特高压输电技术20100413

1、目目 录录一.特高压基本理论二.实现特高压的关键理论与技术三.目前特高压技术的应用四.我国特高压的现状与发展展望一一. .特高压特高压基本理论基本理论特高压基本理论特高压基本理论1.1 前言前言1.2 特高压的界定特高压的界定1.3 特高压电压等级的选择特高压电压等级的选择1.4 特高压电网发展的影响因素特高压电网发展的影响因素1.5 特高压交流输电的系统特性特高压交流输电的系统特性1.6 特高压直流输电的系统特性特高压直流输电的系统特性1-1 1-1 前言前言 大功率远距离输电的需要大功率远距离输电的需要 统一坚强智能电网统一坚强智能电网 高高 压（压（H VH V）：1KV1KV220KV

2、220KV， 包括：包括：10KV10KV，20kV,35KV20kV,35KV，110KV110KV，220KV220KV 超高压（超高压（EHVEHV）：）：3303301000KV1000KV， 包括：包括：330KV330KV，500KV500KV，750KV750KV 特高压（特高压（UHVUHV）：）：1000KV1000KV及以上及以上交流系统交流系统直流系统直流系统 超高压（超高压（EHVEHV）: : 500KV500KV 660KV660KV 特高压（特高压（UHVUHV）：）： 800KV 800KV1-2 特高压的界定1-3 特高压电压等级的选择 不同的输电电压等级组成

3、的输电网有不同的输电能力。在不同的输电电压等级组成的输电网有不同的输电能力。在规划未来的电网电压等级时，通常用规划未来的电网电压等级时，通常用自然功率自然功率来粗略地比较其来粗略地比较其的输电能力。的输电能力。 自然功率自然功率-在输电线路末端接上相当于在输电线路末端接上相当于 的波阻的波阻抗负荷时，线路所输送的功率。其中抗负荷时，线路所输送的功率。其中L L0 0是输电线路的单位长度是输电线路的单位长度的串联电感，的串联电感，C C0 0是线路单位长度的电容。自然功率是线路单位长度的电容。自然功率P P0 0UU2 2/ /Z ZC C。 不同电压等级的超高压和特高压单回线路的自然功率输送不

4、同电压等级的超高压和特高压单回线路的自然功率输送能力如下表能力如下表； 输电电压等级与输送的自然功率 电压（kV） 330 345 500 765 1100 1500 功率（10MW） 29.5 32.0 88.5 221.0 518.0 994.0 1-3 特高压电压等级的选择 更高一级电压等级系指在现有电网之上覆盖一个新的更高电压输电网。应满足其投入之后2030年大功率输电的需求。v与新覆盖的地理区域范围、电力系统的规模相一致的原则；v与现有超高压电压等级的经济合理配合的原则；v与电网的平均输电容量（能力）和输电距离相适应的原则；选择特高压电压等级的基本原则1-3 特高压电压等级的选择普遍

5、认为：超高压电网更高一级电压标称值应高出现有电网最高电压1倍及以上。这样能做到简化网络结构，减少重复容量，容易进行潮流控制，减少线路损耗，有利于安全稳定运行。 目前，已经形成两个超高压-特高压电网电压等级系列： 330（345）kV-750kV；500kV1000（1100）kV1-4 特高压电网发展的影响因素 用电负荷增长是促进超高压电网向特高压电网发展的最主要因素，还有如下因素：发电机和发电厂规模经济性与电厂厂址 不断增长的用电需求促进发电技术，包括火力、水力和核电发电技术向造价低、效率高的大型、特大型发电机组发展。 从超高压和特高压各电压等级的输电能力可看出，大型和特大型机组及相应的大容

6、量电厂的建设更增加了特高压输电的需求。 1-4 特高压电网发展的影响因素燃料、运输成本和发电能源的可用性 未来的燃料和运行成本以及各种燃料的可用性，对电源的总体结构和各种发电电源在地域上的布局有重要影响。 燃料运输成本上升，运力受制约而使燃料的保证率变差，运送燃料的经济性不如输电，便促进在燃料产地建设大容量规模的发电厂，以特高压向负荷中心地区输电。 1-4 特高压电网发展的影响因素发电能源与用电负荷地理分布不均衡 经济发达地区，用电需求增长快，往往缺乏一次能源；具有丰富一次能源，如矿物燃料，水电资源的地区，用电增长相对较慢或人均用电水平较低。 加拿大、美国、俄罗斯、巴西和中国等国都存在这种不平

7、衡情况。这种不平衡情况增加了远距离大容量输电和电网互联的需求。1-4 特高压电网发展的影响因素网损和短路电流水平 在电压等级不变的情况下，远距离输电意味着线路电能耗损的增加。当输送的功率给定时，提高输电电压等级，将减少输电线通过的电流，从而减少有功和电能损耗，提高远距离输送大功率的能力。 1-4 特高压电网发展的影响因素生态环境 输电线路和变电站的生态环境影响主要表现在土地的利用、电晕所引起的通信干扰、可听噪声，工频电、磁场对生态的相互作用等方面。 在地区电力负荷密度小、输电线路和变电站数量少的年代，生态环境不会成为问题。当输电线和变电站随用电增加而数目增多时，环境问题可能成为影响输电网发展的

8、突出问题。1-4 特高压电网发展的影响因素 一方面，特高压输电由于其输送功率大，可大大减少线路走廊占用土地，从而减少对生态环境的影响而受到青睐。 另一方面特高压输电的电、磁场对生态环境的相互作用和电晕产生的干扰问题也受到社会广泛关注。这是发展特高压输电需深入研究和解决的问题。解决问题的目标是既满足未来预期的电力增长需求又做到对生态环境影响最小。 1-5 特高压电网的系统特性和经济性 特高压电网的系统特性主要是输电线路的串联电抗（Xl）、电阻（Rl）和并联电纳（Bl）、电导（Gl）和变压器串联电抗（XT）、电阻（RT）和并联的励磁电抗（Xu）的特性，和包括特高压输电线路或电网在内的电力系统稳定性

9、特性。 远距离输电线路的输电能力与输电电压平方成正比，与线路阻抗成反比。一般来说，1000kV（或1100kV）的输电能力为500kV输电能力的4倍以上，产生的容性无功约为500kV输电线路的4.4倍以上.1-5 特高压电网的系统特性和经济性特高压输电线路参数特性特高压输电线路参数特性v 1-5 特高压电网的系统特性和经济性 在超高压、特高压输电线中，通常采用分裂导线。目的是为了减少电晕对环境的影响，使电流在导线内尽可能均匀分布，充分利用导线截面，降低线路电阻。 导线分裂结构特高压输电线路电抗和容抗的影响见下表。1-5 特高压电网的系统特性和经济性导线分裂结构对输电线路电抗的影响导线分裂结构对

10、输电线路电抗的影响 注：相间距离 GD=14m。子导线数总截面（mm2）分裂间距（cm）分裂导线直径（cm）XL/kmXL标幺值1-5 特高压电网的系统特性和经济性导线分裂结构对输电线路容抗的影响导线分裂结构对输电线路容抗的影响 注：相间距离GD=14m。子导线数总截面（mm2）分裂间距（cm）分裂导线直径（cm）XL/kmXL标幺值1-5 特高压电网的系统特性和经济性分裂导线参数对特高压输电能力的影响分裂导线参数对特高压输电能力的影响 v 分裂导线按照电晕特性及其限制条件选取,特高压输电能力几乎不受导线截面积的影响。v 每相子导线的数目，分裂导线直径，子导线间距和相间距离直接决定电抗和容抗的

11、大小，因而非常明显地影响特高压输电能力。改变分裂导线参数，计算线路波阻抗，可以算出各种参数下的自然功率输电能力。1-5 特高压电网的系统特性和经济性 分裂导线的直径从0.8m到1.2m，输电线输电能力增加10%左右； 子导线数从6增加到10，输电能力可增加5%左右； 相间距离从25m减少到15m，其他保持不变，输电能力可增加12%以上。 总体来看，调整分裂导线的3个参数在合理的范围，输电能力可增加大约25%。1-5 特高压电网的系统特性和经济性特高压输电线路输电特性特高压输电线路输电特性v 特高压输电线路的功率损耗和电压降落 超高压-特高压输电线路功率损耗比较 P=I2R=U2/R 1000k

12、V级输电线路每km电阻值约为500kV的20%。两个电压等级的输电线路流过相同电流，1100kV输电线路电阻功率损耗仅为500kV线路的20%。 1100kV线路波阻抗约为500kV线路的85%左右。在满足稳定条件下，单回1000kV输电线输送功率通常为500kV输电线路的4倍以上。采用特高压输电能特别明显地降低输电线路电阻功率损耗。1-5特高压电网的系统特性和经济性特高压输电的稳定性特高压输电的稳定性 v 电力系统稳定性 电力系统稳定性是电力系统的属性，是电力系统中各同步发电机在受到扰动后保持或恢复同步运行的能力。电力系统功角稳定性可分为静态稳定，暂态稳定和动态稳定。 静态稳定指的是电力系统

13、受到小的干扰后，不发生非同期性的失步，自动恢复到起始运行状态的能力。 暂态稳定指的是电力系统受到大的干扰后，各发电机保持同步运行并过渡到新的平衡状态或恢复到原来稳定运行状态的能力，通常指第一或第二振荡周期不失步。 动态稳定指的是电力系统受到小的或大的干扰后，不发生振幅不断增大的振荡而失步。1-5 特高压电网的系统特性和经济性 电力系统电压稳定性是电力系统在给定的运行条件下，遭受扰动后，系统中所有母线电压能继续保持在可接受的水平的能力。 核心问题是输电电网在传输有功功率和无功功率时，在线路电抗上要产生电压降落。1-6 特高压直流输电的系统特性 特高压输电包括特高压交流输电和特高压直流输电两种特高

14、压输电包括特高压交流输电和特高压直流输电两种形式。特高压输电中，交流为形式。特高压输电中，交流为1000kV1000kV，直流为直流为 800kV800kV。 特高压交流输电中间可以落点，具有网络功能，可以根特高压交流输电中间可以落点，具有网络功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成特高压骨干网架。特高压交流电网的突出优点是：输电能成特高压骨干网架。特高压交流电网的突出优点是：输电能力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适合电力市场运营的要求。适应合电力

15、市场运营的要求。适应 “ “西电东送、南北互供西电东送、南北互供”电电力流的变化。力流的变化。 特高压直流输电系统中间不落点，点对点、大功率、远特高压直流输电系统中间不落点，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，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，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电力流向清晰，网间相互影响小。电力流向清晰，网间相互影响小。 1-6 特高压直流输电的系统特性 两端直流输电系统可分为单极系统（正极或负极）、双极系统（正、负两极）和背靠背直流系统（无直流输电线路）三

16、种类型。1-6 特高压直流输电的系统特性v双极系统双极系统图1-4 图中：图中：1-换流变压器；换流变压器；2-换流器；换流器；3-平波电抗器；平波电抗器；4-交流滤波器；交流滤波器；5-静电电容静电电容器；器；6-直流滤波器；直流滤波器；7-控制保护系统；控制保护系统；8-接地极线路；接地极线路；9-接地极；接地极；10-远动通信远动通信1-6 特高压直流输电的系统特性v 单极系统单极系统图1-5 单极直流输电系统接线示意图(a)(a)单级大地回线方式单级大地回线方式 （b b）单级金属回线方式）单级金属回线方式1-1-换流变压器；换流变压器；2-2-换流器；换流器；3-3-平波电抗器；平波

17、电抗器；4-4-直流输电线路；直流输电线路；5-5-接地极系统；接地极系统；6-6-两端的交流系统两端的交流系统1-6 特高压直流输电的系统特性v背靠背直流系统背靠背直流系统图1-6 背靠背换流站原理接线1-6 特高压直流输电的系统特性v 高压直流输电的优点高压直流输电的优点 直流输电架空线路只需正负两极导线，杆塔结构简单，线路走廊窄，造价低，损耗小。 直流线路的输送能力强，一回士500kV的直流线路可输送30003500MW，士800kV则可输送48006400MW； 直流线路无电容电流，沿线的电压分布均匀，不需装设并联电抗器。 1-6 特高压直流输电的系统特性v 高压直流输电的优点高压直流

18、输电的优点 直流电缆线路耐受电压高、输送容量大、输电密度高、损耗小、寿命长，且输送距离不受电容电流的限制。远距离跨海送电和地下电缆送电大多采用直流电缆线路。1-6 特高压直流输电的系统特性v 高压直流输电的优点高压直流输电的优点 直流输电两端的交流系统无需同步运行，其输送容量由换流阀电流允许值决定，输送容量和距离不受两端的交流系统同步运行的限制，有利于远距离大容量输电。 不增加被联接电网的短路容量，不需要因短路容量问题而更换被联接电网的断路器以及对电缆采取限流措施； 被联电网可以是额定频率不同（50Hz和60Hz),有利于运行和管理。1-6 特高压直流输电的系统特性v 高压直流输电的优点高压直

19、流输电的优点 直流输电输送的有功和换流器吸收的无功均可方便快速地控制，可利用这种快速控制改善交流系统的运行性能。 直流输电可利用大地（或海水）为回路，省去一极的导线，同时大地电阻率低、损耗小。对于双极直流系统，大地回路通常作为备用导线，当一极故障时，可自动转为单极方式运行，提高了输电系统的可靠性。 1-6 特高压直流输电的系统特性 v 高压直流输电的优点高压直流输电的优点 直流输电可方便地进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。 1-6 特高压直流输电的系统特性v高压直流输电的缺点高压直流输电的缺点 直流输电换流站比交流变电所结构复杂、造价高、运行费用高。换流站造价比同等规模交流变电所要高

20、出数倍。 换流器运行时在交流侧和直流侧产生一系列的谐波，为降低谐波的影响，在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换流站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。 晶闸管换流阀将吸收大量的无功，除交流滤波器提供的无功外，有时还需装设静电电容器、调相机或静止无功补偿器。1-6 特高压直流输电的系统特性v 高压直流输电的缺点高压直流输电的缺点 直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。 直流输电利用大地（或海水）为回路将带来接地极附近地下金属构件、管道等埋设物的电腐蚀、直流电流通过中性点接地变压器使变压器饱和、以及对通信系统和航海磁罗盘的干扰等问题。 由于直流电的静电吸附作用，使直流输电

21、线路和换流站设备的污秽问题比交流输电严重，给外绝缘问题带来困难，这也是特高压直流输电需要研究的重点问题。1-6 特高压直流输电的系统特性 v 高压直流输电的缺点高压直流输电的缺点 在电网建设中，经过严格的技术经济论证，采用直流输电相对比较有利的场合有以下几种：远距离大容量输电；电力系统联网；直流电缆送电；轻型直流输电的应用。 从1954年到2000年，世界上共有63项直流输电工程投入运行，其中架空线路17项，电缆线路8项，架空和电缆混合线路12项，背靠背直流工程26项。其中单项架空线路的最高电压和最大输送容量为 士600kV， 3150MW（巴西伊泰普直流工程）。士500kV，输送容量（300

22、0MW ）最大的工程在中国有三个。 1-6 特高压直流输电的系统特性v特高压直流输电的现状特高压直流输电的现状从1987年到2004年，我国己有7项直流输电工程投入运行，见下表。图1-7 我国已运行的直流输电工程序号工程名称 功率（MW） 电压（kV）距离（km）投运时间（年）架空线电缆1舟山直流工程（单级）50-100421219872葛洲坝、南桥直流工程1200士5001045/19893天生桥、广州直流工程1800士500960/20004三峡、常州直流工程3000士100860/20025三峡、广州直流工程3000士100940/20046贵州、广州直流工程3000士100880/20

23、047向家坝上海直流工程士80019072009二.实现特高压的关键理论与技术实现特高压的关键理论与技术实现特高压的关键理论与技术 同国外相比较，我国特高压技术的研究状况仍需同国外相比较，我国特高压技术的研究状况仍需进一步加强。进一步加强。 1000 kV级交流有现成的工程经验可以参照，但级交流有现成的工程经验可以参照，但考虑到我国的实际情况（高海拔、重污秽等）考虑到我国的实际情况（高海拔、重污秽等） ，不，不宜照搬国外的建设经验，应加强自主研发能力，宜照搬国外的建设经验，应加强自主研发能力， 特特别是针对我国特有的问题进行技术攻关。别是针对我国特有的问题进行技术攻关。 800 kV 级直流国

24、际上没有现成的工程经验可循，级直流国际上没有现成的工程经验可循，以往的研究工作都是基于试验室进行的，工程实施以往的研究工作都是基于试验室进行的，工程实施过程中必然会遇到一些技术问题，尤其是下列关键过程中必然会遇到一些技术问题，尤其是下列关键技术值得深入探讨，以期促进工程的顺利实施。技术值得深入探讨，以期促进工程的顺利实施。实现特高压的关键理论与技术实现特高压的关键理论与技术2-1 特高压电网内部过电压特高压电网内部过电压2-2 特高压电网雷电过电压特高压电网雷电过电压2-3 特高压电网的绝缘与绝缘配合特高压电网的绝缘与绝缘配合2-4 特高压输电线路的电晕与环境问题特高压输电线路的电晕与环境问题

25、2-5 特高压设备的相关问题特高压设备的相关问题 电力系统内部过电压是指由于电力系统故障和/或者开关操作而引起电网中电磁能量的转化，从而造成瞬时或持续时间较长的髙于电网额定允许电压并对电气装置造成威胁的电压升髙。 内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两大类。2-1-1 电网内部过电压的定义2-1-2 过电压的分类非线性（铁磁）过电压电力系统过电压雷电过电压内部过电压直击雷过电压感应雷过电压操作过电压（几十ms）暂时过电压（0.1s数小时）工频过电压谐振过电压线性过电压参数过电压 操作过电压操作过电压：由断路器及刀闸操作和系统故障引起的暂态过渡过程。 特快速暂态过电压特快速暂态过电压（Very

26、Fast Transient Over-voltage, VFTO）是一种波头很陡、频率很高，在六氟化硫（SF6）气体绝缘的变电站（GIS）中出现的操作过电压。 工频过电压工频过电压的频率为工频或者接近工频。工频过电压产生的原因包括空载长线路的电容效应、不对称接地故障引起的正常相电压升高、负荷突变等。 谐振过电压谐振过电压电力系统中的电感，包括线性电感、非线性电感（如高压电抗器和变压器的励磁电抗）和周期性变化的电感，当系统发生故障或操作时，这些电感可能与其串联或并联的电容（如线路电容和串、并联补偿电容）产生谐振而引发谐振过电压。 2-1-3 过电压的分类 2-1-4 工频过电压对电力系统的影响

27、它的大小直接影响操作过电压的幅值；它是决定避雷器额定电压的重要依据，进而影响系统的过电压保护水平；可能危及设备及系统的安全运行。 2-1-5 潜供电流及其恢复电压 潜供电流不属于过电压，但它是单相重合闸过程中产生的一种需要重视的电磁暂态现象。 在超、特高压系统中普遍采用单相自动重合闸消除单相瞬时性故障，当线路由于雷击闪络等原因发生单相瞬时接地，故障相线路两侧断路器分闸后，由于健全相与故障相的电容和电感耦合，孤道中仍然流过一定的感应电流，称为潜供电流（或称作二次电流）。 潜供电流是影响单相重合闸成功率的重要因素。330KV及以上等级的系统电压高、线路长、输送容量大，使得潜供电弧持续燃烧时间较长，

28、有时甚至不能自熄，造成重合闸失败，因此需要采取措施限制潜供电流及其恢复电压。 2-1-6 潜供电流及其恢复电压 潜供电流的机理潜供电流的机理图2-1 潜供电流示意图 2-1-7 特高压输电系统过电压问题 特高压输电系统的电磁暂态和过电压问题与超高压系统有相似之处，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，可能造成如下一些问题。 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、电压控制以及单相重合闸潜供电弧熄灭等造成一系列问题。 在特高压系统研究设计中，面临的重大问题之一是使电磁暂态过电压等限制在一个合理的水平。2-1-8 特高压输电系统过电压问

29、题 随着电网标称电压的升高，从高压、超高压到特高压，内部过电压对输变电设备绝缘设计的影响越来越大。一方面，过电压的基值随标称电压的升高而增大，即使过电压倍数一样，过电压的幅值也随之增大。另一方面，随标称电压的升高，设备绝缘受电压的影响越来越敏感。特别是对特高压电网中的外绝缘，其耐受内过电压的水平出现了饱和现象，即放电电压与间隙距离成非线性关系。 操作过电压是影响绝缘设计的关键因素，从高压、超高压到特高压，逐步降低过电压倍数至关重要。 工频过电压是选择金属氧化物避雷器额定电压的基础，从而决定着绝缘配合，一定要限制到合适的水平。 2-1-9 各电压等级过电压倍数高压、超高压、特高压电网的过电压倍数

30、高压、超高压、特高压电网的过电压倍数：操作过电压倍数 1.0p.u.= 10.15.66kV中性点中性点非有效接地非有效接地 110kV.220kV330kV 500kV 750kV 1000kV 4.03.02.22.01.81.6（1.7）3/2Um3/2Um3/2Um10.15.66kV中性点中性点非有效接地非有效接地 110kV.220kV330kV500kV 750kV 1000kV1.31.3/1.41.3/1.41.3/1.41.3/1.43操作过电压倍数 1.0p.u.=3/Um2-1-10 各国特高压系统过电压水平图图2-2 2-2 各国特高压系统过电压水平各国特高压系统过电

31、压水平国别国别 前苏联前苏联日本日本意大利意大利最高工作电压最高工作电压(kV)120011001050工频过电压（工频过电压（p.u.） 1.41.41.35操作过电压（操作过电压（p.u.） 1.6-1.81.6-1.71.72-1-11 我国特高压系统过电压的参考限值 工频过电压：限制在1.3p.u.以下，在个别情况下线路侧可短时（持续时间不大于0.3s）允许在1.4p.u.以下。 相对地统计操作过电压（出现概率为2%的操作过电压）： 对于变电站、开关站设备应限制在1.6p.u.以下。对于长线路的线路杆塔部分限制在1.7p.u.以下。 相间统计操作过电压：对于变电站、开关站设备应限制在2

32、.6p.u.以下。对于长线路的线路杆塔部分限制在2.8p.u.以下。 其中:kVup3/21100.0 . 12-1-12 影响工频过电压的主要因素空载长线路的电容效应及系统阻抗的影响；线路甩负荷效应；线路单相接地故障；甩负荷后，发电机转速的增加及自动电压调节器（AVR）和调速器也会对工频过电压有所影响。2-1-13 限制工频过电压的可能措施 限制工频过电压的可能措施限制工频过电压的可能措施1. 使用高压并联电抗器补偿特高压线路电容 2. 使用可控高抗或可调节高抗3. 使用良导体地线(或光纤复合架空地线OPGW) 4. 使用线路两端联动跳闸或过电压继电保护 5. 使用大容量金属氧化物避雷器6.

33、 选择合理的系统结构和运行方式 2-1-14 潜供电流的限制措施 特高压系统主要采取以下两种措施加特高压系统主要采取以下两种措施加快电网潜供电流熄灭措施快电网潜供电流熄灭措施：1. 在装有高压并联电抗器的线路加装小电抗。2. 使用快速接地开关（HSGS）。 2-1-15 高压并联电抗器加装小电抗该方法通过补偿线路相间电容和相对地电容，特别是使相间接近全补偿，即使相间阻抗接近无穷大，以减小潜供电流的电容分量；另外还可以加大对地阻抗，以减小潜供电流的电感分量。此方法在我国500kV系统广泛使用。图2-3 电抗器中性点接小电抗 2-1-16 使用快速接地开关（HSGS）限制潜供电流图2-4 快速接地

34、开关示意图 2-1-17 快速接地开关限流原理图2-5 快速接地开关的动作顺序 1、在故障相线路两侧开关跳开后，先快速合上故障线路两侧的HSGS，将接地点的潜供电流转移到电阻很小的两侧闭合的接地开关上，以促使接地点潜供电流熄灭；2、然后打开HSGS，利用开关的灭弧能力将其电弧强迫熄灭。3、最后再重合故障相线路。2-1-18 操作过电压及其限制措施 限制特高压系统操作过电压主要措施限制特高压系统操作过电压主要措施 1. 金属氧化物避雷器（MOA） 2. 断路器合闸电阻限制合闸过电压 3. 使用控制断路器合闸相角方法降低合闸过电压 4. 使用断路器分闸电阻限制甩负荷分闸过电压的可行性 5. 选择适

35、当的运行方式以降低操作过电压 相当一部分限制操作过电压是建立在限制工频过电压基础上。为了将特高压的合闸和重合闸操作过电压限制在上述目标内，除了第一讲中采用的限制工频过电压措施外，主要还考虑上述可能的措施。2-1-19 断路器合闸电阻限制合闸过电压 断路器合闸电阻示意图断路器合闸电阻示意图如图如图5 5所示。合闸时，辅所示。合闸时，辅助触头先合上，经过一助触头先合上，经过一段时间（称之为合闸电段时间（称之为合闸电阻接入时间），主触头阻接入时间），主触头合上。以此达到限制合合上。以此达到限制合闸过电压目的。闸过电压目的。图图2-6 2-6 断路器合断路器合/ /分闸电阻示意图分闸电阻示意图2-2-

36、1 2-2-1 雷电过电压 架空线路的雷击过电压架空线路的雷击过电压v 直击雷：雷击杆塔塔顶；雷击避雷线档距中央v 感应雷v 绕击雷 发电厂变电站的雷击过电压发电厂变电站的雷击过电压v 入侵波：架空输电线路传来v 绕击v 反击：空中反击；地下反击2-2-2 架空线路的雷击过电压图2-7 有避雷线线路的雷击过电压2-2-3 特高压架空输电线路的雷电绕击与保护 由于特高压输电杆塔高度很高，导线上工作电压幅值很大，比较容易由导线上产生向上先导。这些因素会使避雷线屏蔽性能变差。 举例一：前苏联的1150kV特高压架空输电线路在不长运行期间（3000kma）内发生雷击跳闸21次，跳闸率高达0.7/100

37、kma。这些跳闸的基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施是采用更小的避雷线对导线的保护角。 举例二：日本1000kV特高压架空输电线路东西线所在地区年雷暴日数为25，在以500kV运行期间雷击跳闸率却高达0.9/100kma。尽管采用了负保护角，但线路杆塔过高，在遭到线路侧面雷击导线时引起了绝缘子闪络。2-2-5 几种塔形的研究结果 对我国拟建的交流对我国拟建的交流1000kV1000kV特高压输电线路的避雷特高压输电线路的避雷线屏蔽性能进行的初步研究结果线屏蔽性能进行的初步研究结果 1. 塔型：3V型水平，3V型三角，M型水平，M型三角。图2-9 1000

38、kV特高压输电线路直线杆塔型式左边是3V型水平排列，右边是3V型三角排列2-2-5 几种塔形的研究结果图图2-10 1000kV2-10 1000kV特高压输电线路直线杆塔型式特高压输电线路直线杆塔型式左边是左边是M M型水平排列，右边是型水平排列，右边是M M型三角排列型三角排列2-2-6 几种塔形的研究结果塔型导线排列塔型导线排列保护角保护角绕击闪络率（）绕击闪络率（）M型水平型水平9.230.51M型三角型三角5.920.113V型水平型水平9.722.193V型三角型三角6.621.21表表2-11 1000kV2-11 1000kV输电线路绕击闪络率输电线路绕击闪络率 M型与3V型比

39、较，在相近的保护角下前者的绕击闪络率比后者要小。 M型与3V型各自的导线三角排列与水平排列相比时，三角排列的绕击闪络比水平排列的要小。 四种塔型的绕击闪络率以3V型水平排列最大，为最小的M 型水平排列的19.9倍，达2.19。 2-2-7 特高压架空输电线路的雷击反击与保护 特高压架空输电线路由于采用避雷线且绝缘子串和空气间隙的雷电冲击放电电压很高，雷击塔顶或其附近避雷线反击时的雷电流幅值大，出现概率小，一般无需采取其他措施加以保护。 雷击塔顶或其附近避雷线出现反击闪络的雷电流与杆塔高度关系很大。 杆塔接地电阻也是影响反击耐雷水平的一个因素。 前苏联的特高压架空输电线路采用水平拉线V型杆塔，杆

40、塔高度约46m。而日本特高压架空输电线路采用同塔双回路、三相导线垂直排列的自立式杆塔，塔高88148m。从防止雷电绕击或反击来说，同塔双回路自立式杆塔是不利的。 2-2-7 特高压架空输电线路的雷击反击与保护塔型塔高（m）导线排列单回闪络双回闪络拉线V型46水平1.610-4自立塔73.3水平（M串）4.710-4自立塔双回88148双回垂直3.910-33.410-4表2-12 特高压雷电反击闪络率 由表由表2-12可见可见,随着线路高度增加随着线路高度增加,雷电反击闪络率也相应变大雷电反击闪络率也相应变大. 2-2-7 特高压架空输电线路的雷击反击与保护塔型下列Td下的跳闸次数204080

41、拉线V型2.310-45.710-41.410-3自立塔8.310-42.010-35.010-3自立塔双回0.06/0.0050.15/0.0130.37/0.033表表2-13 2-13 特高压架空输电线路特高压架空输电线路100km100km每年的雷电反击跳闸次数每年的雷电反击跳闸次数表中分子表中分子/ /分母对应单回线分母对应单回线/ /双回线双回线 由表2-13见 ,拉线V型塔雷电反击跳闸次数最低,其次是水平排列的自立塔,雷电反击跳闸次数是前者的3.6倍。但从总体上来说，还是比较低的，它在雷暴日40的地区，雷电反击跳闸次数为2.010-3，比我国500kV输电线路的运行统计值0.14

42、小的多。自立双回塔的雷电反击跳闸次数是比较高的。若采用此种塔型，需要良好的防雷设计。2-2-8 特高压变电站的防雷保护一、特高压变电站高压配电装置的直击雷一、特高压变电站高压配电装置的直击雷保护保护 特高压变电站采用避开式高压配电装置（AIS）、敞开式电气设备时，可直接在特高压变电站构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置。 特高压变电站采用半封闭组合电器（HGIS）或全封闭式组合电器（GIS），则其GIS部分的引入、引出套管尚需保护装置保护。而GIS本身仅将其外壳接至变电站接地网即可。 2-2-8 特高压变电站的防雷保护二二. . 特高压变电站电气设备的雷电侵入波过电特高压变电站电气设备的

43、雷电侵入波过电压保护压保护 与高压、超高压变电站一样，特高压变电站电气设备也需考虑由特高压架空线传入的雷电侵入波过电压保护。1.1.根本措施：根本措施： 在变电站内适当位置安装金属氧化物（MOA）。 为了限制线路上操作过电压，在变电站线路断路器的线路侧安装MOA； 变压器回路安装避雷器，保护变压器； 变电站母线上是否要安装金属氧化物避雷器以及避雷器距被保护设备的距离则要通过数字仿真确定。2-2-8 特高压变电站的防雷保护2.2.变电站耐雷指标雷害事故重现期（年）变电站耐雷指标雷害事故重现期（年） 一般按变电站进线2km处因雷击杆塔反击在导线上出现直角电压波后向变电站传播，波头变缓，且不引起变电

44、站内电气设备绝缘损坏来要求。 雷害事故重现期（年）可由2km进线段导线上每年出现雷直击和反击次数之和的倒数来求得。 前苏联提出，220、500kV和1150kV的变电站耐雷指标应分别为400600、8001000年和12001500年。 2-3-1 特高压电网的绝缘与绝缘配合 电力电网主要事故: 电网电气装置的绝缘闪络或击穿。 过电压的类型： 工作过电压；暂时过电压；操作过电压；雷电过电压。 绝缘配合的概念 根据电气设备所在系统中可能出现的各种电气应力（工频电压和各 种电压），并考虑保护装置的保护性能和绝缘的电气特性，适当选择设 备的绝缘水平，使之在各种电气应力的作用下，绝缘故障率和事故损失

45、均处于经济上和运行上都能接受的合理范围内。 包括：A：架空线路与变电所之间的绝缘配合 B：同杆架设的双回路线路之间的绝缘配合 C：各种外绝缘之间的绝缘配合 D：被保护绝缘与保护装置之间的绝缘配合 2-3-2 特高压输电绝缘的电气特性一、一、特高压输电绝缘的分类 1.特高压架空输电线路绝缘的分类 A：绝缘子 B：空气间隙 导线对杆塔之间的空气间隙 导线之间的空气间隙 档距中间导线对地的空气间隙 档距中间导线对地面上运输工具或传动 机械间的空气间隙2.特高压变电站绝缘的分类 GIS（Gas Insulated Substation） SF6气体绝缘，内部绝缘子，引入和引出套管绝缘 AIS（Air

46、Insulated Substation） A.绝缘子 B.非自恢复绝缘设备（油纸绝缘） C.空气绝缘 带电部分对接地部分之间的空气间隙（） 不同相的带电部分之间的空气间隙（） 2-3-2 特高压输电绝缘的电气特性二、特高压架空输电线路的绝缘子性能要求1.高机械负荷能力 由于其悬挂的相导线根数多，截面大，覆冰等极为苛刻的运行条件，因此必须有足够大的机械负荷力。2.防污闪3.提高过电压耐受能力（L0，H） L0：爬电距离，与承受的工作电压相关 H：结构高度，与承受的操作过电压相关 一般L0/H大于等于3 4.降低无线电干扰 由于无线电干扰的要求，对于特高压绝缘子球头，钢脚及其间的距离和钢帽边缘的

47、形状和加工的粗糙度等均应精心的设计和处理。 2-3-2 特高压输电绝缘的电气特性5.复合绝缘子及其存在问题复合绝缘子及其存在问题优点：重量轻，机械性能好，电气绝缘性能好，耐电优点：重量轻，机械性能好，电气绝缘性能好，耐电 弧能力强弧能力强存在问题：由于特高压输电线路采用大吨位复合绝缘存在问题：由于特高压输电线路采用大吨位复合绝缘 子，玻璃钢芯棒直径需相应扩大。因此认为采用单子，玻璃钢芯棒直径需相应扩大。因此认为采用单节结构为宜；另一种观点认为单支绝缘子太长，会带节结构为宜；另一种观点认为单支绝缘子太长，会带来制造，运输和安装等问题，且其对柔性要求高，芯来制造，运输和安装等问题，且其对柔性要求高

48、，芯棒易被损伤，因此采用两支绝缘子可能更好。棒易被损伤，因此采用两支绝缘子可能更好。前景：为适应工程需要，我国目前正在对特高压架空前景：为适应工程需要，我国目前正在对特高压架空 输电线路复合绝缘子进行研发。输电线路复合绝缘子进行研发。 2-3-2 特高压输电绝缘的电气特性三、特高压架空输电线路空气间隙放电特性 空气是超/特高压输电工程中重要的绝缘介质之一 50%放电电压 影响空气间隙的放电电压的因素 作用的电压种类； 极性（操作/雷电过电压）； 波形（操作过电压的波头长度）； 构成空气间隙电极的形状，距离； 所在地区的空气气象参数。 冲击电压波形的确定v 研究表明，线路上全部过电压中，有90%

49、以上的波头大于1000us。v 考虑到这些数据，前苏联学者推荐试验冲击电压的波头长度等于1000us。当冲击波波头在10005000us范围内变化时，长空气间隙的试验结果基本是相同的。2-3-2 特高压输电绝缘的电气特性一、绝缘子串形选择应考虑的因素 绝缘子串形选择与杆塔的型式和三相导线布置的形式（三角或水平）有关。目前国外特高压线路杆塔的绝缘子串主要为V串和I串。其中较多的杆塔中相使用可减小塔窗宽度的V串，两边相使用I串，此种线路绝缘子串悬挂方式也被称为M形。二、选择绝缘子串长应考虑的因素 污秽条件下绝缘子耐受工作电压的能力决定了串长。2-3-3 特高压输电绝缘子的选择四、四、变电站用绝缘子

50、的污秽闪络特性 2-3-3 特高压输电绝缘子的选择一、工作电压要求的导线对杆塔的空气间隙 输电线路导线对杆塔空气间隙的工频50%放电电压参照DL/T6201997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合二、操作过电压下导线对杆塔的空气间隙 按统计法选择的。三、雷电过电压下导线对杆塔空气间隙的选择 1000KV特高压架空输电线路雷电反击耐雷水平，主要是有绝缘子串决定的。 鉴于目前长绝缘子串尚缺乏雷电冲击放电电压的数据，其50%雷电冲击放电电压暂按与等长度的空气间隙相同考虑。在这一前提下，表2-15给出了特高压架空输电线路导线对杆塔的雷电电压要求的空气间隙，。 siu, 2-3-4 特高压输电线路空气间

51、隙的选择 综合以上结果，表综合以上结果，表2-15给出了海拔高度给出了海拔高度1000m地区我地区我国特高压架空输电线路导线对杆塔的空气间隙要求值的一国特高压架空输电线路导线对杆塔的空气间隙要求值的一个汇总，为便于比较也列出国外的一些数据。个汇总，为便于比较也列出国外的一些数据。国家国家工作电压工作电压操作过电压操作过电压雷电过电压雷电过电压V串串I串串V串串I串串中国中国3.06.55.07.46.4前苏联前苏联2.58.0-9.06.0-7.0日本日本3.096.06.62 2-3-4 特高压输电线路空气间隙的选择 变电站相导线对地/相对相导线的空气间隙应能承受工作电压，操作过电压和雷电过

52、电压的作用。 如本章第二节所述，变电站相导线对地/相对相导线的空气间隙可按绝缘配合的半统计法加以选择。spiu.mspiuu24 . 1.2-3-4 特高压变电站空气间隙的选择表表 2-16 2-16 工作电压下相对相空气间隙的要求值工作电压下相对相空气间隙的要求值海拔高度（海拔高度（m）10002000空气间隙（空气间隙（m）6.06.22-3-4 特高压变电站空气间隙的选择 表表2-17 2-17 相对相导线之间空气间隙的推荐值。相对相导线之间空气间隙的推荐值。相相地空气间隙（地空气间隙（m m）相相相空气间隙（相空气间隙（m m）有风偏有风偏无无风偏风偏8.0/7.5-106.06.62

53、-3-4 特高压变电站空气间隙的选择mRLsuuKu24相地空气间隙A1（m）相相空气间隙A2（m）有风偏无风偏6.06.68.52-3-4 特高压变电站空气间隙的选择表表 2-18 2-18 雷电过电压雷电过电压综合以上结果，选取雷电过电压下相对相空气间隙为综合以上结果，选取雷电过电压下相对相空气间隙为8.5m。 对于电气设备绝缘配合方法，电气设备内绝缘对于电气设备绝缘配合方法，电气设备内绝缘的耐受电压是以避雷器的操作冲击、雷电冲击保的耐受电压是以避雷器的操作冲击、雷电冲击保护水平为基础，同时乘以一配合系数（安全裕护水平为基础，同时乘以一配合系数（安全裕度），用惯用法加以确定的。度），用惯用

54、法加以确定的。 参照参照IEC 71IEC 712 2（19961996）绝缘配合绝缘配合# #第二部分第二部分使用导则使用导则和和DL/T620DL/T62019971997交流电气装置的交流电气装置的过电压保护和绝缘配合过电压保护和绝缘配合等有关标准，取绝缘配等有关标准，取绝缘配合系数如下合系数如下 ： 2-3-5 特高压电气设备的绝缘配合设备最高电压设备最高电压（KV，rms）雷电冲击耐压（雷电冲击耐压（KV）操作冲击耐压（操作冲击耐压（KV）变压器变压器其他设备其他设备变压器变压器其他设备其他设备11002250240018001800 2-3-5 特高压电气设备的绝缘配合图2-192

55、-4特高压输电线路的电晕与环境问题 电晕放电将产生无线电干扰、可听噪声和电晕损失等，对环境和运行会造成一定影响。 从建设和运行成本以及保护环境等多方面考虑，合理设计导线，适度控制电晕效应，对发展特高压输电非常重要。 2-4-1 输电线路的电晕现象 电晕放电电晕放电 输电线路工作时，导线（电极）附近存在电场。由于宇宙射线和其它作用，在空气中存在大量自由电子，这些电子在电场作用下会受到加速，撞击气体原子。如果电场强度达到气体电离的临界值，自由电子在撞击前积累的能量足以从气体原子撞出电子，并产生新的离子。此时在导线附近一小范围内的空气开始电离，如果导线附近电场强度足够大，以致气体电离加剧，将形成大量

56、电子崩，产生大量的电子和正负离子. 伴随着电离，存在复合等过程，辐射出大量光子，在黑暗中可以看到在导线附近空间有蓝色的晕光，同时还伴有咝咝声，这就是电晕。这种特定形式的气体放电称为电晕放电。2-4-1 输电线路的电晕现象 电晕效应电晕效应v 伴随着电离、复合等过程而有声、光、热等效应，表现为发出“咝咝”的声音、蓝色的晕光以及使周围气体温度升高等。v 电晕会产生高频脉冲电流，其中还包含着许多高次谐波，会造成对无线电的干扰。在工频电压的每半周内，电晕都要发生和熄灭一次，更会辐射出大量电磁波，一般来说，交流线路的无线电干扰比直流线路的大。高压输电线路的绝缘子和各种金具上较容易出现电晕，随着输电线路电

57、压的不断提高，延伸范围不断扩大，线路上电晕造成的无线电干扰已成为输电线路设计和运行中的一个很重要的需要注意限制的问题。 2-4-1 输电线路的电晕现象 电晕效应电晕效应v 电晕会发出人可听到的噪声，对人们会造成生理、心理上的影响。对于500kV及以下的电力系统，这个问题尚不严重；而对于1000kV 及以上的电力系统，这个问题成为环境保护的重要内容。由于特高压输电线路电压高，要降低导线表面场强和可听噪声，将需要采用比超高压输电线分裂数更多、子导线更粗的导线，这是交流特高压输电线路设计和建设中的一个关键问题。v 电晕放电会产生能量损耗，在某些情况下，会达到可观的程度。 v 电晕放电会产生某些化学反

58、应，如在空气中产生臭氧、一氧化氮和二氧化氮等。 2-4-1 输电线路的电晕现象电晕效应电晕效应v 在尖端或电极的某些突出处，电子和离子在局部强场的驱动下高速运动，与气体分子交换动量，形成“电风”。当电极固定得刚性不够时（例如悬挂着的导线等），气体对“电风”的反作用会使电晕极振动或转动。机械、电气设计参数配合不佳的输电线路在不良气候下发生电晕时，对“电风”反作用力的积累，甚至会使某些档距内的导线作持续的大幅度的低频舞动。v 直流线路的电晕放电会使极导线之间和极导线与大地之间充满空间电荷，使线路附近对地绝缘较好的物体上积累电荷，其上的对地电压会达到数千伏或更高。 2-4-2 影响输电线路电晕放电的

59、主要因素导线表面起晕场强 较小半径导线的起晕场强比较大半径导线的大；表面粗糙的导线的起晕场强比表面较光滑的导线的小。 导线表面状况 影响导线表面状况的有外在和“内在”两大类因素：v 外在因素主要有空中降落的物质，如昆虫、灰尘、蜘蛛网、植物、树叶、鸟粪等。这些外来物附在导线上后，会影响导线表面场强分布，使局部场强增大，成为电晕源点.v 内在”因素主要有新导线上的油脂、导线碰伤以及导线上的残留金属凸出物；一些新金具和新导线上的小毛刺等。这类因素可能会成为新线路的电晕放电点。又正是电晕放电作用，会逐渐烧掉这些东西，使其对电晕放电的作用逐渐变小。2-4-2 影响输电线路电晕放电的主要因素 导线上的水滴

60、导线上的水滴 雨水在导线上的流动状况以及形成的水滴都直接影响导线表面电场。特别是水滴，会使表面电场发生较大畸变，使局部表面电场增强，电晕源点增多，电晕放电强度增加。 对于交流输电线路，雨天时的电晕放电强度比晴天时的大许多，由此引起的无线电干扰和可听噪声也大许多。2-4-2 影响输电线路电晕放电的主要因素导线表面场强导线表面场强v 输电线路电晕的主要效应包括无线电干扰、可听噪声输电线路电晕的主要效应包括无线电干扰、可听噪声和电晕损失，这些效应的程度主要取决于两方面的因素：和电晕损失，这些效应的程度主要取决于两方面的因素：（1 1）线路结构；（）线路结构；（2 2）气候条件。体现线路结构的因素主）