电晕功率损耗率/电阻功率损耗率(%) 4.81 18.40 15.48 6.2 ±800kV直流输电系统可靠性
我国2010年投运的楚穗和复奉±800kV直流输电示范工程，2011年换流站双极故障停运1次，换流站阀组故障单极停运4次[9]。将双从表2可以看出，±800kV 线路电晕功率损耗率显著高于1000kV线路。前者高的根源是： 极线对地电压高，分裂导线缺失优化配置，表面电场强度高。
6 1000kV与±800kV输电系统可靠性
1000kV和±800kV输电系统可靠性是指输电系统在自然灾害，设备隐形缺损等导致系统本身故障，故障切除后保持电网稳定运行所期望的输电能力。它包括输电系统在一定时间范围内强迫停运概率和输送所期望的功率水平，故障强迫停运保持电网稳定运行的能力。 6.1 1000kV输电系统可靠性
我国1000kV交.流示范工程，2009年投运以来未見强迫停运的报导，显示了系统及其元器件的高可靠性。前苏联于1985年投运的1150kV,926km输电工程，运行6年，期间由雷电绕击线路共强迫停运5次，工程平均强迫停运0.833次/年，分别为当地750kV和500kV输电系统的46%和22%[6]。1000kV交.流输电系统的构成与500kV交流输电系统类似，均由高可靠性元器件构成，因而构成的输电系统可靠性高。表2列出了我国500kV输电系统主要元件2005年-2009年5年统计的平均可靠性指标[7]。
表4 2005—2009年500 kV输电运行可靠性指标 Table4 Operation reliability index for 500Kv AC transmission system during 2005-2009 y 元器件 强迫停运率* 强迫停运时间/(h/次) 变压器 1.390 3.180 GIS 0.178 0.700 架空线 0.168 1.620 电抗器 0.642 1.602 母线 0.516 0.160 注：强迫停运率，架空线为次/100 km?a，其他为次/100台(段)·a。
利用交流输电系统分层串并联可靠性评估模型和评估方法[8]评估，1000kV,1500km交流输电系的强迫停运率为1.353次/年，即每年因自然灾害，设备隐形缺损等形成的N-1故障率为1.353次/年，其中线路1.349次/年，系统强迫停运时间概率8.95小时/次。
极故障停运折算为两次单极停运，则±800kV直流输电系统换流站平均单极强迫停运概率为3次/年。根据有关方面统计，2006年-2011年，我国双极直流輸电系统平均单极强迫停运概率为4.24次/年，其中換流站单极强迫停运概率占66.8%。±800kV直流输电系统换流站平均单极强迫停运概率略低于全国双极直流輸电系统换流站。
±800kV直流输电系统换流站结构复杂，换流站各子系统可靠性低，形成了低可靠性的特点。表3所示为巴西依泰普水电站两回直流输电1991年-1992年,1995年-1996年,2009年-2010年6年运行各子系统平均好强迫停运概率[10,11,12]。<
表5 依泰普直流平均运行可靠性指标
Table 5 Average index of operation reliability of Itipu
HVDC transmission system 分类名 可靠性指标 AC-E V C&P DC-E T-L O 总计 平均强迫 停运率 2.15 1.167 3.167 0.830 0.833 2.333 10.48 （次/年） 平均强迫 停运时间 14.448 15.533 4.40 4.25 1.242 1.150 41.023 (h/次) 表中：AC-E -交流系统(交流开关场)及辅助设备, V -换流阀，C&P-直流控制与保护，DC-E直流一次设备(直流场)，TL- 直流输电线，O-其他。
利用直流输电系统分层串并联可靠性评估模型和评估方法[8]评估计算，±800kV，1500km直流输电系统单极强迫停运概率为4.1912次/年，其中换流站强迫停运概率2.8421次/年，占系统强廹停运的67.81%；强迫停运时间28.326小时/次。进一步降低±800kV输电系统强廹停运概率关链是优化换流站结构，提高各子系统可靠性水平。
从我国特高压/高压直流输电运行可靠性统计和理论评估来看，±800kV直流输电系统单极强迫停运概率(N-1故障率)及故障停运时间高于1000kV交流输电系统。
6
7 1000kV与±800kV输电系统可靠性损失成本和年运行成本
7.1 输电系统可靠性损失成本
输电系统可靠性是故障强迫停运概率，而每次故障强迫停运是对电网稳定运行的影响。对电网稳定运行影响的程度与输送功率的大小及电网充裕度密切相关。输电系统输送的功率越大，电网充裕度越小，故障及其强迫停运对电网稳定运行的影响越大。
对于500kV电网来说，无论是1000kV还是±800kV输电系统接入电网的功率占电网运行容量的百分比高，故障及其强迫停运过程使其接入点的动态功率严重不平衡，故障切除后形成大的功率转移，可能危及电网运行稳定性。为保持电网安全稳定运行，1000kV、±800kV输电系统故障及其强迫停运时，通常应采取联动切机切负荷安全稳定技术措施。这将造成用电侧强迫停电和发电侧强迫停机，造成用户停电停机经济損失。这种因输电可靠性降低而造成的经济损失称为可靠性损失成本。
可靠性损失成本等于强迫停运率，强迫停运时间，切机切负荷功率和单位电量的生产价值的乘积。切机切负荷功率与输电系统的输送功率和电网运行旋转备用容量，动态无功备用容量，输电网络充裕度等紧密相关。电网故障旋转备用容量、动态无功备用容量和输电网络充裕度越大，电网对输电系统故障的支持力度越大，因而切机切负荷的功率越小。为应对大容量输电系统故障配置过大的电网充裕度将显著增加额外的电网建设和运行成本。输电网为提高可靠性而增加的成本等于切机切负荷的经济损失成本是合理配置电网充裕度的基本原则。通常，500kV电网的经济旋转备用容量为运行负荷的10%左右。1000kV，4410MW和±800kV，6400MW输电系统N-1故障的切机切负荷功率在確定的电网运行方式下可通过稳定计算得到。作为定性分析，假定：在电网旋转备用容量10%，优化配置，输电网合理结构情况下，电网充裕度可減少切机切负荷量为1000kV和±800kV输送功率的25%。这样，1000kV和±800kV输电系统N-1故障保持电网稳定运行的切机切负荷功率估算值分别为3310MW和2400MW。
根据我国有关部门对2013年GDP和全社会用电量的统计，全国单位电量的平均产值为12.26元/kWh。设定发电上网电价0.28元/ kWh。按照上述数据估算，1000kV，4410MW和±800kV，6400MW，1500km输电系统N-1故障切机切负荷保持电网稳定的可靠性损失成本分别为5.0263亿元/年和35.730亿元/年，转换为按km·MW/年算，可靠性损失成本分别为76元/km·MW/年和372元/km·MW/年。，
分析表明：±800kV输电系统可靠性损失成本的风险显著高于1000kV输电系统。随着我国生产效率和单位电量产出的提高，输电系统可靠性损失成本将明显增加。输电系统降低可靠性损失成本具有长期的经济和社会效益。 7.2 1000kV与±800kV输电系统年运行成本 输电系统技术经济评价已从按建设成本最小优选方案，发展到按年运行成本最小，本文提出的稳定性成本最小和经济寿命周期成本(LCC) 最小优选方案，不再唯传统的建设成本最小优选方案。年运行成本也正从年回收建设成本和年运维及电量损失成本之和发展到包括可靠性损失成本在内的年运行成本。这可称为改进的年运行成本。
1000kV与±800kV输电系统经济性采用包括可靠性损失成本的年运行成本，以1500km和2000km输电距离为例进行评价。评估计算时，设定：折现率5.8%，建设成本回收期10年，等效输送额定功率时间6000小时，电量损失成本为电厂上网电价0.28元/kWh、经计算，1000kV，4410MW与±800kV，6400MW输电系统，以1元/km·*MW/年为基值，年运行成本明细，如表4所示。
表6 两类输电系统年运行成本
Table 6 Operation costs per year of two kinds of transmission system 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 年回收成本 255.7 250. 1 257.0 247.6 电阻功率损失成本 46.5 45.5 76.7 57.5 电晕功率损失成本 2.9 2.95 19.6 15.5 可靠性损失成本 76.0 83.5 372.2 323.4 7
年运行成本 381.1 382.05 725.5 644 从案例计算分析可知，±800kV输电系统优化分裂导线结构并增加截面，可显著降低年运行成本；±800kV输电系统，不考虑可靠性损失成本风险，年运行成本亦高于1000kV输电系统；考虑可靠性损失成本风险，年运行成本显著高于1000kV输电系统；提高±800kV输电系统可靠性是降低年运行成本的关键因素。
8 1000kV与±800kV输电系统稳定性成本
电网充裕度，包括输电网络的稳定裕度和旋转备用容量裕度，动态无功备用容量裕度，是电网安全稳定运行的基础。它是各输电线路稳定裕度，电网节点有功和无功备用容量裕度的集合。只有各输电系统具备合理的稳定裕度，电网才有保持电网稳定运行的充裕度。这样，电网N-1故障，例如输电线路短路故障，在故障和故障切除后可得到非故障输电系统紧急支援，电网从紧急状态恢复到稳定状态。我国电力系统安全稳定导则规定，电网N-1故障应避免切机切负荷。输电系统接入电网在不采取紧急安全稳定控制情况下应在静态稳定和N-1故障暂态稳定极限输送功率内运行。它们中最小的极限输送功率是保持电网稳定的输送功率，是实际利用的额定输送功率或实际利用的输电能力。
在优化电网充裕度情况下，基于实际利用的额定输送功率的建没成本和运行成本，称为稳定性成本。以稳定性成本最小优选的输电系统及方案，不需切机切负荷，不存在可靠性损失成本风险，保持电网稳定运行，产生显著的电网和社会经济效益。
8.1 1000kV输电系统稳定性成本
1000kV输电系统具备的静稳定裕度大于500kV输电系统。当500kV电网N-1故障时，它可提供更多的动态有功和无功支持，因而它的接入可提高电网运行的稳定性。
单回路1000kV、4410MW 输电系统尽管能保持电网静态稳定性，若不采取切机切负荷，N-1故障不能保持电网暂态稳定性。如前所述电网充裕度，它的N-1故障暂态稳定输送的功率为1100MW，比静态稳定输送的功率低得多。
1000kV，1500km及以上距离的输电系采用双回路输电系统，由于N-1故障只涉及1个回路的部份线段，在如前所述电网充裕度下，满足电网静态稳定和N-1故障暂态稳定实际的额定输送功率可达原单回路输电系统的2倍，即8820MW；双回路输电系统建设总成本可略小于单回路的2倍，单位输电建设成本可达到原单回输电系统同一水平，即1900元/Km.MW。。
8.2 ±800kV输电系统稳定性成本
±800kV，6400MW输电系统，在电网任意N-1故障时，因其结构和功率控制方法，不能对故障做出动态有功和无功响应，提供稳定性紧急支援，而且在电网N-1故障，逆变站交流母线电压降到一定数值并持续一定时间时，存在连续换相失败导致双极闭锁，強迫停运，进一步扩大电网故障，形成故障连锁反应风险。系统N-1故障后单极运行的直流电流入地进入交流变压器，使其严重偏磁，存在引起电网故障的风险。它的接入将降低电网稳定性。系统N-1故障切机切负荷造成可靠性损失成本风险超过年回收成本。如不切机切负荷，在如前所述电网充裕度下，±800kV输电系统N-1故障暂态稳定输送功率为1600MW，比按晶闸管额定电流确定的输送功率低得多。±800kV输电系统。单极闭锁(N-1故障)满足电网暂态稳定性要求，同时提高输电能力的有效措施是：以单极闭锁联动调制安稳措施，充份利用晶闸管的短时过负荷能力[8]。在如前所述电网充裕度下，±800kV输电系统采用联动调制安稳措施，实际的可利用的输送功率可达4800MW，为晶闸管额定电流输送功率的75%。
按实际利用的输电能力4800MW估算，±800kV， 6×720mm2分裂导线，1500km直流输电系统，单位输电建设成本为2373元/km·MW； 8×720mm2分裂导线，2000km直流输电系统，单位输电建设成本为2288元/km·MW。
8.3 1000kV与±800kV输电系统稳定性成本 1000kV，±800kV输电系统N-1故障在合理的电网充裕度情况下保持电网暂态稳定的输电能力所对应的建设成本，即暂态稳定成本如表6所示。
表7 两类输电系统暂态稳定成本
8
Table 7 transient stability costs of two kinds of transmission system 交直流电压 1000kV 1000kV ±800kV ±800kV 输电距离(km) 1500 2000 1500 2000 静稳(热)输送功率(MW) 2x4410 2x4410 小于小于6400 6400 暂稳输送功率(MW) 2x4410 2x4410 4800 4800 单位输电建设成本(元/Km.MW) 1900 1858 2373 2288
1000kV，±800kV输电系统采用的安稳措施显著地提高了N-1故障暂态稳定实际利用的输电能力，保持电网稳定，无需切机切负荷。从表7可以看出，±800kV输电系统N-1故障保持电网暂态稳定的实际可利用的输电能力的单位输电建设成本明显高于1000kV输电系统。
9 结论
1. 降低1000kV输电系统建设成本的关键是提高输电能力;输电系统优化参数，1500km~2000km输电距离，输电能力可达到自然功率及以上，输电建设成本显著降低。
2. 1000kV，1500km~2000km输电系统静态稳定的单位输电建设成本与±800kV输电系统晶闸管额定电流输电的单位输电建设成本处在同一水平，但是输电的电阻和电晕功率损耗以及可靠性损失成本风险明显低于±800kV输电系统。
3. 以稳定性成本最小优选的输电系统可产生显著的电网经济效益；在电网充裕度相同情况下， 1000kV双回路输电系统N-1故障暂态稳定实际输送功率的单位输电建设成本明显低于±800kV输电系统N-1故障暂态稳定实际输送功率的单位输电建设成本。
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Survey of the reliability of HVDC systems throughout the world during 2009-2010,,CIGRE 2012 session,Paris,2012 作者简介：
曾庆禹，(1939-),教授级高级工程师，长期从事电力系统运行与控制和变电站自动化方面的研究，目前主要从事特高压输电和智能电网方面的研究，E-mail：qyzeng@epri.sgcc.com.cn