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高压直流输电与特高压交流输电的比较研究 |
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| 高压直流输电与特高压交流输电的比较研究 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 9:44:29  |
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詹弈 尹项根
科技大学电力与电子工程学院，武汉430074
0 引言
我国电网的特点是能源资源与经济发展地理分布极不均衡，必须发展长距离、大容量电能传输技术，采用新的或更高一级电压等级，实现西南水电东送和华北火电南送。目前国内外的研究集中在高压直流(HVDC)和特高压交流(UHV)输电技术。本文试就这两种技术的应用现状、优缺点进行比较，并预计这两种技术在我国的发展前景。
1 国内外高压直流与特高压交流输电的应用概况
随着电力电子和计算机技术的迅速发展，直流输电技术日趋完善，在输送能力和送电距离上已可和特高压交流竞争。多端直流输电技术也取得了一些运行经验：意大利到撒丁岛和柯西岛的三端直流输电工程于80年代投运；美国波士顿经加拿大魁北克到詹姆斯湾拉迪生的五段直流输电工程，全长1500 km，1992年全线建成投入五端。到1996年底全世界已投运的直流输电工程有56个，输电容量达54.166 GW［1］。
我国的葛洲坝—上海500 kV双极联络直流输电工程1989年投运，额定容量为1 200 MW，输电距离为1 080 km。天生桥—广州500 kV直流输电线路全长980 km，额定输送功率1 800 MW。此外，三峡—华东两回直流输电方案已审定。
目前国外单个直流输电项目的输电容量正在逐步增加，表1为其中典型代表。
特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期，前苏联从80年代开始建设西伯利亚—哈萨克斯坦—乌拉尔1 150 kV输电工程，输送容量为5 000 MW，全长2 500 km，从1985年起已有900 km线路按1 150 kV设计电压运行。1988年日本开始建设福岛和柏崎—东京1 000 kV 400余km线路。意大利也保持了几十km的无载线路作特高压输电研究。美国AEP则在765 kV的基础上研究1 500 kV特高压输电技术。
但是，80年代中期以后世界经济发展减缓，美国和其他一些国家都推迟或暂时放弃特高压交流输电技术，只有前苏联的1 150 kV工程投运，日本的特高压输电线路降压至500 kV运行。
2 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。两端交流输电系统的等值电路见图1。输送功率为：P=(E1E2/XΣ)sinδ，式中：E1、E2分别为受送端交流系统的等值电势；XΣ为线路、发电机、变压器的等值电抗；δ为两电势的相角差 。
由此可见，在一定输电电压下，交流输电容许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制，还须采取提高稳定性的措施，增加了费用。而用直流输电系统连接两个交流系统，由于直流线路没有电抗 ，不存在上述稳定问题。因此，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。
然而，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。
特高压交流输电的主要优点为：
(1) 提高传输容量和传输距离。随着电网区域的扩大，电能的传输容量和传输距离也不断增大。所需电网电压等级越高，紧凑型输电的效果越好。
(2) 提高电能传输的经济性。输电电压越高输送单位容量的价格越低。
(3) 节省线路走廊。一般来说，一回1 150 kV输电线路可代替6回500 kV线路。采用特高压输电提高了走廊利用率。
特高压输电的主要缺点是系统的稳定性和可靠性问题不易解决。自1965～1984年世界上共发生了6次交流大电网瓦解事故，其中4次发生在美国，2次在欧洲。这些严重的大电网瓦解事故说明采用交流互联的大电网存在着安全稳定、事故连锁反应及大面积停电等难以解决的问题。特别是在特高压线路出现初期，不能形成主网架，线路负载能力较低，电源的集中送出带来了较大的稳定性问题。下级电网不能解环运行，导致不能有效降低受端电网短路电流，这些都威胁着电网的安全运行。另外，特高压交流输电对环境影响较大。
由于交流特高压和高压直流各有优缺点，都能用于长距离大容量输电线路和大区电网间的互联线路，两者各有优缺点。输电线路的建设主要考虑的是经济性，而互联线路则要将系统的稳定性放在第一位。随着技术的发展，双方的优缺点还可能互相转化。两种输电技术将在很长一段时间里并存且有激烈的竞争［2］。
3 两种技术在我国的发展前景
(1) 2020年前，直流输电应用于以长距离大容量输电为目的的大区电网互联。
根据我国电网的远景规划，在北方火电基地建成之前，我国将形成北部、中部、南方三大联合电力系统。三峡水电站计划将于2009年建成，装机容量18.2 GW，向华东输送容量～8 GW，输送距离1 100 km。目前初步确定的电压等级方案为500 kV交流加500 kV直流的交、直流混合方案。这一方案使电站的出线回路偏多，电压等级偏低。
从国外电力系统发展的历史来看，一座或数座大型电站接入系统，会促使系统出现更高一级电压等级。我国西北刘家峡电站的接入系统开始形成了西北330 kV电网；葛洲坝水电站建成，使我国华中地区形成了500 kV电网。在国外，加拿大为邱吉瀑布水电站群建设了735 kV电网；俄罗斯为核电站送电建设了750 kV电网。我国三峡水电站的建成以及今后发展特大型水、火基地，都极有可能需要建立特高压输电网。
但是，在现阶段，特高压输电技术储备不足，没有成套成熟的技术；而直流输电在可控性、隔离故障及运行管理等方面占有许多优势，特别是采用直流联网时两网之间的波动互不干扰，稳定性很高 。因此，在未来20年，直流输电将作为长距离大容量输电的主要方式和500kV交流网架的强化措施，以便在无更高一级交流电压输电线路时形成大区电网互联。
科学领域的新成就将扩展直流输电技术的用途。一些新的发电方式，比如磁流体、电气体、燃料电池和太阳电池等产生的电能都是以直流方式送出并经逆变器交换后送入交流电力系统，远海中的海洋能发电厂需用海底直流电缆将电能送到大陆。另外，新型电池和超导等新的储能系统和交流电力系统连接时都需要有关直流输电的技术。
总之，随着直流输电技术的日益成熟、输电设备(主要是换流器)价格的下降和换流站可用率的提高，它在电力系统必将得到更多的应用。
(2) 到2050年，交流特高压电网将作为全国联网的主网架。继三峡水电站之后即将开发西南水电基地，金沙江上、中、下游段13个梯级电站共装机67.38 GW，澜沧江中下游14个梯级共28.9 GW，雅砻江11个梯级共24.30 GW，大渡河17个梯级共17.72 GW，将大容量外送～60 GW［3］。
在火电发展方面，煤炭能源输送方式有［4］：运煤发电和就地发、输电。运煤发电方式存在许多弊端，比如环境污染严重，大量占用城市土地资源，对交通运输有一定压力等。而就地发电方式将解决上述弊端，即建设坑口电站，以远距离大容量输电的方式，将能源输送到负荷中心。到2050年,“ 三西”火电基地将向东北、华北、华东、华中输电。
尽管到目前为止全国联网网架结构尚不明朗，但随着金沙江梯级电站和北方火电基地的建成，以直流输电形成全国直流联网几乎不可能。因全国联网必是多端网络，采用特高压交流输电线路，形成以三峡电网为中心的全国电网互联的格局，这是全局，特殊情况下局部可用直流联网或背靠背直流联网。
4 结论与建议
a.研究和发展高压直流输电和特高压交流输电十分必要。
b.将来我国的特高压输电仍以交流为主，直流只用于局部联网等特殊情况。
c.对技术经济进行分析，兼顾我国电力系统的长期发展，确定新的电压等级。
d.积极引进和吸收国外的成果，研制成套高压直流输电设备，早日实现国产化。
e.建设工业性的特高压实验线路，与国外专家及各制造厂家共同研究适合中国特点的特高压输电成套设备。
参考文献
1 李兴源.高压直流输电系统的运行和控制.北京：科学出版社.1998
2 朱鸣海.关于发展我国特高压输电的意见.电网技术，1995，19(3)：54
3 郑美特.全国联网和大区形成主干网架的研究.电网技术，1999，23(1)：63
4 万启发.21世纪我国的特高压输电.高电压技术，2000，26(6)：12
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