7.5 500kV和1000kV GIS变电站VFTO的比较
本节主要针对500kV与1000kV GIS变电站,讨论VFTO对变电站中GIS本体主绝缘、主变主绝缘以及主变纵绝缘的影响,并对500kV变电站和1000kV变电站中VFTO特性进行了比较。
7.5.1 变电站中典型隔离开关操作方式下开关操作顺序
为了分析在实际500kV GIS变电站和1000kV GIS变电站中VFTO对主变以及GIS设备的影响,首先需要确定仿真计算模型。
图7-11和图7-12是典型的1000kV GIS变电站和500kV GIS变电站的主接线示意图。
图7-11 1000kV GIS变电站主接线示意图
图7-12 500kV GIS变电站主接线示意图
在研究VFTO对GIS变电站内设备的影响时,VFTO幅值与隔离开关的操作方式密切相关,典型的隔离开关操作方式有投切主变、投切出线和投切母线三种。由于两条主母线之间的各支断路器串结构类似,因此,以其中一支为例研究三种典型操作方式下断路器与隔离开关的倒闸顺序,判断在各种操作方式下可能产生VFTO的隔离开关,从而建立仿真模型。
7.5.1.1500kV GIS变电站中典型隔离开关操作方式下的开关操作顺序
1)投切出线
以投切出线一为例,切除出线时先分闸CB102、CB101,再依次分闸DS1021、DS1012、DS1011、DS1022,投入出线时与上述顺序相反。分合上述四个隔离开关均可能产生VFTO。
2)投切母线
切除母线时,首先依次断开与该条母线连接的所有断路器(如CB103等),再拉开断路器两侧的隔离开关(如DS1032、DS1031等)。电源侧隔离开关(如DS1031)的一端与电源连接,分闸该开关可能会产生VFTO;分母线侧隔离开关DS1032时不会产生VFTO,因为此时母线上的残余电荷通常已泄放完毕。投入母线时操作顺序与切除母线时正好相反,考虑此时母线已经长时间处于不带电状态,合闸DS1032通常不会产生VFTO,而合闸DS1031可能会产生VFTO。
3)投切主变
投入主变与切除主变的开关操作顺序正好相反,以切除500kV变电站#1主变为例,切除#1主变时先分闸CB104、CB102、CB103,再依次分闸三个断路器两端的负荷侧和电源侧的隔离开关。
在进行主变的停运操作时,依次分闸CB104、CB102、CB103后,变压器处于不带电状态,由于变压器中性点直接接地,与变压器相连的GIS管道和隔离开关(图7-12中DS1022、DS1031)将通过变压器绕组迅速泄放电荷,使得隔离开关上的残余电荷电压大幅下降。通过仿真分析得出,变压器在与两侧电网断开后,与之相连的隔离开关上的残余电压仅在一个工频周期内即降至0.22p.u.左右,如图7-13所示。在实际操作中,需确定断路器已断开的情况下才能拉开隔离开关,从断开断路器到操作隔离开关这一时间间隔足以使主变上的残余电荷电压降至很低水平,主变基本不带电。因此,分闸DS1022、DS1031时不会产生VFTO。在分闸DS1021以及DS1032时,这两个隔离开关的一端与电源连接,可能会产生VFTO。
图7-13 主变切除后与主变相连空母线上残压随时间的变化关系
综上所述,在切除主变时,分闸DS1022、DS1031时不会产生VFTO,分闸DS1021、DS1032时会产生VFTO。另外,投入主变时,主变已长时间处于不带电状态,在合闸隔离开关DS1022和DS1031时通常不会产生VFTO,而合闸DS1021和DS1032时可能产生VFTO。
7.5.1.21000kV GIS变电站中典型隔离开关操作方式下的开关操作顺序
对于特高压GIS变电站,针对投切出线与投切母线的情形,开关的操作顺序与500kV GIS变电站相同。
对于投切主变的情形,以切除1主变为例,切除1主变时先分闸CB102、CB103、CB104和CB105,再依次分闸四个断路器两端的负荷侧和电源侧的隔离开关。其中,由于主变上残余电荷的泄放,操作DS1022、DS1031时不会产生VFTO,而在操作DS1021以及DS1032时,这两个隔离开关的一端与电源连接,可能会产生VFTO。合闸主变时,由于主变长时间不带电,在合闸DS1022和DS1031时,通常不会产生VFTO,而合闸DS1021和DS1032时可能会产生VFTO。
7.5.1.3 小结
综上所述,对于500kV和1000kV GIS变电站,投切出线时两者的开关操作顺序方式相同,投切母线时开关操作顺序也一样。但是对于投切主变的情形,由于两者低压侧的接线方式有差异,导致投切主变时低压侧投切的开关数量不一样。其中1000kV GIS变电站投切主变时,低压侧需断开两支断路器和四支隔离开关,比500kV GIS变电站中投切主变的开关操作更复杂。
另外,综合前面的分析可知,操作与带电的系统相连的隔离开关时,通常会产生VFTO。因此,在三种典型的隔离开关操作方式下,会产生VFTO的隔离开关如下表7-2所示。当分闸某一只隔离开关会产生VFTO时,合闸该隔离开关也会产生VFTO;当分闸某一只隔离开关不产生VFTO时,合闸该隔离开关也不会产生VFTO。
表7-2 变电站中不同操作方式下可能产生VFTO的隔离开关
根据表7-2的所示的结果,在本章中,求取相应隔离开关操作方式下的VFTO时,只需考虑操作该表中列出的几支隔离开关产生的VFTO即可。
7.5.2500kV/1000kV GIS变电站中设备对VFTO的限制水平
对于超/特高压交流系统,目前国际上尚未提出统一规定的代表VFTO的试验电压典型波形和设备的耐受电压值。通常认为设备VFTO可与LIWV(雷电冲击耐受电压)进行比较,将GIS设备的LIWV除以一定的裕度系数,即可得到GIS设备的VFTO限制水平。在特高压系统中,该裕度系数通常取为1.15。1000kV系统中GIS设备和主变的LIWV分别为2400kV和2250kV,考虑1.15的裕度系数可得特高压系统中GIS本体和主变主绝缘对VFTO的限制水平分别为2400/1.15=2087kV和2250/1.15=1956kV。对于500kV交流系统,GIS设备的LIWV与设备对VFTO的耐受水平之间的裕度系数也取为1.15,500kV GIS本体和主变的LIWV均为1550kV,其VFTO的限制水平为其雷电冲击耐受电压1550kV除以配合系数1.15,即1348 kV(3.0p.u.)。
衡量VFTO是否会对变压器纵绝缘产生危害的指标,主要是VFTO波前陡度。在500kV交流系统中,对于标准雷电冲击波过电压,变压器的LIWV为1550kV,波前时间为1.2μs,变压器入口能够承受的波前陡度为1291kV/μs;在特高压系统中,变压器的LIWV为2250kV,变压器入口应该能够承受的波前陡度为1875kV/μs。表7-3、表7-4所示分别为超高压500kV和特高压1000kV GIS系统中三类绝缘对VFTO的限制水平。
表7-3 超高压500kV设备对VFTO的限制水平
表7-4 特高压1000kV设备对VFTO的限制水平
7.5.3 典型500kV和1000kV GIS变电站中的VFTO比较
下面将选取某500kV GIS变电站以及远期某1000kV GIS变电站为计算模型,仿真计算在典型的隔离开关操作方式下VFTO对GIS本体以及主变的影响。由于隔离开关加装并联电阻对VFTO有一定的削弱作用,从严考虑,本节讨论变电站中VFTO特性时,考虑隔离开关不加装并联电阻的情形。
算例一:500kV GIS变电站采用3/2接线,每串断路器串上断路器与隔离开关(CB101与DS1012)之间的平均距离约为2.5m,两个相邻的隔离开关(DS1012与DS1021)之间的平均距离为约6.5m; GIS出口套管与断路器串之间的GIS管道母线平均长度为15 m; GIS出口套管与主变之间的架空线长度为107m。
算例二:1000kV GIS变电站采用3/2接线,每串断路器串上断路器与隔离开关(CB101与DS1012)之间的平均距离约为5m,两个相邻的隔离开关(DS1012与DS1021)之间的平均距离为约14m; GIS出口套管与断路器串之间的GIS管道母线平均长度为40m; GIS出口套管与主变之间的架空线长度为60m。
7.5.3.1 VFTO对GIS本体以及主变主绝缘的影响
在三种典型的隔离开关操作方式下,算例一和算例二所示的变电站内GIS本体和主变端口处的最大VFTO值如表7-5所示。
表7-5 典型隔离开关操作方式下GIS本体以及主变端口的VFTO幅值
由表7-5可知,投切主变时,主变端口处VFTO幅值很小,基本接近于零,可以认为几乎没有VFTO。这是因为合分DS1021以及DS1032时,这两个隔离开关通过断开的断路器与主变连接,因此,VFTO通过断路器断口电容传到主变端口,幅值很小,基本接近于零。
对于500kV GIS变电站,在三种典型的隔离开关操作方式下,变电站内GIS本体上的最大VFTO值为2.13p.u.,主变端口最大VFTO值为1.13p.u.,均远小于3.0p.u.的限制水平。另外,从VFTO的产生机理与特点中可知,VFTO的理论最大值可以达到3.0p.u.,但是在实际500kV GIS变电站中,VFTO在GIS内会有较大衰减,因此实际最大VFTO值小于3.0p.u.,对GIS本体以及主变主绝缘通常不会构成威胁。
对于1000kV变电站,在三种典型的隔离开关操作方式下,变电站内GIS本体上的最大VFTO值为2.38p.u.,主变端口最大VFTO值为1.09p.u.,其中GIS本体上的VFTO值超过限制水平,需重点防护。
综上以上分析,可以得到以下两点结论:① 由于500kV系统中GIS本体主绝缘和主变主绝缘对VFTO的限制水平较高,达到3.0p.u.,实际上VFTO一般不会达到该值。因此,VFTO通常不会危及500kV GIS变电站中GIS本体主绝缘和主变主绝缘。② 对于1000kV系统,由于GIS本体主绝缘和主变主绝缘对VFTO的限制水平分别降到2.32p.u.和2.18p.u.,且由前面的仿真计算分析可知,典型隔离开关操作方式下,1000kV GIS变电站中GIS本体上的VFTO幅值可能会超过2.32p.u.的限制水平。因此,VFTO对1000kV GIS变电站中GIS本体主绝缘可能会构成威胁。另外,由于主变端口距离产生VFTO的隔离开关较远,VFTO传播到主变端口时衰减较大,通常不会超过2.18p.u.的限制水平。因此,VFTO不会危及1000kV GIS变电站中主变主绝缘。
7.5.3.2 VFTO对主变纵绝缘的影响
本节主要研究VFTO对500kV和1000kV GIS变电站中主变纵绝缘的危害。首先针对算例一中的500kV GIS变电站和算例二中的1000kV GIS变电站,分析典型的隔离开关操作方式下,VFTO对主变纵绝缘的影响;在此基础上,针对更一般的典型的500kV和1000kV的GIS变电站,研究VFTO对其主变纵绝缘的影响,得到针对一般超/特高压GIS变电站适用的结论。
1)VFTO对变电站主变纵绝缘的影响
对于算例一和算例二中的500kV GIS变电站和1000kV GIS变电站,在三种典型的隔离开关操作方式下,入侵主变端口的VFTO波前陡度如表7-6所示。
表7-6 典型隔离开关操作方式下入侵主变的VFTO波前陡度
由表7-6可知,对于500kV和1000kV GIS变电站,三种操作方式下入侵主变的VFTO波前陡度均分别小于主变纵绝缘对VFTO波前陡度的限制水平1291 kV/μs和1875 kV/μs。因此,VFTO对500kV和1000kV GIS变电站内主变纵绝缘威胁不大。
2)架空线长度为0m时VFTO对变电站主变纵绝缘的影响
架设于GIS出口套管与主变之间的架空线对VFTO波前陡度有一定的削弱作用,在进行变电站的设计时,不同的变电站内该段架空线的长度通常不相同,对于上述500kV GIS变电站,该段架空线长度为107m;对于上述1000kV GIS变电站,该段架空线长度为60m。从严考虑,取该段架空线长度为0m,三种典型的隔离开关操作方式下入侵变电站内主变的最大VFTO波前陡度如表7-7所示。
表7-7 架空线长度为0m时典型隔离开关操作方式下入侵主变的VFTO波前陡度
对比表7-6、表7-7可知,在架设架空线的情形下入侵主变的VFTO波前陡度比没有架设架空线的情形要严重得多。因此,采用适当长度的架空线限制入侵主变VFTO波前陡度的效果很明显。对于上述500kV和1000kV GIS变电站,即使架空线长度为0m,最大VFTO波前陡度分别为1041kV/μs和1148kV/μs,仍没有超过各自电压等级的限制水平1291kV/μs和1875kV/μs,对主变纵绝缘仍然不构成威胁。
综上所述,即使GIS套管出口与主变之间的架空线长度为0m时,VFTO对上述500kVGIS变电站和1000kVGIS变电站的主变纵绝缘均不构成威胁,通常不需要加以防护。根据下文的分析可知,实际上,该结论对于一般的变电站也具有指导意义。
3)最严苛条件下VFTO对上述变电站中主变纵绝缘的影响
下面研究最严苛情形下VFTO对变电站中主变纵绝缘的影响。图7-14为典型500kV和1000kV GIS变电站中3/2接线的断路器串与主变之间的联接情况。通过调研国内一些著名GIS生产厂家可知,每串断路器上断路器与隔离开关之间的间距d3(如图7-14中EF段)以及隔离开关与相邻GIS出线口之间的间距d4(如图7-14中FG段)变化较小,基本可认为保持不变,因此,对于不同的变电站,这两段通常是变化不大,而GIS出口套管与主变之间的架空线长度d2(如图7-14中CD段)以及GIS出口套管与断路器串之间的GIS管道母线平均长度d1(如图7-14中AB段)通常是可以变化的。
图7-14 断路器串与主变之间的联接示意图
图7-14中EF段、FG段、AB段GIS母线和CD段架空线对入侵主变的VFTO波前陡度均会产生影响。在同一电压等级的不同变电站中,EF段以及FG段通常相差不大,且由仿真计算可知EF段和FG段在较小范围内变化时入侵主变的VFTO波前陡度变化很小,因此AB段和CD段成为影响入侵主变VFTO波前陡度的主要因素。由于AB段GIS母线和CD段架空线对入侵主变的VFTO波前陡度均有削弱作用,考虑最严苛的情形,即将AB段和CD段的长度同时设为0m时,仿真结果如表7-8所示。
表7-8 最严酷情形下典型隔离开关操作方式下入侵主变的VFTO波前陡度
由表7-8可知,即使在最严苛的条件下,入侵500kV和1000kV主变的VFTO波前陡度分别为1163kV/μs和1531kV/μs,与各自电压等级的限制水平1291kV/μs和1875kV/μs之间仍有超过10%的裕度,对主变纵绝缘仍不会构成威胁。因此,VFTO对典型500kV和1000kV GIS变电站主变纵绝缘通常威胁不大。
综上所述,对于典型的500kV和1000kV GIS变电站,即使在最为严苛的条件下,入侵主变的VFTO波前陡度仍没有超过限制水平,且有一定的裕度。因此,通常可以认为VFTO不会危及500kV和1000kV GIS变电站主变纵绝缘。
7.5.4 VFTO对500kV和1000kV GIS变电站的影响总结
综合前面2节的分析,对于一般的500kV和1000kV的GIS变电站,在典型的隔离开关操作方式下,VFTO对三类绝缘的危害如下表7-9所示,其中VFTO对主变纵绝缘的威胁主要考虑VFTO的波前陡度对主变纵绝缘的影响。
表7-9 不同电压等级下VFTO对三类绝缘的危害总结
由表7-9可知,对于500kV和1000kV的GIS变电站,VFTO主要对1000kV的GIS本体主绝缘会构成威胁,而对其他几种绝缘的危害通常不大。因此,需重点防护1000kV GIS变电站中VFTO对GIS本体主绝缘构成的威胁。
7.5.5500kV与1000kV GIS变电站是否安装隔离开关并联电阻的讨论
500kV GIS系统中的隔离开关与1000kV GIS系统中的隔离开关相比尺寸较小,通常没有足够的空间安装隔离开关并联电阻。并联电阻投切需要依靠操作机构的运动来完成,这就使得隔离开关结构复杂,导致可靠性降低,比较容易发生故障和引发系统事故。同时装设隔离开关并联电阻还增加了设备投资费用及维护工作量。且500kV GIS本体的绝缘裕度较大,已达3.0p.u.。操作隔离开关产生的VFTO对GIS本体主绝缘不会造成威胁,其波前陡度对主变也不会产生威胁。综合考虑以上因素,500kV GIS变电站中隔离开关通常不考虑加装并联电阻。
对于1000kV GIS变电站,1000kV GIS系统规模庞大,设备尺寸与500kV GIS系统相比较大,有足够的空间安装隔离开关并联电阻。另外,通过表7-9可知,对于1000kV GIS变电站,VFTO通常会危及GIS本体主绝缘,通过隔离开关加装并联电阻可以很好地限制VFTO的幅值。且特高压电网作为各级电网的骨干网架,对于保障国家能源供应安全,在更大范围内优化能源资源配置,有着不可替代的重要作用。因而要求1000kV GIS变电站巩固结构,使其具备更高的安全性。
因此,在1000kV GIS变电站中有必要加装隔离开关并联电阻。