高压直流输电

peter2001

（一）高压直流输电技术的兴起与发展
1．高压直流输电技术的兴起
直流输电（也称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，采用直流输电更为合理，且比交流输电有较好的经济效益和优越的运行特性，因而直流输电重新被人们所重视并得到急速发展。
5 R) n! M0 s, i近20年来，随着电力电子技术的发展，高压直流输电迅速发展。自1972年加拿大建成世界上第一座可控硅换流站以来，可控硅技术不断进步，容量增大，可靠性提高，价格逐渐降低，直流输电更趋成熟，已成为电力传输的一种重要方式。特别是光纤和计算机等新技术的发展，使直流输电系统的控制、调节与保护更趋完善，进一步提高了直流输电系统运行的可靠性。
2．高压直流输电技术的优点及缺点
（1）直流输电技术的优点
7 q8 F7 ~, L; n* |" l: @直流输电与交流输电相比，有以下优点：
& V* {5 @/ c& u3 q. v! {①直流输电具有大容量输送的能力，能够充分发挥规模输电优势。如采用4000安晶闸管换流阀，±800千伏特高压直流输电能力可达640万千瓦，是±500千伏、300万千瓦高压直流输电方案的2.1倍，是±620千伏、380万千瓦高压直流输电方案的1.7倍。
②输送功率的大小和方向可以快速控制和调节；
③直流输电系统的投入不会增加原有电力系统的短路电流容量，也不受系统稳定极限的限制；
④直流输电一般采用双极中性点接地方式，直流线路仅需两根导线，三相交流线路则需三根导线，但两者输送的功率几乎相等，因此可减轻杆塔的荷重，减少线路走廊的宽度和占地面积。在输送相同功率和距离的条件下，直流架空线路的投资一般为交流架空线路投资的三分之二。另外，相同的电缆绝缘用于直流时其允许工作电压比用于交流时高两倍，所以在电压相同时，直流电缆的造价远低于交流电缆。
⑤直流电缆线路没有交流电缆线路中电容电流的困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘电压相对较低。如±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%，是±600千伏直流线路的60%。
) u# X4 f6 J5 ?& o. p, K( g' ?" c" z⑥直流输电工程的一个极发生故障时另一个极能继续运行，且可充分发挥其过负荷能力，即可以不减少或少减少输送功率损失；
⑦直流本身带有调制功能，可以根据系统的要求作出反应，可以对机电振荡产生阻尼，可以阻尼低频振荡，从而提高电力系统暂态稳定水平；
/ ?+ L1 w' a- j! y' v& f⑧能够通过换流站的无功功率控制调节系统的交流电压；
* v8 R5 ?. M7 \⑨大电网之间通过直流输电互联（如背靠背方式），两个电网之间不会互相干扰和影响，且可迅速进行功率支援等。
1 ?3 j0 D+ E  d- u$ r, D% c从直流输电上述优点可以看出，直流输电尤其在下述情况下应用更具优势：
a: 直流输电不受同步运行稳定性问题的制约，对保证两端交流电网的稳定运行起了很大作用，因此适宜于远距离大功率输电，采用±800千伏直流输电的距离可达2500千米及以上。　　
b:当跨海输电采用海底电缆时，电缆绝缘介质的直流介电强度大大高于交流强度，以油浸纸绝缘电缆为例，直流允许工作电压约为交流的3倍，特别是长的海缆必须采用直流海缆。另外，当电缆输送功率低于自然功率时，长的电缆线只有每隔一定距离装设补偿才能抑制受端电压的过分提高，这对海底电缆是办不到的。由于交流电缆的这种稳态充电容量过大，海下又无补偿，故允许长度受限制，采用直流电缆则无此问题，特别是海底电缆长度超过40km时，采用直流输电无论是经济上还是技术上更为为合理，故世界上凡是远距离跨海输电一般都采用直流。我国除已建成的舟山——100kV直流输电工程外，将来广东至海南，大连至烟台，甚至大陆至台湾的联络线必然倾向于采用直流海底电缆输电。
c.利用直流输电可实现国内区网或国际间的非同步互联，把大系统分割为几个既可获得联网效益，又可相对独立的交流系统，避免了总容量过大的交流电力系统所带来的问题。 　　
d. 由于直流输电的控制系统具有调节快、控制性能好的特点，可以有效地限制短路电流，使其基本保持稳定，交流电力系统互联或配电网增容时，直流输电可以作为限制短路电流的措施。
+ ]. P2 u1 K5 be.向用电密集的大城市供电，在供电距离达到一定程度时，用高压直流电缆更为经济，同时直流输电方式还可以作为限制城市供电电网短路电流增大的措施。
9 u1 u' i  i- u" p$ f（2）直流输电技术的缺点　
: Y: D# ?1 D0 I1 J9 l( J/ S直流输电与交流输电技术比较缺点
①换流阀在工作时需要消耗较多的无功功率；
1 u( a' ~. Q0 s" v3 G6 m7 |②可控硅元件的过载能量较低；
③直流输电在以大地或海水作回流电路时，对沿途地面地下或海水中的金属设施造成腐蚀，同时还会对通信和航海带来干扰；
④直流电流不像交流电流那样有电流波形的过零点，因此灭弧比较困难。
⑤换流站的设备比交流变电站复杂，它除了必须有换流变压器外，还要有目前价格比较昂贵的可控硅换流阀，以及换流阀的其它附属设备，因此换流站的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。
1 {# _  w% X. X% W5 p1 q/ Q3．高压直流输电技术的关键设备
高压直流输电是将发电厂发出的交流电通过换流阀变成直流电，然后通过直流输电线路送至受电端再变成交流电，注入受端交流电网。
直流输电的发展与换流技术（特别是高电压、大功率换流设备）的发展有密切的关系。1901年发明的汞弧整流管只能用于整流，1928年具有栅极控制能力的汞弧阀研制成功，它不但可用于整流，同时也解决了逆变问题。因此可以说大功率汞弧阀使直流输电成为现实。从1954年世界上第一个工业性直流输电工程（哥特兰岛直流工程）在瑞典投入运行以后，到1977年最后一个采用汞弧阀换流的直流输电工程（纳尔逊河1期工程）建成，世界上共有12项汞弧阀换流的直流工程投入运行，其中最大的输送容量为1440MW（美国太平洋联络线1期工程），最高输电电压为±450kV（纳尔逊河1期工程），最长输电距离为1362km（太平洋联络线）。这一时期可以称为汞弧阀换流时期。由于汞弧阀制造技术复杂、价格昴贵、逆弧故障率高、可靠性较差、运行维护不便等因素，使直流输电的应用和发展受到限制。
　　20世纪70年代以后，电力电子和微电子技术的迅速发展，高压大功率晶闸管的出现，晶闸管换流阀和计算机控制在直流输电工程中的应用，有效地改善了直流输电的运行性能和可靠性，促进了直流输电技术的发展。晶闸管换流阀没有逆弧故障，而且制造、试验、运行、维护和检修都比汞弧阀简单而方便。1970年瑞典首先在哥特兰岛直流输电工程原有的汞弧阀换流器上，扩建了直流电压为50kV，输送功率为10MW的晶闸管换流阀试验工程。1972年世界上第一项全部采用晶闸管换流的伊尔河直流背靠背工程在加拿大投入运行。从此以后世界上新建的直流输电工程均采用晶闸管换流阀。与此同时，原来采用汞弧阀换流的直流工程也逐步被晶闸管换流阀所替代。从70年代起开始了直流输电技术的晶闸管换流时期。在此期间，微机控制和保护、光电控制、水冷技术、氧化锌避雷器等新技术在直流输电工程中也得到了广泛的应用。
- c% ~2 [3 Y" W: \直流输电最核心的技术集中于换流站设备，换流站实现了直流输电工程中直流和交流相互能量转换，除在交流场具有交流变电站相同的设备外，还有以下特有设备:换流阀、换流变压、交流滤波器和无功补偿设备、直流滤波器、平波电抗器以及直流场设备，而换流阀是换流站中的核心设备，其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，换流阀单位容量在不断的增大。
（二）国外高压直流输电技术发展状况及特点
1 v+ `( y( ?- g6 c) X; ^* s1．国外高压直流输电技术发展状况
1950年苏联建成一条长43km、电压200kV、输送功率为3万kW的直流试验线路。1954年，瑞典把高压直流输电技术应用于高特兰岛到瑞典本土的海底电缆，总长96km，电压100kV，送电容量2万kW。1961年，英法两国采用海底电缆，建成100kV、160 MW、总长65km的直流输电线路，把两国交流电力系统连接了起来，再次推动了直流输电的发展。到60年代，海底电缆的输电工程几乎都采用直流输电，直流输电方式在跨越宽阔海峡的特殊自然条件下，优点更为突出。
从世界上第一条商用直流输电工程投运以来，直流输电已经历了50多年的发展历程，已经成为一项日趋成熟的技术，受到全世界尤其是工业发达国家的普遍关注。特别是80年代，可控硅换流器在大型直流输电工程中崭露头角，巴西的伊泰普直流输电工程，使直流输电压达到±600kV，输电功率达到6 300MW，输送距离806km，发展之迅速可见一斑。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)。
从1954年到1998年世界上已投入运行的直流输电工程有57项，其中架空线路15项，电缆线路10项，架空线和电缆混合线路9项，背靠背直流工程23项。考虑到正在建设的直流输电工程，目前已运行和正在建设（文章截至日期）的直流工程共66项，其中架空线路20项（占30.3%），电缆线路10项（占15.2%），架空线和电缆混合线路11项（占16.6%），背靠背直流工程25项（占37.9%）。这些工程的总输送容量为63674MW，其中架空线路单项工程的最大容量为6000MW（已运行的为3150MW），最高电压为±750kV（已运行的为±600kV），最长输电距离为2414km（已运行的为1700km）。单项直流电缆工程的最大容量为2800MW（已运行的为1000MW），最高电压为±500kV（已运行的为450kV），最长输电距离为670 km（已运行的为250 km）。单项背靠背工程最大容量为1065MW。
2．直流输电工程类型
直流输电工程的系统结构可分为两端直流输电系统和多端直流输电系统两大类。目前世界上已运行的直流输电工程大多为两端直流输电系统，只有意大利—撒丁岛（三端）和魁北克—新英格兰（五端）直流输电工程为多端直流输电系统。多端直流输电系统可以解决多电源供电和多落点受电的输电问题，由于其控制保护系统以及运行操作复杂，应用和发展受到限制。
按应用直流输电工程的应用性质划分，可分为以下几类：
远距离大容量直流架空线路工程。目前已在运行和正在建设的直流工程中，此类工程约占1／3，由于直流输电在远距离大容量输电方面较交流输电有明显优势，此类工程主要解决大型水电站或火电站向远方负荷中心的送电问题，这种远距离输电还具有非同期联网的性质。
3 W6 A0 {5 {) N# V0 w9 C- Z背靠背直流联网工程。电力系统之间的互联可以有三种方式：一是交流输电同步联网方式，联网后形成更大的同步电网；二是直流输电非同期联网方式，联网后将形成非同期联合运行的大电网，其中也包括不同频率的联合大电网；三是交直流并联输电同步联网方式，联网后将形成可以利用直流输电的快速控制改善电网性能的同步运行大电网。背靠背直流联网是将两个换流站背靠背合装在一起，实现大电网之间非同期联网的一种方式。背靠背直流工程近年来发展较快，约占运行和在建直流工程的1／3。
直流海底电缆工程。输送相同的功率，直流电缆的造价要低于交流电缆，同时由于交流电缆的电容电流而使其输电距离受到限制，所以大部分跨海峡输电工程均采用直流输电，如英法海峡直流工程采用两回±270 kV，总输送功率为2000ＭＷ，海底电缆72ｋｍ。此类工程大多为海底电缆和架空线混合型。
向孤立负荷点送电或从孤立电站向电网送电的直流工程。此类工程大多为中小型直流输电工程，一般负荷点远离主干电网，输送容量不大，但输送距离远，因此采用直流输电在技术和经济上会有一定优势。
向用电密集的大城市供电的直流输电工程。由于向用电密集大城市供电的发展方向是选择地下电缆送电，在供电距离超过交流地下电缆的等价距离时，高压直流电缆向城市供电更为经济，同时直流输电方式还可以作为限制城市供电网短路电流增大的措施。英国1975年投入运行的金斯诺思火力发电厂至伦敦市区的直流输电工程属于此类工程，地下电缆长82ｋｍ，电压±266ｋＶ，输送电力640ＭＷ。随着轻型直流输电技术的发展，此类工程的造价会降低，极具市场前景。
（三）我国高压直流输电技术发展状况及特点
1.我国目前电网的现状
我国除台湾外已经形成东北、华北、西北、华东（含福建）、华中（含川渝）和南方等6个跨省区电网和山东、海南、新疆、西藏4个独立省网。除西北电网以330 kV为主网架外，其他跨省电网和山东电网都已建成500 kV主网架。香港、澳门电网分别以400 kV和110 kV和广东电网从而和南方电网相联；华中和华东电网通过葛上直流输电工程已实现了互联；东北和华北、华北和华中电网通过交流500 kV实现了互联；华中和南方电网通过三广直流输电工程实现了互联；西北和华中电网在2005年通过灵宝直流背靠背工程实现互联。目前，全国联网的局面正在快速推进中，2006年前后可基本实现除新疆、西藏、台湾以外的全国联网。
3 L: }$ q" T% n9 T% l9 R* z2.我国高压直流输电的地位和作用
6 E6 G" X0 ]8 ^2 L2 B" |3 o% {直流输电是一项新技术，运用直流输电可以提高电力系统的经济指标、技术性能、运行的可靠性和调度的灵活性。党的十六大所确定的到2020年我国国内生产总值比2000年实现翻两番，全面建设小康社会的目标使电力工业面临新的发展机遇和挑战。据预测，至2010年全国发电装机总容量将达到6.0亿kW左右，2020年将达到9.5亿kW左右。将新建电源的电能安全、稳定、可靠、经济地送出是我国电网建设的基本任务，并应在此基础上逐步改善电网结构、推进全国联网，这使得电网的发展比电源建设更具挑战性。在电网建设中对电网的网络结构、输电方式、输电新技术和电压等级等如何选择，不仅关系到电源建成后的电力输送能力，更关系到电力系统安全稳定、工程效益、电力市场和电力营销等一系列问题。直流输电技术以其独具的特点将在我国未来电网的发展中具有重要的地位。
3 n( v3 O. s% ]8 b8 b我国土地辽阔，水力资源丰富，而且大部分集中在西南、西北地区，可开发的容量为378GW。到目前为止，我国水电装机总容量为65GW，开发程度只占17.2%，开发潜力很大。根据我国能源分布情况，水力资源主要集中在长江中上游、黄河上游、红水河、乌江、大渡河、澜沧江、雅垄江等流域，而用电区主要在东南部沿海地区，这就决定了我国西电东送、北电南送的格局。另外，全国煤炭蕴藏量约6400亿吨，其中山西、内蒙约4000亿吨，目前正在建设的所有坑口电站，均将采用超高压输电送出，东北地区的元宝山、霍林河、伊敏河的三大露天煤矿即将开发，其坑口电站也将以500KV输电线路外送。西北地区煤炭分布于陕西渭北、宁夏贺兰山和灵武，甘肃靖远及陕西内蒙交界处的神木、府谷等地，预计到2020年，火电总装机容量将达6000万KW，水火电合计为8000万KW，可向外送电500-1000万KW，向华东或华南送电都将采用±500KV直流或特高压交流输电线路送出。
无论西电东送或北电南送，远距离输电都将采用高压直流输电，特别是西北的交流330kV和其他地区的交流500kV不配合，用直流作330kV和500kV交流之间的联络线较有利，另外直流输电对交流输电和电力系统起着十分重要的补充和完善作用。因此，发展高压直流输电在国民经济中具有十分重要的地位和作用。
0 L6 d5 e  N! P  O* V3.我国目前高压直流输电技术的发展状况
我国直流输电技术在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（±100 kV， 100 MW，55 km）和代表当时世界先进水平的葛洲坝——上海（简称葛上）±500 kV高压直流输电工程，葛洲坝至上海桥±500千伏直流输电工程是我国建设的第一个跨大区、超高压直流输电工程。该工程的设计、设备制造由瑞士ABB（瑞士BBC）公司和德国西门子公司承包。1987年底建成单极500 kV，输送电力600MW；1998年建成双极±500 kV，输送电力1200MW。
$ g9 h. i# K! |90年代，开始建设天广±500 kV高压直流输电工程和三常±500 kV高压直流输电工程，天广高压直流输电工程于2000年12月单极投产，2001年6月双极投产，三常高压直流输电工程于2003年5月投入运行。
2001年开工建设三峡——广东（简称三广）±500 kV高压直流输电工程和贵州——广东（简称贵广）Ⅰ回±500 kV高压直流输电工程，三广高压直流输电工程于2004年6月正式投产，贵广Ⅰ回高压直流输电工程于2004年9月双极投产。
2005年灵宝双极±120 kV直流输电工程投入运行，从工程组织建设、系统设计、工程设计、设备制造采购、工程施工和调试全部立足国内，实现了国产化的要求，标志着我国直流输电工程的国产化工作迈上了新台阶。
% ~% Q( \5 {' V2 O1 `目前国家电网公司已建成并运行高压直流输电工程线路总长度和输送容量均居世界前列，上述高压直流输电线路的建设为我国西电东送战略作出了巨大贡献。

sdxl

好啊！有多学来了东西！

liuzhiren

多谢教导，大有收获啊～

adobeman

收获好大呀，谢谢。

idiotbcj

赞一个，不过要建1000KV交流输电了

忆江南

谢谢谢谢

wsz310

学习了

zhanxiong

多谢教导，大有收获啊～

ylq2008

  谢谢分享~！

changdia

小白来学习了