特高压交直流输电系统综述

1、特高压交直流输电系统综述摘要：综述了特高压直流输电与特高压交流输电的应用现状，对二者的优缺点进行了比较研究 ，并预测了这两种输电技术在我国的发展前景。关键词：特高压直流，特高压交流，输电，可靠性，稳定性，发展前景。我国电网的特点是能源资源与经济发展地理分布极不均衡，必须发展长距离、 大容量电能传输技术，采用新的或更高一级电压等级 ，实现西南水电东送和华北火电南送。 目前国内 外的研究集中在特高压直流 (UHVDC卿特高压交流(UHV)输电技术。1特高压交直流输电系统的应用概况特高压直流输电技术的发展起源于20世纪60年代。1966年瑞典Chalmers大学开始研究土 750kV导线。之后前苏联

2、、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，其中巴 西伊泰普水电站的直流送出工程是目前世界上电压等级最高的直流工程(土 600 kV)。国际电气与电子工程师协会(IEEE)和国际大电网会议(Cigre)均在20世纪80年代末得出结论：根 据已有技术和运行经验，土 800kV是合适的直流输电电压等级。我国通过对特高压直流输电 的电压等级进行多方研究论证并进行了技术攻关，考虑到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输电水平是有必要的，并将土 800 kV确定为中 国特高压直流输电的标称电压。特高压交流输电技术的研究始于60年代后半期，前苏联从80年代开始建设西伯利

3、亚一哈萨克斯坦一乌拉尔 1 150 kV 输电工程，输送容量为 5 000 MW,全长2 500 km，从1985 年起已有900 km线路按1 150 kV设计电压运行。1988年日本开始建设福岛和柏崎一东京1000 kV 400余km线路。意大利也保持了几十km的无载线路作特高压输电研究。美国 AEP则在765 kV的基础上研究1 500 kV特高压输电技术。但是，80年代中期以后世界经济发展减缓，美国和其他一些国家都推迟或暂时放弃特 高压交流输电技术，只有前苏联的1 150 kV工程投运，日本的特高压输电线路降压至500 kV运行。2特高压交直流输电系统优缺点比较 2.1特高压直流输电方

4、面经济方面优点：(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。技术方面：(1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期

5、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。由此可见，在一定输电电压下， 交流输电容许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制，还须采取提高稳定性的措施，增加了费用。而用直流输电系统连接 两个交流系统，由于直流线路没有电抗，不存在上述稳定问题。因此，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)

6、 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

7、为后者 2倍，即直流传输效率约为交流 2倍。然而，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) 就技术和设备而言，直流波形无过零点，灭弧困难。目前缺乏直流开关而是通过闭锁换流器的控制脉冲

8、信号实现开关功能。若多条直流线路汇集一个地区，一次故障也可能造成多个逆变站闭锁，而且在多端供电方式中无法单独地切断事故线路而需切断全部线路， 从而会对系统造成重大冲击。(5) 从运行维护来说，直流线路积污速度快、污闪电压低，污秽问题较交流线路更为严重。与西方发达国家相比， 目前我国大气环境相对较差，这使直流线路的清扫及防污闪更为困难。设备故障及污秽严重等原因使直流线路的污闪率明显高于交流线路。(6) 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500kV输电(经济输送容量为1 000 kW,输送距离为300500

9、 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。2.2特高压交流输电方面主要优点：(1) 提高传输容量和传输距离。随着电网区域的扩大，电能的传输容量和传输距离也 不断增大。所需电网电压等级越高，紧凑型输电的效果越好。(2) 提高电能传输的经济性.输电电压越高输送单位容量的价格越低。(3) 节省线路走廊和变电站占地面积。一般来说，一回 1150 kV输电线路可代替 6回 500 kV线路。采用特高压输电提高了走廊利用率。(4) 减少线路的功率损耗，就我国而言，电压每提高1 % ,每年就相当于新增加 500 万kW的电力，500 kV 输电比1200 kV的线

10、损大5倍以上。(5) 有利于连网，简化网络结构，减少故障率。特高压输电的主要缺点是系统的稳定性和可靠性问题不易解决。自1965-1984年世界上共发生了 6次交流大电网瓦解事故，其中 4次发生在美国，2次在欧洲。这些严重的大电网瓦解事故说明采用交流互联的大电网存在着安全稳定、事故连锁反应及大面积停电等难以解决的问题。特别是在特高压线路出现初期，不能形成主网架，线路负载能力较低，电源的集中送出带来了较大的稳定性问题。下级电网不能解环运行， 导致不能有效降低受端电网短路电流，这些都威胁着电网的安全运行。另外，特高压交流输电对环境影响较大。由于交流特高压和高压直流各有优缺点，都能用于长距离大容量输电

11、线路和大区电网间的互联线路，两者各有优缺点。输电线路的建设主要考虑的是经济性，而互联线路则要将系统的稳定性放在第一位。随着技术的发展，双方的优缺点还可能互相转化。两种输电技术将在很长一段时间里并存且有激烈的竞争。3特高压交、直流输电的可靠性研究特高压输变电工程的可靠性， 指的是输变电工程本身因素及所处的大气环境因素引发的 故障概率，对输电能力的影响及其经济损失。它是系统安全运行的重要指标。无论是交流还是直流，都应建立相应可靠性模型，构筑可靠性指标体系，建立完善的安全运行制度，并分析影响系统可靠性的关键元件，采取必要措施提高特高压输电的可靠性。考虑交流输变电工程各个设备统计的故障概率、维修概率和

12、N-1准则，特高压交流工程可靠性的主要指标有年平均中断输电的概率（次/年）和平均中断输电持续时间（h/次）。为了反映直流系统的系统设计、设备制造、工程建设及运行等各个环节的水平，特高压直流工程的可靠性指标主要由以下五种组成：强迫能量不可用率、 计划能量不可用率、 换流器强迫停运率、单极强迫停运率、双极强迫停运率。其中，能量不可用率EU表示在统计时间内，由于计划停运、非计划停运或降额运行造成的直流输电系统的输送能量能力的降低， 包括强迫能量不可用率和计划能量不可用率。相对于特高压交流发输电系统，特高压直流系统多了换流器等直流一次设备，换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流，不利于电网系统的

13、稳定控制；同时根据我国现役+500kV直流工程故障原因分析表明，由直流控制和保护导致的系统强迫停运的几率较高。 而特高压直流系统的二次设备运行控制更加复杂，系统的设备故障率可能更高。总体上说， 整个特高压直流输电系统的可靠性不如特高压交流输电系统。4特高压交、直流输电的稳定性研究现代电网具有大机组、高参数、超高压等特点，安全稳定问题突出，在国内外均有稳定破坏导致大面积停电事故。特高压交流输电方式用于近距离大容量输电，可以满足受端电网内大容量电厂输电的需要。将大容量电厂接入 1000kV特高压电网，并由特高压电网向地区负荷供电，可以实现对 受端系统的电压支持， 提高全网的稳定水平， 以接受更多的

14、由远方电源送来的电力。但特高压交流输电也存在安全稳定隐患，由于特高压交流线路输送的功率大，当以单回线向受端电网输电的线路超过受端系统负荷功率的10%15%会因线路故障跳闸而危及受端电网安全运行。同时，当一个大电厂通过多回特高压大容量输电线路送至同一地区，一旦发生多重故障造成同一走廊上多回特高压输电线路同时跳闸，会给区域电网安全运行带来严重影响。因此，某一地区若有多条特高压线路馈入送电，这些输电线路不应该由个别大电厂集中送出，最好由数个不同的大电厂分多条特高压输电线路从不同地方送入。这样，一旦出现某回特高压线路故障停电，不至于对整个系统造成致命影响，从结构上保证电网安全稳定运行。同样，特高压直流

15、输电方式用于远距离大容量输电，也会出现稳定问题。首先，由于特 高压直流输电电压等级高，每kW设备造价和每km线路的造价很高，可能出现长时间内单回线运行的状况，而输电容量又非常大。如建设的土800kV云广直流输电工程，送电容量约占2010年南方电网西电东送容量的 l /4,约占云南电网用电负荷的1 /3、约占外送电力的2/3。当电源或者线路发生故障时，将对受端电网的安全稳定运行产生严重影响。同时，当 多条特高压直流输电线路的受端落点电气距离很近，形成多馈入直流输电系统的时候，一次故障可能引起多个逆变站同时或相继发生换相失败，甚至导致直流功率传输的中断，给整个多馈入直流输电系统带来巨大冲击。研究表

16、明，在特高压直流多馈入的受端电网，多条直流同时与交流系统相互作用，系统暂态、中期和长期的功角和电压稳定问题可能非常严重，应该引起高度重视。对于多馈入直流输电系统，交流系统或直流系统的故障都有可能成为引发系统不稳定的因素，甚至可能导致整个系统的崩溃。因此，考虑到交直流系统之间存在复杂的相互作用，必须采取相应的针对性措施以保证多馈入直流输电系统安全稳定。利用特高压交流实现大区同步互联，也存在一些稳定问题：在小干扰情况下可能发生静态稳定破坏甚至诱发低频振荡；在遭受大干扰时可能导致暂态稳定破坏；当一个电网发生事故时，往往采取联络线解开的方式，以保证邻网的安全，这样会扩大事故电网的事故范围。 而利用特高

17、压直流实现大区非同步互联，输送容量不受输电距离和网络结构、参数的限制； 在事故情况下，可以充分发挥直流线路快速调节的作用，对事故电网进行功率输送。因此，无论特高压交流还是特高压直流输电，单回甚至多回线路跳闸， 都会对受端电网稳定产生影响。而特高压输电应用于大区电网互联，采用特高压交流联网方式稳定问题较大， 此时采用特高压直流联网方式具有更好的技术性能。5特高压交直流输电系统我国的发展前景2020年前，直流输电应用于以长距离大容量输电为目的的大区电网互联。根据我国电网的远景规划，在北方火电基地建成之前，我国将形成北部、中部、南方三大联合电力系统。三峡水电站计划将于 2009年建成，装机容量18.

18、2 GW向华东输送容量 8 GW 输送距离1 100 km。目前初步确定的电压等级方案为500 kV交流加500 kV直流的交、直流混合方案。这一方案使电站的出线回路偏多，电压等级偏低。从国外电力系统发展的历史来看，一座或数座大型电站接入系统，会促使系统出现更高一级电压等级。我国西北刘家峡电站的接入系统开始形成了西北330 kV电网；葛洲坝水电站建成，使我国华中地区形成了500 kV电网。在国外，加拿大为邱吉瀑布水电站群建设了735 kV电网；俄罗斯为核电站送电建设了750 kV电网。我国三峡水电站的建成以及今后发展特大型水、火基地，都极有可能需要建立特高压输电网。但是，在现阶段，特高压输电技

19、术储备不足， 没有成套成熟的技术；而直流输电在可控 性、隔离故障及运行管理等方面占有许多优势， 特别是采用直流联网时两网之间的波动互不 干扰，稳定性很高。因此，在未来20年，直流输电将作为长距离大容量输电的主要方式和 500 kV交流网架的强化措施，以便在无更高一级交流电压输电线路时形成大区电网互联。科学领域的新成就将扩展直流输电技术的用途。一些新的发电方式，比如磁流体、电气体、燃料电池和太阳电池等产生的电能都是以直流方式送出并经逆变器交换后送入交流电力 系统，远海中的海洋能发电厂需用海底直流电缆将电能送到大陆。另外，新型电池和超导等新的储能系统和交流电力系统连接时都需要有关直流输电的技术。总

20、之，随着直流输电技术的日益成熟、输电设备（主要是换流器）价格的下降和换流站可用率的提高，它在电力系统必将得到更多的应用。到2050年，交流特高压电网将作为全国联网的主网架。继三峡水电站之后即将开发西 南水电基地，金沙江上、中、下游段13个梯级电站共装机 67.38 GW,澜沧江中下游14个梯级共28.9 GW,雅碧江11个梯级共24.30 GW,大渡河17个梯级共17.72 GW,将大容量 外送60 GW在火电发展方面，煤炭能源输送方式有4:运煤发电和就地发、输电。运煤发电方式存在许多弊端，比如环境污染严重， 大量占用城市土地资源，对交通运输有一定压力等。而就地发电方式将解决上述弊端，即建设坑

21、口电站，以远距离大容量输电的方式，将能源输送到负荷中心。至2050年，"三西”火电基地将向东北、华北、华东、华中输电。尽管到目前为止全国联网网架结构尚不明朗，但随着金沙江梯级电站和北方火电基地的建成，以直流输电形成全国直流联网几乎不可能。因全国联网必是多端网络， 采用特高压交流输电线路，形成以三峡电网为中心的全国电网互联的格局，这是全局，特殊情况下局部可用直流联网或背靠背直流联网。6总结我国特高压电网将由1000kV级交流输电系统和+800kV级直流系统组成。前者主要定位 于近距离大容量输电和更高一级电压等级的网架建设；后者主要定位于送受关系明确的远距离大容量输电以及部分大区、省网之间的互联。两者相辅相成，互为补充。特高压直流系统的系统设备复杂、二次设备故障率高以及换流器在交、直流侧会产生谐波影响系统的稳定控制，总体上来说，整个特高压直流输电系统的可靠性不如特高压交流输电系统。而在实现大区联网时，采用特高压直流方式更具优势。所以，研究特高压交直流输电是十分必要的。为此我们在自己探索发展特高压输电技术的同时也应积极引进和吸收国外的成果，研制成套高压直流输电设备 ，早日实现国产化。建设工业性的特高压实验线路，与国外专家及各制造厂家共同研究适合中国特点的特高压输 电成套设备。参考文献1