高压直流输电
高压直流输电
一、高压直流输电系统（HVDC）概述
众所周知，电的发展首先是从直流开始的，但很快就被交流电所取代，并且在相当长的一段时间内，在发电、输电和用电各个领域，都是交流电一统天下的格局。
HVDC技术是从20世纪50年代开始得到应用的。经过半个世纪的发展，HVDC技术的应用取得了长足的进步。据不完全统计，目前包括在建工程在内，世界上己有近百个HVDC 工程，遍布5大洲20多个国家。其中，瑞典在1954年建成投运的哥特兰（Gotland）岛HVDC 工程（20MW，100kV，90km海底电缆）是世界上第一个商业化的HVDC工程，由阿西亚公司(ASEA，今ABB集团)完成；拥有最高电压（±600kV）和最大输送容量（2 x 3150MW）的HVDC工程为巴西伊泰普（Itaipu）工程；输送距离最长（1700km）的HVDC 工程为南非英加——沙巴（1nga2Shaba）工程；电流最大的HVDC工程在我国：如三常、三广和贵广HVDC工程，额定直流电流均为3000A。HVDC的发达地区在欧洲和北美，ABB和西门子等公司拥有最先进的HVDC技术，美国是HVDC工程最多的国家。
HVDC在我国是从20世纪80年代末开始应用的，起步虽然较晚，但发展很快。目前包括在建工程在内，总输送容量已达18000MW以上，总输送距离超过7000km，该两项指标均已成为世界第一。我国第一个HVDC工程是浙江舟山HVDC工程（为工业试验性工程），葛沪HVDC工程是我国第一个远距离大容量HVDC工程，三常HVDC工程是我国第一个输送容量最大（3000MW）的HVDC工程，灵宝（河南省灵宝县）背靠背HVDC工程是我国第一个背靠背HVDC工程。我国已投运的HVDC工程见表1。
表1我国已投运的HVDC工程
另外，2010年前后建成投运的HVDC工程有四川德阳——陕西宝鸡（1800 MW、±500 kV，550km）、宁夏银南——天津东（3000MW、±500kV，1200km）等；至2020年前后，还计划建设云南昆明——广东增城、金沙江水电基地一华中和华东HVDC工程以及东北——华北、华北——华中、华中——南方背靠背HVDC工程等十几个HVDC工程。
我国关于直流输电技术的研究工作，50年代就开始起步。目前，我国己经有多条直流线路投入运行，这些直流输电工程的投运标志着我国的直流输电技术有了显著的提高和发展。随着三峡工程的兴建和贯彻中央“西电东送”的发展战我国将陆续兴建一批超高压、大容量、远距离直流输电工程和交直流并联输电工程。此外，在这些新建工程中还将采用直流输电的新技术。随着我国直流输电技术的日益完善，输电设备价格的下降和可靠性的提高，以及运行管理经验的不断积累，直流输电必将得到更快的发展和大量的应用标志着我国的直
流输电将进入一个新的发展时期。
二、高压直流输电原理
（一）、主要元件
偿设备滤波器
图1.1 HVDC 原理图
偿设备
滤波器 1、换流器（Converter ）
换流器（Converter ）是由单个或多个换流桥组成的进行交、直流转换的设备。换流器（Converter ）可以分为两类：整流器（Recifer ）和逆变器（Inverter ）。整流器（Rectifer ）是将交流电转换为直流电，而逆变器（Inverter ）是将直流电转换为交流电。
图1.2 三相全波桥式换流电路原理图M
N 正
极共阴极上下负极
共阳极
桥臂/阀臂/阀
2、换流变压器(Converter T ransformer)
换流变压器(Converter Transformer) 接在换流桥与交流系统之间的电力变压器。采用换
流变压器实现换流桥与交流母线的连接，并为换流桥提供一个中性点不接地的三相换相电压。换流变压器与换流桥是构成换流单元的主体。
换流变压器在直流输电系统中的作用有：
a、传送电力；
b、把交流系统电压变换到换流器所需的换相电压；
c、利用变压器绕组的不同接法，为串接的两个换流器提供两组幅值相等、相位相差
30°(基波电角度)的三相对称的换相电压以实现十二脉动换流；
d、将直流部分与交流系统相互绝缘隔离，以免交流系统中性点接地和直流部分中性点
接地造成直接短接，使得换相无法进行；
e、换流变压器的漏抗可起到限制故障电流的作用；
f、对沿着交流线路侵入到换流站的雷电冲击过电压波起缓冲抑制的作用。
技术特点与要求：
由于换流变压器的运行与换流器换相造成的非线性密切相关，它在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验等方面与普通电力变压器有不同的特点和要求。
a、漏抗
以往由于晶闸管的额定电流和过负荷能力有限，为了限制阀臂短路和直流母线短路的故障电流，换流变压器的漏抗一般比普通电力变压器的大，一般为15－20%, 有些工程甚至超过20%。随着晶闸管的额定电流及其承受浪涌电流能力的提高，换流变压器的漏抗可按对应的容量和绝缘水平合理选择，阻抗相应降低，通常为12－18%，因此，设备主参数、绝缘水平、换流器无功消耗及能耗等都可相应降低，同时，换流器的运行性能也有所改进。
为减少非特征谐波，换流变压器的三相漏抗平衡度要求比普通电力变压器高，通常漏抗公差不大于2%。如果运输条件允许，现在的工程多采用如图1所示的单相三绕组换流变压器结构，进一步减少十二脉动换流单元中换流变压器六个阻抗值的差别。
b、绝缘
换流变压器阀侧绕组和套管是在交流和直流电压共同作用之下工作的，如图2 所示。在这种电压作用下，由于油、纸两种绝缘材质的电导系数与介电系数之比差别很大，油纸复合绝缘中直流场强按电导系数分布，交流场强则按介电系数分布。当直流电压极性迅速变化时，会使油隙绝缘受到很大的电应力。在套管与底座的连接部分，由于绝缘结构复杂，这一问题最为严重。
越接近直流两极的阀侧绕组对地电压越高，在设计时必然增大绕组端部与铁芯轭部的距离，使绕组端部的辐向漏磁和局部损耗增加，因谐波漏磁而引起的损耗则增加更多。
作为阀侧绕组外绝缘的套管，其爬电距离要考虑到直流电压的分量，为了避免雨天时在直流电压作用下，由于不均匀湿闪而造成的闪络故障，一般阀侧套管均伸入阀厅。
目前，干式合成套管已得到实际应用。为了抗震，套管法兰盘处一般装有振动阻尼装置。
c、谐波
换流变压器漏磁的谐波分量会使变压器的杂散损耗增大，有时可能使某些金属部件和油箱产生局部过热现象。在有较强漏磁通过的部件要用非磁性材料或采用磁屏蔽措施。
谐波磁通所引起的磁致伸缩噪声处于听觉较为灵敏的频带，必要时要采取更有效的隔音措施。
d、直流偏磁
换流器触发时刻的间隔不等，交流母线正序二次谐波电压和与直流线路并行的交流线路的感应作用等将在换流变压器阀侧绕组电流中产生直流分量；接地极入地电流引起的地电位变化会在交流侧绕组电流中产生直流分量，二者共同使换流变压器产生直流偏
磁现象。使在铁芯的B－H曲线上的运行工作点绕行轨迹偏离对称状态，部分进入一侧的饱和段，励磁电流分量出现一个半波的尖峰波形，使变压器的损耗、温升以及50Hz 的噪声(正常时基波噪声频率为100Hz)都有明显增加，应在换流变压器设计中充分考虑。
e、有载调压
换流变压器应具有较多的有载调压开关，利用调压开关可使直流输电系统经常运行在接近最佳状态，换流器触发角运行在适当的范围内，以兼顾到运行的安全性和经济性。
分接开关的调压范围一般为20－30%，每档调节量为1%－2%，以达到分接开关调节和换流桥触发控制联合工作，做到既无明显的调节死区，又可避免频繁往返动作。
3、平波电抗器（Smoothing Reactor）
平波电抗器用于整流以后的直流回路中。整流电路的脉波数总是有限的，在输出的整直电压中总是有纹波的。这种纹波往往是有害的，需要由平波电抗器加以抑制。直流输电的换流站都装有平波电抗器，使输出的直流接近于理想直流。直流供电的晶闸管电气传动中，平波电抗器也是不可少的。平波电抗器与直流滤波器一起构成高压直流换流站直流侧的直流谐波滤波回路。平波电抗器一般串接在每个极换流器的直流输出端与直流线路之间,是高压直流换流站的重要设备之一。
平波电抗器和直流滤波器一起构成直流T型谐波滤波网，减小交流脉动分量并滤除部分谐波，减少直流线路沿线对通信的干扰和避免谐波使调节不稳定。平波电抗器还能防止由直流线路产生的陡波冲击进入阀厅，使换流阀免遭过电压的损坏。
当逆变器发生某些故障时，可避免引起继发的换相失败。可减小因交流电压下降引起逆变器换相失败的机率。当直流线路短路时，在整流侧调节配合下，限制短路电流的峰值。电感值并不是越大越好，因为电感的增大对直流输电系统的自动调节特性有影响。
在直流输电系统中，当直流电流发生间断时，会产生较高过电压，对绝缘不利，使控制不稳定。平波电抗器通过限制由快速电压变化所引起的电流变化率来防止直流电流的间断，从而降低换流器的换相失败率。
分类：
1）按型式分类：
（1）油浸式平波电抗器（2）干式平波电抗器
油浸式平波电抗器的结构与变压器相似，主要由线圈、铁芯和油箱、套管、冷却系统等部件组成。油浸式平波电抗器因构造上有铁芯，其负荷电流与磁性成非线性关系。
干式平波电抗器主要由线圈、支架、绝缘支柱、均压环、底座等组成。线圈由多层同心压缩铝线包组成，每层线包均浇注环氧树脂绝缘，层间垫有隔条，用于保证层间绝缘和散热。每层线圈通过垂直紧固件固定牢靠，以确保线圈震动时不变形。由于干式平波电抗器无铁芯，负荷电流与磁性成线性关系。
油浸式平波电抗器优点：油浸式平波电抗器由于有铁芯，因此要增加单台电感量较容易；油浸式平波电抗器的油纸绝缘系统很成熟，运行也很可靠；油浸式平波电抗器安装在地面上，因此重心低，抗震性能好；油浸式平波电抗器采用干式套管穿入阀厅，取代了水平穿墙套管，解决了水平穿墙套管的不均匀湿闪问题；油浸式平波电抗器的垂直套管也采用干式套管，使其发生污闪的概率降低。
干式平波电抗器优点：对地绝缘简单。干式平波电抗器的绝缘主要由支柱绝缘子提供，提高了主绝缘的可靠性。无油，消除了火灾危害和环境影响。干式平抗无油绝缘系统，因而没有火灾危险和环境影响，在阀厅和户外之间也不需要装设防护墙。潮流翻转时无临界质场强。高压直流翻转需要改变电压极性，会应捕获电荷的原因在油纸复合绝缘系统中产生临界场强；但对于干式平波电抗器来说，改变电压极性仅在支柱绝缘子上产生应力，没有临界场强的限制，这样干式平波电抗器的支柱绝缘子与其他母线支柱绝缘子的特性相似。负荷电
流与磁链成线性关系。由于干式平波电抗器没有铁芯，因而在故障情况下不会出现磁链饱和现象，在任何情况下都保持同样的电感值。暂态过电压较低。因干式平波电抗器对地电容较低，所以对平抗的冲击绝缘水平要求也较低。可听噪声低。质量轻，易于运输和处理。运行、维护费用低。干式平波电抗器基本上是免维护的。
油浸式平波电抗器缺点：内部绝缘复杂。主要靠油纸绝缘，容易着火并引起火灾。噪声较大。重量较大，运输较为困难。运行、维护费用较高。
干式平波电抗器缺点：重心较高，防震性能较差。占地面积较多。内部无铁芯，要增加单台电感量和提高过负荷能力较困难。本身不带穿墙套管，与换流器之间需要安装穿墙套管，增大了穿墙套管湿闪、污闪的概率；对环境污秽较敏感。对发热点和红外测温较为困难。由于干式平波电抗器外部装有噪声罩，对其内部线圈发热点测量较为困难、误差较大。
2）按结构分类：
（1）空心带磁屏蔽平波电抗器（2）有气隙铁芯平波电抗器
4、滤波器（Filter）
滤波器（filter），是一种用来消除干扰杂讯的器件，将输入或输出经过过滤而得到纯净的直流电。对特定频率的频点或该频点以外的频率进行有效滤除的电路，就是滤波器，其功能就是得到一个特定频率或消除一个特定频率。滤波器分为有源滤波和无源滤波。
主要作用是：让有用信号尽可能无衰减的通过，对无用信号尽可能大的衰减。减小注入交、直流系统谐波。
滤波器是由电感器和电容器构成的网路，可使混合的交直流电流分开。电源整流器中，即借助此网路滤净脉动直流中的涟波，而获得比较纯净的直流输出。最基本的滤波器，是由一个电容器和一个电感器构成，称为L型滤波。所有各型的滤波器，都是集合L型单节滤波器而成。基本单节式滤波器由一个串联臂及一个并联臂所组成，串联臂为电感器，并联臂为电容器。在电源及声频电路中之滤波器，最通用者为L型及π型两种。就L型单节滤波器而言，其电感抗XL与电容抗XC，对任一频率为一常数，其关系为
X L×XC=K2
故L型滤波器又称为K常数滤波器。倘若一滤波器的构成部分，较K常数型具有较尖锐的截止频率（即对频率范围选择性强），而同时对此截止频率以外的其他频率只有较小的衰减率者，称为m常数滤波器。所谓截止频率，亦即与滤波器有尖锐谐振的频率。通带与带阻滤波器都是m常数滤波器，m为截止频率与被衰减的其他频率之衰减比的函数。每一m常数滤波器的阻抗与K常数滤波器之间的关系，均由m常数决定，此常数介于0～1之间。当m接近零值时，截止频率的尖锐度增高，但对于截止频的倍频之衰减率将随着而减小。最合于实用的m值为0.6。至于那一频率需被截止，可调节共振臂以决定之。m常数滤波器对截止频率的衰减度，决定于共振臂的有效Q值之大小。若达K常数及m常数滤波器组成级联电路，可获得尖锐的滤波作用及良好的频率衰减。
5、无功补偿设备（Reactive Power Campensitor）
作用：提供换流器所需要的无功功率，减小换流器与系统的无功交换。
种类：a、无源类：电容器
b、有源类：（同步）调相机，SVC
（二）、HVDC的基本原理
从交流系统Ⅰ向交流系统Ⅱ输电时，换流站Ⅰ把交流系统Ⅰ送来的三相交流功率变换成直流功率。通过直流输电线路把直流功率输送到换流站Ⅱ，再由换流站Ⅱ将直流功率转换成交流功率，送入交流系统Ⅱ。这个过程称作HVDC。此时换流站Ⅰ为整流站，换流站Ⅱ为逆变站。
换流方程：
整流侧： d c l d I X V V π
απ3)cos(23-= 逆变侧：d c l d I X V V πγπ3)cos(23+-=-
三、HVDC 的优缺点：
（一） HVDC 的优点：
①线路造价低、损耗少。双极HVDC 系统只需正极和负极两条输电线路，在输送相同功率的情况下，HVDC 的线路造价及损耗均约为交流输电的2/3，线路走廊(采用架空线路时)也较窄;而且在直流电压的作用下，线路电容不起作用，不存在充电功率，因而无需装设并联电抗器(高抗)。采用电缆输电线时，HVDC 的优势更为明显。由于电缆耐受直流电压的能力是交流的3倍以上，因此同样绝缘厚度和芯线截面的电缆，用于HVDC 的输送容量比交流输电大很多。另外，电缆输电线路的对地电容比架空输电线路大得多，交流电缆输电线路由此产生的电容电流很大，当交流电缆超过一定长度时，将会出现电缆的全部负荷能力都被电容电流所占用的情况，此时己不能进行电力输送。也就是说，交流电缆的输送距离受电容电流的严重制约，进行远距离交流电缆送电是非常困难的。而直流电缆由于不存在电容电流，其输送距离不受限制，易于实现远距离电缆送电。
②不存在稳定问题。由于直流线路没有电抗，因而HVDC 不存在交流输电的同步运行稳定性问题，即输送容量和距离不受稳定性限制，特别适于远距离大容量送电。
③可实现非同步联网。由于整流和逆变的隔离作用，用HVDC 联结的系统之间无须同步运行，被联系统不仅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(如50 Hz 和60 Hz)，彼此可以保持各自的频率和电压而独立运行，不受联网影响，同时亦不会发生由于故障传递而导致的大面积停电事故。
④快速可控。HVDC 输送的有功功率的大小和方向以及换流器消耗的无功功率均可由控制系统实现快速控制，从而改善交流系统的运行性能，也易于精确实施互联电网间的送电协议(交流联络线上的潮流难以控制)。另外，交流联网会增加系统的短路容量，有时会出现因遮断容量不满足要求而须更换断路器或采取限流措施的情况，HVDC 的快速可控性使得交流系统的短路容量不会因互联而增加。
（二）、 HVDC 的缺点
①换流站造价高。HVDC 换流站由于设备种类繁多，其造价比交流变电所要高很多，而且运行维护也比较复杂、对运行人员的要求较高。这是限制HVDC 应用的最主要原因。
②换流器消耗的无功多。目前在HVDC 中广泛使用的晶闸管换流器在换流过程中要消耗大量的无功功率，用占所输送有功功率的百分数来表示，整流器为40%~50%，，逆变器为50%~60%。通常，交流滤波器提供一部分换流所需的无功，不足部分需另装无功补偿装置来满足。
③产生大量谐波。换流器在交流侧和直流侧都产生一系列的高次谐波电流，会出现电容器和发电机过热、换流器控制不稳定和对通信系统产生干扰等问题。因此，在换流站内必须装设交/直流滤波器和平波电抗器进行滤波，从而增加了换流站的造价。
四、HVDC 的应用场合
目前，HVDC 作为交流输电的补充，其应用场合主要有以下几种：
①远距离大容量输电。HVDC的线路造价低而换流站造价高，因而就有一个“等价距离”的概念：输电距离大于“等价距离”时，采用HVDC较为经济：输电距离小于“等价距离”时，采用交流输电较为经济;架空线的“等价距离”为600~800km，电缆的“等价距离”为20~40km。
②非同步联网。采用HVDC联网，既可以获得联网效益，又可以避免交流联网带来的大电网问题，如稳定问题、故障连锁反应而引起的大面积停电问题和短路容量增加问题等。对于额定频率不同的电网，采用交流联网在技术上无法实行，只能采用HVDC联网。
③海底电缆送电。交流电缆线路的输送距离受电容电流的限制，难以实现远距离送电，因而远距离大容量的海底电缆送电一般采用HVDC。
五、HVDC输电系统的分类
（一）、两端HVDC输电系统：
由两个换流站组成的直流输电系统。
类型：单极类、双极类、同极类、背靠背
1、单极类：
a、一线一地制
b、两线制
2、双极类：
a、两线制
I
I
d
b 、两线一地制
I I d
c 、三线制
3、背靠背(Back-to-Back)： 适用于两个不同额定频率交流系统的互联
（二）、多端HVDC 输电系统（MTDC----Multi-T erminal DC)
多端HVDC 输电系统（MTDC----Multi-Terminal DC)即由两个以上换流站组成的HVDC 输电系统。
分类：
1、（恒电压）并联------多个换流器并联接于同一个公共电压端上的MTDC 。
(1) 辐射状直流网络型------HVDC 网络呈辐射形状的并联式MTDC
（交流系统
交流系统
143
2a ）系统
原理图
（b ）换流
站原理图
I I d
(2) 网状直流网络型------HVDC网络呈环网形状的并联式MTDC
a）系统
原理图
（b）换流
站原理图
2、（恒电流）串联------多个换流站串联于直流网络中，公共电流流经所有换流站。
3
2
a）系统
理图
（b）换流
站原理图
六、结语
HVDC在远距离大容量输电、电力系统非同步联网和海底电缆送电等方面具有独特的优势，作为交流输电的有力补充而在世界范围内得到了广泛的应用，在我国21世纪“西电东送、南北互供、全国联网”的能源和电力工业建设基本战略的实施中更是具有广阔的发展应用前景。目前，我国己经基本具备了HVDC工程建设的全面国产化能力，预计到2020年前后，我国HVDC工程将达20多个，输送容量超过60000MW，有的工程还将采用±600 kV 甚至±800 kV的特高压，届时我国将全面成为世界HVDC的第一大国。
换流站与变电站,为何采用高压直流输电
换流站与变电站，为何采用高压直流输电 1.总论 电厂的任务是发电，电厂要能正常发电就需要使用和维护设备，使用和维护设备就是电厂的主要工作内容。 变电站是将电厂发出的电能通过电力设备进行各种变换，然后输送出去。其主要工作任务是： 1、使用和维护电力设备，使之保证长期连续对外供电。 2、监控电力设备运行情况，作好各项监控记录，以便将来作为技术或故障 分析的原始资料。 3、有些变电站还具有监控线路运行状况的功能。 2.换流站 高压直流输电的一种特殊方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样，具有常规高压直流输电的最基本的优点，可实现异步联网，较好地实现不同交流电压的电网互联，将2个交流同步电网隔离，能有效地隔断各互联的交流同步网间的相互影响，限制短路电流，且联络线功率控制简单，调度管理方便。与常规直流输电比较，其优点更突出： 1、没有直流线路，直流侧损耗小； 2、直流侧可选择低压大电流运行方式，以降低换流变压器、换流阀等有关 设备的绝缘水平，降低造价； 3、直流侧谐波可全部控制在阀厅内，不会产生对通信设备的干扰； 4、换流站不需要接地极，无需直流滤波器、直流避雷器、直流开关场、直 流载波等直流设备，因而比常规的高压直流输电节省投资。
换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。 换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40％～60％的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。 平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能平滑直流电流中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。 3.变电站 3.1简介 改变电压的场所。为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低。这种升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同，称为变电所、配电室等。 3.2组成
直流电与交流电在应用中的优缺点
直流电与交流电在应用中的优缺点 高压直流输电方式与高压交流输电方式相比，有明显的优越性．历史上仅仅由于技术的原因，才使得交流输电代替了直流输电．下面先就交流电和直流电的主要优缺点作出比较，从而说明它们各自在应用中的价值． 交流电的优点主要表现在发电和配电方面：利用建立在电磁感应原理基础上的交流发电机可以很经济方便地把机械能（水流能、风能……）、化学能（石油、天然气……）等其他形式的能转化为电能；交流电源和交流变电站与同功率的直流电源和直流换流站相比，造价大为低廉；交流电可以方便地通过变压器升压和降压，这给配送电能带来极大的方便．这是交流电与直流电相比所具有的独特优势． 直流电的优点主要在输电方面： ①输送相同功率时，直流输电所用线材仅为交流输电的2／3～l／2 直流输电采用两线制，以大地或海水作回线，与采用三线制三相交流输电相比，在输电线载面积相同和电流密度相同的条件下，即使不考虑趋肤效应，也可以输送相同的电功率，而输电线和绝缘材料可节约1／3． 如果考虑到趋肤效应和各种损耗（绝缘材料的介质损耗、磁感应的涡流损耗、架空线的电晕损耗等），输送同样功率交流电所用导线截面积大于或等于直流输电所用导线的截面积的1.33倍．因此，直流输电所用的线材几乎只有交流输电的一半．同时，直流输电杆塔结构也比同容量的三相交流输电简单，线路走廊占地面积也少． ②在电缆输电线路中，直流输电没有电容电流产生，而交流输电线路存在电容电流，引起损耗． 在一些特殊场合，必须用电缆输电．例如高压输电线经过大城市时，采用地下电缆；输电线经过海峡时，要用海底电缆．由于电缆芯线与大地之间构成同轴电容器，在交流高压输线路中，空载电容电流极为可观．一条200kV的电缆，每千米的电容约为0.2μF，每千米需供给充电功率约3×103kw，在每千米输电线路上，每年就要耗电2.6×107kw·h．而在直流输电中，由于电压波动很小，基本上没有电容电流加在电缆上． ③直流输电时，其两侧交流系统不需同步运行，而交流输电必须同步运行．交流远距离输电时，电流的相位在交流输电系统的两端会产生显著的相位差；并网的各系统交流电的频率虽然规定统一为50HZ，但实际上常产生波动．这两种因素引起交流系统不能同步运行，需要用复杂庞大的补偿系统和综合性很强的技术加以调整，否则就可能在设备中形成强大的循环电流损坏设备，或造成不同步运行的停电事故．在技术不发达的国家里，交流输电距离一般不超过300km而直
浅谈高压直流输电对交流电网继电保护影响
浅谈高压直流输电对交流电网继电保护影响 摘要：目前在交流电网的继电保护工作中尚且存在许多不足之处，需要工作人 员引起注意并且加以解决，比如直流输电的交流母线通过多条线路和多落点接入 交流电网，对含有直流馈入的电网做仿真分析，在直流馈入点附近采用受影响小 的继电保护装置等等，这些都是可取的措施。 关键词：高压直流；输电；交流电网；继电保护；分析 1导言 近年来我国尤其是沿海经济发达地区用电需求增长很大,但是我国能源丰富地 区大都在西部,这种能源和负荷分布不平衡的局面促使我国实行“西电东送”工程,因此,大力开发西南水电,采用特高压直流将电能输送到沿海经济发达地区势在必行。 2直流偏磁成因 对于特高压直流输电来讲，较之于常规高压直流输电有所区别，而且运行方 式也非常的复杂，即便是一个双极特高压直流输电系统其运行方式也可能达到二 十多种。当电极不对称以大地作为回路运行过程中，直流电流就会以大地作为一 部分构成一个回路，如此强大的电流会在接地极址位置形成相对比较恒定的电流场，进而对接地极与周围交流系统产生巨大的影响。实践中可以看到，距离接地 极址越近，则直流电场就越大，反之亦然。 2高压直流输电线路继电保护的整体情况和存在问题 2.1高压直流输电线路继电保护的整体情况 从新中国成立以来，以换流技术为基础的交流电网继电保护技术就开始有了 进步，尤其是在高压直流输电上取得了更可喜的发展成果。在当前情况下，用作 长距离高能量电能传输的更多的是依靠半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直 流输电（CSCHVDC）；而由全控型器件构成的电压源换流器高压直流输电（VSC-HVDC）则偏向于受端弱系统。与此相对应的，高压直流输电线路的电网构造从之前的两端系统拓展成多段的体系；电网的线路也发生了改变，从之前单纯的海底 电缆形式转变成架空线路和电缆共存的形式；此外，高压直流输电在运输的地域 宽度、功率大小、电压高低等方面都展现了更突出的优势。目前的直流输电电网 继电保护工作在开展时，主要依靠ABB和SIEMENS公司，分为几种不同的保护方式。 2.2高压直流输电线路继电保护的现存问题 从保护效果的形成机制看，目前的直流输电继电保护工作成效不高，主要是 因为设计理念不先进、方案可实施性不强，主保护工作不力是因为系统的灵敏性弱、故障处理不到位、整体规划不强、采样率要求太高和对干扰的抵抗程度低等等。而后备保护工作不到位，则是因为保护的时效性不强、低电压保护缺少根据 等等原因。就交流电网的保护配置方面看，直流输电的保护类型太过单调，不够 可靠，一旦发生故障不能及时处理。 3交流电网的现状 自从第一个交流发电站成立以来，交流电网凭借以下的优势迅速的发展并被 广泛的使用。一是利用建立在电磁感应原理基础上的交流发电机可以很经济方便 地把机械能（水流能、风能）、化学能等其他形式的能转化为电能；交流电源和 交流变电站与同功率的直流电源和直流换流站相比，造价大为低廉。二是交流电 可以方便地通过变压器升压和降压，这给配送电能带来极大的方便。随着技术的 不断深入，交流电网出现了一些问题，主要有以下几方面：一是交流输电不能做
准东—华东±1100kV特高压直流输电工程
准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。
（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；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。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 下列因素限制了直流输电的应用范围： (1) 换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的最主要原因。在输送相同容量时，直流线路单位长度的造价比交流低；而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。 (2) 消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%～60%，需要无功补偿。 (3) 产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定，对通信系统产生干扰。 (4) 缺乏直流开关。直流无波形过零点，灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁，能起到部分开关功能的作用，但在多端供电式，就不能单独切断事故线路，而要切断整个线路。 (5) 不能用变压器来改变电压等级。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。
特高压直流输电的现状与展望
特高压直流输电的现状与展望 摘要：特高压直流输电大多用于长距离输电，例如海底电缆、大型发电站输电等，在我国，其是指通过1000kV级交流电网和±600kV级以上直流电网要求构成 的电网系统。放眼现在，直流输电在电力传输中的地位与日俱增，尤其在结合计 算机等技术后，特高压直流输电系统的整体调控更加可靠。本文将通过分析我国 特高压直流输电的现状，以及探究今后发展的展望，讨论特高压直流输电如何在 个别恶劣环境中进行应用的问题。 关键词：特高压；直流输电；现状；展望 1 特高压直流输电的现状 1.1 发展速度快 从上世纪六十年代开始，由于部分发达国家需要向部分地区进行远距离、大 容量输电的需求，开始了对特高压直流输电的研究。从开始阶段的不到一千公里，五十万千伏直流输电电压，输电功率六百万千瓦，到如今的上千公里，八十万千 伏直流输电电压，其中的发展速度无疑是飞快的。除此之外，由于现代科技更为 发达，再加上可以通过计算机进行实时地检测，特高压直流输电系统在调节方面 的优化，可谓是跨越了一大步。此外，相较于以往的电线，光纤的使用也使得特 高压直流输电在传输过程中的安全性得以提高，大大提高了其输电效率。并且， 特高压直流输电的应用范围也大大扩增，不再局限于几个发达国家。 1.2 效率更高 在远距离大容量输电方面，相较于交流输电，或者是超高压输电方式，特高 压直流输电通常会是更好的选择，其在经济投资、能源损耗以及工程规模方面都 要优于交流输电和超高压输电。例如，在特高压和超高压两种方式之间，面对相 同的输电工程，姑且定为10GW的输送功率，2千米的输送距离，超高压输电需 要240亿元的投资，在输电过程中有将近1.15GW的损耗，其工程规模为135米，而特高压输电只需要200亿元的投资，在输电过程中只有1GW的损耗，工程规 模也只有120米；而相等电压等级情况下的交流输电方式，需要315亿元的投资，在输电过程中更是有1.7GW的线损，工程规模也远远大于前面两种方案。所以， 在远距离大容量电力输送过程中，特高压直流输电的输电效率更好。 1.3 我国特高压直流输电现状 我国从上世纪八十年代才开始尝试建设超高压直流输电工程，即葛洲坝直流 输电工程，虽然开始较晚，但发展十分迅速。经过这些年的技术积累，我国现已 具备建设特高压直流输电工程的技术，并于2010年，完全通过我国自主研发， 成功建造了在当时而言，技术领先全球、输电能力最大的±800kV的向家坝特高压 直流输电工程。在今后3~5年中，我国还将在其他地区建设特高压直流输电工程，预计将会达到二十个左右。 2 特高压直流输电的特点 2.1 技术性能更加稳定 直流输电技术基本不存在系统稳定的问题，可以实现电网的非同期互联。简 单来说，就是指直流输电在连接连两个交流系统时，可以在非同步时期运行，在 效果方面，通过交变直，直变交，将两个直流系统隔离，使得两边能够独立运行。除此之外，在运行期间，如果线路发生短路，直流输电能够及时地进行调节，恢 复时间也很短，例如直流输电单极故障的恢复时间一般不超过0.4秒，除此之外，还可以抑制振荡阻尼和次同步振荡的影响。
国内外高压直流输电的发展与现状
国内外高压直流输电的发展与现状 1.1 我国高压直流输电系统的进展历程 我国的高压直流输电工程总体上能够讲是起步较晚, 但进展迅速。198 0 年国家确定全部依靠自己力量建设中国第一项直流输电工程———舟山直流输电工程。它具有向自主建设大型直流输电工程过渡的工业性试验性质,于1984 年开始施工, 1987 年投入试运行, 1989 年正式投运。工程最终规模为±1 100 kV, 500 A, 100 MW, 线路全长54 km。嗓泅直流输电工程( 上海―嗓泅岛) 是我国自行设 计、制造、建设的双极海底电缆直流工程, 于1996 年完成研究工作, 2002 年全部建成。工程为双极±500 kV,600 A, 60 MW, 可双向供电, 线路长度66.2 km, 其中海底电缆59.7 km。葛南( 葛洲坝―上海南桥) 高压直流输电系统, 是我国引进的第一个高压直流输电工程, 1989 年单极投运, 1990 年双极投运。进入21 世纪, 我国的高压直流输电进展迅速, 相继建成投产了天广( 天生桥―广州) 、三常( 三峡―常州) 、三广( 三峡―广东)和贵广( 贵州―广东) 等多项高压直流输电项目。作为引进技术的验证, 自主研发设计制造的华中―西北联网灵宝背背直流工程, 2005 年7 月投入运行。 1.2 我国高压直流输电系统的现状 至2004 年末, 我国高压直流输电工程累计输送容量达12 470 MW, 输电线路长度累计达4 840 km, 差不多超过美国位列世界第一。截至2007年年底, 我国已建成并正式投入运行葛( 洲坝) 沪( 上海) 、三( 峡) 常( 州) 、三( 峡) 广( 东) 、三( 峡) 沪( 上海) 、天( 天生桥) 广( 东) 、贵( 州) 广( 东) Ⅰ回、Ⅱ回等7 个超高压直流输电工程和灵宝背靠背直流工程,直流输电线路总长度达 7 085 km, 输送容量达18 560 MW, 线路总长度和输送容量均居世界第一。与此同时, 我国超高压直流输电工程的设计建设、运行治理和设备制造水平也处于国际领先地位。 2 高压直流输电系统中存在的咨询题 2.1 直流输电中的谐波咨询题
浅谈高压直流输电与交流输电各自优缺点
浅谈高压直流输电与交流输电各自优缺点 文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-
追溯历史，最初采用的输电方式是直流输电，于1874年出现于俄国。当时输电电压仅100V。随着直流发电机制造技术的提高，到1885年，直流输电电压已提高到6000V。但要进一步提高大功率直流发电机的额定电压，存在着绝缘等一系列技术困难。由于不能直接给直流电升压，输电距离受到极大的限制，不能满足输送容量增长和输电距离增加的要求。19世纪80年代末，人类发明了三相交流发电机和变压器。1891年，世界上第一个三相交流发电站在德国竣工。此后，交流输电普遍代替了直流输电。随着电力系统的迅速扩大，输电功率和输电距离的进一步增加，交流输电遇到了一系列技术困难。大功率换流器（整流和逆变）的研究成功，为高压直流输电突破了技术上的障碍，直流输电重新受到人们的重视。1933年，美国通用电器公司为布尔德坝枢纽工程设计出高压直流输电装置；1954年，建起了世界上第一条远距离高压直流输电工程。之后，直流输电在世界上得到了较快发展，现在直流输电工程的电压等级大多为±275～±500kV，投入商业运营的直流工程最高电压等级为±600kV（巴西伊泰普工程），我国计划在西南水电送出的直流工程中采用±800kV电压等级。 在现代直流输电系统中，只有输电环节是直流电，发电系统和用电系统仍然是交流电。在输电线路的送端，交流系统的交流电经换流站内的换流变压器送到整流器，将高压交流电变为高压直流电后送入直流输电线路。直流电通过输电线路送到受端换流站内的逆变器，将高压直流电又变为高压交流电，再经过换流变压器将电能输送到交流系统。在直流输电系统中，通过控制换流器，可以使其工作于整流或逆变状态。
高压直流输电优缺点
浅谈特高压直流输电 将电能从大型火力、水力等发电厂输送到远方负荷中心地区时会遇到远距离输电问题。要实现远距离的大功率传输，需采用超高压或特高压输电技术。在特高压输电技术中有交流和直流两种方案，可根据技术经济条件和自身特点加以选择。特高压交流输电是目前国内外最基本的远距离输电方式，而特高压直流输电不存在同步稳定性问题，是大区域电网互联的理想方式。下面我将结合自己所学知识与查阅的资料对特高压直流输电进行概括的阐述。 直流输电是指将送端系统的正弦交流电在送端换流站升压整流后通过直流线路传输到受端换流站，受端换流站将直流逆变成正弦的工频交流电后降压和受端系统相连。而对于换流站，它的核心元件是换流器，，由1 个或数个换流单元串联而成，电路均采用三相换流桥，材料多采用可控硅阀。它的基本工作原理是，控制调节装置通过控制桥阀的触发时刻，可改变触发相位，进而调节直流电压瞬时值、电阻上的直流电流、直流输送功率。同时，相同的触发脉冲控制每个桥阀的所有可控硅元件。当三相电源为对称正弦波的情况下，线电压由负到正的过零点时，脉冲触发桥阀，同时阀两端电压变正，阀立即开通。6 个脉冲发生器分别完成对单桥换流器的6 个桥阀的触发，恰好交流正弦波电源经过1 个周期，线电压又达到下一个过零点进行第二个触发周期。一般，工程上为了获得脉波更小的直流输电电压，通常采用12脉的双桥换流器。 与交流输电相比，直流输电技术具有以下特点：输电功率大小、方向可以快速控制调节；直流输电系统的接入不会增加原有系统的短路容量；利用直流调制可以提高系统的稳定水平；直流的一个极发生故障，另一个极可以继续运行，且可以利用其过负荷能力减少单极故障下的树洞功率损失；另外直流架空线路走廊宽度约为相同电压等级交流输线路走廊宽度的一半。而对于特高压直流输电，它不但具有常规直流输电的特点，而且还能够很好的解决我国一些现存的问题： 1、我国一次能源分布很不均衡, 水利资源2/ 3分布在西南地区, 煤矿资源2/ 3 分布在陕西、山西及内蒙古西部。而电力需求又相对集中在经济发展较好较快的东部、中部和南部区域。能源产地和需求地区之间的距离为1 000~ 2 500 km。因此我国要大力发展西电东送, 实现南北互供, 全国联网。特高压直流输电在远距离输电方面较为经济, 而且控制保护灵活快速, 是实现南北互供的较好途径。 2、我国东部、中部、南部地区是我国经济发达地区, 用电需求大, 用电负荷有着较高的增长率。特高压直流输电能够实现大容量输电, 规划的特高压直流输电工程的送电容量高
高压直流输电—概况
第1章导论 1.1高压直流输电概况 1.1.1 交流输电还是直流输电？ 关于电能的输送方式，是采用直流输电还是交流输电，在历史上曾引起过很大的争论。美国发明家爱迪生、英国物理学家开尔文都极力主张采用直流输电，而美国发明家威斯汀豪斯和英国物理学家费朗蒂则主张采用交流输电。 在早期，工程师们主要致力于研究直流电，发电站的供电范围也很有限，而且主要用于照明，还未用作工业动力。例如，1882年爱迪生电气照明公司（创建于1878年）在伦敦建立了第一座发电站，安装了三台110伏“巨汉”号直流发电机，这是爱迪生于1880年研制的，这种发电机可以为1500个16瓦的白炽灯供电。这一阶段发电、输电和用电均为直流电。如1882年在德国建成的57km向慕尼黑国际展览会送电的直流输电线路（2kV，1.5kW）；1889年在法国用直流发电机串联而得到高电压，从毛梯埃斯（Moutiers）到里昂（Lyon）的230km直流输电线路（125kV，20MW）等，均为此种类型。 但是随着科学技术和工业生产发展的需要，电力技术在通信、运输、动力等方面逐渐得到广泛应用，社会对电力的需求也急剧增大。由于用户的电压不能太高，因此要输送一定的功率，就要加大电流（P＝IU）。而电流愈大，输电线路发热就愈厉害，损失的功率就愈多；而且电流大，损失在输电导线上的电压也大，使用户得到的电压降低，离发电站愈远的用户，得到的电压也就愈低。直流输电的弊端，限制了电力的应用，促使人们探讨用交流输电的问题。爱迪生虽然是一个伟大的发明家，但是他没有受过正规教育，缺乏理论知识，难以解决交流电涉及到的数学运算，阻碍了他对交流电的理解，所以在交、直流输电的争论中，成了保守势力的代表。爱迪生认为交流电危险，不如直流电安全。他还打比方说，沿街道敷设交流电缆，简直等于埋下地雷。并且邀请人们和新闻记者，观看用高压交流电击死野狗、野猫的实验。那时纽约州法院通过了一项法令，用电刑来执行死刑。行刑用的电椅就是通以高压交流电，这正好帮了爱迪生的大忙。在他的反对下，交流电遇到了很大的阻碍。 但是为了减少输电线路中电能的损失，只能提高电压。在发电站将电压升高，到用户地区再把电压降下来，这样就能在低损耗的情况下，达到远距离送电的目的。而要改变电压，只有采用交流输电才行。1888年，由费朗蒂设计的伦敦泰晤士河畔的大型交流电站开始输电。他用钢皮铜心电缆将1万伏的交流电送往相距10公里外的市区变电站，在这里降为2500伏，再分送到各街区的二级变压器，降为100伏供用户照明。以后，俄国的多利沃──多布罗沃斯基又于1889年最先制出了功率为100瓦的三相交流发电机，并被德国、美国推广应用。事实成功地证实了高压交流输电的优越性。并在全世界范围内迅速推广。随着三相交流发电机，感应电动机和变压器的迅速发展，发电和用电领域很快被交流电所取代。同时变压器又可方便地改变交流电压，从而使交流输电和交流电网得到迅速的发展，并很快占据了统治地位。 随着科学的发展，为了解决交流输电存在的问题，寻求更合理的输电方式。由于直流输电具有远距离海底电缆或地下电缆输电，不同频率电网之间的联网或送电等优点，人们现在又开始采用直流超高压输电。但这并不是简单地恢复到爱迪生时代的那种直流输电。发电站发出的电和用户用的电仍然是交流电，只是在远距离输电中，采用换流设备，把交流高压变成直流高压。这样做可以把交流输电用的3条电线减为2条，大大地节约了输电导线。如莫桑比克的卡布拉巴萨水电站至阿扎尼亚的线路架空直流输电线路，长1414公里，输电电压
我国特高压直流输电发展规划与研究成果
我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下
特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景
特高压直流输电技术现状及在我国的应用前景 发表时间：2018-11-17T14:55:25.480Z 来源：《基层建设》2018年第28期作者：朱振伟李天轩 [导读] 摘要：通过总结特高压直流输电的特点和国外特高压直流输电的研究结论，在分析我国西部水电和煤炭资源集中分布以及东部沿海工业发达地区对电能需求日益增加等情况的基础上，指出在开发我国西部水电和“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）煤电资源时采用特高压直流输电技术实现远距离大容量输电的应用前景。 国网江苏省电力有限公司宿迁供电分公司江苏宿迁 223800 摘要：通过总结特高压直流输电的特点和国外特高压直流输电的研究结论，在分析我国西部水电和煤炭资源集中分布以及东部沿海工业发达地区对电能需求日益增加等情况的基础上，指出在开发我国西部水电和“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）煤电资源时采用特高压直流输电技术实现远距离大容量输电的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；技术现状；应用前景 1 引言 特高压直流输电技术起源于20 世纪60年代，瑞典Chalmers大学1966年开始研究±750kV导线。1966年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20世纪80年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV是合适的直流输电电压等级，2002 年 Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 2 特高压直流输电现状 20 世纪 80 年代前苏联曾动工建设长距离直流输电工程，输送距离为2400km，电压等级为±750kV，输电容量为 6GW。该工程将哈萨克斯坦的埃基巴斯图兹的煤炭资源转换成电力送往前苏联欧洲中部的塔姆包夫斯克，设计为双极大地回线方式，每极由两个 12 脉动桥并联组成，各由 3×320Mvar Y/Y 和 3×320Mvar Y/Δ单相双绕组换流变压器供电；但由于 80 年代末到90年代前苏联政局动荡，加上其晶闸管技术不够成熟，该工程最终没有投入运行。由巴西和巴拉圭两国共同开发的伊泰普工程采用了±600kV 直流和 765kV 交流的超高压输电技术，第一期工程已于 1984 年完成，1990 年竣工，运行正常。 3 特高压直流输电技术的特点及适用范围 特高压直流输电无需复杂的系统设计，基本可以采用±500kV 和±600kV 直流输电系统类似的设计方法，需要考虑的关键问题是外部绝缘和套管的设计等问题。特高压直流输电的输送容量大，输电距离长，输电能力主要受导线最高允许温度的限制。交流线路的无功补偿对远距离大容量输电系统至关重要；而直流输电线路本身不需要无功补偿，在换流站利用站内的交流滤波器和并联电容器即可向换流器提供所需的无功功率。一般来讲，对于远距离大容量输电直流方案优于交流方案，特高压方案优于超高压方案。表 1 为输送功率为 10GW 输送距离为 2000km 时交、直流以及不同电压等级直流的投资及线路走廊占用情况比较。 表1 10GW 电力输送 2000km 的交、直流输电方案 由表 1 可见，特高压直流输电适用于远距离大容量的电力输送。 4 我国能源和负荷的分布特点 水能资源和煤炭作为我国发电能源供应的两大支柱，今后的开发多集中在西南、西北和晋陕蒙地区，并逐渐向西部和北部地区转移，而东部沿海地区和中南地区的国民经济的持续快速发展导致能源产地与能源消费地区之间的距离越来越大，使得我国能源配置的距离、特点和方式都发生了巨大变化，并决定了能源和电力跨区域大规模流动的必然性。 （1）水电东送规模 三峡水电站（包括地下电站）的总装机容量为22.4GW，“十二五”初期将全部建成投产。综合分析一次能源平衡、输电距离及资源使用效率等因素，可知金沙江下游水电站主送华中、华东电网是合理的。 （2）煤电基地的电力外送规模 各煤电基地的电力外送规模有望得到较大发展。现已建成和规划采用 500kV 交流和±500kV 直流跨区送电的坑口电站的电力外送规模总计15GW。2020 年煤电外送将新增 84GW，主要送往华中东部四省、华东地区和华北京津冀鲁四省市以及广东地区。 （3）东部电力市场空间 华中东部四省。按低负荷水平预测，2020 年需电量将为 600TWh，负荷将为 110GW，装机容量缺额将为 138GW。扣除本地水电和必要的气电以外，2020 年之前尚有 47GW 的市场空间，其中2010~2020 年约为 32GW。华北的京津冀鲁。按低负荷水平预测，2020年需电量将为 840TWh，负荷将为 140GW，装机容量缺额将为 168GW。扣除本地核电、蓄能电站以外，2020 年之前尚有 90GW 的市场空间，其中2010~2020 年约为 45GW。初步测算，到 2020 年水电跨区送电规模总计约 70GW，煤电外送约 84GW，而东部受电地区的市场空间约为 127GW；而能源与负荷的距离大多数超过了 1000km，采用特高压直流输电技术比较合适。 5 特高压直流输电的初步发展规划 2020 年前后西部水电的大部分电力通过直流特高压通道向华中和华东地区输送，其中金沙江一期溪洛渡和向家坝水电站、二期乌东德和白鹤滩水电站向华东、华中地区送电，锦屏水电站向华东地区送电，宁夏和关中煤电基地向华东地区送电、呼伦贝尔盟的煤电基地向京津地区送电大约需要 9 条输电容量为 6GW 的±800kV 级特高压直流输电线路。根据 10 年发展规划，特高压直流输电工程的建设进度如
高压直流输电
我所了解的高压直流输电 自1954 年瑞典哥特兰的世界上第一项高压直流输电工程投运以来,高压直流输电技术已随着电力电子技术的突飞猛进而飞速发展,它在长距离输电、电网互联等方面有独特优点,已作为高压交流输电技术的有力补充而在全世界广泛应用,目前其工程约90个。 我国幅员辽阔,西电东送、南北互供的电网发展战略使高压直流输电技术大有用武之地,预计将出现一系列高压直流输电工程。 1 高压直流输电相对于交流输电的特点 ①高压直流输电与其相联的两个交流系统的频率和相位无关。据此可通过直流输电环节连接两独立交流系统,既能获取减小热备用容量等联网效益,又可各自保持有功及无功功率平衡等电网管理的独立性。另外,一电网短路可因直流环节的隔离作用而不直接株连另一电网,从而避免全系统大面积停电。故高压直流输电很适于电网间的互联。 ②高压直流输电只传送有功功率。故不会增大所联交流电网的短路容量,即不增大断路器遮断容量,且直流电缆无充电电流,可长距离送电。 ③高压直流输电的传送功率(包括大小和方向)快速可控。故可方便而精确地严格按计划实时控制所联交流电网间的交换功率,且不受两端交流电网运行工况的影响,特别适合于所联两电网间按协议送电。还可通过快速准确地控制直流功率来有效提高所联交流电网或所并联交流线路的稳定性。 ④高压直流输电线路经济。因单、双极直流输电分别只需一、二根导线(相当于一、二回交流线路) ,故直流输电线路所需线路走廊宽度小,线材、金具、塔材都少,塔轻使塔基工程量也小。输电距离较远时,直流线路节省的费用将大于直流换流设备多花的费用,线路越长,节省越多。因而高压直流输电特别适用于长距离大容量输电。 2 我国电网发展的形势 我国已探明的煤炭储量82 %集中在西部地区,可开发的水电资源67.5 %集中在西南地区,而到2020 年的电力消费75 %将集中在中、东部和南部沿海地区。这种一次能源分布与负荷中心的不平衡,决定了我国资源优化配置的基本选择是长距离西电东送。它对东部而言,可得到廉价的清洁能源,弥补其电力不足,减轻对环境的污染,节省宝贵的土地资源;对西部而言,可通过开发水电、坑口火电,向外输出电力,既可增加就业,积累资金,提高居民收入,又可利用丰富廉价的电力发展高耗能工业,从而带动西部地区经济发展,促进其资源优势向经济优势转化;此外,对国内制造业也有巨大的促进作用。故西电东送是我国西部大开发战略的重要组成部分。 另外,随着地区经济的发展,我国已自然形成了东北、华北、西北、华中、华东、南方及一些省区的区域电网。合理地互联这些电网可取得良好的水火互补、错峰填谷、减少备用容量、事故支援等经济效益,并减小大面积停电的几率,便于电网各自管理,故高压直流输电(包括直流背靠背)十分适于联网。
高压直流输电的优势
高压直流输电的优势和应用及其展望京江学院J电气0802 3081127059 陈鑫郁 简单的讲，直流输电是先将交流电通过换流器变成直流电，然后通过直流输电线路送出。在受电端再把直流电变成交流电，进入受端交流电网。直流输电系统由换流(逆变)站、接地极、接地极线路和直流送电线路构成。直流输电具有传输功率大，线路造价低，控制性能好等特点，是目前世界发达国家作为解决高电压、大容量、长距离送电和异步联网的重要手段。直流输电( HVDC)的发展历史到现在已有百余年了，在输电技术发展初期曾发挥作用，但到了20 世纪初，由于直流电机串接运行复杂，而高电压大容量直流电机存在换向困难等技术问题，使直流输电在技术和经济上都不能与交流输电相竞争，因此进展缓慢。20 世纪50 年代后，电力需求日益增长，远距离大容量输电线路不断增加，电网扩大，交流输电受到同步运行稳定性的限制，在一定条件下的技术经济比较结果表明，采用直流输电较为合理，且比交流电有较好的经济效益和优越的运行特性，因而直流电重新被人们所重视。 1 高压直流输电 高压直流输电基本原理 高压直流输电的定义：发电厂发出的交流电，经整流器变换成直流电输送至受电端，再用逆变器将直流电变换成交流电送到受端交流电网。直流输电的一次设备主要由换流站（整流站和逆变站）、直流线路、交流侧和直流侧的电力滤波器、无功补偿装置、换流变压器、直流电抗器以及保护、控制装置等构成。 高压直流输电的技术特点 （1）高压直流输电输送容量更大、送电距离更远。 （2）直流输送功率的大小和方向可以实现快速控制和调节。 （3）直流输电接入系统是不会增加原有电力系统的短路电流容量的，也并不受系统稳定极限的限制。 （4）直流输电是可以充分利用线路的走廊资源，线路的走廊宽度大致为交流输电线路的一半，并且送电容量相比前者更大。 （5）直流输电工程运行时，无论任一极发生故障时，另一极均能继续运行，并可以发挥过负荷能力，保持输送功率不变或最大限度的减少输送功率的损失。 （6）直流系统本身具有调制功能，可根据系统的要求做出快速响应，对机电振荡产生阻尼，阻尼能够产生低频振荡，从而提高了电力系统暂态稳定水平。 （7）能够通过换流站内配置的无功功率自动控制装置对系统交流电压进行自动调节。 （8）对于大电网而言，能够实现大电网之间通过直流输电互联供电的方式，同时2个电网之间也不会因为这种方式产生互相干扰和影响，并在必要时可以迅速进行功率交换。 2 高压交流输电 交流输电的基本原理 发电厂发出的电能以交流形式输送的方式送至受电端。交流电可以方便灵活地根据需要通过变压器升压和降压，使配送电能变得极为便利。 交流输电的特点 （1）高压交流输电在输电的过程中可以有中转点，可以组成强大的电力网络，根据电源点分布、负荷点的布点、传输电力和进行电力交换等实际需要而构成国家高压、特高压主体电网网架。因此高压交流电网的最大优势是：输送电能的能力比较强大、覆盖的范围很广、电网线损小、输电路径明显减少，能很灵活地适应电力市场运营的要求。 （2）采用高压交流输电能够实现如同网络般的功能，我们知道高压交流同步电网中线路两端的功角差是可以控制在20°及以下的。因此，交流同步电网的安全稳定性越高，同步
柔性直流输电与高压直流输电的优缺点
柔性直流输电 一、常规直流输电技术 1. 常规直流输电系统换流站的主要设备。常规直流输电系统换流站的主要设备一般包括：三相桥式电路、整流变压器、交流滤波器、直流平波电抗器和控制保护以及辅助系统(水冷系统、站用电系统)等。 2. 常规直流输电技术的优点。 1）直流输送容量大，输送的电压高，最高已达到800kV，输送的电流大，最大电流已达到4 500A；所用单个晶闸管的耐受电压高，电流大。 2）光触发晶闸管直流输电，抗干扰性好。大电网之间通过直流输电互联（背靠背方式），换流阀损耗较小，输电运行的稳定性和可靠性高。 3）常规直流输电技术可将环流器进行闭锁，以消除直流侧电流故障。 3. 常规直流电路技术的缺点。常规直流输电由于采用大功率晶闸管，主要有如下缺点。 1）只能工作在有源逆变状态，不能接入无源系统。 2）对交流系统的强度较为敏感，一旦交流系统发生干扰，容易换相失败。 3）无功消耗大。输出电压、输出电流谐波含量高，需要安装滤波装置来消除谐波。 二、柔性直流输电技术
1. 柔性直流输电系统换流站的主要设备。柔性直流输电系统换流站的主要设备一般包括：电压源换流器、相电抗器、联结变压器、交流滤波器和控制保护以及辅助系统(水冷系统、站用系统)等。 2. 柔性直流输电技术的优点。柔性直流输电是在常规直流输电的基础上发展起来的，因此传统的直流输电技术具有的优点，柔性输电大都具有。此外，柔性输电还具有一些自身的优点。 1）潮流反转方便快捷，现有交流系统的输电能力强，交流电网的功角稳定性高。保持电压恒定，可调节有功潮流；保持有功不变，可调节无功功率。 2）事故后可快速恢复供电和黑启动，可以向无源电网供电，受端系统可以是无源网络，不需要滤波器开关。功率变化时，滤波器不需要提供无功功率。 3）设计具有紧凑化、模块化的特点，易于移动、安装、调试和维护，易于扩展和实现多端直流输电等优点。 4）采用双极运行，不需要接地极，没有注入地下的电流。 3. 柔性直流输电技术的缺点。系统损耗大（开关损耗较大），不能控制直流侧故障时的故障电流。在直流侧发生故障的情况下，由于柔性直流输电系统中的换流器中存在不可控的二极管通路，因此柔性直流输电系统不能闭锁直流侧短路故障时的故障电流，在故障发生后只能通过断开交流侧断路器来切除故障。可以使用的最佳解决方式是通过使用直流电缆来提高系统的可靠性和可用率。 三、常规直流输电技术和柔性直流输电技术的对比