高压特高压直流及特高压交流输电经济性比较

-高压/特高压直流与特高压交流输电的经济性比较 曾庆禹 中国电力科学研究院 清河小营 100192【摘要】本文调查世界各国直流输电开展状况，比照分析我国直流输电工程状况及特点，以直流输电的根本原理和实际运行数据研究直流输电的运行性能与其建立本钱、功率损失率、电量损失率和运行本钱之间关系。对高压/特高压直流输电和1000KV特高压交流输电在功率和电量损失、建立本钱、运行本钱和寿命周期本钱方面做了深入比较分析。研究结果说明：架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小。高压/特高压直流架空线路大容量远距离输电，与特高压三相交流输电相比，输电的功率和电量损失率、输电年运行本钱和寿命周期本钱高，运行可靠性低。为实现电网节能减排，不应继续大量建立高压/特高压直流输电工程。大容量远距离“西电东送宜开展1000KV输电网络输电，将大规模电力分散落点，实现远距离输送和全国围广域分配。研究经济高效、平安可靠的1000KV输电网架构造，将已有的直流输电系统纳入1000KV电网，构筑“强交弱直的超级广域电网。0.引言电力工业初期，发电、输电和用电全是直流电。自1891年建成第一条三相交流输电系统，三相交流网络输电取代直流输电己走过120年开展历程。由于输电的经济性，适应电源和负荷变化的灵活性和运行可靠性，三相交流输电网络己覆盖世界各国的城镇和乡村。从20世纪70年代开场，在高电压大功率晶闸管技术成熟根底上，在国外，高压直流输电在输电网建立中作为个别输电方案得到一定的应用。77.3直流输电工程用于海底电缆输电和背靠背换流工程，22.3用于架空线路大容量远距离输电。直流输电容量占整个输电容量比例极小，如美国，仅占0.605的总装机容量。在国外，高压直流输电仅仅是整个输电工程的个案说明了它的经济性、可靠性和灵活性差的问题。但是，在我国，目前对直流输电特的认识不是这样。文献1将直流输电与交流输电从概念上进展比较后得出结论：直流输电与交流输电相比，当输送一样功率时，其线路造价低。线路(功率、电量)损耗率较小，线路运行费用也较省。文献2认为架空线直流输电与交流输电相比，输送同样的功率，线路造价为交流输电的2/3，其线路损耗约为交流的2/3。文献3提出，一条1000KV AC线路，如果不考虑稳定性和无功功率约朿，其线路长度超过1000Km，输送容量大约3000MW。，认为两条3000MW、1000KV交流线路和一条6000MW、750KV直流双极线路的可用性相当，因为如果单极发生接地故障，仅仅影响一个极的运行。从可靠性方面进展比较，一个双极HVDC输电线路与两条交流输电线路相当。文献4提出直、交流输电费用的等价距离700Km。国，有专家强调：输电距离超过600Km应采用直流输电，特高压交流输电发挥作用的输电距离仅在500Km和600Km之间，“开展直流己是行业共识“。但是，在国外，文献5在总结各国特高压直流输电可行性研究成果根底上得出结论：应用现有知识和技术，建立和运行800kV直流输电工程是可行的，但需要进一步研究直流输电的经济性和性能的充裕性可靠性。文献6在分析了特高压直流输电关键技术后，认为应用600kV以上直流输电，严格来说，处决于其经济性和功率、电量的损失本钱。国外，对待特高压直流输电技术的工程应用仍然以个别工程来处理，持慎重观点。目前，在我国，正在以前所未有的速度規划建立大量的大容量点对点或点对网的架空线路直流输电工程。在这种情形下，研究和分析高压/特高压架空线路直流输电的经济性、可靠性和灵活性尤有必要。本文调查世界各国直流输电开展状况，以直流输电的根本原理和直流输电工程实际运行数据进展研究，企图探讨直流输电的建立本钱、功率损失率、电量损失率和运行本钱之间关系，并与1000KV特高压交流输电进展比较，分析直流输电的经济性。从直流输电原理和实际运行情况说明：大容量远距离架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小；在一样输送功率情况下，直流输电要到达三相交流输电一样的功率损失率，建立本钱高于1000KV交流输电；直流输电的年运行本钱和寿命周期本钱高于1000KV交流输电。1.高压/特高压直流输电根本原理直流输电系统由整流站、直流输电线路和逆变站三部份组成。整流站用晶闸管可控硅整流器将三相交流电整流转换为直流电。它通过直流输电线路被输送到受电端逆变站。逆变站用晶闸管逆变将直流再转换为三相交流电。基于晶闸管的直流输电，无论在整流站，还是在逆变站都要有足够的三相交流电源容量的支撑，以保证。換流站交直流电压和电流的正常稳定变換。整流站和逆变站通常称为换流站，均由交流开关场和直流换流场。两直流换流场的主电路构造完全一样，由交流开关、换流变压器、可控硅整流器组成的换流阀、平波电抗器、直流滤波器、中性点接地极、交流滤波器和无功补偿设备及相应的控制保护系统构成。整流站通过控制晶闸管触发角将交流电压转换成直流电压，其极线对地直流电压Ud1为： (1)逆变站通过控制晶闸管触发角将直流电压转换成交流电压，其极线对地直流电压Ud2为： (2)3式中：N1 ，N2 整流站和逆变站每极中的6脉动换流阀数，通常为2，800kV为4；，整流站和逆变站换流变压器交流电网母线线电压有效值kV；K1，K2-整流站和逆变站换流变压器变比；，整流站和逆变站每相的换相电抗；，整流阀和逆变阀的触发角度；逆变器的关断角度。直流线路的输电电流Id由两换流站间电压和线路电阻决定，其表达式为： (4)式中：S导线总截面(mm2)，导线材料的电阻率(mm2/km)，L输电线路长度(Km)。 从上列各式可知，直流输电是：以控制整流阀晶闸管触发角和逆变阀晶闸管触发角或关断角，调节直流线路两端电压Ud1和Ud2，从而改变值，调节直流电流Id，实现直流输电系统功率调节和整定。直流输电系统输送的功率是亊先確定的，属定制控制。直流输电系统采用定功率控制，先按照受端或送端系统给定的功率要求，调节Ud1,Ud2之间差值，产生到达功率要求值的Id，然后交由控制系统实現定功率控制要求。直流线路电压损失率和功率损失率Kd表达式为： ( 5)从式(5)可知，直流线路电压损失率等于功率损失率。直流输电系统输送功率Pd表达式为： (6)由式6可知，直流输电线路输送的功率与导线截面、电压损失率和电压平方乘积成正比，与输电距离成反比。在我国Ud2=94% Ud95%Ud，Ud为额定电压。，直流输电系统输送功率Pd分别为额定功率的88%90%。输送功率与输送距离之乘积关係为：PdL=2Kd S Ud22/=Bc. Ud22 (7)式中Bc=2Kd S/-称为线路运行本钱系数，反映线路建立本钱和功率损失本钱之积。由于在电压给定情况下输电功率与距离的乘积是一个定数，选择小的导线截面，必然是功率损失大，而选择大的导线截面，必然线路建立本钱高。在输送功率和距离给定情况下，直流输电线路的运行本钱可以说也是给定的，选择大截面导线增加建立本钱，但可减少功率损失本钱。相反，减少导线截面以减少建立本钱，但将增加功率损失本钱。选用小导线截面来增加输电距离必然导致增加功率损失本钱。直流输电系统的稳态额定输送功率处决于换流阀的晶闸管额定电流，受热稳定限制。在额定电流给定情况下，不同分裂导线截面对应不同的输电距离和功率损失率。以800kV，4KA直流输电系统为例，表1列出了不同分裂导线参数与输电距离和输电功率损失率的相互关系。表1 分裂导线参数、功率损失率与输电距离关系Kd()L(Km)234566*720 mm25838741166148717726*800 mm26509751299162419496*1000 mm28301245166020752490由表1可知，直流输电距离的增加意味着功率损失率增加，节能要求或功率损失率要求制约直流输电的距离；直流输电的距离隨分裂导线截面的加大即建立本钱的增大而增加。 2.我国与国外高压直流输电比较状况分析2.1.我国与国外直流输电工程現状根据文献7和有关方面统计，国外运行的和方案2021年投运的直流输电工程计75项，其中：A.架空线直流输电17项，B.跨海电缆直流输电31项，C.背靠背直流27项。我国运行的和2021年建成直流输电工程共计14项，其中：A.架空线直流输电12项，C.背靠背直流2项。国外，总计直流换流输电额定容量59762MW。我国，总计直流换流输电额定容量42410MW，为国外直流換流输电总容量的71。我国架空线路直流输电额定总容量为国外的1.45倍以上。至2021年，我国和国外直流输电工程現状如表2所示。表2国外和我国直流输电工程现状表类别额定容量MW占总容量比例工程工程数占总工程工程比例国外A2640144.181722.67国外B2238237.453141.33国外C1097918.372736.00中国A3840090.541285.71中国C40109.45214.29从表可以看出：国外，单项直流工程平均换流输电容量为797MW。我国直流工程平均换流输电容量为3029MW，为国外的3.8倍。2.2. 我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较至2021年，我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较，如表3所示。 表3 主要大电网直流输电工程数和运行容量比较表电网名称装机总容量GW架空线直流输电工程数输电总容量MW输电容量占装机容量备注中国电网95012A384004.04美国电网10784A65200.605UCTE电网646000与外网有跨海直流联网俄罗斯独联体电网337000日本电网238.02000有跨海直流 在全世界超过200GW的大电网中，有3个无架空线路直流输电工程。我国架空线路直流输电总容量占总装机容量的百分比为美国电网的6.68倍。2.3 我国与国外架空线路直流输电工程现状至2021年，全世界400KV及以上大容量远距离架空线路高压直流输电工程，如表4所示。 表4 全世界400KV及以上架空线路高压直流输电工程国别工程名称线路长度 (km)电压kV电容量MW投运时间年美国Pacific-Intertie136250031001970*&*加拿大Nelson River 189545016201971* 美国CU71040010001979莫桑比克-南非Cabora-Bassa142053319201979 扎伊尔Inga-Shaba17005005601984 巴西HVDC Itaipu178560031501984 巴西HVDC Itaipu280560031501984加拿大Nelson River 193750018001985 美国Intermountoun78550019201986加拿大Quebec-New England110045020001991 印度HVDC Rihand-Delhi81450015001992 印度Chandrapur-padghe90050015001997 印度East-South2145050020002002 印度Ballia-Bhiwadi78050025002021中国洲坝-104050012001989中国天生桥-96050018002002中国三峡-94050030002004中国三峡-86050030002005中国-119450030002005 中国 三峡- 104150030002006 中国-88050030002007中国德阳-55050030002021中国呼盟-90850030002021中国三峡-2100050030002021*中国宁东-133566040002021*中国向家坝-190580064002021中国-140080050002021注：*表示开场为汞弧换流阀，后改为晶闸管换流阀，*表示双回路双极直流，*表示预期投运年份21世纪前10年，只有印度投运了2项架空线直流输电工程，而我国建成投运达11项。10年间，我国建成投运的500KV及以上架空线直流输电工程大体等于国外过去40年工程总数。至2021年，我国建成投运500KV及以上架空线路直流输电工程总数为国外总数的1.09倍，输电总容量为国外总容量的1.66倍。2.4 我国与国外直流输电現状分析欧洲是现代直流输电的发源地，是直流输电设备的主产地，绝大部直流换流设备来自欧洲。在欧洲，直流输电工程全是跨海输电工程，充分发揮了直流输电技术相对于交流输电技术的比较优势。在欧洲大陆，曾有专家提出过特高压直流远距离大容量东电西送及东西部大电网互联，但至今，没有一项架空线路直流输电工程在建立或运行。 20世纪90年代前，美国和加拿大经历20年共建成投运6项大容量远距离空线直流输电工程，美国建成投运10项背靠背直流工程，总容量2000MW，主要解决大电网与小电网弱联系的功率交换问题。在这种情况下，交流联络线因随机功率波动大，不能稳定地实现交换功率。10项背靠背直流工程投运有效地发揮了直流输电相对交流输电的比较优势。国外单项直流输电工程的输电功率与输电距离之积普遍小于我国己运行的直流输电工程。以500KV架空线路直流输电为例，国外，Bc平均值7.708。我国，7项直流输电工程Bc平均值10.162。这意味着，国外单项直流输电线路的建立本钱和功率损失本钱之和普遍小于我国直流输电。我国以较大的电流密度选择较小的分裂导线截面虽然可实现大电流远距离直流输电，线路建立本钱相对较少，但功率损失率明显大于国外，运行本钱明显增加。3.500kV直流输电系统功率损失和电能量损失直流输电线路电压损失率、功率损失率和电能量损失率在给定运行条件下完全相等。通过直流线路送受端直流电压降落可直接算出功率损失率。直流输电系统的功率和电能量损失包括直流输电线路损失和换流站损失两部份。文献8对我国直流背靠背换流站换流电量损失率进展统计，实际年电量损失率为1.55不含换流站电量消耗。不同输送容量換流站电能量损失率在1.52之间。在以额定功率或等效额定功率进展直流输电系统功率损失和电能量损失评估时，换流站功率损失率可按1.52考虑。3.1 500kV直流输电系统功率损失率和电能量损失率在我国，架空直流输电线路导线截面按0.8A/mm21.1 A/mm2电流密度选择。2021年前投运行的5项500kV、3000MW直流输电工程均采用4*720mm2分裂导线，-南线1200MW采用4*300mm2分裂导线，天-广线1800MW采用4*400mm2分裂导线。在导线运行温度为25时，7项直流输电工程额定功率的电压损失率、功率损失率和电能量损失率，如表5所示。表5 500kV直流输电系统功率损失率和电能量损失率直流工程名称额定电流KA，输电距离Km 电压损失 率() 功率损失率()功率损失(MW) 电量损失 率电量损失(亿KWh)三-常直流38605.6 5.6(7.1)198.300 5.6(7.1)9.27449三-广直流39406.16 6.16(7.66)219.1386.16(7.66)10.24908贵-广直1311947.96 7.96(9.46)266.1987.96(9.46)12.45008三-上直流310416.95 6.95(8.45)239.8806.95(8.45)11.21918贵-广直238805.75 5.75(7.25)208.0205.75(7.25)9.72909-南直流1.210456.47 6.47(7.97)100.8886.47(7.97)4.75803天-广直流1.89606.81 6.81(8.31)147.7946.81(8.31)6.63171注：括号数字为考虑1.5换流站功率损失率的直流输电系统功率损失率和电能量损失率，额定功率等效运行时间4677h由表5可知，7项直流输电工程平均功率损失率为7.635。500kV直流输电系统的电能量损失率均大于2021年全国输配电网总的平均电量损失率6.64。3.2 500kV直流输电功率损失和电能量损失评价7项直流输电工程输送额定功率时，总的功率损失1374.218MW，为送端总输入功率18000MW的7.635。2021年，我国发电年平均利用小时数为4677小时。假设7项500kV直流输电工程等效额定输送容量的平均利用小时数等于发电平均利用小时数，总的年电量损失达64.26216亿KWh为受端承受总电量的8.265。据有关方面统计，2021年全国城市居民家庭平均用电87KWh/月。7项直流输电系统年损失的电量相当于616万个家庭一年的用电量，相当于约230万吨标煤损失，并产生450万吨CO2排放量。3.3 500kV直流输电系统年电量损失经济评估按照水力发电单位容量建立本钱0.85万元/KW计，7项500kV直流输电系统功率损失的经济本钱相当于损失装机容量建立本钱116.80853亿元。这个损失的装机容量建立本钱为1041Km，500kV三上直流输电工程的建立本钱的1.67倍。2021年，在不含政府性基金和附加情况下，全国平均销售电价0.5231元/KWh。按平均电价考虑，7项500kV直流输电系统年电量损失的经济本钱为33.615536亿元。7项直流输电系统两年多电量损失的经济本钱可建立一回500kV、3000MW、1000Km直流输电工程。4.高压/特高压直流与1000KV交流输电系统电能量损失比较在保持稳定运行水平条件下，三相交流输电系统通常以线路的自然功率评价其输电能力。自然功率指的是在三相交流输电线路的受端，每相接入波阻抗负荷时线路所输送的功率，或线路通过波阻抗負荷电流所输送的功率。1000KV输电线路的自然功率为4300MW及以上。研究结果说明：当1000KV输电系统送端直接接入发电厂高压母线，受端系统短路电流40KA及以上时，600Km700Km线路在保持静态稳定条件下可输送自然功率4300MW及以上，在更远距离线路中间增建开关站或变电站，装设静止无功补偿装置和在线路侧加装串联电容补偿，1500Km及以上远距离输电线路的输电能力可到达自然功率4300MW。4.1直流与交流输电功率损失和电能量损失7项直流输电系统总的额定输送功率18000MW，平均输电距离989Km。为了进展比较，假定18000MW功率以6回，1000KV，长989Km，8*500 mm2分裂导线的输电线路代替7项直流输电工程。经计算分析，在1000KV输电线路中间增设开关站并加装并联静止无功补偿，将长线路分成两段，控制各母线电压恒定，在保持静态稳定情况下，每回线路可实现输送功率3000MW及以上(1000KV输电线路输送3000MW时，建立本钱高)。在导线运行环境温度25时，1000KV，长989Km， 8*500 mm2分裂导线的输电线路(示工程参数)的线路功率损失60.8200MW，功率损失率2.0273，而500kV直流输电线路高达6.6028，为特高压交流输电的3.2570倍。特高压变电站(开关站)变压器、电抗器和静止无功补偿装置的功率损失大小与配置容量和控制条件有关。根据特高压设备参数和配置推算，特高压变电站(开关站)在额定运行情况下总的功率损失率小于0.45。表6列出了1000KV输电系统与500kV直流输电系统的功率损失和电能量损失(含变电站或换流站)。表6 交/直流输送18000MW的功率损失和电能量损失高压直流/特高压交流送端总输入功率MW总功率损失MW年总电量损失亿KWh年电量损失率()7项直流180001374.21864.262167.49086项交流18000449.520021.424122.49736回1000KV交流输电代替7回500KV直流输电，功率损失和年电量损失为直流输电的32.7，年电量损失的减少可获得经济收入22.408579亿元。用此收入，三年可再建一回500KV 、989Km、3000MW直流输电工程。4.2.高压/特高压直流与特高压交流输电功率损失和电能量损失比较在我国，已投运和正在建立的架空线路直流输电系统有500KV，660KV和800KV三种电压等级，其应用的输电距离分别为1000Km及以下，1200Km-1400Km，1500Km及以上。这三种直流电压输电系统都可以用1000KV交流输电实现。按前述的计算条件，三种直流电压输电系统和1000KV交流输电系统输电的功率损失和电量损失，如表7所示。表7 直流输电与1000KV交流输电系统功率和电量损失比较额定电压 KV输电功率(MW)输电距离(Km)分裂导线(mm2)功率电量损失率功率损失MW电量损失亿KWh50030009894*7207.6573229.72010.7440 1000 30009898*5002.497374.920 3.5040660400013504*8007.1192284.7694 13.3186 1000400013508*6303.1924127.697上 5.9723800720016006 *8007.0916510.593以23.8804 1000429016008*6304.0229 172.528八 8.0686 注：额定功率等效运行时间4677h从表7可以看出，在输送一样功率时，一回500KV、660KV和800KV直流输电系统的功率损失和电量损失分别为一回1000KV交流输电的3.0662倍，2.2300倍和1.7634倍。一回1000KV交流输电代替500KV、660KV和800KV直流输电可减少功率损失分别为154.8MW，157.072MW和221.036MW，可减少电量损失分别为7.2400亿KWh，7.3463亿KWh和10.3379亿KWh。按照我国高压/特高压直流输电和特高压交流输电实际所选用的导线截面，不难看出：交流输电的功率和电能量损失率小于直流输电。理论和实践证明：所谓的直流线路损耗小于交流线路，输送同样容量，前者大约是后者的2/3的结论根本不能成立，与实际情况根本不符。5.高压/特高压直流输电与特高压交流建立本钱比较5.1直流输电与特高压交流输电建立本钱特点大容量远距离直流输电系统建立本钱的特点是：换流站构造复杂，占地面积大，建立本钱大；选用较小的导线截面则线路建立本钱较小，对环境影响大。换流站建立本钱占整个直流输电系统的主要部份。例如，500kV、3000MW、1041Km三-上直流输电系统，换流站建立本钱占整个系统建立本钱的71.478，而架空输电线路占28.522。随输电距离的增加和电压提升，线路建立本钱所占比重将增加大容量远距离交流输电系统建立本钱的特点是：两端变电站和开关站构造简单，占地面积小，建立本钱较小；架空输电路线建立本钱所占比例相对较大。例如，1000KV交流试验示工程，两变电站和一开关站建立本钱占整个输电工程本钱的48.718，645Km架空输电线路占51.282，单位线路建立本钱为800kV示工程线路建没本钱的86.5%。5.2直/交流输电建立本钱对电能损失本钱的比较高压/特高压直流与1000KV交流输电系统建立本钱估算分别参考2007年投运国产化程度高的三-上直流工程和2021年投运的特高压交流试验示工程的建立本钱。由于各年的物价指数不一样，直/交流输电建立本钱比较应将不同年份投产的输电工程建立本钱折算到同一年。由于2007年至2021年输变电设备及建立物价指数变化很小，在计算输电建立本钱时设定物价指数为1。高压/特高压直流输电与特高压交流输电建立本钱与功率损失，经计算，并以直流输电为基准进展比较，其相互关係如表8所示。表8直流输电与特高压交流输电建立/电能损失本钱比较额定电压 KV输电功率(MW)输电距离(Km)建立本钱标么值功率损失标么值50030009891.01.0 1000 30009891.16410 0.32614660400013501.04 1.0 1000400013501.12882 0.44842800720016001.0 1.0 1000429016000.66158 0.33790 表中建立本钱和功率损失均以各电压级直流输电为基准值。1000KV交流输电容量折算到800kV直流输电容量时，其建立本钱和功率损失本钱标么值分别为1.1086和0.56160。按实际运行参数，特高压交流输电在一样输送功率和输电距离条件下的建立本钱约为相应的直流输电的1.11.2倍，但功率损失和电量损失仅为相应直流输电的30-57。理论和实践证明：以现有的直流输电原理和技术，直流输电系统不可能做到既输电线路建立本钱少，又输电功率损失和电量损失少。5.3功率损失率一样的特高压直/交流输电建立本钱比较高压/特高压直流输电系的功率和电量损失率要到达特高压交流输电一样水平，架空导线总截面和相应线路建立本钱将显著增加，超过交流输电。例如，500kV直流输电系统的功率损失率假设要到达1000KV交流输电水平，架空分裂导线总截面须增加到为原来的6.124倍，至少要选24*720 mm2，分裂导线。由于架空线路导线总截面增加，500kV直流架空线路建立本钱将增加到原来的6倍，整个系统的建立本钱将为1000KV交流输电系统的2.25846倍。800kV直流输电系统输电功率损失率和电量损失率要达1000KV特高压输电系统一样水平，其分裂导线需选用9*1000mm2，分裂导线总截面将是1000KV特高压输电的1.191倍。800kV直流输电的绝缘水平与1000KV交流输电的绝缘水平相当，架空线路导线对杆塔塔身的空气间隙大于1000KV架空线路导线对塔身的空气间隙。800kV架空直流线路绝缘本钱大于1000KV架空交流输电线路绝缘本钱，加上800kV线路的导线截面及重量大于1000KV线路，线路的建立本钱将为1000KV交流输电线路建立本钱的1.51.7倍。理论和实践证明：直流输电所谓的“与交流输电相比，输送同样的功率，线路造价为交流输电的2/3，其线路损耗约为交流的2/3的结论根本不符合实际情况。6. 高压/特高压直流输电与特高压交流输电年运行本钱比较年运行本钱通常指的是在给定的一次设本钱回收年限年分摊回收建立本钱加运行本钱(包括年运行维护和输电的电能量损失等本钱)。在年运行本钱比较时，为突出主要运行本钱，暂不考虑建立本钱的资本金本钱，并假定直流和交流运行维护本钱一样而不参与比较。建立本钱按10年平均回收考虑。这样，运行本钱仅包括年分摊的建立本钱和电量损失本钱、6.1 500kV与1000KV输电系统年运行本钱比较从前述的建立本钱和电量损失本钱计算可知，1000KV特高压输电的建立本钱是500kV直流输电的1.16410倍，但电量损失仅为它的32.164，1000KV交流输电电量损失本钱的减少可有效补偿建立本钱的增加。比较计算的结果是：3000MW、989Km，500kV直流输电系统的年运行本钱为1000KV交流输电系统的1.3818倍，实际年运行本钱与1000KV输电系统相比多3.396939亿元。按前述的比较计算条件，1000KV交流输电的年运行本钱仅为500kV直流输电的72.3717。6.2 800kV与1000KV输电系统年运行本钱比较800kV直流输电以两种分裂导线的年运行本钱与1000KV交流输电进展比较。输电系统建立本钱参考三-上500kV直流输电和1000KV交流试验示工程的建立本钱进展估算，并考虑了设备进一步国产化后本钱降低因素。经计算，假设以800kV直流输电系统选用6*720 mm2分裂导线的建立本钱为1，选用6*1000 mm2分裂导线的800kV直流输电建立本钱则为1.2568倍。1000KV，4290MW，8*630 mm2交流输电系统的建立本钱为0.70159倍，折算为可比容量后，为800kV，6*720 mm2直流输电系统的1.04666倍，为800kV，6*1000 mm2直流输电系统的0.83229倍。经计算，1600Km，800kV直流与1000KV交流输电系统的相对运行本钱，如表9所示。表9800kV直流与1000KV交流输电系统运行本钱比较 额定电压 KV 输送功率 MW分裂导线截面(mm2)单位输送功率建立本钱比单位输送功率电量损失比单位输送功率年运行本钱比80064006*72011180064006*10001.09278 0.766190.98442100042908*6301.04666 0.547387. 0.88106计算分析说明：当800kV直流输电功率与输电距离之积给定时，选用不同截面的分裂导线，单位输送功率的年运行本钱根本一样，差异极小；在输电距离给定情况下，选用更大额定电流的晶闸管以提高输送功率，则单位输送功率的年运行本钱将升高，经济性差。1000KV，1600Km交流输电单位输送功率的建立本钱为800kV直流输电的1.04666倍。由于单位输送功率的电量损失本钱比800kV直流输电少得多，1000KV单位输送功率的年运行本钱比800kV直流输电低10以上。 计算说明：1000KV特高压交流输电的年运行本钱小于直流输电。7.直流输电与特高压交流寿命周期本钱比较7.1输变电寿命周期本钱为了减少输电系统电量损失和不可靠性造成停电的损失本钱，20世纪80年代，国外提出用寿命周期本钱Life Cycle Cost对输变电工程进展技术经济评估，按寿命周期本钱最小选择输变电工程方案。输变电工程采用寿命周期本钱最小决策以来，对降低输电系统的功率损失和提高可靠性产生了持续的显著经济效益9。输变电系统寿命周期本钱指的是输变电系统整个经济运行寿命周期的一次建立本钱和寿命周期每年的运行维护本钱、输电的功率和电量损失本钱，和非方案停运及方案停运中断输电的可靠性本钱之和。寿命周期本钱的通用公式是：LCC=IC+OC+MC+FC8式中，IC为建立本钱，OC、MC、FC分别为寿命周期各年运行本钱之和，电量损失本钱之和，和不可靠性损失本钱之和。 为了进展比较，一般将所有的本钱都折算到输变电工程投入运行的时间，作为所有本钱计算的参考时间。这样，以折算时间为基准的寿命周期本钱可写成如下形式。9式中，oci，mci，fci分别为输变电工程投入运行后第i年的运行本钱、电量损失本钱和不可靠性损失本钱， r为现值折现率， N为经济寿命年数，输变电工程一般定为30年。7.2直流输电与特高压交流输电寿命周期本钱比较高压/特高压直流输电在寿命周期本钱与1000KV交流输电进展比较时，假定高压/特高压直流输电和1000KV交流输电的运行维护、管理本钱和可靠性损失本钱一样实际上直流输电运行维护和可靠性损失本钱高于交流输电。计算条件同前，寿命周期定为30年。这样，在比较寿命周期本钱时仅考虑建立本钱和电量损失本钱。高压/特高压直流输电和1000KV交流输电寿命周期本钱与电量损失本钱之间的关係，如表10所示。表10 直流输电与交流输电寿命周期本钱比较额定电压 KV输电功率(MW)输电距离(Km)建立本钱标么值电量损失本钱标么值PLCC(标么值)50030009891.02.383913.38391 1000 30009891.16410 0.777481.94158660400013501.04 1.93128 2.93128 1000400013501.12882 0.866021.99484800720016001.0 1.603382.60338 1000429016000.66158 0.54174 1.20332表10的标么值均以各电压等级直流输电系统建立本钱为基准值。将1000KV交流输电折算到800KV直流输电一样功率，则1000KV交流输电的建立本钱、电量损失本钱和寿命周期本钱分别为1.11034，0.90921和2.01955。由表10可知，在一样距离和一样输送功率情况下，1000KV交流输电与高压/特高压直流输电相比，建立本钱增加约11，但电量损失本钱分别减少74，47和29。1000KV交流输电与高压/特高压直流输电相比，电量损失本钱的减少程度比建立本钱的增加程度多得多。在一样距离和一样输送功率情况下，1000KV交流输电的寿命周期本钱分别为800KV、660KV、500KV直流输电的77.57，68.05，57.38。7.3直流输电与特高压交流输电寿命周期本钱比较分析1000KV交流输电替代直流输电，可显著减少寿命周期本钱，显著减少输电电量损失本钱，具有持续的显著的节能减排经济社会效益。例如，在输送一样功率一样距离情况下，1000KV，8*630 mm2，1600Km交流输电系统与800kV，6*720 mm2直流输电系统相比，30年减少的输电电量损失本钱可建立一回1000KV，8*630 mm2，1600Km交流输电系统。30年减少的输电电量损失等于一回800kV，6*720 mm2直流输电系统一年所输送的电量，可节约标煤1022万吨，减少CO2排放2660万吨。8.未来西电东送采用直流输电的功率和电量损失8.1未来西电东送的直流输电 根据文献4、9和其他相报导，未来，我国可能規划建立大量架空线路直流输电工程，到2021年可能到达40余项大容量远距影直流输电工程，总容量约220GW-225GW，直流输电线路总长可能达70000Km，为2021年500KV及以上交流线路总长112028Km的63。文献4预测，到2021年，国外将建5项660KV-800KV架空线路直流输电工程，其中巴西2项，非洲2项，印度1项。国外，高压/特高压直流点对点输电在未来的输电网建立中仍然是个别方案予以应用。假设40项高压/特高压直流输电付诸实施，2021年，我国架空线路高压/特高压直流输电额定容量将占总装机容量将从目前的2.4上升至14.5。8.2西电东送大量采用直流输电的功率和电量损失大量建立直流输电意味着巨大的装机容量丧失和巨大输电的电量损失。按照不同直流电压等级输送的功率和距离，假定220GW-225GW直流输电工程付诸实现，到2021年，预计直流输电总的输电功率损失将达16650MW及以上，相当于损失装机容量16650MW及以上。假设以额定输送功率年等效运行时间4677h考虑，2021年直流输电年电量损失将到达778.7205亿KWh及以上，直流输电年电量损失相当于损失发电用标煤2800万吨及以上，CO2排放7294万吨及以上。2021年全国装机总容量8.74亿KW，直流输电额定运行容量占装机容量的2.4，全国输配电网电能损失率6.72。如果2021年直流输电额定运行容量占全国装机容量的14.5，直流输电容量比例的增加将导致输电网电能损失率显著增加。2021年全国输配电网平均电能损失率将由2021年的6.72上升到11及以上。这样，我国发电能源的实际利用将显著降低，是一种能源浪费，违背我国节能減排、开发与节约的能源政策。9.完毕语10.1电力工业120多年的开展历史证明：三相交流输电是经济、可靠和灵活的适应电源及用电负荷变化的输电方式，直流输电及任何其他输电方式都是不可比较的。这是国外极少应用架空线路直流输电的根本原因。10.2直流输电的根本原理和运行实际证明：高压/特高压直流输电不可能同时做到线路建立本钱低，输电的功率和电量损失率低和输电运行本钱低；高压/特高压直流架空线路大容量远距离输电与特高压三相交流输电相比，功率和电量损失率高，输电运行本钱高，运行可靠性低；10.3到2021年底，我国在建和投运的500KV及以上架空线路直流输电工程数目和总容量己超过国外总和。今后继续大量建立直流输电工程，电网的电量损失率将不断升高，电网的节能减排将面临严峻挑战，我国发电能源的实际利用率将显著降低，违背我国节能減排、开发与节约的能源政策。10.4采用寿命周期本钱最小的输变电工程方案可获得持续节能减排和高可靠性运行的显著经济社会效益。在今后的输变电工程规划和建立中宜选用寿命周期本钱最小的技术方案。10.5 1000KV大容量远距离输电的寿命周期本钱，与800kV直流输电相比，低得多。应深化研究特高压交流网络输电技术研究，大容量远距离“西电东送采用1000KV输电网络输电，将大规模电力分散落点，实现远距离输送和全国围广域分配。研究经济高效、平安可靠的1000KV输电网架构造，将已有的直流输电系统纳入1000KV电网，构筑“强交弱直的超级广域电网。参考文献1.大学直流输电科研组，直流输电，：电力工业，1982年2.畹君主编，高压直流输电工程技术，：中国电力，2004年3.ABB ，Lars Weimers，远距离大容量特高压输电方案的分析与比较，南方电网技术研究，Vol.1 No.2 2005年4.AREVA， Roger Critchley， Accessing Low Carbon Energy using the Emerging 800KV HVDC Technology， CSEE&IET Seminar on power system stability security and reliability， 20075.CIGRE WG38-04&TF30.04.04，Electric Power Transmission at Voltage of 1000KV AC or 600kV and Above， Part 1 and Part 2，1988 CIGRE Session，Report 38-12，19886.CIGRE WG14.32，HVDC Converter station for voltages above 600kV，Report WG14.32，20007.List of HVDC projects，en.wikipedia.org/wiki/，20218.梁旭明，国家电力公司直流输电系统电量消/损耗情况分析，电网技术，Vol.33，No.19，2021年9.曾庆禹，变电站寿命周期本钱与新技术开展分析，中国电力，2000年12月. z.