电力系统特高压输电系统及其关键技术.docx

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电力系统特高压输电系统及其关键技术

BeijingJiaotongUniversity

特高压输电系统及其关键技术

姓名：

TYP

班级：

电气0906

学号：

09291183

指导老师：

吴俊勇

完成日期：

2012.5.20

一、特高压输电简介

特高压输电指的是使用1000千伏及以上的电压等级输送电能。

特高压输电是在超高压输电的基础上发展的，其目的仍是继续提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，以及实现远距离的电力系统互联，建成联合电力系统。

特高压输电具有明显的经济效益。

据估计，1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路,或3条750千伏线路;可减少铁塔用材三分之一，节约导线二分之一，节省包括变电所在内的电网造价10～15％。

1150千伏特高压线路走廊约仅为同等输送能力的500千伏线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家与地区会带来重大的经济与社会效益。

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”。

1000千伏电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在600平方毫米以上,这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。

杆塔高度约40～50米。

双回并架线路杆塔高达90～97米。

二、特高压输电系统及关键技术简介

特高压输电分为特高压直流输电与特高压交流输电两种形式。

1、特高压直流输电

特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。

特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。

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、控制保护装置与远动通信设备等。

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、直流滤波器与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。

2、特高压交流输电

特高压交流输电是指1000kV及以上电压等级的交流输电工程及相关技术。

特高压输电技术具有远距离、大容量、低损耗、节约土地占用与经济性等特点。

目前，对特高压交流输电技术的研究主要集中在线路参数特性与传输能力、稳定性、经济性以及绝缘与过电压、电晕及工频电磁场等方面。

特高压交流输电有以下几个参数：

1、输电能力。

输电线路的传输能力与输电电压的平方成正比，与线路阻抗成反比。

一般来说，1100kV输电线路的输电能力为500kV输电能力的4倍以上，但产生的容性无功也为500kV输电线路的4.4倍及以上。

因此，特高压输电线路的输送功率较小时，送、受端系统的电压将升高。

为抑制特高压线路的工频过电压，需要在线路两端并联电抗器以补偿线路产生的容性无功。

　　2、线路参数特性。

特高压输电线路单位长度的电抗与电阻一般分别为500kV输电线路的85%与25%左右，但其单位长度的电纳可为500kV线路的1.2倍。

　　3、稳定性。

特高压输电线路的输电能力很大程度上是由电力系统稳定性决定的。

对于中、长距离输电（300km及以上），特高压输电线路的输电能力主要受功角稳定的限制（包括静态稳定、动态稳定与暂态稳定）；对于中、短距离输电（80~300km），则主要受电压稳定性的限制；对于短距离输电（80km以下），主要受热稳定极限的限制。

　　4、功率损耗。

输电线路的功率损耗与输电电流的平方成正比，与线路电阻成正比。

在输送相同功率的情况下，1000kV输电线路的线路电流约为500kV输电线路的1/2，其电阻约为500kV线路的25%。

因此，1000kV特高压输电线路单位长度的功率损耗约为500kV超高压输电的1/16。

5、经济性。

同超高压输电相比，特高压输电方式的输电成本、运行可靠性、功率损耗以及线路走廊宽度方面均优于超高压输电方式。

3、特高压直流与交流输电的优缺点比较

特高压直流输电方面：

经济方面优点：

（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;没有感抗与容抗的无功损耗;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”使其电晕损耗与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与年运行费用上均较交流经济。

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。

由此可见，在一定输电电压下，交流输电容许输送功率与距离受到网络结构与参数的限制，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与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，也能实现振荡阻尼与次同步振荡的抑制。

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500kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40m，一条交流线路走廊～50m，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。

然而,下列因素限制了直流输电的应用范围:

（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。

换流器在交流与直流侧都产生谐波电压与谐波电流，使电容器与发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。

（4）就技术与设备而言，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与海底电缆送电等。

与直流输电比较，现有的交流500kV输电（经济输送容量为1000kW,输送距离为300~500km）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。

特高压交流输电方面：

主要优点：

（1）提高传输容量与传输距离。

随着电网区域的扩大，电能的传输容量与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）节省线路走廊与变电站占地面积。

一般来说，一回1150kV输电线路可代替6回500kV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，500kV输电比1200kV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。

特高压输电的主要缺点是系统的稳定性与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。

由于交流特高压与高压直流各有优缺点，都能用于长距离大容量输电线路与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。

下面用一个特高压交流输电系统典例来说明特高压输电的相关技术。

、背景介绍。

东京电力公司是日本最大电力公司，供电区域达3.9万平方公里，包括东京都及其周边区域（大东京市）。

2008财年净供电量为289TWh，占日本全国供电总量的33%东京电力公司的电力系统有下述几个特点：

第一，电力需求集中在大东京市。

第二，由于近几十年大型发电站的选址越来越困难，新的发电站选址必需远离拥挤的城市，建设在偏远地区。

基于上述情况，为保证稳定的电力供应，围绕东京周边地区已经建设了2000多公里550KV双回路输电线路，如图1所示。

图1

从19世纪70年代中期，东京电力公司开始不断扩建550KV电网；复杂交错的输电线路的安全难以保证。

除此之外，为了增加550KV输电线路的数量，还要求解决系统短路容量问题。

因此，东京电力公司决定建设输电容量比550KV输电线路大3-4倍的1100kV输电线路，如图2所示为同输电容量不同电压等级输电通道数量比较。

图2

在升级完成以后，550kV电网的几个断路器将在通常运行情况下停运，以减少短路电流，如图3所示。

图3

、系统设计。

在1100kV系统中，输电线路与变电站的经济性、高可靠性及进行环保考量是非常必要的。

为实现1100kV的传输系统，复杂精密的系统设计技术是必须的，以应对由高电压引起的一系列现象。

对特高压交流输电来讲，意味着更大的充电功率（MVA）与更小的线路阻抗。

图4给出了1100kV系统设计的一种基本概念。

图4

技术及解决方案如下：

•网络问题的解决方案：

技术措施如二次电弧的熄灭

•高性能避雷器的绝缘配合问题，如变电站设备的雷电冲击电压的耐忍值（LIWV）与限制操作过电压

•输电线路设计，如减小输电杆塔的尺寸、其磁场效应，电晕噪音与风噪音。

•变电站设计，紧凑型变电设备与高可靠性设备

在1100kV系统中，二次电弧的熄灭小于一秒，但不采用特殊的测量手段是难以估量的，因为由健全相的静电导致产生更高的电压。

用高速接地开关（HSGS）可以达到这一目的。

在相对较短的无换位的输电线路中不装设电抗器。

故障线路的高速接地开关（HSGS）在故障消除后闭合以强行熄灭二次灭弧，然后快速打开使系统恢复。

高速接地开关（HSGS）在机械与电气上的高可靠性设计，使其发生故障时候不会给整个网络系统造成致命的后果。

图5为高速接地开关（HSGS）运行的时间序位图。

图5

精密的绝缘配合是特高压系统必须的，而且应在整个特高压输电线路与变电站中进行技术经济优化。

图6显示了在1100kV系统中的一个新实现的绝缘配合。

对于变电站，通过装设高性能避雷器，设定合理的雷电冲击电压的耐忍值（LIWV）可有效减少雷电过电压。

对于输电线路，通过装设合闸/分闸电阻及采用高性能避雷器有效地降低了操作过电压水平,合理的过电压设计水平正被确定。

这种金属氧化物避雷器（MOSA）是1100kV系统绝缘配合中的一项关键技术。

如图7所示，它具有良好的保护特性当残余电压为1620kV（1.80pu）在电流为20kA（V20kA）时，较常规避雷器有更平滑的伏安（V-I）特性，高电压下更长的工作寿命，及更高的放电能力。

图6

图7

因此可以将相地间的绝缘水平成功控制在了1.6-1.7pu的水平，如图8所示，小于常规应用于550kV输电线路的2.0pu水平。

这些在缩小线路相间电气间隙的设计使杆塔高度可以降低，采用常规550kV绝缘技术，杆塔高度为一百四十三米，采用新的方法杆塔高度可将降低到110米。

图9显示了按设计进行的实际建造中的特高压输电线路。

图8

图9

特高压变电站。

由于变电站往往建在偏远的山地丘陵地区，在变电站设计中，设备尺寸与重量的减少可以降低变电站建设，设备运输与环境的成本。

因此可以采用六氟化硫气体绝缘断路器等器件。

三、中外特高压输电发展情况简介

截至2004年底，我国发电总装机容量已达到440GW，预计到2005年底总容量将超过500GW，到2020年约为1000GW，电网面临持续增加输送能力，将大规模电力从发电厂安全可靠地输送到终端用户的艰巨任务。

其次，我国能源分布与负荷中心分布极不平衡，水能、煤炭主要分布在西部与北部，能源与电力需求主要集中在东部与中部经济发达地区，不可避免地要采用大容量、远距离方式输电。

再者，由于我国长江三角洲及珠江三角洲大型负荷中心地区人口密度高，通道资源问题日益突出。

目前，我国电网骨干网架主要以500kV交流与±500kV直流系统为主，较大幅度增加电力输送能力与规模受到严重制约，为实现“西电东送、南北互供、全国联网”的战略目标，亟需吸收国际上特高压输电的经验，加快建设电压等级更高、网架结构更强、资源配置规模更大的特高压骨干电网，提高输电走廊利用率，促进我国电力产业技术升级与可持续发展。

20世纪60年代以来，前苏联、美国、日本、意大利等国家先后制定了特高压输电计划[2,3]（见表1），相继建成了特高压输电试验室、试验场，对特高压输电可能产生的许多问题如过电压、外绝缘、可听噪声、无线电干扰、生态影响等进行了大量研究并取得了积极成果。

CIGRE专题工作组在综合分析各国对特高压技术的研究工作后指出：

特高压技术没有难以克服的技术问题。

IEEE对±800kV、±1000kV与±1200kV等级直流输电的研究表明，±800kV级直流输电是可行的方案。

国家

额定电压/kV

规划

前苏联

1150

北哈萨克到乌拉尔，联结西伯利亚、哈萨克与乌拉尔三个联合电力系统，2500km

美国

1100

将怀俄明州与蒙大拿州的巨型火电厂与调峰水电厂的8～10GW电力送到西部负荷中心，1000km，计划1990年代投运

1500

在俄亥俄、印第安纳与西弗吉尼亚州的现有电网上建设，每段300～400km，计划1990年代投运

日本

1000

新泻柏山奇核电厂至山梨县，供东京地区用，电装机容量8GW，250km，计划1990年代投运

意大利

1000

将南部核电站5～10GW电力送到北部米兰工业区，300～400km，计划1990年代投运

加拿大

1000

将拉格勒朗德河的10GW电力送到魁北克城及蒙特利尔地区，1200km

巴西

1000

将西南电网的20GW水电送到南部电网，1500～2000km

国家发展改革委员会于2005年2月16日印发了《关于开展百万伏交流、80万伏级直流输电技术前期研究工作的通知》，对特高压输变电技术前期研究工作进行了全面部署，这标志着我国特高压电网工程的全面启动。

南方电网公司[4,5]提出近期启动“一直一交”工程建设，即云南昆西北—广东广州增东第一回±800kV直流输电工程，输电距离约1500km，输电容量5GW，要求2005年完成可行性研究，2010年前建成投产；云南昭通—广西桂林—广东龙门—惠东1000kV交流输变电工程，线路长度约1320km，线路输电能力约4～5GW，“十一五”末建成投产。

南方电网公司的总体目标为：

从云南丽江经贵州、广西，建设2回1000kV交流输电通道通向广第6期关志成等.中国特高压输电工程及相关的关键技术15东；从云南永平经广西建设3回1000kV交流输电通道通向广东；“十一五”末建成云南至广东第一回±800kV直流输电通道；“十二五”末建成糯扎渡至广东±800kV直流输电通道；在广东电网围绕珠三角地区惠东—龙门—佛岗—四会—新兴形成1000kV双回半环网网络，并结合大型电厂的建设，向粤东、粤西延伸。

到2030年前，南方电网将形成特高压的“五交二直”网架结构。

国家电网公司[6-8]提出近期启动“两交一直”工程建设，两条交流输电工程都是1000kV级别的，一条是陕北—晋东南—南阳—荆门—武汉的中线工程，另一条是淮南—皖南—浙北—上海的东线工程；一条直流输电工程是±800kV的金沙江一期水电外送工程。

同国外相比较，我国特高压技术的研究状况仍需进一步加强。

1000kV级交流有现成的工程经验可以参照，但考虑到我国的实际情况（高海拔、重污秽等），不宜照搬国外的建设经验，应加强自主研发能力，特别是针对我国特有的问题进行技术攻关。

16南方电网技术研究2005年第1卷目前，±800kV级直流国际上没有现成的工程经验可循，以往的研究工作都是基于试验室进行的，工程实施过程中必然会遇到一些技术问题，尤其是下列关键技术值得深入探讨，以期促进工程的顺利实施[9-18]。

（1）过电压与绝缘配合。

由于长间隙绝缘放电的非线性，因此限制特高压输电系统过电压对于降低工程造价与保证系统安全稳定运行具有重要意义。

a）限制特高压输电系统工频暂态过电压的幅值与持续时间的措施。

根据工频过电压的幅值与持续时间，研究是否要采取不同于500kV或750kV输电系统的特殊措施：

——利用新的继电保护方案缩短工频暂态过电压的持续时间；——利用新的继电保护方案改变断路器分闸次序，降低过电压幅值。

确定最大工频暂态过电压的水平。

b）特高压输电线路潜供电流与恢复电压限制措施的研究。

研究确定潜供电流与恢复电压的水平及单相重合闸无电流间歇时间。

采用高速接地开关来消除特高压系统的潜供电流的可行性及方案。

如果为限制工频暂态过电压与系统无功平衡的需要而必须采用可控高压电抗器，则为限制潜供电流与恢复电压而必须研究对中性点小电抗采取特殊措施。

c）限制特高压系统各类型的操作过电压的措施。

包括线路与变电站（换流站）合闸过电压，线路单相重合闸过电压，线路接地故障发生与消除过电压及解列过电压。

d）防雷措施的研究。

雷击跳闸是前苏联特高压线路跳闸的主要原因。

若采用同塔双回线路，则要研究其雷电性能与改善措施。

要进行特高压变电所（换流站）雷电侵入波过电压的特殊性与限制措施的研究，特高压系统线路侧与母线侧避雷器参数选择。

e）绝缘间隙距离的确定。

要进行特高压线路杆塔在工频电压（直流电压）、操作过电压与雷电过电压下的绝缘间隙距离的研究，特高压变电站（换流站）内在工频电压（直流电压）、操作过电压与雷电过电压下的相（极）地、相（极）间电气间隙距离的研究。

f）特高压设备绝缘水平与绝缘配合原则的研究，对变电（换流）设备的价格与安全都有重大影响。

g）特高压输电在高海拔地区的过电压与绝缘配合研究。

提出高海拔地区交直流绝缘配合参数，为绝缘设备的开发与制造提供技术支持。

（2）外绝缘特性。

为优化我国特高压输电系统的线路设计，要结合我国国情，对特高压线路实际的杆塔、导线等布置进行绝缘特性的补充验证试验。

特别是要重点研究在高海拔、重污秽条件下的外绝缘特性，建立相应的海拔修正关系。

a）特殊杆塔空气间隙的工频（直流）、冲击电压放电的补充验证试验。

根据实际设计中遇到的特殊杆塔，如耐张塔、转角塔等杆塔，进行工频（直流）、冲击电压放电的补充验证试验。

b）变电（换流）间隙的冲击电压放电特性。

针对变电站（换流站）采用的母线分裂方式与管型母线以及屏蔽环，进行相（极）间操作冲击试验，求取相应曲线为设计提供依据。

c）长串绝缘子的工频（直流）污秽闪络试验。

在特高压线路拟定的走廊内，研究特高压线路所使用的大盘径绝缘子积污规律，包括积污速率、灰密特征、上下表面不均匀积污规律；同时比较不同伞型绝缘子在特高压电场下积污的优劣。

研究特高压长串绝缘子串长与污耐压的关系；并联串数对特高压长串污耐压的影响；不同布置方式对长串污耐压的影响，特别是V形串。

d）高海拔及严酷自然环境条件下（污秽、覆冰、覆雪、强辐射）外绝缘特性及采用复合绝缘的可行性。

（3）电晕特性。

当靠近导线表面的电位梯度超过空气击穿强度时，输电线路上就会产生电晕损失。

其直接后果是影响输电的经济性与用户电能的质量。

为了对输电线路做出更完善的设计，有必要研究电晕损失的特性与导线结构的起晕电压。

a）不同天气情况下的电晕损失。

根据线路沿线的气象条件以及不同杆塔形式与导线分裂方式，计算在不同天气情况下线路的电晕损失。

b）不同导线起晕电压的试验。

对分裂导线的不同子导线截面下进行起晕电压的试验，确定特高压最佳分裂方式。

c）绝缘子串起晕电压试验。

对不同类型的绝缘子串在真实布置下进行绝缘子串起晕电压试验，确定绝缘子的选型。

d）金具起晕电压试验。

对线路选用的金具进行金具起晕电压试验，确定金具的选型。

e）根据工程需要，开展高海拔地区设备电晕特性的研究，确定起晕电压的海拔校正。

（4）特高压环境问题。

高压线路与变电站（换流站）对环境与生态的影响一直是世界各国十分关注的课题之一。

虽然研究表明高压输电线路对环境的影响可以限制在允许的水平，但特高压输电系统的环境标准涉及到系统投资的经济性问题，环境的标准取得越高，系统的投资将会越大，甚至会成倍增长。

因此，需要结合我国国情，对实际布置的线路及变电站（换流站）的设备对环境的影响进行研究，选取我国对环境影响的限值。

a）特高压线路走廊问题。

依据环境控制指标，通过研究特