±500 kV等级3 200 MW直流运行电压优化

伍文城,余波,周德才,王彦峰

(1.西南电力设计院,成都市,610021;2.广东省电力设计研究院,广州市,510663)

0 引言

出于节约输电走廊的考虑,我国建设的中短距离(800～1 300 km)范围内的直流输电工程常常采用双回±500 kV直流同塔并架输电方式,并且单回输电容量从3 000MW提高到了3 200 MW。溪洛渡右岸送电广东±500 kV同塔双回直流输电工程就是其中1个典型的例子[1],工程西起云南省的昭通换流站,东至广东省的从化换流站,直流输送容量为2×3 200 MW,直流额定电压为±500 kV,采用两回直流合建,每回直流额定电流为3.2 kA,直流线路约1 286 km。与常规高压直流工程相同,溪洛渡直流输电工程换流站采用每极 1个 12脉动阀组、双极直流典型接线。全站两回直流共装设 26台单相双绕组换流变(2台为备用),计划于 2014年完全建成投产。近期规划建设的金沙将中游电站送电广西 ±500 kV同塔双回直流输电工程[2],单回直流输电容量也提高到了3 200 MW。单回直流输送容量从3 000 MW提高到3 200 MW,一方面增加了输电容量,可减少更多的交流线路的建设;但另一方面也相应带来了损耗的增加,由于电流的增加,换流阀的设计难度也增加了。

为给3 200MW直流工程选择合适的运行电压,结合工程条件和常规 ±500 kV直流设备技术参数,拟定了±500,±535,±550 kV三个方案进行比较。±500 kV方案完全采用常规 ±500 kV直流设备, ±535 kV方案主要利用现有设备的绝缘裕度,将逆变侧额定电压控制在 ±500 kV左右,直流额定电流为3 kA左右,与常规±500 kV直流输电工程额定电流基本一致。±550 kV方案是在±535 kV基础上进一步提高直流电压,但为了避免绝缘水平的增加较多,将送端电压控制在 ±550 kV以内。

由于不同的直流运行电压,将直接影响系统主回路参数、过电压绝缘配合水平、换流站直流设备、线路杆塔结构、线路损耗以及工程造价等,进而影响整个直流输电工程的运行可靠性;本文研究目的就是对上述 3个电压等级进行技术经济分析,以期提出最优的直流运行电压方案。

1 直流运行电压对直流主设备参数的影响

1.1 对主回路参数的影响

基于文献[3]的计算方法,不同电压等级送、受端主回路参数分别如表 1所示。由计算结果可看出直流额定电压由 ±500 kV提高到 ±535,±550 kV,分别提高了7%和10%;额定直流电流由3.2 kA降到2.991,2.909 kA;送、受端直流空载电压(额定和最大)和换流变阀侧电压分别提高了 7%～8%和10%～11.2%。随着直流电压提高,直流空载电压和换流变阀侧电压基本呈线性增长,送端换流变容量保持不变,受端换流变容量稍微增加,增幅不大。

表1 不同电压运行方案送、受端换流站直流回路参数Tab.1 DC circuit parameters for various voltage levels

1.2 对绝缘配合的影响

±535,±550 kV直流工程的换流站完全可以采用同±500 kV相同的AC/DC避雷器型式与配置方式。当直流运行提升至 ±535,±550 kV之后,只需要优化避雷器参数,各个测点端对地的保护水平与绝缘耐受水平就能满足要求。因此 ±535,±550 kV避雷器的配置采用与常规 ±500 kV工程相同的方案[4],如图 1所示。

图1 避雷器配置方案示意图Fig.1 Arrangem ent diagram of arrester

IEC/TS60071—5∶2002绝缘配合第5部分《高压直流换流站绝缘配合程序》[5]标准中规定,海拔1 000 m及以下的换流站设备可采用表 2所列出的设备要求的绝缘耐受电压与冲击保护水平指示性比值。该比值考虑了绝缘配合系数和安全裕度及外绝缘的 1 000m气象修正等因素,仅适用于由紧靠的避雷器直接保护的设备。

表2 IEC要求的绝缘耐受电压与冲击保护水平指示性比值Tab.2 Required ratio by IEC of insulation w ithstand voltage and impulse protective level

表3给出了 3个电压等级的操作冲击绝缘耐受电压计算结果。根据表 3与表 4,直流电压提高至535或550 kV之后,主要降低了Y/Y,Y/D换流变阀侧(5/6/7)的过电压绝缘配合裕度,但仍满足15%～20%配合系数要求。因此,除单阀绝缘耐受水平(跨阀)需要由582 kV提高到640 kV外,其余类型绝缘水平可按表4所示的±500 kV绝缘配合配置。

表3 操作冲击绝缘耐受电压水平计算结果Tab.3 Insulation w ithstand voltage and impulse protective level for various voltage levels

表4 过电压绝缘配合水平Tab.4 Over-voltage level and insulation coordination for various voltage levels

2 换流站设备对直流运行电压的适应性

2.1 换流阀

直流输电电压对换流阀的影响主要表现在 2个方面[6]:第一,直流电压提高,晶闸管串联数目将增加,因为换流阀的过电压耐受能力是由每个晶闸管的耐压水平通过多个元件串联叠加来实现的。第二,直流电压提高,按最高直流运行电压计算,换流阀层间绝缘子外绝缘爬电距离将随直流耐压水平的提高而增加。

根据过电压绝缘配合计算的结果,换流站分别采用±500,±535,±550 kV电压时,换流阀及阀避雷器的绝缘配合参数如表 5所示。

表5 各方案换流阀绝缘配合水平初步计算结果Tab.5 Insulation coordination of converter valve for various voltage levels

根据表 5,直流电压提升至 ±535,±550 kV后,阀的额定电流均略低于 5英寸晶闸管允许的额定电流,阀电压的升幅分别仅为 7%或 10%,对换流阀的设计影响较小。因此,3种方案均完全可沿用目前较为成熟的3 kA/±500 kV换流阀技术,阀电流、阀内冷系统的设计及阀触发控制系统均可保持不变。

对换流阀设计而言,直流电压提升后仅需对阀的电压设计进行优化调整,调整的内容包括每个组件内晶闸管的级数、阀避雷器的保护水平。由于目前±500 kV换流阀组件设计中均留有可增加晶闸管级的空间。例如±500 kV光控阀组件的 1个阀段最多可安装15个晶闸管级。在±500 kV直流电压条件下,仅装设了 13个晶闸管级,仍有 2个空余位。因此,只要利用这 2个空余位,就能简单易行地提升阀的耐压水平,保持换流阀结构不变,这对电控技术的阀也完全相同。

在输送容量不变的情况下,3种直流电压均可采用3 kA/5英寸的晶闸管,阀结构可保持不变。直流电压提升至 ±535,±550 kV能降低直流输送电流,增大阀的安全冗余系数,但需要增加晶闸管级数,设备投资费用相应增加3%与10%。

2.2 换流变压器

直流输电电压对换流变参数的影响主要体现在阀侧套管的绝缘水平、阀侧套管的外绝缘爬电距离、换流变阀侧绕组额定电压及试验电压[7]。直流额定电压提高后,换流变阀侧绕组交流 1 h外施电压、直流 2 h外施电压、直流极性反转电压等试验条件也相应提高。

阀厅内直流设备爬电比距按14.0 mm/kV考虑(按最高直流运行电压计算),根据过电压及绝缘配合,初步计算结果,直流输电电压分别采用 ±500, ±535,±550 kV电压时,溪洛渡直流输电工程换流站换流变阀侧绕组及套管性能参数要求如表 6所示。

表6 换流变阀侧绕组及套管性能参数Tab.6 Perform ance parameters of valve side winding and bushing on converter transformer

通过对国内已有的±500 kV/3 000 MW工程换流变绝缘水平和爬距的核实可知,国内 ±500 kV的Y/Y接线的换流变压器阀侧的绝缘水平 SIWL/ LIWL可达到1 425 kV/1 675 kV,爬距可达20 m。对于直流侧电压为 535 kV方案而言,完全可满足其绝缘耐受电压和爬距的要求。对于 550 kV电压方案,如果Y/Y,Y/△阀侧绕组SIL值保持1 300 kV/ 850 kV,直流电压提高换流变设计影响较小;如果Y/Y阀侧绕组SIL值提高到1 550 kV,由于换流变压器阀侧额定电压和交流长时外施试验电压的提高,导致Y/Y换流变内部的绝缘距离和绝缘结构需要加强,需要对换流变运输尺寸、阀侧套管、过载能力、阀厅大小等进行重新设计,将增加设备投资及工程风险。

直流提高到 ±535,550 kV后,虽然阀侧绕组的额定电流将比±500 kV有所降低,但换流变压器成本将提高,主要在于增大绝缘距离后的材料消耗增加和阀侧出线装置以及阀侧套管的研发费用,因此, ±535与 ±550 kV电压条件下的 Y/△换流变,与±500 kV方案的相比,投资分别增加1%与5%。

2.3 平波电抗器

直流输电电压对平波电抗器的影响主要表现在2个方面[8]:一是平抗端子绝缘耐受水平;二是支柱绝缘子(干式)或直流套管(油浸式)外绝缘爬电距离。

根据过电压绝缘配合的初步计算结果,直流输电电压分别采用 ±500,±535,±550 kV电压时,溪洛渡直流输电工程换流站平波电抗器绝缘性能参数要求如表7所示。

通过对北京电力设备总厂、上海MWB等平抗供应商咨询,额定直流电压提升对干式平波电抗器本体设计影响较小,主要是提高对平抗支持绝缘子的要求,平抗本体设计制造无难度。干式平波电抗器支柱采用复合外套,外绝缘爬电距离裕度较大,额定直流电压提高至±535,±550 kV对支柱绝缘子影响较小。如果3个方案SIL/BIL均保持1 175 kV/1 425 kV不变,则 3种方案基本相当。根据国内多个厂家的最新报价,±535 kV方案的平抗价格与±500 kV方案的基本相当;±550 kV方案油抗价格相比±500 kV方案的电压高约5.5%,干抗则高约6%。

表7 平波电抗器绝缘性能要求Tab.7 Required insulation performance for smoothing reactor

2.4 直流场设备

根据过电压绝缘配合的初步计算结果,直流输电电压分别采用 ±500,±535,±550 kV电压时,溪洛渡直流输电工程换流站直流穿墙套管与电压测量装置绝缘性能参数要求如表 8所示。

表8 直流穿墙套管绝缘性能要求Tab.8 Required insulation performance for DC wallbushing

直流电压从±500 kV提高到 ±535或±550 kV,直流穿墙套管与直流测量装置的设计与制造均不存在技术上的困难。若SIL/BIL取值保持在1 300 kV/ 1 550 kV,±535或 ±550 kV直流工程均可采用目前比较成熟的直流设备,只是稍微降低内绝缘裕度。在±550 kV直流电压条件下,如果SIWL取1 550 kV,则穿墙套管与电压测量装置需要重新设计,投资增加较多。

直流电压采用±500,±535,±550 kV,直流极线隔离开关及支柱绝缘子的设计与制造无太大的困难,价格差异不大。如果SIL/BIL取值保持在1 175 kV/ 1 425 kV,本工程可采用目前比较成熟 500 kV直流设备,稍微降低绝缘裕度,如表 9所示。

采用不同的直流输电电压,阀厅及直流场各点过电压保护水平也不同,使得避雷器过电压绝缘配合参数也需重新配置。直流输电电压对直流避雷器的影响主要表现在 2个方面[8]:一是操作冲击保护水平;二是外绝缘爬电距离。根据过电压绝缘配合的初步计算结果,直流输电电压分别采用±500,±535,±550 kV电压时,换流站直流避雷器选择结果如表10所示。对于3种电压条件下的直流避雷器,均不存在技术上的困难,但设备投资费用将会随着避雷器制造材料的变化而有所增加,直流电压升高之后的设备投资情况见表 10。

表9 极线直流隔离开关性能要求Tab.9 Required insulation performance for isolation switch of DC line

表10 避雷器性能要求及投资Tab.10 Required insulation performance and investment for arrester

2.5 直流滤波器

直流滤波器组由电容器和电抗器构成,对于不同的工程,均需针对工程进行直流滤波器元件参数的设计[9]。其中,电容器 C1受直流母线电压影响较大,但其由电容器单元串联而成,技术上难度不大。但是,由于电压的调整,电容器单元的串联只数会有所调整,对工程的投资有一定的影响。本文参考常规的±500 kV/3 000 MW的换流站的C1电容器投资,暂按电压比例计列投资变化。对于低压端电容器和电抗器,由于影响不明显,不计列其投资变化。

2.6 其他设备

直流输送容量保持不变,直流电压提高后,直流电流将下降,流过中性母线的电流也可能下降,因此中性母线上的承受的电压反而有可能降低。因此, ±500 kV直流场中的其他设备,如中性母线高速开关、金属回路转换开关、中性母线隔离开关、中性母线测量装置、中性母线避雷器、中性母线支柱绝缘子,阀厅接地开关等的绝缘耐受电压以及外绝缘爬距均有较大的裕度[7],同时对于各电压方案,随着直流侧电压的增加、直流运行电流有所降低;相对而言,中性母线侧的持续运行电压随着直流侧极母线电压的增加而有所降低,上述设备的绝缘耐受电压以及外绝缘爬电距离均可满足上述电压方案的需求,而不需要增加额外的工程费用。

2.7 直流电压对空气间隙选择的影响

换流站直流侧空气间隙主要考虑直流、交流、雷电和操作冲击合成电压的作用。由于换流站的设备带电导体多为固定电极,因此空气间隙主要由雷电和操作冲击保护水平所决定。随着额定电压的升高,避雷器操作冲击及雷电冲击保护水平也将提高。根据最小空气净距的计算方法,保护水平提高,将使设备间最小空气净距的 50%放电电压升高,最小空气净距增大,如表 11所示。

表11 最小空气净距Tab.11 M inimum air clearance for converter station

直流额定电压分别为 ±500,±535和±550 kV的直流系统,各避雷器参数配置方案略有不同。根据前述换流站内避雷器操作冲击保护水平值,对空气净距进行初步计算,结果见表 12。直流电压升高虽引起空气净距增加,但 3种直流电压方案计算的最小空气净距较贵广Ⅱ回 ±500 kV兴仁换流站设计取值略小[10],对换流站平面布置、阀厅尺寸影响较小。

表12 直流电压对换流站设备投资影响比较Tab.12 Effect of voltage levelon equipments investment of converter station 104 yuan

2.8 直流电压对换流站投资影响

直流输电电压改变后,不同电压对换流站设备投资的影响,根据换流站最新设备招标价格整理,如表12所示。与500 kV/3.2 kA方案相比,535 kV/3 kA方案增加投资约3 950万元,550 kV/2.9 kA方案增加投资约 15 875万元。

3 直流电压的变化对线路设计的影响

直流输电电压升高后对直流输电线路的绝缘水平产生影响[11],按照不同冰区、海拔 1 000 m,II级污区进行分析,当电压升高为±535和±550 kV时,悬垂绝缘子片数与采用±500 kV相比分别增加2、3片。对于轻冰区(10,15 mm)由于悬垂串采用合成绝缘子,可以在串长不增加的情况下,适当增加合成串总爬电距离解决。对于重冰区(20,30 mm),由于采用盘式绝缘子,因此串长分别增加0.34和0.51 m。

电压升高后对工作电压和操作过电压下的间隙距离有所增加,对于轻冰区段,悬垂绝缘子串采用“V”串布置,铁塔间隙由带电检修间隙控制,重冰区段如采用“I”串布置,铁塔塔头间隙一般由大风控制。由于空气间隙、串长增加,引起铁塔塔头尺寸增大,耗钢和混凝土单基指标略有增加。当电压采用±535 kV运行,直线塔横担增加0.9 m左右,单基塔重增加4%左右;当电压采用±550 kV运行,直线塔横担增加1.2 m左右,单基塔重增加6%左右。

综合不同电压条件下工程量的变化对线路造价的影响,经测算在不同电压运行条件下,线路的工程静态投资关系如表 13所示。

表13 不同电压等级导线投资关系表(4×900mm2)Tab.13 W ires(4×900mm2)costs for various voltage levels

从表13可知,与500 kV/3.2 kA方案相比,535 kV/ 3.2 kA方案增加投资约1.43%(约9 167万元),550 kV/ 2.9 kA方案增加投资约1.74%(约11 144.64万元)。

4 直流运行电压对损耗的影响

直流工程的损耗构成包括送、受端换流站损耗、直流线路电阻损耗与直流线路电晕损耗。直流运行电压越高,两端换流站损耗、直流线路电阻损耗越低,直流线路电晕损耗越高。但由于直流线路电晕损耗占直流线路总损耗很小的比例(4%～7%),因此仍呈现直流电压越高,直流线路总损耗越低的趋势。

根据表14计算结果,直流电压由±500 kV提高到±535,±550 kV,总损耗电力可分别降低 10%和13%,总损耗电量可分别降低7%和9%。

表14 直流输电电压对损耗的影响Tab.14 Effects of voltage level on loss

5 经济比较

针对溪洛渡直流工程,基于年费用最小法[12],对3个电压方案进行了综合的经济比较,计算结果列于表 15。根据计算结果,电压从 ±500 kV提高到±535,±550 kV,投资分别增加 13 117,27 020万元,综合投资与网损差别,能损电价为0.45元/(kW·h)、能损小时数为3 000 h时(中国直流输电工程典型参数),年费用最省的方案为±535 kV。与±500 kV方案相比,±535 kV方案年费用节省约4 470万元,增加的投资在 3年左右的时间即可收回,经济效益相对较好。而±550 kV方案,由于设备投资增加较多,虽然比±500 kV经济,但远差于±535 kV方案,而且设备风险相对较大。

表15 方案经济比较Tab.15 Econom ic comparison between different voltage levels

6 结论

(1)单回3 200 MW直流的电压从±500 kV提升至±535,±550 kV后:

1)主回路参数。随着直流电压提高,直流空载电压和换流变阀侧电压基本呈线性增长,送端换流变容量保持不变,受端换流变容量稍微增加,增幅不大。直流电压提高后,避雷器保护水平呈线性增长,操作和雷电冲击耐受水平可保持基本不变,但绝缘裕度降低。

2)换流站设备适应性。换流阀结构可保持不变,但需增加晶闸管串联级数;换流变压器由于电压提高,对绝缘结构有一定影响,需在500 kV换流变压器基础上做适当改进;直流电压提升对干式平波电抗器本体设计影响较小,本体设计制造无难度。

3)其他直流场设备。国内常规±500 kV/3 000MW直流工程成熟设备绝缘水平基本可以满足要求;其中直流穿墙套管、避雷器、测量装置等需根据新的技术参数做适当调整,技术上不存在问题;直流极母线隔离开关和支柱绝缘子爬电距离需结合直流污秽水平专题研究结果加以复核,如不满足要求可通过外涂RTV等措施解决。

4)将3 200 MW直流电压从±500 kV提升至±550 kV后,若设备的绝缘耐受水平采用±535 kV方案同等水平,则换流站内设备适应性同上;如提高绝缘耐受水平,则换流变需重新设计,存在一定的技术风险;直流穿墙套管、避雷器、测量装置需重新设计,但技术上没有难度。其他设备可采用国内常规±500 kV/3 000MW直流工程成熟设备。

5)直流电压增加虽引起换流站空气间隙增加,但增加值较小,对换流站平面布置、阀厅尺寸影响较小。

(2)直流线路方面:电压从 ±500 kV提升至±535,±550 kV后,绝缘水平略有增加,绝缘子片数、空气净距需相应调整,技术上没有难度,工程造价略有增加。

(3)工程损耗方面:电压从 ±500 kV提高到±535,±550 kV,年损耗分别减少133,163GW·h。

(4)工程经济性方面:电压从±500 kV提高到±535,±550 kV,投资分别增加 13 117,27 020万元,年损耗分别减少133,163 GW·h。综合投资与网损差别,年费用最省的方案为±535 kV。

综合技术经济比较,建议溪洛渡送电广东等±500 kV等级的3 200 MW同塔双回直流电压等级提高到±535 kV。

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