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能源局特高压交流研究课题17
《交直流线路输电能力和经济输送距离研究》
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能源局特高压交流研究课题15 ：特高压与超高压交流输电经济比较研究
前言
国网公司在宣传交流特高压全国联网时，就称一回交流1000kV线路输电能力为500kV线路的4 ～ 5倍(再按2012年刘振亚著[中国电力与能源]书第69页核实)，所以号称交流特高压输电节约投资又节省线路走廊。
从特高压示范/起步工程表现它输送能力还不到500kV线路的两倍, 而且它每段线不能长(约为300公里), 必需靠500kV电网联接支持才能多送电, 构成不安全的电磁环网。从基本原理上对同塔双回的交流1000kV两回线路和两个同塔双回紧揍型的4回500kV线路的600公里输电计算分析, 证实它输送能力真不到500kV线路的两倍，和500kV线路输电相比, 它极不安全，更极其浪费。600公里以内,采用交流500kV输电既安全又经济;600公里以外,采用直流输电最佳。由於交流特高压在基本原理上存在致命弱点, 全世界都没有实用价值。
一.交流特高压与超高压输电
1.500/1000kV输电静态稳定比较(600公里)
具备50%串补的4×500kV输电的静稳为840万千瓦;2×1000kV输电的中间站无500kV网支持时的静稳为617万千瓦，而有支持的电磁环网时的静稳为820万千瓦。两者基本相同。
2.500/1000kV暂态稳定输电比较(600公里) (图1)
(1) 决定输送容量的暂态稳定比较:4×500kV线路中一回故障(N-1),祗损失1/4;2×1000kV线路N-1时,损失1/2;可见2×1000kV线输送容量较少。
(2) 4×500kV线路加约50%串补可以可靠送出600万千瓦。(图2上部)
(3) 2×1000kV线路在不和500kV并列输电时,祗能送出150～200万千瓦。(图2中部)
(4) 2×1000kV线路要靠500kV电磁环网支持才能多送(图2下部)
- 送2×300万千瓦时可行。
- 送2×350万千瓦(相当75%自然功率)而在一回线故障 (N – 1)时, 无功
功率损耗300万千乏, 靠发电机难以快速补偿, 有电压崩溃/失稳危险。
3.500/1000kV输电经济比较(图2)
总投资为工程投资加年运行费折算为2×1000kV输电总投资为4×500kV的
2.4倍，两者总投资差131亿元。
2×1000kV输电靠500kV网支持也祗能送2×300万千瓦,构成极不安全的1000/500kV电磁环网。交流特高压线路的输电能力仅为500kV线路的两倍左右。
二. 交流2×1000kV和直流2×±660kV输电工程投资分析
图3 是从工程投资/输电距离的关系分析交直流输电的世界通用方法。
1.比较条件：按交流2×1000kV线路1300公里分四段, 输电靠500kV电磁环网支持,设三个中间站;直流为两回
±660kV输电比较。
2.比较结果：上述交,直流输电投资比,输送1300公里时为430亿/131亿=3.3倍,两者投资差299亿元。
3.结论：600公里以内,采用交流500kV输电既安全又经济;600公里以外,采用直流输电最佳。从图3分析证明，交流1000kV输电毫无实用价值。
远距离交流特高压和直流输电的经济比较
从交流特高压实际工程和±800kV和同塔双回±660kV直流输电工程按同等输电能力的单价比较为5.38/1.52 = 3.54倍;和±500kV直流输电工程的单价比较为5.38/2.33 = 2.31倍。可见输电距离愈长,交流特高压愈不经济。
三.交流特高压的致命弱点难以解决
1. 电压问题
国网公司在宣传交流特高压的自然功率相当500kV线路的5倍，就称一
回1000kV线路输送容量相当500kV线路的5倍。其实这在原理上恰恰是其
致命弱点之一。因为它充电功率大，负荷突变难以控制电压，突降时将出现过电压，事故中负荷转移而突增时，将造成电压崩溃/系统失稳;不得不装设100%(其中约20%在低压)并联电抗器去祗消充电功率，结果大大降低其输电容量。
全世界过去只有前苏联交流1150kV特高压线路运行，它们用接近100%并联电抗器抵消线路的充电功率，虽能限制过电压，但不能多送，结果一回线只能送150万千瓦，相当一条500kV线路输电水平。
交流特高压线路要多送，就不得不研究采用自动可控高压并联电抗器, 前苏联就未研究成功。线路满载时可控高抗将自动控为零，受端跳闸立刻出现工频过电压，300公里为1.43p.u., 600公里为2.18p.u.,还会引起危险的操作过电压，即使研究成功用可控高抗祗能延时增加电抗, 难以保护规定工频过电压祗为1.3～1.4p.u.以及操作过电压为1.7～1.8p.u.的交流特高压设备安全。
国际大电网2007年10月变压器会议指出，可控并联电抗器因为有不断转換动作和谐波影响，其故障比一般变压器又多又严重，如22年来南非765kV并联电抗器38组运行就损坏过20组。又如魁北克735kV电网的并联电抗器就可控失败，一旦可控失败,当可控的综合电抗小於一定值，在单相重合闸单相断开或断路器操作有单/两相断开时, 即发生极其危险的工频串联谐振过电压, 高达额定值的20～36倍，危害严重。
2. 输送容量问题
主要电源和负荷都在500kV网，应用交流特高压必须叠加1000/500kV的升/降压变压器，增大了联系阻抗。计算证明，2回1000kV线输电的静态稳定祗相当於4回500kV;而暂态稳定还不如4回500kV线输电。
图1可见, 在无串补时，2回1000kV线才能输送150～200万千瓦，而不得不要靠500kV电磁环网支持，结果才能输送300～330万千瓦。所以, 一回100万伏线路输送容量不如两回500kV线，能用上串补才接近。
三华交流1000kV线路输送超2000公里，构成所谓“五纵六横”网架，实际上是故障时负荷自由转移的不安全结构，每回线输送能力难以超过300万千瓦，永远达不到国家领导部门的500万千瓦要求。
3.总投资问题
由於交流特高压输送容量低，一回1000kV线路输送容量最多等於两回500kV线,按总投资计算前者为后者的2.6～2.8倍, 两者投资差162～188亿元。
特别是有关部门违反世界公认的交直流输电技术经济决策，联合国经济社会
事务局2005年在纽约发表“国际电力联网多方面要点颁布”文件指出，超出600公里都是直流输电的经济距离，而且直流输电比较安全、可靠。但目前输电超出1000～2000公里都不用直流, 而用交流特高压，结果图3比较两者投资：输送1300公里为3.3倍，所以交流特高压输电毫无实用价值。
四. 交流特高压的回顾和展望
上世记前苏联、日、美、意和巴西对交流特高压曾作大量研究，主要目的是为了“长距离输电”, 前苏联还共建1905公里1150kV在1985年投运, 最大输送160万千瓦, 因问题多在1994年降500kV运行。日本东京电力建426公里1000kV线路，但末建特高压变电站, 祗能降500kV运行。
在此期间, 世界上对直流输电研究成功‘晶闸管’, 代替了原有不实用的‘水银整流器’，使直流输电更为安全/经济适用於“长距离输电”, 交流特高压就没有实用价值了。
联合国经济社会事务局2005年在纽约发表“国际电力联网多方面要点颁
布”文件指出，提到交流1200kV曾在俄罗斯的西伯利亚长线路使用, 并指出：“达到交流百万伏以上, 无论如何，能承受如此高电压的实际难度和设备和绝缘的代价，都过高而难以采用”;联合国文件所指包括两个风险：一个是技术难度风险，另一个是经济代价风险。所以欧美俄日等将来都不考虑在现有交流电网上再叠加高一级电压，更不考虑采用交流特高压;而充分发挥直流输电的作用。
国网公司用交流特高压祗是为了全国联网, 在2005年北戴河会议上, 更宣传日本东京电力将在2010年升为交流特高压运行，在2007年底日本大阪的国际大电网会中, 东京电力回答根本不考虑升压交流特高压运行。
现有交流500/750kV电压完全可以满足中国将来发展的需要, 按上述论证, 交流特高压极不安全, 极为浪费投资和能源, 根本没有实用价值。如果批准交流特高压工程走一步, 国家经济必将损失一大步。特请国家领导高度重视交流特高压问题, 应按科学发展观进行民主讨论, 充分论证;并继续贯彻30多年来对我国电网安全起重要作用的《电力系统安全稳定导则》, 慎重决策, 避免将来难以挽回的决策失误而造成近万亿元的国家损失。
注：本文仅代表作者观点，不代表北极星电力网的立场和观点！
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