国家电网公司重奌实施新技术目录.docx

国家电网公司重点应用新技术目录

（2006年第一批）

国家电网公司
二○○六年四月
前　言

为指导公司系统新技术应用方向，明确公司重点应用新技术的名称、技术原理、应用条件、技术路线，根据《国家电网公司新技术推广纲要》，制定《国家电网公司重点应用新技术目录》，本目录列出了未来五～十年适宜国家电网公司应用的新技术及其应用目标原则和注意事项。
国家电网公司系统覆盖范围大，地区经济发展水平、环境条件、电网运行条件存在很大差异，各单位可根据本单位、本地区电网的实际情况和具体特点，积极采用适宜的新技术，强力推进新技术应用，提高电网技术装备和管理水平，实现电网技术升级和跨越，为建设“一强三优”现代公司提供技术支撑。
本目录将根据实施情况以及新技术发展趋势，不断滚动更新调整。

目　录

1.特高压输电技术 1
1.1 1000kV特高压交流输电技术 1
1.2 ±800kV特高压直流输电技术 3
2.高压、超高压输电技术 4
2.1 紧凑型输电线路 4
2.2大截面导线 5
2.3 同杆多回输电线路 6
2.4 固定串补和可控串补（TCSC） 7
2.5 静止无功补偿(SVC) 7
2.6 可控并联电抗器 9
2.7 线路避雷器 10
2.8 防污闪外绝缘新技术 11
2.9 新型绝缘子技术 12
2.10 提高常规导线运行温度标准及其相关技术 13
2.11 输电线路防覆冰、防舞动技术 14
3.高压、超高压变电技术 16
3.1 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS) 16
3.2 高压组合电器新技术 17
3.3 自能式六氟化硫(SF6)断路器 18
3.4 新型高压隔离开关 19
3.5 大容量变压器 20
4.高压直流输电技术 21
4.1直流背靠背技术 21
4.2 电压源换流直流输电(轻型高压直流输电) 22
4.3 500kV直流输电工程技术 24
5.高压、超高压变电站自动化系统 25
5.1 无人值班(少人值守)变电站(五遥功能) 25
5.2 基于IEC61850通信协议的变电站自动化系统 26
5.3 基于数字量测的微机继电保护系统 27
5.4 无人值班变电站集中控制管理系统 29
6.高压、超高压设备运行、维护和管理 30
6.1 直升机巡线检测、应急处理及带电作业 30
6.2输变电设备安全监视与管理系统 31
6.3 高精度输电线路故障测距技术 32
6.4 气体绝缘金属封闭开关设备(GIS)检测与测试 33
6.4.1 GIS局部放电在线检测与诊断系统 33
6.4.2 气体全封闭组合电器内部击穿故障定位系统。 34
6.4.3 SF6全封闭组合电器内部闪络故障在线自动定位系统 35
6.5 绝缘子检测与测试 36
6.6 变电站设备在线诊断和状态维修 36
7.电力系统及其自动化 37
7.1 电力系统在线电压无功优化协调控制 37
7.2 交直流大电网经济运行 38
7.3 抽水蓄能电站的经济运行与控制 40
7.4 区域电网安全稳定控制新技术 40
7.5 基于广域量测系统（WAMS）的电网动态实时监控系统 41
7.6 基于IEC61970电网调度自动化系统 42
7.7 具有反事故演练功能的调度员培训仿真系统 43
7.8 电网继电保护运行管理系统 45
7.9 雷电监测分析系统 46
7.10 电力系统灾变应急处理系统 47
7.11 电力市场运营系统 48
8.电力系统分析 49
8.1基于正确负荷模型、实际的发电机、励磁系统、调速系统、线路参数(模型)的电力系统分析技术 49
8.2 电力系统功角和电压动态稳定分析技术 50
8.3 电网可靠性和经济性评估分析技术 51
9.配电与用电 52
9.1 高效节能预装式变电站 52
9.2 柱上开关集成技术 53
9.3 多路开关柜集成技术 54
9.4 抗水树交联电缆技术 55
9.5 10kV架空配电线路绝缘导线用雷击断线保护措施 56
9.6 永磁操作机构、小型化、免维护真空开关技术 57
9.7 城市供电紧凑型变电站 58
9.8 配电自动化和配电管理系统DMS 59
9.9 农村小型化变电所 61
10.电力通信 62
10.1 电力光纤数字通信传输技术 62
10.2 电力光纤线路监测与通信网络资源管理技术 63
10.3 电力线高速数据通信（PLC） 64
11.电力企业信息化 65
11.1 企业资产管理（EAM）技术 65
11.2 电力营销管理技术支持系统 65
11.3 寿命周期成本（LCC）管理技术 66
11.4 企业内部控制评价体系 67
11.5电力信息安全技术 68
11.6企业信息集成平台技术 69
12.输变电设计与建设 70
12.1软土地区输电线路复合小桩基础设计施工技术 70
12.2 输电铁塔的高强钢技术 71
12.3 输变电工程典型设计技术 72
12.4海拉瓦－洛斯达航拍技术 73
13.节能、环保和新材料 74
13.1 节能变压器 74
13.2 配电网无功优化、降低网损技术 75
13.3 全地埋式、半地埋式、景观型预装式变电站 75
13.4 改善城市景观的输变电设计技术 77
13.5变电站（换流站）噪声控制技术 78
13.6直流接地极减少环境影响技术 79
13.7 碳素复合材料缆心铝绞线耐热、低弧垂导线 80
13.8 新型复合绝缘子技术 82
13.9 输电线路降低风噪声技术 83
13.10 农村电网综合节能技术 84
13.11 需求侧管理技术 85
13.12 蓄冷空调技术 86
13.13 分散电源技术 87
14.电网规划与经济 88
14.1 城市配电网规划新技术 88
14.2 电力规划与经济 89
14.3 简化配电电压、提高配网电压等级 90

1.特高压输电技术
1.1 1000kV特高压交流输电技术
电力系统和输电规模的扩大，世界高新技术的发展，推动了特高压输电技术的研究。从本世纪60年代开始，前苏联、美国、日本和意大利等国，先后进行基础性研究、实用技术研究和设备研制，已取得了突破性的研究成果，制造出成套的特高压输电设备前苏联已建成额定电压1150kV（最高运行电压l200kV）的交流输电线路1900多公里并有900公里已经按设计电压运行；日本已建成额定电压l0OOkV(最高运行电压llOOkV)的同杆双回输电线路426公里。百万伏级交流线路单回的输送容量超过5000MW，且具有明显的经济效益和可靠性，作为中、远距离输电的基干线路，将在电网的建设和发展中起重要的作用。
特高压输电技术的复杂性以及它在电力系统中的作用，是现有电压等级无法相比的，因此无论是基础研究，还是实用技术研究，所投入的资金和人力比超高压要大得多，设备的研制也要困难得多。日本和前苏联的实践表明：特高压交流输电技术已基本成熟。交流特高压技术几乎没有难以克服的技术问题。从输变电设备制造技术上，前苏联已基本成熟，但技术水平相对落后；日本已经达到国际领先水平，并经历了长达5年的带电试验考核，目前变电设备处于分别载流和加压试验阶段，但输电线路一直降压运行。
随着经济的全球化趋势和科学技术的迅速发展，我国的电力系统也将面临着巨大的挑战和机遇。在未来的15～20年内我国的电力工业将保持快速发展的步伐，预计全国电力装机容量在2010年和2020年将分别达到780GW和1000GW。由于我国能源和负荷分布的特点，能源集中在西部和北部地区，而负荷又集中在东部和南部沿海地区，需要利用特高压进行远距离、大容量输送电力。为加速实现西电东送、南北互供和全国联网，从战略发展的高度，将首先在我国西南水电和西北火电基地的开发建设中出现我国的特高压输电电网。按自然传输功率计算，1条特高压线路的传输功率相当于4～5条500kV超高压线路的传输功率（约4000～5000MVA），这将节约宝贵的输电走廊和大大提升我国电力工业可持续发展的能力。我国在特高压领域已经开展一定科研及设备研制的基础工作，积累了一些经验。特高压输电技术包括设备研制、线路绝缘设计以及运行控制技术是在超高压输电尤其是500kV和750kV输电技术基础上发展起来的。然而，特高压输电系统的电压水平较高、线路产生的无功功率较大、短路电流非周期分量衰减缓慢，对特高压输电的设计和运行产生影响。

在我国特高压制造技术虽然具备一定的基础，但仍有一些技术尚需要解决。国际上特高压输变电技术基本掌握在少数几个国家手中，我国需要加大科研工作力度，努力掌握核心技术。另外一方面，近几年，随着我国750kV输电工程的建成，相对于特高压输电技术，应该说发展特高压设备制造能力及技术应该会更快一些。我国的电气设备制造水平和工艺随着750kV工程的上马，有了新的发展和进步，不少企业已具备制造特高压设备的技术条件和生产能力，只要工程需要，研制特高压输变电设备是可能的。预计2008年前后建成我国第一条1000kV特高压交流试验示范工程（晋东南——荆门），到2010 年前后国家电网特高压骨干网架将初步形成，但国家电网特高压骨干网架建设是一个逐步完善的过程。
技术经济比较研究表明：在我国发展特高压交流输电是可行的。从技术的角度看，采用特高压输电技术是实现提高电网输电能力的主要手段之一，还能够取得减少占用输电走廊、改善电网结构等方面的优势；从经济方面的角度看，根据目前的研究成果，输送10GW 水电条件下，与其它输电方式相比，特高压交流输电有竞争力的输电范围能够达到1000～1500 公里。如果输送距离较短、输送容量较大，特高压交流的竞争优势更为明显。因此，特高压交流输电技术己较成熟，具备应用条件。
应用目标与原则：
（1） 从技术和经济上来看，在我国长距离大容量输电中采用特高压交流输电是可行的。特高压交流输电技术将在未来国家电网骨干电网输电中发挥重要作用。
（2） 应用特高压交流输电技术的目的是提高线路输电能力，降低输送每千瓦功率的成本和节省线路走廊。
（3） 抓紧建设1000kV特高压交流输电示范工程，到2008年建成我国特高压交流输电示范工程（山西晋东南——湖北荆门），在取得经验后进行应用，到2010 年国家电网特高压骨干网架将初步形成核心网架。
（4） 研究1000kV交流特高压线路工频过电压、操作过电压及其控制措施技术。
（5） 研究1000kV交流特高压线路系统运行技术，包括无功电压控制、安全稳定监测和控制、设备运行维护等等。
（6） 因地制宜建设1000kV同塔单回或双回特高压交流输电线路。
（7） 积极推进1000kV交流特高压输电系统串联补偿和并联补偿技术。
（8） 研究1000kV交流特高压紧凑型输电技术。
（9） 研究高海拔1000kV交流特高压输电技术。
（10） 研究1000kV交流特高压输电应用新型材料、技术，包括：低噪声导线、高强度节能型金具、高强钢在杆塔中应用、钢管塔、环保型地基基础、直升飞机放线施工等等。

应用注意事项：
（1） 从我国的国情出发，站在全国联网战略规划研究的高度(全局性、长远性、前瞻性)，从提高输电能力、节省线路走廊等多方面进行技术经济比较，在应用特高压交流输电技术时做到安全可靠、经济合理。
（2） 因地制宜学习国外大电网建设的经验。虽然在世界范围内，特高压输变电技术的储备是足够的，但取得的运行经验是初步的，还存在风险和困难，有些技术问题还需要进行深入的研究，特别要结合中国电网的实际情况，在吸取国外经验的基础上大胆创新，在下列方面要开展专门研究，例如：无功电压控制问题、过电压及潜供电流控制问题、特高压电网及下级电网协调发展问题、交/直流系统协调发展问题及安全稳定控制问题等等。
（3） 研究应用于特高压输电系统的串补及可控串补技术，满足远距离、大容量、经济送电的需求。在我国特高压输电示范工程建设及实施过程中，这两种主要设备应加快研制开发及国产化的进程，满足未来电网长远发展需要。
（4） 为实现建设国家特高压电网的战略目标，除了考虑不同输电方案的技术经济比较外，还应考虑特高压电网的特殊地位和作用，结合我国500kV 发展的经验和教训，从长远角度去规划和建设国家特高压电网骨干网架，考虑特高压重要通道及联络线以及重要输变电设备在未来电网中的适应性问题，重要设备参数及性能能够适应未来电网的发展要求，才能最大限度满足电力市场化对电网的需求，从而实现最大范围内的资源优化配置。
1.2 ±800kV特高压直流输电技术
金沙江一期±800kV特高压直流输电工程每个极采用两个十二脉动换流器串联，提高直流电压和输送功率，减小线路损耗，充分利用线路走廊，相对减小单台换流变压器几何尺寸的直流输电技术。它的主要技术特点是：换流器仍采用成熟的常规晶闸管（可控硅）元件构成；单回直流系统输送功率大；线路、换流器和换流变压器等主设备承受直流电压水平高；直流系统运行方式增加。
目前，世界上仅巴西伊泰普水电站建成每极由两个十二脉动换流器串联构成的±600kV双极高压直流输电系统，并经过长期运行检验。前苏联设计的每极由两个十二脉动换流器并联构成的±750kV双极高压直流输电系统没有最后建成。我国在特高压直流工程前期研究中，总结国内多个±500kV高压直流输电工程建设和运行经验，认真分析国外多个换流器串联或并联构成的双极高压直流输电系统所采用的技术，根据目前直流输电设备的制造水平，规划建设±800kV、输送容量达6400MW的世界最高电压等级、最大输送功率的直流输电系统。在长距离大容量输电工程中，这种直流输电技术与交流输电和±500kV直流输电系统相比，采用每极两个十二脉动换流器串联的方式，解决了因直流电压升高、直流输送功率增加，使单台换流变压器尺寸增加而造成的运输困难；将大大减少金沙江水电东送的输电走廊，降低运行损耗，促进东、西部地区共同发展。
通过第一回±800kV特高压直流输电工程建设，将制定一系列技术规范和标准；确定换流器、换流变压器等主设备接线方式、绝缘水平和负荷能力；确定直流系统控制方式和保护配置；自主研制或引进相关设备，并掌握特高压直流输电的关键技术，包括：6英寸可控硅元件及换流器、换流变压器、直流套管、交/直流滤波器、平波电抗器、隔离刀闸与快速接地开关、避雷器等设备的制造技术，控制保护和测量设备技术，每极两个十二脉动换流器组串联建设和运行技术，外绝缘设计技术，以及满足环保要求的新技术等等，使我国直流输电技术居于国际领先水平。
应用目标与原则：
（1） 提高直流线路输电能力，降低输送每千瓦功率的建设成本、节省线路走廊和减小运行损耗。
（2） 重点解决换流器（包括阀厅套管）、换流变压器、输电线路等各种设备的选型和研制、直流控制保护系统的功能配置、直流接地极入地电流对电网的影响等技术课题。
（3） 针对西南地区复杂的地址条件，重点研究装配式基础在节理裂隙岩地质条件下的应用等课题。
（4） 2011年，金沙江一期将建成第一个±800kV特高压直流输电系统，并逐步应用到西部水电外送的其他直流输电工程。
应用注意事项：
（1） 采用±800kV特高压直流输电方案时，宜与交流输电方案和其他电压等级直流输电方案进行技术经济比较，做到输电方案经济合理、安全可靠。
（2） 规划建设±800kV特高压直流输电工程时，要进行交直系统相互影响研究，特别是多回直流馈入系统运行特性以及直流接地极入地电流对系统影响的研究，保证互联电网的安全稳定运行。
（3） 设计±800kV特高压直流输电工程时，应按国标、行标及相关的技术规定，根据输电系统所在的电网和环境条件进行充分的分析研究，做到设计的输电系统运行安全可靠、经济合理，满足环境保护要求。
（4） 直流主设备和二次系统配置，应保障单一设备故障不影响直流系统运行；多重故障应能够采取措施保证系统安全运行。
（5） 应制定并完善±800kV特高压直流输电系统运行和检修规程。
（6） 应制定和完善±800kV特高压直流输电线路带电作业操作规程，研制和完善带电作业机具。
2.高压、超高压输电技术
2.1 紧凑型输电线路
紧凑型输电技术是指压缩相间距离、增加相导线分裂根数、减少线路阻抗、大幅度提高输电能力、同时减小线路走廊宽度的输电线路技术。西方国家已建成和投运的紧凑型线路主要是仅靠压缩相间距离减少线路阻抗来提高输电能力。由于压缩相间距离受相间绝缘限制，输电能力提高有限。前苏联曾提出改变传统分裂导线结构大幅度地提高线路输电能力的理论，并建成工业试验线路，但由于线路结构过于复杂，无法应用使用。我国在认真分析国外紧凑型线路技术的基础上，采取了压缩相间距离和增加分裂导线根数同时并举的方法，线路输电能力较仅靠压缩相间距离的紧凑型线路有进一步提高，并解决了压缩相间距离后引起的导线表面场强过高的矛盾。在此基础上又将相导线正三角布置改为倒三角布置，从而大大减小了线下及其周围的工频电场和磁场。我国的紧凑型线路具有较大幅度地提高线路输电能力、减小线路走廊宽度和改善工频电磁环境等三大特点，紧凑型线路与常规输电线路相比可提高自然输电功率30%，减少线路走廊30%以上。
目前，紧凑型线路在我国220kV、330kV和500kV电网都得到应用。我国第一条单回500kV昌平一房山紧凑型线路己于1999年投入运行。和常规线路相比，它的线路输电能力提高34%，线路走廊宽度减小17.9m，线下大于4kV/m的工频电场区减少18m，线下最大工频磁场还不到常规线路的一半。2004年又成功投运了500kV政平～宜兴同塔双回紧凑型线路，它和同塔双回常规线路相比，除明显提高线路输电能力外，还减小塔重23%～27%和降低成本10%左右。
在建设紧凑型线路的同时研制了带电作业成套工具。紧凑型输电技术己较成熟，具备应用条件。
应用目标与原则：
（1） 应用紧凑型输电线路的目的是提高线路输电能力，降低输送每千瓦功率的建设成本和节省每千瓦功率的线路走廊。
（2） 单回220kV、330kV和500kV线路建设继续扩大紧凑型线路使用范围。
（3） 因地制宜建设同塔双回500kV紧凑型线路。
（4） 因地制宜建设220kV、330kV同塔双回或多回相导线垂直布置的低阻抗紧凑型线路。500kV线路可考虑建设同塔双回500kV紧凑型和双回220kV（110kV）构成的同塔多回线路。
（5） 积极推进紧凑型线路加串补输电技术。
（6） 研究750kV和特高压紧凑型输电技术。
应用注意事项：
（1） 应用紧凑型线路时，宜与其他可能提高输电能力、节省线路走廊的输电方案进行技术经济比较，做到应用紧凑型输电线路安全可靠、经济合理。
（2） 设计紧凑型输电线路应按DL/T5217-2005“220kV - 500kV紧凑型架空送电线路设计技术规定”，根据线路经过的环境条件进行充分的计算分析，做到设计的线路运行安全可靠、经济合理，满足环境保护要求。
（3） 进一步完善各级紧凑型线路、运行和检修规程。
（4） 进一步建立和完善带电作业操作规程和带电作业机具。
2.2大截面导线
大截面导线目前是指导线中导体（铝）截面超过700mm2用于输电线路的导线，包括钢芯铝绞线和铝包钢芯铝绞线。目前在国内使用较多的是铝截面为720mm2的钢芯铝绞线和铝包钢芯铝绞线，即ACSR-720/50和ACSR-720/50/AW，导线在结构设计上参考了美国标准（ASTM），在个别指标上高于美国国家标准和IEC标准。在国内首次应用于三峡输变电工程三峡-常州500kV直流输电线路工程，其后又三峡输变电工程三峡-广州500kV直流输电线路工程和三峡输变电工程三峡（右岸）-上海500kV直流输电线路工程，另外还在500kV交流输电线路工程中得到应用。近年来，随着单位走廊输送容量的增大，大截面导线的使用量也有不小的增长。
国产钢芯铝绞线（ACSR-720/50）部分指标与美国ASTM标准对照表
技术指标
我国技术条件
美国ASTM标准
工程设计目的
总拉断力
≥170.6kN
≥170.6kN
保证机械强度
45根铝单丝抗拉强度均匀性
≤20MPa
没有要求
保证导线各铝单丝受力均匀
7根钢单丝抗拉强度均匀性
≤200MPa
没有要求
保证导线各钢单丝受力均匀
钢单丝扭转
≥18次
≥14次
提高钢单丝韧性

目前我国已具备大截面导线（包括钢芯铝绞线、钢芯铝合金绞线、铝包钢芯铝绞线）的生产能力，并已在三峡输变电工程中得到应用，积累了一定的工程实践（如施工放线、导线质量控制待）经验。大截面导线从设计、制造、使用等方面，我国已具备了应用条件，并将在远距离、大容量输电工程（如特高压输电工程）中得到广泛应用。

应用目标与原则：
（1） 在远距离、大容量输电工程中优先选用大截面导线。
（2） 综合采用大截面导线技术、同塔多回输电技术、紧凑型输电技术，已提高提高线路输送能力，降低线路损耗，节约线路走廊。
（3） 进一步深入研究大截面导线的运输、放线施工技术。
（4） 研究大截面耐热导线设计、制造技术。

应用注意事项：
（1） 制定耐热铝合金导线的国家或行业产品标准和试验标准。
（2） 宜经过综合技术经济比较，因地制宜地选用大截面导线。

2.3 同杆多回输电线路
同塔多回输电技术是指在一个杆塔上架设2回及以上线路，同塔多回线路可以是同一电压等级，也可以是不同电压等级，是涉及多领域、多学科的综合技术，是比常规单回路架空输电尺寸和走廊宽度明显减少，单位面积的输送容量却显著增加的一种新型输电技术。同塔多回输电技术涉及到环保（场强、噪声、无线电干扰等），V型绝缘子串应用，线间距离，带电作业，防雷性能，杆塔结构等多项技术的研究。同塔多回输电是电网建设中解决输电走廊紧张、节省土地资源、提高输送容量、实现电网建设与地区发展协调并进的有效手段。随着输电电压等级的不断提高以及社会、经济的发展和环境保护对输电走廊的要求日益提高，超高压输电线路采用同塔多回线路输电技术已成为必然趋势。
不同电压等级的同塔多回输电技术在美国、日本、法国、德国等国家都已得到广泛使用。目前在日本、美国、德国等发达国家的超高压电网中，使用已十分普遍，并已用于750kV、1000kV等特高压输电线路中，日本和德国是采用同塔多回路较多的国家；巴西、印度、韩国等发展中国家在二十世纪九十年代也相继采用同杆（塔）双回或四回输电线路。
我国采用同塔多回输电始于1980年。目前国内220kV输电线路中已较多采用双回或四回输电；500kV同杆双回技术在广东、东北、四川和华东电网开始应用，约有1500公里，不足500kV输电线路总长的6%；500kV同塔四回线路正在筹建中。
虽然与单回输电相比，同塔多回输电技术的难度较大，但该技术已趋于成熟，具备应用条件。
应用目标与原则：
（1） 以线路走廊拥挤的人口稠密及树木较多的山区为主，应用同塔多回输电技术。
（2） 在电厂出口线路处，采用同塔并架双回线路，当双回线路同时故障时对电网的冲击更加严重。因此，电厂出口线路应尽量避免采用同塔并架双回线路。
（3） 与紧凑型输电、特高压输电和大截面导线技术结合应用。我国在研究和筹建1000kV特高压输电网时，建议与同塔多回输电技术、紧凑型输电技术相结合，建设特高压同塔多回紧凑型输电线路。建议借鉴日本500kV输电线路采用大截面导线和耐热导线的经验，在跨大区、远距离输电项目及负荷密度大的经济发达地区选择项目试点实施。
（4） 在同塔多回输电线路的设计、建设和运行过程中，应重视同塔多回输电线路的环境影响，如充分考虑电磁场对周围民用通信、电视信号等方面的影响，重视输变电工程与环境的协调。
应用注意事项：
（1） 应用同塔多回输电技术时，应借鉴国外同塔多回输电技术的研究、建设和运行经验，并根据具体电网和工程的实际，与其单回输电技术进行技术经济比较，因地制宜地加以综合考虑和研究实施，做到输电线路安全可靠、经济合理。
（2） 加强国际技术交流合作，提高研究应用水平。对于同塔并架多回输电技术，国际一些电力公司和研究机构已进行了大量的研究、应用工作，在科研、设计、标准和系统运行上取得了很多成果。建议在同塔并架多回输电技术的应用中加强国际间的科技合作。
（3） 注重对同塔多回输电线路运行数据的跟踪、积累，经过总结不断丰富运行经验，以便指导今后的工程实践。
2.4 固定串补和可控串补（TCSC）
固定串补技术是在输电线中间加入串联电容器，达到减小线路电抗、提高系统稳定性、改善功率分布的作用。但是固定串补不能灵活调整阻抗、响应系统的运行状态变化，在抑制系统振荡、灵活控制潮流等方面不够理想，此外还可能会引起次同步谐振问题而限制串补度的提高。可控串补技术是灵活交流输电系统的重要组成部分，主要是由电容器和双向晶闸管控制的电感并联而成，通过控制晶闸管的触发角能够实现对阻抗的平滑控制，相对固定串补而言，能够更有效地提高系统传输能力、控制系统潮流、抑制系统振荡提高系统暂态稳定性，并且能够有效的抑制系统次同步谐振。
串补技术是比较成熟的输电技术，固定串补的应用在国外已经有70多年的历史，始于1928年的美国纽约电网33kV系统，目前已经有几十个工程，最高电压等级为765kV。而可控串补在国外也已经有十几年的历史，有几个典型的工程，例如美国AEP电网Kanawha River站TCSC、巴西南北联络线TCSC等。我国在六、七十年代曾在华东新上杭220kV线路和西北刘-天-关330kV线路上采用过固定串联电容补偿技术，近些年来也有部分500kV串补工程投入运行，例如山西阳城外送通道的固定串补、华北电网大房线和丰万顺固定串补、南方电网平果的可控串补及河池固定串补等，并且我国第一个国产化可控串补也已经在甘肃220kV碧成线投入运行。
串补和可控串补技术能够有效提高现有电网的输电能力和系统稳定性，具有较好的技术和经济效益，目前技术已经比较成熟，并已实现国产化，在我国具有广泛的应用前景。
应用目标和原则如下：
（1） 积极推进串补技术的研发和应用，充分发挥串补技术灵活调节线路潮流、提高输电能力、抑制系统低频振荡和次同步谐振等方面的功能；
（2） 在我国220kV、330kV、500kV和750kV线路上都可以考虑采用串补技术，并研究交流特高压输电系统串补技术；
（3） 根据电网实际情况，选择串补的安装地点、容量、固定串补和可控串补的比例等，重点考虑远距离输电线路和区域间联络线。
应用的注意事项：
（1） 应用串补技术时应该对安装地点、容量、固定串补和可控串补比例等进行技术经济论证，并且与其它输电技术进行经济技术比较分析；
（2） 目前已具备自主进行串补工程设备制造及其集成的条件，建议串补工程以国产化设备制造及自主集成为主，努力提高国产化的技术水平。
2.5 静止无功补偿(SVC)
静止型动态无功功率补偿是一项提高系统电压稳定性、抑制冲击负荷所造成的电压波动、改善供电质量的先进技术。安装SVC不仅可以在调节电压、提高系统稳定性以及平抑冲击负荷影响、降低网损等方面发挥较大作用；同时也是解决全国联网面临的提高输电能力、改善电网潮流分布和提高电压支撑的重要技术措施之一。
静止无功补偿装置是从60年代初发展起来的，在60年代初首先研制出了CSR型静止无功补偿装置，在这之后英国GEC公司又研制出了SR型静止无功补偿装置，并在1964年应用于工业冲击负荷用户。根据结构原理的不同，SVC技术又分为：自饱和电抗器型（SSR）、晶闸管相控电抗器型（TCR）、晶闸管投切电容器型（TSC）、高阻抗变压器型（TCT）和励磁控制的电抗器型（AR）。目前在全世界范围内，工业用户部门有超过400套、总容量约25000Mvar的SVC投入运行，输配电系统也有超过300套、总容量约50000Mvar的SVC投入运行，其中约有73.3%的SVC装置，其安装的主要目的是进行电压控制、无功平衡、减少电压波动和闪变、改善供电质量等，这些SVC装置一般都安装在系统的受端；而有约26.7%的SVC装置，其安装的主要目的是增强电压支撑、提高系统阻尼和改善系统的暂态稳定性，这些SVC装置一般都安装在远距离输电线的中间变电站。此外据统计目前在运行的SVC设备有60%以上容量大于100Mvar，这些大容量SVC设备主要采用TCR和/或TSC型技术。
我国的SVC投入数量和容量都远远低于国外水平，目前配电工业用户有100套以上，约五分之一为进口。截止到20 世纪九十年代，输电系统仅有五个500kV变电站使用SVC，容量在105~170Mvar均为进口，型式为TCR＋TSC或固定电容器组(FC)，部分还辅助断路器投切电容器(BSC)或断路器投切电抗器(BSR)进行补偿。这五个变电站都是向220kV高压主网供电的枢纽变电站。SVC对220kV高压主网的调压幅度，与500kV变电站220kV侧的短路容量成反比，与SVC的动态补偿容量成正比。在上述这些SVC的投运初期，其所在的500kV变电站的220kV侧的短路容量较小，其调相调压的能力和作用比较明显。2004年鞍山红一变国产示范化SVC工程的顺利实施并投入运行，标志着SVC国产化技术已趋于成熟。该工程采用TCR和各滤波支路全部直接挂接在35kV母线，容性总安装容量120Mvar，TCR额定容量80MVA的设计方案，实现了对电网的动态无功调节，稳定电网电压，并抑制冲击负荷和谐波对电网的影响。该工程投运后，具有减少网损和节约设备维护费用等效益。SVC国产化后其造价也大幅下降。
应用目标与原则：
（1） 应用静止无功补偿装置的目的是改善电网运行特性，提高输电能力，并降低电力传输中的功率损耗，取得良好的技术经济效益。
（2） 在送电通道中电压支撑薄弱的中间变电站应用静止无功补偿装置，以加强电压支撑，提高系统阻尼，改善电网动态稳定性能，提高输电能力。
（3） 在受端负荷中心应用静止无功补偿装置，以增强电网无功电压调节能力，提高电压稳定裕度，降低网损。
（4） 在配网变电站或者工业用户侧应用静止无功补偿装置，减少电压波动和闪变，以改善电能质量。
（5） 积极推进静止无功补偿装置的国产化进程，促进其造价的降低。
应用注意事项：
（1） 在输电网应用SVC时，宜与其他无功电压调节控制技术提进行技术经济比较，以确定技术经济合理的无功补偿方案。
（2） SVC安装地点应选择老变电站或与新建变电站同步进行，以后者为佳。
（3） SVC的配置容量要兼顾正常稳态调压容量和动态调压容量的协调，变电站电容和电抗配置容量应能保证满足正常调压的要求，在此基础上选择合适的动态容量。
（4） SVC的配置容量应遵循变电站总装容性无功容量、总装感性无功容量尽量不超过变压器第三绕组容量的原则。
（5） SVC的配置参数、容量与地址均需要与电网参数与系统运行状态相配合。
（6） SVC接入电网前需根据电网具体条件，对其控制策略作详细研究。
2.6 可控并联电抗器
对于超/特高压电网，普通固定并联电抗器主要用于抑制输电长线路末端空载或轻载时的电压升高。在这种情况下，如果并联电抗器能做到容量可调，且能根据需要快速响应，将更为理想。随着紧凑型线路的引入，这一要求显得更为迫切。
20世纪80年代后期，一些前苏联学者研究紧凑型线路，减小线间距离，由此增加线路电容，减小电感，降低波阻抗，进而可以提高同一电压等级所能输送的自然功率。在这种线路上，用以补偿容性电流的并联电抗器容量更大，抑制工频电压升高的要求更高，所以问题更为突出。而对于特高压电网，电压升高一倍，线路的容性充电无功增加5倍左右，在这种情况下，可控并联电抗器的引入更为迫切。
根据其构成原理的不同，可控并联电抗器技术可以划分为基于磁控原理和基于高阻抗变压器原理两种类型。基于磁控原理的可控并联电抗器，控制系统通过调节直流励磁的大小来调节电抗器的输出容量。根据不同的容量和结构设计，此种原理的可控电抗器可以用于直至1150kV以内任何电压等级的连续无功功率控制。目前已经实际运行的可控并联电抗器的最高电压为500kV，容量为180MVar。基于高阻抗变压器原理的可控并联电抗器是将变压器和电抗器设计为一体，将变压器的阻抗设计为100%，再在变压器的低压侧接入晶闸管发进行调节，实现感性无功功率的连续或有级控制。目前该类型可控电抗器的最大容量是在印度生产的400kV、50Mvar，已挂网运行。
在超高压和特高压电网中，可控并联电抗器主要针对：
（1） 限制工频过电压。在电网正常运行时，可控电抗器容量可根据线路所传输的功率自动平滑调节，以稳定其电压水平。此外，在线路传输大功率时，若出现末端三相跳闸甩负荷的情况，处于轻载运行的可控电抗器可通过控制调节快速调整到系统所需的容量，以限制工频过电压。
（2） 消除发电机自励磁。发电机带空载线路运行时，有可能产生自励磁。可控电抗器可以自动调整到合适的补偿容量以消除产生自励磁的条件和现象。
（3） 限制操作过电压。由于可控电抗器具备较强的过电压和过负荷能力，可有效限制线路计划性合闸、重合闸、故障解列等的操作过电压。
（4） 线路容性功率补偿。对于超/特高压线路，当传输功率较大或接近自然功率时，系统的容性和感性无功自然平衡，此时，可控并联电抗器容量调至较低(或接近零)。相反，在线路轻载时，可控电抗器容量应增至额定值，以充分吸收线路的充电无功。
（5） 潜供电流抑制。降低线路单相接地时的潜供电流以提高单相重合闸的成功率是改善系统可靠性和稳定性的一个重要环节。模拟实验和理论分析表明，可控电抗器配合中性点小电抗和一定的控制方式，可大大减小线路单相接地时的潜供电流，有效地促使电弧熄灭。
（6） 由于电网在运行中要承担所有负荷的冲击和波动，由此系统变电站因负荷原因而造成的开关操作很多，采用可控电抗器后，可以起到无功功率动态平衡和电压波动的动态抑制，减少开关的操作，从而减少开关设备的维护和保养，节省运行和维护费用，并延长设备的使用寿命。
实施该项技术需解决的问题（含技术完善、技术政策）
（1） 系统分析与仿真研究
• 建立可控电抗器的系统分析模型
• 我国电网对可控电抗器的需求分析
• 根据需求分析结果，进行系统分析计算，按照示范工程的要求，选择合适的可控电抗器示范工程点
• 各电压等级下具有一般性条件的可控电抗器接入系统的电磁暂态研究
• 中性点小电抗的接入方式及其效果研究
• 示范工程的系统分析与仿真研究，提出可控电抗器的容量和控制要求。
（2） 可控电抗器控制技术研究
• 适用于可控电抗器的控制及保护系统策略研究
• 控制及保护系统实现技术研究
• 磁控电抗器功率单元实现技术研究
• 高阻抗变压器阀和开关单元实现技术研究
（3） 可控电抗器系统集成技术研究
• 可控电抗器系统规范及企业标准的制订
• 可控电抗器控制及保护系统规范
• 可控电抗器出厂及型式试验方法
• 可控电抗器现场检验规范
（4） 超高压可控电抗器控制及实验
• 可控电抗器调节机理的研究
• 试验方法的研究

（5） 可控电抗器示范工程性能的现场验证
• 根据示范工程的特点，制定现场验证可控电抗器各种控制和保护性能的实验项目和实验方法；
• 针对拟定的实验项目和实验方法进行系统分析和仿真，并和实验结果进行对比。
应用目标与原则：
在完成500kV国产化可控电抗器示范工程的基础上，进一步完善和发展超高压和特高压可控电抗器技术，将它应用到更高电压等级的系统中，为我国建设特高压电网提供强有力的技术支撑。推动和促进我国相关技术产业化的发展。
（1） 完成国内外可控电抗器技术的调研，重点了解该技术发展的概况和趋势。
（2） 完成投产500kV可控高抗的科技示范工程。
（3） 完成可控电抗器应用