1000kV交流特高压输电技术的研究与应用

2005年10月Power System Technology Oct. 2005 1000kV交流特高压输电技术的研究与应用舒印彪（国家电网公司，北京市西城区100031）摘要：简要介绍了国外特高压输电研究及应用情况和我国发展1000kV特高压输电的必要性，分析特高压大容量、长距离和低损耗的输电特点，研究1000kV交流特高压输电的一些关键技术问题及其解决措施，如无功平衡、过电压及绝缘配合、潜供电流、电磁环境影响等，探讨1000kV 交流特高压输电线路及变电站设计方案，在此基础上提出了我国特高压工程应用思路及试验示范工程的推荐方案。

关键词：特高压输电；1000kV；过电压；电磁环境；无功平衡；潜供电流；试验示范工程1 引言交流特高压电网是指额定电压比750kV级更高一级的交流输电网络，主要适用于长距离、大容量输电。

20世纪60年代以来，美国、前苏联、意大利、日本等国家先后制定了特高压输电计划，并相继建成了特高压输电试验室、试验场，对特高压输电可能产生的工程问题（如过电压、可听噪声、无线电干扰、生态影响等）进行了大量研究，取得了重要进展[1-5]。

前苏联已建成1150kV特高压输电线路2362km，其中埃基巴斯图兹—科克切塔夫—库斯坦奈共900km长的线路及3座变电站曾投入商业运行，运行时间累计超过5年[4]。

日本已建成1000kV 同杆并架线路427km，并于1996年建成新榛名特高压设备实物验证站[5]。

由于这些国家的经济增长速度比预期减缓等原因，目前国外特高压工程的应用处于停滞状态，已建成的线路均降压至500kV运行。

日本计划2015年前升压运行，另外一些经济增长较快的国家（如印度、巴西、南非等）也在积极研究特高压输电技术。

我国从1986年就开展了特高压研究工作，并在武汉高压研究所建成200m长特高压试验线段，研制了特高压试验变压器，开展了相关的试验研究工作[1-3]。

在特高压输电技术前期研究方面我国已做了很多工作，但在工程应用和实物试验方面，落后于俄罗斯、日本、美国、意大利等国。

我国经济正在持续高速发展，预计2020年国内生产总值要在2000年的基础上翻两番，将达到40000亿美元，电力负荷也必然快速增长，届时我国全社会用电量预计将达到4600TWh左右，总装机容量将超过1000GW，在现有的基础上翻一番。

目前我国500kV电网已开始出现输送能力不足、输电走廊紧缺等一系列问题，仅依靠现有超高压输电技术很难满足未来电力增长的需要。

因此，发展特高压输电技术，实现电网技术质的飞跃，是保障电力和社会经济协调发展的重要举措[6-8]。

我国能源资源和生产力发展呈逆向分布，能源丰富地区远离经济发达地区。

我国2/3以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏和云南，2/3以上探明煤炭资源分布在山西、陕西和内蒙古。

东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。

西部能源基地与东部负荷中心距离在500~ 2000km左右。

因此，长距离、大容量输电是我国未来电网发展的必然趋势，特高压输电正是具备这一能力的输电方式[6-8]。

总之，无论从电网发展需要来看，还是从能源资源分布条件和国家经济持续发展需求来看，我国都需要尽快发展特高压输电技术。

经过深入研究，我国百万伏级交流特高压额定电压取1000kV，设备最高电压取1100kV[9]。

本文将深入讨论1000kV 交流特高压输电技术的主要特点、关键技术和工程应用等方面的情况。

2 特高压输电线路的主要技术特点2.1 大容量输电能力在评价输电线路的输电能力时，线路的自然功率是一项重要指标，线路输送自然功率时线路电感吸收的无功和线路电容发出的无功持平。

对于长距离超、特高压输电线路，为解决无功平衡和过电压问题，往往要装设高压电抗器（高抗）甚至可控电抗器；为了提高线路输送能力还可能装设串联补偿装置。

将线路、高抗及串补视为一个整体，根据无功自我平衡的原则，人们又提出了广义自然功率的概念，其计算公式为P U= (1)式中 P 为广义自然功率；U 为线路电压；C 为单位长度线路电容；L 为单位长度线路电感；K p 为线路的并联补偿度；K s 为线路的串联补偿度（当K p 和K s 均为零时，P 即为线路的自然功率）。

根据式(1)计算了不同类型线路的广义自然功率，结果如图1所示。

由图1可见，采取相同的并联补偿度时，1000kV 输电线路的广义自然功率是常规单回500kV 线路的4.2倍，是紧凑型单回500kV 线路的3.1倍。

可见，1000kV 特高压输电线路具备大容量输电能力。

2.2 长距离输电能力单回1000kV 特高压输电线路阻抗折算到500kV ，相当于同距离单回500kV 线路阻抗的1/4，即电气距离缩短为500kV 线路的1/4。

电气距离缩短时，输电线路的静稳极限就会增大，线路的输电能力自然提高。

本文以一个简化系统进行分析。

对于图2所示的单机–无穷大系统模型，线路输送功率可按式(2)计算，sin δ =1时，即为该系统的静稳极限。

如线路输送能力按静稳极限的85%考虑，由此可以得到不同类型线路的输送能力与输电距离的近似关系，如图3所示。

在计算中，为便于比较，电源侧总容量按10GW考虑，发电机电势E ′按系统最高运行电压计算sin E U P Xδ′= (2)式中 X 为包括发电机、变压器和线路在内的等值电抗；E ′ 和U 分别表示发电机暂态电势和系统电压。

由图3可见，对于相同的输电容量，采用1000kV 特高压线路输送时，其输电距离要远大于500kV 线路。

例如，输送2000MW 电力时，单回1000kV 线路的输送距离可达到1300km ，单回500kV 常规线路的输送距离为400km ，单回500kV 紧凑型线路的输送距离为550km 。

可见，特高压输电线路具备长距离的输电能力。

2.3 低损耗输电能力降低线路损耗是提高输电效率、节约能源资源的一项重要措施，对于大容量、长距离输电意义更大。

超、特高压输电线路的损耗主要包括两部分：①电阻性损耗，它是线路电阻、长度和线路电流的函数；②线路电晕损耗，它受气象条件、导线选型、运行电压等因素的影响。

输电线路的综合损耗可按式(3)计算2total r c c P P P I R P =+=+ (3)式中 P total 为综合损耗；2r P I R =为线路电阻引起的损耗；c P 为综合考虑不同气象条件后的线路平均 电晕损耗。

本文采用典型的线路设计方案，按式(3)计算了超高压和特高压输电线路的综合损耗，并比较了不同送电方案的导线用铝量，其结果列入表1中。

表1 不同输电方案的线路综合损耗及用铝量比较线路 方案 导线截面 面积/mm 2输送5000MW 时线路综合损耗的比较用铝量的 比较 1回1000kV 线路 1×8×630 0.46 0.63 5回500kV 常规线路5×4×4001.001.00由表1可见，特高压输电不仅线路综合损耗比500kV 常规型线路方案约节省54%，且导线用铝量也节省37%。

理论计算还表明，在总导线截面、输送容量均相同情况下，1000kV 输电线路的电流是500kV 输电线路的1/2，其电阻损耗是500kV 线路的25%。

总之，特高压输电的低损耗优势是很明显的。

2.4 提高输电走廊的输电能力如前所述，特高压具备大容量的输送能力，可有效发挥线路走廊的输电能力。

以输送10GW 电力为例，计算不同类型线路所需要的输电走廊宽度。

计算时对于1000kV 输电线路，边线外7m 处以内的走廊范围定义为核心区，根据电磁环境的要求定义边线外20m 处以内的走廊范围为缓冲区；对于500kV ，边线外5m 处以内的走廊范围定义为核心区，缓冲区也按电磁环境标准要求考虑。

由此计算得到不同类型输电方案所需要的走廊宽度如表2和图4所示。

由表2和图4可知，对于所研究的杆塔设计，采用1000kV 特高压输电时其线路走廊宽度大为降低，约为同类型500kV 输电走廊的1/3。

在长距离输电工程中特高压输电节省土地的作用尤为显著。

3 特高压输电的关键技术研究3.1 无功平衡特高压输电线路一般比较长，潮流变化范围比较大，系统的无功平衡问题更具挑战性。

本文研究了300~700km 长1000kV 交流特高压线路在不同输送潮流下的无功平衡情况。

为便于比较，计算时1000kV 线路的电压按1050kV 考虑，500kV 线路的电压按525kV 考虑，线路并联补偿度统一按80%计算。

计算结果如图5所示。

图5中，曲线过零点对应的线路潮流即为该线路的广义自然功率；在该点以前，线路发出无功功率，系统需要吸收该容性无功；在该点以后，线路吸收无功功率，系统需要提供相应的容性无功。

系统吸纳或提供的无功容量是线路长度、线路电压和线路电流的函数。

由于特高压输电系统电压高、电流大，线路一般比较长，因此无功平衡问题比较突出，且随着线路长度的增加更加显著。

为解决上述不断变化的无功需求，应合理配置高压电抗器、低压电抗器、低压电容器、甚至可控电抗器等设备来实现系统的无功平衡。

另外，对于特高压长距离输电还可通过装设串联补偿装置来提高广义自然功率的幅值，减小在大潮流情况下对系统无功的冲击。

图5还提供了采用可控高抗时系统的无功平衡情况，图中假定由“常规+可控电抗器”组合构成的并联补偿度在50%~95%范围内平滑可调，由该曲线可见，利用可控电抗器的连续调节能力可优化系统的无功平衡，改善系统性能，降低网损[10]。

由图5还可以看出，对于700km 的输电线路，线路输送功率在0~3000MW 范围内变化时，采取80%的固定高抗补偿，系统需要提供的无功在−700~800Mvar 范围内变化，在设备可接受范围内；如果采取前述“常规+可控电抗器”方案，则系统需要提供的无功在−200~0Mvar 范围内变化，其效果非常明显。

3.2 过电压和绝缘配合在特高压输电系统中，工频过电压和操作过电压的水平是关系到设备绝缘设计的关键因素，直接影响设备制造成本和系统的运行性能。

尽可能降低工频过电压和操作过电压的水平对特高压输电技术的应用有非常重要的意义。

根据国家电网公司及相关部门进行的特高压设备制造能力的调研，经过科研部门的长时间研究，建议将我国特高压输电系统的过电压水平限制在以下范围：工频过电压在变电站侧不超过1.3倍，在线路侧不超过1.4倍；操作过电压在变电站侧不超过1.6倍，在线路侧不超过1.7倍[11,12]。

一般来说，在特高压电网建设初期，尤其是电源送出工程初期，由于电源侧系统较弱，工频过电压水平较高，相应地导致操作过电压水平也提高。

为此本文采用如图6所示的典型初期系统进行研究。

计算时线路高压电抗器的并联补偿度取90%，线路断路器装设了400Ω的合闸电阻，合闸电阻预投入时间按10ms考虑，变电站线路和母线侧均装设828kV的金属氧化物避雷器（MOA）。