高压供电线路（精选12篇）
高压供电线路 篇1
一、线损的简单介绍
1. 线损的定义。
电能的使用需要通过输变电及配电设备进行, 在电力网的运输过程中, 变压、配电的环节会有一些损耗。线损就是指在电能传送、分配过程中的线路损耗现象, 它是客观存在的, 包括导线、开关设备、用电设备等电网元件中的电能损耗, 也包括因为管理不当造成的电能流失等。
2. 影响线路线损的各种因素。
影响线路线损的因素有很多, 既包括人为因素, 又包括自身因素。其中人为因素主要指的是供电管理方面, 由于相关管理人员的马虎, 使得管理工作出现了漏洞, 出现了违章用电、偷电、电网元件漏电、电能计量错误等情况, 从而导致电能产生了一定的损耗。由于管理不当造成的电能损耗是没有规律可言的, 同时也不能够被清楚的计算出来, 被称为不明损耗。自身因素包括电阻因素。线路的导线、变压器等元件都是由铜或铝形成的导体, 在电流经过时, 会对电流产生一定的阻力, 这种阻力就是电阻, 电阻越大, 电能损耗就越大。根据公式R=U/I可得知:电流与电压成正比, 与电阻成反比。在电能传输过程中, 由于电能转换成热量散发在空气中, 从而造成了线路损耗, 由公式Q=I2Rt可知, 在电阻不变的情况下, 电压越大电流越小, 损耗越小。电流、电压因素是直接影响电阻作用的重要方面, 我们可以根据它们的关系从而降低电阻作用, 进一步减少热量的散发。
二、煤矿高压供电线路的线损补偿技术探讨
1. 提高线路线损补偿技术的意义。
提高线路线损的补偿技术可以起到很多方面的作用, 主要包括:降低电能损耗;减少生产成本;提高供电质量;促进了新技术、新设备的应用。
2. 线路线损补偿措施的探讨。
首先要控制谐波的危害性。在运行的线路中, 会产生一定的线损, 因此我们要对线损进行定期统计, 从而找出线损较大的线路, 再对其进行重点分析, 根据分析获得影响线损的各种因素, 包括谐波因素。对于一些电动机控制器来说, 产生的谐波形状分明, 降低谐波电流的方式有很多, 可以通过滤波器来进行, 也可以用隔离变压器来减少谐波电流。由逆变器产生的边频带、谐波中, 边频带的频率是跟着装置速度而变化的, 比较接近基波频率, 因此普通滤波器不能起到很好的滤除作用。采用有源滤波器可以起到更好的效果, 它能够主动注入一个电流, 从而对谐波电流进行补偿, 使其获得正弦波。虽然装置本身的成本有了提高, 但是它也具有了更多的优点, 减少了导线、熔断器、变压器等元件的负荷, 使谐波电流得到降低, 节约了相关费用, 使供电电网和用电电网更加安全牢固。
其次要改善电网的整体结构。在我国的110k V电网中, 由于受多方面因素的影响, 电网结构存在问题, 主要表现在它的电源布点少、一些变电所的主变容量不够、部分变电站运行可靠性低、设备老化严重等方面, 影响了电网的安全运行, 为此我们要进一步改善电网结构, 缩短高压供电的半径, 对高压供电的应用进一步扩大, 有序的升压10k V和35k V的电网, 促进110k V配网系统的完善。
最后是进一步加强无功建设。首先要保证无功功率的平衡性, 降低电网系统的电压, 减少电力设备的损害程度, 从而提高电能的质量, 防止大面积停电事故的发生。电网的无功建设尤为重要, 提高无功电压优化控制技术要与无功补偿同时进行, 从而提高电压质量, 保证电力系统的安全稳定性。
结语:要提高煤矿高压供电线路的线损补偿技术, 首先要对影响线损的各种因素进行分析, 通过深入的分析从而找出解决线路线损的补偿措施, 提高线损补偿技术, 这样既节约了能源又降低了企业生产成本。
参考文献
[1]张建忠.煤矿高压供电线路的线损补偿技术分析[J].煤炭技术, 2011 (02) .
[2]王年松, 曹维运.煤矿企业信息化建设概述[J].科技信息 (科学教研) , 2007 (13) .
[3]张建忠.煤矿高压供电线路的线损补偿技术分析[J].煤炭技术, 2011 (02) .
[4]郭丽梅, 郑贵翔.矿山井下低压供电系统分析[J].有色冶金节能, 2011 (03) .
高压供电线路 篇2
高 压 供 用 电 合 同
甲方：冀中能源股份有限公司章村矿矸石热电厂（以下简称甲方）乙方：沙河市金泰成商品混凝土有限公司
（以下简称乙方）
为明确甲乙双方在电力供应与使用过程中的权利和义务，安全、经济、合理、有序地供电和用电，根据《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国电力法》、《电力供应与使用条例》等国家法律和电力行政法规、规章的规定，经甲方、乙方对全部条款逐条协商一致自愿签订本合同，共同信守，严格履行。
一、用电地址、用电性质和用电容量
1、用电地址：邢台市沙河市白塔镇朱金紫村东金马街路南
2、用电性质
(1)行业分类： 建筑材料生产企业
(2)用电分类： 高压电力10KV
(3)负荷性质： 工业（企业）用电
二、供电方式和合同履行地点
乙方应采用电或非电的保安措施，防止电网意外断电对安全产生 影响。否则所造成的损失和后果由乙方自行承担。
1、未经甲方同意，乙方不得自行向第三方转供电力。
2、合同履行地点：
供电设施产权分界点为合同履行地点。
三、供电质量
1、在电力系统正常状况下，甲方在合同履行地点按国家规定的电能质量标准向乙方供电。
2、乙方用电时的功率因数和谐波源负荷、冲击负荷、波动负荷、非对称负荷等产生的干扰与影响应符合困家标准。不符合国家标准的，甲方无义务保证规定的电能质量。
3、在电力系统正常运行的情况下，甲方应向乙方连续供电。
4、乙方对电能质量有特殊要求的需向甲方提出申请，另行签订相关协议。
四、用电计量
1、甲方按国家规定在乙方厂区用电入口箱变处安装检定合格且经乙方确认的用电计量装置，并以此用电计量装置的记录作为向乙方计算电费的依据。
2、用电计量方式采用：高压侧总计量。
五、无功补偿及功率因数
乙方用电时的功率因数和谐波源负荷、冲击负荷、波动负荷、非对称负荷等产生的干扰与影响应符合国家标准，否则甲方无义务保证规定的电能质量，并视其影响情况停止对乙方供电。
六、电价及电费结算方式
l、计价依据与方式
(1)甲方按照上级主管部门批准的电价（包括随电量征收的有关代收费，以下同）和用电计量装置的记录，向乙方定期收缴电费。具体电价以甲方出据的电费征收标准执行表为准。
合同有效期内，电价调整时，按调价文件规定执行。
2、电费结算方式
(1)甲方按约定日期抄表，按期收缴电费。期间：每月25日零点至次月 24日24点。
(2)乙方应在约定的期限内全额交清电费。缴付电费的方式为：
根据甲方开据的发票金额，向甲方指定的帐户进行公对公转帐，如乙方有其他付款方式需求，应当提前以书面形式向甲方申请。
3、乙方不得以任何方式、任何理由拒付电费。乙方对用电计量、电费有异议时，应先交清电费，再通过协商方式解决。
4、根据需要，甲方、乙方可另行签订电费结算、担保或抵押协议。
七、调度通讯
甲方与乙方在用电过程中需指定工作对接人，甲方：牛建利，联系电话：***。乙方：尹鹏，联系电话：***；遇有变动时，应第一时间互相告知。
八、供电设施维护管理责任
1、乙方受电总开火继电保护装置应由甲方计算、整定、加封，乙方不得擅自更动。
2、甲方、乙方分管的供电设施，除另有约定外，未经对方同意，不得操作或变动对方设施。如遇紧急情况（当危及电网和用电安全，或可能造成人身伤亡或设备损坏）而必须操作时，应在事后24小时内以书面形式告知对方，详细说明原因。
3、在乙方受电装置内安装的用电计量装置由甲方维护管理，乙方负责保护并按时检查其运行情况。如有异常，乙方应及时通知甲方。
九、约定事项
1、为保证供电、用电的安全，甲方依法定期或不定期对乙方用电情 况进行检查，乙方应当予以配合。
2、为保证安全供用电，乙方应按电力相关规程按期进行安全检查和电气设备预防性试验，发现问题及时处理。发生重大设备及人身伤害事故时，应及时向甲方报告。
3、乙方对受电装置一次设备和保护控制装置进行改造或扩建时，应到甲方处办理手续，经甲方审核同意后方可实施。
4、供电设施计划检修、临时检修、依法限电、停电或乙方违章用电等原因需要中断供电时，应事先通知乙方。
5、甲方可以参加乙方重大用电事故分析，并协助制订防范措施。
6、为保证安全，乙方应制订切实可行的电网停电的应急处置预案和电网大面积突然停电的紧急处置预案，并送甲方备案。
7、乙方变更名称应向甲方申请，并办理相关于续。
8、乙方不得将用电设备租赁给第三方使用，否则将终止此合同，且第三方发生的拖欠电费、违约用电、窃电等一切行为的后果由乙方负责。
十、违约责任：
1、甲方无正当理由不得对乙方限电、停电。需要停电、限电时，应按规定程序通知乙方。
2、由于乙方的责任造成甲方对外停电或其他用电户损失的，乙方应承担赔偿责任。
3、乙方不按约定日期预付电费或交清电费的，应承担电费滞纳违约责任，并按甲方相关规定缴纳违约金，或通过协商方式解决。
4、其他违约责任按电力法律、法规、规章相关条款处理。
十一、争议的解决方式
甲乙双方因履行此合同发生争议时，应协商解决。协商不成时，双方 均可向有管辖权的人民法院提起诉讼。
十二、供电方式及时间
甲方供电，经向朱金紫村东开关站方向架设的供电线路向乙方供电。本合同生效后即开始向乙方供电。
十三、本合同效力及未尽事宜
1、本合同未尽事宜事.，按国家有关法律、法规、规章和政策的规定办理。
2、本合同经甲方、乙方的法定代表人或授权委托代理人签字，并加盖合同章后生效。本合同有效期自2017年10月25日起至2018年5月 1 日止。合同到期后，双方均未对合同履行提出书面异议，可续签合同。
3、甲方、乙方任何一方欲修改、变更、解除合同时，需书面告知对方，以合同变更前，本合同继续有效。
4、本合同一式4份，甲乙双各执2份。
甲方：
乙方：
代表人：
代表人：
****年**月**日
高压供电线路 篇3
关键词：高压输电线路；邻近通信线路；影响分析
中图分类号：TN913 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）33-0093-02
随着社会经济的快速发展，我国电力行业也得到了各方重视，逐渐扩大了电力建设的规模，日常生活环境中也出现了更多的高压电力输电线路。因此，近距离架设的通信线路产生的影响也更为明显。文章首先明确高压输电线路给邻近通信线路带来的影响，再计算出各种不利影响，包括磁感应纵电动势、磁感应对地电压、地电位升等，确定不利影响的极限值，提出减小危害的措施。
1 高压输电线路给邻近通信线路带来的影响
高压输电线电路由中性点不直接接地系统线路与中性点直接接地系统线路构成。其中中性点不直接接地系统线路的送电线路若出现单相接地问题故障时，邻近通信线路会因为送电线路对地不平衡电压而产生静电感应电流，即电影响。当前，我国长途通信电缆通常会运用金属外皮来充当保护外套，发挥保护作用，所以可以忽略静电感应电流所带来的影响。中性点直接接地线路的送电线路出现单相故障或者三相对称电线路出现接地短路时，邻近通信线路会因为不平衡电波产生对地电压与纵电动势，即磁影响。
2 高压输电线路对邻近通信线路的不利影响分析
2.1 计算磁感应纵电动势
送电线路中，通信线路上随意两点之间存在的电流感应电位差，叫做磁感应纵电动势。磁感应纵电动势的运算公式为：
Mi代表50 Hz前提下通信线路和送电线路之间i段的互感系数；
Lp代表通信线路和送电线路i段的接近长度；
K代表50 Hz前提下接地导体电磁屏蔽系数；
f代表送电线路的电流频率。
F和ω是已知量，根据通信线路和送电线路的相对位置获得Lpi，Is参数是通过计算电气系统参数后对比获得，K参数可以通过互感抗曲线图f=50Hz得到。
运用送电线路设计手册可以查出屏蔽系数，按照屏蔽系统计算方法，综合屏蔽系数见式子（2）：
式中：K代表单根屏蔽体的屏蔽系数；n代表屏蔽体数量。
2.2 计算磁感应对地电压
送电线路中，通信线路上电流感应任何一点的对地点位叫做磁感应对地电压。如果A为接地端，B为绝缘端，那么B端对地电压和磁感应纵电动势相等，所以B 端对地电压和磁感应纵电动势的计算公式一样，见式（1）。
通信线路两端若都出现了对地电压，对地电压的数值和通信线路两端对地电压代数的和是相等的，其运算式是：
式中：lAi代表第i接近段中点和A接地端线路的长度；
lBo代表第i接近段中点到B端长度；
ls代表AB两端之间线路的总长度。
通信线路中各个端点的对地电压表达式是：
Ui=Ui-1-Ei，V（3）
式中：Ui-l代表通信线路中第i-l点磁感应对地电压；Ui代表线路上i段中磁感应纵电动势。
通常情况下纵电动势E1与E2是不相等的，Ip是大地和通信回路构成的回路中，感应纵电动势在其中产生的电流。
2.3 计算地电位升
当电力系统出现故障的时候，故障电流会通过变电站的接地网、发电厂、送电线路杆塔接地设备进入到大地中，提高了该区域的大地地电位。电缆金属护套与无金属护套电缆的内部芯线和接地间之间构成了电位差，电信局接地设备中的电位进一步升高，统一称之为地电位升。与地电位升相关的物理量有大地电阻率、接地设备型号、经过接地设备的电流大小等。
接地点范围为200～300 m时，地电位升非常明显。更远距离中的地电位升很小，可以不计。架空地线中的输电线路P点，其地电位升的计算式是：
式中：Isi代表经过第i基杆塔接地设备进入到大地中的电流；
ρ代表大地电阻率；
ri代表第i基杆塔接地设备的运算半径；
Si代表第i基杆塔自然接地设备边缘到P点的长度。
3 上述不利影响参数的极限值
①参照电信线路中送电线路的不利影响计算规程，中性点不直接接地线路出现单相接地短路的时候，人体接触邻近通信线路导线后流经人体的允许电流值是15 mA。送点线路出现故障时，通信线路的磁感应电压规定允许值：高可靠性的送电线路电压是650 V，其他送点线路电压是30 V。
②送电线路出现故障时，电信电缆芯线中的磁感应电压的允许值必须与以下三个规定相符。
第一，近距离供电的电缆线路Us必须小于0.6UDt或者Us小于0.85UAt。
第二，导线与大地制中，直流远距离供电线路Us小于0.6UDt-Urs/√2或者小于0.85UAt-UrS/√2.。
第三，导线与导线制中运用远距离供电方式，中心点接地电缆线路Us小于0.6UDt-Urs/2√2或者Us小于0.85UAt-UrS/2√2。
式中：UDt代表接地保护套和电缆芯线之间直流试验电压；UAt代表接地保护套和电缆芯线之间交流试验电压；Urs代表影响计算区段远距离供电压；Us代表送电线路发生故障时，电缆芯线感应电压。
③通信线路和送点线路接近段设计过程中，磁感应的纵电动势大于规定值时，可以根据以下三种形式运算出通信线路导线和大地之间的磁感应对地电压。
第一，通信回路两端经过低阻抗接地；
第二，通信回路两端分别是低阻抗接地和高阻抗接地；
第三，大地和通信线路两端均为高阻抗接地。
4 减小不利影响因素的手段
高压输电线路对邻近通信线路产生的不利影响极限值大于允许值时，可以采用的防护措施有：
第一，改变输电线路的路径，调整与通信线路之间的距离，始终保持合理距离。
第二，架设屏蔽线，如导体避雷线等。
第三，减少接地故障的时间或者限制接地短路电流。
第四，在通信线路上设置放电器、保安器等设备。
5 结 语
高压输电线路对邻近通信线路会造成一定的不利影响，在工程中很容易将此忽略。通信线路出现危险，不仅会影响到线路的正常工作，甚至会威胁到设备、人的安全。所以，输电线路设计需要考虑施工、验收等每个环节，严格按照相关规范与设计来进行施工和验收，将影响最小化，提高线路输电的稳定性与安全性。
参考文献：
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[3] 吕铎.特高压输电线路对电磁影响防护措施的技术经济分析[D].北京：
华北电力大学，2013.
[4] 陈雅璁.高压直流输电线路对通信线路电磁影响的分析[J].电信技术，
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[5] 马为民.直流高压输电线路对通信线路影响的计算[J].电信科学，
浅析矿区高压供电线路的防雷技术 篇4
1 高压输电线路防雷思路
1) 避免线路绝缘受到雷电过电压的影响。2) 避免线路绝缘受过电压作用而被击穿。对以上两个方面进行严格把关, 有效的减少了高压输电线路受到雷击而出现跳闸的现象, 输电线路及设备的安全也得到了保证, 更有效的避免或降低了线路断电的时间。
2 防雷常规技术方法
2.1 防止雷电过电压影响线路绝缘的技术
造成高压输电线路过电压的原因主要是由于雷电对线路的反击或者绕击, 往往在这两种作用下, 线路绝缘都有可能会被雷电击穿, 但绕击或反击具有一定的规律性:绕击产生的电流相对较小, 一般只有20~30k A, 最容易受到绕击电流影响的是单基单相闪络或者是相邻两基同相闪络, 这和接地电阻的大小没有关系, 闪络的痕迹一般不会出现在接地线夹上, 雷电绕击现象在山顶或山坡上比较容易出现;与绕击不同的是反击雷电, 反击雷电的电流就比较大, 一般在100k A以上, 最容易出现的部位是多基多相闪络或一基多相闪络中, 接地的电阻大, 闪络出现的烧伤痕迹一般会出现在接地线夹中。避免或降低绕击的主要技术措施是对雷电进行拦截:首先, 高空接闪拦截, 提高避雷线的保护角, 减少屏蔽盲区;第二, 侧面接闪拦截。这种方法是把进入导线的雷电通过技术手段引导到侧面的接闪装置内, 雷击电流就不会进入到绕击区。此外, 接地体接闪需要注意的是尽可能的降低接地电阻, 避免反击的出现。一般情况下, 对运行线路的避雷线保护角的调整是相对较为困难的, 因此要在避雷线辐射不到的盲区进行避雷针的安装, 以弥补其不足。矿区的高压输电线路电压等级一般不高于110k V, 如果避雷针垂直安装的话, 对高辐射雷云的接闪会比较容易, 但也容易导致线路出现反击雷电, 因此, 避雷针的安装应该以侧向安装为主, 避雷针的载体要增加绝缘子以免反击事故的发生, 还要做好接地降阻的措施。
2.2 防止雷电过电压作用击穿线路绝缘技术
就目前而言, 技术的核心思路是对线路绝缘经受电压能力的提高和对雷电流的疏导以消除过电压的目的。
1) 对线路绝缘经受过电压能力的提高。主要是改用大爬距悬式绝缘设备、增加绝缘子数量级加大塔头空气间距等措施来完成, 这些措施都可以有效的提高线路绝缘耐受电压。增加绝缘子串片数、改用大爬距悬式绝缘子、增大塔头空气间距等提高线路绝缘措施都能提高线高线路绝缘的能力, 起到了较好的防雷击作用, 避免了雷雨天气下出现线路故障等事故。线路塔杆的高低也会影响绕击的发生次数, 塔杆过高, 电感应就会提高, 感应到的电压也会随之提高, 从而导致绕击事故发生的概率也会提高, 一般随着高度的增加, 绕击出现的概率会增大, 因此要根据相关规定确定绝缘子的数量。对绝缘子的选择上要根据绝缘长度以及伞群数量、伞群直径大小等作为参考, 选择合适的绝缘子。矿区属于重污染区, 因此绝缘子的清理工作应该加强, 以免由于其受污染物的影响而降低了自身的闪杆塔绝缘子以及接地电阻进行检测, 发现问题所在, 及时更换掉故障部件及薄弱部件, 以免变电站受到雷击电压的侵袭。
2) 对雷电流的疏导以消除过电压。一般情况下, 在累计率较高的区域或着雷点随机分布的区域内, 应该安装避雷器用以消除过电压。尤其是在一些特殊区域内, 如变电站进线处、跨江高杆塔等处都要安装避雷器。矿区高压供电线路也属于重点区域, 避雷器整体雷击放电电压应该低于线路绝缘子总共承受过电压能力的百分之五十放电压的百分之二十以上, 在雷击流幅值较大的区域可以考虑安装并联避雷器以降低过电压, 此外就是需要定期对避雷设备进行检修与维护, 增加其使用寿命。在矿区高压线路避雷措施的实际操作运行中, 也常会出现由于对技术的使用不当而造成线路跳闸现象, 因此安装避雷设备时, 尽可能的不要使设备受力影响, 尽可能的降低接地电阻, 设备在运行过程中要定期对其进行表面的清扫;检查其数据是否正常显示;设备安装是否出现松动等现象, 日常的良好维护可以增加避雷设备的使用寿命。
2.3 其它防雷技术
在高压供电线路附近架设避雷线或者对杆塔增加拉线等措施都可以对雷击电流起到一定的分流或者增加导地能力的作用, 因此, 这些方法可以作为防雷措施使用, 拉线与接地电阻的关系为离杆塔距离越小, 接地电阻就越小, 发挥的避雷作用就越大。矿区避雷线的架设应该首先考虑高压线路范围内的地形和雷击的概率, 然后在确定避雷线的安装位置, 这样就能将避雷线的作用最大的发挥出来, 保证了矿区用电的安全性和稳定性, 从而达到提高防雷的效果。
3 结语
矿区高压线路的防雷措施中, 主要是对线路自身绝缘能力的提高和对线路过电压的消除, 只要这两种措施做到位, 很大程度上就起到了防雷的作用, 从技术手段上来说, 这两种措施的使用应该根据电力系统防雷击规定去执行。本文主要对雷击的防范技术及方法进行简要的分析, 总结了雷击的主要方式及防范的主要措施, 综合矿区的实际情况, 提出几点意见, 要因地制宜的做好防雷减灾工作, 保证矿区的安全生产。
参考文献
高压直流供电技术前景分析 篇5
高压直流供电技术及其应用前景分析
彭大铭
（四川通信科研规划设计有限责任公司）
摘要：高压直流供电相比UPS电源具有巨大的优势，但现阶段高压直流供电存在一些制约因素，在解决了后端设备的高压供电标准化后，高压直流供电技术将会大规模商用。
近年来，随着通信技术的IP化，IT设备得到了大量的应用，作为其主要供电方式的UPS电源也在通信机房中大量应用。但UPS固有的特点，决定了其具有可靠性差、转换效率低、输入电流谐波大等一系列缺点，大型UPS系统故障造成的通信阻断频繁发生，造成重大的经济损失和社会影响，以至于工信部在近年的[2009]315文中列出的3大电源技术故障中，“UPS开关转换失灵”就占据了一席之地。
在此背景下，采用高压直流替代UPS供电的呼声越来越高，部分省市运营商已经在小规模商用试点，主流设备厂家已经在推出高压直流供电电源，通信标准化协会已经完成高压直流供电技术要求的起草工作，一个崭新的供电技术正在呼之欲出。
一、高压直流供电技术的优点
高压直流供电就是直流采用高压直流电源（区别于常用的-48V）直接对采用220V交流输入电源的设备供电，采用该技术后，电源系统将具有直流电源系统本身的天然优点：
1.技术方面
（1）可靠性大幅提升
高压直流供电技术引入的主要目的就在于提升系统的安全性。UPS系统本身仅并联主机具有冗余备份，系统组件之间更多地是串联关系，其可用性是各部分组件可靠性的连乘结果，总体可靠性低于单个组件的可靠性。反观直流系统，系统的并联整流模块、蓄电池组均构成了冗余关系，不可靠性是各组件连乘结果，总体可靠性高于单个组件的可靠性。理论计算和运行实践都表明，直流系统的可靠性要远远高于UPS系统，一个例证就是大型直流系统瘫痪的事故基本没有。
（2）大大节约能耗
目前大量使用的UPS主机均为在线双变换型，在负载率大于50％时，其转换效率与开关电源相近。但一个不容忽视的现实是，为了保证UPS系统的可靠性，UPS主机均采用n＋1（n＝1、2、3）方式运行，加之受后端负载输入的谐波和波峰因数的影响，UPS主机并不能满足运行，通常UPS单机的设计最大稳定运行负载率仅为35～53％。而受后端设备虚提功耗和业务发展的影响，很多UPS系统通常在寿命中后期才能达到设计负载率，甚至根本不能达到设计负载率，UPS主机单机长期运行在很低的负载率，其转换效率通常为80％多，甚至更低。
对于直流电源系统而言，因其采用模块化结构，可根据输出负载的大小，由监控模块、监控系统或现场值守人员灵活控制模块的开机运行数量，使整流器模块的负载率始终保持在较高的水平，从而使系统的转换效率保持在较高的水平。
（3）输入参数大大改善
现场测试发现，目前常用的12脉冲在线双变换型UPS主机，加装11次滤波器后，其输入功率因数通常在0.8～0.9，最大仅为0.95，输入电流谐波含量通常在7.5％左右。
与此对应，由于PFC电路的应用，额定工况下，开关整流器模块的输入功率因数通常都在0.99以上，输入电流谐波含量通常在5％以下。
输入参数的改善的直接效果是，前端设备的容量可以大大降低，前端低压配电柜可以不再配置电抗器，从而也可以降低补偿电容的耐压要求。
（4）带载能力大大提高
UPS系统带载能力受两个因素的制约，一是负载的功率因数，以国内某大型UPS厂商的某型主机为例，在输出功率因数为0.5（容性）时，其最大允许负载率仅为50％；二是负载的电流峰值系数，通常UPS主机的设计波峰因数为3，如果负载的电流峰值系数大于3，则UPS主机将降容使用。
对于直流系统而言，不存在功率因数的问题；因其并联了内阻极低的大容量蓄电池组，加之整流器模块有大量的富余（充电和备用），其负载高电流峰值系数的负荷能力很强，不需专门考虑安全富余容量。
（5）割接改造更为方便
对于采用UPS供电的设备来说，除非其采用双电源（或四电源、六电源），或专门配置有STS设备，否则通常只能采用停电方式割接。对于重要系统来说，这是难以忍受的，更为麻烦的是，一些没有厂家支撑的老型设备，很有可能在停机不能重启的现象。
直流电源只要做到输出电压和极性相同即可连接到一起，从而实现不停电割接，而这是非常容易做到的。
2.建设投资
电源系统投资包括UPS电源（高压直流）、前端电源（市电、油机）、机房三个部分。以成都某运营商最近完工的一个机房为例进行对比分析，该机房同层布置4套400KVA 1+1 UPS系统，采用高压直流供电，需5×4套50KW系统。
UPS电源（高压直流）部分：采用UPS方案每套系统的投资大约为250万元，采用高压直流供电时5套直流系统投资越160万元。直流系统投资仅是UPS方案的2/3，究其原因，主要是没有UPS柜，并且其仅与交流整流输入电缆，没有旁路回路电缆。
前端电源部分：粗略测算，采用高压直流方案，市电和油机供电系统约可减少20～25％。
机房：采用UPS方案和高压直流供电方案，所需占用的机房面积基本相同，但是采用高压直流供电方案时，开关电源安装区域机房荷载要求大大低于UPS机房，粗略测算，机房土建成本约降低10％左右。
对以上投资加权后，采用高压直流供电方案总投资降低约30％。需要说明的是，采用高压直流供电方案，不仅电源系统可分期建设，系统的电源模块也可根据需要分期建设，考虑投资折现率后，高压直流供电方案的投资节约率将更加明显。
3.运维成本
运维成本主要包括电费成本和维修成本，由于转换效率的提高，高压直流供电将大大节约电费成本。在维修成本方面，高压直流供电采用的整流模块化结构，现场替换非常方便，模块除厂家外，一些通信支撑企业也可维修，维修价格在一定程度上可由市场决定。
二、高压直流技术应用前景分析
虽然高压直流供电技术具有很多优点，但电源技术的大规模商用是一个系统工程，涉及到后端用电设备、技术标准、产业链保障等方面，只有这些方面同时具有可行性，高压直流供电技术才可能得以大规模应用。
1.高压直流技术应用现状
目前对高压直流供电的应用，总体情况是电信运营商非常热心，热切希望大规模高压直流供电，与电源系统厂商一起进行了大量了理论研究，国内业界已就包括高压直流供电电压、接地方式等关键问题达成了共识，高压直流供电已在部分本地网进行了试点。
与之形成鲜明对比的是，到目前为止，后端IT设备还没有针对高压直流供电的电源技术标准，也没有大型IT厂商宣布支持后端设备高压直流供电。
高压直流供电有多种电压可供选择，因为缺乏后端设备厂商的响应，国内高压直流供电的思路均是基于不对后端用电设备进行改造，供电电压的选择就必须保证在电源系统各种运行模式下，后端设备均可正常工作，目前国内业界对高压直流供电的标称电压已达成共识，即选用240V电压等级。
2.制约高压直流技术大规模应用的主要因素
（1）后端设备的适应性
从目前运营商的试点情况来看，尽管采用单相UPS电源供电的后端设备绝大多数都支持高压直流供电，高压直流供电基本可保障后端设备的运行。但高压直流供电毕竟不是后端设备的电源标准，采用高压直流供电实质上是改变了设备电源的标称运行环境，因而对运营商而言存在较多的风险：
技术风险：使用UPS电源供电的后端设备种类繁多，从目前运营商的试点情况来看，还是有部分设备不支持高压直流供电，对于具体的设备能否支持高压直流供电，能否在高压直流供电的额定输出电压、最低输出电压、最高输出电压下正常运行，只能针对具体设备进行电路分析和实际实验。对于在高压直流供电下能正常运行的后端设备，也需要用时间来检验其寿命是否会发生变化。
法律风险：改变设备的电源运行环境，实质上是改变了采购合同约定的运行条件，如后端设备发生故障，运营商将处于较为不利的法律地位，面临着较大的风险。同时，对于高压直流供电最大应用场合的IDC机房，运营商通常与客户签订有严格的SLA（服务等级协议），供电电源的改变也会将运营商推向不利的地位，一旦客户托管设备发生故障，尤其是涉及到对服务连续性极为敏感的金融、大型SP等客户时，双方可能陷入长时间的纠纷，或以运营商的让步而告终。从现网试点情况来看，运营商普遍的心态还是感觉“高压直流电源稳定可靠，不会出现问题”，还没有从法律层面认真思考可能遇到的法律纠纷。
（2）电源系统的定型与量产
高压直流供电还没有相应的技术标准，仅有工信部近期拟推出通信标准类技术报告《通信用240V直流供电系统技术要求》，对高压直流供电技术进行引导。因缺乏技术标准和大规模商用实践的支撑，目前国内电源厂商的高压直流供电产品设备还没有定型，更谈不上量产，都是通过订单定制方式生产。定制生产带来的问题：
电源设备系统的不能做到标准化，设备和器件的互换性较差。
订单式生产，厂家不能根据市场预测预先生产设备，设备交货周期较长。 设备的价格不能有效降低。
（3）配套器件
高压直流供电涉及的元器件中，整流器模块所需的功率电子器件、电容、变压器等器件较为通用，供应不存在任何问题，但熔断器、断路器等配电保护元件就较为匮乏。
高压直流供电系统日常运行电压（浮充电压）即已达到270V，普通熔断器均为交流熔断器，已不能支持这一电压等级，只能选用专用的直流熔断器，但目前直流熔熔断器生产厂家很少，市面上也难以见到。
断路器的情况要好一些，普通热磁脱扣型塑壳断路器单极工作电压已可达250V，ABB、施耐德等大型厂商也可提供直流工作电压达220V的微型断路器，这两类断路器双极使用时工作电压均远远高于高压直流系统可能的最高电压（均充电压）288V，可为高压直流系统保护。但采用这两类断路器也存在较多的问题：
技术问题：整定值易漂移；塑壳断路器安装尺寸较大；微型断路器易被碰刮误断、整定值通常不能调整、分断短路电流电流小。
商务问题：产量较小，价格较高，供货周期长。
（4）监控系统
如要大规模商用，高压直流电源系统必须纳入动力环境监控系统，开关电源系统的监控与－48V直流电源相同，没有任何困难，但配套电池组目前还没有厂家可以提供专用的240V电池组监控单元和配套的软件子系统。
3.高压直流技术应用的推进
制约高压直流供电技术大规模应用的因素也许还有很多，根本的原因还在于没有后端设备高压直流供电的标准化，鉴于后端设备，尤其是IT设备，绝大部分的应用还在于社会的其他行业，仅仅依靠通信行业的力量难以有效推动电源标准的改进的，应该积极推动全社会对高压直流供电的认知，进而产生体现国家意志的法律、政府规章和技术标准，推动使用高压直流供电的IT设备的大规模生产和应用。
在后端设备具备高压直流供电的条件，并大规模商用后，电源系统的标准化将迎刃而解，市场这只无形的手将推动前端电源零部件及整机厂商全力进行研发和生产，现阶段前端电源系统存在的种种制约将不复存在。
三、高压直流供电技术应用的影响
高压输电线路故障测距方法对比 篇6
【关键词】高压输电线路；故障测距；行波法；故障分析法
0.引言
高压输电线路的准确故障测距是从技术上保证电网安全、稳定和经济运行的重要措施之一，具有巨大的社会经济效益。输电线路故障测距按采用的线路模型、测距原理、被测量与测量设备等的不同有多种分类方法。根据测距原理分为阻抗法、故障分析法、行波法、双端行波故障测距法。
1.对输电线路故障测距的基本要求
1.1准确性
是对故障测距最重要的要求，没有足够的准确性就意味着测距失效。提高测距精度，应考虑故障点的过渡电阻、线路两侧的系统阻抗、线路的分布电容、线路不对称以及线路参数不准确等因素的影响。其中，过渡电阻的存在对采用单端电气量实现测距的装置会带来很大误差，因此，消除过渡电阻对测距的影响一直是值得注意的问题；电力系统所给定的系统阻抗很难与发生故障时的实际情况相一致，也会引起误差；而忽略线路的分布电容，采用集中参数模型来代替分布参数模型时，对长线路而言会产生较大误差；输电线路的参数由其结构决定，各相的自感、互感各不相同，对不换位线路而言会出现误差，应寻求更准确的计算方法；当线路参数的实际测量值不准确时，也会导致测距出现误差。
1.2可靠性
主要是指测距系统的不误动和不拒动。其中，不误动是指在输电线路发生故障或系统遇到各种干扰时，测距系统不会错误地发出测距指示信号；不拒动是当输电线路发生各种可能的永久性或瞬时性故障时，测距系统应能正确地动作，并给出正确的测距结果。
1.3经济性
测距系统应有较高的性价比，力求功能越来越完善，但成本越来越低。
1.4方便性
测距系统应便于调试和使用，并能在输电线路发生故障时自动给出测距结果。
2.高压输电线路故障精确测距原理应用
高压输电线路故障精确测距原理按采用的线路模型、测距原理、被测量与测量设备的不同，故障测距可以有多种分类方法，迄今为止， 高压输电线故障测距按原理主要分为两大类，一是行波法，二是故障分析法（又称阻抗法）。
行波故障测距法是根据行波传输理论来实现输电线路故障测距的方法，建立在下述基础之上，即行波在输电线路上有固定的传播速度（约等于光速）。根据这一特点，测量和记录线路故障时由故障点产生的行波到达母线的时间实现精确故障测距。行波法的特点是利用故障暂态行波的传送性质进行测距，较好地反映了故障发生时输电线路的实际情况，在原理上无疑是正确的。在系统运行方式确定，线路参数已知的条件下，当线路某处发生故障时线路两端的电压和电流均为故障距离的函数。故障分析法主要是利用线路故障时测量的工频电压、电流信号，通过分析和计算求出故障点的距离。
随着电力系统自动化水平的提高和通信技术的发展，相继提出了双端或多端测距方法。双端法利用了线路两端的电气量来进行故障測距，因此这类方法利用的信息比单端法多了一倍，其测距方程是确定性的、冗余的，在原理上可以实现精确故障测距，只是需要双端信息传递。
3.不同故障测距方法对比
3.1阻抗法
阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量而计算出故障回路的阻抗，其前提是忽略线路的分布电容和漏电导。由于线路长度和阻抗成正比，因此可以求出由测距点到故障点的距离。
若从数据来源的角度划分，故障测距的方法可分为两大类：双端测距法和单端测距法。双端故障测距法是利用输电线路两端的电压和电流数据确定输电线路故障位置的方法。目前，许多故障测距装置采用双端数据的故障测距方法，由于需要将输电线路两端的数据放在一起，因此，此种方法需要较多的设备来传送数据，就我国目前的经济和技术水平而言，在许多地方还很难采用该方法。单端测距法是仅利用输电线路一端的电压、电流数据确定输电线路故障位置的一种方法。该方法仅需要一端数据， 所以设备的费用可大大降低。单端测距法的数据量比双端测距法少且不需远距离传送， 除了保证测距精度外，测距的可靠性增加。引起单端测距误差的主要因素是故障过渡电阻。当对端系统参数给定时，可以完全消除故障过渡电阻的影响；当对端参数变化时，一般故障过渡电阻越大，测距误差也越大。
3.2行波法
行波故障测距法可分为：（1）A型，由行波波速与故障点产生的行波在故障点至测量端间往返的时间乘积来测距定位；（2）B型，利用通信通道获得故障点行波到达两端的时间差与波速乘积来测距定位；（3）C型，通过在发生故障的输电线路的某一边发出直流或高频脉冲，计算脉冲在故障点与发出端来回的时间来测距定位； （4）D型，利用故障产生的暂态初始行波浪涌到达线路两端测量点的时间之差计算故障点到两端测量点之间的距离[2]。简单来说，行波法就是根据行波初始波头到达两侧母线的时间差，或行波到达母线后反射到故障点，再从故障点反射到达母线的时间差来进行测距的一种算法。行波法的优点在于不受系统运行方式变化和过渡电阻的影响，但如果线路故障时刻只有很小的电压初相角（在0左右），产生的故障行波将会很不明显乃至于检测不到，最终无法测距定位故障点。
3.3故障分析法
根据系统在运行方式确定和线路参数己知的条件下，输电线路故障时测量装置处的电压和电流是故障距离的函数，利用故障录波记录的故障数据建立电压、电流回路方程，通过分析计算得出故障距离。
利用单端数据的故障分析法包括阻抗法、电压法和解方程法。阻抗法，是利用故障时在线路一端测到的电压、电流计算出故障回路的阻抗，其与测量点到故障点的距离成正比从而求出故障距离。解方程法是根据输电线路参数和系统模型，利用测距点的电压、电流，用解方程的方法直接求出故障点的距离。
3.4双端行波故障测距法
目前在电力输电线路上使用的测距方法有阻抗法、故障分析法和行波测距法。由于阻抗法易受过渡电阻等因素的影响，测距误差较大；故障分析法虽然精度高，但需要通讯联系，同时两侧要同步采样才能实现。利用行波理论实现测距，具有测距准确可靠且经济方便，己被应用在电力系统输电线路故障测距中。行波测距分为单端测距和双端测距。单端测距是利用故障点传向母线第一行波与故障点的反射行波之间的时间差计算故障位置。
由于，行波在各个一次设备、各条线路的连接处的反射、折射和衰减， 使得故障点反射行波波头的辨识变得复杂。双端测距是利用故障产生的初始行波第一波头到达线路两端的时刻进行计算，只须捕捉行波第一波头，不用考虑行波的反射和折射，行波波头的幅值点也就是信号的奇异点，易于通过小波变换获取该点对应的时刻，因此双端测距比单端测距精度高。
4.结语
高压供电线路 篇7
关键词：架空输电线路,线路经济负荷功率,并列运行的临界投切功率
1 引言
为了提高供电可靠性、安全性和经济性, 电力系统对重要的电力用户一般采用双回路供电。常年运行方式为双回路并列运行。文献【8】给出的等截面、等距离双回路并列运行降损节能电量计算式为:其实这只是降低了供电线路的负载损耗。
本文提出基于供电线路空载损耗ΔP0的双回路高压供电线路的经济运行方式, 并求得在线损最小条件下单、双回路运行的临界投切功率。
一直以来, 有关《电力系统分析》的教材讲述电力线路等值电路时, 多采用π型等值电路, 并且忽略并联电导, 认为晴天不会发生全面电晕。笔者认为线路经济运行不应忽略并联电导。例如, 正常运行状态下, 我们在变电站110kV及以上的户外配电装置附近可以听到局部电晕放电的声音。
《小水电网电能损耗计算导则》 (SL-173-96) 指出:“110kV架空线路采用截面积为70～185mm2时, 年均电晕损耗对电阻损耗的百分比估算为4.7%～0.3%, 对于110kV既以上的架空输电线路的绝缘子泄露损耗, 可按泄露电阻损耗电量的1%估算。”架空线路的空载损耗等于电晕损耗加上泄露损耗。电晕损耗与沿线路地区的天气情况、海拔高度、空气相对密度等多重因素有关, 故欲准确计算相关困难, 但笔者认为对于运行中的架空线路测量线路实际的空载损耗却相当容易。例如, 在线路空载t小时后, 读取电能表的读数ΔW0, 则。为了使线路计算更加准确, 我们可以按照《电力网电能损耗计算方法导则》 (DL/T 686-1999) 提示的电晕损耗计算方法, 分别测量好天、雾天、雨天、并雪天四种天气下的ΔP0, 在不同天气下, 用相应天气的ΔP0来确定线路的经济运行负荷功率和单、双回路经济运行的临界投切功率。
2线路的经济运行功率
设每回线路的电导为G, , 电阻为R, R=r 0⋅l。
1.1 单回线路的经济运行功率
式中S为线路首端负荷功率, U为线路首端运行电压。
将ΔP1看成U的函数, 一阶导数
ΔP1′=2GU-2U-3S2R, 二阶导数
故ΔP必存在最小值, 令ΔP1′=0, 得线路损耗最小时的经济运行功率:
1.2 双回线路并列运行时的经济运行功率
双回并列线路损耗
同理, 令ΔP2′=0, 可得双回并列线路损耗最小值的经济运行功率:
结论:双回路并列运行线路的经济运行功率是单回路线路经济运行功率的2倍。
3 双回线路并列运行的临界投切功率
以总损耗最小为目标, 求临界投切功率SC, 且SC为单回线路运行损耗与双回并列运行损耗相等的功率。令 (1) 式和 (3) 式相等, 即ΔP1=ΔP2, 得:
结论:双回线路并列经济运行功率的临界投切功率SC刚好是单回线路经济运行功率的2倍。当S≤SC时应投入一回线路运行, 当S〉SC时应投入两回线路并列运行。
4 算例
某系统变电所用两回110kV架空线向某企业变电所供电, 两回线路导线型号均为LGJ-150, 线路长度l=60km, 每回线路架空损耗ΔP0=.02MW, 导线电阻R=r 0l=126.Ω, 线路首端电压U=115k v。
试求: (1) 单回线路运行的经济负荷功率;
(2) 双回线路运行的经济负荷功率;
(3) 单、双回路运行的临界投切功率。
解: (1) 单回线路运行的经济负荷功率
(2) 双回线路运行的经济负荷功率
(3) 单、双回路运行的临界投切功率
当SC≤21.4MVA时应采用单回路供电;SC〉214.MVA时应采用双回路供电。
5 结束语
综上所述, 我们应当走出双回路高压供电线路常年并列运行损耗最小的误区。有人担心单回线路运行会大大降低供电的可靠性。笔者认为在自动化程度如此之高的今天, 通过线路自动重和闸和备用电源自动投入装置可以弥补这方面的不足。例如, 单回线路运行发生线路跳闸, 0.8S后自动重合闸, 如果重合闸成功则用户仅需停电0.8秒, 如果重合不成功, 再过0.8S备用线路投入运行, 用户只停电1.6秒。
参考文献
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[2]王亚忠.双绕组变压器经济负载系数研究[J].继电器, 2008, 36 (17) :60-61.
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[7]万千云, 赵智勇, 万英.电力系统运行技术[M].中国电力出版社, 2007.
高压供电线路 篇8
人类进入电气时代, 一个城市乃至一个国家的供电能力的大小直接或间接地反映了它的工业的发展状况及经济实力的大小。因此, 供电能力的研究备受关注。
1.1 不可或缺的供电
电力通过城市电网这个环节, 实现了为城市工、商、民的电力供应的主要功能。其中, 负荷变化规律是城市电网规划发展的最重要依据之一, 体现了供电部门的供电能力。针对我国城市化发展趋势, 通过从表1中工业用电和生活用电的比重变化, 从而调整供电重心和供电计划。
1.2 电力系统
城市电网不仅是服务于城市的关键基础设施, 同时也是电力系统的组成部分。电力系统是从以500k V或220k V为原始电压的变电站开始, 通过多次增压或降压的运输过程而进入城市周边的。因此, 电力系统中从高压变电站到用户端这一部分属于城市电网的范畴, 这部分的电力系统划归各城市的电力运营机构直接建设和管理。电力系统的设计、建设、运行的合理性直接关系到用户用电质量的保证以及电力能源分配的高效与否。
%
1.3 我国城市电网发展
城市电网不仅在电力系统中起着联系发电和输电系统和城市用户的作用, 而且是城市规划建设的重要组成部分。近年来, 随着城市化进程的加快, 城市电网也随着飞速发展, 但其中显露出如线路结构不够合理、用电可靠性低以及供电设备利用率低下等一系列问题。因此, 为了满足新形势下电网节能化、高效化、精细化发展的新需求, 传统的城市电网规划和评估方法亟待改正并优化[1]。
2 高压配电的辨析
在城市的电力供应使用以及分流运输中, 高压配电的应用是不可或缺的一环。对高压配电的研究也是提高整个电力供应系统的有力突破口。
2.1 高压配电网架
高压电线路的配电系统供电能力评估规划在城市配电网络中有着极其重要的位置。高压配电网的规划主要包括2方面的内容: (1) 确定网架结构, 即高压配电线路采用任何接线模式联接各中压主变; (2) 确定高压网架的组成应该采用哪一种型号的线路。传统的高压配电网规划中, 高压网架的接线模式分析大部分都是单独地从经济性或者可靠性方面来单独考虑, 再把经济性指标和可靠性指标合起来决定适合的接线模式, 使其很多不易挖掘出来的特性被发现, 而供电能力的概念就是对配电网经济性、可靠性的双重考虑。
2.2 电力运输
电力运输是供电系统达到配电结果必不可少的环节, 运输过程中线路负荷问题直接影响到电力运输的整体效益和配电经济与否。传统的供电运输已经不足以满足现代社会飞速发展下的电力需求。考虑配电系统“N-1”校验的“供电能力”, 这一概念的提出给配电网络规划评估工作带来了新的发展和契机[2]。它可以有效地寻找配电系统结构上的薄弱环节, 有助于帮助工作人员掌握配电系统在一定结构下可满足的负荷供应量, 即电力运输过程中的最大电流通过限制。
2.3 高压下的容量
高压配电网架通常由很多数量不定的典型或非典型接线模式组合而来, 且高压配电线路的容量需求与其紧密相关。接线模式的不同关系到线路的容量多少, 高压配电网的典型接线模式有:直供接线、T型接线、链式接线。不同的接线方式适宜不同的现实环境, 3种接线方式的配合使用则能使线路容量到达相对最优, 如表2所示。
3 高压配电下的线路容量
3.1 线路容量
线路容量的多少关系到电流运输的效益及安全问题, 在保证安全的前提下力求达到效益的最大化。为了参考电力网络正常运行时的经济电流密度和故障转供时的安全电流选择不同型号钢芯铝绞线。根据容量需求计算高压配电线路正常运行时的最大电流需求、故障转供时的最大电流需求的环节是必不可少的。
3.2 容量优化
在以前的研究中, 提出一种基于110 (35) k V主变为主要研究对象, 考虑中压配电网络对主变“N-1”校验的转供作用来接近供电能力极限值。在此研究基础上, 加入高压配电线路“N-1”校验分析, 能进一步搜索到在供电能力达到极限时的高压配电线路容量需求的最小值。为高压配电线路的路型选择提供科学、精确的指导。在供电能力的评估和使用下得到高压配电下容量的优化。供电能力评估方法和使用范围如表3所示。
4 总结
高压配电是电能由输电网络进入城市配电网的最重要也是最后一道关口。其线路容量, 即线路电荷的负载的多少是直接衡量高压配电的可靠性与经济性与否的重要依据。由于时间和精力的限制, 研究在某些方面仍有待延伸和改进, 希望能为高压线路容量优化尽一份力。
摘要：高压配电支撑了城市化、工业化的现代社会发展, 其重要性是不言而喻的。而供电设计的重要性表现在其经济性和可靠性上, 同时又要保证使用的安全性。为了使高压配电线路的流量运载达到高压配电网的精细规划, 线路建设的合理选择尤为重要。论文以供电能力达到极限时, 高压配电线路的容量需求最小为目标, 提出一种基于供电能力分析的高压配电线路容量优化方法。
关键词：高压配电线路,供电能力,容量优化
参考文献
[1]蓝毓俊, 现代城市电网规划设计与建设改造[M].北京:中国电力出版社, 2004.
高压输电线路磁场研究 篇9
1 高压输电线路的电磁场及研究方法
1.1 关于高压输电线路的电磁场
我国交流电源的频率采用50Hz (工频电) , 输电线路产生的电磁场属于极低频段 (0~300Hz) , 其波长为6000km[1] (λ=v/f≈3.0×105km·s-1/50s-1) 。极低频段的电磁振荡系统不会向空间辐射电磁波, 电磁波主要籍由振荡回路中的导体传递, 因为电磁之间转换缓慢, 能量可以全部回到回路中。但输电线路周围会感应出电场和磁场, 根据麦克斯韦方程组电流或变化的电场可以产生磁场, 电压或变化的磁场可以产生感应电场 (由静止电荷产生静电场) 。高压输电线路产生的电磁场随时间以正玄规律变化, 一般称作时谐电磁场, 由于线路周围场点与导线之间距离远小于电场的波长, 故可简化为准静态场, 由此可将工频电场和工频磁场分开来考虑, 认为两者之间是独立的。以下未注明的电磁场均为工频电磁场, 磁场强度即磁感应强度。
1.2 高压输电线路电磁场的研究方法
研究高压输电线路电磁场可以通过对现有线路进行≈实测取得数据, 再类比估计相近线路的电场强度和磁场强度, 从线路设计角度又希望采用数值计算的方法, 对未实施线路的电磁场进行预测。目前, 数值计算已经有多种方法。例如有限元法、逐次镜象法、模拟电荷法及边界元法等[2]。数值计算方法在建立模型后, 可以采用如VB语言、C语言等编程计算, 对取得的计算结果再利用Matlab、ANSYS之类的软件进行仿真或绘图, 但数值计算结果还是要与线路实测结果进行比较, 以便估计误差或改进计算方法。电磁场强的测量采用低频或工频电磁场分析仪, 在输电线路垂弧最低位置及线路横截面上布点, 如图1所示。图2是某两条220k V输电线路电磁场的计算和实测结果。由图2可见, 实测结果比计算结果稍低, 因实测结果受多种因素影响, 其曲线光滑程度较差。
2高压输电线路电磁场的分布特点及影响因素
2.1电磁场强与导线距离的关系
通过图2可以看到:以中心导线对地的投影点为原点, 电磁场强离原点越远衰减的越多, 不过电场强度与磁感应强度不同的是电场强度最大值不在原点, 而是离开原点一定距离, 并且从原点到20m范围内衰减较快, 20m以外趋缓[3]。
图3是导线离开地面不同高度时地面的电磁场强计算结果 (220k V单回路输电线路, 图4同) 。A、B、C距地面高度分别为7.5、13.5、17.5m, 可见导线离地越高电磁场强越小[3]。
2.2 导线布置、参数、相序及相间距离的影响
单回路塔形输电线路有三角形排列、水平排列和倒三角形排列三种导线布置型式。导线布置型式对电磁场强影响的计算结果如图4所示。从该图可见, 电场强度的最大值排列次序是三角形排列>水平排列>倒三角排列, 磁场强度排列次序为水平排列>三角形排列>倒三角排列, 所以倒三角排列的导线布置型式较优。
由于磁感应强度的计算不需考虑导线等效半径, 所以它不受导线参数的影响。电场强度的计算与导线等效半径有关系, 并且随着导线半径及分裂根数与分裂半径的增大而增大, 其中分裂根数的影响最大。采用同塔双回或多回线路时, 相序排列对电磁场有较明显的影响, 尤其是同相序排列时的电场强度较高, 而逆向序排列影响较小。相间水平距离和垂直距离改变对单回、同塔双回或多回都有一定影响, 一般来说相间距离增大, 电磁场强均随之增大;相间垂直距离的影响与相序排列无关, 但相间水平距离的变化影响电场强度时与相序排列有关, 但总的来说影响程度不如导线对地高度及导线参数大。
3 高压输电线路电磁场对环境的影响
关于高压输电线路电磁场对环境影响的评价, 目前执行HJ/T-1998《500k V超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》中关于工频电磁场强的限值 (推荐值) 规定, 电场强度以4k V/m为评价标准, 磁感应强度以0.1m T为限值。这个规定是国际上最严格的[1], 但即使如此, 目前大量监测数据显示, 110~500k V的输电线路, 电场强度是低于4k V/m的, 磁感应强度一般不超过3。世界卫生组织 (WHO) 及国际非电离辐射防护委员会 (ICNIRP) 相关研究表明, 没有发现工频电磁场对健康有害。
4 高压输电线路电磁场的防护措施
尽管高压输电线路理论计算和实测均可满足国家标准, 但为了减轻公众疑虑, 仍应按照相关标准做好以下防护措施: (1) 输电线路尽量避开城镇居住区、学校等敏感地点; (2) 线路设计上适当增加导线距地高度、优化导线架设方式 (导线布置、参数、相序等) ; (3) 采取必要的屏蔽措施; (4) 定期监测线路电磁场强, 发现数据异常增加, 积极采取措施进行处理; (5) 电力相关人员工作时做好个人防护措施。
5 结语
本文阐述了高压输电线路电磁场形成的原理与监测研究电磁场强的方法, 分析了高压输电线路电磁场强分布特点、影响因素及对环境的影响, 并提出了相应的防护措施。大量监测数据表明, 高压输电线路电磁场强在国标限值以内, 一般不会对健康造成危害。
参考文献
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浅析高压输电线路设计 篇10
关键词：高压输电线路,路径选择,设计要点
现如今, 随着现代科学技术的蓬勃发展, 电力系统也得到了高效的发展。高压输电线路是电力企业发展的动脉, 做好高压输电线路的设计, 可以保证高压输电线路的正常运行, 促进电力企业的发展, 在实际的工作中, 高压送电线路的运行往往会受到客观环境的影响, 严重地影响到电力系统运行的质量以及可靠性能。本文中, 笔者主要对高压送电线路的设计工作中要点进行加强控制和分析, 仅供参考。
1 高压输电线路路径的选择
从高压送电线路设计和施工的过程中可以看出, 线路路径是不可或缺的工作内容, 高压送电线路在选择交叉点的时候, 往往以公路、铁路一级其他的线路为基础, 以保证送电线路作业的安全性和高效性为基本原则。如果送电线路的位置出现一定的误差, 工作人员就应该进行及时地调整, 减少送电线路路径出现曲折的现象。路径应该避开气象、水文以及不良地质路段, 提高输电线路工程抵御自然灾害以及突发事故的能力及其水平, 使线路的建设对地方规划以及其他设施的负面影响减少了, 特别是尽可能地避让采矿区域, 使线路的安全运行有所保证。在各个方面条件允许的情况下, 线路尽可能和已有及其拟建电力工程进行并行, 降低了减少的成本, 减少了线路工程减少中的交叉跨越, 对涉及外部条件的地震安全性评价、文物调查及评估、地质灾害评估、压覆矿产评估、环境影响评价等工程的前期工作都需要得到有关的行政管理部门的许可批准后, 工程才跨越进行实施。可见, 对高压送电线路的路径选择意义重大。高压输电线路的路径选择应该是整个线路设计工作中的重点, 方案的合理性对线路的运行条件、技术指标和施工、经济起着非常重要的作用。设计人员应该充分调研线路沿线的地面物体和地下地质情况, 并且多路径方案进行比选, 尽量选择长度短、转角和交叉跨越少、地形较好的路径方案。另外还要尽量避开房屋、经济作物区和树林, 全面考虑青赔费用与民事工作。从而制定最佳的线路方案, 降低高压输电线路的建设成本, 提高高压输电线路的可靠性。
2 高压送电线路的杆塔设计
杆塔用来支撑架空输电线路的导线与地线, 并使得它们的距离在各种气象环境下, 符合电气绝缘安全与电磁场限制条件等要求。杆塔作为输电线路结构中的支撑者, 其施工工期、建设造价、运输费用与时间, 在整个线路中占着很大的比重, 因此, 对于杆塔的基础选型、设计与施工应加以重视。不同型式的杆塔在造价、施工、占地面积与运行安全等方面都有所区别, 其基础型式应按照具体的地貌地质与气象情况来选择。工程设计中, 一般尽量采用典型设计或已经过实际施工乃至运行过的成熟杆塔;如果一定要采用新型杆塔, 则需要进行充分的研究与反复的科学试验, 以避免不必要的损失。通常情况下, 主体杆塔在选型的过程中, 主要的材料以及钢筋混凝土结构为主。但是如果是区域比较狭窄的地区, 就应该选择三角形或者是垂直形式的导线杆塔。如果是城市中的高压送电线路, 则主要以钢管杆塔为主。
3 高压送电线路的基础设计
高压送电线路的重要组成部分之一就是杆塔的基础, 这个的劳动消耗量、工期以及造价在整个线路工程当中占有非常大的比重。而施工的工期大约占了整个工程工期的一半时间, 运输量大约占了整个工程的2/3, 而费用大约占了这个工程的1/3。目前我国的高压送电线路所采用的普通基础都属于浅基础的类型, 主要分原状土和回填土两个大类。分别按照剪切法和土重法进行计算, 高压输电线路的杆塔基础在受力的上面和其它的建筑物基础是有很大程度上的不同, 主要是输电线路的杆塔基础除了受下压力的作用以外, 还应该受到了相等的上拔力作用, 与此同时还有一些水平力的作用。而大部分的建筑物结构非常大, 其基础只受到了下压力, 基本没有上拔力。所以在高压输电线路基础设计的时候, 都应该既可以满足下压力又可以满足上拔力的要求。既可以利用土的重力抵抗上拔力, 还可以利用土的地耐力承受压力。其输电线路的杆塔基础有一个非常明显的特点, 基础在全路径内分散, 而沿线地基力学性质、地质条件、地形地貌差异非常大, 而交通运输的条件也是有很大的差别。所以在进行高压输电线路基础设计的时候, 应该结合基础的施工方法、地基承载能力。基础荷载特性、塔位地质情况等相关的因素综合比较施工条件、环境保护以及基础的技术经济性。
4 高压输电线路导线选择
在对架空输电线路导线进行选择的过程中, 除了需要掌握常见的相关数据以及其反映的内在含义和对实际工作的影响以外, 还应当对当前常见的集中导线性能有所掌握, 最好做到熟知, 才能展开选择工作。
常见的导线有钢芯耐热铝合金绞线、型线同心绞线架空导线、钢芯软铝绞线以及碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线几种。其中钢芯耐热铝合金绞线的导电率偏低, 并且存在不容忽视的线损问题, 因此通常不会在主干输电线路中进行应用。型线同心绞线架空导线则拥有较小的电阻, 因此其线损能耗相对比较低, 具备良好的自阻尼性能, 密闭式结构也可以更好地保护钢芯, 在使用寿命方面略胜一筹。钢芯软铝绞线的导电率较高, 线损能耗也相应呈现出比较低的特征, 此种线路具有与相同规格结构的钢芯铝线几乎相同的热膨胀系数, 但随着温度的升高会呈现出良好的自阻尼特征, 目前是主干线路的备选材质之一。而对于碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线, 在导电性能和机械特征方面都表现良好, 其能够表现出良好的抗拉伸和抗扭转特征, 并且耐腐蚀、密度小, 具有很小的热膨胀系数, 因此其在导电和物理两个层面的良好特性, 都使得它成为架空输电导线的重点选择对象之一, 只要价格允许, 碳纤维有机材料复合加强芯软铝绞线通常会被列为架空输电线路导线的首选。
除此以外, 对于架空线路系统中的承力元件, 诸如镀锌钢线、镀铝锌合金线、铝包钢线等也应当在线路架设过程中做出重点考虑, 需要根据线路规划以及其所面临的自然和社会环境做出综合考量, 才会获得良好的实施效果。
结束语
随着国民经济发展与经济社会现代化建设进程日益完善, 所谓经济发展, 电力先行。社会需求对电力系统建设事业提出了更为全面与系统的发展要求。高压送电线路作为电力系统运行中的基础性载体。因此在对高压输电线路设计的时候, 不仅要从电力传输的有效性方面进行考虑, 对于其物理特征以及安全特征也必须深入考量才能获取优质选择结果。
参考文献
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高压架空线路故障测距技术探析 篇11
【关键词】高压;架空线路;故障测距
高压架空输电具有传输功率大，线路造价低，控制性能好等特点，是目前世界发达国家作为解决高电压、大容量、长距离送电和异步联网的重要手段。高压架空线路传输距离远(一般在500 km以上)，沿途地形和天气变化大，这使得线路故障的查找变得异常困难。架空线路发生故障时，准确的故障定位一方面能减轻巡线负担，另一方面又能加快线路恢复供电，减少因停电造成的经济损失。可见，大力发展故障定位测距技术具有极其重大的现实意义。
1.架空线路故障测距方法
输电线路的故障类型主要有：单相接地故障、相间短路故障、两相短路接地故障、三相短路故障。其中单相接地故障的几率最大(占80%左右)，本文以单相接地故障为例进行说明。按采用的线路模型、测距原理、被测量和测量设备等的不同，故障测距可以有多种分类方法，一般将其分为阻抗法和行波法2 大类。
1.1阻抗法
阻抗法是根据故障时测量到的电压、电流量计算出故障回路的阻抗。由于线路长度与阻抗成正比，因此可求出测距装置安装处与故障点的距离。阻抗法按照测量电气量位置的不同可分为利用单端电压、电流量的单端算法和利用双端电压、电流量的双端算法。单端算法由于造价低，不受通信条件限制，长期以来一直是人们关注的热点。单端阻抗法在实际中应用非常广泛，其优点是简单可靠，缺点是测距精度不高。现有的继电保护和数字故障滤波器中都包含这种单端算法的软件包。单端算法又可分为故障分量电流算法、故障电流相位修正算法、解二次方程算法、解一次方程算法和解微分方程算法。这些算法的共同特点是受过渡电阻、负荷电流和對侧系统阻抗变化的影响。通信技术和GPS同步技术的发展使利用双端电气量的测距算法得以实现。双端算法可以克服单端算法原理上的缺陷，因此在精度上有所提高。双端算法按照数据同步的方式可分为GPS同步算法、自同步算法和不同步算法。在调度中心安装故障信息系统可将各变电站的录波信息采集上来，利用双端测距算法可以给出故障点的准确信息，为调度决策提供有力的支持。
1.2行波法
行波法是根据行波理论实现的输电线路故障测距方法，行波算法也可分为单端算法和双端算法。输电线路发生故障时，从母线向故障点传播的行波经过一段时间后又从故障点反射回来，这段时间间隔与故障距离成正比，检测这一时间是单端行波测距算法的基本思想。测距原理如图1所示。
图1单端测距原理
双端行波法是利用故障点产生的行波第1次到达两端的时间差实现测距，测距原理如图2 所示。
图2双端测距原理
GPS 在电力系统中的推广也为这种算法的实现提供了可能。行波法测距的精度在理论上不受线路类型、过渡电阻和两侧系统阻抗的影响，但对硬件要求较高，要求高速采样，并对大量的数据存储和分析提出了较高的要求。随着对行波理论研究的深入和小波分析工具的应用，行波测距装置得到了实际应用，我国已有多套行波测距装置研制成功。
2.工程实践
2.1工程概况
某直流输电线路自投入运行以来，故障定位问题一直是一个老大难问题。尽管线路上已经配备了一套行波故障测距装系统，但其测距性能难以满足现场要求，有时测距误差甚至超过15 km。近几年来，为了将现代行波故障测距的最新研究成果用于直流输电线路，电力调度通信中心开展了现代行波故障测距技术用于直流输电线路的研究工作，并安装了所研制的行波故障测距系统。
2.2系统简介
直流输电线路行波故障测距系统由三部分构成，即行波采集与处理系统（共3套）、通讯网络和行波综合分析系统，如图3所示。整个测距系统实际上包含A——B和B——C两个双端行波故障测距子系统。
图3 直流输电线路行波故障测距系统示意图
3套行波采集与处理系统均采用集中组屏式结构，分别安装在A换流站、B中继站和C换流站。每套行波采集与处理系统包括行波采集装置、电力系统同步时钟以及当地处理机3部分，其中行波采集装置通过专门研制的行波耦合器（串联安装在过电压吸收电容的接地导线回路中）获取故障暂态信号，进而对其进行高速采集（采样频率为1 MHz）和缓存，并生成暂态启动报告；电力系统同步时钟内置全球定位系统（GPS）信号接收模块，它负责给行波采集装置提供精确秒同步脉冲信号（1PPS）及全球统一时间信息；当地处理机由一台工控机构成，它负责接收、存储来自行波采集装置的暂态启动报告，并与安装在线路对端所在变电所内的行波采集与处理系统交换启动数据，从而自动给出双端行波故障测距结果。
行波综合分析系统一般设在调度端。它由1台普通计算机（PC）构成，主要具有以下功能：自动或人工远程提取行波采集与处理系统的暂态启动报告，并永久保存；自动给出双端行波故障测距结果；提供人工波形分析功能以及计算机辅助分析功能，以便对单端和双端行波故障测距结果进行验证和校正；由于故障测距对实时性要求不是太高，因此采用公共电话网作为暂态数据传输通道，这样还能够与继电保护和其它自动化系统保持绝对的独立性，避免相互影响。
2.3系统运行
2008年1月B段线路发生故障，该段两侧行波采集与处理系统记录到的故障暂态波形如图4所示。原先安装的行波测距系统所给出的故障点位置距A侧145.6 km，而本系统给出的故障点位置距A侧130.9 km。据此，首先对（145.6±10）km段进行了带电登杆检查，并对201＃－511＃杆塔进行了地面巡视，结果没有发现故障点。1月29日，又对（130.9±10）km段进行了带电登杆检查，结果在333＃塔（距A侧129.88 km）右极发现明显故障闪络痕迹。进一步分析表明，本次故障为一起典型的雾闪故障。
图4 AB段两侧故障暂态波形及行波测距结果
2008年，AB累计发生故障20余次，所有故障均被本系统所捕获。
3.结束语
行波法不受系统参数、运行方式、线路不对称及互感器变换误差等因素的影响，构成简单、容易实现。故障行波信号在传播途中会夹杂着一些混合信号，使得行波信号在传播过程中发生畸变，检测起来困难。所以，行波测距法的关键是要能够准确地识别来自故障点的行波波头并确定相应的时刻。本文采用的行波故障测距系统在某直流输电线路的运行经验表明，该系统具有很高的可靠性和准确性，其绝对测距误差一般不超过3 km，即不超过线路全长的0.3%，因而彻底解决了该输电线路的故障定位问题。■
【参考文献】
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高压输电线路日常维护探讨 篇12
高压输电线路主要有以下特点:线路较长且所处地理环境复杂;由于结构较复杂且相对参数较高, 故具有高度较高的杆塔, 较大的吨位, 较长的绝缘子串及大量的绝缘子片数;由于运行参数较高, 故其输电效率及额定电压、电场强度均较高;对运行可靠性具有较高的要求。
2 高压输电线路的存在问题
(1) 通过分析以往输电线路发生的事故, 发现输电线路的设计标准并不高, 如防舞动能力、防污闪能力等, 若是遭遇恶劣天气, 线路极易发生跳闸事故, 甚至使杆塔倾倒; (2) 线路的污染程度与大气环境的污染程度紧密相关, 故要提高绝缘元器件的可靠性; (3) 部分高压交流线路的杆塔高度过高, 增加了其遭雷击的可能性; (4) 由于空气液水含量的增加, 使内导线在一定时间内输送的冷却水增多; (5) 外力破坏及鸟害引起高压输电线路跳闸的现象逐年增多; (6) 由于工业区及市政建设规模不断扩大, 植树造林活动的广泛开展, 使得建筑物与线路、树木间的距离日渐缩小等。
3 高压输电线路的日常维护
3.1 采用合适的运行管理模式
当前, 高压输电线路的运行管理模式主要有3种, 分别是以条条为主的集中管理模式, 以块块为主的分散管理模式及条块相结合的复合管理模式。其中, 以条条为主的集中管理模式其优势是能够突出重点, 利于车间及班组的管理及对设备运行状况的分析及掌握, 其不足之处是用于路途往返的时间过多, 成本较大且效率不高、事故反应速度迟缓;以块块为主的分散管理模式其优势是具有较高的工作效率, 且能够大大提高车辆的使用率及较快消除设备的缺陷, 不足之处是不利于建立班组设备台账, 不便于开展各项技术指标测试及容易造成设备管理混乱;条块相结合的复合管理模式, 其优势是结合了上述两种管理模式的优点, 且被证明与当前体制改革相适应。
3.2 加大线路的巡视力度
(1) 定期巡视。该方式主要是为了随时掌握线路沿线的情况及各部件的运行状况, 一般在35k V以上的设备, 都要根据规程每月对其进行一次巡视, 在这期间, 根据线路实际情况可对线路巡视周期作相应的调整。
(2) 夜间巡视。该巡视方式主要是为了能够随时检查导线连接器的发热情况及绝缘子污秽的放电情况。
(3) 特殊巡视方式。该巡视方式主要是在气候出现较剧烈的变化 (如地震、河水泛滥等) 或线路出现超载等特殊情况时, 对其中一段或者全线部件进行巡视, 以及时查看部件有无变形、损坏及路线是否异常等。
(4) 故障巡视方式。故障巡视方式指的是以故障存在为巡视前提, 目的是为了查明线路故障接地跳闸的原因, 并及时发现故障点, 确定故障的具体情况。
为了防止漏查巡视现象的发生, 应结合巡视的项目制作相应的巡视作业指导书, 并要求巡视人员在巡视过程中严格根据指导书逐项检查巡视项目, 同时做好详细的记录, 尽可能避免漏查巡视项目、漏记杆号及漏记缺陷等不良现象的发生。
3.3 及时的检修与紧急抢修
在平时的维护中, 一旦发现问题, 如接头盒松动、防振锤脱落等, 应及时予以检修和紧急抢修。因为光缆线路造成通信业务阻断的障碍, 称为光缆线路故障。发生故障时, 应先判断故障出处, 如果条件允许, 应快速将系统倒换或者自动切换;如果存在迂回线路但又未建立自愈环网时, 则需进行人工倒换或者调度电路;若被确诊为光缆线路故障, 且无迂回线路可调度, 则需进行紧急抢修。
3.4 天气灾害的防范
高压线路主要是架设在山区中, 且大多是跨越河谷、黄山等, 故不可避免地会受到洪水影响, 这就要求在汛期前做好防洪工作。
(1) 对于处在河床中、河滩、山谷口等洪水的流泻通道中或是可能遭遇洪水冲涮的杆塔基础, 应事先做好防护措施, 以确保护墙、护坡等基础保护措施不被冲刷、损坏。
(2) 对于处在小型水库下游、沟渠河湾边畔的杆塔, 应提前做好加护基础的工作, 如用黏性土质、水泥等方法, 以免河水冲走基础周围的土壤。
(3) 对于有可能被淹没基础的杆塔, 则应做好防护工作, 防止杆塔被洪水漂流物冲击。
(4) 在预防冰雪灾害时, 对于地下水位较高且可能造成杆内积水的路段, 应在设计线路时就采取相应的措施从结构上封堵进水, 如于杆底与杆顶处加入焊壁内法兰, 以阻挡雨水及地下水的进入;还可在施工中将杆基底及杆基外围灌注结实等。
3.5 注意沿线线路的变化