第27卷第28期中国电机工程学报V ol.27 No.28 Oct. 2007
2007年10月Proceedings of the CSEE ©2007 Chin.Soc.for Elec.Eng. 文章编号：0258-8013 (2007) 28-0001-05 中图分类号：TM216 文献标识码：A 学科分类号：470⋅40
±1000kV特高压直流在我国电网应用的可行性研究张文亮，周孝信，郭剑波，印永华，汤涌，郭强 (中国电力科学研究院，北京市海淀区 100085)
Feasibility of ±1000kV Ultra HVDC in the Power Grid of China
ZHANG Wen-liang, ZHOU Xiao-xin, GUO Jian-bo, YIN Yong-hua, TANG Yong, GUO Qiang
(China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100085, China)
ABSTRACT: According to the power system characteristics and ultra-high V oltage AC/DC system construction in China, this paper discusses the application and feasibility of ±1000kV ultra-high voltage DC (UHVDC) in the power grid of China. Based on the ability of industrial manufacture for UHVDC equipment, the basic scheme of UHVDC and economical advantages are analyzed. From different points of view, this paper analyzes the influence of UHVDC on the security and stability of power syste
m, including UHVDC connection pattern, influence on the stability of both rectifier and inverter side AC system, and problems of multi-infeed HVDC. Finally, this paper recommends technological problems which need to be solved, and the prospect of the ±1000kV UHVDC application in China.
KEY WORDS:±1000kV ultra-high voltage direct current; ultra-high voltage alternating current; power system security and stability
摘要：根据我国电网特点和特高压交直流建设情况，探讨了±1000kV特高压直流在我国电网发展中应用的可行性。在考虑设备制造能力的基础上，分析了±1000kV特高压直流的基本配置方案和经济性，并从多个角度分析±1000kV特高压直流对系统安全稳定的影响，具体包括接入系统方式、对送端和受端系统稳定性的影响以及多直流馈入问题等。最后，文章给出了±1000kV特高压直流发展需解决的技术问题，并对发展前景进行了展望。 关键词：±1000kV特高压直流；特高压交流；系统安全稳定0 引言 我国能源的资源与需求呈逆向分布，客观上需要实现能源的大范围转移。晋陕蒙宁新大型煤电基地和西南水电富集地区大型水电基地需向能源匮乏的中东部地区远距离、大容量、低损耗输电，优化配置电力流输送方式是电力工业发展的必然趋势[1]。
直流输电作为成熟、可靠的大容量、远距离输电技术，在我国跨省、区联网工程中发挥了重要作用。2020年前后，我国电网将规划建设近40个包含跨省区、跨国的不同电压等级直流系统，届时我国将是世界上直流输电技术应用最广泛的国家。
用户信息泄露随着1000kV特高压交流输电工程的顺利开展和实施，更高电压等级直流输电技术的发展和应用成为电力新技术应用和电网规划研究的一个热点。一般来说，在单位千瓦设备造价相差不大的情况下，对于相同输送容量的直流工程，提高电压比提高电流的综合效果好，即有利于降低能耗，又可以避免研制更大通流能力换流阀、缩短换流阀片的研制周期。利用±800 kV直流研究成果，借鉴1000 kV 交流特高压发展经验，研究通过将直流电压等级提高至±1000 kV来大规模增加输电容量的技术可行性以及±1000 kV直流输电在今后我国电网发展中的作用，将具有积极的意义。
1 ±1000kV特高压直流配置及经济性分析
1.1 ±1000kV特高压直流基本配置方案
1.1.1 方案设计
根据前期研究，考虑国内技术和设备制造能力，±1 000 kV特高压直流基本配置方案如表1所示。
表1 ±1000kV特高压直流输电基本配置方案
Tab. 1 Scheme of ±1000kV UHVDC 额定电压/kV额定电流/A 额定容量/MW 导线截面/mm2±1000 4500 9000 8×800
±1000kV特高压直流换流阀组接线方式与正在实施的±800kV直流类似，由两个500kV双12脉动换流阀组串联组成，电气结构如图1所示。1.1.2 换流阀
目前国内建成的±500kV直流，除早期的直流系统外，大多采用5英寸换流阀，额定通流能力
2 中国电机工程学报第27卷
接线)
)
图1特高压直流换流站基本接线方式
Fig. 1 Structure of ±1000 kV UHVDC converter station 3000A[2]。对±800k V电压等级特高压直流来说，除云广直流采用额定通流能力为3125A的5英寸换流阀外，其它拟建的相同电压等级直流将采用更大通流能力的6英寸换流阀[3]。
±1000kV特高压直流宜采用额定4500A通流能力阀片。通过直接提升现有换流阀片的直流通流能力将导致元件电压降低，换流阀组势必需要更多的模块和元件串联。这样会造成阀塔结构复杂，重量和体积加大，换流阀损耗增大，经济性差。
目前国内已制造出4000A/7200V的6英寸换流阀。根据目前设备制造能力，研制通态平均电流达4500~4750A，重复峰值电压为6000~7000V 的6英寸晶闸管元件具备条件且可行。
1.1.3 直流导线屏式电脑
目前规划的±800kV特高压直流额定电流为4000A，采用6×720 mm2导线。±1000kV特高压直流额定电流将增加到4500A，因此采用6×720 mm2导线将不能满足经济电流密度的要求。
由于直流电流增加，为减小运行损耗，需采用子导线截面更大或子导线分裂数更多的导线。磁场也会相应增加，但仍远小于ICNIRP建议的公众暴露限值40mT。此外，谐波总量会增加，线路谐波对沿线
通信干扰增加，但可选择合理滤波器解决。
根据计算分析，考虑线路通流水平、电晕损耗、噪音影响等多方面技术和经济因素，选择8×800mm2截面导线较合适。此类型导线在国内没有应用先例，但国际上已有工程应用，对我国导线制造能力提出了新的要求。
1.1.4 接地极
直流电流增加后，为控制接地极电位对外界的影响，同时考虑单极大地返回运行状态下入地电流增大，需将接地极设计的更大，埋设更深，满足接地极设计要求，改善土壤温升、跨步电压、对远方埋地金属物造成的电位抬高和腐蚀等问题。
1.1.5 其它设备
由于电压升高和容量加大，直流输电系统中的其它主要设备，包括直流套管、换流变压器、平波电抗器、开关设备、避雷器以及支撑绝缘子等，其制造难度也相应提高，需要在目前±800kV直流设备的基础上重新开发研制。
1.2 ±1000k V特高压直流系统经济性分析
陶瓷滤波器
1.2.1 增大输电容量节省输电走廊
特高压直流电压提升至±1000kV后，一条双极直流额定输电功率可达9000MW，送电功率相当于±500kV、3000A直流系统的3倍，±800kV、4000A直流系统的1.4倍。因此可以充分利用特高压直流输电能力，实现跨大区超长距离的集中送电，消化大电源基地电力外送能力。
华中、华东及沿海工业发达地区是直流系统重要的受端区域，如果仍采用较低电压等级的直流系统，在相同送电、受电需求下，需建设较多的直流系统。由于这些地区的输电走廊和直流落点已很密集、人口稠密、用地紧张，给换流站选址和输电走廊的选择带来了很大压力，可供换流站地址选择的范围很小，大幅增加了直流工程建设的投入。
因此，利用±1000k V特高压直流输电能力优势可有效缓解受电需求与输电走廊、换流站选址困难之间的矛盾。
1.2.2 降低直流系统损耗
图2给出了不同电压等级直流输电系统线损率与输电距离之间的关系曲线。线损率按照不同电压等级直流基本配置计算得到，同时考虑两端换流站损耗率为1.5%。
10
8
6
4
输电距离/km
线
损
m6co
率/
%
图2不同电压等级直流系统损耗与输电距离关系Fig. 2 Relationship between line-lost and transmission distance in different voltage grade HVDC systems
从图中可以看出±800kV特高压直流在超过2000km后，线损率超出了正常要求。而±1000kV 特高压线损率在2000~3500km范围内维持在较低水平，适合更长距离送电需求。
1.2.3 提高送电经济性
通过计算不同输电距离条件下±800kV和±1000k V两种电压等级的特高压直流系统的投资，
第28期 张文亮等： ±1000kV 特高压直流在我国电网应用的可行性研究 3
折算为单位容量投资，同时考虑运行费用、线损费用，计算比较获得经济输电距离。年费用对比曲线
如图3。
由于±800 kV 直流与±500 kV 直流经济输电距离临界值约为1000 km ，因此这里不再对±500 kV 直流与±1 000 kV 特高压直流进行经济性比较。
由图3可知，在输电距离超过2 500 km 时，±1 000 kV 特高压直流年费用低于±800 kV 特高压直流，且随着输电距离的增加，将更具优势。此外，直流系统不提供短路电流，不需电抗补偿，适合超长距离送电。
600 500 400
300
输电距离/km
单位功率年 费用/ (元/千瓦⋅年)
图3 ±800kV 与±1000kV 特高压直流年费用对比曲线
Fig. 3 Comparison curve of expense between
±800kV and ±1000kV HVDC systems
2 ±1000 k V 特高压直流对系统的影响
2.1 概述
±1 000 k V 特高压直流输送容量增加，必然对送、受端系统安全稳定性产生较大影响。直流系统故障会引起功率转移加大，要求并列的交流通道具有更高的承受能力；同时受端系统更大的功率缺额是否能够承受，对受端系统运行条件提出了更高的要求，而换流站附近交流系统故障会引发直流系统功率大幅降低。故障清除后，由于交直流系统之间的相互作用，交流系统电压能否快速恢复对直流功率恢复将产生较大影响，同时直流系统功率恢复也会对交流系统的全面恢复产生作用[4]。直流输电功率与受端系统强弱匹配关系将直接影响整个系统的安全稳定。交直流系统相互作用机理和多直流馈入问题仍是发展±1 000 kV 特高压直流输电技术面临的重要课题之一。
2.2 ±1 000 k V 特高压直流接入系统问题
2.2.1 整流端接入500 k V 或750 k V 等级交流电网
±1 000 kV 特高压直流系统的整流站基本选择在大水电或煤电基地附近，远离主干电网，因此，发电机集中通过500 kV 网架与直流整流站连接是经济合理的方案，且目前直流系统整流站大多接入500 k V 网架，运行经验和技术成熟可靠。此外，考虑未来西北将形成750 k V 电压等级的主干网架，当西北煤电基地选用±1 000 kV 特高压直流送出方
案时，可考虑将整流站经换流变接入750 k V 电网。
cng加气机2.2.2 逆变端接入1 000 k V 等级交流电网
由于±1 000 kV 特高压直流输电规模达到
9 000 MW ，因此受端系统需分配直流功率至不同负荷中心，合理分摊各负荷中心的直流受电比例，提高供电可靠性。如±1 000 kV 特高压直流逆变站接入500 k V 交流网架，将造成功率分配转移的困难，对系统安全稳定性造成较大的负面影响。
考虑到直流落点大多集中于华中、华东等负荷密集地区，未来这些地区将建成1 000 k V 等级的交流同步电网。利用特高压交流系统强输电能力可以实现大功率合理分配，有效提高系统安全稳定性。因此将±1 000 kV 特高压直流逆变站接入特高压交流电网是一个可行方案。
但是，±1 000 k V 特高压直流建设进度与特高压交流电网建设进度的配合及其在安全稳定性方面的相互影响将是一个需要考虑的问题。同时需协调二者在电力流的分配作用，特别是直流受端利用特高压交流通道分配功率的问题。
2.2.3 ±1 000 k V 特高压直流接入方式
特高压直流接入系统可能的方式有：送端电源孤岛接入方式、送端电源联网接入方式以及交直流并联接入方式。
根据特高压直流特点，送端电源采用孤岛接入方式，可以有效限制因直流严重故障(如双极闭锁)对送
端交流系统的影响范围，但接入电源单一、无功支撑能力较弱，系统将失去利用直流调制功能提高系统阻尼和抑制低频振荡的作用[5]；采用送端电源联网接入方式，可以减小因送端系统故障对直流正常输电的影响，但增加了直流严重故障对送端系统的影响范围；采用交直流并联接入方式，可使交直流系统相互支援，但交流输电网架结构要坚强，交流通道能承受故障后潮流的大规模转移，线路和变压器均不过载，且故障后系统电压能维持在合理水平。
2.2.4 送端电源构成及相关问题
±1 000 kV 特高压直流系统定位于大水电或煤电基地电力远距离送出，因此送端电源将由水轮发电机或汽轮发电机构成。实际运行经验和理论分析表明，大容量汽轮发电机容易引发次同步振荡，直流系统接入后同样面临此类问题。当直流系统的输送功率大部分由附近的汽轮发电机组供给时，功率振荡就基本上发生在直流输电整流站和附近的汽轮发电机组之间，如果直流系统与附近的汽轮发电机组具有相近的额定容量，情况就比较严重。
4 中国电机工程学报第27卷
IEC60919-3标准推荐了一种定量的筛选方法，用来表征发电机与直流系统相互作用强弱。这种方法称为机组作用系统法(Unit Interaction Factor，UIF)。根据UIF理论，直流输送功率增大将提高次同步振荡发生的可能性，因此，±1000kV特高压直流更适合应用于大型水电基地电力远距离外送，而大型煤
电基地采用特高压直流送出时，需考虑次同步振荡问题及相关措施。
2.2.5 系统短路比和有效短路比
±1000 kV特高压直流额定输电容量达到9000MW，与低电压等级直流系统相比，受端系统从单回直流馈入功率占负荷需求比例将增大，短路比(SCR)和有效短路比(ESCR)将明显下降，对受端系统网架强度提出了更高的要求。由于SCR/ESCR 与直流输电功率、系统安全稳定性密切相关，因此为保证±1000kV特高压直流顺利送电，需将其馈入网架结构较强的落点。
2.3 ±1000k V特高压直流对系统稳定性的影响2.
3.1 概述
根据《电力系统安全稳定导则》要求，考虑不同接入方式下特高压直流对系统安全稳定的影响。对交直流系统稳定性影响的故障类型很多，且不同系统表现不同，需特别关注直流单、双极闭锁、换流站交流母线附近三相故障对系统稳定性的影响，以及逆变端不对称故障对直流系统的影响[6]。
由于±1000k V特高压直流输电容量大，直流系统换流过程吸收无功多，因此对系统的电压稳定性能和频率稳定性能提出了更高的要求。
2.3.2 ±1000kV特高压直流对系统电压稳定性的影响
±1000kV特高压直流换流站无功补偿设备集中且容量较大，给系统无功平衡和电压稳定性提出了更高的要求。一般交直流系统的电压无功控制方案包括直流站内交流电压控制策略、交流系统电压控制策略。直流站内交流电压控制通过滤波器和电容器的投切实现，考虑到直流系统正常运行、直流投入、直流停运及直流保护动作对交流系统稳态和暂态电压的影响，对无功补偿设备的投切需进行严格的计算分析，合理分组，避免因投切引起系统电压发生大幅波动，影响系统安全稳定运行。交流系统电压控制需保证整个交流系统的电压稳定性，特别是当送、受端交流系统因故障发生电压下降，滤波器和电容器补偿能力大幅降低情况下，要求交流系统具有较强动态无功储备和电压控制能力，维持系统稳定运行。
此外，直流单极或双极闭锁引起功率大幅转移至特高压交流通道，无功消耗大幅增加，特高压交流系统的电压稳定性将对系统产生较大影响。
2.3.3 ±1000kV特高压直流对系统频率稳定性的影响
特高压直流系统故障引起输电功率大幅波动将对送端系统产生较大冲击，危及系统频率稳定性，特别是送端孤岛接入方式下，问题将更为突出。系统需采取合理的控制方案或措施，同时要考虑各种稳定措施和直流恢复过程对受端交流系统产生的影响。此外，送端联网接入方式，系统网架结构相对较强，但直流闭锁故障影响送端的范围较广。在交直流并联接入方式下，交流输电网架结构要坚强，具
有大功率输送能力，且有较高的稳定裕度。当直流系统故障，转移一定功率至交流送电通道，尽量减小送端切机和受端损失负荷，线路和变压器不过载，且系统电压能维持在合理水平；当交流线路出现故障后，可利用直流系统功率提升能力和中长期过负荷能力减小受端系统的负荷损失。
2.3.4 受端系统多直流密集馈入相关问题
鉴于±1000kV特高压直流将馈入华东等多回直流密集馈入地区，多直流系统相互影响及交直流系统相互影响问题交织在一起，给系统的安全稳定控制带来了较多问题。
为了减小直流相互影响，受端落点尽量远离其它直流落点，降低各直流ESCR之间相互耦合，可以有效减小因特高压直流换相失败导致受端系统波动，引发其它直流系统换相失败，从而影响系统稳定性发生的可能。
根据多回直流馈入系统的电网结构特点、电源负荷分布特性、外受电力比重等因素，需确定引发多直流连锁换相失败的故障形式，避免受端系统大面积的连锁性事故。合理配置调相机、SVC等动态无功补偿设备对提高受端系统动态支持能力非常重要。此外，还需在不同运行工况下协调多直流馈入系统故障恢复策略及对交流系统的影响，特别是±1000kV特高压直流恢复策略与临近直流系统恢复策略的配合关系。
2.3.5 特高压交直流系统之间的相互影响
随着特高压交流工程的开展，全国将形成以1000kV为骨干网架的同步电网。±1000kV特高压直流接入系统后，特别是受端直接与特高压交流电网
第28期张文亮等：±1000kV特高压直流在我国电网应用的可行性研究 5
相联，应重视交直流混合系统的稳定运行，防止大停电事故的出现[7-8]。±1000kV特高压直流建设进度与特高压交流电网建设进度的配合及其在安全稳定性方面的相互影响将是需要考虑的问题；协调二者在受端电力流的分配作用、直流利用特高压交流通道分配功率和直流因故障出现功率大幅波动导致交流通道潮流剧烈变化对系统稳定性的影响。
3 需解决的技术问题
目前我国已建和在建的直流工程，电压等级为±500、±600以及±800k V，暂无建设和运行±1000 kV 电压等级直流工程的经验。
需对±1000kV特高压直流配套的关键设备展开研究，包括换流阀片、套管、换流变、电抗器、避雷器、支撑绝缘子等。
由于提高了直流电压，需要深入研究过电压、设备绝缘及其相互配合问题[9]。具体包括：±1000k V 直流输电系统各种运行方式和故障条件下的工频和暂态过电压、谐振过电压；换流站避雷器配置方案，
过电压限制措施；直流工程线路的防雷及接地措施，直流工程绝缘配合裕度系数。在考虑直流工程特殊地理条件下，研究绝缘配合的基本原则和方法，各避雷器、各设备的配合关系，主要设备绝缘水平。考虑送端电源不同接入方式下对过电压及绝缘配合的影响。
从系统角度，需深入研究±1000 kV特高压直流接入系统方式、交直流系统稳定机理、避免受端电网大面积停电事故的多直流馈入电网安全稳定技术及故障协调恢复策略等相关问题。
在技术攻关和研制过程中，可以充分利用国家电网仿真中心和特高压直流试验基地进行相关试验研究，开展关键技术和设备研发工作。
4 在我国的应用前景
2020年前后西南水电大部分电力通过特高压直流通道外送，西北煤电基地向华中、华东，内蒙古呼盟煤电基地向东北、华北均采用特高压直流送电。这些直流输电工程距离受电地区华中、华东大多在2000k m以上，且同时由多回直流送出，选用±1000 kV特高压直流能减少建设直流工程数目、降低线路损耗、节约资金投入，因此具有积极的意义。随着西藏水电基地的开发、西北煤电基地的建设、俄罗斯和蒙古大容量送电工程的开展，±1000k V 特高压直流具有广阔的应用前景。参考文献
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收稿日期：2007-09-06。
作者简介：
张文亮(1954—)，男，教授级高工，从事高电压技术与电磁兼容等方面的研究，wlzhang@epri.ac；
周孝信(1940—)，男，中国科学院院士，从事电力系统稳定与控制、数字仿真、灵活交流输电技术等方面的研究；
郭剑波(1960—)，男，教授级高工，从事电力系统规划、运行和电网可靠性等方面的研究；
印永华(1949—)，男，教授级高工，从事电力系统规划与运行、直流输电技术等方面的研究；
汤涌(1959—)，男，教授级高工，从事电力系统建模、仿真与运行控制等方面的研究；
郭强(1972—)，男，高级工程师，从事电力系统规划与安全稳定控制等方面的研究。
(责任编辑韩蕾)
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