同塔双回线路（精选八篇）
同塔双回线路 篇1
我国现有能源结构存在较大不平衡,大量电能需经“西电东送”工程送到电力需求大的东部沿海地区。由于输电线路走廊限制,线路同塔并架不仅在交流输电领域应用广泛,而且也逐渐在直流输电领域中得到应用[14]。同塔交流线路相互影响以及同杆线路跨线故障等影响方面的研究较多,但同塔直流线路在设计之初对线路间电磁耦合考虑不全面,同塔双回输电线路间故障影响研究不够全面[5,6]。
溪洛渡右岸送电广东同塔双回直流工程(溪洛渡工程)是世界上首个直流线路同塔架设、双回换流站同址建设的直流输电工程。同塔架设的2回4条直流输电线路相互之间存在复杂电磁耦合关系,既出现在同一回直流不同极线间,也出现在不同回直流极线间[7,8,9]。当任一线路发生故障时对其它3条线路的影响及分析方法,以及相关直流系统控制保护的响应特性等问题,目前都研究较少[10,11,12]。由于直流电流不具有频率特性,在直流输电系统中,由含较大高频分量雷电流造成的电磁耦合现象与交流输电系统中的有很大差异,需要进行深入研究。
本文以溪洛渡工程为参考,采用EMTP仿真程序,研究了在不同运行方式、输送功率以及加装线路避雷器情况下,同塔双回线路间的电磁耦合特性。分别针对雷电绕击和接地故障2种情形,结合溪洛渡工程仿真,计算了相应的感应电压,比较并得出了影响线路间感应电压的主要因素,为抑制同塔双回直流输电工程线路间电磁耦合提供了参考。
1 仿真模型
1.1 雷电流模型
在本文的仿真计算中,雷电流取斜角波形,波头时间tτ=2.6μs,波尾时间tf=65μs,雷电通道波阻抗取400Ω,雷电流波形由受控电流源获得,雷电流模型如图1所示,波形如图2所示。
1.2 杆塔模型
本文采用多波阻抗模型[13,14]。该模型既考虑了波在杆塔上的行进传播,同时考虑了杆塔自身结构特点以及在不同高度下对地电容的变化,其仿真计算结果更符合工程实际。在建立杆塔的多波阻抗模型时,设杆塔主支架和支架部分几何分布都是均匀的,将杆塔分为主支架和支架,通过杆塔的集合函数以及部件的尺寸计算出波阻抗。杆塔多波阻抗模型如图3所示。
(1)主支架各部分波阻抗ZTk计算公式为
式中rek为线路杆塔多导体系统的等效半径;hk、rTk、RTk=1,2,3,4)、rB、RB分别为图3中对应杆塔部分的长度。
(2)通过大量实际测量发现,增加了支架后,多导体系统的波阻抗减小了1 0%,据此计算支架的波阻抗:
式中:ZTk、ZLk(k=1,2,3,4)为对应于图3中从上至下各部分主支架及支架部分波阻抗。
1.3 闪络模型
一般来说,线路防雷计算中用来判断绝缘子是否闪络的常用方法有规程法和相交法等[15]。规程法比较符合单回直流线路的运行经验,但对同塔多回线路防雷计算所得的耐雷水平明显较低。相交法是根据绝缘子串上的过电压波和伏秒特性曲线相交与否来判断闪络是否发生。但获得绝缘了的伏秒特性较为困难,另外实际雷电流波形并非标准雷电波。上述2种方法在实际的同塔多回线路绝缘强度计算上均存在一定不足。
在冲击电压作用下,绝缘子串的闪络过程可以等效为击穿相同长度的空气间隙的过程。本文采用CIGRE和Rizk推荐的先导法,建立绝缘子串的连续先导法闪络判据模型。
CIGRE模型是在Pigini模型基础上建立的,作为先导开始条件,采用和Pigini模型相同的实验式:
式中:Ts为先导开始时间;E为最大有效电场;E0为从实验得到的最小击穿场强。
CIGRE将Pigini模型的先导发展速度计算公式简化为:
式中:v为先导发展速度;k为常数;u(t)为间隙上的电压;d为间隙长度;x为先导长度;E0为最小击穿场强。
前驱放电电流的计算公式:
式中:q为先导中单位长度的电荷量,一般取q=400μC/m
当先导发展长度超过间隙长度时判断闪络发生。而当施加电压在先导发展过程中出现下降,先导未发展到的绝缘子部分平均电场小于E0时,则判断先导发展终止。
2 雷电绕击
2.1 雷电绕击计算模型
参照前文使用的仿真模型,使用6相J-marti线路模型模拟输电线路,在雷击处两侧各加3基杆塔,剩余部分输电线路采用冲击阻抗模拟,避雷线通过该阻抗接地,输电导线经该阻抗与直流电压源相接,如图4所示。在本文中故障极线设为IA,同回路健全极线设为1B,而另一回路上与故障极线同极性的设为2A,不同极性的设为2B。线路全长10 km,沿线大地电阻率平均值为1 000Ω/m,雷电流幅值取为50 kA。
2.2 同塔双回直流输电线路绕击感应电压的影响因素
(1)运行电压
在EMTP中分别对额定电压为330 kV、500 kV、800 kV的同塔双回直流线路进行雷电绕击计算,结果如表1所示。由表1可以看出,额定电压对感应电压的影响并不明显,随着额定电压的升高,其他3根极导线上的感应电压最大值变化不大。
(2)导线排列
同塔双回直流输电线路有多种线路排列方式。随着导线排列方式的不同,导线间电磁耦合的方式也随之改变,因此有必要对不同导线排列方式下的极导线之间的电磁耦合特性进行研究。考虑雷电绕击位置,一共有6种导线排列方式,如图5所示。
在EMTP中分别对按照图5中6种导线排列方式布置的同塔双回直流系统进行雷电绕击仿真计算,计算结果如表2所示。由表2可知,不同导线排列方式下,各极线上的感应电压也不相同,极线上的感应电压将由导线之间的相对位置决定。越靠近雷击处,感应电压越大,而且感应电压的大小不受线路本身极性影响。
(3)土壤电阻率
在EMTP中分别对土壤电阻率为200Ω.m、500Ω.m、1 000Ω·m的同塔双回直流输电线路雷电绕击故障进行计算,结果如表3所示。从表3中可知,随着土壤电阻率的增大,感应电压升高,两者成正相关。
从上述结果可知,对同塔双回直流输电系统雷电绕击产生的感应电压有较明显影响的是导线的排列位置及土壤电阻率,而线路额定电压对感应电压没有明显的影响。
3 接地故障
3.1 接地故障计算模型
在本节中,通过如图6所示的接线图模拟同塔双回直流输电系统接地故障。
3.2 同塔双回线路接地故障感应电压的影响因素
(1)极线间水平距离
采用EMTP计算了不同极线间距下同塔双回直流线路健全极线路上的感应电压。计算时极线间距离分别取水平(6.1 m,7.85 m)、(7.1 m,8.85 m)、(8.1m,9.85 m),得到另外3条极线上的感应电压如表4所示。由表4可知,随着直流线路极线间距离的增大,极线上的感应电压随之减小,两者之间成反相关。
(2)导线排列方式
在同塔双回直流输电系统中,一极导线发生故障时,另外3条极线都会感应到电压,但由于输电导线上存在“折反射”的行波,在计及同塔双回直流输电线路感应电压时,还需考虑直流线路的回路影响。因此有必要对不同排列方式下的同塔双回直流线路接地故障感应电压进行研究。
导线排列方式存在6种可能的情形,对于每种排列方式存在4种接地故障。在EMTP中分别对24种故障情形进行计算,其中1A组排列方式仿真结果如表5所示。从表5中可以看出,对于每种排列方式,与故障线最近的导线的感应电压值最大;对于不同排列方式,最大的感应电压值出现在同回极线间距最小的情况下,最小的感应电压值出现在故障极与同极性健全极间距最小的情况下。
从表5可以看出,不同回路的排列方式对极线之间接地故障的电磁耦合影响较明显。在接地故障时采取不同回同极性水平排列方式时,产生的感应过电压最大值最小,说明这种排列方式在接地故障工况下最安全。额定电压对感应电压的影响并不明显。
4 工程算例
参照溪洛渡工程的设计参数建立仿真模型,研究在不同运行方式、输送功率以及加装线路避雷器情况下线路上的电磁耦合特性。
4.1 直流输电线路参数
(1)线路
直流线路每极导线选用4×JL/G2A-900/75-4/7钢芯铝绞线;2根避雷线采用GJ-100型镀锌钢绞线,具体线路参数见表6。由于按同塔双回设计,极导线需按上下2层布置。
(2)杆塔
本文选用广东省电力设计研究院规划的SZ27103双回路直线塔型进行建模计算,该塔型的具体尺寸如图7所示,保护角为-5°。极导线悬垂绝缘子串选用V串型式,采用复合绝缘子,每串结构高度为6.8 m,最小电弧距离为6.2n。
4.2 装设避雷器
(1)雷电绕击
在线路中点处加装500 kV线路避雷器后,进行仿真,与未加避雷器情况下的电压波形的比较结果如表7所示。
表7表明,1A极接地故障时,装设避雷器后非故障相的3条极线雷击过电压均显著低于装设前过电压。在应对线路雷击过电压问题上,可考虑加装避雷器。
(2)接地故障
对加装避雷器前后的感应电压波形进行比较,结果如表8所示。
表8表明,1A极接地故障时,装设避雷器后非故障相的同回线路不同极性极线接地过电压减少,不同回路同极性极线接地过电压增大,不同回路不同极性极线接地过电压保持不变。
4.3 单极停运
(1)雷电绕击
双回线路其中一回的一极停运,将仿真结果与正常运行情况下的感应过电压波形进行比较,结果如表9所示。
表9表明,1A极遭受雷电绕击时,1B极停运时感应过电压低于正常运行时电压,2A极停运时感应过电压高于正常运行时电压,2B极停运时感应过电压高于正常运行时电压。因此,单极停运感应雷击过电压与线路的极性有关。
(2)接地故障
将单极停运的感应过电压波形与正常运行的感应过电压波形进行比较,结果如表10所示。
表10表明,1A极遭受接地故障时,1B、2A极停运时感应过电压高于正常运行时电压,2B极停运时感应过电压低于正常运行时电压、因此,单极停运时感应接地过电压与线路的极性有关,同回路不同极性极线与不同回路同极性极线感应电压均增大,不同回路不同极性极线感应电压减小。
4.4 改变输送功率
考虑在同塔双回直流输电线路的不同输送功率下,1A线路发生雷电绕击和接地故障时其他导线的感应过电压情形。在雷电绕击情况下,发现改变系统的输送功率对雷电过电压几乎无影响。表11是接地故障情况时不同输送功率下的感应过电压。
表11表明,1A极接地故障时,当输送功率由6400 MW增大到8 000 MW时,1B极接地过电压减小,2A、2B极接地过电压均增大。因此,增大输送功率,同回路不同极性极线接地过电压减小,不同回路的2个极线接地过电压均增大。
5 结论
(1)对同塔双回直流输电系统雷电绕击产生的感应电压有较明显影响的是导线的排列位置及土壤电阻率,而线路额定电压对感应电压没有明显的影响。
(2)影响接地故障过程中的感应过电压的因素主要有导线的排列位置、故障发生的位置以及极线之间的相对位置。
同塔双回线路 篇2
[摘要]本文分析了同塔双回路输电线路中相导线带电作业存在的困难，并根据常规的进出电场方式探讨了一种特殊的等电位作业方法。实际的应用情况证明其可操作性及有效性，有一定的推广价值。
[关键词]直线 同塔双回路 带电作业
[中图分类号]TN455 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0396-02
前言
随着电力企业社会职能的逐步转变，不仅要求电网安全稳定运行，同时还需不断增强电力尤其是主网高压设备供电的可靠性，而输电线路作为电能输送的主要载体，依赖电网停电进行作业的方式已无法适应形势的要求，大量采用带电作业已成为输电线路提高供电可靠性，增加经济效益和树立良好社会影响力的重要途径。而随着电力需求的加大以及土地资源的日趋紧张，输电线路同塔双（多）回路架设已成为一大趋势，这给输电线路的带电检修工作带来了一定困难。如何安全、有效的进行带电作业检修的方法成为输电专业技术革新与提高的焦点。本文针对实际工作中进行的220KV直线双回输电线路带电更换间隔棒作业，介绍了一种经过测算和研究后的进出电场和等电位作业的实用方法，经过实际的操作和应用，证明其有效性，值得进行推广和应用。
1 常用的进入电场方法
在常规的带电作业中，等电位作业人员进、出电场常采用的方法有吊篮（“士”字梯）法、绝缘平梯法、软梯法和沿绝缘子串的“跨二短三”法。前三种方法常用于直线塔的带电作业，“跨二短三”法常用于耐张塔。
1.1 吊篮法
吊篮法通常用于空气间隙足够的直线塔带电作业，操作时通过滑车组和定位控制绳将等电位作业人员荡入电场，通过带电体与人体及接地体之间的组合空气间隙来保证作业人员的安全，因此作业时对空气间隙的要求较高。
1.2 耐张塔“跨二短三”法
“跨二短三”法用于耐张塔，等电位作业人员沿着绝缘子串进入电场。转移电位的过程中，人体跨越两片绝缘子而短接三片绝缘子，故名“跨二短三”法，在此过程中必须保证良好绝缘子的片数满足安全规程的要求且保证足够的组合间隙。
1.3 绝缘平梯法
绝缘平梯进入法是模仿耐张塔的“跨二短三”法的一种进出电场方式。作业时，人为的在带电导线与接地杆塔之间设置一道绝缘平梯，等电位作业人员沿着设置的绝缘平梯进入电场，作业过程中必须保证绝缘平梯的绝缘性能及足够的组合间隙。
1.4 软梯进入法
软梯进入法通常用于档距中央或者其他进出电场方式较为困难的情形下。作业时先将绝缘软梯悬挂在导线上，等电位作业人员沿着软梯攀爬进人电场。作业时必须保证足够的组合间隙且满足导线截面的要求。
2 同塔多回路杆塔带电作业项目中的难点分析
2.1 带电作业的安全要求
带电作业人身安全靠三个技术条件保证，即流经人体的电流不超过人体的感知水平1mA；人体体表场强至少不超过人的感知水平2.4kV/cm（或某个电场卫生标准）；保证足够大的安全距离。
2.2 同塔多回路杆塔带电作业项目中的难点分析
同塔双（多）回输电线路塔头尺寸一般较为紧凑，留给带电作业的空间较为狭小。以本次带电作业对象王烟4458线铁塔为例，其主要尺寸：上层导线对塔身距离为4.5米；上层横担距中相导线横担距离为6m，扣除横担厚（斜材与平材间的距离）0.5米后距离为5.5米，扣除绝缘子串长2.8米后上层导线对中相横担最高点距离约为2.7米；上线与中线相间距离为6米。中相与下相尺寸相同。由此我们可以看到传统的进入等电位方法其安全距离尤其是组合间隙较为紧张。
3 作业方法探讨
针对上面分析的等电位作业人员进出电场的空气间隙较为狭小，又是同塔双回输电线路中相作业的难点，我们结合软梯法和吊篮法，提出了一种特殊的“吊篮”作业法用绝缘软梯替代吊篮，确保等电位作业人员在进出电场及作业过程中的安全，并提高等电位作业时的舒适性。图3为该方法的布置示意图。具体方法描述如（图2）：
（1）将软梯头悬挂在地线上，并通过2-2滑车组牵出至横担，确保软梯头可由塔上人员控制；
（2）沿软梯反方向设置一道拉线，远端用地锚锚住；
（3）在软梯的作业位置（距梯头距离为地线至中相导线垂直距离的位置）设置一根导向绳，经过设置在塔身上的导向滑车后作为协助等电位人员进入电场的控制绳；
（4）沿控制绳反向设置一根绝缘反向控制绳绳。由于线路为鼓型布置，中横担长于上横担，当软梯悬垂状态时等电位人员距离中相导线尚有一段距离，因此需要绝缘绳将等电位人员拉近至中相导线以便于等电位人员转移电位；
（5）等电位人员在软梯的作业位置就位后，2-2滑车组与控制绳同步外放，此时，由于反向地锚的作用，软梯以原状态往外移动。当软梯与作业点平行时，2-2滑车组与控制绳停止外放，地锚处绝缘绳外放放线，等电位人员缓缓向作业点荡入靠近；
（6）当软梯处于悬垂状态后反向控制绳往外收紧，等电位人员继续向中相导线靠近至适当距离并得到工作负责人许可后迅速转移电位到达工作位置；
（7）作业完成后反向控制绳往外放，地锚处绝缘绳收紧至适当距离并得到工作负责人的许可后等电位人员脱离电位；
（8）地锚处绝缘绳继续收紧至绝缘软梯拉直；
9.2-2滑车组级控制绳同步收紧，将等电位人员缓缓拉回至杆塔处（图3）。
4 现场应用分析
时间：2012年12月4日。
工作任务：220kV王烟4458线B相（中相）大号侧导线第一个间隔棒带电更换。
安全性及绝缘分析：
1）天气晴朗，无雨、雾、冻、冰、雪和雷等情况，风力测试不大于5级，湿度测试不大于80%。
2）带电工具在存放及运输当中注意防潮、防破损。
3）人体与带电体的距离保持不小于1.8m，绝缘操作杆手持部位到带电部位的绝缘距离不小于2.1m。
4）作业时的最小组合间隙不准小于2.1m，与邻相导线的最小安全距离不准小于2.5m。本次作业相间距离为6m，人体身高为1.7m，挂梯载荷后下降距离0.5m，经过校核：相间距离-人体身高（6-1.7-0.5）=3.8m>2.5m符合规程要求。
5）杆塔上作业人员必须穿戴试验合格的全套屏蔽服（包括帽、衣、裤、手套、袜、导电鞋），且各部应连接可靠。作业前对屏蔽服及绝缘工具进行绝缘阻值检测。
6）作业人员沿软梯及梯头进出电场时必须做好防坠落后备保护，等电位作业人员接触带电导线必须迅速利索，一次到位。
7）等电位人员沿梯头及软梯进入或退出电场进行电位转移前，应得到工作负责人的许可。
8）在作业前应接调度令，停用线路重合闸后开始作业。
本次作业顺利将B相（中相）大号侧导线第一个间隔棒更换完成，取得良好效果，达到了预期目标，也证明了本方法的有效性。
5 小结
本文介绍的等电位作业方法有效的解决了直线同塔双（多）回路线路中相线路进行等电位作业时进出电场比较困难且工作不便的问题，通过实际的应用也取得了不错的效果。但是从实际应用中我们也可以看到本方法布置比较繁琐，工作时需要工作人员较多，这也是以后可以优化设置的方面。
参考文献
[1]崔鸿斌，黄光伟，胡文丽，220kV直线双回线路带电更换绝缘子方法的研究及应用，中国电力教育，2010年管理论丛与技术研究专刊
[2]郑和平，同杆、塔多回路线路带电作业存在的问题和解决方法，中国新技术新产品，NO.14，2011
同塔双回线路 篇3
关键词：220kV,同塔双回,雷电反击,不平衡绝缘,耐雷水平
0 引言
近年来, 由于经济的发展, 电力系统不断完善, 电网负荷不断增加。为了适应负载容量增大的需要, 电网传输能力必须提高, 所以同塔双回输电线路以其优异的传输性能而得到大规模建设, 特别是大城市等输电走廊紧张的地区。同时, 为了保证绝缘, 双回线路杆塔高度增加, 造成杆塔电感大, 感应过电压值较大。雷击情况下, 较大的雷电流可能导致双回线路同时跳闸, 给电力系统造成非常大的损失。
随着电网杆塔高度增加, 发展了多种多样的防雷保护措施, 如增设耦合地线, 架设避雷线, 安装避雷针等。在已有的各种措施中, 无法解决双回同跳问题, 所以不平衡绝缘方式应运而生, 即两回线路的绝缘水平不一致, 根据绝缘水平高低分为高绝缘侧和低绝缘侧。雷击杆塔时, 低绝缘侧绝缘子先达到击穿电压而发生闪络, 从而相当于地线分流雷电流, 提高绝缘侧线路耐雷水平。自1999 年6 月份开始, 珠海供电分公司在部分110k V线路上一侧增加了2 片绝缘子, 形成了不平衡绝缘。总长531743km的7 回线路完整运行了3 个雷雨季, 到2002 年底, 观察其运行情况, 发现保护效果显著。其比例由68% 降低到11.18%, 因此不平衡绝缘方式下, 同塔双回线路同时跳闸率降低。
1 雷电反击计算方法
输电系统中, 对线路绝缘保护产生危害的雷电根据是否直接击在线路上, 分为直击雷和感应雷。其中直击雷包括反击雷和绕击雷。反击容易造成双回线路同时跳闸, 所以不平衡绝缘旨在提高输电线路反击耐雷水平。在研究雷电反击时, 第一步是确定反击计算方法, 第二步是确定绝缘子串闪络判据。
计算反击跳闸率主要有:行波法、规程法、 Monte Carlo法、 故障树法、 EMTP/ATP法等。行波法也可以称为贝杰龙法, 用各个分布参数线路段来等效杆塔, 用集中参数模型来模拟各线路段, 得到绝缘子串两端的电压, 将此电压曲线和伏秒特性进行比较判断。规程法是根据DL/T 620—1997 中的公式, 计算反击耐雷水平。 Monte Carlo法依据统计原理。故障树法根据线路发生故障这个结果命题, 即雷击线路发生跳闸事故, 列出一系列故障分支, 这些故障分支代表着发生故障的原因和过程, 根据故障分支, 得到结果命题。EMTP-ATP法即借助于ATP软件, 为了分析雷击跳闸, 在软件中搭建输电系统模型, 包括线路模型, 杆塔模型, 雷电流模型, 绝缘子串模型等, 根据线路实际情况设置模型参数, 然后在杆塔上注入雷电流来模拟雷击情况。本文选择ATP法进行计算。
在计算输电线路耐雷水平和跳闸率的过程中, 如何判断发生击穿闪络是至关重要的。经过对绝缘子串击穿的研究, 将闪络判据根据分析方法的不同分为两类。规程法和相交法只关注发生击穿这个结论, 通过比较电压值大小或者电压波形来判断。电压积分法和先导法分析击穿的产生原因和物理过程, 更加具体详细, 也更加复杂。本文采用相交法判断绝缘子串闪络。
相交法通过比较绝缘子串上过电压曲线与伏秒特性曲线是否相交来判断绝缘是否发生闪络。首先通过实验得到伏秒特性曲线, 然后计算绝缘上过电压随时间的变化。
相交法首先要确定伏秒特性曲线。绝缘子伏秒特性通过电压升降法得到, 改变电压作用时间, 得到一系列击穿电压点, 其中所施加电压都是由标准雷电波产生的, 击穿电压值之所以受电压所用时间的影响是因为冲击电压较短时存在放电延迟现象。
相交法在输电线路防雷计算中应用最广泛, 因为它概念清晰, 过程明确, 能够较准确的模拟实际情况, 在工程设计中应用较方便。并且考虑了击穿电压的时间效应, 更加合理。
2 不平衡绝缘的仿真计算
ATP法分析输电线路不平衡绝缘方式的防雷效果, 即在ATP软件中搭建输电线路模型, 通过设置双回线路不同的绝缘水平, 得到不平衡绝缘线路的耐雷水平。本文以一个220k V的同塔双回线路为例进行分析。
2.1 输电系统仿真模型
同塔双回输电线路雷电反击模型主要包括雷电流模型, 杆塔模型, 输电线路模型和绝缘子串闪络模型。
标准雷电冲击波其波头部分可用双指数函数表示:
实测结果表明:波头时间T1 在1~4us范围内, 平均在2.6us左右, 波长时间在40us左右。
ATP中雷电流仿真模型如图1所示:
考虑到杆塔模型参数获取和复杂程度, 本文采用单波阻抗模型, 如图2 所示。各部分的波阻抗取值100Ω, 波速为0.7 倍的光速。
在本文仿真中, 使用J.Marti模型来模拟输电线路, J.Marti模型采用三条导线两条地线具有频率特性的架空线模型来模拟线路, 直观地用参数表示架空线内径、外径、水平和垂直位置、相角等各种关系。该模型直接计算了导线与地线间的耦合系数, 则在绝缘子闪络过程中, 我们就无需考虑各导线之间的耦合电压问题, 因此提高了计算精度。
本文模型中, 两回线路绝缘子均使用型号为LXHP4-70 的单联悬垂串, 单片爬电比距为455cm。 220k V线路标准取15 片, 爬电比距为3.1cm/k V, 每片长度为120mm。
通过TACS和DEV52 #, 64 #, 来模拟绝缘子串, 如图3 所示。
根据上述各部分模型, 得到220k V同塔双回输电线路的不平衡绝缘整体模型。
2.2 不平衡绝缘的计算结果
根据搭建的模型, 研究不平衡绝缘方式在220k V中的应用效果。杆塔冲击接地电阻设为欧姆10, 导线相序为ABC-CAB排列, 双回线路绝缘子分别为15 和18 片时, 加载不同的雷电流大小, 得到绝缘子串闪络如图4 所示。线路单回和双回耐雷水平分别为106k A和160k A。
不平衡绝缘方式的单相到四相耐雷水平均比平衡低绝缘方式高, 这是增加了绝缘子片数的缘故。一般而言, 输电线路整体的绝缘子片数增加, 线路耐雷水平提高;不平衡绝缘方式和平衡高绝缘方式相比, 单相, 三相, 四相耐雷水平均降低, 但两相耐雷水平却提高了。这是因为不平衡绝缘方式以牺牲一回线路闪络为代价, 提高了另一回线路耐雷水平。不平衡绝缘方式两相闪络均发生在低绝缘侧, 平衡绝缘方式两相闪络发生在双回线路中。
为更清楚直观的研究, 图6 比较了各绝缘方式下线路单回和双回耐雷水平。
平衡低绝缘方式下, 由于其总的绝缘子片数最小, 其耐雷水平均低于其他两种绝缘方式。平衡高绝缘, 其总的绝缘子片数最多, 所以其单回耐雷水平均高于其他两种绝缘方式。但双回耐雷水平低于不平衡绝缘方式。三种方式下, 不平衡绝缘的双回耐雷水平最高, 达到了160 k A, 相比于平衡低绝缘提高了43k A, 甚至超过了平衡高绝缘的双回同跳耐雷水平134 k A, 效果显著, 降低了线路造价和成本, 更经济高效。
3 最优绝缘不平衡度的确定
在不平衡绝缘方式下, 为了达到显著的双回线路防同跳效果, 必须确定两回线路之间适宜的绝缘不平衡度。绝缘不平衡度太小不能有效避免双回线路同时跳闸;太大则塔头间隙过大, 同时线路总的雷击跳闸率会增加。线路最佳绝缘不平衡度的确定与电压等级和线路具体情况有关, 220k V线路一般取15 片。所以本文在研究绝缘不平衡度的过程中首先取低绝缘侧绝缘子片数为15 片不变, 高绝缘侧的绝缘子片数由15 片上升到20 片, 线路耐雷水平如图6 所示。
高绝缘侧绝缘子片数增加, 绝缘不平衡度增加。单相耐雷水平基本上不改变, 维持在106k A。因为单相闪络只发生在低绝缘侧的相中, 只与低绝缘侧绝缘水平有关, 高绝缘侧的绝缘水平变化对其不产生影响。
对于两相闪络而言, 绝缘差距较小时, 第二相闪络通常出现在高绝缘侧。因而随着绝缘不平衡度增加, 其两相耐雷水平增加。但当其高绝缘侧绝缘子达到18 片时, 两相闪络的耐雷水平维持在151k A左右, 不再增加。此时线路两侧绝缘水平相差3 片, 绝缘不平衡度为20%。当绝缘水平差较大时, 第二相闪络从高绝缘侧转移到低绝缘侧, 导致高绝缘侧绝缘子片数不再影响两相闪络耐雷水平, 一直保持在151k A。
三相和四相耐雷水平基本上随着高绝缘侧绝缘子片数的增加一直增加, 因为三相和四相闪络发生在两回线路中, 其耐雷水平与两回线路的绝缘强度都有关系, 任意一回线路绝缘子片数增加都会导致耐雷水平的提高。
在地形平坦, 雷暴日较少, 土壤电阻率较低的地区, 输电线路绝缘子串两端的过电压较小。因而绝缘子片数的选择有所不同, 整体运行工况好的地区的线路绝缘子片数可以根据实际情况取较15 片稍低。为了研究当低绝缘侧的绝缘子片数改变后, 不平衡绝缘方式下绝缘不平衡度的选择是否变化。本文改变低绝缘侧的绝缘子片数, 取12 片, 计算不同绝缘不平衡度下各相耐雷水平的变化情况, 如图7 所示。
改变低绝缘侧绝缘子片数后, 单相至四相耐雷水平变化趋势是不变的。单相闪络只发生在一回线路中, 所以其耐雷水平和高绝缘侧的绝缘子片数无关, 一直保持82k A不变;两相耐雷水平, 在两回线路绝缘子片数相差不大时随着绝缘不平衡度增加而升高, 当高绝缘侧绝缘子片数达到14片后, 其不再增加。因为此时两相闪络都发生在低绝缘侧, 和高绝缘侧的绝缘水平无关, 此时绝缘不平衡度为16.7%;三相和四相耐雷水平随着高绝缘侧绝缘子片数的增加一直升高, 和低绝缘侧绝缘子片数为15片变化相同。所以, 当输电线路低绝缘侧的绝缘子片数即线路整体绝缘强度变化时, 绝缘不平衡度的选取稍有差别, 但差别不大。
综上所述, 220k V同塔双回输电线路绝缘不平衡度的选择和线路雷击情况以及绝缘强度有关, 一般取15% 到25%, 即双回线路两侧绝缘子相差2-3 片。
4 结论
本文通过在ATP中搭建220k V同塔双回输电线路不平衡绝缘方式下的雷电反击模型, 对不平衡绝缘的相关问题进行了理论和仿真研究, 得出以下结论:
(1) 不平衡绝缘方式通过设计适当的绝缘不平衡度, 可将第二相闪络从高绝缘侧转移到低绝缘侧, 从而锁定两相故障在一回线路中, 提高双回线路耐雷水平, 有效避免两相闪络造成的双回同时跳闸事故。
(2) 不平衡绝缘方式下, 其耐雷水平不仅高于低绝缘方式, 且较高绝缘方式也有所提高, 所以采用不平衡绝缘能降低双回同跳率, 同时节约了绝缘子片数, 降低线路造价, 更经济高效。
(3) 双回线路绝缘不平衡度的选择需要适中, 太小难以起到避免双回线路同跳的作用, 太大则塔头间隙过大, 同时线路雷击跳闸率提高。 220k V同塔双回输电线路绝缘不平衡度的选择和线路雷击情况以及绝缘强度有关, 一般取15% 到25%, 即双回线路两侧绝缘子相差2-3 片。
参考文献
[1]鲁铁成.电力系统过电压[M].中国水利水电出版社, 2009.
[2]张志劲.500k V同杆双回输电线路耐雷性能研究[D].重庆, 重庆大学, 2002.
同塔双回线路 篇4
广东汕尾供电局运维的220k V海河甲、乙线于2013年11月21日投产, 220k V海河甲线与220k V海河乙线全线同塔架设, 两回线路互为备用。线路由220k V海丰站至河浦牵引站 (为厦深铁路牵引站) , 全线为架空线路, 长度为19.023km, 共50基杆塔, 其中耐张塔28基, 直线塔22基。双回线路垂直排列, 海河甲线上、中、下相分别为C、B、A相, 海河乙线上、中、下相分别为A、B、C相。牵引站利用A、C取电, 即线路中只有上、下两相 (A相和C相) 输送电能, 而B相不带电, 处于悬浮状态。B相作为备用相线使用, 在A、C出现难以短时恢复性故障情况下, 切换到B相进行供电。
导线型号为JL/LB20A-400/35, 地线型号为LBGJ-100-27AC, 全线双架空地线采用负保护角。线路靠电源侧 (N1~N32) 为丘陵、山地, 且附近曾经有锡矿开采, 靠牵引站侧为水田湿地, 全线雷电活动频繁。
2 线路频繁跳闸的原因分析
2.1 线路跳闸情况
220k V海河甲、乙线自2013年底投运以来, 经历了多次强雷暴天气, 分别在2014年5月16日发生3次雷击跳闸, 在2014年6月17日发生5次雷击跳闸, 在2014年6月20日发生2次雷击跳闸, 在2014年8月11日发生1次雷击跳闸。其中, 雷电反击8次, 雷电绕击3次, 反击占比78%。由于强雷电活动, 高幅值雷电流较多, 雷击引起双回线路同时跳闸6次, 占跳闸总数的55%, 引起同时跳闸的雷电流分别为-323.6k A和-177.2k A、-233.1k A。11次雷击跳闸中, 海河甲线雷击跳闸6次, 海河乙线雷击跳闸5次。
2.2 线路跳闸原因分析
雷电定位系统查询表明, 220k V海河甲、乙线上述11次故障跳闸时刻, 线路附近均有雷电活动, 特别是巡线确认的故障杆塔附近有显著落雷。结合登塔检查雷击放电痕迹, 确认上述11次线路故障跳闸均为雷击跳闸。
220k V海河甲、乙线11次雷击故障中有7次发生在耐张杆塔处, 该线路耐张杆塔所占比例为64%, 且其中有6次为跳线与绝缘子低压端挂点间的空气间隙放电。对#13、#14、#16、#26塔跳线与杆塔最小空气间隙进行现场实测, 发现部分杆塔跳线与杆塔最小间隙不满足设计参数要求, 甚至不满足国标最低要求。说明由于设计裕度不够及跳线安装施工不当, 造成跳线对横担空气间隙不足, 导致雷电过电压下空气间隙放电跳闸。
2.3 线路杆塔接地电阻情况
220k V海河甲、乙线近期频繁发生雷击跳闸后, 对全线杆塔接地电阻进行复测 (钳表法) 。测量结果显示, 杆塔接地电阻不满足设计要求。
3 线路走廊落雷情况
3.1 线路建成后落雷情况
由于线路2013年底投产, 线路走廊 (线行) 的落雷分布情况, 选取2014年上半年的数据进行统计分析, 得到如图1所示的线路落雷密度分布情况。由图1可知, 2014年上半年线路落雷分布最为密集的在#15~#32塔之间, 超过线路其他杆段的落雷密度;落雷密度相对较少区段为#38~#50塔, 小于线路其他区段落雷密度。
统计220k V海河甲、乙线今年以来11次雷击跳闸, 故障杆塔集中在#13~#26塔区段, 其中#13塔2次, #14塔1次, #16塔2次, #18塔2次, #19塔1次, #26塔2次, #30塔1次, 与落雷密集区段统计结果基本一致。
3.2 线路建设前走廊落雷情况
为对比分析220k V海河甲、乙线建设前后, 线路落雷分布变化情况, 对2009~2013年这5年线路平均落雷分布情况进行统计分析, 得到结果如图2所示。可知落雷相对密集的区段集中在#1~#17塔, 落雷相对较少的区段集中在#33~#39塔。线路建设后, 落雷分布发生改变, #15~#32成为落雷最为密集区段。
4 线路现有的防雷措施
220k V海河甲、乙线在投运之初就已经采取了多项防雷措施, 主要采取以下几项措施。
(1) 避雷线采用负保护角, 是针对雷电绕击的防护措施。
(2) 在部分杆塔装设了线路避雷器。
(3) 甲、乙线在设计上采用差绝缘配置, 其中乙线采用加强绝缘措施, 甲线正常绝缘。
5 线路防雷改造建议
针对220k V海河甲、乙线雷击跳闸频繁的现实, 且线路为牵引站供电线路, 建议在现有防雷措施基础上增加防雷投入, 可采取如下的防雷措施。
5.1 将220k V海河甲、乙线闲置的B相导线作为耦合地线使用
将闲置导线改作耦合地线后, 起到雷电流分流、电磁屏蔽及耦合的作用, 以降低另外两相绝缘子串两端的电位差, 提高线路反击耐雷水平, 并起到减小雷电绕击率的作用。可考虑逐塔接地方式, 中相和下相作为供电导线 (A、C相) 。终端塔到变电站或牵引站的进出引线仅保留A、C相, 且与终端杆塔连接时调整为中相和下相, 由构架到终端塔的B相导线可以拆除。
5.2 对220k V海河甲、乙线的杆塔接地电阻采取降阻措施
对全线接地电阻不合格杆塔进行排查, 有针对性地对山区、雷电活动最为密集区段 (N3~N32) 的杆塔中不合格地网进行改造。对接地电阻较大的杆塔进行接地装置降阻改造;对降低接地电阻困难地区可采用加装接地模块的方式, 充分利用接地模块良好的电流散流能力。
5.3 优化线路避雷器的配置
(1) 部分线路杆塔在防雷改造时, 可充分利用已安装避雷器, 发挥其抑制线路同跳的功能。
(2) 对线路避雷器进行合理选型, 避雷器参数选择应满足标准DL/T 815-2012的要求。
(3) 符合线路避雷器安装原则。一般地形下避雷器可安装于甲线, 即提高杆塔反击耐雷水平, 形成甲、乙线差绝缘, 有效抑制同塔线路同跳;对于位于山坡的杆塔, 避雷器可考虑安装在边坡侧 (杆塔外侧) 的回路。
5.4 调整耐张塔跳线并增加跳线串绝缘子
部分跳线与杆塔横担空气间隙距离不满足运行要求, 需进行现场校核, 应对跳线弧垂进行重新调整, 使其满足要求。并对耐张塔跳线采取防风偏改造措施, 提高耐张塔防风偏性能。
6 结论
(1) ATP/EMTP仿真表明, 将220k V海河甲、乙线上相导线改造为耦合地线对提高反击耐雷水平效果最明显, 相对于目前状态 (B相位于中相, 处于悬空状态) , 单回、双回反击耐雷水平分别提高65.5%、45.5%, 并起到防绕击作用。同时, 改造后, 耦合地线电能损耗增加不明显。故建议将上相导线改为耦合地线 (逐基接地) , 将中、下相调整为供电线 (A、C相) 。
(2) 对杆塔接地电阻普测, 发现部分杆塔接地电阻不合格。建议对山区、雷电活动最为密集区段 (N3~N32) 的杆塔采取降阻措施, 优先考虑对接地装置进行改造, 对降阻困难的地区, 可采取加装接地模块办法。
(3) 在线路11次雷击跳闸中, 雷电反击跳闸占80%, 且出现6次因反击造成双回同跳故障。建议对已安装线路避雷器进行优化布置, 一般地形下仅需在甲线的A、C相安装, 既提高反击耐雷水平, 又形成甲、乙线差绝缘, 有效抑制雷击同跳故障;位于山坡的杆塔避雷器可考虑安装在边坡侧回路。
同塔双回线路 篇5
为保障酒泉风电基地电力送出,西北电网有限公司规划于2010年在河西走廊地区建设永登—金昌—酒泉—安西750 kV同塔双回紧凑型输变电工程。
同塔双回紧凑型线路在中国500 kV系统中已有应用[1]。2004年,首条500 kV同塔双回紧凑型输电线路政平—宜兴线路建成投运,长约43 km。2007年,水布垭—潜江Ⅰ回、Ⅱ回500 kV送电线路工程投入运行,其中有161 km的同塔双回紧凑型线路。上述同塔双回紧凑型线路均采用T形直线塔,导线呈倒三角形排列[2]。在永登—金昌—酒泉—安西750 kV输电系统中,同塔双回紧凑型线路也采用T形直线塔。
同塔双回线路选择合适的相序排列或换位方式,对降低线路参数、母线电压的不平衡度,抑制潜供电流和恢复电压、感应电压和感应电流,具有重要的意义。本文应用电磁暂态程序(EMTP),以金昌—酒泉线路(以下简称金酒线)为例,对采用T形直线塔的750 kV同塔双回紧凑型线路不同换位方式或相序排列下的不平衡度、潜供电流和感应电压等问题进行了分析。
1 导线排列及换位方式的考虑
金酒线长373 km,导线型号为8×LGJ-400/35,呈倒三角形排列。不换位条件下,本文考虑了18种导线相序排列方式,如图1所示。其中,每个子图中包含了3种相序排列方式。由线路参数不平衡度的角度看,这3种导线排列方式完全等价,以下按一种相序排列方式来考虑。
每个子图中的3段不换位线路,都恰好构成了一个全循环换位。这样,上述18种导线排列方式,就构成了6种换位方式,如图2所示。
2 相序排列或换位方式对线路参数不平衡度的影响
线路参数的不平衡度可分为2种:电磁不平衡度和静电不平衡度[3,4,5]。对于线路参数的不平衡度,本文所采用的计算方法同文献[6]。不同相序排列或换位方式下金酒线的电磁和静电不平衡度如表1～表4所示。
值得注意的是,采用换位方式2时线路的环流型不平衡度远低于其他5种换位方式。这对线路继电保护装置的正确动作是有利的[7]。其次,是换位方式4。
3 相序排列或换位方式对母线电压不平衡度的影响
在永登—金昌—酒泉—安西750 kV同塔双回输电系统的多种方案中,以全线为同塔双回紧凑型线路的初期方案最为典型,2010年大/小方式下的系统接线如图3所示。3段线路上均装设了补偿度为50%左右的串补。
根据国家标准,电网中母线电压的负序分量不得超过2%[8]。
对于系统母线电压的不平衡度,其影响因素有多种:除了线路参数本身的不平衡性外,线路高抗、发电机、变压器、系统负荷及其他设备均可能存在不平衡性。本文仅对由同塔双回紧凑型线路参数引起的不平衡度进行了比较。研究表明,2010年大方式下系统母线电压的负序不平衡度较高。不同相序排列或换位方式下永登—金昌—酒泉—安西750 kV输电系统母线电压的负序不平衡度见表5、表6。
4 相序排列或换位方式对潜供电流和恢复电压的影响
超高压系统中多采用快速单相重合闸,而潜供电弧的顺利自熄是单相自动重合闸成功的必要条件。在线路高抗中性点装设适当阻值的小电抗,通常可以有效地限制潜供电流和恢复电压,从而有利于快速单相重合闸的采用[9,10,11,12,13,14]。
初期方案中,金酒线两侧每回装设570 Mvar的高抗,其中性点小电抗考虑了200 Ω～1 200 Ω时的情况。研究表明,2010年大方式(双回线潮流约3 000 MW)下的潜供电流较大。采用不同相序排列或换位方式时金酒线双回运行时的潜供电流(取不同相故障时的最大值,下同)如图4所示。
以换位方式2为例,不同运行方式下金酒线双回运行时的潜供电流随小电抗值的变化情况如图5所示。可以看出,2种运行方式下潜供电流的最小值均出现在600 Ω附近。不同运行方式对小电抗的选择影响不大。
需要说明的是,由于小方式下的线路潮流很小(双回不超过50 MW),此时的潜供电流基本上反映了其电容分量的大小。潜供电流的电容分量与线路潮流无关。通过一定的高抗及其中性点小电抗的组合,可将潜供电流的电容分量限制在较低的水平。小电抗的最佳值大致对应着电容分量的低谷值,而与线路潮流关系不大。当电容分量达到最小值时,潜供电流的数值主要取决于其电感分量的大小,而电感分量与线路潮流有关。因此,线路潮流对潜供电流低谷值的大小有一定的影响。
对于紧凑型线路,由于相间电容较大,从而为限制潜供电流所需的高抗中性点小电抗也较大。然而,由于高抗中性点绝缘水平的限制,该小电抗值不宜取得太大。因此,在满足限制潜供电流的条件下,应尽可能取较小的电抗值。当高抗中性点小电抗的阻抗值较小时,不换位条件下采用相序排列2和4、换位条件下采用换位方式2和4时,金酒线的潜供电流相对较小。其中,双回运行条件下金酒线采用换位方式2时高抗中性点小电抗的最佳值约600 Ω,采用换位方式4下为600 Ω～700 Ω,采用相序排列2和4时的最佳值均为600 Ω。
金酒线单回运行时的潜供电流如图6所示。其中,停运线路按两端接地考虑。
单回运行条件下高抗中性点小电抗的最佳值在700 Ω～800 Ω之间。当一回线路退出且停运线路两端接地时,停运线路对另一回线路上的潜供电流基本无影响。此时,潜供电流的电容分量主要取决于高抗及其中性点小电抗对线路相间电容的补偿程度。经计算,完全补偿相间电容时的高抗中性点小电抗值为732 Ω。该值与图6中的计算结果吻合得较好。
不换位或换位条件下金酒线的潜供电流和恢复电压见表7。其中,高抗中性点小电抗取600 Ω。
5 相序排列或换位方式对感应电压和感应电流的影响
当同塔双回线路一回正常运行、另一回停运检修时,由于回路间存在静电和电磁耦合,将在停运线路上感应出电压和电流[15,16]。
金酒线采用不同相序排列时的感应电压和感应电流的计算结果差别不大。以相序排列2为例,在单回线路潮流为2 600 MW的条件下,采用不同高抗中性点小电抗时不接地停运线路上的感应电压(取首、末端三相感应电压的最大值,下同)如图7所示。
可以看出,当高抗中性点小电抗在350 Ω附近时,不接地停运线路上的感应电压较高。此时,线路高抗及其中性点小电抗与回路之间电容、对地电容构成了谐振回路。
在200 Ω～1 200 Ω范围内,不接地停运线路上的感应电压均不低于120 kV,显然是偏高的。为此,建议对金酒线进行换位。
金酒线采用换位方式2,5,6(均为反向换位)时的感应电压和感应电流基本相同,而采用换位方式1,3,4(均为同向换位)时的感应电压和感应电流也基本相同。其中,采用换位方式1,3,4时的感应电压和感应电流较小。以换位方式2和4为例,采用不同高抗中性点小电抗时不接地停运线路上的感应电压如图8所示。
不换位或换位条件下金酒线的感应电压和感应电流见表8。其中,高抗中性点小电抗取600 Ω。
6 结论
本文以金昌—酒泉750 kV线路为例,对采用T形直线塔、双回路倒三角排列的同塔双回紧凑型线路在不同相序排列或换位方式下线路参数的不平衡度、潜供电流、感应电压等进行了比较分析,结果表明:
1)金酒线不换位时不接地停运线路上的感应电压偏高(高抗中性点小电抗取200 Ω～1 200 Ω时不低于120 kV),因而有必要对线路进行换位。
2)采用换位方式2,5,6(均为反向换位)时系统母线电压的负序不平衡度较低。
3)采用换位方式1,3,4(均为同向换位)时,金酒线的感应电压和感应电压相对较低。
4)由于高抗中性点绝缘水平的限制,小电抗应尽可能取较小的电抗值。在此条件下,金酒线双回运行时采用换位方式2时的潜供电流最小,其次是换位方式4。
5)采用换位方式2和4时的环流型不平衡度较低,有利于继电保护装置的正确动作。
综上所述,从降低母线电压的负序不平衡度、潜供电流、感应电压等问题的角度来看,推荐金酒线采用换位方式2或4。
同塔双回线路 篇6
随着区域经济的发展, 系统负荷趋于集中化, 为了解决输电走廊紧张问题, 同塔双回、多回高压输电线路应运而生[1]。由于同塔双回线路之间存在着复杂的电磁/静电耦合关系, 且难以实现完全换位, 导致线路电气三相参数不对称[2,3]。随着电压等级的提高和线路长度的增长, 潜供电弧大小和熄弧时间不断增加, 而单相自动重合闸的成功与否很大程度上取决于故障点潜供电流的大小、恢复电压的幅值及其上升速度[4,5]。目前的重合闸时间策略基于单回平衡线路, 已无法准确反映多回不换位线路电气参数三相不对称的影响。
目前, 国内外对潜供电弧对重合闸的影响研究比较常见。文献[6]针对单回线双电源简单系统, 采用集中参数表示的三相等值电路, 用简单公式近似地计算了潜供电流和恢复电压。该方法原理简单易懂, 适用于短距离输电线路 (即架空线路<300 km, 电缆线路<100 km) 。文献[7]对影响潜供电流和恢复电压大小的因素进行了研究, 表明线路长度、导线布置方式、三相导线换位是影响潜供电流和恢复电压的重要因素, 然而并没有对不同因素影响下的重合闸动作时间的整定进行分析。文献[8]针对500 k V同塔四回线路对不同运行方式下的潜供电弧进行了研究, 并根据潜供电流和恢复电压的大小给出了推荐的重合闸时间, 但没有分析线路长度、导线排列方式、导线换位方式对潜供电弧的影响。
本文基于集中参数模型建立了同塔双回不换位输电线路潜供电流与恢复电压的计算模型, 推导了双回线路的潜供电流与恢复电压的计算公式。并使用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真软件, 对不同相序排列方式下500 k V同塔双回线路故障相别、线路长度对潜供电流和恢复电压的影响进行了研究。按潜供电弧90%熄灭的概率, 考虑最严重单相接地故障情况下的自熄时间, 给出了500 k V同塔双回不换位线路不同线路长度的单相重合闸推荐时间, 以期给工程设计、规划、运行提供参考。
1 同塔双回不换位线路的潜供电流与恢复电压
当输电线路发生单相瞬时接地故障时, 保护动作使故障相两侧断路器断开, 非故障相通过电容耦合和电感耦合向故障相的接地点提供潜供电流, 形成潜供电弧[9,10]。
大量分析表明, 潜供电流主要是工频稳态电流IS[11], 因此下文计算只考虑工频分量。IS主要由两部分组成:通过电容耦合产生的容性分量ISC和经过互感耦合产生的感性分量ISL。即
恢复电压即为潜供电弧熄灭后瞬间出现在弧道上的电压, 记为USC。根据耦合方式其可分为电容耦合电压分量USC与电感耦合电压分量USL。即
1.1 潜供电流与恢复电压容性分量计算
忽略电源漏抗和导线电感, 则每相沿线电压相等。设故障前I回线三相电压为UA、UB、UC, II回线三相电压为Ua、Ub、Uc, 假设II回c相发生单相接地故障。其中CAc、CBc、CCc分别单位长度I回线对II回线c相的互电容, Cac、Cbc为单位长度II回线a、b相对c相的互电容, 0C为单位长度II回线c相的对地电容, l为线路长度。同塔双回潜供电流容性分量电容传递回路见图1, 同塔双回恢复电压容性分量电路等效图见图2。
线路首末两端均未装设补偿装置, 开关K闭合时, 潜供电流容性分量为ISC;开关K断开后, 恢复电压容性分量为USC。由图1可求得ISC为
由图2可求得USC为
由式 (3) 、式 (4) 可知, 同塔双回线路潜供电流的容性分量ISC与线路长度成正比, 而同塔双回线路恢复电压的容性分量USC通过相间电容耦合产生, 由线路电容参数决定与线路长度无关。
1.2 潜供电流与恢复电压的感性分量计算
设MAc、MBc、MCc分别单位长度I回线A、B、C相对II回线c相的互电感, Mac、Mbc为单位长度II回线a、b相对c相的互电感, L为故障相电感, C0为线路对地电容, I、II回线中的非故障相电流分别为IA、IB、IC、Ia、Ib, x为故障点距线路首端的距离, ISL1、ISL2为以故障点为界前后两段故障相线路上的感性分量。同塔双回线路电感耦合回路如图3、图4。
当线路两端无补偿时, I、II回线非故障相中的负载电流在被开断相中感应纵向电势EM, 此电势在短路点产生的电流就是潜供电流感性分量和恢复电压感性分量, 表达式分别为
由图3可推导出潜供电流感性分量为
利用叠加定理, 由图4得恢复电压感性分量为
由式 (6) 、式 (7) 可以看出, ISL、USL均与纵向电势ME及故障点位置有关。通过计算可知当故障点在线路中点时, 两侧潜供电流感性分量和两侧恢复电压刚好抵消, 即ISL=0、USL=0;当故障点在线路首端或者末端时, 潜供电流感性分量和恢复电压感性分量达到最大值, 潜供电流和恢复电压的感性分量具有相同的变化趋势。
2 EMTDC仿真建模
以某地区的某条500 k V超高压不换位双回输电线路系统进行仿真, 系统接线如图5。
其中首端电源电压1E=550∠0, 正、负序阻抗相等, 为Z11=Z12=j800Ω, 零序阻抗为Z10=j230Ω;末端电源电压为2E=500∠-20, 其各序阻抗相等, 为Z21=Z22=Z20=j90Ω。输电线路采用贝瑞隆模型 (the Bergeron model) , 全长100 km, 线路导线型号为LGJ-630/45, 采用四分裂, 计算直流电阻为0.046 33Ω/km, 计算半径为14.658 mm, 分裂间距为40 mm;两根地线全线采用JLB40-150, 计算直流电阻为0.295 2Ω/km, 计算半径为7.875 mm, 大地电阻率取300Ω⋅m。双回系统杆塔参数如图6所示。
由于双回路导线相序排列方式组合形式多变, 使得不换位线路电气参数不对称性更加明显[10]。如果以I回线路为参考, 双回线路相序排列方式可以分为6种, 如表1所示。
工程经验表明, 同塔双回不换位线路, 由于导线之间存在着复杂的电磁、静电耦合分量关系, 在不同相序排列情况下不同故障相别的潜供电弧差异较大, 因此本文针对不同相序排列方式, 对故障相别、线路长度对潜供电流和恢复电压的影响进行仿真, 在此基础上对重合闸时间进行了整定, 给出了推荐重合闸整定时间。
3 仿真结果分析及重合闸动作时间整定
3.1 故障相别对潜供电流与恢复电压的影响
当故障相分别发生在II回a相故障、II回b相故障、II回c相故障时, 潜供电流和恢复电压仿真结果如表2所示。
由表2可以看出:
1) 完全换位情况下, 潜供电流与恢复电压远小于不换位情况下潜供电流与恢复电压。
2) 完全换位情况下, 故障相别对潜供电流和恢复电压没有影响;不换位情况下, 当排列方式一致时, 不同故障相别对潜供电流和恢复电压的影响很大。其中同相序、逆相序、异相序2、异相序4在不同故障相的潜供电流和恢复电压波动较大;而异相序1、异相序3不同故障相时的潜供电流和恢复电压的差别很大:当异相序1在II回发生a相故障时, 其潜供电流和恢复电压有效值为8.049 A/19.00k V, II回发生b相故障时潜供电流和恢复电压达到了43.750 A/107.90 k V, 不同故障相情况下, 潜供电流和恢复电压的最大值与最小值相差约为5~6倍。
3) 不换位线路在不同相序排列方式下, 不同故障相别的潜供电流与恢复电压大小相差很大。当相序排列为同相序、异相序1、异相序2、异相序4排列时发生b相故障时, 潜供电流和恢复电压最大;逆相序、异相序3排列时发生a相故障时, 潜供电流和恢复电压最大。
3.2 不同线路长度的潜供电流与恢复电压
采用不同的相序排列方式, 分别对30 km、40km、50 km、60 km、70 km、80 km、90 km、100 km的500 k V同塔双回线路进行仿真, 其最严重故障相的潜供电流和恢复电压有效值如图7所示。
由图7可知:
1) 潜供电流与输电线路长度几乎成正比关系, 但是, 不同导线排列方式下, 潜供电流随线路长度变化而变化的比例有很大差异。导线长度由30 km增大为100 km时, 异相序1、异相序3排列方式下潜供电流增大比例为0.44 A/km, 异相序4、逆相序排列方式下潜供电流增大比例为0.30 A/km, 异相序2、同相序排列方式下潜供电流增大比例为0.22A/km。
2) 考虑最严重故障相发生单相接地故障时, 不同相序排列方式下, 潜供电流与恢复电压由大到小排序为:异相序1≈异相序3>异相序4≈逆相序>异相序2≈同相序, 其中异相序1排列且II回b相发生故障时, 潜供电流和恢复电压达到最大。
3) 潜供电流随线路长度的变化改变明显, 恢复电压基本不随着线路长度发生改变, 此结论与前面理论分析一致。由于无补偿输电线路中, 潜供电流和恢复电压感性分量很小, 主要由容性分量决定, 而潜供电流容性分量与线路长度成正比, 恢复电压容性分量与线路长度无关。
3.3 重合闸动作时间整定
由3.1节和3.2节仿真可知, 500 k V同塔双回不换位线路潜供电流与恢复电压较大, 为了保证单相自动重合闸能够成功, 单相重合闸动作时间必须大于潜供电流熄灭所用的时间加上弧道介质恢复时间, 因此有必要对500 k V同塔双回不换位线路的单相重合闸时间进行重新整定。
潜供电弧的熄灭时间与潜供电流的大小、恢复电压的梯度及风速和风向等气候条件有关[12]。根据我国对未经补偿的潜供电弧的熄灭时间按90%熄灭的概率进行的统计, 得出风速在1.5~2.5 m/s时, 不同电压梯度下, 不同大小的潜供电流对应的灭弧时间如表3[13,14]。
本文重合闸时间定义为从短路电流出现到系统完全恢复正常之间的时间间隔。考虑发生最严重单相接地故障时的情况, 根据3.2节可知不同长度500k V同塔双回线路潜供电流和恢复电压的大小。
若潜供电弧长度按6 m计算, 在1.5~2.5 m/s风速下, 考虑弧道介质恢复时间0.1 s[10]、时间裕度0.1s、系统单相短路持续时间0.1 s, 以故障相上出现单相短路电流的瞬间作为计时的起始零点, 500 k V同塔双回不换位线路不同线路长度情况下的的重合闸推荐整定时间如表4。
由表4可以看出, 500 k V同塔双回不换位线路, 30 km时重合闸推荐值为0.60~0.80 s, 40~60 km时重合闸推荐值为0.85~1.10 s, 70~90 km时重合闸推荐值1.00~1.30 s, 100 km时重合闸推荐值1.15~1.53s。而目前500 k V线路的重合闸整定时间一般为1 s, 当线路长度超过40 km时, 可能会出现因潜供电流过大, 熄弧时间过长, 导致重合闸重合失败的情况。因此, 建议当500 k V同塔并架双回不换位线路的线路长度超过40 km时, 适当延长重合闸动作的整定时间, 以保证供电可靠性。
4 结论
本文建立了同塔双回不换位输电线路潜供电流和恢复电压的计算模型, 在此基础上以某地区500k V同塔并架双回线路为例, 通过PSCAD/EMTDC软件对相序排列方式、故障相别、线路长度对潜供电流和恢复电压的影响进行仿真, 进而对重合闸时间的整定进行分析, 得出结论如下:
1) 同塔双回不换位线路潜供电流和恢复电压明显大于换位线路。当线路完全换位时, 故障相别不影响潜供电弧大小, 而不换位线路故障相别对潜供电弧的影响较大。
2) 同塔双回不换位线路发生单相接地故障时, 不同相序排列情况下不同故障相别的潜供电流和恢复电压大小各有差异。其中异相序1排列且II回b相发生故障时, 潜供电流和恢复电压达到最大, 此种情况对重合闸合闸非常不利。
3) 在不同导线布置情况下, 不同故障相别的潜供电流与恢复电压大小相差很大。当相序排列为同相序、异相序1、异相序2、异相序4时, b相故障的潜供电流和恢复电压最大;逆相序、异相序3排列时, a相故障的潜供电流和恢复电压最大。
4) 考虑最严重故障相发生单相接地故障时, 不同相序的潜供电流与恢复电压的大小由大到小排序为异相序1≈异相序3>异相序4≈逆相序>异相序2≈同相序。
同塔双回线路 篇7
关键词：同塔双回,对地距离,交叉跨越距离
0 引言
目前正在开展天广直流改造的前期论证工作。根据系统规划,天广直流改造需结合缅北水电外送,2个输电工程拟共用同一路径。由于缅北水电外送距离超过2 000 km,必然采用±800 kV特高压直流输电方案,天广直流为±500 kV输电,因此采用±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电方案较为可行。
特高压直流与超高压直流同塔多回输电在国内外均没有现成的建设经验,因此需开展前期技术方案及可行性研究,为天广直流改造以及后续特高压与超高压直流同走廊输电规划提供技术依据。
本文主要结合直流输电线路相关课题的研究结论及我国国情,提出±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路对地及交叉跨越距离的建议值。
1 确定导线对地及交叉跨越距离的主要原则
国内外超高压、特高压输电线路对地及交叉跨越距离的确定可根据公众及交通工具可能到达的频繁程度对不同区域进行分类,然后根据不同的类别采用合适的原则来确定导线对地及交叉跨越距离。例如,可分为公众及交通工具经常活动的场所、可到达的场所、人可以到达的场所、人不可到达的场所。
根据国内外线路设计与运行经验,前2类场所中确定线路跨越距离一般主要考虑场强的影响,后2类场所则主要考虑电气绝缘强度的影响,但还应根据人在该场所受电场影响引起的后果情况进行场强验算,限制一个合理的场强[1],以此确定对地及交叉跨越距离。不属于以上地区的交叉跨越距离,可参照以上分类确定的原则来确定。具体可概括为以下3条控制原则[2,3,4]:
(1)涉及人的活动及动植物生长的场合,主要考虑地面场强允许值要求。
(2)不涉及人的活动的场合,主要考虑电气绝缘强度要求。
(3)考虑其他非电气因素,如设备的机械、力学特性等,可由行业间的技术要求协商确定。
2 电气绝缘强度选择
电气绝缘强度对导线对地距离的控制主要是指导线对地及交叉跨越距离至少应满足操作过电压间隙值的要求才能保证线路安全。
根据DL/T 436—2005《高压直流架空输电线路技术导则》、《高压直流架空送电线路技术导则》(DL行标报批稿)以及GB 50790—2013《±800 kV直流架空输电线路设计规范》中的结论,目前确定±500 kV直流输电线路和±800 kV直流输电线路的空气间隙值如表1、表2所示。
±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路在不同海拔地区的电气绝缘强度均由操作过电压间隙控制,且主要由±500 kV线路控制,当线路所经地区海拔高度增加,与电气绝缘强度有关的距离需相应进行修正[5]
基于希望本文的结论也能适用于国内±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路,使同样的送电线路工程采用统一的交叉跨越距离值,考虑到线路所经地区最高海拔高度和操作过电压倍数的差异,建议±500 kV取最大操作过电压间隙3 m,±800 kV取最大操作过电压间隙7.5 m计算交叉跨越的最小距离。
此外,导线对地及交叉跨越距离均应大于塔头空气间隙,一般在塔头空气间隙的基础上加一定的裕度,以保证线路周围设施及公众的安全[6]。我国500 kV、750 kV交流线路以及±500 kV和±800 kV直流线路电气间隙的裕度一般为2～3 m,对某些高度不易准确确定的被跨越物(如树木),则适当增加裕度。
3 地面场强允许值选择
3.1 直流输电线路地面场强
在直流输电线路下,物体感应电流大小主要由线路电晕引起的电离程度决定。而直流输电线路发生电晕时,两极导线电晕产生了带电离子,直流线路的电场是由标称电场和带电离子流电场叠加形成的合成电场。因此,除了考虑标称场强的影响,还应考虑合成场强对电气性能的综合影响。
3.2 地面混合电场限值
±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路导线对地距离主要由电场效应决定,按公众及交通工具可能到达的频繁程度分类。在不同的分类场所,有不同的场强要求和标准,还应注意到人们在线路走廊内从事农业劳动时,在各个地方停留的机会是均等的,不可能全部集中在高场强的地方。在考虑输电线下最大场强限值时应综合考虑最大地面场强出现的概率、设计时对地距离的裕度等因素。
结合GB 50790—2013《±800 kV直流架空输电线路设计规范》、DL/T 436—2005《高压直流架空输电线路技术导则》以及《高压直流架空输电线路设计技术规程》(DL行标报批稿)要求,确定±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路线下地面处电场强度、离子流密度控制值取值如下[7,8]:
(1)对于一般非居民地区(如跨越农田),合成场强限定在雨天36 kV/m,晴天30 kV/m;离子流密度限定在雨天150 nA/m2,晴天100 nA/m2。
(2)对于居民区,合成场强限定在雨天30 kV/m,晴天25 kV/m;离子流密度限定在雨天100nA/m2,晴天80 nA/m2。
(3)对于人烟稀少的非农业耕作地区,合成场强限定在雨天42 kV/m,晴天35 kV/m;离子流密度限定在雨天180 nA/m2,晴天150 nA/m2。
4 对地及交叉跨越最小距离的确定
根据前文总结的3类控制原则,针对不同类别的地区采用适当的场强标准,并由不同的场强限值及电气间隙要求,来确定±800 kV与±500 kV同塔双回直流线路导线对地及各种交叉跨越距离取值。
4.1 最小对地距离
本文考虑杆塔按上、下2层布置导线,可按同极异侧+-/-+或同极同侧-+/-+布置,分别记为方案A、方案B,如图1所示。
根据不同对地高度下混合电场的计算结果[7,8],±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路在2种不同导线布置方式下,同时满足居民区、非居民区电磁环境指标时所要求的最小对地高度如表3所示。
注:(按海拔1 000 m,导线采用4×720 mm2(±500 kV)、6×630 mm2(±800 0kV)计算)
结合《高压直流架空输电线路设计技术规程》(报批稿)并考虑一定裕度后,建议±800 kV与±500 kV同塔双回直流线路导线对地最小距离取值与普通±500 kV线路对地最小距离取值一致,如表4所示。
当±800 kV与±500 kV同塔双回直流线路中的±500 kV导线采用4×400 mm2导线截面时,最小对地距离仍建议依照《高压直流架空输电线路设计技术规程》(报批稿)对应导线截面取值,即居民区对地距离取16 m,一般非居民地区(如跨越农田)对地距离取12.5 m。
线路经过交通困难地区,对于步行可达到和不可达到山坡的最小距离建议符合表5数值。
注:(按海拔1 000 m,导线采用4×720 mm2 (±500 kV),6×630 mm2(±800 kV))
注:“/”左侧适用于布置方案A,“/”右侧适用于布置方案B;括号内数值用于校核±800 kV线路。
4.2 交叉跨越距离
±800 kV与±500 kV同塔双回直流线路对各种设施的交叉跨越距离取值如表6所示。表中:垂直距离中,括号内的数值用于跨杆(塔)顶,“/”左侧为布置方案A,“/”右侧为布置方案B;净空距离中,括号内的数值用于校核±800 kV线路。
5 线路走廊宽度选择
5.1 走廊宽度定义
美国将输电走廊定义为:从架线走廊中心起,到可听噪声、无线电干扰、电场效应为最小限值处所确定的水平范围。从电气方面考虑,输电走廊宽度主要与可听噪声、无线电干扰水平、合成场强有关。
在我国,导线对地投影外延20 m为可听噪声及无线电干扰的测量点,该位置应满足无线电干扰及可听噪声的限值要求,如果不满足,则需采取改变导线型号、杆塔对地高度或杆塔型式等相应措施使其满足,但此处并非是常规认为的电气走廊宽度,因为输电走廊边缘处还需满足合成场强的要求。一般高压直流输电工程中,输电走廊宽度受合成场强限值的控制,如果在导线对地投影外20 m处,合成场强限值没有起到控制作用,则需要通过计算、复核得到可听噪声和无线电干扰限值的控制点。
5.2 线路走廊宽度
线路核心区走廊宽度按边线外延7 m确定,缓冲区走廊宽度按地面合成场强15 kV/m的控制值确定。
±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路在一般非居民地区最小对地高度时,杆塔2种布置方式所计算的合成场强计算结果如图2所示,按地面合成场强15 kV/m的控制值确定的线路走廊宽度,结果如表7所示。
由表7可知,±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路在相应最小对地高度下,B方式按地面合成场强15 kV/m控制的最大走廊宽度约为A方式的2倍。此外,GB 50790—2013《±800 kV直流架空输电线路设计规范》规定,在无风时,线路边导线与建筑物之间的最小水平距离不得小于7m。因此,对于方式A,极间距为22m,其核心区走廊宽度为36m,此时电磁环境因素不是走廊宽度的决定性影响因素。
6 结语
本文结合±800 kV与±500 kV同塔双回路直流输电线路的研究成果,确定电磁环境的限制标准,根据电磁环境的计算结果,确定±800 kV与±500 kV同塔双回线路最小对地距离及走廊宽度。对各类地区选择适当的场强标准,分析其安全的场强要求及电气间隙要求,从而提出±800 kV与±500 kV同塔双回线路导线对地及交叉跨越距离的建议值,为后续特高压与超高压直流同走廊输电规划提供技术依据。
参考文献
[1]张殿生.电力工程高压输电线路设计手册[M].2版.北京:中国电力出版社.2003.
[2]GB 50790-2013.《±800kV直流架空输电线路设计规范》[S].北京:中国计划出版社,2013.
[3]DL/T 436-2005.《高压直流架空输电线路技术导则》[S].北京:中华人民共和国国家发展和改革委员会,2006.
[4]高压直流架空输电线路设计技术规程(DL行标报批稿)[Z].北京:国家能源局,2013.
[5]周康,李永双,赵宇明.+800kV级直流输电线路对地距离及交叉跨越研究[J].南方电网技术,2009,3(5):18-20.
[6]齐建召.张国华.500kV同塔双回输电线路电磁环境的影响因素分析[J].河北电力技术,2011,30(3):32-34.
[7]薛荣.±800kv特高压直流输电线路导线电场计算方法的研究[D].重庆:重庆大学,2007.
220kV同塔双回防雷性能研究 篇8
1 220k V同塔双回线路的计算参数及杆塔模型
220k V双回线路的杆塔主要有STT13型和SZT15型两种。其中前者为常规型, 后者为大跨越塔型。本文的计算参数将以220k V池观2886线和观菊2850线为主, 参照容易雷击事故的2850线#85杆塔数据进行分析。杆塔的型号为SZT15, 尺寸衡量见图1。采用的导线属于双分裂型导线, 两条导线的分裂间距为400mm;采用的避雷线为GJX-50;垂直档距与水平档距分别为410m和600m;测定路线的雷电日选40;采用的绝缘子串型号为FC70P/146, 高度为120mm, 爬距在268mm以上。
在对杆塔中的雷电流进行计算时, 利用ATP参照图一的数据可以建立集中计算数据模型。
进行防雷工作计算时, 在杆塔上的绝缘子串电压的最大值会出现在t=2H/v (H为杆塔高度, v为光速) , 而这时候的塔顶电位会明显地下降, 所以在t=2H/v的时候让波阻抗来当杆塔的波阻抗值, 体现最大的波阻抗值。因为杆塔波阻抗选择的好坏会对分析结果造成影响, 所以在针对220k V的同杆双回路电线的反击跳闸率进行计算的时候, 计算公式的选择就体现了杆塔波阻抗性能好坏, 国外针对这个问题也提出了相应的研究, 广泛应用的公式如下:
其中Z表示杆塔波阻抗, 单位为Ω;H表示杆塔高度, 单位为m;r表示杆塔基部等值半径, 单位为m。
国外所进行的波阻抗试验显示, 杆塔波阻抗的类型不同, 会导致不同的计算结果。针对不同杆塔类型的波阻抗提出了不同的计算公式。
2 220k V同塔双回输电线路绕击耐雷性能研究
2.1 击距系数对绕击跳闸率的影响
根据输电路线发生绕击的几何电气的数据模型分析, 可以得出击距的计算公式, 即为:
同时可以对雷击目的物体形状以及相邻效应对击距所产生的影响自动忽略, 即形成先导对杆塔、避雷线、导线的与其对应的击距都为。对于分析杆塔高度较低线路时, 这种忽略对线路运行情况不会造成太大的误差。针对220k V的同杆双回线路, 因为本身的杆塔高度较高, 且引雷半径值大, 对其忽略会引起较大的误差, 所以在必要的时候引入系数β, 这个系数就代表了先导与地击距和先导与导线击距的比率。
在对同杆双回线的输电线路的耐雷电性能进行分析计算的时候, 要选择正确有效的击距系数, 击距系数与220k V的同杆双回线路的绕击跳闸率成正比关系, 击距系数每改变10%, 就会有与之对应的同杆双回线路的绕击跳闸率呈倍增加。所以针对220k V的同杆双回交流输电线路进行分析, 要落实到对击距系数的分析和确认。
2.2 杆塔的高度对绕击跳闸率的影响
杆塔高度的提升会引起绕击率呈非线性提升。而在杆塔高度提升的同时, 在地面上的屏蔽功能作用就会随之减弱。由于抛物线所对应的点线位置会发生变化, 导致绕击范围会无限扩大, 这样会大大加大避开地面而击中导线的几率。杆塔到达一定高度, 地面所起的屏蔽作用也会减弱, 垂直于平分线区域的雷击中导线的次数不断加大, 当绕击数量已饱和的时候, 塔高就不能影响绕击的跳闸率。
2.3 地面倾角对绕击跳闸率的影响
输电线路所在的地方是山区, 所经过地形有平地、山谷、爬坡、跨沟、山顶以及沿坡这六种类型, 在电气的几何模型分析中可以得知, 对线路的绕击率能够产生影响的是沿坡、山顶和跨沟这三类。跨沟地形地势较为特殊, 导线存在与档中间距会与地面距离影响有关, 由于距离逐步加大地面屏蔽功能作业也会随之减弱, 绕击跳闸率会随之增大。保护角的变化会对绕击跳闸率造成影响, 随着保护角的增大, 绕击跳闸率会逐步上升, 同时绕击跳闸率的增大也与山坡的倾斜角有关系, 倾斜角越大, 绕击跳闸率也会随之增高。由于山区地势因素, 会引起垂直导线方向因与地面倾斜角过大降低屏蔽的功能作用, 绕击的发生率也随之升高。
这体现了对线路的防雷保护的不重视导致的不良影响。所以要在地面倾斜角度越大的情况下, 采取越小的保护角 (可以采取负值) 或者通过对绝缘子片数量的增加对跳闸率起到降低作用, 使用避雷器以及其他防护措施可以有效地对线路进行保护和修缮。
3 结语
本文主要介绍了如何更好地降低跳闸率, 可以通过对高杆塔上的绝缘子串的片数增加, 来实现绝缘性能的加强。从跨越导线与地线距离加大入手, 实现电路线路绝缘水平的提高, 对于雷击跳闸率降低有着显著作用。
参考文献
[1]李景禄.实用高电压技术.[J].北京:中国水利水电出版社, 2008.
[2]贺家李.宋从矩.电力系统继电保护原理.[J].北京:水利电力出版社, 1994.