高压直流输电工程启动及竣工验收规程
高压直流输电工程启动及竣工验收规程
本标准是根据中华人民共和国国家发展与改革委员会《关于下达200 3年行业标准补充计划的通知》（发改办工业［2003］873号）的要求编制，本标准编制的格式和规则遵循GB/1.1《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》。
本标准是对高压直流输电工程和背靠背换流站工程建设质量和执行国家及电力行业标准的最终检验。
本附录是提示性附录。
本标准由国家电网公司提出。
本标准由中国电力企业联合会归口管理。
本标准由国家电网公司负责解释。
本标准起草单位：国家电网公司基建部、国网建设有限公司
本标准主要起草人：舒印彪、袁清云、刘博、孙家骏
。
1. 适用范围
本标准规定了高压直流输电工程启动及竣工验收各阶段有关单位的职责和主要工作内容。
本标准适用于电力行业高压直流输电工程和背靠背换流站的启动及竣工验收，特高压直流工程启动及竣工验收可以参照本标准。
2. 术语和定义
2.1竣工预验收（pre- acceptance）是项目法人或建设管理单位在项
目启动之前进行的验收检查。
2.2启动（start-up）是在分系统调试完成且工程预验收合格后将设备接入系统的过程。
2.3 竣工验收(completion acceptance)是指工程完成所有调试项目且经过试运行后的全面验收。
2.4分系统调试(sub-system commissioning)是在完成单个设备安装调试的基础上检查整组设备各种功能和技术指标的调试。
2.5站系统调试(station commissioning)是在完成分系统调试的基础上，换流站内一次和二次设备全部投入运行，带电验证换流站全部设备性能的试验。
2.6系统调试(system commissioning)是验证高压直流输电工程建设是否达到了设计标准的试验。
2.7验收试验(acceptance test)是对工程项目的最终评价试验，一般在系统调试过程中完成。
2.8试运行(trial operation)是指系统调试完成后，将高压直流输电系统投入运行，以考核直流系统的性能指标是否满足设计及合同要求。
3. 总体要求
3.1高压直流输电工程的启动及竣工验收是全面检查工程设计、设备制造、施工、安装、调试及生产准备的重要手段，是保证工程安全、可靠、经济运行的关键程序。因此，高压直流输电工程在投入商业运行之前，必须进行启动及竣工验收。
3.2高压直流输电工程启动及竣工验收必须以批准文件、设计图纸、
采购合同、施工合同、国家及电力行业主管部门颁布的标准和法规为依据。
3.3高压直流输电工程，必须纳入电力建设工程质量监督的范畴，实行规范化的工程质量监督管理。未经电力建设工程质量监督机构的监检，不能进行启动及竣工验收，不能将工程接入公共电网系统。
3.4高压直流输电工程经过启动及竣工验收合格，应及时办理固定资产交付使用的手续。
4．启动及竣工验收工作的组织机构
4.1启动及竣工验收委员会
4.1.1启动及竣工验收委员会(以下简称“启委会”)由项目法人筹备成立。
4.1.2启委会由投资方、项目法人、建设管理单位、相关区域电网公司、相关省电力公司、设计、监理、施工、调试、运行、电网调度、质量监督等单位的代表组成。启委会设主任委员一名，副主任委员和委员若干名，由项目法人与有关部门协调，确定组成人员名单。
4.1.3启委会下设启动试运组、工程验收组。
4.1.4启委会必须在站系统调试之前成立并开展工作，办理完竣工验收移交生产手续后终止。
4.1.5启委会的职责
4.1.
5.1批准下设机构并明确职责。
4.1.
5.2审查批准站系统、系统调试方案和调度方案；检查启动调试准备工作；审查工程验收组的报告，确认工程是否已按设计完成，质
量是否符合验收规范的要求；验收试验是否全面、合格，安全设施是否同时完成，生产准备是否就绪；协调工程启动试运外部条件，决定工程启动试运时间和其它有关事宜。
4.1.
5.3对工程质量进行最终评定，填写工程质量评价意见。
4.1.
5.4在启动试运后审核有关启动调试、试运行及消缺报告；决定移交生产的事宜，办理工程竣工交接手续，签署《启委会鉴定意见》和《工程移交生产交接书》，并附上未完工程或需要处理的遗留问题清单（包括内容、要求、负责完成单位和应完成的日期）；部署系统调试总结、工程总结等工作。
4.2启动试运组
4.2.1启动试运组的组成
4.2.1.1启动试运组由项目法人、建设管理单位、调试、调度、运行、设计、施工、监理等单位的专业负责人组成。由项目法人提名并与有关部门协调，由启委会审定。
4.2.1.2启动试运组可分设站系统和系统调试的两个调试组，各调试组又可根据实际需要下设试验组、调度组、通信自动化组、抢修组和后勤保障组。
4.2.1.3启动试运组开始工作的起点：换流站工程从站系统调试开始，试运行完成后终止。
4.2.2启动试运组的职责：
4.2.2.1启动试运组全面负责站系统和系统调试以及试运行的具体组织工作，按照启委会的要求，组织指挥站系统和系统调试调试工作，
负责督促对调试和试运行过程中发现的缺陷和遗留问题的处理，并向启委会提交消缺报告。
4.2.2.2站系统调试组的职责：
站系统调试组全面负责站系统调试的具体组织工作，按照启委会的要求，组织指挥站系统调试工作。主要工作内容如下：
a)协调站系统调试各组之间的工作、负责处理调试中出现的有关问题；
b)保证按时完成站系统调试工作，具备系统调试条件；
c)负责指挥处理调试中设备及控制保护系统发生的异常、故障；
d)组织编写站系统调试有关试验的分析总结；
e)负责调试期间的安全保卫和后勤保障工作；
f)负责组织对站系统调试过程中发现的缺陷和遗留问题的处理，并向启动试运组提交消缺报告。
4.2.2.3系统调试组的职责
系统调试组全面负责系统调试的具体组织工作，按照启委会的要求，组织指挥系统调试工作。主要工作内容如下：
a)协调系统调试各组之间的工作、负责处理调试中出现的有关问题；
b)保证按时完成系统调试工作；
c)负责指挥处理调试中设备及控制保护系统发生的异常、故障；
d)组织编写系统调试有关试验的分析总结；
e)负责调试期间的安全保卫和后勤保障工作；
f)负责组织对系统调试过程中发现的缺陷和遗留问题的处理，并向启
动试运组提交消缺报告。
4.2.2.4试验组的职责：
a)负责执行调试项目的具体试验；
b)负责调试期间的试验安全工作；
c)负责检查调试准备情况，向调试组提供试验项目的具体安排方案；
d)为调度组提供每日试验项目的具体安排方案，以供调度组安排具体调度方案；
e)负责组织协调试验的各项技术工作；
f)负责分项分段调试的情况分析及校核汇总；
g)负责整个调试的技术归口，并进行审查；
h)调试结束后，负责提供调试过程中发现的缺陷和遗留问题清单，由调试组责成有关单位完成消缺。
4.2.2.5调度组的职责：
调度组根据调度关系设在相关的调度中心，两站可根据需要派若干具体工作人员，组成现场调度小组。
a)调度组是站系统调试和系统调试期间直流工程的最高调度指挥机构；
b)负责指挥两站具体调度小组的工作；
c)做好各项调试试验的调度方案，配合试验组实现调试方案的各项试验；
d)负责试验方式操作和事故处理。
4.2.2.6通信自动化组的职责：
通信自动化组可根据需要设在其中一个站或分设两个站，在两站各派驻若干具体工作人员，为调试和试运期间提供通信保障，具体包括如下内容：
a)负责调试和试运行期间的通信畅通；
b)负责协调通信系统的调试工作；
c)负责通信线路的监视和故障的处理；
d)保证换流站自动化信息向有关调度机构正确传递。
4.2.2.7抢修组的职责：
a)负责调试和试运行期间换流站一、二次设备故障的抢修处理；
b)负责调试和试运行期间线路故障的抢修。
4.2.2.8后勤保障组的职责：
负责调试期间全体工作人员的交通、食宿、医疗等事宜，为调试工作正常进行提供必要的后勤保障。
4.3工程验收组
4.3.1工程验收组的组成
工程验收组由项目法人、建设管理单位、运行、调度、监理、设计、施工等单位的代表组成。设组长一名，由项目法人出任。
工程验收组下设换流站组、线路组、通信自动化组、接地极组和档案组。
4.3.2工程验收组的职责：
a)核查预验收报告；
b)核查工程质量监督部门的监督报告；
c)核查工程档案；
d)必要时可对上述内容进行现场核实；
e)责成有关单位在规定的时限内消除影响调试的缺陷，并对缺陷的处理进行复查和验收；
f)确认验收范围内的工程项目是否满足设计要求和验收规范的规定，确认是否具备启动调试的条件；
g)提交《工程验收结论》。
4.4参加竣工验收及启动试运行的有关单位的主要职责
4.4.1项目法人或建设管理单位的职责：
a)应与主管部门和有关单位协调，筹建启委会；
b)办理竣工验收及启动试运工作委托的有关事宜；
c)组织调试单位编写站系统和系统调试方案；
d)负责主持站系统和系统调试、试运行、移交工作；
e)协调解决采购合同执行中出现的问题；
f)协调外部关系；
g)组织办理设备站系统部分和系统调试部分的设备管理权移交工作；
h)提出竣工资料归档内容与技术要求。
4.4.2区域电网公司的职责：
a)参加站系统和系统调试方案的审定；
b)负责保证本侧交流电网满足调试和试运行的要求；
c)落实各项安全措施，及时调整有关运行方式和保护、自动装置的投入、定值的改变，保证调试期间所辖电网的安全运行；
d)保证调试期间本网通讯的畅通；
e)组织调试必要的电源和负荷。
4.4.3省电力(网)公司的职责：
a)按调试要求完成电网有关部分安全稳定措施，做好调试的各项配合工作；
b)及时调整有关运行方式和保护、自动装置的投入、定值的改变，保证调试期间所辖电网的安全运行；
c)保证所辖有关通讯网络的畅通；
d)为调试提供必要的电源和负荷。
4.4.4站系统调试单位的职责：
a)受项目法人或建设管理单位委托编制站系统调试方案；
b)受项目法人或建设管理单位委托，在站系统调试前全面检查站系统条件和保证安全的措施符合站系统调试方案的要求；
c)组织调试人员就位和配备测试装置，提交站系统调试准备工作的报告；
d)提出站系统调试的实施方案和表格，调试的计划，实施站系统调试；
e)对调试中发现的问题提出技术分析和处理意见；
f)站系统调试结束后十天内提出调试技术报告和调试总结，并确认是否具备系统调试条件；
g)提交站系统调试过程中发现的缺陷和遗留问题清单。
4.4.5系统调试单位的职责：
a)受项目法人或建设管理单位委托，编写系统调试方案；
b)受项目法人或建设管理单位委托，在系统调试前全面检查系统条件和保证安全的措施符合系统调试方案的要求；
c)组织调试人员就位和配备测试装置，提交系统调试准备工作的报告；
d)提出系统调试的实施总体计划，阶段计划，日计划和负荷要求，实施系统调试；
e)对调试中发现的问题提出技术分析和处理意见；
f)系统调试结束后十天内提出调试技术报告和调试总结，并确认是否具备试运行条件；
g)提交系统调试过程中发现的缺陷和遗留问题清单。
4.4.6施工单位的职责：
a)按设计文件、验收规范的要求，完成启动试运必须的建筑、安装工程，参与竣工验收并按时完成消缺工作；
b)在启动调试及试运行期间随同生产运行单位参与设备操作的监护、巡视检查，负责事故处理、试验配合工作，并做好现场安全、消防、治安、保卫、消除缺陷和文明环境等工作；
c)按要求向项目法人或建设管理单位提交竣工资料，移交备品备件、专用工具、仪器仪表，限期处理遗留问题。
4.4.7生产运行单位的职责：
a)在站系统调试开始前做好各项生产准备工作，向启委会提交生产准备情况的报告；
b)组织生产运行人员上岗培训；
c)编制运行规程和各项规章制度；
d)建立设备资料档案、运行记录表格，负责制作设备标识牌；
e)配备生产运行设施、安全工器具；
f)参与启动及竣工验收工作；
g)参与站系统调试、系统调试和试运行方案的编制和审查；
h)按调度规程和现场运行规程完成设备的倒闸操作；
i)协助有关单位进行事故处理，对调试和试运行期间发现的缺陷和处理情况提出确认意见；
j)负责已移交运行待管理设备的维护和管理。
4.4.8监理单位的职责：
a)按照监理合同做好启动及竣工验收、试运期间的监理工作；
b)督促检查竣工验收和调试期间所发现缺陷的处理。
4.4.9调度部门的职责：
a)编制站系统调试、系统调试调度实施方案，并报启委会审定；
b)具体实施调试调度；
c)负责管辖范围内各种继电保护值的整定；
d)核查工程启动试运的通讯、调度自动化系统、计量系统、安全自动装置满足系统调试要求；
e)在站系统调试前下达设备命名及编号；
f)站系统调试、系统调试期间的电网安全措施的实施和电网系统事故处理；
g)根据需要向两站派出必要的现场调度人员；
h)参与启动及竣工验收；
i)参与站系统调试、系统调试和试运行方案的编制和审查；
j)协助关单位进行处理事故，对调试和试运行期间发现的缺陷和处理情况提出确认意见。
4.4.10设计单位的职责
a)参加竣工验收、站系统和系统调试；
b)对消缺中发现的问题及时提出处理意见，并办理必要的设计文件。
4.4.11主要设备制造单位在启动试运期间应派技术人员到工程现场做好现场技术服务。
5．启动及竣工验收程序
5.1项目法人组建工程启委会。
5.2启委会工程验收组对启动的项目组织验收。
5.3启委会启动试运组组织站系统调试。
5.4启委会检查站系统调试结果，确认系统调试条件。
5.5启委会启动试运组组织系统调试。
5.6启委会检查系统调试结果，确认试运行方案。
5.7 高压直流输电系统连续试运行时间不小于20天，背靠背换流站连续试运行时间不小于168小时。
5.8启委会组织召开竣工验收总结会议，决定是否转入商业运行。5.9办理工程移交手续。
5.10通讯系统、接地极和直流线路同步做好相应工作。
6．工程竣工验收的步骤和主要内容
6.1工程施工完成后，施工单位三级自检合格，报监理单位申请监理初检。
6.2监理单位对工程进行监理初检，合格后写出报告，报送项目法人或建设管理单位进行预验收。
6.3由建设管理单位（或监理受项目法人委托）会同运行、调度、设计、监理、施工等单位代表，组成各专业验收组，进行预验收检查，提交预验收检查报告。
6.4电力建设质量监督机构已对工程质量进行有效监督，对工程总体质量提出评价意见并出具最终质监报告。
6.5启委会工程验收组审核预验收报告和质量监督报告，必要时进行抽查和复查。工程启动之前,工程验收组向启委会提交《工程预验收结论》。
6.6工程验收检查过程中发现设计、施工、生产运行及设备方面存在的问题，由工程验收组责成有关单位限期处理。对不影响启动试运行的非关键问题，可以限期推迟到试运行后解决。
6.7启委会召开全体会议。审查《工程验收结论》以及站系统调试和调度方案。
6.8 影响调试的问题处理完毕后，进行站系统调试。
6.9 站系统调试和影响系统调试的缺陷处理完成之后，进行系统调试。
6.10 启委会确认调试结论及审查消缺报告，确定试运行的有关事宜。
6.11 系统试运行。
6.12组织工程的竣工验收。其主要内容应包括：
a)检查工程的设计、设备、施工和调试的质量并做出评价；
b)对环境保护做出评价；
c) 对生产准备等做出评价；
d) 对不影响生产的未完施工或调试和试运行中发现的问题提出处理意见；
e) 对工程档案做出评价；
f)对消防等安全设施完成验收并做出评价；
g)办理工程移交手续。
7．站系统调试应具备的条件和主要调试项目
7.1换流站应具备的条件
7.1.1投入系统的建筑工程和生产区域的全部设备、设施，站内外道路，上下水、防火、防洪工程等均已按设计完成，并经验收检查合格。生产区域的场地平整，道路畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等已经清除。
7.1.2各项分系统试验全部完成且合格，有关记录齐全完整。带电部位的接地线已全部拆除，施工临时设施不满足带电要求的经检查已全部拆除，带电区域标识明显。
7.1.3按工程设计要求，所有设备及其保护（包括通道）、调度自动化系统、安全自动装置、微机检测、监控装置以及相应的辅助设施均已安装齐全，调试整定合格且调试记录齐全。设备编号、相位已标识并核对无误。
7.1.4各种测量、计量装置、仪表齐全，符合设计要求并经校验合格。
7.1.5所用电源、照明、通讯、采暖、通风等设施按设计要求安装试验完毕，能正常使用。
7.1.6验收检查发现的影响启动调试的缺陷已经消除，具备启动条件。
7.1.7生产运行单位已将所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具等准备好，投入的设备等已标识调度命名和编号。运行人员已培训上岗，站系统试验各项目的操作票已填写并审查完毕。
7.1.8备品备件及工器具已备齐。
7.1.9消防工程和消防设施齐全，能投入使用。
7.1.10站系统调试方案、调度方案已审批。
7.1.11站系统调试人员已到位，调试设备已调整完毕。
7.1.12站系统试验范围内的通讯设备工作正常，通信畅通。
7.1.13已办理具备站系统试验条件的签证。
7.2送电线路应具备的条件
7.2.1项目法人或建设管理单位主持的竣工预验收和电力建设质量监工作已经完成。
7.2.2影响线路安全运行的问题已处理完毕。
7.2.3承担线路试运行及维护的人员已配备并持证上岗，启动试运组已将调试试运方案已向有关人员交底。
7.2.4线路的运行杆塔号、极性标志和设计规定的有关防护设施等已经验收合格。
7.2.5线路的临时接地线已全部拆除。
7.2.6确认线路上无人登杆作业，且安全距离内的一切作业均已停止，已向沿线发出带电运行通告，并已做好调试试运前的一切检查维护工作。
7.2.7按照设计规定的线路保护（包括通道）和自动装置已具备投入条件。
7.3接地极已具备调试条件（不适用于背靠背工程）
7.3.1检查接地极施工记录，确认接地极断面尺寸、埋设深度符合设计要求，馈电元件、馈电元件与电缆的焊接及其绝缘封牢固可靠。7.3.2已清除影响接地极正常运行的设施，已恢复被施工破坏的地形地貌。
7.3.3现场检测确认接地极布置和安装尺寸符合设计要求。
7.3.4导流系统接线及其附件安装正确、完整、可靠，导线对地（杆塔）的距离满足设计要求。
7.3.5接地极引流构架及其基础（断开接地时）对地绝缘良好。
7.3.6渗（注）水、检测装置的布置和安装符合设计要求。
7.3.7安全标识和防护措施完好无损和清晰可见。
7.3.8导流系统的分流特性、接地电阻、电位升、最大跨步电压符合设计要求。
7.3.9接地极电流对外部设施无影响。
7.4站系统调试主要试验项目
7.4.1顺序操作试验
7.4.2跳闸试验
7.4.3 交流场充电
7.4.4 交流滤波器充电试验
7.4.5换流变充电试验
7.4.6直流场、线路开路试验（OLT）（不适用于背靠背工程）
7.4.7抗干扰试验
7.5调试过程中发现设计、施工、生产运行及设备方面存在的问题，项目法人或建设管理单位责成有关单位立即处理。对于不影响生产运行的非关键问题，可以责令限期完成。
8.系统调试应具备的条件和主要调试项目
8.1换流站应具备的条件
8.1.1站系统试验已完成，且试验结果满足要求。
8.1.2系统调试的实施方案、试验计划、调度方案已批准。
8.1.3远动通讯系统调试和换流站控制与保护信号传递联调均已完成，各项功能满足要求。
8.1.4各级调度之间的通信畅通，并保持持续运行。自动化信息传递正确。
8.1.5直流系统的控制参数和保护定值整定完毕，现场与各级调度已核对无误。
8.1.6各级调试调度组熟悉系统调试调度方案，根据调度规定编制完成典型操作票。
8.1.7 运行人员熟悉直流系统运行规程，并经考试合格持证上岗。根据相关要求编写完成现场典型操作票。
8.1.8调试人员已经就位，各种试验记录表格已齐备，试验设备调整完毕。；
8.1.9有关系统调试的各项科研成果已经审定，能指导系统调试工作。
8.1.10具备系统调试条件的各方签证办理完毕。
8.1.11启委会主任委员已下达系统调试的命令。
8.2送电线路应具备的条件
同7.2条款
8.3接地极应具备的条件（不适用于背靠背工程）
同7.3条款
8.4系统调试的主要调试内容
8.4.1单极小功率传输试验
8.4.2单极大功率传输试验
8.4.3双极小功率传输试验
8.4.4双极大功率传输试验
以上试验均包括以下主要内容：
a)交、直流系统保护功能校验；
b)主要控制功能试验；
c)直流系统动态性能试验；
d)交、直流系统协调运行功能试验。
8.5调试过程中发现设计、施工、生产运行及设备方面存在的问题,
项目法人单位或建设管理单位应责成有关单位立即处理。对于不影响生产运行的非关键问题，可以责令限期完成。
9．试运行应具备的条件和主要工作内容
9.1试运行应具备的条件
9.1.1换流站生产运行人员均齐备，进行了生产培训和安全规程学习，持证上岗。启动试运组已将试运方案向参加试运人员交底。试运行期间应急机制及事故检查处理的各方人员已落实。
9.1.2运行维护人员必须的生活福利设施已经齐备，并投入使用。9.1.3系统调试已经完成，在调试中发现的影响试运行的问题已经处理完毕。
9.1.4试运行方案已经启委会批准。
9.2试运行的实施。
9.2.1各电网应根据试运行要求安排运行方式。
9.2.2试运行期间，换流站应及时填写“试运行日报”报调度部门。
9.2.3直流系统发生事故，换流站应及时将事故简况、事故原因简要分析及录波图报上级调度。
9.3在试运行期间，若因主要设备故障或控制保护系统故障而造成试运行中断，试运行均应重新开始。
9.4试运行计划安排的原则：
试运行是保证实现商业运行的一项重要工作。直流系统试运行计划编制原则：
a）以检验直流系统功能和考验设备为主，兼顾送电。
b）为了保证高压直流输电工程两端换流站运行人员在操作方面都得到锻炼，两换流站均应安排一定比例时间的主控站运行。
c）应考虑安排不同典型功率的方式运行。小功率和降压运行时间应占一定比例。
d）在双极试运行期间，应注意到两个极不同运行方式的组合，以进一步检查直流系统的功能。
9.5试运行的其它规定
9.5.1试运行过程中，应对设备的各项运行数据做好详细记录。
9.5.2试运行完成后，生产运行单位应提供试运行报告，启动试运组安排参建单位对各项设备进行一次全面的检查并对发现的缺陷进行处理。
9.5.3试运行中发现的问题由启动试运组负责按启委会的决定组织有关单位进行消缺和完善。
9.5.4由于设备制造质量缺陷，不能达到规定要求，通知制造厂负责消除设备缺陷，施工单位应积极配合处理，并做好记录。
9.6工程在试运阶段由运行单位代行保管，并按调度要求运行，代保管而未竣工移交前，其维修、消缺工作仍由建设管理单位负责。10．工程移交程序及应履行的手续
10.1工程移交程序
a）已完成系统调试；
b）停运消除缺陷；
c）工程验收组对消缺情况进行复核确认；
d）启动验收委员会认可系统调试结论和消缺复查报告；
e）系统试运行完成；
我国特高压直流输电技术的现状及发展
我国特高压直流输电技术的现状及发展 （华北电力大学，北京市） 【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。 【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景 0．引言 特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。 特高压直流输电技术起源于20 世纪60 年代，瑞典Chalmers 大学1966 年开始研究±750kV 导线。1966 年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20 世纪80 年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV 是合适的直流输电电压等级，2002 年Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 1．特高压直流输电的技术特点 1.1特高压直流输电系统 特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。 1.2 特高压直流输电技术的主要特点 （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，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 1.3 与超高压直流输电比较 和±600千伏级及600千伏以下超高压
特高压输电工程简介
特高压输电工程简介 ABSTRACT: Transporting electrical power with ultra-high voltage has been very popular these days, but most people in the society do not know much about it. In this essay, we will have a short cover about ultra-high voltage technology and focus on the necessity and importance of ultra-high voltage for China to develop this technology, some difficulties in this process, and finally some sample projects in destruction. KEY WORDS：ultra-high voltage, electrical power 摘要：特高压输电，作为近年来国家重点发展的示范项目，已经引起了越来越多的关注和讨论，社会中的绝大部分群体对这一新兴概念并不十分了解，本文对我国特高压输电工程进行一个简单的介绍和讨论，重点介绍我国现阶段特高压输电的必要性和重要性、期间面临的一些反对意见和应对措施、我国现阶段对特高压工程的研究进展情况，以及目前已建成的或在建的特高压示范工程规划。 关键词：特高压，电力系统 目前我国常用的电压等级有：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。交流220kV及以下的称为高压（HV），330kV到750kV为超高压（EHV），交流1000kV及以上为特高压（UHV），通常把1000KV到1150kV这一级电压称为百万伏级特高压。对于直流输电，±600kV及以下的为高压直流（HVDC），±600kV以上为特高压直流（UHVDC）。 对于我国发展特高压输电的必要性和重要性，主要有以下几个方面： （1）电力快速发展的需要 改革开放30 年以来，我国用电总量快速增长。1978 年，全社会用电量为2498 亿千瓦时，到2007 年达到32565 亿千瓦时，是1978 年的13 倍，年均增长9.45%。改革开放之初，我国逐步扭转了单纯发展重化工业的思路，轻工业得以快速发展，用电增速呈现先降后升的态势，“六五”、“七五”期间年均增长分别达到6.52%、8.62%，其间，在经济体制改革的带动下，我国用电增速曾连续6 年（1982～1987 年）逐年上升，是改革开放以来最长的增速上升周期。1990 年以来，在小平南巡讲话带动下，我国经济掀起了新的一轮发展高潮。“八五”期间，全社会用电增长明显加快，年均增长10.05%。“九五”期间，受经济结构调整和亚洲金融危机影响，用电增速明显放缓，年均增长6.44%，尤其是1998 年，增速仅为2.8%，为改革开放以来的最低水平。进入“十五”以来，受积极的财政货币政策和扩大内需政策拉动，我国经济驶入快速增长轨道，经济结构出现重型化，用电需求持续高速增长，年均增长12.96%，尤其是2003 年、2004 年达到了改革开放以来用电增长高峰，增速分别为15.3%和15.46%。“十一五”前两年，我国用电继续保持快速增长势头，增速均高于14%。 由此可以看出，随着工业化和城镇化的不断推动和发展，我国用电量逐年增加，在工业化和全面建设小康社会的带动下，预计我国到2020 年全社会用电量将达到6.5～7.5 万亿千瓦时，年均增速将达到5.5%～6.6%；人均用电量达到4500～5200千瓦时，相当于日本上世纪80 年代的水平。所以，要求现有的电力系统增大发电容量，满足用电需求。 （2）我国资源和电力负荷分布不均衡 受经济增长，尤其是工业生产增长的强劲拉动，我国电力需求实现高速增长，但是，我国用电增长地区分布不均。总体来看我国东部沿海经济发达地区用电强劲增长，西部地区高耗能产业分布较多的省区用电增长幅度也较大，中部地区增长较慢，我国电力系统的负荷也呈现出结构性变化。但是，我国的资源分布却呈现出相反的情况，水能、煤炭等电力资源主要分布在中西部地区，远离东部的集中用电区域，这同
准东—华东±1100kV特高压直流输电工程
准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。
（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；没有感抗和容抗的无功损耗；没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 下列因素限制了直流输电的应用范围： (1) 换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低；而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。 (2) 消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%，需要无功补偿。 (3) 产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 不能用变压器来改变电压等级。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。
特高压直流输电技术研究
特高压直流输电技术研究 发表时间：2017-07-04T11:23:41.107Z 来源：《电力设备》2017年第7期作者：杨帅 [导读] 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 （国网河北省电力公司检修分公司河北省石家庄 050000） 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；应用 引言 随着国民经济的持续快速发展，我国电力工业呈现加速发展态势，近几年发展更加迅猛。按照在建规模和合理开工计划，全国装机容量 2010 年达到 9.5 亿千瓦，2020 年达到 14.7 亿千瓦；用电量 2010 年达到 4.5 万亿千瓦时，2020 年达到 7.4 万亿千瓦时。电力需求和电源建设空间巨大，电网面临持续增加输送能力的艰巨任务。同时我国资源分布不均匀，全国四分之三的可开发水资源在西南地区，三分之二的煤炭资源分布在西北地区，而经济发达的东部地区集中了三分之二的用电负荷。大容量、远距离输电成为我国电网发展的必然趋势。 同时，特高压输电具有明显的经济效益。特高压输电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约 10%-15%。特高压线路输电走廊仅为同等输送能力的 500k V 线路所需走廊的四分之一，这对人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区带来重大的经济社会效益。 1特高压直流输电原理 高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将 220k V 及以下的电压等级称为高压，330 ～ 750k V 的称为超高压 ,1000k V 及以上的称为特高压。直流输电把 ±500k V 和 ±660k V 称为超高压；±800k V 及以上电压等级称为特高压。 直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。直流电必须经过换流（整流和逆变）实现直流电变交流电，然后与交流系统连接。 两端直流输电系统可分为单极系统（正极和负极）、双极系统（正、负两极）和背靠背直流系统（无直流输电系统）三种类型。 2特高压直流输电优点 我国目前发展的特高压输电技术包括特高压交流输电技术和特高压直流输电技术。一般特高压交流输电技术用于近距离的组网和电力输送，直流输电技术用来进行远距离、大规模的电力输送，两者在以后的电网发展中都扮演重要角色。本文对其中的特高压直流输电技术进行简要分析，其优点主要包括以下几个方面。 在直流输电的每极导线的绝缘水平和截面积与交流输电线路的每相导线相同的情况下，输电容量相同时直流输电所需的线路走廊只需交流输电所需线路走廊的2/3，在土地资源越来越紧张的今天，特高压直流输电线路可以节省线路走廊的优点显得更加突出。 在输送功率相同的情况下，直流输电的线路损耗只有交流输电的2/3，长久以往可以节约大量的能源；同时直流输电可以以大地为回路，只需要一根导线，而交流输电需要3根导线，在输电线路建设方面特高压直流输电电缆的投资要低很多。 交流输电网络互联时需要考虑两个电网之间的周期和相位，而直流输电不存在系统稳定性问题，相比交流输电网络，能简单有效地解决电网之间的联结问题。 长距离输电时，采用直流输电比交流输电更容易实现，如800kv的特高压直流输电距离最远可达2500km。 3特高压直流技术存在的不足 （1）直流输电换流站比交流变电所结构复杂、造价高、运行费用高，换流站造价比同等规模交流变电所要高出数倍。（2）为降低换流器运行时在交流侧和直流侧产生的一系列谐波，需在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换电站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。（3）直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。（4）由于直流电的静电吸附作用，使直流输电线路和换电站设备的污秽问题比交流输电严重，给外绝缘问题带来困难。 4特高压直流输电技术的应用分析 4.1拓扑结构 在近些年来，特高压直流输电的拓扑结构主要有多端直流和公用接地极两种，其中，多端直流是通过连接多个换流站来共同组成直流系统，在电压源换流器发展背景下，出现了混合型多端直流和极联式多端直流，前者是将合理分配同一极换流器组的位置，电源端与用户端都是分散分布。公用接地极是通过几个工程公用接地极的方式，来降低工程整体造价成本，提升接地极利用水平，提高工程经济效益、社会效益；但也存在接地电流容易过大、检修较为复杂等不足。 4.2换流技术 在特高压直流输电的换流技术方面，主要有电容换相直流输电技术和柔性直流输电技术两种，其中，电容换相直流输电技术是通过将换相电容器串接到直流换流器与换流变压器中，利用串联电容来对换流器无功消耗进行补偿，减少换流站的向设备，能够有效降低换相失
我国特高压直流输电发展规划与研究成果
我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下
特高压交直流输电系统技术经济分析
特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV
±800KV+特高压直流输电系统全电压启动过电压研究(已看)
±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。
特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析
特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析 发表时间：2018-04-12T10:36:46.213Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：常彦 [导读] 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 （国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030031） 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 关键词：特高压交流；高压直流；输电系统；运行损耗分析；经济分析 在我国覆盖全国电网的整体输电系统中，输电系统运行损耗都是不可避免的重要问题，运行损耗的大小直接影响到输电系统的经济效益和经济性。其中，关于特高压交流和高压直流输电系统，这一在整个电网中占有重要比重的输电系统的运行损耗和相关经济性分析研究具有十分重要的意义。 1特高压交流和高压直流输电系统及其经济性概述 中国是世界上国土面积第四大的国家，幅员辽阔，人口众多，地形复杂多样，并且由于地形地势气候等多方面的原因，中国的人口规模、经济发展状况以及资源能源需求量呈现西低东高的阶梯式分布。与其相反的是，我国的能源资源分布却是西高东低，具体到与电力相关的资源能源来说，我国目前有超过百分之七十的水力资源在西南，有大约百分之七十五的煤炭资源储存西北，风电和太阳能等能够用于发电的可再生能源也主要分布在西部、北部。因此，这种电力资源能源分布和电力资源需求的极不平衡性，决定着我国能源分配面对的巨大压力，以及通过多种方式优化电力资源配置的迫切性和重要性，其中，特高压交流和高压直流输电系统就是当前技术成熟，应用较为普及的两种主流输电方式，它们为我国电力资源的合理配置的大好局面，提供了重要的助力。所以，不断地分析和研究特高压交流和高压直流输电系统，也是提高电力资源配置效率和质量的必然要求。 分析输电系统经济性的重要内容，就是分析输电系统的运行损耗。对于本文的研究对象来说，特高压交流和直流输电系统经济性分析主要集中在前期建设投资、中期的输电网络运性维修、输电运行中不可避免的输电损耗和以及停电造成的损失费用四个方面。 2特高压交流和直流输电系统经济性分析 本文主要运用对比法分析特高压交流和直流系统的经济性，其中涉及二者经济性比较，主要从投资、运维、输电损耗和停电损失费用四个方面来进行比较，最后再进行综合汇总。 在对比分析法中，我们需要设定一个恒量，为了便于比较和计算，设置特高压交流和高压直流两种输电系统中，输电距离相同，在500-2000千米范围内，分为500千米、1000千米、1500千米和2000千米四个固定值。然后在此基础上，根据输电能力的大小、额定输送量和负载率对两种输电系统的影响大小。 采用的研究对象中，两种输电系统的具体参数分别为：特高压交流输电系统2个1000千伏变电站和多个中间开关站以及1回输电线路组成，线路规格为8×500平方毫米，并且每400千米一个间距设置一个开关站。高压直流输电系统无变电站及中间开关，但需架设1台换流站，同时采用的是6×900平方毫米的线路。 2.1投资费用分析 特高压交流输电系统中，需要建设变电站，变电站的建设费用为430元/千伏，8×500平方毫米规格的线路为425万元/千米。所以，变电站的建设费用为86亿元，线路的费用为500千米21.25亿元，1000千米42.5亿元，1500千米6 3.75亿元、2000千米85亿元。 高压直流输电系统中，不需要建设变电站，但是需要投资建设换流站，一台换流站单价为65亿元，6×900平方毫米规格的线路单价为397万元/ 千米，因此，线路的费用为500千米19.85亿元，1000千米39.7亿元，1500千米59.55亿元、2000千米79.4亿元。 因此，经过对比，在不考虑其他任何因素的情况下，在特高压交流电输电网络的前期站设投资要远远大于高压直流电的输电网络。直到输电距离达到6000千米，高压直流输电网络才更加具有经济价值。 2.2运维费用分析 输电网络的运维就是指输电网络硬件设备的元件耗损率和故障维修的费用。通过对比，我们不难发现，高压直流换流站设备和阀组众多，系统的运行状态比交流系统多，类似换流变压器和阀组这部分元件故障频率较多，维修更新的时间较长，特高压交流变电站的元件较少且故障持续时间短。因此，可以说在各个距离高压直流输电网络的运维费用都要大于特高压交流输电网络，在运维费用方面，特高压交流输电网络更具经济性。 2.3输电损耗费用分析 特高压和超高压交流输电系统的运行损耗主要包括变电站损耗和输电线路损耗两部分。一方面变电站损耗包括变压器、电抗器、电容器等设备损耗等硬件和变电站日常运行用电造成的损耗，这种损耗鱼输电系统的随输送容量基本成正比，随着输送容量的变化成比例调整。另一方面，输电线路损耗主要包括电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗，其中电阻损耗属于硬件损耗的一种，电阻损耗量同样随输送容量的变化成比例变化，电晕损耗的变化则基本受电压等级、导线结构和天气情况等因素影响，泄漏损耗通常并不计入记录分析中。 2.3.1电阻损耗 通常情况下，电路损耗是理论意义上的损耗，是指线路在满负荷运行时造成的功率损耗。然而在实际电力输送中，输电系统不可能不间断地满负荷运行。 计算公式如下：线路电阻损耗值=线路电阻×额定电流×损耗小时数 计算结果可由两种输电系统的具体参数估算到。 2.3.2电晕损耗 交流线路电晕损耗很容易受到线路电压、导线结构和气候条件的影响，经过研究发现，在雨雪天起电晕平均损耗可以达到为晴朗天气平均损耗的37-50倍。电晕损耗年平均值计算公式为 电晕损耗年平均值＝（好天气小时数损耗＋雪天小时数损耗＋雨天小时数损耗）/全年日历小时数” 2.4停电损失费用分析
三大特高压直流输电线路背景资料
三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。
±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292
高压直流输电
高压直流输电 一、高压直流输电系统（HVDC）概述 众所周知，电的发展首先是从直流开始的，但很快就被交流电所取代，并且在相当长的一段时间内，在发电、输电和用电各个领域，都是交流电一统天下的格局。 HVDC技术是从20世纪50年代开始得到应用的。经过半个世纪的发展，HVDC技术的应用取得了长足的进步。据不完全统计，目前包括在建工程在内，世界上己有近百个HVDC 工程，遍布5大洲20多个国家。其中，瑞典在1954年建成投运的哥特兰（Gotland）岛HVDC 工程（20MW，100kV，90km海底电缆）是世界上第一个商业化的HVDC工程，由阿西亚公司(ASEA，今ABB集团)完成；拥有最高电压（±600kV）和最大输送容量（2 x 3150MW）的HVDC工程为巴西伊泰普（Itaipu）工程；输送距离最长（1700km）的HVDC 工程为南非英加——沙巴（1nga2Shaba）工程；电流最大的HVDC工程在我国：如三常、三广和贵广HVDC工程，额定直流电流均为3000A。HVDC的发达地区在欧洲和北美，ABB和西门子等公司拥有最先进的HVDC技术，美国是HVDC工程最多的国家。 HVDC在我国是从20世纪80年代末开始应用的，起步虽然较晚，但发展很快。目前包括在建工程在内，总输送容量已达18000MW以上，总输送距离超过7000km，该两项指标均已成为世界第一。我国第一个HVDC工程是浙江舟山HVDC工程（为工业试验性工程），葛沪HVDC工程是我国第一个远距离大容量HVDC工程，三常HVDC工程是我国第一个输送容量最大（3000MW）的HVDC工程，灵宝（河南省灵宝县）背靠背HVDC工程是我国第一个背靠背HVDC工程。我国已投运的HVDC工程见表1。 表1我国已投运的HVDC工程 另外，2010年前后建成投运的HVDC工程有四川德阳——陕西宝鸡（1800 MW、±500 kV，550km）、宁夏银南——天津东（3000MW、±500kV，1200km）等；至2020年前后，还计划建设云南昆明——广东增城、金沙江水电基地一华中和华东HVDC工程以及东北——华北、华北——华中、华中——南方背靠背HVDC工程等十几个HVDC工程。 我国关于直流输电技术的研究工作，50年代就开始起步。目前，我国己经有多条直流线路投入运行，这些直流输电工程的投运标志着我国的直流输电技术有了显著的提高和发展。随着三峡工程的兴建和贯彻中央“西电东送”的发展战我国将陆续兴建一批超高压、大容量、远距离直流输电工程和交直流并联输电工程。此外，在这些新建工程中还将采用直流输电的新技术。随着我国直流输电技术的日益完善，输电设备价格的下降和可靠性的提高，以及运行管理经验的不断积累，直流输电必将得到更快的发展和大量的应用标志着我国的直
直流输电技术及其应用论文
直流输电技术及其应用 The Feature Development and Application of Direct CurrentTransmission Techniques 山东农业大学电气工程及其自动化10级 摘要本文介绍了直流输电技术在电力系统联网应用中的必要性，直流输电系统的 结构，直流控制保护技术以及直流输电的特点和应用发展方向；同时认为直流输电技术是新能源发电并网的最佳解决方式。 电力工程是21世纪对人类社会生活影响最大的工程之一，电力技术的发展对城乡人民的生产和生活具有重大的关系，电力工业是关系国计民生的基础产业。电力的广泛应用和电力需求的不断增加，推动着电力技术向高电压、大机组、大电网发展，向电力规模经济发展。电力工业按生产和消费过程可分为发电、输电、配电和用电四个环节。输电通常指的是将发电厂发出的电力输送到消费电能的负荷中心，或者将一个电网的电力输送到另一个电网，实现电网互联。随着电网技术的不断进步，输电容量和输电距离的不断增加，电网电压等级不断提高。电网电压从最初的交流13.8KV，逐步发展到高压35KV、66KV、110KV、220KV、500KV、1000KV。电网发展的经验表明，相邻两个电压等级的级差在一倍以上才是经济合理的。这样输电容量可以提高四倍以上，不仅可与现有电网电压配合，而且为今后新的更高级别电压的发展留有合理的配合空间。我国从20世纪80年代末开始对特高压电网的规划和设备的制造进行研究；进入21世纪后，加快了特高压输电设备、电网研究和工程建设。2005年9月26日，第一条750KV输电实验线路（官亭——兰州东）示范工程投运；2006年12月，云南——广东±800KV特高压直流输电工程开工建设，并于2010年6月18日，通过验收正式投运，该工程输电距离1373KM，额定电压±800KV，额定容量500万KW，和2010年7月8日投运的向家坝——上海±800KV特高压直流示范工程一样，是当今世界电压等级最高的直流输电项目。 1.使用直流输电的原因 随着电力系统规模的不断扩大，输电功率的增加，输电距离的增长，交流输电遇到了一些技术困难。对交流输电来说，在输电功率大，输电导线横截面积较大的情况下，感抗会超过电阻，但对稳定的直流输电，则只有电阻，没有感抗。输电线一般是采用架空线，但跨过海峡给海岛输电时，要用水下电缆，电缆在金属线芯外面包裹绝缘层，水和大地都是导体，被绝缘层隔开的金属线芯和水或大地构成了一个电容器，在交流输电的情况下，这个电容对输电线路的受电端起旁路电容的作用，并且随着电缆的增长，旁路电容会增大到几乎不能通交流的程度。另外，交流电路若要正常工作，经同一条线路供电的所有发电机都要必须同步运行；要使电力网内众多的发电机同步运行，技术上是很困难的，而直流输电不存在同步问题。现代的直流输电，只是输电环节是直流，发电仍是交流，在输电线路的起端有专用的换流设备将交流转换为直流，在输电线路的末端也有专用的换流设备将直流换为交流。 2.直流输电技术的特点 随着电网的不断扩大,输电功率、输电距离迅速增加,交流输电遇到了一些难以克服的技术问题,直流输电所具有的的技术特点,使之作为解决输电技术难题的方向之一而受到重视。 2.1直流输电系统运行稳定性好 为保证电网稳定,要求网上所有发电机都必须同步运行,即所谓系统稳定性问题。对于交流长距离输电,线路感抗远远超过了电阻,并且输电线路越长,电抗越大,系统稳定越困难,