特高压

特高压(4)2004年以来，国家电网公司联合各方力量，在特高压理论、技术、标准、装备及工程建设、运行等方面取得全面创新突破，掌握了具有自主知识产权的特高压输电技术，并将特高压技术和设备输出国外，实现了“中国创造”和“中国引领”。

截至2019年6月，特高压建成“九交十直”、核准在建“三交一直”工程，已投运特高压工程累计线路长度27570公里、累计变电（换流）容量29620万千伏安（千瓦）。

特高压输电通道累计送电超过11457.77亿千瓦时，在保障电力供应、促进清洁能源发展、改善环境、提升电网安全水平等方面发挥了重要作用。

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。据国家电网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，据国家电网公司测算，输送同样功率的电量，如果采用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。

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，全长640公里，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。2008年12月30日22时，该工程投入试运行，2009年1月6日22时，顺利通过168小时试运行。

直流方面，四川向家坝——上海±800千伏特高压直流输电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；锦屏-苏南±800kV特高压直流线路工程也于2012年5月13日顺利通过竣工验收。

国家电网公司在2010年8月12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。

世界上技术水平最先进的特高压电网工程2015年7月24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、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。

晋东南-南阳-荆门1000千伏特高压2011年3月16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，加快现代电网体系建设，进一步扩大西电东送规模，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张克向《第一财经日报》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三北地区（华北地区、西北地区、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《路透》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。

2015年10月7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，四川锦屏水电站采用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、哈萨克斯坦等国的电力合作提供技术保障。

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，系统可靠性大大提高。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。

（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，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。

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，经过技术经济分析，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。

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。

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。

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。

意大利1050kV试验工程

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）1050/400kV变电站；（2）2.8km1050kV输电线路。1050kV试验工程单线示意图如图所示。

中国特高压输电工程

1000千伏特高压交流试验示范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%。

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，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。

2015年12月15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。^[5]