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35kV线路升压为110kV线路的分析——李群Ⅰ回35kV线路升压改造为110kV线路

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2007/12/26 21:26:05   

 关键词:  10KV 线路 110kv

35kV线路升压为110kV线路的分析
——李群Ⅰ回35kV线路升压改造为110kV线路
王文学1,李娜2
  (1.青海省电力设计院,西宁 810008; 
2.上海电力学院,上海 200090)
  随着经济的发展,地区负荷的逐年增加。线路的安全性、可靠性、经济性、负荷输送能力也有越来越高的要求,原有输电线路已不能满足现有用户负荷增长的需求,为增强电网供电可靠性、降低网损,满足用电负荷发展的需求。线路电压等级将整体提高,原有部分35kV线路将被110kV线路替代。考虑到架空送电线路走廊及路径的限制,很多新建110kV线路将利用原35kV线路路径。现就“李群(李家峡水电站—群科变电站)Ⅰ回35kV线路升压改造为110kV线路”中的一些体会写出来,供同行参考。
1 升压改造中需解决的问题
(1)杆塔强度及基础;
(2)导线间距离、绝缘配合、防雷及接地问题;
(3)升压后的线路对地距离、交叉跨越;
(4)导线输送容量;
  (5)对通信线路的影响;
2 李群Ⅰ回线路由35kV线路升压改造为110kV线路的实施方案
2.1 问题提出
  根据省公司电网建设规划,拟建设的“110kV硝李线改接群科变线路”工程,全长约12.752km,沿线海拔高度在2022~2192m之间。线路走径有69%(约8.8km)占用1991年建成投运的“李群Ⅰ回35kV线路”路径。原设计中要求将“李群Ⅰ回35kV线路”全线拆除,重新架设“110kV硝李线改接群科变线路”。为节省投资、缩短工程建设周期,变废为宝。经反复研究、论证,多方案经济技术比较,提出了本升压改造方案。
2.2 改造方案
  图1为原线路主要杆型;图2为目前110kV使用直线杆杆型。

(1)导线对地距离及杆头空气间隙
  由于110kV线路绝缘子串比35kV线路绝缘子串约长0.7m,杆头空气间隙大,而35kV线路杆塔头间隔相对较小。为确保升压后的线路对地距离和杆头空气间隙符合《110~500kV架空送电线路究,多方案比较,采用合成绝缘子,将导线横担及吊杆全绝缘,如图3所示。以保证从35kV线路改造升压为紧凑型110kV线路的对地距离和带电部分与杆件最小间隙符合《规程》的要求。按海拔修正间隙值如表1:

(2)导线间距离
  为保证升压为110kV线路后正常运行情况下导线间水平距离,根据《规程》规定,对1000m以下档距、导线水平线间距离:

式中:D为导线水平线间距离,m;本工程为3.25m;Lk为悬垂绝缘子串长度,m;本工程为0.3m;U为送电线路标称电压,kV;本工程为110kV;fc为导线对应档距下的最大弧垂,m。
  
  经反查工程图纸中“导线应力弧垂特性曲线”知,导线最大弧垂fc=10.738m,对应档距为390m。经逐档核查原“李群Ⅰ回35kV线路”工程直线杆档距均没有超过390m,最大使用档距为309m。说明改造升压后的110kV紧凑型直线杆导线布置方式能够满足《规程》导线线间距离要求。
(3)防雷及接地问题
  根据《规程》规定,110kV送电线路宜全线架设地线。为满足杆塔上地线对边导线的保护角一般不大于30°的要求,经计算需对原“李群Ⅰ回35kV线路”的ZM3-2、ZM4-5等直线杆加装高1.4m的地线支架,其地线对边导线的保护角为29.98°,另外为保证原线路中直线杆强度,沿全线架设GJ—25地线,并按下式校验在气温+15℃,无风条件下,档距中央导地线间的距离:
  S≥0.012L+1
式中:S为导线与地线间的距离,m;L为档距,m。
  根据本工程实际使用最大档距为309m,按改造后的杆头尺寸,档距中央导地线间的距离S=5.1>0.012×309+1=4.7m,满足《规程》规定要求。
  原李群Ⅰ回35kV线路大部分有接地孔,可直接和地下新埋设的接地体连接,对无接地孔的杆位,采用沿杆体外部连接接地引下线的方法。
(4)导线截面
  原110kV硝李线导线截面为LGJ—185,经济输送容量31.7MVA(最大负荷与利用小时数Tmax=5000h以上),持续极限输送容量98MVA。原35kV李群Ⅰ回线路导线截面为LGJ—150,改造升压为110kV紧凑型线路后经济输送容量25.7MVA,持续极限输送容量84.7MVA。虽然改造升压后的群科变侧约10km紧凑型110kV线路相对输送容量较小,但考虑近期从330kV硝湾变电所到110kV群科变电所进线有2回;远期本升压线路将为直岗拉卡水电站与群科变电所的联网线,并且因升压改造的110kV段线路较短,还在线路的末端,所以对系统影响不大。另外按线路经济输送容量31.7MVA计算,改造升压段约10km线路LGJ—150导线与LGJ—185导线的年电能损失增加量为:

式中:W为线路输送最大视在功率,MVA;U为线路标称电压,kV;R1、2为线路导线单位长度电阻,Ω/km;L为线路长度,km;t为有功损耗小时数,h。

  如损失每度电按0.24元计算,则LGJ—150导线比LGJ—185导线的年电能损失多2.71万元,由此可见采用不换导线,节约投资133.3万元还是值得的。
(5)电杆强度
  需增加地线的ZM3-2、ZM4-5杆原设计水平档距分别为250m、350m,垂直档距是300m和500m,按实际档距使用情况:ZM3-2杆水平档距为235m,垂直档距300m;ZM4-5杆水平档距300m、垂直档距400m,经验算电杆强度安全系数k=2.5>1.7,满足《规程》要求。
(6)对通信线路的影响
  经计算升压后的110kV线路满足对通信线要求。
(7)经济性分析
  升压改造施工图设计已完成,本升压改造设计与原110kV硝李改接群科变线路施工图设计投资的比较见表2。
  由表2看出,本设计方案可以大大降低工程投资。
3 试验情况
  2000年8月26日,由青海省电力公司各有关部门、电力工程承包公司、送变电、黄化供电局、电力设计院等单位共同对改造后的电杆进行了覆冰、安装导线、断导线、90°大风等项目的荷载真型试验,该建议方案通过了省电力公司审核,各项试验指标均满足要求。
(1)试验工况①覆冰,②安装导线,③断导线,④90°大风。
  (2)试验加荷点及荷载值加荷点位置分布图见图4。

各工况荷载值见表3。
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来源:中国电力资料网
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