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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,预计到2020年，用电量突破6万亿千瓦时.装机总容量超过
2、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。,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；200-400万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
3、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
4、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
5、研究表明，没有不可克服的难题,（3）上800kV，不上1000kV,750 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
6、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
7、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
8、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、测量控制系统及辅助装置。罐内最低温度-19，最低气压50k
9、Pa，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。,特高压交流试验基地,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
10、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
11、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。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
12、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，电源电动势仍然基本维持原值，变化不大，导致母线电压和线路末端电压
13、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电压的选择起着十分重要的作用。,为了缩短工频
14、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的持续时间仅为0.55s。,工频稳态电压,系统最高电压
15、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,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1080/720/720/720Mvar2）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
16、）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。,推荐方案,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
17、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
18、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(
19、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,4)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8
20、28kV。,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
21、选用20MJ。实际要求40MJ。,6)MOA主要参数,1.5 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，和能否保证特高压系统稳定安全运行密切相关。
22、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。,潜供电弧熄灭特性模拟试验,日本模
23、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以把最大潜供
24、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 transient
25、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
26、1.58p.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，
27、有使事故扩大的危险性。,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
28、电作业安全距离的过电压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。
29、兼顾过电压和合闸电阻能量的要求，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.。,1.6.9南阳合南晋空线操作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
30、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,1、工频暂时过电压,1）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
31、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 t0.5s,2、单相接地故障时潜供电流,考虑2010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
32、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
33、的大。,线路不换位时的潜供电流和恢复电压,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
34、值）,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
35、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1.52p.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
36、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,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,如果不考虑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
37、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；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
38、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,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2007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线路雷击跳闸的主要原因是绕击跳闸。,5
39、.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。,反击跳闸率很低
40、，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也是可以的。
41、,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）,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）,交流1000kV输
42、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
43、于地面倾斜角大于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）,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),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
44、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
45、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),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
46、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
47、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
48、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：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
49、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
50、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209
