究
1.背景
自从电能作为人们生活中廉价而又清洁的能源以来，随着电网的不断发展壮大，输电电压经历高压、超高压两个发展阶段，目前又跨入了特高压输电的新的历史时期。这种发展标志着我国综合实力的不断提高，电力行业技术水平的提高。近来，由于石油价格的暴涨，1993年11月在宜昌召开的中国电机工程学会电力系统与电网技术综合学术年会上发表《关于着手开展特高压输电前期科研的建议》以来，各方面的人士对特高压输电技术给予了高度的关注。
那么何谓特高压输电呢？特高压输电系指比交流500kV输电能量更大、输电距离更远的新的输电方式。它包括两个不同的内涵：一是交流特高压（UHC），二是高压直流（HVDC）。具有输电成本经济、电网结构简化、短路电流小、输电走廊占用少以及可以提高供电质量等优点。根据国际电工委员会的定义：交流特高压是指1000kV以上的电压等级。在我国，常规性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。
我们国家是在何种情形下进行特高压研究的呢？不妨从如下几个方面来看： 从能源利用上来说，看国际上常以能源人均占有量、能源构成、能源使用效率和对环境的影响，来衡量一个国家的现代化程度。目前我国人均年消耗的能源水平很低，如果在21世纪中叶赶上国际中等发达水平，能源工业将要有大的发展。据最近召开的世界能源第十七次会议预测，世界能源工业还要进一步发展，到2030年，世界的能源产量将翻一番；到21世纪末再翻一番，其中主要集中在中国、印度、印尼等发展中国家。我国电力将在未来15～20年内保持快速增长，根据我国电力发展规划，到2003年、2010年、2020年我国电力装机容量将分别达到3.7亿千瓦、6亿千瓦和9亿千瓦。
从世界范围来看，交流特高压和高压直流将长期并存，而交流特高压输变电设备是交流特高压和高压直流的基础。而新的输电电压等级的出现取决于诸多因素。首先是长距离、大电量输送方式的增长需求，其次是输电技术水平、经济效益和环境影响等方面的考虑。由于发电厂规模的不断增大和集中，需要远距离大容量输送电能；由于特高压输电线路的经济性；由于对线路走廊和变电站建设用地的限制；由于对系统短路电流的限制的要求等
1
技术原因，种种因素的综合作用刺激了实际范围内交流特高压输电技术的研究及其应用。
从中国能源发展看，发电能源在未来一个很长时期将以煤炭和水力为主。到21世纪初，中国将在山西、陕西、内蒙西部等大型煤田处建设大型和超大型火电基地。同时，西部水电也将优先开发，除三峡工程正在建设外，金沙江下游溪落渡、向家坝等1000万千瓦级大型水电基地也将陆续建设。这些大型电力能源基地位于中国内陆中西部，要将巨大电能送往1000～2000km中国沿海发达地区的珠江三角洲、长江三角洲、京津唐等地的负荷中心。
从中国电网发展格局看，初期将是东北、华北、华东、华中、华南五个500 kV和西北330 kV为主体的骨干网架，以后将实现大区电网互联，形成北部、中部、南部三大电网，最终逐步形成全国联合电网。到2000年，各大区电网的装机容最达到4000～6000万千瓦，到2010年，各大区电网装机容量估计达8000～10000万千瓦。
西北电网750KV输变电示范工程是目前输变电工程的最高电压等级，也是全世界13个国家拥有这一电压等级示范工程中海拔最高的一个。西北750kV输变电示范工程是黄河上游公伯峡水电站送出的配套工程，也是西北电网“西电东送”和750kV网架建设的起步工程，是继三峡工程之后具有里程碑意义的重点工程。该工程自2003年9月动工以来进展顺利,预计整个工程在2005年年底完工，我国建设西北电网750kV输变电工程目的是为了提高西北电网的输电能力，推进\"西电东送，南北互供，全国联网\"的实施。为西电东送北部通道的建设奠定基础，并将为实现西北电网水火互补运行和更大范围的电力资源优化配置发挥重要作用。
在七五、八五期间，武汉高压研究所、电力科学研究院等科研单位曾对中国采用更高一级输电电压等级的问题提出了论证报告，国家有关部门也组团对国外特高压的研究和发展进行过考察，国内曾组织过多次全国的研讨会，专家们对中国新的更高一级电压等级提出了多种方案。归纳起来大致为两类，一类为800 kV级；一类为百万伏级。而且，最近从河南省电力公司获悉，2005年6月15日我国第一条100万伏级特高压输电线路已经规划完毕，即将开始建设。建成后该线路将担负陕、晋两省煤电向华中输送240万千瓦的送电重任。这条100万伏级特高压输电线路的具体线路是:陕北-晋东南-南阳-荆门-武汉。作为国内第一条特高压电力通道，建成后华中电网将成为国内电力能源战略集散地，与周边各省电力传输容量可翻一番。
2
2.国外发展概况及国内现状
特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期。当时西方工业国家的电力工业处在快速增长时期，美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家根据本国的经济增长和电力需求预测，都制定了本国发展特高压的计划。美国、前苏联、日本、意大利均建设了特高压试验站和试验线段，专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。 2.2 日本
日本是世界上第二个采用交流百万伏级电压等级输电的国家。为满足沿海大型原子能电站送电到负荷中心的需要并最大程度地节省线路走廊，日本从1973年开始特高压输电的研究，不仅因为特高压系统的输电能力是500kV系统的4～5倍，而且可解决500kV系统短路电流过大难以开断的问题。对于输电电压的选择，日本在800kV至1500kV之间进行了技术比较研究，通过各方面的综合比较，选定1000kV作为特高压系统的标称电压。1988年为了将福岛、伯崎6000至8000MW的核电向东京输送，开始建立1000kV线路。上世纪九十年代日本已建成全长426公里的东京外环特高压输电线路。
日本的特高压线路为双回线设计。采用导线分别为810mm³8（有人居住区）或
2
610m，架空地线采用2³500 mm³8ACSR钢芯铝绞线（无人居住区）m2OPGW，绝缘子
2
盘径分别为320m，340m，线路所经区域最高海拔m（33T）m（42T）和380mm（54T）为1000～1500m，部分线段所经区域属大雪区域，覆冰现象严重。
在1000kV线路的外绝缘设计中，通过采用高性能的氧化锌避雷器和带快速接地电阻的断路器，有效地降低了线路的操作过电压，使相对地最大操作过电压降低为1.6P.U，相间最大操作过电压降低为2.6P.U。在防污设计中，经实测沿线污染主要是石灰岩（硫酸钙）。一般选用320mm的绝缘子40片。在积雪严重的地区，则相应增加绝缘子片数，根据试验，塔头各部分的间隙分别确定为：导线－塔体为6.54m，上相绝缘子－下相横担的间隙为6m，耐张绝缘子管形跳线－横担为5.69m，跳线－塔体为6.75m，在最大风偏时最高运行电压的最小绝缘间隙为3.09m。
为提高1000kV线路的耐雷水平，全线均采用负屏蔽角并要求塔基接地电阻降至10Ω以下，预计雷击次数可比500kV线路降低50%。为改善电磁环境，在居住相对稠密的地区，采用810mm³8的导线，有效地改善了电晕性能和抗风噪音性能。对于风噪音比较突出
2
的地区，则采用专门研制的具有抗风噪音性能的导线或610mm³9导线。
2
为保证特高压系统的可靠运行，日本建设了盐原、赤城两个特高压试验研究基地，对
3
由多家制造商研制的特高压输变电设备在新近名特高压变电站进行了长达8年的全电压运行考核。运行情况良好，证明特高压输变电设备可满足系统的可靠运行。 2.3 美国
1967年，美国通用电气公司（GE）与电力研究协会（EPRI）开始执行特高压研究计划，并在匹兹费尔德市建立了特高压试验中心。1974年将单相试验设备扩建为1 000～1 5000kV三相系统。同年将以前对345～1 5000kV的各种单相试验成果汇编成书，并于1975年出版。1975年开始利用三相系统验证以前单相试验的各项结果，并进一步研究三相线路的有关问题，如相间距离、导线排列、边相与中相采用不同分裂导线以及分裂导线中的导线不对称排列等。试验线段全长525m。
1969年美国电力公司(AEP)与瑞典通用电气公司（ASEA）拟订了为期10年的特高压研究计划，后延长到1983年。试验站占地1.6³0.8km,有915m试验线段及60m长的导线试验器。
美国邦维尔电力局（BPA）有2处特高压试验站：（1）里昂地区雨雾气象条件变化广泛，建有1 200kV 2.2km三相电气试验线段，1977年5月开始充电使用；（2）俄勒冈州莫洛附近建有2km机械性能试验线段，可进行杆塔结构荷载、导线运动、线路金具等问题的研究。 2.4欧洲
原西德当时对420、800及1 200kV 3种电压的输电工程的研究进行比较，结果表明，当输电距离超过100km时，1 200kV 输电最为经济，但与800kV 相比经济上优越性不显著。此外，输电电压越高，线路走廊面积越小。随着输电距离的增加，1 200kV输电的优越性更为突出，这些都有按西德当时情况下计算得出的具体数据。
法、意两国当时应西欧国际发供电联合会的要求，对欧洲大陆选用800kV或1 050kV输电的利弊做了比较。初步结果表明，当输电容量为500万kW,输电距离超过150km时，采用800kV或1 050kV 输电就比400kV经济。在绝大多数情况下，800kV和1 050kV输电的造价相差不大。
意大利的特高压试验由国家主导。全国各地参加1 000kV 科研规划的单位共有7个试验场和2个雷电记录站：（1）苏委来托特高压试验基地进行电气和机械性能试验及变电所各种设备的试验；（2）普拉达纳帕斯试验站进行导线振动和舞动试验、并研究分裂导线覆冰荷载和间隔棒的运行特性；（3）考尔塔诺试验站研究导线振动和舞动；（4）布鲁亥利欧试验室进行导线和间隔棒振动试验以及绝缘子串耐热机械特性试验；（5）布鲁亥利欧、
4
2
圣²卡特利纳、鲍托马亥拉和圣高自然污秽试验站研究各种污染条件下的绝缘子特性；（6）沙苏底帕尔和蒙代奥沙试验站进行雷电流和雷暴长期记录工作；（7）米兰意大利电气中心试验所进行变电所和线路设备的大电流动态试验及断路器断流试验。
瑞典查麦斯大学高电压试验场可进行交流1 000kV电气试验，试验场内建有240m特高压试验线段。另有180m的绝缘子试验线段。
目前美国、独联体、日本、意大利、德国、法国均有生产特高压变压器与电抗器的能力。独联体和日本已分别生产过常规的特高压开关和气体绝缘组合电器。独联体、日本、意大利、瑞典等国，已能生产特高压无间隙避雷器。 2.5 我国特高压输电技术现状
我国是从1986年开始立项研究交流特高压输电技术。前期研究包括国内外特高压输电的资料收集与分析，内容涉及特高压电压等级的论证、特高压输电系统、外绝缘特性、电磁环境、特高压输变电设备及特高压输电工程概况等。八五期间又开展了“特高压外绝缘特性初步研究”，对长间隙放电的饱和性能进行了分析和探讨，对实际结构布置下导线与塔体的间隙放电进行了试验研究。1994年在武汉高压研究所建成了我国第一条百万伏级特高压输电研究线段，杆塔为真型模拟拉V塔。三相导线水平排列，导线采用8分裂，分裂直径为1.04m。为满足特高压试验的需要，97年开展了利用工频试验装置产生长波头操作波的研究，通过改造工频试验装置，可产生电压为2250kV，波头时间为2800μs～5000μs的长波头操作波。与此同时我国开展了关于特高压线路对环境影响的研究，研究结果表明，当采用8分裂导线，分裂直径为1m时，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。近期有关专家还进行了涉及特高压输电线继电保护配置方案、特高压时电线路继电保护特殊问题、特高压输变电设备应用、延至1000kV级特高压变压器、特高压系统的可控电抗器原理与结构、1100kV特高压开关设备技术、百万伏级特高压避雷器、特高压电磁产品、绝缘子、绝缘技术、绝缘子串电压分布测试、冲击电压放电特性、1000kV特高压试验线段金具的研制、工频电场、放电特性、导线基杆塔、雷击跳闸等多方面问题的研究与分析。
我国在特高压输电技术上目前已具备的基础和条件，首先有大量的研究成果可供应用和借鉴，日本、前苏联、美国、意大利等国都曾建设专门的试验基地，对特高压技术进行了长期的全面研究，我国应充分发挥后发研究的优势，不需从头开始，可在消化吸收的基础上，着重研究过电压的限制、无功补偿与平衡、设备制造等关键技术问题，并尽快进入
5
工业试验。第二有实际工程的运行经验可供考虑。前苏联早在1985年就设计制造了全套特高压输变电设备，在投入1150kV全电压运行后，变压器、断路器、电抗器、避雷器等变电设备运行情况正常。从1995年以来，日本的特高压输变电设备包括变压器、断路器、隔离开关、高速接地开关、避雷器、CT、PT等在新近名特高压变电站进行了长达8年的全电压运行考核，不曾出现运行故障。由于国外已有特高压实际工程建设在先，其设计、施工、运行经验均可供我国学习和参考。第三国内已有较好的技术基础和条件。我国目前已在武汉建立了特高压试验研究基地，试验设备完全具备进行各项特高压试验的条件和能力，已进行了各项特高压的专题研究工作。另外，我国的设计和制造单位通过西北750kV工程，进一步具备了制造特高压设备的条件和基础，考虑到设备的成熟性部分特高压输变电设备在建设初期还可从国外引进。
我国特高压输电技术还需在无功平衡措施、消除潜供电弧措施、限制过电压的措施及绝缘配合、串联电容补偿装置、外绝缘、特高压设备等问题上进行重点技术研究。
2005年7月底据可靠消息称，建设特高压试验示范工程预计将在年内开工，按照自主创新、标准统一、规模适中、安全可靠的建设原则，通过优选，国家电网公司推荐的晋东南-南阳-荆门特高压试验示范工程方案，得到了顾问小组专家院士们的充分肯定。7月，晋东南-南阳-荆门试验示范工程可行性研究已经完成，线路、变电站设计方案基本确定，主要设备选型及其参数通过了专家审查。国家电网公司正在积极推进试验示范工程建设各项前期准备工作。而且，金沙江一期正负800千伏直流送出工程前期工作进展顺利，根据水电站建设进度，第一条直流特高压输电线路工程需要2008年开工建设，2011年建成投产。
3.特高压交流输电与超高压交流输电和超高压直流输电的比较
3.1 特高压交流输电与超高压交流输电的技术经济比较
3.1.1 特高压输电技术的可行性
特高压输电工程能否实施除经济因素外，特高压输电技术是否具有可行性也是关键所
在。特高压输电技术相比超高压输电技术，由于电压等级高，其技术难度大是毋庸置疑的。为此，国外许多国家从70年代开始对特高压技术进行了大量研究，取得了特高压输电的大量成果。前苏联、日本已分别建成了1150kV和1000kV特高压线路，美国EPRI、BPA、AEP和GE公司及意大利电力公司也分别于70年代完成了1000～1500kV试验线路。此外，美、前苏联、日、意、加等国还建成了相应的研究特高压输电的试验室、试验场，并对特高压
6
输电可能产生的许多问题如过电压、可听噪声、无线电干扰、生态环境影响等进行了大量的研究，并取得了相当多的成果，可以说对1200kV以下的科研工作已基本完成。特高压交流输电技术已能够实际应用
〔1〕
。
3.1.1.1操作过电压限制及外绝缘
由于特高压操作波放电特性会直接影响线路设备的外绝缘尺寸和造价，若出现饱和效应更会非线性增加尺寸，使造价过高，因此有必要将操作过电压限制到一个较低水平。日、美、前苏联的研究表明采用带分合闸电阻的断路器、气体绝缘开关技术、高性能MOA以及并联高压电抗器可使操作过电压＜1.6p.u.（见表1）。若采用智能型合闸（可控合闸）断路器，其合闸过电压还可进一步降低。如此，大幅度缩小了特高压线路和设备的尺寸。
如日本建成的1000kV特高压输电线路操作过电压相对地为1.6 p.u，相间为2.6 p.u，按真型试验求得间隙放电特性曲线，相导线对塔体所需间隙仅约6.5m。并且，为了减轻杆塔的重量降低杆塔的高度，研制出了高强度张力钢，对塔体进行了优化并通过对真型塔的试验，最后采用高强度钢管塔，这种高强度钢的抗拉强度达到60kg/mm2，使用这种高强度钢管塔比延用常规铁塔强度可提高30环，重量减轻15%。通过EMTP精确计算过电压并进行合理的绝缘配合，使杆塔高度从原设计的143m降至108M。原苏联建成的1150kV线路通过并联高压电抗器达到100%的补偿，在线路端部安装MOA，断路器断口并联电阻，使操作过电压＜1.6 p.u。尽管建设初期的相间距离达24.2m，但经过研究，完全可将相间距离减小。原苏联1150kV线路约5年的运行记录中无一起因操作波引起的外绝缘闪络事故。而且，为了减少特高压巨型变压器、电抗器的尺寸和重量，还采用了性能优良的绝缘材料和合理的磁路结构，防止漏磁和局部过热，从而提高了单位容量。1979年制造的1150/500kV, 667MVA单相自藕变压器总重为520t，带油运输重量为480t，而1991年制造出新型自耦变压器在容量不变的条件下总重量降为425t，运输重量降为390t。日本为缩小特高压变压器的尺寸开发了复合绝缘技术，为简化特高压气体断路器的结构，研究了减少断路器断口的新技术，采用这一新技术可使特高压断路器由原来的6个断口减为4个断口甚至2个断口。 3.1.1.2 特高压输变电设备
前苏联在1985年就设计制造了全套特高压输变电设备，投入全电压运行后，变压器、
7
断路器、电抗器、避雷器等变电设备情况良好，并无比750kV设备更高的故障率；日本由于需求不足，目前是1000kV线路降压500kV运行，但特高压变电站设备却是在1000kV全电压下长期带电运行，变电站采用SF6全组合电器，包括变压器、断路器、隔离开关、高速接地开关、避雷器、CT、PT等，从1995年以来，以上设备在新榛名特高压变电站长期全电压运行考核，还不曾出现运行故障及任何内外绝缘的击穿、闪络等问题。 3.1.1.3 潜供电弧的熄灭时间
特高压线路的潜供电流大，恢复电压高，潜供电弧难以熄灭，影响单相重合闸的无电流间歇时间和成功率。日本在特高压系统中采用快速接地开关，合闸后可使故障相潜供电弧快速熄灭，单相重合闸时间＜1s，较好地解决了这一问题。前苏联采用中性点小电抗也可限制特高压线路的潜供电流，单相重合闸时间虽稍长，但亦能满足要求。 3.1.1.4 感应电压及电流
特高压线路的场强，由于杆塔结构比超高压线路更紧凑，有可能更高，但导线采用三角排列时周围的场强可以降低。在线路走廊边缘特高压和超高压的场强大致相同。 3.1.1.5 电磁环境及电晕损耗
电晕损耗、无线电干扰、噪音等与导线结构及布置方式紧密相关。关于特高压的电磁环境影响，各国的研究均表明，只要合理选择分裂导线子导线的半径和根数，以及分裂间距及离地高度，特高压线路的电晕损耗、电磁干扰、可听噪音等均可限制在允许范围内。日本对特高压线路环境影响长达十几年的研究中，采用8×810mm2导线，分裂直径为1.04m，可使导线下的噪音＜50dB，其电磁干扰和地面场强均限制在和500kV线路相当的水平，所以只要针对特高压系统电场高的特点给予合理的设计，不会产生比500kV、750kV线路更突出的电磁环境问题。 3.1.1.6 生态环境影响
通过电场对动、植物和人体影响的试验研究表明，采用合理的导线结构和布置方式，特高压线路不会对生态环境造成危害。至于特高压对人体病理和遗传的影响还需要经过长期观察才能得出结论。
3.1.2 特高压与超高压的经济性比较
美国对1100kV和500kV输变电设备成本作过比较，发现除了发电机升压变压器1100kV比500kV高40%-50%外，1100kV的输电线路、断路器及其构架、并联电抗器的成本均比500kV的要低（见表2）。
8
美国BPA经过研究分析后认为，只要输电容量超过6000M W，采用1200kV就要比500k V的经济。
日本利用数学模型对比了1100kV和800kV输电的成本费用，认为前者比后者可节省工程造价3%（见表3）。
表3 日本线路造价的经济性比较 10日元
12
前苏联认为当输送距离大于700km和输送容量大于4500M W 的情况下，用1150kV最为经济。在输送相同容量情况下，采用1150kV比采用500kV可节省钢材1/3，节省导线1/2，节省施工费1/2，节省线路变电站建设费10%~15%。日本对1100 kV和500kV造价预算进行了比较，认为在输送相同功率时1100kV可比500kV节省投资25%左右。
前苏联对西伯利亚――乌拉尔输电工程按1150、750kV电压等级进行了经济性比较分析（见表4）。显然特高压输送单位容量的投资较小。
表4 西伯利亚－乌拉尔输电线路造价的经济性比较
可节约输电线路走廊和变电站面积。线路走廊约占线路总造价的5-10%，因此节省走廊即可节省相当大的投资，更重要的是在某些特殊地形下(例如山区或狭窄地带)根本不可能有较宽的线路走廊。表5列出了1100kV和550kV输送相同功率时所需走廊的宽度和线路的回路数。由此可知1100kV走廊仅为550kV走廊的24.5%-73.7％。1 200 kV 和500 kV 的线路相比，变电站面积只有后者的1/ 2。
表5 1100kV和550kV线路输送相同功率时所需走廊宽度和线路条数的比较
9
特高压交流输电输送能量大，一回1150kV交流输电线路可替代6回500kV交流线路，明显提高电能传输的经济性。
特高压输电的经济性还体现在降低线损上。1100kV输电线路的线损仅为500k V的1/2,上述数据定性地说明了发展特高压输电在经济上是有吸引力的。
3.2 超高压直流输电与特高压交流输电的比较
3.2.1 直流输电技术的优点 3.2.1.1 经济方面
（1）线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根，采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。
（2）年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小;没有感抗和容抗的无功损耗;没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。
所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 3.2.1.2 技术方面
（1）不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。两端交流输电系统的等值电路见图1。输送功率为:P = (E1E2/Xx})smδ，式中:E1 E2分别为受送端交流系统的等值电势；Xx为线路、发电机、变压器的等值电抗；S为两电势的相角差。
图1 双端交流输电系统等值电路图
10
由此可见，在一定输电电压下，交流输电容许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制，还须采取提高稳定性的措施，增加了费用。而用直流输电系统连接两个交流系统，由于直流线路没有电抗，不存在上述稳定问题。因此，直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制.还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。
（2）限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制’，将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。
（3）调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。
（4）没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。
（5）节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 3.2.2 直流输电技术的不足：
（1）换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低;而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。
（2）消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%,需要无功补偿。
（3）产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。
（4）就技术和设备而言，直流波形无过零点，灭弧困难。目前缺乏直流开关而是通过闭锁换流器的控制脉冲信号实现开关功能。若多条直流线路汇集一个地区，一次故障也可能造成多个逆变站闭锁，而且在多端供电方式中无法单独地切断事故线路而需切断全部线路，从而会对系统造成重大冲击。
（5）从运行维护来说，直流线路积污速度快、污闪电压低，污秽问题较交流线路更
11
为严重。与西方发达国家相比，目前我国大气环境相对较差，这使直流线路的清扫及防污闪更为困难。设备故障及污秽严重等原因使直流线路的污闪率明显高于交流线路。
（6）不能用变压器来改变电压等级。直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500kV输电(经济输送容量为1 000 kW,输送距离为300~500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。 3.2.3 特高压交流输电的主要优点
（1）提高传输容量和传输距离。随着电网区域的扩大，电能的传输容量和传输距离也不断增大。所需电网电压等级越高，紧凑型输电的效果越好。
（2）提高电能传输的经济性.输电电压越高输送单位容量的价格越低。
（3）节省线路走廊和变电站占地面积。一般来说，一回1150 kV输电线路可代替6回500 kV线路。采用特高压输电提高了走廊利用率。
（4）减少线路的功率损耗, 就我国而言, 电压每提高1 % , 每年就相当于新增加500万kW 的电力, 500 kV输电比1200 kV的线损大5倍以上。 （5）有利于连网，简化网络结构，减少故障率。 3.2.4 特高压输电的主要缺点
特高压输电的主要缺点是系统的稳定性和可靠性问题不易解决。自1965-1984年世界上共发生了6次交流大电网瓦解事故，其中4次发生在美国，2次在欧洲。这些严重的大电网瓦解事故说明采用交流互联的大电网存在着安全稳定、事故连锁反应及大面积停电等难以解决的问题。特别是在特高压线路出现初期，不能形成主网架，线路负载能力较低，电源的集中送出带来了较大的稳定性问题。下级电网不能解环运行，导致不能有效降低受端电网短路
电流，这些都威胁着电网的安全运行。另外，特高压交流输电对环境影响较大。
由于交流特高压和高压直流各有优缺点，都能用于长距离大容量输电线路和大区电网间的互联线路，两者各有优缺点。输电线路的建设主要考虑的是经济性，而互联线路则要将系统的稳定性放在第一位。随着技术的发展，双方的优缺点还可能互相转化。两种输电技术将在很长一段时间里并存且有激烈的竞争。
在超高压交流输电方面，若在500kV电压等级上采用750kV（最高运行电压800kV），有可能因两级电压相距太近，会造成电磁环网多、潮流控制困难、电网损耗大等问题，而且，即使今后采用灵活交流输电技术或紧凑型输电技术，输电容量的有限增加仍难以满足
12
电力系统长远发展的需要。综上所述，与750kV交流输电相比较，特高压在大容量远距离输电和建设全国的坚强电网方面具有一定的优势，在技术和设备上并无不可逾越的技术难题，在建设投资和运行上也较为经济。
4 特高压输电实用技术问题研究
我国电网的快速发展需要更高电压等级的输电技术，特高压交流输电不仅可以减少线路回数，节省线路走廊，而且可使电网更加坚强，利于解决短路电流过大而超过开关容量极限的问题。我国特高压线路的建设应结合我国的具体情况，充分汲取国外特高压工程的经验教训，在线路的建设和运行过程中，进一步深化和完善特高压技术的研究，并考核技术的成熟性和设备的可靠性，在技术经济的比较上进一步开展工作。特高压线路的建设主要涉及以下几方面的技术问题： 4.1特高压输电系统的过电压和绝缘配合
在特高压输电系统研究中，对过电压和绝缘配合的研究是其它研究课题（如特高压设备研制）的前提和基础，是能否采用特高压的关键之一。我国特高压电网的发展，将从远距离开始，对过电压和绝缘配合方面来说，将提出更苛刻的要求。 4.1.1工频过电压
工频过电压主要是由空载线路电容效应、不对称接地故障和甩负荷等原因引起的，它和系统结构、容量、参数及运行方式有关。工频过电压的大小直接影响操作过电压的大小，同时又是选择避雷器额定电压的依据。特高压系统由于线路电容效应、不对称接地和甩负荷，工频过电压仍然是很高的。
并联电抗器是限制工频过电压的有效措施。我国特高压输电线路较长，必须在线路上安装并联电抗器。由于运行方式变化，线路上的无功功率变化很大。为了无功平衡和调压，要求并联电抗器应能随线路输送功率而自动调节电感量。
表6列出了国外特高压系统过电压倍数，前苏联的工频过电压倍数是由其避雷器灭弧电压倒推而得。
日本最大工频暂态过电压1.5p.u.是双回线路同时无故障跳闸而引起的。由于我国特高压输电线路要装电抗器，此类过电压不高，取1.4p.u.(0.2s)是合适的。
表6
国别 日本 前苏联 意大利 美国BPA 美国AEP 对中国的建议值 13
最高工作电压Um/kV 工频暂态过电压倍数 操作过电压倍数 1 100 1.30 1.50* 1.60 1 200 1.44 1.60 (1.80) 1 050 1.35 1.70 1 200 1.30 1.50 1 600 1.10 1.60 1 100 1.30 1.40* 1.60 注：“*”为0.2s值。
为降低特高压电气设备绝缘水平，必须降低工频过电压，主要措施可采取以下几种。 (1) 改变保护操作方式
工频过电压在接地故障时比较高，如果当线路发生单相接地故障时，单相自动重合闸不成功，可以先开断故障相，然后再开断健全相。这样的保护操作方式，工频过电压主要受接地系数影响。
(2) 采用可控并联电抗器
当线路潮流大时，可控电抗器容量变小。当线路潮流小时，可控电抗器容量可以变得足够大，当线路故障时，或者工频过电压偏高时，可控电抗器容量可迅速变化，有效地限制工频电压的升高，这是特高压系统比较理想的无功补偿方式。
(3) 对大型发电机应考虑可以进相运行，特别是接入特高压系统的主要大型发电机应可以进相运行。当小负荷进相运行时暂态电势低了，工频过电压也自然就低了。 4.1.2潜供电流
特高压线路的潜供电流大，恢复电压高，潜供电弧难以熄灭，影响单相重合闸的无电流间歇时间和成功率。
能否使特高压线路的潜供电弧快速自灭，是能否保证特高压系统稳定安全运行的重要问题。在超高压系统中，一般采用并联电抗器中性点小电抗补偿相间电容，以减少潜供电流的静电分量，达到限制潜供电流的目的。在特高压系统中，如仍用固定并联电抗器则无功平衡和调压困难较大，而且此时小电抗也难将潜供电流限制至要求值，故很可能采用可控电抗器，其电抗值随潮流而改变，这就要求小电抗值也随之变化，控制比较复杂。
为确保故障相在两端断路跳开后潜供电弧的熄灭，需研究快速消除潜供电弧的措施，包括采用高速接地开关。日本在特高压系统中采用高速接地开关，合闸后可使故障相潜供电弧快速熄灭。单相重合闸时间<1 s，较好地解决了这一问题，因此建议采用高速接地开关(HSGS)用以消除潜供电弧。无论线路上采用何种电抗器，此方法均可在1 s内实行单相重合闸，对系统稳定十分有利。
14
HSGS的操作过程见图2。图中，GCB为SF6气体断路器，CB为断路器。
图2 高速接地开关操作过程示意
4.1.3操作过电压
在特高压系统中，操作波的放电特性对设备的尺寸和造价影响较大，若出现饱和效应则会使尺寸非线性增加，使造价过高，其对策是尽量降低操作过电压水平。
采用断路器合闸电阻和优良性能的MOA，可将特高压输电线路的合闸过电压限制在1.6p.u.以内。
表6列出的国外特高压系统操作过电压水平多为1.6p.u.。前苏联第一期建设的特高压线路操作过电压取1.8p.u.，是几个国家中最高的。经过现场测试和多年运行，特别是在断路器和避雷器性能上的改进，新建设的线路操作过电压水平已改为1.6p.u.。
武汉高压研究所对三峡－华东系统的研究也证明操作过电压限制到1.6p.u.是可行的。据此，建议我国特高压系统的统计操作过电压取1.6p.u.。
单相重合闸过电压一般低于合闸过电压。三相重合闸过电压较高，对于我国特高压线路不可能采用三相重合闸，所以可不予考虑。
500kV系统操作过电压允许值一般≥ 2.0p.u.,分闸过电压一般低于此值，可以不予考虑。在特高压系统中，操作过电压倍数允许值取1.6p.u.，分闸过电压也可能超过此值，所以断路器不仅要加装合闸电阻，而且也要加装分闸电阻。为了简化结构，二者可合二为一，采用同一电阻器。日、美、前苏联的研究表明：采用带分、合闸电阻的断路器，高性能氧化锌避雷器以及并联电压电抗器可限制操作过电压到≤1．6 P．U。 4.1.4雷电过电压
特高压线路绝缘水平远高于500kV线路，其雷击跳闸率应显著低于500kV线路。
15
根据国外的统计资料，架空输电线路的雷击跳闸率占其总跳闸率的份额随着标称电压的提高而增加，对超高压线路达到20％～35％，而1150kV的特高压线路则可达到94%。由于缺乏雷电击中线路具体部位的统计资料，运行数据分析通常归结为两部分：雷击杆塔引起的绝缘子串反击闪络跳闸率及雷电绕击到避雷线保护范围内击中相导线的绕击跳闸率。这种方法不只国外采用，我国过电压保护规程也推荐。
前苏联特高压线路多次发生雷击跳闸，其主要原因是绕击。
日本1000 kV特高压线路全线均采用负屏蔽角提高耐雷水平，由于特高压线路绝缘水平远高于500 kV线路，雷击跳闸预计可比500 kV线路降低约50％。目前日本的特高压线路降压500 kV运行，运行的信息中没有雷击的突出问题。前苏联的特高压线路的防雷设计中，反击耐雷设计水平可高达雷电冲击电流250 kA。在1989、1990年，1150kV线路雷击跳闸的次数分别为0．3、0．4次／100km里且全为绕击跳闸。根据原苏联1150 kV特高压线路雷电绕击跳闸偏高的特点，我国的特高压宜采用负屏蔽角设计，防雷重点应是防绕击。同时，仍应强调降低接地电阻，提高反击耐雷水平，从而保证运行的可靠性。
然而，在超高压或特高压等级的架空输电线路上，比如在750kV和1150kV线路上，绝缘子串具有相当高的放电电压。国外文献的计算显示，即使杆塔冲击接地电阻达到10，雷击杆塔时绝缘子串闪络的概率仍小到可以忽略；同时，当发生雷电绕击导线时，雷电流也小于绝缘子串的保护水平。然而，比起一般档距的高压线路来，在档距比较长的750 kV和1150kV线路上，雷击避雷线引起的过电压高达IOMV量级的雷闪数量(概率)急剧增加。这样高的电压，虽然持续时间短(几s)，也足以引起避雷线——相导线间隙击穿。据此，有一个观点，认为特高压输电线路雷击跳闸的主要原因是：雷电击中档距中间部位的避雷线会引起避雷线——相导线间隙击穿放电，进而引起线路跳闸。
采用避雷线负保护角并不能避免雷击避雷线时的相导线——避雷线空气间隙击穿。为提高避雷线保护效果主要应考虑减小雷击档距中部避雷线时相导线——避雷线空气间隙击穿的概率。为此，应加大避雷线与相导线间的最短距离，如抬高避雷线，或将其向中相导线方向移动。后一种办法将会增大保护角，从而在一定程度上增加了绕击导线的概率。不过，若绕击导线的雷电流不大于线路的耐雷水平，则不会增加线路的雷击跳闸率。
变电站主要是依靠性能优良的MOA限制雷电侵入波过电压。根据日本经验，适当多装MOA可使设备上的过电压下降，绝缘水平也可随之下降，综合经济指标最佳。变压器、GIS上的最高过电压分别为1 893kV、2 208kV。日本因计算条件已十分苛刻，不再要求设备绝缘水平留裕度。
16
4.1.5 MOA参数选择
由于MOA有优良的耐受短时工频暂态过电压的能力，选择额定电压时主要考虑持续时间较长 (0．5～1 s)的工频过电压(建议值为1．3 p．u．)，短持续时间工频过电压(建议值为1．4 p．u．，O．2 s)不会引起MOA热崩溃，可以不予考虑。所以建议我国1 100 kV系统MOA参数为：
额定电压Um 826 kV 持续运行电压Uc 635 kV 标称放电电流 20 kV
雷电冲击电流残压 1 550 kV(10 kA)， 1 620 kV(20 kA) 操作冲击电流残压 1 400 kV(2 kA)
工频耐受电压Uw 953 kV(相当1．5p．u．)，0.55 s。 4.1.6变电设备绝缘水平选择 4.1.6.1 变压器
选择设备的绝缘水平时，一要考虑到制造水平，要留有裕度；二要考虑特高压工程建设时间较晚，可以借鉴和吸收国外先进经验，也不宜过份保守，应两者兼顾。
表7列出有关国家特高压变压器的试验电压。
表7 特高压变压器绝缘水平
国别 日本 前苏联 对中国的建议值 雷电冲击耐压 Ulwp/kV 1 950 2 400 2 250
操作冲击耐压 USWP/kV 1 425 1 950 1 675 工频耐压 Uw/kV 1 100(5 min) 925(1 h) 1 100(5 min) 900(1 h) 1 100(5 min) 925(1 h) MOA的雷电保护水平(20 kA残压)为1 620kV，变压器雷电冲击水平选为2 250 kV，绝缘配合系数为1．389。根据我国500 kV变电站防雷计算的经验和日本特高压变电站防雷计算的结果，此配合系数下的裕度较大，变压器雷电冲击水平降为2 100 kV也有可能。但是初次试制，从严考虑较安全，建议仍取2 250 kV。MOA的操作冲击水平为1 400 kV(2 kA残压)，相当1．559 p．u．。日本认为可以不考虑绝缘裕度，笔者建议还是采用传统做
17
法，考虑大于或等于1．15的绝缘配合系数，操作冲击水平取1 675 kV，绝缘配合系数为1．196。
工频耐压是对变压器绝缘寿命的重要考核，各国的数值相差不大。建议采用1 100 kV，5 min；950kV(=1．5³1 100/)，1 h。 4.1.6.2 断路器、隔离开关
表8列出了各国特高压断路器绝缘水平，我国的雷电冲击和工频耐压建议值与变压器相同。但操作冲击耐压水平选为1 800kV,绝缘配合系数为1.285.也可以考虑采用1 675kV,配合系统为1.196。
表8 断路器绝缘水平
国别 日本 美国BPA 意大利 对中国的建议值 最高工作电压 Um/kV 1 100 1 200 1 050 1 100 雷电冲击耐压 Ulwp/kV 2 250 2 175 2 250 2 250
操作冲击耐压 USWP/kV 1 550 1 800 1 675 1 800(1 675) 工频耐压 Uw/kV 1 100(1 min) 952(30 min) 1 100(1 min) 952(30 min) 4.1.6.3 电抗器
我国电抗器绝缘水平与断路器相同。前苏联特高压电抗器因其避雷器的残压较高，相应地电抗器绝缘水平也高，雷电冲击为2 550kV，操作冲击2 100kV。我国特高压基于性能优良的MOA，所选择的绝缘水平较低。 4.1.7 断路器合闸和分闸电阻
合闸和分闸共用一个电阻器，电阻值为600 Ω。合闸时接入时间为(10±1．5)ms；分闸时电阻接点延迟开断时间为30 ms。 4.1.8 线路绝缘水平
表9列出日本和前苏联的线路绝缘参数。前苏联特高压最高工作电压高于日本，但气隙却小，两者考虑的海拔高度不同可能是原因之一。日本考虑海拔高度1 800 m，前苏联特高压线路经过地区的海拔较低。经过海拔修正，日本取值仍然明显大于前苏联。
表9 特高压线路空气间隙 m
国别 日本 苏联
工作电压 3.09 2.40 18
操作冲击 塔体6.5，横担6.6 中相7.0，边相6.5 雷电冲击 6.6 对中国的建议值 2.40～2.60 中相6.5，边相6.2 同操作冲击 前苏联根据工频试验，认为2．4 m可满足要求。他们按Upm=0．5 d计算，式中Upm
为工频放电电压(峰值，MV)；d为距离(m)；与我国试验结果符合。
我国特高压线路杆塔可能和前苏联类似，而不大可能采用同杆双回，所以我国特高压线路工频电压空气间隙宜取2．4～2．6 m。由于本文考虑的最高工作电压为1 100 kV，低于前苏联的1 200 kV，所以即使同样采用2．4 m，也有较大裕度(按前苏联计算公式，其裕度为33．6％)。从数值上看，日本和前苏联的操作波间隙距离比较接近。实际上，前苏联的操作过电压为
1．8³1 200³2／3=1 764 kV， 日本的为
1．6³1 100³2／3=1 437 kV，
前者为后者的1．228倍。但是考虑两者的海拔差异。经气象修正，两者所根据的电压－距离关系曲线基本相符。
前面已经谈到，我国特高压线路的操作波统计过电压Us可以1．6 p．u．计算，即Us＝1 437 kV。参照日本、前苏联的经验，建议我国特高压线路操作波间隙距离取6．5 m(中相)和6．2 m(边相)。前者的临界网络电压(CFO)约为1 737 kV，σ取5％时，CFO(1—3σ)＞Us。
雷电冲击下空气间隙距离可取与操作波间隙相同。 4.1.9 防污闪
原苏联1150 kV线路防污设计据其沿线污秽分布规律、土壤状况(穿越部分地区为盐碱性土壤)及所经区域35～500 kV线路运行经验，确定线路绝缘泄漏比距高于常用泄漏比距(1．5 cm／kV)。
日本1 000 kV线路处在离海岸>40 km的内陆山地，调查分析线路走廊附近已有输电线路污秽成分表明，特高压线路所经区域的污秽主要为粉尘污，而不同爬距绝缘子的污秽程度不同，所需串长也不同，粉尘秽较重地区320 mm(33 t)、340 mm(42t)、380 mm(54 t)的绝缘子片数分别为40、38、32片。
防污闪是保证特高压线路可靠运行的一个十分重要的方面，根据线路运行经验我国线路污秽情况较原苏联和日本都更加突出。综合考虑紧凑化和防污闪的需要，特高压线路宜采用大吨位合成绝缘子，三相宜均采用V型串悬挂方式，结合所经区城的污秽状况并预
19
测今后的发展趋势，针对性的选择合理的绝缘子长度和爬电比距。目前大吨位合成绝缘子的技术条件和生产能力已经基本具备，今后应结合特高压输电的需要进一步加强400～820 kN大吨位合成绝缘子的研发。合成绝缘子以其优良的防污闪性能已在500 kV线路上广泛应用。 4.1.10 带电作业
前苏联、日本在特高压输电线路设计和建设初期就试验研究了它的带电作业方式、作业工具、人员的安全防护用具及防护措施等，制定了相应的技术导则。前苏联在1150 kV线路上开展了带电作业工作，进入作业工位时，等电位作业人员借助绝缘吊篮进入带电体，作业时在邻近杆塔上加装保护间隙。安全性试验分析其作业安全I生完全合格。由于特高压线路电场高，作业人员需穿戴带屏蔽面罩的全套屏蔽用具。经试验，屏蔽服内体表场强满足<15kV／m的规定，流经人体的电流<100A，满足作业人员的安全防护要求。日本针对特高压线绝缘子串较长的特点还专门研制了带电检测特高压线路直线串和耐张串不良绝缘子的检测工具。国外的工作说明了特高压线路带电作业的可行性和安全性。
我国<500 kV输电线路的带电作业已有较为成熟的经验。针对即将投入建设的西北地区750kV输电线路的带电作业也进行了大量的研究，其带电作业方式、工具、作业人员的安全防护等方面已有成熟的研究成果。目前，我国已研制出各项电气和机械性能符合IEC标准要求的绝缘材料，制成的各种绝缘工具以及结构改进了的屏蔽防护用具经试验均可满足≥750 kV线路的带电作业要求，这些工作都为特高电压输电线路带电作业技术的研究及应用提供了一定的基础和条件。另外，为合理地设计塔头尺寸，必需进一步开展带电作业最小安全距离、最小组合间隙、工具的最小绝缘长度等试验研究，以为线路设计提供技术依据和参数。
4.2 特高压输电系统的继电保护配置方案
特高压输电线的继电保护是建立在继电保护基本原理之上，是由高压和超高压输电线继电保护的配置和装置发展起来的。但是由于特高压输电线是联合或统一电网的骨架，特高压输电线在电力系统中所处地位的重要性和巨大的经济效益，其安全可靠运行对于全系统的安全可靠运行起着决定性的作用，故对其继电保护的性能和可靠性要求极高，应采取各种可能的措施，提高其灵敏度、选择性、可靠性(包括安全性)和动作速度。特高压输电线继电保护和自动装置的配置方案首先应保证在任何运行、操作和故障状态下的过电压不超过允许值，其次是保证系统稳定运行和设备安全。
以下论述和分析了国外在解决这些问题方面的经验，对我国特高压输电线继电保护配
20
置方案进行探讨，并提出了初步建议和应该研究解决的问题。 4.2.1 特高压输电线继电保护的配置
对特高压输电线继电保护配置的基本要求应是能保证在任何运行状态(包括两套主保护都退出)下被保护线路上发生任何故障时都有一套快速保护从线路两端同时快速切除故障，以避免发生过电压、系统稳定破坏或设备损坏等事故。与一般高压输电线不同。特高压输电线继电保护的任务首先是保证不产生不能允许的过电压，其次是保证系统稳定。因为特高压输电线绝缘子短时间能承受过电压的裕度较小，在过电压使线路绝缘子击穿时，更换绝缘子停电造成的经济损失远大于系统稳定破坏造成的损失。为了保证过电压不超过允许值，特高压输电线允许一端投人另一端断开的时间远小于两端保护相继动作切除故障的时间。因此特高压输电线上发生任何故障时必须以最短时间从两端同时切除故障，不能允许两端保护相继动作(即一端断路器断开后另一端保护才能动作)切除故障。因此，对于特高压输电线要求有两套不同原理的能快速切除各种故障的主保护，另有一套能通过通道传送跳闸信号或允许跳闸信号的后备保护，以保证在任何故障情况下两端切断的时间差不大于约40。50毫秒(准确数字应通过过电压计算确定)，其中考虑两端保护动作的时间差约20毫秒以及两端断路器断开时间之差约20毫秒。两套主保护必须从CT、PT交流输入、直流电源到跳闸线圈完全独立。否则，如果在线路故障期间同时发生CT、PT、直流电源或跳闸线圈任一故障，将使线路一端完全失去保护，不能切除故障。这一端将依靠后备保护切除故障，而使两端切除故障的时间差大于允许值而产生不允许的过电压。同时在特高压线路上线路末端发生故障时，相邻线路上的远后备保护往往不能满足灵敏度的要求，可能使故障不能切除。因此特高压输电线不能依靠远后备。特高压输电线一般距离很长，分布电容很大，为吸收容性无功功率、防止过电压应装设容量很大的并联电抗或可调无功补偿装置，加以故障类型复杂，过渡电阻多变，使得故障时电压电流数值、波形都在很大范围内变化，而各种保护原理都有一定的弱点，采用同一原理的两套主保护可能在某特定的运行方式和故障情况下都不能动作，而采用两套原理相同的主保护的优点如运行人员容易掌握、调试方便，备品备件数量可以减少等对于如此重要的特高压输电线路而言并不重要。国外经验也是如此。
在俄罗斯的750 kg线路上和1150 kv线路上采用的两套主保护一是负序方向高频保护，另一是距离高频和零序方向高频，而在单相重合闸周期中则采用相差高频保护反应非全相状态下的故障，并将可能误动的保护短时退出。
美国765千伏线路继电保护的配置也是如此。采用一个周波动作的保护、两个周波断
21
开的断路器、快速重合闸、开关失灵保护以及后备保护等。装设两套主保护，分别按不同的信号原理构成。一套采用闭锁式另一套采用允许式信号构成的方向高频保护。此外还有高频相差和后备距离保护。这样选择的原因是考虑到有冰雪时通道衰耗大，而在故障、操作或下雾和细雨时又会出现强烈的杂音干扰，如果两套采用一种信号原理，都为闭锁式或都是允许式，在上述情况下都不能实现完全的保护。两套主保护从蓄电池、直流回路、电流互感器、电压互感器和跳闸线圈全部实现双重化。
在微机保护中可以同时实现多种保护原理，因此对于微机保护也可采用两套硬件相同而软件原理不同的装置。横差动保护是平面双回线简单有效的保护原理，因此对于平行双回线可以考虑附加装设横差动保护。以增加保护的冗余度。对于微机横差动保护，不必将双回线的电流回路交叉联结以取得差电流并检查其方向，而可直接比较两回线保护的功率方向标志。当双回线外部短路时，两端两回线的功率方向总是一致的，当双回线内部短路时总有一端两回线的功率方向不一致，由此可判断有内部故障并可选出故障线路而动作切除，同时通过通道送跳闸信号跳开对端故障线路。
集成电路保护和其它非微机保护的电子元件、节点、线圈很多，故保护装置的可靠性问题多表现为拒动。微机保护则不然，受干扰影响的误动概率高于拒动。因为拒动和非选择性动作只能发生在历时较短的线路故障期间。而误动可发生在长期正常运行期间。此外，微机保护不断对大量的数字代码进行处理和传送，在处理和传送中其中任一代码的任一位，尤其是高位受外部或内部干扰影响而改变时都将影响保护的正确工作。因此。对于非微机型保护，各个保护通过“或门”输出一般是合理的，但对微机保护则不然。在有些情况下，通过表决方式输出更为合理，应通过可靠性计算确定。这就要求保护装置有足够的冗余度。
自动重合闸与保护的配合方式对保护配置的整体性能有很大影响。对于特高压输电线为了防止操作过电压，应将两端断路器切除的时间差限制在40～50ms以下，而重合也要有一定的时间差(具体数值应根据过电压计算确定)。输电线的投入和切除都应该是半自动的。例如投入时从一端(应预先经过过电压计算，先投入产生过电压小的一端)手动投入，同时通过通道自动启动对端的同期并列装置进行同期投入。在手动切除时也是从一端手动切除，同时通过通道传送跳闸信号切除另一端。在故障跳闸后的自动重合闸和重合闸不成功时的二次跳闸，也应按一定的顺序进行。
特高压输电线在两相运行状态下可能产生较高的过电压。如果经过过电压计算在非全相状态下产生的过电压倍数(考虑到故障相切除时的暂态过电压)大于一定值(俄罗斯对于
22
1150 kV线路，从绝缘子短时能承受的过电压能力出发定为1．4倍)时不允许采用单相重合闸，只能是三跳三合。对于允许采用单相重合闸的线路，两端重合的顺序和时间间隔要预先通过过电压计算来确定。对于单相重合不成功时切除其它两相的顺序和时间间隔也要预先通过过电压计算来确定。特高压输电线所连结的系统一般容量很大，惯性常数较大，因而系统振荡发展较慢，振荡周期较长，故可考虑采用不检查电压和同期的快速重合闸。亦即重合闸方式除了单相重合，三相重合外还应有快速重合。快速重合闸也应在通道配合下从两端同时进行。避免一端投人一端断开的时间超过过电压的允许时间。
自动重合闸应按断路器配置，自动重合闸与各个保护之间的配合关系应周密考虑，避免各保护对重合闸的控制不协调。例如有的保护启动快速重合闸。有的保护启动单相或三相重合闸等。单相重合闸的合闸时间应是根据熄弧情况可以自适应调整的。例如根据输电线两端并联电抗器中性点上所联结的消弧电抗器通过的电流判断消弧电抗器是否投入和短路点弧光熄灭情况，从而改变单相重合闸的重合时间等。最好能研制和采用新的自适应重合闸原理，以提高单相重合闸的成功率。减少系统承受冲击的次数。
为了防止过电压，特高压输电线两端一般应装设并联电抗器。对于非常长的特高压输电线，为了防止线路中部的过电压，在线路中点也要装设并联电抗器。根据运行情况，两端的电抗器正常运行时可能投入，也可能不投入。但在断路器跳开时必须立即投入以防止过电压和进行消弧。因此对于并联电抗器和消弧电抗器应装设专门的保护和自动控制装置。线路保护应不断监视并联电抗器和消弧电抗器的断路器状态，如果在线路故障时并联断路器未投入，消弧电抗器也未投入(被断路器旁路)，则线路保护在发出跳闸命令的同时要启动并联电抗器的保护和自动装置，立即将并联电抗器和消弧电抗器投入(闭合并联电抗器的线路开关，断开消弧电抗器的旁路开关)。与此同时，单相自动重合闸应监视消弧电抗器的电流互感器中的电流。如果消弧电抗器投入时其电流互感器中有电流，表示消弧电抗器已投入，应立即缩短重合闸的合闸时间。相反，如果无电流则表示其投人不成功，则应采用正常的合闸时间。
特高压输电线的断路器失灵保护原理和一般高压线路一样，但因特高压输电线一般距离较长，其失灵保护启动元件的灵敏度可能遇到困难。尤其是当本线路保护需要作为下一级线路保护的远后备时，要求在下级线路末端发生任何故障时。如果该线路保护拒动，本线路开关也拒跳时，失灵保护的启动元件(检测故障未消失的元件)应有足够的灵敏度。因此，失灵保护应采用多种启动原理以保证在各种故障类型下的灵敏启动，例如除故障相电流、电压外可能还需要负序、零序、阻抗等启动量。失灵保护启动元件不需要带方向，因
23
为在反方向故障时线路保护不会动作，不会去启动失灵保护。
特高压输电线对线路两端跳闸和合闸时间之差有严格的要求，因此应充分利用通讯通道使两端的保护专用七种高频信号(对较低电压线路也可如此)，并按其功能的重要性排出优先等级。例如，输电线正常操作的直跳或直合对端断路器的信号或本端断路器因故跳闸或在后备保护I段范围内故障发出直跳对端断路器的讯号优先级别应是最高，其次应是纵联保护动作发出的允许跳闸信号，快速保护切除故障后启动快速重合闸的信号，由后备保护跳闸时闭锁快速重合闸的信号，非全相状态下退出保护，切换保护的信号等。事实证明充分利用通讯通道可以改善保护的性能，这在应用光纤通道时将更容易实现，我国应加强这方面的研究。
以上是对我国特高压输电线继电保护的配置方案提出的一些初步的见解。对于具体工程还应结合每条线路的具体情况深入研究，制订具体的配置方案。 4.2.2 特高压输电线主保护原理的选择
目前比较成熟的、在我国有运行经验的、可以作为主保护的纵联保护原理不外乎以下几种：工频变化量方向保护、负序方向保护、分相电流差动保护、距离方向保护和相电压补偿试方向保护等。这几种原理各有一些优点，也都存在一定的缺点。简单分析如下。
工频变化量方向纵联保护可反应全相和非全相状态下的各种故障，不受负荷电流、系统振荡等的影响且动作速度很快，已在我国500 kV和200 kV输电线路上取得成功的运行经验。其主要缺点与所有利用故障分量的保护一样，是只能反应的初瞬间，不能反应故障的全过程。其次，其灵敏度与系统运行方式(保护背后系统阻抗)有关，有一定程度的不确定性，但是作为方向元件，灵敏度总是能够保证的。因此，这种保护原理作为特高压输电线的主保护没有问题。
负序方向纵联保护具有悠久的历史和丰富的运行经验。负序分量存在于故障的全过程，因此负序方向纵联保护可以可靠地反应不对称故障的全过程，不受振荡的影响。但其主要缺点是被认为“不能可靠反应三相短路”。在集成电路式和非微机保护中，负序分量用模拟电路(负序过滤器)提取，由于三相短路的初瞬间出现的不对称和负序过滤器电路有一定的滤除高频分量的能力等原因，负序方向保护也可反应三相对称短路。俄罗斯1150 kV输电线继电保护对于三相短路的方向是依靠对故障初瞬间的负序功率方向加以固定，然后和接于一相间电压和相电流之差的阻抗继电器通过“与门”进行判断。由于有负序功率方向继电器把握方向，故阻抗继电器采用向反方向偏移的园特性而不需要记忆回路，且不必设振荡闭锁装置。数十年的运行经验表明，这种反应三相短路方向的组合继电器在三相短
24
路时从未拒动过。对于如三相地线未拆除等固定的三相短路则靠后备距离保护反应。但这个方法可能不适合于微机保护。因为微机保护中的数字负序过滤器很难在兰相短路初瞬间数个毫秒的不对称期间内正确地滤出负序分量，因而很难捕捉到三相短路初瞬间的不对称短路。但如果给负序功率方向元件配以正序故障分量方向元件或相电流相电压突变量方向元件专门反应三相短路，可以构成一种完善的纵联保护。负序方向纵联保护的另一缺点是在非全相状态下再故障时不能可靠动作，因而在俄罗斯1150kV线路保护中，在单相重合闸周期的非全相状态下，负序方向高频保护被退出，而切换成相差高频保护。综上所述，负序功率方向(也可辅以零序功率方向)配以正序突变量方向或相电流电压突变量方向的纵联保护在理论上和实践上都是比较成熟的，应是特高压输电线主保护的待选方案之一。
分相电流差动纵联保护从原理上是最理想的保护方式，具有绝对的选择性，不受系统振荡的影响，不受运行方式的影响，受过渡电阻的影响小，本身具有选相功能。但用于芳距离特高压输电线路时首先要分析线路分布电容电流的影响。特高压输电线为了提高自然功率，需要减小波阻抗，要减小波阻抗就必须减小线路电感增大电容。例如具有每相4根分裂导线的750 kV线路每公里电容可达13．2³l0
一9
F，每公里电容电流可达
cU＝314³13．2³10一9³
750³103＝1．7948A。 3而传送自然功率时每相的负荷电流为1698A，亦即100公里线路的每相电容电流约达到额定负荷电流(设为自然电流)的10％左右。500公里线路将达到其50％。1150 kV线路的自然电流约等于2766．5 A，而500公里长线路的电容电流将达到1440A，也是约50％。这只是稳态运行情况下的电容电流，在故障或重合闸时的暂态充放电电流将要增大数倍。尤其是在暂态状态下电压中有很多高频分量，电容电流与频率成正比，将会产生更大的高频电容电流，这将使线路区外故障时两端电流的波形、幅值和相位都将发生严重畸变，影响电流差动的正确工作。因此欲采用分相电流差动保护原理时，应采取补偿电容电流的措施。对于微机保护可研究补偿电容电流的算法，尤其是补偿哲态电容电流的算法。在不采取电容电流补偿措施的情况下，分相电流差动保护可能只能用在200公里以下的线路，其电容电流可达到自然功率电流的20％左右。外部故障时所产生的不平衡电流还可用定值躲过。
距离纵联保护有很多优点，有丰富的运行经验。其主要优点是可以兼作主保护和下一级线路的远后备保护，保护范围基本固定(若不考虑过渡电阻影响)，不受系统运行方式变化影响，根据线路情况和保护且标可以采用各种不同的动作特性等。但其缺点也是严重的。
25
首先是受系统振荡影响很大，必须采用复杂的影响保护动作可靠性的振荡闭锁措施；受过渡电阻影响保护范围可能缩短或伸长；方向性特性(动作特性通过原点)不能可靠反应保护安装处的故障；受线路串补电容影响可能使动作范围大大缩短；电压回路断线可能造成立即误动作必须采用高速的电压回路断线闭锁措施等。此外用于特高压输电线时必须按分布参数整定，使得保护定值不能直接反应保护范围的长度。如所周知，对于长线路：
u1=u2ch（²l）+I2Zcsh（²l）
。。。。。。I1=I2ch（²l）+（u/Zc）sh（²l）
式中
u2，I2－输电线末端的电压，电流矢量 －线路的传输常数 Zc－波阻抗，
在末端三相短路时，u2＝0，则从始端测量的阻抗为 Z1＝
。。。。。。。。。。。U1I1。。＝Zcth（²l）
。。即阻抗继电器的测量阻抗是故障距离l的双曲线正切函数，不与距离成正比。线路很长时故障点距离变化一点将使测量阻抗有很大变化，再考虑到过渡电阻，使保护整定复杂，整定的精度降低，线路保护l段的动作范围要留有较大的裕度。
按照距离保护的以上特点，可配以远方跳闸信号，作为特高压输电线的独立后备保护较好。
相电压补偿式方向纵联保护具有一系列优点，在我国500 kV线路上也有丰富的运行经验。其主要优点为可反应全相状态下各种故障和非全相状态下除两相接地外的其他各种故障的全过程，在合理整定条件下不受全相状态和非全相状下系统振荡的影响。在反方向的各种故障包括经各种过渡电阻故障的情况下有很强的方向性。也可按照多相补偿的原理作为下一级线路的后备保护。其缺点是和多相补偿阻抗继电器相似，在单相接地时允许过渡电阻的能力较差，其次是动作时间需要23毫秒左右。这种保护原理可作为第二主保护，或作为非全相状态下的保护，专门用以反应单相重合闸周期中的故障。
综上所述，建议作为特高压输电线的第一主保护采用工频变化量方向纵联保护原理，作为第二主保护可采用负序方向和零序方向结合的纵联保护或相电压补偿式纵联保护原
26
理，作为非全相状态下的保护可采用相电压补偿式纵联保护。对于200公里以下的特高压输电线可采用分相电流差动保护作为第二主保护。对于以上各种保护都要深入研究特高压输电线电容电流的影响和与通道(载波、光纤通道)的紧密配合与充分发挥通道作用以满足特高压输电线防止过电压和保证保护灵敏性、选择性、可靠性高要求等问题。 4.2.3 特高压输电线的后备保护
作为特高压输电线的后备保护可采用距离保护。保证输电线两端切除故障的时间差不大予40-50毫秒，后备距离保护也应与通道结合。特高压输电线一般较长。容易作到使两端距离保护l段有相互交叉的区域。因而在线路上任一点故障时，至少有一端的距离保护1段能可靠动作，动作后立即通过通道向对端发出直接跳闸(不受对端保护监控)命令，使两端故障切除时间之差小于允许值。其Ⅱ段和Ⅲ段作为本线路和下级线路保护的后备。可传送允许信号，在对端保护监控下跳闸。
距离保护应设有振荡闭锁和电压回路断线闭锁措施。保护最好设两个启动元件与振荡闭锁相结合。一个灵敏启动元件，在下级线路末端短路时应能启动，使快速保护段短时(例如30—40毫秒)投入。然后将其闭锁以防止振荡时误动，一直闭锁到振荡停息以后。另一为不灵敏启动元件，只在本线路上短路时能够动作，动作后叉将快速保护段第二次投人。因此在灵敏启动元件将快速保护段闭锁期间发生本线段故障时，快速保护段仍能动作。这就解决了保护启动元件既要有很高的灵敏度，在正方向故障时都能启动，又要避免由于灵敏度过高使保护频繁启动，启动后又将快速段闭锁很长时间，使其不能反应在此期间内本线路故障的矛盾。
距离保护的动作特性如何，对保护性能有决定性的影响。对特高压输电线不应局限于目前常用的几种特性，如圆特性、四边形特性、椭圆特性等。微机保护可以很容易地实现任何动作特性，应该充分利用这一优越性，使得距离保护各不同功能的保护段都具有最优的动作特性，充分发挥其功能。对于距离保护I段的动作特性要求在线路出口短路时能可靠动作并具有方向性和一定的承受过渡电阻的能力。为消除保护安装处线路出口短路时的电压死区，一般采用方向阻抗特性和电压记忆回路相结合的方法。也可采用向第四象限偏移特性与使用故障前电压和故障后电流构成的方向元件相结合的特性。两者都是基于记忆故障前电压相位的原理。故障后频率的偏移会使电压实际相位逐渐偏离所记忆的相位。这种误差对阻抗特性影响较大，而对方向元件的方向特性影响较小。因为方向元件的动作范围接近180°。因此应该说采用偏移特性和方向元件特性结合的方法较好。这还需要根据线路具体情况进行具体的研究和分析后确定。承受过渡电阻的能力和减小系统振荡影响的
27
要求是相互矛盾的。考虑到接地短路时的过渡电阻远远大于相问短路的过渡电阻，故最好对单相接地短路和其它短路应用不同的动作特性。当选相元件选定为单相接地时，启用接地动作特性，否则则尖用相间短路作特性。
距离Ⅱ段应采用向第四象限偏移的特性，偏移的范围不要超过背后线路或母线快速保护的动作范围。在背后快速保护范围内故障时，快速保护动作切除故障，本线路保护Ⅱ段不会误动。特高压线路背后的母线、线路或变压器的快速保护都有两套以上，因此不必考虑两套快速保护都拒动的情况。但是距离保护Ⅱ段的延时应大于断路器失灵保护动作切除故障的时间。基于这种考虑距离保护Ⅱ段可采用偏移特性而不需要附加方向元件保证其方向性。更不能用记忆特性，因为Ⅱ段延时很长频率偏移不可避免。对于Ⅱ段照例可对接地和相间短路用不同的动作特性。为防止由于过渡电阻增大(电弧伸长)使I段动作后又返回，不能可靠跳闸起见，可采用将I段动作信号固定并与不带延时的Ⅱ段通过与门给出I段跳闸命令，只要I段曾经动作，且故障未清除，Ⅱ段未返回，即可保证I段跳闸，此即可谓“瞬时测量”原理。
距离保护Ⅲ段或阻抗启动元件(如果用阻抗启动)动作特性的选择主要要考虑避越负荷阻抗、承受过渡电阻能力和减小系统振荡影响等问题。为此应研究设计特殊的动作特性。例如在第一象限在最大负荷功率因数角以下的区域缩小保护动作范围以利于躲避最小负荷阻抗，在大于此角的上部区域扩大实轴方向的动作范围以利于承受较大的过渡电阻。为防止系统振荡影响可设置两个形状相同大小不同彼此嵌套的特性，当测量阻抗向量从大曲线进人小曲线的时间超过一定值时即认为是振荡，使阻抗元件不予反应(类似于“大圆套小圆”原理)这可只作为Ⅲ段防止振荡误动的措施。对于I、Ⅱ段可采用其它更为完全的振荡闭锁原理。此外应研究完善的能在振荡期间反应区内对称和不对称故障的原理。 4.2.4 其它保护和自动装置
关于其它保护和自动装置前面已经提到，现简要小结如下： 4.2.4.1断路器失灵保护
前已提到其原理和功能和其它线路一样，但对特高压输电线要采取多种启动(检测故障未消失)措施以保证其灵敏度。因失灵保护受保护控制，故其启动元件不需要带方向性。 4.2.4.2 自动重合闸
前已提到首先通过过电压计算决定能否采用单相重合闸。如果能够采用，尚需计算重合闸不成功时同时切除故障相后，切除其它两相的顺序。由于特高压输电系统振荡发展较慢。应首先考虑采用快速重合闸，由快速保护启动。其次是检电压和同期的三相一次重合
28
闸。自动重合闸与各种保护的配合要周密考虑，避免出现矛盾。国外有采用二次重合闸的成功经验。因为特高压系统振荡发展较慢，应根据系统具体情况研究能否采用扑捉同期的二次重合闸。4.2.4.3并联电抗器的保护和自动装置
对并联电抗器内部和引线的各种故障应有完善的快速保护。应预先通过过电压计算。如果并联电抗器内部故障被切除时可能引起不能允许的过电压时，则在切除故障电抗器的同时应通过线路保护同时跳开线路两侧断路器。
并联电抗器根据系统运行方式和线路传输功率有时可能要断开，但在线路故障保护跳闸时应立即通过并联电抗器的自动控制装置将其投人。并联电抗器中性点所接的消弧电抗器的容量可能不能承受线路接地故障时的零序电流，故在正常运行时一般将其用断路器旁路，在线路故障保护动作跳闸时应立即将旁路断路器断开，将消弧电抗器投人消弧，在自动重合时又应立即将其旁路。这些操作都应由并联电抗器的自动装置在保护的控制下完成。
4.3 特高压输电工程所需主要输变电设备
特高压输变电技术应用于工程的一个基本条件是需具有质量可靠、运行稳定的特高压设备。因此，应结合特高压工程所需的主要输变电设备，对国内外制造商的技术条件和生产能力进行全面的调研，并对其工程应用的可行性进行必要的分析研究。
从国外情况来看，早在1985年前苏联就设计制造了全套特高压输变压设备。日本的特高压输变电设备从1995年以来．变压器、GIS、避雷器、快速接地开关等主要电气设备在新楱名特高压变电所一直进行着全电压运行考核，不曾出现运行故障。另外，美国、意大利等国也曾建设特高压试验站，对特高压输变电技术和设备进行了系统的研究。从已了解的情况来看，如果有工程需要，国外电气设备制造企业是具有设计、制造及供应特高压输变电设备能力的。
我国的电气设备制造水平随着750 kV工程的上马，有了新的发展进步，研制特高压输变电设备是可能的。根据对国内制造企业的初步调研，目前除断路器等少量设备外，国内企业对大多数特高压输变电设备已具备生产制造的技术条件和能力。 4.3.1 变电设备 4.3.1.1 变压器
前苏联1979年研制完成第一台试验用667MVA，1150 kV／500 kV单相自耦变压器，后生产了20多台特高压工程用1 150 kV／500 kv变压器，共装备了3个1150 kV电站，2个发电厂升压站。从1985年投入运行，经受了各种运行条件的考验，不曾出现运行故障，
29
至20世纪90年代初期，由于政治原因和经济衰退，1150 kV线路在运行5年后降压至500kV运行。日本于1978年开始研究特高压输电技术，90年代初完成主要输变电设备的研制。从1995年开始在新榛名变电所进行全电压运行考核。3台1000 kV／1000 MVA单相自耦变压器分别由3个企业独立研制生产。特高压变压器高中低绕组额定电压分别为1050／
3土70％、525／3和147 kV，一、二次绕组每相容量为1000 MVA，三次绕组容量为
一次的40％，用于配合大容量调相设备。为了生产容量高达3³1000 MVA的超大型变压器，需要对绝缘子结构、磁路结构、冷却方式、机械强度等进行综合分析研究。日本的研究路线是首先研制试验模型，对各主要元件和性能分别进行试验研究。第二步是研究原型特高压变压器，进行整体试验研究。意大利也曾建立特高压试验场，至1987年共生产了3台单相(1000／3)／(400／3)／24 kV自耦变压器，于1990年投入试运行，积累了一定的运行经验。
目前世界上仅有瑞典的ABB公司、德国的西门子公司等几家著名的变压器公司具备750kV变压器的生产能力。
西北750千伏输变电示范工程是我国目前电压等级最高的电网建设项目，也是全
世界13个国家拥有这一电压等级示范工程中海拔最高的一个。该工程从青海官亭到甘肃
兰州，建设750千伏线路153公里，新建750千伏官亭变电站和750千伏兰州东变电站两座，每座变电站安装3台750千伏、50万千伏安变压器。
由保定天威保变电气股份有限公司自行开发研制的我国首台50万千伏安/750千伏特高压电力变压器，于2004年10月19日一次试制成功。
该产品是我国目前单相容量最大、电压等级最高的超高压电力变压器，为单相自耦无励磁调压，是我国西北电网750kV输变电示范工程的关键设备，于2005年7月底安装在青海省官亭变电站，有望9月投运。
天威保变本次开发的750kV高压变压器具有完全的自主知识产权，其后，还将制造3台同类产品，于2005年陆续投入运行。
此外，由西安变压器有限责任公司研制生产，各项性能指标具有国际先进水平，
达到我国超高压大容量变压器国产化生产要求的750千伏变压器2005年4月3日从西安出厂发运往兰州，安装在西北750千伏输变电示范工程兰州东变电站。
4.3.1.2开关设备
特高压输电需提高断路器断口电压，同时要求灭弧室能开断大的短路电流。常规式特
30
高压断路器除前苏联在早期曾采用压缩空气断路器以外，美、日、意等国均采用SF6断路器。对性能先进的特高压断路器来说要求断口数为双断口，单断口电压达到550 kV以上，开断电流达50／63 kA，开断时间在2周波以内。日本目前已研制出双断口1100 kVSF6断路器，在特高压GIS的开发应用方面，日本有3家企业都研制出了配双断口SF6断路器的特高压GIS设备，已应用在特高压输电工程中，并已进行了长达8年的全电压带电考核，具体参数见表10。
表10 日本双断口SF6断路器的特高压GIS设备参数
4.3.1.3避雷器
31
特高压避雷器对特高压等级的绝缘配合起着十分重要的作用。日本和俄罗斯均已制造出特高压避雷器并在实际工程中得到了运用，其主要技术参数见表11。我国自20世纪80年代开始引进金属氧化物避雷器制造技术及生产、检测设备，目前已经具备研制、生产超高压避雷器的能力。近几年来国产500 kV避雷器已得到了广泛应用，最近又研制完成了750 kV金属氧化物避雷器的研制，着重研究了避雷器的电位分布、热耗散特性、耐污特性、抗震性能等。为研制特高压MOA积累了一定的经验。由于金属氧化物电阻片是避雷器的核心元件，其通流容量、老化特性、保护特性等对避雷器的性能起着重要的作用，因此今后应着重研究大尺寸金属氧化物电阻片的制造技术，结合特高压输电工程对相应课题进行技术攻关，使特高压避雷器的生产制造实现国产化。
表11 日本、俄罗斯特高压避雷器主要技术参数
4.3.1.4可控高压电抗器
特高压线路的充电功率很大(约为同长度500kV线路的5倍)，无功平衡问题尤其突出。装设固定电感值的电抗器可限制甩负荷时的工频暂态过电压、操作过电压及正常运行时的容升效应，但这可能降低特高压线路的输送能力，因此，并联高压电抗器应是随着线路上潮流和电压可自动调节电抗值的可控电抗器。适用于特高压输电系统的可控电抗器主要有磁阀式可控电抗器和变压器式可控电抗器。磁阀式可控电抗器是通过铁心饱和来改变电抗值；变压器式电抗器是改变低压绕组的导通状态来调节电抗器容量，其响应速度快、谐波电流小、功率损耗小，特高压可控电抗器的主要参数见表12。日本、俄罗斯均认为以目前的技术水平，完全可以生产制造出特高压可控电抗器。国内的沈变、保变、西变和衡变均进行过可控电抗器的研制，但其产品的电压等级较低，沈变认为经过2～3年的专项技
32
术研究可生产出特高压可控电抗器。
表12 特高压可控电抗器主要参数
青海至甘肃的西北750千伏输变电示范工程是西北开发的第一条特高压输变电线路，它是我国西电东送的重点工程之一。其主体设备特高电压电抗器国内企业此前尚未生产过。
近年来，特变电工衡阳变压器公司坚持依托技术创新，加快产品升级，从乌克兰及国内科研院所引进了60多名高电压顶尖级专家，开发了330千伏至1150千伏超高压变压器和可控电抗器技术。
特变电工衡阳变压器有限公司2004年国庆前夕生产出来的７５０千伏电抗器在中国最高电压等级的\"西北７５０千伏输变电示范工程\"中已落户于官亭变电站，这一设备已经一次性通过国际权威机构——意大利CESI公司的监试。从主要性能参数上看，国产７５０千伏电抗器的损耗、振动、噪声水平等都大大优于标准值。
此前，在７５０千伏电抗器这类\"高端设备\"领域，外国公司基本上处于垄断地位。 4.3.1.5高速接地开关
在特高压系统中，可采用高速接地开关来消除潜供电弧，在1s内实现线路的单相重合闸，有利于系统的稳定，高速接地开关主要参数见表13。韩国已生产出800 kV的高速接地开关，与GIS配套应用于750 kv输电系统中。日本有3家企业均已生产制造出用于1 000 kV系统的高速接地开关并配有监测系统，检查和确认故障相两端断路器已经分闸后才投入高速接地开关(HSGS)；检查和确认HSGS已经分闸后才允许断路器重合闸。通过专项技术攻关也可生产制造出适用于特高压的高速接地开关。
33
表13 高速接地开关主要参数
4.3.2 输电线路设备 4.3.2.1绝缘子设备
特高压输电线路的绝缘子要求更高的机械强度，良好的电气性能和防污秽性能，同时考虑特高压线路绝缘子串更长，检测和更换极不便利，因此要求有更高的运行可靠性。
日本已有330、420、540 kN瓷绝缘子用于1000kV输电线路，并已开发出700～840 kN瓷绝缘子产品，瓷绝缘子的主要参数见表14。为了避免瓷绝缘子在雷击闪络时造成损坏，日本在特高压线路绝缘子两端均装上了引弧间隙，悬垂串的引弧间隙为6．3m，耐张串为5．9m。玻璃绝缘子目前已有300、400、530 kN级产品，采用的玻璃绝缘子主要参数见表15。复合绝缘子从生产条件上来讲已具备生产1000 kN级的能力，在实际工程中广泛采用160～400kN级产品用于750 kV及以下电压等级的输电线路中。从国内技术水平和生产能力来看，目前已具备生产300、400、530 kN瓷绝缘子和300、400 kN玻璃绝缘子以及400 kN合成绝缘子的能力，其中瓷绝缘子可生产普通型、钟罩型、双伞型、三伞型，玻璃绝缘子可生产普通型、钟罩型，合成绝缘子已有多家单位研制完成750 kV线路合成绝缘子，一旦特高压工程上马，可满足特高压输电工程对绝缘子设备的需要。当前需开展的工作是加强防污性能优良的大吨位瓷绝缘子、玻璃绝缘子的研究和400～820 kN级大吨位合成绝缘子的开发。
表14 瓷绝缘子的主要参数
34
表15 玻璃绝缘子主要参数
4.3.2.2导线、金具与杆塔
特高压线路的导线应满足输送容量、机械荷载和电磁环境等多方面的要求。前苏联是采用8³330mm2导线，意大利试验推荐值是8³560 mm2，日本采用的是8³810 mm2，各国取值不同主要是线路所经区域的环境条件不一样以及对电磁环境的要求不一样。从国内外的试验结果来看，当采用分裂直径为1 m以上的大截面导线后，特高压线路的地面静电感应水平可控制在与500 kV线路相当的水平，无线电干扰水平甚至可小于500 kV输电线路，可听噪声在标准规定的允许范围内，见表16。目前国内有一部分企业通过改进设备和技术改造，已具备生产600～1400 mm2大截面导线的能力，部分产品已应用于三峡、二滩电站等电力输出工程。
表16 各国特高压导线主要参数
特高压线路的金具主要有悬垂金具、耐张金具、跳线金具和间隔棒等。前苏联在特高
35
压线路中采用了两种型式的间隔棒，一种是8分裂的环型间隔棒，一种是由两分裂间隔棒组合而成的8分裂间隔棒。日本在1000 kv线路中均是采用环型间隔棒。另外由于特高压线路导线分裂数多、导线截面大、金具承受的荷载也随之增大，因此对特高压线路金具的结构型式、工艺质量和机械强度也会有更高的要求。特别是考虑到我国的特高压线路有可能部分处于高海拔地区，因此对控制金具的起晕电压和无线电干扰水平方面将需要做更深入的工作。目前国内的金具制造能力与国外处于同一水平，有较多企业已生产出750 kv线路金具产品，部分企业已研制出1150 kV线路配套金具，并已应用在国内的特高压试验线段上。
在国外特高压输电工程和试验线段中，已应用的铁塔型式包括常规自立式铁塔、拉线塔、拉线－拉索铁塔，在自立式铁塔中又包括双回路铁塔和单回路铁塔，单回路铁塔高度一般为40～60 m。日本的双回路铁塔平均高度为110多m。杆塔的塔头尺寸主要由操作过电压水平确定。日本、前苏联均已将特高压线路的操作过电压倍数限制在1．6 p．u以下，因此塔头各部分空气间隙可限制在6～7 m之间。在特高压杆塔的塔材方面，前苏联多采用角钢塔，日本均采用钢管塔，从国内各企业的制造水平来看，已具备大型铁塔的制造能力，可满足特高压线路杆塔的制造要求。 4.4 特高压输电对环境的影响
特高压输电有许多优点，但是特高压输电产生的强电场会对人的生理和心理造成影响，电晕放电除损耗能量外，还引起如无线电、电视的干扰和可听噪声等一系列愈来愈为人们所关注的环境问题。在使用特高压输电时。一定要考虑特高压产生的强电场和电晕放电产生的高频电磁脉冲对人体健康以及生态环境的影响，对无线电和电视的干扰。特高压输电是一项非常复杂的工程，相应技术指标还有待进一步完善。对特高压输电，各国的研究表明：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。 4.4.1强电场对人的生理和心理影响
1972年，苏联关于超高压变电站工人反映电场对身体有影响的报告在大电网国际会议上发表后，引起了很大的波动，世界各国对此进行了大量的试验研究。西班牙医生Fole在第二次国际电气危险防护会议上叙述了功能障碍的问题，报道8～9个变电站工人到500 kV变电站工作后有头痛、嗜睡、恶心等症状。国内也做过大量的试验研究表明，工频高压电场有较明显的刺激作用，对机体存在不良影响，工作人员进入电场后头发竖立，头部紧缩。动物试验还证明：一定场强的工频高压对机体除局部有刺激作用外，还有全身性影
36
响，诸如琥珀酸氢酶、心血管系统的心肌细胞乳酸脱氢酶、心肌细胞膜三磷酸腺苷(ATP)酶和心电等的改变。
上面所说的是电场的长期影响，此外还有电场的短期影响。处在特高压线下面或者附近的对地绝缘的导电体，因为导电体和导线间的相互部分电容以及导电体对地的自有部分电容的存在，当人接触此物体时，就会产生电击。电击一般分为2种：暂态电击和稳态电击。例如雨天打伞经过特高压线路下时，如果脸部或手靠近伞的金属部分就会有火花放电，这就是暂态电击。关于稳态电击，据有关资料表明，平均感觉电流约为0．6 mA(妇女)到l mA(男子)。 4.4.2电晕放电的影响
当输电线路表面电场强度超过空气分子的游离强度(一般为20～30 kV／cm)，就可听到“刺刺”的放电声，嗅到臭氧的气味，夜间还可以看到导线周围发出的蓝紫色荧光，这就是电晕放电。随着电压的升高，先出现起始电晕，然后是可见电晕，最后形成全面电晕。电晕起始场强的计算可用皮克公式：
E=30.3(10.298r)
式中 Ec——圆柱体导体的电晕起始场强，kV／cm；
r——导线的半径。cm：
——空气的相对密度，对于标准大气条件和温度20℃，=l。
电晕损耗能量，电晕会使导线表面腐蚀，电晕放电产生的脉冲电磁波对无线电和高频通信都会产生干扰。对于特高压输电线路(1 000 kv及以上)，电晕是不可避免的，而且随电压等级的提高会越来越明显。 4.4.2.1 电晕放电对无线电的干扰
输电线路电晕放电是产生无线电干扰的根源，无线电干扰指在无线段频段可能对有用信号造成损害的电磁干扰。输电线路电晕产生的脉冲电磁波沿着线路两侧横向传播，使沿线一定范围内的无线电接收设备，在正常工作时所接收的有用信号的波形幅值和相位受到影响，导致这些无线电接收设备达不到正常工作所需的信噪比。输电线路无线电干扰主要是电晕放电、间隙放电(火花放电)等引起的。电晕放电的单个脉冲很窄，脉冲宽度在0．1s量级。实际交流线路的电晕放电多发生在工频的正、负峰值附近，有一系列脉冲组成脉冲群，并且其波形也十分不规则。脉冲群的持续时间为2～3 ms。这样一系列的脉冲，必然产生丰富的高频分撤。随着频率的提高，其频谱分量减少。根据大量的测量结果统计出的
37
输电线路电晕放电的频谱特性在0．15～4MHz频率范围，一般无线电噪声的频谱特性不受季节、时间、气候等条件的影响。
输电线路的电晕可产生被称为电磁干扰(EMl)的高频噪声。研究表明，在数兆赫以上的频率点，电晕噪声电平显著降低。输电线路电晕对无线电的干扰，主要是指对无线电接收机的中波段(535～l 605kHz)内的干扰。而在一般情况下，短波广播(3～30MHz)主要利用电离层对无线电波的一次或多次发射进行远距离无线电通讯或广播，输电线路对短波的干扰很小。调频广播只能在超短波段(88～108MHz)上传播，在接收端接收机的限幅器能将由于干扰所引起的振幅变化削平，它抗干扰能力很强，不必考虑线路的影响。研究表明，对调幅广播24 dB的信噪比是可以接受的。美国联邦通讯委员会(FCC)认为，‘谪意的运行情况”可容许的信噪比为24 dB。
无线电干扰程度与信号接收地点有很大关系。特高压输电前期研究中关于无线电干扰的计算结果表明，距边导线投影20 m处干扰与500 kV线路的干扰水平相当，无线电干扰的限值可以确定在55～58 dBV／m。
输电线路对机场导航台、站的干扰影Ⅱ向，也属于无线电干扰的范畴。从无线电干扰的机理分析，超短波定向台的使用频率较高，一般不易受到线路干扰的影响。有关方面根据对中波导航台的地面测试和飞行检验，线路在距离700 m时，对中波导航台基本不存在干扰。
4.4.2.2电晕放电对电视的干扰
输电线路对电视的干扰有2个方面：一是由于电晕放电产生的噪声对调幅图像的干扰引起图像质量的变差；二是由于线路杆塔对电视波的屏蔽和反射引起信号衰减及产生重影等不良后果。电视伴音因为是调频制，有其固有的抗干扰特性，则不受影响。
输电线路对电视的干扰一般限于来自不良的绝缘子或金具上的火花放电。因绝缘子瓷件断裂或破损造成的断续放电，各元件金属部分接触不良引起的放电，如导线悬挂金具的绞接处及绝缘子钢脚的球头与铁帽的球窝间，因锈蚀形成绝缘壁垒，它们在交变电压下发生连续式微电弧放电。输电线路对电视接收产生屏蔽影响和引起重影，发生影响的范围变化很大，与电视波的入射角、线路的长度、导线粗细、导线根数、排列方式、地形以及入射波的强度等均有关系。
特高压输电线路通常跨越较大的地理区域，其杆塔高度一般在24～50m之间。为了增加送电容量、减步线路损耗等原因，特高压线路采用多分裂导线，如4分裂导线、8分裂导线等。
38
电视波通常为水平偏波，其波长一般在10 m(频率30MHz)以下。当电视波遇到输电线路等良导体时，在导体中会激发感应电流，高频感应电流同时向导体四周辐射电磁场(简称散射场)，该散射场迭加在原电视波上，被附近的电视机接收，就会影响电视的收看效果。1964年日本建设了东京南线双回输电线路，部分地区发生了由4分裂导线向电视接收机散射VHF频带(波长约1．4～3．3m)的电视波而生成重影图像的情况。
多分裂导体输电线路对电视波的散射作用机理非常复杂，和导线半径、分裂间距、波入射角、波频率、观测点位置等众多因素有关，存在因导线问的多次散射而引起的共振态和反共振态。应根据具体情况进行具体分析；多分裂导线对电视波的干扰范围比单导线的干扰范围大，500 kV高压输电线路4分裂导线的影响范围为280 m(以干扰波和电视波的差值20 dB为判据，该判据暂时人为设定，具体数据可根据以后制定的标准作相应调整)，1 000 kV特高压8分裂导线的影响范围为700 m(以干扰波和电视波的差值20 dB为判据)，而对应的单导线的影响范围不超过100m；输电线路走向设计时应该考虑与电视波传播方向的夹角，尽量避免共振态的出现；在向输电线路附近传送电视渡时，应充分考虑频率的反共振点分布特性，选择合适的载波频率；UHF频带的散射场影响范围比VHF频带的大；输电线路附近的电视机可以通过调整接收天线的高度改善接收效果。 4.4.2.3可听噪声对环境的影响
可听噪声是指导线周围空气电离放电时所产生的一种人耳能直接听得见的噪声，它是一种声频干扰。这种噪声将使得特高压线路附近的居民以及在邻近线路工作的人们感觉到烦躁不安，严重时可以使人难以忍受。可听噪声和无线电干扰一样，随着导线表面电场强度的增加而增大，但是随着距离的增加，可听噪声比无线电干扰衰减慢得多。
交流输电线路可听噪声有2个特征分量：一是宽频带噪声(破裂声、吱吱声或斯斯声)；二是频率为100 Hz(或120 Hz)及其整数倍的纯声(哼声和嗡嗡声)。宽频带噪声是由于导线表面在空气中的电晕放电产生杂乱无章的脉冲所造成的；交流纯声是由于导线周围空间电荷的来回运动使空气压力变换方向所致。
国外的研究表明，对1 000 kv及以上的特高压线路，可听噪声将成为很突出的矛盾，导线的最小截面往往需要按这个条件来决定。
5 结论
（1）特高压输电技术在国外经过20多年的研究和试验，已解决了大部分重大技术问题，
39
并已有2条线路曾投入实际运行；
（2）其经济性是可行的，对环境的影响经论证与超高压线路相当，但场强对人体的影响还有待进一步的试验；
（3）尽管如此，仍有一些技术还需更深入的发展和试验，如：特高压复合绝缘子的研制，特高压设备如变压器、电抗器、避雷器的尺寸及运输问题，可控电抗器的制造，特高压杆塔、导线、金具等。
（4）我国目前在武汉高压研究所已建成了国内首条200m的特高压试验线段和一基特高压真型铁塔以及一些特高压实验室，已具有对百万伏级电压等级输变电设备进行电气特性试验和特高压线路铁塔及导线进行机械试验的能力。此外，国内一些电气制造企业经过引进设备和技术改造也已具备了研制百万伏级电压等级输变电设备的能力。但总体来说，我国目前的特高压输电技术的研究和制造以及建设能力还是比较薄弱的，许多重大的关键技术还需要引进、消化和吸收。
6 关于我省特高压发展的建议和思路
2005年初，国家电网公司确立了我国今后20年发展特高压输电网的战略方针，将加快
规划和建设百万伏级国家主干电网；南方电网公司同时也确立了发展特高压输电战略，±
800千伏云广特高压直流输电工程和云南昭通－广东惠东1000千伏交流输变电工程的前期研究工作也已展开。三月份，国家发展和改革委员会组织召开了特高压输电技术研讨会；七月份，国家有关方面已批准将特高压技术的研究和特高压试验示范工程建设
纳入今明两年能源工作要点，特高压试验示范工程预计将在年内开工，国内第一条陕北
—晋东南—南阳—荆门—武汉的特高压输电线路前期论证工作已完成。这一切都标志
着特高压输电技术的发展和线路的建设在我国已取得重大进展，特高压输电系统的建设工作将加快。在如此形势下，四川电网系统应如何应对，为此，提出以下几点建议： （1） 建立强有力的特高压发展的领导体系和专业体系
发展特高压输电技术，进行特高压电网建设是一项长期而复杂和艰巨的任务，是我国
及我省电网发展的重大举措，我们必须进行长期认真地准备和艰苦卓绝地努力，才有可能成功地进行特高压电网的建设。因此，必须成立以省公司领导和相关单位参加的特高压技术发展领导小组和办公室以领导和指引我省特高压输电技术的发展。在此领导小组下，根据我省发展特高压输电技术的实际需要和情况，下设相关的专业组，如：特高压电网建设
40
组、特高压技术研究和试验组、特高压设备制造组等。各组由相关单位组成，分别负责进行各专项技术的准备和储备，如：特高压电网建设组由送变电公司、电建公司等构成，进行相关特高压电网建设施工方面的技术研究和储备。如此，形成一个完整的领导和专业分工的网络，各负其责，上下对应，分工明确，专业细化，促进和加快对特高压技术的准备和掌握。
（2）根据我省情况，各专业组应开始开展特高压输电技术的储备工作
特高压输电技术在国内已有单位进行了大量的前期调研工作，对国外特高压技术的发
展情况进行了详细论证，提出了内容翔实的报告，对目前特高压技术的发展现状和存在的问题进行了客观分析，指出了特高压技术哪些已过关，哪些还有待进一步的研究。各专业组应根据此情况，参照我省实际情况，提出各自的技术储备方案，明确应掌握和储备哪些特高压技术，需引进的就引进，国内已发展的就尽快掌握，总之，应尽可能地握有特高压技术的主动权。
（3）应着手开展我省特高压输电线路建设的前期论证和准备工作
a.重新制定污区分布图，为设计规划提供依据；
b.参与相关科研工作，如高海拔、重冰区外绝缘研究，电力金具的研制等。 c.根据我省电源点的地形、气候、城市和农村布局、电网结构等情况进行线路规划建设的论证工作，提出经济可行的方案。 （4）应立即着手特高压输电技术人才的培养
由于特高压电网建设的长期性和复杂性，技术难度非常之高，因而特高压技术人才是
我省特高压输电线路建设能否顺利实施的关键因素。我们必须从现在起着手特高压技术人才的培养，造就一批掌握特高压各方面技术的专业骨干队伍，在今后的特高压电网的建设中起到领军和带头作用。为此，建议采取下列措施：
a.建议成立培训基地，可选择一个基础条件较好的单位。
b.从各单位选拔一批专业精英，送到建有特高压线路的日本或俄罗斯进行学习，或者
送到国内开展了特高压线路试验的单位进行培训。
C.学成回来的人员到培训中心培训下一批人员。如此，可在短期内培训出较大数量的
特高压专业技术人员，为特高压输电工程的研究院和建设做好技术人员储备工作。 （5）兵马未动，粮草先行。把情报信息作为开展特高压输电工作的先行官。充分利用四川电力试验研究院情报信息中心的各种信息资源和具有丰富经验的情报信息人员广泛收集和及时把握及分析特高压输电的各种信息，为特高压工作做好信息参谋和耳目工作。
41
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容