我国特高压现状及2020年规划
特高压输变电技术的现状分析和发展趋势
特高压输变电技术的现状分析和发展趋势摘要：在社会经济不断发展的背景下，人们对电力能源的需求不断提升。
电力能源传输往往受传输距离的影响，出现很大的损耗，在节能减排成为社会普遍共识的情况下，电力传输过程中的能源损耗问题愈加突出，该问题在很大程度上影响了电力能源的长距离输送和能源资源的配置。
随着特高压输变电技术的不断成熟，长距离输电过程中的能源损耗问题可以被解决。
基于以上认识，文章从特高压输变电技术的应用意义出发，探究了特高压输变电技术的研究现状及发展，希望能够为特高压输变电技术的应用提供一定的思路。
关键词：特高压；输变电；电力传输1.特高压输变电技术的应用意义应用特高压输变电技术建立特高压网络，能够进一步提升电网的安全性、可靠性与经济性；应用特高压输变电技术可以彻底解决电网跨区弱连接导致的电力网络安全问题，为我国东部地区的生产建设提供强有力的电力网络支撑；应用特高压输变电技术可解决高负载区域电网短路电流超限问题，并减少走廊回路数量、节省土地资源。
计算和实际应用证明，±800kV的直流输电线路比±600kV的直流输电线路回数明显减少，可节约输电通道面积300km2。
在传输100000kW的电能，传输距离为800km时，使用500kV交流线路需8～10回，而使用特高压输电网络仅需2回，可缩短传输通道宽度0.3km，节省传输通道面积240km2，具有较明显的经济优势。
应用特高压输变电技术和特高压电网有助于构建跨区域的大规模网络，实现错峰、调峰、水火互惠、减少电网损耗；应用特高压输变电技术也能减少煤炭运输压力，推进煤炭的集约利用。
目前，我国能源分布存在一定的结构性矛盾，中西部地区的能源资源较丰富，东部沿海地区的能源消耗大，存在能源紧张问题。
应用特高压输变电技术有助于西电东输，可以使西部地区充分发挥自身的资源优势，同时降低中部和东部地区的能源压力，推动地区经济和社会的协调发展。
1.我国特高压输变电技术的研究现状我国开展特高压输变电技术的科研工作已有30余年。
特高压
从技术上看，采用±800千伏特高压直流输电，线路中间无需落点，能够将大量电力直送大负荷中心；在交 直流并列输电情况下，可利用双侧频率调制有效抑制区域性低频振荡，提高断面暂（动）稳极限；解决大受端电 网短路电流超标问题。采用1000千伏交流输电，中间可以落点，具有电网功能；加强电网支撑大规模直流送电； 从根本上解决大受端电网短路电流超标和500千伏线路输电能力低的问题，优化电网结构。
换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外， 直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 换流器主 要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。
换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕 组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、 谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。
直流输电
01
名词定义
02
设备技术
04
技术的主要 特点
06
技术的经济 优势
03
换流站设备 特点及作用
05
导线的选择
技术创新 我国应用前景
和交流输电区别 技术和经济优势
换流站设备面临的 问题
绝缘子片数
发展前景
什么是直流的“静电吸尘效应”
在直流电压下，空气中的带电微粒会受到恒定方向电场力的作用被吸附到绝缘子表面，这就是直流的“静电 吸尘效应”。由于它的作用，在相同环境条件下，直流绝缘子表面积污量可比交流电压下的大一倍以上。随着污 秽量的不断增加，绝缘水平随之下降，在一定天气条件下就容易发生绝缘子的污秽闪络。因此，由于直流输电线 路的这种技术特性，与交流输电线路相比，其外绝缘特性更趋复杂。
特高压输变电技术的现状分析和发展研究
特高压输变电技术的现状分析和发展研究随着电力工业的不断发展，传统的输变电技术已经不能满足现代社会对于电能传输的要求。
为了实现更高效、更可靠、更安全、更环保的电网运行，特高压输变电技术越来越受到重视。
本文将对特高压输变电技术的现状进行分析，并探讨其未来发展的前景。
特高压输变电技术是指输电电压等级达到UHV（Ultra High Voltage）的输电技术。
目前，国际上专业学者普遍认为，UHV的起始电压应为800千伏或更高。
特高压输变电主要包括输电线路技术和变电站技术。
输电线路技术输电线路是电力传输的重要组成部分。
特高压输电线路技术主要包括两种：交流输电和直流输电。
目前，直流输电技术已经成为特高压输电的主要技术路线。
直流输电线路具有输电距离远、输电能力强、输电损耗小等优点。
同时，直流输电线路也具有较高的技术难度，需要克服电气、机械、材料、环保等方面的问题。
变电站技术变电站是实现电能传输、分配、控制的重要设施。
在特高压输电中，变电站技术也面临很多挑战。
特高压变电站需要满足更高的电压等级、更大的容量、更高的可靠性和更严格的环保要求。
同时，特高压变电站还需要运用先进的数字化、自动化、通信等技术，对变电站进行监控及实时调度。
特高压输变电技术的发展可谓是世界范围内的热点。
在我国，特高压输变电技术也是电网建设的现代化方向之一。
首先，特高压输变电技术将进一步改善电网运行质量。
通过特高压输电技术，可以大幅度降低输电损耗，提高电网运行效率，减少电网故障率和停电次数。
其次，特高压输变电技术将促进电源的优化布局。
特高压输电技术可以实现电源与负荷之间任意距离的长距离传输，可以更好地满足新能源、新型负荷等方面的需求。
通过特高压输变电技术，可以实现多区域跨越、多能源协同等新型运行模式。
最后，特高压输变电技术也将对环保带来重要的意义。
随着特高压输变电技术的发展，传统的电力线路建设将逐渐退役，电网排放将逐步降低，使得能源利用更加环保和可持续。
特高压交流输电技术发展现状
特高压交流输电技术发展现状1. 引言1.1 特高压交流输电技术发展现状概述特高压交流输电技术是一种高端技术，能够实现跨越长距离传输大量电力，是电力系统中的重要组成部分。
随着社会经济的发展和电力需求的增加，特高压交流输电技术在近年来得到了迅速发展。
特高压交流输电技术通过提高输电电压和线路容量，减少输电损耗和占地面积，提高了电网的稳定性和可靠性，为我国电力供应的安全性和稳定性提供了有力保障。
特高压交流输电技术在促进电力资源优化配置、提高电网运行效率、促进节能减排等方面也发挥着重要作用。
当前，特高压交流输电技术已经成为电力行业发展的重要方向，受到了广泛关注和重视。
未来，随着技术的不断创新和完善，特高压交流输电技术将会继续发展壮大，为国家电力事业的发展做出更大贡献。
2. 正文2.1 特高压交流输电技术的历史发展特高压交流输电技术是电力传输领域的重要技术之一，经过多年的发展和进步，已经取得了许多重要的成就。
特高压交流输电技术的历史可以追溯到上世纪初，最早出现在欧洲和美国。
最初，特高压交流输电技术主要用于解决长距离电力传输的问题，例如将发电厂产生的电能传输到远离城市的地区。
随着工业化和城市化的发展，特高压交流输电技术得到了进一步的推广和应用。
在特高压交流输电技术的发展过程中，出现了许多关键的技术突破和挑战。
随着传输距离的增加和输电线路的容量要求不断提高，研究人员不断寻求提高传输效率和减少能量损失的方法。
特高压交流输电技术还面临着环境保护和电网安全等方面的挑战，需要不断创新和改进技术。
特高压交流输电技术的发展历程充满了挑战和机遇。
通过不断的创新和努力，特高压交流输电技术已经取得了长足的进步，为电力传输领域的发展做出了重要贡献。
在未来，特高压交流输电技术将继续发展，为建设清洁、高效的电力系统提供技术支持。
2.2 特高压交流输电技术的主要应用领域1. 长距离输电：特高压交流输电技术能够实现长距离、大容量的电能输送，有效解决了远距离电力输送存在的能量损耗和输电效率低的问题。
特高压传输损耗率
特高压传输损耗率特高压传输作为一种现代化电力传输方式，具有远距离、高容量和低损耗等优点。
在全球能源需求不断增长的背景下，特高压传输技术得到了广泛关注和应用。
本文将从特高压传输的基本概念、损耗影响因素、降低损耗的措施以及我国特高压传输技术的现状与发展四个方面进行阐述。
一、特高压传输简介特高压传输是指电压等级在800千伏及以上的高压直流和交流输电技术。
与传统的中低压输电相比，特高压传输具有更高的传输效率和更低的线路损耗。
这使得特高压传输成为解决远距离能源输送问题的关键技术。
二、特高压传输损耗的影响因素特高压传输损耗主要包括电阻损耗、电感损耗和电容损耗。
电阻损耗与电流平方成正比，电感损耗与电流的变化率成正比，电容损耗与电压的变化率成正比。
因此，降低电流和电压的变化率是降低特高压传输损耗的关键。
三、降低特高压传输损耗的措施1.优化线路设计：采用截面较大、电阻较小的导线，降低电阻损耗；合理规划线路走向，减小电感损耗和电容损耗。
2.提高变压器效率：选用高效变压器，降低变压器损耗；优化变压器运行方式，减少不必要的损耗。
3.采用先进的调压技术：动态电压调节、有源滤波等技术可以有效降低电压的变化率，从而减小损耗。
4.智能化监测与控制：实时监测线路状态，调整运行参数，实现损耗的有效控制。
四、我国特高压传输技术的现状与发展我国特高压传输技术取得了世界领先地位，已建成多条特高压输电线路。
在未来，我国将继续加大特高压传输技术研发力度，提高输电效率和可靠性，为实现能源绿色、高效、安全传输做出贡献。
总之，特高压传输技术在降低能源传输损耗方面具有显著优势。
通过优化设计、提高设备效率、采用先进调压技术和智能化监测与控制等措施，特高压传输损耗有望进一步降低。
特高压交流输电技术发展现状
特高压交流输电技术发展现状特高压交流输电技术是一种用于远距离输电的高压输电技术，其特点是输电距离远、输电功率大、输电损耗小。
特高压交流输电技术发展迅猛，已经成为当今世界上最先进的输电技术之一。
本文将从特高压交流输电技术的发展历程、现状及未来发展趋势三个方面进行探讨。
一、发展历程特高压交流输电技术的发展历程可以追溯到20世纪初。
当时，发电厂与用电地点的距离不断增大，传统的110kV、220kV输电线路已经不能满足需求，迫切需要一种更高电压等级的输电技术。
1928年，世界上第一条超高压（即特高压）输电线路——美国卡姆登至贝格姆特的345kV交流输电线路建成，标志着特高压交流输电技术的诞生。
此后，各国纷纷投入特高压交流输电技术的研究和实践。
随着电力系统的发展和输电距离的增加，特高压交流输电技术逐渐成为远距离输电的首选技术。
二、现状目前，特高压交流输电技术已经非常成熟，并且在全球范围内得到了广泛应用。
中国自2009年以来就先后建成了多条特高压输电工程，其中以西北至华东特高压交流输电工程、扬中至南京特高压直流输电工程等为代表。
这些工程不仅为中国电力系统的升级换代提供了有力支撑，更极大地推动了我国电力工业的技术创新和模式转型。
在国际上，俄罗斯、美国、巴西、印度等许多国家也纷纷启动了特高压交流输电工程的建设。
特高压交流输电技术已经成为世界范围内输电技术的主流。
特高压交流输电技术的发展现状主要表现在以下几个方面：1.技术水平稳步提升。
特高压交流输电技术的核心在于输电线路和变电设备。
目前，特高压输电线路的工作电压等级已经达到1100kV，并且具备了超过10GW的输电功率能力。
变电站设备的技术水平也不断提高，已经能够满足特高压输电系统的稳定运行和故障处理需求。
2.工程建设规模不断扩大。
随着技术的提升，特高压输电工程的规模不断扩大。
现在已经出现了数千公里长的特高压输电线路，使得大气污染等环保问题得到了有效的缓解。
特高压输电系统还能够处理复杂的电磁环境和极端天气等情况，确保了系统的可靠性和稳定性。
中国特高压行业建设现状、中标情况及投资额预测
中国特高压行业建设现状、中标情况及投资额预测我国特高压建设大致可分四个阶段。
第一阶段为试验阶段（2006-2008年），第二阶段为特高压发展的第一轮高峰（2011-2013年），第三阶段为特高压发展的第二轮高峰（2014-2016年），现阶段为特高压发展的第四阶段（2018年至今）。
特高压由1000千伏及以上交流和±800千伏及以上直流输电构成，是目前世界上最先进的输电技术，具有远距离、大容量、低损耗、少占地的综合优势。
中国能源分布和需求不均衡的特点决定了发展特高压的重要性和必要性。
中国的风电、太阳能、煤炭主要集中在北部和西北部，水电主要集中在西南部。
而中国的用电负荷主要在中东部。
这需要超长距离的电力输送，而特高压技术和设施构建起中国能源运输大通道，是一项重要能源基础设施网络，正好满足此项需求。
2019年国家电网启动招标的特高压工程共有4交3直7项特高压工程：分别是张北-雄安（新建）、驻马店-南阳（新建）特高压交流工程；东吴变、长治变交流特高压扩建工程、雅中-江西（新建）、青海-河南（新建）、陕北-武汉（新建）±800kV特高压直流输电工程，截至目前除雅中-江西特高压尚有一部分采购未开标以外，其他工程经统计的设备金额已经达到249.8亿元。
考虑到2017以来我国特高压新增核准数量逐年递增，加上2020年国网公司推出投资总额1073亿的20项输变电重点工程计划，其中大部分为尚未核准的前期项目，因此预计十四五期间我国特高压变电设备的市场规模将在250-350亿元之间。
由于一次设备的产值远远高于二次设备（但毛利率较低），约占变电设备总额的80%以上，因此一次设备主要制造企业的市场份额也将明显高于二次设备的制造企业。
从2019年国网招标市场的中标结果分析，行业前17家企业占据市场89.3%的份额，共同瓜分267亿元以上的市场；其中行业前6家企业分享70%的市场份额，市场份额非常集中，这反映了特高压设备具备较高的行业门槛，各细分产品的竞争企业数量较少。
中国电网现状(超高压)
特高压电压发展现状及相关知识电网输电电压划分“特高压电网”，指1000千伏的交流或±800千伏的直流电网。
输电电压一般分高压、超高压和特高压。
国际上，高压(HV)通常指35~220kV的电压；超高压(EHV)通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压(UHV)指1000kV 及以上的电压。
高压直流(HVDC)通常指的是1 600kV及以下的直流输电电压，士600 kV以上的电压称为特高压直流(UHVDC)。
我国目前绝大多数电网来说，高压电网指的是110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网。
特高压输电指的是正在开发的1000 kV交流电压和1 800kV直流电压输电工程和技术。
特高压电网指的是以1000kV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、结构清晰的现代化大电网。
近期，国家电网“十二五”特高压投资规划出台。
国家电网在2010年8月12日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。
据了解，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元。
这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。
有分析人士据此指出，我国电网将迈入特高压时代。
这对于发电设备公司来说，无疑是一个令人振奋的消息。
那么，在这场2700亿特高压投资盛宴中，发电设备公司究竟能分得几杯羹呢？电网建设迈入特高压时代国家电网8月12日还宣布，世界上运行电压最高的1000千伏晋东南―南阳―荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。
此前，我国的特高压电网建设也正在逐步推进。
2009年1月16日，国内首条特高压示范工程――晋东南-荆门1000千伏特高压交流输电示范工程正式投运，至今已成功运行1年7个月。
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我国特高压现状及2020年规划
时间：2012-08-15点击：661
长川电气新闻中心:
特高压电网：指交流1000千伏、直流正负800千伏及以上电压等级的输电网络。
在电力传输领域，""高压""的概念是不断改变的鉴于实际研究工作与运行的需要，对电压等级范围的划分，目前通常统一为：35kv及以下电压等级称配电电压。
110kv~220kv电压等级称高压。
330kv~500kv 电压等级称超高压。
1000 kv及以上电压等级称特高压。
低压：24V、36V、127V、220V、380V
高压：3kV、6kV 、10kV、35kV、63kV、110kV 、220kV
超高压：330KV、550KV 、800KV
特高压: 1000KV
特高压电网优势
ϖ1000千伏特高压交流输电线路输送功率约为500千伏线路的4至5倍;正负800千伏直流特高压输电能力是正负500千伏线路的两倍多。
特高压交流线路在输送相同功率的情况下，可将最远送电距离延长3倍，而损耗只有5 00千伏线路的25%至40%。
输送同样的功率，采用1000千伏线路输电与采用500千伏的线路相比，可节省60%的土地资源。
中国有世界第一条特高压电网线路：起于山西省长治变电站，经河南省南阳开关站，止于湖北省荆门变电站，联接华北、华中电网，全长654公里，申报造价58.57亿元，动态投资200亿元，已于2008年12月28日建成进行商业化运营。
国家特高压电网发展情况及规划
2010 年，国家特高压电网将在华北、华中和华东地区形成晋东南～南阳～荆门～武汉～芜湖～杭北～上海～无锡～南～徐州～安阳～晋东南双环网作为特高压主网架;西北、华北火电通过蒙西～北～石家庄～安阳以及蒙西～陕北～晋东南2个独立送电通道注入特高压主网，西南水电通过ϖ乐山～重庆～恩施～荆门双回路通道注入特高压主网。
2010年特高压工程总规模将到20座交流变电站(开关站)，主变台数将达到26台，总变电容量达到7725万千伏安，交流特高压线路长度达到11580公里。
2015 年，交流特高压骨干网架将形成长梯形、多受端的交流主网架结构：在中部及东部地区分别建成一条南北方向的大通道，即北东～石家庄～豫北～南阳～荆门～长沙的双回线路、唐山～天津～济南～徐州(连云港)～南(无锡)～芜湖～杭北～金华～温州～福州～泉州，两条大通道间通过北东～唐山单回、石家庄～济南单回、豫北～徐州双回、荆门～武汉～芜湖双回、长沙～南昌～金华单回等共7回线路联系。
蒙西火电、陕北火电、宁夏火电及川西水电等大电源经各自的特高压站汇集后，通过百万伏级线路注入中部大通道。
沿海核电直接接入东部大通道，为东部受端电网提供必要的电压支撑。
华北、华中、华东等受端地区分别形成北东～唐山～天津～济南～石家庄环网、荆门～武汉～南昌～长沙环网、南～无锡～上海北～上海西～杭北～芜湖双环网。
2015年规划建成特高压直流5回，包括：金沙江一期溪洛渡和向家坝水电站送电华东、华中;锦屏水电站送电华东;呼盟煤电基地送电华北，哈密送华中。
2015年特高压工程规模将达到38座交流变电站，主变台数将达到55台，总变电容量达到16725万千伏安，交流特高压线路长度达到23560公里;还将建成5条800千伏直流线路，包括10个直流换流站，直流线路总长度达到7420公里。
2020 年，国家特高压交流电网在华北、华中、华东负荷中心地区形成坚强的多受端主网架，以此为依托延伸至陕北、蒙西、宁夏火电基地和四川水电基地，呈棋盘式格局，主要输电通道包括：蒙西～石家庄～济南～青岛通道，陕北～晋中～豫北～徐州～连云港通道，靖边～西安～南阳～驻马店～滁州～泰州通道，乐山～重庆～恩施～荆门～武汉～芜湖～杭北～上海通道;晋东南～南阳～荆门～长沙～广东通道，北～石家庄～豫北～驻马店～武汉～南昌通道，唐山～天津～济南～徐州～滁州～南通道，青岛～连云港～泰州～无锡～上海～杭北～金华～福州通道;其中：锡盟～北东，锡盟～唐山装设串补，串补度30%，蒙西～北东、蒙西～石家庄、陕北～晋中、陕北～晋东南、晋中～豫北、宁东～乾县、西安东～南阳、西安东～恩施、乾县～达州、乐山～重庆、重庆～恩施、恩施～荆门、恩施～长沙等线路均装设串补，串补度40%; 西北、东北电网均通过直流方式与华北华中华东大同步网保持异步联系。
2020年规划建成特高压直流11回，包括：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送电华东、华中;锦屏水电站送电华东;哈密煤电送华中;呼盟煤电基地送电华北、辽宁;俄罗斯送电辽宁。
2020年特高压工程规模将达到45座交流变电站(开关站)，主变台数将达到75台，总变电容量达到22350万千伏安，交流特高压线路长度达到31490公里; 800千伏直流线路总数达到11回，包括21个直流换流站，线路总长度17680公里(包括俄罗斯送电辽宁直流境内部分)。
转自：北极星智能电网在线分享到：0。