特高壓及超高壓同塔輸電線路相角差的分析計(jì)算

吳慶華，張光翔，陳宏明，馬進(jìn)霞，李 悝(中南電力設(shè)計(jì)院，湖北 武漢 430071)

特高壓及超高壓同塔輸電線路相角差的分析計(jì)算

吳慶華，張光翔，陳宏明，馬進(jìn)霞，李 悝
(中南電力設(shè)計(jì)院，湖北 武漢 430071)

相角差是1 000 kV/500 kV同塔混壓線路設(shè)計(jì)要考慮的眾多因素中的一個，必須對此研究。通過建立合適的模型可以對影響相角差的因素進(jìn)行分析計(jì)算。計(jì)算結(jié)果表明，系統(tǒng)潮流和線路長度是主要原因。在滿負(fù)荷條件下，變壓器的影響在5°左右，300 km線路的相角差在5°左右。特高壓超高壓同塔輸電線路設(shè)計(jì)計(jì)算條件建議可按相角差10°考慮最大影響。

多回路；相角差；特高壓；輸電線路

0 引 言

目前，中國電力網(wǎng)絡(luò)主要為50 Hz同頻交流電網(wǎng)。以往超高壓同塔雙回線路的電壓、線路參數(shù)、路徑走向多數(shù)相同，且兩端基本上連接于同一變電站的母線，可以認(rèn)為線路上各處同名相間無相角差。但由于聯(lián)網(wǎng)和大功率遠(yuǎn)距離送電的原因，電網(wǎng)的“尺寸”越來越大，電網(wǎng)越來越復(fù)雜，輸電線路參數(shù)越來越多樣，同塔雙回的同名相可能會有不等的相角差[1，2]。特別是某些局部區(qū)域可能會出現(xiàn)1 000 kV/500 kV同塔混壓多回輸電線路，電壓等級提高、輸送容量增大、輸電線路另一端并不連接于同一變電站等因素可能放大相角差[3]。

對于1 000 kV/500 kV同塔混壓線路，當(dāng)不同回路中的同名相存在相角差，與其他相間便不是標(biāo)準(zhǔn)的超前和滯后120°的關(guān)系。這樣，線路設(shè)計(jì)中基于相序的順序、逆序、同序的條件遭到破壞，無論桿塔尺寸、塔頭間隙、閃絡(luò)特性和走廊電磁環(huán)境的分析計(jì)算的結(jié)論均可能改變。這種原因產(chǎn)生的相角差之前工程中沒有遇到，同時涉及系統(tǒng)、變電和線路多個專業(yè)，鮮見討論。通過對同塔雙回線路相角差大小、產(chǎn)生的原因、影響變化的因素等進(jìn)行分析和計(jì)算，便可以進(jìn)一步對同塔雙回線路的設(shè)計(jì)給出新的約束條件和指導(dǎo)。限于篇幅，基于有相角差條件下的同塔雙回路線路設(shè)計(jì)不再討論。

假設(shè)同塔雙回路的1 000 kV/500 kV線路電氣上不是孤立的，有一定的電氣聯(lián)系，一端連接同一變電站的1 000 kV/500 kV母線，另一端連接于不同變電站母線。建立計(jì)算模型，如圖1所示，1 000 kV變電站出線2條單回路線路，局部共桿。假定潮流由1 000 kV變電站通過與1 000 kV和500 kV母線相連的1 000 kV和500 kV線路送出。計(jì)算范圍包含1 000 kV變壓器、母線、高抗、補(bǔ)償裝置在內(nèi)的同塔雙回路上線路各處的同名相相角。

圖1 計(jì)算模型圖

1 1 000 kV /500 kV線路長度的影響

1.1 等值電路

輸電線路的參數(shù)實(shí)際上是沿線路分布的，采用∏型分布參數(shù)等值電路進(jìn)行分析計(jì)算。500 kV線路導(dǎo)線考慮為4×LGJ-500，1 000 kV線路導(dǎo)線為8×LGJ-500，采用典型的酒杯型單回路鐵塔計(jì)算，∏型等值電路參數(shù)RXGB結(jié)果如表1所示[4]，線路等值電路如圖2所示。

表1 線路∏型等值電路參數(shù)

注：經(jīng)計(jì)算電導(dǎo)在數(shù)值上比電納小2個數(shù)量級以上，故忽略不計(jì)。

圖2 線路等值電路

1.2 線路相角差計(jì)算

500 kV線路輸送容量為1 500 MVA，1 000 kV線路輸送容量為5 000 MVA，功率因數(shù)為0.95。按每公里等值為一個∏型電路，以A點(diǎn)相電壓為參考相量進(jìn)行計(jì)算。

1)對于500 kV線路

U·A=303.11∠0° kV，I·A=1.649 6∠-18.195° kA

U·B=U·A-I·A-U·A·12jB·(R+jX) =302.944∠-0.081° kV

功率因數(shù)角φ′=-0.081°+18.235°=18.154°

從計(jì)算可見，1 km后500 kV線路相電壓相角由0°變?yōu)?0.081°，功率因數(shù)角由18.195°變?yōu)?8.154°，按每公里重復(fù)上述計(jì)算過程。

2) 對于1 000 kV線路。

U·A=606.22∠0° kV，I·A=2.749 3∠-18.195° kA

U·B=U·A-I·A-U·A·12jB·(R+jX)

=605.967∠-0.067° kV

I·B=I·A-U·A+U·B·12jB=2.750∠-18.243° kA

功率因數(shù)角φ′=-0.067°+18.243°=18.178°

從計(jì)算可見，1 km后1 000 kV線路相電壓相角由0°變?yōu)?0.067°，功率因數(shù)角由18.195°變?yōu)?8.178°，按每公里重復(fù)上述計(jì)算過程。

1 000 kV /500 kV線路相角差如表2所示，500 kV、1 000 kV線路的相角差隨著線路長度增加而增加。題設(shè)輸送容量條件下，500 kV線路滯后 1 000 kV線路，300 km后兩者的相角差為5.128°。2個電壓等級線路的輸送容量變化或潮流方向變化，相角差的大小和方向也相應(yīng)變化。

表2 1 000 kV /500 kV線路相角差

2 變壓器的影響

特高壓變壓器為中性點(diǎn)無勵磁調(diào)壓單相強(qiáng)迫油循環(huán)風(fēng)冷自耦變壓器，型號為 ODFPS-100 000 0/1 000，額定容量為100 000 0/100 000 0/334 000 kVA，額定電壓為(1 050/3)/(525/3±4×1.25%)/110 kV；以高壓繞組額定容量為基準(zhǔn)的短路電壓百分比Uk高中(%)=18，Uk高低(%)=62，Uk中低(%)=40 ；額定容量時總損耗(空載損耗+負(fù)載損耗)為1 583 kW，空載損耗為173 kW[5]。

2.1 等值電路

短路電壓百分比已是額定容量時的值，Uk高中(%)、Uk高低(%)和Uk中低(%)在計(jì)算各繞組電抗時不必按容量再折算[6，7]。各繞組的短路電壓百分比為

可見特高壓變壓器效率很高。為簡化問題，忽略變壓器勵磁支路和銅耗，得到等值電路，如圖3所示。

圖3 變壓器等值電路

2.2 變壓器相角差計(jì)算

設(shè)變壓器一次側(cè)相電壓為參考相量,輸送容量S=1 500MVA,cosφ=0.95，計(jì)算有U·1=606.22∠0°kV，I·1=0.824 79∠-18.195°kA，U·4=U·1×I·1×jXk1=606.22∠0-0.824 79∠-18.195°×j154.35=590.106∠-5.601°kV二次側(cè)相電壓U·2=U·4/k=295.053∠-5.601°kV，一、二次相電壓的相角差θ=5.601°，二次側(cè)滯后一次側(cè)；功率因數(shù)角φ′=-5.601°+18.195°=12.594°。改變輸送容量和功率因數(shù)進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如表3所示，可見一、二次相電壓的相角差與輸送容量和功率因數(shù)有關(guān)，其中輸送容量是主要影響因素。題設(shè)輸送容量條件下，二次側(cè)滯后一次側(cè)5.601°。

3 低壓繞組補(bǔ)償?shù)挠绊?/h2>

3.1 電抗補(bǔ)償

表3 不同輸送容量和功率因數(shù)下一、二次相電壓的相角差

圖4 考慮無功補(bǔ)償時等值電路

=0.806 86∠-9.549°kA

功率因數(shù)角φ′=-5.601°+9.549°=3.948°

投入兩組電抗器時，φ′=-5.601°+9.549°=3.948，I·2=0.807 246∠-1.274°kA，功率因數(shù)角φ′=-5.601°+1.274°=-4.327°(超前)。電抗性無功補(bǔ)償時，二次側(cè)的相電壓未改變，一、二次電壓相角差也未改變，只改變了功率因數(shù)角。

3.2 電容補(bǔ)償

0.848 166∠-23.971°kA，功率因數(shù)角φ′=-5.601°+23.971°=18.37°。投入2組電容器時，I·2=0.881 311∠-29.629°kA，功率因數(shù)角φ′=-5.601°+29.629°=24.028°。電容性無功補(bǔ)償時，二次側(cè)的相電壓未改變，一、二次電壓相角差也未改變，只改變了功率因數(shù)角。

4 線路高抗的影響

圖5 考慮線路高抗時等值電路

特高壓線路并聯(lián)高壓電抗器型號為BKD-200000/1000, 額定容量為960Mvar，額定電壓1 100/3，額定電抗XG=2 016Ω。考慮線路高抗時等值電路如圖5所示[8]。 I·2=I·1-U·1jXG=2.749 3∠-18.195°-606.22∠0°j2 016=2.671∠-12.049°kA，功率因數(shù)角φ′=0°+12.049°=12.049°。投入線路并聯(lián)高壓電抗時，一次側(cè)的相電壓未改變，只略微改變了功率因數(shù)角。由前面對變壓器的分析可知，特高壓線路高抗對一、二次電壓相角差影響很小。

5 結(jié) 語

(1)對于1 000kV/500kV同塔混壓線路，2個電壓等級同一相間存在相角差。

(2) 影響相角差的因素較多。其中，潮流大小是主要因素，輸送容量越大，相角差越大；功率因數(shù)是次要因素。對變壓器而言，功率因數(shù)越大，一、二次相角差越大。對線路而言，相角差的大小和方向與具體輸送容量大小和方向相關(guān)。線路長度越長，2個電壓等級間的相角差越大[9，10]。

(3)低壓補(bǔ)償裝置和線路高抗對相角差的影響較小。

(4)。在滿負(fù)荷條件下，變壓器的影響在5°左右，300km線路的相角差在5°左右。同塔混壓線路的相關(guān)設(shè)計(jì)[11]建議可按相角差10°考慮最大影響。

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The phase difference is one of the factors which should be considered when designing multi-circuit transmission lines with dual voltage 1 000 kV/500 kV on the same tower. A suitable model is established to analyze and calculate the factors influencing the phase difference. The calculation results show that power system flow and length of transmission line are the major factors. Under full load, the impact of transformer on phase difference is about 5° and the phase difference of 300 km line is about 5°. It is suggested that a phase difference of 10° could be a reference for overvoltage calculation of UHV/EHV transmission lines on the same tower.

multi-circuit; phase difference; UHV; transmission line

TM726.1

A

1003-6954(2015)02-0016-03

2014-11-10)