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1 000 kV输电系统输送功率4 410 MW 时,电流2.546 kA,电流与电压之比4.404 8´10-3。当导线温度25℃时,8´630 mm2分裂导线单位长度电阻5.839 6´10-3W/km(交流)。按照前述线路电阻功率损耗率算法,1 000 kV线路电阻功率损耗率3.858%(按分布参数计算3.747%)。将两部分功率损耗相加可得到输电系统总的功率损耗。1 000 kV,2.546 kA(4 410 MW),1 500 km交流输电系统输电功率损耗率估算值4.147%。
4.2 ±800 kV 输电系统电阻功率损耗
±800 kV输电系统的功率损耗和电能损耗包括整流站、逆变站和输电线路两部分。整流站和逆变站的功率损耗包括换流变压器、晶闸管换流阀、无功补偿设备、平波电抗器和交直流滤波器等的功率损耗,晶闸管换流阀和换流变压器的功率损耗是主要的。由于谐波电流的存在,换流变压器的功率损耗比普通变压器要大得多。晶闸管换流阀,除晶闸管以外,还配有阀电抗器、均压电阻和阻尼电容及电阻等的功率损耗,其值随电压升高而加大。我国
某高压直流背靠背换流站,包括整流站和逆变站的现场实测统计,年电量损失率为1.55%(不含换流站用电量消耗)[3]。根据高压直流的统计数据,±800 kV整流站和逆变站的功率损耗率估算值1.70%。它为1 000 kV两变电站、两开关站的功率损耗率的4 倍及以上。
±800 kV 换流阀额定功率运行时,直流电流4 kA,电流与电压之比5.0´10-3。当导线温度25℃时,6´720 mm2 分裂导线单位长度电阻6.8614´10-3W/km(直流)。±800 kV,1 500 km线路电阻功率损耗率5.146%。将两部分功率损耗相加,±800 kV,4 kA(6 400 MW),1 500 km直流输电系统电阻功率损耗率估算值6.846%。理论分析表明:电流与电压之比高(电流大)和分裂导线电阻大(导线截面小)是±800 kV 线路电阻功率损耗率高于1 000 kV交流输电的两个因素。要减少线路功率损耗率,必须减少输电电流或增加分裂导线截面。例如,±800 kV输电线路电阻功率损耗率要降低到1 000 kV交流的水平,分裂导线截面须增加33.4%。如选用8´720 mm2分裂导线,则±800 kV,1 500 km 输电系统的单位输电建设成本为2 109 元/km×MW,系统建设成本增加10.4%,为1 000 kV交流的1.11倍。
4.3 1 000 kV与±800 kV 输电系统建设成本与电阻功率损耗
1 000 kV 与±800 kV,1 500 km和2 000 km输电系统的电阻功率损耗与建设成本,如表1 所示。
5 1 000 kV 与±800 kV 输电线路电晕功率损耗
1 000 kV 交流和±800 kV直流输电架空线路电晕放电机理相同,都是导线表面电场强度超过空气击穿的强度而在导线周围引起的空气击穿放电。电晕放电将产生噪声、无线电干扰和电晕功率损耗。电晕功率损耗随导线表面电场强度、导线表面聚集的微粒(包括水珠)、周围空气流动的微粒等放电点源数目的增多以及空气密度减少而增加。但交流与直流输电架空线路电晕发展过程明显不同:交流导线表面电场强度极性周期性变化,电晕形成的带电离子仅在导线周围很小区域内往返运动,离子运动耗能小,因此,电晕能量损失较小:直流导线表面电场强度极性固定,电晕形成的带电离子在两极线间,在极线与大地间大范围沿电力线方向运动,离子运动耗能大,因此,电晕能量损失较大。电晕物理机理表明:1 000 kV交流输电架空线电晕功率损耗小于±800 kV直流输电。
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8月26日,白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程湖北段顺利“跨越”长江。白浙工程起于四川省凉山州布拖县换流站,途经四川、重庆、湖北、安徽、浙江5省(市),止于浙江省杭州市的余杭区浙北换流站,线路长度2140千米,湖北段790千米。
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