2019超高压输变电系统内部过电压分析与PSCAD EMTDC仿真应用

目录TOC\o"1-2"\h\u27454 12061第一章绪论 33970第一节 329165第二节超高压输变电系统内部过电压仿真计算的必 426875第三节超高压输变电系统内部过电压计算的发展与 620174第二章超高压输变电设备及其参数特性 92699第一节输电线路技术基础及其参数 925889第二节变压器技术基础及其参数 2727563第三节断路器技术基础及其参数 455658第四节互感器技术基础及其参数 626613第五节 703584第六节避雷器技术基础及其参数 7623073第三章电力系统内部过电压理论分析 8118374第一节工频过电压 8225835第二节谐振过电压 931711第三节弧光接地过电压 10629562第四节 11215817第五节 12122522第四章基于PSCAD/EMTDC软件的电力系统计算 12423679第一节PSCAD/EMTDC 12423122第二节电源建模分析 13428831第三节变压器建模分析 13710394第四节输电线路建模分析 14120851第五节 16024632第六节控制元件建模分析 17925839第七节序列元件建模分析 1867404第八节测量元件建模分析 18722269第九节数据/阅读元件建模分析 1909566第十节保护元件建模分析 1947275第五章基于PSCAD/EMTDC软件的超高压输变电 20018661第一节电力系统的简化与等值 2009737第二节工频过电压仿真计算 20524725第三节操作过电压仿真计算 2103575第四节 21813801第六章超高压输变电系统过电压现场录波 2386204第一节录波软件介绍 23825465第二节 24926894第三节 26210396附录A基于PSCAD/EMTDC的500kV武—察同塔双 2829854附录B基于PSCAD/EMTDC的500kV坤—旗Ⅰ线破 29612009附录C呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工 312第一章绪论第一节1981年,我国建成平顶山武昌第一条500k线路,启动了跨省、超高压电网建设的进程。1993年,500k天—广广西天生桥至广东罗洞一回交流输电线路投运,其变电站布置了国内首次采用的500kV配电装置和特殊的三相组合变压器,敞开式的10大大减少了土建工程量,缩短了安装周期,提高了运行可靠性,创造了显著的经济效益。天生桥二级水电站500k变电站的建成投运,使广东、广西、贵州、云南四省自治区电网相互连接而形成南方互联电网,从而增强了电网抵御事故的能力,提高了电网的供电质量和可靠性。该电站已成为南方互联电网中的主要枢纽变电站,将云南、贵州丰水期多余的电能送往缺电的广东,使西电东送变为现实。而枯水期,天生桥水电站又通过500kV输变电向云南送电,缓和云南省冬季缺电的局面。2001年5月,华北与东北电网通过500k高姜线高岭—姜家营实现了第一个跨大区交流联网。2001年11月,华东与福建电网通过福—双福州—双龙线交流联网,标志着福建与华东电网互联的开始。2002年5月,500k万龙线四川万县—湖北龙泉投运,实现了川渝与华中电网联网。2003年6月,贵广贵州—广东500k双回工程投产,打通了贵州西电东送第一条通道。2003年9月,500k辛—洹线投运,实现华中与华北电网联网,形成了由东北、华北、华中、川渝电网构成的交流同步电网。2005年3月,山东与华北电网通过500k输电线路联网。2014年4月,川—察右中—汗海—沽源的500k主干网架北通道,再次加强了与华北等电网的联系,西电网的丰富电能源源不断外送。500k超高压在投入使用初期出现了一些问题,但随着对这一电压认识的逐步深入,这些问题都得到了很好的解决。在电力发展的历史长河中,500k其重要的作用,并将在以后的电网格局中发挥重要作用。综上所述,500k超高压电网发展迅猛,发挥着极其重要的作用,然而由于电压等级较高,电力系统中各种绝缘在运行中除了长期受较高等级工作电压作用外,还会受到各种数倍于工作电压的内部过电压作用,因此会对系统的绝缘造成很大的影响,甚至导致事故的发生,所以必须加强对内部过电压的重视和计算。对于500k输变电工程而言,有着非常重要的理论意义和实践指导价值可以为掌握系统的绝缘水平及安全可靠运行提供分析依据为满足投产前系统调试的需要和更好地确定调试与启动方案做前期参考为二次设备定值设置、过电压保护装置选择及工程实施提供理论依据。可见,超高压输变电系统内部过电压分析随着工程的建设与发展显得越来越重要了。第二节超高压输变电系统内部过电压仿真计算的必随着电网的快速发展,500k输电线路逐渐成为电网的主干网架,因此对电网的可靠性和电气绝缘提出了较高的要求。然而,由于500k输电线路电压等级高、输送距离远等特点,在线路末端会出现工频电压的升高,如果保护不当,的承受能力,从而造成很大的事故,对电网的安全和国民经济的发展带来非常不利的影响。另外,断路器的频繁分合闸操作也会给线路带来很大的操作过电压,它所引起的危害比工频过电压的危害还大,所以必须对引起过电压的原因加以重视,并且采取一系列有效的措施限制过电压的幅值和发生的几率。电力系统内部过电压是500k电网必须研究的重要课题,输电线路等电力设备绝缘强度的设计,而且还直接关系到电力系统是否能够安全稳定地运行。500k输电线路参数以及系统容量的特点使得其内部过电压比一般高压线路更为严重。因此,内部过电压是500k超高压输电技术的关键问题,也是500k超高压输电线路设计的决定性因素。由于超高压输电线路绝缘子能够承受的过电压裕度较低,而发生过电压造成绝缘子击穿就必须更换绝缘子,这给电力系统造成的综合经济损失是非常巨大的。因此,在超高压线路建设初期就必须考虑如何限制内部过电压。内部过电压计算对超高压输变电系统具有十分重要的意义,内部过电压仿真计算的必要性如下:内部过电压计算是检验超高压输变电系统在调试方式、正常方式、检修方式下工合闸时间的重要依据,是考核系统电弧能否重燃的重要参考。第三节超高压输变电系统内部过电压计算的发展与我国电网发展很迅速,早在20世纪80年代就开始发展500k等级的升高,电网规划设计及输变电工程设计所涉及的系统问题也有了很大的变化。35～110k电网主要是潮流、短路电流问题,220k电网就增加了稳定问题,电压升到500k就必代,内部过电压计算越来越受到人们的重视。世界各国包括我国清华大学、浙江大学、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院原武高所等在内的院校和研究机构对内部过电压的形成机理、模型建立、仿真计算和防护限制都做了深入细致的研究,取得了很多成果,分合闸电阻和利用避雷器限制操作过电压等。输变电系统建模发展历经变迁,由于传输线的重要性,传输线理论一直是个很活跃的研究领域,主要包括传输线特性、不连续性、不同传输线之间的变换等方面的研究。很长一段时间以来,对于电磁暂态研究来说,建立传输线模型时最重要的方面之一就是考虑参数的频变特性,这方面的研究也始终未间断过。最早人们所采用的行波算法是由y于1933年首创的网络法,由于这种方法对步长限制很大,非线性元件的模拟也较难实现,使得实际计算非常复杂,从而并未得到广泛的应用,现在仿真中也很少采用。20世纪70年代以来,许多学者都对频变参数线路暂态计算的问题进行了研究,并建立了一些考虑参数频变特性的传输线暂态模型。早期由udn提出的线路导纳权函数法导纳配置法是取代线路的电流冲激响应中作为基元过程,通过卷积计算以求解频变参数线路的暂态过程。不过在此模型中权函数有很高的振荡性,并且很难精确估计,这一方法由于计算方面的弱点未被普遍应用,但是它的物理意义有助于理解频变传输线的暂态过程。non介绍了在时域应用gon简化波动方程的解释来获得关联电压、电流的变量代换。non行波法的主要思路是将线性阻抗看作是一个不随频率变换的常数,然后再加权处理前行波和反行波分量来求解频变参简单,且效果好,但该法在低频时会影响权函数的计算精度。y和o进一步提高了前、反行波权函数的概念,所得加权函数公式的表示法比其他加权函数法有了很大的改进,并且已在许多暂态研究中得出了可靠结果。然而,该方法要求计算积分每一步长上的值而导致运行时间较长,而且用卷积积分计算加权函数的尾部值很困难。这些早期方法都存在两个较大的缺陷一是需要计算许多个卷积积分二是加权函数的振荡难以确定。yn用指数函数对线路阶跃响应及脉冲导纳响应进行了拟合,并利用插值法将卷积运算简化为当前输入值及其历史值可以获得的递归公式,大大节省了计算时间。随着计算机技术的不断发展,简捷又相当精确的数字仿真技术也得到了不断发展,线路暂态仿真研究取得了大量成果。.在这方面取得了较大的进展,建立了更有效的模型。.模型不但发展了yn的思想,而且后来也被应用到电磁暂态计算程序中。该模型实质上就是将 目前常用的电力系统仿真软件有 EMTP(ElectromagneticTransientsProgram)软件。曼尼托巴高压直流输电研究中心(ManitobaHVDCResearchCenter)开发的PSCAD/EMTDC(PowerSystemComputerAidedDesign/ElectromagneticTransientsProgramincludingDirectCurrent)软件。德国西门子公司研制的电力系统仿真软件NETOMAC(NetworkTorsionMachine中国电力科学研究院开发的电力系统分析综合软件PSASP(PowerSystemAnalysisSoftwarePackage)。MathWorks公司开发的科学与工程计算软件MATLAB(MatrixLaboratory,矩阵实验PEPICE(SimulationProgramwithIntegratedCircuitEmphasis)、美国PTI公司开发的PSS/E、对于内部过电压的仿真计算而言,目前广泛使用的软件是电磁暂态仿真软件,它们可以模拟电源、电机、变压器、断路器、集中参数元件、分布参数元件以及控制系统等灵活组合成的任意系统,从而方便进行内部过电压的计算与仿真,记录所需的数据,并且可以有意识地改变某些参数,从而可以对影响内部过电压的一些参数进行定量的分析。我国1981年引入和,并应用于许多项目建设之中,特别是在超高压输变电工程中应用非常广泛,对电力系统的发展和安全起了非常重要的作用。由于内部过电压计算对500k输变电工程的启动、调试以及绝缘保护等有着非常重要的意义,所以得到了广泛的应用,对于每一个将要投入的系统逢投必算。对引起工频电压升 第五章基于软件的超高压输变电系统内部过电压仿真计算,建模分析了工频、操作过电压,潜供电流和恢复电压,并在附录部分给出了工程计算实例——基于的500k武—察武川到察右中同塔双回输变电工程内过电压仿真分析、基于的500k坤—旗线破口输变电工程内部过电压计算与呼和浩特抽水蓄能电站500k输变电工程内部过电压计算实例,完善地给出了内部过电压的计算数据,为相关的超高压工程启动提供了参考,将理论和实践有效地结合起来,具有极强的实用性。第二章超高压输变电设备及其参数特性第一节输电线路技术基础及其参数杆塔(SupportingStructureofTransmissionLine;Pole&Tower)是支承架空输电线路导线图2-1图2-2图2-3图2-4图2-5图2-6图2-7拉线塔是门型杆塔的特例,常用于500k的输电线路,在220k输电线路中也有少量使用,它具有施工方便,耗钢量低于其他拉线门型塔等优点但它占地较大,在河网及大面积机耕地区使用受到一定限制。这种塔型在国外还使用于人烟稀少的地域,便于利用直升机吊运和安装。其主要优点是单基质量只有自立塔的70左右,降低了线路本体造价,受力清晰结构合理。缺点是要求地势比较平坦,占地面积大。拉线塔如图28所示。塔上架设两根架空地线,导线呈等腰三角形布置,塔型呈猫头状的杆塔称为猫头型塔,图210所示。它也是220k及以上电压等级输电线路常用的塔型,有良好的施工运行经验,节省线路走廊,其经济指标较酒杯型塔稍差。猫头型塔与酒杯型塔的比较①猫头型塔中相线抬高,塔高和塔重增加线间距比酒杯型塔小,所占线路走廊较窄,线路宽度较小③猫头型塔线路走廊上场强均匀,地面电场强度也较酒杯型塔小。图2-8图2-9500kV图2-10图2-11图2-12图2-13按绝缘材料划分子有陶瓷绝缘子、玻璃钢绝缘子、合成绝缘子和半导体绝缘子。各类绝缘子实物如图214所示。其中,直流棒形悬式复合绝缘子在世界上第一个800k直流输电工程——云—悬式绝缘子为主,约占各类运行复合绝缘子总支数的90以上。输电线路的电压等级与直线杆塔上悬垂绝缘子串中绝缘子数量的关系见表21。表2-1电力金具是指连接和组合电力系统中各类装置,以传递机械、电气负荷及起到某种防护作用的金属附件,分为线路金具和变电金具。主要用途用于支持、固定和接续导线、地线及绝缘子,亦用于保护导线和绝缘体。根据T682—2010图2-14缘子串的所有金具。根据DL759—2009《连接金具》规定,其型式划分为球头挂环、U型图2-15图2-16合。跳线金具应具有良好的电气性能,满足导流要求,电气连接部件不应降低跳线的导电能力。通过金具的连续额定载流量,在允许的温度下不应小于导线的载流量。跳线金具实物如图218所示。图2-17图2-18防振锤。高压输电线路杆塔两侧导线上悬挂的小锤称为防振锤。通常,高压架空线路的档距较大,杆塔也较高,当导线受到大风吹动时,会发生较强烈的振动。导线振动时,悬挂处的工作条件最为不利。长时间和周期性的振动将造成导线疲劳损坏,使导线发生断股、断线。有时强烈的振动还会破坏金具和绝缘子。为了防止和减轻导线的振动风引起的在垂直面上的周期性摆动,且在整个档距内形成一系列振幅不大的驻波一般在悬挂导线线夹的附近安装一定数量的防振锤。当导线发生振动时,防振锤也上下运动,产生一个与导线振动不同步甚至相反的作用力,可减小导线的振幅,甚至能消除导线的振动。防振锤实物如图219所示。图2-19图2-20间隔棒。间隔棒实物如图220保持适当的间距。通过自身的阻尼特性,降低微风振动和次档距振荡对导线的危害。间隔棒的型式有环形阻尼间隔棒、组合式间隔棒。,适用的电压形式为交流,可将高压均匀分布在物体周围,保证在环形各部位之间没有电位差,从而达到均压的效果,广泛应用于高压电器、高压试验设备、电力系统高压线路、变电站等)中,属于高压电器配件,也可理解为电力金具中的一种。均压环按用途不同,可分为避雷器均压环、防雷均压环、绝缘子均压环、互感器均压环、高压试验设备均压环、输变电线路均压环等。均压环按材质不同,可分为铝制均压环、不锈钢均压环、铁制均压环等。目前我国高压电器和电力系统变电站、高压线路等,一般要求均压环表面进行抛光处理,达到表面光滑无毛刺,各类均压环实物如图221所示。图2-21图2-22强度时,导线表面的空气分子被游离所产生的放电现象。其特征是:发出“嗤嗤的放电声,并图2-23PSCAD的500kV输电线路可以采用集中参数模型,利用正序电阻R1、正序感抗XL1,正序容抗XC1和零序电阻R0,零序感抗XL0和零序容抗XC0式中:Dm为相导线间的几何均距,m;μ为导线材料的相对磁导率;n为每相分裂导线的根数(可根据GB/T1179—2008《圆线同心绞架空线导线》查出);rdz为每相导线的等值半式中:Dm为相导线间的几何均距,m;r为导线的半径,m表2-2500kV式中:Di为导线a、b、c到其镜像间的几何均距,m;dm为相导线间的几何均距,m;rg为地线g的半径,m;Diagh为地线g和地线h至导线a、b、c的镜像间的几何均距,m;Dgh为地线g至地线h的镜像距离,m;dmagh为地线g和地线h至导线a、b、c间的几何均距,m;Hgh为地线g和地线h对地的几何平均高,m;Rm为相导线的自几何均距,m;dgh为地线g至地线h之间的距离,m。表2-3表2-4从表23可以看出,紧凑型输电线路三相参数的不平衡度远小于常规型输电线路。根据500k常规输电线路100k需换位的要求,紧凑型输电线路可以在较长距离内不换位,换位距离应根据在实际背景下对电流、电压不平衡度的要求进行考虑。根据表24中数据计算得到的紧凑型输电线路的相间电容平均值比常规输电线路高,输电线路潜供电流中静电感应分量正比于输电线路的相间电容,恢复电压中静电感应分量也随相间电容的增大而增大。因此,紧凑型输电线路在设计中需加大对静电感应分量的补偿。在我国现有的高压、超高压输电线路中,主要采用纵联保护作为主保护,在操作过电压研究的频率范围内(10～106Hz)的线路参数情况,为准确计算500kV线路操作表2-5典型500kV关。由于当线路发生不对称接地故障时,线路两端的工频过电压幅值与该线路零序阻抗有关。零序阻抗越小,过电压越低,因此输电线路采用的逐塔接地的良导体地线除了满足避雷线的需要外,还可以降低输电线路的零序阻抗,从而降低不对称接地故障引起的工频过电压。为了避免流过地线和大地的环流造成电能损失,输电线路有时采用分段绝缘一点接地的形式,这种情况下地线对相导线的压降没有影响,在计算串联阻抗矩阵时不考虑地线,但在计算电容矩阵时,由于静电场不受分段影响,需考虑地线ol H .P book.gonAnhofymngnng,1995。对紧凑型和常规型输电线路工频电气参数在不同地线类型、不同接地方式下的影响比较结果见表26。表2-6500k输电线路所经过的大地电阻率是一个随地域变化的值,率,在不同季节也可能发生较大的变化。土壤电阻率的变化对输电线路的电气参数产生影响,进而会对输电线路的潜供电流和恢复电压造成影响。从表27可知,土壤电阻率的变化对线路正序参数和电容参数几乎没有影响。土壤电阻率从100增加到2000钢绞地线的零序电阻增幅为3良导体地线4—12的零序电阻增幅为17钢绞地线的零序电抗增幅为24良导体地线的零序电抗增幅为8。从参数的幅值上来看,装设良导体地线的紧凑型线路在大地电阻率变化时,零序阻抗的波动程度略小,但从进行电磁暂态分析时的精度要求来看,仍需要合理考虑大地电阻率变化对零序阻抗计算的影响。表2-7第二节变压器技术基础及其参数上的两个或两个以上的绕组组成的,绕组之间通过交变的磁通相互联系着,它的功能是把一与其交链的几个绕组,且它们之间的空间位置不变。当某一个绕组从电源接受交流电能时,通过电感生磁、磁感生电的电磁感应原理改变电压(电流在其余绕组上以同一频率、不同电压传输出交流电能。因此,变压器的主要结构就是铁芯和绕组。铁芯和绕组组装了绝缘和引线之后组成变压器的器身。器身一般在油箱或外壳之中,再配置调压、冷却、保护、测温和出线等装置,就成为变压器的结构整体。自然油循环自然冷却(油浸自冷式自然油循环风冷(油浸风冷式通常情况下,当变压器容量在8000k及以上、40000k及以下时,散热器,可选用风冷冷却方式,一般在散热器上加装风扇,因为表面散热系数与流体在表面流动的速度有关,在吹风之后,对流部分的散热系数将增大好几倍,大大提高散热器的冷却效率。风冷式散热器是利用风扇改变进入散热器与流出散热器的油温差,提高散热器的冷却效率,这样可使散热器数量减少,占地面积缩小。但此时要引入风扇的噪声和风扇的辅助电源。停开风扇时可按自冷方式运行,但是输出容量要降低到额定容量的23。对管式散热器而言,每个散热器上可装两个风扇对片式散热器而言,可用大容量风机集中吹风,或一个风扇吹几组散热器。对于油浸自循环风冷式变压器而言,油为自然循环,其循环动力是温度差(铁芯及线圈由于电磁损耗而发热,这种热量由靠近绕组和铁芯部分的油所吸收箱底油温低,顶层油温高,顶层油与散热器连通散热器内的油将热量传给散热管或者散热板片,空气,这样散热器进出口就形成温度降落(一般为20～30。温度降落使油的密度产生变化,冷却油的密度变大,靠自重而下沉油箱内的油因被器身加热使油温升高,密度变小,形成浮升力这样油箱内的发热与油箱外部的空气靠动力循环,热空气被风扇吹走,充进来形成冷热空气交换流动,变压器的热量不断地传给空气,形成一种动态平衡。维持变强迫油循环冷却按冷却器可以分为水冷却和风冷却。对于强迫油循环冷却的变压器,它的油箱上没有油管或者散热器,变压器内的油经过管道和油泵被打到一个分开装置的油冷却器,油被冷却后重新回到变压器内。这种冷却方式的优点是一方面,强变压器内部油的流动,降低内部绕组对油的温升另一方面,由于去掉了庞大的散热器,变压器的安装面积可以大大缩小,而且散热器可以安装在其他合适的地方,这一点对于巨型水电站的设计是很有利的。因为水电站的水源方便,一般采用水冷却方式。在其他场合也可以用风冷,它的结构基本上与装在变压器上的冷却器差不多。强迫油循环冷却因为结构较为复杂,所以一般只用在容量为50000k及以上的巨型变压器上。图2-24绕组和铁芯都是变压器的核心元件。由于绕组本身有电阻或接头处有接触电阻,由图2-25图2-26图2-27呼吸器又称吸湿器,通常由一根管道和玻璃容器组成,内装干燥剂(硅胶或活性氧化铝27所示。当油枕内的空气随变压器油的体积膨胀或缩小时,排出或吸入的空气都经过呼吸器,呼吸器内的干燥剂吸收空气中的水分,对空气起过滤作用,持油的清洁。浸有氯化钴的硅胶,其颗粒在干燥时是钴蓝色的,但是随着硅胶吸收水分接近饱和时,粒状硅胶将转变成粉白色或红色,据此可判断硅胶是否已失效。受潮后的硅胶可通过加热烘干而再生,当硅胶颗粒的颜色变成钴蓝色时,再生工作就完成了。压力释放装置在保护电力变压器方面起着重要作用。充有变压器油的电力变压器中,如果内部出现故障或短路,电弧放电就会在瞬间使油汽化,导致油箱内压力极快升高。如果不能尽快释放该压力,油箱就会破裂,将易燃油喷射到很大的区域内,可能引起火灾,破坏,因此必须采取措施防止这种情况发生。压力释放装置有防爆管和压力释放器两种防爆管用于小型变压器压力释放器用于大、中型变压器。绕组一般有3、5、7个或19个分接头位置,分接头的中间分头为额定电压的位置。3个分接头的相邻分头电压相差5多个分头的相邻分头电压相差2.5或1.25%。操作部分装于变压器顶部,经传动杆伸入变压器的油箱。根据系统运行的需要,按照指示的标记来选择分接图2-28图2-29图2-30根据用户要求,侧共用,称为公共绕组,其匝数为N2;Aa与公共绕组串联后供高压侧用,称为串联绕组,匝数为N1。高压绕组(原绕组)由Aa绕组和ax绕组组成,其匝数为N1+N2;图2-31主磁通Φ,还会在绕组少量产生经空气等非磁性物质闭合的漏磁通Φσ1,产生感应电动势e式中:1为高压侧电压;为串联绕组Aa的电动势;为串联绕组Aa的电流;ZAa为串联绕组Aa的漏阻抗,Zax为公共绕组ax的漏阻抗。低压侧回路电压方程为流;Zax为公共绕组ax的漏阻抗。按照全电流定律,自耦变压器串联绕组磁动势N1与公共绕组磁动势N2之和为励磁磁动势(N1+N2),即类似于双绕组变压器,把-)用励磁电流I0在励磁阻抗Zm上的压降表示,另kA为自耦变压器的变比,等式两边同时除以N1+N2,得令把式(2-5)的等号两边同乘以kA,图2-32图2-33 示,是指自耦变压器总的输入或输出容量。例如,高压侧的额定容量S1NA为高、低压侧的额定容量彼此相等,式中:kxy由于kA＞1,故kxy＜1。因此,在自耦变压器,电磁容量总是小于额定容量的。参看图2-组,公共绕组ax是低压绕组,它们的电压、电流相应为和当接成自耦变压器 低压侧输出容量比公共绕组ax的电磁容量SM增加了一项传导容量SC。SC可以看成是量。这种现象在双绕组变压器里是不存在的。可见,高压侧的情况,接成自耦后,高压侧电压在数值上变为U1=UAa+U2,当然比UAa增大了。这下面把自耦变压器和双绕组变压器来进行比较,由于变压器的有效材料,如硅钢片和铜线的用量与绕组容量有关,自耦变压器的绕组容量(电磁容量)小,当然所用的材料也少,可以降低成本。在同样的电流密度和磁通密度下,自耦变压器的铜损耗和铁损耗以及励磁电流都比较小,从而提高了效率。相应地,自耦变压器的重量及外形尺寸也都比较小,可以减小变电站占地面积和减少变压器运输和安装的困难。还可看出,效益因数kxy越小,上述的优点就越显著。为此,自耦变压器的变比k越接近1越好一般不超过2,若kA大,其绕组容量就接近于自耦变压器额定容量,优越性就明显降低。此外方便。效率程度与kA有关,kA越接近1,经济效益越大。例如,当kA=1.1时,9.09%,大部分为传导功率;当kA=1时,电磁感应功率为零,全部功率为直接传导,而kA较大时由于自耦变压器原、副边之间有电的直接联系,为防止高压侧单相接地引起的低压侧的过电压,自耦变压器中性点必须可靠接地同时,当高压侧遭到雷击过电压时,会引起低压边的过电压,因此高、低压两侧均须要装设避雷器,加强初级、次级侧防雷保护措施,保护较为复杂。自耦变压器的短路阻抗较小,因此短路电流较大。故设计时应注意绕组的机械强度起来。由于自耦变压器一般采用星形联结方式,这时为了消除三次谐波磁通的影响,变压器中加上一个三角形联结的第三绕组。为了充分利用这个第三绕组,就把它当作低压绕组,作为附近地区的电源,或接调相机或电力电容器以改善功率因数。于是就形成了三绕组自耦变压器。这种三绕组自耦变压器实际上只是高、中压是自耦的,低压绕组在电气上独立的。由于超高压电力系统中要求中性点接地,所以它们的标准联结组通常,0,d11,如图234～图23所示。其中,500k单相自耦变压器绕组联结与出线示意图如图234所示,用三台单相自耦变压器联结成三相变压器的联结组,0,d11的相量图如图235所示。图2-34500kV图2-35三相变压器联结组标号(YN,a0,d11)表2-8主变压器本体设备参数表2-9表2-10500kV表2-11500kV主变绝缘电阻、电容、介损测量,表2-12500kV第三节断路器技术基础及其参数一、550PM型超高压罐式SF6图2-36550PM型超高压罐式SF6电流互感器在出厂前安装,通过电缆连接到控制柜中的端子排上,出的操作命令转换为灭弧室的线性机械运动。液压操动结构包括一套可压缩的盘簧,它们作为储能系统使用。灭弧室的静触头和动触头,静触头和动触头均包括一个主触头和一个弧触头。在分闸和合闸操作期间,液压油驱动液压操动机构的活塞拉杆,消耗液压操动机构内盘簧的能量。储能弹簧利用液压泵充能。当断路器分闸和合闸时,储存的能量为液压油提供驱动力。操动杆闭合时,该连接将液压操动机构的驱动力传递到灭弧室,导致灭弧室触头断开和闭合。在开断期间,灭弧室静触头和动触头分离,电弧产生,在触头之间贯穿,并最终被环通灭弧室的6表2-13550PM型超高压罐式SF6二、LW13-550型超高压罐式SF6图2-37LW13-550型超高压罐式SF6图2-38LW13-550型超高压罐式SF63.表2-14LW13-550型超高压罐式SF6三、3AT2/3-EI型超高压SF6图2-393AT2/3-EI型超高压SF6表2-153AT2/3-EI型超高压SF6四、SF6电弧具有很大的危害性,它是一种明亮的气体放电,弧柱的温度可达5000以上,这样的高温足以使金属触头熔化蒸发,可能烧坏触头及触头附近的其他部件。如果电弧长久不能熄灭,必然破坏开关设备,将引起电气设备烧毁或爆炸,长期不能切断故障部分,系统的安全发供电,危及电力系统的安全运行,造成生命财产的极大损失。升阶段,当电压升至A点时,电弧重燃,对应于A点的电压urh称为燃弧电压。由于电弧热游离流逐渐减小,电弧压降相应回升(BC段),到达C点(对应于电压uxh)时电弧再次熄灭,uxh称为图2-40交流电弧过零后,是重燃还是熄灭,主要取决于弧隙电压(uhf)的恢复过程和介质强度(以能耐受的电压uj表示)的恢复过程。其中弧隙介质绝缘强度或介质强度(图2-41加装并联电阻。如图2-42所示,断路器每相有两对触头,一对为主触头K1,另一对为辅助触头K2,低值电阻R并联在主触头K1上。当断路器在合闸位置时,主触头和辅助触头都闭合。当断开电路时,主触头K1先断开,并联电阻R在主触头断开过程中起分流作用,R值愈广泛应用,如上述的LW13-550型超高压SF6断路器为双断口结构,3AT2/3-EI型550kVSF6断图2-42图2-43吹弧。在高压断路器中,常制成各种形式的灭弧室,使气体产生较高的压力,有力地吹向弧隙,吹弧的方式有纵、横吹图243和纵横混合吹等。吹动方向与弧柱轴线平行的称为纵吹吹弧方向与弧柱轴线垂直的称为横吹既有纵吹又有横吹的称为纵横混合吹。吹弧的作用是使电弧强烈冷却和拉长,加速扩散,促使电弧迅速熄灭。纵吹的灭弧室结构简单,主要是使电弧冷却变细最后熄灭而横吹的灭弧室结构复杂,主要是把电弧拉长,增大散热表面积,加强冷却,熄灭电弧效果较好。然而很多种类的断路器,把纵吹和横吹的特点融为一体,广泛采用纵横混合吹弧的方式,熄弧效果更好。五、SF6常见的密度继电器型号有1型、、OM等,如图244所示。下面以1型密度继电器为例进行分析,如图244所示,该密度继电器的准确度级为1.5其额定值为0.6,报警值为0.52对应1—2触点,即当6压力降至0.520.015a时,1—2图2-44进行检漏须使用专用的检漏仪,如TIF-5750A型(图2-45)、TIFXP-1型、CPSL790B型等检漏求,空气中氧气含量浓度不应低于18%图2-45TIF-5750A中,根据GB50150—2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》,测量断路器内根据 O5)作电解法。电解法是用涂敷了磷酸的一对电极(铂或铑形成一个电解池,在两极间施加一恒定的直流电压。被测气体的水分被吸湿剂25)吸收,并在电流作用下电解还原,图2-46质量法测定SF6图2-47露点法测量SF6露点法。该法是测量气体所含水分的凝露及湿度。被测气体通过一个密封池中的金属镜面,用人工控制或借助光电池监控镜面湿度,以保持稳定的水分凝结量。当测试系统温度略低于被试品气体中水蒸气饱和温度(露点时,水蒸气结露。通过热电偶测得的镜面温度为露点。根据T5832.2—2008《气体中微量水分的测定第2部分气体水分含量的换算公式或对照表,即可得到气体中水分含量。露点法所用仪器比较复杂,需要液态氮作制冷剂,造价较高。露点法现场应用如图247所示。合还原,只有当SF6气体中存在一定量的H2O、O2气相色谱仪法。气相色谱仪分析的基本原理是利用样品中各种物质的分子对某种固体物质(色谱技术上称为固定相的吸附和解吸能力上的差异,体物质(色谱技术上称为流动相或载气的载带下通过固定相时,速度和时间(色谱技术上称为保留时间离开固定相。利用不同的信号转换方法将其分别检出,并记录在色谱图上。根据保留时间的不同可对各组分进行定性确认,根据色谱图上代表各组分的谱峰高度和面积可进行定量分析。约为:SOF2,50ppmV;SO2F2,50ppmV。表2-16列举了几种常见气体的相对保留时间。SF4表2-16气相色谱-质谱联用分析。色谱-质谱联用分析是将气体样品先经色谱分离然后由质谱鉴定,从而大大提高了分析检测的灵敏度。质谱分析的基本原理是将被分析的物质用一定方式电离形成多种特定组成的离子,再将其引出聚焦成离子束,经加速后通过电场或(和磁场,由于各种离子的质荷比)不同,而被分别检出。然后通过与标准图谱对照或按照离子组成特点进行谱图解析,以达到定性或定量分析的目的。质谱分析法具有精确可靠、灵敏度高、多用途等优点。1ppmV的SOF2、SOF4、CF4和其他不常见的气体分解产物,如COS、Si(CH3)2F2。图2-48GC-MS图2-49超高压SF6断路器的SF6 表2-17SF6第四节互感器技术基础及其参数电压互感器的基本结构和变压器很相似,它也有两个绕组,一个称为一次绕组,一个称为二次绕组。两个绕组都装在或绕在铁芯上。两个绕组之间以及绕组与铁芯之间都有绝缘,使两个绕组之间以及绕组与铁芯之间都有电的隔离。电压互感器在运行时,一次绕组N1联接在线路上,二次绕组N2并联接仪表或继电器。因此在测量高压线路上的电压时,尽管一电压互感器。电磁式电压互感器根据电磁感应原理变换电压,原理与基本结构和变压器完全相似,我国多在220k器、中间变压器、阻尼器及载波装置防护间隙等组成,目前我国110～500k电压等级均有应用,超高压变电站广泛应用的电容式电压互感器详见本节“三、超高压电站互感器。光电式电压互感器通过光电变换原理以实现电压变换,近年来才开始使用。路的负载,而与电流互感器的副边负载无关。由于副边接近于短路,所以原、副边电压U1U2都很小,励磁电流I0流互感器是根据电磁感应原理实现电流变换的电流互感器光电式电流互感器是通过光电变换原理以实现电流变换的电流互感器。电压等级越高,其制造工艺越复杂,可靠性越差,图250所示为两只单相电压互感器接成不完全星形接线,广泛地用于中性点不接地或经高阻抗接地的35k以下电网中,它既能节省一个电压互感器,所需要的电压。仪表电压线圈接于—b相及—相之间。但这种接线不能用来测量相电压。图251所示为三相三柱式电压互感器接线图。互感器的一、二次线图均接成星形,可以用来测量线电压。但所接负荷过多时,而各相负荷分布不平衡,将使测量误差增大。互感器高压线圈中点不允许接地,否则当一次侧电网发生单相接地时,因磁化电流比正常值大得多,及不接地两相铁芯磁通也超过正常磁通,可能使电压互感器烧坏,互感器的错误接线,高压线圈无中点引出线。图2-50图2-51图2-52图2-53图2-54图2-55图2-56表2-18500kV图2-571—均压环;2—线路端子;3—高压电容C1;4—中压电容C2;5—低压套管;6—电磁单元;7—二表2-19500kV图2-58(一500kV图2-58(二500kV图2-59500kV第五节图2-60的并联电容器,如图260所示。这种电容器是全密封免维护型的产品,具有占地面积小、运行安全可靠等特点。集合式电容器主要用于工频电力系统进行无功补偿,以提高电网功率因数,减少线路损耗,改善电压质量,充分发挥发电、供电设备的效率。图2-61由于容性电流IC相位超前电压90°,可抵消一部分相位滞后于电压90°的感性电流IX,使电流由I1减小为I2,相角由φ1减小到φ2,从而使功率因数从cosφ1提高到cosφ2,因此可求得提式中:P为负荷功率,kW电容器外部保护形式过电流速断保护按短路电流进行整定,图2-62并联电抗器。一般接在超高压输电线的末端和地之间,表2-20500kV并联线路电抗器的参数(A相表2-21500kV第六节避雷器技术基础及其参数这里主要介绍金属氧化物避雷器(MetalOxideArrester,MOA)金属氧化物避雷器是一种现代的避雷器,由于具有许多优点, O2,Sb2O3,Cr2O3等金属氧化物,经混合高温烧结而成。其非线性比SiC好得多。在残压相体积小。结构简单,无间隙。大大改善了避雷器陡波响应特性,图2-63金属氧化物避雷器伏-点b处,有电流为毫安级的残压值UNmA,一般取N=1,即1mA直流电流通过电阻元件时,在其MOA的温度特性。MOA运行在小电流区域,呈负的温度特性;电流超过100mA,温度500kVZnO避雷器性能参数。表2-22MOA1mA参考电压(kV)表2-23500kVZnO第三章电力系统内部过电压理论分析电力系统内部过电压是指电力系统中由于断路器操作、故障或其他原因,使系统参数发生变化,引起电网内部电磁能量的转化或传递所造成的电压升高。内部过电压的能量来源于电网本身,所以它的幅值与电网工频电压基本上成正比。一般将内部过电压幅值与电网最高运行相电压幅值之比称为内部过电压倍数Kn,表示内部过电压的大小。Kn电力系统运行的可靠性很大程度上决定于设备绝缘水平及其工作状况。因此,合理地规定电力设备和线路的绝缘水平并采取有效的防护措施具有十分重要的意义,而这一工作缘除了受到正常工作电压的作用外,还将承受各种过电压。由于系统外部雷电及内部开关操作、断线、接地等的各种原因,电力系统中的某些部分会出现高于额定工作电压的过电压。概括起来,设备在运行中承受的电压可分为四种类型类,正常运行条件下的工频电压类,暂时过电压类,操作过电压类,雷电过电压。其中,类就是电网最高运行电压。它比额定电压高些,其值与额定电压之比随电网电压等级的不同而有所差异。例如,220kV系统最高运行电压为252k,即最高运行相电压峰值为206k,500k电网系统最高运行电压为550k。、两类称为内部过电压,它是由于系统的内部状态变化而产生的。过电压的幅值与系统的额定电压相关,因而常用过电压倍数来表示幅值大小,并取最高运行相电压幅值为基准值。暂时过电压的产生原因很多,如空载长线路的电容效应、不对称接地故障、突然甩负荷、线性或铁磁谐振等。这类过电压的持续时间比操作过电压长,基本上与电路的稳态相联系。操作过电压是由于电网中某处参数突变如断路器操作或线路对地短路而引入,它是电网从某一稳态向另一新稳态过渡阶段中产生的,因此,它与电路的暂态相联系,暂时过电压相比其持续时间较短。雷电过电压,顾名思义,它是与雷云发展、放电过程相联系的。对较低电压等级的电网,它是确定其绝缘水平的依据。随电压等级的提高,操作过电压,以至于工频电压都逐渐上升为决定绝缘水平的主要因素。负荷等原因引起。一般,这类过电压的本身幅值不直接对正常绝缘的电气设备造成危害,但由于它对其他过电压的潜在影响,在考虑超高压远距离输电系统的绝缘配合时还必须给予特别重视。主要原因如下: 第一节工频过电压概括起来,设备在运行中承受的电压可分为四种类型①正常运行条件下的工频电压暂时过电压③操作过电压④雷电过电压。其中,①类就是电网最高运行电压,它比额定电压高些,其值与额定电压之比,随电网电压等级的不同而有所差异。例如,220k系统最高运行电压为252k,即最高运行相电压峰值为206k,500k电网系统最高运行电压为550k。②、③两类称为内部过电压,它是由于系统的内部状态变化而产生的,其包含的成分如下流流过时,由于电感与电容上的压降UL、UC反相,且其有效值UC＞UL,单相线路的T型等值电路,图中R0、L0分别为电源的内电阻和内电感,RT、CT、LT分别为图3-1(b)所示的R、L、C串联电路。空载线路的工频容抗XC大于感抗XL,且R一般要比X和XC小得多,则在电源电压的作用下,回路中将流过容性电流。由于电感上压降UL与电容上的压降UC反相,且UC＞UL,因此电容上的压降大于电源电动势,这就是空载线路的电容效图3-1图3-2式中:为系统电源电压;Z为线路波阻抗;XS为系统电源等值电抗;ω为电源角频率;v为光图3-3线路末端电压路,α约为0.06°/km,当=1500km时,αl=90°,U2=∞。此时,线路处于谐振状态。表3-1图3-4图。当电源容量为无限大,即电源电抗 ,空载线路末端电压相对于电源电动势的升高可用K12表示,即。当电源容量有限,即XS≠0时,压传递系 表示根据四端口网络链接关系式,令 ,代入上式,得显然,K02也是实数在式(3-6)中,电源电抗XS的影响通过角度φ表示出来。分析可知,XS使线路末端电压升高得更为严重。由于αl+φ=90°时,K02→∞,相当于αl=90°-φ。对工频线路,l＜1500km,综上所述,电源感抗XS的存在使线路首端的电压升高,从而加剧了线路末端工频电压的升高。电源容量越小(XS越大),工频电压升高就越严重。当电源容量为无穷大时,升高为最小。因此为了估计最严重的工频电压升高,应以系统最小电源容量为依据。在单电源供电的线路中,应取最小运行方式时的X为依据。在双端电源的线路中,【例3-1】某500kV线路长300km,电源电抗XS=263.2Ω,线路参数 图3-5设系统中相发生单相接地故障,其边界条件为故障点相电0,非故障相的故障电流0。由边界条件,按对称分量关系可作出如图35所示的复合序网络。其中,为正常运行时故障点处的电压,Z1、Z2、Z0分别为从故障点看进去的网络正序、负序、零序入端阻抗(相应的电抗分别为X1、X2、X0),和分别为电网中电压其中对于电源容量较大的系统,Z1≈Z2;如再忽略阻抗中的电阻分量,则式(3-9)时对地电压有效值之比。接地系数K的大小与零序阻抗关系极大,K的大小决定于比值X1,而X0/X1的值取决于系统中性点的接地方式,接地系数亦由此得名。图3-6给出了K与X1图3-6对于中性点绝缘的3～10kV系统,X0主要由线路容抗决定,故应为负值。单相接地时, N考虑,避雷器的灭弧电压 对于中性点直接接地的110kV、220kV系统,X0为不大的正值,X0/X1≤3,单相接地时,甩负荷引起工频电压升高的主要原因如下发电机电势不能突变。当线路输送大功率时,负荷后,由于磁链不能突变,发电机将在短时间内维持高的暂态电势不变,导致母线电压上升。功率P=3UphIphcosφ,无功功率Q=3UphIphsinφ,图3-7中发电机电动势为图3-7母线电压,正如计算表明E＞Uph。甩负荷以后,根据磁链不变原理,电源暂态电动势维持式中:XS为电源的等值电抗;为发电机的暂态电抗;XT为变压器的漏抗;ZC为线路的波阻抗;Pn为输电线路的三相自然功率。设电源变压器与发电机的容量相等,均为S(kVA),将XS化作以S为基值的标幺值,也就是说,在给定的参数条件下,甩负荷以前为保持母线电压为 ph,电源电动E=1.186Uph。因此甩负荷后,电机的暂态电动势仍是此值根据我国的运行经验,在220k及以下电网中,一般不需要采取特殊措施去限制工频电压升高。在330k及以上的超高压系统中,用,应当采取措施将工频电压升高限制在一定水平以下,如合理的电网接线科学的操作程序正确设置并联电抗器和采用新型静止无功补偿器补偿空载线路电容效应变压器中性点直接接地可降低由于不对称接地故障引起的工频电压升高发电机配置性能良好的励磁调节器或调压装置,使发电机突然甩负荷时能抑制容性电流对发电机的助磁电枢反应,从而防止过电压的产生和发展发电机配置反应灵敏的调速系统使得突然甩负荷时能有效限制发电机转速上升造成的工频过电压等。依据T620—1997规定,330k以上系统母线上的工频电压升高不超过最高工频相电压的1.3倍,线路不超过1.4倍。鉴于在超高压系统中,工频电压升高对确定绝缘水平有重要作用,应当采取措施将工频电压升高限制在规程规定的水平之下,并联电抗器是补偿空载线路电容效应的有效措施。高于电源电压,因此,通过补偿这种容性电流削弱电容效应,就可以降低这种工频过电压。由于并联电抗器的电感能补偿减小流经线路的容性电流,因此在超高压线路上,常用并联电抗以装设在线路的末端、首端或中部。在超高压系统中,随着输送距离的增长,线路的充电功率相当可观,例如,我国500k线路若电压按525k计算,则每百千米线路的充电功率可达110v,因此,超高压系统中多采用并联电抗器。根据具体系统情况,适当选择电抗器的容量及不同的安装位置,不但可降低线路的充电功率,也可以有效地将工频电压升高限制在规程规定的范围之内。在实际系统中可能采用的并联电抗器的连接位置如图38所示,经研究分析得出了能限制工频电压升高效果的空载线路接有并联电抗器时的电压传递系数计算公式,见表32。图3-8表3-2第二节谐振过电压电路中的电感与电容、电阻一样,都是常数。这类线性电感元件主要有不带铁芯的电感元件(如输电线路的电感、变压器的漏电感及激磁特性接近线性的带铁芯的电感元件(如消弧线圈。它们与系统中的电容元件形成串联回路,自振频率时,回路的感抗和容抗相等或相近而互相抵消,回路中产生串联谐振。串联谐振将在回路的电感和电容上产生远大于电源电压的过电压,回路电流受回路电阻限制。系统中某些元件的电感会发生周期性变化,如发电机转动时其电感的大小随着转子位置的不同而周期性地变化(凸极发电机的同步电抗在Xd与Xq之间周期变化)图3-9500kV变电站主变35kV图3-10上述反应电流与磁链大小比值的电感值实际上是静态电感。在过渡过程中,应该采用反应电流与磁链变化量的比值,这就是动态电感Lddd。对于线性电感,中出现有3次、5次、……奇次谐波。对于动态电感值Ld,频率变化的电感Ld(t)的波形。图3-11设磁链为正弦波形Ψ(t)=Ψmsinωt,代入式(3-16)式(3-17)表明Ld(t)以电源频率的偶数倍呈现周期性的变化。据此,可将电感随时间的变化Ld(t)表示为在交流电源作用下,铁芯元件的电感值作周期性的变化,这是产生铁磁谐振的基本原因。电感值的这种变化并非外力作用引起的,特性引起的,因此铁磁谐振也称自参数谐振,以区别于参数谐振。由于铁磁元件的非线性特性,电感值不是常数,中,既可能产生谐振频率等于电源频率的基波谐振,也可能产生高次谐波(如2次、3L(I)、UC(I),曲线上电压及电流均用有效值表示。由于C为常数,UC(I)=I/(ωC)是一条直线。铁芯电感则由于其磁饱和特性,电流较小时具有未饱和的电感值L0,UL(I)基本上是直线;随着电流的增加,铁芯逐渐饱和,电感值下降,UL(I)不再是直线。在满足条件图3-12图3-13时,在I=IK处曲线UL(I)与UC(I)有交点K,这时UL=UC,如同线性回路的谐振点。在电流因为与反相, 时,。按照线性谐振的定义可以这样理解如果铁芯未饱和时,回路参数满足式319)的条件,则回路的自振频率低于电源频率随着线圈中电流的增加,电感值下降,使回路自振角频率0上升到接近或等于电源角频率满足了串联谐振的条件。总之,由于铁芯的饱和,电感值下降,使回路由非谐振状态转化为谐振状态,因此产生铁磁谐振的条件是 K)点为不稳定工作点,回路的工作状态只能稳在伏安特性ΔU(I)的Om段及pd段,前者称为非谐振区,后者称为谐振区。这是与线性回路的3-13中a1、a2、a3。但是要成为实际工作点,平衡点的稳定性,即若有一小扰动作用于回路,使回路状态偏离平衡点之后,自动返回原平衡点,则该平衡点是稳定的,能够成为回路的实际工作点如果小扰动之后,回路状态更加偏离平衡点,则该平衡点是不稳定的,不可能成为回路的实际工作点。对于工作点a1,若由于某种扰动,回路电流有微小的增加,工作点由a1点沿ΔU(I)曲线偏离到a'1,但回路电动势将小于总压降,即ΔU(I)＞E,使电流减小而返回原工作点a1;相反,若扰动使回路电流下降,工作点由a1偏离到a″1,ΔU(I)＜E使电流增加而返回到原工作点a1,因此a1点是稳定的。同理,a3点也是稳定的。而对于a2点,若扰动使电流稍有增加,工作点由a2偏离至a'2,则ΔU(I)＜E,使回路电流继续增加,直到工作点偏离到稳定的平衡点a3为止;反之,若扰动使电流稍有下降,工作点由a2偏离至a″2,则ΔU(I)＞E,使回路电流继续减小,直到稳定的工作点a1为止,可见a2点不能经受任何微小的扰动,是不稳定的。根据以上分析,在一定电源电动势作用下,串联铁磁谐振回路存在两个可能的稳定工作点①非谐振工作状态a1点,回路呈电感性,大;②谐振工作状态a3点,工作区域超过了特性曲线的交点K,回路呈电容性,在图313中,如果电动势由零逐渐增加,回路的工作点将由点逐渐上升到点,随后突变到n点,回路电流将由电感性突变为电容性若电动势继续上升,工作点将沿np变化若此后电动势缓慢下降,工作点将不会沿n回到点,而是沿np降至p点,再突降到点,容性变成电感性。铁磁谐振回路中这种工作点的跃变现象,使回路电流相位发生180的变化,称为相位反倾现象。对于串联谐振回路,产生铁磁谐振的条件是ω0=,对一定的电感值L0,铁磁在铁磁谐振回路中,若电源电动势较小,E＜Um时,大多可以自保持。若E＞Um,则只有一个基波谐振的稳定工作状态,且可以自激产生。电机—升压变压器组接线图和等值电路。其中,C12为变压器高低压绕组间的耦合电容,C图3-14发电机—压为。通常低压侧消弧线圈采用过补偿运行方式,所以当L与3C0并联后呈感性。在特条件下,当时,将发生串联谐振,达到很高的数值,即出现了传递过电压。15图3-15图3-16(或轻载)变压器的励磁电感,C0为每相导线对地电容,C12为导线相间电容,l为线路长度,器接在线路末端。若在离电源xx0～1处相导线断线,断线处两侧相导线的对地等值电容分别为xC0和1xC0。相电源侧导线的相间电容为xC12,变压器侧导线的相间电容为=(1-x)C12。线路正序电容与零序电容的比值图3-17图3-16(b)一般1.5～2.0。由上式可知,C121C0。由于电源三相对称,且相断线后,、C相从电路上完全对称,因而可以得到如图316b的等值单相电路。利用戴维南定理可以进一步将该电路简化为一串联谐振电路,如图317所示。图中电源为、b两端点间的开路电压,等值电容为、b间的入口电容(电压源短接计算如下:表3-3等值电容的数值较大,即当断线故障发生在负载侧(x=1)时,电容C最大达Cmax=3C0式中:L0若变压器的励磁阻抗Xm=ωL0,则上述情况下不发生断线引起的基波铁磁谐振过电压设线路长度为lkm,则C0=0.005lμF,如断路器操作后发生异常现象,图3-18带有Y0站母线上常接有Y0接线的电磁式电压互感器,且其绕组中性点直接接地。于是,数除了电力设备和导线的对地电容 式中:Y1、Y2、Y3图3-19正常运行时,Y1=Y2=Y3,所以很低,一般不大于15%,各相对地导纳呈容性。扰动的结果是电压互感器上某些相的对地电压升高。假定B相、C相两相电压升高,流过L2和L3的电流增大,由于电感的饱和使L2和L3减小,这样就可能使B相和C相的对地导纳Y2和Y3呈感性,而Y1呈容性,容性导纳与感性导纳的抵消作用使Y1+Y2+Y3显著减小,导纳中性点位移电压大大增加。如参数配合不当使Y1+Y2+Y3=0,则发生串联谐振,剧上升,如图3-19所示为中性点位移后的相量图。中性点位移电压为U0,在此情况下,B相两相电压升高,相电压下降。这种结果与系统出现单相接地如相接地)的情况是相仿的,但实际上并不存在单相接地,所以此时出现的这种现象称为虚幻接地现象。显然,点位移电压越高,出现相对地的过电压也越高。为了限制和消除这种铁磁谐振过电压,可以采取以下措施选用励磁特性较好的电磁式电压互感器,组的两端接上电阻R(R≤0.4XT,XT为互感器在额定线电压作用下换算到电压侧绕组的单相图3-20第三节弧光接地过电压图3-21(a)所示为中性点绝缘系统发生单相接地故障时的等值电路图。图中C1、C2、C3分别为各相导线的对地电容,设C1=C2=C3=C,则正常情况下中性点电位为零,UN=0。当 压[图3-21(b)],C2、C3中的电流分别领先 图3-21式329表明,单相接地时流过故障点的容性电流与线路对地电容及系统额定电压成正比。因此为了简化,工程上常以每千米线路每千伏线电压产生的电容电流I0表示。对于表3-4(几百安以下感—电容回路的电磁振荡过程,产生遍及全系统的弧光接地过电压。而且由于电弧过程的强烈的随机性,过电压倍数亦具有统计性质。根据国内外实测,弧光接地过电压一般不超过3倍,个别可达3.5倍。这种过电压持续时间可能较长,如不采取措施,可能危及设备绝缘,引起相间短路,中性点经消弧线圈接地方式,是消除弧光接地过电压最有效的措施。图3-21(a)所示等值电路中,A相发生单相接地故障,设以uA、uB、uC代表三相电源电压以u1、u2、u3代表三相线路对地电压(也就是三相线路对地电容C1、C2、C3上的电压)相电容C1上的电荷通过电弧电流泄放入地,电压突降为零。两健全相电容C2、C3由电源线电压通过电源内电抗LS(等值电路中未画出) 回路的振荡角频率则由电路参数决定,图3-22图3-22中,在t1瞬间故障相燃弧后,B相、C相分别发生对地电容C2、C3的高频振荡的充电过程,在t1时刻,故障电流i(t)的工频分量为零(由图3-21(b)矢量图中落后90°),t1时刻个工频周期以后,即发生在t2=t1+时刻,所以故障电弧将持续0.01s。t=t2熄弧过程的电压稳态值似乎是三个相电压在时刻的瞬时值。但是由于系统中性点是这个电荷重新分配过程实际上就是电容C2、C3通过电源电抗对C1由于时刻各相电压的新稳态值与时刻分别相等,因此t2时刻故障电弧熄灭后将不会在t2半个周期以后即t3=t2+时,故障相电压达到最大值2Uphm,如果这时故障点再次燃弧,u1突降为零,电路将再次出现过渡过程。这次燃弧过程的电压起始值为即线路电容C2、C3分别被电源通过电源电抗由0.5Uphm充电至-1.5Uphm,振荡过程中过图3-23及大气条件的影响,电弧的燃烧与熄灭具有强烈的随机性质,直接影响过电压的发展过程,使过电压数值具有统计性。以上分析是在一定的假设条件下进行的,即第一次发弧及重燃均发生在故障相电压达到最大值的时刻,且熄弧发生在工频电流过零的时刻。大量实测表明,燃弧不一定发生在故障相达最大值的时刻,熄弧可能发生在工频电流过零的时刻,也发现在第一次或几次高频电流过零后熄弧的情况。 3=C、C12=C23=C31=Cm。分析可知,故障点燃弧后,在电路上相当于C12与C2、C31与C3综上所述,这种过电压的幅值并不太高,但是这种过电压遍及全系统,且持续时间较长,对于绝缘较弱的设备威胁较大,必须予以重视。第四节过去,在110～220k系统中,由于断路器的重燃问题没有很好地解决如老式的油断路器致使这种过电压可高达3p.u.以上,持续时间长达0.5～1个工频周期。因此,图3-24LT—线路电感;CT—线路对地电容;LS—电源系统等值电感(发电机、变压器的漏感之和);e(t)—电源电势;CS—电源侧对地电容(变压器、母线等对地电容);uAB—断路器触头两设电源电势为e(t)=Emcosωt,电路中的容抗大于感抗,流过容性电流,因此,电流i(t)超前e(t)90°。忽略线路的容升效应,断路器分断之前线路电压u(t)(即电容CT上的电压)就等于电头开始分离;当t=t1时,工频电流过零,电弧熄灭,此时电容上的电压为u(t)=-Em,如图3-25示。不考虑线路的泄漏,断路器分断后,CT上的电压将保持-Em不变;但电源侧触头(A点)上的电压仍按电源电势变化(图3-25中虚线所示),于是断路器触头上恢复电压uAB[其值为uAB=e(t)-(-Em)=Em(1+cosωt),如图3-25中阴影部分所示]越来越大。产生过电压;否则,在t1～t2的时间间隔内可能发生重燃。图3-25t1—第一次断弧;t2—第一次重燃;t3—第二次断弧;t4—第二次重燃;t5—按最严重情况考虑,设重燃发生在恢复电压uAB最大的时刻t2,重燃前瞬间uAB=2Em。电弧的重燃首先使CT与CS并联起来,两电容上的电荷重新分配,然后电容C(C=CS+CT)上的电压过渡为电源电压Em。而此回路是一振荡回路,所以电弧重燃后将产生暂态的振荡过程,振荡频率为f0=1/(2π),因网络参数的不同可达数百至数千赫兹。电荷重新分配后电容上的电压为振荡电压的起始值,Em,这就减小了振荡产生的过电压。但在一般情况下,CS≪CT,因此在分析时忽略Cs的作用,仍设起始电压为-Em。可以认为在高频振荡过程中,电源电势保持Em不变,由于回路中的损耗,CT上的电压u(t)会趋于电源电势Em。高频振荡时u(t)的最大值为Em+[Em-(-Em)]=3E由图3-25所示,t3时刻振荡电压到达最大值3Em,线路容性电流i(t)高频电流一般只有半个周波。电弧熄灭后,线路电容电压保持在3Em。此后,触头之间的距离越来越大,但恢复电压越来越高。到t4时刻,恢复电压uAB可达4Em,如在此时再次发生重燃,则CT上的电压将由3Em振荡变为-Em,振荡时的最大值为-Em+[-Em-(3Em)]=-5Em。假如继续每半个工频周期后就重燃,则线路上的过电压将按3Em、-5Em、7Em、…的规律变化,越来越高,直到触头间已有足够的绝缘强度,电弧不重燃为止。会影响过电压大小的因素归纳如下路时,工频电流过零时熄弧,被分闸的线路保持-Em,未分闸的线路电压按电源电压变化。在重燃的瞬间,未开断线路(电压为Em)上的电荷将迅速与断开线路(电压为-Em)上的残余电荷中性点接地方式。中性点直接接地系统中,各相自成独立的回路,相间电容影响不大切除空载线路过电压的产生过程如上所述。但在中性点非有效接地系统中,三相断路器的分闸不同期会形成瞬间的不对称电路,使中性点发生偏移,相间电容也将产生作用,使整个分闸过程变得更为复杂,在不利的条件下,过电压明显增大,一般比中性点直接接地时的过电压高20%左右。在电力系统中,空载线路的合闸也是常见的一种操作。通常分成两种情况正常计划性)合闸和自动重合闸。由于初始条件的差别,况。路不存在接地故障,三相对称,为零初始状态。假设三相接线完全对称,在合闸初瞬,电源电压通过LS对CT充电,回路中将发生高频振荡,振荡频率为f严重的情况是在电源电压e(t)为幅值Em时合闸,此时可以看作是合闸于直流电源Em的振荡回路,则合闸过电压的幅值=稳态值+(稳态值-初始值)=Em+(Em-0)=2Em。过电压波形如图27图3-26LS—系统等值电感;CT—线路对地电容;e(t)—图3-27 2.重合闸操作,这也是系统中经常遇到的一种操作。如图3-28所示,当C相接地时,K2先跳闸,后K1跳闸。在开关K2跳闸以后,流经开关K1中非故障相的电流是线路电容电流。当电流为零、电源电压达到最大值Em的时刻,K1熄弧,于是在健全相线路上将留有残余电压。考虑到线路单相接地、空载线路的电容效应,该残余电压的数值会略高于Em,平均残余电压为uT=1.3Em。在开关K1重合闸前,线路上的残余电荷将通过线路泄漏电阻入地,图3-28设K1重合闸前,线路残余电压已下降了30%,即ur=(1-0.3)×1.3Em=0.91Em。最严重的情况是电源电压与线路残余电压反极性,并且为峰值-Em时合闸,这时线路发生高频振荡,稳态值为-Em,初始值为0.91Em,故最大值为图3-29实测120～220kV如果不考虑线路电荷泄漏,过电压还会更高;但重合闸时刻电源电压不一定为-Em,这时的瞬时值取决于它的相位,它遵从于统计规律。由于断路器在合闸时有预击穿现象,位影响较小,这种断路器有两个触头,主触头K1并联一个电阻,2是辅助触头,如图330所示。断器的动作分两步进行。分闸时先断开主触头K1,线路仍通过与电源相连,线路上的残余荷可通过向电源释放。这时上的电压即为K1上的恢复电压只要不太大,主触头间就会发生电弧的重燃。再经过1.5～2个工频周期后,辅助触头2断开,因消耗了部分能量,线路残余电压较低,故触头K2上的恢复电压不高,K2上不易发生电弧重燃。即使发生重燃,因串在回路中抑制了振荡,过电压也显著降低,实际值只有2.28p.u.左右。从K 1断开不易发重燃的目的出发,希望值小些从抑制振荡和使K 2不易发生重燃的角度看又希望值大些所以对一般开关取1000～3000,这样的电阻称为中值并联电阻。图3-30 我国在几十条110～220k线路上进行了实测,结果表明,切除空载线路过电压是随机变量,其统计分布近似正态分布。按断路器性能分类有如下结果使用重燃次数较多的断路器时,出现3.0p.u.过电压的概率为0.86使用重燃次数较少的空气断路器时,出现2.6p.u.的概率为0.73使用油断路器时的最大过电压为2.8p.u.使用中值和低值并联电阻时,过电压被限制在2.2p.u.以下。在中性点非有效接地的电网中,这种过电压一般不超过3.5p.u.。在110～220k电网中,切空线过电压低于线路绝缘水平,所以我国生产的110～220k统的各种断路器一般不加并联电阻。在超高压电网中,断路器都带有并联电阻,从而基本上消除了电弧的重燃。在330k中测到的最大过电压只有1.19p.u.,而合闸过电压却达到2.03p.u.。这些情况说明,在超高压电网中,切空线过电压已被限制,合闸过电压已成主要矛盾,成为决定超高压电网绝缘水平的主要因素之一。图3-31并联电阻R与过电压倍数K0采用带并联电阻的断路器是限制空载线路合闸过电压的最有效的措施。如图331所示,带并联电阻开关合闸时,辅助触头2先接通,电阻对回路中的振荡过程起阻尼作用,使过渡过程中的过电压降低,电阻越大,阻尼作用越强,过电压也就越低。经1.5～2个工频周期左右,主触头1再闭合,将合闸电阻短接,完成了合闸操作。由于前一阶段回路振荡受到R阻尼而被削弱,电阻两端的电压较低,因此和电阻并联的主触头两端的电位差也比较小,因而主触头闭合后回路中的振荡过程就较弱,过电压也就较低。很明显,越小,其两端的电位差也就越小,过电压就越低。从以上分析可见,辅助触头K2闭合时要求合闸电阻R大,而主触头K1闭合时要求R小,图3-31所示为500kV开关并联电阻R与合闸过电压倍数K0的关系曲线,当采用450Ω表3-5500kV断路器(带合闸电阻)安装在线路首端和末端(线路断路器的线路侧)的ZnO避雷器均能对空载线路合闸过电第五节为了防止损坏设备,必须迅速切除接地相甚至三相,从经济角度看,中性点直接接地是一种投资最小的接地方式,其主要原因如下中性点不接地方式系统弧光接地过电压的产生可分以下两种情况电网电容电流大于熄弧临界值11.4,此时接地电弧在电流过零时短暂熄灭,在峰值附近重燃,形成时断时续的间歇性电弧。由于电网是由电感、电容和电阻等元件组成的网络,电弧间歇性的熄灭与重燃会导致网络强烈的电磁振荡,产生严重的过渡过程过电压,且过电压持续时间长,遍及全网,会使电网中绝缘弱点发生击穿,如电缆头爆炸、避雷器爆炸等,时过电压的幅值可达3.5,因而弧光接地过电压对电网构成了较大的危害。采用中性点经消弧线圈接地方式即在中性点和大地之间接入一个电感消弧线圈,中性点经消弧线圈接地又称为谐振接地(共振接地网系统。这种系统中,用消弧线圈的目的是补偿或中和电网中的接地电容电流。经消弧线圈接地系统,单相接地电流将可以被补偿或中和到很小的数值,因此一般情况下接地电弧不能维持,而且在电流经过零点使电弧熄灭后,消弧线圈的存在还能显著减小故障相电压的恢复速度,减小电弧重燃的可能性。正是这样,单相接地故障将会自动消除。应用消弧线圈不但可以使单相接地故障所引起的停电事故大大减小,还将大大减少发生多相短路故障的次数。但是该系统也有它自己的缺点,补偿电网的运行比较复杂,接地投资也比较大,接地选线保护存在一些困难。该系统的主要缺点是同中性点不接地系统相似,第四章基于PSCAD/EMTDC软件的电力系统计算本章主要介绍了电磁暂态软件PSCAD/EMTDCX4版本的应用,详细分析了各元件库的第一节PSCAD/EMTDC TransientsinDCSystem,直流系统电磁暂态)是电力系统数字仿真软件。PSCAD(PowerSystemsComputerAidedDe