呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程内部过电压计算附录

一、概述

图C-1　500kV抽水蓄能电站接入武川输变电工程网架结构示意图

呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程新建500kV抽水蓄能电站,抽水蓄能电站的总装机容量1200MW,单机容量300MW。电站建成后,以500kV输电线路接入武川变电站,在电网中承担调峰、填谷、调频、调相以及事故备用任务。抽水蓄能电站至武川变电站的500kV输电线路全长21.72k M,500kV线路导线型号4×JLRX1/F2A-360/40,断路器无合闸电阻。本报告计算启动抽水蓄能至武川500kV线路的内过电压情况。

为满足工程系统调试的需要,现对以上投产工程进行工频过电压、操作过电压、潜供电流与恢复电压的计算分析,以便为工程实施提供理论依据,为运行提供参考。呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程的网架结构示意图如图C-1所示。

二、计算分析依据

呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程内过电压计算依据标准和参考资料如下。

1.依据标准

(1)DL/T 620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》。

(2)DL/T 615—1997《交流高压断路器参数选用导则》。

(3)GB 1179—1999《圆线同心绞架空导线》。

2.参考资料

(1)《电力系统设计手册》(电力工业部电力规划设计总院主编,中国电力出版社,1998)。

(2)《呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程系统调试计算分析报告》。

(3)《电力工程高压送电线路设计手册(第二版)》(张殿生主编,中国电力出版社,2003)。

(4)500kV抽水蓄能变电站主变产品合格证书,设计图纸。

三、等值网络及相关线路参数

1.等值说明

(1)所有线路两端断路器均无合闸电阻。

(2)计算中,考虑了金属氧化物避雷器(MOA)对内过电压的限制作用,MOA的额定电压线路侧为444kV,母线侧为420kV。

2.电机参数

500kV抽水蓄能电站的电机具有发电和抽水两种运行工况,其型号参数见表C-1和表C-2。

表C-1　发电电动机参数表

表C-2　发电机参数表

续表

3.线路参数

呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程工频过电压、操作过电压、潜供电流和恢复电压计算分析所涉及的500kV线路长度和单位长度正序、零序阻抗参数见表C-3。

表C-3　呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程内过电压计算相关线路参数

4.网络等值阻抗

呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程工频过电压、操作过电压、潜供电流和恢复电压计算所用的500kV系统等值网络的正序、零序阻抗参数见表C-4。

表C-4　正常方式下呼和浩特500kV抽水蓄能输变电工程系统等值网络阻抗

注:表中对角线元素阻抗指各节点对地的支路等值阻抗,非对角线元素阻抗指节点之间的支路等值阻抗。

四、计算方式说明

呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程新建500kV抽水蓄能电站,启动武川至抽水蓄能单回线,上述500kV输变电工程正常方式下的等值阻抗详见表C-4,其具体调试及运行方式说明如下。

1.调试方式说明

WXTS1:武川空充抽水蓄能电站(考虑武川母线高抗投退)。

2.正常方式说明

(1)WXZC1:武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。

(2)WXZC2:武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为电动机运行。

3.检修方式说明

(1)WXJX1:检修方式一,坤—武Ⅰ线检修。

(2)WXJX2:检修方式二,武—旗Ⅰ线检修。

(3)WXJX3:检修方式三,武—察Ⅰ线检修。

(4)WXJX4:检修方式四,武川母线高抗检修。

五、工频过电压计算

基于《呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程系统调试计算分析报告》,分别在调试方式、正常方式及检修方式下,计算武川至抽水蓄能线路的工频过电压。计算结果中,工频过电压基准值为1.0p.u.=550/kV=317.55(kV),以下没有特殊说明时,均按此定义。

1.调试方式下工频过电压计算

在调试方式下,计算武川至抽水蓄能单回线的空载长线容升效应(K 0)和线路末端单相短路(K 1)两种情况下的工频过电压。考虑高抗投退和调试中可能出现的充电方式,工频过电压计算结果见表C-5。

表C-5　WXTS1方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

2.正常方式下工频过电压计算

在正常方式下,分别考虑了抽水蓄能电站作为发电机和电动机两种运行模式,针对武川至抽水蓄能Ⅰ线,计算其线路两端发生无故障跳闸后空载线路电压升高(K 0)及线路末端单相短路甩负荷(K 1)后相对地和相间工频过电压,工频过电压计算结果见表C-6和表C-7。

表C-6　WXZC1方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXZC1指武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。

表C-7　WXZC2方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXZC4指武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为电动机运行。

3.检修方式下工频过电压计算

在检修方式下,针对武川至抽水蓄能线路计算其线路两端发生无故障跳闸后空载长线电压升高(K 0)及线路末端单相短路甩负荷(K 1)后相对地和相间工频过电压,计算结果如表C-8～表C-14。

(1)WXZC1方式下的检修计算。在WXZC1方式即武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为发电机运行时,进行下列检修,结果见表C-8～表C-11。

表C-8　WXJX1方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX1指坤—武Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。(www.xing528.com)

表C-9　WXJX2方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX2指武—旗Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。

表C-10　WXJX3方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX4指武—察Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。

表C-11　WXJX4方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX4指武川母线高抗检修,抽水蓄能两台机组作为发电机运行。

(2)WXZC2方式下的检修计算。在WXZC2方式即武川至抽水蓄能新建线路投运,抽水蓄能两台机组作为电动机运行时,进行下列检修,结果见表C-12～表C-14。4.工频过电压计算小结

表C-12　WXJX1方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX1指坤—武Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为电动机满载运行。

表C-13　WXJX2方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX2指武—旗Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为电动机满载运行。

表C-14　WXJX3方式下武川至抽水蓄能线路工频过电压计算结果

注:表中WXJX3指武—察Ⅰ线检修,抽水蓄能两台机组作为电动机满载运行。

(1)工频过电压数值。由表C-5可以看出,在调试方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0800p.u.;由表C-6和表C-7可以看出,在正常方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0696p.u.;由表C-8～表C-14可以看出,在各种检修方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0714p.u.。依据DL/T 620—1997规定,上述结果均满足小于规程规定的1.4p.u.。

(2)控制首端母线电压结论。根据计算结果,在系统调试、正常和检修方式下,均不用采取特殊措施控制电网电压。

六、潜供电流与恢复电压计算

在正常运行方式下,计算呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程中武川至抽水蓄能线路的潜供电流和恢复电压,结果分别见表C-15。

表C-15　WXZC1方式下武川至抽水蓄能线路潜供电流和恢复电压计算结果

由表C-15可见,武川至抽水蓄能线路潜供电流最大值为2.7530A,恢复电压为36.6337kV,若潜供电弧弧道长度以3.7m作为计算,则恢复电压梯度为9.9010kV/m。结合DL/T 615—1997,对于无补偿线路,当恢复电压梯度为10kV/m,潜供电流为12A时,潜供电弧的自熄灭时间推荐值为0.1～0.15s;同时,考虑潜供电弧熄灭后的弧道介质恢复时间约为0.1s和潜供电弧熄灭后的无电流间隙所留裕度0.1s,则无补偿的武川至抽水蓄能线路断路器的最小单相重合闸时间可按0.3s考虑。

七、操作过电压计算

基于《呼和浩特抽水蓄能电站500kV输变电工程系统调试计算分析报告》,计算武川至抽水蓄能线路的合空线和单相重合闸操作过电压。计算结果中,操作过电压基准值为1.0p.u.=550/=449.07(kV),以下在没有特殊说明时,均按此定义。

1.合空线操作过电压计算

在空充方式下,计算武川至抽水蓄能线路的合空线操作过电压。根据正态分布的“3σ规则”和绝缘配合中使用的统计过电压U 2%,鉴于三相开关动作的不同期性(开关的不同期时间大约为5ms),在计算中考虑开关预期合闸时间在一个周波内服从随机均匀分布、开关三相不同期性在[-0.0025,0.0025]区间内服从正态分布。在此基础上,针对武川至抽水蓄能线路,分别进行了120次空充合闸统计计算。通过引入蒙特卡洛法求取其120次合空线操作过电压的平均值U mean和最大值U 2%。武川至抽水蓄能线路合空线操作过电压结果见表C-16。

表C-16　WXZC1方式下武川至抽水蓄能线路合空线操作过电压计算结果　单位:p.u.

2.单相重合闸操作过电压计算

在正常运行方式下,针对武川至抽水蓄能线路,计算其单相重合闸过电压。根据正态分布的“3σ规则”和绝缘配合中使用的统计过电压U 2%,鉴于三相开关动作的不同期性(开关的不同期时间大约为5ms),在计算中考虑开关预期合闸时间在一个周波内服从随机均匀分布、开关三相不同期性在[-0.0025,0.0025]区间内服从正态分布。在此基础上,针对武川至抽水蓄能线路进行了120次单相重合闸统计计算。通过引入蒙特卡洛法求取其120次单相重合闸操作过电压的平均值U mean和最大值U 2%,结果分别见表C-17。

表C-17　WXZC1方式下武川至抽水蓄能线路单相重合闸操作过电压计算结果　单位:p.u.

3.操作过电压计算小结

由表C-16和表C-17可以看出,武川至抽水蓄能线路合空线操作过电压相地最大值为1.6490p.u.,单相重合闸操作过电压相地最大值为1.7950p.u.。依据DL/T 620—1997规定,上述操作过电压相地最大值均满足不超过2.0p.u.的规定。

八、发电机自励磁过电压

1.发电机自励磁的判断方法

机组的自励磁问题是一种谐振现象。发电机外电路等值图如图C-2所示,发电机自励磁判据可用如下两种方法进行判断:

(1)方法一:发电机经升压变带空载线路,需将变压器的漏抗考虑进去,即X C＞1.2(X d+X T)时,不产生自励磁。

注:该判据为了计及变压器参数对自励磁产生的影响,将变压器漏抗X T并入发电机电抗中。考虑机组参数、线路、变压器等元件参数的误差,为了可靠地脱离自励磁区域,实际使用该判据时,应留有适量的裕度,如X C＞k(X d+X T),k=1.2,其中:X d为发电机同步电抗,X T为主变漏抗,X C为外部容抗。

(2)方法二:KS e＞Q C为不产生自励磁的条件,其中S e为发电机容量,Q C为线路充电容量,K为发电机的短路比。

图C-2　发电机外电路等值图

2.发电机自励磁过电压计算

为了安全起见,在呼市抽水蓄能电站启动的过程中,需进行自励磁计算。为了方便,均取标么值进行计算,基值取:S j=100MVA,U j=U av。空载充电武川至抽水蓄能Ⅰ线,呼市抽水蓄能电站发电机铭牌为:X d=1.08,X q=0.75,=0.3,500kV主变铭牌为:额定电压550/18kV,额定容量360000kVA,短路阻抗14.92%,针对500kV抽水蓄能电厂至武川变电站的发电机自励磁离线计算结果如下:

(1)按照第一种判据计算:根据表C-1,C=0.0137μF/km,B 1/2=2πf C=4.3018μS/km,得

发电机:

变压器T 2:

所以,X C＞1.2(X T|X d),发电机不会产生自励磁过电压。

(2)按照第二种方法计算:发电机短路比K为1.01,发电机的容量为300MW,功率因数0.9,则:KS e=1.01×=336.667MVA,Q C=1.18×21.72=25.6296Mvar可见,KS e＞Q C,所以发电机不会产生自励磁过电压。

综上所述,从抽水蓄能电厂空充武川至抽水蓄能线路不会发生发电机自励磁过电压。

九、结论

1.工频过电压计算结论

(1)在调试方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0800p.u.。

(2)在正常方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0696p.u.。

(3)在各种检修方式下,武川至抽水蓄能线路相地工频过电压最大值为1.0714p.u.。

上述工频过电压均小于1.4p.u.,满足规程要求。根据计算结果,在系统调试、正常和检修方式下,电网电压值不会超过允许运行电压的控制值,因此不用采取特殊措施控制电网电压。

2.操作过电压计算结论

(1)空充方式下,武川至抽水蓄能线路合空线操作过电压相地最大值为1.6490p.u.。

(2)正常运行方式下,武川至抽水蓄能线路单相重合闸操作过电压相地最大值为1.7950p.u.。

上述操作过电压相地最大值均不超过2.0p.u.,满足规程要求。

3.潜供电流和恢复电压计算结论

无补偿的武川至抽水蓄能线路断路器的最小单相重合闸时间可按0.3s考虑。

4.发电机自励磁过电压计算结论

当抽水蓄能电厂空充武川至抽水蓄能线路时,不会有发电机自励磁过电压发生。