直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用(李立浧)

直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用（李立浧）我国电网面临空前发展的局面.由于直流输电具有送电距离远、送电容量大、控制灵活等特点，因此在运、在建及规划建设中的直流输电工程已经和即将在西电东送、南北互供中承担主要送电任务，在未来全国联网中发挥重要作用。

做好直流输电的研究、规划和建设是今后一段时间我国电网发展的重要任务。

我国电网随着国民经济和电力工业的高速发展，正面临着空前的发展局面。

到2003年底，全国发电装机容量达3.84亿kw、发电量达1.91亿kwh。

发电总装机容量和年发电量仅次于美国，均列世界第二位。

我国电网结构，除西北电网以330 kv为主网架外，其他区域电网已经形成500 kv主网架。

1、直流输电技术的发展及特点高压直流输电技术兴起自20世纪50年代，经过半个世纪的发展，已经成为成熟的输电技术。

世界上已成功投运高压直流工程60多项，其中，50年代有2项、60年代有5项、70年代有15项、80年代有30项、90年代有10项。

迈入21世纪，我国先后投运了天生桥——广州（简称天广）直流输电工程和三峡——常州（简称三常）直流输电工程。

高压直流输电技术起步在20世纪50年代，而突破性的发展却在80年代。

随着晶闸管技术的发展和现代电网发展的需要，80年代，全世界共建成了30项直流输电工程，直流输电在电网中发挥了重要作用。

在这期间，建设了背靠背工程14项；建设了输送距离长达1700 km的扎伊尔英加——沙巴工程；建成了电压等级为±600 kv的巴西伊泰普水电站送出工程。

直流输电的控制保护技术得到进一步的发展和完善。

迈入90年代以后，随着电力电子技术、计算机技术和控制理论的迅速发展，使得高压直流输电技术日益完善，可靠性得到提高。

我国直流输电技术同样是在80年代得到发展，建成了我国自行研制的舟山直流输电工程（±100 kv，100 mw，55 km）和代表当时世界先进水平的葛洲坝——上海（简称葛上）±500 kv直流输电工程。

90年代，开始建设天广直流输电工程和三常直流输电工程，天广直流工程于2000年12月单极投产，2001年6月双极投产；三常直流输电工程于2003年5月投入运行。

2001年开工建设三峡——广东（简称三广）直流输电工程和贵州——广东（简称贵广）直流输电工程，三广直流工程于2004年6月正式投产；贵广直流工程于2004年9月双极投产。

直流输电与交流输电相比，其优点和特点明显：①输送容量大；②输送功率的大小和方向可以快速控制和调节；③直流输电系统的投入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制；④直流架空线路的走廊宽度约为交流线路的一半，可以充分利用线路走廊的资源；⑤直流电缆线路没有交流电缆线路中电容电流的困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘电压相对较低；⑥直流输电工程的一个极发生故障时另一个极能继续运行，且可充分发挥其过负荷能力，即可以不减少或少减少输送功率损失；⑦直流本身带有调制功能，可以根据系统的要求作出反应，可以对机电振荡产生阻尼，可以阻尼低频振荡，从而提高电力系统暂态稳定水平；⑧能够通过换流站的无功功率控制调节系统的交流电压；⑨大电网之间通过直流输电互联（如背靠背方式），两个电网之间不会互相干扰和影响，且可迅速进行功率支援等。

直流输电技术适合远距离、大容量送电，可以送电到2 000 km以外，一项直流工程送电能力可超过300万kw；适合电力系统之间的网络互联及巨型水电、火电基地电力外送等。

这些，恰是我国电网发展中所需要的。

2、我国电网的现状与总体战略我国除台湾外已经形成东北、华北、西北、华东（含福建）、华中（含川渝）和南方等6个跨省区电网和山东、海南、新疆、西藏4个独立省网。

除西北电网以 330 kv 为主网架外，其他跨省电网和山东电网都已建成500 kv主网架。

香港、澳门电网分别以 400 kv 和 110 kv 和广东电网从而和南方电网相联；华中和华东电网通过葛上直流输电工程已实现了互联；东北和华北、华北和华中电网通过交流500 kv实现了互联；华中和南方电网通过三广直流输电工程实现了互联；西北和华中电网将在2005年通过灵宝直流背靠背工程实现互联；海南与广东的联网计划将在2006年实现。

目前，全国联网的局面正在快速推进中，2006年前后可基本实现除新疆、西藏、台湾以外的全国联网。

由于我国的能源资源主要集中在西部，而主要负荷却在中东部。

根据资源分布和负荷的特点，决定了在一个时期内，西电东送是我国电网发展的重要战略。

未来我国电网的总体发展战略是：西电东送、南北互供、全国联网。

3、直流输电的作用与规划党的十六大所确定的到2020年我国国内生产总值比2000年实现翻两番，全面建设小康社会的目标使电力工业面临新的发展机遇和挑战。

据预测，至2010年全国发电装机总容量将达到6.0亿kw左右，2020年将达到9.5亿kw左右。

将新建电源的电能安全、稳定、可靠、经济地送出是我国电网建设的基本任务，并应在此基础上逐步改善电网结构、推进全国联网，这使得电网的发展比电源建设更具挑战性。

在电网建设中对电网的网络结构、输电方式、输电新技术和电压等级等如何选择，不仅关系到电源建成后的电力输送能力，更关系到电力系统安全稳定、工程效益、电力市场和电力营销等一系列问题。

直流输电技术以其独具的特点将在我国未来电网的发展中发挥重要作用。

在西电东送工程中，直流输电因其本身适宜远距离输送、送电容量大、易于控制和调节的特点将发挥极重要的作用；又因为目前世界上特高压（百万伏电压等级）输电的研究和开发尚没有达到实用化阶段，因此直流输电更显重要。

对距离超过1 000 km，特别是2 000 km 左右的输电工程，在未来10~20年中，采用直流输电方式几乎无与之匹敌者。

电网互联采用交流联网方式，有方案实施简便、投资省和一侧网失缺功率后另一侧电网将以自然的事故紧急支援，反应速度快的优点。

但正因为联网后两网之间的自然“捆绑”，使交流同步范围延伸，当其中有一电网发生故障时将会波及多个互联电网，将故障后果扩大，降低电能质量；而且极易造成联络线功率大幅波动，甚至激至振荡击破系统的薄弱环节，从而增加发生系统稳定破坏大事故的几率，那将是灾难性的。

这将给交流联网的双方电网、与其同步相联的其他电网及有关联络线的稳定水平造成程度不同的相互影响，使联网线的稳定极限下降。

电网互联采用直流或直流背靠背方式时则具有可以有效地隔断互联交流电网间的相互影响，不形成相互干扰，本网所发生的事故可以控制在本网范围内；直流联网不会增加电网的短路电流水平；利用直流控制的调制功能能提高互联系统的稳定水平；联络线功率控制简单，调度管理方便等优点。

我国已投产的远距离送电直流输电工程在西电东送、全国联网方面正发挥着重要作用，经常运行在额定负荷之下。

三常直流输电工程、三广直流输电工程和贵广直流输电工程的送电容量均为 300万kw，送电距离均在1 000 km左右。

正在建设的西北电网与华北电网联网的灵宝背靠背直流工程的输电容量为36万kw，将于2005年建成投运。

我国西电东送直流输电工程可分为南通道、中通道和北通道，他们都有多回直流输电项目。

南通道已建成天广和贵广直流输电工程，正在兴建贵广第二回直流输电工程；中通道以三峡为起点向华东电网和华南电网使用高压直流进行输电，已建成葛上、三常直流输电工程，正在建设三峡右岸至上海的直流输电工程；北通道也已着手建设直流输电项目。

南北互供的典型直流输电项目是三广直流输电工程，它不仅由三峡向广东送电300万kw，而且实现了华中电网和南方电网的互联。

在全国联网的规划中，有多回直流项目，特别是用背靠背方式进行区域电网的互联。

目前，已有较明确送电方向和送电规模的直流输电工程有十几项，送电规模多在300万kw以上。

2004年，已启动建设三峡右岸至上海直流输电工程和贵州至广东第二回直流输电工程，输送容量都为300万kw，送电距离1 000 km左右，电压 ±500 kv， 将于2007年投运。

“十一五”期间，还将建设以下直流输电工程：小湾水电站至广东直流输电工程，电压等级为±500 kv或±600 kv，输送容量为300万kw，输送距离为 1 500~ 1 600 km；四川德阳至陕西宝鸡直流输电工程，电压等级为±500 kv，输送容量为180万kw，输送距离为600 km左右；宁夏银南至天津直流输电工程，电压等级为±500 kv，输电距离为1 200 km；陕北至山东直流输电工程，电压等级为±500 kv，输送容量为300万kw，输电距离为1 000 km左右。

2010~2020年期间，将会建设十多项直流输电工程，输送距离更长，输送功率更大。

随着金沙江的开发，向家坝、溪落渡、白鹤滩、乌东德和观音岩等水电站建成后将主要送电至华中电网、华东电网，送电距离将达到1 000 km和2 000 km左右。

澜沧江的开发，糯扎渡水电站建成后将送电至广东，送电距离将超过1 500 km。

当送电距离超过1 500 km时，需要考虑使用±600 kv电压等级；当输电距离达到2 000 km左右时，就需要考虑比±600 kv 更高的电压等极。

在全国联网工程中，已经规划了多座直流背靠背联网工程，如华北与华中电网的联网、四川与贵州的联网、东北与华北电网的联网工程等，它们将适时实现直流背靠背联网。

4、直流输电技术需要适应电网发展的需要随着我国西部电力资源的开发，巨型水电站和巨型火电基地的建设，水电、火电打捆送出，送电距离越来越远，送电容量越来越大，送电可靠性要求越来越高，给直流输电技术也提出了更高的要求。

(1) 提高额定电压等级和额定输送容量。

目前，高压输电工程的电压等级除伊泰普工程外，多为±500 kv， 对于送电1 000 km左右，送电容量不超过300万kw的直流工程来说这个电压等级基本合适。

但当送电容量超过300万kw，送电距离接近或超过1 500 km 时，则有必要将电压等级提高到±600 kv或以上，输送容量提高到400万kw左右，以充分利用线路走廊资源，减少输电回路数，降低输电损耗。

(2) 提高直流输电的可靠性和可用率。

直流输电工程在投运初期往往可靠性偏低、单极故障率偏高，甚至会出现双极故障，往往需要经过1~2年才能稳定到保证指标。

像广东电网中有七八回直流输电馈入，即使按设计故障率指标计算，单极故障每年每极为5次，一年就将有70~80次单极故障，甚至更多，这将给电网带来太频繁的冲击，因此必须有力的提高直流输电的可靠性和可用率。

(3) 要进一步优化控制，减少换相失败概率，提高换相失败后的恢复速度。