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)也取得了一些運行經(jīng)驗：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；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年底全世界已投運的直流輸電工程有56個，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，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。
目前國外單個直流輸電項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)計電壓運行。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放棄特高壓交流輸電技術(shù)，只有前蘇聯(lián)的1150kV工程投運，日本的特高壓輸電線路降壓至500kV運行。
2高壓直流輸電與特高壓交流輸電的優(yōu)缺點比較
從經(jīng)濟(jì)方面考慮，直流輸電有如下優(yōu)點：
(1)線路造價低。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只要一根，能節(jié)省大量的線路建設(shè)費用。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)初投資和年運行費用上均較交流經(jīng)濟(jì)。
直流輸電在技術(shù)方面有如下優(yōu)點：
(1)不存在系統(tǒng)??定問題，可實現(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，增加了費用。而用直流輸電系統(tǒng)連接兩個交流系統(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行穩(wěn)定性的限制，還可連接兩個不同頻率的系統(tǒng)，實現(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，實現(xiàn)“潮流翻轉(zhuǎn)”(功率流動方向的改變)，在正常時能保證穩(wěn)定輸出，在事故情況下，可實現(xiàn)健全系統(tǒng)對故障系統(tǒng)的緊急支援，也能實現(xiàn)振蕩阻尼和次同步振蕩的抑制。在交直流線路并列運行時，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)時無電容電流，沿線電壓分布平穩(wěn)，無空、輕載時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，直流線路單位長度的造價比交流低；而直流輸電兩端換流設(shè)備造價比交流變電站貴很多。這就引起了所謂的“等價距離”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，滅弧比較困難。目前把換流器的控制脈沖信號閉鎖，能起到部分開關(guān)功能的作用，但在多端供電式，就不能單獨切斷事故線路，而要切斷整個線路。
(5)不能用變壓器來改變電壓等級。
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，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。下級電網(wǎng)不能解環(huán)運行，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，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。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)缺點還可能互相轉(zhuǎn)化。兩種輸電技術(shù)將在很長一段時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)，會促使系統(tǒng)出現(xiàn)更高**電壓等級。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)時兩網(wǎng)之間的波動互不干擾，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)等新的儲能系統(tǒng)和交流電力系統(tǒng)連接時都需要有關(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個梯級電站共裝機(jī)67.38GW，瀾滄江中下游14個梯級共28.9GW，雅礱江11個梯級共24.30GW，大渡河17個梯級共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］：運煤發(fā)電和就地發(fā)、輸電。運煤發(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。
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，早日實現(xiàn)國產(chǎn)化。
e.建設(shè)工業(yè)性的特高壓實驗線路，與國外專家及各制造廠家共同研究適合中國特點的特高壓輸電成套設(shè)備。