我国 750kV 系统以断路器合闸电阻作为限制操作过电压的主要手段，以避雷器作为操作过电压后备保护。而装有合闸电阻的断路器机构复杂。我国和国外 500kV 运行经验表明，运行时间长的合闸电阻操作机构有相当大的比例存在缺陷和故障，甚至多次发生因断路器主触头不能及时短接合闸电阻，造成合闸电阻爆炸，其外瓷套啐片横飞，损坏断路器和周围设备。由于氧化锌避雷器已广泛在 750kV 系统中使用，其优良的伏安特性使得取消线路的断路器合闸电阻，仅用氧化锌避雷器限制操作过电压成为可能。合闸电阻价格昂贵，目前我国 750kV 工程的断路器仍然依赖进口，取消 AIS 断路器和 GIS 断路器合闸电阻可节省 20%～30%费用，一条线路可节约几百万元投资，有明显的经济效益，并提高了断路器运行可靠性。俄罗斯的750kV 断路器是不装合闸电阻的，欧洲有些735kV 线路断路器也是不装合闸电阻的。ABB、西门子等国外厂家将 800kV 断路器的合闸电阻作为选项，选相合闸装置也作为选项，且为首选项。因此取消 750kV 断路器合闸电阻具有可行性。
取消合闸电阻的判据目前我国现行标准中没有对 800kV 断路器是否采用合闸电阻做出规定，国网公司企业标准 Q/GDW101-2003《750 千伏变电所设计暂行技术规定（电气部分）》规定系统的相地统计操作过电压不超过 1.8p.u.但是以企业标准相地统计操作过电压不超过 1.8p.u.来判断是否采用合闸电阻不太合理的。原因如下：他未顾及线路实际的绝缘水平和线路过电压出现的概率沿线分布。例如同杆双回750kV 线路的绝缘水平不是由操作过电压控制的。不便于定量地比较不同系统结构、不同限压措施和线路故障后果对取消线路合闸电阻的影响。采用 V 型串的 750kV 线路不存在绝缘子串风偏角的问题，空气间隙较大，操作波绝缘水平相当高。仍以操作过电压不超过 1.8P.u作为判据是不太合理的。线路的绝缘是自恢复型绝缘。GB311.2-2002《高压输变电设备的绝缘配合导则》的 3.3 条指出：“对于线路自恢复型绝缘应选用统计法，在使用统计法中首先需要根据技术经济分析及运行经验确定可接受的故障率。故障率给出绝缘故障的概率。”因此线路的安全运行最终应体现在线路的故障率上。建议取消合闸电阻采用以下两个新判据：线路和设备的故障率GB311.2-2002 的 3.2 条指出“不同的系统结构、系统中不同部分、不同设备和故障类型所产生的故障后果的严重程度是不同的，据此宜取不同的故障率或对不同的系统、中国电机工程学会高压专委会 2007 年学术年会论文集系统和设备制造发展不同阶段取不同的绝缘水平。当然这要结合具体工程情况计算比较确定。对变电站设备，由于过电压引起的可接受的故障率在 IEC 60071-2 中取 0.001/年到0.004/年，这和我国的长期经验和运行统计结果大体一致的。对架空线路，由于雷电引起的可接受的故障率为（0.1 至 20）/100km/年（高值适用于雷电活动较强的线路） 相应地由于操作过电压引起可接受的故障率的范围为（0.01～0.001）/每次操作。”对于 750kV 线路合空线操作，判断是否取消合闸电阻的故障允许率可取规程规定的上限 0.01/每次操作。因为计划性合闸时，线路本来处于未送电状态，万一合闸时出现对地闪络，仅会对变压器、开关设备和系统造成一次单相或两相短路冲击。且线路最高操作过电压出现在线路中部附近，线路中部闪络的短路电流比靠近变压器小，对变压器等设备和系统的冲击也小。合闸不成功可重新再次合闸。750kVSF6 断路器允许开断短路电流而不需检修的次数达上百次。假定 750kV线路合空线操作的次数不大于 5 次，以 5 次计，则 20 年才因合空线操作闪络一次，这样的闪络概率是完全可以接受的。对于 750kV 线路单相重合闸操作的故障允许率可根据系统结构在 0.01～0.001/每次操作的范围内选取。线路单相重合闸不成功，三相断路器跳闸，该线路退出运行。DL755-2001《电力系统安全稳定导则》对受端系统、电源接入系统和系统间联络线制定了相应的安全标准。可结合具体线路所在系统的安全标准，选择单相重合闸操作的故障允许率。一般来讲，受端系统是电力系统的核心，线路故障允许率较低，但线路为双回或多回线和环网时，也可选较高的故障允许率。送端电源占受端系统容量不大时，送端至受端的线路可选较高的故障允许率。系统间联络线可根据其功能和重要性区别对待。
单相重合闸时，另外两相处于“稳态”耦合到重合相的电压幅值较低。三相合闸时，三相均处于暂态，相间耦合的电压较高。所以单相重合闸过电压一般要低于三相合闸过电压，取消合闸电阻后的单相重合闸操作过电压的闪络概率容易满足要求。值得注意的是因潜供电流未熄灭，导致单相重合闸不成功，与断路器是否装合闸电阻无关，仅与单相自动重合闸无电流间隙时间的长短有关。合空线和单相重合闸操作时，线路首端设备（合闸侧）包括变电站或升压站及其出线的全部设备，线路末端设备仅包括线路断路器线路侧设备，如断路器、隔离开关、高抗、线路避雷器和 CVT。受避雷器直接保护，线路首端和末端操作过电压不会超过 750kV避雷器的保护水平，满足设备内外绝缘的操作波耐受电压的安全裕度，闪络概率为零。线路首末端避雷器的比能量GB 11032-89《交流无间隙金属氧化物避雷器》的 F1 条规定：“确定避雷器在运行中承受的能量，要考虑可能的雷电和操作情况，将能量除以额定电压有效值确定比能量（kJ/kV）。”我国避雷器生产厂家将操作冲击动作负载试验中以两次长线释放，MOA 累积吸收的能量来表征 MOA 吸收操作过电压能量的能力。两次长线释放中有 50～60s 的时间间隔，这一总能量除以 MOA 的额定电压有效值，称为比能量（kJ/kV），我国 750kV系统的避雷器的比能量允许值为 10 kJ～15kJ/kV。MOA 试 验 时 电 流 的 视 在 持 续 时 间T=2800～3200μs，两次长线释放中有 50～60s的时间间隔，而运行中操作过电压下 MOA吸收电流的持续时间可能比试验要长，且是不间断吸收能量，再考虑计算时模型的误差，为了安全起见，可考虑 15%的裕度，取消750kV 合闸电阻的判据为线路首末端避雷器的比能量不超过 10kJ/kV。根据到目前为止的国内 750kV 输电线路过电压研究的结果和运行经验，合空线和单相重合闸操作过电压在线路首、末端避雷器的比能量很小，一般小于 1～5kJ/kV。
3 线路闪络率计算方法
受到操作过电压分布整体作用的单个绝 中国电机工程学会高压专委会 2007 年学术年会论文集缘闪络概率 Ps 为：取档距中央因大风引起导线不同步摆动的最PsF(u)P(u)du小空气间隙。考虑到两相靠近时，第三相远离，（或相间组合中所包含的两个相是不相邻的）相间闪络率为：式中 F(u)为过电压概率密度函数；P(u)为绝缘放电概率分布函数，对于空气间隙，为正态分布。1/2 为忽略负极性操作过电压的闪络引入；Un? 额定相电压峰值。取消合闸电阻后的过电压概率分布一般不符合正态、极值或威布尔分布，因此应采用计算出的实际过电压分布的直方图。n 个绝缘串并联时的闪络率为：nPn1(1Ps)s1计算中把线路分为 m 段，每一段过电压分布由 TNA 或 EMTP 计算得出，某一相，如A 相的全线闪络率为：mPa1(1Pi)i1式中 Pi 为第 i 段的单相n 个绝缘子串并联的闪络率。a）悬垂串线路绝缘子串为悬垂串时，在风的作用下只有两相导线向杆塔靠近，第三相远离杆塔。三相的全线总闪络率为：Pz1(1P1)(1P2)式中 P1 和 P2 为在风的作用下导线靠近杆塔的两相的全线闪络率。b）V 型串和同杆双回悬垂串线路绝缘子串为 V 型串时，三相的全线总闪络率为：Pz1(1?? Pa)(1Pb)(1Pc)式中 Pa、 Pb、 Pc、为 A 相，B 相和 C相的全线绝缘闪络率。、c）相间闪络率取消合闸电阻后的沿线各点的相间过电压概率分布取各点相间过电压分布的直方图。为防止导线在档距中央因大风引起导线不同步摆动（或舞动）时不致引起相间空气击穿，规定了塔头处相间距离，因此计算时Pz1 (1Ppp)式中Ppp为全线相间绝缘闪络率。采用与 ATP 程序接口的闪络率计算程序进行全线绝缘操作波闪络率计算。计算时考虑了下列因素按模拟计算出线路过电压的沿线分布进行全线闪络率的计算，而不是假设全线过电压为同一最大值；由于线路两端避雷器的限压作用，沿线路各点的过电压幅值分布不符合正态分布；计算时闪络率时采用 200 次统计操作过电压下各点的分布直方图；考虑多间隙并联对放电电压的影响；考虑间隙的放电电压的分散性；计算操作过电压闪络率时采用等效计算风速，所谓等效是指闪络率等效。假设全线的绝缘间隙距离在等效风速下的风偏后是相同的，由此计算出的全线绝缘操作波闪络率有额外的裕度。线路绝缘间隙放电电压采用真型塔试验数据。
4 线路操作波的绝缘水平线路绝缘操作波放电概率与线路空气间隙的大小、操作波的极性、波形（波头/波尾）和导线构成的空气间隙电极的形状（在塔头的位置、离地高度及塔身的宽度）及所在地区的气象参数等多种因素相关。线路的设计和运行经验证明 750kV 线路绝缘闪络故障主要有两种类型：工作电压下的绝缘子串（或空气间隙）闪络和绝缘子串雷击闪络。操作过电压引起的线路闪络故障极为罕见。工作电压、操作过电压和雷电过电压的 750kV 线路塔头绝缘配合间隙圆分别对应于 100%、50%最大风速和 10/m 风速，而工作电压和雷电过电压的间隙圆确定的最小空气间隙（更接近于塔体）小于操作过电 中国电机工程学会高压专委会 2007 年学术年会论文集压间隙圆确定的空气间隙，对单回线路的边相 750kV 线路塔头尺寸一般是由工作电压和雷电过电压确定的，操作过电压对塔头尺寸不起控制作用。中相采用 V 串其空气间隙一般 由 操 作 过 电 压 控 制 ， U50 ≥ 1.25Us ，Us=1.8p.u.。对于同塔双回线路一般操作过电压对塔头尺寸不起控制作用。绝缘子串的片数也是由工作电压所确定的，操作过电压也不起控制作用。根据对操作过电压等效计算风速的研究，计算操作冲击电压下的风偏角时，等效计算风速可取线路设计最大风速的 0.35～0.4倍，而不是规程规定的 0.5 倍，因而操作过电压下线路 I 型绝缘子串所对应的空气间隙更大，有利于取消合闸电阻。
5 操作过电压的计算条件
DL/T620-1997 的 4.2 条规定预测合闸操作过电压的条件如下：对于发电机—变压器—线路单元接线的空载线路合闸，线路合闸后，电源母线电压为系统最高电压；对于变电所出线则运行方式下的实际母线电压。预 测 750kV 操 作过 电压 时 一般 沿用500kV 的做法，但 DL/T620 规程规定以线路合闸后母线电压为系统最高电压为控制条件是不合理的。为简化电网结构，提高系统安全稳定水平，节约投资，发电机—变压器—线路单元可不设高压母线，而直接接入枢纽变电站。但一般电厂都采用设有母线的多台发电机—变压器单元并联接线，两种接线方式以系统最高电压为控制条件可导致合闸后线路末端电压超过了最高运行电压，不利于线路末端并网。实际上合闸前、后的发电机—变压器单元的母线电压和线路的末端电压可以由发电机励磁系统调节。因此建议改为“对于孤立电厂单机单线运行方式的空载线路合闸，线路合闸后，线路末端电压与受端电压相近。 这样母线电压比系统最高电压低得多，合闸过电压也低得多，有利于取消线路断路器合闸电阻。
750kV 系统中，一般具有足够的无功功率调整手段，如长线路装有高压并联电抗器、可调整直接升压至 750kV 的发电机无功，可投切 750kV 降压变低压侧无功设备，使电网中的无功功率在各种运行方式下（包括线路N-1 方式）基本就地平衡，从而保证了合格的电压波动。DL/T620 规程规定“对于变电所出线则为相应运行方式下的实际母线电压”不十分明确。在预测新建线路的合闸操作过电压时，研究给出的运行方式是该新建线路正常运行，已输送大或小潮流的运行方式。如果简单的将该线路断开，则相当于该运行方式的线路 N-1 运行方式，其合闸侧母线电压将会升得很高。若再考虑线路 N-1 方式，则相当于线路 N-2 方式，合闸侧母线电压将会升得更高。合闸后线路的最高运行电压可超过800kV，不利于并网操作。由此一些本可以取消合闸电阻的新建的短线路，未能取消，增加了投资。实际的系统合空线时的 750kV 母线电压在该地区电力公司规定的合格的范围内。合闸前经计算若新线路投入会造成母线电压升高超过规定范围，则会预先采用投入低抗等调压措施降低母线电压。建议改为“对于变电所出线则为相应该线路退出的运行方式下实际母线电压。线路合闸后母线电压应在该变电所规定的合格的电压波动范围内”。
6 取消合闸电阻后的操作过电压
6.1 合空线操作过电压
取消合闸电阻后，依靠线路两端避雷器限制过电压时，合空线操作过电压沿线分布为首端最低，末端高于首端，最高操作过电压出现在中间靠末端。沿线 2%最高统计合闸过电压的大小与网络结构（电源容量）、线路长度、杆塔型式和线路补偿度等多种因素有例如 750kV 宝鸡— 乾县线路合空线操作在无合闸电阻条件下，且线路侧避雷器额定电压选为 600kV，相地统计操作过电压为 中国电机工程学会高压专委会 2007 年学术年会论文集1.81p.u，略超过了企标规定的 1.8p.u。由于750kV 同塔双回线路风偏后的最小空气间隙是由工频和雷电控制的，操作过电压不起控制作用，因此计算出的无合闸电阻条件下宝鸡— 乾县线路合空线相地操作统计过电压全线绝缘闪络率低于 10－3，满足 GB311.2 规程的要求，具有很高的防止操作过电压下发生线路闪络的能力。可以取消宝鸡— 乾县线路断路器的合闸电阻。6.2 单相重合闸操作过电压单相重合闸时，另外两相处于“稳态”耦合到重合相的电压幅值较低。三相合闸时，三相均处于暂态，相间耦合的电压较高。所以单相重合闸过电压一般要低于三相合闸过电压。但是，单相重合闸过电压并不是绝对低于三相合闸过电压。因为单相重合闸的电源电势要高于合闸时电源电势，此差值大小取决于运行方式，即取决于正常运行时此线路输送容量和母线工作电压以及电源阻抗。当此差值较大时，单相重合闸过电压也有可能大于三相合闸过电压。
6.3 波头时间
根据武高所至今为止对几个 750kV 输电工程的操作过电压的研究成果表明：波头时间和过电压幅值负相关。幅值愈大，波头时间愈短。过电压波头时间随电源容量的增大而减小。电源容量增大，回路自由振荡频率增大，导致波头时间减小。但过电压也低。过电压波头时间随线路长度增加而增加。线路较短，波头时间也较短，但过电压也低。例如 750kV 宝鸡— 乾县线路合空线操作在无合闸电阻条件下取消合闸电阻情况下，合闸过电压波头时间在 1000μs 以上。由此计算闪络率时，选取 1000μs 的波头下相应空气间隙的 50%放电电压作为正态分布函数的总体均值，变异系数可取 5%。对比外绝缘操作冲击试验时的操作过电压波头时间为 1000μs与临界波头的试验结果。波头时间为 1000μs的放电电压比临界波头的放电电压大约高7～8%。
6.4 避雷器能量取消合闸电阻后，虽然 MOA 负担加重，但 MOA 吸收的最大能量远小于避雷器的额定比能量。
7取消合闸电阻后限制操作过电压的其他措施
7.1 线路中间加装避雷器取消出线断路器的合闸电阻后，用 MOA限压，沿线过电压分别呈弓形，中部过电压较高。如果在线路中部加装线路型 MOA，则可把中部过电压压低，使过电压沿线分布变得较平坦。
线路中部加装的线路型 MOA 虽然直接悬挂在线路上，但是仍要维护。750kV 相对地电压高，此措施难以推广。
7.2 选相合闸人为控制合闸相角，可以降低合闸和单相重合闸过电压。它包括错开合闸，过零合闸。
三相断路器合闸非同期时间增大，会使操作过电压增大，这是由于先合相合闸后对后合相产生感应电压的缘故。但是，非同期时间继续增大，增大到 20ms 或 40ms 以上，情况就不一样了。它相当于先合相上暂态分量衰减之后再合后合相，因而感应电压小一些，从而降低过电压幅值。控制断路器在合闸侧电源相地电压为零时合闸，合闸过电压的暂态分量较小，比不采用该措施相比，可以降低合闸操作过电压8～20%。因此采用过零合闸措施有利于取消合闸电阻。我国 500kV 直流换流站的交流滤波器、电容器组和换流变压器的断路器广泛采用选相合闸技术代替合闸电阻，并已运行多年，运行经验良好，因此这项技术已经相当成熟。我国 500kV 线路云南大潮山线路断路器首次使用了该技术。
中国电机工程学会高压专委会 2007 年学术年会论文集
7.3 避雷器的额定电压根据 500kV 工程长期习惯做法，目前不论工频过电压计算结果如何，750kV 线路侧避雷器额定电压都按 1.4p.u 工频过电压选择，额定电压选为 648kV。这是十分不合理的。金属氧化物避雷器具有良好的耐受短时工频过电压的能力。我国生产的 600kV 避雷器在吸收了 8kJ/kV 的预注能量后，具有耐受1.06 倍避雷器额定电压的时间大于 200s 的能力。即使线路侧工频过电压为 1.4p.u，考虑后备保护动作，其最大持续时间小于 1s。因此线路侧避雷器的额定电压选为 600kV 是安全的。可以降低线路侧操作和雷电过电压的保护水平，减少避雷器备品和备件。母线侧和线路侧避雷器采用相同的额定电压已是西方国家普遍采用的方法。我国特高压示范工程母线侧和线路侧避雷器也采用相同的额定电压。
8 结论
目前我国 750kV 工程的断路器仍然依赖进口，取消 AIS 断路器和 GIS 断路器合闸电阻可节省 20%～30%费用，一条线路可节约几百万元投资，有明显的经济效益，并提高了断路器运行可靠性。俄罗斯的 750kV 断路器是不装合闸电阻的，欧洲有些 735kV 线路断路器也是不装合闸电阻的。因此取消750kV 断路器合闸电阻是可行的。以企业标准相地统计操作过电压不超过1.8p.u.来判断是否采用合闸电阻不太合理的。应以空载线路合闸、单相重合闸在线路上产生的相对地操作过电压的全线闪络率计算来确定。由操作过电压引起可接受的故障率的范围为（0.01～0.001）/每次操作。可根据具体工程的系统结构、操作过电压所产生的故障后果的严重程度，比较确定。线路相地和相间全线闪络率计算可根据计算出的沿线过电压幅值分布的直方图并考虑多个绝缘子串并联的影响进行计算。一般 750kV 线路塔头尺寸是由工作电压操作过电压对塔头尺寸不起控制作用。绝缘子串的片数也是由工作电压所确定的，操作过电压也不起控制作用。根据对操作过电压等效计算风速的研究，计算操作冲击电压下的风偏角时，等效计算风速可取线路设计最大风速的 0.35～0.4 倍，而不是规程规定的0.5 倍，因而操作过电压下线路 I 型绝缘子串所对应的空气间隙更大，有利于取消合闸电预测 750kV 过电压时一般沿用 500kV 的做法。建议改为“孤立电厂单机单线运行方式的空载线路合闸，线路合闸后，线路末端电压与受端电压相近。对于变电所出线则为相应该线路退出的运行方式下实际母线电压。线路合闸后母线电压应在该变电所规定的合格的电压波动范围内。取消合闸电阻后，依靠线路两端避雷器限制过电压时，合空线操作过电压沿线分布为首端最低，末端高于首端，最高操作过电压出现在中间靠末端。合闸过电压的大小与网络结构（电源容量）、线路长度、杆塔型式和线路补偿度等多种因素有关。单相重合闸过电压一般要低于三相合闸过电压。但是，单相重合闸过电压并不是绝对低于三相合闸过电压。取消合闸电阻后，虽然 MOA 负担加重，但 MOA 吸收的最大能量远小于避雷器的额定比能量。取消合闸电阻后限制操作过电压的其他措施有 a）线路中间加装避雷器；b）选相合闸（错开合闸，过零合闸）；c）根据工频过电压的结果选择线路避雷器的额定电压与母线避雷器相同。
