CN101640424B - 一种1000kV交流特高压输电线路分合闸*** - Google Patents
一种1000kV交流特高压输电线路分合闸*** Download PDFInfo
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Abstract
本发明具体公开了一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，所述***包括馈电侧***UHV变压器、馈电侧UHV断路器、特高压输电线路、受电侧UHV断路器、以及受电侧***UHV变压器；所述馈电侧UHV断路器一端与所述馈电侧***UHV变压器的高压侧母线相联，另一端经所述特高压输电线路接受电侧UHV断路器的一端；所述受电侧UHV断路器的另一端接所述受电侧***UHV变压器的高压侧母线。采用本发明所述***，能够满足1000kV交流特高压输电***的要求。
Description
技术领域
本发明涉及特高压输电领域，特别是涉及一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***。
背景技术
由于我国可开发的水电资源近2/3在西部，煤炭资源的2/3在山西、陕西和内蒙古；但是我国2/3的用电负荷却分布在东部沿海和京广铁路沿线以东的经济发达地区。这样，就需要把能源基地发电的电量输送至电力需求大的中东部地区。
为了减少输电损耗，提高输电质量，我国目前开始研制特高压输电技术。特高压交流输电，是指1000kV及以上电压等级的交流输电工程及相关技术。特高压输电技术具有远距离、大容量、低损耗和经济性等特点。
特高压电力***中，当输电线路断路器进行合分闸操作时，将产生多种操作过电压。对于我国1000kV交流特高压输电***来说，由于特高压线路自身的无功功率很大，每100km线路的无功功率可达530Mvar左右。再加上我国特高压输电线路大都具有远距离、大容量输送电能的特点，使得我国特高压输电线路分合闸操作过电压等危害***安全的过电压问题更加突出。
合分闸操作过电压会对线路设备和***安全带来很大的影响，同时考虑电气设备制造和部分地区高海拔方面的因素，给我国特高压交流***的过电压限制提出了非常高的要求。世界上已经有其它国家建成1000kV交流特高压输变电工程，但目前我国尚属首次采用1000kV特高压交流输电技术，并且由于我国国情与其它国家不同，因而不能照搬其它国家现有的技术和经验，需要对1000kV交流特高压输变电工程中的关键技术进行自主创新。
因此，设计开发应用于1000kV交流特高压输电线路分合闸***，通过合理代价将危害设备安全及***运行可靠性的过电压问题限制在合理水平内，是特高压输电领域技术人员急需解决的技术问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，能够满足1000kV交流特高压输电***的要求。
为解决上述技术问题，本发明提供了一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，所述***包括：馈电侧***UHV变压器、馈电侧UHV断路器、特高压输电线路、受电侧UHV断路器、以及受电侧***UHV变压器；
所述馈电侧UHV断路器一端与所述馈电侧***UHV变压器的高压侧母线相联，另一端经所述特高压输电线路接受电侧UHV断路器的一端；所述受电侧UHV断路器的另一端接所述受电侧***UHV变压器的高压侧母线；
其中，所述馈电侧UHV断路器用于实现所述特高压输电线路与所述馈电侧***UHV变压器之间的分合闸操作；所述受电侧UHV断路器用于实现所述特高压输电线路与所述受电侧***UHV变压器之间的分合闸操作；
所述馈电侧***UHV变压器和受电侧***UHV变压器均为UHV升压变压器，用于实现500kV超高压交流电与1000kV特高压交流电以及110kV高压交流电之间的转化，其中压侧输入500kV超高压交流电，其高压侧输出1000kV特高压交流电，其低压侧输出110kV高压交流电
所述馈电侧UHV断路器和所述受电侧UHV断路器均装设合闸电阻，而不装设分闸电阻。
优选地，所述馈电侧UHV断路器包括：馈电侧主开关、馈电侧电阻开关、以及馈电侧合闸电阻；
所述馈电侧合闸电阻的一端与所述馈电侧主开关的一端共同接所述馈电侧***UHV变压器的高压侧；所述馈电侧合闸电阻的另一端与所述馈电侧电阻开关的一端相联；所述馈电侧电阻开关的另一端与所述馈电侧主开关的另一端共同接所述特高压输电线路；
其中，所述馈电侧合闸电阻与所述馈电侧电阻开关串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
优选地，所述馈电侧合闸电阻的取值为400～600欧，其接入时间为8～11ms。
优选地，所述受电侧UHV断路器包括：受电侧主开关、受电侧电阻开关、以及受电侧合闸电阻；
所述受电侧合闸电阻的一端与所述受电侧主开关的一端共同接所述受电侧***UHV变压器的高压侧；所述受电侧合闸电阻的另一端与所述受电侧电阻开关的一端相联；所述受电侧电阻开关的另一端与所述受电侧主开关的另一端共同接所述特高压输电线路；
其中，所述受电侧合闸电阻与所述受电侧电阻开关串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
优选地，所述受电侧合闸电阻的取值为400～600欧，其接入时间为8～11ms。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明所述1000kV交流特高压输电线路分合闸***，包括馈电侧***UHV变压器、馈电侧UHV断路器、特高压输电线路、受电侧UHV断路器、以及受电侧***UHV变压器；所述馈电侧UHV断路器一端与所述馈电侧***UHV变压器的高压侧母线相联，另一端经所述特高压输电线路接受电侧UHV断路器的一端；所述受电侧UHV断路器的另一端接所述受电侧***UHV变压器的高压侧母线。
基于对典型的特高压交流输电***合闸、分闸操作过电压以及断路器暂态恢复电压的电磁暂态仿真研究结果，本发明所述分合闸***，为确保将1000kV线路合闸、分闸操作过电压以及断路器暂态恢复限制在允许的范围内，除包括装设1000kV线路高抗以及额定电压为828kV的避雷器外，应对UHV断路器装设合闸电阻。本发明所述分合闸***降低了工程造价，提高了设备的可靠性以及整个特高压***的运行可靠性。
附图说明
图1为本发明所述1000kV交流特高压输电线路分合闸***结构图；
图2为合闸空载情况下、特高压输电线路的等值电路图。
具体实施方式
本发明所要解决的技术问题是提供一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，能够通过合理代价将危害设备安全及***运行可靠性的过电压问题限制在合理水平内，满足1000kV交流特高压输电***的要求。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
参照图1，为本发明所述1000kV交流特高压输电线路分合闸***结构图。
所述分合闸***包括：馈电侧***UHV变压器10、馈电侧UHV断路器20、特高压输电线路30、受电侧UHV断路器40、受电侧***UHV变压器50。
所述馈电侧***UHV变压器10和受电侧***UHV变压器50均为UHV(特高压，Ultra High Voltage)升压变压器，用于实现500kV超高压交流电与1000kV特高压交流电以及110kV高压交流电之间的转化，其中压侧输入500kV超高压交流电，其高压侧输出1000kV特高压交流电，其低压侧输出110kV高压交流电。
所述馈电侧UHV断路器20一端与所述馈电侧***UHV变压器10的高压侧母线相联，另一端经所述特高压输电线路30接受电侧UHV断路器40的一端；所述受电侧UHV断路器40的另一端接所述受电侧***UHV变压器50的高压侧母线。
其中，所述馈电侧UHV断路器20用于实现所述特高压输电线路30与所述馈电侧***UHV变压器10之间的分合闸操作；所述受电侧UHV断路器40用于实现所述特高压输电线路30与所述受电侧***UHV变压器50之间的分合闸操作。
所述特高压输电线路30用于输送1000kV特高压交流电，线路上可根据无功补偿需要相应装设高压电抗器等UHV设备。
如图1所示，所述馈电侧UHV断路器20包括：馈电侧主开关K11、馈电侧电阻开关K12、以及馈电侧合闸电阻RH1。
所述馈电侧合闸电阻RH1的一端与所述馈电侧主开关K11的一端共同接所述馈电侧***UHV变压器10的高压侧；所述馈电侧合闸电阻RH1的另一端与所述馈电侧电阻开关K12的一端相联；所述馈电侧电阻开关K12的另一端与所述馈电侧主开关K11的另一端共同接所述特高压输电线路30。
其中，所述馈电侧合闸电阻RH1与所述馈电侧电阻开关K12串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
如图1所示，所述受电侧UHV断路器40包括：受电侧主开关K21、受电侧电阻开关K22、以及受电侧合闸电阻RH2。
所述受电侧合闸电阻RH2的一端与所述受电侧主开关K21的一端共同接所述受电侧***UHV变压器50的高压侧；所述受电侧合闸电阻RH2的另一端与所述受电侧电阻开关K22的一端相联；所述受电侧电阻开关K22的另一端与所述受电侧主开关K21的另一端共同接所述特高压输电线路30。
其中，所述受电侧合闸电阻RH2与所述受电侧电阻开关K22串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
操作过电压是在L-C回路工作状态发生变化引起的过渡过程中出现的。考虑到过电压问题对设备造价和***安全的影响，目前国外推荐的特高压***相对地统计操作过电压水平限制目标为1.6～1.8p.u。我国则因考虑到单段特高压线路输电距离较长、以及部分地区海拔的影响，推荐操作过电压限制目标为：对线路两端变电站、开关站设备应限制在1.6p.u；对于长线路的线路中间部分限制在1.7p.u以下。
相关研究结果表明，对于1000kV特高压输电线路，如果仅靠输电线路两侧的MOA(避雷器)限制合闸操作过电压，则当其线路长度超过200km时，线路中间部位相对地统计操作过电压超过1.8p.u；当线路长度增加到400～600km时，线路中间部位相对地统计操作过电压就增加到1.95～2.10p.u，相间统计过电压增加到3.5～3.5p.u。因此，对大部分特高压线路仅靠MOA限制合闸过电压是不够的，本发明提出的1000kV交流特高压输电线路分合闸***中，为所述馈电侧UHV断路器20设置馈电侧合闸电阻RH1、以及为所述受电侧UHV断路器40设置受电侧合闸电阻RH2，用于对线路合闸操作时产生的过电压起抑制作用。
其具体操作过程可以通过图2所示合闸空载情况下、特高压输电线路的等值电路图进行说明。
其中，如图2所示，在合闸空载情况下，可以认为所述特高压输电线路30一侧通过馈电侧UHV断路器20接所述馈电侧***UHV变压器10，另一端与所述受电侧UHV断路器40断开、末端悬空。此时，为简化起见，将所述特高压输电线路用等值电阻R、等值电感L、以及等值电容C等效代替。
所述特高压输电线路的合闸过程分为两个阶段：第一阶段为馈电侧电阻开关K12先合上、馈电侧合闸电阻RH1接入回路；第二阶段为馈电侧主开关K11合上，馈电侧合闸电阻RH1短接；整个合闸过程结束。
无论对馈电侧还是受电侧，合闸过程中，合闸电路对自由分量起到阻尼作用，降低了合闸操作过电压幅值。从限制合闸操作过电压的角度出发，合上电阻开关K2时希望合闸电阻大些；而合上主开关K1时希望合闸电阻小些。因此，需要结合实际工程情况对合闸电阻RH的阻值进行合理选择。本发明实施例所述合闸电阻RH的取值可以为400～600欧，其接入时间可以为8～11ms。
即，在实际应用中，所述馈电侧合闸电阻RH1、以及受电侧合闸电阻RH2的取值均需要根据实际工程情况据具体设定。而本发明实施例中，所述馈电侧合闸电阻RH1的取值可以为400～600欧，其接入时间可以为8～11ms；所述受电侧合闸电阻RH2的取值也可以为400～600欧，其接入时间可以为8～11ms。
传统观点认为，对于特高压输电线路分合闸***的断路器需要加设分闸电阻，用于抑制分闸过电压。但是本发明技术人员通过研究发现：对特高压交流线路合分闸***，仅需装设合闸电阻，而不必装设分闸电阻即可满足相应过电压要求，同时又能避免装设分闸电阻带来的一些问题。
其具体研究包括以下几个方面：
(1)基于对交流特高压试验示范工程分闸操作过电压的电磁暂态仿真研究结果，对1000kV断路器仅装设合闸电阻而不装设分闸电阻条件下分析采用其它措施对分闸过电压的限制效果，证明采用其它限制措施替代装设断路器分闸电阻是可行有效的。
针对特高压交流输电线路的分闸操作过电压进行电磁暂态仿真试验。试验结果表明，大多数情况下，仅靠额定电压为828kV的MOA和常规线路高抗就可以将变电站、开关站的甩负荷分闸操作过电压限制在1.6p.u以下；将线路杆塔部分的过电压限制在1.7p.u以下；另外使用良导体地线多点接地的方式也可以限制单相接地故障甩负荷操作过电压；而对于一级升压送电***，则可通过对发电厂装机容量及送出线路长度提出限制来满足过电压水平的要求。对于故障清除转移操作过电压，仅靠线路两端的额定电压为828kV的MOA可以将特高压输电线路清除单相接地故障转移操作过电压限制在允许范围内；清除多相故障时产生的转移操作过电压，由于它不会危及变电设备的安全(在线路两端仍在1.6p.u以下)，仅影响到线路杆塔部分绝缘，而该绝缘为自恢复绝缘，加之其出现概率极低，没有必要采取更多的措施。如一定要考虑，可采取在线路中部加装一组MOA的方法即可将过电压限制在允许范围内，该措施与装设分闸电阻相比，既经济又比较可靠。
(2)结合国内外电网运行经验，对过电压较严重工况的出现概率情况、以及分合闸电阻本身出现故障的概率情况进行分析，提出装设分闸电阻的经济性存在问题。
根据我国500kV电网运行情况的统计情况，截至2002年只统计到一次三相短路故障。而对于特高压输电线路，发生两相与三相短路故障的可能性估计会更低。对于特高压输电线路分闸***的断路器，若装设分闸电阻，由于分闸电阻本身出现故障的概率远大于两相或三相短路等严重短路故障；若采用一个电阻同时抑制合闸过电压和分闸过电压，则其损坏率还要更高；由此说明，用一种损坏率相对较高的元件去保护一种出现概率低得多的故障，是不经济的、不合理的。
(3)对特高压交流试验示范工程断路器，在装设分闸电阻和不装设分闸电阻两种情况下，分别对其进行开断失步故障以及各种短路故障时的TRV仿真。根据仿真研究的结果，提出可以不必装设分闸电阻。
根据我国及IEC高压交流断路器标准中规定的断路器考核条件要求，考虑特高压试验示范工程本期及远期***条件，对断路器开断严重失步解列故障以及端部三相短路等严重短路故障时的TRV情况进行仿真研究。本发明相关研究结果表明，在不使用分闸电阻条件下，晋东南、南阳及荆门三个特高压站内断路器TRV的最大峰值和上升率均可满足表1中所列的我国1100kV断路器电力行业标准和IEC断路器标准扩展中规定的TRV试验参数要求。
而特高压断路器装设600欧分闸电阻后，仅对小短路电流情况下断路器主断口TRV峰值和上升率有一定降低作用，而对额定短路开断电流(50kA)条件下的主断口TRV的限制效果不明显；而开断失步故障时，尽管对主断口TRV水平有一定降低，但辅助断口的TRV峰值则较无分闸电阻情况下有明显增大，甚至超过了相关标准中规定的试验参数要求，而目前很多厂家的设备制造能力及试验考核条件无法达到上述要求，同时也提高了设备造价。
因此从限制特高压断路器TRV的角度而言，可以不必装设分闸电阻。
表1 1100kV断路器恢复电压试验参数要求
(4)基于对交流特高压试验示范工程断路器开断短路电流时零点漂移问题机理和影响因素的研究分析结果，提出特高压短路电流零点漂移出现概率极低，并纠正了装设分闸电阻可以消除零点漂移的错误判断。
传统理论认为，对断路器装设分闸电阻可以消除断路器开断短路电流时的零点漂移问题。但是通过本发明对零点漂移问题的相关研究结果认为，零点漂移现象的产生主要与两个因素有关：一是故障时刻；二是短路电流交流分量与负荷电流的比值及负荷电流性质，并认为零点漂移主要出现在小短路电流***中。可见断路器装设分闸电阻与零点漂移无关，无法消除断路器开断短路电流时的零点漂移问题。
(5)对1000kV断路器装设分闸电阻时的热容量问题进行研究，分析采用分合闸电阻时的热容量要求，提出在实际工程中1000kV断路器采用分闸电阻的可行性不大。
由于分合闸一般共用一个电阻，因此能量问题是使用分闸电阻的最大问题。对分合闸电阻能量其决定作用的并不是限制操作过电压过程的能量消耗，而是线路断路器其它分合要求，这个要求也反映在断路器试验要求中。根据断路器相关标准、规范、技术条件规定的试验条件计算了特高压断路器合/分闸电阻热容量，并对晋东南-南阳-荆门特高压输电***在本期及远期***条件下可能出现的故障及操作下合/分闸电阻吸收的能耗进行仿真研究。综合这两方面计算结果，对断路器合/分闸电阻能耗提出以下建议：(1)要求断路器能够承受BTF分闸+单次失步合分操作，断路器带400～600Ω合/分闸电阻(合分闸共用电阻)时，合/分闸电阻吸收能耗能力分别要求不低于165～247MJ，如表2所示；(2)如允许断路器在失步条件下两次合分(CO-t-CO)，则对于带600Ω合/分闸电阻的断路器(合分闸共用电阻)，合/分闸电阻能耗为247.3MJ(不考虑电阻在两次操作时间间隔内的散热情况)。目前很少有断路器生产厂家可以达到上述制造能力，其造价也相当昂贵，同时还增加了设备损坏的概率，因此应用于实际工程的可行性不大。
表2 断路器合/分闸电阻热容量建议值
| 断路器分合闸电阻类型 | 电阻能量(MJ) |
| 400Ω合闸电阻 | 45 |
| 500Ω合闸电阻 | 36 |
| 600Ω合闸电阻 | 30 |
| 400Ω合/分闸电阻 | 247 |
| 500Ω合/分闸电阻 | 198 |
| 600Ω合/分闸电阻 | 165 |
(6)根据本发明相关研究结果，断路器装设分/合闸电阻时，限制操作过电压所要求的阻值很难一致，研究表明分合闸电阻取值大时会降低限制操作过电压的效果，如分合闸电阻为700Ω，经计算无法满足特高压试验示范工程的过电压限制要求；而分合闸电阻阻值降低时，其所需的能耗要求又将大大增加。基于上述考虑，提出不采用分闸电阻，可根据情况采用400～600Ω合闸电阻，其能耗要求取45～30MJ。
综合上述各方面的研究成果，本发明提出一种特高压交流线路合分闸***，即1000kV线路断路器需装设合闸电阻，而不必装设分闸电阻。合闸电阻的阻值一般取400～600欧并可根据不同工程具体选择阻值，接入时间取8～11ms，能耗要求取45～30MJ。
本发明所述1000kV交流特高压输电线路分合闸***，包括：UHV变压器、UHV断路器、特高压输电线路、以及UHV设备侧；所述UHV断路器一端与所述UHV变压器的高压侧相联，另一端经所述特高压输电线路接受电侧UHV***，用于实现所述特高压输电线路与所述UHV变压器之间的分合闸操作；且所述UHV断路器装设合闸电阻但不装设分闸电阻。
基于对典型的特高压交流输电***合闸操作过电压的电磁暂态仿真研究结果，本发明所述分合闸***，为确保将1000kV线路合闸操作过电压限制在允许的范围内，除包括装设线路高抗以及额定电压为828kV的避雷针外，对UHV断路器装设合闸电阻。所述合闸电阻的阻值一般在400～600欧，并可根据不用工程具体选择阻值，其接入时间为8～11ms，能耗要求取45～30MJ。本发明所述分合闸***降低了工程造价，提高了设备的可靠性以及整个特高压***的运行可靠性。
进一步的，本发明也纠正了传统观念认为的：装设分闸电阻能够解决特高压***可能出现的零点漂移现象、以及可以有效降低开断严重故障时的暂态恢复电压水平的效果等片面或错误论断。同时，采用断路器装设分闸电阻这种损坏率相对较高的元件去保护出现概率低得多且对变电站、开关站电气设备不造成太大损坏的多相故障分闸操作过电压，是不经济、不合理的。且装设分闸电阻在热容量问题以及能耗方便均存在一定的缺陷。
因此，本发明所述分合闸***的断路器仅装设合闸电阻、不装设分闸电阻，能够通过合理代价将危害设备安全及***运行可靠性的过电压问题限制在合理水平内，满足1000kV交流特高压输电线路的要求。
以上对本发明所提供的一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (5)
1.一种1000kV交流特高压输电线路分合闸***，其特征在于，所述***包括：馈电侧***UHV变压器、馈电侧UHV断路器、特高压输电线路、受电侧UHV断路器、以及受电侧***UHV变压器；
所述馈电侧UHV断路器一端与所述馈电侧***UHV变压器的高压侧母线相联，另一端经所述特高压输电线路接受电侧UHV断路器的一端；所述受电侧UHV断路器的另一端接所述受电侧***UHV变压器的高压侧母线；
其中，所述馈电侧UHV断路器用于实现所述特高压输电线路与所述馈电侧***UHV变压器之间的分合闸操作；所述受电侧UHV断路器用于实现所述特高压输电线路与所述受电侧***UHV变压器之间的分合闸操作；
所述馈电侧***UHV变压器和受电侧***UHV变压器均为UHV升压变压器，用于实现500kV超高压交流电与1000kV特高压交流电以及110kV高压交流电之间的转化，其中压侧输入500kV超高压交流电，其高压侧输出1000kV特高压交流电，其低压侧输出110kV高压交流电；
所述馈电侧UHV断路器和所述受电侧UHV断路器均装设合闸电阻，而不装设分闸电阻。
2.根据权利要求1所述的1000kV交流特高压输电线路分合闸***，其特征在于，所述馈电侧UHV断路器包括：馈电侧主开关、馈电侧电阻开关、以及馈电侧合闸电阻；
所述馈电侧合闸电阻的一端与所述馈电侧主开关的一端共同接所述馈电侧***UHV变压器的高压侧；所述馈电侧合闸电阻的另一端与所述馈电侧电阻开关的一端相联；所述馈电侧电阻开关的另一端与所述馈电侧主开关的另一端共同接所述特高压输电线路；
其中，所述馈电侧合闸电阻与所述馈电侧电阻开关串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
3.根据权利要求2所述的1000kV交流特高压输电线路分合闸***，其特征在于，所述馈电侧UHV断路器合闸电阻的取值为400～600欧，其接入时间为8～11ms。
4.根据权利要求1所述的1000kV交流特高压输电线路分合闸***，其特征在于，所述受电侧UHV断路器包括：受电侧主开关、受电侧电阻开关、以及受电侧合闸电阻；
所述受电侧合闸电阻的一端与所述受电侧主开关的一端共同接所述受电侧***UHV变压器的高压侧；所述受电侧合闸电阻的另一端与所述受电侧电阻开关的一端相联；所述受电侧电阻开关的另一端与所述受电侧主开关的另一端共同接所述特高压输电线路；
其中，所述受电侧合闸电阻与所述受电侧电阻开关串联，用于限制特高压输电线路的合闸操作过电压。
5.根据权利要求4所述的1000kV交流特高压输电线路分合闸***，其特征在于，所述受电侧UHV断路器合闸电阻的取值为400～600欧，其接入时间为8～11ms。
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