高压直流输电技术的应用.docx

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高压直流输电技术的应用

高压直流输电技术的应用

1绪论

1.1课题来源及研究的目的和意义

随着电力需求的不断增大和电力电子技术的发展，其固有的一些缺点也逐渐显现出来例如交流远距离的稳定性及安全问题等。

而直流输电在某些领域具有交流输电不可比拟的优势，例如远距离输电大系统非同步互联等。

因此直流输电作为输电系统的重要组成部分。

已经在快速的发展之中。

输电技术是指采用全控制型功率半导体器件的电压源换流器的直流输电技术。

上个世纪90年代以来采用VSC的新型直流输电技术得到了迅速发展，已有实际两端系统投入商业运行。

电网面临空前发展的局面.由于直流输电具有送电距离远、送电容量大、控制灵活等特点，因此在运、在建及规划建设中的直流输电工程已经和即将在西电东送、南北互供中承担主要送电任务，在未来全国联网中发挥重要作用。

做好直流输电的研究、规划和建设是今后一段时间我国电网发展的重要任务。

1.2国内外技术现状及发展趋势

高压直流输电技术兴起自20世纪50年代，经过半个世纪的发展，已经成为成熟的输电技术。

世界上已成功投运高压直流工程60多项，其中，50年代有2项、60年代有5项、70年代有15项、80年代有30项、90年代有10项。

迈入21世纪，我国先后投运了天生桥——广州（简称天广）直流输电工程和三峡——常州（简称三常）直流输电工程。

高压直流输电技术起步在20世纪50年代，而突破性的发展却在80年代。

随着晶闸管技术的发展和现代电网发展的需要，80年代，全世界共建成了30项直流输电工程，直流输电在电网中发挥了重要作用。

在这期间，建设了背靠背工程14项；建设了输送距离长达1700km的扎伊尔英加——沙巴工程；建成了电压等级为±600kV的巴西伊泰普水电站送出工程。

直流输电的控制保护技术得到进一步的发展和完善。

迈入90年代以后，随着电力电子技术、计算机技术和控制理论的迅速发展，使得高压直流输电技术日益完善，可靠性得到提高。

我国直流输电技术同样是在80年代得到发展，建成了我国自行研制的舟山直流输电工程（±100kV，100MW，55km）和代表当时世界先进水平的葛洲坝——上海（简称葛上）±500kV直流输电工程。

90年代，开始建设天广直流输电工程和三常直流输电工程，天广直流工程于2000年12月单极投产，2001年6月双极投产；三常直流输电工程于2003年5月投入运行。

2001年开工建设三峡——广东（简称三广）直流输电工程和贵州——广东（简称贵广）直流输电工程，三广直流工程于2004年6月正式投产；贵广直流工程于2004年9月双极投产。

自50年代兴起后，已经历了40多年的发展,成为一项日趋成熟的技术。

至1995年,世界上已n成功投运的HVDC工程已达62项，预计至2002年,世界还将有约20项HVDC工程投入运行。

80年代,随着可控硅技术以及世界电网技术发展，HVDC技术得到一个阶跃性的发展。

其一,由于联网的要求，背靠背工程有14项，约占新建工程的一半;其二,建成了目前世界上最长的直流线路．1700KM的扎伊尔英加—沙巴工程以及电压等级最高（士600KV）、输送容量最大（3150MW）的巴西伊太普工程。

90年代，世界第一个复杂的三端HVDC工程（魁北克—新英格兰工程）完成，并建成了世界上最长的海缆（250km）HVDC工程（瑞典—德国的BALTIC工程）。

亚洲地区的HVDC技术开始兴起。

菲律宾、南韩、马束西亚、泰围、印度、日本和中国都相继开始HVDC工程的建设和研究，已建和计划中的工程约有15项。

随着电网技术和电力电子技术的发展，HVDC技术将会继续深化其可控性强的特点，同时克服其对电网带来的一些不利因素（如谐波）及投流站造价较高的弱点，加强其在电网发展中的作用。

1.3主要研究内容、研究方法及思路

提高额定电压等级和额定输送容量。

目前，高压输电工程的电压等级除伊泰普工程外，多为±500kV，对于送电1000km左右，送电容量不超过300万kW的直流工程来说这个电压等级基本合适。

但当送电容量超过300万kW，送电距离接近或超过1500km时，则有必要将电压等级提高到±600kV或以上，输送容量提高到400万kW左右，以充分利用线路走廊资源，减少输电回路数，降低输电损耗。

（2）提高直流输电的可靠性和可用率。

直流输电工程在投运初期往往可靠性偏低、单极故障率偏高，甚至会出现双极故障，往往需要经过1~2年才能稳定到保证指标。

像广东电网中有七八回直流输电馈入，即使按设计故障率指标计算，单极故障每年每极为5次，一年就将有70~80次单极故障，甚至更多，这将给电网带来太频繁的冲击，因此必须有力的提高直流输电的可靠性和可用率。

（3）要进一步优化控制，减少换相失败概率，提高换相失败后的恢复速度。

优化控制方式和控制策略可提高直流系统的稳态和动态性能，更好地发挥直流的调制作用；能对与其连接的交流电网提供有效的阻尼和支援，提高联合系统的稳定水平。

（4）要减少直流系统对交流系统的影响，极大地减少交流谐波的注入；严格限制直流系统配制的无功在各种工况下对交流系统的不利影响。

（5）要认真研究交直流并联运行系统的问题。

现在，南方电网是我国第一个交直流并联运行的电网，已经积累一些运行经验。

随着直流输电项目的增多，在我国将会形成新的交直流并联运行系统，而且交直流并联运行系统的结构将会更加复杂。

因此，我们必须认真研究这种电网结构的安全稳定运行方案，以提高交直流并联系统的运行水平。

（6）要认真研究同起点多回直流送出和同落点多回直流馈入的问题。

同落点多回直流馈入的情况已在南方电网的广东电网中出现。

同起点多回直流送出将在向家坝、溪落渡电站送出中出现。

对这种直流输电送出和馈入的研究有很强的针对性，要在工程建设阶段将有关问题解决好，为今后电网的安全稳定运行打下基础。

2直流电的基本构成和特点

2.1直流输电的基本构成

高压直流输电系统主要由换流器（整流、逆变）、环流变压器、滤波器、控制与保护装置等组成。

如图1所示。

图1高压直流输电系统

图1中送电端交流系统和受电端交流系统用直流输电系统相连。

交流系统是提供换流器正常工作必须的交流电源，该电源可以是复杂的交流系统也可以是同步发电机。

直流输电系统是这样工作的：

由送电端交流系统送出交流功率给整流站的交流母线，经换流变压器送到整流器，整流器把交流功率变换成直流功率，然后经直流线路把直流功率输送给逆变站内的逆变器，逆变器又将直流功率变换成交流功率，再经换流变压器，把交流功率送到受电端交流系统。

整流站与逆变站统称为换流站。

在换流站内设有整流器或逆变器，它们统称为换流器。

换流器的功能是实现交流电能和直流电能间的变换，是直流输电系统的核心设备。

高压直流输电系统通过触发脉冲来控制换流器中换流阀的通断，从而实现系统的正常工作。

2.2高压直流电相对于交流电的特点

在交流输电中一般把1000kv及以上的电压称为特高压，330kv～750kv的称为超高压，220kv及以下的被称为高压。

直流输电的等级概念与交流输电的不同，在直流输电中，±100kV以上的统称为高压，±500kV和±600kV也被称为高压而不称为超高压，超过±600kV的则被称为特高压。

与交流输电相比，高压直流输电有如下的优点:

2.3高压直流电的技术优势

（1）不存在系统稳定问题，有利于实现电网的非同期互联。

在交流输电系统中，所有的同步发电机都必须保持着同步运行，并且在输电容许输送功率、距离都会受到网络结构、参数等条件的限制，需要采取一定的措施提高其稳定性。

而在高压直流输电系统中，直流线路没有电抗，其输电容量和距离不会受到同步运行稳定性的限制，适合用于远距离大容量的输电。

（2）限制短路电流。

用交流输电线连接的交流系统，会增加其短路容量，有时甚至需要增设限流装置。

而用直流输电线路连接的交流系统，直流系统的“定电流控制”可以快速的对短路电流进行限制，使其保持在额定功率附近，不会因为互联而增加短路容量。

（3）调节快速，运行可靠。

高压直流输电系统可以利用可控硅换流器快速的对有功功率进行调整，从而改变功率流动方向，在正常情况下保证输出稳定;一旦发生故障，又可以利用健全系统对故障系统进行紧急支援，并能实现对阻尼振荡和次同步振荡的抑制。

在直、交流线路并列运行的时候，如果交流线路发生短路，可以暂时性的增大直流线路的输送功率，从而减少发电机转子的加速，提高整个系统的可靠性。

（4）可实现非同步联网。

在逆变和整流的隔离作用下，采用高压直流输电线路连接的系统之间不需要同步运行，被联的系统可以是额定频率相同的系统，也可以是额定频率不同的系统，并且相互之间保持各自的频率和电压独立运行，不受联网影响，同时也不会由于故障传递而发生大面积停电的事故。

2.4高压直流电输电的经济优势

（1）线路造价低。

在架空输电线的时候，交流输电系统需要三根导线，而直流输电一般只用两根，如果采用大地或是海水作为回路时则只需要一根导线，能够减少线路建设所需要的费用。

就电缆而言，绝缘介质的直流强度要比交流强度高出很多，如常用到的油浸纸电缆，直流电缆允许工作电压是交流的3倍左右，直流电缆所需要的投资比交流要少得多。

（2）年电能损失小。

通常直流架空输电线只有两根，导线电阻会比交流输电小得多;没有感抗和容抗的无功损耗;没有集肤效应，导线的截面利用充分。

并且，受到“空间电荷效应”的影响，直流架空线路的电晕损耗和无线电干扰都要比交流线路小。

当然高压直流输电也存在着一定的缺点:

一是换流站造价高。

高压直流输电换流站由于设备种类较多，因而造价成本比交流变电所会高一些，而且运行维护也比较复杂，对运行人员的要求比较高，这也是现阶段限制高压直流输电的一个重要因素。

二是换流器消耗大量的无功功率。

目前在高压直流输电中使用较为广泛的晶闸管换流器在换流过程中会消耗大量的无功功率。

三是产生大量的谐波。

换流器在直流侧和交流侧都会产生谐波电流，导致发电机和电容器过热，换流器控制不稳、干扰信息系统等问题。

为了解决这些问题又往往会在换流站内安装交（直）流滤波器和平波电抗器等进行滤波，导致换流站的造价增高。

这些问题都是需要我国电力企业通过不断的探索和研究加以改善、克服的。

3高压直流输电的应用状况

3.1国外高压直流输电的应用

由于高压直流输电在技术社经济上的优势，目前其主要被应用于长距离大容量架空输电、长距离海底电缆输电、电网互联等方面。

世界上有很多国家现在都采取了这种技术，特别是北美、西欧等经济比较发达的地区。

2009年西班牙Abengoa集团和瑞士ABB集团合作，开始建设连接巴西西北部两座新建水电站和巴西经济中心圣保罗的2500公里高压直流输电线路，该线路竣工以后会成为世界上最长的高压直流输电线路。

3.2我国高压直流输电的应用

1988年，我国建成了从浙江穿山半岛到舟山岛的输送距离为13．5千米的100kv直流海底电缆送电实验工程，额定的输电容量为50MW。

1990年，从湖北葛洲坝到上海的葛南双极直流输电站线路正式投入使用，其额定电压和额定容量分别为±500kV和1．2GW，送电距离为1045km。

葛南双极直流输电线路是我国第一条长距离大容量的高压直流输电线路，同时也是区域电网直流互联工程，标志我国电力事业从此进入了直交流混合输电时代。

2001年6月我国第二条长距离大容量的高压直流输电线路，广西天生桥至广东北郊的天广双极直流输电线路正式开始商业运行，其送点距离约960千米，额定电压±500kV，额定容量为1800MW。

为了将湖北三峡的电力输往华东地区，电力部门建立了两条高压直流输电线路。

第一条从三峡左岸指江苏常州，其额定电压为±500kV，额定容量为30