主變壓器投運(yùn)空充損毀低壓側(cè)設(shè)備問題分析和解決措施

王燦， 嚴(yán)亞兵， 李輝， 范敏， 唐星祝， 吉光亞

(1.國(guó)網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院， 湖南 長(zhǎng)沙410007；2.湖南省湘電試驗(yàn)研究院有限公司， 湖南 長(zhǎng)沙410004)

0 引言

某110 kV 變電站擴(kuò)建工程2 號(hào)主變壓器沖擊試驗(yàn)時(shí)， 7 次沖擊試驗(yàn)均造成站內(nèi)1 號(hào)直流充電模塊損壞、 10 kV 站用變保險(xiǎn)三相熔斷及用戶側(cè)變頻器、 彩色電子顯示屏等大量設(shè)備損壞[1-5]。 針對(duì)該主變壓器投運(yùn)空充損毀低壓側(cè)設(shè)備問題， 本文通過分析研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)， 查明事故的原因， 提出優(yōu)化主變壓器空充方案、 調(diào)整電網(wǎng)運(yùn)行方式、 改造電容器串抗率配置等系列針對(duì)性措施， 確保擴(kuò)建的2 號(hào)主變壓器安全可靠的順利投產(chǎn)[6-8]， 有效避免了事故再次發(fā)生。

1 變電站運(yùn)行方式

變電站主接線如圖1 所示， 其中110 kV 為單母線， 2 號(hào)主變壓器投運(yùn)時(shí)， 2 號(hào)主變壓器中性點(diǎn)接地， 1 號(hào)主變壓器處于正常運(yùn)行狀態(tài)， 中性點(diǎn)未接地。 35 kV 母線順發(fā)Ⅰ回線、 順發(fā)Ⅱ回線供帶高能耗企業(yè)， 為諧波干擾源； 10 kV 308 三鑫鋇業(yè)線和314 工業(yè)園線處于運(yùn)行狀態(tài)， 也為諧波干擾源。

10 kV 1 號(hào)主變壓器兩組電容器(電容器串抗率均為6%) 處于投入狀態(tài)， 2 號(hào)主變壓器兩組電容器(電容器串抗率均為5%) 處于退出狀態(tài)。 在上述變電站運(yùn)行狀態(tài)下， 對(duì)2 號(hào)主變壓器進(jìn)行7 次沖擊試驗(yàn)， 均造成站內(nèi)低壓側(cè)設(shè)備和用戶設(shè)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(shù)據(jù)分析

第7 次2 號(hào)主變壓器空充時(shí)110 kV 晃前線的波形如圖2 所示。

520 開關(guān)合閘空充2 號(hào)主變壓器波形上呈現(xiàn)出典型的勵(lì)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(dá)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(hào)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(biāo)準(zhǔn)GB 50227—2017 《并聯(lián)電容器設(shè)計(jì)規(guī)范》 規(guī)定， 串聯(lián)電抗器的主要作用是抑制諧波和限制涌流， 當(dāng)電網(wǎng)中諧波含量甚少時(shí)， 串聯(lián)電抗器僅僅用于限制涌流， 電抗率宜取0.1%～1%； 當(dāng)電網(wǎng)中諧波不可忽視時(shí)， 電抗率應(yīng)根據(jù)電容器接入電網(wǎng)處的背景諧波含量的測(cè)試值選擇， 當(dāng)諧波為5 次及以上時(shí)， 電抗率宜取5%， 當(dāng)諧波為3 次及以上時(shí)， 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(jù)該變電站諧波測(cè)試報(bào)告表明， 變電站35 kV 及10 kV電源供帶了干擾源負(fù)荷， 含有大量的3 次、 5次諧波， 35 kV 側(cè)3 次、 5 次諧波電壓含有率分別為4.8%、 2.9%； 35 kV 側(cè)3 次、 5 次諧波電壓含有率分別為4.2%、 3.6%， 均超過國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)限值。根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)， 變電站1 號(hào)主變壓器應(yīng)至少配置一組串抗率12%的電容器組， 現(xiàn)有站內(nèi)電容器串抗率設(shè)計(jì)不符合規(guī)程要求[13-15]。 目前串抗率6%的電容器(對(duì)3 次諧波呈現(xiàn)容性) 對(duì)3 次諧波有潛在放大或諧振的風(fēng)險(xiǎn)， 加上2 號(hào)主變壓器空充(空充勵(lì)磁電流含有大量3 次諧波)， 激發(fā)了3 次諧波放大或諧振。

2.3 建模仿真分析

依據(jù)變壓器、 電容器、 電網(wǎng)運(yùn)行負(fù)荷參數(shù)， 在Matlab/SIMULINK 環(huán)境中建立了2 號(hào)主變壓器空充的電磁暫態(tài)仿真模型， 如圖3 所示。 仿真中1 號(hào)主變壓器和兩組電容器均在運(yùn)行狀態(tài)， 通過合520 開關(guān)模擬沖擊2 號(hào)主變壓器， 電網(wǎng)用電壓源和短路容量進(jìn)行等效模擬， 短路容量為400 MVA。

圖3 仿真模型

1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)仿真電壓與電流波形如圖4 所示。 圖4 中520 開關(guān)合閘后， 低壓側(cè)電流3 次諧波呈現(xiàn)出明顯的先放大后縮小的特征， 其中3 次諧波最大含量達(dá)到了基波的195%， 出現(xiàn)了嚴(yán)重的諧波放大現(xiàn)象。 低壓側(cè)電壓中3 次諧波含量也呈現(xiàn)同樣變化趨勢(shì)， 造成低壓側(cè)最大電壓幅值達(dá)到額定電壓的1.43 倍， 易造成設(shè)備過壓損毀。

綜上所述， 2 號(hào)主變壓器投運(yùn)低壓側(cè)設(shè)備損壞的原因是1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)電容器電抗率配置不合理， 當(dāng)2 號(hào)主變壓器空充時(shí)， 激發(fā)3 次諧波放大或諧振， 1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)過電壓。

圖4 1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)電壓、 電流波形

3 解決方案及試驗(yàn)驗(yàn)證

為順利完成2 號(hào)主變壓器投產(chǎn)， 針對(duì)站內(nèi)無功補(bǔ)償電容可能造成的諧波諧振問題， 提出退出兩組無功補(bǔ)償電容后試送2 號(hào)主變壓器的方案， 利用此技術(shù)方案， 主變壓器經(jīng)3 次沖擊試驗(yàn)后順利完成送電， 未見低壓側(cè)存在3 次諧波諧振放大， 用戶側(cè)無設(shè)備損壞。

3.1 電容器投切對(duì)諧波的影響

在開展2 號(hào)主變壓器空充前， 對(duì)1 號(hào)主變壓器進(jìn)行了電容器投切試驗(yàn)。 不同電容器投入運(yùn)行下，1 號(hào)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(shì)如圖5 所示。

從圖5 可看出， 投兩組電容器時(shí)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(dāng)退出一組電容器時(shí)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(dāng)兩組電容器均退出時(shí)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(hào)主變壓器串抗率為6%的電容器對(duì)3 次諧波有較大的放大作用，特別是當(dāng)投入2 組電容器時(shí)， 3 次諧波放大嚴(yán)重，試驗(yàn)測(cè)試結(jié)果驗(yàn)證了前期理論及仿真分析的正確性。

圖5 電容器投切試驗(yàn)測(cè)試曲線

3.2 2 號(hào)主變壓器沖擊試驗(yàn)結(jié)果分析

退出兩組電容器后， 對(duì)2 號(hào)主變壓器進(jìn)行3 次沖擊試驗(yàn)， 1 號(hào)主變壓器10 kV 側(cè)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(xiàn)象， 未產(chǎn)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(shí)降低了約0.2 kV。 10 kV 側(cè)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(dá)到最大值， 然后衰減降低至正常水平， 這是由2 號(hào)主變壓器空充導(dǎo)致1 號(hào)主變壓器產(chǎn)生和應(yīng)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(hào)主變壓器低壓側(cè)因諧波放大而產(chǎn)生過電壓?jiǎn)栴}， 方案正確合理。

4 后續(xù)措施

1) 依據(jù)GB 50227—2017 《并聯(lián)電容器裝置設(shè)計(jì)規(guī)范》 優(yōu)化變電站電容器的串抗率， 將1 號(hào)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(tǒng)諧波的同時(shí)， 抑制3 次諧波諧振風(fēng)險(xiǎn)。 更換后修改變電站運(yùn)維規(guī)程， 需投入兩組電容器時(shí)， 應(yīng)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(shí)， 應(yīng)先退出串抗率為5%的電容器。

2) 建議將2 號(hào)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(yùn)維規(guī)程， 需投入兩組電容器時(shí)， 應(yīng)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(shí)， 應(yīng)先退出串抗率為5%的電容器。

3) 在1、 2 號(hào)電容器沒有按照要求更換前，需配套修改變電站運(yùn)維規(guī)程， 明確后續(xù)站內(nèi)2 號(hào)主變壓器投切操作前必須先退出1 號(hào)主變壓器兩組電容器， 待2 號(hào)主變壓器投切操作完畢后再投入電容器。 此外， 2 號(hào)主變壓器運(yùn)行狀態(tài)下進(jìn)行1 號(hào)主變壓器投切時(shí)， 也需退出2 號(hào)主變壓器低壓側(cè)兩組電容器， 待1 號(hào)主變壓器投切完畢后再投入電容器。

4) 依據(jù)DL/T 1344—2014 《干擾性用戶接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》、 DL/T 1198—2013 《電力系統(tǒng)電能質(zhì)量技術(shù)管理規(guī)定》， 按照“誰(shuí)污染， 誰(shuí)治理” 的原則， 建議協(xié)調(diào)督促1 號(hào)主變壓器供帶的高耗能非線性負(fù)荷企業(yè)以及工業(yè)園企業(yè)實(shí)施電能質(zhì)量治理。 對(duì)于2 號(hào)主變壓器即將接入的高耗能企業(yè)， 應(yīng)嚴(yán)格把控接入方案、 可研設(shè)計(jì)等審查， 務(wù)必要求企業(yè)實(shí)施入網(wǎng)電能質(zhì)量評(píng)估， 落實(shí)電能質(zhì)量治理措施， 治理裝置要和企業(yè)廠區(qū)供電系統(tǒng)“同步設(shè)計(jì)、 同步施工、 同步投運(yùn)”， 高耗能企業(yè)試運(yùn)行階段， 應(yīng)開展電能質(zhì)量測(cè)試， 測(cè)試合格后方可允許企業(yè)負(fù)荷正式并網(wǎng)供電。

5 結(jié)論

2 號(hào)主變壓器投運(yùn)空充低壓側(cè)設(shè)備損壞的原因是1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)電容器電抗率配置不合理，當(dāng)2 號(hào)主變壓器空充時(shí)， 激發(fā)3 次諧波放大或諧振， 1 號(hào)主變壓器低壓側(cè)過電壓。

采用退出兩組無功補(bǔ)償電容后試送2 號(hào)主變壓器的方案后， 主變經(jīng)3 次沖擊試驗(yàn)順利完成送電，未見低壓側(cè)存在3 次諧波諧振放大， 用戶側(cè)無設(shè)備損壞。