超高压直流输电

目录

前言 (2)

主要设备 (3)

远距离输电优势明显 (3)

工程应用 (3)

超高压直流输电和交流输电的性能对比 (4)

超高压直流输电的优势及其依赖的技术 (5)

超高压直流输电系统的结构 (6)

超高压直流输电的故障保护系统 (7)

前言

高压直流输电技术被用于通过架空线和海底电缆远距离输送电能；同时在一些不适于用传统交流联接的场合，它也被用于独立电力系统间的联接。世界上第一条商业化的高压直流输电线路1954年诞生于瑞典，用于连接瑞典本土和哥特兰岛，由阿西亚公司(ASEA, 今ABB集团)完成。

在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流，通过架空线或电缆传送到接受点；直流在另一侧换流站转化成交流后，再进入接收方的交流电网。直流输电的额定功率通常大于100兆瓦，许多在1000-3000兆瓦之间。

高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。

应用高压直流输电系统，电能等级和方向均能得到快速精确的控制，这种性能可提高它所连接的交流电网性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。

高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成，两个换流站与两端的交流系统相连接。

直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600-800km，电缆线路超过40-60km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国葛洲坝一上海1100km、±500kV,输送容量的直流输电工程，已经建成并投入运行。此外，全长超过2000公里的向家坝-上海直流输电工程也已经完成。该线路是目前（截至2011年初）世界上距离最长的高压直流输电项目。

主要设备

包括换流器、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、直流避雷器及控制保护设备等。

换流器又称换流阀是换流站的关键设备，其功能是实现整流和逆变。目前换流器多数采用晶闸管可控硅整流管)组成三相桥式整流作为基本单元，称为换流桥。一般由两个或多个换流桥组成换流系统，实现交流变直流直流变交流的功能。

换流器在整流和逆变过程中将要产生5、7、11、13、17、19等多次谐波。为了减少各次谐波进入交流系统在换流站交流母线上要装设滤波器。它由电抗线圈、电容器和小电阻3种设备串联组成通过调谐的参数配合可滤掉多次谐波。一般在换流站的交流侧母线装有5、7、11、13次谐波滤波器组。

单极又分为一线一地和单极两线的方式。直流输电一般采用双极线路，当换流器有一极退出运行时，直流系统可按单极两线运行，但箱送功率要减少一半。

远距离输电优势明显

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。业内专家一致认为。高压直流输电具有线路输电能力强、损耗小、两侧交流系统不需同步运行、发生故障时对电网造成的损失小等优点，特别适合用于长距离点对点大功率输电。

其中，轻型直流输电系统采用可关断的晶闸管、绝缘门极双极性三极管等可关断的器件组成换流器，使中型的直流输电工程在较短输送距离也具有竞争力。

此外，可关断器件组成的换流器，还可用于向海上石油平台、海岛等孤立小系统供电，未来还可用于城市配电系统，接入燃料电池、光伏发电等分布式电源。轻型直流输电系统更有助于解决清洁能源上网稳定性问题。

工程应用

1. ±660千伏宁东—山东直流输电工程于2011年2月28日投运，山东接受外送电力的能力由350万千瓦提升至750万千瓦。据统计，山东因此每年可节约原煤1120万吨。由此全省减少二氧化硫排放5.7万吨，二氧化硫排放量降低1.1个百分点，大大促进了资源节约型、环境友好型社会建设。

仅2011年第一季度，山东电网就接纳省外来电91.3亿千瓦时，同比增长176%。

2. 锦屏—苏南±800千伏特高压直流输电工程采用900平方毫米导线，节能环保效果明显，抗自然灾害能力强，可进一步促进电力技术创新和行业技术升级。与传统的630平方

毫米截面导线相比，锦苏特高压直流线路应用900平方毫米截面导线，按照年运行3000小时计算，每年每千米线路可节电4.32万千瓦时，全线一年将创造直接效益4000多万元。

按供电煤耗360克标煤/千瓦时计算，全线一年将减少标煤消耗7.735万吨，减排二氧化碳约20.12万吨。而在抵御自然灾害方面，大截面导线的大风水平荷载降低约10%，15

毫米覆冰垂直荷载减小约7%。

3. 三峡—上海±500千伏直流输电工程线路全长1048.6千米，输送容量300万千瓦，若按中强度全铝合金导线替代普通导线计算，正常功率下，如果一年的输送小时数为4000小时，可节约电能7.98万千瓦时/千米，全线每年可节电8372万千瓦时。[2]

4. 向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程是我国首个特高压直流输电示范工程。工程由我国自主研发、设计、建设和运行，是目前世界上运行直流电压最高、技术水平最先进的直流输电工程。向家坝-上海±800kV特高压直流输电示范工程包括二站一线，起于四川省宜宾复龙换流站，经四川、重庆、湖北、湖南、安徽、江苏、浙江、上海，止于上海市奉贤换流站。工程全长1891.6km，先后跨越长江四次。换流容量为6400MW，直流电流为4000A，每极采用两组12脉冲换流器串联（400kV+400kV）。换流变压器容量（24+4）×297.1（321.1）MVA（其中4台备用）；换流变型式为单相双绕组有载调压；±800kV直流开关场采用双极接线，并按每12脉冲阀组装设旁路断路器及隔离开关回路；±800kV特高压直流线路一回，复龙换流站交流500kV出线9回，奉贤换流站交流500kV出线3回。国家发改委于2007年4月以发改能源【2007】871号文件核准，2008年5月开工建设，2009年12月12日通过竣工验收并单极投入运行，2010年整体工程完成试运行，投入商业运行，实际动态总支出190.2亿元，比批复动态总投资节省42.5亿元。

超高压直流输电和交流输电的性能对比

（1）功率传输特性

交流为了满足稳定问题，常需采用串补、静补、调相机、开关站等措施，有时甚至不得不提高输电电压。但是，这将增加很多电气设备，代价昂贵。

直流输电没有相位和功角，不存在稳定问题，只要电压降，网损等技术指标符合要求，就可达到传输的目的，无需考虑稳定问题，这是直流输电的重要特点，也是它的一大优势。

（2）线路故障时的自防护能力

我们学过继电保护，知道交流线路单相接地后，其消除过程一般约0.4~0.8秒，加上重合闸时间，约0.6~1秒恢复。

直流线路单极接地，整流、逆变两侧晶闸管阀立即闭锁，电压降为零，迫使直流电流降到零，故障电弧熄灭不存在电流无法过零的困难，直流线路单极故障的恢复时间一般在0.2~0.35秒内。

（3）过负荷能力

交流输电线路具有较高的持续运行能力，受发热条件限制的允许最大连续电流比正常输电功率大的多，其最大输送容量往往受稳定极限控制。

直流线路也有一定的过负荷能力，受制约的往往是换流站。通常分2小时过负荷能力、10秒钟过负荷能力和固有过负荷能力等。前两者葛上直流工程分别为10%和25%，后者视环境温度而异。

总的来说，就过负荷能力而言，交流有更大的灵活性，直流如果需要更大的过负荷能力，则在设备选型时要预先考虑，此时需要增加投资。

（4）功率控制

交流输电取决于网络参数、发电机与负荷的运行方式，值班人员需要进行调度，但又难于控制，直流输电则可全自动控制。

直流输电控制系统响应快速、调节精确、操作方便、能实现多目标控制；

（5）短路容量

两个系统以交流互联时，将增加两侧系统的短路容量，有时会造成部分原有断路器不能满足遮断容量要求而需要更换设备。直流互联时，不论在哪里发生故障，在直流线路上增加的电流都是不大的，因此不增加交流系统的断路容量。

（6）电缆

电缆绝缘用于直流的允许工作电压比用于交流时高两倍，例如35kV的交流电缆容许在100kV左右直流电压下工作，所以在直流工作电压与交流工作电压相同的情况下，直流电缆的造价远低于交流电缆。

（7）输电线路的功率损耗比较

在直流输电中，直流输电线路沿线电压分布平稳，没有电容电流，在导线截面积相同，输送有用功率相等的条件下，直流线路功率损耗约为交流线路的2/3。并且不需并联电抗补偿。

（8）调度管理

由于通过直流线路互联的两端交流系统可以又各自的频率，输电功率也可保持恒定（恒功率、恒电流等）。对送端而言，整流站相当于交流系统的一个负荷。对受端而言，逆变站则相当于交流系统的一个电源。互相之间的干扰和影响小，运行管理简单方便，对我国当前发展的跨大区互联、合同售电、合资办电等形成的联合电力系统，尤为适宜。（9）线路走廊

按同电压500kV考虑，一条500kV直流输电电线路的走廊约40m，一条500kV交流线路走廊约为50m，但是1条同电压的直流线路输送容量约为交流的2倍，直流输电的线路走廊其传输效率约为交流线路的2倍甚至更多一点。

超高压直流输电的优势及其依赖的技术

1、优势

有以上的性能对比，我们可以总结出超高压直流输电和交流输电的对比之下的优点：1）线路造价低，走廊窄。

2）直流输电电缆输送容量大，造价低，损耗小，不易老化，寿命长，输送距离不受限制。

3）无同步稳定性问题，有利于长距离大容量送电。

4）可异步运行。

5）可以改善所连交流系统运行特性。

6）可分期投资建设。

7）电网管理方便。

8）可隔离故障，有利于避免大面积停电。

2、限制了直流输电的应用范围的因素：

（1）直流断路器的费用高；

（2）不能用变压器来改变电压等级；

（3）换流设备的费用高；

（4）由于产生谐波，需要交流和直流滤波器，从而增加了换流站的费用；

（5）控制复杂。

克服以上缺点，所依赖技术是：

（1）直流换流器的进展；

（2）晶闸管的模块化结构和额定值增加；

（3）换流器采用12或24脉波运行；

（4）采用氧化金属变阻器；

（5）换流器控制采用数字和光纤技术。

超高压直流输电系统的结构元件

之前讲到超高压直流输电的限制因素，我们现在从系统元件配置上面来看看超高压直流输电的限制技术

（1）换流器

它们完成交-直流和直-交流转换，由阀桥和有抽头换流变压器构成。阀桥包括6脉波或12脉波的高压阀。换流阀通常由多个串联而成，换流阀具有从阳极到阴极的单向导通性，所以换流阀的导通需要阳极到阴极正向电压以及在门级上加的足够的电压触发其导通，换流阀一旦导通后，当其电流减小到零并且加在阀上的电压为反向时候阀才不再导通，且换流阀具有一定的承受正反向电压的能力，所以这便实现了从交流到直流的变换

晶闸管换流变压器向阀桥提供适当等级的不接地三相电压源。由于变压器阀换流器的正端或负端接地。换流器的功能就是实现交流系统和直流系统的适当连接 直流平波电抗器变压器无功功率源交流滤波器电极

交流母线

断路器

桥换流器变压器交流滤波器直流线路无功功率源换流器直流滤波器交流母线

（2）平波电抗器

这些大电抗器有高达1.0H的电感，在每个换流站与每极串联，它们有以下作用：

1.降低直流线路中的谐波电压和电流；

2.防止逆变器换相失败；

3.防止轻负荷电流不连续；

4.限制直流线路短路期间整流器中的峰值电流。

（3）谐波滤波器

换流器在交流和直流两侧均产生谐波电压和谐波电流。这些谐波可能导致电容器和附近的电机过热，并且干扰远动通信系统。因此，在交流侧和直流侧都装有滤波装置。

（4）无功功率支持

直流换流器内部要吸收无功功率。稳定条件下，所消除的无功功率是传输功率的50%左右。在暂态情况下，无功功率的消耗更大。因此，必须在换流器附近提供无功电源。

（5）电极

大多数的直流联络线设计采用大地作为中性导线，至少在较短的一段时间内是这样。与大地相连接的导线需要有较大的表面积，以便使电流密度和表面电压梯度最小。这个导线被称为电极。如前所述，如果必须限制流经大地的电流，可以用金属性回路的导体作为直流线路的一部分。

（6）直流输电线

它们可以是架空线，也可以是电缆。除了导体数和间距的要求有差异外，直流线路与交流线路十分相似。

（7）交流断路器

为了排除变压器故障和使直流联络线停运，在交流侧装有断路器。它们不是用来排除直流故障的，因为直流故障可以通过换流器的控制更快地清除。

超高压直流输电的故障保护系统

直流系统的故障分类

直流系统的故障类型按照故障发生区域来划分，主要有换流器故障、直流开关场设备故障、接地极故障、换流器交流部分故障、直流线路故障，此外直流系统还配备了针对交流系统扰动的有关控制保护，如同步谐振、稳定控制功能等

不同故障的特种以及控制策略

1.换流器故障类型及特征

（1）换流阀短路故障

阀短路时换流器内部或外部绝缘损坏或被短接造成的故障，这是换流器最为严重的一种故障

整流器的阀在阻断状态时大部分时间承受反向电压，当经理反向电压峰值增大幅度跃变或阀的冷水系统故障等原因造成绝缘损坏时，将会造成阀短路。整流器阀短路的特征是：

1）交流侧交替发生两项短路和三相短路

2）通过故障阀的电流反向，并剧烈增大

3）交流侧电流激增，比正常工作店里大许多倍，直流侧由于平伯电抗器的作用，直流段时间内下降不多

4）换流桥直流母线电压下降

逆变器的阀在阻断状态大部分时间承受这正向电压，当点呀过高或者电压上升率

过大时易造成绝缘损坏导致阀短路，逆变器短路特征有：

1）开始阶段与逆变器阀误开通故障相相同

2)当故障阀与下一阀换相时故障仍未消除其特征与换相失败相同

发生换流器阀短路时故障控制策略为：投入旁通对、停发触发脉冲、跳开交流断路器（2）换相失败

由于换流器阀导通后在承受反向电压一定时间的前提下才能顺利实现关断，如果在这段时间内，阀未能恢复阻断能力，或者幻想的过程中一直未能完成，当加在该阀上的电压为正时，立即重新导通，则发生了倒换相，使预计开通旳阀重新关断，造成换相失败。由于整流器大多时间内承受反向电压不易造成换相失败，但是逆变器大多时间承受的正向电压容易造成换相失败。如果逆变器换流阀短路、丢失触发脉冲、交流系统故障等均会引起换相失败。

换相失败的特征有：

1）换相的两个阀发生倒换相

2）在一次换相失败中使得接在同一相上的一对阀同时导通形成直流短路

3）两次连续换相失败将有工频交流电压加到直流线路上

发生换相失败时的故障控制策略为：

①采取适当措施预防换相失败，如采用可关断器件换流器、利用无功补偿维持换相电压

的稳定、系统规划时降低换流变压器的短路电抗、增大额定逆变角β以及和固有极限关断角γ的整定值（但这是以降低直流输电系统的运行经济性为代价的，因为增大β将导致直流侧电压降低如果直流电流不变的话，传输功率就将降低）、②人工换相

③改善系统频谱特性

解释：根据相关文献证明，逆变侧交流系统故障后的电压波形与交流系统的频谱特性密切相关，若改善之，使得波形中含有高频振荡成分，则换相过程中电压时间面积增加，有利于逆变器换相成功

（3）控制系统故障导致阀误导通、阀不开通故障。

由于直流控制系统故障导致触发脉冲一场，造成换流器工作异常，出现阀误开通或者不开通的故障

阀误开通的特征是：整流侧误开通是因为直流电压上升，使得直流电流略微上扬，逆变侧误开通时，直流电压下降或者换相失败，而直流电流增加

阀不开通的特征是：整流侧发生不开通故障时，直流电压电流下降，逆变侧发生不开通故障时直流电压下降，直流电流上升

对于不开通和误开通的控制策略：与换相失败的控制相同

1、直流开关场设备故障

直流开关场设备故障主要包括高压直流极母线故障、中性线母线故障、直流滤波器故障、直流接线方式转换开关故障及平波电抗器故障等。

由于这部分设备较为复杂，其不同设备的故障机理和特征均有所不同，在具体配置其保护时需要根据不同的设备进行具体分析，其故障控制策略也根据其故障对直流系统影响的严重程度有所不同。例如：高压极母线差动保护动作后，应将换流器闭锁、禁止投入旁通对；中性线母线差动保护动作后应跳开换流变压器交流侧断路器，启动极紧急停运顺序等。

2、接地极故障

接地极故障主要包括接地及母线故障、接地极线路故障、站内接地网故障

3、换流站交流设备故障

换流站交流设备包括换流变压器、交流开关场、交流母线、交流滤波器、交流出现、交流馈线等。不同交流设备故障特征有所不同，其相应的保护配置与交流系统中对应的设备保护配置相同，不过在此保护配置的基础上增加了保护一直流系统的控制

保护配合

4、直流线路故障

由于超高压直流线路均较长，一般都在800km以上，在此线路上任意一点发生故障都会导致直流系统故障，故直流线路故障在直流系统故障中出现的几率是最大的。在直流对低短路的瞬间，一般从整流侧检测到直流电压下降和直流电压上升，从逆变侧检测到直流电压和直流电流均下降。

通常直流线路配有行波保护、低电压保护、纵差保护、横差保护、交直流碰线保护等，通常以行波保护为主保护。当直流线路发生故障之后，直流线路检测到线路故障后启动直流线路故障重启功能，即整流器变为逆变器运行，将直流线路上的能量转移到交流系统中，经过一点无压时间（大约为0.2~0.5s，可根据实际情况现场整定）使换流阀充分去游离，绝缘性能恢复到能够承受正电压，再重新启动直流系统。由此可见直流线路故障重启功能类似于交流线路故障跳闸后的自动重合闸功能，根据需要直流线路故障重启的次数和电压均可整定。