3.4 交流/直流特高压输电的适用场合

3.4.1 交流/直流特高压输电的技术特点

特高压直流输电的突出优点是：输电电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电场合；利用特高压直流输电实现大区互联也具有优势，可减少或避免大量穿越功率，可按送、受两端运行方式变化而改变潮流，能方便控制潮流方向和大小。

特高压交流输电的突出优点是：特高压交流输电应用于超大功率、中距离输电场合或大容量、较远距离、多落点输电场合，在经济上有竞争力；建设特高压交流输电骨干网替代超高压交流电网，具有优化资源配置、保护环境、节约线路走廊用地、减少建设费用和有效降低输电损耗等优点。

3.4.2 特高压输电的技术优势

特高压输电是指额定电压1000kV及以上的三相交流输电方式和额定电压±750kV及以上的双极直流输电方式。与超高压输电相比，其主要技术优势有：

1）输送容量大、输送距离远

能进行超远距离大容量送电，使利用远方（1500～3000km）的能源资源（水、煤等）成为可能。远距离、大容量输电还可减轻铁路、公路运输的压力，减小负荷中心地区火电机群的建设规模，减轻火电带来的环境污染等。

2）显著节省线路走廊用地

特高压大容量长距离输电可减少输电线路回数和节省线路走廊，采用特高压输电技术可以节省大量导线和铁塔材料，以相对较少的投入达到同等的输电规模，从而降低了建设成本和投资。

3）限制系统的短路电流

随着电力系统的发展、装机容量的增大，系统的短路故障电流超限问题变得十分突出。国内外的研究结果表明，当特高压电网发展到足够强大时，可以通过500kV解环运行来有效降低系统短路电流水平。

4）输电损耗低

与超高压输电相比，特高压输电线路损耗大大降低，1000kV交流线路损耗是500kV线路的1/4;±800kV直流线路损耗是±500kV直流线路的39%。在远距离、大容量输电的条件下，特高压输电技术可以有效降低电网的运行成本。

5）综合效益高

发展特高压电网可以加强网络结构，起到调峰错峰、水火互补、地区互济、互为备用的效果，从而提高电网抗干扰能力，实现资源优化利用等联网综合效益。

3.4.3 特高压电网互联

中国地域辽阔，能源分布与区域经济发展很不均衡，随着特高压交直流输电技术的应用，输电距离更远，输送功率更大，使未来一段时期内跨区域、远距离电力输送规模将显著扩大。另一方面，随着中国电力工业发展，各大区域电网互联已成必然趋势，中国各大区和独立省网的互联已进入实施阶段。

交、直流输电方式各有所长，互为补充，大规模直流接入受端需要依托坚强的交流电网才能保障安全可靠运行。在电网规划和建设中，应使两种输电方式尽量发挥各自的优势，满足大电网安全经济运行的需要。

两个电网系统如果采用直流方式互联，它们之间就不需要考虑同步运行问题。如果通过多回直流输电线路连接，各条直流输电线路功率可以有效控制，直流输电线路发生故障即可相应减少输送功率，并由两个电网系统各自进行调整保持功率平衡；直流输电系统以输送电力为主，不需要考虑系统两侧的稳定问题，对于两侧系统而言，可认为是电源或是负荷，当系统断开，可认为是失去电源或负荷，只要考虑各自系统的安全稳定问题，措施简单可行有效。如以交流输电线路来联网，除输送电力外，还必须考虑两侧系统的同步运行，如果是电源点对网的连接，潮流比较固定也容易控制，如果故障发生后直接切除该输电线路，情况与直流输电系统联网也差不多，但如果是网对网之间的连接，潮流分布取决于系统状况，通过多回交流输电线路连接，部分联网线路故障可能造成其他联网线路过载，由于联网线路潮流由两个系统的电源、负荷分布及网络参数确定，调整难度较大，如果不能有效调整控制，会造成事故扩大，因此在安排运行方式时，必须考虑部分联网线路故障的后果，为此必须限制联网线路的输送功率，从而影响联网线路的效益，这就是为什么直流联网线路能满载运行而交流联网线路必须要留有足够安全裕度的原因。

利用直流输电作异步联网在技术上，经济上和安全性等方面的优势已在世界范围内得到证明。因此直流输电技术必将以其技术上和经济上的独特优势，在远距离大容量输电和全国联网两个方面对中国电力工业的发展起到十分重要的作用。由于特高压线路输送能力大，电网的互联方式有了更多的选择，将加快国家统一电网的形成。各大区域电网可以通过特高压交流互联，形成同步电网，也可以通过特高压直流互联，形成非同步电网。对于大区域电网的互联，采用特高压交流或是特高压直流存在不同意见。由于交直流输电的不同技术特点，决定了其适用范围。如在长距离海底直流电缆、背靠背和陆上远距离输电等场合都是直流输电系统的传统应用领域。特高压交直流技术各有自己不同的定位，其中，交流具有网络功能，可以灵活的汇集、输送和分配电力，是电网构建和安全运行的基础；直流主要是输电功能，在大容量、超远距离输电方面有经济优势。虽然在很多情况下，使用交流或直流输电方案都是可行的，但在方案的技术经济性方面会有差异，大区域电网的互联对安全运行要求高，应该通过全面的技术经济比较后确定。

随着中国特高压电网建设的逐步推进，将形成多个依托于特高压电网的大型送端与受端电网，特别是“三华”采用交流特高压联网以后，将形成一个非常庞大的同步电网。在这样的超大型特高压交流同步电网中，系统稳定性和短路电流上升等问题要引起高度重视，还需进行深入细致的研究。

3.4.4 交流/直流特高压输电的适用场合

采用特高压交流输电方式是基于大容量输电的需要，但具体又可分为中距离和远距离输电两种情况。俄罗斯因国土辽阔，能源基地与负荷中心距离较远，输电距离达到2400km以上，属于典型的特高压远距离、大容量输电方式；而对于其他国家，特高压输电工程的输电距离通常在200～500km范围，甚至更短，但其输送容量却非常大（TEPCO,5000～13000MW; BPA,8000～10000MW），称其为特高压中距离、大容量或超大容量输电方式更为合适。可以看到，曾经研究发展特高压交流输电的世界上大多数国家都属于后一种情况，采用的原因主要是为了解决输电走廊布置困难、短路容量受限等关键技术问题。表3-8列出了一些国家特高压交流输电发展计划的有关信息。

我国的情况比较特殊，是世界上为数不多的最需要发展特高压交、直流输电技术的国家之一。我国可能应用特高压输电的主要场合有：中距离大容量或超大容量输电、远距离大容量输电、大区主干网、大区电网互联等。

1）中距离大容量输电

随着中国经济和电力工业的迅速发展，电网建设和发展面临一系列挑战和问题。用电比较集中的沿海经济发达地区已开始出现输电走廊布置困难、短路电流难以控制等技术难题，其中亟须解决的关键问题是如何提高输电走廊利用率。特高压交流输电方式可以实现中距离大容量或超大容量输电，满足受端电网内大容量电厂输电的需要。

2）远距离大容量输电

随着我国西南部水电基地和西北部煤电基地的形成，电力系统呈现出“西电东送”、“北电南送”的主要格局，其中多数输电距离为800～3000km，输送容量4000～20000MW。如金沙江一期工程溪洛渡、向家坝水电站分别装机12.6GW和6GW，一期装机总计18.6GW，二期装机总计19.4GW。水电站至华中输电距离为1000km，至华东输电距离为2000km。新规划和建设的“西电东送”项目，无论是金沙江下游水电和四川水电，还是云南水电，它们都具有输电距离远和容量大的特点。由于其输送容量高达4000～20000MW，输送距离在1000～2000km，此时采用特高压直流输电，具有明显的经济优势。而对于“北电南送”项目，将华北大型坑口火电厂群的大量电能远距离地输送至华中和华东，采用特高压直流输电也是合适的。同时，一些大容量远距离的特高压输电线路可能需要在多个地方落点，以促进特高压联网，在这种情况下，只好选用特高压交流输电，因为直流输电中途落点分电的代价是难以接受的。

3）大区主干网

现有500kV区域电网除输电能力不足，需发展特高压输电满足中距离大容量输电的要求外，电力负荷密集地区短路电流过大也是其突出的技术问题。为了解决由电网输电容量增大引起短路电流过大的问题，可以考虑构建更高一级电压等级的主网架。可以预见特高压交流主网架的形成会经历2个阶段。在特高压线路建设初期，由于尚不能形成主网架，线路的负载能力较低，此时主要用于大电源的集中送出，并可能会因该特高压线路故障跳闸而给系统稳定造成影响。此时，下级500kV电网还不能解环运行，尚不能有效地降低短路电流。但随着1000kV电压等级电网的不断加强，特高压交流线路最终会形成足够强大的主干环网，此时，可采用分层分区运行方式，从根本上解决电网短路电流过大的问题。

4）大区电网互联

目前，中国已形成6个跨省区大电网：华东、华北、东北、华中、西北及南方电网。各电网中500kV （西北电网为750kV和330kV）主网架逐步形成和壮大。1989年葛上±500kV直流线路的投运实现了华中和华东两大区电网非同步联网，标志着中国进入大区电网间互联的时代。利用特高压电网实现大区电网互联（包括交流、直流和交直流并联3种输电方式），除了满足远距离大容量输电的要求外，还可以实现跨大区、跨流域水火电互济，优化全国范围内能源资源配置，并满足中国电力市场交易灵活的要求，促进电力市场发展。以特高压直流输电方式实现大区非同步联网运行，两端交流电网分别按各自频率、电压独立运行，可以按需要控制功率，且不传送短路功率，有利于提高系统的稳定性。而利用特高压交流输电方式实现同步联网运行，对两个互联电网的同步能力要求很高，另外还会导致交流短路容量增加，并可能引发大区电网之间的低频振荡等系统安全稳定等问题，这些均需要给予格外关注，必须对此进行极为慎重和仔细的分析论证，使电网系统避免出现安全稳定方面的隐患。

从国内外的实践经验看，在大区联网场合，特高压直流会比特高压交流更具技术优势。但从经济性方面来看，大区之间直接采用特高压直流背靠背联网是不经济的。因此，可以在两个大区相对较远、又相对合适的两点进行较远距离的大区联网，最好既能起到远距离输送电力的作用，又能起到相互联网的作用，此时特高压直流的优势会更加明显。

目前，我国骨干网架已经从220kV发展为500kV电网，而随着500kV电网愈发密集，由此引发的三相短路电流超标问题愈发突出，将会威胁电网安全稳定的运行。同时，对于输电走廊紧张的负荷中心地区，满足大容量电力传输的500kV输电通道建设规模也会相应受到限制。因此，建设更高电压等级的电网，可从根本上解决500kV短路电流超标问题，并且有助于实现更大范围的电力平衡，满足大容量输电的要求。目前，华东地区的西部和北部均已经形成了1000kV特高压交流半环网结构，实现华东地区特高压交流环网作为华东电网的主网架结构也已经在规划中，华北地区1000kV特高压交流环网也已经开始规划，超、特高压直流输电线路一般作为区域电网之间的输电和联网线路。因此，可以预测，大区内1000kV特高压交流电网环网，大区域之间通过±800kV或±1100kV特高压直流电网互联，将成为中国未来电网的主网架结构。

另外，随着我国近年来高压及特高压直流输电的快速发展，华东电网已形成多回直流集中馈入系统，按照国家电网公司规划，到2020年国家电网将建成19回特高压直流工程，届时将有更多区域电网形成多回直流馈入系统，现有电网的“强直弱交”问题将更加突出。考虑到特高压直流输电容量非常大，当特高压直流系统发生双极闭锁故障时对受端交流电网的冲击非常之大，如受端交流电网不是足够强，将会产生严重影响，例如华东电网2015年发生的某特高压直流双极闭锁，瞬时损失功率5400MW，华东电网频率最低跌至49.56Hz（近10年来首次跌破49.8Hz），频率越限长达数百秒，给电网带来很大的安全运行风险[8]；此外考虑到直流输电的稳定运行也与受端电网的电气强弱直接有关，当逆变站附近的交流线路发生单相或三相短路故障时，可能引发多回直流同时换相失败，导致整个受端交流系统将承受直流输入有功功率下降和吸收无功功率瞬时增加的冲击，该种故障情况在我国华东电网已有发生。为此，需要加强特高压骨干电网建设，使之与直流容量、规模相匹配，形成“强交强直”的大电网格局。而特高压交流输电具有大区电网互联的能力，可以为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑。基于以上考虑，国家电网曾经考虑过未来可能在目前基础上通过特高压交流输电实现更多区域电网间的互联，如将现有的“三华”电网与东北电网通过特高压交流联网，形成东部特高压同步电网（简称“东部电网”），将现有的西北电网与川渝藏电网通过特高压交流联网，形成西部特高压同步电网（简称“西部电网”），其中，特高压交流输电主要用于主网架建设和同步电网内的联网输电，特高压直流输电用于跨东、西部电网之间以及同步电网内部的远距离输电，从而形成送、受端结构清晰，交流和直流协调发展的2个特高压同步电网格局。大型同步电网可能存在的一些关键技术问题还需进一步深入研究。

在特高压输电的应用中，主要定位于功率输送的特高压线路首先考虑的是经济性，而作为系统互联的特高压线路则要充分地考虑系统的稳定性，并综合考虑经济性后合理选择适当的工程方案。特高压交、直流输电的应用是相辅相成、互为补充的。从中国电网的实际情况出发，特高压交流输电主要定位于中距离大容量或超大容量输电和远距离、大容量、多落点输电以及大区电网主网架建设，而将其应用于大区电网同步互联方式，则需要对系统短路电流和系统稳定性进行谨慎、详尽的分析论证，以确保系统不会出现安全稳定方面的问题。特高压直流输电主要定位于送受关系明确的远距离大容量输电以及部分大区、省网之间的互联。综合上述，特高压交、直流输电的适用场合可用表3-9来表示[3]。