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Beijing Jiaotong University 特高压输电系统及其关键技术姓名：TYP班级：电气0906学号：09291183指导老师：吴俊勇完成日期：2012.5.20一、特高压输电简介特高压输电指的是使用1000千伏及以上的电压等级输送电能。
特高压输电是在超高压输电的基础上发展的，其目的仍是继续提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，以及实现远距离的电力系统互联，建成联合电力系统。
特高压输电具有明显的经济效益。
据估计，1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路,或3条750千伏线路;可减少铁塔用材三分之一，节约导线二分之一，节省包括变电所在内的电网造价10～15％。
1150千伏特高压线路走廊约仅为同等输送能力的 500千伏线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区会带来重大的经济和社会效益。
特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。
100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力（技术上叫输送容量）是50万伏超高压输电线路的5倍。
所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。
1000千伏电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在6 00平方毫米以上,这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。
杆塔高度约40～50米。
双回并架线路杆塔高达90～97米。
二、特高压输电系统及关键技术简介特高压输电分为特高压直流输电和特高压交流输电两种形式。
1、特高压直流输电特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。
特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。
在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。
特⾼压输电系统及其关键技术-资料汇总输电条件：1.变压器——500kV 和750kV 变压器的研制和⽣产，已具备了研制特⾼压变压器的技术基础和条件。
2.避雷器——已经具备研制、⽣产超⾼压避雷器的能⼒。
近⼏年来国产500kV 避雷器已得到了⼴泛应⽤，最近⼜研制完成了750kV ⾦属氧化物避雷器（MOA）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。
3.绝缘⼦设备——从国内技术⽔平和⽣产能⼒来看，已具备⽣产300kN、400kN、530kN 瓷绝缘⼦和300kN、400kN 玻璃绝缘⼦以及400kN 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，已有多家单位研制完成了750kV 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。
4.输电线路设备——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600-1 400mm2 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；⾦具制造能⼒与国外处于同⼀⽔平，有较多企业已⽣产出750kV 线路⾦具产品，部分企业已研制出1150kV 线路配套⾦具，并已应⽤在国内的特⾼压试验线段上；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。
⽂献：特⾼压输电技术的发展关键技术与关键设备：1、技术因素（1）过电压影响设计防雷、绝缘：过电压、（原因（不同种类⼯频过电压、计算⽅法）：特⾼压交流线路⼯频过电压研究；解决⽅案（⽐如：磁控电抗器）：磁控电抗器对特⾼压输电线路⼯频过电压的抑制作⽤）1. ⾼压导致空⽓电离2. dv/dt过⼤，产⽣强磁场，与线路感应A.容升效应引起的⼯频电压升⾼特⾼压输电线路的容抗远⼤于线路感抗，电容效应尤为显著，必须考虑线路的分布参数特性。
均匀传输线路如图所⽰，图中分别为单位长度线路的电阻、电感、电导和电容。
交流特高压输电线路关键技术探讨摘要：交流特高压输电线路的应用，实现了对现有电网输电技术的优化，通过采用1000kV的交流高压，有效的缓解了过去输电线路中可能存在的风险和问题。
本文为了能够更加具体的对1000kV的交流输电线路的优点进行介绍，将会例举我国实例来进行说明介绍，同时对其所提供的技术理论支持进行说明。
关键词：交流特高压；输电线路；技术理论随着1000kV交流输电线路开始大规模投入使用，与过去的输电线路相比，其优点也逐渐的突显出来。
在我国当前的能源形式和社会格局的大环境下，1000kV交流高压的使用很好的解决了现阶段能源相对紧缺的问题，同时，与过去相比，其在能源损耗，经济适用性以及安全性能上都有了较大幅度的提升。
不仅如此，1000kV的交流高压线路通过智能化联网，可以有效的避免用电高峰期从而达到稳定供电的目的。
但是，由于其发展仍不够完善，使得其在电压以及抗污性能等方面仍存在着诸多问题。
一、交流特高压输电线路关键技术1.1过电压操作限制特高压输电线路在实际的使用和操作过程中受到了诸多操作的限制和影响，这其中就包括了过电压的操作，输电线路在日常的使用过程中较为稳定，但是借助于减少工频以及对电压进行调整仍可以对输电线路进行直接的影响。
目前，在我们国内，所装置和使用的输电线路相对较长，这就在无形中增加了影响电压稳定的风险，为了能够使得输电线路平稳正常工作，并且可以对突变的电压形式进行应对，国内目前所使用的输电线路中往往都存在着并联电抗器，其目的时用以调解线路中电压的稳定。
选取使用1000kV的输电线路，在带给操作和使用便利的同时，也增添了潜在的隐患和风险，据有关分析可以显示，在采取使用1000kV 输电线路的过程中，其内部存在着潜供电流的风险，由于其自身的特殊原因，使得其无法被及时解决，这就增添了操作和使用，风险，为了回避此类的风险，提升工作效率和使用的安全性，日本通过采取接地开关的方式来进行解决此类问题。
特高压输电与超高压输电经济性比较特高压输电与超高压输电经济性比较，一般用输电成本进行比较，比较2个电压等级输送同样的功率和同样的距离所用的输电成本。
有2种比较方法：一种是按相同的可靠性指标，比较它们的一次投资成本；另一种是比较它们的寿命周期成本。
这2种比较方法都需要的基本数据是：构成2种电压等级输电工程的统计的设备价格及建筑费用。
对于特高压输电和超高压输电工程规划和设计所进行的成本比较来说，设备价格及其建筑费用可采用统计的平均价格或价格指数。
2种比较方法都需要进行可靠性分析计算，通过分析计算，提出输电工程的期望的可靠性指标。
利用寿命周期成本方法进行经济性比较还需要有中断输电造成的统计的经济损失数据。
一回1 100 kV特高压输电线路的输电能力可达到500 kV 常规输电线路输电能力的4 倍以上，即4-5回500 kV输电线路的输电能力相当于一回1 100 kV输电线路的输电能力。
显然，在线路和变电站的运行维护方面，特高压输电所需的成本将比超高压输电少得多。
线路的功率和电能损耗，在运行成本方面占有相当的比重。
在输送相同功率情况下，1 100 kV线路功率损耗约为500 kV线路的1/16左右。
所以，特高压输电在运行成本方面具有更强的竞争优势。
特高压直流输电技术的主要特点（1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。
在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。
（2）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。
特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。
（3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。
（4）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。
特高压输电技术特高压输电技术是一种先进的电力输电技术，它可以有效地解决长距离输电中的能量损耗和电压降低的问题。
特高压输电技术可以将电能高效地从发电站输送到远距离的用户，并在输送过程中减少能源损耗，提高输送效率。
特高压输电技术采用的是高电压和高电流的输电方式，以减少电阻和电气损耗。
在传统的输电方式中，由于线路电阻和电气损耗的存在，电压会随着输送距离的增加而降低，这会导致能量损失。
而特高压输电技术可以通过提高输电电压，将能量损失降到最低。
另外，特高压输电技术还可以有效地解决电网负荷过大的问题。
在很多地方，电网负荷过大可能会引发电网故障和电力供应不足等问题。
而采用特高压输电技术后，可以将电网的负荷分散到多个输电线路中，减轻单个输电线路的负荷，提高电网的稳定性和可靠性。
特高压输电技术在跨国、长距离输电中也有很大的应用前景。
传统的输电技术在进行长距离跨国输电时，会面临较大的电阻和电气损耗，导致输电效率降低和能量损失增加。
而特高压输电技术可以通过提高输电电压和降低电阻，减少能量损失，使得长距离跨国输电成为可能。
特高压输电技术虽然具有很多优势，但也存在一些挑战和问题需要解决。
首先，特高压输电技术需要建设高压输电线路和变电站，这需要大量的投资和建设成本。
其次，特高压输电线路的铺设需要解决很多技术难题，如线路的绝缘、冲击和振动等问题。
此外，特高压输电技术需要考虑输电线路对环境的影响和安全风险，以保护生态环境和人民的生命财产安全。
总的来说，特高压输电技术是一种将电能高效、远距离输送的先进技术，它具有节能、降低能源损耗和提高电网稳定性的优势。
随着特高压输电技术的不断发展和应用，相信它将在电力输送领域发挥越来越重要的作用，为我们的电力供应提供更加可靠和高效的支持。
交流特高压输电线路关键技术的研究及运用近年来，随着中国经济的迅猛发展和城乡电力需求的增长，特高压输电线路已成为我国电力输送的主要选择。
特高压输电线路具有输电能力大、输电损耗低、占地面积小等优势，被广泛应用于城市供电、工业生产等各个领域。
特高压输电线路的建设和运营面临着诸多技术难题和挑战，为此，特高压输电线路的关键技术研究与运用显得尤为重要。
特高压输电线路关键技术的研究与运用是我国电力工程领域的重要课题，涉及到电力传输、输电线路设计、设备选型等多个方面。
特高压输电线路的关键技术主要包括输电线路的设计与施工、输电设备的研发与应用、输电线路的安全与稳定运行等方面。
下面将就这几个方面的关键技术进行研究和运用进行详细介绍。
特高压输电线路的设计与施工是其关键技术之一。
特高压输电线路设计需要考虑输电距离、输电容量、线路材料、环境因素等多个因素，确保线路稳定、安全地输送电力。
目前，我国在特高压输电线路设计方面已经取得了丰硕的成果，不仅在输电能力上取得了重大突破，还在环保、节能等方面进行了创新。
特高压输电线路的施工也是关键技术之一，包括线路材料的选取、工艺流程的优化、施工工期的控制等方面。
通过科学的设计和精细的施工，可以有效提高特高压输电线路的稳定性和安全性。
输电线路的安全与稳定运行也是特高压输电线路的关键技术之一。
特高压输电线路作为重要的电力传输通道，其安全性和稳定性直接影响着电力系统的运行。
为了确保特高压输电线路的安全与稳定运行，需要对输电线路进行定期检测和维护，并及时处理线路存在的故障和隐患。
还需要加强对输电线路的监测与管理，及时发现和解决线路存在的问题，保障输电线路的正常运行。
近年来，我国在输电线路的安全与稳定运行方面进行了大量研究和实践，不断提升了电网的安全可靠性。
特高压输电线路的关键技术研究与运用对于推动电力工程的发展和提高电网的安全稳定运行具有重要意义。
未来，我们将继续加大对特高压输电线路的研究与应用力度，不断提高输电线路的设计、施工、设备、安全运行等关键技术水平，为我国电力工程的发展和国家经济建设做出更大的贡献。
特高压输电系统及其关键技术摘要特高压输电具有大容量、远距离输电的优点，在我国能源和负荷分布不均衡，用电需求量很大的背景下，将有很好的应用前景。
我国电网当前的特点是发电能源与用电中心存在地理位置的差异，特高压输电系统的建设可有效缓解这一难题，以实现我国能源资源的优化配置。
发展特高压输电既能满足持续增长的电力需求，保障国家用电安全，也是提高电网的安全稳定水平与执行西电东送战略的需要。
本文介绍了国内外特高压输电的历史和研究现状及过电压和绝缘水平的简介，根据我国未来能源流的要求及当前电网架构的问题总结出特高压电网的基本功能及特点，特高压输电的展望等问题。
关键词:特高压，基本功能，过电压，绝缘水平，绝缘配合。
一、综述（国内外）中国发展特高压技术的必要性（1）建设特高压电网是实现资源优化配置的重要途径中国是电能生产大国和使用大国，地域广阔，发电资源分布和地方经济发展极不平衡。
全国可开发水电资源近三分之二在西部的四川、云南、西藏；煤炭保有量的三分之二分布在山西、陕西、内蒙三省区。
而全国三分之二的用电负荷却分布在东部沿海和京广铁路沿线以东等经济发达地区。
如在经济发达地区建设火电厂，巨量的煤炭运输将是个棘手问题。
因此，必须在发电资源丰富的地区建设大煤电基地、大水电基地，实现煤电就地转换和水电大规模开发，再通过建设坚强的国家电网特高压骨干网架，将清洁的电能从西部和北部大规模输送到中东部地区，实现跨地区、跨流域水火互济，既解决东部能源短缺问题，减轻运输和环保压力，又促进西部资源优势转化为经济优势，实现经济社会协调发展，从而在全国范围内实现资源的优化配置。
有利于优化我国电网和电源布局，促进电力工业整体协调发展长期以来“重发（电）轻供（电）”，造成电网建设投入不足，电网发展严重滞后，成为电力供应的瓶颈。
近年来，随着电源建设步伐的加快，电网规划建设滞后和输电能力不足的问题日益突出，加剧了电网与电源发展不协调的矛盾。
为尽快扭转这种状况，必须加快建设坚强的国家电网，从根本上解决我国电网建设滞后问题，引导电源合理布局，促进电源集约化建设和规模化经营，减少投资和运营成本，促进电网与电源协调发展。
高压直流输电系统的关键技术研究引言：随着能源需求的不断增长和电网远距离输电的需求，高压直流输电技术逐渐成为一项备受关注的领域。
高压直流输电系统以其低损耗、远距离输送和环境友好性等优势，被普遍认为是能源输送的未来。
一、技术背景高压直流输电是一种通过直流方式将电能从发电站点远距离输送到用户终端的电力传输方式。
相比交流输电，直流输电可以有效解决输电线路的电流激励问题，减少输电线路的电阻和电感损耗，降低输电线路的电压损失，提高输电效率。
同时，直流输电还可以实现跨国、跨海洋的长距离输电，具备高度的灵活性和稳定性。
二、关键技术研究1. 高压直流输电线路设计技术高压直流输电线路的设计是整个系统的核心，直接影响着输电效率和稳定性。
研究人员需要考虑线路的电压等级、输电距离和负荷要求等因素，优化线路的导线材料、绝缘结构和接地方式等技术。
此外，还需要考虑特殊环境下的线路故障检测和故障定位技术，确保输电线路的安全运行。
2. 高压直流换流站技术高压直流换流站是直流输电系统中的重要设备，负责将交流电转换为直流电并进行控制。
研究人员需要关注换流站的换流装置、控制技术和保护装置等关键技术。
此外，为了提高系统的可靠性和稳定性，还需要研究换流站的故障检测和故障处理技术。
3. 高压直流输电系统稳定控制技术高压直流输电系统对于外部电网的扰动具有较高的敏感性，因此需要研究系统的稳定控制技术。
研究人员需要借助控制算法和智能装置，实时监控和调节系统的电压、电流和功率等参数。
此外，还需要研究系统的无功补偿和电压调节技术，以提高系统的稳定性和响应能力。
4. 高压直流输电绝缘技术高压直流输电系统的绝缘技术是技术研究的重要方向之一。
要实现系统的高效稳定运行，需要研究绝缘材料的性能和可靠性，设计合理的绝缘结构和绝缘检测技术。
此外，还需要研究高温、低温等极端环境下的绝缘技术，确保系统在各种工况下都能够正常运行。
结论：高压直流输电系统的关键技术研究对于实现长距离、大容量电力输送具有重要意义。
特高压直流输电系统最后断路器保护及关键技术分析曹丹中国能源建设集团湖南火电建设有限公司Technology analysis of Last Circuit Breaker in Ultra High Voltage Direct Current SystemCao Dan(China Energy Engineering Group Hunan Power Construction Company Limited)摘要：特高压直流输电系统以其输电容量大、送电距离远等优点，目前已成为我国主要的电能传输方式。
当直流逆变站突然切除全部交流线路时，可能导致交流侧的电压急剧升高，破坏系统稳定性。
为此，逆变站配置的最后断路器保护用于快速识别交流侧突然甩负荷的场景，并迅速切断线路与阀组之间联系，从而保障整体系统的稳定运行。
本文对最后断路器保护进行介绍，分析了最后断路器保护运行过程中的相关技术，为相关工作者提供参考借鉴。
关键词：特高压直流输电系统，最后断路器保护1 引言我国幅员辽阔，东西部能源分配极度不平衡，风、光、煤炭等自然能源储备集中分布在西部地区，而高负荷、高密度的用电需求则集中在东部平原地区。
特/超高压直流输电线路以其造价相对较低，具备大容量、远距离的送电能力，且避免了交流输电系统的功角稳定问题，是我国目前交直流混联电网的主要输电网架[1]。
实际上，目前的特/超高压直流输电线路仍然存在一些问题。
在其正常稳定运行的过程中，交流侧线路与换流阀之间的断路器维持闭合状态。
当逆变站设备发生某些故障，导致逆变站交流侧负荷突然全部丢失，即最后一条交流线路发生跳闸。
此时，由于换流母线上通常配有大量无功补偿设备，逆变器仍然继续运行，直流系统持续向逆变测输入电流，大量功率将流向无功补偿设备，从而导致交流电压急剧升高，危及一次设备的安全[2]。
随着我国特高压输电网架的迅速发展，当前的交直流混联系统结构愈加复杂。
逆变站作为特高压直流输电系统的关键核心，其交流侧的甩负荷问题不容忽视。
特高压交直流电网系统保护及其关键技术摘要：随着特高压交直流输电技术及其联网技术的快速发展，风电和光伏等新能源大量并网、远距离跨区输电规模持续增长，电网格局与电源结构发生重大改变，电网发展过渡期安全稳定特性不断恶化，因此，本文对特高压交直流电网系统保护及其关键技术展开探讨分析，以供相关人员参考学习。
关键词：特高压交直流电网；系统保护；关键技术前言中国特高压交直流电网发展过渡期，电网特性持续发生重大变化，传统的安全稳定防御技术和措施难以适应，极须对电网安全防控体系进行提升。
在梳理电网大的特性变化基础上，分析了适应特高压交直流电网实践的“系统保护”的必要性及需求。
并着重介绍了全景状态感知、实时决策与协同控制、精准负荷控制技术的需求及框架。
一、构建系统保护的必要性及关键问题1.1构建系统保护的必要性传统的安全稳定三道防线体系、控制措施在交流电网发展的各个阶段，为保障电网安全运行发挥重要作用。
随着电网结构特性不断变化，传统单一的稳定控制措施、措施量、防御范围和防御技术在一定程度上滞后于特高压交直流大电网运行实践，已难以满足系统安全防御要求。
体现在以下几个方面。
1.1.1现有特高压交直流电网故障对安全稳定控制量的需求激增应对严重故障的稳控系统一般仅针对局部稳定问题设防，控制措施量相对较小、措施类型相对单一。
特高压交直流电网单一通道输电容量很大，例如在同送端同受端多直流输电格局下，多回直流换相失败会在数百毫秒内引发上千万千瓦的有功波动，对送受端电网均造成严重冲击，原有基于局部稳控的设防模式不能满足严重故障后对控制措施量的需求。
1.1.2特高压交直流电网连锁故障问题凸显特高压电网交直流相互耦合、送受端交互影响增强，需要不断拓展防控措施，应对交直流连锁故障防御要求。
不同送端不同受端输电格局和稳定形态复杂，现有安全控制体系下措施组织和协调难度大，需要重构电网安全防御体系。
特高压交直流电网同送端不同受端和同受端不同送端多直流送电格局同时存在，使得电网薄弱断面的稳定形态更加复杂，控制措施的需求量大、种类多，防御范围涵盖多频带、多时间尺度、多控制资源，控制网络化特征突出，协调难度大，突破了原有稳控系统局部、分散的配置理念，需要重构新的电网安全综合防御体系。
输电条件：1.变压器——500kV 和750kV 变压器的研制和生产，已具备了研制特高压变压器的技术基础和条件。
2.避雷器——已经具备研制、生产超高压避雷器的能力。
近几年来国产500kV 避雷器已得到了广泛应用，最近又研制完成了750kV 金属氧化物避雷器（MOA）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。
3.绝缘子设备——从国内技术水平和生产能力来看，已具备生产300kN、400kN、530kN 瓷绝缘子和300kN、400kN 玻璃绝缘子以及400kN 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，已有多家单位研制完成了750kV 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。
4.输电线路设备——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600-1 400mm2 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；金具制造能力与国外处于同一水平，有较多企业已生产出750kV 线路金具产品，部分企业已研制出1150kV 线路配套金具，并已应用在国内的特高压试验线段上；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。
文献：特高压输电技术的发展关键技术与关键设备：1、技术因素（1）过电压影响设计防雷、绝缘：过电压、（原因（不同种类工频过电压、计算方法）：特高压交流线路工频过电压研究；解决方案（比如：磁控电抗器）：磁控电抗器对特高压输电线路工频过电压的抑制作用）1. 高压导致空气电离2. dv/dt过大，产生强磁场，与线路感应A.容升效应引起的工频电压升高特高压输电线路的容抗远大于线路感抗，电容效应尤为显著，必须考虑线路的分布参数特性。
均匀传输线路如图所示，图中分别为单位长度线路的电阻、电感、电导和电容。
B.不对称故障引起的工频电压升高单相接地故障C.线路甩负荷效应引起的工频电压升高当输电线路重负荷运行时，由于某种原因线路末端断路器突然跳闸甩掉负荷，也是造成工频电压升高的原因之一，通常称为甩负荷效应。
影响因素：1.甩负荷前线路输送的潮流：特别是向线路输送无功潮流的大小，其数值决定了电源电动势的大小2.电源的容量：决定了电源的等值阻抗，电源容量越小，等值阻抗就越大，可能出现的工频过电压也就越高3.线路长度：线路越长，充电的容性无功就越大4.发电机组调速器和制动设备的惰性：暂态稳定性，和故障切除角联系过电压幅值较高、发生概率较大：单回线重点考虑单相接地甩负荷，双回线重点考虑单回线运行单相、两相接地甩负荷，以及双回线运行的无故障甩负荷单相接地甩负荷：故障发生前后健全相工频电压之比零序阻抗大于正序阻抗，则电压抬升。
一般地，主要受线路阻抗影响，特高压线路阻抗K=2.6双回线运行的无故障甩负荷：一般地，甩掉负荷越大，过电压越严重。
主要看电源零/正序阻抗比特高压交流线路工频过电压解决方案：磁控电抗器。
1.高压并联电抗器，补偿线路充电功率随着电压等级的提高，传输容量的增大，由于线路的电容效应，增加了系统的工频过电压幅值，降低了系统的动态性、静态稳定性。
磁控电抗器的广泛应用，为解决该问题提供了一条有效的途径。
并联磁控电抗器及其装设方式对线路工频电压升高有一定的抑制作用；在长线空载电容效应、不对称接地和突然甩负荷这3种工况下，磁控电抗器对工频过电压都有显著的抑制作用，但装设在线路末端时抑制工频过电压的效果比装设在首段或装设在两端的效果好。
利用分布参数进行计算与仿真：（任一点）防雷重要性：1.我国目前大部分地区使用的输电线路都在500kw以下，其跳闸原因还是以雷电闪络为主，处于自然条件的约束之下。
2.从国内数十年收集的输电线路跳闸的有关事件表明：在输电线路的电压高于500kW时，其跳闸故障的的主要原因不是雷电绕击电塔时产生的反击而是因为雷电环绕之后击中的电塔所致。
综上，绕击成为特高压线路雷击跳闸的主要原因影响因素：U=2247/(hln(2h/a)+5.15-5.49lna)/hln(2h/a)1.塔杆高度：如果条件允许则可以相应的降低塔杆高度2.绝缘子数目：绝缘子数目增加，可以增加电塔的绝缘强度，降低电塔的保护角，而保护角与绕击环数相关3.电晕特性：冲击电晕效应使导线对地电导和导线对地电容增大，导线间的耦合系数也加大。
考虑电晕后，线路绕击耐雷水平升高，导线电压越高，其对耐雷水平的影响越大ATP-EMTP建模分析可应用于分裂导线的电晕模型：电晕起始电压起晕导线对地电容起晕导线相间耦合电容雷电流绝缘闪络判据：相交法（过电压波与绝缘子伏秒特性曲线）超／特高压输电线路雷电绕击防护性能分析具体计算分析：冲击电晕对特高压输电线路绕击耐雷水平的影响分析绝缘：工频过电压是确定特高压远距离输变电设备绝缘水平的重要依据绝缘水平油断路器、真空断路器、六氟化硫（SF6）断路器（常用）我国特高压线路绝缘子串及片数的选择：1. 1000kV输电线路杆塔中相可采用V串，边相可采用I串；对同塔双回输电线路，采用I串2. 对1O00kV输电线路绝缘子的选型，在轻污秽地区和污染不太严重的地区，应采用300kN和400kN的双层伞型和三层伞型瓷绝缘子。
海拔高度1000m及以下地区绝缘子的具体选择如下表特高压输电系统绝缘问题的综述复合绝缘子：复合绝缘予的优势(1)质量仅为瓷(玻璃)绝缘子的6.7％(2)复合绝缘子憎水性优良，其单位爬电距离的污闪电压是瓷、玻璃绝缘子的几倍：(3)重污秽地区选用复合绝缘子可缩短绝缘子串长，减少塔窗尺寸，降低铁塔负担：(4)工程造价低。
复合绝缘子在特高压输电线路中的应用(1)研究复合绝缘子的机械性能，利用先进的技术改进其机械特性(2)在特高压电网中复合绝缘子的均压设计非常重要，合理的设计对降低无线电和电晕干扰、延缓伞裙材料老化、降低意外事故发生等均有很大作用。
(3)严格把关产品的质量(4)在整个的搬运过程中严格限制施工期间造成的复合绝缘子“内伤”。
(5)定期的对绝缘子进行检查，沿线巡查,尽量做到防患于未然无功平衡:特高压输电线在有功轻载时是一个很大的无功电源，重载时是一个很大的无功负荷，需要跟随有功的变化对其进行无功补偿，以保持线路的电压水平并提高传输能力，因此正确计算特高压变电站的无功补偿量就显得十分重要。
特高压输电线功角特性方程：波阻抗、传播常数功角特性方程:标幺值：传输能力与失步角度：失步功率角，极限传输功率传输功率与无功补偿量：图1为参数沿线均匀分布的输电线路．图中S为送端，R为受端，z为离受端的距离，L为输电线路总长。
特高压变电站无功补偿研究常用控制方式：1.两端恒压控制2.受端恒功率因数控制变电站两端采取送受端恒电压控制所能传输的功率极限要大，既能提高线路的传输能力，又可抑制工频过电压，因此保持特高压变电站为给定的数值应作为变电站无功控制的目标（控制电压不越界原则）//潜供电流影响：输电线路故障90%以上是瞬时单相接地故障，为提高供电可靠性，单相自动重合闸得到了广泛应用口。
潜供电弧对电力系统的影响在较高电压等级的输电线路上表现尤为明显，如果不能及时熄灭潜供电弧，将使实行单相自动重合闸操作的断路器重合于弧光接地故障，从而造成重合失败，影响输电线路工作的可靠性。
影响潜供电流的因素很多，主要分为3类：环境因素类，如风力及风速、空气的温度和湿度等；线路结构类，如线路换位方式及补偿方式等；系统因素类，如线路运行电压、线路所连电网结构等。
其中最主要的因素是线路结构、运行电压以及补偿方式。
分析计算：通过高速高速接地开关抑制超、特高压输电线路潜供电流。
1 .静电感应电流的分流抑制2 .平衡电桥电路的形成和电磁感应电流的疏导抑制3 .接地开关中的电流和设置双侧接地开关特高压输电线路潜供电流影响因素的研究高速接地开关抑制超、特高压输电线路潜供电流的研究2、经济因素：电能效率（利用特高压输电技术提高全球能源使用效率）通过特高压输电技术实现北美、欧洲、中国三大区域电网互联的可行性和基于区域时差。
实现削峰填谷的经济效益。
研究结果表明：时差导致了人类自然生产和生活规律的差异，不同时区电力负荷需求的波动具有很强的互补性，利用这种互补性实现全球范围内电力负荷的削峰填谷是可行的；利用特高压输电技术实现不同区域电网互联的综合经济效益优于建设抽水蓄能电站。
3、环境因素：电磁环境（超、特高压输电线路电磁环境限值标准探讨）制约我国750 kV 和1 000 kV(含高海拔地区的330 kV)线路导线选型的主要因素是无线电干扰与可听噪声，而不是输送容量[1-4]，因此，有必要对无线电干扰与可听噪声进行系统、深入的研究。
根据我国330、750 kV 线路以及1 000 kV 单、双回试验线段的无线电干扰与可听噪声现场测试结果，结合理论计算，并参考国外相关情况，对我国超、特高压输电线路无线电干扰、可听噪声的限值标准与计算方法提出了若干建议：（1）无线电干扰限值改用晴天值，海拔1 000 m 以下无线电干扰限值最小取为晴天55~58 dB，1 000 m 以上可适当提高。
（2）建议110~1 000 kV 线路湿导线边相外20 m可听噪声限值不超过55 dB；人烟稀少的高海拔地区不超过58 dB。
