特高压输电技术知识
《高压输电》总结
实际采用几种输电方式
输送功率 100KW以下 几千千瓦 ～几万千瓦 输送距离 几百米以内 几十千米 ～上百千米 送电电压 220V 35kv 或者110kv 220kv或 更高 送电方式 低压送电
五、高压输电全过程；示意图和有关计算
六、电网供电：网络化，国际化。经济、可靠、质量高
课堂练习和课外作业
1、在输送一定功率的电能时，所用电压越高， 导线中的电流越小，由焦耳定律可知，输电导 线上的能量损失跟导线中电流大小的平方成正 比，可见采用高压输电，可大大减少电能输送 过程中的损失。 2、一个电厂的发电机启动后，送出的电能是 恒定的。一批用电户消耗的电能是不稳定的， 供需之间的矛盾常常发生。
5、某发电站采用高压输电向外输送电能。 若输送的总功率为P0，输电电压为U， 输电导线的总电阻为R。则下列说法正 确的是 ( ＢＣ ) A．输电线上的电流I=U/R B．输电线上的电流I=P0/U C．输电线上损失的功率P=(P0/U)2R D．输电线上损失的功率P=U2/R
6、在美丽的松花江畔，位于吉林市南部24公 里处，坐落着我国最早建成的大型水电站—— 丰满发电厂。宏伟的拦江大坝，高耸的输电铁 塔，清丽的湖光山色，构成了一幅极富神韵的 画卷。在丰满发电厂向长春市远距离输电中， 当输送的电功率为P，输送电压为U时，输电 线上损失的电功率是 ，若输送的电功率增加 为4P，而输电线中损失的电功率减为 /4，那 么输电电压应增为（ ） A．32U B．16U C．8U D．4U
8、在电能的输送过程中，若输送的电功率一定、 输电线电阻一定时，对于在输电线上损失的电 功率，有如下四种判断中正确的是（ CD） A.和输送电线上电压降的平方成反比 B.和输送电压的平方成正比 C.和输送电线上电压降的平方成正比 D.和输送电压的平方成反比 9、现用 220V和11kV种电压来输电，如果输送 的电功率、输电线上的功率损失、导线的长度 和电阻率都相同，则对应的两种导线横截面积 之比为（ D ） A．1:50 B．50:l C．1:2500 D．2500: 1
什么是特高压电网-特高压电网基础常识
什么是特高压电网?特高压电网基础常识
特高压是世界上最先进的输电技术。
电能的输送由升压变压器、降压变压器及其相连的输电线路完成。
全部输变电设备连接起来构成输电网，全部配电设备连接起来构成配电网。
输电网和配电网统称为电网。
电能的远距离输送分沟通输电与直流输电两种形式。
沟通输电电压在国际上分为高压、超高压和特高压。
高压通常指35~220千伏的电压；超高压通常指330千伏及以上、1000千伏以下的电压；特高压指1000千伏及以上的电压。
在我国，高压直流指的是±660千伏及以下直流系统，特高压直流指的是±800千伏及以上直流系统。
特高压电网通常指的是以1000千伏输电网为骨干网架，超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电、高压直流输电和配电网构成的分层分区、结构清楚的现代化大电网。
特高压电网具有输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少等优点。
建设特高压电网能把中国电网顽强地连接起来，使建在不同地点的不同发电厂（比如火电厂和水电厂之间）能相互支援和补充，工程上叫“实现水火互济，取得联网效益”；能促进西部煤炭资源、水力资源的集约化开发，降低发电成本；能保证中东部地区不断增长的电力需求，削减在人口密集、经济发达地区建火电厂所带来的环境污染；同时也能促进西部资源密集、经济欠发达地区的经济社会和谐进展。
特高压输电技术
特高压输电技术特高压输电技术是一项能够实现远距离输电的重要技术，它以其高电压、高效率和低损耗的特点，正在成为现代电力系统中的重要组成部分。
本文将从特高压输电技术的原理、应用和发展前景等方面进行阐述。
一、特高压输电技术的原理特高压输电技术是指采用极高的输电电压进行远距离输电的技术，其核心原理是利用高电压降低输电线路上的电流，从而降低传输损耗和线路成本。
相比于传统的输电技术，特高压输电技术具有以下几个特点：1. 高电压：特高压输电技术采用超过1000千伏的高电压进行输电，相较于通常采用的500千伏输电电压，电流相应减小一半，从而降低了传输损耗和线路压降。
2. 高效率：特高压输电技术采用了直流输电方式，相较于交流输电方式，直流输电具有更高的输电效率。
此外，特高压输电技术还能够实现多线路并行输电，进一步提高了输电效率。
3. 低损耗：由于采用了高电压和直流输电方式，特高压输电技术能够降低电阻损耗、感应损耗和电容损耗，从而减少了电能的损失和物料的消耗。
二、特高压输电技术的应用特高压输电技术目前已经广泛应用于各个国家的电力系统中，其应用领域包括远距离输电、风电、太阳能等可再生能源的集中接入以及智能电网的建设等方面。
1. 远距离输电：特高压输电技术能够实现长距离的电能输送，有效解决了远离能源中心地区的能源短缺问题。
通过特高压输电线路，能够将发电站产生的电能迅速传输到远离发电站的用电负荷中心，满足远距离电力输送的需求。
2. 可再生能源集中接入：随着可再生能源的发展，特高压输电技术成为其大规模集中接入电网的关键技术。
特高压输电技术能够将集中分布的可再生能源的电能汇集起来，并高效地传输到用电负荷中心，实现可持续能源的大规模利用。
3. 智能电网的建设：特高压输电技术也是智能电网建设中不可或缺的一部分。
特高压输电线路的建设适应了智能电网对大容量、高效率、低损耗的要求，能够优化电网结构，提高电网的可靠性和稳定性。
三、特高压输电技术的发展前景特高压输电技术作为一项成熟的高端技术，正在逐步应用于全球各个国家的电力系统中。
特高压知识
问：世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些？
答：美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。
1. 前苏联：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。1992年1月1日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。目前全部降压至500千伏运行。
步行可达到的山坡时，考虑人在放牧时挥鞭对导线的接近，导线的净空距离是操作过电压间隙6.5米，加人、畜及携带物总高3.5米，再留有2米的裕度，导线风偏后的净空距离取12米。 对于步行不可达到的山坡、峭壁、岩石的净空距离，考虑操作过电压间隙和人、畜及携带物总高，即操作过电压间隙6.5米，加人、畜及携带物总高3.5米，导线风偏后的净空距离取10米。
问：特高压线路防雷有什么特殊要求？
答：线路雷害分为反击和绕击两种情况。特高压线路由于本身绝缘水平高，反击网络的概率很小。但特高压线路高度大，相导线电压高，具有一定的迎雷特性。理论计算和运行实践均表明，雷云绕过避雷线，直击导线的概率显著增加。为此，必须将地线外移，降低保护角至5度以下。在山区地面倾角显著的区段，应进一步降低保护角至0度甚至负保护角，中间的漏空部分可采用第三根地线保护。
特高压输电技术知识
特高压输电技术知识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。
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。
特高压电网培训
特高压电网
❖ 第一部分：特高压的发展历程 ❖ 第二部分：特高压国内外发展概况 ❖ 第三部分：特高压的优点 ❖ 第四部分：特高压交流输电的技术特点 ❖ 第五部分：特高压交流输电线路关键技术 ❖ 第六部分：特高压直流输电的技术特点 ❖ 第七部分：特高压直流输电线路关键技术
❖ 输电电压一般分高压、超高压和特高压
❖ 1989年建成±500kV葛洲坝-上海高压直流输电线， 实现了华中-华东两大区的直流联网。
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❖ 2005年9月，中国在西北地区（青海官厅—兰州东） 建成了一条750kV输电线路，长度为140.7 km。输、 变电设备，除GIS外，全部为国产。
2008年12月投运，晋东南—南阳—荆门 1000KV特高压交流试验示范工程是我国首 条跨区域特高压交流输电线路，始于山西 长治晋东南变电站，经河南南阳开关站， 止于湖北荆门变电站。
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❖ 1952年，前苏联建成第一条330kV线路；1956年建成400kV 线路；1967年建成750kV线路。
❖ 前苏联的500kV电压等级是在400kV基础上升级发展起来的， 1964年，建成完善的500kV输电系统。
❖ 1985年，前苏联建成世界上第一条1150kV特高压输电线路。 ❖ 100多年来，输电电压由最初的13.8kV逐步发展到20，35，
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这是世界上 首条投入商 业运行的 1000kV特高 压线路
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未来特高压交流电网规划
两横两纵特高压输电线路
四川——江苏 蒙西——山东
陕北——长沙 蒙东——上海 形成以华北、华中、华东为核心，连接我国各 大区域电网、大煤电基地、大水电基地和主要 负荷中心的坚强电网
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❖ 2010年4月27日，±800kV云广特高压直流输电示范工程双 极（三阀组）额定负荷稳态运行试验圆满完成，双极（三 阀组）系统调试顺利结束。
超高压输电和特高压输电
超高压输电和特高压输电超高压输电开放分类：电子工程超高压输电是指使用超高电压等级输送电能。
若以220千伏输电指标为100％，超高压输电每公里的相对投资、每千瓦时电输送百公里的相对成本以及金属材料消耗量等，均有大幅度降低，线路走廊利用率则有明显提高。
超高压输电- 正文使用超高电压等级输送电能。
超高电压是指330千伏至765千伏的电压等级，即330(345)千伏、400(380)千伏、500(550)千伏、765(750)千伏等各种电压等级。
超高压输电是发电容量和用电负荷增长、输电距离延长的必然要求。
超高压输电是电力工业发展水平的重要标志之一。
随着电能利用的广泛发展，许多国家都在兴建大容量水电站、火电厂、核电站以及电站群，而动力资源又往往远离负荷中心，只有采用超高压输电才能有效而经济地实现输电任务。
超高压输电可以增大输送容量和传输距离，降低单位功率电力传输的工程造价，减少线路损耗，节省线路走廊占地面积，具有显著的综合经济效益和社会效益。
另外，大电力系统之间的互联也需要超高压输电来完成。
超高压输电的使用范围大致如表所列。
若以220千伏输电指标为100％，超高压输电每公里的相对投资、每千瓦时电输送百公里的相对成本以及金属材料消耗量等，均有大幅度降低，线路走廊利用率则有明显提高（图1～4）。
超高压输电超高压输电超高压输电超高压输电超高压输电1952年瑞典首先建成了380千伏超高压输电线路，由哈什普龙厄到哈尔斯贝里，全长620公里，输送功率45万千瓦。
1956年，苏联从古比雪夫到莫斯科的400千伏线路投入运行，全长1000公里，并于1959年升压至500千伏，首次使用500千伏输电。
1965年加拿大首先建成735千伏的输电线路。
1969年美国又实现765千伏的超高压输电。
在直流输电方面，苏联于1965年建成±400千伏的超高压直流输电线路，此后美国、加拿大等国又建成±500千伏直流输电线路。
特高压输电技术简介
特高压输电技术简介一．特高压输电技术特高压(ultra high voltage) 电网是指交流1000kV、直流正负800kV及以上电压等级的输电网络。
特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期。
当时西方工业国家的电力工业处在快速增长时期，美国、前苏联、意大利、加拿大、德国、日本、瑞典等国家根据本国的经济增长和电力需求预测，都制定了本国发展特高压的计划。
美国、前苏联、日本、意大利均建设了特高压试验站和试验线段，专门研究特高压输变电技术及相关输变电设备。
前苏联从70年代末开始进行1150kV输电工程的建设。
1985年建成埃基巴斯图兹－科克切塔夫－库斯坦奈特高压线路，全长900km，按1150kV电压投入运行，至1994年已建成特高压线路全长2634km。
运行情况表明：所采用的线路和变电站的结构基本合理。
特高压变压器、电抗器、断路器等重大设备经受了各种运行条件的考验，自投运后一直运行正常。
在1991年，由于前苏联解体和经济衰退，电力需求明显不足，导致特高压线路降压至500kV运行。
日本是世界上第二个采用交流百万伏级电压等级输电的国家。
为满足沿海大型原子能电站送电到负荷中心的需要并最大程度地节省线路走廊，日本从1973年开始特高压输电的研究，不仅因为特高压系统的输电能力是500kV系统的4～5倍，而且可解决500kV系统短路电流过大难以开断的问题。
对于输电电压的选择，日本在800kV至1500kV之间进行了技术比较研究，通过各方面的综合比较，选定1000kV作为特高压系统的标称电压。
目前已建成全长426km的东京外环特高压输电线路。
为保证特高压系统的可靠运行，日本建设了盐原、赤城两个特高压试验研究基地，运行情况良好，证明特高压输变电设备可满足系统的可靠运行。
国外的试验及实际工程运行结果表明：在特高压输电技术上不存在难以解决的技术难题，输电技术和输电设备的科研成果可满足和适应工程需要。
只要有市场需要，特高压输电工程可随时启动。
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特高压输电技术知识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。
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。
特高压知识问答（17）问：交流特高压电网电气设备的绝缘有什么特点，其影响因素是什么？答：现代电网应具有安全不间断的基本功能。
实践表明，在全部停电事故中，输电线路和变电站电气设备的绝缘闪络或击穿是最主要的原因。
因此，为了保证电网具有一个可接受的可靠性指标，科学合理地选择电气装置的绝缘水平至关重要。
电气设备的绝缘在运行中会受到以下几种电压的作用：工作电压、暂时过电压、操作过电压、雷电过电压和陡波过电压。
电气装置的绝缘强度一般以在上述各种电压的作用下的放电电压来表征。
交流特高压设备绝缘的主要特点：一是运行电压高。
为了降低设备尺寸和造价，通过采用大容量高性能的避雷器等措施，降低过电压水平和设备试验绝缘水平，运行电压与试验水平的比值同超高压相比有显著增加。
二是设备的重要性提高。
特高压线路输送容量可达500千瓦，单组变压器容量为300千瓦，要求设备具有更高的可靠性。
三是设备尺寸比较大。
由于设备尺寸增大，杂散分布电容和局部发热等因素对绝缘的长期稳定运行形成威胁。
特高压输电线路的绝缘可以分为两类：一类是导线与杆塔或大地之间的空气间隙，另一类则是绝缘子。
由于电压等级的提高，特高压输电工程对绝缘子提出了更高的要求，如高机械强度、防污闪、提高过电压耐受能力和降低无线电干扰等。
问：什么是内部过电压？交流特高压电网的内部过电压与超高压电网相比，有哪些相同点和不同点？答：内部过电压是由于电力系统故障，或开关操作而引起的电网中能量的转化，从而造成瞬时或持续高于电网额定允许电压，并对电气装置可能造成威胁的电压升高。
内部过电压分为操作过电压和暂时过电压两大类，其中在故障或操作时瞬间发生的称为操作过电压，其持续时间一般在几十毫秒之内；在暂态过渡过程结束以后出现的，持续时间大于0.1秒甚至数小时的持续性过电压称为暂时过电压。
暂时过电压又可以分为工频过电压和谐振过电压。
另外，在GIS变电站中，由于隔离刀闸操作，会产生波头很陡、频率很高的操作过电压，其频率达数百千周至几十兆周，称之为快速暂态过电压(VFTO)。
VFTO可能威胁到GIS及其相邻设备的安全，特别是变压器匝间绝缘的安全，也可能引发变压器内部的高频振荡。
特高压电网的过电压问题与超高压电网相比有相似之处，但由于特高压系统线路输送容量大、距离可能更长，而自身的无功功率很大，每100公里的1000千伏线路无功功率可达530兆乏左右，使得在甩负荷时可能导致严重的暂时过电压；在正常运行负荷变化时将给无功调节、电压控制以及故障时单相重合闸潜供电流熄灭等造成一系列困难。
同时高电压长空气绝缘的饱和、高海拔和电气设备制造等方面的因素，给过电压限制提出更高的要求。
问：交流特高压电网的雷电过电压有什么特点？有什么保护措施？答：交流特高压电网的雷电过电压及其防护可以分为线路和变电站两个方面。
线路的雷电过电压防护包括绕击和反击防护，变电站的雷电过电压防护包括直击雷和侵入波的防护。
1. 特高压线路的雷电过电压防护由于特高压输电线路杆塔高度高，导线上工作电压幅值很大，比较容易从导线上产生向上先导，相当于导线向上伸出的导电棒，从而引起避雷线屏蔽性能变差。
这一点不但可从电气几何理论上得到解释，运行情况也提供了佐证。
前苏联的特高压架空输电线路运行期间内曾多次发生雷击跳闸，基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。
日本特高压架空输电线路在降压运行期间雷击跳闸率也很高，据分析是线路遭到侧面雷击引起了绝缘子闪络。
理论分析和运行情况均表明，特高压输电线路雷击跳闸的主要原因是避雷线屏蔽失效，雷电绕击导线造成的。
因此采用良好的避雷线屏蔽设计，是提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施。
同时还应该考虑到特高压输电线路导线上工作电压对避雷线屏蔽的影响。
对于山区，因地形影响(山坡、峡谷)，避雷线的保护可能需要取负保护角。
2. 特高压变电站的雷电过电压保护根据我国110～500千伏变电站多年来的运行经验，如果特高压变电站采用敝开式高压配电装置，可直接在变电站构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置;如果采用半封闭组合电器(HGIS)或全封闭组合电器(GIS)，进出线套管需设直击雷保护装置，而GIS本身仅将其外壳接至变电站接地网即可。
与超高压变电站一样，特高压变电站电气设备也需考虑由架空输电线路传入的雷电侵入波过电压的保护，其根本措施在于在变电站内适当的位置设置避雷器。
由于限制线路上操作过电压的要求，在变电站出线断路器的线路侧和变压器回路均需要安装避雷器。
至于变电站母线上是否要安装避雷器，以及各避雷器距被保护设备的距离，则需通过数字仿真计算予以确定。
问：交流特高压电网绝缘配合的特点是什么？与超高压电网有什么区别？答：绝缘配合技术是考虑运行环境和过电压保护装置特性的基础上，科学合理地选择电网中电气装置的绝缘水平。
在此过程中，权衡设备造价、维修费用和故障损失，力求用合理的成本获得较好的经济利益。
交流特高压电网中，由于空气间隙的放电电压在操作过电压下呈现饱和特性，从而使得电网中电气设备的绝缘占据电网设备总投资的份额愈来愈大；同时由于特高压电网输送容量巨大，绝缘故障的后果将非常严重，因此在特高压电网中绝缘配合问题更值得关注，在特高压的绝缘配合研究中需采用更精确的方法。
例如对于操作过电压作用下空气间隙的选择，宜采用长操作波头(1000微秒)的试验情况替代以往超高压电网线路绝缘配合时采用标准操作波形(250微秒)。
问：交流特高压电网有哪些限制内部过电压的措施？答：交流特高压输电系统限制内部过电压的主要措施如下：1.输电线路上装设高压并联电抗器，其中性点通过小电抗接地；2. 线路的架空地线（避雷线）采用光纤电缆（OPGW）或良导体导线；3. 变电站母线和输电线路上装设吸收能量较大的避雷器；4. 断路器采用合分闸电阻；5. 在GIS变电站中采用有电阻接入的隔离刀闸装置。
特高压直流输电的可靠性指标问：为什么要对直流输电系统的可靠性指标进行定期统计和评价？答：直流输电系统是一个复杂的自成体系的工程系统，多数情况下承担大容量、远距离输电和联网任务。
因此，需要设定一些直流输电系统可靠性指标，用于衡量直流输电系统实现其设计要求和功能的可靠程度，评价直流输电系统运行性能。
直流系统可靠性直接反映直流系统的系统设计、设备制造、工程建设以及运行等各个环节的水平。
通过直流系统可靠性分析，可以提出改善工程可靠性的具体措施，对新建工程提出合理的指标要求。
国际大电网会议专门成立一个直流输电系统可靠性工作组，每两年对全世界所有直流输电工程进行一次可靠性的综合统计和评价。
问：直流输电系统的可靠性有哪些具体的指标？答：直流输电系统的可靠性指标总计超过10项，这里只介绍停运次数、降额等效停运小时、能量可用率、能量利用率四项主要可靠性指标。
停运次数：包括由于系统或设备故障引起的强迫停运次数。
对于常用的双极直流输电系统，可分为单极停运，以及由于同一原因引起的两个极同时停运的双极停运。
对于每个极有多个独立换流器的直流输电系统，停运次数还可以统计到换流器停运。
不同的停运代表对系统不同水平的扰动。
降额等效停运小时：直流输电系统由于全部或者部分停运或某些功能受损，使得输送能力低于额定功率称为降额运行。
降额等效停运小时是：将降额运行持续时间乘以一个系数，该系数为降额运行输送损失的容量与系统最大连续可输送电容量之比。
能量可用率:衡量由于换流站设备和输电线路（含电缆）强迫和计划停运造成能量传输量限制的程度，数学上定义为统计时间内直流输电系统各种状态下可传输容量乘以对应持续时间的总和与最大允许连续传输容量乘以统计时间的百分比。
能量利用率：指统计时间内直流输电系统所输送的能量与额定输送容量乘以统计时间之比。
问：我国直流输电的实际运行指标处于什么水平？答：截止到2005年底，我国已经建成5回±500千伏高压直流输电工程。
它们分别是：葛洲坝－南桥直流输电工程、天生桥－广东直流输电工程、三峡－常州直流输电工程、三峡－广东直流输电工程和贵州－广东I回直流输电工程，总换流容量达到2400万千瓦，直流线路总长达到4741公里。
我国已建成第一个背靠背直流工程－灵宝背换流站，电压120千伏，容量36万千瓦。
近3年以来，所有工程的能量可用率都超过80％；特别是三常和三广工程，能量可用率一直在90％以上。
单极跳闸次数一般在合同中规定为5次/年或6次/年，每个工程实际发生的次数没有超过合同要求；特别是三常和三广直流工程，在投产的第一年内就达到了合同的要求，这在世界直流输电历史上也属罕见，而且出现的故障都是由于辅助系统问题引起的。
随着直流输电技术的日臻完善，直流输电的可靠性指标可望进一步提高。