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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流特高压变电站运行管理的几个重点问题江海升.精品文档.交流特高压变电站运行维护技术初探江海升 (安徽省电力公司宣城供电公司，安徽 宣城 242000) 二九年十一月目 录摘 要IABSTRACTII第一章 绪论1第二章 特高压系统与超高压系统的主要区别42.1晋东南南阳-荆门特高压交流试验示范工程一般概况42.1.1工程的基本情况72.1.2特高压系统的主要电气设备82.1.3系统的启动调试运行72.2一次系统的主要区别42.2.1主变压器设备42.2.2（H）GIS设备72.2.3高压并联电抗器82.2.4特高压互感器72.2.5特高压系统的
2、绝缘及避雷器82.3 对二次控制保护系统的影响92.3.1线路参数的改变对线路保护的影响72.3.2特高压互感器影响较小82.3.3特高压变压器的保护配置显著不同72.3.4微机保护抗干扰措施72.3.5过电压保护较为复杂72.3.6非周期分量衰减时间常数增大、高频分量对微机保护算法的影响8第三章 特高压系统运行维护技术几个重点问题253.1特高压(H)GIS设备的倒闸操作253.1.1(H)GIS开关和闸刀位置检查43.1.2 (H)GIS的间接验电73.2特高压设备的在线监测253.1.1特高压设备的在线监测应形成完整的监测系统43.1.2 （H)GIS设备在线监测73.3特高压变电站的生
3、产准备28第四章 结论41参考文献43致 谢45摘 要说明晋东南南阳-荆门特高压交流试验示范工程中变电站（开关站）的基本情况，三个站主设备情况，提寻特高压设备的主要技术参数。本文着重从交流1000kV变电站运行维护的角度初步探讨其生产准备、日常运行管理中的技术要点，这些要求是从区别1000kV变电站与500kV变电站的技术要求为根本出发点的，在遵循国家电网公司变电站管理规范的要求下，重点探讨是特高压变电站的设备和运行管理的要求。 关键词：特高压；运行管理；运行维护技术；ABSTRACTKeywords第一章 绪论2009年1月6日，晋东南南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利完成168小时试运行
4、，正式投入商业运行，这在世界尚属首次。特高压交流试验示范工程顺利投运为特高压主网建设打下了坚实的基础。特高压变电站设备的安全稳定运行对于起步之初的特高压电网具有十分重要的意义。作为特高压变电站运行维护一线管理和技术人员，了解和掌握特高压变电站设备的技术特点，是一项必备的技术能力。这关系到特高压变电站能否迅速推广，关系到特高压电网能否安全稳定运行保证安全可靠供电，与国家能源安全和广大人民群众的切身利益息息相关。本课题的研究是建立在晋东南南阳-荆门特高压交流试验示范工程变电站运行维护管理的基础上，通过对比特高压与超高压（500kV）交流变电站主要一、二次设备的不同技术特点，努力寻求特高压交流变电站
5、关键的运行维护技术，为下一步的特高压变电站的运行维护做一些准备工作和基本的技术指导。本课题的探讨都是建立在成熟的500kV交流变电站运行维护的基础之上，对于其能在特高压变电站应用的不再赘述。第二章 特高压系统与超高压系统的主要区别2.1晋东南南阳-荆门特高压交流试验示范工程一般概况2.1.1 工程的基本情况特高压交流试验示范工程属于（华中）网对（华北）网送电工程，包括三站两线，北起山西长治，途经河南南阳开关站，南至湖北荆门，全长640公里，通过单回交流1000千伏特高压线路连接华北、华中两大区域电网，同步电网总装机容量超过3亿千瓦。晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程是我国第一个特高压交流
6、输变电工程，也是世界上第一个商业化运行的特高压工程，工程“三站两线”，线路全长639公里。 工程于2006年8月19日开工建设，2009年1月6日投入运行，为建设以1000kV特高压电网为主网架、各级电网协调发展的坚强国家电网奠定了坚实基础，实现了华北电网和华中电网的水火互济、优势互补。1000kV特高压长治站位于山西省长治市长子县，距长治市区约22公里，本期工程占地面积130余亩，是特高压交流试验示范工程的起点站。 1000kV特高压南阳站位于河南省南阳市赵河镇。远期总占地面积约26.9公顷，本期总占地面积约11.4公顷。本期不装设主变（终期装设3台3000MVA）。1000kV特高压荆门站
7、位于湖北省荆门市沙洋县，远期总占地面积435亩，本期总占地面积约249亩。2.1.2 特高压系统的主要电气设备1、线路1000kV特高压交流线路采用8分裂钢芯铝绞线，导线型号为LGJ-500/35，载流量为5048A，其输送的自然输送功率约为500kV交流线路的5倍；输电距离可达1500公里；线路损耗约为500kV交流线路的四分之一；输电走廊利用率约为500kV交流线路的23倍；单位输电综合造价约为500kV交流线路的四分之三。2、主变压器1000kV特高压主变额定电压1050kV、三相额定容量3000 MVA。变压器由主体变和调压补偿变组成，有1050/（52541.25%）/110kV 9
8、个档位。调压补偿变退出运行时，主体变可以独立运行（但仅能工作在525kV档位）。 长治站主变由天威保变生产，荆门站主变由沈阳特变电工生产，详细参数见后表：长治站主变荆门站主变生产厂家保定天威保变沈阳特变电工结构单相、油浸、无励磁调压自耦变压器单相、油浸、无励磁调压自耦变压器冷却方式强迫油循环风冷强迫油循环风冷重量578t（含油重130t）715t（含油重132t）绝缘水平短时工频1100kV雷电耐受2250kV操作耐受1800kV短时工频1100kV雷电耐受2250kV操作耐受1800kV损耗(单相)空载：185kW负载：1580kW (高压侧)空载：197kW负载：1606kW (高压侧)3
9、、高抗特高压高抗按照补偿度不同的设计要求，各站参数不尽相同，如下表所示：长治站南阳站荆门站生产厂家西安西电集团西安西电集团衡阳特变电工容量3320Mvar3240Mvar (2台)3200MVar冷却方式自然油循环强迫风冷自然油循环强迫风冷自然油循环风冷损耗(单相)566kW440kW374kW重量350t305t259t4、低压侧无功补偿装置特高压长治站、荆门站配置了相应的低压侧无功补偿装置，主要作用是配合特高压线路潮流水平，调整厂站电压及无功交换功率。 两站110kV均采用双段单母线接线，各装设了低压电抗器2组，每组容量240Mvar，低压电容器4组，每组容量210Mvar。实际运行中，每
10、组低容、低抗投切时对主变500kV侧的影响约为3kV。5、（H）GIS设备1000kV特高压开关均采用采用GIS或HGIS气体绝缘金属组合电器，各站配置如下：长治站GIS南阳站HGIS荆门站HGIS生产厂家河南平高电气新东北电器电气衡阳特变电工结构全封闭 (含母线)半封闭 (不含母线)半封闭(不含母线)额定电压1100kV1100kV1100kV额定电流6300A8000A5000A额定短路开断电流50kA50kA50kA2.1.3 系统启动调试运行1、启动调试的主要过程：启动调试时间：2008年12月8日，启动调试范围： 1000千伏长南I线、南荆I线及其相关二次设备； 长治、南阳、荆门站内
11、所有1000kV一、二次设备； 长治、荆门站1000kV主变相关母线、开关、刀闸； 110千伏低压无功补偿装置等一、二次设备。启动调试期间将分两个阶段、共进行15项试验。启动调试试验第一阶段1. 三峡左一电厂带荆门1000千伏主变零起升压2. 三峡左一电厂带荆门1000千伏主变及南荆I线零起升压3. 三峡左一电厂带荆门1000千伏主变及南荆I线、长南I线（含长治站内1000千伏开关、母线等设备）零起升压 4. 荆门站500千伏侧投切空载1000千伏主变5. 荆门站投切空载1000千伏南荆I线 启动调试第二阶段6. 王曲电厂带长治站1000千伏主变零起升压7. 长治站500千伏侧投切空载1000
12、千伏主变8. 长治站投切空载1000千伏长南I线 9. 南阳站投切空载1000千伏南荆I线 10. 1000千伏线路并、解列11. 1000千伏联络线功率控制 12. 投切低压电抗器、电容器及南阳开关站拉环流 13. 1000千伏线路人工短路接地14. 特高压互联系统动态扰动15. 大负荷试验 2、试验重点项目及控制要求1. 特高压变压器及线路零起升压试验 零起升压试验期间，需要在华北、华中电网将运行系统一分为二，隔离出小系统，运行系统中多个厂站同时单母线运行。试验过程中，网架结构变化大，电网稳定水平下降，系统安全运行的风险加大。 为保证试验电源机组安全。采取加强保护措施如下： （1）机组过电
13、压保护定值整定为1.1p.u.，0秒跳闸； （2）在500千伏及1000千伏系统采取过电流保护作为加强措施试验重点项目及控制要求2. 全电压冲击特高压变压器及线路 全电压冲击试验是考验设备的重要项目，关键点是试验前控制相关变电站500千伏母线电压水平（需要控制长治、荆门站500千伏母线电压不超过540千伏）。 但与荆门站相连的斗笠站500千伏母线电压长期在540千伏以上运行。并且，由于枯水期华中电网负荷水平低、三峡开机方式小，斗笠站电压调整非常困难。调度系统结合电网运行实际，制定了相应的控制措施（三峡近区机组进相、厂站加投低抗等）。3. 联网试验 联网试验期间，既要考验特高压系统设备，也是华北
14、、华中两大区域电网首次通过更高一级电压等级互联。特高压互联电网无功电压控制及两侧电网内部故障对系统的冲击，是试验期间保证设备安全和系统稳定的难点。 试验过程中，需要密切监视系统运行情况，严格控制500千伏系统电压水平及相关断面输送潮流。同时，对联络线功率实际波动及其对无功电压的影响及时进行跟踪分析，必要时调整运行控制策略。 4. 大负荷试验 大负荷试验的目的是在特高压线路输送大负荷工况下考验设备和系统。 特高压输送280万千瓦时，联络线潮流波动、两侧电网的功率不平衡以及部分500千伏线路的N-1故障冲击，均可能造成特高压线路输送功率超过静稳极限而解列，需要严格控制相关断面及电厂开机方式，才能保
15、证解列后系统稳定。2008年12月30日22:00，特高压联络线调试结束，进入168小时试运行；2009年1月6日22:00，168小时试运行顺利完成，未发生一次或二次设备故障。试运行安排华北送华中电力100万千瓦。试运行期间，超过300MW的波动共130点，占总联网时间0.15%，单次最长时间100秒，波动的最大值为634MW（对应湖北襄樊电厂1台600MW 机组跳机），联络线功率控制效果良好。3、启动调试的主要特点1）启动调试中组织协调工作复杂 特高压试验示范工程将华北、华中电网联结为一个同步电网，在启动调试过程中为了确保系统和新设备的安全，首次带电需要采取隔离小系统零启升压的方式，启动调
16、试过程中，需要国、网、省调，以及现场调试单位频繁工作联系和交接，组织协调工作量大且复杂。2）系统方式变化复杂，电网安全隐患大 特高压试验示范工程调试期间，隔离小系统零启升压的方式造成多个厂站单母运行，如果出现另一回母线故障，将对近区系统造成较严重的影响。此外，特高压进行联网及大负荷试验时，网内机组掉闸等故障可能会对试验造成较大影响，甚至导致系统解列，因此试验期间，各网省调需密切配合，严格控制断面潮流水平。3）倒闸操作量大 特高压调试期间，国、网、省三级调度运行人员进行了大量的方式调整及倒闸操作，仅在启动调试前期就进行了诸如三峡左一电厂6机经由三龙I线、龙斗III线、荆斗II线带荆门站1000k
17、V 1主变零起升压试验的方式调整、王曲电厂#1机组经由王潞一线、久潞二线、长久一线带长治站1000kV1主变零起升压试验方式调整等一系列的调度操作。4）各级调度通力合作，确保了特高压调试顺利完成为了确保复杂调试方式下系统的稳定运行，弥补设备运行经验的不足，国、网、省三级调度制定了大量详尽的事故预案，完善了事故处理流程及调度应急机制。调试期间仅国调就编制了针对不同调试阶段的事故预案共36个。 相关网省调在调试及试运行期间设立了特高压专岗，重点加强对特高压交流系统的运行监视，严格调整控制机组出力，确保特高压系统稳定运行。2.2 一次设备的主要区别一次系统的主要设备是特高压系统与超高压系统的主要区别
18、，由于其高电压、大容量，其设备结构、绝缘要求等主要电气参数明显不同于超高压电气设备。高电压对设备的绝缘提出了全新的要求，这是一次设备最明显的区别2.2.1 主变压器国内研制特高压变压器的厂家不多，主要是特变电工、西安西电变压器有限责任公司、保定天威保变电气股份有限公司三大变压器厂按双百万的标准新建或扩建了生产车间和试验室，具备了特高压变压器的设计、制造和试验能力，并且已经为特高压交流试验基地研制了1000千伏变压器，其中特变电工与保定天威保变电气股份有限公司正在为特高压示范工程生产特高压变压器。特高压交流实验示范工程用的特高压变压器分别由沈变和保变设计制造。两家变压器的参数、结构基本相似。1、
19、基本参数：型号：ODFPS-1000000/1000，户外单相油浸无励磁调压自耦变压器绕组温升小于65K连续容量SN：1000000/1000000/33400kVA,容量比：1:1:1/3；UN：（1050/3）/(525/3 41.25）/110kV；IN：165/3299/3037A；单相联接组标号：Ia0I0，三相联接组标号：YNd11冷却方式：主变本体OFAF，强迫油循环风冷；调压变ONAN，风自冷。500 kV电力变压器中大多数采用中压绕组线端调压方式。特高压变压器的中压绕组电压为500 kV，线端调压方式下绝缘问题难解决、调压开关研发难度大，因而多采用中性点无励磁调压方式。2、基
20、本结构：从总体结构来看都采用分体结构，变压器分为主体和调压变两部分；主体部分：自耦变压器本体（为提高可靠性，采用单相五柱），调压、低压补偿部分：设单独调压变压器和低压电压补偿器，两个器身共用一个油箱。调压（低压补偿）变压器与主变压器通过管母线进行连接。变压器采用中性点变磁通调压，在调压变中设置补偿绕组；主体和调压变连接组合后可以作为一台完整的变压器使用，也可以将主体单独使用。变压器本体采用单相五柱铁芯，其中三心柱套线圈，每柱1/3容量，高、中、低压线圈全部并联 ；高压线圈采用纠结内屏连续式结构 。中、低压线圈为内屏连续式结构；为保证产品的运输尺寸和运输强度，采用筒式油箱，油箱侧壁与夹件上安装了
21、磁屏蔽，并在油箱侧盖采用铜屏蔽。下图为变压器的绕组接线示意图：3、绝缘水平选择绝缘水平时，一要考虑到我国设备制造水平，要留有裕度；二要考虑我国特高压工程建设时间较晚，可以借鉴和吸收国外先进经验，也不宜过分保守，应两者兼顾。总体上看，对我国特高压变压器的绝缘水平要求值高于日本的，低于前苏联和欧洲的。日本的安全裕度过小，不宜效仿。此外，由于特高压变压器采用分体结构，本体与调压补偿变压器通过母线连接，那么如果存在过电压时，过电压波会在连接母线上产生折、反射。因此对110kV侧的绝缘水平要求也有相应的提高。这在运行中需要注意。 变压器是特高压系统的主要设备之一，其绝缘水平的好坏，直接关系到系统的安全稳
22、定运行，变压器的各项实验相比起来复杂的多，运行中的绝缘监测显得相当重要。2.2.2 （H）GIS设备特高压实验示范工程的三个变电站无一列外都是使用（H）GIS设备。晋东南变电站GIS设备是河南平高电气股份有限公司与日本三菱公司联合开发制造的产品；南阳开关站HGIS是新东北电气（沈阳）高压开关有限公司与日本帕瓦公司联合开发生产的；荆门变电站HGIS是由西安西开高压电气股份公司与ABB公司联合开发提供。 长治站及南阳站开关采用双断口设计，荆门站开关采用四断口设计。1、基本参数型式：分相式；额定电压：1100kV额定电流：南阳开关站：设备连线6300A；设备6300A；晋东南变电站：主母线8000A
23、；分支母线6300A；设备6300A；荆门变电站：设备连线4000A；设备4000A。热稳定：额定短时耐受电流50kA，2s；动稳定额定：峰值耐受电流：135kA2、基本结构：各站的（H）GIS结构不尽相同，详细结构不在这叙述。3、绝缘水平：额定绝缘水平见下表相对地（kV）断口间（kV）额定雷电冲击耐受电压（峰值）24002400+900额定操作冲击耐受电压（峰值）18001675+9001min工频耐受电压11001100+6352.2.3 高压并联电抗器由于特高压输电线路电压等级高，线路电容产生的无功功率很大。对于100km的特高压线路，在额定电压为1000kV及最高运行电压为1100kV
24、的条件下，发出的无功功率（三相）可以达到400500MVar，约为500kV线路的5倍。在500kV输电线路中，并联电抗器的典型单相容量为40、50、60和70MVar，750kV系统中典型单相容量是100MVar和120MVar。1000kV级特高压试验示范工程（晋东南南阳荆门）线路全长约654km，需采用的特高压并联电抗器配置为：晋东南变电站配置高压并联电抗器容量为960MVar；晋东南南阳线路南阳侧高压并联电抗器与南阳荆门线路南阳侧高压并联电抗器容量相同，均为720MVar；荆门变电站按600MVar配置。因此，特高压交流试验示范工程采用的高压并联电抗器的单相容量分别为320、240和2
25、00MVar，其中单相320MVar应该是目前世界上并联电抗器单相容量之最。1、基本参数：型式额定容量Mvar额定电压kV额定电抗W损耗kW联结方式冷却方式户外油浸单相2001100/32016400三个单相联成Y接，经中性点电抗器接地ONAN（空气自冷）或ONAF（自然油循环风冷）240168048032012606002、绝缘水平绕组端子额定操作冲击耐受电压(峰值)额定雷电冲击耐受电压(峰值)额定短时感应或外施耐受电压（方均根值）全波截波高压端1800225024001100（5min）中性点端550230（1min）750325（1min）并抗高压线端的绝缘水平和特高压变压器相同，中性点
26、电抗器的绝缘水平和500kV电抗器的中性点绝缘水平相当（500kV电抗器的中性点LI/AC为480/200kV）3、运行中的温升限制105%额定电压下连续运行时：部位温升限值(K)顶层油55绕组（平均）60绕组热点73铁心及金属结构件80油箱80由于特高压电抗器容量大，其噪声影响比较大。2.2.4特高压互感器特高压电压互感器可选用柱式电容式电压互感器（CVT）、SF6气体绝缘电磁式电压互感器（VT）以及新技术电子式电压互感器（EVT），实验示范工程选用的是较为成熟CVT。由于（H）GIS的使用，特高压电流互感器全部是在（H）GIS套管上、开关端部和变压器套管上套装环形TA绕组。1、电压互感器1
27、000kV柱式电容式电压互感器（CVT）原理电路跟500kV CVT没有根本差异。只是在性能参数和结构上有所不同。1000kV柱式CVT的电容分压器额定电容量5000pF，变比1000/3kV/(100/3、100/3、100/3、100/3、100)V，4个二次绕组，额定二次负荷415VA，次级组合0.2、0.5/3P、3P/3P。由于过电压的影响特别是VFTO（快速暂态过电压）的影响，二次绕组的绝缘要求相比于超高压系统明显提高，且要加强二次绕组的屏蔽措施。2、电流互感器1000kV特高压试验示范工程第一期的最大负荷为2000MVA，一次侧电流1155A。 从系统规化来看，远期CT的额定电流
28、可达6300A。变比选择为6000/1，有3000/1的抽头；其准确级准确级与500kV系统类似：计量绕组：0.2S级；保护绕组：5P级；暂态保护绕组：TPY级。特别需要注意的是由于特高压系统时间常数较大，容量越大情况会突出，系统容量大，一次回路时间常数大（60120ms），短路电流暂态过程长，而快速继电保护装置动作时间快（20ms），为防止TA饱和，满足继电保护的要求，TPY级的二次绕组应用范围增多，超高压系统中，只有线路保护需要TPY级，而特高压系统中母差保护、开关保护等也需要使用TPY级。考虑到VFTO（快速暂态过电压）的影响，原来在超高压系统中规定的TA绕组的绝缘水平是短时工频耐受电压
29、为3kV,绕组开路电压为4.5kV（峰值）,1000kVGIS用的TA绕组的短时工频耐受电压和绕组开路电压要按10 kV考虑，在运行中的TA二次绕组特别是端口处工作时要特别注意安全防护问题，（二次电缆对高频过电压有较强的衰减作用），防止危及人身和设备安全。2.2.5特高压系统的绝缘及避雷器特高压输电系统的电磁暂态和过电压问题与超高压系统实际上类似，但由于系统容量大、距离长，甩负荷造成的过电压及潜供电流的影响比较突出，并且避雷器对VFTO（快速暂态过电压）的保护无能为力，使得特高压系统的过电压保护以防止内部过电压为主。工频过电压和操作过电压是选择和设计绝缘系统的关键的决定性因素。复杂的过电压过程
30、本文不做描述，只从运行角度探讨过电压的防护问题。1、过电压限制：特高压交流系统的标称电压为1000kV，最高运行电压为1100kV。其过电压裕度相比于超高压系统有所下降。综合考虑系统潮流、无功电压控制、设备制造能力等因素，采用降低线路侧避雷器额定电压、高抗补偿等措施，将工频暂时过电压限制为1.3p.u.(母线侧)和1.4pu(线路侧)，持续时间0.5s。采用高抗补偿、断路器合闸电阻、高性能的避雷器等措施，相地操作过电压限制为1.7p.u.以下（线路）和1.6p.u.以下（变电站）。 在日常运行中，需配备紫外成像仪和红外测温仪，需密切监视系统中的放电情况。2、关于潜供电流 潜供电流对特高压系统重
31、合闸影响比较大，在超高压系统中主要采用在高抗加设中性点小电抗器和快速接地开关的方法（国内不使用）。采用高抗加中性点小电抗等限制措施，将潜供电流限制在 12A以下，解决了潜供电弧快速熄灭问题，单相重合闸无电流间歇时间在1s以内。这也是特高压系统主要采取的方法，其不同点在于：1）短特高压线路，如不采用并联高抗，也就无中性点小电抗器，仍然存在潜供电流的问题，可考虑使用快速接地开关，但二次控制回路复杂，安全可靠性要求很高，需要专门实验研究已验证效果。2）高抗补偿度的问题。特高压线路在空载、轻载、重载运行工况下，使用可控高抗时，故障后的潜供电流较大，需要进一步验证其影响。3、避雷器 特高压MOA的型号通
32、常为Y20W-828/1640或Y20WF-828/1640,基本参数：额定电压：828kV，持续运行电压：638kV,标称放电电流：20kA,雷电冲击残压：1640kV，无间隙氧化锌避雷器。 避雷器的在线监测运行主要包含两方面：1）在线监测器。当监测器流过标称电流时，监测器两端的残压按规定不大于3kV，在设备巡视时应注意人身安全；注意监测器的密封和防爆性能；每日记录运行中的避雷器泄漏电流应准确记录，横向对比数据，综合分析判断避雷器的运行性能2）使用红外测温仪对避雷器测温时，这种电压致热型，很小的温度差异可能代表避雷器出了严重问题。2.3 对二次控制保护系统的影响特高压系统对二次控制保护的关注
33、度没有像一次系统高，其实影响也很大。特高压变电站二次控制保护系统整体与超高压系统是类似的，站用交直流系统、站内通信系统、远动监控系统基本相同，而对继电保护及自动控制装置部分由于受一次系统变化则有所不同，主要表现在线路保护、变压器保护、过电压保护等，以及自动装置配置较为复杂，如解列装置等，还有就是特高压系统的非周期分量衰减较慢、高频分量大整体对微机保护算法的影响，而开关保护、母线保护、高抗及低压侧元件保护则影响不大。需要关注特高压系统的继电保护问题还有：1、同杆双回特高压线路对重合闸的影响，按系统稳定考虑的重合闸时间（0.7s或1.s），由于潜供电流的影响可能不能满足开关息弧的要求，导致重合闸失
34、败，这需要更深入的研究探讨。2、在特高压实验示范工程启动中，调压变差动保护曾经误动过，需要进一步研究特高压变压器励磁涌流对差动保护的影响。2.3.1线路参数的改变对线路保护的影响特高压线路保护基本配置与超高压相似，主保护双重化，光纤纵差+光纤距离保护，后备保护也相似。为了提高特高压线路的传输能力，减小损耗，特高压线路采用8分裂导线，线路传输距离明显增长。特高压输电线路与750kV和500kV线路相比单位长度的阻抗下降，线路阻抗角明显增大。1、线路单位长度阻抗下降、阻抗角明显增大500kV、750kV、1000kV单回线路典型参数参见下表：参 数500kV750kV1000kV电阻（/km）0.
35、0220.01220.00805电抗（/km）0.280.2680.25913阻抗角（）85.5187.3988.22品质因数12.7321.9732.192、线路分布电容显著增大特高压输电线路的分布电容增大，线路较长，电压等级高，线路充电电流较500kV、750kV线路明显增加，各电压等级线路容抗和电容电流值（/100km）见下表。线路电压（kV）正序容抗（）零序容抗（）电容电流有效值（A）5002590379011175023303424186100022693525255正常运行时有较大的电容电流，当无并联电抗时，特高压线路波阻抗为242.5欧姆，每百公里的充电功率为533 Mvar，
36、自然功率为4546Mw，传送自然功率时候每相的负荷电流为2500A，363km电容电流919A，为额定负荷电流的37%。当有并联电抗时，由于补偿度较高，所以电容电流将会大大下降，363km约101A。为了补偿线路充电电流、降低过电压水平，特高压线路均装设并联电抗器。线路差动保护的整定必须躲过其充电电容电流的影响，或者规定要求特高压线路不得在无并联电抗器下运行，这是在正常运行时需注意的。特高压线路故障或线路跳闸后，由于电抗器电感与线路分布电容谐振产生的过电压和各种谐波的影响，影响电抗器保护匝间短路灵敏度，需在保护配置和设计中加以解决。由于电抗器保护动作后将跳开断路器导致线路停运，需防止电抗器保护
37、在线路正常运行及线路单相故障后的非全相过程种中的误动作。2.3.2 特高压互感器 由于特高压系统电流互感器变比增加，在线路轻载运行及高阻接地故障时，线路电流值较小，为提高反映高阻接地保护的灵敏度。特高压线路较长，CT变比很大，特高压系统初期短路容量较小，故障尤其是高阻接地故障时，互感器二次侧电流很小，特别是二次零序电流值非常小，给零序方向判据造成很大的困难。 需要提高保护装置内二次传感器的精度。在保护装置硬件回路上专门设计了针对小电流的高精度采样回路。线路发生短路时，电容式电压互感器（CVT）的暂态过程对线路保护装置的动作行为影响较大。根据设备技术规范的要求，高压端子在额定电压下发生短路时，带
38、有0100%额定负荷（cos = 1时）的主二次侧电压应在额定频率的一个周波内降低到短路前电压峰值的10%；应用于快速继电保护装置的电容式电压互感器，其值应小于5%，此时CVT的阻尼器应采用饱和电抗器。此项要求，与750及以下电压等级的要求相比，区别在于考虑了快速保护的要求，对保护装置的动作会更加有利。2.3.3 特高压变压器的保护配置显著不同特高压变压器的结构与超高压的变压器有较大的变化，由主体变压器和调压变压器（含低压电压补偿器）两部分组成。主体部分为不带调压的自耦变压器，调压变压器与主体部分通过硬铜母线连接，由共用一个油箱的调压器和低压电压补偿器两部分构成，调压变压器的励磁线圈与自耦变的
39、低压线圈并联。低压电压补偿器的励磁线圈与调压线圈并联，补偿线圈与主体（自耦变压器）的低压线圈串联。特高压变压器结构的变化使得其差动主保护配置增多，变得较为复杂。特高压变压器保护的配置及使用需要另外更加深入的研究学习，这里只从运行角度提出需要注意的重点方面。下图为特高压变压器保护配置的基本说明。（图中画出两相接线）1、特高压变压器保护基本配置：1）主变大差动保护，各侧开关CT，CT1+CT2+CT3。2）电量分相差动保护，CT1+CT2+CT5，只有电气量的差动保护；以上两个差动保护与500kV主变配置相同，也配后备保护和差动速断保护。3）磁量分相差动保护，CT1+CT2+CT4，实际上就是主变
40、本体的小差动保护。4）调压变差动保护，CT5+CT6+CT7。5）补偿变差动保护，CT4+CT6+CT7。调压变差动和补偿变差动补配后备保护及差动速断保护2、特高压变压器保护运行应注意的问题：1）调压变压器相对主变压器的容量较小，调压变和补偿变占整个变压器的匝数相对较少，两者匝对匝间的电压相对于主变压器来说也很小 保护范围为整个变压器的差动保护(主变大差动保护)难以反应调压变压器和补偿变压器的区内故障，必须为调压变压器和补偿变压器配置单独的差动保护以提高其区内故障的灵敏度。2）特高压变压器的调压方式的影响：调压方式在调节主变中压侧电压时，同时会影响低压侧电压，为了保持调节过程中低压侧电压的稳定
41、，需要通过增加低压补偿绕组，引入负反馈电压达到稳定低压侧电压的目的。 调压变和补偿变的差动保护对于不同的平衡系数，在运行中如果调压时，需改变差动保护的定值，通过改变微机保护定值区来实现，而不需要退出保护装置的跳闸出口压板。3）特高压变压器的参数变化明显，如特高压变压器的短路阻抗比较大，以特高压交流试验示范工程的变压器为例，其各侧的短路电抗分别为Uk高-中18%，Uk高-低62%，Uk中-低40%，变压器的高压侧和低压侧短路时故障电流相对超高压系统如500kV系统明显减小，对变压器保护的灵敏度提出了更高的要求。2.3.4 微机保护抗干扰措施抗电磁干扰性能是衡量二次设备性能的重要指标。特高压变电站
42、电磁环境的研究结果表明，1000kV变电站电磁骚扰水平与750kV变电站相当。但对二次设备的影响还需要运行来检验。2.3.5 过电压保护特高压交流试验示范工程1000kV开关三相跳闸或者变压器500kV侧开关三相跳闸，出现1000kV线路空载或线路空载并且末端连接着变压器及110kV侧的无功补偿装置的情况，导致系统稳态电压升高，可能超过系统最高运行电压。试验示范工程系统最高运行电压为1100kV。为确保试验示范工程系统和1000kV设备的安全和稳定运行，需要研究过电压控制装置预防发生系统稳态过电压。这就要求特高压系统不但要解决常规超高压系统中瞬时过电压保护问题，即1.3倍UN及以上（1300k
43、V及以上）过电压延时0.3s跳闸，还要解决1.11.3UN（11001300kV）稳态过电压问题，在特高压示范工程中采取的是反时限过电压保护。2.3.6非周期分量衰减时间常数增大、高频分量对微机保护算法的影响1、非周期分量衰减时间常熟增大特高压并联电抗器容量大，系统发生故障时，由于并联电抗器电感电流不能突变，会产生数值大、衰减慢的非周期分量，开关断开后，线路电压衰减过程缓慢。各电压等级非周期分量典型衰减时间常数：电压等级（kV）5007501000X/R10132035衰减时间常数（ms）31.841.463.7111.5衰减的非周期分量不易采用滤波器滤除，衰减较慢将影响保护计算结果的稳定性。
44、同时衰减缓慢的非周期分量使CT更容易饱和，线路电流差动保护、母线差动保护、变压器差动保护、电抗器差动保护需考虑CT饱和对保护动作性能的影响。差动保护宜适当提高继电器的制动系数，并根据波形对称度、谐波分量、电流电压波形变化顺序等特性，采用浮动制动门槛、提高制动门槛、比例制动加权法或增加动作延时等方法，提高识别CT饱和的能力。 加入了差分滤波环节滤除非周期分量。特高压线路电容电流很大，对差动保护的灵敏度产生严重影响。安装高压并联电抗器后，补偿了部分稳态电容电流，有利于提高差动保护的灵敏度。但在空载合闸、区外故障及切除、重合闸等暂态过程中，暂态电容电流远远大于稳态电容电流，必须对暂态的电容电流进行补
45、偿。暂态电容电流补偿，南瑞继保和北京四方采取了不同的处理方法。2、高频分量在故障、空载合闸、区外故障切除和重合闸等暂态过程中，暂态电流中含有相当的非整次高频分量，其特点是衰减较快，故障后40-100ms会完全消失。特高压线路高频分量的一个显著特点是：幅值最大的高频分量其频率比超高压系统产生的高频分量更加接近工频，且其频率通常是非整次谐波。 高频分量对数字滤波尤其是短数据窗的滤波算法设计提出了更高的要求。暂态过程中的高频分量使波形产生了畸变，对半波宽度、波形过零点都有影响，严重时候可能会使一个周波内波形多次过零点，对测距和阻抗计算结果造成波动。可以采取一下措施。硬件：低通模拟滤波，滤除高频分量；
46、软件：主保护采用快速滤波算法滤除高频分量，对后备保护采用傅氏滤波算法滤除高频分量。对各个受高频分量影响的继电器元件（如工频变化量距离元件及稳态距离元件），还需要在元件处理中，根据各继电器的特点分别处理高频分量的影响，以达到在特高压系统中最佳的适用性。第三章 特高压系统运行维护中几个重点问题特高压变电站的运行维护基本包含国网公司变电站管理规范的基本内容，即设备管理、安全管理、运行管理、培训管理、班组及文化建设、文明生产等。重点对特高压变电站的设备管理和运行管理中几个比较典型技术特点进行探讨。3.1特高压（H）GIS设备的倒闸操作（H）GIS设备是特高压变电站的主要设备之一，由于电压等级高，特高压（H）GIS设备的倒闸操作应采取远方操作模式，而且特高压启动调试过程复杂，倒闸操作繁重，安全压力大，必须适时提高倒闸操作科学性。在特高压（H）GIS倒闸操作中的开关、刀闸位置检查及验电过程显得比较困难，按安规规定可采用间接的方法，为保证安全有必要对其进行探讨。3.1.