特高壓變壓器短路電壓比取值的分析

孫鳴，石婷婷，門富媛

（合肥工業(yè)大學(xué)電氣與自動化工程學(xué)院，合肥230009）

特高壓變壓器短路電壓比取值的分析

孫鳴，石婷婷，門富媛

（合肥工業(yè)大學(xué)電氣與自動化工程學(xué)院，合肥230009）

為了優(yōu)化特高壓變壓器短路電壓比這一參數(shù)，結(jié)合實例分析了特高壓變壓器短路電壓比的取值對500 kV母線三相短路電流的影響，并采用了一種電力系統(tǒng)無功平衡快速分析方法；利用有功傳輸和無功需求之間的定量關(guān)系進行無功平衡快速分析，探討了特高壓變壓器短路電壓比的取值對系統(tǒng)無功補償效果的影響。仿真結(jié)果表明：系統(tǒng)短路容量越大，提高變壓器短路電壓比對500 kV母線三相短路電流的限制作用越明顯。

特高壓；變壓器；短路電壓比；短路電流；無功補償

我國電力系統(tǒng)已進入大系統(tǒng)跨區(qū)域聯(lián)網(wǎng)的新階段，大電網(wǎng)之間的互聯(lián)程度越發(fā)緊密，使得電網(wǎng)的短路電流水平不斷攀升，國內(nèi)某些區(qū)域電網(wǎng)出現(xiàn)了短路電流超標(biāo)和斷路器的遮斷容量裕度不足的情況[1-3]。為了控制500 kV系統(tǒng)的短路電流，國內(nèi)外學(xué)者做了大量的研究工作。文獻[4]分析了500 kV電網(wǎng)短路電流超標(biāo)機理及限制措施的適應(yīng)性；文獻[5]對限制短路電流的多種措施進行了探討并提出了采用高阻抗變壓器限制系統(tǒng)500 kV側(cè)短路電流的方法；文獻[6]的研究結(jié)果表明，在確保系統(tǒng)穩(wěn)定的前提下，采用高阻抗變壓器來控制短路電流的效果是很明顯的，如西北電網(wǎng)750 kV網(wǎng)架中，當(dāng)750 kV白銀變的變壓器阻抗增加10%時，可使750 kV與330 kV母線的三相短路電流分別下降2.4 kA和9.3 kA。適當(dāng)增大百萬伏級主變壓器阻抗可以有效限制該變壓器所在廠站的短路電流水平，但同時會帶來特高壓系統(tǒng)無功平衡等問題[7-9]。因此，特高壓變壓器短路阻抗具體的取值需結(jié)合所在電力系統(tǒng)短路電流水平、特高壓變壓器無功補償容量等方面加以綜合考慮。

根據(jù)國家電網(wǎng)公司《500（330）kV變電站典型設(shè)計方案推廣應(yīng)用手冊》的調(diào)研結(jié)果并考慮到特高壓變壓器受絕緣、短路強度、局部過熱、運輸?shù)汝P(guān)鍵技術(shù)以及特高壓設(shè)備制造能力的限制[10-12]，文中短路電壓比的取值范圍暫定為15%～24%。

1 變壓器不同短路電壓比下的500 kV母線三相短路電流

1.1 1000 kV系統(tǒng)提供的短路電流

圖1給出了某1000 kV變電站獨立分區(qū)電網(wǎng)接線。其中，特高壓主變?yōu)?×3 000 MVA，變比為1 050/525/110 kV；XL為發(fā)電廠到1 000 kV變電站500 kV母線的等值線路阻抗（雙回2×LGJ-630型號導(dǎo)線）；Uk%為發(fā)電廠升壓變的短路電壓比，取18%；機組容量為1 000 MW/臺，Xd為發(fā)電機機組的次暫態(tài)電抗，取0.18；PG為發(fā)電機有功出力，cos ψ為發(fā)電機的等值功率因數(shù)，取0.9。

在圖1所示的元件參數(shù)下，計算500 kV母線三相短路時，1 000 kV系統(tǒng)通過不同短路電壓比的主變向500 kV母線注入的短路電流IfS，即

式中：IB525為500 kV側(cè)電流基準(zhǔn)值；SB為功率基值；XS*為1 000 kV系統(tǒng)等值阻抗，p.u.；IS為三相短路時1 000 kV母線的短路電流有名值，p.u.；IB1為三相短路時1 000 kV母線的短路電流基準(zhǔn)值，p.u.；IS*為三相短路時1 000 kV母線的短路電流，p.u.；Sd為1 000 kV系統(tǒng)的短路容量；ST為變壓器的額定容量。

圖11 000 kV變電站獨立分區(qū)電網(wǎng)接線Fig.1Connection diagram of 1 000 kV substation independent partition grid

由式（1）可見，1 000 kV系統(tǒng)通過變壓器注入500 kV母線的短路電流IfS與1 000 kV系統(tǒng)的短路容量Sd、變壓器的額定容量ST、變壓器高壓-中壓側(cè)短路電壓比Uk%有關(guān)。

計算結(jié)果如表1所示（SB=1 000 MVA）。

由表1可知，當(dāng)系統(tǒng)短路容量確定時，提高變壓器高壓-中壓側(cè)短路電壓比對500 kV母線三相短路電流有明顯的限制作用，且系統(tǒng)短路容量越大限制作用越明顯。

表1 不同短路電壓比下的短路電流計算結(jié)果比較Tab.1Comparison results of short-circuit current with different short impedance kA

同理，變壓器容量的改變也會對500kV母線短路電流的大小產(chǎn)生影響。仍以圖1所示的獨立分區(qū)電網(wǎng)為例，取Uk%為特高壓交流實驗示范工程及其擴建工程所采用的值18%，并保持不變，計算在不同短路容量（1000 kV系統(tǒng)）下，主變有不同額定容量時的500 kV母線短路電流IfS，計算結(jié)果見表2。

由表2可知，當(dāng)增大主變額定容量時，在500 kV母線最大三相短路電流一定的約束下，將導(dǎo)致500 kV電網(wǎng)其他電源注入該母線的短路電流值逐漸減小。

1.2 地方電廠向500 kV母線提供的短路電流

由于500 kV母線發(fā)生短路時，接入該母線的電源線路（分區(qū)電源）亦要對500 kV母線提供短路電流。為方便計算，文中用不同容量的機組向500kV母線提供的短路電流值來替代500 kV不同供電能力的分區(qū)電源對500 kV母線短路電流的影響。

表2 不同額定容量主變的短路電流計算結(jié)果比較Tab.2Comparison results of short-circuit current with different transformer rated capacit

在圖1所示的系統(tǒng)及其元件參數(shù)下，接在500 kV母線上的不同容量的機組在500 kV母線發(fā)生三相短路時，注入的短路電流IfG為

代入相關(guān)參數(shù)，計算結(jié)果見表3。

1.3 變壓器短路電壓比對500 kV系統(tǒng)允許注入的短路電流裕度的影響

當(dāng)?shù)胤诫姀S接入1 000 kV變電站的機組容量確定后，允許500 kV電網(wǎng)其他電源注入500 kV母線的短路電流值與1 000 kV變電站短路容量以及主變高壓-中壓側(cè)短路電壓比有關(guān)。據(jù)2015年電網(wǎng)規(guī)劃，特高壓變電站大多為兩臺主變并列運行，且1 000 kV母線短路電流大多在50 kA以下，而500 kV母線短路電流按50 kA控制。在圖1所示的系統(tǒng)中，改變1 000 kV系統(tǒng)短路容量和變電站主變高壓-中壓側(cè)短路電壓比，地方電廠接入的1 000 MW機組按4臺考慮，此時，500 kV電網(wǎng)發(fā)生三相短路允許其再注入500 kV母線的短路電流值如表4所示。

表3 不同容量機組接入后注入500 kV母線短路電流Tab.3Injected short-circuit current of 500 kV bus with different capacity unit connection

由表4可知：

（1）當(dāng)1 000 kV變電站短路容量為90 GVA，且主變高壓-中壓側(cè)短路電壓比為15%時，允許500 kV電網(wǎng)其他電源注入其500 kV母線的短路電流僅為7.44 kA；而當(dāng)1 000 kV變電站短路容量為30 GVA且主變高壓-中壓側(cè)短路電壓比為24%時，允許500 kV電網(wǎng)其他電源注入其500 kV母線的短路電流達到22.90 kA，差值達15.46 kA。

（2）對于新建特高壓變電站，1 000 kV系統(tǒng)短路容量正常情況下不會達到90GVA，當(dāng)變電站1000 kV母線短路容量為60 GVA，主變高壓-中壓側(cè)短路電壓比分別取15%和24%，允許500 kV電網(wǎng)其他電源注入其500 kV母線的短路電流相差6.99 kA。

表4 不同參數(shù)下的500 kV母線短路電流裕度Tab.4Short-circuit current margin in 500 kV bus with different parameters kA

2 變壓器短路電壓比對容性無功補償?shù)挠绊?/h2>

對于特高壓變電站，增大變壓器短路電壓比能有效降低短路電流，但同時也相應(yīng)增加了變壓器無功損耗，通常特高壓變壓器通過第3繞組（110 kV）所接的容性無功對其加以補償。

2.1 無功平衡計算方法

本文采用的電力系統(tǒng)無功平衡快速分析方法，利用有功傳輸和無功需求之間的定量關(guān)系進行無功平衡快速分析[13]。

在電力系統(tǒng)潮流計算模型中，支路方程可以描述為

式中：yij為線路導(dǎo)納，yij=gij+jbij；bc為線路對地電納的1/2；

將式（4）變換為功率方程，可得線路i側(cè)潮流為

根據(jù)實際電網(wǎng)的特點，可以做如下假設(shè)，建立直流法潮流模型。

（1）在特高壓電網(wǎng)中，支路的電抗比電阻大很多，故支路電阻可以忽略，則支路電納為

式中，xij為不接地支路的電抗。

（2）支路兩端節(jié)點電壓相角差很小，因此有

（3）忽略支路對地電納，即bi0=bj0=0。

（4）電力系統(tǒng)正常運行時，可近似認為各節(jié)點電壓模值相等并等于標(biāo)幺值1，即Ui=Uj=1。則式（5）可簡化為

實際高壓輸電網(wǎng)，尤其是負荷集中、聯(lián)系緊密的電網(wǎng)是完全適用上述條件的[13]。對于每一條進出線而言，阻抗支路中損耗的無功功率為

根據(jù)以上直流法潮流模型，在工程上對于每條進出線路其無功需求近似為

式中：Qdemand.L為此條線路的容性無功需求；P為流經(jīng)此條線路的有功潮流；Qsh為此條線路兩側(cè)并聯(lián)高抗在額定電壓下所消耗的容性無功之和；Qk為此條線路上的串補所產(chǎn)生的容性無功；Qc為此條線路沿線電容在額定電壓下所產(chǎn)生的容性無功（各變量均為標(biāo)幺值，以下各變量也均為標(biāo)幺值）。

對變電站的主變而言，在工程上其無功需求近似為

式中：Qdemand.t為變壓器的容性無功需求；Pload為主變負載；Xt為主變高壓-中壓側(cè)等值電抗。

根據(jù)無功分層平衡的原則，對于特高壓變電站，理論上不允許500 kV系統(tǒng)無功倒灌到1 000 kV系統(tǒng)。因此，變電站的容性無功平衡方程式為

式中（12）左邊為變壓器第3繞組的無功補償設(shè)備所能提供的無功補償容量，右邊為500 kV側(cè)輸電線路、負荷所需的感性無功以及變壓器的感性無功損耗。

2.2 算例

在圖1所示的元件參數(shù)下，假設(shè)變壓器傳輸不同的有功功率時，變電站的無功補償能力能夠滿足變電站的無功需求且能夠保持線路負荷側(cè)功率因數(shù)不變。為防止線路空載或輕載時線路充電功率過剩而造成工頻電壓過高，文中選擇高抗補償度為80%，線路串補度為40%[14]，在不同短路電壓比和不同負載率條件下計算2臺主變無功損耗，結(jié)果如表5所示。

由表5可知，在同一負載率下，變壓器無功損耗隨變壓器短路阻抗的提高而增大；在同一短路電壓比下，則隨著主變負載率的增大而增大。當(dāng)變壓器重載，負載率為90%時，主變短路阻抗提高至24%，每臺變壓器無功損耗為583.05 Mvar，其占到主變?nèi)萘康?9.44%。

2.3 計及無功補償后的變壓器無功損耗

變壓器無功損耗與變壓器負載率、變壓器短路電抗呈正比。在2臺主變短路電壓比確定的情況下，將表5的數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換為無功損耗隨變壓器負載率變化曲線，如圖2所示。

從圖2可直觀地看到：變壓器負載率小于50%時，兩臺主變的無功損耗隨變壓器高壓-中壓側(cè)短路電壓比的增長速度較慢；當(dāng)變壓器負載率高于50%時，兩臺主變的無功損耗隨變壓器短路電壓比的增長迅速增加。為充分利用變壓器的容量，顯然，在變壓器負載率高于50%以后，需通過變壓器第3繞組采取投入無功補償裝置的方法來降低無功損耗。

1 000 kV晉東南-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程，其每臺變壓器第3繞組配置的無功補償裝置最大容量為4×210 Mvar（額定電壓126 kV）[15]，折算至額定電壓為115 kV，單臺變壓器最大配置容量約為4×175 Mvar。按此配置并在表5中的數(shù)據(jù)≥175 Mvar整數(shù)倍的情況下，通過主變第3繞組投入相應(yīng)的電容器組。計及無功補償后2臺主變在不同短路電壓比和負載率下的無功損耗數(shù)值如表6所示。

圖2 不同參數(shù)下的變壓器無功損耗Fig.2Reactive power loss of transformer with different parameters

表52 臺主變在不同短路電壓比和負載率下的變壓器無功損耗Tab.5Reactive power loss of two transformers with different short-circuit voltage ratio and load rate

表6 計及無功補償后2臺變壓器無功損耗Tab.6Reactive power loss of two transformers with reactive power compensation Mvar

由表6可知，當(dāng)變壓器第3繞組投入無功補償裝置后，在變壓器重載，負載率為90%的情況下，即便將主變短路阻抗提高至24%，每臺變壓器無功損耗（150 Mvar）值也僅占其額定容量的5%，顯然無功補償后大大提高了主變的帶負載能力。

3 結(jié)論

特高壓變壓器短路電壓比的取值需綜合考慮特高壓系統(tǒng)短路容量、主變額定容量、主變負載率、500 kV側(cè)母線允許注入的最大三相短路電流以及特高壓變壓器無功補償配置等因素。

（1）當(dāng)系統(tǒng)短路容量確定時，提高變壓器高壓-中壓側(cè)短路電壓比對500 kV母線三相短路電流有明顯的限制作用，且系統(tǒng)短路容量越大該限制作用越明顯。

（2）變壓器短路電壓比確定后，在500 kV母線容許最大三相短路電流一定的約束下，增大系統(tǒng)短路容量和變壓器的額定容量將導(dǎo)致500 kV母線允許其他電源注入的短路電流值減小。

（3）變壓器無功損耗與變壓器的負載率和短路電壓比呈正比；變壓器負載率大于50%后，在其第三繞組投入無功補償裝置能明顯提高變壓器帶負載運行的能力。

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Analysis of UHV Transformer Short-circuit Voltage Ratio

SUN Ming，SHI Tingting，MEN Fuyuan
（School of Electrical Engineering，Hefei University of Technology，Hefei 230009，China）

In order to optimize the ultra-high voltage（UHV）transformer short-circuit voltage，the impact of the UHV transformer short-circuit voltage increasing percentage on three-phase short circuit current in 500 kV bus is analyzed in this paper.And the reactive power compensation capacity of the system is discussed by a kind of power system reactive power balance rapid analysis method which uses the quantitative relation between the active transmission and the reactive power demand to rapid analysis reactive power balance.The simulation result indicates that when the transformer short-circuit voltage is improved，the 500 kV bus three phase short-circuit current can meet obvious limitations especially when system short circuit capacity increases.

ultra-high voltage（UHV）；transformer；short-circuit voltage ratio；short-circuit current；reactive power compen-sation

TM723

A

1003-8930（2015）05-0056-06

10.3969/j.issn.1003-8930.2015.05.11

孫鳴（1957—），男，博士，教授，研究方向為電力系統(tǒng)繼電保護。Email：hfsunming@sina.com

2013-09-11；

2013-11-15

石婷婷（1988—），女，碩士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)及其自動化。Email：shitingting365@163.com

門富媛（1987—），女，碩士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)及其自動化。Email：menfuyuan@163.com