我国特高压输电技术的现状与前景.doc

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陕西理工学院毕业论文

我国特高压输电技术的现状与前景

作者：

刘蒙蒙

（陕西理工学院物理与电气工程学院物理学专业2011级2班，陕西汉中723000）

指导教师：

陈德胜

[摘要]高压输电技术是指在输电过程中提高输电电压，减小输电电流，从而减少输电过程中电能损耗的技术。

输电电压越高，电能损耗减少的越多，目前输电电压等级最高的是特高压输电。

本文阐述了特高压输电技术的原理，分析了特高压输电的主要方式和分类，研究了我国特高压输电的现状，探讨了我国特高压输电技术的发展前景。

[关键词]特高压输电；现状；前景；高压电网；智能电网

引言

随着电力系统的不断发展，为了适应大容量远距离输电的需要，如意大利、美国、日本、俄罗斯、中国等国家都在致力于特高压输电技术的研究。

所谓特高压是指交流1000kV、直流±800kV及以上的电压等级。

特高压输电具有非常明显的经济性和可靠性，为当今世界输电技术的发展指明了方向。

我国已经进入了大电网、大机组、高电压、高自动化的发展时期。

随着经济的快速发展，电力需求也在快速增长，特高压输电逐渐进入到我国电力的建设当中。

特高压输电能同时满足电能大容量、远距离、高效率、低损耗、低成本输送的基本要求，而且能有效解决目前500kV超高压电网存在的输电能力低、安全稳定性差、经济效益欠佳等方面的问题，所以，建设特高压电网已经成为我国电力发展的必然趋势。

1特高压输电技术及其原理

1.1特高压输电概述

特高压是世界上最先进的输电技术。

交流输电电压一般分为高压、超高压和特高压。

国际上，高压（HV）通常指35—220kV电压；超高压（EHV）通常指330kV及以上、1000kV以下的电压；特高压（UHV）定义为1000kV及以上电压。

而对于直流输电而言，高压直流（HVDC）通常是指±600kV及以下的直流输电电压，±800kV（±750kV）以上的电压则称为特高压直流（UHVDC）。

表1所示为交、直流输电电压分类表。

表1交、直流输电电压分类表

类型

电压

交流

高压

35kV，110kV，220kV

超高压

330kV，500kV，750kV

特高压

1000kV

直流

超高压

±500kV，±660kV

特高压

±800kV

我国发展特高压输电指的是在现有500kV交流和±500kV直流之上采用更高一级的电压等级输电技术，包括1000kV级交流特高压和±800kV级直流特高压两部分，简称国家特高压骨干电网。

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。

为了适应我国国民经济和电力需求的快速发展，国家电网公司在2004年底明确提出了加快建设以百万伏级交流和±800千伏级直流系统特高压电网为核心的坚强国家电网的战略目标。

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和地区会带来重大的经济和社会效益。

1.2特高压输电的原理

远距离输电过程中的最大问题就是功率损耗，要实现远距离输电，关键是要解决功率损耗问题。

首先，由焦耳定律可知，输电线上的功率损耗与电流的平方成正比，即Q=I2Rt，若能减小输电线中的电流强度，即可降低功率损耗。

其次，输电要用的导线存在电阻。

如果导线很短，电阻可以忽略，当远距离输电时，导线很长，电阻就变得很大，因此，输电线的发热问题就必须考虑。

如何减小导线发热呢？

根据焦耳定律，影响导线发热的因素是输电时间t、输电线电阻R和输电电流I。

显然，在输送功率和距离一定的情况下，输电时间和输电线电阻是不可能减小的，所以必须通过减小输电电流来减少导线发热。

综上所述，要减小电能的损失，必须减小输电电流，但是，输电就是要输送电能，输送的功率必须足够大，才有实际意义。

发电厂发电机组的发电能力是恒定的，故其发出的电功率也是一定的。

根据公式P=UI，要使输电电流I减小，而输送功率P不变，就必须提高输电电压U。

所以在远距离输电时，可以利用大型电力变压器升高电压以减小电流，如果线路中电流降低到原来的1/2，那么线路中损失的功率就减小为原损耗的1/4。

因此提高电压可以很有效的降低线路中的功率损失。

由于输电过程损耗与输送距离有关，所以输电距离越远，输电电压就应越高。

2特高压输电的主要方式及其特点

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，即包括交流特高压输电技术和直流特高压输电技术两个部分。

2.1特高压直流输电

图2.1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。

我国通过对特高压直流输电的电压等级进行多方研究论证并进行了技术攻关，考虑到对直流输电技术的研发水平和直流设备的研制能力，认为确定一个特高压直流输电水平是有必要的，并将±800kV确定为中国特高压直流输电的标称电压。

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、控制保护装置和远动通信设备等。

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、直流滤波器和避雷器等设备提出了更高的要求。

特高压直流输电技术的特点是：

输电时的功率大小、方向可以快速控制和调节；直流输电系统的接入不会增加原有电力系统的短路容量；利用直流调制可以提高系统的稳定水平；直流的一个极发生故障，另一个极可以继续运行，且可以利用其过负荷能力减少单极故障下的输送功率损失。

另外直流架空线路走廊宽度约为相同电压等级交流线路走廊宽度的一半。

特高压直流输电的主要优点有：

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输电；直流输电架空线路只需正负两极导线，有时采用单根导线，杆塔结构简单，线路走廊窄。

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制，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，不增加被联电网的短路容量，需要因短路容量问题而更换被联电网的断路器以及对电缆采取限流措施。

被联电网部受其两端交流系统的影响而互联：

直流输电输送的有功和换流器吸收的无功均可方便快速的控制，可利用这种快速控制改善交流系统的运行性能：

直流输电可方便地进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。

特高压直流输电的缺点主要有：

直流换流站比交流变电站的设备多、结构复杂、造价高、运行费用高，可靠性也相对降低。

换流站的造价比同等规模交流变电站要高出数倍；换流站会产生一系列的谐波，需在两侧加装交流滤波器和直流滤波器，增加占地面积、造价和运行费用；直流输电控制复杂，运行方式不够灵活。

2.2特高压交流输电

图2.2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、低损耗和经济性等特点。

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和传输能力、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。

特高压交流输电的特点：

特高压交流输电中间可以有落点，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国家特高压骨干网架；采用特高压实现联网，稳定的特高压交流同步电网中线路两端的功角差一般可控制在20及以下；特高压交流线路产生的充电无功功率约为500kV的5倍，为了抑制工频过电压。

线路须装设并联电抗器。

当线路输送功率变化，送、受端无功功率将发生大的变化；适时引入l000kV特高压输电，可为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑，有利于从根本上解决500kV短路电流超标和输电能力低的问题。

特高压交流输电的主要优点有：

提高传输容量和传输距离；提高电能传输的经济性；节省线路走廊和变电站占地面积；减少线路的功率损耗；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：

系统的稳定性和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。

3我国特高电压输电技术发展及现状

3.1我国特高压输电技术的发展

我国的特高压研究开始于20世纪80年代，1986—1990年特高压输电前期研究曾被列为国家攻关项目，1990—1995年国务院重大技术装备领导小组办公室组织有关专家开展了远距离输电方式和电压等级论证，1990—1999年国家科学技术委员会就特高压输电前期论证和采用交流1000kV特高压输电的可行性等专题进行了研究。

在此期间，国家电网公司完成了国家电网特高压骨干网架总体规划设计和特高压输变电工程可行性研究，完成特高压关键技术研究课题100余项，系统深入地研究了特高压设备的研制和供货能力，编制了设备技术和试验规范，完成了特高压工程建设的前期专题工作，还多次组织专题研讨和国际国内的技术交流。

国家电网公司在2005年工作会议上明确提出：

在今后几年内，我国需要建设全国特高压电网，它是我国当前电网建设工作的重中之重。

2008年交流百万伏级特高压示范试验工程——晋东南—南阳—荆门特高压输电工程（该工程包括晋东南、荆门两座1000kV变电站，变电容量各3000kVA，南阳1000kV开关站，线路长度约670km，工程总投资约62亿元）的系统论证及可研究工作的完成。

这意味着我国对1000kV交流输变电技术科研工作将从科研前期准备工作阶段进入工程建设实质性阶段。

目前我国已完成了部分特高压关键技术的研究工作，确定了交流特高压和直流特高压的主要参数；在绝缘配合、高海拔研究、防雷研究等领域已达到国际先进水平；在备受关注的特高压电磁环境影响方面，提出了符合国家标准的电磁环境控制指标，并于2005年7月13日通过国家环保总局审查。

同时，在特高压系统论证、特高压输电技术经济性、特高压输变电设计技术、特高压设备国产化、直流特高压输电技术等方面，也获重要进展。

3.2我国特高压输电技术的现状

我国已建成投运330千伏输电线路突破1万公里，500千伏线路近4万公里；330千伏变电所变电容量1755万千伏安，500千伏变电所变电容量13725万千伏安。

在直流高压输电方面，1987年浙江宁波至舟山±100千伏直流输电工业性试验线路投入运行，1990年±500千伏葛上直流输电工程建成投产，揭开了我国直流超高压输电工程建设的新篇章。

在建的贵广、三广直流输电工程投运后，我国±500千伏直流输电工程总长度将达4691公里，规模之大，居世界前列。

西北750千伏输变电示范工程的投运标志着我国交流输电工程跨入世界先进行列。

我国电网已初步形成了西电东送、南北互供、全国联网的格局，电网发展滞后的矛盾得到较大程度的缓解。

与世界先进水平相比，我国电网在网络规模、网络结构、应用新技术方面存在较大差距，造成电网输送能力低、运行经济性较差。

与发达国家相比，我国电网技术水平存在明显差距。

一是500千伏电网线路输送能力偏低；电网运行中存在的主要问题是输送容量较低。

受暂稳极限限制，500千伏长距离送电线路输送能力在60万—100万千瓦，与国外相比有40万—80万千瓦的差距。

二是网络建设规模较小，结构较薄弱。

电网建设进程看，我国高压输电线路的发展比电力发达国家滞后约20年，如果说国外440千伏或500千伏高压输电电网已经进入成熟期，那么我国的500千伏高压输电电网还处于发展、成长期。

除华北北京地区，华东上海地区和广东地区的500千伏网架较强外，其他地区都比较薄弱。

三是电网新技术应用较少；我国500千伏电网在应用串补及可控串补技术、紧凑型输电技术、动态无功补偿技术和大截面导线等方面与国外先进水平存在较大差距。

我国目前仅有5个500千伏变电站安装了SVC，总容量为77万千伏安。

通过特高压的研究与实施，我国可以大步伐的赶上国际水平。

目前我国还没有建成特高压直流输电的线路，但是已建成一些超高压直流输电的线路，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直流背靠背工程，直流输电线路总长度达7085公里，输送容量达1856万千瓦，线路总长度和输送容量均居世界第一。

我国目前建成的唯一一条特高压交流输电线路于2009元月16号正式运行，这是由我国自主研发、设计和建设的百万伏交流输变电项目——晋东南—南阳—荆门特高压试验示范工程。

这是迄今为止世界上运行电压最高、输送能力最大、技术水平最先进的特高压交流输变电工程。

我国首个特高压交流试验示范工程于2006年底开工建设。

工程北起山西的晋东南变电站，经河南南阳开关站，南至湖北的荆门变电站，线路全长640公里，变电容量2300万千伏安，连接华北、华中电网，横贯山西、河南、湖北三省。

工程投运后，将充分利用充足的山西煤电、湖北水电资源，形成南北互济的跨区域经济协调发展，将有效缓解国内电力运输难问题。

该工程全线铁塔1284基，总重量超93000吨，平均重量71.4吨。

是500千伏铁塔的3.5倍；平均高度77.4米，是500千伏铁塔近两倍；导线横担平均长度在60米左右，是500千伏横担的两倍多。

导线每相采用多达8分裂组合、长达10余米的巨型绝缘子、高达40余米的1000千伏构架、重愈4000吨的1000千伏主变压器。

这些都是史元前例的。

整个工程都呈现出“高、中、大、新”的特点。

4我国特高压输电技术的发展前景

4.1建设特高压电网

图4.1特高压电网

特高压电网是指交流1000kv、直流800kv以上电压等级的输电网络。

它能远距离、大容量输电，可减少输电损耗、降低输电成本，是提高线路输电能力的重要途径。

[18]

改革开放，经济发展突飞猛进，用电需求大幅攀升。

一方面，随着用电负荷的逐年快速增长，送电压力明显加大。

尽管我国电力工业发展迅速，但目前人均装机容量仅为0.3千瓦，而经济持续快速增长需要充足的电力供应。

预计到2020年，我国年均新增装机超过3300万千瓦，年均用电增长达到1600亿千瓦时。

这就意味着未来电力负荷增长空间巨大，因此电网输送能力也将面临巨大挑战。

另一方面，电源扩容、电网发展相对滞后。

近年来，我国电力需求迅猛增长，导致电源建设步伐加快。

电源、电网投资比例失衡使得电网建设滞后，输电能力明显不足，拉闸限电现象时有发生，严重制约了国民经济发展。

现有500千伏主网跨区联系薄弱，区域间的水火互济和跨流域补偿能力不能得到充分发挥，难以引导电源合理布局。

电网建设的相对迟缓已经成为电力外送的制约瓶颈，电力供应紧张的局面仍然无法得到缓解。

因此，加强电网建设迫在眉睫。

还有，我国能源分布的特点对电网建设提出了更高要求。

我国煤炭水力资源比较丰富，但能源分布与负荷分布不平衡，2/3以上的煤炭资源分布在山西、陕西和内蒙古，2/3以上的可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，而负荷中心却集中在能源源相对匮乏的东部地区。

为了满足未来电力负荷增长的需要，首先必须确保一次能源的充足供应。

因此现有电网技术需要质的飞跃。

我国电网跨区输电主要依靠500千伏交流和±500千伏直流，在提高输电容量方面受到技术、环保，土地资源等诸多因素的制约，现有基于500千伏网架的联网系统区域交换能力明显不足，存在的问题加大了电网升级改造的难度。

要实现大规模的电力输送，不断满足持续增长的电力需求，必须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坚强国家电网。

[15]

面对电网发展的巨大机遇与挑战，结合中国国情及能源特点，必须加快建设由百万伏级交流和±800千伏级直流构成的国家电网特高压骨干网架，依靠科技创新突破技术瓶颈。

这是一项意义重大、影响深远的重要工程。

特高压电网具备超远距离、大容量、低损耗的送电能力，将在我国未来电网发展中发挥重要作用。

建设特高压电网不仅是满足我国未来电力需求持续增长的基本保证，而且有利于保障国家能源安全，优化能源资源配置，为煤电、水电基地大规模电力外送提供有效途径。

建设特高压电网也是提高社会综合效益的必然选择，不仅能有效地提高电网安全性和可靠性，而且节省输电走廊、优化协调电源发展、减轻煤炭运输压力、促进区域经济协调发展。

发展特高压电网符合我国基本国情和发展实际,是优化我国能源资源配置、推动我国电力技术创新的重点举措,无论对中国还是对世界,都是一项伟大创举和重要贡献,将作为里程碑载入电力工业发展史册。

加快建设特高压电网,对于推进我国电网的技术升级,带动国内相关科研、设计部门以及制造、建设等企业的技术创新,提高电力及相关行业的整体技术水平和综合竞争实力,都具有重要意义。

特高压电网具备大容量、长距离、低损耗的特点,代表了当今输电技术的最高水平,可更好地满足经济发展对电力的需求,利于优化我国电网和电源布局,促进电力工业整体协调发展。

[18]

4.2规划智能电网

智能电网英语为SmartGrid，该名词是由美国首先提出来的。

SmartGrid原意为智能网格或智能网，这个概念又包括智能电子网格、智能电力网格、聪明网格和未来网格等涵义。

SmartGrid有两个关键词，其一是Smart，可以译为聪慧、灵巧、智能；其二是Grid，指电网，可以指配电网、输电网。

目前智能电网SmartGrid这种术语和称谓看来已被全世界所普遍接受、采纳和应用。

图4.2智能电网

智能电网是一种建立在集成的、高速双向通信网络的基础上，通过先进的传感和测量技术、先进的电力设备、先进的控制方法以及先进的决策支持系统技术的电力系统,建设和发展智能电网，是为了在节能减排同时实现电网可靠、安全、经济、高效运行。

随着节能减排和提高效工作发展，智能电网的建设已经成为世界各国的能源可持续发展战略的重要组成部分。

智能电网最初引入中国，引起的争论焦点集中在到底是以清洁、高效、分布式，还是以特高压为核心。

对此，在2009特高压输电技术国际会议上，国家电网总经理刘振亚首次提出适合当前中国国情的“一特四大”坚强智能电网定义：

即通过建设特高压交直流电网，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，进而发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网。

中国的国情决定了必然要建立具有中国特色的智能电网。

中国的智能电网建设，应该是依据中国能源资源的具体国情，适应国家发展的战略部署，结合国内电网的发展思路，考虑未来中国发展的预期远景，基于不同重点进行规划。

中国的智能电网建设，不仅要涵盖欧、美智能电网的概念和范围，还要加强骨干电网建设，即建立一个以特高压电网为骨干网架的各级电网高度协调发展的智能电网。

中国特色的智能电网必将引领国际智能电网的发展潮流。

我国的智能电网与欧美智能电网在发展背景、目标和主要特征上不同，发展适合我国电力发展水平、技术水平和经济水平的智能电网，即建设中国特色智能电网是我国电网发展的必由之路。

当前和未来一段时间内，中国特色智能电网就是在以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网基础上，将先进的信息、通信和控制技术，以及先进的管理理念与我国电网实际紧密结合，在不断降低成本、提高效率和效益，改善整个电网可靠性及可用性的前提下，优化电网运行，科学制定企业战略规划，实现电网资产的全寿命周期管理，扩大电网为电源和电力用户服务的功能和提高电网服务水平的手段和模式。

智能电网并没有一个确定的概念，需要根据实际情况赋予新的含义。

我国的智能电网建设不能照搬国外，应当吸取国外先进经验，坚持走符合中国国情的技术路线。

此外，武建东先生提出的“互动电网”是站在跨行业的高度，结合中国实际对智能电网进行的思考，具有一定借鉴意义。

适合中国国情的智能电网建设，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。

[12]

5结语

特高压输电技术具有远距离、大容量、低损耗的优势,是实现能源资源优化配置的有效途径，能够取得良好的社会经济综合效益。

发展特高压电网和智能电网，可以推动我国电力技术创新和电工制造业的技术升级。

通过国内外多年的研究，特高压输电技术在基础研究和实用技术研究等领域取得了大量成果，并已有实际工程运行经验。

建设特高压电网和智能电网，技术上可行，经济上合理，但同时也是一项极具挑战性的工作。

在“十二五”期间，随着我国国民经济的快速发展，特高压输电技术将得到更快的发展和应用。

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