高压直流输电总结

高压直流输电总结

一、高压直流输电概述：

1.高压直流输电概念：

高压直流输电是交流-直流-交流形式的电力电子换流电路，由将交流电变换为直流电的整流器、高压直流输电线路及将直流电变换为交流电的逆变器三部分组成。

注意：高压输电好处是在输送相同的视在功率S的前提下，高压输电能够降低输电线路流过的电流，减少线路损耗，提高输送效率（,）。

2.高压直流输电的特点：

（1）换流器控制复杂，造价高；

（2）直流输电线路造价低，输电距离越远越经济；

（3）没有交流输电系统的功角稳定问题；

（4）适合海底电缆（海岛供电、海上风电）和城市地下电缆输电；

（5）能够非同步（同频不同相位，或不同频）连接两个交流电网，且不增加短路容量；

（6）传输功率的可控性强，可有效支援交流系统；

（7）换流器大量消耗无功，且产生谐波；

（8）双极不对称大地回线运行时存在直流偏磁问题和电化学腐蚀问题；

（9）不能向无源系统供电，构成多端直流系统困难。

3.对直流输电的基本要求：

（1）能够灵活控制输送的（直流）电功率（大小可调；一般情况下，应能够正反双向传送电功率（功率方向可变）；

（2）维持直流线路电压在额定值附近；

（3）尽可能降低对交流系统的谐波污染；

（4）尽可能少地吸收交流系统中的无功功率；

（5）尽可能降低流入大地的电流。

注意：大地电流的不利影响包括①不同接地点之间存在电位差，形成电解池，造成电化学腐蚀；②变压器接地中性点流过直流电流，造成变压器直流偏磁，使变压器噪声增加、损耗加大、振动加剧。

4.高压直流输电的适用范围：

答：1.远距离大功率输电;2.海底电缆送电;3.不同频率或同频率非周期运行的交流系统之间的联络;4.用地下电缆向大城市供电;5.交流系统互联或配电网增容时,作为限制短路电流的措施之一;6.配合新能源供电。

二、高压直流输电系统的基本构成：

1.双端直流输电的基本构成：

（1）单极大地回线（相对于大地只有一个正极或者负极）：

图2- 1

（2）单极金属回线：

图2- 2

（3）双极大地回线（最常用）：

图2- 3

（4）双极单端接地（很少用）：

图2- 4

（5）双极金属回线（较少用）：

图2- 5

（6）并联式背靠背：

图2- 6

（7）串联式背靠背：

图2- 7

2.多端直流输电的基本构成：

（1）三端并联型；

图2- 8

（2）三端串联型；

图2- 9

注意：这里的“双端”、“多端”指的是所接换流站的个数（交流电网接入点的个数），而不是换流器的个数。

3.多端直流输电的特点：

（1）可以经济地连接多个交流系统；

（2）因缺少大容量直流断路器，无法切除输电线路的短路故障，因而限制了它的发展。

三、换流技术复习：

1.三相全控整流电路原理图：

图3- 1

（1）大电感负载（符合直流输电工程实际）；

（2）交流输入电压的相序与晶闸管触发顺序的关系（135462）；

（3）阀的组成、静态均压（电阻分压）和动态均压（电容分压）原理与电路；

（4）均压系数（）、电压裕度系数（）；

（5）阀串联元件数的确定；

（6）电压变化率限制和电流变化率限制。

图3- 2

2.三相全控桥的波形图：

（详见电力电子书P152、P153、P160）

3.三相全控桥计算公式:

（1）直流输出电压的理想计算公式:

(1.1)

（为线电压）（2）考虑交流侧电抗的直流输出电压的计算公式（缺口面积是始于α的面积与始于α+γ的面积之差的一半，缺口面积=）:

(1.2)

（3）阀电流有效值：

(1.3)

（4）交流侧线电流有效值的计算公式:

(1.4)

4.三相全控桥的外特性（全控桥外特性：直流输出电压Ud与直流输出

电流Id间的函数关系）：

（1）逆变器外特性：

a)方程：

(1.5)

b)曲线：端电压Ud随输出负载电流Id的增加而下倾的直线；（以定α表

示）

图3- 3

（2）整流器外特性：

a)方程：

i.用控制角α表示：

(1.6)

ii.用逆变角β表示（α=180 °-β代入上式）：

(1.7)

iii.用熄弧角δ表示（δ= β-γ，γ是换相角）：

(1.8)

（）

(1.9)

（）

图3- 4理想定β的面积比理想定δ小2个缺口面积:

b)曲线：

i.用逆变角β表示：上翘直线（负值面积随电流增大），端口电压的绝对

值随直流电流的增加而增加（正内阻）；

ii.用熄弧角δ表示：下倾直线（负值面积随电流减小），端口电压的绝对值随直流电流的增加而下降（负内阻）；

图3- 5逆变器外特性曲线（以定β和定δ表示）

5.三相全控桥的等值电路：

（1）整流器等值电路:

图3- 6整流器等值电路

(1.10)

a)内电势，内阻为正的可调电压源；

b)端口电压随输出电流增大而减小。

（2）逆变器等值电路：

图3- 7逆变器等值电路

a)用β表示的等值电路，端口电压随电流增大而增大（正内阻）；

b)用δ表示等值电路，端口电压随电流增大而减小（负内阻）。

（3）双端直流输电系统的等值电路:

图3- 8直流系统等值电路图

6.双端直流输电系统工作点：

（1）工作点的确定：

通常将线路电阻RL纳入逆变器侧，则用β表示的外特性曲线因正值内阻增加而上翘更多，用δ表示的外特性曲线因负值内阻减小而使下倾减缓或微上翘。

由直流输电系统等值电路可见，两侧电路工作时，应该具有相同电流和端口电压，表现在曲线上，就是两侧换流器的外特性曲线的交点，这就是工作点。

图3- 9双端直流系统工作点的确定（两条线交点）

（2）工作点稳定性判据：采用小扰动法在工作点加上一点小扰动看看系统能不能回到原来的稳定点。（结论：整流侧外特性曲线的斜率小

于逆变侧外特性曲线的斜率，系统可以稳定运行。）

7.双桥换流器（电力电子那个十二脉波）（整流器和逆变器结构相同）：

（1）电路图：两个三相全控桥串联；

图3- 10

（2）交流输入电压：两个三相交流输入电压的相位互差30°（频率相同，幅值相同）；

（3）触发顺序：1-1-2-2-3-3-4-4-5-5-6-6；

（4）直流输出电压瞬时值波形和纹波频率：每工频基波含12个均匀波头；

（5）直流输出平均电压：等于两个全控桥直流输出平均电压之和；

（6）双桥换流器的优点：

a)在晶闸管元件耐压能力和串联数不变的条件下，双桥输出电压是单桥

的两倍；采用桥串联代替元件串联；

b)直流输出电压的谐波幅值比单桥更小，谐波频率更高，因而更易于滤

除；

c)交流公共母线的电流谐波比单桥更小，最低次谐波次数更高；

d)当双桥中发生任一桥故障时，可以将故障桥隔离（短接），另一正常单

桥仍可继续工作；

（1）逆变器实现逆变的条件：

a)外接直流电源，其极性必须与晶闸管的导通方向一致；

b)外接交流系统，其在直流侧产生的整流电压平均值应小于直流电源电

压；

c)晶闸管的触发角α应在的范围内连续可调。

四、换流器的谐波分析：

1.谐波的危害：

（1）对铁磁设备的影响。谐波造成额外的铁耗导致发热、振动和噪声，降低了设备出力、效率及寿命；

（2）对旋转电机的影响：谐波造成转矩脉动，转速不稳；

（3）对电力电容器的影响：谐波可能引起谐振过电压；

（4）对电力系统测控的影响：谐波使测量误差增加，可能导致控制失灵，保护误动；

（5）3次谐波电流过大可能使中性线过流；

（6）谐波叠加在基波上，使电气应力增加，对各种电气设备尤其是电容器的绝缘造成威胁；

（7）谐波对通信线路造成干扰。

2.谐波分析的数学工具：傅里叶级数。

3.谐波分析的基本假设：

（1）交流电源为三相对称标准正弦波电压源；

（2）三相交流电路各相阻抗参数相等；

（3）换流器采用60°等间隔触发；

（4）直流电流恒定（水平无纹波）；

（5）不考虑换相角的影响；

在上述基本假设条件下，分析得出的谐波，称之为“特征谐波”。

4.谐波分析的基本步骤：

（1）写出尽可能简洁的周期函数表达式f（x）；

（2）计算傅立叶级数的系数an和bn；

（3）写出与周期函数f（x）等价的傅立叶级数表达式；

（4）分析f（x）的傅立叶级数构成成分，得出有用结论。

5.谐波分析内容：

（1）直流输出电压的特征谐波分析：

a)谐波频率：等于6n（n=1，2，3，…）倍工频基波频率；

b)谐波幅值是控制角α的函数：α=0°和α=180°幅值最小，α

=90°幅值最大；HVDC运行时，整流侧α=12°～15°，逆变侧定

δ运行；

c)谐波幅值随谐波次数的增加而减小；

d)n=0时的直流分量就等于直流电压平均值。

（2）交流线电流的特征谐波分析：

a)YY接线变压器一次电流特征谐波分析：除基波外只剩有5、7、11、

13、……次等6k±1次谐波。

b)YD接线变压器一次电流特征谐波分析：（波形相同，幅值比YY接线大

倍）除基波外只剩有5、7、11、13、……次等6k±1次谐波。

（3）双桥换流器直流侧电压特征谐波分析（根据假设直流电流无纹波，故只分析直流电压）：12k±1次谐波。

五、换流器的功率因数计算：

1.功率因数的定义：

功率因数等于有功功率P与视在功率S之比，即：

(1.11)

功率因数λ的大小反映的是有功功率P在视在功率S中所占的比重，是功率的利用系数，反映功率的利用程度。

三相全控桥交流侧的电压是正弦波形，电流是方波，故有功功率P等于基波电压有效值U（即）与基波电流有效值、及基波电压与基波电流相角差

的余弦值的乘积。（不考虑换相角γ时，；考虑换相角γ时，）

2.只考虑基波时的功率因数：

(1.12)

3.考虑谐波时的功率因数：

(1.13)

上式是不考虑换相角时的情况。

(1.14)

上式是考虑换相角时的情况。

六、高压直流输电系统主设备：

1.换流器：

（1）双桥换流器与四重阀结构：

一个三相全控桥有6个桥臂（阀），一个桥臂（阀）由120个晶闸管串联而成；每15个晶闸管构成一个基本单元，每两个基本单元（30个晶闸管）组装为一个半

层阀；每4个半层阀构成一个阀。

四重阀：双桥换流器同一相上的4个阀的组合体。

图6- 1 四重阀示意图

（2）等间隔（60°）触发与等控制角（α）触发：

a)等间隔（60°）触发方式：

α1=移相控制；相对于1号自然换相点滞后角度α1；从脉冲2开始，均滞后前一个脉冲60°，即：αk+1=αk+60°（k=2，3，4，5，6）。

b)等控制角α触发方式：

α1=α2=α3=α4=α5=α6；即6个触发脉冲都是相对于各自的自然换相点滞后一个相同角度。

c)两种触发方式比较：

在三相电压对称的条件下，两种触发方式等效，但是在三相电压不对称的条件下，后者的触发脉冲不等间隔，导致交流电流波形正负半波宽度不等，平均电流不为零，造成变压器偏磁。

（3）晶闸管换流器对晶闸管元件的基本要求：

a)耐压强度高；

b)载流能力强；

c)开通时间和电流上升率的限制，即约为100A/s；

d)关断时间与电压上升率的限制，即约为200V/s。

（4）触发脉冲的传送方式：

a)光纤方式；

b)电磁方式。

图6- 2 （a）为光纤方式，（b）（c）为电磁方式

（5）高压（就地）取电技术：

图6- 3光电变换电路的高压（就地）取电方法

2.换流变压器：

（1）工作电流波形是方波；

（2）耐压要求高；

（3）可能存在一定偏磁（直流分量）；

（4）有载调压、调压范围大、调节频繁。

3.平波电抗器：

（1）作用：

a)直流电流滤波（平波）；

b)限制线路短路电流的上升率；

c)防止小电流运行时的电流断续；

d)阻断雷电波的侵入；

e)减小对沿线通讯设施的干扰；

（2）如何选取直流电抗器的电感值：

答：直流电抗器的作用是减少直流侧的交流脉动量，小电流时保持电流的连续性以及当直流送电回路发生故障时，能抑制电流的上升速度。从作用来看，它的电感量越大越好。但是过大，当电流迅速变化时在直流电抗器上产生的过电压就越大；另外作为一个延时环节，过大对直流电流的自动调节不利。所以满足上述三项要求的前提下，直流电抗器的电感Ld 应尽量小。故选取直流电抗器电感值的具体方法是：

①按减少直流侧的交流脉动分量的情况确定电感值；

②以小电流时保持电流的连续性和直流送电回路发生故障时能抑制电流

上升速度的情况进行验算。

4.滤波器：

（1）滤波原理：

高阻抗串联分压隔离（如平波电抗器，滤除谐波电压），低阻抗并联支路分流（如LC滤波器，滤除谐波电流）；工作频率低于谐振频率时，滤波器呈容性，工作频率高于谐振频率时呈感性。

（2）交流滤波器的种类及其阻抗特性：

a)单调谐滤波器（只有一个谐振频率）：

图6- 4 单调谐滤波器图6- 5单调谐滤波器阻抗特性

b)双调谐滤波器（有两个谐振频率）：

图6- 6双调谐滤波器图6- 7双调谐滤波器阻抗特性

c)高通滤波器：

图6- 8 高通滤波器图6- 9高通滤波器阻抗特性

（3）交流侧滤波器设计原则：滤除谐波的同时考虑无功补偿，兼顾经济性。

（4）交流侧滤波器设计步骤：首先根据无功需求确定C，再根据谐振要求确定L，最后根据品质因数确定R。

（5）电容器的经济容量和安装容量：

电容器的工作电流包括谐波电流和基波电流，其容量是谐波容量和基波容量两者之和，称之为安装容量。

只考虑滤波而不考虑无功补偿，求得的最小安装容量即经济容量；令“基波容量/安装容量”比值最大，即安装容量的最大利用。

（6）滤波器的特征电抗、品质因数：

谐振频率下的感抗值或容抗值即特征电抗；，即品质因数。

品质因数Q越大，谐振时的支路阻抗越小，滤波效果也越好，但考虑到与交流电网发生谐振时为防止通过滤波器（电容器和电抗器）的电流过大，人为增加串联电阻阻值以降低Q，起限制电流过大的作用。一般Q取值范围为50～100，为了节能目的，有时会取更高值（电阻值更小）。

（7）并联滤波器与串联滤波器相比有什么优点:

a)滤波效果好；

b)串联滤波器必须通过主电路的全部电流，并对地采用全绝缘，而并联

滤波器的一端接地，通过的电流只是由它所滤除的谐波电流和一个比

主电路小得多的基波电流，绝缘要求也低。

5.直流断路器:

（1）直流没有过零点，难以熄弧；

（2）熄弧技术：

a)并联LC支路，利用LC振荡产生反向电流以抵消线路电流，使之实现

过零灭弧；开关闭合工作时，电容器通过充电回路预充电，开关打开

前，并联到开关两端构成LC振荡回路；

b)直接并联带间隙的电容器，利用电容器吸收能量熄弧；

c)利用逐渐加大串联电阻使回路电流下降，最后用电容器吸收能量熄弧；

d)拉长电弧，增加弧电阻，降低回路电流，熄弧。

七、HVDC对交流系统的影响：

1.概述：

（1）交流系统强弱程度:

a)系统强弱程度反映了系统内各环节对扰动的敏感度;

b)互联等效阻抗: 阻抗高，系统弱；阻抗低，系统强；

c)交流系统惯性（发电机转动惯量）：惯量小，系统弱；惯量大，系统强；注意：系统越弱，交、直流交互影响越强。

d)短路比（short circuit ratio，SCR）：换流站交流母线的短路容量与额定

直流功率的比值，即：

(1.15)

e)有效短路比（ESCR）：考虑无功补偿设备后的短路比，即：

(1.16) 注意：一般而言，短路比小于2的系统称为弱系统。

注意：系统在不同运行方式下，SCR可能不同。

注意：恶劣情况下，原来很强的系统也可能会变成弱系统。

2.换相失败：

（1）概念：当逆变器两个阀进行换相时，因换相过程未能进行完毕，或者预计关断的阀关断后，在反向电压期间未能恢复阻断能力，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

通的阀重新关断，这种现象称之为换相失败。

（2）机理：实际HVDC采用晶闸管在电流过零后恢复正向阻断能力所需时间约为400μs（对应50Hz下7.2°），故当关断角小于7.2°时，HVDC

会发生换相失败；另外，当交流系统较弱时，也容易发生换相失败。

（3）主要因素：交流侧母线电压；直流电流；换相电抗；越前触发角等。

(1.17)

(1.18) （这里有些参数PPT没细讲，我也没搞懂，求指教）

（4）换相失败的危害：

a)换相失败引起输送功率中断威胁系统安全稳定；

b)交流系统短路时，电压跌落可能引起多个换流站同时发生换相失败，

导致多回直流线路功率中断，引起系统潮流大范围转移和重新分布；

c)影响故障切除后受端系统电压恢复，进而影响故障切除后直流功率快

速恢复，可能会威胁交流系统暂态稳定性。

（5）措施：

a)利用无功补偿维持交流电压稳定；

b)采用较大平波电抗限制直流电流暂态上升；

c)规划阶段降低变压器短路电抗（换流电抗）；

d)增大触发角或关断角整定值；

e)人工换相等。

3.HVDC引起的电压稳定：

（1）机理：

逆变器采用定熄弧角控制时，交流电压下降，触发角减小，无功功率增加，导致交流电压进一步下降。

（2）措施：

a)使用无功补偿装置增强交流电压支撑能力；

b)换流器控制模式转换（改为定电压控制）；

c)采用VSC换流器等。

4.直流功率调制的影响—低频振荡抑制：

（1）基本概念：

由系统缺乏阻尼或系统负阻尼引起的输电线路上的功率波动频率一般

在0.1~2.0Hz，通常称为低频振荡。自由振荡频率为：

(1.19)

式中，由上式可知，机组惯量越大，振荡频率越低；输送功率越大，振

荡频率越低。

（2）直流小信号调制:

a)利用与交流联络线并联运行的HVDC的小信号调制可以有效地抑制互

联系统间的低频振荡；

b)原理：在已有HVDC控制系统中加入附加的直流小信号调制器，从交

流联络线或两端交流系统中提取异常信号，来调节直流线路传输的功

率，使之快速吸收或补偿交流线路功率过剩或缺额，起到阻尼振荡作

用。

c)常用直流小信号调制器类型：单入单出超前-滞后补偿（原理类似于

PSS）。

图7- 1 直流小信号调制器模型

5.谐波不稳定性：

（1）谐波概念：

谐波是一个周期电气量的正弦分量，其频率为基波频率的整数倍；不是

基波整数倍频率的分量称为间谐波或分数谐波；频率低于基频的间谐波称为

次谐波。

注意：HVDC换流器交流侧为谐波电流源，直流侧为谐波电压源。

（2）谐波稳定性：

a)HVDC引起的谐波不稳定是指在换流站附近有扰动时，谐波振荡不易衰

减甚至放大的现象，表现为交流母线电压严重畸变。

b)后果：电流谐波放大几倍甚至几十倍；电压严重畸变会导致换相失败

并使系统运行困难；

c)不稳定机理：

i.特征谐波大部分被交流滤波器吸收，但非特征谐波却很难被滤波器吸

收；

ii.系统阻抗、电源阻抗、滤波器阻抗等并联，容易导致较低次谐振频率（5次及以下）；

iii.谐振频率如果与非特征谐波匹配可能导致谐波被放大，放大的谐波进一步造成交流电压波形畸变及脉冲不均衡，如果形成正反馈，最终导致交流母线电压严重畸变，直流系统运行困难或不能稳定运行；iv.铁芯饱和型谐波不稳定是由于交直流系统中过多的低次谐波交互影响导致，谐波通过换流变压器的磁通偏移被放大，谐波和换流器交互影响又激励了这种放大，最终导致出现环流变压器铁芯饱和引起谐波不稳定现象；

v.当交流侧并联谐振频率与直流侧串联谐振频率刚好满足交直流两侧谐波交互关系时，就发生互补谐振；

d)抑制谐波不稳定措施：

i.规划阶段避免互补谐振发生；

ii.利用磁通补偿或谐波注入消除非特征谐波；

iii.附加控制电流调节触发脉冲，保证非特征谐波最小；

iv.有源滤波等。

6.不对称运行的影响：

在单极大地回线运行方式或者双极两端接地不对称运行方式下，会有较大电（甚至为额定运行电流）经接地极流经大地。

持续、长时间的大电流流过接地极会表现出三类效应：电磁效应、热力效应、电化效应。

（1）电磁效应：

a)内容：直流电流注入大地，在极址土壤中形成恒定直流电流场，导致

出现大地电位升高、跨步电压、接触电势等。

b)影响：影响依靠大地磁场工作的设施；对金属管道、铠装电缆、具有

接地系统电气设备产生负面影响；跨步电压和接触电势影响人畜安

全；电磁干扰。

（2）热力效应：

a)直流电流作用下电极温度升高，可能蒸发土壤水分，导电性能变差，

电极将出现热不稳定，严重时会使土壤烧结成几乎不导电的玻璃状，

电极将丧失运行能力。

b)影响电极温升土壤参数：电阻率、热导率、热容率、湿度。

（3）电化效应：

a)大地中水与盐类物质相当于电解液，当直流电流经大地返回时，在阳

极上会产生氧化反应，使得电极及附近金属发生电腐蚀；也会导致附

近土壤中盐类物质被电解。

7.HVDC引起的变压器直流偏磁：

（1）问题：直流输电系统接地极流过较大电流时（如单极大地运行）

会导致中性点接地变压器产生直流偏磁现象。

（2）后果：导致铁芯饱和，产生谐波，引起振动和噪声，引起发热，

严重时损坏变压器，引起保护误动等。

图7- 2 直流偏磁对变压器励磁电流的影响

（3）产生的原因：

a)电流在大地中流通，会在不同的地点产生不同的电势，如果两个变电

站的接地网存在直流电势差，加上交流系统的直流电阻比较小，这样

就会在交流系统中形成直流电流；

b)入地电流找到了一个比大地更容易流通的通道，即接地变压器绕组和

交流线路组成。

图7- 3 大地电流回路

（4）影响因素：两台接地变压器所处位置的电位；两个变电站接地电阻R1、R2；变压器绕组直流电阻RT1、RT2；线路电阻RL。

图7- 4

（5）抑制措施（根本思路：避免（减小）地电流流经变压器中性点）：

a)中性点串电阻，限制流入的直流电流：

图7- 5 中性点串电阻

i.优点：简单、可靠、低成本；

ii.缺点：不能彻底消除直流电流流入；接地性质改变，有负面影响；影响方向保护灵敏度；系统故障时中性点过电压等。

b)改变中性点电位（如反向注入电流、电位补偿等）：

图7- 6 改变中性点电位

c)中性点串隔直电容阻止直流电流流入：

图7- 7 中性点串隔直电容

8.短时过电压：

（1）定义：超过正常电压范围，持续相对较长时间的不衰减或衰减慢的过电压。（Temporary Overvoltage，TOV）

（2）原因：造成换流站短时过电压的根本原因是换流站安装的大量无功补偿电容器和滤波器；额定工况下，无功容量为额定输送功率的

40%-60%，甩负荷时引起无功消耗大幅下降甚至为零，剩余的无功补

偿容量就会导致过电压。

（3）影响短时过电压大小的因素：

a)系统强弱程度与无功消耗情况；

b)由交流系统等效阻抗与直流输电换流站无功补偿设备和滤波设备构成

的并联谐振；

c)由换流变压器饱和或偏磁引起的励磁涌流。

（4）一般短时过电压包含的分量:工频过电压分量；变压器励磁涌流引起的过电压分量；并联谐振决定的自由频率分量。

（5）限制短时过电压的措施：

a)加强交流系统；

b)采用适当的直流输电运行策略；

c)电容器组与滤波器组投切；

d)ZnO避雷器限制过电压。

9.HVDC引起的次同步振荡（Subsynchronous Oscillation (SSO)）：

（1）概念：汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频

率的振荡。

（2）问题：在直流输电整流站附近的汽轮发电机组，如果大部分功率通过直流输电来输送，且与交流大系统之间的联系又比较薄弱，容易

引起次同步振荡（SSO）。

（3）后果：导致机组大轴疲劳甚至断裂，导致系统振荡失稳。

（4）作用机理：汽轮发电机的速度电动势分量与换流器触发角控制之间的紧密耦合与内在的反馈关系。

图7- 8

（5）影响因素：

a)发电机组与电整流站电气距离：距离越近越不利；

b)发电机组与交流大电网联系：联系越薄弱越不利；

c)发电机组的额定功率与HVDC输送的额定功率相对大小：若在同一个

数量级上，不利；

d)HVDC控制器：电流调节器、辅助控制器等引起负阻尼。

（6）抑制措施：

a)加入次同步阻尼控制器（SSDC）等附加控制解决（本质是通过提供对

扭振模式的阻尼来抑制SSO）；

b)附加一次设备防止（但价格昂贵）。

注意：逆变站附近的汽轮发电机组不会受到由HVDC引起的SSO危害。因为它们并不向HVDC提供任何功率，而只是与逆变站并列运行，供电给常规的随频率而变化的负荷。

注意：SSO基本只涉及大容量汽轮发电机组（30万kW以上），其轴系结构特点引起。

注意：水轮机不易发生次同步振荡：转子惯量大，功率扰动不易引起轴系扭振；机组对扭振固有阻尼很高。

10.多直流馈入问题：

（1）概念：多直流馈入就是在受端电网的一个区域中集中落点多回直

流线路。

（2）只采用基本控制的HVDC通常会导致交流系统和直流系统间产生

负面的相互作用；采用附加控制可以避免这种负面相互作用，甚至产

生正面的影响。

11.单双极闭锁：

（1）整流站闭锁相当于突甩负荷，系统频率上升；

（2）逆变站闭锁相当于突然切机，系统频率下降；

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

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

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

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。

2020年经典的输电技术总结

2020年经典的输电技术总结 中国高等学校电力系统及其自动化专业学术会议于1985年10月召开了首次会议，明确了会议的宗旨是为各校师生提供一个学术讲坛，促进学术交流，促进我国电力科学技术.下面是小 输电技术总结1 2019年10月12日，由中国高等学校电力系统及其自动化专业学术年会组织委员会主办，西华大学电气与电子信息学院承办，亚洲电能质量产业联盟、内蒙古工业大学协办的中国高等学校电力系统及其自动化专业第35届学术年会在四川成都隆重开幕。《电力自动化设备》杂志社是本次会议支持单位之一。 中国高等学校电力系统及其自动化专业学术会议于1985年10月召开了首次会议，明确了会议的宗旨是为各校师生提供一个学术讲坛，促进学术交流，促进我国电力科学技术、电力工业 的原则。经过30多年的发展，该年会已成为全国高校电力系统及其自动化专业师生一年一度不可缺少的学术盛会，为培养我国

的贡献。 会上，华北电力大学赵成勇教授进行了《直流输电技术面临 输电技术总结2 特高压输电技术是中国实现能源大范围优化配置的战略途径，该技术是世界上最先进的输电技术之一。目前，在世界范围内只有我国全面掌握了这项技术，并开始了大规模的工程应用。我国从2004年底开始集中开展大规模研究论证、技术攻关以及工程实践，进行了特高压交流输电、特高压直流输电技术的研究，掌握了过电压抑制、外绝缘配置、电磁环境控制等关键技术，研制出变压器、开关、串补装置，和换流变、换流阀、平波电抗器、直流控制保护等核心设备，建立了包括研究、设计、制造在内完整的特高压输电技术体系，整个体系具有完全的自主性。 中国由于能源资源与电力需求存在远距离、逆向分布特点，以及经济快速发展带来的电力需求，需要开发和应用远距离、大容量、高效率的特高压输电技术。实践证明特高压输电在大范围内配置能源资源具有技术和经济优势。以特高压800千伏直流输电项目为例，相比较500千伏直流工程，它的输送容量提高到 2-3倍，经济输送距离提高到2-2.5倍，运行可靠性提高了8倍，

高压直流输电情况总结

高压直流输电总结 一、高压直流输电概述： 1.高压直流输电概念： 高压直流输电是交流-直流-交流形式的电力电子换流电路，由将交流电变换为直流电的整流器、高压直流输电线路及将直流电变换为交流电的逆变器三部分组成。 注意：高压输电好处是在输送相同的视在功率S的前提下，高压输电能够降低输电线路流过的电流，减少线路损耗，提高输送效率（,）。 2.高压直流输电的特点： （1）换流器控制复杂，造价高； （2）直流输电线路造价低，输电距离越远越经济； （3）没有交流输电系统的功角稳定问题； （4）适合海底电缆（海岛供电、海上风电）和城市地下电缆输电； （5）能够非同步（同频不同相位，或不同频）连接两个交流电网，且不增加短路容量； （6）传输功率的可控性强，可有效支援交流系统； （7）换流器大量消耗无功，且产生谐波； （8）双极不对称大地回线运行时存在直流偏磁问题和电化学腐蚀问题； （9）不能向无源系统供电，构成多端直流系统困难。 3.对直流输电的基本要求： （1）能够灵活控制输送的（直流）电功率（大小可调；一般情况下，应能够正反双向传送电功率（功率方向可变）；

（2）维持直流线路电压在额定值附近； （3）尽可能降低对交流系统的谐波污染； （4）尽可能少地吸收交流系统中的无功功率； （5）尽可能降低流入大地的电流。 注意：大地电流的不利影响包括①不同接地点之间存在电位差，形成电解池，造成电化学腐蚀；②变压器接地中性点流过直流电流，造成变压器直流偏磁，使变压器噪声增加、损耗加大、振动加剧。 4.高压直流输电的适用范围： 答：1.远距离大功率输电;2.海底电缆送电;3.不同频率或同频率非周期运行的交流系统之间的联络;4.用地下电缆向大城市供电;5.交流系统互联或配电网增容时,作为限制短路电流的措施之一;6.配合新能源供电。 二、高压直流输电系统的基本构成： 1.双端直流输电的基本构成： （1）单极大地回线（相对于大地只有一个正极或者负极）： 图2- 1 （2）单极金属回线： 图2- 2 （3）双极大地回线（最常用）： 图2- 3 （4）双极单端接地（很少用）： 图2- 4 （5）双极金属回线（较少用）： 图2- 5 （6）并联式背靠背： 图2- 6 （7）串联式背靠背：

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

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

我国直流输电现状

电的使用和发展可以分为三个阶段 1、直流输电阶段：发电、输电和用电均为直流电 主张采用直流输电：爱迪生、开尔文 主张采用交流输电：威斯汀豪斯、费朗蒂 1882年在德国建成的57km向慕尼黑国际展览会送电的是直流输电线路(2kV，1.5kW)。 2、交流输电阶段：发电、输电和用电均为交流电 原因：远距离送电→减少输电线路中电能的损失→改变电压→交流输电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。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。 3、交直流输电并存阶段：发电和用电为交流电输电为直流 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。目的：为了解决交流输电存在的问题，寻求更合理的输电方式。 我国直流输电现状 ①早在50年代初，派人去学习苏联的高压汞弧阀设计制造。1978年上海投运一条31kV、150A、送电电缆长9km的直流输电试验线，累计运行2 300h。②舟山直流输电工程，1989年9月1日通过了国家鉴定，并正式投入运行。③1984年10月国家批准建设葛洲坝至上海直流输电工程，于1989年投入运行。④天广500kV直流输电工程，2000年12月底单极投产，2001年6月26日双极投产。 ⑤三峡至常州±500kV直流输电工程西起宜昌龙泉，东至常州政平，全长890km，2002年单极投运，2003年双极投运。线路采用ASCR-720/50四分裂导线，是我国采用截面最大的导线。随线架设OPGW复合地线光缆一条。⑥“十五”期间安排了7项直流输电工程。除三峡至常州外，荆州至惠州博罗响水镇、安顺至肇庆±500kV直流输电工程将于2005年投运;稍后开工的还有三峡至上海练塘±500kV工程;作为大区互联的直流背靠背工程，将有陕西至河南灵宝、邯郸至新乡、东北至华北项目。 ⑦国家电力公司部署了“西电东送、南北互联、全国联网”的方针。全国互联电网的基本格局是：以三峡输电系统为主体，向东西南北方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体，南北电网间多点互联，纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。随着西部开发号角的吹响，预计今后十几年内直流输电项目不少。

为什么采用高压直流输电

问题63:为什么采用高压直流输电？ 发布时间：2007-07-23 点击次数： 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。 我国目前建成的高压直流输电工程均为两端直流输电系统。两端直流输电系统主要由整流站、逆变站和输电线路三部分组成，如图5-1所示。

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

输变电工程工作总结.

青藏±400kV直流输电线路工程 工 作 总 结 单位: 光明监理 部门: 电网部

格尔木～拉萨±400kV直流输电线路工程 工作总结 “那是一条神奇的天路，把人间的温暖送到边疆，从此山不再高路不再漫长，各族儿女欢聚一堂”，广为传唱的歌曲《天路》是西藏现代化建设的生动注释。上世纪50年代通车的青藏公路和新世纪竣工的青藏铁路，相继成为西藏经济社会循环的两条大动脉。而今，一条深入藏区的“电力天路”青藏交直流输联网工程，正在加紧建设，预计最快能在2011年11月投入运营。 记得2010年10月份我们新员工匆匆踏上西去的列车，心里感到无比的欣慰和喜悦，因为这是我们的第一份工作，然而，刚参加工作的我们面对一切感到很困惑。因为我们这次的工作地点是青藏高原，早就听说那的气候很是可怕，大多天气不是狂风就是大雪，气候干燥严寒，冬天的青藏高原平均气温都在零下20度，尤为重要的是氧气含量不到平原的一般，平均海拔在4500米左右，施工地点处在荒凉的草原——可可西里。面多种种困惑和忧虑，我们毅然坚信，我们是最棒的，因为我们年轻，。随着火车的前进，我们穿越了高山，跨过了河流，时间慢慢的流逝，远离了家乡和亲人。同时，我们为此感到无比的喜悦和自豪，因为此项工程是国家重点工程，是建设西藏繁荣发展的重要一部分，我们为有幸成为西部大开发建设中的一部分

而感到自豪。因而心中所有的困惑都化为泡影，心中更是充满着挑战困难的决心和勇气，我们深深的明白，作为光明监理公司的一部分，建设青藏交直流联网工程，责任之重大。 初到格尔木对于我们这些刚从学校毕业的学生们，公司首先组织我们在格尔木大厦习服，同时也充分利用习服时间，一边习服、一边培训。在项目部培训的七天里，我们的总监理工程师，总监理工程师代表，专业工程师，技术专责们以他们多年丰富的工作经验，结合青藏线特殊的施工环境，给我们做了详细认真的讲解。指导我们如何做好现场监理工作，如何跟施工方共同做好质量、安全、进度等方面的工作。我感觉到这七天里学到的东西，比在学校里学到的要实用很多，使我们受益匪浅。 培训完毕后我们都分好了驻点，10月的不冻泉，早就听说像小孩的脸一样，变幻无常，时而烈日高照，时而大雪纷飞，时而狂风四起。第二天早上起来还烈日高照，就当我们准备出发前往不冻泉的时候大雪纷飞、狂风四起，然而我们依旧迎着风雪前往不冻泉。一路颠颠簸簸我们穿越了巍巍昆仑，途径昆仑山口，直奔不冻泉。面对不冻泉高海拔、低温严寒、紫外线辐射强、气候干燥且复杂多样，强日光幅射和自然疫源等，我们没有一个退缩，作为电力天路的建设者，肩负祖国的重任，不怕困难、不怕严寒，是我们义不容辞的义务。同时我们也提出了“缺氧不缺斗志，缺氧不缺智慧，艰苦不怕吃苦，海拔高追求更高”的高原精神！ 记忆犹新的是初到驻点时强烈的紫外线，灼烧着这里的每一寸肌肤，刺骨的寒风，侵蚀着这里的每一个身体，看着眼前的这一切我们

柔性直流输电技术概述

柔性直流输电技术概述 1柔性直流输电技术简介 柔性直流输电作为新一代直流输电技术，其在结构上与高压直流输电类似，仍是由换流站和直流输电线路（通常为直流电缆）构成。与基于相控换相技术的电流源换流器型高压直流输电不同，柔性直流输电中的换流器为电压源换流器(VSC)，其最大的特点在于采用了可关断器件（通常为IGBT）和高频调制技术。详细地说，就是要通过调节换流器出口电压的幅值和与系统电压之间的功角差，可以独立地控制输出的有功功率和无功功率。这样，通过对两端换流站的控制，就可以实现两个交流网络之间有功功率的相互传送，同时两端换流站还可以独立调节各自所吸收或发出的无功功率，从而对所联的交流系统给予无功支撑。 2. 技术特点 柔性直流输电技术是采用可关断电压源型换流器和PWM技术进行直流输电，相当于在电网接入了一个阀门和电源，可以有效控制其通过的电能，隔离电网故障的扩散，还能根据电网需求，快速、灵活、可调地发出或者吸收一部分能量，从而优化电网潮流分布、增强电网稳定性、提升电网的智能化和可控性。它很适合应用于可再生能源并网、分布式发电并网、孤岛供电、城市电网供电、异步交流电网互联等领域。柔性直流输电除具有传统直流输电的技术优点外，还具备有功无功单独控制、可以黑启动对系统强度要求低、响应速度快、可控性好、运行方式灵活等特点，目前，大容量高电压柔性直流输电技术已具备工程应用条件，并且具有以下优点： （1）系统具有2个控制自由度，可同时调节有功功率和无功功率，当交流系统故障时，可提供有功功率的紧急支援，又可提供无功功率紧急支援，既能提高系统功角稳定性，还能提高系统电压稳定性； （2）系统在潮流反转时，直流电流方向反转而直流电压极性不变，这个特点有利于构

(发展战略)国内外高压直流输电的发展与状态

1 我国高压直流输电系统的发展历程及现状 1.1 我国高压直流输电系统的发展历程 我国的高压直流输电工程总体上可以说是起步较晚, 但发展迅速。1980 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发展迅速, 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, 已经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

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

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

直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用

直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用 1 绪论 1.1 课题来源及研究的目的和意义 随着市场经济的迅速发展，为了促进社会和经济的可持续发展，电力安全是目前我国急需关注的问题，也是最重要的能源安全问题，电力安全最贴近生活，对国计民生影响最大。电力的安全建设对全国各行各业的正常运转以及人们的正常生活显得尤其重要。另外，电力作为一种新式能源，其建设的安全性也同样意味着国家能源的安全。因此，保证我国电力的安全建设和安全生产成为社会日益关注的问题，是我国电力企业应重点考虑的问题。 电力企业的建设的安全性对于企业的生产和运转是非常重要的。并且电力安全的建设是我国电力企业最为重视的问题也是保证能源的安全的重要途径。因为电力的安全性与人们的生活是密不可分的，因此，本文主要阐述了电力安全建设的现状，提出了电力安全建设存在的问题，并对电力安全建设的改善措施进行了探讨 1.2国内外技术现状及发展趋势 我国的经济发展正在飞速的进行，全国各行各业都在发生着深刻的变化，电力工程作为国家的基础工程，变化尤为明显。由以前的国家统分统筹，变为现在的分配为主、市场为辅，真正做到了惠及全体人民。但是由于中国的版图庞大，电力工程出现了新特征：范围广、任务杂、跨度大等。这样的情况下，电力安全状况不能保证，为今后的安全工作开展埋下了隐患。 在我国,企业风险管理是一个相对薄弱环节。风险意识不强,风险管理工作薄弱,是企业发生重大风险事件的重要原因。由此,根据《企业国有资产监督管理暂行条例》(国务院令第378号)关于“国有及国有控股企业应当加强内部监督和风险控制”的要求,国务院国有资产监督管理委员会于2006年6月6日出台了《中央企业全面风险管理指引》(以下简称《指引》)。《指引》对中央企业开展全面风险管理工作的总体原则、基本流程、组织体系、风险评估、风险管理策略、风险管理解决方案、监督与改进、风险管理文化、风险管理信息系统等方面进行了详细阐述,对《指引》的贯彻落实也提出了明确要求。《指引》的出台,表明国家对企业风险管理的重视程度上升到一个