我國電網的特點是能源資源與經濟發(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，采用新的或更高一級電壓等級，實現西南水電東送和華北火電南送。目前國內外的研究集中在高壓直流(HVDC)和特高壓交流(UHV)輸電技術。本文試就這兩種技術的應用現狀、優(yōu)缺點進行比較，并預計這兩種技術在我國的發(fā)展前景。1 國內外高壓直流與特高壓交流輸電的應用概況
隨著電力電子和計算機技術的迅速發(fā)展，直流輸電技術日趨完善，在輸送能力和送電距離上已可和特高壓交流競爭。多端直流輸電技術也取得了一些運行經驗：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；美國波士頓經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年底全世界已投運的直流輸電工程有56個，輸電容量達54.166 GW［1］。
我國的葛洲壩—上海500 kV雙極聯絡直流輸電工程1989年投運，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的研究始于60年代后半期，前蘇聯從80年代開始建設西伯利亞—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設計電壓運行。1988年日本開始建設福島和柏崎—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的基礎上研究1 500 kV特高壓輸電技術。
但是，80年代中期以后世界經濟發(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，只有前蘇聯的1 150 kV工程投運，日本的特高壓輸電線路降壓至500 kV運行。
2 高壓直流輸電與特高壓交流輸電的優(yōu)缺點比較
從經濟方面考慮，直流輸電有如下優(yōu)點：
(1) 線路造價低。對于架空輸電線，交流用三根導線，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)省大量的線路建設費用。對于電纜，由于絕緣介質的直流強度遠高于交流強度，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，導線的截面利用充分。另外，直流架空線路的“空間電荷效應”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初投資和年運行費用上均較交流經濟。
直流輸電在技術方面有如下優(yōu)點：
(1) 不存在系統穩(wěn)定問題，可實現電網的非同期互聯，而交流電力系統中所有的同步發(fā)電機都保持同步運行。兩端交流輸電系統的等值電路見圖1。輸送功率為：P=(E1E2/XΣ)sinδ，式中：E1、E2分別為受送端交流系統的等值電勢；XΣ為線路、發(fā)電機、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絡結構和參數的限制，還須采取提高穩(wěn)定性的措施，增加了費用。而用直流輸電系統連接兩個交流系統，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行穩(wěn)定性的限制，還可連接兩個不同頻率的系統，實現非同期聯網，提高系統的穩(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，短路容量增大，甚至需要更換
斷路器或增設限流裝置。然而用直流輸電線路連接兩個交流系統，直流系統的“定電流控制”將快速把短路電流限制在額定功率附近，短路容量不因互聯而增大。
(3) 調節(jié)快速，運行可靠。直流輸電通過可控硅換流器能快速調整有功功率，實現“潮流翻轉”(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，可實現健全系統對故障系統的緊急支援，也能實現振蕩阻尼和次同步振蕩的抑制。在交直流線路并列運行時，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)電機轉子加速，提高系統的可靠性。
(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象，也不需要并聯電抗補償。
(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用范圍：
(1) 換流裝置較昂貴。這是限制直流輸電應用的最主要原因。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%，需要無功補償。
(3) 產生諧波影響。換流器在交流和直流側都產生諧波電壓和諧波電流，使電容器和發(fā)電機過熱、換流器的控制不穩(wěn)定，對通信系統產生干擾。
(4) 缺乏直流開關。直流無波形過零點，滅弧比較困難。目前把換流器的控制脈沖信號閉鎖，能起到部分開關功能的作用，但在多端供電式，就不能單獨切斷事故線路，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、交流系統之間異步互聯和海底電纜送電等。與直流輸電比較，現有的交流500 kV輸電(經濟輸送容量為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，才能獲得較高的經濟效益。
特高壓交流輸電的主要優(yōu)點為：
(1) 提高傳輸容量和傳輸距離。隨著電網區(qū)域的擴大，電能的傳輸容量和傳輸距離也不斷增大。所需電網電壓等級越高，緊湊型輸電的效果越好。
(2) 提高電能傳輸的經濟性。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是系統的穩(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次交流大電網瓦解事故，其中4次發(fā)生在美國，2次在歐洲。這些嚴重的大電網瓦解事故說明采用交流互聯的大電網存在著安全穩(wěn)定、事故連鎖反應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初期，不能形成主網架，線路負載能力較低，電源的集中送出帶來了較大的穩(wěn)定性問題。下級電網不能解環(huán)運行，導致不能有效降低受端電網短路電流，這些都威脅著電網的安全運行。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，都能用于長距離大容量輸電線路和大區(qū)電網間的互聯線路，兩者各有優(yōu)缺點。輸電線路的建設主要考慮的是經濟性，而互聯線路則要將系統的穩(wěn)定性放在第一位。隨著技術的發(fā)展，雙方的優(yōu)缺點還可能互相轉化。兩種輸電技術將在很長一段時間里并存且有激烈的競爭［2］。
3 兩種技術在我國的發(fā)展前景
(1) 2020年前，直流輸電應用于以長距離大容量輸電為目的的大區(qū)電網互聯。
根據我國電網的遠景規(guī)劃，在北方火電基地建成之前，我國將形成北部、中部、南方三大聯合電力系統。三峽水電站計劃將于2009年建成，裝機容量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。
從國外電力系統發(fā)展的歷史來看，一座或數座大型電站接入系統，會促使系統出現更高一級電壓等級。我國西北劉家峽電站的接入系統開始形成了西北330 kV電網；葛洲壩水電站建成，使我國華中地區(qū)形成了500 kV電網。在國外，加拿大為邱吉瀑布水電站群建設了735 kV電網；俄羅斯為核電站送電建設了750 kV電網。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。
但是，在現階段，特高壓輸電技術儲備不足，沒有成套成熟的技術；而直流輸電在可控性、隔離故障及運行管理等方面占有許多優(yōu)勢，特別是采用直流聯網時兩網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交流網架的強化措施，以便在無更高一級交流電壓輸電線路時形成大區(qū)電網互聯。
