本科毕业论文---我国高压电网浅说.doc

我国高压网的运行浅谈目 录第一章 电网的发展11.1电网的基本功能11.2我国电网发展介绍11.3我国电网未来发展之路21.4特高压发展的必然性3第二章 国家电网特高压骨干网架52.1互联大电网发展趋势52.2我国特高压电网6第三章 特高压电网输电特性83.1特高压输电线路输电特性83.2特高压的输电经济性103.3特高压电网的稳定性11第四章 特高压电网内部过电压及其限制措施124.1工频过电压产生的原因及其限制措施124.2潜电流及其限制措施134.3操作过电压及其限制措施14第五章 特高压电网的雷电过电压与保护165.1雷电及其参数165.2雷电过电压165.3特高压架空线路的雷电反击与保护17第六章 特高压电网的绝缘与绝缘配合206.1特高压架空线路绝缘子的选择206.2绝缘配合的方法226.3特高压架空输电线路空气间隙选择236.3.1工频电压间隙确定236.3.2 工频间隙确定236.3.3 操作过电压间隙确定246.3.4 波形对操作波闪络强度的影响256.3.5 操作过电压间隙确定276.3.6 雷电过电压间隙确定28第七章 特高压架空线路导线、金属与杆塔327.1特高压架空输电线路327.2特高压架空输电线路的金具337.3特高压架空输电线路的杆塔34第八章 特高压变电站常用接线及电气设备398.1特高压变电站的电气主接线398.2特高压电气设备41致谢43参考文献44绪论随着我国经济的飞速发展，我国的超高压输电电网已经不能满足我国用电需求，所以国家电网必须建设特高压输电电网，以满足电力需求，推动我国经发展，实现更大范围的资源配置，推动我国能源高效开发利用。因此国家电网提出了加快建设由百万伏级交流和800千伏级的直流构成的特高压输电电网。建设特高压电网的意义在于满足未来持续增长的电力需求；提高能源开发和利用效率；提高电力工业整体效益。本设计主要讨论了我国电网的发展，特高压输电电网的建设的意义，特高压输电电网的输电特性及各种保护措施和特高压输电电网的各种设备。通过分析特高压输电电网的输电特性，特高压的雷电保护，特高压使用的各种金具及变电站所使用的各种设备，从各方面表现出我国对特高压电网的建设和运行。关键词： 国家电网 特高压 输电电网 44第一章 电网的发展电网的发展主要是更高电压等级的输电网的发展。随着输电技术的不断进步，促进了不断建设更高电压等级的电网，以将更大容量的电网输送到更高远距离的负荷中心。1.1电网的基本功能电能与其他能源不同，其主要特点是：不能大规模储存，发电、输电、配电和用电在同一瞬间完成；发电和用电之间必须保持供需平衡，如果不能保持实时平衡，将危及用电的安全性和连续性。输电的基本功能是将发电厂的电力输送到消费电能的地区（即负荷中心），或进行相邻电网中间的电力互送，使其形成互联电网或统一电网，保持发电和用电之间供需平衡。配电的功能是在消费电能的地区接受输电网受端的电力，然后进行再分配，输送到城市、郊区、乡镇和农村，并进一步分配供给工业农业商业居民以及特殊用电部门。1.2我国电网发展介绍1949年前，我国电力工业发展缓慢，输电线路建设同样迟缓，输电电压按具体工程决定，因而电压等级繁多。1908年建成22KV石龙坝水电站-昆明线路。1921年建成33KV石景山电厂-北京城线路。1933年建成抚顺电厂44KV出线。1934年建成66KV延边-老勾头线路。1935年建成抚顺电厂-鞍山的154KV线路。199年新中国成立后，才按电网发展统一电压等级，逐渐形成经济合理的电压等级。1952年以自己的技术建设了110KV输电线路逐渐形成京津唐110KV输电网。1972年建成330KV刘家峡-关中线路，以后继续建设了辽宁电厂-李石寨、阜新电厂-清堆子等220KV线路，迅速形成东北电网220KV骨干网架。1972年建成330KV刘家峡-关中输电线路，全场534千米，以后逐渐形成西北电网330KV骨干网架。1981年建成500KV姚孟-武昌输电线路，全场595千米。1989年建成正负500KV葛洲坝-上海超高压直流输电线路，实现华中-华东两大区域直流联网。中国正在形成330和500KV区域骨干电网骨架的同时，于二十世纪80年代开始330和500 KV以上更高电压等级的论证。20世纪80-90年代，针对输电工程的需要，进行了1000KV特高压输电和750KV超高压输电的可行性研究和特高压输电的基础研究，并建立了特高压试验阶段，对特高压技术进行研究。1.3我国电网未来发展之路2008年初，国家电网公司发布了关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见，意见指出，“转变电网发展方式、加快电网建设，就是要加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网，全面推进一特三大战略；就是要彻底解决电网建设滞后、网架结构薄弱问题，适应电力需求快速增长，实现电网与经济社会全面协调发展；就是要根本转变就地平衡观念，促进电力结构调整和布局优化，实现更大范围资源优化配置”意见首次公开明确了特高压电网较为详细的建设规划，“十二五、十三五期间，特高压电网全面发展，形成以华北、华中、华东为核心，联结各大区电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强网架。到2020年，建成特高压交流变电站53座，变电容量3.36亿千伏安，线路长度4.45万公里；建成直流输电工程38项，输电容量1.91亿千瓦，线路长度5.23万公里。特高压及跨区、跨国电网输送容量达到3.73亿千瓦。电网技术装备和运行指标达到国际先进水平。”今后我国将建设联接大型能源基地与主要负荷中心的“三纵三横”特高压骨干网架和13项直流输电工程（其中特高压直流10项），形成大规模“西电东送”、“北电南送”的能源配置格局。到2015年，基本建成以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网，形成“三华”（华北、华中、华东）、西北、东北三大同步电网，使国家电网的资源配置能力、经济运行效率、安全水平、科技水平和智能化水平得到全面提升。“十三五”发展规划（2016年2020年）2016年到2020年，建成以“三华”电网为核心，通过直流和东北、西北、南方电网互联，联接各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地和主要负荷中心的统一坚强智能电网。东北特高压交流电网形成两个发送端和一个受端双环网的坚强主网架。西北形成统一坚强的750千伏电网，主要负荷中心形成750千伏环网或链状结构。国家电网形成“强交流、强直流”输电格局。人类发现并使用电力以来，对于电力的需求一直以几何级数增长，与此相应，世界电网也经历了电压等级由低到高、联网规模由小到大、资源配置能力由弱到强的发展历程。更高电压等级的出现，是电力技术不断发展的产物，也是经济社会发展催生的必然结果。未来可能还会出现特特高压，交流1000kV、直流800kV、1100kV，在未来可能只是一些寻常的电压等级，就像我们现在看待110kV、220kV一样。但是少数人始终反对发展特高压，认为中国发展特高压输电技术不可行，到工程安全性问题，再到特高压造价高不划算等，那些质疑特高压技术的人士担心，特高压线在技术、安全性和生态环境等方面还存在诸多问题。也许我国目前发展特高压还存在一些问题，但随着我国经济的飞速发展，发展特高压输电势在必行。未来，随着用电负荷的持续增长，跨区输电容量也将持续增加，特高压输电技术有着广阔的应用前景。1.4特高压发展的必然性1、输电线路的功率输送能力与电压的平方成正比，运行在不同电压等级的输电线路的阻抗岁电压的升高有所减少，但变化不大。表1-1给出了以220KV输电线路自然功率电能为基准不同电压等级，从高压超高压到特高压单回路输电线路自然功率的输电比较值。表1-1 不同等级输电电压的自然功率输电能力比较值输电电压（kv）22033050076511001500输电能力比较值12.236.5516.7439.2475.30注： 以220KV线路输送自然功率132MW为基准。远距离竖线电路的输电能力与电网电压水平的平方成正比，与输电线路的阻抗成反比。要大幅度线路的输电能力，特别是远距离输电线路的功率输电能力，必须提高电网的电压等级。在我国，从1981年第一条500KV超高压线路投运后，经长期的建设，跨省区域电网已经形成或正在形成500KV骨干电网。由于500KV超高压在相当长时间内被当做电厂送出的配套工程，形成了各个电厂点对点、分散接入电网的局面，使得500KV输电线路平均距离长中间没有电压支持点对点的阻抗，线路、变压器和发电机阻抗在内的阻抗大。根据有关规划，西电东送、南北互供、全国联网的平均大容量的输电距离将超过500KM，经业内专家分析计算，500KM及其以上的距离输电网选用1000KV级特高压输电是经济的。900和800机组已投入运行，600及以上容量机组正在广泛的应用，并将成为主力机组。根据特高压电网形成的过程和规律和特高压输电的作用，以及中国发电资源和负荷中心的地理分布特点，用电负荷的持续增长，更多高效率的特大型发电机组投入运行、更多的大容量规模发电厂和发电基地的建设，“西电东送、南北互供”输电容量的持续增加，超高压电网将逐渐发展成为国家特高压骨干网，从而形成国家特高压电网。第二章 国家电网特高压骨干网架特高压电网在我国的发展前景主要取决于我国能源资源的地理分布、能源传输需求和发展变化趋势。我国能源以煤炭、水电、石油和天然气为主，但我国煤炭资源大部分集中在西北地区，我国水力资源主要集中在西部地区。能源分布不均衡，因此发展南特高压输电网是符合我国能源传输和需求的。2.1互联大电网发展趋势1、国外大电网的发展大趋势美国、加拿大、墨西哥的部分电网已经互联形成北美电网，包含东部、西部、德克萨斯州和魁北克四个互联电网。巴西水力资源和负荷中心分布不均衡，因此巴西采取了加强电网互联的措施，以实现能源的传输和利用。印度电力部门计划发展国家电网，主要目的是进一步开发大容量发电厂，同时是地区之间可以自由交换电力。俄罗斯境内原有70个地区电网，其中65个已经连接，形成一个巨大的同步电网，有俄罗斯统一电力系统股份公司管理。2、国内电网发展方向 随着我国经济和能源供应发生巨大变化以及我国电力工业的迅速发展，电网的建设和发展面临一系列洗技能的问题和挑战。我国电网存在的问题：我国长期处于电力短缺状态，多年来致力于增加电源建设以满足地阿里供给需求。因此，形成了电网作为配套工程的局面，电网被动的更随着电源盒负荷的发展而发展，未能通过电网的发展而主动地引导电源建设，结果导致我国南北向大跨区大容量规模过小，输电能力不足。现有500KV电网输送能力不能满足大范围电力资源优化配置和电力市场的要求。电力负荷密集地区电网短路电流控制困难。受端电网存在多直流集中落点和电压稳定问题。为避免上述问题而建设一个网络功能强大、具备跨区域、远距离、大容量、低损耗、高效率“西电东送、南北互供”的基本能力、满足我国电力市场灵活交易要求的国家电网。从我国能源流量大、距离远的袭击情况看，应建立强大的特高压交流输电网络。和超高压输电相比，它可以大大减少输电损耗。综上所述，为了满足电能大容量。远距离、低损耗、低成本输送的基本要求，适应未来能源的变化，具备电网运行调度的灵活性和电网结构的可扩展性，我国未来适宜建设以特高压交流电网为骨干网架，特高压、超高压、高压分层、分区，网架结构清晰的强大的国家电网。2.2我国特高压电网国家特高压电网具有不同于500KV电网的特点，将成为功能强大的跨大区能源流通网络。为了满足我国未来能源流的基本要求，解决我国电网结构存在的问题，国家特高压电网应具备如下基本功能：国家特高压电网网架可实现跨大区、跨流域水火电互济、全国范围内能源资源优化配置提供充分支持以满足我国国民经济发展需要。国家特高压电网应满足大容量、远距离、高效率、低损耗地实现“西电东送、南北互供”的要求。国家特高压电网应满足我国电力市场交易灵活的需求，促进电力市场的发展。国家特高压电网应具有坚强的功能，具有电网可扩展性。国家特高压电网的网架结构应有效解决目前500KV电网存在的因电力密度过大引起的短路电流过大、输电能力过低和安全稳定性的、差等系统安全问题。从电源发展规划 和特大容量机组的应用看，无论是煤电还是水电，都已具备或即将具备建设大容量规模电厂胡发电基地。如图2-1特高压在陕西境内年电力外送。图2-1 特高压在陕西境内年电力外送特高压电网的进一步发展，区域电网之间的电气联系主要是特高压联络线。由于特高压的输电线路标幺值电抗远比500KV线路小，送端和受端电网之间、区域之间电气联系阻抗将进一步减小。按照“西电东送、南北互供”要求规划合理的特高压网架结构，国家特高压电网形成坚强的网状结构，电网的稳定水平和输电能力将明显天高。第三章 特高压电网输电特性特高压电网的系统特性通超高压电网的一样，主要是输电线路的串联电抗、电阻、并联电纳、电导，变压器串联电抗、电阻，并联的励磁电抗的特性和包括特高压输电线路或电网在内的电力系统稳定特性。本章介绍特高压的输电线路输电特性和特高压的输电经济性。3.1特高压输电线路输电特性特高压输电线路输送的功率与输电电压和电流的乘积成正比，为了输送更大的功率特高压输电线路通过的电流一般比超高压输电线路通过的电流大。远距离输电线路的输电能力与输电电压平方成正比，与线路阻抗成反比。特高压输电线路输送功率较小时，将使送、受端系统的电压升高。为抑制特高压的工频过电压，需要在线路两端并联电抗器，以补偿线路产生的容性无功功率。这样，特高压输电线路在重负荷情况下，将从送、受两端吸收大量的无功功率。1、功率损耗和电压降落 特高压输电线路功率损耗和电压降落计算，与其他输电线路，特别是超高压线路完全不一样。不考虑电晕功率损耗和绝缘子泄露功率损耗，令并联电导G=0.输电线路的II形等值电路图其中和为送、受端的线电压，为三相视在功率。在已知、和D的情况下，可以做出、和、之间的相量图，2、输电线路的功率耗损 线路Z上有功的有功和无功耗损分别为 其中，为线路的电容电功率或电纳的无功功率。从式中可以看出：线路的有功损耗与输送的有功和无功的平方成正比，与电压平方成反比。因此，在输送相同功率条件下，提高输电线路电压能显著减少线路有功损耗；减少线路的无功传输，可大大减少线路有功和无功损耗，提高线路运行的经济性，减少接受端并联无功补偿的投资。3、输电线路的电压降落设定，则线路的输送电压为 式中 电压降落 电压损耗 线路额定电压。从式中可以看出：定压损耗与输送无功成正比，与电压成反比。因此，减少线路的无功的传输，有利于输电系统电压调节，提高受端电压水平，提高输电的电压稳定性。自然功率，又称波阻抗负荷，指的是输定线路的接受端每相接入一个波阻抗的负荷。输送自然功率是一种用于比较不同电压等级输电线路输电能力和分析电压、无功调节的一种方法。当输电线路接受端接入波阻抗时，下列关系成立：或 经过计算可得到以输送自然功率来看特高压线路，特高压输电有一下特性：线路在输送自然功率时，发送端和受端的电压和电流间相位相同，功率因数没有变化，沿线路低电压和电流幅值不变；线路在输送自然功率时，线路电抗的无功损耗基本等于线路的电纳产生的无功。因此在线路送受两端既不产生无功也不吸收无功。3.2特高压的输电经济性特高压输电技术研究的目的是研究特高压输电技术的可用性和经济性。而特高压输电技术的经济性主要表现在输电成本上。输变电工程方案选取的决定性隐私是成本。只有成本最小输电工程投运以后才会产生好的经济效益。在过去输变电工程的技术经济比较中，主要考虑建设成本，按一次投资最小评价输变电工程的经济性。这种方法的主要缺点是：在规划阶段没有考虑到输变电技术工程的运行、维护成本和可靠性成本，及投入运行后的强迫停运和计划停运总成的经济损失。于是出现了输变电工程建设成本小，运行维护费用高，停运时间长，可靠性成本大，平均每年的生产成本高。而解决方法是：在是变电工程规划阶段，不仅考虑一次投资成本，而且考虑了威力经济寿命运行期间的运行、维护成本和可靠性成本。将可靠性指标量化为经济性的要求。利用中断输电造成的损失来表征可靠性能更好的优化可靠性目标。特高压输电与超高压输电的经济性比较，一般用输电成本进行比较，两个电压等级输送同样的额功率和同样的距离所用的输电成本。下面将引用有关资料数据进行比较。苏联在19851992年尖端运行了6年，苏联对500、750、1150kv线路，的运行可靠性进行分析。表3-1为19851992年的三种电压等级线路运行统计。表3-1 苏联500、750、1150KV线路统计故障率电压等级KV5007501150线路总长Km573141551911112线路平均断开率0.5740.2060.144线路平均中断输电率0.2010.0970.045由表3-1可知苏联1150KV中断率为500KV的1/4为750KV的45%。而1150KV运行6年中断5次，其中80%为雷电引起线路跳开中断输电。因此在今后特高压输电的杆塔设计中引起重视，应避免雷击，从而进一步提高可靠性。3.3特高压电网的稳定性特高压电网作为整个电网的一部分，超高压特高压电网的稳定性分析方法是一样与高压电网分析方法一样。特高压输电线路的输电能力受到稳定性极限的限制。电力系统稳定性是电力系统的属性，是电力系统中个同步发电机在受到扰动后保持或回复同步运行的能力。保证电力系统稳定性是电力系统正常运行的必要条件。电力系统稳定性是电力系统在给定条件下，遭受扰动后，系统中所有母线电压能继续保持在可接受的水平的能力。当系统扰动、增加负荷或改变运行条件使系统中的母线或负荷节点形成渐进的、不可控制的电压降落，则系统处于不稳定状态。电力系统出现电压不稳定的主要原因是电力系统在扰动过程，增加费用和或改变运行条件时不能满足无功功率的需要。核心问题是输电电网在传输有功功率或无功功率时在线路电抗上产生的电压降落。电压稳定按电力系统受到扰动的大小可分为大干扰电压稳定和小电压干扰稳定。大干扰电压稳定是指系统大扰动，这种能力是由系统负荷特性、连续与离散控制和保护的相互作用决定的。小干扰电压稳定是指系统的负荷逐渐增长变化时系统控制电压的能力。这种形式的低电压稳定性是由负荷特性、连续作用的控制机给定瞬间的离散控制作用决定的。第四章 特高压电网内部过电压及其限制措施电力系统正常运行时,电气设备的绝缘处于电源额定电压下,当雷击、操作、故障、或参数配置等原因使系统中某部分电压升高大大超过正常运行的数值称过电压。过电压分为大气过电压和内部过电压,其中大气过电压又分直击雷过电压、感应雷击过电压和侵入雷电波过电压,特点是持续时间短暂,冲击性强,与雷电活动强度有直接关系,与设备电压等级无关。而内部过电压是由于拉、合闸操作、接地或断线事故及其他原因引起电力系统状态发生突然变化产生对系统有威胁的过电压。究其原因是系统内部电磁能的振荡和集聚引起的故称内部过电压。内部过电压可分为操作过电压和暂态过电压(含谐振过电压、工频过电压)。操作过电压是系统操作和故障时出现,特点是具有随机性,在最不利的情况下过电压倍数较高,330KV及以上超高压系统的绝缘水平取决于操作过电压。操作过电压具有幅值高、高频振荡、衰减快的特点。4.1工频过电压产生的原因及其限制措施工频过电压产生的原因1.由于长线路电容效应及电网运行方式的突然改变引起工频过电压,特点是持续时间长,过电压倍数不高,对设备绝缘威胁不大,但对超高压、远距离输电确定绝缘水平起重要作用。2.不对称短路引起的工频过电压,在单相或两相不对称短路时,非故障相的电压可达到较高值。3.突然甩负荷引起的工频电压升高。原因有:线路输送大功率时,发电机电势高于母线电压,甩负荷后,发电机的磁链不能突变,在短时间内维持输送大功率的暂态电势,导致工频电压升高。线路末端断路器跳闸后,空载线路仍由电源充电,电容效应显著,导致工频高压。甩负荷后发电机转速增加造成电势和频率上升,工频电压上升严重。工频过电压限制措施：（1）高压电抗器补偿空载线路的电容效应，静止无功补偿器补偿空载线路电容效应；（2）变压器中性点直接接地降低不对称故障引起的工频电压升高；（3）发电机配置性能良好的励磁调节器或调压装置,使发电机甩负荷时抑制容性电流对发电机助磁电枢反应。防止过电压的产生和发展。（4）发电机配置反应灵敏的调速系统,甩负荷时限制发电机转速的上升造成的工频过电压。4.2潜电流及其限制措施特高压线路的潜供电流大,恢复电压高,潜供电流难以熄灭,可能影响单相重合闸的无电流间歇时间和成功率,故需要研究限制潜供电流和加快潜供电流电弧熄灭的措施.1、潜供电流的机理在超高压系统中，为了提高供电的可靠性，多采用快速单相自动重合闸。当系统的一相因单相接地故障而被切除后，由于相间互感和相间电容的耦合作用，被切除的故障相在故障点仍流过一定数值的接地电流，这就是潜供电流。该电流是以电弧的形式出现的，也称潜供电弧。如图1所示，当线路发生单相（A相）接地故障时，故障相两端断路器跳闸后，其他两相（B、C）仍在运行，且保持工作电压。由于相间电容和相间互感的作用，故障点仍流过一定的电流I，即潜供电流。当潜供电弧（电流）瞬间熄灭后，同样由于相间电容和互感的耦合作用，在弧隙出现恢复电压。潜供电流和恢复电压增加了故障点自动熄弧的困难，可能导致单相自动重合闸的失败，从而影响供电安全和系统稳定。潜供电流由两部分组成，分别为电容分量和电感分量（也称横分量和纵分量）。电容分量是指正常相上的电压通过相间电容向故障点提供电流。同时，正常相上负载电流经相间互感在故障相上感应出电势，该电势通过相对地电容及高抗形成的回路，向故障点提供电流，称为潜供电流的电感分量。在大部分无补偿的情况下，电容分量起主要作用。图潜供电流示意图2、特高压电网潜供电流熄灭的措施当潜供电流较小时, 依靠风力、上升气流拉长电弧作用, 潜供电弧可以在较短时间内自熄灭, 以满足单相自动重合闸要求。为了提高单相自动重合闸的成功率，潜供电流和恢复电压均限制在较小值。当潜供电流较大、恢复电压较高时，则须采取一定的措施，以加快潜供电弧的熄灭。在超/特高压输电系统中，主要使用高压并联电抗器及中性点电抗和快速接地开关（HSGS）。3、使用高压并联电抗器及中性点电抗在装有合适并联电抗器的线路，利用加装高压并联电抗器中性点电抗（又称小电抗）的方法，可以减小潜供电流和恢复电压。选择合适的小电抗，补偿线路相间电容和相对地电容，特别是使相间接近全补偿，可使相间阻抗接近无穷大，从而减小了潜供电流的电容分量；还可加大对地阻抗，从而减小了潜供电流的电感分量。该方法在我国500kV系统广泛使用。4、使用快速接地开关（HSGS）随着电力建设的发展，电网间联络的加强，工频过电压的降低，使得100km左右的线路可以不装设并联电抗器；还有一些线路采用了静态补偿装置。这些情况下，不能通过并联电抗器及中性点小电抗限制潜供电流，此时可以考虑采用快速接地开关（High Spead Ground Switch,简称HSGS）。4.3操作过电压及其限制措施操作过电压是系统操作和故障时出现,特点是具有随机性,在最不利的情况下过电压倍数较高,330KV及以上超高压系统的绝缘水平取决于操作过电压。操作过电压具有幅值高、高频振荡、衰减快的特点。操作过电压产生原因:切除空载线路时过电压的根源是电弧重燃及线路上的残余电压。空载线路的合闸过电压是由于在合闸瞬间的暂态过程中,回路发生高频振荡造成的。在中性点不接地的电网中发生单相金属接地将引起正常相的电压升高到线电压。如果单相通过间歇燃烧的电弧接地,在系统正常相合故障相都会产生过电压(称电弧接地过电压),其实质是高频振荡的过程。切除空载变压器引起的过电压。原因是当变压器空载电流突变时变压器绕组的磁场能量全转化为电场能量对变压器等值电容充电,导致过电压。在切除感性负载可能在电容器和断路器上出现过电压。限制操作过电压的措施有:选用灭弧能力强的高压断路器，提高断路器动作的同期性，断路器断口加装并联电阻，采用性能较好的避雷器，电网中性点接地运行。第五章 特高压电网的雷电过电压与保护5.1雷电及其参数雷电放电是雷云对大地或雷云之间或雷云内部的放电现象。在地球上，平均每天约发生800万次雷击。对电力系统而言，雷击输电线路仍然是导致其跳闸的主要原因之一。雷电放电通道的形状主要是线状的，有时在云层中能见到片状雷电，个别极为罕见的情况下会出现球状雷电。雷云与地之间的线状雷电可能从雷云向下开始，叫下行雷，下行雷又可分为正下行雷与负下行雷；最常见的（约90%）是带负电的雷云向下放电即负下行雷的线状雷电，球雷则极为罕见。 雷云中电荷密集处的电场强度达到25003000kV/km时，将首先出现向下发展的放电，这种放电称为先导放电。先导每极发展的速度约为107m/s，延续时间约为1s，总的平均速度为（18）105m/s。当先导接近地面时，地面较突出的部分会开始迎着它发出向上的放电，这称放电称为迎面先导。迎面先导可以是一个，也可以有几个。当迎面先导的一个与下行先导的一支相遇时，就会产生强裂的中和效应，出现极大的电流（数十到数百kA），并伴随着雷鸣和闪光，这就是雷云放电的主放电阶段。5.2雷电过电压1、直击雷过电压雷直击于输电线路的导线时(如图5.1A点),近似于沿主放电通道袭来一个幅值为I的电流波,由于输电线路的过电压,为导线的波阻抗,.如则当时,过电压可达6000K。可见,即使,对绝缘子强度很高的特高压输电线路而言,雷击中导线后,仍然很容易引起绝缘子的闪络。因此,在我国110KV以上的架空输电线输电线路为了防止雷直击导线,几乎全部采用悬挂避雷线的措施。图5.1 雷电直击线路导线2、感应雷过电压 在雷云放点先导阶段,先导通道中充满了电荷,如图5.2所示。这些电荷对导线产生静电感应,在负先导附近的导线上积累了异号的正束缚电荷,而导线上的负电荷则被排斥到导线的远端。当先导到达附近地面时主放电开始,先导通道中的电荷被中和,与之相应的导线上的异号束缚电荷得到解放,以波的形式向导线两端流动,如所示。a)为先导阶段; b)为主放电阶段图5.2 感应雷过电压的形成5.3特高压架空线路的雷电反击与保护特高压架空输电线路采用的绝缘子片数多（48片）和空气间隙距离大，雷电冲击放电电压很高，采用双避雷线保护，当雷击塔顶或其附近避雷线反击时的雷电流(耐雷水平)幅值大、出现概率小，一般无需采取其他措施加以防护。特高压架空输电线路杆塔较高，雷电流流经杆塔时在悬挂绝缘子串的杆塔横担处形成的杆塔感应电压降分量较大，导线上感应过电压的分量也高。特高压架空输电线路杆塔较高，雷电波由塔顶传播到塔脚再负反射到塔顶的时间变长，杆塔接地电阻对雷击时塔顶电位的降低作用减弱。杆塔高度增加是影响反击耐雷水平降低的因素，但电压等级越高，冲击放电电压越高，反击耐雷水平亦高，针对220kV、500kV、750kV、1000kV架空线路典型杆塔进行了反击耐雷性能计算。 表5-1 各电压等级线路绝缘雷电冲击50%放电电压（kV）22050075010001200213835005000特高压输电线路杆塔高度很高、导线上工作电压幅值很大比较容易由导线上产生向上先导，这些因素会使避雷线屏蔽性能变差。前苏联的1150kV特高压架空输电线路在累计6年的运行期间，发生雷击跳闸21次，跳闸率高达0.7/100 km.a 。比我国500kV输电线路的运行统计值0.14/100km.a高得多。跳闸的基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。前苏联研究人员认为提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施是采用更小的避雷线对导线的保护角。日本1000kV特高压架空输电线路东西线所在地区年雷暴日数为25，在降压至500kV运行期间，雷击跳闸率高达0.9/100 km.a。尽管其避雷线采用了负保护角，但据分析认为是线路杆塔很高遭到线路侧面雷击导线引起了绝缘子闪络特高压配电装置的直击雷保护根据我国大量变电所多年来的运行经验，对特高压变电所采用敝开式高压配电装置(AIS) 时，可直接在变电所构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置。对特高压变电所采用半封闭组合电器(HGIS)或全封闭组合电器(GIS)，则其GIS部分的引入、引出套管尚需有直击雷保护装置保护。GIS本身仅将其外壳接至变电所接地网即可。特高压变电所的侵入波保护主要靠两种途径：一是设置进线保护段，以减少危险雷电侵入波；二是在变电站内安装避雷器，以限制雷电过电压的幅值。特高压变电所的侵入波保护 与高压、超高压变电所一样，特高压变电所电气设备也需考虑由特高压架空输电线路传入的雷电侵入波过电压的保护。而对雷电侵入波过电压保护的根本措施在于在变电所内适当位置安装金属氧化物避雷器(MOA)。由于限制线路上操作过电压的要求，在变电所线路断路器的线路侧必然安装有MOA。变压器回路也要求安装MOA。至于变电所母线上是否要安装金属氧化物避雷器以及各避雷器距被保护设备的距离则需要通过数字仿真计算予以确定。结果表明：由于雷电反击引起特高压变电站的危险概率较低，即变电所的安全运行年数很高。由于雷电绕击引起特高压变电站的危险概率相对较高，减小进线保护段避雷线的保护角后可大大降低这一危险概率。断路器断开时，线路入口的避雷器距断路器之间的距离为172m，难以有效保护断路器，应在断路器间隔中部加装一组避雷器或将母线避雷器移至断路器间隔中部。第六章 特高压电网的绝缘与绝缘配合现代电网应具有安全、不间断运行的基本功能。衡量电网安全运行的可靠性指标，则由故障次数和故障的停电时间来决定。实践证明，全部的停电事件中电网电气装置的绝缘闪络或击穿，为最主要原因。因此为了保证电网具有一个可靠性指标，合理选择电网电气装置的绝缘水平至关重要。电网中电气装置的绝缘，在运行中会收到以下各种电压的作用：（1）正常运行时的工频电压，是设备正常运行时，长期作用于设备绝缘上的工作电压。工频电压的作用随着电压等级的提高显得越来越重要。设备绝缘和无间隙金属氧化物避雷器等保护装置的长期运行性能以及绝缘的寿命取决于此。过电压标幺值的基准值是用设备最高运行相电压表示的。工频过电压(kV，有效值)谐振过电压和操作过电压(kV，峰值)(2) 暂时过电压和操作过电压。两者都是由于电网内部故障或操作引起电网运行参数的变动，在此过程中由于电磁能量振荡而产生过电压，因此又统称为内部过电压。暂时过电压是在一定位置上的相对地或者相间过电压，具有一定的振荡频率，由于无阻尼或弱阻尼，因此持续时间较长。暂时过电压包括工频电压升高及谐振过电压，操作过电压是由于系统运行状态突然发生变化的过渡过程而产生的过电压，持续时间短。(3) 雷电过电压。由于雷击在输电线路和发变电所引起的各种过电压。6.1特高压架空线路绝缘子的选择绝缘子在工作中受各种大气环境的影响，并可能受到工作电压、内部过电压和大气过电压的作用。因而要求在这三种电压作用以及相关的环境之下能够正常工作或保持一定的绝缘水平。1.按正常工作电压决定每串绝缘子的片数三种电压以工作电压数值为最低。但是，工作电压一年四季长期作用于绝缘子，当绝缘子表面被污染，特别是积了导电污秽又受潮时，在工作电压长时间作用下绝缘子可能因表明污秽不均匀发热、局部烘干后烘干带被击穿、泄漏电流加大导致热游离而发生污闪。污闪电压和污秽性质、程度有关，和受潮状况等因素有关。为了防止污闪的发生，目前采用的主要方法是保持绝缘子串有一定的泄漏距离。根据污染程度、性质的不同，把污秽地区分成等级，按不同的污秽区规定不同的泄漏距离。单位泄漏距离也叫泄漏比距，它表示线路绝缘或设备外绝缘泄漏距离与线路额定线电压的比值。 我国的规定值见表61所示。表5-1不同污秽等级的泄漏比距污秽等级污秽情况泄漏比距(cm/KV)0级一般地区，无污染源1.61级空气污秽的工业区附近，盐碱污秽，炉烟污秽2.02.52级空气污秽较严重地区，沿海地带及盐场附近，重盐碱污秽，空气污秽又有重雾的地带，距化学性污染源300m以外的污秽较严重地区2.63.23级导电率很高的空气污秽地区，发电厂的烟窗附近且附近有水塔，严重的盐雾地区，距化学性污染源300m以内的地区3.8绝缘子串的泄漏距离应满足下式 式中D绝缘子串的泄漏距离，cm； U线路额定电压，KV；d泄漏比距，cm/KV。知道每片绝缘子的泄漏电流距离，即可决定绝缘子的片数n，绝缘子的泄漏电流距离（指两极间沿绝缘件外表面轮廓的最短距离），则直线杆塔每串绝缘子片数为：nD/S式中D绝缘子串应有的泄漏距离，cmS每片绝缘子的泄漏距离，cm；n直线杆绝缘子串的绝缘子片数。2.根据内部过电压决定绝缘子片数 绝缘子串在内部过电压下不应发生闪络，概率应很低。因此要求绝缘子串的操作冲击湿闪电压大于操作过电压的数值。3.大气过电压下线路的绝缘在大气过电压下，并不要求线路绝缘不发生闪络，而是要求线路绝缘具有一定的耐雷水平。这样，可以把线路的跳闸率限制到较低的数值。耐雷水平除了和绝缘水平有关外，还和杆塔接地电阻、杆塔电感、避雷线根数等因素有关。在一般情况下，不采取增加绝缘子片数的方法满足耐雷水平的要求。但对于高杆塔应考虑防雷的要求，适合增加绝缘子片数。全高超过40m有避雷线的杆塔，高度每增加10m应增加一片绝缘子。全高超过100m的杆塔，绝缘子数可以根据计算结合运行经验来确定。4.耐张杆塔的绝缘子片数耐张杆塔绝缘子串的绝缘子数量应比悬垂绝缘子的同型号绝缘子多一个。6.2绝缘配合的方法1、惯用法 惯用法是根据作用于绝缘的最大过电压和最小绝缘强度的概念来配合的，即首先确定设备上可能出现的最危险的过电压，然后根据经验乘上一个考虑各种影响因素和具