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特高压输电关键技术研究

2012-04-17 14:31
安娜PARKER
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  目前,国内设备制造厂已具备导线、金具、避雷器、电容式电压互感器和电容器以及悬式绝缘子等特高压输变电设备的研制和供货能力;而特高压变压器、电抗器、高速接地开关以及开关设备尚需加速开发研制;特高压套管、GIS、可控电抗器等设备制造难度大,国内目前还无制造能力,在特高压输电工程建设初期,尚需引进国外产品。

  2.4.2长期带电考核、运行状态检测与检修技术

  特高压电网的建设决策是一项带有战略性和方向性的决策,具有很大的挑战性[1],设备的长期带电考核对于保证系统的安全可靠运行具有重要意义[2]。考虑到我国电网所经地区海拔高、污秽重、气象条件恶劣,这就对特高压设备的绝缘等级和技术条件提出了更高的要求,无论是国内研发还是直接引进,都需要对其进行长期的带电考核。

  特高压设备的运行状态检测和检修技术的水平与能力是特高压输变电工程运行的可靠性指标。运行状态检测,尤其是在线监测技术的应用可以防患于未然。但由于我们在相关方面经验仍存在较大的不足,因此对现有在线监测技术的评估,选择可靠性强的运行状态检测与检修技术,提出相应的检修项目、检测周期、检验工具、检验标准和规范等。

  3.若干关键技术研究成果与结论

  3.1过电压与绝缘配合

  3.1.1空气间隙操作冲击和雷电冲击

  ±800kV直流输电塔头空气间隙操作冲击和雷电冲击50%击穿电压的试验分别在中国电力科学研究院户外试验场(6000kV/300kJ冲击电压发生器)和国家电网公司特高压直流试验基地户外试验场(7200kV/480kJ冲击电压发生器)进行。改变绝缘子串之间的横担长度以及V形串每边的长度可以得到不同的导线到横担和导线到立柱的空气间隙距离。

  3.1.2系统过电压水平

  特高压交流输电系统工频过电压水平:①线路断路器的变电站侧1.3pu。其中,1.0pu=11002/3;②线路断路器的线路侧1.4pu,持续时间小于0.4s。特高压交流输电系统操作过电压水平:①变电站:对地为1.6pu,相间线路断路器内/外为2.8/2.9pu;②线路:对地为1.7pu,相间为2.9pu。

  为考验长期工作可靠性,短时工频耐受电压被引入。中国特高压交流变压器、GIS设备的短时工频耐受电压取值及加压方式如下:变压器:1.5pu×1h+3pu×5min+1.5pu×1h;GIS:1.5pu×30min+3pu×1min+1.5pu×30min。

  特高压输电系统的绝缘配合以避雷器的操作、雷电冲击保护水平为基础,考虑配合系数(安全裕度),采用惯用法加以确定电气设备的操作、雷电冲击耐受电压。根据计算分析结果,特高压交流一般输电线路雷击跳闸率不宜低于0.1次/100km?a,特高压交流大跨越线路雷电安全运行年不宜低于50年,特高压交流变电站(开关站)雷电侵入波安全运行年不宜低于1500~2000年。

  3.2污秽外绝缘选型

  通过对多种特高压1000kV级交流绝缘子和±800kV级支流绝缘子在常压下及不同气压下进行了不同污秽、不同气压下的污闪试验发现,不同类型、不同形状的绝缘子盐密和闪络电压的关系曲线,以及海拔高度与闪络电压之间的关系曲线存在较大差异。结合特高压线路具体情况,就不同类型绝缘子的耐污闪特性而言,耐污闪能力依次为:复合、三伞、双伞、玻璃、棒形瓷、普通,后4种相差不大(交流试验结果)。

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