特高压输电线路设计 毕业论文 48页

摘要输电线路的安全距离是特高压输电线路设计过程中需要考虑的关键因素。本文总结并分析了国内外特高压输电线路的相关研究成果，着重对输电线路的对地安全距离进行了研究。文中首先分别用几种不同方法探讨了各种不同的天气对于输电线路最大驰度的影响，在此基础上提出了以“最大地面电场强度限值”作为我国交流特高压线路导线最小对地距离的选取原则。进而基于逐步镜像法建立了特高压架空线下空间电场的数学模型，并以不同的电场控制指标来满足特定区域地面的控制要求，通过计算确定了1000kV级交流特高压单回和同塔双回输电线路导线在特定区域下的最小对地距离。探讨了线路相间距离、运行电压、导体布置形式、分裂导线结构和双回路相序布置方式等因素对导线最小对地距离取值的影响规律。关键词：特高压输电线路；最大驰度；工频电场；对地距离44 AbstractThesafedistanceofthetransmissionlineisakeyfactortoconsiderinthedesignprocessoftheUHVtransmissionlines.ThispapersummarizesandanalyzestherelatedresearchoutcomesoftheUHVtransmissionlinesathomeandabroad,andfocusesonthesafedistanceofthetransmissionlinetotheground.First,thisarticleinvestigatesavarietyofweatherimpactformaximumrelaxationofthetransmissionlineinseveraldifferentways,onthisbasis;wemakeChina"sUHVACTransmissionLinetothemaximumsurfaceelectricfieldstrengthlimits"astheprincipleofaminimumconductor-to-grounddistanceselection.Andthenestablishthemathematicalmodelofthespaceelectricfield,whichwasbasedonthestep-by-stepmethodofmirror,undertheUHVtransmissionline,andmeetregion-specificgroundcontrolrequirementsindifferentelectricfieldcontroltargets,calculateanddeterminetheminimumdistanceofthe1000KVlevelUHVACsinglebackandthesametowerbacktransmissionLineinspecificareas.Thisarticleinvestigatetheinfluenceofthelinedistance,operatingvoltage,conductorarrangement,thestructureofthesplitline,andthephasesequencearrangementofthedouble-loopline.Keywords:UHVtransmissionlines;maximumrelaxation;frequencyelectricfield;distancefromtheground44 目录摘要IAbstractII第1章绪论11.1特高压输电线路发展的背景与前景11.1.1国内外特高压研究和应用的现状11.1.2特高压电网的发展目标21.1.3特高压输电技术的应用范围及经济性分析。21.1.4当前发展特高压需要注意的几个技术问题31.2设计的任务和论文完成的主要工作51.2.1设计的任务51.2.2设计的主要工作5第2章导线最小对地距离的选取原则62.1国外导线最小对地距离的选取原则62.2国内导线最小对地距离的选取原则72.3小结8第3章架空导线发生最大弛度的气象条件确定103.1判断输电线路最大驰度的方法103.1.1直接比较法103.1.2比载法123.1.3温度法153.1.4应力法163.2不同气象条件下不同档距时的最大弧垂和最大电场比较19第4章1OOOkV级交流特高压输电线下工频电场的数学模型234.1特高压输电线路模型建立的假设条件234.2交流特高压输电线下空间电场的数学模型234.2.1单位长度导线上等效电荷的计算244.2.2计算由相架空线路产生的空间电场25第5章满足地面电场限值的导线最小对地距离295.1交流特高压输电线路的基本模型295.1.1同塔单回路295.1.2同塔双回路315.2确定交流特高压输电线路的导线最小对地距离32第6章影响导线最小对地距离取值的主要因素346.1特高压线路运行电压的影响346.2相间距离的影响3644 6.3分裂导线结构尺寸的影响396.4导体布置形式的影响406.5双回路相序布置方式的影响对于交流特高压同塔双回线路41第7章结论42致谢4544 第1章绪论1.1特高压输电线路发展的背景与前景1.1.1国内外特高压研究和应用的现状特高压交流电网具有长距离、大容量和低损耗的送电能力,是适应未来电网发展趋势的输电方式。在世界上，美、苏、日、意等国于60年代开始研究1000—1200kV特高压交流输电技术，建设了试验室及1km长的试验线路。前苏联在1981—1994年共建成1150kV输电线路2364km，其中埃基巴斯图兹—科克切塔夫—库斯坦奈线路长900km，于1985年开始按1150kV设计电压运行，前苏联解体后，输电容量大幅度减少，降压为500kV运行。日本东京电网在建设由福岛和柏崎刈羽的核电站向东京地区供电时，因输电走廊布置困难，限制500kV短路电流，经详细技术经济分析论证后决定采用1000kV电压等级的特高压交流输电方式，建设（福岛）南磐城—新今市—西群马（长239km）、柏崎刈羽—西群马（110km）、西群马—东京东山黎（138km）等三条1000kV同杆并架双回路输电线路向东京电网送电，并与电厂投产初期已建成的多回500kV线路并列运行。60年代意大利规划在南部建设大容量核电站向北部负荷中心地区供电，后又由于各种原因而停止建设。70年代美国也曾规划建设特高压输电线路，但因复合增长较慢因而暂时停止了特高压输电技术的试验研究工。20世纪80年代我国开始对特高压输电技术的研究。在2004年国家电网公司曾明确提出了以1000kV交流和±800kV直流特高压电网建设作为国家“坚强电网”的核心内容的战略目标。围绕这一目标，我国以国家电网公司为龙头的研究队伍，充分借鉴国内外已有研究成果，分别以“晋东南—南阳—荆门”和“44 四川向家坝—上海奉贤”的交直流输电线路示范性工程为重要内容，全面系统地开展了特高压关键技术研究，取得了多项重大突破，建立了目前世界上实验能力最强、技术水平最高的特高压实验研究体系，并研究形成了一系列特高压技术标准。其中特高压1100kV电压被国际电工委员会和国际大电网组织推荐为国际标准电压。目前，我国的特高压交流输电技术及其应用已处于世界先进水。1.1.2特高压电网的发展目标(1)大容量、远距离从发电中心向负荷中心输送电能。(2)超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网，目的是更有效的利用整个电网内各种可以利用的发电资源，提高互联的各个电网的可靠性和稳定性。(3)在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网，目的是把送端和受端之间大容量输电的主要任务从原来超高压输电转到特高压输电上来，以减少超高压输电的距离和网损，使整个电力系统能继续扩大覆盖范围，并更经济、更可靠运行。1.1.3特高压输电技术的应用范围及经济性分析。由上述分析可见，采用特高压交流输电方式主要是为了满足电网发展大容量中、长距输电工程的需要，并可解决输电走廊布置困难、短路容量受限等问题，其适应范围包括：特高压输电相比于超高压输电，在增加输电距离、发挥联网效益、节省工程投资、提高电价竞争力等方面具有显著的技术和经济上的优越性。这主要表现在：（1）在沿线有降压供电需要的大容量远距离输电时可以进行更长距离的输电，如前苏联的哈萨克斯坦—欧洲输电工程。44 从技术上讲，500kV超高压交流输电受到系统稳定性的限制，输电距离一般不超过1000km，经济输送距离为300～500km，而1000kV交流输电距离可以达到1000～2000km。输送功率相同的情况下，1000kV交流特高压线路的最远送电距离可以达到500kV超高压线路经济距离的4倍，800kV直流输电技术的经济输电距离可达到2500km及以上。（2）用作两大电网间的大容量联网输电干线，能够发挥巨大的联网效益。可用于用电密集、输电走廊布置困难的500kV电网的中距离大容量输电，同时改善电网结构，如日本东京电网；在我国，以华中电网为例，该电网水电比例较高，约占40％，华北电网火电比例则达97％。通过交流特高压联合运行，一是可以消纳华中富余的水电，最大限度地减少弃水；二是能够取得华北向华中输送煤电的效益；三是能够获得更大规模联网效益，主要是减少装机的容量效益。（3）节省工程投资。据测算，在输送同容量条件下，特高压交流输电与超高压输电相比，节约导线材料约一半，节省铁塔用材约2/3，1000kV交流输电的单位输送容量综合造价约为500kV超高压的73％；800千伏直流输电的单位输送容量综合造价约为500kV超高压直流的72％。（4）特高压工程具有电价竞争力。从全国范围来看，各负荷中心地区无论是通过特高压交流电网从晋、陕、蒙、宁煤电基地购电，还是通过特高压直流工程从水电基地或呼盟煤电基地购电，都比从本地购电更为便宜。1.1.4当前发展特高压需要注意的几个技术问题(1)要积极制定特高压输电技术的长远44 研究开发计划，特别要注意特高压输电技术的基础研发工作。基础研究是特高压输电的基础，必须高度重视，一方面要加大人力财力物力的投入，另外还要加强人才的培养，还要从制度上确保基础研究的积极性和可持续性。(2)要注意过电压和绝缘配合。在特高压输电系统运行过程中，将承受故障冲击、操作冲击、雷电冲击等引起的过电压。因此，通过对过电压与绝缘配合进行研究，选择正确和经济的方式降低设备的过电压水平和绝缘水平，对系统安全运行是十分重要的。另外，操作波特性对特高压设备尺寸、造价影响较大，若出现饱和效应更会非线性增加尺寸，使造价过高，因此要尽量避免这种情况。(3)加大输电线周围电磁环境的研究。输电线路对人体及动植物能够造成影响的主要电气现象是电场效应，而国内外大量试验表明，此种效应只有当电场强度达到50kV/m以上时，才能显露出来。事实上。无论是500kV线路或是特高压线路走廊内的地面电场强度要比引起动植物反应的场强低得多。地面场强主要靠控制导线对地高度来实现。一般地，将特高压线路地面场强控制在10～12kV/m以下时，人们是可以接受的。在1000kV交流特高压输电线路电磁环境问题方面，其主要涉及到工频磁场、工频电场、无线电干扰和可听噪声等几个方面，虽然已经有部分研究成果应用于晋东南、南阳、荆门试验示范工程，但是对于降低可听噪声、减小电晕损耗以及无线电干扰的措施尚需进一步研究。在特高压输电线路和变电站方面，采用合理的相导线结构和布置方式，产生的生态和环境效应不会对人体和其他动植物构成危害。(4)正确选择特高压的输电技术。特高压交流输电和特高压直流输电方式，各有优缺点。特高压交流输电供电方式灵活、44 沿途可以落点分布，形成多端电力网；但需考虑落点距离和落点支撑能力，以及故障情况下的功率转移及稳定问题，而且只能实现同步联网。特高压直流输电无稳定问题，输电距离长、不需无功补偿、输送能力仅受导线最高温度的限制以及不存在大量潮流过网问题，还可以实现非同步联网；但是特高压直流输电网的中间落点困难，而且两端换流站外侧还需要配套相当电压等级的交流输变电设备。特高压电压等级的选择涉及到我国电网的战略布局，它的确定直接影响系统主网的结构及未来的发展。因此必须全面综合考虑，顾及制造、施工、运行管理及全国的整体经济效益。1.2设计的任务和论文完成的主要工作1.2.1设计的任务本文的主要任务是通过对正常运行的特高压输电线路进行研究，在不同的气象条件下讨论各种不同的耐张段中，产生最大驰度的气象条件，为定位模板的制做及检查架空线路对地距离提供气象依据，并在此气象条件基础上对输电线路下方的电场分布情况进行研究，得到在特定电场控制值时的导线最小对地安全距离。1.2.2设计的主要工作（1）基于不同的方法对气象条件进行研究，根据特定区域确定导线产生最大驰度时的气象条件；（2）建立输电线路的数学模型，用二元法对输电线路所产生的电磁场进行研究，在特定的电场控制值下求得输电线路的最小对地距离；44 第2章导线最小对地距离的选取原则2.1国外导线最小对地距离的选取原则随着输电电压等级的不断提高，电磁环境问题对输电工程的建设的中影响越来越大，尤其是由输电线路周围的工频电场引起的静电效应问题已经变得越来越突出，已经成为制约特高压输电线路进一步发展的主要障碍之一。因此，在更高电压等级输电线路的设计过程中，导线最小对地距离的选取除要考虑正常的电气绝缘强度外，还要考虑电场强度这一重要因素。国际大电网会议(CIGRE)38.04工作组在1994年发表了一份关于世界特高压技术发展状况的调研报告，其中指出“电场强度是决定特高压线路导线离地最小高度的主要因素”，并且统计了拥有特高压线路的国家对架空导线最小对地距离的取值。要确定合理的最小对地距离以得到安全可靠的地面电磁场强度，即对输电线路允许的地面电场强度的限制,应主要考虑人们在不同地点的活动情况可能受到的电场作用的性质,规定相应的场强值,使得其对人的影响控制在可接受的范围以内。各国规定电场限值的目的主要有：（1）.防止引起不适的暂态电击；（2）.防止稳态电击电流大于摆脱电流；（3）.限制引起有害的生态效应；苏联在无人居住的区域确定导线距离地面的最小高度为18m，以保证导线下的最大电场强度在15kV／m的标准水平以下；日本在无人居住的地区确定导线距离地面的最小高度为32m，在有人居住的地区则为42m。以便在上述输电线路下的电场强度低于5kV／m和3kV／m。44 表2-1国外特高压运行控制值国家运行电压/KV最小高度/m应用地区控制场强KV/m苏联115018非居民区15日本100032非居民区542居民区32.2国内导线最小对地距离的选取原则根据我国架空输电线路的设计经验，330kV及以下线路其对地距离均由绝缘安全距离来确定，而500kV及以上线路由产生静电效应的地面电场强度起控制作用。（1）按照地面最大电场强度10kV／m的限制标准，我国《110～500kV架空送电线路设计技术规程》规定：500kV线路在非居民区导线对地面最小距离为11m(水平布置)和10.5m(三角布置)。（2）1000kV交流输电线路导线对地面的距离除要考虑正常的绝缘水平外，还要考虑静电场强、合成场强的影响。线路设计中采用的各种对地及交叉跨越间隙值，按其取值原则，可分为三大类：①.由电场强度决定的距离；②.由电气绝缘强度决定的距离；③.由其他因素决定的距离；第③类距离主要是为避免输电线路与其他部门设施之间的影响，如车辆行驶时电力线杆塔对司机视线的阻挡、电力线倒塔时对其他设施造成危害等。44 在现行线路设计规程中，其取值大多与电压等级无关，相关部门亦已认可，故基本上沿用规程的值。个别与电压等级相关的距离，按各电压等级取值的级差递增取值。（3）居民区、非居民区最小对地距离取值1000kV交流输电线路导线对地面的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，取不同的场强要求和标准，并综合考虑最大地面场强出现的概率等因素取值。2.3小结据国外对输电线路场强限值的调查统计，各国或电力公司的情况是不相同的，但是仍然有较一致的地方：跨越公路取；跨越农田取。结合国内外直流超高压、特高压输电线路下电场限制值的研究成果，确定交流高压架空输电线下地面处电场强度、离子流密度控制值取值如下：（1）对于一般非居民地区（如跨越农田），静电场强限定在，合成场强限定在雨天，晴天，离子流密度限定在雨天，晴天。（2）对于居民区，静电场强限定在，合成场强限定在雨天，晴天，离子流密度限定在雨天，晴天。交流1000kV导线最小对地距离居民区取27m，非居民区取22m，人烟稀少的非农业耕作区取19m。（3）对于人烟稀少的非农业耕作地区，静电场强限定在12kV/m，合成场强限定在雨天，晴天，离子流密度限定在雨天，晴天。1000kV44 特高压输电线路在交通困难地区，地面最大电场强度按左右控制，1000kV特高压输电线路对于步行可达到的山坡，导线风偏后的净空距离取13m；对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石，导线风偏后的净空距离取11m，结合最小对地距离计算结果，综合考虑以上各种因素，按现今的研究成果，海拔1000m以上地区按海拔每增加1000m对地距离增加0.6m进行修正。44 第3章架空导线发生最大弛度的气象条件确定3.1判断输电线路最大驰度的方法在正常运行的输电线路中，为确保线路运行安全可靠，导线与地面的距离要满足安全距离的要求，气象条件的不同，线路中的同一档距也会有不同的松弛度，为使线路能安全运行，要使线的弛度在所有可能的气象条件下都能满足对地面的安全距离要求；在线路设计制作定位模板时，也需要确定产生最大弛度的气象条件。本章的主要任务就是讨论各种不同的耐张段中，产生最大驰度的气象条件，为定位模板的制做及检查架空线路对地距离提供气象依据。在最大弛度时，导线对地距离最小，如果导线最大驰度时对地距离符合要求，那么其它气象条件下也一定会满足要求。哪些气象条件下可能产生最大弛度呢?整条线路会在同一气象条件下产生最大驰度吗?本章目的就是要探讨这一问题。一般认为最大弛度可能在最高气温或覆冰气象条件下产生，具体是最高气温还是覆冰气象条件产生最大驰度就需要按照一定的方法进行判断。分述如：3.1.1直接比较法44 O图3-1输电线路驰度示意图对于如图3-1所示的线路，在某一确定的耐张段中的档距产生最大驰度的气象条件判断方法如下：先算出最高气温时的导线弛度为(3-1)再算出覆冰时的导线弛度为(3-2)式中，最高气温时导线的比载可计算或查表得此数值，覆冰时导线的比载可计算或查表得此数值，最高气温时导线的应力可从导线的机械特性曲线上查得44 ，覆冰时导线的应力可从导线的机械特性曲线上查得，档距值线路的明细表及平断面图中有此数据因为是同一档距的弛度，所以两式中的档距是同一值，故判别与的大小，只要判别与中哪个比值大一些就行了，当<时，最大弛度发生在覆冰；当<时，最大弛度发生在最高气温。可以看出：用直接比较法判别线路中某一档距发生最大弛度的气象条件简单明了，但对整条线路进行判别时，会很不方便。3.1.2比载法设：对某一代表档距，在覆冰气象条件下，当比载为时的导线弛度正好等于最高气温时的导线弛度。则有：最高气温时的导线弛度为(3-3)覆冰时的导线弛度为(3-4)因为两者弛度相等，故有即44 (3-6)将这两种气象条件的参数代入导线的状态方程式得(3-7)(3-8)（3-9）式（3-9）中：使导线弛度与最高气温时的导线弛度相等的、覆冰时的导线比载；：最高气温时的空气温度；：最高温度时导线的水平应力；：覆冰时的空气温度；：导线的热彩胀系数；：导线的弹性伸长系数；：耐张段的代表档距；对于已知的耐张段，可根据该耐张段的代表档距从导线的机械特性曲线上得到最高温度时的应力值，将、、分别代44 入式（3-9）中，可算出值。再将覆冰时的比载与进行比较：若<，则最大弛度发生在覆冰气象条件；若>，则最大弛度发生在最高气温气象条件。线路全线的判别（1）首先确定全线可能出现的代表档距范围(例如：从到)，从导线机械特性曲线上查出最高气温时，可能出现的代表档距范围的最大应力和最小应力；（2）分别将和代入可分别得到和和；（3）将覆冰时比载分别与和相比较：当>时，最大垂直弧垂发生在覆冰无风气象条件；当<时，最大弛度发生在最高气温气象条件；由于<<，则需进行进一步的判断，分析如下：由于<<，则可以认为在覆冰气象条件下，至步有一个代表档距对应的应力正好能使这祥可以利用上式，求得值，公式是(3-10)在导线的机械特性曲线上找到最高温度气象条件对应的曲线，再找到的应力值等于值的点，查出该点对应的代表档距，将全线可能出现的代表档距到分为：从到，从到两段，再用前面所述的方法，即可确定全线所有耐张段发生最大驰度的气象条件了。44 3.1.3温度法设：对某一代表档距，在最高气温时，当气温为的导线弛度正好等于覆冰时比载为时的导线弛度。则有：导线比载为气温时的导线驰度为(3-11)覆冰时的导线弛度为(3-12)因为两者驰度相等，故有即(3-13)代入导线状态方程式得：(3-14)（3-15）44 ：在最高温度时，使导线弛度正好等于覆冰时比载为时的导线驰度的大气温度。对于已知的耐张段，可根据该耐张段的代表档距从导线的机械特性曲线上得到覆冰气象条件的应力值，将、、、分别代入式（3-15）中，可算出值。再将最高气温时的气温与进行比较：若>，则最大弛度发燕在最高气溢气象条停；若<，则最大弛度发生在覆冰气象条件；线路全线的判别：（1）首先确定全线可能出现的代表档距范围(例如：从到)，从导线机械特性曲线上查出最高气温时，可能出现的代表档距范围得最大应力和最小应力；（2）分别将和代入可分别得到和；（3）将覆冰时比载分别与相比较：当>时，最大垂直弧垂发生在最高气温气象条件；当<时，最大驰度发生在覆冰无风气象条件；当<<时，则需进行进一步的判别，判别方法与“比载法”很类似，不再重复。3.1.4应力法设：线路中的某个耐张段的代表档距，覆冰气象条件下导线应力为时，同一档的弛度正好与最高气温时的弛度相等，即有44 代入状态方程式：得：(3-16)：覆冰气象条件下，使线路中的弛度正好与最高气温时的弛度相等导线应力，显而易见，当覆冰时的应力为时，覆冰时的弛度正好等于最高温度时的弛度。与覆冰及最高气温时的比载及温度有关，当已知覆冰及最高气温时的比载及温度后，就可以算出值。显而易见，当覆冰时的应力为时，覆冰时的驰度正好等于最高温度时的弛度，在导线的机械特性曲线上做出的图形，有三种可能的情况：当<时44 图（1）如图3-2，当线在覆冰应力曲线上方，对覆冰应力曲线，这时>，因为，弛度与应力成反比，所以最大弛度发生在覆冰气象条件下；（2）如图3-3，当线在覆冰应力曲线下方，并且也没有相交点，这时<，则最大弛度发生在最高气温气象条件下；（3）如图3-4，线与覆冰应力曲线交相交，相交点对应的代表档距为，当<时，最大弛度发生在覆冰气象条件下；当>时，则最大弛度发生在最高气温气象条件下。综上所述，判断导线最大弛度发生的气象条件共有444 种方法，直接比较法很直观，便于理解，易于使用，当要判别某一特定档距导线对被交叉跨越净空距离时，可用此法确定产生最大弛度的气象条件。比载法、温度法、应力法可用于判别整条线路所有可能出现的代表档距所对应的耐张段中出现最大弛度的气象条件，一般在线路设计中制作定位模板时使用。当整条线路不在同一气象条件下产生最大弛度时，用比载法、温度法判别．需根据代表档距的范围分段判别，此时用应力法判断的话，就会显得更全面更直观些。对同一条线路。四种方法判别的结果是一致的。3.2不同气象条件下不同档距时的最大弧垂和最大电场比较在上述各种方法中，本文仅对单一气象条件进行了考虑，而一般架空输电线路运行中的实际气象是风、覆冰、气温等气象参数的不同组合，本文针对已有科研机构根据我国不同地区的气象情况和高压输电线路多年的运行经验,适当归并原有线路设计规程中的典型气象区简化为3种适用于我国大多数地区超、特高压线路计算的风冰组合条件,主要气象数据见表3-：表3-1气象数据表气象区123大气温度最高404040最低-10-40-15覆冰-5-5-5最大风速10-515年平均15-5-15风速最大风速303235覆冰101010覆冰厚度10105气象区1主要适用于川渝、华中、华东和华北部分地区；气象区2主要适用于华北和东北地区；气象区3主要适用于沿海地区。设输电线在任何气象条件下均正常运行,由比载法和应力法可得当档距>350m时,气象区1的控制条件为最大覆冰,44 气象区2和气象区3的控制条件均为年平均温度。图3-5～3-7显示不同气象区在不同典型气象条件下的线路最大弧垂随档距变化的情况。不同典型气象条件下的线路最大弧垂随档距变化的情况。图3-5气象区1的最大弧垂变化图3-6气象区2的最大弧垂变化44 图3-7气象区3的最大弧垂变化由图3-5～3-7可以分析出:（1)在气象区1,对于相同L的输电线,气温最高时线路最大、气温最低时线路最小。最大风速、最大覆冰时的S比较接近,年平均气温下的数值稍小一些。（2)在气象区2,对于相同的输电线,仍然表现为气温最高时最大,气温最低时最小,由于低温达,因此更小。可见温度对于场强具有显著的影响。此外,依最大覆冰、最大风速、年平均气温顺序依次减小。（3)在气象区3,最大风速气象条件下风速大且气温高,其输电线与最高温度条件下的基本相等;气温最低时线路最小;由于覆冰并不严重,最大覆冰条件下的略小于年平均气温下的数值。（4)3个气象区均表现出,随着L的增大,输电线路按线性规律增大。当=500m时,最高气温下的线路均超过17m,即最低导线离地距离小于18m。和的进一步增大,44 将不利于绝缘安全。（5)在350～500m内,随着L的增大,基本上按线性规律增大。因此,需综合考虑不同地区的气象条件、电场强度的限值要求以及绝缘安全等因素,选择适当的输电线档距。44 第4章1OOOkV级交流特高压输电线下工频电场的数学模型4.1特高压输电线路模型建立的假设条件由上可知，在大部分气象条件下，导线对地高度的最小距离出现在温度最高时(即炎热夏季线路满负荷运行时档距中央的对地高度)。又1000kV级特高压输电线路为三相交流，各种线路情况及沿线电荷分布均不同，若要精确计算则非常复杂且无此必要，为了便于实际工程中的分析与计算，对特高压架空输电线路模型做以下简化和处理：(1)大地为无穷大导体平面，电位为零；(2)输电导线是有着相同半径、彼此间相互平行且与地面平行的无限长光滑圆柱形导体；(3)电压等级已知，电荷分布沿线路无畸变，即不考虑线路电压降落，并且忽略铁塔、横担和周围邻近物体的影响。经上述假定，特高压输电线下空间电场问题可简化为二维交变电场问题，在工频条件下可作为二维静电场问题进行分析。4.2交流特高压输电线下空间电场的数学模型本文是基于逐步镜像法建立的空间电场数学模型，其理论依据是场的唯一性定理：即把导体表面不均匀且连续分布的电荷用其内部一组镜像电荷来代替，如果这组电荷能满足原来给定的边界条件，就可以用其求出全场域的解，而对空间每一点的场强，可以同时用4个参数来表征：场强的水平分量和相角、场强的垂直分量和相角、场强的旋转矢量最大值和方向角、场强的旋转矢量最小值和方向角。44 4.2.1单位长度导线上等效电荷的计算(1)确定输电线路中各相导线和地线的几何位置：在档距中央垂直于线路方向取一截面，将垂直于导线的地面取作x轴，对对称的单回线路取Y轴通过中相，对双回路线路取Y轴通过两回路的对称轴,各相导线和地线的位置按此坐标定位。(2)根据交流三相(或多相)分裂导线中每根子导线和地线的具体位置、尺寸和所加电压，先用麦克斯韦电位系数法求出每根导线的电荷值为(4-1)式（4-1）中为导线的自电位系数和互电位系数、为待求的每根导线单位长度的电荷、为已知的导线对地电压。对于交流特高压输电线路，由于电压为时间向量，计算时各相导线电压要用复数表示：，相应的电荷也是复数量：则可将上述矩阵关系式分成实部和虚部分别求解：(3)将求出的每根导线的电荷用一系列镜像电荷代替，导线内的镜像电荷按下列方法求取：求某一导线内的镜像电荷时，可假设除该导线外所有导线的电荷都集中在各自的中心，每一电荷在该导线内镜像电荷的大小等于原电荷，但符号相反，位于该导线中心至每一电荷的连线上，距该导线中心距离为（4-2）式（4-2）中为第根导线的半径；为第根导线至第个电荷的距离。(4)44 计算精度的校核：导线内镜像电荷的大小、符号和位置确定后，为了检验它们正确与否以及计算误差是否在允许范围内，可在每根导线表面选择若干点，计算出它们的电位，并和实际电位相比，当误差在预定范围内后，再进行正式计算。当计算精度一定，镜像次数决定于各子导线之间的距离与子导线半径之比，比值越大，镜像次数越少。而且当该比值大于10时，只镜像一次便能使误差小于0.2％。对于特高压输电线路而言，分裂间距与子导线半径之比一般均超过20，故只进行一次镜像便能求得足够精确的解。4.2.2计算由相架空线路产生的空间电场(1)确定线下空间各点电场强度的水平分量、垂直分量及其相角：对于由相架空线路组成的系统，当各子导线内的镜像电荷及其位置坐标求出以后，空间任意一点的电场强度可由叠加原理计算得出。因此，在点处的电场强度分量可表示（4-3）（4-4）式中为每根子导线中镜像电荷数、为每根分裂导线中子导线根数、为交流线路的相数、为地线的根数、为电荷序号。式(3)中的为各导线的实部电荷在点产生的场强的水平分量，为各导线的虚部电荷在点产生的场强的水平分量。其表达式分别为44 而式(4-4)中的为各导线的实部电荷在P点产生的场强的垂直分量。为各导线的虚部电荷在P点产生的场强的垂直分量，其表达式分别为因此，空间任意一点的合成磁场为（4-5）或写成三角函数形式（4-6）其中，、及分别为该点场强总的水平与垂直分量的振幅及初相角即由式(6)可见，合成电场在空间及2个方向上的分量都是随时间变化的脉振量。由于通常，因此空间每一点的合成电场将是一个旋转的椭圆场。(2)确定空间各点旋转场强模的最大值、最小值及其方向角。由于交流特高压输电线下空间各点场强是一旋转的矢量。44 因此其大小随着方向的改变而变化。并在某一方向上达到最大值，垂直于这一方向达到最小值。求此最大值时，并不能简单地用进行计算，因为空间各点的场强同时是空间和时间的函数，其水平分量和垂直分量的时间相位角是不一致的，而应该使用其瞬时值进行合成计算。令空间电场强度水平和垂直分量的瞬时值分别为和，则（4-7）（4-8）把空问电场矢量的模表示为时间的函数：为求取的极值，可令：即（4-9）用除各项，并令，则可得：44 由的2个解可以求出空间任意一点旋转椭圆场的长轴和短轴的倾斜角为（4-10）与其分别对应的2个轴的模。即是所求的空间任意一点处合成场强的最大值和最小值：（4-11）44 第5章满足地面电场限值的导线最小对地距离5.1交流特高压输电线路的基本模型由我国多年的研究和实际建设经验，我国交流特高压输电线路的额定电压为1000kV。最高运行电压为l100kV。根据相关设计部门提供的基本情况，在确定导线的最小对地距离时，有关结构参数按2种情况考虑。5.1.1同塔单回路同塔单回路的导线分别采用8×LGJ一400、8×LGJ一500和8×LGJ一6303种型号，分裂间距为400mm，导体布置方式考虑IVI水平排列(即2个边相的绝缘子串采用I串。中相绝缘子串采用V串的情况，称之为IVI)、VVV水平排列(即三相均采用V串的情况，称之为VVV)、IVI三角排列和VVV三角排列4种情况，其结构如图5-1、5-2、5-3、5-4所示。2133722.244.4hGM图5-1IVI水平排列44 221301938hGM图5-2VVV水平排列13.3222415.531hGM图5-3IVI三角排列13.320181224hGM图5-4VVV三角排列我国1000kV单回输电线路的导体布置方式44 5.1.2同塔双回路同塔双回路的导线分别采用8×LGJ一630、8×LGJ-800(分裂间距400mm)和10×LGJ一300(分裂问距375mm)3种型式。导体布置方式考虑I串同相序垂直排列、I串逆相序垂直排列、V串同相序垂直排列和V串逆相序垂直排列4种情况。其结构如图下所示:2220h1836333330GM图5-5I串垂直排列2220h2028252522GM图5-6V串垂直排列我国1000kV双回输电线路的导体布置方式44 5.2确定交流特高压输电线路的导线最小对地距离在交流特高压输电线路下方距离地面1m处的水平线上100m范围内每隔0.1m取1点计算场强，比较所有点的电场强度E得到场强最大值。按线路经居民区场强控制在7kV／m、农田区控制在10kV／m、人烟稀少的非农业耕作区控制在12kV／m的原则确定导线最小对地距离。则交流特高压单回线路和同塔双回线路在不同电场强度控制指标下的导线最小对地距离分别见表5-1和表5-。表5-1特高压单回输电线路的最小对地距离排列方式导线型号场强控制值71012IVI水平排列8LGJ-40026.6121.1318.758LGJ-50026.7221.2418.868LGJ-63026.7421.3318.88VVV水平排列8LGJ-40025.5220.3818.218LGJ-50025.6120.4918.228LGJ-63025.6320.5118.36IVI三角排列8LGJ-40026.4321.1218.728LGJ-50026.5221.1518.758LGJ-63026.6421.2718.86VVV三角排列8LGJ-40025.0920.1717.918LGJ-50025.1120.2518.048LGJ-63025.2320.2918.0744 表5-2特高压输电线路的最小对地距离排列方式导线型号场强控制值71012I串同相序垂直排列8LGJ-63034.6824.0620.318LGJ-80034.8124.1720.458LGJ-30035.3424.6720.86I串逆相序垂直排列8LGJ-63024.8120.0217.928LGJ-80024.9320.1118.038LGJ-30025.5520.6418.47V串同相序垂直排列8LGJ-63037.0127.6223.178LGJ-80037.1327.7523.308LGJ-30037.5228.3023.72V串逆相序垂直排列8LGJ-63023.6119.2117.218LGJ-80023.7319.3717.328LGJ-30024.2219.7817.7344 第6章影响导线最小对地距离取值的主要因素6.1特高压线路运行电压的影响在以上导线最小对地距离取值的计算中，都是采用线路的最高运行电压1000kV，而实际上沿线路各点的电压并不都是最高电压，绝大部分地段的线路电压将小于最高电压。以图l所示的单回线路为例，导线采用8×LGJ一630(以下分析中均采用此型号)，当线路电压变化时，导线最小对地距离如表6-1所示。表6-1不同运行电压下的导线最小对地距离控制指标IVI水平排列VVV水平排列IVI三角排列VVV三角排列7kV/m1000KV25.2124.2325.0823.851050KV25.9325.0625.8124.571100KV26.7425.6326.6425.2310kV/m1000KV20.0519.3219.9619.041050KV20.6719.9720.6519.651100KV21.3320.5121.2720.2912kV/m1000KV17.6317.1517.6416.871050KV18.2717.7418.2317.451100KV18.8818.3618.8618.06由表6—1可得如图6—1、6—2、6—3所示的最小对地距离与线路电压之间的关系：44 图6-17kV/m时最小对地距离与线路电压的关系图6-210kV/m时最小对地距离与线路电压的关系图6-312kV/m时最小对地距离与线路电压的关系44 表6-1以及上图的计算结果表明：输电线路的最小对地距离随线路电压的升高呈现近似的线性升高关系，当特高压线路运行电压每减少50kV时，单回线路最小对地距离一般降低0.6m左右；同理，对于同塔双回线路可以得出：当逆相序布置时，最小对地距离一般降低0.6m左右。而同相序布置时，最小对地距离一般降低1m以上。6.2相间距离的影响当地面最大电场强度一定时，导线最小对地距离的取值一般随着导线相间距离的增加而增大。对于单回线路，相间距离对最小对地安全距离的影响如下表所：表6-2不同相间距离下的导线最小对地距离排列方式场强控制值相间距离变化量/m-2-1012IVI水平排列7KV/m26.2226.5226.7427.0327.2410KV/m20.9121.1221.3321.4721.6812KV/m18.6418.7618.8819.0519.17VVV水平排列7KV/m25.0525.3425.6326.0126.2310KV/m20.1320.3420.5120.7320.9212KV/m17.9018.1218.3618.4518.67IVI三角排列7KV/m25.9826.2826.6426.8427.1610KV/m20.7621.0421.2721.4521.6712KV/m18.4118.6318.8619.0619.17VVV三角排列7KV/m24.4024.8125.2325.6725.9510KV/m19.6419.9720.2920.5820.7612KV/m17.5717.8718.0718.2618.4344 图6-4IVI水平排列时场强控制值与相间距离变化量的关系图6-5VVV水平排列时场强控制值与相间距离变化量的关系44 图6-6IVI三角排列时场强控制值与相间距离变化量的关系图6-7VVV三角排列时场强控制值与相间距离变化量的关系由表6-2及上述图形可见，当导线水平排列时，相间距离每增加1m，最小对地距离一般增加0.1～0.3m；当导线三角排列时，相间距离每增加1m，最小对地距离一般增加0.2～0.5m44 。对于同塔双回线路，经过计算可得到类似的结论：当导线逆相序布置时，相间距离每增加lm，最小对地距离一般增加0.1～0.4m，而当导线同相序布置时，相问距离每增加1m，最小对地距离却减少0.2～1.0m。6.3分裂导线结构尺寸的影响当增加分裂导线的间距时，地面场强值将增大，此时，为了控制场强在一定的指标内，则要相应地增加导线的最小对地距离。例如，当线路地面场强控制值为7kV／m时，确定图1和图2中的输电线路在不同分裂间距下的最小对地距离，计算结果如表7所示。可见，分裂间距每增加50mm，导线最小对地高度一般增加0.2～0.5m。表6-3不同分裂间距下的导线最小对地距离排列方式分裂间距（mm）300350400450500IVI水平排列25.9526.3526.7427.1327.42VVV水平排列24.8625.3425.6326.0526.33IVI三角排列25.7726.2326.6426.9327.32VVV三角排列24.4324.8225.2325.6525.93I串同相序排列33.7334.2134.6835.0135.50I串逆相序排列24.0724.3624.8125.2325.54V串同相序排列36.1636.5237.0137.5037.86V串逆相序排列22.9623.2723.6123.8824.2144 图6-8分裂间隙与最小对地距离的关系减少分裂导线的根数对减小导线最小对地距离还是很有效的，例如，输电线路结构采用图1(b)，线路地面场强控制值为12kV／m时，比较6×LGJ一630、7×LGJ一630和8×LGJ一6303种不同分裂根数时导线的最小对地距离。由表7可见，随着分裂根数的增多，导线最小对地距离将增大。表6-2～6-3的计算结果表明：子导线半径增大12％，导线最小对地距离增加约O.5％,即子导线半径大小对线路最小对地距离取值的影响不显著。这是因为分裂导线对空间场强值的影响主要取决于其等效半径，而对等效半径的大小起决定作用的是分裂间距和分裂根数，子导线半径对等效半径的影响则不如前2个因素明显。6.4导体布置形式的影响当导线结构和控制场强相同时，导体布置形式对最小对地距离的取值影响较大。例如，对于交流特高压单回线路，44 水平排列中相V串和三角排列中相V串结构的最小对地距离基本一致，当控制场强取7kV／m、10kV／m和12kV／m时，最小对地距离分别为26.43～26.74m、21.12～21.33m和18.72一18.88m；水平排列三相V串和三角排列三相V串结构的最小对地距离基本一致。当控制场强取7kV／m、10kV／m和12kV／m时，最小对地距离分别为25.09～25.63m、20.17～20.51m和17.91～18.36m。6.5双回路相序布置方式的影响对于交流特高压同塔双回线路同相序布置时要求的最小对地距离比逆相序布置时大很多，对于I串垂直排列结构，地面最大场强取7kV／m、10kV／m和12kV／m时，同相序布置时的最小对地距离比逆相序布置时分别大9.85m、4.04m和2.40m左右；对于V串垂直排列结构，分别大13.37m、8.44m和5.98m左右。因此，从最小对地距离方面考虑，不建议采用同相序布置。44 第7章结论(1)根据国内外1000kV级交流特高压输电线路的设计经验和我国超高压线路的设计规程，提出把“最大地面电场强度限值”作为我国特高压线路最小对地距离的选取原则；同时，建议我国交流特高压线路在路经不同地区的最大地面电场控制值为7kV／m、10kV／m和12kV／m。(2)在考虑特高压输电线路最小对地距离的同时，本文重点对不同天气对最小对地距离的影响进行了研究，分别探讨了基于直接比较法、比载法、温度法、应力法的最小对地距离，得到各种天气下的最小对地距离，为下一步进行电磁场的计算做准备。(3)研究了线路运行电压、相间距离、分裂导线结构、导体布置形式和双回路相序布置方式等因素对特高压线路导线最小对地距离取值的影响规律。这对保证输电线路经济运行和节约工程投资有着重要的意义。(4)在假设最小对地距离出现在最高温度时的条件下，本文基于逐步镜像法建立了特高压架空线下空间电场的数学模型，并按照不同区域地面电场控制指标的要求，通过计算确定了1000kV级交流特高压单回和同塔双回输电线路导线在相应区域下的最小对地距离，为我国开展特高压输电线路的优化设计提供参考。44 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