绪论

一、特高压电网概述

特高压电网是指1000kV及以上的交流或±800kV及以上的直流电网。特高压电网形成和发展的基本条件是用电负荷的持续增长，以及大容量、特大容量电厂的建设和发展，其突出特点是大容量、远距离输电。1000kV交流特高压输电线路的输电能力超过500万kW，接近500kV超高压交流输电线路的5倍。±800kV直流特高压的输电能力达到700万kW，是±500kV超高压直流线路输电能力的2.4倍。特高压是现代电力网络建设方向之一，但全球仅有几个国家把该项技术成功应用到电力建设中。中国根据自身的特点，经过十几年的重点建设，也成为拥有特高压电网的国家之一。我国在特高压一系列电气领域得到突破，电工装备综合竞争国地位显著提高。

我国特高压输电是在超高压输电的基础上发展起来的，其目的是为了大大提高输电能力，实现大功率的中、远距离输送，从而实现远距离的电力系统互联。特高压交流线路在输送相同功率的情况下，是500kV线路输送距离的3倍，而损耗只有500kV线路的25%～40%。输送同样的功率，采用1000kV线路输电与采用500kV的线路相比，可节省60%的土地资源。如果到2020年前后，国家电网特高压骨干网架能够基本形成的话，国家电网跨区输送容量将超过2亿kW，占全国总装机容量的20%以上。据专家估算，到2020年通过特高压输电可以节约装机容量约2000万kW，节约电源建设投资约823亿元；每年可减少发电煤耗2000万t。北电南送的火电容量可以达到5500万kW，同各区域电网单独运行相比，年燃煤成本约降低240亿元。

二、我国特高压建设

目前我国超高压输电线路是以220kV、330kV、500kV交流输电和±500kV直流输电线路为骨干网架的。全国已经形成5个区域电网和南方电网。其中：华东、华北、华中、东北4个区域电网和南方电网已经形成了500kV的主网架，西北电网在330kV网架的基础上，正在建设750kV网架。我国电网跨区域输电主要依靠500kV交流和±500kV直流，由于受到技术、环保、土地资源等多方面的制约，很难提高电力输送能力。而特高压电网能够适应东西2000～3000km，南北800～2000km远距离大容量电力输送需求，有利于大煤电基地、大水电基地和大型核电站群的开发和电力外送。我国第一条由西北电力设计院承担勘察设计工作的750kV的官厅至兰州东输变电工程至今运行安全稳定，为规划中的国家特高压电网打下坚实基础。

2008年年初，国家电网公司发布了《关于转变电网发展方式加快电网建设的意见》（以下简称《意见》），《意见》指出，转变电网发展方式，加快电网建设，就是要加快建设以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强国家电网，全面推进“一特三大”战略；就是要彻底解决电网建设滞后、网架结构薄弱问题，适应电力需求快速增长，实现电网与经济社会全面协调发展；就是要根本转变就地平衡观念，促进电力结构调整和布局优化，实现更大范围资源优化配置。

2008年电网建设计划投资2532亿元，同比增幅仍然维持在10%以上，同时，根据调整后的“十一五”规划总投资额12150亿元的目标，2009年仍然可以维持10%以上的增幅，即投资额将达到2850亿元左右，而2010年将与2009年基本持平。2008年国网公司开工建设330kV及以上交直流线路3.2万km、变电容量1.9亿kVA，投产线路1.5万km、变电容量0.97亿kVA。其中特高压、750kV及跨区电网开工线路1.7万km、变电容量1.0亿kVA，投产线路2450km、变电容量1620万kVA。

《意见》再次强调了“十一五”期间的一些规划，全面建成特高压交流试验示范和特高压直流示范工程，初步形成华北—华中—华东特高压同步电网，基本建成西北750kV主网架，公司经营区域实现全部联网，跨国电力合作取得重大突破。“十一五”期间公司电网投资12150亿元。到2010年，公司220kV及以上交直流线路达到38.9万km，变电容量达到16.4亿kVA，跨区、跨国输电容量达到8500万kW，交换电量达到3800亿kWh。高岭背靠背、中俄直流背靠背工程，2008年建成投产。灵宝背靠背扩建、淮南—上海特高压线路工程、南阳特高压站扩建主变工程，2009年建成投产。加快建设向家坝—上海±800kV直流示范工程，确保2010年投产。开工建设锦屏—苏南±800kV直流，宁东—山东±660kV直流，三沪二回、德宝、呼辽、山西—江苏等±500kV直流，青藏±400kV直流等工程。

《意见》首次公开明确了特高压电网较为详细的建设规划，“十二五”“十三五”期间，特高压电网全面发展，形成以华北、华中、华东为核心，联结各大区电网、大煤电基地、大水电基地和主要负荷中心的坚强网架。到2020年，建成特高压交流变电站53座，变电容量3.36亿kVA，线路长度4.45万km；建成直流输电工程38项，输电容量1.91亿kW，线路长度5.23万km。特高压及跨区、跨国电网输送容量达到3.73亿kW。电网技术装备和运行指标达到国际先进水平。

三、特高压输电技术难点

对于交流特高压而言，主要有两大技术攻关重点，一是制造出可调的并联电抗器，二是研制1000kV电压等级的双断口断路器，这两个关键技术问题已经基本解决。对于直流特高压电网而言，其技术攻关关键是开发6in晶闸管。日本已经研制出了6in晶闸管，我国在研制6in晶闸管方面也已经具备了一定的基础。此外，对于我国电网设备制造业而言，中国建设特高压电网对我国民族工业无疑是一个巨大的推动。中国从2006年开始要发展特高压电网，表明中国已经有勇气解决特高压这一世界性的难题。

2007年6月15日，国家电网公司特高压交流试验基地1000kV同塔双回试验线段带电成功。作为特高压交流试验示范工程重要组成部分的特高压交流试验基地，自完成三通一平，到土建施工和电气安装，其间整个工程建设快速推进。继2007年2月13日单回1000kV试验线段成功带电之后，经过建设者卓有成效的工作，1000kV同塔双回试验线段带电成功，这标志着国家电网公司特高压交流试验基地实现了全站带电。1000kV同塔双回试验线段带电后，即可开展同塔双回，紧凑型特高压输电线路关键技术试验研究，以进一步减少线路走廊，减小对环境的影响，提高输送容量，使我国的特高压输电工程成为资源节约，环境友好型的工程，为特高压交流试验示范工程的建设和特高压电网安全，稳定，经济运行提供坚强的技术支撑。1000kV同塔双回试验线段成功带电，得到了湖北省电力公司的大力支持和帮助。

2006年8月9日，国家发展改革委员会印发《关于晋东南至荆门特高压交流试验示范工程项目核准的批复》（发改能源〔2006〕1585号），正式核准了晋东南经南阳至荆门特高压交流试验示范工程。该特高压线路全长654km，申报造价58.57亿元，动态投资200亿元。起于山西省长治变电站，经河南省南阳开关站，止于湖北省荆门变电站，连接华北、华中电网，于2008年建成后进行商业化运营。如在全国全面推开，未来投资4060多亿元，配套动态投资将达8000多亿元，总投资相当于3～4个长江三峡工程项目。2006年8月19—26日，特高压试验工程分别在山西长治、河南南阳和湖北荆门三地盛大奠基。同年10月30日，国家电网公司在山西、河南、湖北四地同时召开晋东南—南阳—荆门1000kV特高压交流试验工程建设誓师动员大会。我国晋东南—南阳—荆门的特高压交流试验示范工程的意义在于：它将真正实现全电压、满容量、长距离输电。

中国幅员辽阔，可开发的水力资源的2/3分布在西北和西南地区，煤炭资源大部分蕴藏在西北地区北部和华北地区西部，而负荷中心主要集中在东南部沿海地区。由于电力资源与负荷中心分布的不均匀性，随着电力系统的发展，特高压输电的研究开发亦将会提上日程。

四、特高压输电的经济效益

特高压输电具有明显的经济效益。据估计，1条1150kV输电线路的输电能力可代替5～6条500kV线路，或3条750kV线路；可减少铁塔用材1/3，节约导线1/2，节省包括变电所在内的电网造价10%～15%。1150kV特高压线路走廊约仅为同等输送能力的500kV线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区会带来重大的经济和社会效益。

1000kV电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线，如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在600mm2以上，这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。铁塔高度约60～80m。双回并架线路杆塔高达90～120m，大跨越铁塔高度均在100m以上。

许多国家都在集中研制新型杆塔结构，以期缩小杆塔尺寸，降低线路造价。苏联、美国、意大利、日本等国家都已经着手规划和建设1000kV等级的特高压输电线路，单回线的传输容量一般在600万～1000万kW。例如，苏联曾加紧建设埃基巴斯图兹、坎斯克—阿钦斯克、秋明油田等大型能源基地，已经有装机容量达640万kW的火电厂，还规划建设装机容量达2000万kW的巨型水电站以及大装机容量的核电站群。这些能源基地距电力负荷中心约有1000～2500km，需采用1150kV、±750kV直流，以至1800～2000kV电压输电。苏联已建成1150kV长270km的输电线路，兼作工业性试验线路，于1986年开始试运行，并继续兴建长1236km的1150kV输电线路，20世纪末将形成1150kV特高压电网。美国邦维尔电力局所辖电力系统预计20世纪末将有60%的火电厂建在喀斯喀特山脉以东地区，约有3200万kW的功率需越过这条山脉向西部负荷中心送电，计划采用1100kV电压等级输电。每条线路长约300km，输送容量约1000万kW。意大利计划用1000kV特高压线路将比萨等沿地中海地区的火电厂和核电站基地的电力输送到北部米兰等工业区。日本选定1000kV双回并架特高压输电线路将下北巨型核电站的电力输送到东京，线路长度600km，输送容量1000万kW。这些特高压输电线路原计划于20世纪90年代建成。

五、国外已投运特高压输电工程简介

美国、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，最终只有苏联和日本建设了交流特高压线路。

（一）苏联1150kV工程

苏联1000kV级交流系统的额定电压（标称电压）1150kV，最高电压1200kV，是世界上已有特高压输电工程中电压最高者。

1.工程概况

20世纪70年代，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1150kV变电站（升压站），并按照系统额定电压1150kV投入工业运行。1988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，苏联有907km长的1150kV输电线路和2座1150kV变电站、1座1150kV升压站按1150kV电压运行了5年之久。

之后，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，苏联从1985年8月至今共建成2350km1150kV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—1990年按系统额定电压1150kV运行了5年之久。之后由于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。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1150/500kV200MVA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力系统实际的操作过电压水平不会超过1.6p.u.，因此苏联后期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，主变压器进线回路不装断路器直接接入母线。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于母线故障，但是苏联1150kV主变压器十分可靠（查波罗什变压器厂生产19台单相667MVA1150kV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台断路器分别接入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。苏联4个1150kV变电站的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。

（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1000kV输电线路和1座1000kV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），南新潟干线、西群马干线；第2条是连接太平洋沿岸各发电厂的1000kV输电线路，称为东西线路（长度240km），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，很难预计何时才能升压至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：1000kV4回出线，4台3000MCA1000/500kV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MOA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1000MVA1000kV主变压器，安装在新楱名1000kV变电站。

日本的1000kV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：20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%；将新潟、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500kV输电则首都圈的短路电流将超过63kA；解决未来远距离输送电力的稳定问题。

20世纪90年代，日本建设了427km1000kV特高压交流同杆并架输电线路（目前以500kV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。

3.电力需求增长催生特高压

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；1000kV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左右。东京电力的供电面积约39000km2，供电区人口约4300万人。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。东京电力公司何时实现1000kV特高压交流输电的商业运行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500kV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%，　预计，约2015年前后有可能实现1000kV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。

4.日本特高压的研究历程

1973年，日本建成第一回500kV交流输电线路。同年，正式开始了1000kV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kW的输电模型系统进行了综合比较研究。经过800kV/1100kV/1200kV/1500kV等多个交流电压等级及直流±500kV方案的综合技术经济比较，认为：

（1）800kV与1500kV的缺点。800kV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；1500kV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）1100kV与1200kV的比较。输送能力方面，双回线路正常输送均满足1000万kW的输送能力，1200kV方案稳定极限输送能力可以超过2000万kW；绝缘、静电感应和噪声抑制方面，1200kV比1100kV的导线数目增加，而且铁塔高度约增加10m，重量增加约30%；建设费用方面，1100kV的建设费用比1200kV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600km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。

综合上述原因，日本于1980年将1100kV（额定电压：1000kV）选定作为日本的500kV电压等级以上的更高一级电压。

5.日本的特高压研制和建设成果

东京电力公司于1988年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500kV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3～4回500kV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。

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kW，最终达到1300万kW。

输电线路外绝缘和电磁环境研究由日本电力中央研究所负责。在输电线路电磁环境限值上，日本要求地面场强不得大于3kV/m（在山区10kV/m），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1000kV同杆并架线路427km，相当于单回线路954km。特高压线路采用8×810mm2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100～140m，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500kV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1050/525kV、3×1000MVA的变压器，一组1100kV气体绝缘金属封闭组合电器（GIS）设备，安装在500kV新榛名变电站（海拔603.8m），从500kV侧加压，进行了10多年的加压试验，至今累计带电约5000h，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。

6.日本1000kV特高压交流系统的技术特点

日本的1000kV送电线路都比较短，在全部427km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138km。加上日本1000kV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1s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500kV输电线路同样水平。

日本通过特高压工程使本国电工装备制造业的技术得到了飞跃式发展。

（1）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500kV设备电压等级上，将500kV设备的绝缘水平由1550kV降低二级至1300kV。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。

（2）日本结合特高压工程研发了1100kV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，500kV普遍采用单断口断路器。

（3）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1000MVA/1000kV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200t，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。

（4）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。

（5）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，日本1000kV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：1050/400kV变电站和2.8km1050kV输电线路。

2.1050kV变电站

该变电站只有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。

（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1100kV GIS，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500Ω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110Ω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。该变电站采用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，8/20μs波形的雷电冲击残压为1800kV；3kA，30/60μs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。

六、中国已投运特高压输电工程简介

中国对特高压输电技术的研究始于20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即四川—上海±800kV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kWh以上，占全国装机总容量的25%。伴随着国民经济的高速发展和能源电力需求的迅猛增长，特高压电网的发展已由基础技术研究、设备研制、工程示范步入多条特高压输电线路的工程建设，从而使得特高压电网承担起了将西北、东北、蒙西、川西、西藏及境外电力输送至我国东中部地区负荷中心的重要职能，为国家能源战略的实施提供了有力的支撑。

1.中国第一条特高压交流输电线路

晋东南—南阳—荆门1000kV特高压交流试验示范工程为我国第一条特高压交流输电线路。

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1000kV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（UNY）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640km，电压等级是世界最高的，达到1000kV，输送的电能是现有的500kV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500kV的线路节省1/3。纵跨晋豫鄂3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168h试运行投入商业运行，目前运行情况良好。

2.疆电外送的第一条特高压输电线路投运

2014年1月27日，国家实施“疆电外送”战略的第一条特高压输电线路“哈密南至郑州±800kV特高压直流输电工程”正式投运。这条“电力高速路”将把新疆丰富的火电、风电、光电送往两千多公里外的中原大地。当日在京举行的投运视频会议上，国家电网公司总经理舒印彪说，这项工程构建了西电东送大动脉，既能推动新疆资源优势转化为发展优势，又能缓解华中地区用电紧张局面：打通了清洁能源大通道，为实现西北风电、光伏发电的大规模开发和打捆外送，有效解决中部地区雾霾问题创造了条件。这项由我国自主设计、制造、建设的工程还进一步巩固和扩大了我国特高压输电技术的国际领先优势。这条线路起于新疆哈密南换流站，止于河南郑州换流站，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南6省区，全长2192km，历时20个月建成。这也是国网公司投运的第五条特高压输电线路，至此我国形成了“两条交流三条直流”的特高压输电格局。国网公司规划，到2020年建成“五纵五横”特高压网架和27回路特高压直流工程，连接各类大型能源基地和主要用电负荷中心，在全国形成大规模西电东送、北电南送的能源配置格局。

3.两交三直特高压工程

“十二五”规划中，我国将建设连接大型能源基地与主要负荷中心的“三纵三横”，特高压骨干网架和13项直流输电工程（其中特高压直流10项），形成大规模“西电东送”“北电南送”的能源配置格局。

如今，我国建成世界电压等级最高、输送容量最大、技术最先进的“两交两直”特高压工程，累计输电超过1000亿kWh，在运在建特高压线路超过1万km，变电和环流容量超过1亿kVA，为保障能源安全、高效、清洁供应发挥了重要作用。同时，大范围的特高压电网建设对中国电力装备升级，促进作用非常明显。

中国西电集团公司（简称西电集团）亲历和参与了我国特高压交直流技术研究、重大装备研制与工程建设的全过程，见证了特高压电网技术发展与工程实践，研制成功了国际领先的特高压成套技术装备，建成了世界先进的特高压重大成套装备制造与试验基地，攀登上了特高压装备技术高峰，实现了由技术追赶到技术领先的跨越。

国家电网公司发布的2013年社会责任报告指出：2013年国网特高压累计输电1390亿kWh，同比增长93%，每年拉动GDP增长约3200亿元。国网2013年社会责任报告称，2013年，国家电网投运了世界首个同塔双回特高压交流工程（皖电东送），建成哈密南—郑州800kV特高压直流工程，在运在建特高压线路长度超过1万km，变电容量超过1亿kVA。截至2014年上半年，国家电网公司已经建成“两交三直”特高压工程，“一交一直”工程在建。国家电网公司特高压输电综合效益显著。2013年迎峰度夏期间，华东地区用电负荷创新高，特高压消纳四川富余电量395亿kWh，支援华东最大电力2452万kW。特高压工程送电功率占华东电网区外受电一半，占四川最大外送电力71%。同时，2013年特高压建设可带动电源投资约2.5万亿元，增加煤炭开采与洗选业产值约2600亿元，增加装备制造业产值约4500亿元。另外，特高压项目将极大优化能源运输体系，输煤输电比例将由目前的15∶1调整至2020年的4∶1；促进风能、太阳能等清洁能源大规模开发和高效利用，2020年中国清洁能源装机比例将从目前的29%提高到34%以上。据业内分析师称，2014年特高压建设提速在即，特高压投资将进入加速通道；特高压直流工程提速基本定局，网内交流工程建设提速可期；而国家能源局2014年工作会议提出建设12条电力外送通道，反映出政府层面建设特高压线路，治理大气污染的信心。国家电网2014年工作会议提出，力争2014年核准并开工“6条交流4条直流”特高压项目，这明显高于2013年计划（4交3直）：并且，2014年“西纵”“中纵”工程要加快前期工作，力争溪洛渡—浙西直流工程上半年投运，浙北—福州交流工程年底投运。同时，国家电网2014年计划完成固定资产投资4035亿元，同比增11.92%，其中电网投资3815亿元，同比增长12.9%，高于2013年增速（10.64%）。

中国交流直流特高压输电工程和直流超高压输电工程见表1。

七、我国特高压交直流示范工程的意义

1.特高压交直流示范工程建设实现了我国电力装备工业跨越式发展

特高压为电力装备工业提供了一个难得的发展机遇，通过依托特高压工程，国内电力装备制造行业立足自主创新，产学研用联合攻关，实现了特高压交直流输变电重大装备技术的重大突破，掌握了大量拥有自主知识产权的核心技术，研制成功了特高压输变电设备并成功应用于众多特高压交直流工程，填补了国际空白，打破了跨国企业的垄断和竞争限制，进入了“中国创造”快车道。

（1）产品创新水平国际领先。自主研发成功了国际领先的特高压交流1100kV63kA气体绝缘金属封闭开关设备、1000kV1000MVA特高压单相自耦变压器、1000kV320Mvar并联电抗器、1000kV200Mvar可控并联电抗器、±800kV与±1100kV换流阀及阀控设备等40多种特高压交直流重大成套技术装备，攀登上世界特高压技术高峰。

（2）试验检测能力世界领先。通过技术攻关和技术改造，建立了全球领先的特高压交直流输变电成套设备试验中心，具备了交流1100kV、直流±1100kV等级输变电设备试验能力，高电压、强电流等关键试验能力世界第一，为输变电行业高端产品研究开发和设计优化奠定了坚实的实证基础，形成了独特的竞争优势。

（3）研究设计能力显著增强。开展了高电压绝缘、电磁场、交直流混合场、温度场、气流场等基础研究，实现了从知其然向知其所以然的重要转变。设计水平的全面提升推动了常规500kV、750kV设备的小型化、节能、降耗和降噪，大大提高了可靠性和经济性。

（4）装备工艺水平全面提升。投资数十亿元进行生产技术改造，建设了特高压制造基地，拥有研制生产特高压等成套技术装备的能力，国产化制造水平显著提高。依托特高压工程实践，电力装备制造行业实现了跨越式发展，抢占了国际高压设备制造技术制高点，“特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用”项目受到了国家的高度肯定，并荣获了2013年国家科学技术进步特等奖。

2.技术创新助推我国电力装备制造企业产业转型升级

特高压是电网发展的一次革命，极大地促进了产业转型升级，电力装备制造行业无疑是这场革命中的受益者。

（1）形成国产装备掌握市场主导新格局。伴随着特高压工程项目的实施，我国行业骨干企业掌握了特高压设备制造核心技术，形成了批量生产能力，具备了成功运行经验，国产设备的竞争优势显著增强，竞争地位发生根本性转变。

（2）打造关键零部件全部国产化供货体系。特高压项目的全面成功，带动输配电产业链向上下游延伸，形成全部国产化供货体系，实现了产业技术转型升级。通过多个特高压交直流工程建设，初步实现了不同制造技术的有效融合和提升，以晶闸管、特高压变压器用套管、出线装置和开关用灭弧室、操动机构、盆式绝缘子、出线套管等关键材料、组部件实现国产化为标志，促进了其技术水平和质量稳定性的大幅提升，实现了从低端、低质向高端、高质的重大转变，打破了跨国企业的垄断和竞争限制。

（3）推进国际化发展战略实施进程。特高压已成为中国输变电设备制造的“金色名片”。通过特高压工程，形成国际竞争中的独特优势，国际影响力显著增强，有力推动了国内企业走出国门，实施全球化发展战略，为实现电工制造业可持续发展奠定了坚实基础。

3.振兴重大装备制造业是中央企业的历史使命

通过对比2009年建成的我国首条特高压交流工程和2013年建成的第二条交流特高压工程，我们可以清晰地发现，工程国产化率进一步提高，关键设备实现了批量化制造。其中，首条特高压交流工程的设备国产化率在90%以上，而第二条全部55台特高压变压器和高压并联电抗器、33个间隔的特高压开关及其他设备均为国产，且为大批量稳定制造。

经过多个特高压交直流工程建设的历练，我国初步实现了不同制造技术的有效融合和提升，以晶闸管，特高压变压器用套管、出线装置和开关用灭弧室、操动机构、盆式绝缘子、出线套管等关键材料、组部件实现国产化为标志，促进了特高压技术水平和质量稳定性的大幅提升，实现了从低端、低质向高端、高质的重大转变，打破了跨国企业的垄断和竞争限制。

目前，国内企业已占据我国输变电设备市场主导地位，并进军国际市场，实现了高端产品出口零的突破。国内企业在高端产品市场（500kV及以上）份额，已从2005—2008年的42%上升至2009—2010年的63%，充分显示出国产特高压设备具有强大的市场竞争力和广阔的应用前景。

已运行特高压交流输电工程的主要技术参数见表2。

已运行特高压直流输电工程的主要技术参数见表3。