我国特高压直流输电技术的现状

我国特高压直流输电技术的现状

1 引言

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，包括交流特高压输电技术和直流特高压输电技术两部分。我国地域辽阔，发电能源和用电负荷的分布又极不均衡。华东、华南沿

后，用电水平和需求低，而能源资源丰富。以水力资源为例，全国水电技术可开发容量约540GW，其中22%分布在四川，20%在西藏，19%在云南。这一客观现实决定了我国电力跨区域大规模流动的必然性。同时，随着经济的发展，土地资源越发匮乏和宝贵，电网发展与建设受到走廊资源、站址资源的制约越发明显。±800kV特高压直流不仅输送容量大、损耗小、送电距离远，而且可以节约宝贵的输电走廊资源，提高输电通道走廊的利用率。特别是对于受端电网，换流站站址、接地极与接地线线路走廊的选择非常困难，±800kV特高压直流输电方案不仅降低了工程实施的难度，而且更重要的是符合国家可持续发展战略要求。因此特高压直流输电技术是我国电力跨区域大规模输送的必然选择。“十一五”云南至广东±800kV特高压直流输电工程已于2006年12月开工建设，“十一五”至“十三五”期间规划建设的特高压直流输电工程还有7-9个。目前，特高压直流输电技术在全世界都还没有成熟的应用经验，在可行性研究阶段不仅需要对电磁环境影响、绝缘配合和外绝缘特性等关键技术进行研究，而且还需要结合特高压的特点对输电方案拟定、换流站站址及接地极极址选择、线路路径选择以及系统方案比较等主要技术原则进行充分论证，才能为项目业主和政府主管部门提供可靠的决策依据。

2 特高压直流输电现状

20 世纪 80 年代前苏联曾动工建设哈萨克斯坦—中俄罗斯的长距离直流输电工程，输送距离为2400km，电压等级为±750kV，输电容量为 6GW；

巴西和巴拉圭两国共同开发的伊泰普工程采用了±600kV 直流和 765kV 交流的超高压输电技术，第一期工程已于 1984 年完成，1990 年竣工，运行正常；

19881994 年为了开发亚马逊河的水力资源，巴西电力研究中心和 ABB 组织了包括±800kV 特高压直流输电的研发工作，后因工程停止而终止了研究工作。

3 特高压直流输电技术的特点及适用范围

特高压直流输电工程由于输送容量大，电压等级进入特高压范畴，换流站和线路工程在电磁环境影响、绝缘配合、外绝缘特性、无功补偿配置、换流阀组、直流场接线以及总平面布置等方面均有其自身特点，技术难度大，也是可行性研究阶段的主要技术内容，需要结合工程的自然地理环境和两端电网情况进行深入的研究和论证，初步确定其主要技术原则和方案。

4 我国能源和负荷的分布特点

我国的水能、煤炭资源较丰富，石油、天然气资源贫乏，且发电能源资源的分布和用电负荷的分布极不均衡。

地区之间的距离越来越大，使得我国能源配置的距离、特点和方式都发生了巨大变化，并决定了能源和电力跨区域大规模流动的必然性。

5 特高压直流输电的初步发展规划

2020 年前后西部水电的大部分电力通过直流特高压通道向华中和华东地区输送，其中金沙江一期溪洛渡和向家坝水电站、二期乌东德和白鹤滩水电站向华东、华中地区送电，锦屏水电站向华东地区送电，宁夏和关中煤电基地向华东地区送电、呼伦贝尔盟的煤电基地向京津地区送电大约需要 9 条输电容量为 6GW 的±800kV 级特高压直流输电线路。当外送电源是一组巨型水电站，装机容量大，需要采用多回特高压直流送电，送端规划建设的不只是一个换流站而是一个换流站群(如金沙江一期的溪洛渡和向家坝电站的特高压直流输电工程，送端有3个换流站)。因此就需要按整体最优的原则，对送端换流站群站址的确定和接入系统方案进行总体论证，而不仅仅是孤立地研究单个换流站，从而为输电方案的拟定奠定基础。根据有关研究，采用±800kV特高压直流输电，当输送容量达到或超过500万kW时，输电经济性较优。特高压直流输送容量主要由设备技术的可行性、电网安全稳定性及经济性3个方面的因素决定。我国特高压直流最快也要在2010年左右投运，届时各大区电网都达到相当的规模，一般都可满足单回特高压直流输送较大功率的安全稳定要求。但对不同的电网，针对不同的特高压直流工程，需要进行详细的稳定计算分析，以确定输送容量对电网的影响。特高压直流输电工程由于电压等

级高，线路在同等条件下的电晕效应包括电晕损失、无线电干扰和可听噪声等，明显比超高压直流输电工程更大。特别是线路经过高海拔地区时，这一问题更加突出。因此特高压直流输电线路导线截面的选择除要从经济性要求出发，比较经济电流密度、电能损耗以及年运行费外，更要特别考虑电晕产生的可听噪声等环境影响因素对截面选择的制约。特高压直流由于输送功率大，对电网全局的影响也相对较大，因此特高压直流输电方案的比较更侧重各方案对输电能力以及电网安全稳定水平的影响。不同的特高压直流输电工程又有各自的比较研究重点。对云广特高压直流，交直流并联运行时强直弱交现象突出，需要重点研究提高输送能力的措施。金沙江一期溪洛渡及向家坝水电站采用3回特高压直流输电，每回送电容量达到640万kW，为保证发生直流单极闭锁故障时电网也能保持稳定运行，拟定了多种换流站群组与交流主网的联接方案，并进行比较研究。同时，由于送端集中的容量大，短路电流水平也是金沙江一期特高压直流送端输电方案比较的一个重要内容。受端输电方案比较的重点是落点的选择，落点的不同会对受端电网的格局产生不同的影响，从而造成不同方案间技术上和经济上一系列的差别。落点的选择要与电网的整体规划紧密结合。若接入的是水电，要注意比较不同落点的输电方案，考虑水电季节性特点和参与调峰的受人功率大幅度变化时相应网架的适应性问题。

6 结语

特高压直流输电的显著特点之一是输送功率大，可达5000-6400MW，比国内已建的500kV 直流工程每回输送功率高67%-113%。大容量的功率输送必然会对电网的规划建设和安全稳定运行带来更大的影响。因此，拟定特高压直流输电方案时需要对相关因素作更全面的考虑。特高压直流由于输送功率大，对电网全局的影响也相对较大，因此特高压直流输电方案的比较更侧重各方案对输电能力以及电网的安全稳定水平的影响。特高压换流站站址与接地极极址选择的基本原则与常规换流站相同，但由于特高压直流输送容量更大、电压等级更高，可靠性要求更高，需考虑的因素更复杂，应对大件运输、水源条件、大气环境和可听噪声等建设条件进行重点论证。特高压直流线路路径选择需注意线路走廊宽度、导线对地距离、交叉跨越间距、铁塔高度、基础尺寸、地面合成场强、离子流密度、无线电干扰及可听噪声均比常规线路大的特点，重视对环境和其他设施的影响。特高压直流输电技术符合电力工业发展规律和电网技术的发展方向，在技术上没有不可逾越的障碍，在我国有广阔的应用前景。