特高压输电技术知识

1、特高压输电技术知识 特高压直流输电技术的主要特点（ 1 ）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。（ 2 ）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。（ 3 ）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。（ 4 ）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、

2、动态稳定性能。（ 5 ）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。特高压输电与超高压输电经济性比较特高压输电与超高压输电经济性比较， 一般用输电成本进行比较， 比较 2 个电压等级输送同样的功率和同样的距离所用的输电成本。 有 2 种比较方法： 一种是按相同的可靠性指标， 比较它们的一次投资成本； 另一种是比较它们的寿命周期成本。 这 2 种比较方法都需要的基本数据是： 构成 2 种电压等级输电工程的统计的设备价格及建筑费用。 对于特高压输电和超高压输电工程规划和设计所进行的成本比较来说， 设备价格及其建筑费用可采用统计的平均价格或价格指数。 2 种比较方法都需要进

3、行可靠性分析计算，通过分析计算，提出输电工程的期望的可靠性指标。 利用寿命周期成本方法进行经济性比较还需要有中断输电造成的统计的经济损失数据。一回 1 100 kV 特高压输电线路的输电能力可达到 500 kV 常规输电线路输电能力的 4 倍以上， 即 4-5 回 500 kV 输电线路的输电能力相当于一回 1 100 kV 输电线路的输电能力。 显然，在线路和变电站的运行维护方面， 特高压输电所需的成本将比超高压输电少得多。 线路的功率和电能损耗， 在运行成本方面占有相当的比重。 在输送相同功率情况下， 1 100 kV 线路功率损耗约为 500 kV 线路的 1/16 左右。所以，特高压输

4、电在运行成本方面具有更强的竞争优势。特高压知识问答（17）问：交流特高压电网电气设备的绝缘有什么特点，其影响因素是什么？答：现代电网应具有安全不间断的基本功能。 实践表明， 在全部停电事故中，输电线路和变电站电气设备的绝缘闪络或击穿是最主要的原因。 因此， 为了保证电网具有一个可接受的可靠性指标，科学合理地选择电气装置的绝缘水平至关重要。电气设备的绝缘在运行中会受到以下几种电压的作用： 工作电压、 暂时过电压、 操作过电压、雷电过电压和陡波过电压。 电气装置的绝缘强度一般以在上述各种电压的作用下的放电电压来表征。交流特高压设备绝缘的主要特点： 一是运行电压高。 为了降低设备尺寸和造价， 通过采

5、用大容量高性能的避雷器等措施， 降低过电压水平和设备试验绝缘水平， 运行电压与试验水平的比值同超高压相比有显著增加。 二是设备的重要性提高。 特高压线路输送容量可达500 千瓦，单组变压器容量为 300 千瓦， 要求设备具有更高的可靠性。 三是设备尺寸比较大。 由于设备尺寸增大，杂散分布电容和局部发热等因素对绝缘的长期稳定运行形成威胁。特高压输电线路的绝缘可以分为两类： 一类是导线与杆塔或大地之间的空气间隙， 另一类则是绝缘子。 由于电压等级的提高， 特高压输电工程对绝缘子提出了更高的要求， 如高机械强度、防污闪、提高过电压耐受能力和降低无线电干扰等。问： 什么是内部过电压？交流特高压电网的内

6、部过电压与超高压电网相比， 有哪些相同点和不同点？答： 内部过电压是由于电力系统故障， 或开关操作而引起的电网中能量的转化， 从而造成瞬时或持续高于电网额定允许电压， 并对电气装置可能造成威胁的电压升高。 内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两大类， 其中在故障或操作时瞬间发生的称为操作过电压， 其持续时间一般在几十毫秒之内；在暂态过渡过程结束以后出现的，持续时间大于0.1 秒甚至数小时的持续性过电压称为暂时过电压。暂时过电压又可以分为工频过电压和谐振过电压。另外，在 GIS 变电站中，由于隔离刀闸操作，会产生波头很陡、频率很高的操作过电压，其频率达数百千周至几十兆周，称之为快速暂态过电压(V

7、FTO) 。 VFTO 可能威胁到 GIS 及其相邻设备的安全，特别是变压器匝间绝缘的安全，也可能引发变压器内部的高频振荡。特高压电网的过电压问题与超高压电网相比有相似之处，但由于特高压系统线路输送容量大、 距离可能更长， 而自身的无功功率很大， 每 100 公里的 1000 千伏线路无功功率可达530兆乏左右， 使得在甩负荷时可能导致严重的暂时过电压； 在正常运行负荷变化时将给无功调节、 电压控制以及故障时单相重合闸潜供电流熄灭等造成一系列困难。 同时高电压长空气绝缘的饱和、高海拔和电气设备制造等方面的因素，给过电压限制提出更高的要求。问：交流特高压电网的雷电过电压有什么特点？有什么保护措施

8、？答： 交流特高压电网的雷电过电压及其防护可以分为线路和变电站两个方面。 线路的雷电过电压防护包括绕击和反击防护，变电站的雷电过电压防护包括直击雷和侵入波的防护。1. 特高压线路的雷电过电压防护 由于特高压输电线路杆塔高度高， 导线上工作电压幅值很大， 比较容易从导线上产生向上先导， 相当于导线向上伸出的导电棒， 从而引起避雷线屏蔽性能变差。 这一点不但可从电气几何理论上得到解释， 运行情况也提供了佐证。 前苏联的特高压架空输电线路运行期间内曾多次发生雷击跳闸， 基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。 日本特高压架空输电线路在降压运行期间雷击跳闸率也很高，据分析是线路遭到侧面雷击引起了绝缘子闪

9、络。理论分析和运行情况均表明， 特高压输电线路雷击跳闸的主要原因是避雷线屏蔽失效， 雷电绕击导线造成的。 因此采用良好的避雷线屏蔽设计， 是提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施。同时还应该考虑到特高压输电线路导线上工作电压对避雷线屏蔽的影响。对于山区，因地形影响（山坡、峡谷） ，避雷线的保护可能需要取负保护角。2. 特高压变电站的雷电过电压保护根据我国110500千伏变电站多年来的运行经验，如果特高压变电站采用敝开式高压配电装置，可直接在变电站构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置;如果采用半封闭组合电器（HGIS）或全封闭组合电器（GIS）,进出线套管需设直击雷保护装置，而GIS本身仅将

10、其外壳接至变电站接地网即可。与超高压变电站一样， 特高压变电站电气设备也需考虑由架空输电线路传入的雷电侵入波过电压的保护， 其根本措施在于在变电站内适当的位置设置避雷器。 由于限制线路上操作过电压的要求， 在变电站出线断路器的线路侧和变压器回路均需要安装避雷器。 至于变电站母线上是否要安装避雷器， 以及各避雷器距被保护设备的距离， 则需通过数字仿真计算予以确定。问：交流特高压电网绝缘配合的特点是什么？与超高压电网有什么区别？答： 绝缘配合技术是考虑运行环境和过电压保护装置特性的基础上， 科学合理地选择电网中电气装置的绝缘水平。在此过程中， 权衡设备造价、维修费用和故障损失， 力求用合理的成本获

11、得较好的经济利益。交流特高压电网中， 由于空气间隙的放电电压在操作过电压下呈现饱和特性， 从而使得电网中电气设备的绝缘占据电网设备总投资的份额愈来愈大；同时由于特高压电网输送容量巨大， 绝缘故障的后果将非常严重， 因此在特高压电网中绝缘配合问题更值得关注， 在特高压的绝缘配合研究中需采用更精确的方法。 例如对于操作过电压作用下空气间隙的选择， 宜采用长操作波头（1000 微秒）的试验情况替代以往超高压电网线路绝缘配合时采用标准操作波形 （250 微秒 ） 。问：交流特高压电网有哪些限制内部过电压的措施？答：交流特高压输电系统限制内部过电压的主要措施如下：1. 输电线路上装设高压并联电抗器，其中

12、性点通过小电抗接地；2. 线路的架空地线（避雷线）采用光纤电缆（OPGW ）或良导体导线；3. 变电站母线和输电线路上装设吸收能量较大的避雷器；4. 断路器采用合分闸电阻；5. 在 GIS 变电站中采用有电阻接入的隔离刀闸装置。特高压直流输电的可靠性指标问：为什么要对直流输电系统的可靠性指标进行定期统计和评价？答： 直流输电系统是一个复杂的自成体系的工程系统， 多数情况下承担大容量、 远距离输电和联网任务。 因此， 需要设定一些直流输电系统可靠性指标， 用于衡量直流输电系统实现其设计要求和功能的可靠程度， 评价直流输电系统运行性能。 直流系统可靠性直接反映直流系统的系统设计、 设备制造、 工程

13、建设以及运行等各个环节的水平。 通过直流系统可靠性分析，可以提出改善工程可靠性的具体措施， 对新建工程提出合理的指标要求。 国际大电网会议专门成立一个直流输电系统可靠性工作组， 每两年对全世界所有直流输电工程进行一次可靠性的综合统计和评价。问：直流输电系统的可靠性有哪些具体的指标？答： 直流输电系统的可靠性指标总计超过10 项， 这里只介绍停运次数、 降额等效停运小时、能量可用率、能量利用率四项主要可靠性指标。停运次数：包括由于系统或设备故障引起的强迫停运次数。对于常用的双极直流输电系统，可分为单极停运， 以及由于同一原因引起的两个极同时停运的双极停运。 对于每个极有多个独立换流器的直流输电系

14、统， 停运次数还可以统计到换流器停运。 不同的停运代表对系统不同水平的扰动。降额等效停运小时： 直流输电系统由于全部或者部分停运或某些功能受损， 使得输送能力低于额定功率称为降额运行。 降额等效停运小时是： 将降额运行持续时间乘以一个系数， 该系数为降额运行输送损失的容量与系统最大连续可输送电容量之比。能量可用率:衡量由于换流站设备和输电线路（含电缆）强迫和计划停运造成能量传输量限制的程度， 数学上定义为统计时间内直流输电系统各种状态下可传输容量乘以对应持续时间的总和与最大允许连续传输容量乘以统计时间的百分比。能量利用率：指统计时间内直流输电系统所输送的能量与额定输送容量乘以统计时间之比。问：

15、我国直流输电的实际运行指标处于什么水平？答：截止到 2005 年底，我国已经建成5 回 500 千伏高压直流输电工程。它们分别是：葛洲 坝南桥直流输电工程、 天生桥广东直流输电工程、 三峡常州直流输电工程、 三峡广东直流输电工程和贵州广东I 回直流输电工程，总换流容量达到 2400 万千瓦，直流线路总长达到 4741 公里。我国已建成第一个背靠背直流工程灵宝背换流站，电压120 千伏，容量 36 万千瓦。 近 3 年以来， 所有工程的能量可用率都超过 80； 特别是三常和三广工程，能量可用率一直在90以上。单极跳闸次数一般在合同中规定为 5 次/年或6 次/年，每个工程实际发生的次数没有超过合

16、同要求； 特别是三常和三广直流工程， 在投产的第一年内就达到了合同的要求， 这在世界直流输电历史上也属罕见， 而且出现的故障都是由于辅助系统问题引起的。随着直流输电技术的日臻完善，直流输电的可靠性指标可望进一步提高。问：特高压直流输电可靠性指标如何？答：在我国计划建设的西南水电外送特高压直流输电工程电压为800 千伏，其主接线方式和我国已有的直流工程不同， 每极采用两个12 脉动换流器串联。 如果出现一个12 脉动换流器故障， 健全的换流器仍然可以和同一个极对端换流站的任意一个换流器共同运行， 因此单极停运的概率将显著降低， 考虑到第一个特高压直流工程缺乏经验， 可行性研究报告中初步提出了与三

17、峡上海直流工程相同的可靠性指标。技术成熟后，预计停运次数可以降低到 2次/ （每极 年）以下。双极停运的概率也将大幅下降，可以控制在0.05次/年。另外由于系统研究水平、 设备制造技术、 建设和运行水平的提高， 由于直流工程数量的增加和相关经验的积累，换流器平均故障率预计可以控制在2次/ （每换流器 年）。总体来说，特高压直流工程将会比常规直流更加可靠。问：如何提高特高压直流的可靠性？答： 所有提高常规直流输电可靠性的措施对于提高特高压直流输电的可靠性依然有效， 并且要进一步予以加强。主要包括：降低元部件故障率；采取合理的结构设计，如模块化、开放式等； 广泛采用冗余的概念， 如控制保护系统、

18、水冷系统的并行冗余和晶闸管的串行冗余等；加强设备状态监视和设备自检功能等。针对常规直流工程中存在的问题， 如曾经导致直流系统极或者双极停运的站用电系统、 换流变本体保护继电器、 直流保护系统单元件故障等薄弱环节， 在特高压直流输电系统的设计和建设中将采取措施进行改进。 此外， 还将加强运行维护人员的培训， 适当增加易损件的备用。提高特高压直流输电工程可靠性， 还可以在设计原则上确保每一个极之间以及每极的各个换流器之间最大程度相互独立， 避免相互之间的故障传递。 其独立性除了主回路之外， 还需要考虑：阀厅布置、供电系统、供水系统、电缆沟、控制保护系统等交流特高压输电线路相关配置及施工环境要求问：

19、世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些？答：美国、 前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。1. 前苏联：在前期研究的基础上，从 1981 年开始动工建设1150 千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494 公里， 科克契塔夫-库斯坦奈 396 公里。 1985 年 8 月， 世界上第一条1150 千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。 1992 年 1 月 1 日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150 千伏线路段电压降至 500 千伏运行。

20、在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到 23787 小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到 11379 小时。 从 1981 年到 1989 年， 前苏联还陆续建成特高压线路 1500 公里，总体规模达到 2400 公里。目前全部降压至500 千伏运行。2. 日本： 1988 年秋动工建设1000 千伏特高压线路。 1992 年 4 月 28 日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138 公里线路， 1993 年 10 月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中 49 公里的特高压线路部分，两

21、段特高压线路全长 187 公里，目前均以 500 千伏电压降压运行。 1999 年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线 194 公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44 公里的建设，两段特高压线路全长 238 公里。 目前日本共建成特高压线路 426 公里， 由于国土狭小， 日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。问：交流特高压试验示范工程输电线路的走廊宽度是多少？答：线路走廊内的房屋建筑的拆除范围原则是当处于距边导线7 米及以内时一律拆迁； 7 米以外则按该建筑物地面高 1 米处未畸变场强 4 千伏/米作控制条件，超过这一标准的予以拆迁。线路通过林区时，采用高塔跨越

22、。晋东南南阳荆门线路工程推荐方案经过林区长度约15 公里。从保护生态的角度，线路经过林区时，采用高塔跨树的方案，原则上不砍伐过林通道，仅在塔位附近考虑杆塔组立的场地，需少量砍伐。线路跨越树木，在树木顶部按20千伏 /米场强控制。问：交流特高压试验示范工程输电线路导线对地及交叉跨越距离是多少？ 答： 1. 最小对地距离对于一般非居民地区（如跨越农田），线下场强限值取10 千伏/米，导线最小对地距离取22米（ 中相V 串 ）。对于居民区，线下场强限值取7 千伏/米，导线最小对地距离取27 米 （ 中相 V 串 ）。对于人烟稀少的非农业耕作地区， 线下场强限值放宽至12 千伏 / 米， 导线最小对地

23、距离取 19米。对上述结果， 按输送自然功率（电流2.59 千安）对工频磁场进行核算，计算的地面最大磁感应强度均小于35 微特斯拉，满足不大于100 微特斯拉的要求。交通困难地区是指车辆不能达到的地区， 该类地区的最小对地距离一般按人、 畜及携带物总高加上操作过电压间隙和裕度。我国现行的线路设计技术规程中， 500 千伏和 750 千伏线路，对人、畜及携带物总高按3.5米考虑、裕度按2.0米考虑。 1000 千伏输电线路操作过电压间隙取6.5米，线下地面最大电场强度按 18 千伏/米左右控制，对地距离取15 米。步行可达到的山坡时， 考虑人在放牧时挥鞭对导线的接近， 导线的净空距离是操作过电压

24、间隙 6.5米，加人、畜及携带物总高3.5 米，再留有2 米的裕度，导线风偏后的净空距离取12米。对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石的净空距离， 考虑操作过电压间隙和人、畜及携带物总高，即操作过电压间隙6.5 米，加人、畜及携带物总高 3.5 米，导线风偏后的净空距离取10米。2. 交叉跨越距离试验示范工程南阳荆门段线路海拔在1000 米以下， 考虑过电压倍数为1.7 ， 此时主要交叉跨越距离的取值如表所示。问：什么是特高压架空输电线路的金具？在选择金具时需要注意些什么？答： 电力金具是指连接和组合电力系统中各类装置， 以传递机械、 电气负荷及起到某种防护作用的金属附件。 他们把导线连接起来组

25、成通电回路， 通过绝缘子将导线悬挂于杆塔上， 并保护导线和绝缘子免受高电压的伤害， 同时使电晕和无线电干扰控制在合理的水平， 保护人类的生活环境。 由于电压等级的提高， 特高压输电线路金具除了具有超高压金具的基本条件外， 还要满足在保护绝缘子、 屏蔽电晕和无线电干扰方面的更高要求。 在选择特高压金具时，首先应注意机械及电气两方面的安全可靠性， 其次要注意选用高强度材料金具， 以缩小结构尺寸。问：对特高压架空输电线路导线选择有什么要求？答： 导线的选择是特高压输电技术的重要课题， 它不仅要满足线路输送电能的要求， 同时要 保障线路能够安全可靠地运行和满足环境保护的要求， 而且还要经济合适。 因此， 导线选择需要考虑线路的输送容量、传输性能、环境影响（ 电晕、无线电干扰、噪声等）等多种因素，通过导线电气特性、 机械特性和投资三个方面分析， 对各种导线截面和分裂型式进行了详细的技术经济比较， 推荐出在技术和经济上最优的导线截面和分裂型式。 原则上， 在导线选型时，应综合考虑以下因素： （ 1）导线的允许温升；（ 2）对环境的影响，包括无线电干扰、电晕噪声等；（ 3）输送容量和经济电流密度；（ 4 ）电晕临界电压； （ 5）机械强度。经研究，晋东南南阳荆门试验示范工程每相导线选择八分裂，正八角形布置，单根导线截面为 500平方毫米。对于导线环境安装要求特别严的局部地区，将通