1.特高压直流输电线路基本情况介绍

问：直流输电线路有哪些基本类型?

答：就其基本结构而言，直流输电线路可分为架空线路、电缆线路以及架空——电缆混合线路三种类型。直流架空线路因其结构简单、线路造价低、走廊利用率高、运行损耗小、维护便利以及满足大容量、长距离输电要求的特点，在电网建设中得到越来越多运用。因此直流输电线路通常采用直流架空线路，只有在架空线线路受到限制的场合才考虑采用电缆线路。

问：建设特高压直流输电线路需要研究哪些关键技术问题?

答：直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究：

1. 电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。

2. 绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。由于特高压直流输电在世界上尚属首例，国内外现有的试验数据和研究成果十分有限，因此有必要对特高压直流输电的绝缘配合问题进行深入的研究。

3. 电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置，提高输电走廊的利用率和保护环境，无疑具有十分重要的意义。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。因此，认真研究特高压直流输电的电磁环境影响，对于工程建设满足环境保护要求和降低造价至关重要。

问：什么是直流的“静电吸尘效应”?

答：在直流电压下，空气中的带电微粒会受到恒定方向电场力的作用被吸附到绝缘子表面，这就是直流的“静电吸尘效应”。由于它的作用，在相同环境条件下，直流绝缘子表面积污量可比交流电压下的大一倍以上。随着污秽量的不断增加，绝缘水平随之下降，在一定天气条件下就容易发生绝缘子的污秽闪络。因此，由于直流输电线路的这种技术特性，与交流输电线路相比，其外绝缘特性更趋复杂。

问：直流输电线路的绝缘配合设计要解决哪些问题?

答：直流输电线路的绝缘配合设计就是要解决线路杆塔和档距中央各种可能的间隙放电，包括导线对杆塔、导线对避雷线、导线对地、以及不同极导线之间的绝缘选择和相互配合，其具体内容是：针对不同工程和大气条件等选择绝缘子型式和确定绝缘子串片数、确定塔头空气间隙、极导线间距等，以满足直流输电线路合理的绝缘水平。

问：直流输电线路的绝缘子片数是如何确定的?

答：由于直流线路的静电吸附作用，直流线路的污秽水平要比同样条件下的交流线路的高，所需的绝缘子片数也比交流的多，其绝缘水平主要决定于绝缘子串的污秽放电特性。因此，目前在选择绝缘子片数时主要有两种方法：1.按照绝缘子人工污秽试验采用绝缘子污耐受法，测量不同盐密下绝缘子的污闪电压，从而确定绝缘子的片数。2. 按照运行经验采用爬电比距法，一般地区直流线路的爬电比距为交流线路的两倍。两种方法中，前者直观，但需要大量的试验和检测数据，且试验检测的结果分散性大。后者简便易行，但精确性较差。实际运用中，通常将两者结合进行。

问：如何进行特高压直流输电线路导线型式的选择?

答：在特高压直流输电工程中，线路导线型式的选择除了要满足远距离安全传输电能外，还必须满足环境保护的要求。其中，线路电磁环境限值的要求成为导线选择的最主要因素。同时，从经济上讲，线路导线型式的选择还直接关系到工程建设投资及运行成本。因此特高压直流导线截面和分裂型式的研究，除了要满足经济电流密度和长期允许载流量的要求外，还要在综合考虑电磁环境限值以及建设投资、运行损耗的情况下，通过对不同结构方式、不同海拔高度下导线表面场强和起晕电压的计算研究，以及对电场强度、离子流密度、可听噪声和无线电干扰进行分析，从而确定最终的导线分裂型式和子导线截面。对于±800千伏特高压直流工程，为了满足环境影响限值要求，尤其是可听噪声的要求，应采用6×720平方毫米及以上的导线结构。

问：如何确定特高压直流输电线路的走廊宽度和线路邻近民房时的房屋拆迁范围?

答：特高压直流输电线路的走廊宽度主要依据两个因素确定：1. 导线最大风偏时保证电气间隙的要求;2.满足电磁环境指标(包括电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声)限值的要求。根据线路架设的特点，在档距中央影响最为严重。研究表明，对于特高压直流工程，线路邻近民房时，通过采取拆迁措施，保证工程建成后的电气间隙和环境影响满足国家规定的要求。通常工程建设初期进行可行性研究时就要计算电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声的指标，只有这些指标满足国家相关规定时，工程才具备核准条件。

2.交流特高压电网的过电压保护和绝缘配合

问：交流特高压电网电气设备的绝缘有什么特点，其影响因素是什么?

答：现代电网应具有安全不间断的基本功能。实践表明，在全部停电事故中，输电线路和变电站电气设备的绝缘闪络或击穿是最主要的原因。因此，为了保证电网具有一个可接受的可靠性指标，科学合理地选择电气装置的绝缘水平至关重要。

电气设备的绝缘在运行中会受到以下几种电压的作用：工作电压、暂时过电压、操作过电压、雷电过电压和陡波过电压。电气装置的绝缘强度一般以在上述各种电压的作用下的放电电压来表征。

交流特高压设备绝缘的主要特点：一是运行电压高。为了降低设备尺寸和造价，通过采用大容量高性能的避雷器等措施，降低过电压水平和设备试验绝缘水平，运行电压与试验水平的比值同超高压相比有显著增加。二是设备的重要性提高。特高压线路输送容量可达500千瓦，单组变压器容量为300千瓦，要求设备具有更高的可靠性。三是设备尺寸比较大。由于设备尺寸增大，杂散分布电容和局部发热等因素对绝缘的长期稳定运行形成威胁。

特高压输电线路的绝缘可以分为两类：一类是导线与杆塔或大地之间的空气间隙，另一类则是绝缘子。由于电压等级的提高，特高压输电工程对绝缘子提出了更高的要求，如高机械强度、防污闪、提高过电压耐受能力和降低无线电干扰等。

问：什么是内部过电压?交流特高压电网的内部过电压与超高压电网相比，有哪些相同点和不同点?

答：内部过电压是由于电力系统故障，或开关操作而引起的电网中能量的转化，从而造成瞬时或持续高于电网额定允许电压，并对电气装置可能造成威胁的电压升高。内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两大类，其中在故障或操作时瞬间发生的称为操作过电压，其持续时间一般在几十毫秒之内;在暂态过渡过程结束以后出现的，持续时间大于0.1秒甚至数小时的持续性过电压称为暂时过电压。暂时过电压又可以分为工频过电压和谐振过电压。

另外，在GIS变电站中，由于隔离刀闸操作，会产生波头很陡、频率很高的操作过电压，其频率达数百千周至几十兆周，称之为快速暂态过电压(VFTO)。VFTO可能威胁到GIS及其相邻设备的安全，特别是变压器匝间绝缘的安全，也可能引发变压器内部的高频振荡。

特高压电网的过电压问题与超高压电网相比有相似之处，但由于特高压系统线路输送容量大、距离可能更长，而自身的无功功率很大，每100公里的1000千伏线路无功功率可达530兆乏左右，使得在甩负荷时可能导致严重的暂时过电压;在正常运行负荷变化时将给无功调节、电压控制以及故障时单相重合闸潜供电流熄灭等造成一系列困难。同时高电压长空气绝缘的饱和、高海拔和电气设备制造等方面的因素，给过电压限制提出更高的要求。

问：交流特高压电网的雷电过电压有什么特点?有什么保护措施?

答：交流特高压电网的雷电过电压及其防护可以分为线路和变电站两个方面。线路的雷电过电压防护包括绕击和反击防护，变电站的雷电过电压防护包括直击雷和侵入波的防护。

1. 特高压线路的雷电过电压防护

由于特高压输电线路杆塔高度高，导线上工作电压幅值很大，比较容易从导线上产生向上先导，相当于导线向上伸出的导电棒，从而引起避雷线屏蔽性能变差。这一点不但可从电气几何理论上得到解释，运行情况也提供了佐证。前苏联的特高压架空输电线路运行期间内曾多次发生雷击跳闸，基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。日本特高压架空输电线路在降压运行期间雷击跳闸率也很高，据分析是线路遭到侧面雷击引起了绝缘子闪络。

理论分析和运行情况均表明，特高压输电线路雷击跳闸的主要原因是避雷线屏蔽失效，雷电绕击导线造成的。因此采用良好的避雷线屏蔽设计，是提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施。同时还应该考虑到特高压输电线路导线上工作电压对避雷线屏蔽的影响。对于山区，因地形影响(山坡、峡谷)，避雷线的保护可能需要取负保护角。

2. 特高压变电站的雷电过电压保护

根据我国110～500千伏变电站多年来的运行经验，如果特高压变电站采用敝开式高压配电装置，可直接在变电站构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置;如果采用半封闭组合电器(HGIS)或全封闭组合电器(GIS)，进出线套管需设直击雷保护装置，而GIS本身仅将其外壳接至变电站接地网即可。

与超高压变电站一样，特高压变电站电气设备也需考虑由架空输电线路传入的雷电侵入波过电压的保护，其根本措施在于在变电站内适当的位置设置避雷器。由于限制线路上操作过电压的要求，在变电站出线断路器的线路侧和变压器回路均需要安装避雷器。至于变电站母线上是否要安装避雷器，以及各避雷器距被保护设备的距离，则需通过数字仿真计算予以确定。

问：交流特高压电网绝缘配合的特点是什么?与超高压电网有什么区别?

答：绝缘配合技术是考虑运行环境和过电压保护装置特性的基础上，科学合理地选择电网中电气装置的绝缘水平。在此过程中，权衡设备造价、维修费用和故障损失，力求用合理的成本获得较好的经济利益。

交流特高压电网中，由于空气间隙的放电电压在操作过电压下呈现饱和特性，从而使得电网中电气设备的绝缘占据电网设备总投资的份额愈来愈大;同时由于特高压电网输送容量巨大，绝缘故障的后果将非常严重，因此在特高压电网中绝缘配合问题更值得关注，在特高压的绝缘配合研究中需采用更精确的方法。例如对于操作过电压作用下空气间隙的选择，宜采用长操作波头(1000微秒)的试验情况替代以往超高压电网线路绝缘配合时采用标准操作波形(250微秒)。

问：交流特高压电网有哪些限制内部过电压的措施?

答：交流特高压输电系统限制内部过电压的主要措施如下：

1.输电线路上装设高压并联电抗器，其中性点通过小电抗接地;

2. 线路的架空地线(避雷线)采用光纤电缆(OPGW)或良导体导线;

3. 变电站母线和输电线路上装设吸收能量较大的避雷器;

4. 断路器采用合分闸电阻;

5. 在GIS变电站中采用有电阻接入的隔离刀闸装置。

3.晶闸管的发展现状和6英寸晶闸管的开发

问：晶闸管在直流输电中起什么作用?

答：晶闸管是构成换流阀的基本元件。一个换流阀由数十或数百只晶闸管构成。由于换流阀是直流输电工程的心脏，直接决定直流工程的最大通流能力和运行电压。因此单只晶闸管的容量直接影响换流阀的性能。晶闸管不仅具有反向阻断电流能力，并且在受触发开通之前具有正向阻断电流的能力。同时，给晶闸管控制极通以很小的电流，就能使它在较低的正向电压下开通，并在阴极-阳极间通过很大的电流。因此晶闸管的作用就是赋予换流阀实现交直流转换的功能。

问：直流输电用晶闸管经历了哪些发展过程?

答：自从在1967年用2英寸晶闸管阀代替汞弧阀之后，每一次晶闸管面积的扩大，都带来了输送容量提高、损耗降低、阀结构简化、可靠性提高的优越性。因此随着直流输电容量不断增大和电力电子技术的进步，直流输电用晶闸管从最初的2英寸发展到现在的6英寸。

上世纪80年代我国自行建设的舟山和嵊泗高压直流输电工程采用2英寸的晶闸管，80年代末建成的葛南超高压直流工程采用3英寸晶闸管，90年代建成的天广工程采用4英寸晶闸管。21世纪初建成投产的首条300万千瓦三常直流输电工程开始采用5英寸晶闸管。世界上采用过6英寸晶闸管的只有日本。2000年投运的Kii水道直流工程采用了6英寸晶闸管。

问：直流输电晶闸管与其他工业用晶闸管有何区别?

答：直流输电换流阀是由多个晶闸管串联而成的。它与一般工业用晶闸管的要求不同，有两个最显著的技术特点：第一，要求一个换流阀臂上的器件几乎要同时开通和同时关断，因此对每个器件参数的一致性要求很高;第二，换流阀一般处于长期运行状态，对每个器件的长期可靠性要求很高。为此，直流输电换流阀用晶闸管的制造工艺必须保证直流输电用晶闸管的苛刻参数，要求一致性好、可靠性高，制造工艺稳定，工艺设备的自动化程度要求非常高，从而大大避免人为操作失误。同时，测试和试验条件也非常严格，这样才能保证元件的高质量。

问：为什么要开发6英寸晶闸管?

答：研究和开发6英寸晶闸管对±800千伏、600万千瓦等级的直流输电的技术经济性能影响重大。6英寸晶闸管可以提供更高的短路电流能力，有利于直流系统的优化设计;具有更大的过负荷能力，具有适当的安全裕度，有利于提高直流系统的动态性能和多条直流并联运行的稳定性、可靠性和安全性;减少晶闸管的数量、简化阀结构，有利于提高抗震能力;降低阀的损耗，而且提供更大的散热面积，有利于冷却系统的设计。

中国在过去直流工程建设中，每个工程都进行了适当的技术引进工作。到目前为止，中国已经建立了比较完整的常规直流输电设备的制造基础和体系，直流国产化的进步和成绩要明显优于印度和巴西。实现了以部分市场换取直流输电技术的战略目标。随着特高压直流输电的建设，中国电工制造行业获得了技术超越的机会。如果能抓住机遇，依靠政府的支持，以中国的市场为依托，通过集成创新与引进技术消化吸收后再创新相结合，抓紧进行6英寸晶闸管的研究和开发，在我国建立6英寸晶闸管生产线，则可以在这一重要技术领域实现重点跨越，占领技术制高点。这对中国电力工业、电工装备工业未来的发展有重要意义;对增加中国在世界的影响将有重要意义。

问：日本为什么开发6英寸晶闸管，该生产线现状如何?

答：日本上个世纪90年代曾经为Kii水道直流工程生产过6英寸晶闸管。虽然该工程设计电流只为2800安培，但通过对5英寸、6英寸、7英寸三种晶闸管进行技术经济比较后，认为6英寸晶闸管是最佳方案。该工程从2000年投运以来状态良好。但是由于没有市场支持，该生产线已经改为他用。

问：研发6英寸晶闸管的目标有哪些?

答：通过研发6英寸晶闸管主要实现以下三个目标：1.研发出6英寸直流输电用晶闸管全套设计技术、工艺制造技术、试验与测试技术，建立产品的可靠性保证体系;2.建立完善的封装测试和试验手段;3.拥有自主的知识产权。

问：研发6英寸晶闸管需要做哪些工作?

答：研发6英寸晶闸管需要做以下3方面的工作：1. 设计器件所需各种材料参数、部件加工和试验条件(包括硅片、管壳、钼片等)，这些新的部件必须全部经过研制、试验和认证;2. 通过试验调整和优化各工艺参数，工艺流程并经过型式试验认证;3. 重新研制新的封装试验设备和全套测试设备来试验和测试新的器件。

问：开发6英寸晶闸管的市场前景怎样?

答：在我国近年兴建的±500千伏、3000安培、300万千瓦常规直流工程中，都是采用基于5英寸晶闸管的换流阀。

随着社会的发展和环境的变化，能源基地的集约化开发、大规模远距离输送已经成为当前电力生产和消费的最主要模式。我国仅长江上游的水电基地可开发装机容量就达9000万千瓦。列入开发计划达7000万千瓦，开发工作已全面展开。而这些电力的主要消纳地为华东和华中地区。经过反复论证和滚动规划，考虑系统强度、走廊约束、技术发展等边界条件，国内相关部门已经向国家提出金沙江、溪落渡一期工程采用3回±800千伏、4000安培、640万千瓦特高压直流输电工程外送的建议。正如我们在三峡工程中所建设的±500千伏、300万千瓦直流工程一样，一期直流方案将在国内形成一个标准的电压等级和规模，对大规模的应用有极大的经济意义和工程价值。

从国际上看，在巴西亚马逊河盆地、非洲刚果河流域、印度东部等将陆续出现大规模的能源基地，这些能源基地距离负荷中心一般都超过1500公里，都在积极论证采用±800千伏、输送容量为600万千瓦的直流输电方式。发展更大规模的直流输电技术在世界范围内有巨大的应用空间和市场。

4.交流特高压输电线路相关配置及施工环境要求

问：世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些?

答：美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。

1. 前苏联：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。1992年1月1日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。目前全部降压至500千伏运行。

2. 日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。

问：交流特高压试验示范工程输电线路的走廊宽度是多少?

答：线路走廊内的房屋建筑的拆除范围原则是当处于距边导线7米及以内时一律拆迁;7米以外则按该建筑物地面高1米处未畸变场强4千伏/米作控制条件，超过这一标准的予以拆迁。

线路通过林区时，采用高塔跨越。晋东南-南阳-荆门线路工程推荐方案经过林区长度约15公里。从保护生态的角度，线路经过林区时，采用高塔跨树的方案，原则上不砍伐过林通道，仅在塔位附近考虑杆塔组立的场地，需少量砍伐。线路跨越树木，在树木顶部按20千伏/米场强控制。

问：交流特高压试验示范工程输电线路导线对地及交叉跨越距离是多少?

答：1. 最小对地距离

对于一般非居民地区(如跨越农田)，线下场强限值取10千伏/米，导线最小对地距离取22米(中相V串)。

对于居民区，线下场强限值取7千伏/米，导线最小对地距离取27米(中相V串)。

对于人烟稀少的非农业耕作地区，线下场强限值放宽至12千伏/米，导线最小对地距离取19米。

对上述结果，按输送自然功率(电流2.59千安)对工频磁场进行核算，计算的地面最大磁感应强度均小于35微特斯拉，满足不大于100微特斯拉的要求。

交通困难地区是指车辆不能达到的地区，该类地区的最小对地距离一般按人、畜及携带物总高加上操作过电压间隙和裕度。

我国现行的线路设计技术规程中，500千伏和750千伏线路，对人、畜及携带物总高按3.5米考虑、裕度按2.0米考虑。1000千伏输电线路操作过电压间隙取6.5米，线下地面最大电场强度按18千伏/米左右控制，对地距离取15米。

步行可达到的山坡时，考虑人在放牧时挥鞭对导线的接近，导线的净空距离是操作过电压间隙6.5米，加人、畜及携带物总高3.5米，再留有2米的裕度，导线风偏后的净空距离取12米。

对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石的净空距离，考虑操作过电压间隙和人、畜及携带物总高，即操作过电压间隙6.5米，加人、畜及携带物总高3.5米，导线风偏后的净空距离取10米。

2. 交叉跨越距离

试验示范工程南阳-荆门段线路海拔在1000米以下，考虑过电压倍数为1.7，此时主要交叉跨越距离的取值如表所示。

问：什么是特高压架空输电线路的金具?在选择金具时需要注意些什么?

答：电力金具是指连接和组合电力系统中各类装置，以传递机械、电气负荷及起到某种防护作用的金属附件。他们把导线连接起来组成通电回路，通过绝缘子将导线悬挂于杆塔上，并保护导线和绝缘子免受高电压的伤害，同时使电晕和无线电干扰控制在合理的水平，保护人类的生活环境。由于电压等级的提高，特高压输电线路金具除了具有超高压金具的基本条件外，还要满足在保护绝缘子、屏蔽电晕和无线电干扰方面的更高要求。在选择特高压金具时，首先应注意机械及电气两方面的安全可靠性，其次要注意选用高强度材料金具，以缩小结构尺寸。

问：对特高压架空输电线路导线选择有什么要求?

答：导线的选择是特高压输电技术的重要课题，它不仅要满足线路输送电能的要求，同时要保障线路能够安全可靠地运行和满足环境保护的要求，而且还要经济合适。因此，导线选择需要考虑线路的输送容量、传输性能、环境影响(电晕、无线电干扰、噪声等)等多种因素，通过导线电气特性、机械特性和投资三个方面分析，对各种导线截面和分裂型式进行了详细的技术经济比较，推荐出在技术和经济上最优的导线截面和分裂型式。原则上，在导线选型时，应综合考虑以下因素：(1)导线的允许温升;(2)对环境的影响，包括无线电干扰、电晕噪声等;(3)输送容量和经济电流密度;(4)电晕临界电压;(5)机械强度。经研究，晋东南-南阳-荆门试验示范工程每相导线选择八分裂，正八角形布置，单根导线截面为500平方毫米。对于导线环境安装要求特别严的局部地区，将通过研究，选用扩径导线，增加虚拟自导线，中相或三相采用低噪声导线等措施。

问：特高压线路防雷有什么特殊要求?

答：线路雷害分为反击和绕击两种情况。特高压线路由于本身绝缘水平高，反击网络的概率很小。但特高压线路高度大，相导线电压高，具有一定的迎雷特性。理论计算和运行实践均表明，雷云绕过避雷线，直击导线的概率显著增加。为此，必须将地线外移，降低保护角至5度以下。在山区地面倾角显著的区段，应进一步降低保护角至0度甚至负保护角，中间的漏空部分可采用第三根地线保护。

问：特高压线路的绝缘配置如何?

答：线路的绝缘配置主要指两个方面，第一为绝缘子的配置，第二为考虑风偏后绝缘子悬挂处的带电金属部件对塔身的距离。目前国内多按爬距法选择绝缘子片数，对于特高压线路，一般超过50片，绝缘子串长度在10米以上。对于重污秽地区，绝缘子串长超过15米甚至更长，严重影响线路的经济性。由于国内合成绝缘子技术的提高和使用经验的积累，在交流特高压线路上使用合成绝缘子的比例将显著提高。

空气间隙耐受操作电压幅值与间隙长度的关系是一条饱和曲线。在间隙长度为6米、耐压为1600千伏左右开始进入明显饱和区。具体耐压水平与间隙形状和气压水平关联。对于试验示范工程来说，中相V串的间隙均为6.5米。

问：交流特高压线路杆塔有什么特点?

答：一是高度大。由于线路最低对地距离高达26米，绝缘子串长度一般超过10米，考虑一定的弧垂，水平排列的特高压线路杆塔的呼称高一般超过50米，三角排列的特高压线路杆塔呼称高超过60米，同杆并架线路杆塔一般超过80米。

二是强度大。塔的强度主要受使用应力和塔高决定。由于采用八分裂导线，导线高度又比较高，塔的使用应力超过500千伏杆塔两倍，高度约为两倍，因此特高压交流线路杆塔主材和基础的强度为常规500千伏线路杆塔的四倍以上。将研究使用管材、高强钢、高强螺栓等技术措施。

三是根开大。为了优化设计，节省塔材，将适当放大杆塔根开，一般杆塔根开约为15×15米水平。

5.交流特高压电网的无功补偿

问：交流输电线路的无功功率特性是什么?

答：交流输电线路的主要参数包括串联电阻、串联电抗和并联电导、并联电容。输电线路输送功率时，串联电抗上的电流滞后于电压，串联电抗吸收无功功率;并联电容上的电压滞后于电流，并联电容发出无功功率。串联电抗吸收的无功功率与流过输电线路电流的平方成正比，因此串联电抗吸收的无功功率随负荷大小的变化而变化;并联电容发出的无功功率与输电线路的电压的平方成正比，当线路电压维持在标称电压允许的范围内时，并联电容发出的无功功率基本保持恒定。当线路发出的无功功率恰好等于其吸收的无功功率时，此时线路的输送功率为线路的自然功率，沿线路各点的电压幅值大小相同;当线路的输送功率小于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将大于吸收的无功功率;当线路的输送功率大于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将小于吸收的无功功率。

问：交流特高压输电线路无功功率的特点是什么?

答：由于特高压输电线路电压等级高，其无功功率的一个显著特点就是线路电容产生的无功功率很大，对于100公里的特高压线路，在额定电压为1000千伏以及最高运行电压为1100千伏的条件下，发出的无功功率可以达到40万千乏～50万千乏，约为500千伏线路的5倍。同时，在特高压电网不同的发展时期，特高压输电线路传输的功率有较大分别，因此无功功率的变化也很不一样。特高压电网在建设初期,主要是实现点对点的电能输送，受系统阻抗特性及稳定极限的限制，输送功率将小于线路的自然功率，线路发出的容性无功功率过剩;随着特高压电网的进一步建设，特高压电网将实现各区域电网的互联，电网的输送功率将有很大提高，而且为了充分利用各区域电网的发电资源，实现水火电互济和更大范围内的资源优化配置，特高压电网的输送功率将随时变化，因而输电线路的无功功率也将频繁变化。

问：交流特高压输电线路无功功率的变化对线路电压有什么影响?怎么实现无功补偿?

答：在交流特高压输电线路输送功率较小时，并联电容产生的无功功率大于串联电抗消耗的无功功率，电网无功过剩较大，电压上升，危及设备和系统的安全;在线路末端三相开断或故障后非全相开断时，线路上将产生工频过电压，同样危及设备和系统的安全。为了保持输电线路的无功平衡，特别是为了限制轻载负荷引起的电压升高和线路开断时引起的工频过电压，通常需要在线路送端和受端或其中一端装设固定高压并联电抗器来进行无功补偿。高压并联电抗器可以在线路带轻载负荷的情况下吸收线路并联电容发出的无功功率，减少过剩的无功功率，限制工频过电压。但是加装固定高压并联电抗器后，在输电线路带重载负荷的情况下，线路电抗需要吸收的无功功率将大于电容发出的无功功率，线路还需要从送端、受端吸收大量的无功功率。为保证正常的功率输送，通常还采用低压无功补偿设备。低压无功补偿设备一般安装在特高压变压器低压侧绕组，分为容性补偿设备和感性无功补偿设备，根据线路传输功率的变化分组投切。

问：交流特高压试验示范工程无功补偿方案是什么?

答：晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程中，晋东南-南阳线路长度为363公里，荆门-南阳线路长度为291公里，设计拟采用的高抗配置为：晋东南侧高抗配置容量为96万千乏;晋东南-南阳线路南阳侧高抗与南阳-荆门线路南阳侧高抗容量相同，均为72万千乏;荆门侧按60万千乏配置。设计拟采用的低压无功补偿配置方案为：晋东南和荆门站配置低压无功补偿装置，低压电容器组单组容量为24万千乏，低压电抗器单组容量为24万千乏，两站各配置3组低压电容和2组低压电抗。

问：交流特高压输电线路无功补偿方案需进一步研究的内容是什么?

答：为限制工频过电压，特高压输电线路上安装了大容量的固定高抗，会产生一些负面影响：轻载负荷运行情况下线路的电压偏高或重载负荷运行情况下线路电压偏低。在变压器的低压侧安装低压无功补偿装置，一方面增加了无功补偿的投资，另一方面，由于受变压器低压侧绕组容量的限制，低压无功补偿可能不完全满足要求。特高压输电线路的无功补偿仅依靠固定高压并联电抗器加低压无功补偿设备的模式不够灵活方便。如果用可控电抗补偿代替固定电抗补偿，则能兼顾工频过电压限制和无功功率的调节。可控电抗的调节方式是：线路输送功率小时，电抗补偿容量处于最大值，限制线路电压的升高;随着线路输送功率的增加平滑或分级减少电抗的补偿容量，使线路串联电抗吸收的无功主要由并联电容产生的无功功率来平衡;当三相跳闸甩负荷时，快速反应增大电抗补偿容量来限制工频过电压。前苏联曾在500千伏和750千伏系统采用带火花间隙投入的并联电抗器，在线路重载时，用断路器退出并联电抗器，维持线路电压;当线路甩负荷出现的工频过电压超过火花间隙放电电压时，火花间隙击穿，快速投入并联电抗器以限制过电压。带火花间隙投入并联电抗器方式比较复杂，而且火花间隙的放电电压的分散性较大，可靠性不高。俄罗斯和印度研制并采用了可控高压电抗器，其类型包括磁饱和式可控电抗器(MCSR)(又称磁阀式可控电抗器)和变压器式可控电抗器(TCSR)两种。至今，俄罗斯有500千伏磁饱和式可控电抗器在试运行，在印度有400千伏变压器式可控电抗器(根据俄罗斯技术制造)投入运行。在国内的可控电抗研究方面，国内厂家已与国内外有经验的大学和研究所合作，在研制500千伏可控电抗器的同时研制1000千伏特高压可控电抗器，计划通过500千伏样机的挂网试运行，积累经验，争取可控高抗早日在特高压工程中应用。

6.世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些?

美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。

1. 前苏联：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。1992年1月1日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。目前全部降压至500千伏运行。

2. 日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。

7.特高压直流输电的可靠性指标

问：为什么要对直流输电系统的可靠性指标进行定期统计和评价?

答：直流输电系统是一个复杂的自成体系的工程系统，多数情况下承担大容量、远距离输电和联网任务。因此，需要设定一些直流输电系统可靠性指标，用于衡量直流输电系统实现其设计要求和功能的可靠程度，评价直流输电系统运行性能。直流系统可靠性直接反映直流系统的系统设计、设备制造、工程建设以及运行等各个环节的水平。通过直流系统可靠性分析，可以提出改善工程可靠性的具体措施，对新建工程提出合理的指标要求。国际大电网会议专门成立一个直流输电系统可靠性工作组，每两年对全世界所有直流输电工程进行一次可靠性的综合统计和评价。

问：直流输电系统的可靠性有哪些具体的指标?

答：直流输电系统的可靠性指标总计超过10项，这里只介绍停运次数、降额等效停运小时、能量可用率、能量利用率四项主要可靠性指标。

停运次数：包括由于系统或设备故障引起的强迫停运次数。对于常用的双极直流输电系统，可分为单极停运，以及由于同一原因引起的两个极同时停运的双极停运。对于每个极有多个独立换流器的直流输电系统，停运次数还可以统计到换流器停运。不同的停运代表对系统不同水平的扰动。

降额等效停运小时：直流输电系统由于全部或者部分停运或某些功能受损，使得输送能力低于额定功率称为降额运行。降额等效停运小时是：将降额运行持续时间乘以一个系数，该系数为降额运行输送损失的容量与系统最大连续可输送电容量之比。

能量可用率:衡量由于换流站设备和输电线路(含电缆)强迫和计划停运造成能量传输量限制的程度，数学上定义为统计时间内直流输电系统各种状态下可传输容量乘以对应持续时间的总和与最大允许连续传输容量乘以统计时间的百分比。

能量利用率：指统计时间内直流输电系统所输送的能量与额定输送容量乘以统计时间之比。

问：我国直流输电的实际运行指标处于什么水平?

答：截止到2005年底，我国已经建成5回±500千伏高压直流输电工程。它们分别是：葛洲坝-南桥直流输电工程、天生桥-广东直流输电工程、三峡-常州直流输电工程、三峡-广东直流输电工程和贵州-广东I回直流输电工程，总换流容量达到2400万千瓦，直流线路总长达到4741公里。我国已建成第一个背靠背直流工程-灵宝背换流站，电压120千伏，容量36万千瓦。近3年以来，所有工程的能量可用率都超过80%;特别是三常和三广工程，能量可用率一直在90%以上。单极跳闸次数一般在合同中规定为5次/年或6次/年，每个工程实际发生的次数没有超过合同要求;特别是三常和三广直流工程，在投产的第一年内就达到了合同的要求，这在世界直流输电历史上也属罕见，而且出现的故障都是由于辅助系统问题引起的。随着直流输电技术的日臻完善，直流输电的可靠性指标可望进一步提高。

问：特高压直流输电可靠性指标如何?

答：在我国计划建设的西南水电外送特高压直流输电工程电压为±800千伏，其主接线方式和我国已有的直流工程不同，每极采用两个12脉动换流器串联。如果出现一个12脉动换流器故障，健全的换流器仍然可以和同一个极对端换流站的任意一个换流器共同运行，因此单极停运的概率将显著降低，考虑到第一个特高压直流工程缺乏经验，可行性研究报告中初步提出了与三峡-上海直流工程相同的可靠性指标。技术成熟后，预计停运次数可以降低到2次/(每极·年)以下。双极停运的概率也将大幅下降，可以控制在0.05次/年。另外由于系统研究水平、设备制造技术、建设和运行水平的提高，由于直流工程数量的增加和相关经验的积累，换流器平均故障率预计可以控制在2次/(每换流器·年)。总体来说，特高压直流工程将会比常规直流更加可靠。

问：如何提高特高压直流的可靠性?

答：所有提高常规直流输电可靠性的措施对于提高特高压直流输电的可靠性依然有效，并且要进一步予以加强。主要包括：降低元部件故障率;采取合理的结构设计，如模块化、开放式等;广泛采用冗余的概念，如控制保护系统、水冷系统的并行冗余和晶闸管的串行冗余等;加强设备状态监视和设备自检功能等。

针对常规直流工程中存在的问题，如曾经导致直流系统极或者双极停运的站用电系统、换流变本体保护继电器、直流保护系统单元件故障等薄弱环节，在特高压直流输电系统的设计和建设中将采取措施进行改进。此外，还将加强运行维护人员的培训，适当增加易损件的备用。

提高特高压直流输电工程可靠性，还可以在设计原则上确保每一个极之间以及每极的各个换流器之间最大程度相互独立，避免相互之间的故障传递。其独立性除了主回路之外，还需要考虑：阀厅布置、供电系统、供水系统、电缆沟、控制保护系统等。(

8.特高压交流输电技术的主要特点

(1)特高压交流输电中间可以有落点，具有网络功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成国家特高压骨干网架。特高压交流电网的突出优点是：输电能力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适合电力市场运营的要求。

(2)采用特高压实现联网，坚强的特高压交流同步电网中线路两端的功角差一般可控制在20o及以下。因此，交流同步电网越坚强，同步能力越大、电网的功角稳定性越好。

(3)特高压交流线路产生的充电无功功率约为500 kV的5 倍，为了抑制工频过电压，线路须装设并联电抗器。当线路输送功率变化，送、受端无功将发生大的变化。如果受端电网的无功功率分层分区平衡不合适，特别是动态无功备用容量不足，在严重工况和严重故障条件下，电压稳定可能成为主要的稳定问题。