Emilio Hola

第 30 卷 第 1 期 2006 年 1 月

电 网 技 术 Power System Technology

文章编号：1000-3673（2006）01-0001-08

中图分类号：TM721.1

Vol. 30 No. 1 Jan. 2006 文献标识码：A

学科代码：470·4051

±800kV 6400MW 特高压直流输电工程设计 舒印彪，刘泽洪，高理迎，王绍武 （国家电网公司，北京市 西城区 100043）

A Preliminary Exploration for Design of ±800kV UHVDC Project with Transmission Capacity of 6400MW SHU Yin-biao，LIU Ze-hong，GAO Li-ying，WANG Shao-wu （State Grid Corporation of China，Xicheng District，Beijing 100043，China） ABSTRACT: Some technical problems concerned in system design and engineering design of UHVDC transmission project are comprehensively researched. The feasibility of applying UHVDC to outward transmission project for electricity generated in Jinshajiang hydropower station is adequately expounded and proved. According to the experiences of conventional HVDC transmission projects and centering on the technical features of UHVDC transmission, several novel design approaches and viewpoints are proposed. KEY WORDS: UHVDC transmission ； System design ； Engineering design 摘要：对特高压直流输电工程的系统设计和工程设计所涉及 的一些技术问题进行了全面探讨，充分论证了特高压直流输 电在我国金沙江水电送出工程中的可行性，并根据常规直流 输电工程的经验，紧紧围绕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；系统设计；工程设计

1

引言

建设 6 回±800kV、4000A、6400MW 的特高 压直流输电工程[1,2]，将金沙江下游乌东德、白鹤滩、 溪洛渡、向家坝 4 个巨型水电站的 38GW 电力输送 到 2000km 外的华东负荷中心和 1000 多公里外的华 中负荷中心，是我国电力工业乃至中华民族的一个 伟大创举[3]。 建设 6 回 6400MW 特高压直流输电工程与建设 8 回 4800MW 特高压直流输电工程相比，考虑损耗 后的综合投资节省约 150 亿元，少占 2 回长度共计 约 3500km 的线路走 廊，节省走廊 占地面积约 255km2，具有重大的经济意义[4]，符合党中央号召 建设资源节约型和环境友好型社会的要求。 6400MW 特高压直流输电工程建成后，其建设

标准、设计规范将成为全世界特高压直流输电工程 建设的规程规范，具有重大的技术创新意义，是中 华民族对人类新的、更大的贡献之一，符合国家当 前倡导的创新型民族的特点。 按照“技贸结合、技术引进、合作研制、国内 生产”的原则，几个特高压直流输电工程的建设将 进一步提高我国电工制造企业的实力，增强高科技 出口的能力。除金沙江的 6 回直流输电工程外，特 高压直流输电工程将在雅砻江、怒江的开发中得到 应用，成为西藏水电开发、新疆煤电开发、从俄罗 斯和哈萨克斯坦引进电力的必然手段[5,6]。 国际上对特高压直流输电进行了广泛研究， 1985 年美国 EPRI、1986 年 IEEE、2002 年 Cigré、 1988~1992 年 ABB 公司与巴西 CEPEL 等机构和组 织对电压高于±600kV 的特高压直流输电工程可行 性的研究表明，±800kV 特高压直流输电在技术上 是可行的，在工程上是可实施的[7-10]。 通过深入研究，国家电网公司认为，金沙江下游 水电的送出采用±800kV、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，已向 政府有关部门建议在一期溪洛渡、向家坝水电送出工 程中采用 3 回 6400MW 特高压直流输电方案[11]。 为了确保特高压直流输电工程按期、保质、高 效地建成投产，保证溪洛渡、向家坝水电站首批机 组电力的送出，国家电网公司开展了一系列研究， 本文将介绍主要研究结果。

2

系统设计

2.1 系统和现场条件 为了进行直流输电系统的设计需要明确两侧

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舒印彪等：±800kV 6400MW 特高压直流输电工程设计

2

交流系统的条件[12]，研究人员假定一些影响设计的 主要参数如表 1 所示，在具体工程设计阶段需要逐 项计算，给出更精确的值。

双极线并联外，可运行在其它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 入均不影响其它换流器的运行；反向输送能力按正 向输送能力的 50%考虑，不要求在线快速潮流反 转。特高压直流输电工程的可靠性设计指标如表 2

表 1 特高压直流输电工程典型的系统条件 Tab. 1 The typical system conditions of UHVDC transmission project 系统参数

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所示。

送端

受端

525

525

正常运行电压/kV

535

510

正常最高运行电压/kV

550

540

正常最低运行电压/kV

525

490

指标名称

指标限值

极端稳态最低运行电压/kV

475

475

换流器强迫停运率

全工程平均不大于 3 次/(换流器·年)

系统标称电压/kV

额定频率/Hz

表 2 特高压直流输电工程典型的可靠性设计指标 Tab. 2 The typical reliability design indices of UHVDC transmission project

50

50

单极强迫停运率

两极平均不大于 1 次/(极·年)

最高稳态频率/Hz

50.1

50.1

双极强迫停运率

不大于 0.02 次/年

最低稳态频率/Hz

49.9

49.9

能量不可用率

不大于 0.5%

最大短路电流/kA

63

63

正常运行条件下的最小短路电流/kA

21

40

750

0

200

300

150

150

0.015

0.010

直流系统输送额定功率时系统可提供的 最大无功功率/Mvar 直流系统输送最小功率时可向系统反送的 最大无功功率/Mvar 无功补偿设备投切过程中允许的最大 不平衡无功功率/Mvar 单组无功补偿设备投入时允许的电压变化/pu

通过认真细致的工作，国家电网公司决定将溪 洛渡、向家坝 3 个送端换流站全部移至宜宾一线， 此外建站条件良好，可以归纳为： （1）大件运输条件好，运输重量和运输尺寸 基本不受限制。 （2）海拔高程低于 600m。 （3）污秽等级大多为 II 级以下，考虑宜宾火 电和重化工工业的发展仍按 III 级设计。 （4）地震烈度不高于 7 级。 （5）地形开阔，地质情况良好。 （6）水源条件好。 （7）具有 2 路可靠电源引入点，可在站内配 置一至两台降压变压器作为一路站用电源，再从相 邻站引入一路站用电源，故应适当增加站用变压器 容量，配置低压电抗器。

2.3 主接线方式 直流换流站的主接线设计主要有两个方面，即 直流侧主接线和交流侧主接线。 直流侧主接线主要有三种：每极一个换流器、 每极两个换流器串联、每极两个换流器并联，其各 自的使用条件和优缺点见文献[13]。根据特高压直 流输电工程的技术条件和目前的制造水平，我国将 一律采用每极两个换流器串联的主接线方式，如图 1 所示，每个换流器的容量为 1600MW，将是世界 上容量最大的换流器。采用这种主接线方式的一个 重要问题是两个换流器之间的电压分配，我国初步 选择 400kV＋400kV 的方案。

2.2 主要性能要求 ±800kV 特高压直流输电工程的额定容量为 2×3200MW，送端平波电抗器直流线路侧为测点， 最小输送功率为双极 640MW、单极 320MW（对于 无功平衡设计，可按单极 640MW 考虑） ；带备用冷 却时，30min 过负荷能力不小于 1.2pu，2h 过负荷 能力不小于 1.15pu，连续过负荷能力不小于 1.1pu； 标称电压为 800kV，允许电压波动范围为 2%， 70%~100%标称电压降压运行；除单极大地回路、

Fig. 1

图 1 换流器的接线方式 The connection of converters

交流侧主接线将采用常规的 3/2 接线，每个换 流器接入一个进线间隔，为了提高可靠性、降低穿 越功率，4 个换流器应接入 4 串。交流滤波器将按 大组接线，大组采用单母线结构，由 3~5 个分组滤

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波器或无功补偿设备组成，每一分组采用断路器投 切，每一大组通过一个间隔接入交流场。由于特高 压系统的容量特别大，需要采用 4 个大组的结构， 因此每一换流站的直流设备占用 8 个出线间隔。 2.4 主要设备参数 为了设计逆变侧换流器的主参数，必须考虑直 流 输 电 线 路 。 假 定 线 路 长 度 为 1800km， 采 用 6×720mm2 导线结构，其最小电阻约为 10.8Ω。 在外部参数确定后，直流输电工程主参数的设 计主要是根据换流阀耐受冲击电流的能力优化换 流变压器阻抗的过程，阻抗确定后，其它一切参数 都可以通过解析公式直接导出。 根据相关研究结果，无论采用 5 英寸晶闸管还 是 6 英寸晶闸管，其冲击电流耐受能力均按 50kA 设计。阀短路冲击电流的幅值为 Isc =2×Idn/(Xt＋Xs) (1) 式中 Idn 为直流输电系统的额定电流；Xt 为换流变 压器短路阻抗；Xs 为系统阻抗。对于特高压直流输 电工程，根据容量、绝缘水平等设计的换流变压器 自然形成的阻抗约为 16%或略高，按短路电流为 63kA 考虑系统阻抗的最小值，代入额定电流 4kA， 得到可能的最大冲击电流幅值约为 45kA，有适当 的裕度。 按照 Xt 为 16%、整流侧延迟触发角α为 15°、 逆变侧熄弧角γ 为 17°、直流线路电阻为 10.8Ω计算 得到换流变压器的主参数如表 3 所示。 Tab. 3 换流站 整流站 逆变站

表 3 换流变压器主参数 The main parameters of converter transformer 参数名称 阀侧电压/kV 容量/MVA 阀侧电压/kV 容量/MVA

参数值 168.0 316.9 159.0 299.8

2.5 无功补偿和无功平衡 考虑各种制造公差、测量和控制误差，输送额 定功率的工况下送端换流器吸收 的无功功率为 3637Mvar ， 受 端 换 流 器 吸 收 的 无 功 功 率 为 3487Mvar。按照文献[12]中介绍的方法，送端采用 16 组无功补偿设备，单组容量为 192.5Mvar，总补 偿容量为 3080Mvar； 受端采用 16 组无功补偿设备， 单组容量为 232.5Mvar，总补偿容量为 3720Mvar。 送端带最小负荷时投入两组滤波器，补偿容量 为 385Mvar， 考虑在站用变压器上装设低压电抗器， 系统可以吸收 200Mvar 过剩无功，余下的 185Mvar 无功可由换流器平衡，无需装设其它电抗性无功补

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偿设备。 受端带最小负荷时投入两组滤波器，补偿容量 为 465Mvar，考虑在站用变压器装设低压电抗器等 手段，系统可以吸收 300Mvar 过剩无功，余下的 165Mvar 无功可由换流器平衡，无需装设其它电抗 性无功补偿设备。 2.6 交直流滤波 对于逆变侧，由于系统阻抗条件较好，可以避 开系统阻抗谐振点，采用 8 组 12/24 双调谐带高通 滤波器可以满足滤波要求，具有较高的系统可靠 性，降低了对备品备件的需求。另外，滤波器的选 型与三常、三沪直流输电工程的受端站相同，避免 了互为谐波陷阱的不利情况。 对于整流侧，由于整个金沙江下游电站群与换流 站紧密相连，与四川和云南电网的距离远，联系不紧 密，不易受负荷谐波污染，因此只要在电网规划设计 中充分考虑低负荷时的调压手段， 注意防止升压变压 器过励磁，就可以降低整流侧电网背景谐波，取消目 前在常规直流输电工程中经常采用的价格特别昂贵 的 3 次 C 型滤波器。采用 5 组 11/13 双调谐带高通滤 波器和 5 组 24/36 双调谐带高通滤波器时，滤波效果 好，可靠性高，费用少，减少备品备件。 随着光通讯系统的不断发展，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。对于特高压直流输电工程，仍采 用三常、三广直流输电工程中成功应用的无源直流 滤波器，每极每端两组。在增大低压电抗器和电容 器额定值、增加备品备件的前提下，可考虑采用每 极每端一台三调谐滤波器的方案。 2.7 过电压保护和绝缘配合 国家电网公司推荐的特高压直流输电工程过 电压保护方案如图 2 所示， 下面对各部分进行说明。 由于换流站统一建设，因而交流母线避雷器没 有必要选用额定值低于规程要求（对 500kV 母线为 420kV）的避雷器，而可以选用国产标准型的母线 避雷器，每相 13~14 支，分别布置在 8 组换流变压 器交流侧进线、4 大组交流滤波器母线和作为站用 变压器的降压变压器上。避雷器能量要求必须考虑 保护特性差异引起的分流不均。全站采用 4~6 支备 用避雷器，安装在某一大组交流滤波器母线上。 交流滤波器内各种避雷器的配置方式和原则 与超高压直流输电工程相同。为了保证交流滤波器

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800kV DC 平波电抗器

低，故可以合理选择避雷器额定值，使得操作过电压

V1 DB1 A1

Y/Y2

DB2

产生的能量很小，该避雷器主要作为一支防雷避雷 器，加上采用合成外套，重量轻，便于布置。

CB2 M2

3 A1

Y/∆2

直 流 滤 波 器

V2 A1

Y/Y1 CB1

A1

M1

Y/∆1

平波电抗器 E

Fig. 2

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图 2 换流站过电压保护方案 The overvoltage protection scheme of converter station

小组投切断路器的暂态恢复电压 （Transient Recovery Voltage，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，需要注意的有两个工程问题：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 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它 阀避雷器。对于特高压直流输电工程，由于采用两 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 E 的能量要求有较大变化，因此需 要深入研究。 特高压直流输电工程采用干式平波电抗器具有 较大优势。按照规程，平波电抗器端对端雷电过电压 水平应是一侧避雷器的保护水平加另一侧运行电压 的绝对值，造成端对端绝缘水平很高，无法生产和试 验。在平波电抗器旁边直接并联避雷器可以极大地改 善端对端绝缘要求， 由于平波电抗器的正常运行电压

外绝缘设计

特高压直流输电系统的成功运行，除需要解决 高端换流变压器阀侧绕组和直流穿墙套管的内绝 缘问题外，还有一个重要的前提是成功解决外绝缘 问题。 按照常规的设计思路，解决换流站外绝缘问题 是很困难的。以隔离开关支柱绝缘子为例，按照常 规的 III 级污秽设计，要求直流侧瓷支柱绝缘子比 爬距为 55mm/kV，816kV 的最高运行电压要求总爬 距为 44.88m；根据多年的经验，支柱绝缘子的伞型 对耐压水平的影响很大，若采用运行性能良好的 95mm/95mm（伞间距/伞伸出）深棱型绝缘子，爬 距系数（爬距与闪距的比值）约为 3.15，绝缘子的 闪距将高达 14.25m，结构高度更高，这一高度很难 保证结构的稳定性。解决这一问题有三个方法，可 根据具体情况应用在不同的特高压换流站中。 第一种方法是减少污秽的集聚。如果污秽降到 II 级水平，有效爬距要求将降到 44mm/kV，闪距将 降到约 11.4m，可以大大降低设计难度。降低污秽 的方法有两种，其一是选择清洁地区建设换流站。 根据目前的情况分析，金沙江一期送出工程的 6 个 换流站若建在清洁地区都有一定困难，送端 3 个换 流站都位于宜宾地区，尽管目前该地区植被很好， 但宜宾是四川主要的煤炭产地，火电、铁合金等工 业发达且有宏伟的发展计划，换流站能否按 II 级污 秽设计需要做大量的污秽测量和预测工作；受端 3 个换流站位于工业发达地区，其建设难度更大。其 二是采用带电水冲洗的方法，开发脉冲式水冲洗设 备，制定适当的冲洗规程，确保污秽等级低于 II 级。 对于特高压直流输电系统的大型支柱绝缘子，其安 全水冲洗技术的开发还需要深入开展大量研究。 第二种方法是采用户内直流场。在三常直流输 电工程的政平换流站采用户内直流场之前，英法海 峡直流输电工程的英国侧已经采用这种方法，政平 站采用户内直流场设计也已被运行实践证明是正 确的。在特高压直流输电工程中采用户内直流场可 以有效解决污秽问题，但是在此情况下如果采用干 式平波电抗器，需要两个额外穿墙套管或解决散热 问题，建筑面积大，空调、除湿设备大。 第三种方法是综合治理，概括起来主要有：一

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是尽量减少直流场设备，如采用光 DCCT，不装或 简化 PLC 滤波系统，不装 RI 滤波电容等；二是尽 量采用合成绝缘，所有设备套管包括穿墙套管都采 用合成绝缘，部分确有困难的支柱绝缘子采用瓷芯 合成裙结构；三是瓷绝缘合成化，通过涂覆 PRTV 等长效憎水性涂料显著提高瓷绝缘子的防污性能， 适当减少支柱、套管的高度，降低制造难度；四是 增加辅助裙，对于瓷绝缘子，增加由合成材料制成 的辅助裙可以显著提高耐污性能。多年来，我国在 防污闪技术方面已经积累了大量的成功经验，特高 压直流输电工程的外绝缘问题是完全可以解决的。

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直流线路设计

特高压直流输电线路的设计与常规直流输电 线路的设计没有本质区别，但需要解决以下几个技 术问题： （1）电磁环境影响 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[14,15]。 直流输电线路下和走廊内的电场由带电导体 引起的静电场和离子流产生的附加电场组成，称为 合成电场。合成电场会对环境产生实际影响，是可 测量、可评估的。根据各国特高压输电技术的研究 成果，特高压直流输电可采用与±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。按照这一标准，采用 6×720mm2 导线结构时，在导线对地最低处（对地 距离 18~19m）拆迁宽度约为 73m。 可听噪声是特高压直流输电线路的最重要的 控制指标，由于线路噪声受天气影响很大，因此经 国家环保总局组织专家讨论，认为线路噪声指标主 要应考核天气好的夜间噪声水平，并应按线路经过 地区的噪声控制级别控制厂界噪声（如乡村地区夜 间的噪声控制级别为 45dBA） 。根据这一要求，要 满足国家规定的噪声标准，±800kV 直流输电线路 最小的导线截面必须为 6×720mm2。在工程的规划 设计中，对此问题及其影响要有足够的重视。 （2）线路穿越部分高海拔重冰区的问题 我国特高压直流输电线路需穿越四川、贵州和 湘西的部分高海拔重冰区，准确掌握冰情、采取合 理的防冰害措施至关重要。应建设若干观冰站，进 行 4~5 年的连续观测，合理确定设计冰厚。在设计

5

时要合理选择导线，合理控制耐张段长度，尽量避 开不利的微地形、微气候条件，研究采用防冰阻雪 特型导线、V 型布置绝缘子串、有限握力金具等一 系列措施；研究采用融冰技术。 （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，向家坝至南汇的线路必经的太湖南岸 湖州、嘉兴地区尤为明显。为了解决线路走廊问题， 可采用低噪声导线（包括扩径导线、型线等），必 要时加大导线截面甚至分裂数以降低噪声，适当提 高导线高度以控制地面场强，采用两极导线垂直布 置的 F 型塔等设计措施减少走廊宽度。

5

特殊技术问题

5.1 接地极入地电流引起的变压器偏磁问题 当直流输电系统以单极大地回路方式运行时， 直流电流通过接地极进入大地，在进入地幔到达对 端接地极之前，根据接地极所在区域的土壤地质条 件，会在一定区域的地表形成电流场，导致靠近接 地极和远离接地极的两点之间存在一个直流电势 差，使得两点间的任何金属连线中产生直流电流， 造成各种有害影响。一个最典型的例子是在两个变 压器中性点接地的变电站（电站、换流站）之间， 通过变压器中性点、变压器高压侧绕组、线路产生 直流电流，造成变压器偏磁性饱和，引发一系列问 题。金沙江水电送出的特高压直流输电工程将是世 界上电流最大的远距离直流输电工程，我们有必要 也有能力研究并解决这一课题[16-18]。 解决接地极电流最简单的办法是不采用单极 大地回路运行方式，可以通过提高直流输电系统的 可靠性减少单极停运的可能。金沙江水电送出的特 高压直流输电工程由于采用两个换流器串联的主 接线方式且配备旁通开关，因此其单极停运的概率 大大降低。当出现较长时间的单极停运时，系统可 以采用金属回路方式运行。 在直流输电系统双极运行、一极故障退出运行 后，系统将自动转换成单极大地回路方式运行[19]， 因此必须有设计合理的接地系统。解决接地极问题 有三个方面：一是在接地极本身，计划利用自贡地 区地下多盐的条件进行深钻直至地下电阻率低的含 盐层，采用防腐型导电材料（如焦炭、石墨等）填 充至非腐蚀层，再将金属电极埋设在这些材料中。 二是采用多个直流输电工程、多个接地极共享的方 式，组成接地极网，互相分享接地能力，此外，当

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一个直流输电系统单极运行时，可以将其它健全的 直流输电系统控制为有补偿作用的双极不对称运行 方式。三是在变压器中性点接地的路径上采用电阻、 电容性隔直装置或动态补偿装置抑制直流电流的影 响，这些措施在常规直流输电工程中已有成功应用。 5.2 远距离交直流线路平行走线问题 我国特高压直流输电线路的路径长，经过太湖 南岸时需以长距离（约 200km） 、近间距（50~60m） 与拟建的华东侧特高压交流输电线路平行走线，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。直流回路工频电流经 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。 解决这一问题的方法已相当成熟[20,21]，首先是 在新建的与直流线路同走廊的交流线路段采取严 格的换位措施，使直流线路上的感应电压互相抵 消；其次是在直流回路串入调谐于工频的并联谐振 阻波器。考虑到特高压直流输电系统将采用干式平 波电抗器，将电抗器分裂成两部分，分别接到换流 器的高压和低压出口。假设低压部分的平波电抗器 电感为 200mH，需要在其旁边并联一个 50.66µF 的 电容器，构成一个工频并联谐振回路。电容器的正 常运行电压不到 1kV，按额定电压为 10kV 设计， 每极每端需 1600kvar 的电容器。在设计阶段的场地 上要预留布置阻波器电容器的位置。

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控制保护系统设计

特高压直流输电系统的控制保护与常规直流 输电系统没有本质区别。对于每极多个换流器串 联、带旁通开关的结构，只需在上层的顺序控制中 做相应的逻辑和软件修改，具有这种结构的伊泰普 直流输电工程已有近 40 个工程年的运行经验，运 行性能良好。考虑到特高压直流输电工程对可靠性 的更高要求，在工程中必须遵循的重要原则是各个 换流器的控制保护系统要尽最大可能保持相互独 立，换流器控制保护系统与站控系统的耦合要尽可 能弱化。研究人员应在控制保护系统的体系结构和 冗余配置等方面进行有针对性的研究与改进。

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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。

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（1）深入研究，采用合理且安全的设计 在系统条件、现场条件、功能要求、性能要求 等方面进行深入研究，提出合理、安全的规范要求。 在系统、主接线、主参数、设备额定值、无功补偿 和平衡、交直流滤波、过电压和绝缘配合等方面进 行深入研究，合理设计。 （2）采用合理、安全的设备设计，进行带电 试验 对于阀、变压器等主要设备，要充分考虑电压 和电流两方面的要求，对模型产品进行带电试验， 以进行考核和改进。做好监造和试验工作，并密切 注意现场安装和试验工作。 （3）注意保持换流器的独立 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、不依赖上层网络的高度独立的控制系统。 采用换流器旁通开关可以使每一换流器单独 启动、停运、退出检修而不影响其它 3 个换流器的 运行，极大地降低了单极停运的概率。 （4）采用可靠的辅助系统设计 我国特高压直流输电工程送端的 3 个换流站处 于经济欠发达的地区，电网薄弱，要十分重视换流站 的站用电源设计。初步考虑在送端 3 个换流站均设置 专用的站用变压器，容量适当增大，加装部分低压电 抗器，并注重双极隔离。 要提高电网的安全性能，最重要的是减少双极 停运的可能，可采取的措施主要是尽可能使双极独 立。双极耦合的两个方面分别为控制系统和包括接 地极在内的公用中性点部分。要对控制系统的结构 进行重新设计，使得任何两个元件和系统同时故障 都不导致双极停运。除继续采用中性母线接地开关 在双极平衡运行情况下暂时替代接地极外，要进一 步分解中性点的各种保护，杜绝一极故障、停运以 及检修失误导致另一极停运的可能性。 （5）改进包括传感器在内的整个二次系统的 性能 根据三常、三广直流输电工程的经验，经过优 化设计提高设备质量后，90%以上导致停运的原因 是控制保护系统，尤其是一些非电量传感器。特高 压直流输电工程必须采取革命性措施，极大地降低 这类原因导致的停运。 （6）其它管理措施 其它管理措施包括配足备品备件、加强对运行

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第 30 卷 第 1 期

电 网 技 术

人员和维护人员的培训等。

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可以进一步减少换流站的占地面积。 换流站的环保问题包括如下几方面：一是对周

换流站的布置和环保问题

换流站的直流系统需要 8 个间隔，向家坝、溪 洛渡左岸和溪洛渡右岸换流站分别有 6、7、5 回交 流进出线，3 个换流站分别采用 7 串、7 串半和 8 串 的设计，考虑备用时按 9 串设计。交流场的长度约 为 270m，采用 GIS、HGIS 或 AIS 开关设备，其宽 度分别约为 50m、90m、150m，将其布置在一个狭 长区域。 每个换流站有 4 个独立的阀厅，换流建筑物的 布局对换流站的占地影响最为显著。按照通常的思 路，采用单相双绕组换流变压器并配套采用二重 阀，则换流变压器的布置为线性展开，4 个阀厅也 在同一条线上，整个长度将超过 350m；整个直流 场相关的区域宽度不足 120m，是换流站中的另外 一个狭长区域。 为使换流变压器接入串内比较顺畅，交流出线 也比较顺畅，交流场和换流建筑物需要平行布置， 但是交流滤波器场需要布置在交流母线端部，整个 换流站的布置也很狭长。 鉴于上述原因，值得深入研究换流站新的接 线和布置方案。如果采用 4 重阀，为方便单相双 绕组换流变压器的布置和阀厅内的接线，可将换 流变压器布置在阀厅的相向两侧。这样，低压阀 厅的占地面积可以控制在 45m×35m，高压阀厅的 占地面积可以控制在 50m×40m，4 个阀厅变为分 立平行布置。阀厅和阀厅之间的距离主要由两组 500kV 换流变压器的进线控制，为减少距离，可以 考虑用三相导线倾斜排列代替水平排列。主控楼 可以突破传统的必须布置在阀厅中间的惯例而任 意布置，对优化整个场地有益。上述方案可以在 多个方面取得收益：①换流区的总长度可以控制 在 300m 内；②阀厅独立布置，对防止事故扩大有 重大意义，每个阀厅周边可以方便布置就地控制 室和冷却室，有利于实现独立的阀组控制保护和 辅助系统；③有 18 台换流变压器布置在建筑物内 侧，对控制换流站噪声这一痼疾有革命性的意义； ④换流变压器转运检修平台可以共用，节省占地 面积和轨道系统；⑤每个阀厅有两面防火墙可利 用，节约了大量的阀厅材料，减少了阀厅内的空 间、空调和运行费用。 据初步估计，特高压直流输电系统的换流站占 地面积约 24hm2；如果采用阀厅分立布置的方案，

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围环境的影响，其中厂界电场强度问题易于解决， 水土保持、生活污水处理、事故油池的环保处理等 与常规直流输电工程相同。必须注意的是噪声的影 响，尤其是受端换流站周边居民多，必须解决噪声 问题，采用密封的变压器结构和低噪声滤波器电抗 器可以解决这一问题。 另一个值得关注的环保问题是特高压直流母 线下的场强控制，需要制定职业暴露的场强标准， 比较提高设计标准和采用专业防护服装等的优劣， 并最后确定采用哪种方案。

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结论

通过本文的分析可以得出如下结论： （1）特高压直流输电工程的设计应该充分借 鉴现有超高压直流输电工程的大量成功经验，通过 分析超高压直流输电工程的建设和运行经验找出 薄弱环节，改进和优化设计，重点要进行辅助系统 和控制保护系统的改进。 （2）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 缘设计方面以及在控制保护系统的冗余配置、换流 阀组的隔离上应采取有针对性的措施。要关注直流 场设备的绝缘设计和换流变压器的设计、改进、制 造与试验监督。 （3）要重视主设备的合理安全设计，安排带 电考核，提高可靠性水平。 （4）换流站的外绝缘污秽问题可通过综合治 理的方法解决。工程设计中可考虑采取选择环境污 秽低的站址、采用户内场设计、减少大型户外绝缘 件的数量、广泛采用合成绝缘设备等措施，同时应 积极开展带电水冲洗的研究。 （5）要抓紧进行输电线路沿线覆冰、污秽情 况的调研，设置观测点，科学、准确地评估现场条 件，为工程的优化设计奠定基础。 （6）特高压直流输电工程建设中遇到的接地 极入地电流问题与交流线路平行走线问题，通过深 入研究可以采用工程方法加以解决。 （7）特高压换流站占地面积大，需要对选站 和布置进行深入的研究，优化布置，将换流变压器、 换流建筑物、平波电抗器等布置在挖方区，控制投 资水平。

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舒印彪等：±800kV 6400MW 特高压直流输电工程设计

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（ 责任编辑 丛琳）

我国第二大水电站溪洛渡电站正式开工建设 继三峡工程之后我国第二座千万千瓦级水电站溪洛渡水电站于 12 月 26 日正式开工建设。溪洛渡水电站是金沙 江下游的第 3 个梯级电站，位于四川省凉山彝族自治州雷波县和云南省昭通市永善县交界的溪洛渡峡谷，装机容量 12.6GW，年发电量 64TWh，装机规模在国内仅次于三峡水电站，居世界第三位；其混凝土双曲拱坝最大坝高 278m， 为迄今国内建设的第三高拱坝。溪洛渡水电站是金沙江开发的一期工程，是国家“十五”计划纲要确定的国家重点 建设工程和“西电东送”中部通道的骨干电源点。该工程静态总投资 503 亿元，动态总投资 675 亿元，由中国长江 三峡工程开发总公司为主建设和管理，预计 2007 年 11 月截流，2013 年 6 月首批机组投产发电，2015 年工程竣工。 溪洛渡水电站的开工建设，标志着金沙江流域开发的全面启动，对于加快金沙江水电开发，确保三峡工程正常运行 和效益有效发挥，变当地资源优势为经济优势，促进西部大开发战略的实施等都具有十分重要的意义。

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