高压特高压直流与特高压交流输电经济性比较.docx
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高压特高压直流与特高压交流输电经济性比较
高压/特高压直流与特高压交流输电的经济性比较
曾庆禹
中国电力科学研究院北京清河小营100192
【摘要】本文调查世界各国直流输电发展状况，对比分析我国直流输电工程状况及特点，以直流输电的基本原理和实际运行数据研究直流输电的运行性能与其建设成本、功率损失率、电量损失率和运行成本之间关系。
对高压/特高压直流输电和1000KV特高压交流输电在功率和电量损失、建设成本、运行成本和寿命周期成本方面做了深入比较分析。
研究结果表明：
架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小。
高压/特高压直流架空线路大容量远距离输电，与特高压三相交流输电相比，输电的功率和电量损失率、输电年运行成本和寿命周期成本高，运行可靠性低。
为实现电网节能减排，不应继续大量建设高压/特高压直流输电工程。
大容量远距离“西电东送”宜发展1000KV输电网络输电，将大规模电力分散落点，实现远距离输送和全国范围广域分配。
研究经济高效、安全可靠的1000KV输电网架结构，将已有的直流输电系统纳入1000KV电网，构筑“强交弱直”的超级广域电网。
。
0.引言
电力工业初期，发电、输电和用电全是直流电。
自1891年建成第一条三相交流输电系统，三相交流网络输电取代直流输电己走过120年发展历程。
由于输电的经济性，适应电源和负荷变化的灵活性和运行可靠性，三相交流输电网络己覆盖世界各国的城镇和乡村。
从20世纪70年代开始，在高电压大功率晶闸管技术成熟基础上，在国外，高压直流输电在输电网建设中作为个别输电方案得到一定的应用。
77.3％直流输电工程用于海底电缆输电和背靠背换流工程，22.3％用于架空线路大容量远距离输电。
直流输电容量占整个输电容量比例极小，如美国，仅占0.605％的总装机容量。
在国外，高压直流输电仅仅是整个输电工程的个案说明了它的经济性、可靠性和灵活性差的问题。
但是，在我国，目前对直流输电特的认识不是这样。
文献［1］将直流输电与交流输电从概念上进行比较后得出结论：
直流输电与交流输电相比，‘当输送相同功率时，其线路造价低。
线路（功率、电量）损耗率较小，线路运行费用也较省’。
文献［2］认为架空线直流输电‘与交流输电相比，输送同样的功率，线路造价为交流输电的2/3，其线路损耗约为交流的2/3‘。
文献［3］提出，‘一条1000KVAC线路，如果不考虑稳定性和无功功率约朿，其线路长度超过1000Km，输送容量大约3000MW。
’，认为‘两条3000MW、1000KV交流线路和一条6000MW、750KV直流双极线路的可用性相当，因为如果单极发生接地故障，仅仅影响一个极的运行。
从可靠性方面进行比较，一个双极HVDC输电线路与两条交流输电线路相当’。
文献［4］提出‘直、交流输电费用的等价距离700Km’。
国内，有专家强调：
输电距离超过600Km应采用直流输电，特高压交流输电发挥作用的输电距离仅在500Km和600Km之间，“发展直流己是行业共识“。
但是，在国外，文献［5］在总结各国特高压直流输电可行性研究成果基础上得出结论：
‘应用现有知识和技术，建设和运行±800kV直流输电工程是可行的，但需要进一步研究直流输电的经济性和性能的充裕性（可靠性）’。
文献［6］在分析了特高压直流输电关键技术后，认为‘应用±600kV以上直流输电，严格来说，处决于其经济性和功率、电量的损失成本’。
国外，对待特高压直流输电技术的工程应用仍然以个别工程来处理，持谨慎观点。
目前，在我国，正在以前所未有的速度規划建设大量的大容量点对点或点对网的架空线路直流输电工程。
在这种情形下，研究和分析高压/特高压架空线路直流输电的经济性、可靠性和灵活性尤有必要。
本文调查世界各国直流输电发展状况，以直流输电的基本原理和直流输电工程实际运行数据进行研究，企图探讨直流输电的建设成本、功率损失率、电量损失率和运行成本之间关系，并与1000KV特高压交流输电进行比较，分析直流输电的经济性。
从直流输电原理和实际运行情况表明：
大容量远距离架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小；在相同输送功率情况下，直流输电要达到三相交流输电相同的功率损失率，建设成本高于1000KV交流输电；直流输电的年运行成本和寿命周期成本高于1000KV交流输电。
1.高压/特高压直流输电基本原理
直流输电系统由整流站、直流输电线路和逆变站三部份组成。
整流站用晶闸管（可控硅整流器）将三相交流电整流转换为直流电。
它通过直流输电线路被输送到受电端逆变站。
逆变站用晶闸管逆变将直流再转换为三相交流电。
基于晶闸管的直流输电，无论在整流站，还是在逆变站都要有足够的三相交流电源容量的支撑，以保证。
換流站交直流电压和电流的正常稳定变換。
整流站和逆变站通常称为换流站，均由交流开关场和直流换流场。
两直流换流场的主电路结构完全相同，由交流开关、换流变压器、可控硅整流器组成的换流阀、平波电抗器、直流滤波器、中性点接地极、交流滤波器和无功补偿设备及相应的控制保护系统构成。
整流站通过控制晶闸管触发角将交流电压转换成直流电压，其极线对地直流电压Ud1为：
（1）
逆变站通过控制晶闸管触发角将直流电压转换成交流电压，其极线对地直流电压Ud2为：
（2）
（3）
式中：
N1，N2—整流站和逆变站每极中的6脉动换流阀数，通常为2，±800kV为4；
，
—整流站和逆变站换流变压器交流电网母线线电压有效值（kV）；K1，K2--整流站和逆变站换流变压器变比；
，
—整流站和逆变站每相的换相电抗（Ω）；
，
—整流阀和逆变阀的触发角（度）；
—逆变器的关断角（度）。
直流线路的输电电流Id由两换流站间电压和线路电阻决定，其表达式为：
（4）
式中：
S—导线总截面（mm2），
—导线材料的电阻率（Ω·mm2/km），L—输电线路长度（Km）。
从上列各式可知，直流输电是：
以控制整流阀晶闸管触发角
和逆变阀晶闸管触发角
或关断角
，调节直流线路两端电压Ud1和Ud2，从而改变
值，调节直流电流Id，实现直流输电系统功率调节和整定。
直流输电系统输送的功率是亊先確定的，属定制控制。
直流输电系统采用定功率控制，先按照受端或送端系统给定的功率要求，调节Ud1,Ud2之间差值，产生达到功率要求值的Id，然后交由控制系统实現定功率控制要求。
直流线路电压损失率和功率损失率Kd表达式为：
（5）
从式（5）可知，直流线路电压损失率等于功率损失率。
直流输电系统输送功率Pd表达式为：
（6）
由式（6）可知，直流输电线路输送的功率与导线截面、电压损失率和电压平方乘积成正比，与输电距离成反比。
在我国Ud2=94%Ud~95%Ud，Ud为额定电压。
，直流输电系统输送功率Pd分别为额定功率的88%~90%。
输送功率与输送距离之乘积关係为：
PdL=2KdSUd22/
=Bc.Ud22（7）
式中Bc=2KdS/
-称为线路运行成本系数，反映线路建设成本和功率损失成本之积。
由于在电压给定情况下输电功率与距离的乘积是一个定数，选择小的导线截面，必然是功率损失大，而选择大的导线截面，必然线路建设成本高。
在输送功率和距离给定情况下，直流输电线路的运行成本可以说也是给定的，选择大截面导线增加建设成本，但可减少功率损失成本。
相反，减少导线截面以减少建设成本，但将增加功率损失成本。
选用小导线截面来增加输电距离必然导致增加功率损失成本。
直流输电系统的稳态额定输送功率处决于换流阀的晶闸管额定电流，受热稳定限制。
在额定电流给定情况下，不同分裂导线截面对应不同的输电距离和功率损失率。
以±800kV，4KA直流输电系统为例，表1列出了不同分裂导线参数与输电距离和输电功率损失率的相互关系。
表1分裂导线参数、功率损失率与输电距离关系
Kd（％）
L（Km）
2
3
4
5
6
6X720mm2
583
874
1166
1487
1772
6X800mm2
650
975
1299
1624
1949
6X1000mm2
830
1245
1660
2075
2490
由表1可知，直流输电距离的增加意味着功率损失率增加，节能要求或功率损失率要求制约直流输电的距离；直流输电的距离隨分裂导线截面的加大即建设成本的增大而增加。
2.我国与国外高压直流输电比较状况分析
2.1.我国与国外直流输电工程現状
根据文献［7］和有关方面统计，国外运行的和计划2010年投运的直流输电工程计75项，其中：
A.架空线直流输电17项，B.跨海电缆直流输电31项，C.背靠背直流27项。
我国运行的和2010年建成直流输电工程共计14项，其中：
A.架空线直流输电12项，C.背靠背直流2项。
国外，总计直流换流（输电）额定容量59762MW。
我国，总计直流换流（输电）额定容量42410MW，为国外直流換流（输电）总容量的71％。
我国架空线路直流输电额定总容量为国外的1.45倍以上。
至2010年，我国和国外直流输电工程現状如表2所示。
表2国外和我国直流输电工程现状表
类别
额定容量（MW）
占总容量比例（％）
工程项目数
占总工程项目比例（％）
国外
A
26401
44.18
17
22.67
国外
B
22382
37.45
31
41.33
国外
C
10979
18.37
27
36.00
中国
A
38400
90.54
12
85.71
中国
C
4010
9.45
2
14.29
从表可以看出：
国外，单项直流工程平均换流（输电）容量为797MW。
我国直流工程平均换流（输电）容量为3029MW，为国外的3.8倍。
2.2.我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较
至2010年，我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较，如表3所示。
表3主要大电网直流输电工程数和运行容量比较表
电网名称
装机总容量（GW）
架空线直流输电工程数
输电总容量（MW）
输电容量占装机容量％
备注
中国电网
950
12（A）
38400
4.04
美国电网
1078
4（A）
6520
0.605
UCTE电网
646
0
0
0
与外网有跨海直流联网
俄罗斯独联体电网
337
0
0
0
日本电网
238.02
0
0
0
有跨海直流
在全世界超过200GW的大电网中，有3个无架空线路直流输电工程。
我国架空线路直流输电总容量占总装机容量的百分比为美国电网的6.68倍。
2.3我国与国外架空线路直流输电工程现状
至2010年，全世界±400KV及以上大容量远距离架空线路高压直流输电工程，如表4所示。
表4全世界±400KV及以上架空线路高压直流输电工程
国别
项目名称
线路长
度（km）
电压（kV）
电容量（MW）
投运时间（年）
美国
Pacific-Intertie
1362
±500
3100
1970*&**
加拿大
NelsonRiver1
895
±450
1620
1971*
美国
CU
710
±400
1000
1979
莫桑比克-南非
Cabora-Bassa
1420
±533
1920
1979
扎伊尔
Inga-Shaba
1700
±500
560
1984
巴西
HVDCItaipu1
785
±600
3150
1984
巴西
HVDCItaipu2
805
±600
3150
1984
加拿大
NelsonRiver1
937
±500
1800
1985
美国
Intermountoun
785
±500
1920
1986
加拿大
Quebec-NewEngland
1100
±450
2000
1991
印度
HVDCRihand-Delhi
814
±500
1500
1992
印度
Chandrapur-padghe
900
±500
1500
1997
印度
East-South2
1450
±500
2000
2002
印度
Ballia-Bhiwadi
780
±500
2500
2010
中国
葛洲坝-上海
1040
±500
1200
1989
中国
天生桥-广东
960
±500
1800
2002
中国
三峡-广东
940
±500
3000
2004
中国
三峡-常州
860
±500
3000
2005
中国
贵州-广东
1194
±500
3000
2005
中国
三峡-上海
1041
±500
3000
2006
中国
贵州-广东
880
±500
3000
2007
中国
德阳-宝鸡
550
±500
3000
2009
中国
呼盟-辽宁
908
±500
3000
2010
中国
三峡-上海2
1000
±500
3000
2010#
中国
宁东-山东
1335
±660
4000
2010#
中国
向家坝-上海
1905
±800
6400
2010
中国
云南-广东
1400
±800
5000
2010
注：
*表示开始为汞弧换流阀，后改为晶闸管换流阀，**表示双回路双极直流，#表示预期投运年份
21世纪前10年，只有印度投运了2项架空线直流输电工程，而我国建成投运达11项。
10年间，我国建成投运的±500KV及以上架空线直流输电工程大体等于国外过去40年工程总数。
至2010年，我国建成投运±500KV及以上架空线路直流输电工程总数为国外总数的1.09倍，输电总容量为国外总容量的1.66倍。
2.4我国与国外直流输电現状分析
欧洲是现代直流输电的发源地，是直流输电设备的主产地，绝大部直流换流设备来自欧洲。
在欧洲，直流输电工程全是跨海输电工程，充分发揮了直流输电技术相对于交流输电技术的比较优势。
在欧洲大陆，曾有专家提出过特高压直流远距离大容量东电西送及东西部大电网互联，但至今，没有一项架空线路直流输电工程在建设或运行。
20世纪90年代前，美国和加拿大经历20年共建成投运6项大容量远距离空线直流输电工程，美国建成投运10项背靠背直流工程，总容量2000MW，主要解决大电网与小电网弱联系的功率交换问题。
在这种情况下，交流联络线因随机功率波动大，不能稳定地实现交换功率。
10项背靠背直流工程投运有效地发揮了直流输电相对交流输电的比较优势。
国外单项直流输电工程的输电功率与输电距离之积普遍小于我国己运行的直流输电工程。
以±500KV架空线路直流输电为例，国外，Bc平均值7.708。
我国，7项直流输电工程Bc平均值10.162。
这意味着，国外单项直流输电线路的建设成本和功率损失成本之和普遍小于我国直流输电。
我国以较大的电流密度选择较小的分裂导线截面虽然可实现大电流远距离直流输电，线路建设成本相对较少，但功率损失率明显大于国外，运行成本明显增加。
3.±500kV直流输电系统功率损失和电能量损失
直流输电线路电压损失率、功率损失率和电能量损失率在给定运行条件下完全相等。
通过直流线路送受端直流电压降落可直接算出功率损失率。
直流输电系统的功率和电能量损失包括直流输电线路损失和换流站损失两部份。
文献［8］对我国直流背靠背换流站换流电量损失率进行统计，实际年电量损失率为1.55％（不含换流站电量消耗）。
不同输送容量換流站电能量损失率在1.5％~2％之间。
在以额定功率或等效额定功率进行直流输电系统功率损失和电能量损失评估时，换流站功率损失率可按1.5％~2％考虑。
3.1±500kV直流输电系统功率损失率和电能量损失率
在我国，架空直流输电线路导线截面按0.8A/mm2~1.1A/mm2电流密度选择。
2008年前投运行的5项±500kV、3000MW直流输电工程均采用4X720mm2分裂导线，葛-南线1200MW采用4X300mm2分裂导线，天-广线1800MW采用4X400mm2分裂导线。
在导线运行温度为25℃时，7项直流输电工程额定功率的电压损失率、功率损失率和电能量损失率，如表5所示。
表5±500kV直流输电系统功率损失率和电能量损失率
直流工程名称
额定电流（KA），
输电距离（Km）
电压损失
率（％）
功率损失
率（％）
功率损失
（MW）
电量损失
率（％）
电量损失
（亿KWh）
三-常直流
3
860
5.6
5.6（7.1）
198.300
5.6（7.1）
9.27449
三-广直流
3
940
6.16
6.16（7.66）
219.138
6.16（7.66）
10.24908
贵-广直1
3
1194
7.96
7.96（9.46）
266.198
7.96（9.46）
12.45008
三-上直流
3
1041
6.95
6.95（8.45）
239.880
6.95（8.45）
11.21918
贵-广直2
3
880
5.75
5.75（7.25）
208.020
5.75（7.25）
9.72909
葛-南直流
1.2
1045
6.47
6.47（7.97）
100.888
6.47（7.97）
4.75803
天-广直流
1.8
960
6.81
6.81（8.31）
147.794
6.81（8.31）
6.63171
注：
括号内数字为考虑1.5％换流站功率损失率的直流输电系统功率损失率和电能量损失率，额定功率等效运行时间4677h
由表5可知，7项直流输电工程平均功率损失率为7.635％。
±500kV直流输电系统的电能量损失率均大于2008年全国输配电网总的平均电量损失率6.64％。
3.2±500kV直流输电功率损失和电能量损失评价
7项直流输电工程输送额定功率时，总的功率损失1374.218MW，为送端总输入功率18000MW的7.635％。
2008年，我国发电年平均利用小时数为4677小时。
若7项±500kV直流输电工程等效额定输送容量的平均利用小时数等于发电平均利用小时数，总的年电量损失达64.26216亿KWh为受端接受总电量的8.265％。
据有关方面统计，2008年全国城市居民家庭平均用电87KWh/月。
7项直流输电系统年损失的电量相当于616万个家庭一年的用电量，相当于约230万吨标煤损失，并产生450万吨CO2排放量。
3.3±500kV直流输电系统年电量损失经济评估
按照水力发电单位容量建设成本0.85万元/KW计，7项±500kV直流输电系统功率损失的经济成本相当于损失装机容量建设成本116.80853亿元。
这个损失的装机容量建设成本为1041Km，±500kV三上直流输电工程的建设成本的1.67倍。
2008年，在不含政府性基金和附加情况下，全国平均销售电价0.5231元/KWh。
按平均电价考虑，7项±500kV直流输电系统年电量损失的经济成本为33.615536亿元。
7项直流输电系统两年多电量损失的经济成本可建设一回±500kV、3000MW、1000Km直流输电工程。
4.高压/特高压直流与1000KV交流输电系统电能量损失比较
在保持稳定运行水平条件下，三相交流输电系统通常以线路的自然功率评价其输电能力。
自然功率指的是在三相交流输电线路的受端，每相接入波阻抗负荷时线路所输送的功率，或线路通过波阻抗負荷电流所输送的功率。
1000KV输电线路的自然功率为4300MW及以上。
研究结果表明：
当1000KV输电系统送端直接接入发电厂高压母线，受端系统短路电流40KA及以上时，600Km~700Km线路在保持静态稳定条件下可输送自然功率4300MW及以上，在更远距离线路中间增建开关站或变电站，装设静止无功补偿装置和在线路侧加装串联电容补偿，1500Km及以上远距离输电线路的输电能力可达到自然功率4300MW。
4.1直流与交流输电功率损失和电能量损失
7项直流输电系统总的额定输送功率18000MW，平均输电距离989Km。
为了进行比较，假定18000MW功率以6回，1000KV，长989Km，8X500mm2分裂导线的输电线路代替7项直流输电工程。
经计算分析，在1000KV输电线路中间增设开关站并加装并联静止无功补偿，将长线路分成两段，控制各母线电压恒定，在保持静态稳定情况下，每回线路可实现输送功率3000MW及以上（1000KV输电线路输送3000MW时，建设成本高）。
在导线运行环境温度25℃时，1000KV，长989Km，8X500mm2分裂导线的输电线路（示范工程参数）的线路功率损失60.8200MW，功率损失率2.0273％，而±500kV直流输电线路高达6.6028％，为特高压交流输电的3.2570倍。
特高压变电站（开关站）变压器、电抗器和静止无功补偿装置的功率损失大小与配置容量和控制条件有关。
根据特高压设备参数和配置推算，特高压变电站（开关站）在额定运行情况下总的功率损失率小于0.45％。
表6列出了1000KV输电系统与±500kV直流输电系统的功率损失和电能量损失（含变电站或换流站）。
表6交/直流输送18000MW的功率损失和电能量损失
高压直流/特高压交流
送端总输入功率（MW）
总功率损失（MW）
年总电量损失
（亿KWh）
年电量损失
率（％）
7项直流
18000
1374.218
64.26216
7.4908
6项交流
18000
449.5200
21.42412
2.4973
6回1000KV交流输电代替7回±500KV直流输电，功率损失和年电量损失为直流输电的32.7％，年电量损失的减少可获得经济收入22.408579亿元。
用此收入，三年可再建一回±500KV、989Km、3000MW直流输电工程。
4.2.高压/特高压直流与特高压交流输电功率损失和电能量损失比较
在我国，已投运和正在建设的架空线路直流输电系统有±500KV，±660KV和±800KV三种电压等级，其应用的输电距离分别为1000Km及以下，1200Km-1400Km，1500Km及以上。
这三种直流电压输电系统都可以用1000KV交流输电实现。
按前述的计算条件，三种直流电压输电系统和1000KV交流输电系统输电的功率损失和电量损失，如表7所示。
表7直流输电与1000KV交流输电系统功率和电量损失比较
额定电压
（KV）
输电功率
（MW）
输电距离
（Km）
分裂导线（mm2）
功率电量损失率（％）
功率损失
（MW）
电量损失
（亿KWh）
±500
3000
989
4X720
7.6573
229.720
10.7440
1000
3000
989
8X500
2.4973
74.920
3.5040
±660
4000
1350
4X800
7.1192
284.769
413.31
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