电网短路电流超标治理措施的研究技术报告资料.docx
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电网短路电流超标治理措施的研究技术报告资料
2015年10月20日
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审核:
编写:
1任务来源及研究项目背景
1.1任务来源
随着电网规模的扩大,作为宁夏电网能源大区石嘴山,随着750千伏沙湖变及其220千伏配出工程的投运有效改善了石嘴山电网的网架结构,负荷接纳能力大大提升,但电网局部仍存在一定薄弱环节,尤其是未来2~3年内,上海庙、平罗电厂、大武口热电厂扩建等规划项目的陆续实施以及新能源的陆续接入,造成短路电流水平超标等诸多问题,电网安全稳定运行将面临新的考验。
需要寻找一种最优的限制短路电流方法。
根据2015年石嘴山电网短路水平专项分析,针对未来2~3年内电网局部短路电流接近开关额定遮断容量甚至超标问题,应加强滚动校核,制定运行控制策略,确保电网的安全稳定运行。
对于部分变电站未来几年内短路电流增幅明显,超过开关额定遮断容量,除建议区调及时调整运行方式,确保短路电流水平在合格范围内;同时考虑高压或低压侧配置限流电抗器;
同时根据石嘴山供电公司开展的在运行的220kV、110kV变压器抗短路校核报告:
220kV变压器37台其中30台已加装限流电抗器。
7台没有加装限流电抗器。
具体原因:
陶乐站、常胜站5台主变低压侧仅电容器无负荷出线,平西站2主变低压侧短路电流较小。
110kV变压器65台,变压器厂家提供绕组可承受最大短路电流的34台,对这34台进行分析量化,定义变压器抗短路能力系数(变压器可承受最大短路电流/实际运行变压器中低压最大短路电流)。
找出需要治理短路电流的节点。
图1
1.2研究项目背景
根据上面的报告,石嘴山供电公司随着供电容量的逐年增加,短路电流超标现象已出现或预计三年内出现在电力系统的各个供电电压侧,包括高压侧、中压侧、低压侧。
急需找到一种经济、可靠、安全的限流方式。
因篇幅限制,本次报告根据电力公司校核分析,找到具有代表性的三台110kV变压器,其绕组抗短路能力不足100%。
他们分别为:
红乐变1#、惠农变1#、柳园变3#详见表1。
表中抗短路能力评估等级为:
A类能承受120%以上短路电流冲击;B类能承受100%~120%短路电流冲击;C类能承受80%~100%短路电流冲击;D类能承受60%~80%短路电流冲击;E类能承受60%以下短路电流冲击;
序
号
变压器信息
最大可承受短路电流I1
(kA,稳态值)
短路电流计算值I2
(kA,稳态值)
抗短路能力系数(%)
抗短路能力评估
安装
间隔单元
高压绕组
中压绕组
低压绕组
中压110kV
低压三相
中压三相安全系数
中压单相安全系数
低压压三相(线电流)
低压三相(相电流)
变电站
检修方式三相
大方式单相
线电流
相电流
1
红乐变
#1
3.50
15.00
7.20
6.43
14.61
8.44
233.32
85.35
C
2
惠农变
#1
2.36
4.40
9.74
5.66
11.45
6.61
77.75
147.33
D
3
柳园变
#3
2.95
6.43
7.13
8.04
17.12
9.88
79.96
72.13
D
基于以上分析可以看出,红乐变1#低压侧绕组抗短路能力不足,惠农变1#中压侧绕组抗短路能力不足,柳园变3#中压侧、低压侧绕组抗短路能力都不足,石嘴山供电公司争取到群创项目。
由宁夏供电公司石嘴山供电公司,上海合凯电力保护设备有限公司协作,共同完成“石嘴山电网短路电流超标治理措施的研究”项目。
2研究内容
2.1石嘴山供电公司典型主变限流指标
按照2015年运行方式计算:
红乐变1#低压侧短路电流超标,需要进行治理;研究在低压侧进行限流。
惠农变1#中压侧短路电流超标,需要进行治理;。
研究在中压侧进行限流。
柳园变中压和低压侧短路电流超标,需要进行治理;研究在高压侧进行限流。
在确定短路电流限制时应遵循以下3个原则:
①为避免主变压器损坏事故应将短路电流限制到额定电流的5倍以下
近年来由于低压侧出口短路,造成110kV及以上大型变压器的损坏事故时有发生。
大量的事故数据表明,一些变压器是在穿越型故障电流只有额定电流的5~7倍下损坏的。
②为不影响继电保护的灵敏度和选择性,限流后的短路电流应不低于额定电流的2倍。
将限流装置考虑在主变压器差动范围内,则限流后短路电流的减少只需要考虑对后备保护的影响,即1.3×1.5=1.95。
③治理后短路的电流小于变压器可承受的最大短路电流。
并使之达到A类抗短路能力。
2.2限流方案的研究
目前国内外采用的限流方案有如下几种:
1)常规采用限流电抗器
国内外习惯上采用限流电抗器来限制短路电流。
但电抗器运行损耗大、下面以二组10kV常规电抗器为例计算损耗。
XKK-10-2000-8%电抗器的电能损耗
有功损耗功率查电抗器参数表得到PK=12.196×3=36.588kW
三相无功损耗QK=
=
=2771.28kVar
年总的损耗=β2ΔP∑T=β2(ΔP=PK+0.1QK)T
以下计算按照:
负荷率β=0.7,年运行T=8000小时,每kWH按照0.5元。
每年损耗电能达到1229767KWH,电抗器每年电能损耗折合人民币61.49万
XKK-10-4000-6%电抗器的电能损耗
有功损耗功率查电抗器参数表得到PK=15.416X3=46.248kW
三相无功损耗QK=
=
=4156.92kVar
年总的损耗=β2ΔP∑T=β2(ΔP=PK+0.1QK)T
以下计算按照:
负荷率β=0.7,年运行T=8000小时,每kWH按照0.5元。
每年损耗电能达到1810805KWH,电抗器每年电能损耗折合人民币90.54万
而且,由于限流电抗器串联在主回路中,这必将加大线路电压降,甚至影响系统的暂态稳定和动态稳定性。
另外,限流电抗器多为空心电抗器,正常运行时产生的漏磁场不仅会恶化周围设备的电磁环境,导致通讯系统异常或继电保护不正常动作,而且漏磁场还将造成附近金属构架或金属壳体的附加涡流发热损耗。
2)高阻抗变压器
也有采用高阻抗变压器来限制短路电流的,与串联限流电抗器相比没有什么大的区别,同样存在电能损耗和电压降落的问题。
3)限流电抗器与电容器串联谐振型
近年由限流电抗器与电容器串联构成的串联谐振型限流方案也完成了挂网试验。
正常运行时电容器抵消了限流电抗器的感抗,不会产生无功损耗。
一旦线路发生短路故障,则通过放电间隙、电子开关和旁路开关将补偿电容短接,由限流电抗器限制短路电流。
但当流过负荷电流时仍然会在限流电抗器的电阻上产生有功损耗。
尽管这种有功损耗比起未加补偿电容前要小得多,但仍然不可忽视。
更重要的是,这种限流方案技术复杂、体积庞大、造价高(运行在杭州瓶和变电站的一套500kV串联谐振限流器造价1亿元),而且运行可靠性并不理想。
4)直流偏磁绕组的电抗器
带有铁芯的具有直流偏磁绕组的电抗器也在研制过程中。
正常运行时电抗器受直流偏磁的影响工作在低阻抗区,一旦发生短路立即撤出偏磁直流,电抗器进入高阻抗区限制短路电流。
与串联谐振限流方案相比,尽管取消了电子开关,但又增加了整流设备和控制设备,同样存在技术复杂、体积庞大、造价高以及有功损耗等问题。
而且这种直流偏磁式限流电抗器,若用于高压电网还有很多技术问题有待于进一步研究解决。
5)超导限流
超导限流方案是近年来国内外比较热门的课题。
正常运行时超导体限流器工作在临界参数(电流、温度或磁通)以下的超导状态,一旦发生短路时超导体立即进入失超状态,呈现高阻抗限制短路电流。
这种超导限流方案尽管目前成为国内外的热门话题,但由于参数低、技术复杂、不成熟等原因还远远没有达到实用阶段。
我国首套超导限流器参数为10kV、1.5kA,于2005年在湖南娄底于完成了挂网试验,但因体积、成本等综合因素又于2006年年底退出运行了。
我国另一套35kV、1.2kA、90MVA饱和铁芯超导限流器曾于2009年完成挂网试验并运行至今,这也是目前世界上电压等级最高、容量最大的超导限流器。
总之,超导限流器不仅技术指标远远不能适应高压电网的需要,而且体积庞大、技术复杂,可靠性有待于进一步考验。
更重要的是造价昂贵(一套10kV、1.5kA的超导限流器造价高达1700万元,一套35kV、1.2kA的超导限流器造价高达2400万元),这样的经济负担也是电力企业难以承受的。
6)FSR大容量高速开关并联电抗器
部分国内用户采用FSR大容量高速开关并联电抗器的做法,FSR采用雷管式桥体开断。
一次与电抗器并列。
短路电流流过时桥体开断。
FSR不能自动复位,动作后需要更换桥体。
不但需要更换备品费用,每次还需要停电检修至少2天。
7)快速开关并联电抗器
同时随着机械快速开关技术的发展,分闸时间已经可以做到5mS,合闸时间可以做到10mS,考虑将快速开关和电抗器并联,利用测控装置,正常运行电抗器被快速开关短接,系统无损坏运行,在系统发生短路时,快速开关分闸,短路电流换流进入电抗器中,限制短路电流。
短路故障切除后,测控单元自动检测电流恢复,立即给快速开关发出合闸命令系统恢复正常运行。
另外实际运行中,母线或电源之间解列运行来限制短路电流,这是一种无奈的选择。
但本次抗短路能力不足的三台主变本身已经是解列运行。
各种限制短路电流方案的比较
普通电抗器
高阻抗变压器
电抗器与电容器串联谐振
直流偏磁
超导限流
FSR并联电抗器
快速开关并联电抗器
装置投资
低
高
高
高
高
低
低
运行成本(损耗)
高
高
低
低
低
高
低
综合成本(投资+运行)
高
高
高
高
高
高
低
技术门槛
低
低
技术不成熟
技术不成熟
技术不成熟
中
中
运行可靠性
高
高
低
低
低
低
高
综合上述比较,普通电抗器、高阻抗变压器运行成本高(运行损耗大);电抗器与电容器串联谐振、直流偏磁、超导限流技术尚不成熟;FSR并联电抗器运行可靠性低;而快速开关并联电抗器综合指标为最佳选择。
2.3研究方向、研究意义
①研究方向
根据上节分析情况,确定研究方向为快速真空开关并联电抗器构成无损耗限流。
基本思路是,正常运行时快速真空断路器将限流电抗器短接,一旦线路发生短路故障、快速真空断路器快速分闸,串入限流电抗器。
本研究报告应用于高压电网,用以限制母线短路电流和流过主变压器的穿越性短路电流。
②研究意义
本研究报告的完成,为石嘴山供电公司主变压器抗短路电流不足提供了解决方案,创造了条件。
本研究报告探索了一条低成本、占地少、高可靠的解决方案。
2.4技术方案、结构原理、功能策划
2.4.1红乐变1#限抗参数计算及各种限流方案比较
石嘴山电网红乐变技术方案:
关注主变压器安全,兼顾断路器开断安全性
电抗器参数的设计
红乐1#主变容量:
63MVA,容量比1:
1:
0.5
变比:
110/38.5/10.5
阻抗:
I-II10.45%;II-III6.35%;I-III18.62%
序
号
变压器信息
最大可承受短路电流I1
(kA,稳态值)
短路电流计算值I2
(kA,稳态值)
抗短路能力系数(%)
抗短路能力评估
安装
间隔单元
高压绕组
中压绕组
低压绕组
中压110kV
低压三相
中压三相安全系数
中压单相安全系数
低压压三相(线电流)
低压三相(相电流)
变电站
检修方式三相
大方式单相
线电流
相电流
1
红乐变
#1
3.50
15.00
7.20
6.43
14.61
8.44
233.32
85.35
C
从上面石嘴山供电公司软件计算表格可以看出,红乐变1#抗短路能力评估不足,变压器抗短路能力一般,存在短路损坏隐患,需要低压侧增加电抗值限制短路电流。
系统增加电抗器的计算
现设计SHK-ZLB,主变低压侧串联ZLB电抗器之后短路时,低压侧限后电流为变压器最大可承受短路电流I1的0.83倍考虑(使之限后达到A类标准,即1/1.2=0.83);
即I限后=7.2*0.83=6.0KA
同时考虑I限后≤5×In=8.66kA
变低压侧短路时线电流由8.44KA限流到6.0KA
设原10.5kV系统限前总阻抗为XK2,限后总阻抗为XK3
XK2=
=0.7183Ω
XK3=
=1.0104Ω
电抗器阻抗XZLB=XK3-XK2=0.2921Ω
设计电抗器:
额定电压UN=10.5kV
额定电流IN=2000A
计算电抗率X%=
=
=9.6%
红乐变1#限抗装置参数10.5-2000/40-0.2921Ω
红乐变电站各种限流方案运行损耗和造价比较
考虑到直流偏磁、超导限流技术尚处于试验阶段,且投资费用巨大,不予比较;FSR并联电抗器运行可靠性低也不予比较。
高阻抗变压器与普通电抗器限流处于一个类型,限流程度相同损耗相同,因此按照一种类型考虑。
故本次运行损耗和造价比较仅需比较:
普通电抗器、电抗器与电容器串联谐振、快速开关并联电抗器三种方案
由上节限抗计算可知,如达到限流效果,红乐1#限抗参数如下:
红乐变1#限抗装置参数10.5-2000/40-0.2921Ω-9.6%。
限前电流8.44KA,限后电流6.0KA
1)普通电抗器:
根据红乐变限抗参数,对于普通电抗器型号XKK-10.5-2000-10%
设备造价:
经询价1套三相:
38.6万元
运行损耗:
XKK-10.5-2000-10%电抗器的电能损耗
有功损耗功率查电抗器参数表得到PK=13.7×3=41.1kW
三相无功损耗QK=
=
=3637kVar
年总的损耗=β2ΔP∑T=β2(ΔP=PK+0.1QK)T
以下计算按照:
负荷率β=0.7,年运行T=8000小时,每kWH按照0.5元。
每年损耗电能达到1586816KWH,
年运行损耗折合人民币79.34万。
2)电抗器与电容器串联谐振
设备造价:
电抗器1套三相38.6万
电容器造价按照45元/kvar
电容器电压Un=0.2912X8.44=2.46kV;考虑可靠系数1.2倍
Un=2.46X1.2=2.95kV
Qc=
=29793kvar
三相电容造价预算:
29793X45X3=402万
测控电子设备及电子开关旁路开关20万
设备预算总价460万
年运行损耗折合人民币接近零
3)快速开关并联电抗器
设备造价:
电抗器1套三相38.6万
快速开关1套三相60万
测控电子设备10万
设备预算总价110万
年运行损耗折合人民币零
红乐站1#主变限流三种方案预算及损耗比较表格如下:
普通电抗器
电抗器与电容器串联谐振
快速开关并联电抗器
装置投资
38.6万
460万
110万
每年运行成本(损耗)
79.34万
接近0
0
2.4.2惠农变1#限抗参数计算及各种限流方案比较
石嘴山电网惠农变1#技术方案:
关注主变压器安全,兼顾断路器开断安全性
电抗器参数的设计
惠农1#主变容量:
40MVA,容量比1:
1:
1
变比:
110/38.5/10.5
阻抗:
I-II10.1%;II-III6.65%;I-III18%
序
号
变压器信息
最大可承受短路电流I1
(kA,稳态值)
短路电流计算值I2
(kA,稳态值)
抗短路能力系数(%)
抗短路能力评估
安装
间隔单元
高压绕组
中压绕组
低压绕组
中压110kV
低压三相
中压三相安全系数
中压单相安全系数
低压压三相(线电流)
低压三相(相电流)
变电站
检修方式三相
大方式单相
线电流
相电流
2
惠农变
#1
2.36
4.40
9.74
5.66
11.45
6.61
77.75
147.33
D
从上面石嘴山供电公司软件计算表格可以看出,惠农变1#抗短路能力评估不足,变压器抗短路能力一般,存在短路损坏隐患,需要中压侧增加电抗值限制短路电流。
系统增加电抗器的计算
现设计SHK-ZLB,主变中压侧串联ZLB电抗器之后短路时,中压侧限后电流为变压器最大可承受短路电流I1的0.83倍考虑(使之限后达到A类标准,即1/1.2=0.83);
即I限后=4.4*0.83=3.65KA
同时考虑I限后≤5×In=2.99
惠农变中压侧短路时线电流由5.66KA限流到2.9KA
设原38.5kV系统限前总阻抗为XK2,限后总阻抗为XK3
XK2=
=3.9272Ω
XK3=
=7.6648Ω
电抗器阻抗XZLB=XK3-XK2=3.7376Ω
设计电抗器:
额定电压UN=38.5kV
额定电流IN=1000A
计算电抗率X%=
=
=16.8%
惠农变1#限抗装置参数38.5-1000/31.5-3.7376Ω
惠农变电站各种限流方案运行损耗和造价比较
由上节限抗计算可知,如达到限流效果,惠农变1#限抗参数如下:
惠农变1#限抗装置参数38.5-1000/31.5-3.7376Ω-16.8%。
限前电流6.61KA,限后电流2.9KA
1)普通电抗器:
根据惠农变限抗参数,对于普通电抗器型号XKK-38.5-1000-17%
设备造价:
经询价1套三相:
60万元
运行损耗:
XKK-38.5-1000-17%电抗器的电能损耗
有功损耗功率查电抗器参数表得到PK=32.2×3=96.6kW
三相无功损耗QK=
=
=11336.6kVar
年总的损耗=β2ΔP∑T=β2(ΔP=PK+0.1QK)T
以下计算按照:
负荷率β=0.7,年运行T=8000小时,每kWH按照0.5元。
每年损耗电能达到4822384KWH,
年运行损耗折合人民币241万。
2)电抗器与电容器串联谐振
设备造价:
电抗器1套三相25.4万
电容器造价按照45元/kvar
电容器电压Un=3.7376X6.61=24.71kV;考虑可靠系数1.2倍
Un=24.71X1.2=29.64kV
Qc=
=235051kvar
三相电容造价预算:
235051X45X3=3173万
测控电子设备及电子开关旁路开关20万
设备预算总价3200万
年运行损耗折合人民币接近零
3)快速开关并联电抗器
设备造价:
电抗器1套三相80万
快速开关1套三相80万
测控电子设备20万
设备预算总价180万
年运行损耗折合人民币零
惠农变1#主变限流三种方案预算及损耗比较表格如下:
普通电抗器
电抗器与电容器串联谐振
快速开关并联电抗器
装置投资
60万
3230万
180万
每年运行成本(损耗)
230.27万
接近0
0
2.4.3与柳园变3#限流及各种方案比较
根据前面分析柳园3#主变中压侧和低压侧抗短路能力都不足,初步设想最简单的方案是在高压侧110kV增加限流装置。
根据2015年石嘴山电网短路水平专项分析预测,部分220kV限流也存在短路电流超配引发开关遮断能力不足。
综合以上情况,在高压侧限流在一定条件下也是必要的。
柳园3#主变容量:
63MVA,容量比1:
1:
0.5
变比:
110/38.5/10.5
阻抗:
I-II10.61%;II-III6.08%;I-III18.61%
序
号
变压器信息
最大可承受短路电流I1
(kA,稳态值)
短路电流计算值I2
(kA,稳态值)
抗短路能力系数(%)
抗短路能力评估
安装
间隔单元
高压绕组
中压绕组
低压绕组
中压110kV
低压三相
中压三相安全系数
中压单相安全系数
低压压三相(线电流)
低压三相(相电流)
变电站
检修方式三相
大方式单相
线电流
相电流
3
柳园变
#3
2.95
6.43
7.13
8.04
17.12
9.88
79.96
72.13
D
现初步设计在柳园变高压侧加限抗
设计110kV电抗值5.65Ω
电抗等效到中压侧为XK2=
=0.6921Ω
电抗等效到低压侧为XK3=
=0.0515Ω
柳园变中压侧原短路时电流8.04kA
设原38.5kV系统限前总阻抗为XK2,限后电流为IK3
XK2=
=2.7647Ω
IK3=
=6.43kA
即高压侧增加电抗后,柳园变中压侧短路时电流由8.04kA限制到6.43kA
柳园变低压侧原短路时线电流由9.88kA
设原10.5kV系统限前总阻抗为XK2,限后电流为IK3
XK2=
=0.6136Ω
IK3=
=9.11kA
即高压侧增加电抗后,柳园变低压侧短路时电流由9.88kA限制到9.11kA
根据已有中压侧短路电流和变压器阻抗,反推110kV限后电流为8.08kA
并联开关的断口电压8.08X5.65X1.5=68.48,单台开关断口耐受电压21kV,即需要4套零损耗限抗串联。
柳园高压侧加限抗的效果评估:
从上面分析高压侧加限抗,中压侧已经达到限流要求,但对低压侧影响很小。
不能低压侧限流要求。
即使忽略低压侧,此参数在目前技术条件下需要4台无损耗限抗串联。
柳园变电站3#各种限流方案运行损耗和造价比较
柳园变3#高压侧限抗装置参数110kV、5.65Ω、500A
1)普通电抗器:
根据柳园变3#中压限抗参数,对于普通电抗器型号:
设备造价:
经询价高压1套三相:
80万元
有功损耗功率查电抗器参数表得到PK=13.7×3=41.1kW
三相无功损耗QK=
=4763kVar
年总的损耗=β2ΔP∑T=β2(ΔP=PK+0.1QK)T
以下计算按照:
负荷率β=0.7,年运行T=8000小时,每kWH按照0.5元。
每年损耗电能达到2028208KWH,
年运行损耗折合人民币101万。
2)电抗器与电容器串联谐振
设备造价:
中压电抗器1套三相76万
电容器造价按照45元/kvar
电容器电压Un=8.08X5.65=45.65kV;考虑可靠系数1.2倍
Un=45.65X1.2=54.78kV
Qc=
=531123kvar
三相电容造价预算:
531123X45X3=7170万
测控电子设备及电子开关旁路开关估价130万
设备预算总价7300万
年运行损耗折合人民币接近零
3)快速开关并联电抗器
设备造价:
高压电抗器80万
快速开关4套三相120万
测控电子设备30万
设备预算总价230万
年运行损耗折合人民币零
柳园变3#主变限流三种方案预算及损耗比较表格如下:
高压
普通电抗器
电抗器与电容器串联谐振
快速开关并联电抗器
装置投资
80万
7300万
230万
每年运行成本(损耗)
101万
接近0
0
从上面经济效益分析可以看出,电抗器与电容器串联谐振造价太高;普通电抗器虽然初期设备费用较低,但年运行成本
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