特高压交直流输电系统技术经济分析
曾庆禹
中国电力科学研究院 北京市 海淀区 100192
Analysis On The Technique And Economics 0f UHVAC And UHVDC Transmission Systems
Zeng,Qingyu
China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192
摘要: 本文提出了1000kV交流输电系统提高输电能力,降低成本的参数优化模型，分析了1000kV与±800kV输电系统技术经济性，以中国示范工程数据为基础估算了他们的建设成本，提出了改进的年运行成本法和稳定性成本法并用于1000kV与±800kV输电系技术经济评估。1000kV和±800kV输电系统，输电距离1500km至2000km，按静态(热)稳定输送功率，单位输电建设成本处于相同水平;1000kV输电系统的年运行成本明显低于±800kV输电系统。1000kV输电系统暂态稳定输送功率的单位输电建设成本也明显低于±800kV输电系统。
Abstract: In this paper, the parameter optimization model for enhancing transmission capability and reducing costs of 1000Kv AC transmission system is presented, the technique and economics of 1000kV and ±800kV transmission system are analyzed and their construction costs are calculated based on the data of their pilot projects in China，the methods of improved operation cost per year and stability cost are presented and used for the technique economics assessment of 1000kV and ±800kV transmission system. The construction costs per unit transmission of 1000kV and ±800kV transmission system with the long distance of 1500Km up to 2000Km are placed at the same level，when their transmitted powers are based on the static(thermal) stability limitation。The operation cost per year. of 1000kV transmission system .is obvi0usly lower than ±800kV transmission system.. The construction cost per unit transmission of 1000kV transmission system with transmitted power on transient stability limitation .is also obvi0usly lower than ±800kV transmission system…
关键词: 1000kV，±800kV，输电系统，参数优化模型，单位输电建设成本，改进的年运行成本，稳定性成本，技术经济，评估。
Key words: 1000kV, ±800kV, Transmission system, parameter optimization model, construction cost per unit transmission ,improved operation cost per year, stability cost, technique and economics , assessment.,
0 引言
特高压交流和特高压直流输电技术是在超高压电网技术和高压直流输电技术基础上的创新和技术进步。1000kV交流输电试验示范工程和±800kV直流电输电示范工程已分别于2009年和2010年投入运行。我国特高压输电工程建设正在不断推进。应用特高压输电技术的目标是更经济、更可靠地解决现有输电技术难于解决或能解决但不经济的更大规模更远距离的输电问题。1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要現实意义。
1000kV与±800kV输电系统的经济性包括：输电系统建设成本，输电系统运行的电阻和电晕功率损耗及其电量损耗成本，运行维护成本，输电系统可靠性损失成本和稳定性成本等。本文以特高压示范工程数据为基础，以输电距离1500km和2000km为例，研究和分析1000kV与±800kV输电系统的技术经济性。研究内容安排如下：1000kV交流示范工程的输电能力与建设成本分析，1000kV输电系统传输功率参数优化模型及其输电能力，基于提高输电能力,降低成本的参数优化模型的1000kV与±800kV输电系统建设成本、电阻和电晕功率损耗率，可靠性与稳定性，可靠性损失成本与改进的年运行成本和稳定性成本分析等。
以本文提出的改进年运行成本和稳定性成本法进行的技术经济评估表明：1500km~2000km输电距离，基于提高输电能力,降低成本的参数优化模型的1000kV输电系统，按静态稳定输送功率的单位输电建设成本与±800kV输电系统晶闸管额定电流热稳定输送
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功率的单位输电建设成本相当;优化分裂导线结构和面积， ±800kV输电系统电阻和电晕功率损耗的降低明显大于建设成本的增加；在电网充裕度相同情况下，1000kV输电系统N-1故障暂态稳定输送功率的单位输电建设成本低于±800kV输电系统暂态稳定输送功率的单位输电建设成本。
1 1000kV交流示范工程输电能力与建设成本分析
在总结国外特高压输电技术及其设备制造技术研究基础上，我国特高输电技术的自主研发在较短的时间内取得了全面突破。在自主研发取得成果基础上，2006年开始了长治-南阳-荊门1000kV特高压试验示范工程建设。它的线路总长645km，通过南阳开关站分为两段，分别为长-南线360km和南-荊线285km。由于500kV/1000kV升降压变压器额定容量3000MVA，试验示范工程最大输电能力必然小于此数值。2009年，试验示范工程投入运行。1000kV交流试验示范工程的系统调试验证和投入运行的考验证明，自主研发的特高压交流输电设备性能良好，输电系统运行安全可靠，为今后特高压电网发展提供了坚实的基础。
1000kV交流输电系统的输电能力与输电系统两端的电势(电压)的乘积成正比，与输电系统的全部阻抗之和成反比。系统全部阻抗包括发电机、两级升压变压器，降压变压器和输电线路等元件阻抗及受端电网等效阻抗。1000kV交流输电系统的输电能力与特高压变电站相关联的电网结构和开机方式密切相关，其输电能力可达到500kV线路输电能力4倍及以上，但它是有条件的。1000kV交流试验示范工程设计未按输电能力4000MW~4500MW条件设计，因而输电能力达不到500kV输电系统的4倍及以上。
试验示范工程输电能力达不到500kV输电系统的4倍及以上，除了特高压变压器容量外，主要原因是：
(1) 试验示范工程两端电网的 500kV线路阻抗是限制1000kV线路输电能力的主要因素。1000kV线路输送的功率主要来自距特高压变电站250km~450km远的电源。它们的电力先通过500kV较长线路输入特高压变电站。其线路阻抗乘以4，折算到1000kV的等效阻抗大于
1000kV线路本身阻抗。送受两端500kV电网输送通道的阻抗是限制试验示范工程输电能力的主要因素。类似的情况在20世纪80年代超高电压电网的联网工程曾出现过。
(2) 试验示范工程系统各元件参数未从系统角度按输电能力4000MW~4500MW要求进行优化配置，既影响了输电能力的提高，又增加了输电系统建设成本。例如，高的高抗补偿度，高的特高压变压器短路阻抗，明显地增加特高压系统的等效阻抗和系统的电压无功调节要求，结果是既降低输电能力，又增加变电站成本。
由于试验示范工程输电能力达不到500kV的4倍及以上，它的建设成本便会成倍增加。以输送2000MW考虑，输电建设成本约为500kV的1.2~1.4倍。总结试验示范工程的经验最重要的是:需要进一步探索提高输电能力的系统性技术，需优化输电系统参数模型，1000kV输电系统运距离的输电能力才能达到500kV输电系统的4倍及以上，输电建设成本方可显著降低。
2 1000kV输电系统优化参数模型及其输电能力
1000kV交流输电系统是大规模发电基地的远距离输电。大规模发电基地通常是发电机经升压变压器(此称发电单元机组)接入电站的500K母线，各发电单元机组经母线汇集后接入1000kV变电站。根据试验示范工程的经验和文献[1]和[2]的研究， 1000kV输电系统提高输电能力，降低输电建设成本的优化参数模型包括如下内容：
（1）电站500kV母线直接与1000kV升压变电站相联，受端1000kV降压变电站接入具有电压支撑的500kV枢纽变电站，
(2)特高压升降压变压器短路阻抗从目前的18%及以上降到11%-12.5%，这样，既可提高输电能力，又能降低内过电压水平和设备制造成本，
(3)变电站特高压侧静止无功补偿代替目前的变压器低压无功补偿，这样，既有利于特高压的无功平衡与控制，电压支撑，又可以增加输送功率水平，
(4)以并联无功补偿和高抗共同作用限制功频过电压，这样，既可提高输电能力，又能降
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低功率损耗，
（5）以8×630mm2分裂导线代替8×500mm2构成低阻抗型线路，这样，在提高输电能力的同时，可降低电阻功率损耗和电暈功率损耗，
(6)用开关站将长线路分为若干短线路，各段线路配置串联电容补偿，这样，可有效減少线路等效阻抗，提高输电系统输电能力和稳定性。
经过系统参数优化后，1000kV输电系统输送功率4300MW~4500MW，输电距离可达1500km~2000km。以两个电厂，分别装有5×600MW和4×600MW机组为例，1000kV，1500km线路，中间设两开关站，线路分为三段，经分析计算可知，可将4410MW(自然功率)，静稳极限4850MW，送到500kV电网的枢纽变电站。当线路输送自然功率时，单位长度电抗消耗的无功等于单位长度线路发出的无功。输送自然功率是一种经济的输电方式。
3 1000kV与±800kV输电系统建设成本
3.1 1000kV输电系统的建设成本 1000kV与±800kV输电系统的建设成本以单位输电建设成本，即元//km·MW表示。根据示范工程投资决算进行估算。
长治-南阳-荊门1000kV特高压交流试验示范工程建设成本56.9亿元。按照试验示范工程建设成本和相关元器件成本，用工程成本计算方法估算，以1000kV，4410MW ，1500km输电系统为例，其单位输电建设成本估算为1900元//km·MW。如果500kV输电系统建设成本平均按2500元/km·MW考虑，则1000kV输电系统的单位建设成本为500kV输电系统的76%。. 3.2 ±800kV输电系统建设成本
±800kV直流输电系统，首先将各发电单元机组经电站500kV母线汇集，然后经500kV线路接入直流输电的整流站，将三相交流电转换为直流电，直流电通过两条正负极输电线路输送到逆变站，将直流电转換成三相交流电，最后送入有电压支撑的500kV枢纽变电站。±800kV直流大规模远距离输电，仍以两个电厂，分别装有6X600MW和5×600MW机组， 1500km线路为例，用±800kV特高压直流输电
示范工程数据进行输电建设成本估算。，
向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程，直流输电线路长1891km，额定直流电流4kA，额定換流功率6400MW，采用6×720mm2分裂导线，于2007年开工建设，经系统调试，于2010年双极投入运行。系统调试验证和投入运行的考验证明，自主研发的±800kV特高压直流输电设备性能和系统运行性能良好。向家坝-上海±800kV直流输电示范工程建设成本190亿元，线路和换流站建设成本各占百分之五十。
按示范工程建设成本估算，±800kV，6400MW（晶闸管额定电流热稳定），1500km直流输电系统的单位输电建设成本1780元/km·MW。 3.31000kV与±800kV输电系统建设成本分析
通常，交流输电以受端的输出功率估算，直流输电亦按逆变站的输出功率估算，±800Kv直流输电系统单位建设成本为1910元/km·MW，与1000kV输电系统的1900元//km·MW处在同一水平。
1000kV交流输电的相电压578kV (线对地 电压)与±800KV直流输电极线对地电压相对 应。±800kV输电极线对地电压（800kV）和极 线间电压（1600kV）分别是1000kV交流输电 的相电压和线电压的1.384倍和1.6倍。
输电建设成本的构成主要绝缘成本，而绝 缘成本是对地电压的函数。架空线路的建设成 本与多种因素有关，不随分裂导线截面正比增 加。例如，1000kV交流示范工程分裂导线截面 是直流示范工程的1.4倍，每km平均建设成本 只是±800kV线路的86.4%，而不是1.4倍。
优化系统参数，提高1000kV输电系统的输电能力，将显著降低输电建设成本。理论和基于示范工程成本估算表明： 1500km以内，1000kV交流输电的建设成本既小于±800kV直流输电，也小于超高压输电。
4 1000kV与±800kV输电系统电阻功率损耗
1000kV和±800kV输电系统的输电功率(电阻功率)损耗以功率损耗率，即输电功率损耗与输送功率的百分比表示，电能损耗以电能损耗率，即全年的电能损耗值与输送电能值的百分比表示。
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4.1 1000kV输电系统电阻功率损耗 1000kV输电系统的玏率和电能损耗包括变电.站、开关站和输电线路两部份。变电站和开关站的功率损耗主要变压器、静止无功补偿和高压并联电抗的功率损耗，其值与参数优化和运行状态有关。当参数优化后，主要是变压器的功率损耗。我国1000kV变压器的功率损耗率在0.15%及以下。根据国产设备参数估算，1000kV两变电站、两开关站的功率损耗率估算值为0.40%。
无论是交流，还是直流输电线路的电阻功率损耗率等于流过线路的电流与线路对地电压之比（I/U）乘以线路电阻。
1000kV输电系统输送功率4410MW时，电流2.546kA，电流与电压之比4.4048X10-3。当导线温度25oC时，8×630mm2分裂导线单位长度电阻5.8396×10-3欧/km(交流)。按照前述线路电阻功率损耗率算法，1000kV线路电阻功率损耗率3.858%(按分布参数计算3.747%)。将两部份功率损耗相加可得到输电系统总的功率损耗。1000kV，2.546kA(4410MW)，1500km交流输电系统输电功率损耗率估算值4.147%。 4.2 ±800kV输电系统电阻功率损耗
±800kV输电系统的功率损耗和电能损耗包括整流站、逆变站和输电线路两部份。整流站和逆变站的功率损耗包括换流变压器、晶闸管换流阀、无功补偿设备、平波电抗器和交直流滤波器等的功率损耗，晶闸管换流阀和换流变压器的功率损耗是主要的。由于谐波电流的存在，换流变压器的功率损耗比普通变压器要大的多。晶闸管换流阀，除晶闸管外，还配有阀电抗器、均压电阻和阻尼电容及电阻等的功率损耗，其值随电压升高而加大。我国某高压直流背靠背換流站，包括整流站和逆变站的现场实测统计，年电量损失率为1.55％（不含换流站用电量消耗）[3]。根据高压直流的统计数据，±800kV整流站和逆变站的功率损耗率估算值1.70%。它为1000kV两变电站、两开关站的功率损耗率的4倍及以上。
±800kV換流阀额定功率运行时，直流电流4kA，电流与电压之比5.0×10-3。当导线温度25oC时， 6×720mm2分裂导线单位长度电阻6.8614×10-3欧/km(直流)。±800kV，1500km线路电阻功率损耗率5.146%。
将两部份功率损耗相加，±800kV，4kA(6400MW)，1500km直流输电系统电阻功率损耗率估算值6.846%。
理论分析表明：电流与电压之比高(电流大)和分裂导线电阻大(导线截面小)是±800kV线路电阻功率损耗率高于1000kV交流输电的两个因素。要減少线路功率损耗率，必须減少输电电流或增加分裂导线截面。例如，±800kV输电线路电阻功率损耗率要降低到1000kV交流的水平，分裂导线截面须增加33.4%。如选 用8×720mm2分裂导线，则±800kV，1500km输电系统的单位输电建设成本为2109元/Km.MW，系统设成本增加10.4%，为1000kV交流的1.11倍。
4.3 1000kV与±800kV输电系统建设成本与电阻功率损耗
1000kV与±800kV，1500Km和2000Km输电系统的电阻功率损耗与建设成本，如表1所示。
表1 两类输电系统建设成本与电阻功率损耗 Table 1 Construction costs and resistance power lose of two kinds of transmission 交直流电压 1000kV 1000kV ±800kV ±800kV 输电距离(km) 1500 2000 1500 2000 分裂导线(mm2) 8×630 8×630 6×720 8×720 单位输电建设成本(元/Km.MW) 1900 1858 1910 1842 电阻功率损耗率(%) 4.147 5.410 6,846 7.349 从表1不难看出：1000kV，±800kV，1500Km
和2000Km输电系统单位输电建设成本处于相同水平；而1000kV输电系统电阻功率损耗率明显低于±800kV输电系统。后者电阻功率损耗率高的原因是：整流站和逆变站的功率损耗率高，电流与电压之比高，电流与导线截面之比高。
5 1000kV与±800kV输电线路电暈功率损耗
1000kV交流和±800kV直流输电架空线路电晕放电机理相同，都是导线表面电场强度超过空气击穿的强度而在导线周围引起的空气击穿放电。电晕放电将产生噪声、无线电噪音和电晕功率损耗。电晕功率损耗隨导线表面电场
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強度、导线表面聚积的微粒（包括水珠）、周围空气流动的微粒等放电点源数目的增多以及空气密度减少而增加。但交流与直流输电架空线路电晕发展过程明显不同：交流导线表面电场强度极性周期性变化，电晕形成的带电离子仅在导线周围很小区域内往返运动，离子运动耗能小，因此，电晕能量损失较小：直流导线表面电场强度极性固定，电晕形成的带电离子在两极线间，在极线与大地间大范围沿电力线方向运动，离子运动耗能大，因此，电晕能量损失较大。电晕物理机理表明：1000kV交流输电架空线电晕功率损耗小于±800kV直流输电。 5.1 1000kV架空线路电晕功率损耗
国内外，特高压交流与直流输电架空线电晕功率损耗做过大量试验研究，取得的数据为线路参数设计和电晕功率损耗估算提供了参考依据。例如，意大利曾在交流1050kV，1km三相线路进行过10个月三相连续电晕损耗试验，试验结果如表1所示[4]。结果表明:电晕功率损耗随导线表面电场强度而增加，在低电场强度和好天气条件下电晕损耗可接近零。
表2 1050kV交流线路电晕功率损耗
Table 2 Corona power lose of 1050Kv AC transmission line
导线 导线表面 电晕损耗(kW/km) 结构 场強50%值 95%值 (kV/cm) (好天气) (大雨天气) 6×3.15cm 21.20 15 200 8×3.15cm 17.76 ~2 35 10×3.15cm 15.53 ~0 20 由于远距离输电线路各线段处于不同气候
条件，电晕功率损耗应按同一时间不同线段处于不同气候条件估算。通常，好天气时间约占全年85%，大雨、大雪和沙尘天气时间约占全年5%。在1000kV.与±800kV，1500km架空输电线路的电晕功率损耗估算时，假定：在同一时间，线路的85%长度处于好天气，5%长度处于坏天气。1000K交流输电，额定电压运行时，8×630mm2(8×33.6mm) 分裂导线表面最大电场强度14.6kV/cm，大雨条件下平均最大电晕功率损耗53kW/km，好天气条件不出现电晕[1]。1000kV，1500km线路的电晕功率损耗估算值为7.95MW，为其电阻功率损耗的4.81%。以输
送功率为基值算，线路电晕功率损耗率估算值为0.18%。
5.2 ±800kV架空线路电晕功率损耗
±800kV直流试验基地直流线段电晕功率损耗进行过试验与测量。在好天气条件下电晕功率损耗10W/m。试验结果显示：±800kV直流线段导线表面电场强度超过空气击穿的强度，从而出现好天气条件下电晕功率损耗。
经计算，±800kV线路 6×720mm2(6×36.2mm)分裂导线表面最大电场强度19.6kV/cm，好天气条件下按我国特高压直流试验基地验证过的经验公式[5]估算，平均电晕功率损耗值48.89kW/km。以好天气条件下电晕损耗的2倍估算，坏天气电晕功率损耗值为97.78kW/km。±800kV ，1500km线路电晕功率损耗估算值为80.60MW，为电阻功率损耗的18.40%，以输送功率为基值算,线路电晕功率损耗率为1.26%。
降低±800kV 线路电晕功率损耗率在于降低分裂导线表面电场强度，而降低分裂导线表面电场强度的根本措施是优化分裂导线结构，增加子导线数和截面。例如，线路选用8×36.2mm (8×720mm2）分裂导线，导线表面电场可降到16.6kV/cm。好天气条件下平均电晕功率损耗可降到38.4kW/km。1500km线路电晕功率损耗率估算值可降到1.06%，为电阻功率损耗率的15.48%。优化分裂导线结构可同时降低电阻和电晕功率损耗，具有长期的显著的经济和社会效益。
5.3 1000kV与±800kV架空线路电晕功率损耗分析
1000kV与±800kV 1500Km架空线路电晕功率损耗率如表2所示。
表3 两类架空线路电晕功率损耗率
Table 3 Corona power lose ratio for two kinds of transmission line 交直流电压 1000kV ±800kV ±800kV 分裂导线(mm2) 8×630 6×720 8×720 导线表面电场強(KV/cm) 14.6 19.6 16.6 电晕功率损耗率(%) 0.18 1.26 1.06 5