1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择

第23卷第11期 2010年11月广东电力

GUANGDONGELECTRICPOWERVol 23No 11

Nov 2010

1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择

高崇,朱志芳

(广东省电力设计研究院,广东广州510663)

摘要:结合500kV木棉变电站输变电工程,对广东电网1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择进行了研究和分析,主要对容量为1000MVA的高阻抗变压器的短路阻抗、变压器第三绕组容量、变压器低压侧额定电压以及容性无功功率补偿装置的配置进行分析论证,为500kV木棉变电站高阻抗变压器(容量为1000MVA)的选型工作提供依据,为广东电网未来规划建设500kV变电站的建设模式提供参考。关键词:500kV变电站;短路电流;高阻抗变压器;建设模式

中图分类号:TM421 文献标志码:A 文章编号:文章编号:1007 290X(2010)11 0042 05

SelectionofHighImpedanceVoltageParametersfor1000MVA

MainTransformers

GAOChong,ZHUZhi fang

(GuangdongElectricPowerDesignInstitute,Guangzhou,Guangdong510663,China)

Abstract:Combinedwiththetransmissionandtransformationprojectof500kVMumianSubstation,thispaperresearchesontheselectionofhighimpedancevoltageparametersfor1000MVAmaintransformersinGuangdongpowergrid.Theresearchmainlyincludestheshort circuitimpedanceof1000MVAhigh impedancetransformer,thecapacityofthethirdwinding,theratedvoltageoftransformerlow voltagesideandtheconfigurationofcapacitivereactive powercompensationdevices.Thisstudyprovidesbasisforchoosing1000MVAhigh impedancetransformersof500kVMumianSubstation,andprovidesthereferenceconstructionmodeforthe500kVsubstationstobebuiltinGuangdongpowergrid.Keywords:500kVsubstation;short circuitcurrent;transformerwithhighimpedance;constructionmode

近年来,广东电网的装机容量和各级电网建设规模高速发展,500kV网架结构大大增强,珠江

三角洲地区形成了双回路内外环网的结构。随着500kV电网短路容量的增加,电网结构进一步加强,电网联系愈发紧密,即使采取分区供电等措施,广东电网短路电流水平仍然保持稳步增长,尤其是内环网上的500kV变电站500kV、220kV母线短路电流均急剧增加,造成变电站现有(或改造后)电气设备的短路电流水平难以适应系统的发展需要[1]。

电网结构的增强一方面可提高系统的暂态稳定性,改善系统的电压特性;另一方面会增加电网的短路电流,当短路电流接近限值时,会严重威胁电

网的安全运行。

短路电流问题的发展分阶段性。目前,在广东省负荷中心区,部分500kV变电站的220kV母线短路电流,通常为片区内短路电流的控制节点。

随着500kV电网结构的加强,220kV电网逐步实施分区供电,500kV主网的短路电流将成为主要问题。文献[2-6]分别对具体电网的短路电流发展过程以及抑制措施进行了分析,提出在电网规划阶段采用限制短路电流的措施是解决短路电流问题的根本途径。

1 短路电流的限制措施及影响因素

1 1 限制短路电流的措施

为限制短路电流,一般采取以下措施:

,

第11期高崇,等:1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择43

级的电压电网、直流联网;大容量新建电厂尽量接入最高级电压网络;新建输电线路要注意降低网络的紧密程度。

b)电网运行时要采用分区供电,低压电网分片运行,多母线分列运行或母线分段运行。c)设备选型时要采用更大遮断容量的断路器、高阻抗电压参数变压器、变压器中性点小电抗、短路电流控制器等。1 2 短路电流的影响因素

a)对于500kV电气联系紧密、220kV侧解环运行的变电站,500kV侧短路电流主要取决于500kV电网结构和直接接入500kV电源的特性;对于500kV电气联系不紧密、电磁环网较严重的变电站,500kV侧短路电流还受220kV电网结构影响,因此主要通过调整电网结构来限制500kV短路电流。

b)220kV侧短路电流主要受主变压器的等值阻抗、220kV侧的对地等值阻抗以及直接接入220kV电源特性的影响。220kV侧解环运行的变电站受变压器等值阻抗的影响较大,采用高阻抗参数变压器、分母运行、加装中性点接小电抗等措施的效果较好;对220kV侧出线较多、电磁环网较严重的变电站,受220kV对地等值阻抗影响较大,解开电磁环网将有更好的限制效果。

目前广东电网主要通过制定合理的分区供电方案来控制短路电流,具体方法有 线路开断 、 线路跳通 、 分站运行 、 分母运行 、 解开电磁环网 等,这些方法本质上以牺牲电网结构的完整性来限制短路电流,因此,非常有必要对广东电网2015年、2020年规划网架进行短路电流分析,因届时负荷中心的500kV供电区将普遍需要分区、分片供电。为了保证输电、供电能力及其运行的可靠性和灵活性,非常有必要推广500kV高阻抗电压参数的变压器。

压器的UZ1-2选择24%。

国家电网公司现有容量为750MVA的500kV主变压器的UZ1-2选择12%和14%;容量为1000MVA的500kV主变压器的UZ1-2选择范围为12%~18%,规划在建容量为1200MVA的500kV主变压器UZ1-2选择16%、18%和20%;容量为1200MVA规划在建的500kV主变压器(主要在华北地区应用)UZ1-2选择18%和20%。

华东电网500kV规划变电站对容量为1000MVA的主变压器的UZ1-2均考虑采用18%及以上的高阻抗电压参数。阻抗电压参数的选取根据各站限制短路电流的实际需要来确定,近期规划投产的变电站,主变压器的阻抗电压参数UZ1-2选取18%和20%。华东电网应用高阻抗主变压器的变电站建设模式与南网500kV变电站典型设计方案相比较,主要不同点在于:第三绕组容量为300MVA;变压器第三绕组额定电压为36kV;容性无功功率补偿配置为4!60Mvar,并采用各分组回路直接接入低压侧母线的接线方式。

[7]

3 1000MVA变压器阻抗电压参数的选取

广东电网规划新建的500kV变电站应逐步推广采用高阻抗电压参数变压器。文献[8]依托500kV水乡、狮洋及紫荆输变电工程,对容量为1500MVA主变压器的相关参数进行了分析论证,提出广东电网1500MVA变压器的选型依据。现结合500kV木棉输变电工程,分析1000MVA变压器高阻抗电压参数的选型工作。

500kV木棉变电站为广州 十二五 期间的规划变电站,供电范围包括天河区、白云区西部及萝岗区东部。木棉变电站220kV出线多,供电负荷重,首次采用6!1000MVA和220kV双母线四分段的建设模式。综合考虑广东省500kV输变电工程的建设进度和木棉变电站自身特点,该变电站宜作为广东电网第一个采用高阻抗电压参数主变压器(容量为1000MVA)的变电站。具体依据有以下几点:

a)短路电流限制效果上的考虑。对容量为1000MVA的变压器的UZ1-2取值范围为16%~24%进行分析论证(UZ1-2不宜高于24%),对比分析加装中性点小电抗的方案。以2015年和2020年,42 500kV高阻抗电压参数变压器的应用情况

中国南方电网有限责任公司(以下简称南网)现有容量为750MVA和1000MVA的500kV主变压器阻抗电压参数UZ1-2选择14%(阻抗电压是指当变压器通过额定电流时,在阻抗上产生的电压降的百分数,此处UZ1-2为主变压器高压侧至中压侧

44广东电力第23卷

器、220kV母线是否分母线运行以及220kV电网是否与外区电网联络运行等多种可能的运行方式进行了短路电流计算,所得结果见表1。

表1 500kV木棉变电站远期220kV母线短路电流

2015年母线短路电流/kA

UZ

1-2

UZ1-2取20%或以上的阻抗电压参数的变压器成本增大,与UZ1-2取18%的变压器相比,选取更高阻抗电压参数的变压器性价比并未提高。

综合分析,500kV木棉变电站容量为1000MVA的主变压器UZ1-2宜选择18%,与UZ1-2取14%的变压器相比较,远期可降低220kV三相短路电流3kA左右,降低220kV单相短路电流3~4kA,有利于提高供电的可靠性和运行的灵活性。根据变压器厂家提供的相应参数,500kV木棉变电站主变压器阻抗电压参数的选择如下:UZ1-2取18%;UZ1-3取59%~60%;UZ2-3取38%~40%(此处UZ1-3为主变压器高压侧至低压侧的阻抗电压,UZ2-3为主变压器中压侧至低压侧的阻抗电压)。

随着广东电网规模的不断发展,将逐步形成由1个或2个500kV变电站的3台以上主变压器带一片220kV电网的分区运行模式,其中片区内的500kV变电站的220kV母线一般是片区内的短路电流控制节点。木棉变电站地处珠江三角洲负荷中心区,近期规划以500kV终端站的形式接入外环网,220kV电网转供能力较强,实施分区供电后,220kV侧短路电流主要受变压器等值阻抗影响。木棉变电站的建站模式在广东电网具备一定的代表性,对后续500kV变电站的参数选择具有一定的指导意义。

从广东电网的发展来看,应积极推广应用500kV高阻抗变压器,考虑到电网设备的系列化和标准化,在广东电网规划及工程设计中,近期新建的、容量为1500MVA的主变压器,其阻抗电压参数UZ1-2宜选择24%;容量为1000MVA的主变压器,其阻抗电压参数UZ1-2宜选择18%,待变压器生产技术进一步成熟后,再根据实际需要提高要求。

2020年母线短路电流/kA

6台变压器与外区无联络三相38 436 5634 9133 3831 9630 6538 40

单相48 4345 5544 7642 8841 8940 8342 78

6台变压器分站运行三相47 1943 1839 8138 7434 4032 1947 19

单相55 8652 2148 3845 0843 841 3444 87

4台变压器与外区联络运行三相

单相48 2946 8945 0943 4743 3342 0442 40

14%16%18%20%22%24%

39 8738 1436 6335 2733 9632 8

加装小电抗39 87

从表1的计算结果知道,若500kV木棉变电站主变压器的UZ1-2取14%,远期220kV母线三相及单相短路电流超标均将会成为制约木棉变电站运行的主要因素。若提高主变压器的阻抗电压参

数,则可降低变电站220kV三相及单相短路电流,降低联络运行的500kV变电站的220kV三相及单相短路电流,对500kV短路电流水平影响较小。UZ1-2值每提高2%,变电站220kV母线三相及单相短路电流平均降低1~1 5kA和1 5~2kA,而加装中性点小电抗仅能限制变电站220kV单相短路电流

[9]

。500kV木棉变电站主变压器的

阻抗电压参数UZ1-2采用18%或以上的话,可以适应远期电网的发展,满足限制短路电流的要求。

b)损耗上的考虑。阻抗电压参数UZ1-2取18%的变压器与UZ1-2取14%的变压器相比较,负载功率损耗差额约为60kW,空载损耗差额约为10kW,相对年电能损耗为182 9MWh,相对年电能损耗费用约为9 15万元,差距不大。

c)成本上的考虑。阻抗电压参数UZ1-2取18%的变压器与UZ1-2取14%的变压器相比较,变压器本体投资相差5%~8%。UZ1-2取20%的变压器与UZ1-2取18%的变压器相比,单台变压器投资8~,4 1000MVA变压器容性无功功率补偿容量分析

变压器短路阻抗电压参数提高,相应的变压器无功功率损耗增大,需要无功功率补偿设备的容量也将增加。

为限制5次及以上谐波,分组投切的并联电容器组的串联电抗率为5%;为限制3次以上谐波,串联电抗率为12%。3组并联电容器组中2组电抗,

第11期高崇,等:1000MVA主变压器高阻抗电压参数的选择45

根据与变压器厂家沟通的结果,当变压器阻抗参数UZ1-2选取18%时,实际取值范围为18%~19%,因制造上的问题,可能会存在2%左右的偏差。因此,不同主变压器负载率需无功功率补偿容量的计算结果见表2。

表2 不同负载率下的无功功率补偿容量计算结果

需补偿无功功

负载率75%90%95%100%107%

UZ

1-2

主要用于无功功率补偿,若无功功率补偿容量较180Mvar进一步提高,第三绕组容量宜考虑提高至300MVA。

b)受低压电容器专用母线总断路器额定电流开断能力的限制,当无功功率补偿容量大于184Mvar时,将超过目前断路器4kA的额定电流的制造水平,可考虑将第三绕组电压等级提高至63kV,或采用第三绕组断路器双臂等特殊接线形式。

c)若考虑240Mvar的容性无功功率补偿容

需并联电容器容量/Mvar

UZ

1-2

率容量/Mvar=

UZ

1-2

==UZ

1-2

=UZ

1-2

=

14%81 6117 5130 9145166 8

18%104 1149 9167185212 8

19%112 5162180 5200242

14%81 6117 5130 9145166 8

18%~19%

121175195216261

量,可考虑4!60Mvar和3!80Mvar2种配置方

案(由电容器投切引起的母线电压波动均可满足要求)。从简化接线、节省投资、节约变电站占地的角度考虑,宜采用3!80Mvar的方案。

6 1000MVA高阻抗主变压器的建设模式比较

6 1 1000MVA高阻抗主变压器的建设模式

基于上述分析,提出以下3种主变压器建设模式:

a)模式1。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为240MVA,变压器第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!60Mvar,低压电容器组采用南网标准推荐的接线方式。

b)模式2。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为300MVA,变压器第三绕组额定电压为63kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!80Mvar,低压电容器组采用南网标准推荐的接线方式。c)模式3。UZ1-2取18%,变压器第三绕组容量为300MVA,变压器第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿配置考虑为3!80Mvar,低压电容器组采用双断路器进线,总断路器后35kV整段单母线运行。6 2 技术、经济性比较

a)技术方面。模式1的无功功率补偿度略低,只能满足主变压器负载率在91%以下的补偿要求。模式2、模式3的无功功率补偿度较高,可满足主变压器负载率100%的要求,并略有盈余,而且提高了第三绕组容量;模式2需提高电容器、电抗器及隔离开关等设备的电压等级,增加了投资;模式3改变了低压电容器组的接线形式,增加设备和占地,提高了接线和保护装置的复杂性。

b)经济性方面。对常规阻抗方案及高阻抗方从表2的计算结果可见,UZ1-2取14%时,配置180Mvar的并联电容器组可满足负载率100%的补偿需要,并留有一定裕度;采用UZ1-2为18%的高阻抗变压器,若满足负载率100%的补偿需要,至少需要配置216Mvar的并联电容器组;若配置180Mvar并联电容器组,考虑变压器制造偏差,可满足变压器91%及以下负载率的无功功率补偿,不考虑变压器制造偏差,可满足变压器95%及以下负载率的无功补偿;若配置240Mvar并联电容器组,可满足负载率100%的补偿需要,还留有一定裕度。

5 1000MVA变压器第三绕组容量、额定电压及低压电容器组分组容量、接线方式配置方案分析

南网相关标准规定:容量为1000MVA的变压器UZ1-2取14%,第三绕组容量为240MVA,第三绕组额定电压为34 5kV,容性无功功率补偿按3!60Mvar配置;低压电容器组采用设置电容器专用母线的接线方式,低压侧短路UZ1-2电流水平按40kA控制。

主变压器的UZ1-2取18%时,若相应地增加容性无功功率补偿容量,还将导致如下问题:

46广东电力

CommunicationCenter,2010.

第23卷

投资费用见表3。

表3 每台1000MVA变压器的相对投资费用

相对投资费用

内容

模式1

变压器本体容性无功配置第三绕组配电设备

合计

200~300

00200~300

模式2200~300180250630~730

模式3200~300180160540~640

万元

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NorthChinaElectric

由表3可以看出,变压器阻抗电压参数取18%的模式与取14%的模式相比较,每台主变压器增加投资费用约200~300万元;采用240Mvar无功补偿容量,每台主变压器增加投资约180万元,方案2和方案3中,每台主变压器第三绕组配

电设备增加投资费用分别为250万元和160万元。6 3 推荐方案

模式1投资省,占地较少,与现有1000MVA主变低压侧建设模式相同,运行维护经验丰富,利于设备的标准化和系列化应用,相对较优,可以作为广东电网1000MVA高阻抗变压器的建设模式。

7 结束语

为限制短路电流水平,广东电网应积极推广应用500kV高阻抗变压器,本文依托具体工程针对容量为1000MVA的主变压器阻抗电压参数选择进行研究和分析,提出在广东电网规划及工程设计中,容量为1000MVA主变压器的阻抗电压参数宜选择18%,待变压器生产技术进一步成熟后,再根据实际需要提高要求。

对1000MVA高阻抗主变压器第三绕组容量、变压器低压侧额定电压以及容性无功功率补偿装置的配置进行分析论证,提出了推荐方案,为广东未来规划建设500kV变电站的建设模式提供参考。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/sb74.html