特高压交流动态模拟系统的研制

詹荣荣，周泽昕，杜丁香，周春霞，董明会，张晓莉，李仲青，李明 （中国电力科学研究院，北京市海淀区 100192）

摘要：特高压交流输电技术在中国应用给继电保护装置的测试提出了新的要求，其关键在于如何建立一个能够准确反映特高压系统特性的动态模拟系统。本文主要介绍了中国电力科学研究院以1000kV晋东南－南阳－荆门特高压交流试验示范工程和1000kV淮南－上海同塔双回特高压输电工程为研究依据，设计并研制成功了特高压单回线路、同塔双回线路等模拟元件和调压补偿变于主体变压器的特高压中性点调压自耦变压器元件模型，建立了两个工程的动态模拟系统，以及相应的系统测试和试验结论。

关键词：特高压；交流系统；动态模拟

1 概述

随着我国电网电压等级向1000kV的迈进，特高压交流输电工程逐步推进。为了配合实际工程对系统电气特性研究的需要以及对应用于特高压交流输电系统的继电保护装置性能的检验，需研制特高压交流动态模拟系统。中国电科院动模试验室以晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程为基础，研制了特高压交流单回输电动态模拟系统。该工程中所用的变压器为中性点调压式自耦变压器，其结构采用的是调压变、补偿变与变压器本体器身分离式结构, 与以往的中压抽头调压式自耦变压器有很大的区别。因此需要对特高压变压器的电磁特性作深入研究，并对其保护配置作进一步的研究。以此原型为依据搭建了特高压变压器模拟试验系统。同时，为了满足发展的需求，配合我国第一条特高压同塔双回输电工程的建设，设计了以皖南-浙北同塔双回输电东线工程为原型的特高压同塔双回输电线路模拟元件以及互感模拟元件，并搭建了相应的特高压同塔双回输电线路模拟系统。对以上三个模拟系统的模拟元件分别进行了参数测试及系统联调。

2 特高压交流单回输电模拟系统

2.1 研制依据

根据晋东南－南阳－荆门特高压试验示范工程的有关参数设计模拟元件，建立特高压交流单回输电模拟系统。该工程的系统接线图见图1。

荆门

华北

图1特高压试验示范工程系统接线示意图

晋东南至南阳开关站、南阳开关站至荆门线路为1000kV输电线路；晋东南与华北500kV等值电网相连，荆门与华中500 kV等值电网相连。晋东南一南阳开关站特高压线路长度为363km,南阳开关站一荆门特高压线路长度为291km，线路阻抗角最高达88.35°。晋东南、南阳、荆门三站均为双断路器接线，晋东南一南阳开关站线路及南阳开关站一荆门线路两侧均配置高压电抗器，其中性点经小电抗接地。

2.2 关键模拟元件研制及参数测试

特高压试验示范工程的线路阻抗角最高达88.35°，为确保线路的阻抗角能够满足要求，需对线路元件的设计及其连接方式进行深入研究。模拟线路元件是建立特高压交流单回输电模拟系统的关键模拟元件，其设计是模拟元件设计中的主要技术难点，是关系到1000kV系统模拟是否成功的关键因素。为准确模拟1000kV电压等级电力系统，针对试验线路参数对几种设计方案并进行了计算比较，最终采用铜导线空心线圈的元件。因为阻抗角较高，模拟元件间的连接电阻占的比重较大，所以要求元件本身的阻抗角与线路阻抗角相比留有一定的裕度，以满足实际参数需要。电抗器型式采用干式、环形空心电感线圈，线圈由两个匝数、抽头和尺寸相同的空芯线饼所构成。两个线饼既可串联、又可并联工作。

线路模拟元件性能测试结果见表1（根据模拟比归算到原型系统的值），能满足模拟系统的要求。

表1 线路模拟元件性能测试结果

电抗(Ω) 电阻(Ω) 阻抗角(º) 模拟长度（km）线路元件I型10.632 0.277 88.51 40

线路元件II型 5.328 0.144 88.45 202.3 系统模型建立及测试

在1000kV特高压交流动态模拟元件研制的基础上，建立1000kV特高压交流动态模拟系统并进行了测试分析，并将其特性与500kV和750kV的动态模拟系统的特性进行了对比分析。重点对非周期分量衰减过程、充电电流、谐波含量和线路无压后的电压衰减过程等项目进行了测试和分析。

（1）非周期分量衰减过程的比较。1000kV系统非周期衰减时间常数约为110ms, 500kV系统约为90ms，750kV系统约为100ms。1000kV系统非周期衰减时间常数较大可能会导致距离保护的暂态超越。

（2）充电电流的比较。1000kV系统未经高抗补偿的全线（654km）的充电电流大约为2160A （1100kV电压条件下）；经高抗补偿的全线充电电流大约为250A（1050kV电压条件下）。补偿度约为88%。500kV系统全线（400km）的充电电流为460A左右（520kV电压条件下）。经高抗补偿后的充电电流为92A左右（520kV电压条件下）。750kV 系统未经高抗补偿全线（497km）的充电电流为960A左右（780kV电压条件下），750kV系统经高抗补偿全线（497km）的充电电流为84A左右（750kV电压条件下）。

（3）谐波分析比较。1000kV系统较500kV系统、750kV系统谐波含量丰富，线路末端发生故障时，故障发生的第一周波4次谐波含量较大；线路中段发生三相故障时，故障发生的第一周波9次谐波含量较大。

（4）电源侧断路器断开后，电压衰减过程的比较。开关断开后，1000kV动模系统电压衰减到零的时间约为2s，500kV约为1.2s，750kV约为1.5s。

3 特高压交流同塔双回输电模拟系统

3.1 研制依据

1000kV同杆并架交流线路模型的研制将以规划中的华东1000kV同杆并架输电工程的皖南－浙北－沪西段作为设计依据。根据华东1000kV同杆并架输电工程（采用鼓形杆塔）的初步设计和供系统分析用的有关电磁暂态计算，皖南－浙北－沪西段线路全长310km，线路阻抗角高达88.52°，零序互感0.531Ω/km。

3.2 关键模拟元件研制及参数测试

1000kV同杆并架线路模拟元件的设计包括两个方面：常规单回线路元件和零序回路互感变压器。线路元件主要考虑满足正序阻抗角达到88.52°

的要求。零序回路互感变压器参数主要考虑满足双

回线的零序回路漏抗的要求。

零序互感变压器是组建同杆并架线路的关键

模拟元件，其并联接入两回用序参数等值原理模拟

的单回线路的“零线”之间，以模拟双回线间互感。零序互感变压器变比为1:1，其漏抗值需满足回路

间等效计算漏抗的要求。此外，互感变压器的空载

电流比需控制在2％内（以确保励磁阻抗足够大）。互感变压器的铁芯材料为冷轧矽钢片；铁芯结构采

用口字形铁芯；铁芯的圆柱体各臂间无接缝。主副

绕组完全对称, 各分为两个分绕组。为满足多级调

节的需要，每个分绕组各设置6个抽头。线规选用

绝缘漆包绞线。根据线路连接方式的需要，设计了

高阻抗值互感变压器和低阻抗值互感变压器。

互感变压器的参数测试包括空载参数测试和

漏抗测试。高阻抗值互感变的空载参数测试结果：

①I0%=1.16%；②P0%=0.93%。低阻抗值互感变的

空载参数测试结果：①I0%=1.16%；②P0%=0.93%。漏抗测试结果见表2，满足模拟要求。

表2互感变漏抗测试结果

设计漏抗值(Ω) 实测漏抗值(Ω) 高阻抗值互感变 1.2 1.256 低阻抗值互感变 0.6 0.627 3.3 系统模型建立及测试

在1000kV同杆并架线路模拟元件的研制基础上，建立全长310km的特高压交流同塔双回输电模

拟系统并进行系统参数测试。由24个线路模拟元

件模拟双回线，每回线由12个线路模拟元件组成8

个Π节模拟单元。双回线的模拟零线间并联接入12

线路参数测试结果见表3（归算到原型值）。由

表可见，两种运行情况下的零序电抗是不一样的，

这是由双回路间的零序互感产生的。测得的双回路

间互感满足模拟要求。

表3特高压交流同塔双回输电模拟线路测试结果 X1(Ω) φ1(°) X0(Ω) φ0(°) 单回运行 81.06 88.53 266.01 77.90 双回运行 81.09 88.53 431.43 75.7 特高压变压器模拟系统

4.1 研制依据

特高压交流试验示范工程中，晋东南侧及荆门侧的特高压变压器结构与以往的单相自耦变压器的结构有很大的差异。这种差异主要来源于它们与以往的单相自耦变压器有着不同的调压方式。以往的单相自耦变压器采用自耦中压抽头的调整进行中压侧电压的调节。而特高压变压器采用的调压方式为中性点调压方式，通过在变压器主体器身的中性点侧外附一个调压变压器实现对中压侧电压的调整。同时，由于此种调压方式会使低压侧电压受到影响，需利用此外附的变压器对低压侧电压进行补偿。1000kV 主变压器由变压器主体（不带调压的自耦变压器）和调压变压器（含低压电压补偿器）两部分组成。调压变压器具体结构及其与变压器主体的连接方式为：调压变压器（含低压电压补偿功能）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。

4.2 关键模拟元件研制及参数测试

基于对特高压变压器原型的分析，同时考虑到主体变压器除了分体调压方式，还可以不带补偿变及调压变，利用中性点侧分接头实现调压，在特高压模拟变压器的研制中，除了采用一个常规自耦变压器模拟主体变，再分别采用两个小容量的双绕组变压器模拟调压变，补偿变。按原型中调压变、补偿变与主体变压器的连接方式进行外部连接。

1000kV模拟变压器设计参数见表4。匝间短路抽头设置在主变的中性点侧，可以模拟1%～10%的匝间短路故障。

表4 1000kV模拟变压器参数表

调压变的容量为主变的5%, 变比为232V/49V, 漏抗约为1%.为了便于做高低压侧的匝间短路及分级调压，在其高压侧设置4个抽头；低压侧设置6个抽头。

补偿变的容量为主变的2.5%, 变比为49V/12V, 漏抗约为1.5%. 高压侧设置3侧抽头，低压侧中间设一个分接头。

经测试，主变、调压变和补偿变的变比、漏抗及短路电压百分比等参数均满足要求。

4.3 特高压变压器保护试验系统模型设计

建立特高压变压器保护试验系统，接线如图3所示，模拟系统中发电机组为送电端(晋东南)，通过一条总长为654公里的1000kV线路送至荆门母线。母线接入1000kV等值系统3W，其短路容量为92000MV A；1W为等500kV等值系统，其短路容量大方式为31000MV A；小方式为23000MV A。试验中除振荡中1W短路容量为小方式外，其他情况下1W均为大方式。110kV的母线上接有电容和电抗补偿，其中电抗补偿容量为240MV A；电容补偿电容量为240MV A。故障点K5、K4，K2分别为高、中、低压侧内部故障点；K12、K11、K9分别为高、中、低压侧外部故障点；K6为高压绕组匝间短路故障点。

1W JinDN

图3特高压变压器保护动模试验系统接线

在该系统上对变压器保护装置进行了动模试验，试验项目有：金属性瞬时故障；大电流短路故障；经过渡电阻故障；变压器匝间短路故障；励磁涌流试验；手合断路器于故障变压器；发展性故障；投切110kV侧电容、电抗器；系统振荡及振荡中再发生故障；TA断线；TA饱和；TV断线；后备距离保护功能；调压变及补偿变匝间短路故障；调节调压抽头后重复区内外金属性故障；直流电源断续试验。变压器保护试验的结果表明，主变差动接入低压套管TA的装置，需接入调压变套管TA；主变差动保护对调压变和补偿变内部故障的灵敏度很低，设置调压变和补偿变差动是必要的。但调压变差速断保护在空投变压器时易误动，建议不设调压变差动速断。

5 结论

通过系统的研究特高压单回线路、同塔双回线路以及特高压变压器特性，中国电力科学研究院研制完成了特高压输电线路、并联电抗起、变压器以及电压、电流互感器等元件模型，建立了动态模拟系统。测试和分析结果表明，动态模拟系统真实地反映了工程系统特性。该系统在特高压交流试验示范工程继电保护装置的试验检测中得到成功应用，并将在同塔双回输电工程及后续特高压工程中推广应用。

致谢

衷心感谢中国电科院动态模拟研究室全体工作人员在模拟系统研制方面的工作！

参考文献

[1] 刘振亚. 特高压电网. 中国经济出版社, 2005.

[2] 周泽昕，周春霞，张晓莉，杜丁香，詹荣荣等．1000kV交流

系统动态模拟及继电保护试验研究系列报告[R]．北京：中国电力科学研究院. 2007.

收稿日期：2009-4-20。

作者简介：

詹荣荣（1978-），女，广西，硕士，工程师，继电保护；

周泽昕（1969-），女，山东，博士，高级工程师，继电保护；

杜丁香（1977-），女，山西，硕士，工程师，继电保护；

周春霞（1965-），女，河北，本科，高级工程师，继电保护；

董明会（1954-），男，辽宁，本科，教授级高工，电机；

张晓莉（1977-），女，江苏，硕士，工程师，继电保护；

李仲青（1978-），男，黑龙江，硕士，助工，继电保护；

李明（1983-），男，河南，硕士，助工，继电保护。