灵活交流输电技术（共6篇）
灵活交流输电技术 篇1
0 引言
柔性交流输电技术(flexible alternative current transmission systems,FACTS)指应用于交流输电系统的电力电子装置,其中“柔性”是指对电压电流的可控性,它是将电力电子技术、微处理机技术和控制技术等高新技术集中应用于高压输变电系统,以提高输配电系统可靠性、可控性、运行性能和电能质量并获取大量节电效益的一种新型综合技术。如装置与系统并联可以对系统电压和无功功率进行控制,装置与系统串联可以对电流和潮流进行控制;FACTS通过增加输电网络的传输容量,从而提高输电网络的价值,FACTS控制装置动作速度快,因而能够扩大输电网络的安全运行区域。在电力电子装置最早用于直流输电系统中并实现了对输送功率的快速控制,由此人们想在交流系统中加装电力电子装置,寻求对潮流的控制,以获得最大的安全裕度和最小的输电成本,FACTS技术应运而生,静止无功补偿器(SVC),静止同步补偿器(STATCOM)又称作ASVG,晶闸管投切串联电容器(TCSC),静止同步串联补偿器(Static Synchonous Series Compensator)统一潮流控制器(UPFC)就是基于FACTS装置控制器。
1 FACTS技术的发展和现状
柔性交流输电系统的概念是由美国电力科学研究院N.G.Hingorani博士于1988年首先提出的,在此以前出现的静止无功补偿设备(static var com pensator,SVC)也属于此范筹。1997年IEEE PES冬季会议上正式对FACTS做了定义。从早期出现的SVC开始,FACTS技术的发展经历了20多年。按其性能和功能的不同可划分为以下三代,而是否含有常规电力器件(电容器和电抗器,抽头,抽头变压器等)可以说是FACTS技术发展的分界线。
1.1 第一代FACTS技术
较早的静止无功补偿设备(SVC),主要是由晶闸管开关快速控制的电容器和电抗器组成的装置,以提供动态电压支持,其技术基础是常规晶闸管整流器(semiconductor controlled rectifier,SCR),后来出现的第一代FACTS装置是晶闸管控制的串联电容器(thyristor controlled series compensator,TCSC),它利用SCR控制串接在输电线路中的电容器组来控制线路阻抗,从而提高输送能力。
1.2 第二代FACTS技术
这一代装置同样具有支持电压和控制功率等功能,但在外部回路中不需要加设大型的电力设备(指电容器和电抗器组或移相变压器等)。这些新装置如静止无功发生器(static compensator,S TAT C O M)和串联补偿器(s o l i d s t a t e s e r i e s compensator,SSSC)设备采用了门极可关断设备(gate turn off thristor,GTO;insulated gate bipolar transistor,IGBT)等一类全控型器件,起电子回路模拟出电容器和电抗器组的作用,装置造价大大降低,性能却明显提高。
1.3 第三代FACTS技术
将两台或多台控制器复合成一组FAC T S装置,并使其具有一个共同的、统一的控制系统。如将一台STATCOM和一台SSSC复合而成的综合潮流控制器(unified power flowcontroller,UPFC),它可以控制线路阻抗、电压或功角的方法同时控制输电线路的有功和无功潮流。调节双回路潮流的线间潮流控制器(inter phase power flow controller,IFPC)和可控移相器(thyristor controlled phase angle regulator,TCPR)都属于复合控制器。
FACTS技术用于配电领域取得了显著进展,它主要用于改善配电网的电压和电流质量,包括有功、无功电压、电流的控制、高次谐波的消除,蓄能等应用。
2 FACTS技术的分类及其技术原理
FAC T S技术按其接入系统方式可分为并联型,串联型和综合型。并联型FACTS设备包括SVC和STATCOM(SVG),主要用于电压控制和无功潮流控制;串联型FACTS包括可控串补(TCSC)和基于GTO的串联补偿器(SSSC),主要用于输电线路的有功潮流控制、系统的暂态稳定和抑制系统功率振荡;综合型FACTS设备主要包括潮流控制器(UPFC)和可控移相器(TCPR),UPFC适用于电压控制、有功和无功潮流控制、暂态稳定和抑制系统功率振荡,TCPR适用于系统的有功潮流控制和抑制系统功率振荡。
2.1 并联型FACTS装置
典型的并联型F A C T S装置是S V C和STATCOM,它们代表了FACTS技术发展的两个阶段:
SVC是指由固定电容器组、晶闸管控制的电容器组(TSC)和电抗器组(TCR)组合成的无功补偿系统。通过调节TCR和TSC,使整个装置无功输出呈连续变化,静态和动态地使电压保持在一定范围内,提高系统的稳定性,但由于这种设备在电网电压的波动超出一定范围时表现出恒阻抗特性,因而在电网电压波动大时不能充分发挥其作用。
STATCOM主回路主要是由大功率电力电子器件(如门极可关断晶闸管GTO)组成的电压型逆变器和并联直流电容器构成,是与传统SVC原理完全不同的无功补偿系统。这种装置脱离了以往无功功率概念的约束,不采用常规电容器和电抗器来实现无功补偿,而是利用逆变器产生无功功率。它所输出的三相交流电压Vo通过变压器与系统电压Vs同步,并通过控制Vo来调节无功功率的输出,当Vo>Vs时,输出容性无功功率;当Vo
2.2 串联型FACTS装置
典型的串联型FACTS装置是可控串补(TCSC)和基于GTO的串联补偿器(SSSC)。TCSC通常指采取晶闸管控制的分路电抗器与串联电容器组并联组成的串联无功补偿系统,通过改变晶闸管的触发角来改变分路电抗器的电流,使串联补偿器的等效阻抗大小能够连续平滑快速变化,因而TCSC可以等效成一个容量连续可变的电容器,其接入的输电线路的等效阻抗也可以连续变化,在给定的线路两端电压和相角情况下,线路的输送功率将可实现快速连续控制,以适应系统负载变化和动态干扰,达到控制线路潮流,提高系统暂态稳定极限的目的,也可以用于阻尼系统功率振荡和抑制次同步振荡。
SSSC是指采用大功率电力电子器件(如GTO)组成的电压型逆变器和并联直流电容器构成的串联补偿器,其基本结构和STATCOM类似,不同的是装置通过变压器串接入高压线路中,但原理与TCSC不同,TCSC在串入线路中可以等效成可变容抗,而串入的SSSC可以等效成电压源,其输出的是与串入线路的电流幅值基本无关的电压量,通过控制换流器,连续改变其输出电压的幅值和相位,从而改变线路两端的电压幅值和相位,实现对线路有功、无功潮流的控制和阻尼系统的功率振荡,提高系统暂态稳定极限的目的。
2.3 综合型FACTS装置
典型的综合型FACTS设备是综合潮流控制器(UPFC)。UPFC是将并联补偿的STATCOM和串联补偿的SSSC组合成具有一个共同统一的控制系统的新型潮流控制器,它结合了多种FACTS技术的灵活控制手段,是FACTS技术中功能最强大的装置,它通过将换流器产生的交流电压串接入相应的输电线上,使其幅值和相角均可连续变化,从而控制线路等效阻抗,电压或功角,同时控制输电线路的有功和无功潮流,提高线路输送能力和阻尼系统振荡,它最基本的特点之一是注入系统的无功是其本身装置控制和产生的,但注入系统的有功必须通过直流回路由并联回路STATCOM传至串联回路SSSC,作为UPFC整体,并不大量消耗或提供有功功率。
3 FACTS技术的作用及适用范围
FACTS技术由于采用具有单独或综合功能的电力电子控制装置,比常规的输电控制技术,如串并联电容电抗、PSS和同步调相机等具有优越的快速性能和灵活的控制能力,同时还具有良好的适应性。由于FACTS技术与现有的交流输电系统是并行发展的,并完全兼容,能在现有设备不做重大改动的条件下,采用合适有效的FACTS技术,充分发挥现有电网的潜力。因此,在电力系统中具有广泛而良好的应用前景。综合而言,应用FACTS技术的重要作用和意义体现在:
1)为充分利用现有的输电线路的能力和资源。现行电力系统由稳定条件限定的输送功率的极限偏低,输电线路的能力远未被充分利用,而采用FACTS技术,理论上可使输电线路的输送功率极限大大提高,甚至接近导线的热稳极限,从而提高输电线路资源的利用率。
2)提高电网和输电线路的安全稳定性、可靠性和运行经济性。FACTS技术的应用将有助于抑制功率振荡,提高系统的安全稳定水平;有助于控制电网中的潮流大小和方向,实现潮流的合理流动和电网的经济运行;有助于限制电网和设备故障的影响范围,减小事故恢复时间及停电损失。
3)优化整个电网的运行状况。在电网中采用FACTS有助于建立全网统一的实时控制中心,实现全系统的优化控制。以提高全系统运行的安全性和经济性。
4)将改变交流输电的传统应用范围。整套应用并协调控制的FACTS控制器将使常规交流输电柔性化,改变交流输电的功能范围,使其在更多方面发挥作用。由于应用FACTS控制器的方案常常比新建一条线路或换流站的方案更便宜,它甚至可以扩大到原属于直流输电专有的应用范围,如定向传输电力,功率调制,延长水下或地下交流输电距离等。
4 电力电子型控制器的新发展
4.1 转换静止补偿器(CSC)
转换静止补偿器(convertible static compensator CSC)标志着FACTS的直接控制对象从交流输电线扩展到交流电网。CSC和STATCOM,UPFC,SSSC]一样是基于GTO电压源换流器的控制器,但它除满足各种系统控制要求和对接线或运行变化具有适应能力外,还具有除分别提供上述3种FACTS控制器的功能之外的2种新型控制器的功能,即“线间潮流控制器(缩写为IPFC)”和“多线(multi-line)或广义(generalized)UPFC”的功能。
4.2 电压源矩阵换流器
国内外都有人设想过以FACTS技术研制出可代替背靠背直流输电的异步联网装置。现在几经改进完善、又经模型验证,成果已问世。这种称为电压源矩阵换流器(voltage source matrix converter)的装置,其额定总容量和一套背靠背G TO型直流输电装置相当,但却具有更多的功能。即除了具有改变两端频率、移相范围360°和双向传输有功功率的能力外,还有100%的阻抗补偿能力和在线路两端独立控制有功和无功的能力。其中共轭补偿阻抗的能力可显著提高同步功率,改进暂态稳定性能。
4.3 电力质量调整器(或调制器),即PQC(或PQM)
精密加工工厂或质量标准高的高新技术产品的生产过程都对电能质量和供电可靠性提出了更高的要求,电力质量调整(制)器(power quality conditioner(or modulator),缩写为PQC或PQM)便应运而生。它们可快速补偿供电电压中的突降或突升,波动和闪变,谐波电流和电压,各相电压的不平衡以及故障时的短期电压中断。所以是一项具有综合功能的FACTS/Cus Pow控制器。
5 结束语
FACTS技术是目前电力系统输配电技术的最新发展方向,对电网规划建设和运行将带来重要的影响。我校和科研单位已经做了大量的研究工作,部分地区的电力部门已经在FACTS新技术应用取得了显著成就,可以断言,FACTS技术将大大改善供电和用电质量,对节约能源有不可估量的意义。
参考文献
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[3]Ooi B T,Kazerani M.Voltage-Source Matrix Converter as a Controller in FACTS.IEEE Trans on Power Delivery,1998,13(1):247-253.
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[5]何大愚.柔性交流输电系统概念研究的新进展[J].电网技术,1997,21.
特高压交流输电技术发展现状研究 篇2
1 特高压交流输电技术发展现状
1.1 带动区域经济发展
我国地理结构复杂,很多山区、丘陵地带由于地理条件影响,居民长期受到供电紧缺的困扰。而通过线路铺设、电站分布这些电网类项目的建设,使偏远村落之间也可以通过电站而联系起来。方便了居民生活发展中的电力需求,带动这些地区经济建设,摆脱落后贫穷。
另外,虽然我国地大物博,但是资源分布并不平衡。水电资源多分布在沿海地区和东部地区,而煤炭、石油、天然气资源则多分布在西北部地区[1]。不同于以往的铁路运输,特高压电网运输缩短了运输时间,提高了运输效率,使我国能源运输方式更加优化、安全。也将西部地区的优势转变为经济优势,促进当地发展。
1.2 提高电网技术稳定性
将1 000k V交流特高压线用在大型输电工程中既可以扩大输电容量,又可以加长输电距离,同时节约资金,缩小输电通道,节约土地资源。不同于以往小千伏数的输送线路,特高压交流输电技术有效避开了短路电流过多、部分地区稳定性差的电网系统安全问题。
1.3 促进电工制造业技术发展
利用特高压交流输电技术优化电网系统,提高输电质量,是我国电工制造业通过技术创新,响应科技是第一生产力的重要体现之一。通过对特高压交流输电技术的研究与创新,开发特高压输电线的配套设施,减少电网运行损失,提高安全性,使我国电力科技水平再上一个台阶[2]。
2 特高压交流输电技术创新介绍
2.1 外绝缘配合
由于特高压交流输电线操作电压大,耐受电压随空气间隙距离增大而呈非线性增加趋势,在饱和后外绝缘难度明显增加。再者,我国污染程度严重,附着于套管表面的污秽物体,会加剧抗绝缘配合技术的难度[3]。针对这一难题,抑制过电压操作水平,使其偏离空气间隙的饱和区,帮助绝缘尺度回归线性;或是研究污秽成分,研发含抗性绝缘套管,都可以提升绝缘率,使线路运行更加安全。
2.2 潜供电流控制
由于特高压输电线路经常运用在大容量、长距离的输电工程中,其高电压、高电流的特性会使潜供电流过大,造成线路故障,影响供电稳定。为抑制该电流,我国在长距离输电过程中往往会配合设置特高压电抗器,并在电抗器中继续设置小型特高压电抗器,协助抑制电流,将潜供电流控制在安全范围内。虽然国外也有对应控制设施,如高速接地开关,但此种设施操作复杂,成本较高,更适宜于短距离输电,不符合我国国情。
3 污秽外绝缘问题
一般来说,绝缘套管受到雨水冲洗以及冰雪覆盖等外界环境影响,需要对其进行外绝缘试验,试验的重点在于观察全电压下的可行性。因为我国特高压输电工程较少,并且研究不多,电压等级污秽电源匮乏,很多试验只能在国外进行。国外特高压交流输电问题有着较深的研究,很多研究成果值得借鉴。因为不同的绝缘积污情况,老化性以及机械性也存在差异,主要影响因素有以下几点:
1)设备外绝缘的抗污闪能力。我国各地区地理条件复杂,在污秽程度上也不同。工业污染以及环境污染的加大也促使1 200k V以上特高压输电工程的外绝缘污闪问题加剧,由此,在进行外部设计过程中,需要提高设备耐污能力。
2)复合外绝缘性能与可靠性问题。随着污染的加剧,特高压交流电、直流电工程更多采用复合绝缘子,但是需要解决一些内部缺陷以及机械疲劳、老化等问题,还要考虑到高海拔地区的复合绝缘子应用的稳定性以及各种雨水、冰雪条件对外绝缘的影响。
3)选择外绝缘串长与串型。在输电线路当中,不同长度的绝缘子设计会影响到输电稳定性,在设计中需要将塔头大小以及结构确定下来,这是设计的基础。选择性能优越的绝缘子,这种绝缘子串长也较为安全。如果选择有较差耐污性能的绝缘子将使串长增加,将使工程成本增加。由此,需要对特高压输电线路工程的各种经验进行总结,结合具体的工程要求,使用普通输电线路,但在绝缘子布置上可以尝试新的方法,比如,使用V形串联方法等。因为这种串行方法不仅能够针对不同串形外绝缘水平进行选择,还能悬垂串联。
4)高海拔与覆冰。我国很多高海拔地区外绝缘的污染更加严重,因为长期有冰雪覆盖,国外曾开展过很多这方面的试验,比如,高海拔外绝缘污闪特性短串联以及相关模型试验。在面对这些复杂环境时,加强绝缘配置研究显得至关重要。
4 特高压交流输电的应用
我国正处于工业化和城镇化快速发展时期,为带动工业发展,特高压输电技术在很多电网改造与输电工程中都有广泛应用。如一些城市间的电网设置过程中,会出现地域差异造成的负载不匀,导致变电站电压不稳,地区供电不平衡的问题。特改压输电技术的引入,改善电网结构,平衡负载,采用1000k V特高压输电线代替50k V输电线,是电流输送平稳又高效。同时特高压输电线占地面积少,在线路布置方面节省了成本,而且可以广泛输送电流,减少了由于地理距离过大一些城市供电不足的困难[4]。
为了更好地优化资源配置,有效使用自然资源,国家启动“西电东输”战略工程,合理使用云、贵、川三省水利资源,缓解了西部地区供电压力。而特高压交流输电技术在其中起到了中流砥柱的作用。以特高压输电线路为骨干的智能化电网,不仅减少了工程技术难度,提高了运营稳定性,还节省了投资成本,充分发挥电网系统能源资源优化配置的优势。推动了我国电力研究水平,由于工程建成后带来的巨大收益,还提升了我国经济地位。
5 结论
随着电力能源在我国各个行业的不断需求,解决电力问题,也成为了提高人生活水平的关键问题之一。而电力本身作为一种可以便捷使用清洁型能源,在能源工业中占有重要地位。特高压输电技术的研究及发展,不仅推动了电力的使用效率,还带动了科技发展,提高了国家经济地位。由于特高压输电线路,有助于优化自然资源配置,避免了自然环境所带来的拘束性。是很多工程可以更好地为周边地区服务,方便供电。
参考文献
[1]刘振亚.中国特高压交流输电技术创新[J].电网技术,2013(3):567-574.
[2]舒印彪,张文亮.特高压输电若干关键技术研究[J].中国电机工程学报,2007(31):1-6.
[3]周浩,余宇红.我国发展特高压输电中一些重要问题的讨论[J].电网技术,2005(12):1-9.
灵活交流输电技术 篇3
2008年初, 江西受北方南下强冷空气和西南暖湿气流共同作用的影响, 北部出现大面积持续低温、降雪和冻雨等恶劣天气, 影响范围覆盖江西、湖南、贵州等地, 当地的输变电设施特别是架空送电线路因覆冰过重受损严重, 造成数条线路断线、杆塔倒塌等事故, 导致停电。此次灾害过程中导线覆冰厚度普遍超过30mm, 一些地区甚至达到50mm以上, 其灾害水平至少达到50年一遇, 大大超过了设计标准, 在紧急情况下巡线员只能为很少的一部分覆冰线路除冰。因此, 为减少损失有必要采用更有效的措施和装置, 融冰技术则是防止及减轻冰灾、确保线路安全运行的重要手段。
1 交流短路电流融冰技术方案
通过合理的安排交流三相短路方式, 将融冰线路的一端三相短路, 而在另一端提供融冰电源, 以较大短路电流来加热导线, 使依附在导线上的冰融化。在实际融冰工作中采用以下2种方案。
(1) 将线路短路, 用发电机带融冰线路零起升流。具体接线如图1所示。
一般情况下, 上述方法只适用于融冰电流较小的输电线路, 且要求发电机容量较大。
交流短路融冰方案的选择需要结合系统条件来综合考虑:
采用第一种方案, 可以选择由发电机采用变压器带线路零起升流, 或者由发电机直接带线路零起升流。前者因为折算到发电机侧的电流较大, 需要的发电机容量大, 很难操作;后者的短路电流较小, 可能低于融冰电流。因此第一种方案只适合于融冰电流较小的输电线路, 500kV线路和离电源较远的输电线路则不适合。
(2) 先将融冰线路短路, 控制断路器对三相短路线路进行全电压冲击合闸。具体接线如图2所示。
第二种方案需要根据融冰电流及短路电流大小来选取合适的回路短路阻抗, 由于此方法的使用对系统冲击较大, 在无功备用不足的情况下, 可能引起系统电压问题, 因此维持正常运行电压水平是重要环节。
采用第二种方案, 需要同时满足2个条件:系统所能提供的短路电流大小 (大于融冰电流) , 与电网电压及稳定维持能力 (无功储备的大小) 。通常采用低一级的电压对高一级的线路实施短路融冰。其中可行的交流短路融冰方案为单分裂导线的220kV线路采用110kV作为短路电源方案, 以及110kV线路采用35kV作为短路电源方案。而对于500kV以及采用大截面分裂导线的220kV输电线路, 需要融冰电流很大, 同时需要系统提供大量无功, 因此存在系统无法提供融冰所需的无功功率问题, 均不适用该方法。
采用交流短路融冰方案的设计原则:需要考虑的内容包括可行的电气路径、电网电压及稳定维持能力 (无功储备) 、电源/变压器容量等;要选择合适的电气距离和提高足够的无功补偿, 使得系统电源在可以承受的范围内;防止融冰电源处的主变穿越功率过载;尽量不改变或者少改变电网的正常运行方式, 减少运行维护人员对开关、刀闸等元件的操作次数;融冰短路电源点尽量选择在主变容量较大、低压侧有无功电容器、附近有较多无功电源、负荷比较容易转移到其他地方、110kV侧和220kV侧均有旁路母线的变电站较为合适。
2 实例分析
220kV侯寨—沙塘线路融冰方案如图3所示。
(1) 融冰方案。系统通过侯寨变的110kV母线对覆冰线路充电, 融冰短路点设在220kV侯寨—沙塘线侧, 融冰路径为:侯寨变—沙塘变。
(2) 系统基本参数和计算条件。融冰路径上的线路基本参数为:侯寨变电站有2台主变, 其容量为90MVA+120MVA, 220kV和110kV侧进出线采用双母带旁路主接线方式。2台主变并联运行, 融冰前转走该变电站110k V侧的全部负荷。
(3) 计算结论。在侯寨变10kV侧投入无功功率补偿装置18Mvar, 融冰短路电流为950A, 2台主变穿越功率大约为35+j175MVA, 融冰期间耗电大约为3.5×104k Wh, 电费17500元。
(4) 需要说明的是, 融冰短路点在侯沙Ⅰ线靠近沙塘线侧;融冰前转移侯寨变110kV侧负荷;融冰线路上的保护需采用临时定值。
3 结束语
这次冰灾给供电企业的启示除了要完善设计标准, 提高输电线路设计气象条件重现期之外, 更重要的是要坚持以科技手段推进电网防灾减灾。
本文通过对220kV输电线路交流短路融冰技术的分析, 得出以下结论:
(1) 推行电网差异化设计原则, 提高重要线路的抗灾能力。为确保供电设施的安全可靠, 对重要线路和特殊区段采取差异化设计, 提高安全设防水平。
(2) 以目前的技术水平而言, 架空地线、绝缘子以及杆塔尚无有效的融冰方法。针对架空输电线路, 交流短路融冰法与直流融冰法是目前电网普遍有效应用的2种融冰方法。
(3) 受容量限制, 目前500kV交流线路只能用500kV变电站固定式直流融冰装置融冰;220kV、110kV、35kV交流线路既可用交流短路融冰法, 也可用站间移动式直流融冰装置融冰;一般情况下选择低一电压等级作为交流短路电源点进行220kV、110kV、35kV交流线路交流短路融冰可操作性相对较强。10kV线路宜用移动式发电车带直流融冰器融冰。
(4) 考虑经济等因素, 500kV直流线路整线直流融冰不太现实, 只可能通过移动式大容量直流融冰装置实现分段融冰;同时建议凝冻天气时, 在系统安全许可情况下令500kV直流线路满载或过载, 以尽量使之达到或接近保线电流。
(5) 建议设计单位针对重灾区线路开展交流短路融冰方案研究, 明确交流短路融冰电源点和短路点。
(6) 建议开展固定式、站间移动式、发电车移动式直流融冰装置样机开发和深入的设计研究工作。
(7) 考虑建立输电线路覆冰预警系统, 对覆冰地区的重要线路考虑安装线路覆冰在线监测装置, 并采取防冰措施。相关变电站应考虑装设除冰、融冰设施。
灵活交流输电技术 篇4
1 雷电造成110kV高压交流输电线路不能正常工作的主要原因
雷电造成110kV高压交流输电线路不能正常工作的主要原因来自三大方面:第一,在电杆的选址和电线的装置中存在很大的技术缺陷,很多技术还不够完善;第二,电网检修维护工作人员的技术低,综合素质差,使得检修这一环节的质量大大下降;第三,随着我国电力系统的逐渐完善,电网逐渐遍布全国各地,而在一些高频雷电区域,雷电对高压交流输电线路的影响更为突出。此外,雷电破坏电网的正常工作也对人们的生活工作带来的极大地不便,一些大型企业也因电力系统瘫痪而在成极大的损失。表1是雷电对一地区电路的影响统计表。
1.1 现如今在我国110kV高压交流输电线路的装配中存在的技术问题
电杆和电线塔的接地电阻值过大时造成高压交流输电线路雷击事故的主要原因,但电杆和电线塔的接地的电阻值过高时,雷电加在线路上的电压就会增高,一旦超过了线路的承受电压的范围就易发生线路故障。而且,据几年来雷击造成高压交流输电线路故障的统计,大部分的事故是由电杆电塔电阻值过大造成的。其次,在一些特殊的地理位置,比如山区和盆地,避雷线的作用不能很好地发挥,在这些地区,避雷线能防范的范围极其有限,加上在部分地理环境较差的山区,电杆的架设不密集,避雷线的数量也较少,就易发生雷击事故。最后,就是检测技术上的问题和安装上的问题,部分电力企业的检测装置精度不高,已发生故障,导致在测量接地电阻值时,电阻值的测量结果不准确,导致部分地区的接地电阻值过大,从而引发雷击事故。另外,部分企业对避雷线的安全上存在技术缺陷,导致避雷线的安全不合理,不能很好地避免线路被雷击。
1.2 电网维护检修人员技术差,没有完备的电网工作状态检测系统
电网维护检修人员是保障电网正常工作的第二道防线,检修人员技术差,就不能检测相互电路中存在的隐患,比如部分线路的电阻值因发热而增高,需要更换电线等,在雷电时期来时,就会发生雷击事故。其次,技术人员安全意识和责任意识差,在工作时不够仔细细心,也会引发次来事故。另一方面,现今,我国还没有完备的电网工作状态的检测系统,不能及时的跟踪和发现雷击事故发生地,导致雷电对线路的破坏程度加大。
2 根据雷电造成110kV高压交流输电线路的主要原因提出相应的措施
2.1 避免电杆和电塔的接地电阻值过大
避免电杆和电塔的接地电阻值过大能有效的提高高压输电线路的抗雷能力,当电杆遭受雷击时,电杆的接地电阻值低,电感承受的电位就要小,线路的抗雷能力就会提高。一般降低电杆和电塔的接地电阻值主要有三种方式:第一,加长电杆或电塔的射线长度,加大电感和电塔的辐射范围,同样的电压下,地面范围越广,各部分承受的电压就越小;第二,一方面可以在电杆或电塔中增加降低接地电阻值的物资来降低接地电阻值,另一方面,在土壤中加入新材料降低土壤电阻;第三,将电杆或电塔的底部尽量深埋,因为越深,土壤的电阻就越小。这三种方式都能降低电杆或电塔,提高输电线路的抗雷能力,从而减少雷击对输电线路的影响。
2.2 提高避雷线的安装技术,提高输电线路的避雷能力
避雷针的工作原理时利用避雷针将雷电引出输电线路范围,所以避雷针的安装不仅要考虑到避雷针的避雷效果,还要考虑到雷电范围。就目前输电线路安装避雷针的情况而言,避雷针应该安装在电杆两侧。图2是110kV高压交流输电线路中避雷针的安装图。
一般的避雷线是在线路中加入避雷器或者避雷针构成,提高避雷线的安装技术可以从这两方面着手。首先是避雷器安装的地方,安装避雷器的主要目的是避免线路被雷击,所以避雷器应该安装在雷电密集的区域和地理位置较差的区域,这样才能最大限度的发挥避雷器的效果。其次,避雷器安装的数量和方位要根据现场实际情况而言。
2.3 提高电网检修技术人员的技术水平,完善现有的电网工作监测系统
提高电网检修人员的技术水平也能提高高压交流输电线路的防雷能力,特别是对于电力企业而言,提高检修人员的综合素质是非常重要的,也是提高企业市场竞争力和影响力的重要因素。
3 结束语
随着社会工业化程度的提高,人们生活水平的大幅度提升,电力已成为人们工作生活的一部分,提高高压交流输电线路的防雷技术,减少雷击造成的高压输电线路故障现如今分厂重要的研究课题之一,也是极具现实意义的。本文通过对造成事故的原因进行剖析,提出一系列针对性的措施,希望能对广大的电力工作者有些许借鉴的方面。
参考文献
[1]李健强.11 0kV-220kV高压输电线路的防雷技术研究[J].价值工程,201 3(01):87-88.
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灵活交流输电技术 篇5
1.1高压交流输电线路雷击产生的危害
雷击事故是一种难以完全避免的灾害,发生灾害时,电力装置和配电缆甚至是周边建筑都会产生一定程度的破坏。雷击事故的危害主要表现在两个方面。
(1)通常情况下,雷击事故的电压均会超过80k V,极易击穿电器绝缘,使电力设备发生闪络的现象。可能会造成电路跳闸,使周边地区大面积停电,影响周边居民的正常生活用电和劳动生产。严重时可能引起电力方面的火灾甚至导致周围群众发生触电事件。
(2)若发生雷害事故且发生频率较高,电力企业需要对电力装置或配电电缆进行维修和抢救,电力企业会因此造成巨大的经济损失,使企业的运营成本大大增加。电力企业会因为雷击事故削减大量的经济效益,不利于电力行业的发展。
1.2高压交流输电线路线路雷害的原因分析
雷害事故产生的原因包括人为因素和自然因素,目前我们可以完善的是人的工作,然后有针对性的进行改进来降低雷击的伤害。主要有以下四点。
(1)很多雷击灾害频发的地区主要问题是电力设施和防雷装置的设施没有进行落实,监督和指导不足,相关的管理制度未得到完善。
(2)当地的防雷措施和布置工作没有因地制宜,没有结合当地实情。尽管防雷设施全部到位、措施已经得到实行,但是却没有达到预期效果,或者由于各种原因使已经使用的设施没有得到安全保护。
(3)就我国整体情况而言,我国很多偏远地区的高压交流输电线路建设工作未能引起相关部门的重视。在输电线路的建设过程中,政府的财政支持力度较小,防雷装置达不到应有的数量,导致防雷水平仍然比较低。
(4)相关部门没有对配电线路和防雷设施进行全面的安全检查,很多故障没有被排查出,埋下了雷害事故的安全隐患。
2高压交流输电线路防雷技术研究
2.1降低杆塔接地电阻
降低杆塔接地电阻技术一种通过降低杆塔的冲击接地电阻来提升输电线路耐雷水平的防雷技术,其原理是降低杆塔接地电阻时,雷击塔顶时塔顶电位升高的程度降低导致绝缘子所承受的过电压程度下降,从而有效降低线路的雷击跳闸率。传统的降阻方法包括物理降阻和化学降阻两类,物理降阻包括延长接地电极、深埋接地电极、使用复合接地体、更换电极周围土壤等,而化学降阻则主要指的是敷设降阻剂来降低土壤电阻率。根据电力行业标准DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》、雷季干燥条件下,每基杆塔不连避雷线时的工频接地电阻不宜超过表1所列数值。
值得注意的是,通用行业标准里对杆塔接地电阻的要求是较为宽松的,但根据实际的工程经验,山区、多雷区的联络线路或重要线路,其杆塔接地电阻最好能降低到20Ω以下,实际施工过程中,相关技术人员首先需要准确勘探每基杆塔的地形地势情况,然后结合塔四周的土壤电阻率及其分布情况、土壤的酸碱度、地质结构等因素,选用恰当方法降低杆塔接地电阻。
2.2架设耦合地线
架设耦合地线可认为是在降低杆塔接地电阻出现困难时所采用的方法,其原理是通过在导线下方加设一条接地线的方式实现增加导线和地线之间的耦合作用和降低杆塔的分流系数,达到降低线路的反击跳闸率的效果。对于110kv高压交流输电线路而言,其材料多采用GJX-25型钢绞线,悬挂位置为直线塔—导线下横担下4.5米,耐张转角塔—导线下横担下3.5米,安装位置一般为铁塔左侧面。实际架设过程中,技术人员需要充分考虑耦合地线与导线的电气距离配合,特别是交叉跨越时的配合,同时做好杆塔强度的校核工作避免杆塔荷载过大。
2.3易击段杆塔加装线路避雷器
线路避雷器技术是通过在线路上安装与线路绝缘子串联或并联的线路避雷器装置,从而提升安装处线路的绕击和反击耐雷水平,降低雷击跳闸率的一种防雷技术。就现阶段的线路避雷器安装而言,ATP仿真软件可以提供线路采用线路避雷器前后的耐雷水平等相关参数,为整个安装方案奠定重要基础。但考虑到杆塔所在处地形地貌等因素的影响,实际安装方案应考虑如下几点。
首先,避雷器的安装需尽可能做到经济性与实用性并存。考虑到雷击具有分散性、统计性和不确定性的特点,应当选择多雷区且易遭受雷击的线路段中被雷击频度最大的杆塔安装避雷器。可考虑在带绝缘的110k V高压交流输电线路上装设如图2所示的排气式避雷器,当线路遭受击穿时,外部间隙和内部间隙会在强大的过电压下被击穿,整个供电系统接通,产生的工频续流会在短时间内使避雷器内部的温度迅速上升,使管子内壁的材料燃烧产生大量灭弧气体以熄灭电弧。由于排气式避雷器具有残压小、经济性强、可靠性高等一系列优点,故已在110k V高压交流输电线路中有着广泛的应用。
3结语
输电线路遭受雷电袭击引起的跳闸停电事故,不但影响电力系统的正常稳定运行,同时还増加对输电线路维护和修理的工作量。基于此,只有将输电线路的设计、分析、防雷等环节结合在一起,利用彼此的数据和经验不断的完善和提高,才能充分保证输电线路的可靠性。
摘要：110kV高压交流输电线路是电力系统与用户相连接的关键环节,相关的防雷工作不可或缺。本文基于此,首先分析了110高压交流输电线路雷击事故危害及产生的原因,然后从防雷方式、技术角度、管理角度等不同方面对提升防雷水平的措施进行了探讨,望对相关工程人员带来一定帮助。
关键词：110kV输电线路,防雷技术,原因分析,提高建议
参考文献
[1]林韦君.浅析110kv高压交流输电线路安全运行管理的方法探究[J].科技创业家.2011,6(11):90-91.
灵活交流输电技术 篇6
目前,特高压交直流输电技术迅猛发展,线路工程建设不断增多,由于常规型线路走廊宽度较大,走廊紧张已经成为很多地区影响电网建设的主要因素。紧凑型输电技术是一种提高输电容量、减小走廊宽度的有效途径[1,2,3,4,5,6]目前已被各国广泛采用。对于特高压电网,以进一步提高输送能力和压缩走廊宽度为目的的紧凑型输电技术是未来电网发展方向之一,有可能打破部分线路走廊紧张地区或对线路输送能力有更高要求地区的电网建设瓶颈,成为一种新的线路建设方案[7,8]。
为研究1 000 kV特高压交流紧凑型输电技术的应用前景,本文提出2种特高压单回常规型和2种特高压单回紧凑型线路设计方案,分别从导线方案、杆塔设计方案和自然功率3个方面进行技术方案比较。采用全寿命周期分析法,计算比较特高压紧凑型线路与加装串补常规型线路的年费用,并从损耗电量成本电价、年损耗小时数、线路长度、串补度和拆迁面积等方面进行敏感性分析。
1 设计方案
根据目前国内交流特高压工程经验,常规型线路方案选择8×LGJ-500/35和8×LGJ-630/45 2种导线方案；依据电磁环境计算研究的成果[3],紧凑型线路方案推荐采用10×LGJ-500/35和12×LGJ-400/35 2种导线方案。本文选择4种方案进行经济技术比较。
以1 000 kV晋东南—南阳—荆门输电线路示范工程的技术方案为方案1,导线型式为8×LGJ-500/35,最大风速为27m/s,最大覆冰为10 mm。方案2以方案1为依托,导线采用8×LGJ-630/45,杆塔设计进行调整,其他技术方案与方案1基本一致。
方案3和方案4为紧凑型方案,导线采用10×LGJ-500/35,分裂间距400mm,最小相间中心距离14.9 m,下相导线最低高度大于20 m。方案4导线采用12×LGJ-400/35,分裂间距375mm,最小相间中心距离13.5 m,下相导线最低高度大于20m.
2 技术特性比较
2.1 导线方案
2.1.1 线路损耗
导线电阻损耗与导线自身电阻和系统条件有关。导线年电阻损耗功率按系统额定输送功率6 500 MW,年损耗小时数(τ)分别按2 500 h、3 500h,4 500 h的情况计算,计算结果见表1。
电晕损耗的大小与导线表面电场强度、导线表面状况、气象条件、海拔高度等因素有关。各导线方案的电晕损耗列于表1,电晕损耗按每年8 760 h考虑。
由表1可知,电阻损耗时线损的主要部分。方案1的电阻损耗较大,远大于其他3个方案;方案2和方案3的电阻损耗基本相当,方案4的电阻损耗比方案2和方案3稍大。由于常规型线路的相间距较大,方案1、2的电晕损耗较小;而紧凑型线路的相间距较小,方案3、4的电晕损耗较大
2.1.2 导线机械性能
计算各种导线方案的应力、弧垂特性、覆冰过载能力和荷载特性等机械性能参数见表2
由表2可知,3种导线的弧垂特性基本相当,导线弧垂由小到大依次为:LGJ-630/45、LGJ-400/35、LGJ-500/35;导线的覆冰过载能力随截面增大而增强,覆冰过载能力由强到弱依次为:LGJ-630/45、LGJ-500/35、LGJ-400/35;导线综合荷载由小到大依次为:方案1、方案2、方案3、方案4。
2.2 杆塔设计方案
方案1的杆塔设计方案采用原1 000 kV晋东南—南阳—荆门输电线路示范工程的杆塔设计成果,典型杆塔尺寸见图1,方案3的典型杆塔尺寸见图2(单位为mm)。
计算各方案典型直线塔的摇摆角情况见表3,方案2、4的塔头尺寸在方案1、3基础上进行微调。方案2摇摆角较小,可适当减小塔头尺寸;方案3、4摇摆角相差不大,V串夹角可取值一致,但方案4相间距要求较小,可适当减小尺寸。根据杆塔尺寸和杆塔负荷进行单基塔重的估算。塔头尺寸方案1见图1,方案2在方案1基础上单侧横担减少0.4 m,其他尺寸一致。方案3见图2,方案4在方案3基础上塔窗宽度减少1.4m,其他尺寸一致。
2.3自然功率
计算各种方案的线路参数和自然功率见表4。
由表4可知,2种常规型方案的线路参数基本一致;相对于常规型方案,紧凑型方案3、4的正序电抗较小,正序电容较大,波阻抗较小。方案1和方案2的自然功率基本一致,方案3相对于方案1自然功率增加了25.7%,方案4相对于方案1自然功率增加了35.3%。加装40%串补装置后,常规型方案的自然功率增加了约29%,4种方案的自然功率相差不多,其中方案4最大,方案3最小。
3 经济性分析
3.1 线路工程初投资
对各方案进行工程量和静态投资估算,初投资估算组成见表5。
万元
紧凑型线路的静态投资较大,主要由于紧凑型直线塔较重,基础工程和附件安装的费用也略有增加,方案4与方案3的静态投资基本相当。
常规型线路的静态投资较小,方案2相对于方案1增加了48.30万元,主要在于杆塔、架线和附件安装工程的工程量增加。
3.2 串补站和高抗装置工程初投资
1 000 kV南阳变电站的串补站1 000 kV荆门侧串补站投资为3.41亿元,对应线路长度为280 km,容抗为29.4Ω,容量为2 288 Mvar。线路两侧需要安装6组高压并联电抗器,高压并联电抗器容量的选择主要与线路的正序电容和线路长度有关,估算4种方案的高抗装置投资见表6。
万元
3.3 综合工程初投资比较
线路长度取280 km,方案1和方案2的线路考虑按40%的串补度进行补偿,计算得到1 GW输送功率每km的综合投资见表7。
由表7可得到以下结论:
(1)综合经济性由优到劣依次为:方案4、方案3、方案1、方案2。
(2)由于串补站投资较大,常规型线路方案的综合投资指标较紧凑型方案高。
(3)方案3与方案4的线路投资相当,但是方案4的自然功率较大,所以方案4的综合经济性更优;方案1与方案2的自然功率相当,但是方案2的线路投资较大,因此方案1的综合经济性更优。
3.4 全寿命分析
按原电力工业部(82)电计字第44号文《颁发“电力工程经济分析暂行条例”的通知》第15条经济计算中的年费用最小法[9,10,11]确定导线方案的经济性优劣。
输电线路工程的费用除了工程建设初期一次性投资外,线路运行后每年也会发生费用,主要包括运行维护费及电能损耗费用。年费用法考虑了资金的时间价值,将线路运行后每年发生的费用折成现值,综合工程初期投资,比较工程每年费用的差值,确定经济性较好的导线方案。
3.4.1 计算边界条件
(1)建设年限2年,第1年投资60%,第2年投资40%。
(2)工程经济使用年限取30年,折现率取8%。
(3)线路长度按280 km考虑,常规型线路方案的串补度取40%。
(4)系统输送功率取线路自然功率,导线年电阻损耗功率在线路自然功率条件下进行计算
(5)年损耗小时数取4 000,损耗电量成本电价分别按0.25元/kWh和0.5元/kWh考虑,后续进行敏感性分析。
(6)设备运行维护费率取初投资的1.4%,
3.4.2 等输送容量的年费用经济性
根据上述计算条件,计算各方案在折现率为8%、损耗电价分别为0.25元/kWh、0.5元/kWh时的每GW输送容量每km线路的综合年费用,其年费用对比计算结果如图3所示。
由图3可得到以下结论:
(1)由于串补站的费用较高,紧凑型方案的经济性优于常规型方案。2种紧凑型方案相比方案1,每1 GW输送容量每1 km线路的综合年费用节省约10%。
(2)网损电价较高时,方案3的综合年费用最小,经济性最优;网损电价较低时,方案4的经济性最优。这是由于方案4的网损电量较方案3多,网损电价的增高会大幅增加网损费用。
(3)网损电价为0.5元/kWh时,方案2相比方案1的综合年费用节省约5%;网损电价为0.25元/kwh时,方案2与方案1的综合年费用基本相当。
4 敏感性分析
前述经济分析均基于3.4.1节给出的基础条件进行,事实上,在实际工程中,损耗电量成本电价、年损耗小时数、线路长度、串补度和拆迁费用等均可能调整变化,对全寿命周期经济性的比较结果造成影响。因此,下面将就以上敏感因素进行分析。
4.1 损耗电量成本电价
影响网损电价的因素较多:不同地区的网损电价有一定差异;不同发电形式的网损电价也有较大差异,如火电、水电、风电等;网间结算方式也会影响网损电价,可按受端或送端电价进行损耗电量成本的估算。
在年费用指标中,损耗电量成本电价主要影响网损年费用,网损电价变化后,会对综合年费用指标产生影响。
计算折现率为8%时,网损电价由0.2元/kWh到0.5元/kWh变化时的综合年费用,其年费用对比计算结果如图4所示。
由计算结果可得到以下结论:
(1)网损电价增加相当于增大了综合年费用中的网损费用,从而使综合年费用增大。
(2)不论网损电价取值如何,紧凑型方案的综合年费用始终远小于常规型方案。
(3)网损电价较高时,方案3的经济性较优;网损电价较低时,方案4的经济性较优。年费用指标的交叉点电价在0.3～0.4元/kWh之间。
4.2 年损耗小时数
年损耗小时数与年最大负荷小时数具有一定的关系,年负荷小时数越大,损耗小时数也越大。不同线路的年损耗小时数差异较大,在年费用指标中,年损耗小时数的变化同样影响网损年费用指标,进而影响综合年费用。
计算折现率为8%,网损电价分别为0.25元/kWh、0.5元/kWh时,损耗小时数由2 500～4 500 h变化时的综合年费用,其年费用对比计算结果如图5、图6所示。
由计算结果可得到以下结论:
(1)年损耗小时数增加相当于增大了综合年费用中的网损费用,从而使综合年费用增大。
(2)不论年损耗小时数取值如何,紧凑型方案的综合年费用始终小于常规型方案。
(3)网损电价较低时,方案1和方案2存在年费用指标的交叉点,年费用指标的交叉点年损耗小时数在3 000 h附近。方案4的经济性最优。
(4)网损电价较高时,方案1和方案2不存在年费用指标的交叉点,方案2的经济性始终优于方案1。方案3和方案4存在年费用指标的交叉点,交叉点年损耗小时数在3 000 h附近;在大多数情况下,方案3的经济性最优。
4.3 串补度
超高压和特高压线路的串补度是根据网架结构和系统条件来确定的,一般不超过50%。因此,有必要对串补度的取值进行敏感性分析。计算折现率为8%,串补度在0～51%变化时的综合年费用,其年费用对比计算结果如图7、图8所示。
由计算结果可得到以下结论:
(1)紧凑型方案的综合年费用指标始终小于常规型方案。
(2)网损电价较低时,常规型线路的年费用指标随着串补度的增加而增加,在串补度为20%～30%之间时存在一个拐点,在拐点之后年费用指标随着串补度的增加而减小;网损电价较高时,常规型线路的综合年费用指标随着串补度的增加而增加。
(3)网损电价较低时,方案4的经济性优于方案3,方案1和方案2的年费用指标存在交叉点,位于30%的串补度附近;网损电价较高时,方案3的经济性优于方案4,方案2的经济性优于方案1。
4.4 拆迁面积
走廊宽度窄是紧凑型线路方案的优势之一。对于人口稀薄的地区,拆迁面积小,拆迁单价低,紧凑型线路方案的优势不明显;而对于经济发达地区,拆迁面积大,拆迁单价高,常规型线路方案会产生较大甚至巨额的拆迁赔偿费用,紧凑型线路方案的优势较为明显。对拆迁面积的变化进行敏感性分析,有利于探求紧凑型线路方案的经济性优势。
计算常规型线路方案拆迁面积变化时的综合年费用如图9、图10所示,拆迁费用按800元/m2计,横坐标取方案1的拆迁面积。
由计算结果可得到以下结论:
(1)随着常规型线路方案的拆迁费用增大,常规型线路方案的综合年费用增幅较快,而紧凑型线路方案增幅较慢,这是由于紧凑型线路方案的拆迁费用相对较少。
(2)网损电价较低时,拆迁面积变化时,方案1和方案2的经济性基本相当,方案2略优于方案1;而方案3和方案4的经济性基本相当,方案4略优于方案3。
(3)网损电价较高时,拆迁面积变化时,方案2经济性明显优于方案1;而方案3和方案4的经济性基本相当,方案3略优于方案4
5 结论
(1)根据目前国内交流特高压线路工程经验和紧凑型特高压线路电磁环境计算研究的成果,选择2种特高压单回常规型和2种特高压单回紧凑型线路设计方案进行技术经济比较分析。
(2)对4种方案进行了详细的技术方案比较,从导线电气性能和机械性能两方面分析了各导线方案的特点;从杆塔尺寸等方面分析了各杆塔设计方案,并得到典型杆塔的一览图;计算各方案的自然功率,加装串补后常规型线路方案的自然功率大幅提高,基本达到了紧凑型线路方案的自然功率水平。
(3)估算特高压紧凑型输电方案和常规型输电方案初投资的组成,计算得到1 GW输送功率每公里的综合投资。常规型线路方案的综合投资指标较紧凑型方案高,综合经济性由优到劣依次为:方案4、方案3、方案1、方案2。
(4)在相同输送容量条件下,采用全寿命周期分析法,计算比较特高压紧凑型线路与加装串补常规型线路的年费用。
(5)损耗电量成本电价、年损耗小时数、串补度和拆迁面积等因素对全寿命周期经济性有不同程度影响。
摘要：为研究1000 kV特高压交流紧凑型输电技术的应用前景,提出2种特高压单回常规型和2种特高压单回紧凑型线路设计方案,分别从导线方案、杆塔设计方案和自然功率3个方面进行技术方案比较,估算特高压紧凑型和常规型输电方案初投资的组成,计算比较等输送容量条件下的综合投资公里指标。在相同输送容量条件下,采用全寿命周期分析法,计算比较特高压紧凑型线路与加装串补常规型线路的年费用,并从损耗电量成本电价、年损耗小时数、串补度和拆迁面积等方面进行敏感性分析。
关键词：特高压交流,紧凑型,自然功率,全寿命分析,敏感性分析
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