特高压输电线路_百度百科
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特高压输电线路
特高压输电线路是指±800千伏及以上的和1000千伏及以上的输送电能。是在的基础上发展的，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。
特高压输电线路技术介绍
1000千伏特高压交流输电线路约为500千伏线路的4至5倍；正负800千伏直流特高压输电能力是正负500千伏线路的两倍多。同时，交流线路在输送相同功率的情况下，可将最远送电距离延长3倍，而损耗只有500千伏线路的25%至40%。输送同样的功率，采用1000千伏线路输电与采用500千伏的线路相比，可节省60%的土地资源。到2020年前后，国家电网特高压骨干网架基本形成，国家电网跨区输送容量将超过2亿千瓦，占全国总装机容量的20%以上。届时，从周边国家向中国远距离、大容量跨国输电将成为可能。
对于的经济性，专家分析：到2020年，通过可以减少装机容量约2000万千瓦，节约电源建设投资约823亿元；每年可减少发电煤耗2000万吨。北电南送的火电容量可以达到5500万千瓦，同各区域电网单独运行相比，年燃煤成本约降低240亿元。
特高压输电线路建设规划
我国输电线路以330千伏、500千伏交流输电和500千伏、800千伏直流输电线路为骨干。全国已经形成5个区域电网和。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，正在建设750千伏网架。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。第一条由集团公司承担设计工作的750千伏的官厅至兰州东输变电工程截至2012运行安全稳定，为规划中的国家打下坚实基础
2008年初，发布了《关于转变电网发展方式、加快电网建设的意见》，《意见》指出，“…转变电网发展方式、加快电网建设，就是要加快建设以特高压电网为骨干、各级电网协调发展的坚强国家电网，全面推进‘一特三大’战略；就是要彻底解决电网建设滞后、网架结构薄弱问题，适应电力需求快速增长，实现电网与经济社会全面协调发展；就是要根本转变就地平衡观念，促进电力结构调整和布局优化，实现更大范围…”
《意见》首次公开明确了特高压电网较为详细的建设规划，“…‘十二五’、‘’期间，特高压电网全面发展，形成以华北、华中、华东为核心，联结各大区电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强网架。到2020年，建成交流变电站53座，3.36亿，线路长度4.45万公里；建成工程38项，输电容量1.91亿千瓦，线路长度5.23万公里。特高压及跨区、跨国电网输送容量达到3.73亿千瓦。电网技术装备和运行指标达到国际先进水平。…”
《意见》同时再次强调了“十一五”期间的一些规划，“…全面建成特高压交流试验示范和特高压直流示范工程，初步形成华北—华中—华东特高压同步电网，基本建成西北750千伏主网架，公司经营区域实现全部联网，跨国电力合作取得重大突破。‘十一五’公司电网投资12150亿元。到2010年，公司220千伏及以上交直流线路达到38.9万公里，变电容量达到16.4亿千伏安，跨区、跨国输电容量达到8500万千瓦，交换电量达到3800亿千瓦时。高岭背靠背、中俄直流背靠背工程，2008年建成投产。灵宝背靠背扩建、淮南—上海线路工程、南阳特高压站扩建主变工程，2009年建成投产。加快建设向家坝—上海±800千伏直流示范工程，确保2010年投产。开工建设锦屏—苏南±800千伏直流，宁东—山东±660千伏直流，三沪二回、德宝、呼辽、山西—江苏等±500千伏直流，青藏±400千伏直流等工程。…”对于2008年国网公司的建设计划，数据显示2008年将开工330千伏及以上交直流线路3.2万公里、变电容量1.9亿千伏安，计划投产线路1.5万公里、变电容量0.97亿千伏安，投资2532亿元。其中特高压、750千伏及跨区电网计划开工线路1.7万公里、变电容量1.0亿千伏安，计划投产线路2450公里、变电容量1620万千伏安。
还公布了2007年简要的经营业绩数据。数据显示2007年国网公司完成固定资产投资2254亿元，其中电网投资2130亿元；110（66）千伏及以上交流线路开工6.0万公里，投产5.4万公里；变电容量开工2.7亿千伏安，投产2.1亿千伏安。完成售电量19742亿千瓦时，突破万亿，利税突破千亿。
2008年电网建设计划投资2532亿元，增幅仍然维持在10%以上，同时，根据调整后的“十一五”规划总投资额12150亿元的目标，我们估计2009年仍然可以维持10%以上的增幅，即投资额将达到2850亿元左右，而2010年将与2009年基本持平。
特高压输电线路技术难点
对于交流而言，主要有两大技术攻关重点：一是制造出可调的并联电抗器，二是研制1000千伏电压等级的双断口断路器，这两个关键技术问题已经基本解决。对于直流特高压电网而言，其技术攻关关键是开发6英寸晶闸管。日本已经研制出了6英寸晶闸管，我国在研制6英寸晶闸管方面也已经具备了一定的基础。我国—南阳—荆门的特高压交流试验示范工程的意义在于：它将真正实现全电压、满容量、长距离输电。
此外，对于我国电网设备制造业而言，中国建设特高压电网对我国无疑是一个巨大的推动。中国从2006年开始要发展特高压电网，表明中国已经有勇气解决特高压这一世界性的难题。
日，国家发展改革委员会印发《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》（发改能源[号），正式核准了晋东南经南阳至荆门交流试验示范工程。据报道，该特高压线路，全长654公里，申报造价58.57亿元，动态投资200亿元。起于山西省长治变电站，经河南省南阳，止于湖北省，联接华北、华中电网，将于2008年建成后进行商业化运营。如在全国全面推开，未来投资4060多亿元，配套动态投资将达8000多亿元，总投资相当于3到4个长江三峡工程项目。这一巨额工程，并未纳入国家“十一五”规划纲要。
日－26日，试验工程分别在山西长治、和湖北荆门三地盛大奠基。10月30日，在山西、河南、湖北四地同时召开－南阳－荆门1000千伏特高压交流试验工程建设誓师动员大会。
2016年，首条入京特高压线路——锡盟-北京东-山东1000千伏特高压交流工程将建成投运，将送电100万千瓦。家发改委核准北京东特高压站配套500千伏输变电项目以配合特高压输电入京。[1]
中国幅员辽阔，可开发的水力资源的三分之二分布在西北和西南地区，煤炭资源大部分蕴藏在北部和华北地区西部，而负荷中心主要集中在东部沿海地区。由于电力资源与负荷中心分布的不均匀性，随着电力系统的发展，的研究开发亦将会提上日程。
特高压输电线路经济收益
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。
1000千伏的特高压输电线路均需采用多根,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在600平方毫米以上,这样可以减少所引起的损耗以及、电视干扰、干扰等不良影响。杆塔高度约40～50米。双回并架高达90～97米。许多国家都在集中研制新型杆塔结构，以期缩小杆塔尺寸，降低线路造价。前苏联、美国、意大利、日本等国家都已经着手规划和建设1000千伏等级的特高压输电线路,单回线的传输容量一般在600～1000万千瓦。例如,正加紧建设、-、等大型能源基地,已经有装机容量达640万千瓦的火电厂，还规划建设装机容量达2000万千瓦的巨型水电站以及大装机容量的核电站群。这些能源基地距约有公里，需采用1150千伏、±750千伏直流,以至千伏电压输电。前苏联已建成1150千伏长270公里的输电线路,兼作工业性试验线路，于1986年开始试运行，并继续兴建长1236公里的1150千伏输电线路，20世纪末将形成1150千伏特高压电网。美国邦维尔电力局所辖电力系统预计20世纪末将有60%的火电厂建在以东地区，约有3200万千瓦的功率需越过这条山脉向西部负荷中心送电，计划采用1100千伏电压等级输电。每条线路长约300公里,输送容量约1000万千瓦。意大利计划用1000千伏特高压线路将等沿地中海地区的火电厂和核电站基地的电力输送到北部米兰等工业区。日本选定1000千伏双回并架特高压输电线路将下北巨型核电站的电力输送到东京，线路长度600公里,输送容量1000万千瓦。这些输电线路均计划于20世纪90年代建成。
特高压输电线路投运线路
美国、前苏联、日本和意大利都曾建成交流试验线路，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：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把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。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。日建成从西群马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公里的线路部分，两段特高压线路全长187公里，2000年开始，均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。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。
．电缆网[引用日期]酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程_百度百科
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酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程
甘肃酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程是目前世界上在建的电压等级最高、送电距离最长、输送容量最大的特高压直流输电工程。
酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程项目概况
据了解，该输电线路起于甘肃，途经甘肃、陕西、重庆、湖北、湖南5省(市)，止于湖南湘潭县，
需要新建酒泉、湘潭2座，换流容量1600万千瓦，线路全长2383公里，工程投资262亿元，于2015年5月获得国家发改委核准，计划于2017年建成投运。日，我国又一条创下三个“世界之最”纪录的特高压输电工程开建：6月3日，甘肃酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程(简称“酒泉-湖南工程”)于甘肃省酒泉市瓜州县和湖南省湘潭市同时举行开工仪式，进行为期两年的建设。
酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程项目进展
日，酒泉—湖南±800千伏特高压工程，在湖南湘潭正式开建。国家电网公司相关负责人介绍，该线路是目前世界上在建的电压等级最高、送电距离最长、输送容量最大的特高压直流输电工程，也是首条直接为湖南供电的特高压线路。工程将全面采用我国自主开发的特高压直流输电技术和装备，工程开工标志着我国特高压电网进入全面提速、大规模建设的新阶段[1]
酒泉-湖南工程是迄今为止输电距离最长的输电工程，也是重点服务风电、太阳能发电等新能源送出的跨区输电通道，工程将全面采用中国自主开发的特高压直流输电技术和装备，工程开工标志着我国特高压电网进入全面提速、大规模建设的新阶段。
国家电网公司总经理助理刘泽洪表示，酒泉至湖南±800千伏特高压工程对于保障能源安全、推动清洁发展、拉动经济增长，具有重要意义。酒泉至湖南工程是保障甘肃能源资源基地大规模大范围开发、配置和利用的重大工程。
刘泽洪说，华中地区电力需求增长迅速，但能源相对匮乏，煤电油运紧张矛盾最为突出。酒泉-湖南工程建成后，将有效缓解华中地区电力供需矛盾，构建西电东送大动脉，实现甘肃风电、煤电的大规模开发、打捆外送和大范围优化配置，缓解华中地区用电紧张局面。
2015年9月，酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电线路工程湘2标段（益阳、长沙段）举行了首基庆典仪式，标志着该工程正式进入现场施工阶段。[2]
酒泉—湖南±800千伏特高压直流输电工程项目意义
酒泉至湖南±800千伏特高压工程建成后，将西部风电、煤电、光伏电力送至华中地区，输电能力800万千瓦，每年可新增送电约400亿千瓦时，减少燃煤运输1800万吨，减排烟尘1.5万吨、8.8万吨、氮氧化物8.0万吨、2960万吨，将有效促进大气污染防治目标的实现。
甘肃酒泉地处河西走廊西部，境内多戈壁荒滩，属国家风光资源分布一类地区，适宜开发风电土地面积约4.7万平方公里，风能资源储量达2亿千瓦以上，同时，太阳能资源具有日照时间长、辐射强度高、大气透明度好等特点，年太阳总辐射量大于6000兆焦/平方米。风能、太阳能资源资源丰富，是国家确定的大型风电基地之一。
截至2014年底，甘肃风电装机容量达到1008万千瓦，光伏发电装机容量达到517万千瓦，新能源装机容量占本地总装机容量的比例达到36%，位居全国第一。但由于输送瓶颈制约，弃风弃光严重。
酒泉地区有超过800万千瓦火电、560万千瓦风电和500万千瓦光伏电站正在开展前期工作，具备建设大型能源基地的条件，在输送风电等新能源的基础上，配套适当规模的火电，实现风光火联合外送，可以保障直流运行稳定，提高输电效率。
甘肃的清洁能源，将通过这条大通道送往华中，缓解华中地区电力供需矛盾。”国家电网公司直流建设部主任张福轩说。对因电力无法外送而受弃风弃光之苦的甘肃新能源企业来说，这条线路无疑是“救命工程”。
甘肃省委常委、常务副省长咸辉表示，酒泉至湖南工程建设将有力拉动经济增长、扩大就业、增加税收。根据投资估算，建设酒泉-湖南工程，将增加输变电装备制造业产值118亿元，直接带动电源投资约655亿元，可增加就业岗位1.8万个，每年拉动GDP增长84亿元，增加税收16亿元，将有力拉动内需和经济增长。
国家电网已累计建成“三交四直”特高压工程，在建“四交二直”特高压工程，在运在建特高压输电线路长度超过2.1万公里，变电(换流)容量超过2.1亿千伏安(千瓦)，累计送电超过3300亿千瓦时。特高压在大范围优化能源配置，保障中国能源安全、经济、清洁、高效发展等方面，发挥着日益重要的作用。
随着我国后续“五交八直”特高压工程的加快推进，新增特高压电网投资将达到4500亿元，加上各级电网共投资1.5万亿元，带动电源和相关产业投资1.7万亿元，可年均拉动GDP增长0.8个百分点以上，同时还能消化钢铁、水泥等过剩产能，经济、社会、环境效益巨大。[3]
．新华网[引用日期]
．电缆网[引用日期]
．新浪网[引用日期]特高压列表
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中国电力网 &
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　　10月15日，扎鲁特—青州±800千伏特高压直流工程顺利...
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特高压英文缩写UHV；电压符号是U（个别地方有用V表示的）；电压的单位是伏特，单位符号也是V；比伏大的有kV、比伏小的mV，uV，它们之间是千进位。在我国，特高压是指±800千伏及以上的和1000千伏及以上的。
特高压现状
特高压对我国电力建设的意义
特高压能大大提升我国电网的输送能力。据国家公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍，而且送电距离也是后者的2到3倍，因此效率大大提高。此外，据测算，输送同样功率的电量，如果特高压线路输电可以比采用500千伏高压线路节省60%的土地资源。
特高压我国当前特高压情况
目前中国已经建成的超高压是西北电网750千伏的交流实验工程。首个国内最高电压等级特高压交流示范工程，是我国自主、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程———南阳—荆门特高压交流试验示范工程，全长640公里，纵跨晋豫鄂三省，其中还包含和两个大跨越段。线路起自山西1000kV晋东南变电站，经河南1000kV南阳开关站，止于湖北1000kV。日22时，该工程投入试运行，日22时，顺利通过168小时试运行。
直流方面，四川——上海±800千伏特示范工程已顺利投入运行，这是目前规划建设的世界上电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程；-±800kV特高压直流线路工程也于日顺利通过竣工验收。
国家电网公司在日首度公布，到2015年建成华北、华东、华中（“三华”）特高压电网，形成“三纵三横一环网”。
同日，国家电网宣布世界上运行电压最高的1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程已通过国家验收，这标志着特高压已不再是“试验”和“示范”阶段，后续工程的核准和建设进程有望加快。
日，在江苏省东台市，1000千伏淮南-南京-上海线特高压交流工程开建。1000千伏淮南-南京-上海特高压交流工程是国家大气污染防治行动计划12条重点输电通道之一，变电容量1200万千伏安，线路全长759.4千米，新建输电线路2×780公里，工程投资268亿元。该工程是迄今规模最大、
世界上技术水平最先进的特高压电网工程
建设难度最大的特高压交流工程，建成后可增强长三角地区电网互联互通、相互支援的能力。[1]
中国的特高压输电网，建设不到10年就具备了世界最高水平，创造了一批世界纪录。晋东南—南阳—荆门线路是世界上第一个投入商业运行的特高压交流输变电工程；向家坝—上海特高压直流输电工程，则是世界上同类工程中容量最大、距离最远、技术最先进的。中国的成就，被国际大电网组织称之为“世界电力工业发展史上的重要里程碑”。中国未来将在特高压骨干网的基础上建立全国智能电网，目前在这一方面的投入已经超过了美国。[2]
作为国家大气污染防治行动计划12条重点输电通道中首批获得核准并率先开工建设的特高压工程，跨越淮河、长江的皖电东送淮南—南京—上海1000千伏特高压交流工程于2014年9月开工建设。原计划于2016年3月投入运行，现2015年10月工程即将进入验收阶段，可望提前投入运行。[3]
特高压特高压未来发展蓝图
分析人士表示，未来5年，特高压的投资金额有望达到2700亿元，这较“十一五”期间的200亿投资，足足增长了13倍之余。
日公布的国家“十二五”规划纲要中提到，“适应大规模跨区输电和新能源发电并网的要求，
晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压
加快现代电网体系建设，进一步扩大规模，完善区域主干电网，发展特高压等大容量、高效率、远距离先进输电技术，依托信息、控制和储能等先进技术，推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性。” 这将意味着特高压输电工程已被正式列入国家“十二五”规划当中。
国家电网发展策划部专家向《》表示，核电、风电包括作为清洁能源的水电，未来的发展都将有赖于建设特高压电网。以风电为例，国家规划风电在2020年达到1.5亿千瓦以上的装机容量，但目前八大风电基地的装机容量已经占到总装机容量的80%，其中五大风电基地都在（华北地区、、东北地区），仅新疆、甘肃、内蒙古、吉林等省及自治区的风电装机就有8000万千瓦，因此风电消纳存在很大问题。只有借助特高压电网才可将如此集中和不稳定的电力传输到华北和华中等负荷中心。他表示，特高压建成后，可大规模开发风电，并做到高效率消纳，从而将一度颇为严重的弃风现象控制在1%。
国家电网公司发展策划部主任张正陵接受《》采访时表示，特高压(UHV)智能电网对内地电力发展是必须的，未来五年国家电网将投入6200亿元人民币，建设20条特高压线路，以将西南的水电和西北的风电传输至中国东部。发展特高压电网不仅是技术革新，还实现远距离运输，解决中国可再生能源的大规模开发和利用，且能改善当前中东部面临的严峻环境压力。
所谓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，它的最大特点是可以长距离、大容量、低损耗输送电力。内地76%的煤炭资源在北部和西北部，80%的水能资源在西南部，而70%以上的能源需求在中东部，普通电网的传输距离只有500公里左右，无法满足传输要求。
截至目前，内地特高压电网已完成一条特高压交流线路和两条特高压直流线路，共达4633公里，在建的有两条交流和两条直流线路，达6412公里。
日，国内变电容量最高的6000兆伏安1000千伏特高压主变器系统在苏州完成安装。此举标志着全球在建规模最大、变电容量最高、单体供电能力最强的1000千伏特高压变电站核心工程建竣。
1000千伏特高压苏州变电站是国内首座双站同址建设的特高压变电站，首期工程安装到位的电力系统分别服务上海和江苏。该变电站远景将建设6组3000兆伏安主变器系统，变电总容量达18000兆伏安。
作为“淮南—南京—上海1000千伏特高压交流输变电工程”重要节点，苏州变电站建成投运后，对于提高华东地区清洁能源和电网负荷接纳能力，增强长三角电网抵御重大故障能力和皖电东送可靠性，均具重大意义。[4]
特高压直流输电
特高压名词定义
什么是直流的“静电吸尘效应”
在直流电压下，空气中的带电微粒会受到恒定方向电场力的作用被吸附到绝缘子表面，这就是直流的“静电吸尘效应”。由于它的作用，在相同环境条件下，直流绝缘子表面积污量可比交流电压下的大一倍以上。随着污秽量的不断增加，绝缘水平随之下降，在一定天气条件下就容易发生绝缘子的污秽闪络。因此，由于直流的这种技术特性，与交流输电线路相比，其外绝缘特性更趋复杂。
特高压设备技术
自20世纪50年代高压直流输电投运以来，经过50多年的发展，高压、超高压直流输电技术已逐步完善，其中巴西两回±600千伏超高压直流输电工程已运行20多年，我国的±500千伏超高压直流输电工程也已建设、运行近20年，通过超高压直流输电工程的建设、运行，对直流输电技术有了更成熟的认识，也为±800千伏工程的设备制造奠定了坚实的技术基础。
上世纪70、80年代，进行过±750千伏特高压直流输电工程实践，其主要设备已通过出厂试验并已建成1000多公里输电线路。国际工业界和学术界对超过±600千伏的特高压直流输电技术的研究一直没有中断，主要工作集中在±800千伏这一电压等级。1000千伏级交流输电技术的研究和开发，特别是前苏联和日本交流特高压工程的建设和运行，以及750千伏级交流输电30多年运行经验的积累，交流变压器、、开关等的设计、制造技术已发展成熟，有关知识和经验尽管不能直接照搬，但可在±800千伏特高压直流设备的研发过程中充分借鉴。各种研究和试验均表明，±800千伏特高压直流输电技术工程应用的条件已经具备，目前已经可以制造出±800千伏特高压直流所需的所有设备，特高压直流输电技术用于实际工程是完全可行的。
特高压换流站设备特点及作用
是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、。 　换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。
换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。
交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40%～60%的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。
平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。
特高压技术的主要特点
（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，当发生闭锁时，两端将承受大的功率冲击。
特高压导线的选择
在特高压直流输电工程中，线路导线型式的选择除了要满足远距离安全传输电能外，还必须满足环境保护的要求。其中，线路电磁环境限值的要求成为导线选择的最主要因素。同时，从经济上讲，线路导线型式的选择还直接关系到工程建设投资及运行成本。因此特高压直流导线截面和分裂型式的研究，除了要满足和长期允许载流量的要求外，还要在综合考虑电磁环境限值以及建设投资、运行损耗的情况下，通过对不同结构方式、不同海拔高度下导线表面场强和起晕电压的计算研究，以及对电场强度、离子流密度、可听噪声和无线电干扰进行分析，从而确定最终的导线分裂型式和子导线截面。对于±800千伏特高压直流工程，为了满足环境影响限值要求，尤其是可听噪声的要求，应采用6×720平方毫米及以上的导线结构。
如何确定特高压直流线路的走廊宽度和邻近民房时的房屋拆迁范围？
特的走廊宽度主要依据两个因素确定：1. 导线最大风偏时保证电气间隙的要求；2.满足电磁环境指标（包括电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声）限值的要求。根据线路架设的特点，在档距中央影响最为严重。研究表明，对于特高压直流工程，线路邻近民房时，通过采取拆迁措施，保证工程建成后的电气间隙和环境影响满足国家规定的要求。通常工程建设初期进行可行性研究时就要计算电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声的指标，只有这些指标满足国家相关规定时，工程才具备核准条件。
特高压技术的经济优势
800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。、向家坝、乌东德、送出工程采用±800千伏级直流与采用±620千伏级直流相比，输电线路可以从10回减少到6回，并节约综合投资约150亿元。
特高压技术创新
近年来，通过对下游水电和水电送出方案的滚动研究和综合论证，推荐金沙江一期送出工程采用3回±800千伏、640万千瓦特高压直流送出方案。目前，已经完成了直流送出工程和送端500千伏配套工程，并通过了评审。直流输电工程的、、地质灾害危险性评估、压覆矿产评估、和文物普探六项专题工作也于近期顺利完成。
在技术研究中，立足科技创新，实现跨越式发展，取得了突破性进展：
1.提出单回±800千伏、640万千瓦直流方案，该方案充分发挥特高压直流的规模优势，通过工程实践，其标准化设计具有十分广阔的市场前景。
2.研制6英寸晶闸管元件，将在中国建成世界惟一的6英寸元件生产线，研制和开发6英寸元件（换流阀），将大大提升中国的电力电子业制造水平。
3.研究重冰区线路熔冰，通过适当改变特高压直流系统接线方式、短时增大通过线路的电流方案，在覆冰严重时段对线路进行熔冰，可大规模降低线路本体投资。
4.开展污秽测量，采用完全自主设计开发的直流污秽，开展特高压工程站址直流积污试验，总体技术处于国际先进水平。
5.开展走廊数字化和整体航飞，将溪洛渡、的出线规划作为一个系统工程，进行了整体航飞，提高了出线规划工作的准确性，节省工程费用。
6.提出并研究特高压直流电磁环境指标，提出将原《高压直流架空输电线路设计导则》要求的标称场强，改为以对环境产生实际影响并可直接测量的合成场强指标，用以衡量直流线路的电场的修改意见，优化了原导则，已被国家环保总局采纳。
特高压我国应用前景
特高压直流输电具备点对点、超远距离、大容量送电能力，主要定位于我国西南大水电基地和西北大煤电基地的超远距离、超大容量外送。
特高压直流在我国的应用前景广阔。以国家电网为例，金沙江一期溪洛渡和向家坝送出工程将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出，四川采用1回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出，以上工程计划在2011年底～2016年期间陆续建成投运。金沙江二期乌东德、白鹤滩水电站送出工程也将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出。发展特高压直流输电，还为我国后备能源基地西藏水电和新疆煤电开发提供经济的输电方式，为加强与俄罗斯、蒙古、等国的电力合作提供技术保障。
特高压和交流输电区别
从技术上看，采用±800千伏特高压直流输电，线路中间无需落点，能够将大量电力直送大负荷中心；在交直流并列输电情况下，可利用双侧频率调制有效抑制区域性低频振荡，提高断面暂（动）稳极限；解决大受端电网短路电流超标问题。采用1000千伏交流输电，中间可以落点，具有电网功能；加强电网支撑大规模直流送电；从根本上解决大受端电网短路电流超标和500千伏线路输电能力低的问题，优化结构。
从输电能力和稳定性能看，采用±800千伏特高压直流输电，输电稳定性取决于受端电网有效短路比（ESCR）和有效惯性常数（Hdc）以及送端电网结构。采用1000千伏交流输电，输电能力取决于线路各支撑点的短路容量和输电线路距离(相邻两个变电站落点之间的距离)；输电稳定性（同步能力）取决于运行点的功角大小（线路两端功角差）。
从需要注意的关键技术问题看，采用±800千伏特高压直流输电，要注重受端电网静态无功功率平衡和动态无功功率备用及电压稳定性问题，要注重多回直流馈入系统因同时换相失败引起的系统电压安全问题。采用1000千伏交流输电，要注重运行方式变化时的交流系统调相调压问题；要注重严重故障条件下，相对薄弱断面大功率转移等问题；要注重大面积停电事故隐患及其预防措施。 与超高压直流输电相比，
特高压技术和经济优势
和±600千伏级及600千伏以下超高压直流相比，特高压直流输电的主要技术和经济优势可归纳为以下六个方面：
一、输送容量大。采用4000安培晶闸管阀，±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍，是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍，能够充分发挥规模输电优势。
二、送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能，经济输电距离可以达到2500公里甚至更远，为西南大水电基地开发提供了输电保障。
三、线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下，±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%，是±600千伏级直流线路的60%，提高输电效率，节省运行费用。
四、工程投资省。根据有关设计部门的计算，对于超长距离、超大容量输电需求，±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72%，节省工程投资效益显著。
五、走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米，单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米，是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右，提高输电走廊利用效率，节省宝贵的土地资源；由于单回线路输送容量大，显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。
六、运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400+400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案，运行方式灵活，大大提高。任何一个换流阀模块发生故障，系统仍能够保证75%额定功率的送出。
特高压绝缘子片数
由于直流线路的静电吸附作用，直流线路的污秽水平要比同样条件下的交流线路的高，所需的绝缘子片数也比交流的多，其绝缘水平主要决定于绝缘子串的污秽放电特性。因此，目前在选择绝缘子片数时主要有两种方法：1.按照绝缘子采用绝缘子污耐受法，测量不同盐密下绝缘子的污闪电压，从而确定绝缘子的片数。2. 按照运行经验采用爬电比距法，一般地区直流线路的爬电比距为交流线路的两倍。两种方法中，前者直观，但需要大量的试验和检测数据，且试验检测的结果分散性大。后者简便易行，但精确性较差。实际运用中，通常将两者结合进行。
特高压换流站设备面临的问题
特高压直流换流站设备面临的关键问题有以下几类：
1. 因电压等级升高，换流变压器阀侧绕组、出线结构和套管的内绝缘问题将是需要解决的主要难题之一。阀侧绕组承受较高的交直流混合场强，需使用大量的绝缘成型件等绝缘材料。±800千伏换流变压器阀侧引线绝缘成型件的研制和试验，阀绕组主绝缘、匝绝缘的场强设计和试验是设备研制中需重点解决的难题。
2.因换流站污秽等级较高而造成的直流场设备绝缘问题。直流设备的污闪在直流场事故中占很大比重，是需要重点解决的难题。根据以往工程经验和试验研究，由于直流场的吸污特性，直流设备的爬电距离约为同等污秽条件下交流设备爬距的2倍。随着城市化和工业化的发展，大气污染问题日益严重，特高压直流换流站污秽已达Ⅱ级甚至Ⅲ级水平，按此要求爬距需达到70毫米/千伏或更高的要求。在特高压电压下，按标准要求的爬电比距设计，设备已超过现有制造或运行能承受的高度。在重污秽地区，户内场或设备合成化是解决耐污问题的两个可行途径。国家电网公司已将此问题作为重点研究项目，在换流站址进行直流场强下的污秽实测，确定合理、客观的直流污秽水平，通过实际尺寸试验等深入研究，确保设备具有安全、合理的外绝缘水平，以保障特高压直流安全稳定运行。
国家电网公司首次提出±800千伏、4000安培、 640万千瓦系列特高压直流工程方案。溪洛渡、向家坝和锦屏共采用4回±800千伏特高压直流输电工程送出，每回输送容量为640万千瓦，是目前规划中电压等级最高，容量最大的直流输电工程。
因输送容量大，电压高造成高端换流变压器体积大，运输重量增加，据厂家概念设计估算，送端高端换流变压器最大重量可达360吨/台。由于送端地区运输条件限制，经过，国家电网公司在金沙江外送特高压直流输电工程站址规划中，将送端3个换流站全部集中在四川宜宾市，既解决大件设备的运输问题，又节省了工程造价，而且有利于特高压换流站的运行维护。
特高压发展前景
建设“特高压国家电网，实现能源资源优化配置”作为电网建设的重要目标和任务对于保证电源和电网安全稳定运行有着重要意义[5]
。美国、加拿大、俄罗斯、日本、意大利、西班牙等国家从上世纪七十年代就开始研究特高压输电技术，历经四十余年至今[6]
。近三四十年欧洲、北美等地发生的十几次大面积停电事件的教训是，交流电所供负荷越高，覆盖范围越大，越存在巨大安全隐患，因此必须通过联系紧密的特高压交流电网提供较为充裕的备用容量[7]
。电网很容易遭遇台风、暴雨、雷击、冰凌、污闪、军事破坏等天灾人祸，若无足够的备用容量，会将事故迅速蔓延扩大[8]
。因此，要保证电网安全运行，必须在规划、设计、建设、运行中研究电网结构，要按“分层分区”原则实行三道保护。国家电网和南方电网提出建设“特高压国家电网”的目标是实行能源资源优化配置。
特高压著名工程
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。
特高压前苏联1150kV工程
前苏联1000kV级交流系统的额定电压(标称电压)1150kV，最高电压1200kV，是世界上已有工程中最高者。
前苏联从1985年8月至今共建成2350km 1150kV输电线路和4座1150kV变电站(其中1座为升压站)。其中有907km线路和3座150kV变电站(其中1座为升压站)从1985年～1990年按系统额定电压1150kV运行了5年之久。之后由于前苏联经济上的解体和政治原因，卡札克斯坦中央调度局将全线降压为500kV电压等级运行，在整个运行期间，过电压保护系统的设计并不需要进行修改，至今运行情况良好。
特高压日本1000kV工程
日本1000kV电力系统集中在东京电力公司，1988年开始建设1000kV输变电工程，1999年建成2条总长度
430km的1 000 kV输电线路和1座1000 kV变电站，第1条是从北部日本海沿岸原子能发电厂到南部东京地区的1000kV输电线路，称为南北线（长度190km），南新泻干线、西群马干线；第2条是联接太平洋沿岸各发电厂的1000kV输电线路，称为东西线路（长度240 km），东群马干线、南磬城干线，此外日本还建成了1座新楱名1100kV变电站，所有的1000kV线路和变电站从建成后都一直降压为500kV电压等级运行，考虑配合太平洋沿岸和东北地区原子能发电厂的建设拟升压至额定电压1000kV运行，但是由负荷增长停止不前，电源建设和1000kV升压计划也大幅推迟，预计在21世纪10年代后期才能升压至1000kV运行。
特高压意大利1050kV试验工程
20世纪70年代，意大利和法国受西欧国际发供电联合会的委托进行欧洲
意大利1050kV试验工程
大陆选用交流800kV和1050kV输电方案的论证工作，之后意大利特高压交流输电项目在国家主持下进行了基础技术研究，设备制造等一系列的工作，并于1995年10月建成了1050kV试验工程，至1997年12月，在系统额定电压（标称电压）1050kV电压下进行了2年多时间，取得了一定的运行经验。
该试验工程位于意大利Suvereto1000kV试验站内，包括两部分：（1）kV变电站；（2）2.8km1050kV输电线路。1050kV试验工程单线示意图如图所示。
特高压中国特高压输电工程
中国对特高压输电技术的研究始于上个世纪80年代，经过20多年的努力，取得了一批重要科研成果。研究表
1000千伏特高压交流试验示范工程
明，发展特高压输电是中国电力工业发展的必然选择。目前，国家电网已经和在建的特高压交流输变电工程：一是陕北-晋东南-南阳-荆门-武汉的中线工程，二是淮南-皖南-浙北-上海的东线工程。另外，中国第三条特高压输电工程——“四川—上海±800千伏特高压直流输电示范工程”，也于日在四川省宜宾县动工修建。到2020年，我国特高压电网将基本建成，输送电量将达到2亿千瓦时以上，占全国装机总容量的25%。
日，我国自主研发、设计和建设的具有自主知识产权的1000千伏交流输变电工程——晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程顺利通过试运行。这标志着我国在远距离、大容量、低损耗的特高压（UHV）核心技术和设备国产化上取得重大突破，对优化能源资源配置，保障国家能源安全和电力可靠供应具有重要意义。
这条世界上首次投入运营的特高压交流线路全长640公里，电压等级是世界最高的，达到1000千伏，输送的电能是现有的500千伏的5倍，输送过程的电能损耗和占地面积都可以节省一半以上，整个工程的投资比500千伏的线路节省三分之一。纵跨晋豫鄂三省，其中还包含黄河和汉江两个大跨越段。线路起自山西1000kV晋东南变电站，经河南1000kV南阳开关站，止于湖北1000kV荆门变电站。
工程于2006年8月取得国家发展和改革委员会下达的项目核准批复文件，同年底开工建设，2008年12月全面竣工，12月30日完成系统调试投入试运行，日22时完成168小时试运行投入商业运行，目前运行情况良好。
日，世界首条千万千瓦级的特高压直流输电工程-锡盟-泰州±800千伏特高压直流输电工程在兴化开工。该工程是国家大气污染防治行动计划“四交四直”特高压工程的重要组成部分，计划于2017年建成投运。[9]
特高压未来两年将成为我国特高压建设高峰期
近期国家电网正全面展开多个特高压建设筹备工作，年将成为特高压线路建设的高峰期。
国家电网公司年中工作会议上已经明确提出，今年年底前将要开工建设“三交一直”淮南-南京-上海、锡盟-山东、蒙西-天津交流和宁东-浙江直流特高压工程，目前仅有蒙西-天津交流特高压未获得核准。同时，年底前争取核准酒泉-湖南特高压直流输电工程。
继上半年淮南-上海（北环）特高压交流线获批之后，三季度锡盟-山东特高压交流工程也得到了发改委核准。加上蒙西-天津、榆横-潍坊两条交流线路获批在即，国家电网目前正为多条特高压线路的落地忙得如火如荼。
10月16日，宁东-浙江±800千伏特高压直流工程第1标段开工，基础首基浇制在232号塔位开始。
陕西送变电工程公司承担的第1标段线路起于宁夏和陕西交界的红井子乡201号塔，止于吴起县小湾渠西耐张塔401号，线路总长87.955千米，铁塔共计160基。本段基础多为人工挖孔，杆塔为自立式铁塔，导线采用全国首例横截面最大的钢芯铝型线。
10月21日，国家电网公司淮南-南京-上海1000千伏特高压交流工程和平圩三期扩建送出工程现场建设协调领导小组首次会议在江苏召开。国家电网要求各参建单位尽快形成泰州站和长江大跨越技术方案，确保平圩三期送出工程明年一季度投运以及工程总体安全质量稳定；提前考虑工程分站、分期投运相关工作，提前策划安排好大件运输、交接试验、配套工程建设调试等有关工作。
淮南-南京-上海特高压交流工程是迄今为止规模最大、投资最大、难度最大的交流特高压输变电工程，具有技术难度大、设备挑战大、建设困难多三大特点。
据悉，淮南-南京-上海特高压交流工程新建南京、泰州、苏州3座变电站，扩建淮南、沪西变电站，新增变电容量1200万千伏安，新建输电线路2×779.5千米，同塔双回路架设（局部同塔四回架设），途经安徽、江苏和上海。平圩三期送出工程包括淮南站1个1000千伏出线间隔，新建同塔双回（本期单侧挂线）线路约5千米。目前工程征地、设计、采购、施工等各方面工作按里程碑计划顺利推进，总体的安全质量局面稳定。
10月23日，湖南电力检修公司爆出消息，国网湖南电力拟通过扩建株洲500千伏云田变电站，将其打造成湖南规模最大的一座变电站，以对接特高压落地，满足经济发展和资源利用需要。
特高压线路审批获重大突破，33条线路待建。今年是线路审批获重大突破的一年，大概率将有“三交两直”特高压线路获得批准。为满足我国大型能源基地的外送需求，预计2020年前后，还需要新批约24条特高压直流输电线路，9条特高压交流线路。除能源局12条输电通道外，目前国网正在规划新的“五交五直”方案，将保证特高压建设的持续性。[10]
2015年9月，山江±800千伏特高压直流输电线路工程皖1标段在宿州举行了首基基础浇筑仪式，标志着该工程进入全面开工阶段。[11]
作为国家大气污染防治行动计划12条重点输电通道中首批获得核准并率先开工建设的工程，跨越淮河、长江的皖电东送淮南-南京-上海1000千伏特高压交流工程于2014年9月开工建设，原计划于2016年3月投入运行，目前工程即将进入验收阶段，可望提前投入运行。[12]
准东—皖南特高压工程计划2018年建成投运。准东-皖南工程是目前世界上电压等级最高、输送容量最大、输送距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程，是国家电网在特高压输电领域持续创新的重要里程碑，刷新了世界电网技术的新高度，开启了特高压输电技术发展的新纪元，对于全球能源互联网的发展具有重大的示范作用。[13]
．电缆网[引用日期]
．中国城市低碳经济网[引用日期]
．电缆网[引用日期]
．中国经济网．[引用日期]
．北极星电力网[引用日期]
．英大网[引用日期]
祝瑞金，李莉华，郑淮，韩天祥．北美历次重大停电事故的比较分析及启示：华东电力，2004
谭伦农，张保会．市场环境下的事故备用容量：中国电机工程学报，2002
．电缆网[引用日期]
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