國內(nèi)外特高壓輸電技術發(fā)展情況綜述（一）調(diào)研題目：關于特高壓輸電技術國內(nèi)外發(fā)展情況的調(diào)研報告調(diào)研目的：通過認真分析和研判從檢索、查詢、索取等多渠道獲得大量的技術文獻，掌握了特高壓輸電技術國內(nèi)外的發(fā)展情況，據(jù)此完成本調(diào)研報告，為我省未來特高壓的規(guī)劃發(fā)展提出相關建議。編寫人員：何旭東、王瑗、劉斌蓉調(diào)研時間：2005.4. 2005.9調(diào)研地點：成都1.背景自從電能作為人們生活中廉價而又清潔的能源以來，隨著電網(wǎng)的不斷發(fā)展壯大，輸電電壓經(jīng)歷高壓、超高壓兩個發(fā)展階段，目前又跨入了特高壓輸電的新的歷史時期。這種發(fā)展標志著我國綜合實力的不斷提高，電力行業(yè)技術水平的提高。近來，由于石油價格的暴漲，1993年11月在宜昌召開的中國電機工程學會電力系統(tǒng)與電網(wǎng)技術綜合學術年會上發(fā)表關于著手開展特高壓輸電前期科研的建議以來，各方面的人士對特高壓輸電技術給予了高度的關注。那么何謂特高壓輸電呢？特高壓輸電系指比交流500kV輸電能量更大、輸電距離更遠的新的輸電方式。它包括兩個不同的內(nèi)涵：一是交流特高壓（UHC），二是高壓直流（HVDC）。具有輸電成本經(jīng)濟、電網(wǎng)結構簡化、短路電流小、輸電走廊占用少以及可以提高供電質(zhì)量等優(yōu)點。根據(jù)國際電工委員會的定義：交流特高壓是指1000kV以上的電壓等級。在我國，常規(guī)性是指1000kV以上的交流，800kV以上的直流。我們國家是在何種情形下進行特高壓研究的呢？不妨從如下幾個方面來看：從能源利用上來說，看國際上常以能源人均占有量、能源構成、能源使用效率和對環(huán)境的影響，來衡量一個國家的現(xiàn)代化程度。目前我國人均年消耗的能源水平很低，如果在21世紀中葉趕上國際中等發(fā)達水平，能源工業(yè)將要有大的發(fā)展。據(jù)最近召開的世界能源第十七次會議預測，世界能源工業(yè)還要進一步發(fā)展，到2030年，世界的能源產(chǎn)量將翻一番；到21世紀末再翻一番，其中主要集中在中國、印度、印尼等發(fā)展中國家。我國電力將在未來1520年內(nèi)保持快速增長，根據(jù)我國電力發(fā)展規(guī)劃，到2003年、2010年、2020年我國電力裝機容量將分別達到3.7億千瓦、6億千瓦和9億千瓦。從世界范圍來看，交流特高壓和高壓直流將長期并存，而交流特高壓輸變電設備是交流特高壓和高壓直流的基礎。而新的輸電電壓等級的出現(xiàn)取決于諸多因素。首先是長距離、大電量輸送方式的增長需求，其次是輸電技術水平、經(jīng)濟效益和環(huán)境影響等方面的考慮。由于發(fā)電廠規(guī)模的不斷增大和集中，需要遠距離大容量輸送電能；由于特高壓輸電線路的經(jīng)濟性；由于對線路走廊和變電站建設用地的限制；由于對系統(tǒng)短路電流的限制的要求等技術原因，種種因素的綜合作用刺激了實際范圍內(nèi)交流特高壓輸電技術的研究及其應用。從中國能源發(fā)展看，發(fā)電能源在未來一個很長時期將以煤炭和水力為主。到21世紀初，中國將在山西、陜西、內(nèi)蒙西部等大型煤田處建設大型和超大型火電基地。同時，西部水電也將優(yōu)先開發(fā)，除三峽工程正在建設外，金沙江下游溪落渡、向家壩等1000萬千瓦級大型水電基地也將陸續(xù)建設。這些大型電力能源基地位于中國內(nèi)陸中西部，要將巨大電能送往10002000km中國沿海發(fā)達地區(qū)的珠江三角洲、長江三角洲、京津唐等地的負荷中心。從中國電網(wǎng)發(fā)展格局看，初期將是東北、華北、華東、華中、華南五個500 kV和西北330 kV為主體的骨干網(wǎng)架，以后將實現(xiàn)大區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)，形成北部、中部、南部三大電網(wǎng)，最終逐步形成全國聯(lián)合電網(wǎng)。到2000年，各大區(qū)電網(wǎng)的裝機容最達到40006000萬千瓦，到2010年，各大區(qū)電網(wǎng)裝機容量估計達800010000萬千瓦。西北電網(wǎng)750KV輸變電示范工程是目前輸變電工程的最高電壓等級，也是全世界13個國家擁有這一電壓等級示范工程中海拔最高的一個。西北750kV輸變電示范工程是黃河上游公伯峽水電站送出的配套工程，也是西北電網(wǎng)“西電東送”和750kV網(wǎng)架建設的起步工程，是繼三峽工程之后具有里程碑意義的重點工程。該工程自2003年9月動工以來進展順利,預計整個工程在2005年年底完工，我國建設西北電網(wǎng)750kV輸變電工程目的是為了提高西北電網(wǎng)的輸電能力，推進西電東送，南北互供，全國聯(lián)網(wǎng)的實施。為西電東送北部通道的建設奠定基礎，并將為實現(xiàn)西北電網(wǎng)水火互補運行和更大范圍的電力資源優(yōu)化配置發(fā)揮重要作用。在七五、八五期間，武漢高壓研究所、電力科學研究院等科研單位曾對中國采用更高一級輸電電壓等級的問題提出了論證報告，國家有關部門也組團對國外特高壓的研究和發(fā)展進行過考察，國內(nèi)曾組織過多次全國的研討會，專家們對中國新的更高一級電壓等級提出了多種方案。歸納起來大致為兩類，一類為800 kV級；一類為百萬伏級。而且，最近從河南省電力公司獲悉，2005年6月15日我國第一條100萬伏級特高壓輸電線路已經(jīng)規(guī)劃完畢，即將開始建設。建成后該線路將擔負陜、晉兩省煤電向華中輸送240萬千瓦的送電重任。這條100萬伏級特高壓輸電線路的具體線路是:陜北-晉東南-南陽-荊門-武漢。作為國內(nèi)第一條特高壓電力通道，建成后華中電網(wǎng)將成為國內(nèi)電力能源戰(zhàn)略集散地，與周邊各省電力傳輸容量可翻一番。2.國外發(fā)展概況及國內(nèi)現(xiàn)狀特高壓交流輸電技術的研究始于60年代后半期。當時西方工業(yè)國家的電力工業(yè)處在快速增長時期，美國、前蘇聯(lián)、意大利、加拿大、德國、日本、瑞典等國家根據(jù)本國的經(jīng)濟增長和電力需求預測，都制定了本國發(fā)展特高壓的計劃。美國、前蘇聯(lián)、日本、意大利均建設了特高壓試驗站和試驗線段，專門研究特高壓輸變電技術及相關輸變電設備。2.1 前蘇聯(lián)前蘇聯(lián)從70年代末開始進行1150kV輸電工程的建設，在其第二階段建設計劃中實施了緊湊化設計，設計結果增大了自然輸送功率，減小了線路走廊，降低單位輸送容量造價，并改善了特高壓線路的電磁環(huán)境。他們還在防雷、防污閃、帶電作業(yè)、電磁環(huán)境方面有新的技術突破，并制定了相應的技術導則。1985年建成埃基巴斯圖茲科克切塔夫庫斯坦奈特高壓線路，全長900km，按1150kV電壓投入運行，至1994年已建成特高壓線路全長2634km。運行情況表明：所采用的線路和變電站的結構基本合理。特高壓變壓器、電抗器、斷路器等重大設備經(jīng)受了各種運行條件的考驗。自投運后一直運行正常。在1991年，由于前蘇聯(lián)解體和經(jīng)濟衰退，電力需求明顯不足，導致特高壓線路降壓至500kV運行。前蘇聯(lián)的1150kV線路是采用8AS330/43分裂導線，分裂間距為0.4m，拉V塔高為40m，根據(jù)不同區(qū)域的覆冰情況，檔距為385m425m，相間距離為24.2或22m，自然輸送功率為5.4GW或5.5GW。在該線路的防污設計中，針對該線路沿線污穢的分布規(guī)律、土壤狀況（穿越的部分地區(qū)屬鹽堿性土壤）及所經(jīng)區(qū)域35kV500kV線路的運行經(jīng)驗，確定線路絕緣子所采用的泄漏比距要高于常用的泄漏比距（1.5cm/kV）。在1150kV線路的防雷設計中，反擊耐雷水平可以承受高達250kA的沖擊電流，在1989年和1990年，實測1150kV線路雷擊跳閘的次數(shù)為0.3次/百公里年和0.4次/百公里年，主要是由繞擊引起的跳閘。原蘇聯(lián)最初設計的1150kV線路具有5.5GW的自然輸送功率。新設計中分裂導線數(shù)將更多，相間距離將更小。對于導線分裂數(shù)，相間距離的1150kV線路來說，自然輸送功率可高達7GW，由于電力需求不足的原因，這一設計還不曾使用于工程實際中。2.2 日本日本是世界上第二個采用交流百萬伏級電壓等級輸電的國家。為滿足沿海大型原子能電站送電到負荷中心的需要并最大程度地節(jié)省線路走廊，日本從1973年開始特高壓輸電的研究，不僅因為特高壓系統(tǒng)的輸電能力是500kV系統(tǒng)的45倍，而且可解決500kV系統(tǒng)短路電流過大難以開斷的問題。對于輸電電壓的選擇，日本在800kV至1500kV之間進行了技術比較研究，通過各方面的綜合比較，選定1000kV作為特高壓系統(tǒng)的標稱電壓。1988年為了將福島、伯崎6000至8000MW的核電向東京輸送，開始建立1000kV線路。上世紀九十年代日本已建成全長426公里的東京外環(huán)特高壓輸電線路。日本的特高壓線路為雙回線設計。采用導線分別為81028（有人居住區(qū)）或61028ACSR鋼芯鋁絞線（無人居住區(qū)），架空地線采用2500 2OPGW，絕緣子盤徑分別為320（33T），340（42T）和380（54T），線路所經(jīng)區(qū)域最高海拔為10001500，部分線段所經(jīng)區(qū)域?qū)俅笱﹨^(qū)域，覆冰現(xiàn)象嚴重。在1000kV線路的外絕緣設計中，通過采用高性能的氧化鋅避雷器和帶快速接地電阻的斷路器，有效地降低了線路的操作過電壓，使相對地最大操作過電壓降低為1.6P.U，相間最大操作過電壓降低為2.6P.U。在防污設計中，經(jīng)實測沿線污染主要是石灰?guī)r（硫酸鈣）。一般選用320的絕緣子40片。在積雪嚴重的地區(qū)，則相應增加絕緣子片數(shù)，根據(jù)試驗，塔頭各部分的間隙分別確定為：導線塔體為6.54，上相絕緣子下相橫擔的間隙為6，耐張絕緣子管形跳線橫擔為5.69，跳線塔體為6.75，在最大風偏時最高運行電壓的最小絕緣間隙為3.09。為提高1000kV線路的耐雷水平，全線均采用負屏蔽角并要求塔基接地電阻降至10以下，預計雷擊次數(shù)可比500kV線路降低50%。為改善電磁環(huán)境，在居住相對稠密的地區(qū)，采用81028的導線，有效地改善了電暈性能和抗風噪音性能。對于風噪音比較突出的地區(qū)，則采用專門研制的具有抗風噪音性能的導線或61029導線。為保證特高壓系統(tǒng)的可靠運行，日本建設了鹽原、赤城兩個特高壓試驗研究基地，對由多家制造商研制的特高壓輸變電設備在新近名特高壓變電站進行了長達8年的全電壓運行考核。運行情況良好，證明特高壓輸變電設備可滿足系統(tǒng)的可靠運行。2.3 美國1967年，美國通用電氣公司（GE）與電力研究協(xié)會（EPRI）開始執(zhí)行特高壓研究計劃，并在匹茲費爾德市建立了特高壓試驗中心。1974年將單相試驗設備擴建為1 0001 5000kV三相系統(tǒng)。同年將以前對3451 5000kV的各種單相試驗成果匯編成書，并于1975年出版。1975年開始利用三相系統(tǒng)驗證以前單相試驗的各項結果，并進一步研究三相線路的有關問題，如相間距離、導線排列、邊相與中相采用不同分裂導線以及分裂導線中的導線不對稱排列等。試驗線段全長525m。1969年美國電力公司(AEP)與瑞典通用電氣公司（ASEA）擬訂了為期10年的特高壓研究計劃，后延長到1983年。試驗站占地1.60.8km2,有915m試驗線段及60m長的導線試驗器。美國邦維爾電力局（BPA）有2處特高壓試驗站：（1）里昂地區(qū)雨霧氣象條件變化廣泛，建有1 200kV 2.2km三相電氣試驗線段，1977年5月開始充電使用；（2）俄勒岡州莫洛附近建有2km機械性能試驗線段，可進行桿塔結構荷載、導線運動、線路金具等問題的研究。2.4歐洲原西德當時對420、800及1 200kV 3種電壓的輸電工程的研究進行比較，結果表明，當輸電距離超過100km時，1 200kV 輸電最為經(jīng)濟，但與800kV 相比經(jīng)濟上優(yōu)越性不顯著。此外，輸電電壓越高，線路走廊面積越小。隨著輸電距離的增加，1 200kV輸電的優(yōu)越性更為突出，這些都有按西德當時情況下計算得出的具體數(shù)據(jù)。法、意兩國當時應西歐國際發(fā)供電聯(lián)合會的要求，對歐洲大陸選用800kV或1 050kV輸電的利弊做了比較。初步結果表明，當輸電容量為500萬kW,輸電距離超過150km時，采用800kV或1 050kV 輸電就比400kV經(jīng)濟。在絕大多數(shù)情況下，800kV和1 050kV輸電的造價相差不大。意大利的特高壓試驗由國家主導。全國各地參加1 000kV 科研規(guī)劃的單位共有7個試驗場和2個雷電記錄站：（1）蘇委來托特高壓試驗基地進行電氣和機械性能試驗及變電所各種設備的試驗；（2）普拉達納帕斯試驗站進行導線振動和舞動試驗、并研究分裂導線覆冰荷載和間隔棒的運行特性；（3）考爾塔諾試驗站研究導線振動和舞動；（4）布魯亥利歐試驗室進行導線和間隔棒振動試驗以及絕緣子串耐熱機械特性試驗；（5）布魯亥利歐、圣卡特利納、鮑托馬亥拉和圣高自然污穢試驗站研究各種污染條件下的絕緣子特性；（6）沙蘇底帕爾和蒙代奧沙試驗站進行雷電流和雷暴長期記錄工作；（7）米蘭意大利電氣中心試驗所進行變電所和線路設備的大電流動態(tài)試驗及斷路器斷流試驗。瑞典查麥斯大學高電壓試驗場可進行交流1 000kV電氣試驗，試驗場內(nèi)建有240m特高壓試驗線段。另有180m的絕緣子試驗線段。目前美國、獨聯(lián)體、日本、意大利、德國、法國均有生產(chǎn)特高壓變壓器與電抗器的能力。獨聯(lián)體和日本已分別生產(chǎn)過常規(guī)的特高壓開關和氣體絕緣組合電器。獨聯(lián)體、日本、意大利、瑞典等國，已能生產(chǎn)特高壓無間隙避雷器。2.5 我國特高壓輸電技術現(xiàn)狀我國是從1986年開始立項研究交流特高壓輸電技術。前期研究包括國內(nèi)外特高壓輸電的資料收集與分析，內(nèi)容涉及特高壓電壓等級的論證、特高壓輸電系統(tǒng)、外絕緣特性、電磁環(huán)境、特高壓輸變電設備及特高壓輸電工程概況等。八五期間又開展了“特高壓外絕緣特性初步研究”，對長間隙放電的飽和性能進行了分析和探討，對實際結構布置下導線與塔體的間隙放電進行了試驗研究。1994年在武漢高壓研究所建成了我國第一條百萬伏級特高壓輸電研究線段，桿塔為真型模擬拉V塔。三相導線水平排列，導線采用8分裂，分裂直徑為1.04。為滿足特高壓試驗的需要，97年開展了利用工頻試驗裝置產(chǎn)生長波頭操作波的研究，通過改造工頻試驗裝置，可產(chǎn)生電壓為2250kV，波頭時間為2800s5000s的長波頭操作波。與此同時我國開展了關于特高壓線路對環(huán)境影響的研究，研究結果表明，當采用8分裂導線，分裂直徑為1m時，特高壓線路的地面靜電感應水平與500kV輸電線路水平基本相當，無線電干擾水平小于500kV輸電線路，可聽噪聲在公眾所接受的范圍內(nèi)。近期有關專家還進行了涉及特高壓輸電線繼電保護配置方案、特高壓時電線路繼電保護特殊問題、特高壓輸變電設備應用、延至1000kV級特高壓變壓器、特高壓系統(tǒng)的可控電抗器原理與結構、1100kV特高壓開關設備技術、百萬伏級特高壓避雷器、特高壓電磁產(chǎn)品、絕緣子、絕緣技術、絕緣子串電壓分布測試、沖擊電壓放電特性、1000kV特高壓試驗線段金具的研制、工頻電場、放電特性、導線基桿塔、雷擊跳閘等多方面問題的研究與分析。我國在特高壓輸電技術上目前已具備的基礎和條件，首先有大量的研究成果可供應用和借鑒，日本、前蘇聯(lián)、美國、意大利等國都曾建設專門的試驗基地，對特高壓技術進行了長期的全面研究，我國應充分發(fā)揮后發(fā)研究的優(yōu)勢，不需從頭開始，可在消化吸收的基礎上，著重研究過電壓的限制、無功補償與平衡、設備制造等關鍵技術問題，并盡快進入工業(yè)試驗。第二有實際工程的運行經(jīng)驗可供考慮。前蘇聯(lián)早在1985年就設計制造了全套特高壓輸變電設備，在投入1150kV全電壓運行后，變壓器、斷路器、電抗器、避雷器等變電設備運行情況正常。從1995年以來，日本的特高壓輸變電設備包括變壓器、斷路器、隔離開關、高速接地開關、避雷器、CT、PT等在新近名特高壓變電站進行了長達8年的全電壓運行考核，不曾出現(xiàn)運行故障。由于國外已有特高壓實際工程建設在先，其設計、施工、運行經(jīng)驗均可供我國學習和參考。第三國內(nèi)已有較好的技術基礎和條件。我國目前已在武漢建立了特高壓試驗研究基地，試驗設備完全具備進行各項特高壓試驗的條件和能力，已進行了各項特高壓的專題研究工作。另外，我國的設計和制造單位通過西北750kV工程，進一步具備了制造特高壓設備的條件和基礎，考慮到設備的成熟性部分特高壓輸變電設備在建設初期還可從國外引進。我國特高壓輸電技術還需在無功平衡措施、消除潛供電弧措施、限制過電壓的措施及絕緣配合、串聯(lián)電容補償裝置、外絕緣、特高壓設備等問題上進行重點技術研究。2005年7月底據(jù)可靠消息稱，建設特高壓試驗示范工程預計將在年內(nèi)開工，按照自主創(chuàng)新、標準統(tǒng)一、規(guī)模適中、安全可靠的建設原則，通過優(yōu)選，國家電網(wǎng)公司推薦的晉東南-南陽-荊門特高壓試驗示范工程方案，得到了顧問小組專家院士們的充分肯定。7月，晉東南-南陽-荊門試驗示范工程可行性研究已經(jīng)完成，線路、變電站設計方案基本確定，主要設備選型及其參數(shù)通過了專家審查。國家電網(wǎng)公司正在積極推進試驗示范工程建設各項前期準備工作。而且，金沙江一期正負800千伏直流送出工程前期工作進展順利，根據(jù)水電站建設進度，第一條直流特高壓輸電線路工程需要2008年開工建設，2011年建成投產(chǎn)。3.特高壓交流輸電與超高壓交流輸電和超高壓直流輸電的比較3.1 特高壓交流輸電與超高壓交流輸電的技術經(jīng)濟比較3.1.1 特高壓輸電技術的可行性特高壓輸電工程能否實施除經(jīng)濟因素外，特高壓輸電技術是否具有可行性也是關鍵所在。特高壓輸電技術相比超高壓輸電技術，由于電壓等級高，其技術難度大是毋庸置疑的。為此，國外許多國家從70年代開始對特高壓技術進行了大量研究，取得了特高壓輸電的大量成果。前蘇聯(lián)、日本已分別建成了1150kV和1000kV特高壓線路，美國EPRI、BPA、AEP和GE公司及意大利電力公司也分別于70年代完成了10001500kV試驗線路。此外，美、前蘇聯(lián)、日、意、加等國還建成了相應的研究特高壓輸電的試驗室、試驗場，并對特高壓輸電可能產(chǎn)生的許多問題如過電壓、可聽噪聲、無線電干擾、生態(tài)環(huán)境影響等進行了大量的研究，并取得了相當多的成果，可以說對1200kV以下的科研工作已基本完成。特高壓交流輸電技術已能夠?qū)嶋H應用1。3.1.1.1操作過電壓限制及外絕緣由于特高壓操作波放電特性會直接影響線路設備的外絕緣尺寸和造價，若出現(xiàn)飽和效應更會非線性增加尺寸，使造價過高，因此有必要將操作過電壓限制到一個較低水平。日、美、前蘇聯(lián)的研究表明采用帶分合閘電阻的斷路器、氣體絕緣開關技術、高性能MOA以及并聯(lián)高壓電抗器可使操作過電壓1.6p.u.（見表1）。若采用智能型合閘（可控合閘）斷路器，其合閘過電壓還可進一步降低。如此，大幅度縮小了特高壓線路和設備的尺寸。如日本建成的1000kV特高壓輸電線路操作過電壓相對地為1.6 p.u，相間為2.6 p.u，按真型試驗求得間隙放電特性曲線，相導線對塔體所需間隙僅約6.5m。并且，為了減輕桿塔的重量降低桿塔的高度，研制出了高強度張力鋼，對塔體進行了優(yōu)化并通過對真型塔的試驗，最后采用高強度鋼管塔，這種高強度鋼的抗拉強度達到60kg/mm2，使用這種高強度鋼管塔比延用常規(guī)鐵塔強度可提高30環(huán)，重量減輕15%。通過EMTP精確計算過電壓并進行合理的絕緣配合，使桿塔高度從原設計的143m降至108M。原蘇聯(lián)建成的1150kV線路通過并聯(lián)高壓電抗器達到100%的補償，在線路端部安裝MOA，斷路器斷口并聯(lián)電阻，使操作過電壓1.6 p.u。盡管建設初期的相間距離達24.2m，但經(jīng)過研究，完全可將相間距離減小。原蘇聯(lián)1150kV線路約5年的運行記錄中無一起因操作波引起的外絕緣閃絡事故。而且，為了減少特高壓巨型變壓器、電抗器的尺寸和重量，還采用了性能優(yōu)良的絕緣材料和合理的磁路結構，防止漏磁和局部過熱，從而提高了單位容量。1979年制造的1150/500kV, 667MVA單相自藕變壓器總重為520t，帶油運輸重量為480t，而1991年制造出新型自耦變壓器在容量不變的條件下總重量降為425t，運輸重量降為390t。日本為縮小特高壓變壓器的尺寸開發(fā)了復合絕緣技術，為簡化特高壓氣體斷路器的結構，研究了減少斷路器斷口的新技術，采用這一新技術可使特高壓斷路器由原來的6個斷口減為4個斷口甚至2個斷口。3.1.1.2 特高壓輸變電設備前蘇聯(lián)在1985年就設計制造了全套特高壓輸變電設備，投入全電壓運行后，變壓器、斷路器、電抗器、避雷器等變電設備情況良好，并無比750kV設備更高的故障率；日本由于需求不足，目前是1000kV線路降壓500kV運行，但特高壓變電站設備卻是在1000kV全電壓下長期帶電運行，變電站采用SF6全組合電器，包括變壓器、斷路器、隔離開關、高速接地開關、避雷器、CT、PT等，從1995年以來，以上設備在新榛名特高壓變電站長期全電壓運行考核，還不曾出現(xiàn)運行故障及任何內(nèi)外絕緣的擊穿、閃絡等問題。3.1.1.3 潛供電弧的熄滅時間特高壓線路的潛供電流大，恢復電壓高，潛供電弧難以熄滅，影響單相重合閘的無電流間歇時間和成功率。日本在特高壓系統(tǒng)中采用快速接地開關，合閘后可使故障相潛供電弧快速熄滅，單相重合閘時間1s，較好地解決了這一問題。前蘇聯(lián)采用中性點小電抗也可限制特高壓線路的潛供電流，單相重合閘時間雖稍長，但亦能滿足要求。3.1.1.4 感應電壓及電流特高壓線路的場強，由于桿塔結構比超高壓線路更緊湊，有可能更高，但導線采用三角排列時周圍的場強可以降低。在線路走廊邊緣特高壓和超高壓的場強大致相同。3.1.1.5 電磁環(huán)境及電暈損耗電暈損耗、無線電干擾、噪音等與導線結構及布置方式緊密相關。關于特高壓的電磁環(huán)境影響，各國的研究均表明，只要合理選擇分裂導線子導線的半徑和根數(shù)，以及分裂間距及離地高度，特高壓線路的電暈損耗、電磁干擾、可聽噪音等均可限制在允許范圍內(nèi)。日本對特高壓線路環(huán)境影響長達十幾年的研究中，采用8810mm2導線，分裂直徑為1.04m，可使導線下的噪音50dB，其電磁干擾和地面場強均限制在和500kV線路相當?shù)乃剑灾灰槍μ馗邏合到y(tǒng)電場高的特點給予合理的設計，不會產(chǎn)生比500kV、750kV線路更突出的電磁環(huán)境問題。3.1.1.6 生態(tài)環(huán)境影響通過電場對動、植物和人體影響的試驗研究表明，采用合理的導線結構和布置方式，特高壓線路不會對生態(tài)環(huán)境造成危害。至于特高壓對人體病理和遺傳的影響還需要經(jīng)過長期觀察才能得出結論。3.1.2 特高壓與超高壓的經(jīng)濟性比較美國對1100kV和500kV輸變電設備成本作過比較，發(fā)現(xiàn)除了發(fā)電機升壓變壓器1100kV比500kV高40%-50%外，1100kV的輸電線路、斷路器及其構架、并聯(lián)電抗器的成本均比500kV的要低（見表2）。美國BPA經(jīng)過研究分析后認為，只要輸電容量超過6000M W，采用1200kV就要比500k V的經(jīng)濟。日本利用數(shù)學模型對比了1100kV和800kV輸電的成本費用，認為前者比后者可節(jié)省工程造價3%（見表3）。表3 日本線路造價的經(jīng)濟性比較 1012日元前蘇聯(lián)認為當輸送距離大于700km和輸送容量大于4500M W 的情況下，用1150kV最為經(jīng)濟。在輸送相同容量情況下，采用1150kV比采用500kV可節(jié)省鋼材1/3，節(jié)省導線1/2，節(jié)省施工費1/2，節(jié)省線路變電站建設費10%15%。日本對1100 kV和500kV造價預算進行了比較，認為在輸送相同功率時1100kV可比500kV節(jié)省投資25%左右。前蘇聯(lián)對西伯利亞烏拉爾輸電工程按1150、750kV電壓等級進行了經(jīng)濟性比較分析（見表4）。顯然特高壓輸送單位容量的投資較小。表4 西伯利亞烏拉爾輸電線路造價的經(jīng)濟性比較可節(jié)約輸電線路走廊和變電站面積。線路走廊約占線路總造價的5-10%，因此節(jié)省走廊即可節(jié)省相當大的投資，更重要的是在某些特殊地形下(例如山區(qū)或狹窄地帶)根本不可能有較寬的線路走廊。表5列出了1100kV和550kV輸送相同功率時所需走廊的寬度和線路的回路數(shù)。由此可知1100kV走廊僅為550kV走廊的24.5%-73.7。1 200 kV 和500 kV 的線路相比，變電站面積只有后者的1/ 2。表5 1100kV和550kV線路輸送相同功率時所需走廊寬度和線路條數(shù)的比較特高壓交流輸電輸送能量大，一回1150kV交流輸電線路可替代6回500kV交流線路，明顯提高電能傳輸?shù)慕?jīng)濟性。特高壓輸電的經(jīng)濟性還體現(xiàn)在降低線損上。1100kV輸電線路的線損僅為500k V的1/2,上述數(shù)據(jù)定性地說明了發(fā)展特高壓輸電在經(jīng)濟上是有吸引力的。3.2 超高壓直流輸電與特高壓交流輸電的比較3.2.1 直流輸電技術的優(yōu)點3.2.1.1 經(jīng)濟方面（1）線路造價低。對于架空輸電線，交流用三根導線，而直流一般用兩根，采用大地或海水作回路時只要一根，能節(jié)省大量的線路建設費用。對于電纜，由于絕緣介質(zhì)的直流強度遠高于交流強度，如通常的油浸紙電纜，直流的允許工作電壓約為交流的3倍，直流電纜的投資少得多。（2）年電能損失小。直流架空輸電線只用兩根，導線電阻損耗比交流輸電小;沒有感抗和容抗的無功損耗;沒有集膚效應，導線的截面利用充分。另外，直流架空線路的“空間電荷效應”使其電暈損耗和無線電干擾都比交流線路小。所以，直流架空輸電線路在線路建設初投資和年運行費用上均較交流經(jīng)濟。3.2.1.2 技術方面（1）不存在系統(tǒng)穩(wěn)定問題，可實現(xiàn)電網(wǎng)的非同期互聯(lián)，而交流電力系統(tǒng)中所有的同步發(fā)電機都保持同步運行。兩端交流輸電系統(tǒng)的等值電路見圖1。輸送功率為:P = (E1E2/Xx)sm，式中:E1 E2分別為受送端交流系統(tǒng)的等值電勢；Xx為線路、發(fā)電機、變壓器的等值電抗；S為兩電勢的相角差。圖1 雙端交流輸電系統(tǒng)等值電路圖由此可見，在一定輸電電壓下，交流輸電容許輸送功率和距離受到網(wǎng)絡結構和參數(shù)的限制，還須采取提高穩(wěn)定性的措施，增加了費用。而用直流輸電系統(tǒng)連接兩個交流系統(tǒng)，由于直流線路沒有電抗，不存在上述穩(wěn)定問題。因此，直流輸電的輸送容量和距離不受同步運行穩(wěn)定性的限制.還可連接兩個不同頻率的系統(tǒng)，實現(xiàn)非同期聯(lián)網(wǎng)，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。（2）限制短路電流。如用交流輸電線連接兩個交流系統(tǒng)，短路容量增大，甚至需要更換斷路器或增設限流裝置。然而用直流輸電線路連接兩個交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)的“定電流控制，將快速把短路電流限制在額定功率附近，短路容量不因互聯(lián)而增大。（3）調(diào)節(jié)快速，運行可靠。直流輸電通過可控硅換流器能快速調(diào)整有功功率，實現(xiàn)“潮流翻轉(zhuǎn)”(功率流動方向的改變)，在正常時能保證穩(wěn)定輸出，在事故情況下，可實現(xiàn)健全系統(tǒng)對故障系統(tǒng)的緊急支援，也能實現(xiàn)振蕩阻尼和次同步振蕩的抑制。在交直流線路并列運行時，如果交流線路發(fā)生短路，可短暫增大直流輸送功率以減少發(fā)電機轉(zhuǎn)子加速，提高系統(tǒng)的可靠性。（4）沒有電容充電電流。直流線路穩(wěn)態(tài)時無電容電流，沿線電壓分布平穩(wěn)，無空、輕載時交流長線受端及中部發(fā)生電壓異常升高的現(xiàn)象，也不需要并聯(lián)電抗補償。（5）節(jié)省線路走廊。按同電壓500 kV考慮，一條直流輸電線路的走廊40 m，一條交流線路走廊50 m，而前者輸送容量約為后者2倍，即直流傳輸效率約為交流2倍。3.2.2 直流輸電技術的不足：（1）換流裝置較昂貴。這是限制直流輸電應用的最主要原因。在輸送相同容量時，直流線路單位長度的造價比交流低;而直流輸電兩端換流設備造價比交流變電站貴很多。這就引起了所謂的“等價距離”問題。（2）消耗無功功率多。一般每端換流站消耗無功功率約為輸送功率的40%60%,需要無功補償。（3）產(chǎn)生諧波影響。換流器在交流和直流側(cè)都產(chǎn)生諧波電壓和諧波電流，使電容器和發(fā)電機過熱、換流器的控制不穩(wěn)定，對通信系統(tǒng)產(chǎn)生干擾。（4）就技術和設備而言，直流波形無過零點，滅弧困難。目前缺乏直流開關而是通過閉鎖換流器的控制脈沖信號實現(xiàn)開關功能。若多條直流線路匯集一個地區(qū)，一次故障也可能造成多個逆變站閉鎖，而且在多端供電方式中無法單獨地切斷事故線路而需切斷全部線路，從而會對系統(tǒng)造成重大沖擊。（5）從運行維護來說，直流線路積污速度快、污閃電壓低，污穢問題較交流線路更為嚴重。與西方發(fā)達國家相比，目前我國大氣環(huán)境相對較差，這使直流線路的清掃及防污閃更為困難。設備故障及污穢嚴重等原因使直流線路的污閃率明顯高于交流線路。（6）不能用變壓器來改變電壓等級。直流輸電主要用于長距離大容量輸電、交流系統(tǒng)之間異步互聯(lián)和海底電纜送電等。與直流輸電比較，現(xiàn)有的交流500kV輸電(經(jīng)濟輸送容量為1 000 kW,輸送距離為300500 km)已不能滿足需要，只有提高電壓等級，采用特高壓輸電方式，才能獲得較高的經(jīng)濟效益。3.2.3 特高壓交流輸電的主要優(yōu)點（1）提高傳輸容量和傳輸距離。隨著電網(wǎng)區(qū)域的擴大，電能的傳輸容量和傳輸距離也不斷增大。所需電網(wǎng)電壓等級越高，緊湊型輸電的效果越好。（2）提高電能傳輸?shù)慕?jīng)濟性.輸電電壓越高輸送單位容量的價格越低。（3）節(jié)省線路走廊和變電站占地面積。一般來說，一回1150 kV輸電線路可代替6回500 kV線路。采用特高壓輸電提高了走廊利用率。（4）減少線路的功率損耗, 就我國而言, 電壓每提高1 % , 每年就相當于新增加500萬kW 的電力, 500 kV輸電比1200 kV的線損大5倍以上。（5）有利于連網(wǎng)，簡化網(wǎng)絡結構，減少故障率。3.2.4 特高壓輸電的主要缺點特高壓輸電的主要缺點是系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性問題不易解決。自1965-1984年世界上共發(fā)生了6次交流大電網(wǎng)瓦解事故，其中4次發(fā)生在美國，2次在歐洲。這些嚴重的大電網(wǎng)瓦解事故說明采用交流互聯(lián)的大電網(wǎng)存在著安全穩(wěn)定、事故連鎖反應及大面積停電等難以解決的問題。特別是在特高壓線路出現(xiàn)初期，不能形成主網(wǎng)架，線路負載能力較低，電源的集中送出帶來了較大的穩(wěn)定性問題。下級電網(wǎng)不能解環(huán)運行，導致不能有效降低受端電網(wǎng)短路電流，這些都威脅著電網(wǎng)的安全運行。另外，特高壓交流輸電對環(huán)境影響較大。由于交流特高壓和高壓直流各有優(yōu)缺點，都能用于長距離大容量輸電線路和大區(qū)電網(wǎng)間的互聯(lián)線路，兩者各有優(yōu)缺點。輸電線路的建設主要考慮的是經(jīng)濟性，而互聯(lián)線路則要將系統(tǒng)的穩(wěn)定性放在第一位。隨著技術的發(fā)展，雙方的優(yōu)缺點還可能互相轉(zhuǎn)化。兩種輸電技術將在很長一段時間里并存且有激烈的競爭。在超高壓交流輸電方面，若在500kV電壓等級上采用750kV（最高運行電壓800kV），有可能因兩級電壓相距太近，會造成電磁環(huán)網(wǎng)多、潮流控制困難、電網(wǎng)損耗大等問題，而且，即使今后采用靈活交流輸電技術或緊湊型輸電技術，輸電容量的有限增加仍難以滿足電力系統(tǒng)長遠發(fā)展的需要。綜上所述，與750kV交流輸電相比較，特高壓在大容量遠距離輸電和建設全國的堅強電網(wǎng)方面具有一定的優(yōu)勢，在技術和設備上并無不可逾越的技術難題，在建設投資和運行上也較為經(jīng)濟。4 特高壓輸電實用技術問題研究我國電網(wǎng)的快速發(fā)展需要更高電壓等級的輸電技術，特高壓交流輸電不僅可以減少線路回數(shù)，節(jié)省線路走廊，而且可使電網(wǎng)更加堅強，利于解決短路電流過大而超過開關容量極限的問題。我國特高壓線路的建設應結合我國的具體情況，充分汲取國外特高壓工程的經(jīng)驗教訓，在線路的建設和運行過程中，進一步深化和完善特高壓技術的研究，并考核技術的成熟性和設備的可靠性，在技術經(jīng)濟的比較上進一步開展工作。特高壓線路的建設主要涉及以下幾方面的技術問題：4.1特高壓輸電系統(tǒng)的過電壓和絕緣配合在特高壓輸電系統(tǒng)研究中，對過電壓和絕緣配合的研究是其它研究課題（如特高壓設備研制）的前提和基礎，是能否采用特高壓的關鍵之一。我國特高壓電網(wǎng)的發(fā)展，將從遠距離開始，對過電壓和絕緣配合方面來說，將提出更苛刻的要求。4.1.1工頻過電壓工頻過電壓主要是由空載線路電容效應、不對稱接地故障和甩負荷等原因引起的，它和系統(tǒng)結構、容量、參數(shù)及運行方式有關。工頻過電壓的大小直接影響操作過電壓的大小，同時又是選擇避雷器額定電壓的依據(jù)。特高壓系統(tǒng)由于線路電容效應、不對稱接地和甩負荷，工頻過電壓仍然是很高的。并聯(lián)電抗器是限制工頻過電壓的有效措施。我國特高壓輸電線路較長，必須在線路上安裝并聯(lián)電抗器。由于運行方式變化，線路上的無功功率變化很大。為了無功平衡和調(diào)壓，要求并聯(lián)電抗器應能隨線路輸送功率而自動調(diào)節(jié)電感量。表6列出了國外特高壓系統(tǒng)過電壓倍數(shù)，前蘇聯(lián)的工頻過電壓倍數(shù)是由其避雷器滅弧電壓倒推而得。日本最大工頻暫態(tài)過電壓1.5p.u.是雙回線路同時無故障跳閘而引起的。由于我國特高壓輸電線路要裝電抗器，此類過電壓不高，取1.4p.u.(0.2s)是合適的。表6國別日本前蘇聯(lián)意大利美國BPA美國AEP對中國的建議值最高工作電壓Um/kV1 1001 2001 0501 2001 6001 100工頻暫態(tài)過電壓倍數(shù)1.301.50*1.441.351.301.101.301.40*操作過電壓倍數(shù)1.601.60(1.80)1.701.501.601.60注：“*”為0.2s值。為降低特高壓電氣設備絕緣水平，必須降低工頻過電壓，主要措施可采取以下幾種。(1) 改變保護操作方式工頻過電壓在接地故障時比較高，如果當線路發(fā)生單相接地故障時，單相自動重合閘不成功，可以先開斷故障相，然后再開斷健全相。這樣的保護操作方式，工頻過電壓主要受接地系數(shù)影響。(2) 采用可控并聯(lián)電抗器當線路潮流大時，可控電抗器容量變小。當線路潮流小時，可控電抗器容量可以變得足夠大，當線路故障時，或者工頻過電壓偏高時，可控電抗器容量可迅速變化，有效地限制工頻電壓的升高，這是特高壓系統(tǒng)比較理想的無功補償方式。(3) 對大型發(fā)電機應考慮可以進相運行，特別是接入特高壓系統(tǒng)的主要大型發(fā)電機應可以進相運行。當小負荷進相運行時暫態(tài)電勢低了，工頻過電壓也自然就低了。4.1.2潛供電流特高壓線路的潛供電流大，恢