特高压电网培训

特高压电网
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。
日本建设了盐原、赤城两个特高压试验研究基地，对 由多家制造商研制的特高压输变电设备在新近名特高压变 电站进行了长达8年的全电压运行考核。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。
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日本东京电力公司建成的1000KV线 路
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❖ 美国
1967年，美国通用电气公司（GE） 与电力研究协会（EPRI）开始执行特 高压研究计划，并在匹兹费尔德市建 立了特高压试验中心。
❖ 我国电网发展战略——西电东送，南北互供，全国联网。
❖ 目前的500kV电网在传输长度、传输能量、和限制短路电 流等方面均不能满足要求。
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❖ 1972年建成330kV刘家峡—关中输电线路，全长 534km，随后逐渐形成西北电网330kV骨干网架。
❖ 1981年建成500kV姚孟—武昌输电线路，全长 595km。为适应葛洲坝水电厂送出工程的需要， 1983年又建成葛洲坝-武昌和葛洲坝-双河两回 500kV线路，开始形成华中电网500kV骨干网架。
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武汉特高压交流试验基地位于武汉市江夏区，规模为220kV/120MVA降压变压
器一台，1000kV/3×40MVA升压变压器一台，1000kV/1km单回8分裂输电线路一条，
1000kV/1km同塔双回8分裂输电线路两条。该基地担负着我国特高压交流输变电工
程多项试验任务，将为特高压工程提供试验数据，为制定我国特高压相关技术标
➢ 交流线路的输送功率可按下式计算：
P U1U2 sinδ Xl
其中：
U1、U
分别表
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示线路
两侧电压值
表示线路两侧电压角度差
X l 表示线路串联电抗
➢1000千伏线路的电气距离相当于同长度500千伏线路的1/4～1/5。换句 话说，在输送相同功率的情况下，1000kV特高压输电线路的最远送电距 离约为500kV线路的4倍。
❖ 提高输送容量
单回线路的输送能力
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❖ 降低线路损耗
➢ 输电线路损耗可按下式估算：
Ploss
S2 U2
R
其中：
S表示线路输送容量
U表示线路电压
R表示线路串联电阻
可见，在导线总截面、输送容量均相同，即R、S值相等的情况下， ➢1000kV交流线路的电阻损耗是500kV交流线路的四分之一。
➢±800kV直流线路的电阻损耗是±500kV直流线路的39％，是±620kV直
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❖ 前苏联
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。
在1991年，由于前苏联解体和经济衰退，电力需求 明显不足，导致特高压线路降至500kV运行。
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❖ 前苏联早在1985年就设计制造了全套特高 压输变电设备，在投入1150kV全电压运行 后，变压器、断路器、电抗器、避雷器等 变电设备运行情况正常．
❖ 从1995年以来，日本的特高压输变电设备 包括变压器、断路器、隔离开关、高速接 地开关、避雷器、CT、PT等在新近名特高 压变电站进行了长达8年的全电压运行考核， 不曾出现运行故障．
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前苏联1150kV输电线路地理接线 图
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❖ 日本
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，从1973年开始特高压输电的研究。
1988年为了将福岛、伯崎6000至8000MW的核电向东京 输送，开始建立1000kV线路。上世纪九十年代日本已建成 全长426公里的东京外环特高压输电线路。
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➢四川宜宾复龙换流站——上海奉贤换流站， 全长约1900公里 ➢额定输送容量640万千瓦，最大连续输送容 量700万千瓦 ➢双极、每极两个400kV十二脉动换流器串联
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❖ 提高输送容量 ❖ 缩短电气距离、提高稳定极限 ❖ 降低线路损耗 ❖ 减少工程投资 ❖ 提高单位走廊输电能力、节省走廊面积 ❖ 改善电网结构 降低短路电流 ❖ 加强联网能力
❖ 云广直流首次实现双极三阀组额定负荷（375万千瓦）送 电，在不增加线路损耗的情况下，将新增西电东送能力 125万千瓦。500万千瓦电能从云南楚雄换流站输送到广州 增城穗东换流站,输送到珠三角电力负荷中心。约相当于 500kV超高压直流输电线路的2ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ,大幅降低输电损耗,大量 节约土地。
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800kV云广特高压直流线路
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❖ 加强联网能力
➢ 通过交流特高压同步联网，可以大幅度缩短电 网间的电气距离，提高稳定水平，发挥大同步 电网的各项综合效益。
➢ 通过直流特高压异步联网，满足长距离、大容 量送电的要求，沿线不需要提供电源支撑。
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❖ 提高输送容量
➢ 交流线路的自然功率是表征其送电能力的一项指标，其计算公式如下：
P U2 U2 C
Zc
L
其中: U为线电压, Zc为波阻抗, L和
C分别为单位长度上的电感和电容
➢一回1000kV特高压输电线路的自然功率接近500万千瓦，
约为500kV输电线路的五倍左右
➢±800kV直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是 ±500kV高压直流的2.1倍，是±620kV高压直流的1.7倍 32
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❖ 我国从1986年开始立项研究交流特高压输电技术
❖ 在武汉建立了特高压试验研究基地，试验设备完 全具备进行各项特高压试验的条件和能力
❖ 通过西北750kV工程，进一步具备了制造特高压设 备的条件和基础
❖ 我国特高压输电技术还需在无功平衡措施、消除 潜供电弧措施、限制过电压的措施及绝缘配合、 串联电容补偿装置、外绝缘、特高压设备等问题 上进行重点技术研究
损失数据 ❖ 分析计算，提出输电工程的期望的可靠性指标和寿命周期成本
特高压输电与超高压输电经济性比较
❖ 一回1100kV特高压输电线路的输电能力可达到500kV常规 输电线路输电能力的4倍以上
❖ 在输送相同功率情况下，1100kV线路功率损耗约为500kV 线路的1/16左右
❖ 缩短电气距离 提高稳定极限
➢采用±800kV直流输电技术使超远距离的送电成为可能，经济输电距离
可以达到2500km及以上。
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❖ 改善电网结构 降低短路电流
➢ 通过特高压实现长距离送电，可以减少在负荷中心地 区装设机组的需求，从而降低短路电流幅值。长距离 输入1000万千瓦电力，相当于减少本地装机17台60万 千瓦机组。
➢ 通过特高压电网，实现分层分区布局，可以优化包括 超高压在内的系统结构，从根本上解决短路电流超标 问题。
1974年将单相试验设备扩建为 1000～15000kV三相系统。
美国邦维尔电力局（BPA）有2处 特高压试验站。
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美国AEP-ASEA 特高压试验基地
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❖ 意大利
全国各地参 加1000kV科 研规划的单 位共有7个 试验场和2 个雷电记录 站。
意大利1000kV工程雷电冲击试验
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❖ 瑞典
66，110，134，220，330，345，400，500，735，750， 765，1000kV
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❖ 我国在2020年发电量将达5000~5400TW·h，发电装机容量 将达到1100~1200GW，与美国2020年的预计发电量 （5500TW·h），发电装机容量（1250GW）大体相近。
❖ 我国电力工业存在的主要问题是能源与负荷地理分布不均 衡：约68%的水力资源分布在西南地区，约76%的煤炭资 源分布在华北、西北地区；70%的负荷则主要集中在东部 沿海。
➢ 直流特高压：±800kV、640万千瓦直流输电方案的 线路走廊约76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千 瓦/米，是±500kV、300万千瓦方案的1.29倍， ±620kV、380万千瓦方案的1.37倍。