特高压及超高压同塔输电线路相角差的分析计算

吴庆华，张光翔，陈宏明，马进霞，李 悝(中南电力设计院，湖北 武汉 430071)

特高压及超高压同塔输电线路相角差的分析计算

吴庆华，张光翔，陈宏明，马进霞，李 悝
(中南电力设计院，湖北 武汉 430071)

相角差是1 000 kV/500 kV同塔混压线路设计要考虑的众多因素中的一个，必须对此研究。通过建立合适的模型可以对影响相角差的因素进行分析计算。计算结果表明，系统潮流和线路长度是主要原因。在满负荷条件下，变压器的影响在5°左右，300 km线路的相角差在5°左右。特高压超高压同塔输电线路设计计算条件建议可按相角差10°考虑最大影响。

多回路；相角差；特高压；输电线路

0 引 言

目前，中国电力网络主要为50 Hz同频交流电网。以往超高压同塔双回线路的电压、线路参数、路径走向多数相同，且两端基本上连接于同一变电站的母线，可以认为线路上各处同名相间无相角差。但由于联网和大功率远距离送电的原因，电网的“尺寸”越来越大，电网越来越复杂，输电线路参数越来越多样，同塔双回的同名相可能会有不等的相角差[1，2]。特别是某些局部区域可能会出现1 000 kV/500 kV同塔混压多回输电线路，电压等级提高、输送容量增大、输电线路另一端并不连接于同一变电站等因素可能放大相角差[3]。

对于1 000 kV/500 kV同塔混压线路，当不同回路中的同名相存在相角差，与其他相间便不是标准的超前和滞后120°的关系。这样，线路设计中基于相序的顺序、逆序、同序的条件遭到破坏，无论杆塔尺寸、塔头间隙、闪络特性和走廊电磁环境的分析计算的结论均可能改变。这种原因产生的相角差之前工程中没有遇到，同时涉及系统、变电和线路多个专业，鲜见讨论。通过对同塔双回线路相角差大小、产生的原因、影响变化的因素等进行分析和计算，便可以进一步对同塔双回线路的设计给出新的约束条件和指导。限于篇幅，基于有相角差条件下的同塔双回路线路设计不再讨论。

假设同塔双回路的1 000 kV/500 kV线路电气上不是孤立的，有一定的电气联系，一端连接同一变电站的1 000 kV/500 kV母线，另一端连接于不同变电站母线。建立计算模型，如图1所示，1 000 kV变电站出线2条单回路线路，局部共杆。假定潮流由1 000 kV变电站通过与1 000 kV和500 kV母线相连的1 000 kV和500 kV线路送出。计算范围包含1 000 kV变压器、母线、高抗、补偿装置在内的同塔双回路上线路各处的同名相相角。

图1 计算模型图

1 1 000 kV /500 kV线路长度的影响

1.1 等值电路

输电线路的参数实际上是沿线路分布的，采用∏型分布参数等值电路进行分析计算。500 kV线路导线考虑为4×LGJ-500，1 000 kV线路导线为8×LGJ-500，采用典型的酒杯型单回路铁塔计算，∏型等值电路参数RXGB结果如表1所示[4]，线路等值电路如图2所示。

表1 线路∏型等值电路参数

注：经计算电导在数值上比电纳小2个数量级以上，故忽略不计。

图2 线路等值电路

1.2 线路相角差计算

500 kV线路输送容量为1 500 MVA，1 000 kV线路输送容量为5 000 MVA，功率因数为0.95。按每公里等值为一个∏型电路，以A点相电压为参考相量进行计算。

1)对于500 kV线路

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

功率因数角φ′=-0.081°+18.235°=18.154°

从计算可见，1 km后500 kV线路相电压相角由0°变为-0.081°，功率因数角由18.195°变为18.154°，按每公里重复上述计算过程。

2) 对于1 000 kV线路。

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

功率因数角φ′=-0.067°+18.243°=18.178°

从计算可见，1 km后1 000 kV线路相电压相角由0°变为-0.067°，功率因数角由18.195°变为18.178°，按每公里重复上述计算过程。

1 000 kV /500 kV线路相角差如表2所示，500 kV、1 000 kV线路的相角差随着线路长度增加而增加。题设输送容量条件下，500 kV线路滞后 1 000 kV线路，300 km后两者的相角差为5.128°。2个电压等级线路的输送容量变化或潮流方向变化，相角差的大小和方向也相应变化。

表2 1 000 kV /500 kV线路相角差

2 变压器的影响

特高压变压器为中性点无励磁调压单相强迫油循环风冷自耦变压器，型号为 ODFPS-100 000 0/1 000，额定容量为100 000 0/100 000 0/334 000 kVA，额定电压为(1 050/3)/(525/3±4×1.25%)/110 kV；以高压绕组额定容量为基准的短路电压百分比Uk高中(%)=18，Uk高低(%)=62，Uk中低(%)=40 ；额定容量时总损耗(空载损耗+负载损耗)为1 583 kW，空载损耗为173 kW[5]。

2.1 等值电路

短路电压百分比已是额定容量时的值，Uk高中(%)、Uk高低(%)和Uk中低(%)在计算各绕组电抗时不必按容量再折算[6，7]。各绕组的短路电压百分比为

可见特高压变压器效率很高。为简化问题，忽略变压器励磁支路和铜耗，得到等值电路，如图3所示。

图3 变压器等值电路

2.2 变压器相角差计算

设变压器一次侧相电压为参考相量,输送容量S=1 500MVA,cosφ=0.95，计算有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二次侧相电压U·2=U·4/k=295.053∠-5.601°kV，一、二次相电压的相角差θ=5.601°，二次侧滞后一次侧；功率因数角φ′=-5.601°+18.195°=12.594°。改变输送容量和功率因数进行计算，结果如表3所示，可见一、二次相电压的相角差与输送容量和功率因数有关，其中输送容量是主要影响因素。题设输送容量条件下，二次侧滞后一次侧5.601°。

3 低压绕组补偿的影响

3.1 电抗补偿

表3 不同输送容量和功率因数下一、二次相电压的相角差

图4 考虑无功补偿时等值电路

=0.806 86∠-9.549°kA

功率因数角φ′=-5.601°+9.549°=3.948°

投入两组电抗器时，φ′=-5.601°+9.549°=3.948，I·2=0.807 246∠-1.274°kA，功率因数角φ′=-5.601°+1.274°=-4.327°(超前)。电抗性无功补偿时，二次侧的相电压未改变，一、二次电压相角差也未改变，只改变了功率因数角。

3.2 电容补偿

0.848 166∠-23.971°kA，功率因数角φ′=-5.601°+23.971°=18.37°。投入2组电容器时，I·2=0.881 311∠-29.629°kA，功率因数角φ′=-5.601°+29.629°=24.028°。电容性无功补偿时，二次侧的相电压未改变，一、二次电压相角差也未改变，只改变了功率因数角。

4 线路高抗的影响

图5 考虑线路高抗时等值电路

特高压线路并联高压电抗器型号为BKD-200000/1000, 额定容量为960Mvar，额定电压1 100/3，额定电抗XG=2 016Ω。考虑线路高抗时等值电路如图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，功率因数角φ′=0°+12.049°=12.049°。投入线路并联高压电抗时，一次侧的相电压未改变，只略微改变了功率因数角。由前面对变压器的分析可知，特高压线路高抗对一、二次电压相角差影响很小。

5 结 语

(1)对于1 000kV/500kV同塔混压线路，2个电压等级同一相间存在相角差。

(2) 影响相角差的因素较多。其中，潮流大小是主要因素，输送容量越大，相角差越大；功率因数是次要因素。对变压器而言，功率因数越大，一、二次相角差越大。对线路而言，相角差的大小和方向与具体输送容量大小和方向相关。线路长度越长，2个电压等级间的相角差越大[9，10]。

(3)低压补偿装置和线路高抗对相角差的影响较小。

(4)。在满负荷条件下，变压器的影响在5°左右，300km线路的相角差在5°左右。同塔混压线路的相关设计[11]建议可按相角差10°考虑最大影响。

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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)