(四川瀘州川南發(fā)電有限責(zé)任公司, 四川 瀘州 646007)

0 引 言

隨著四川電網(wǎng)網(wǎng)架的變化，川內(nèi)部分變電站出現(xiàn)單相短路電流高于三相短路電流的現(xiàn)象，已成為限制電網(wǎng)運(yùn)行和發(fā)展的主導(dǎo)因素之一。經(jīng)研究表明，變壓器中性點(diǎn)采用小電抗器接地的方式來(lái)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(jī)組于2007—2008年投運(yùn)，布置有2臺(tái)主變壓器和1臺(tái)啟動(dòng)備用變壓器。由于曾發(fā)生過(guò)電廠出線單相接地短路故障導(dǎo)致主變壓器損壞，為有效地限制電廠近區(qū)接地短路故障流經(jīng)主變壓器的短路電流，方山電廠于2014年在2臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)分別增加了限流小電抗器。同時(shí)由于電廠處于特高壓直流輸電線路接地極附近，在復(fù)龍、賓金直流輸電線路不對(duì)稱方式運(yùn)行時(shí)，給方山電廠主變壓器帶來(lái)了直流偏磁問(wèn)題。方山電廠通過(guò)多方調(diào)研和論證，于2014年在2臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)增加了隔直裝置。隔直裝置采用一拖二的方式，通過(guò)隔離開(kāi)關(guān)選擇其中1臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)經(jīng)小電抗器和隔直裝置接地。啟動(dòng)備用變壓器中性點(diǎn)仍直接接地。

當(dāng)前，隨著電網(wǎng)網(wǎng)架的不斷加強(qiáng)，方山電廠近區(qū)發(fā)生非對(duì)稱故障時(shí)，不接地主變壓器中性點(diǎn)放電擊穿間隙將存在被擊穿風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)500 kV瀘州變電站220 kV系統(tǒng)單相短路電流將超過(guò)斷路器遮斷容量。為消除方山電廠中性點(diǎn)不接地主變壓器中性點(diǎn)放電擊穿間隙被擊穿的風(fēng)險(xiǎn)，以及降低500 kV瀘州變電站220 kV系統(tǒng)單相接地短路電流，需將電廠2臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)接地方式進(jìn)行改造。即由1臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)經(jīng)小電抗器和隔直裝置接地，另1臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)經(jīng)間隙接地，調(diào)整成2臺(tái)主變壓器均經(jīng)過(guò)小電抗器和隔直裝置接地。

主變壓器中性點(diǎn)接地方式改變后，電網(wǎng)零序阻抗特性發(fā)生變化，不對(duì)稱故障時(shí)可能導(dǎo)致暫態(tài)電壓過(guò)高引發(fā)設(shè)備損壞。為保證安全，需對(duì)相關(guān)設(shè)備進(jìn)行仿真計(jì)算和安全校核。

下面通過(guò)仿真計(jì)算分析，模擬方山電廠近區(qū)不同接地故障，分別得出方山電廠2臺(tái)主變壓器采用不同接地方式下，主變壓器中性點(diǎn)、接地小電抗器、隔直裝置處的暫態(tài)電壓和短路電流，以及通過(guò)對(duì)繼電保護(hù)的影響分析、諧振風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估，為主變壓器中性點(diǎn)接地方式的改造提供依據(jù)。

1 相關(guān)設(shè)備主要參數(shù)

相關(guān)設(shè)備主要參數(shù)見(jiàn)表1—表3。主變壓器中性點(diǎn)加裝隔直裝置后接線如圖1所示。

表1 主變壓器及啟動(dòng)備用變壓器參數(shù)

表2 主變壓器中性點(diǎn)電抗器參數(shù)

表3 主變壓器隔直裝置參數(shù)

圖1 主變壓器中性點(diǎn)加裝小電抗器和隔直裝置簡(jiǎn)化接線

2 不同接地方案下的電磁暫態(tài)分析

2.1 短路電流計(jì)算

2.1.1 方山電廠近區(qū)網(wǎng)架參數(shù)

方山電廠2×600 MW機(jī)組為單元機(jī)組接線方式，經(jīng)3回220 kV線路接入500 kV瀘州變電站，線路長(zhǎng)約5.8 km(方山電廠近區(qū)電網(wǎng)拓?fù)湟?jiàn)圖2)。500 kV瀘州變電站主變壓器采用自耦變壓器。隨著系統(tǒng)的擴(kuò)大，接線間隔的不斷接入，以及500 kV瀘州東變電站的投運(yùn)，500 kV瀘州變電站將面臨220 kV系統(tǒng)單相接地短路電流高于三相短路電流，且超過(guò)斷路器遮斷容量的現(xiàn)象。

2.1.2 計(jì)算條件

本次仿真計(jì)算基于2022年四川電網(wǎng)夏季最大運(yùn)行方式網(wǎng)架，全網(wǎng)全接線、全開(kāi)機(jī)，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(jì)算方法計(jì)算短路電流[3—4]。

圖2 2022年方山近區(qū)電網(wǎng)拓?fù)鋱D

2.1.3 計(jì)算結(jié)果

在方案1(未加裝小電抗器，2臺(tái)主變壓器直接接地)、方案2(1號(hào)主變壓器加裝小電抗器和隔直裝置，2號(hào)主變壓器直接接地)、方案3(1號(hào)主變壓器加裝小電抗器和隔直裝置，2號(hào)主變壓器間隙接地)、方案4(2臺(tái)主變壓器均經(jīng)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(cè)、500 kV瀘州變電站主變壓器中壓側(cè)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(qū)三相短路計(jì)算結(jié)果單位：kA

表5 方山電廠近區(qū)單相接地短路計(jì)算結(jié)果單位：kA

表4表明主變壓器中性點(diǎn)接地方式對(duì)三相短路電流無(wú)影響。

表5表明方案4(2臺(tái)主變壓器均經(jīng)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(cè)發(fā)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(qū)線路非對(duì)稱故障時(shí)主變壓器電磁暫態(tài)分析

根據(jù)仿真計(jì)算，得知方山電廠主變壓器中性點(diǎn)最大電流9.78 kA，隔直電容最高電壓6.43 kV分別出現(xiàn)在方案3、方案4情況下方山電廠220 kV母線單相接地時(shí)(中性點(diǎn)電流見(jiàn)圖3、圖4；隔直電容電壓見(jiàn)圖5)；主變壓器中性點(diǎn)最高電壓135.06 kV出現(xiàn)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(shí)(見(jiàn)圖6、圖7)?？紤]篇幅，電磁暫態(tài)分析只列舉不同方案下方山—瀘州220 kV線路兩端發(fā)生不對(duì)稱故障的計(jì)算數(shù)據(jù)。其中，暫態(tài)過(guò)電壓的計(jì)算考慮故障時(shí)刻和相位影響，取過(guò)電壓最大的方式為結(jié)果。

圖3 方案3下方山電廠母線單相接地1號(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)電流

圖4 方案4下方山電廠母線單相接地1號(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(shè)定t=3.0 s時(shí)，方山電廠220 kV母線出現(xiàn)A相接地短路故障，不同方案下，分別得到方山電廠1號(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)電壓

圖7 方案4下瀘州變電站220 kV母線兩相接地1號(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(shè)定t=3.0 s時(shí)，500 kV瀘州變電站220 kV母線出現(xiàn) A 相接地短路故障，不同方案下，分別得到方山電廠1號(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(shè)定t=3.0 s時(shí)，方山電廠220 kV母線出現(xiàn)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(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(shè)定t=3.0 s時(shí)，500 kV瀘州變電站220 kV母線出現(xiàn)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(hào)、2號(hào)主變壓器中性點(diǎn)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(shí)隔直裝置電容出現(xiàn)的電壓峰值為6.43 kV，該電壓遠(yuǎn)超過(guò)了晶閘管導(dǎo)通電壓，此時(shí)晶閘管會(huì)瞬間導(dǎo)通且電容旁路斷路器會(huì)閉合；由表9可知主變壓器中性點(diǎn)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(diǎn)工頻絕緣水平200 kV，表2給出的小電抗器可承受的短時(shí)電流8 kA(有效值，10 s)以及表3給出的隔直裝置熱穩(wěn)定電流22 kA(1 s)。

由此可得出方案4下，隔直電容出現(xiàn)的暫態(tài)電壓雖超過(guò)了電容額定電壓，但該電壓下晶閘管會(huì)瞬間導(dǎo)通，旁路斷路器會(huì)閉合，隔直裝置被旁路后可保障電容設(shè)備安全；主變壓器中性點(diǎn)出現(xiàn)的暫態(tài)電壓、電流峰值，小電抗器、隔直裝置出現(xiàn)電流峰值均在設(shè)備的額定參數(shù)范圍內(nèi)，滿足設(shè)備的安全要求。

3 對(duì)繼電保護(hù)的影響分析

由于主變壓器中性點(diǎn)加裝小電抗器和隔直電容主要影響系統(tǒng)的零序網(wǎng)絡(luò)，針對(duì)方山電廠主變壓器高壓側(cè)和500 kV瀘州變電站主變壓器中壓側(cè)單相短路電流和兩相接地短路電流進(jìn)行分析。

目前方山電廠采用的方案3，1號(hào)主變壓器經(jīng)小電抗器(11.67 Ω)和隔直裝置(66 000 μF)接地，2號(hào)主變壓器不接地。若改為方案4，2臺(tái)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(jù)表10單相接地短路計(jì)算結(jié)果和表11兩相短路接地計(jì)算結(jié)果顯示，在方山電廠和500 kV瀘州變電站220 kV母線發(fā)生不對(duì)稱故障時(shí)，單相接地短路電流峰值會(huì)增加0.6 kA，兩相接地短路電流峰值會(huì)增加0.9 kA。

表10 單相接地短路計(jì)算結(jié)果

表11 兩相接地短路計(jì)算結(jié)果

3.1 對(duì)線路保護(hù)的影響分析

3.1.1 線路相間距離

由于主變壓器中性點(diǎn)接地方式不影響三相短路和兩相短路的序網(wǎng)圖，因此主變壓器中性點(diǎn)接地方式不會(huì)影響線路保護(hù)的相間距離保護(hù)。

3.1.2 線路接地距離保護(hù)

表10—表11表明，方案4相對(duì)于方案3來(lái)說(shuō)，不同故障點(diǎn)以方山電廠220 kV母線發(fā)生單相接地短路故障時(shí)短路電流變化最大。以500 kV瀘州變電站側(cè)保護(hù)來(lái)說(shuō)，方案3下接地距離保護(hù)測(cè)量阻抗為3.108 7 Ω，較方案4的接地距離保護(hù)阻抗3.107 2 Ω，減少了0.048%，可視作增大了保護(hù)靈敏度；對(duì)方山電廠側(cè)來(lái)說(shuō)，方案3下接地距離保護(hù)測(cè)量阻抗為3.023 6 Ω，較方案4的接地距離保護(hù)測(cè)量阻抗3.039 3 Ω，增大了0.52%。

3.1.3 線路零序電流保護(hù)

方山電廠主變壓器中性點(diǎn)接地方式的改變會(huì)導(dǎo)致零序等值網(wǎng)絡(luò)的改變，接地故障時(shí)的零序阻抗和零序電流也必然改變。從仿真計(jì)算結(jié)果得知，方山電廠220 kV母線發(fā)生兩相短路接地故障時(shí)方案4相對(duì)于方案3的短路點(diǎn)零序電流變化最大，方案3短路點(diǎn)零序電流為9.53 kA，方案4短路點(diǎn)零序電流為10.45 kA，增加了9.65%。則需對(duì)線路零序保護(hù)進(jìn)行整定校核。

3.2 對(duì)主變壓器保護(hù)的影響分析

3.2.1 主變壓器主保護(hù)

中性點(diǎn)接地方式的變化不會(huì)影響差動(dòng)保護(hù)中的差動(dòng)電流和制動(dòng)電流的數(shù)值關(guān)系，因此不會(huì)對(duì)差動(dòng)保護(hù)產(chǎn)生影響。

3.2.2 主變壓器零序過(guò)電流保護(hù)

主變壓器零序過(guò)電流保護(hù)直接以主變壓器中性點(diǎn)電流為判據(jù)，所以改變中性點(diǎn)接地方式會(huì)對(duì)零序過(guò)電流保護(hù)有直接的影響。從仿真計(jì)算結(jié)果得知：方山電廠主變壓器中性點(diǎn)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(shí)，主變壓器中性點(diǎn)電流從7.55 kA降低至6.81 kA，變化9.8%；變壓器高壓側(cè)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(diǎn)電流從7.53 kA降低至6.88 kA，變化8.6%；主變壓器中壓側(cè)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(duì)主變壓器高壓側(cè)零序保護(hù)進(jìn)行整定校核。

通過(guò)對(duì)方山電廠主變壓器高壓側(cè)零序過(guò)流保護(hù)定值進(jìn)行了靈敏度校核，當(dāng)前定值下Ⅰ段靈敏度大于2，滿足規(guī)程DL/T 684—2012《大型發(fā)電機(jī)變壓器繼電保護(hù)整定計(jì)算導(dǎo)則》的要求[5]。

3.3 對(duì)發(fā)電機(jī)保護(hù)的影響分析

由于主變壓器中性點(diǎn)接地點(diǎn)位于其高壓側(cè)，發(fā)電機(jī)側(cè)(變壓器低壓側(cè))繞組為△接線，無(wú)零序通路，故發(fā)電機(jī)的零序等值網(wǎng)絡(luò)沒(méi)有變化。另外，主變壓器中性點(diǎn)的變化不會(huì)影響發(fā)電機(jī)側(cè)的正序和負(fù)序網(wǎng)絡(luò)。故主變壓器中性點(diǎn)接地方式的改變不會(huì)對(duì)發(fā)電機(jī)保護(hù)產(chǎn)生影響。

4 諧振風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

加裝2臺(tái)小電抗器和隔直裝置后，可能產(chǎn)生串聯(lián)諧振問(wèn)題，現(xiàn)對(duì)該問(wèn)題進(jìn)行分析。

4.1 僅1臺(tái)小電抗器投入運(yùn)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(jì)算得到電容器和電抗器的諧振頻率為

4.2 2臺(tái)小電抗器均投入運(yùn)行

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

無(wú)論是僅使用1臺(tái)小電抗器還是2臺(tái)小電抗器均使用，其諧振頻率遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于基波頻率，因此不會(huì)發(fā)生串聯(lián)諧振。

5 結(jié) 論

1)方山電廠2臺(tái)主變壓器中性點(diǎn)均經(jīng)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(dāng)前電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)下滿足斷路器遮斷能力要求，可消除非對(duì)稱故障下方山電廠非直接接地主變壓器中性點(diǎn)放電間隙被擊穿的風(fēng)險(xiǎn)。

2)方山電廠近區(qū)220 kV系統(tǒng)不同接地故障情況下，方山電廠主變壓器中性點(diǎn)、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(diǎn)接地方式的變化，諧振頻率遠(yuǎn)小于基波頻率，不會(huì)導(dǎo)致串聯(lián)諧振的發(fā)生。

4)對(duì)方山電廠220 kV線路接地距離保護(hù)、零序電流保護(hù)存在一定的影響，需單獨(dú)校核。對(duì)線路相間距離保護(hù)、主變壓器差動(dòng)保護(hù)以及發(fā)電機(jī)保護(hù)不會(huì)產(chǎn)生影響。通過(guò)對(duì)方山電廠主變壓器高壓側(cè)零序過(guò)流保護(hù)Ⅰ段定值進(jìn)行了校核，靈敏度滿足規(guī)程要求。