鄭幸，陳逸鵬，齊冬輝

（中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司，廣州510663）

伴隨電網(wǎng)的不斷發(fā)展完善與負荷密度的增大，在電網(wǎng)規(guī)劃建設中，新建變電站對原有長線路解口成為一種常見的構網(wǎng)方式。此舉縮短了站間線路長度，打破了原線路的平衡，可能出現(xiàn)以下問題：例如線路的三相不平衡電流不滿足整定要求、線路高抗形成過補償狀態(tài)進而產(chǎn)生過電壓等，對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行與檢修維護構成重大威脅。超高壓輸電線路的安全穩(wěn)定運行對電網(wǎng)安全至關重要，有必要對引起這些變化的關鍵問題與關鍵變量、依托工程實例、利用仿真工具進行定量研究，并提出應對方案。

目前在工程中已經(jīng)遇到如下實例：（1）某500 kV變電站新建工程雙解口了原220 km 輸電線路，原線路的均勻換位方式被打破，新形成的線路三相不平衡電流超過了整定要求，需新增換位塔或采用其他方式降低負序三相不平衡電流；（2）某500 kV電廠送出線路工程中，電廠~變電站線路長約205 km，遠期有一開關站對該線路進行解口，解口后線路高抗將呈現(xiàn)過補償狀態(tài)，線路的潛供電流、恢復電壓等電磁暫態(tài)參數(shù)不滿足電網(wǎng)的運行要求。

針對以上工程中遇到的實際問題，本文擬對長距離輸電線路的三相不平衡電流以及線路高抗過補償方式等關鍵問題進行深入研究分析，以得出能夠指導電網(wǎng)設備選擇和電網(wǎng)建設的相關結論，下文中不平衡電流若未特殊說明均為負序不平衡電流。

1 輸電線路仿真模型選取

1.1 線路原始參數(shù)

本文研究以某電廠至某變電站同塔雙回500 kV輸電線路為基礎模型。該線路途經(jīng)多個地市，采用的塔型各不相同，各個塔型的對地高度及相間距離也各有不同，全線的土壤電阻率也變化較大。線路基本資料如下：線路總長205 km，全線采用同塔雙回路設計，仿真模型中導線全線采用4×JL/LB1A-720/50 型鋁包鋼芯鋁絞線，地線全線采用2 根48 芯OPGW。結合遠期開關站考慮，線路采用一個完整換位（中間設2 基換位塔）。電廠至變電站線路兩側各配置有2×120 Mvar的高壓并聯(lián)電抗器，中性點小電抗采用1 600 Ω。

1.2 塔型選取及空間布置

為便于辨析不同因素對關鍵參數(shù)的影響程度，本文在研究時將全線統(tǒng)一考慮為4×JL/LB1A-720/50導線，同時，為了更好地研究導地線變化對三相不平衡的影響，同一仿真模型中全線的塔采用統(tǒng)一塔型，僅研究的變量發(fā)生變化。桿塔導地線參數(shù)如表1 所示。桿塔導地線布置及空間尺寸如圖1 所示。結合工程實際，本研究基于廣東電網(wǎng)2020年夏大方式電力系統(tǒng)條件進行。

表1 仿真用輸電線路主要資料Tab.1 The main data of transmission line for transient simulation

圖1 相序排列及導地線空間位置Fig.1 Phase sequence arrangement and spatial position of ground wire

2 電流不平衡仿真研究

影響線路三相不平衡電流的因素較多，本文選取可能造成影響的幾個因素分別進行仿真，選擇的因素主要包括：換位次數(shù)、相序布置方式、土壤電阻率、地線接地形式、導線對地高度以及導線相間距離等，本節(jié)將對影響因素逐一進行仿真計算，分析各個因素對線路三相不平衡電流的影響程度。

2.1 換位次數(shù)的影響

根據(jù)設計規(guī)定，超過100 km 的長線路在設計過程中需適當進行線路換位。結合實際工程設計情況，本節(jié)計算在全線不換位、換1 次位和換2 次位的不同方式下，線路的三相不平衡電流情況。

全線1次換位時，換位點選在距離變電站100 km處；全線2 次換位時，換位點選在距離變電站63 km處和128 km處。計算結果如圖2所示。

根據(jù)仿真結果可知，在全線不換位的情況下，單回線路運行時線路的不平衡電流值最大，其中負序不平衡電流達到87.9 A。全線經(jīng)過1 次換位后，線路的不平衡電流有明顯下降，最大不平衡電流為負序不平衡電流35.1 A。全線經(jīng)過2 次換位后，線路的不平衡電流降至最低，其中最大不平衡電流為負序不平衡電流，僅為4.6 A。

從不同運行方式來看，增加線路換位次數(shù)對線路雙回運行和單回運行時的不平衡電流均有降低的效果，且對線路單回運行時的不平衡電流抑制效果更為明顯。從圖2 可以看出，雙回線路運行時，三相不平衡電流由25.6 A 降低至5.9 A，下降幅度達到約77%；單回線路運行時，三相不平衡電流由87.9 A降低至4.6 A，下降幅度達到約95%。

圖2 線路三相不平衡電流（不同換位次數(shù)）Fig.2 Three-phase unbalanced current of the line（different transposition times）

綜上，增加換位次數(shù)可以較好地抑制線路的三相不平衡電流，且對線路單回運行的抑制效果更優(yōu)。因此，換位次數(shù)是影響線路三相不平衡電流的重要因素之一。

2.2 相序布置方式的影響

同塔雙回線路在相序布置時經(jīng)常采用異相序和逆相序兩種相序布置方案，本節(jié)研究不同相序布置方案對線路的三相不平衡電流的影響。計算結果如圖3~圖4所示。

圖3 線路三相不平衡電流（不同相序布置、雙回運行）Fig.3 Three-phase unbalanced current of the line（different phase sequence layout，double circuit line operation）

圖4 線路三相不平衡電流（不同相序布置、單回運行）Fig.4 Three-phase unbalanced current of the line（different phase sequence layout，single circuit line operation）

根據(jù)仿真結果可知，線路采用不同的相序布置方式對不平衡電流有較大影響。在其它條件全部相同的情況下，對異相序布置而言，線路采用逆相序布置時電廠至變電站線路負序不平衡電流由16.8 A下降至5.9 A，但不同相序布置方式對零序電流抑制效果并不明顯。

在實際工程中，某線路最大負序不平衡電流約為144.8 A，超過了保護整定值（100 A），結合計算結果，采用調整相序的方式降低其負序不平衡電流。線路原布置方式為異相序（ABC-BCA），通過調整進線檔線路相序的方式將相序調整為逆相序（ACB-BCA），調整后該線路的最大負序不平衡電流降低至約為72.1 A，在保護整定值范圍內。

綜上，逆相序布置相比異相序布置可以較好地抑制不平衡電流，尤其是負序不平衡電流，因此，相序布置方式是影響線路三相不平衡電流的重要因素之一。

2.3 土壤電阻率的影響

500 kV 電廠~變電站線路桿塔所經(jīng)過的區(qū)域較多，土壤電阻率變化較大，大小在500~2 500 Ω·m范圍中變化。在模型中將全線的土壤電阻率設定為500 Ω·m、1 500 Ω·m 和2 500 Ω·m，計算不同土壤電阻率下，全線的三相不平衡電流情況，計算結果如圖5所示。

圖5 線路三相不平衡電流（不同土壤電阻率）Fig.5 Three-phase unbalanced current of the line（different soil resistivity）

根據(jù)仿真結果可知，當土壤電阻率在500 Ω·m~2500 Ω·m 范圍內發(fā)生變化時，線路的不平衡電流只發(fā)生極微小的改變，表明輸電線路沿線的土地電阻率對同塔雙回線路之間的不平衡電流影響較小。因此，可以得出土壤電阻率不是影響三相不平衡電流的主導因素。

2.4 地線接地形式的影響

電廠至變電站線路全線為OPGW 逐塔接地，在實際工程應用中，分段接地也是常見的地線接地形式。本節(jié)研究不同地線接地形式對線路三相不平衡電流的影響。在模型中將全線的地線接地形式設為逐塔接地和分段接地兩種，分別計算全線的三相不平衡電流情況，計算結果如圖6所示。

根據(jù)仿真結果可知，地線在不同接地形式下，線路的不平衡電流只發(fā)生極微小的改變，表明輸電線路地線接地形式對同塔雙回線路之間的不平衡電流影響較小。因此，可以得出地線接地形式不是影響三相不平衡電流的主導因素。

2.5 導線對地高度的影響

電廠至變電站線路在建設過程中跨越的地區(qū)較多，所經(jīng)過的區(qū)域地形復雜，通常會通過調整桿塔呼稱高或導地線弧垂，改變導地線對地高度來滿足設計要求。本節(jié)根據(jù)典型設計和實際應用的塔型，選擇了三種不同對地高度的塔型進行仿真，計算結果圖7所示。

圖6 線路三相不平衡電流（不同地線接地形式）Fig.6 Three-phase unbalanced current of the line（different types of ground wire）

圖7 線路三相不平衡電流（不同導線對地高度）Fig.7 Three-phase unbalanced current of the line（different height of conductor to ground）

根據(jù)仿真結果看出，當線路導線對地高度變化時，線路的不平衡電流只發(fā)生極微小的改變，表明導線的對地高度對同塔雙回線路之間的不平衡電流影響較小。因此，可以得出導線對地高度不是影響三相不平衡電流的主導因素。

2.6 導線相間距離的影響

電廠至變電站線路在建設過程中跨越的地區(qū)較多，所經(jīng)過的區(qū)域地形復雜，根據(jù)塔型的不同，導線的相間距離也有所不同，根據(jù)典型設計和實際應用的塔型，分別計算了相間距離為11.8 m、12 m 和12.3 m 三種不同導線相間距離的線路不平衡電流，計算結果如圖8所示。

根據(jù)仿真結果看出，當線路導線相間距離變化時，線路的不平衡電流只發(fā)生極微小的改變，表明導線相間距離對同塔雙回線路之間的不平衡電流影響較小。因此，可以得出導線相間距離不是影響三相不平衡電流的主導因素。

圖8 線路三相不平衡電流（不同導線相間距離）Fig.8 Three-phase unbalanced current of the line（Different interval distance of conductor）

3 高抗過補償方案研究

線路高抗形成過補償時，電磁暫態(tài)參數(shù)變化和補償度以及全線換位次數(shù)息息相關。本文采用的線路基本模型仍為電廠至變電站雙回線路解口后的開關站~變電站線路。為了擬定合理的高抗補償度方案，對線路長度和其高抗配置進行調整，共擬定3個方案。

假設線路全長170 km，其充電功率約為204.9 Mvar，考慮分別兩側配置120 Mvar、150 Mvar以及180 Mvar 的高抗，其補償度分別達到106%、133%和160%。假設開關站至變電站線路分別有1次換位或2 次換位，若僅1 次換位時換位點選取在變電站側80 km 處；若有2 次換位時換位點選取在變電站側52 km和115 km處。

本章對以上幾種過補償方案下線路潛供電流、恢復電壓和諧振過電壓進行仿真計算。

3.1 恢復電壓和潛供電流

潛供電流與恢復電壓增加了故障點自動熄弧的困難，可能導致單相自動重合閘失敗，從而影響到供電安全與系統(tǒng)穩(wěn)定，是線路重要的電磁暫態(tài)特性。

根據(jù)仿真結果可知（如圖9 所示），在全線1 次換位的情況下，補償度為106%時，線路的恢復電壓最高達到約1 962.2 kV，顯然已經(jīng)遠遠超過恢復電壓的限制范圍，潛供電流最大約為23.7 A。當線路補償度提高到133%時，線路的恢復電壓有明顯的下降，最大值約為315.7 kV，下降幅度達到83.8%，但潛供電流明顯升高，潛供電流最大值達到42.4 A。當補償度進一步提升至160%時，恢復電壓又有進一步的下降，最大值約為217.6 kV，下降幅度達到88.8%，潛供電流進一步升高，潛供電流值最大值達到57.1 A。

圖9 潛供電流和恢復電壓（1次換位）Fig.9 Secondary supply current and recovery voltage（1 transposition）

綜上可知，這三種過補償方式下的線路的潛供電流和恢復電壓都相對偏高，雖然隨著補償度的提高，恢復電壓有明顯的下降，但潛供電流卻不斷升高。

在全線2次換位情況下（如圖10所示），補償度為106%時，線路恢復電壓最高達到約1 027.2 kV，潛供電流最大約為18.8 A。當線路補償度提高到133%時，線路的恢復電壓有明顯的下降，最大值約為290.9 kV，下降幅度達到71.3%，但潛供電流明顯升高，潛供電流最大值達到34.7 A。當補償度進一步提升至160%時，恢復電壓又有進一步的下降，最大值約為217.6 kV，下降幅度達到80%，潛供電流進一步升高，潛供電流值最大值達到52.1 A。

綜上可知，在2 次換位時，這三種過補償方式下的線路的潛供電流和恢復電壓變化趨勢和1 次換位基本一致。隨著補償度的升高，潛供電流升高，但恢復電壓大幅下降。

進一步對比線路1 次換位和2 次換位的潛供電流及恢復電壓結果可以看到（如圖11 所示），同樣是補償度為106%，2 次換位時線路的恢復電壓較1次換位下降了將近一半。而補償度為133%和160%時，恢復電壓也有所下降，但下降幅度相對有限。潛供電流方面，2 次換位的潛供電流較1 次換位整體呈下降趨勢，下降幅度為5~6 A。

圖10 潛供電流和恢復電壓（2次換位）Fig.10 Secondary supply current and recovery voltage（2 transpositions）

圖11 潛供電流和恢復電壓（不同換位次數(shù)）Fig.11 Secondary supply current and recovery voltage（different transposition times）

綜上可知，合理的線路換位次數(shù)可以在一定程度上降低恢復電壓和潛供電流，但隨著補償度的提升，降低的幅度將逐漸減弱。

3.2 工頻諧振過電壓

線路上裝設高壓并聯(lián)電抗器時，需要校核輸電線路非全相運行時是否發(fā)生工頻電壓諧振。

根據(jù)仿真結果可知，補償度為106%，線路發(fā)生非全相運行時，斷開相電壓最高1 027 kV，出現(xiàn)了工頻諧振。

補償度為133%時，線路發(fā)生非全相運行時，斷開相電壓最高291 kV，未出現(xiàn)工頻諧振。補償度為160%時，線路發(fā)生非全相運行時，斷開相電壓最高204 kV，未出現(xiàn)工頻諧振。

綜上可知，隨著補償度的提高，無論是線路單回運行還是雙回運行方式下，過電壓均有下降。線路高抗補償度為106%這種接近全補償?shù)姆桨赶乱桩a(chǎn)生工頻諧振，不建議采用，易對設備造成惡劣影響。

3.3 工頻諧振過電壓抑制措施

根據(jù)3.2 的結論可知，補償度為133%和160%的方案下，線路雖未出現(xiàn)工頻諧振，但其過電壓仍較高，不利于設備的安全，這種情況可考慮通過調整并聯(lián)電抗器的中性點小電抗的阻值來降低工頻過電壓。

調整并聯(lián)電抗器中性點小電抗的阻值可以補償相間電容，增大相間阻抗，若選擇合適的中性點小電抗的阻值，補償相間電容，可使相間發(fā)生并聯(lián)諧振，相間阻抗為無窮大，從而使電源電壓都施加在相間阻抗上，斷開相上的工頻感應電壓就很小，接近于零。因此，調整并聯(lián)電抗器中性點小電抗的阻值，可有效限制斷開相上的工頻感應電壓。

以補償度為133%，線路2 次換位的方案為例，分別計算開關站側中性點小電抗阻值為300~1 600 Ω時線路工頻過電壓，計算結果如圖12 所示。從仿真結果可以看出，線路的過電壓隨著中性點小電抗阻值的變化呈現(xiàn)一個U 字型，且最低點出現(xiàn)在阻抗為400~500 Ω，若線路高抗維持不變，可將高抗的中性點小電抗調整為該范圍，降低線路的工頻過電壓。

圖12 線路諧振過電壓Fig.12 Line resonance overvoltage

4 結 論

本文對線路三相不平衡電流的影響因素以及線路高抗過補償?shù)姆桨高M行了仿真研究，結果表明：

線路的換位次數(shù)和相序布置方式對三相不平衡電流的影響較大，是主要的影響因素。線路的土壤電阻率、地線接地形式、導線對地高度以及導線相間距離對三相不平衡電流影響較小。線路采用合理的換位次數(shù)，能夠將三相不平衡電流降低至較低水平，同樣換位次數(shù)情況下，線路采用逆相序布置相對于異相序布置能夠更好地降低其三相不平衡電流水平。

高抗過補償方式下線路的潛供電流和恢復電壓普遍偏高，且當補償度接近全補償時，會出現(xiàn)工頻諧振過電壓。因此，在對原有長線路解口后，若線路出現(xiàn)過補償情況，需要校核其恢復電壓和潛供電流、工頻諧振過電壓等電磁暫態(tài)特性，必要時可通過調整高抗的中性點小電抗的阻值來降低工頻過電壓。