高压直流输电系统的优缺点
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摘要: 高压直流输电有以下优点： （1）直流输电架空线路只需正负两极导线，塔架结构简单，线路造价低，损耗小； （2）直流电缆线路输送容量大，造价低，损耗小，不易老化，寿命长，且输送距离不受限制； （3）直流输电不存 ...
高压直流输电有以下优点： （1）直流输电架空线路只需正负两极导线，塔架结构简单，线路造价低，损耗小； （2）直流电缆线路输送容量大，造价低，损耗小，不易老化，寿命长，且输送距离不受限制； （3）直流输电不存在交流输电的稳定问题，有利于远距离大容量输送； （4）采用直流输电实现系统之间的非同步联网，可以不增加被联电网的短路容量； （5）直流输电输送的有功功率和换流器消耗的无功功率均可由控制系统进行控制，可利用这种快速可控性来改善交流系统的运行能力； （6）在直流电的作用下，只有电阻起作用，电感和均不起作用，直流输电采用大地为回路，直流电流则向电阻率低的大地深层流去，可很好的大地这个良导体； （7）直流输电可方便地进行分期建设和容量扩建，有利于发挥投资效益； （8）直流输电输送的有功及两端换流站消耗的无功均可用手动或自动方式进行快速控制，有利于电网的经济运行和现代化管理。 高压直流输电同时也存在一些缺点：
直流输电换流站比交流变电所的设备多，结构复杂，造价高，损耗大，运行费用高，可靠性也较差；
换流器对交流侧来说，除了是一个负荷或以外，它还是一个谐波电流源；
晶闸管换流器在进行换流时需要消耗大量的无功功率，每个换流站均需装设无功补偿设备；
直流输电利用大地（或海水）为回路而带来的一些技术问题；
直流由于没有电流过零点可以利用，灭弧问题难以解决，给制造带来困难。
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&　　以直流电流传输电能。人们对电能的应用和认识是首先从直流开始的。法国物理学家和电气技师于1882年将装设在煤矿中的 3马力所发的电能,以伏直流电压,送到了57公里以外的慕尼黑国际博览会上，完成了第一次试验。此后在20世纪初，试验性的直流输电的电压、功率和距离分别达到过125千伏、20兆瓦和225公里。但由于采用直流发电机串联获得高压直流电源，受端也是用串联方式运行，不但高压大容量的换向困难而受到限制,串联运行的方式也比较复杂，可靠性差,因此直流输电在近半个世纪的时期里没有得到进一步发展。20世纪50年代,高压大容量的可控汞弧整流器研制成功,为高压直流输电的发展创造了条件；同时规模的扩大，使交流输电的稳定性问题等局限性也表现得更明显，直流输电技术又重新为人们所重视。1954年瑞典本土和哥德兰岛之间建成一条96公里长的海底电缆直流输电线，直流电压为±100千伏，传输功率为20兆瓦,是世界上第一条工业性的高压直流输电线。50年代后期可控硅整流元件的出现，为换流设备的制造开辟了新的途径。30年来，随着的进步，直流输电有了新的发展。到80年代世界上已投入运行的直流输电工程共有近30项，总约2万兆瓦，最长的输送距离超过1千公里。并且还有不少规模更大的工程正在规划设计和建设中。 　　直流输电系统&　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（见图）。其中换流站是直流输电系统的核心，它完成交流和直流之间的变换。
直流输电　　特点&　直流输电与相比有以下优点：①当输送相同功率时，直流线路造价低，架空结构较简单，窄，同绝缘水平的可以运行于较高的；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不会因互联而显著增大；⑧直流输电线的功率和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。 　　直流输电的发展也受到一些因素的限制。首先，直流输电的换流站比交流系统的复杂、造价高、运行管理要求高；其次，换流装置（整流和逆变）运行中需要大量的无功补偿，正常运行时可达直流输送功率的40～60％；换流装置在运行中在交流侧和直流侧均会产生谐波，要装设滤波器；直流输电以大地或海水作回路时，会引起沿途金属构件的腐蚀，需要防护措施。要发展多端直流输电，需研制高压直流。 　　应用&　直流输电目前主要用于：①远距离大功率输电；②联系不同频率或相同频率而非同步运行的交流系统；③作网络互联和区域系统之间的联络线（便于控制、又不增大短路容量）；④以海底电缆作跨越海峡送电或用地下电缆向用电密度高的大城市供电；⑤在电力系统中采用交、直流输电线的并列运行，利用直流输电线的快速调节，控制、改善电力系统的运行性能。 　　随着电力电子技术的发展，大功率可控硅制造技术的进步、价格下降、可靠性提高，换流站可用率的提高，直流输电技术的日益成熟，直流输电在电力系统中必然得到更多的应用。当前，研制高压直流断路器、研究多端直流系统的运行特性和控制、发展多端直流系统、研究交直流并列系统的运行机理和控制，受到广泛的关注。 　　许多科学技术学科的新发展为直流输电技术的应用开拓着广阔的前景，多种新的发电方式──、、和太阳能电池等产生的都是直流电，所产生的电能要以直流方式输送，并用逆变器变换送入交流电力系统；极低温电缆和超导电缆也更适宜于直流输电，等等。今后的电力系统必将是交、直流混合的系统。
直流输电 -
&1.输送相同功率时，线路造价低：&交流输电架空线路通常采用3根导线，而直流只需1根(单极)或2根(双极)导线。因此，直流输电可节省大量输电材料，同时也可减少大量的运输、安装费。2.线路有功损耗小：&由于直流架空线路仅使用1根或2根导线，所以有功损耗较小，并且具有"空间电荷"效应，其电晕损耗和无线电干扰均比交流架空线路要小。3.适宜于海下输电：&在有色金属和绝缘材料相同的条件下，直流时的允许工作电压比在交流下约高3倍。2根心线的直流电缆线路输送的功率Pd比3根心线的交流电缆线路输送的功率Pa大得多。&运行中，没有磁感应损耗，用于直流时，则基本上只有心线的电阻损耗，而且绝缘的老化也慢得多，使用寿命相应也较长。&4.系统的稳定性问题：&在交流输电系统中，所有连接在电力系统的同步发电机必须保持同步运行。如果采用直流线路连接两个交流系统，由于直流线路没有电抗，所以不存在上述的稳定问题，也就是说直流输电不受输电距离的限制。5.能限制系统的短路电流：&用交流输电线路连接两个交流系统时，由于系统容量增加，将使短路电流增大，有可能超过原有断路器的遮断容量，这就要求更换大量设备，增加大量的投资。直流输电时，就不存在上述问题。6.调节速度快，运行可靠：&直流输电通过晶闸管换流器能够方便、快速地调节有功功率和实现潮流翻转。&如果采用双极线路，当一极故障，另一极仍可以大地或水作为回路，继续输送一半的功率，这也提高了运行的可靠性。直流输电适用于以下场合：&远距离大功率输电；海底电缆送电；不同频率或同频率非同期运行的交流系统之间的联络；用地下电缆向大城市供电；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；配合新能源的输电。
直流输电 -
日，国产单根电压等级最高、长度最长的直流海缆在舟山敷设入海，这标志着世界首个五端柔性直流输电示范工程进入后期攻坚阶段。
落户舟山的世界首个五端柔性直流输电示范工程，采用±200千伏直流电压，分别在定海、岱山、衢山、洋山、泗礁建设一座换流站，建设交流220千伏输电线路21.8公里，交流110千伏输电线路9.99公里；建设直流电缆输电线路141公里。项目建成后，将极大改善海岛电网的稳定性，为群岛新区跨越发展提供坚强的能源保障，也将为全国乃至世界范围内的新能源接入与海岛开发提供范本。
据悉，整个柔性直流工程计划于2014年4月完成海缆施工；5月进行系统带电调试及试验；6月实现五站全面建成投产。 &投产运营
日，在圆满完成168小时试运行后，浙江舟山±200千伏五端柔性直流工程正式投入运营。其成功投运标志着我国站上了世界柔性直流输电领域的制高点，同时也为我国首个以海洋经济为主题的国家级新区——舟山群岛新区建设发展提供了坚强的智能化电能保障。
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贡献光荣榜传统高压直流输电和柔性直流输电有什么本质的区别?
柔性直流输电基于电压源换流器实现，高压直流输电呢？
本质区别就是用的器件性质，柔性直流用的IGBT开通关断均可控，常规高压直流用的晶闸管关断不可控。这造成常规直流一系列缺点，比如必须连接强电网，需要大量无功补偿，换相失败问题，这些问题柔性直流都不存在，所以输电更灵活。但是，igbt目前的器件容量比晶闸管要小，所以同等电压等级的柔性直流工程只能达到常规直流的1/3到1/4.
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社交帐号登录问题63:为什么采用高压直流输电？
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&&& 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。
图5-1两端直流输电系统示意图
&&& 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，图5-2分别给出了两者的走廊照片。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如图5-3（a）所示的曲线，两曲线交点的横坐标就是等价距离。图5-3（b）给出了随着输送距离的增加，交流和直流输电系统的线路损耗曲线。
图5-2交流输电和直流输电线路走廊
（a）交流输电线路走廊；（b）直流输电线路走廊
图5-3交流输电与直流输电系统等价距离和线路损耗对比图
（a）总投资与线路距离的关系；（b）架空输电线路的损耗
&&& （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。
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特高压直流输电的技术特点
添加：不详
摘要：阐述了特高压直流输电技术具有送电距离远、送电容量大、控制灵活和调度方便等特点，以及在我国应用的迫切性和应用的广阔前景。文中较详细地介绍了特高压直流输电基本参数的选择、换流站的主接线方案选择、换流站主设备（如换流变压器、换流阀、换流变压器套管、穿墙套管等）的选用和配置问题，以及电磁环境问题。研究分析表明，±800kV特高压直流输电的工程应用不存在不能克服的技术问题。文中指出，特高压直流输电工程的电磁环境指标目前可以按±500kV直流的限值来控制。& 关键词： 电力系统；特高压；直流输电；电网；工程应用& &　　 　　随着国民经济的持续、高速增长，电力需求日益旺盛，电力工业的发展速度加快。2004年新增发电装机容量50?5GW，全国发电总装机容量达到440GW；2005年新增发电装机容量约70GW，全国发电总装机容量突破500GW；预计到2010年、2020年，全国发电总装机容量将分别达到700GW和1200GW。　　新增电力装机有很大数量在西部大水电基地和北部的火电基地。这些集中的大电站群装机容量大，距离负荷中心远。如金沙江的溪洛渡、向家坝水电厂，总装机容量达到18.6GW，计划送电到距电厂km的华中、华东地区；云南的水电有约20GW容量要送到1500km外的广东；筹划中的陕西、山西、宁夏、内蒙古的大火电基地将送电到华北、华中和华东的负荷中心，距离近的约1000km，远的超过2000km。　　在这种背景下，要求输电工程具有更高的输电能力和输电效率，实现安全可靠、经济合理的大容量、远距离送电。特高压直流输电是满足这种要求的关键技术之一。&&& &1 特高压直流输电的技术特点&　　特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220kV及以下的电压等级称为高压，330～750kV的称为超高压,1000kV及以上的称为特高压。直流输电则稍有不同，±100kV以上的统称为高压；±500kV和±600kV仍称为高压，一般不称为超高压；而超过±600kV的则称为特高压。　　对于单项直流输电工程而言，通常根据其送电容量、送电距离等因素进行技术、经济方面的综合比较，对工程进行个性化设计而确定相应的直流电压等级。我国对特高压直流输电的电压等级进行研究和论证时，考虑到我国对直流输电技术的研发水平和直流设备的研制能力，认为确定一个特高压直流电压水平是必要的，并把±800kV确定为我国特高压直流输电的标称电压。这有利于我国特高压直流输电技术和设备制造的标准化、规范化、系列化开发，有利于进行我国特高压直流输电工程的规划、设计、实施和管理。　　特高压直流输电技术不仅具有高压直流输电技术的所有特点，而且能将直流输电技术的优点更加充分发挥。直流输电的优点和特点主要有［1］：①输送容量大。现在世界上已建成多项送电3GW的高压直流输电工程。②送电距离远。世界上已有输送距离达1700km的高压直流输电工程。我国的葛南（葛洲坝—上海南桥）直流输电工程输送距离为1052km，天广（天生桥—广东）、三常（三峡—常州）、三广（三峡—广东）、贵广（贵州—广东）等直流输电工程输送距离都接近1000km。③输送功率的大小和方向可以快速控制和调节。④直流输电的接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。⑤直流输电可以充分利用线路走廊资源，其线路走廊宽度约为交流输电线路的一半，且送电容量大，单位走廊宽度的送电功率约为交流的4倍。如直流±500kV线路走廊宽度约为30m，送电容量达3GW；而交流500kV线路走廊宽度为55m，送电容量却只有1GW。⑥直流电缆线路不受交流电缆线路那样的电容电流困扰，没有磁感应损耗和介质损耗，基本上只有芯线电阻损耗，绝缘水平相对较低。⑦直流输电工程的一个极发生故障时，另一个极能继续运行，并通过发挥过负荷能力，可保持输送功率或减少输送功率的损失。⑧直流系统本身配有调制功能，可以根据系统的要求做出反应，对机电振荡产生阻尼，阻尼低频振荡，提高电力系统暂态稳定水平。⑨能够通过换流站配置的无功功率控制进行系统的交流电压调节。⑩大电网之间通过直流输电互联（如背靠背方式），2个电网之间不会互相干扰和影响，必要时可以迅速进行功率交换。　　特高压直流输电的特点：①电压高，高达±800kV。对与电压有关的设备，如高压端（ ±800kV）的换流变压器及其套管、穿墙套管、避雷器等研发提出了高要求；对承受±800kV的外绝缘，如支持瓷柱、线路绝缘子等需要进行新的研发。②送电容量大。规划的特高压直流输电工程的送电容量高达5GW和6.4GW，相应的直流额定电流将达到3125A和4000A。③送电距离长，长达1500km，甚至超过2000km。 & &2 特高压直流输电面临的技术挑战& &　　特高压直流输电面临的技术挑战主要有［2］：　　（1） 设备制造难度大。±800kV特高压直流输电中换流变压器、换流变压器套管、穿墙套管、换流阀等特高压直流输电设备的设计制造难度加大。　　（2） 设备外绝缘要求高。随着电压等级的提高，设备外绝缘能否到达要求令人担心。特高压对线路绝缘子的绝缘要求很高，绝缘子在特高压情况下受直流积污效应的影响所能承受的电压与绝缘距离的关系较常规电压变化很大，可能存在拐点，即当电压达到一数值时，绝缘子长度的增加，所能承受的电压变化很小。换流站的开关场的外绝缘也要采取特殊办法。采用合成绝缘材料代替瓷和玻璃是一个解决问题的办法。设备所要求的空气净距更大。另外由于我国特高压直流输电工程经过西部高海拔地区，还必须考虑高海拔对外绝缘的影响。　　（3） 换流站主接线的基本结构复杂。±800kV特高压直流输电换流阀采用双12脉冲阀串接，晶闸管的数量大大增加。换流变压器台数增加，一个换流站需要24台变压器，运行方式复杂，控制保护的要求高，设备布置难度大。　　（4） 电磁环境的要求更高。电磁环境主要涉及可听噪声、无线电干扰、地面场强等方面。　　（5） 接地极入地的电流更大。±800kV特高压直流输电单极运行时接地极入地的电流达3125A或4000A，如此大的入地电流会对周围环境造成很大的影响。如对周围金属的腐蚀；对附近中性点接地变压器产生直流偏磁，引起变压器非正常发热、噪声增大；造成附近地面电位场强增加，对人畜造成威胁。　　（6） 极闭锁故障对电力系统的冲击。因为特高压直流输电输电容量大，单极故障或双极故障将造成受电端系统供电容量的严重不足，这会对电力系统造成很大的冲击，如果交流系统不能承受，将造成电网崩溃，引起灾难性后果，因此对受电端交流系统提出了较高的要求。&3 特高压直流输电的应用前景& &　　特高压直流输电有利于实施“西电东送”战略，将应用于大型水电厂群、大型火电基地的电力外送，送电距离一般都在1000km以上。　　我国拟建设的第一个特高压直流输电工程是云广（云南—广东）±800kV直流输电工程，以便将云南的电力外送。云南的小湾水电厂装机4.2GW，附近的金安桥水电厂装机2.4GW。云广直流工程为适应这2座水电站的电力外送，计划于2009年单极投运，2010年双极投运。工程额定电压为±800kV，额定容量为5GW，额定电流为3125 A，送电距离为1500km。为了将金沙江的溪洛渡、向家坝水电厂的电力外送，规划了3回±800kV直流输电工程，其中1回送华中，距离约为1000km；其余2回送华东，每回输送容量为6.2～6.4GW，送电距离约2000km。还有规划中的±800kV直流输电工程，将实现糯扎渡水电厂至广东、锦屏水电厂至江苏苏州、乌东德水电厂至福建泉州、白鹤滩水电厂至湖北东部等电力输送［3］。　　大型火电基地用±800kV直流输电工程实现电力外送的项目有：内蒙古东部呼盟火电基地至东北沈阳、至华北、至山东，宁夏火电基地至华东，新疆哈密火电基地至华中等。　　这些±800kV直流输电工程的送电容量规划为6.2～6.4GW，输电距离都超过1000km，有的甚至超过2000km。世界上，印度和南非也有发展特高压直流输电的设想。印度规划中的东北部至南部的±800kV直流输电工程的送电距离约为2000km，规划送电容量为6GW。南非设想将刚果的水电用直流输电方式输送到南非，送电距离长达3000km，计划输送功率为3GW，电压等级为±750kV或±800kV。&&&& &4 特高压直流输电技术的应用研究&&& &4.1 特高压直流输电的基本参数　　直流电压、直流功率、直流电流、线路长度是直流输电工程的基本参数。其中，直流功率W、直流电流I和直流电压U满足公式W=UI的关系。　　基于提高送电容量、优化损耗和技术经济比较的综合考虑，我国的特高压直流电压等级定为±800kV。额定电压是绝缘水平、环境影响（如电晕、电磁干扰和噪声等）、设备制造、工程设计、工程投资，以及工程建设难度的决定性因素。　　直流额定功率的选择在考虑送电要求的前提下，要考虑直流系统当发生单极和双极闭锁故障时交流系统的稳定极限。如果存在问题，要么减少直流输送功率，要么加强交流系统。　　在额定电压下，直流电流的大小由直流功率决定，但也与晶闸管阀片通流能力有关。直流功率选择5GW，直流电流为3125A，可以使用在±500kV、送电3GW直流工程中使用的直径为125mm（简称5in）阀片；直流功率选择为6.4GW，直流电流达到4000A，则需要开发直径为150mm（简称6in）的阀片。　　输电线路长度是决定直流电压选择的关键因素之一。输送距离越长（尤其是1500km以上），特高压直流输电在技术经济指标比较中的优势越明显，选择特高压直流输电方式越有必要。4.2 换流站的主接线确定特高压直流输电换流站的主接线，首先要研究换流器的结构。换流器结构可供选择的方案有4种：　　（1） 方案1。每极单12脉冲阀组结构(见图1)。与±500kV通用结构相同，结构简单、设备少、占地面积小。但由于换流变压器的质量、尺寸过大，运输到现场较困难。 图1 单12脉冲阀组结构图　　（2） 方案2。每极2组12脉冲阀组串接(见图2)。结构较复杂、设备多，换流变压器的数量加倍。但换流变压器的质量和尺寸能满足运输要求，当一个阀组出现故障时只须将其旁路，其他阀组照样可正常运行，提高了可用率（需配旁路开关）。&& 图2 双12脉冲阀组串接结构图　　（3） 方案3。每极12脉冲阀组并联(见图3)。可以减少单阀组通流能力，但结构复杂、设备多，换流阀和平波电抗器的数量是单阀组的2倍。&&图3 双12脉冲阀组并联结构图　　（4） 方案4。一端采用每极双阀组结构，另一端采用每极单阀组结构，以适应不同的运输条件，并发挥各自的优势。　　从我国目前特高压直流输电工程的情况分析，方案2是优先选择方案有条件的工程可采用方案4。　　当换流器采用每极2组12脉冲阀组串接（或称双12脉冲阀组串接）结构时，可以有不同的双12脉冲阀组组合形式，如（±400kV）+（±400kV）；（±500kV）+（±300kV）；（±600kV）+（±200kV）。不同的组合形式对主设备的要求和运行方式有所不同，要综合各方面因素进行比较和优化选择。4.3 换流站的主设备　　(1) 换流变压器。当换流器采用双12脉冲阀组串接结构时，换流变压器采用单相双绕组变压器，每站有24台变压器（不包括备用变压器）。低压端(±400kV)的换流变压器的制造难度要小一些，高压端(±800kV)的换流变压器的制造是特高压直流输电中的关键技术之一。　　(2) 换流阀。输送容量在5 GW以下时，可以使用12.7cm(5in)阀片；输送容量达到6.4GW时，则需要使用15.24cm(6in)的阀片。当采用双12脉冲阀组串接结构时，每极需要设2个独立阀厅串接。　　(3) 平波电抗器。可以采用空芯干式平波电抗器，分别装在极母线和中性母线上；也可以采用油浸式平波电抗器。　　(4) 穿墙套管。现有±500kV穿墙套管的外绝缘以硅橡胶为主要成分，内芯采用油浸树脂纸，中间充SF6气体。由于±800kV要承受比±500kV高得多的电压，因此其套管长度更长，承受的机械应力更大。同时要考虑外绝缘问题和内外绝缘的配合问题。　　(5) 其他的特高压直流输电设备。换流站的特高压直流设备除了上述的换流变压器、换流阀、平波电抗器、穿墙套管外，其他直接承受特高压直流电压的设备还有直流避雷器、直流隔离开关、直流电压分压器、直流电流互感器、直流滤波电容器、直流PLC电容器、高压直流旁路开关等。这些设备的基本原理和结构与±500kV直流输电的大体相同，但对外绝缘、内外绝缘配合等方面的要求更严格。从外绝缘而言，要在重污秽和高海拔的环境下安全可靠运行，单靠提高爬距难以奏效，需要从绝缘材料上加以考虑。倾向性的意见是外绝缘应尽量采用合成材料。　　(6) 交流滤波器。交流滤波器和特高压直流的电压关系不大，而与送电容量密切关系。由于送电容量大，换流站需要滤波和无功补偿容量的数额也巨大，因而合理配备无功数额和进行无功分组是一个要进行优化的主要问题。　　(7) 控制保护系统。控制保护系统需要适应双12脉冲阀组串接的接线方式和运行方式，需要适应超长距离送电的要求，其软、硬件平台应该按照安全可靠、方便灵活、功能齐全、拓展简单的原则进行升级。&&& 4.4 特高压直流工程的电磁环境问题　　随着人们对环境问题认识的深化和公众环境意识的增强，输电工程的电磁环境影响越来越受到关注，因此，实施特高压直流输电工程要特别注重电磁环境研究。电磁环境问题已成为影响输电工程结构和工程建设费用的重要因素之一。　　特高压直流输电电磁环境指标有待深入研究，目前普遍认为，特高压直流输电电磁环境指标可以按与±500kV直流输电的水平相当来控制。±500kV直流输电已有15年的运行经验，其运行状况可供特高压直流输电参照。我国±500kV直流输电线路电磁环境的控制指标为：①合成场强30kV/m；②可听噪声45～50dB；③无线电干扰55dB。　　换流站的电磁环境中，最为公众所关心的是可听噪声。换流站的主要噪声源是换流变压器、平波电抗器和交流滤波器。特高压直流的噪声比±500kV直流的更为严重。正常运行时，每个换流站有24台变压器。当其满负荷运行时，交流滤波器有近3Gvar的容量。因而大量的噪声源需要认真对待，除了限制设备本身的噪声水平外，还要注意将高噪声设备布置在远离居民区的位置，必要时要设立局部隔离措施和吸噪设施。　　接地极的影响主要是当单极大地回线运行时，有很大的电流注入大地，因而会带来一系列问题：①入地电流引起接地极周围地电位升高，须要考虑人畜安全问题。②负极性入地电流将对附近地下金属产生腐蚀。③对周围中性点接地的变压器产生直流电流，在变压器中会产生直流偏磁现象，导致这些变压器的噪声增加、损耗加大、温度升高。前2个问题在接地极设计时已有考虑；第3个问题亦已引起重视和研究，提出了一些解决方案。如在变压器中性点串接电阻以限制直流电流数值，串接电容以隔离直流电流，或采取补偿措施以限制的电流值。目前，主要还是控制运行方式，尽量少采取大地回线方式运行。&&& 5 结束语&& 　　我国的“西电东送”战略要求输电工程具有更大的输电能力和更高的输电效率，实现安全可靠、经济合理的大容量、远距离送电。特高压直流输电是满足这种要求的关键技术之一。　　特高压直流输电工程的设备从基本原理和结构而言与±500kV直流输电类似，但由于承受的直流电压更高，因此其对外绝缘、内外绝缘的配合等方面的要求更严格。因而±800kV特高压直流输电工程建设的难度更大，但由于有高压直流工程的长期运行经验和技术积累，故特高压直流输电工程建设在技术上的难题是完全可克服的。目前，特高压直流输电工程的电磁环境指标可以按±500kV直流输电工程的限值来控制，但应加强对环境问题的观察和研究。& 6 参考文献［1］ 李立浧.直流输电技术的发展及其在我国电网中的作用［J］.电力设备, )：1～3.［2］ CIGRE WG 14.32.HVDC converter stations for voltage above 600kV［R］.December 2002.［3］ 中国电力顾问集团特高压系统研究组.特高压电网目标网架规划（讨论稿）［R］. 2005. &　　作者简介：李立浧(1941-），男，高级工程师（教授级），长期从事电网规划、建设以及直流输电技术研究和直流工程建设工作。
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