【正文】 [15] ：高等教育出版社，2002。[7] 。(3) 研究了線路運行電壓、相間距離、分裂導線結構、導體布置形式和雙回路相序布置方式等因素對特高壓線路導線最小對地距離取值的影響規(guī)律。這是因為分裂導線對空間場強值的影響主要取決于其等效半徑，而對等效半徑的大小起決定作用的是分裂間距和分裂根數，子導線半徑對等效半徑的影響則不如前2個因素明顯。對于單回線路，相間距離對最小對地安全距離的影響如下表所：表62 不同相間距離下的導線最小對地距離排列方式場強控制值相間距離變化量/m21012IVI水平排列7KV/m10KV/m12KV/mVVV水平排列7KV/m10KV/m12KV/mIVI三角排列7KV/m10KV/m12KV/mVVV三角排列7KV/m10KV/m12KV/m圖64 IVI水平排列時場強控制值與相間距離變化量的關系圖65 VVV水平排列時場強控制值與相間距離變化量的關系圖66 IVI三角排列時場強控制值與相間距離變化量的關系圖67 VVV三角排列時場強控制值與相間距離變化量的關系由表62及上述圖形可見，當導線水平排列時，相間距離每增加1m，～ m；當導線三角排列時，相間距離每增加1m，～ m。其結構如圖下所示:2220h1836333330GM圖55 I串垂直排列2220h2028252522GM圖56 V串垂直排列我國1000kV雙回輸電線路的導體布置方式 確定交流特高壓輸電線路的導線最小對地距離在交流特高壓輸電線路下方距離地面1 m取1點計算場強，比較所有點的電場強度E得到場強最大值。令空間電場強度水平和垂直分量的瞬時值分別為和，則 （47） （48）把空問電場矢量的模表示為時間的函數：為求取的極值，可令：即 （49） 用除各項，并令，則可得：由的2個解可以求出空間任意一點旋轉橢圓場的長軸和短軸的傾斜角為 （410）與其分別對應的2個軸的模。其表達式分別為而式(44)中的為各導線的實部電荷在P點產生的場強的垂直分量。對于交流特高壓輸電線路，由于電壓為時間向量，計算時各相導線電壓要用復數表示：，相應的電荷也是復數量：則可將上述矩陣關系式分成實部和虛部分別求解：(3) 將求出的每根導線的電荷用一系列鏡像電荷代替，導線內的鏡像電荷按下列方法求?。呵竽骋粚Ь€內的鏡像電荷時，可假設除該導線外所有導線的電荷都集中在各自的中心，每一電荷在該導線內鏡像電荷的大小等于原電荷，但符號相反，位于該導線中心至每一電荷的連線上，距該導線中心距離為 （42）式（42）中為第根導線的半徑；為第根導線至第個電荷的距離。（5) 在350～500 m 內,隨著L 的增大,基本上按線性規(guī)律增大?？梢姕囟葘τ趫鰪娋哂酗@著的影響。四種方法判別的結果是一致的。再將最高氣溫時的氣溫與進行比較：若，則最大弛度發(fā)燕在最高氣溢氣象條停；若，則最大弛度發(fā)生在覆冰氣象條件；線路全線的判別：（1）首先確定全線可能出現的代表檔距范圍(例如：從到)，從導線機械特性曲線上查出最高氣溫時，可能出現的代表檔距范圍得最大應力和最小應力；（2）分別將和代入可分別得到和；（3）將覆冰時比載分別與相比較：當時，最大垂直弧垂發(fā)生在最高氣溫氣象條件；當時，最大馳度發(fā)生在覆冰無風氣象條件；當時，則需進行進一步的判別，判別方法與“比載法”很類似，不再重復。可以看出：用直接比較法判別線路中某一檔距發(fā)生最大弛度的氣象條件簡單明了，但對整條線路進行判別時，會很不方便。（3）對于人煙稀少的非農業(yè)耕作地區(qū)，靜電場強限定在12 kV/m，合成場強限定在雨天，晴天，離子流密度限定在雨天，晴天。在現行線路設計規(guī)程中，其取值大多與電壓等級無關，相關部門亦已認可，故基本上沿用規(guī)程的值。國際大電網會議(CIGRE)，其中指出“電場強度是決定特高壓線路導線離地最小高度的主要因素”，并且統(tǒng)計了擁有特高壓線路的國家對架空導線最小對地距離的取值。特高壓交流輸電和特高壓直流輸電方式，各有優(yōu)缺點。輸電線路對人體及動植物能夠造成影響的主要電氣現象是電場效應，而國內外大量試驗表明，此種效應只有當電場強度達到50kV/m 以上時，才能顯露出來。從全國范圍來看，各負荷中心地區(qū)無論是通過特高壓交流電網從晉、陜、蒙、寧煤電基地購電，還是通過特高壓直流工程從水電基地或呼盟煤電基地購電，都比從本地購電更為便宜。從技術上講，500kV 超高壓交流輸電受到系統(tǒng)穩(wěn)定性的限制，輸電距離一般不超過1000km，經濟輸送距離為300～500km，而1000kV 交流輸電距離可以達到1000～2000km。其中特高壓1100kV 電壓被國際電工委員會和國際大電網組織推薦為國際標準電壓。前蘇聯(lián)在1981—1994年共建成1150kV 輸電線路2364km，其中?；退箞D茲—科克切塔夫—庫斯坦奈線路長900km，于1985 年開始按1150kV 設計電壓運行，前蘇聯(lián)解體后，輸電容量大幅度減少，降壓為 500kV 運行。日本東京電網在建設由福島和柏崎刈羽的核電站向東京地區(qū)供電時，因輸電走廊布置困難，限制500kV 短路電流，經詳細技術經濟分析論證后決定采用1000kV 電壓等級的特高壓交流輸電方式，建設（福島）南磐城—新今市—西群馬（長239km）、柏崎刈羽—西群馬（110km）、西群馬—東京東山黎（138km）等三條1000kV 同桿并架雙回路輸電線路向東京電網送電，并與電廠投產初期已建成的多回500kV 線路并列運行。目前，我國的特高壓交流輸電技術及其應用已處于世界先進水。輸送功率相同的情況下，1000kV 交流特高壓線路的最遠送電距離可以達到500kV超高壓線路經濟距離的4 倍，800kV 直流輸電技術的經濟輸電距離可達到2500km 及以上。 當前發(fā)展特高壓需要注意的幾個技術問題 (1) 要積極制定特高壓輸電技術的長遠研究開發(fā)計劃，特別要注意特高壓輸電技術的基礎研發(fā)工作。事實上。特高壓交流輸電供電方式靈活、沿途可以落點分布，形成多端電力網；但需考慮落點距離和落點支撐能力，以及故障情況下的功率轉移及穩(wěn)定問題，而且只能實現同步聯(lián)網。要確定合理的最小對地距離以得到安全可靠的地面電磁場強度，即對輸電線路允許的地面電場強度的限制,應主要考慮人們在不同地點的活動情況可能受到的電場作用的性質,規(guī)定相應的場強值,使得其對人的影響控制在可接受的范圍以內。個別與電壓等級相關的距離，按各電壓等級取值的級差遞增取值。1000kV特高壓輸電線路在交通困難地區(qū)，地面最大電場強度按左右控制，1000kV特高壓輸電線路對于步行可達到的山坡，導線風偏后的凈空距離取13m；對于步行不可達到的山坡、峭壁、巖石，導線風偏后的凈空距離取11m，結合最小對地距離計算結果，綜合考慮以上各種因素，按現今的研究成果。 比載法設：對某一代表檔距，在覆冰氣象條件下，當比載為時的導線弛度正好等于最高氣溫時的導線弛度。 應力法設：線路中的某個耐張段的代表檔距，覆冰氣象條件下導線應力為時，同一檔的弛度正好與最高氣溫時的弛度相等，即有代入狀態(tài)方程式：得：(316)：覆冰氣象條件下，使線路中的弛度正好與最高氣溫時的弛度相等導線應力，顯而易見，當覆冰時的應力為時，覆冰時的弛度正好等于最高溫度時的弛度。 不同氣象條件下不同檔距時的最大弧垂和最大電場比較在上述各種方法中，本文僅對單一氣象條件進行了考慮，而一般架空輸電線路運行中的實際氣象是風、覆冰、氣溫等氣象參數的不同組合，本文針對已有科研機構根據我國不同地區(qū)的氣象情況和高壓輸電線路多年的運行經驗,適當歸并原有線路設計規(guī)程