什么是交流特高压

第一，远距离大容量的传输电力。1000千伏交流特高压的输电功率是500千伏交流的4～5倍，经济输电距离是500千伏交流的3倍。

第二，统筹利用环境容量，优化煤电布局。在特高压技术商业化应用以前，电网输送电力的距离是相对受限的。电厂的选址一般就在负荷中心，越是经济发达、人口密集的地方，燃煤电厂就建得越多、密度越大。

第三，加快风能和太阳能的开发利用。加快开发新能源，可以有效改善能源结构。我国风电、太阳能等新能源集中在西北、东北和华北北部等地区。特高压可以将这些地区消纳不了的风电、光伏发电输送到中部和东部地区，实现“电从远方来，来的是清洁电”，既提高新能源生产效率，又真正实现节能减排。

在能源输送体系中长期占有较大比重，当输电距离比较远时直流输电比较经济,线路损耗少。稳定，高效，节约成本，是未来电网的发展趋势。

其扎布罗热变压器研究所的主要工作包括开展科研设计工作，开发新产品，设计工装设备及研究证和咨询服务。其进行过的重要产品开发和实验项目有±750KV 、320MVA 变压器，平波电抗器，隔离开关，750KV 并联电抗器，667MVA 、1150/500kv自耦变压器，1800/500KV自耦变压器模型，750-1800KV 套管，直流600KV 脉冲装置，220-500KV 中性点套管，750KV 及以下电磁式电流互感器，500KV 及以下电磁式电压互感器，750KV 电容式电压互感器。

多年来各国开展的一系列特高压输电关键技术和设备制造研究探索工作，为后续特高压输电技术的发展和应用奠定了一定的基础，技术问题已不是特高压输电发展的限制性因素，大规模、远距离电力输送是推动特高压输电技术应用的主要动力，同时还要依托各国的国情，苏联、日本等国后期由于用电负荷增长缓慢，对

大容量、远距离输电的需求减弱，从而导致特高压输电工程暂时搁置或延期，或是降压运行，而美国和意大利等国都是由于技术储备的需求，而不是实际负荷的需要。

交流输电线路的等值线路由电阻、章中做详细的讲解。电感元件的阻抗就是感抗，(X L ) w=0时X L =0，交流输电线路在电网中

可点对点、大功率、远距离直按照送、受端流潮流方向和大小均能方便的进行控制。研究结果表明，600KV 的特高压直流输电是远距离、大容量输 在电网中的应用各有特点，两者相辅相成：电网的发展不能单纯依靠直流输电，需构建交流、直流相互支撑的坚强电网。直流输电适用于超过直流经济等价距离的远距离点对点，大容量输电：“背靠背”直流输电技术主要适用于不同频率的

辅相成，互为补充。

路比（SCR ）来表征，

当逆变站附近

在中国建设以特高压电网为骨干网架，以智能化技术覆盖各个环节的“三华”坚强智能同步电网，形成“强交强直”的交直流混合输电格局，电网结构将更加合理。特高压电网承载能力强，能够实现电力大容量、远距离输送和消纳，能够保

证系统安全运行，具有抵御各种严重事故的能力，坚强智能的特高压交直流混合电网，不仅是电能输送的载体，而且是现代能源综合运输体系的重要组成部分，成为结构坚强、功能强大的资源优化配置平台，其安全可靠水平和抵御严重事故的能力大幅提升。

①输送相同功率时，线路造价低；②输送容量大、送电距离远，线路损耗小；③不存在交流输电的稳定问题；④能够充分利用线路走廊资源，适宜于海下输电；⑤能够限制系统的短路电流；⑥调节速度快，运行可靠；⑦能够实现交流系统的异步连接；⑧可方便的进行分期建设和增容建设，利于发挥投资效益

与交流输电相比较,直流输电具有如下缺点:①换流站设备较昂贵；②换流装置要消耗大量的无功功率；③换流器的过载能力较小，对直流运行不利；④无适用的直流断路器；⑤利用大地为回路带来一些技术问题；⑥直流输电线路难以引出分支线路，绝大多数只能用于端对端送电。

在输电线路上遇到的一些险情（比如冰冻天气、山火等），能及时调整降压运行，交流线路不行。

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。

2.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。

3.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。

（2）结构上的主要特点是线路长而且分段。过电压研究表明，特高压输电系统单段线路长度不宜超过500km。拟建的试验示范线路超过600km，需要在中间加设一个开关站，将线路分为两段，并在每段两侧装设固定高压并联电抗器，带中性点小电抗。这将使故障工况和过程带有其自身的特殊性。