苏州-上海特高压线路断路器不装合闸电阻的可行性研究

 李振强，王红超，何慧雯，何樱

 （1．中国电力科学研究院，湖北武汉  430074;2中国电力国际有限公司，北京  100188）

摘要：为节省工程投资、提高断路器的运行可靠性，分析了交流特高骶线路断路器不装合闸电阻的可行性．提出了取消特高压线路断路器合闸电阻的判据。通过分析指出取消特高压线路断路器合闸电阻的难度比500 kV工程大．但仍是有可能的。采用EMTP程序建立仿真计算模型，模拟计算了苏州一上海特高压线路断路器取消合闸电阻后的合闸和单相重合闸过电压、波前时间及线路闪络率。依据计算结果，并基于取消合闸电阻的判据，提出苏州侧线路断路器应装设合闸电阻，而上海侧可以考虑不装合闸电阻。

关键词：特高压；断路器；合闸电阻：过电压；波前时间：闪络率

0引言

 合闸空载线路和单相重合闸操作过电压是超／特高压输电线路重要的操作过电压类型。限制合闸和单相重合闸过电压措施一般有断路器合闸电阻、避霄器、选相合闸断路器等。工程中，特高压线路断路器装设合闸电阻是限制合闸操作过电压的主要手段．避雷器作为后备保护，即所谓的“两道防线”．这也是中国500 kV输电系统初期限制合闸过电压的策略。此种限制措施对合闸和单相重合闸过电压的限制作用显著，一般情况下能够把长度500 km以下的特高压线路合闸和单相重合闸过电压限制在文献[8]规定的1.7 pu（1 pu=ll 002/3，相应操作波前时间为1 000us）以下。目前国内外特高压工程的线路断路器均装设了合闸电阻。

 在实际应用中，断路器合闸电阻也存在一些局限性。装有合闸电阻的断路器机构复杂、价格昂贵．同时故障率高，降低了断路器的安全运行可靠性。国内外的超高压输电工程的运行经验均表明，长期运行的断路器合闸电阻的操作机构有相当大的比例存在缺陷和故障，甚至多次发生因断路器主触头不能及时短接合闸电阻，造成合闸电阻爆炸、外瓷套碎片横飞、损坏断路器和周围设备的事故。不过随着科技和设备制造技术的进步．现在带有合闸电阻的特高压线路断路器的可靠性较以前有一定提高。但是带有合闸电阻的特高压气体绝缘全封闭组合电器( GIS)或SF6罐式断路器价格昂贵，合闸电阻片需要进口。对于过电压水平不高的特高压线路，线路断路器不装合闸电阻．仅用线路两端的避雷器来限制过电压是可能的。若断路器不装合闸电阻，2组断路器可节约上千万元的投资，具有显著的经济效益．同时提高了线路断路器的运行可靠性。

 淮南一南京一上海特高压工程中苏州 -上海特高压线路长度仅60 km,其过电压水平较低，存在取消线路断路器合闸电阻的可能。本文依托苏州一上海特高压输变电T程，分析了取消特高压线路断路器合闸电阻的可能性和难度，提出了取消合闸电阻的判据，采用EMTP程序模拟计算了线路取消合闸电阻后的合闸和单相重合闸过电压、波前时间及其闪络率，对是否装设特高压线路断路器合闸电阻提出了建议。

1  取消特高压线路断路器合闸电阻的可行性分析

  中同500 kV电网初期．线路断路器是有合闸电阻的．随着500 kV电网规模的不断扩大和科研单位对操作过电压的深入研究，后续工程的线路断路器一般都取消了合闸电阻，大量的工程和长时间的运行经验表明，断路器不装合闸电阻是可行的。随着特高压网架的不断增强，针对具体工程过电压水平的差异性，对于出线较多、线路长度较短的特高压变电站，取消线路断路器合闸电阻是有可能的。但是特高压电网有自身的特点，相对500 kV电网而言，特高压线路取消合闸电阻的难度更大，原因如下：

 (1)相比500 kV．特高压电压等级更高，即使将来形成大区、乃至全国联网，其电网规模和密度也远小于500 kV,通过网架结构的加强而使操作过电压下降的程度不会很明显，也就是说未来特高压线路的操作过电压水平不会比初期低太多（个别短线路除外）。

 (2) 500 kV线路允许的最大操作过电压为2.0 p．u．（1 p．u．=550、／2／、／7r，相应的操作波前时间为250IJLS），而特高压线路允许的最大操作过电压较低，仅为1.7( pu)。大量500 kV线路操作过电压的仿真计算表明．在没有合闸电阻的情况下，合闸和单相重合闸过电压一般都小于2.O(pu)，没有超过其允许值。文献[14-16]中对部分特高压线路取消合闸电阻后的合闸过电压进行了计算，其结果表明60 km以上的特高压线路合闸过电压一般均大于1.7( pu)，对取消合闸电阻不利。

 (3)线路断路器合闸电阻的存在不但降低了合闸过电压的幅值，同时也增大了合闸过电压的波前时间，取消合闸电阻后线路的合闸过电压波前时间变短，可能会小于1 000us。500 kV电网的操作波绝缘配合中，无论有无合闸电阻，操作冲击波前时间均采用的是标准波250 us，不受波前时间的影响。而特高压线路南于有合闸电阻．绝缘配合中操作过电压的波前时间采用的是1 000 us，取消合闸电阻后部分线路的操作冲击波前时间可能要采用标准波250uS，对于同一间隙，其操作U.sc)r/e放电电压要低于1 000uS。这也是不利于取消合闸电阻的一个方面。

 基于上述原因，可以看出，特高压线路取消合闸电阻的不利因素多于500 kV，难度更大。但是操作过电压的大小并不是取消合闸电阻最关键的指标．过电压最终还是要体现在对绝缘的作用上，也就是说要看过电压对绝缘的影响程度，即线路的闪络率。即使某些线路沿线最大的过电压较高，但只要线路的闪络率在允许范围之内，就可以考虑取消线路断路器合闸电阻。凶此从上述两个方面来看．对于取消特高压线路断路器合闸电阻，难度大，但存在可能性。

2取消特高压线路断路器合闸电阻的判据

 国标中规定的特高压线路沿线最大的相对地统计操作过电压不宜大于1.7 (pu)和平均操作过电压闪络率宜不高于0.01次／年，这两项判据可作为是否取消断路器合闸电阻的判据。国标中将我国特高压输电线路操作过电压幅值规定不宜超过1.7( pu)，是基于我国特高压T程操作过电压一般不大于1.7(pu)，在确定特高压线路和变电站最小空气间隙的绝缘水平中，代表性过电压采用了幅值1.7 (pu)、波前时间1 000 us来进行绝缘配合的。因此，1.7( pu)的过电压水平是以波前时间1 000 us为前提的，可以保证线路的安全运行。但当波前时间变化时，1.7 (pu)的过电压就可能保证不了线路的安全运行。因此，本文认为以线路的操作过电压闪络率为判据更加合理，主要原因如下。

 (1)以1.7 (pu)的过电压大小为判据未顾及线路实际的绝缘水平。国标中的1.7( pu)的过电压是针对操作过电压波前时间1 000 us而言的，取消线路断路器合闸电阻后操作过电压波前时问变短，若波前时间小于1 000us，则采用标准操作冲击波250 us的U。%放电电压低于1 000us，即过电压的允许值低于1.7 (pu)。

 (2)以1.7( pu)的过电压为判据没有考虑到线路过电压出现的概率沿线分布。线路沿线的过电压分布不是一个值，往往是中部大，端部小，呈弓形分布。

 (3)1.7(pu)统计操作过电压不便于定量地比较不同系统结构、不同限压措施和线路故障后果对取消线路合闸电阻的影响。

 (4)线路的绝缘是白恢复型绝缘。GB/T31 1.2-2002的3.3条指出：“对于线路白恢复型绝缘应选用统计法，在使用统计法中首先需要根据技术经济分析及运行经验确定可接受的故障率。故障率给出绝缘故障的概率。”因此线路的安全运行最终应体现在线路的故障率上。GB/T311.2-2002的3.2条指出：不同的系统结构、系统中不同部分、不同设备和故障类型所产生的故障后果的严重程度是不同的。据此，宜取不同的故障率或对不同的系统、系统和设备制造发展不同的阶段取不同的绝缘水平。当然这要结合具体工程情况计算比较确定。

 由于取消合闸电阻后，合闸过电压主要由避雷器限制，需要校核其吸收能量。不过特高压避雷器采用4柱并联，允许的单次吸收能量达40 MJ，操作过电压吸收能量很容易满足此要求，因此可仅作为校核条件。

 综上所述，建议取消特高压线路断路器合闸电阻的判据为：线路的平均操作过电压闪络率不高于0.01次／年。

3特高压断路器无合闸电阻的操作过电压水平和闪络率

3.1  线路参数

 苏州一上海特高压输电线路长度为60 km，由同塔四回（与双回500 kV或220 kV共架）和同塔双回线路组成．与500 kV同塔四回线路长度为18.3 km,与220 kV同塔四同线路长度为13.5 km。线路的组成如下：苏州站出线1km为同塔双回，接着与500 kV线路组成18.3 km的同塔四回线路，接下来是4.8 km的特高压同塔双回线路，然后与220 kV线路组成13.5 km的同塔四回线路，最后是22.4 km的同塔双同线路进入上海特高压变电站。1 000 kV线路全部采用V串，全线海拔在200 m以下。线路无高抗。

 1 000 kV导线型号为8xjLK/G-630/45，500 kV导线型号为4xjL/GIA-630/45，220 kV导线型号为2xjI/G1A-630/45，地线为JLB20A-240和光纤复合架空地线( OPGW)。

 同塔双同线路1 000 kV下相导线对地平均高度为36 m.同塔四回线路1 000 kV下相导线对地平均高度为44 m;计算中特高压避雷器采用目前工程m的避雷器模型，即额定电压828 kV，2 kA操作冲击残压（峰值）为l 460 kV；每相断路器合闸相角在一个工频周波内随机均匀分布；系统为华东地区的等值电网参数。

苏州一上海特高压工程接入特高压系统示意图见图1所示。

3.2运行方式

 合空线操作时考虑丫以下的线路运行方式：

 (1)苏州一上海特高压线路一同合空线操作时另一回停运或运行，苏州站的苏州一泰州特高压线路和上海站的上海一浙北特高压线路均运行。

 (2)苏州一上海特高压线路一回合空线操作时另一同停运或运行，苏州站的苏州一泰州特高压线路和上海站的上海一浙北特高压线路均停运。

3.3  闪络率的计算

3.3.1  计算方法

 取消合闸电阻后的过电压概率分布一般不符合正态、极值或威布尔分布，因此应采用计算出的实际过电压分布。

n个绝缘串并联时的闪络率为

计算中把线路分为m段，每一段过电压分布由EMTP计算得出，某一相，如A相的全线闪络率为

式中：P为第i段的单相n个绝缘子串并联的闪络率。

三相的全线总闪络率为

式中：P、P、P为A相，B相和C相的全线绝缘闪络率。

 目前．利用计算机可以方便地进行全线绝缘操作波闪络率计算。

 (1)它不假没全线过电压为同一数值．而是考虑实际过电压的沿线分布：

 (2)它不假设过电压幅值分布为正态分布。由于MOA的限压作用，线路过电压幅值分布不符合正态分布。计算中采用实际的过电压幅值分布。

 (3)考虑多间隙并联对放电电压的影响。

 (4)线路绝缘间隙放电电压采用标准操作波真型塔的试验数据。

 (5)考虑间隙的放电电压的分散性，标准偏差盯取5%。

 (6)特高压线路每年合闸操作的次数按3次考虑。

3.3.2  波前时间的计算

波形对绝缘闪络强度有一定影响，因此必须确定试验中采用的波形与实际系统中产生过电压波形的关系。目前，国际上操作冲击试验电压波形参数的主要有多种定义方法。本文采用文献中推荐的对波前时间进行计算

式中：T，为与实际系统中操作过电压等效的操作冲击试验电压的波前时问；To%为操作过电压到达70%U，的时问。K=1.45。

3.3.3合闸过电压和闪络率的计算结果

线路正常运行时，苏州侧母线电压为1 072 kV，上海侧母线电压为1 065 kV。表1列出了特高压线路断路器无合闸电阻时，分别在苏州侧和上海侧合空线过电压、波前时间和线路的闪络率的计算结果。特高压V串绝缘子长为9.8 m，而导线对横担、塔身的空气间隙仅为6.7—7.0 m，操作过电压下空气间隙先于绝缘子放电，因此表1中给出的是空气间隙的操作冲击50%放电电压。线路闪络率的计算方法在前文已经介绍．具体的计算过程涉及全线三相导线的间隙放电电压、过电压的沿线分布、多间隙并联对放电电压等，比较复杂．均是编程计算完成的。

根据计算结果可以看出：

 (1)线路断路器无合闸电阻，在苏州站和上海站的其他1 000 kV出线均停运的情况下，苏州一上海合空线操作相地2%过电压最大，可达1.70 p.u．，其操作过电压的波前时间统计结果见图，过电压沿线分布如图3。避雷器的最大吸收能量为1.12 MJ．在允许范围内。

 (2)操作过电压大于1.6( pu)的波前时问在200～400uS，因此在绝缘配合时，需要采用标准操作冲击波下的放电曲线。

 (3)在苏州站和上海站的其他1 000 kV出线均停运的情况下，在苏州侧合闸，苏州一上海特高压线路的合闸过电压闪络率为0.018次／年：在上海侧合闸．线路的合闸过电压闪络率为0.003 4次／年。在变电站有特高压出线的情况下，线路的合闸过电压闪络率均远低于国标规定的0.01次／年。

3.3.4单相重合闸过电压和闪络率的计算结果

 线路单相接地故障后，保护动作、故障切除后断路器单相重合闸，产生单相重合闸过电压，因此线路的单相重合闸操作次数与单相接地故障有关，、特高压线路单相接地故障大多数情况是由雷击引起的，一般特高压线路的雷击跳闸率不大于0.1次/100 km．年，因此，本线路长度60 km．其雷击跳闸的次数不大于60x0.1/100=0.06次／年。其它原因造成的线路单相接地故障按每年0.01次，故本线路单相接地故障为每年0.07次。

表2列出了线路断路器不装合闸电阻时，苏州侧和上海侧单相重合闸的过电压、波前时间和线路闪络率的计算结果。重点研究了线路正常运行方式和过电压最严重的工况（两侧变电站其他1 000 kV 出线均停运）。

 由计算结果可知，单相重合闸过电压引起的线路闪络率远小于合闸过电压，苏州侧合闸线路的闪络率仅为8.4x10-5次／年：上海侧合闸线路的闪络率仅为1.8 xl0-5次／年。单相重合闸过电压引起的线路闪络率很低的原凶是：(1)最大的单相重合闸过电压小于合闸过电压；(2)本线路每年单相重合闸操作的次数仅为0.07次，小于合闸的3次；(3)除故障相外的其他两相正常运行，其过电压很低。

4对苏州一上海特高压线路断路器是否装设合闸电阻的讨论

 根据第3节苏州一上海特高压线路断路器不装合闸电阻后合闸和单相重合闸过电压及线路闪络率的计算．苏州侧合闸和单相重合闸过电压引起的线路闪络率为0.018+0.000 084=0.018 084—0.018 1次／年，大于国标规定的0.01次／年．不应取消线路断路器的合闸电阻：在上海侧合闸，线路的闪络率为0.003 4+0.000  018 =0.003  418—0.003 4次／年，小于国标规定的0.01次／年，可以考虑取消线路断路器的合闸电阻。

 由上述分析可见．虽然苏州一上海特高压线路只有60 km,仍然不能全部取消两侧变电站中所有线路断路器的合闸电阻。一方面原冈如第1节的分析．特高压线路断路器取消合闸电阻的难度较大：另一方面是冈为本工程特高压线路全线采用V串绝缘子．其间隙的标准操作波冲击放电电压较低。

 需要说明的是．本T程的研究成果并不能说明后续的特高压T程都不能取消断路器合闸电阻．这是因为后续工程大多数采用的是I串的同塔双回线路，其放电电压高于V串（均在最小操作间隙下对比），这对降低线路的闪络率是有利的。

5结论

 (1)建议取消特高压线路断路器合闸电阻的判据为：线路的平均操作过电压闪络率不高于0.01次／年。

 (2)线路断路器无合闸电阻，苏州一上海合空线操作过电压可达1.70( pu)；操作过电压大于1.6(pu)的波前时间在200～400us，在闪络率的计算时，需要采用标准操作冲击波下的放电曲线；避雷器的最大吸收能量为1.12 MJ，在允许范围内。

 (3)苏州一上海特高压线路断路器不装合闸电阻．苏州侧合闸和单相重合闸过电压引起的线路闪络率约为0.018 1次／年，大于国标规定的0.01次／年，不宜取消线路断路器的合闸电阻：在上海侧合闸，线路的闪络率约为0.003 4次／年，小于国标规定的0.01次／年．上海侧线路断路器可以考虑不装合闸电阻。

 对于取消特高压线路断路器合闸电阻，不宜盲目乐观，但也不能一概否定，应结合具体工程，进行详细的研究。后续工程大多数采用的是I串的同塔双网线路．其操作冲击放电电压高于V形串，这对降低线路的闪络率是有利的。