1.特高壓直流輸電線路基本情況介紹

問：直流輸電線路有哪些基本類型?

答：就其基本結構而言，直流輸電線路可分為架空線路、電纜線路以及架空——電纜混合線路三種類型。直流架空線路因其結構簡單、線路造價低、走廊利用率高、運行損耗小、維護便利以及滿足大容量、長距離輸電要求的特點，在電網建設中得到越來越多運用。因此直流輸電線路通常采用直流架空線路，只有在架空線線路受到限制的場合才考慮采用電纜線路。

問：建設特高壓直流輸電線路需要研究哪些關鍵技術問題?

答：直流架空線路與交流架空線路相比，在機械結構的設計和計算方面，并沒有顯著差別。但在電氣方面，則具有許多不同的特點，需要進行專門研究。對于特高壓直流輸電線路的建設，尤其需要重視以下三個方面的研究：

1. 電暈效應。直流輸電線路在正常運行情況下允許導線發生一定程度的電暈放電，由此將會產生電暈損失、電場效應、無線電干擾和可聽噪聲等，導致直流輸電的運行損耗和環境影響。特高壓工程由于電壓高，如果設計不當，其電暈效應可能會比超高壓工程的更大。通過對特高壓直流電暈特性的研究，合理選擇導線型式和絕緣子串、金具組裝型式，降低電暈效應，減少運行損耗和對環境的影響。

2. 絕緣配合。直流輸電工程的絕緣配合對工程的投資和運行水平有極大影響。由于直流輸電的“靜電吸塵效應”，絕緣子的積污和污閃特性與交流的有很大不同，由此引起的污穢放電比交流的更為嚴重，合理選擇直流線路的絕緣配合對于提高運行水平非常重要。由于特高壓直流輸電在世界上尚屬首例，國內外現有的試驗數據和研究成果十分有限，因此有必要對特高壓直流輸電的絕緣配合問題進行深入的研究。

3. 電磁環境影響。采用特高壓直流輸電，對于實現更大范圍的資源優化配置，提高輸電走廊的利用率和保護環境，無疑具有十分重要的意義。但與超高壓工程相比，特高壓直流輸電工程具有電壓高、導線大、鐵塔高、單回線路走廊寬等特點，其電磁環境與±500千伏直流線路的有一定差別，由此帶來的環境影響必然受到社會各界的關注。同時，特高壓直流工程的電磁環境與導線型式、架線高度等密切相關。因此，認真研究特高壓直流輸電的電磁環境影響，對于工程建設滿足環境保護要求和降低造價至關重要。

問：什么是直流的“靜電吸塵效應”?

答：在直流電壓下，空氣中的帶電微粒會受到恒定方向電場力的作用被吸附到絕緣子表面，這就是直流的“靜電吸塵效應”。由于它的作用，在相同環境條件下，直流絕緣子表面積污量可比交流電壓下的大一倍以上。隨著污穢量的不斷增加，絕緣水平隨之下降，在一定天氣條件下就容易發生絕緣子的污穢閃絡。因此，由于直流輸電線路的這種技術特性，與交流輸電線路相比，其外絕緣特性更趨復雜。

問：直流輸電線路的絕緣配合設計要解決哪些問題?

答：直流輸電線路的絕緣配合設計就是要解決線路桿塔和檔距中央各種可能的間隙放電，包括導線對桿塔、導線對避雷線、導線對地、以及不同極導線之間的絕緣選擇和相互配合，其具體內容是：針對不同工程和大氣條件等選擇絕緣子型式和確定絕緣子串片數、確定塔頭空氣間隙、極導線間距等，以滿足直流輸電線路合理的絕緣水平。

問：直流輸電線路的絕緣子片數是如何確定的?

答：由于直流線路的靜電吸附作用，直流線路的污穢水平要比同樣條件下的交流線路的高，所需的絕緣子片數也比交流的多，其絕緣水平主要決定于絕緣子串的污穢放電特性。因此，目前在選擇絕緣子片數時主要有兩種方法：1.按照絕緣子人工污穢試驗采用絕緣子污耐受法，測量不同鹽密下絕緣子的污閃電壓，從而確定絕緣子的片數。2. 按照運行經驗采用爬電比距法，一般地區直流線路的爬電比距為交流線路的兩倍。兩種方法中，前者直觀，但需要大量的試驗和檢測數據，且試驗檢測的結果分散性大。后者簡便易行，但精確性較差。實際運用中，通常將兩者結合進行。

問：如何進行特高壓直流輸電線路導線型式的選擇?

答：在特高壓直流輸電工程中，線路導線型式的選擇除了要滿足遠距離安全傳輸電能外，還必須滿足環境保護的要求。其中，線路電磁環境限值的要求成為導線選擇的最主要因素。同時，從經濟上講，線路導線型式的選擇還直接關系到工程建設投資及運行成本。因此特高壓直流導線截面和分裂型式的研究，除了要滿足經濟電流密度和長期允許載流量的要求外，還要在綜合考慮電磁環境限值以及建設投資、運行損耗的情況下，通過對不同結構方式、不同海拔高度下導線表面場強和起暈電壓的計算研究，以及對電場強度、離子流密度、可聽噪聲和無線電干擾進行分析，從而確定最終的導線分裂型式和子導線截面。對于±800千伏特高壓直流工程，為了滿足環境影響限值要求，尤其是可聽噪聲的要求，應采用6×720平方毫米及以上的導線結構。

問：如何確定特高壓直流輸電線路的走廊寬度和線路鄰近民房時的房屋拆遷范圍?

答：特高壓直流輸電線路的走廊寬度主要依據兩個因素確定：1. 導線最大風偏時保證電氣間隙的要求;2.滿足電磁環境指標(包括電場強度、離子流密度、無線電干擾和可聽噪聲)限值的要求。根據線路架設的特點，在檔距中央影響最為嚴重。研究表明，對于特高壓直流工程，線路鄰近民房時，通過采取拆遷措施，保證工程建成后的電氣間隙和環境影響滿足國家規定的要求。通常工程建設初期進行可行性研究時就要計算電場強度、離子流密度、無線電干擾和可聽噪聲的指標，只有這些指標滿足國家相關規定時，工程才具備核準條件。

2.交流特高壓電網的過電壓保護和絕緣配合

問：交流特高壓電網電氣設備的絕緣有什么特點，其影響因素是什么?

答：現代電網應具有安全不間斷的基本功能。實踐表明，在全部停電事故中，輸電線路和變電站電氣設備的絕緣閃絡或擊穿是最主要的原因。因此，為了保證電網具有一個可接受的可靠性指標，科學合理地選擇電氣裝置的絕緣水平至關重要。

電氣設備的絕緣在運行中會受到以下幾種電壓的作用：工作電壓、暫時過電壓、操作過電壓、雷電過電壓和陡波過電壓。電氣裝置的絕緣強度一般以在上述各種電壓的作用下的放電電壓來表征。

交流特高壓設備絕緣的主要特點：一是運行電壓高。為了降低設備尺寸和造價，通過采用大容量高性能的避雷器等措施，降低過電壓水平和設備試驗絕緣水平，運行電壓與試驗水平的比值同超高壓相比有顯著增加。二是設備的重要性提高。特高壓線路輸送容量可達500千瓦，單組變壓器容量為300千瓦，要求設備具有更高的可靠性。三是設備尺寸比較大。由于設備尺寸增大，雜散分布電容和局部發熱等因素對絕緣的長期穩定運行形成威脅。

特高壓輸電線路的絕緣可以分為兩類：一類是導線與桿塔或大地之間的空氣間隙，另一類則是絕緣子。由于電壓等級的提高，特高壓輸電工程對絕緣子提出了更高的要求，如高機械強度、防污閃、提高過電壓耐受能力和降低無線電干擾等。

問：什么是內部過電壓?交流特高壓電網的內部過電壓與超高壓電網相比，有哪些相同點和不同點?

答：內部過電壓是由于電力系統故障，或開關操作而引起的電網中能量的轉化，從而造成瞬時或持續高于電網額定允許電壓，并對電氣裝置可能造成威脅的電壓升高。內部過電壓分為操作過電壓和暫時過電壓兩大類，其中在故障或操作時瞬間發生的稱為操作過電壓，其持續時間一般在幾十毫秒之內;在暫態過渡過程結束以后出現的，持續時間大于0.1秒甚至數小時的持續性過電壓稱為暫時過電壓。暫時過電壓又可以分為工頻過電壓和諧振過電壓。

另外，在GIS變電站中，由于隔離刀閘操作，會產生波頭很陡、頻率很高的操作過電壓，其頻率達數百千周至幾十兆周，稱之為快速暫態過電壓(VFTO)。VFTO可能威脅到GIS及其相鄰設備的安全，特別是變壓器匝間絕緣的安全，也可能引發變壓器內部的高頻振蕩。

特高壓電網的過電壓問題與超高壓電網相比有相似之處，但由于特高壓系統線路輸送容量大、距離可能更長，而自身的無功功率很大，每100公里的1000千伏線路無功功率可達530兆乏左右，使得在甩負荷時可能導致嚴重的暫時過電壓;在正常運行負荷變化時將給無功調節、電壓控制以及故障時單相重合閘潛供電流熄滅等造成一系列困難。同時高電壓長空氣絕緣的飽和、高海拔和電氣設備制造等方面的因素，給過電壓限制提出更高的要求。

問：交流特高壓電網的雷電過電壓有什么特點?有什么保護措施?

答：交流特高壓電網的雷電過電壓及其防護可以分為線路和變電站兩個方面。線路的雷電過電壓防護包括繞擊和反擊防護，變電站的雷電過電壓防護包括直擊雷和侵入波的防護。

1. 特高壓線路的雷電過電壓防護

由于特高壓輸電線路桿塔高度高，導線上工作電壓幅值很大，比較容易從導線上產生向上先導，相當于導線向上伸出的導電棒，從而引起避雷線屏蔽性能變差。這一點不但可從電氣幾何理論上得到解釋，運行情況也提供了佐證。前蘇聯的特高壓架空輸電線路運行期間內曾多次發生雷擊跳閘，基本原因是在耐張轉角塔處雷電繞擊導線。日本特高壓架空輸電線路在降壓運行期間雷擊跳閘率也很高，據分析是線路遭到側面雷擊引起了絕緣子閃絡。

理論分析和運行情況均表明，特高壓輸電線路雷擊跳閘的主要原因是避雷線屏蔽失效，雷電繞擊導線造成的。因此采用良好的避雷線屏蔽設計，是提高特高壓輸電線路耐雷性能的主要措施。同時還應該考慮到特高壓輸電線路導線上工作電壓對避雷線屏蔽的影響。對于山區，因地形影響(山坡、峽谷)，避雷線的保護可能需要取負保護角。

2. 特高壓變電站的雷電過電壓保護

根據我國110～500千伏變電站多年來的運行經驗，如果特高壓變電站采用敝開式高壓配電裝置，可直接在變電站構架上安裝避雷針或避雷線作為直擊雷保護裝置;如果采用半封閉組合電器(HGIS)或全封閉組合電器(GIS)，進出線套管需設直擊雷保護裝置，而GIS本身僅將其外殼接至變電站接地網即可。

與超高壓變電站一樣，特高壓變電站電氣設備也需考慮由架空輸電線路傳入的雷電侵入波過電壓的保護，其根本措施在于在變電站內適當的位置設置避雷器。由于限制線路上操作過電壓的要求，在變電站出線斷路器的線路側和變壓器回路均需要安裝避雷器。至于變電站母線上是否要安裝避雷器，以及各避雷器距被保護設備的距離，則需通過數字仿真計算予以確定。

問：交流特高壓電網絕緣配合的特點是什么?與超高壓電網有什么區別?

答：絕緣配合技術是考慮運行環境和過電壓保護裝置特性的基礎上，科學合理地選擇電網中電氣裝置的絕緣水平。在此過程中，權衡設備造價、維修費用和故障損失，力求用合理的成本獲得較好的經濟利益。

交流特高壓電網中，由于空氣間隙的放電電壓在操作過電壓下呈現飽和特性，從而使得電網中電氣設備的絕緣占據電網設備總投資的份額愈來愈大;同時由于特高壓電網輸送容量巨大，絕緣故障的后果將非常嚴重，因此在特高壓電網中絕緣配合問題更值得關注，在特高壓的絕緣配合研究中需采用更精確的方法。例如對于操作過電壓作用下空氣間隙的選擇，宜采用長操作波頭(1000微秒)的試驗情況替代以往超高壓電網線路絕緣配合時采用標準操作波形(250微秒)。

問：交流特高壓電網有哪些限制內部過電壓的措施?

答：交流特高壓輸電系統限制內部過電壓的主要措施如下：

1.輸電線路上裝設高壓并聯電抗器，其中性點通過小電抗接地;

2. 線路的架空地線(避雷線)采用光纖電纜(OPGW)或良導體導線;

3. 變電站母線和輸電線路上裝設吸收能量較大的避雷器;

4. 斷路器采用合分閘電阻;

5. 在GIS變電站中采用有電阻接入的隔離刀閘裝置。

3.晶閘管的發展現狀和6英寸晶閘管的開發

問：晶閘管在直流輸電中起什么作用?

答：晶閘管是構成換流閥的基本元件。一個換流閥由數十或數百只晶閘管構成。由于換流閥是直流輸電工程的心臟，直接決定直流工程的最大通流能力和運行電壓。因此單只晶閘管的容量直接影響換流閥的性能。晶閘管不僅具有反向阻斷電流能力，并且在受觸發開通之前具有正向阻斷電流的能力。同時，給晶閘管控制極通以很小的電流，就能使它在較低的正向電壓下開通，并在陰極-陽極間通過很大的電流。因此晶閘管的作用就是賦予換流閥實現交直流轉換的功能。

問：直流輸電用晶閘管經歷了哪些發展過程?

答：自從在1967年用2英寸晶閘管閥代替汞弧閥之后，每一次晶閘管面積的擴大，都帶來了輸送容量提高、損耗降低、閥結構簡化、可靠性提高的優越性。因此隨著直流輸電容量不斷增大和電力電子技術的進步，直流輸電用晶閘管從最初的2英寸發展到現在的6英寸。

上世紀80年代我國自行建設的舟山和嵊泗高壓直流輸電工程采用2英寸的晶閘管，80年代末建成的葛南超高壓直流工程采用3英寸晶閘管，90年代建成的天廣工程采用4英寸晶閘管。21世紀初建成投產的首條300萬千瓦三常直流輸電工程開始采用5英寸晶閘管。世界上采用過6英寸晶閘管的只有日本。2000年投運的Kii水道直流工程采用了6英寸晶閘管。

問：直流輸電晶閘管與其他工業用晶閘管有何區別?

答：直流輸電換流閥是由多個晶閘管串聯而成的。它與一般工業用晶閘管的要求不同，有兩個最顯著的技術特點：第一，要求一個換流閥臂上的器件幾乎要同時開通和同時關斷，因此對每個器件參數的一致性要求很高;第二，換流閥一般處于長期運行狀態，對每個器件的長期可靠性要求很高。為此，直流輸電換流閥用晶閘管的制造工藝必須保證直流輸電用晶閘管的苛刻參數，要求一致性好、可靠性高，制造工藝穩定，工藝設備的自動化程度要求非常高，從而大大避免人為操作失誤。同時，測試和試驗條件也非常嚴格，這樣才能保證元件的高質量。

問：為什么要開發6英寸晶閘管?

答：研究和開發6英寸晶閘管對±800千伏、600萬千瓦等級的直流輸電的技術經濟性能影響重大。6英寸晶閘管可以提供更高的短路電流能力，有利于直流系統的優化設計;具有更大的過負荷能力，具有適當的安全裕度，有利于提高直流系統的動態性能和多條直流并聯運行的穩定性、可靠性和安全性;減少晶閘管的數量、簡化閥結構，有利于提高抗震能力;降低閥的損耗，而且提供更大的散熱面積，有利于冷卻系統的設計。

中國在過去直流工程建設中，每個工程都進行了適當的技術引進工作。到目前為止，中國已經建立了比較完整的常規直流輸電設備的制造基礎和體系，直流國產化的進步和成績要明顯優于印度和巴西。實現了以部分市場換取直流輸電技術的戰略目標。隨著特高壓直流輸電的建設，中國電工制造行業獲得了技術超越的機會。如果能抓住機遇，依靠政府的支持，以中國的市場為依托，通過集成創新與引進技術消化吸收后再創新相結合，抓緊進行6英寸晶閘管的研究和開發，在我國建立6英寸晶閘管生產線，則可以在這一重要技術領域實現重點跨越，占領技術制高點。這對中國電力工業、電工裝備工業未來的發展有重要意義;對增加中國在世界的影響將有重要意義。

問：日本為什么開發6英寸晶閘管，該生產線現狀如何?

答：日本上個世紀90年代曾經為Kii水道直流工程生產過6英寸晶閘管。雖然該工程設計電流只為2800安培，但通過對5英寸、6英寸、7英寸三種晶閘管進行技術經濟比較后，認為6英寸晶閘管是最佳方案。該工程從2000年投運以來狀態良好。但是由于沒有市場支持，該生產線已經改為他用。

問：研發6英寸晶閘管的目標有哪些?

答：通過研發6英寸晶閘管主要實現以下三個目標：1.研發出6英寸直流輸電用晶閘管全套設計技術、工藝制造技術、試驗與測試技術，建立產品的可靠性保證體系;2.建立完善的封裝測試和試驗手段;3.擁有自主的知識產權。

問：研發6英寸晶閘管需要做哪些工作?

答：研發6英寸晶閘管需要做以下3方面的工作：1. 設計器件所需各種材料參數、部件加工和試驗條件(包括硅片、管殼、鉬片等)，這些新的部件必須全部經過研制、試驗和認證;2. 通過試驗調整和優化各工藝參數，工藝流程并經過型式試驗認證;3. 重新研制新的封裝試驗設備和全套測試設備來試驗和測試新的器件。

問：開發6英寸晶閘管的市場前景怎樣?

答：在我國近年興建的±500千伏、3000安培、300萬千瓦常規直流工程中，都是采用基于5英寸晶閘管的換流閥。

隨著社會的發展和環境的變化，能源基地的集約化開發、大規模遠距離輸送已經成為當前電力生產和消費的最主要模式。我國僅長江上游的水電基地可開發裝機容量就達9000萬千瓦。列入開發計劃達7000萬千瓦，開發工作已全面展開。而這些電力的主要消納地為華東和華中地區。經過反復論證和滾動規劃，考慮系統強度、走廊約束、技術發展等邊界條件，國內相關部門已經向國家提出金沙江、溪落渡一期工程采用3回±800千伏、4000安培、640萬千瓦特高壓直流輸電工程外送的建議。正如我們在三峽工程中所建設的±500千伏、300萬千瓦直流工程一樣，一期直流方案將在國內形成一個標準的電壓等級和規模，對大規模的應用有極大的經濟意義和工程價值。

從國際上看，在巴西亞馬遜河盆地、非洲剛果河流域、印度東部等將陸續出現大規模的能源基地，這些能源基地距離負荷中心一般都超過1500公里，都在積極論證采用±800千伏、輸送容量為600萬千瓦的直流輸電方式。發展更大規模的直流輸電技術在世界范圍內有巨大的應用空間和市場。

4.交流特高壓輸電線路相關配置及施工環境要求

問：世界上已經建成投運的交流特高壓線路有哪些?

答：美國、前蘇聯、日本和意大利都曾建成交流特高壓試驗線路，進行了大量的交流特高壓輸電技術研究和試驗，最終只有前蘇聯和日本建設了交流特高壓線路。

1. 前蘇聯：在前期研究的基礎上，從1981年開始動工建設1150千伏交流特高壓線路，分別是埃基巴斯圖茲-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-庫斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一條1150千伏線路埃基巴斯圖茲-科克契塔夫在額定工作電壓下帶負荷運行，后延伸至庫斯坦奈。1992年1月1日，通過改接，哈薩克斯坦中央調度部門把1150千伏線路段電壓降至500千伏運行。在此期間，埃基巴斯圖茲-科克契塔夫線路段及兩端變電設備在額定工作電壓下運行時間達到23787小時，科克契塔夫-庫斯坦奈線路段及庫斯坦奈變電站設備在額定工作電壓下運行時間達到11379小時。從1981年到1989年，前蘇聯還陸續建成特高壓線路1500公里，總體規模達到2400公里。目前全部降壓至500千伏運行。

2. 日本：1988年秋動工建設1000千伏特高壓線路。1992年4月28日建成從西群馬開關站到東山梨變電站的西群馬干線138公里線路，1993年10月建成從柏崎刈羽核電站到西群馬開關站的南新瀉干線中49公里的特高壓線路部分，兩段特高壓線路全長187公里，目前均以500千伏電壓降壓運行。1999年完成東西走廊從南磐城開關站到東群馬開關站的南磐城干線194公里和從東群馬開關站到西群馬開關站的東群馬干線44公里的建設，兩段特高壓線路全長238公里。目前日本共建成特高壓線路426公里，由于國土狹小，日本特高壓線路全部采用雙回同桿并架方式。

問：交流特高壓試驗示范工程輸電線路的走廊寬度是多少?

答：線路走廊內的房屋建筑的拆除范圍原則是當處于距邊導線7米及以內時一律拆遷;7米以外則按該建筑物地面高1米處未畸變場強4千伏/米作控制條件，超過這一標準的予以拆遷。

線路通過林區時，采用高塔跨越。晉東南-南陽-荊門線路工程推薦方案經過林區長度約15公里。從保護生態的角度，線路經過林區時，采用高塔跨樹的方案，原則上不砍伐過林通道，僅在塔位附近考慮桿塔組立的場地，需少量砍伐。線路跨越樹木，在樹木頂部按20千伏/米場強控制。

問：交流特高壓試驗示范工程輸電線路導線對地及交叉跨越距離是多少?

答：1. 最小對地距離

對于一般非居民地區(如跨越農田)，線下場強限值取10千伏/米，導線最小對地距離取22米(中相V串)。

對于居民區，線下場強限值取7千伏/米，導線最小對地距離取27米(中相V串)。

對于人煙稀少的非農業耕作地區，線下場強限值放寬至12千伏/米，導線最小對地距離取19米。

對上述結果，按輸送自然功率(電流2.59千安)對工頻磁場進行核算，計算的地面最大磁感應強度均小于35微特斯拉，滿足不大于100微特斯拉的要求。

交通困難地區是指車輛不能達到的地區，該類地區的最小對地距離一般按人、畜及攜帶物總高加上操作過電壓間隙和裕度。

我國現行的線路設計技術規程中，500千伏和750千伏線路，對人、畜及攜帶物總高按3.5米考慮、裕度按2.0米考慮。1000千伏輸電線路操作過電壓間隙取6.5米，線下地面最大電場強度按18千伏/米左右控制，對地距離取15米。

步行可達到的山坡時，考慮人在放牧時揮鞭對導線的接近，導線的凈空距離是操作過電壓間隙6.5米，加人、畜及攜帶物總高3.5米，再留有2米的裕度，導線風偏后的凈空距離取12米。

對于步行不可達到的山坡、峭壁、巖石的凈空距離，考慮操作過電壓間隙和人、畜及攜帶物總高，即操作過電壓間隙6.5米，加人、畜及攜帶物總高3.5米，導線風偏后的凈空距離取10米。

2. 交叉跨越距離

試驗示范工程南陽-荊門段線路海拔在1000米以下，考慮過電壓倍數為1.7，此時主要交叉跨越距離的取值如表所示。

問：什么是特高壓架空輸電線路的金具?在選擇金具時需要注意些什么?

答：電力金具是指連接和組合電力系統中各類裝置，以傳遞機械、電氣負荷及起到某種防護作用的金屬附件。他們把導線連接起來組成通電回路，通過絕緣子將導線懸掛于桿塔上，并保護導線和絕緣子免受高電壓的傷害，同時使電暈和無線電干擾控制在合理的水平，保護人類的生活環境。由于電壓等級的提高，特高壓輸電線路金具除了具有超高壓金具的基本條件外，還要滿足在保護絕緣子、屏蔽電暈和無線電干擾方面的更高要求。在選擇特高壓金具時，首先應注意機械及電氣兩方面的安全可靠性，其次要注意選用高強度材料金具，以縮小結構尺寸。

問：對特高壓架空輸電線路導線選擇有什么要求?

答：導線的選擇是特高壓輸電技術的重要課題，它不僅要滿足線路輸送電能的要求，同時要保障線路能夠安全可靠地運行和滿足環境保護的要求，而且還要經濟合適。因此，導線選擇需要考慮線路的輸送容量、傳輸性能、環境影響(電暈、無線電干擾、噪聲等)等多種因素，通過導線電氣特性、機械特性和投資三個方面分析，對各種導線截面和分裂型式進行了詳細的技術經濟比較，推薦出在技術和經濟上最優的導線截面和分裂型式。原則上，在導線選型時，應綜合考慮以下因素：(1)導線的允許溫升;(2)對環境的影響，包括無線電干擾、電暈噪聲等;(3)輸送容量和經濟電流密度;(4)電暈臨界電壓;(5)機械強度。經研究，晉東南-南陽-荊門試驗示范工程每相導線選擇八分裂，正八角形布置，單根導線截面為500平方毫米。對于導線環境安裝要求特別嚴的局部地區，將通過研究，選用擴徑導線，增加虛擬自導線，中相或三相采用低噪聲導線等措施。

問：特高壓線路防雷有什么特殊要求?

答：線路雷害分為反擊和繞擊兩種情況。特高壓線路由于本身絕緣水平高，反擊網絡的概率很小。但特高壓線路高度大，相導線電壓高，具有一定的迎雷特性。理論計算和運行實踐均表明，雷云繞過避雷線，直擊導線的概率顯著增加。為此，必須將地線外移，降低保護角至5度以下。在山區地面傾角顯著的區段，應進一步降低保護角至0度甚至負保護角，中間的漏空部分可采用第三根地線保護。

問：特高壓線路的絕緣配置如何?

答：線路的絕緣配置主要指兩個方面，第一為絕緣子的配置，第二為考慮風偏后絕緣子懸掛處的帶電金屬部件對塔身的距離。目前國內多按爬距法選擇絕緣子片數，對于特高壓線路，一般超過50片，絕緣子串長度在10米以上。對于重污穢地區，絕緣子串長超過15米甚至更長，嚴重影響線路的經濟性。由于國內合成絕緣子技術的提高和使用經驗的積累，在交流特高壓線路上使用合成絕緣子的比例將顯著提高。

空氣間隙耐受操作電壓幅值與間隙長度的關系是一條飽和曲線。在間隙長度為6米、耐壓為1600千伏左右開始進入明顯飽和區。具體耐壓水平與間隙形狀和氣壓水平關聯。對于試驗示范工程來說，中相V串的間隙均為6.5米。

問：交流特高壓線路桿塔有什么特點?

答：一是高度大。由于線路最低對地距離高達26米，絕緣子串長度一般超過10米，考慮一定的弧垂，水平排列的特高壓線路桿塔的呼稱高一般超過50米，三角排列的特高壓線路桿塔呼稱高超過60米，同桿并架線路桿塔一般超過80米。

二是強度大。塔的強度主要受使用應力和塔高決定。由于采用八分裂導線，導線高度又比較高，塔的使用應力超過500千伏桿塔兩倍，高度約為兩倍，因此特高壓交流線路桿塔主材和基礎的強度為常規500千伏線路桿塔的四倍以上。將研究使用管材、高強鋼、高強螺栓等技術措施。

三是根開大。為了優化設計，節省塔材，將適當放大桿塔根開，一般桿塔根開約為15×15米水平。

5.交流特高壓電網的無功補償

問：交流輸電線路的無功功率特性是什么?

答：交流輸電線路的主要參數包括串聯電阻、串聯電抗和并聯電導、并聯電容。輸電線路輸送功率時，串聯電抗上的電流滯后于電壓，串聯電抗吸收無功功率;并聯電容上的電壓滯后于電流，并聯電容發出無功功率。串聯電抗吸收的無功功率與流過輸電線路電流的平方成正比，因此串聯電抗吸收的無功功率隨負荷大小的變化而變化;并聯電容發出的無功功率與輸電線路的電壓的平方成正比，當線路電壓維持在標稱電壓允許的范圍內時，并聯電容發出的無功功率基本保持恒定。當線路發出的無功功率恰好等于其吸收的無功功率時，此時線路的輸送功率為線路的自然功率，沿線路各點的電壓幅值大小相同;當線路的輸送功率小于線路的自然功率時，線路發出的無功功率將大于吸收的無功功率;當線路的輸送功率大于線路的自然功率時，線路發出的無功功率將小于吸收的無功功率。

問：交流特高壓輸電線路無功功率的特點是什么?

答：由于特高壓輸電線路電壓等級高，其無功功率的一個顯著特點就是線路電容產生的無功功率很大，對于100公里的特高壓線路，在額定電壓為1000千伏以及最高運行電壓為1100千伏的條件下，發出的無功功率可以達到40萬千乏～50萬千乏，約為500千伏線路的5倍。同時，在特高壓電網不同的發展時期，特高壓輸電線路傳輸的功率有較大分別，因此無功功率的變化也很不一樣。特高壓電網在建設初期,主要是實現點對點的電能輸送，受系統阻抗特性及穩定極限的限制，輸送功率將小于線路的自然功率，線路發出的容性無功功率過剩;隨著特高壓電網的進一步建設，特高壓電網將實現各區域電網的互聯，電網的輸送功率將有很大提高，而且為了充分利用各區域電網的發電資源，實現水火電互濟和更大范圍內的資源優化配置，特高壓電網的輸送功率將隨時變化，因而輸電線路的無功功率也將頻繁變化。

問：交流特高壓輸電線路無功功率的變化對線路電壓有什么影響?怎么實現無功補償?

答：在交流特高壓輸電線路輸送功率較小時，并聯電容產生的無功功率大于串聯電抗消耗的無功功率，電網無功過剩較大，電壓上升，危及設備和系統的安全;在線路末端三相開斷或故障后非全相開斷時，線路上將產生工頻過電壓，同樣危及設備和系統的安全。為了保持輸電線路的無功平衡，特別是為了限制輕載負荷引起的電壓升高和線路開斷時引起的工頻過電壓，通常需要在線路送端和受端或其中一端裝設固定高壓并聯電抗器來進行無功補償。高壓并聯電抗器可以在線路帶輕載負荷的情況下吸收線路并聯電容發出的無功功率，減少過剩的無功功率，限制工頻過電壓。但是加裝固定高壓并聯電抗器后，在輸電線路帶重載負荷的情況下，線路電抗需要吸收的無功功率將大于電容發出的無功功率，線路還需要從送端、受端吸收大量的無功功率。為保證正常的功率輸送，通常還采用低壓無功補償設備。低壓無功補償設備一般安裝在特高壓變壓器低壓側繞組，分為容性補償設備和感性無功補償設備，根據線路傳輸功率的變化分組投切。

問：交流特高壓試驗示范工程無功補償方案是什么?

答：晉東南-南陽-荊門交流特高壓試驗示范工程中，晉東南-南陽線路長度為363公里，荊門-南陽線路長度為291公里，設計擬采用的高抗配置為：晉東南側高抗配置容量為96萬千乏;晉東南-南陽線路南陽側高抗與南陽-荊門線路南陽側高抗容量相同，均為72萬千乏;荊門側按60萬千乏配置。設計擬采用的低壓無功補償配置方案為：晉東南和荊門站配置低壓無功補償裝置，低壓電容器組單組容量為24萬千乏，低壓電抗器單組容量為24萬千乏，兩站各配置3組低壓電容和2組低壓電抗。

問：交流特高壓輸電線路無功補償方案需進一步研究的內容是什么?

答：為限制工頻過電壓，特高壓輸電線路上安裝了大容量的固定高抗，會產生一些負面影響：輕載負荷運行情況下線路的電壓偏高或重載負荷運行情況下線路電壓偏低。在變壓器的低壓側安裝低壓無功補償裝置，一方面增加了無功補償的投資，另一方面，由于受變壓器低壓側繞組容量的限制，低壓無功補償可能不完全滿足要求。特高壓輸電線路的無功補償僅依靠固定高壓并聯電抗器加低壓無功補償設備的模式不夠靈活方便。如果用可控電抗補償代替固定電抗補償，則能兼顧工頻過電壓限制和無功功率的調節。可控電抗的調節方式是：線路輸送功率小時，電抗補償容量處于最大值，限制線路電壓的升高;隨著線路輸送功率的增加平滑或分級減少電抗的補償容量，使線路串聯電抗吸收的無功主要由并聯電容產生的無功功率來平衡;當三相跳閘甩負荷時，快速反應增大電抗補償容量來限制工頻過電壓。前蘇聯曾在500千伏和750千伏系統采用帶火花間隙投入的并聯電抗器，在線路重載時，用斷路器退出并聯電抗器，維持線路電壓;當線路甩負荷出現的工頻過電壓超過火花間隙放電電壓時，火花間隙擊穿，快速投入并聯電抗器以限制過電壓。帶火花間隙投入并聯電抗器方式比較復雜，而且火花間隙的放電電壓的分散性較大，可靠性不高。俄羅斯和印度研制并采用了可控高壓電抗器，其類型包括磁飽和式可控電抗器(MCSR)(又稱磁閥式可控電抗器)和變壓器式可控電抗器(TCSR)兩種。至今，俄羅斯有500千伏磁飽和式可控電抗器在試運行，在印度有400千伏變壓器式可控電抗器(根據俄羅斯技術制造)投入運行。在國內的可控電抗研究方面，國內廠家已與國內外有經驗的大學和研究所合作，在研制500千伏可控電抗器的同時研制1000千伏特高壓可控電抗器，計劃通過500千伏樣機的掛網試運行，積累經驗，爭取可控高抗早日在特高壓工程中應用。

6.世界上已經建成投運的交流特高壓線路有哪些?

美國、前蘇聯、日本和意大利都曾建成交流特高壓試驗線路，進行了大量的交流特高壓輸電技術研究和試驗，最終只有前蘇聯和日本建設了交流特高壓線路。

1. 前蘇聯：在前期研究的基礎上，從1981年開始動工建設1150千伏交流特高壓線路，分別是埃基巴斯圖茲-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-庫斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一條1150千伏線路埃基巴斯圖茲-科克契塔夫在額定工作電壓下帶負荷運行，后延伸至庫斯坦奈。1992年1月1日，通過改接，哈薩克斯坦中央調度部門把1150千伏線路段電壓降至500千伏運行。在此期間，埃基巴斯圖茲-科克契塔夫線路段及兩端變電設備在額定工作電壓下運行時間達到23787小時，科克契塔夫-庫斯坦奈線路段及庫斯坦奈變電站設備在額定工作電壓下運行時間達到11379小時。從1981年到1989年，前蘇聯還陸續建成特高壓線路1500公里，總體規模達到2400公里。目前全部降壓至500千伏運行。

2. 日本：1988年秋動工建設1000千伏特高壓線路。1992年4月28日建成從西群馬開關站到東山梨變電站的西群馬干線138公里線路，1993年10月建成從柏崎刈羽核電站到西群馬開關站的南新瀉干線中49公里的特高壓線路部分，兩段特高壓線路全長187公里，目前均以500千伏電壓降壓運行。1999年完成東西走廊從南磐城開關站到東群馬開關站的南磐城干線194公里和從東群馬開關站到西群馬開關站的東群馬干線44公里的建設，兩段特高壓線路全長238公里。目前日本共建成特高壓線路426公里，由于國土狹小，日本特高壓線路全部采用雙回同桿并架方式。

7.特高壓直流輸電的可靠性指標

問：為什么要對直流輸電系統的可靠性指標進行定期統計和評價?

答：直流輸電系統是一個復雜的自成體系的工程系統，多數情況下承擔大容量、遠距離輸電和聯網任務。因此，需要設定一些直流輸電系統可靠性指標，用于衡量直流輸電系統實現其設計要求和功能的可靠程度，評價直流輸電系統運行性能。直流系統可靠性直接反映直流系統的系統設計、設備制造、工程建設以及運行等各個環節的水平。通過直流系統可靠性分析，可以提出改善工程可靠性的具體措施，對新建工程提出合理的指標要求。國際大電網會議專門成立一個直流輸電系統可靠性工作組，每兩年對全世界所有直流輸電工程進行一次可靠性的綜合統計和評價。

問：直流輸電系統的可靠性有哪些具體的指標?

答：直流輸電系統的可靠性指標總計超過10項，這里只介紹停運次數、降額等效停運小時、能量可用率、能量利用率四項主要可靠性指標。

停運次數：包括由于系統或設備故障引起的強迫停運次數。對于常用的雙極直流輸電系統，可分為單極停運，以及由于同一原因引起的兩個極同時停運的雙極停運。對于每個極有多個獨立換流器的直流輸電系統，停運次數還可以統計到換流器停運。不同的停運代表對系統不同水平的擾動。

降額等效停運小時：直流輸電系統由于全部或者部分停運或某些功能受損，使得輸送能力低于額定功率稱為降額運行。降額等效停運小時是：將降額運行持續時間乘以一個系數，該系數為降額運行輸送損失的容量與系統最大連續可輸送電容量之比。

能量可用率:衡量由于換流站設備和輸電線路(含電纜)強迫和計劃停運造成能量傳輸量限制的程度，數學上定義為統計時間內直流輸電系統各種狀態下可傳輸容量乘以對應持續時間的總和與最大允許連續傳輸容量乘以統計時間的百分比。

能量利用率：指統計時間內直流輸電系統所輸送的能量與額定輸送容量乘以統計時間之比。

問：我國直流輸電的實際運行指標處于什么水平?

答：截止到2005年底，我國已經建成5回±500千伏高壓直流輸電工程。它們分別是：葛洲壩-南橋直流輸電工程、天生橋-廣東直流輸電工程、三峽-常州直流輸電工程、三峽-廣東直流輸電工程和貴州-廣東I回直流輸電工程，總換流容量達到2400萬千瓦，直流線路總長達到4741公里。我國已建成第一個背靠背直流工程-靈寶背換流站，電壓120千伏，容量36萬千瓦。近3年以來，所有工程的能量可用率都超過80%;特別是三常和三廣工程，能量可用率一直在90%以上。單極跳閘次數一般在合同中規定為5次/年或6次/年，每個工程實際發生的次數沒有超過合同要求;特別是三常和三廣直流工程，在投產的第一年內就達到了合同的要求，這在世界直流輸電歷史上也屬罕見，而且出現的故障都是由于輔助系統問題引起的。隨著直流輸電技術的日臻完善，直流輸電的可靠性指標可望進一步提高。

問：特高壓直流輸電可靠性指標如何?

答：在我國計劃建設的西南水電外送特高壓直流輸電工程電壓為±800千伏，其主接線方式和我國已有的直流工程不同，每極采用兩個12脈動換流器串聯。如果出現一個12脈動換流器故障，健全的換流器仍然可以和同一個極對端換流站的任意一個換流器共同運行，因此單極停運的概率將顯著降低，考慮到第一個特高壓直流工程缺乏經驗，可行性研究報告中初步提出了與三峽-上海直流工程相同的可靠性指標。技術成熟后，預計停運次數可以降低到2次/(每極·年)以下。雙極停運的概率也將大幅下降，可以控制在0.05次/年。另外由于系統研究水平、設備制造技術、建設和運行水平的提高，由于直流工程數量的增加和相關經驗的積累，換流器平均故障率預計可以控制在2次/(每換流器·年)。總體來說，特高壓直流工程將會比常規直流更加可靠。

問：如何提高特高壓直流的可靠性?

答：所有提高常規直流輸電可靠性的措施對于提高特高壓直流輸電的可靠性依然有效，并且要進一步予以加強。主要包括：降低元部件故障率;采取合理的結構設計，如模塊化、開放式等;廣泛采用冗余的概念，如控制保護系統、水冷系統的并行冗余和晶閘管的串行冗余等;加強設備狀態監視和設備自檢功能等。

針對常規直流工程中存在的問題，如曾經導致直流系統極或者雙極停運的站用電系統、換流變本體保護繼電器、直流保護系統單元件故障等薄弱環節，在特高壓直流輸電系統的設計和建設中將采取措施進行改進。此外，還將加強運行維護人員的培訓，適當增加易損件的備用。

提高特高壓直流輸電工程可靠性，還可以在設計原則上確保每一個極之間以及每極的各個換流器之間最大程度相互獨立，避免相互之間的故障傳遞。其獨立性除了主回路之外，還需要考慮：閥廳布置、供電系統、供水系統、電纜溝、控制保護系統等。(

8.特高壓交流輸電技術的主要特點

(1)特高壓交流輸電中間可以有落點，具有網絡功能，可以根據電源分布、負荷布點、輸送電力、電力交換等實際需要構成國家特高壓骨干網架。特高壓交流電網的突出優點是：輸電能力大、覆蓋范圍廣、網損小、輸電走廊明顯減少，能靈活適合電力市場運營的要求。

(2)采用特高壓實現聯網，堅強的特高壓交流同步電網中線路兩端的功角差一般可控制在20o及以下。因此，交流同步電網越堅強，同步能力越大、電網的功角穩定性越好。

(3)特高壓交流線路產生的充電無功功率約為500 kV的5 倍，為了抑制工頻過電壓，線路須裝設并聯電抗器。當線路輸送功率變化，送、受端無功將發生大的變化。如果受端電網的無功功率分層分區平衡不合適，特別是動態無功備用容量不足，在嚴重工況和嚴重故障條件下，電壓穩定可能成為主要的穩定問題。