1000kV交流特高压主设备的结构特点

(一)1000kV交流主变压器

1.容量和电压

特高压变压器一般为1000MVA、1050/kV,常规500kV变压器最大为334MVA、500/kV。

2.调压方式

特高压变压器为中性点无载调压,为变磁通变压器;常规500kV变压器为中压线端有载调压,为恒磁通变压器。

3.总体结构

特高压变压器单独设置调压变压器,即由调压变压器和主体变压器两部分组成。在特高压试验示范工程及其扩建工程中,使用了西变、沈变和保变3个厂家变压器,不同厂家的变压器除了在主体变的芯柱数上有不同外(西变两柱式,沈变、保变三柱式),调压补偿变的内部接线方式也有差异,沈变、保变采取低压绕组先与调压励磁绕组并接后再与补偿绕组串接,而西变是低压绕组先与补偿绕组串接后再与调压励磁绕组并接。

常规500kV变压器只有一个主体,未设置单独的调压补偿变压器。

4.铁芯结构

特高压变压器铁芯设计分为三相五柱式(保变和沈变)和四柱式(西变),其中三相五柱式中三主柱每柱套低压、公共、串联绕组,即每柱容量为1000/3MVA;三相四柱式中两主柱每柱套低压、公共、串联绕组,即每柱容量为1000/2MVA。常规500kV变压器为双框三柱结构。

5.500kV端出线方式

特高压变压器500kV端为端部出线,常规500kV变压器500kV端为中部出线。

6.绝缘结构

特高压变压器高压端电压为1000kV,绝缘结构复杂,为了处理好变压器内部的绝缘问题,高压侧采用中部出线,中压侧采用端部出线,减少了内部放电的几率。常规500kV变压器高压端为500kV端,绝缘结构相对简单。

7.电磁关系

特高压变压器由3个变压器组成,相互之间没有磁的联系,只是电气连接在一起,相互之间的电磁关系复杂,常规500kV变压器只是一个变压器,电磁关系相对简单。

8.工艺处理参数

特高压变压器制造过程中处理工艺参数不同,包括器身处理真空度、处理时间等。

9.高压套管

由于变压器高压套管的外瓷套长度较长,为了减少套管的长度,增加抗弯拉力,因此套管的储油柜放在套管的中部,并有油位监视信号传送至后台监控。而一般的500kV套管的储油柜在套管的顶部。

(二)1000kV交流电抗器

1.铁芯结构

500kV电抗器容量相对较小,已挂网运行的500kV并联电抗器单台最大容量为70Mvar,其铁芯结构均采用单芯柱带两旁轭的结构;1000kV电抗器是目前世界上单台容量最大的电抗器,最大容量为单台320Mvar,采用两芯柱带两旁轭的铁芯结构型式。

2.线圈结构

传统的500kV及以下的单相并联电抗器线圈大多采用多层圆筒式结构,1000kV特高压并联电抗器采用插花纠结的饼式结构。

3.引线结构

传统500kV电抗器,容量和电压等级相对较低,因此多采用高压套管从箱盖直插入电抗器油中方式,油中绝缘距离较大,无出线装置,费用低,但对1000kV特高压电抗器而言,为满足油箱运输尺寸的要求,采用了从箱壁侧面用进口魏德曼成套出线装置引出的引线结构,并由魏德曼进行三维电场分析计算,以保证1000kV出线结构的绝缘可靠性。

4.油箱和总装结构

500kV电抗器油箱采用钟罩式结构,器身连箱底,能承受真空和正压,无永久变形和损坏。500kV电抗器储油柜为可抽真空的隔膜袋式储油柜,多采用自冷式结构,宽片散热器通过导油框架直接安装在油箱上,不需要单独的地基和支架,导油框架与宽片散热器和油箱之间设有真空蝶阀,可以在本体不用放油的情况下,更换宽片散热器,运行维护方便。1000kV电抗器外观设计仍遵循上述的设计理念,但根据该产品的具体要求,油箱为桶式平顶箱盖结构,箱壁用加强筋加强,箱底为平钢板。散热器集中放置,与本体分开布置,下部安装有吹风装置,采用可拆式宽片散热器,可与油箱一起承受13.3Pa的真空压力试验,恢复常压后无永久变形。

(三)1000kV交流断路器

(1)断路器为双断口卧式布置,灭弧室采用混合压气式结构,具有强大的短路开断能力。(www.xing528.com)

(2)在两个断口间并联1080p F的电容器用来均衡电压和限制恢复电压的上升率。

(3)灭弧室设置了合闸电阻,在断路器关合时提前接入电阻用来抑制合闸操作过电压;为了限制分闸过电压,灭弧室设置了分闸电阻断口,并使分合闸共用一套电阻断口和电阻热容元件。灭弧室主断口由一组大功率液压机构操动。每相断路器的热容元件由阻值500～600Ω的电阻单元组成,设计热容量150MJ,为了确保电阻不因过热损坏,在断路器开断失步电流后应间隔3h方可再次合闸,在开断短路电流后应间隔30min方可再次合闸,在带线路进行系统试验等连续合分后应间隔5min后方可再次合闸。

(四)1000kV交流隔离开关

单相DS/ES为隔离和接地开关封装在一个独立的密闭气室内,并分别配有弹簧机构和电动机构。其中隔离开关具有内部结构紧凑、带有500Ω分闸电阻、能抑制VFTO产生的特点。同时,单相DS/ES的布置形式分别有Z形和L形,便于变电站的灵活布置。

(五)1000kV交流串联补偿装置

以1000kV交流晋东南—南阳—荆门试验示范工程配置的线路串补装置为例进行说明。

1.串联电容器组

1000kV长南Ⅰ线及南荆Ⅰ线,均采用固定式串补装置,额定电流5080A。其中长南Ⅰ线串补装置布置在线路两侧,额定容量1500Mvar/侧,补偿度为20%/侧,采用单平台布置方式;南荆Ⅰ线串补装置布置在南阳侧,额定容量2288Mvar,补偿度为40%,采用双平台布置方式。

1000kV长南Ⅰ线每相电容器组由8个电容器塔组成,采用双H型接线,每塔4层,每层28台,共896个单元。南荆Ⅰ线每相电容器组按双平台布置,变电站侧为平台1,线路侧为平台2,每个平台由8个电容器塔组成,采用双H型接线,平台1每塔4层,每层24台,共672个单元;平台2每塔3层,每层28台,共672个单元。

电容器单元采用单相、内熔丝结构,每个单元配有内部放电电阻,保证在10min内将电容器的电压自额定电压峰值降低到75V以下。

2.金属氧化物限压器(MOV)

长南I线MOV额定电压169.7kV,保护水平2.3p.u,不含备用的每相MOV并联单元数为15个,可吸收能量68.7MJ,备用5个。

南荆I线MOV额定电压130kV,保护水平2.3p.u,不含备用的每相MOV并联单元数为17个,可吸收能量59.7MJ,备用3个。

3.火花放电间隙(GAP)

火花间隙系统故障电流承载能力为63kA,额定电压98.4kV,触发允许电压250kV,工频自放电电压352kV,间隙距离整定为:长南Ⅰ线长治侧103mm,南阳侧98mm,南荆Ⅰ线71mm。

4.阻尼装置

长南I线额定电感1.683m H,额定电阻4.5Ω,故障电流和电容器放电电流承载能力为170kA,阻尼率不大于0.5;南荆Ⅰ线额定电感1.276m H,额定电阻3.5Ω,故障电流和电容器放电电流承载能力为170kA,阻尼率不大于0.5。

5.旁路开关

特高压交流试验示范工程扩建工程采用ABB、西开和平高3个厂家的产品。其中ABB断路器采用电动弹簧操作机构,为单断口结构,额定电压1100kV,端口电压245kV,额定电流6300A,额定旁路关合电流200kA,短时耐受电流63kA、2s,峰值耐受电流170kA;西开断路器及平高断路器采用液压弹簧机构,为双断口结构,额定电压1100kV,端口电压252kV,额定电流6300A,额定旁路关合电流160kA(平高)、200kA(西开),短时耐受电流63kA、2s,峰值耐受电流170kA。

6.旁路隔离开关

采用三柱水平双断口翻转式隔离开关,两侧不带接地开关,其静触头上专门设置了能开合6300A、7000V的母线转换电流的引弧触头及小型真空断路器装置,断口间耐压按550kV系统耐压设计,当该隔离开关处于分闸位置时如果任意一端带电则另一端不允许接地,否则将造成系统对地短路。

7.绝缘平台

绝缘平台尺寸27m×12.5m,高度11.47m,荷重不大于100t,额定电压1100kV。

(六)110kV交流并联电容器组

(1)传统方式的相对地避雷器不能保护电容器的极间绝缘。而特高压工程采用了过电压阻尼装置,因此对电容器组回路中各主要设备均能实现操作过电压保护。

(2)110kV并联电容器组采用内熔丝设计,内熔丝电容器既摆脱了外熔丝运行稳定性差的困扰,又避免了无熔丝电容器内部元件串联数要求大而导致的单元并联台数超过耐爆能量的情况。

(3)采用桥差不平衡保护,灵敏度能够最大限度地反应特大型电容器组运行中内熔丝的变化。

(4)采用两段式保护不仅从根本上杜绝了在对称位置上出现故障的现象,堵住了不平衡保护天生的“漏洞”,而且使安全防范措施变消极被动为积极主动。

(5)采用缩小监控范围的双桥差电容器组接线,不但有效提高了内熔丝电容器组不平衡保护的整定值,而且使不平衡保护的抗干扰能力得到提高。双桥差方案的采用,标志着初始不平衡值校验在电容器组接线方式的设计中已经成为非常重要的内容之一。