特高压为什么用直流电

1、特高压电网，就是1000千伏交流和正负800千伏直流输电网络，都具有远距离、大容量、低损耗输送电力和节约土地等特点。2、直流电具有无感抗、阻抗、无同步、稳定等优点，输电超过一定距离后，损耗小（仅有直流电阻损耗），且工程造价低，但是直流输电一般是定功率运行，点对点，不能成网状，一旦有故障，电网发生换相失败、直流闭锁的严重问题。 3、交流输电线路相对于直流线路来讲，升压、降压比较简单方便，电网之间联系紧密，单纯线路造价高（交流3根线、直流2根线），交流变电站造价相对直流换流站较低，所以，长距离、大功率、特高压输电采用的直流输电，才采用直流输电线路经济（你说的，超过800公里的距离送电要用直流电，且要用80万到100多万电压，就是这个道理）。4、目前直流输电主要用于海底电缆输电、非同步运行的交流系统之间的连络等。5、我国直流输电还没有发挥效用，而直流输电美国最厉害。

在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。

1、特高压直流输电设备。主要包括:换流阀、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、直流避雷器、交流避雷器、无功补偿设备、控制保护装置和远动通信设备等。相对于传统的高压直流输电，特高压直流输电的直流侧电压更高。容量更大，因此对换流阀、换流变压器、平波电抗器、直流滤波器和避雷器等设备提出了更高的要求。

2、特高压直流输电的接线方式。UHVDC一般采用高可靠性的双极两端中性点接线方式。

3、特高压直流输电的主要技术特点。与特高压交流输电技术相比，UHVDC的主要技术特点为:

(1)UHVDC系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力输送至负荷中心

(2)UHVDC控制方式灵活、快速，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

(3)UHVDC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)在交直流混合输电的情况下，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，提高交流系统的动态稳定性

(5)当发生直流系统闭锁时，UHVDC两端交流系统将承受很大的功率冲击。

如何提高特高压直流的可靠性?

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。

特高压直流输电可靠性指标如何?

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。

直流输电系统的可靠性有哪些具体的指标?

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。

芯线不但有电阻、还有电容，电容会对交流电产生磁感应损耗和介质损耗

其他还有涉及电力系统的好处有很多，这方面我也不太懂

高压直流输电的好处是：高压直流输电具有线路输电能力强、损耗小、两侧交流系统不需同步运行、发生故障时对电网造成的损失小等优点，特别适合用于长距离点对点大功率输电。

其中，轻型直流输电系统采用可关断的晶闸管、绝缘门极双极性三极管等可关断的器件组成换流器，使中型的直流输电工程在较短输送距离也具有竞争力。

高压直流输电最主要的优点在于它可以实现不同频率或相同频率交流系统的非同步连接，此外对于输送相同的功率，直流输电对于线路的造价要少于交流输电，并且线路损耗也更小，但是直流输电也有它的缺点。

目前特高压直流输电的一个瓶颈问题在于，没有能很好开断较大直流电流的断路器存在，除此之外，直流输电中的换流装置还会消耗无功，换流站的造价也较高。在国内，都在大力发展直流输电技术，因此在将来，特高压直流输电将会越来越普遍。

我国特高压输电技术的发展，一直与争议相伴。从一开始对“特高压输电安全性、经济性”及“相关电工装备国产化能力”的质疑。

到今天主要聚焦于特高压交流、直流优劣之辩，从未完全止歇。仍在持续中的特高压交、直流之争，其实质是电网发展技术路线之争，关系到我国电网发展的大方向，理应严谨而审慎地看待。

高压输电是通过发电厂用变压器将发电机输出的电压升压后传输的一种方式。在相同输电功率的情况下，电压越高电流就越小，这样高压输电就能减少输电时的电流从而降低因电流产生的热损耗和远距离输电的材料成本。根据这个原理衍生而来的特高压电网则是以1000kV输电网为骨干网架，利用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。特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。1000千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500千伏超高压输电线路的5倍。500千伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600～800千米，而1000千伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离能达到1000～1500千米甚至更长。

建设特高压电网有很多社会效益。我国内地76%的煤炭资源在北部和西北部，80%的水能资源在西南部，而70%以上的能源需求在中东部，普通电网的传输距离只有500千米左右，无法满足传输要求，而现在的特高压电网能把中国电网连接起来，使不同地点的不同发电厂能互相支援和补充。

一、我国的远距离高压输电系统中既有采用直流输电（比如三峡水电站发出的交流电就是经过整流后变成直流电输送到电网的），也有的采用交流远距离远程输电的。

二、远距离高压直流输电与远距离高压交流输电主要区别有以下几点：

1、输送相同功率时，远距离直流输电线路造价低

交流输电架空线路通常采用3根导线，而直流只需1根(单极)或2根(双极)导线。因此，直流输电可节省大量输电材料，同时也可减少大量的运输、安装费。

2、远距离直流输电线路有功损耗小

由于直流架空线路仅使用1根或2根导线，所以有功损耗较小，并且具有"空间电荷"效应，其电晕损耗和无线电干扰均比交流架空线路要小。

3、远距离直流输电适宜于海下输电

在有色金属和绝缘材料相同的条件下，直流时的允许工作电压比在交流下约高3倍。2根心线的直流电缆线路输送的功率Pd比3根心线的交流电缆线路输送的功率Pa大得多。

运行中，没有磁感应损耗，用于直流时，则基本上只有心线的电阻损耗，而且绝缘的老化也慢得多，使用寿命相应也较长。

4、远距离直流输电系统较为稳定

在交流输电系统中，所有连接在电力系统的同步发电机必须保持同步运行。如果采用直流线路连接两个交流系统，由于直流线路没有电抗，所以不存在上述的稳定问题，也就是说直流输电不受输电距离的限制。

5、远距离直流输电能限制系统的短路电流

用交流输电线路连接两个交流系统时，由于系统容量增加，将使短路电流增大，有可能超过原有断路器的遮断容量，这就要求更换大量设备，增加大量的投资。直流输电时，就不存在上述问题。

6、远距离直流输电调节速度快，运行更可靠

直流输电通过晶闸管换流器能够方便、快速地调节有功功率和实现潮流翻转。如果采用双极线路，当一极故障，另一极仍可以大地或水作为回路，继续输送一半的功率，这也提高了运行的可靠性。

定义：用±800kV及以上的直流电压输送电能的方式。

学科：电力_电力系统

相关名词：特高压直流高压源 高压直流输电 交直流并联输电

来源：全国科学技术名词审定委员会

特高压直流输电是用±800千伏及以上的直流电压输送电能的方式。其基本工作原理是通过送端换流站将交流电转变为特高压直流电后，将直流电输送到受端换流站，再由受端换流站将直流电转变为交流电送入受端交流系统。特高压直流输电具有输送容量大、送电距离远、输电损耗低、输电走廊宽度小等优点。以±800千伏/8吉瓦特高压直流为例，它与±500千伏/3吉瓦常规直流相比，损耗率由每千千米的6.94%降低到2.79%，千瓦每千米造价由2.16元降低到1.56元，单位输电走廊宽度传输容量增大近一倍。

我国能源资源与电力负荷需求呈逆向分布。2/3的水电资源集中在西南地区，80％以上的陆地风能资源和太阳能资源集中在西部、北部地区，而75％的电力消费集中在东部、中部地区，供需两地相距800～4000千米。跨区跨省输电是解决这种分布矛盾的重要手段，能源也必将在大范围内实现优化配置。特高压输电线如同能源运输的主干线、大动脉，将电能大规模、高效地从西部、北部地区输送到东部、中部地区，有利于将这些地区的资源优势转化为经济优势，实现区域经济的协调发展，在西部、北部人口较少的地区发展大型煤炭和发电企业，能够提高这些企业的集约水平，从而提高资源的开发利用效率。

1990年10月，由中南勘测设计研究院主要承担设计完成的葛洲坝至上海直流输电工程投入运行。它是我国第一条±500千伏直流输电工程，拉开了我国超高压直流输电时代的序幕。2010年，我国建成世界上首个800千伏特高压直流输电工程。自此，中国电网正式步入“特高压”时代，并开始领跑世界特高压电网建设运行。2016年，我国“西电东送”战略重点工程昌吉—古泉（准东—皖南）±1100千伏特高压直流输电工程开建，这是世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术最先进的特高压直流输电工程。该工程起于新疆昌吉，止于安徽古泉，全长3324千米，共有铁塔6080座，2019年9月建成投运。截至2020年9月，吉泉特高压直流累计外送电量超500亿千瓦时，按照安徽省2019年城乡居民用电量396亿千瓦时计算，吉泉特高压直流1年输送的电能可以让安徽省6300多万人使用15个月。

特高压技术远距离跨省输电，变输煤为输电，其技术的提升如同从“绿皮火车”提速至“复兴号”高铁那样，大大提高了送电效率，有效解决能源大范围平衡问题。经过几十年探索，我国的特高压输电在电压等级、输送电量、输送距离等方面不断刷新世界纪录，攻克了空气间隙与外绝缘配置、特高压直流过电压与绝缘配合等难题，掌握了电磁环境特征规律和控制方法，成功研制世界上最高电压等级、最大容量换流变压器、最高等级的直流套管等，实现了特高压设备自主研制和国产化目标，形成了国际一流的特高压实验能力，建立了较为完整的特高压标准体系，并逐步实现了从“试验”“示范”到全面大规模建设的跨越。

目前，我国特高压输电技术已完成了从“跟跑”到“领跑”的角色转换，在全国范围内形成了“西电东送、北电南送”的局面，实现能源资源大范围优化配置，保障了电力充足供应。如今特高压输电更是随着“一带一路”走出国门，实现技术和装备双输出，特高压已经成为“中国创造”和“中国引领”的金色名片。

交流输电则具有输电和构建网络双重功能，类似于“公路交通网”，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电网。中间可以落点，电力的接入、传输和消纳十分灵活，定位于构建坚强的各级输电网络和经济距离下的大容量、远距离输电，广泛应用于电源的送出，为直流输电提供重要支撑。

电网的发展不可能单纯依靠直流输电，也不可能单纯依靠交流输电，而是需要构建交流、直流相互支撑的坚强电网。无论从技术、安全还是经济的角度，构建交直流混合电网，才能充分发挥各自功能和优势。这已成为电网发展的基本规律和共识。