我国特高压直流输电技术的现状及发展
我国特高压直流输电技术的现状及发展
（华北电力大学，北京市）
【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。
【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景
0．引言
特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。
特高压直流输电技术起源于20 世纪60 年代，瑞典Chalmers 大学1966 年开始研究±750kV 导线。1966 年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20 世纪80 年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV 是合适的直流输电电压等级，2002 年Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。
1．特高压直流输电的技术特点
1.1特高压直流输电系统
特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。
1.2 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。
（5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。
1.3 与超高压直流输电比较
和±600千伏级及600千伏以下超高压
直流相比，特高压直流输电的主要技术和经济优势可归纳为以下六个方面：
（1）输送容量大。采用4000安培晶闸管阀，±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍，是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍，能够充分发挥规模输电优势。
（2）送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500公里甚至更远，为西南大水电基地开发提供了输电保障。
（3）线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下，±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39％，是±600千伏级直流线路的60％，提高输电效率，节省运行费用。
（4）工程投资省。根据有关设计部门的计算，对于超长距离、超大容量输电需求，±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72％，节省工程投资效益显著。
（5）走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米，是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源；由于单回线路输送容量大，显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。
（6）运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400＋400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案，运行方式灵活，系统可靠性大大提高。任何一个换流阀模块发生故障，系统仍能够保证75％额定功率的送出。
1.4 与特高压交流输电比较
与特高压交流输电相比，±800kV特高压直流输电的特点是：
（1）线路中间无落点，直接将大量电力送至负荷中心。
（2）在交/直流并联输电方式时，可利用直流输电的快速可控性来有效抑制区域性低频振荡，提高断面动稳定极限。
（3）解决受端交流电网短路电流过大的问题。
2．特高压直流输电所要解决的问题
近期，国家电网公司进行了广泛的技术交流，并开展了关键技术的调研工作。交流和调研结果表明：虽然特高压直流输电技术在技术上已没有不可逾越的障碍，但仍存在一些需要研究和解决的技术、标准等问题。主要的问题有：
（1）直流场过电压及绝缘水平的确定。特高压直流输电最根本的问题是过电压及与之相适应的绝缘问题。特高压过电压包括雷电过电压、工频过电压和操作过电压。特高压直流输电过电压的现象及原理虽与超高压直流输电类似，但空气绝缘特性却有很大的差异。由于特高压直流输电的过电压的高低对其绝缘系统的设计和绝缘水平起着决定性作用，因此对特高压直流的过电压必须采取技术措施予以限制，尤其应把操作过电压限制在尽可能低的水平。
（2）主接线问题。特高压直流输电容量巨大，因而需要研究论证接线方式。尽管特高压直流输电工程最优设计采用单换流器，但由于输电容量太大，受换流变压器等大型设备运输条件的限制，每极往往需要采用多个换流器。前苏联的特高压直流设计采用的是双换流器并联。
（3）键元件的参数确定。晶闸管元件是直流输电的关键部件。目前世界上比较成熟的技术是5英寸晶闸管。通过开发可以研制出满足容量为600万千瓦以上的特高压直流输电要求的更大直径的晶闸管元件。对于640万千瓦的特高压直流输电工程晶闸管元件参数则需要重点研究。
（4）特高压直流输电建设的环境问题。要发展特高压直流输电，必须解决好其产生的噪声、电磁污染对环境的影响问题。换流站的设计和设备制造必须满足国家的环保要求。
（5）工程建设的标准。到目前为止，尚无±800kV直流输电工程的建设和运行经验，也没有可以直接套用的标准，只有通过
工程建设和运行，逐步建立起一套科学而且实用的特高压直流输电标准体系，完成一批工程建设急需的特高压直流输电标准。
3, 特高压直流输电在我国发展的必要性
3.1 我国能源开发、分配、传输的形势
我国是全球第一大煤炭消费国和第二大石油、电力消费国煤炭占全国能源生产和消费资源的比重高达2／3左右．但开发和利用的总体效率还比较低同时．我国生产力发展水平的地区差异很大．一次能源分布严重不均衡能源需求主要集中在东部和中部经济较发达地区．约占需求总量的3／4左右：用于发电的煤炭和水力资源．则主要分布在西部和北部地区这种能源分布与消费的不平衡状况．决定了能源资源必须在全国范围内优化配置．以大煤炭基地、大水电基地为依托．实现煤电就地转换和水电大规模开发．并通过建设特高压电网．实现跨地区、跨流域水火互济．将清洁的电能从西部和北部大规模输送到中东部地区我国用于发电的一次能源、水电约占20％．煤电约占70％．核电和其它可再生新能源在总能源中的比例不到10％我国能源和负荷的地理分布很不均衡要解决2l世纪上半叶的能源供应问题．必须在大力开发西南、西北水电和“三西”煤电的同时建设全国能源传输通道．实现长距离大容量的“电东送和北电南送”。西南、西北水电东送可需要50～60GW 的输出能力：“三西”煤电的开发有许多制约因素．其规模大小难于准确预测．南送电力可能在30—100GW 的范围总之．我国能源的资源与需求呈逆向分布．客观上需要实现能源的大范围转移。晋陕蒙宁新大型煤电基地和西南水电富集地区大型水电基地需向能源匮乏的中东部地区远距离、大容量、低损耗输电，优化配置电力输送方式是电力工业发展的必然趋势。
3.2 特高压能解决当前电网问题
我国电网存在诸多问题．主要表现在：
第一．近年来．我国经济发达地区燃煤电厂发展比较快，而山东、河北、河南等地区的电煤供应日渐短缺。电煤的供应更多地依靠山西、内蒙古、陕西等北部地区的煤炭基地。在北电南送能力不足的条件下。使得北煤南运的数量和运程大大增加。最终导致近年来我国中部、东部和南部大部分地区电煤因运输“瓶颈”的限制而供应不足。出现严重缺电的局面；
第二．现有500千伏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需求；
第三．电力负荷密集地区电网短路电流控制困难。华东、华北电网已经出现有一部分500千伏母线的短路电流水平将超过断路器最大遮断电流能力。还有就是长链型电网结构动态稳定问题突出。在东北、华北、华中电网500千伏交流联网结构比较薄弱的情况下．存在低频震荡问题；
第四．受端电网存在多直流集中落点和电压稳定问题。到2020年。如果西电东送华东电网全部采用直流输电方式。落点华东电网的直流接流站将超过l0个。受端电网在严重短路故障的情况下。电力系统因电压低落发生连锁反应的风险较大；
第五．实现“大容量、远距离从发电中心向负荷中心输送电能；强互联．更有效地利用整个电网内各种可以利用的发电资源。提高互联的各个电网的可靠性和稳定性；减少超高压输电的距离和网损，使整个电力系统能继续扩大覆盖范围。并更经济、更可靠运行”。成为国家电网的重要目标而能够担当此任的非特高压莫属。
我国国家电网特高压骨干网架由1 000千伏级交流输电网和±800千伏级直流系统构成国家电网特高压骨干网架的建设符合“规划科学、结构合理、技术先进、安全可靠、运行灵活、标准统一、经济高效”的目标要求。国家特高压电网网架可为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的需求；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，满足我国电力市场交易灵活的要求；促进电力市场的发展，具有坚强的网络功能；具有电网的可扩展性，可灵活地适应
远景能源流的变化；有效解决目前500千伏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差等系统安全问题
4.特高压直流输电在我国的发展前景
2020 年前后西部水电的大部分电力通过直流特高压通道向华中和华东地区输送，其中金沙江一期溪洛渡和向家坝水电站、二期乌东德和白鹤滩水电站向华东、华中地区送电，锦屏水电站向华东地区送电，宁夏和关中煤电基地向华东地区送电、呼伦贝尔盟的煤电基地向京津地区送电大约需要9 条输电容量为6GW 的±800kV 级特高压直流输电线路。根据10 年发展规划，特高压直流输电工程的建设进度如下：
2008~2011 年溪洛渡、向家坝水电站向华东地区送电的第一回±800kV 级直流输
电工程将进入建设实施阶段，计划于2011 年底投入运行。
2013 年将建成溪洛渡、向家坝水电站向华中地区送电的第二回±800kV 级直流
输电工程。
2014 年将建成锦屏一、二级电站向华东地区送电的±800kV 级直流输电工程。
2015 年将建成溪洛渡、向家坝水电站向华东地区送电的第三回±800kV 级直流
输电工程。
5.结语
根据20 世纪80 年代特高压输电工程的试验研究和输电设备研制技术的积累，目前我国已具备特高压输电工程的建设条件，我国能源与负荷分布的严重不平衡以及未来电力发展的巨大空间迫切需要特高压直流输电技术。根据国网建设有限公司的近期规划，未来5 年是我国发展特高压直流输电技术的关键时期。特高压直流输电技术符合电力工业发展规律和电网技术的发展方向，在技术上没有不可逾越的障碍，在我国有广阔的应用前景。参考文献
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我国特高压直流输电技术的现状及发展
我国特高压直流输电技术的现状及发展 （华北电力大学，北京市） 【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。 【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景 0．引言 特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。 特高压直流输电技术起源于20 世纪60 年代，瑞典Chalmers 大学1966 年开始研究±750kV 导线。1966 年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20 世纪80 年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV 是合适的直流输电电压等级，2002 年Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 1．特高压直流输电的技术特点 1.1特高压直流输电系统 特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。 1.2 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。 （5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 1.3 与超高压直流输电比较 和±600千伏级及600千伏以下超高压
特高压输电工程简介
特高压输电工程简介 ABSTRACT: Transporting electrical power with ultra-high voltage has been very popular these days, but most people in the society do not know much about it. In this essay, we will have a short cover about ultra-high voltage technology and focus on the necessity and importance of ultra-high voltage for China to develop this technology, some difficulties in this process, and finally some sample projects in destruction. KEY WORDS：ultra-high voltage, electrical power 摘要：特高压输电，作为近年来国家重点发展的示范项目，已经引起了越来越多的关注和讨论，社会中的绝大部分群体对这一新兴概念并不十分了解，本文对我国特高压输电工程进行一个简单的介绍和讨论，重点介绍我国现阶段特高压输电的必要性和重要性、期间面临的一些反对意见和应对措施、我国现阶段对特高压工程的研究进展情况，以及目前已建成的或在建的特高压示范工程规划。 关键词：特高压，电力系统 目前我国常用的电压等级有：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。交流220kV及以下的称为高压（HV），330kV到750kV为超高压（EHV），交流1000kV及以上为特高压（UHV），通常把1000KV到1150kV这一级电压称为百万伏级特高压。对于直流输电，±600kV及以下的为高压直流（HVDC），±600kV以上为特高压直流（UHVDC）。 对于我国发展特高压输电的必要性和重要性，主要有以下几个方面： （1）电力快速发展的需要 改革开放30 年以来，我国用电总量快速增长。1978 年，全社会用电量为2498 亿千瓦时，到2007 年达到32565 亿千瓦时，是1978 年的13 倍，年均增长9.45%。改革开放之初，我国逐步扭转了单纯发展重化工业的思路，轻工业得以快速发展，用电增速呈现先降后升的态势，“六五”、“七五”期间年均增长分别达到6.52%、8.62%，其间，在经济体制改革的带动下，我国用电增速曾连续6 年（1982～1987 年）逐年上升，是改革开放以来最长的增速上升周期。1990 年以来，在小平南巡讲话带动下，我国经济掀起了新的一轮发展高潮。“八五”期间，全社会用电增长明显加快，年均增长10.05%。“九五”期间，受经济结构调整和亚洲金融危机影响，用电增速明显放缓，年均增长6.44%，尤其是1998 年，增速仅为2.8%，为改革开放以来的最低水平。进入“十五”以来，受积极的财政货币政策和扩大内需政策拉动，我国经济驶入快速增长轨道，经济结构出现重型化，用电需求持续高速增长，年均增长12.96%，尤其是2003 年、2004 年达到了改革开放以来用电增长高峰，增速分别为15.3%和15.46%。“十一五”前两年，我国用电继续保持快速增长势头，增速均高于14%。 由此可以看出，随着工业化和城镇化的不断推动和发展，我国用电量逐年增加，在工业化和全面建设小康社会的带动下，预计我国到2020 年全社会用电量将达到6.5～7.5 万亿千瓦时，年均增速将达到5.5%～6.6%；人均用电量达到4500～5200千瓦时，相当于日本上世纪80 年代的水平。所以，要求现有的电力系统增大发电容量，满足用电需求。 （2）我国资源和电力负荷分布不均衡 受经济增长，尤其是工业生产增长的强劲拉动，我国电力需求实现高速增长，但是，我国用电增长地区分布不均。总体来看我国东部沿海经济发达地区用电强劲增长，西部地区高耗能产业分布较多的省区用电增长幅度也较大，中部地区增长较慢，我国电力系统的负荷也呈现出结构性变化。但是，我国的资源分布却呈现出相反的情况，水能、煤炭等电力资源主要分布在中西部地区，远离东部的集中用电区域，这同
我国特高压规划及其发展步伐
我国特高压规划及其发展步伐 1、国家电网公司在"十二五"规划 国家电网公司在"十二五"规划中提出，今后我国将建设联接大型能源基地与主要负荷中心的"三纵三横一环网"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。其中， 3个纵向输电通道为： 1)锡盟～北京东～天津南～济南～徐州～南京; 2)张北～北京西～石家庄～豫北～驻马店～武汉～南昌; 3)陕北(蒙西)～晋中～晋东南～南阳～荆门～长沙。 3个横向输电通道为： 1)蒙西～晋北～石家庄～济南～潍坊; 2)靖边～晋中～豫北～徐州～连云港; 3)雅安～乐山～重庆～长寿～万县～荆门～武汉～皖南～浙北～上海。 特高压双环网为：淮南～南京～泰州～苏州～上海～浙北～皖南～淮南长三角。 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。 2、国家电网公司在"十三五"规划 根据"十三五"规划中提出，到2020年，国家电网将建成"五纵五横"特高压交流骨干网架和27条特高压直流输电工程，形成4.5亿kW的跨区跨省输送能力，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。 我国特高压的发展步伐 1、我国第一条特高压输电线路 晋东南-南阳-荆门是我国第一条特高压输电线路，也是世界上目前运行电压最高、技术水平最为先进的交流输变电工程。该线路全长654km，静态投资约57亿元，于2006年8月开工建设，2009年1月投入商业运行。经过一年多试运行后，2010年8月特高压交流输电试验示范工程获得国家验收通过。这标志着特高压交流输电工程从示范阶段进入大规模建设阶段。 该项目是我国自主研发、自主设计和自主建设的世界上电压等级最高、输送容量最大、送电距离最远、技术水平最先进的交流输电工程。工程于2007年4月26日核准，2010年7月8日投
国内外特高压输电技术发展情况综述
国内外特高压输电技术发展情况综述 （一） 调研题目：关于特高压输电技术国内外发展情况的调研报告 调研目的：通过认真分析和研判从检索、查询、索取等多渠道获得大量的技术文献，掌握了特高压输电技术国内外的发展情况，据此完成本调研 报告，为我省未来特高压的规划发展提出相关建议。 编写人员：何旭东、王瑗、刘斌蓉 调研时间：2005.4. ~2005.9 调研地点：成都 1.背景 自从电能作为人们生活中廉价而又清洁的能源以来，随着电网的不断发展壮大，输电电压经历高压、超高压两个发展阶段，目前又跨入了特高压输电的新的历史时期。这种发展标志着我国综合实力的不断提高，电力行业技术水平的提高。近来，由于石油价格的暴涨，1993年11月在宜昌召开的中国电机工程学会电力系统与电网技术综合学术年会上发表《关于着手开展特高压输电前期科研的建议》以来，各方面的人士对特高压输电技术给予了高度的关注。 那么何谓特高压输电呢？特高压输电系指比交流500kV输电能量更大、输电距离更远的新的输电方式。它包括两个不同的内涵：一是交流特高压（UHC），二是高压直流（HVDC）。具有输电成本经济、电网结构简化、短路电流小、输电走廊占用少以及可以提高供电质量等优点。根据国际电工委员会的定义：交流特高压是指1000kV以上的电压等级。在我国，常规性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。 我们国家是在何种情形下进行特高压研究的呢？不妨从如下几个方面来看： 从能源利用上来说，看国际上常以能源人均占有量、能源构成、能源使用效率和对环境的影响，来衡量一个国家的现代化程度。目前我国人均年消耗的能源水平很低，如果在21世纪中叶赶上国际中等发达水平，能源工业将要有大的发展。据最近召开的世界能源第十七次会议预测，世界能源工业还要进一步发展，到2030年，世界的能源产量将翻一番；到21世纪末再翻一番，其中主要集中在中国、印度、印尼等发展中国家。我国电力将在未来15～20年内保持快速增长，根据我国电力发展规划，到2003年、2010年、2020
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；没有感抗和容抗的无功损耗；没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 下列因素限制了直流输电的应用范围： (1) 换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低；而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。 (2) 消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%，需要无功补偿。 (3) 产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 不能用变压器来改变电压等级。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。
我国特高压输电技术的现状与前景
我国特高压输电技术的现状与前景 作者:刘蒙蒙 （陕西理工学院物理与电气工程学院物理学专业２０１1级2班，陕西汉中723000) 指导教师:陈德胜 [摘要]高压输电技术是指在输电过程中提高输电电压,减小输电电流,从而减少输电过程中电能损耗的技术。输电电压越高,电能损耗减少的越多,目前输电电压等级最高的是特高压输电。本文阐述了特高压输电技术的原理，分析了特高压输电的主要方式和分类,研究了我国特高压输电的现状,探讨了我国特高压输电技术的发展前景。 [关键词]特高压输电;现状;前景；高压电网;智能电网 引言 随着电力系统的不断发展,为了适应大容量远距离输电的需要,如意大利、美国、日本、俄罗斯、中国等国家都在致力于特高压输电技术的研究。所谓特高压是指交流1000ｋV、直流±８0０kＶ及以上的电压等级。特高压输电具有非常明显的经济性和可靠性,为当今世界输电技术的发展指明了方向。我国已经进入了大电网、大机组、高电压、高自动化的发展时期。随着经济的快速发展，电力需求也在快速增长，特高压输电逐渐进入到我国电力的建设当中。特高压输电能同时满足电能大容量、远距离、高效率、低损耗、低成本输送的基本要求,而且能有效解决目前５00kV超高压电网存在的输电能力低、安全稳定性差、经济效益欠佳等方面的问题,所以,建设特高压电网已经成为我国电力发展的必然趋势。 １特高压输电技术及其原理 １.１特高压输电概述 特高压是世界上最先进的输电技术。交流输电电压一般分为高压、超高压和特高压。国际上，高压（HV）通常指３5—２20kV电压；超高压(ＥHV）通常指330kV及以上、1０00kV以下的电压;特高压(UHV)定义为1０0０kV及以上电压。而对于直流输电而言，高压直流(HVDC)通常是指±600kV 及以下的直流输电电压，±８00ｋV(±750kＶ)以上的电压则称为特高压直流(UHVDC)。表1所示为交、直流输电电压分类表。 表1 交、直流输电电压分类表 我国发展特高压输电指的是在现有５００kV交流和±500ｋV直流之上采用更高一级的电压等级输电技术,包括1000kV级交流特高压和±８0０kV级直流特高压两部分,简称国家特高压骨干电网。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。为了适应我国国民经济和电力需求的快速发展,国家电网公司在2004年底明确提出了加快建设以百万伏级交流和±800千伏级直流系统特高压电网为核心的坚强国家电网的战略目标。 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。１.2 特高压输电的原理
特高压直流输电技术研究
特高压直流输电技术研究 发表时间：2017-07-04T11:23:41.107Z 来源：《电力设备》2017年第7期作者：杨帅 [导读] 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 （国网河北省电力公司检修分公司河北省石家庄 050000） 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；应用 引言 随着国民经济的持续快速发展，我国电力工业呈现加速发展态势，近几年发展更加迅猛。按照在建规模和合理开工计划，全国装机容量 2010 年达到 9.5 亿千瓦，2020 年达到 14.7 亿千瓦；用电量 2010 年达到 4.5 万亿千瓦时，2020 年达到 7.4 万亿千瓦时。电力需求和电源建设空间巨大，电网面临持续增加输送能力的艰巨任务。同时我国资源分布不均匀，全国四分之三的可开发水资源在西南地区，三分之二的煤炭资源分布在西北地区，而经济发达的东部地区集中了三分之二的用电负荷。大容量、远距离输电成为我国电网发展的必然趋势。 同时，特高压输电具有明显的经济效益。特高压输电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约 10%-15%。特高压线路输电走廊仅为同等输送能力的 500k V 线路所需走廊的四分之一，这对人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区带来重大的经济社会效益。 1特高压直流输电原理 高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将 220k V 及以下的电压等级称为高压，330 ～ 750k V 的称为超高压 ,1000k V 及以上的称为特高压。直流输电把 ±500k V 和 ±660k V 称为超高压；±800k V 及以上电压等级称为特高压。 直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。直流电必须经过换流（整流和逆变）实现直流电变交流电，然后与交流系统连接。 两端直流输电系统可分为单极系统（正极和负极）、双极系统（正、负两极）和背靠背直流系统（无直流输电系统）三种类型。 2特高压直流输电优点 我国目前发展的特高压输电技术包括特高压交流输电技术和特高压直流输电技术。一般特高压交流输电技术用于近距离的组网和电力输送，直流输电技术用来进行远距离、大规模的电力输送，两者在以后的电网发展中都扮演重要角色。本文对其中的特高压直流输电技术进行简要分析，其优点主要包括以下几个方面。 在直流输电的每极导线的绝缘水平和截面积与交流输电线路的每相导线相同的情况下，输电容量相同时直流输电所需的线路走廊只需交流输电所需线路走廊的2/3，在土地资源越来越紧张的今天，特高压直流输电线路可以节省线路走廊的优点显得更加突出。 在输送功率相同的情况下，直流输电的线路损耗只有交流输电的2/3，长久以往可以节约大量的能源；同时直流输电可以以大地为回路，只需要一根导线，而交流输电需要3根导线，在输电线路建设方面特高压直流输电电缆的投资要低很多。 交流输电网络互联时需要考虑两个电网之间的周期和相位，而直流输电不存在系统稳定性问题，相比交流输电网络，能简单有效地解决电网之间的联结问题。 长距离输电时，采用直流输电比交流输电更容易实现，如800kv的特高压直流输电距离最远可达2500km。 3特高压直流技术存在的不足 （1）直流输电换流站比交流变电所结构复杂、造价高、运行费用高，换流站造价比同等规模交流变电所要高出数倍。（2）为降低换流器运行时在交流侧和直流侧产生的一系列谐波，需在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换电站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。（3）直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。（4）由于直流电的静电吸附作用，使直流输电线路和换电站设备的污秽问题比交流输电严重，给外绝缘问题带来困难。 4特高压直流输电技术的应用分析 4.1拓扑结构 在近些年来，特高压直流输电的拓扑结构主要有多端直流和公用接地极两种，其中，多端直流是通过连接多个换流站来共同组成直流系统，在电压源换流器发展背景下，出现了混合型多端直流和极联式多端直流，前者是将合理分配同一极换流器组的位置，电源端与用户端都是分散分布。公用接地极是通过几个工程公用接地极的方式，来降低工程整体造价成本，提升接地极利用水平，提高工程经济效益、社会效益；但也存在接地电流容易过大、检修较为复杂等不足。 4.2换流技术 在特高压直流输电的换流技术方面，主要有电容换相直流输电技术和柔性直流输电技术两种，其中，电容换相直流输电技术是通过将换相电容器串接到直流换流器与换流变压器中，利用串联电容来对换流器无功消耗进行补偿，减少换流站的向设备，能够有效降低换相失
电气工程的发展现状与发展趋势
电气工程的发展现状与发展 趋势 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
电气工程的发展现状与发展趋势 班级：电气1302 学号：08 姓名：储厚成 一.电气工程的发展现状： 概论：我国电力工业正以“大机组，大电网，高电压，高参数，高度自动化”等“三大三高”的现代电力系统的模式超长规模的建设与发展，因此对工程技术员的素质和能力提出了更新和更高的要求。未来的几十年，我国电力系统和电气工程会依然保持较快发展趋势，核能和其他可再生资源将得到快速发展新的电力电子技术，电工材料，计算机及网络技术，控制与管理手段具有巨大影响潜力。 1.电机的驱动及控制： 一个多世纪以前电动机的发明使其成为工业革命以后的主要驱动力之一。它在各种机械运动中的广泛应用使生活变得简单并最终推动了人类的进步。逆变器的出现推动了交流电机速度和转矩控制的发展，这使得电机在仅仅30年就应用到了不可思议的领域。功率半导体元件和数字控制技术的进步使得电机驱动具有了鲁棒性并且能够实现高精度的位置和速度控制。交流驱动技术的应用也带来了能源节约和系统效率的提高。 电机本体及其控制技术在近几年取得相当大的进步。这要归功于半导体技术的空前发展带来的电力电子学领域的显著进步。电机驱动产业发展的利处已经触及各种各样的设备，从大型工业设备像钢铁制造厂、造纸厂的轧钢机等，到机床和半导体制造机中使用的机电一体化设备。交流电机控制器包括异步电机控制器和永磁电机控制器，这两者在电机驱动业的全过程中起着关键性作用。：目前，异步电动机矢量控制技术、直接转矩控制技术乃至无传感器的直接转矩控制技术已实用化，人工神经网络、自适应控制状态观测器等方法已得到广泛采用。 2.电力电子技术的应用： 半导体的出现成为20世纪现代物理学的一项最重大的突破，标志着电子技术的诞生。而由于不同领域的实际需要，促使半导体器件自此分别向两个分支快速发展，其中一个分支即是以集成电路为代表的微电子器件，而另一类就
±800KV+特高压直流输电系统全电压启动过电压研究(已看)
±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。
中国特高压交流输电线路的现状及发展(自撰)
中国特高压交流输电线路的现状及发展 我国电力的建设当中。特高压输电能同时满足电能大容量、远距离、高效率、低损耗、低成本输送的基本要求，而且能有效解决目前500kV 超高压电网存在的输电能力低、安全稳定性差、经济效益欠佳等方面的问题，所以，建设特高压电网已经成为我国电力发展的必然趋势。 电力系统。电力系统中输送和分配电能的部分称为电力网，电网是电 电网是电能传输的载体，在发电厂发出电能后，如何将电能高效地传送给用户，就成为电网的主要功能。在对电力系统以及电网的基本概念及要求全面的了解的基础上，通过查阅资料了解我国特高压输电线路的发展现状以及我国引入特高压的必要性。特高压的英文缩写为UHV。在我国，特高压是指交流1000千伏及以上和直流正负600千伏以上的电压等级。特高压能大大提升我国电网的输送能力。 不同电压等级的输电能力 理论上，输电线路的输电能力与输电电压的平方成正比，与输电线路的阻抗成反比。输电线路的输送能力可以近似估计认为，电压升高1倍，功率输送能力将提高4倍。考虑到不同电压等级输电线路的
阻抗变化，电压升高了1倍，功率输送能力将大于4倍。表1—1给 出了以220kV输电线路自然功率输电能力为基准，不同电压等级，从高压、超高压到特高压但回输电线路自然功率输电能力的比较值。 注：以220kV线路输送自然功率132MW为基准同样，输电线路的输送功率与线路阻抗成反比，而输电线路的阻抗随线路距离的增加而增加，即输电线路越长，输电能力越小。要大幅提高线路的输电能力，特别是远距离输电电路的功率输送能力，就必须提高电网的电压等级。电网的发展表明，各国在选择更高一级电压时，通常使相邻两个输电电压之比等于2。特大容量发电厂的建设和大型、特大型发电机组的采用，可以产生更大规模的效益。他们可以通过输电网实现区域电网互联，可在更大范围内实现电力资源优化配置，进行电力的经济调度。 1 、特高压电网的发展目标 发展特高压输电有三个主要目标：(1)大容量、远距离从发电中心(送端)向负荷中心(受端)输送电能。(2)超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网，目的是更有效地利用整个电网内各种可以利用的发电资源，提高互联的各个电网的可靠性和稳定性。(3)在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网目的是把送端和受端之间大容量输电的主要任务从原来超高压输电转到特高压输电上来，
输电运检新技术的应用现状和发展前景探究
输电运检新技术的应用现状和发展前景探究 随着经济和科技水平的提高，基于输电线路系统，分析了输电线路运维管理中存在的一些困难和问题。主要研究了目前输电线路运维管理模式中存在的自然因素、专业知识受限、线路外破隐患等问题，并且提出了相应的解决措施，以供参考。 标签：输电线路;运维管理;模式 引言 根据输电线路运行状况及电力生产要求，注重其运维风险及其解决措施探讨，可使输电线路的运行质量更加可靠，有利于实现电力企业生产成本最低化及效益最大化的长远发展目标，避免对输电线路的应用价值造成不利影响。因此，在对输电线路方面进行研究时，应给予其运维风险更多的关注，积极探索相应的解决措施进行科学应对，确保输电线路应用效果良好。 1输电线路运维重要性分析 为了使输电线路运维工作得以高效开展，则需要对其重要性有所了解。具体表现为：一是在运行维护工作的支持下，有利于消除输电线路运行中的安全性能，为其性能优化及使用年限延长提供专业保障;二是关注输电线路运维，实施切实有效的工作计划，有利于提升这类线路的潜在应用价值，增加电力企业在生产实践中的经济与社会效益，满足供电质量可靠性要求;三是运维工作实际作用的发挥，也能增强输电线路的安全运行效果，实现电力企业的可持续发展目标。 2分析输电线路运维检修的问题 2.1资源问题 随着现代节能建设和发展，架空输电线路的建设面临着一定机遇和挑战。结合目前架空线路运维和检修管理来看，整个架空输电线路的运维以及资源管理之间都存在很多问题，现有的人力资源和物力资源有限，架空线路运维和检修工作并没有得到全面的保障，久而就是，电力企业的经济建设以及能力就会受到影响，对整个企业的工作人员带来一定威胁。分析资源问题的原因，和架空电力线路的建设长度，地形地貌、环境资源局限性有关。 2.2线路检查工作问题 随着架空线路的检查和维护存在一定局限性，通过有效的运营管控可以提升架空线路的运输管理质量和线路的耐久性，但是因为现场线路工作长度以及人力资源有限，仅此，维护人员会承受较大的工作量，长此以往可能会发生消极怠工的问题，导致架空线路的检查和维护不到位，最终留下严重的安全隐患。
特高压直流输电的现状与展望
特高压直流输电的现状与展望 摘要：特高压直流输电大多用于长距离输电，例如海底电缆、大型发电站输电等，在我国，其是指通过1000kV级交流电网和±600kV级以上直流电网要求构成 的电网系统。放眼现在，直流输电在电力传输中的地位与日俱增，尤其在结合计 算机等技术后，特高压直流输电系统的整体调控更加可靠。本文将通过分析我国 特高压直流输电的现状，以及探究今后发展的展望，讨论特高压直流输电如何在 个别恶劣环境中进行应用的问题。 关键词：特高压；直流输电；现状；展望 1 特高压直流输电的现状 1.1 发展速度快 从上世纪六十年代开始，由于部分发达国家需要向部分地区进行远距离、大 容量输电的需求，开始了对特高压直流输电的研究。从开始阶段的不到一千公里，五十万千伏直流输电电压，输电功率六百万千瓦，到如今的上千公里，八十万千 伏直流输电电压，其中的发展速度无疑是飞快的。除此之外，由于现代科技更为 发达，再加上可以通过计算机进行实时地检测，特高压直流输电系统在调节方面 的优化，可谓是跨越了一大步。此外，相较于以往的电线，光纤的使用也使得特 高压直流输电在传输过程中的安全性得以提高，大大提高了其输电效率。并且， 特高压直流输电的应用范围也大大扩增，不再局限于几个发达国家。 1.2 效率更高 在远距离大容量输电方面，相较于交流输电，或者是超高压输电方式，特高 压直流输电通常会是更好的选择，其在经济投资、能源损耗以及工程规模方面都 要优于交流输电和超高压输电。例如，在特高压和超高压两种方式之间，面对相 同的输电工程，姑且定为10GW的输送功率，2千米的输送距离，超高压输电需 要240亿元的投资，在输电过程中有将近1.15GW的损耗，其工程规模为135米，而特高压输电只需要200亿元的投资，在输电过程中只有1GW的损耗，工程规 模也只有120米；而相等电压等级情况下的交流输电方式，需要315亿元的投资，在输电过程中更是有1.7GW的线损，工程规模也远远大于前面两种方案。所以， 在远距离大容量电力输送过程中，特高压直流输电的输电效率更好。 1.3 我国特高压直流输电现状 我国从上世纪八十年代才开始尝试建设超高压直流输电工程，即葛洲坝直流 输电工程，虽然开始较晚，但发展十分迅速。经过这些年的技术积累，我国现已 具备建设特高压直流输电工程的技术，并于2010年，完全通过我国自主研发， 成功建造了在当时而言，技术领先全球、输电能力最大的±800kV的向家坝特高压 直流输电工程。在今后3~5年中，我国还将在其他地区建设特高压直流输电工程，预计将会达到二十个左右。 2 特高压直流输电的特点 2.1 技术性能更加稳定 直流输电技术基本不存在系统稳定的问题，可以实现电网的非同期互联。简 单来说，就是指直流输电在连接连两个交流系统时，可以在非同步时期运行，在 效果方面，通过交变直，直变交，将两个直流系统隔离，使得两边能够独立运行。除此之外，在运行期间，如果线路发生短路，直流输电能够及时地进行调节，恢 复时间也很短，例如直流输电单极故障的恢复时间一般不超过0.4秒，除此之外，还可以抑制振荡阻尼和次同步振荡的影响。
特高压输电工程发展状况
特高压输电工程发展状况 特高压输电分为：特高压交流输电和特高压直流输电，这两种输电方式各有各的优缺点。 特高压输电技术具有以下优越性： 1．1够提高电网的安全性、可靠性。 采用l 000kV电压长远距离输，可以降低电网的短路电流。比如若长运距离输送l 000万kw电力，可以减少相当于本地装机17台60万kW的机组。每台60万kW的机组对其附近区域500 kV电网的短路电流将增加1．8 kA。而采用特高压输电技术的分层、分区布局电网，则可以优化电网结构，从根本上解决短路电流超标，从而提高电网的安全性、可靠性。 1．2够更为经济地提高大容量、远距离送电能力。 研究表明：1条l 000 kV线路的输送客量相当于5条500 kV线路的输送容量，这样能够使包括变电站在内的电网建设成本降低10％～15％。我国的电站建设多集中于煤矿资源丰富的华北和水资源丰富的两南，用电负荷又集中在华东、华中。这种状况客观上要求西电东送。据预测，到2020年，我国的发电装机容量有可能达到ll 亿kW。依靠目前的500 kV电网无论是输送距离还是输送容量，都
无法承受，只能依靠技术进步，通过特高压输电技术及特高压输电电网建设，将大型水电、煤电基地的电能输送到所需目的地。 1．3够大量节约电网建设用地。 我国环境保护标准程定，邻近民居的地面电场强度不能大于4 kV ／m，500 kV的输电线路走廊宽度要为10～48 m，而l 000 kV线路走廊要为8l一97 m。通过理论计算得知，输送同样的功率(如500万kW)，采用l 000 kV特高压输电线路比采用500 kV高压输电线路节约60％的建设用地。所以说．特高压输电技术能够大量节约电网建设用地．是资源节约型建设丁程。 特高压输电技术主要的技术难关： 2 ．1 过电压与绝缘配合。 在特高压输电系统运行过程中，将承受操作冲击、故障冲击、雷电冲击等引起的过电压。由于目前我国尚无特高压过电压标准，因此，对过电压与绝缘配合进行研究，选择正确和经济的方式降低设备的过电压水平和绝缘水平，对系统安全运行是十分重要的。由于特高压输电工程的特殊性，导线的布置方式有多种选择，绝缘子串型和塔头间隙种类较超高压线路多，如同杆并架，导线水平排列、垂直排列，绝缘子I 串、v 串甚至Y 串等。我国特高压输电线路跨越高海拔地区的国情还决定必需对不同海拔条件下的空气间隙放电电压特性进行研究。因此，在常规研究项目基础上，研究不同条
(发展战略)国内外高压直流输电的发展与状态
1 我国高压直流输电系统的发展历程及现状 1.1 我国高压直流输电系统的发展历程 我国的高压直流输电工程总体上可以说是起步较晚, 但发展迅速。1980 年国家确定全部依靠自己力量建设中国第一项直流输电工程———舟山直流输电工程。它具有向自主建设大型直流输电工程过渡的工业性试验性质,于1984 年开始施工, 1987 年投入试运行, 1989 年正式投运。工程最终规模为±1 100 kV, 500 A, 100 MW, 线路全长54 km。嗓泅直流输电工程( 上海―嗓泅岛) 是我国自行设计、制造、建设的双极海底电缆直流工程, 于1996 年完成研究工作, 2002 年全部建成。工程为双极±500 kV,600 A, 60 MW, 可双向供电, 线路长度66.2 km, 其中海底电缆59.7 km。葛南( 葛洲坝―上海南桥) 高压直流输电系统, 是我国引进的第一个高压直流输电工程, 1989 年单极投运, 1990 年双极投运。进入21 世纪, 我国的高压直流输电发展迅速, 相继建成投产了天广( 天生桥―广州) 、三常( 三峡―常州) 、三广( 三峡―广东) 和贵广( 贵州―广东) 等多项高压直流输电项目。作为引进技术的验证, 自主研发设计制造的华中―西北联网灵宝背背直流工程, 2005 年7 月投入运行。 1.2 我国高压直流输电系统的现状 至2004 年末, 我国高压直流输电工程累计输送容量达12 470 MW, 输电线路长度累计达4 840 km, 已经超过美国位列世界第一。截至2007 年年底, 我国已建成并正式投入运行葛( 洲坝) 沪( 上海) 、三( 峡) 常( 州) 、三( 峡) 广( 东) 、三( 峡) 沪( 上海) 、天( 天生桥) 广( 东) 、贵( 州) 广( 东) Ⅰ回、Ⅱ回等7 个超高压直流输电工程和灵宝背靠背直流工程, 直流输电线路总长度达 7 085 km, 输送容量达18 560 MW, 线路总长度和输送容量均居世界第一。与此
三大特高压直流输电线路背景资料
三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。
±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292