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
变电站(Substation）是把一些设备组装起来，用以切断或接通、改变或者调整电压，在电力系统中，变电站是输电和配电的集结点，变电站主要分为：升压变电站，主网变电站，二次变电站，配电站。
变电站是电力系统中变换电压、接受和分配电能、控制电力的流向和调整电压的电力设施，它通过其变压器将各级电压的电网联系起来。
变电站起变换电压作用的设备是变压器，除此之外，变电站的设备还有开闭电路的开关设备，汇集电流的母线，计量和控制用互感器、仪表、继电保护装置和防雷保护装置、调度通信装置等，有的变电站还有无功补偿设备。变电站的主要设备和连接方式，按其功能不同而有差异。
3.3工作原理
变压器是变电站的主要设备，分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组，从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比，电流则与绕组匝数成反比。
变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器。前者用于电力系统送端变电站，后者用于受端变电站。变压器的电压需与电力系统的电压相适应。为了在不同负荷情况下保持合格的电压有时需要切换变压器的分接头。
按分接头切换方式变压器有带负荷有载调压变压器和无负荷无载调压变压器。有载调压变压器主要用于受端变电站。
电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似，它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。在额定运行情况下电压互感器二次电压为l00V，电流互感器二次电流为5A或1A。电流
互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路,请注意：绝不能让其开路，否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。
开关设备。它包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开，还可以有自动重合闸功能。在我国，220kV以上变电站使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。
隔离开关（刀闸)的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压，以保证安全。它不能断开负荷电流和短路电流，应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关，送电时应先合隔离开关后合断路器。如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。
负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力，一般与高压熔断丝配合用于10kV及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。为了减少变电站的占地面积近年来积极发展六氟化硫全封闭组合电器(GIS)。它把断路器、隔离开关、母线、接地开关、互感器、出线套管或电缆终端头等分别装在各自密封间中集中组成一个整体外壳充以六氟化硫气体作为绝缘介质。这种组合电器具有结构紧凑体积小重量轻不受大气条件影响，检修间隔长，无触电事故和电噪声干扰等优点，具有发展前765kV 已在变电站投入运行。目前，它的缺点是价格贵，制造和检修工艺要求高。
3.4其它相关
变电站还装有防雷设备，主要有避雷针和避雷器。避雷针是为了防止变电站遭受直接雷击将雷电对其自身放电把雷电流引入大地。在变电站附近的线路上落雷时雷电波会沿导线进入变电站，产生过电压。另外，断路器操作等也会引起过电压。避雷器的作用是当过电压超过一定限值时，自动对
地放电降低电压保护设备放电后又迅速自动灭弧，保证系统正常运行。目前，使用最多的是氧化锌避雷器。
4.为什么采用高压直流输电？
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电厂在德国竣工。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。两端直流输电系统可以采用双极和单极两种运行方式。
在双极运行方式中，利用正负两极导线和两端换流站的正负极相连，构成直流侧的闭环回路。两端接地极所形成的大地回路可作为输电系统的备用导线。正常运行时，直流电流的路径为正负两根极导线。实际上，它们是由两个独立运行的单极大地回路系统构成。正负两极在地中的电流方向相反，地中电流为两极电流之差。两极电流之差形成的电流为不平衡电流，由接地极导引入地。在双极运行时，不平衡电流一般控制在额定电流的1%之内。
单极运行方式又分为单极金属返回和单极大地返回两种运行方式。在单极金属返回运行方式中，利用两根导线构成直流侧的单极回路，直流线路中的一根导线用作正或负极导线，另一根用作金属返回线。在此运行方式中，地中无电流通过。在单极大地返回运行方式中，利用一根或两根导线和大地构成直流侧的单极回路。在该运行方式中，两端换流站均需接地，大地作为一根导线，通过接地极入地的电流即为直流输电工程的运行电流。
高压直流输电与交流输电相比，具有诸多优点：
1、高压直流输电具有明显的经济性。输送相同功率时，直流输电线路所用
线材仅为交流输电的1/2～2/3。直流输电采用两线制，与采用三线制三相交流输电相比，在输电线路导线截面和电流密度相同的条件下，若不考虑趋肤效应，输送相同的电功率，输电线和绝缘材料可节省约1／3。
如果考虑到趋肤效应和各种损耗，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。另外，直流输电线路的杆塔结构也比同容量的三相交流输电线路的简单，线路走廊占地面积也大幅减少。但
是，直流输电系统中的换流站的造价和运行费用要比交流输电系统变电站的高，当输电距离增加到一定值后，直流输电线路所节省的费用刚好抵偿了换流站所增加的费用，此时这个输电距离即被称为交流输电与直流输电的等价距离。如果把交流输电和直流输电两种输电方式在输送一定功率时，所需的费用和输电距离之间的关系绘成曲线，两曲线交点的横坐标就是等价距离。
2、在电缆输电线路中，高压直流输电线路不产生电容电流，而交流输电线
路存在电容电流，引起损耗。在一些特殊场合，如输电线路经过海峡时，必须采用电缆。由于电缆芯线与大地之间构成同轴电容器，在交流高压输电线路中，空载电容电流极为可观。而在直流输电线路中，由于电压波动很小，基本上没有电容电流加在电缆上。
3、采用直流输电时，线路两端交流系统不需同步运行，而交流输电必须同
步运行。采用远距离交流输电时，交流输电系统两端电流的相位存在显著差异；并网的各子系统交流电的频率虽然规定为50Hz，但实际上常产生波动。这两种因素导致交流系统不同步，需要用复杂而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环流而损坏设备，或造成不同步运行而引起停电事故。采用直流输电线路将两个交流系统互连时，其两端的交流电网可以按各自的频率和相位运行，不需进行同步调整。
4、高压直流输电控制方便、速度快，发生故障的损失比交流输电的小。两
个交流系统若用交流线路互连，则当一侧系统发生短路时，另一侧要向故障侧输送短路电流。因此，将使两侧系统原有断路器切断短路电流的能力受到威胁，需要更换断路器。若用直流输电将两个交流系统互连，由于采用可控硅装置，电路功率能迅速、方便地进行调节，直流输电线路向发生短路的交流系统输送的短路电流不大，故障侧交流系统的短路电流与没有互连时几乎一样。因此不必更换两侧原有开关及载流设备。
5、在高压直流输电工程中，各极是独立调节和工作的，彼此没有影响。所
以，当一极发生故障时，只需停运故障极，另一极仍可输送至少50%的电能。但在交流输电线路中，任一相发生永久性故障，必须全线停电。
高压直流输电也有其缺点：
1、直流换流站比交流变电站的设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行
费用高；
2、谐波较大；
3、直流输电工程在单极大地回路方式下运行时，入地电流会对附近的地下
金属体造成一定腐蚀，窜入交流变压器的直流电流会使变压器噪声增加;
4、若要实现多端输电，技术比较复杂。
由上可见，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。而采用交流输电系统便于向多端输电。交流与直流输电配合，将是现代电力传输系统的发展趋势。
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。
什么是变电站的一次接线图（即模拟图）？答：将变电站的一次接线用规定的设备文字和图形符号按工作顺序排列，详细地表示电气设备或成套装置（GIS）的全部组成和连接关系的单线接线图，称为变电站的一次接线图。也可认为是模拟图。
将电站'>变电站的一次接线用规定的设备文字和图形符号按工作顺序排列，详细地表示电气设备或成套装置（GIS）的全部组成和连接关系的单线接线图，称为电站'>变电站的一次接线图。也可认为是模拟图。
用来表示控制、指示、测量和保护主接线（主电路）及其设备运行的接线图，称为二次接线图，也称二次回路图
电力系统中的电气设备按作用不同可分为一次设备和二次设备。一次设备是指直接进行电能的生产、输送、分配的电气设备，包括发电机、变压器、母线、架空线路、电力电缆、断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器等。由一次设备连接组成的电路称为一次接线或主接线。
要实现电力系统的正常稳定经济运行，除了一次设备外，还必须有相应的二次设备。二次设备对一次设备起检测、控制、调节、保护的作用，包括各种测量仪表、控制和信号器具、继电保护及安全自动装置等。由二次设备按一定要求构成的电路称为二次接线或二次回路。二次回路一般包括控制回路、继电保护回路、测量回路、信号回路、自动装置回路、计算机监控回路等。描述二次回路的图纸就称为二次接线图或二次回路图。
在电力系统中，二次设备及二次回路对于电力系统的安全生产至关重要。即使一次设备正常运行，一旦二次设备出现异常，也将导致严重后果。例如，线路保护接线有误或整定值不正确，当发生短路故障时，保护会拒动或误动，造成越级跳闸，扩大停电范围或损坏电气设备；测量回路有问题，则会造成测量不准确，影响对运行设备工况的正确分析判断；计量回路有问题，则会影响电力系统自身或用户的经济利益。所以，二次设备虽然没有直接参与电能的生产过程，但其作用不可忽视，在自动化水平较高的大型发电厂、变电站中这一点尤其重要。
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 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 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 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
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 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。
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
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。
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
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
高压直流输电技术的应用现状及展望 发表时间：2016-05-31T11:39:10.983Z 来源：《基层建设》2016年3期作者：刘美丽者吴玲 [导读] 哈尔滨石油学院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。 刘美丽者吴玲 哈尔滨石油学院 摘要：大容量、远距离输电已经成为我国电网发展的趋势，而直流输电技术在大容量、远距离输电中占有及其重要的地位。开展高压直流输电的前沿技术研究，对我国电网的建设和安全稳定运行均具有重要的意义。国内外大量研究表明，当输电距离较长、输送容量较大时，从经济和环境等角度考虑，采用高压直流输电方案具有显著的优势。本文从高压输电的原理、主要优点、主要设备、技术优势、以及远景展望等几个方面加以介绍。 关键词：高压直流输电；换流站；整流；逆变 高压直流输电在大容量、远距离输电的场合，尤其在我国“西电东送”和全国联网中起着主导作用。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，这一特点可提高它所连接的交流电网的性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。 一、高压直流输电的原理 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，再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。 二、高压直流输电的主要优点 直流输电与交流输电相比具有以下优点：①当输送相同功率时，直流输电线路造价低，架空线路杆塔结构较简单，线路走廊窄，同绝缘水平的电缆可以运行于较高的电压；②直流输电的功率和能量损耗小；③对通信干扰小；④线路稳态运行时没有电容电流，没有电抗压降，沿线电压分布较平稳，线路本身无需无功补偿；⑤直流输电线联系的两端交流系统不需要同步运行，因此可用以实现不同频率或相同频率交流系统之间的非同步联系；⑥直流输电线本身不存在交流输电固有的稳定问题，输送距离和功率也不受电力系统同步运行稳定性的限制；⑦由直流输电线互相联系的交流系统各自的短路容量不会因互联而显著增大；⑧直流输电线的功率和电流的调节控制比较容易并且迅速，可以实现各种调节、控制。如果交、直流并列运行，有助于提高交流系统的稳定性和改善整个系统的运行特性。 三、高压直流输电的主要设备 高压直流输电设备主要包括换流器、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可控硅整流管组成三相桥式整流电路作为基本单元，称为换流桥。换流系统一般由两个或多个换流桥组成，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。 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，但输送功率要减少一半。 四、高压直流输电节能探索 自上世纪80年代以来，电力传输技术的发展步伐明显加快，提高传输能力的办法不断涌现，直流输电，对于提高现有传输系统的传输能力，挖掘现有设备潜力，具有十分重要的现实意义，实施起来可收到事半功倍的效果。 从经济方面看，直流输电有以下三个主要优点： 首先，线路造价低，节省电缆费用。直流输电只需两根导线，采用大地或海水作回路只用一根导线，能够节省大量线路投资，因此电缆费用省得多。 其次，运行电能损耗小，传输节能效果显著。直流输电导线根数少，电阻发热损耗小，没有感抗和容抗的无功损耗，且传输功率的增加使单位损耗降低，大大提高了电力传输中的节能效果。 最后，线路走廊窄，征地费省。以同级500千伏电压为例，直流线路走廊宽仅40米，对于数百千米或数千千米的输电线路来说，其节约的土地量是很可观的。 五、高压直流输电的技术优势 高压直流输电调节速度快，运行可靠。在正常情况下能保证稳定输出，在事故情况下可实现紧急支援，因为直流输电可通过可控硅换流器快速调整功率、实现潮流翻转。此外，直流输电线路无电容充电电流，电压分布平稳，负载大小不发生电压异常不需并联电抗。 直流输电最核心的技术集中于换流站设备，换流站能实现直流输电工程中直流和交流相互间能量的转换，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、控制保护系统、换流变压器、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。 晶闸管用于高压直流输电已有很长的历史。近10多年来，可关断的晶闸管、绝缘门极双极性三极管等大功率电子器件的开断能力不断提高，新的大功率电力电子器件的研究开发和应用，将进一步改善新一代的直流输电性能、大幅度简化设备、减少换流站的占地、降低造价。 六、高压直流输电的远景展望 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、
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