的并列情況，在這種情況下發(fā)生短路，仍然存在燒毀主變壓器低壓繞組的可能。

b. 從經(jīng)濟性上來說，110 kV母線并列可以使負荷分配最為平均。變電站內(nèi)多臺主變壓器負載率均衡，可使變壓器損耗達到最小。而分列110 kV母線運行，則很難保證其110 kV出線回路數(shù)及負荷達到絕對平均，負荷分配不平衡，必然造成損耗增加。

由此可見，提高主變壓器低壓繞組短路電流水平是關(guān)鍵。只要設(shè)備能夠滿足低壓側(cè)35 kV母線20 kA(低壓繞組短路電流11.55 kA)的短路電流通流能力，不論中壓側(cè)分列與否，均可滿足要求。

對于10 kV母線來說，由于裝設(shè)了限流電抗器，其低壓側(cè)母線短路電流較小，只要滿足25 kA即可。但是對主變壓器低壓繞組短路電流要求較高，限流電抗器前10 kV母線最大短路電流為71.5 kA，折算到主變壓器低壓繞組短路電流為41.3 kA，即設(shè)備滿足低壓繞組短路電流41.3 kA的通流能力，不論中壓側(cè)分列與否，均可滿足要求。

3.2 35 kV母線側(cè)裝設(shè)限流電抗器

對于220 kV變電站的35 kV母線側(cè)，也可以與10 kV母線一樣采取裝設(shè)限流電抗器的方法控制短路電流，在35 kV母線側(cè)裝設(shè)1.5 kA、12%的限流電抗器后，在110 kV母線并列運行情況下，對于2×180 MVA主變壓器，可降低35 kV母線短路電流55.7%，限流電抗器后短路電流僅為7.31 kA，折算至主變壓器低壓繞組的短路電流僅為4.2 kA；對于3×180 MVA主變壓器，可降低35 kV母線短路電流59.8%，裝設(shè)限流電抗器后短路電流僅為7.84 kA，折算至主變壓器低壓繞組的短路電流僅為4.5 kA。

110 kV母線分列后，每臺180 MVA主變壓器35 kV母線側(cè)裝設(shè)限流電抗器后短路電流為6.07 kA，與110 kV母線并列運行相比降低不多。因此，分列110 kV母線的措施對于裝設(shè)限流電抗器后短路電流影響較小，裝設(shè)限流電抗器后，可以不必考慮分列運行。

但裝設(shè)限流電抗器只能抑制限流電抗器后短路產(chǎn)生的短路電流，限流電抗器前短路產(chǎn)生的短路電流仍與未裝設(shè)限流電抗器的情況相同，依然需要主變壓器低壓繞組短路電流滿足不裝設(shè)限流電抗器時的標準。由于裝設(shè)限流電抗器后，低壓側(cè)短路電流較高的區(qū)域(即主變壓器低壓側(cè)出線至限流電抗器段)明顯減少，可以降低變壓器短路損壞的概率。

3.3 提高主變壓器低壓繞組阻抗

由于240 MVA主變壓器低壓繞組U3=30.5%，而普通180 MVA主變壓器低壓繞組僅為U3=9%，240 MVA主變壓器低壓側(cè)短路電流非常小，比180 MVA主變壓器的低壓側(cè)短路電流還要小。因此，在今后的設(shè)計中，也可以提高180 MVA和120 MVA主變壓器低壓繞組的阻抗，以降低變壓器低壓側(cè)短路電流。當(dāng)然，這種方式由于增大了阻抗，也會增加損耗。

4 各種措施的可行性分析

根據(jù)短路電流計算結(jié)果，變電站35 kV低壓側(cè)短路電流最高達19.5 kA(3×180 MVA)，折算至主變壓器低壓繞組的短路電流為11.3 kA。實際上，從設(shè)備制造角度來說，35 kV母線低壓繞組可承受的2 s對稱短路電流達到或超過11.3 kA，是完全可以實現(xiàn)的。因此，嚴格控制設(shè)備質(zhì)量，可以滿足3臺主變壓并列運行的短路要求。

對于目前已存在缺陷的主變壓器，即與留古同批的臨泉、北張、棗營、陳莊(低壓側(cè)10 kV)、崔池和張豐變電站，其配電裝置均為戶外GIS，采取臨時分列110 kV母線運行的方式，可降低短路電流30%左右，最高短路電流可降低至11.3 kA，折算至主變壓器低壓繞組短路電流為6.5 kA，容易滿足要求。但由于這7個變電站110 kV母線主接線均為雙母線接線，變電站規(guī)劃規(guī)模均為3×180 MVA，擴建第3臺主變壓器時，分列運行將不能滿足要求，建議考慮裝設(shè)35 kV限流電抗器。

對于目前主變壓器未發(fā)現(xiàn)缺陷的220 kV變電站，不推薦分列運行的方式，分列運行會降低變電站110 kV母線側(cè)負荷供電可靠性，在發(fā)生1條母線故障的情況下最多損失2/3負荷，最少損失1/3負荷，將造成較大的經(jīng)濟影響和社會影響，并且分列運行還會造成主變壓器運行時負荷分配較不平均，導(dǎo)致網(wǎng)損增加，經(jīng)濟性降低。

裝設(shè)低壓限流電抗器可以降低35 kV母線短路電流30%,甚至更高，因此可以考慮在220 kV變電站35 kV母線側(cè)裝設(shè)限流電抗器來控制短路電流，但限流電抗器也會造成低壓側(cè)網(wǎng)損增加。裝設(shè)限流電抗器后，可以降低低壓側(cè)母線及限流電抗器后設(shè)備短路電流水平，但限流電抗器前短路仍然要求主變壓器低壓繞組可承受的短路電流為較高水平。因此，不論裝設(shè)限流電抗器與否，對設(shè)備制造水平的要求不能降低。

5 建議

a. 在今后的設(shè)計中，首先應(yīng)明確變電站遠景年份是否需要分列運行。如果變電站遠景年份考慮為并列運行，那么首先需要提高對主變壓器低壓繞組短路電流水平的要求，必要時采取裝設(shè)低壓限流電抗器，或提高變壓器低壓繞組阻抗參數(shù)等方式，加強對低壓側(cè)短路電流的控制。

b. 在確定是否分列運行前提下，對于GIS變電站，由于母線故障率降低，可以考慮簡化主接線為單母線三分段接線，為將來分列運行打好基礎(chǔ)；對于AIS變電站，由于母線暴露在室外，故障率較高，因此110 kV母線設(shè)計時可以考慮雙母線單分段接線，以適應(yīng)將來的分列運行。

c. 建議對全網(wǎng)的220 kV主變壓器進行設(shè)備診斷，判斷出存在缺陷的設(shè)備，及早采取措施和控制方案。 研究在運220 kV變電站低壓繞組35 kV母線裝設(shè)限流電抗器的可能性。 制定相關(guān)標準和規(guī)程規(guī)范，對主變壓器短路參數(shù)和工藝水平提出明確要求，以控制設(shè)備質(zhì)量。 研究新建220 kV主變壓器采用低壓繞組高阻抗變壓器的可行性。對于具備條件的220 kV變電站，可采用分列110 kV母線運行的方式，控制變壓器低壓側(cè)短路電流。