緒論

一、特高壓電網概述

特高壓電網是指1000kV及以上的交流或±800kV及以上的直流電網。特高壓電網形成和發展的基本條件是用電負荷的持續增長，以及大容量、特大容量電廠的建設和發展，其突出特點是大容量、遠距離輸電。1000kV交流特高壓輸電線路的輸電能力超過500萬kW，接近500kV超高壓交流輸電線路的5倍。±800kV直流特高壓的輸電能力達到700萬kW，是±500kV超高壓直流線路輸電能力的2.4倍。特高壓是現代電力網絡建設方向之一，但全球僅有幾個國家把該項技術成功應用到電力建設中。中國根據自身的特點，經過十幾年的重點建設，也成為擁有特高壓電網的國家之一。我國在特高壓一系列電氣領域得到突破，電工裝備綜合競爭國地位顯著提高。

我國特高壓輸電是在超高壓輸電的基礎上發展起來的，其目的是為了大大提高輸電能力，實現大功率的中、遠距離輸送，從而實現遠距離的電力系統互聯。特高壓交流線路在輸送相同功率的情況下，是500kV線路輸送距離的3倍，而損耗只有500kV線路的25%～40%。輸送同樣的功率，采用1000kV線路輸電與采用500kV的線路相比，可節省60%的土地資源。如果到2020年前后，國家電網特高壓骨干網架能夠基本形成的話，國家電網跨區輸送容量將超過2億kW，占全國總裝機容量的20%以上。據專家估算，到2020年通過特高壓輸電可以節約裝機容量約2000萬kW，節約電源建設投資約823億元；每年可減少發電煤耗2000萬t。北電南送的火電容量可以達到5500萬kW，同各區域電網單獨運行相比，年燃煤成本約降低240億元。

二、我國特高壓建設

目前我國超高壓輸電線路是以220kV、330kV、500kV交流輸電和±500kV直流輸電線路為骨干網架的。全國已經形成5個區域電網和南方電網。其中：華東、華北、華中、東北4個區域電網和南方電網已經形成了500kV的主網架，西北電網在330kV網架的基礎上，正在建設750kV網架。我國電網跨區域輸電主要依靠500kV交流和±500kV直流，由于受到技術、環保、土地資源等多方面的制約，很難提高電力輸送能力。而特高壓電網能夠適應東西2000～3000km，南北800～2000km遠距離大容量電力輸送需求，有利于大煤電基地、大水電基地和大型核電站群的開發和電力外送。我國第一條由西北電力設計院承擔勘察設計工作的750kV的官廳至蘭州東輸變電工程至今運行安全穩定，為規劃中的國家特高壓電網打下堅實基礎。

2008年年初，國家電網公司發布了《關于轉變電網發展方式加快電網建設的意見》（以下簡稱《意見》），《意見》指出，轉變電網發展方式，加快電網建設，就是要加快建設以特高壓電網為骨干網架、各級電網協調發展的堅強國家電網，全面推進“一特三大”戰略；就是要徹底解決電網建設滯后、網架結構薄弱問題，適應電力需求快速增長，實現電網與經濟社會全面協調發展；就是要根本轉變就地平衡觀念，促進電力結構調整和布局優化，實現更大范圍資源優化配置。

2008年電網建設計劃投資2532億元，同比增幅仍然維持在10%以上，同時，根據調整后的“十一五”規劃總投資額12150億元的目標，2009年仍然可以維持10%以上的增幅，即投資額將達到2850億元左右，而2010年將與2009年基本持平。2008年國網公司開工建設330kV及以上交直流線路3.2萬km、變電容量1.9億kVA，投產線路1.5萬km、變電容量0.97億kVA。其中特高壓、750kV及跨區電網開工線路1.7萬km、變電容量1.0億kVA，投產線路2450km、變電容量1620萬kVA。

《意見》再次強調了“十一五”期間的一些規劃，全面建成特高壓交流試驗示范和特高壓直流示范工程，初步形成華北—華中—華東特高壓同步電網，基本建成西北750kV主網架，公司經營區域實現全部聯網，跨國電力合作取得重大突破。“十一五”期間公司電網投資12150億元。到2010年，公司220kV及以上交直流線路達到38.9萬km，變電容量達到16.4億kVA，跨區、跨國輸電容量達到8500萬kW，交換電量達到3800億kWh。高嶺背靠背、中俄直流背靠背工程，2008年建成投產。靈寶背靠背擴建、淮南—上海特高壓線路工程、南陽特高壓站擴建主變工程，2009年建成投產。加快建設向家壩—上海±800kV直流示范工程，確保2010年投產。開工建設錦屏—蘇南±800kV直流，寧東—山東±660kV直流，三滬二回、德寶、呼遼、山西—江蘇等±500kV直流，青藏±400kV直流等工程。

《意見》首次公開明確了特高壓電網較為詳細的建設規劃，“十二五”“十三五”期間，特高壓電網全面發展，形成以華北、華中、華東為核心，聯結各大區電網、大煤電基地、大水電基地和主要負荷中心的堅強網架。到2020年，建成特高壓交流變電站53座，變電容量3.36億kVA，線路長度4.45萬km；建成直流輸電工程38項，輸電容量1.91億kW，線路長度5.23萬km。特高壓及跨區、跨國電網輸送容量達到3.73億kW。電網技術裝備和運行指標達到國際先進水平。

三、特高壓輸電技術難點

對于交流特高壓而言，主要有兩大技術攻關重點，一是制造出可調的并聯電抗器，二是研制1000kV電壓等級的雙斷口斷路器，這兩個關鍵技術問題已經基本解決。對于直流特高壓電網而言，其技術攻關關鍵是開發6in晶閘管。日本已經研制出了6in晶閘管，我國在研制6in晶閘管方面也已經具備了一定的基礎。此外，對于我國電網設備制造業而言，中國建設特高壓電網對我國民族工業無疑是一個巨大的推動。中國從2006年開始要發展特高壓電網，表明中國已經有勇氣解決特高壓這一世界性的難題。

2007年6月15日，國家電網公司特高壓交流試驗基地1000kV同塔雙回試驗線段帶電成功。作為特高壓交流試驗示范工程重要組成部分的特高壓交流試驗基地，自完成三通一平，到土建施工和電氣安裝，其間整個工程建設快速推進。繼2007年2月13日單回1000kV試驗線段成功帶電之后，經過建設者卓有成效的工作，1000kV同塔雙回試驗線段帶電成功，這標志著國家電網公司特高壓交流試驗基地實現了全站帶電。1000kV同塔雙回試驗線段帶電后，即可開展同塔雙回，緊湊型特高壓輸電線路關鍵技術試驗研究，以進一步減少線路走廊，減小對環境的影響，提高輸送容量，使我國的特高壓輸電工程成為資源節約，環境友好型的工程，為特高壓交流試驗示范工程的建設和特高壓電網安全，穩定，經濟運行提供堅強的技術支撐。1000kV同塔雙回試驗線段成功帶電，得到了湖北省電力公司的大力支持和幫助。

2006年8月9日，國家發展改革委員會印發《關于晉東南至荊門特高壓交流試驗示范工程項目核準的批復》（發改能源〔2006〕1585號），正式核準了晉東南經南陽至荊門特高壓交流試驗示范工程。該特高壓線路全長654km，申報造價58.57億元，動態投資200億元。起于山西省長治變電站，經河南省南陽開關站，止于湖北省荊門變電站，連接華北、華中電網，于2008年建成后進行商業化運營。如在全國全面推開，未來投資4060多億元，配套動態投資將達8000多億元，總投資相當于3～4個長江三峽工程項目。2006年8月19—26日，特高壓試驗工程分別在山西長治、河南南陽和湖北荊門三地盛大奠基。同年10月30日，國家電網公司在山西、河南、湖北四地同時召開晉東南—南陽—荊門1000kV特高壓交流試驗工程建設誓師動員大會。我國晉東南—南陽—荊門的特高壓交流試驗示范工程的意義在于：它將真正實現全電壓、滿容量、長距離輸電。

中國幅員遼闊，可開發的水力資源的2/3分布在西北和西南地區，煤炭資源大部分蘊藏在西北地區北部和華北地區西部，而負荷中心主要集中在東南部沿海地區。由于電力資源與負荷中心分布的不均勻性，隨著電力系統的發展，特高壓輸電的研究開發亦將會提上日程。

四、特高壓輸電的經濟效益

特高壓輸電具有明顯的經濟效益。據估計，1條1150kV輸電線路的輸電能力可代替5～6條500kV線路，或3條750kV線路；可減少鐵塔用材1/3，節約導線1/2，節省包括變電所在內的電網造價10%～15%。1150kV特高壓線路走廊約僅為同等輸送能力的500kV線路所需走廊的四分之一，這對于人口稠密、土地寶貴或走廊困難的國家和地區會帶來重大的經濟和社會效益。

1000kV電壓等級的特高壓輸電線路均需采用多根分裂導線，如8、12、16分裂等，每根分裂導線的截面大都在600mm2以上，這樣可以減少電暈放電所引起的損耗以及無線電干擾、電視干擾、可聽噪聲干擾等不良影響。鐵塔高度約60～80m。雙回并架線路桿塔高達90～120m，大跨越鐵塔高度均在100m以上。

許多國家都在集中研制新型桿塔結構，以期縮小桿塔尺寸，降低線路造價。蘇聯、美國、意大利、日本等國家都已經著手規劃和建設1000kV等級的特高壓輸電線路，單回線的傳輸容量一般在600萬～1000萬kW。例如，蘇聯曾加緊建設埃基巴斯圖茲、坎斯克—阿欽斯克、秋明油田等大型能源基地，已經有裝機容量達640萬kW的火電廠，還規劃建設裝機容量達2000萬kW的巨型水電站以及大裝機容量的核電站群。這些能源基地距電力負荷中心約有1000～2500km，需采用1150kV、±750kV直流，以至1800～2000kV電壓輸電。蘇聯已建成1150kV長270km的輸電線路，兼作工業性試驗線路，于1986年開始試運行，并繼續興建長1236km的1150kV輸電線路，20世紀末將形成1150kV特高壓電網。美國邦維爾電力局所轄電力系統預計20世紀末將有60%的火電廠建在喀斯喀特山脈以東地區，約有3200萬kW的功率需越過這條山脈向西部負荷中心送電，計劃采用1100kV電壓等級輸電。每條線路長約300km，輸送容量約1000萬kW。意大利計劃用1000kV特高壓線路將比薩等沿地中海地區的火電廠和核電站基地的電力輸送到北部米蘭等工業區。日本選定1000kV雙回并架特高壓輸電線路將下北巨型核電站的電力輸送到東京，線路長度600km，輸送容量1000萬kW。這些特高壓輸電線路原計劃于20世紀90年代建成。

五、國外已投運特高壓輸電工程簡介

美國、蘇聯、日本和意大利都曾建成交流特高壓試驗線路，進行了大量的交流特高壓輸電技術研究和試驗，最終只有蘇聯和日本建設了交流特高壓線路。

（一）蘇聯1150kV工程

蘇聯1000kV級交流系統的額定電壓（標稱電壓）1150kV，最高電壓1200kV，是世界上已有特高壓輸電工程中電壓最高者。

1.工程概況

20世紀70年代，蘇聯開始1000kV特高壓交流輸變電技術的研究工作，1985年8月建成了埃基巴斯圖茲—科克切塔夫線路（497km）以及2座1150kV變電站（升壓站），并按照系統額定電壓1150kV投入工業運行。1988年8月建成了科克切塔夫—庫斯坦奈線路410km以及1座1150kV變電站，該線路也按1150kV投入工業運行。一直到1990年為止，蘇聯有907km長的1150kV輸電線路和2座1150kV變電站、1座1150kV升壓站按1150kV電壓運行了5年之久。

之后，蘇聯又分別建設了庫斯坦奈—恰爾連濱斯克線路（328km）以及1座1150kV變電站；埃基巴斯圖茲—巴爾紐爾—依塔特線路1115km和1座1150kV變電站。

綜上所述，蘇聯從1985年8月至今共建成2350km1150kV輸電線路和4座1150kV變電站（其中1座為升壓站）。其中有907km線路和3座150kV變電站（其中1座為升壓站）從1985—1990年按系統額定電壓1150kV運行了5年之久。之后由于蘇聯經濟上的解體和政治原因，卡札克斯坦中央調度局將全線降壓為500kV電壓等級運行，在整個運行期間，過電壓保護系統的設計并不需要進行修改，至今運行情況良好。

2.1150kV變電站

（1）建設規模。蘇聯已建成4座1150kV變電站，其中有代表性的是科克切塔夫1150kV變電站，包括1150kV和500kV兩級電壓等級，1150kV部分建規模為；2回1150kV出線、2回備用出線；2組1150/500kV200MVA主變壓器；2組900Mvar1150/kV并聯電抗器。該變電站1985年8月建成后按系統額定電壓1150kV運行了5年之久，1990年以后降壓為500kV運行至今，為以后建設的1150kV變電站積累了很多施工、設備調試以及運行的經驗，并進行了大量的試驗和測試工作。日常運行和緊急事故模擬試驗研究結果表明，在絕大多數情況下電力系統實際的操作過電壓水平不會超過1.6p.u.，因此蘇聯后期1150kV系統的過電壓設計，從原來操作過電壓1.8p.u.降到1.6p.u.。

（2）電氣主接線。1150kV配電裝置采用一種新型的雙母線雙斷路器電氣主接線，即每個出線回路采用雙斷路器，主變壓器進線回路不裝斷路器直接接入母線。這種主接線主要是考慮輸電線路的故障率大于主變壓器故障率，盡管主變壓器回路不裝斷路器，如果主變壓器故障相當于母線故障，但是蘇聯1150kV主變壓器十分可靠（查波羅什變壓器廠生產19臺單相667MVA1150kV主變壓器運行了185臺年，故障率為0），發生上述這種情況的概率是很小的。而在故障率相對高一些的出線回路安裝2臺斷路器分別接入兩條主母線可以提高運行的靈活性和可靠性。同時由于2個主變壓器進線回路不裝斷路器，應盡在出線回路安裝2臺斷路器，但是整個1150kV配電裝置的斷路器數量并沒有增加（本期工程）。因此蘇聯通過技術經濟比較在1150kV不采用一個半斷路器接線，而要用新型的雙母線雙斷路器接線，這種做法值得我們在國內1000kV交流變電站設計時借鑒。

（3）主要電氣設備。蘇聯4個1150kV變電站的1150kV配電裝置都采用屋外中型布置方案，安裝了常規敞開瓷柱式1150kV電氣設備，包括4柱8斷口空氣斷路器、雙柱垂直開啟或隔離開關等各種電氣設備。

（二）日本1000kV工程

1.工程概況

日本1000kV電力系統集中在東京電力公司，1988年開始建設1000kV輸變電工程，1999年建成2條總長度430km的1000kV輸電線路和1座1000kV變電站，第1條是從北部日本海沿岸原子能發電廠到南部東京地區的1000kV輸電線路，稱為南北線（長度190km），南新潟干線、西群馬干線；第2條是連接太平洋沿岸各發電廠的1000kV輸電線路，稱為東西線路（長度240km），東群馬干線、南磬城干線。此外日本還建成了1座新楱名1100kV變電站，所有的1000kV線路和變電站從建成后都一直降壓為500kV電壓等級運行，考慮配合太平洋沿岸和東北地區原子能發電廠的建設擬升壓至額定電壓1000kV運行，但是由負荷增長停止不前，電源建設和1000kV升壓計劃也大幅推遲，很難預計何時才能升壓至1000kV運行。

2.1100kV變電站

（1）建設規模。日本已在東京電力公司建成1座新楱名1000kV變電站，其建設規模為：1000kV4回出線，4臺3000MCA1000/500kV主變壓器，不安裝并聯電抗器。

（2）電氣主接線。1000kV配電裝置采用日本在500kV變電站廣泛使用的雙母線雙分段電氣主接線（采用SF6斷路器分段）。電氣主接線中避雷器MOA配置原則經過詳細的雷電侵入波過電壓計算分析后采用2+1+2的方案，即每個出線回路加2組MOA，每個主變進線回路加1組MOA，每四分之一段母線加2組MOA，其結論是雖然MOM總數量比常規1+1+1方案有所增加，增加了MOA部分的投資，但是采用本方案可以將電氣設備絕緣水平從2900kV（雷電沖擊）下降至2250kV，使電氣設備的投資下降很多，其最后綜合總投資比常規方案可以節省9%。

日本1000kV不采用一個半斷路器接線，其獨特的多避雷器配置設計值得我國在1000kV變電站設計時參考。

（3）主變壓器。日本由三大制造廠三菱、日立和東芝公司分別各生產一臺單相1000MVA1000kV主變壓器，安裝在新楱名1000kV變電站。

日本的1000kV特高壓交流輸電技術研究始于1973年。引發特高壓輸電技術研究的原因主要有：20世紀70年代，日本經濟高速增長，電力需求預測估計年增長率為6%～10%；將新潟、福島等地核電輸往以東京為中心的首都圈（遠距離輸電、輸電走廊緊張）；如果仍采用500kV輸電則首都圈的短路電流將超過63kA；解決未來遠距離輸送電力的穩定問題。

20世紀90年代，日本建設了427km1000kV特高壓交流同桿并架輸電線路（目前以500kV電壓運行）和新榛名特高壓設備實證實驗場（一直到今天還在通電狀態）。曾計劃于21世紀初升壓到特高壓輸電，但至今仍未升壓。

3.電力需求增長催生特高壓

日本從未想過放棄特高壓交流輸電計劃，推遲的原因主要是日本經濟低迷、電力需求增長遲緩所致；在系統穩定性、輸電線路及輸變電設備技術等方面，所有技術問題已全部得到解決；1000kV特高壓交流輸電不存在技術障礙，具有隨時可以升壓的技術儲備。

東京電力公司是日本十家電力公司中最大的一家，其裝機容量占日本全國的1/3左右。東京電力的供電面積約39000km2，供電區人口約4300萬人。東京電力公司也是日本唯一具有特高壓輸電線路及特高壓輸變電設備實證實驗場的電力公司。東京電力公司何時實現1000kV特高壓交流輸電的商業運行問題主要取決于三點，一是電力需求的增長，二是新電源點的建設（新建電站因為系統穩定性和短路電流超標等問題，不考慮用500kV輸電電壓輸送大功率電力），三是即便只考慮潮流問題也需要特高壓。最新數據表明：東京電力公司2000年以來年電力需求增長率為1%～2%，　預計，約2015年前后有可能實現1000kV特高壓交流輸電的商業運行，這也是東京電力公司的新榛名特高壓設備實證實驗場為何至今沒有中斷設備帶電考核的緣故。

4.日本特高壓的研究歷程

1973年，日本建成第一回500kV交流輸電線路。同年，正式開始了1000kV級特高壓交流輸電技術研究工作。日本特高壓輸電特別委員會通過對輸送1000萬kW的輸電模型系統進行了綜合比較研究。經過800kV/1100kV/1200kV/1500kV等多個交流電壓等級及直流±500kV方案的綜合技術經濟比較，認為：

（1）800kV與1500kV的缺點。800kV輸電能力低、要求的輸電線路回數多、輸送電力的成本相對較高、環境及選址不利；1500kV電壓等級難以預測輸電線路，變電設備的設計和制造、技術方面不合適。

（2）1100kV與1200kV的比較。輸送能力方面，雙回線路正常輸送均滿足1000萬kW的輸送能力，1200kV方案穩定極限輸送能力可以超過2000萬kW；絕緣、靜電感應和噪聲抑制方面，1200kV比1100kV的導線數目增加，而且鐵塔高度約增加10m，重量增加約30%；建設費用方面，1100kV的建設費用比1200kV低18%左右；雷擊事故率和可靠性基本相同。

（3）交流輸電與直流輸電方式的比較。如果以直流構成外環系統，系統的結構不能滿足可靠性要求。雖然有采用多端直流系統的可能性，但進行系統擴充時的靈活性低，多端直流導致經濟性下降，有時由于潮流的反轉需要改變主電路接線，可能制約外環的運營。直流輸電技術主要適合超遠距離電源輸電系統，而日本輸電距離600km左右不算是超遠距離，直流的經濟益處不顯著。如果在交流事故時（也包括單相對地短路等頻度高的事故）換流器會因失去電壓支撐而停止，將對系統的穩定帶來不利影響。由于上述原因，研究集中在不同等級的交流方案上。

綜合上述原因，日本于1980年將1100kV（額定電壓：1000kV）選定作為日本的500kV電壓等級以上的更高一級電壓。

5.日本的特高壓研制和建設成果

東京電力公司于1988年啟動特高壓工程建設。

在特高壓立項過程中，公眾擔憂特高壓對電磁環境的影響，尤其是對磁場的影響及景觀的破壞表示擔憂。為此，東京電力公司通過大量的試驗數據向公眾和社區解釋并取得公眾理解：如特高壓電磁環境的影響限制在500kV電壓等級水平以內；雖對景觀的影響是不可避免的，但是如果不建特高壓線路，則要多建3～4回500kV線路，困難更大；深入細致地進行輸電線路對沿線生態環境影響及電磁場對動植物影響的研究，以大量研究結果消除公眾的擔憂等。

東京電力的特高壓輸電線路采用同桿雙回設計。特高壓輸電容量計劃為：對于同桿架設的雙回線，先期輸送600萬kW，最終達到1300萬kW。

輸電線路外絕緣和電磁環境研究由日本電力中央研究所負責。在輸電線路電磁環境限值上，日本要求地面場強不得大于3kV/m（在山區10kV/m），是全世界最嚴格的規定。輸電線路的設計、施工由東京電力公司負責，從1988年開始到1999年結束，共建成1000kV同桿并架線路427km，相當于單回線路954km。特高壓線路采用8×810mm2導線結構，對地距離高，電氣設計十分可靠。同桿并架線路塔高為100～140m，全部采用鋼管塔。這條線路從1992年陸續建成以來，一直降壓至500kV運行，經受了14年的運行考核，證明了線路的機械性能是十分可靠的。

特高壓輸變電設備（包括變壓器及GIS）由東芝、三菱和日立公司分別制造。1995年，研制成功一組1050/525kV、3×1000MVA的變壓器，一組1100kV氣體絕緣金屬封閉組合電器（GIS）設備，安裝在500kV新榛名變電站（海拔603.8m），從500kV側加壓，進行了10多年的加壓試驗，至今累計帶電約5000h，完成了一系列試驗項目。

日本的特高壓交流輸變電設備的研制也不是一帆風順的。起初，特高壓避雷器的性能不盡如人意，經過技術改進才達到了高性能技術規范的要求。在變壓器方面，東芝、三菱和日立公司三家都出現過問題，其中一家的變壓器在現場安裝兩年后出現油流帶電問題，經處理已得到解決。

6.日本1000kV特高壓交流系統的技術特點

日本的1000kV送電線路都比較短，在全部427km成“人”字形結構的特高壓電網中共有4個變電站，2個開關站，最長的線路段長度也只有138km。加上日本1000kV交流特高壓線路主要輸送核電，通過改變送受端電網的聯結方式，可以基本保持特高壓電網輸送電力恒定不變。因此，特高壓系統不配置高抗，也不考慮其他的調相調壓措施。

為了降低線路塔頭尺寸，降低變壓器等變電設備的絕緣水平，日本采取了一系列限制操作過電壓措施，主要包括：采用高性能避雷器，4柱并聯，顯著降低雷電和操作配合電流下的殘壓；在GIS斷路器中采用合閘和分閘電阻，將投入和切除時線路中部的過電壓水平限制到單相短路時健全相的過電壓水平；采用帶分閘電阻的隔離開關限制隔離開關電弧重燃在GIS腔體內引起的高頻振蕩過電壓等。

為提高系統穩定性和可靠性，成功研制了高速接地開關，為短路點潛供電流提供強制通道，加速短路點電弧熄滅，與斷路器配合實現同桿并架線路的快速單相重合閘，保證重合閘時間在1s以內。

日本的實踐表明：特高壓輸電技術已基本成熟，沒有不可逾越的技術問題；特高壓的電磁環境影響可以通過優化設計，降低至500kV輸電線路同樣水平。

日本通過特高壓工程使本國電工裝備制造業的技術得到了飛躍式發展。

（1）為優化特高壓系統的絕緣性能，于1985年啟動高性能氧化鋅避雷器的研發，其關鍵目標是第三代氧化鋅電阻片的研制，其結果是氧化鋅電阻片的梯度和通流能力大幅提高，技術水平至今仍居世界第一（目前西門子公司等也從日本東芝購置一部分大容量氧化鋅電阻片）。高性能氧化鋅電阻片的研發成功，可為電力系統提供更好的過電壓保護。東京電力公司自1991年以來，把特高壓電網的過電壓限制技術應用到500kV設備電壓等級上，將500kV設備的絕緣水平由1550kV降低二級至1300kV。一般認為，每降低一級絕緣等級，設備成本相應降低3%～5%，降低二級則降10%以上，線路及桿塔的投資節省更為可觀。

（2）日本結合特高壓工程研發了1100kV雙斷口六氟化硫罐式斷路器，也是世界上唯一擁有這項技術的國家。目前，日本的GIS水平是國際公認的最高水平，500kV普遍采用單斷口斷路器。

（3）因國土狹小，大件運輸限制嚴格，加上規劃中的特高壓變電站都位于山區，道路交通運輸條件很苛刻。為解決1000MVA/1000kV變壓器的運輸問題，日本在世界上首次采用分體式結構，將運輸重量控制在200t，為解決今后高電壓、大容量變壓器的大件運輸開了先河，并由此開發了分體運輸、現場組合的變壓器新技術。

（4）為更好地履行社會責任，進一步降低電磁環境影響，研發了降低風噪聲的低噪聲導線。

（5）結合特高壓輸電系統特點而研發的高速接地開關、斷路器分閘電阻、帶有分合閘電阻的隔離開關等，在解決降低操作過電壓、單相重合閘、潛供電流、快速暫態過電壓（VFTO）等技術問題方面呈現很好的推廣應用前景。

總之，日本1000kV特高壓交流工程是成功的，極大地推動了日本輸電技術和電工制造技術的進步，其應用前景十分樂觀。

（三）意大利1050kV試驗工程

1.工程概況

20世紀70年代，意大利和法國受西歐國際發供電聯合會的委托進行歐洲大陸選用交流800kV和1050kV輸電方案的論證工作，之后意大利特高壓交流輸電項目在國家主持下進行了基礎技術研究，設備制造等一系列的工作，并于1995年10月建成了1050kV試驗工程，至1997年12月，在系統額定電壓（標稱電壓）1050kV電壓下進行了2年多時間，取得了一定的運行經驗。該試驗工程位于意大利Suvereto1000kV試驗站內，包括兩部分：1050/400kV變電站和2.8km1050kV輸電線路。

2.1050kV變電站

該變電站只有1050kV和400kV兩級電壓，1050kV部分包括3臺單相400MVA主變壓器，1套雙母線接線、1個進線回路的金屬封閉開關設備GIS，1段長0.6km充油電纜，1套架空出線隔離開關和快速接線開關。

（1）主變壓器。意大利制造商生產了3臺單相1000kV主變壓器。

（2）氣體絕緣金屬封閉開關設備GIS。在變電站內安裝了1套1100kV GIS，采用雙母線電氣主接線，包括雙母線、母線電壓互感器、斷路器、隔離開頭在及接地開關、電流線感器和避雷器，所有設備封閉在金屬外殼內，采用SF6氣體絕緣。

SF6斷路器為單相四斷器結構，帶合、分閘共用的500Ω并聯電阻，同時為了使觸頭四周的電場更加均勻，在斷口間加裝了均壓電容器。隔離開關帶110Ω并聯電陽。

（3）敞開瓷柱式電氣設備。在變電站出線回路的線路側加裝了1套1100kV隔離開關和快速接地開關，以解決1000kV系統單相重合閘的潛供電流和恢復電壓的問題。

（4）金屬氧化物避雷器。該變電站采用SF6氣體絕緣的金屬氧化物避雷器作為雷電侵入波的保護裝置，具有較好的保護特性：

20kA，8/20μs波形的雷電沖擊殘壓為1800kV；3kA，30/60μs波形的雷電沖擊線壓為1450kV。

（5）充油高壓電纜。從變電站GIS的出線套管至架空線路之間約0.6km安裝了3根單相充油1000kV高壓電纜，每相電纜包括1個電纜接頭和1個獨立的冷卻系統，電纜內部依靠油冷卻，電纜外部采用水冷卻方式。

1000kV充油式高壓電纜包括所帶的6套終端裝置，運行2年多時間，情況良好。意大利1000kV高壓電纜是世界上唯一投入工業試運行電壓等級最高、在額定電壓1050kV下運行時間最長的充油式電纜，具有一定的代表性。

六、中國已投運特高壓輸電工程簡介

中國對特高壓輸電技術的研究始于20世紀80年代，經過20多年的努力，取得了一批重要科研成果。研究表明，發展特高壓輸電是中國電力工業發展的必然選擇。目前，國家電網已經在建的特高壓交流輸變電工程：一是陜北—晉東南—南陽—荊門—武漢的中線工程，二是淮南—皖南—浙北—上海的東線工程。另外，中國第三條特高壓輸電工程即四川—上海±800kV特高壓直流輸電示范工程，也于2007年12月21日在四川省宜賓縣動工修建。到2020年，我國特高壓電網將基本建成，輸送電量將達到2億kWh以上，占全國裝機總容量的25%。伴隨著國民經濟的高速發展和能源電力需求的迅猛增長，特高壓電網的發展已由基礎技術研究、設備研制、工程示范步入多條特高壓輸電線路的工程建設，從而使得特高壓電網承擔起了將西北、東北、蒙西、川西、西藏及境外電力輸送至我國東中部地區負荷中心的重要職能，為國家能源戰略的實施提供了有力的支撐。

1.中國第一條特高壓交流輸電線路

晉東南—南陽—荊門1000kV特高壓交流試驗示范工程為我國第一條特高壓交流輸電線路。

2009年1月6日，我國自主研發、設計和建設的具有自主知識產權的1000kV交流輸變電工程——晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示范工程順利通過試運行。這標志著我國在遠距離、大容量、低損耗的特高壓（UNY）核心技術和設備國產化上取得重大突破，對優化能源資源配置，保障國家能源安全和電力可靠供應具有重要意義。

這條世界上首次投入運營的特高壓交流線路全長640km，電壓等級是世界最高的，達到1000kV，輸送的電能是現有的500kV的5倍，輸送過程的電能損耗和占地面積都可以節省一半以上，整個工程的投資比500kV的線路節省1/3。縱跨晉豫鄂3省，其中還包含黃河和漢江兩個大跨越段。線路起自山西1000kV晉東南變電站，經河南1000kV南陽開關站，止于湖北1000kV荊門變電站。工程于2006年8月取得國家發展和改革委員會下達的項目核準批復文件，同年底開工建設，2008年12月全面竣工，12月30日完成系統調試投入試運行，2009年1月6日22時完成168h試運行投入商業運行，目前運行情況良好。

2.疆電外送的第一條特高壓輸電線路投運

2014年1月27日，國家實施“疆電外送”戰略的第一條特高壓輸電線路“哈密南至鄭州±800kV特高壓直流輸電工程”正式投運。這條“電力高速路”將把新疆豐富的火電、風電、光電送往兩千多公里外的中原大地。當日在京舉行的投運視頻會議上，國家電網公司總經理舒印彪說，這項工程構建了西電東送大動脈，既能推動新疆資源優勢轉化為發展優勢，又能緩解華中地區用電緊張局面：打通了清潔能源大通道，為實現西北風電、光伏發電的大規模開發和打捆外送，有效解決中部地區霧霾問題創造了條件。這項由我國自主設計、制造、建設的工程還進一步鞏固和擴大了我國特高壓輸電技術的國際領先優勢。這條線路起于新疆哈密南換流站，止于河南鄭州換流站，途經新疆、甘肅、寧夏、陜西、山西、河南6省區，全長2192km，歷時20個月建成。這也是國網公司投運的第五條特高壓輸電線路，至此我國形成了“兩條交流三條直流”的特高壓輸電格局。國網公司規劃，到2020年建成“五縱五橫”特高壓網架和27回路特高壓直流工程，連接各類大型能源基地和主要用電負荷中心，在全國形成大規模西電東送、北電南送的能源配置格局。

3.兩交三直特高壓工程

“十二五”規劃中，我國將建設連接大型能源基地與主要負荷中心的“三縱三橫”，特高壓骨干網架和13項直流輸電工程（其中特高壓直流10項），形成大規模“西電東送”“北電南送”的能源配置格局。

如今，我國建成世界電壓等級最高、輸送容量最大、技術最先進的“兩交兩直”特高壓工程，累計輸電超過1000億kWh，在運在建特高壓線路超過1萬km，變電和環流容量超過1億kVA，為保障能源安全、高效、清潔供應發揮了重要作用。同時，大范圍的特高壓電網建設對中國電力裝備升級，促進作用非常明顯。

中國西電集團公司（簡稱西電集團）親歷和參與了我國特高壓交直流技術研究、重大裝備研制與工程建設的全過程，見證了特高壓電網技術發展與工程實踐，研制成功了國際領先的特高壓成套技術裝備，建成了世界先進的特高壓重大成套裝備制造與試驗基地，攀登上了特高壓裝備技術高峰，實現了由技術追趕到技術領先的跨越。

國家電網公司發布的2013年社會責任報告指出：2013年國網特高壓累計輸電1390億kWh，同比增長93%，每年拉動GDP增長約3200億元。國網2013年社會責任報告稱，2013年，國家電網投運了世界首個同塔雙回特高壓交流工程（皖電東送），建成哈密南—鄭州800kV特高壓直流工程，在運在建特高壓線路長度超過1萬km，變電容量超過1億kVA。截至2014年上半年，國家電網公司已經建成“兩交三直”特高壓工程，“一交一直”工程在建。國家電網公司特高壓輸電綜合效益顯著。2013年迎峰度夏期間，華東地區用電負荷創新高，特高壓消納四川富余電量395億kWh，支援華東最大電力2452萬kW。特高壓工程送電功率占華東電網區外受電一半，占四川最大外送電力71%。同時，2013年特高壓建設可帶動電源投資約2.5萬億元，增加煤炭開采與洗選業產值約2600億元，增加裝備制造業產值約4500億元。另外，特高壓項目將極大優化能源運輸體系，輸煤輸電比例將由目前的15∶1調整至2020年的4∶1；促進風能、太陽能等清潔能源大規模開發和高效利用，2020年中國清潔能源裝機比例將從目前的29%提高到34%以上。據業內分析師稱，2014年特高壓建設提速在即，特高壓投資將進入加速通道；特高壓直流工程提速基本定局，網內交流工程建設提速可期；而國家能源局2014年工作會議提出建設12條電力外送通道，反映出政府層面建設特高壓線路，治理大氣污染的信心。國家電網2014年工作會議提出，力爭2014年核準并開工“6條交流4條直流”特高壓項目，這明顯高于2013年計劃（4交3直）：并且，2014年“西縱”“中縱”工程要加快前期工作，力爭溪洛渡—浙西直流工程上半年投運，浙北—福州交流工程年底投運。同時，國家電網2014年計劃完成固定資產投資4035億元，同比增11.92%，其中電網投資3815億元，同比增長12.9%，高于2013年增速（10.64%）。

中國交流直流特高壓輸電工程和直流超高壓輸電工程見表1。

七、我國特高壓交直流示范工程的意義

1.特高壓交直流示范工程建設實現了我國電力裝備工業跨越式發展

特高壓為電力裝備工業提供了一個難得的發展機遇，通過依托特高壓工程，國內電力裝備制造行業立足自主創新，產學研用聯合攻關，實現了特高壓交直流輸變電重大裝備技術的重大突破，掌握了大量擁有自主知識產權的核心技術，研制成功了特高壓輸變電設備并成功應用于眾多特高壓交直流工程，填補了國際空白，打破了跨國企業的壟斷和競爭限制，進入了“中國創造”快車道。

（1）產品創新水平國際領先。自主研發成功了國際領先的特高壓交流1100kV63kA氣體絕緣金屬封閉開關設備、1000kV1000MVA特高壓單相自耦變壓器、1000kV320Mvar并聯電抗器、1000kV200Mvar可控并聯電抗器、±800kV與±1100kV換流閥及閥控設備等40多種特高壓交直流重大成套技術裝備，攀登上世界特高壓技術高峰。

（2）試驗檢測能力世界領先。通過技術攻關和技術改造，建立了全球領先的特高壓交直流輸變電成套設備試驗中心，具備了交流1100kV、直流±1100kV等級輸變電設備試驗能力，高電壓、強電流等關鍵試驗能力世界第一，為輸變電行業高端產品研究開發和設計優化奠定了堅實的實證基礎，形成了獨特的競爭優勢。

（3）研究設計能力顯著增強。開展了高電壓絕緣、電磁場、交直流混合場、溫度場、氣流場等基礎研究，實現了從知其然向知其所以然的重要轉變。設計水平的全面提升推動了常規500kV、750kV設備的小型化、節能、降耗和降噪，大大提高了可靠性和經濟性。

（4）裝備工藝水平全面提升。投資數十億元進行生產技術改造，建設了特高壓制造基地，擁有研制生產特高壓等成套技術裝備的能力，國產化制造水平顯著提高。依托特高壓工程實踐，電力裝備制造行業實現了跨越式發展，搶占了國際高壓設備制造技術制高點，“特高壓交流輸電關鍵技術、成套設備及工程應用”項目受到了國家的高度肯定，并榮獲了2013年國家科學技術進步特等獎。

2.技術創新助推我國電力裝備制造企業產業轉型升級

特高壓是電網發展的一次革命，極大地促進了產業轉型升級，電力裝備制造行業無疑是這場革命中的受益者。

（1）形成國產裝備掌握市場主導新格局。伴隨著特高壓工程項目的實施，我國行業骨干企業掌握了特高壓設備制造核心技術，形成了批量生產能力，具備了成功運行經驗，國產設備的競爭優勢顯著增強，競爭地位發生根本性轉變。

（2）打造關鍵零部件全部國產化供貨體系。特高壓項目的全面成功，帶動輸配電產業鏈向上下游延伸，形成全部國產化供貨體系，實現了產業技術轉型升級。通過多個特高壓交直流工程建設，初步實現了不同制造技術的有效融合和提升，以晶閘管、特高壓變壓器用套管、出線裝置和開關用滅弧室、操動機構、盆式絕緣子、出線套管等關鍵材料、組部件實現國產化為標志，促進了其技術水平和質量穩定性的大幅提升，實現了從低端、低質向高端、高質的重大轉變，打破了跨國企業的壟斷和競爭限制。

（3）推進國際化發展戰略實施進程。特高壓已成為中國輸變電設備制造的“金色名片”。通過特高壓工程，形成國際競爭中的獨特優勢，國際影響力顯著增強，有力推動了國內企業走出國門，實施全球化發展戰略，為實現電工制造業可持續發展奠定了堅實基礎。

3.振興重大裝備制造業是中央企業的歷史使命

通過對比2009年建成的我國首條特高壓交流工程和2013年建成的第二條交流特高壓工程，我們可以清晰地發現，工程國產化率進一步提高，關鍵設備實現了批量化制造。其中，首條特高壓交流工程的設備國產化率在90%以上，而第二條全部55臺特高壓變壓器和高壓并聯電抗器、33個間隔的特高壓開關及其他設備均為國產，且為大批量穩定制造。

經過多個特高壓交直流工程建設的歷練，我國初步實現了不同制造技術的有效融合和提升，以晶閘管，特高壓變壓器用套管、出線裝置和開關用滅弧室、操動機構、盆式絕緣子、出線套管等關鍵材料、組部件實現國產化為標志，促進了特高壓技術水平和質量穩定性的大幅提升，實現了從低端、低質向高端、高質的重大轉變，打破了跨國企業的壟斷和競爭限制。

目前，國內企業已占據我國輸變電設備市場主導地位，并進軍國際市場，實現了高端產品出口零的突破。國內企業在高端產品市場（500kV及以上）份額，已從2005—2008年的42%上升至2009—2010年的63%，充分顯示出國產特高壓設備具有強大的市場競爭力和廣闊的應用前景。

已運行特高壓交流輸電工程的主要技術參數見表2。

已運行特高壓直流輸電工程的主要技術參數見表3。