特高压过电压课件

1、交流1000kV输电一.特高压输电的必要性 1.电压等级交流输电:高压 HV ： 220kV及以下超高压 EHV：交流330kV750kV 特高压 UHU :交流1000kV及以上通常把10001150kV这一级电压称为百万伏级特高压，简称特高压。电压等级直流输电: 高压直流 HVDC 600kV及以下 特高压直流 UHVDC 600kV以上2.发展特高压的必要性1）电力快速发展的需要我国现有装机总容量和到2020年预计的装机总容量发电装机容量今年增加7000万kW，明年增加8000万kW，后年7000万kW，三年将增2.2亿千瓦 440GW2019年510GW2019年1000GW2020年

2、预计到2020年，用电量突破6万亿千瓦时. 装机总容量超过12亿千瓦, 在现有的基础上翻一番多。2）资源和电力负荷分布不均衡，需要大容量长距离2)资源和电力负荷分布不均衡水能、煤炭主要分布在西部和北部，能源和电力需求主要集中在东部和中部经济发达地区。 2/3的水能资源在四川、云南和西藏3/5的煤炭资源在晋陕蒙负荷中心3）输电特高压输电容量大 线路的自然传输功率与电压的平方成正比与线路波阻抗成反比。 P=U2/Z特高压输电特点：远距离、大容量输电330kV： 100-300km ；30-100万kW500kV： 200-500km ；100-200万kW765kV： 300-800km ；200

3、-400万kW1150kV：500-1500km ；400-800万kW 特高压输送容量大 1100 kV线路的输送容量大约为500 kV线路的5倍。4)联网综合效益3）加强网络结构，起到调峰、错峰，地区互补，水火互济，互为备用，提高抗干扰能力,资源优化利用等联网综合效益。联网效益，包括错峰、调峰、水火互济、互为备用和减少弃水电量减少发电装机2000万kW每年综合节电1000亿 kWh特高压电网建成后5).节约输电走廊由于我国人口众多，土地资源更加珍贵，将来制约电网发展的关键因素将是输电走廊问题，由于1000kV电压级线路每回线输电容量大的特点，将大量节约输电走廊数目及其占地。 6).经济性美

4、国比较：1100kV和500kV线路的单位容量的成本比为0.60.7前苏联比较：1150kV和500kV线路铁塔钢材为1/3，导线1/2，系统造价省1015日本 1100kV和800kV线路比较,造价降低3%。节约输电损耗6).短路容量超标问题。 1000kV级电压输电有利于解决500kV电网中出现的输变电设备短路容量超标问题。 7)减小运输压力减轻人口密集区环境污染 远距离、大容量输电还可减轻铁路、公路运输的压力，减小负荷中心地区火电机群的建设规模，减轻火电带来的环境污染等。2.反对意见（1）国外特高压输电处于低潮或国外废弃的：日本 用电负荷负增长或零增长美国 前苏联 解体（2）特高压输电技

5、术不成熟a 设备制造技术b 潜供电流c 过电压 工频 操作 雷电d 外绝缘e 电晕损耗 电磁干扰 噪音 研究表明，没有不可克服的难题（3）上800kV，不上1000kV750 kV 和500kV两级太近,电压比仅1.5,一般应为22.3 不经济，输电容量增加不多 500kV不能解网，电磁环网多，潮流控制困难，运行复杂性增加（4）只上直流，不上交流特高压直流适用于超远距离大容量的点对点的输电，在适当的范围内，它比较经济，二是无稳定问题。不利因素a 它一般只是点对点输电，中间落点比较复杂和困难b 多回直流线路集中在一个地区落点，一次故障可能造成多个逆变站闭锁，对系统造成重大冲击。c 直流输电初期故

6、障率较高d 直流输电换流站接地极电流对交流系统的影响，造成变压器偏磁，振动，发热。e 我国是世界上直流线路最多的国家，大量发展直流输电的潜在风险必须重视。f 发展直流必须要有坚强的交流电网作支撑，直强交弱，系统是不稳定的。特高压交流和特高压直流应是相辅相成，互为补充，英雄各有用武之地。500kV同塔双回加串补替代特高压交流（5） 这种比较，无可比性，不在同一起跑线上。500kV同塔双回加串补应该和1000kV同塔双回加串补进行比较。3.试验示范工程规划：1）晋东南南阳荆门线2）淮南上海线二 国外情况前苏联1150kV变电站 三、国外特高压输电概况前苏联1150kV线路 三、国外特高压输电概况日

7、本1100kV输电线路 三、国外特高压输电概况日本特高压输电线路 试验基地位于武汉市江夏区，占地200亩 （三）整体规划及功能已建/在建：特高压交流试验线段设备带电考核场环境气候实验室电磁环境实验室优化调整：电晕笼7500kV户外试验场科研培训综合楼 试验基地位于湖北省武汉市江夏区凤凰山南，海拔36m。一期占地面积133400m2，静态投资约3.5亿元;二期优化调整项目占地面积106560m2，静态投资约1.112亿元。特高压交流试验基地为1000kV单回线路提供1.1倍最高工作电压为1000kV同塔双回线路提供1.1倍最高工作电压为特高压设备带电考核场提供1.1倍最高工作电压特高压试验电源特

8、高压交流试验基地特高压交流试验线段导线的相间和相地距离设计成大范围可调，可开展多种特高压塔型的研究和不同结构导线的电气、环境特性的研究。 利用安装在试验线段上的多功能监测装置，可以将试验线段雷电、污秽、覆冰、振动等综合在线监测参数传送到中心处理装置进行分析，深入研究线路在线监测技术。特高压交流试验基地 可对各类套管、 电压互感器、电流互感器、避雷器、断路器、隔离开关、支柱绝缘子、GIS管道等设备进行带电考核。为保证特高压设备安全运行、提升特高压设备的国产化制造水平、促进自主创新提供技术保障。特高压设备带电考核场特高压交流试验基地净空20m25m，配备环境气候条件保障系统、交直流电源系统、测量控

9、制系统及辅助装置。罐内最低温度-19，最低气压50kPa，可开展高海拔、重污秽、重覆冰等特殊环境下外绝缘特性的试验研究，提出海拔5500m范围内的海拔修正系数和防污闪、防冰闪技术措施。 环境气候实验室特高压交流试验基地 电磁环境实验室 电磁环境试验室由测量室（含屏蔽室）和线段试验场组成，配备耦合电容器、工频电场仪及连续记录系统、无线电干扰测量接收机及配套天线、噪声探头及记录系统、气象参数连续记录系统，可对特高压试验线段电磁环境参数进行全天候、多参数、长时间、远程自动测量。特高压交流试验基地 可模拟不同天气条件开展特高压实际导线的无线电干扰、可听噪声和电晕损失等电晕效应水平试验研究；开展不同分裂

10、数、导线型号、分裂间距等对导线电晕效应影响的试验研究。特高压电晕笼特高压交流试验基地7500kV户外试验场 在户外试验场将建成7500kV长波前时间冲击电压发生装置，70m跨度的门型架构，可进行标准操作冲击到3000s波前时间冲击的空气间隙放电试验，特高压塔窗的外绝缘试验，特高压设备的外绝缘试验。特高压交流试验基地试验基地建设全貌特高压交流试验基地三过电压和绝缘配合0 . 前言工作电压高、输电距离长、输送容量大、线路损耗小和线路的充电功率大等特点，使得特高压系统可能产生严重的工频过电压和绝对值相当高的操作过电压。过电压高，会对设备绝缘水平提出很高的要求。而特高压设备和线路外绝缘的长空气间隙的操

11、作冲击放电电压和间隙距离的关系已进入饱和区，特高压设备的内绝缘耐压水平的提高也受到限制。这是一对矛盾。特高压系统过电压的主要特点1）操作过电压是特高压线路和变电站绝缘配合的重要控制因素。因此，要求把特高压系统操作过电压的相对值限制至相当低的水平。500kV电网的操作过电压水平允许值为2.0p.u.以下,750kV电网的操作过电压水平允许值为1.8p.u.以下,而1000kV电网的操作过电压水平允许值要求降至1.7p.u.以下，甚至更低。2）特高压系统工频暂时过电压的幅值（标么值）和500kV电网的相同。但是，要求把工频暂时过电压持续时间缩短。一般情况下持续时间0.2s，最大的持续时间0.5s。

12、3）雷击跳闸是特高压线路跳闸的主要原因，而雷电绕击跳闸又是特高压线路雷击跳闸的主要原因。对特高压线路的防雷要十分重视，尤其是要重视预防雷电绕击导线。 1.内过电压1.1概述1.2工频暂时过电压工频暂时过电压主要由甩负荷和接地故障引起的。如果甩负荷和接地故障两种故障组合在一起，则工频暂时过电压比较严重。三相甩负荷引起工频电压升高的主要原因有下列两方面：（1）三相甩负荷后，特高压输电线路成为空载线路，流过电源（感性）阻抗和线路电感的电流主要是电容性电流。电容性电流流过电感，会引起电压升高，使线路末端出现过电压 （2）甩负荷前，线路上输送潮流，电源电动势高于母线电压。甩负荷后的短时间内，电源电动势仍

13、然基本维持原值，变化不大，导致母线电压和线路末端电压升高。线路不对称接地故障，包括单相接地故障和两相接地故障，会在线路健全相上引起工频过电压。接地故障后线路一端三相分闸引起的工频暂时过电压的幅值决定于故障点的位置、线路长度和电源特性等。过电压的大小和从故障点向电网看过去的零序阻抗和正序阻抗有关。限制特高压线路工频暂时过电压的主要措施是线路装设高压并联电抗器，以补偿线路电容。工频暂时过电压（TOV）晋南荆特高压线路的最大工频过电压： 母线侧1.3p.u.， 线路侧1.4p.u.。工频暂时过电压持续时间工频暂时过电压特性由其幅值、波形和持续时间确定。工频暂时过电压持续时间对设备绝缘能力和避雷器额定

14、电压的选择起着十分重要的作用。为了缩短工频暂时过电压持续时间，特高压线路两端断路器采用联动分闸。一般情况下两端断路器分闸时间差0.1s。考虑一侧继电保护失灵或断路器拒动，由后备保护动作分闸，最大的时间差0.5s。因此，幅值较高（1.3p.u.- 1.4p.u）.工频暂时过电压持续时间0.5s。日本特高压线路较短，无并联高压电抗器，最大工频过电压可达1.5p.u., 为了缩短工频暂时过电压持续时间，日本采用继电保护方案，比较复杂。在确定双回路同时甩负荷，而且分闸侧MOA吸收能量超过预定值时，发出指令使线路对侧（电源侧）断路器快速分闸，使TOA的持续时间仅为0.2s。考虑后备保护，TOA的持续时间

15、仅为0.55s。工频稳态电压系统最高电压的定义母线电压允许值线路电压允许值工频稳态电压特高压设备允许的工频过电压幅值和持续时间工频过电压倍数1.051.11.151.21.251.31.351.41.5持续时间(s)中国变压器持续持续*20中国电抗器持续36001200180208前苏联设备1200205沿线电压控制线路污秽闪络持续时间功率波动引起的电压升高。非正常解列的电压升高，在1150kV范围之内，允许20分。1.3非全相谐振过电压晋-南-荆线交流1000kV输电示范工程1）晋南荆线高压电抗器配置方案和容量选择研究问题的由来1）原设计高压电抗器配置方案1080/720/720/720Mv

16、ar2）考虑：a)线路设计长度和实际长度的差异 b）高压电抗器容量制造误差 c）故障状态下电网频率变动指出：可能发生非全相工频谐振高抗容量选择原则1）限制特高压线路的工频暂时过电压在允许范围之内。2）高抗的容量不能过大，以免发生非全相工频谐振过电压，危害设备安全。3）有利于特高压线路的无功平衡4）有利于特高压线路的沿线电压分布均在合适的范围内。5）每一个变电所或开关站最好只有一种规格的高压电抗器容量，以减小高压电抗器备用 用频率扫描法检查断开相电压 非全相运行时断开相电压谐振频率 原设计：南荆线的高抗容量为两侧各设1组720Mvar高抗 ，谐振频率 49.7Hz，和工作频率很接近，有谐振危险。

17、 推荐方案线路晋南线南荆线高抗位置晋侧南侧南侧荆侧高抗容量（Mvar）960720720600非全相运行时断开相电压谐振频率南荆线高抗配置720/600 Mvar(-2.5%阻抗误差) 2）可控电抗器在线路重载时，线路感性无功和容性无功接近平衡。从无功平衡的角度来看，接在线路上的并联高压电抗器是多余的，需要电源向它供给无功。既增加线路损耗，又不利于无功平衡和电压控制，甚至影响特高压线路输电能力。但是从限制工频过电压的角度来看，此并联电抗器仍然是必需的，不能退出。这两方面的要求是矛盾的。 采用可控电抗器，可以随线路的潮流大小和电压高低调整电抗器的容量。在大潮流时，自动减少电抗器的容量。在线路甩负

18、荷时，需要限制工频过电压时，可控电抗器快速调整到最大容量以限制过电压，因而可以解决上述矛盾。所以可控电抗器是一种比较理想的电抗器。可控电抗器可控电抗器有其优越性，但近期很难提供合适产品。晋南荆线近期可以不采用可控电抗器。可控电抗器1)磁阀式2）变压器式需要解决的主要问题包括（1）降低电抗器容量调整的动作时间；（2）减小损耗；（3）减小谐波分量；（4）保持中性点小电抗限制潜供电流的效果。可控电抗器俄罗斯印度我国500kV加拿大 1.4避雷器(MOA)的额定电压选择 特高压避雷器的保护水平是变电站设备绝缘配合的基础。苏联特高压变电站设备绝缘水平比日本特高压变电站设备绝缘水平高好几级。其主要原因之一

19、是苏联特高压避雷器是磁吹式的，其保护水平远高于日本的金属氧化物避雷器(MOA)的保护水平。1)传统的选择MOA额定电压Ur的方法MOA的额定电压UrTOV （MOA安装处工频暂时过电压），则母线侧MOA的Ur应选为828kV，线路侧MOA的Ur应选为889kV(1.4p.u.)。 2)新的选择MOA额定电压Ur的方法考虑MOA有优良的耐受短时工频过电压的能力，线路侧的MOA的额定电压也可选为828kV(1.3p.u.)。此选择有利于降低过电压。 3)我国超高压和特高压输电系统中采用的避雷器的额定电压 系统标称电压（kV）母线侧MOA额定电压（kV）线路侧MOA额定电压（kV）330300312

20、50042044475060064810008288284)MOA耐受短时TOV的能力但是MOA不同于磁吹避雷器，它有优良的耐受短时工频暂时过电压的能力。根据厂家提供的额定电压为828kV（相当于1.3p.u.）的MOA耐受短时TOV的能力，它可耐受1.4p.u.的TOV持续时间9.37s。而特高压线路的实际的TOV最大持续时间0.5s。因此特高压线路的线路侧MOA和母线侧MOA的额定电压一样，也可选为828kV。5)允许能量验算 计算表明，在晋南荆线的线路侧，额定电压为828kV的MOA在最大的工频暂时过电压（TOV）1.4p.u.下吸收的最大能量也仅为 8.6 MJ。远低于我国MOA吸收能

21、量的允许值（40 MJ）。允许能量验算在合空线时若有一相合闸电阻失灵，则该相MOA将吸收较大能量。计算条件为由南阳合晋南线，南阳侧线路断路器有一相合闸电阻失灵，晋东南侧MOA最大吸收能量为3.26MJ。即使考虑2次，也仅6.52MJ。也远低于MOA吸收能量的允许值。MOA的允许能量无论从工频过电压还是操作过电压考虑，对我国特高压MOA的允许能量要求值不宜过大。不需要仿照日本（55MJ），可以考虑选用20MJ。实际要求40MJ。6)MOA主要参数 避雷器额定电压 kV828避雷器持续运行电压 kV638避雷器标称放电电流 kA201/10s 、20kA下，陡波冲击残压 kV17828/20s 、

22、20kA下，雷电冲击残压 kV162030/60s 、2kA下，操作冲击残压 kV14601.5 潜供电流潜供电流包括容性分量和感性分量。容性分量是指健全相电压通过相间电容向接地故障点提供的电流。容性分量和线路运行电压有关，和线路上的故障点位置无关。感性分量是健全相上的电流经相间互感在故障相上产生感应电动势，感性分量和线路健全相电流有关，而且和线路上的故障点位置有关。 1)线路潜供电流产生的原理图 2)限制措施中性点小电抗相当于加装了相间电抗，补偿相间电容，减小相间电容耦合，从而显著减小潜供电流容性分量。并联高压电抗器和中性点小电抗的等效电抗图能否使特高压线路的潜供电弧快速熄灭，和能否保证特高

23、压系统稳定安全运行密切相关。特高压线路单相重合闸的无电流间歇时间又取决于线路潜供电弧燃弧时间。3)无电流间歇时间计算 t=0.25(0.1 Is+1)。 式中Is为潜供电流（有效值），单位为A。此经验公式的缺点是不考虑线路有高抗补偿和无高抗补偿的差异，未考虑恢复电压大小对无电流间歇时间的影响。模拟试验研究提出潜供电弧自灭时限推荐值（概率保证值90%）：有高抗补偿的线路，恢复电压梯度为815kV/m10A 0.1s；20A 0.1s；30A 0.180.22s。潜供电弧熄灭后的弧道介质恢复时间为0.04s以上，一般可选为0.1s。潜供电弧熄灭后的无电流间歇时间所留的裕度可选为0.1s。潜供电弧熄

24、灭特性模拟试验日本模拟试验中国模拟试验4）特高压线路技术难题之一不少人认为，特高压线路长，运行电压高，相间电容大，相间电容耦合强，潜供电流会显著增大，恢复电压会很高，电弧熄灭时间会很长，是特高压输电的一个技术难题。特高压线路的导线一般为8分裂至10分裂，分裂导线直径较大，这会导致相间电容增大。但是特高压线路相间距离也增大，它又使相间电容减小。两者的作用互相抵消，实际上特高压线路的相间电容不会显著增大。特高压线路故障相上的恢复电压绝对值会增大，但特高压线路的绝缘子串长度和相应的绝缘间隙距离也增大，因此，潜供电弧弧道上的恢复电压梯度并不会显著增大。5）潜供电流和恢复电压利用并联电抗器中性点小电抗可

25、以把最大潜供电流限制在12A，最大恢复电压梯度限制在47.6kV/m。单相重合闸无电流间歇时间可限制在1s内。不需要仿照日本装设高速接地开关。 6）日本高速接地开关（HSGS）的操作过程原理图 高速接地开关操作过程示意图1.6操作过电压操作过电压水平：330kV 2.2 p.u.550kV 2.0 p.u.750kV 1.8 p.u.1000kV 1.7 p.u.1.6.1操作过电压按其起因分类 合空线和单相重合闸过电压； 单相接地故障过电压； 切除短路故障电流分闸过电压；单相接地三相分闸过电压。隔离开关操作过电压（或称为陡波前过电压，特快速瞬态过电压，VFTO(very fast trans

26、ient overvoltage) ）。 1.6.2晋南荆线合空线过电压沿线最大的2过电压为1.66p.u.，变电所母线侧为1.52p.u.。合空线变电所母线侧相间最大过电压小于2.9p.u.。它是对晋-南-荆线路的绝缘配合起决定性作用的过电压类型。合闸电阻合闸电阻接入和退出（合闸电阻短接）两个过程都会产生过电压。在接入时，合闸电阻愈大过电压愈低；在退出时，合闸电阻愈大过电压愈高。在两个过程中，合闸电阻阻值对过电压的影响是相反的。合闸电阻阻值400600。1.6.3单相重合闸过电压一般低于合闸过电压。1.6.4晋南荆线单相接地故障过电压无法限制。在日本，它对绝缘水平选择起控制作用。最大为1.5

27、8p.u.，对绝缘水平选择不起控制作用。1.6.5切除短路故障分闸过电压切除短路故障在健全线路上的分闸过电压沿线分布 切除短路故障分闸过电压 切除短路故障在相邻线路上引起的沿线最大的2分闸过电压为1.66p.u. （单相接地）、1.76p.u.（两相接地）和1.79p.u.（三相接地）。 分闸电阻采用分闸电阻可以降低此过电压。最大的健全线路上的分闸过电压降至1.56.u.。计算中分闸电阻以700计。 分闸电阻对晋南荆线，由于是直通线，断路器可以不装分闸电阻。 线路向北延伸至陕北，向东南延伸至武汉，切除短路故障在相邻线路上的过电压可高达 2.10 p.u.,它将可能使相邻线路绝缘闪络，有使事故扩

28、大的危险性。 分闸电阻如装分闸电阻，可仅在晋南线的晋侧的断路器上装分闸电阻，其余地方的断路器均不装分闸电阻。 分闸电阻若制造厂生产带分闸电阻的断路器有困难，价格过高，也可以不装分闸电阻。因为只在两相接地故障和三相接地故障时分闸过电压超过线路绝缘设计值，而两相接地故障和三相接地故障发生的概率很小。而且其最大过电压发生于线路上，不是在变电站内。它可能造成线路绝缘闪络，线路断路器分闸，但一般不会造成变电站设备损坏。分闸电阻综合考虑:1)分闸过电压2)断路器恢复电压3)制造厂生产能力和价格1.6.6确定带电作业安全距离过电压带电作业时，重合闸退出，单相接地就会引起三相分闸。确定带电作业安全距离的过电压

29、主要是单相接地三相分闸过电压和故障清除分闸过电压以及接地故障过电压。不是合空线过电压或单相重合闸过电压最大的单相接地三相分闸过电压单相接地三相分闸过电压和线路长度、电源特性、故障点位置等有关。当无分闸电阻时，较长线路的分闸过电压可能大于合闸空线过电压。线路断路器带分闸电阻时，可以降低此过电压。晋-南-荆线路进行带电作业时，若断路器无分闸电阻，最大的单相接地三相过电压为1.71p.u.；带700分闸电阻时为1.66p.u.。1.6.7合闸电阻 线路断路器合闸电阻为400600，其合闸过电压较低。合闸电阻吸收能量要求值和电阻值成反比，400的能量要求值比600的大50。兼顾过电压和合闸电阻能量的要

30、求，建议合闸电阻可选为500或者600。合空线时，沿线最大相地2过电压及电阻允许能量和合闸电阻值的关系 合闸侧合闸电阻值（）300400500600700合晋南线过电压（p.u.）南阳1.651.641.651.661.66合南荆线过电压 (p.u.)南阳1.601.601.61 合闸电阻的允许能量（MJ）69.952.441.935.030.0合闸电阻接入时间对沿线最大的2合闸过电压有明显影响。建议考虑稍增加合闸电阻接入时间为10.51.5ms（即912ms），或101ms（即911ms）。 1.6.8过电压计算水平晋南荆线线路相-地操作过电压计算水平可选为1.7p.u.，变电所相-地操作过

31、电压计算水平可选为1.6p.u.。变电所相-相操作过电压计算水平可选为2.9p.u.。过电压类型线路变电站母线工频暂时过电压1.381.27操作过电压合空线过电压1.661.52单相重合闸过电压1.611.52接地故障过电压1.471.45切除短路故障分闸过电压单相接地1.66 (1.37)1.52 (1.36)两相接地1.76(1.50)1.54(1.42)三相接地1.79(1.51)1.56(1.41)单相接地三相分闸过电压1.71(1.66)1.55(1.53)注：在操作过电压数据中，括号外和括号内的值分别代表无分闸电阻和有分闸电阻（700）的条件下的过电压。1.6.9南阳合南晋空线操作

32、的统计波头时间的分布波头时间Tf(ms) 合空线过电压的Tf最小在3000s以上 长波前操作波下的外绝缘放电电压显著高于250 ms标准波前或临界波前下的放电电压。在绝缘配合时需要予以考虑。操作冲击电压的Tf可以选为1000s。 。 1.9.华东交流1000kV输电示范工程过电压研究华东交流1000kV输电示范工程由淮南至皖南（320.4km）、皖南至浙北（151.0km）和浙北至上海(165km)三段组成。华东1000kV系统示意图 高压电抗器淮皖线皖浙线浙上线高抗容量（Mvar）2720600720高抗补偿度（%）82.973.380.5小电抗（）80011008001、工频暂时过电压1）

33、单回三相甩负荷（或称三相无故障跳闸）；2）单回线路末端单相接地，线路末端三相分闸；3）单回线路末端两相接地，线路末端三相分闸；4）双回线路末端三相甩负荷。最大工频暂时过电压华东特高压线路最大工频暂时过电压较低，小于1.3p.u.。工频暂时过电压持续时间一般 t0.2s 采用断路器联动，比日本的继电保护方案简单后备保护 t0.5s2、单相接地故障时潜供电流考虑2019年大方式，最大潜供电流约为14.28A，最大恢复电压为47.45kV。空气间隙长度以7m计，相应的恢复电压梯度为6.8kV/m。考虑远期大方式，双回线路输送潮流11403MW+j3944 Mvar，最大潜供电流约为23.99A，最大

34、恢复电压为79.77kV，相应的恢复电压梯度为11.4kV/m。单相重合闸无电流间歇时间可取1s 。小电抗选择绝大部分故障为单相接地故障。选择小电抗值时应根据单相接地故障时的Is和小电抗Xn的关系来确定最佳值。绝大部分时间为双回运行。潜供电弧熄灭的保证概率为90，不宜为出现概率很小的运行方式而牺牲绝大部分时间的运行方式的安全性能。小电抗选择同塔双回线路单回运行时，单相接地故障时的最大潜供电流要大一些。其最佳的小电抗值也有所不同。但是，单回运行的时间较短，小电抗值选择仍以双回线路运行状态下单相接地故障潜供电流限制为依据。皖南浙北线潜供电流与中性点小电抗值的关系曲线 浙北上海线潜供电流与中性点小电

35、抗值的关系曲线 不换位线路潜供电流如果同塔双回线路为不换位线路，不同相间的电容值是不同的，中性点小电抗就不可能完全补偿相间电容，因而限制潜供电流的作用就减弱，单相接地故障时的潜供电流就比换位线路的大。 线路不换位时的潜供电流和恢复电压 运行方式线路潜供电流（A）恢复电压（kV）双回运行淮南皖南89.85274.67皖南浙北39.01213.26浙北上海43.50256.06一回运行一回停运淮南皖南121.26412.39皖南浙北50.45293.45浙北上海55.98356.43双回两相同名相或异名相故障时的恢复电压和潜供电流双回两相同名相或异名相故障时的恢复电压和潜供电流明显大于单相接地故障

36、时的潜供电流和恢复电压。潜供电流可66.44A，恢复电压可达217.6kV。特高压线路发生双回同名相或异名相故障的概率极低，几乎是不可能。此状态下的潜供电流可以不考虑。3、高速接地开关HSGS仅考虑单相接地故障时的最大潜供电流，不考虑特高压线路发生双回同名相或异名相故障的潜供电流。可以不采用HSGS.4、非全相工频谐振过电压华东特高压线路非全相运行时没有出现过高的工频谐振过电压。 5、回运行，回停运，回路间的耦合电压和电流（有效值） 运行方式线路耦合电压静电分量耦合电流静电分量耦合电压电磁分量耦合电流电磁分量2019年大方式淮皖线105.8427.687.7693.73皖浙线67.5712.3

37、85.49111.03浙上线88.4913.114.43101.90远期大方式淮皖线151.7140.2125.65313皖浙线78.9714.4411.96310浙上线105.6415.6912.96308500kV接地开关B类额定值5050252001000kV接地开关推荐额定值160（150）5025320（300）7、操作过电压主要包括下列几种：a）合空线和单相重合闸过电压；b）单相接地故障过电压。c）清除故障分闸过电压，7.1合特高压空载线路过电压 合华东特高压空载线路的最大沿线2过电压为1.45p.u.。线路两端（变电所）的最大的相地统计过电压为1.45p.u.，最大的相间过电压为

38、2.34p.u.。7.2单回单相重合闸过电压单回单相重合闸过电压小于合空线过电压。双回两相同名相或异名相重合闸的过电压双回两相同名相或异名相重合闸的过电压，高于单相重合闸过电压。双回两相同名相重合闸过电压高于异名相重合闸的过电压。双回两相同名相重合闸最大过电压为1.72p.u.。特高压同塔双回线路双回同时故障跳闸的概率无论从防雷计算结果来看，还是从我国500kV同塔双回线路的运行经验和日本1000kV同塔双回线路的运行经验来看，可以认为我国特高压同塔双回线路双回同时故障跳闸的概率接近于零。在限制过电压和潜供电流以及绝缘配合时可以不予考虑。7.3单相接地故障过电压最大的单相接地故障过电压为1.5

39、2p.u.。2LG接地过电压对我国绝缘配合无太大实际意义。 7.4清除故障分闸过电压切除不同类型故障分闸过电压沿线分布皖浙线故障切除皖浙线单相接地、两相接地和两相短路三种类型故障，在相邻的淮皖线上产生的故障清除分闸过电压的沿线分布见下图 清除皖浙线不同类型故障时，淮皖线上的过电压沿线分布不同故障位置时故障清除过电压在皖浙线靠近皖南侧故障时，在相邻的淮皖线上的故障清除过电压最大。一般而言，愈靠近母线，短路电流愈大，清除故障过电压愈高。清除不同类型故障沿线最大统计过电压 系统接线故障类型沿线最大的统计过电压（p.u.）212单相接地故障1.58两相接地故障（不带分闸电阻）1.96两相短路故障1.8

40、4注： 2-1-2方式是指淮皖线和浙上线均为双回线，皖浙线为单回线。 断路器分闸电阻对故障清除过电压的影响 如果采用断路器分闸电阻来限制清除故障分闸过电压。清除两相短路不接地故障分闸过电压可.降至1.6 p.u.以下。7.5特高压线路过电压的归纳过电压类型合闸和分闸电阻淮皖线皖浙线浙上线工频暂时过电压1.17操作过电压合空线和单相重合闸过电压合闸电阻6001.45双回两相重合闸过电压合闸电阻6001.72单相接地过电压1.54清除故障分闸过电压无分闸电阻1.58(切除单相接地故障)1.96(切除两相接地故障)1.84(切除两相短路不接地故障)分闸电阻7001.59(切除两相接地故障)如果不考虑

41、出现概率非常小的切除两相接地短路和三相接地故障健全线路分闸过电压，华东特高压线路的操作过电压水平可以1.7p.u.计，变电所的操作过电压水平可以1.6p.u.计。在不考虑出现概率非常小的清除两相接地、两相短路和三相接地故障健全线路分闸过电压的前提下，华东特高压同塔双回线路的实际操作过电压水平在1.6p.u.以下，操作过电压计算水平以1.6p.u.计也是可以的。这样，华东特高压线路的操作过电压计算水平将低于中线特高压线路的操作过电压计算水平。我国特高压线路将出现两个操作过电压计算水平。5. 特高压线路雷电性能研究两个特点 ：1）特高压线路的绝缘水平很高，雷击避雷线或塔顶而发生反击闪络的可能性较低

42、；2）特高压线路杆塔较高，较易发生绕击。苏联特高压线路的运行经验前苏联特高压线路的运行经验表明，雷击跳闸是线路跳闸的主要原因。在1985年至1994年十年期间，特高压线路雷击跳闸高达16次，占其总跳闸次数的84。雷击跳闸的主要原因是雷直接绕击于导线 。日本特高压线路降压500运行经验事故原因67次 属雷击1次 属暴雪杆塔比例耐张塔 74 %直线塔 26事故杆塔耐张塔 59次(94%)直线塔 4次(6%)（2次平原，2次山区，全为中相）地线保护角（）耐张塔 6直线塔 5 .1地形平原 5次丘陵 1次山区 57次相线位置上导线 33次中导线 26次下导线 11次事故类型1LG 60次2LG 6次重

43、合闸成功65次不成功3次雷电流极性和幅值正极性2次，负极性27次正极性I25kA, 负极性I61kA日本经验日本特高压线路和其500kV线路一样，均采用负的地线保护角日本1000kV线路是同塔双回线路，降压500kV 运行。自1993年投运至2019年9月，一共发生68次跳闸故障，其中67次是雷击跳闸，占其总跳闸次数的98。根据日本雷电定位系统记录的数据分析，雷击跳闸的主要原因仍然是绕击。日本采用负的地线保护角防绕击的效果不很理想，可能和日本UHV线路杆塔相对较高，沿线经过山区，线路转角耐张塔的保护不合理有关。我国500kV线路经验我国雷电定向定位仪记录的数据也表明，我国500kV线路雷击跳闸

44、的主要原因是绕击跳闸。 5.1预期雷击跳闸率1000kV线路的雷击跳闸率预期雷击跳闸率应低于500kV线路的雷击跳闸率，后者可按前者的70左右考虑，即大约0.1次/100kma。5.2雷电性能的计算方法和计算条件规程法 国际上较通用的方法 电气几何模型（EGM） 先导传播模型（LPM）式中Im为绕击雷电流幅值；Zc为导线波阻抗；Em为工作电压幅值。5.3单回线路雷击跳闸率计算交流1000kV输电线路防雷性能研究单回线路杆塔典型塔型 交流1000kV输电线路防雷性能研究(a) 猫头塔 (b) 酒杯塔线路防雷1000kV线路的预期雷击跳闸率为0.1次/100kma 0.14次/100km.a。 反

45、击跳闸率很低，占总的雷击跳闸率的比例也很小。以绕击为主。从理论计算的数值来看，特高压同塔双回线路的反击同时跳闸率计算值非常低，但有可能，数学概念。但是从我国全国500kV同塔双回线路的运行经验和日本1000kV同塔双回线路的运行经验来看，可以认为其概率为零。地面倾斜角对绕击跳闸率有很大的影响。地面倾斜角增加，绕击跳闸率快速增加。减小地线保护角可显著地降低绕击跳闸率。同塔双回线路伞型塔的绕击跳闸率低于鼓型塔的，V串伞型塔的绕击跳闸率最低，中相V型串塔的绕击跳闸率次低。平原地区，地线保护角宜在1以下；丘陵和山区，地线保护角宜在-4以下。但是地线保护角减小对防雷有利，全部杆塔地线保护角均小于-4也是

46、可以的 。单回线路反击雷击跳闸率计算单回1000kV线路的反击跳闸率均很低，在0.0045次100kma以下，只占预期雷击跳闸率的4.7%。所以对于1000kV单回线路，反击不是引起雷击跳闸的主要原因。交流1000kV输电线路防雷性能研究绕击跳闸率计算对于特高压的线路，造成雷击跳闸的主要原因是雷电绕击导线。而降低绕击跳闸率最有效的措施是降低地线保护角，尤其是山区的特高压的线路。交流1000kV输电线路防雷性能研究导线三角排列（边相I串）,线路绕击跳闸率（次/100kma）地线间距(m)地线保护角() 地面倾斜角()0102030264.905.6610-45.5710-20.7143283.3

47、003.0410-20.4869301.6001.5310-20.3191320.0007.2510-30.216534-1.7003.0910-30.1208交流1000kV输电线路防雷性能研究导线水平排列（边相I串）,线路绕击跳闸率（次/100kma） 地线间距(m)地线保护角() 地面倾斜角()010203039.0127.7004.8810-20.719241.0125.3001.8610-20.397143.0122.8005.5010-30.201945.0120.4001.2510-30.089747.012-2.00000.035749.012-4.20000.0117交流10

48、00kV输电线路防雷性能研究绕击跳闸率计算地面倾斜角对绕击跳闸率有很大的影响。交流1000kV输电线路防雷性能研究绕击跳闸率计算如果全线地面倾斜角都在20以下，无论是酒杯塔还是猫头塔，地线保护角5，其绕击跳闸率均较小，在0.06次100kma以下，能满足预期的雷击跳闸率的要求。如果全线地面倾斜角达30，地线保护角5，则绕击跳闸率高达0.7次100kma（猫头塔）和0.4次100kma（酒杯塔），高于预期雷击跳闸率。交流1000kV输电线路防雷性能研究绕击跳闸率计算特高压线路地线保护角的选择可依据沿线地形和地面倾斜角的变化而有所区分。对于地面倾斜角小于20的地区，地线保护角可选为4以下。对于地面

49、倾斜角大于20的山区，地线保护角宜2。交流1000kV输电线路防雷性能研究为此，我国特高压线路，对于平原地区，猫头塔的地线保护角5。对于山区，酒杯塔的地线保护角5。 线路雷电绕击跳闸率（次/100km.a）塔型地面倾斜角()0102030ZBS2（酒杯塔）004.810-90.019ZMP2（猫头塔）00.0060.1080.618增大两地线之间的距离的影响增大两地线之间的距离，可能造成雷电绕击中相导线。但是能够穿越两侧地线绕击到中相导线的雷电流幅值较小（I5.04 kA ），远不够引起绝缘闪络，也不会引起线路跳闸。交流1000kV输电线路防雷性能研究可能绕击中相导线的最大雷电流(EGM)塔型

50、两地线间距(m)导线和地线的垂直距离h (m)）绕击中相导线的最大雷电流(k A)ZBS257.6157.9138.8ZMP229.4132.7112.8三根地线的防雷效果 第三根地线的作用之一在于增大地线的分流和耦合作用，降低雷击地线或塔顶时的杆塔塔顶和横担的电位升高和绝缘间隙上的雷电过电压，可降低反击跳闸率。 交流1000kV输电线路防雷性能研究三根地线的防雷效果但是，特高压线路的反击跳闸率本来就很低，采用三根地线的作用仅仅是锦上添花，对降低总的雷击跳闸率没有明显作用。 交流1000kV输电线路防雷性能研究第三根地线的另一作用是第三根地线可以避免中相导线受绕击或降低中相导线绕击电流。对降低

51、变电所雷电侵入波过电压有利，但对降低线路绕击跳闸率没有作用。交流1000kV输电线路防雷性能研究导线下方的屏蔽地线的防雷效果 在导线下方设置屏蔽地线或旁置地线，可减小边相导线或同塔双回线路下导线的绕击率。在沿线地面倾斜角较小的情况（例如=10）下，此方法的作用很小。在地面倾斜角度较大时，例如=30，它可降低绕击跳闸率3040%。 交流1000kV输电线路防雷性能研究计算雷绕击线路导线几率的电气几何模型示意图我国特高压线路，对于平原地区，计划使用猫头塔，地线保护角5。对于山区，计划使用酒杯塔，地线保护角5。 2)线路雷电绕击跳闸率（次/100km.a）(EGM)塔型地面倾斜角()0102030Z

52、BS2004.810-90.019ZMP200.00580.1080.618无论平原地区（地面倾斜角=0）的猫头塔，还是山区（地面倾斜角=20）的酒杯塔，雷电绕击跳闸率基本上均在允许范围之内。单回线路雷击跳闸率单回1000kV线路的反击跳闸率均很低，在0.0045次100kma以下。只占预期雷击跳闸率的4.7%。所以对于1000kV单回线路，反击不是引起雷击跳闸的主要原因。绕击跳闸率计算采用电气几何模型来计算雷电绕击跳闸率。 计算雷绕击线路导线几率的电气几何模型示意图 计算雷绕击线路导线几率的电气几何模型示意图单回1000kV线路猫头塔的绕击跳闸率低于酒杯塔的绕击跳闸率高。I串的绕击跳闸率低于

53、V串的绕击跳闸率。地面倾斜角对绕击跳闸率有很大的影响。地线保护角的要求建议1000kV线路的地线保护角度不要一刀切。要随沿线地面倾斜角的变化而提出不同的地线保护角的要求。例如平原地区（10），地线保护角宜在10以下；山区（1020），地线保护角宜在5（猫头塔）或6（酒杯塔）以下。5.4同塔双回雷击跳闸鼓型 伞型 V型串伞型 收腰型 5.4同塔双回雷击跳闸1）同塔双回线采用平衡高绝缘方式。2）同塔双回线折合至单回线的雷电反击跳闸率，为0.004560.00657次/100kma，远低于预期的雷电跳闸率。反击跳闸率很低。占总的雷击跳闸率的比例也很小。 绕击跳闸率由于同塔双回线路杆塔较高，其大地屏蔽

54、效应要比一般的单回路相对弱一些。在相同的保护角下，其绕击跳闸率要高一些。 地线保护角在地面倾斜角10地区，绕击跳闸率也达0.130.14次/100kma，高于预期的雷电跳闸率。所以希望进一步降低保护角。地线保护角降到0，在地面倾斜角10地区，绕击跳闸率可降到0.060.07次/100kma，可以达到预期的雷电跳闸率的要求。6.变电所和开关站雷电侵入波过电压研究基本参数和原则1）重点研究进线段（大约2km）近区雷击 2）考虑的运行方式包括：正常运行方式：单线单变双母线（双断路器和单断路器）；特殊运行方式：单线方式（线路断路器开断）。单线方式下的过电压最严重，但此方式出现的概率很小。3）雷电流幅值

55、：反击：250kA（正常运行方式），230kA(单线方式)；绕击：由电气几何模型计算确定，地面倾斜角以10计，最大绕击电流为23kA。4）杆塔冲击接地电阻7。5）采用IEC60071-2推荐值，特高压变电站设备内绝缘的安全裕度取为15%，外绝缘安全裕度5%。由于单线方式出现的概率非常小，单线方式下的设备内绝缘安全裕度可适当放宽，取为1015%。使用统计法计算的我国特高压变电站平均无雷电故障时间取1500年。限制雷电侵入波过电压的主要措施1）在变电站合理布置MOA。2）提高进线段线路的防雷性能，包括降低最大绕击电流值和提高防反击的耐雷水平。 为了减小绕击电流，特高压变电站的进线段均采用地线保护角

56、5的酒杯塔。考虑变电站的重要性，为了避免中相导线受绕击，对2km的进线段酒杯塔增设第三根地线。考虑导线和地线的悬挂点高度，边相最大绕击电流为17kA；考虑导线和地线的平均高度，边相最大绕击电流为10kA。研究的主要结论晋东南GIS雷电侵入波过电压研究 特高压线路的绝缘水平相当高，雷击地线或杆塔造成绝缘反击闪络的概率很小。特高压变电站较高幅值的雷电侵入波过电压主要来自进线段近区绕击。限制特高压变电站雷电侵入波过电压的主要措施有两个：一是在设备附近安装MOA，二是减小进线段线路的地线保护角，限制进线段最大绕击电流。它们都可以降低GIS（气体绝缘封闭电器）和HGIS（混合式气体绝缘封闭电器）变电站设

57、备上的最大雷电侵入波过电压。MOA布置方案2，高抗、线路CVT和GIS断口共用1组MOA保护，可节省1组MOA。由于GIS内的MOA价格很高，大约1500万/1组，每回出线节省1组MOA可获得显著的经济效益。最大绕击电流达18kA( 晋东南GIS)和13kA(荆门HGIS)，其相应的最大雷电侵入波过电压分别为2090kV和2096kV。MOA布置方案2的防雷效果不如方案1。改变进线段线路的地线保护角至5，并且采用2km的进线段酒杯塔增设第三根地线以防雷电绕击中相导线,最大绕击电流可限制为13kA以下，HGIS上的最大雷电过电压为2096kV，安全裕度为14.5，也可满足防雷要求。HGIS荆门变

58、电所雷电侵入波研究南阳HGIS开关站雷电侵入波研究1）在线路进HGIS串套管处安装一组MOA，并把CVT搬至此处，可有效降低单线运行方式侵入波过电压。2）在HGIS管道与套管连接处安装一组GIS避雷器和CVT，也可有效地降低单线运行方式侵入波过电压，但费用较高。隔离开关和接地开关的绝缘雷电冲击耐电压本期母线上无CVT。隔离开关和接地开关的绝缘实际雷电冲击耐受电压远高于2550kV。因此，隔离开关和接地开关的绝缘雷电冲击耐电压可选为2550kV。在此基础上，母线上只需一支MOA就可满足要求。 减小避雷线保护角建议减小避雷线保护角，从而减小绕击电流，达到减小绕击过电压的目的。 1、华东特高压变电站

59、1000kV运行雷电侵入波过电压研究 浙北站特高压进线段杆塔进线段绕击电流 变电站名称杆塔编号#1#2#3#4#5#6地面倾斜角()000000淮南最大绕击电流(kA)2021.621.621.619.819.8计算电流(kA)212222222121皖南最大绕击电流(kA)23.523.521.322.921.320.9计算电流(kA)242422232221浙北最大绕击电流(kA)21.419.921.921.92621.4计算电流(kA)222123232723沪西最大绕击电流(kA)17.521.321.321.321.321.3计算电流(kA)182222222222特高压变电站避雷

60、器（MOA）布置特高压变电站MOA布置特高压变电站的MOA基本布置为：母线各装一组MOA；变压器侧各装一组MOA；带有高抗的线路，高抗与CVT共用一组MOA；不带高抗的线路，CVT侧布置一组MOA。运行方式考虑到特高压站的重要性，研究中按照正常运行和非正常运行选择运行方式：正常运行方式按照N-1、N-2方式选择；非正常运行方式为单线运行方式；反击侵入波过电压正常运行方式：偏严考虑，反击雷电流选250kA，反击侵入波过电压均在绝缘允许范围内；非正常运行方式：考虑到出现的概率的，反击雷电流取230kA，反击侵入波过电压主要以感应电压为主，幅值较低，在绝缘允许范围内。反击过电压较低的原因：特高压杆塔