线路电压（精选十篇）
线路电压 篇1
国外学者很早就对感应过电压的概率分布以及线路闪络次数进行了比较深入的研究。文献[2]提出了一种假设雷电流为直角波计算感应过电压的分布参数电路模型, 但是忽略了电场和磁场的耦合;文献[3]提出了电场和磁场相互耦合的传输线模型, 但忽略了水平矢量磁位产生的电场;文献[4]在此基础上提出了多导体传输线模型, 但该模型基于准TEM波假设, 以散射电压对该传输线模型进行激励。对此, 为了准确地了解感应雷过电压特性, 本文综合考虑以上各模型的优缺点, 应用电磁暂态计算程序ATP/EMTP建立一个模拟雷电通道产生的电磁场激励线路过程的模型。该模型可以定义输入与输出量, 应用MODELS语言对感应过电压的数值进行求解。
1 模型及计算方法
电磁暂态计算程序ATP-EMTP最初用于对电力传输系统等的暂态仿真, 现在广泛应用于雷电暂态过程的分析[5]。MODELS语言提供一种描述模型结构和元件基本功能的格式, 允许系统的描述与系统的功能结构相符合, 能实现用户自定义的ATP和TACS中现有元件不能实现的功能[6]。
当雷电击中大地时, 会在线路附近产生强大的雷电电磁脉冲, 电磁脉冲对低压配电线路施以激励进而产生感应过电压。感应过电压的计算首先要建立一个描述云层与大地之间的雷电通道, 根据主放电通道的雷电流模型计算出不同空间位置的电磁场分布;再根据线路与电磁场之间的场线耦合模型计算出电磁场在多导体传输线上的感应过电压。
由于雷电放电过程具有很强的随机性和复杂性, 创建计算感应过电压的模型基于以下假设:
1) 架空输电线路等效为无损传输线, 只影响雷电通道产生的水平电场。
2) 雷电通道的电荷均匀分布, 且垂直于大地。
3) 雷电回击速度与光速成一定比例关系且恒定, 通道近似于一条理想传输线 (TL传输线模型) 。
1.1 电磁场计算
根据偶极子理论对Maxwell方程组进行求解, 将雷电通道垂直于地面的点作为坐标原点, 地面作为x、y平面, 主放电通道的中心线作为z轴, 如图1所示。
空间任意一点P (r, φ, z) 在无损大地上的电磁场表达式为[7]
Cooray-Rubinsten公式考虑了大地电导率对水平电场的影响, 且适应于近区域和远区域的电磁场计算, 该计算表达式的时域卷积形式为[8]
地面损耗g0 (t) 在频域中的表达式为
式中:c为光速;ε0为空气介电常数;εrg为土壤介电常数;σg为大地电导率。
1.2 空间电磁场与传输线的耦合模型
空间电磁场与架空线路的耦合模型可以通过Taylor模型、Agrawal模型和Rashidi模型获得。Agrawal模型的时域表达式为
式中:us (x, t) 、i (x, t) 为传输线上散射电压、感应电流;Exσ (x, h, t) 为水平电场在高度h处沿传输线方向的分量;L'、C'为传输线单位长度的电感与电容。
雷击点与输电线路的相对位置如图2所示。
在图2中, 观测点A为线路的终端, 因此xA>xB, 线路高度z=h, 此处的感应雷过电压在频域中可表示为
线路的无损部分U0 (xA, w) 为
线路的有损部分UΔ (xA, w) 为
1.3 输电线路等效模型
为了能够应用MODELS语言对感应过电压进行计算, 应用经典的Bergeron模型对线路进行建模, 如图3所示。
其中线路A的终端电压Ur A (t) 由感应过电压Uσind0 (xA, t) 和由线路B端反射的电压叠加而成, 延迟传播时间为τ。
上述雷电通道周围电磁场以及感应过电压的计算都是假设雷电流为直角波形, 但实际情况雷电流的波形极其复杂, 为了简化计算, 可以将雷电流波形等效为斜角波, 以便对电力系统进行防雷保护设计。雷电流等值斜角波的波形形状g1 (t) 为
式中:Im为雷电流幅值;tc为到达雷电流波头的时间;b为雷电流波尾响应;H (t) 为单位阶跃响应。其中
式中tf为雷电流的波长。
雷电通道对有损大地线路的感应过电压可表示为
其中
1.4 感应过电压仿真模型
应用ATPDraw搭建如图4所示电路, 采用MODELS语言对子模块进行编程计算线路感应过电压, 其中输电线路应用EMTP中Type51和Type52进行模拟, 阻抗值等于线路的特性阻抗, 应用Type60电源等效电压Ur A和Ur B。
如果线路终端A和B不在同一水平线上 (三相情况) , 已知A和B的坐标分别为 (x'A, y'A) 和 (x'B, y'B) , 雷击点位置坐标为 (x'0, y'0) , 则式 (1) 可表示为
其中
线路坐标点x需要满足xA>xB, 此时线路长度为L=xA-xB。
1.5 模型验证
为了验证模型计算的准确性, 对图5的线路结构进行仿真计算分析。计算条件如下:线路高度为5.68 m;计算中的线路长度为684 m;雷击点距离架空输电线路的水平距离为145 m;雷电回击速度为1.5×108m/s。本文计算的结果与其他方法计算的结果对比如表1所示。
由表1可知, 本文的仿真计算结果与其他方法计算出来的数据比较接近, 在误差允许范围内, 因此该模型可以应用到配电线路感应过电压的计算中。
2 感应雷事故仿真计算
架空输电线路附近落雷时, 产生的强大电磁脉冲对多导体传输线施以激励, 线路产生瞬态感应过电压。图6给出了雷电通道距离架空输电线路的垂直距离分别为20、50、100、150 m时, 感应过电压的波形情况。感应过电压的仿真计算条件为:雷电流幅值为100 k A;雷电流波形为2.6/50μs;雷电回击速度为1.5×108m/s;线路高度为12 m;大地电导率为0.001 s/m;土壤的介电常数为10;线路长度为1000 m;设雷击点位于线路中部。
由图6可以看出, 雷击点与线路的距离越小, 雷电产生的感应过电压数值越大。
雷电通道距离架空输电线路的垂直距离为20 m时, 不同雷电流产生的感应过电压波形如图7所示。感应过电压的仿真计算条件为:雷电流幅值为100 k A;雷电流波形为2.6/50μs;雷电回击速度为1.5×108m/s;线路高度为12 m;大地电导率为0.001 s/m;土壤的介电常数为10;线路长度为1000 m;设雷击点位于线路中部。
由图7可以看出, 感应过电压的数值与雷电流幅值有关, 雷电流幅值越大, 线路产生的感应过电压数值越大。
雷电通道距离架空输电线路的垂直距离为50 m时, 不同雷电回击速度产生的感应过电压波形如图8所示。感应过电压的仿真计算条件为:雷电流幅值为100 k A;雷电流波形为2.6/50μs;线路高度为12 m;大地电导率为0.001 s/m;土壤的介电常数为10;线路长度为1000 m;设雷击点位于线路中部。
由图8可以看出, 感应过电压的数值与雷电回击速度有关, 雷电回击速度越大, 线路产生的感应过电压数值越大。
3 结论
基于MODELS语言建立的ATP-EMTP模型用于架空线路感应过电压的计算方法, 经仿真计算验证, 该方法计算结果与其它方法计算的结果在误差允许范围之内, 满足了设计要求。同时使用该方法计算感应过电压方便、快捷、可行。
摘要：为研究雷电感应过电压特性, 提出了一种基于MODELS语言并应用ATP-EMTP软件计算多导体传输线感应过电压的新方法。计算时考虑了大地损耗对垂直电场的影响, 并且在计算过程中将线路本身等效为无损传输线。将实际计算的结果与火箭引雷实测数值以及其他模型计算结果进行了对比, 验证了该方法的有效性。
关键词：感应过电压,MODELS,ATP-EMTP,大地损耗
参考文献
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[7]RUSCK S.Induced lightning over-voltages power transmission lines with specialreference to the overvoltage protection of low-voltage networks[D].Stockholm:Royal Institute of Technology, 1957.
线路电压 篇2
东方市供电公司：
您好！我们非常感谢市供电公司为东方市的城市电路改造给我们带来了许多方便。但是，在解放路和人民路口交叉处，益源百货门前有四条380线路在安装时存在安全隐患。我们于今年九月初已电话报告有关供电所的有关人员，有关人员也确认该隐患的存在，也已上报有关部门，但一直未进行处理。该线路已同大楼处镶金属边直接摩擦，时间已久，风吹时摩擦会更加严重，时时都有漏电的风险。尤其经过11月10日海燕的吹打过后更加脆弱。在电线的下面是一个商场，每天人流量较大，因电线摩擦的金属和下面商场大门、窗都有相连，如电线破皮漏电则后果不堪设想，相当危险。
为了彻底消除线路可能引发的安全隐患问题，确保人民群众的生命安全，恳请上级部门给予解决，早日消除安全隐患，给予我们一个安全、快乐的生活环境，谢谢！
东方东园益源百货有限公司
2013年12月3日
提高输电线路污闪电压的方法研究 篇3
摘要：绝缘子污闪是输电线路最主要的事故原因之一，严重影响电力系统的安全稳定运行。如何提高输电线路污闪电压，降低污闪事故率，是一项亟需解决的重要问题。国内外专家对于污闪放电进行了长达近百年的研究，但是由于污闪放电分散性大，影响污闪特性的因素较多，因此目前仍没有得到高度统一的结论和措施，还存在许多需要解决和研究的问题。本文在国内外相关研究成果的基础上，以提高输电线路污闪电压为出发点和落脚点，分别进行了绝缘子污闪机理、影响污闪放电的相关因素以及提高污闪电压的方法等相关研究分析
关键词：绝缘子串；污闪电压；输电线路；复合绝缘子
一、前言
随着经济的迅速发展，环境恶化不断加剧，工农业等各种污秽不断加重，电网发生污闪事故的次数急剧增加。同时，随着电网容量的增大和电力系统电压等级的不断升高，电网污秽闪络跳闸事故的持续时间更长、波及范围更广、破坏性更大，这严重威胁着电力系统的安全稳定运行，也给工农业生产和人民生活带来严重的损失。如果遇到连续的恶劣气象条件，比如毛毛雨、雾、露等，绝缘子发生污闪的概率急剧增加，再加上污闪跳闸事故的重合闸成功率比较低，极其容易造成永久性停电事故。同时，由于长期运行在户外环境中，雷电、冰雪、紫外线等的长期影响使得挂网绝缘子的性能受到破坏，对应的绝缘水平有所下降，甚至在工作电压下也有可能发生闪络。因此，如何提高绝缘子的抗污闪能力，对于提高输电线路的污闪电压，减少污闪事故的发生具有很大的意义。
二、污闪放电过程
污闪放电是一种局部电弧逐步延伸过程，其放电过程大致分为[1]：
（1） 污秽的沉积；
（2） 污秽的潮湿；
（3） 局部电弧的形成；
（4） 局部电弧发展至完全闪络；
对于绝缘子污闪放电，积污和受潮是两个必要的条件和过程，也是导致污闪电压下降的两个很大的影响因素，控制这两个过程的发展对于防污闪很有益。
三、影响污闪电压的因素
绝缘子污闪放电是一个复杂的过程，影响其放电的因素很多，主要包括：污秽性质、大气污染、鸟粪污染、海拔高度、绝缘子爬距形状结构、绝缘子串长、雷电及操作冲击等因素。
四、提高输电线路污闪电压的方法研究
（1）加强绝缘子污秽清扫
绝缘子积污是发生污秽闪络的必要条件，随着环境污染加剧，绝缘子积污程度加深，是近年来污闪事故发生率增加的主要原因之一，因此，通过开展对绝缘子的清扫工作，减小绝缘子积污，是减少污闪事故发生的有力措施。
目前常用的绝缘子清扫方式主要包括：停电人工清扫、带电气吹清扫、带电水冲洗和带电机械干清洗。
（2）选择性能优良的绝缘子材料
目前我国电网挂网运行的绝缘子主要有三种：瓷绝缘子、钢化玻璃绝缘子及有机复合绝缘子。不同材料的绝缘子，由于其化学成分和结构不同，电气性能及机械性能都有差别，因此在使用过程中具有不同的优缺点。深刻认识到不同材料绝缘子性能上的优缺点，根据不同环境和性能要求，合理选择绝缘子的种类，能有效减少污秽闪络事故的发生，从而降低电网停电损失。
以有机硅橡胶为主的复合绝缘子因为其表面具有优良的憎水性和憎水迁移性，防污闪能力较瓷绝缘子和玻璃绝缘子相比，防污闪性能有很大的提高。所以对于污秽严重或者空气湿度大的地方，优先考虑使用复合绝缘子[2]。
（3）合理选择绝缘子串的安装结构
目前电网运行中的绝缘子主要有三种安装结构：单串悬垂串、双串并联悬垂串、V形串。不同的安装结构下，绝缘子的自清洗效果不同，积污程度不同，污闪电压也就有差别；更主要的是，不同的安装结构对应着不同的放电发展途径，这在很大程度上影响污闪电压的大小。试验及经验表明，V形串绝缘子清洗效果较I串悬垂串更好，积污程度更轻，所以其污闪电压更高，实际的耐污能力较悬垂串更好。
因此在进行输电线路外绝缘子配置时，我们应该根据实际情况，合理选择绝缘子的安装结构，逐渐完成由主要是I串结构向I串与V串并重的转变；除了在特殊情况外，尽量避免使用双串悬垂串的安装结构，即使在使用时，也要合理选择其串间距D的大小，以免其污闪电压下降过多而造成污闪事故[3]。
（4）优化绝缘子的选型工作
绝缘子的污闪电压并不仅仅与其爬电距离有关，同时还与绝缘子的形状系数有很大的关系。有时绝缘子的结构和形状不合理，虽然爬电距离增加了，但其污闪电压仍然会有所下降，因此做好绝缘子的选型工作，对于提高输电线路的污闪电压意义很大。
目前输电线路上挂网运行的绝缘子主要是三种：盘形悬式瓷绝缘子、盘形悬式玻璃绝缘子和棒形悬式复合绝缘子，其中瓷绝缘子又分为普通型和防污型，而防污型瓷绝缘子又分为双伞型、三伞型、钟罩型和空气动力型。外伞型绝缘子（包括双伞和三伞型绝缘子）具有良好的空气动力学特性，自清洁能力比较强，污秽不易在其表面沉积，因此其污闪电压较其他型式绝缘子都要高，在风沙大或较干燥的地区使用可以起到很好的防污效果[4]；钟罩型绝缘子下表面的深棱能够在一定程度上抑制电弧的发展，可以提高有效爬电距离，同时其下表面不易受潮，缺点是污秽容易在下表面沉积，清扫工作也不方便进行，因此适宜在空气潮湿、多盐雾的沿海地区使用。
（5）加涂RTV防污闪涂料
目前广泛使用的有机复合绝缘子相对于传统的瓷绝缘子和玻璃绝缘子，很大的一个性能优势就是其表面优异的憎水性能。瓷绝缘子和玻璃绝缘子表面能都很高，因此在雨雾露气候时，绝缘子表面特别容易形成一层均匀的水膜，从而使污秽层绝缘电阻减小，泄露电流增加，非常有利于局部电弧的产生和发展；但是对于硅橡胶绝缘子，由于其表面具有憎水性和憎水迁移性，即使是处于受潮状态，水分只是以水珠的形式散落在绝缘子表面，而不会形成均匀水膜，从而使绝缘子表面保持一定强度的绝缘子电阻，能有效抑制泄露电流的增加，从而提高污闪电压。
对户外绝缘子加涂RTV涂料，当RTV涂料表面积污后，其内部的游离态憎水物质开始慢慢向污秽层表面扩散，这种憎水迁移性使得污层表面也具有憎水性，即使遇到毛毛雨、雾、露等恶劣气象条件时，污秽层表面的水分只会以小液滴的形式零落分散在其表面，而不会形成均匀连续的水膜，因此可以有效抑制泄露电流的增加和局部电弧产生及发展，从而提高绝缘子的污闪电压[5]。
五、结束语
减少积污、降低受潮、抑制電弧产生和发展是三个提高污闪电压的主题思想。本文从绝缘子清扫、绝缘子材料、绝缘子安装结构、绝缘子选型等方面多角度、全方位地分析了提高输电线路污闪电压的多种方法。由于污闪放电的分散性很大，再加上影响其特性的因素很多，目前对于污闪的研究尚未达到绝对的统一，仍存在许多具有争议且需要解决的问题，因此对于绝缘子污闪的分析研究还有一条很长的路要走，而且意义深远。
参考文献
[1]四川省电力工业局，四川省电力教育协会，电网防污闪技术.北京：中国电力出版社，1998.
[2]周浩，朱甜，三种绝缘子性能及其在特高压线路上应用研究[J].电瓷避雷器，2007，3（217）
[3]李震宇，崔吉峰等，绝缘子安装结构对污闪电压的影响[J].电网技术，2005，29（16）：52-56
[4]冉启鹏，胡家华，李杰，王欣，瓷绝缘子结构、型式对其交流污闪特性影响的研究现状与展望.昆明电力局
输电线路雷电过电压识别研究 篇4
关键词：感应雷电过电压,反击雷电过电压,绕击雷电过电压,相似度,支持向量机
0引言
随着国民经济的快速发展,电网建设也随之加快,但我国幅员辽阔,能源分布极不均匀,2/3以上的水和煤资源都集中在西部地区,而负荷中心大多都覆盖在相对发达的中东部地区,东西部距离太远,发展长距离、大容量的特高压输电技术势在必行。总结国内外的特高压输电运行经验,雷击引起的线路跳闸一直是影响特高压电网发展的主要原因之一,严重影响了电网的安全稳定运行,给国民经济和人民生活带来严重的损失。因此,输电线路的防雷研究成了电力系统研究的焦点问题。长期以来,为了减少输电线路的雷击事故,提高可靠性,人们采取了各种综合防雷措施,但电力系统的雷击事故依然严峻。根据电网故障分类统计表明,在我国高压线路跳闸率比较高的地区,由雷击引起的跳闸次数占了总次数的40%~ 70%,尤其是在多雷、高土壤电阻率、地理位置偏、 地形复杂的区域,输电线路上由雷击引起的事故率更高,究其原因是没能准确识别雷击过电压形式,因此准确地识别雷击过电压对提高输电线路的安全性有着深远的意义。
本文通过对感应雷过电压、反击雷过电压、绕击雷过电压波形特征进行分析研究,提取了时域上的相似度、相间峰值比最大值特征值以及时频域上的小波能量特征值来识别感应雷过电压和直击雷过电压,在此基础上,对反击、绕击雷过电压进行clarke变换, 求取零模分量[1],对其波头进行小波变换,利用模极大值极性和避雷器连续放电时间来识别反击、绕击雷过电压。
1输电线路电磁暂态仿真模型
本文基于电磁暂态仿真软件ATP-EMTP对输电线路上发生的感应、反击、绕击雷过电压进行了仿真。 输电线路采用JMARTI频率特性架空线模型。全长10km,模拟220k V架空输电线路。全线架设一回避雷线。仿真输电线路终端采用匹配电阻模拟负荷,输电线路 终端采用 波阻抗接 地 。 模拟雷电 波采用1.2/50μs双指数波形,雷电通道波阻抗为300Ω,采样频率为200MHz。
1.1杆塔及线路模型
图1为ATP环境下建立的输电线路上雷电侵入波仿真模型,分别表示出了雷击杆塔顶(雷电反击)、 雷击输电线路(雷电绕击)不同位置的情况,图2为普通杆塔波阻抗模型。
1.2绝缘子闪络判据
通过比较绝缘子串所加电压和标准波形下的伏秒特性值对绝缘子闪络进行判断。如图3所示,当绝缘子串上的过电压波与伏秒特性曲线相交即可发生闪络,当绝缘子串上的过电压波伏秒特性曲线不相交即不闪络。
2雷电过电压的特征提取及识别研究
2.1感应雷和直击雷过电压的识别
本文对输电线路上雷击出现的不同位置导致的不同类型过电压,包括感应、反击、绕击雷电过电压进行了仿真,在母线处获得的波形图如图4所示。
从图4a可以看出感应雷过电压波头比较平缓, 三相变化趋势基本一致,波形相似。而图4b、图4c中的反击和绕击雷过电压则大不一样,波头较陡,三相不存在这种相似性,这是因为出现反击和绕击时, 故障相电压随着雷电流的增大而升高并且绝缘子串闪络,呈现接地故障形式,这时故障相电压在电流注入后波头发生剧烈震荡,经过一段时间后衰减至0, 非故障相随故障相短时震荡后恢复常态[3]。从图4d波形展开图看出反击雷过电压波波头时间与标准雷电波接近,约为2.5μs,波尾经过数个振荡周波后幅值骤降,产生的负的幅值超过了波峰值。图4e的绕击雷过电压波波头时间也约为2.5μs,与标准雷电波接近,与反击雷过电压不同的是,当幅值陡增之后, 迅速下降衰减为零,波尾一直保持这种状态。鉴于波形特征,可引入波形相似度,另附加三相相间峰值比和小波能量来进行识别感应雷和直击雷过电压。
时域特征量波形相似度能够很好地反应过电压波形在时域里的特征信息,是反应过电压性质的重要特证指标之一[4]。
相似度表征波形各相的相似程度,S越大,表明相似度越高。
分别计算感应、反击、绕击雷过电压相间相似度, 得到几组三相平均值,如表1所示。
由表1可知,感应雷波形相间相似度较大,都在0.7以上,反击雷和绕击雷相间相似度较小,约为0.4。 由此可以作为很好地区分感应雷和直击雷的特征量。
除了相似度以外,引入另一个特征量,三相相间峰值比最大值Kpmax
式中,Kpmax反应三相电压的不平衡程度,数值越接近1,各相电压幅值差异越小[5]。分别计算感应雷、 反击雷、绕击雷过电压的相间峰值比最大值,得到以下几组数据,如表2所示。
由表中数据可以看出感应雷的相间峰值比都接近1,最大的也在1.5左右。而反击雷都是大于3, 绕击雷更甚。由此可以很好地区分感应雷和直击雷。
除了时域上对电压波形进行特征提取之外,也可利用小波时频理论对感应、直击雷过电压零序电压波形进行特征提取。根据对仿真波形的观察,选用db4小波对零序电压进行多尺度一维离散小波分解[6],分解为多个高低频子频带,计算某个子频带的小波能量Ei,把其作为特征量
式中,i为小波分解尺度。
取30组感应、反击、绕击雷过电压特征值样本导入到支持向量机程序中进行识别,能够准确无误地分辨出来,识别率为100%。由此看出特征值的提取方法有效,能够识别出感应和直击雷过电压。
2.2反击雷和绕击雷过电压的识别
由于反击和绕击雷电过电压波形大体变化趋势一致,从波形上很难区分两者,但两者的波头有些差异,因此从波头极性及避雷器动作时间等方面进行识别。本文采用小波模极大值的方法提取波头特征。
小波模极大值即电压信号经小波变换后的局部极值点,定义为
式中,φs(x) 为小波, f(x) 为电压信号,Wsf( x) 为电压信号小波函数,若式(5)成立,则在x0的某一邻域范围内,x0为小波变换的模极大值点,Wsf( x) 为小波变换的模极大值。小波变换的模极大值点与电压信号的突变点是一一对应的,突变点的变化方向对应模极大值的极性,突变点的变化强度对应模极大值的大小[7]。因此可以通过小波变换后的模极大值的极性和强度表征突变点的变化。进而判断两种过电压波头极性和避雷器放电持续时间。
对电压零模分量波头进行小波变换,再取模极大值,波头的变化趋势不同导致反击和绕击雷过电压波的模极大值极性不同。
对于反击过电压,当绝缘子闪络时,导线电位先上升再下降,模极大值表现为一正一负两种极性,由于正的幅值大于负的幅值,所以第一个极值点表现为正极性[8]。绕击过电压则不同,由于导线电压与雷电流的近似线性关系,绕击过电压随雷电流的增大迅速下降,第一个极值点表现为负极性。从图5a、5b中看出,两种过电压在t1、t2时刻都有急剧变化,t1时, 雷电波被避雷器截断,因此电压急剧下降,同时避雷器开始放电,对应的模极大值点为k2;t2时,避雷器放电结束,电压回升,对应的模极大值为k3。从t1到t2这段时间t即为避雷器的放电时间。
通过多组波形数据仿真实验,得到大量的数据表明反击雷过电压k1为正,t>70,绕击雷过电压k1为负,t<50。取30组反击、绕击雷过电压特征值样本导入到支持向量机程序中进行识别,能够准确无误地分辨出来,识别率为100%。由此看出特征值的提取方法有效,能够识别出反击和绕击雷过电压。
3结束语
本文利用ATP-EMTP软件对输电线路上发生的感应、反击、绕击雷过电压进行了仿真,得到它们的过电压波形,通过观察分析发现各自的波形特点:感应雷过电压三相波形变化趋势一致,相似度极高,且波头平缓,在线路的传输过程中幅值发生衰减,波头波尾时间变长;反击和绕击雷过电压与感应雷过电压差别较大,首先波头陡,其次三相波形差别也大,二者的差异主要体现在波头和波尾上。
基于这些波形特征,提出了利用波形相似度等特征量来识别感应雷与反击、绕击雷过电压,利用能反应波头特征的模极大值极性和避雷器放电时间来识别反击、绕击雷过电压。
线路电压 篇5
【关键词】电力线路；配网管理；低电压；治理
前言
时下，广大居民在用电方面提出了更高的需求，电力管理的相关部门需要排除各类干扰因素，妥善处理线路配网中的典型问题，维护电力系统稳定、安全运转。此外，“低电压”及相关问题的综治研究，也是近年来电力管理研究的重点项目。
1.配网线路的管理问题分析
1.1普遍问题。1.1.1配网构架不够科学。电力配网总体构架的不科学，会影响到内部器件的运行状态，严重时可能诱发多种线路问题。系统构架问题有很多，例如，断路设备较少、系统分段格局不科学等。一旦某段电力线路出现故障隐患，由于断路设备较少，难以快速感知到相关的故障隐患，出现特殊状况时，配网系统承受的负载过多，极可能出现较重大的意外事故。1.2.2设备检修不够及时。因检修工作不到位而出现的电力系统问题，包括运行调频、系统升级不及时、线路易断路等。这些故障频繁出现，会对配网运作造成很大影响，电力系统程序未得到成功升级，一些设备的原有功能将难以发挥出原有功能，进而影响到配网运行的整体效果。1.3.3线损现象比较突出。电力系统的线路很长，其运行中常因内、外力因素出现线损现象，这种现象出现后，不仅增加了配网线路的总体投入成本，而且降低了系统运作的整体经济收益。诱发线损现象的因素有雷击、污秽物长期沉积、线路内绝缘子受损较严重等[1]。
1.2配网线路的有效管理办法。1.2.1加强配电基建管理建设。配电系统的基建管理包括了系统构架的完善建设。在建设配网线路的基建工程时，管理层要按照工程的实际需求及情况，拟定系统、科学的系统防护方案，将相关措施落实到工程建设、系统改造、设备检修等各环节里。在工程规划环节，设计者需将电力项目的监督、审核工作纳入线路建设机制中，同时，管理部门要做好线路项目的施工招标工作，慎重筛选资质合格的建设单位。在验收系统维修项目时，需派专业人员检测设备检修的实际质量，特别要注意核查隐蔽部位的维护情况，对于达不到运转标准的线路设备，必須进行返修处理。1.2.2提升线路运作管理质量。配网线路的运作稳定性、安全性关系到全部用户及电力工作者的实际利益，因此，线路管理必须符合科学、规范、安全等操作标准。在运作管理的实践过程中，管理者遵循“安全第一、防治联合”理念，增强预防管理的措施力度，安排专门的巡防人员开展线路安检工作，把安全管理的权责落实到各个岗位人员的身上，保证安全措施能够落于实处。1.2.3完善线路设备管理机制在选购相关设备的型号、功能时，购置人员不可选择性能、材质较差的类型，而要考虑设备的耐用性、适用性和功能扩展性。此外，检修人员要做好更新维护、故障检修等环节的具体工作，坚持“定期检测、及时维修”原则，仔细、清楚了解各类线路设备的具体缺陷，并作详尽记录，形成汇报报告[2]。在处理相关问题时，要按照记录册上的情况进行维修核查，确证设备检修无误后，做好检修恢复笔记，方便工作人员交接有关工作。此外，注意检测配网及设备是否有可更新、可升级的项目程序，一经发现要及时作出更新处理，并且及时摒弃过于陈旧、年久未修的线路设备。
2.低电压的出现根源及综合治理探究
2.1形成原因。出现低电压现象的根源在于配网建设的技术、资金投入缺乏，致使管理水平较低。具体表现有：①线路中的10kV分段太长，致使线路内部的压降过大，但10kV分段线的内径较细，对设备的损伤较大，继而出现传输不畅问题；②配网中的线路与配变间发生卡口、超载等问题；③线路中的负荷变化较大，峰值、谷值有很大差异，致使馈线尾端的电压出现起伏变化。④电压起伏波动较大，但调压措施的效力不强；⑤调压机制中的联合功能较差，系统电压没有自行调整能力；⑥实时监管、设备量测等方面的管理不健全，难以准确计测线路故障的具体数据，致使管理机制作出错误的判断决策。
2.2综合治理对策。2.2.1推行超前规划及建设。低电压出现在配网建设中，说明电网规划缺乏前瞻性和超前性。对此，管理者要加强前瞻性导向建设，以管理机制的完善建设为前提，以科学方法制定具有论证特性的配网建设策略，并将其践行于配网线路的运作管理当中。基层部门要组织人员参与技能培训，提升各岗位人员的专业技能，做好专人设计、专人核查等工作。超前设计涉及工程构思、项目库存、实地探查、技术指南、质量审核等方面的内容，配电设计实现了超前规划，可避免低电压频繁出现。2.2.2推行精益化系统运作管理①建立电网电压综治机构，按照低电压的测定结果，作细致分析，遵循“先重后轻”的处理顺序，拟定线路整改的综合方案，着力整顿低电压线段。②在低电压区构建综治整改体系，同时提供综合治理的相关管理服务。管理团队按方案开展各环节的综治工作，并构建治理审核的制度和运作机制。③做好反馈、保修环节的管理服务，积极完善低电压跟踪治理工作，处理好相关的后续问题。2.2.3借助线路技术提高电网防护能力。电网建设及改造中，变压器所在台区要遵循“容量小、半径短、布点密集”原则，选取适宜的方位放置变压设备，按照目前负荷情况及规划需求，把变压器放在靠近负荷中心的位置，方便负荷点向周围扩散，减少供电的辐射半径，缩短电力线路，以减少电压降过大的隐患因素。设计线路设备的实际格局时，要考虑负荷量情况、用电量情况和用电用户的分区情况。电网构架要能够满足各分站间的电力互供，实现各片区、各区域的独立供电，体现超前规划、“N-1”验证技术的优势[3]。此外，为使配网功能满足当地经济、产业的发展需求，电网建设要着力解决供电不足、电源有限等问题，从电网构架、电源布点的层面探讨片区供电问题，才能找到最根源、最有效的处理办法。
3.结束语
配网系统的整体维护，要从基础设备的运作与检修入手，综合分析线路运作的情况，提升管理效力，有效消除各类隐患因素，及时更新电力系统及线路设备，保障电力配网处于最优的运作状态。在低电压的治理建设中，管理部门要构建综治体系，积极优化配网构架，从根源上降低低电压的出现几率。
参考文献
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[2]廖华兵.深入推进“低电压”综合治理逐步提高供电电能质量[J].科技视界，2014，11（31）：280-281.
长线路末端电压升高的再思考 篇6
在110 kV电压等级及以上的高压、超高压电网中,若送电线路较长,线路的“电容”效应就会显著增大,因此,在工频电源作用下,远距离空载线路电容效应的积累会使末端电压升高。
系统并网前,先从电源侧投入线路,线路就进入了开路状态,这时在线路上(特别是线路的末端)会出现较大的电压升高。如果负荷侧突然从输电线路断开,就会导致同样的情况,对首端、末端电压均影响较大。调度的停送电将造成电压大幅度波动,对调度运行操作存在许多不利的方面,因此需要提前控制。
1.1均匀长输电线路模型
高压长距离输电线路,一般需要考虑线路的分布参数特性。假设每相输电线路的电阻、电感、电导、电容沿线均匀分布,线路模型如图1所示。图1中r0、L0、C0、g0分别为线路单位长度的电阻、电感、电容和电导。
描述电路波过程的微分方程可表述为
系统电源可用电势E和串联1个集中参数的等值电源阻抗ZS来替代。因此,单电源线路的等效电路和复合二端口网络分别如图2所示。
设线路的首端电压、电流分别为
式中x为自线路末端算起的线路长度;
1.2空载长线路电容效应引起的工频过电压
空载长线路
式中Kp为工频电压升高系数;ZS为电源等效电抗。为简化起见,均以无损线模型分析,设ZS=jXS,可得空载长线的沿线电压,表达式为
式中φ=arctan(XS/ZC);α=ω/ν,其中ω为频率,ν为光速,架空输电线路的相位移系数
由以上推导可知,式(5)是结合式(2)、式(3)并假定
当空载线路末端接有高抗时,假定在长线路末端接有并联电抗器XL,则式(5)则变换为如下公式,表达式为
β=arctan(ZC/XL)。
从式(6)可以看出,线路末端电压
2分析计算
不同电压等级输电线路输电距离有一定的范围(线路长度使cos(αl + φ)趋近于零),通常如表1所示。
2.1不同电压等级下末端电压变化情况
采用有限大电源,设XS=1,各电压等级线路线型及波阻抗Zs如表2所示。
图3—图6为末端电压与L函数关系曲线。当L小于100 km时,线路首、末端电压比较小,末端电压升高不大;当不同电压等级线路L超过一定数值时,电压升高较大。随着线路长度的不断增加,线路末端电压升高愈明显。
在同一线型、不同电压等级下,末端电压升高不相同,图7为固定长度L=100 km、线型LGJ-400/50不同电压等级末端电压升高的对比图。表3为220 kV送电线路Kp值。
2.2相同电压等级下末端升压系数比较
固定长度L=100 km,电压等级为330 kV,采用线型为 LGJ-400/50,改变电源电抗Xs的值,观察末端电压升压系数的变化情况,如图8所示。
由图8可知,随着电源电抗的增大,末端电压的升压系数明显增大。系统等值阻抗增大,系统短路水平较低,系统网架联系较松散,系统抗电压扰动的能力较小,故电压波动明显。因此,系统等值阻抗较大时需系统分析电网网架等值系统阻抗与送电过程时系统阻抗的差异,理论仿真与实际存在一定的不确定性。对于两段长线路的末端电压升高问题,不能采用此方法进行分析,需严格按照式(2)进行分析,因为此时
3结论
空载线路末端电压受线路长度和电源的影响。电源电抗的存在,犹如增加了线路的长度。对于单电源供电线路,估算最严重的工频过电压升高,应取最小方式时ZS为依据;对于双电源供电线路,线路两侧断路器合闸时先合闸电源容量大的一侧,后合闸电源容量小的一侧;线路切除时,先切除容量较小的一侧,后切除容量较大的一侧。同时,应对ZS做敏感性分析和校验。两段长线路送电需注意
参考文献
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低压配电线路的雷电过电压保护 篇7
供电回路或回路负荷的突然变化, 特别是感性负荷的频繁操作, 在电源线路上产生很强的反电动势, 叠加到电源电压上, 形成脉冲过电压;负荷 (特别是大容量的负荷) 电源插头座间的接触不良也会产生火花放电, 形成脉冲过电压;积累大量静电荷的金属导体放电也会产生脉冲过电压;雷电产生的脉冲过电压, 上述方式都将在电源线路上产生过电压。其中雷电以如下方式产生脉冲过电压[1]:
1) 当雷击发生在电源、信号线路或附近时, 在线路上会产生很强的雷电流, 以波的形式沿线路快速传输, 使线路和大地间形成很高的电位差, 也可能产生很强的脉冲雷电流流过负载;2) 静电感应:雷云形成时, 受云中电荷吸引, 在下方导线上产生异性电荷。接闪时空中雷云电荷中和, 瞬间消失, 线路上的感应电荷来不及释放, 线地间产生很强的静电感应电压;3) 雷电感应:雷电接闪时会向周围空中发射很强的电磁波, 频带可达几百KZ以上, 幅度随着频率降低, 电磁波传播距离可达几百公里以上。雷电波不仅干扰通信设备和其它电子设备的工作, 而且在周围导体上会产生很强的感应电动势, 在电源、信号线路上产生感应电压。
电源、信号线路上产生脉冲过电压的原因很多, 当其超过设备的承受能力, 设备就会损坏。随着科学技术的快速发展, 以电子计算机为核心的电子产品日益广泛应用, 雷电通过电源、信号线路对设备的危害越来越严重, 为此, 各种对应的防护办法相继产生。在常用的方法中有等电位连接、屏蔽、将线路埋地引入等方法, 在这里讲的是最常用的方法, 即采用电涌保护器[2]。
2 低压变压器两端的脉冲过电压保护
对于设置在建筑物内或在建筑物附近的Yyn0 (高压端为三角形连接, 低压端为星形连接, 如图1所示) 和Dyn II (高低压两侧均为星形连接, 如图2所示) 连接方式的电源变压器, 由于其高压、低压端的中心点、变压器外壳都要接地, 且与建筑物共用接地网时, 高、低压各相均要并接避雷器。
当变压器附近建筑物避雷装置遭到接闪时, 接地装置电位上升, 变压器外壳电位也上升而高压侧各相绕组是相连的, 对变压器外壳来说, 其电位差增大, 高压绕组绝缘有击穿的危险。在高压侧线圈上安装避雷器, 在高电位作用下击穿放电得到保护。另一方面, 低压中心点电位上升, 该电位叠加到底压线圈上, 产生电流流经线圈, 通过电磁耦合, 使高压侧产生危险的高电位, 当低压侧安装电涌保护器后, 保护器动作放电, 大部分雷电流通过它泄放, 保护了高压侧绕组。
当接闪器接闪时, 产生的雷电流使共用接地网的电位上升很高, 要求低压侧安装的电涌保护器电压保护水平≤2.5 k V, 当线路有引出本建筑或附近有独立接地装置的配电装置时, 应在低压配电柜上安装Ⅰ级试验的电涌保护器。这是因为Ⅰ级试验的电涌保护器不仅通流量大, 而且导通后残余压降小, 保护性能好。
3 电涌保护器设计应注意的几个问题
3.1 建筑物防雷等级与电子信息设备等级划分不能混淆
建筑物防雷等级是根据建筑物的预计年雷击次数、遭雷击后对建筑物的危害影响程度等因素划分的, 而电子信息系统设备防雷等级不仅要考虑建筑物预计年雷击次数、入户设施的预计年雷击次数与设施的可接受的年雷击次数, 也要综合考虑电子信息设备在建筑物中的位置、重要性、设备的抗冲击过电压、耐冲击的类型等多种因素。建筑物防雷等级在3类以下外部防雷设施可不考虑安装, 但并不等于电子信息设备不需采取其他防雷措施, 而是要根据与其有关的多种因素确定。
3.2 电涌保护器的参数选择应严格按需要确定
所有电涌保护器都采用同一参数。
通流量和电压保护水平是电涌保护器多项技术参数中必须考虑的2项, 在实际使用中应根据SPD所处的位置、保护对象、前后级间能量的配合来合理选择。根据多种因素在对其进行雷击风险评估后, 确定其防雷等级, 按设备要求和所需的级数, 进一步确定各级通流量。电子信息设备一般需要2~3级过电压保护, 如表1所示, 根据配电系统中设备的绝缘耐冲击电压和SPD的所在位置, 选择各级SPD的电压保护水平。
注:1) Ⅰ类通常指含计算机及有程序控制的电子设备;2) Ⅱ类包括家用电器和类似设备;3) Ⅲ类包括配电、布线系统、应用于工业的设备固定安装的电动机等;4) Ⅳ类包括电气计量、一次线过流保护设备等, 由于其耐冲击电压很高, 一般在输入端直接安装B级SPD。
4 结语
电涌保护器的设置、级数、参数选择等都要严格按规范要求, 根据当地雷电活动情况、使用条件、设备的重要性、抗冲击过电压的能力等多种因素确定, 既要考虑到设备的安全, 也要考虑是否经济合理, 该设置的必须设置, 不该设置的不要设置, 造成不必要的浪费。在工程初步设计出来后进行雷电风险评估, 为设计提供科学合理的依据。目前虽然工作实施有一定难度, 但事在人为, 相信以后工作一定会开展起来, 而且一定要开展起来。
参考文献
[1]HasseP.低压系统过电压保护[M].北京:中国电力出版社, 2004.
线路电压 篇8
中原大化集团有限责任公司新建50万甲醇项目在模拟试车期间,发现部分接触器一直处于吸合状态,无法实施停车,对照原理图并没有查出接线问题,结果用表测量出接触器线圈两端线带有117V交流电压,这可能是造成故障的原因。
2 故障
该项目中,低压配电室到现场操作柱的控制电缆是多芯电缆,具体采用的电缆是ZR-KVV-0.45/0.75-14X1.5,配电室到主控制室信号线采用多台电机共用一根多芯电缆集中敷设,控制电缆线采用的是ZR-KVV-0.45/0.75-27X1.5,由于控制线路太长(大概有500m),接触器两端便产生了感应电压,具体分析如下。
图1为交流控制原理图,图2为线间电容的等值电路,由于电缆的电阻和感抗值远小于容抗值Xc,可以忽略不计,其中R、XL分别为接触器线圈的电抗和感抗,U1、U2分别为线间电容电压和接触器线圈两端电压,从图1可以看出该线路通过若干根导线实现对接触器的控制,由于电缆间的电容C与电缆长度成正比,电缆越长,电容C越大,流过电容和接触器线圈的电容电流就越大,线圈两端的感应电压U2与流过的电流成正比,U2值就相应越大,当感应电压U2大于接触器的释放电压时,按钮SB1即便处于断开状态,接触器仍然处于吸合状态,无法停车。
要使接触器分断,可采用以下方法:
1)减小控制电缆长度;
2)选用阻抗小的接触器;
3)选用释放电压限高的接触器;
4)在接触器线圈两端并联电阻来减小接触器线圈上两端的感应电压;
5)在接触器线圈两端并联电容来减小接触器线圈上两端的感应电压。
由于已经施工完毕,方法1)、2)、3)工作量比较大,这几种方案不可取,只好选用方法4)或5),如图3、图4,该两种方法的原理是利用电阻、电容分流来减小流过接触器感应线圈的电容电流,从而降低线圈两端的感应电压U2,达到使接触器分断的目的。当采用方法4)时,由于电容电流很大,当选用电阻太小时,会使电阻烧坏,无法减小接触器线圈两端的电压,选用大电阻时,正常工作时会增加控制回路中的功耗。采用方法5),由于控制电压有时达到400V,只需要选用耐压等级大于400V的容抗较小的电容即可,因此最终采用了方案(5)。
3 结语
特高压输电线路过电压的计算分析 篇9
由于我国用电负荷和发电能源分布的不平衡，造成了我国必须大力发展特高压输电线路。特高压一般指的是1000KV及以上的电压等级，在国内，特高压指的是1000KV交流和±800KV的直流电压等级的输电线路。而特高压输电线路与其它输电线路相比有自身的特点，例如它具有距离远、容量大和损耗低的优点和容易受地理环境和恶劣天气影响的缺点。采用特高压输电可以实现资源的配置优化，同时还可以取得很好的经济和社会效益，因此，特高压输电网络的建设不仅可以促进我国电力行业的发展还可以带动相关行业的技术升级。
过电压在电力系统中属于一种电磁扰动现象。分析输电线路的过电压产生的原因并采取相应的方法进行抑制对于电力系统中电气设备的安全工作和整个电力系统的可靠运行都有着重要的意义。
本文以1000KV交流特高压输电系统为例研究其过电压发生的原理和抑制过电压的方法。
2 过电压的定义和分类
输电线路的过电压指的是工频工作条件下交流电压均方根的值升高，升高值超过额定值的10%并且持续时间大与60秒的长时间电压波动现象。过电压可以分为外部过电压和内部过电压两大类。
内部过电压是指电力系统内部运行方式发生改变而引起的过电压。内部过电压又可以分为暂态过电压、谐振过电压和操作过电压。
外部过电压又称为大气过电压或者雷电过电压。其是由大气中的雷云对地面放电而引起的。外部过电压又可以分为直接雷击过电压和感应雷过电压两种。
本文将从着重介绍特高压线路中的工频过电压和操作过电压。
3 特高压线路工频过电压
特高压线路的工频过电压就属于内部过电压的一种，内部过电压主要是指由于电力系统的故障引起的电网中电磁能量的转化，当电磁能量转化造成的瞬时或者持续一段时间的高于电网额定允许电压等级并对电力系统中的电气设备可能造成威胁的电压升高。
特高压线路的工频过电压对电力系统有很大的影响，首先工频过电压的大小会直接影响操作过电压的幅值，其次，避雷器额定电压的大小就是根据工频过电压的进行设置的，最后工频过电压还直接影响到电力系统的安全、稳定和可靠运行。
引起特高压线路工频过电压的原因很多，本文主要从以下三个方面进行分析：甩负荷引起的过电压、空载线路的电容效应和线路不对称故障引起的过电压。
3.1 甩负荷引起的过电压
甩负荷引起的过电压是指当输电线路在比较重的负荷下运行的时候，当线路末端的断路器突然跳闸，输电线路甩掉一部分负荷之后引起的过电压。实际上，在相同的条件下由于输电线路甩负荷引起的过电压比空载线路电容效应引起的过电压严重很多，在输送线路上不同的位置安装并联电抗器也会起到不同的降压效果，实验证明，在输送线路的末端安装取得的降压效果最为理想。
3.2 空载线路的电容效应
特高压输电线路的空载线路由于电容效应而产生的过电压最为严重，并且在线路的末端电压升到最高，从线路的末端到电源侧的输电线路上，电压逐渐减小。为了抑制空载线路引起的电容效应，可以采取在输送线路上安装并联电抗器的方法，安装并联电抗器的补偿度越大，电压降幅就越大。抑制空载线路电容效应引起的过电压最好的办法也是在输送线路的末端安装并联电抗器。
3.3 线路不对称故障引起的过电压
对于输电线路来说，不对称短路事故的发生是电力系统中最常见最普遍的故障形式，对于特高压输电线路来说，当发生单项接地故障时候，其余两相上的电压就会随之升高。由于线路不对称故障引起的过电压比起前两种情况来说最为严重，电压升高值也是最大的。同样抑制线路不对称故障引起的过电压最好的办法也是在线路上安装并联电抗器，安装的并联电抗器的补偿度越大，降压效果也就越好。
4 特高压线路操作过电压
对于特高压远距离的输电线路来说，当空载长线的电容效应引起较大幅度的工频过电压升高，在工频过电压的基础上就会出现幅值更高的操作过电压。特高压线路操作过电压决定着输电系统的绝缘水平和设备的绝缘选择，因此研究特高压输电线路的操作过电压有着重要的意义。本文主要从故障分闸过电压、单相接地故障过电压和空载线路合闸过电压三个方面进行介绍特高压线路操作过电压。
4.1 故障分闸过电压
故障分闸过电压顾名思义就是当输电线路发生接地或者短路故障之后，故障线路上的断路器在切除故障的时候在其余正常线路上出现的过电压。特高压输电线路上的故障分闸过电压与传统的切空线断路器引起的过电压有根本的区别，这是由于特高压输电线路上采用的断路器都是SF6断路器，SF6断路器由于自身的特点不考虑重燃的问题。
故障分闸过电压的大小有很多影响因素，其中电力系统的运行方式，发生故障点的位置，是否有分闸电阻也对故障分闸过电压的大小影响很大。分闸电阻在很大程度上会降低分闸过电压的幅值，同时分闸电阻的大小和投入时间则会影响到降低的分闸过电压幅度。
4.2 单相接地故障过电压
单相接地故障过电压是指当输电线路出现单相接地故障时候在其余两相上出现过电压的情况。单相接地故障引起的过电压有时候可以达到1.21p.u，过电压的大小与很多因素都有关系，例如系统的运行方式、电力系统容量的大小以及发生故障点的位置都会影响到故障过电压的大小。
4.3 空载线路合闸过电压
空载线路的合闸操作在电力系统中是最常见的，合闸操作又可以分为两种情况;一是计划合闸，二是故障发生之后的自动重合闸操作。对于计划合闸来说，因为在合闸之前一般情况下输电线路是正常的，不存在接地现象，因此输电线路三相是对称的，因此可以进行分相分析研究。
5 特高压输电线路中过电压的计算
对于特高压输电线路过电压的计算是一个特别复杂的过程，这是由电力系统电磁暂态过程的复杂性决定的。因此，要想根据电力系统实际工作条件进行过电压的计算，就必须采用模拟和数值计算两种方法。
特高压输送线路过电压计算方法也是一个不断发展完善的过程，最早的传统的方法是使用模拟装置，模拟装置虽然可以形象地深入过电压发展的过程，但是模拟装置具有容易受到设备限制的缺点。随着科学技术的不断进步尤其是计算机技术的飞速发展，网格法和贝杰龙特征线两种方法被广泛运用到实际的工程计算当中，从此之后电力系统过电压的数值计算得到了飞速的发展。现在国际上普遍采用的电磁暂态计算程序是EMTP(Electro-Magnetic Transient Program)，该程序是以Bergeron特征线为基础的以电磁暂态过程为研究对象的大型计算程序，它具有灵活、通用和计算精度高的优点。
本文针对国内一条输电线路进行仿真分析，分析计算空载线路和并联电抗器两种情况下沿线的电压分布情况。
输电线路的主要参数如下：
1)输电线路总长度为640Km。
2)输电线路充电功率为380.52Mvar/100Km。
3)电源侧电压是1078KV。
4)电源端阻抗参数是Z0=6.75+j34Ω，Zj=Z0=6.75+j34Ω。
5)电压基值是898KV。
6)输电线路传输的功率是S=2300MVA。
计算和仿真结果如下：
6 结束语
从2005年我国建设的第一条750KV输电线路在西北地区投入运行以后，交流1000k V和直流±800k V的特高压输电系统的研究就开始了，其中有很多关键技术还需要进一步的研究和解决。例如，设备绝缘水平的提升，过电压保护器的研制，特高压输电线路的可靠性等问题都亟待解决。
参考文献
[1]王晓龙.特高压输电线路过电压的计算分析[D].中国优秀硕士学位论文全文数据库,2009.
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合理提高偏远线路电压质量的新技术 篇10
本项目较好地满足了城乡电网改造和节能降耗的实际需要，不但可以达到改善电压的目的，促进供电质量和供电可靠性提高，也可以很好降低线路损耗。且投资少、降耗节能效果显著，带动城乡经济发展，推动全面建设小康社会，完全符合国家产业政策。此次研究报告的解决方案所采用的设备为自动调压设备 (S V R馈线自动调压器) 和无功补偿装置 (D W K高压无功自动补偿装置) 。据了解，该项目产品在推出的短短几年，产品销售已遍及陕西、广东、云南、重庆、甘肃、新疆、河南、辽宁、内蒙古、四川、山西、华北等地区，设备运行安全可靠，得到了用户和专家的肯定和好评。
总体说来，在电压波动大、损耗高的1 0 K V线路安装自动调压器和无功自动补偿装置，对电网运行管理工作是一次全面的升级和提高，可以在短时间内改善配网的经济技术指标。包括：
提高供电质量，减少电压损失；
改善设备利用率；
提高功率因数，减少线路损耗；
提高电网的传输能力，减缓线路及设备老化。
二、西吉地区电网现状
近年来，西吉地区电网建设有了很大的发展，用电量增长，但随着经济发展，造成配网无功电力不足、供电质量下降、网损增加的局面日趋严重。
根据调查，电压和无功方面：110 kV、35 kV电网供电稳定合格和无功配置基本平衡，但1 0 k V线路调压手段落后，仅补偿线路无功很难有效的解决线路电压问题，因无功补偿最终以解决线损为主，提高电压的能力很有限；加上农网线路偏长，造成线损率长期居高不下。西吉地区电网经过几年大规模的电网建设与改造，低压电网已得到极大的改善，提高了供电质量。但是由于农网改造资金有限，尤其是部分偏远地区1 0 K V超供电半径的问题，不可能采用大量的高压配网布点的途径解决，仍存在一定数量供电半径超过国家规定的远距离线路，线路末端电压难以保证，功率因数达不到要求，线损较大。
西吉电网主要线路为农业灌溉、照明和个别工业性负荷，线路分布不均匀并且较长、负荷较重，导致线路后端电压很低，不能满足沿线用电单位的正常使用。在用电高峰期，经实地测量，某些线路末端用户380V侧电压可低至310V左右，已经不能满足农民正常的生活、生产需要。
三、电网电压异常的原因分析
(1) 10kV线路供电半径过长。由于西吉地区地处山区，用电用户较分散，造成线路供电半径偏长，2 0 k m以上的供电线路较多，导致线路末端用户在用电高峰不能正常用电。
(2）导线截面积较小。一些供电线路导线线径较小，电压损耗中的电阻分量所占比重较大，因此，减少导线的电阻能够起到一定的调压效果。
(3）部分3 5 k V变压器为无载调压，且有些变压器的抽头太少，调节范围有限，这些因素导致了目前的调整方式对电压没有明显的效果。
四、针对地区电网电压的解决措施
针对西吉地区电网供电线路较长，使用常规无功补偿、变电站主变调节电压、和对线路进行改造等方法，不能从根本上解决超长线路末端电压低的问题。选择新建变电站方式可以彻底解决线路末端电压低的问题，但是新建变电站造价太高，在偏远山区负荷分布分散，新建变电站经济性太差。在考察一些供电单位解决线路电压问题的经验后，以及结合西吉地区超长线路的实际，我们决定在线路上使用自动调压器进行两级调压和无功补偿装置相结合来解决供电线路长、负荷昼夜或者是季节变化大等情况引起的供电线路末端电压低的问题。对此我们在西吉地区选择兴隆变1 1 4什字线采用两级调压方式进行试点。
4.1兴隆变1 1 4什字线路现状
负荷性质为季节性农业负荷，线路分布不均匀并且较长、负荷较重，导致线路后端电压很低，不能满足沿线用电单位的正常使用。经实地测量，线路的街道变1#3 8 0 V侧电压为332.4V，谢寨变380V侧电压为3 1 2.8 V，已经不能满足农民正常的生活、生产需要。通过1 0 k V三相平衡负荷架空线路的电压损失表计算线路末端电压为:
线路压降百分数为:
即：线路末端电压为8.0 6 k V左右。同样的计算方式可以得出谢寨变的电压为7.9 6 k V。
4.2解决措施
根据线路实际情况，建议在主干线的1 8 9号杆左右安装一台型号为SVR-2000/10-7 (0～+20%) 的SVR馈线自动调压器可以将线路电压调至合格范围。
安装点电压为：
1 8 9号杆安装设备后其出线端电压可以达到10.8kV，调压器出口电压实际调至1 0 k V左右。
线路末端电压为：
根据线路实际情况，建议在主干线的2 7 6号杆T接线的南台变前端再安装一台型号为SVR-500/10-7 (-5%～+1 5%) 的S V R馈线自动调压器可以将线路电压调至合格范围。
安装设备后该点电压最高可以调至：
2 7 6号杆安装设备后其出线端电压可以达到1 0.8 k V，调压器出口电压实际调至1 0 k V左右，谢寨六组变电压可以达到9.9 k V左右。
4.3柱上高压无功自动补偿设备选型
根据负荷的分布及线路实际情况，为了能够合理有效的对线路进行补偿，兴隆变1 1 4什字线宜采用多点进行分散补偿。安装点1选在线路1 0 2#杆前端；安装点2选在主干线1 8 9#杆调压器设备前。补偿的无功容量选择在平时负荷的基础上留有余量，根据补偿的无功容量大小选择补偿方式。
线路的负载率按用户提供的最大电流计算：
1）.经过统计，安装点1到安装点2之间的线路容量约为1740kVA。安装点1补偿前功率因数以0.86计算，补偿后安装点的功率因数达到0.95，通过软件计算需要补偿的无功容量为189.2 3 k V a r，实际补偿选择补偿容量为150kVar，补偿方式为：静补50kVar+动补100kVar。
2）.经过统计，安装点2到线路末端配变容量约为1 6 1 0 k V A。安装点2补偿前功率因数以0.86计算，补偿后安装点的功率因数达到0.95，通过软件计算需要补偿的无功容量为175kVar，实际补偿选择补偿容量为150kVar，补偿方式为：静补50kVar+动补100kVar。
五、经济效益分析与对比
合理减少系统的阻抗也是电压调整的有效途径之一，例如尽量缩短线路，采用粗截面。但是，线路长度的缩短显然是有限的，特别是对于农村电网而言，供电半径比较大。而加大导线的截面意味着增加材料消耗和建设成本。对于额定电压为1 0 k V，最大负荷为2000kVA的配电线进行试算后, 装设一台后调压设备的效果与以下更换大截面导线达到同样的改善电压的效果。 (见表一)
调压器的价格因容量的不同而相差较大，装设一台调压设备仅需架设两个电杆或搭一个水泥底座，设备的费用和安装费用均比以上的费用低，而且工时短，可以立即见到效果。
新建变电站:新建变电站可以缩短供电半径，提高线路末端的电压，改善供电质量。但是，新建变电站一般所耗的工期比较长，价格昂贵；针对部分地区大多数线路电压合格，只有少数线路电压较低的情况时该方案经济性不可行。
通过以上不同调压方式对比，采用调压器是改善线路电压质量的一种方便可行的办法。
六、无功及调压应注意的几个问题
通过此次实施对兴隆变1 1 4什字线的改造，对农网线路以及负荷的特征有了进一步的了解，对使用调压器解决线路电压问题有了更加清晰的认识，此外也积累了一定的调压器在选型、安装以及使用方面的经验，总结如下：
1. 农网线路的基本特征是线路较长、线径较小，负荷的季节性规律较强，在负荷高峰期例如排灌期，线路后端电压较低，经常达不到供电电压质量的要求，而在负载小的时候，又会由于长线路的对地分布电容产生末端电压翘辫子现象。其根本原因是线路较长，其阻抗与分布电容均较大，这是长线路问题的症结所在，长线路的基本等效模型可如下图所示：
线路的压降为：ΔU=U 1-U 2= (P*R+Q*X) /U 2
可见，当线路较长，即R、X值较大，则P、Q的变化（例如季节性负荷变化）对压降的影响就很大，即长线路的功率输送特性较软。负荷大时线路的压降就会大，而如果在轻载时，此时忽略线路传输的有功P，由于对地电容产生的是容性无功，即Q为负值，则压降ΔU≈（Q*X）/U 2亦为负值，说明后端电压比前端高，同样的，如果线路过补较为严重，即无功Q倒送值较高，也会出现后端电压高于前端的情况。
2. 通过线路自动调压器能稳定调节线路的输出电压，有效的应对负荷的变化，大大延长了线路的供电半径，是解决农网长线路电压问题的一个较好手段，其投资小，见效快，运行维护简单。
3. 对于长线路，如果在调压的同时将无功补偿做好，将会起到更好的效果，其分析如下：
由于线路压降为ΔU=（P*R+Q*X）/U 2，是由有功P与无功Q共同产生的结果，如果通过较好的无功补偿，将线路传输的无功Q大为减少，则可降低线路的压降。
此外在长线路进行两级调压以及加装无功补偿需要注意的是：
1.线路的负荷是随时都在变化的，负荷所需的无功Q也是随时变化的，因此要求线路无功补偿装置补偿有较强的动态补偿能力，同时级数尽量精细一些，此外，由于长线路同时存在高负荷电压低，轻负荷电压翘辫子现象，因此无功补偿装置最好不要设置静止补偿的电容支路。
2.线路上装设两台自动调压器时，需考虑到线路在停电时两台调压器在最高变比时，当送电时可能由于线路上由于调压器的升压作用导致电压高的问题，因此，在停电前应使调压器在基准档位，防止送电线路电压高导致烧毁用电器的问题发生。
综合以上经验：1 0 K V半径超长线路的基本特点是线路电阻、电抗大，其负载特性软，线路的电压随季节性负荷波动较大，而使用线路自动调压器与线路自动无功补偿装置，可减少或改变这种不良影响，对提高线路电压质量、降低线路损耗，均能起到十分积极的作用，对改善农村偏远地区的电压质量有着十分重要的意义。
摘要：西吉地区电网供电半径较大, 季节性负荷比较突出, 在灌溉季节线路末端电压较低, 不能满足正常的生产和生活用电, 在考虑经济效益与社会效益的同时, 采用在线路中后段加装自动调压器的方案, 用较少的投资解决了该线路末端电压质量问题, 取得了良好的社会效益和经济效益。