特高压输电讲义课件

特高压简介特高压简介主要内容

特高压输电概述特高压交、直流输电的系统特性和经济性特高压输电的关键技术特高压变电站与电气设备主要内容特高压输电概述一、特高压输电概述一、特高压输电概述1国外电网发展历史输电电压一般分高压、超高压和特高压。高压（HV）：35-220kV；超高压（EHV）：330-750kV；特高压（UHV）：1000kV及以上。高压直流（HVDC）：±600kV及以下；特高压直流（UHVDC）：±600kV以上，包括±750kV和±800kV。1954年，美国建成第一条345kV线路；1969年建成765kV线路。1952年，瑞典建成世界上第一条380kV超高压线路。1965年，加拿大建成世界第一条735kV超高压线路。1国外电网发展历史输电电压一般分高压、超高压和特高压。1国外电网发展历史1952年，前苏联建成第一条330kV线路；1956年建成400kV线路；1967年建成750kV线路。欧洲和美国主要发展345kV、380kV和750kV电压等级，500kV线路发展比较慢。1964年，美国建成第一条500kV线路。前苏联1964年建成完善的500kV输电系统。1985年，前苏联建成世界上第一条1150kV特高压输电线路。1国外电网发展历史1952年，前苏联建成第一条330kV2中国电网发展历史1952年建成110kV输电线路1954年建成丰满至李石寨220kV输电线路1972年建成330kV刘家峡-关中输电线路1981年建成500kV姚孟-武昌输电线路1989年建成±500kV葛洲坝-上海高压直流输电线路2005年建成青海官厅—兰州东750kV输电线路2中国电网发展历史1952年建成110kV输电线路3电网发展趋势电网发展的历史表明：相邻两个电压等级的级差，在一倍以上是经济合理的新的更高电压等级的出现时间一般为15-20年前苏联1150kV输电线路的运行表明：特高压输电技术和设备，经过20年的研究和开发，到20世纪80年代中期，已达到用于实际的特高压输电工程的要求。3电网发展趋势电网发展的历史表明：4特高压电压等级的选择自然功率P0≈U2/ZC。不同电压等级的超高压和特高压单回线路的自然功率输送能力如下表：4特高压电压等级的选择自然功率P0≈U2/ZC。4特高压电压等级的选择

超高压电网更高一级电压标称值应高出现有电网最高电压1倍及以上。这样，输电容量可提高4倍以上，不但能与现有电网电压配合，而且为今后新的更高电压的发展留有空间，可简化网络结构，减少重复容量，容易进行潮流控制，减少线路损耗，有利于安全稳定运行。目前，已经形成两个超高压-特高压电网电压等级系列：330（345）kV-750kV；500kV-1000（1100）kV。4特高压电压等级的选择超高压电网更高一级电压标称值应4特高压电压等级的选择

20世纪50年代后，发达国家进入经济快速发展时期，用电负荷持续保持快速增长，在6%左右，一直保持到70年代中期。

用电负荷的快速增长带动了发电机制造技术向大型、特大型机组发展，以此为基础建立的大容量和特大容量电厂，由于供电范围扩大，越来越向远离用电城市的发电能源地区发展.4特高压电压等级的选择20世纪50年代后，发达国家进4特高压电压等级的选择

大容量远距离输电的需求，使电网电压等级迅速向超高压330kV、345kV、400kV、500kV、735kV、750kV、765kV发展；

20世纪60年代末，开始进行1000kV（1100kV、1150kV）电压等级和1500kV电压等级特高压输电工程的可行性研究和特高压输电技术的研究和开发。4特高压电压等级的选择大容量远距离输电的需求，使电网5特高压电网发展的影响因素用电负荷增长发电机和发电厂规模经济性与电厂厂址燃料、运输成本和发电能源的可用性网损和短路电流水平生态环境政府的政策和管理5特高压电网发展的影响因素用电负荷增长6特高压技术的发展历程

美国的美国电力公司（AEP）、BPA电力公司、日本东京电力公司、前苏联、意大利和巴西等国的公司，于20世纪60年代末或70年代初开始进行特高压可行性研究。6特高压技术的发展历程美国的美国电力公司（A6特高压技术的发展历程1970年，美国BPA电力公司拟用1100kV远距离输电线路，将喀斯喀特山脉东部煤矿区的坑口发电厂群的电力输送到西部用电负荷中心，输送容量为8000-10000MW。当时计划于1995年建成第一条1100kV线路，输送功率6000MW，经过5年后可能再建一条线路。美国AEP电力公司为了减少输电线路走廊用地和环境问题，规划在已有的765kV电网之上叠加一个1500kV特高压输电骨干电网。

6特高压技术的发展历程1970年，美国BPA电6特高压技术的发展历程20世纪70年代，前苏联规划在西伯利亚地区的坎斯克建设火力发电厂群。同时建设起于坎斯克到乌拉尔的车里雅宾斯克的1150kV输电线路，全长2500km，将西伯利亚丰富的煤电和水电电力输送到苏联的乌拉尔和其他欧洲部分的用电负荷中心。已建成埃基巴斯图兹到科克切诺夫500km和科克切塔夫到库斯坦奈400km（在哈萨克斯坦境内）1150kV输电线路。这两段线路从1985年到1992年共运行了6年。6特高压技术的发展历程20世纪70年代，前苏6特高压技术的发展历程

日本于20世纪70年代规划，80年代初开始特高压技术研究，建设东西和南北两条1000kV输电主干线，将位于东部太平洋沿岸的福岛第一和第二核电站（装机分别为4700MW和4400MW）和装机为8120MW的柏崎核电站的电力输送到东京湾的用电负荷中心。两条线全长487.2km，已全部建成，目前降压500kV运行。6特高压技术的发展历程日本于20世纪70年代6特高压技术的发展历程日本发展特高压输电系统的功能归结为：（1）解决现有500kV系统的稳定问题；（2）解决500kV系统东部日益增长的短路电流问题；（3）解决未来远距离输送电力的稳定问题。意大利为了把本国南部地区的煤电和核电电力大容量输送到北部工业区，规划在原有380kV输电网架之上叠加1050kV特高压输电骨干网。6特高压技术的发展历程日本发展特高压输电系统的功能归结为7特高压输电技术研究美国美国电力公司（AEP）、邦德维尔（BPA）电力局、通用电力公司和美国电力研究院（EPRI）等进行了特高压技术研究。7特高压输电技术研究美国7特高压输电技术研究前苏联动力电气化部技术总局、全苏电气研究院、列宁格勒直流研究院、全苏线路设计院等单位于20世纪60年代进行特高压输电的基础研究。从1973年开始，苏联在白利帕斯特变电站建设特高压三相试验线段，长度1.17km，开展特高压试验研究。7特高压输电技术研究前苏联7特高压输电技术研究日本中央电力研究所（CRIEPI）、东京电力公司（TEPCO）和NGK绝缘子公司开展了特高压研究，东芝、三菱和日立三家设备制造公司分别对特高压变电设备进行了研制。中央电力研究所在赤诚于1980年建立了长600m，双回路、两档距1000kV试验线段。在特高压试验线段上，进行了8分裂、10分裂和12分裂导线和杆塔在强风和地震条件下的特性试验，进行了特高压施工和维修技术，可听噪声、无线电、电视干扰以及电磁场对于蔬菜、家禽的生态影响等方面研究。7特高压输电技术研究日本7特高压输电技术研究意大利意大利电力公司确立了它的1000kV研究计划后，在不同的试验站和试验室进行特高压的研究和技术开发。在萨瓦协托试验场有1000kV主要试验设施，包括1公里长的试验线段和40米的试验笼组成的电晕、电磁环境试验设备。7特高压输电技术研究意大利7特高压输电技术研究加拿大加拿大魁北克水电局高压试验室进行了电压达1500kV的输电系统设备试验。魁北克水电局建立了研究导线电晕的户外试验场，由试验线段和两个电晕笼组成。试验线路和电晕笼均用于高至1500kV的交流系统和1800kV的直流系统的分裂导线的电晕试验。

7特高压输电技术研究加拿大7特高压输电技术研究中国起步于1986年。中国电力科学研究院、武汉高压研究所，电力建设研究所和有关高校跟踪着国际上特高压输电技术的研究和应用状况。武汉高压研究所于1994年建设了1000kV级，长200m，8分裂导线水平排列的试验线段，利用特高压试验设备进行了特高压外绝缘放电特性，特高压输电对环境的影响研究，架空线下地面电场的测试研究，工频过电压、操作过电压的试验研究等。电力建设研究所于2004年建设的杆塔试验站可对特高压单回路8×800分裂导线，30—60度转角级杆塔进行原型强度试验，还可进行特高压输电线路防振设计方案试验。7特高压输电技术研究中国8特高压输电技术研究的基本结论可听噪声特性和环境要求是特高压线路设计应考核的主要因素。特高压输电电网的工频过电压和操作过电压是选择和设计绝缘系统的决定性因素。工频和操作过电压的空气击穿电压特性，即击穿电压与两电极间的距离关系有饱和的趋势。对于1000～1600kV特高压输电电网，空气间隙的饱和趋势不会使输电成本达到难于接受的水平，更不会制约特高压输电的发展。8特高压输电技术研究的基本结论可听噪声特性和环境要求是特8特高压输电技术研究的基本结论特高压输电线下和输电走廊边缘的地面工频电场强度可以做到与超高压线路相同的水平。特高压线路电流产生的磁场，与超高压线路没有根本的差异，不会成为影响线路设计的重要问题。特高压的环境效应按超高压输电线路原则设计，对生态不会有不良的效果，公众应当且可以接受。8特高压输电技术研究的基本结论特高压输电线下和输电走廊边8特高压输电技术研究的基本结论国际大电网会议（CIGRE）组织来自特高压输电研究和建设的国家的专家对特高压技术进行了评估，于1988年提出报告，并确认：特高压交流输电技术的实际应用已经成熟；根据现有的知识和经验，±800kV是特高压直流输电确实和有把握的可行电压等级。8特高压输电技术研究的基本结论国际大电网会议（CIGRE8特高压输电技术研究的基本结论技术问题已不是特高压输电发展的限制性因素。发展特高压电网在经济上是有吸引力的。特高压电网出现和发展的进程由大容量输电的需求所决定，主要取决于用电负荷的增长情况。8特高压输电技术研究的基本结论技术问题已不是特高压输电发9国外特高压输电现状美国和意大利20世纪70年代规划的特高压输电工程早已搁置前苏联规划的特高压输电工程，除已建的两条1150kV线路运行6年后降压500kV运行外，其他工程也已搁置。为特高压技术试验研究建设的试验线段已不再试验运行日本的特高压输电线路计划于2010年左右开始1000kV商业运行其他各国尚未规划新的特高压输电工程及其进度安排在特高压输电技术基本成熟可用的情况下，发达国家的特高压输电工程搁置或规划延迟，根本原因是没有大容量、远距离的输电需求。9国外特高压输电现状美国和意大利20世纪70年代规划的特9国外特高压输电现状从20世纪70年代后期，用电负荷增长率降低。进入80年代后，平均年用电量增长为1—2%。未来用电的增长预计也不会有大变化。由于用电负荷增长缓慢，原计划在远离负荷中心建设大型和特大型电厂不得不停建。80年代以后，基本上没有特大型机组和电厂建成投入运行。9国外特高压输电现状从20世纪70年代后期，用电负荷增长10特高压电网的发展目标各国发展特高压输电的目标有三个：大容量、远距离从发电中心（送端）向负荷中心（受端）输送电能。超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网，更有效地利用发电资源，提高互联的各个电网的可靠性和稳定性。在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网，把送端和受端之间大容量输电的主要任务从原来超高压输电转到特高压输电上来，以减少超高压输电的距离和网损，使整个电力系统能继续扩大覆盖范围。10特高压电网的发展目标各国发展特高压输电的目标有三个：11特高压电网在中国在中国已存在着特高压输电的需求，主要表现在如下几个方面：第一条500kV超高压输电线路投运已有20余年，跨省区域电网已形成或正在形成500kV骨干电网。输电容量的要求越来越大，若继续采用500kV交流输电加±500kV直流输电为主的点对点大容量输电，不但电网线损率增加，而且输电线路密度将增加，有些地区将很难选择合适的线路走廊和变电站站址。同时500kV电网的短路电流水平将进一步增加。11特高压电网在中国在中国已存在着特高压输电的需求，主要11特高压电网在中国2004年全国用电量是1981年的7.08倍，其间用电量年均增长8.88%，2000年至2004年用电量年均增长12%，峰电功率估计平均增长可达13-13.5%。2004～2020年用电需求仍将保持较高的增长率，2005年～2010年年均用电增长率在6%以上，2011～2020年年均用电增长率5%。11特高压电网在中国2004年全国用电量是1981年的711特高压电网在中国西电东送、南北互供，全国联网的平均大容量输电距离将超过500km,输电容量在未来15年将超过100-200GW。据分析，500km及其以上距离的输电网选用1000kV级输电是经济合理的。900MW和800MW机组已投入运行，600MW及以上容量机组正在广泛地应用。全国1000MW及以上规模容量电厂已超过100个，三峡水电厂装机容量达18200MW。今后将主要发展高效率的600和900MW机组，建设大容量规模火电厂和发电中心，开发西部大型水电站或梯级水电站群，建设基于1000MW机组的大型核电站。11特高压电网在中国西电东送、南北互供，全国联网的平均大11特高压电网在中国中国特高压输电预计将从特高压远距离大容量输电工程或跨省区电网的强互联工程开始，随着用电负荷的持续增长，更多高效率的特大型发电机组投入运行、更多的大容量规模电厂和发电基地的建设，“西电东送、南北互供”输电容量的持续增加，将逐渐发展为国家特高压骨干网，从而逐步形成国家特高压电网。11特高压电网在中国中国特高压输电预计将从特高压远距离大特高压输电讲义课件华北南方东北西藏台湾西北华中晋东南363南阳291华东荆州（荆门）图例500kV交流±800kV级直流1000kV交流750kV交流依据自主创新、标准统一、安全可靠、规模适中的原则，规划2008年左右，建设晋东南～南阳～荆州单回百万伏级联网示范工程。线路长度约653.8km，实现华北与华中百万伏交流联网。晋城煤电基地2008年规划网架华北南方东北西藏台西北华中晋东南363南阳291华东荆州（荆华北东北西藏台湾西北晋东南火电陕北火电石家庄北京东华中豫北280470200150350晋东南徐州淮南徐州火电滁州363360雅龙江梯级170无锡南阳×291170300150290华东杭北芜湖330长沙荆州乐山重庆300300蒙西火电III450南京蒙西火电I晋东南火电蒙西上海西武汉恩施图例500kV交流±800kV级直流1000kV交流750kV交流白银官亭拉西瓦兰州东宁东三峡地下陕北330242320西宁“十二五”前期，特高压电网将形成覆盖华北、华中和华东的双回路骨干环网结构，西北、华北火电和西南水电分别通过3个独立的送电通道注入特高压主网。2015年规划网架华北东北西藏台西北晋东南火电陕北火电石家庄北京东华中豫北28华北东北西藏台湾西北晋东南火电陕北火电蒙西火电II石家庄北京东华中济南豫北300280240420200100300晋东南徐州淮南徐州火电滁州300360雅龙江梯级金沙江I期金华金沙江II期170无锡南阳×300170300150150华东杭北芜湖290330长沙荆州乐山雅安重庆300500300川西水电蒙西火电III天津南昌唐山青岛120300250340450福州320南京350240300沿海电源沿海电源150蒙西火电I晋东南火电宁夏煤电呼盟煤电远东(俄)沈阳蒙西火电IV蒙西锡盟锡盟煤电I锡盟煤电II连云港沿海核电泰州上海北上海西沿海核电沿海核电沿海核电驻马店武汉恩施川西水电300×哈密电厂哈密二厂安西张掖永暨白银西宁官亭拉西瓦兰州东宁东宁东三峡地下陕北郴长×靖边渭北东南郊晋中官亭官亭图例500kV交流±800kV级直流1000kV交流750kV交流330300220300280赣州泉州按照国家特高压电网的规划思路及目标，在国家电网公司管辖范围内交流特高压电网远景将形成以华北、华中、华东为核心，联结我国各大区域电网、大型能源基地和主要负荷中心的坚强电网结构。远景规划网架华北东北西藏台西北晋东南火电陕北火电蒙西火电II石家庄北京东二、特高压输电的系统

特性和经济性二、特高压输电的系统

特性和经济性1特高压输电的系统特性远距离输电线路的输电能力与输电电压平方成正比，与线路阻抗成反比。1000kV（或1100kV）的输电能力约为500kV输电能力的4倍以上，产生的容性无功约为500kV输电线路的4.4倍以上特高压输电线路输送功率较小时，将使送、受端系统的电压升高。为抑制特高压的工频过电压，需在线路两端并联电抗器，以补偿线路产生的容性无功。特高压输电线路带重负荷情况时，将从送、受端吸收大量无功功率。轻负荷与重负荷两种情况下需要的无功相差很大1特高压输电的系统特性远距离输电线路的输电能力与输电电压2特高压输电线路参数特性输电线路的基本电气参数电阻（R）、电感（L）、电容（C）和电导（G）决定输电线路和电网的特性。电阻主要影响线路的功率损耗。电导代表绝缘子的泄漏电阻和电晕损失，也影响功率损耗。电感是决定电网潮流，即有功和无功分布的主要因素，影响输电线路的电压降落和电力系统的稳定性能。线路电容（线间电容和线对地电容）在交流电压作用下使线路产生交流充电和放电电流。输电线的电容电流不仅影响输电线的电压降落，也影响输电效率和电力系统的有功和无功分布。2特高压输电线路参数特性输电线路的基本电气参数电阻（R）3特高压输电线路输电特性线路的有功损耗与电压平方成反比。因此，在输送相同功率情况下，提高输电线路电压能显著减少线路有功损耗。线路等效电容产生的无功与电压平方成正比。1100kV线路单位长度电纳约为500kV的1.1倍以上,电容产生的无功约为500kV线路的5.3倍。3特高压输电线路输电特性线路的有功损耗与电压平方成反比。3特高压输电线路输电特性线路电容产生的无功和线路电抗消耗的无功损耗均是线路长度的函数，即线路长度增加，电抗的无功损耗和电容产生的无功都增加。特高压输电的电压无功调节难度要大：轻负荷时线路的无功过剩很多，而重负荷时线路的无功过剩很少，并联电抗器的补偿需要可控方式。3特高压输电线路输电特性线路电容产生的无功和线路电抗消耗4超高压和特高压输电能力的比较在输电线路输电能力与发电机容量相匹配，升压变压器和降压变压器和发电机容量相匹配以及受端系统强度相同的情况下，一回1100kV输电线路的输电能力大约为500kV输电能力的6倍。无论是超高压，还是特高压输电，其输电能力随输电距离的增加而减少。4超高压和特高压输电能力的比较在输电线路输电能力与发电机5系统参数对输电能力的影响变压器参数与超高压-特高压输电线路参数的比率变压器电抗是超高压—特高压输电能力极为重要的限制因素。对于500kV和765kV小于250km输电线路来说，变压器电抗是限制输电能力的主要因素，在250km之内变压器电抗大于线路电抗；对于1100kV输电工程来说，变压器电抗影响更大，其电抗值相当于350km左右的线路电抗。5系统参数对输电能力的影响变压器参数与超高压-特高压输电5系统参数对输电能力的影响发电机（厂、站）接入方式大容量、特大容量发电机一般不是经特高压升压变压器直接接入特高压电网，而是经500kV升压变压器接入500kV升压变电站母线，由母线汇集各发电机功率，然后由500kV/1100kV级升压变压器接入特高压电网，或两个电厂（站）经两级变压接入特高压电网。5系统参数对输电能力的影响发电机（厂、站）接入方式5系统参数对输电能力的影响受端系统强度、输电线路回路数对特高压输电能力的影响特高压输电能力随受端系统强度增加而加大。如果受端系统弱，输电能力减少十分明显。送端发电机内部电抗和升压变器电抗值随其容量和电压的增加显著增大，占总电抗的比率显著增加，因此，增加输电线回路数其总的输电能力增加不明显。点对点输电的方法，受发电机电抗和变压器电抗的限制，无论受端系统多强，其输电能力难达到自然输送功率或超过自然输送功率的能力。5系统参数对输电能力的影响受端系统强度、输电线路回路数对5系统参数对输电能力的影响送、受端系统强度对特高压输电能力的影响

送、受端系统从弱（12.5kA）到强（75kA）变化，线路输电能力由小到大明显增加，并且电压等级越高，送、受端阻抗对总的阻抗比率越大，输电能力从小到大变化越明显。在特高压输电建设初期，由于送、受端系统，即500kV电网还不是很强，特高压固有的输电能力的利用将受到非常明显的约制。远距离、大容量特高压输电，必须在一定的距离（如300km-500km之间）落点，得到电压支持才能发挥输电能力大的优势和经济性。5系统参数对输电能力的影响送、受端系统强度对特高压输电5系统参数对输电能力的影响并联电抗器对超高压—特高压输电能力的影响

1100kV线路并联补偿对其输电能力的影响5系统参数对输电能力的影响并联电抗器对超高压—特高压输电5系统参数对输电能力的影响并联电抗器对超高压—特高压输电能力的影响

特高压输电线路的电容充电电流很大，必须在输电线两端装设并联电抗器以补偿电容电流，控制工频过电压。并联电抗器将影响线路的自然功率（从而影响最大输电能力）。从限制工频过电压角度并联电抗器补偿度要大，从提高输电能力来说，补偿度要低。综合考虑，需要可控并联电抗器。5系统参数对输电能力的影响并联电抗器对超高压—特高压输电6特高压电网的经济性在20世纪70—90年代，国外广泛开展特高压输电技术研究，其目的一是研究特高压输电技术的可用性；二是研究特高压技术实现的经济性。经济性是考虑选择特高压输电电压等级最重要的方面。几个输电方案都可以实现大容量、远距离输电，输电成本最小，成为选取输电方式的决定性因素。6特高压电网的经济性在20世纪70—90年代，国外广泛开6特高压电网的经济性可靠性前苏联1150kV和750kV线路中断输电率均比500kV线路低不少，1150kV线路中断输电率为500kV线路的1/4，为750kV线路的45%。1150kV线路运行6年共中断输电5次，其中80%为雷电引起，主要原因是雷电绕击导线，大部分发生在转角塔上。6特高压电网的经济性可靠性6特高压电网的经济性输变电主要设备费用美国对特高压（1100kV）与超高压（500kV）主要输变电设备费用以1984年的价格进行过比较，前提是超高压和特高压输电系统的短路水平分别为25kA和12.5kA，结果见下表。6特高压电网的经济性输变电主要设备费用6特高压电网的经济性输变电主要设备费用

1100kV输电每千伏安的主要输电费用比500kV低，变电站一个间隔的设备费仅为500kV的50%，输电线路的建设成本仅为500kV的60%，只有发电机直接升压到1100kV的升压变压器比500kV高50%。6特高压电网的经济性输变电主要设备费用6特高压电网的经济性线路走廊宽度特高压线路走廊宽度要求，严格地受到地面工频电场和工频磁场限制标准，电晕可能产生的可听噪声、无线电干扰、电视信号干扰的限制标准的影响。6特高压电网的经济性线路走廊宽度7特高压交、直流输电比较特高压交流输电中间可以落点，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特高压骨干网架，其优点是：输电能力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适应电力市场运营的要求。特高压直流输电系统中间不落点，点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。7特高压交、直流输电比较特高压交流输电中间可以落点，具有8高压直流输电的特点

直流输电的发展与换流技术的发展，特别是大功率电力电子技术的发展有着密切的关系。目前绝大多数直流输电工程均采用晶闸管换流，今后随着新型电力电子器件在直流输电中的应用，将会明显的改善直流输电的运行性能。8高压直流输电的特点直流输电的发展与换流技8高压直流输电的特点直流输电架空线路只需正负两极导线，杆塔结构简单，线路走廊窄，造价低，损耗小。直流线路的输送能力强；直流线路无电容电流，沿线的电压分布均匀，不需装设并联电抗器。直流电缆线路耐受电压高、输送容量大、输电密度高、损耗小、寿命长，且输送距离不受电容电流的限制。远距离跨海送电和地下电缆送电大多采用直流电缆线路。8高压直流输电的特点直流输电架空线路只需正负两极导线，杆8高压直流输电的特点直流输电两端的交流系统无需同步运行，其输送容量由换流阀电流允许值决定，输送容量和距离不受两端的交流系统同步运行的限，有利于远距离大容量输电。采用直流输电实现电力系统非同步联网，不增加被联接电网的短路容量，不需要因短路容量问题而更换被联接电网的断路器以及对电缆采取限流措施；被联电网可以是额定频率不同或额定频率相同但非同步运行的电网；被联电网可保持各自的频率和电压而独立运行，不受联网的影响；被联电网之间交换的功率可方便快速地进行控制，有利于运行和管理。8高压直流输电的特点直流输电两端的交流系统无需同步运行，8高压直流输电的特点直流输电输送的有功和换流器吸收的无功均可方便快速地控制，可利用这种快速控制改善交流系统的运行性能。对于交直流并联输电系统，可以利用直流的快速控制以阻尼交流系统的低频振荡，提高与其并联的交流线路的输送能力。直流输电可利用大地（或海水）为回路，省去一极的导线，同时大地电阻率低、损耗小。对于双极直流系统，大地回路通常作为备用导线，当一极故障时，可自动转为单极方式运行，提高了输电系统的可靠性。8高压直流输电的特点直流输电输送的有功和换流器吸收的无功8高压直流输电的特点直流输电可方便地进行分期建设和容扩建，有利于发挥投资效益。直流输电换流站比交流变电所的设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高、可靠性也相应降低。换流站造价比同等规模交流变电所要高出数倍。8高压直流输电的特点直流输电可方便地进行分期建设和容扩建8高压直流输电的特点换流器运行时在交流侧和直流侧产生一系列的谐波，为降低谐波的影响，在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换流站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。晶闸管换流阀组成的电网换相换流器将吸收大量的无功，除交流滤波器提供的无功外，有时还需装设静电电容器、调相机或静止无功补偿器。8高压直流输电的特点换流器运行时在交流侧和直流侧产生一系8高压直流输电的特点直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。直流输电利用大地（或海水）为回路将带来接地极附近地下金属构件、管道等埋设物的电腐蚀、直流电流通过中性点接地变压器使变压器饱和、以及对通信系统的干扰等问题。地表面电阻率很高时，接地极址的选择比较困难。由于直流电的静电吸附作用，使直流输电线路和换流站设备的污秽问题比交流输电严重。8高压直流输电的特点直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧9高压直流输电的应用

从1954年到2000年，世界上共有63项直流输电工程投入运行，其中架空线路17项，电缆线路8项，架空和电缆混合线路12项，背靠背直流工程26项。其中单项架空线路的最高电压和最大输送容量为士600kV，3150MW（巴西伊泰普直流工程）。士500kV，输送容量（3000MW）最大的工程在中国有三个。9高压直流输电的应用从1954年到2000年，世9高压直流输电的应用

从1987年到2004年，我国己有7项直流输电工程投入运行：9高压直流输电的应用从1987年到2004年，我国己有10特高压直流输电的现状在上世纪70-80年代，前苏联哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹火电基地向其欧洲部分负荷中心的送电、巴西亚马逊河水电群向其东南部和东北部的送电以及印度和非洲的远距离大容量送电，都曾经对特高压直流输电的应用进行过研究，并发表了不少研究报告。研究结论是：士800kV的直流输电工程在技术上是可行的；士1000kV不经过很大努力进行研究是困难的；士1200kV没有重大的突破是不可能的。只有前苏联围绕实际工程，开展了大量的试验研究和设备研制工作。10特高压直流输电的现状在上世纪70-80年代，前苏联哈三、特高压输电的

关键技术三、特高压输电的

关键技术1过电压及其限制措施随着电网标称电压的升高，内部过电压对输变电设备绝缘设计的影响越来越大。对特高压电网中的外绝缘，其耐受内过电压的水平出现了饱和现象。操作过电压是影响绝缘设计的关键因素，降低过电压倍数至关重要。工频过电压是选择金属氧化物避雷器额定电压的基础。1过电压及其限制措施随着电网标称电压的升高，内部过电压对1过电压及其限制措施高压、超高压、特高压电网的过电压倍数：1过电压及其限制措施高压、超高压、特高压电网的过电压倍数1过电压及其限制措施高压、超高压、特高压电网的过电压倍数：各国特高压系统过电压水平1过电压及其限制措施高压、超高压、特高压电网的过电压倍数工频过电压及其限制措施使用高压并联电抗器补偿特高压线路电容使用可控高抗或可调节高抗使用良导体地线(或光纤复合架空地线OPGW)使用线路两端联动跳闸或过电压继电保护使用大容量金属氧化物避雷器选择合理的系统结构和运行方式工频过电压及其限制措施使用高压并联电抗器补偿特高压线路电容潜供电流及其限制措施特高压线路的潜供电流大，恢复电压高，潜供电弧难以自熄灭，可能影响单相重合闸的无电流间歇时间和成功概率，故需研究限制潜供电流和加快潜供电弧熄灭的措施，以提高特高压线路的单相重合闸成功率。潜供电流及其限制措施特高压线路的潜供电流大，恢复电压高，潜供潜供电流及其限制措施在有高压并联电抗器的线路利用加装高压并联电抗器中性点电抗（又称小电抗）的方法,减小潜供电流和恢复电压。电抗器中性点接小电抗

潜供电流及其限制措施在有高压并联电抗器的线路利用加装高压并联潜供电流及其限制措施使用快速接地开关(HSGS)快速接地开关示意图潜供电流及其限制措施使用快速接地开关(HSGS)快速接地开快速接地开关的动作顺序快速接地开关的动作顺序潜供电流及其限制措施

快速接地开关(HSGS)消除潜供电弧的原理：

日本及一些国家采用快速接地开关（HSGS）加速潜供电弧的熄灭。这种方法是在故障相线路两侧开关跳开后，先快速合上故障线路两侧的HSGS,将接地点的潜供电流转移到电阻很小的两侧闭合的接地开关上,并使大大降低恢复电压，以促使接地点潜供电弧熄灭；然后打开HSGS，利用开关的灭弧能力将其电弧强迫熄灭。最后再重合故障相线路。

潜供电流及其限制措施快速接地开关(HSGS)消除潜供电弧操作过电压及其限制措施限制特高压系统操作过电压主要措施金属氧化物避雷器（MOA）断路器合闸电阻限制合闸过电压使用控制断路器合闸相角方法降低合闸过电压使用断路器分闸电阻限制甩负荷分闸过电压的可行性选择适当的运行方式以降低操作过电压操作过电压及其限制措施限制特高压系统操作过电压主要措施雷电过电压与防雷保护

特高压架空线路的雷电绕击与保护

前苏联的1150kV架空线路发生雷击跳闸21次，基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。前苏联研究人员认为提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施是采用更小的保护角。日本1000kV架空线路东西线所在地区年雷暴日数为25，在降压至500kV运行期间，雷击跳闸率高达0.9/100km.a。尽管其避雷线采用了负保护角，但据分析认为是线路杆塔很高，遭到线路侧面雷击导线引起了绝缘子闪络。

雷电过电压与防雷保护特高压架空线路的雷电绕击与保护雷电过电压与防雷保护

特高压架空线路的雷电反击与保护

特高压架空线路由于采用避雷线且绝缘子串和空气间隙的雷电冲击放电电压很高，反击耐雷水平高，一般无需采取其它措加以防护。雷电过电压与防雷保护特高压架空线路的雷电反击与保护

雷电过电压与防雷保护

特高压变电所的防雷保护特高压变电所高压配电装置的直击雷保护

如特高压变电所采用敝开式高压配电装置(AIS)敞开式电气设备时，可直接在特高压变电所构架上安装避雷针或避雷线作为直击雷保护装置。如特高压变电所采用半封闭组合电器(HGIS)或全封闭组合电器(GIS)，则其GIS部分的引入、引出套管尚需有直击雷保护装置保护。而GIS本身仅将其外壳接至变电所接地网即可。雷电过电压与防雷保护特高压变电所的防雷保护雷电过电压与防雷保护

特高压变电所电气设备的雷电侵入波过电压保护根本措施在于在变电所内适当位置安装金属氧化物避雷器(MOA)。由于限制线路上操作过电压的要求，在变电所线路断路器的线路侧必然安装有MOA。变压器回路也要求安装MOA。变电所母线上是否要安装金属氧化物避雷器以及各避雷器距被保护设备的距离则需要通过数字仿真计算予以确定。

雷电过电压与防雷保护特高压变电所电气设备的雷电侵入波过电压2特高压输电的绝缘配合随着电网电压等级的提高，特别是在特高压电网中，空气间隙的放电电压在操作过电压下呈现饱和特性，这使得电气设备的绝缘占据设备总投资的份额愈来愈大。而超/特高压电网因其输送容量巨大，绝缘故障后果将非常严重。因此，绝缘配合问题在超/特高压输电领域，更值得关注。

2特高压输电的绝缘配合随着电网电压等级的提高，特别是在特2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路的绝缘子

特高压输电工程对绝缘子提出了更多更高的要求。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。作为特高压架空输电线路的绝缘子，由于其悬挂的相导线根数多、截面大，加之风力、复冰等苛刻的运行条件，必须有足够大的机械荷载能力，一般要有210、330和540kN。2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路的绝缘子2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路的绝缘子

鉴于目前我国大气环境条件不好，研究开发自清洗能力强、耐污闪的特高压输电线路用绝缘子是当务之急。基于国内外超高压架空线路复合绝缘子在污秽地区的良好运行特性，在较重污秽地区的特高压架空输电线路也宜采用复合绝缘子。前苏联的1150kV特高压架空输电线路大约采用了700多支复合绝缘子目前，国内合成绝缘子厂家，如山东泰光公司，已经研制出1000kV线路用复合绝缘子。2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路的绝缘子2特高压输电的绝缘配合特高压输电绝缘子的选择

超/特高压架空输电线路的研究和工程经验表明，随着操作过电压的深度降低和环境污秽情况的加重，绝缘子串的片数主要由工作电压决定。2特高压输电的绝缘配合特高压输电绝缘子的选择绝缘子串前苏联日本悬垂串串形I串和V串I串材料和材料盘形，玻璃盘形，瓷盘径（mm）300320390320340380额定机械破坏负荷（kN）210300400330420540片数44－5543－4549－61403832绝缘子串数/相1－21－22－422－32串长（m）8-1010－1412－147.87.97.68耐张串形状和材料盘形，玻璃盘形，瓷盘径（mm）320320340380额定机械破坏负荷（kN）300330420520片数47－57403832绝缘子串数/相4444串长（m）12－147.87.797.68前苏联和日本特高压输电线路绝缘子串配置

绝缘子串前苏联日本悬垂串串形I串和V串I串材料和材料盘形，玻2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路空气间隙的放电特性

特高压电网中操作过电压的研究表明，操作过电压的波头长度为600-4500μs。线路上全部过电压中，有90%以上的波头长大于1000μs。前苏联学者推荐试验冲击电压的波头长度为1000μs。

当冲击波波头在1000～5000μs范围内变化时，长空气间隙的试验结果基本是相同的。中国电科院针对500kV电网的研究表明，操作过电压的波头在绝大多数的情况下都超过2000μs。近期武高所对我国特高压1000kV示范工程的研究显示，操作过电压的波头都超过3000μs。2特高压输电的绝缘配合特高压架空线路空气间隙的放电特性2特高压输电的绝缘配合特高压架空输电线路空气间隙的选择操作过电压下特高压架空输电线路导线对杆塔空气间隙的选择空气间隙(m)统计操作过电压(p.u.)海拔高度(m)10002000塔窗中V串1.66.58.21.77.39.2塔窗外V串1.66.27.71.76.98.6塔窗外I串1.65.06.11.75.56.8操作过电压要求的导线对杆塔的空气间隙2特高压输电的绝缘配合特高压架空输电线路空气间隙的选择空2特高压输电的绝缘配合雷电过电压下特高压架空输电线路导线对杆塔空气间隙的选择雷电电压要求的线路导线对杆塔的空气间隙

绝缘子串塔窗中V串塔窗外I串绝缘子XWP-300XSP-300XWP-300XSP-300空气间隙(m)7.46.66.45.82特高压输电的绝缘配合雷电过电压下特高压架空输电线路导线2特高压输电的绝缘配合特高压架空输电线路导线对杆塔的空气间隙特高压架空输电线路导线对杆塔的空气间隙(m)国别工作电压操作过电压雷电过电压V串I串V串I串中国3.06.5(7.3)/6.2(6.9)5.0(5.5)7.4/6.66.4/5.8前苏联2.58.0-9.06.0-7.0——日本3.09/3.21—6.0/6.555.69/6.75—6.626.22特高压输电的绝缘配合特高压架空输电线路导线对杆塔的空气3电晕及其对环境的影响电晕放电将产生无线电干扰、可听噪声和电晕损失等，对环境和运行会造成一定影响。从建设和运行成本以及保护环境等多方面考虑，合理设计导线，适度控制电晕效应，对发展特高压输电非常重要。

3电晕及其对环境的影响电晕放电将产生无线电干扰、可听噪声3电晕及其对环境的影响可听噪声对500kV及以下的电力系统，可听噪声的影响尚不严重；而对于1000kV及以上的电力系统，这个问题成为环境保护的重要内容。由于特高压输电线路电压高，要降低导线表面场强和可听噪声，将需要采用比超高压输电线分裂数更多、子导线更粗的导线，这是交流特高压输电线路设计和建设中的一个关键问题。3电晕及其对环境的影响可听噪声3电晕及其对环境的影响导线表面场强影响导线电晕放电的最主要因素是导线表面场强。由于特高压输电线路导线电荷量比超高压的大，为了使特高压输电线路的表面场强与超高压线路的相当，需要导线的分裂数更多，子导线的截面更大。3电晕及其对环境的影响导线表面场强3电晕及其对环境的影响特高压输电线路可听噪声水平和降低可听噪声的措施

采用对称分布的子导线时，增加导线分裂数目和控制分裂导线间距，以减小导线表面场强。采取子导线非对称分裂方式，尽可能使子导线分配的电荷均匀，以改善导线表面电场分布。在对称分裂子导线束中附加子导线，以改善各子导线表面电荷分布和减小导线表面场强。在导线上涂抹憎水涂料等，减小雨天时导线下的水滴，从而减小电晕放电强度，以达到降低可听噪声的效果。3电晕及其对环境的影响特高压输电线路可听噪声水平和降低可3电晕及其对环境的影响交流特高压输电线路可听噪声限值几个国家交流特高压线路可听噪声的限值

国家额定电压(kV)最高运行电压(kV)导线分裂方式测量位置可听噪声设计值B(A)(雨天L50)美国BPA110012008×41/410mm线路走廊边缘5550（噪声敏感区）美国AEP1500160010×46.3/380mm距边相投影外15m58前苏联115012008×26.2/360mm距边相投影外45m55日本100011008×38.4/810mm导线下方50意大利100010508×31.5/560mm距边相投影外15m56～58（雨后湿导线）58～60（雨天）3电晕及其对环境的影响交流特高压输电线路可听噪声限值几3电晕及其对环境的影响交流特高压输电线路无线电干扰限值

我国1000kV级交流特高压输电线路无线电干扰的限值目前暂取58dB，参考频率为0.5MHz，这一限值与500kV工程的水平相当。我国国家标准无线电干扰限值电压（kV）110220～330500限值（dB）4653553电晕及其对环境的影响交流特高压输电线路无线电干扰限值3电晕及其对环境的影响特高压输电线路的电晕损失对超高压和特高压输电线路电晕损失的研究，人们最关心的是要得到年平均电晕损失和最大电晕损失两个参数。年平均电晕损失关系到线路经济运行。最大电晕损失关系到电厂是否要补增装机容量。3电晕及其对环境的影响特高压输电线路的电晕损失4工频电场与磁场电击按作用时间不同，可分为暂态电击和稳态电击两种。暂态电击是指当人接触电场中的导电体时，接触瞬间因静电感应积聚在该物体或人体上的电荷以火花放电的形式通过人体向大地释放所造成的电击。在输电线路下发生的电击，绝大多数属于暂态电击。美国根据特高压计划，在试验线路下做了各种暂态电击试验，被试人员138人，其中8名妇女。试验内容为雨天、晴天打伞，食指碰金属棒等。试验结果为，在3kV/m场强下，雨天打伞时，被试的全体人员都能感觉到暂态电击。中国电科院、武高所针对500kV输电工程也作过大量的试验研究。4工频电场与磁场电击按作用时间不同，可分为暂态电击和稳态4工频电场与磁场稳态电击是指当人抓握电场中的导电体时，带电导体通过电容耦合产生流过人体的持续工频电流所造成的电击。大的接触电流可能引起肌肉收缩。关于工频电场效应的长期影响，在世界范围内已进行了二十多年的研究，内容包括：（1）输配电职工健康情况调查；（2）流行性病研究；（3）对志愿受试者实验室试验；（4）在实验室用动物模拟人体曝露的试验；（5）电场对动物和植物生态影响的研究等等。4工频电场与磁场稳态电击是指当人抓握电场中的导电体时，带4工频电场与磁场研究结果表明，工频电场对人和动物有确定的有害影响的阈值远高于现在的高压、超高压输电线路下工频电场的限值。因此，特高压输电线路工频电场数值，只要与500kV输电线路的水平相当就不会对生态环境造成不利的影响。离导线同样距离和方位的空间内，特高压输电导线周围的工频电场和磁场一般会比超高压的高。我国原则上将地面工频电场和工频磁场水平控制在与超高压输电工程相同的水平。4工频电场与磁场研究结果表明，工频电场对人和动物有确定的电磁辐射频率为50Hz的工频电场和磁场，属于极低频场，其波长达6000km。工频场源不能成为有效的辐射源。相对于6000km波长，生物系统尺寸极小，电场、磁场分别耦合，工频场中的生物效应也与高频场中的不同，必须与高频辐射区别考虑。对于频率为100kHz及以下的场，严格使用“电场和磁场(Electricandmagneticfield)”术语予以描述，而对l00kHz以上的场，才使用“电磁场”这一术语，拒绝采用“电磁辐射”、“电磁波”来称呼工频场。工频电场和磁场不存在任何电磁辐射。电磁辐射频率为50Hz的工频电场和磁场，属于极低频场，其波长4工频电场与磁场影响工频电场强度的主要因素地线的影响导线离地高度的影响相间距离的影响分裂导线的根数、分裂间距和导线直径的影响导线布置形式的影响4工频电场与磁场影响工频电场强度的主要因素4工频电场与磁场几种特高压输电线路工频电场分布

前苏联、日本和美国设计的1000kV线路铁塔

4工频电场与磁场几种特高压输电线路工频电场分布前苏联、4工频电场与磁场5种特高压输电线路地面上方1m的工频电场分布

1—相导线水平排列2—相导线三角排列3—同塔双回路4—紧凑型（10分裂）5—紧凑型（12分裂）4工频电场与磁场5种特高压输电线路地面上方1m的工频电场4工频电场与磁场几种特高压输电线路工频磁场分布

5种特高压线路线下离地1m处工频磁场分布的比较

4工频电场与磁场几种特高压输电线路工频磁场分布5种特高4工频电场与磁场特高压输电线路工频电场和磁场的限值ICNIRP和IEEE关于工频电场限值的规定

IEEE2002年标准C95.6《IEEEStandardforSafetyLevelwithRespecttoHumanExposuretoElectromagneticField,0-3kHz》对50Hz电场限值的规定为：在受控区取20kV/m；对于公众取5kV/m。

ICNIRP导则关于工频电场的基本限值和参照水平4工频电场与磁场特高压输电线路工频电场和磁场的限值ICN4工频电场与磁场ICNIRP和IEEE关于工频磁场限值的规定IEEE2002年标准C95.6《IEEEStandardforSafetyLevelwithRespecttoHumanExposuretoElectromagneticField,0-3kHz》规定了人的头部和躯体最大磁场（50Hz）允许暴露值，受控环境下为2710μT，公众为904μT。ICNIRP导则关于工频磁场的基本限值和参照水平4工频电场与磁场ICNIRP和IEEE关于工频磁场限值的4工频电场与磁场我国在发展特高压输电工程时，仍将采用ICNIRP导则给出的限制值0.1mT作为线路工频磁感应强度的限值。中国电力科学研究院、武汉高压研究所对1000kV级交流特高压输电线路的工频磁场进行的计算研究表明，导线对地最低高度取15～23m，对于单回路和同塔双回路，在额定电流下，地面上1m的最大磁感应强度均小于35μT。其工频磁场水平都远不会超过ICNIRP导则给出的限制值0.1mT。无任何生态影响。4工频电场与磁场我国在发展特高压输电工程时，仍将采用IC四、特高压变电站与电气设备四、特高压变电站与电气设备特高压变电站

日本特高压试验性变电站的电气主接线特高压变电站日本特高压试验性变电站的电气主接线特高压变电站

意大利特高压试验性变电站的电气主接线

特高压变电站意大利特高压试验性变电站的电气主接线特高压变电站特高压变电站配电装置屋外敞开式配电装置屋外气体绝缘金属封闭配电装置（GIS）国外的试验和运行的特高压配电装置日本东京电力公司的试验性特高压配电装置

特高压变电站特高压变电站配电装置日本东京电力公司的试验性特高特高压配电装置

敞开式GIS意大利国家电力公司（ENEL）的试验性特高压配电装置特高压配电装置敞开式GIS意大利国家电力公司（ENEL特高压变压器特高压变压器的特点：容量很大，一般三相容量都在1000MVA以上，甚至达到几千MVA。绝缘水平高。基准绝缘水平（雷电冲击绝缘水平）一般在1950kV～2250kV之间或更高。重量与体积大。设计和制造时需考虑运输的条件，一般为单相结构。特高压变压器特高压变压器的特点：特高压变压器日本试验性变电站的东芝公司变压器芯体结构示意图

意大利试验性变压器内部绕组结构

特高压变压器日本试验性变电站的东芝公司变压器芯体结构示意图特高压变压器美国电力公司试验场的特高压变压器外形图

特高压变压器美国电力公司试验场的特高压变压器外形图特高压并联电抗器容量固定(非可控)的特高压并联电抗器线性电抗器可控并联电抗器A．晶闸管控制变压器(TCT)的可控电抗器接线图1-高压绕组，2-控制绕组，3-补偿绕组

B．磁阀式可控电抗器接线图

两种可控电抗器的接线图特高压并联电抗器容量固定(非可控)的特高压并联电抗器线性电抗特高压断路器

两种型式的六氟化硫断路器

支柱瓷瓶式

落地罐式

特高压断路器两种型式的六氟化硫断路器支柱瓷瓶式落地罐式特高压断路器日本特高压GIS中带有分合闸电阻的双断口断路器特高压断路器日本特高压GIS中带有分合闸电阻的双断口断路器特高压隔离开关

前苏联特高压屋外敞开型变电站中的PT3－1150/4000型隔离开关特高压隔离开关前苏联特高压屋外敞开型变电站中的PT3－11特高压隔离开关日本特高压试验变电站GIS中的隔离开关

外形图

内部结构示意图

特高压隔离开关日本特高压试验变电站GIS中的隔离开关外形图特高压高速接地开关日本的高速接地开关

特高压高速接地开关日本的高速接地开关特高压气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)三相共箱型气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)结构内部示意图

1一母线;2－隔离开关;3－接地开关;4－断路器;5－电流互感器;6一电压互感器;7一电缆终端特高压气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)三相共箱型气体绝缘金特高压气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)500kV户外型GIS照片

500kV户内型GIS照片特高压气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)500kV户外型GI特高压避雷器日本特高压避雷器

特高压避雷器日本特高压避雷器特高压用的支柱绝缘子和套管特高压使用的套管示意图

a)变压器的出线套管b)变压器与GIS相连特高压用的支柱绝缘子和套管特高压使用的套管示意图a)变压器特高压用的支柱绝缘子和套管前苏联特高压的变压器套管ABB为美国电力公司特高压试验工程研制的1800kV套管特高压用的支柱绝缘子和套管前苏联特高压的变压器套管ABB为特高压互感器

日本特高压变电站GIS上的保护用电流互感器

特高压互感器日本特高压变电站GIS上的保护用电流互感器特高压设备的国产化为西北电网制造的750kV电抗器

特高压设备的国产化为西北电网制造的750kV电抗器8月19日，晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程奠基仪式在山西长治举行。晋东南至荆门特高压交流试验示范工程向北可以延伸至“山西、陕西、蒙西”煤电基地，向东南可以延伸至武汉，向东北可以延伸至首都北京，距离在1000-2000公里之内。该特高压交流试验示范工程起于山西长治，经河南南阳，南至湖北荆门，跨越黄河、汉江两大河流，全长约653.8公里，工程静态总投资约为56.88亿元，系统额定电压1000千伏，最高运行电压1100千伏，自然输送功率500万千瓦。8月19日，晋东南-南阳-荆门交流特高压试验示范工程奠基仪式工程将建设1000千伏晋东南和荆门变电站，各安装一组300万千伏安主变压器，新建1000千伏南阳开关站，新建晋东南至南阳1000千伏线路362千米（含一座黄河大跨越3.72千米），南阳至荆门1000千伏线路283千米，同时全线架设OPGW光缆和配置其他无功补偿及先进的二次系统设备。整个工程动态总投资为58.87亿元。工程将建设1000千伏晋东南和荆门变电站，各安装一组300万特高压输电讲义课件特高压输电讲义课件2006年9月5日，建设运行部召开例会，对特高压直流试验示范工程换流站征地等工作进行了部署。特高压直流金沙江送出工程要力争在年底前实现奠基。目前，特高压直流金沙江送出工程的环评、水保报告已经取得批复文件。征地预审文件已经报国土资源部。2006年9月5日，建设运行部召开例会，对特高压直流试验示范9月13日，晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范工程变电站及线路大跨越工程初步设计正式通过了审查，特高压交流试验示范工程进入全面建设阶段。审查通过了1000千伏晋东南变电站、南阳开关站、荆门变电站和黄河、汉江大跨越的设计方案。9月13日，晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范结束语世界上发达国家研究、采用UHV输电技术的动因均是由于当时的电力流预测存在着远距离大容量输电的需求。各国UHV输电技术应用步伐停滞或放缓现状均非技术原因所致。特高压输电技术在国际上已经趋于成熟。输电线路的建设困难不大。变电设备，特别是GIS、变压器、套管的制造具有挑战性，经过国内、外厂商的联合攻关，技术上完全可以突破。结束语世界上发达国家研究、采用UHV输电技术的动因均是由于当特高压简介特高压简介主要内容

特高压输电概述特高压交、直流输电的系统特性和经济性特高压输电的关键技术特高压变电站与电气设备主要内容特高压输电概述一、特高压输电概述一、特高压输电概述1国外电网发展历史输电电压一般分高压、超高压和特高压。高压（HV）：35-220kV；超高压（EHV）：330-750kV；特高压（UHV）：1000kV及以上。高压直流（HVDC）：±600kV及以下；特高压直流（UHVDC）：±600kV以上，包括±750kV和±800kV。1954年，美国建成第一条345kV线路；1969年建成765kV线路。1952年，瑞典建成世界上第一条380kV超高压线路。1965年，加拿大建成世界第一条735kV超高压线路。1国外电网发展历史输电电压一般分高压、超高压和特高压。1国外电网发展历史1952年，前苏联建成第一条330kV线路；1956年建成400kV线路；1967年建成750kV线路。欧洲和美国主要发展345kV、380kV和750kV电压等级，500kV线路发展比较慢。1964年，美国建成第一条500kV线路。前苏联1964年建成完善的500kV输电系统。1985年，前苏联建成世界上第一条1150kV特高压输电线路。1国外电网发展历史1952年，前苏联建成第一条330kV2中国电网发展历史1952年建成110kV输电线路1954年建成丰满至李石寨220kV输电线路1972年建成330kV刘家峡-关中输电线路1981年建成500kV姚孟-武昌输电线路1989年建成±500kV葛洲坝-上海高压直流输电线路2005年建成青海官厅—兰州东750kV输电线路2中国电网发展历史1952年建成110kV输电线路3电网发展趋势电网发展的历史表明：相邻两个电压等级的级差，在一倍以上是经济合理的新的更高电压等级的出现时间一般为15-20年前苏联1150kV输电线路的运行表明：特高压输电技术和设备，经过20年的研究和开发，到20世纪80年代中期，已达到用于实际的特高压输电工程的要求。3电网发展趋势电网发展的历史表明：4特高压电压等级的选择自然功率P0≈U2/ZC。不同电压等级的超高压和特高压单回线路的自然功率输送能力如下表：4特高压电压等级的选择自然功率P0≈U2/ZC。4特高压电压等级的选择

超高压电网更高一级电压标称值应高出现有电网最高电压1倍及以上。这样，输电容量可提高4倍以上，不但能与现有电网电压配合，而且为今后新的更高电压的发展留有空间，可简化网络结构，减少重复容量，容易进行潮流控制，减少线路损耗，有利于安全稳定运行。目前，已经形成两个超高压-特高压电网电压等级系列：330（345）kV-750kV；500kV-1000（1100）kV。4特高压电压等级的选择超高压电网更高一级电压标称值应4特高压电压等级的选择

20世纪50年代后，发达国家进入经济快速发展时期，用电负荷持续保持快速增长，在6%左右，一直保持到70年代中期。

用电负荷的快速增长带动了发电机制造技术向大型、特大型机组发展，以此为基础建立的大容量和特大容量电厂，由于供电范围扩大，越来越向远离用电城市的发电能源地区发展.4特高压电压等级的选择20世纪50年代后，发达国家进4特高压电压等级的选择

大容量远距离输电的需求，使电网电压等级迅速向超高压330kV、345kV、400kV、500kV、735kV、750kV、765kV发展；

20世纪60年代末，开始进行1000kV（1100kV、1150kV）电压等级和1500kV电压等级特高压输电工程的可行性研究和特高压输电技术的研究和开发。4特高压电压等级的选择大容量远距离输电的需求，使电网5特高压电网发展的影响因素用电负荷增长发电机和发电厂规模经济性与电厂厂址燃料、运输成本和发电能源的可用性网损和短路电流水平生态环境政府的政策和管理5特高压电网发展的影响因素用电负荷增长6特高压技术的发展历程

美国的美国电力公司（AEP）、BPA电力公司、日本东京电力公司、前苏联、意大利和巴西等国的公司，于20世纪60年代末或70年代初开始进行特高压可行性研究。6特高压技术的发展历程美国的美国电力公司（A6特高压技术的发展历程1970年，美国BPA电力公司拟用1100kV远距离输电线路，将喀斯喀特山脉东部煤矿区的坑口发电厂群的电力输送到西部用电负荷中心，输送容量为8000-10000MW。当时计划于1995年建成第一条1100kV线路，输送功率6000MW，经过5年后可能再建一条线路。美国AEP电力公司为了减少输电线路走廊用地和环境问题，规划在已有的765kV电网之上叠加一个1500kV特高压输电骨干电网。

6特高压技术的发展历程1970年，美国BPA电6特高压技术的发展历程20世纪70年代，前苏联规划在西伯利亚地区的坎斯克建设火力发电厂群。同时建设起于坎斯克到乌拉尔的车里雅宾斯克的1150kV输电线路，全长2500km，将西伯利亚丰富的煤电和水电电力输送到苏联的乌拉尔和其他欧洲部分的用电负荷中心。已建成埃基巴斯图兹到科克切诺夫500km和科克切塔夫到库斯坦奈400km（在哈萨克斯坦境内）1150kV输电线路。这两段线路从1985年到1992年共运行了6年。6特高压技术的发展历程20世纪70年代，前苏6特高压技术的发展历程

日本于20世纪70年代规划，80年代初开始特高压技术研究，建设东西和南北两条1000kV输电主干线，将位于东部太平洋沿岸的福岛第一