国网公司的特高压宣传
特高压输电与超高压输电经济性比较特高压输电与超高压输电经济性比较，一般用输电成本进行比较，比较2个电压等级输送同样的功率和同样的距离所用的输电成本。有2种比较方法：一种是按相同的可靠性指标，比较它们的一次投资成本；另一种是比较它们的寿命周期成本。这2种比较方法都需要的基本数据是：构成2种电压等级输电工程的统计的设备价格及建筑费用。对于特高压输电和超高压输电工程规划和设计所进行的成本比较来说，设备价格及其建筑费用可采用统计的平均价格或价格指数。2种比较方法都需要进行可靠性分析计算，通过分析计算，提出输电工程的期望的可靠性指标。利用寿命周期成本方法进行经济性比较还需要有中断输电造成的统计的经济损失数据。
一回1 100 kV特高压输电线路的输电能力可达到500 kV 常规输电线路输电能力的4 倍以上，即4-5回500 kV输电线路的输电能力相当于一回1 100 kV输电线路的输电能力。显然，在线路和变电站的运行维护方面，特高压输电所需的成本将比超高压输电少得多。线路的功率和电能损耗，在运行成本方面占有相当的比重。在输送相同功率情况下，1 100 kV线路功率损耗约为500 kV线路的1/16左右。所以，特高压输电在运行成本方面具有更强的竞争优势。
世界上已经建成投运的交流特高压线路有哪些？
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。1. 前苏联：在前期研究的基础上，从1981年开始动工建设1150千伏交流特高压线路，分别是埃基巴斯图兹-科克契塔夫494公里，科克契塔夫-库斯坦奈396公里。1985年8月，世界上第一条1150千伏线路埃基巴斯图兹-科克契塔夫在额定工作电压下带负荷运行，后延伸至库斯坦奈。1992年1月1日，通过改接，哈萨克斯坦中央调度部门把1150千伏线路段电压降至500千伏运行。在此期间，埃基巴斯图兹-科克契塔夫线路段及两端变电设备在额定工作电压下运行时间达到23787小时，科克契塔夫-库斯坦奈线路段及库斯坦奈变电站设备在额定工作电压下运行时间达到11379小时。从1981年到1989年，前苏联还陆续建成特高压线路1500公里，总体规模达到2400公里。目前全部降压至500千伏运行。
2. 日本：1988年秋动工建设1000千伏特高压线路。1992年4月28日建成从西群马开关站到东山梨变电站的西群马干线138公里线路，1993年10月建成从柏崎刈羽核电站到西群马开关站的南新泻干线中49公里的特高压线路部分，两段特高压线路全长187公里，目前均以500千伏电压降压运行。1999年完成东西走廊从南磐城开关站到东群马开关站的南磐城干线194公里和从东群马开关站到西群马开关站的东群马干线44公里的建设，两段特高压线路全长238公里。目前日本共建成特高压线路426公里，由于国土狭小，日本特高压线路全部采用双回同杆并架方式。
特高压交流输电技术的主要特点
（1）特高压交流输电中间可以有落点，具有网络功能，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成国家特高压骨干网架。特高压交流电网的突出优点是：输电能力大、覆盖范围广、网损小、输电走廊明显减少，能灵活适合电力市场运营的要求。（2）采用特高压实现联网，坚强的特高压交流同步电网中线路两端的功角差一般可控制在20o及以下。因此，交流同步电网越坚强，同步能力越大、电网的功角稳定性越好。
（3）特高压交流线路产生的充电无功功率约为500 kV的5 倍，为了抑制工频过电压，线路须装设并联电抗器。当线路输送功率变化，送、受端无功将发生大的变化。如果受端电网的无功功率分层分区平衡不合适，特别是动态无功备用容量不足，在严重工况和严重故障条件下，电压稳定可能成为主要的稳定问题。
（4）适时引入1 000 kV特高压输电，可为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑，有利于从根本上解决500 kV短路电流超标和输电能力低的问题。
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。
交流特高压电网的无功补偿
问：交流输电线路的无功功率特性是什么？答：交流输电线路的主要参数包括串联电阻、串联电抗和并联电导、并联电容。输电线路输送功率时，串联电抗上的电流滞后于电压，串联电抗吸收无功功率；并联电容上的电压滞后于电流，并联电容发出无功功率。串联电抗吸收的无功功率与流过输电线路电流的平方成正比，因此串联电抗吸收的无功功率随负荷大小的变化而变化；并联电容发出的无功功率与输电线路的电压的平方成正比，当线路电压维持在标称电压允许的范围内时，并联电容发出的无功功率基本保持恒定。当线路发出的无功功率恰好等于其吸收的无功功率时，此时线路的输送功率为线路的自然功率，沿线路各点的电压幅值大小相同；当线路的输送功率小于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将大于吸收的无功功率；当线路的输送功率大于线路的自然功率时，线路发出的无功功率将小于吸收的无功功率。
问：交流特高压输电线路无功功率的特点是什么？
答：由于特高压输电线路电压等级高，其无功功率的一个显著特点就是线路电容产生的无功功率很大，对于100公里的特高压线路，在额定电压为1000千伏以及最高运行电压为1100千伏的条件下，发出的无功功率可以达到40万千乏～50万千乏，约为500千伏线路的5倍。同时，在特高压电网不同的发展时期，特高压输电线路传输的功率有较大分别，因此无功功率的变化也很不一样。特高压电网在建设初期,主要是实现点对点的电能输送，受系统阻抗特性及稳定极限的限制，输送功率将小于线路的自然功率，线路发出的容性无功功率过剩；随着特高压电网的进一步建设，特高压电网将实现各区域电网的互联，电网的输送功率将有很大提高，而且为了充分利用各区域电网的发电资源，实现水火电互济和更大范围内的资源优化配置，特高压电网的输送功率将随时变化，因而输电线路的无功功率也将频繁变化。
问：交流特高压输电线路无功功率的变化对线路电压有什么影响？怎么实现无功补偿？
答：在交流特高压输电线路输送功率较小时，并联电容产生的无功功率大于串联电抗消耗的无功功率，电网无功过剩较大，电压上升，危及设备和系统的安全；在线路末端三相开断或故障后非全相开断时，线路上将产生工频过电压，同样危及设备和系统的安全。为了保持输电线路的无功平衡，特别是为了限制轻载负荷引起的电压升高和线路开断时引起的工频过电压，通常需要在线路送端和受端或其中一端装设固定高压并联电抗器来进行无功补偿。高压并联电抗器可以在线路带轻载负荷的情况下吸收线路并联电容发出的无功功率，减少过剩的无功功率，限制工频过电压。但是加装固定高压并联电抗器后，在输电线路带重载负荷的情况下，线路电抗需要吸收的无功功率将大于电容发出的无功功率，线路还需要从送端、受端吸收大量的无功功率。为保证正常的功率输送，通常还采用低压无功补偿设备。低压无功补偿设备一般安装在特高压变压器低压侧绕组，分为容性补偿设备和感性无功补偿设备，根据线路传输功率的变化分组投切。
问：交流特高压试验示范工程无功补偿方案是什么？
答：晋东南－南阳－荆门交流特高压试验示范工程中，晋东南－南阳线路长度为363公里，荆门－南阳线路长度为291公里，设计拟采用的高抗配置为：晋东南侧高抗配置容量为96万千乏；晋东南－南阳线路南阳侧高抗与南阳－荆门线路南阳侧高抗容量相同，均为72万千乏；荆门侧按60万千乏配置。设计拟采用的低压无功补偿配置方案为：晋东南和荆门站配置低压无功补偿装置，低压电容器组单组容量为24万千乏，低压电抗器单组容量为24万千乏，两站各配置3组低压电容和2组低压电抗。
问：交流特高压输电线路无功补偿方案需进一步研究的内容是什么？
答：为限制工频过电压，特高压输电线路上安装了大容量的固定高抗，会产生一些负面影响：轻载负荷运行情况下线路的电压偏高或重载负荷运行情况下线路电压偏低。在变压器的低压侧安装低压无功补偿装置，一方面增加了无功补偿的投资，另一方面，由于受变压器低压侧绕组容量的限制，低压无功补偿可能不完全满足要求。特高压输电线路的无功补偿仅依靠固定高压并联电抗器加低压无功补偿设备的模式不够灵活方便。如果用可控电抗补偿代替固定电抗补偿，则能兼顾工频过电压限制和无功功率的调节。可控电抗的调节方式是：线路输送功率小时，电抗补偿容量处于最大值，限制线路电压的升高；随着线路输送功率的增加平滑或分级减少电抗的补偿容量，使线路串联电抗吸收的无功主要由并联电容产生的无功功率来平衡；当三相跳闸甩负荷时，快速反应增大电抗补偿容量来限制工频过电压。前苏联曾在500千伏和750千伏系统采用带火花间隙投入的并联电抗器，在线路重载时，用断路器退出并联电抗器，维持线路电压；当线路甩负荷出现的工频过电压超过火花间隙放电电压时，火花间隙击穿，快速投入并联电抗器以限制过电压。带火花间隙投入并联电抗器方式比较复杂，而且火花间隙的放电电压的分散性较大，可靠性不高。俄罗斯和印度研制并采用了可控高压电抗器，其类型包括磁饱和式可控电抗器（MCSR）（又称磁阀式可控电抗器）和变压器式可控电抗器（TCSR）两种。至今，俄罗斯有500千伏磁饱和式可控电抗器在试运行，在印度有400千伏变压器式可控电抗器（根据俄罗斯技术制造）投入运行。在国内的可控电抗研究方面，国内厂家已与国内外有经验的大学和研究所合作，在研制500千伏可控电抗器的同时研制1000千伏特高压可控电抗器，计划通过500千伏样机的挂网试运行，积累经验，争取可控高抗早日在特高压工程中应用。
特高压试验研究再创两项世界纪录
±1000千伏塔头空气间隙冲击试验圆满完成，特高压试验线段升压至±1200千伏9月12日上午，国家电网公司特高压直流试验基地。随着特高压交直流户外试验场一道亮光闪过，2400千伏操作冲击电压击穿了±1000千伏等级直流输电线路模拟杆塔塔头的空气间隙，该试验属世界首创，试验取得圆满成功。随后，已经带电±800千伏运行的特高压双回直流试验线段成功升压至±1200千伏，设备和线段一切正常，开始稳定运行。
两项试验的成功，标志着国家电网公司特高压直流试验基地冲击试验和升压试验再创两项世界纪录。国家电网公司党组书记、总经理刘振亚一行见证了这一时刻，刘振亚祝贺试验取得成功。
在听取中国电力科学研究院的工作汇报后，刘振亚发表重要讲话。他指出，特高压直流试验基地的建设，标志着公司在特高压输电技术发展方面已经走在世界前列。特高压直流试验基地的建设成果，进一步增强了我们建设特高压电网的信心和决心。在下一步的工作中，要加快建成国际一流的特高压直流试验基地，并增加在高海拔地区进行实地试验研究的能力。依托特高压直流试验基地，加强高水平科研人才和运行维护人才的培养，超前开展更高电压等级直流输电技术及直流输电电压等级序列研究，同时要高度重视知识产权的培育和保护。
特高压直流试验基地于今年2月23日全面开工建设，5月26日特高压交直流户外试验场提前35天建成投运，6月28日世界上第一个特高压双回直流试验线段建成投运，并成功升压至±1100千伏，9月，世界上最大的两厢式特高压交直流电晕笼建成投运。国内外专家对试验基地的建设速度、质量和功能指标给予高度评价。
据悉，在12日上午成功完成两项试验后，已建成的特高压交直流户外试验场、特高压双回直流试验线段和特高压交直流电晕笼共创造了10项世界第一，这些纪录还包括同塔双回直流试验线段试验电压世界最高、同塔双回直流试验线段世界最长、结构和电气参数调节范围最广的超（特）高压全电压等级直流试验线段、世界最大的两厢式特高压交直流电晕笼、7200千伏冲击电压试验装置试验能力世界第一、外绝缘直流与冲击电压叠加试验能力世界第一、特高压直流试验基地直流电磁环境试验研究功能世界第一、特高压直流试验基地交直流外绝缘试验研究能力世界第一，并取得了23项重大技术创新。
目前，特高压试验大厅、特高压避雷器和绝缘子试验室正紧张建设，可模拟高海拔、污秽、覆冰、人工降雨（雾）等特殊环境条件的特高压污秽及环境试验室也已动工建设，特高压试验变压器已经就位。特高压直流试验基地建成后将创造17项世界第一，达到国际一流水平。在功能设计、设备研制、控制及试验技术和工程应用等方面将取得46项重大技术创新，拟申请发明专利和实用新型专利50余项。
公司高级顾问陆延昌、李彦梦，周孝信院士、郑健超院士，公司总经理助理栾军、王敏及总部相关部门负责人参加了考察。（武星）
特高压交流试验基地实现六项世界第一
经过近10个月建设，位于湖北武汉的国家电网公司特高压交流试验基地取得阶段性成果，其综合试验能力国际领先，实现6项世界第一。8月31日，在湖北省副省长任世茂的陪同下，国家电网公司党组书记、总经理刘振亚一行到该基地视察并慰问工作人员。该基地已实现的6项世界第一成果是：特高压试验线段几何尺寸可调，线路优化设计试验功能世界第一；试验线段雷电、污秽、覆冰、振动等综合参数在线监测功能世界第一；特高压运行、检修、带电作业综合培训功能及条件世界第一；单回试验线段和同塔双回试验线段同时进行电磁环境测量的试验条件世界第一；全天候电磁环境监测系统世界第一；工频谐振试验装置电压等级和容量世界第一。这标志着国家电网公司在世界特高压交流技术研究领域已处于领先地位。
刘振亚肯定了基地建设进展情况。他指出，建设具有国际领先水平的试验基地，研究解决特高压输电技术发展和应用过程中的重大技术难题，对特高压电网的顺利建设和“一特三大”战略的实施具有重大意义。目前，基地建设已进入关键的攻坚阶段，希望国网武汉高压研究院和参建单位全面贯彻实施“一流三大”科技发展战略，再创辉煌，再攀新高，加快建成国际一流的特高压交流试验基地，保证试验成果得到及时有效的运用，并依托基地加强高水平科研人才和运行维护人才的培养。
任世茂对特高压交流试验基地取得重要成果表示祝贺，表示湖北省将一如既往在基地规划、用地审批方面给予大力支持。
目前，特高压交流试验基地实现了多项重要突破。基地设计、施工、设备研制、安装等全过程的实践探索，为工程建设积累了丰富经验。50余家国内厂商生产的变压器、互感器、避雷器等特高压设备实现可靠运行。武高院将利用该基地，重点开展特高压输变电设计优化、特高压电磁环境、特高压设备运行特性及状态监测技术、特高压外绝缘特性和特高压培训系统的研发等一系列重点研究。
国家电网公司安全总监李庆林，公司总部有关部门及华中公司、湖北公司主要负责人陪同视察。 很有道理，学习了~~~~~~~~~~~~~~
人民网：世界电压等级最高、输距最远直流输电工程开工
人民网上海5月21日电 记者励漪报道：四川—上海±800千伏特高压直流输电示范工程今天在上海奉贤换流站站址开工兴建。这是目前世界上规划建设的电压等级最高、输送距离最远、容量最大的直流输电工程。国电公司有关人士称，它的实施，标志着我国电网特高压工程建设序幕全面拉开。示范工程起点为四川复龙换流站，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏、上海8省（市），全长约2000公里。工程额定输送功率640万千瓦，最大输送功率700万千瓦，将建设两座±800千伏换流站，新建±800千伏直流输电线路一回。工程动态投资估算约180亿元，计划于2011年建成投运。
特高压电网是指1000千伏交流和±800千伏直流组成的输电网络，具有远距离、大容量、低损耗输送电力和节约土地资源等特点。特高压工作一直得到党中央、国务院的高度重视。5月17日，中共中央政治局委员、国务院副总理曾培炎对工程作出批示说：“建设四川—上海±800千伏特高压直流输电示范工程，对于增强我国输电技术自主创新能力，实现能源资源优化配置，促进西部大开发和长三角区域经济发展具有重要意义。”
示范工程将连接华东、华中两大电网，将西南清洁的水电资源输送到负荷中心，可以替代受电地区燃煤火电机组，减少环境污染和煤炭运输压力。据测算，该项工程建成后，可替代600多万千瓦燃煤火电机组，每年可节约1500万吨标准煤，减少20万吨二氧化硫和4万吨氮氧化物的排放。
工程建成后，将创出18项世界纪录：将是世界上电压等级最高、输送功率最大，额定电流最大，输送距离最远，单位走廊输送能力最大，可靠性指标最高，单位输送容量?公里输电损耗最低，单位输送容量?公里运行维护费用最低和单位输送容量?公里造价最低的直流输电工程。工程换流站将创下单位换流容量占地最少、造价最低、损耗最低和运行维护费用最低等4项世界纪录。此外，该示范工程还将使用世界上容量最大的换流器，电压等级最高、单台容量最大的换流变，电压等级最高、通流容量最大的干式平波电抗器，也是世界上首次使用6英寸电触发晶闸管，首次采用三换流站共用接地极而投资最省，以及世界上通流能力最大的接地极。
上海市副市长胡延照和国家电网公司总经理刘振亚今天共同为示范工程挥锨奠基。
附：18项世界第一
世界上电压等级最高、输送功率最大的输电工程（±800kV、额定输送功率6400MW、最大输送功率7000MW）
世界上额定电流最大的直流输电工程（4000A）
世界上首次使用电触发6英寸晶闸管
世界上可靠性指标最高的直流输电工程（双极停运率0.05次/年，单极停运率每极每年2次）
世界上输送距离最远的直流输电工程（约2000km）
世界上首次采用三换流站共用接地极，投资最省
世界上容量最大的换流器（约1750MW）
世界上电压等级最高，单台容量最大的换流变（800kV、321MVA）
世界上电压等级最高，通流容量最大的干式平波电抗器（800kV、4292A）
世界上通流能力最大的接地极
世界上单位走廊输送能力最大的输电工程（超过84MW/m）
世界上单位输送容量•公里输电损耗最低的直流输电工程
世界上单位输送容量•公里运行维护费用最低的输电工程
世界上单位输送容量•公里造价最低的直流输电工程
世界上单位换流容量占地最少的换流站
世界上单位换流容量造价最低的换流站
世界上单位换流容量损耗最低的换流站
世界上单位换流容量运行维护费用最低的换流站
《人民日报海外版》：特高压大跨越第一塔成功封顶
http://www.sgcc.com.cn/xwzx/mtbd/images/20071109/6373.jpg 11月8日9时23分，随着安徽送变电工程公司施工人员顺利将1000千伏黄河大跨越起吊重量最大的、两片重达6吨的横档准确对接，标志着我国特高压大跨越工程第一基铁塔成功封顶。黄河大跨越工程是国家电网公司特高压试验示范工程1000千伏晋东南－南阳－荆门特高压输变电工程的一个关键项目。工程位于黄河小浪底水库下游46千米处的巩义、孟州交界处，工程计划于2008年7月31日竣工。图为铁塔顺利封顶
