世界特高压交流输电技术工程一览(图

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1、世界特高压交流输电技术工程一览（图）关键词: 特高压交流输电输电工程北极星智能电网在线讯: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。一、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。1、工程概况20世纪70年代，前苏联开始1000kV特高压交流输变电技术的研究工作，1985年8月建成了埃基巴斯图兹科克切塔夫线路(497km)以及2座1 150kV变电站(升压站)，并按照系统额定电压1150kV投人工业运行。198

2、8年8月建成了科克切塔夫库斯坦奈线路(410km)以及1座1150kV变电站，该线路也按1150kV投入工业运行。一直到1990年为止，前苏联有907km长的1150kV输电线路和2座1150kV变电站、1座1150V升压站按1150kV电压运行了5年之久。之后，前苏联又分别建设了库斯坦奈恰尔连滨斯克线路(328km)以及1座1150kV变电站;埃基巴斯图兹巴尔纽尔依塔特线路1115km和1座1150kV变电站。综上所述，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)

3、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。2、1150kV变电站(1)建设规模前苏联已建成4座1150kV变电站，其中有代表性的是科克切塔夫1150kV变电站，包括1150kV和500kV两级电压等级，1150kV部分建规模为：2回1150kV出线、2回备用出线;2组1150/500kV 200MVA主变压器;2组900Mvar1150/kV并联电抗器。该变电站1985年8月建成后按系统额定电压1150kV运

4、行了5年之久，1990年以后降压为500kV运行至今，为以后建设的1150kV变电站积累了很多施工、设备调试以及运行的经验，并进行了大量的试验和测试工作。日常运行和紧急事故模拟试验研究结果表明，在绝大多数情况下电系统实际的操作过电压水平不会超过1.6p.u.，因此前苏联后期1150kV系统的过电压设计，从原来操作过电压1.8p.u.降到1.6p.u.。(2)电气主接线1150kV配电装置采用一种新型的双母线双断路器电气主接线，即每个出线回路采用双断路器，主变压进线回路不装断路器直接接人母线。这种主接线主要是考虑输电线路的故障率大于主变压器故障率，尽管主变压器回路不装断路器，如果主变压器故障相当

5、于母线故障，但是苏联1150 kV主变压器十分可靠(查波罗什变压器厂生产19台单相667MVA 1150kV主变压器运行了185台年，故障率为0)，发生上述这种情况的概率是很小的。而在故障率相对高一些的出线回路安装2台断路器分别接人两条主母线可以提高运行的灵活性和可靠性。同时由于2个主变压器进线回路不装断路器，应尽在出线回路安装2台断路器，但是整个1150kV配电装置的断路器数量并没有增加(本期工程)。因此前苏联通过技术经济比较在1150kV不采用一个半断路器接线，而要用新型的双母线双断路器接线，这种做法值得我们在国内1000kV交流变电站设计时借鉴。(3)主要电气设备前苏联4个1150kV变

6、电站的1150kV配电装置都采用屋外中型布置方案，安装了常规敞开瓷柱式1150kV电气设备，包括4柱8断口空气断路器、双柱垂直开启或隔离开关等各种电气设备。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，两段特高压线路全长187公里，目前均以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。目前日本

7、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。二、日本1000kV工程1、工程概况日本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，如图所示。此外日本还建成了1座新楱名1100kV变电站，所有的100

8、0kV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。2、1100kV变电站(1)建设规模日本已在东京电力公司建成1座新楱名1000kV变电站，其建设规模为：1000kV 4回出线，4台3000MCA 1000/500kV主变压器，不安装并联电抗器。(2)电气主接线1000kV配电装置采用日本在500kV变电站广泛使用的双母线双分段电气主接线(采用SF6断路器分段)。电气主接线中避雷器MO

9、A配置原则经过详细的雷电侵入波过电压计算分析后采用2+1+2的方案，即每个出线回路加2组MOA，每个主变进线回路加1组MOA，每四分之一段母线加2组MOA，其结论是虽然MOM总数量比常规1+1+1方案有所增加，增加了MOA部分的投资，但是采用本方案可以将电气设备绝缘水平从2900kV(雷电冲击)下降至2250kV，使电气设备的投资下降很多，其最后综合总投资比常规方案可以节省9%。日本1000kV不采用一个半断路器接线，其独特的多避雷器配置设计值得我国在1000kV变电站设计时参考。(3)主变压器日本由三大制造厂三菱、日立和东芝公司分别各生产一台单相1000MVA 1000kV主变压器，安装在新

10、楱名1000kV变电站。日本的1000千伏特高压交流输电技术研究始于1973年。引发特高压输电技术研究的原因主要有：上世纪70年代，日本经济高速增长，电力需求预测估计年增长率为6%10%;将新泻、福岛等地核电输往以东京为中心的首都圈(远距离输电、输电走廊紧张);如果仍采用500千伏输电则首都圈的短路电流将超过63千安;解决未来远距离输送电力的稳定问题。上世纪90年代，日本建设了427千米1000千伏特高压交流同杆并架输电线路(目前以500千伏电压运行)和新榛名特高压设备实证实验场(一直到今天还在通电状态)。曾计划于21世纪初升压到特高压输电，但至今仍未升压。电力需求增长催生特高压就日本特高压输

11、电的前景问题，笔者与东京电力公司技术部长财满英一、日本电力中央研究所电力技术研究所所长藤波秀行、东芝公司电力事业部原特高压项目负责人村山康文、东芝公司浜川崎工厂(变压器、开关、避雷器等设备的主要制造点)总工程师池田九利、东芝公司电力事业部原避雷器部部长菅雅弘等专家进行过多次交流，他们一致认为：日本从未想过放弃特高压交流输电计划，推迟的原因主要是日本经济低迷、电力需求增长迟缓所致;在系统稳定性、输电线路及输变电设备技术等方面，所有技术问题已全部得到解决;1000千伏特高压交流输电不存在技术障碍，具有随时可以升压的技术储备。东京电力公司是日本十家电力公司中最大的一家，其装机容量占日本全国的1/3左

12、右。东京电力的供电面积约39000平方千米，供电区人口约4300万。东京电力公司也是日本唯一具有特高压输电线路及特高压输变电设备实证实验场的电力公司。财满英一博士就东京电力公司何时实现1000千伏特高压交流输电的商业运行问题作了如下说明：这个问题主要取决于三点，一是电力需求的增长，二是新电源点的建设(新建电站因为系统稳定性和短路电流超标等问题，不考虑用500千伏输电电压输送大功率电力)，三是即便只考虑潮流问题也需要特高压。最新数据表明：东京电力公司2000年以来年电力需求增长率为1%2%，最高日尖峰负荷出现在2003年，为6400万千瓦。2005年东京电力公司自身的总装机容量为6184万千瓦，

13、不足的电力目前由其他公司供电。以上事实说明，东京电力公司有新增装机的需求。财满英一博士还强调说，由此预计，约2015年前后有可能实现1000千伏特高压交流输电的商业运行，这也是东京电力公司的新榛名特高压设备实证实验场为何至今没有中断设备带电考核的缘故。日本对特高压的研究1973年，日本建成第一回500千伏交流输电线路。同年，正式开始了1000千伏级特高压交流输电技术研究工作。日本特高压输电特别委员会通过对输送1000万千瓦的输电模型系统进行了综合比较研究。经过800千伏/1100千伏/1200千伏/1500千伏等多个交流电压等级及直流500千伏方案的综合技术经济比较，认为：(1)800千伏与1

14、500千伏的缺点：800千伏输电能力低、要求的输电线路回数多、输送电力的成本相对较高、环境及选址不利;1500千伏电压等级难以预测输电线路，变电设备的设计和制造、技术方面不合适。(2)1100千伏与1200千伏的比较：输送能力方面，双回线路正常输送均满足1000万千瓦的输送能力，1200千伏方案稳定极限输送能力可以超过2000万千瓦;绝缘、静电感应和噪声抑制方面，1200千伏比1100千伏的导线数目增加，而且铁塔高度约增加10米，重量增加约30%左右;建设费用方面，1100千伏的建设费用比1200千伏低18%左右;雷击事故率和可靠性基本相同。(3)交流输电与直流输电方式的比较：如果以直流构成外

15、环系统，系统的结构不能满足可靠性要求。虽然有采用多端直流系统的可能性，但进行系统扩充时的灵活性低、多端直流导致经济性下降、有时由于潮流的反转需要改变主电路接线，可能制约外环的运营。直流输电技术主要适合超远距离电源输电系统，而日本输电距离600千米左右不算是超远距离，直流的经济益处不显著。如果在交流事故时(也包括单相对地短路等频度高的事故)换流器会因失去电压支撑而停止，将对系统的稳定带来不利影响。由于上述原因，研究集中在不同等级的交流方案上。综合以上研究，1980年1100千伏(额定电压：1000千伏)被选定作为日本的500千伏电压等级以上的更高一级电压。日本的特高压建设东京电力公司于1988年

16、启动特高压工程建设。在特高压立项过程中，公众担忧特高压对电磁环境的影响，尤其是对磁场的影响及景观的破坏表示担忧。为此，东京电力公司通过大量的试验数据向公众和社区解释并取得公众理解：如特高压电磁环境的影响限制在500千伏电压等级水平以内;虽对景观的影响是不可避免的，但是如果不建特高压线路，则要多建34回500千伏线路，困难更大;深入细致地进行输电线路对沿线生态环境影响及电磁场对动植物影响的研究，以大量研究结果消除公众的担忧等等。东京电力的特高压输电线路采用同杆双回设计。特高压输电容量计划为：对于同杆架设的双回线，先期输送600万千瓦，最终达到1300万千瓦。输电线路外绝缘和电磁环境研究由日本电力

17、中央研究所负责。在输电线路电磁环境限值上，日本要求地面场强不得大于3千伏/米(在山区10千伏/米)，是全世界最严格的规定。输电线路的设计、施工由东京电力公司负责，从1988年开始到1999年结束，共建成1000千伏同杆并架线路427千米，相当于单回线路954千米。特高压线路采用8810平方毫米导线结构，对地距离高，电气设计十分可靠。同杆并架线路塔高为100140米，全部采用钢管塔。这条线路从1992年陆续建成以来，一直降压至500千伏运行，经受了14年的运行考核，证明了线路的机械性能是十分可靠的。特高压输变电设备(包括变压器及GIS)由东芝、三菱和日立公司分别制造。1995年，研制成功一组10

18、50/525千伏、31000兆伏安的变压器、一组1100千伏气体绝缘金属封闭组合电器(GIS)设备，安装在500千伏新榛名变电站(海拔高度：603.8米)，从500千伏侧加压，进行了10多年的加压试验，至今累计带电约50000小时，完成了一系列试验项目。日本的特高压交流输变电设备的研制也不是一帆风顺的。起初，特高压避雷器的性能不尽如人意，经过技术改进才达到了高性能技术规范的要求。在变压器方面，东芝、三菱和日立公司三家都出现过问题，其中一家的变压器在现场安装两年后出现油流带电问题，经处理已得到解决。日本1000千伏特高压交流系统的特点日本1000千伏特高压交流系统具有鲜明的技术特点。日本国土狭小

19、，送电线路短，在全部427千米成“人”字形结构的特高压电网中共有4个变电站，2个开关站，最长的线路段长度也只有138千米。加上日本1000千伏交流特高压线路主要输送核电，通过改变送受端电网的联结方式，可以基本保持特高压电网输送电力恒定不变。因此，特高压系统不配置高抗，也不考虑其他的调相调压措施。为了降低线路塔头尺寸，降低变压器等变电设备的绝缘水平，日本采取了一系列限制操作过电压措施，主要包括：采用高性能避雷器，4柱并联，显著降低雷电和操作配合电流下的残压;在GIS断路器中采用合闸和分闸电阻，将投入和切除时线路中部的过电压水平限制到单相短路时健全相的过电压水平;采用带分闸电阻的隔离开关限制隔离开

20、关电弧重燃在GIS腔体内引起的高频振荡过电压等。为提高系统稳定性和可靠性，成功研制了高速接地开关，为短路点潜供电流提供强制通道，加速短路点电弧熄灭，与断路器配合实现同杆并架线路的快速单相重合闸，保证重合闸时间在1秒以内。日本的实践表明：特高压输电技术已基本成熟，没有不可逾越的技术问题;特高压的电磁环境影响可以通过优化设计，降低至500千伏输电线路同样水平。特高压带动电工制造业发展日本通过特高压工程的实践，还使本国的电工装备制造业的技术得到了飞跃式发展。第一，为优化特高压系统的绝缘性能，于1985年启动高性能氧化锌避雷器的研发，其关键目标是第三代氧化锌电阻片的研制，其结果是氧化锌电阻片的梯度和通

21、流能力大幅提高，技术水平至今仍居世界第一(目前西门子公司等也从日本东芝购置一部分大容量氧化锌电阻片)。高性能氧化锌电阻片的研发成功，可为电力系统提供更好的过电压保护。东京电力公司自1991年以来，把特高压电网的过电压限制技术应用到500千伏设备电压等级上，将500千伏设备的绝缘水平由1550千伏降低二级至1300千伏。一般认为，每降低一级绝缘等级，设备成本相应降低3%5%，降低二级则降10%以上，线路及杆塔的投资节省更为可观。第二，日本结合特高压工程研发了1100千伏双断口六氟化硫罐式断路器，也是世界上唯一拥有这项技术的国家。目前，日本的GIS水平是国际公认的最高水平，500千伏普遍采用单断口

22、断路器。第三，因国土狭小，大件运输限制严格，加上规划中的特高压变电站都位于山区，道路交通运输条件很苛刻。为解决1000兆伏安/1000千伏变压器的运输问题，日本在世界上首次采用分体式结构，将运输重量控制在200吨，为解决今后高电压、大容量变压器的大件运输开了先河，并由此开发了分体运输、现场组合的变压器新技术。第四，为更好地履行社会责任，进一步降低电磁环境影响，研发了降低风噪声的低噪声导线。第五，结合特高压输电系统特点而研发的高速接地开关、断路器分闸电阻、带有分合闸电阻的隔离开关等，在解决降低操作过电压、单相重合闸、潜供电流、快速暂态过电压(VFTO)等技术问题方面呈现很好的推广应用前景。总之，

23、日本1000千伏特高压交流工程是成功的，极大地推动了日本输电技术和电工制造技术的进步，其应用前景十分乐观。三、 意大利1050kV试验工程1、工程概况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)1050/400

24、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。2、1050kV变电站本变电站包括1050kV和400kV两级电压，1050kV部分包括3台单相400MVA主变压器，1套双母线接线、1个进线回路的金属封闭开关设备GIS，1段长0.6km充油电缆，1套架空出线隔离开关和快速接线开关。其主要技术特性分叙如下：(1)主变压器意大利制造商生产了3台单相1000kV主变压器。(2)气体绝缘金属封闭开关设备GIS在变电站内安装了1套1100kVGIS，采用双母线电气主接线，包括双母线、母线电压互感器、断路器、隔离开头在及接地开关、电流线感器和避雷器，所有设备封闭在

25、金属外壳内，采用SF6气体绝缘。SF6断路器为单相四断器结构，带合、分闸共用的500并联电阻，同时为了使触头四周的电场更加均匀，在断口间加装了均压电容器。隔离开关带110并联电阳。(3)敞开瓷柱式电气设备在变电站出线回路的线路侧加装了1套1100kV隔离开关和快速接地开关，以解决1000kV系统单相重合闸的潜供电流和恢复电压的问题。(4)金属氧化物避雷器本变电站采用SF6气体绝缘的金属氧化物避雷器作为雷电侵入波的保护装置，具有较好的保护特性：20kA，8/20s波形的雷电冲击残压为1800kV;3kA，30/60s波形的雷电冲击线压为1450kV。(5)充油高压电缆从变电站GIS的出线套管至架

26、空线路之间约0.6km安装了3根单相充油1000kV高压电缆，每相电缆包括1个电缆接头和1个独立的冷却系统，电缆内部依靠油冷却，电缆外部采用水冷却方式。1000kV充油式高压电缆包括所带的6套终端装置，运行2年多时间，情况良好。意大利1000kV高压电缆是世界上唯一投入工业试运行电压等级最高、在额定电压1050kV下运行时间最长的充油式电缆，具有一定的代表性。四、中国第一条特高压交流输电线路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

27、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2007年12月21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%。中国第一条特高压交流输电线路晋东南南阳荆门1000千伏特高压交流试验示范工程晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程(图片欣赏)2009年1月6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

28、、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。据介绍，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，

29、2008年12月全面竣工，12月30日完成系统调试投入试运行，2009年1月6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。中国第一条特高压交流输电线路晋东南南阳荆门1000千伏特高压交流试验示范工程晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程(图片欣赏)晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压交流试验示范工程(图片欣赏)2009年1月6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

30、障国家能源安全和电力可靠供应具有重要意义。据介绍，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，2009年1月6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。