國內(nèi)外高壓直流與特高壓交流輸電的應(yīng)用概況 隨著電力電子和計(jì)算機(jī)技術(shù)的迅速發(fā)展，直流輸電技術(shù)日趨完善，在輸送能力和送電距離上已可和特高壓交流競爭。多端直流輸電技術(shù)也取得了一些運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)：意大利到撒丁島和柯西島的三端直流輸電工程于80年代投運(yùn)；美國波士頓經(jīng)加拿大魁北克到詹姆斯灣拉迪生的五段直流輸電工程，全長1500km，1992年全線建成投入五端。到1996年底全世界已投運(yùn)的直流輸電工程有56個(gè)，輸電容量達(dá)54.166GW［1］。
我國的葛洲壩—上海500kV雙極聯(lián)絡(luò)直流輸電工程1989年投運(yùn)，額定容量為1200MW，輸電距離為1080km。天生橋—廣州500kV直流輸電線路全長980km，額定輸送功率1800MW。此外，三峽—華東兩回直流輸電方案已審定。
目前國外單個(gè)直流輸電項(xiàng)目的輸電容量正在逐步增加，表1為其中典型代表。
特高壓交流輸電技術(shù)的研究始于60年代后半期，前蘇聯(lián)從80年代開始建設(shè)西伯利亞—哈薩克斯坦—烏拉爾1150kV輸電工程，輸送容量為5000MW，全長2500km，從1985年起已有900km線路按1150kV設(shè)計(jì)電壓運(yùn)行。1988年日本開始建設(shè)福島和柏崎—東京1000kV400余km線路。意大利也保持了幾十km的無載線路作特高壓輸電研究。美國AEP則在765kV的基礎(chǔ)上研究1500kV特高壓輸電技術(shù)。
但是，80年代中期以后世界經(jīng)濟(jì)發(fā)展減緩，美國和其他一些國家都推遲或暫時(shí)放棄特高壓交流輸電技術(shù)，只有前蘇聯(lián)的1150kV工程投運(yùn)，日本的特高壓輸電線路降壓至500kV運(yùn)行。
2高壓直流輸電與特高壓交流輸電的優(yōu)缺點(diǎn)比較
從經(jīng)濟(jì)方面考慮，直流輸電有如下優(yōu)點(diǎn)：
(1)線路造價(jià)低。對于架空輸電線，交流用三根導(dǎo)線，而直流一般用兩根采用大地或海水作回路時(shí)只要一根，能節(jié)省大量的線路建設(shè)費(fèi)用。對于電纜，由于絕緣介質(zhì)的直流強(qiáng)度遠(yuǎn)高于交流強(qiáng)度，如通常的油浸紙電纜，直流的允許工作電壓約為交流的3倍，直流電纜的投資少得多。
(2)年電能損失小。直流架空輸電線只用兩根，導(dǎo)線電阻損耗比交流輸電小；沒有感抗和容抗的無功損耗；沒有集膚效應(yīng)，導(dǎo)線的截面利用充分。另外，直流架空線路的“空間電荷效應(yīng)”使其電暈損耗和無線電干擾都比交流線路小。
所以，直流架空輸電線路在線路建設(shè)初投資和年運(yùn)行費(fèi)用上均較交流經(jīng)濟(jì)。
直流輸電在技術(shù)方面有如下優(yōu)點(diǎn)：
(1)不存在系統(tǒng)穩(wěn)??問題，可實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)的非同期互聯(lián)，而交流電力系統(tǒng)中所有的同步發(fā)電機(jī)都保持同步運(yùn)行。兩端交流輸電系統(tǒng)的等值電路見圖1。輸送功率為：P=(E1E2/XΣ)sinδ，式中：E1、E2分別為受送端交流系統(tǒng)的等值電勢；XΣ為線路、發(fā)電機(jī)、變壓器的等值電抗；δ為兩電勢的相角差。
由此可見，在一定輸電電壓下，交流輸電容許輸送功率和距離受到網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和參數(shù)的限制，還須采取提高穩(wěn)定性的措施，增加了費(fèi)用。而用直流輸電系統(tǒng)連接兩個(gè)交流系統(tǒng)，由于直流線路沒有電抗，不存在上述穩(wěn)定問題。因此，直流輸電的輸送容量和距離不受同步運(yùn)行穩(wěn)定性的限制，還可連接兩個(gè)不同頻率的系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)非同期聯(lián)網(wǎng)，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。
(2)限制短路電流。如用交流輸電線連接兩個(gè)交流系統(tǒng)，短路容量增大，甚至需要更換斷路器或增設(shè)限流裝置。然而用直流輸電線路連接兩個(gè)交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)的“定電流控制”將快速把短路電流限制在額定功率附近，短路容量不因互聯(lián)而增大。
(3)調(diào)節(jié)快速，運(yùn)行可靠。直流輸電通過可控硅換流器能快速調(diào)整有功功率，實(shí)現(xiàn)“潮流翻轉(zhuǎn)”(功率流動(dòng)方向的改變)，在正常時(shí)能保證穩(wěn)定輸出，在事故情況下，可實(shí)現(xiàn)健全系統(tǒng)對故障系統(tǒng)的緊急支援，也能實(shí)現(xiàn)振蕩阻尼和次同步振蕩的抑制。在交直流線路并列運(yùn)行時(shí)，如果交流線路發(fā)生短路，可短暫增大直流輸送功率以減少發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子加速，提高系統(tǒng)的可靠性。
(4)沒有電容充電電流。直流線路穩(wěn)態(tài)時(shí)無電容電流，沿線電壓分布平穩(wěn)，無空、輕載時(shí)交流長線受端及中部發(fā)生電壓異常升高的現(xiàn)象，也不需要并聯(lián)電抗補(bǔ)償。
(5)節(jié)省線路走廊。按同電壓500kV考慮，一條直流輸電線路的走廊～40m，一條交流線路走廊～50m，而前者輸送容量約為后者2倍，即直流傳輸效率約為交流2倍。
然而，下列因素限制了直流輸電的應(yīng)用范圍：
(1)換流裝置較昂貴。這是限制直流輸電應(yīng)用的*主要原因。在輸送相同容量時(shí)，直流線路單位長度的造價(jià)比交流低；而直流輸電兩端換流設(shè)備造價(jià)比交流變電站貴很多。這就引起了所謂的“等價(jià)距離”問題。
(2)消耗無功功率多。一般每端換流站消耗無功功率約為輸送功率的40～60，需要無功補(bǔ)償。
(3)產(chǎn)生諧波影響。換流器在交流和直流側(cè)都產(chǎn)生諧波電壓和諧波電流，使電容器和發(fā)電機(jī)過熱、換流器的控制不穩(wěn)定，對通信系統(tǒng)產(chǎn)生干擾。
(4)缺乏直流開關(guān)。直流無波形過零點(diǎn)，滅弧比較困難。目前把換流器的控制脈沖信號(hào)閉鎖，能起到部分開關(guān)功能的作用，但在多端供電式，就不能單獨(dú)切斷事故線路，而要切斷整個(gè)線路。
(5)不能用變壓器來改變電壓等級(jí)。
直流輸電主要用于長距離大容量輸電、交流系統(tǒng)之間異步互聯(lián)和海底電纜送電等。與直流輸電比較，現(xiàn)有的交流500kV輸電(經(jīng)濟(jì)輸送容量為1000kW、輸送距離為300～500km)已不能滿足需要，只有提高電壓等級(jí)，采用特高壓輸電方式，才能獲得較高的經(jīng)濟(jì)效益。
特高壓交流輸電的主要優(yōu)點(diǎn)為：
(1)提高傳輸容量和傳輸距離。隨著電網(wǎng)區(qū)域的擴(kuò)大，電能的傳輸容量和傳輸距離也不斷增大。所需電網(wǎng)電壓等級(jí)越高，緊湊型輸電的效果越好。
(2)提高電能傳輸?shù)慕?jīng)濟(jì)性。輸電電壓越高輸送單位容量的價(jià)格越低。
(3)節(jié)省線路走廊。一般來說，一回1150kV輸電線路可代替6回500kV線路。采用特高壓輸電提高了走廊利用率。
特高壓輸電的主要缺點(diǎn)是系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性問題不易解決。自1965～1984年世界上共發(fā)生了6次交流大電網(wǎng)瓦解事故，其中4次發(fā)生在美國，2次在歐洲。這些嚴(yán)重的大電網(wǎng)瓦解事故說明采用交流互聯(lián)的大電網(wǎng)存在著**穩(wěn)定、事故連鎖反應(yīng)及大面積停電等難以解決的問題。特別是在特高壓線路出現(xiàn)初期，不能形成主網(wǎng)架，線路負(fù)載能力較低，電源的集中送出帶來了較大的穩(wěn)定性問題。下級(jí)電網(wǎng)不能解環(huán)運(yùn)行，導(dǎo)致不能有效降低受端電網(wǎng)短路電流，這些都威脅著電網(wǎng)的**運(yùn)行。另外，特高壓交流輸電對環(huán)境影響較大。
由于交流特高壓和高壓直流各有優(yōu)缺點(diǎn)，都能用于長距離大容量輸電線路和大區(qū)電網(wǎng)間的互聯(lián)線路，兩者各有優(yōu)缺點(diǎn)。輸電線路的建設(shè)主要考慮的是經(jīng)濟(jì)性，而互聯(lián)線路則要將系統(tǒng)的穩(wěn)定性放在**位。隨著技術(shù)的發(fā)展，雙方的優(yōu)缺點(diǎn)還可能互相轉(zhuǎn)化。兩種輸電技術(shù)將在很長一段時(shí)間里并存且有激烈的競爭［2］。
3兩種技術(shù)在我國的發(fā)展前景
(1)2020年前，直流輸電應(yīng)用于以長距離大容量輸電為目的的大區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)。
根據(jù)我國電網(wǎng)的遠(yuǎn)景規(guī)劃，在北方火電基地建成之前，我國將形成北部、中部、南方三大聯(lián)合電力系統(tǒng)。三峽水電站計(jì)劃將于2009年建成，裝機(jī)容量18.2GW，向華東輸送容量～8GW，輸送距離1100km。目前初步確定的電壓等級(jí)方案為500kV交流加500kV直流的交、直流混合方案。這一方案使電站的出線回路偏多，電壓等級(jí)偏低。
從國外電力系統(tǒng)發(fā)展的歷史來看，一座或數(shù)座大型電站接入系統(tǒng)，會(huì)促使系統(tǒng)出現(xiàn)更高**電壓等級(jí)。我國西北劉家峽電站的接入系統(tǒng)開始形成了西北330kV電網(wǎng)；葛洲壩水電站建成，使我國華中地區(qū)形成了500kV電網(wǎng)。在國外，加拿大為邱吉瀑布水電站群建設(shè)了735kV電網(wǎng)；俄羅斯為核電站送電建設(shè)了750kV電網(wǎng)。我國三峽水電站的建成以及今后發(fā)展特大型水、火基地，都極有可能需要建立特高壓輸電網(wǎng)。
但是，在現(xiàn)階段，特高壓輸電技術(shù)儲(chǔ)備不足，沒有成套成熟的技術(shù)；而直流輸電在可控性、隔離故障及運(yùn)行管理等方面占有許多優(yōu)勢，特別是采用直流聯(lián)網(wǎng)時(shí)兩網(wǎng)之間的波動(dòng)互不干擾，穩(wěn)定性很高。因此，在未來20年，直流輸電將作為長距離大容量輸電的主要方式和500kV交流網(wǎng)架的強(qiáng)化措施，以便在無更高**交流電壓輸電線路時(shí)形成大區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)。
科學(xué)領(lǐng)域的新成就將擴(kuò)展直流輸電技術(shù)的用途。一些新的發(fā)電方式，比如磁流體、電氣體、燃料電池和太陽電池等產(chǎn)生的電能都是以直流方式送出并經(jīng)逆變器交換后送入交流電力系統(tǒng)，遠(yuǎn)海中的海洋能發(fā)電廠需用海底直流電纜將電能送到大陸。另外，新型電池和超導(dǎo)等新的儲(chǔ)能系統(tǒng)和交流電力系統(tǒng)連接時(shí)都需要有關(guān)直流輸電的技術(shù)。
總之，隨著直流輸電技術(shù)的日益成熟、輸電設(shè)備(主要是換流器)價(jià)格的下降和換流站可用率的提高，它在電力系統(tǒng)必將得到更多的應(yīng)用。
(2)到2050年，交流特高壓電網(wǎng)將作為國內(nèi)聯(lián)網(wǎng)的主網(wǎng)架。繼三峽水電站之后即將開發(fā)西南水電基地，金沙江上、中、下游段13個(gè)梯級(jí)電站共裝機(jī)67.38GW，瀾滄江中下游14個(gè)梯級(jí)共28.9GW，雅礱江11個(gè)梯級(jí)共24.30GW，大渡河17個(gè)梯級(jí)共17.72GW，將大容量外送～60GW［3］。
在火電發(fā)展方面，煤炭能源輸送方式有［4］：運(yùn)煤發(fā)電和就地發(fā)、輸電。運(yùn)煤發(fā)電方式存在許多弊端，比如環(huán)境污染嚴(yán)重，大量占用城市土地資源，對交通運(yùn)輸有一定壓力等。而就地發(fā)電方式將解決上述弊端，即建設(shè)坑口電站，以遠(yuǎn)距離大容量輸電的方式，將能源輸送到負(fù)荷中心。到2050年,“三西”火電基地將向東北、華北、華東、華中輸電。
盡管到目前為止國內(nèi)聯(lián)網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)尚不明朗，但隨著金沙江梯級(jí)電站和北方火電基地的建成，以直流輸電形成國內(nèi)直流聯(lián)網(wǎng)幾乎不可能。因國內(nèi)聯(lián)網(wǎng)必是多端網(wǎng)絡(luò)，采用特高壓交流輸電線路，形成以三峽電網(wǎng)為中心的國內(nèi)電網(wǎng)互聯(lián)的格局，這是全局，特殊情況下局部可用直流聯(lián)網(wǎng)或背靠背直流聯(lián)網(wǎng)。
4結(jié)論與建議
a.研究和發(fā)展高壓直流輸電和特高壓交流輸電十分必要。
b.將來我國的特高壓輸電仍以交流為主，直流只用于局部聯(lián)網(wǎng)等特殊情況。
c.對技術(shù)經(jīng)濟(jì)進(jìn)行分析，兼顧我國電力系統(tǒng)的長期發(fā)展，確定新的電壓等級(jí)。
d.積極引進(jìn)和吸收國外的成果，研制成套高壓直流輸電設(shè)備，早日實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化。
e.建設(shè)工業(yè)性的特高壓實(shí)驗(yàn)線路，與國外專家及各制造廠家共同研究適合中國特點(diǎn)的特高壓輸電成套設(shè)備。