特高压输电专题.docx

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特高压输电专题

特高压输电专题

一、什么是特高压电网

我国电压等级划分：

高压电网：

110KV、220KV

超高压电网：

330KV、500KV、750KV

P1电网电压等级划分方法：

理论上，输电线路的输电能力与输电电压的平方成正比，输电电压提高一倍，输送功率的能力将提高4倍。

电网的发展历史表明，各国在选择更高一级电压时，通常使相邻两个输电电压之比等于2，多数是大于2这样可使输电网输送功率的能力提高4倍以上。

特高压电网是指交流1000千伏、直流正负800千伏及以上电压等级的输电网络。

拿它和我国现有主要以500千伏交流和正负500千伏直流系统为主的电网相比较，前者如同高速公路，后者如同普通快速路，两者在流量、流速、经济性等方面均不可同日而语。

二、电网的发展：

P2

输电的功能是将发电厂发出的电力输送到消费电能的地区（也称负荷中心厂或进行相邻电网之间的电力互送，使其形成互联电网或统一电网，保待发电和用电或两电网之间供需平衡。

配电的功能是在消费电能的地区接受输电网受端的电力，然后进行再分配，输送到城市、郊区。

乡镇和农村，并进一步分配和供给工业、农业、商业、居民以及特殊需要的用电部门。

输电网和配电网统称为电网。

发电厂、输电网、配电网和用电设备连接起来组成为一个集成的整体，这个整体被称为电力系统。

三、电压等级的选择：

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通常用自然功率来粗略地比较不同电压等级的输电能力。

一、选择恃高压电压等级的基本原则

选择特高压作为超高压电网更高电压等级的问题是一个电力长期发展规划问题。

应遵循以下基本原则：

1）与新覆盖的地理区域范围、电力系统的规模相一致的原则。

2）与现有超高压电压等级的经济合理配合的原则。

3）与电网的平均输电容量（能力）和输电距离相适应的原则。

4）新的更高电压等级输变电设备从开发到可以用于工程的时间相快调的原则。

5）特高压输电技术的可用性与输电需求相统一的原则。

6）与新的发电技术相互促进的原则。

二、确定特高压电压等级的方法

普遍认为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合理的配合空间，能做到简化网络结构，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。

研究表明：

500kV电网按1．5－1．6倍选用750kV为新的更高电压等级是不可取的，因为对短距离输电而言，750kV输电不如500kV合理，而对远距离750kV不如1000kV好。

根据超高压一特高压两个电压等级之比大于2倍的经济合理配合和新的更高电压等级的技术成熟时间，以及电力需求的发展要求，500kV以上的特高压合理电压等级为1000KV；750门KV以上的特高压合理电压等级为1500kV。

目前，已基本形成两个主要的超高压一特高压电网电压等级系列，它们是：

330kV一750kV一1500kV系列

和500kV一1000kV系列。

三、特高压电网发展的影响因素

最主要因素：

负荷增长

还有：

1、发电机和发电厂规模经济性

不断增长的用电需求促进发电技术，包括火力、水力和核电发电技术向单位（千瓦）造价低、效率高的大型、特大型发电机组发展。

大型和特大型高效发电机组进一步降低了发发电厂的容量规模随大型和特大型机组的应用迅速增大，从而进一步降低了电厂建设和运行成本。

由于大容量发电厂供电范围的扩大和需要燃料的增加以及环保要求的提高等方面因素，电厂厂址宜建在远离负荷中心的煤矿坑口、大的集运港口和道口及大河沿岸，并形成发电基地或电源中心，以较低的电煤价格降低发电成本。

大型和特大型机组及相应的大容量电厂的建设更增加了特高压输电的需求－

2、燃料、运输成本和发电能源的可用性

对于同一种燃料来说，运送燃料到负何中心，还是在就地发电多以远距离输电向负荷中心，两者的经济比较和环境保护的制约是决定电厂厂址的重要因素。

在燃料运输成本上升，运力受制约而使燃料的保证率变低，运送燃料的经济性不如输电的情况下，在燃料产地建设大容量规模的发电厂，以特高压向负荷中心输电是经济合理的；

发电能源地理分布的不均衡性，使得各地电源和电力负荷的不平衡。

电力负荷中心经济发展快，用电需求增长快，往往比较缺乏一次能源；而具有丰富一次能源，如矿物燃料、水力资源的地区用电增长相对较慢或人均用电水平较低。

这种不平衡情况增加了远距离大容量输电和电网互联的需求。

3、网损和短路电流水平

在电压等级不变的情况下，远距离输电意味着线路电能耗损的增加。

当输送的功率给定时，提高输电电压等级，将降低输电线通过的电流，从而减少有功和无功电能损耗。

提高远距离输送电力的能力，同时又降低输电电能损钓是待高高压输电的主要目标

由于特高压的引入、特大容量电厂可直接接入特高压电网。

这样，可减少电厂直接接入超高压电网的容量，并改善超高压电网的结构，降低超高压电网短路电流水平。

4、生态环境

输电线路和变电站的生态环境影响主要表现在土地的利用、电晕所引起的通信干扰，以及可听噪声、工频电磁场对生态的影响等方面；

5、政府的政策和管理

电力负荷的增长非常明显地受到政府的经济政策和管理行为的影响。

政府的产业政策、产业结构调整、货币和财政政策等都将影响投资决策，影响轻重工业的比例和布局，以及一、二、三产业的发展等。

它们的未来发展明显地影响总的电力负荷的增长和各地区电力负荷的增长率。

根据各产业的发展趋势，研究正确的负荷预测方法以预测未来电力负荷的需求，减少预测的偏差，对电源建设和超高压一特高压输电电网的需求都是极其重要的。

能源政策直接激励各种不同发电资源的开发力度，也将对电网的发展产生重要影响。

四、目前电网现状 

    输电能力受多种因素制约 

    目前，我国超高输电线路以220千伏、330千伏、500千伏交流输电和500千伏直流输电线路为骨干网架。

全国已经形成5个区域电网和南方电网。

其中：

华东、华北、华中、东北4个区域电网和南方电网已经形成了500千伏的主网架，西北电网在330千伏网架的基础上，但是，由于我国电网跨区域输电主要依靠500千伏交流和正负500千伏直流，在提高电力输送能力方面受到技术、环保、土地资源等多方面的制约。

而特高压电网能够适应东西2000至3000公里，南北800至2000公里远距离大容量电力输送需求，有利于大煤电基地、大水电基地和大型核电站群的开发和电力外送。

第一条750千伏的官厅至兰州东输变电工程，为规划中的国家特高压电网打下坚实基础。

五、他国 

世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些？

美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流特高压试验线路，进行了大量的交流特高压输电技术研究和试验，最终只有前苏联和日本建设了交流特高压线路。

　　1. 前苏联：

1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路。

1985年8月，世界上第一条1150千伏线路在额定工作电压下带负荷运行。

1992年1月1日，通过改接，调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。

在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。

从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。

目前全部降压至500千伏运行。

　　2. 日本：

1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。

1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路；

1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分。

目前均以500千伏电压降压运行。

目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。

    特高压电网经受了运行考验 

    简述特高压输电的优点

1）提高输送容量。

一回1000kV特高压输电线路的自然功率接近500万千瓦，约为500kV输电线路的五倍左右。

±800kV直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500kV高压直流的2．1倍，是±620kV高压直流的1．7倍。

2）提高稳定极限。

1000千伏线路的电气距离相当于同长度500千伏线路的l／4～1/5换句话说，在输送相同功率的情况下，1000kV特高压输电线路的最远送电距离约为500kV线路的4倍。

采用±800kV直流输电技术使超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500km及以上。

3）降低线路损耗。

在导线总截面、输送容量均相同，即R、S值相等的情况下，1000kV交流线路的电阻损耗是500kV交流线路的四分之一。

±800kV直流线路的电阻损耗是±500kV直流线路的39％，是±620kV直流线路的60％。

。

4）减少工程投资。

1000kV交流输电方案的单位输送容量综合造价约为500kV输电方案的四分之三。

±800kV直流输电方案的单位输送容量综合造价也约为±500kV直流输电方案的四分之三。

5）节省走廊面积。

交流特高压：

同塔双回和猫头塔单回线路的走廊宽度分别为75米和81米，单位走廊输送能力分别为13．3万千瓦／米和6．2万千瓦／米，约为同类型500kV线路的三倍。

直流特高压：

±800kV、640万千瓦直流输电方案的线路走廊约76米，单位走廊宽度输送容量为8．4万千瓦／米，是±500kVkV、300万千瓦方案的1．29倍，±620kV、380万千瓦方案的1．37倍。

6）改善电网结构。

通过特高压实现长距离送电，可以减少在负荷中心地区装设机组的需求，从而降低短路电流幅值。

长距离输入1000万瓦电力，相当于减少本地装机17台60万千瓦机组。

每台60万千瓦机组对其附近区域500千伏系统的短路电流约增加1．8KA，如果这些机组均装设在负荷中心地区，对当地电网的短路电流水平有较大的影响。

通过特高压电网，实现分层分区布局，可以优化包括超高压在内的系统结构，从根本上解决短路电流超标问题．

    特高压电网的优势输电：

 一回特高压交流线路可输电5 0 0 万千瓦左右,是5 0 0 千伏交流线路输送能力的5 倍；

一回特高压直流线路可输电6 4 0 万千瓦,是正负5 0 0 千伏直流线路输送能力的2 倍以上。

费用当我们需要输送容量1 0 0 0 万千瓦时,采用5 0 0 千瓦电压需约1 0 回线路,每回中间需约7 个开关站,投资估计3 7 0 亿元。

而采用1 0 0 0 千伏线路输电与采用5 0 0 千伏的线路相比,可节省6 0 ％的土地资源。

资源特高压输电有利于实现能源资源的优化配置。

四、前景 

    据有关机构估算,2 0 2 0 年前后国家电网特高压网架建成后,通过获得联网效益,全国可节约装机2 0 0 0 万千瓦,折合投资约5 0 0 亿元；在输送相同容量的条件下,采用特高压输电与5 0 0 千伏输电相比,可降低网损近5 0 % 、约2 8 0 万千瓦,相当于节约电源容量投资1 1 0 亿元。

五、规划 

    国家电网公司于二○○四年开始启动特高压交直流输电工程的前期研究工作，并形成初步框架。

其构想的目标是：

以晋、陕、蒙、宁煤电基地和西南水电基地开发为前提，构建华中、华北同步的坚强核心电网。

交流特高压将形成“四横六纵多受端”的网架，从总体规划上看，这样一个特高压骨干电网，跨区域的输送能力将占到全国装机总容量的百分之二十五左右。

“四横”是指形成西起四川、关中、陕北、蒙西这样四个水火电的基地。

“六纵”是指形成北起宁夏、陕北、蒙西、北京、唐山、山东青岛，南到重庆、湖北、长沙、南昌、南京和福州的六条纵向通道。

“多受端”是指交流特高压在华北、华中、华东和陕西负荷中心地带形成坚强的环网结构。

2008年，国家电网公司2006年启动的“晋东南—南阳—荆门100万千伏特高压试验示范工程”将建成；

    2009年，南方电网公司启动的“云南—广东±800千伏直流工程”计划投产。

2009年前，我国要启动特高压实验基地及建设特高压输电线路4条。

国家电网公司旗下的项目“晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压试验示范工程”、“溪洛渡、向家坝和锦屏水电站800千伏特高压直流送出工程”将分别开工；南方电网公司旗下的项目“云南—广东800千伏直流工程”和“云南昭通—广西桂林—广东惠东1000千伏交流工程”也将按期交付使用。

发展特高压输电有三个主要作用：

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1）大容量、远距离从发电中心（送端）向负荷中心（受端）输送电能。

2）超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网，目的是更有效地利用整个电网内各种可以利用的发电资源，提高互联的各个电网的可靠性和稳定性。

3）在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网，目的是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，并更经济、更可靠运行。

建设这样一个特高压电网的必然结果是：

以特高压输电网为骨干网架，形成特高压、超高压和高压多层次的分层、分区，结构合理的特高压电网。

六、我国电网存在的问题：

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1）新中国成立以来，我国长时期处于电力短缺状态，多年来致力于增加电源建设以满足电力供给需求。

因此，形成了电网作为电源的配套工程的局面，电网被动地跟随着电源和负荷的发展而发展，未能通过电网的发展主动地引导电源的建设，结果导致我国南北向跨大区大容量输电网络规模过小，输电能力不足。

2）现有500kV电网输送能力不能满足大范围电力资源优化配置和电力市场的要求。

输电走廊限制了输电线路的架设，沿海经济发达地区线路走廊尤其紧张，现划中拟建设的火电基地规模巨大，要将其电力输送往用电负荷中心，如果全部采用500kV及以下电压等级的输电线路，则输电线路回数将过多，线路走廊紧张的矛盾难以解决。

3）电力负荷密集地区电网短路电流控制困难，例如华东、华北电网已经出现有一部分500kV母线的短路电流水平将超过断路器最大遮断电流能力。

4）长链型电网结构动态稳定问题突出。

在东北、华北、华中电网500kV交流联网结构比较薄弱的情况下，存在低频振荡问题。

5）受端电网存在多直流集中落点和电压稳定问题。

到2020年，如果西电东送华东电网全部采用直流输电方式，落点华东电网的直流换流站将超过10个，受端电网在严重短路故障的情况下，电力系统因电压低落发生连锁反应的风险较大。

七、特高压输电是中国电力发展的必由之路

　　第一，中国构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系必须发展特高压输电。

　　中国能源状况的基本特点是：

油气资源较为贫乏，煤炭和水能资源丰富，能源生产和消费分布不均衡。

煤炭资源的探明保有储量超过1万亿吨，三分之二以上分布在北部和西北部地区。

水能资源的经济可开发容量超过4亿千瓦，四分之三以上分布在西南部地区。

而中国三分之二以上的能源需求集中在中部和东部经济相对发达的地区。

重要能源基地与负荷中心的距离一般都在800～3000公里。

东部地区由于环保压力大、运输成本高、土地资源紧张，已经不适宜再大规模建设燃煤电厂。

要满足不断增长的用电需求，必须建设坚强的电网，实施跨大区、跨流域、长距离、大规模输电，在全国范围优化能源资源配置。

现有500千伏电网由于输送能力不足、短路电流超标等问题，难以适应未来发展的需要，亟需发展资源配置能力更强的特高压电网，建设电力“高速公路”。

第二，实现电力工业协调发展必须发展特高压输电。

　　由于长期投入不足，中国电网发展严重滞后；

网架结构薄弱；

电网优化配置资源的作用难以充分发挥；

抵御事故风险的能力不强；

发生大面积停电事故的风险始终存在。

近年来，中国电源建设速度进一步加快，电网发展滞后的问题更加突出。

预计2020年底全国发电装机将超过12亿千瓦，比2005年底新增约7亿千瓦。

实现如此大规模的电源送出，对电网发展提出了巨大挑战。

建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，能够适应电网、电源协调发展的需要，优化电力布局，有效解决500千伏电网因输送能力不足带来的安全稳定问题，显著提高电网运行的安全性和可靠性。

　　第三，发展特高压输电具有显著的优越性。

　　同500千伏电网相比，特高压输电能够提高输送容量，增加经济输电距离，在减少输电损耗、节约线路走廊占地、节省工程投资等方面也具有明显优势。

1000千伏交流线路自然输送功率约为500千伏线路的5倍；同等条件下，1000千伏交流线路的电阻损耗仅为500千伏线路的四分之一，单位输送容量走廊宽度仅为500千伏线路的三分之一，单位输送容量综合造价不足500千伏输电方案的四分之三。

　　中国地域辽阔，地区间经济发展不平衡，不同地区电力负荷的互补性很强。

发展特高压输电，加强跨大区电网互联，有利于减少系统备用，获得水火互济、跨流域补偿、错峰避峰等综合效益，节省发电装机；有利于促进西部大开发，实现区域经济协调发展。

此外，通过发展特高压输电，促进大型煤电基地建设，实现煤电就地转换，既能够为东部地区提供清洁能源，减少煤炭长距离运输造成的污染，又有利于通过集中治理、综合利用，将煤电基地的污染排放控制到最低程度，改善环境质量。

第四，发展特高压输电具有重要的创新意义。

　　特高压输电技术是世界电力科技领域的前沿技术。

发展特高压输电，有利于充分发挥科技的引领作用；

促进特高压输电技术的成熟和完善；

实现电网技术升级

带动电力和相关领域的技术创新；

有利于增强电力企业的自主创新能力；

推动电力工业创新体系建设；

　　第五，发展特高压输电有利于促进装备制造业发展。

　　建设特高压电网带动了特高压交、直流设备的巨大市场需求，给中外电工装备制造业创造了新的发展空间，有利于促进设备制造企业把握机遇，加强设备研发和关键技术攻关，实现新的技术跨越，在激烈的市场竞争中发展壮大。

八、国家特高压电网的基本功能33

为了满足我国未来能源流的基本要求，解决我国电网结构存在的问题，特高压电网应具备如下基本功能：

1）国家特高压电网网架可为实现跨大区、跨流域水火电互济、个国范围内能源资源优化配置提供充分支持以满足我国国民经济发展的需求。

2）国家特高压电网应满足大容量、远距离、高效率、低损耗地实现“西电东送。

南北互供”的要求．；

3）国家特高压电网应满足我国电力市场交易灵活的要求，促进电力市场的发展。

4）国家特高压电网应具有坚强的网络功能，具有电网的可扩展性，可灵活地适应远景能源流的变化。

5）国家特高压电网的网架结构应有效解决目前500bKV电网存在的因电力密度过大引起的短路电流过大、输电能力过低和安全稳定性差等系统安全问题

目前，我国正在进行特高压输电的前期科研工作，

这些研究工作包括：

输电方式和电压等级

绝缘问题

环境问题

线路和铁塔结构

变电所的结构形式和接线方式

输变电设备等方面

这些研究工作需要电力和制造部门同步、交叉地进行。

二、中国发展特高压输电取得重要进展

　　主要在六个方面取得了重要创新和进展：

一是系统开展了特高压输电必要性和可行性论证，揭示了中国转变电力发展方式、大规模发展特高压输电的客观必然性。

二是全面完成过电压与绝缘配合、电磁环境等重大关键技术研究，为特高压输电技术的工程应用奠定了基础。

三是1000千伏特高压交流试验示范工程获得国家核准，完成工程设计并进入建设实施阶段。

四是特高压设备研制工作全面推进，形成全套技术规范，完成设备基本设计，研制成功瓷柱式断路器、隔离开关等关键设备。

五是开工建设特高压交、直流试验基地和国家电网仿真中心，全面提升特高压输电技术的试验研究能力。

六是开展特高压电网规划，研究提出构筑华北～华中～华东特高压交流同步电网、通过特高压直流实现超远距离大容量外送的规划方案。

　　中国发展特高压输电的时机已经成熟。

当前，我们正按照建设“安全可靠、先进适用、经济合理、环境友好、世界一流”精品工程的目标，认真做好特高压交流试验示范工程实施工作，计划2009年建成投产。

　　未来，中国国家电网公司将以试验示范工程为契机，在华北和华中建设贯通南北的1000千伏输电通道，并进一步发展到其他地区。

在2020年前后，建成覆盖华北～华中～华东的坚强的交流特高压同步电网，同时建设西南大型水电基地±800千伏特高压直流送出工程，共同构成联接各大电源基地和主要负荷中心的特高压交直流混合电网。

届时，特高压电网传输容量将达到2亿千瓦以上，中国国家电网将成为结构合理、技术先进、资源配置能力强的现代化大电网。

　　特高压交流试验示范工程线路图

试验示范工程技术方案

1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程包括三站两线，起于山西省长治市境内的晋东南变电站，经河南省南阳市境内的南阳开关站，止于湖北省荆门市境内的荆门变电站，线路全长约653.8千米。

工程可行性研究报告估算静态投资约为58亿元（2004年价格水平），动态总投资约为60亿元。

　　系统额定电压为1000千伏，最高运行电压1100千伏，自然输送功率约500万千伏安。

　　晋东南变电站1000千伏配电装配采用GIS设备，南阳开关站1000千伏配电装配采用HGIS设备，荆门变电站1000千伏配电装配采用HGIS设备。

　　晋东南—南阳线路途经山西、河南两省，在河南省孟州市境内跨越黄河。

线路长度363千米，其中一般线路359.5千米，黄河大跨越3.5千米。

山西省境内115.2千米，河南省境内247.8千米。

　　南阳—荆门线路途经河南、湖北两省，在湖北省钟祥市境内跨越汉江。

线路全长290.8千米，其中一般线路288千米，汉江大跨越2.8千米。

河南省境内104千米，湖北省境内186.8千米。

　　全线采用单回路，导线截面为8×500平方毫米，分裂间距400毫米。

一根地线采用OPGW-150，另一根采用LBGJ-150-20AC铝包钢绞线

晋东南变电站简介

站址位于山西省长治市西南22千米长子县石哲镇，远期总占地面积约18公顷（围墙内占地面积约16.9公顷），本期总占地面积约8.7公顷（围墙内占地面积约7.9公顷）。

　　本期主变1×3×100万千伏安（终期3×3×100万千伏安）；1000千伏出线1回（终期10回），双母线双断路器接线，采用GIS设备；500千伏出线5回（终期10回），3/2接线，采用GIS设备。

110千伏单母线接线；1000千伏高抗1×96万千伏安；110千伏装设备电抗器2×24万千伏安、电容器3×24万千伏安。

南阳开关站简介

站址位于河南省南阳市东北30千米的方城县赵河镇，远期总占地面积约31公顷（围墙内占地面积约27.6公顷），本期总占地面积约11.4公顷（围墙内占地面积约8.9公顷）。

　　本期不装设主变（终期3×3×100万千伏安）；1000千伏出线2回（终期10回），双母线双断路器接线；500千伏本期无出线（终期10回）；采用HGIS设备。

本期不装设110千伏设备；1000千伏高抗2×72万千伏安。

8月20号

荆门变电站简介

站址位于湖北省荆门市东南25千米的沙洋县沈集镇，远期总占地面积约29公顷（围墙内占地面积约23.7公顷），本期总占地面积约16.6公顷（围墙内占地面积约12.4公顷）。

　　本期主变1×3×100万千伏安（终期2×3×100万千伏安）；1000千伏出线1回（终期10回），双母线双断路器接线；500千伏出线2回（终期10回），3/2接