国外特高压线路绝缘水平情况

国外特高压线路绝缘水平情况
1 日本
日本特高压线路为同塔双回线路，双回线路绝缘配置方式为平衡高绝缘，其绝缘水平设计值见表3-1，绝缘间隙尺寸见表3-2。

1）绝缘子串片数
主要考虑污秽耐受电压能力。

其耐受电压目标值确定的原则是：线路发生单相接地故障，绝缘子串能够承受一相接地引起的健全相电压升高，同时还要考虑重合闸成功。

日本特高压系统一相接引起的健全相电压升压为 1.1p.u.，考虑10%安全裕度，选取绝缘子片数时耐受电压目标值取1100 kV/3×1.2=763 kV。

日本研究显示，长串绝缘子的污秽耐受电压和片数成正比。

在A级粉尘污秽地区的设计耐压值，盘径320mm（33t）的悬式绝缘子为19.5 kV/片。

详见表3-3。

表3-1 日本特高压线路绝缘水平设计值
表3-2 日本特高压线路间隙尺寸
表3-3 日本群马山梨干线所需绝缘子串（A级粉尘污秽地区）
2)线路雷电冲击下的绝缘间隙
日本特高压线路和其超高压线路的一样，在绝缘子串装招弧角间隙（简称招弧角）。

为了既使雷击闪络路径限制在招弧角间隙之间，以保护绝缘子串不会烧
伤掉串，又不大幅度降低线路绝缘水平而增加线路雷击跳闸次数，日本1000 kV 线路的招弧角间隙距离选为：悬垂串6.3m；耐张串5.9m（海拔高度低于1800m）。

导线对铁塔雷电冲击间隙距离，取角间隙距离的1.05倍，悬垂串6.62m；耐张串6.2m。

3）线路操作冲击下的绝缘间隙
考虑①15m/s风速；②最大操作过电压统计值1.6p.u.；③海拔1800m以下，气象修正系数取1.1；④按照特高压真型模拟杆塔的操作冲击特性；⑤标准偏差σ =5%，考虑3σ，要求的u50=1860 kV，特高压线路操作冲击绝缘间隙距离：悬垂串（导线一塔体）6.54m，耐张串（跳线一塔体）6.75m。

4）线路工作电压下的绝缘间隙
考虑①大风40m/s；②工作电压1100 /3=635 kV；④海拔1800m以下，工频闪络气象修正系数取1.22；④标准偏差σ=3%，考虑3σ，要求的工频闪络电压为825 kV，绝缘间隙距离3.09m。

5）最小相间间隙
由操作冲击绝缘水平控制，考虑2.6p.u.的相间操作过电压，其它和相地绝缘相同，要求的u50为3022 kV，最大相间间隙距离为9m。

实际设计时的间隙取值还要大一些。

2 前苏联
前苏联特高压线路为单回路，导线水平排列，空气间隙距离设计推荐值见表3-4。

1）工频电压下的空气间隙
直线塔，在最大风偏下，导线对塔柱的空气间隙长度为2.5m，（有的资料中为2.4m）。

他们按Upm=0.5d计算，式中Upm为工频放电电压（峰值，MV），d 为间隙距离（m）。

此公式和我国的试验结果相吻合。

前苏联的工频间隙距离明显低于日本的。

分析其原因可能有：①前苏联只考虑最高运行电压，不考虑单相接地系数；②前苏联考虑特高压线路经过地区的海拔高度为500m以下，日本考虑的为1800m，两者气象修正系数相差较大。

表3-4 前苏联1150 kV架空线路主要空气间隙长度
2）操作冲击下的空气间隙
前期线路端部装复合式避雷器，过电压水平为1.8p.u.，
边相导线—塔柱（或横担）7.8-8.0m；
边相导线—拉线（或横担）6.0-7.0m；
中相（V型串）8.0-9.0m。

后期，线路端部装过电压限制器（MOA）过电压水平为1.6p.u.，
边相导线—塔柱（或横担）6.0-7.0m；
边相导线—拉线（或横担）5.5-6.5m；
中相（V型串）7.0-8.0m。

中国赴前苏联的考察报告中介绍：
中相7m
边相（导线对拉线） 6.5m
需注意，前苏联空气间隙放电电压曲线是在操作波波头长度为3000-4500μs（长波头）下得出的。

在相同的过电压水平下，由长波头得出的间隙比用标准波头或临界波头试验得出的间隙大约缩小20%。

表3-5列出日本和前苏联特高压线路空气间隙距离典型值，以便比较。

表3-5 特高压线路空气间隙距离（m）
前苏联前期的操作波间隙距离较大。

因为它的过电压倍数和运行电压均较高。

后期采用MOA，过电压倍数下降，间隙距离减小，和日本数值比较接近。

3）绝缘子串片数
前苏联按不同污秽分区规定的洩漏爬距要求：轻污取地区取1.8cm/kV，一般粉尘污秽地区取1.5cm/kV，按最高运行线电压求出绝缘子片数后，增加2-3片作为安全裕度。

前苏联特高压线路全采用玻璃绝缘子。

在粉尘污秽地区，直线塔边相为悬垂
串，平均每串45片（пс-300型），有效串长7.8m，中相为V型串，每边平均各为49片（пс-400）。