特高压交流输电系统过电压和绝缘配合水平

特高压交流输电系统过电压和绝缘配合水平

0特高压输电系统1000kv千夫供电是我国最新、最电压等级最高的供电工程。这不是500kv和750kv的简单扩展。它有很多特点，需要全面研究。过电压与绝缘配合研究是特高压输电工程设计和建设的基础。特高压电网的工作电压高,过电压绝对值高,对空气间隙距离和设备绝缘提出了很高的要求。而且该电压等级下空气间隙操作波放电特性曲线已进入饱和区,限制过电压水平对降低造价有重要意义。本文的研究内容包括南荆线和华东线特高压示范试验工程的过电压和绝缘配合问题,可为特高压输电工程设计和建设提出重要的技术参数,是工程的技术依据和支撑,使工程既安全又经济。1金-南-京线沿线输送工程严重超标1.1高压电抗器的选择并联高压电抗器选择原则为:①容量足够大,可限制特高压线路的工频暂时过电压在允许范围内;②容量不能过大,以免发生非全相工频谐振过电压。每一个变电所或开关站最好只有一种规格的高压电抗器容量,以减小高压电抗器备用相的数量;③并联高压电抗器的配置要满足特高压线路的无功平衡,并使沿线电压分布均在合适的范围内。1100kV高抗的工作电压高、容量大,其体积和重量都很大,运输比较困难,最好不搞异地备用。晋—南—荆线系统接线如图1。高压电抗器的选择过程中比较了7种高抗配置方案。为了避免出现非全相工频谐振过电压和过高的恢复电压,应考虑线路可能的最短长度和高压电抗器阻抗的负误差。研究认为原设计南荆线的高抗容量为两侧各设1组720MVA高抗,补偿度过高。研究表明线路补偿度在85%左右,可满足限制工频暂时过电压和操作过电压的要求。用频率扫描法检查断开相上的电压Ud,表明非全相运行(-2.5%阻抗误差,Xn=300.0/300.0Ω)时断开相电压的谐振频率为49.7Hz(见图2),与工作频率很接近,有谐振危险。因此该方案不可取。应减小高抗容量。为满足每一个变电所或开关站只一种规格的高抗容量以减小备用相数量的要求。南阳站两侧宜采用720/720MVA。考虑陕晋线可能采用2×960MVA高压电抗器,晋南线晋东南变电所宜采用960MVA高压电抗器。推荐高抗配置方案见表1。1.2工程负荷研究1.2.1线路两侧交流时间差该线路母线侧TOV最大为1.3p.u.,线路侧为1.4p.u.。线路两侧断路器联动时分闸时间差应<0.2s,以减小TOV持续时间。校核MOA的吸收能量时取TOV持续时间0.5s。1.2.2电流和时间限制晋南荆线利用并联电抗器中性点小电抗可以把最大潜供电流限制在<12A,最大恢复电压梯度限制为<7.6kV/m。单相重合闸无电流间歇时间限制在1s左右。不需要装设高速接地开关。1.2.3合空线时最大吸收功率按照MOA的耐受短时工频过电压的能力,变电所母线侧和线路侧MOA的额定电压均可选828kV。计算表明,该额定电压下MOA在最大工频暂时过电压下吸收的最大能量仅为8.6MJ,远低于其吸收能量的允许值。合空线时若有一相合闸电阻失灵,该相MOA将吸收较大能量。当南阳合晋南线,南阳侧线路断路器有一相合闸电阻失灵时,计算得到晋东南侧MOA最大吸收能量为3.26MJ。即使考虑2次合闸,也仅为6.52MJ。无论从工频过电压还是操作过电压考虑,我国特高压MOA的允许能量要求值不宜过大,不需要仿照日本的55MJ,可考虑选用20MJ。1.2.4合空线操作结果特高压线路的操作过电压包括:①合空线和单相重合闸过电压;②单相接地故障过电压。指线路单相接地故障时在健全相上出现的过电压;③切除短路故障电流分闸过电压,指线路发生接地或短路故障后,故障线路的断路器切除故障电流时在故障线路的健全相和相邻健全线路上出现的过电压;④单相接地三相分闸过电压。其中①③④可用合闸和分闸电阻予以限制,而②无法人为控制。在日本特高压系统中,它是对绝缘配合起决定性作用的过电压类型。500kV线路的允许操作过电压水平较高,一般不重视②和③。但对于1000kV线路,其允许操作过电压值已降至较低水平,必须重视②和③的影响。晋南荆线沿线最大的2%过电压为1.66p.u.,变电所母线侧为1.52p.u.。合空线变电所母线侧相间最大过电压<2.9p.u.,对线路绝缘配合起决定作用。引起的沿线最大的2%分闸过电压在单相接地、双相接地、三相接地时分别为1.66、1.76、1.79p.u.。若用700Ω分闸电阻,可分别降至1.41、1.53、1.54p.u.。分闸过电压的沿线分布见图3。该线路仅一通道,切除南荆线短路故障就开断整个通道。即使在相邻晋南线路引起较大过电压导致晋南线开断也不会增加附加损失。因此,该线路断路器可不装分闸电阻。但此线路向北延伸至陕北,向东南延伸至武汉,切除短路故障在相邻线路上的过电压可高达2.10p.u.,可能使之闪络。线路带电作业时若不采用保护间隙,则需考虑单相接地三相分闸过电压。线路两端MOA额定电压828kV,无分闸电阻时最大单相接地三相过电压1.72p.u.;带700Ω分闸电阻时为1.66p.u.。合闸电阻从300Ω变化到600Ω时,合空线时沿线最大过电压有很小变化。线路断路器合闸电阻为400～600Ω,合闸过电压较低。合闸电阻吸收能量要求值和电阻值成反比,400Ω比600Ω的能量要求值大50%。兼顾过电压和合闸电阻能量的要求,建议合闸电阻选为500Ω或600Ω。合闸电阻接入时间对沿线最大的2%合闸过电压有明显影响。稍增加合闸电阻接入时间可明显降低合空线过电压,建议考虑稍增加合闸电阻接入时间为10.5±1.5ms,或10±1ms(即9～11ms)。晋南荆线线路和变电所操作过电压计算水平可分别取1.7、1.6p.u.。变电站相间操作过电压线路侧、母线侧分别为2.9、2.8p.u.。统计分析了合空线操作中沿线2%统计相地过电压最高(1.66p.u)的南阳合南晋空线操作过电压的波头时间tf其平均值、档偏、最小值分别为4.88、0.32和3.13ms,过电压幅值最高的前5次操作的tf为3.13～3.69ms。合空线过电压tf最小值>3ms。≫8m的空气间隙操作波放电的临界波头300～400μs)。长波头使间隙的放电电压U50%提高。1.2.5vfto频率特征对晋东南GIS变电所的计算表明,GIS隔离开关切合短线会产生的陡波前过电压(即快速瞬态过电压VFTO)频率5MHz、幅值接近2.6p.u.。由于变压器和GIS经过架空线相连,变压器上的VFTO不高,但在GIS的VFTO可高达2326kV,甚至更高,其值与GIS母线长度有关。会威胁GIS绝缘,还可能损害二次回路。采用合分闸电阻可限制VFTO在约1000kV,合分闸电阻值可取约500Ω。1.2.6提高trv电压上升率断路器在断开故障电流和失步分闸的条件下会产生较高的瞬态恢复电压TRV,并影响断路器的开断能力。特高压变压器侧对地电容C对断路器开断端部故障BTF时的TRV有明显的影响。此对地电容有可能约为10000pF,此时开断BTF的TRV电压上升率最大可达7.81kV/μs,超过允许值。对地电容约为15000pF时TRV电压上升率会降至7kV/μs以下。为此,可以考虑提高对BTV电压上升率的规定值。T10对应的TRV电压上升率可由7.0kV/μs提高至10kV/μs。当晋一南一荆线失步,晋侧和荆侧电压相位角相差≥150°时,在南阳开断,TRV幅值可达2539kV,超过规定值2245kV。出现此情况的概率极低,可事先设定失步开断点,如设定在晋东南侧和荆门侧失步开断,不在南侧失步开断。装分闸电阻有利于降低TRV,但不是必需的。装分闸电阻后,失步开断时断路器电阻触头间TRV的幅值有可能增大。1.2.7短路电流与交流分量特高压交流系统由于线路和变压器的电阻相对较小,断路器短路开断电流的直流分量衰减时间常数比500kV大得多,还会出现零偏现象。它与故障类型、短路发生的时间、短路电流大小、系统运行方式和短路接地时的阻抗等因素有关。该示范工程,短路电流较小(约5kA)。在荆门变电站侧三相接地短路,断路器开断时(40ms)的直流分量最大为4.97kA。直流分量衰减时间常数为127ms。特高压断路器额定开断短路电流为50kA。折算到规程规定的时间常数基准,时间常数为15ms。断路器能轻易开断。2015年全国形成特高压网络,晋东南变电站侧的两相接地短路故障电流的直流分量最大。故障接地电阻为0.1Ω时,断路器开断时(40ms)直流分量与交流分量有效值分别为49.83kA和43.27kA,时间常数为124ms。折算到规程规定的时间常数为114ms。因此特高压断路器直流分量的衰减时间常数试验要求值选为120ms。2特殊降压措施晋-南-荆线向北延伸至陕北,向东延伸至武汉,形成陕-晋-南-荆-武线。它的过电压与前节基本相同。主要的不同为:1)由陕北单相重合闸的过电压较高。为降低陕晋线由陕北单相重合闸的过电压,要求采取特殊降压措施:陕北电源要和当地500或330kV系统连接,避免成孤立电源;延长合闸电阻接入时间;线路中部设线路型MOA;断路器选相合闸等。2)切除短路故障在相邻线路上的过电压可高达2.10p.u.,可能使相邻线路绝缘闪络,事故扩大。但发生概率很小。分闸电阻有利于降低切除故障电流健全线路上的分闸过电压。对于是否装分闸电阻综合考虑。3特高压线路和接口点电压关系工程由淮南至池州(327km)、池州至杭北(164km)和杭北至上海(143km)三段组成。线路为同塔双回。高抗位置、容量及小电抗值见表2。华东特高压线路最大工频暂时过电压为1.22p.u.。可利用高抗中性点小电抗来限制潜供电流和恢复电压。但单回单相接地时限制潜供电流的小电抗最佳值和双回两相接地故障时不同。特高压同塔双回线路发生双回两相接地故障的概率极小,所以在选小电抗时应主要考虑单回单相接地故障。双回两相接地故障的最大潜供电流可达25A,恢复电压为157kV,比单回单相接地故障时最大潜供电流4A和恢复电压23kV大得多。即使考虑双回两相接地故障,单相重合闸无电流间歇时间仍可限制在1s左右。不需要装设高速接地开关。特高压线路同塔双回路之间有较高的耦合电压和电流。若双回线路中一回运行,其在停运线路上感应的电压静电分量可达77kV,对线路两端接地开关提出了较高的要求。华东特高压线路和变电所MOA的额定电压均可选为828kV。该线路不很长,合空线的过电压不高。最大沿线2%过电压为1.56p.u.。线路两端(变电所)的最大的相地统计过电压为1.51p.u.,最大的相间过电压为2.74p.u.。最大的单相接地过电压为1.46p.u.。无分闸电阻时,在相邻的健全线路上的分闸过电压,例如图4中在池杭线的池侧(位置①)三相接地,由池侧线路断路器开断故障电流,在相邻的淮池线(位置②)上出现的最大相地2%过电压为1.69p.u.。此过电压的威胁在于池杭线路分闸后会导致相邻的淮池线绝缘闪络分闸。采用分闸电阻可以降低此过电压。最大的健全线路分闸过电压降至1.59p.u.。华东特高压线路操作过电压水平可取1.7p.u.。特高压变电所的操作过电压可取为1.6p.u.。线路断路器合闸电阻可选为600Ω。选择时可结合其经济性考虑3种方案:①分闸电阻和合闸电阻共用,阻值700Ω;②不装分闸电阻;③一般不装,个别(指池杭线池侧)断路器带分闸电阻。采用固定式电抗器可以满足华东特高压线路近期的无功平衡、降低工频过电压和抑制潜供电流的要求,可不配置可控电抗器。4绝缘合作4.1最长持续时间1000kV输电系统工频暂时过电压母线侧1.3p.u.,线路侧为1.4p.u.。最长持续时间为0.5s。操作过电压线路上最大的相—地2%过电压为1.7p.u.;变电所侧最大相—地2%过电压为1.6p.u.。变电站线路侧相间最大2%过电压为2.9p.u.,母线侧为2.8p.u.。雷电过电压由变电所雷电侵入波过电压算得。4.2线路绝缘材料的选择本节只列出海拔1000m计算结果。4.2.1特高压线路操作电压试验曲线计算依据武高院导线—构架柱空气间隙的工频放电、操作冲击和雷电冲击电压试验的结果,以及美国和前苏联的试验曲线。特高压线路的操作过电压实际波头时间≫1000μs。外绝缘操作冲击试验时,操作过电压波头时间为1000μs。4.2.2检查曲线及配合系数工频间隙建议值2.9m。大于前苏联的设计值2.5m,与日本的相当(海拔1800m,3.09m)。操作冲击间隙建议值为边相6.0m,中相7.2m。选择时考虑了操作冲击电压的波形修正和杆塔塔宽的修正,参考了国内外的试验曲线。并用全线绝缘最严重时的操作过电压下的闪络率予以验算,闪络率<10-4,平均无故障时间大于1000a,运行可靠性较高。雷电冲击间隙建议按0级污区绝缘子串的放电电压的0.8倍来选择。配合系数采用0.8而不是500kV线路所用的0.85,这是因为在500kV线路上多数雷击闪络仍发生在绝缘子串而不是导线对杆塔的空气间隙,取0.85不能起到预期的配合作用;为了减小塔头尺寸,我国750kV线路配合系数采用0.8。4.2.3日本特高压线路的特性表3为有关特高压线路空气间隙距离典型值。前苏联特高压线路的最高运行电压较为1200kV,当时前苏联避雷器性能较差,残压较高。这些因素导致其线路上操作过电压(2.0p.u.)绝对值较高,间隙距离稍大。日本特高压线路为同杆双回线路,导线被杆塔的塔柱和上下横担三面包围,与普通单回线路的边相绝缘相比放电电压较低。另外日本的导线风偏计算时设计风速0.375vm,比中国的低。考虑我国操作波下的等值风速为0.5vm,较大,建议取表4中的值。4.3主要供水系统设备的隔离级别的选择综合多种方法所得的计算结果,对1100kV变电所设备绝缘水平的要求见表4。这是结合中国的设备制造能力和过电压水平而定的。4.3.1日本的wagp保护表5列出有关国家特高压变压器的试验电压。日本特高压变压器的绝缘水平显著低于前苏联的主要原因为:①最高运行电压的差异;②日本MOA的保护性能明显优于前苏联,其雷电冲击残压和操作冲击残压均较低。③日本采用MOA数量较多的布置方式来降低过电压。因此日本特高压变压器的绝缘水平要求值低于其它国家,也低于他们原先的设计值。日本特高压设备绝缘配合的另一个特点是不考虑绝缘裕度,是由于其过电压计算条件十分苛刻,设备可靠性很高。我国特高压设备绝缘水平既要考虑制造水平、安全裕度,又应借鉴国外先进经验,不宜过分保守。4.3.2特高压滤波器与片段表6列出各国特高压断路器绝缘水平。日本、美国、意大利均为气体绝缘组合电器。日本的特高压断路器的绝缘水平明显高于日本特高压变压器的绝缘水平。原因是:①考虑到GIS设备故障维修困难,一般对GIS设备的绝缘裕度要求比其它设备高;②断路器离MOA的距离稍远,甚至处于开路端,雷电侵入波过电压较高。几个国家特高压断路器的雷电冲击耐受电压相差较小,基本上取2250kV。操作冲击耐受电压为1550～1800kV,相差较大。考虑到MOA制造水平的提高,对我国特高压断路器的雷电冲击耐受电压值建议取2400kV,操作冲击耐受电压值建议取1800kV。断路器断口(纵绝缘)的雷电冲击耐受电压取2400kV(雷电)+900kV(工频峰值),其中工频分量取Um×2√/3√Um×2/3,而不是IEC71-1标准中的0.7Um×2√/3√[10‚11]0.7Um×2/3[10‚11]。后者仅涵盖工频电压75%的相位角,保证概率不高。由于特高压设备的重要性,建议工频分量取其反极性最大值。4.3.3特高压电抗器的方式我国500kV电抗器的绝缘水平一般比变压器的高一级。其原因是保护电抗器比保护变压器MOA的额定电压高,电抗器比变压器上的最大侵入波过电压高。而特高压系统的保护电抗器和保护变压器的MOA的额定电压相同。设备上的过电压不仅和MOA的额定电压有关,而且与MOA和设备的距离有关。保护电抗器的MOA与电抗器的距离较近,最大侵入波过电压不高。因此,特高压电抗器与变压器取同一绝缘水平。表7列出前苏联和日本(初期)电抗器的绝缘