1000kv特高压直流换流站绝缘配合研究

1000kv特高压直流换流站绝缘配合研究

0直流输电系统的不断发展为有效利用特高压直流换流站的a高压直接供电具有远程、容量、低损失率等优点。这是实施“西电东送”战略和中国能源资源配置的有效手段。±800kV直流输电系统是目前国内外已投运的最高电压等级的直流输电,我国已有2条±800kV特高压直流输电工程投运,并有多条±800kV特高压直流工程正在规划建设。随着±800kV特高压直流输电工程的顺利开展和实施,为了满足未来更大容量、更远距离的输电需求,例如西北等大型能源基地向中东部负荷中心送电距离通常在2500km以上,远超过±800kV特高压直流的经济输电距离,为此国家电网公司提出了研究更高电压等级的直流输电技术[13,14,15,16,17,18]的要求。±1100kV直流是我国正在研究的一个全新输电电压等级,并计划用于规划建设中的准东—成都特高压直流输电工程。开展±1100kV特高压直流的研究对于提高我国直流输电技术的研究能力和自主创新能力都具有重要意义。直流换流站的绝缘配合设计是特高压直流输电工程实施中的关键技术之一,其最终目的是合理确定换流站电气设备的绝缘水平,使设备的造价、维护费用和设备因绝缘故障引起的损失费用达到总体最优,既不因设计的绝缘水平过高,使得设备尺寸过大造成不必要的浪费,也不因设计的绝缘水平过低,导致运行过程中的故障率、停电损失及维护费用的增加,造成经济浪费。目前国内外围绕±800kV特高压直流换流站的绝缘配合进行了广泛研究,文献[20-27]对国内±800kV特高压直流工程换流站的绝缘配合设计及特点进行了较为详细的研究。作为一个全新的输电电压等级,目前国内外关于±1100kV特高压直流换流站的绝缘配合研究报道的文献极少,尚无该电压等级直流输电工程的建设和运行经验可供借鉴。但是与现有±800kV特高压直流输电相比,±1100kV直流输电的电压等级更高、输送容量更大,绝缘故障带来的损失和系统扰动问题也将更加严重,因此对±1100kV特高压工程换流站的绝缘配合进行研究是至关重要的。本文依托准东—成都±1100kV特高压直流输电工程,给出了准东换流站的绝缘配合研究结果,提出了换流站的避雷器布置方案,详细分析了换流站交流侧、阀厅和直流场设备的过电压保护策略,并根据选取的设备绝缘裕度最终确定了换流站设备的绝缘水平。1系统运行可靠性准东—成都±1100kV特高压直流工程双极额定输送功率为10450MW。交流系统额定运行电压为整流侧770kV,逆变侧525kV,直流额定运行电压为1100kV,最高运行电压1122kV。两端换流站每极采用550kV+550kV的双12脉动换流器串联接线,系统运行方式灵活多样,可靠性高。两端换流站的基本运行参数如表1所示。换流站内平波电抗器按户外干式绝缘考虑,每极平波电抗器电感量按240mH考虑,并采用分置于直流极母线与中性母线的布置方式,各为120mH(60mH+60mH)。直流系统单极金属回线运行时,成都换流站为接地站。2交换流站避雷设备的配置和参数2.1直流侧特性保护换流站设备的主要保护装置是氧化锌避雷器,合理的避雷器配置方案,不仅能有效保护换流站内设备,提高系统运行可靠性,还能降低设备的成本。特高压直流换流站避雷器配置的基本原则是:换流站交流侧的过电压由交流侧避雷器进行限制;直流侧过电压由直流侧避雷器限制;换流站内重要设备由紧靠它的避雷器直接进行保护;对某些设备的保护可由2支或多支避雷器串联实现,如换流变阀侧套管的对地绝缘是由多支避雷器串联保护的。目前国内±800kV特高压直流输电工程中,换流站的避雷器布置主要有2种:云南—广东±800kV特高压直流工程采用SIEMENS推荐方案和向家坝—上海±800kV特高压直流工程采用ABB推荐方案,这2种避雷器布置方案各有优缺点。根据以上避雷器布置基本原则,并参考现有±800kV特高压直流换流站的绝缘配合经验,本文在±1100kV准东—成都特高压直流工程换流站绝缘配合研究中考虑准东换流站的避雷器(具体描述参见表2)布置方案如图1所示。2.2换流站设备的平均布置换流站避雷器布置方案确定后,就需确定避雷器的参数及保护水平,用于确定换流站设备的绝缘水平。在确定避雷器基本参数时,应综合考虑系统最大持续运行电压、避雷器保护水平和能量要求等因素的优化选择,使得设备上的过电压水平尽可能低,又不使避雷器的数量过多、造价过高。1数据安全运行实际运行过程中避雷器长期承受工作电压,流过避雷器的泄漏电流会导致氧化锌电阻片发热,随着时间的推移就会出现老化现象,从而影响避雷器的可靠性和稳定性,危及系统安全运行。因此,换流站避雷器的不包括换相过冲的最高持续运行电压峰值(crestvalueofcontinuousoperatingvoltage,CCOV)和包括换相过冲的最高持续运行电压峰值(peakvalueofcontinuousoperatingvoltage,PCOV)应高于它所安装处的最高运行电压,并考虑严酷工况下叠加的谐波和高频暂态的运行电压,从而避免避雷器吸收能量过大,加速其老化,降低可靠性。2保护水平过低从绝缘配合角度看,避雷器的保护水平越低越有利于降低设备绝缘水平,从而降低设备制造难度和制造成本。但避雷器保护水平过低,会使避雷器在过电压应力下吸收能量过大,即所需的避雷器数量或体积非常大,这势必增加避雷器的制造难度与成本,同时数量过多、体积过大的避雷器会占用较大的空间,增加了换流站避雷器及其他设备布置的难度。因此在确定避雷器保护水平时,一般需要通过细致的电磁暂态计算,使得设备上的过电压尽可能低,但又不使避雷器数量过多。3特定位置避雷器的最大偏差特性由于能量大小与系统电压的平方成正比,特高压直流系统因故障或操作通过避雷器的能量比常规高压直流系统大得多,一般通过多柱避雷器并联来满足能量要求。特高压直流避雷器在过电压应力下吸收的能量可通过细致的电磁暂态计算确定,对于串联连接的避雷器,需要考虑它们之间电压分配的不均匀性。当计算串联连接的避雷器的最大保护水平时,应采用避雷器的最大偏差特性;确定特定位置避雷器最大能量要求时,采用该避雷器最小偏差特性,而与其相并联的其他避雷器则应采用最大偏差特性,避免分流。基于以上原则,该工程准东换流站最终确定的避雷器参数如表3所示。3流量交换站的过载保护3.1交流侧相关设备易发生故障换流站交流母线侧的设备主要由交流母线避雷器A保护,避雷器安装在紧靠换流变和每大组交流滤波器母线上。交流系统中发生的各种故障或执行的操作,如交流系统单相接地、接地故障清除、投切交流滤波器等,会在交流侧相关设备上产生较高过电压,该避雷器的决定性故障为交流系统三相接地故障清除。A避雷器的雷电负载主要取决于来自交流系统的雷电侵入波,雷电侵入波的幅值与交流输电线路的绝缘水平和雷击位置有关,其配合电流较大,一般取20kA。3.2阀避雷器型状的能量晶闸管阀主要由并联在阀两端的阀避雷器(V11、V12、V2、V3)来保护。决定各避雷器最严重过电压和能量的故障工况描述如下:高压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路时,需要释放直流线路和滤波器上的能量,该能量主要加到上12脉动换流单元最上层阀避雷器V11上,因此该故障下阀避雷V11上承受的能量比V12/V2大。另外,来自交流侧的操作冲击也会加到阀避雷器上,但其释放的能量比高端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地故障时低。故阀避雷器V11的决定性故障为高压端Y/Y换流变与换流阀之间的接地短路;同理,阀避雷器V3的决定性故障为直流系统1/2双极不平衡运行方式下(如极Ⅰ下12脉动换流器单独运行,极Ⅱ双12脉动换流器运行),极Ⅰ低压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路。换流站交流系统因操作或故障等原因在交流母线上产生的相间操作过电压,通过换流变压器绕组感应到换流变阀侧,此时在阀两端也会产生较高过电压,阀避雷器V12/V2上的过电压和能量主要由该故障工况决定。换流站阀厅设备的雷电过电压主要来自沿交流线路和直流线路侵入的雷电冲击。由于换流变压器和平波电抗器的阻抗较大,侵入阀厅的雷电冲击被限制到很小,因此阀避雷器的雷电负载一般较小,可取较小的配合电流。2避雷器cbh的电化学负载换流器高压直流母线上的设备,如穿墙套管、隔离开关等,由避雷器CBH直接保护。该避雷器不会承受严重的操作负载,配合电流可取得较小。避雷器CBH的雷电负载由侵入阀厅的雷电冲击引起,配合电流也很小。高压端Y/Y换流变阀侧相对地绝缘由避雷器MH+V12保护。雷电负载由侵入阀厅的雷电冲击引起,故配合电流很小。上12脉动换流器6脉动桥母线,由避雷器MH直接保护。该避雷器不会承受严重的操作负载,配合电流可取得很小。雷电负载由侵入阀厅的雷电冲击引起,配合电流也很小。高压端Y/D换流变阀侧相对地绝缘可由避雷器CBL2+V2保护。3分离度较高的酸换流器12脉动换流单元中间母线由避雷器CBL2直接保护。由于平波电抗器分置在极母线和中性母线上,直流系统正常双12脉动运行时加在该避雷器上的电压为纯直流电压。当上12脉动换流单元退出,下12脉动单元单独运行时,中间母线上承受直流电压加谐波电压。避雷器CBL2不承受严重的操作负载,配合电流可取得很小。雷电负载由侵入阀厅的雷电冲击引起,配合电流也很小。4动桥聚合物型低压端Y/Y换流变阀侧相对地绝缘由避雷器ML+V2保护。下12脉动换流器6脉动桥母线,由避雷器ML直接保护。该避雷器不会承受严重的操作负载,配合电流可取得很小。雷电负载由侵入阀厅的雷电冲击引起,配合电流也很小。低压端Y/D换流变阀侧相对地绝缘由避雷器CBN1+V2(雷电冲击)和CBN2+V2(操作冲击)保护。3.3直流线路运移特性换流站直流极线平波电抗器线路侧的开关设备主要由直流极线避雷器DB1和直流母线避雷器DB2保护,两者共同用于限制直流开关场的雷电和操作冲击引起的过电压。当直流控制系统失灵或通讯系统发生故障致使逆变站处于闭锁状态时,整流站以最小触发角解锁,这会在直流线路以及开关设备上产生全电压起动过电压。由于线路瞬间充电电压较高,而闭锁的逆变站相当于线路末端开路,末端呈现反射,故在直流线路和设备上产生很高的过电压。该故障工况决定了DB1/DB2避雷器最严重的操作过电压。避雷器DB1/DB2的雷电负载主要来自沿直流线路侵入的雷电冲击或因直流场屏蔽失效而引起的直击雷。由于直流场受避雷针和避雷线网的保护,雷电直击换流站直流极线的情况很少发生,因此DB1/DB2避雷器上最严重雷电负载主要取决于沿直流线路侵入的雷电冲击。沿直流线路侵入的雷电冲击依次受到直流极线避雷器DB1、直流滤波器和直流母线避雷器DB2的限制,雷电流幅值由直流线路的最高耐受电压决定。2反极性东南角阵风直流极线平波电抗器由并联在其两端的DR避雷器保护。主要承受雷电冲击,当直流极线出口处受到反极性雷击时,会在平波电抗器上产生较大过电压,该故障所引起的能量全部由DR避雷器吸收。3.4阀厅内的区域中性母线平波电抗器阀侧的相关设备由避雷器CBN1和CBN2共同保护。其中CBN1置于阀厅内,主要用于限制窜入阀厅的雷电过电压,其保护特性高于CBN2;避雷器CBN2置于阀厅外,用于限制线路或阀厅内接地故障引起的各种操作冲击,需承受很大的能量,决定该避雷器最大过电压和能量的故障工况为高压端Y/Y换流变与换流阀之间发生接地短路。2线路的中立字母平波电抗器线路侧的各种开关设备主要由中性母线避雷器E保护,主要用于限制窜入中性母线的雷电冲击。3金属回线操作冲击接地极引线和金属回线上的开关设备分别由避雷器EL和EM直接保护,分别用于限制来自接地极引线和金属回线的雷电和操作冲击。由于换流站接地极引线线路长度较短,通常不会承受严重的操作过电压。直流系统单极金属回线运行时,由于准东站不接地,因此对于准东换流站,决定避雷器EM的最严酷工况为单极金属回线运行时直流线路发生接地故障,在该故障工况下通过EM的能量通常会比较大,需引起重视。4中性机器均受严重氧化损害中性母线平波电抗器端子间的雷电绝缘水平由避雷器CBN2+E确定,由于中性母线平波电抗器的雷电耐受电压与直流极线平波电抗器相同,一般不会承受严重的雷电冲击。4流量交换站设备的绝缘水平4.1阀的a、c、e电气设备的绝缘耐受电压需高于避雷器的保护水平,这样才能保证换流站内设备在遭受过电压应力时的安全性。设备要求的绝缘耐受电压与避雷器保护水平的比值即为设备的绝缘裕度。绝缘裕度选取是否合理对整个工程的造价影响很大,在特高压直流输电系统中绝缘水平的略微提高可导致绝缘尺寸的急剧增大。相对于常规电压等级的直流输电系统,特高压直流输电系统的过电压计算更为详尽,在进行绝缘配合设计时,各个设备的绝缘水平应针对某些特定的过电压应力,因此对绝缘裕度的选择与以往常规直流输电工程会有所不同。换流阀是直流输电系统的核心设备,现代直流输电系统换流阀大多采用空气绝缘、水冷却的户内悬吊式多重阀结构。换流阀造价昂贵,其绝缘裕度选取得合理与否对整个工程的造价有较大影响。换流阀的绝缘具有以下特点:1)换流阀安装在阀厅内,室内环境条件较好,运行中基本不受外界环境因素(如温度、湿度、灰尘等)的影响,这也是换流阀绝缘区别于其他设备绝缘的最重要原因。2)换流阀单元有严密的监控装置,易于发现出现故障的晶闸管阀和其他阀组件,在每一次检修后,可以认为阀的绝缘耐受能力恢复到初始值。3)随着技术的进步,氧化锌避雷器在运行几年之后仍能够保持良好的伏安特性,保护换流阀的避雷器在过电压应力下仍能起到充分的保护作用。4)降低阀的绝缘水平能降低阀和阀厅的高度,即能降低相应成本。综合考虑上述因素和特高压直流工程的特点,经研究认为在特高压直流系统中适当降低阀的绝缘裕度是可行的,并能带来显著的经济效益。目前我国仅有2项±800kV特高压直流工程已投运,但投运时间不长,缺少长期的运行实践经验。对于±1100kV特高压换流站的绝缘配合,没有该电压等级的实际工程可供借鉴,也缺少该电压等级换流站绝缘配合的相关研究资料。本文综合考虑±1100kV特高压直流工程的实际特点,并参考现有±800kV特高压直流换流站设备的绝缘配合设计经验,该工程准东换流站绝缘配合研究中推荐的设备绝缘裕度如表4所示。4.2直流侧不同保护位置的断层水平准东换流站交流侧为750kV交流系统,按照交流系统相关绝缘配合标准及资料,换流站750kV交流母线及设备的雷电冲击和操作冲击绝缘水平分别取为1950/2100kV(变压器/其他设备)和1550kV。根据前文确定的避雷器保护水平及设备绝缘裕度,可得到准东换流站直流侧不同保护位置的绝缘水平,计算结果如表5所示。由计算结果可知,准东换流站1100kV直流极线平波电抗器线路侧设备的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平按照20%和15%的裕度选