高压直流输电技术

高压直流输电技术

学院（系）：电气工程学院班级：1113班

学生姓名：高玲

学号：21113043

大连理工大学

Dalian University of Technology

摘要

本文综述了高压直流输电工程的应用领域及研究现状，并从稳态模型出发分析了其控制方式和运行原理，最后介绍了新型高压直流输电系统基本情况，达到了实际的研究意义。

关键词：高压直流输电；稳态模型；控制；新型

目录

摘要....................................................................................................................................II 1 高压直流输电发展概况 (1)

1.1 高压直流输电工程的应用现状 (1)

1.2 高压直流输电的发展趋势 (1)

1.3 高压直流输电的特点 (2)

2 高压直流输电系统控制与运行 (4)

2.1 概述 (4)

2.2 直流输电系统的控制特性 (5)

2.2.1 理想控制特性 (5)

2.2.2 实际控制特性 (6)

2.3 HVDC系统的基本控制 (7)

2.4 HVDC系统的附加控制 (10)

2.4.1 HVDC系统附加控制的原理 (10)

2.4.2 HVDC系统常见的附加控制 (10)

3 新型直流高压输电系统 (12)

3.1 概述 (12)

3.2 基本结构 (12)

参考文献 (13)

1 高压直流输电发展概况

1.1 高压直流输电工程的应用现状

直流输电起步于20世纪50年代，20世纪80年代随着晶闸管应用技术的成熟、可靠性的提高，直流输电得到大的发展。到目前为止，已建成高压直流输电项目60多项，其中以20世纪80年代为之最，占30项。表1.1列出世界上长距离高压直流输电项目，表1.2列出我国直流工程项目。

表2.1 世界上长距离高压直流输电项目

项目额定电压/kV 额定功率/万kW 输电距离/km 投运年份安装地点及供货商卡布拉-巴萨±533 192 1360 1978 莫桑比克2南非因加-沙巴±500 112 1700 1981 扎伊尔

纳尔逊河二期±500 200 940 1985 加拿大

I.P.P ±500 192 784 1986 美国

伊泰普一期±600 315 796 1986 巴西

伊泰普二期±600 315 796 1986 巴西

太平洋联络线±500 310 1361 1989 美国

魁北克多端±500 225 1500 1986/90/92 加拿大-美国

亨德-德里±500 150 814 1992 印度东南联接±500 200 1420 2002 印度

表2.2 我国已投运的高压直流工程项目

项目额定电压/kV 额定功率/万kW 输电距离/km 单极投运年份双极投运年份葛洲坝-上海±500 120 1052 1989 1990

天生桥-广州±500 180 960 2000 2001

三峡-常州±500 300 890 2003 2003

三峡-广州±500 300 956 2003 2004

贵州-广东1回±500 300 900 2004 2004

三峡右岸-上海±500 300 950 2007 2007

贵州-广东2回±500 300 900 2007 2007

1.2 高压直流输电的发展趋势

目前HVDC输电的换流阀仍然是由半控器件晶闸管组成，使用电网换相的相控换流(Phase Control Converter，PCC)技术，因此存在以下一些固有的缺陷：

(1)由于触发角和关断角的存在导致HVDC运行需要大量的无功补偿(约为输出直流功率的40％．60％)，需要大量的滤波设备滤除电压、电流中的谐波分量。

(2)受端系统较弱时，由于没有足够的短路容量，逆变器容易发生换相失败。

(3)由于需要交流系统提供换相电流，不能向无源网络或孤立负荷送电。

为克服以上缺点，发展了人工换相技术(或强迫换相技术)。其工作原理是使换流器工作在a、Y很小，甚至为负的情况下，从而减少换流器所吸收的无功。具体的实现方案有串联电容换相换流器(Capacitor Commutated Converter，CCC)、可控串联电容器的换流器(Controlled Series Capacitor Converter，CSCC)等。

CCC／CSCC的基本思想是用串联电容器来补偿换流器的无功功率消耗。CCC是把电容器放在换流变的阀侧，并采用固定电容器。而CSCC是将电容器放在换流变的一次侧，采用可控串联电容器(TCSC)连续调节电容值或采用双向晶闸管分级调节串入的电容值。从严格意义上来说，CSCC并不是一种新型的换流器，而只是TCSC技术和传统的PCC的结合，是对传统的HVDC输电的改进。

与传统的HVDC输电相比，CCC／CSCC技术有很多优势。后者可以提高换流器的功率因数，有效降低受端系统故障时逆变器换相失败的可能性，提高HVDC输电运行的稳定性和经济性。但不论是PCC技术还是CCC／CSCC技术，由于都是以半控器件为基础，采用触发相位控制，因此只能工作于有源逆变方式。

最新发展的基于电压源型换流器(Voltage Source Converter，VSC)的HVDC输电技术采用IGBT等全控器件，电流能够自关断，所以可以工作在无源逆变方式。同时采用了正弦脉宽调制(SPWM)调制技术，通过控制SPWM调制波的给定正弦信号的相位和调制比，可分别控制有功功率大小及方向和无功功率大小及性质。ABB公司率先进行了基于VSC的直流输电实验，并将这一技术称为轻型高压直流(HVDC Light)输电技术。

1.3 高压直流输电的特点

高压直流输电系统具有下列运行特性【1】

(1)直流输电技术特别适合于大功率、远距离输电。当输电距离超过600．900km这个等价距离后，采用直流输电比采用交流输电要经济得多。我国的西电东送工程，其输电距离超过1000km，输送容量达1亿kW，采用直流输电是最经济且合理的方案。

(2)输送相同功率时，线路造价低。

(3)线路有功损耗小。由于直流线路没有感抗和容抗，在线路上也就没有无功损耗。

(4)直流线路的短路电流较小，直流联网后，短路容量基本没有增大，不会对被联流系统的短路电流水平产生影响，所以直流输电可以限制系统的短路电流。

(5)线路在稳态运行时没有电容电流，沿线电压分布比较平稳；线路部分不需要无功补偿。

(6)调节速度快，运行可靠。直流输电通过晶闸管阀换流器能够快速、方便的调节直流线路电流和功率，从而可实现各种调节和控制，不仅可以保证正常运行时稳定地输出功率，也可以在事故情况下，提高系统运行的可靠性。

直流输电与交流输电相比较，也有如下的缺点：

(1)换流站的设备比较昂贵。换流桥本身的高压、大电流的晶闸管元件比较昂贵。另外，换流器在运行中需要消耗较多的无功功率，其数值约为输送直流功0％．60％，这就需要大量的无功功率补偿及滤波设备，这些设备比较昂贵。

(2)换流装置需要消耗大量的无功功率，并且几乎没有过载能力，对直流系统的运行不利。

(3)传统的直流输电需要交流电网提供给换相电流，这个电流实际上是相间短路电流，因此要保证换相的可靠，受端交流系统必须具有足够的容量，即必须有足够的短路比(Short Circuit Ratio，SCR)，当受端系统比较弱时，系统运行可能会出现一系列的问题。

2 高压直流输电系统控制与运行

2.1 概述

直流输电系统可以由如图2.1所示的等值电路来表示【2】。

图2.1 直流输电系统等值电路图

图中V dr 和V di 分别为整流侧和逆变侧的直流电压；I dr 和I di 分别为整流侧和逆变侧的直流电流；V dor 和V doi ．分别为整流侧和逆变侧的理想空载直流电压：R cr 和R ci 分别为整流侧和逆变侧的等效换相电阻，如33,cr cr ci ci R X R X ππ==，X cr 和X ci 分别为整流器和逆变器的换流电抗；L dr 和L di 分别为整流侧和逆变侧平波电抗器的电感值；L d 和R d 分别为二分之一的直流线路电感值和电阻值：C dc 为直流输电线路总的对地电容值，V c 为电容上的电压值：α整流器的触发滞后角．β为逆变侧的触发越前角。

其中理想空载直流电压与交流电压之间的关系为：

dor or V kV = (2.1)

doi oi V kV = (2.2)

式中k BT π=，B 串联换流桥的数目，T 为变压器的变比。

当直流系统处于稳态运行时，忽略直流输电线路的对地充电电容，可以求得稳态的直流电流为：

cos cos 2dor doi d dr di d cr ci v V I I I R R R αβ-===++ (2.3)

从式(2.3)可以看出，对于高压直流输电系统，通过控制整流器和逆变器的触发角α和β来控制任一点的直流电压以及线路电流(或功率)。这是通过控制阀的触发角或者通过切换换流变压器的抽头以控制交流电压完成的。

栅/门极控制的速度很快，一般为lms ～l0ms ，并且可以连续实现。而变压器分接头切换速度较慢，每极切换为5s ～6s ，并且只能极调。实际中一般以相互补充的方式应用这两种控制。即开始时应用栅/门极控制以保证迅速的控制效果，之后由换流变压器的分接头切换将换流器控制角(整流器的α角和逆变器的γ角)恢复到正常范围。

为了确保触发前换流阀上有足够的电压，整流器有一个最小盯角限制，大约为5°。整流器正常运行时的口角的范围为15°到20°。对逆变器来说，必须维持一个确定的最小熄弧角γ，以避免换相失败，确保换相完成且带有足够的裕度。一般对50Hz 系统y 角值的裕度为15°。对60Hz 系统则为18”。

2.2 直流输电系统的控制特性

2.2.1 理想控制特性

在正常运行状态下，广泛采用的一种控制方式是整流侧定电流控制(CC)、逆变侧定熄弧角控制(CEA)。用稳惫电压一电流(V-I)特性可以解释直流输电系统的理性控制特性，如图2.2所示。图中，整流器和逆变器的特性都从整流器上测量，V d 是在整流器上测量的值，从而逆变器特性包括了线路上的电压降。

cos ()d doi L ci d V V R R I γ=+- (2．4)

当整流器为定电流控制(CC)时，它的妁，如特性是一条垂直线，如图2.2中AB 线所示。如果换相电阻R ci 略大于线路电阻R L ．，逆变器的特性直线斜率为负且较小，如图2.2中CD 线所示。由于在一种运行条件下必须同时满足整流器和逆变器的特性，因此它由两条特性的交点E 确定。

图2.2 理想换流器控制稳态伏安特性

通过调节“电流指令”或“电流整定值”可以使整流器特性水平移动。如果测量电流小于电流指令，调节器就会减小α角而提前触发。

通过逆变侧变压器抽头切换装置的作用，它的特性会升高或降低。当抽头切换装置动作时，CEA调节器迅速将γ恢复到期望值，其结果是直流电流改变。但很快又会被整流器的电流调节器恢复到期望值。通过整流器抽头切换装置动作，可以将α角控制在10°到20°的期望范围内以确保高功率因数和控制的适当裕度。

2.2.2 实际控制特性

整流器通过改变口角来维持恒定电流。但α角不能小于它的最小值(αmin)，一旦达到αmin)，整流器将运行于恒定触发角(CIA)方式。所以，实际上整流器的特性曲线由两部分构成(AB和FA)，如图2.3所示。FA部分对应于最小触发角(CIA)控制方式：AB部分表示正常的定电流(CC)控制方式。在正常电压下的整流器特性由FAB确定，当电压降低时，特性曲线亦向下移，如F’A’B’。

在正常电压下，逆变器的恒熄弧角(CEA)特性曲线与整流器的控制特性曲线相交于E点。但逆变器的CEA特性CD不会与由F’A’B’表示的在电压降低情况下的整流器特性曲线相交。为了避免这种情况，逆变器亦配置一个定电流控制器，其电流整定值比整流器的电流整定值小。如图2.3所示，完整的逆变器特性曲线由DGH给出。它包括：定熄弧角控制(CEA)特性曲线CD和定电流控制(CC)特性曲线GH两部分。

图2.3 实际的换流器控制稳态伏安特性

在正常运行条件下(由交点E示)，整流器控制直流电流，逆变器控制直流电压。整流器电压降低时，运行条件用交点E’表示。逆变器转而进行电流控制而整流器建立电压。在这种运行方式下。整流器和逆变器的作用互换，从一种方式变化到另一种方式成为“方式切换”。

2.3 HVDC系统的基本控制

直流输电系统的基本控制的作用是确保直流系统按照指定的功率安全运行，一般是以递阶结构来实现的【2】，以双极十二脉波直流系统为例，其结构如图2.4所示。控制方案被分为四层：换流桥或换流器单元控制，极控制，主控制和整体系统控制。现把各个控制部分作简单介绍。

换流桥或换流器单元控制确定一个换流桥内阀的触发时刻，并确定αmin和βmin极

限，它在控制分层中有最快的响应。

图2.4 直流输电系统结构图

桥控制层的核心环节是触发脉冲相位控制装置。它接收极控制传递来的触发延迟角信号，将其转换为十二个触发脉冲(针对十二脉波换流器)，并加到可控硅控制极，从而实现整流或逆变过程。

极控制协调一个极内换流桥的控制。从电流整定值到触发角整定值的转换、分接头控制和一定的保护序列是由极控制来处理的。

主控制确定电流指令，并提供协调的电流指令给所有的极。通过提供极控制和整体系统控制之间的界面，它阐述了控制HVDC系统更广泛的要求，这包括由控制中心和交流系统稳定所需要的功率潮流安排。

为了使HVDC系统可靠运行，每个极应尽可能独立地工作，控制和保护性能应被隔离，并尽可能在最低的分层等级上实现；HVDC系统需要在端与端之间进行通信。在功率水平迅速变化的情况下，需要快速通信以维持两端之间协调的电流整定值。功率传输方向的变化需要通信将电流裕度整定值从一端传到另一端，换流端的起动和停止需要两端运行的协调。

HVDC系统基本上采用恒定电流控制：限制过电流，并使因故障引起的损害最小；防止系统因交流电压的波动而停运。

整流器采用电流控制和α角限制控制，最小α参考角整定在5°左右，保证触发时阀上有足够的正电压，从而保证换相成功。在电流控制方式下个闭环调节器控制触发角，从而控制了直流电压，以保证直流电流等于电流指令。换流变压器的抽头切换装置控制保持α的范围为10°到20°。用时间延迟来防止α暂时偏移期间抽头的不必要动作。

逆变器采用恒定熄弧角(CEA)控制和电流控制。在CEA控制方式下，γ调节到15°左右。尽管CEA控制是标准控制，仍可作一些包括电压控制和制的调整。抽头切换装置控制用于将y值调节到接近期望的范围，即15°到20°。

正常运行条件下，整流器为定电流控制方式，逆变器运行在CEA控制方如果整流端的交流电压下降，整流器触发角也会减小，直到达到αmin限制时，整流器切换为αmin 控制，逆变器设为电流限制。

实际上换流器还有多种控制特性，如：最大电流限制、最小电流限制依赖于电压的电流指令限制(VDCOL)、功率控制、变压器抽头控制、电流差控制等。

图2.5 直流系统基本控制特性

为保证良好运行和设备安全，确定电流指令时应考虑几个限制：

①最大电流限制。为避免换流阀受到过热损害，一般短时间最大电流限定在正常满负荷电流的1.2到1.3倍。

②最小电流限制。当电流值较低时，电流的波动会引起它的不连续或间断。一方面会在变压器绕组和直流电抗器上感应出高电压。另一方面，当直流电流处于低值时，可能引起每个阀桥两端之间设置的保护问隙发生闪络。

③依赖于电压的电流指令限制(VDCOL)。作用是在直流电压下降到一定程度时相应降低直流电流指令。包括VDCOL的整流器和逆变器静态V-I特性如图2.5所示。逆变器特性曲线和整流器VDCOL相匹配以维持电流裕度。一般的措施是通过依赖于电压

的电流限制暂时降低电流指令。当电压下降时，要求快速的VDCOL动作：直流电压恢复时采用较大的时间延迟。

2.4 HVDC系统的附加控制

2.4.1 HVDC系统附加控制的原理

在高压直流输电系统中，基本的控制量是整流器控制的直流电流和逆变器维持的直流电压。这种控制方式下的直流联络线缓冲了一个受扰动的交流系统对另一个交流系统的影响。但它也阻碍了有利于维持交流系统稳定的同步功率的传输。实际上，从交流系统看来，直流换流器是一个对频率不敏感的负荷。这可能产生使系统摇摆的负阻尼。在系统摇摆期间，直流联络线甚至可能吸收过多的无功功率，而导致电压崩溃。因此常常需要附加控制来拓展直流联络线的控制能力，以提高交流系统的动态性能。采用直流输电系统附加控制的主要原因如下：

①增加对交流系统机电振荡的阻尼；

②提高暂态稳定性；

③抑制交流系统的次同步振荡；

④隔离系统之间的干扰；

⑤孤立小系统的频率控制；

⑥无功功率调节和电压支持。

这些控制方式针对各个系统的不同而异，至今还没有发展出适合于所有系统的通用控制方案。附加控制采用取自交流系统的信号来调节直流量。这些信号可能是频率，电压的幅值，和相位以及潮流。具体的选择取决于系统的特性和期望的结果。

2.4.2 HVDC系统常见的附加控制

直流附加控制也称为直流调制，目前主要有功率调制(Power Modularion)、逆变器熄弧角调制(γModulation)或熄弧角联合调制(Combined Power andy γModulation)。功率调制目的是为了对交流系统功率振荡提供阻尼，以增强系统的暂态稳定性。

①直流小方式调制控制

小方式调制的目的主要是阻尼一种或多种模态的振荡，控制信号一般加于直流基本控制的电流指令环节，由于调制功率幅值不太的缘故，小方式调制无需两端换流站之间的通信。

②直流大方式调制控制

大方式调制控旨在扩展系统暂态稳定极限，从而保障系统在大扰动下的安全。控制作用点通常取为直流基本控制的功率直流环节，它利用直流系统良好的短时过负荷能力，补偿因切负荷、发电机和交流传输线等而损失的功率。因此，工程中常常将大方式功率调制控制作为系统紧急控制的手段之一，利用直流系统对控制的迅速响应特性来平息因发电与负荷不平衡而造成的频率波动。相对于小方式调制控制，大方式调制对直流功率改变幅度较大，作用时需要与对端换流站通信。有的大方式调制控制信号取为两端交流系统的频率偏差，这样的控制器也可被称为频率调制控制器，因为由它的控制作可以提高两侧交流系统的频率稳定性。

③γ角调制

对于直流联系的弱交流系统，直流功率调制的功效将大大削弱。假设整流侧调制作用使得直流电流上升，由于直流电压是由逆变侧电压控制环节以及换流站交流母线电压决定的，随着电流的上升逆变侧无功功率的需求量将增加。对于弱交流系统这将直接导致换流站电压下降，从而引起直流功率低于调制要求功率。该问题的一种解决方法是在逆变侧引入γ角调制从而保障整流侧功率调制的有效性。

3 新型直流高压输电系统

3.1 概述

新型直流输电有明显的技术优势：可实现有功功率和无功功率同时且相互独立的调节；可工作在无源逆变方式，受端系统可以是无源网络或孤立负荷；能够起到静止无功补偿器(STATCOM)的作用，动态补偿交流母线的无功功率，稳定交流母线的电压；在VSC容量允许的情况下，HVDC Light系统可向故障系统提供有功功率和无功功率的紧急支援，提高系统的功角稳定性和电压稳定性；通过改变直流电流的方向既能方便的控制潮流的方向，又能构成较高可靠性的并联多端直流系统；器件工作的开关频率很高，只需经过低通滤波就可以得到所需的交流电压，可以不用变压器，滤波装置的容量和体积也大大减小；提高系统阻尼，从而有效的抑制系统的次同步振荡的发生。

3.2 基本结构

新型高压直流输电系统的基本结构如图3.1所示。

图3.1 新型高压直流输电系统的基本结构

每个换流站的换流器由两个6脉波三相全控整流桥串联组成，以构成12脉波整流或逆变电路，整流元件为晶闸管。两台新型三相换流变压器的二次绕组按线电压相差30°的方式接线，以使得外部特性与两台Yyl2和Yd11普通三相变压器相同。交流滤波器连接于内部电网和新型换流变压器的三角形绕组抽头处。

参考文献

[1] 苏宏田，齐旭，吴云．我国特高压直流输电市场需求研究．电网技术，2005，29(24)：l-4 ．

[2] 李兴源．高压直流输电系统的运行和控制．北京：科学出版社，1998．

我国特高压直流输电技术的现状及发展

我国特高压直流输电技术的现状及发展 （华北电力大学，北京市） 【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。 【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景 0．引言 特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。 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。 1．特高压直流输电的技术特点 1.1特高压直流输电系统 特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。 1.2 特高压直流输电技术的主要特点 （1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。 （2）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。 （3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。 （4）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。 （5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 1.3 与超高压直流输电比较 和±600千伏级及600千伏以下超高压

特高压输电工程简介

特高压输电工程简介 ABSTRACT: Transporting electrical power with ultra-high voltage has been very popular these days, but most people in the society do not know much about it. In this essay, we will have a short cover about ultra-high voltage technology and focus on the necessity and importance of ultra-high voltage for China to develop this technology, some difficulties in this process, and finally some sample projects in destruction. KEY WORDS：ultra-high voltage, electrical power 摘要：特高压输电，作为近年来国家重点发展的示范项目，已经引起了越来越多的关注和讨论，社会中的绝大部分群体对这一新兴概念并不十分了解，本文对我国特高压输电工程进行一个简单的介绍和讨论，重点介绍我国现阶段特高压输电的必要性和重要性、期间面临的一些反对意见和应对措施、我国现阶段对特高压工程的研究进展情况，以及目前已建成的或在建的特高压示范工程规划。 关键词：特高压，电力系统 目前我国常用的电压等级有：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。交流220kV及以下的称为高压（HV），330kV到750kV为超高压（EHV），交流1000kV及以上为特高压（UHV），通常把1000KV到1150kV这一级电压称为百万伏级特高压。对于直流输电，±600kV及以下的为高压直流（HVDC），±600kV以上为特高压直流（UHVDC）。 对于我国发展特高压输电的必要性和重要性，主要有以下几个方面： （1）电力快速发展的需要 改革开放30 年以来，我国用电总量快速增长。1978 年，全社会用电量为2498 亿千瓦时，到2007 年达到32565 亿千瓦时，是1978 年的13 倍，年均增长9.45%。改革开放之初，我国逐步扭转了单纯发展重化工业的思路，轻工业得以快速发展，用电增速呈现先降后升的态势，“六五”、“七五”期间年均增长分别达到6.52%、8.62%，其间，在经济体制改革的带动下，我国用电增速曾连续6 年（1982～1987 年）逐年上升，是改革开放以来最长的增速上升周期。1990 年以来，在小平南巡讲话带动下，我国经济掀起了新的一轮发展高潮。“八五”期间，全社会用电增长明显加快，年均增长10.05%。“九五”期间，受经济结构调整和亚洲金融危机影响，用电增速明显放缓，年均增长6.44%，尤其是1998 年，增速仅为2.8%，为改革开放以来的最低水平。进入“十五”以来，受积极的财政货币政策和扩大内需政策拉动，我国经济驶入快速增长轨道，经济结构出现重型化，用电需求持续高速增长，年均增长12.96%，尤其是2003 年、2004 年达到了改革开放以来用电增长高峰，增速分别为15.3%和15.46%。“十一五”前两年，我国用电继续保持快速增长势头，增速均高于14%。 由此可以看出，随着工业化和城镇化的不断推动和发展，我国用电量逐年增加，在工业化和全面建设小康社会的带动下，预计我国到2020 年全社会用电量将达到6.5～7.5 万亿千瓦时，年均增速将达到5.5%～6.6%；人均用电量达到4500～5200千瓦时，相当于日本上世纪80 年代的水平。所以，要求现有的电力系统增大发电容量，满足用电需求。 （2）我国资源和电力负荷分布不均衡 受经济增长，尤其是工业生产增长的强劲拉动，我国电力需求实现高速增长，但是，我国用电增长地区分布不均。总体来看我国东部沿海经济发达地区用电强劲增长，西部地区高耗能产业分布较多的省区用电增长幅度也较大，中部地区增长较慢，我国电力系统的负荷也呈现出结构性变化。但是，我国的资源分布却呈现出相反的情况，水能、煤炭等电力资源主要分布在中西部地区，远离东部的集中用电区域，这同

模块化多电平高压直流输电综述

模块化多电平换流器型高压直流输电综述 0引言： 现代电力电子技术的发展，使直流输电又一次登上历史舞台，与交流输电并驾齐驱。1954年，世界上第一条工业性的高压直流输电系统投入运营，从此，直流输电技术在海底电缆送电、远距离大功率输电、不同频率或相同频率交流系统之间的联结等场合得到了广泛地应用。IGBT、GTO 的出现，促使了VSC-HVDC和MMC-HVDC的产生，成为直流输电技术的一次重大变革。 MMC-HVDC（modular multilevel converter-high voltage DC transmission）是新一代直流输电技术，发展非常迅速。它具有高度模块化、易于扩展、输出电压波形好等特点，尤其适用于中高压大功率系统应用。本文首先介绍MMC的电路拓扑和工作原理，总结MMC的主要技术特点；然后分别回顾MMC在电容电压平衡、环流、控制策略、故障保护等关键问题的最新研究进展，最后指出MMC今后亟待研究的关键问题。相关研究结果表明，MMC在电力系统中有广泛的应用前景,是未来中高压大功率系统,尤其是高压输电技术的重要发展方向。 1正文： 传统两电平电压源型变换器，在电机传动、新能源并网、开关电源等工业生产领域的应用十分广泛。但在高压大功率领域的应用中，为解决功率开关器件的耐压问题，通常通过工频变压器接入高压电网，笨重的工频变压器大大增加了电力电子变换装置的体积和成本，限制了系统效率。鉴于现有传统多电平变换器在较高应用电压等级、有功功率传输场合等方面存在的不足，德国学者 Marquardt R.及其合作者提出了基于级联结构的模块组合多电平变换器(modular multilevel converter，MMC)的拓扑。 现将传统直流输电、电压源换流器型直流输电(VSC-HVDC)和MMC-HVDC三种直流输电方式的特点列表如下。

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。

特高压直流输电技术研究

特高压直流输电技术研究 发表时间：2017-07-04T11:23:41.107Z 来源：《电力设备》2017年第7期作者：杨帅 [导读] 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 （国网河北省电力公司检修分公司河北省石家庄 050000） 摘要：文章首先介绍了特高压直流输电原理，接着分析了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术的优点、交直流特高压技术的应用，未来需要解决的难点等。通过分析能够看出，当前特高压直流输电技术在中国具有广阔的应用前景。 关键词：特高压；直流输电；应用 引言 随着国民经济的持续快速发展，我国电力工业呈现加速发展态势，近几年发展更加迅猛。按照在建规模和合理开工计划，全国装机容量 2010 年达到 9.5 亿千瓦，2020 年达到 14.7 亿千瓦；用电量 2010 年达到 4.5 万亿千瓦时，2020 年达到 7.4 万亿千瓦时。电力需求和电源建设空间巨大，电网面临持续增加输送能力的艰巨任务。同时我国资源分布不均匀，全国四分之三的可开发水资源在西南地区，三分之二的煤炭资源分布在西北地区，而经济发达的东部地区集中了三分之二的用电负荷。大容量、远距离输电成为我国电网发展的必然趋势。 同时，特高压输电具有明显的经济效益。特高压输电线路可减少铁塔用材三分之一，节约导线二分之一，节省包括变电所在内的电网造价约 10%-15%。特高压线路输电走廊仅为同等输送能力的 500k V 线路所需走廊的四分之一，这对人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区带来重大的经济社会效益。 1特高压直流输电原理 高压直流输电的电压等级概念与交流输电不一样。对于交流输电来说，一般将 220k V 及以下的电压等级称为高压，330 ～ 750k V 的称为超高压 ,1000k V 及以上的称为特高压。直流输电把 ±500k V 和 ±660k V 称为超高压；±800k V 及以上电压等级称为特高压。 直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。直流电必须经过换流（整流和逆变）实现直流电变交流电，然后与交流系统连接。 两端直流输电系统可分为单极系统（正极和负极）、双极系统（正、负两极）和背靠背直流系统（无直流输电系统）三种类型。 2特高压直流输电优点 我国目前发展的特高压输电技术包括特高压交流输电技术和特高压直流输电技术。一般特高压交流输电技术用于近距离的组网和电力输送，直流输电技术用来进行远距离、大规模的电力输送，两者在以后的电网发展中都扮演重要角色。本文对其中的特高压直流输电技术进行简要分析，其优点主要包括以下几个方面。 在直流输电的每极导线的绝缘水平和截面积与交流输电线路的每相导线相同的情况下，输电容量相同时直流输电所需的线路走廊只需交流输电所需线路走廊的2/3，在土地资源越来越紧张的今天，特高压直流输电线路可以节省线路走廊的优点显得更加突出。 在输送功率相同的情况下，直流输电的线路损耗只有交流输电的2/3，长久以往可以节约大量的能源；同时直流输电可以以大地为回路，只需要一根导线，而交流输电需要3根导线，在输电线路建设方面特高压直流输电电缆的投资要低很多。 交流输电网络互联时需要考虑两个电网之间的周期和相位，而直流输电不存在系统稳定性问题，相比交流输电网络，能简单有效地解决电网之间的联结问题。 长距离输电时，采用直流输电比交流输电更容易实现，如800kv的特高压直流输电距离最远可达2500km。 3特高压直流技术存在的不足 （1）直流输电换流站比交流变电所结构复杂、造价高、运行费用高，换流站造价比同等规模交流变电所要高出数倍。（2）为降低换流器运行时在交流侧和直流侧产生的一系列谐波，需在两侧需分别装设交流滤波器和直流滤波器，使得换电站的占地面积、造价和运行费用均大幅度提高。（3）直流断路器没有电流过零点可利用，灭弧问题难以解决。（4）由于直流电的静电吸附作用，使直流输电线路和换电站设备的污秽问题比交流输电严重，给外绝缘问题带来困难。 4特高压直流输电技术的应用分析 4.1拓扑结构 在近些年来，特高压直流输电的拓扑结构主要有多端直流和公用接地极两种，其中，多端直流是通过连接多个换流站来共同组成直流系统，在电压源换流器发展背景下，出现了混合型多端直流和极联式多端直流，前者是将合理分配同一极换流器组的位置，电源端与用户端都是分散分布。公用接地极是通过几个工程公用接地极的方式，来降低工程整体造价成本，提升接地极利用水平，提高工程经济效益、社会效益；但也存在接地电流容易过大、检修较为复杂等不足。 4.2换流技术 在特高压直流输电的换流技术方面，主要有电容换相直流输电技术和柔性直流输电技术两种，其中，电容换相直流输电技术是通过将换相电容器串接到直流换流器与换流变压器中，利用串联电容来对换流器无功消耗进行补偿，减少换流站的向设备，能够有效降低换相失

高压直流输电线路继电保护技术综述 徐军

高压直流输电线路继电保护技术综述徐军 发表时间：2020-01-03T15:15:46.603Z 来源：《河南电力》2019年7期作者：徐军[导读] 近年来，随着我国信息化技术的快速发展，对各领域的发现起到了促进作用，扩大了对信息忽视技术的应用范围，使其在各领域的发展中，充分发挥出自身的重要作用。 （贵州送变电有限责任公司贵州贵阳 550002） 摘要：近年来，随着我国信息化技术的快速发展，对各领域的发现起到了促进作用，扩大了对信息忽视技术的应用范围，使其在各领域的发展中，充分发挥出自身的重要作用。而在人们日常生活中，信息化技术的发展，给人们的生活带创新出便捷的方式，同样，在高压直流输电的发展中，具有重要的地位。随着高压直流输电线路线工程项目的增多，加大了对继电的保护，结合实际情况，不断地创新保护技术水平，提升工程项目的整体质量，从而确保电力系统的稳定发展。 关键词：高压直流输电线路；继电保护；技术水平 为了能够满足各领域的用电需求，我国加大了对电力工程项目的建设力度，从高压直流输电保护原理的角度分析，其可靠性、保护性、灵敏度等存在着一些问题，尤其是对其故障的处理，不仅无法及时地发现所存在的故障问题，而且对故障问题的解决，需要花费大量的实践。对此后期保护工作，整体的保护速度比较慢，无法满足标准配置的发展要求。对此，需要加大对高压直流输电线路继电保护技术水平的研究，结合具体的问题分析，制定出完善的解决方案与措施，提高整体的可靠性与技术水平。 一、高压直流输电线路继电保护影响因素 （一）电容电流 高压直流输电线路，主要的要求就是大电容，大功率，再受到小波阻特点的影响，需要加强对组联电流的保护，才能够确保整体的效果与稳定性。那么对整个高压直流输电线路继电的保护，需要结合实际情况的综合分析，能够确保输电线整体的安全性与稳定性，对电容电流提出了更高的要求，需要采取相应的补偿策略[1]。 （二）过电压 高压直流输电线路会受到不同因素的影响，而引导不同的故障，而一旦高压直流输电线路发生了故障，会在电弧情况下不会熄灭，对其控制在可监控的范围内，才能够确保其不产生消弧现象。而对高压直流输电线路继电的保护，针对输电线两个的顶点开关，无法在第一时间切断，那么就不会产生反射行波，从而对高压直流输电继电保护产生一定的影响。 （三）电磁暂态过程 对高压直流输电线路的建设，其整个的距离都比较远，一旦其发生了故障问题，就会增加高频分量，对其故障的诊断、处理加大工作难度，无法准确地测量出电气误差值，最终对高频分量造成不利的影响。电磁暂态过程，会引发高压直流输电故障的同时，使电流互感处于饱和的状态下，最终引导安全事故[2]。 二、提高高压直流输电线路继电保护技术水平措施 （一）加强对行波的保护 高压直流输电线路故障问题比较多，对其故障的解决，还需结合实际情况的综合分析，如果是产生了反行波的故障问题，会对高压直流输电线路的稳定性、安全性造成一定的影响。对此，西药加强对行波的科学保护。一般情况下，针对高压直流输电线路行波的保护，有两种解决方案。一种是ABB方案，另一种是SIEMENS方案。ABB方案，是根据极波理论所提出的，能够帮助相关工作人员，及时、准确地检测出高压直流输电线路的反行波情况，结合实际情况的综合分析，采用科学合理的解决措。而SIEMENS方案，是以电压积分为原理所设计的一种方案。对高压直流输电线路继电的保护时间控制在16秒--20秒之间。把ABB方案与SIEMENS方案相比较，SIEMENS方案的起动时间比较长，但是干扰效果却比ABB方案的干扰效果更好[3]。为了能够更地加强对波保护质量的保护，对相关工作人员提出了更高的要求，结合梯度理论与数学滤波技术等综合分析，制定出科学合理的保护措施。 （二）针对微分电压的保护措施 微分电压的保护是高压直流输电线路继电保护中重要的组成部分之一，那么在实际分析的过程中，主要是对差动电压主保护、后备保护等特点的综合分析[4]。例如：在西门子公司内，就会采用ABB方案加强对其行波的保护，对所应用对象的简称，详细地掌握电压电平、电压差动。由于其所使用的是ABB方案，会对其上升的时间产生影响，使其后备保护无法发挥出自身的重要作用。但是对ABB方案上升时间的调整，至少可以解决20毫秒的时间问题。但是在实施的过程中，主要的弊端就是抗干扰的能力不强。 对微分电压的安全保护，对高压直流输电线路的可靠性有直接性的影响，提高其整体的灵敏度，但是其运行的速度要比行波保护低，以此形式的运行，无法确保其整体的电阻能力，那么就会使整体可靠性逐渐地降低，无法确保高压直流输电线路的运行效率与质量[5]。例如：对继电保护的整定值计算，会产生不同的故障问题，如果是低压问题，那么对此方法的应用，会使变压器高压侧系统电源持续加大；如果是对其负荷的保护，则需要根据极端反时限工作原理；如果是对限时电流的速断保护，那么就需要采用定时限工作原理等等。根据高压直流输电线路在运行中所产生的不同故障问题，结合实际情况的综合分析，采取合理的解决措施，不要对电缆阻抗影响因素的忽视，会对进线开关、变压器进线保护定值等产生一定的影响。具体如表1所示。

特高压交直流输电系统技术经济分析

特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV

±800KV+特高压直流输电系统全电压启动过电压研究(已看)

±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。

高压直流输电系统概述

高压直流输电系统概述 院系：电气工程学院 班级：1113班 学号：xxxxxxxxxxx 姓名：xxxxxxxxxx 专业：电工理论新技术

一、高压直流输电系统发展概况 高压直流输电作为一种新兴的输电方法，有很多优于交流输电地方，比如它可以实现不同额定频率或相同额定频率交流系统之间的非同期联络，特别适合高电压、远距离、大容量输电，尤其适合大区电网间的互联，线路功耗小、对环境的危害小，线路故障时的自防护能力强等等。 1954年,世界上第一个基于汞弧阀的高压直输电系统在瑞典投入商业运行.随着电力系统的需求和电力电子技术的发展,高压直流输电技术取得了快速发展. 1972年,基于可控硅阀的新一代高压直流输电系统在加拿大伊尔河流域的背靠背直流工程中使用; 1979年,第一个基于微处理器控制技术的高压直流输电系统投入运行; 1984年,巴西伊泰普水电站建造了电压等级最高(±600 kV)的高压直流输电工程. 我国高压直流输电起步相对较晚,但近年来发展很快. 1987年底我国投运了自行建成的舟山100 kV海底电缆直流输电工程,随后葛洲坝-上海500 kV、1 200MW的大功率直流输电投运,大大促进了我国高压直流输电水平的提高. 2000年以后,我国又相继建成了天生桥-广州、三峡-常州、三峡-广州、贵州-广州等500 kV容量达3 000MW的直流输电工程.此外,海南与台湾等海岛与大陆的联网、各大区电网的互联等等,都给我国直流输电的发展开辟了动人的前景. 近年来,直流输电技术又获得了一次历史性的突破,即基于电压源换流器(Voltage Source Converter,VSC)技术和全控型电力电子功率器件,门极可关断晶闸管(GTO)及绝缘栅双极型晶体管(IGBT)为基础的新一代高压直流输电技术已发展起来,也就是轻型直流输电(HVDC light)技术. 现有的直流输电主要是两端系统.随着直流断路器研制的进展和成功以及直流输电技术的进一步成熟完善,直流输电必将向着多端系统发展.同时许多其他科学技术领域的新成就将使输电技术的用途得到广泛的扩展.光纤与计算机技术的发展也使得直流输电系统的控制、调节与保护更趋完善,运行可靠性进一步提高;高温超导材料及其在强电方面的应用研究正方兴未艾,在直流下运行时,超导电缆无附加损耗,可节省制冷费用,因此在超导输电方面直流输电也很适宜. 一、高压直流输电系统构成 高压直流输电系统的结构按联络线大致可分为单极联络线、双极联络线、同极联络线三大类。 单极联络线的基本结构如图1所示,通常采用一根负极性的导线,由大地或海水提供回路,采用负极性的导线,是因为负极的电晕引起的无线电干扰和受雷击的几率比正极性导线小得多,但当功率反送时,导线的极性反转,则变为负极接地。由于它只需要一根联络线,故出于降低造价的目的,常采用这类系统,对电缆

高压直流输电技术

高压直流输电技术 学院（系）：电气工程学院班级：1113班 学生姓名：高玲 学号：21113043 大连理工大学 Dalian University of Technology

摘要 本文综述了高压直流输电工程的应用领域及研究现状，并从稳态模型出发分析了其控制方式和运行原理，最后介绍了新型高压直流输电系统基本情况，达到了实际的研究意义。 关键词：高压直流输电；稳态模型；控制；新型

目录 摘要....................................................................................................................................II 1 高压直流输电发展概况 (1) 1.1 高压直流输电工程的应用现状 (1) 1.2 高压直流输电的发展趋势 (1) 1.3 高压直流输电的特点 (2) 2 高压直流输电系统控制与运行 (4) 2.1 概述 (4) 2.2 直流输电系统的控制特性 (5) 2.2.1 理想控制特性 (5) 2.2.2 实际控制特性 (6) 2.3 HVDC系统的基本控制 (7) 2.4 HVDC系统的附加控制 (10) 2.4.1 HVDC系统附加控制的原理 (10) 2.4.2 HVDC系统常见的附加控制 (10) 3 新型直流高压输电系统 (12) 3.1 概述 (12) 3.2 基本结构 (12) 参考文献 (13)

1 高压直流输电发展概况 1.1 高压直流输电工程的应用现状 直流输电起步于20世纪50年代，20世纪80年代随着晶闸管应用技术的成熟、可靠性的提高，直流输电得到大的发展。到目前为止，已建成高压直流输电项目60多项，其中以20世纪80年代为之最，占30项。表1.1列出世界上长距离高压直流输电项目，表1.2列出我国直流工程项目。 表2.1 世界上长距离高压直流输电项目 项目额定电压/kV 额定功率/万kW 输电距离/km 投运年份安装地点及供货商卡布拉-巴萨±533 192 1360 1978 莫桑比克2南非因加-沙巴±500 112 1700 1981 扎伊尔 纳尔逊河二期±500 200 940 1985 加拿大 I.P.P ±500 192 784 1986 美国 伊泰普一期±600 315 796 1986 巴西 伊泰普二期±600 315 796 1986 巴西 太平洋联络线±500 310 1361 1989 美国 魁北克多端±500 225 1500 1986/90/92 加拿大-美国 亨德-德里±500 150 814 1992 印度东南联接±500 200 1420 2002 印度 表2.2 我国已投运的高压直流工程项目 项目额定电压/kV 额定功率/万kW 输电距离/km 单极投运年份双极投运年份葛洲坝-上海±500 120 1052 1989 1990 天生桥-广州±500 180 960 2000 2001 三峡-常州±500 300 890 2003 2003 三峡-广州±500 300 956 2003 2004 贵州-广东1回±500 300 900 2004 2004 三峡右岸-上海±500 300 950 2007 2007 贵州-广东2回±500 300 900 2007 2007 1.2 高压直流输电的发展趋势 目前HVDC输电的换流阀仍然是由半控器件晶闸管组成，使用电网换相的相控换流(Phase Control Converter，PCC)技术，因此存在以下一些固有的缺陷：

特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析

特高压交流和高压直流输电系统运行损耗及经济性分析 发表时间：2018-04-12T10:36:46.213Z 来源：《电力设备》2017年第32期作者：常彦 [导读] 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 （国网山西省电力公司检修分公司山西省太原市 030031） 摘要：特高压交流和高压直流输电系统的运行损耗对于输电系统运行的经济性具有直接重要的影响，对于提高输电系统设备的运行效率和使用寿命，促进电力资源优化合理配置都有着积极的促进作用。 关键词：特高压交流；高压直流；输电系统；运行损耗分析；经济分析 在我国覆盖全国电网的整体输电系统中，输电系统运行损耗都是不可避免的重要问题，运行损耗的大小直接影响到输电系统的经济效益和经济性。其中，关于特高压交流和高压直流输电系统，这一在整个电网中占有重要比重的输电系统的运行损耗和相关经济性分析研究具有十分重要的意义。 1特高压交流和高压直流输电系统及其经济性概述 中国是世界上国土面积第四大的国家，幅员辽阔，人口众多，地形复杂多样，并且由于地形地势气候等多方面的原因，中国的人口规模、经济发展状况以及资源能源需求量呈现西低东高的阶梯式分布。与其相反的是，我国的能源资源分布却是西高东低，具体到与电力相关的资源能源来说，我国目前有超过百分之七十的水力资源在西南，有大约百分之七十五的煤炭资源储存西北，风电和太阳能等能够用于发电的可再生能源也主要分布在西部、北部。因此，这种电力资源能源分布和电力资源需求的极不平衡性，决定着我国能源分配面对的巨大压力，以及通过多种方式优化电力资源配置的迫切性和重要性，其中，特高压交流和高压直流输电系统就是当前技术成熟，应用较为普及的两种主流输电方式，它们为我国电力资源的合理配置的大好局面，提供了重要的助力。所以，不断地分析和研究特高压交流和高压直流输电系统，也是提高电力资源配置效率和质量的必然要求。 分析输电系统经济性的重要内容，就是分析输电系统的运行损耗。对于本文的研究对象来说，特高压交流和直流输电系统经济性分析主要集中在前期建设投资、中期的输电网络运性维修、输电运行中不可避免的输电损耗和以及停电造成的损失费用四个方面。 2特高压交流和直流输电系统经济性分析 本文主要运用对比法分析特高压交流和直流系统的经济性，其中涉及二者经济性比较，主要从投资、运维、输电损耗和停电损失费用四个方面来进行比较，最后再进行综合汇总。 在对比分析法中，我们需要设定一个恒量，为了便于比较和计算，设置特高压交流和高压直流两种输电系统中，输电距离相同，在500-2000千米范围内，分为500千米、1000千米、1500千米和2000千米四个固定值。然后在此基础上，根据输电能力的大小、额定输送量和负载率对两种输电系统的影响大小。 采用的研究对象中，两种输电系统的具体参数分别为：特高压交流输电系统2个1000千伏变电站和多个中间开关站以及1回输电线路组成，线路规格为8×500平方毫米，并且每400千米一个间距设置一个开关站。高压直流输电系统无变电站及中间开关，但需架设1台换流站，同时采用的是6×900平方毫米的线路。 2.1投资费用分析 特高压交流输电系统中，需要建设变电站，变电站的建设费用为430元/千伏，8×500平方毫米规格的线路为425万元/千米。所以，变电站的建设费用为86亿元，线路的费用为500千米21.25亿元，1000千米42.5亿元，1500千米6 3.75亿元、2000千米85亿元。 高压直流输电系统中，不需要建设变电站，但是需要投资建设换流站，一台换流站单价为65亿元，6×900平方毫米规格的线路单价为397万元/ 千米，因此，线路的费用为500千米19.85亿元，1000千米39.7亿元，1500千米59.55亿元、2000千米79.4亿元。 因此，经过对比，在不考虑其他任何因素的情况下，在特高压交流电输电网络的前期站设投资要远远大于高压直流电的输电网络。直到输电距离达到6000千米，高压直流输电网络才更加具有经济价值。 2.2运维费用分析 输电网络的运维就是指输电网络硬件设备的元件耗损率和故障维修的费用。通过对比，我们不难发现，高压直流换流站设备和阀组众多，系统的运行状态比交流系统多，类似换流变压器和阀组这部分元件故障频率较多，维修更新的时间较长，特高压交流变电站的元件较少且故障持续时间短。因此，可以说在各个距离高压直流输电网络的运维费用都要大于特高压交流输电网络，在运维费用方面，特高压交流输电网络更具经济性。 2.3输电损耗费用分析 特高压和超高压交流输电系统的运行损耗主要包括变电站损耗和输电线路损耗两部分。一方面变电站损耗包括变压器、电抗器、电容器等设备损耗等硬件和变电站日常运行用电造成的损耗，这种损耗鱼输电系统的随输送容量基本成正比，随着输送容量的变化成比例调整。另一方面，输电线路损耗主要包括电阻损耗、电晕损耗和泄漏损耗，其中电阻损耗属于硬件损耗的一种，电阻损耗量同样随输送容量的变化成比例变化，电晕损耗的变化则基本受电压等级、导线结构和天气情况等因素影响，泄漏损耗通常并不计入记录分析中。 2.3.1电阻损耗 通常情况下，电路损耗是理论意义上的损耗，是指线路在满负荷运行时造成的功率损耗。然而在实际电力输送中，输电系统不可能不间断地满负荷运行。 计算公式如下：线路电阻损耗值=线路电阻×额定电流×损耗小时数 计算结果可由两种输电系统的具体参数估算到。 2.3.2电晕损耗 交流线路电晕损耗很容易受到线路电压、导线结构和气候条件的影响，经过研究发现，在雨雪天起电晕平均损耗可以达到为晴朗天气平均损耗的37-50倍。电晕损耗年平均值计算公式为 电晕损耗年平均值＝（好天气小时数损耗＋雪天小时数损耗＋雨天小时数损耗）/全年日历小时数” 2.4停电损失费用分析

三大特高压直流输电线路背景资料

三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。

±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292