第２８卷第１０期电力建设
Ｖｏｌ．２８Ｎｏ．１０
第１０期年１０月２００７ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ
Ｏｃｔ，２００７
・１７・
±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
刘泽洪，高理迎，余
（国家电网公司，北京市，１０００３１）
军
［摘要］文章论证了在我国金沙江水电送出工程中采用±８００ｋＶ，６４００ＭＷ特高压直流输电技术的可行
性。对特高压直流输电工程的工程设计所涉及的一些技术问题进行了全面探讨，在常规直流输电工程经验的基础上，根据特高压直流输电的技术特点，提出了一些新的设计思路和观点。［关键词］
特高压直流输电
工程设计
系统设计
文章编号：１０００－７２２９（２００７）１０－００１７－０７
中图分类号：ＴＭ７２１．１文献标识码：Ｂ
Ｓｔｕｄｙｏｎ±８００ｋＶＵＨＶＤＣＴｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
ＬＩＵＺｅ－ｈｏｎｇ，ＧＡＯＬｉ－ｙｉｎｇ，ＹＵＪｕｎ
（ＳｔａｔｅＧｒｉｄＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎｏｆＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００３１，Ｃｈｉｎａ）
［Ａｂｓｔｒａｃｔ］
Ｔｈｅｐａｐｅｒｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｓｔｈｅｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙｏｆ±８００ｋＶ，６４００ＭＷＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｔｏｂｅａｐｐｌｉｅｄｉｎＪｉｎｓｈａｊｉａｎｇＲｉｖｅｒ
ｈｙｄｒａｕｌｉｃｐｏｗｅｒｏｕｔｇｏｉｎｇｐｒｏｊｅｃｔ．ＩｔａｌｓｏｄｉｓｃｕｓｓｅｓａｂｏｕｔｃｅｒｔａｉｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｉｓｓｕｅｓｒｅｌａｔｅｄｔｏｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎｉｎＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｒｏｊｅｃｔｓａｎｄｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｓｏｍｅｎｅｗｄｅｓｉｇｎｔｈｉｎｋｉｎｇｗａｙａｎｄｉｄｅａｓｂａｓｅｄｏｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｓａｎｄＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｅａｔｕｒｅｓ．［Ｋｅｙｗｏｒｄｓ］
ＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ；ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎ；ｓｙｓｔｅｍｄｅｓｉｇｎ
０引言
金沙江水能资源十分丰富，是中国重要的能
源基地之一。干流全长２３６０ｋｍ，多年平均径流量
１５５０亿ｍ３，落差３２８０ｍ，可开发装机容量约９０００万ｋＷ，年发电量约５０００亿ｋＷ・ｈ，占全国可开发水能资源的１／５。适时开发金沙江意义深远。
金沙江下游乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝４个梯级的总装机容量达３８００万ｋＷ，装机容量和年均发电量分别占金沙江的７６％和６３％。其中溪洛渡、向家坝水电站总规模１８６０万ｋＷ，送电华东、华中，直流线路长度分别约２０００ｋｍ和１０００ｋｍ。在
不同输电电压历次论证中，通过对不同输电方式、
等级以及各种组合输电方案的技术经济比较，都推荐采用纯直流输电方案。基于国内外直流设备制造技术的进步，优化研究重点对采用±６２０ｋＶ直流５回、采用±８００ｋＶ直流４回和３回的方案进行对比，研究结论认为溪洛渡、向家坝水电送出采用±８００
收稿日期：２００７－０８－２８
ｋＶ、６４００ＭＷ的特高压直流输电方案在技术上是可
行的，在经济上是合理的。建设３回±８００ｋＶ、４ｋＡ、６４００ＭＷ的特高压直流输电工程，将电力输送到华东负荷中心和华中负荷中心，与建设５回±６２０ｋＶ，３７２０ＭＷ的超高压直流输电和４回±８００ｋＶ，３ｋＡ，４８００ＭＷ的特高压直流输电工程相比，考虑损耗后的综合投资分别节省约２２亿元和１０５亿元，年费用低约５．７亿元和８．６亿元，而且可以大量节省走廊占
地面积，具有重大的经济和社会意义。
２００７年４月２６日，国家发展和改革委正式核准建设第１回特高压直流输电工程———向家坝至上海±溪洛渡水８００ｋＶ特高压直流工程。根据向家坝、
电站建设进度，工程应在２０１２年前建成投运。为了
确保工程按期、保质、高效地建成投产，保证向家坝、溪洛渡电站首批机组电力的送出，国家电网公司组织科研、设计和试验单位开展了一系列研究和设计工作，目前，第１回特高压直流工程的成套设计、初步设计已基本完成。本文将介绍该回工程研究和设
作者简介：刘泽洪（１９６１－），男，硕士，教授级高工，国家电网公司特高压建设部副主任，从事特高压交直流科研、设计和建设管理工作。
・１８・电力建设第２８卷
计的主要结果。
１系统设计
１．１系统和现场条件
向家坝－上海±８００ｋＶ特高压直流输电工程四川送端复龙站址位于宜宾县城西南，站址北８ｋｍ为
向家坝电站。上海受端奉贤站址位于上海奉贤区邵厂镇横桥村。
向家坝－上海直流线路途径四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏和上海６省２市，航空直线距离１７１５ｋｍ。
工程设计中的主要系统参数条件如表１所示。
表１
向家坝－上海±８００ｋＶ特高压直流输电工程的系统
条件
系统参数送端
受端
系统标称电压／ｋＶ５２５５２５正常运行电压／ｋＶ５３０５１５正常最高运行电压／ｋＶ５５０５２５正常最低运行电压／ｋＶ５００４９０极端稳态最低运行电压／ｋＶ４７５４７５额定频率／Ｈｚ５０５０最高稳态频率／Ｈｚ５０．２５０．１最低稳态频率／Ｈｚ４９．８４９．９最大短路电流／ｋＡ
６３６３正常运行条件下的最小短路电流／ｋＡ１８．１２８．４系统可提供的最大无功功率／Ｍｖａｒ１００００系统可吸收的最大无功功率／Ｍｖａｒ
０３００无功功率补偿设备投切过程中允许的最大不平衡无功功率／Ｍｖａｒ
１２５
１５０
单组无功功率补偿设备投入时允许的电压变化／ｐ．ｕ．
０．０２０．０１５
１．２主要性能要求
±８００ｋＶ特高压直流输电工程双极额定容量为６４００ＭＷ，当功率方向为向家坝至南汇时，送端平
波电抗器直流线路侧为功率测点，最小输送功率为双极６４０ＭＷ、
单极３２０ＭＷ（对于无功功率平衡设计，可按单极６４０ＭＷ考虑）；直流系统在最小功率至连续运行额定值之间的任意功率水平连续运行后，投入备用冷却时，应至少具备１．０５ｐ．ｕ．的连续过负荷能力；不投入备用冷却时应至少具备１．１ｐ．ｕ．的
２ｈ过负荷能力。
向家坝换流站标称电压为±８００ｋＶ，对于各种运行方式，考虑所有耐受条件的运行电压幅值不能超过８１６ｋＶ或低于７８４ｋＶ（降压运行和过负荷运行除外）。当功率方向为从向家坝至奉贤时，特高压直流系统的每一极均应能够在额定电压的７０％～１００％，且至少１００％额定电流下持续运行。通过换流变分接开关实现８０％降压，通过换流器大角度运行实现
７０％降压运行。
除单极大地回路、双极线并联外，可运行在其他所有正向和反向方式下，任何一个换流器的任何故障、退出、检修和投入均不影响其他换流器的运行。特高压直流输电工程的可靠性设计指标见表２。
表２
特高压直流输电工程典型的可靠性设计指标
指标名称
指标限值每个单极中每个换流器平均强迫停运率不大于２次／年
单极强迫停运率两极平均不大于２次／（极・年）双极强迫停运率不大于０．０５次／年强迫能量不可用率
不大于０．５％
功率反送方式下，奉贤换流站平波电抗器线路侧输出功率，以不额外增加设备投资为原则。
１．３系统配置１．３．１直流场配置
图１是每极２个１２脉动换流器串联的直流换
流器配置图。根据特高压直流输电工程的技术条件和目前的制造水平，每个换流器的容量为１６００
ＭＷ，将是世界上容量最大的换流器。通过在换流变
压器、换流阀、直流旁路断路器、绝缘配合以及过电压保护、直流控制保护的差别、运行灵活性和主设备参数选择、性能和造价等方面对特高压直流换流器电压分配方案进行详细的研究，以实现８００ｋＶ在２个换流器之间的均匀分配。
图１
换流器的接线方式
１．３．２交流场配置
交流侧主接线将采用常规的３／２接线，每个换
流器接入１个进线间隔，为了提高可靠性、降低穿越功率，４个换流器接入４串。交流滤波器将按大组接
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・１９・
线，大组采用单母线结构，由４～５个分组滤波器或无功功率补偿设备组成，每个分组采用断路器投切，每个大组通过１个间隔接入交流开关场。为了减少换流站交流场占地面积，５００ｋＶ交流配电设备均采用ＧＩＳ设备。
１．４主要设备参数
１．４．１晶闸管和换流阀
研究和开发６英寸晶闸管对特高压直流输电工程的技术性和经济性影响重大。与５英寸晶闸管相比，６英寸晶闸管具有更大的短路电流能力，有利于
直流系统的优化设计；具有更大的过负荷能力，能提高输送容量；具有更大的散热面积，有利于冷却系统的设计。此外，利用６英寸晶闸管可以提高直流系统的动态性能和多条直流线路并联运行时的稳定性、可靠性和安全性，能减少晶闸管的数量，简化阀结构，提高抗震能力和降低阀的损耗。
在国家电网公司的积极推动和相关各方的共同努力下，目前ＰＥＲＩ与ＡＢＢ已经进入合作研发阶段，开展了６英寸晶闸管研制工作并启动了生产线建设筹备工作。株洲南车时代晶闸管以常规直流工程供货为起点，以现有生产和试验条件为基础，成功研制了６英寸晶闸管的样片，正在进一步优化调整参数。从国内外研发情况看，６英寸晶闸管的研制及在工程中应用是有保障的。
特高压换流阀采用悬吊式二重阀，空气绝缘水冷却方式。晶闸管元件采用光－电触发。
１．４．２换流变压器
换流变压器均采用单相双绕组型式，送端每台
换流变的容量是３２１ＭＶＡ，受端每台换流变的容量是３０４ＭＶＡ。每种变压器各设置１台备用相，每站共２４＋４台换流变压器。
换流变压器相对感性压降决定了换流阀的短路电流，相对感性压降ｄｘ越大，换流阀短路电流越小。
短路电流计算公式为：
ＩＳ＝
ＩＵ（１＋ｃｏｓ５°）－Ｉ
ｔｏｔａｌｄｉｏＮ（１）
考虑到直流电压、直流电流的测量误差、换流变压器阻抗的设备公差（±５％）以及１个分接头档距调节补偿带来的电压偏差，如换流变压器阻抗取
１８％，送端最严重情况下的阀短路冲击电流为４３．８１
ｋＡ；如按照换流变压器阻抗取１６％，送端最严重情
况下的阀短路冲击电流为４７．６８ｋＡ。
考虑到６英寸换流阀承受短路电流峰值能力约
４６～５０ｋＡ，且逆变站的换流阀短路电流小于整流站，
因此，复龙换流站换流变压器的短路阻抗选择为
１８．０％，奉贤换流站的短路阻抗由系统研究和成套
设计方在１６．７％～１８％之间优化选择。
换流变压器分接头设计，按２９档考虑，每级分接头１．２５％，其中送端＋２３／－５，受端＋２４／－４档。
１．４．３平波电抗器
推荐干式平波电抗器，极线和中性母线各２台
７５ｍＨ电抗器串联。
该配置可使得串联的２台１２脉动换流器中间母线的电压几乎为纯直流电压，可降低高压１２脉动换流器各点的连续运行电压峰值，降低避雷器保护水平，也降低了高位１２脉动换流器各点的绝缘水平。
１．５
无功功率补偿和无功功率平衡
当复龙换流站和奉贤换流站的换流变压器短路
阻抗都选取１８％时，根据两端系统可以提供和吸收的无功功率能力，复龙换流站无功补偿总量按３０８０
Ｍｖａｒ考虑，其中滤波器／电容器分组容量２２０Ｍｖａｒ，共计１４组，含有１组备用；奉贤换流站无功补偿总
量按３９００Ｍｖａｒ考虑，其中滤波器／电容器分组容量
２６０Ｍｖａｒ，共计１５组，含有１组备用。
送端换流站在１组交流滤波器母线上配置１组１８０Ｍｖａｒ的可投切并联电抗器，以保持低负荷水平
下送端换流站与系统间的无功平衡。
１．６
交、直流滤波
交流滤波器仍采用无源滤波器，其配置和控制
应使得在各种运行方式下两端换流母线电压和电流畸变率在允许限制标准之内，不能对通讯设备产生不利影响。具体指标如下：
（１）３次、５次谐波畸变率不大于１．２５％，其他奇次谐波畸变率不大于１％；偶次谐波畸变率不大于０．５％。
（２）总的谐波畸变率不大于１．７５％。
（３）电话谐波波形系数（ＴＨＦＦ）不应超过１．０％。
随着光通信系统的不断普及和发展，直流输电系统的滤波问题越来越容易解决。近年来在国内建成的所有超高压直流输电工程在单双极运行条件下均未见电话干扰投诉。试验研究显示，当等效干扰电流水平达５０００ｍＡ时直流谐波对明线电话的影响仍可以接受。
对于特高压直流输电工程，仍采用三峡－常州、三峡－广东直流输电工程中成功应用的无源直流滤波器，但在本工程中直流运行时的等效干扰电流水平放宽到３０００ｍＡ，对直流滤波器进行优化配置，预期每极每端减至１组，整个工程可以节约４组
８００ｋＶ直流滤波器，直流滤波器高压电容器的电容
量取值还可以更低。
・２０・
电力建设第２８卷
另外，根据现阶段调研和研究结果可以在系统设计时暂时取消换流变交流侧ＰＬＣ滤波器，但在工程设计中保留安装位置。如果调试过中没有产生影响，则可以永久取消ＰＬＣ滤波器。
换流变阀侧绝缘水平ＬＩＷＬ／ＳＩＷＬ按１８００ｋＶ／
１６００ｋＶ考虑。
换流变压器套管的交流耐压试验、直流耐压试验、极性翻转试验的试验水平取绕组相应耐受电压水平的１．１５倍，雷电和操作冲击试验电压水平比绕组绝缘水平提高５％。
特高压直流工程设备的绝缘裕度考虑如表３。
表３
设备名称阀
空气绝缘设备油绝缘设备
１．７
过电压保护和绝缘配合
推荐的特高压直流输电工程过电压保护方案如
交流滤波器内各种避雷器的配置方式和原则与
图２所示。
超高压直流输电工程相同。为了保证交流滤波器小组投切断路器的暂态恢复电压（ＴＲＶ）不超过５００ｋＶ两断口断路器的制造水平，可以加装滤波器避雷器或断口避雷器。
阀避雷器的配置原则与常规超高压直流输电工程类似，需要注意的有２个工程问题：第一，顶端避雷器能量问题。在对应阀闭锁期间，高压换流器Ｙ／Ｙ换流变压器阀侧对地闪络，直流滤波器和直流线路通过平波电抗器向顶端阀避雷器放电，引起该避雷器（对应图２中的Ｖ１）能量要求显著大于其他阀避雷器。对于特高压直流输电工程，由于采用２个换流器串联，因此这种能量增大现象更为明显。第二，在发生上述情况期间，对应的阀触发成功，将避雷器中通过的电流迅速转移到阀中，因此换流阀的设计需要考虑这种工况。
为了限制高端换流变压器阀侧套管、升高座、引线和绕组的过电压水平，在该换流变压器阀侧出口配置一组直接对地的避雷器可以显著改善该换流变压器的设计条件。
直流侧避雷器的配置基本与常规超高压直流输电工程相同。由于直流线路长度增加，对中性点金属返回避雷器ＥＭ的能量要求有较大变化，需要深入研究。
特高压直流工程中设备所采用的最小绝缘裕度
陡波
雷电
操作
１５％２５％２５％
１０％２０％２０％
１０％１５％１５％
２外绝缘设计
特高压直流输电系统的成功运行还有一个重要
的前提是成功地解决重污秽地区直流电压下的外绝缘问题。
两端换流站址的污秽测试和分析结果显示，等值盐密约为０．０６７ｍｇ／ｃｍ２，在此污秽水平下，目前的绝缘子制造水平可以满足采用户外直流场的外绝缘和机械强度要求，因而不需采用户内直流场。
所有承受８００ｋＶ的设备套管都采用硅橡胶。将瓷或玻璃绝缘用于耐张绝缘子，在制造时可考虑涂覆ＰＲＴＶ。
３换流站总平面布置
换流站总平面布置是关系到换流站设备电气安
全、运行维护方便，环境保护和美观及换流站建设投资的重要因素。总平面布置的基本原则和要求如下：
（１）满足地方行政规划的要求，
进出线走廊满足
图２换流站过电压保护方案
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・２１・
城市规划的要求。（２）尽量做到节约用地。
（３）功能分区清晰、
合理，满足运行、施工、检修、消防的要求。
（４）换流变、
平抗的布置应尽量远离民房，交直流滤波器的布置应远离民房和综合楼，尽量减少站区的噪音污染。
（５）减少民房拆迁。
（６）进站道路方便、
合理。（７）站区朝向顺应进出线走廊，减少线路的迂回
交叉。
（８）尽量不堵死扩建，留有扩建的可能性。
按照上述原则，对换流站总平面布置不断进行优化。其他主要优化措施还有：
（１）研究高低压阀厅面对面布置的特点，并结合
换流变到货计划，优化安装程序，对换流变组装场地进行优化。优化后每个换流站可以节约１ｈｍ２以上土地，并减少ＧＩＳ管线的长度，节约设备造价，减少现场混凝土浇注，可以加快工程建设进度。
（２）对各交流滤波器布置进行优化布置，结合大
组调谐特性组合特点，每大组滤波器集中呈“田”字型布置。奉贤站交流滤波器布置占地面积经过优化后可减小约０．７３ｈｍ２。
优化后向家坝换流站和奉贤换流站分别占地
１９．２１和１７．７３５ｈｍ２。
４
换流站可听噪声控制
４．１
换流变压器噪声控制
换流变压器在换流站中属主要设备，同时也是
产生噪声最大的单个设备，换流变产生噪声的主要因素有高次谐波和直流偏磁等，这些因素导致换流变压器产生声音的声功率级比相同额定功率的交流变压器运行时要高出２０ｄＢ。对每个特高压换流站而言，运行换流变压器的数量将较超高压换流站增加１倍达到２４台，变压器噪声问题更为严重。为了有效地控制特高压换流站的噪声，必须首先对换流变压器的噪声予以控制。
在中国已经运行的常规直流输电工程中，为了抑制换流站的可听噪声，采取了换流变设置隔声屏障或“ＢＯＸ－ＩＮ”方式，并配以其他的降噪措施，如交流滤波器电抗器采用低噪声电抗器、平波电抗器采用全封闭的降噪措施等使换流站基本达标。在建设和运行过程中，暴露出这些措施在换流变故障检修、更换以及运行维护上存在不方便的问题。
在保证噪声抑制效果的前提下，如何使特高压
换流变的运行维护受到的影响最小、便于换流变压器更换和降低投资是特高压换流变压器噪声治理需要重点考虑的内容。
根据以往换流站的噪声治理经验，对即将开工建设的上海特高压换流站的噪声治理方案进行了研究，设想了３类共８种方案。通过综合分析比较，最终确定了在冷却器、油枕和箱体之间安装夹层的方案，换流变压器的冷却器均设置在换流变的顶部，两极的高、低端阀厅侧换流变压器采用全封闭Ｂｏｘ－ｉｎ方案。建成后的效果如图５。
（１）
（２）
图５换流变噪声治理方案效果图
４．２
交流滤波器场噪声控制
交流滤波器场的噪声仅次于换流变压器，但噪
声源分布较分散而且影响面广，对其噪声治理的程度同样将直接影响到整个换流站的噪声治理效果。交流滤波器场的噪声源主要是交流滤波器组的电抗器和电容器。根据我国±５００ｋＶ超高压直流输电工程换流站噪声治理的经验，特高压直流的交流滤波电抗器也将采用低噪声干式电抗器；通过对在滤波器场四周增设隔声屏障，优化布置滤波器和电容器组，交流滤波器场可以取得降低噪声的效果。
５直流线路设计
向家坝－上海特高压直流线路全长约１９１６ｋｍ，
沿线地形地貌复杂，气候条件多变，最高海拔１６００
ｍ，存在重覆冰和污秽严重区段。
特高压直流输电线路的设计与常规直流输电线
・２２・
电力建设第２８卷
路的设计没有本质区别，但需要注意以下几个问题。５．１
电磁环境的影响
特高压直流输电线路的电磁环境影响包括电
场、磁场、可听噪声和无线电干扰几个方面，起控制作用的主要是电场和可听噪声，它们决定了导线的分裂数，极导线的高度和极导线之间的距离。
根据研究成果，向家坝－上海特高压直流输电采用与±５００ｋＶ直流输电相同的场强控制标准，即线下最大合成场强不超过３０ｋＶ／ｍ，邻近民房处
８０％的时间内不超过１５ｋＶ／ｍ，极端情况下不超过２５ｋＶ／ｍ。
离子流密度也将与我国±５００ｋＶ直流输电线路保持同样的水平。与其他国家相比，无线电干扰将在中等水平；可听噪声将符合国家标准，在周围住房区小于４５ｄＢＡ。
５．２
线路穿越部分高海拔重冰区的问题
向家坝－上海特高压直流输电线路需穿越四
川、重庆和湘北部分高海拔重冰区。准确掌握冰情对安全合理地设计杆塔和线路至关重要。在这些地区国家电网公司已建设３个观冰站和近２０个观冰点，并收集了数年的数据。
５．３
华东地区线路走廊特别紧张的问题
华东地区的经济社会发展水平高，输电线路走
廊十分紧张，向家坝至上海线路必经的杭州、湖州、嘉兴以及奉贤站所在的上海均为居住密度极高的地区。线路走廊的宽度将极大地影响特高压直流线路的造价。为了减小线路走廊，可采用两极导线垂直布置的Ｆ型塔和低噪声导线等设计措施。
５．４
长距离交、直流线路平行走线问题
（１）２条特高压直流线路通过同一线路走廊。这
２条线路必须设计得足够坚固，以至于几乎没有灾
害天气能同时破坏它们。
（２）特高压直流输电线路经过华东地区太湖南岸时需以长距离（约２００ｋｍ）、近间距（５０～６０ｍ）与拟建的
送电华东的特高压交流线路平行走线，交流线路会在直流线路上感应较大的工频差模分量，在直流线路中产生工频电流，经换流器转换后将在换流变压器阀侧绕组中产生直流分量，导致换流变压器饱和。
６控制保护系统设计
巴西伊泰普直流输电工程采用２个１２脉动换流
器串联，已有近４０个工程年的运行经验。因此，开发特高压直流工程的控制保护系统没有太大的困难。
直流控制保护系统应该满足以下基本要求：（１）特高压直流控制保护系统以每个１２脉动
换流单元为基本单元进行配置，各１２脉动换流单元的控制功能的实现和保护配置要保持最大程度的独立。１极或１个换流单元的任何元件退出运行不应该引起运行限制，也不应该导致仍在运行的其他极或换流单元的任何控制模式或控制特性无效，更不能使其他极或换流单元退出运行。此外，各个换流单元之间控制保护系统的物理连接应当尽可能少。
（２）直流保护系统和直流控制系统应该相互独立。如果规划设计时两者一起考虑，那么极保护系统和极控制系统应该配置在不同的主机上，而换流变压器保护、交流滤波器保护和直流滤波器保护也应该独立配置。控制保护系统单一元件的故障不能导致直流系统中任何１２脉动换流单元退出运行。
（３）本地控制单元的配置应该以１２脉动阀组为
１个控制单元，当１个１２脉动阀组及与其相连的换
流变和其他交流设备因检修退出运行时，相应的本地控制单元也将退出运行并关闭。但不能导致其他正在运行的主回路设备和相应的控制设备不可用。
（４）当１２脉动换流单元的控制系统发生高层故障时，该１２脉动换流单元应该保持原来的运行模式，或者由运行人员闭锁。
７提高特高压输电系统可靠性和可用率
特高压直流输电工程的输送容量大，必须具有
高于现有超高压直流输电工程的可靠性和可用率，工程中将采用如下措施提高特高压直流输电系统的可靠性。
（１）在系统配置、
主接线、设备额定值、无功功率补偿和平衡、交、直流滤波、过电压保护和绝缘配合等方面采用合理且安全的设计。
（２）采用合理、安全的设备设计，进行带电试验，要充分考虑电压和电流两方面的要求。
（３）注意保持换流器的独立，即每一换流器采用独立的交流馈电间隔、独立阀厅、独立供电的交、直流电源系统、独立的冷却空调系统、独立的控制系统等。
（４）采用可靠的辅助系统设计。（５）提高控制保护系统的性能。
（６）配足备品备件，加强对运行人员和维护人员的培训。
８
其他技术问题
８．１
接地极入地电流引起的换流变压器直流偏磁问题
特高压直流输电系统由于采用２个１２脉动换
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・２３・
流器串联的主接线方式，极大地降低了单极大地回线运行的概率。
如果出现大地回线方式运行，通常尽可能地将其转换成金属回线方式。此外，还有２种方法可以减小直流偏磁电流对交流变压器的影响。一是在接地极附近的交流变压器中性点接地的路径上采用电阻、电容性隔直装置。二是将其他健全的直流输电系统控制为双极不对称运行方式，注入相反方向的直流电流来补偿单极大地回线运行直流系统的入地电流。
８．２
三回直流送端共用接地极
在山脉丘陵最为常见的四川西部，适合建造接
地极的地址非常少见。以换流站为中心，直径２００ｋｍ范围内只有１处地址合适。
因此决定向家坝和溪洛渡送出的３回特高压直流系统送端共用１个接地极，该接地极应当能够承受８０００Ａ长期运行电流。
８．３
直流谐振问题
平波电抗器和直流滤波器的选择应使得直流系
统避免工频和２次谐波谐振。计算分析显示向家坝－上海工程直流回路对工频和２次谐波频率具有较高的敏感性。目前正在对增加阻波滤波器或在受端中性线平抗上并联电容器对低次谐波进行阻断的措施进行研究，并有可能采用这些措施。
９结论
近年来我国在充分借鉴现有超高压直流输电工
程的大量经验和教训的基础上，不断改进和优化特高压直流输电的工程设计。
根据文中的讨论，主要结论如下：
（１）特高压直流输电工程必须按更高的可靠性
要求进行工程设计。在主接线、设备参数选取、过负荷能力要求、滤波器设计、避雷器设置、外绝缘设计以及在控制保护系统方面采取了有针对性的措施。
（２）６英寸晶闸管和换流阀更有利于特高压系
统的优化设计，其研发和工程应用可以得到保障。
（３）通过对选站和布置的深入研究，进一步优化
特高压换流站的土地使用。
（４）高度重视特高压直流的电磁干扰，所有电磁
环境指标均不劣于已投运的常规直流工程的指标。
（５）工程设计中根据站址环境污秽条件，采用户
外直流开关场设计。
（６）其他技术问题，如接地极设计、
直流偏磁电流和交直流线路平行走线等问题，均可通过深入研究在工程设计中解决。
１０
参考文献
１
金沙江溪洛渡、向家坝水电站电力市场和输电方案研究［２００６年版］．国家电网公司，中国电力工程顾问集团公司，２００６年９月
２ＬｉａｎｇＸＭ，ＬｉｕＺＨ，ＷａｎｇＳＷｅｔａｌ．ＰｌａｎｎｉｎｇｏｆＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓ－ｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍｉｎＣｈｉｎａ［Ｃ］．ＡｓｉａＰａｃｉｆｉｃＲｅｇｉｏｎＴ＆ＤＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，Ｄａｌｉａｎ，Ｃｈｉｎａ，２００５
３苏宏田，齐旭，吴云．我国特高压直流输电市场需求研究．电网技术，２００５，２９（２４）：１￣４
４国家电网公司．金沙江一期工程溪洛渡、向家坝电站直流输电方案论证与电压选择报告．北京：国家电网公司，２００５
５袁清云．特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景．电网技术，２００５，２９（１４）：１￣３
６Ｗｏｎ－ＣｈｅｏｌＹｕｎ．Ａｓｔｒａｔｅｇｉｃａｐｐｒｏａｃｈｆｏｒｅｌｅｃｔｒｉｃｐｏｗｅｒｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃ－ｔｉｏｎｉｎＮｏｒｔｈ－ＥａｓｔＡｓｉａ．ＡＰＥＣＳｔｕｄｙＣｅｎｔｒｅＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，２００４
７ＣｉｇｒｅＷｏｒｋｓｈｏｐＧｒｏｕｐ１４．３２．ＨＶＤＣｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎｓｆｏｒｖｏｌｔａｇｅａｂｏｖｅ±
６００ｋＶ．２００２８ＧｒａｈａｍＪ，ＫｕｍａｒＡ，ＢｉｌｅｄｔＧ．ＨＶＤＣｐｏｗｅｒｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｏｒｒｅｍｏｔｅｈｙｄｒｏｅｌｅｃｔｒｉｃｐｌａｎｔｓ．２３ｔｈ－２４ｔｈＣｉｇｒｅＳＣＢ４ＣｏｌｌｏｑｕｉｕｍｏｎＲｏｌｅｏｆＨＶＤＣＦＡＣＴＳａｎｄＥｍｅｒｇｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｉｎＥｖｏｌｖｉｎｇＰｏｗｅｒＳｙｓ－ｔｅｍ，Ｂａｎｇａｌｏｒｅ，Ｉｎｄｉａ，２００５
９ＰａｕｌｏＣｅｓａｒＶａｚＥｓｍｅｒａｌｄｏ．ＮｅｗＨＶＤＣｐｒｏｊｅｃｔｓｕｎｄｅｒｓｔｕｄｙｉｎＢｒａｚｉｌ［Ｒ］．ＮｅｗＤｅｌｈｉ：ＰｏｗｅｒＧｒｉｄＩｎｄｉａＨＶＤＣＷｏｒｋｓｈｏｐ，２００５
１０ＷｕＤ，ＨａｒｔｉｎｇｓＲ，ＡｓｔｒｏｍＵ．Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎｓｏｎｔｈｅｏｕｔｄｏｏｒｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｏｆ±８００ｋＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍ［Ｃ］．ＩＣＰＳＴ’９４，Ｂｅｉｊｉｎｇ，Ｃｈｉｎａ，１９９４
１１
国家电网公司．溪洛渡、向家坝电站输电方案优化论证报告．北京：国家电网公司，２００５
１２赵畹君，刘泽洪．直流输电工程．北京：中国电力出版社，２００４１３刘振亚．特高压电网．北京：中国经济出版社，２００５
１４
吴桂芳，陆家榆，邵方殷．特高压等级输电的电磁环境研究．中国电力，２００５，３８（６）：２４￣２７
１５吴桂芳．我国±５００ｋＶ直流输电工程的电磁环境问题．电网技术，
２００５，２９（１１）：５￣８１６
朱艺颖，蒋卫平，曾昭华，等．抑制变压器中性点直流电流的措施研究．中国电机工程学报，２００５，２５（１３）：１￣７
１７王明新，张强．直流输电系统接地极电流对交流电网的影响分析．电网技术，２００５，２９（３）：９￣１４
１８赵杰，张波．输电线路地线对流入变压器中性点直流电流的影响．电网技术，２００５，２９（１９）：６０￣６４
１９严宇，朱伟江，刘皓，等．葛南直流输电系统中大地回线和金属回线转换的研究．电网技术，２００５，２９（２１）：１￣４
（责任编辑：马明，魏希辉）
第２８卷第１０期电力建设
Ｖｏｌ．２８Ｎｏ．１０
第１０期年１０月２００７ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ
Ｏｃｔ，２００７
・１７・
±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
刘泽洪，高理迎，余
（国家电网公司，北京市，１０００３１）
军
［摘要］文章论证了在我国金沙江水电送出工程中采用±８００ｋＶ，６４００ＭＷ特高压直流输电技术的可行
性。对特高压直流输电工程的工程设计所涉及的一些技术问题进行了全面探讨，在常规直流输电工程经验的基础上，根据特高压直流输电的技术特点，提出了一些新的设计思路和观点。［关键词］
特高压直流输电
工程设计
系统设计
文章编号：１０００－７２２９（２００７）１０－００１７－０７
中图分类号：ＴＭ７２１．１文献标识码：Ｂ
Ｓｔｕｄｙｏｎ±８００ｋＶＵＨＶＤＣＴｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
ＬＩＵＺｅ－ｈｏｎｇ，ＧＡＯＬｉ－ｙｉｎｇ，ＹＵＪｕｎ
（ＳｔａｔｅＧｒｉｄＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎｏｆＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００３１，Ｃｈｉｎａ）
［Ａｂｓｔｒａｃｔ］
Ｔｈｅｐａｐｅｒｄｅｍｏｎｓｔｒａｔｅｓｔｈｅｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙｏｆ±８００ｋＶ，６４００ＭＷＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｔｏｂｅａｐｐｌｉｅｄｉｎＪｉｎｓｈａｊｉａｎｇＲｉｖｅｒ
ｈｙｄｒａｕｌｉｃｐｏｗｅｒｏｕｔｇｏｉｎｇｐｒｏｊｅｃｔ．ＩｔａｌｓｏｄｉｓｃｕｓｓｅｓａｂｏｕｔｃｅｒｔａｉｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｉｓｓｕｅｓｒｅｌａｔｅｄｔｏｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎｉｎＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｒｏｊｅｃｔｓａｎｄｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｓｏｍｅｎｅｗｄｅｓｉｇｎｔｈｉｎｋｉｎｇｗａｙａｎｄｉｄｅａｓｂａｓｅｄｏｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｓａｎｄＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｅａｔｕｒｅｓ．［Ｋｅｙｗｏｒｄｓ］
ＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ；ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎ；ｓｙｓｔｅｍｄｅｓｉｇｎ
０引言
金沙江水能资源十分丰富，是中国重要的能
源基地之一。干流全长２３６０ｋｍ，多年平均径流量
１５５０亿ｍ３，落差３２８０ｍ，可开发装机容量约９０００万ｋＷ，年发电量约５０００亿ｋＷ・ｈ，占全国可开发水能资源的１／５。适时开发金沙江意义深远。
金沙江下游乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝４个梯级的总装机容量达３８００万ｋＷ，装机容量和年均发电量分别占金沙江的７６％和６３％。其中溪洛渡、向家坝水电站总规模１８６０万ｋＷ，送电华东、华中，直流线路长度分别约２０００ｋｍ和１０００ｋｍ。在
不同输电电压历次论证中，通过对不同输电方式、
等级以及各种组合输电方案的技术经济比较，都推荐采用纯直流输电方案。基于国内外直流设备制造技术的进步，优化研究重点对采用±６２０ｋＶ直流５回、采用±８００ｋＶ直流４回和３回的方案进行对比，研究结论认为溪洛渡、向家坝水电送出采用±８００
收稿日期：２００７－０８－２８
ｋＶ、６４００ＭＷ的特高压直流输电方案在技术上是可
行的，在经济上是合理的。建设３回±８００ｋＶ、４ｋＡ、６４００ＭＷ的特高压直流输电工程，将电力输送到华东负荷中心和华中负荷中心，与建设５回±６２０ｋＶ，３７２０ＭＷ的超高压直流输电和４回±８００ｋＶ，３ｋＡ，４８００ＭＷ的特高压直流输电工程相比，考虑损耗后的综合投资分别节省约２２亿元和１０５亿元，年费用低约５．７亿元和８．６亿元，而且可以大量节省走廊占
地面积，具有重大的经济和社会意义。
２００７年４月２６日，国家发展和改革委正式核准建设第１回特高压直流输电工程———向家坝至上海±溪洛渡水８００ｋＶ特高压直流工程。根据向家坝、
电站建设进度，工程应在２０１２年前建成投运。为了
确保工程按期、保质、高效地建成投产，保证向家坝、溪洛渡电站首批机组电力的送出，国家电网公司组织科研、设计和试验单位开展了一系列研究和设计工作，目前，第１回特高压直流工程的成套设计、初步设计已基本完成。本文将介绍该回工程研究和设
作者简介：刘泽洪（１９６１－），男，硕士，教授级高工，国家电网公司特高压建设部副主任，从事特高压交直流科研、设计和建设管理工作。
・１８・电力建设第２８卷
计的主要结果。
１系统设计
１．１系统和现场条件
向家坝－上海±８００ｋＶ特高压直流输电工程四川送端复龙站址位于宜宾县城西南，站址北８ｋｍ为
向家坝电站。上海受端奉贤站址位于上海奉贤区邵厂镇横桥村。
向家坝－上海直流线路途径四川、重庆、湖北、湖南、安徽、浙江、江苏和上海６省２市，航空直线距离１７１５ｋｍ。
工程设计中的主要系统参数条件如表１所示。
表１
向家坝－上海±８００ｋＶ特高压直流输电工程的系统
条件
系统参数送端
受端
系统标称电压／ｋＶ５２５５２５正常运行电压／ｋＶ５３０５１５正常最高运行电压／ｋＶ５５０５２５正常最低运行电压／ｋＶ５００４９０极端稳态最低运行电压／ｋＶ４７５４７５额定频率／Ｈｚ５０５０最高稳态频率／Ｈｚ５０．２５０．１最低稳态频率／Ｈｚ４９．８４９．９最大短路电流／ｋＡ
６３６３正常运行条件下的最小短路电流／ｋＡ１８．１２８．４系统可提供的最大无功功率／Ｍｖａｒ１００００系统可吸收的最大无功功率／Ｍｖａｒ
０３００无功功率补偿设备投切过程中允许的最大不平衡无功功率／Ｍｖａｒ
１２５
１５０
单组无功功率补偿设备投入时允许的电压变化／ｐ．ｕ．
０．０２０．０１５
１．２主要性能要求
±８００ｋＶ特高压直流输电工程双极额定容量为６４００ＭＷ，当功率方向为向家坝至南汇时，送端平
波电抗器直流线路侧为功率测点，最小输送功率为双极６４０ＭＷ、
单极３２０ＭＷ（对于无功功率平衡设计，可按单极６４０ＭＷ考虑）；直流系统在最小功率至连续运行额定值之间的任意功率水平连续运行后，投入备用冷却时，应至少具备１．０５ｐ．ｕ．的连续过负荷能力；不投入备用冷却时应至少具备１．１ｐ．ｕ．的
２ｈ过负荷能力。
向家坝换流站标称电压为±８００ｋＶ，对于各种运行方式，考虑所有耐受条件的运行电压幅值不能超过８１６ｋＶ或低于７８４ｋＶ（降压运行和过负荷运行除外）。当功率方向为从向家坝至奉贤时，特高压直流系统的每一极均应能够在额定电压的７０％～１００％，且至少１００％额定电流下持续运行。通过换流变分接开关实现８０％降压，通过换流器大角度运行实现
７０％降压运行。
除单极大地回路、双极线并联外，可运行在其他所有正向和反向方式下，任何一个换流器的任何故障、退出、检修和投入均不影响其他换流器的运行。特高压直流输电工程的可靠性设计指标见表２。
表２
特高压直流输电工程典型的可靠性设计指标
指标名称
指标限值每个单极中每个换流器平均强迫停运率不大于２次／年
单极强迫停运率两极平均不大于２次／（极・年）双极强迫停运率不大于０．０５次／年强迫能量不可用率
不大于０．５％
功率反送方式下，奉贤换流站平波电抗器线路侧输出功率，以不额外增加设备投资为原则。
１．３系统配置１．３．１直流场配置
图１是每极２个１２脉动换流器串联的直流换
流器配置图。根据特高压直流输电工程的技术条件和目前的制造水平，每个换流器的容量为１６００
ＭＷ，将是世界上容量最大的换流器。通过在换流变
压器、换流阀、直流旁路断路器、绝缘配合以及过电压保护、直流控制保护的差别、运行灵活性和主设备参数选择、性能和造价等方面对特高压直流换流器电压分配方案进行详细的研究，以实现８００ｋＶ在２个换流器之间的均匀分配。
图１
换流器的接线方式
１．３．２交流场配置
交流侧主接线将采用常规的３／２接线，每个换
流器接入１个进线间隔，为了提高可靠性、降低穿越功率，４个换流器接入４串。交流滤波器将按大组接
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・１９・
线，大组采用单母线结构，由４～５个分组滤波器或无功功率补偿设备组成，每个分组采用断路器投切，每个大组通过１个间隔接入交流开关场。为了减少换流站交流场占地面积，５００ｋＶ交流配电设备均采用ＧＩＳ设备。
１．４主要设备参数
１．４．１晶闸管和换流阀
研究和开发６英寸晶闸管对特高压直流输电工程的技术性和经济性影响重大。与５英寸晶闸管相比，６英寸晶闸管具有更大的短路电流能力，有利于
直流系统的优化设计；具有更大的过负荷能力，能提高输送容量；具有更大的散热面积，有利于冷却系统的设计。此外，利用６英寸晶闸管可以提高直流系统的动态性能和多条直流线路并联运行时的稳定性、可靠性和安全性，能减少晶闸管的数量，简化阀结构，提高抗震能力和降低阀的损耗。
在国家电网公司的积极推动和相关各方的共同努力下，目前ＰＥＲＩ与ＡＢＢ已经进入合作研发阶段，开展了６英寸晶闸管研制工作并启动了生产线建设筹备工作。株洲南车时代晶闸管以常规直流工程供货为起点，以现有生产和试验条件为基础，成功研制了６英寸晶闸管的样片，正在进一步优化调整参数。从国内外研发情况看，６英寸晶闸管的研制及在工程中应用是有保障的。
特高压换流阀采用悬吊式二重阀，空气绝缘水冷却方式。晶闸管元件采用光－电触发。
１．４．２换流变压器
换流变压器均采用单相双绕组型式，送端每台
换流变的容量是３２１ＭＶＡ，受端每台换流变的容量是３０４ＭＶＡ。每种变压器各设置１台备用相，每站共２４＋４台换流变压器。
换流变压器相对感性压降决定了换流阀的短路电流，相对感性压降ｄｘ越大，换流阀短路电流越小。
短路电流计算公式为：
ＩＳ＝
ＩＵ（１＋ｃｏｓ５°）－Ｉ
ｔｏｔａｌｄｉｏＮ（１）
考虑到直流电压、直流电流的测量误差、换流变压器阻抗的设备公差（±５％）以及１个分接头档距调节补偿带来的电压偏差，如换流变压器阻抗取
１８％，送端最严重情况下的阀短路冲击电流为４３．８１
ｋＡ；如按照换流变压器阻抗取１６％，送端最严重情
况下的阀短路冲击电流为４７．６８ｋＡ。
考虑到６英寸换流阀承受短路电流峰值能力约
４６～５０ｋＡ，且逆变站的换流阀短路电流小于整流站，
因此，复龙换流站换流变压器的短路阻抗选择为
１８．０％，奉贤换流站的短路阻抗由系统研究和成套
设计方在１６．７％～１８％之间优化选择。
换流变压器分接头设计，按２９档考虑，每级分接头１．２５％，其中送端＋２３／－５，受端＋２４／－４档。
１．４．３平波电抗器
推荐干式平波电抗器，极线和中性母线各２台
７５ｍＨ电抗器串联。
该配置可使得串联的２台１２脉动换流器中间母线的电压几乎为纯直流电压，可降低高压１２脉动换流器各点的连续运行电压峰值，降低避雷器保护水平，也降低了高位１２脉动换流器各点的绝缘水平。
１．５
无功功率补偿和无功功率平衡
当复龙换流站和奉贤换流站的换流变压器短路
阻抗都选取１８％时，根据两端系统可以提供和吸收的无功功率能力，复龙换流站无功补偿总量按３０８０
Ｍｖａｒ考虑，其中滤波器／电容器分组容量２２０Ｍｖａｒ，共计１４组，含有１组备用；奉贤换流站无功补偿总
量按３９００Ｍｖａｒ考虑，其中滤波器／电容器分组容量
２６０Ｍｖａｒ，共计１５组，含有１组备用。
送端换流站在１组交流滤波器母线上配置１组１８０Ｍｖａｒ的可投切并联电抗器，以保持低负荷水平
下送端换流站与系统间的无功平衡。
１．６
交、直流滤波
交流滤波器仍采用无源滤波器，其配置和控制
应使得在各种运行方式下两端换流母线电压和电流畸变率在允许限制标准之内，不能对通讯设备产生不利影响。具体指标如下：
（１）３次、５次谐波畸变率不大于１．２５％，其他奇次谐波畸变率不大于１％；偶次谐波畸变率不大于０．５％。
（２）总的谐波畸变率不大于１．７５％。
（３）电话谐波波形系数（ＴＨＦＦ）不应超过１．０％。
随着光通信系统的不断普及和发展，直流输电系统的滤波问题越来越容易解决。近年来在国内建成的所有超高压直流输电工程在单双极运行条件下均未见电话干扰投诉。试验研究显示，当等效干扰电流水平达５０００ｍＡ时直流谐波对明线电话的影响仍可以接受。
对于特高压直流输电工程，仍采用三峡－常州、三峡－广东直流输电工程中成功应用的无源直流滤波器，但在本工程中直流运行时的等效干扰电流水平放宽到３０００ｍＡ，对直流滤波器进行优化配置，预期每极每端减至１组，整个工程可以节约４组
８００ｋＶ直流滤波器，直流滤波器高压电容器的电容
量取值还可以更低。
・２０・
电力建设第２８卷
另外，根据现阶段调研和研究结果可以在系统设计时暂时取消换流变交流侧ＰＬＣ滤波器，但在工程设计中保留安装位置。如果调试过中没有产生影响，则可以永久取消ＰＬＣ滤波器。
换流变阀侧绝缘水平ＬＩＷＬ／ＳＩＷＬ按１８００ｋＶ／
１６００ｋＶ考虑。
换流变压器套管的交流耐压试验、直流耐压试验、极性翻转试验的试验水平取绕组相应耐受电压水平的１．１５倍，雷电和操作冲击试验电压水平比绕组绝缘水平提高５％。
特高压直流工程设备的绝缘裕度考虑如表３。
表３
设备名称阀
空气绝缘设备油绝缘设备
１．７
过电压保护和绝缘配合
推荐的特高压直流输电工程过电压保护方案如
交流滤波器内各种避雷器的配置方式和原则与
图２所示。
超高压直流输电工程相同。为了保证交流滤波器小组投切断路器的暂态恢复电压（ＴＲＶ）不超过５００ｋＶ两断口断路器的制造水平，可以加装滤波器避雷器或断口避雷器。
阀避雷器的配置原则与常规超高压直流输电工程类似，需要注意的有２个工程问题：第一，顶端避雷器能量问题。在对应阀闭锁期间，高压换流器Ｙ／Ｙ换流变压器阀侧对地闪络，直流滤波器和直流线路通过平波电抗器向顶端阀避雷器放电，引起该避雷器（对应图２中的Ｖ１）能量要求显著大于其他阀避雷器。对于特高压直流输电工程，由于采用２个换流器串联，因此这种能量增大现象更为明显。第二，在发生上述情况期间，对应的阀触发成功，将避雷器中通过的电流迅速转移到阀中，因此换流阀的设计需要考虑这种工况。
为了限制高端换流变压器阀侧套管、升高座、引线和绕组的过电压水平，在该换流变压器阀侧出口配置一组直接对地的避雷器可以显著改善该换流变压器的设计条件。
直流侧避雷器的配置基本与常规超高压直流输电工程相同。由于直流线路长度增加，对中性点金属返回避雷器ＥＭ的能量要求有较大变化，需要深入研究。
特高压直流工程中设备所采用的最小绝缘裕度
陡波
雷电
操作
１５％２５％２５％
１０％２０％２０％
１０％１５％１５％
２外绝缘设计
特高压直流输电系统的成功运行还有一个重要
的前提是成功地解决重污秽地区直流电压下的外绝缘问题。
两端换流站址的污秽测试和分析结果显示，等值盐密约为０．０６７ｍｇ／ｃｍ２，在此污秽水平下，目前的绝缘子制造水平可以满足采用户外直流场的外绝缘和机械强度要求，因而不需采用户内直流场。
所有承受８００ｋＶ的设备套管都采用硅橡胶。将瓷或玻璃绝缘用于耐张绝缘子，在制造时可考虑涂覆ＰＲＴＶ。
３换流站总平面布置
换流站总平面布置是关系到换流站设备电气安
全、运行维护方便，环境保护和美观及换流站建设投资的重要因素。总平面布置的基本原则和要求如下：
（１）满足地方行政规划的要求，
进出线走廊满足
图２换流站过电压保护方案
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・２１・
城市规划的要求。（２）尽量做到节约用地。
（３）功能分区清晰、
合理，满足运行、施工、检修、消防的要求。
（４）换流变、
平抗的布置应尽量远离民房，交直流滤波器的布置应远离民房和综合楼，尽量减少站区的噪音污染。
（５）减少民房拆迁。
（６）进站道路方便、
合理。（７）站区朝向顺应进出线走廊，减少线路的迂回
交叉。
（８）尽量不堵死扩建，留有扩建的可能性。
按照上述原则，对换流站总平面布置不断进行优化。其他主要优化措施还有：
（１）研究高低压阀厅面对面布置的特点，并结合
换流变到货计划，优化安装程序，对换流变组装场地进行优化。优化后每个换流站可以节约１ｈｍ２以上土地，并减少ＧＩＳ管线的长度，节约设备造价，减少现场混凝土浇注，可以加快工程建设进度。
（２）对各交流滤波器布置进行优化布置，结合大
组调谐特性组合特点，每大组滤波器集中呈“田”字型布置。奉贤站交流滤波器布置占地面积经过优化后可减小约０．７３ｈｍ２。
优化后向家坝换流站和奉贤换流站分别占地
１９．２１和１７．７３５ｈｍ２。
４
换流站可听噪声控制
４．１
换流变压器噪声控制
换流变压器在换流站中属主要设备，同时也是
产生噪声最大的单个设备，换流变产生噪声的主要因素有高次谐波和直流偏磁等，这些因素导致换流变压器产生声音的声功率级比相同额定功率的交流变压器运行时要高出２０ｄＢ。对每个特高压换流站而言，运行换流变压器的数量将较超高压换流站增加１倍达到２４台，变压器噪声问题更为严重。为了有效地控制特高压换流站的噪声，必须首先对换流变压器的噪声予以控制。
在中国已经运行的常规直流输电工程中，为了抑制换流站的可听噪声，采取了换流变设置隔声屏障或“ＢＯＸ－ＩＮ”方式，并配以其他的降噪措施，如交流滤波器电抗器采用低噪声电抗器、平波电抗器采用全封闭的降噪措施等使换流站基本达标。在建设和运行过程中，暴露出这些措施在换流变故障检修、更换以及运行维护上存在不方便的问题。
在保证噪声抑制效果的前提下，如何使特高压
换流变的运行维护受到的影响最小、便于换流变压器更换和降低投资是特高压换流变压器噪声治理需要重点考虑的内容。
根据以往换流站的噪声治理经验，对即将开工建设的上海特高压换流站的噪声治理方案进行了研究，设想了３类共８种方案。通过综合分析比较，最终确定了在冷却器、油枕和箱体之间安装夹层的方案，换流变压器的冷却器均设置在换流变的顶部，两极的高、低端阀厅侧换流变压器采用全封闭Ｂｏｘ－ｉｎ方案。建成后的效果如图５。
（１）
（２）
图５换流变噪声治理方案效果图
４．２
交流滤波器场噪声控制
交流滤波器场的噪声仅次于换流变压器，但噪
声源分布较分散而且影响面广，对其噪声治理的程度同样将直接影响到整个换流站的噪声治理效果。交流滤波器场的噪声源主要是交流滤波器组的电抗器和电容器。根据我国±５００ｋＶ超高压直流输电工程换流站噪声治理的经验，特高压直流的交流滤波电抗器也将采用低噪声干式电抗器；通过对在滤波器场四周增设隔声屏障，优化布置滤波器和电容器组，交流滤波器场可以取得降低噪声的效果。
５直流线路设计
向家坝－上海特高压直流线路全长约１９１６ｋｍ，
沿线地形地貌复杂，气候条件多变，最高海拔１６００
ｍ，存在重覆冰和污秽严重区段。
特高压直流输电线路的设计与常规直流输电线
・２２・
电力建设第２８卷
路的设计没有本质区别，但需要注意以下几个问题。５．１
电磁环境的影响
特高压直流输电线路的电磁环境影响包括电
场、磁场、可听噪声和无线电干扰几个方面，起控制作用的主要是电场和可听噪声，它们决定了导线的分裂数，极导线的高度和极导线之间的距离。
根据研究成果，向家坝－上海特高压直流输电采用与±５００ｋＶ直流输电相同的场强控制标准，即线下最大合成场强不超过３０ｋＶ／ｍ，邻近民房处
８０％的时间内不超过１５ｋＶ／ｍ，极端情况下不超过２５ｋＶ／ｍ。
离子流密度也将与我国±５００ｋＶ直流输电线路保持同样的水平。与其他国家相比，无线电干扰将在中等水平；可听噪声将符合国家标准，在周围住房区小于４５ｄＢＡ。
５．２
线路穿越部分高海拔重冰区的问题
向家坝－上海特高压直流输电线路需穿越四
川、重庆和湘北部分高海拔重冰区。准确掌握冰情对安全合理地设计杆塔和线路至关重要。在这些地区国家电网公司已建设３个观冰站和近２０个观冰点，并收集了数年的数据。
５．３
华东地区线路走廊特别紧张的问题
华东地区的经济社会发展水平高，输电线路走
廊十分紧张，向家坝至上海线路必经的杭州、湖州、嘉兴以及奉贤站所在的上海均为居住密度极高的地区。线路走廊的宽度将极大地影响特高压直流线路的造价。为了减小线路走廊，可采用两极导线垂直布置的Ｆ型塔和低噪声导线等设计措施。
５．４
长距离交、直流线路平行走线问题
（１）２条特高压直流线路通过同一线路走廊。这
２条线路必须设计得足够坚固，以至于几乎没有灾
害天气能同时破坏它们。
（２）特高压直流输电线路经过华东地区太湖南岸时需以长距离（约２００ｋｍ）、近间距（５０～６０ｍ）与拟建的
送电华东的特高压交流线路平行走线，交流线路会在直流线路上感应较大的工频差模分量，在直流线路中产生工频电流，经换流器转换后将在换流变压器阀侧绕组中产生直流分量，导致换流变压器饱和。
６控制保护系统设计
巴西伊泰普直流输电工程采用２个１２脉动换流
器串联，已有近４０个工程年的运行经验。因此，开发特高压直流工程的控制保护系统没有太大的困难。
直流控制保护系统应该满足以下基本要求：（１）特高压直流控制保护系统以每个１２脉动
换流单元为基本单元进行配置，各１２脉动换流单元的控制功能的实现和保护配置要保持最大程度的独立。１极或１个换流单元的任何元件退出运行不应该引起运行限制，也不应该导致仍在运行的其他极或换流单元的任何控制模式或控制特性无效，更不能使其他极或换流单元退出运行。此外，各个换流单元之间控制保护系统的物理连接应当尽可能少。
（２）直流保护系统和直流控制系统应该相互独立。如果规划设计时两者一起考虑，那么极保护系统和极控制系统应该配置在不同的主机上，而换流变压器保护、交流滤波器保护和直流滤波器保护也应该独立配置。控制保护系统单一元件的故障不能导致直流系统中任何１２脉动换流单元退出运行。
（３）本地控制单元的配置应该以１２脉动阀组为
１个控制单元，当１个１２脉动阀组及与其相连的换
流变和其他交流设备因检修退出运行时，相应的本地控制单元也将退出运行并关闭。但不能导致其他正在运行的主回路设备和相应的控制设备不可用。
（４）当１２脉动换流单元的控制系统发生高层故障时，该１２脉动换流单元应该保持原来的运行模式，或者由运行人员闭锁。
７提高特高压输电系统可靠性和可用率
特高压直流输电工程的输送容量大，必须具有
高于现有超高压直流输电工程的可靠性和可用率，工程中将采用如下措施提高特高压直流输电系统的可靠性。
（１）在系统配置、
主接线、设备额定值、无功功率补偿和平衡、交、直流滤波、过电压保护和绝缘配合等方面采用合理且安全的设计。
（２）采用合理、安全的设备设计，进行带电试验，要充分考虑电压和电流两方面的要求。
（３）注意保持换流器的独立，即每一换流器采用独立的交流馈电间隔、独立阀厅、独立供电的交、直流电源系统、独立的冷却空调系统、独立的控制系统等。
（４）采用可靠的辅助系统设计。（５）提高控制保护系统的性能。
（６）配足备品备件，加强对运行人员和维护人员的培训。
８
其他技术问题
８．１
接地极入地电流引起的换流变压器直流偏磁问题
特高压直流输电系统由于采用２个１２脉动换
第１０期±８００ｋＶ特高压直流输电技术研究
・２３・
流器串联的主接线方式，极大地降低了单极大地回线运行的概率。
如果出现大地回线方式运行，通常尽可能地将其转换成金属回线方式。此外，还有２种方法可以减小直流偏磁电流对交流变压器的影响。一是在接地极附近的交流变压器中性点接地的路径上采用电阻、电容性隔直装置。二是将其他健全的直流输电系统控制为双极不对称运行方式，注入相反方向的直流电流来补偿单极大地回线运行直流系统的入地电流。
８．２
三回直流送端共用接地极
在山脉丘陵最为常见的四川西部，适合建造接
地极的地址非常少见。以换流站为中心，直径２００ｋｍ范围内只有１处地址合适。
因此决定向家坝和溪洛渡送出的３回特高压直流系统送端共用１个接地极，该接地极应当能够承受８０００Ａ长期运行电流。
８．３
直流谐振问题
平波电抗器和直流滤波器的选择应使得直流系
统避免工频和２次谐波谐振。计算分析显示向家坝－上海工程直流回路对工频和２次谐波频率具有较高的敏感性。目前正在对增加阻波滤波器或在受端中性线平抗上并联电容器对低次谐波进行阻断的措施进行研究，并有可能采用这些措施。
９结论
近年来我国在充分借鉴现有超高压直流输电工
程的大量经验和教训的基础上，不断改进和优化特高压直流输电的工程设计。
根据文中的讨论，主要结论如下：
（１）特高压直流输电工程必须按更高的可靠性
要求进行工程设计。在主接线、设备参数选取、过负荷能力要求、滤波器设计、避雷器设置、外绝缘设计以及在控制保护系统方面采取了有针对性的措施。
（２）６英寸晶闸管和换流阀更有利于特高压系
统的优化设计，其研发和工程应用可以得到保障。
（３）通过对选站和布置的深入研究，进一步优化
特高压换流站的土地使用。
（４）高度重视特高压直流的电磁干扰，所有电磁
环境指标均不劣于已投运的常规直流工程的指标。
（５）工程设计中根据站址环境污秽条件，采用户
外直流开关场设计。
（６）其他技术问题，如接地极设计、
直流偏磁电流和交直流线路平行走线等问题，均可通过深入研究在工程设计中解决。
１０
参考文献
１
金沙江溪洛渡、向家坝水电站电力市场和输电方案研究［２００６年版］．国家电网公司，中国电力工程顾问集团公司，２００６年９月
２ＬｉａｎｇＸＭ，ＬｉｕＺＨ，ＷａｎｇＳＷｅｔａｌ．ＰｌａｎｎｉｎｇｏｆＵＨＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓ－ｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍｉｎＣｈｉｎａ［Ｃ］．ＡｓｉａＰａｃｉｆｉｃＲｅｇｉｏｎＴ＆ＤＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，Ｄａｌｉａｎ，Ｃｈｉｎａ，２００５
３苏宏田，齐旭，吴云．我国特高压直流输电市场需求研究．电网技术，２００５，２９（２４）：１￣４
４国家电网公司．金沙江一期工程溪洛渡、向家坝电站直流输电方案论证与电压选择报告．北京：国家电网公司，２００５
５袁清云．特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景．电网技术，２００５，２９（１４）：１￣３
６Ｗｏｎ－ＣｈｅｏｌＹｕｎ．Ａｓｔｒａｔｅｇｉｃａｐｐｒｏａｃｈｆｏｒｅｌｅｃｔｒｉｃｐｏｗｅｒｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃ－ｔｉｏｎｉｎＮｏｒｔｈ－ＥａｓｔＡｓｉａ．ＡＰＥＣＳｔｕｄｙＣｅｎｔｒｅＣｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，２００４
７ＣｉｇｒｅＷｏｒｋｓｈｏｐＧｒｏｕｐ１４．３２．ＨＶＤＣｃｏｎｖｅｒｔｅｒｓｔａｔｉｏｎｓｆｏｒｖｏｌｔａｇｅａｂｏｖｅ±
６００ｋＶ．２００２８ＧｒａｈａｍＪ，ＫｕｍａｒＡ，ＢｉｌｅｄｔＧ．ＨＶＤＣｐｏｗｅｒｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｆｏｒｒｅｍｏｔｅｈｙｄｒｏｅｌｅｃｔｒｉｃｐｌａｎｔｓ．２３ｔｈ－２４ｔｈＣｉｇｒｅＳＣＢ４ＣｏｌｌｏｑｕｉｕｍｏｎＲｏｌｅｏｆＨＶＤＣＦＡＣＴＳａｎｄＥｍｅｒｇｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓｉｎＥｖｏｌｖｉｎｇＰｏｗｅｒＳｙｓ－ｔｅｍ，Ｂａｎｇａｌｏｒｅ，Ｉｎｄｉａ，２００５
９ＰａｕｌｏＣｅｓａｒＶａｚＥｓｍｅｒａｌｄｏ．ＮｅｗＨＶＤＣｐｒｏｊｅｃｔｓｕｎｄｅｒｓｔｕｄｙｉｎＢｒａｚｉｌ［Ｒ］．ＮｅｗＤｅｌｈｉ：ＰｏｗｅｒＧｒｉｄＩｎｄｉａＨＶＤＣＷｏｒｋｓｈｏｐ，２００５
１０ＷｕＤ，ＨａｒｔｉｎｇｓＲ，ＡｓｔｒｏｍＵ．Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎｓｏｎｔｈｅｏｕｔｄｏｏｒｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｏｆ±８００ｋＶＤＣｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｓｙｓｔｅｍ［Ｃ］．ＩＣＰＳＴ’９４，Ｂｅｉｊｉｎｇ，Ｃｈｉｎａ，１９９４
１１
国家电网公司．溪洛渡、向家坝电站输电方案优化论证报告．北京：国家电网公司，２００５
１２赵畹君，刘泽洪．直流输电工程．北京：中国电力出版社，２００４１３刘振亚．特高压电网．北京：中国经济出版社，２００５
１４
吴桂芳，陆家榆，邵方殷．特高压等级输电的电磁环境研究．中国电力，２００５，３８（６）：２４￣２７
１５吴桂芳．我国±５００ｋＶ直流输电工程的电磁环境问题．电网技术，
２００５，２９（１１）：５￣８１６
朱艺颖，蒋卫平，曾昭华，等．抑制变压器中性点直流电流的措施研究．中国电机工程学报，２００５，２５（１３）：１￣７
１７王明新，张强．直流输电系统接地极电流对交流电网的影响分析．电网技术，２００５，２９（３）：９￣１４
１８赵杰，张波．输电线路地线对流入变压器中性点直流电流的影响．电网技术，２００５，２９（１９）：６０￣６４
１９严宇，朱伟江，刘皓，等．葛南直流输电系统中大地回线和金属回线转换的研究．电网技术，２００５，２９（２１）：１￣４
（责任编辑：马明，魏希辉）