交流输电（精选7篇）
交流输电 篇1
架空输电线路可视为一个伸长的三相截流导体, 它产生的电场与磁场对其本身及周围发生效应。一般情况下, 输电线路的电压变化有限, 线路的静电场也随之变化不大。但随线路中电流的变化, 导线周围的磁场会在很大的范围内变化。这一情况就决定了交流输电的工作特点及其相应的调控线路工作状况的措施。
所谓输电系统的输电能力, 是指线路在连续运行的情况下其限制条件不变时的送端允许通过的有功功率值。而最大传输功率则随线路传输功率的不同状态有着较大差异。
1 常规线路的输送容量和输送距离
一般而言, 对于输送距离较短的线路, 其输电容量由导线允许发热条件确定, 对长距离、重负荷线路, 则由安全稳定条件确定。对于向某一负荷点供电的线路, 常按允许电压降来确定其输电容量。目前, 500-750k V线路的输送能力决定于稳定条件;110k V线路决定于导线的允许发热;220-330k V线路既受控于稳定, 也应考虑导线的发热。对于现有的长距离满负荷的线路, 限制电流容量的条件是受端变电所母线允许的电压降。但是安装补偿设备就可以不再受限制, 因此此种情况不具有代表性。
任何线路的长期允许发热电流由导线的型号和截面 (或者是接入线路断开处的设备元件) 决定, 而实际上既与送电线路的具体特点无关, 又与其在网络接线中所处位置无关, 与此不同, 按稳定条件决定的输送容量极限本质上与线路自身的参数和其他许多条件, 如所研究的网络段接线、与其连接网的接线和状态、发电厂间重新分配容量措施等有关, 具有相同参数的两条线路稳定极限可能完全不同。
现代电力系统的特点是网络结构复杂及各枢纽间有多条联络线 (通常情况下额定电压不同) , 而各条线路独自运行稳定极限不足以说明整个网络的输送能力。电网的输送能力是指所研究断面处联系两部分系统的全部线路的稳定极限, 即所有线路在稳定极限状态下潮流的总和。电网的稳定极限总是小于各条线路极限 (决定某条线时假定其他联络线断开) 的总和, 其差别可能会很大、甚至达到50%。
由上述可知, 决定各电压等级输电线路的输电容量是极其困难的, 即没有一一对应的关系。但是在制定电力传输线路规划时, 又必须有输电容量的指标。
对于220kv及以下输电网络而言, 当电压高、距离长、负荷轻时, 输电线向电网送出无功;当电压低、距离短、负荷重时, 则从电网吸收无功。500k V输电线由于充电功率很大, 且电网正处发展阶段, 线路正常输送负荷远远小于线路自然功率, 因此其输电线有相当大的无功功率送入电网。这种状态并非由于这些电网的参数有什么原则上的区别, 而是由于电网设计的不同处理方式所引起的后果。超高压线路相对很长, 在传输功率和自然功率方面总是加以协调控制。而当偏离这种状态时 (传输功率超过自然功率) , 一般需采用补偿装置。
对于超高压远距离输电, 若末端电压为额定值, 则随末端负荷功率的不同, 线路上都有可能出现超过额定值的电压。当输送功率偏离自然功率较大时, 这种电压升高可能超出容许的范围。当然, 这些是考虑到实际条件 (超高压线路中无功补偿的经济性和超高压可控电抗器研制生产等方面的困难) , 不可能将线路无功补偿到电压处处平衡的理想状态得出的结论。
2 新型输电线路的输送容量和输送距离
由于线路设计中采用的导线型号不同, 以及各线路所处网络中具体位罩的不同, 无法对新型输电线路的输送容量做一个定量的分析。根据国内外实际线路的运行经验, 在其他条件基本一致的情况下, 单独采用一种新型技术的输电线路与常规线路的输送容量相比增加的百分比如表l所示。表1中, 紧凑型指采用常规紧凑型, 大截面导线指截面增加一倍, 耐热导线指导线允许温度由70℃上升到110℃, 同塔双回是指相对向电压等级单回路而言。
对于紧凑型输电和同塔双回输电而言, 紧凑型线路由于降低了电阻抗, 提高了线路的自然传输功率, 因此其输送距离较同电压等级的常规线路而言有一定的提高, 而同塔双回线路仅仅是将两条输电线路架设在同一杆塔上, 对系统运行参数方面影响不大, 所以其传输距离与同电压等级的常规线路大致相当。对于大截面导线输电和耐热导线输电两种方式而言, 均是超自然功率输送。若保证线路末端负载具有稳定的功率, 则较大的过载将引起沿线电压的巨大降落和附加的电能损耗;若保证末端电压为额定值, 则随末端负荷功率的不同, 线路上有可能出现超过额定值的电压, 当输送功率偏离自然功率较大时, 这种电压升高可能超出容许的范围。因此, 这两种输电方法在实际应用时应对系统的状况进行仔细校核。
由于以上原因, 我国到目前为止大截面导线输电工程中的输电距离一般较短, 大部分都是10~50km, 有些甚至不足10km, 最长的也只有100km左右;同样, 耐热导线也只是运用在较短的线路上。而国外大截面导线输电距离大多在l00km以上。例如日本就有超过200km的大截面导线输电工程。究其原因, 是因为国外发达国家在输电线路无功补偿及系统设备的配置较为优良合理, 特别是日本, 由于土地资源少, 地价高, 对于单位走廊输电线路的传输能力要求就很高, 相对而言, 分散化的无功补偿装置的经济性等就处于一个可以接受的水平了。
参考文献
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交流输电 篇2
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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[4]Povh D.Power Quality Improvement of Power Systems.In:The 2nd International Conference on Control and Simulation of the Power System.Beijing:1998
特高压交流输电技术发展现状研究 篇3
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.
交流输电 篇4
近年来,随着用电需求量的不断增加,超远距离和超大功率的电能输送技术及其实施,在世界范围内具有显著的经济意义和实用价值[1],成为世界电力发展的一个重要方向。
半波长交流输电(half-wavelength AC transmission)是指输电的电气距离接近一个工频半波,即3 000 km(50 Hz)的超远距离三相交流输电[2]。许多学者对其特性开展研究并取得了成果,但并未引起足够重视,且因早期没有工程需求以及一些关键技术无法解决而未能获得实际应用。这些关键技术的解决是半波长交流输电实现工程应用的基础,主要涉及潜供电流抑制、人工调谐、过电压及其抑制、沿线取电技术等。
随着超远距离大功率传输需求的不断增加,半波长交流输电技术尤其是特高压半波长交流输电再次受到关注。半波长交流输电技术的优点之一是半波长交流输电线路的功率因数高,且在输电距离等于或稍大于半波长的情况下,其结构比任何可能的超远距离交、直流输电系统都更为简单;再者,对于发展中国家而言,交流输电设备的制造比换流装置的引进和维护更为经济。
国内的西部能源基地(如新疆煤电)与东部负荷中心(如珠三角)之间距离有些可达3 000 km,且输电容量巨大。未来还可能开发与中国毗邻的俄罗斯、蒙古等国的电力能源向中国输送,距离也在3 000 km以上,超出了特高压直流(UHVDC)输电系统的经济输送距离。这种特殊需要的超远距离送电,使得特高压半波长交流输电技术有望成为中国未来可能的输电方式之一。目前巴西、加拿大等幅员辽阔的国家也在推进半波长交流输电技术的研究,以应对日渐迫切的超远距离输电需求。因此,非常有必要针对半波长交流输电的关键技术开展深入研究[2]。
1 半波长交流输电线路的输电特征
半波长交流输电线路具有如下主要特征[1,3,4,5]:
1)对于一条无损线路,发送端和接收端的电压与电流存在如下关系:
式中:s代表发送端,r代表接收端;
式(1)表明,无损情况下的半波长线路就像一台变比为-1的理想变压器,初级电压和次级电压大小相同,相位相反。
线路上与接收端距离为x的位置处的电压和电流相量由如下等式决定[1]:
式中:
特别是在线路中点,kx=kλ/4=π/2,式(2)和式(3)可变形为:
式中:Vmp,Imp分别为中点电压、电流的模值。
式(4)和式(5)表明,半波长交流输电线路的中点电压与接收端电流的大小成正比,中点电流与接收端电压的大小成正比。
2)半波长交流输电线路中无需安装无功补偿设备。无论一条无损半波长传输线的负载是多少,线路本身并不发出或吸收无功功率[1]。线路上的电压会随着线路的负载而自动调节,线路电容发出的无功会被线路本身的电感所消耗。
3)半波长交流输电线路首末端的电压稳定性极好。在一条无损半波长线路中,由于无功功率的流动十分有限,无论负载的大小,线路两终端的电压都是稳定的,实际中可通过发送端和接收端系统而将线路两终端电压值稳定在额定值附近。
4)从功率传输角度考虑,一条半波长无损线路等同于一条极短电气距离的线路。一条首末端相角差为190°的半波长线路,在线路两端电气量的关系上等同于一个相角差为10°的系统[1]。设计时要求发送端的发电机端口电压与接收端电压的相角差应至少在190°以上。
5)半波长交流输电线路上不宜装设开关站。因为线路故障而由开关设备断开故障段时,线路分段将产生很大的暂态过电压,在线路两端引发巨大的无功功率潮流,同时可导致系统失稳。
6)输电能力很强,经济性很好。超/特高压半波长交流输电的经济性比常规超高压交流输电线路大幅提高,据巴西初步测算,1 000 kV半波长交流输电单位长度、单位功率的输送费用为500 kV线路输电费用的29.8%,甚至在这种特定的超远距离送电情况下,半波长交流输电的经济性要优于高压直流(HVDC)输电[2]。作为参考,在±800 kV的UHVDC方案中,其额定功率选为5 000 MW,输电距离定在2 000 km,而一回特高压半波长交流输电可以输送8 GW左右的电力。
7)频率的变化会导致波长的变化,使得一条原来的半波长线路不再等同于半波长,从而失去上述半波长交流输电线路的优良特性。实际运行中应避免导致频率变化大的工况。
8)当系统内发生对称或不对称短路故障时,线路上会产生很大的电压升高,以线路末端的三相短路为甚,可能会引发谐振或者接近谐振的情况。线路中点电压与接收端的短路电流近似成正比,短路故障后极大的短路电流会造成很高的过电压。
9)半波长交流输电线路是一种点对点的传输线路,很难在线路段上直接给沿途负载供电。在线路上直接接入负载易引起沿线电压发生变化,并可能会使线路失去半波长的特性而导致系统不稳定。
2 半波长交流输电的关键技术
2.1 半波输电线路的人工调谐技术
半波长交流输电线路的自然长度为3 000 km(50 Hz),线路长度不足或过长时,需人工将实际线路调谐成半波长。现有的调谐方法有2种[5]:在线路中增加串联电感和并联电容(π形或T形);仅增加并联电容。如图1～图3所示。
以上2种调谐方式均可将不足半波长的线路从电气上调谐为半波长。其中电容调谐能够减小线路的波阻抗,使得线路的自然功率值增加,即对于给定的过电压限值,电容调谐线路上可以传输更大的功率,同时,在过负载或功率因数变化引起工频电压升高时,电容调谐线路上的整体过电压水平较T形、π形调谐线路要低。而在故障条件下,π形、T形调谐线路中的工频过电压相对较小,有功损耗相对较小,比电容调谐线路的传输效率更高。
在双回线路上增加π形或T形调谐网络,可采用共用调谐或单独调谐方式,如图4、图5所示。若使用电容调谐,宜采用单独的调谐网络来实现。
采用共用调谐的π形网络时,当某单回线路发生故障而切除时,健全回路将会失去半波长的特性,从而使得系统失稳[5]。如何增加该类系统的稳定性还有待进一步研究。而采用单独调谐的π形网络,系统的稳定性较好,但当线路发生故障而切除时,应当连同其对应的调谐网络一并切除,否则可能在调谐设备的电抗器上产生很高的过电压。电容调谐系统的暂态稳定性较好,在发生故障而将整条线路切除时都可保持暂态稳定性。
2.2 半波长交流输电线路的功率传输特性
半波长交流输电线路的传输功率和对应的沿线电压分布与常规短线路有显著不同。线路的极限输送功率如下式所示[6]:
式中:V1,V2分别为线路首、末端电压;ZC为波阻抗;α为相位常数;l为线路长度;Pn为自然功率;αl=π/2时,线路的功率极限为自然功率,αl=π时,即半波长度,输送功率的极限理论值可为无穷大。
实际中,随着传输功率的增加,半波长交流输电线路中点附近的电压会随之迅速增加,同时,线路上的电晕损耗也增加,这两者都将限制半波长交流输电线路的传输功率值。
文献[1]以一条800 kV的半波长线路为例,忽略线路电阻引起的损耗,简要分析了电晕损耗对功率传输极限的影响。它将电晕损耗等效为连接在线路中点的线性电阻,将线路分成了2条λ/4线路,每条λ/4线路用一个T形网络等效,如图6(a)所示,用戴维南定理可将其转化为图6(b)的形式。
当负载阻抗ZL=Z
图7为保持发送端电压800 kV不变,线路受端接有纯阻性负载并不断减小时,线路受端的V-P特性曲线。由图7可见,传输功率的极限值是存在的。
2.3 半波长交流输电系统的暂态稳定特性
对于带补偿的线路,产生的电气角位移可由下式表示[7]:
式中:ξ,η分别为线路的串联补偿和并联补偿系数;θ0为未补偿下线路长度对应的电气角位移。
对于一条忽略损耗的任意长度线路,线路上的功率潮流可由下式计算:
式中:
E为送端发电机的电动势;U为负载端的电压;δ为功角。
图8给出了6条不同长度的无损无补偿线路传输有功功率与自然功率的比值(P/Pn)与功角δ的函数关系。图9为这6条线路发出无功功率与自然功率的比值(Q/Pn)与功角δ的函数关系。6条线路的长度对应的电气角位移分别为:θa=0.05π,θb=0.10π,θc=0.90π,θd=0.95π,θe=1.05π,θf=1.10π。
由图8可知,对于常见的短线路和仅比半波长线路略短的超长线路(曲线a,b,c,d),应运行在δ接近于0的区域,以满足ΔP/Δδ>0,即保证其静态稳定性。但在此区间内,由图9可见,超长距离输电线路(曲线c,d)需要补偿大量的无功功率。当线路长度超过半波长时(曲线e,f),如线路δ运行在180°附近,能同时满足上述2个指标。相关仿真表明,半波长交流输电系统在经历了持续时间较长的大干扰后仍能恢复到稳定运行状态,亦即具有良好的暂态稳定性[3]。
2.4 半波长交流输电线路的运行和维护技术
半波长交流输电线路较长,为提高系统的运行可靠性,宜采用双回线路输电,当一回线停运时,希望能够通过另一回线来短暂传输全部功率;但受电晕损耗、过电压等的限制,线路的传输功率极限通常不超过1.4倍至1.5倍的自然功率值[1]。当前推荐的解决方法是在线路中增加开关站,将线路分成数段,2条线路互为备用,如图10所示(60 Hz)。
当其中一段因故障切除时,可使用剩余的线路来传输全部功率。而前述分析表明,线路中不宜装设开关站,因其可能产生极大的过电压以及增大无功需求,并可能导致系统不稳。为解决此问题,可考虑在仅剩一条线路运行的情况下紧急并入相关补偿设备,使得被补偿部分的各个参数与原来双回线并列运行时的参数一致。一种较经济的快速补偿设计方案如图11所示[1]。
图11中采用串并联电容的补偿方式。正常情况下,除Bsh′及Bsh″外,所有断路器都闭合。假设线路第4部分被切除,则断路器B4和B24将断开,同时,闭合断路器Bsh′并断开B13而将补偿设备接入。采用这种方式,不用给每条线都增加补偿设备,可减少补偿设备的数量。另外,线路故障后可马上进行重合闸恢复,不会产生功率振荡。其主要缺点是易产生很高的操作过电压,并且不易控制。例如,在半波长线路中点位置附近的开断,将会产生2条接近1/4波长的开路传输线,较高的过电压可能造成设备的损坏。
2.5 半波长交流输电线路的潜供电流及其抑制
输电线路因发生单相故障而切断后,非故障相通过静电和电磁耦合向故障点供电,产生的电流称为潜供电流,形成的接地弧光称为潜供电弧。半波长输电线路潜供电弧问题十分严重。
当前适应于半波长交流输电线路的潜供电弧抑制方法主要有以下2种[8]:
1)在线路首末端和沿线安装快速接地开关
接地开关的快速闭合将分流故障点的潜供电流以达到抑制潜供电弧的目的。对于一条半波长交流输电线路,仅在线路的两端安装接地开关远远不能满足抑制潜供电弧的要求。仿真表明,一条800 kV,60 Hz半波长线路,在距离首端1 000 km处发生故障,可产生有效值为320 A的潜供电流,而要将其降至50 A～75 A,至少需要沿线安装11个快速接地开关[8]。
半波长交流输电线路所需的接地开关数量较多,经济性差,开关误动作的风险也增大,严重时会导致整条线路的停电。
2)重合闸之前的死区时间内,在线路的零序电路中短暂地接入特殊的补偿阻抗
采用图12所示的补偿电路结构,即在线路末端安装一个三相变压器,初级绕组星形接地,次级绕组三角形连接。通过在末端零序电路上增加一个可控阻抗,来补偿线路中的潜供电流,同时抑制故障点的恢复电压。
图12中,V0/I0=Z0=R0+jX0,表示二次侧的等效阻抗,二次侧发出的有功功率和无功功率为P0+jQ0。除了发生在线路中点附近的故障外,R0一般为负值,即需要向系统内注入有功功率来补偿非故障相通过电磁耦合向故障相传输的有功功率。X0通常为正值(感性),以吸收系统中的容性无功功率。通过实时监测故障点处的电压以及潜供电流值,并据此在线计算出所需补偿的功率值而实施补偿,是该方案的难点和关键。
2.6 半波长交流输电线路的内部过电压及其抑制
半波长交流输电线路过电压的类型与常规线路基本一致,但其特点却不尽相同;而自然半波长线路和调谐半波长线路过电压的特点也明显不同。
对于自然半波长交流输电线路,最大过电压可能出现在线路中点三相断线时,即使考虑电晕损耗对过电压的限制作用,其幅值约为4(标幺值)[1]。而对于调谐半波长线路,当线路两端的调谐设备内部发生短路时,如果引发谐振,则其过电压幅值会更高,可达十几倍[3]。
空载线路的合闸过电压水平则相对较低[9],最大值约为2(标幺值),一般出现在线路两端,而在线路中点附近,过电压水平最低,趋近于0。
短路故障时调谐半波长线路的过电压则更为复杂、严重。对于单相接地过电压,自然半波长线路最大值约为2(标幺值),而调谐线路则可达4(标幺值)或更高。故障过电压中仍以三相短路过电压最为严重,其最大幅值和出现位置与故障点密切相关。对于自然半波长线路,若考虑电晕损失,其过电压幅值约为3(标幺值),而对于调谐半波长线路,其过电压可达十几倍。输电线路本身的电晕损耗对过电压有一定的抑制效果。
目前过电压的抑制主要采用避雷器。半波长交流输电线路短路等引起的暂态过电压很高,对避雷器的数量和通流容量提出了很高的要求。同时,为适应线路过负载情况下的工频电压升高,避雷器的持续运动电压要求也高。半波长交流输电线路所需的避雷器数量多,费用大,避雷器发生故障的风险较大,对此需增加相应的保护设备以防止避雷器的损坏。
文献[1]曾提出,通过火花放电间隙在线路上并联阻抗(一个很大的电阻或电抗设备),可有效抑制过电压。在放电间隙的两端并联一个断路器,起到旁通熄弧的作用。当出现过电压时,火花放电间隙发生击穿,使并联的阻抗连入线路而分流,抑制线路中的过电压;故障清除后,闭合旁通断路器可使火花放电间隙的电弧尽快熄灭,然后再断开断路器,可切除并入电路的阻抗。为减小自触发火花间隙放电电压的分散性,可采用场畸变型可控放电间隙,使高电压通过触发脉冲引入机构施加在火花塞上,在火花塞头部与触发电极之间产生电火花,受过电压作用该电火花将触发间隙立即放电。
2.7 半波长交流输电线路的沿线供电
如前所述,半波长交流输电线路对沿线负载直接供电比较困难,但实际运行中,很多时候有此必要。文献[10]提出了一种基于电力电子变换的方法——高压交流接口(HVAC Tap),采用有源滤波器结构,获取线路中的有功功率给沿线负载供电。高压交流接口通常有2种实现方式:串联接口和并联接口,如图13和图14所示。2种结构的主要区别在于整流变压器的连接方式,其他部分基本相同,即都包含一个极性电容器以及分别连接于其两端的整流器和逆变器。沿线可以装设多个接口,以给不同地区的负载供电。
串/并联接口条件的沿线电压分布特性不同。传输自然功率的半波长线路中点处接入一个传输20%自然功率的串/并联接口时,半波长线路沿线电压的分布如图15所示。
由图15可见,采用并联接口可能导致线路相应位置处产生较大幅度的过电压;串联接口几乎不引起过电压。图中电压波形的跃变是由获取了线路部分有功功率的整流器所产生的电压引起的。
串/并联接口条件下,线路传输功率随功角变化的特性也不同。当线路两端的电压保持不变时,并联接口会减少线路上传输的有功功率,串联接口则相反。若使用串联接口,在δ<θ时,线路发送端即可输出自然功率;而使用并联接口时,δ需增加到超过θ一定值才能保证发送端输出自然功率。在无功功率方面,串联接口对无功传输几乎不会产生影响,而并联接口会在两终端间产生较小的无功不平衡。
采用并联接口时必须安装整流变压器,将电压减小到开关能耐受的电压范围内;采用串联接口时,因线路电流通常在电力电子开关如门极可关断晶闸管(GTO)、门极换流晶闸管(GCT)等所能耐受的范围内,则无需安装。相比较而言,串联接口是一种更经济的方式。接入接口后,尽管半波长交流输电线路的一些特征会有小幅度变化,但基本都还能保持。
3 结论
1)半波长交流输电独有的经济与技术优势,使其可作为中国未来超远距离输电的选择方案之一。
2)现有半波长交流输电的人工调谐方案并不完善,需综合考虑经济性、对系统传输功率和沿线过电压等的影响,进一步加以改进。
3)半波长交流输电传输功率大,线路长,如何提高系统的稳定性和供电可靠性,是半波长交流输电技术的一个关键问题。特别是半波长双回输电线路的运行与维护技术,需要重点研究。
4)半波长交流输电线路的潜供电弧现象严重,快速接地开关的分布配置、开关之间的动作配合、动作的可靠性等,都有待进一步研究。采用零序阻抗进行补偿,具有较好的实用价值,可供未来选择;但准确测量故障点处的电压以及潜供电流值,并能实时计算补偿指令值,是该方案的技术关键。
5)过电压水平高是半波长交流输电的缺点之一。应综合评估各种工况,考虑线路各段可能产生的最大过电压,进行预防控制;同时发展新的过电压抑制方法,制定适宜于半波长交流输电线路的绝缘配合方案。
6)超远距离输电线路特别是超/特高压半波长交流输电线路,电晕损耗巨大,严重影响着线路功率的传输效率。应进一步研究其电晕特性,综合分析其对线路产生的综合影响。
7)沿线供电技术具有重要的经济意义和社会效应。串联接口和并联接口是可供选择的方案,其中的无整流变压器接口技术、整流器和逆变器的谐波特性分析、功率平衡控制、对系统的影响以及技术经济性等问题,需进一步研究。
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交流输电 篇5
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。
交流输电 篇6
1 特高压交流输电线路的特点与存在问题
1) 特高压交流输电线路的特点。特高压交流输电线路具有对安全运行的可靠性要求较高、沿途线路跨越长、沿线地理位置复杂、运行参数和电压均高、杆塔高尺寸大等特点, 因此如何开展好运行维护作业与带电作业这两项重要任务成为了保障特高压交流输电线路顺利、安全运行的首要解决问题。2) 存在问题。a.在设计之初, 特高压交流输电线路的相关设计标准的偏低, 对其抗风、舞动的能力就会相应的减弱, 导致出现电线路跳闸或者是杆塔倾倒的现象。b.电线路的绝缘零件可靠性较弱。目前, 由于大气污染的非常严重, 雾霾天气的频频发生对特高压交流输电线路的污染也是非常严重的, 导致该电线路绝缘零件的可靠性大大降低, 甚至有可能会出现因腐蚀和污染引发重大电力事故的发生[2]。c.应对恶劣天气工作不足。在实际情况中, 由于特高压交流输电线路比起一般的高压和低压线路来说, 因其杆塔高度远高于后两者, 所以更易受到雷电、雨雪的攻击, 进而引发跳闸事故。
2 特高压交流输电线路的日常维护措施
1) 加强日常巡视力度。当特高压交流输电线路建成并投入使用后, 为应对突发状况, 要加强日常对特高压交流输电线路的巡视[3]。可以结合不同的巡视方式, 例如定期巡视、夜间巡视、故障巡视以及特殊巡视等丰富日常的巡视内容, 以期能够达到及时的发现问题。当事故发生是能够及时准确地找到故障点。2) 及时地对发生问题进行检修和抢修。及时地对所发生的问题进行一个检修和抢修工作, 在日常的维护工作中是非常重要的。当巡视时发现有线路挂异物、杆塔倾斜、线路松动等现象, 要及时地对其进行问题解决和检修, 必要时要做好紧急抢修的准备, 使得特高压交流输电线路能够顺利、安全的继续运行。3) 构建合理的日常运行管理模式。在特高压交流输电线路的日常维护工作中, 构建合理的日常运行管理模式是非常必要的, 不仅能够要运行管理人员在工作的开展过程中做到有根据有重点, 还能够提高其工作效率和保证其工作质量, 使得特高压线路后续运行得以顺利进行。4) 做好预防恶劣天气的对策。如何做好预防恶劣天气的对策, 首先就是要在其设计之初, 避开灾难事故、恶劣天气多发的地点, 并且在建设前期要做好目标地点的天气信息的收集, 增强该特高压交流输电线路运行能力。另外如果确实需要将特高压交流输电线路建设在某些特殊位置, 例如山谷、河床、水库下游等地, 则需要在建设特高压交流输电线路的阶段就好做好防护、加固的措施, 用以应对恶劣天气的发生。
3 特高压交流输电线路带电作业
1) 关键技术参数的掌握。做好特高压交流输电线路带电作业的工作, 首先要做的就是掌握好奇关键的技术参数, 例如带电作业的安全距离为多少、组合的间隙是多少、所使用的工具设备的有效绝缘长度等等关键技术参数。这样子才能够顺利地开展特高压交流输电线路带电作业的工作, 从而有利于特高压交流输电线路的顺利、良好的运行。
2) 带电作业人员的防护。在开展带电作业的过程中, 最重要的就是要做好带电作业人员的安全防护工作。因此, 供电企业需要给带电作业的员工配备专门的屏蔽防护用具, 以确保其在开展工作过程中的安全。
3) 带电作业的设备。与一般的高压、低压线路相比, 特高压交流输电线路采取的是高度更高的杆塔、尺寸更大的塔头以及其本身设计的尺寸大等, 因此其带电作业的设备就必须是由专门研制的配套设备, 例如负荷能力更强的提线工具、卡具等等[4]。
4) 带电作业的标准和方法。制定科学合理的带电作业的标准和方法, 不仅仅是因为特高压交流输电线路的带电作业安全性和可靠性的要求高, 而且能够让带电作业人员在实际的作业中, 能够有科学依据地进行作业, 使得其工作质量和安全性都能够得到保障。
4 意义
在我国当前电力负荷以及能源中心存在分布不均的现象的情况下, 为了最好的满足各方对电力的需求以及优化能源资源的配置, 开发和建设特高压交流输电线路成为了最好的选择。通过1000k V的交流高压来对各供电大网进行一个连接, 不仅能够错开各电力使用大区的用电高峰, 还能够改善各大电网的内容。并且在供电设备的电力胡勇过程中, 还能够有效地解决500k V电网电流短路过大、稳定性不够等问题。这就要求我们要做好对特高压输电线路的日常运行维护与带电作业的研究、探讨与分析, 通过特高压交流输电线路总结特点, 提出了对应的措施[5]。
做好特高压交流输电线路的运行维护与带电作业的开展工作, 不仅仅是为了适应当前人们对电力日益增长的需要, 还是为了促进我国的社会主义市场经济发展, 提高直接的经济效益所得。因此, 我们必须要做好对特高压交流输电线路的运行维护与带电作业的研究、探索的分析, 通过全面地总结其特点和发展现状, 提出有效的解决措施, 有利于促进我国的特高压交流输电线路技术的创新以及规模的扩大。并且还能够做到科学、全面、全方位的运行维护和带电作业, 进而使得我国的特高压交流输电线路保持良好、顺利的运行, 对确保对社会的工作做出了有力的保障。
5 结语
进入21世纪以来, 我国的经济伴随着改革开放力度的不断加深, 取得喜人的成绩, 为了保持经济发展的后续力, 做好基础能源资源的供应成为了当务之急。因此, 在我国全面进行开发和建设特高压交流输电线路后, 通过加强对其运行维护与带电作业的分析和研究具有极为重要的现实意义。
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交流输电 篇7
一、特高压交流输电线路的特点以及存在的问题
1 特高压交流输电线路的特点
和一般的输电线路相比, 我国特高压交流输电线路具有如下特点:一是特高压交流输电线路对安全运行的可靠性提出了更高的要求。二是特高压交流输电线路跨越的线路比较长, 从而电路沿线的地理位置非常复杂。三是特高压交流输电线路的运行参数、电压均高以及杆塔的尺寸比较大。
2 特高压交流输电线路存在的问题
一是在对特高压交流输电线路进行设计时, 相关设计标准的值较低, 这就导致特高压交流输电线路的抗风以及舞动等能力非常小, 从而最终导致特高压交流输电线路经常出现跳闸的情况, 同时也经常出现杆塔倾倒的问题, 影响供电的安全性和可靠性。二是我国特高压交流输电线路的绝缘性能比较弱, 对一些恶劣的自然天气情况抵抗力较弱, 容易导致因电路腐蚀而出现重大安全事故。另外, 由于特高压交流输电线路的杆塔高度比一般的线路高得多, 这就导致特高压交流输电线路更容易受到雷电、雨雪等自然环境的侵害, 从而导致特高压交流输电线路无法正常供电。
二、特高压交流输电线路的日常维护措施分析
1 相关人员应该提高对特高压交流输电线路运行维护的重视程度, 加强日常巡视
首先, 相关从业人员一定要认识到对特高压交流输电线路进行运行维护的重要意义, 将运行维护工作当作一个重要的工作来做。其次, 加强巡视。为了防止特高压交流输电线路出现突发事故, 运行维护人员一定要加强日常巡视, 将定期巡视、夜间巡视、故障巡视等相结合, 以便可以及时发现特高压交流输电线路中存在的问题, 如杆塔倾斜、线路松动等, 对于这些问题维修人员一定要及时采取有效的措施进行解决, 必要时需要做好抢修工作, 防止出现重大的安全事故。
2 根据特高压交流输电线路运行维护工作的实际情况确定合理的管理模式
合理的管理模式是做好运行维护工作, 保障特高压交流输电线路安全可靠运行的重要保障。因此, 一定要根据实际的工作情况确定合理的管理模式, 以提高维修人员工作的效率和质量。
3 关注天气预报, 做好恶劣天气的预防工作
首先, 在设计特高压交流输电线路时, 就要注意避开多发事故点。其次, 在对特高压交流输电线路建设之前, 对于目标地点的天气要进行收集, 以便增强特高压交流输电线路运行的能力。最后, 对于必须要建立在山谷、河床等地点的特高压交流输电线路, 一定的做好防护工作, 以免发生严重的安全事故。
三、特高压交流输电线路的带电作业问题研究
1 相关从业人员一定要提高安全意识, 全面掌握关键技术的参数
特高压交流输电线路带电作业是一项非常危险的工作, 因此要做好特高压交流输电线路带电工作, 工作人员一定提高安全意识, 掌握好关键技术的参数, 其中最为关键的参数就是安全距离, 维修人员处于不同的位置, 对距离的要求存在差异, 一般情况下, 维修人员处边相位置, 则安全距离控制为6m, 而维修人员位于中相位置, 则需要保障安全距离为6.7m。
2 工作人员一定要做好对自己的防护工作
在带电作业的工作中, 最重要的工作就做好工作人员的安全防护工作, 这就要求供电企业一定要给工作人员配备专用的屏蔽防护用具, 以防止在带电作业的过程中出现安全事故, 造成严重的人员伤亡。
3 充分发挥带电作业设备的功能
因为特高压交流输电线路和一般的线路相比具有特殊性, 因此相关的作业设备也是不同的, 在带电作业的过程中, 需要使用专用的工作设备, 从而提高工作的效率和质量。
4 制定科学带电作业的标准和方法
供电企业一定要根据实际的工作情况, 制定科学的带电作业的标准和方法, 这有利于提高工作人员工作的质量, 从而更好的满足特高压交流输电线路高效运行的要求。
结语
本文根据我国特高压交流输电线路的特点以及运行维护存在的主要问题, 提出了特高压交流输电线路运行维护的措施以及带电作业的防护措施, 相信本文的研究一定会发挥一定的现实意义。
参考文献
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