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35kV线路升压改造分析

作者：佚名文章来源：不详点击数：更新时间：2008-9-24 16:59:17

摘　要：随着经济的发展，地区负荷的逐年增加。原有35 kV线路将被110 kV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110 kV线路将利用原35 kV线路路径。如果能将原有35 kV线路改造，加以利用，将具有很大的经济效益和社会效益。
　　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35 kV线路将被110 kV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110 kV线路将利用原35 kV线路路径。现就“李群（李家峡水电站—群科变电站）Ⅰ回35 kV线路升压改造为110 kV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35 kV线路升压改造为110 kV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“110 kV硝李线改接群科变线路”工程，全长约12．752 km，沿线海拔高度在2 022～2 192 m之间。线路走径有69％（约8．8 km）占用1991年建成投运的“李群Ⅰ回35 kV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“110 kV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110 kV使用直线杆杆型。

（1）导线对地距离及杆头空气间隙
　　由于110 kV线路绝缘子串比35 kV线路绝缘子串约长0．7 m，杆头空气间隙大，而35 kV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《110～500 kV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35 kV线路改造升压为紧凑型110 kV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110 kV线路后正常运行情况下导线间水平距离，根据《规程》规定，对1 000 m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0．3 m；U为送电线路标称电压，kV；本工程为110 kV；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＝10．738 m，对应档距为390m。经逐档核查原“李群Ⅰ回35 kV线路”工程直线杆档距均没有超过390 m，最大使用档距为309 m。说明改造升压后的110 kV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，110 kV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35 kV线路”的ZM3－2、ZM4－5等直线杆加装高1．4 m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309 m，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＝4．7 m，满足《规程》规定要求。
　　原李群Ⅰ回35 kV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110 kV硝李线导线截面为LGJ—185，经济输送容量31．7 MVA（最大负荷与利用小时数Tmax＝5 000 h以上），持续极限输送容量98 MVA。原35kV李群Ⅰ回线路导线截面为LGJ—150，改造升压为110 kV紧凑型线路后经济输送容量25．7 MVA，持续极限输送容量84．7 MVA。虽然改造升压后的群科变侧约10 km紧凑型110 kV线路相对输送容量较小，但考虑近期从330 kV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110 kV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10 km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250 m、350 m，垂直档距是300 m和500 m，按实际档距使用情况：ZM3－2杆水平档距为235 m，垂直档距300 m；ZM4－5杆水平档距300 m、垂直档距400 m，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110 kV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110 kV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。
试验加荷方法

4　结　论
此次升压线路改造施工架线已完成70％左右，由此可以看出，利用原杆位、原导线将35 kV线路直接升压为110 kV线路是切实可行的，不仅解决了已建旧线路的升压改造和有效利用问题，缩短了建设周期，而且为今后高压线路紧凑型设计提供了可靠的依据，具有良好的社会效益和经济效益。同时，对新建35 kV线路远期有可能被110 kV线路替代的工程，设计新建35 kV线路时应预先考虑到升压改造的因素，使将来升压改造顺利完成。

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