直流输电技术概述

1、清 华 大 学电机工程与应用电子技术系生 产 实 习 技 术 报 告实习地点：西安西电集团姓 名：李爽班 级：电24学 号：20120109642015 年 8 月 12 日目 录一、直流输电发展历史11.1 国外直流输电发展史11.1.1 早期电力传输11.1.2 汞弧阀时期11.1.3 晶闸管阀时期21.2 我国直流输电的发展4二、直流输电的特点72.1 直流输电的优势72.1.1 架空线路造价低72.1.2 线路有功损耗小72.1.3 不受交流输电稳定性的限制72.1.4 便于功率控制82.1.5 便于电网互联82.1.6 利用大地输电82.2 直流输电的不足82.2.1 换流站造价高8

2、2.2.2 换流装置要消耗大量无功功率92.2.3 换流产生谐波92.2.4 断路器研制困难92.2.5 利用大地作为回路的问题92.3 直流输电应用场合92.3.1 远距离大容量输电92.3.2 电力系统联网102.3.3 电缆输电11三、直流输电换流技术133.1 6脉动换流单元133.1.1 6脉动整流器133.1.2 6脉动逆变器153.2 12脉动换流器16四、直流换流站设备194.1 换流阀194.1.1 换流阀的基本性能要求194.1.2 换流阀设计与选择194.2 换流变压器214.2.1 换流变压器的特殊之处214.2.2 换流变压器的线圈224.3 平波电抗器234.3.1

3、 平波电抗器的功能234.3.2 平波电抗器的型式244.4 无功补偿装置244.4.1 机械投切式无功补偿装置254.4.2 静止无功补偿装置254.4.3 同步调相机25参考文献IIII一、 直流输电发展历史一、 直流输电发展历史1.1 国外直流输电发展史1.1.1 早期电力传输人类对于电的应用和认识最初都是起源于直流电的，而电力技术的发展也是从直流电开始的。早期的电气照明和动力等负荷都是采用直流电的，由直流发电机发出直流电直接通过输电线路送到直流负荷，也就是发电、输电和用电均为直流电。1882年，爱迪生在纽约珍珠街建造了世界上首座变电站，该变电站通过110V的直流电向周边半径为1.6km

4、的地区供电；1882年德国建成了2 kV、1.5 kW、57 km向慕尼黑国际展览会的送电工程；1889年法国通过串联直流发电机得到高电压，建成了由毛梯埃斯到里昂的世界上首条高压直流输电线路。19世纪末出现的变压器和交流感应电机等催生了交流输电系统。交流输电系统通过变压器实现了电压等级的高效、自由转换，使高电压、远距离输电成为了可能。而感应电机因其结构简单、牢固耐用、造价低廉得到了广泛应用。交流系统由于其具有直流系统所不具备的优势，很快就取代了直流系统，在电力的发、输、配、用都得到了广泛应用。至此，直流输电系统几乎已经销声匿迹。1.1.2 汞弧阀时期20世纪中期，电力需求日益增长，输电容量和输

5、电距离不断增大，交流输电系统开始显现出其弊端，例如电力系统同相运行困难、输电稳定性差、电晕损耗严重等，人们再次发现了直流输电的优势。而1928年具有栅极控制能力的汞弧阀研制成功，实现了电流的整流和逆变，使得直流输电成为了可能。1954年，世界上第一个工业性直流输电工程果特兰岛工程在瑞典投入运行，该线路全长96 km，输送容量20 MV，电压100 kV，采用汞弧阀实现换流。直到1977年最后一个采用汞弧阀换流的直流工程加拿大纳尔逊河I期工程，全球共有12项采用汞弧阀换流的直流工程投入运行。但是汞弧阀制造技术复杂、价格昂贵、易发生逆弧导致换流失败，而且汞蒸气有毒，危害人体健康。汞弧阀的“先天不足

6、”限制了它的应用，使得早期直流输电步履维艰。图1 瑞典果特兰岛工程用的汞弧阀1.1.3 晶闸管阀时期20世纪70年代，电力电子技术迅速发展，高电压大功率晶闸管等电力电子器件问世。晶闸管换流阀和微机控制技术逐步应用于直流输电工程中，极大地提高了直流输电的运行性能和可靠性，促进了直流技术的发展。1972年，世界上第一个采用晶闸管换流阀的直流输电工程加拿大伊尔河工程投入运行。该工程是一个连接布伦兹瑞克和魁北克水电站的背靠背直流输电工程，电压为2×80 kV，交换容量为320 MW，每个换流站包括两个换流桥，4000个晶闸管安放在40个单元中，每4个单元并联组成一个桥臂。伊尔河工程标志着直流

7、输电发展进入一个新阶段，此后所有的直流输电工程均采用晶闸管换流，汞弧阀被淘汰。在此期间，电力电子技术、微机控制技术、光纤技术和氧化锌避雷器等新技术逐步应用于直流输电领域，促进了直流输电技术不断提高和改进，使之更加成熟，也得到了更加广泛的应用。图2 西电集团电触发晶闸管（ETT）换流阀图3 西电集团光触发晶闸管（LTT）换流阀1.2 我国直流输电的发展我国的直流输电工程是在1958年提出的，最初是为了配合长江三峡水力资源的开发，便于三峡电站的电力外送。1963年，中国电力科学研究院建成了我国第一套直流输电模拟装置，开始了对直流输电换流技术和控制保护技术的研究。1974年，西安高压电器研究所建成了

8、8.5 kV，200 A，容量为1.7 MW的背靠背换流试验站。该试验站用于对一次设备和二次设备进行考核和对直流输电的控制保护特性及故障类型进行试验研究。1977年，在上海一条报废的交流电缆线路的基础上，建成了一条31 kV，150 A，4.65 MW的直流输电试验工程，线路全长8.6 km。1980年，我国决定自行建设一项直流输电工程，这就是舟山直流输电工程。1987年，舟山直流输电工程投入试运行。线路为双极 ±100 kV，500 A，100 MW，全长54 km。舟山直流工程特点如下：1) 舟山直流工程的线路受端为弱交流系统，为提高系统的稳定性，在逆变侧的换流变压器上装设了一台

9、30 Mvar的调相机，提高受端的电压稳定性。2) 直流输电线路为架空线和海底电缆混合型。线路全长54 km，其中12 km为海底电缆，42 km为架空线，如图4所示。这给线路的保护和利用电力线载波通信带来了困难。3) 采用直流输电连接了华东电网和舟山电网，实现了两个电网的非同步运行。4) 舟山工程从科研设计、设备制造到调试运行，均依靠国内的力量，作为一条试验性的工业项目，为我国直流输电的发展奠定了基础。4此后，舟山工程又进行过一系列的更新与改造，使其更加适应现代的发展水平。舟山工程后，陆续又有数十条直流输电工程先后投运，截至2011年底，已投运的直流输电工程见表1。表1 我国已投运的直流输电

10、工程（截至2011年）序号工程名额定电压/kV额定电流/A额定容量/MW输送距离/km投运年份1舟山工程100500505419892葛-南工程±50012001200104519893天-广工程±5001800180098020004三-常工程±5003000300086020025嵊-泗工程±50600606620026三-广工程±5003000300097620047贵-广I回工程±5003000300088220048灵宝工程1203000360020059三-沪工程±500300030001040200610贵-广

11、II回工程±500300030001225200811高岭工程±125300015002090200812德宝工程±50030003000545201013云-广工程±800312550001373201014向-上工程±800400064001907201015呼-辽工程±50030003000908201016宁东直流工程±660303040001333201117黑河工程±50030001000411201118青藏工程±4001400120025302011特别是在2010年投入运行的云-广工程，

12、是我国也是世界上首条特高压直流输电工程，标志着我国特高压直流输电技术达到世界领先水平。图5 云广工程线路图6 云广工程穗东换流站16二、 直流输电的特点二、 直流输电的特点2.1 直流输电的优势 与交流输电相比，直流输电有很多优势，从而得到越来越多的应用。2.1.1 架空线路造价低双极输电的直流架空线路只需要正负两极导线，而三相输电的交流线路需要三根导线。与交流系统相比，输送相同的功率，直流输电线路可以节约1根导线，从而节约了大量的钢材、绝缘子等资源，同时还减少了大量的安装使用费用。直流输电的导线数量少，杆塔的负重较小，降低了杆塔的设计建造要求。同时直流输电还可以充分利用输电走廊，其走廊宽度仅

13、为交流输电的一半左右。如直流±500 kV的线路走廊宽度约为30 m，而交流500 kV的线路走廊宽度为55 m。2.1.2 线路有功损耗小直流输电线路损耗主要是电阻损耗，输电过程中没有电感和电容，没有无功损耗，有效负荷高；在电晕损耗方面，当导线表面的场强相同时，直流架空线路的电晕损耗仅为交流线路的50%60%。2.1.3 不受交流输电稳定性的限制交流电力系统中输送的功率为 式中，E1和E2分别为送端和受端的电动势，X12是送端和受端之间的等值电抗，是E1和E2之间的相位差，称为功率角。当=90°时，此时为交流系统的静态稳定极限。当因为系统扰动发生时导致>90

14、6;，系统两端将会失去同步运行，导致系统裂解。随着输电距离的增大，X12增大，允许输送的功率减小，限制了交流输电的距离。直流输电的两端交流系统经过整流和逆变隔离，不需要同步运行，所以不存在稳定性的问题。这使得其输电距离和容量不受稳定性的限制。2.1.4 便于功率控制直流输电的整流和逆变都有晶闸管控制。通过改变换流过程中的控制角，可以改变线路中输送的直流功率，而不受两端交流电网的影响，必要时还可以实现潮流反转。这为电力系统调度和经济运行控制带来了极大的方便，提高了输电的灵活性、迅速性和高效性。2.1.5 便于电网互联现代大电网的交流互联要保证不同电网之间的同步运行，提高了系统运行的难度。各大电网

15、之间也容易互相干扰，增大了系统故障的几率。而通过直流联网，直流输电通过整流和逆变过程，隔离了不同的交流电网，可以令被联网的交流系统按照各自的频率和相位独立的运行，各自进行调压调频和系统调度，不受联网的影响。2.1.6 利用大地输电直流电作用下，只有电阻起作用，而电感和电容影响，在输电过程中可以利用大地或者海水作为回路的负极，这样可以省去一极的导线，同时大地和海水的电阻率低，损耗小，运行费用低。双极输电系统通常将大地作为备用导线，相当于两个独立运行的单极系统。当一极出现故障时，可以转为单极运行，提高了输电的可靠性。2.2 直流输电的不足直流输电虽然有很大的优势，但也存在不足，这也一定程度上限制了

16、其发展和应用。2.2.1 换流站造价高直流输电的换流站比交流变电站的设备多、结构复杂。直流换流站除了交流变电站中同样具有的变压器和断路器外，还要有换流器、平波电抗器、交直流滤波器和无功补偿装置等。所以同样规模下，直流换流站的造价比交流变电站要高出数倍。同样由于设备更加复杂，换流站的运行和维护费用也更高。2.2.2 换流装置要消耗大量无功功率换流阀在进行换流时需要消耗大量的无功功率，可以占到直流输送功率的40%60%。所以每个换流站都需要安装无功补偿设备。无功补偿设备提高了换流站的造价，也增大了系统的运行难度。2.2.3 换流产生谐波换流器对交流侧来说是一个谐波电流源。它畸变了交流电流波形，产生

17、了大量的高次谐波电流，也畸变了交流电压。换流器对直流侧来说是一个谐波电压源。它畸变了直流电压波形，产生了大量的谐波电压，也畸变了直流电流。为了减少线路的谐波，保证系统稳定和电能质量，需要在交流侧和直流侧都装设滤波器，提高了系统造价、占地面积和运行费用，降低了系统稳定性。2.2.4 断路器研制困难直流输电中没有电流过零点，熄弧问题难以解决，断路器研制困难。虽然国内外对直流断路器进行了大量的研究和试验，但到目前仍然没有性能较好的产品，严重限制了直流输电的发展。2.2.5 利用大地作为回路的问题利用大地或者海水作为回路会对沿途的金属构件和管道等造成电腐蚀；对通信系统和航海仪器产生干扰。2.3 直流输

18、电应用场合直流输电的应用取决于直流输电的技术水平和电力发展的需要。目前实际应用的输电方式还是以交流输电为主，直流输电只是作为交流输电的辅助和补充。直流输电由于其特性，在一些场合下有较好的应用。2.3.1 远距离大容量输电直流输电的线路造价和运行费用低于交流输电，但是换流站的造价和运行费用比交流变电站高。因此，同样的输送容量下，输送距离较短时，交流输电更加经济，输送距离较长时，直流输电更加经济。通常将两种输电方式造价相同时的输电距离称为等价距离。对于不同的国家，由于其经济水平和技术水平不同，等价距离通常也是不同的。我国目前架空线的等价距离为8001000 km，电缆线路的等价距离为2040km。

19、所以直流输电在远距离大容量输电方面更有优势。图7 交直流输电投资和输电距离的关系2.3.2 电力系统联网电力系统的发展趋势在于电网互联，有利于资源的优化配置，有较好的经济效益。但是交流方式联网会带来稳定性、大面积停电和短路容量增大等一系列问题，不利于电网的运行和控制。采用直流联网可以避免交流联网的问题。直流联网是非同步联网，可以保证被联电网以各自的频率和相位独立运行，而不必同步运行，减小了联网难度；直流输电可以方便地控制被联电网之间的潮流分布，改变传输功率的大小和方向；直流联网不会增加被联电网的短路容量，所以不需要更换断路器等配套设备。目前常用的直流联网方式有两种，一种是背靠背直流联网，所谓背

20、靠背就是将整流和逆变放置在同一个换流站内，不需要直流输电线路。我国华北电网与东北电网之间的高岭背靠背直流输电工程和西北电网与华中电网之间的灵宝背靠背工程就属于这种类型。另外一种是远距离大容量输电，既有输电功能又有联网功能。例如三峡电站向广东和华东送电的三-广工程和三-常工程就属于这种类型。图8 灵宝背靠背工程换流站图9 三-广工程荆州换流站2.3.3 电缆输电电缆输电的交直流等价距离只有2040 km，远低于架空线的等价距离。此外交流电缆输电受到等效电容的影响，输电距离受限。所以电缆输电更适合用直流输电方式。可以利用直流电缆输电方式进行远距离大容量跨海输电或者向负荷中心送电。三、 直流输电换流

21、技术三、 直流输电换流技术直流输电过程需要先在送端将交流电变换为直流电，称为整流，而后在受端将直流电变换为交流电，称为逆变。整流和逆变统称为换流。直流输电的换流主要由换流站中的换流单元实现，目前工程上所采用的换流单元主要有6脉动换流单元和12脉动换流单元。3.1 6脉动换流单元6脉动换流单元主要由6脉动换流器、换流变压器、交直流滤波器等组成，原理图如图10所示。106脉动换流单元的换流变压器可以采用三相变压器或者单相变压器，阀侧绕组可以是 接线或者Y接线。6脉动换流方式会在交流侧和直流侧分别产生6k±1次和6k次的谐波。3.1.1 6脉动整流器目前直流输电中广泛采用晶闸管换流阀。晶闸

22、管具有单向导电性，在施加电压为正电压且控制极有正脉冲时导通，但控制极没有关断能力，只能依靠外部回路的能力来关断。图11 6脉动整流器工作原理126脉动整流的原理图如图11所示，采用全桥整流方式。晶闸管VT1到VT6依次导通，每隔60° 电角度导通一个晶闸管，每个晶闸管导通时间为120° 电角度。所以每一时刻上下桥臂都有且只有一个晶闸管导通。线电压uac由负变为正的时刻作为VT1的起始时刻，VT1导通时刻uac相位角称为VT1的触发角，VT1到VT6的触发角都是相同的，通常用触发角表示。根据的不同可以控制输出直流电压的大小。在交流电压作用下，换流阀周期性的导通和关断，整流出的

23、直流电压为6段正弦曲线组成的脉动电压，所以称为6脉动整流。整流出的直流电流含有很多谐波，还存在一定的脉动，所以需要用直流滤波器和平波电抗器来提高直流的波形质量。133.1.2 6脉动逆变器逆变器是将直流电转换为交流电的装置。6脉动逆变器与整流器一样，也是由6个换流阀组成的三相桥式电路。逆变器的换流阀导通顺序与整流器一样，在一个周期内，将流入逆变器的直流电分为三段，送入交流侧，转变为交流电。但是逆变器是将直流侧的功率输入到交流侧，所以要求直流侧的输出电压为负值，所以触发角应大于90°，图14 6脉动逆变器原理图3.2 12脉动换流器12脉动换流器由两个交流侧电压相位差为30°

24、 的6脉动换流单元在直流侧串联而在交流侧并联组成的。图15 12脉动换流器原理图12脉动换流单元可以采用两组双绕组变压器或者一组三绕组变压器。为了实现换流变压器阀侧绕组的电压相位差为30°，阀侧绕组的接线方式必须是一个星形连接一个三角形连接。所以一组12脉动换流单元的换流变压器可以有四种组合方案，分别是：1台三相三绕组变压器，2台三相三绕组变压器，3台单相三绕组变压器，6台单相单绕组变压器。12脉动换流器会在交流侧和直流侧分别产生12k±1和12k 次的谐波，所以需要安装相应的滤波器。目前大部分的直流输电都采用这种换流方式，因为这种方式的换流站所需的设备数量少，投资省，运行

25、可靠性高。四、 直流换流站设备四、 直流换流站设备4.1 换流阀直流输电系统中，换流器的桥臂称为换流阀，它是换流器的基本单元，是进行换流的关键设备。目前的换流阀大多是由几十到数百个晶闸管串联而成。晶闸管按照触发方式可以分为电触发和光触发两种，相应的换流阀也可以分为电触发换流阀和光触发换流阀。目前大部分的直流输电工程都采用电触发换流阀。4.1.1 换流阀的基本性能要求换流阀要在特定的条件下连续可靠的运行，对其性能提出了一定的要求。1) 满足系统连续运行的额定值系统额定值包括额定电压、额定电流和额定功率等，系统长期运行在这样的参数值下。换流阀本身的耐受值要达到要求，换流阀的冷却系统和其他辅助系统也

26、要满足要求。2) 过负荷能力换流阀要有一定的过负荷承受能力，从而承受过电流情况下的运行负荷。其过负荷能力应该和直流输电系统的过负荷能力相匹配。过负荷能力可以分为三种：连续过负荷能力：指可以连续运行的过负荷承受能力；短时过负荷能力：一般指0.5至数小时内可以连续运行的过负荷承受能力；暂态过负荷能力：通常指数秒至1分钟的过负荷承受能力。4.1.2 换流阀设计与选择1) 换流阀的元件特性要求换流器性能的优劣与晶闸管元件特性直接相关。单个元件的开关功率容量应较大，即元件耐压水平高，电流定值大，以减少串联元件数，降低相应损耗和成本；阀内晶闸管元件各种参数的分散性要较小，如元件的开通时间应尽量一致，尽量小

27、，以减小开通过电压，元件的恢复电荷尽量一致，尽量小，以减小关断过电压，提高关断速度；晶闸管的触发功率和通态压降应较低，以减少阀的损耗。2) 换流阀的耐压特性换流阀要承受一定水平的过电压，阀的耐压设计应存在一定的保护裕度。考虑到电压的不均匀分布、过电压保护水平的分散性和其他非线性因素影响，保护裕度要足够大。工程上常用的保护裕度是：对于操作冲击和雷电冲击应大于避雷器保护水平的15；对于陡波头冲击电压应大于避雷器保护水平的20。换流阀的耐压等级是由每个晶闸管的耐压水平串联叠得到的，所以阀的耐压能力由晶闸管的串联元件数所决定。实际工程设计时，每个换流阀臂冗余元件数不应少于3个。3) 换流阀的电流特性换

28、流阀要有一定的暂态过电流能力，以应对系统故障的情况。对晶闸管常用浪涌电流能力ITSM表征，浪涌电流能力应不小于系统的最大故障短路电流。4) 换流阀的损耗特性换流器的损耗特性是衡量其性能的重要指标，对系统高效可靠运行的重要保障。根据直流输电工程的经验，换流站在额定工况时的损耗约为传输功率的1，而换流阀的损耗则占全站损耗的25左右。图16 西电集团制造的云-广工程换流阀4.2 换流变压器换流变压器是直流换流站中的重要设备，它与换流阀一起实现交流电与直流电之间的相互变换，此外起着改变交流电压等级，抑制直流短路电流，减少交流谐波等功能。4.2.1 换流变压器的特殊之处由于换流变压器与换流器相连，受到换

29、流器的影响，它与普通的电力变压器存在很多的不同。1) 短路阻抗直流输电中换流阀的换相过程实际上就是两相短路的过程，因此产生较大的电流。为了将换向过程中的电流限制在一定范围内以免损坏换流阀的晶闸管元件，换流变压器应有足够大的短路阻抗，因此换流变压器的短路阻抗一般大于普通工频变压器的短路阻抗。但短路阻抗也不能过大，否则会使运行中的无功损耗增加，需要增加额外的无功补偿装置，并导致换相压降过大。2) 绝缘在额定工况下，换流变压器阀侧绕组端部与地之间以及阀侧绕组与网侧绕组之间的主绝缘上长期承受直流电压；当系统发生潮流反转时，阀绕组所承受的直流电压也同时发生极性反转。因此换流变压器要长期持续受到交直流叠加

30、电场以及以极性反转为代表的直流跃变电压的作用。由此造成换流变压器的绝缘结构远比普通的交流变压器复杂。3) 谐波换流变压器在运行中会有较大的特征谐波电流和非特征谐波电流流过。谐波电流会使换流变压器损耗和温升增加，产生局部过热，还会造成交流电网中的发电机和电容器过热。变压器漏磁的谐波分量会使变压器的杂散损耗增大，有时还可能会使某些金属部件和油箱产生局部过热现象。数值较大谐波磁通所引起的磁致伸缩噪音，一般处于听觉较为灵敏的频带，必要时要采取有效的隔音措施。4) 有载调压考虑到运行的安全性和经济性，应使换流器触发角运行在适当的范围内，保证直流输电系统经常运行在接近最佳状态。因此换流变压器应具有较大的调

31、压范围。一般调压分接开关的调压范围一般为20%30%，每档调节量为1%2%，使得其有载分接头档位远多于普通工频变压器。 5) 直流偏磁换流器触发时刻的间隔不等，交流母线正序2次谐波电压和与直流线路并行的交流线路的感应作用等将在换流变压器阀侧绕组电流中产生直流分量；接地极的入地电流引起的地电位变化会在网侧绕组电流中产生直流分量，二者共同使换流变压器产生直流偏磁现象。直流偏磁使得铁芯的BH曲线上的运行工作点绕行轨迹偏离对称状态，部分进入一侧的饱和段，导致励磁电流分量出现一个半波的尖峰波形，使变压器损耗、温升及噪音均有所增加。因此直流偏磁问题在设计时必须给予充分的考虑。4.2.2 换流变压器的线圈换

32、流变压器的线圈包括网侧线圈、阀侧线圈和调压线圈三部分。绕组的排列方式通常有两种，即“铁心柱阀绕组网绕组调压绕组”式和“铁心柱调压绕组网绕组阀绕组”式。1) 网测线圈换流变压器网侧线圈通过交流套管与交流系统联接，线圈的电压等级和绝缘水平取决于直流系统两端联接的交流网络的电压等级。换流变压器网侧线圈与相同电压等级的电力变压器的线圈结构基本相同，此处不再介绍。2) 调压线圈因为变流变压器有较多的调压级数，所以调压线圈导线的并绕根数比较多，为此通常设计成一个独立的线圈，并与网侧线圈末端相联。当在网侧线圈首端施加冲击电压时，调压线圈内的冲击电压梯度较大，为防止击穿，调压线圈匝间绝缘厚度及对相邻线圈或接地

33、部件的距离均要加大。为限制调压线圈内匝间电压梯度，防止调压线圈的匝间绝缘损坏，必要时需采用非线性电阻，以限制调压线圈的级间过电压。3) 阀侧线圈换流变压器阀侧线圈通过阀侧套管与换流阀桥联接。因其与换流阀桥相连，必然受到阀桥换流过程的影响，其设计与普通电力变压器线圈相比有很大的特殊性。一是绝缘的特殊要求。阀侧线圈的绝缘设计除了考虑交流耐受电压的作用外，还必须考虑试验及运行中的直流电压和极性反转电压作用的影响。例如500kV直流输电系统中的换流变压器，其阀侧线圈的交流额定电压一般仅为200kV左右，但其绝缘水平因上述原因，其绝缘水平，包括交流耐受电压水平，操作冲击电压水平和雷电冲击电压水平都高于相同电压等级的交流线圈的绝缘水平。因此阀侧线圈的结构型式的选择和绝缘设计比较复杂，要特别注意绝缘方面的分析计算和采取相应的措施。二是谐波电流的影响。换流变压器在实际运行时，线圈中会有大量谐波电流流通，进而产生较大的附加损耗。所以在选择线圈的导线时，要特别注意导线的规格，以降低线圈导线中的涡流损耗，合理控制导线的电流密度，防止线圈产生局部过热。图17 西电集团ZZDFPZ-297600/330换流变压器4.3 平波电抗器平波电抗器是直流换流站中的重要设备，一般安装在换流器直流输出端和直流线路之间。4.3.1 平波电抗器的功能平波电抗器主要有以下作用：1) 防止由直流线路或直