特高压电网的技术特性

1、特高压电网的技术特性我国特高压电网包括特高压交流输电和特高压直流输电两种形式，交流为1000kV；直流为±800kV。根据我国未来电力流向和负荷中心分布的特点以及特高压交流输电和特高压直流输电的特点，在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成国家特高压骨干网架，以实现各大区域电网的同步强联网；±800kV特高压直流输电，则主要用于远距离，中间无落点、无电压支持的大功率输电工程。特高压电网的系统特性主要反映在技术特点、输电能力和稳定性三个方面。1000kV交流输电中间可落点，具有电网功能，输电容量大，覆盖范围广，节省输电线路走廊，有功功率损耗与输电功率的比

2、值小；1000kV交流输电能力取决于各线路两端的短路容量比和输电线路距离，输电稳定性主要取决于运行点的功角大小。±800kV特高压直流输电中间不落点，可将大量电力直送大负荷中心，输电容量大、输电距离长、节省输电线路走廊，有功功率损耗与输送功率的比值大，其输电稳定性取决于受端电网的结构。 一、关键技术分析1、特高压系统中的过电压电力系统的过电压是指由于内部故障、开关操作或遭受雷击，而造成瞬时或持续时间较长的高于电网额定允许电压并可能导致电气装置损坏的电压升高。我国特高压系统具有线路距离长、输送容量大；各地电网差异性大；部分特高压线路可能经过高海拔或重污秽地区等特点。这些都使得

3、过电压问题成为特高压系统设计中的重要问题之一。表31为国外特高压系统的过电压水平情况。目前我国尚无特高压过电压的标准，为了便于研究，经过反复计算和比较，并吸取其他国家的经验，初步建议下列的绝缘水平，作为进一步研究的参考和依据。1) 工频过电压:限制在1.3p.u.以下(持续时间5s)，在个别情况下线路侧短时(持续时间0.35s)允许在1.4p.u.以下。2) 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。3) 相间统计操作过电压:对于变电站、开关站设备应限制在2.6p.u以下。对于长线路的线路

4、杆塔部分限制在2.8p.u以下。1.1工频过电压产生工频过电压的主要因素有空载长线的电容效应、线路甩负荷效应和线路单相接地故障。可采取以下措施来限制工频过电压：1) 使用高压并联电抗器补偿特高压线路充电电容。由于我国西电东送和南北互供等远距离送电的要求，相当一部分特高压线路都比较长。单段线路的充电功率很大，必须使用高压并联电抗器进行补偿。日本由于每段特高压线路较短，没有使用高压电抗器，而前苏联和美国的特高压电网研究中均考虑采用固定高压电抗器。2) 采用可调节或可控高抗。线路补偿度一般在8090左右。重载长线在8090左右高抗补偿度下，可能给无功补偿和电压控制造成相当大的问题，甚至影响到输送能力

5、。对此问题较好的解决办法为采用可调节或可控高抗。在重载时运行在低补偿度，这样由电源向线路输送的无功减少，使电源的电动势不至于太高，还有利于无功平衡和提高输送能力；当出现工频过电压时，快速控制到高补偿度。3) 使用良导体地线（或光纤复合架空地线OPGW），可有利于减少单相接地甩负荷过电压。4) 使用线路两端联动跳闸或过电压继电保护，该方法可缩短高幅值无故障甩负荷过电压持续时间。5) 使用金属氧化物避雷器限制短时高幅值工频过电压。随着金属氧化物避雷器（MOA）性能的提高，使得MOA限制短时高幅值工频过电压成为可能，但这会对MOA能力提出很高的要求，在采用了高压并联电抗器后，不需要将MOA作为限制工

6、频过电压的主要手段，仅在特殊情况下考虑。6) 选择合理的系统结构和运行方式，以降低工频过电压。过电压的高低和系统结构及运行方式密切相关，这在特高压线路运行初期尤为重要。1.2操作过电压操作过电压是决定特高压输电系统绝缘水平的最重要依据。特高压系统主要考虑三种类型的操作过电压：合闸（包括单相重合闸）、分闸和接地短路过电压。接地短路时在正常相产生的过电压，主要依靠线路两端的MOA限制。因此，在特高压系统的操作过电压研究中以此作为限制操作过电压的底线，将合闸和分闸过电压限制到其适当的范围内（1.61.7p.u.水平之下）。又由于相当一部分限制操作过电压措施是建立在限制工频过电压基础上，因此除上述采用

7、的限制工频过电压措施外，还要考虑下列措施：1) 金属氧化物避雷器（MOA）。近年来随着MOA制造水平的提高，其限制操作过电压能力也不断提高，成为目前国际上限制操作过电压的主要手段之一。在现阶段特高压研究中，变电站和线路侧都采用额定电压为828kV的MOA。2) 断路器合闸电阻限制合闸过电压。合闸时，断路器辅助触头先合上，经过一段时间（合闸电阻接入时间），主触头合上，以达到限制合闸过电压的目的。在国外，美国BPA合闸电阻为300，前苏联合闸电阻为378，意大利使用分合闸电阻为500，日本由于线路较短，采用高合闸电阻，使用分合闸电阻为700。在我国，综合各种因素后，初步确定1000kV断路器合闸电

8、阻取400。3) 使用控制断路器合闸相角的方法来降低合闸过电压。使合闸相角在电压过零附近，以降低合闸操作过电压。1998年国际大电网会议对相控断路器的优缺点进行了讨论，认为通过分析计算和现场试验可以证明相控断路器的有效性。4) 用断路器分闸电阻来限制甩负荷分闸过电压。分闸时,主触头先打开，经过一段时间（分闸电阻接入时间），辅助触头打开，以达到限制分闸过电压的目的。但由于分闸电阻所需的能量很大，分闸电阻在有的线路中还会影响到限制合闸过电压的效果，一般用线路两端MOA就可以将大部分分闸过电压限制在要求水平以下，因此，在大部分情况下不采用分闸电阻。5) 选择适当的运行方式以降低操作过电压。1.3 雷

9、电过电压雷电过电压指雷云放电时，在导线或电气设备上形成的过电压，可分为直击雷过电压和感应雷过电压两类。其中直击雷过电压对任何电压等级的线路和设备都可能产生危险，而感应雷过电压通常只对35kV及以下电压等级的线路和设备构成威胁。为了防止雷击导线，我国110kV及以上架空线路几乎全部采用避雷线。由于特高压输电线路杆塔高度很高，导线上工作电压幅值很大，比较容易由导线产生上行先导，使避雷线屏蔽性能变差。例如雷电活动不太强烈的前苏联的1150kV特高压架空输电线路在不长的运行时间（3000km·年）内已发生雷击跳闸21次，跳闸率高达0.7/ km·年，这比我国500kV输电线路的运行

10、统计值0.14/100km·年高得多。这些跳闸的基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。国内外对架空输电线路雷电绕击进行了大量研究工作。前苏联的特高压输电线路采用水平拉线V型杆塔，杆塔高度约为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。我国已对拟建的交流1000kV特高压输电线路的四种塔型（M型水平排列、M型三角排列、3V型水平排列和3V型三角排列）的避雷线屏蔽性能进行初步研究。通过对各种塔型在不同保护角情况下的雷击跳闸率分析比较表明，在工程设计中要充分关注雷电绕击防护的重要性，特别是对耐张塔和转角塔也要专门研究、精心设计、务必使其也

11、具有较小的保护角。对于山区、因地形影响（山坡、峡谷），避雷线也可能要取负保护角。国内对架空输电线路的雷电反击也进行了大量的研究工作。中国电力科学研究院在这方面也专门开发了计算程序，并获得了运行经验的验证。对于不同的塔型，雷电反击跳闸率不同，如表32所示。另外，杆塔接地电阻也是影响雷击杆塔反击耐雷水平的重要因素之一。 对于特高压变电站的雷击保护问题，国内外也在避雷器的保护范围、保护方式、进线线路保护角等方面进行了大量的研究工作。结果表明，特高压变电站雷击防护问题与超高压变电站情况基本类似。2、特高压电网的绝缘和绝缘配合电网中电气设备在运行中会受到工频电压、工频过电压、操作过电压和雷电过

12、电压等各种电压的作用。电气设备的绝缘，即指在上述各种电压作用下呈现相应的绝缘强度。而绝缘配合则指在考虑运行环境和过电压保护装置特性的基础上，根据电网电气设备上可能出现的电压，科学合理地选择电网中电气装置的绝缘水平。随着电网电压等级的提高，特别是在特高压电网中，空气间隙的放电电压在操作过电压下呈现饱和特性，这使得电网中电气装置的绝缘占据电网设备投资的份额越来越大。而特高压电网因其输送容量巨大，绝缘故障后果将非常严重。因此，绝缘配合问题在特高压输电领域更值得关注。2.1 特高压架空输电线路的绝缘子特高压输电工程对绝缘子在高机械强度、防污闪、提高过电压耐受能力和降低无线电干扰等方面提出了更高要求。前

13、苏联1150kV特高压线路普遍采用玻璃绝缘子；美国、日本1100kV特高压架空输电线路中采用盘型悬式绝缘子，日本特高压输电线路使用防雾型瓷绝缘子；意大利的1000kV试验线路中采用玻璃绝缘子。部分特高压绝缘子的特性参数如表33所示。基于国内外超高压架空线路复合绝缘子在污秽地区的良好运行特性，在较重污秽地区的特高压架空输电线路也宜采用复合绝缘子。俄罗斯直流研究所的专家极力推荐采用合成绝缘子，认为这是电力系统中一项影响深远的新技术。前苏联1150kV特高压架空输电线路大约采用了700多支复合绝缘子。在绝缘子串形和片数选择方面国内外都进行了大量的研究工作，综合考虑国内外特高压架空输电工程经验，架空输

14、电线路的绝缘子串形和片数选择汇总如下：1) 1000kV级输电线路杆塔中相可采用V串，边相采用I串；而对同塔双回的情况，则宜采用I串。2) 对于1000kV输电线路绝缘子的选择，在轻污秽地区和污秽不太重的地区，应采用300kN和400kN的双层伞型和三层伞型瓷绝缘子。海拔1000m及以下地区绝缘子的具体选择如表34所示。4) 对于更高海拔地区的绝缘子片数的选择，将根据已有试验数据进行比较选择。5) 绝缘子串长度除应考虑上述工作电压的要求外，还应考虑运行中作用于其上的操作过电压要求及绝缘子串和同时受到该电压的杆塔上空气间隙的绝缘配合问题，以最终确定绝缘子串的长度。2.2 特高压架空输电线路的空气

15、间隙空气是特高压输电工程中重要的绝缘介质之一。空气间隙在交流工作电压、操作/雷电过电压作用下，呈现不同的放电电压。前苏联、意大利、美国、加拿大、英国等都对架空输电线路的外绝缘特性进行了大量的研究工作，但由于试验条件与实际运行条件并不完全相符，因而设计架空线路时，这些数据不可直接利用。我国特高压架空输电线路空气间隙在工作电压、操作过电压和雷电过电压下的选择要求如表35所示。特高压变电站空气间隙的选定由操作过电压决定，如表36所示。2.3 特高压电气设备的绝缘配合特高压电气设备交流耐压试验目的在于两个方面：其一是通过在升高电压试验过程中检测局部放电状况，以确认长期工作电压作用下的工频可靠性；其二是

16、特高压电气设备在运行中将受到暂时过电压的作用，因此其绝缘设计应充分考虑到这一电压的作用，并且通过相应的试验加以检验。日本特高压电气设备交流耐压试验的电压值与作用时间如表3-7所示。前苏联对特高压电气设备承受暂时过电压的要求值如表38所示。我国特高压电气设备短时交流耐受电压可按表3-7（试验电压为1100kV；时间对变压器和GIS分别为5分钟和1分钟）要求。前苏联和日本由于变电站电气设备绝缘配合原则的不同以及避雷器性能的差异，导致电气设备绝缘水平有较大差别，其变压器绝缘耐受电压如表39所示。我国参照IEC 712（1996）绝缘配合 第二部分使用导则和DL/T 6201997交流电气装置的过电压

17、保护和绝缘配合等有关标准，取绝缘配合系数如下：变压器、高压并联电抗器、开关设备和电压、电流互感器等内绝缘的操作冲击绝缘配合系数均取1.15。变压器内绝缘的雷电冲击绝缘配合系数取1.15，且考虑运行老化因素再引入一裕度系数1.15。高压并联电抗器、开关设备和电压、电流互感器等考虑保护距离的因素，其内绝缘的雷电冲击绝缘配合系数取1.4。根据特高压金属氧化锌避雷器的操作冲击保护水平（1456kV）和雷电冲击保护水平（1624kV），可取我国特高压电气设备内绝缘的操作冲击和雷电冲击耐受电压值，如表310所示。3、特高压直流输电特高压直流输电由于直流侧电压高、容量大，对换流阀、换流变压器、平波电抗器、直

18、流滤波器、直流避雷器等设备提出了更高的要求。3.1 换流阀目前大型直流输电工程均采用晶闸管换流阀。组成400kV、4000A的换流阀，不需元件并联，所需串联数约为138个。对此数量级的串联数，换流阀的制造技术已比较成熟。因此，特高压直流输电工程所需换流阀的制造是可行的。3.2 换流变压器换流变压器阀侧绕组承担有交流电压和直流电压的叠加，这对变压器的油纸绝缘和套管有特殊的要求。前苏联20世纪80年代已制造出320MVA，直流750kV的单相双绕组换流变压器，并通过了现场试验，但仍没有运行经验。对于±800kV、6400MW的特高压直流输电工程，换流变的研制是设备研制的重点。3.3 平波

19、电抗器直流输电工程所采用的平波电抗器有干式和油浸式两种类型，它们都在直流输电中得到广泛应用。对于特高压直流输电，主要应对直流电压下的油纸绝缘以及支柱绝缘子进行更多的研究。3.4 直流避雷器由于具有非线形好，通流能力强、结构简单等优点，氧化锌避雷器在换流站中得到广泛应用。氧化锌避雷器是通过增加氧化锌阀片的串联数来得到高电压，在±600kV直流避雷器的制造和运行经验的基础上，制造±800kV的直流避雷器是难度不大的，其主要限制条件是热稳定性和寿命问题。3.5 直流绝缘子和套管由于直流输电线路和换流站的污秽严重，要求直流绝缘子（线路绝缘子和支柱绝缘子）和套管的爬距长并且具有良好的

20、防污性能。长爬距的瓷绝缘子和玻璃绝缘子在直流线路上均得到广泛应用。复合绝缘子具有良好的抗污闪性能，宜在重污秽地区使用。在直流输电工程中，由于直流穿墙套管的不均匀湿闪而引起的故障屡有发生，给套管制造带来困难。采用复合绝缘套管可使污闪问题得到改善。二、特高压设备供应能力及自主化、国产化分析从设备制造角度来看，国外著名的设备制造商具有制造交流特高压设备的技术和能力，但缺乏商业运行考验。对于特高压直流关键设备正处于研究开发阶段，具有一定的工程应用风险。最近调研表明：除GIS、高压套管以外，我国电工制造企业已具备特高压交流输电设备的研制生产能力，而在特高压直流关键设备的研发能力方面，距离国际跨国公司水平

21、还有较大差距。1 交流特高压输电设备1)      变压器和并联电抗器国内变压器制造主要由西安变压器厂、保定变压器厂和特变电工（包括沈阳变压器厂和衡阳变压器厂）三大企业承担。西安变压器厂和保定变压器厂都成功制造了750kV的3×500MVA的自耦变压器；衡阳变压器厂制成了750kV的并联电抗器，现已在750kV示范工程中运行；沈阳变压器厂还研制了供试验用的240MVA、1200kV的单相自耦变压器。对于1000kV级所需的变压器，在技术上我国具备了自主研发的能力。2)      开关设

22、备国内开关设备主要由西安高压开关厂、平顶山高压开关厂和沈阳高压开关厂三大企业承担。三个厂均能生产550kV 单柱2断口SF6瓷柱式断路器；且分别与三菱、东芝和日立合作生产550kV GIS。西安高压开关厂和沈阳高压开关厂通过三峡工程引进了ABB公司的GIS制造技术。西安高压开关厂自主开发了550kV单断口SF6罐式断路器，现已制成750kV 2断口的SF6罐式断路器样机。沈阳高压开关厂为750kV示范工程的需要，引进了韩国晓星公司（日立技术）的750kV GIS技术，现已能生产750kV GIS中的母线。1000kV级的开关设备，三个企业均能在单柱2断口550kV SF6瓷柱式断路器的基础上，

23、自主研发双柱4断口的SF6瓷柱式断路器，在技术上不存在难度。隔离开关、电流互感器、电容式电压互感器、避雷器等设备也能自主研发，可满足1000kV级空气绝缘的敞开式变电站的需要。基于西安高压开关厂自主研发的550kV单断口产品和750kV的2断口样机，自主研发1000kV级的2断口SF6罐式断路器也是可能的。在1000kV级的GIS产品方面，国内技术经验和生产条件尚有一定的差距。但以我国自我研发为主，部分引进国外先进技术为辅来实现1000kV级GIS的国产化也是可能的。2 直流特高压输电设备1)      晶闸管5英寸（3000A）的电控晶闸管和

24、光控晶闸管国内均已能生产。5英寸硅片、钼片和管壳目前仍需进口正在逐步国产化。2)      换流阀西安整流器厂已基本消化吸收了±500kV直流换流阀引进技术，已研制出换流阀所需的一些关键零部件，基本具备了为±500kV直流输电工程提供换流阀的能力。在±500kV技术的基础上，逐步实现±800kV（3000A）换流阀的国产化基本是可行的。对于±800kV（4000A）的换流阀还需要进一步进行研发。3)      换流变压器、平波电抗器、直流套管等设

25、备“九五”期间，西安高压电瓷公司与西安交通大学合作，为三峡工程研制了±500kV换流变压器和平波电抗器套管，已掌握了其关键技术，具有设计和生产能力。同时开展了直流干式套管的研发工作。抚顺套管厂为灵宝背靠背换流站提供了120kV的直流干式套管。国产±500kV直流输电的换流变压器及平波电抗器已在“三常”线运行。“贵广”线也使用了国产换流变压器。因此，国内研制±800kV所需的关键设备，已有了初步的基础和经验。三、特高压对环境及生态的影响分析特高压对环境和生态的影响是特高压发展研究中一个非常重要的问题。主要影响项目有由电晕所产生可听噪声、无线电干扰，以及工频电磁场对生

26、态的影响。各国的研究均表明：只要合理选择分裂子导线的半径和根数, 以及分裂间距和离地高度, 这些影响和干扰均可限制在允许范围内。在特高压电磁环境影响方面，国家电网公司提出了符合国家标准的电磁环境控制指标，于2005年7月13日通过了国家环境保护总局组织的专家审查。武汉高压研究所开展的特高压线路对环境影响的试验研究结果表明，采用分裂直径1m的8分裂导线，特高压线路的地面静电感应水平与500kV输电线路水平基本相当，无线电干扰水平小于500kV输电线路，可听噪声在公众所接受的范围内。1、特高压输电线路可听噪声的分析国外对特高压线路可听噪声做了大量的试验研究，表311为各国特高压线路可听噪声设计值。

27、由上表可以看出，国际上特高压输电线路可听噪声的限制值范围为5060dB。我国目前运行电网中的线路的最高电压等级为500kV，普遍采用4分裂导线，可听噪声不突出。根据我国的国家相关标准GB 3096-1993城市区域环境噪声标准对不同类型地区所作的规定，参考国外特高压输电线路可听噪声限值，可确定可听噪声限值范围为5060dB之间的中间值。2、无线电干扰影响研究的分析世界各国及我国对特高压电网的无线电干扰水平进行了大量的研究工作。美国邦纳维尔电力局（BPA）的研究结果表明：选择合适的导线后，1200kV试验线路的无线电干扰水平与550kV的接近。我国、日本、加拿大、前苏联的研究也得出了类似结果。输