高压教材第四篇课件

特高压输电技术新进展

我国的能源和电力负荷的分布状况很不均衡，具有下列特点：（1）我国的水电资源极为丰富，可开发水电资源约395GW，居世界第一位，但有2/3左右分布在西南部四川、云南、西藏三省区。（2）我国的煤炭资源蕴藏量约10000亿t，占世界第三位，但也有2/3左右分布在西北部山西、陕两、内蒙等省区。

（3）目前我国的用电负荷约有2/3位于东部沿海地区和京广铁路以东的经济发达地区。

上述三个“2/3”，再加上我国幅员辽阔，重要能源基地与用电负荷中心之间大多相距800～2000km，这就决定了我国电力流向的基本格局是“大容量远距离西电东送”。正是这一情况决定了我国采用超高压和特高压交、直流输电的必要性。特高压交流输电

提高输电电压是增大线路输电容量和输送距离、降低输电损耗、节约线路走廊用地的首选有效措施，但也有不利的一面，诸如加大绝缘技术难度、增加绝缘投资和绝缘运行费用、产生新的环境影响问题等。所以通常均须按所需的输电容量和距离来选择合适的输电电压。

UHVLVHVEHV……1kV…220kV……1000kV……

分段的基本原则：从一段到下一段应有“质”的变化，否则只要统称“高压”即可。◆电压等级的分段

LV——LowVoltage（低压）;EHV——ExtraHighVoltage（超高压）;HV——HighVoltage（高压）;UHV——UltraHighVoltage(特高压)第一节超高压和特高压的特征

◆超高压(EHV)区别于高压(HV)的特征：

△电晕问题的突出——EHV线路上的分裂导线、扩径导线、防晕金具等。△绝缘配合的决定性因素不同：

HV——雷电过电压；

EHV——操作过电压。△中性点接地方式：

HV——采用非有效接地方式在技术上还是可能的；

EHV——非采用有效接地方式不可。

◆特高压(UHV)区别于超高压(EHV)的特征：

△空气间隙击穿特性的饱和现象：

当气隙长到一定程度时（约＞6m

），“棒-板”气隙的工频击穿特性和操作冲击击穿特性都开始呈现“饱和现象”，其中最明显的是在正极性操作冲击下的情况：拐点处的S≈6m

，对应的Ubd(s)≈1430kV

；这与1000kV系统的操作过电压水平基本相对应：

可见将UHV的起点选在1000kV

是合适的。

空气的电气（绝缘）强度

◆主要影响因素：

●电场型式:1.均匀电场—30kV/cm(3000kV/m)2.不均匀电场:最不利的情况为“棒—

板”气隙●电压类型和极性:最不利的情况为正极性操作冲击

●气隙长度(极间距离):

以电气强度最低的“棒—板”气隙在正极性操作冲击电压下的电气强度最为重要:

d=1m时,Ubd(1)≈350kVEbd(1)≈350kV/m;d=10m时,Ubd(10)≈1800kVEbd(10)≈180kV/m≈0.5Ebd(1)

△环境影响问题的突出：

●强电场的生理-生态影响；

●电晕派生效应的重点转移：

EHV——起决定作用的是无线电干扰(RI)UHV——起决定作用的变成是可闻噪声(AN)

(把AudibleNoise译作“可听噪声”实在是一个失误,

应该译作“可闻噪声”）。

听闻(听到)看见(看到)listen

hear

looksee

可听噪声×可闻噪声√可看光×可见光√

↓↓强调是人耳可听到的噪声,强调是人眼可看到的光线,

不是超声波和超低频震波不是红外线和紫外线回乡看听×

回乡见闻√

正如visiblestar不能译成“可看星”而必须译成“可见星”那样，

audiblenoise也不能译成“可听噪声”而必须译成“可闻噪声”。

*国家标准选用的竟是“可听噪声”,陷入误区,让我们一起为它正名吧!

◆UHVAC输电的电压等级

——各国的经验表明：可用的交流特高压应处于

1000kV～1500kV的范围内。超过1500kV,

技术难度太大，经济指标太差。

——除了经济比较外，还必须考虑与已有电压等级的技术配套。例如：●意大利:400kV→1000kV

●日本：500kV→1000kV

●美国：500kV→1100kV

765kV→1500kV

●苏/俄：500kV→1150kV

750kV→1800kV

●中国：500kV→1000kV

第二节UHVAC输电的功能与优点

与500kV和750kV超高压输电线路相比，1000kV及以上的特高压交流输电线路具有下列功能与优点：●更大的输电容量

输电线路的自然功率P与输电电压U的平方成正比、与线路波阻抗Z成反比

(P=U2/Z),所以提高输电电压是增大线路输电能力的首选措施。一条1000kV线路的输电能力几乎相当于4～5条500kV线路。●更远的输送距离

输电线路的输送距离通常受限于静稳极限。以输送2000MW电力为例，如用

500kV常规线路只能送400km，而用l000kV来送，可达1300km以上。●大幅降低输电损耗

以输送10000MW计算，用1100kV送电时的电能损耗只有500kV时的1/5。●显著节约线路走廊用地

线路走廊的宽度取决于导线布置方式、塔型、电气安全、线路产生的环境影响限值等多方面因素。以输送容量同为8GW为例，将前苏联所采用的1150kV线路与500kV线路作比较，所需的线路走廊宽度如表11-3所示。

表11-3线路走廊宽度比较

●显著节省投资

在输电总容量相同的情况下，采用l000kV来输送比采用500kV至少可节省投资25%。●限制交流系统短路容量的需要

随着500kV电网规模的扩大，系统短路容量将不断增大，可能出现短路电流超过断路器的开断电流上限(约为63kA)的情况。提高输电电压是解决这个问题的有效措施。电压等级（kV）5001150线路结构单回路双回路单回路一条线路的走廊宽度（m）454590输送8GW所需线路条数631

需要的走廊总宽度（m）27013590国家单位电压等级（kV）输送功率（MW)输电距离（km）输电地区建成投运年份意大利ENEL/CESI10005000～6000300～400南部核电站—北部工业区原计划为2000年，后放弃美国AEP/ASEA1500﹥5000400～500

计划为1990年后，后未实现BPA11008000～10000300~400

原计划为2000年，后未实现加拿大

800～1500100001200勒格朗德河—蒙特利尔已放弃前苏联/俄罗斯

11505500

2400西伯利亚—哈萨克斯坦—乌拉尔1985年投运396km,后共建成2362km,其中900km的一段曾以1150kV运行，累计约有4年时间1800～200020000400m试验线段

早就放弃日本TEPCO10005000～13000南-北线：190km

南新泻­­--东山梨1993年东-西线：240km

西群马—南磐城1999年第三节国外特高压交流输电发展概况

——

出于不同的考虑和原因，从20世纪60年代中期开始，先后有苏联/俄罗斯、意大利、美国、日本、加拿大等国家开展过特高压交流输电方面的试验研究或建成过试验研究基地或工业性试验工程。但最后都没有以设计电压投入商业运行。

——

各国当年开展特高压输电研究的原因不尽相同。第四节我国发展特高压交流输电的必要性与可行性

一、我国发展特高压交流输电的必要性

（1）正如前面指出：我国电力流向的基本格局是“大容量远距离西电东送”。正是这一格局决定了除超高压交、直流输电外，我国还必须发展输电能力更强的特高压交、直流输电。（2）第二节中列举的特高压交流(例如1000kV)输电的种种优点是与超高压交流（例如500kV）输电相比较而言的。如果与第十二章要介绍的特高压直流（例如±800kV)输电相比，那么无论在远距离、大容量输电的场合，还是用作大区交流电力系统间的联络线的场合，特高压交流输电其实并不占优势，所以有些学者认为：只需要发展特高压直流输电就够了，可不必再发展特高压交流输电。其实不然，在某些特定条件下，特高压交流输电仍具有自己的发展空间。（3）在输送容量很大，但输送距离不长(小于交、直流等价距离600～800km)，特别是在线路经过人口稠密地区、线路走廊用地很难解决的情况下，采用特高压交流输电将明显优于特高压直流输电或多条超高压(500kV)交流输电线路方案。（4）输电容量很大、输电距离也很长，但沿途需要分供电力给当地用户的情况。这时采用特高压交流输电几乎是唯一的选择，因为直流输电中途落点分电的代价是难以接受的。

二、我国发展特高压交流输电的可行性

国内外的经验均表明：每发展一级新的输电电压时，一般都要经历三个阶段：●建设新输电电压试验研究基地（包括试验线段）；●建设工业性试验线路和变电站；●建设正式的输变电系统。

这三个阶段一般需要10～20年时间。（1）我国从20世纪80年代起，武汉高压研究所开始特高压户外试验场的建设，到1996年正式建成投入使用，使我国有了自已有了一座初步达到世界规模的特高压试验研究基地。（2）我国的电工制造业已有20多年自制500kV级超高压输变电设备的经验，近年又成功研制了750kV级成套输变电设备，这些都是我国自己试制l000kV级设备的技术基础。

（3）为了更好地满足UHVAC输电技术的全面研究和UHV输变电设备的带电考核等要求，我国于2008年底在武汉市郊又新建成一座世界领先的特高压交流试验基地，为我国发展特高压交流输电技术提供了更好的试验研究物质基础和科学支撑。（4）建设特高压交流试验工程是验证特高压交流输电技术的可行性和考核特高压输变电设备的重要途径。由我国自主研发、设计和建设的l000kV“晋东南—南阳—荆门”特高压交流试验工程于2008年底建成后投入商业运行。虽然它还带有工业性中间试验的性质，但它毕竟是世界上第一个以全电压和设计容量进行商业运行的特高压交流输电工程。（5）我国第二条l000kV特高压交流线路（淮南—浙北—上海）亦已于2013年9月建成投运，它是同塔双回路线路，全长656km,远期送电能力为10000MW，它已成为世界上电压等级最高、输送容量最大的商业运行交流输电线路。

◆新建的特高压交流试验研究基地■2006年10月10日在武汉奠基，计划在2006年底进行带电试验，2007年上半年建成。基地占地133400m2,设备将由国内20多家厂商研制提供，其综合试验能力将创12项世界第一，包括：●特高压试验线段几何尺寸可调和杆塔优化试验的功能；●模拟海拔高达5500m处外绝缘特性试验条件的装置；●全天候电磁环境监测系统；●特高压交流绝缘子串全尺寸污闪试验能力；

●特高压GIS/AIS全电压、全电流带电考核场的功能；

●工频谐振试验装置的电压等级和容量；●特高压运行、检修、带电作业综合培训功能与条件；●全天候电磁环境监测系统，等等。■试验线段长度：

1.单回路:1000m;2.双回路:1000m■UHVAC设备带电考核场：

216×58m2;

1000kV;8000A

■人工环境气候实验室■电磁兼容实验室试验基地位于武汉市江夏区，占地200亩

一期项目: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项目:电晕笼7500kV冲击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。

UHVAC试验线段(长1000m)

图特高压交流单、双回路试验线段导线的相间和对地距离均大范围可调，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基地中心处理装置进行分析，深入研究线路在线监测技术。

图特高压设备带电考核场(216×58m2;1000kV;8000A)

可对特高压套管、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、提升特高压设备国产化制造水平、促进自主创新提供技术保障。

环境气候实验室图可模拟高海拔（直至5500m）低气压(最低气压50kPa)

、低温（最低温度-19℃）覆冰、人工污秽试验等条件。人工气候罐净空尺寸：φ20m×25m。

直径:20m;

高度:25m.

图人工环境气候试验室布置图图人工气候罐内部

◆1000kV

“晋东南—南阳—荆门”

特高压交流试验线路

“晋东南（山西长治变电站）—南阳（河南，开关站）—荆门（湖北，变电站）”

UHVAC输电试验示范工程的主要参数如下：

●额定电压：1000kV

●

最大工作电压：1100kV

●自然输送功率：5000MW●全长：653.8km●海拔高度：50～1300m

●

开工时间：2007年中●投运时间：2008年底

●静态总投资:56.88亿元

●导线:8×LGJ-500/45（由AN决定；如按输送功率的要求，采用

8×400mm2就够了）

●导线最小对地高度:

22m（非居民区）

27m（居民区）

●平均塔高：约70m

第五节特高压交流架空线路和输变电设备的特点

将特高压交流输电技术推向工程实践的关键在于架设特高压交流架空线路和制造出合格的特高压输变电设备。本节内容的重点将放在特高压线路和输变电设备的特点和可能的解决方案上。一、特高压交流架空线路在对特高压线路的导线、绝缘子串、空气间隙、杆塔进行选型、设计、安装、运行时，必须全面地综合考虑它们的电气特性、机械特性和经济指标，它们都比超高压线路的相应部件更复杂、更昂贵、要求更高、影响更大。（一）导线

与超高压线路相比，特高压线路的导线具有以下特点：

——EHVAC线路一般采用三相导线分裂数相同(分裂数一般≤6)、子导线等距排列在一圆周上的方式。

——为了降低电晕噪声和环境影响程度，UHVAC线路的导线可具有下列特点：●分裂数至少为8；●如三相导线为水平排列时，中相导线的分裂数可较大，两边相的分裂数可较少（例如8—9—8方案）；●子导线非圆排列（例如图11-4、图5-7）；

●子导线不等距排列（例如图11-5）。图5-3我国施工人员在1000kV试验示范线路的8分裂导线上行走

图18分裂导线试验线段（美国AEP）

（二）绝缘子

特高压交流线路的绝缘子有三种可能的选择：

1．玻璃绝缘子：苏/俄1150kV线路上用的就是该国生产的玻璃绝缘子。

直线塔：边相：单I串——45片PS300-K型双I串——47片PS300-K型中相：单V串——49片PS400-A型双V串——57片PS300-K型

终端塔：4串单I串并联

2.瓷绝缘子：日本1000kV线路上用的是NGK公司生产的高吨位盆型瓷绝缘子

(330、420、540、840kN)。由于它的分裂导线为8×810mm2，所以必须多串并联：悬垂串：2～3串并联耐张串：4串并联俄罗斯认为如采用瓷绝缘子，应考虑用棒型瓷绝缘子。●更长的爬电距离●更少的污秽积累●更高的耐受电压

图可用于UHVAC线路上的三伞型瓷绝缘子

图我国第一条1000kV交流线路的玻璃绝缘子串（两串并联）

3.

合成绝缘子

苏/俄、日本建UHV线路时，合成绝缘子还问世不久,没有足够的运行经验,所以未被采用。我国电力系统开始采用合成绝缘子较德、美等国为晚，但发展很快，使用效果良好：

交流系统---已用200多万支，用量已居世界第二位；

直流线路（±500kV）---用量已达11000多支，居世界第一位。可见在UHV线路上亦可采用，但有两种用法：

（1）全线普遍采用；（2）仅采用于中等以上污秽地区的线段上。

我国第一条UHVAC线路选择的是后一种用法，即洁净区和轻污秽区用二伞型或三伞型瓷绝缘子或玻璃绝缘子，中等以上污秽地区的线段上用合成绝缘子。

图国产1000kV合成线路绝缘子(210–530kN)（三）空气间隙

人类之所以能利用架空线路输送电力，实乃基于一个重要的自然特性，即围绕在导线和绝缘子周围的空气是绝缘媒质而不是导电媒质。作为绝缘材料，空气最大的优点是取之不尽、无需资费，且其电气强度亦不低（在均匀电场中，可达30kV/cm左右）；但它也有自己的问题和局限性，即它的电气强度与电极型式、气隙长度、电压类型等因素密切相关，以电气强度最差的“棒—板”气隙在正极性操作冲击下的击穿特性为例（参阅图11-2），当气隙长度d=1m时，其击穿电压约为350kV（平均击穿场强≈350kV/m）；当d=10m时，其击穿电压约为1800kV，相应的平均击穿场强变得只有180kV/m，几乎比1m气隙时降低了一半，只有均匀电场时的击穿场强的6%左右。

图11-7典型气隙（棒—板）在正极性操作冲击下的击穿特性

“棒-板”气隙在正极性操作冲击和工频电压下的击穿特性具有显著的“饱和现象”，从图11-7中的击穿特性曲线可以看到，饱和现象开始变得明显的拐点大致处于d＝5～6m的范围内。图11-8实际气隙与典型气隙在正极性操作冲击下的击穿特性比较上—6分裂导线-杆塔；中—8分裂导线-杆塔；下—棒-板（上、中两条短曲线为我国武汉高压所的实测结果）

架空线路上的空气间隙包括导线对地的空气间隙、平行导线之间的空气间隙、导线对杆塔的空气间隙等。从图11-8可见，不同电极形状的长气隙在操作冲击下的击穿特性差别甚大，可见用典型电极（“棒-棒”、“棒-板”）击穿特性来代替实际电极（例如导线-杆塔”）击穿特性的办法在特高压的情况下会造成很大的误差和浪费，因而根据具体条件进行实际气隙击穿特性的实验研究实为必不可少。（四）杆塔

我国从自己的具体条件出发，在已建超高压线路杆塔丰富的使用经验的基础上，在第一批特高压交流线路上仍会选用导线水平排列的酒杯型和三角排列的猫头型直线塔。边相绝缘子串采用Ⅰ串、中相采用V串方案；水平排列的酒杯型杆塔两边相间的距离约46m，三角形排列的猫头型杆塔两边相间的距离约32m。耐张塔采用干字型铁塔。如图11-11所示。图11-11我国第一条UHVAC线路的典型杆塔

二、特高压输变电设备

实现UHV输电的关键还在于相关设备(诸如UHV变压器、UHVGIS、UHV电抗器等)的制造能力。

——发展特高压,设备是关键。制造特高压输变电设备首先要解决的当然是它们的绝缘问题。众所周知，随着电气设备所需绝缘水平的提高，设备制造的难度和造价并非简单地按比例增大，这里也存在一个超线性的快速增长问题。由此可知，对于特高压输变电设备来说，适当选择应有的绝缘水平具有何等重要的意义。还应指出：特高压设备的绝缘水平不仅指它们的操作冲击和雷电冲击耐受电压，而是还要考虑它们长期运行时可能受到的最大工作电压和短时工频电压升高的要求，保证其内绝缘不致遭受长期局部放电的损害，其外绝缘不致发生污闪事故。参考国际电工委员会(IEC)对特高压设备绝缘水平所提出的建议方案和各国曾经采用过的绝缘水平，我国第一个l000kV特高压交流试验工程的设备所采用的绝缘水平如表11-5所示。表11-51000kV特高压交流设备的绝缘水平设备名称雷电冲击耐受电压（kV,峰值）操作冲击耐受电压(kV,峰值)工频耐受电压(kV,有效值)变压器、电抗器2250(截波2400)18001100(5min)GIS(断路器、隔离开关)240018001100(lmin)支柱绝缘子、隔离开关(敞开式)225018001100(lmin)开关设备断口间2400+9001675+9001100+635(lmin)

保变首台特高压变压器

沈变首台特高压变压器

（一）变压器特高压电力变压器具有:容量很大、绝缘水平很高、体积和重量很大、导致其运输问题极其严峻、对它的运行可靠性要求极高、短路阻抗较大等特点。

UHV

电抗器

图特高压变压器、电抗器等大型设备的运输问题极其严峻平高电气1100kVGIS沈高电气1100kVHGIS西开电气1100kVHGIS（二）开关设备和GIS

图南阳开关站的1000kVC相HGIS[新东北（沈阳）高压电气公司制造]正在进行现场耐压试验

第六节特高压交流输电中的若干高电压技术问题

一、潜供电弧及其熄灭

虽然在超高压电网中就有这个问题了，但到了特高压领域，它变得更加尖锐和严重了，因为特高压线路的输送容量很大，全线断开停电的后果极其严重，故对快速单相自动重合闸的成功发挥作用寄予厚望。但另一方面，正由于线路额定电压很高、线路又很长，所以潜供电流的数值大、恢复电压也更高，因而潜供电弧不易熄灭，导致单相重合闸不能很快完成，甚至彻底失败，供电可靠性就难以保证了。正如前面第八章中所指出：在电力系统发生的事故中，因线路的雷击跳闸所引起者占有很大的比重，最常见的故障形式是沿绝缘子串表面的单相对地闪络。如能采取措施使单相闪络后出现的工频电弧很快自熄，就能使雷击闪络不至于发展成停电事故，从而可大大提高电网运行的可靠性。工频电弧的熄灭取决于弧道恢复场强和电弧电流的充分抑制。对于中性点非有效接地的配电线路，前者决定于绝缘子串的泄漏比距，而单相工频电弧电流乃是两个健全相对地电容电流之和，称为电网电容电流。前面第九章已介绍过，如果此配电网中线路总长度不太大，这一电容电流较小，接地电弧一般能够自熄，配电网中性点采用不接地方式即可，如电容电流较大，电弧不能自熄，就要采用中性点经消弧线圈接地的方式了。表示，并由静电（相间电容）感应分量和电磁（相间互感）感应分量两部分构成。如果

中性点有效接地的高压和超、特高压输电线路则不然，雷击闪络之后出现的单相故障电流（一次工频短路电流Primarycurrent）很大，可达数千安以至数万安，如此巨大电流的电弧一般是不可能自熄的，对此目前普遍采用单相自动重合闸，在其动作的第一阶段，故障相两侧的断路器跳闸，切除一次短路电流，如果这时接地电弧能顺利自熄了，断路器第二阶段的单相重合动作即可获成功，线路恢复正常运行，但是实际情况则往往不然，其原因在于：一次短路电流被切除后，由于两条健全相导线对被开断相导线之间存在静电耦合和电磁耦合，接地弧道中仍会通过一定大小的工频电弧电流，称为二次电流（Secondarycurrent），我国称为潜供电流，用Iq表示，并由静电（相间电容）感应分量Ij和电磁（相间互感）感应分量Id两部分构成。如果Iq过大，电弧仍不能自熄，单相重合将会失败，造成三相跳闸和全线停电，进而危及全网的稳定运行，因此研究单相重合过程中潜供电流的大小和抑制方法，保证潜供电弧的顺利熄灭和故障相的成功重合，显得十分重要。

潜供电流I

q(＝

Ij＋Id

)的大小直接决定了潜供电弧的自熄速度，而后者又决定着自动重合闸的速度和无电流间歇时间。超、特高压线路一般很长，Iqm需加抑制，目前加快潜供电弧熄灭主要有两种措施：

（1）在高压并联电抗器的中性点对地加装小电抗（图11-13）前苏联/俄罗斯的1150kV线路采用的就是这种方法，我国许多500kV电网中也广泛应用此法。具体的做法是：利用线路中已有的三个单星形接线的并联电抗器(感抗XL)，在其中性点对地之间接入一小容量电抗器XN，如图11-15(a)所示。这种四极接线方式可等效为图11-15(b)、(c)所示的两组并联电抗器，取其中的XLM=1/ωCml，即可形成相间并联谐振（隔断相间电容联系）而抑制Ij。经推导得XL/XN=TC/Cm－3，C为导线正序电容，C=C0+3Cm，T为电抗器的正序导纳对线路正序容纳的补偿度，即T=1/XLωCl。可见，应有T≥3Cm/C≈1/3,否则XN为容抗，这是不容许的。

（2）采用高速接地开关

日本、意大利、韩国等国采用高速接地开关（HSGS）来熄灭潜供电弧，其作用原理如图11-14所示。

故障相两端断路器跳闸后，接地故障点流过的潜供电流维持着二次电弧（即潜供电弧），这时两端的高速接地开关快速合闸，潜供电流立即转移到两端闭合的接地开关上去，故障点的潜供电弧迅速熄灭；紧接着快速打开接地开关，使其强制切断潜供电流；然后再重合两端断路器，恢复正常运行。这种方法已能可靠地做到在1s以内完成整个重合闸过程。二、特高压交流线路的防雷保护

——各国EHV/UHV线路的运行经验表明：尽管它们的绝缘水平已很高，但仍不可能完全耐雷，实际雷击跳闸率往往远大于设计值。当然，随着输电电压和绝缘水平的提高，线路的雷击跳闸率和总跳闸率的绝对值是越来越小了，但是雷击跳闸次数在总跳闸次数中所占的比重却越来越大，以前苏联的线路运行经验为例:虽然它的1150kV线路的总跳闸率约为

500kV线路的25%,约为750kV线路的65%,但雷击跳闸在其总跳闸中所占比重竟高达94%，可见特高压输电线路也不是完全耐雷的。

——对750kV与1000kV及以上线路的耐雷性能不像想象中那么好、雷击跳闸率仍较高的事实，曾提出过不同的解释和分析，但大多数研究者认为：它们的雷害事故的主因应是绕击跳闸。在输电线路防雷技术的发展过程中，有关避雷线对导线的屏蔽作用的评估方法曾经历三个阶段：计算绕击率的第一个公式只考虑一个因素

——保护角；后来又引入杆塔高度ht

的影响，计算公式变成式（8-7）的形式。进入特高压的范畴，需要再加上一个新因素，即导线上的工作电压已如此之高，与雷云极性相反的导线上会提前出现向上发展的迎面先导而引起绕击，从而增大绕击率。这一新因素在俄罗斯1999年制订的

《6～1150千伏电网雷电和内部过电压防护导则》所提出的绕击率关系式中得到了反映：式中

Un

——线路额定电压，kV;△h——导地线悬点高度差,m;△d——导地线水平方向位移,m;

hgw

——避雷线悬点高度,m;

rc

——导线半径（如为分裂导线，则为等效半径）,m;

hav.c——导线平均对地高度，m。仔细分析上式的内涵，我们不难发现它反映了三个影响因素：一是保护角α［＝tan－1

（△d/△h）］；二是避雷线悬点高度（hgw），即杆塔高度（ht）；三是与导线上出现迎面先导有关的几个参数（Un,rc,hav.c），因为它们一起决定着导线表面的电场强度Em,即：

Pα＝F(α,ht

，Em)

由上述可知，随着线路额定电压的提高，绕击率会增大，这就可以阐释为什么电压等级很高的超/特高压线路仍不可能做到完全耐雷。总的来说，特高压交流输电线路的防雷保护具有以下特点：（1）由于杆塔与避雷线对地高度都很大，线路落雷次数显著增多、感应雷击过电压分量也增大；（2）导地线间的空气间距增大，耦合系数变小；（3）由于杆塔高、导线上的工作电压又很高，导致绕击率增大；（4）由于线路绝缘水平已很高，雷击塔顶或其附近避雷线而引起反击的雷电流（耐雷水平）已很大，出现概率很小，所以特高压线路的反击跳闸率不大，远小于500kV线路；（5）在特高压线路上，档中导地线间的气隙长度并没有按电压成比例增大，因而雷击档中避雷线而导致导地线间气隙被击穿的可能性增大，在某些情况下会成为不可忽略的因素；（6）由于线路本身的造价已很高，因而为改善其耐雷性能而采取的各种技术措施（诸如减小保护角、有选择地加装线路避雷器、加装引弧金具、降低杆塔接地电阻等）都不会显著影响线路的经济指标；（7）特高压交流输电线路的杆塔埋入地下的部分及其基础的尺寸都很大，成为良好的自然接地极，因而即使在土壤电阻率较大的地区，也不难将杆塔接地电阻降至10～15Ω以下。三、特高压交流输电系统中的操作过电压

操作过电压是确定特高压交流输电系统绝缘水平的决定性因素。无论从减轻特高压线路和输变电设备的绝缘难度，或者从缩减整个系统的建设费用来说，降低操作过电压水平（减小其倍数）的意义都十分重大。对各种电压等级输电系统中的操作过电压倍数的控制目标为：

500kV2.0~2.5p.u.750kV2.0p.u.1000kV及以上1.6~1.7p.u.

首先应该指出：特高压交流输电系统中各种操作过电压在产生原因和发展机理上与超高压输电系统差别不大。对特高压系统绝缘水平影响最大的仍是切断和合上空载线路时出现的切空线和合空线过电压。随着现代断路器制造水平的提高和性能的改善，现在已能生产出在开断空载线路时不会出现触头间电弧重燃的断路器，从而使切空线过电压的危害性大减。这样一来，合空线过电压就上升为影响特高压输电系统绝缘水平的首要因素。

正象第九章第二节所介绍的那样，在不采取降压-限压措施的情况下，合闸过电压的倍数为2.0（空载线上无剩余电荷时）或3.0（重合闸过电压），可见要将特高压输电系统的最大操作过电压倍数控制到1.6～1.7倍，实在是非常困难的。为此，应综合采取多种技术措施：（1）首先，应采用高压并联电抗器或可控高压并联电抗器，并选用合理的系统结构和运行方式来降低和限制工频电压升高；（2）随着制造水平的提高，现代金属氧化物避雷器的保护性能不断改善，已成为限制操作过电压的主要手段之一；（3）在断路器内装设阻值为400～600Ω的合闸电阻来降低合闸过电压；（4）采用断路器的相角控制技术来实现等电位合闸，更能有效地降低合闸过电压。各国实际采用的措施不尽相同，结果得出的操作过电压水平如表11-9所示。国别及机构美国AEP苏/俄NIIPT日本TEPCO意大利CESI中国(拟议值)

额定电压（kV）15001150100010001000最高工作电压（kV）15751200110010501100工频电压升高（p.u.）1.31.41.3~1.51.351.3~1.4操作过电压（p.u.）1.61.6~1.81.6~1.71.71.6(线路侧1.7)表11-9各国UHVAC系统所控制的内部过电压水平四、特高压交流输电的环境影响问题随着输电电压的提高和公众环境意识的增强，输电工程的环境影响问题越来越受到人们的关注，并成为决定工程设计方案和建设费用的重要因素。为妥善解决特高压交流输电的环境影响问题，美国、前苏联、日本、意大利和我国均曾建立相应的试验研究基地，开展过大量的试验研究工作。输电工程的环境影响主要包括两个方面：（1）电晕放电及其派生效应对环境的影响；（2）工频电场和磁场对生理生态的影响。对于特高压输电工程来说，重点应为可闻噪声和地面电场强度二项。环境影响的限值选择是一个很重要的问题，因为如限值取得过高，环保部门将难以接受，公众也会抱怨或投诉；若限值取得过低，则线路走廊用地和工程造价都将增大到电力部门难以接受的程度。（一）工频电场和磁场对生理生态的影响特高压输电工程的额定电压很高、输电容量（或额定电流）也很大，因而导线周围的工频电场和磁场都比超高压输电工程更强。工频电场和磁场对人和动植物的生理生态影响的程度取决于电场强度和磁场强度的大小，如何控制特高压输电工程的电磁环境是一个很重要的问题。美国、前苏联/俄罗斯、日本、意大利和我国都对这一问题进行过许多试验研究，并得出了一些初步结论。

1.工频电场输电线路周围的工频电场可以通过计算和实测进行分析研究。在环境评估中，通常采用离地面1.0～1.5m处的电场强度的垂直分量作为评价量。线路下地面最大电场强度一般出现在边相导线外侧附近。提高导线对地高度是减小地面电场强度最有效的办法，在单回路时将三相导线布置成倒三角形，在双回路时将导线按逆相序布置，也能够有效地减小地面电场强度和线路走廊宽度。线路下工频电场强度的限值原则上应远小于对人和动物产生有害影响的电场强度阈值，但各国都从自己的具体国情和环保政策出发，规定出不同的电场强度限值，如表11-10所示。

2．工频磁场

国际上有较多国家认为工频磁感应强度的限值应为0.1mT（长时间暴露）和1mT（短时间暴露）。针对超/特高压输电线路的塔高、导线对地高度和不同的额定电流所进行的计算表明：线路下方离地1m处的工频磁感应强度均小于20~35μT，可见工频磁场基本上不会产生危害影响。国

家电场强度限值（kV/m）场

合捷

克10线路跨越公路处日

本3人口稠密区波

兰10前苏联/俄罗斯15非公众活动区10跨越公路处5公众活动区南

非10美国明尼苏达州8蒙大拿州7跨越公路处纽约州11跨越私人公路处7跨越公路处俄勒冈州9人们容易接近的区域丹

麦10农业区5交通繁忙的区域西班牙20德

国20表11-10各国规定的输电线路附近离地面1m处的电场强度限值（二）电晕放电及其派生效应如果把超/特高压输电线路设计成在好天气时不出现电晕放电，将不符合经济原则。所以超/特高压线路在正常运行时往往都有一定程度的电晕放电，它的一些派生效应（电晕损耗、无线电干扰、可闻噪声等）就会产生一定的环境影响，这往往成为导线设计的主要依据。对750kV及以下的超高压线路而言，起决定作用的通常是无线电干扰（RI），因为这时只要能满足RI方面的要求，可闻噪声（AN）方面一般就不会有什么问题；但对于特高压线路来说，可闻噪声却上升为控制因素了。关于特高压交流输电线路设计时应采用的可闻噪声限值，国际上尚无统一的标准。美国根据公众的调查数据，曾提出一个Perry准则，即认为在离线路中心线30m处的AN水平若为52.5dB(A)以下则基本上不会有投诉；若为52.5~59.0dB(A)，只会有少量投诉；若达到59dB(A)以上，将有大量投诉。有关各国自行决定的设计取值如表11-11所示。为了满足设计取值的要求，可从分裂导线的分裂数、子导线排列方式、三相导线的布置方式、杆塔型式等方面采取措施。

表11-11可闻噪声的设计取值国别额定电压（kV）导线分裂方式测量点到边相的距离可闻噪声设计取值[dB(A)]苏/俄11508×φ24.1mm45m55日本10008×φ38.4mm8×φ34.8mm线路下方50美国110015009×φ42.4mm未定走廊边缘38m5555意大利10008×φ31.5mm4×φ56.25mm15m56~58

虽然各国的规定各不相同，但可大致归纳为：

●电场强度的最大限值：10~15kV/m；●跨越公路处的限值：7~10kV/m；

●公众活动区或民房旁：≤5kV/m。

参考各国的规定，并结合我国的国情和超高压线路长期运行所积累的经验，可将我国已采用和拟采用的环境影响各项限值综合列表如下：

表11-11我国已采用和拟采用的环境影响限值额定电压(kV)5007501000地面1.0m处工频电场强度限值（kV/m）非公众活动区101110公众活动区444地面1.0m处工频磁感应强度限值（mT）0.10.10.1线路边沿处无线电干扰限值[dB]55(15m)55~58(15m)55(20m)线路边沿处可闻噪声限值[dB(A)]——55~58(15m)55(20m)

为了满足环境保护的要求、符合各项环境影响限值的规定，各国的具体做法不尽相同，但在降低可闻噪声和无线电干扰方面，比较一致的做法是增大分裂数（n≥8）和减小导线表面电场强度；在改善线路下的工频电磁环境方面，可采取增大导线对地高度、选用三相导线倒三角布置和紧凑型杆塔等措施。选择合适的分裂距，也有利于线路电磁环境的达标。第十二章直流输电中的高电压技术一、引言

在输电技术的发展史上，最初出现的工程就是用直流来输送电力的，不过那时的直流输电没有换流环节，而是从直流发电机通过直流线路直接送到直流负荷，即发电、输电和用电均为直流电。此后随着三相交流发电机、变压器和感应电动机的发明与应用，发电和用电两个环节很快就被交流电所取代，因为它的优点太明显了，再加上交流电压可以很方便地用变压器加以改变，因而使输电这个环节也变成以交流为主了。

但是，由于直流输电仍具有交流输电所不能替代的某些作用和优点，因而并未消失。在发电与用电两个环节均采用交流电的情况卜，要采用直流来输电，势必要解决换流问题，因此直流输电的发展必然与换流技术的进步密不可分。20世纪70年代初出现的用可控硅元件（又称晶闸管）组成的可控硅换流阀取代了原先的汞弧阀后，直流输电进人了一个全新的快速发展阶段。现代直流输电技术建立在四大知识板块的基础之上，它们是：●电力电子学（特别是可控硅换流技术）●电力系统●高电压技术●自动控制技术。

国外已建成投运的±500kV及以上直流输电工程和我国已建成及建设中的直流输电工程分别见表12-1和表12-2。

关于直流输电电压等级的分段问题，到目前为止尚无定论。较多专家建议将±300～±600kV划为超高压，±600kV以上（例如±750kV、±800kV等）为特高压。从表12-1和表12-2可以看出：我国在全世界超高压直流输电工程总量中已占有很大的比重，而且已建成4条世界上电压最高、输送功率最大的±800kV特高压直流输电线路。直流输电在我国“西电东送”中已发挥了重要的作用，我国已成为名符其实的直流输电大国。就发展前景来说，我国将建设更多的±500kV超高压直流输电和±800kV特高压直流输电线路。甚至可能进一步发展±1000kV特高压直流输电技术。

类别工程名称换流站地址额定电压（kV）额定容量（MW）输电距离（km）计划建成时间

舟山舟山—镇海100501987

葛南葛洲坝—南桥±500120010461990

天广天生桥—广州±50018009862001

三常龙泉—政平±50030008902003

三广江陵—鹅城±50030009752004

贵广Ⅰ回安顺—肇庆±50030008992004

灵宝Ⅰ灵宝12036002005

三沪宜都—华新±500300010882007

贵广Ⅱ回兴仁—深圳±500300011942007

高岭Ⅰ高岭125150002008

灵宝Ⅱ灵宝166.775002009

云广楚雄—穗东±800500013732009

向上复龙—奉贤±800640020712010

呼辽伊敏—穆家±50030009002010

宝德宝鸡—德阳±50030005742010

葛沪荆门—枫泾±500300011062011

宁东银川—青岛±660400013482011

青藏格尔木—拉萨±40012001038.72011

锦苏±80072002093.52012

高岭Ⅱ高岭125150002012

黑河黑河1257500

建设中溪洛渡右岸—广东±500640012232013

溪洛渡—浙西±800800016712012.7.28.开工

±800500014512014

表12-1国外±500kV及以上直流输电工程

工程名称国家额定电压（kV）额定功率（MW）输电距离（km）投运时间CaboraBassa南非±533192014561975/1998Inga-Shaba刚果±500112017001981NelsonRiver(Bipole2)加拿大±50020009301985InterMountain美国±50019207851986PacificIntertie(Expansion)美国±500110013621989Itaipu巴西±600630015901990East-SouthInterconnectionⅡ印度±500200014501989/2003/2007Rihand-Delhi印度±50015688141992PacificIntertie(Upgrading)美国±50020001360

SylmarEastValveReconstruction美国±50082512001995Chandrapur-Padghe印度±50015007361998SAPEI意大利±5001000435(420km电缆)

Fenno-Skan2瑞典-芬兰500800303(200km电缆)

纪伊海峡日本±500280051(架空)+51(电缆)2000NeptuneRTS美国500660105(电缆)2007Ekibastuz-Tambov俄罗斯±75060002414未建成投运Ballia-BhiwadiInterconnector印度±50025008002010RioMadeira巴西±600315025002012Mundra-Haryana印度±50025009602012North-EestAgra印度±800600017282014

表12-2

中国直流输电工程一览表

类别工程名称换流站地址额定电压（kV）额定容量（MW）输电距离（km）投运时间计划建成时间

已建成投运

舟山舟山—镇海1005054(其中电缆12)1987

葛南葛洲坝—南桥±500120010461990

天广天生桥—广州±50018009862001

三常龙泉—政平±50030008902003

三广江陵—鹅城±50030009752004

贵广Ⅰ回安顺—肇庆±50030008992004

灵宝Ⅰ灵宝12036002005

三沪宜都—华新±500300010882007

贵广Ⅱ回兴仁—深圳±500300011942007

高岭Ⅰ高岭125150002008

灵宝Ⅱ灵宝166.775002009

云广楚雄—穗东±800500013732009

向上复龙—奉贤±800640020712010

呼辽伊敏—穆家±50030009002010

宝德宝鸡—德阳±50030005742010

葛沪荆门—枫泾±500300011062011宁东银川—青岛±660400013482011

青藏格尔木—拉萨±40012001038.72011

锦苏裕隆—同里±80072002093.52012

高岭Ⅱ高岭125150002012

黑河黑河12575002012

溪洛渡右岸—广东昭通—从化±5006400(同塔双回)12232013溪洛渡—浙西双龙—武义±800800016712012.7.28.开工糯扎渡—广东普洱—江门±800500014512014

建设中

为了更好地说明和理解直流输电中的高电压技术问题，必须先对直流输电系统的构成、优缺点和特点、应用场合等问题有基本的认识。

一、直流输电系统的构成图12-1直流输电系统接线示意图

直流输电系统由整流站、直流线路和逆变站三部分组成，如图12-1所示。图中交流电力系统Ⅰ和Ⅱ通过直流输电系统相连。交流电力系统提供换流器正常工作所必需的交流电源，图中已设定交流电力系统Ⅰ为送电端，Ⅱ为受电端。这个直流输电系统是这样工作的：由交流系统Ⅰ送出交流功率给整流站的交流母线，经换流变压器1，送到整流器，把交流功率变换成直流功率，然后由直流线路把直流功率输送给逆变站内的逆变器，逆变器把直流功率变换成交流功率，再经换流变压器2，将交流功率送入受电端的交流电力系统Ⅱ。

整流站与逆变站统称换流站，整流器与逆变器统称换流器。第一节直流输电系统概述

直流输电系统的构成可分为二端系统和多端系统两大类。由于直流断路器至今仍处于应用研究阶段，从而限制了多端直流输电系统的发展。到目前为止，世界各国已建和在建的直流输电工程除个别外，都是二端直流输电系统。它的构成又可分为单极、双极和无直流线路三类，具体的构成方式及特点如表12-3所示。单极系统只有一根极导线，回流可以通过大地（包括海水）回路（一极—地制），也可以通过金属回路（两线制）。极导线的极性可正可负，但实际上往往采用负极性，因为负极性导线引起的电晕无线电干扰和可闻噪声均较轻，而且由于雷电大多数为负极性，因此负极性线路雷击闪络的概率也较小。双极系统有两根极导线，极性一正一负，而电压绝对值相同，两端中性点接地（大地回路）或用中性线相连（金属回路）。当一极发生故障时，另一健全极仍可继续正常运行，输送一半甚至更多的电力，这是它的一大优点和特点，也是国内外已建直流输电工程大多采用这一方案的主要原因。此外，在分期建设的情况下，可先建其中的一极，并先以单极运行，以便尽早收益和实现分期投资。背靠背换流站是一种无直流线路的特殊二端直流输电系统，它主要用来联结两个非同步运行（不同频率或频率虽相同、但相位不同步）的交流电力系统，因而又称非同步联络站，如果两个交流系统的频率不同时（例如50Hz和60Hz），也可称为变频站。类别构成示意图说明采用此方式的工程举例单极一线—地制（a）这种方式的线路投资较省，但大地回流所经之处，会造成埋在地下或放在地面的金属管道及其他设施发生电化腐蚀，还可能对邻近的通信系统及交流电力系统产生不利影响。果特兰岛康梯—斯堪撒丁岛温哥华岛（Ⅰ期）两线制(b)它以低绝缘导线代替大地（海水）回路，从而可避免大地（海水）回流方式所带来的腐蚀、干扰等问题，但会增加线路投资，因而大多用于双极系统分期建设过程中作为一种过渡