特高压输电系统过电压研究----工频过电压的仿真与幅值比较
摘要:随着我国电力需求的快速增长，建设特高压电网已成为解决电网发展需求的必然选择。而限制特高压输电系统的过电压水平是特高压输电工程建设的关键课题。本文简述了国内外特高压交、直流的现状及发展状况，特高压输电过电压的分类，并结合PSCAD/EMTDC仿真软件，对工频过电压进行了研究讨论。关键词:特高压电网直流交流比较过电压仿真计算
一、概述
特高压电网指1000千伏的交流或+800千伏的直流电网。特高压电网形成和发展的基本条件是用电负荷的持续增长以及大容量、特大容量电厂的建设和发展，其突出特点是大容量、远距离输电. 用电负荷的持续增长以及大容量、特大容量电厂的建设和发展呼唤特高压电网的发展建设。那么，在世界范围内，虽然特高压输变电技术的储备是足够的，但取得的运行经验是初步的，还存在风险和困难，有些技术问题还需要进行深入的研究，同时累积运行经验。我们小组通过相关仿真软件的计算和仿真，来着重研究特高压输电系统内的过电压问题。特高压交流输电线路具有输送容量大、输电损耗低、节约线路走廊等优点，特高压电网的建设可很好地解决超高压线路输送能力不足、损耗大、经济发达地区线路走廊紧张以及超高压系统短路容超标等问题，在发电中心向负荷中心远距离大规模输电、超高压电网互联等情况下具有明显的经济、环境优势，是我国电网发展的方向。大容量、远距离的特高压系统自身的无功功率很大，每100 km的1000 kV线路无功可达530 Mvar左右，这使得特高压系统在甩负荷时可能导致严重的工频过电压。由于工频过电压种类众多，尤其是同塔双回线路更多，若计算所有种类过电压则工作量巨大。目前过电压计算中一般选取幅值较高的几种过电压进行计算，但由于对各种过电压幅值相对大小的认识存在差异，已有文献在计算中选取的工频过电压种类存在差异，可能导致计算结果与实际工频过电压水平存在一定偏差。
二、特高压输电系统的分类
特高压输电技术是指在500kV以及750kV交流和±500kV直流之上采用更高一级电压等级的输电技术，包括交流特高压输电技术和直流特高压输电技术两部分,由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区,结构清晰的大电网。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。其具体分为特高压直流输电系统和特高压交流输电系统。
1、特高压直流输电系统概述
目前，特高压直流输电技术在全世界都还没有成熟的应用经验，在可行性研究阶段不仅需要对电磁环境影响、绝缘配合和外绝缘特性等关键技术进行研
究，而且还需要结合特高压的特点对输电方案拟定、换流站站址及接地极极址选择、线路路径选择以及系统方案比较等主要技术原则进行充分论证，才能为项目业主和政府主管部门提供可靠的决策依据。
在全世界范围内，其发展现状如下：
20世纪80年代前苏联曾动工建设哈萨克斯坦—中俄罗斯的长距离直流输电工程，输送距离为2400km，电压等级为±750kV，输电容量为6GW；巴西和巴拉圭两国共同开发的伊泰普工程采用了±600kV直流和765kV交流的超高压输电技术，第一期工程已于 1984年完成，1990年竣工，运行正常；1988-1994 年为了开发亚马逊河的水力资源，巴西电力研究中心和ABB组织了包括±800kV 特高压直流输电的研发工作，后因工程停止而终止了研究工作。
2、特高压交流输电系统概述
特高压交流输电是指1000千伏及以上的交流输电，具有输电容量大、距离远、损耗低、占地少等突出优势。
特高压交流输电线路具有输送容量大、输电损耗低、节约线路走廊等优点，特高压电网的建设可很好地解决超高压线路输送能力不足、损耗大、经济发达地区线路走廊紧张以及超高压系统短路容量超标等问题，在发电中心向负荷中心远距离大规模输电、超高压电网互联等情况下具有明显的经济、环境优势，是我国电网发展的方向。
特高压交流输电系统具有如下的优势：
按自然传输功率计算，1条特高压线路的传输功率相当于4～5条500kV超高压线路的传输功率（约4000～5000MVA），这将节约宝贵的输电走廊和大大提升中国电力工业可持续发展的能力。
技术的角度看，采用特高压输电技术是实现提高电网输电能力的主要手段之一，还能够取得减少占用输电走廊、改善电网结构等方面的优势；从经济方面的角度看，根据目前的研究成果，输送10GW水电条件下，与其它输电方式相比，特高压交流输电有竞争力的输电范围能够达到1000～1500公里。如果输送距离较短、输送容量较大，特高压交流的竞争优势更为明显。
特高压交流输电的发展前景：
电力系统和输电规模的扩大，世界高新技术的发展，推动了特高压输电技术的研究。从上世纪60年代开始，前苏联、美国、日本和意大利等国，先后进行基础性研究、实用技术研究和设备研制，已取得了突破性的研究成果，制造出成套的特高压输电设备。前苏联已建成额定电压1150kV（最高运行l200kV）的交流输电线路1900多公里并有900公里已经按设计电压运行；日本已建成额定电压l0OOkV(最高运行电压llOOkV)的同杆双回输电线路426公里。百万伏级交流线路单回的输送容量超过5000MW，且具有明显的经济效益和可靠性，作为中、远距离输电的基干线路，将在电网的建设和发展中起重要的作用。
三、特高压输电系统过电压的分类
特高压输电系统中的内过电压形式主要有：操作过电压，暂时过电压（工
频过电压和谐振过电压）等。国内外对特高压输电系统内部过电压的研究主要
集中在操作过电压和工频过电压(主要是甩负荷引起的工频电压升高)。特高压输电系统中的外部过电压主要是雷击过电压。
1、工频过电压
工频电压升高主要是由空载线路电容效应、不对称接地故障和甩负荷等原因引起的，与系统结构、容量、参数及运行方式有关。由于特高压输电线路的充电功率大、线路长，所以工频暂态过电压高。输电线路长线方程如下：
在特高压输电线路中，相对于线路的电感和电容，线路的电阻R和对地漏电导G非常小，在分析中可以忽略。当线路末端开路时，末端线路电压与电源电势的关系如下：
Zs是系统等值阻抗。式(2)表明，线路越长，系统等值阻抗越大，线路末端电压也越大。
限制工频过电压的措施主要有：
（1）并联高压电抗器。
由于并联电抗器的电感能够补偿线路的对地电容，减小流经线路的容性电流，消弱电容效应，所以使用并联高压电抗器，是限制特高压输电线工频过电压的最主要手段。选择适当的电抗器容量和安装位臵，就可将工频过电压限制在允许的范围内。此外，并联电抗器还涉及到无功平衡、潜供电流补偿等方面的问题，因此必须综合考虑系统的结构、参数、可能出现的运行方式及故障形式等各方面的因素，合理地选取电抗器的补偿度和安装位臵。
当工频电压升高超过一定值时，可在线路上安装并联电抗器，补偿线路的对地电容，消弱线路的电容效应，抑制线路的电压升高。电抗器可视需要，安
装在线路的首端、末端或中部。
（2）使用可调节或可控高抗。
重载、长线80％～90％左右的高抗补偿度，可能给正常运行时的无功补偿和电压控制造成相当大的问题，甚至影响到输送能力MJ。解决此问题，比较好的方法就是使用可控或可调节高抗，即重载时，运行在低补偿度，由电源向线路输送的无功减少，使电源的电动势不至于太高，利于无功的平衡和提高输送能力；当出现工频过电压时，快速控制到高补偿度。
（3）使用金属氧化物避雷器(MOA)。
随着金属氧化物避雷器(MOA)性能的提高，使通过MOA来限制短时高幅值工频过电压成为可能，但对MOA的能量也提出了很高的要求。在我国，由于采用了高压并联电抗器，不需要将MOA作为限制工频过电压的主要手段，仅在特殊情况下考虑采用。
2、操作过电压
操作过电压是决定特高压系统绝缘水平的最重要依据。特高压系统主要考虑3种操作过电压：合闸(包括单相重合闸)、跳闸和接地短路过电压。
操作过电压是特高压电网绝缘水平的决定性因素。当开关操作或事故状态引起系统拓扑结构发生改变时，系统中各储能元件之间的电磁能量相互转换，就会产生操作过电压。与工频过电压相比，操作过电压具有幅值高、存在高频振荡、强阻尼及持续时间短等特点。由于操作过电压与系统的额定电压有关，所以特高压输电系统中的操作过电压问题就更为突出。在特高压系统中，常见的操作过电压有以下几种：切除空载线路过电压(即跳闸过电压)、合闸空载线路过电压(即合闸过电压)和接地短路过电压等。以下介绍几个操作过电压的产生及各自的限制措施。
（1）跳闸过电压。
切除空载线路是电力系统常见的操作之一。产生过电压的原因是，断路器跳闸的过程中发生电弧的重燃。断路器切断的是较小的容性电流，通常为几十安倍到几百安倍，比短路电流小得多。但是，能够切除巨大短路电流的开关却不一定能够不重燃的切断空载线路。这是因为在跳闸初期，由于断路器，特别是油断路器触头间恢复电压的上升速度有可能超过介质恢复强度的上升速度，造成电弧的重燃，从而引起电磁振荡，出现过电压。运行经验表明，断路器的灭弧能力越差，电弧重燃的几率就越大，过电压的幅值也就越高。
值得说明的是，由于受到一系列复杂因素的影响，切除空载线路的过电压不可能无限地增大。当过电压较高时，线路上就会产生强烈的电晕现象，电晕损耗将消耗过电压波的能量，引起过电压波的衰减，限制过电压的升高。当母线上有几回出线时，相当于母线电容增大，可以降低线路上初始电压的绝对值，并吸收部分振荡能量，而其有功负荷又能增强阻尼效应，使重燃时的过电压相应地降低。对于跳闸过电压，避免断路器触头发生重燃是限制跳闸过电压的根本措施。因此，改善断路器的结构，提高触头间介质的恢复强度和灭弧能力，可
有效限制跳闸过电压。另外，给断路器并联合适阻值的电阻，采用性能优良的金属氧化物避雷器和给线路安装并联电抗器等措施，也可用来限制跳闸空载线路的过电压。
（2）合闸过电压。
合闸于空载线路是电力。系统中常见的一种操作，通常可分为2种情况：一种是正常、有计划的合闸，如线路检修后投入运行，根据调度需要对送电线路的合闸操作等，此时在合闸之前，线路上不存在任何异常，线路上起始电压为0；合闸后，线路各点电压由0过渡到考虑电容效应后的工频稳态电压值，此过渡过程中会出现合闸过电压。由于线路具有分布参数特性，所以振荡电压将由工频稳态分量和无限多个逐渐衰减的谐波分量叠加组成。另一种合闸操作是运行线路发生单相接地故障，由继电保护系统控制跳闸后，经一短时间再合闸，即自动重合闸操作。
随着断路器制造水平和灭弧能力的提高，跳闸过电压得到了有效的抑制，于是合闸空载线路过电压就成为特高压系统绝缘的主要矛盾。尤其是重合闸过电压，是选择特高压输电线绝缘水平的决定性因素。
限制合闸过电压的措施很多，首先是限制工频电压的升高，可以通过在线路上并联电抗器来实现；对于双端电源供电的输电线路，让电源容量较大的一侧先进行合闸操作，电源容量较小的一侧后进行合闸操作，也可有效地降低工频过电压；再者，消弱合闸前线路的残余电压、给断路器加装合闸电阻、采用金属氧化物避雷器等，都是抑制合闸过电压的有效手段。
表1列出的国外特高压系统操作过电压水平多为1.6p.U.。国内武汉高压所对三峡一华东系统的研究也证实操作过电压限制到1.6p.U.是可行的。由于我国特高压输电线路要装电抗器，此类过电压不高，去1.4p.u.是合适的。
并联合／分闸电阻是限制操作过电压一个重要措施，最大过电压倍数与并联电阻的关系见图1所示。
3、雷击过电压
雷电过电压指雷云放电时，在导线或电气设备上形成的过电压。由于特高压输电线路杆塔高度高，导线上工作电压幅值很大，比较容易产生从导线向上先导，从而引起避雷线屏蔽性能变差。这一点不但可从电气几何理论上得到解释，运行情况也提供了佐证。前苏联的特高压输电线路采用水平拉线v型杆塔，杆塔高度约为46m，而日本特高压架空输电线路采用同塔双回路、三相导线垂直排列的自立式杆塔，塔高88-148m。前苏联的特高压架空输电线路运行期间内曾多次发生雷击跳闸，基本原因是在耐张转角塔处雷电绕击导线。日本特高压架空输电线路在降压运行期间雷击跳闸率也很高，据分析是线路遭到侧面雷击引起了绝缘子闪络。
国内外对架空输电线路雷电绕击进行了大量研究工作。我国已对拟建的交流1000kV特高压输电线路的四种塔型(M型水平排列、M型三角排列、3V型水平排列和3V型三角排列)的避雷线屏蔽性能进行初步研究。
通过对各种塔型在不同保护角情况下的雷击跳闸率分析比较表明，特高压输电线路雷击跳闸的主要原因是避雷线屏蔽失效，雷电绕击导线造成的。在工程设计中要充分关注雷电绕击防护的重要性，特别是对耐张塔和转角塔也要专门研究、精心设计、务必使其也具有较小的保护角。采用良好的避雷线屏蔽设计，是提高特高压输电线路耐雷性能的主要措施。对于山区、因地形影响(山坡、峡谷)，避雷线也可能要取负保护角。
四、特高压输电系统工频过电压的计算及仿真
1、仿真软件
为了研究电力系统暂态和动态现象对电网规划、设计和运行的影响，对电力系统的暂态和动态进行模拟是必须的。用于电力系统分析的仿真工具有3类：
(1)混合仿真器(如IREQ和CEPRI的仿真器)；
(2)离线数字仿真软件包(如EMTP及其派生的软件)；
(3)实时数字仿真器(如魁北克水电局的HYPERSIM和盯DS公司的RTDS)。
对仿真技术要求应包括如下所有项目：
(1)模型的精确度和可信度；
(2)模型的功能和灵活性；
(3)完成一项复杂任务的速度和系统规模；
(4)实时状态下的重复性仿真模式。
由于离线数字仿真技术的发展，目前的数字仿真软件已经被应用于许多研究中，下面就分别介绍数字仿真软件中的机电暂态仿真软件和电磁暂态仿真软件。
电力系统电磁暂态仿真程序常见的有各种版本的E)ATP程序，以及由加拿大Manitoba直流输电研究中心开发的PSCAD／EMTDC程序和由西门子公司开发的
NETOMAE程序等。电力系统电磁暂态仿真程序的主要特点是：
(1)考虑系统某一局部的详细动态过程，而将待研究之外的系统做一定的等值，传统上只用于研究持续时间短的过程，如大气过电压和操作过电压问题(过程持续的时间在几十毫秒内)，HVDC输电和FACTS等电力电子装臵问题以及次同步振荡电磁谐振等问题上。
数学模型上，根据研究过程的不同，发电机模型可以是相当简化的等效电源模型，也可以是详细的park方程模型，甚至是考虑转子多刚体结构的模型，电力网络采用相坐标系统，即采用a、b、c三相模型，且必须用微分方程描述，系统中的物理量是瞬时值，而不是相量。
PSCAD／EMTDC的主库包括如下元件：
(1)网络元件：无源RLC元件、带饱和特性的变压器。参数随频率变化的输电线路
和电缆、同步电机和感应电机、断路器、避雷器、电源；
(2)控制模块：微分环节、延迟环节、差分延迟环节、积分环节、限幅环节、复数极
点、实数极点、超前滞后环节、阻尼环节、计时环节；
(3)电力电子器件：晶闸管，二极管和GTO、6或12脉动HVDC换流桥、SVC、STATCOM；
(4)侧量表计：电压电流有效值表(单相或者三相)、有功和无功表、峰值测量表、相角测量表、频率测量表。
除上面已列出的元件之外，程序中还有很多电动机模型、新的控制函数、输电线路以及变压器模型等。
2、工频过电压仿真与比较
2.1、工频过电压的仿真计算条件
采用PSCAD/EMTDC 仿真软件，建立特高压交流工频过电压计算模型，进行仿真计算。1 000 kV 特高压交流线路结构如图1 所示。图中：Xm、Xn 分别为m 端和n 端电源的等值阻抗；Em、En 分别为两端电源的等值电势，计算中通过调节Em、En 保持母线电压为1 100 kV；L p 为高抗，总补偿度为85%。由于我国特高压线路一般较长，规划中线路长度半数在300~500 km 范围内，本文以400 km 的线路为例进行计算，线路按照规程进行2次全循环换位。
考虑特高压系统可能出现的各种极端情况，特高压线路电源阻抗变化范围取
40~180 Ω，零正序阻抗比变化范围0.4~2.6。由于甩负荷类过电压在其他条件相同的情况下，输送功率越大则过电压越大，为得出各种过电压可能出现的最大值从而对其进行比较，本文在计算中单、双回线路均输送最大功率，即将送、受端功角差调至最大。考虑30%的静稳定裕度，单、双回运行方式下功角差均取44°。此时，电源阻抗越大，功率越小。在阻抗为40 Ω时，单、双回线路功率分别可达5 000 MW 和2×3 500 MW；在阻抗为180 Ω时，线路功率可达3 000 MW 和2×1 700 MW。仿真采用平原地区特高压杆塔，单、双回线路杆塔分别采用猫头塔和鼓形塔，如图2 所示。单回线路导线选用钢芯铝绞线8×LGJ–500/35，双回线路导线为8×LGJ–630/45，分裂间距均为400 mm。
2.2、工频过电压种类
导致特高压线路出现工频过电压的原因主要有容升效应、甩负荷效应和不对称接地故障，且特高压工频过电压往往由几种因素相互组合、共同作用产生；因此，其工频过电压种类繁多。特高压线路由于输送容量大、甩负荷效应强，其与甩负荷相关的工频过电压最为严重。规程规定，特高压线路主要考虑线路无故障甩负荷和在线路有接地故障情况下甩负荷这2 类故障时的工频过电压。单、双回特高压线路工频过电压的具体种类如图3所示。
（1）单回特高压线路工频过电压主要考虑无故障甩负荷和单相接地甩负荷2 种。由于两相接地引起线路一端三相分闸故障发生概率很小，通常只酌情考虑。
（2）同塔双回特高压线路需分单回运行和双回运行2 种工况进行研究。同塔双回线路单回运行时的工频过电压主要包括运行回路无故障甩负荷和单相、两相接地甩负荷过电压。双回运行时包括1 回甩负荷和2 回甩负荷2 种情况下的工频过电压。其中，1 回甩负荷包括1 回无故障甩负荷、1 回单相接地甩负荷和1 回两相接地甩负荷；2 回甩负荷包括2回无故障甩负荷和接地故障后2 回甩负荷，其中接地故障后2 回甩负荷根据接地故障相不同又分为同名相接地甩负荷和异名相接地甩负荷。由于同塔双回线路1 回两相接地、同名相和异名相接地故障出现概率很小，通常只需要予以酌情考虑即可。工频过电压由于种类繁多，导致计算量大，故有必要对不同种类工频过电压的幅值进行比较，得出幅值较高的工频过电压种类，在研究计算中对其进行重点考虑，使工频过电压计算简化。
3 、不同种类工频过电压幅值比较
3.1 单回特高压线路的工频过电压
无故障甩负荷主要由误操作及继电器误动所致，有一定出现概率；单相接
地故障则较为常见，占线路故障总数的80%以上。两相接地甩负荷过电压仅由雷电反击造成，在反击耐雷水平为175 kA的500 kV 系统从未出现过反击造成两相接地的故障；计算表明1 000 kV 系统反击耐雷水平超过250 kA，更不可能出现反击造成的两相接地故障，因此可认为两相接地故障几乎不会发生，不应作为研究重点。因此，从出现概率角度出发，应主要考虑无故障甩负荷过电压和单相接地甩负荷过电压。无故障甩负荷与接地甩负荷过电压的区别由接地故障造成。接地故障使健全相电压发生变化，单相和两相接地前后健全相工频电压之比可表示为
由式(1)可以看出，从故障点向系统看过去的零/正序阻抗比若大于1，则接地故障会使健全相电压升高。从故障点向系统看过去，首先是线路，然后才是电源，可见从故障点向系统看过去的零/正序阻抗比主要受线路阻抗影响。特高压线路零/正序阻抗比约为2.6，远大于1，因此从故障点向系统看过去的零/正序阻抗比一般也大于1，从而使接地甩负荷过电压幅值高于无故障甩负荷过电压。因此从过电压幅值角度考虑，单回特高压线路应重点考虑接地故障后甩负荷过电压。对长度为400 km 的单回线路进行仿真，结果如图4 所示。
由图4 可以看出，接地甩负荷过电压均高于无故障甩负荷过电压幅值。因
此，单相接地甩负荷过电压是单回线路工频过电压的最主要计算对象。
3.2 同塔双回特高压线路的工频过电压
与单回线路类似，同塔双回线路上1 回两相接地故障和同名相、异名相接地故障也只可能由雷电反击造成，1 000 kV 系统反击耐雷水平超过250 kA，雷电反击导致这3 种故障发生的概率极低，故规程认为酌情考虑上述3 种故障引起的甩负荷过电压即可。因此，在实际工频过电压计算中不应将1 回两相接地和1 回甩负荷过电压、同名相及异名相接地甩负荷引起的过电压作为研究重点。从出现概率的角度排除上述几种过电压之后，同塔双回线路工频过电压还有以下5 种：单回运行方式下的1 回无故障甩负荷和单相接地1 回甩负荷，双回运行方式下的1 回无故障甩负荷、单相接地1 回甩负荷以及2 回无故障甩负荷，如表1 所示。
表1 特高压双回线路上出现概率较大的工频过电压种类
表1 中各种过电压可按故障种类或运行方式分为几类，本文以同一类过电压的比较为切入点，对表1 中各种工频过电压进行分类比较。
（1）相同运行方式下不同种类工频过电压的比较。
从原理上考虑，与单回线路类似，不对称接地对健全相电压的提升作用会造成同塔双回线路单相接地甩负荷过电压的幅值高于相同运行方式下无故障甩负荷过电压，幅值比较如图5 所示。
以长度为400 km 的双回线路为例进行仿真。计算3 种无故障甩负荷过电压幅值，计算中考虑电源正序阻抗及零/正序阻抗比的变化，结果如图6 所示。
由式(1)可知，单相接地甩负荷过电压随系统零/正序阻抗比的增大而增大。系统零/正序阻抗比由线路和电源2 部分决定，由于线路零/正序阻抗比一般不变，系统零/正序阻抗比主要受电源零/正序阻抗比的影响。电源零/正序阻抗比越小，则系统零/正序阻抗比越小，过电压越低。考虑极端情况，电源零/正序阻抗比最小为0.4，此时单相接地甩负荷过电压最小。由图6 曲线可知，即使电源零/正序阻抗比低至0.4 时，单相接地甩负荷过电压仍大于无故障甩负荷过电压。事实上，电源零/正序阻抗比很低至0.4，对于电源零/正序阻抗比很小的点对点线路，其等值电源零/正序阻抗比一般也在1 左右，此时，单相接地单回甩负荷过电压更高于单回无故障甩负荷过电压。
（2）不同运行方式下同类工频过电压的比较。
2 种方式甩负荷前后线路结构的差异决定了2种过电压幅值的相对大小。如图7(a)所示，单回运行时，运行的回路在甩负荷后仅与首端电源连在一起。但双回运行时(如图7(b)所示)，甩负荷的回路不仅与首端电源相连，还通过另一回线路与末端电源相连，相当于2 个并联的电源与甩负荷后的空载线路相连，其电源的等值阻抗小于单回运行方式，故双回运行方式下单回甩负荷考虑电源阻抗的电容效应也较弱。同时，对于单相接地1 回甩负荷，由于电源阻抗较小，双回运行方式下不对称接地故障对健全相电压的抬升幅度不如单回运行方式，导致其过电压偏低。其工频过电压的相对大小关系如图8 所示。
计算不同电源正序阻抗时，不同运行方式下1回无故障甩负荷和单相接地1 回甩负荷引起的工频过电压幅值，仿真结果如图9 所示。
由图9 可以看出，对于1 回无故障甩负荷过电压和单相接地1 回甩负荷过电压，双回运行方式时的幅值均小于单回运行方式。
（3）3 种无故障甩负荷过电压的比较。
3 种无故障甩负荷时甩掉容量的差别造成其过电压存在差异。一般情况下，甩掉容量越大，产生的过电压越严重。由于双回运行方式下1 回线路传输容量小于单回运行方式下的线路传输容量，而单回运行方式下线路传输容量又小于双回运行时的总容量，因此双回运行方式下1 回无故障甩负荷、单回运行时无故障甩负荷以及2 回无故障甩负荷这3 种故障情况下的工频过电压幅值依次递增，三者关系如图10 所示。
以长度为400 km 的双回线路为例计算3 种无故障甩负荷过电压幅值。由于无故障甩负荷与零/正序阻抗比无关，但受正序阻抗影响，计算中仅考虑电源正序阻抗变化的影响，结果如图11 所示。
由图11 的仿真曲线可以得出，在3 种无故障甩负荷过电压中，幅值从高到低的顺序依次为：2回无故障甩负荷过电压→单回运行方式下无故障甩负荷过电压→双回运行方式下单回无故障甩负荷过电压。
综合以上分析可知，单回运行方式下1 回无故障甩负荷和单相接地1 回甩负荷、双回运行方式下的1 回无故障甩负荷和单相接地1 回甩负荷这4 过电压中，单回运行方式下单相接地1 回甩负荷过电压最大。在双回特高压线路的5 种工频过电压中，只有2 回无故障甩负荷过电压可能超过单回运行方式下单相接地1 回甩负荷过电压。下文将对其做进一步比较，以确定幅值最高的工频过电压种类。
（4）单回运行方式下单相接地甩负荷过电压与两回无故障甩负荷过电压的
比较分析。
比较单相接地甩负荷过电压与2 回无故障甩负荷过电压，计算中主要考虑电源正序阻抗的影响。由于电源零/正序阻抗比会对单相接地甩负荷过电压造成影响，计算时也对其进行考虑。仿真结果图12 所示。
由图12 的仿真曲线可以得出，2 回无故障甩负荷过电压随着电源正序阻抗的增大而增大；单回行方式下单相接地甩负荷过电压同时受电源正序阻抗和电源零/正序阻抗比的影响，电源正序阻抗越大，电源零/正序阻抗比越大，单回运行方式下单相接地甩负荷过电压也越大。在图12 中，梯形ABFD 为单回运行方式下单相接地甩负荷过电压幅值的区域，在ABOED 所包含的区域内，单回运行方式下单相接地甩负荷过电压均大于2 回无故障甩负荷；仅有三角形EFO 的面积内单回运行方式下单相接地甩负荷过电压小于2 回无故障甩负荷。
换言之，单回运行方式下单相接地甩负荷过电压与2 回无故障甩负荷过电压的大小关系应视具体情况而定：对于电源阻抗较大、零/正序阻抗比较小的线路，2 回无故障甩负荷过电压较大；而对于电源零/正序阻抗比较大的线路，单回运行方式下单相接地甩负荷过电压更高。大多数情况下，电源零/正序阻抗比不会太低，则单回运行方式下单相接地甩负荷过电压更高。
对于点对点特高压线路，它通过特高压变压器与超高压系统相连。由于特高压变压器电源阻抗大、零/正序阻抗比低，其电源等值阻抗大、零/正序阻抗
比低，因此在此类线路上，2 回无故障甩负荷过电压可能达到或超过单回运行方式下单相接地甩负荷过电压，应同时考虑这2 类过电压。在特高压线路发展为网络后，电源等值正序阻抗减小，同时等值电源中线路阻抗所占的成分较大，则其零/正序阻抗比也相对更大，因此在此类线路上一般可仅考虑单回运行方式下单相接地甩负荷过电压。
4 、结论
（1）单回线路单相接地甩负荷过电压幅值一般高于无故障甩负荷过电压，应重点考虑单相接地甩负荷过电压。
（2）在相同运行方式下，同塔双回线路单相接地1 回甩负荷过电压幅值高于1 回无故障甩负荷。
（3）对于同塔双回线路的1 回接地甩负荷过电压和1 回无故障甩负荷过电压，单回运行方式下的过电压幅值均高于双回运行方式。
（4）3 种无故障甩负荷过电压中，幅值从高到低的顺序依次为：2 回无故障甩负荷过电压→单回运行方式下无故障甩负荷过电压→2 回运行方式下1回无故障甩负荷过电压。
（5）同塔双回线路应重点考虑2 回无故障甩负荷过电压和单回运行方式下单相接地甩负荷过电压。
（6）点对点特高压线路宜同时考虑这2 类过电压，成网之后的特高压线路可仅考虑单回运行方式下单相接地甩负荷过电压。
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我国特高压直流输电技术的现状及发展 （华北电力大学，北京市） 【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。 【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景 0．引言 特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。 特高压直流输电技术起源于20 世纪60 年代，瑞典Chalmers 大学1966 年开始研究±750kV 导线。1966 年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20 世纪80 年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV 是合适的直流输电电压等级，2002 年Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 1．特高压直流输电的技术特点 1.1特高压直流输电系统 特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。 1.2 特高压直流输电技术的主要特点 （1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。 （2）特高压直流输电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。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。 （3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。 （4）在交直流并联输电的情况下，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，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。 （5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 1.3 与超高压直流输电比较 和±600千伏级及600千伏以下超高压
特高压输电工程简介 ABSTRACT: Transporting electrical power with ultra-high voltage has been very popular these days, but most people in the society do not know much about it. In this essay, we will have a short cover about ultra-high voltage technology and focus on the necessity and importance of ultra-high voltage for China to develop this technology, some difficulties in this process, and finally some sample projects in destruction. KEY WORDS：ultra-high voltage, electrical power 摘要：特高压输电，作为近年来国家重点发展的示范项目，已经引起了越来越多的关注和讨论，社会中的绝大部分群体对这一新兴概念并不十分了解，本文对我国特高压输电工程进行一个简单的介绍和讨论，重点介绍我国现阶段特高压输电的必要性和重要性、期间面临的一些反对意见和应对措施、我国现阶段对特高压工程的研究进展情况，以及目前已建成的或在建的特高压示范工程规划。 关键词：特高压，电力系统 目前我国常用的电压等级有：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。交流220kV及以下的称为高压（HV），330kV到750kV为超高压（EHV），交流1000kV及以上为特高压（UHV），通常把1000KV到1150kV这一级电压称为百万伏级特高压。对于直流输电，±600kV及以下的为高压直流（HVDC），±600kV以上为特高压直流（UHVDC）。 对于我国发展特高压输电的必要性和重要性，主要有以下几个方面： （1）电力快速发展的需要 改革开放30 年以来，我国用电总量快速增长。1978 年，全社会用电量为2498 亿千瓦时，到2007 年达到32565 亿千瓦时，是1978 年的13 倍，年均增长9.45%。改革开放之初，我国逐步扭转了单纯发展重化工业的思路，轻工业得以快速发展，用电增速呈现先降后升的态势，“六五”、“七五”期间年均增长分别达到6.52%、8.62%，其间，在经济体制改革的带动下，我国用电增速曾连续6 年（1982～1987 年）逐年上升，是改革开放以来最长的增速上升周期。1990 年以来，在小平南巡讲话带动下，我国经济掀起了新的一轮发展高潮。“八五”期间，全社会用电增长明显加快，年均增长10.05%。“九五”期间，受经济结构调整和亚洲金融危机影响，用电增速明显放缓，年均增长6.44%，尤其是1998 年，增速仅为2.8%，为改革开放以来的最低水平。进入“十五”以来，受积极的财政货币政策和扩大内需政策拉动，我国经济驶入快速增长轨道，经济结构出现重型化，用电需求持续高速增长，年均增长12.96%，尤其是2003 年、2004 年达到了改革开放以来用电增长高峰，增速分别为15.3%和15.46%。“十一五”前两年，我国用电继续保持快速增长势头，增速均高于14%。 由此可以看出，随着工业化和城镇化的不断推动和发展，我国用电量逐年增加，在工业化和全面建设小康社会的带动下，预计我国到2020 年全社会用电量将达到6.5～7.5 万亿千瓦时，年均增速将达到5.5%～6.6%；人均用电量达到4500～5200千瓦时，相当于日本上世纪80 年代的水平。所以，要求现有的电力系统增大发电容量，满足用电需求。 （2）我国资源和电力负荷分布不均衡 受经济增长，尤其是工业生产增长的强劲拉动，我国电力需求实现高速增长，但是，我国用电增长地区分布不均。总体来看我国东部沿海经济发达地区用电强劲增长，西部地区高耗能产业分布较多的省区用电增长幅度也较大，中部地区增长较慢，我国电力系统的负荷也呈现出结构性变化。但是，我国的资源分布却呈现出相反的情况，水能、煤炭等电力资源主要分布在中西部地区，远离东部的集中用电区域，这同
准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。
（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (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；没有感抗和容抗的无功损耗；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”使其电晕损耗和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和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (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。直流输电的输送容量和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，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。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500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，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。 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。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 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和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)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。
特高压直流输电技术研究 发表时间：2017-07-04T11:23:41.107Z 来源：《电力设备》2017年第7期作者：杨帅 [导读] 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 （国网河北省电力公司检修分公司河北省石家庄 050000） 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；应用 引言 随着国民经济的持续快速发展，我国电力工业呈现加速发展态势，近几年发展更加迅猛。按照在建规模和合理开工计划，全国装机容量 2010 年达到 9.5 亿千瓦，2020 年达到 14.7 亿千瓦；用电量 2010 年达到 4.5 万亿千瓦时，2020 年达到 7.4 万亿千瓦时。电力需求和电源建设空间巨大，电网面临持续增加输送能力的艰巨任务。同时我国资源分布不均匀，全国四分之三的可开发水资源在西南地区，三分之二的煤炭资源分布在西北地区，而经济发达的东部地区集中了三分之二的用电负荷。大容量、远距离输电成为我国电网发展的必然趋势。 同时，特高压输电具有明显的经济效益。特高压输电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约 10%-15%。特高压线路输电走廊仅为同等输送能力的 500k V 线路所需走廊的四分之一，这对人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区带来重大的经济社会效益。 1特高压直流输电原理 高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将 220k V 及以下的电压等级称为高压，330 ～ 750k V 的称为超高压 ,1000k V 及以上的称为特高压。直流输电把 ±500k V 和 ±660k V 称为超高压；±800k V 及以上电压等级称为特高压。 直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。直流电必须经过换流（整流和逆变）实现直流电变交流电，然后与交流系统连接。 两端直流输电系统可分为单极系统（正极和负极）、双极系统（正、负两极）和背靠背直流系统（无直流输电系统）三种类型。 2特高压直流输电优点 我国目前发展的特高压输电技术包括特高压交流输电技术和特高压直流输电技术。一般特高压交流输电技术用于近距离的组网和电力输送，直流输电技术用来进行远距离、大规模的电力输送，两者在以后的电网发展中都扮演重要角色。本文对其中的特高压直流输电技术进行简要分析，其优点主要包括以下几个方面。 在直流输电的每极导线的绝缘水平和截面积与交流输电线路的每相导线相同的情况下，输电容量相同时直流输电所需的线路走廊只需交流输电所需线路走廊的2/3，在土地资源越来越紧张的今天，特高压直流输电线路可以节省线路走廊的优点显得更加突出。 在输送功率相同的情况下，直流输电的线路损耗只有交流输电的2/3，长久以往可以节约大量的能源；同时直流输电可以以大地为回路，只需要一根导线，而交流输电需要3根导线，在输电线路建设方面特高压直流输电电缆的投资要低很多。 交流输电网络互联时需要考虑两个电网之间的周期和相位，而直流输电不存在系统稳定性问题，相比交流输电网络，能简单有效地解决电网之间的联结问题。 长距离输电时，采用直流输电比交流输电更容易实现，如800kv的特高压直流输电距离最远可达2500km。 3特高压直流技术存在的不足 （1）直流输电换流站比交流变电所结构复杂、造价高、运行费用高，换流站造价比同等规模交流变电所要高出数倍。（2）为降低换流器运行时在交流侧和直流侧产生的一系列谐波，需在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换电站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。（3）直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。（4）由于直流电的静电吸附作用，使直流输电线路和换电站设备的污秽问题比交流输电严重，给外绝缘问题带来困难。 4特高压直流输电技术的应用分析 4.1拓扑结构 在近些年来，特高压直流输电的拓扑结构主要有多端直流和公用接地极两种，其中，多端直流是通过连接多个换流站来共同组成直流系统，在电压源换流器发展背景下，出现了混合型多端直流和极联式多端直流，前者是将合理分配同一极换流器组的位置，电源端与用户端都是分散分布。公用接地极是通过几个工程公用接地极的方式，来降低工程整体造价成本，提升接地极利用水平，提高工程经济效益、社会效益；但也存在接地电流容易过大、检修较为复杂等不足。 4.2换流技术 在特高压直流输电的换流技术方面，主要有电容换相直流输电技术和柔性直流输电技术两种，其中，电容换相直流输电技术是通过将换相电容器串接到直流换流器与换流变压器中，利用串联电容来对换流器无功消耗进行补偿，减少换流站的向设备，能够有效降低换相失
我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下
特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV
±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。
特高压直流输电的现状与展望 摘要：特高压直流输电大多用于长距离输电，例如海底电缆、大型发电站输电等，在我国，其是指通过1000kV级交流电网和±600kV级以上直流电网要求构成 的电网系统。放眼现在，直流输电在电力传输中的地位与日俱增，尤其在结合计 算机等技术后，特高压直流输电系统的整体调控更加可靠。本文将通过分析我国 特高压直流输电的现状，以及探究今后发展的展望，讨论特高压直流输电如何在 个别恶劣环境中进行应用的问题。 关键词：特高压；直流输电；现状；展望 1 特高压直流输电的现状 1.1 发展速度快 从上世纪六十年代开始，由于部分发达国家需要向部分地区进行远距离、大 容量输电的需求，开始了对特高压直流输电的研究。从开始阶段的不到一千公里，五十万千伏直流输电电压，输电功率六百万千瓦，到如今的上千公里，八十万千 伏直流输电电压，其中的发展速度无疑是飞快的。除此之外，由于现代科技更为 发达，再加上可以通过计算机进行实时地检测，特高压直流输电系统在调节方面 的优化，可谓是跨越了一大步。此外，相较于以往的电线，光纤的使用也使得特 高压直流输电在传输过程中的安全性得以提高，大大提高了其输电效率。并且， 特高压直流输电的应用范围也大大扩增，不再局限于几个发达国家。 1.2 效率更高 在远距离大容量输电方面，相较于交流输电，或者是超高压输电方式，特高 压直流输电通常会是更好的选择，其在经济投资、能源损耗以及工程规模方面都 要优于交流输电和超高压输电。例如，在特高压和超高压两种方式之间，面对相 同的输电工程，姑且定为10GW的输送功率，2千米的输送距离，超高压输电需 要240亿元的投资，在输电过程中有将近1.15GW的损耗，其工程规模为135米，而特高压输电只需要200亿元的投资，在输电过程中只有1GW的损耗，工程规 模也只有120米；而相等电压等级情况下的交流输电方式，需要315亿元的投资，在输电过程中更是有1.7GW的线损，工程规模也远远大于前面两种方案。所以， 在远距离大容量电力输送过程中，特高压直流输电的输电效率更好。 1.3 我国特高压直流输电现状 我国从上世纪八十年代才开始尝试建设超高压直流输电工程，即葛洲坝直流 输电工程，虽然开始较晚，但发展十分迅速。经过这些年的技术积累，我国现已 具备建设特高压直流输电工程的技术，并于2010年，完全通过我国自主研发， 成功建造了在当时而言，技术领先全球、输电能力最大的±800kV的向家坝特高压 直流输电工程。在今后3~5年中，我国还将在其他地区建设特高压直流输电工程，预计将会达到二十个左右。 2 特高压直流输电的特点 2.1 技术性能更加稳定 直流输电技术基本不存在系统稳定的问题，可以实现电网的非同期互联。简 单来说，就是指直流输电在连接连两个交流系统时，可以在非同步时期运行，在 效果方面，通过交变直，直变交，将两个直流系统隔离，使得两边能够独立运行。除此之外，在运行期间，如果线路发生短路，直流输电能够及时地进行调节，恢 复时间也很短，例如直流输电单极故障的恢复时间一般不超过0.4秒，除此之外，还可以抑制振荡阻尼和次同步振荡的影响。
1 我国高压直流输电系统的发展历程及现状 1.1 我国高压直流输电系统的发展历程 我国的高压直流输电工程总体上可以说是起步较晚, 但发展迅速。1980 年国家确定全部依靠自己力量建设中国第一项直流输电工程———舟山直流输电工程。它具有向自主建设大型直流输电工程过渡的工业性试验性质,于1984 年开始施工, 1987 年投入试运行, 1989 年正式投运。工程最终规模为±1 100 kV, 500 A, 100 MW, 线路全长54 km。嗓泅直流输电工程( 上海―嗓泅岛) 是我国自行设计、制造、建设的双极海底电缆直流工程, 于1996 年完成研究工作, 2002 年全部建成。工程为双极±500 kV,600 A, 60 MW, 可双向供电, 线路长度66.2 km, 其中海底电缆59.7 km。葛南( 葛洲坝―上海南桥) 高压直流输电系统, 是我国引进的第一个高压直流输电工程, 1989 年单极投运, 1990 年双极投运。进入21 世纪, 我国的高压直流输电发展迅速, 相继建成投产了天广( 天生桥―广州) 、三常( 三峡―常州) 、三广( 三峡―广东) 和贵广( 贵州―广东) 等多项高压直流输电项目。作为引进技术的验证, 自主研发设计制造的华中―西北联网灵宝背背直流工程, 2005 年7 月投入运行。 1.2 我国高压直流输电系统的现状 至2004 年末, 我国高压直流输电工程累计输送容量达12 470 MW, 输电线路长度累计达4 840 km, 已经超过美国位列世界第一。截至2007 年年底, 我国已建成并正式投入运行葛( 洲坝) 沪( 上海) 、三( 峡) 常( 州) 、三( 峡) 广( 东) 、三( 峡) 沪( 上海) 、天( 天生桥) 广( 东) 、贵( 州) 广( 东) Ⅰ回、Ⅱ回等7 个超高压直流输电工程和灵宝背靠背直流工程, 直流输电线路总长度达 7 085 km, 输送容量达18 560 MW, 线路总长度和输送容量均居世界第一。与此
特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析 发表时间：2018-04-12T10:36:46.213Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：常彦 [导读] 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 （国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030031） 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 关键词：特高压交流；高压直流；输电系统；运行损耗分析；经济分析 在我国覆盖全国电网的整体输电系统中，输电系统运行损耗都是不可避免的重要问题，运行损耗的大小直接影响到输电系统的经济效益和经济性。其中，关于特高压交流和高压直流输电系统，这一在整个电网中占有重要比重的输电系统的运行损耗和相关经济性分析研究具有十分重要的意义。 1特高压交流和高压直流输电系统及其经济性概述 中国是世界上国土面积第四大的国家，幅员辽阔，人口众多，地形复杂多样，并且由于地形地势气候等多方面的原因，中国的人口规模、经济发展状况以及资源能源需求量呈现西低东高的阶梯式分布。与其相反的是，我国的能源资源分布却是西高东低，具体到与电力相关的资源能源来说，我国目前有超过百分之七十的水力资源在西南，有大约百分之七十五的煤炭资源储存西北，风电和太阳能等能够用于发电的可再生能源也主要分布在西部、北部。因此，这种电力资源能源分布和电力资源需求的极不平衡性，决定着我国能源分配面对的巨大压力，以及通过多种方式优化电力资源配置的迫切性和重要性，其中，特高压交流和高压直流输电系统就是当前技术成熟，应用较为普及的两种主流输电方式，它们为我国电力资源的合理配置的大好局面，提供了重要的助力。所以，不断地分析和研究特高压交流和高压直流输电系统，也是提高电力资源配置效率和质量的必然要求。 分析输电系统经济性的重要内容，就是分析输电系统的运行损耗。对于本文的研究对象来说，特高压交流和直流输电系统经济性分析主要集中在前期建设投资、中期的输电网络运性维修、输电运行中不可避免的输电损耗和以及停电造成的损失费用四个方面。 2特高压交流和直流输电系统经济性分析 本文主要运用对比法分析特高压交流和直流系统的经济性，其中涉及二者经济性比较，主要从投资、运维、输电损耗和停电损失费用四个方面来进行比较，最后再进行综合汇总。 在对比分析法中，我们需要设定一个恒量，为了便于比较和计算，设置特高压交流和高压直流两种输电系统中，输电距离相同，在500-2000千米范围内，分为500千米、1000千米、1500千米和2000千米四个固定值。然后在此基础上，根据输电能力的大小、额定输送量和负载率对两种输电系统的影响大小。 采用的研究对象中，两种输电系统的具体参数分别为：特高压交流输电系统2个1000千伏变电站和多个中间开关站以及1回输电线路组成，线路规格为8×500平方毫米，并且每400千米一个间距设置一个开关站。高压直流输电系统无变电站及中间开关，但需架设1台换流站，同时采用的是6×900平方毫米的线路。 2.1投资费用分析 特高压交流输电系统中，需要建设变电站，变电站的建设费用为430元/千伏，8×500平方毫米规格的线路为425万元/千米。所以，变电站的建设费用为86亿元，线路的费用为500千米21.25亿元，1000千米42.5亿元，1500千米6 3.75亿元、2000千米85亿元。 高压直流输电系统中，不需要建设变电站，但是需要投资建设换流站，一台换流站单价为65亿元，6×900平方毫米规格的线路单价为397万元/ 千米，因此，线路的费用为500千米19.85亿元，1000千米39.7亿元，1500千米59.55亿元、2000千米79.4亿元。 因此，经过对比，在不考虑其他任何因素的情况下，在特高压交流电输电网络的前期站设投资要远远大于高压直流电的输电网络。直到输电距离达到6000千米，高压直流输电网络才更加具有经济价值。 2.2运维费用分析 输电网络的运维就是指输电网络硬件设备的元件耗损率和故障维修的费用。通过对比，我们不难发现，高压直流换流站设备和阀组众多，系统的运行状态比交流系统多，类似换流变压器和阀组这部分元件故障频率较多，维修更新的时间较长，特高压交流变电站的元件较少且故障持续时间短。因此，可以说在各个距离高压直流输电网络的运维费用都要大于特高压交流输电网络，在运维费用方面，特高压交流输电网络更具经济性。 2.3输电损耗费用分析 特高压和超高压交流输电系统的运行损耗主要包括变电站损耗和输电线路损耗两部分。一方面变电站损耗包括变压器、电抗器、电容器等设备损耗等硬件和变电站日常运行用电造成的损耗，这种损耗鱼输电系统的随输送容量基本成正比，随着输送容量的变化成比例调整。另一方面，输电线路损耗主要包括电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗，其中电阻损耗属于硬件损耗的一种，电阻损耗量同样随输送容量的变化成比例变化，电晕损耗的变化则基本受电压等级、导线结构和天气情况等因素影响，泄漏损耗通常并不计入记录分析中。 2.3.1电阻损耗 通常情况下，电路损耗是理论意义上的损耗，是指线路在满负荷运行时造成的功率损耗。然而在实际电力输送中，输电系统不可能不间断地满负荷运行。 计算公式如下：线路电阻损耗值=线路电阻×额定电流×损耗小时数 计算结果可由两种输电系统的具体参数估算到。 2.3.2电晕损耗 交流线路电晕损耗很容易受到线路电压、导线结构和气候条件的影响，经过研究发现，在雨雪天起电晕平均损耗可以达到为晴朗天气平均损耗的37-50倍。电晕损耗年平均值计算公式为 电晕损耗年平均值＝（好天气小时数损耗＋雪天小时数损耗＋雨天小时数损耗）/全年日历小时数” 2.4停电损失费用分析
三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。
±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292
特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景 发表时间：2018-11-17T14:55:25.480Z 来源：《基层建设》2018年第28期作者：朱振伟李天轩 [导读] 摘要：通过总结特高压直流输电的特点和国外特高压直流输电的研究结论，在分析我国西部水电和煤炭资源集中分布以及东部沿海工业发达地区对电能需求日益增加等情况的基础上，指出在开发我国西部水电和“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）煤电资源时采用特高压直流输电技术实现远距离大容量输电的应用前景。 国网江苏省电力有限公司宿迁供电分公司江苏宿迁 223800 摘要：通过总结特高压直流输电的特点和国外特高压直流输电的研究结论，在分析我国西部水电和煤炭资源集中分布以及东部沿海工业发达地区对电能需求日益增加等情况的基础上，指出在开发我国西部水电和“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）煤电资源时采用特高压直流输电技术实现远距离大容量输电的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；技术现状；应用前景 1 引言 特高压直流输电技术起源于20 世纪60年代，瑞典Chalmers大学1966年开始研究±750kV导线。1966年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20世纪80年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV是合适的直流输电电压等级，2002 年 Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 2 特高压直流输电现状 20 世纪 80 年代前苏联曾动工建设长距离直流输电工程，输送距离为2400km，电压等级为±750kV，输电容量为 6GW。该工程将哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹的煤炭资源转换成电力送往前苏联欧洲中部的塔姆包夫斯克，设计为双极大地回线方式，每极由两个 12 脉动桥并联组成，各由 3×320Mvar Y/Y 和 3×320Mvar Y/Δ单相双绕组换流变压器供电；但由于 80 年代末到90年代前苏联政局动荡，加上其晶闸管技术不够成熟，该工程最终没有投入运行。由巴西和巴拉圭两国共同开发的伊泰普工程采用了±600kV 直流和 765kV 交流的超高压输电技术，第一期工程已于 1984 年完成，1990 年竣工，运行正常。 3 特高压直流输电技术的特点及适用范围 特高压直流输电无需复杂的系统设计，基本可以采用±500kV 和±600kV 直流输电系统类似的设计方法，需要考虑的关键问题是外部绝缘和套管的设计等问题。特高压直流输电的输送容量大，输电距离长，输电能力主要受导线最高允许温度的限制。交流线路的无功补偿对远距离大容量输电系统至关重要；而直流输电线路本身不需要无功补偿，在换流站利用站内的交流滤波器和并联电容器即可向换流器提供所需的无功功率。一般来讲，对于远距离大容量输电直流方案优于交流方案，特高压方案优于超高压方案。表 1 为输送功率为 10GW 输送距离为 2000km 时交、直流以及不同电压等级直流的投资及线路走廊占用情况比较。 表1 10GW 电力输送 2000km 的交、直流输电方案 由表 1 可见，特高压直流输电适用于远距离大容量的电力输送。 4 我国能源和负荷的分布特点 水能资源和煤炭作为我国发电能源供应的两大支柱，今后的开发多集中在西南、西北和晋陕蒙地区，并逐渐向西部和北部地区转移，而东部沿海地区和中南地区的国民经济的持续快速发展导致能源产地与能源消费地区之间的距离越来越大，使得我国能源配置的距离、特点和方式都发生了巨大变化，并决定了能源和电力跨区域大规模流动的必然性。 （1）水电东送规模 三峡水电站（包括地下电站）的总装机容量为22.4GW，“十二五”初期将全部建成投产。综合分析一次能源平衡、输电距离及资源使用效率等因素，可知金沙江下游水电站主送华中、华东电网是合理的。 （2）煤电基地的电力外送规模 各煤电基地的电力外送规模有望得到较大发展。现已建成和规划采用 500kV 交流和±500kV 直流跨区送电的坑口电站的电力外送规模总计15GW。2020 年煤电外送将新增 84GW，主要送往华中东部四省、华东地区和华北京津冀鲁四省市以及广东地区。 （3）东部电力市场空间 华中东部四省。按低负荷水平预测，2020 年需电量将为 600TWh，负荷将为 110GW，装机容量缺额将为 138GW。扣除本地水电和必要的气电以外，2020 年之前尚有 47GW 的市场空间，其中2010~2020 年约为 32GW。华北的京津冀鲁。按低负荷水平预测，2020年需电量将为 840TWh，负荷将为 140GW，装机容量缺额将为 168GW。扣除本地核电、蓄能电站以外，2020 年之前尚有 90GW 的市场空间，其中2010~2020 年约为 45GW。初步测算，到 2020 年水电跨区送电规模总计约 70GW，煤电外送约 84GW，而东部受电地区的市场空间约为 127GW；而能源与负荷的距离大多数超过了 1000km，采用特高压直流输电技术比较合适。 5 特高压直流输电的初步发展规划 2020 年前后西部水电的大部分电力通过直流特高压通道向华中和华东地区输送，其中金沙江一期溪洛渡和向家坝水电站、二期乌东德和白鹤滩水电站向华东、华中地区送电，锦屏水电站向华东地区送电，宁夏和关中煤电基地向华东地区送电、呼伦贝尔盟的煤电基地向京津地区送电大约需要 9 条输电容量为 6GW 的±800kV 级特高压直流输电线路。根据 10 年发展规划，特高压直流输电工程的建设进度如