特高压电器设备(精选八篇)
特高压电器设备 篇1
在日本1000kV输电工程中, 率先采用GIS, 这是世界上第一个将GIS推向额定电压1100kV的国家, 但该线路后来降压到500kV运行。
为了实现1000kV输电, 日本东芝、日立和三菱公司相继于1994~1995年研制出1100kVGIS, 并已于1996年春季送往东京电力公司新榛名特高压试验站, 作为2年的长期带电实验。
日本在开发1100kV SF6断路器和GIS方面分两步走。首先, 日本东芝、日立和三菱公司于1992年和1993年相继开发出550kV 63/50kA单断口SF6断路器。紧接着, 3个公司于1994~1995年几乎同时开发出1100kV50kA双断口SF6断路器、GIS及550kV单断口和1100kV双断口SF6断路器, 使日本的SF6断路器迈向单断口、高电压、大电流。
2 550kV 63/50kA单断口SF6断路器
550kV 63/50kA单断口SF6断路器的开发, 为开发1100kV GIS奠定了基础。因此, 有必要对550kV 63/50kA单断口SF6断路器做一个介绍。
日本三菱、东芝、日立公司均开发出自己的550k V63/50kA单断口SF6断路器产品, 且各有特色。
三菱公司的单断口落地罐式SF6断路器, 其额定电压为550kV, 额定电流为8000A, 额定断路开断电流为63kA, 额定开断时间为3周波, 采用液压操动机构, 操作压力为32MPa (油压) , SF6断路器额定压力为0.6MPa (20℃时) 。新型单断口断路器采用新型快速压气灭弧室, 使之达到高性能、小型化和高可靠性。
2.1 三菱公司产品特点
(1) 采用新型快速压气灭弧室。在设计此灭弧室时, 分析了开断时电弧现象, 采用高分析技术研究了新开发灭弧室的热气流, 使压力室到绝缘喷嘴的气流通道适合超音速流通, 提高了开断速度。
(2) 采用新的液压操动机构。
(3) 采用新材料, 其绝缘强度比过去提高1.5倍;开发了小型高效新式陶瓷电容器, 提高了元件的绝缘裕度, 改善了极间电场;采用新型喷嘴, 提高了开断63kA电流时的喷嘴耐弧性能和减少了烧损。
2.2 东芝公司产品特点
东芝公司于1992年完成550kV 63/50kA单断口SF6断路器。该断路器在2年前已试制出, 现已通过各种试验。断路器参数达到:额定电压为550kV, 雷电冲击耐受电压为1800kV, 额定电流为4000A、6000A、8000A。额定短路开断电流为63/50kA, 采用液压机构。
该断路器的研制, 利用了最新实验数据和将计算机模拟技术用于开断现象。
该断路器的特点是利用新型操动机构, 它不仅驱动动触头而且驱动一般断路器静止侧的触头, 使之沿动触头的反向运动。这样, 大大缩短了开断时间。
该断路器的另一个特点是采用混合灭弧方式, 即在压气基础上, 利用电弧能量加热SF6气体, 增加压力室的压力, 形成强烈的双向吹弧。
东芝公司新开发的550kV单断口SF6断路器具有如下特点:
(1) 优化灭弧室设计, 利用电弧能量增强灭弧效能。压气室内的压力升高, 由机械压气和自能吹弧组成。它比纯机械压气的压力约高1.3~1.5倍。
(2) 对主灭弧室和合闸电阻开关采用独特的双向操作系统, 减少操作功、缩短开断时间。双向操作系统与单向操作系统操作功之比为1∶1.6。
(3) 进行了开断、绝缘、温升和机械寿命的试验, 取得了良好的效果。
(4) 由于采用单断口断路器, 大大减小了550kV GIS的尺寸, 可使GIS占地面积和体积缩小至普通式的60%。
2.3 日立公司产品特点
(1) 根据气流解析和电场解析及对开断特性使用模拟技术, 开发出新型喷嘴, 使之从小的线路充电电流的开断到短路时大电流的开断, 均具有较高的绝缘恢复特性, 大大提高了开断特性。
(2) 采用双向同步压气效果, 使之能胜任近区故障的开断。
(3) 设计的自冷式热气冷却器将大电流电弧加热的热气在空的容积内加以冷却, 从而提高了大电流开断时的对地绝缘能力。
总之, 单断口断路器的研制成功带来巨大的技术经济效益, 使断路器的尺寸、充气量大大减小和零件数大大减少。以东芝产品为例, 若以双断口断路器为100%, 则单断口将充气量、零件数分别减至约70%。
单断口断路器用于GIS, 也给GIS带来一系列优点, 使之面积、体积和重量大大减小。以东芝公司产品为例, 若断路器灭弧室在GIS内纵向布置, 则双断口时高度为7.5m, 单断口仅为5.4m。GIS的面积、体积和重量相对双断口横向布置时分别减至约60%。
3 1100kV GIS
日本首先制定出1100kV GIS及其元件的技术规范, 然后各制造公司按此规范制作GIS及其元件。
1100kV GIS主要特点之一是将它用于紧凑性线路, 并使变电站设备的绝缘配合比500kV电力系统更为先进。虽然运行电压比500kV电力系统增加一倍, 但新型GIS的雷电冲击耐受水平 (LIWV) 仅约为1.5倍。这就必要开发更高性能的ZnO元件, 同时高性能避雷器, 将LIWV降至2250kV, 并对断路器采用700Ω分、合闸电阻, 将输电线路的操作过电压降至1.7 (p.u.) 以下。
对于断路器, 开发出双断口结构。为了开断电阻, 配置了与主触头分开的电阻触头操动机构;为了将重击穿时的高频过电压限制至1.3 (p.u.) 以下, 开发出配有500Ω电阻的新型隔离开关。
为了使断路器能快速合闸, 开发出快速接地开关 (HSGS) , 用它快速熄灭输电线路的二次电弧。
表1示出GIS的主要额定值, 图1示出避雷器降低绝缘的效力。
以下介绍新开发的1100kV GIS中断路器、隔离开关及快速隔离开关等主要元件。
3.1 断路器
断路器的基本技术规范见表2, 选择双断口结构, 因为550kV 63kA单断口断路器已在日本使用, 它的开发本来就考虑到用于1000kV电力系统中。
为了将线路局部放电抑制到低水平, 采用8分裂导线。这样可增加线路电感/电阻的比率, 并使短路电流中直流分量时间常数上升到远高于IEC标准规定的45ms, 因此, 选取150ms作为标准值。
为了抑制操作过电压, 除原来合闸电阻外又加分闸电阻;为了将输电线路中间点的操作过电压水平降至1.7 (p.u.) 以下, 将变电站周围的操作过电压降至1.6 (p.u.) 以下, 选取电阻值700Ω。此外, 为了尽可能简化其结构, 断路器配置一个电阻组件共用于分、合闸。
3.2 隔离开关
表3示出隔离开关技术规范。GIS中隔离开关的打开会产生重击穿过电压, 如果不采取措施控制这种过电压, 则过电压可能高达2.8 (p.u.) , 超过LIWV。在一个典型的10间隔双母线GIS中, 选取电阻值500Ω作为电阻与操作过电压的关系的规范值。用此电阻能将最大可能重击穿电压1700kV下的触头间最大操作过电压限制至1.3 (p.u.) 。
3.3 快速接地开关
表4给出快速接地开关 (HSGS) 开断感应电流的技术条件。当断路器切断输电线上的单相接地故障之后, HSGS熄灭来自健全相和其他线路上的感应电流, 从而可使断路器进行快速重合闸。普通的线路接地开关是在断路器开断了全部有关线路之后操作的, 而HSGS是在线路其他相带电情况下操作的, 这使它开断感应电流的任务更加严酷。
HSGS的任务取决于线路长度。从分析的结果中, 确定200km和40km作为标准规范。在开断线路长200km的静电感应电流时, 瞬态恢复电压 (TRV) 峰值为900kV, 而且要求此时不得出现复燃和重击穿。因而HSGS的功能类似于断路器的功能, 断路器的重合时间定为1s。在这1s内, HSGS必须进行合、分操作, 而且合、分之间的时间间隔规定为0.5s。因之, 快速机构操作, 就像对断路器要求的那样。
《走进特高压》的价值 篇2
“特高压”是国家电网公司正在积极推进的一项重大工程。古清生、黄传会的长篇报告文学《走进特高压》,以实录手法再现了此事。
作品描写的对象——“特高压”是一个新事物,在世界范围内都是新鲜事物。因为它是中国具有独立知识产权和科学发明创新价值的东西。特高压离我们的生活似乎很遥远,事实上却又很近。正如作者所指出的,在我们这样一个幅员辽阔、能源分布不均衡的国家,常常需要跨大区域输送电力能源,这就必须采用远距离、大容量、低损耗的特高压技术。作品开篇即为我们描述了中国能源在东西、南北分布上的不均衡。写到了西部的滚滚乌金——煤炭资源,高原水塔巨大的势能,西北不竭的风能;写到了中东部、南部工业和经济发达地区历来所饱受的能源缺乏之苦之累之害;进而提出了国家能源战略和能源安全问题,提出了长距离能源传送的迫切需要,为中国特高压技术的发展、取得重大突破埋下了伏笔。这样的写法和谋篇布局可谓水到渠成,毫无突兀之感。
作品真实记录了特高压核心技术开发和应用的过程。特高压是一项尖端技术。在研发过程中,无法准确计数的人们付出了艰辛的努力,最终,中国终于掌握了这项技术的核心。作品特别强调了这项核心技术研发过程中国家电网人团结协作、勇于并敢于开拓创新的精神风貌。这种精神风貌正是我们宝贵的民族精神和时代精神的体现。
应该说,特高压核心技术也是符合科学发展观的一项技术创新和突破,是时代所需要的,也是符合科学发展要求的。在这项技术转化成实际生产力的进程中,国家电网人追求完美、精细施工,取得了许多项具有电力发展历史性突破意义的成就。这些事例是振奋人心的,闪耀着时代的精神光芒,值得深入开掘。
记录体或实录式报告文学更多地注重记事,给人留下较深印象的也往往是事件、事情、事迹和事例本身。《走进特高压》亦是如此。在这部作品中,写人是放到记事中来实现的,人物更多凸显出来的是群像、群体式登场。就像书后附录的特高压工程大事记和先进集体、功勋个人、突出贡献单位和个人名单一样,作品似乎过于在乎罗列和反映众多的人物,比较生动、深入细致,而在富于个性的人物刻画与塑造方面似显薄弱。
作为一部报告文学,《走进特高压》明显区别于此前出版的商泽军的长诗《大地飞虹》。诗歌,更多的是诗人主观的抒发与感叹。他可以由电联想到火,联想到光明,女娲补天、夸父逐日、普罗米修斯盗火等等。想象可以天马行空,漫无边际。而报告文学则主要是对事件本身的关照与描写,它允许文学想象,但不能天马行空、无边无际。它是“戴着镣铐的舞蹈”,必须双脚落到实地。报告文学作为一份历史文献、事件记录,它的史志价值是毋庸置疑的,也是诗歌所不具备和无法匹敌的。由此,笔者觉得国家电网公司在组织诗人歌吟特高压的同时,又组织报告文学作家来纪实和实录,有着某种互补效果的考虑。
当然,如果作品的可读性、文学性、艺术性能再加强一些,这部作品所具有的价值定会深远和广泛得多。
略论特高压电器设备绝缘试验技术 篇3
1 特高压电器设备绝缘试验过程中的关键问题分析
绝缘试验开展的目的在于, 找出特高压电器设备的一些隐患和不足, 通过合理的措施及针对性的技术手段, 提高特高压电器设备的绝缘效果, 确保设备在长期的运行中, 不会出现太多的问题。
1.1 局部放电测量的干扰去除
特高压电器设备本身的性质较为突出, 想要在绝缘试验过程中取得良好的成绩, 就必须针对局部放电测量做出足够的努力。 在日常的测试工作中发现, 特高压电器设备的局部放电测量, 存在一定的干扰因素, 这些因素将会对最终的结果造成恶劣影响。 结合以往的工作经验和当下的工作标准, 认为局部放电测量的干扰去除, 可从以下几个方面出发:第一, 针对外部的干扰源进行系统的分析, 建议使用超声波探测器进行探测处理, 发现干扰因素后进行有效解决。 第二, 针对周边环境的接地情况进行系统的分析, 要从每一个角度来确保接地良好, 将相关的屏蔽工作做好, 减少环境因素的影响。
1.2 雷击试验中的过冲问题
任何一项电器设备在应用的过程中, 都必须接受雷击试验。 从环境的角度来分析, 降雨天气、雷电天气, 都将对电器设备产生极大的影响。 特高压电器设备的最大特点在于, 本身承受的电压较大, 但自然界的雷击电压超乎想像, 一旦特高压电器设备发生的击穿的问题, 则将造成极为严重的问题。 试验过程发现, 雷击过冲经常会表现为过大的问题。 分析认为, 特高压电器设备当中, 其回路中的杂散参数并不能完全的消除, 而本身固定的参数又不能进行降低处理, 导致最终的雷击试验结果与实际不符。 针对这样的问题, 建议采用可移动式冲击电压发生器来解决, 不仅可以缩短回路的引线, 还可以在试验过程中获得更好的保护。 另一方面, 也可以在雷击试验过程中, 通过在高压引线的段落, 有效的设置滤波装置, 这样就能更好的抑制过冲情况, 将问题的发生概率降到最低。
2 隔离开关小电流试验
特高压电器设备在绝缘试验过程中, 首要开展的内容就是隔离开关小电流试验。 该试验技术, 主要是针对隔离开关的合容性、感性小电流进行试验分析。 一般而言, 操作人员会选择大容量的试验变压器来完成, 同时配合优秀的电筒、电感负载来实现试验的相关步骤。 以往的试验工作中, 会在负载的处理当中, 选择集中式的电容器来完成。 但该设备会随着电压的变化而变化, 会针对最终的试验结果造成不良影响。 因此, 隔离开关的小电流试验当中, 必须要将电压进行有效的控制, 建议从变压器的角度出发, 将变压器的出口进行并联电容器的处理, 以此来实现电源容量的补偿, 减少电压变化所造成的系列影响。 值得注意的是, 隔离开关小电流的试验过程中, 还必须将感性负载进行合理的选择, 可尝试应用变压器高压绕组、高压可调电抗器等等, 根据实际情况来决定。
3 套管试验
随着特高压电器设备的数量不断增多, 相关的电力工作也出现了明显的改变。 以往的电力工作是按照传统的模式来开展, 但当前的特高压电器设备应用, 开辟出了新的电力工作途径。 绝缘试验技术的实施, 还包括“ 套管试验”。 从试验内容上分析, 套管试验的目的, 在于针对套管的局部放电测量、套管介质的损耗分析、电容量测量的试验分析。 首先, 套管局部的放电测量工作中, 必须将试验回路的背景, 合理安置在试验的电压条件下, 确保试验的相关准备工作能够正确完成。 其次, 套管试验的操作过程中, 建议采用400mm的铝铜作为媒介, 将试验回路高压进行有效的连接, 此时要采用双环结构来完成, 提高试验的稳定性, 减少对试验结果造成的不利影响。第三, 试验方法应用串联法来完成, 虽然当前该方法取得了很大的成就, 但在未来还需要进一步的优化处理, 避免造成试验的不利影响。
4 开关设备断口间联合电压试验
特高压电器设备的绝缘试验技术, 在目前已经形成了较为系统的方案, 各项内容的专项测试、分析, 均取得了非常好的结果, 未出现太大的偏差情况。 从我国现有的电力工作来看, 开关设备断口间联合电压试验, 是最重要的一个组成部分, 在很多方面都具有较大的积极意义。 一方面, 该项试验内容可找出特高压电器设备需要提升的部分;另一方面, 利用这项试验, 可以针对其他的试验结果进行检验和分析, 最终的结果对比, 有利于提高特高压电器设备的性能, 降低安全隐患。 本实验主要包括以下步骤:一是要研究试验变压器的耐冲击结构。 想要实现这个目的就需要建立电磁模拟成套试验设备, 通过这套设备来研究试验变压器内部的波过程。 在检测过程中工程人员必须要结合实际情况采取专业措施来进行检测。 二是要对外部保护措施进行研究。 为了实现对试验的有效地外部保护, 研究人员有必要建立集电容分压器、电阻、试验变压器、断口电容链型回路于一身的数学物理模型。 建立该模型的主要目的是要试验过程中的暂态过程以及稳态过程进行专业分析从而确定保护措施。 三是要建立各种物理模型、 包括450 到900KV冲击电压发生器和开关断口等物理模型。 建立各种物理模型之后就可以对1100kv断路器以及隔离开关进行联合电压试验。 通过上述试验方法的落实, 开关设备断口的情况, 能够得到进一步的确认, 联合其他的信息和数据, 能够更好的解决特高压电器设备应用过程的问题, 针对后续电力工作的提升, 具有重要作用。
5 结论
本文对特高压电器设备绝缘试验技术展开分析, 从目前所掌握的情况来看, 各地区针对特高压电器设备的使用、运作等等, 均取得了良好的成效, 绝缘试验技术的内容、体系获得健全, 整体工作水平较高。 日后, 应根据特高压电器设备的服务对象、服务范围, 将绝缘试验技术水平进一步提升, 增设较多的项目, 以此来进行全面的优化, 实现特高压电器设备性能的提升和使用寿命的延长。
摘要:特高压电器设备的增多, 推动了我国电力事业的较快发展, 无论是在经济效益上, 还是在社会效益上, 都是值得肯定的。文章针对特高压电器设备绝缘试验技术展开分析, 并提出了系列建议。
关键词:特高压,设备,电器,试验技术
参考文献
[1]孙元元, 李晓斌, 齐小虎.特高压电器设备绝缘试验技术研究[J].黑龙江科技信息, 2014, 9:28.
[2]杨晓东, 单丽娜, 景琦.特高压电器设备绝缘试验技术研究[J].黑龙江科技信息, 2015, 20:49.
特高压线路距离继电器静态特性分析 篇4
在高压、超高压输电线路上,距离继电器作为主要的后备保护以及纵联主保护的主要元件发挥了重要作用[1]。这些线路发生金属性短路时,在忽略分布电容影响的前提下,继电器的测量阻抗与故障点到保护安装处的距离成线性关系。基于这种线性关系,通过公式推导、阻抗平面作图等方法,距离继电器的静态特性已经被分析得非常详细了。然而在特高压输电线路上,由于分布电容很大,输电距离较长,因而其电气量呈现明显的分布参数特性。为了补偿电容电流,特高压输电线路上需要采用并联电抗器。这些特点使得特高压线路发生金属性短路时,测量阻抗与故障距离不再是线性关系。一些文献通过理论分析和仿真实验,给出了距离继电器在特高压线路上应用的改进方案或者应用建议[2,3,4,5]。
为了更清晰地了解距离继电器在特高压输电线参数条件下的特性,本文从公式推导、阻抗平面分析、支接电阻仿真计算等几个方面讨论了距离继电器的静态特性,并与线性关系条件下的继电器静态特性进行了对比分析,以期能够为特高压线路保护的设计、运行、整定和故障分析提供参考,使得距离保护能够更好地为建设坚强智能电网服务。
1 相间距离继电器特性分析
根据文献[2,3,4,5]的分析,在分布参数条件下,当发生金属性短路时,相间距离继电器的测量电压与电流呈现双曲函数关系:
式中:
因此,继电器测量阻抗与故障距离不再是线性关系,而是双曲正切函数的非线性关系。
由于特高压输电线路分布电容很大,充电电流占到了线路自然功率电流的76.35%[6,7],为了补偿电容电流、限制过电压等,必须采用并联电抗器。在晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程中,每段线路两侧的并联电抗器与线路连成一个整体,中间没有断路器,因此分析继电器特性时必须考虑并联电抗器。
有了并联电抗器,当线路发生金属性短路时,相间继电器的测量电压与电流呈现如下关系:
式中:jXSR为并联电抗器阻抗,其测量阻抗相当于式(1)的测量阻抗与电抗器阻抗的并联,记为:
因此,测量电压与电流的关系可以表示为:
比较式(1)、式(4)与通常的继电器测量阻抗表达式,可看出Zc1tanh(γ1lf),Zc1tanh(γ1lf)//(jXSR)相当于通常的测量阻抗。
为了保证距离继电器保护范围不变,文献[2,3,4]提出需要用分布参数修正整定值。下面以带记忆的姆欧继电器为例,分析在分布参数条件下的继电器静态特性。
带记忆的姆欧继电器动作判据为:
式中:
根据文献[8]的分析,如果故障前线路是空载的,式(5)表示的动作判据可以转换成阻抗的表达形式如下:
式中:Zs为继电器安装处背端系统的等值阻抗;
考虑式(4)的因素,采用分布参数下的测量阻抗表示整定阻抗,则可以得到:
式中:ly为对应继电器整定范围的线路长度。
因此,带记忆的姆欧继电器的特性就是一个以Zc1tanh(γ1ly)//(jXSR)相量末端Y点和-Zs相量末端S点的连线SY为直径的圆,如图1(a)所示,图1(b)为图1(a)中虚线框内图形放大图。
本文中所有计算采用的参数为晋东南—南阳—荆门1 000 kV示范线路参数[5,9]。
为了对比,图1中同时绘出了单纯按照阻抗参数模型计算出的线路阻抗直线OYi,其中Yi点就是对应的按阻抗参数计算的整定相量末端。
对应分布参数的整定端点Y表示的阻抗值为79.185 9∠88.396 9° Ω;对应单纯阻抗参数的整定端点Yi表示的阻抗值为81.382 4∠88.353 2° Ω。按普通阻抗方式的整定范围比按分布参数整定的范围要大一些,但是幅值相差不到3%,两者角度相差也不到0.05°。由于2种方式计算的结果非常接近,因此在阻抗平面上普通纯阻抗线路测量的相量轨迹直线OYi与分布参数条件下测量的阻抗轨迹直线OY几乎重合。
由于整定阻抗大小与系统阻抗大小接近,所以此时姆欧继电器的阻抗特性接近于全阻抗圆——这里绘制的是正方向故障时的阻抗圆。
对于反向故障,则继电器特性是一个以Zc1tanh(γ1ly)//(jXSR)相量末端和Zs相量末端的连线为直径的位于第一象限的一个圆,因而继电器具有方向性。
由于晋东南—南阳—荆门线路的两段线路长度和参数均不同,各线路两侧并联电抗器也不同,因此线路上4个阻抗继电器的整定和测量值是不同的。按照同样的方法分别进行了验算,得知4个继电器的测量阻抗与单纯阻抗参数下的测量阻抗幅值相差最大不超过3%,角度相差最多不到0.05°,因此,在这种条件下,距离继电器的整定值完全可以不经过校正就能够满足精度要求。
2 接地距离继电器特性分析
接地距离继电器的分析与相间距离继电器类似。但是由于接地距离继电器需要零序补偿,因而要用到特高压线路的零序分布参数,并且由于零序回路中还需要考虑并联电抗器的中性点小电抗,因而其测量电压与电流的关系变得很复杂。
根据分析,发生单相故障时,故障相接地继电器的测量电压与测量电流的关系可以表示如下:
式中:
jXNR为并联电抗器中性点小电抗阻抗值。
由于接地继电器的测量电压与测量电流的关系如此复杂,不能如相间继电器那样用简单的表达式(如式(4))来表示。为了构造适合具有分布参数特性的特高压线路的接地距离继电器,不同的文献提出了不同的方案。
2.1 修正计算公式方案[2,3]
先定义零序电压系数kuf和零序电流系数kif:
则式(8)可以表示为:
可见,如果采用
但是,由于kuf和kif是与故障点到继电器安装处的距离有关的参数,因而不能够作为继电器参数使用。
根据文献[2,3]的分析,如果采用继电器保护范围末端的参数代入式(10)计算得到的数值作为系数,则可以保证继电器保护范围的稳定。因而将保护范围末端的线路长度ly代入式(10),得到的系数kuy和kiy就分别称为零序电压补偿系数和零序电流补偿系数。由此得到补偿后电压、电流计算公式:
将补偿后的电压、电流代入式(5)就得到了带记忆的姆欧接地距离继电器的动作判据。
2.2 修正整定值方案[4]
为了能够满足特高压线路的分布参数特性,而又不改变原有的继电器表达方式,文献[4]提出了另外一种方案:修改零序补偿系数的计算公式,然后如相间继电器一样以分布参数计算值阻抗代替单纯阻抗参数进行整定。
首先,分析式(8),为了不引入零序电压补偿,需要将公式中的零序电压进行置换,即零序电压等于系统零序阻抗乘以零序电流,于是将式(8)的左侧转换成完全是关于电流量的表达式。因此,可以定义一个零序电流系数如下:
式中:Zsm0为继电器安装处背端系统的零序阻抗。同样,k与故障距离有关,并且Zsm0与系统运行方式也有关,不能作为整定值。
经过分析,文献[4]提出,用保护范围末端的线路长度ly和系统最大零序阻抗Zsm0,max代入式(13),得到的参数kym作为零序补偿系数是可靠的。
其次,并联电抗器的中性点小电抗对整定计算的影响,文献[4]经过分析认为可以忽略。由于对继电器保护范围的影响主要是考虑保护范围末端故障时的情况,在保护范围末端发生单相接地故障,流过本侧的零序电流很小,分到中性点小电抗上的零序电流就更小,因而可以忽略其影响。
根据上面的分析,接地距离继电器的测量电压与电流的关系有如下表达式:
这样,原有的接地距离继电器判据不变,只需要修正零序补偿系数和整定阻抗,就可以实现分布参数的特高压线路的接地故障保护。
至于由于忽略中性点小电抗和用系统最大零序阻抗代替运行时系统零序阻抗所带来的误差,文献[4]经过仿真分析认为能够满足继电器精度要求。
2.3 无修正方案[5]
虽然特高压输电线的分布参数对继电器的测量电压与测量电流之间的关系有很大影响,但是由于并联电抗器的补偿,这种影响已经被大大抵消,这一点可以从上述相间继电器的特性对比中看出来。因此,根据理论分析和仿真验算,文献[5]认为,对于接地距离继电器,同样可以不采取任何修正,而直接使用普通的保护判据和整定方式,就能够满足要求。
从上面的分析可知,在分布参数线路上发生单相接地故障时,接地距离继电器的测量电压与测量电流之间的关系非常复杂,即使定义了零序电压系数、零序电流系数等,但由于这些系数与故障点位置、系统运行参数等相关,因而难以在阻抗平面上绘制出3种方案的测量阻抗轨迹进行分析对比。这里考虑采用继电器的支接电阻特性[10]进行对比分析。
所谓支接电阻特性,就是在二维坐标系中,以横坐标表示线路沿线的位置,纵坐标表示继电器能够反映的过渡电阻大小,这样在坐标系中就可以清楚地显示在特定的系统运行参数下某种距离继电器在线路不同处故障时的性能。
图2所示为特高压示范线路大系统下晋—南段保护在空载情况下,送端电势角为0°、线路发生接地故障、整定点为85%时,上述3种方案的带记忆姆欧继电器的支接电阻特性。
通过图2中的对比可以清楚地看到,采用修正计算公式的方案,继电器的动作范围能够与整定范围完全一致,这与理论分析是一致的,但是,这种方案需要修改保护判据。如果希望采用原有的成熟保护不变,则修正整定值是值得考虑的方案。并且对于阻抗定值的修正,接地距离继电器和相间继电器是一样的;而接地距离继电器还需要对零序补偿系数的整定公式进行修正。修正后的接地距离继电器静态特性稍微有些欠范围,这是由于整定值的修正公式中忽略了中性点小电抗,以及采用系统最大零序阻抗代替运行时的系统零序阻抗而造成的,但是欠范围很小,不到线路全长的2%。
在上述修正整定值的方案中,需要知道继电器背端系统的最大零序阻抗。如果背端系统的最大零序阻抗难以获得,或者零序阻抗的变化范围很大,则这种方案也难以应用,这种情况下可以考虑采用无任何修正的方案。从本文的仿真结果可以看出,虽然这种方案有超越的,但是其超越范围不到线路全长的4%,满足继电器静态精度的要求。在前面对相间继电器的仿真分析中也得出了相同的结论,因而在特高压线路上直接采用具有普通静态特性的继电器及普通整定方法也是可行的。
3 阻抗轨迹图
为了验证上述分析结论,用MATLAB/Simulink搭建了示范线路的仿真模型,晋东南站距离继电器按照线路全长的85%整定,分别仿真了整定距离95%处(区内)故障和整定距离105%处(区外)故障情况,绘出不同方案的计算阻抗轨迹如图3所示。图中分别以实线和虚线绘制了区内和区外故障的计算阻抗轨迹在整定边界的放大图,虚线框内为计算阻抗轨迹全图。从轨迹图中可以清晰地看出几种方案都能够满足5%的精度要求,只是各自裕度不同。
对于相间距离继电器的2种方案——修改整定值方案和无修改方案,图3(a)中分别以实线和虚线绘制了整定范围边界,可以看出两者都能满足要求。
为了克服特高压输电线路故障时的非周期分量和谐波的影响,仿真中采用了全周期傅里叶滤波器加前置滤波器计算电流电压。从结果上看,对于内部故障,几种方案的计算阻抗都能够在30 ms内进入动作区。
本文主要分析距离继电器方案的静态特性,这里给出的数字仿真分析仅为了验证本文的结论。特高压输电线路参数对距离继电器暂态特性的影响还需要进一步深入分析研究,为距离继电器在特高压线路上更好地应用提供帮助。
4 结语
本文以带记忆的姆欧继电器为例,采用了公式推导、阻抗平面绘图和支接电阻特性等方法对几种距离继电器方案在具有分布参数特性、带并联电抗器的特高压线路上的静态特性进行分析。分析结果表明,这几种方法都能够满足继电器静态精度要求。
直接采用具有普通静态特性的继电器及普通整定方法虽然有一些超越,但是能够满足5%的精度要求;通过修正整定阻抗和零序补偿系数的计算公式得到更加精确的静态特性,对于接地距离继电器而言这种方法有一点欠范围,不过也在误差允许范围内;对于接地距离继电器,通过修正阻抗计算公式能够取得最准确的静态特性。通过数字仿真数据,绘制阻抗轨迹图,验证了分析结论的正确性。
本文的分析方法和工具对于其他的距离继电器,例如故障分量距离继电器、四边形特性距离继电器等也同样适用,并且能够得出类似的结论。通过对特高压示范工程2段线路不同侧、不同运行方式的多种组合的分析和仿真计算,验证了本文分析结论的普遍性。
摘要:特高压输电线路具有显著的分布参数特性,因此线路发生故障时,测量阻抗与故障距离的关系不同于高压、超高压线路故障时的关系,并联电抗器的使用使得情况更加复杂。为了将距离保护应用到特高压线路上,提出了不同的解决方案。通过公式推导、阻抗平面绘图以及支接阻抗特性仿真等方法,对比分析了这些方案的静态特性,结果表明它们能够满足继电保护的静态精度要求。仿真分析验证了结果的正确性。
关键词:特高压线路,距离继电器,静态特性
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特高压电器设备 篇5
±1 100 kV特高压直流输电技术是直流输电技术新的高峰,在我国新疆电力外送等超远距离送电项目中将发挥不可替代的重要作用。“十二五”期间,国家电网公司将以准东-重庆工程为依托工程,建设首个±1 100 kV特高压直流输电工程。从2010年开始,公司组织有关科研、设计单位、国内外设备制造厂家深入开展了±1 100 kV直流输电技术研讨,形成了关键设备研制技术规范。
设备研制是发展±1100 kV特高压直流输电技术的关键,设备能否研制成功直接决定±1100千伏特高压直流输电工程是否能够启动建设,设备研制和供应的进度直接决定工程的建设进度,设备的质量直接决定工程的成功建成和安全稳定运行水平。±1 100 kV特高压直流输电设备的技术水平是对世界现有输变电设备制造极限的挑战,关键设备研制时间非常紧张。各单位要深刻认识±1 100 kV直流关键设备研制的艰巨性和紧迫性,尽早研制出设备样机,支撑±1 100 kV特高压直流输电设备技术方案,为尽早启动并投运±1 100 kV特高压直流输电工程建设,实现疆电外送,促进更大范围内的资源优化配置打下坚实的设备基础。±1 100 kV特高压直流输电设备研制有关各方要确保人员和资源投入,高度重视设备研制质量,齐心协力全力加快设备研制工作。
特高压 篇6
所谓特高压输电是指比交流500kV输电能量更大、输电距离更远的新的输电方式。它包括两个不同的内涵:一是交流特高压 (UHC) , 二是高压直流 (HVDC) 。具有输电成本经济、电网结构简化、短路电流小、输电走廊占用少以及可以提高供电质量等优点。根据国际电工委员会的定义:交流特高压是指1000kV以上的电压等级。在我国, 常规性是指1000kV以上的交流, 800kV以上的直流。
在电流一定的情况下, 电压等级越高, 传输功率越大, 同时损耗越小。目前特高压技术只被少数国家掌握。据测算, 1000千伏交流特高压输电线路的输电能力超过500万千瓦, 接近500千伏超高压交流输电线路的5倍。±800千伏直流特高压的输电能力达到700万千瓦, 是±500千伏超高压直流线路输电能力的2.4倍。
为何要建设特高压电网
在我国这样一个能源和电力负荷分布不均衡的国家, 依赖特高压技术建成坚强智能电网很有必要。因为现有的超高压输电技术已经无法满足未来电力增长的需要, 必须加快电网发展和技术创新, 通过更高电压等级电网的建设带动电力工业的结构优化, 满足经济社会的持续快速发展。
我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部;80%的水能资源分布在西南部;绝大部分陆地风能、太阳能资源分布在西北部。同时, 70%以上的能源需求却集中在东中部。能源基地与负荷中心的距离在1000到3000公里。这样一种布局提供了两种选择:要么在负荷中心区建设电站, 要么在能源中心区建设电站后外送电力。
在负荷中心区大规模展开电源建设显然会受到种种制约。比如煤炭运输问题、环境容量问题等等。而且, 建设火电还可以靠煤炭运输, 而水电、风电由于不可能把水和风像煤那样运输, 因此就更是无法实现。一边是无法大规模建设电源点, 一边又守着水能、风能等宝贵的清洁能源望洋兴叹, 可见在负荷中心大规模开展电源建设这条思路是不可行的。于是, 在能源资源丰富的西部、北部地区建设电源, 然后把电力送到符合中心就成为唯一选择。
特高压凝聚几大优势
中国工程院院士薛禹胜认为, 特高压不仅具有长距离、大容量转移能源的能力, 而且可以缓解运输压力, 提高经济效益, 促进清洁能源开发。
首先从资源优化配置来看, 随着我国能源战略西移, 大型能源基地与能源消费中心的距离越来越远, 能源输送的规模也将越来越大。在传统的铁路、公路、航运、管道等运输方式的基础上, 提高电网运输能力, 也是缓解运输压力的一种选择。以目前已经投运的1000千伏特高压示范工程为例, 目前每天可以送电200万千瓦, 改造后可以达到500万千瓦, 这相当于每天从山西往湖北输送原煤2.5万吨—6万吨。湖北媒体说, 这相当于给湖北“送”来了一个葛洲坝电站。
再看经济效益, 目前西部、北部地区电煤价格为200元/吨标准煤。将煤炭从当地装车, 经过公路、铁路运输到秦皇岛港, 再通过海运、公路运输到华东地区, 电煤价格则增至1000多元/吨标准煤。折算后每千瓦时电仅燃料成本就达到0.3元左右。而在煤炭产区建坑口电站, 燃料成本仅0.09元/千瓦时。坑口电站的电力通过特高压输送到中东部负荷中心, 除去输电环节的费用后, 到网电价仍低于当地煤电平均上网电价0.06—0.13元/千瓦时。
第三, 特高压更是清洁能源大发展的必要支撑。只有特高压才能够解决清洁能源发电大范围消纳的问题。前一段时间, 内蒙古风电“晒太阳”送不出的问题广受关注。事实上, 我国风电主要集中在“三北”地区, 当地消纳空间非常有限。风电的进一步发展, 客观上需要扩大风电消纳范围, 大风电必须融入大电网, 坚强的大电网能够显著提高风电消纳能力。特高压电网将构成我国大容量、远距离的能源输送通道。据测算, 如果风电仅在省内消纳, 2020年全国可开发的风电规模约5000万千瓦。而通过特高压跨区联网输送扩大清洁能源的消纳能力, 全国风电开发规模则可达1亿千瓦以上。
此外, 还可提高电网的安全性、可靠性。采用1 000kV电压长远距离输, 可以降低电网的短路电流。比如若长运距离输送1 000万kW电力, 可以减少相当于本地装机17台60万k W的机组。每台60万kw的机组对其附近区域500 kV电网的短路电流将增加1.8 kA。而采用特高压输电技术的分层、分区布局电网, 则可以优化电网结构, 从根本上解决短路电流超标, 从而提高电网的安全性、可靠性。
特高压应用存在什么问题?
特高压作为一项电力系统的新技术, 在世界范围内都没有商业运营的经验。还曾经被国际大电网会议定义为“待成熟技术”。而且, 电网的电压等级越高, 覆盖范围越大, 安全隐患也就越大, 长距离的电网很容易遭遇台风、暴雨、雷击等自然灾害。
国家电网公司特高压建设部主任孙昕强调, “特高压的安全性有保障。特高压交流输电示范工程投运两年多来, 实现了双向、全电压、大容量输电, 经受了雷雨、大风和高温、严寒等恶劣条件考验, 实测输电损耗率为1.7%, 约为500千伏工程的1/3, 各项性能指标完全符合设计要求。”
中国科学院院士卢强表示, 假设某一条特高压线路发生一个大的干扰故障, 一个大的交流同步系统能不能保持安全和稳定呢?我们进行了五六百种情况的仿真实验, 回答是:安全稳定性是有保障的, 是有一系列的创新性科技来保证的。
针对国内外都没有现成的技术、设备和标准, 国家电网公司把发投巨资建成了国际一流的特高压交流、直流、高海拔、工程力学四个试验基地和大电网仿真、直流成套设计两个研发中心, 形成了功能齐全、综合指标居世界领先水平的大电网实验研究体系。完成310项重大关键技术研究, 解决了过电压与绝缘配合、外绝缘设计、电磁环境控制、系统集成、大电网安全运行控制等多个世界难题, 逐步掌握了特高压输电的关键核心技术, 并在实验工程中得到了成功应用。
国外特高压技术现状
特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期。当时西方工业国家的电力工业处在快速增长时期, 美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家根据本国的经济增长和电力需求预测, 都制定了本国发展特高压的计划。美国、前苏联、日本、意大利均建设了特高压试验站和试验线段, 专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。
目前, 美国、独联体、日本、意大利、德国、法国均有生产特高压变压器与电抗器的能力。独联体和日本已分别生产过常规的特高压开关和气体绝缘组合电器。独联体、日本、意大利、瑞典等国, 已能生产特高压无间隙避雷器。
我国特高压技术现状
我国从1986年开始立项研究交流特高压输电技术。前期研究包括国内外特高压输电的资料收集与分析, 内容涉及特高压电压等级的论证、特高压输电系统、外绝缘特性、电磁环境、特高压输变电设备及特高压输电工程概况等。八五期间又开展了“特高压外绝缘特性初步研究”, 对长间隙放电的饱和性能进行了分析和探讨, 对实际结构布置下导线与塔体的间隙放电进行了试验研究。
1994年在武汉高压研究所建成了我国第一条百万伏级特高压输电研究线段, 杆塔为真型模拟拉V塔。三相导线水平排列, 导线采用8分裂, 分裂直径为1.04。为满足特高压试验的需要, 97年开展了利用工频试验装置产生长波头操作波的研究, 通过改造工频试验装置, 可产生电压为2250kV, 波头时间为2800μs~5000μs的长波头操作波。
与此同时我国开展了关于特高压线路对环境影响的研究, 研究结果表明, 当采用8分裂导线, 分裂直径为1m时, 特高压线路的地面静电感应水平与500kV输电线路水平基本相当, 无线电干扰水平小于500kV输电线路, 可听噪声在公众所接受的范围内。近期有关专家还进行了涉及特高压输电线继电保护配置方案、特高压时电线路继电保护特殊问题、特高压输变电设备应用、延至1000kV级特高压变压器、特高压系统的可控电抗器原理与结构、1100kV特高压开关设备技术、百万伏级特高压避雷器、特高压电磁产品、绝缘子、绝缘技术、绝缘子串电压分布测试、冲击电压放电特性、1000kV特高压试验线段金具的研制、工频电场、放电特性、导线基杆塔、雷击跳闸等多方面问题的研究与分析。
在借鉴国外研究经验基础上, 我国目前已在武汉建立了特高压试验研究基地, 试验设备完全具备进行各项特高压试验的条件和能力, 已进行了各项特高压的专题研究工作。另外, 我国的设计和制造单位通过西北750kV工程, 进一步具备了制造特高压设备的条件和基础, 考虑到设备的成熟性部分特高压输变电设备在建设初期还可从国外引进。
特高压电器设备 篇7
随着输电网络规模的不断扩大, 输电线路走廊资源越来越紧缺。交流输电线路与特高压直流输电线路平行架设会提高走廊利用率[1,2,3]。
交流输电线路通过电磁耦合会在平行架设的直流输电线路中产生工频感应电压和电流[4,5,6,7,8]。而工频电流通过直流输电线路进入两端换流站后, 在换流器的作用下会在换流变压器阀侧产生直流偏磁电流[9,10,11,12,13]。直流偏磁电流进入换流变压器后, 会影响变压器铁心的磁化曲线, 使磁化曲线产生偏移零坐标轴的偏移量。若变压器处在直流偏磁工作状态, 将导致变压器的损耗、温升及噪音增大, 甚至影响使用寿命[14,15]。
根据云广±800 k V特高压直流线路参数, 采用EMTDC程序[16]建立交/直流输电系统的仿真模型。对不同平行架设长度、不同接近距离 (文中接近距离为线路杆塔中心之间的距离) 、不同交直流线路换位方式以及交流线路单相接地故障下, 特高压直流线路上的感应电压、电流以及换流变阀侧的直流偏磁电流进行了仿真计算。此外, 还对比分析了平行架设时单回和同塔双回线路, 超/特高压交流线路对特高压直流线路的电磁影响。
1 系统概况及线路参数
以图1所示的1 000 k V特高压交流输电线路和云广±800 k V特高压直流输电线路并行为例, 分析特高压交流线路对平行架设特高压直流线路的工频电磁感应影响。云广特高压直流线路全长1 446 km, 双极输送功率为5 000 MW。特高压交流线路的输送功率维持在5 000 MW。交/直流线路参数和杆塔布置见表1、表2和图1。
2 交流线路对并行直流线路电磁感应的影响因素
2.1 交/直流线路平行长度和接近距离
2.1.1 平行长度
接近距离S=50 m, 不同平行架设长度下特高压直流线路上感应工频电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流, 如图2、图3。
由图2、图3可见, 特高压交流线路在平行架设特高压直流线路上感应出较大的工频电压、电流, 在特高压直流线路换流变阀侧会产生明显的直流偏磁电流。
工频感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流随着交/直流线路平行架设长度的增加而增大, 两者基本呈线性关系。
2.1.2 接近距离
平行架设长度L=100 km, 不同接近距离下特高压直流线路上感应工频电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流, 如图4、图5。
由图4、图5可见, 工频感应电压、电流随着交直流线路接近距离的增加而减小, 当交直流线路接近距离较近时, 工频感应分量随着距离的增大衰减地很快, 但当接近距离大于80 m时, 工频感应分量的衰减幅度越来越小。
从图3、图5可知, 整流站与逆变站的换流变阀侧直流偏磁电流随着平行长度的增大而基本呈线性增加, 随着接近距离的增大而越来越小。根据规程要求, 换流变阀侧长期承受的直流偏磁电流不小于30 A。为了维护换流变的安全运行, 阀侧直流偏磁电流应尽量控制在30 A以内。因此, 交直流线路的平行长度和接近距离会受到换流变所承受的最大直流偏磁电流的制约。通过仿真计算, 为了满足规程要求, 不同间距下交直流线路的最大平行长度如表3示, 不同平行长度下交直流线路的最小接近距离如表4所示。
2.2 换位方式 (图6)
设定交/直流输电线路接近距离为50 m, 探讨平行长度分别为100 km、200 km条件下换位方式对电磁耦合的影响。
2.2.1 交流线路换位
分别考虑特高压交流线路并行段不换位、等距换位一次、等距换位二次的换位方式下, 计算分析平行架设的特高压直流线路上的感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流, 见表5。
可以看出, 交流线路换位后, 直流线路上的工频感应电压、电流以及换流变阀侧直流偏磁电流明显减小。并行段交流线路等距换位一次时, 直流线路上的整流侧和逆变侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的50%左右。当交流线路在并行段内实现全换位 (等距离换位2次) 后, 直流线路整流侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的5%左右, 逆变侧感应电压、电流和换流变阀侧直流偏磁电流减小为未换位时的7%左右。平行段交流线路全换位后, 直流线路感应电压、电流以及换流变直流偏磁电流明显减小至较低水平。
交流线路换位可以有效平衡交流线路三相电磁耦合作用。因此, 并行段交流线路导线换位可以有效地减小交流线路对平行架设直流线路的电磁耦合影响, 换位次数越多减小效果越明显。
2.2.2 直流线路换位
在减小交流线路对直流线路的电磁耦合影响方面, 直流线路换位的效果见表6。
由表6可知, 并行段直流线路换位后, 直流线路正极感应参量明显减小, 负极感应参量明显增加, 直流线路正极与负极感应参量之间的差距较换位前明显减小。这是因为平行架设段直流线路换位改变了直流线路正、负极与交流线路之间的接近距离, 换位均衡电磁耦合在两极线路中的作用, 使得正、负极的电磁影响变得基本相同。
3 特高压交流线路发生单相接地故障时对平行架设的特高压直流线路的影响
平行架设的交流线路发生单相接地故障时, 直流线路上的电磁感应参量波形波动剧烈, 但持续时间很短, 随后达到另一稳态。表7为单相接地故障未切除情况下接地故障分别发生在平行线路始端、中间或末端时, 交流系统达到另一稳态时交流线路在直流线路上的电磁影响。
从表7中可以看出, A、B、C三相中, C相接地故障时, 对直流系统的电磁影响最大。这是因为C相线路距离直流线路最近, 发生单相短路时, C相短路电流急剧增加, 从而加大了对直流线路的电磁感应影响。如图7所示, 当故障发生在平行架设段线路首端或者末端时, 短路电流是单向的, 不会发生抵消;而当故障发生在平行架设段中间, 两侧的短路电流在直流线路上的地磁耦合影响会削弱。因此, 在平行段交流线路的两端发生单相接地故障比线路中间发生单相接地故障时对直流系统的电磁影响要大很多。
4 特高压单回和同塔双回交流线路对特高压直流线路的影响
1 000 k V交流同塔双回线路与单回线路输送功率均为5 000 MW。表8为1 000 k V交流同塔双回线路的导、地线参数, 图8为同塔双回线路杆塔导线布置。在平行长度为100 km、接近距离为50 m时, 特高压单回和同塔双回输电线路在特高压直流线路的电磁耦合影响对比见表9。
注: (1) 单回三角排列线路 (2) 双回同向序 (3) 双回逆向序 (4) 双回逆向序I回停运 (5) 双回逆向序II回停运。
由表9可见, 在输送功率相同的条件下, 同塔双回输电线路 (垂直排列) 比单回线路 (三角排列) 对直流系统的电磁影响要小。同塔双回线路逆向序排列比同相序排列对直流系统的电磁影响小。双回逆向序线路I回停运时的电磁影响比双回逆向序线路严重得多。II回线路停运时的影响要比I回停运小很多, 主要是因为II回线路更要靠近特高压直流线路。
5 特高压直流线路与超/特高压交流输电线路平行架设对比分析
超高压紧凑型线路和常规线路的导线布置以及导线参数如图9、表10所示。超高压常规线路的导线和地线参数如表11所示。
特高压输送功率一般比超高压线路大很多, 仿真计算时将特高压单回线路输送功率控制在3 000MW, 超高压常规线路的输送功率控制在1 000MW。由于紧凑型线路自然功率大, 将其输送功率控制在1 500 MW。那么, 直流线路上的感应参量见表12。
由计算结果可知, 超高压交流线路比特高压交流线路对特高压直流线路的电磁耦合影响小得多。相比常规线路, 由于紧凑型线路减小了交流三相线路对直流线路电磁耦合影响的不平衡, 交流紧凑型线路对特高压直流线路的电磁影响明显减小。
注: (1) 特高压单回输电线路 (2) 超高压紧凑型线路 (3) 超高压常规线路
6 结论
1) 交/直流平行架设后, 特高压直流线路电压、电流中的工频分量明显增加。特高压交流线路会在平行架设特高压直流线路产生较大的工频感应电压、电流。特高压直流线路换流变阀侧产生了明显的直流偏磁电流。
2) 工频感应电压、电流随着交/直流线路平行架设长度的增加而增大, 两者基本呈线性关系。工频感应电压、电流随着交直流线路接近距离的增加而减小。换流变阀侧直流偏磁电流随着平行长度的增大而基本呈线性增加, 而随着接近距离的增大而越来越小, 两者呈非线性关系。
并行段交流线路导线换位可以有效地减小交流线路对平行架设直流线路的电磁耦合影响, 换位次数越多减小效果越明显。并行段直流线路换位可以均衡电磁耦合在两极线路中的作用, 使得正、负极的电磁影响变得基本相同。
平行架设交流线路A、B、C三相中, C相接地故障时, 对直流系统的电磁影响最大。平行段交流线路的两端发生单相接地故障比线路中间发生单相接地故障时对直流系统的电磁影响要大得多。
3) 在输送功率相同的条件下, 同塔双回输电线路 (导线逆向序垂直排列) 比单回线 (三角排列) 对直流系统的电磁影响要小。同塔双回线路逆向序排列比同相序排列对直流系统的电磁影响小。双回逆向序线路I回停运时的电磁影响比双回逆向序线路严重得多。
超-特高压同塔多回线路 篇8
2008年底, 我国首条1000kV交流特高压输电线路试验示范工程的成功建成, 标志着我国输电技术发展的一次重大飞跃。随着我国经济建设的快速发展, 土地资源越来越稀缺。在特高压输电线路建设中也出现了线路走廊紧张的问题, 特别是人口稠密、经济发达的地区。采用同塔多回线路架设的方法可充分利用线路走廊, 节约占地费用。目前已建成投运的同塔多回线路的运行情况良好, 但相关研究主要涉及500kV和220kV线路的同塔3回、4回或同塔混压4回, 也有220/110kV线路的同塔混压6回等情况。国外同塔多回路的应用已比较普遍。在德国, 同塔4回路为高压和超高压线路中的常规线路 (目前最高电压等级为380kV) , 最多回路数为6回;在日本, 同塔架设最多回路数为8回, 电压等级110kV以上线路多为4回 (500kV除外) , 电压等级500kV以上线路除早期2条为单回路以外, 其余均为双回共塔架设, 1000kV特高压线路也采用双回路形式。
当特高压线路与超高压线路同塔架设时, 可称为超-特高压线路。可以预见, 超-特高压同塔多回线路的输送容量将明显提高, 且杆塔高度及重量也会明显增加。对于受风荷载影响较大的输电线路杆塔而言, 随着塔高的增大其可靠性越来越不容忽视。
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