1000kv特高压交流试验示范工程建设方案选择

1000kv特高压交流试验示范工程建设方案选择

0大电网、大用电、三大基地的发展现状通过建设高压电网，可以显著提高远程供电的效率，减少供电损失，降低供电成本，促进大型供电基地、大型供电基地和大型能源基地的建设，优化能源生产，促进经济和社会可持续发展。同时,特高压输变电工程的建设也可以促使我国电力设计、制造、施工水平实现飞跃。1试验和示范工程的目的和主要原则建设交流特高压试验示范工程的首要目的是验证和掌握特高压输电技术,考核设备,获取运行经验,为今后特高压电网建设奠定基础。1.2特高压系统面临的挑战自主创新原则:交流特高压输电技术属于国际前沿技术,前苏联、日本均是结合本国实际制定自身的特高压技术路线。我国发展交流特高压需要引进和消化吸收国外的先进技术,结合我国国情和电网特点,走自主创新之路。标准统一原则:要以试验示范工程为依托,建立统一的特高压技术规范和运行标准,经工程验证后加以推广。规模适中原则:受设备供货、投资额、建设工期等条件约束,特高压试验示范工程的规模不宜过大;但从发挥试验、示范功能的角度看,工程规模也不宜过小。我国特高压电网将用于远距离大容量输电,长距离特高压系统存在充电功率大、过电压控制困难以及潜供电流影响等特殊问题。为验证解决上述问题的技术措施,试验示范工程的线路长度应在500~700km左右较为合适。2技术方法2.1尊重客观规律，尊重国家能源开发战略发展特高压输电技术,应符合“加强电网建设,扩大西电东送规模”的发展趋势,为今后大规模应用积累有价值的经验。2.2该系统方案合理，有利于发挥特殊电压损失的作用试验示范工程选择应符合特高压电网发展方向,成功后能够迅速转入商业化运行,有效发挥输电和联网效益。2.3系统运营灵活，满足试验要求试验示范工程运行初期要能对变电站及线路设备进行各种工况考核,不要因启停、参数调整、突发故障而给系统带来较大的冲击。2.4特高压技术应满足的要求发展特高压电网,不仅应充分利用国内外已有的技术和研究成果,还要结合我国电网特点,抢占特高压技术的制高点,达到全电压、大负荷的试验要求,并以大负荷带电考核为重点。2.5主设备可靠性验证特高压输变电在我国是一项全新的技术,试验示范工程必须能够综合评价特高压输变电的技术风险,有效验证各种类型变压器、断路器、线路等主设备的可靠性、绝缘水平以及适用各种气候和污秽环境的能力。2.6系统运行条件为考核各种电气设备的设计和制造质量,试验示范工程应最大限度地提供较为严酷的系统运行条件,包括工频过电压、操作过电压、工作电流和短路电流等,以便暴露设备可能存在的缺陷。3交流特高压输电工程概况根据交流特高压试验示范工程建设的原则和技术路线,结合我国未来交流特高压技术的工程应用,提出3个交流特高压工程初步方案供比选研究。晋东南-南阳-荆门交流特高压输电工程,该工程起点山西晋东南、落点湖北荆门、中间经河南南阳开关站,线路全长654km,拟全压运行。淮南-上海交流特高压输电工程,该工程起点安徽淮南、落点上海、中间经芜湖、浙北2变电站,线路全长2×655km,拟全线全压或部分线路全压运行。四川水电外送交流特高压输电工程,该工程起点四川乐山、落点湖北荆门,中间经重庆、恩施,初期乐山-重庆全压运行,重庆-恩施-荆门降压500kV运行。线路全长约1000km,其中全压运行线路约300km。从电网发展来看,上述3个交流特高压输电工程均符合我国能源发展战略,是我国未来特高压电网的重要组成部分。而选择哪一个作为试验示范工程,需要按照试验示范工程建设的原则和技术路线,从系统运行条件、工程建设条件、满足试验示范需要和风险评估等方面进行综合比较分析。3.1工程运行方式晋东南-南阳-荆门交流特高压输变电工程,连接华北和华中两大电网,有利于水火调剂,可实现南北互供、双向输送,最大输送潮流可达300万kW,有利于考核设备承受大负荷、过电压能力等。淮南-上海交流特高压输变电工程运行方式与淮南煤电开发进度密切相关。工程全压运行的情况下,输电能力较大,可达580万kW,但淮南地区难以建成足够的新增电源与其协调。如淮南-芜湖单回1000kV线路全压运行,其余线路降压500kV运行,当采用点对网方式,最大输送能力仅有180万kW;当电磁环网运行时,特高压线路上的潮流较小,最大仅有160万kW。该工程还存在潮流只能单方向输送,潮流大小不易调节等不利情况。四川水电外送交流特高压输变电工程,初期主要是满足四川水电外送的,受与500kV电网并联运行的约束,特高压线路潮流仅为180万kW左右,且潮流为单方向,不利于考核设备。3.2特高压线路运输方案三个工程均选定了交通、地形、地质条件合适的站址和线路路径,其中,晋东南-南阳-荆门和淮南-上海交流特高压输变电工程,已取得部分站址和路径协议;大件设备运输采用公路、铁路、水路等运输方案,均是可行的。工程建设条件均不存在难以克服的技术困难。3.3对设备考核要求严格晋东南-南阳-荆门特高压输电工程线路较长、负荷重,接近过电压限制的线路允许最大长度,需要在线路上安装大容量高压并联电抗器、高性能避雷器,采用带合闸电阻的断路器,与我国未来特高压输电的技术路线是一致的。可对特高压工程的线路、变压器、高压电抗器、断路器、GIS设备、避雷器、电压互感器、电流互感器、绝缘子等特高压设备在工频过电压、操作过电压、谐振过电压、雷电过电压、甩负荷过电压、短路电流、投切低压电容器、投切低压电抗器和投切空载线路等条件下的技术性能进行全面充分的考核。此外,晋东南-南阳-荆门试验示范工程有2个变电站和1个开关站,可采用GIS、AIS和HGIS等多个方案,对各类设备的考核全面,有利于充分发挥试验示范工程的作用。淮南-芜湖-浙北-上海1000kV输变电工程,由于系统运行条件不如晋东南-南阳-荆门试验示范工程苛刻,且4个1000kV变电站受土地资源限制均推荐采用GIS方案,因此,对设备考核不如晋东南-南阳-荆门工程,同时,同杆并架线路也增加了试验示范工程的技术难度。四川水电外送交流特高压输变电工程,受与500kV并联运行限制,无法对设备进行大负荷下的全面考核,作为试验示范工程也不如晋东南-南阳-荆门工程。3.4在电网运营时,要注意风险晋东南-南阳-荆门交流特高压输变电工程的两端都通过500kV线路与当地500kV电网相连。因此,若该工程投运初期不能完全正常运行,晋东南电源可以通过与华北电网的联系就地消纳;湖北电网可通过启动备用容量,避免出现缺电情况,对华北和华中两大电网的影响较小。如特高压示范工程投入运行时晋东南电源尚未投运,也可以通过与华北电网的联系,组织华北电网的电源,通过特高压输电系统向华中送电,从而达到试验示范的目的。因此,晋东南-南阳-荆门交流特高压输变电工程风险较小。淮南-上海交流特高压输变电工程在电网中替代的是华东电网原规划的皖电东送500kV大通道,工程建设规模大、功能明确。在试验示范期间,一旦出现无法预见的故障导致较长时间不能正常运行,将影响到淮南电源的外送。因此淮南-上海交流特高压输变电工程作为试验示范工程,其抗风险性不如晋东南-荆门工程。乐山-重庆交流特高压输变电工程承担着四川水电的外送任务,当特高压线路因故障而不能正常运行时,影响四川水电外送能力。综上所述,按照试验示范工程定位和所要达到的目的,三个交流特高压试验示范工程,首选晋东南-南阳-荆门输变电工程作为交流特高压试验示范工程优势明显,科学、合理。410为其他科研项目制订更多的设计方案1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程包含晋东南、荆门2座变电站和南阳1座开关站,是1000kV级变电站主要设计原则研究的依托工程。通过对1000kV级交流输电系统变电站工程设计技术原则研究,逐步完善变电站的一次设计方案,供其他科研项目开展进一步的科研工作,为制订交流特高压变电站设计规范创造条件。1000kV级交流输电系统变电站工程设计技术原则研究主要包括如下内容:变电站电气主接线研究;变电站设备选型研究;母线及引线形式研究;变电站各种空气间隙研究;变电站绝缘配合研究;变电站配电装置型式研究;绝缘子串选型研究;构架结构及设计研究。1000kV级交流输电系统变电站工程设计技术原则研究,可借鉴国内、国外的有益经验,根据各种系统规划的规模、容量,结合设备选型,提出电气主接线基本接线方案、可选接线方案;对设备选型提出推荐方案以及可选方案;确定变电站设备绝缘水平、变电站最小空气间隙、带电导体距地面最小高度;提出变电站配电装置布置选型意见。4.1.2基础试验研究1000kV变电站绝缘配合是特高压变电站设计、设备制造及试验的前提。研究结果将直接应用于工程建设,确保特高压输变电工程的可靠性、先进性、经济性目标的顺利实现。1000kV变电站绝缘配合研究在国外起步较早,具有较多的经验;我国750kV输变电工程的实施,为1000kV变电站绝缘配合研究积累了宝贵经验。武汉高压研究所、中国电力科学研究院进行了必要的计算和试验工作。1000kV变电站绝缘配合的关键点、难点如下:4.1.3空气间隙的放电特性随着间隙形状的不同而有较大差异。为了模拟变电站中带电体之间或者带电体对地的实际形状或者相对位置进行放电试验研究(即所谓的真型试验),而正确确定真型试验模型也是研究的难点之一。4.1.4科学地确定空气间隙上过电压的统计数值,计算变电站中导体的最小空气间隙距离,确保变电站的安全运行。4.2特高压输电技术中主接线方案的确定研究并确定主接线方案具有深远的意义,并且对大电网系统运行稳定、继电保护控制电气设备选择、配电装置布置方式的拟定有着较大的影响。我国目前330~500kV超高压配电装置采用的主接线有双母线三分段或四分段带旁路母线,3/2断路器接线,变压器-母线组接线和3~5角形接线。近年来500kV变电站一般采用3/2断路器接线,当线路、变压器等连接单元总数较少时也采用其他接线形式。750kV特高压示范工程采用3/2断路器接线。1000kV特高压输变电技术中的主接线方案正处于前期研究中,无正式主接线方案成功投运实例。从国外特高压输变电领域的实验和发展现状来看,日本推荐1150kV特高压变电站接线采用双母线双分段接线,前苏联采用的是4/3断路器接线(枢纽变电站)、3/2断路器将母线-变压器组与线路相接接线、混合接线(中间变电站)等接线方式。欧美发达国家在上世纪也对特高压作了大量的研究工作,南美洲的765kV特高压变电站接线一般采用双断路器接线。根据可靠性指标,考虑最优方案的结论如下:远景接线方案中,若经济投资允许,首先推荐可靠性指标最好的双断路器接线方案;若经济投资受限,推荐4/3断路器接线、3/2断路器接线方案作为优选方案;若同时考虑本期方案的可扩建特性和高可靠性,推荐3/2断路器接线方案作为优选方案。本期接线方案中,如果经济投资允许,推荐采用与远景方案对应的完整断路器串的本期接线方案;如果经济投资受限,可以考虑变压器通过隔离开关直接连接母线的过渡接线方案。晋东南-南阳-荆门1000kV交流特高压试验示范工程是我国发展特高压输电的起步工程。晋东南变电站1000kV本期为“双元件双断路器”的过渡接线,并留有远景发展为“双断路器+3/2断路器”混合接线的可能;南阳开关站1000kV本期为“双元件双断路器”的过渡接线,远期暂按“双断路器”接线考虑;荆门变电站1000kV本期为“双元件双断路器”的过渡接线,远景为“双断路器或3/2断路器”接线。4.3研究设备设备的选择变电站设备选型的确定为配电装置型式研究打下基础,同时对变电站各项经济指标有很大影响。前苏联主变单相容量为667MVA,日本为1000VA。我国的特变电工和保变已研制完成1000kV的试验变压器。对于特高压并联电抗器,前苏联已生产出容量为300MVA的并联电抗器,但可控电抗器目前尚无生产和运行经验。前苏联开关设备为AIS,采用12(10)断口压缩空气断路器;目前ABB、SIMENS公司均有800kV级敞开式产品运行经验。日本的三菱、东芝、日立公司均有生产1000kV电压等级GIS的经验。设备选型研究的关键和基础是对设备容量的要求,结合国内外设备生产厂家的科研、制造、试验能力,同时考虑变电站大件运输条件,对设备容量要求进行归纳、总结,选择并提出变电站变压器、电抗器的容量系列、开关类设备的短路水平系列。变电站设备可靠性水平和设备制造水平及费用、变电站的占地面积,也是研究的关键和难点。特高压系统中设备的绝缘成本相当高,因此在确保变电站安全运行的前提下,将特高压输变电系统的绝缘配合研究课题与设备生产厂家的制造、试验能力相结合,合理地选择设备绝缘水平是研究的难点之一。特高压并联电抗器能否采用可控硅方式进行投切也是研究的难点之一。特高压交流试验示范工程中,1000kV主变压器采用单相、自耦、中性点无励磁调压、强迫油循环风冷变压器。变压器总体外部结构采用独立外置调压变方式,即变压器本体与调压变分箱布置型式,额定容量为3×(1000/1000/334MVA),第三绕组额定电压为110kV,本期考虑备用一台主变压器。1000kV并联电抗器采用单相油浸铁芯式、自然油循环风冷电抗器,额定容量为3×320Mvar(晋东南变)、3×240Mvar(南阳变)、3×200Mvar(荆门变),本期考虑备用一台电抗器。晋东南变电站1000kV配电装置电气一次设备采用SF6气体绝缘金属封闭型组合电器(GIS);1000kV高压并联电抗器回路电气一次设备、1000kV线路出口及主变压器1000kV侧避雷器和电压互感器采用常规敞开式设备。南阳开关站、荆门变电站1000kV配电装置电气一次设备采用母线敞开型SF6气体绝缘金属封闭型组合电器(HGIS);1000kV母线设备、1000kV高压并联电抗器回路电气一次设备、1000kV线路出口及主变压器1000kV侧避雷器和电压互感器采用常规敞开式设备(AIS)。软导线采用四分裂导线,型号为4×JLHN58K-1600,设备间连线采用管母线,型号为6063G-T10-D200/180,对应断路器额定电流4000A。4.4试验示范工程变电站配电装置型式研究课题为工程建设的各个阶段如规划选站、工程选站、初步设计和施工图设计等提供内容、深度不同的研究结论和建议。配电装置型式研究的关键和基础包括变电站安装、运行及检修的适应性问题,开关设备、主变压器及避雷器型式选择与