1、精選優質文檔-傾情為你奉上 高壓/特高壓直流與特高壓交流輸電的經濟性比較 曾慶禹 中國電力科學研究院 北京 清河小營 【摘要】本文調查世界各國直流輸電發展狀況，對比分析我國直流輸電工程狀況及特點，以直流輸電的基本原理和實際運行數據研究直流輸電的運行性能與其建設成本、功率損失率、電量損失率和運行成本之間關系。對高壓/特高壓直流輸電和1000KV特高壓交流輸電在功率和電量損失、建設成本、運行成本和壽命周期成本方面做了深入比較分析。研究結果表明：架空線路直流輸電不可能同時做到輸電線路投資低、輸電功率損失和電量損失率小。高壓/特高壓直流架空線路大容量遠距離輸電，與特高壓三相交流輸電相比，輸電的功率和電

2、量損失率、輸電年運行成本和壽命周期成本高，運行可靠性低。為實現電網節能減排，不應繼續大量建設高壓/特高壓直流輸電工程。大容量遠距離“西電東送”宜發展1000KV輸電網絡輸電，將大規模電力分散落點，實現遠距離輸送和全國范圍廣域分配。研究經濟高效、安全可靠的1000KV輸電網架結構，將已有的直流輸電系統納入1000KV電網，構筑“強交弱直”的超級廣域電網。0.引言電力工業初期，發電、輸電和用電全是直流電。自1891年建成第一條三相交流輸電系統，三相交流網絡輸電取代直流輸電己走過120年發展歷程。由于輸電的經濟性，適應電源和負荷變化的靈活性和運行可靠性，三相交流輸電網絡己覆蓋世界各國的城鎮和鄉村。從

3、20世紀70年代開始，在高電壓大功率晶閘管技術成熟基礎上，在國外，高壓直流輸電在輸電網建設中作為個別輸電方案得到一定的應用。77.3直流輸電工程用于海底電纜輸電和背靠背換流工程，22.3用于架空線路大容量遠距離輸電。直流輸電容量占整個輸電容量比例極小，如美國，僅占0.605的總裝機容量。在國外，高壓直流輸電僅僅是整個輸電工程的個案說明了它的經濟性、可靠性和靈活性差的問題。但是，在我國，目前對直流輸電特的認識不是這樣。文獻1將直流輸電與交流輸電從概念上進行比較后得出結論：直流輸電與交流輸電相比，當輸送相同功率時，其線路造價低。線路(功率、電量)損耗率較小，線路運行費用也較省。文獻2認為架空線直流

4、輸電與交流輸電相比，輸送同樣的功率，線路造價為交流輸電的2/3，其線路損耗約為交流的2/3。文獻3提出，一條1000KV AC線路，如果不考慮穩定性和無功功率約朿，其線路長度超過1000Km，輸送容量大約3000MW。，認為兩條3000MW、1000KV交流線路和一條6000MW、750KV直流雙極線路的可用性相當，因為如果單極發生接地故障，僅僅影響一個極的運行。從可靠性方面進行比較，一個雙極HVDC輸電線路與兩條交流輸電線路相當。文獻4提出直、交流輸電費用的等價距離700Km。國內，有專家強調：輸電距離超過600Km應采用直流輸電，特高壓交流輸電發揮作用的輸電距離僅在500Km和600Km之

5、間，“發展直流己是行業共識“。但是，在國外，文獻5在總結各國特高壓直流輸電可行性研究成果基礎上得出結論：應用現有知識和技術，建設和運行±800kV直流輸電工程是可行的，但需要進一步研究直流輸電的經濟性和性能的充裕性（可靠性）。文獻6在分析了特高壓直流輸電關鍵技術后，認為應用±600kV以上直流輸電，嚴格來說，處決于其經濟性和功率、電量的損失成本。國外，對待特高壓直流輸電技術的工程應用仍然以個別工程來處理，持謹慎觀點。目前，在我國，正在以前所未有的速度規劃建設大量的大容量點對點或點對網的架空線路直流輸電工程。在這種情形下，研究和分析高壓/特高壓架空線路直流輸電的經濟性、可靠性

6、和靈活性尤有必要。本文調查世界各國直流輸電發展狀況，以直流輸電的基本原理和直流輸電工程實際運行數據進行研究，企圖探討直流輸電的建設成本、功率損失率、電量損失率和運行成本之間關系，并與1000KV特高壓交流輸電進行比較，分析直流輸電的經濟性。從直流輸電原理和實際運行情況表明：大容量遠距離架空線路直流輸電不可能同時做到輸電線路投資低、輸電功率損失和電量損失率小；在相同輸送功率情況下，直流輸電要達到三相交流輸電相同的功率損失率，建設成本高于1000KV交流輸電；直流輸電的年運行成本和壽命周期成本高于1000KV交流輸電。1.高壓/特高壓直流輸電基本原理直流輸電系統由整流站、直流輸電線路和逆變站三部份

7、組成。整流站用晶閘管（可控硅整流器）將三相交流電整流轉換為直流電。它通過直流輸電線路被輸送到受電端逆變站。逆變站用晶閘管逆變將直流再轉換為三相交流電。基于晶閘管的直流輸電，無論在整流站，還是在逆變站都要有足夠的三相交流電源容量的支撐，以保證。換流站交直流電壓和電流的正常穩定變換。整流站和逆變站通常稱為換流站，均由交流開關場和直流換流場。兩直流換流場的主電路結構完全相同，由交流開關、換流變壓器、可控硅整流器組成的換流閥、平波電抗器、直流濾波器、中性點接地極、交流濾波器和無功補償設備及相應的控制保護系統構成。整流站通過控制晶閘管觸發角將交流電壓轉換成直流電壓，其極線對地直流電壓Ud1為： (1)逆

8、變站通過控制晶閘管觸發角將直流電壓轉換成交流電壓，其極線對地直流電壓Ud2為： (2) （3）式中：N1 ，N2 整流站和逆變站每極中的6脈動換流閥數，通常為2，±800kV為4；，整流站和逆變站換流變壓器交流電網母線線電壓有效值（kV）；K1，K2-整流站和逆變站換流變壓器變比；，整流站和逆變站每相的換相電抗（）；，整流閥和逆變閥的觸發角（度）；逆變器的關斷角（度）。直流線路的輸電電流Id由兩換流站間電壓和線路電阻決定，其表達式為： (4)式中： S導線總截面(mm2)，導線材料的電阻率(·mm2/km)，L輸電線路長度(Km)。 從上列各式可知，直流輸電是：以控制整流閥

9、晶閘管觸發角和逆變閥晶閘管觸發角或關斷角，調節直流線路兩端電壓Ud1和Ud2，從而改變值，調節直流電流Id，實現直流輸電系統功率調節和整定。直流輸電系統輸送的功率是亊先確定的，屬定制控制。直流輸電系統采用定功率控制，先按照受端或送端系統給定的功率要求，調節Ud1,Ud2之間差值，產生達到功率要求值的Id，然后交由控制系統實現定功率控制要求。直流線路電壓損失率和功率損失率Kd表達式為： ( 5)從式(5)可知，直流線路電壓損失率等于功率損失率。直流輸電系統輸送功率Pd表達式為： (6)由式（6）可知，直流輸電線路輸送的功率與導線截面、電壓損失率和電壓平方乘積成正比，與輸電距離成反比。在我國Ud2

10、=94% Ud95%Ud，Ud為額定電壓。，直流輸電系統輸送功率Pd分別為額定功率的88%90%。輸送功率與輸送距離之乘積關係為： PdL=2Kd S Ud22/=Bc. Ud22 (7)式中Bc=2Kd S/-稱為線路運行成本系數，反映線路建設成本和功率損失成本之積。由于在電壓給定情況下輸電功率與距離的乘積是一個定數，選擇小的導線截面，必然是功率損失大，而選擇大的導線截面，必然線路建設成本高。在輸送功率和距離給定情況下，直流輸電線路的運行成本可以說也是給定的，選擇大截面導線增加建設成本，但可減少功率損失成本。相反，減少導線截面以減少建設成本，但將增加功率損失成本。選用小導線截面來增加輸電距離

11、必然導致增加功率損失成本。直流輸電系統的穩態額定輸送功率處決于換流閥的晶閘管額定電流，受熱穩定限制。在額定電流給定情況下，不同分裂導線截面對應不同的輸電距離和功率損失率。以±800kV，4KA直流輸電系統為例，表1列出了不同分裂導線參數與輸電距離和輸電功率損失率的相互關系。表1 分裂導線參數、功率損失率與輸電距離關系Kd()L(Km)234566X720 mm25838741166148717726X800 mm26509751299162419496X1000 mm28301245166020752490由表1可知，直流輸電距離的增加意味著功率損失率增加，節能要求或功率損失率要求制

12、約直流輸電的距離；直流輸電的距離隨分裂導線截面的加大即建設成本的增大而增加。 2.我國與國外高壓直流輸電比較狀況分析2.1.我國與國外直流輸電工程現狀根據文獻7和有關方面統計，國外運行的和計劃2010年投運的直流輸電工程計75項，其中：A.架空線直流輸電17項，B.跨海電纜直流輸電31項，C.背靠背直流27項。我國運行的和2010年建成直流輸電工程共計14項，其中：A.架空線直流輸電12項，C.背靠背直流2項。國外，總計直流換流（輸電）額定容量59762MW。我國，總計直流換流（輸電）額定容量42410MW，為國外直流換流（輸電）總容量的71。我國架空線路直流輸電額定總容量為國外的1.45倍以

13、上。至2010年，我國和國外直流輸電工程現狀如表2所示。表2國外和我國直流輸電工程現狀表 類別額定容量（MW）占總容量比例（）工程項目數占總工程項目比例（）國外A2640144.181722.67國外B2238237.453141.33國外C1097918.372736.00中國A3840090.541285.71中國C40109.45214.29 從表可以看出：國外，單項直流工程平均換流（輸電）容量為797MW。我國直流工程平均換流（輸電）容量為3029MW，為國外的3.8倍。2.2. 我國和國外主要大電網架空線直流輸電總容量占總裝機容量比較 至2010年，我國和國外主要大電網架空線直流輸電

14、總容量占總裝機容量比較，如表3所示。 表3 主要大電網直流輸電工程數和運行容量比較表電網名稱裝機總容量（GW）架空線直流輸電工程數輸電總容量（MW）輸電容量占裝機容量備注中國電網95012（A）384004.04美國電網10784（A）65200.605UCTE電網646000與外網有跨海直流聯網俄羅斯獨聯體電網337000日本電網238.02000有跨海直流 在全世界超過200GW的大電網中，有3個無架空線路直流輸電工程。我國架空線路直流輸電總容量占總裝機容量的百分比為美國電網的6.68倍。 2.3 我國與國外架空線路直流輸電工程現狀 至2010年，全世界±400KV及以上大容量遠

15、距離架空線路高壓直流輸電工程，如表4所示。 表4 全世界±400KV及以上架空線路高壓直流輸電工程 國別項目名稱線路長度 (km)電壓（kV）電容量（MW）投運時間（年）美國Pacific-Intertie1362±50031001970*&*加拿大Nelson River 1895±45016201971* 美國CU710±40010001979莫桑比克-南非Cabora-Bassa1420±53319201979 扎伊爾Inga-Shaba1700±5005601984 巴西HVDC Itaipu1785±600

16、31501984 巴西HVDC Itaipu2805±60031501984加拿大Nelson River 1937±50018001985 美國Intermountoun785±50019201986加拿大Quebec-New England1100±45020001991 印度HVDC Rihand-Delhi814±50015001992 印度Chandrapur-padghe900±50015001997 印度East-South21450±50020002002 印度Ballia-Bhiwadi780±5

17、0025002010中國葛洲壩-上海1040±50012001989中國天生橋-廣東960±50018002002中國三峽-廣東940±50030002004中國三峽-常州860±50030002005中國貴州-廣東1194±50030002005 中國 三峽-上海 1041±50030002006 中國貴州-廣東880±50030002007中國德陽-寶雞550±50030002009中國呼盟-遼寧908±50030002010中國三峽-上海21000±50030002010#中國寧東-山東1

18、335±66040002010#中國向家壩-上海1905±80064002010中國云南-廣東1400±80050002010注：*表示開始為汞弧換流閥，后改為晶閘管換流閥，*表示雙回路雙極直流，#表示預期投運年份21世紀前10年，只有印度投運了2項架空線直流輸電工程，而我國建成投運達11項。10年間，我國建成投運的±500KV及以上架空線直流輸電工程大體等于國外過去40年工程總數。至2010年，我國建成投運±500KV及以上架空線路直流輸電工程總數為國外總數的1.09倍，輸電總容量為國外總容量的1.66倍。2.4 我國與國外直流輸電現狀分析歐

19、洲是現代直流輸電的發源地，是直流輸電設備的主產地，絕大部直流換流設備來自歐洲。在歐洲，直流輸電工程全是跨海輸電工程，充分發揮了直流輸電技術相對于交流輸電技術的比較優勢。在歐洲大陸，曾有專家提出過特高壓直流遠距離大容量東電西送及東西部大電網互聯，但至今，沒有一項架空線路直流輸電工程在建設或運行。 20世紀90年代前，美國和加拿大經歷20年共建成投運6項大容量遠距離空線直流輸電工程，美國建成投運10項背靠背直流工程，總容量2000MW，主要解決大電網與小電網弱聯系的功率交換問題。在這種情況下，交流聯絡線因隨機功率波動大，不能穩定地實現交換功率。10項背靠背直流工程投運有效地發揮了直流輸電相對交流輸

20、電的比較優勢。國外單項直流輸電工程的輸電功率與輸電距離之積普遍小于我國己運行的直流輸電工程。以±500KV架空線路直流輸電為例，國外，Bc平均值7.708。我國，7項直流輸電工程Bc平均值10.162。這意味著，國外單項直流輸電線路的建設成本和功率損失成本之和普遍小于我國直流輸電。我國以較大的電流密度選擇較小的分裂導線截面雖然可實現大電流遠距離直流輸電，線路建設成本相對較少，但功率損失率明顯大于國外，運行成本明顯增加。3.±500kV直流輸電系統功率損失和電能量損失直流輸電線路電壓損失率、功率損失率和電能量損失率在給定運行條件下完全相等。通過直流線路送受端直流電壓降落可直接

21、算出功率損失率。直流輸電系統的功率和電能量損失包括直流輸電線路損失和換流站損失兩部份。文獻8對我國直流背靠背換流站換流電量損失率進行統計，實際年電量損失率為1.55（不含換流站電量消耗）。不同輸送容量換流站電能量損失率在1.52之間。在以額定功率或等效額定功率進行直流輸電系統功率損失和電能量損失評估時，換流站功率損失率可按1.52考慮。3.1 ±500kV 直流輸電系統功率損失率和電能量損失率在我國，架空直流輸電線路導線截面按0.8A/mm21.1 A/mm2電流密度選擇。2008年前投運行的5項±500kV、3000MW直流輸電工程均采用4X720mm2分裂導線，葛-南線

22、1200MW采用4X300mm2分裂導線，天-廣線1800MW采用4X400mm2分裂導線。在導線運行溫度為25時，7項直流輸電工程額定功率的電壓損失率、功率損失率和電能量損失率，如表5所示。表5 ±500kV 直流輸電系統功率損失率和電能量損失率直流工程名稱額定電流（KA），輸電距離（Km） 電壓損失 率() 功率損失率()功率損失(MW) 電量損失 率（）電量損失(億KWh)三-常直流38605.6 5.6(7.1)198.300 5.6(7.1)9.27449三-廣直流39406.16 6.16(7.66)219.1386.16(7.66)10.24908貴-廣直1311947

23、.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貴-廣直238805.75 5.75(7.25)208.0205.75(7.25)9.72909葛-南直流1.210456.47 6.47(7.97)100.8886.47(7.97)4.75803天-廣直流1.89606.81 6.81(8.31)147.7946.81(8.31)6.63171注：括號內數字為考慮1.5換流站功率損失率的直流輸電系統功率損失率和電能量損失率，額定功率等效運行時間4677h由表5可知，

24、7項直流輸電工程平均功率損失率為7.635。±500kV直流輸電系統的電能量損失率均大于2008年全國輸配電網總的平均電量損失率6.64。3.2 ±500kV 直流輸電功率損失和電能量損失評價7項直流輸電工程輸送額定功率時，總的功率損失1374.218MW，為送端總輸入功率18000MW的7.635。2008年，我國發電年平均利用小時數為4677小時。若7項±500kV直流輸電工程等效額定輸送容量的平均利用小時數等于發電平均利用小時數，總的年電量損失達64.26216億KWh為受端接受總電量的8.265。據有關方面統計，2008年全國城市居民家庭平均用電87KWh

25、/月。7項直流輸電系統年損失的電量相當于616萬個家庭一年的用電量，相當于約230萬噸標煤損失，并產生450萬噸CO2排放量。3.3 ±500kV直流輸電系統年電量損失經濟評估按照水力發電單位容量建設成本0.85萬元/KW計，7項±500kV直流輸電系統功率損失的經濟成本相當于損失裝機容量建設成本116.80853億元。這個損失的裝機容量建設成本為1041Km，±500kV三上直流輸電工程的建設成本的1.67倍。2008年，在不含政府性基金和附加情況下，全國平均銷售電價0.5231元/KWh。按平均電價考慮，7項±500kV直流輸電系統年電量損失的經濟成

26、本為33.億元。7項直流輸電系統兩年多電量損失的經濟成本可建設一回±500kV、3000MW、1000Km直流輸電工程。4.高壓/特高壓直流與1000KV交流輸電系統電能量損失比較在保持穩定運行水平條件下，三相交流輸電系統通常以線路的自然功率評價其輸電能力。自然功率指的是在三相交流輸電線路的受端，每相接入波阻抗負荷時線路所輸送的功率，或線路通過波阻抗負荷電流所輸送的功率。1000KV輸電線路的自然功率為4300MW及以上。研究結果表明：當1000KV輸電系統送端直接接入發電廠高壓母線，受端系統短路電流40KA及以上時，600Km700Km線路在保持靜態穩定條件下可輸送自然功率4300

27、MW及以上，在更遠距離線路中間增建開關站或變電站，裝設靜止無功補償裝置和在線路側加裝串聯電容補償，1500Km及以上遠距離輸電線路的輸電能力可達到自然功率4300MW。4.1 直流與交流輸電功率損失和電能量損失7項直流輸電系統總的額定輸送功率18000MW，平均輸電距離989Km。為了進行比較，假定18000MW功率以6回，1000KV，長989Km， 8X500 mm2分裂導線的輸電線路代替7項直流輸電工程。經計算分析，在1000KV輸電線路中間增設開關站并加裝并聯靜止無功補償，將長線路分成兩段，控制各母線電壓恒定，在保持靜態穩定情況下，每回線路可實現輸送功率3000MW及以上(1000KV

28、輸電線路輸送3000MW時，建設成本高)。在導線運行環境溫度25時，1000KV，長989Km， 8X500 mm2分裂導線的輸電線路(示范工程參數)的線路功率損失60.8200MW，功率損失率2.0273，而±500kV直流輸電線路高達6.6028，為特高壓交流輸電的3.2570倍。特高壓變電站(開關站)變壓器、電抗器和靜止無功補償裝置的功率損失大小與配置容量和控制條件有關。根據特高壓設備參數和配置推算，特高壓變電站(開關站)在額定運行情況下總的功率損失率小于0.45。表6列出了1000KV輸電系統與±500kV直流輸電系統的功率損失和電能量損失(含變電站或換流站)。表6

29、 交/直流輸送18000MW的功率損失和電能量損失高壓直流/特高壓交流送端總輸入功率（MW）總功率損失（MW）年總電量損失（億KWh）年電量損失率()7項直流180001374.21864.262167.49086項交流18000449.520021.424122.49736回1000KV交流輸電代替7回±500KV直流輸電，功率損失和年電量損失為直流輸電的32.7，年電量損失的減少可獲得經濟收入22.億元。用此收入，三年可再建一回±500KV 、989Km、3000MW直流輸電工程。4.2.高壓/特高壓直流與特高壓交流輸電功率損失和電能量損失比較在我國，已投運和正在建設的

30、架空線路直流輸電系統有±500KV，±660KV和±800KV三種電壓等級，其應用的輸電距離分別為1000Km及以下，1200Km-1400Km，1500Km及以上。這三種直流電壓輸電系統都可以用1000KV交流輸電實現。按前述的計算條件，三種直流電壓輸電系統和1000KV交流輸電系統輸電的功率損失和電量損失，如表7所示。表7 直流輸電與1000KV交流輸電系統功率和電量損失比較額定電壓 （KV）輸電功率(MW)輸電距離(Km)分裂導線(mm2)功率電量損失率（）功率損失（MW）電量損失（億KWh） ±50030009894X7207.6573229.7

31、2010.7440 1000 30009898X5002.497374.920 3.5040 ±660400013504X8007.1192284.7694 13.3186 1000400013508X6303.1924127.697上 5.9723 ±800720016006 X8007.0916510.593以23.8804 1000429016008X6304.0229 172.528八 8.0686 注：額定功率等效運行時間4677h從表7可以看出，在輸送相同功率時，一回±500KV、±660KV和±800KV直流輸電系統的功率損失和電

32、量損失分別為一回1000KV交流輸電的3.0662倍，2.2300倍和1.7634倍。一回1000KV交流輸電代替±500KV、±660KV和±800KV直流輸電可減少功率損失分別為154.8MW，157.072MW和221.036MW，可減少電量損失分別為7.2400億KWh，7.3463億KWh和10.3379億KWh。按照我國高壓/特高壓直流輸電和特高壓交流輸電實際所選用的導線截面，不難看出：交流輸電的功率和電能量損失率小于直流輸電。理論和實踐證明：所謂的直流線路損耗小于交流線路，輸送同樣容量，前者大約是后者的2/3的結論根本不能成立，與實際情況根本不符。5

33、. 高壓/特高壓直流輸電與特高壓交流建設成本比較 5.1直流輸電與特高壓交流輸電建設成本特點大容量遠距離直流輸電系統建設成本的特點是：換流站結構復雜，占地面積大，建設成本大；選用較小的導線截面則線路建設成本較小，對環境影響大。換流站建設成本占整個直流輸電系統的主要部份。例如，±500kV、3000MW、1041Km三-上直流輸電系統，換流站建設成本占整個系統建設成本的71.478，而架空輸電線路占28.522。隨輸電距離的增加和電壓提升，線路建設成本所占比重將增加大容量遠距離交流輸電系統建設成本的特點是：兩端變電站和開關站結構簡單，占地面積小，建設成本較小；架空輸電路線建設成本所占比

34、例相對較大。例如，1000KV交流試驗示范工程，兩變電站和一開關站建設成本占整個輸電工程成本的48.718，645Km架空輸電線路占51.282，單位線路建設成本為±800kV示范工程線路建沒成本的86.5%。5.2直/交流輸電建設成本對電能損失成本的比較高壓/特高壓直流與1000KV交流輸電系統建設成本估算分別參考2007年投運國產化程度高的三-上直流工程和2009年投運的特高壓交流試驗示范工程的建設成本。由于各年的物價指數不相同，直/交流輸電建設成本比較應將不同年份投產的輸電工程建設成本折算到同一年。由于2007年至2009年輸變電設備及建設物價指數變化很小，在計算輸電建設成本時

35、設定物價指數為1。高壓/特高壓直流輸電與特高壓交流輸電建設成本與功率損失，經計算，并以直流輸電為基準進行比較，其相互關係如表8所示。表8 直流輸電與特高壓交流輸電建設/電能損失成本比較額定電壓 （KV）輸電功率(MW)輸電距離(Km)建設成本（標么值）功率損失（標么值） ±50030009891.01.0 1000 30009891.16410 0.32614 ±660400013501.04 1.0 1000400013501.12882 0.44842 ±800720016001.0 1.0 1000429016000.66158 0.33790 表中建設成本

36、和功率損失均以各電壓級直流輸電為基準值。1000KV交流輸電容量折算到±800kV直流輸電容量時，其建設成本和功率損失成本標么值分別為1.1086和0.56160。按實際運行參數，特高壓交流輸電在相同輸送功率和輸電距離條件下的建設成本約為相應的直流輸電的1.11.2倍，但功率損失和電量損失僅為相應直流輸電的30-57。理論和實踐證明：以現有的直流輸電原理和技術，直流輸電系統不可能做到既輸電線路建設成本少，又輸電功率損失和電量損失少。5.3功率損失率相同的特高壓直/交流輸電建設成本比較高壓/特高壓直流輸電系的功率和電量損失率要達到特高壓交流輸電相同水平，架空導線總截面和相應線路建設成本

37、將顯著增加，超過交流輸電。例如，±500kV直流輸電系統的功率損失率若要達到1000KV交流輸電水平，架空分裂導線總截面須增加到為原來的6.124倍，至少要選24X720 mm2，分裂導線。由于架空線路導線總截面增加，±500kV直流架空線路建設成本將增加到原來的6倍，整個系統的建設成本將為1000KV交流輸電系統的2.25846倍。±800kV直流輸電系統輸電功率損失率和電量損失率要達1000KV特高壓輸電系統相同水平，其分裂導線需選用9x1000mm2，分裂導線總截面將是1000KV特高壓輸電的1.191倍。±800kV直流輸電的絕緣水平與1000K

38、V交流輸電的絕緣水平相當，架空線路導線對桿塔塔身的空氣間隙大于1000KV架空線路導線對塔身的空氣間隙。±800kV架空直流線路絕緣成本大于1000KV架空交流輸電線路絕緣成本，加上±800kV線路的導線截面及重量大于1000KV線路，線路的建設成本將為1000KV交流輸電線路建設成本的1.51.7倍。理論和實踐證明：直流輸電所謂的“與交流輸電相比，輸送同樣的功率，線路造價為交流輸電的2/3，其線路損耗約為交流的2/3”的結論根本不符合實際情況。6. 高壓/特高壓直流輸電與特高壓交流輸電年運行成本比較 年運行成本通常指的是在給定的一次設成本回收年限內年分攤回收建設成本加運行

39、成本(包括年運行維護和輸電的電能量損失等成本)。在年運行成本比較時，為突出主要運行成本，暫不考慮建設成本的資本金成本，并假定直流和交流運行維護成本相同而不參與比較。建設成本按10年平均回收考慮。這樣，運行成本僅包括年分攤的建設成本和電量損失成本、6.1 ±500kV與1000KV輸電系統年運行成本比較從前述的建設成本和電量損失成本計算可知，1000KV特高壓輸電的建設成本是±500kV直流輸電的1.16410倍，但電量損失僅為它的32.164，1000KV交流輸電電量損失成本的減少可有效補償建設成本的增加。比較計算的結果是：3000MW、989Km，±500kV直

40、流輸電系統的年運行成本為1000KV交流輸電系統的1.3818倍，實際年運行成本與1000KV輸電系統相比多3.億元。按前述的比較計算條件，1000KV交流輸電的年運行成本僅為±500kV直流輸電的72.3717。6.2 ±800kV與1000KV輸電系統年運行成本比較±800kV直流輸電以兩種分裂導線的年運行成本與1000KV交流輸電進行比較。輸電系統建設成本參考三-上±500kV直流輸電和1000KV交流試驗示范工程的建設成本進行估算，并考慮了設備進一步國產化后成本降低因素。經計算，若以±800kV直流輸電系統選用6X720 mm2分裂導線

41、的建設成本為1，選用6X1000 mm2分裂導線的±800kV直流輸電建設成本則為1.2568倍。1000KV，4290MW，8X630 mm2交流輸電系統的建設成本為0.70159倍，折算為可比容量后，為±800kV，6X720 mm2直流輸電系統的1.04666倍，為±800kV，6X1000 mm2直流輸電系統的0.83229倍。經計算，1600Km，±800kV直流與1000KV交流輸電系統的相對運行成本，如表9所示。表9 ±800kV直流與1000KV交流輸電系統運行成本比較 額定電壓 （KV） 輸送功率 （MW）分裂導線截面(mm2

42、)單位輸送功率建設成本比單位輸送功率電量損失比單位輸送功率年運行成本比±80064006X720111 ±800 64006X10001.09278 0.766190.98442 100042908X6301.04666 0.547387. 0.88106計算分析表明：當±800kV直流輸電功率與輸電距離之積給定時，選用不同截面的分裂導線，單位輸送功率的年運行成本基本相同，差別極小；在輸電距離給定情況下，選用更大額定電流的晶閘管以提高輸送功率，則單位輸送功率的年運行成本將升高，經濟性差。 1000KV，1600Km交流輸電單位輸送功率的建設成本為±800

43、kV直流輸電的1.04666倍。由于單位輸送功率的電量損失成本比±800kV直流輸電少得多，1000KV單位輸送功率的年運行成本比±800kV直流輸電低10以上。 計算表明：1000KV特高壓交流輸電的年運行成本小于直流輸電。7.直流輸電與特高壓交流壽命周期成本比較 7.1輸變電壽命周期成本為了減少輸電系統電量損失和不可靠性造成停電的損失成本，20世紀80年代，國外提出用壽命周期成本（Life Cycle Cost）對輸變電工程進行技術經濟評估，按壽命周期成本最小選擇輸變電工程方案。輸變電工程采用壽命周期成本最小決策以來，對降低輸電系統的功率損失和提高可靠性產生了持續的顯著

44、經濟效益9。輸變電系統壽命周期成本指的是輸變電系統整個經濟運行壽命周期內的一次建設成本和壽命周期內每年的運行維護成本、輸電的功率和電量損失成本，和非計劃停運及計劃停運中斷輸電的可靠性成本之和。壽命周期成本的通用公式是：LCC=IC+OC+MC+FC（8）式中，IC為建設成本，OC、MC、FC分別為壽命周期內各年運行成本之和，電量損失成本之和，和不可靠性損失成本之和。 為了進行比較，一般將所有的成本都折算到輸變電工程投入運行的時間，作為所有成本計算的參考時間。這樣，以折算時間為基準的壽命周期成本可寫成如下形式。 （9）式中，oci，mci，fci分別為輸變電工程投入運行后第i年的運行成本、電量損

45、失成本和不可靠性損失成本， r為現值折現率， N為經濟壽命年數，輸變電工程一般定為30年。7.2直流輸電與特高壓交流輸電壽命周期成本比較高壓/特高壓直流輸電在壽命周期成本與1000KV交流輸電進行比較時，假定高壓/特高壓直流輸電和1000KV交流輸電的運行維護、管理成本和可靠性損失成本相同（實際上直流輸電運行維護和可靠性損失成本高于交流輸電）。計算條件同前，壽命周期定為30年。這樣，在比較壽命周期成本時僅考慮建設成本和電量損失成本。高壓/特高壓直流輸電和1000KV交流輸電壽命周期成本與電量損失成本之間的關係，如表10所示。表10 直流輸電與交流輸電壽命周期成本比較額定電壓 （KV）輸電功率(

46、MW)輸電距離(Km)建設成本（標么值）電量損失成本（標么值）PLCC(標么值) ±50030009891.02.383913.38391 1000 30009891.16410 0.777481.94158 ±660400013501.04 1.93128 2.93128 1000400013501.12882 0.866021.99484 ±800720016001.0 1.603382.60338 1000429016000.66158 0.54174 1.20332表10的標么值均以各電壓等級直流輸電系統建設成本為基準值。將1000KV交流輸電折算到

47、77;800KV直流輸電相同功率，則1000KV交流輸電的建設成本、電量損失成本和壽命周期成本分別為1.11034，0.90921和2.01955。由表10可知，在相同距離和相同輸送功率情況下，1000KV交流輸電與高壓/特高壓直流輸電相比，建設成本增加約11，但電量損失成本分別減少74，47和29。1000KV交流輸電與高壓/特高壓直流輸電相比，電量損失成本的減少程度比建設成本的增加程度多得多。在相同距離和相同輸送功率情況下，1000KV交流輸電的壽命周期成本分別為±800KV、±660KV、±500KV直流輸電的77.57，68.05，57.38。7.3直流輸

48、電與特高壓交流輸電壽命周期成本比較分析1000KV交流輸電替代直流輸電，可顯著減少壽命周期成本，顯著減少輸電電量損失成本，具有持續的顯著的節能減排經濟社會效益。例如，在輸送相同功率相同距離情況下，1000KV，8X630 mm2，1600Km交流輸電系統與±800kV，6X720 mm2直流輸電系統相比，30年減少的輸電電量損失成本可建設一回1000KV，8X630 mm2，1600Km交流輸電系統。30年減少的輸電電量損失等于一回±800kV，6X720 mm2直流輸電系統一年所輸送的電量，可節約標煤1022萬噸，減少CO2排放2660萬噸。8.未來西電東送采用直流輸電的

49、功率和電量損失 8.1未來西電東送的直流輸電 根據文獻4、9和其他相報導，未來，我國可能規劃建設大量架空線路直流輸電工程，到2020年可能達到40余項大容量遠距影直流輸電工程，總容量約220GW-225GW，直流輸電線路總長可能達70000Km，為2009年500KV及以上交流線路總長Km的63。文獻4預測，到2020年，國外將建5項±660KV-±800KV架空線路直流輸電工程，其中巴西2項，非洲2項，印度1項。國外，高壓/特高壓直流點對點輸電在未來的輸電網建設中仍然是個別方案予以應用。若40項高壓/特高壓直流輸電付諸實施，2020年，我國架空線路高壓/特高壓直流輸電額定容量將占總裝機容量將從目前的2.4上升至14.5。8.2西電東送大量采用直流輸電的功率和電量損失大量建設直流輸電意味著巨大的裝機容量丟失和巨大輸電的電量損失。按照不同直流電壓等級輸送的功率和距離，假定220GW-225GW直流輸電工程付諸實現，到2020年，預計直流輸電總的輸電功率損失將達16650MW及以上，相當于損失裝機容量1665