巴西高压直流输电运行情况及启示

刘云

（国家电网巴西控股公司，巴西 里约热内卢 20071004）

0 引言

与中国能源分布相似，巴西能源中心和负荷中心呈逆向分布。巴西以水电为主，水电中心远离里约和圣保罗等南部和东南部负荷中心。水电资源分布和区域经济发展的不均衡性决定了需要在更大范围内进行电力资源优化配置。高压直流工程在伊泰普、马德拉河上游以及美丽山大型水电中心的电力外送中占据重要地位，满足了电网长距离、大容量的输电需求。同时，巴西与周边多个国家的电网频率不同，背靠背直流工程在巴西与周边国家非同步国际联网和电能交换中发挥了重要作用[1-6]。

巴西直流输电工程发展历史长，积累了大量设计、建设和运营的数据及经验[7-8]。目前，中资企业已经拥有巴西新投运的美丽山直流输电工程特许经营权。依托中资企业丰富的特高压直流输电工程经验和结合巴西直流输电工程的本地特点，美丽山直流输电工程从多方面入手确保工程长期安全稳定运行[9-11]。

1 工程基本情况

20 世纪80 年代投运的巴西伊泰普电力外送± 600 kV 直流输电工程是巴西直流输电发展史上的里程碑。随后，巴西陆续建设了乌鲁瓜亚纳、加拉比（2 单元）等项背靠背直流联网输电工程，分别实现了与邻国阿根廷和乌拉圭电网非同步联网。近十多年，巴西直流输电工程发展迅速，陆续建成投运了马代拉（圣安东尼奥水电站、吉拉乌水电站）和美丽山等4 项电力外送高压直流输电工程。截止2019 年底，巴西已投运高压直流输电工程11 项，其中长距离输电工程6 项，背靠背工程5 项。未来还将规划建设长距离高压直流输电工程4 项，加强北电南送输电和联网通道，见图1和表1[3-4,12]。

2 工程运行情况

巴西直流工程建设和投运时间跨度较大，关键设备供应商多，管理考核方式不同。有些工程运行已经超过30 年设计寿命或首个特许经营权期限，有些工程时间较短。不同工程不同运行阶段数据综合体现了巴西直流工程建设、运行和维护特点。

图1 巴西电网骨干网网架Fig.1 Backbone structure of Brazil power grid

表1 巴西电网中已投运和规划的高压直流输电工程Table 1 HVDC projects having been put into operation and planned in Brazil power grid

2.1 ±600 kV 伊泰普直流输电工程运行情况

伊泰普直流输电工程的I 回极1 和极2 分别于1984 年和1985 年投运；II 回双极于1987 年投运。考虑到部分主设备已超过工程设计寿命，运维单位已经密切监视并持续更新了部分设备，显著影响近年运行的统计数据。因此，本次重点分析1991—2016 年工程运行情况[13-17]。

1991—2016 年，伊泰普 ±600 kV 直流输电工程能量可用率（energy availability，EA），第I 回双极平均能量可用率95.05%，第 II 回双极平均能量可用率95.85%，具体情况见图2[14-17]。

按照引起停运的故障设备分类，总故障停运次数和故障处理时间情况见图3。

阀和交流设备故障引起的停运时间占总停运时间75%，是影响工程能量可用率的主要原因。表2 列出历年来伊泰普 ±600 kV 直流输电工程导致能量强迫不可用率（forced energy unavailability，FEU）超过1%的10 次严重设备故障情况，其中直流线路倒塔故障5 次，换流变故障2 次，阀火灾2 次，直流电流互感器爆炸1 次。

双回±600 kV 伊泰普直流输电工程总计配置48 台在运和8 台备用换流变压器。从投运至2014 年，换流变压器故障27 次。按照故障类型分类，除1 次为外部短路外，其他26 次均为换流变压器交、直流绕组本体故障。按照故障发生的时间分类，1983/1985—1990 年故障12 次，1991—2000 年故障2 次，2001—2014 年故障13 次，呈现出典型的浴盆曲线。换流变压器和换流阀故障均发生因备件不足或备品不可用导致抢修时间延长，工程长期停运的情况。

据统计，1993—2014 年，伊泰普±600 kV2回直流输电线路故障237 次，其中全压再启动成功的瞬时故障156 次（65.8%），平均0.441 次/（极·100 km·年）；降压再启动成功的瞬时故障21 次（8.9%），平均0.059 次/（极·100 km·年）；永久故障60 次（25.3%），平均0.170 次/（极·100 km·年）。主要故障原因是雷电、大风、火灾、树木、车辆撞击铁塔等。

2.2 ±600 kV 马代拉直流输电工程运行情况

±600 kV 马代拉I 回直流输电工程于2013 年投运。±600 kV 马代拉 II 回直流输电工程持续监测和更新接地极和主控制系统，运行方式受到影响，此次不纳入讨论[18-21]。

2013—2016 年，±600 kV 马代拉I 回直流输电工程年能量可用率均大于99%，2017 年为95.03%，详情见图4[22-23]。

图3 1991—2016 年伊泰普双回±600 kV 直流输电工程设备故障导致停运情况Fig.3 Shutdown caused by equipment failures in the double circuit Itaipú ±600 kV HVDC transmission projects from 1991 to 2016

按照设备故障类型分类，2014—2016 年不同类型设备停运检修情况见表3，其中，换流变压器和交流设备停电检修时间占总停运时间54.8%，是影响工程能量可用率的主要原因[22-23]。图5 为2014—2016 年±600 kV 马代拉I 回直流输电工程按设备原因分类的故障停运情况。

典型故障情况包括：

1）2015 年9 月28 日，受端阿拉拉夸拉2 换流站更换1 相备用换流变耗时8.8 d，占当年能量不可用率的63.2%。

2）2015 年10 月10 日，抢修接地极线路倒塔故障，耗时7.1 d，未影响直流送电。

3）2016 年10 月16 日，抢修极2 阀水冷系统泄漏故障，耗时25.28 h，占当年能量不可用率的29.8%。

4）2017 年3 月23 日，受端阿拉拉夸拉2 换流站处理极1 换流变A 相有载分接开关故障，耗时41.63 d，占当年能量不可用率的57.4%。原因是换流变有载分接开关操作部件因顶盖密封不良发生漏水，导致部件长期浸水锈蚀严重，存在导致换流变爆炸的风险。此外，还发现有载开关部件存在两处裂纹及绝缘不足等异常。

此外，由于当地水库变更设计，洪水淹没铁塔基础，导致直流线路若干铁塔异地安装，耗时82.6 h。这属于免责范围，不执行罚款。

表2 1991—2016 年双回±600 kV 伊泰普直流输电工程重要设备故障原因导致停运情况Table 2 Main shutdown caused by equipment failures in the double circuit Itaipú ±600 kV HVDC transmission projects from 1991 to 2016

图4 2013—2017 年±600 kV 马德拉I 回 直流输电工程运行指标Fig.4 Operating indices of the ±600 kV Madeira I HVDC project from 2013 to 2017

表3 2014—2016 年±600 kV 马德拉I 回直流输电工程按设备原因分类的故障停运情况Table 3 Shutdown due to equipments failures in ±600 kV Madeira I HVDC transmission project from 2014 to 2016

2014—2015 年，±600 kV 马代拉II 回高压直流线路多次受到破坏，超过20 级塔受损。特许权公司组织大力量进行抢修，抢修费用超过1000 万雷亚尔。由于多种原因，该线路运行情况受到一定限制。

2014—2017 年，±600 kV 马代拉I 回 直流输电工程按照REN 191/2005、REN 729/2016 和REN 669/2015 等巴西输电监管规则，从政府获取特许经营收益，平均罚款（parcela variável por indisponibilidade, PVI）比例为5.11%，各季度在0～24%间浮动，详见图6。

图5 2014-—2016 年±600 kV 马德拉I 回直流输电工程按设备故障分类的故障停运情况Fig.5 Shutdown classified by equipment failures in ±600 kV Madeira I HVDC transmission project from 2014 to 2016

2.3 背靠背直流输电工程运行情况

5 个直流背靠背单元总体运行情况良好。乌鲁瓜亚纳背靠背单元2015—2017 年能量可用率分别为99.84%，99.48%，99.45%。从2014 年至今，马代拉两回背靠背工程能量可用率一直维持在99%以上，如图7 所示。配合设备计划检修是影响背靠背直流能量可用率的主要原因。

±800 kV 美丽山直流输电工程投运时间短，暂不统计运行情况。

3 挑战及启示

3.1 监管和考核严格

特许经营公司(sociedade de propósito específico，SPE)是巴西输电行业的主体，负责确保所辖输电系统可靠、可用。交、直流工程运营收益(receita annual permitida，RAP)计算主要依据3 项监管规则[24-27]。

1）REN 191/2005—年许可收益和支付基数的定义(definição das FTs e pagamentos base)。

图6 2014—2017 年±600 kV 马德拉I 回直流输电平均罚款比例Fig.6 PVI of ±600 kV Madeira I HVDC transmission project from 2014 to 2017

图7 2013—2017 年马代拉双回背靠背工程的能量可用率Fig.7 Energy availability of two Madeira back-to-back units from 2013 to 2017

2）REN 729/2016—公共输电服务质量(qualidade do serviço público de transmissão de energia elétrica)。

3）REN 669/2015—最低检修要求(requisitos mínimos de manutenção)。

巴西输电企业众多，规模和管理水平差别大。截至 2018 年9 月，巴西共有 125 家输电公司，203项输电特许权经营合同。2017—2018 年，巴西各输电公司运营年度许可收入(RAP)情况见图8。

交流工程运维年度罚款与年度收入比例，全输电行业整体稳定在1%～2%左右。直流输电工程每年运维罚款比例波动大，总体偏高，见图9。

若干电力公司交直流收入和罚款差别更大。例如，某EB 输电公司，2016 年高压直流输电工程年度运营收入扣减（PV）率为6.7%，而同期高压交流输电工程为1.4%，见图9；EN 公司则分别为5.2%和1.4%，见图10 和图11。两家公司直流输电工程年度运营收入扣减率均超过交流工程的3 倍。

图8 2017—2018 年度各输电公司年度运营许可收入Fig.8 RAP of the Brazilian power transmission companies from 2017 to 2018

图9 巴西高压直流输电设施和高压交流输电线路的年度运营许可收入占比和年度运营收入扣减占比Fig.9 RAP and PV ratio of Brazilian HVDC transmission facilities and HVAC transmission lines

目前，在同样的监管和考核规则下，与交流输电工程相比，高压直流工程已承受更加激进的运维罚款比例，产生直流输电工程投资与收益事实上的显著失衡。高压直流输电工程改善动态和静态系统性能的贡献未受到合理的经济补偿和奖励，导致投资者对直流输电工程投资收益产生疑虑。

依托中国长期积累的完备的高压直流工程运营管理制度，除逐步完善工程自身运维管理制度外，美丽山特高压直流工程团队正在参与巴西监管规则调整进程，加大中国高压直流工程管理和行业监管规则和经验推介力度，扩大行业技术和管理共识，扭转对高压直流输电工程不利的运维监管局面。例如，依托中国特高压常规采用的低负荷时期预防性检修和带电检修消缺等方案，持续深入分析和广泛讨论优化巴西最小检修策略本地化实施路径，优化直流系统检修计划和方案，兼顾提高系统可靠性和降低运营成本。

图10 2016 年某EB 电力公司高压直流输电和高压交流输电的年度运营许可收入和年度运营收入扣减.Fig.10 RAP and PV of HVDC transmission project and HVAC transmission projects of a certain EB power company in 2016

图11 2016 年某EN 电力公司高压直流输电和高压交流输电的年度运营许可收入和年度运营收入扣减Fig.11 RAP and PV ratio of HVDC transmission project and HVAC transmission project of a certain EN power company

3.2 直流线路维护复杂

巴西的地理和气候条件优越，影响直流输电线路运行的主要灾害依次为雷电，火灾，植物生长，农用车事故。输电系统架空线路设计、建设和运维充分适应了当地实际情况。

3.2.1 拉线塔比例高

与中国高压输电线路以自立塔为主不同，巴西架空线路中拉线塔比例普遍较大，极大地节省了工程材料和建设投资。例如，±600 kV 伊泰普高压直流输电线路约80%为拉线塔，典型重量为5T；而自立塔典型重量约为9T。±800 kV 美丽山I 回高压直流输电线路拉线塔占71%，自立塔占29%。±800 kV 美丽山II 回拉线塔占70%，自立塔占30%。

3.2.2 线路维护任务重

直流线路途经地区植被茂盛，尤其是±800 kV美丽山直流线路途经广大的亚马逊雨林地区，植被清理任务重，年植被清理面积约为线路走廊的5%。此外，人为破坏情况时有发生。直流线路途经大量原始部落和治安复杂地区，人为破坏线塔情况占据一定比例。火灾和车辆机械碰撞铁塔也有发生。例如，2017 年1 月底，±600 kV 马代拉II 回直流线路发生人为破坏铁塔，检修人员修复，并对75 级塔进行检查。

3.2.3 直流双回线路走廊相近

伊泰普、马代拉和美丽山电力外送均分别建设两回长距离直流输电工程，线路走廊同向建设，大部分地理位置相近。线路维护方面材料和人员已经形成良好的协同效应。

3.3 启示

3.3.1 建设完善快速的设备服务体系

美丽山特高压直流输电工程设备运维着力应对多方面挑战：一是设备厂家众多，巴西境外采购比例高，部分设备供货周期长；二是巴西境内直流输电工程运维人员和队伍跨工程协作比例低。工程注重依托和借鉴中资企业严密的专业技术管理体系和运维人员丰富的经验、充实工程备品备件、完善快速巴西境外零部件采购运输服务体系、完善高效的海外特高压直流输电工程的运维体系、构建严密的本地设备服务的支撑体系等，有力地支撑了工程的建设和长期运维。截止2019年底，国家电网公司已经建设投运10 回±800 kV特高压直流输电工程，线路总长17245 km，总换流容量167.2 GW，强迫停运次数和强迫能量不可用率等关键可靠性指标居于世界前列。国网公司高压直流输电工程历年单极年平均强迫停运次数，从2003 年的3.5 次/极年降低 至2019 年的0.2 次/极年，降低了94.3%，见图12[9]。

图12 2003—2018 年国网公司高压直流工程单极年平均强迫停运次数Fig.12 Annual mean forced single-pole shutdown times of SGCC HVDC projects from 2003 to 2018

3.3.2 融合不同工程管理规范

±800 kV 美丽山直流输电工程运维需要应对与中国不同的管理和考核体系的挑战。一是特许经营公司通过合同协议等协调和兄弟电力企业间运营活动。各公司技术管理经验和水平参差不齐，立足各自所辖资产设备安全性，执行各自企业的标准，导致协调工作难度大。二是巴西直流输电工程运营监管和考核规则严苛，特许经营公司面临的运营压力大。

4 结语

高压直流输电工程在巴西输电网中占据重要地位。截止2019 年底，巴西已投运11 项高压直流输电工程，未来还将规划建设4 项长距离高压直流输电工程。巴西背靠背直流工程整体运行情况良好。长距离直流输电工程能量可用率受阀、换流变和交流设备运行工况及检修时间影响大，同时，直流输电线路运维工作量大。巴西高压直流输电工程运营的监管和考核规则具有挑战性，特许运营工作面临提高运行可靠性和降低运营成本的双重压力。依托丰富的高压直流工程技术和管理经验，中资企业有力支撑 美丽山直流输电工程建设和运维，并有利于中国特高压技术国际化道路行稳致远。