我國電網(wǎng)的特點(diǎn)是能源資源與經(jīng)濟(jì)發(fā)展地理分布極不均衡，必須發(fā)展長距離、大容量電能傳輸技術(shù)，采用新的或更高一級電壓等級，實(shí)現(xiàn)西南水電東送和華北火電南送。目前國內(nèi)外的研究集中在高壓直流(HVDC)和特高壓交流(UHV)輸電技術(shù)。本文試就這兩種技術(shù)的應(yīng)用現(xiàn)狀、優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行比較，并預(yù)計(jì)這兩種技術(shù)在我國的發(fā)展前景。1 國內(nèi)外高壓直流與特高壓交流輸電的應(yīng)用概況
隨著電力電子和計(jì)算機(jī)技術(shù)的迅速發(fā)展，直流輸電技術(shù)日趨完善，在輸送能力和送電距離上已可和特高壓交流競爭。多端直流輸電技術(shù)也取得了一些運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)：意大利到撒丁島和柯西島的三端直流輸電工程于80年代投運(yùn)；美國波士頓經(jīng)加拿大魁北克到詹姆斯灣拉迪生的五段直流輸電工程，全長1500 km，1992年全線建成投入五端。到1996年底全世界已投運(yùn)的直流輸電工程有56個，輸電容量達(dá)54.166 GW［1］。
我國的葛洲壩—上海500 kV雙極聯(lián)絡(luò)直流輸電工程1989年投運(yùn)，額定容量為1 200 MW，輸電距離為1 080 km。天生橋—廣州500 kV直流輸電線路全長980 km，額定輸送功率1 800 MW。此外，三峽—華東兩回直流輸電方案已審定。
目前國外單個直流輸電項(xiàng)目的輸電容量正在逐步增加，表1為其中典型代表。
特高壓交流輸電技術(shù)的研究始于60年代后半期，前蘇聯(lián)從80年代開始建設(shè)西伯利亞—哈薩克斯坦—烏拉爾1 150 kV輸電工程，輸送容量為5 000 MW，全長2 500 km，從1985年起已有900 km線路按1 150 kV設(shè)計(jì)電壓運(yùn)行。1988年日本開始建設(shè)福島和柏崎—東京1 000 kV 400余km線路。意大利也保持了幾十km的無載線路作特高壓輸電研究。美國AEP則在765 kV的基礎(chǔ)上研究1 500 kV特高壓輸電技術(shù)。
但是，80年代中期以后世界經(jīng)濟(jì)發(fā)展減緩，美國和其他一些國家都推遲或暫時放棄特高壓交流輸電技術(shù)，只有前蘇聯(lián)的1 150 kV工程投運(yùn)，日本的特高壓輸電線路降壓至500 kV運(yùn)行。
2 高壓直流輸電與特高壓交流輸電的優(yōu)缺點(diǎn)比較
從經(jīng)濟(jì)方面考慮，直流輸電有如下優(yōu)點(diǎn)：
(1) 線路造價低。對于架空輸電線，交流用三根導(dǎo)線，而直流一般用兩根采用大地或海水作回路時只要一根，能節(jié)省大量的線路建設(shè)費(fèi)用。對于電纜，由于絕緣介質(zhì)的直流強(qiáng)度遠(yuǎn)高于交流強(qiáng)度，如通常的油浸紙電纜，直流的允許工作電壓約為交流的3倍，直流電纜的投資少得多。
(2) 年電能損失小。直流架空輸電線只用兩根，導(dǎo)線電阻損耗比交流輸電小；沒有感抗和容抗的無功損耗；沒有集膚效應(yīng)，導(dǎo)線的截面利用充分。另外，直流架空線路的“空間電荷效應(yīng)”使其電暈損耗和無線電干擾都比交流線路小。
所以，直流架空輸電線路在線路建設(shè)初投資和年運(yùn)行費(fèi)用上均較交流經(jīng)濟(jì)。
直流輸電在技術(shù)方面有如下優(yōu)點(diǎn)：
(1) 不存在系統(tǒng)穩(wěn)定問題，可實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)的非同期互聯(lián)，而交流電力系統(tǒng)中所有的同步發(fā)電機(jī)都保持同步運(yùn)行。兩端交流輸電系統(tǒng)的等值電路見圖1。輸送功率為：P=(E1E2/XΣ)sinδ，式中：E1、E2分別為受送端交流系統(tǒng)的等值電勢；XΣ為線路、發(fā)電機(jī)、變壓器的等值電抗；δ為兩電勢的相角差 。由此可見，在一定輸電電壓下，交流輸電容許輸送功率和距離受到網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)和參數(shù)的限制，還須采取提高穩(wěn)定性的措施，增加了費(fèi)用。而用直流輸電系統(tǒng)連接兩個交流系統(tǒng)，由于直流線路沒有電抗 ，不存在上述穩(wěn)定問題。因此，直流輸電的輸送容量和距離不受同步運(yùn)行穩(wěn)定性的限制，還可連接兩個不同頻率的系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)非同期聯(lián)網(wǎng)，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性。
(2) 限制短路電流。如用交流輸電線連接兩個交流系統(tǒng)，短路容量增大，甚至需要更換
斷路器或增設(shè)限流裝置。然而用直流輸電線路連接兩個交流系統(tǒng)，直流系統(tǒng)的“定電流控制”將快速把短路電流限制在額定功率附近，短路容量不因互聯(lián)而增大。
(3) 調(diào)節(jié)快速，運(yùn)行可靠。直流輸電通過可控硅換流器能快速調(diào)整有功功率，實(shí)現(xiàn)“潮流翻轉(zhuǎn)”(功率流動方向的改變)，在正常時能保證穩(wěn)定輸出，在事故情況下，可實(shí)現(xiàn)健全系統(tǒng)對故障系統(tǒng)的緊急支援，也能實(shí)現(xiàn)振蕩阻尼和次同步振蕩的抑制。在交直流線路并列運(yùn)行時，如果交流線路發(fā)生短路 ，可短暫增大直流輸送功率以減少發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子加速，提高系統(tǒng)的可靠性。
(4) 沒有電容充電電流。直流線路穩(wěn)態(tài)時無電容電流，沿線電壓分布平穩(wěn)，無空、輕載時交流長線受端及中部發(fā)生電壓異常升高的現(xiàn)象，也不需要并聯(lián)電抗補(bǔ)償。
(5) 節(jié)省線路走廊。按同電壓500 kV考慮，一條直流輸電線路的走廊～40 m，一條交流線路走廊～50 m，而前者輸送容量約為后者2倍，即直流傳輸效率約為交流2倍。
然而，下列因素限制了直流輸電的應(yīng)用范圍：
(1) 換流裝置較昂貴。這是限制直流輸電應(yīng)用的最主要原因。在輸送相同容量時，直流線路單位長度的造價比交流低；而直流輸電兩端換流設(shè)備造價比交流變電站貴很多。這就引起了所謂的“等價距離”問題。
(2) 消耗無功功率多。一般每端換流站消耗無功功率約為輸送功率的40%～60%，需要無功補(bǔ)償。
(3) 產(chǎn)生諧波影響。換流器在交流和直流側(cè)都產(chǎn)生諧波電壓和諧波電流，使電容器和發(fā)電機(jī)過熱、換流器的控制不穩(wěn)定，對通信系統(tǒng)產(chǎn)生干擾。
(4) 缺乏直流開關(guān)。直流無波形過零點(diǎn)，滅弧比較困難。目前把換流器的控制脈沖信號閉鎖，能起到部分開關(guān)功能的作用，但在多端供電式，就不能單獨(dú)切斷事故線路，而要切斷整個線路。
(5) 不能用變壓器來改變電壓等級。
直流輸電主要用于長距離大容量輸電、交流系統(tǒng)之間異步互聯(lián)和海底電纜送電等。與直流輸電比較，現(xiàn)有的交流500 kV輸電(經(jīng)濟(jì)輸送容量為1 000 kW、輸送距離為300～500 km)已不能滿足需要，只有提高電壓等級，采用特高壓輸電方式，才能獲得較高的經(jīng)濟(jì)效益。
特高壓交流輸電的主要優(yōu)點(diǎn)為：
(1) 提高傳輸容量和傳輸距離。隨著電網(wǎng)區(qū)域的擴(kuò)大，電能的傳輸容量和傳輸距離也不斷增大。所需電網(wǎng)電壓等級越高，緊湊型輸電的效果越好。
(2) 提高電能傳輸?shù)慕?jīng)濟(jì)性。輸電電壓越高輸送單位容量的價格越低。
(3) 節(jié)省線路走廊。一般來說，一回1 150 kV輸電線路可代替6回500 kV線路。采用特高壓輸電提高了走廊利用率。
特高壓輸電的主要缺點(diǎn)是系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性問題不易解決。自1965～1984年世界上共發(fā)生了6次交流大電網(wǎng)瓦解事故，其中4次發(fā)生在美國，2次在歐洲。這些嚴(yán)重的大電網(wǎng)瓦解事故說明采用交流互聯(lián)的大電網(wǎng)存在著安全穩(wěn)定、事故連鎖反應(yīng)及大面積停電等難以解決的問題。特別是在特高壓線路出現(xiàn)初期，不能形成主網(wǎng)架，線路負(fù)載能力較低，電源的集中送出帶來了較大的穩(wěn)定性問題。下級電網(wǎng)不能解環(huán)運(yùn)行，導(dǎo)致不能有效降低受端電網(wǎng)短路電流，這些都威脅著電網(wǎng)的安全運(yùn)行。另外，特高壓交流輸電對環(huán)境影響較大。
由于交流特高壓和高壓直流各有優(yōu)缺點(diǎn)，都能用于長距離大容量輸電線路和大區(qū)電網(wǎng)間的互聯(lián)線路，兩者各有優(yōu)缺點(diǎn)。輸電線路的建設(shè)主要考慮的是經(jīng)濟(jì)性，而互聯(lián)線路則要將系統(tǒng)的穩(wěn)定性放在第一位。隨著技術(shù)的發(fā)展，雙方的優(yōu)缺點(diǎn)還可能互相轉(zhuǎn)化。兩種輸電技術(shù)將在很長一段時間里并存且有激烈的競爭［2］。
3 兩種技術(shù)在我國的發(fā)展前景
(1) 2020年前，直流輸電應(yīng)用于以長距離大容量輸電為目的的大區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)。
根據(jù)我國電網(wǎng)的遠(yuǎn)景規(guī)劃，在北方火電基地建成之前，我國將形成北部、中部、南方三大聯(lián)合電力系統(tǒng)。三峽水電站計(jì)劃將于2009年建成，裝機(jī)容量18.2 GW，向華東輸送容量～8 GW，輸送距離1 100 km。目前初步確定的電壓等級方案為500 kV交流加500 kV直流的交、直流混合方案。這一方案使電站的出線回路偏多，電壓等級偏低。
從國外電力系統(tǒng)發(fā)展的歷史來看，一座或數(shù)座大型電站接入系統(tǒng)，會促使系統(tǒng)出現(xiàn)更高一級電壓等級。我國西北劉家峽電站的接入系統(tǒng)開始形成了西北330 kV電網(wǎng)；葛洲壩水電站建成，使我國華中地區(qū)形成了500 kV電網(wǎng)。在國外，加拿大為邱吉瀑布水電站群建設(shè)了735 kV電網(wǎng)；俄羅斯為核電站送電建設(shè)了750 kV電網(wǎng)。我國三峽水電站的建成以及今后發(fā)展特大型水、火基地，都極有可能需要建立特高壓輸電網(wǎng)。
但是，在現(xiàn)階段，特高壓輸電技術(shù)儲備不足，沒有成套成熟的技術(shù)；而直流輸電在可控性、隔離故障及運(yùn)行管理等方面占有許多優(yōu)勢，特別是采用直流聯(lián)網(wǎng)時兩網(wǎng)之間的波動互不干擾，穩(wěn)定性很高 。因此，在未來20年，直流輸電將作為長距離大容量輸電的主要方式和500 kV交流網(wǎng)架的強(qiáng)化措施，以便在無更高一級交流電壓輸電線路時形成大區(qū)電網(wǎng)互聯(lián)。
