基于EMTP的330kV架空線路操作 過電壓分析與計算

張秀斌 溫定筠 王 鋒 王 津 江 峰

（1.國網甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州 730050；2.國網甘肅省電力公司，蘭州 730030）

近年來，輸電線路多次發生絕緣子閃絡跳閘事故頻發，嚴重影響供電可靠性，同時也造成較大的經濟損失。運行數據表明，閃絡現象往往伴隨著各種過電壓現象。國內外對線路過電壓、桿塔電位分布、絕緣子電位分布開展過很多研究，但結合中國西北的實際情況，對于高海拔、長距離輸電線路的研究尚不多見。本文對西北高海拔地區某330kV 架空輸電線路操作過電壓進行了分析與計算，為開展各種污穢絕緣子的表面污穢分布與其電位、電場間的關系相關理論仿真和試驗分析提供數據，并為探討線路閃絡的原因和研究確定預防輸電線路閃絡事故的技術方案提供相關參考。

選取發生閃絡事故較多的某330kV 電壓等級輸電線路，利用電磁暫態程序EMTP（Electro- Magnetic Transient Program）對所選取的330kV 電網所屬輸電線路閃絡頻發段進行操作過電壓的仿真計算，計算輸電線路沿線各節點操作過電壓，綜合考慮高海拔、特殊地形、復雜氣象條件等因素，結合長期運行數據得出各種操作方式下輸電線路的過電壓特性。

1 計算模型和參數

1.1 計算模型建立和初始參數

本文的研究取西北某330kV 輸電線路，建立線路的模型，對該線路操作過電壓分布計算研究。

圖1所示為某330kV 輸電線路電氣接線，該線路總長 142.256km，分為兩段，長度分別為77.408km、64.848km。圖1左側變電站一次側與750kV 輸電系統相接。圖2為該線路的簡化等值計算電路。

圖1 某330kV 輸電線路電氣接線

圖2 330kV 輸電線路簡化等值電路

1.2 計算初始參數

該330kV 輸電線路總長142.256km 采取三段整換位方式，如圖3所示。

圖3 線路換位方式

輸電線路采用的典型桿塔為ZMT1 型，如圖4所示，單位為mm。

圖4 ZMT1 直線塔結構尺寸

輸電線路選用的導線、架空地線型號和結構尺寸見表1。

表1 330kV 架空線路各導線參數

依據該330kV 輸電線路實際架設方式和結構，通過EMTP 軟件中的LCC 架空線路模塊計算得到的線路序參數見表2。

表2 330kV 架空輸電線路計算參數

線路輸送容量：S=630MW，負荷側功率因數：cosφ=0.95，B 變電站側負荷功率為：P+jQ=630+ 98.8MVA。A 變電站的三相短路電流：Id（3）=9.8362kA，單相短路電流Id（1）= 9.4895kA，由此計算得到變電站等值正序阻抗為：19.37 Ω；負序阻抗為：21.49Ω。

線路首末兩端分別加裝高壓并聯電抗器，電抗 器型號：BKD-100000/330，額定電壓為額定容量為：100Mvar，運行時補償度為60%。

采用的330kV 斷路器合閘電阻為400 Ω，接入時間為10±2ms。合閘三相不同期時間不超過3ms，分閘三相不同期時間不超過5ms。

變電站330kV 側加裝Y10W-330/727 型避雷器，線路側加裝Y10W-312/760 型避雷器。

2 操作過電壓計算

2.1 操作過電壓計算基準值

操作過電壓基準值：

計算中，均以A 變電站作為線路首端，B 變電站作為線路末端。操作過電壓計算中給出的所有分 布曲線圖均以為基準值。

2.2 操作方式確定

依據該330kV 線路的具體電氣接線、初始參數和運行方式，考慮輸電線路上可能出現的操作過電壓，確定了系統中典型的涉及絕緣配合的幾種操作方式：①三相不同期合閘；②單相重合閘的三相不同期合閘；③三相不同期分閘；④單相接地三相不同期分閘。

3 仿真及結果分析

對線路不同期合閘、重合閘等幾種可能產生操作過電壓的運行方式下的沿線電壓分布進行了分析計算，計算結果見表3至表10，操作過電壓隨線路距離的變化曲線如圖5至圖12 所示。

表3 三相不同期合閘操作時輸電線路沿線 節點的2%統計操作過電壓分布

表4 三相不同期合閘操作時輸電線路沿線節點的 最大操作過電壓

表5 單相重合閘操作時輸電線路沿線節點的 2%統計操作過電壓

表6 單相重合閘操作時輸電線路沿線節點的 最大操作過電壓

表7 三相不同期分閘操作時輸電線路沿線節點的 2%統計操作過電壓

表8 三相不同期分閘操作時輸電線路沿線節點的 最大操作過電壓

表9 三相斷路器帶接地故障操作時輸電線路沿線 節點的2%統計操作過電壓

表10 三相斷路器帶接地故障操作時輸電線路沿線 節點的最大操作過電壓

3.1 三相斷路器不同期合閘操作

依據三相斷路器的合閘性能，三相不同期最大時差為3ms，斷路器隨機合閘360 相·次，獲取其最大2%統計過電壓和最大過電壓。

1）2%三相不同期合閘操作統計過電壓

當線路首端三相斷路器進行不同期合閘操作時，輸電線路沿線各節點的2%統計操作過電壓分布情況如圖5所示。

圖5 相-地2%操作過電壓隨距離變化曲線

計算結果分析：依據線路的具體布置和參數，當線路進行三相不同期合閘操作時，由于線路首末端加裝的補償度為60%并聯電抗器的限壓作用，沿線最大 2%統計操作過電壓出現在線路靠近末端124#、120#基桿塔處，最大值為1.636p.u.。

2）三相不同期合閘操作最大過電壓值

當線路首端三相斷路器進行不同期合閘操作時，輸電線路沿線各節點的最大操作過電壓值分布情況如圖6所示。

圖6 線路相-地操作過電壓最大值隨線路距離的 變化曲線

計算結果分析：依據線路的具體布置和參數，當線路進行三相不同期合閘操作時，由于線路首末端加裝的補償度為60%并聯電抗器的限壓作用，沿線最大2%統計操作過電壓出現在線路距首端70%處，即39#、43#、52#基桿塔處，最大值為1.634p.u.。

3.2 單相斷路器重合閘操作

A、C 兩相正常運行，B 相斷路器進行單相成功重合閘操作，考慮殘余電荷的影響。

1）2%單相重合閘操作最大統計過電壓

計算結果分析：依據線路的具體布置和參數，當線路進行單相重合閘操作時，由于線路首末端加裝的補償度為60%并聯電抗器的限壓作用，沿線最大2%統計操作過電壓出現在距首端約18%～32%處，即165#、74#基桿塔處，最大值為1.486p.u.。

2）單相重合閘操作最大過電壓值

計算結果分析：依據線路的具體布置和參數，當線路進行單相重合閘操作時，由于線路首末端加裝的補償度為60%并聯電抗器的限壓作用，沿線最大單相重合閘操作過電壓出現位置與統計過電壓相近，即143#、156#、74#基桿塔處，最大值為1.793p.u.。

圖8 線路相-地操作過電壓最大值隨線路距離的 變化曲線

3.3 三相不同期分閘操作

依據三相斷路器的分閘性能，三相不同期最大時差為5ms，斷路器隨機分閘360 相·次，獲取其最大2%統計過電壓和最大過電壓。

1）2%三相不同期分閘操作最大統計過電壓

計算結果分析：依據線路的具體布置和參數，當線路進行三相不同期分閘操作時，由于線路首末端加裝的補償度為60%并聯電抗器的限壓作用，沿線最大2%統計操作過電壓隨線路長度單調遞增，最大2%統計過電壓值出現線路末端處，即149#、160#、165#基桿塔處，最大統計過電壓值為1.045p.u.。

圖9 相-地2%操作過電壓隨距離變化曲線

2）三相不同期分閘操作最大過電壓值

計算結果分析：線路進行三相不同期分閘操作時，沿線最大操作過電壓分布與2%統計過電壓分布類似，隨線路長度單調遞增，最大過電壓值出現線路末端處，即150#、154#、165#基桿塔處，最大過電壓值為1.007p.u.。

圖10 線路相-地操作過電壓最大值 隨線路距離的變化曲線

3.4 帶單相接地三相不同期分閘操作

運行中考慮到在線路末端出現永久性單相接地故障時，當單相重合不成功時會導致帶單相接地故障三相斷路器不同期分閘操作，三相不同期分閘最大時差為5ms，斷路器隨機分閘360 相·次，獲取其最大2%統計過電壓和最大操作過電壓。

1）2%帶接地故障三相斷路器不同期分閘操作最大統計過電壓

計算結果分析：當斷路器帶單相接地故障三相不同期分閘操作時，兩健全相最大2%統計操作過電壓沿線單調遞增，最大2%統計操作過電壓出現在末端處，即165#基桿塔處，最大值為1.223p.u.。

圖11 相-地2%操作過電壓隨距離變化曲線

2）帶接地故障三相斷路器不同期分閘操作最大過電壓值

計算結果分析：當斷路器帶單相接地故障三相不同期分閘操作時，兩健全相最大操作過電壓沿線分布與2%統計過電壓類似，沿線最大過電壓單調遞增，最大操作過電壓出現位置與2%統計過電壓相同，出現在線路末端即165#基桿塔處，最大值為1.223p.u.。

圖12 線路相-地操作過電壓最大值隨線路距離的變化曲線

4 結論

通過對該330kV 輸電線路操作過電壓的計算分析可知：由于線路上并聯電抗器的補償作用，降低了末端的工頻過電壓，因而操作過電壓也得到了一些改善，操作過電壓的沿線分布隨著線路距A 變電站距離的增加過電壓逐漸增大，在接近線路末端的幾基桿塔處過電壓最高，單相重合閘操作時過電壓最高為1.793p.u.，滿足絕緣配合要求的最大操作過電壓水平≤1.8p.u.。

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