更换超高压分相变压器设计方案探析

杨汝泉

(广东顺德电力设计院有限公司，广东 佛山 528300)

0 引言

随着资源和环境问题，能源安全和绿色低碳成为电力系统的历史重任，电网安全稳定关系着国计民生和社会发展，尤其330～750 kV超高压输变电是支撑电力系统的骨干网架，超高压分相变压器是关键设备，从七十年代西北地区建成330 kV超高压电网，八十年代华中地区建成500 kV超高压电网起，绝大多数超高压分相变压器服役在十几年以上，随着寿命逐渐老化，发生缺陷故障现象时有发生，更换不同厂家、不同结构、不同参数的超高压单相变压器进行三相组合，存在哪些需要注意的技术事项，成为工程设计需要研究落实的问题，本文结合某500 kV变电站更换#2主变B相变压器案例，对该案例设计过程和投运后出现的情况进行技术分析，为今后超高压分相变压器更换工程提供参考。

1 案例概况

某500 kV变电站有4台有载主变，每台主变容量为750 MVA，采用单相有载调压装置，中压侧242±8×1.25%调节，2010年，#1主变3台单相变压器返厂大修中，#2主变B相变压器油中总烃含量超标，为保障社会供电，#2主变在密切监测中坚持运行，供电局原计划将#2主变3台单相变压器一起拆除更换，后因#2主变B相变压器内部缺陷情况扩大，于是决定将已返厂大修好的#1主变A相变压器替换#2主变B相变压器，确保电网安全可靠运行。

新换#2主变B相变压器为法国某公司生产的单相自耦心式降压电力变压器，变压器高压/中压/低压侧的额定容量为250/250/53.5 MVA；高压/中压/低压侧的额定电压为±8×1.25%∶34.5 kV；三相绕组接线方式为YN,ao,d11；阻抗电压(75℃，单相)见表1所列。

表1 原#2主变B相与新换#2主变B相变压器阻抗电压对比

原有#2主变A、C相变压器为日本某公司生产的单相自耦壳式降压电力变压器，变压器高压/中压/低压侧的额定容量为250/250/53.5 MVA；高压/中压/低压侧的额定电压为；三相绕组接线方式为YN,ao,d11；阻抗电压(75℃，单相)见表2所列。

表2 原有#2主变A、C相变压器阻抗电压

该变电站35 kV并联电容器组：#1主变配置3组40 Mvar并联电容器组，#2、#3主变均分别配置2组60 Mvar并联电容器组，#4主变配置3组60 Mvar并联电容器组；

该变电站35 kV并联电抗器组：#1、#2、#3主变每台配置3组45 Mvar并联电抗器，#4主变不配置并联电抗器。

2 设计原理与仿真计算分析

2.1 主变并列运行仿真计算分析

该500 kV变电站4台主变运行为“3+1”模式，即3台主变并列运行，1台主变单独运行。根据变压器运行规程[1]和变压器制造厂家关于变压器并联运行条件规定，变压器需要：1)具有相同的联结组别，2)电压比相同或在允许的偏差内且具有相近的分接范围，3)短路阻抗相同或在允许偏差内[2]，由于#2主变B相替换后，3台主变三相阻抗电压百分比不一致，详见表3所列，变压器之间按其阻抗电压值的反比例进行荷载分配，并列运行的变压器线圈之间将存在循环不平衡电流，所以，规程规定阻抗电压偏差不超过10%，并满足制造厂家的要求。

表3 #1、#2、#3主变压器阻抗电压

通过对上述3台主变中压侧有载调压分接头在各级挡位进行仿真计算，计算结果表明3台主变并列运行满足规程规定阻抗电压偏差不超过10%的要求，且满足制造厂家要求，可以并列运行。本文摘录3台主变中压侧有载调压分接头在9档、12档的阻抗电压偏差值的计算结果，详见表4、表5所列。

表4 #1、#2、#3主变中压侧分接头均在9档时的阻抗电压近似计算值

表5 #1、#2、#3主变中压侧分接头均在12档时的阻抗电压近似计算值

2.2 #2主变A、B、C相间不平衡仿真计算分析

原有#2主变A、C相是日本某公司壳式变压器，新换#2主变B相是法国某公司心式变压器，由于是不同厂家、不同结构、不同参数，#2主变A、B、C三台单相变压器组合运行，是否存在#2主变相间不平衡环流和电压不平衡问题，按500 kV变电站母线短路容量确定三相对称系统电源容量和正序零序电抗，按负荷接于变压器中压侧进行仿真计算，广东某大学通过电磁暂态软件PSCAD/EMTDC建立仿真模型，计算结果取电压电流瞬时值的幅值。

2.2.1 #2主变空载运行仿真

考虑到该500 kV站运行时，高压侧实际运行电压为510～540 kV，中压侧实际电压为220～242 kV，故按变压器高压/中压/低压侧的额定电压分别为：510/235/33.5 kV；525/242/34.5 kV；540/239.6（分接头挡位12）/35.5 kV 3种情况进行空载仿真，详见表6、表7所列。

表6 按新换#2主变空载稳态仿真结果

表7 按原有#2主变空载稳态仿真结果

2.2.2 #2主变不同挡位不同负载运行仿真

按正常荷载率70%、轻载率按35%，重载率按85%，负荷功率因数0.95，中压侧有载调压分接头在各级挡位进行仿真，本文摘录中压侧有载调压分接头在10档的计算结果，详见表8、表9所列。

表8 按新换#2主变不同荷载率稳态仿真结果

表9 按原有#2主变不同荷载率稳态仿真结果

2.2.3 #2主变相间不平衡环流和电压不平衡量分析

按变高侧电压525 kV，功率因数0.95，负载率70%进行仿真，由PSCAD仿真计算得到相关电气量幅值，用傅里叶变换得到基波及各次谐波的相量幅值和相角，详见表10所列，用对称分量法得到基波及各次谐波的正序、负序、零序向量，详见表11所列。

表10 #2主变B相更换前后主变三侧电压电流幅值

表11 #2主变B相更换前后主变三侧正序、负序、零序分量

通过对比多种工况计算#2主变B相更换前后各侧绕组的电压、电流、3U0、3Io电气量，在#2主变B相更换后#2主变中压侧3U0和低压侧3I0均有所增长，但和正序分量的比值在10%以内，负序分量和零序分量与正序分量的比值均不超过1%，#2主变35 kV绕组零序电流幅值增加0.265 kA，由于35 kV侧空载，故该电流就是#2主变35 kV绕组中的环流，相对于B相更换前，#2主变相间不平衡环流和电压不平衡量均无明显增加，满足规程规定不平衡度偏差不超过2%的要求，满足制造厂家的要求，可以三相组合运行。

2.3 土建及二次接线

原有#2主变B相外形尺寸11 050 mm×6 400 mm×10 725 mm(长 ×宽×高)，新换#2主变B相外形尺寸8 800 mm×8 000 mm×9 650 mm(长×宽×高)，宽方向均为平行于主变构架横梁方向，需要对原#2主变B相基础进行局部改造，对其原基础顶部凸出的钢筋混凝土墩凿除，在其原基础本体上钻孔植螺栓，安装钢梁转换平台，以支撑新换B相变压器，钢平台采用钢焊接制作并热镀锌处理，变压器油坑壁、水喷雾系统需要按新换变压器要求拆除重做。

由于原有#2主变A、C相变压器和新换#2主变B相变压器是不同厂家，分相变压器之间的联系接线及分相变压器本体端子相的内部接线差异，需要更换B相变压器端子箱，端子箱与汇控柜之间的联系电缆需重新设计。

3 投产情况分析

由于#2主变原有A、C相和更换后的B相是不同厂家，存在不同结构和不同参数的特性差异，投运过程中#2主变先带80%的负荷，对#2主变各档位空载或带负荷状态时变低35 kV侧母线PT电压值进行测量，测试#2主变各侧电压电流和不平衡量。

35 kV相对地电压存在不平衡现象，但线电压基本平衡，主要原因是#2主变的A、C相和B相为两个不同厂家产品，在结构和参数及制造工艺上的差异，分相变压器的高低压绕组之间、绕组和铁芯之间、壳体和绕组之间的电容都会存在差异，致使各相电容分压不同，35 kV PT一次线圈并联于35 kV母线A、B、C相与地之间，测得的各相对地电压不同，#2主变低压35 kV侧各相对地电压及相间电压，均在35 kV设备允许的额定工作电压以内，一次设备可以安全运行，35 kV相对地电压不平衡，不会对设备正常运行造成影响，#2主变低压35 kV系统可按现有运行方式正常运行。

从二次继电保护看，#2主变投产测试在12档位时低压侧三相电压不对称值最大，低压侧各相二次电压Ua= 66.1 V，Ub= 49.8 V，Uc= 56.3 V，零序电压 3U0= 16.54 V，对#2主变南瑞继保装置影响如下：

1)主变保护RCS-978CF装置，①低压侧后备零序过电压3U0保护只是报警功能，不会造成误动跳闸，为保证低压侧后备保护零序过电压报警发信正确，需要提高零序电压定值，躲过正常运行时产生的最大零序电压值16.54 V 即可；②低压侧后备复合电压闭锁过流保护，当低压侧三相电压中产生的负序电压或任一相间低电压条件满足时，过流保护动作可能会误动，供电局#2变压器保护定值为未投低压侧复合电压闭锁功能，若只投过流保护，调整过流定值，低压侧三相电压不平衡不会造成过流保护误动；

2) 35 kV电抗器保护RCS-9647装置，配置差动保护、过流保护、零序过流保护、过负荷保护、零序过电压报警，35 kV线电压对称，对保护没有影响，3U0不平衡对报警有影响，但供电局继电保护定值单未投零序过电压报警功能，不发报警信号；

3) 35 kV电容器保护RCS-9631A装置，配置过电压保护、低电压保护、不平衡电压保护和III段过流，过电压保护低电压保护判据均为相间电压，不平衡电压保护采用放电线圈低压(装置未接)，35 kV线电压对称，对过电压保护低电压保护没有影响，若电容器保护装置不平衡电压接入母线零序电压3U0，对电容器保护装置过电压报警发信有影响，需调整相关定值；

4) 35 kV站用变保护RCS-9621A装置，配置复合电压闭锁过流和零序过电压，35 kV Ua、Ub、Uc相对地不平衡，可能造成负序电压闭锁开放，对保护可能有影响，3U0不平衡对零序过电压报警发信有影响，需调整相关定值；

5) 35 kV母线保护RCS-915AB装置，配置低电压、零序电压、负序电压对母线保护有闭锁功能，35 kVUa、Ub、Uc相对地不平衡，可能造成负序电压闭锁开放，3U0不平衡可能造成零序电压闭锁开放，对保护有影响，需调整相关定值。

4 结论

通过工程设计及仿真计算结果和投产测试数据分析，不同厂家不同结构不同参数单相变压器进行三相组合运行在满足规定条件下是可行的，与其他不同主变并列运行是可行的，但是由于单相壳式变压器和心式变压器在结构制造工艺上的差别，绕组之间、绕组和铁芯、绕组和壳体之间的电容量存在差异，是造成35 kV系统对地电压不平衡的主要原因，这是按分相变压器参数建模仿真无法核实的结果，即使同厂家同类型不同时期产品也会因为制造过程中的分散性可能存在差异，所以，更换超高压分相变压器组合运行时，35 kV系统存在对地电压不平衡的电压差是客观存在的情况。

更换超高压分相变压器工程的投产测试，获得主变不同挡位工况时35 kV对地电压不平衡的最大压差值是保证安全稳定运行的关键，以此核实调整相关继保自动化装置定值，核实35 kV系统避雷器运行工况。

建议今后按地区建立超高压分相变压器产品型式数据库，产研学合作，按不同厂家不同结构不同参数单相变压器电容量差异特性进行建模仿真研究，提前从理论仿真计算上确定超高压分相变压器互换组合时35 kV系统各相电容量差异，差异过大时采取电容补偿措施，保证超高压分相变压器更换工程安全顺利实施。