特高压交直流输电系统技术经济分析
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。1 000 kV交流输电试验示范工程和±800 kV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。1 000 kV与±800 kV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1 000 kV与±800 kV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现实意义。
1 000 kV 与±800 kV 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1 500 km 和2 000 km为例，研究和分析1 000 kV与±800 kV 输电系统的技术经济性。
研究内容安排如下：1 000 kV交流示范工程的输电能力与建设成本分析，1 000 kV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1 000 kV 与±800 kV 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：1 500~2 000 km输电距离，基于提高输电能力，降低成本的参数优化模型的1 000 kV 输电系统，按静态稳定输送功率的单位输电建设成本与±800 kV 输电系统晶闸管额定电流热稳定输送功率的单位输电建设成本相当;优化分裂导线结构和面积，±800 kV 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;在电网充裕度相同的情况下，1 000 kV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±800 kV输电系统暂态稳定输送功率的单位输电建设成本。
1 000 kV 交流输电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的基础上，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1 000 kV特高压试验示范工程建设。它的线路总长645 km，通过南阳开关站分为两段，分别为长—南线360 km和南—荊线285 km。由于500 kV/1 000 kV升降压变压器额定容量3 000 MVA，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。1 000 kV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。
1 000 kV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。1 000 kV 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500 kV 线路输电能力4 倍及以上，但它是有条件的。1 000 kV 交流试验示范工程未按输电能力4 000~4 500 MW条件设计，因而输电能力达不到500 kV 输电系统的4倍及以上。
试验示范工程输电能力达不到500 kV 输电系统的4倍及以上，除特高压变压器容量以外，主要原因是：
1)试验示范工程两端电网的500 kV 线路阻抗是限制1 000 kV线路输电能力的主要因素。1 000 kV线路输送的功率主要来自距特高压变电站250~450 km远的电源。它们的电力先通过500 kV较长线路输入特高压变电站。其线路阻抗乘以4，折算到1 000 kV的等效阻抗大于1 000 kV线路本身阻抗。送受两端500 kV 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4 000~4 500 MW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500 kV 的4 倍及以上，它的建设成本便会成倍增加。以输送2 000 MW 考虑，输电建设成本约为500 kV 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，1 000 kV 输电系统远距离的输电能力才能达到500 kV输电系统的4倍及以上，输电建设成本方可显著降低。
2 1 000 kV 输电系统优化参数模型及其输电能力
1 000 kV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500 kV 母线，各发电单元机组经母线汇集后接入1 000 kV 变电站。根据试验示范工程的经验和文献[1-2]的研究结论，1 000 kV 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)500 kV母线直接与1 000 kV 升压变电站相联，受端1 000 kV降压变电站接入具有电压支撑的500 kV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，又能降低功率损耗。
5)以8×630 mm2分裂导线代替8×500 mm2分裂导线构成低阻抗型线路，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。
试验示范工程输电能力达不到500 kV 输电系统的4倍及以上，除特高压变压器容量以外，主要原因是：
1)试验示范工程两端电网的500 kV 线路阻抗是限制1 000 kV线路输电能力的主要因素。1 000 kV线路输送的功率主要来自距特高压变电站250~450 km远的电源。它们的电力先通过500 kV较长线路输入特高压变电站。其线路阻抗乘以4，折算
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，1 000 kV 输电系统输送功率4 300~4 500 MW，输电距离可达1 500~2 000 km。以两个电厂，分别装有5×600 MW 和4×600 MW机组为例，1 000 kV，1 500 km线路，中间设两开关站，线路分为3 段，经分析计算可知，可将4 410 MW(自然功率)，静稳极限4 850 MW，送到500 kV 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 1 000 kV 与±800 kV 输电系统建设成本
3.1 1 000 kV 输电系统的建设成本
1 000 kV 与±800 kV 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1 000 kV 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1 000 kV，4 410 MW，1 500 km输电系统为例，其单位输电建设成本估算为1 900元//km˙MW。如果5 0 0 k V 输电系统建设成本平均按2 500元/km˙MW考虑，则1 000 kV输电系统的单位建设成本为500 kV输电系统的76%。
3.2 ±800 kV 输电系统建设成本
±800 kV直流输电系统，首先将各发电单元机组经电站500 kV母线汇集，然后经500 kV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，将直流电转换成三相交流电，最后送入有电压支撑的500 kV枢纽变电站。±800 kV直流大规模远距离输电，仍以两个电厂，分别装有6×600 MW 和5×600 MW机组，1 500 km线路为例，用±800 kV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±800 kV特高压直流输电示范工程，直流输电线路长1 891 km，额定直流电流4 kA，额定换流功率6 400 MW，采用6×720 mm2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±800 kV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±800 kV 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50%。
按示范工程建设成本估算，±800 kV，6 400 MW(晶闸管额定电流热稳定)，1 500 km直流输电系统的单位输电建设成本1780元/km×MW。
3.3 1 000 kV 与±800 kV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，±800 kV直流输电系统单位建设成本为1910元/km×MW，与1 000 kV输电系统的1 900 元//km×MW 处于同一水平。
1 000 kV 交流输电的相电压578 kV(线对地电压)与±800 kV 直流输电极线对地电压相对应。±800 kV 输电极线对地电压(800 kV)和极线间电压(1 600 kV)分别是1 000 kV 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是绝缘成本，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，1 000 kV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±800 kV线路的86.4%，而不是1.4倍。优化系统参数，提高1 000 kV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：1 500 km以内，1 000 kV 交流输电的建设成本既小于±800 kV 直流输电，也小于超高压输电。
4 1 000 kV 与±800 kV 输电系统电阻功率损耗
1 000 kV和±800 kV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。
4.1 1 000 kV 输电系统电阻功率损耗
1 000 kV 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2 部分。变电站和开关站的功率损耗主要是变压器、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1 000 kV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，1 000 kV两变电站、两开关站的功率损耗率估算值为0.40%。交流和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。
1 000 kV输电系统输送功率4 410 MW 时，电流2.546 kA，电流与电压之比4.404 8´10-3。当导线温度25℃时，8´630 mm2分裂导线单位长度电阻5.839 6´10-3W/km(交流)。按照前述线路电阻功率损耗率算法，1 000 kV线路电阻功率损耗率3.858%(按分布参数计算3.747%)。将两部分功率损耗相加可得到输电系统总的功率损耗。1 000 kV，2.546 kA(4 410 MW)，1 500 km交流输电系统输电功率损耗率估算值4.147%。
4.2 ±800 kV 输电系统电阻功率损耗
±800 kV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分。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得多。晶闸管换流阀，除晶闸管以外，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
某高压直流背靠背换流站，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，±800 kV整流站和逆变站的功率损耗率估算值1.70%。它为1 000 kV两变电站、两开关站的功率损耗率的4 倍及以上。
±800 kV 换流阀额定功率运行时，直流电流4 kA，电流与电压之比5.0´10-3。当导线温度25℃时，6´720 mm2 分裂导线单位长度电阻6.8614´10-3W/km(直流)。±800 kV，1 500 km线路电阻功率损耗率5.146%。将两部分功率损耗相加，±800 kV，4 kA(6 400 MW)，1 500 km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±800 kV 线路电阻功率损耗率高于1 000 kV交流输电的两个因素。要减少线路功率损耗率，必须减少输电电流或增加分裂导线截面。例如，±800 kV输电线路电阻功率损耗率要降低到1 000 kV交流的水平，分裂导线截面须增加33.4%。如选用8´720 mm2分裂导线，则±800 kV，1 500 km 输电系统的单位输电建设成本为2 109 元/km×MW，系统建设成本增加10.4%，为1 000 kV交流的1.11倍。
4.3 1 000 kV与±800 kV 输电系统建设成本与电阻功率损耗
1 000 kV 与±800 kV，1 500 km和2 000 km输电系统的电阻功率损耗与建设成本，如表1 所示。
5 1 000 kV 与±800 kV 输电线路电晕功率损耗
1 000 kV 交流和±800 kV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、无线电干扰和电晕功率损耗。电晕功率损耗随导线表面电场强度、导线表面聚集的微粒(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：1 000 kV交流输电架空线电晕功率损耗小于±800 kV直流输电。
5.1 1 000 kV 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1 050 kV，1 km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2[4]所示。结果表明：电晕功率损耗随导线表面电场强度而增加，在低电场强度和良好天气条件下电晕损耗可接近零。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%，
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]。将双极故障停运折算为2 次单极停运，则±800 kV直流输电系统换流站平均单极强迫停运概率为3 次/a。根据有关方面统计，2006—2011 年，我国双极直流输电系统平均单极强迫停运概率为4.24 次/a，其中换流站单极强迫停运概率占66.8%。±800 kV 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输电系统换流站。
±800 kV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—1992 年、1995—1996 年、2009—2010 年间运行各子系统平均强迫停运概率[10-12]。
按照上述数据估算，1 000 kV/4 410 MW和±800 kV/6 400 MW，1 500 km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5.026 3亿元/a和35.730亿元/a，转换为按km×MW/a估算，可靠性损失成本分别为76 元/(km×MW/a)和372 元/ (km×MW/a)。
分析表明：±800 kV 输电系统可靠性损失成本的风险显著高于1 000 kV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 1 000 kV 与±800 kV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最小优选方案，不再用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。
1 000 kV 与±800 kV 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1 500 km 和2 000 km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 a，等效输送额定功率时间6 000 h，电量损失成本为电厂上网电价0.28 元/kW×h。经计算，1 000 kV/4 410 MW 与±800 kV/6 400 MW 输电系统，以1元/(km×MW/a)为基值，年运行成本明细，如表6 所示。
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设成本和运行成本，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 1 000 kV 输电系统稳定性成本
1 000 kV 输电系统具备的静稳定裕度大于500 kV输电系统。当500 kV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1 000 kV/4 410 MW 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1 100 MW，比静态稳定输送的功率低得多。1 000 kV，1 500 km及以上距离的输电采用双回路输电系统，由于N-1故障只涉及1 个回路的部分线段，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8 820 MW;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1 900元/km×MW。
8.2 ±800 kV 输电系统稳定性成本
±800 kV/6 400 MW 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，强迫停运，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，±800 kV输电系统N-1 故障暂态稳定输送功率为1 600 MW，比按晶闸管额定电流确定的输送功率低得多。±800 kV 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，充分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，±800 kV输电系统采用联动调制
安稳措施，实际的可利用输送功率可达4 800 MW，为晶闸管额定电流输送功率的75%。按实际利用的输电能力4 800 MW估算，±800 kV，6×720 mm2分裂导线，1 500 km直流输电系统，单位输电建设成本为2 373 元/km×MW;8×720 mm2分裂导线，2 000 km直流输电系统，单位输电建设成本为2 288 元/km×MW。
8.3 1 000 kV 与±800 kV输电系统稳定性成本
1 000 kV及±800 kV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7所示。
