向-上特高压直流工程换流变压器关键问题分析

向-上特高压直流工程换流变压器关键问题分析

0特高压直流输电工程中换流变压器的研制现状为了满足中国经济快速发展对能源的需求，国家制定了西部能源东输、南北供、全国电网等能源发展战略。由于高压直流输电具有线路造价低、线路损耗小、系统稳定性强、运行可靠、适用于远距离大容量电力输送以及容易实现非同步电网间互联等诸多优点,高压直流输电在我国得到了迅速的发展,特高压直流输电正逐步成为现实。目前,建设中的向家坝—上海±800kV直流输电工程所使用的换流变压器是世界上绝缘水平最高、额定直流电流最大的换流变压器,世界上还没有成熟的设计和制造技术,要研制±800kV直流输电工程用高端±800kV特高压换流变压器(下简称特高压换流变压器),需要解决一些关键的技术问题。本文主要侧重于研究特高压换流变压器(送端)的交、直流电场、直流偏磁的控制及影响、绝缘结构与散热、阀侧引线及出线装置、运输条件与整体结构等方面的问题。1送端换流站换流的状态优化设计特高压换流变压器是向家坝—上海±800kV直流输电工程中最为关键的设备之一。从运输条件上看,向家坝—上海±800kV直流输电工程送端换流站换流变的运输限界与三峡工程相比,没有大的改善,需要对特高压换流变的绝缘结构进行优化设计,来保证特高压换流变压器的绝缘结构的可靠性,并满足运输限制条件的要求。向家坝-上海±800kV直流输电工程用换流变压器为单相双绕组有载调压换流变压器,基本参数见表1。2直流电电压的作用与普通的电力变压器相比,换流变压器阀侧绕组不仅承受雷电全波及截波冲击电压、操作波冲击电压、工频外施及感应试验电压作用,还要承受直流长时电压、直流极性反转电压作用。所以换流变压器绝缘结构的设计比普通的电力变压器结缘结构复杂得多。2.1稳态直流电压作用机理分析换流变压器的绝缘结构由油、纸和纸板构成的复合绝缘材料构成。当换流变压器承受正弦交流电压时,其电场在不同绝缘材料中的分布为电容性分布,即取决于不同材料的电容率(介电常数ε)。本研究方案中绝缘纸的相对介电常数为3.5,绝缘纸板的相对介电常数为4.0,变压器油的相对介电常数为2.2。在进行换流变压器阀侧线圈交流电压作用下的电场分析时,可以发现在介电常数较低的变压器油中电场强度比较高,而介电常数相对较高的纸板中交流场强较低,如图1所示,图中E为电场强度。当换流变压器承受极性反转电场的情况时,根据加电时间的不同,其电场分布不同。当换流变压器承受稳态直流电压作用时,其稳态直流电场分布取决于复合绝缘结构中不同材料的电阻率值(见图2)。本研究方案中油、纸、纸板在温度为20°C时的电阻率取值分别为1×1013、1×1015、1×1015Ωm,由图可见,稳态直流场集中分布于电阻率较高的绝缘纸和纸板中,对于电阻率最低的变压器油而言,接近于短路状态,即此时油中电压分布很小。由图2可见,在极性反转过程中,在电阻率较低的变压器油中具有较高的场强,这说明反转时,场强在复合绝缘结构中的分布是呈容性分布,即极性反转时绝缘结构电场分布的决定因素是绝缘材料的介电常数。相对于纸和纸板,变压器油的耐受场强较低,但其在极性反转时要承受较高的场强,此处为换流变的绝缘薄弱部位。随着时间的延长,等位线的形状发生扭转和回环,甚至出现了局部等位线闭合的情况,此种情况说明在电压极性反转过程中,在绝缘介质的交界面上出现了孤立的空间电荷,而且此种电荷的分布比较复杂,大量的空间电荷造成了局部电位的升高或降低而形成“电位高峰”或“电位低谷”并进一步形成了空间电荷间的附加电场,此附加电场叠加到原电场上,引起了电场的畸变,即等位线的扭曲和回环。由此可见,空间电荷对极性反转后瞬间的电场分布产生实质作用。一般而言,对于油、纸材料的介电常数随温度、场强等因素的变化而变化很小,相应呈容性分布的交流电场为线性、各向同性电场。但油、纸的电阻率却随温度、场强等因素的变化而发生剧烈变化,其变化幅度可达3个数量级,呈非线性;而且,油浸纸的层压结构使其电阻率在垂直纸面方向与沿纸面方向有明显不同,呈各向异性,相应呈阻性分布的直流电场为非线性、各向异性电场,其计算难度远大于交流电场。特高压换流变压器阀侧线圈要耐受的交、直流和极性反转电压都很高,其绝缘结构必然复杂,而且受到运输条件的限制,选择合理的绝缘结构,控制纸板、油隙和油纸交界面处的电场强度,保证在各种试验工况下均无局部放电,是设计时特高压换流变压器绝缘结构的关键。2.2变压器研制的关键问题±800kV直流输电工程用换流变压器网侧绕组的绝缘水平是按交流500kV绝缘水平要求,其绝缘结构已非常成熟,不是特高压换流变压器研制要解决的关键问题,这里主要研究阀侧绕组的主、纵绝缘结构。换流变压器的主绝缘决定着整台换流变压器的基本结构,与变压器的阻抗、损耗、质量、外形尺寸及运输条件有着密切的联系。纵绝缘则决定着阀侧绕组的结构型式及其耐受冲击电压的能力。向上工程换流变压器与±500kV直流输电工程用换流变压器相比,雷电和操作冲击的水平提高的不多,而交流长时外施、直流长时和直流极性反转有大幅度的提高。2.2.1主缘距离的优化设计本方案的特高压换流变压器器身绝缘为两柱并联结构,线圈排列方式为:铁心-调压线圈-网侧线圈-阀侧线圈-油箱,如图3所示。由于绕组绝缘水平的提高,要相应增加线圈之间及端部绝缘的主绝缘距离。通过增加角环、纸筒和纸圈的数量,并合理地布置,来保证绝缘结构在交流、直流和极性反转电压作用下电场的合理分布,有效地提高油、纸绝缘结构的绝缘强度。在特高压换流变压器结缘设计过程中,分别对阀侧线圈在长时交流(AC)外施试验电压、直流(DC)带局部放电测量的耐压试验电压、极性反转试验电压下的电场进行了反复的计算分析,并在此基础上不断优化结构,以保证绝缘结构在各种作用电压下都有足够的绝缘裕度。阀侧线圈端部交流、直流电场等位线如图4、5所示。极性反转试验电压下的电场强度分布如图6～9所示,PR表示极性反转。2.2.2阀侧线圈内屏蔽连续式方案2特高压换流变压器的网侧绕组首端要承受全波1550kV的雷电冲击电压,网侧线圈可采用纠结连续式,线圈首端若干段为纠结段,如图10所示。在网侧线圈的上下端部设置静电板,以改善线圈端部电场分布,提高绝缘强度。特高压换流变压器阀侧绕组首末端均要承受1800kV的全波雷电冲击电压,阀侧线圈为全绝缘结构。特高压换流变压器阀侧绕组电流大,交流电压较低,线圈的匝数较少,阀侧线圈一般为内屏蔽连续式或螺旋式结构。内屏蔽连续式的阀侧线圈往往采用半硬自粘组合换位导线(首末端若干个饼的导线带屏蔽线)绕制,如图11所示。内屏蔽连续式的阀侧线圈采用纵向电容分区补偿结构,具有良好的冲击电压分布,并严格控制场强分布,确保线圈内不发生局部放电。由于作用在阀侧线圈上的交、直电压都很高,阀侧线圈的上下端部要设置静电板,为有效改善线圈端部电场分布,静电板要选择合适的曲率半径。调压线圈为圆筒式,采用半硬自粘换位导线绕制,匝间和段间均无油道。各分接出头通过电缆与线圈出头原线焊接后引出,各分接间设有ZnO非线性电阻元件,来限制调压线圈上的雷电冲击过电压。3阀侧引力结构特高压换流变压器研制的另一个关键问题是换流变压器的运输问题。受端换流站大多位于东部沿海沿江地区,可以充分利用水路运输的优势。但送端换流站多位于西部偏远山区,由于受运输条件的限制,即使能通过水路将换流变压器运到最近的码头,仍然需要解决陆路运输的困难。特高压换流变压器的运输尺寸由换流变压器的技术性能参数和结构确定。其中,换流变压器阀侧引线结构对运输尺寸的影响很大。换流变压器阀侧引线结构,可以采用放置在油箱内部和独立放置在外部两种方式。这两种阀侧引线结构,均由大直径均压管、覆盖绝缘以及多层绝缘筒组成。通过合理的设置绝缘筒的数量以及合适的引线安装位置,可以最大程度减小引线均压管到油箱以及铁心等接地位置的绝缘距离。阀侧引线独立放置在油箱外部可以充分利用外部空间,减小换流变压器本体的运输尺寸。但由于特高压换流变压器阀侧引线与线圈的接口十分复杂,对产品的制造偏差的要求十分苛刻,给工厂及现场安装带来了很大的困难,需要有充分工艺保障措施和必要的专用工装设备。阀侧引线放置在油箱内部的优势在于换流变压器的现场安装较为简单,风险少。但要在有限的油箱里,布置特高压换流变压器的阀侧引线很有难度。要做大量的计算分析和优化设计,合理布置内部的引线结构,有效地控制电场强度。同时,在工厂加工制造过程中,对器身、引线及油箱等各个部分的加工偏差要严格控制。4odaf冷却方式的特高压换流变压器无论换流变压器采用OFAF还是ODAF冷却方式,特高压换流变压器复杂的绝缘结构都会影响线圈(特别是阀侧线圈)的散热,使温升升高。对采用OFAF冷却方式的特高压换流变压器,线圈端部布置成型角环数量较多,使得进、出线圈的冷却油道油阻增加,带来的影响是使选用相同电流密度设计的阀侧线圈较500kV线圈温升有一定程度的升高。对采用ODAF冷却方式的特高压换流变压器,不仅要考虑线圈端部大量的成型角环使得进、出线圈的冷却油道油阻增加,还要考虑油流导向结构的合理设计,避免产生较大的油流静电,危及产品的安全运行。因此,采用ODAF冷却方式的特高压换流变要注意合理选用冷却器及冷却器油泵。绝缘围屏之间形成的纵向油道,会使导向油流过量流失,因此要考虑增加既可透气,又能阻滞油流的装置。在限制导向油流和不导向油流时,在器身中不允许形成死油区。5换流变压器色定工艺改进阀侧套管和阀侧出线装置是国内变压器厂家研特高压换流变压器的瓶颈。目前,国内套管制造厂正在开展阀侧套管研制,但与国外套管制造厂的差距较大,±500kV及更高电压等级的换流变压器套管在短期内仍然需要依靠国外制造商供应。直流套管与其出线装置必须配套使用,研制中不仅涉及到套管自身的结构和绝缘特性,还需要相应的出线装置予以保证。随着国内厂家在直流技术研究方面的深入,已能独立设计制造±500kV及以下电压等级的换流变压器出线装置,对更高电压等级的出线装置也都进行了研究和设计。但实际应用到换流变压器中时,还需要与国外直流套管制造商进行更深入的合作和研究,才能设计出可靠的阀侧出线装置。6换流变漏磁场和温度场计算分析由于特高压换流变压器单柱容量较大,漏磁通量大,很容易在某些金属结构件上产生涡流并造成局部过热,从而影响产品的安全运行。为此,需要进行换流变漏磁场和温度场计算分析,如图12所示。根据计算结果采用合理的电、磁屏蔽结构,有效地降低油箱内金属结构中的杂散损耗,防止出现局部过热现象。同时,换流变压器的漏磁有可能引起换流变压器铁心拉板过热,应根据铁心拉板表面和铁心夹件等结构件中的漏磁分布,采取屏蔽措施,在铁心拉板和末级铁心片的开隔磁槽,有效地降低涡流损耗。7换流变压器噪声变压器绕组中存在的直流偏磁电流,造成换流变压器铁心严重饱和,励磁电流的波形发生严重畸变,正半周出现尖峰,且其峰值较无偏磁时大得多,换流变压器噪声明显增大。同时,换流变压器铁心由于磁通高度饱和,漏磁会非常严重,损耗增加,可能导致油箱内部金属结构件的局部过热,破坏绝缘系统,甚至降低产品使用寿命。在特高压换流变压器设计过程中,对特高压换流变压器在不同直流偏磁条件下的磁场及励磁电流进行了计算分析,换流变压器可以承受<15A的直流偏磁电流,当直流偏磁电流达到15A时,允许变压器持续运行90min。8压器试验成果我国已于2007年根据国情和实践经验修改采用IEC标准,颁布和实施了高压直流输电用换流变压器的试验标准。目前,国内已完成了大量换流变压器的试验,积累了丰富的试验经验,已完全掌握了换流变压器的试验方法和试验技术。±800kV直流输电工程用换流变压器与±500kV直流输电工程用换流变压器的试验项目和试验方法是相同的,只是特高压换流变压器的阀侧绝缘水平比常规的换流变压器有所提高,尤其是阀侧绕组长时交流外施耐压、直流耐压和直流极性反转试验电压提高幅度比较大,这就对试验设备提出了更高的要求。换流变压器主要试验项目及试验要求见下述。1压器本体注满油后压力GB/T6451-2008):变压器本体注满油后外加压力使油箱底部达到0.12MPa的油压,试验时间连续24h,不得有渗漏及损伤。2变压器交流电压试验JB/T501-2006):分别测量铁心对油箱、夹件对油箱的绝缘电阻,试验直流电压2.5kV。分别进行铁心对油箱、夹件对油箱的交流电压2.5kV、1min工频耐压试验;同时,记录变压器油温度。试验设备:兆欧表。3《技术协议》2-2001GB/T507-2002,GB/T7252-2001):按标准和技术协议规定。试验设备:自动油耐压器,微水测试仪,油中含气量测试仪,油介质损耗测试仪,气相色谱分析仪,粒子计数仪。4变压器油温度测量JB/T501-2006,GB1094.1-1996):施加5kV直流电压,测量绕组对地绝缘电阻、吸收比及极化指数;施加10kV交流电压,测量绕组对地电容量、介质损耗因数;施加10kV交流电压,测量套管电容量;记录变压器油温度。主要试验设备:兆欧表、介损电桥。5变压器表面电压比测量GB1094.1-1996):在每个分接位置进行电压比测量,同时检定变压器极性;额定分接电压比偏差为规定值的±0.5%,联结组标号符合设计规定。试验设备:电压比测试仪。6变压器电阻测量GB1094.1-1996):在每个分接位置进行绕组电阻测量,相间电阻不平衡率≤2%;同时,记录变压器油温度。试验设备:电阻测试仪。7试验电压主体空白损耗uGB1094.1-1996):在额定分接位置,施加额定频率的额定电压,试验电压以平均值电压表读数U′为准,方均根值电压表与平均值电压表并联,同时记录方均根值电压表读数U,设测得空载损耗为Pm,则校正后的空载损耗为P0=Pm(1+d),d=(U′-U)/U′。如果d在±3%以内,则试验电压波形满足要求。主要试验设备:发电机组,中间变压器,电压、电流互感器,功率分析仪。8施加短路给药Hz)(试验标准:GB1094.1-1996):在额定频率下,将近似正弦波的电压施加在网侧绕组上,阀侧绕组短路,施加电流不小于相应额定电流(分接电流)50%;负载损耗和短路阻抗校正到参考温度。主要试验设备:发电机组,中间变压器,电压、电流互感器,功率分析仪。9试验电压的施加要求GB1094.3-2003):试验电压按技术协议或标准规定执行;采用200Hz交流电压,其波形尽可能为正弦波,试验电压测量应是测量电压峰值除以2√2,规定电压的持续时间:120s×50Hz/200Hz=30s,施加对地试验电压的时间顺序见图13,图中,U1为规定的试验电压;U2=1.5Um/3√U2=1.5Um/3;t1=t2=t4=t5=5min;t3=30s。若试验过程中试验电压不出现突然下降且放电量不连续增长并小于规定值,则判定合格。主要试验设备:发电机组,中间变压器,电容分压器,峰值电压表,局放测量系统。10阀侧直流可以情况试验量GB/T18494.2-2007):阀侧直流耐压试验电压按技术协议或标准规定执行;阀侧直流耐压试验时间2h;若试验过程中被试变压器内部无击穿现象,最后30min内>2000pC的放电≤30个,最后10min内>2000pC的放电≤10个,则判定合格。主要试验设备:直流电压发生器,直流分压器,直流局放测量系统。11试验过程测量的要求GB/T18494.2-2007):试验电压按技术协议或标准规定执行;采用200Hz交流电压,其波形尽可能为正弦波,试验电压测量应是测量电压峰值除以2√2,规定电压的持续时间:120s×50Hz/200Hz=30s,施加对地试验电压的时间顺序见图14,若试验过程中被试变压器内部无击穿现象,每个电压持续时间的任意10min内>2000pC的放电≤10个,则判定合格。主要试验设备:直流电压发生器,直流分压器,直流局放测量系统。12试验电压的时间顺序GB/T18494.2-2007):采用200Hz交流电压,其波形尽可能为正弦波,试验电压测量应是测量电压峰值除以2√2,施加对地试验电压的时间顺序见图15,图中,U3=1.7Um/3√U3=1.7Um/3;U4=1.5Um/3√U4=1.5Um/3;t′1=t′2=t′5=5min;t′3=30s;t′4=60min。若试验电压不出现突然下降且放电量不连续增长并小于规定值,则判定合格。试验设备:发电机组,中间变压器,电容分压器,峰值电压表,局放测量系统。13试验电压施加量GB1094.3-2003):试验电压按技术协议或标准规定执行;试验分为网侧绕组中性点外施交流耐压试验和阀侧绕组外施交流耐压试验;试验电压施加于被试绕组的所有连接在一起的端子与地之间,其它非被试绕组端子、铁心、夹件和油箱在一起接地;网侧绕组中性点外施交流耐压试验时间为1min,如果试验电压不出现突然下降,则试验合格;阀侧绕组外施交流耐压试验时间为60min(同时进行局部放电测量),如果试验电压不出现突然下降且局部放电量小于规定值,则试验合格。主要试验设备:工频试验系统,电容分压器,峰值电压表,局放测量系统。14试验前后油色谱分析GB1094.2-1996):对网侧绕组施加额定频率的1.1倍额定电流,阀侧绕组短路,开启正常运行的全部油泵,连续运行12h,其间每隔6h进行一次油色谱分析,试验前后油中应无乙炔,总烃含量无明显变化。主要试验设备:发电机组,中间变压器,电压、电流互感器,补偿电容器组,功率分析仪,温度巡检仪,红外成像仪。15油色谱分析系统GB/T6451-2008):施加1.1倍额定电压,开启正常运行的全部油泵,运行12h,其间每隔6h进行一次油色谱分析,试验前后油中应无乙炔,总烃含量无明显变化,并且应无明显的局部放电的声、电信号。试验回路与“空载损耗和空载电流测量”相同。主要试验设备:发电机组,中间变压器,电压、电流互感器,功率分析仪。1