世界各国750kV电网的发展状况

　　文章编号: 100023673 (2002) 0320037204 世界各国750 kV 电网的发展状况 张惠勤 (国家电力公司西北设计院, 陕西省 西安市 710032) D EVELOPM ENT SITUATION OF 750 kV POW ER NETWORK IN OTHER COUNTR IES ZHAN G H ui2qin (N orthw est E lectric Pow er D esign Institute, X i’an 710032, Shaanx i P rovince, Ch ina) 摘要: 该文了加拿大、美国A EP、前苏联和巴西的750 kV 电网发展历史及其发展750 kV 电压等级的动因。 关键词: 750 kV ; 电网; 输电系统 中图分类号: TM 721　　　文献标识码: C 1　世界各国750 kV 电网的建设现状及建设 动因 1. 1　加拿大魁北克735 kV 电网的发展史 1965年由加拿大魁北克水电局建成了世界上第 一条长600 km , 从麦尼夸根- 魁北克市- 蒙特利尔 的735 kV 输电线路, 目前已发展到13000 km。从加 拿大魁北克电网发展历史来看, 促使735 kV 电压出 现的主要动因是为了将北部麦尼夸根、邱吉尔瀑布 和吉姆斯湾水电站群的大量水电南送到魁北克市、 蒙特利尔市及其附近地区, 是远距离大容量输电的 需要。 (1) 20世纪60年代初, 加拿大首先开发了麦尼 夸根地区的水电站群, 总装机容量共7. 082 GW , 各 电站均以315 kV 汇集到麦尼夸根和米库两变电站 升压, 在扣除地区用电负荷后, 剩余约5. 50 GW 送 入负荷中心蒙特利尔地区, 麦尼夸根与负荷中心相 距600～ 700 km。初步可行性研究表明, 735 kV 比500 kV 加串联电容补偿方案在经济上较有优势, 因此采用了735 kV 电压方案, 并于1965年率先投运 了第一条从麦尼夸根- 魁北克市- 蒙特利尔的735 kV 输电线路, 到1970年前共建成3回线路。 (2) 在60年代末又研究开发了麦尼夸根以北约 620 km 的邱吉尔瀑布水电项目, 其装机容量为11× 475 MW , 即5. 225 GW , 电力经麦尼夸根送入魁北 克和蒙特利尔负荷中心, 线路全长1200 km。该项目 的可行性研究表明, 735 kV 系统方案优于直流输电 方案, 因而也采用735 kV 线路, 并分别在1971～ 1974年间投运, 这样便形成了魁北克东部的5回735 kV 输电线路。按最初的系统, 为了保持系 统稳定, 须在邱吉尔瀑布和麦尼夸根之间的3回735 kV 线上装设串联电容补偿装置, 但对比研究了动 态并联补偿方案之后认为采用动态并联补偿方案更 好。 ( 3) 70年代初对负荷的预测表明, 1973年系统 最大负荷为14 GW , 1980年为21 GW , 1990年为44 GW ; 相应的预测电量为7. 40×1010kW h (1973年)、 1. 1×1011kW h (1980年) 和2. 3×1011kW h (1990年)。 而已建设的邱吉尔瀑布- 麦尼夸根735 kV 输电系 统可输送容量10 GW (线路长5000 km , 有735 kV 变 电所12座) , 仅能满足1978年的需求, 因而决定开发 吉姆斯湾的水电资源。 吉姆斯湾拉格朗德河和鲁帕特河水电容量共16 ～ 17 GW , 其中鲁帕特 (R upert R iver) 约7 GW , 北距 蒙特利尔750 km , 拉格朗德北距蒙特利尔1000多公 里。该项目的一期工程由拉格朗德第2、3、4电站组 成, 总容量约为10. 282 GW , L G22有16台机组16× 333 MW , 即5. 328 GW , L G23有12台机组共2. 304 GW ,L G24有9台机组共2. 65 GW。 该项目的对比方案有735 kV 加静态并联补偿、 735 kV 加串联电容补偿、1100 kV 交流、直流输电 及交直流混合共5个, 输电方案比较结果见表1。 表1　各输电方案投资比较 方案 投资比例ö% (1973年) 735 kV , 静态并联补偿 90～ 100 735 kV , 串联电容补偿 100 1100 kV 交流 120～ 130 ±600 kV 直流 135 交直流混合系统 125 第26卷 第3期 2002年3月 　　　　　　　　　　　　　　 电　网　技　术 Pow er System Technology　　　　　　　　　　　　　　 V ol. 26 N o. 3 M ar. 　2002 　　比较结果表明, 735 kV、1100 kV 方案及±600 kV 直流方案虽然均可将16～ 17 GW 电能送向距离 1200 km 的负荷中心, 但考虑到生态影响, 输送功率 以接近自然功率为最佳, 另外735 kV 方案投资最 小, 因此决定采用735 kV 方案。由于735 kV 回路 多, 使用串补效果相对较差, 投资高; 静态并联补偿 方案不仅能保证735 kV 系统有较高的电压水平, 而 且系统的可靠性好, 也有运行经验, 还可以分期建 设, 因此, 决定仍采用静态并联补偿方案。 该项目一期工程5条735 kV 线路分别于1979年 9月、1980年6月、1982年6月、1983年8月和1984年12 月投运, 另外还在蒙特利尔四周建成了735 kV 环 网, 从而形成了魁北克735 kV 西部输电系统。当L G 发展到13 GW 时, 再建设从L G22到蒙特利尔的第6 条735 kV 线路。 ( 4) 1983年, 加拿大魁北克与美国新英格兰签 定, 新英格兰向魁北克购买3. 3×1010kW h 的多 余水电。 为使两个电网的运行不互相干扰, 采用172 km 的±450 kV 直流系统连接两端, 起点为加拿大魁北 克省的德坎顿 (D ES CAN TON S) , 终点为美国新汉 姆斯非尔洲的康麦福特 (Com eR ford) , 输送功率690 MW , 1986年投运。其后两地又达成协议, 继续购买7 ×1010 kW h 的电力, 输电容量2 GW , 需组成5端直 流系统, 目前已建成3端, 因控制困难只有2端运行, 即加拿大送端和美国受端。 (5) 80年代魁北克水电局为了满足用户更高的 供电可靠性要求, 继续研究东北部麦尼夸根和邱吉 尔瀑布送电12 GW 和西北部吉姆期湾送电15 GW h 的735 kV 系统运行特性, 为此提出了增加回路、增 大静态补偿容量、电气制动和串联电容补偿4个方 案。考虑到线路投资 (包括变电所投资在内)太多、电 气制动不能从根本上加强系统结构、现有系统已有 相当多的静补再增加效果有限等因素, 计入串补与 静补联合作用后, 决定采用串联电容补偿, 在735 kV 系统中计划装设32组电容器, 分别安装于11个 735 kV 变电所中, 补偿度平均为 30% , 总容量 11. 175 Gvar。 1. 2　美国AEP 765 kV 电网的发展史 1969年, 美国A EP 建成了从贝克尔顿到马尔基 兹长109 km 的765 kV 输电线路, 到1992年已发展 到约3902 km。促使其765 kV 电压出现的动因是建 设坚强电网的需要。由于A EP 电网电源与负荷的距 离在160～ 480 km 左右, 比较集中, 负荷密度比较 高, 为了解决大容量经济输送、短路电流不超过开关 断流容量极限以及线路走廊等问, 需要建设坚强 的网架, 因此在原有345 kV 电压等级之上建设了 765 kV 电网, 并维持到今天。 美国 A EP 自1916年开始采用138 kV 电压、 1952年首先使用345 kV 电压以来, 345 kV 电网经 过三个阶段的发展已形成了较强的电网, 到1965年, 345 kV 电网已扩展到2709 km , 已超过规划中的预 测和初步设计时的论证容量, 现有的345 kV 电网已 不能适应电力发展的需要。 60年代末, A EP 公司所属电网的电力负荷的年 增长率为6%～ 7% , 为满足负荷增长的需要, 需规划 建设大容量的发电厂。A EP 决定订购1. 3 GW 的最 大单机容量火电机组, 1. 10 GW 的核电机组, 并计 划建设5×800 MW , 即4 GW 的最大容量发电厂, 若 干个1. 1～ 1. 6 GW 的火电厂。同时为了满足输电的 需要, 展望10～ 20年的发展, 系统研究了两个方案: 一是继续扩展现有的345 kV 电网, 二是引入新的高 一级电压等级, 这自然是765 kV , 覆盖于345 kV 之 上。他们对不同的负荷增长率采用不同的电源扩建 方案, 在正常与故障运行方式下进行各种潮流和稳 定计算后得出: 345 kV 方案是很难满足远景发展需 要的, 也是很不经济的, 两方案费用比较见表2。 表2　765ö345 kV 设备费用比较表 设备投资 765 kV ö345 kV单位费用比 765ö345容量比 每千瓦费用比765ö345 输电线路 2. 0 5. 0 0. 40 开关设备 2. 7 5. 0 0. 54 并联电抗器 1. 2 1. 0 1. 20 发电机升压变压器 1. 3 1. 0 1. 30 自耦降压变压器 (EHV - 138 kV ) 1. 5 1. 0 1. 50 　　为了作更具体的研究,A EP 还选择了有代表性 的距离161 km、483 km 和有代表性的输送容量 2000、4000 MW 进行比较。例如对161 km 的典型线 段用4000MW 输送容量进行比较, 发现采用765 kV 比用345 kV 或500 kV 更为经济, 尽管其绝对费用 较高。这是因为765 kV 线路走廊利用率较高而345 kV 和500 kV 是多回路的缘故。又如对483 km 的典 型线段用2000 MW 输送容量进行比较, 则765 kV 比345 kV 更为经济, 与500 kV 相比则依通货膨胀 率和负荷增长速度的不同而不同。负荷增长快或通 货膨胀率高, 则765 kV 比500 kV 经济, 反之则否。 83 Pow er System Technology V ol. 26 N o. 3 例如, 年通货膨胀率大于3% 或负荷增长率在6～ 8年 以内翻一番, 则765 kV 经济。因此A EP 采用765 kV 作为新的电压等级。 1. 3　前苏联750 kV 电网的发展史 从前苏联电网发展历史来看, 促使其750 kV 电 压出现的动因是为了满足将西部地区大量的核电站 电力输送到负荷中心, 以及满足与前经互会各国的 电力交换建设国际联网的需要。 由于前苏联统一电力系统的西部大电厂出线距 离大多在300～ 500 km 范围, 部分为600～ 700 km , 从电站到负荷中心的潮流约2～ 6 GW , 从而采用750 kV 作为主干网电压是经济合理的, 所以在前苏联 统一电力系统的西部地区出现了750 kV 电压, 形成 了东部电网为500 kV ö220 kV ö110 kV 电压系列, 西 部电网为750 kV ö330 kV ö110 kV 和500 kV ö220 kV ö110 kV 两种电压系列的状况。 前苏联的第一个750 kV 输变电工程是在1966 ～ 1967年建成的, 从科拉科夫斯卡 (КОИакоВская) 火 电站 (8×300 MW ) 到莫斯科, 长100 km ; 1972年又 建设了从顿巴斯 (Доибфс) 经德聂伯、扎波罗热到文 尼察西乌克兰变电所的750 kV 输电线路, 后来又相 继建设了契尔诺贝利核电厂—西乌克兰—匈牙利的 阿尔萨特变电所, 再联到东欧经互会称为“和平”的 联合电力系统, 列宁格勒核电厂—列宁格勒变电所 —加里宁核电站输电系统, 库尔斯克核电厂—勃良 斯克—斯摩棱斯克核电厂的输电系统, 以及库尔斯 克核电厂—旧奥斯科尔输电线路, 斯摩棱斯克核电 厂—卡卢加变电所输电线路, 扎波罗热核电厂—扎 波罗热输电线路, 契尔诺贝利核电厂—文尼察输电 线路等750 kV 工程, 并建成了第一个750 kV 环网。 前苏联建成的750 kV 输电系统保证了南部、西 北和中部系统的功率交换, 加强了其与匈牙利、波 兰、罗马利亚和保加利亚间的国际联系。该国际互联 电网的建设目的是从苏联输入5 GW 能源, 提高供 电可靠性、降低电力系统备用容量、改善各国电网的 运行条件。 前苏联的750 kV 送电线路各段长度通常不超 过400～ 500 km。 前苏联在历史上形成了两种电压系列, 110 kV ö220 kV ö500 kV ö1150 kV 和110 kV (150) ö330 kV ö750 kV。第一种电压系列是其主要电网的电压 等级, 用于中部联合系统的东部, 以及中伏尔加、乌 拉尔、哈萨克斯坦、西伯利亚、中亚和远东地区; 第二 种电压系列用于南方 (即乌克兰)、西北和中部联合 系统的西部。330 kV 电压等级的出现是由于古比雪 夫—莫斯科第一条400 kV 线路升压为500 kV 引起 的, 并同时决定停止400 kV 等级的发展, 这一决定 对前苏联电网的发展有着深远的影响, 它否定了前 苏联原采用的经典电压等级110 kV ö220 kV ö400 kV ö750 kV , 即在欧洲大多数国家得到了发展的经 典电压等级系列, 而改用了110 kV ö220 kV ö330 kV ö750 kV 电压等级。从70年代初期开始发现, 在 500 kV 与220 kV 之间采用330 kV 作为中间电压等 级是不正确的。然而自50年代末投入了第一条330 kV 线路后, 330 kV 电网得到了高速的发展, 根据 1980年末前苏联电力部的统计, 1960年ö1965年ö 1970年ö1975年ö1980年相应的330 kV 输电线路长 度为1100 km ö7300 km ö14200 km ö19400 km ö24300 km , 在24300 km 线路中俄罗斯的 (即西北中部联合 电力系统) 330 kV 线路长度为9000 km , 其余为乌克 兰 (即南方) 电力系统。到1990年, 330 kV 线路总长 度达31000 km , 而且在投入第一条330 kV 线路后10 年又出现了第一条750 kV 输电线路。 由上可见, 前苏联并未把330 kV 作为500 kV 和220 kV 的中间电压等级, 而是按其自然发展规律 作为一个独立电压等级发展了。当然, 随着古比雪夫 —莫斯科线路升压至500 kV 后, 第一种电压等级在 前苏联统一电力系统中被大量地采用, 因而在中部 联合电网出现了两种电压等级的交叉与重叠, 为此 中部联合电力系统对330 kV ö750 kV 电压等级采取 有限制地应用政策, 并在1980年规定了750 kV 电压 在东部发展的边界控制线, 限制在列宁格勒—加里 宁—布良斯克—库尔斯克线上发展。然而到了1990 年, 此电压等级的划分边界控制线实际上被突破了, 又向东移动了200～ 250 km , 也就是它将穿过彼得 罗扎沃—切列波韦茨—费拉基米尔—布哈伊洛夫— 库尔斯克线路, 在同一期间330 kV 电网也向东作了 有限制的移动。此时在1990年第二种电压等级系列 的输送和分配功率约占统一系统负荷的32%。 鉴于这种情况, 前苏联电力规划部门认为在前 苏联统一电力系统的上述范围内, 保持两种电压等 级系列, 从远景考虑是合理的, 并且通过了将每种电 压等级系列区域化的决议, 并提出系统电网发展的 有关技术政策, 即: 1) 在电网中利用各自已采用的电压等级系列。 2) 两种电压等级系列的连接点应尽量少。 93第26卷 第3期 电　网　技　术 3) 取消功率变换的中间等级。 2　巴西765 kV 电网的发展状况 2. 1　巴西伊泰普765 kV 交流电网 从巴西的电网发展历史来看, 其765 kV 电压出 现的动因与加拿大魁北克相似, 是为了将西部伊泰 普的大量水电东送到圣保罗负荷中心, 是远距离大 容量输电的需要。 巴西1997年全国装机总容量为59. 1 GW , 其中 水电92% , 火电仅8%。目前巴西电网有两个大电力 系统: 一是南部、东南部与中西部互连系统, 占全国 供电量的79% , 二是北部与东北部互联系统, 占全国 供电量的19. 5% , 2000年将投入联接这两个系统的 联络线 (500 kV ö1000 MW ö1000 km ) , 这样将形成 全国联合电力系统。 根据20世纪70年代巴西完成的电力发展规划, 要开发伊泰普水电站, 并希望于1983年投运。 伊泰普水电站位于巴西与巴拉圭两国交界处的 巴拉那河上, 装机容量12. 6 GW (18×700 MW ) , 根 据协议由两国共同开发, 各拥有50% 的电力。然而 若干年内巴拉圭不需要这部分电力, 因此要求巴西 所建的输电系统应能将这12. 6 GW 电能全部送到 东南地区的圣保罗和里约内热卢负荷中心。 方案的初步可行性研究中, 输电方案有: 500 kV、765 kV、1100 kV 交流输电 (采用串联补偿或并 联补偿) 和±600 kV 直流输电方案, 还考虑了交直 流输电混合方案, 即伊泰普到圣保罗用765 kV 交 流, 而到里约内热卢为±600 kV 直流。在初步可行 性研究中还考虑了巴拉那河上另一座4 GW 大型水 电站建设后接入的可能。研究结果认为伊泰普水电 站采用765 kV 纯交流输电方案是经济合理的。 可行性研究中还进行了更详细的潮流计算和稳 定分析, 包括次同步谐振、串补、线路优化、线路和变 电所的可靠性分析和过电压等特殊问题。之后选择 了5条765 kV 线路和5个765 kV 变电站这一输电结 线及40%～ 47% 串联电容补偿的方案, 个别段选 50% 和32%。 2. 2　巴西伊普泰交直流混合电网 虽然伊泰普电力以60 H z 全部送入巴西东南部 是合适的, 但巴拉圭电网为50 H z, 他们不愿意将所 属的9台机组改为60 H z, 这样原可行性报告中推荐 的纯交流765 kV 方案就遇到了困难。解决的办法有 两个: 一是采用9台双频率 (50 H zö60 H z) 机组, 9台 60 H z 机组, 二是9台60 H z 机组接入765 kV 交流系 统, 而另9台50 H z 机组既可以经500 kV 和230 kV 系统向巴拉圭供电, 也可以接入±600 kV 直流系 统, 最终认为后者是最有利的解决办法, 从而选择了 交直流混合输电系统, 其中6. 3 GW ö50 H z 的电力 经±600 kV 直流系统送入巴西, 而另6. 3 GW ö60 H z 的电力经765 kV 交流系统送入巴西的东南部地 区。 鉴于上述重大决定的变化, 由巴西 Furnas、巴 西财团和国际顾问咨询公司对交直流混合输电系统 结线方式重新进行了评估, 研究了交流系统主干线 故障、受端系统故障电压下降到65%～ 70% 造成直 流双极闭锁、受端系统新投入电厂的位置对系统的 稳定影响、各种状态下的动态过电压、无功补偿的选 型等问题, 研究结果表明, 即使损失最大传输功率也 不会危害混合互联系统的可靠性, 不会改变互联线 路、升压变和开关站的位置和数量。在评估中又重新 对下面两个组合方案重新作了评价, 即5条500 kV 交流线路、2个±600 kV 直流双极和3条765 kV 交 流线路、2个±600 kV 直流双极, 并对500 kV 方案 变电站的数目、串联补偿度作了优化。最终得出的最 佳方案仍是765 kV 电压方案, 而且证明了765 kV 电压选择与高压直流电压选择无关。在评估中对两 个逆变站的站址选择经潮流、短路、稳定及经济计算 后仍得出原结论。考虑到输电系统主干线甩负荷、送 端过电压和超频率问题, 又详细分析了在送端765 kV 交流系统和HVDC 系统间采用背靠背互联这一 方案, 尽管它在技术上有一些优势, 但经济上是不合 理的, 因而将其舍弃。虽然直流系统电压应为±550 kV , 但根据投标优化后取±600 kV , 仍维持原结论。 2. 3　巴西南北互联电网 巴西现有的北部2东北部互联系统电压为500 kV ö230 kV , 主要负荷中心在沿海地区的各州首府, 总装机容量14. 686 GW , 南部2东南部2中西部互联 系统电压为138 kV ö230 kV ö345 kV ö440 kV ö500 kV , 伊泰普水电站投入后又增加了750 kV 和±600 kV 直流电压。为满足不断增加的电力需求, 需要将 装机容量从59. 3 GW 增加到95. 7 GW , 除开发有关 电源外, 巴西电力公司还研究了将两个系统互联所 带来的联网效益。由于两个系统中的水文具有显著 的分散性, 使两个地区间季节性电能交换成为可能, 这种季节性电能的交换带来了水火互补效益, 增加 (下转第45页 con tiued on page 45) 04 Pow er System Technology V ol. 26 N o. 3 统热备用系数为3% , 全省内有20% 的机组有旋转备 用, 其单位调节功率系数为20, 则高峰时段联网线最 大允许的潮流为546MW。 但是, 福建电网的实际运行情况变化很大, 系统 热备用系数难以确定, 机组开机方式变化也较大。上 述整定结果与系统实际运行情况差别较大。根据福 建省电力中心调度所提供的资料, 在考虑负荷和机 组的频率效应, 以及高低周状况下自动装置的动作 后, 全系统等值的系统频率调节效应系数最大为7左 右。据此整定, 联网线最大允许潮流为980MW。 7　结束语 福建与华东电网联网可以充分利用系统互联的 优越性, 提高福建电网的频率稳定性, 特别是解决了 后石电厂600MW 机组投产后福建电网小电网大机 组的矛盾。对于福建电网而言, 其运行频率将会有很 大的改善, 大机组跳闸也不会导致频率的巨大波动。 福建电网可以从华东电网获得事故后的紧急支援, 提高了系统稳定性和供电可靠性。 福建电网水电十分丰富, 华东电网高峰电力紧 张, 联网后, 福建的水电可以在高峰时多发, 为华东 电网提供优质的调峰容量, 低谷时, 优先停运福建电 网调节费用低廉的水电机组, 华东电网内机组就不 需过分的压减出力。这样可以提高水能利用率, 充分 利用宝贵的水力资源, 也避免了火电机组低效率运 行, 从而达到全系统能源的最优利用。 但是, 联网也带来一些问题。福建与华东联网是 典型的长距离、弱联系, 极易引起系统间低频振荡, 这一问题应引起足够的重视, 需要进行深入的研究。 联网线本身的暂态稳定水平较高。后石电厂的 送出主要受制于福建电网薄弱的内部网架。因此, 必 须加强福建电网500kV 主干网, 尽快建成福建电网 500kV 双回路, 同时加强220kV 系统, 实现合理的 分层分区, 避免电磁环网的存在制约500kV 系统输 电能力的发挥。 在华东送电福建方式下, 福建电网大机组故障 跳闸, 可能会导致联网线超过静稳定限额, 为防止福 建电网发生故障后事故波及华东电网, 或者反之, 应 在联网线两侧装设事故后振荡解列装置。 由于联网线无功补偿度较低, 联网线两侧无功 交换变化很大, 造成很大的电压波动。可以考虑在联 网线两侧配置具有动态无功调节能力的装置, 如静 止无功补偿器等。 参考文献: [ 1 ]　王梅义, 吴竞昌, 蒙定中. 大电网系统技术[M ]. 北京: 水利电力 出版社, 1991. [ 2 ]　王绍德, 刘建琴, 郑英芬, 等. 华北和华中电网联网效益计算与 联网规模分析[J ]. 电网技术, 2001, 25 (1). 收稿日期: 2001207205; 　改回日期: 2001208217。 作者简介: 黄志龙, 硕士研究生, 工程师; 陈　琰, 硕士研究生, 工程师。 (编辑　陈定保) (上接第40页 con tiued from page 40) 了电力, 并可将剩余电能从北部输送到南部或相反 方向。整个互联系统的优化, 将使发电总量的增加量 大于两个分离系统各自的发电总量, 并使新的联络 线作为一个“虚拟电站”运行。联网的效益还有: 平衡 整个巴西电力系统的风险, 分享火电容量与备用, 节 省系统扩建与运行费用, 改善托坎廷斯州及互联电 网沿线地区的电力供应, 减少计划在托坎斯河上建 造电站与输电系统的费用等。 收稿日期: 2002203205。 作者简介: 张惠勤 (19342) , 男, 教授级高级工程师, 从事电力系统规划科研 设计工作。 (编辑　宋书芳) 54第26卷 第3期 电　网　技　术