国内外特高压输电技术发展情况综述(一).doc

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1520年内保持快速增长，根据我国电力发展规划，到2003年、2010年、2020年我国电力装机容量将分别达到3.7亿千瓦、6亿千瓦和9亿千瓦。从世界范围来看，交流特高压和高压直流将长期并存，而交流特高压输变电设备是交流特高压和高压直流的基础。而新的输电电压等级的出现取决于诸多因素。首先是长距离、大电量输送方式的增长需求，其次是输电技术水平、经济效益和环境影响等方面的考虑。由于发电厂规模的不断增大和集中，需要远距离大容量输送电能；由于特高压输电线路的经济性；由于对线路走廊和变电站建设用地的限制；由于对系统短路电流的限制的要求等技术原因，种种因素的综合作用刺激了实际范围内交流特高压输电技术的研究及其应用。从中国能源发展看，发电能源在未来一个很长时期将以煤炭和水力为主。到21世纪初，中国将在山西、陕西、内蒙西部等大型煤田处建设大型和超大型火电基地。同时，西部水电也将优先开发，除三峡工程正在建设外，金沙江下游溪落渡、向家坝等1000万千瓦级大型水电基地也将陆续建设。这些大型电力能源基地位于中国内陆中西部，要将巨大电能送往10002000km中国沿海发达地区的珠江三角洲、长江三角洲、京津唐等地的负荷中心。从中国电网发展格局看，初期将是东北、华北、华东、华中、华南五个500 kV和西北330 kV为主体的骨干网架，以后将实现大区电网互联，形成北部、中部、南部三大电网，最终逐步形成全国联合电网。到2000年，各大区电网的装机容最达到40006000万千瓦，到2010年，各大区电网装机容量估计达800010000万千瓦。西北电网750KV输变电示范工程是目前输变电工程的最高电压等级，也是全世界13个国家拥有这一电压等级示范工程中海拔最高的一个。西北750kV输变电示范工程是黄河上游公伯峡水电站送出的配套工程，也是西北电网“西电东送”和750kV网架建设的起步工程，是继三峡工程之后具有里程碑意义的重点工程。该工程自2003年9月动工以来进展顺利,预计整个工程在2005年年底完工，我国建设西北电网750kV输变电工程目的是为了提高西北电网的输电能力，推进西电东送，南北互供，全国联网的实施。为西电东送北部通道的建设奠定基础，并将为实现西北电网水火互补运行和更大范围的电力资源优化配置发挥重要作用。在七五、八五期间，武汉高压研究所、电力科学研究院等科研单位曾对中国采用更高一级输电电压等级的问题提出了论证报告，国家有关部门也组团对国外特高压的研究和发展进行过考察，国内曾组织过多次全国的研讨会，专家们对中国新的更高一级电压等级提出了多种方案。归纳起来大致为两类，一类为800 kV级；一类为百万伏级。而且，最近从河南省电力公司获悉，2005年6月15日我国第一条100万伏级特高压输电线路已经规划完毕，即将开始建设。建成后该线路将担负陕、晋两省煤电向华中输送240万千瓦的送电重任。这条100万伏级特高压输电线路的具体线路是:陕北-晋东南-南阳-荆门-武汉。作为国内第一条特高压电力通道，建成后华中电网将成为国内电力能源战略集散地，与周边各省电力传输容量可翻一番。2.国外发展概况及国内现状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。2.1 前苏联前苏联从70年代末开始进行1150kV输电工程的建设，在其第二阶段建设计划中实施了紧凑化设计，设计结果增大了自然输送功率，减小了线路走廊，降低单位输送容量造价，并改善了特高压线路的电磁环境。他们还在防雷、防污闪、带电作业、电磁环境方面有新的技术突破，并制定了相应的技术导则。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。前苏联的1150kV线路是采用8AS330/43分裂导线，分裂间距为0.4m，拉V塔高为40m，根据不同区域的覆冰情况，档距为385m425m，相间距离为24.2或22m，自然输送功率为5.4GW或5.5GW。在该线路的防污设计中，针对该线路沿线污秽的分布规律、土壤状况（穿越的部分地区属盐碱性土壤）及所经区域35kV500kV线路的运行经验，确定线路绝缘子所采用的泄漏比距要高于常用的泄漏比距（1.5cm/kV）。在1150kV线路的防雷设计中，反击耐雷水平可以承受高达250kA的冲击电流，在1989年和1990年，实测1150kV线路雷击跳闸的次数为0.3次/百公里年和0.4次/百公里年，主要是由绕击引起的跳闸。原苏联最初设计的1150kV线路具有5.5GW的自然输送功率。新设计中分裂导线数将更多，相间距离将更小。对于导线分裂数，相间距离的1150kV线路来说，自然输送功率可高达7GW，由于电力需求不足的原因，这一设计还不曾使用于工程实际中。2.2 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。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45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。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。日本的特高压线路为双回线设计。采用导线分别为81028（有人居住区）或61028ACSR钢芯铝绞线（无人居住区），架空地线采用2500 2OPGW，绝缘子盘径分别为320（33T），340（42T）和380（54T），线路所经区域最高海拔为10001500，部分线段所经区域属大雪区域，覆冰现象严重。在1000kV线路的外绝缘设计中，通过采用高性能的氧化锌避雷器和带快速接地电阻的断路器，有效地降低了线路的操作过电压，使相对地最大操作过电压降低为1.6P.U，相间最大操作过电压降低为2.6P.U。在防污设计中，经实测沿线污染主要是石灰岩（硫酸钙）。一般选用320的绝缘子40片。在积雪严重的地区，则相应增加绝缘子片数，根据试验，塔头各部分的间隙分别确定为：导线塔体为6.54，上相绝缘子下相横担的间隙为6，耐张绝缘子管形跳线横担为5.69，跳线塔体为6.75，在最大风偏时最高运行电压的最小绝缘间隙为3.09。为提高1000kV线路的耐雷水平，全线均采用负屏蔽角并要求塔基接地电阻降至10以下，预计雷击次数可比500kV线路降低50%。为改善电磁环境，在居住相对稠密的地区，采用81028的导线，有效地改善了电晕性能和抗风噪音性能。对于风噪音比较突出的地区，则采用专门研制的具有抗风噪音性能的导线或61029导线。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，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。2.3 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。1974年将单相试验设备扩建为1 0001 5000kV三相系统。同年将以前对3451 5000kV的各种单相试验成果汇编成书，并于1975年出版。1975年开始利用三相系统验证以前单相试验的各项结果，并进一步研究三相线路的有关问题，如相间距离、导线排列、边相与中相采用不同分裂导线以及分裂导线中的导线不对称排列等。试验线段全长525m。1969年美国电力公司(AEP)与瑞典通用电气公司（ASEA）拟订了为期10年的特高压研究计划，后延长到1983年。试验站占地1.60.8km2,有915m试验线段及60m长的导线试验器。美国邦维尔电力局（BPA）有2处特高压试验站：（1）里昂地区雨雾气象条件变化广泛，建有1 200kV 2.2km三相电气试验线段，1977年5月开始充电使用；（2）俄勒冈州莫洛附近建有2km机械性能试验线段，可进行杆塔结构荷载、导线运动、线路金具等问题的研究。2.4欧洲原西德当时对420、800及1 200kV 3种电压的输电工程的研究进行比较，结果表明，当输电距离超过100km时，1 200kV 输电最为经济，但与800kV 相比经济上优越性不显著。此外，输电电压越高，线路走廊面积越小。随着输电距离的增加，1 200kV输电的优越性更为突出，这些都有按西德当时情况下计算得出的具体数据。法、意两国当时应西欧国际发供电联合会的要求，对欧洲大陆选用800kV或1 050kV输电的利弊做了比较。初步结果表明，当输电容量为500万kW,输电距离超过150km时，采用800kV或1 050kV 输电就比400kV经济。在绝大多数情况下，800kV和1 050kV输电的造价相差不大。意大利的特高压试验由国家主导。全国各地参加1 000kV 科研规划的单位共有7个试验场和2个雷电记录站：（1）苏委来托特高压试验基地进行电气和机械性能试验及变电所各种设备的试验；（2）普拉达纳帕斯试验站进行导线振动和舞动试验、并研究分裂导线覆冰荷载和间隔棒的运行特性；（3）考尔塔诺试验站研究导线振动和舞动；（4）布鲁亥利欧试验室进行导线和间隔棒振动试验以及绝缘子串耐热机械特性试验；（5）布鲁亥利欧、圣卡特利纳、鲍托马亥拉和圣高自然污秽试验站研究各种污染条件下的绝缘子特性；（6）沙苏底帕尔和蒙代奥沙试验站进行雷电流和雷暴长期记录工作；（7）米兰意大利电气中心试验所进行变电所和线路设备的大电流动态试验及断路器断流试验。瑞典查麦斯大学高电压试验场可进行交流1 000kV电气试验，试验场内建有240m特高压试验线段。另有180m的绝缘子试验线段。目前美国、独联体、日本、意大利、德国、法国均有生产特高压变压器与电抗器的能力。独联体和日本已分别生产过常规的特高压开关和气体绝缘组合电器。独联体、日本、意大利、瑞典等国，已能生产特高压无间隙避雷器。2.5 我国特高压输电技术现状我国是从1986年开始立项研究交流特高压输电技术。前期研究包括国内外特高压输电的资料收集与分析，内容涉及特高压电压等级的论证、特高压输电系统、外绝缘特性、电磁环境、特高压输变电设备及特高压输电工程概况等。八五期间又开展了“特高压外绝缘特性初步研究”，对长间隙放电的饱和性能进行了分析和探讨，对实际结构布置下导线与塔体的间隙放电进行了试验研究。1994年在武汉高压研究所建成了我国第一条百万伏级特高压输电研究线段，杆塔为真型模拟拉V塔。三相导线水平排列，导线采用8分裂，分裂直径为1.04。为满足特高压试验的需要，97年开展了利用工频试验装置产生长波头操作波的研究，通过改造工频试验装置，可产生电压为2250kV，波头时间为2800s5000s的长波头操作波。与此同时我国开展了关于特高压线路对环境影响的研究，研究结果表明，当采用8分裂导线，分裂直径为1m时，特高压线路的地面静电感应水平与500kV输电线路水平基本相当，无线电干扰水平小于500kV输电线路，可听噪声在公众所接受的范围内。近期有关专家还进行了涉及特高压输电线继电保护配置方案、特高压时电线路继电保护特殊问题、特高压输变电设备应用、延至1000kV级特高压变压器、特高压系统的可控电抗器原理与结构、1100kV特高压开关设备技术、百万伏级特高压避雷器、特高压电磁产品、绝缘子、绝缘技术、绝缘子串电压分布测试、冲击电压放电特性、1000kV特高压试验线段金具的研制、工频电场、放电特性、导线基杆塔、雷击跳闸等多方面问题的研究与分析。我国在特高压输电技术上目前已具备的基础和条件，首先有大量的研究成果可供应用和借鉴，日本、前苏联、美国、意大利等国都曾建设专门的试验基地，对特高压技术进行了长期的全面研究，我国应充分发挥后发研究的优势，不需从头开始，可在消化吸收的基础上，着重研究过电压的限制、无功补偿与平衡、设备制造等关键技术问题，并尽快进入工业试验。第二有实际工程的运行经验可供考虑。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。由于国外已有特高压实际工程建设在先，其设计、施工、运行经验均可供我国学习和参考。第三国内已有较好的技术基础和条件。我国目前已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，已进行了各项特高压的专题研究工作。另外，我国的设计和制造单位通过西北750kV工程，进一步具备了制造特高压设备的条件和基础，考虑到设备的成熟性部分特高压输变电设备在建设初期还可从国外引进。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。2005年7月底据可靠消息称，建设特高压试验示范工程预计将在年内开工，按照自主创新、标准统一、规模适中、安全可靠的建设原则，通过优选，国家电网公司推荐的晋东南-南阳-荆门特高压试验示范工程方案，得到了顾问小组专家院士们的充分肯定。7月，晋东南-南阳-荆门试验示范工程可行性研究已经完成，线路、变电站设计方案基本确定，主要设备选型及其参数通过了专家审查。国家电网公司正在积极推进试验示范工程建设各项前期准备工作。而且，金沙江一期正负800千伏直流送出工程前期工作进展顺利，根据水电站建设进度，第一条直流特高压输电线路工程需要2008年开工建设，2011年建成投产。3.特高压交流输电与超高压交流输电和超高压直流输电的比较3.1 特高压交流输电与超高压交流输电的技术经济比较3.1.1 特高压输电技术的可行性特高压输电工程能否实施除经济因素外，特高压输电技术是否具有可行性也是关键所在。特高压输电技术相比超高压输电技术，由于电压等级高，其技术难度大是毋庸置疑的。为此，国外许多国家从70年代开始对特高压技术进行了大量研究，取得了特高压输电的大量成果。前苏联、日本已分别建成了1150kV和1000kV特高压线路，美国EPRI、BPA、AEP和GE公司及意大利电力公司也分别于70年代完成了10001500kV试验线路。此外，美、前苏联、日、意、加等国还建成了相应的研究特高压输电的试验室、试验场，并对特高压输电可能产生的许多问题如过电压、可听噪声、无线电干扰、生态环境影响等进行了大量的研究，并取得了相当多的成果，可以说对1200kV以下的科研工作已基本完成。特高压交流输电技术已能够实际应用1。3.1.1.1操作过电压限制及外绝缘由于特高压操作波放电特性会直接影响线路设备的外绝缘尺寸和造价，若出现饱和效应更会非线性增加尺寸，使造价过高，因此有必要将操作过电压限制到一个较低水平。日、美、前苏联的研究表明采用带分合闸电阻的断路器、气体绝缘开关技术、高性能MOA以及并联高压电抗器可使操作过电压1.6p.u.（见表1）。若采用智能型合闸（可控合闸）断路器，其合闸过电压还可进一步降低。如此，大幅度缩小了特高压线路和设备的尺寸。如日本建成的1000kV特高压输电线路操作过电压相对地为1.6 p.u，相间为2.6 p.u，按真型试验求得间隙放电特性曲线，相导线对塔体所需间隙仅约6.5m。并且，为了减轻杆塔的重量降低杆塔的高度，研制出了高强度张力钢，对塔体进行了优化并通过对真型塔的试验，最后采用高强度钢管塔，这种高强度钢的抗拉强度达到60kg/mm2，使用这种高强度钢管塔比延用常规铁塔强度可提高30环，重量减轻15%。通过EMTP精确计算过电压并进行合理的绝缘配合，使杆塔高度从原设计的143m降至108M。原苏联建成的1150kV线路通过并联高压电抗器达到100%的补偿，在线路端部安装MOA，断路器断口并联电阻，使操作过电压1.6 p.u。尽管建设初期的相间距离达24.2m，但经过研究，完全可将相间距离减小。原苏联1150kV线路约5年的运行记录中无一起因操作波引起的外绝缘闪络事故。而且，为了减少特高压巨型变压器、电抗器的尺寸和重量，还采用了性能优良的绝缘材料和合理的磁路结构，防止漏磁和局部过热，从而提高了单位容量。1979年制造的1150/500kV, 667MVA单相自藕变压器总重为520t，带油运输重量为480t，而1991年制造出新型自耦变压器在容量不变的条件下总重量降为425t，运输重量降为390t。日本为缩小特高压变压器的尺寸开发了复合绝缘技术，为简化特高压气体断路器的结构，研究了减少断路器断口的新技术，采用这一新技术可使特高压断路器由原来的6个断口减为4个断口甚至2个断口。3.1.1.2 特高压输变电设备前苏联在1985年就设计制造了全套特高压输变电设备，投入全电压运行后，变压器、断路器、电抗器、避雷器等变电设备情况良好，并无比750kV设备更高的故障率；日本由于需求不足，目前是1000kV线路降压500kV运行，但特高压变电站设备却是在1000kV全电压下长期带电运行，变电站采用SF6全组合电器，包括变压器、断路器、隔离开关、高速接地开关、避雷器、CT、PT等，从1995年以来，以上设备在新榛名特高压变电站长期全电压运行考核，还不曾出现运行故障及任何内外绝缘的击穿、闪络等问题。3.1.1.3 潜供电弧的熄灭时间特高压线路的潜供电流大，恢复电压高，潜供电弧难以熄灭，影响单相重合闸的无电流间歇时间和成功率。日本在特高压系统中采用快速接地开关，合闸后可使故障相潜供电弧快速熄灭，单相重合闸时间1s，较好地解决了这一问题。前苏联采用中性点小电抗也可限制特高压线路的潜供电流，单相重合闸时间虽稍长，但亦能满足要求。3.1.1.4 感应电压及电流特高压线路的场强，由于杆塔结构比超高压线路更紧凑，有可能更高，但导线采用三角排列时周围的场强可以降低。在线路走廊边缘特高压和超高压的场强大致相同。3.1.1.5 电磁环境及电晕损耗电晕损耗、无线电干扰、噪音等与导线结构及布置方式紧密相关。关于特高压的电磁环境影响，各国的研究均表明，只要合理选择分裂导线子导线的半径和根数，以及分裂间距及离地高度，特高压线路的电晕损耗、电磁干扰、可听噪音等均可限制在允许范围内。日本对特高压线路环境影响长达十几年的研究中，采用8810mm2导线，分裂直径为1.04m，可使导线下的噪音50dB，其电磁干扰和地面场强均限制在和500kV线路相当的水平，所以只要针对特高压系统电场高的特点给予合理的设计，不会产生比500kV、750kV线路更突出的电磁环境问题。3.1.1.6 生态环境影响通过电场对动、植物和人体影响的试验研究表明，采用合理的导线结构和布置方式，特高压线路不会对生态环境造成危害。至于特高压对人体病理和遗传的影响还需要经过长期观察才能得出结论。3.1.2 特高压与超高压的经济性比较美国对1100kV和500kV输变电设备成本作过比较，发现除了发电机升压变压器1100kV比500kV高40%-50%外，1100kV的输电线路、断路器及其构架、并联电抗器的成本均比500kV的要低（见表2）。美国BPA经过研究分析后认为，只要输电容量超过6000M W，采用1200kV就要比500k V的经济。日本利用数学模型对比了1100kV和800kV输电的成本费用，认为前者比后者可节省工程造价3%（见表3）。表3 日本线路造价的经济性比较 1012日元前苏联认为当输送距离大于700km和输送容量大于4500M W 的情况下，用1150kV最为经济。在输送相同容量情况下，采用1150kV比采用500kV可节省钢材1/3，节省导线1/2，节省施工费1/2，节省线路变电站建设费10%15%。日本对1100 kV和500kV造价预算进行了比较，认为在输送相同功率时1100kV可比500kV节省投资25%左右。前苏联对西伯利亚乌拉尔输电工程按1150、750kV电压等级进行了经济性比较分析（见表4）。显然特高压输送单位容量的投资较小。表4 西伯利亚乌拉尔输电线路造价的经济性比较可节约输电线路走廊和变电站面积。线路走廊约占线路总造价的5-10%，因此节省走廊即可节省相当大的投资，更重要的是在某些特殊地形下(例如山区或狭窄地带)根本不可能有较宽的线路走廊。表5列出了1100kV和550kV输送相同功率时所需走廊的宽度和线路的回路数。由此可知1100kV走廊仅为550kV走廊的24.5%-73.7。1 200 kV 和500 kV 的线路相比，变电站面积只有后者的1/ 2。表5 1100kV和550kV线路输送相同功率时所需走廊宽度和线路条数的比较特高压交流输电输送能量大，一回1150kV交流输电线路可替代6回500kV交流线路，明显提高电能传输的经济性。特高压输电的经济性还体现在降低线损上。1100kV输电线路的线损仅为500k V的1/2,上述数据定性地说明了发展特高压输电在经济上是有吸引力的。3.2 超高压直流输电与特高压交流输电的比较3.2.1 直流输电技术的优点3.2.1.1 经济方面（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。3.2.1.2 技术方面（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。两端交流输电系统的等值电路见图1。输送功率为:P = (E1E2/Xx)sm，式中:E1 E2分别为受送端交流系统的等值电势；Xx为线路、发电机、变压器的等值电抗；S为两电势的相角差。图1 双端交流输电系统等值电路图由此可见，在一定输电电压下，交流输电容许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制，还须采取提高稳定性的措施，增加了费用。而用直流输电系统连接两个交流系统，由于直流线路没有电抗，不存在上述稳定问题。因此，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。3.2.2 直流输电技术的不足：（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）就技术和设备而言，直流波形无过零点，灭弧困难。目前缺乏直流开关而是通过闭锁换流器的控制脉冲信号实现开关功能。若多条直流线路汇集一个地区，一次故障也可能造成多个逆变站闭锁，而且在多端供电方式中无法单独地切断事故线路而需切断全部线路，从而会对系统造成重大冲击。（5）从运行维护来说，直流线路积污速度快、污闪电压低，污秽问题较交流线路更为严重。与西方发达国家相比，目前我国大气环境相对较差，这使直流线路的清扫及防污闪更为困难。设备故障及污秽严重等原因使直流线路的污闪率明显高于交流线路。（6）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500kV输电(经济输送容量为1 000 kW,输送距离为300500 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。3.2.3 特高压交流输电的主要优点（1）提高传输容量和传输距离。随着电网区域的扩大，电能的传输容量和传输距离也不断增大。所需电网电压等级越高，紧凑型输电的效果越好。（2）提高电能传输的经济性.输电电压越高输送单位容量的价格越低。（3）节省线路走廊和变电站占地面积。一般来说，一回1150 kV输电线路可代替6回500 kV线路。采用特高压输电提高了走廊利用率。（4）减少线路的功率损耗, 就我国而言, 电压每提高1 % , 每年就相当于新增加500万kW 的电力, 500 kV输电比1200 kV的线损大5倍以上。（5）有利于连网，简化网络结构，减少故障率。3.2.4 特高压输电的主要缺点特高压输电的主要缺点是系统的稳定性和可靠性问题不易解决。自1965-1984年世界上共发生了6次交流大电网瓦解事故，其中4次发生在美国，2次在欧洲。这些严重的大电网瓦解事故说明采用交流互联的大电网存在着安全稳定、事故连锁反应及大面积停电等难以解决的问题。特别是在特高压线路出现初期，不能形成主网架，线路负载能力较低，电源的集中送出带来了较大的稳定性问题。下级电网不能解环运行，导致不能有效降低受端电网短路电流，这些都威胁着电网的安全运行。另外，特高压交流输电对环境影响较大。由于交流特高压和高压直流各有优缺点，都能用于长距离大容量输电线路和大区电网间的互联线路，两者各有优缺点。输电线路的建设主要考虑的是经济性，而互联线路则要将系统的稳定性放在第一位。随着技术的发展，双方的优缺点还可能互相转化。两种输电技术将在很长一段时间里并存且有激烈的竞争。在超高压交流输电方面，若在500kV电压等级上采用750kV（最高运行电压800kV），有可能因两级电压相距太近，会造成电磁环网多、潮流控制困难、电网损耗大等问题，而且，即使今后采用灵活交流输电技术或紧凑型输电技术，输电容量的有限增加仍难以满足电力系统长远发展的需要。综上所述，与750kV交流输电相比较，特高压在大容量远距离输电和建设全国的坚强电网方面具有一定的优势，在技术和设备上并无不可逾越的技术难题，在建设投资和运行上也较为经济。4 特高压输电实用技术问题研究我国电网的快速发展需要更高电压等级的输电技术，特高压交流输电不仅可以减少线路回数，节省线路走廊，而且可使电网更加坚强，利于解决短路电流过大而超过开关容量极限的问题。我国特高压线路的建设应结合我国的具体情况，充分汲取国外特高压工程的经验教训，在线路的建设和运行过程中，进一步深化和完善特高压技术的研究，并考核技术的成熟性和设备的可靠性，在技术经济的比较上进一步开展工作。特高压线路的建设主要涉及以下几方面的技术问题：4.1特高压输电系统的过电压和绝缘配合在特高压输电系统研究中，对过电压和绝缘配合的研究是其它研究课题（如特高压设备研制）的前提和基础，是能否采用特高压的关键之一。我国特高压电网的发展，将从远距离开始，对过电压和绝缘配合方面来说，将提出更苛刻的要求。4.1.1工频过电压工频过电压主要是由空载线路电容效应、不对称接地故障和甩负荷等原因引起的，它和系统结构、容量、参数及运行方式有关。工频过电压的大小直接影响操作过电压的大小，同时又是选择避雷器额定电压的依据。特高压系统由于线路电容效应、不对称接地和甩负荷，工频过电压仍然是很高的。并联电抗器是限制工频过电压的有效措施。我国特高压输电线路较长，必须在线路上安装并联电抗器。由于运行方式变化，线路上的无功功率变化很大。为了无功平衡和调压，要求并联电抗器应能随线路输送功率而自动调节电感量。表6列出了国外特高压系统过电压倍数，前苏联的工频过电压倍数是由其避雷器灭弧电压倒推而得。日本最大工频暂态过电压1.5p.u.是双回线路同时无故障跳闸而引起的。由于我国特高压输电线路要装电抗器，此类过电压不高，取1.4p.u.(0.2s)是合适的。表6国别日本前苏联意大利美国BPA美国AEP对中国的建议值最高工作电压Um/kV1 1001 2001 0501 2001 6001 100工频暂态过电压倍数1.301.50*1.441.351.301.101.301.40*操作过电压倍数1.601.60(1.80)1.701.501.601.60注：“*”为0.2s值。为降低特高压电气设备绝缘水平，必须降低工频过电压，主要措施可采取以下几种。(1) 改变保护操作方式工频过电压在接地故障时比较高，如果当线路发生单相接地故障时，单相自动重合闸不成功，可以先开断故障相，然后再开断健全相。这样的保护操作方式，工频过电压主要受接地系数影响。(2) 采用可控并联电抗器当线路潮流大时，可控电抗器容量变小。当线路潮流小时，可控电抗器容量可以变得足够大，当线路故障时，或者工频过电压偏高时，可控电抗器容量可迅速变化，有效地限制工频电压的升高，这是特高压系统比较理想的无功补偿方式。(3) 对大型发电机应考虑可以进相运行，特别是接入特高压系统的主要大型发电机应可以进相运行。当小负荷进相运行时暂态电势低了，工频过电压也自然就低了。4.1.2潜供电流特高压线路的潜供电流大，恢