35 kV线路改造为110 kV紧凑型线路的可行性分析

1　引言
社会经济的发展对电网供电的可靠性提出了更高要求，在不断加强跨区域超高压骨干网架建设的同时，逐步完善地区性110 kV电网建设，已成为保证社会经济持续发展的一个重要课题。由于地区性电网改造建设资金有限，按照常规方式组织建设110 kV线路，在人口数量不断增长和环境日益恶化的情况下，征用大量耕地和城市通道作线路走廊变得日益困难，树木砍伐、青苗赔偿、土地征用及建筑物拆迁补偿等费用十分昂贵，充分利用35　kV线路现有路径与设备，采用紧凑型高新技术，将线路改造为110 kV线路，可降低造价、回避征地与拆迁困难，缓解110 kV电网建设资金不足而电网又亟待加强与完善的矛盾，促进地区性电网的发展。

2　35 kV、110 kV常规线路主要参数比较
S型直线杆杆头导线布置尺寸见图1。主要技术参数、指标比较见表1。

图1　35 kV、110 kV常规S型直线杆导线布置(mm)

表1　35 kV、110 kV线路主要参数和指标

图2　DHSZ-20/110型绝缘组合横担示意图(mm)

2)常规35　kV　S型直线杆下横担长度有1.45　m、1.60　m和1.80　m三种，均能满足升压至110　kV后间距不小于1.15　m的要求，若悬挂绝缘子串或合成绝缘子，还应按悬垂绝缘子串风偏角校核塔头间距圆尺寸。
(1)
式中　φ为悬垂绝缘子串风偏角，(^°)；P为导线风压，N/m；L_h为水平档距，m;P_j为悬垂绝缘子串风压，N；G_j为悬垂绝缘子串自重，N；W_L为导线自重力；L_V为垂直档距，m。
按档距为1.60　m、导线为LGJ-150、下横担长为1.45　m、悬垂串长为1.297　mm校核，计算结果如表2所示。

表2　各类过电压下风偏角计算值

图3　塔头风偏角间隙圆图(mm)

由上述计算可知，原35　kV　S型直线杆下横担在地势平坦的线段，能够满足升压至110　kV后塔头间距的要求，可直接悬挂绝缘子串或合成绝缘子。
3)A型转角杆、П型耐张杆或直线杆、跳引线等对杆身等接地部件间距、导线对拉线间距以及各类杆型导线对脚钉间距，可通过适当加长横担、加吊引串或V型串、改变拉线位置、脚钉改抱箍转向等方式进行改造，使各带电部位与接地部件间距均满足升压至110　kV后不小于1.15　m的要求。
(3)导线间距离
文献［1］第41条规定，对1000　m以下档距，导线水平线间距离一般按下式计算：
(2)
式中　D为导线水平线间距离，m；L_k为悬垂绝缘子串长度，m；U为线路额定电压，kV；f为导线最大弧垂，m。
采用原35 kV 18 m S型直线杆，升压为110 kV线路后，悬垂绝缘子串长度L_k为1.5 m(合成绝缘子)或1.297 m(绝缘子串)，档距为160 m时导线最大弧垂为2.8 m，档距为200 m时导线最大弧垂为4.0　m，则对应的导线水平线间距离分别为：

文献［1］中规定，导线垂直线间距离一般采用式(2)计算结果的75%，即2.02　m或2.175　m，考虑到S型直线杆原导线布置方式基本保持不变的因素，导线垂直线间距离可确定为2.5　m。升压为110　kV后紧凑型18 m S型直线杆导线布置如图4所示。

图4　升压为110 kV紧凑型
18 m S型直线杆导线布置尺寸(mm)

导线三角排列的等效水平线间距离按下式计算：

式中　D_x为导线三角排列的等效水平线间距离，m；D_p为导线间水平投影距离，m；D_z为导线间垂直投影距离，m。
将图4所列数据带入式(3)，110 kV紧凑型18 m S型直线杆导线三角形排列的等效水平线间距离为

导线三角形排列等效水平线间距离3.339　m大于式(2)的计算结果2.9　m，说明按图4所示方式升压至110 kV后紧凑型18 m S型直线杆导线布置方式能满足文献［1］要求。
(4)导线、地线间距离
按照文献［1］第36条和第37条规定“110 kV送电线路宜沿全线架设避雷线；杆塔上避雷线对边导线的保护角一般采用20^°～30^°”的要求，须对原35 kV 18 m S型直线杆杆头加装升高1.1　m的避雷线支架，沿全线架设GJ-35型避雷线，并按下式校验档距中央导线与避雷线的距离；
S≥0.012L＋1(4)
式中　S为导线与避雷线间距离，m;L为档距，m。
档距为160 m时，S＝2.92 m；档距为200　m时，S＝3.4 m。升压至110 kV后紧凑型18　m　S型直线杆杆头避雷线与上导线垂直距离最小为2.5 m，在最高气温为＋40℃情况下，档距为160　m时，避雷线最大弧垂为1.5 m，导线最大弧垂为2.8 m，则档距中央导线与避雷线距离约为3.8　m；档距为200 m时，避雷线最大弧垂为2.7 m，导线最大弧垂为4.2 m，则档距中央导线与避雷线间距离约为4.0 m。分别大于按式(4)计算的2.92 m和3.4 m值，满足规程要求。
(5)耐雷水平及雷击跳闸率
耐雷水平与雷击跳闸率是110 kV线路与35 kV线路区别较大的两项重要指标，对原35　kV线路全线增设架空避雷线和对接地体重新按110 kV线路要求改造敷设后，线路耐雷水平能否达到文献［2］规定的要求是决定能否利用35 kV线路升压为110 kV紧凑型线路的关键，故应严格按照文献［2］推荐的公式进行计算校核。
1)避雷线平均高度h_g

式中　h_b为避雷线在杆上的悬挂点高度　，m；f_g为避雷线的弧垂　，m。
2)下导线平均高度h_c

式中　h_d为下导线在杆上的悬挂点度高，m；f_c为导线的弧垂，m。
3)避雷线对下导线的几何耦合系数K₀

式中　d₁₃为避雷线与下导线间的距离，m；d^′₁₃为避雷线与下导线的镜象间的距离，m；r_g为避雷线半径，m。
4)电晕下的耦合系数K
K＝K₁^.K₀＝1.25×0.143＝0.179
式中　K₁为电晕效应校正系数，对110　kV单避雷线线路取1.25。
5)杆塔电感L_t
L_t＝h^.ξ＝16.1×0.84＝13.524(μH)(8)
式中　h为杆塔高度，m;ξ为杆塔电感平均值，查表为0.844μH/m。
6)雷击杆塔时的分流系数β，对110　kV单避雷线一般长度档距的线路杆塔分流系数取0.9。
7)雷击杆塔时耐雷水平I₁

或＝43.1　kA(R_i＝15　Ω)
式中　U₅₀%为绝缘子串的50%冲击放电电压，kV;R_i为杆塔冲击接地电阻，取7 Ω或15 Ω；h_a为下横担对地高度，m。
8)雷击跳闸率N
N＝0.28×4h_g^.η(g^.P₁＋P_α^.P₂)(10)
式中　雷电流超过I₁的概率P₁为

P₁＝10^－I₁/88＝10^－67.8/88＝0.170

当避雷线保护角为时，平原地区绕击率P_α为

则P_α＝0.00265；
当I₂＝U₅₀%/100＝700/100＝7(kA)时，雷电流超过雷绕击导线时耐雷水平I₂的概率P₂为

则P₂＝10^－I₂/88＝10^－7/88＝0.833；
当采用7×X-4.5绝缘子串时，建弧率η取0.85，g为击杆率，平原地区单避雷线线路取0.25，则平原地区雷击跳闸率为
N＝0.28×4×15.1×0.85×(0.25×0.170＋0.00265×0.833)＝0.64次/100 km^.a(40雷电日)
9)为验证上述计算的准确性，经国家电力公司武汉高压研究所采用国际通用的电磁暂态分析程序EMTP中LINE CONSTANTSE程序进行计算，所得耐雷水平及雷击跳闸率如表3所示。

表3　耐雷水平及雷击跳闸率的EMTP计算结果

4　改造实例
根据上述原理，经研究论证，决定将齐齐哈尔电业局所辖35 kV齐东线升压为110 kV紧凑型线路，如图5所示。

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