特高压运行特征与世界最大的电力系统

本世纪中叶,我国要实现社会主义现代化，达到中等发达国家水平,全国总装机将达20亿千瓦;当前交、直流500KV输电能力太低,对交、直流特高压输电技术，需及早研究、试验，成熟后推广、发展，尽快提高电网的输电能力。特高压输电国际上尚无成熟经验，我们也缺乏实践体会，仅以学习的态度对特高压在系统运行中若干概念性的主要特征进行探讨。

交流1100KV特高压在系统运行中的特征

我国对交流特高压正在开始研究，尚无试验线路和变电站的实测数据。这里对输电线的结构及其主要参数引用美国“特高压输电技术研究报告”的数据,如下表。

1．表中的参数是在60Hz系统中,161Km和100MVA为基数的p.u.数值,换算为50Hz系统中的R、XL和BC的数值,如下:R=5.26×10－3Ω/kmXL=0.2436Ω/kmBC(ωC)=4.65×10－6S/Km

2．根据以上计算的50Hz系统的R、XL和BC的数值，计算出波阻抗ZW、、波的传播常数γ，以及α和β的数值。

ZW=228.92(∠－0.62°)Ωγ=(0.0115+j1.065)×10－3/Km=(α＋.β)/Km

（一）交流1100KV线路的空载电压:

从α和β的数值求sinhαx、coshαx和sinβx、cosβx的数值后,再求coshγx和sinhγx。

表1—1。。coshγx和sinhγx的数值表。

长距离输电线路，与导线串联的R和L及与导线和地并联的G(可忽略)和C均为分布参数，其电压和电流均为下列的双曲线函数的关系式，由这些关系式求线路始端及距始端X公里的相电压和电流值。

V（x）=V（0）coshγx－ZwI（0）sinhγx

I（x）=I（0）ccoshγx－[V（0）/Zw]sinhγx

从图1-1和表1-4看,线路的空载电压,随线路长度的增长成弧形快速升高,当线路长300KM时,终端的空载电压只为首端升高1.05倍,但线路长度达1000KM时,线路终端的空载电压升高为首端的2.06倍

（二）交流1100KV线路产生的容性功率：

有精确值和近似值公式,本文采用近似值公式。

QC=3×1/2×ωC×100×Σ（√2×Vn）2MVAR（略低于精确值）

VN为沿线每100KM的平均相电压（KV）。

从QC的公式和表2-1和图2-1～图2-5看，沿线产生的容性功率与线路长度和电压的平方成比例增长.

（三）沿线并联补偿电抗器容量及其布置的探讨。

系统故障时，既可跳终端也可跳首端，跳闸端就成为终端。南北水、火电互济时，汛期和枯水期终端与首端互换。特高压电网纵横交叉遍布全国时，随运行方式的变化，许多线段的潮流方向和首、末端也会随之发生变化。

正常和事故送电，由送电端向受电端空载充电，也可反向充电，检查正常后，才能向变压器充电和合闸并网。新线路和新变压器投产时，首端向受电端空载充电后,受电端须校验线路与受电系统的相序、相位、频率、电压正确后,再对变压器进行五次空载合闸冲击正常后,才能合闸并网。所以线路两端变电站的一次设备都应能经受长时间的终端空载高电压。

表3-1。日本东芝公司特高压原型变压器的绝缘水平。

从表1-4看，线路长1000KM时，终端与首端空载电压的比值高达2.06倍，从表3-1看,特高压变压器1分钟的耐压试验仅为其额定电压的1.15倍。全线的充电功率虽为16805MVAR，但要做到线路两端都能承受空载高电压，并联补偿电抗器将达24000MVAR，虽能将沿线和两端的电压控制在额定电压范围内，但数量和投资巨大。

分析说明交流特高压输电线路，空载电压随线路长度的增加快速升高；充电功率随线路长度和电压的平方比例增长，一次设备的绝缘裕度随电压等级的升高而降低；线路两端又都可能承受终端的空载高电压。长距离线路直达送电不仅需大量补偿电抗器,且需解决电抗器自动投切和可控的技术难题,所以交流特高压不宜长距离直达输电。

（四）．1100KV交流特高压线路的输电能力:

线路的自然功率(SIL)=V2/ZW=5285.69(∠－0.62°)MW交流特高压线路两端经升、降压变压器接入送、受端系统，按日本东芝公司制造的1200KV原型变压器的阻抗电压为20%，计算1100KV、单相2000MVA变压器的阻抗XT=40.43Ω，我国500KV系统普遍采用50KA断路器,如母线短路电流达到50KA，其系统阻抗折算到1100KV系统,XS=XR=27.98Ω，。

按输电公式：P12=[（V1×V2）/X12]×Sinδ12

当V1=V2和系统稳定需要，送、受电两端等值发电机间的功角δ12应保持在40°左右，这里取40°～45°（450只为短时送电）。

X12=2×27.98＋2×40.43＋L×0.2436=（136.82＋L×0.2436）Ω，。

当升、降压变压器的阻抗电压为20%,两端500KV母线短路电流为50KA时,计算1100KV输电线路的最大送电能力为：
 

从表4-1、图4-1看,1100KV交流特高压输电线路的最大输电能力:线路长100公里时为4827～5307MW,线路长1000公里时降到2045～2249MW。所以交流特高压输电线路不宜远距离直达送电。中间应分段落点建变电站与当地500KV系统联网，获得支撑电源，实行接力送电。从表1-4，线路长度300KM时，终端与首端电压的比值为1.05，表2-2，线路产生的容性功率终端与首端的比值为1.11,所以按300公里左右分段落点较为合理。送电1000公里，中间分三段落点，单回送电能力：可达3571～3926MW。若分五段落点，每段200公里，单回送电能力4193～4614MW，但投资大幅度上升。

当交流特高压线路纵横交叉覆盖全国电网时,为防止国家特高压电网与500KV电网形成大的电磁环网,必须将大区、省间的500KV电网解列运行。将降低500KV母线的短路电流，系统阻抗加大,不仅降低国家特高压电网的输电能力,且将破坏大区电网和电力市场的完整、安全和经济性。

二．特大电网中交流同步与直流异步互联网的探讨

（一）交流同步大电网的致命缺陷。

交流同步电网，同一电网的发电机必须保持同步运转，否则就会发生稳定破坏事故。因有频率，线路上存在电抗（ωL）和电纳（ωC），线路的有功和无功潮流随两端发电机的功角、频率、电压、线路的电抗、电纳的变化而变化。当系统故障时，这些参数都会发生变化，线路的潮流分布和系统发电机的负荷分配也随之发生变化。在大电网中，就会产生交流线路的功率转移、链锁反应，引起线路负荷超过稳定极限或系统中发电机负荷分配失衡、运转失步、电网稳定破坏，导致系统瓦解的大面积停电事故。这是交流同步大电网固有的技术特性，人们尚无法根本改变这种特性，是交流同步大电网的致命缺陷。

（二）国际上交流同步大电网历次大事故应引以为鉴。

近半个世纪，北美和西欧交流同步电网发生数十次大面积停电事故，都是由小事故，引起交流线路功率转移、链锁反应，导致稳定破坏，系统瓦解的大面积停电事故。但在数十次的大面积停电事故中，却从未波及到异步互联的对方电网。其中2003年意大利全国大停电事故中，撤丁岛是以直流与意大利本土异步互联网，就保持安全发供电。八、九十年代，我国大区同步电网也发生过多次系统稳定破坏事故，因电网相对较小，损失不太严重，未引起人们的关注。

（三）交流全国同步电网，存在波及全国电网稳定破坏的隐患。

到本世纪中叶，我国电力系统的总规模将达20亿千瓦，超过当前北美加西欧电力系统的总规模。当前若急于建设一个覆盖全国的庞大交流特高压同步大电网，必然会给将来全国电网的安全稳定运行埋下严重的隐患，应当慎之又慎。

华中电网是我国全国电网的中枢，经二十多年的建设，与华东、南方、西北电网已经形成直流异步互联网，为我国全国互联电网的安全稳定运行，创建了良好的基础，在交流同步电网中采用自动化措施和加强管理，能防止电网稳定破坏和防止事故扩大。数十年来我们在管理省和大区电网，一直是这样做的，并使一个电网结构薄弱、稳定水平很低的电网能连续保持二十多年无稳定破坏事故。但这是一个中小型电网，而且采用了大量的切机、切负荷措施，损失也是很大的。对一个20亿千瓦左右的超级同步大电网，不论采取何种技术和管理措施,在复杂的事故中,都难以防止:交流线路的功率转移、链锁反应,导致稳定破坏、波及全国系统瓦解的严重后果.（四）.跨大区直流异步联网能将事故限制在大区范围内。

直流输电，其互联电网两端的系统可以异步运行.纯直流异步联网线路，在电网事故中不存在功率转移、链锁反应，能将事故限制在大区范围内，不会波及全国电网。又因采用定功率、定电压和定电流运行,其短路电流与正常的负荷电流相差不多，且是微秒级闭锁，能完全控制大电网的短路电流.；直流线路故障，对其两端电网不会产生大的冲击。当两端电网故障时能自动有限制的相互支援，不影响互联电网的安全。虽然第二代的可控硅换流阀过“0”换相，逆变站在低电压时，易引起换相失败，闭锁断电；只要受电端有足够的支撑电源，就能保持安全送电。第三代电压源换流阀（VSC）已在直流输电中应用，它不存在逆变站低电压闭锁的缺陷，且多端直流输电国际上已有十多年的运行经验，这不仅大幅度提高直流输电的可靠性，并为直流输电成网创造了条件。

三.合理运用交、直流特高压输电的各自优越性。

到2030年,我国西部水电近70000MW将经1000～2000公里送往中、东部地区;“三西”煤炭基地装机规模受水资源的制约,且华中、华东和广东区内的负荷中心，仍须有强大的支撑电源,才能保持电网的安全稳定运行,“三西”经1000～2000公里对华中、华东和广东应以输煤为主,输电为辅较为合理。前面分析交流特高压技术上不宜长距离直达输电。直流特高压线路，ω为“0”，既无电抗，也无电纳，只有电阻，线路电能损耗最小，技术上具备远距离大功率输电的优越性。送电10000MW、距离1000公里：±800KV直流特高压只需两回双极线路，及两端的换流站和逆变站。1100KV交流特高压就需四回线，中间还需八个至12个变电站。远距离输电，交流特高压方案不仅投资、耗用物资大幅度超过直流特高压方案；占用土地资源，建设和管理耗用人力资源，以及运行的电能损耗，都将大幅度超过直流特高压方案。

短距离输电：200～300公里交流特高压只需首、末端建升、降压变电站，一个通道双回路送电能力：前者可达6443～7085MW，后者可达5683～6249MW；送电600公里，中间需加一个变电站。由于直流特高压换流站投资较大，送电距离小于600公里，交流特高压的建设投资将较直流特高压低。所以交流特高压的优越性是中、短距离大功率输电，直流特高压的优越性是远距离大功率输电。本世纪30～50年代，我国多数大区500KV电力系统的装机规模将会达到或超过4亿千瓦。须及早在500KV的大区电网中发展中、短距离交流特高压骨干线路，逐步形成大区特高压网架。加强大区的电网结构，减少500KV的线路密度，降低短路电流，降低电能损耗，减少占用土地资源。到本世纪中叶，一个20亿千瓦左右的特大电力系统，若大区间以直流异步互联网，各大区内有强大的支撑电源和坚强的交流特高压电网结构，西部的大量水电和北部的煤电采用直流特高压经1000～2000公里远距离东送和南送，将会是一个举世无双、最优的全国电力系统。

作者简介：张育英，出生于1921年，男，福建金门人，教授级高级工程师，原华中电业管理局副总工程师．是我国电力行业著名专家。张育英认为百万伏的特高压交流全国大联网无论在战时和平时都蕴藏着巨大的安全运行风险，全国一张覆盖下的电网如果某处受到破坏或遭到打击，将导致整个电网崩溃，给国家经济和安全带来不可估量的损失——去年“7·1”华中电网河南大事故便是很好的例证。从国外的经验看来，关于特高压电网的研究早已中断，虽日本、俄罗斯和意大利建有少量的百万伏电网，也都是按500千伏电网降压运行。