1000kV同塔双回（共7篇）
1000kV同塔双回 篇1
电气不平衡度是衡量输电线路性能和电能质量的主要指标之一。在输电线路中, 鉴于线路三相自身参数不对称和双回路之间的电磁耦合关系, 在线路正常运行时, 每相导线的阻抗和导纳并不相等, 导致电力系统中出现了不对称电流和不对称电压。当电气不平衡度超过允许水平时, 就会给电力设备造成诸多不利的影响。
淮南—南京—上海特高压交流输变电工程线路起点为淮南变电站, 途经南京变电站、泰州变电站、苏州变电站, 止于上海 (沪西) 变电站。线路全长约779.5 km (含淮河大跨越2.61 km、长江大跨越6.21 km) , 途经安徽、江苏和上海3个省市。
针对南京—泰州段同塔双回线路, 利用EMTP计算、分析其电气不平衡度, 提出了推荐使用的换位长度和换位方式。
1 计算条件
该工程的额定电压为1 000 k V, 输送容量为6 500 MVA, 功率因数为0.95.导线采用8×LGJ-630/45, 一根地线采用铝包钢绞线LBGJ-240-20AC, 另一根采用36芯OPGW, 导线弧垂24 m, 地线弧垂17 m。杆塔选取的是使用较多的Ⅲ型双回路直线塔SZ302, 塔头尺寸如图1所示, 呼高取57 m, 导线悬垂串长为10.5 m。
2 计算方法
根据国家标准规定公式计算零序电压不平衡度εU0和负序电压不平衡度εU2, 计算公式为:
式 (1) (2) 中:V0——负荷端零序电压;
V1——负荷端正序电压;
V2——负荷端负序电压。
本文采用国际上通用的电力系统分析软件ATP-EMTP计算、分析架空输电线路的电气不平衡度。根据塔头尺寸、导线挂点位置建立线路的π型等值模型, 根据传输功率、传输电压和功率因数计算等效负载阻抗值。
在ATP-EMTP中建立同塔双回线路电气不平衡度的计算分析模型, 如图2所示。
3 确定换位长度限值
1 000 k V锡盟—南京特高压工程已有的研究成果表明, 当线路输送功率为6 000 MVA时, 120 km单回和两条并行单回线路的负序电压不平衡度大约为1.8%.以1.8%作为控制条件计算相应的同塔双回线路逆向序排列时, 等效长度为300~330 km。考虑到双回线路存在单回运行这一工况, 300 km线路单回事故运行时的负序电压不平衡度为6.86%, 已经超过短时允许限值的4%.当140 km线路单回事故运行时, 负序电压不平衡度为4.15%, 略大于短时限值的要求。根据插值法, 推算出4%限值对应双回线路的长度为134 km (河北院) 。140 km线路单回事故运行时, 负序电压不平衡度为3.56%, 短时事故4%限值对应的双回线路长度为145 km (西北院) 。
该工程的输送容量为6 500 MVA, 塔头尺寸也有差别, 因此, 需要重新计算、研究换位长度限值。以同塔双回线路正常运行时不超过2%、事故单回运行时不超过4%作为输电线路负序电压不平衡度的限值, 计算分析如下。
3.1 正常运行方式
在同塔双回线路都正常运行的情况下, 保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 改变线路的长度, 计算该工程同塔双回线路的不平衡度。其中, 双回同相序、异相序、逆相序的计算结果分别见表1、表2和表3.
根据表1、表2和表3的计算结果, 对表中的数据作处理, 负序不平衡度与线路长度的关系如图3所示。
由图3可知, 随着线路长度的增加, 负序和零序不平衡度逐渐增大。在架设同塔双回线路时, 同相序排列时的不平衡度最大, 异相序次之, 逆相序时最小, 因此, 推荐同塔双回线路采用逆相序的排列方式。以2%为负序不平衡度控制条件, 通过差值计算可得, 同塔双回线路逆相序排列下对应的线路长度为309 km。
3.2 事故单回运行方式
在事故单回运行方式下, 无同相序、异相序、逆相序的概念和不平衡度的计算结果计如表4所示。
从表4中的数据中可知, 以4%为负序不平衡度的控制条件, 通过差值计算可得, 同塔双回线路在事故单回运行方式下对应线路的长度为130 km。
4 换位前后不平衡度计算
以该工程——南京—泰州段157.5 km线路为例, 全线同塔双回设计的输送功率为6 500 MVA, 根据图1所示的塔头尺寸计算线路的不平衡度, 分析其换位效果。
4.1 换位前不平衡度计算
当不换位时, 利用EMTP计算负载侧三相电压, 并结合MATLAB计算得出, 同塔双回线路在正常的运行方式下、不同相序排列的不平衡度计算结果如表5所示。
同塔双回线路在事故单回运行方式下, 不平衡度的计算与相序排列方式无关。当不换位时, 不平衡度计算结果如表6所示。
由表5和表6中的数据可知: (1) 在不换位、正常运行的方式下, 同相序、异相序、逆相序负序不平衡度分别为4.08%, 2.41%和1.14%, 只有在逆相序排列方式下可以满足不平衡度小于2%的要求; (2) 在不换位、事故单回运行的方式下, 负序不平衡度为4.49%, 超过了短时限值4%, 不能满足其要求, 需要考虑合理换位。
4.2 换位方案
根据以往工程的计算经验, 3基换位塔实现整循环换位和2基换位塔加终端塔实现整循环换位线路的不平衡度相近, 而且采用2基换位塔实现全循环换位, 减少了1基换位塔, 可以提高线路运行的可靠度, 同时还能降低线路的造价。本文两基换位塔实现全循环换位, 如图4所示, 因此, 以2个换位塔加终端塔实现整循环的换位方式进行计算。
4.3 换位后不平衡度计算
换位后, 计算同塔双回线路在正常运行方式下, 不同相序排列的不平衡度, 计算结果见表7.
换位后, 计算同塔双回线路在事故单回运行方式下的不平衡度, 计算结果见表8.
由表7和表8中的数据可知: (1) 采取换位后, 在正常运行方式下, 同相序、异相序、逆相序负序的不平衡度分别为0.16%, 0.10%和0.05%, 相比换位前分别降低了96.1%, 95.9%和95.6%; (2) 采取换位后, 在事故单回运行方式下, 负序不平衡度下降到0.04%, 相比换位前降低了99.1%; (3) 采用两基换位塔加终端塔实现全换位, 换位后的不平衡度显著降低。
5 结论
综合文中的计算、分析, 得出如下结论: (1) 同塔双回路线路导线同相序排列时, 负序不平衡度值最大, 异相序次之, 逆相序时最小, 因此, 推荐采用逆相序的排列方式。 (2) 综合分析正常运行和事故单回运行两种方式, 建议该工程换位长度限制值取为130 km。 (3) 计算南京—泰州段线路换位前后的不平衡度, 换位后, 不平衡度显著降低。在逆相序时正常运行、事故单回运行方式下, 不平衡度分别从1.14%和4.49%降为0.05%和0.04%, 换位效果良好。
摘要：以1 000 kV淮南—南京—上海特高压输变电工程为例, 利用EMTP计算、研究线路不平衡度。当特高压同塔双回线路长度超过130 km时, 需要换位;当导线采用逆相序的排列方式时, 其不平衡度最小。推荐南京—泰州段线路进行一次全换位, 这样可以满足线路不平衡度的要求。
关键词：1 000 kV同塔双回线路,电气不平衡度,换位,EMTP
参考文献
[1]国家电力公司东北电力设计院.电力工程高压送电线路手册[M].第二版.北京:中国电力出版社, 2002.
[2]电力科学研究院, 机械标准化研究所, 华北电力学院, 等.GB/T 15543—1995电能质量三相电压允许不平衡度[S].北京:中国标准出版社, 1995.
[3]Dommel H W.电力系统电磁暂态计算理论[M].北京:水利电力出版社, 1991.
[4]韦刚, 张子阳, 房正良, 等.多回输电线路并架的不平衡度分析[J].高电压技术, 2005, 31 (4) :9-11.
[5]李建, 谢帮华, 文武, 等.750 k V同塔双回输电线路电气不平衡度及换位研究[J].电力建设, 2007, 28 (6) :27-31.
[6]中国电力工程顾问集团公司, 国家电网公司.GB 50665—2011 1 000 k V架空输电线路设计规范[S].北京:中国计划出版社, 2012.
1000kV同塔双回 篇2
线路工频参数是特高压交流输电系统相关计算和设备校核的基本参数[1,2]。皖电东送淮南至上海特高压交流输电线路是世界上首条1 000 k V同塔双回交流输电线路。华东电网输电线路走廊较为密集, 1 000 k V皖电东送特高压线路沿途多与±800、±500 kV直流线路及500、220 k V交流线路平行或交叉跨越, 邻近线路产生的感应电压可能会给线路参数的测量带来较大困难。
国内外研究者在线路参数测试抗干扰技术方面取得了大量研究成果[3,4,5,6,7,8,9], 但采用传统的线路参数工频测试法, 进行特高压线路工频参数测试并不一定有效。因此, 在确保安全的前提下, 消除干扰电压的影响是测量特高压线路工频参数的关键问题之一。
本文结合1 000 k V皖南-浙北特高压线路工频参数测试, 研制了“兼具工频和异频测试功能、具有极高测试信噪比”的特高压同塔双回交流输电线路工频参数测试系统。为降低邻近线路感应电压干扰对特高压线路工频参数测试的影响, 采用了大容量变频电源和励磁变试验装置, 提高了测量信号与干扰信号间的信噪比。为降低阻抗参数测试时感应电流的影响, 采用了并联电容补偿法和异频法相结合的综合测试方法, 以提高测试电流的信噪比。在此基础上, 采用研制的特高压线路工频参数测试系统, 针对特高压线路及其干扰电压特点, 现场测试了1 000 k V皖南-浙北特高压线路正序参数。
1 试验设备及方法
1.1 试验设备及仪器
正序参数测试时, 电源设备采用励磁变压器与三相变频调压器相结合的组合装置;线路首、末端的试验电压测量采用高精度电压互感器, 试验电流测量采用高精度电流互感器, 波形测录采用DL750数字录波仪, 触发装置采用高精度同步时钟装置, 试验电流补偿采用20μF和10μF电容器。主要试验设备及仪器的基本技术参数和数量配置如表1所示。
1.2 测试方法及接线
正序阻抗、正序电容测量示意图如图1所示。其中, CT为电流互感器, PT为电压互感器。
正序阻抗测试时, 线路首端施加三相电压信号, 末端三相短接接地;测录首端三相电压和电流信号以及末端三相电流信号。正序电容测试时, 线路首端施加三相电压信号, 末端三相开路;测录首端三相电压和电流信号以及末端三相电压信号。
正序阻抗测试时, 为了能够施加足够大的测试电流, 减少误差, 采用并联电容补偿加压法进行试验。正序阻抗测试实物接线如图2所示。在进行正序阻抗和正序导纳测量时, 被试线路首末端的接线状态不一致。为了便于试验过程中改变线路首末端的接线状态, 同时确保更改接线时接地措施安全、可靠, 在被试特高压线路的引下线末端均接有闸刀板, 通过闸刀板引入互感器测量装置。闸刀板一侧端子可靠接地, 当线路端需要进行接地时, 合上闸刀;当线路端需要开路时, 打开闸刀。正序阻抗测试时, 升压设备为三相变频调压器、3台单相励磁变压器、三相补偿电容器。在变压器出口接补偿电容器, 补偿电容器另一端接地;皖南-浙北段线路正序参数测试时, 每相分别补偿70μF。当变压器高压侧输出电压约1 000 V时, 变压器高压侧输出电流约为0~5 A。
1.3 测试数据处理方法
1) 正序导纳
正序导纳计算公式如下:
其中, Y1为正序导纳, S;I+CS为按图1 b) 进行正序电容测试时, 首端测量正序电流基波相量, A;UC1+为正序电容测试时, 首端引线与被试线路接点处正序电压基波相量, V;UC2+为正序电容测试时, 末端测量正序电压基波相量, V。
UC1+由公式 (2) 确定:
其中, U+CS为正序电容测试时, 首端测量正序电压基波相量, V;rsd为首端单相引线在首端温度下的电阻, Ω。
2) 正序阻抗
正序阻抗计算公式如下:
其中, Z1为正序阻抗, Ω;U+Z1为按图1 a) 进行正序阻抗测试时, 首端引线与被试线路接点处正序电压基波相量, V;UZ2+为正序阻抗测试时, 末端引线与被试线路接点处正序电压基波相量, V;I+ZS为正序阻抗测试时, 首端测量正序电流基波相量, A。
UZ1+由公式 (4) 确定:
其中, U+ZS为正序阻抗测试时, 首端测量正序电压基波相量, V。
UZ2+由公式 (5) 确定:
其中, IZ2+为正序阻抗测试时, 末端测量正序电流基波相量, A;rmd为末端至中性点单相引线在末端温度下的电阻, Ω。
rsd和rmd可由式 (6) 和 (7) 计算而得:
其中, rsd20为首端单相引线20℃时的电阻, Ω;rmd20为末端至中性点单相引线20℃时的电阻, Ω;tsd为首端温度, ℃;tmd为末端温度, ℃;α为试验引线的电阻温升系数, 对于铜导线, α=0.003 82, 1/℃。
正序电容计算公式为:
其中, C1为正序电容, μF;Im (Y1) 为正序导纳Y1的虚部, S;f为试验电源频率, Hz。
2 测试结果及分析
2.1 测录波形
以皖南-浙北Ⅰ线为例, 其正序参数典型测录波形如图3和图4所示。
图3为正序阻抗测量时, 试验频率为47.5 Hz时的首端三相电压、电流测录波形;图4为正序电容测量时, 试验频率为47.5 Hz时的首端三相电压、电流测录波形。图中, CH1、CH2和CH3为录波仪上显示的三相电压波形;CH4、CH5和CH6为三相电流波形;CH13为用于触发的GPS同步时钟信号。
2.2 测试数据处理结果
按1.3中的方法进行正序参数测录数据处理, 得到皖南-浙北Ⅰ线、皖南-浙北Ⅱ线的正序参数测试结果分别如表2和表3所示。
正序参数理论计算值如表4所示。
以理论计算值为基准, 对表2和表3所示的的正序参数测试结果进行误差分析, 可知, 两种测试方法的测试误差如表5和表6所示。
由表5和表6可知: (1) 异频法的测量误差分散性较小, 与理论计算值的偏差小于3.5%; (2) 工频法的测量误差分散性较大;正序电抗测试结果与理论计算值接近, 正序电阻结果与理论计算值偏差较大, 皖南-浙北Ⅰ线正序电抗的偏差为16.81%, 皖南-浙北Ⅱ线的偏差为15.49%。
导致正序参数工频法测试误差较大的原因主要在于:正序阻抗测试方法为基于同步时钟系统的双端同步测量法[2], 试验过程中存在工频干扰信号。以皖南-浙北Ⅰ线为例, 对测录的工频电流、电压波形进行频谱分析, 可知:线路首端A、B、C三相电压信号的相位分别为172.89、52.097、-73.449°。
以A相电压相位基准, B相滞后A相120.8°, C相滞后A相246.3°。干扰电压的“三相不平衡性及时变性”, 可能会导致实际监测电压三相不平衡, 进而导致工频法测试结果误差较大。因此, 在干扰电压“时变”时, 宜采用异频测试方法。
3 结语
以皖南-浙北段为例, 介绍了1 000 k V皖电东送特高压同塔双回线路正序参数的测试方法、测试数据及结果分析情况, 主要得到以下结论:
(1) 采用大容量变频电源和励磁变试验装置, 可提高测量信号与干扰信号间的信噪比。 (2) 为降低阻抗参数测试时感应电流的影响, 可采用并联电容补偿法和异频法相结合的综合测试方法。 (3) 皖南浙北特高压线路正序参数宜采用异频法得到的测试结果。
参考文献
[1]刘振亚.特高压电网[M].北京:中国经济出版社, 2005.
[2]刘遵义, 卢明, 吕中宾, 等.特高压交流输电线路工频参数测量技术及应用[J].电网技术, 2009, 33 (10) :59-62.
[3]刘娟, 李长益.输电线路工频参数测量时的感应电压影响及消除[J].电力建设, 2003, 24 (8) :33-34.
[4]陈继东, 刘晋, 吴伯华, 等.500 k V平行线路干扰对工频参数测量影响的研究[J].华中电力, 2008, 21 (6) :11-14.
[5]焦阳.输电线路工频参数抗干扰测量方法研究[D].北京:华北电力大学, 2005.
[6]郑钏, 蔡金锭.输电线路工频参数影响因素的量化研究[J].高电压技术, 2008, 34 (4) :813-815.
[7]吴湘贵.高压输电线路工频参数抗干扰测量与分析[J].贵州电力技术, 2008, 32 (12) :31-32.
[8]马俊杰, 吴伯华.架空输电线路工频参数测量干扰分析及对策[J].华中电力, 2010, 23 (3) :6-9.
1000kV同塔双回 篇3
架空输电线路沿线架设地线是高压输电线路最基本的防雷措施, 其主要作用为防止雷直击导线。一般地线至各相导线的距离是不相等的, 导致地线与各相导线之间的互感也不一样, 尽管各相导线上的负荷电流平衡, 但在地线上仍然要感应出一个纵电动势。如果地线逐基接地, 与大地形成一个回路, 则在地线上就要产生感应电流, 其结果就是增加了线路的电能损失。
1 000kV线路的架空地线通常一根采用普通地线绝缘运行, 另一根采用OPGW光缆接地运行。 普通地线一端接地, 另一端绝缘, 在普通地线上会产生较大的感应电压。OPGW光缆逐基接地, 在OPGW光缆上会产生较大的感应电流。
为此, 本文以1 000kV同塔双回线路为研究对象, 利用ATP-EMTP程序计算分析同塔双回线路地线感应电压和感应电流, 并对导地线距离、接地电阻、耐张段长度、输送容量、单回运行等影响因素进行分析。
1 计算条件
1.1 计算参数
本工程系统额定电压1 000kV, 系统最高运行电压1 100kV;系统输送功率6 000MW, 极限输送功率12 000MW;功率因数0.95;导线型号为8×JL/G1A-630/45, 导线相序排列方式为逆相序;地线型号:一根普通地线为LBGJ-240-20AC, 另一根OPGW光缆为OPGW-240;绝缘子串长取11m;杆塔呼高取57m;对地距离取22m;导线弧垂24 m, 地线弧垂17 m;土壤电阻率取500Ω·m;杆塔接地电阻15Ω。
1.2 杆塔型式
在本文的计算中, 采用导线垂直排列方式的伞型塔的塔头尺寸作为计算条件, 塔头尺寸如图1所示。
2 计算方法
本文研究采用国际上通用的电力系统分析软件ATP-EMTP对1 000kV线路架空地线的感应电压和感应电流进行计算分析。 每个耐张段长度为5km, 每档档距为500 m, 每个耐张段内有11 基铁塔 (含两端的耐张塔) , 连续7 个5km长耐张段, 对于普通地线绝缘运行, 在每个耐张段的第一基铁塔上接地, 其余铁塔绝缘, OPGW光缆逐基接地, 计算普通地线和OPGW上的感应电压和感应电流。 考虑到耐张段较多, 本文计算取线路中间第4 个耐张段的计算结果来代表实际线路的情况, 计算结果中的电压、电流均为峰值。
3 感应电压和感应电流的计算与分析
3.1 感应电压和感应电流计算
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 计算第4 个耐张段普通地线感应电压和OPGW感应电流, 计算结果如表1所示。
由表1 可以看出, 由于普通地线在一个耐张段内一端接地, 因此其静电感应电压分量接近于0;受导线上电流的影响, 地线上产生电磁感应电压, 而且其幅值与距接地点的长度呈正比关系。
由于OPGW光缆逐基接地, 形成闭合回路后, 将会在OPGW光缆上产生电磁感应电流, 根据结算结果, 其幅值远大于静电感应电流, 可达133A左右。如果地线上的电流增加, 则在地线上的损耗也将相应地增加。
3.2 导地线间距离对感应电压和感应电流的影响
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 仅改变导地线间距离, 计算第4个耐张段普通地线感应电压和OPGW地线感应电流的最大值, 计算结果如表2所示。
由计算结果可知, 感应电压和感应电流均随着导地线间距离的增大而减小。比如导地线间距离由22m增加到23m, 普通地线感应电压减少48.1V, 减幅为5%;OPGW地线感应电流减少4.4A, 减幅为3%。
3.3 杆塔接地电阻对感应电压和感应电流的影响
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 仅改变杆塔接地电阻, 计算第4个耐张段普通地线感应电压和OPGW地线感应电流的最大值, 计算结果如表3所示。
由计算结果可知, 随着杆塔接地电阻的增加, 绝缘的普通地线上感应电压也随之增加, 接地电阻从10Ω 增加到25 Ω时, 地线感应电压从920.1V增加到940.4V, 增加20.3V, 增幅为2.2%。
OPGW地线感应电流随着接地电阻的增加而增大, 接地电阻从10Ω 增加到25Ω 时, OPGW感应电流从132.1A增加到136A, 增加3.9A, 增幅为3%。地线感应电流的增大表明地线损耗的增加, 因此在工程设计中, 应尽量降低杆塔的接地电阻, 这样可以降低绝缘地线上的感应电压和接地地线上的感应电流。同时, 降低杆塔接地电阻还可以提高线路的反击耐雷水平, 对于1 000kV同塔双回输电线路而言, 考虑到铁塔全高在100m左右, 很容易遭受雷击, 因此为提高线路供电的安全性, 应尽量降低杆塔接地电阻。
3.4 耐张段长度对感应电压和感应电流的影响
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 仅改变耐张段长度, 计算第4个耐张段普通地线感应电压和OPGW地线感应电流的最大值, 计算结果如表4所示。
由计算结果可知, 随着线路耐张段长度的增加, 绝缘的普通地线上感应电压也随之增加, 基本呈线性关系, OPGW地线感应电流有所减小。耐张段长度从5km增加到6km时, 地线感应电压从926.3V增加到1 113.6V, 增加187.3V, 增幅为20.2%;OPGW地线感应电流从133.5A减少到132.8A, 略有降低, 变化较小。
3.5 输送容量对感应电压和感应电流的影响
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 仅改变线路的输送容量, 计算第4个耐张段普通地线感应电压和OPGW地线感应电流的最大值, 计算结果如表5所示。
由计算结果可知, 随着输送容量的增加, 绝缘的普通地线上感应电压也随之增加, OPGW地线感应电流也随之增加, 基本呈线性关系。输送容量从4 000 MW增加到6 000 MW时, 地线感应电压从618.6V增加到926.3V, 增加307.7V, 增幅为49.7%;OPGW感应电流从89.4 A增加到133.5 A, 增加44.1A, 增幅为49.3%。
3.6 双回线路单回运行对感应电压和感应电流的影响
同塔双回线路在实际运行中存在单回运行的情况, 有必要对这种情况下地线上的感应电压和感应电流进行分析。计算靠近普通地线侧回路运行、靠近OPGW侧回路运行和双回路同时运行时地线上的感应电压和感应电流, 计算结果如表6所示。
从计算结果可以看出, 当绝缘普通地线侧单回路运行时, 绝缘普通地线上感应电压最高, 大于双回路同时运行时的感应电压, OPGW侧单回运行时绝缘普通地线上的感应电压最小;当OPGW侧单回路运行时, OPGW地线上感应电流最大, 大于普通地线侧单回运行时的OPGW地线上感应电流, 双回运行时OPGW地线的感应电流最小。由此可以看出, 当单回路运行时, 由于系统参数的不对称性, 导致了地线电量的变化, 因此在进行线路各种参数的确定时, 必须考虑这种不对称运行带来的影响。
3.7 地线直径对感应电压和感应电流的影响
保持计算用系统参数和塔头尺寸不变, 仅改变地线直径, 计算第4个耐张段普通地线感应电压和OPGW地线感应电流的最大值, 计算结果如表7所示。
由计算结果可知, 地线直径对普通感应电压和OPGW地线感应电流的影响均很小, 地线直径从16mm增加到20mm, 地线上的最大感应电压增加3.6V, 增幅约为0.4%;感应电流增加1.3A, 增幅约为1%。因此, 感应电压和感应电流对直径的变化不敏感。
4 结论
综合本文的计算和分析, 主要结论如下:
(1) 1 000kV线路正常运行情况下, 耐张段长5km时, 普通地线感应电压最大值为926.3V, 感应电压幅值与距接地点的长度呈正比关系;OPGW地线感应电流在133A左右。
(2) 感应电压和感应电流均随着导地线间距离的增大而减小;随着杆塔接地电阻的增加, 绝缘的普通地线上感应电压和OPGW地线感应电流均随之增加;随着线路耐张段长度的增加, 绝缘的普通地线上感应电压也在增加, 基本呈线性关系, OPGW地线感应电流略有降低, 变化较小。
(3) 线路输送容量、双回线路单回运行等因素对感应电压感应电流均有较大影响, 在进行线路各种参数的确定时, 必须考虑上述因素的影响;地线直径对感应电压和感应电流影响较小。
摘要：针对1 000kV同塔双回线路, 利用ATP-EMTP程序计算分析同塔双回线路地线感应电压和感应电流, 并对导地线距离、接地电阻、耐张段长度、输送容量、单回运行等影响因素进行分析。
关键词：1000kV同塔双回,地线,感应电压,感应电流
参考文献
[1]刘振亚.特高压电网[M].北京:中国经济出版社, 2005:167-172.
[2]GB50665—2011 1 000kV架空输电线路设计规范[S].
[3]张殿生.电力工程高压送电线路设计手册[M].2版.北京:中国电力出版社, 2003.
[4]曾林平, 张鹏, 冯玉昌, 等.750kV线路架空地线感应电压和感应电流仿真计算[J].电网与清洁能源, 2008, 24 (6) :21-23.
[5]李宝聚, 周浩.淮南~皖南~浙北~沪西1 000kV交流同塔双回线路架空地线感应电压和感应电流仿真分析[J].电力系统保护与控制, 2011, 39 (10) :86-89.
[6]Dommel H W.电力系统电磁暂态计算理论[M].李永庄, 林集明, 曾昭华, 译.北京:水利电力出版社, 1991:68.
1000kV同塔双回 篇4
1 用伞架法进入500k V同塔双回线直线塔强电场的安全距离研究
伞架法进入电场是一种全新的等电位进入方法, 这种进入方法是等电位作业人员身着跳伞用的伞架, 由绝缘绳索提起进入强电场。该作业方法具有工具携带简便、操作简单、穿着舒适、作业人员活动方便灵活等特点。这种进入方法较软梯法、吊篮法等进入方法更适合高空作业, 尤其适合直升机开展档距中间导线的进入。
1.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔上横担悬挂28片XP-16瓷绝缘子。根据《带电作业安全规程》的规定, 带电作业不考虑大于5级风速 (8.0~10.7m/s) , 因此取相应风偏角10°为模拟风偏角, 用两根绝缘绳拉模拟导线两端, 使其向塔身水平位移达到风偏角10°。模拟人穿上屏蔽服采用伞架法进入强电场时, 形成了多组合间隙。
1.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场组合间隙试验
在SZ1直线塔下横担悬挂进口合成绝缘子。取相应风偏角10°进入方式同上。
2 对试验结果及数据分析
2.1 伞架法进入S Z 1上导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近99.5%为导线-人-下横担。说明人脚是绝缘薄弱点, 作业时应对脚适当限位。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1185k V安全裕度为21%, 危险率R为1.41×10-9, 远远小于10-5。
2.2 伞架法进入S Z 1下导线强电场试验
由试验结果可知, 进入电场时在人距导线0~0.6m为低放区, 其放电路径近85%为导线对人、人对塔身。用U50%换算出的耐受电压, 最小是1225k V安全裕度为25%, 危险率R为1.92×10-9, 远远小于10-5。
因此, 伞架法进入SZ1导线强电场, 是一种操作简单、工具便于携带, 而且安全指标很高, 安全裕度很大的作业方法, 危险率很小。
3 带电作业工器具的研制
有了进入电场的方法, 还必须配备实用的带电作业工具, 针对国内500k V同塔双回线路所处位置塔高、山高、坡陡、路险的特点, 提出了背包式带电作业工具的概念。即选用和开发工具时除绝缘性能和机械性能满足安全条件外还应满足轻便便于运输的要求, 长度不得大于2m, 单个重量不得大于15kg, 以便登山时单人携带。
我们研制了一批适合双回线路带电作业工具。吊线杆托瓶架等硬质工具采用泡沫填充工艺且采用分段组合形式, 定制一批背包, 将绝缘绳、软梯等装入背包携带。这些工具已部分投入使用, 经多次带电作业实践证明该套工具的, 完全满足500k V同塔双回线路带电作业的需要。
4 带电作业应用实践
根据以上取得的研究成果, 针对500k V伊冯甲乙线实际编写了《500k V双回塔带电作业实际操作程序》, 并于2001年9月10日和2001年12月14日分别在伊冯甲线的#386下线和伊冯乙线的#398中线进行了带电作业的实践。本人独立完成了《500k V伊冯大线路带电作业操作导则》的编写工作, 通过审核、审批后应用到实际工作中。目前为止, 累计完成500k V伊冯大线路等电位带电作业及支援兄弟局带电作业30余次。
500k V双回塔带电作业实际操作程序 (伞架法更换直线塔合成绝缘子) 如下。
(1) 2号电工带无头绳上塔至中线横担头1米处, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(2) 4号电工带无头绳上塔至横担下放, 系好安全带, 将无头绳挂在主材的合适位置, 转动滑车使无头绳较劲打开。
(3) 1号电工背好伞架上塔至4号电工位置系好安全带。3号电工上塔至中线2号电工位置系好安全带 (3号电工在经过1号“等电位”电工时, 将等电位电工的保护绳带到横担头系在主材上) 。
(4) 地面电工将三.三滑车组的动滑轮侧用无头绳传到塔上2号电工位置并挂在横担的主材上, 同时将三.三滑车组的定滑轮侧及二.二滑车组传到塔上4号电工位置。
(5) 4号电工将二.二滑车组的定滑轮挂在横担下方的十字铁上, 4号电工将三.三滑车组的定滑轮侧钩在1号电工伞架的主绳上、同时将二.二滑车组的动滑轮侧挂在伞架的主绳上, 将二.二滑车组的尾绳固定在塔上。
(6) 1号电工顺线移动距线夹1.5m处上导线双腿跨在1、4号线上坐好。地面电工将吊杆丝杠用无头绳传给2号电工, 2号电工在3号电工的配合下将丝杠安装好, 同时地面电工用无头绳将前侧吊杆传到塔上, 1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹20cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。同时地面电工用无头绳将另一根吊杆传到塔上1号电工和2号电工配合将吊杆装好, 1号电工扶正四钩卡挂在导线距线夹40cm处、2号电工收紧吊杆丝杠至吊杆捎吃劲位置。2号电工收紧吊杆丝杠至合成绝缘子捎松动, 1号电工拔下合成绝缘子的碗头销子, 2号电工继续收紧丝杠至合成绝缘子与碗头能摘开位置。
(7) 1号电工将合成绝缘子与碗头摘开, 后退半米, 2号电工将无头绳的一端系在合成绝缘子的第3~4片之间, 同时地面电工将新绝缘子系在无头绳的另一端并拉紧, 2号电工将合成绝缘子的上侧与球头连接销子拔出, 摘下合成绝缘子, 地面电工拉动传递绳将被换绝缘子传至地面, 同时将新合成绝缘子传至塔上。2号电工将新合成绝缘子碗头与横担球头连接, 给好弹簧销子, 解开无头绳。1号电工前移半米伸右手抓住合成绝缘子的球头、左手扶碗头、使合成绝缘子球头与碗头连接, 给好弹簧销子。2号电工松放丝杠至四钩卡与导线脱开为止。
(8) 塔上电工同地面电工配合拆除所有工具的程序与上相反。
参考文献
[1]崔云龙.同塔双回路带电作业方法及其应用研究[D].河北:华北电力大学, 2006.
1000kV同塔双回 篇5
为适应电力科技的发展需求和满足电力传输的需要,同杆并架输电线路越来越多,但是由于导线与导线之间存在着电磁和静电的耦合关系,随着电压等级的升高,换位所遇到的困难也越来越多,同杆架设难以实现完全换位,不能减少线路参数的不平衡,导致了线路出现明显的电流不平衡现象,从而引起发电机跳闸或阻止发电机并网进而造成大面积停运。因此,本文以黑龙江电网某220 kV电厂出线为研究对象,调度中心配合调整电网运行方式,现场实测不同方式下该同塔双回全程不换位输电线路的电流、电压情况,利用软件建模仿真,对同塔双回导线所有可能的21种排列方式进行计算,得出较优的排列组合,以为电网规划、运行、生产实践提供重要的技术支持。
2Matlab仿真建模
2.1功能简介
MATLAB是矩阵试验室的简称,集数值分析、矩阵运算、符号运算及图形处理等功能于一体,且包含一系列规模庞大、覆盖不同领域的工具箱,主要包括MATLAB和Simulink两大部分。
MATLAB进行数值计算的基本单位是复数数组,使之在求解诸如信号处理、建模、系统识别、控制、优化等领域问题时都非常方便。利用MATLAB的命令窗口,可以轻松完成较为简单的运算,也可以进行编程计算,而且程序编写不需要事先定义变量。MATLAB编程语言简洁紧凑,使用方便灵活,库函数丰富。
Simulink是MATLAB最重要的组件之一,它提供一个动态系统建模、仿真和综合分析的集成环境。Simulink具有适应面广、结构和流程清晰及仿真精细、贴近实际、效率高、灵活等优点。其次,Simulink也是MATLAB的一种可视化仿真工具,是一种基于MATLAB的框图设计环境,是实现动态系统建模、仿真和分析的一个软件包,被广泛应用于线性系统、非线性系统、数字控制及数字信号处理的建模和仿真中。
2.2建立数学模型
MATLAB环境下的Simulink是用于对复杂动态系统进行建模和仿真的图形化交互式平台,运行于Simulink下的Simpower System工具箱是用微分方程刻画的电力系统动态过程的电力系统仿真工具箱。
研究对象为一单机无穷大系统,其中发电机带有合适的励磁系统,用MATLAB环境下的Simulink对该系统进行仿真。仿真系统简化图如图1所示。
3互感引起电流不平衡的实测与仿真
3.1两平行导线间的互感
设两导体的半径均为r,长度为l,轴线间距离为D。如图2所示。
当导线1通以电流i时,所产生的外部磁通在离轴线距离为D-r处开始与导线2部分地交链,直到距离大于等于D+r才与整个导线2交链。由于导线半径远远小于导线之间的距离,因此,为了便于计算,就可以略去从D-r至D这一部分磁通,而认为导线1的外部磁通从导线2的轴线开始即同整个导线2交链。磁导率认为等于真空磁导率μ0。这样,在距离导线轴线x处,利用电磁感应基本公式可以得到导线1的电流i对导线2产生的总互感磁链为
undefined
当l≥D时,则有
undefined
于是导线1对导线 2每单位长度的互感等于导线 2对导线 1的互感,即为
undefined
同塔双回线路在实际运行中,正是由于这种互感的作用,引起了电流不平衡现象。
3.2实测数据
3.2.1 正常运行方式
实测正常运行方式下电厂220 kV母线电流及线路电流不平衡情况如表1所示。
3.2.2 乙线停运,甲线运行方式
当乙线停运,甲线运行的方式下,实测电厂母线电流及线路两侧不平衡情况如表2所示。
3.2.3 甲线停运,乙线运行方式
当甲线停运,乙线运行的方式下,实测电厂母线电流及线路两侧不平衡情况如表3所示。
同塔双回线路单回运行方式与双回同时运行的正常方式比较,线路电流的不平衡度具有明显改善,由此可排除电厂北母线参数、群林变Ⅱ母线参数、单回线路参数对线路电流不平衡的影响。
3.3线路分布参数
甲乙线导线型号为2×LGJ-400/35,长度43 km,地线型号OPGW,下导线对地距离14 m,塔头尺寸如图3所示。
由图3可计算出各相之间的距离,由于导线之间会产生电磁和静电耦合关系,因此,利用相间距离可得同塔双回输电线LC矩阵参数[1,2],如表4所示。
电感L矩阵 (H/km):
undefined
电容C矩阵 (F/km):
undefined
3.4实测与仿真结果对比分析
3.4.1 实测数据
正常运行条件下,甲、乙线的相位差如表5所示。
3.4.2 仿真数据
正常运行条件下,甲、乙线A、B、C三相相位差曲线(横坐标为时间,纵坐标为角度)如图4所示。
甲、乙线A、B、C三相实测与仿真结果均为B相偏差最大、A相次之、C相偏差最小,说明所建立的数学模型能够真实地反应线路实际情况。
3.4.3 计算同塔双回线21种导线排列方式
在导线三相送电及同塔双回架设条件下,导线具有21种排列方式[3]如表6所示,本节介绍甲、乙线在不同的排列方式下,双回线路的相位差,即甲线A相与乙线A相、甲线B相与乙线B相、甲线C相与乙线C相相位差,仿真结果如图5所示。
3.4.4 21种导线排列方式的负序电流
通过MATLAB计算得出每种导线排列方案对应的负序电流,从图6可以看出:21种导线排列方式中,方案1、9、14的电流不平衡度较小。
4结论
本文针对同塔双回线路的电流不平衡问题进行了深入的研究,并通过现场实测与仿真数据进行对比,首先证明了模型的正确性,继而为改善这种不平衡问题,对全部21种同塔双回线路的导线排列方式分别进行了计算,得出优化的导线排列方式,总结出了同塔双回线路更合理、更稳定的导线架设方式,其对电网供电可靠性的提高具有深远意义。
参考文献
[1]陈衍.电力系统稳态分析(第2版)[M].北京:中国电力出版社,1995.
[2]郝红伟.MATLAB6实例教程[M].北京:中国电力出版社,2001.
1000kV同塔双回 篇6
近年来,同塔并架双回线以其输送容量大、节约出线走廊及减少单位工程造价等诸多优势而获得广泛应用。目前,超高压电网中普遍采用接地距离保护作为线路接地故障主要的后备保护。由于接地故障发生概率较高,光纤差动保护对通道的依赖性较强,一旦通道异常就会退出运行,零序电流保护又在不断简化,因此,接地距离保护在快速切除接地故障中发挥着极其重要的作用。提高接地距离保护性能对于减少故障引起的损失、提高系统稳定性具有重要意义,750 kV电网的安全稳定运行对接地距离保护的灵敏性和选择性都提出了较高要求[1]。
在同塔双回线中,由于线间零序互感的影响,接地距离保护的动作范围会超越或缩短,给继电保护应用带来许多技术问题[2,3,4,5,6,7,8,9,10]。特别是对于750 kV同塔双回输电线路,通常采用紧凑型排列方式,结构布置及电气参数具有许多新特点,对接地距离保护影响更为严重。
本文分析了750 kV同塔双回线不同运行方式对接地距离保护测量阻抗的影响,提出了一种新的整定计算方法。
1 同塔双回线接地距离保护整定计算理论基础
假设同塔的双回线阻抗参数相同,当Ⅰ回线发生单相接地故障时,如图1所示,M侧故障相电压UⅠφ为:
UⅠφ=αΖ1IⅠφ+α(Ζ0-Ζ1)IⅠ0+αΖm0IⅡ0 (1)
式中:Z1,Z0分别为线路正序及零序阻抗;Zm0为线间零序互阻抗;α为故障点至M侧距离占线路全长的百分比;IⅠφ,IⅠ0分别为Ⅰ回线M侧相电流及零序电流;IⅡ0为Ⅱ回线零序电流。
式(1)可以改写为:
因此,保护测量阻抗Zφ为:
式中:K定义为零序补偿系数,
按照现行整定规程,接地距离Ⅰ段通常按下式整定:
式中:K′为距离Ⅰ段可靠系数,一般取0.7;ZDZⅠ为接地距离Ⅰ段定值。
接地距离Ⅱ(Ⅲ)段通常在符合配合关系条件下还需满足下式:
式中:Klm为距离Ⅱ(Ⅲ)段可靠系数,对于不同线路长度取值不同,在1.25～1.45之间;ZDZⅡ(Ⅲ)为接地距离Ⅱ(Ⅲ)段的整定值;Z1=UⅠφ(IⅠφ+3KIⅠ0);IⅠφ和IⅠ0分别为保护所在线路末端故障时保护安装处的相电流及零序电流。
显然,当Ⅰ回线发生接地故障时,零序补偿系数K并不是一个常数,而是随ΙⅡ0/ΙⅠ0的改变而变化。从保证距离保护选择性要求考虑,K值通常都是根据线路末端接地故障推算出的。由于不同运行方式下线路末端故障时ΙⅡ0/ΙⅠ0值不同,从而K值也存在差异。下面以750 kV同塔双回线常见的3种运行方式为例分别讨论,并设3种运行方式下的零序补偿系数分别为K1,K2,K3。
1)双回线正常运行
由图1可知ΙⅡ0=ΙⅠ0,代入式(4)可得:
2)Ⅰ回线停运(两端不接地)
由图1可知ΙⅡ0=0,代入式(4)可得:
与单回无互感线路相同。
3)Ⅰ回线挂检(两端接地)
由图1可知ΙⅡ0Z0+ΙⅠ0Zm0=0,代入式(4)可得:
750 kV同塔双回线路通常采用紧凑型结构,相导线分裂根数及等效半径增加,导线相间距离缩小,导线结构及排列方式均得到优化,并采用良导体地线逐塔接地。这些特点使得输电线路单位长度正序及零序阻抗减小,线间零序互感增加,Zm0/Z1及Zm0/Z0的模均相应增大。可见,750 kV同塔双回线电气参数对零序补偿系数有较大的影响。
表1是以750 kV东—凉—乾同塔双回线实测参数为例计算的不同运行方式下的零序补偿系数。
可见,|K1|>|K2|>|K3|,不考虑相角仅就幅值而言,不同运行方式下最大的零序补偿系数是最小的1.36倍。显然,750 kV同塔双回线不同运行方式下零序补偿系数差异较大,从而对接地距离保护测量阻抗造成显著误差。
2 目前同塔双回线接地距离保护整定计算方法及存在的问题
由式(3)可知,接地距离保护测量阻抗与零序补偿系数K有密切的关系。当选取准确的K值时,保护测量到的阻抗与线路正序阻抗成正比,即能正确反映故障点至保护安装处的距离;当选取的K值偏大时,由式(3)得到的测量阻抗将减小,保护动作范围增大,容易出现超越而失去选择性;当K值偏小时,由式(3)得到的测量阻抗将增大,保护动作范围缩小,容易降低保护灵敏度甚至出现拒动。
目前,实际采用的同塔双回线接地距离保护整定计算方法有以下3种。
1)采用单回线停运方式下的零序补偿系数
对于不存在线间零序互感的单回线,采用式(8)是准确的,所以其在单回线距离保护整定计算中获得普遍应用。当该方法用于双回线时,对于单回线停运(两端不接地)方式是合适的;但对于双回线正常运行方式,保护测量阻抗会由于K值偏小而增大,保护范围缩小,动作灵敏度降低;而对于单回线挂检(两端接地)运行方式,运行线路保护测量阻抗又会由于K值偏大而缩小,保护范围增大,容易出现超越。
总之,该做法牺牲了接地距离保护在单回线挂检(两端接地)运行方式时的选择性。
2)采用单回线挂检方式下的零序补偿系数
为优先保证选择性,防止保护超越,采用式(9)计算零序补偿系数,即按K值可能出现最小值即单回线挂检(两端接地)方式整定。显然,该方法可以保证在任何方式下距离保护不误动,但减小了其他运行方式下距离保护的灵敏度,特别是在现有保护装置距离元件(包括距离Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段)采用同一个零序补偿系数条件下,该做法降低了距离保护在双回线正常运行方式下及单回线停运方式下的灵敏度,甚至不能满足运行要求。
3)对距离保护可靠系数进行修正
从防止接地距离保护误动考虑,采用单回线挂检(两端接地)方式的零序补偿系数,同时对式(6)接地距离Ⅱ(Ⅲ)段的可靠系数Klm进行修正,使其具有足够的灵敏度;或者从保证双回线运行时保护的灵敏度考虑,采用正常运行时的零序补偿系数,同时对接地距离Ⅰ段可靠系数K′进行修正,防止误动。与方法2相比,该方法在防止距离Ⅰ段超越的同时提高了距离Ⅱ(Ⅲ)段的灵敏度,具有优越性。但同样过多地牺牲了接地距离Ⅰ段在双回线正常运行方式下的灵敏性。接地短路是线路主要的故障类型,而光纤差动保护常因通道异常而退出运行,零序电流保护已简化为只保留长延时的Ⅲ段、Ⅳ段,因此接地距离保护在保障750 kV输电线路安全运行中承担着重要任务,必须有足够的保护范围。同时,该做法在单回线挂检时使距离Ⅱ段、Ⅲ段动作范围过大,存在与相邻线路整定配合困难问题。另外,修正系数的获取缺乏严格的理论依据,实际应用中会带来一定的偏差。
由前面分析可知,对于750 kV同塔双回线,由于电气参数的特点,不同运行方式下零序补偿系数差异较大,双回线运行方式对零序补偿系数影响显著。所以目前整定计算普遍采用固定的零序补偿系数难以协调接地距离保护在双回线不同运行方式下灵敏性和选择性的矛盾,直接影响750 kV接地距离保护的动作行为。
3750 kV同塔双回线接地距离保护整定计算解决方案
电力系统运行方式复杂多变,为提高继电保护对系统各种工况的适应性,目前的微机保护装置通常都具有多个定值区。不同运行方式的保护定值存放于不同的定值区,通过切换当前运行定值区,实现对保护动作性能的调整,从而满足系统运行要求。
750 kV同塔双回线3种运行方式下的零序补偿系数差异较大,按一种运行方式整定必然会影响其他运行方式下接地距离保护的性能,而且不同方式的K值相差越大,这种影响也越显著。针对不同运行方式采用相应的零序补偿系数是改善接地距离保护性能的有效手段。因此,可以利用定值区切换方法解决零序补偿系数对接地距离保护性能的影响。实际上,可以在现有基础上再增加使用3个定值区,其中0区对应双回线正常运行方式,零序补偿系数按式(7)整定;1区对应单回线停电但不接地的运行方式,零序补偿系数按式(8)整定;2区对应单回线挂检且两端接地的运行方式,零序补偿系数按式(9)整定。由于同塔双回线绝大多数时间处于正常运行方式,其余2种情况只在线路检修或线路故障时出现,所以定值区切换操作并不频繁。
4 算例分析
以国内第1条750 kV东—凉—乾同塔双回线为例,采用ATP仿真软件搭建模型(见图1),分析了不同运行方式下线路末端单相故障时保护的测量阻抗(见表2)及零序补偿系数对距离保护性能的影响。系统参数如下。M侧系统:正序阻抗Zsm1=(5.7+j82.5)Ω,零序阻抗Zsm0=(18.8+j90.6)Ω;N侧系统:正序阻抗Zsn1=(5.3+j76.6)Ω,零序阻抗Zsn0=(22.1+j106.5)Ω;线路长度173 km;线路单位长度参数为:Z1=(0.013 2+j0.266 5)Ω/km,Z0=(0.177 8+j0.819 5)Ω/km,Zm=(0.051+j0.154 4)Ω/km,C1=0.014 2 μF/km,C0=0.007 52 μF/km,Cm=0.002 12 μF/km;高抗补偿度60%。
由表2可以看出:
1)对于双回线正常运行方式,已知线路正序阻抗定值为46.17 Ω,K应为0.917 4,当取为0.674 9时,保护范围缩小为原来的0.87倍(46.17/53.06=0.87)。如果距离Ⅱ段的保护范围整定为线路全长的1.4倍,此时实际只有1.2倍,不能满足运行要求。同时,距离Ⅰ段保护范围也由原来线路全长的0.7倍缩小为0.6倍,动作性能降低。
当对距离Ⅱ段修正后,为确保距离Ⅱ段在正常运行时对本线路末端接地故障有1.4倍的灵敏度,可靠系数需调整为1.6(1.4×1.15≈1.6)。当Ⅰ回线检修(两端接地)时,运行线路距离Ⅱ段保护动作范围由线路全长的1.4倍变为1.6倍,会给整定配合造成困难,容易引起失配。此时,距离Ⅰ段的保护范围仍为0.6倍,保护范围较小。
2)对于单回线挂检(两端接地)方式,根据式(9),K应为0.674 9,当取为0.917 4时,保护范围扩大1.11倍(46.17/41.44≈1.11),考虑电流互感器、电压互感器误差及其他不利因素,距离Ⅰ段在相邻线路出口故障可能失去选择性。对于单回线停运(两端不接地)方式,K选取同一值时,保护范围也会相应地缩小或扩大。
3)不同运行方式下零序补偿系数相差越大,保护测量阻抗误差就越明显,上述保护灵敏度降低或超越的问题也相应地更加突出。
4)采用定值区切换的方法,可以较为准确地计算出各种运行方式下的线路阻抗,使距离Ⅰ段保护范围约为线路全长的0.7倍,距离Ⅱ段、Ⅲ段保护范围约为线路全长的1.4倍,避免出现距离Ⅰ段超越及距离Ⅱ段、Ⅲ段保护范围过小,具有较好的选择性和灵敏性。
5 结语
在测量阻抗计算中引入零序补偿系数是消除双回线零序互感对接地距离保护动作范围影响的常用方法。但是,零序补偿系数与同塔双回线运行方式密切相关,特别是750 kV同塔双回线在电气参数上的特点使得不同运行方式下零序补偿系数差异较大。目前,将零序补偿系数整定为一个固定值,必然会影响接地距离保护动作范围,难以满足750 kV电网对保护灵敏性和选择性的要求。结合运行方式通过切换保护定值区来调整零序补偿系数,可消除零序互感引起的阻抗测量误差,使距离保护动作性能始终处于最佳状态。
摘要：分析了同塔双回线运行方式与零序补偿系数的关系,指出目前整定计算中采用固定零序补偿系数难以兼顾接地距离保护在750kV同塔双回线正常运行方式下具有较高的灵敏性,同时在单回线挂检方式下又具有较好的选择性。提出在750kV同塔双回线整定计算中采用微机保护定值区切换功能,根据运行方式选择相应的零序补偿系数,从而消除运行方式对测量阻抗的影响,提高接地距离保护动作性能。以中国第1条750kV同塔双回线为例,采用ATP仿真软件验证了该方案的有效性。
关键词：同塔双回线,接地距离保护,整定计算
参考文献
[1]张健康,粟小华,李怀强,等.西北750kV示范工程继电保护应用.电力系统自动化,2006,30(18):83-88.ZHANG Jiankang,SU Xiaohua,LI Huaiqiang,et al.Application of relay protection in the750kVtransmission pilot project in northwest China.Automation of Electric Power Systems,2006,30(18):83-88.
[2]杨增力,段献忠,王友怀,等.输电线路接地距离保护整定计算方法.电力系统自动化,2006,30(8):65-68.YANG Zengli,DUAN Xianzhong,WANG Youhuai,et al.Coordination of ground distance relays for transmission line.Automation of Electric Power Systems,2006,30(8):65-68.
[3]刘天斌,张月品.同塔并架线路接地距离保护零序电流补偿系数整定.电力系统自动化,2008,32(10):101-103.LI U Tianbin,ZHANG Yuepin.Setting calculation of zero compensation coefficient in ground distance protectionfor doublecircuit lines on the same tower.Automation of Electric Power Systems,2008,32(10):101-103.
[4]陈祥文,柳焕章.超高压线路简化整定计算的原则和方法.继电器,2007,35(2):11-14.CHEN Xiangwen,LI U Huanzhang.Rules and methods for si mplifying setting calculation of protections of extra-high voltage transmission line.Relay,2007,35(2):11-14.
[5]朱石声.高压电网继电保护原理与技术.北京:中国电力出版社,1995.
[6]崔家佩,孟庆炎,陈永芳,等.电力系统继电保护与安全自动装置整定计算.北京:水利电力出版社,1993.
[7]康小宁,梁振锋.同杆平行双回线路保护及自动重合闸综述.继电器,2004,32(23):72-75.KANG Xiaoning,LI ANG Zhenfeng.Survey on protective relaying and autoreclosure for double circuit line on the same pole.Relay,2004,32(23):72-75.
[8]程文君,郑玉平,张哲,等.一种新的双回线单端相继速动保护的实现.电力系统自动化,2008,32(17):61-65.CHENG Wenjun,ZHENG Yuping,ZHANG Zhe,et al.I mplementation of a new one ended mutual speed up protection for double circuit transmission lines.Automation of Electric Power Systems,2008,32(17):61-65.
[9]冯博文.双回线零序互感对接地距离继电器测量阻抗的影响.电力系统自动化,1990,14(5):33-39.FENG Bowen.The effect of zero sequence mutual inductance of double circuit line on ground distance relay.Automation of Electric Power Systems,1990,14(5):33-39.
1000kV同塔双回 篇7
关键词：220KV,不停电跨越,绝缘绳
1. 工程概况
某送电线路工程Ⅲ7号~Ⅲ13号放线施工段 (Ⅲ7号张力场, Ⅲ13号牵引场) , 施工段全长2.488km, 在Ⅲ11号~Ⅲ12号档内连续跨越3条同塔双回220kV不停电线路, 其名称分别为:220kV电 (一) 一、二线, 220kV电 (二) 一、二线, 220kV电 (三) 线、电 (四) 线。跨越档档距为320m。
1.1.220k 电 (一) 一、二线
220kV电 (一) 一、二线为同塔共架双回路, 铁塔为鼓型塔, 导线为两分裂呈垂直排列, 地线为2根钢绞线, 交叉角为50°。跨越点处距11号塔102m, 220kV线路地线与地面垂直距离为29.8m。40℃时500kV导线与220kV电 (一) 线地线的净空距离为9.5m。
1.2.220kV电 (二) 一、二线
220kV电 (二) 一、二线为同塔共架双回路, 铁塔为鼓型塔, 导线为2分裂呈垂直排列, 地线为2根钢绞线, 交叉角为50°。跨越点处距Ⅲ12号塔120m, 220kV线路地线与地面垂直距离为28.1m。40℃时500kV导线与220kV电 (二) 线地线的净空距离为9.5m。
1.3.220kV电 (三) 线、电 (三) 线220kV电 (四) 线、电 (四) 线为同塔共架双回路, 铁塔为鼓型塔, 导线为两分裂呈垂直排列, 地线为2根钢绞线, 叉角为46°, 跨越点处距Ⅲ12号塔63m, 地线与地面垂直距离为31.2m。40℃时500kV线导线与220k V电 (三) 线、电 (四) 线地线的净空距离为7.5m。
2. 施工方案确定
2.1. 施工条件
a.220kV电 (一) 一、二回线路、220kV电 (二) 一、二回线路均为该电网的主干线, 整个施工过程不能停电, 必须采用不停电跨越方式施工。b.220kV电 (三) 线、电 (四) 线与500kV线交叉点处为分歧线路, 2条不停电线路之间距离较长, 地线距地面高度太高, 配合运行单位春检工作, 可以采用停电落线的跨越方式施工。c.施工段地处平原地带, 地势平整、地形条件较好, 运输便利。d.施工地点靠近河口处, 施工季节为春季, 5~6级大风的天气很多。e.跨越档靠近变电所及电厂, 有3条500k V电力线路及6条220kV电力线路由此经过, 感应电较大。
2.2. 施工方案确定
综合以上因素, 坚持安全第一、预防为主的安全施工原则, 决定对220kV电 (一) 一、二回线、220kV电 (二) 一、二回线路采用不停电搭设木质跨越架, 绝缘绳封顶, 采用不停电跨越架线施工, 220kV电 (三) 线、电 (四) 线采用停电落线的跨越方式架线施工。
3. 施工步骤
3.1. 跨越架结构
为保证跨越架强度及稳定性, 采用主、副排架搭配、主跨越架与副排架结合的方式进行搭设。副排架为构造架, 主要作用是增加稳定性, 防止跨越架沿拟建线路方向倾倒。
3.1.1. 跨越架搭设宽度
根据稳定性要求, 整个架体宽度小于10.5m。排架与排架之间距离按1.5m考虑, 需要搭设2排主架、6排副架。由于架体占地面积较大, 杆与杆之间的距离在1.5m左右, 非常密集, 架子中间区域没有工作面, 脚手杆内、外传递及上、下传递非常困难, 需要在架体内部适当位置设立一定数量的“井”字形工作面, 以解决脚手杆传递困难的问题 (如图1) 。
3.1.2. 跨越架搭设高度
根据《电力建设安全工作规程》要求, 考虑施工期间的最大风偏及封顶绝缘绳的弛度, 架顶应高出被跨线路地线2.0m以上。220kV电 (一) 一、二回线跨越架搭设高度为32.0m, 220kV电 (二) 一、二回线跨越架搭设高度为30.1m, 选择最高不停电线路搭设越线架, 越线架的高度为34.0m。
3.1.3. 跨越架搭设长度
跨越架搭设长度按超出拟建线路两侧各3m考虑, 横担长28.0m, L1=28/sin50°=36.55m, L2=6/sin50°=7.8m, L=L1+L2=44.35m, 跨越架的搭设长度为45.0m。
3.2. 搭设要求
a.跨越架主杆埋深不小于0.5m, 间距1.5m, 每隔1.2m绑1层大横杆, 排与排之间绑小横杆, 并设交叉支撑及侧向支撑杆, 每4~6m宽设1支撑杆, 主排架顶两侧设置外伸羊角支杆。b.跨越架的主横杆应错开搭接, 搭接长度不小于1.5m, 绑扎时大头压在小头上, 绑扎不少于3处, 每处不少于3圈, 绑扎点有2个以上的杆件时, 应先绑其中2根, 再绑第3根, 如图2所示。
(a) -正面; (b) -侧面
c.搭设跨越架上部时应采取先搭设主排架的两侧立杆, 用绝缘绳在两侧立杆上方绑扎ф20绝缘绳。绝缘绳应平行于被跨线路的导线, 以防在搭设主排架立杆时杆体倾斜于不停电体发生事故。搭设时应注意保证安全距离。安全距离以不停电导线为圆心周围跨越架之间的距离为4m。跨越架搭设顺序应由外层副排架向内层主排架搭起。
d.跨越架外侧应打临时拉线。拉线用ф9钢丝绳, 对地夹角不大于45°。拉线每隔6m设置1根, 拉线与架体连接节点必须加绑补强杆。
e.跨越架搭好后, 必须经技术人员及安全员验收合格后方可使用。
f.搭设好的跨越架应设立防护区, 挂警告牌。
3.3. 跨越架封网施工
3.3.1. 引渡绳跨越不停电施工
采用不停电从被跨线路地线横担抛掷方式, 使ф8迪尼玛引渡绳翻越被跨线路。施工前, ф8迪尼玛绳必须进行干燥, 并进行高压绝缘试验, 合格后方可使用, 操作时, 所有施工人员必须正确佩戴符合安全要求的绝缘手套和绝缘靴;此项工作必须在晴天进行, 并且风力不能大于3级。
3.3.2. 封顶网施工
用ф8迪尼玛引渡绳牵引ф13尼龙绳进行跨越架顶部封网。封网绳每隔4.5m设置1根, 与跨越架顶部横杆交叉角约45°, 两侧与大横杆垂直方向分别设置3根。
3.4. 展放导引绳
采用人工展放。展放的方向从Ⅲ7号一侧展放到过Ⅲ11号塔电 (一) 线跨越架前止。另一侧从Ⅲ13号牵引场通过Ⅲ13号塔展放到过Ⅲ12号塔电 (四) 线前止。用ф13尼龙绳带张力牵引ф13导引绳匀速通过跨越架穿越220kV不停电线路, 将导引绳对封顶的压力控制在一定范围, 把导引绳两端锚固于跨越架下面。
3.5.220kV电 (三) 线、电 (四) 线停电落线
a.接到停电令后, 在分歧塔对220k V电 (三) 线、电 (四) 线进行验电, 确定线路不不停电后分别在电 (三) 线010号、011号及电 (四) 线198号、199号塔为导、地线安装临时铜质接地线。
b.为被跨越的220kV电 (三) 线、电 (四) 线两侧耐张塔上的导、地线安装反向临时拉线。
c.在电 (三) 线010号及电 (四) 线199号耐张塔上打开导、地线挂点螺丝, 将导、地线缓缓落下, 将松至地面的导、地线盘至电 (三) 线、电 (四) 线分歧塔塔下。落线顺序应由下而上逐相进行。
3.6. 导引绳升空
第4段导引绳用旋转连接器连接, 用小牵引机牵引升空。在升空过程中, 应在Ⅲ11号与电 (一) 线跨越架、电 (一) 线与电 (二) 线架子、电 (一) 线跨越架与Ⅲ12号塔之间接头位置用溜绳给导引绳加一定的下压力, 以免导引绳刮拉封顶绳, 使跨越架的受力更加合理。
3.7. 导、地线展放及附件
a.导、地线放过1根或1相后, 在牵引场13号塔进行压接后升空, 在Ⅲ7号塔进行紧线、驰度观测, 然后进行压接挂线。
b.Ⅲ7号塔压接挂线完成后首先在Ⅲ11号、Ⅲ12号塔进行附件, 完成后立即进行跨越档间隔棒的安装, 间隔棒的安装距离应在地面测量。
3.8. 恢复220kV电 (三) 线、电 (四) 线
a.所有新建线路导、地线全部升空后即可对停电线路进行恢复, 并对恢复的导、地线进行外观检查, 有问题要及时向上级报告。
b.验收合格后, 拆除临时接地待送电状态, 交付停电令。
3.9. 跨越架拆除及场地清理
a.各项作业完成后拆除跨越架。拆除跨越架方法是搭设方法的逆过程, 拆卸的原则是由上而下逐根拆除, 严禁整体推倒或上下同时拆除 (拆除时专职安全员必须现场监护) 。
b.跨越架拆除后应对施工现场进行清理。
4. 施工注意事项
a.做好带 (停) 电跨越架线施工安全技术交底, 所有参建人员必须进行认真培训。
b.做好施工用机械、设备及工器具检查及测试和安全防护用具、用品的检验工作。
c.跨越架搭设前应向被跨越线路运行部门递交书面申请, 将跨越架搭设及架线施工期间被跨运行线路 (220kV电 (一) 一、二回及电 (二) 一、二回线) 退出自动重合闸, 并采取可靠的防静电措施。
d.施工时必须密切注意天气情况, 遇雷雨、浓雾及5级以上大风恶劣天气应立即停止施工。
e.施工时必须正确佩戴安全帽和正确使用绝缘绳、绝缘手套、绝缘靴。
f.整个施工期间, 跨越架及落下的电 (四) 、电署线必须24h有人看护, 防止人为破坏。
参考文献
[1]电力建设安全工作规程DL5009.2-2004. (第2部分:架空电力线路) [S].北京:中国电力出版社, 2004.
[2]跨越电力线路架线施工规程[S]DL/T5106-1999..北京:中国电力出版社, 2000.
[3]李庆林.架空送电线路施工手册[M].北京:中国电力出版社, 2002.
【1000kV同塔双回】推荐阅读：
同塔双回线09-26
同塔双回直流10-05
同塔双回直流线路论文09-30
110KV及35KV变电站站长工作标准05-09
6kV06-03
20kV09-23
±1100kV09-30
110KV以上10-19
35kV线05-12
35kV主变05-21