高压直流换流站交流侧谐波测试方案

高压直流输电(HVDC，HighVoltageDirectCurrent)技术相比于常规交流输电方式拥有众多的优点，因为直流电不产生振荡，没有感抗，传输过程中电能损失小，适用于远距离或超远距离输电，比交流输电更为经济，在我国已经得到了广泛的应用，宁东—山东、锦屏—苏南、三峡—上海、向家坝—上海、葛洲坝—上海直流输电工程都已投入使用，大大促进了资源节约型、环境友好型社会的建设。

高压直流换流站是高压直流输电系统的核心，其交流侧谐波的测试对整个电力系统的谐波研究非常重要，本文讲述高压直流换流站交流侧谐波测试的整体解决方案，供大家参考。

一、高压直流换流站简介

高压直流换流站是实现直流输电工程中直流和交流相互能量转换的枢纽。高压直流换流站一侧接入交流系统，另一侧与直流电力传输网络相联，按运行方式可分为整流站和逆变站。整流站将交流电力变换为直流电力，逆变站将直流电力变换为交流电力。通过改变换流站内换流器的触发关断，可实现换流器的整流或逆变运行方式，因此换流站既可作为整流站运行，又可作为逆变站运行。

二、高压直流换流站交流侧谐波的产生

高压直流换流站换流器中的晶闸管按照一定规律随时间通断，它是一种非线性的电力电子元件，即使当交流侧为标准正弦供电电压时，换流器也将产生大量的特征谐波电流注入系统，从而引起电压畸变，同时，由于交流三相系统可能存在的不对称性，还会使系统含有大量非特征谐波。

高压直流换流站的电力系统谐波不仅会增加电网损耗，加剧设备的热应力，降低设备寿命，干扰通信、计量、保护和控制装置的正常工作，严重时还会在无功补偿电容器组与系统问引起谐振或谐波电流的放大，扰乱系统的正常运行、引发系统故障和事故。

三、高压直流换流站交流侧谐波测试方案

高压直流换流站作为电力系统的一个谐波源，由于其输电容量巨大，在电力系统中的重要性非常高，因此对高压直流换流站交流侧谐波进行精确测量、科学分析尤为重要，是设计高压直流换流站中电力滤波器的研究基础。

目前市面上的谐波检测设备，大多按照电力系统谐波分析、电能质量分析需要进行设计，遵循国家标准《GB/T 17628.7电磁兼容试验和测量技术供电系统及所连设备谐波、谐间波的测量和测量仪器导则(IEC 61000-4-7)》相关技术要求，用于测量叠加50Hz/60Hz电力系统基波上，频率为9kHz以下的谐波和谐间波。如《DL/T 1028-2006 电能质量测试分析仪检定规程》对电网谐波分析仪进行检定的最高谐波次数为50次。大部分电力系统谐波分析仪的最高谐波阶数为40或50，可以满足电力系统谐波分析的一般需要。

高压直流换流站交流侧谐波测试原理图

测试系统采用WP4000变频功率分析仪，主要由3台DT数字变送器分布于交流侧，同步高速采集高压互感器的电量数据，DM4032分布式测控子站辅助测量系统温度，均采用前端数字化技术，将被测对象在测量前端直接转换为数字信号，再通过高速光纤传输至WP4000

变频功率分析仪端，切断了传导干扰的途径，减少了引入误差的环节，极大的提高的整个测试系统的EMC电磁兼容性能，特别适用于复杂电磁环境下的变频电量高精度测量。

测试系统能对谐波监测点的电压、电流的基波及各次谐波的幅值、相位、谐波总畸变率、各次谐波功率、方向等进行同步测量，统计超标谐波和观察变化趋势，并可在显示器上以示波器的方式显示采样的电压、电流波形。由于所有原始数据完整传送给上位机，用户可自行定义系统的功能，因此十分方便对该测试系统的进行完善和功能扩展，最高可分析至2000次谐波。

四、高压直流换流站交流侧谐波分析方法

高压直流换流站交流侧谐波电流计算分析包括特征谐波电流和非特征谐波电流，基本分析方法是基于傅里叶变换，通常有FFT(快速傅里叶变换)和DFT(离散傅里叶变换)两种频域分析方法。因为测量数据波动大，信号周期并非是稳定不变的，这种情况下，FFT算法的实时性、精度等方面的缺陷暴露无遗!所以WP4000变频功率分析仪采用DFT算法，保证了测量的实时性、精度、灵活性。

换流站与变电站,为何采用高压直流输电

换流站与变电站，为何采用高压直流输电 1.总论 电厂的任务是发电，电厂要能正常发电就需要使用和维护设备，使用和维护设备就是电厂的主要工作内容。 变电站是将电厂发出的电能通过电力设备进行各种变换，然后输送出去。其主要工作任务是： 1、使用和维护电力设备，使之保证长期连续对外供电。 2、监控电力设备运行情况，作好各项监控记录，以便将来作为技术或故障 分析的原始资料。 3、有些变电站还具有监控线路运行状况的功能。 2.换流站 高压直流输电的一种特殊方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样，具有常规高压直流输电的最基本的优点，可实现异步联网，较好地实现不同交流电压的电网互联，将2个交流同步电网隔离，能有效地隔断各互联的交流同步网间的相互影响，限制短路电流，且联络线功率控制简单，调度管理方便。与常规直流输电比较，其优点更突出： 1、没有直流线路，直流侧损耗小； 2、直流侧可选择低压大电流运行方式，以降低换流变压器、换流阀等有关 设备的绝缘水平，降低造价； 3、直流侧谐波可全部控制在阀厅内，不会产生对通信设备的干扰； 4、换流站不需要接地极，无需直流滤波器、直流避雷器、直流开关场、直 流载波等直流设备，因而比常规的高压直流输电节省投资。

换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。 换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40％～60％的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。 平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能平滑直流电流中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。 3.变电站 3.1简介 改变电压的场所。为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低。这种升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同，称为变电所、配电室等。 3.2组成

准东—华东±1100kV特高压直流输电工程

准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。

（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；

高压直流换流站交流侧谐波测试方案

高压直流输电(HVDC，HighVoltageDirectCurrent)技术相比于常规交流输电方式拥有众多的优点，因为直流电不产生振荡，没有感抗，传输过程中电能损失小，适用于远距离或超远距离输电，比交流输电更为经济，在我国已经得到了广泛的应用，宁东—山东、锦屏—苏南、三峡—上海、向家坝—上海、葛洲坝—上海直流输电工程都已投入使用，大大促进了资源节约型、环境友好型社会的建设。 高压直流换流站是高压直流输电系统的核心，其交流侧谐波的测试对整个电力系统的谐波研究非常重要，本文讲述高压直流换流站交流侧谐波测试的整体解决方案，供大家参考。 一、高压直流换流站简介 高压直流换流站是实现直流输电工程中直流和交流相互能量转换的枢纽。高压直流换流站一侧接入交流系统，另一侧与直流电力传输网络相联，按运行方式可分为整流站和逆变站。整流站将交流电力变换为直流电力，逆变站将直流电力变换为交流电力。通过改变换流站内换流器的触发关断，可实现换流器的整流或逆变运行方式，因此换流站既可作为整流站运行，又可作为逆变站运行。 二、高压直流换流站交流侧谐波的产生 高压直流换流站换流器中的晶闸管按照一定规律随时间通断，它是一种非线性的电力电子元件，即使当交流侧为标准正弦供电电压时，换流器也将产生大量的特征谐波电流注入系统，从而引起电压畸变，同时，由于交流三相系统可能存在的不对称性，还会使系统含有大量非特征谐波。 高压直流换流站的电力系统谐波不仅会增加电网损耗，加剧设备的热应力，降低设备寿命，干扰通信、计量、保护和控制装置的正常工作，严重时还会在无功补偿电容器组与系统问引起谐振或谐波电流的放大，扰乱系统的正常运行、引发系统故障和事故。 三、高压直流换流站交流侧谐波测试方案 高压直流换流站作为电力系统的一个谐波源，由于其输电容量巨大，在电力系统中的重要性非常高，因此对高压直流换流站交流侧谐波进行精确测量、科学分析尤为重要，是设计高压直流换流站中电力滤波器的研究基础。 目前市面上的谐波检测设备，大多按照电力系统谐波分析、电能质量分析需要进行设计，遵循国家标准《GB/T 17628.7电磁兼容试验和测量技术供电系统及所连设备谐波、谐间波的测量和测量仪器导则(IEC 61000-4-7)》相关技术要求，用于测量叠加50Hz/60Hz电力系统基波上，频率为9kHz以下的谐波和谐间波。如《DL/T 1028-2006 电能质量测试分析仪检定规程》对电网谐波分析仪进行检定的最高谐波次数为50次。大部分电力系统谐波分析仪的最高谐波阶数为40或50，可以满足电力系统谐波分析的一般需要。

高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较

高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；没有感抗和容抗的无功损耗；没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 下列因素限制了直流输电的应用范围： (1) 换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低；而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。 (2) 消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%，需要无功补偿。 (3) 产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 不能用变压器来改变电压等级。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。

我国特高压直流输电发展规划与研究成果

我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下

特高压交直流输电系统技术经济分析

特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV

谐波的定义及测试方法

供电系统谐波的定义是对周期性非正弦电量进行傅立叶级数分解，除了得到与电网基波频率相同的分量，还得到一系列大于电网基波频率的分量，这部分电量称为谐波。谐波频率与基波频率的比值（n=fn/f1） 称为谐波次数。电网中有时也存在非整数倍谐波，称为非谐波（Non-harmonics ）或分数谐波。谐波实际上是一种 干扰量，使电网受到“污染”。 目前公司常用测试输入电流谐波的仪器有TEK 系列示波器（可采用WAVESTAR 软件进行谐波分析），测试输出电压谐波的仪器有GW GAD-201G （失真仪）和TEK 系列示波器（可采用WAVESTAR 软件进行谐波分析）。 使用下面的方法计算信号的THD ： () ++++++=272625242322211A A A A A A A THD 其中A 1是幅频特性中基波的幅值，而A 2 、A 3、A 4、A 5、……分别是2、3、4、5、……次谐波的幅值。选取不同数量的谐波分量，可以计算出对应的THD 值。 采用WAVESTAR 软件进行分析可以得到完整谐波分析数据，下图为分析得出的柱型图，从图中可以针对各次谐波异常的状况采取相应的对策进行改善： Harmonic magnitude as a % of the fundamental amplitude 0.0%0.7% 1.5% 2.2% 3.0% 3.7% 4.4% 5.2% 5.9% 6.6% 7.4% 8.1% Voltage: Current: Ch 1 # Harmonics: 20 Type: Current Magnitude

波峰因数定义为交流信号峰值与有效值之比（峰均比），典型的波峰因数是： 正弦波： 1.414；方波： 1；25％的占空比的脉冲：2 。 波峰因数（CREST FACTOR ）的概念在UPS 行业是用来衡量UPS 带非线性负载的能力，对线性负载（R LOAD ）而言，正弦波电流峰值Ipeak 与均方根值Irms 之比为1.414:1；在非线性负载（RCD LOAD ）时，波峰因数则被认定为：在相同的有功功率条件下，非线性负载的电流峰值与非线性负载电流均方根值之比。 实际测试波形参考如下： 计算公式参考如下： rms peak factor Crest I I = Γ-

特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析

特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析 发表时间：2018-04-12T10:36:46.213Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：常彦 [导读] 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 （国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030031） 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 关键词：特高压交流；高压直流；输电系统；运行损耗分析；经济分析 在我国覆盖全国电网的整体输电系统中，输电系统运行损耗都是不可避免的重要问题，运行损耗的大小直接影响到输电系统的经济效益和经济性。其中，关于特高压交流和高压直流输电系统，这一在整个电网中占有重要比重的输电系统的运行损耗和相关经济性分析研究具有十分重要的意义。 1特高压交流和高压直流输电系统及其经济性概述 中国是世界上国土面积第四大的国家，幅员辽阔，人口众多，地形复杂多样，并且由于地形地势气候等多方面的原因，中国的人口规模、经济发展状况以及资源能源需求量呈现西低东高的阶梯式分布。与其相反的是，我国的能源资源分布却是西高东低，具体到与电力相关的资源能源来说，我国目前有超过百分之七十的水力资源在西南，有大约百分之七十五的煤炭资源储存西北，风电和太阳能等能够用于发电的可再生能源也主要分布在西部、北部。因此，这种电力资源能源分布和电力资源需求的极不平衡性，决定着我国能源分配面对的巨大压力，以及通过多种方式优化电力资源配置的迫切性和重要性，其中，特高压交流和高压直流输电系统就是当前技术成熟，应用较为普及的两种主流输电方式，它们为我国电力资源的合理配置的大好局面，提供了重要的助力。所以，不断地分析和研究特高压交流和高压直流输电系统，也是提高电力资源配置效率和质量的必然要求。 分析输电系统经济性的重要内容，就是分析输电系统的运行损耗。对于本文的研究对象来说，特高压交流和直流输电系统经济性分析主要集中在前期建设投资、中期的输电网络运性维修、输电运行中不可避免的输电损耗和以及停电造成的损失费用四个方面。 2特高压交流和直流输电系统经济性分析 本文主要运用对比法分析特高压交流和直流系统的经济性，其中涉及二者经济性比较，主要从投资、运维、输电损耗和停电损失费用四个方面来进行比较，最后再进行综合汇总。 在对比分析法中，我们需要设定一个恒量，为了便于比较和计算，设置特高压交流和高压直流两种输电系统中，输电距离相同，在500-2000千米范围内，分为500千米、1000千米、1500千米和2000千米四个固定值。然后在此基础上，根据输电能力的大小、额定输送量和负载率对两种输电系统的影响大小。 采用的研究对象中，两种输电系统的具体参数分别为：特高压交流输电系统2个1000千伏变电站和多个中间开关站以及1回输电线路组成，线路规格为8×500平方毫米，并且每400千米一个间距设置一个开关站。高压直流输电系统无变电站及中间开关，但需架设1台换流站，同时采用的是6×900平方毫米的线路。 2.1投资费用分析 特高压交流输电系统中，需要建设变电站，变电站的建设费用为430元/千伏，8×500平方毫米规格的线路为425万元/千米。所以，变电站的建设费用为86亿元，线路的费用为500千米21.25亿元，1000千米42.5亿元，1500千米6 3.75亿元、2000千米85亿元。 高压直流输电系统中，不需要建设变电站，但是需要投资建设换流站，一台换流站单价为65亿元，6×900平方毫米规格的线路单价为397万元/ 千米，因此，线路的费用为500千米19.85亿元，1000千米39.7亿元，1500千米59.55亿元、2000千米79.4亿元。 因此，经过对比，在不考虑其他任何因素的情况下，在特高压交流电输电网络的前期站设投资要远远大于高压直流电的输电网络。直到输电距离达到6000千米，高压直流输电网络才更加具有经济价值。 2.2运维费用分析 输电网络的运维就是指输电网络硬件设备的元件耗损率和故障维修的费用。通过对比，我们不难发现，高压直流换流站设备和阀组众多，系统的运行状态比交流系统多，类似换流变压器和阀组这部分元件故障频率较多，维修更新的时间较长，特高压交流变电站的元件较少且故障持续时间短。因此，可以说在各个距离高压直流输电网络的运维费用都要大于特高压交流输电网络，在运维费用方面，特高压交流输电网络更具经济性。 2.3输电损耗费用分析 特高压和超高压交流输电系统的运行损耗主要包括变电站损耗和输电线路损耗两部分。一方面变电站损耗包括变压器、电抗器、电容器等设备损耗等硬件和变电站日常运行用电造成的损耗，这种损耗鱼输电系统的随输送容量基本成正比，随着输送容量的变化成比例调整。另一方面，输电线路损耗主要包括电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗，其中电阻损耗属于硬件损耗的一种，电阻损耗量同样随输送容量的变化成比例变化，电晕损耗的变化则基本受电压等级、导线结构和天气情况等因素影响，泄漏损耗通常并不计入记录分析中。 2.3.1电阻损耗 通常情况下，电路损耗是理论意义上的损耗，是指线路在满负荷运行时造成的功率损耗。然而在实际电力输送中，输电系统不可能不间断地满负荷运行。 计算公式如下：线路电阻损耗值=线路电阻×额定电流×损耗小时数 计算结果可由两种输电系统的具体参数估算到。 2.3.2电晕损耗 交流线路电晕损耗很容易受到线路电压、导线结构和气候条件的影响，经过研究发现，在雨雪天起电晕平均损耗可以达到为晴朗天气平均损耗的37-50倍。电晕损耗年平均值计算公式为 电晕损耗年平均值＝（好天气小时数损耗＋雪天小时数损耗＋雨天小时数损耗）/全年日历小时数” 2.4停电损失费用分析

用示波器对LED谐波初步测试方法

1.谐波标准简要 随着开关电源类电子产品的应用普及，国际电工委员会制定了IEC61000-3-2、欧盟制定了EN60555-2 和我国制定了等法规，对用电设备的电压、电流波形失真作出了具体限制和规定。目前这些法规也适用于LED 灯具及LED 驱动电源。对于输入有功功率大于25W 的LED 照明灯具，谐波电流不应超过表1 限值。 表1. C 类设备的限值 对于输入有功功率不大于25W 的LED 照明灯具，规定符合如下的其中一项： a.谐波电流不应超过表 2 的第 2 栏中与功率相关的限值； 表2 D类设备的限制 用基波电流百分数表示的 3 次谐波电流不应超过86%,5 次谐波不超过61%;而且，假设基波电压过零点为0°，输入电流波形应是60°或之前开始流通，65°或之前有最后一个峰值（如果在半个周期内有几个峰值）,在90°前不应停止流通。2.标准LED电源选择 看清电源规格中的谐波标准与分类 图中标准为IEC61000-3-2,分类为A.此种是不符合LED应用标准. 图中标准为IEC61000-3-2,分类为C.此种是不符合LED应用标准,但要注意应用时,负载功率需要大于额定负载60%. 3.产品初步测试方法 示波器要求:有FFT 数学计算模式（快速傅立叶变换） 本例示波器型号:TDS2012C;电源恒压,负载100%灯带. 1.测试出输入电流波形时域(YT) 信号:在电压输入端串5Ω电阻,探头分别接电阻两端, 设置通道耦合为AC,按自动设置(Auto Set)进行自动测试,后调整水平标度,使波形在屏幕上稳定显示一个周期波形,以下图. 2.使用FFT 数学计算模式将时域(YT) 信号转换为它的频率分量（频谱）;按示波器 Math 键,操作选择FFT,信源选择当前通道,窗口选择Flattop(各窗口显示特性) 设置好后示波器显示如下图 3.精确读取测试数据:调整水平标度,水平位置,FFT缩放将放大波形显示,后用光标测量精确数据.下图为:基波50HZ与3次谐波150HZ的数据, 下图为:基波50HZ与5次谐波250HZ的数据, 下图为:基波50HZ与7次谐波350HZ的数据, 下图为:基波50HZ与9次谐波450HZ的数据,

三大特高压直流输电线路背景资料

三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。

±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292

一文教你读懂谐波测量方法

一文教你读懂谐波测量方法 来源：仪商网 在很多人认识里，只有使用同步采样才能进行精确的谐波分析，其实采用非同步采样同样能进行谐波分析，而且在许多情况下甚至比同步采样法更优秀。PA功率分析仪提供了常规谐波、谐波和IEC谐波三种谐波测量模式，支持同步和非同步的谐波分析，将两种分析方式互补使用可提高谐波的分析能力。下面通过其计算方法的简单，结合实例讨论三种谐波模式的使用。 谐波测量基本原理 目前最常用的谐波分析方法是使用傅里叶变换，将时域的离散信号进行傅里叶级数展开，得到离散的频谱，从离散的频谱中挑选出各次谐波对应的谱线，计算得出谐波各项参数。 在实际实现时，由于离散傅里叶变换存在“栅栏效应”，采样频率不为基波的整数倍时，部分谐波可能不在离散傅里叶变换后的离散频率点上，需要使用特殊的手段将栅栏空隙对准我们关心的谐波频率点。其中同步采样法和频率重心法使用最为广泛。 同步采样法 顾名思义，就是使采样频率与基波频率同步改变。该方法从源头上保证数据的采样频率为基波频率的整数倍，如IEC 61000-4-7标准就规定50Hz使用10倍基波采样率，采样数据经离散傅里叶变换即可得到各次谐波分量。同步采样常用硬件PLL实现，需要实时调

整采样频率，频率的锁定需要时间，受限于滤波器及相关器件，很难做到很宽的频域，也很难保证频谱特别丰富时的准确性。 频率重心法 使用足够高的采样频率（一般大于4倍基波频率）即可满足直接对信号进行采样，将信号的频谱间隔拉开，并且使用更多周期的数据点做离散傅里叶变换，降低频谱泄露的影响。最后根据窗函数的功率谱分布特性，通过频谱的谱峰和次谱峰，找到真正的谱峰频点——即离散频谱的谱峰和次谱峰的重心。通过频率重心法消除了栅栏效应的影响，对各次谐波使用重心法，还得到一个偏离系数，使用该系数配合窗函数功率谱，可求解得到对应频点的相位和幅值等信息。至此，非同步采样法同样得到了各次谐波。受限于窗函数的频谱特性，该法需要用足够高采样率来保证各频率成分的频谱互相影响足够小；而且截断造成的泄漏也不能太大，否则产生的假频率叠加到真实频谱里，导致结果误差更大。 简单对比 基于以上实现原理可知，同步采样法精度取决于PLL的准确度，而后期计算简单。PLL 中用到的滤波器限制了支持的基波频率上限，因此在基波频率较高时，同步采样法一般无法支持；同样是滤波器原因，无法很好滤除低偶次谐波，所以低偶次谐波幅值较大时，PLL 就无法同步基波采样，谐波分析结果也就完全错误。 频率重心法不需要额外滤波器，采样器件可工作在支持的最高采样频率，使有效谱线拉开的同时提高了支持的谐波频率范围，而为了消除泄漏的影响，需要使用更多的数据进行傅里叶变换。所以频率重心法引入了数倍于同步采样法的计算量。另外，重心法需要使用至少两根谱线，而且受窗函数主瓣宽度限制，频率重心法所能支持的频率下限只能达到频率分辨率的三倍以上。由于频率重心法没有反馈过程，不依赖于信号，模拟电路实现简单，理论上只要采样率和使用的数据点足够，就能得到正确的结果。 特别地，因为同步采样需要硬件电路，受限与成本与体积，大部分测量仪器只支持一到两个PLL源，而频率重心法无此限制，甚至可任意定义基波源（对应于PLL源，用于确定基波）。 应用实例

超高压直流输电

目录 前言 (2) 主要设备 (3) 远距离输电优势明显 (3) 工程应用 (3) 超高压直流输电和交流输电的性能对比 (4) 超高压直流输电的优势及其依赖的技术 (5) 超高压直流输电系统的结构 (6) 超高压直流输电的故障保护系统 (7)

前言 高压直流输电技术被用于通过架空线和海底电缆远距离输送电能；同时在一些不适于用传统交流联接的场合，它也被用于独立电力系统间的联接。世界上第一条商业化的高压直流输电线路1954年诞生于瑞典，用于连接瑞典本土和哥特兰岛，由阿西亚公司(ASEA, 今ABB集团)完成。 在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流，通过架空线或电缆传送到接受点；直流在另一侧换流站转化成交流后，再进入接收方的交流电网。直流输电的额定功率通常大于100兆瓦，许多在1000-3000兆瓦之间。 高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。 应用高压直流输电系统，电能等级和方向均能得到快速精确的控制，这种性能可提高它所连接的交流电网性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。 高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成，两个换流站与两端的交流系统相连接。 直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600-800km，电缆线路超过40-60km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国葛洲坝一上海1100km、±500kV,输送容量的直流输电工程，已经建成并投入运行。此外，全长超过2000公里的向家坝-上海直流输电工程也已经完成。该线路是目前（截至2011年初）世界上距离最长的高压直流输电项目。

频谱分析仪测量谐波的方法

频谱分析仪测量谐波的方法 嘉兆科技 无线电工程应用不仅要对射频信号的谐波进行测量，有时还要确定音频信号的总谐波失真(THD)。射频信号可能是已调信号或连续波信号。这些信号可以由有漂移的压控振荡器(VCO)或稳定的锁相振荡器或合成器产生。现代频谱分析仪能利用本文中所述方法来进行这些测量。本文还将讨论如何断定在分析设备或被测器件(DUT)中是否产生谐波、对不同类型信号的最佳测量方法以及对数平均、电压单位和均方根值(ms)计算的利用。 我们这里所处理的所有信号均假定为周期信号，亦即它们的电压随时间的变化特性是重复的。傅里叶变换分析可以将任何重复信号表示为若干正弦波之和。按一定目的产生的频率最低的正弦波称为基频信号。其它正弦波则称为谐波信号。可以利用频谱分析仪来测量基频信号及其谐波信号的幅度。 谐波常常是人们不希望存在的。在无线电发射机中，它们可能干扰射频频谱的其它用户。例如，在外差接收机的本振(LO)中，谐波可能产生寄生信号。因此，通常应对它们进行监控并将其减小到最低限度。 利用频谱分析仪对信号进行测量时，分析仪的电路也会引入其自身的某种失真。为了进行精确测量，用户需要了解所测得的失真究竟是所考察的信号的一部分还是由于引人分析仪所引起的。 分析仪所产生的失真起因于某些微弱非线性特性(因为它没有理想线性特性)。因此，可以用表明输出电压(O)与输入电压(I)之间的关系的泰勒(Taylor)级数来表示频谱分析仪的信号处理特性： V0=K1V i+K2V i2+K3V3i (1) 式中 V0=输出电压 V i=输入电压 K1、K2和K3均为常数 利用上面的关系式，可以直接证明：输入电压加倍将引起V i2项增加4倍(6dB)，因而引起对正弦波的二次谐波响应增加4倍。类似类推，三阶谐波失真随输入电平按三次方规律增加。有两种方法即依靠技术指标或实验能断定分析仪是否对测出的失真有影响。 为了依据分析仪的谐波失真技术指标来判断其影响，利用对失真量级的了解，将相对于分析仪输入混频器上的特定信号以伽给出的那些技术指标变换成针对选择的输入电平给出的dBC。图1示出这个过程的图解实例。从图中可以看出，对频谱分析仪只规定了二阶失真和三阶失真。而更高阶次的失真通常可忽略不计。 图1 频谱分析仪的失真极限可以分别针对二次和三次谐波电平绘出 与技术指标有关的数据点1:1和2:1钭率进行予测

直流开关在换流站中的应用

直流开关在换流站中的应用 摘要：为了适应直流输电的快速发展，设计开发了相应的直流转换开关和直流 旁路开关设备，目前已经在国内大量应用。本文介绍了这种直流开关设备的工作 原理、结构参数及应用等有关内容，该产品的开发及应用将为我国直流输电的发 展做出重大贡献。 关键词：直流开关；换流站；应用研究 近年来，高压直流输电技术在世界范围内得到了广泛应用，在此基础上进一 步发展的特高压直流输电工程，目前也已经成功投产，稳定运行。 直流输电和传统的交流输电相比，具有以下优点:①直流输电架空线路只需正负两极导线、杆塔结构简单、线路造价低、损耗小；②直流电缆线路输送容量大、造价低、损耗小、不易老化、寿命长，切输送距离不受限；③直流输电不存在交流输电的不稳定性问题，直流输电线路无电容充电电流，直流线路无电容充电电流，电压分布平稳，负载大小不发生电压异常不需并联电抗。并且调节速度快， 运行可靠，有利于远距离大容量送电；④直流输电有利于实现电力系统之间的联网；⑤直流输电有功功率和无功功率容易控制，可以改善交流系统的运行性能；⑥可以利用大地为回路，提高运行可靠性；⑦直流输电可以方便的分期建设和 增容，有利发挥投资效益。 虽然直流输电在我国发展较晚，但因为其特有的优点，受到国家的大力支持，使其发展迅猛，并且电压等级也逐渐提高，现已达到国际领先水平。在开始阶段 直流开关设备主要依靠进口，根据国家要求关键设备国产化的要求，国内厂家也 积极开发同类产品，但是由于开发难度大、投资大，国内只有较少厂家能够生产 该类产品，依托西电集团公司在电力行业强大技术优势和制造基础，西安西电高 压开关有限责任公司( 以下简称西开有限公司) 最早在国内开发和制造直流转化开 关和旁路开关的厂家，并且生产的产品在国内的换流站中大量应用。 1.直流转换开关 高压直流输电系统中，一般配置有 4 种高压直流转换开关，分别是金属回线 转换开关、大地回线转换开关、中性母线开关和中性母线接地开关。其中，MRTB 将直流电流从大地回路转换到金属回线通路的开关设备，ERTB 将直流电流 从金属回线通路转换到大地回路通路的开关设备，NBS 安装在换流站站内接地线上，用于把停运的换流桥与中性母线断开的开关设备，NBS 还应把直流极线故障 所产生的故障电流转换到由接地极及其引线构成的回路中。NBGS 安装在换流站 站内接地线上，用于提供站内临时接地的设备，NBGS 最重要的作用是最为一个 快速合闸开关；另外在 NBS 转换失败(开断不成功)时，NBGS 也可提供暂时的大地 回路通路。 1.1运行方式转换 ①正常双极运行时，双极两端中性点接地，NBS11、NBS12、NBS21、NBS22、MＲTB 闭合，EＲTB、NBGS11、NBGS12 断开，电流回路见，直流电流的路径为 正负两根导线，电流方向相反，双极对称运行时，接地极中无电流流过，双极不 对称运行时，两极中的电流不相等，接地极中电流为两极电流之差。 ②当换流阀 V13、V14 出现故障或需要检修时，NBS12、NBS22、S16、S26 断开，把停运的换流桥与中性母线断开，转入单极大地回线运行方式。 1.2直流转换开关与直流电流的分断 目前，应用在高压直流输电系统中的直流转换开关主要采用两种方式来实现，

特高压直流输电

特高压直流输电的技术 随着国民经济的持续、高速增长，电力需求日益旺盛，电力工业的发展速度加快。2004年新增发电装机容量50 5GW，全国发电总装机容量达到440GW；2005年新增发电装机容量约70GW，全国发电总装机容量突破500GW；预计到2010年、2020年，全国发电总装机容量将分别达到700GW和1200GW。 新增电力装机有很大数量在西部大水电基地和北部的火电基地。这些集中的大电站群装机容量大，距离负荷中心远。如金沙江的溪洛渡、向家坝水电厂，总装机容量达到18.6GW，计划送电到距电厂1000～2000km的华中、华东地区；云南的水电有约20GW容量要送到1500km外的广东；筹划中的陕西、山西、宁夏、内蒙古的大火电基地将送电到华北、华中和华东的负荷中心，距离近的约1000km，远的超过2000km。 在这种背景下，要求输电工程具有更高的输电能力和输电效率，实现安全可靠、经济合理的大容量、远距离送电。特高压直流输电是满足这种要求的关键技术之一。 1 特高压直流输电的技术特点 特高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将220kV 及以下的电压等级称为高压，330～750kV的称为超高压,1000kV及以上的称为特高压。直流输电则稍有不同，±100kV以上的统称为高压；±500kV和±600kV仍称为高压，一般不称为超高压；而超过±600kV的则称为特高压。 对于单项直流输电工程而言，通常根据其送电容量、送电距离等因素进行技术、经济方面的综合比较，对工程进行个性化设计而确定相应的直流电压等级。我国对特高压直流输电的电压等级进行研究和论证时，考虑到我国对直流输电技术的研发水平和直流设备的研制能力，认为确定一个特高压直流电压水平是必要的，并把±800kV确定为我国特高压直流输电的标称电压。这有利于我国特高压直流输电技术和设备制造的标准化、规范化、系列化开发，有利于进行我国特高压直流输电工程的规划、设计、实施和管理。 特高压直流输电技术不仅具有高压直流输电技术的所有特点，而且能将直流输电技术的优点更加充分发挥。直流输电的优点和特点主要有［1］：①输送容量大。现在世界上已建成多项送电3GW的高压直流输电工程。②送电距离远。世界上已有输送距离达1700km的高压直流输电工程。我国的葛南（葛洲坝—上海南桥）直流输电工程输送距离为1052km，天广（天生桥—广东）、三常（三峡—常州）、三广（三峡—广东）、贵广（贵州—广东）等直流输电工程输送距离都接近1000km。③输送功率的大小和方向可以快速控制和调节。④直流输电的接入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制。⑤直流输电可以充分利用线路走廊资源，其线路走廊宽度约为交流输电线路的一半，且送电容量大，单位走廊宽度的送电功率约为交流的4倍。如直流±500kV线路走廊宽度约为30m，送电容量达3GW；而交流500kV线路走廊宽度为55m，送电容量却只有1GW。⑥直流电缆线路不受交流电缆线路那样的电容电流困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘水平相对较低。⑦直流输电工程的一个极发生故障时，另一个极能继续运行，并通过发挥过负荷能力，可保持输送功率或减少输送功率的损失。⑧直流系统本身配有调制功能，可以根据系统的要求做出反应，对机电振荡产生阻尼，阻尼低频振荡，提高电力系统暂态稳定水平。⑨能够通过换流站配置的无功功率控制进行系统的交流电压调节。⑩大电网之间通过直流输电互联（如背靠背方式），2个电网之间不会互相干扰和影响，必要时可以迅速进行功率交换。 特高压直流输电的特点：①电压高，高达±800kV。对与电压有关的设备，如高压端（±