特高压知识问答

1.特高压直流输电线路基本情况介绍

问：直流输电线路有哪些基本类型?

答：就其基本结构而言，直流输电线路可分为架空线路、电缆线路以及架空——电缆混合线路三种类型。直流架空线路因其结构简单、线路造价低、走廊利用率高、运行损耗小、维护便利以及满足大容量、长距离输电要求的特点，在电网建设中得到越来越多运用。因此直流输电线路通常采用直流架空线路，只有在架空线线路受到限制的场合才考虑采用电缆线路。

问：建设特高压直流输电线路需要研究哪些关键技术问题?

答：直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究：

1. 电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。

2. 绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。由于特高压直流输电在世界上尚属首例，国内外现有的试验数据和研究成果十分有限，因此有必要对特高压直流输电的绝缘配合问题进行深入的研究。

3. 电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置，提高输电走廊的利用率和保护环境，无疑具有十分重要的意义。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。因此，认真研究特高压直流输电的电磁环境影响，对于工程建设满足环境保护要求和降低造价至关重要。

问：什么是直流的“静电吸尘效应”?

答：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。

问：直流输电线路的绝缘配合设计要解决哪些问题?

答：直流输电线路的绝缘配合设计就是要解决线路杆塔和档距中央各种可能的间隙放电，包括导线对杆塔、导线对避雷线、导线对地、以及不同极导线之间的绝缘选择和相互配合，其具体内容是：针对不同工程和大气条件等选择绝缘子型式和确定绝缘子串片数、确定塔头空气间隙、极导线间距等，以满足直流输电线路合理的绝缘水平。

问：直流输电线路的绝缘子片数是如何确定的?

答：由于直流线路的静电吸附作用，直流线路的污秽水平要比同样条件下的交流线路的高，所需的绝缘子片数也比交流的多，其绝缘水平主要决定于绝缘子串的污秽放电特性。因此，目前在选择绝缘子片数时主要有两种方法：1.按照绝缘子人工污秽试验采用绝缘子污耐受法，测量不同盐密下绝缘子的污闪电压，从而确定绝缘子的片数。2. 按照运行经验采用爬电比距法，一般地区直流线路的爬电比距为交流线路的两倍。两种方法中，前者直观，但需要大量的试验和检测数据，且试验检测的结果分散性大。后者简便易行，但精确性较差。实际运用中，通常将两者结合进行。

问：如何进行特高压直流输电线路导线型式的选择?

答：在特高压直流输电工程中，线路导线型式的选择除了要满足远距离安全传输电能外，还必须满足环境保护的要求。其中，线路电磁环境限值的要求成为导线选择的最主要因素。同时，从经济上讲，线路导线型式的选择还直接关系到工程建设投资及运行成本。因此特高压直流导线截面和分裂型式的研究，除了要满足经济电流密度和长期允许载流量的要求外，还要在综合考虑电磁环境限值以及建设投资、运行损耗的情况下，通过对不同结构方式、不同海拔高度下导线表面场强和起晕电压的计算研究，以及对电场强度、离子流密度、可听噪声和无线电干扰进行分析，从而确定最终的导线分裂型式和子导线截面。对于±800千伏特高压直流工程，为了满足环境影响限值要求，尤其是可听噪声的要求，应采用6×720平方毫米及以上的导线结构。

问：如何确定特高压直流输电线路的走廊宽度和线路邻近民房时的房屋拆迁范围?

答：特高压直流输电线路的走廊宽度主要依据两个因素确定：1. 导线最大风偏时保证电气间隙的要求;2.满足电磁环境指标(包括电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声)限值的要求。根据线路架设的特点，在档距中央影响最为严重。研究表明，对于特高压直流工程，线路邻近民房时，通过采取拆迁措施，保证工程建成后的电气间隙和环境影响满足国家规定的要求。通常工程建设初期进行可行性研究时就要计算电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声的指标，只有这些指标满足国家相关规定时，工程才具备核准条件。

2.交流特高压电网的过电压保护和绝缘配合

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。

3.晶闸管的发展现状和6英寸晶闸管的开发

问：晶闸管在直流输电中起什么作用?

答：晶闸管是构成换流阀的基本元件。一个换流阀由数十或数百只晶闸管构成。由于换流阀是直流输电工程的心脏，直接决定直流工程的最大通流能力和运行电压。因此单只晶闸管的容量直接影响换流阀的性能。晶闸管不仅具有反向阻断电流能力，并且在受触发开通之前具有正向阻断电流的能力。同时，给晶闸管控制极通以很小的电流，就能使它在较低的正向电压下开通，并在阴极-阳极间通过很大的电流。因此晶闸管的作用就是赋予换流阀实现交直流转换的功能。

问：直流输电用晶闸管经历了哪些发展过程?

答：自从在1967年用2英寸晶闸管阀代替汞弧阀之后，每一次晶闸管面积的扩大，都带来了输送容量提高、损耗降低、阀结构简化、可靠性提高的优越性。因此随着直流输电容量不断增大和电力电子技术的进步，直流输电用晶闸管从最初的2英寸发展到现在的6英寸。

上世纪80年代我国自行建设的舟山和嵊泗高压直流输电工程采用2英寸的晶闸管，80年代末建成的葛南超高压直流工程采用3英寸晶闸管，90年代建成的天广工程采用4英寸晶闸管。21世纪初建成投产的首条300万千瓦三常直流输电工程开始采用5英寸晶闸管。世界上采用过6英寸晶闸管的只有日本。2000年投运的Kii水道直流工程采用了6英寸晶闸管。

问：直流输电晶闸管与其他工业用晶闸管有何区别?

答：直流输电换流阀是由多个晶闸管串联而成的。它与一般工业用晶闸管的要求不同，有两个最显著的技术特点：第一，要求一个换流阀臂上的器件几乎要同时开通和同时关断，因此对每个器件参数的一致性要求很高;第二，换流阀一般处于长期运行状态，对每个器件的长期可靠性要求很高。为此，直流输电换流阀用晶闸管的制造工艺必须保证直流输电用晶闸管的苛刻参数，要求一致性好、可靠性高，制造工艺稳定，工艺设备的自动化程度要求非常高，从而大大避免人为操作失误。同时，测试和试验条件也非常严格，这样才能保证元件的高质量。

问：为什么要开发6英寸晶闸管?

答：研究和开发6英寸晶闸管对±800千伏、600万千瓦等级的直流输电的技术经济性能影响重大。6英寸晶闸管可以提供更高的短路电流能力，有利于直流系统的优化设计;具有更大的过负荷能力，具有适当的安全裕度，有利于提高直流系统的动态性能和多条直流并联运行的稳定性、可靠性和安全性;减少晶闸管的数量、简化阀结构，有利于提高抗震能力;降低阀的损耗，而且提供更大的散热面积，有利于冷却系统的设计。

中国在过去直流工程建设中，每个工程都进行了适当的技术引进工作。到目前为止，中国已经建立了比较完整的常规直流输电设备的制造基础和体系，直流国产化的进步和成绩要明显优于印度和巴西。实现了以部分市场换取直流输电技术的战略目标。随着特高压直流输电的建设，中国电工制造行业获得了技术超越的机会。如果能抓住机遇，依靠政府的支持，以中国的市场为依托，通过集成创新与引进技术消化吸收后再创新相结合，抓紧进行6英寸晶闸管的研究和开发，在我国建立6英寸晶闸管生产线，则可以在这一重要技术领域实现重点跨越，占领技术制高点。这对中国电力工业、电工装备工业未来的发展有重要意义;对增加中国在世界的影响将有重要意义。

问：日本为什么开发6英寸晶闸管，该生产线现状如何?

答：日本上个世纪90年代曾经为Kii水道直流工程生产过6英寸晶闸管。虽然该工程设计电流只为2800安培，但通过对5英寸、6英寸、7英寸三种晶闸管进行技术经济比较后，认为6英寸晶闸管是最佳方案。该工程从2000年投运以来状态良好。但是由于没有市场支持，该生产线已经改为他用。

问：研发6英寸晶闸管的目标有哪些?

答：通过研发6英寸晶闸管主要实现以下三个目标：1.研发出6英寸直流输电用晶闸管全套设计技术、工艺制造技术、试验与测试技术，建立产品的可靠性保证体系;2.建立完善的封装测试和试验手段;3.拥有自主的知识产权。

问：研发6英寸晶闸管需要做哪些工作?

答：研发6英寸晶闸管需要做以下3方面的工作：1. 设计器件所需各种材料参数、部件加工和试验条件(包括硅片、管壳、钼片等)，这些新的部件必须全部经过研制、试验和认证;2. 通过试验调整和优化各工艺参数，工艺流程并经过型式试验认证;3. 重新研制新的封装试验设备和全套测试设备来试验和测试新的器件。

问：开发6英寸晶闸管的市场前景怎样?

答：在我国近年兴建的±500千伏、3000安培、300万千瓦常规直流工程中，都是采用基于5英寸晶闸管的换流阀。

随着社会的发展和环境的变化，能源基地的集约化开发、大规模远距离输送已经成为当前电力生产和消费的最主要模式。我国仅长江上游的水电基地可开发装机容量就达9000万千瓦。列入开发计划达7000万千瓦，开发工作已全面展开。而这些电力的主要消纳地为华东和华中地区。经过反复论证和滚动规划，考虑系统强度、走廊约束、技术发展等边界条件，国内相关部门已经向国家提出金沙江、溪落渡一期工程采用3回±800千伏、4000安培、640万千瓦特高压直流输电工程外送的建议。正如我们在三峡工程中所建设的±500千伏、300万千瓦直流工程一样，一期直流方案将在国内形成一个标准的电压等级和规模，对大规模的应用有极大的经济意义和工程价值。

从国际上看，在巴西亚马逊河盆地、非洲刚果河流域、印度东部等将陆续出现大规模的能源基地，这些能源基地距离负荷中心一般都超过1500公里，都在积极论证采用±800千伏、输送容量为600万千瓦的直流输电方式。发展更大规模的直流输电技术在世界范围内有巨大的应用空间和市场。

4.交流特高压输电线路相关配置及施工环境要求

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。

2. 日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。

问：交流特高压试验示范工程输电线路的走廊宽度是多少?

答：线路走廊内的房屋建筑的拆除范围原则是当处于距边导线7米及以内时一律拆迁;7米以外则按该建筑物地面高1米处未畸变场强4千伏/米作控制条件，超过这一标准的予以拆迁。

线路通过林区时，采用高塔跨越。晋东南-南阳-荆门线路工程推荐方案经过林区长度约15公里。从保护生态的角度，线路经过林区时，采用高塔跨树的方案，原则上不砍伐过林通道，仅在塔位附近考虑杆塔组立的场地，需少量砍伐。线路跨越树木，在树木顶部按20千伏/米场强控制。

问：交流特高压试验示范工程输电线路导线对地及交叉跨越距离是多少?

答：1. 最小对地距离

对于一般非居民地区(如跨越农田)，线下场强限值取10千伏/米，导线最小对地距离取22米(中相V串)。

对于居民区，线下场强限值取7千伏/米，导线最小对地距离取27米(中相V串)。

对于人烟稀少的非农业耕作地区，线下场强限值放宽至12千伏/米，导线最小对地距离取19米。

对上述结果，按输送自然功率(电流2.59千安)对工频磁场进行核算，计算的地面最大磁感应强度均小于35微特斯拉，满足不大于100微特斯拉的要求。

交通困难地区是指车辆不能达到的地区，该类地区的最小对地距离一般按人、畜及携带物总高加上操作过电压间隙和裕度。

我国现行的线路设计技术规程中，500千伏和750千伏线路，对人、畜及携带物总高按3.5米考虑、裕度按2.0米考虑。1000千伏输电线路操作过电压间隙取6.5米，线下地面最大电场强度按18千伏/米左右控制，对地距离取15米。

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。

2. 交叉跨越距离

试验示范工程南阳-荆门段线路海拔在1000米以下，考虑过电压倍数为1.7，此时主要交叉跨越距离的取值如表所示。

问：什么是特高压架空输电线路的金具?在选择金具时需要注意些什么?

答：电力金具是指连接和组合电力系统中各类装置，以传递机械、电气负荷及起到某种防护作用的金属附件。他们把导线连接起来组成通电回路，通过绝缘子将导线悬挂于杆塔上，并保护导线和绝缘子免受高电压的伤害，同时使电晕和无线电干扰控制在合理的水平，保护人类的生活环境。由于电压等级的提高，特高压输电线路金具除了具有超高压金具的基本条件外，还要满足在保护绝缘子、屏蔽电晕和无线电干扰方面的更高要求。在选择特高压金具时，首先应注意机械及电气两方面的安全可靠性，其次要注意选用高强度材料金具，以缩小结构尺寸。

问：对特高压架空输电线路导线选择有什么要求?

答：导线的选择是特高压输电技术的重要课题，它不仅要满足线路输送电能的要求，同时要保障线路能够安全可靠地运行和满足环境保护的要求，而且还要经济合适。因此，导线选择需要考虑线路的输送容量、传输性能、环境影响(电晕、无线电干扰、噪声等)等多种因素，通过导线电气特性、机械特性和投资三个方面分析，对各种导线截面和分裂型式进行了详细的技术经济比较，推荐出在技术和经济上最优的导线截面和分裂型式。原则上，在导线选型时，应综合考虑以下因素：(1)导线的允许温升;(2)对环境的影响，包括无线电干扰、电晕噪声等;(3)输送容量和经济电流密度;(4)电晕临界电压;(5)机械强度。经研究，晋东南-南阳-荆门试验示范工程每相导线选择八分裂，正八角形布置，单根导线截面为500平方毫米。对于导线环境安装要求特别严的局部地区，将通过研究，选用扩径导线，增加虚拟自导线，中相或三相采用低噪声导线等措施。

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。

问：特高压线路的绝缘配置如何?

答：线路的绝缘配置主要指两个方面，第一为绝缘子的配置，第二为考虑风偏后绝缘子悬挂处的带电金属部件对塔身的距离。目前国内多按爬距法选择绝缘子片数，对于特高压线路，一般超过50片，绝缘子串长度在10米以上。对于重污秽地区，绝缘子串长超过15米甚至更长，严重影响线路的经济性。由于国内合成绝缘子技术的提高和使用经验的积累，在交流特高压线路上使用合成绝缘子的比例将显著提高。

空气间隙耐受操作电压幅值与间隙长度的关系是一条饱和曲线。在间隙长度为6米、耐压为1600千伏左右开始进入明显饱和区。具体耐压水平与间隙形状和气压水平关联。对于试验示范工程来说，中相V串的间隙均为6.5米。

问：交流特高压线路杆塔有什么特点?

答：一是高度大。由于线路最低对地距离高达26米，绝缘子串长度一般超过10米，考虑一定的弧垂，水平排列的特高压线路杆塔的呼称高一般超过50米，三角排列的特高压线路杆塔呼称高超过60米，同杆并架线路杆塔一般超过80米。

二是强度大。塔的强度主要受使用应力和塔高决定。由于采用八分裂导线，导线高度又比较高，塔的使用应力超过500千伏杆塔两倍，高度约为两倍，因此特高压交流线路杆塔主材和基础的强度为常规500千伏线路杆塔的四倍以上。将研究使用管材、高强钢、高强螺栓等技术措施。

三是根开大。为了优化设计，节省塔材，将适当放大杆塔根开，一般杆塔根开约为15×15米水平。

5.交流特高压电网的无功补偿

问：交流输电线路的无功功率特性是什么?

答：交流输电线路的主要参数包括串联电阻、串联电抗和并联电导、并联电容。输电线路输送功率时，串联电抗上的电流滞后于电压，串联电抗吸收无功功率;并联电容上的电压滞后于电流，并联电容发出无功功率。串联电抗吸收的无功功率与流过输电线路电流的平方成正比，因此串联电抗吸收的无功功率随负荷大小的变化而变化;并联电容发出的无功功率与输电线路的电压的平方成正比，当线路电压维持在标称电压允许的范围内时，并联电容发出的无功功率基本保持恒定。当线路发出的无功功率恰好等于其吸收的无功功率时，此时线路的输送功率为线路的自然功率，沿线路各点的电压幅值大小相同;当线路的输送功率小于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将大于吸收的无功功率;当线路的输送功率大于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将小于吸收的无功功率。

问：交流特高压输电线路无功功率的特点是什么?

答：由于特高压输电线路电压等级高，其无功功率的一个显著特点就是线路电容产生的无功功率很大，对于100公里的特高压线路，在额定电压为1000千伏以及最高运行电压为1100千伏的条件下，发出的无功功率可以达到40万千乏～50万千乏，约为500千伏线路的5倍。同时，在特高压电网不同的发展时期，特高压输电线路传输的功率有较大分别，因此无功功率的变化也很不一样。特高压电网在建设初期,主要是实现点对点的电能输送，受系统阻抗特性及稳定极限的限制，输送功率将小于线路的自然功率，线路发出的容性无功功率过剩;随着特高压电网的进一步建设，特高压电网将实现各区域电网的互联，电网的输送功率将有很大提高，而且为了充分利用各区域电网的发电资源，实现水火电互济和更大范围内的资源优化配置，特高压电网的输送功率将随时变化，因而输电线路的无功功率也将频繁变化。

问：交流特高压输电线路无功功率的变化对线路电压有什么影响?怎么实现无功补偿?

答：在交流特高压输电线路输送功率较小时，并联电容产生的无功功率大于串联电抗消耗的无功功率，电网无功过剩较大，电压上升，危及设备和系统的安全;在线路末端三相开断或故障后非全相开断时，线路上将产生工频过电压，同样危及设备和系统的安全。为了保持输电线路的无功平衡，特别是为了限制轻载负荷引起的电压升高和线路开断时引起的工频过电压，通常需要在线路送端和受端或其中一端装设固定高压并联电抗器来进行无功补偿。高压并联电抗器可以在线路带轻载负荷的情况下吸收线路并联电容发出的无功功率，减少过剩的无功功率，限制工频过电压。但是加装固定高压并联电抗器后，在输电线路带重载负荷的情况下，线路电抗需要吸收的无功功率将大于电容发出的无功功率，线路还需要从送端、受端吸收大量的无功功率。为保证正常的功率输送，通常还采用低压无功补偿设备。低压无功补偿设备一般安装在特高压变压器低压侧绕组，分为容性补偿设备和感性无功补偿设备，根据线路传输功率的变化分组投切。

问：交流特高压试验示范工程无功补偿方案是什么?

答：晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程中，晋东南-南阳线路长度为363公里，荆门-南阳线路长度为291公里，设计拟采用的高抗配置为：晋东南侧高抗配置容量为96万千乏;晋东南-南阳线路南阳侧高抗与南阳-荆门线路南阳侧高抗容量相同，均为72万千乏;荆门侧按60万千乏配置。设计拟采用的低压无功补偿配置方案为：晋东南和荆门站配置低压无功补偿装置，低压电容器组单组容量为24万千乏，低压电抗器单组容量为24万千乏，两站各配置3组低压电容和2组低压电抗。

问：交流特高压输电线路无功补偿方案需进一步研究的内容是什么?

答：为限制工频过电压，特高压输电线路上安装了大容量的固定高抗，会产生一些负面影响：轻载负荷运行情况下线路的电压偏高或重载负荷运行情况下线路电压偏低。在变压器的低压侧安装低压无功补偿装置，一方面增加了无功补偿的投资，另一方面，由于受变压器低压侧绕组容量的限制，低压无功补偿可能不完全满足要求。特高压输电线路的无功补偿仅依靠固定高压并联电抗器加低压无功补偿设备的模式不够灵活方便。如果用可控电抗补偿代替固定电抗补偿，则能兼顾工频过电压限制和无功功率的调节。可控电抗的调节方式是：线路输送功率小时，电抗补偿容量处于最大值，限制线路电压的升高;随着线路输送功率的增加平滑或分级减少电抗的补偿容量，使线路串联电抗吸收的无功主要由并联电容产生的无功功率来平衡;当三相跳闸甩负荷时，快速反应增大电抗补偿容量来限制工频过电压。前苏联曾在500千伏和750千伏系统采用带火花间隙投入的并联电抗器，在线路重载时，用断路器退出并联电抗器，维持线路电压;当线路甩负荷出现的工频过电压超过火花间隙放电电压时，火花间隙击穿，快速投入并联电抗器以限制过电压。带火花间隙投入并联电抗器方式比较复杂，而且火花间隙的放电电压的分散性较大，可靠性不高。俄罗斯和印度研制并采用了可控高压电抗器，其类型包括磁饱和式可控电抗器(MCSR)(又称磁阀式可控电抗器)和变压器式可控电抗器(TCSR)两种。至今，俄罗斯有500千伏磁饱和式可控电抗器在试运行，在印度有400千伏变压器式可控电抗器(根据俄罗斯技术制造)投入运行。在国内的可控电抗研究方面，国内厂家已与国内外有经验的大学和研究所合作，在研制500千伏可控电抗器的同时研制1000千伏特高压可控电抗器，计划通过500千伏样机的挂网试运行，积累经验，争取可控高抗早日在特高压工程中应用。

6.世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些?

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。

2. 日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。

7.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。

问：特高压直流输电可靠性指标如何?

答：在我国计划建设的西南水电外送特高压直流输电工程电压为±800千伏，其主接线方式和我国已有的直流工程不同，每极采用两个12脉动换流器串联。如果出现一个12脉动换流器故障，健全的换流器仍然可以和同一个极对端换流站的任意一个换流器共同运行，因此单极停运的概率将显著降低，考虑到第一个特高压直流工程缺乏经验，可行性研究报告中初步提出了与三峡-上海直流工程相同的可靠性指标。技术成熟后，预计停运次数可以降低到2次/(每极·年)以下。双极停运的概率也将大幅下降，可以控制在0.05次/年。另外由于系统研究水平、设备制造技术、建设和运行水平的提高，由于直流工程数量的增加和相关经验的积累，换流器平均故障率预计可以控制在2次/(每换流器·年)。总体来说，特高压直流工程将会比常规直流更加可靠。

问：如何提高特高压直流的可靠性?

答：所有提高常规直流输电可靠性的措施对于提高特高压直流输电的可靠性依然有效，并且要进一步予以加强。主要包括：降低元部件故障率;采取合理的结构设计，如模块化、开放式等;广泛采用冗余的概念，如控制保护系统、水冷系统的并行冗余和晶闸管的串行冗余等;加强设备状态监视和设备自检功能等。

针对常规直流工程中存在的问题，如曾经导致直流系统极或者双极停运的站用电系统、换流变本体保护继电器、直流保护系统单元件故障等薄弱环节，在特高压直流输电系统的设计和建设中将采取措施进行改进。此外，还将加强运行维护人员的培训，适当增加易损件的备用。

提高特高压直流输电工程可靠性，还可以在设计原则上确保每一个极之间以及每极的各个换流器之间最大程度相互独立，避免相互之间的故障传递。其独立性除了主回路之外，还需要考虑：阀厅布置、供电系统、供水系统、电缆沟、控制保护系统等。(

8.特高压交流输电技术的主要特点

(1)特高压交流输电中间可以有落点，具有网络功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成国家特高压骨干网架。特高压交流电网的突出优点是：输电能力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适合电力市场运营的要求。

(2)采用特高压实现联网，坚强的特高压交流同步电网中线路两端的功角差一般可控制在20o及以下。因此，交流同步电网越坚强，同步能力越大、电网的功角稳定性越好。

(3)特高压交流线路产生的充电无功功率约为500 kV的5 倍，为了抑制工频过电压，线路须装设并联电抗器。当线路输送功率变化，送、受端无功将发生大的变化。如果受端电网的无功功率分层分区平衡不合适，特别是动态无功备用容量不足，在严重工况和严重故障条件下，电压稳定可能成为主要的稳定问题。

(4)适时引入1 000 kV特高压输电，可为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑，有利于从根本上解决500 kV短路电流超标和输电能力低的问题。

9.建设特高压直流输电线路需要研究哪些关键技术问题?

直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究：

1. 电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。

2. 绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。由于特高压直流输电在世界上尚属首例，国内外现有的试验数据和研究成果十分有限，因此有必要对特高压直流输电的绝缘配合问题进行深入的研究。

3. 电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置，提高输电走廊的利用率和保护环境，无疑具有十分重要的意义。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。因此，认真研究特高压直流输电的电磁环境影响，对于工程建设满足环境保护要求和降低造价至关重要。

10.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。

11.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。

12.特高压对我国经济发展的重大意义

我国正处于工业化和城镇化快速发展的重要时期，能源需求具有刚性增长特征。电力作为一种清洁、使用方便的能源，在能源工业中占有极为重要的地位，是国家进步和繁荣不可缺少的动力。预计到2020年，我国用电需求将达到7.7万亿千瓦时，发电装机将达到17亿千瓦左右，均为现有水平的2倍以上。

电网作为电力输送和消纳的载体，已成为能源供应系统的关键组成部分。以500千伏交流和±500千伏直流构成的主网架，难以满足未来远距离、大容量输电以及电网安全性和经济性的需要，必须加快建设特高压电网，以保障电力与经济社会的协调发展，实现电力工业可持续发展。

一、特高压是我国清洁能源发展的重要载体。我国的水能、风能、太阳能等可再生能源资源具有规模大、分布集中的特点，而所在地区大多负荷需求水平较低，需要走集中开发、规模外送、大范围消纳的发展道路。大规模核电的接入和疏散，也需要坚强电网的支撑。特高压输电具有容量大、距离远、能耗低、占地省、经济性好等优势，建设特高压电网能够实现各种清洁能源的大规模、远距离输送，促进清洁能源的高效、安全利用。

二、建设特高压有利于我国能源资源的优化配置。长期以来，我国电力发展方式以分省分区平衡为主，燃煤电厂大量布局在煤炭资源匮乏的中东部地区，导致铁路运输长期忙于煤炭大搬家，煤电油运紧张状况时常发生。未来，我国优化煤电开发与布局，清洁能源的快速发展，以及构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，都迫切需要建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，充分发挥电网的能源资源优化配置平台作用。

三、建设特高压有利于提高我国的能源供应安全。从丰富能源输送方式来看，建设特高压，通过加大输电比重，实现输煤输电并举，使得两种能源输送方式之间形成一种相互保障格局，促进能源输送方式的多样化，减少铁路煤炭运输压力，提高能源供应安全和高效经济运行。

四、建设特高压是带动电工制造业技术升级的重要机遇。建设特高压电网，是电力工业通过技术创新走新型工业化道路的具体体现，是研究和掌握重大装备制造核心技术的依托工程。发展特高压电网，可使我国电力科技水平再上一个新台阶，对于增强我国科技自主创新能力、占领世界电力科技制高点具有重大意义。目前，特高压输电技术已经纳入《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006～2020)》、《国务院关于加快振兴装备制造业的若干意见》、《国家自主创新基础能力建设“十一五”规划》等国家重大规划。

五、建设特高压有利于我国煤炭产区的资源优势转化为经济优势，促进区域合理分工，缩小区域差距。特高压的建设在转变我国能源运输方式的同时，实现了电力产业布局的调整，为煤炭产区经济发展提供了机遇。对于煤炭主产区来讲，通过加大坑口电站建设力度，加快发展输电可以促进煤炭基地高附加值电力产品的出口，提高这些地区资源和生产要素的回报率，增加就业机会，提高居民收入，促进当地经济的发展，缩小地区之间的差距。测算表明，输煤输电两种能源输送方式对山西GDP的贡献比约为1:6，就业拉动效应比大约为1:2。

13.清洁能源呼唤特高压

气候变化问题作为人类社会可持续发展面临的重大挑战，日益受到国际社会的密切关注，发展清洁能源已经成为世界范围内应对气候变化的共同选择。我国正处于工业化、城镇化加速发展时期，能源消费需求继续保持旺盛增长，碳减排形势十分严峻。大力发展清洁能源，是我国保障能源供应安全、应对气候变化、实现未来可持续发展的必由之路，迫在眉睫。

受能源资源禀赋影响，我国能源消费以煤为主，清洁能源占一次能源消费的比重较低。有关研究表明，要实现2020年非化石能源占一次能源消费总量比重达到15%的目标，水电装机容量应达到3～3.5亿千瓦，核电装机容量应达到8000万千瓦左右，风电装机容量应达到1.5亿千瓦左右，太阳能发电装机应达到2000万千瓦左右。

我国80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西南部地区，风能资源主要集中在华北、西北、东北等“三北”地区和东部沿海，国家规划的甘肃酒泉、新疆哈密、河北、蒙西、蒙东、吉林、江苏沿海等七个千万千瓦级风电基地，有六个位于“三北”地区，适宜规模化集中开发的太阳能发电主要分布在西部和北部的沙漠、戈壁滩等偏远地区。而我国能源需求主要分布在华北、华中和华东等“三华”地区，能源资源与中东部能源消费中心逆向分布的特点，决定了我国必须建立大容量、远距离的能源输送通道，通过远距离输电实现清洁能源大规模发展，在全国范围配置和消纳清洁能源。

我国西部、北部地区的清洁能源基地与中东部负荷中心地区的距离一般为800～3000公里，依靠现有输电技术很难满足能源资源大规模、远距离输送需求，会限制清洁能源的规模化发展，无法实现我国应对气候变化的国际承诺，满足经济社会可持续发展。建设特高压电网，加强区域互联，扩大消纳范围，是促进清洁能源规模化发展、实现我国应对气候变化国际承诺的的重要途径。

加快建设特高压电网，将极大促进清洁能源的开发与利用,实现电源结构的优化调整。根据有关研究结果，如果仅考虑在本省内的风电消纳能力，2020年全国可开发的风电规模为5000万千瓦左右;通过特高压跨区联网、构建“三华”同步电网以及加大调峰电源建设，可以大幅增加清洁能源的消纳能力，全国风电开发规模有望达到1.5亿千瓦。

特高压试验示范工程取得了巨大成功，实践表明，发展特高压技术可行，现已具备全面加快推广应用的条件。急需将建设特高压上升为国家发展战略，将特高压发展纳入国家“十二五”发展规划，实现将西部、北部地区丰富的能源资源大规模输送到中东部地区，促进清洁能源的加快开发和充分利用，推动我国电力发展方式转变，以电力工业的可持续发展支撑经济社会的可持续发展。

14.特高压知识之旅

特高压是什么?

特高压是世界上最先进的输电技术。

大家都知道，电是要靠电线传输的。我们家里、企业工厂里、商店学校医院里到处都用电，这些电都是通过电网输进来的。电网里的电是从发电厂发出来的。发电厂我们也许见过，也可能从来没见过，这没关系，因为发电厂大都建设在离我们很远的地方。把发电厂发出来的电传输到电网里，再通过电网一直传输到我们家里、工厂里、商店里、学校里、医院里，这就要“输电”。

输电是一门技术，只要念过中学的人都知道。

但怎样输电才更有效率，更合算?在中学的物理课本里，我们学过粗浅的电学知识，知道电也是一种能量，懂得电流、电压、电能、电功率这些基本的电学概念。因为电功率是电压和电流的乘积(这是电的科学规律决定的)，所以要想得到很大的电功率，就必须加大电压或电流，而电流太大会引起电线发热、损耗太多，于是技术人员就采取不断升高电压的办法来提高输电的效率。

大家都知道，在中国，民用电的电压是220伏。但在电网里，还有许多不同等级的、甚至很高的电压，就是为了提高输电的效率。电网里是靠一种叫变压器的设备来升高或降低电压的。中国的电网里有1万伏、3.5万伏、11万伏、22万伏/33万伏(西北地区)、50万伏/75万伏(西北地区)这些等级的高电压，一般把1万伏、3.5万伏叫做高压，而把11万伏到75万伏都统称作超高压。

为了进一步提高输电效率，随着电力科技的不断进步，2004年，中国就开始规划建设100万伏的输电工程，2008年底国家电网公司建成了第一个试验示范工程，从山西的晋东南到河南南阳再到湖北荆门。这100万伏的电压就叫特高压。

因为电压特别高，各种技术要求就特别高，设备也需要非常先进。目前世界上还没有100万伏的输电工程在运行，所以，中国的特高压输电是世界上电压最高的、技术最先进的。

特高压交流试验示范工程线路图

为什么要建设特高压?

因为中国要长距离大容量传输电能。

有基本的地理知识、对中国国情有所了解的人都知道，中国人口很多，有十三亿多，大多数人口都集中在中东部地区。因为中东部特别是沿海地区经济相对发达，生产生活条件较好，而西部、西北地区多山少地，条件相对艰苦，人口分布相对较少，经济也不如中东部地区发达。

经济较发达、人口众多的中东部地区，必然要消耗更多的能源，主要是需要更多的电力供应。前面说到，电是从发电厂发出来的。发电厂靠什么来发电呢?

在中国，发电厂主要靠烧煤或靠水力来发电，也有少量的用核能发电。用煤发电的叫火电厂，靠水力发电的叫水电厂，用核能发电的叫核电厂。换句话说，要想能发电，就要有煤炭或者水力资源，核能发电目前只占很少部分。

可是，中国的煤炭储藏主要在西北，如山西、陕西、内蒙古东部、宁夏以及新疆部分地区，中东部省份煤炭储藏量很少。水力资源主要分布在西部地区和长江中上游、黄河上游以及西南的雅砻江、金沙江、澜沧江、雅鲁藏布江等。

这样一来，中东部及沿海地区需要大量电力供应，又没有用来发电的资源，能用来发电的煤炭、水力资源却远在上千公里之外的西部地区。怎么解决这个能源问题呢?

于是，国家采取输煤和输电两个策略。一是采取把西部的部分煤炭通过铁路运到港口(大同—秦皇岛)再装船运到江苏、上海、广东等地，简称输煤;二是用西部的煤炭、水力资源就地发电，再通过输电线路和电网把电送到中东部地区，简称输电。

我们先来看看输煤的策略。先要把煤矿挖出来的煤装上火车，长途奔袭上千公里到达港口，卸在码头上临时储存。再装到万吨级的轮船上，从海上长途运输到目的地港口，又要卸煤、储存。最后再装上火车等运输工具才运到当地的火电厂储煤场，卸下储存待用。整个输煤过程要经过三装三卸，中途还要储存，要借助火车、轮船这些运输工具，所以运输成本很高，往往运输成本比在煤矿买煤的费用都要高。经过专家们的技术经济计算比较，在中国，如果煤矿与发电厂的距离超过一千公里，采取输煤策略就不大合算了。

那么输电呢?用西部的煤炭、水力就地发电，只要在当地建火电厂或水电厂就行了。建电厂当然要花钱，尤其是建水电厂投资较大，但这是一次性投资管用很多年。然后就是要建输电线路，把电送到中东部地区。

建什么样的输电线路才能高效率地输送大量电能到一千多公里以外呢?专家们的回答是，要实现长距离大容量传输电能，特高压输电最有技术经济优势。

特高压有什么好处?

特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。

100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力(技术上叫输送容量)是50万伏超高压输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。

大家都知道，中国的高速公路经过近几年的快速发展，已经基本成网，四通八达。而中国的特高压输电这个“电力高速公路”，2008年底才刚刚建成一个试验示范工程，线路全长只有640公里。所以，要建成特高压电网这个电力高速公路网，还需要较长时间，也必然要花费不少的人力、物力、财力，为的就是要在全国范围内方便、快捷、高效地配置能源资源。

在电力工程技术上有一个名词叫“经济输送距离”，指的是某一电压等级输电线路最经济的输送距离是多少，因为输电线路在输送电能的同时本身也有损耗，线路太长损耗太大经济上不合算。

50万伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600～800公里，而100万伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离也就加大了，能达到1000～1500公里甚至更长，这样就能解决前面说到的把西部能源搬到中东部地区使用的问题。

建设输电线路同样也要占用土地，工程上叫“线路走廊”。前面说过，建一条100万伏特高压输电线路能顶5条50万伏超高压输电线路，而线路走廊所占用的土地只相当于2条50万伏输电线路，所以相对来说，建特高压输电线路能少占土地，这对土地资源稀缺的中东部地区来说尤其有利。

当然，特高压输电，特别是建设特高压电网，还有很多好处。它能把中国电网坚强地连接起来，使建在不同地点的不同发电厂(比如火电厂和水电厂之间)能互相支援和补充，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，减少在人口密集、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发展。

所以，我认为应该这样说，建设特高压电网功在当代，利在千秋。

15.向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程

向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程是我国自主研发、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、技术水平最先进的直流输电工程，是我国能源领域取得的世界级创新成果，代表了当今世界高压直流输电技术的最高水平。

向-上工程于2007年4月26日核准，2010年7月8日投入运行。工程在±500kV超高压直流输电工程的基础上，在世界范围内率先实现了直流输电电压和电流的双提升，输电容量和送电距离的双突破，它的成功建设和投入运行，标志着国家电网全面进入特高压交直流混合电网时代。

特高压直流输电示范工程投运后，每年可向上海输送320亿千瓦时的清洁电能，最大输送功率约占上海高峰负荷的1/3，可节省原煤1500万吨，减排二氧化碳超过3000万吨。工程的成功建设系统验证了特高压直流输电的技术可行性、设备可靠性、系统安全性和环境友好性，是国家电网公司继特高压交流试验示范工程成功投产后的又一重大成果。

向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程承担着金沙江下游大型水电基地的送出任务，起于四川宜宾复龙换流站，止于上海奉贤换流站，途经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏、上海等8省市，四次跨越长江。线路全长1907公里。工程额定电压±800千伏，额定电流4000安培，额定输送功率640万千瓦，最大连续输送功率720万千瓦。工程由国家电网公司负责建设。

(一)技术水平高。特高压直流输电工程额定电压±800千伏，额定电流4000安培，最大连续输送容量720万千瓦，送电距离近2000公里，是世界直流输电技术的制高点;特高压直流关键设备均为首次研制，没有可供借鉴的标准和规范，需要对特高压直流工程系统方案、过电压与绝缘配合、电磁环境控制、成套设计和设备制造等方面进行全面、系统攻关。

(二)设备研制难度大。特高压直流设备绝缘水平高，通流能力大，使用的800千伏、30万千伏安级特高压换流变压器，通流能力4500安培的6英寸晶闸管，单阀组容量180万千瓦的换流阀，额定电流4000安培的低噪声干式平波电抗器、直流穿墙套管、直流断路器和隔离开关，基于实时操作系统的换流站控制保护系统等关键设备均为世界首创，研制难度极大，是对电力电子技术、电工技术、材料技术、高压试验技术和控制技术的极限挑战。特别是两大系列、8种型号换流变的研发，涉及电场分布技术、磁场分布技术、发热和传导计算、谐波分析、油纸兼容和电化学技术、直流电场和交流电场叠加交互作用分析等技术。每台换流变涉及上万种物料，物料供应涉及多个国家数十个制造厂，组织和管理难度极大。

(三)建设任务繁重。特高压直流工程采用双极、每极两个十二脉动换流器串联接线，输送容量、送电距离和工程量均是±500kV直流工程的两倍以上。工程共需换流变压器56台，平波电抗器20台，换流阀96个，晶闸管5794只，控制保护屏柜832面;导地线5.9万吨，铁塔材料23万吨，瓷绝缘子72万片，合成绝缘子2万支。线路工程途经8个省(市)，56个县(市)、区，房屋拆迁总计9152户、近250万平米，涉及大型厂矿搬迁195处。工程试验室联调项目2200项，现场分系统调试超过2万项，站系统调试147项，系统调试12大类591项。总计有26家设计单位、111家厂商、168家施工监理单位参与工程建设，组成了最大规模的建设联合体。

(四)可靠性指标先进。特高压直流工程采用对称、模块化设计，单个换流模块故障情况下，其它换流模块仍可以继续运行，一个极故障也不影响另一极的运行，有46种运行方式，运行方式灵活。由于每个换流模块相对独立，工程设计的可靠性指标大大提升，能量不可用率不大于0.5%，双极强迫停运率不大于0.05次/年，远小于±500kV直流工程的0.1次/年。

(五)环保指标严格。通过采用6×720mm2的大截面、多分裂导线，增加对地距离，特高压直流输电线路的电磁环境指标优于±500kV直流工程;通过采用低噪音设备、优化换流站平面布置、采用隔声屏障等措施，特高压换流站场界和周边居民敏感点噪声达到国家二类标准，昼间不大于60dB(A)，夜间不大于50dB(A)。通过采用GIS等节地设备、共用接地极、优化线路路径和换流站平面布置等措施，有效减少了工程占地面积，使换流站单位面积换流容量达到±500kV直流工程的1.65倍(与三沪工程受端换流站相比)，线路长度也大幅缩短;全面采用全方位高低腿、锚杆及掏挖基础施工、动力伞架线等节能环保型施工技术，工程对环境的影响完全达到并优于标准要求。

(六)经济效益显著。特高压直流工程单位走廊输电能力约为±500kV直流工程的1.5倍，单位长度单位容量线路电阻损耗约为±500kV直流工程的40%。工程总投资为232.74亿元，每千瓦每公里造价1.91元/(千瓦?公里)，比±500kV直流工程(三沪工程)每千瓦每公里造价2.16 元/(千瓦?公里)降低11.6%，具有明显的技术经济优越性;两端换流站总投资为110.38亿元，单位输送容量造价1725元/千瓦，相比±500kV直流工程(三沪工程)单位输送容量造价1680元/千瓦仅增加2.7%，基本达到同等造价水平。

向-上工程的成功投运，标志着国家电网在超远距离、超大规模输电技术上取得全面突破，为加快我国西部地区清洁能源的大规模开发，提高非化石能源比重，形成可持续的能源供应体系，应对气候变化挑战奠定了坚实的基础，是迎接新能源革命的开创工程。

工程的成功投运，标志着国家电网全面进入特高压交直流电网时代，为推动电力布局从就地平衡向全国乃至更大范围统筹平衡转变，从根本上解决长期存在的煤电运紧张矛盾奠定了坚实的基础，是转变我国电力发展方式的关键工程。

工程的成功投运，标志着我国已经全面攻克了特高压交、直流两大前沿领域的世界性难题、抢占了制高点，在理论研究、工程建设、运行管理、试验能力、标准制定等各方面都走在了国际前列，为我国从电力大国走向电力科技强国奠定了坚实基础，是电力行业服务创新型国家建设的标志工程。

工程的成功投运，标志着我国已经具备了生产和系统集成全套特高压直流关键设备的综合能力，显著提升了我国电工装备制造业的自主创新能力和核心竞争力，为我国电工装备制造业的产业升级和跨越发展创造了条件，是振兴民族装备业的引领工程。

特高压直流示范工程始终坚持“科研为先导，设计为龙头，设备是关键，建设是基础”的方针，把创新作为增强特高压直流输电技术生命力的关键，将创新意识贯彻到工程建设每个环节，取得了一大批国内外领先的创新成果，形成了世界上试验能力最强的特高压、大电网试验研究体系，培养了一大批优秀的技术和管理人才。主要创新成果如下：

(一) 工程技术方案先进，率先实现直流输电电压、电流双提升。特高压直流示范工程不仅将输送电压提升至800千伏，同时采用6英寸晶闸管技术，将额定电流提升至4000安培，使工程额定输送容量达到640万千瓦，最大连续输送容量达到720万千瓦。经过艰苦的科研攻关，±800kV特高压直流输电的技术难点相继被突破，工程顺利通过严格的试验考核，系统功能和输送能力达到设计要求。而输送容量的提升，也极大地提高了工程的经济性，使单位容量单位送电距离的造价水平低于±500kV直流工程。

(二) 科研成果突出，全面掌握特高压直流输电核心技术。为全面支撑关键技术研究，投资建设了世界一流的特高压直流试验基地、高海拔试验基地、杆塔试验基地、特高压直流输电工程成套设计研发(实验)中心、大电网仿真中心，拥有了世界最高参数的高电压、大电网试验和大电网仿真条件，试验研究能力达到了世界领先水平。借助这些先进的试验条件和手段，共完成重大关键技术和工程专项研究130项，研究内容全面系统，涵盖规划、系统、设计、设备、施工、调试、试验、调度、运行等，成功解决了特高压直流输电关键的技术难题，取得了一大批具有世界领先水平的技术成果，全面掌握了特高压直流输电核心技术，实现了原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新的有机结合。目前，特高压直流输电技术已申请专利214项，已授权92项。

(三) 标准化工作系统推进，完整建立特高压输电技术标准体系。在世界上首次研究形成了从系统成套、工程设计、设备制造、施工安装、调试试验到运行维护的全套技术标准和试验规范，为特高压输电的规模应用创造了条件。推动成立了IEC高压直流输电技术委员会(编号为TC115)并将秘书处设在中国，秘书处成员均为国家电网公司员工，大大增强了我国在世界高压输电领域的话语权。截至目前，共发布特高压直流技术企业标准57项、行业标准8项，立项编制国际标准4项、国家标准14项、行业标准7项，2名公司系统专家被推荐成为Cigre委员会直流顾问组成员，多名公司系统专家被推荐成为IEC国际标准工作组发起人或成员。

(四)勇于开展设计创新，深入优化工程实施方案。成套设计在对系统主回路、无功补偿、绝缘配合、暂态分析、主设备参数、滤波器设计、控制保护策略等进行深入研究的基础上，选取了技术经济综合指标最优的主回路方案，确定了800千伏直流电压最合理的绝缘配合方案，设计出高效的直流滤波系统，在国内首次提出并采用“等值电场强度积污试验法”测量换流站污秽水平。同时，编制出完整的±800kV特高压直流系统的设备规范，打破以往直流工程采用单一技术路线的惯例，将不同的成套技术整合到同一设计平台上，极大推动了特高压直流工程标准化设计的进程。工程设计中引入三维设计技术，便捷地实现了阀厅设备布置及空气间隙校核。通过采用GIS设备、交流滤波器“田”字型布置、阀厅面对面布置、换流变安装广场宽度优化等措施，使换流站总平布置紧凑，配电装置功能分区明确，占地面积缩小，大大节省了土地资源。提出双换流器并联融冰理念并成功实现工程应用，通过简单的运行方式倒换即实现线路阻冰、融冰功能。采用6×720mm2大截面导线、选用低噪声设备、换流变使用box-in降噪设计、围墙加装隔音屏障等方案，使工程真正实现“环境友好型”。

(五)关键设备世界首创，成功研制国际领先水平的特高压直流设备。国家电网公司全面主导研制成功了代表国际领先水平的全套特高压直流设备，经过了直流示范工程的全面严格的试验验证和考核，创造了一大批世界纪录。直流输电用6英寸晶闸管在世界上首次研制成功，并实现工程应用;研制的换流变压器电压等级最高、单台容量最大，换流阀单阀组容量最大，低噪声干式平波电抗器、直流穿墙套管、直流断路器和隔离开关通流能力最大，均创造了世界之最。其中，特高压换流变、换流阀等重要设备研发属于世界级技术难题，采用国内外联合研发的方式，换流变由国内外厂家联合制造供货，平波电抗器和交流设备则完全立足于国内自主研制，使设备国产化率达到67%，并使国内设备厂家依托工程掌握了特高压直流设备制造的核心技术，具备了绝大部分特高压设备批量生产的能力，推动了国内电工装备制造业的产业升级和跨越式发展，提高了民族装备制造业的核心竞争力。

(六)建设管理科学高效，广泛应用新材料、新技术和新工艺。工程采用创新的建设管理模式，坚持以集团化运作抓工程推进，以集约化协调抓工程组织，以精细化管理创精品工程，以标准化建设构技术体系。建立健全了协同高效的三级管理组织体系和科学严谨的三级管理制度体系，坚持“统一指挥、分工协作”的原则，充分发挥公司总部的管理职能和资源优势，发挥直属单位的专业管理优势，发挥属地电力公司的地方协调优势，在工程建设中收到了很好的效果。不仅工程建设质量优良，而且创造了输电工程建设速度的新记录、新水平。自开工建设以来，仅用约10个月有效时间，即完成近2000公里特高压直流线路建设任务;仅用两年半时间，即完成工程双极全部建设任务。同时，大批新材料、新技术和新工艺在工程建设中得到广泛推广，有效提升了工程建设的科技含量。线路大量应用高强钢、F型塔、原状土基础、旋挖钻机机械成孔工艺、六分裂大截面导线同步展放工艺、可拆卸式全钢瓦楞导线盘以及复合绝缘子防鸟害技术等，并开发出基于海拉瓦技术的三维可视管理信息平台，实现了线路工程数字化施工管理;换流站开展防火墙组装大模板、清水混凝土基础质量控制等多项施工技术攻关科研，“大体积混凝土基础温度控制、裂缝防治、预埋螺栓标高控制”等多项科技成果获科技创新成果奖。

(七)调试试验全面细致，大幅提高现场调试效率。将整个调试任务分解为试验室联调试验、分系统试验、站系统试验和系统试验几个层次逐步实施。试验室联调试验是在试验室仿真一次设备的前提下，从系统角度全面检验控制保护设备的功能、性能及其接口正确性;分系统试验是在控制保护设备现场安装完成后，全面检验二次回路设计和接线的正确性。特高压直流示范工程高度重视这两个调试环节，总共历时19个多月，完成2200项试验室联调项目和20000余项分系统试验项目，为现场站系统和系统试验打下了坚实的基础。站系统和系统试验则根据工程建设进展分期实施，建成一个换流器单元即调试一个，调试时科学优化步骤以减少方式倒换，并根据奉贤站建设进度超前的实际情况，采用提前进行交叉方式试验项目的办法合理有效利用时间，147项站系统试验和591项系统试验仅用时50余天即保质保量完成，系统严格地验证了工程的功能和性能，同时创造了直流输电工程调试效率的新纪录。

(八) 人才培养成效显著，造就出一批特高压技术和管理领军队伍。工程建设注重发挥全体参建者的智慧和力量，力求为所有建设者提供一个自我发挥、自我实现和自我提升的平台，培养出了一大批站在世界电力科技前沿的技术专家，锻炼了一大批善于学习、大胆创新、勇于实践的管理人才，造就了一批特别讲政治、特别负责任、特别能创新、特别能吃苦、特别能战斗、特别能奉献的优秀队伍，为坚强智能电网发展储备了人才资源。