330kV大容量变压器阻抗电压选择的探讨_张丽娟.pdf

/2023.05330kV 大容量变压器阻抗电压选择的探讨张丽娟张文松李洛李鑫李美玲(中国电建集团青海省电力设计院有限公司)摘要:本文针对青海省海东市负荷中心某园区变电站选用大容量变压器的实际需求，对该站大容量变压器选择不同阻抗电压时，对中、低压侧短路电流水平、站内无功平衡、电压波动等影响进行了详细地对比分析，最终推荐该园区变电站主变选择高阻抗变压器。本文的研究对今后同类工程具有很好的指导意义。关键词:短路电流;阻抗电压;无功损耗;电压波动;等效阻抗0引言青海省位于西北电网的西部，是我国西电东送的重要枢纽。全省平均海拔 3000m 以上，骨干电网为330kV，网内 750kV 交流和 800kV 直流特高压电网并存。随着国民经济持续、高质量发展，为了更好地完成青海省非水可再生能源消纳指标，满足更多绿电本省就地消纳，青海省大力发展绿色产业，负荷迅速增长，亟需将海东园区内一座 330kV 开关站原址扩建为变电站，占地面积受限。1电压等级和容量选择结合青海电网变压器选型，电压等级选择 330/110/35kV。主变压器容量的选择与地区负荷需求和负荷特性相关。根据负荷预测，该站远期最大负荷将达90 万 kW，结合青海网内已运行的 330kV 变压器容量150MVA、240MVA、360MVA，此外，结合电网运行规程，330kV 枢纽变电站主变应满足 N-1 校核，该站主变可选择 5 240MVA 或 4 360MVA，但鉴于该站前期为开关站，原址扩建，综合考虑整体布置、占地面积、经济性等因素，最终推荐选择 4 360MVA 变压器。2阻抗电压选择国家电网有限公司输变电工程通用设备 35 750kV 变电站分册中 330kV/360MVA 变压器阻抗电压仅有两类，常规阻抗:Uk1-2=10.5%、Uk1-3=24%、Uk2-3=13%;高阻抗:Uk1-2=18%、Uk1-3=45%、Uk2-3=23%。因此本文针对上述两组阻抗电压进行计算分析。2.1短路电流水平短路计算是选择断路器的遮断电流、电气主接线以及研究限制系统短路电流水平措施的重要依据。因计算边界条件不同，PSD-SCCP 计算程序中，若考虑线路、变压器电阻、线路电容，则短路电流偏小;考虑并联电抗器和静态负荷，短路电流增大1，选择经典假设计算条件较国家标准 GB/T15544.1-2013(同 IEC60909-0:2001)，进行短路电流计算的结果偏小，因 35kV 短路电流已接近设备开断电流，为保守计算，因此本文选择基于国家标准的边界条件下进行计算。文献 2 中详细分析了 IEC 标准和实用法短路电流计算的应用与区别。文献 3 中通过分析输电网中单相短路提高的原因，提出了 500kV 自耦变压器通过加装中性点小电抗有效限制中压侧母线短路电流的解决方案。2.2变压器无功损耗分析变压器阻抗电压的大小与无功损耗密切相关，如式(1)所示。QT=Uk1(%)100SNS1S()N2+Uk2(%)100SNS2S()N2+Uk3(%)100SNS3S()N2+I0(%)100SN(1)二次侧绕组无功损耗因 Uk2(%)0 而趋于零;三次侧绕组无功损耗，其值较小且因容性设备投入后三次侧运行电压有所升高而使无功损耗进一步减小，以至于可以把接在三次侧母线上的无功容量粗略地认为接在二次侧母线上;空载损耗很小，可控制在千分之三以内，因此可忽略。基于此，进行无功平衡时，三绕组变压器无功损耗近似地等于一次绕组短路电抗Uk1(%)、变压器容量和负载率平方后的三者乘积4-5。2.3电压波动根据 电力系统无功补偿及调压设计技术导则402电气技术与经济/技术与交流2023.05/(DL/T5554-2019)第 5.2.1 条及 5.2.2 条，低压并联电容器和低压并联电抗器的分组容量应满足:投切一组低压电容器引起所在母线的电压波动值，不宜超过系统标称电压的 2.5%;220kV 及以上变电站低压侧无负荷时，投切低压电容器组引起的所在变电站中压母线电压波动值，不宜超过系统标称电压的 2.5%。根据“330kV 750kV 变电站无功补偿装置设计技术规定”(DL/T 5014 2010)第 5.0.8 条，并联电容器和低压并联电抗器的分组容量应满足:“投切一组补偿设备引起所在母线电压变动值，不宜超过其额定电压的 2.5%。”“330 750kV 变电站低压侧一般无负荷，投切电容器或电抗器组引起低压母线电压波动范围可适当放宽。”3算例分析3.1短路电流计算本 文 采 用 PSD-SCCP 计 算 软 件(基 于 GB/T15544.1-2013)进行短路电流计算，结果见表 1。主变分列运行是降低中低压侧短路电流的有效措施6。表 1短路电流计算结果项目三相短路电流/kA单相短路电流/kA330kV 母线24.727.0四台常规阻抗(10.5%)主变并列运行110kV 母线36.24535kV 母线33.27三台常规阻抗(10.5%)主变并列运行110kV 母线32.1241.0535kV 母线31.84两两常规阻抗(10.5%)主变并列运行110kV 母线24.3330.6335kV 母线29.2四台高阻抗 18%主变并列110kV 母线26.733.635kV 母线19.9若选用常规阻抗变压器时，远景年四台主变并列运行时，110kV/35kV 母线侧短路电流最大分别为45kA、33.27kA，短路电流偏大，超过常规设备开断能力，故不建议四台主变并列运行;当主变两两并列运行时，110kV 侧短路电流可降低为 30.63 kA，而35kV 侧也可降低为 29.2kA。35kV 侧建议选择开断能力为40kA 的设备。经调查，高原型35kV 开断能力为40kV 的设备无充气柜型式，只能户外敞开式布置，且远期只能两两主变并列运行;当主变检修或故障时，三台变并列，110kV 侧短路电流超过设备开断能力，运行受限，当电网网架发生变动或接入电源容量变化时，运行裕度较小。若选择高阻抗变压器，远景年四台主变并列运行时，110kV/35kV 母 线 侧 短 路 电 流 最 大 分 别 为33.6kA、19.9kA，可满足四台主变并列运行要求，运行可靠性较高。但高阻抗投资较常规阻抗高约10%左右(约 150 万元)。综上，选用高阻抗变压器每台较常规阻抗投资高约 150 万元，但是可以兼顾分布式电源、园区储能电站接入容量的不确定性、满足 35kV 常规设备选型、运行可靠性及运行裕度较高等，从降低短路电流，提高运行可靠性角度，推荐选择高阻抗变压器。3.2变压器损耗计算由 2.2 节分析可知，变压器无功损耗与负载率的平方、容量以及阻抗电压成正比，当负载率不同时，选择常规阻抗和高阻抗变压器单台损耗详见表 2。表 2单台变压器损耗负载率/%常规阻抗变压器损耗/Mvar高阻抗变压器损耗/Mvar差额/Mvar252.44.11.7509.516.26.87521.336.515.210037.864.827.0选择高阻抗变压器运行时，无功损耗增加，较常规阻抗变压器损耗增加 71%左右。每台主变低压侧较常规阻抗变压器需多配置一台 30Mvar 电容器，投资高 80 万元/台。3.3电压波动计算结果选用常规阻抗和高阻抗变压器，轻载投切一组不同容量的电抗器，重载投切一组不同容量的电容器时，中压侧电压波动值见表 3。表 3中压侧电压波动轻载投电抗/Mvar常规阻抗(10.5%)高阻抗(18%)电压/kV波动/%电压/kV波动/%0118.45118.510118.010.40117.70.6520117.580.79117.01.2930117.161.17116.41.9145116.531.75115.42.82502电气技术与经济/技术与交流/2023.05(续)重载投电容/Mvar常规阻抗(10.5%)高阻抗(18%)电压/kV波动/%电压/kV波动/%0116.2113.810116.70.44114.60.7515116.950.65115.11.1320117.190.87115.51.5230117.691.33116.42.31注:为保证中低压侧运行电压在合理范围内，由于高阻抗变压器损耗大，重载投切电容时，高阻抗变压器分接头位置较常规阻抗低两档位。由表 3 可知，无论选择常规阻抗和高阻抗变压器，当投切一组 30Mvar 的电抗器和电容器时，电压波动均可满足要求。投切不同容量的低压无功补偿设备，采用高阻抗变压器，中压侧(负荷侧)电压波动较常规阻抗大 60%70%。虽然高阻抗变压器无功损耗增加，电压波动较常规阻抗也大，但是由于该站距 750kV 变电气距离特别近，为了有效限制中低压侧短路电流，该站最终选用了高阻抗变压器。4结束语(1)目前通用设备中 330kV 额定容量为 360Mvar的主变，阻抗电压(10.5%/18%)仅各有两种，建议进一步研究阻抗电压 13%和 15%的序列产品，届时，无功损耗仅增加20%40%的情况下，可将短路电流限制在设备开断能力范围内，系统整体经济性会更好。(2)小容量常规阻抗变压器可等效为高阻抗大容量变压器，即通过增加等效阻抗，降低中低压侧短路电流，但若选用小容量变压器，需增加一台主变，占地面积大，征地困难，投资高，工业园区往往土地紧张，因此选择高阻抗大容量变压器势必会成为必然。(3)随着电网容量逐步增大，短路电流问题日益突出，高阻抗变压器虽然无功损耗增加，电压波动大，但可切实有效降低中低压侧短路电流。分裂绕组变压器常用于火电厂用电中限制低压侧短路电流;随着新能源的发展，在光伏电站中应用也增多。分裂绕组可以在降低短路电流的情况下，对无功损耗影响不大7。后期也可以研究分裂绕组变压器在输电网中的应用。(4)变压器的阻抗电压与供电系统的稳定性和负载的供电质量息息相关，选择时应结合系统特点、负荷需求、变电站定位、地区短路电流水平、无功平衡计算结果以及额定容量等特点，综合考虑后确定。参考文献 1张曼，施超，许文超，孙文涛 基于 PSD-SCCP 与PSASP 的短路电流计算研究 J 电力工程技术，2017，36(2):88-93 2董洪稳 IEC60909 标准和实用短路电流算法的比较 J 电气技术与经济，2018(5):53-54 3芦颖，岳璐 有效限制 500kV 变电站中压侧母线短路电流的技术措施探讨 J 电气技术与经济，2020(4):14-16 4孙强，王彦峰 广东电网 500kV 大容量变压器阻抗参数的选择 J 广东电力，2010，23(12):59-62 5谭永才 电力系统规划设计技术 M 北京:中国电力出版社，2012 6中国电力工程顾问集团有限公司 电力工程设计手册 K 北京:中国电力出版社，2018 7余宏韬 并网光伏电站中分裂绕组变压器的优势分析 J 机电信息，2018(12):12-13(收稿日期:2023-04-04)602电气技术与经济/技术与交流