社会经济的发展对电网供电的可靠性提出了更高要求，在不断加强跨区域超高压骨干网架建设的同时，逐步完善地区性110kV电网建设，已成为保证社会经济持续发展的一个重要课题。由于地区性电网改造建设资金有限，按照常规方式组织建设110kV线路，在人口数量不断增长和环境日益恶化的情况下，征用大量耕地和城市通道作线路走廊变得日益困难，树木砍伐、青苗赔偿、土地征用及建筑物拆迁补偿等费用十分昂贵，充分利用35 kV线路现有路径与设备，采用紧凑型高新技术，将线路改造为110kV线路，可降低造价、回避征地与拆迁困难，缓解110kV电网建设资金不足而电网又亟待加强与完善的矛盾，促进地区性电网的发展。
2 35kV、110kV常规线路主要参数比较
S型直线杆杆头导线布置尺寸见图1。主要技术参数、指标比较见表1。
图1 35kV、110kV常规S型直线杆导线布置(mm)
表1 35kV、110kV线路主要参数和指标
(LGJ-70～LGJ-240)52～11616～36
3 升压至110kV紧凑型线路技术要点
(1)导线对地距离
在确定原35kV线路杆型下横担位置不再向下移动的条件下，由于升压至110kV须增加绝缘子数量，因而使导线对地距离有所缩小。对此，必须严格按文献［1］规定，逐档校核并严格满足导线对地距离和交叉跨越距离，导线对建筑物、树木、山体以及农作物距离等各项规定要求，以保证安全。否则，应采取加杆或移位等措施，予以保证。
(2)塔头间隙
根据文献［1］第33条规定，110kV线路在海拔不超过1000m的地区，带电部分与杆塔构件(包括脚钉、拉线)间距，在大气过电压情况下不小于1.0 m、操作过电压及工频运行电压下分别不小于0.70 m和0.25 m的要求，应严格遵守，考虑尚无实际运行经验，故再留有15的裕度，即塔头空气间隙按不小于1.15 m为原则进行校核与改造。
1)原35 kV S型直线杆上横担仅1.1 m长，无法满足升压至110 kV后不小于1.15 m的要求，必须更换。经论证，上横担采用DHSZ-20/110型绝缘组合横担，可满足上导线对杆身和下横担拉杆间距均不小于1.15 m的技术要求，DHSZ-20/110型绝缘组合横担本身拉棒尾部带电部位与压棒端部接地部分的最小间距值，需逐基测量予以保证。DHSZ-20/110型绝缘组合横担示意图如图2所示。
图2 DHSZ-20/110型绝缘组合横担示意图(mm)
2)常规35 kV S型直线杆下横担长度有1.45 m、1.60 m和1.80 m三种，均能满足升压至110 kV后间距不小于1.15 m的要求，若悬挂绝缘子串或合成绝缘子，还应按悬垂绝缘子串风偏角校核塔头间距圆尺寸。
(1)
式中 φ为悬垂绝缘子串风偏角，(°)；P为导线风压，N/m；Lh为水平档距，m;Pj为悬垂绝缘子串风压，N；Gj为悬垂绝缘子串自重，N；WL为导线自重力；LV为垂直档距，m。
按档距为1.60 m、导线为LGJ-150、下横担长为1.45 m、悬垂串长为1.297 mm校核，计算结果如表2所示。
表2 各类过电压下风偏角计算值
按以上风偏角校核塔头间隙圆如图3所示。
图3 塔头风偏角间隙圆图(mm)
由上述计算可知，原35 kV S型直线杆下横担在地势平坦的线段，能够满足升压至110 kV后塔头间距的要求，可直接悬挂绝缘子串或合成绝缘子。
3)A型转角杆、П型耐张杆或直线杆、跳引线等对杆身等接地部件间距、导线对拉线间距以及各类杆型导线对脚钉间距，可通过适当加长横担、加吊引串或V型串、改变拉线位置、脚钉改抱箍转向等方式进行改造，使各带电部位与接地部件间距均满足升压至110 kV后不小于1.15 m的要求。
(3)导线间距离
文献［1］第41条规定，对1000 m以下档距，导线水平线间距离一般按下式计算：
(2)
式中 D为导线水平线间距离，m；Lk为悬垂绝缘子串长度，m；U为线路额定电压，kV；f为导线最大弧垂，m。
采用原35kV18mS型直线杆，升压为110kV线路后，悬垂绝缘子串长度Lk为1.5m(合成绝缘子)或1.297m(绝缘子串)，档距为160m时导线最大弧垂为2.8m，档距为200m时导线最大弧垂为4.0 m，则对应的导线水平线间距离分别为：
文献［1］中规定，导线垂直线间距离一般采用式(2)计算结果的75，即2.02 m或2.175 m，考虑到S型直线杆原导线布置方式基本保持不变的因素，导线垂直线间距离可确定为2.5 m。升压为110 kV后紧凑型18mS型直线杆导线布置如图4所示。
图4 升压为110kV紧凑型
18mS型直线杆导线布置尺寸(mm)
导线三角排列的等效水平线间距离按下式计算：
式中 Dx为导线三角排列的等效水平线间距离，m；Dp为导线间水平投影距离，m；Dz为导线间垂直投影距离，m。
将图4所列数据带入式(3)，110kV紧凑型18mS型直线杆导线三角形排列的等效水平线间距离为
导线三角形排列等效水平线间距离3.339 m大于式(2)的计算结果2.9 m，说明按图4所示方式升压至110kV后紧凑型18mS型直线杆导线布置方式能满足文献［1］要求。
(4)导线、地线间距离
按照文献［1］第36条和第37条规定“110kV送电线路宜沿全线架设避雷线；杆塔上避雷线对边导线的保护角一般采用20°～30°”的要求，须对原35kV18mS型直线杆杆头加装升高1.1 m的避雷线支架，沿全线架设GJ-35型避雷线，并按下式校验档距中央导线与避雷线的距离；
S≥0.012L＋1(4)
式中 S为导线与避雷线间距离，m;L为档距，m。
档距为160m时，S＝2.92m；档距为200 m时，S＝3.4m。升压至110kV后紧凑型18 m S型直线杆杆头避雷线与上导线垂直距离最小为2.5m，在最高气温为＋40℃情况下，档距为160 m时，避雷线最大弧垂为1.5m，导线最大弧垂为2.8m，则档距中央导线与避雷线距离约为3.8 m；档距为200m时，避雷线最大弧垂为2.7m，导线最大弧垂为4.2m，则档距中央导线与避雷线间距离约为4.0m。分别大于按式(4)计算的2.92m和3.4m值，满足规程要求。
(5)耐雷水平及雷击跳闸率
耐雷水平与雷击跳闸率是110kV线路与35kV线路区别较大的两项重要指标，对原35 kV线路全线增设架空避雷线和对接地体重新按110kV线路要求改造敷设后，线路耐雷水平能否达到文献［2］规定的要求是决定能否利用35kV线路升压为110kV紧凑型线路的关键，故应严格按照文献［2］推荐的公式进行计算校核。
1)避雷线平均高度hg
式中 hb为避雷线在杆上的悬挂点高度 ，m；fg为避雷线的弧垂 ，m。
2)下导线平均高度hc
式中 hd为下导线在杆上的悬挂点度高，m；fc为导线的弧垂，m。
3)避雷线对下导线的几何耦合系数K0
式中 d13为避雷线与下导线间的距离，m；d′13为避雷线与下导线的镜象间的距离，m；rg为避雷线半径，m。
4)电晕下的耦合系数K
K＝K1.K0＝1.25×0.143＝0.179
式中 K1为电晕效应校正系数，对110 kV单避雷线线路取1.25。
5)杆塔电感Lt
Lt＝h.ξ＝16.1×0.84＝13.524(μH)(8)
式中 h为杆塔高度，m;ξ为杆塔电感平均值，查表为0.844μH/m。
6)雷击杆塔时的分流系数β，对110 kV单避雷线一般长度档距的线路杆塔分流系数取0.9。
7)雷击杆塔时耐雷水平I1
或＝43.1 kA(Ri＝15 Ω)
式中 U50为绝缘子串的50冲击放电电压，kV;Ri为杆塔冲击接地电阻，取7Ω或15Ω；ha为下横担对地高度，m。
8)雷击跳闸率N
N＝0.28×4hg.η(g.P1＋Pα.P2)(10)
式中 雷电流超过I1的概率P1为
P1＝10－I1/88＝10－67.8/88＝0.170
当避雷线保护角为时，平原地区绕击率Pα为
则Pα＝0.00265；
当I2＝U50/100＝700/100＝7(kA)时，雷电流超过雷绕击导线时耐雷水平I2的概率P2为
则P2＝10－I2/88＝10－7/88＝0.833；
当采用7×X-4.5绝缘子串时，建弧率η取0.85，g为击杆率，平原地区单避雷线线路取0.25，则平原地区雷击跳闸率为
N＝0.28×4×15.1×0.85×(0.25×0.170＋0.00265×0.833)＝0.64次/100km.a(40雷电日)
9)为验证上述计算的准确性，经国家电力公司武汉高压研究所采用国际通用的电磁暂态分析程序EMTP中LINECONSTANTSE程序进行计算，所得耐雷水平及雷击跳闸率如表3所示。
表3 耐雷水平及雷击跳闸率的EMTP计算结果
/(次/100km.a)I1/kAI2/kARi＝7ΩRi＝15Ω67463.60.607
由上述计算可知，无论用规程或EMTP程序计算，改造后的110 kV紧凑型线路耐雷水平及雷击跳闸率均能满足文献［2］的规定要求。4 改造实例
根据上述原理，经研究论证，决定将齐齐哈尔电业局所辖35kV齐东线升压为110kV紧凑型线路，如图5所示。
(1)基本概况
该线路地处齐齐哈尔市郊区，所经地段地势平坦，风沙较大，属Ⅱ级污秽区。本期改建的110kV紧凑型线路共5.4km，导线、杆、金具等均使用原35kV设备，导线为LGJ-150，设计安全系数为2.75；新增避雷线为GJ-35，设计安全系数为4.0。全线共改建紧凑型杆38基，其中S型直线杆32基，П型直线杆1基，A型转角杆5基。S型杆上横担采用DHSZ-20/110型绝缘组合横担，下导线采用合成绝缘子。导线水平线间距离为3.6m，垂直距离最小值为2.5m，上下导线水平偏移值为0.2m，带电部位与接地部件最小间隙值为1.15m，导线对地距离不小于7.0m，线路最大使用档距160m，避雷线保护角不大于30°，杆塔地电阻值不大于7Ω。
图5 齐东线改造示意图
(2)线路自然传输功率及实测参数
导线线间距离缩小，线路自然传输功率应有所提高，采用紧凑型技术实现35kV线路升压为110kV线路，则可大大提高传输功率。升压后该110kV紧凑型线路自然传输功率理论计算值为
S型直线杆导线几何均距
查设计手册表，正序电抗X1＝0.39(Ω/km)正序电纳b1＝2.9×10－6Ω/km，波阻抗366.7Ω，则自然传输功率,与图1所示常规110kV线路自然传输功率相比，改造后的紧凑型线路自然传输功率可提高约5.2左右。
升压后110 kV紧凑型线路实测参数为：
. 线路正序阻抗2.49∠61.7°，Z1＝1.18＋j2.19(Ω);
. 线路正序电容0.046(μF)，Y1＝j14.4×10－6(S)；
. 线路零序阻抗8.05∠77.4°，Z0＝1.758＋j7.86(Ω);
. 线路零序电容0.0305(μF)，Y＝0.083×10－6＋j9.6×10－6(S)。
上述实测结果与理论计算有一定误差，但已达到常规110kV线路应具备的传输容量水平。
(3)运行情况
110 kV紧凑型线路自1998年4月22日投运以来，其间经历了大风、高温、雷雨、冰雪等多种气象情况，运行情况良好，无任何异常。由当地气象部门提供的代表性气象数据见表4。
表4 运行期间代表性气象数据
各种气象条件运行巡视结果为：
1)大风伴有暴雨或大雪、粘雪情况下导线绝缘子串风偏很大，基本达到间隙圆图极限情况，导线对接地部件没有放电现象，相间亦无故障；
2)雷电情况下未发生跳闸，杆塔未发生反击；
3)高温情况下导线驰度基本达到最大，对地距离及交叉跨越距离能满足运行要求。
(4)经济效益分析
升压为110 kV后的紧凑型线路费用主要包括：
1)线路两端进出变电所线段的移设或新建；
2)全线增设避雷线、支架及接地体；
3)S型直线杆上横担更换为绝缘组合横担，其它部位增加绝缘子或改换合成绝缘子；
4)个别地段杆位移设或增设。
本次改造工程的单位造价为5万元/km。因大量节省了征地、砍伐、拆迁、赔偿及杆塔导线等项费用，故仅为新建工程费用的1/4左右，线路愈长改造单价愈低，经济效益愈显著。5 初步结论
(1)将常规35kV升压为110kV线路，在技术上完全可行，各项主要技术指标能满足规程要求，运行中经受了典型气象条件的考验，并通过了由国家电力公司安运部技术处主持的技术鉴定，应用前景广阔。
(2)充分利用现有设施及路径将35kV线路改造为110kV紧凑型线路，既可实现原有资产保值增值，又可回避诸如征地、砍伐、拆迁、赔偿等问题，节省大量资金，经济效益相当可观。这是加速地区性110kV电网建设与完善的有效途径。
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