±1100kV

±1100kV（通用6篇）

±1100kV 篇1

0 引言

随着我国电网的快速发展,特高压电网进入了全面大规模建设的新阶段,气体绝缘金属封闭开关设备 (GIS) 大量装配电网。复合套管作为特高压GIS组合电器的引线绝缘设备,对特高压工程建设有着重要的影响,开展该设备的设计和研制势在必行[1]。高压套管结构设计不合理,则会大大降低设备的运行安全。在设计高压套管时, 除了考虑套管的机械强度问题外,还应该考虑套管的电气性能,保证套管表面电场分布均匀,套管的中心导杆、内部屏蔽层、支撑绝缘件的表面电场强度符合控制指标[2]。本文将建立1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管的数学模型,采用ANSYS软件,利用有限元算法分析套管内外电场分布,使其产品的电场分布得到优化,经过试验验证, 满足技术指标及工程要求。

1 复合套管的结构分析

根据高压出线套管的材料类型可以分为传统瓷质套管及以硅橡胶和玻璃纤维增强塑料材料制成的复合套管。复合套管与瓷制套管相比,具有防爆性强、抗震性好、质量小、憎水性好、制造工艺简单等诸多优点[3,4,5]。结构如图1所示。复合套管由中心导电杆、接地屏蔽、连接绝缘杆、硅橡胶套环、中间屏蔽、外部均压环六部分组成。参考文献 [5] 中分析了屏蔽层高度、外径、翻边对套管内部电场分布的影响。参考文献 [6] 提出复合套管的不同长径比对电场的等位线分布的影响,并提出应根据所关心场域选择合适的长径比例。

复合套管为插入式电极结构,在1 100 k V电压等级下,复合套管电场分布极不均匀。内部屏蔽结构是套管的核心部件,可将电场集中区域由套管下部转移至套管中部,有效调节套管的电场分布,避免由于电场畸变而出现内部径向气体击穿和外部空心绝缘子轴向闪络事故的发生。而双屏蔽结构相比单屏蔽结构而言,增加接地屏蔽使得套管下法兰 ( 零电位 ) 处电场强度大大降低,内外电场分布更加合理。中间屏蔽通过连接绝缘杆固定在末端法兰上,连接绝缘杆作为机械支撑的同时对内外屏蔽进行电气绝缘,在套管中心导电杆带电时,内层中间屏蔽为悬浮电位。外层接地屏蔽与罐体直接相连, 为零电位。为避免屏蔽层由于边缘效应导致端部场强集中,在各屏蔽层端部卷制一定曲率半径的金属翻边。顶端的双层均压环可以有效的抑制无线电干扰及局部放电[7,8]。

2 复合套管的电场计算

2.1 数学模型建立

复合套管的结构形式对套管电气性能有很大影响,将两层屏蔽结构的设计转换为数学模型进行多目标优化,使套管的各关键位置场强满足控制要求, 复合绝缘子外表面电位分布均匀。高压套管的电场具有强垂直介质表面分量的绝缘结构,属于轴对称电场[9,10],因此用ANSYS软件的有限元模型计算套管的电场分布。其电位的拉普拉斯方程为 :

式中n为场域中的节点,φ为电位 ;εr为材料的相对介电常数,具体数值如表1所示,ε0为真空介电常数。考虑到气体的负极性冲击系数,雷电冲击击穿电压的冲击系数 (1.4) 高于操作冲击电压 (1.05) 和工频电压 (1.0),因此计算时选取中心导体及外部均压环上的电压为2 400 k V,接地法兰、接地屏蔽的电位为零,中间屏蔽为悬浮电位。同时, 在远场单元无限远边界加载,剖分过程对关键区域及曲线采取加密方式。

2.2 计算结果及数据分析

根据ANSYS的计算结果,多次校验优化1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管内部结构参数,最终得到的复合套管整体电位及各关键部位的电场分布情况计算结果如表2所示[11]。

参考文献 [12] 中介绍了套管的电场强度指标要求及计算方法。依据标准分析结果表明 :

套管整体电位分布均匀 ;中心导体表面场强小于参考值大小,并且留有38% 的裕度,其中参考值为雷电冲击负极性电压击穿场强 , 其值的设定主要受到导体直径、电极表面粗糙度、套管内气压及制造工艺的影响。

中间屏蔽的最高电位为1 011 k V( 即中间电位为全电位的42%) 介于40% ~ 45% 之间,满足参考文献 [13] 中提到的经验值及理论值要求。中间屏蔽、接地屏蔽表面场强在上下金属翻边处较为集中, 但其最大值均小于参考值,并留有充足的裕度。

复合绝缘子表面电场强度折算至额定运行相电压有效值下为0.355 k V/mm,小于大气中绝缘子表面允许安全工作的切向场强,满足技术指标要求。

套管顶部均压环的表面最大场强折算至最高运行相电压峰值情况下为1.367 k V/mm,裕量充足, 能够有效抑制无线电干扰及局部放电水平。

3试验验证

以仿真分析为基础,研制1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管,根据GB/T 4109及交流特高压技术规范,制订其绝缘试验方案,如表3、表4所示。

注:表3、4中“●”为干试,“○”为湿试。

试验结果表明 :本文研制的1 100 k V GIS用复合套管顺利完成了全部试验内容,且留有一定的裕度,满足可靠性要求。

4 结语

本文建立1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管的物理模型,分析各组成部分对电场分布的影响。利用ANSYS软件对复合套管电场分布进行计算与优化,在雷电冲击电压下,套管各部分电位分布均匀, 套管内部及绝缘子表面场强满足理论要求且裕量充足。

本文研制的1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管通过了全部型式试验且留有一定裕量,满足各项技

摘要：分析了1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管各组成部分对套管电气性能的影响,建立数学模型,利用ANSYS软件对复合套管电场分布进行了计算与优化,优化结果表明,在雷电冲击电压下,套管各部分电位分布均匀,套管内部及绝缘子表面场强满足理论要求且裕量充足。该产品已通过全部型式试验,满足了各项技术指标及工程需要。

关键词：1 100 k V气体绝缘双屏蔽复合套管,内部场强,电位分布,优化设计

±1100kV 篇2

从输电经济性出发，直流输电的电压等级与输电距离正相关[1]。500 kV常规直流输电工程的经济输电距离一般在700 km至1300 km。近年来，我国相继投运的云广、向上、锦苏、哈郑、溪浙等多条800 k V特高压直流输电工程[2,3,4]，其输电距离均在1300 km至2 500 km之间。当前，我国正在建设的西南大型水电基地、新疆大型煤电和风电基地，与东、中部负荷中心的距离有些已超过3 000 km。随着输电距离的进一步增加，研发更高电压等级的特高压直流输电技术势在必行[5]。

研究表明，输电距离大于2 500 km时，采用±1 100 kV特高压直流输电更为经济[6,7]。目前，疆电外送规划中的准东—成都、准东—皖南直流输电工程，均按±1 100 kV直流电压等级进行设计[8,9]。

2011年起，国家电网公司启动了±1 100 kV直流输电科研攻关，并组织相关设备厂家开展主设备研制工作[10,11]。在此基础上，南京南瑞继保电气有限公司立足自主研发的PCS-9550直流控制保护平台[12]，借鉴800 kV特高压直流控制保护系统的开发和工程应用经验[13]，研制了±1 100 kV特高压直流控制保护系统及全功能样机。与500 kV和800 k V直流相比，±1 100 kV直流输电容量更大，对控制保护系统可靠性和可用率要求极高，仅基于设备冗余、切换等基本原则的控制保护系统自监视设计不能完全满足±1 100 kV直流的高可靠性要求，对于某些关键设备的特殊故障(例如冗余设备故障)及其影响也应重视。探讨±1 100 kV直流控制保护系统自身特殊故障的监视与处理方法，进一步强化其可靠性设计，是系统研制过程中的一个重点研究课题。

本文概述了所研制的±1 100 kV直流控制保护系统架构，介绍了其系统自监视设计的特点，重点针对极控制装置、换流器控制装置等关键设备的冗余故障，进行了自监视处理方法的探讨，以提高系统的整体可靠性和可用率。

1 平台简介

PCS-9550直流控制保护平台的基本组成部分包含控制保护装置、IO单元、人机界面系统等。

控制保护装置由机箱和各种CPU、DSP处理器板卡组成，不同的控制保护装置可依功能需要灵活选择处理器板卡的种类和数量，多个处理器板卡通过机箱背板的HTM(High performance Time deterministic Multiplexed synchronous serial Bus)总线交换内部数据，构成高速并行处理系统，协同实现主机的控制保护功能。

控制保护装置通过多功能处理器板实现装置间的实时数据组网或点对点通信，如图1所示。多个控制保护装置之间的光纤实时数据交换网，称为控制LAN网。直流控制保护系统基于此平台实现分层分布式运算和整体的控制保护策略。另一方面，控制保护装置通过监视与其通信的其他装置的报文信息，可实时判断其他装置的工作状态是否正常，一旦发现装置故障，将根据预设的系统自监视策略，执行相应的故障处理措施，尽可能降低装置故障的影响范围和损失。

2 系统设计

±1 100 kV特高压直流的主回路设计仍沿用800 k V特高压直流的架构[14]，每极由两个12脉动换流器串联构成，每个换流器的额定直流分压为550 kV。与一次系统结构相适应，±1 100 kV直流控制保护系统采用分层设计，控制保护功能分散配置到不同层次的控制保护装置中[15]，以最大限度提高系统整体可用率[16]。其每个极的设计方案如图2所示。图中，PCP为极控制装置，PPR为极保护装置，CCP为换流器控制装置，CPR为换流器保护装置。

图2中，控制保护设备按极层、换流器层配置，双极层功能分别配置在两极的极层装置中实现，尽可能避免双极层设备故障对两个极同时造成扰动。控制装置采用双重化冗余配置；保护装置采用三取二的冗余方案，极层和换流器层分别配置独立的三取二装置进行保护动作出口的判断。

控制保护装置间实时通信的控制LAN网按极层、换流器层划分，双重化冗余设计。极层和换流器层控制LAN各自独立，PCP装置既连接极层控制LAN，又连接到本极的两个换流器控制LAN，承担极层与换流器层信号交换任务，并向CCP装置下发电流指令，根据电流指令进行闭环调节的功能在CCP装置中实现。同极两个12脉动换流器的控制装置间采用光纤以太网直连通信，以便换流器间的协调控制。

3 系统自监视设计

通过设备冗余和系统自监视与切换，常规直流控制保护系统均满足控制保护单一元件故障不影响输电系统运行的设计要求。而对于±1 100 kV特高压直流，其巨大的输送容量对控制保护系统的可靠性提出了更高的要求，有必要进一步研究针对某些特定冗余设备故障的监视和处理方法，充分利用特高压直流控制保护分层设计和功能分散配置的特点，通过自监视设计，判定冗余设备故障，缩小故障影响范围，尽可能维持系统全部或部分运行，以提高系统的整体可用率。

以下分别针对极控制装置和换流器控制装置这两种关键设备的冗余故障进行研究和探讨。

3.1 极层冗余控制装置故障

当极层冗余的PCP装置都故障时，本极换流器控制装置CCP接收到的电流指令被保持，CCP装置内的闭环调节功能可以继续运行，两个换流器层的控制LAN仍可独立运作。因此系统具备维持当前状态继续运行的能力。

另一方面，极层冗余的PCP装置都故障时，极保护装置PPR将失去与值班PCP的通信。常规的直流控制保护系统监视方法是，保护装置失去与值班控制装置的通信时，立即闭锁本套保护，退出运行；三套保护装置全部退出运行后，三取二装置中的无保护装置运行逻辑将停运相应的直流系统，从而这种系统自监视方案降低了系统的可用率。

±1 100 kV特高压直流控制保护样机的自监视设计中，对极层设备的监视采取了以下方案：极保护三取二装置和极保护装置双向通信，当某套极保护装置监视到两套冗余极控制装置故障时，发请求退出信号给极保护三取二装置，极保护三取二装置收到该信号，判断是否所有运行中的极保护装置同时发来该信号，若不是，则向请求退出的极保护装置发允许退出信号，极保护装置闭锁本套保护，退出运行；若是，则向请求退出的极保护装置发禁止退出信号，极保护装置继续运行。

极保护装置判断冗余极控制装置故障的逻辑如图3所示。

发生下列情况之一时，极保护装置判断冗余极控制装置故障或冗余通信故障发生，向两套极层三取二装置发出请求退出信号：

(1)极保护装置与两套冗余极控制装置的通信均故障；

(2)极保护装置监视到两套冗余极控制装置均不处于值班状态；

(3)极保护装置监视到值班极控制装置发生紧急故障，且延时后未产生极控系统切换，故障条件仍成立。

极保护装置发出请求退出信号后，等待极层三取二装置返回允许信号。当两套极层三取二装置中的任何一套向极保护装置返回允许退出信号，且该极保护装置中的请求退出信号仍为TRUE时，该套保护退出运行。

而对极保护装置自身的严重或紧急故障，比如本装置的处理器故障或测量故障等，不需要等待极层三取二装置返回的允许退出信号，极保护装置立即闭锁本套保护，退出运行。

图4是极层三取二装置判断是否允许极保护退出的逻辑图。

图4中输入的保护装置请求退出信号即为图3中极保护装置发出的请求退出信号。极层三取二装置计算运行中的极保护装置的数量和发来请求退出信号的极保护装置的数量，如果运行中的极保护装置的数量大于发来请求退出信号的极保护装置的数量，进一步检测极保护装置发来的请求退出信号的同时性。

极层三取二装置在判断允许极保护退出前设置延时，在延时窗口内，如果极层三取二装置收到了所有运行中的极保护装置发来的请求退出信号，则同时性条件成立；否则不成立，极层三取二装置向发来请求退出信号的极保护装置发送允许退出信号。

采用上述极层装置监视与处理方法，在±1 100 kV特高压直流冗余极控制装置故障时，不会因极控制装置冗余故障引起极保护装置全部退出运行，从而可避免导致极停运；特高压直流系统可以维持极控制装置故障前的状态继续运行。

3.2 换流器层冗余控制装置故障

当某一换流器冗余配置的两套CCP装置均故障不可用时，该换流器将丧失所有的控制和监视功能，包括正常的阀触发和通过电流的能力。此时如无后备的处理方法，本极串联的另一正常运行的换流器也将因为没有直流电流回路而被迫停运。针对这种情况，向上、锦苏等特高压直流工程中设置了后备跳闸继电器，通过继电器机械触点监视控制装置的状态，在两套冗余CCP装置均故障时由后备继电器启动跳闸、合旁通开关操作，退出本换流器。

从提高可靠性角度出发，±1 100 kV特高压直流控制保护样机设计中，对换流器层控制装置的监视采用了以下方案：

由本极的极控制装置PCP监视冗余CCP装置的故障状态；换流器旁通开关属于换流器区设备，由CCP装置控制分合，现增设PCP装置到本极换流器旁通开关的控制合指令的接线，如图5所示。

PCP装置与冗余CCP装置间通过控制LAN网实时通信，当PCP装置监视到冗余的CCP装置均故障时，向此换流器的旁通开关发控制合指令；同时向另一换流站发送本站退出换流器的信号，另一换流站收到该信号后，也退出对应的换流器。

PCP装置向换流器旁通开关发出控制合指令后，自动使用预先设置的检修状态值代替来自故障CCP装置的信号状态值，检修状态值按照该换流器处于隔离状态进行设定；自动设置换流器检修状态后可人为复归，退出检修状态。

±1 100 kV特高压直流控制保护系统的自监视功能，能准确识别CCP装置的冗余故障；由PCP装置通过控合旁通开关来退出故障换流器的方案，相比后备继电器的方案，可靠性更高。另外，通过PCP装置进行站间协调，也利于换流器的平稳退出，确保本极另一换流器继续正常运行。

4 仿真验证

±1 100 kV特高压直流控制保护系统开发完成后，与RTDS仿真器构成闭环仿真测试系统。为验证上节所述的系统自监视及处理方案，分别进行了冗余PCP装置故障试验和冗余CCP装置故障试验。试验工况为：极1功率控制，双换流器串联运行，功率指令1 000 MW，直流电压1 100 kV。

系统稳定运行后，关闭极1的两套PCP装置的电源，模拟冗余PCP装置故障。CCP装置监测到冗余PCP装置故障后，维持系统原状态运行；由于极保护装置和极层三取二装置采用了改进的监视逻辑，极保护装置未退出运行，没有导致直流停运，系统维持原状态继续运行。实验波形如图6所示，其中UDL为直流电压，IDNC为直流电流，ALPHA为触发角，在0.4 s时刻PCP＿FLT信号由0变1表示发生了冗余PCP装置故障。

恢复初始工况稳定运行后，通过关闭极1高压换流器的两套CCP装置的电源，模拟冗余CCP装置故障，试验波形如图7所示。极1 PCP装置监测到高压换流器冗余CCP装置故障(CCP1＿FLT信号由0变1)后，立即发出合高压换流器旁通开关命令(BPS1＿CL＿ORD信号由0变1)，约50 ms后，旁通开关闭合(BPS1＿CL＿IND信号由0变1)，直流电流重新建立，低压换流器继续运行。

5 结论

±1100kV 篇3

继向家坝—上海、锦屏—苏南、哈密南—郑州等±800 k V特高压直流输电工程后,国家电网正在开展±1 100 k V特高压直流输电工程的相关技术研究[1,2,3]。本文考虑不同的电气连接形式,对1 100 k V极母线OCT金具和yd换流变端子连接金具两种典型连接金具进行了研究设计。

1 1 100 k V极母线OCT金具设计

1 100 k V极母线OCT金具,两端均接准300管母,一侧与阀塔相连,另一侧与CBH避雷器连接金具相连。该处金具承受电压高,电场强,故选此金具作为典型金具进行研究。

1.1机械连接设计

如图1和图2所示,左侧管母线为滑动式连接,通过滑动杆支撑,滑动杆与管母线固定金具之间通过尼龙盘阻断电流。右侧管母线为转动式连接,通过“球杆—球窝”连接形式实现,转动角度为±14°。

1.2防电晕设计

如图3所示,管母固定金具中两抱箍之间固定通过M12高强度不锈钢螺栓进行紧固连接。管母固定金具中的紧固螺栓低于金具外表面,可有效防晕;同时,管母固定金具的大圆弧设计,也提高了金具本身的防电晕性能。

该金具为均压环防晕,上环为双环,中环为开口环,下环为整环。上环外径为1 200 mm,管径为100 mm;中环和下环管径为160 mm,环外径1 600 mm;上环与中环中心距为550 mm,下环与中环中心距为640 mm。经仿真计算(仿真模型如图4所示),该金具中均压环尺寸满足±1 100 k V电压设计要求。

1.3电流设计

根据DL/T 5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》可知,当工作电流>2 000 A时,铝—铝的电流密度JAl=0.78×0.12=0.093 6 A/mm2。通过图5的三维造型仿真计算,管母线固定金具半个抱箍与管母线的接触面为50 342.4 mm2,则管母线固定金具的载流量为:2×50 342.4×0.093 6≈9 424 A,满足6 250 A的额定电流设计要求。

该金具采用8根JL-630软铝绞线进行过流,单根JL-630导线80℃时的载流量为1 000 A,故导导线线总总载载流流量量为为88 000000 AA,,满满足6 250 A的额定电流设计要求。

2 yd换流变端子连接金具设计计

2.1机械连接设计

如图6和图7所示,yd换流变端端子子连连接接金金具具,,用用于于22根根准准330000管母线与套管端子之间的支撑、过过流流及及防防晕晕;;一一根根管管母母线线为为滑滑动式连接,另一根为固定式连接。。固固定定式式连连接接处处的的管管母母相相对对均均压球中心可以转动,转动角度为±±1100°°,,转转动动通通过过万万向向节节结结构构实现。

2.2防电晕设计

由于管母固定金具的抱箍有部分裸露在均压球外面,故管母固定金具的外轮廓设计成大圆弧形,更有利于防止电晕,如图8所示。

yd换流变端子连接金具采用均压球防晕,均压球外径为1 100 mm。套管处的球体开孔直径为360 mm,其余管母连接处开孔直径为400 mm。经图9电场分布仿真计算,均压球外径尺寸及开孔尺寸满足±925 k V电压设计要求。

均压球分为两个半球、抱箍及支架。其中一个半球与抱箍之间通过氩弧焊接形成一体;另一个半球通过沉头螺钉与抱箍相连,沉头螺钉低于均压球表面,保证均压球有效防晕。

2.3电流设计

根据图10可知,管母固定金具半个抱箍与管母线的接触面为72 195.8 mm2,则管母线固定金具的载流量为:2×72 195.8×0.093 6≈13 515 A,满足6 250 A的额定电流设计要求。

该金具采用8根JL-630软铝绞线进行过流,单根JL-630导线80℃时的载流量为1 000 A,故导线总载流量为8 000 A,满足6 250 A的额定电流设计要求。

3结语

本文考虑不同的电气连接形式及机械连接形式,针对上述两种典型阀厅金具进行了详细的方案设计,研究过程充分考虑了金具散热、通流及机械强度等各方面性能。两种典型金具具有一定的代表性,其设计方案的完成,可为±1 100 k V电压等级的实际工程应用提供设计依据。

摘要：阀厅内金具连线复杂,系统运行电压等级的提高以及电流的提升对阀厅金具的设计及工艺提出了更高的要求。现针对±1 100 k V典型阀厅金具进行了详细的方案设计,研究过程充分考虑了金具散热、通流及机械强度等各方面性能。该设计方案的完成,为±1 100 k V电压等级的实际工程应用提供了设计依据。

关键词：±1100 kV,阀厅,金具,机械连接,防电晕,电流

参考文献

[1]刘振亚,张启平.国家电网发展模式研究[J].中国电机工程学报,2013,33(7):1-10.

[2]梁旭明,张平,常勇.高压直流输电技术现状及发展前景[J].电网技术,2012,36(4):1-9.

±1100kV 篇4

为落实“一带一路”战略, 推进跨境电力与输电通道建设, 积极开展区域电网升级合作, 为能源电力行业带来了难得的发展新机遇。国家电网公司在特高压和智能电网技术创新, 以能源电力基础设施互联互通为落脚点, 构建以特高压电网为骨干网架输送新型清洁能源为主导的全球能源互联网。±1100k V哈萨克斯坦—南阳特高压直流输电项目正在依法有序可研推进, 南阳换流站直流接地极是此工程工程设计中一项重要内容。

2 接地极布置型式及其特点

接地极通常采用垂直方式或水平方式埋设, 后者也称沟型电极形式。垂直电极底端埋深一般为数十米, 因此其最大的优点是占地少;由于可将接地电流导入地层深处, 所以对周边环境的影响也比较小;但其端部入地溢流密度比较高, 产生的电离气体很难排出, 另外, 由于子电极之间相互封闭独立, 需要用汇流导线将各个电极连接起来, 增加了汇流导线的难度, 因此垂直型敷设电极的主要缺点是局部电流密度大, 电极腐蚀严重, 施工较困难[1]。

水平直埋型电极埋设深度一般仅为几米, 施工较方便, 造价低, 非常适用于极址表层土壤电阻率较低, 场平宽广且地形平坦的地形。例如常用的直线形、星形和环形电极敷设布置方式, 其特点如下:

(1) 直线形电极。水平直线电极基本适合于地域狭长的地形, 在布置灵活, 可以分段或分支同时运行, 广泛应用;缺点是接地极体上溢流密度分布不均匀, 入地端部电流密度较大。同时为了克服端部电流过大的缺点, 从而可以获得较为均匀的电流密度[2]。

(2) 星形电极。星形电极很形象, 一般来说有三到五个分支, 因为分臂可以延伸到各种类型的土壤分层或深层中, 能够充分利用选用极址的低电阻率区, 从而接触到较低的接地电阻。缺点是分臂之间的屏蔽作用较强, 利用率系数小, 电流分布不均匀, 所以除丘陵地区或者土壤电阻率变化较大极址外, 一般不常用。

(3) 环形电极。对称性好, 且单位长度流入地电流均匀, 不出现局部电流密度过大和跨步电压过高情况。在同等条件下, 电极长度尺寸较短, 经济性好, 而且运行电气性能好, 因此广泛应用。

3 多圆环电极的埋深优化特点

通过对环形电极非等深布置对各种运行参数的影响分析认为, 在不均匀土壤中, 双环电极采用非等深埋敷设布置, 对最大跨步电压、整体接地电阻和溢流密度的影响极小, 此布置方式是完全可行的。另外, 通过计算, 若土壤表层电阻率较低, 电极型式采用标准三圆环非等深布置, 不仅可满足各种参数要求, 而且较等深布置还将获得更好的经济性[3]。

4 南阳换流站接地极型式分析

4.1 极址简介及电极型式选择

河南省方城县赵河极址和广阳极址是目前推荐的接地极极址, 其中赵河镇极址地貌属叠错式盆地, 呈东西展布, 南北长约2.7km, 东西宽约1.3km, 四通一平难度小, 高差一般小于2m, 电气性能:3.1层深m20.0/Ωm、∞层深m850.0/Ωm;广阳极址区域地势开阔, 地形也比较平坦, 可用地范围南北约600m, 东西约1000m, 电气性能:5.0层深m90.0/Ωm、∞层深m734.5/Ωm。

从采集的极址的电性数据来看, 土壤表面覆盖层土壤电阻率差异性较大, 而1.5m以下层土壤电阻率却相对较高, 因此原则上排除了采用侧卧式或直接1.5m下, 敷设垂直型电极型式的可能, 另外, 从两个拟选极址的地形来看, 四平一通难度较小, 初步设计均满足圆环型电极敷设条件, 所以, 特高压南阳换流站接地极型式建议为标准多环电极水平敷设方式。

4.2 选址可行性分析

对于初选推荐的标准三圆环电极等深布置型式;赵河镇极址环径分别是500m, 380m和290m;广阳极址为360m, 250m, 170m, 埋深均为3m。从最大跨步电压和最大接触电势的电气看, 赵河镇极址能够满足接地系统的正常运行, 但是恶劣天气安全措施裕量较小, 而广阳极址在目前条件下不满足系统正常运行要求。

4.3 极址接地改进措施

对赵河镇极址可增加电极入地敷设结构尺寸后, 并采用非等深敷设布置;假如, 将园环径增大为450m, 370m, 和270m, 外环尺寸保持2.5m埋深不变, 内环和中环埋深为2m。通过仿真计算可知, 地网接地电阻降为0.19Ω, 最大跨步电压降为4.5V, 最大电流入地密度降到0.9A/m;而开挖土方量加了极少, 虽然焦炭和电极长度有所增加, 但是安全裕度提高了。

对广阳极址由于其扁条型的特点, 由于地理位置原因, 不能增加尺寸, 只能采用非标准环形电极敷设型式, 由于极址土壤电阻率需要有降低措施, 工作量很大。

5 总结

通过对接地极型式及特点分析, 对多圆环电极的埋深优化在现有的极址条件下, 均可满足运行参数, 具有很大的可行性, 同时换流逆变站推荐的赵河镇、广阳镇极址, 采用标准三圆环型式接地极型式, 在满足各种技术参数要求条件下, 假如适当增加尺寸后用标准三圆环非等深敷设布置, 赵河镇接地极址具有较大的安全裕量, 更有利于直流系统稳定的运行。

参考文献

[1]张劲松.广东地区换流站采用共用接地极的设想[J].广东电力, 2005, 18 (4)

[2]田秋松, 郭果等.特高压变压器冷却器防尘降温方式研究[J].河南电力, 2014, 01 (4) , 21-22

±1100kV 篇5

2010年8月27日,世界首台1 100 kV,6 300 A/63 kA断路器在国家高压电器质量监督检验中心(西安高压电器研究院)顺利通过全套型式试验,宣告了我国在特高压大容量断路器领域取得重大突破,对于后续特高压工程的建设具有重要意义。该断路器由西安西电开关电气有限公司在特高压交流试验示范工程荆门变电站特高压开关的基础上研制成功,历时2年。

该断路器可应用于SF6气体绝缘金属封闭组合电器(GIS),采用液压弹簧操动机构和四断口灭弧技术,合闸电阻和断路器分设在2个低位罐体中,具有开断能力强、操作功低、检修维护方便等特点。此外,采用两断口技术的平高/东芝和沈高/AEPower的63 kA断路器研制工作已经完成,正在西高院进行型式试验,计划于2010年底完成。

(信息来源:中国电力信息网)

±1100kV 篇6

西门子与阿海珐的特高压户外敞开式开关设备又有不同。西门子的1100kV断路器为罐式断路器, 而阿海珐的1100kV断路器为支柱式断路器。西门子的1100kV隔离开关为三柱双断口隔离开关, 而阿海珐的为折臂式隔离开关。西门子的互感器推荐电容式电压互感器和支柱式电流互感器, 而阿海珐采用非传统互感器, 是以光学和混合传感器为基础的解决方案。

以下分别介绍西门子和阿海珐特高压户外敞开式开关设备。

1 西门子特高压户外敞开式开关设备

1.1 断路器

采用4断口金属封闭罐式断路器 (8DQ1P5型) , 它是利用了3AP2F1型双断口的成熟设计。瓷柱式具有如下优势:

采用金属封闭设计可避免采用长支撑绝缘子, 特高压瓷柱式断路器需要的支撑绝缘子长度接近10m, 而且得承重断口单元和合闸电阻。金属封闭罐式断路器特别适用于地震多发区。断路器外绝缘相对地的爬电距离会影响其在高污秽区的电气性能。由于所有的部分都位于地面且操作方便, 气体绝缘金属封闭罐式断路器在运行维护时也具有优势。

2008年初KEMA试验站对西门子的1100kV SF6罐式断路器8DQlP5进行了50kA, 恢复电压峰值高达2062kV的开断试验。

T100a试验:直流分量衰减时间为20ms;首相切除因数为1.3p.u.;恢复电压峰值为l600kV;最小燃弧时间为10.3ms。

T10试验:首相切除因素为1.5p.u.;恢复电压峰值为2062kV;最小燃弧时间为5.1ms。

2008年在FGH试验站 (位于德国曼海姆) 对同一断路器成功地进行了电气试验和老化试验。

工频耐受电压如下:相对地为1100kV;断口间为1180kV; (叠加反极性的工频电压) 为320kV。

雷电冲击耐受电压如下:相对地为2400kV;断口间为2400kV; (叠加反极性的工频电压) 为630kV。

操作冲击耐受电压如下:相对地为1800kV;断口间为1675kV; (叠加反极性的工频电压) 为900kV。

成功的型式试验表明西门子的新型罐式断路器可以满足UHV市场的需求。

1.2 隔离开关

隔离开关有多种型式, 对于1100kV等极, 推荐采用三柱双断口结构。

双断口结构的优势有:

(1) 由于减少操作元件的数量而具有高稳定性;

(2) 电流通道更好的旋转和扭动设计;

(3) 由于电流通道的动触头只在水平方向旋转, 节省了垂直方向的空间。

1.3 电流互感器和电压互感器

对于交流1200kV系统推荐采用CVT (电容分压器) 和自立式气体绝缘电流互感器。罐式断路器套管底部也可集成穿心式电流互感器。1200kV自立式电流互感器的主要参数见表1。

气体绝缘电流互感器包括TPY型, 所有型号的测量线圈都需具有较好的暂态性能。

对于罐式断路器, 电流互感器线圈可集成到套管内部, 这种结构下所有的线圈也需具有高稳定性。不像自立式电流互感器, 该结构不用对外绝缘进行特殊考虑, 从而降低了造价。对于1200kV设备仍需对个别方面进行专项研发。

5节电容器单元串联组成CTV的电容分压器。基本技术数据见表2。

※为印度电网有限公司 (PGCIL) 需求

2 阿海珐特高压户外敞开式开关设备

2.1 断路器的设计

1100kV断路器目前由4断口的瓷柱断路器组成, 具有表3所示的电气特性。

由于以下几个因素:阿海珐确信, GL3l9方案是在l100kV的应用中最可靠的技术方案。

(1) 瓷柱式技术易于在全世界试验室里试验;

(2) 断路器具有零压力时对地绝缘水平;

(3) AIS的安全完善, 整个模块是开放的绝缘断口, 亦即断开的开启部位完全可见;

(4) 与罐式断路器或GIS比较, 瓷柱式的方案成本较低;

(5) 与GIS或罐式断路器相比, 地震耐受力的试验和计算没有那么复杂;

(6) 绝缘击穿现象比较容易处理且目前已经掌握;

(7) 一旦发生故障, 瓷柱式断路器比罐式断路器或者GIS断路器的检修时间短得多。

2.2 隔离开关的设计

隔离开关的技术特性见表4。

2006年上半年已对SPOL1100kV做过机械试验和绝缘试验, 结果良好。AREVA准备供应SPOL1100kV垂直折臂式和1100kV水平折臂式2种款式的隔离开关。

1100kV隔离开关配备中国消费者所熟知和很欣赏的“L”触头。“L”触头打开和关合位置都封闭在外壳内, 可防止覆冰和污染。“L”型动触头呈漏斗形, 是一束由不锈钢弹簧压紧的铜触指。“L”形静触头为实心铜棒。

2.3 非传统互感器 (NCIT)

非传统互感器 (NCIT) 的技术特性见表5。

实验室性质的试验和现场实验都己做过, 成功地证明了传感器的技术可行性以及在现行技术规格范围内EHV和UHV电网上实施的可能性。

提供一个独特的电子平台 (CVCOM) , 带有传感器电子电路和各种接口, 可以和它的保护设备兼容, 也和大部分电子仪表兼容, 特别是提供了当前推荐的IEC 61.850-9-2接口。