1、南方電網(wǎng)的現(xiàn)狀和發(fā)展

南方電網(wǎng)覆蓋廣東、廣西、云南、貴州和海南五省區(qū)，面積約100萬km，至2004年底總裝機容量78.76GW，其中統(tǒng)調(diào)裝機53.39GW，統(tǒng)調(diào)最高負(fù)荷46.07GW，公司系統(tǒng)售電量308.2TWh。經(jīng)過十幾年的努力，南方電網(wǎng)已經(jīng)形成以6回500kV交流線路、3回500kV直流線路為西電東送主干網(wǎng)架、各省內(nèi)交流500kV環(huán)網(wǎng)供電的主網(wǎng)。

根據(jù)南方五省區(qū)的國民經(jīng)濟和社會發(fā)展規(guī)劃，2010年和2020年電力最大負(fù)荷分別為103.89GW和180.91GW。為滿足經(jīng)濟發(fā)達(dá)地區(qū)的高用電需求，南方電網(wǎng)新增西電送廣東電力“十一五”期間為10.30GW，“十二五”，期間為10.05GW并使西電送廣東達(dá)到31.23GW。屆時，南方電網(wǎng)將形成特高壓和超高壓交直流混合運行的統(tǒng)一開放、結(jié)構(gòu)合理，技術(shù)先進、安全可靠的堅強主網(wǎng)。

2、發(fā)展特高壓輸電技術(shù)的必要性

2.1優(yōu)化電網(wǎng)資源配置，協(xié)調(diào)區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展

南方五省區(qū)東西部能源資源和經(jīng)濟發(fā)展不均衡，東部廣東省占五省區(qū)GDP65%，但能源含量僅占3.5%，電力電量不足已嚴(yán)重影響社會經(jīng)濟的發(fā)展;而經(jīng)濟相對不發(fā)達(dá)的云南、貴州卻擁有>90%的五省區(qū)能源儲量，其中云南省可開發(fā)的水電裝機容量達(dá)95.70GW。因此，進一步地實施大容量西電東送，促進資源優(yōu)化配置，是南方區(qū)域能源發(fā)展的必由之路，也是南方電網(wǎng)公司的重要戰(zhàn)略。

2.2縮小輸電通道走廊，節(jié)省寶貴土地資源

輸電通道資源緊缺是電網(wǎng)發(fā)展過程中的國際性的問題。人均耕地面積小，廣東珠三角地區(qū)電力負(fù)荷密度過高，電網(wǎng)建設(shè)占地過多的矛盾尤其突出。到2030年西電東送采用交流500kV送電方案需增加16回線路，走廊寬達(dá)960m，占地面積217萬畝;采用交流1000kV送電方案走廊寬度為500m，占地面積110萬畝;而采用直流±800kV送電，走廊寬度為300m，占地僅70萬畝。此外，滇西南三江出口峽谷地段受地理位置限制，不可能采用500kV方案，特高壓輸電方案可有效解決問題。

2.3限制短路電流，提高電網(wǎng)穩(wěn)定，節(jié)約設(shè)備費用

隨著迅猛增長的供電需求，電網(wǎng)系統(tǒng)容量增加很快，目前廣東珠三角負(fù)荷密集區(qū)部分500kV變電站的短路電流水平已接近或超過設(shè)備可以承受的50kA的水平。如仍僅采用500kV電壓等級，預(yù)計2010年后該地區(qū)大部分變電站的短路電流水平將>50kA并逼近目前常規(guī)設(shè)備制造極限63kA，電網(wǎng)穩(wěn)定可靠供電和設(shè)備安全的困難難以解決。特高壓交直流輸電技術(shù)可增強骨干電網(wǎng)輸電能力，有效控制每一電壓等級的系統(tǒng)短路電流。在加強各級網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的同時，為現(xiàn)有500kV輸電網(wǎng)提供了分片運行的條件，在保證供電可靠性的前提下降低了短路電流水平。

2.4特高壓輸電的經(jīng)濟性明顯

國內(nèi)外的研究表明，交流輸電1000kV方案的單位輸送容量投資約為500kV方案的73%，運行損耗下降80%。直流輸電800kV方案的單位輸送容量投資約為500kV方案的72%，運行損耗下降70%。此外，如前所述特高壓輸電技術(shù)可節(jié)省大量輸電走廊用地，符合國家可持續(xù)發(fā)展政策的要求。

2.5我國電工制造技術(shù)跨越式發(fā)展的空前機遇

經(jīng)過多年的技術(shù)攻關(guān)、引進、消化吸收，國內(nèi)設(shè)備制造業(yè)已具備500KV交流輸電設(shè)備的設(shè)計制造技術(shù)，750KV交流輸變電關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化也已取得進展，正負(fù)500KV直流輸電關(guān)鍵設(shè)備設(shè)計制造技術(shù)已基本掌握。特高壓輸變電設(shè)備在國際上也是處于研制階段，國內(nèi)制造廠可以以計劃中的特高壓工程為依托，主要設(shè)備以我為主、聯(lián)合開發(fā)、國內(nèi)制造、掌握設(shè)備制造關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)設(shè)備制造技術(shù)升級，快速提高國際競爭力。

3、南方電網(wǎng)特高壓輸電應(yīng)用研究工作

3.1特高壓研究工作的主要過程

南方電網(wǎng)公司2003年8月在電力發(fā)展規(guī)劃的基礎(chǔ)上組織開展了高一級電壓等級應(yīng)用研究，2004年12月完成并出版了《南方電網(wǎng)高一級電壓等級應(yīng)用研究報告》2005年1月25日以。《關(guān)于特高壓應(yīng)用研究工作情況的報告》將研究的主要內(nèi)容、結(jié)論和項目規(guī)劃建議正式上報。

3.2研究的主要結(jié)論

(1)國際上交流特高壓輸電技術(shù)已經(jīng)基本成熟，具有制造全套設(shè)備的能力;直流特高壓(±750kV或±800kV)輸電工程技術(shù)上可行。(2)高海拔、重污染以及覆冰等因素對設(shè)備外絕緣過電壓水平可能提高的較高要求可通過增加空氣凈距和絕緣子片數(shù)等方法滿足。(3)設(shè)計合理的特高壓輸電線路的可聽噪聲、無線電干擾水平可與現(xiàn)有超高壓輸電線路相當(dāng)。(4)特高壓輸電系統(tǒng)較現(xiàn)有輸電系統(tǒng)的過電壓倍數(shù)低。(5)特高壓交流線路單段長度不宜>500km，中間設(shè)開關(guān)站情況下可按2x350km控制。

3.3南方電網(wǎng)特高壓輸電網(wǎng)的規(guī)劃方案

結(jié)合電網(wǎng)總體規(guī)劃及各種輸電方案的輸電走廊、短路電流控制、輸電能力、投資和運行費用等的技術(shù)經(jīng)濟比較，推薦南方電網(wǎng)特高壓輸電規(guī)劃方案為結(jié)合云南小灣、金安橋、糯扎渡等水電站的投產(chǎn)建設(shè)云南至廣東2回±800kV直流輸電工程，實現(xiàn)特高壓、遠(yuǎn)距離、大容量、點對點送電;2030年前建設(shè)云南至廣東5～6回1000kV交流輸電通道，在珠江三角洲地區(qū)北部建成雙回路1000kV環(huán)網(wǎng)。2005年初南方電網(wǎng)公司根據(jù)戰(zhàn)略和電網(wǎng)規(guī)劃成立了特高壓工程建設(shè)部，負(fù)責(zé)實施南方電網(wǎng)特高壓交直流工程，云南至廣東±800kV特高壓直流工程為第一個管理項目。

4、云廣特高壓直流輸電工程

4.1系統(tǒng)方案

云廣特高壓輸電工程系統(tǒng)方案，從合理利用輸電走廊資源、換流站站址和接地極極址資源、促進直流輸電技術(shù)進步和電網(wǎng)技術(shù)升級角度出發(fā)，結(jié)合今后西南水電外送規(guī)劃，考慮工程建設(shè)周期要求，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟比較，確定采用±800kV電壓等級，輸電容量5GW。送端換流站位于云南省楚雄州祿豐縣三灣鎮(zhèn)，本期出線7回：至小灣水電站3回，至金安橋電站2回，至昆西北變電站2回。受端換流站位于廣東增城市朱村鎮(zhèn)π接500kV增城至橫瀝雙回線，路，新建2回線路至500kV水鄉(xiāng)變電站，并預(yù)留交流主變和220kV出線。

4.2工程主要參數(shù)

該工程線路長1438km，采用6×630mm2導(dǎo)線，其余參數(shù)見表1。

4.3工程技術(shù)關(guān)鍵問題

4.3.1換流閥和閥組

規(guī)劃云廣直流工程送電容量5GW，電壓±800kV，額定電流3125A，相對現(xiàn)有±500kV/3GW直流工程的3000A額定電流僅提高4.2%。通過優(yōu)化換流變短路阻抗參數(shù)、提高單個閥片的冷卻水流量等措施，該工程完全可用現(xiàn)±500kV工程應(yīng)用成熟的127mm閥片，從而節(jié)省大量研發(fā)費用和時間，經(jīng)濟實用且無國產(chǎn)化障礙。建設(shè)、設(shè)計單位、生產(chǎn)廠商均已確認(rèn)，送受端均采用(400kV+400kV)雙12脈動閥組串聯(lián)接線為最優(yōu)方案，它在設(shè)備的研制和運輸、運行的靈活和可靠方面優(yōu)勢明顯，已有國外工程成功應(yīng)用的經(jīng)驗。

4.3.2特高壓直流換流變壓器

由于采用雙12脈動閥組，工程共需48臺換流變(另加備用8臺)。其中36臺≤±600kV的換流變可使用成熟技術(shù)，12臺靠近極母線的±800kV換流變?nèi)蚓鶡o，需要研發(fā)。±800kV與±500kV換流變的主要判別有三：一是絕緣水平更高，二是運行中直流偏磁更大，三是尺寸增大使運輸困難。因此，特高壓換流變絕緣結(jié)構(gòu)、設(shè)備尺寸要求接近制造極限，挑戰(zhàn)很大。國內(nèi)外制造商研究云廣工程后已提出換流變的主要參數(shù)，分析計算認(rèn)為設(shè)計制造800kV換流變技術(shù)上可行并可滿足國內(nèi)鐵路運輸條件需要。部分制造商表示2006年可產(chǎn)出樣機。

4.3.3閥側(cè)變壓器套管和直流穿墻套管

閥側(cè)變壓器套管和直流穿墻套管是特高壓設(shè)備制造難點之一，目前主要依靠國外技術(shù)，SIEMENS和ABB已提前投入該技術(shù)并取得較好效果。ABB公司1993年即已研制出直流±800kV油紙絕緣瓷外套穿墻套管并通過相關(guān)試驗，后將部分陶瓷外套涂上合成材料以增加外絕緣功能，安裝在瑞典STRI實驗室，安全運行至今。ABB稱有把握在此基礎(chǔ)上開發(fā)出合成材料的穿墻套管。SIEMENS已研制出特高壓變壓器合成材料套管以及用于換流變特高壓閥側(cè)線圈引出線與套管連接部分的絕緣桶(Barriersystem)，其在奧地利格拉茨技術(shù)大學(xué)開展的電氣試驗已基本完成。由于試驗室環(huán)境條件所限直流耐壓試驗和極性翻轉(zhuǎn)電壓試驗僅完成設(shè)計值的93%和96%，但都曾經(jīng)短時間加至100%試驗電壓試品未見異常。補充試驗可在所內(nèi)完成。換流變套管技術(shù)與穿墻套管相似而難度更大，前者的解決，意味著后者也迎刃而解。特高壓的閥側(cè)變壓器套管和直流穿墻套管技術(shù)已基本解決，但也關(guān)注到套管尺寸加大后，其機械性能也應(yīng)相應(yīng)提高，并通過相關(guān)試驗。

4.3.4平波電抗器

特高壓直流換流站首選干式平波電抗器，每兩臺一組串聯(lián)，分別布置在每極的極母線和中性線上，經(jīng)濟且無技術(shù)風(fēng)險，是為最佳方案。

4.3.5特高壓直流設(shè)備外絕緣

特高壓直流場內(nèi)有直流高速開關(guān)、隔離刀閘、互感器等設(shè)備、如陶瓷絕緣材料很難滿足其外絕緣爬距的要求。解決方案，一是建設(shè)戶內(nèi)直流場，可以在一定程度上減緩污穢程度，更重要的是保持設(shè)備干燥，防止污閃發(fā)生;二是采用合成絕緣材料，以滿足外爬距要求，但有研發(fā)和試制的技術(shù)風(fēng)險。前者投資和運行費用較大，多數(shù)專家傾向于后一方案。平波電抗器也要解決支柱絕緣子外絕緣問題。目前已有數(shù)家廠商研制出特高壓直流合成支柱絕緣子和線路絕緣子樣品，可望在現(xiàn)有的直流工程中掛網(wǎng)試運行。

4.3.6控制保護

我國尚未使用過雙12脈動串聯(lián)閥的控制保護技術(shù)，但國外如巴西伊泰普±600kV直流輸電工程多年的運行經(jīng)驗已證明系統(tǒng)的安全可靠。對此國內(nèi)外廠商均表示無任何技術(shù)困難。