±800 kV复奉特高压直流系统5年运行分析

李凤祁，佘振球，徐海军，娄殿强，叶廷路

(国家电网公司运行分公司， 北京市 100052)



±800 kV复奉特高压直流系统5年运行分析

李凤祁，佘振球，徐海军，娄殿强，叶廷路

(国家电网公司运行分公司， 北京市 100052)

±800 kV复奉特高压直流输电工程迄今为止已成功运行5年。总结了这5年中复奉直流的运行情况、可用性指标和影响因素。复奉直流5年来累计输送功率达939 亿kW·h，未发生双极、单极强迫停运，仅发生5次单阀组强迫停运，强迫能量不可用率仅0.036 8%，达到了世界领先水平，实践证明了直流特高压技术的安全性和经济性。运行期间暴露出的影响可用率的设备问题均已及时充分整改，且推广应用到了后续特高压直流输电工程。复奉直流5年来的成功运行对特高压直流输电工程大规模建设和快速发展起到了示范和推动作用。

特高压直流输电；复奉直流；可用率；运行

0 引 言

±800 kV复奉特高压直流输电工程(复奉直流)于2007年4月26日核准，2010年7月8日双极投运，是世界上第1个±800 kV、6 400 MW特高压直流输电工程，将世界直流输电电压等级和输送容量提升到了一个新的水平[1-2]。

复奉直流工程首次将单12脉动换流阀额定输送功率提高到了1 600 MW，将直流电压提高到了800 kV，将单位输电走廊输电能力提高到了常规±500 kV直流工程的1.5倍，将单位长度线路损耗降为常规±500 kV直流工程的40%[1]。

该工程创造了18项世界第一，第1次研制成功6英寸可控硅换流阀，研发出了电压等级最高单台容量最大的换流变，是中国和世界直流输电发展史上的标志性工程[3-7]，并且大大提升了我国换流站核心设备的设计、制造和试验能力。

当前，我国正在建设酒泉—湖南、上海庙—山东、山西—江苏、锡盟—泰州、准东—皖南等一系列特高压直流输电工程。后续直流工程的电压等级将更高、输电容量更大、输电距离更远，及时总结复奉直流建设运行经验，并应用到后续特高压直流工程中去，将有利于进一步提高后续工程的性能。

1 复奉直流总体运行情况

1.1 输送电量

截止到2015年7月8日，复奉直流已成功运行5年，复奉直流累计输送电量939亿kW·h，在四川水电外送、保障华东电网迎战用电高峰、缓解煤电运紧张等方面发挥了重要作用。累计为上海市节约原煤1 500万t，减排CO2超过3 000万t。

复奉工程历年输送电量见图1。从图1可以看出，复奉直流在投产初期受发电厂机组建设相对滞后限制，输送能力未能充分发挥。2013年后，发电厂机组全部投运，复奉直流年输送电量提高到了300亿kW·h，在每年7～11月迎峰度夏期间基本维持满功率运行，可以为上海市约1/3的电力负荷提供清洁能源。

图1 复奉工程输送电量

1.2 可用率指标

1.2.1 强迫能量不可用率

自投运以来，复奉直流未发生换流站原因导致的单极、双极直流强迫停运，复龙站发生单阀组强迫停运5次；奉贤站直流强迫停运0次，创造了国家电网公司新投运换流站连续5年未发生直流强迫停运的运行记录。

复奉工程历年强迫能量不可用率见图2。5年平均强迫能量不可用率为0.036 8%，远低于设计值0.5%，且有逐年下降趋势。随着设备隐患治理逐年深入和故障处理质量和速度的逐年提高，复奉直流强迫能量停运不可用率在2012年后可以控制在0.04%以下。

图2 复奉工程强迫能量不可用率

根据2012和2014年CIGRE 关于世界直流输电工程运行性能调查报告提供的数据[8-9]，国外输送容量大于1 000 MW直流输电工程的强迫能量不可用率见表1，其平均值为0.59%。而复奉直流强迫能量不可用率为0.036 8%，比国外工程平均值小了1个数量级，该指标远远优于国外工程。

表1 国外1 000 MW以上直流工程强迫能量不可用率

Table 1 Forced energy unavailability of foreign HVDC projects with more than 1 000 MW

伊泰普工程投运第2个五年的强迫能量不可用率达到了0.5%以下[10]，而复奉直流在第1个五年就达到了0.05%以下，这既是近20年来我国直流输电装备制造水平大规模提高的必然结果，也是我国近10年来直流运维水平进一步发展的成果。

复奉直流优异的运行指标也证明了关于±800 kV特高压直流输电技术在经济技术方面的优越性，肯定了设计初期“特高压直流工程的可靠性可用率指标甚至将优于较低电压换流器的指标”的论断[11]。

复奉直流历年强迫停运相关信息见表2。从表2可以看出，复奉直流5次单阀组停运均属于设备质量问题或设计问题，其中直流控保系统原因2次，换流变原因1次，换流阀原因2次。

1.2.2 计划能量不可用率

复奉工程历年计划能量不可用率见图3，其中计划能量不可用率平均值为7.1%，而根据2012和2014年CIGRE 关于世界直流输电工程运行性能调查报告提供的数据[8-9]计算的国外输送容量大于1 000 MW直流输电工程的平均计划能量不可用率为2.42%。复奉直流计划能量不可用率较高的原因主要是复奉直流在枯水期间送电需求较小，所以安排的年度检修时间较长。

表2 复奉直流强迫停运信息

Table 2 Forced outage of XSH800 project

图3 复奉工程计划能量不可用率

运行5年来两站共因设备故障申请临时停运33次，统计结果见图4。换流阀引起的临时停运次数最多，达到13次，主要为阀塔元件发热。其次为换流变9次，主要为套管漏气、本体漏油。直流场设备引起临时停运5次，原因为直流分压器测量故障和设备接头发热。控制保护设备引起临时停运3次，原因为影响双系统的板卡故障。交流设备停运3次，原因为换流变出线间隔GIS出线套管漏气。

图4 复奉工程计划停运次数统计

2 主要设备问题及处理情况

复奉直流运行5年来，暴露出了一些设备问题，正确分析处理这些问题不仅有利于复奉直流的长周期安全稳定运行，而且对新建直流工程的建设运行具有重要的参考价值。

2.1 复龙站换流阀丢失触发脉冲问题

系统调试期间多次发现直流电流短暂跌落的现象，2010年2月28日10：30到11：50之间，共捕捉到9次。现场故障录波(图5)显示3 s内发生了3次，每次持续约8 ms，直流电流最大跌落到-19 A。

图5 典型的直流电流跌落波形

在分析2月26日至3月4日录波的基础上提出了下面的监视方案：

(1)在极一低压阀组控制系统中，监视直流电流，在直流电流小于200 A时，输出一个宽度为20 mm的脉冲信号；

(2)利用该脉冲信号，触发示波器，记录故障时Y桥阀3的控制脉冲(CP)，电压建立回报信号(IP/CB)和触发脉冲(FP/FCS)；

(3)分析故障时刻，上述3个信号是否正常。

3月7日按方案组织试验，成功捕捉到电流跌落时的触发脉冲波形(见图6)。其中上部黄色曲线为控制脉冲,中间绿色信号为触发脉冲，下部紫色信号为直流电流跌落触发信号。从示波器波形看，在电流跌落前，阀控系统给对应阀的触发脉冲只有1个短脉冲，而不是协议所规定的2个短脉冲，所以该阀不能正常触发，导致直流电流跌落。

进一步检查阀控系统软件，发现在阀控主处理器板中，有一个内部变量。该变量在检测到控制脉冲CP上升延时置1，维持8s后自动变为0，阀触发脉冲在该信号为1期间生成。但是由于输入回路以及处理器的元件存在一定分散性，因此8s的时间窗口不能可靠保障双触发脉冲的正确产生，因此将该内部变量有效时间从8s改为了10s。重装阀控系统主处理器程序后，复龙站未再检测多直流电流跌落或者换流阀误触发现象。

图6 正常触发脉冲(左图)和异常触发脉冲(右图)的比较

本事件暴露出系统调试期间阀控系统功能测试不充分的问题，因此后续特高压直流工程要求阀控系统应全程参与控制保护系统联调试验，及早发现问题解决问题。

2.2 复龙站换流阀阀冷系统流量速断保护误动问题

受复龙站换流阀阻尼电阻散热水平限制，换流阀阀冷系统配置了流量速断保护，换流阀投标书中要求当流量低于50%额定流量时应立即跳闸，系统调试期间因该保护难以躲过主泵切换、站用电切换等正常操作时的流量波动，厂家将换流阀流量速断保护的流量定值修改为29 L/s，延时1 s。

该定值可以躲过常规的阀冷主泵系统切换引起的流量波动，但在2011年8月30主泵切换不成功回切至原主泵的过程和2013年7月5日单阀组2台主泵均瞬时不可用的情况下，均发生了误动。尤其在7月5日故障中，极1低端阀冷系统主水流量低于29 L/s的时间为1.5 s，极2低端阀冷系统主水流量低于29 L/s的时间为1.3 s(见图7)，均略大于原流量保护延时1 s，刚好不能躲过。

为彻底解决该问题，组织对复龙站换流阀阻尼电阻进行了以下测试：

(1)模拟触发角为17°时阻尼电阻低流量15 s、模拟触发角为40°时阻尼电阻低流量功率耐受7 s，试验过程中电阻内部未出现气泡，试验前后电阻外观及组织无变化，解剖后电阻未发现变形或氧化痕迹。

图7 故障期间4个阀组阀冷系统流量曲线

(2)模拟触发角为90°时阻尼电阻低流量功率耐受2 s试验，试验过程中电阻冷却水管内部出现气泡，试验前后电阻外观及组织无变化，解剖后电阻内存在氧化痕迹。

该试验证明复龙站换流阀在小角度运行情况下若发生阻尼电阻冷却流量过低的情况，至少可正常运行5 s。若在大角度运行情况下，则运行时间不宜超过1 s。国网综合分析后认为工程实际中不存在触发角在1 s内维持90 °的工况，因此建议将复龙站换流阀流量速断保护定值从1 s修改为4.5 s。

该措施已应用到复奉、锦苏、哈郑、溪浙4个特高压直流工程中，修改流量速断保护定值后未再发生流量速断保护误动问题。

同时后续工程中将换流阀冷却系统主泵供电回路开关、变频器、软启动器等元件的保护整定纳入站用电保护整定的范围，将站用电电压允许波动范围列入了《站用电设计技术规范》等企标，将主泵切换试验列入新工程分系统试验重点项目，并将变频器直流电压测量精度校验、阀冷电源回路电压继电器功能校验等纳入了年度检修范围。

2.3 复龙站换流变油枕胶囊破裂问题

2011年4月29日运行人员例行巡检时发现极II高端Y/Y-C相换流变本体油枕呼吸器处持续严重漏油，达到1～2 L/min。5月2日复龙站极II高端 Y/Y-C相换流变本体重瓦斯保护动作，极II高端阀组闭锁，直流系统输送功率未损失。现场检查发现该变压器油枕左侧胶囊存在贯穿性破裂，如图8所示。

分析认为，当左侧胶囊破裂时，左侧胶囊内气体大部分进入了右侧完好胶囊并引起右侧胶囊中压力上升，同时环境温度、输送功率变化等因素也会引起右侧完好胶囊的气压增大，2个因素共同作用促使左侧油面进一步上升，右侧胶囊中压力进一步上升。

图8 复龙站极II高Y/Y-C换流变破裂的油枕胶囊

图9为换流变油枕结构示意图。当左侧油面上升到油枕顶部时，则油顺将沿着呼吸器留下，并形成虹吸现象。随着变压器油不断沿呼吸器流出，破裂的左侧胶囊外部油枕顶部形成局部真空，使右侧胶囊内压气压逐渐减少，呼吸器中油流出量逐步减少。但由于现场泄漏变压器油过多，使实际油位低于瓦斯继电器跳闸段动作位置，造成瓦斯继电器动作。

图9 换流变油枕结构示意图

本事件后，建设方面要求在新特高压工程中换流变设置油枕胶囊泄漏检测装置，运行方面要求运维中通过巡视及时发现并处理油位过低故障。

2.4 奉贤站换流变冷却器漏油问题

奉贤站换流变冷却器自2009年投运后至2013年大负荷试验前一直运行稳定，但经过2013年长时间满负荷运行后发现极I低端YD换流变A相H2含量持续升高，原因为该换流变第2组冷却器渗漏，导致气体进入换流变内部。

2014年2月年度大修期间发现极I低端YD换流变A相第3组冷却器中部渗油并更换了该冷却器，但2014年4月2日再次发现该冷却器渗油，具体渗油位置为顶部排注油堵头，流速约1滴/min。

2014年4月发现极II低端YD换流变B相第2组冷却器、极II低端YD换流变C相第3组冷却器，极I低端YD换流变C相第3组冷却器，极I低端YY换流变B相第1组冷却器、极II高端YD换流变C相第1组冷却器均存在渗漏油迹象，如图10所示。

图10 奉贤站换流变冷却器渗漏

经统计出现渗油的冷却器均为特变电工采购供货。泄漏原因均为散热片的盘管出现砂眼或破损，这与冷却器盘管材质及加工工艺有关。2014年用不锈钢材质的盘管更换了特变电工产所有换流变冷却器，投运后运行正常。

2.5 直流分压器测量异常问题

2010年10月23日12点34分，复龙站检测到复奉直流极2电压跌落，从800 kV降至181 kV，约400 ms后恢复。检查逆变站录波，发现极2电压测量值忽然从-770 kV跃变到-1 500 kV，如图11所示。逆变侧电压测量值的突然升高引起电压控制器动作，将熄弧角从17°左右增大到60°左右，以期降低直流电压，从而引起整流侧直流电压下降。

图11 奉贤站极I直流电压测量异常

自2010年10月23日至2011年8月，该现象在复龙站发生6次，在奉贤站发生5次，且均在阴雨天气发生。在统计分析故障特征和仿真计算的基础上，初步将直流电压测量异常原因定位为直流分压器内部闪络，2011年5月对两站各直流分压器气体组分进行了处理，其中复龙站极1直流分压器相关气体分析结果见表3。

表3 复龙站极1直流分压器气体分析结论

Table 3 Gas analysis of DC voltage divider in Fulong station pole 1

表3表明，充气前直流分压器内乙烯含量高达13.4×10-6，充气后直流分压器内乙烯经过4次故障后从1.29×10-6增大到2.34×10-6，这充分证明测量故障期间直流分压器内部发生了局部放电。放电暂时改变了直流分压器的分压比，引起直流测量电压的跃变，当放电结束绝缘恢复时，直流测量值也就恢复正常。

基于以上结论，将一支直流分压器返厂检查，在直流分压器内部电阻桶上的确发现了多个放电痕迹。进一步分析认为，复奉工程中直流分压器内部仅充氮气的设计有误，在阴雨天气下由于内外电场的差异会造成氮气击穿，为提高分压器内部绝缘水平，应改用绝缘性能更好的SF6。

自2011年9月将复龙、奉贤各直流分压器从充氮气改为充SF6后，迄今为止未再发生类似直流电压测量故障。该措施也应用到了锦苏、哈郑、溪浙等特高压直流输电工程。

2.6 换流变相关问题

复奉直流投运5年来换流变运行基本稳定，但也发生了本体产气、套管漏气等问题。

2011年8月复龙站巡检发现极I高端Y/Y-B相换流变2.1套管存在SF6渗漏，停电检查确认套管上存在渗漏点，现场立即申请对换流变进行了整体更换，并进行了解体分析。检查发现套管玻璃钢筒内部存在一个黑色针孔(见图12)，上部导电杆与电容芯子内导电杆连接处的接触面上有黑色物质及部分损伤(见图13)。

2012年11月28日发现极II低端星接换流变C相H2含量数值为189×10-6，超出相关标准要求。进一步检查发现在线监测装置中一个光电传感器已经破裂，见图14。油色谱氢气含量高，可能是由于载气(氦气)因该装置气密性不好而进入换流变油所致，离线测得的氢气值实际上是氦气值。

图12 漏气套管的玻璃钢筒内存在一个黑色针孔

图13 导电杆上的黑色物质

图14 破裂的在线监测装置传感器

2013年1月22日、11月15日、12月9日，巡视分别发现复龙站极II高端Y/Y-A换流变2.2套管升高座与本体连接缝隙处、极I高端Y/Y-C换流变2.2套管升高座与本体连接缝隙处、极I高端Y/Y-C换流变2.2套管升高座固定螺栓处均存在较严重的渗油，见图15。多台换流变在同一位置发生漏油，这可能与2.2套管受力较大有关。2.2直流套管升高座与本体连接法兰除承受2.2套管及升高座本身质量外，还通过2.1与2.2套管之间的支撑架承受部分2.1套管及升高座的质量，法兰上部拉力较大，从而引起渗漏。研究制订了在该套管升高座下部加装支撑架的治理方案，实施后效果良好，并被推广到天中、溪浙等后续工程。

图15 复龙站800 kV换流变升高座与本体连接处漏油

2.7 一次设备发热问题

复奉直流运行过程中，尤其是2013年配套机组投入具备满功率运行条件后，在迎峰度夏期间多次发生直流场设备及换流阀设备发热问题。

2013年10月18日奉贤站红外测温发现极I中性线平波电抗器直流侧接头发热，最高时达到186℃。2014年6月6日红外检测发现复龙站极II低端Y/D-B相阀塔电抗器导流板过热，最高温度达到110 ℃。2014年9月7日复龙站红外测温发现极II低端换流阀Y/Y-C相第1层右侧阀电抗器导流板发热，达106 ℃并且缓慢上升至138 ℃，见图16。

图16 复龙站换流阀阳极电抗器导流板发热

核查发现复龙站换流阀电抗器接头使用铝质材料，导流排为铜质材料，二者有效接触面积为5 874 mm2，额定电流时的载流密度为0.4 A/mm2，远远小于DL 5222—2005《导体和电器选择设计技术规定》的标准对建议值0.093 6 A/mm2。

2014年7～9月期间，对复奉特高压换流站共计4 000余个一次设备接头进行了排查，发现部分接头设计裕度不足，组织厂家制定接头改造方案，并于2015年4月底前完成复奉直流两端换流站一次设备接头的改造。

建议在新工程中，尤其对进一步提升输送能力的特高压直流输电工程，设计期应校验各类设备接头材质、电流密度、压紧力等，对不满足要求的接头型式应提前修改、测试。

2.8 奉贤站交流滤波器L2过负荷问题

2011年7月1日复奉直流2 700 MW运行，15：54奉贤站4组交流滤波器的L2电抗器过负荷保护同时动作，跳开4组滤波器。无功控制随后自动投入备用交流滤波器，但刚投入的2组交流滤波器的L2电抗器过负荷保护随即动作，相继跳开刚投入运行的2组交流滤波器。无功控制继续自动投入2组备用交流滤波器，但刚投入的2组交流滤波器的L2电抗器过负荷保护又动作。这样，奉贤换流站交流滤波器出现频繁投入和跳开现象，时间长达11 min，这期间奉贤换流站8组交流滤波器分别各进行了10次自动合闸和10次L2电抗器过负荷保护动作跳闸。为防止设备损坏，国调下令紧急停运复奉直流极I。极I停运后，奉贤站交流滤波器频繁投切现象消失，极2直流系统稳定运行。

检查15：54跳闸的滤波器的录波，发现流过L2的电流达到了427 A，而L2过负荷保护定值为427 A无延时跳闸，符合保护动作条件，保护动作正确。

奉贤站输送2 700 MW时，绝对最小滤波器要求投入3组12、24型双调谐滤波器。所以在跳开4组滤波器与极I闭锁之间的这段时间内，绝对最小滤波器条件一直不满足，无功控制一直在等待时机投入滤波器。另一方面，在此期间处于投运状态的交流滤波器最多仅为3组，所以其L2过负荷必然动作。

为研究滤波器L2过负荷原因，组织了现场试验，将双极功率从1 000 MW上升到1 700 MW时交流滤波器L2电抗器电流达到了386 A(额定值的91.5%)，试验结果如图16所示。在维持该工况过程中，运行人员忽然观察到L2电抗器电流增加了12 A，达到了额定值的94.3%。试验单位也发现从3点到9点直流功率维持1 700 MW期间，交流线路电压畸变率从1.4%上升到1.5%。计算后确认上述5次、11次谐波的增加会引起L2电抗器增加11次谐波电流约20 A，5次谐波增大约4 A，与实际情况相符，如图17所示。

图17 试验中记录的交流侧电压畸变率

鉴于复奉直流在03:00到09:00之间未改变运行方式，换流器产生的谐波不会变化，谐波畸变率升高应来自于交流系统的其他谐波源，例如高铁。

本次故障后，重新核查了交流滤波器L2电抗器的过负荷能力，确认可以将L2过负荷保护定值从427 A提高到750 A。

本次事件后，在新工程中加强了交流滤波器电抗过负荷能力的审核。

2.9 复龙站换流变饱和保护动作问题

2015年6月10日08：32复龙站极Ⅱ低端阀组换流变A套饱和保护动作，08：43极Ⅱ低端阀组换流变B套饱和保护启动系统切换，09：02极Ⅱ高端阀组换流变A套、C套饱和保护动作，极II高端阀组控制系统进行系统切换，见图18。

图18 极2高端控制系统录波，B系统(左)，A系统(右)

录波显示，在07:08：33之前，极2高端换流器由B系统控制，触发角维持在22左右，当在07：08：33之后，极2高端换流器转由A系统控制，触发角开始在22°至30之间以20 ms的周期反复变化。

极II高端A系统之所以引起触发角异常，是因为其测量的A相阀侧电流正向偏移了约600 A。复奉直流中，高低端换流阀的触发角是由极控系统根据直流侧电流IDNC，高端换流阀阀侧电流最大值、低端换流器阀侧电流最大值这三者的最大值来控制的，所以这种情况下极控系统“感受”到的直流电流不是平滑的IDNC，而是在IDNC上添加了一个幅值为600 A，宽度为6.6 ms的方波信号，为了维持直流电流恒定，控制系统只好反复调节触发角。图19 为电流控制器中直流电流实际值计算逻辑。

图19 电流控制器中直流电流实际值计算逻辑

现场检查发现，极2高端星接换流变阀侧电流测量板卡光放大器故障，导致IVY_L1测量值出现了一个很大的零漂。更换该板卡后，未再发生类似事件。

此外，复奉直流工程中，极控系统完成定电流控制，高低端换流器控制系统均仅执行极控的触发角命令。本例中，尽管低端阀组换流变先进行了切换，但并不能纠正极控系统的行为，仅当高端阀组切换后，故障的IVY_L1才不再参与极控的电流控制器，极控的触发角才恢复正常。因此，建议在后续工程中，换流变饱和保护动作后，同时启动阀组控制系统和极控系统的切换。

3 结 论

本文回顾了复奉直流5年的运行情况，并得出如下结论：

(1) 复奉直流投运以来长期稳定运行，输送电量939亿kW·h，5 年内仅发生过5次单阀组强迫停运，强迫能力不可用率远优于国际水平，实践证明了±800 kV特高压直流技术的先进性和优越性。

(2) 复奉直流中发生的设备问题均已及时处理，部分处理措施已推广应用到后续新建特高压直流工程,并列入相关设备技术规范或反事故措施中。复奉直流为特高压直流技术的发展起到了良好的示范和推动作用。

(3) 复奉直流计划能量不可用率较高，主要原因是计划检修时间较长，次要原因是临时停运较多。通过优化运检策略和提高设备运维水平，有望进一步提高复奉直流的可用率。

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李凤祁 (1972)，男，高级工程师，研究方向为直流输电；

佘振球 (1963)，男，高级工程师，研究方向为直流输电；

徐海军 (1976)，男，高级工程师，研究方向为直流输电；

娄殿强 (1962)，男，高级工程师，研究方向为直流输电；

叶廷路 (1963)，男，高级工程师，研究方向为直流输电。

(编辑：刘文莹)

Running Analysis of XSH800 UHVDC Transmission System in Last 5 Years

LI Fengqi，SHE Zhenqiu，XU Haijun，LOU Dianqiang，YE Tinglu

(Grid Operation Branch of State Grid Corporation of China, Beijing 100052, China)

±800 kV Fulong-Fengxian UHVDC transmission system (XSH800 project) has successfully operated for 5 years. Its operation situation in last 5 years was analyzed, as well as the availability index and influence factors. In last 5 years, the cumulative transmission power of XSH800 was up to 895.53 billion kWh; bipolar and unipolar forced outage did not occur; single-valve group forced outage only happened five times; the unavailability of forced energy was only 0.0368%, which reached the international leading level. The practice results prove the safety and economy of UHVDC technology. The equipment problems exposed during operation, which may affect the availability, have been timely and fully corrected, and applied in the subsequent UHVDC transmission project. The successful operation of XSH800 in last 5 years has played a role in the demonstration and promotion for the large-scale construction and rapid development of UHVDC transmission project.

UHVDC transmission; XSH800; availability; operation

TM 72

A

1000-7229(2015)09-0103-09

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.09.017

2015-06-05

2015-07-30