伍文城,余波,周德才,王彥峰

(1.西南電力設(shè)計院,成都市,610021;2.廣東省電力設(shè)計研究院,廣州市,510663)

0 引言

出于節(jié)約輸電走廊的考慮,我國建設(shè)的中短距離(800～1 300 km)范圍內(nèi)的直流輸電工程常常采用雙回±500 kV直流同塔并架輸電方式,并且單回輸電容量從3 000MW提高到了3 200 MW。溪洛渡右岸送電廣東±500 kV同塔雙回直流輸電工程就是其中1個典型的例子[1],工程西起云南省的昭通換流站,東至廣東省的從化換流站,直流輸送容量為2×3 200 MW,直流額定電壓為±500 kV,采用兩回直流合建,每回直流額定電流為3.2 kA,直流線路約1 286 km。與常規(guī)高壓直流工程相同,溪洛渡直流輸電工程換流站采用每極 1個 12脈動閥組、雙極直流典型接線。全站兩回直流共裝設(shè) 26臺單相雙繞組換流變(2臺為備用),計劃于 2014年完全建成投產(chǎn)。近期規(guī)劃建設(shè)的金沙將中游電站送電廣西 ±500 kV同塔雙回直流輸電工程[2],單回直流輸電容量也提高到了3 200 MW。單回直流輸送容量從3 000 MW提高到3 200 MW,一方面增加了輸電容量,可減少更多的交流線路的建設(shè);但另一方面也相應(yīng)帶來了損耗的增加,由于電流的增加,換流閥的設(shè)計難度也增加了。

為給3 200MW直流工程選擇合適的運行電壓,結(jié)合工程條件和常規(guī) ±500 kV直流設(shè)備技術(shù)參數(shù),擬定了±500,±535,±550 kV三個方案進行比較?！?00 kV方案完全采用常規(guī) ±500 kV直流設(shè)備, ±535 kV方案主要利用現(xiàn)有設(shè)備的絕緣裕度,將逆變側(cè)額定電壓控制在 ±500 kV左右,直流額定電流為3 kA左右,與常規(guī)±500 kV直流輸電工程額定電流基本一致?！?50 kV方案是在±535 kV基礎(chǔ)上進一步提高直流電壓,但為了避免絕緣水平的增加較多,將送端電壓控制在 ±550 kV以內(nèi)。

由于不同的直流運行電壓,將直接影響系統(tǒng)主回路參數(shù)、過電壓絕緣配合水平、換流站直流設(shè)備、線路桿塔結(jié)構(gòu)、線路損耗以及工程造價等,進而影響整個直流輸電工程的運行可靠性;本文研究目的就是對上述 3個電壓等級進行技術(shù)經(jīng)濟分析,以期提出最優(yōu)的直流運行電壓方案。

1 直流運行電壓對直流主設(shè)備參數(shù)的影響

1.1 對主回路參數(shù)的影響

基于文獻[3]的計算方法,不同電壓等級送、受端主回路參數(shù)分別如表 1所示。由計算結(jié)果可看出直流額定電壓由 ±500 kV提高到 ±535,±550 kV,分別提高了7%和10%;額定直流電流由3.2 kA降到2.991,2.909 kA;送、受端直流空載電壓(額定和最大)和換流變閥側(cè)電壓分別提高了 7%～8%和10%～11.2%。隨著直流電壓提高,直流空載電壓和換流變閥側(cè)電壓基本呈線性增長,送端換流變?nèi)萘勘３植蛔?受端換流變?nèi)萘可晕⒃黾?增幅不大。

表1 不同電壓運行方案送、受端換流站直流回路參數(shù)Tab.1 DC circuit parameters for various voltage levels

1.2 對絕緣配合的影響

±535,±550 kV直流工程的換流站完全可以采用同±500 kV相同的AC/DC避雷器型式與配置方式。當直流運行提升至 ±535,±550 kV之后,只需要優(yōu)化避雷器參數(shù),各個測點端對地的保護水平與絕緣耐受水平就能滿足要求。因此 ±535,±550 kV避雷器的配置采用與常規(guī) ±500 kV工程相同的方案[4],如圖 1所示。

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

IEC/TS60071—5∶2002絕緣配合第5部分《高壓直流換流站絕緣配合程序》[5]標準中規(guī)定,海拔1 000 m及以下的換流站設(shè)備可采用表 2所列出的設(shè)備要求的絕緣耐受電壓與沖擊保護水平指示性比值。該比值考慮了絕緣配合系數(shù)和安全裕度及外絕緣的 1 000m氣象修正等因素,僅適用于由緊靠的避雷器直接保護的設(shè)備。

表2 IEC要求的絕緣耐受電壓與沖擊保護水平指示性比值Tab.2 Required ratio by IEC of insulation w ithstand voltage and impulse protective level

表3給出了 3個電壓等級的操作沖擊絕緣耐受電壓計算結(jié)果。根據(jù)表 3與表 4,直流電壓提高至535或550 kV之后,主要降低了Y/Y,Y/D換流變閥側(cè)(5/6/7)的過電壓絕緣配合裕度,但仍滿足15%～20%配合系數(shù)要求。因此,除單閥絕緣耐受水平(跨閥)需要由582 kV提高到640 kV外,其余類型絕緣水平可按表4所示的±500 kV絕緣配合配置。

表3 操作沖擊絕緣耐受電壓水平計算結(jié)果Tab.3 Insulation w ithstand voltage and impulse protective level for various voltage levels

表4 過電壓絕緣配合水平Tab.4 Over-voltage level and insulation coordination for various voltage levels

2 換流站設(shè)備對直流運行電壓的適應(yīng)性

2.1 換流閥

直流輸電電壓對換流閥的影響主要表現(xiàn)在 2個方面[6]:第一,直流電壓提高,晶閘管串聯(lián)數(shù)目將增加,因為換流閥的過電壓耐受能力是由每個晶閘管的耐壓水平通過多個元件串聯(lián)疊加來實現(xiàn)的。第二,直流電壓提高,按最高直流運行電壓計算,換流閥層間絕緣子外絕緣爬電距離將隨直流耐壓水平的提高而增加。

根據(jù)過電壓絕緣配合計算的結(jié)果,換流站分別采用±500,±535,±550 kV電壓時,換流閥及閥避雷器的絕緣配合參數(shù)如表 5所示。

表5 各方案換流閥絕緣配合水平初步計算結(jié)果Tab.5 Insulation coordination of converter valve for various voltage levels

根據(jù)表 5,直流電壓提升至 ±535,±550 kV后,閥的額定電流均略低于 5英寸晶閘管允許的額定電流,閥電壓的升幅分別僅為 7%或 10%,對換流閥的設(shè)計影響較小。因此,3種方案均完全可沿用目前較為成熟的3 kA/±500 kV換流閥技術(shù),閥電流、閥內(nèi)冷系統(tǒng)的設(shè)計及閥觸發(fā)控制系統(tǒng)均可保持不變。

對換流閥設(shè)計而言,直流電壓提升后僅需對閥的電壓設(shè)計進行優(yōu)化調(diào)整,調(diào)整的內(nèi)容包括每個組件內(nèi)晶閘管的級數(shù)、閥避雷器的保護水平。由于目前±500 kV換流閥組件設(shè)計中均留有可增加晶閘管級的空間。例如±500 kV光控閥組件的 1個閥段最多可安裝15個晶閘管級。在±500 kV直流電壓條件下,僅裝設(shè)了 13個晶閘管級,仍有 2個空余位。因此,只要利用這 2個空余位,就能簡單易行地提升閥的耐壓水平,保持換流閥結(jié)構(gòu)不變,這對電控技術(shù)的閥也完全相同。

在輸送容量不變的情況下,3種直流電壓均可采用3 kA/5英寸的晶閘管,閥結(jié)構(gòu)可保持不變。直流電壓提升至 ±535,±550 kV能降低直流輸送電流,增大閥的安全冗余系數(shù),但需要增加晶閘管級數(shù),設(shè)備投資費用相應(yīng)增加3%與10%。

2.2 換流變壓器

直流輸電電壓對換流變參數(shù)的影響主要體現(xiàn)在閥側(cè)套管的絕緣水平、閥側(cè)套管的外絕緣爬電距離、換流變閥側(cè)繞組額定電壓及試驗電壓[7]。直流額定電壓提高后,換流變閥側(cè)繞組交流 1 h外施電壓、直流 2 h外施電壓、直流極性反轉(zhuǎn)電壓等試驗條件也相應(yīng)提高。

閥廳內(nèi)直流設(shè)備爬電比距按14.0 mm/kV考慮(按最高直流運行電壓計算),根據(jù)過電壓及絕緣配合,初步計算結(jié)果,直流輸電電壓分別采用 ±500, ±535,±550 kV電壓時,溪洛渡直流輸電工程換流站換流變閥側(cè)繞組及套管性能參數(shù)要求如表 6所示。

表6 換流變閥側(cè)繞組及套管性能參數(shù)Tab.6 Perform ance parameters of valve side winding and bushing on converter transformer

通過對國內(nèi)已有的±500 kV/3 000 MW工程換流變絕緣水平和爬距的核實可知,國內(nèi) ±500 kV的Y/Y接線的換流變壓器閥側(cè)的絕緣水平 SIWL/ LIWL可達到1 425 kV/1 675 kV,爬距可達20 m。對于直流側(cè)電壓為 535 kV方案而言,完全可滿足其絕緣耐受電壓和爬距的要求。對于 550 kV電壓方案,如果Y/Y,Y/△閥側(cè)繞組SIL值保持1 300 kV/ 850 kV,直流電壓提高換流變設(shè)計影響較小;如果Y/Y閥側(cè)繞組SIL值提高到1 550 kV,由于換流變壓器閥側(cè)額定電壓和交流長時外施試驗電壓的提高,導(dǎo)致Y/Y換流變內(nèi)部的絕緣距離和絕緣結(jié)構(gòu)需要加強,需要對換流變運輸尺寸、閥側(cè)套管、過載能力、閥廳大小等進行重新設(shè)計,將增加設(shè)備投資及工程風(fēng)險。

直流提高到 ±535,550 kV后,雖然閥側(cè)繞組的額定電流將比±500 kV有所降低,但換流變壓器成本將提高,主要在于增大絕緣距離后的材料消耗增加和閥側(cè)出線裝置以及閥側(cè)套管的研發(fā)費用,因此, ±535與 ±550 kV電壓條件下的 Y/△換流變,與±500 kV方案的相比,投資分別增加1%與5%。

2.3 平波電抗器

直流輸電電壓對平波電抗器的影響主要表現(xiàn)在2個方面[8]:一是平抗端子絕緣耐受水平;二是支柱絕緣子(干式)或直流套管(油浸式)外絕緣爬電距離。

根據(jù)過電壓絕緣配合的初步計算結(jié)果,直流輸電電壓分別采用 ±500,±535,±550 kV電壓時,溪洛渡直流輸電工程換流站平波電抗器絕緣性能參數(shù)要求如表7所示。

通過對北京電力設(shè)備總廠、上海MWB等平抗供應(yīng)商咨詢,額定直流電壓提升對干式平波電抗器本體設(shè)計影響較小,主要是提高對平抗支持絕緣子的要求,平抗本體設(shè)計制造無難度。干式平波電抗器支柱采用復(fù)合外套,外絕緣爬電距離裕度較大,額定直流電壓提高至±535,±550 kV對支柱絕緣子影響較小。如果3個方案SIL/BIL均保持1 175 kV/1 425 kV不變,則 3種方案基本相當。根據(jù)國內(nèi)多個廠家的最新報價,±535 kV方案的平抗價格與±500 kV方案的基本相當;±550 kV方案油抗價格相比±500 kV方案的電壓高約5.5%,干抗則高約6%。

表7 平波電抗器絕緣性能要求Tab.7 Required insulation performance for smoothing reactor

2.4 直流場設(shè)備

根據(jù)過電壓絕緣配合的初步計算結(jié)果,直流輸電電壓分別采用 ±500,±535,±550 kV電壓時,溪洛渡直流輸電工程換流站直流穿墻套管與電壓測量裝置絕緣性能參數(shù)要求如表 8所示。

表8 直流穿墻套管絕緣性能要求Tab.8 Required insulation performance for DC wallbushing

直流電壓從±500 kV提高到 ±535或±550 kV,直流穿墻套管與直流測量裝置的設(shè)計與制造均不存在技術(shù)上的困難。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較成熟的直流設(shè)備,只是稍微降低內(nèi)絕緣裕度。在±550 kV直流電壓條件下,如果SIWL取1 550 kV,則穿墻套管與電壓測量裝置需要重新設(shè)計,投資增加較多。

直流電壓采用±500,±535,±550 kV,直流極線隔離開關(guān)及支柱絕緣子的設(shè)計與制造無太大的困難,價格差異不大。如果SIL/BIL取值保持在1 175 kV/ 1 425 kV,本工程可采用目前比較成熟 500 kV直流設(shè)備,稍微降低絕緣裕度,如表 9所示。

采用不同的直流輸電電壓,閥廳及直流場各點過電壓保護水平也不同,使得避雷器過電壓絕緣配合參數(shù)也需重新配置。直流輸電電壓對直流避雷器的影響主要表現(xiàn)在 2個方面[8]:一是操作沖擊保護水平;二是外絕緣爬電距離。根據(jù)過電壓絕緣配合的初步計算結(jié)果,直流輸電電壓分別采用±500,±535,±550 kV電壓時,換流站直流避雷器選擇結(jié)果如表10所示。對于3種電壓條件下的直流避雷器,均不存在技術(shù)上的困難,但設(shè)備投資費用將會隨著避雷器制造材料的變化而有所增加,直流電壓升高之后的設(shè)備投資情況見表 10。

表9 極線直流隔離開關(guān)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資Tab.10 Required insulation performance and investment for arrester

2.5 直流濾波器

直流濾波器組由電容器和電抗器構(gòu)成,對于不同的工程,均需針對工程進行直流濾波器元件參數(shù)的設(shè)計[9]。其中,電容器 C1受直流母線電壓影響較大,但其由電容器單元串聯(lián)而成,技術(shù)上難度不大。但是,由于電壓的調(diào)整,電容器單元的串聯(lián)只數(shù)會有所調(diào)整,對工程的投資有一定的影響。本文參考常規(guī)的±500 kV/3 000 MW的換流站的C1電容器投資,暫按電壓比例計列投資變化。對于低壓端電容器和電抗器,由于影響不明顯,不計列其投資變化。

2.6 其他設(shè)備

直流輸送容量保持不變,直流電壓提高后,直流電流將下降,流過中性母線的電流也可能下降,因此中性母線上的承受的電壓反而有可能降低。因此, ±500 kV直流場中的其他設(shè)備,如中性母線高速開關(guān)、金屬回路轉(zhuǎn)換開關(guān)、中性母線隔離開關(guān)、中性母線測量裝置、中性母線避雷器、中性母線支柱絕緣子,閥廳接地開關(guān)等的絕緣耐受電壓以及外絕緣爬距均有較大的裕度[7],同時對于各電壓方案,隨著直流側(cè)電壓的增加、直流運行電流有所降低;相對而言,中性母線側(cè)的持續(xù)運行電壓隨著直流側(cè)極母線電壓的增加而有所降低,上述設(shè)備的絕緣耐受電壓以及外絕緣爬電距離均可滿足上述電壓方案的需求,而不需要增加額外的工程費用。

2.7 直流電壓對空氣間隙選擇的影響

換流站直流側(cè)空氣間隙主要考慮直流、交流、雷電和操作沖擊合成電壓的作用。由于換流站的設(shè)備帶電導(dǎo)體多為固定電極,因此空氣間隙主要由雷電和操作沖擊保護水平所決定。隨著額定電壓的升高,避雷器操作沖擊及雷電沖擊保護水平也將提高。根據(jù)最小空氣凈距的計算方法,保護水平提高,將使設(shè)備間最小空氣凈距的 50%放電電壓升高,最小空氣凈距增大,如表 11所示。

表11 最小空氣凈距Tab.11 M inimum air clearance for converter station

直流額定電壓分別為 ±500,±535和±550 kV的直流系統(tǒng),各避雷器參數(shù)配置方案略有不同。根據(jù)前述換流站內(nèi)避雷器操作沖擊保護水平值,對空氣凈距進行初步計算,結(jié)果見表 12。直流電壓升高雖引起空氣凈距增加,但 3種直流電壓方案計算的最小空氣凈距較貴廣Ⅱ回 ±500 kV興仁換流站設(shè)計取值略小[10],對換流站平面布置、閥廳尺寸影響較小。

表12 直流電壓對換流站設(shè)備投資影響比較Tab.12 Effect of voltage levelon equipments investment of converter station 104 yuan

2.8 直流電壓對換流站投資影響

直流輸電電壓改變后,不同電壓對換流站設(shè)備投資的影響,根據(jù)換流站最新設(shè)備招標價格整理,如表12所示。與500 kV/3.2 kA方案相比,535 kV/3 kA方案增加投資約3 950萬元,550 kV/2.9 kA方案增加投資約 15 875萬元。

3 直流電壓的變化對線路設(shè)計的影響

直流輸電電壓升高后對直流輸電線路的絕緣水平產(chǎn)生影響[11],按照不同冰區(qū)、海拔 1 000 m,II級污區(qū)進行分析,當電壓升高為±535和±550 kV時,懸垂絕緣子片數(shù)與采用±500 kV相比分別增加2、3片。對于輕冰區(qū)(10,15 mm)由于懸垂串采用合成絕緣子,可以在串長不增加的情況下,適當增加合成串總爬電距離解決。對于重冰區(qū)(20,30 mm),由于采用盤式絕緣子,因此串長分別增加0.34和0.51 m。

電壓升高后對工作電壓和操作過電壓下的間隙距離有所增加,對于輕冰區(qū)段,懸垂絕緣子串采用“V”串布置,鐵塔間隙由帶電檢修間隙控制,重冰區(qū)段如采用“I”串布置,鐵塔塔頭間隙一般由大風(fēng)控制。由于空氣間隙、串長增加,引起鐵塔塔頭尺寸增大,耗鋼和混凝土單基指標略有增加。當電壓采用±535 kV運行,直線塔橫擔增加0.9 m左右,單基塔重增加4%左右;當電壓采用±550 kV運行,直線塔橫擔增加1.2 m左右,單基塔重增加6%左右。

綜合不同電壓條件下工程量的變化對線路造價的影響,經(jīng)測算在不同電壓運行條件下,線路的工程靜態(tài)投資關(guān)系如表 13所示。

表13 不同電壓等級導(dǎo)線投資關(guān)系表(4×900mm2)Tab.13 W ires(4×900mm2)costs for various voltage levels

從表13可知,與500 kV/3.2 kA方案相比,535 kV/ 3.2 kA方案增加投資約1.43%(約9 167萬元),550 kV/ 2.9 kA方案增加投資約1.74%(約11 144.64萬元)。

4 直流運行電壓對損耗的影響

直流工程的損耗構(gòu)成包括送、受端換流站損耗、直流線路電阻損耗與直流線路電暈損耗。直流運行電壓越高,兩端換流站損耗、直流線路電阻損耗越低,直流線路電暈損耗越高。但由于直流線路電暈損耗占直流線路總損耗很小的比例(4%～7%),因此仍呈現(xiàn)直流電壓越高,直流線路總損耗越低的趨勢。

根據(jù)表14計算結(jié)果,直流電壓由±500 kV提高到±535,±550 kV,總損耗電力可分別降低 10%和13%,總損耗電量可分別降低7%和9%。

表14 直流輸電電壓對損耗的影響Tab.14 Effects of voltage level on loss

5 經(jīng)濟比較

針對溪洛渡直流工程,基于年費用最小法[12],對3個電壓方案進行了綜合的經(jīng)濟比較,計算結(jié)果列于表 15。根據(jù)計算結(jié)果,電壓從 ±500 kV提高到±535,±550 kV,投資分別增加 13 117,27 020萬元,綜合投資與網(wǎng)損差別,能損電價為0.45元/(kW·h)、能損小時數(shù)為3 000 h時(中國直流輸電工程典型參數(shù)),年費用最省的方案為±535 kV。與±500 kV方案相比,±535 kV方案年費用節(jié)省約4 470萬元,增加的投資在 3年左右的時間即可收回,經(jīng)濟效益相對較好。而±550 kV方案,由于設(shè)備投資增加較多,雖然比±500 kV經(jīng)濟,但遠差于±535 kV方案,而且設(shè)備風(fēng)險相對較大。

表15 方案經(jīng)濟比較Tab.15 Econom ic comparison between different voltage levels

6 結(jié)論

(1)單回3 200 MW直流的電壓從±500 kV提升至±535,±550 kV后:

1)主回路參數(shù)。隨著直流電壓提高,直流空載電壓和換流變閥側(cè)電壓基本呈線性增長,送端換流變?nèi)萘勘３植蛔?受端換流變?nèi)萘可晕⒃黾?增幅不大。直流電壓提高后,避雷器保護水平呈線性增長,操作和雷電沖擊耐受水平可保持基本不變,但絕緣裕度降低。

2)換流站設(shè)備適應(yīng)性。換流閥結(jié)構(gòu)可保持不變,但需增加晶閘管串聯(lián)級數(shù);換流變壓器由于電壓提高,對絕緣結(jié)構(gòu)有一定影響,需在500 kV換流變壓器基礎(chǔ)上做適當改進;直流電壓提升對干式平波電抗器本體設(shè)計影響較小,本體設(shè)計制造無難度。

3)其他直流場設(shè)備。國內(nèi)常規(guī)±500 kV/3 000MW直流工程成熟設(shè)備絕緣水平基本可以滿足要求;其中直流穿墻套管、避雷器、測量裝置等需根據(jù)新的技術(shù)參數(shù)做適當調(diào)整,技術(shù)上不存在問題;直流極母線隔離開關(guān)和支柱絕緣子爬電距離需結(jié)合直流污穢水平專題研究結(jié)果加以復(fù)核,如不滿足要求可通過外涂RTV等措施解決。

4)將3 200 MW直流電壓從±500 kV提升至±550 kV后,若設(shè)備的絕緣耐受水平采用±535 kV方案同等水平,則換流站內(nèi)設(shè)備適應(yīng)性同上;如提高絕緣耐受水平,則換流變需重新設(shè)計,存在一定的技術(shù)風(fēng)險;直流穿墻套管、避雷器、測量裝置需重新設(shè)計,但技術(shù)上沒有難度。其他設(shè)備可采用國內(nèi)常規(guī)±500 kV/3 000MW直流工程成熟設(shè)備。

5)直流電壓增加雖引起換流站空氣間隙增加,但增加值較小,對換流站平面布置、閥廳尺寸影響較小。

(2)直流線路方面:電壓從 ±500 kV提升至±535,±550 kV后,絕緣水平略有增加,絕緣子片數(shù)、空氣凈距需相應(yīng)調(diào)整,技術(shù)上沒有難度,工程造價略有增加。

(3)工程損耗方面:電壓從 ±500 kV提高到±535,±550 kV,年損耗分別減少133,163GW·h。

(4)工程經(jīng)濟性方面:電壓從±500 kV提高到±535,±550 kV,投資分別增加 13 117,27 020萬元,年損耗分別減少133,163 GW·h。綜合投資與網(wǎng)損差別,年費用最省的方案為±535 kV。

綜合技術(shù)經(jīng)濟比較,建議溪洛渡送電廣東等±500 kV等級的3 200 MW同塔雙回直流電壓等級提高到±535 kV。

[1]西南電力設(shè)計院.溪洛渡送電廣東 ±500 kV同塔雙回直流系統(tǒng)方案論證[R].成都:西南電力設(shè)計院,2009.

[2]西南電力設(shè)計院.金沙江中游電站送電廣西±500 kV同塔雙回直流系統(tǒng)方案論證[R].成都:西南電力設(shè)計院,2010.

[3]段玉倩,饒宏,黎小林.高壓直流輸電系統(tǒng)主回路參數(shù)穩(wěn)態(tài)特性計算方法[J].電力系統(tǒng)自動化,2007,31(16):53-56.

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