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文档简介
直流输电技术发展及其应用
中国电力科学研究院
2007年10月一、直流输电技术的发展历程100多年前已采用原始的直流输电方式(1)由于未能解决电压变换等关键技术,被交流输电取代(2)当时已提出交流发电---转换为直流输电---逆变为交流的概念。但大容量可控电力阀尚未问世,无法实现。2、采用汞弧阀的直流输电技术(1)20世纪50年代汞弧阀问世,为直流输电技术的商业性运营提供了技术条件。(2)1954年建成世界上第一个直流输电工程:瑞典哥特兰岛海底电缆直流输电工程。3、采用固态晶闸管(可控硅)的直流输电技术(1)20世纪70年代,汞弧阀被固态晶闸管代替。(2)直流输电工程的经济性和可靠性得到很大提高。(3)直流输电工程呈逐年增长趋势,到1990年:已有43个HVDC工程投入营业运行,总容量31200MW。计及正在建设和计划中的HVDC工程,共62个。4、直流输电技术的新进展
进入20世纪90年代,直流输电技术进一步得到提升,直流输电技术又有新的进展,其主要目的如下:改善直流输电运行特性大幅度简化设备减少换流站占地降低造价4、直流输电技术的新进展(1)基于常规晶闸管换流器技术的改进(CCC)
简称CCC(电容器换相换流器),即在换流变压器与换流器间串入电容器和MOV的并联支路,将交流电压与电容电压叠加,共同作用于换流阀。4、直流输电技术的新进展
CCC(电容器换相换流器)主要优点是:引入电容器换相电压,大大减少换相失败的可能性,增加逆变器运行的动态稳定性。不需要采用大量无功补偿装置,减少并联电容器组数。甩负荷过电压和阀侧短路电流降低。低次谐波谐振的可能性降低。换流站占地减少。4、直流输电技术的新进展
CCC(电容器换相换流器)主要缺点如下:在换相故障时,如果电容器持续充电到过电压水平,换流器会失去自恢复能力。除了需要加MOV对电容器进行保护外,还要求换流阀工作稳定和能够承受大的电压跃变,并应配备高性能的滤波器。
会增大直流侧的谐波。4、直流输电技术的新进展(2)采用新型电力电子器件(GTO)的自换相换流器
主要优点是:在换流母线电压很低时,仍能继续工作,大大降低换相失败的可能性。换流站占地仅为传统换流站的一半,因为无功补偿设备可以减少很多。考虑交直流系统故障时换流器元件的电流和电压设计系数大大降低目前正处于研发阶段。在日本中央电力研究所建有该换流器的模型。4、直流输电技术的新进展(3)采用新型全控型电力电子器件IGBT的全可控型换流器
其特点是开关频率高、损耗小。主要优点如下:可以对有功和无功功率进行精确控制。无需外部交流网提供换相电压,不会发生换相失败。可以很好地解决换流器谐波问题。大大减少无功补偿设备容量和换流站占地面积。
在瑞典和美国等国家已有工程实例,但目前阶段主要为小容量短距离轻型直流输电和背靠背联网工程,有待于进一步发展和成熟。5、采用直流输电新技术的工程目前处于发展阶段,主要为小容量短距离轻型直流输电和背靠背联网工程,工程实例如下:1997年3月,瑞典Hellsjon,世界第一条采用新型换流阀的试验线路:±10kV,3MW,10km。1998年5月,瑞典Gotland,世界第一条商业营运的轻型直流输电线路,50MW,70km。1999年,澳大利亚Directlink工程,当时世界上最大的轻型直流输电工程,180MW,65km。2000年6月,美国和墨西哥边界EaglePass,世界上第一个采用新型直流输电技术的背靠背换流站,36MW,±15.9kV。5、采用直流输电新技术的工程2000年8月,丹麦Tjæreborg示范工程,7.2MW,±9kV,4.3km长,将位于Tjæreborg的风力发电站与交流主网相联。2002年4月,澳大利亚Murraylink工程,200MW,±150kV,180km,建设目的是使南部电网与Victoria州电网互联。该工程将是世界上最长的地下电缆输电项目。2002年5月,美国Cross-Sound联络工程,330MW,±150kV,40km长,建设目的是通过海底电缆使位于NewMavend的Connecticut电网与纽约长岛电网联网。6、直流输电控制保护系统的新进展目前已广泛采用的控制保护系统为:硬件采用模块集成和软件采用功能块编程的多处理器系统与一次系统的信息交换采用光纤换流站内设备信息交换采用网络站间通讯采用光纤信息已实现GPS定时2)控制保护系统正向全面微机化、智能化和小型化发展,并更加安全可靠二、国际上直流输电达到的水平1.国外目前的水平(1)最高直流电压:
±600kV,巴西伊泰普HVDC工程
±750kV,前苏联埃基巴斯图兹—欧洲中部(已停建)(2)最大输送容量
巴西伊泰普630万千瓦(2条±600kV线路)(3)最长直流架空线路
2400km前苏联埃基巴斯图兹—欧洲中部(已停建)(4)最长海底电缆
242km,挪威—丹麦(5)多端直流输电系统加拿大-美国五端直流输电系统,按三端直流运行。
意大利-撒丁岛三端直流输电系统。二、目前国际上直流输电达到的水平2.我国目前的水平
±500kV,3000MW,3000A,目前世界上单个双极电流最大、换流能力最强的直流输电工程(例如三峡等直流输电工程)。
±800kV,6400MW,4000A,世界上首个6400MW特高压直流输电工程(例如在建的金沙江一期直流输电工程)。
二、目前国际上直流输电达到的水平3.我国直流电压等级研究情况
±500kV,3000MW±660kV,4000MW±800kV,6400MW±1000kV,9000MW
三、特高压交直流输电技术的特点和功能定位
80年代初期以来,我国电力工作者在三峡电站及其输电系统规划、西电东送和全国联网研究中,对交、直流输电的特点和适用范围进行过大量全面深入的研究工作。基本的共识可归纳为:交、直流输电方式各有所长,本身没有排他性,而是互相补充的;在电网规划和建设中要注意发挥各自的优势,使两种输电方式各尽所能,相得益彰。1、交流输电的特点和适用范围
在电力系统中,交流是主要的输电方式,其特点是:兼有输电和网络功能,适用于构建电网的主网架和各级输电网络,充分发挥同步电网的功能;在输电线路的中间可以落点,满足向中间地区供电的需要,电力的传输、交换、疏散十分灵活;对电源和负荷变化的适应性较强。
1、交流输电的特点和适用范围
因此,交流输电技术主要用于构建各级输电网络和电网互联的联络通道,形成以特高压为骨干网架、各级电压网络协调发展的坚强电网;同时,交流输电也是电源送出的主要输电方式之一。2.直流输电的特点和适用范围
直流输电具有输送容量大、距离远、节省输电走廊和实现非同步联网等特点,随着远方水、火电基地的开发外送和全国电网互联的进展,直流输电已成为主要的输电方式之一。2.直流输电的特点和适用范围
目前,我国采用的直流输电技术主要是端对端直流输电和背靠背直流联网技术,其中:端对端直流输电技术作为“直达快车”,适用于超过交、直流经济等价距离(目前对于500千伏交流输电和±500kV直流输电约为700~1000公里;对于1000千伏交流输电和±800kV直流输电约为1100~1400公里)的远距离、大容量输电;背靠背直流技术适用于不同频率以及不易协调的系统间的联网。2.直流输电的特点和适用范围
对于多端直流输电技术,我国也开展过试验研究工作。由于直流断路器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,缺乏满意的产品提供给工程使用,加上其控制系统复杂,使多端直流工程发展缓慢。世界上只有意大利-撒丁岛(三端)和魁北克-新英格兰(五端,目前按三端运行)等少数几个工程,还需要在运行实践中进行考验和改进。2.直流输电的特点和适用范围
新的基于全可控元件的直流输电技术,可以部分克服目前常规直流输电的一些问题,但还处于发展的初期,短期内难以满足远距离、大容量输电的需要。
3.特高压交直流输电的功能定位
特高压交流与特高压直流在电网中的应用是相辅相成和互为补充的。特高压交流可以形成坚强的网架结构,因此,特高压交流输电的发展除了可应用于大电源基地的外送外,主要将定位于高一级电压电网的建设;特高压直流输电将定位于我国西部大电源基地的远距离、大容量外送,并将依托于坚强的交流输电网发挥作用。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持特高压直流输送容量大,其安全运行性能与送、受端交流电网电气强弱有密切关系,主要表现在以下几个方面:(1)送、受端交流系统给直流输电系统的整流器和逆变器提供换相电压,创造实现换流的条件。(2)送、受端交流系统是直流输电必不可少的组成部分,送端系统作为直流输电的电源,提供传输功率;而受端系统相当于负荷,接受和消纳直流输送功率。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持(3)送端交流系统具有足够的强度,一方面可以为直流系统整流站提供足够的无功和电压支撑;另一方面承受由直流输电系统故障而带来的有功和无功功率冲击的能力强,可以减少由于直流输电系统故障而需要切除的送端发电机组台数。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持
(4)受端交流系统的强度,对于直流输电系统的安全稳定运行具有重要作用,特别是当多回直流输电线路集中落点于受端系统时更是如此。如果受端交流系统具有足够的强度,虽然在交流系统发生严重故障时存在多个逆变站发生换相失败的可能性,但故障清除后交流系统电压能迅速恢复,直流系统也能迅速恢复正常。因此逆变站发生换相失败后,不需要马上实行闭锁保护,通过采取适当的措施,还可以加速这一恢复过程,防止发生继发性换相失败。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持同时,如果直流输电系统故障导致直流单极或双极闭锁以后,坚强的受端交流系统能够承受由此而引起的功率突变的冲击,系统运行电压和频率能够保持在正常范围内,可以防止切负荷的发生,或尽量减少负荷损失。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持对于弱交流系统,在发生严重故障后,交流系统电压不能正常恢复,多个逆变站会发生连续换相失败,将进一步恶化交流系统的运行,会导致系统稳定破坏。4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持
作为一种初步评估的手段,通常采用有效短路比(ESCR)来评估交流系统的强弱程度:
(1)传统交流系统的强弱程度分类如下:强,如果ESCR大于5;中,如果ESCR在3至5之间;弱,如果ESCR小于3。
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持(2)随着交、直流输电系统控制的改进,在具备条件时也可以考虑采用如下的分类:强,如果ESCR大于3;弱,如果ESCR在2至3之间;极弱,如果ESCR小于2。
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持受端交流系统保持所要求的电压和频率的能力还与其转动惯量有关。受端交流系统必须有一个相对于直流系统规模的最小的转动惯量,来为交、直流输电系统的安全稳定运行提供必要条件。可以采用有效直流惯性常数来表示相对转动惯量,其定义如下:
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持为了交、直流输电系统的安全稳定运行,要求有效直流惯性常数至少为2-3秒。因此,对于很少或没有发电机的受端交流系统,必须采用同步调相机以增大系统的惯量。
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持综上所述,送、受两端交流系统的强弱,包括系统规模、结构和无功电压支持能力等性能直接关系到特高压直流输电系统能否安全稳定运行。特高压直流输电系统的规划、设计和运行需要考虑两端交流系统的特点和要求,进行专题研究,包括:换流站落点的选择、交流侧滤波和无功补偿配置方案、换流站的绝缘配合和主要设备的绝缘水平、直流输电控制保护系统的功能配置和动态相应特性等等。
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持在特高压交直流输电系统规划、设计和运行研究中,除进行初步评估外,还必须按照“电力系统安全稳定导则”的要求,进行详细的系统仿真计算分析和模拟试验研究。研究内容包括:特高压交直流输电系统故障的相互影响,系统的功角稳定性、电压稳定性和频率稳定性,以及相应的安全稳定控制措施等等,以确保特高压直流输电系统得到坚强交流电网的支持,实现特高压交直流电网的安全稳定运行。
4.特高压直流系统需要坚强交流输电网的支持在特高压交直流输电系统规划、设计和运行研究中,除进行初步评估外,还必须按照“电力系统安全稳定导则”的要求,进行详细的系统仿真计算分析和模拟试验研究。研究内容包括:特高压交直流输电系统故障的相互影响,系统的功角稳定性、电压稳定性和频率稳定性,以及相应的安全稳定控制措施等等,以确保特高压直流输电系统得到坚强交流电网的支持,实现特高压交直流电网的安全稳定运行。
四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
在西电东送战略工程研究中,对特高压交直流并列混合输电方案进行了研究,其主要技术特点如下:
1.交/直流输电线路在送端并联向受端输电,实现同步联网。
2.既可发挥交流联网的优势,又可利用直流输电传输功率可快速调节的特点来改善系统的稳定,有利于综合发挥交流和直流输电的优势。
3.美国西部太平洋交直流并列输电工程,我国南方电网天广和贵广交直流并列输电工程等等,都已有多年的成功运行经验。四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
4.在交直流并列混合输电系统中,交流和直流系统的输送能力要有一个恰当比例,应掌握以下的原则:(1)交流线路故障时,能借助于直流系统的功率调制和紧急功率支援等快速调节功能,保证系统稳定;(2)直流输电系统故障时,其甩至与之并联的交流线路上的功率应该不超过系统稳定所能承受的程度。
四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
根据上述原则,显然如采用强直流、弱交流的输电方式,交流系统将无法承受由直流故障而转移过来的功率,系统容易发生稳定破坏事故。因此在交直流并列混合输电方案中,应避免“强直弱交”的方式。
四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
(3)按照“电力系统安全稳定导则”,对交直流并列混合输电系统安全稳定运行特性的要求如下:a)除电源直接送出的直流线路外,直流单极闭锁故障引起的潮流转移对交流系统形成冲击,系统应保持稳定;对于电源直接送出的直流线路单极闭锁故障,可考虑采取切机措施。b)除电源直接送出的交流线路外,交流系统侧输电线路发生三永短路故障,系统应保持稳定;对于电源直接送出的交流线路,发生三永短路故障,可考虑采取切机措施。四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
c)对于交流系统发生的N-2型严重故障,要通过采取安全稳定控制措施,保持系统安全稳定运行;对于交流系统发生更为严重的连锁反应型故障,也要通过采取安全稳定控制措施,防止全系统的崩溃。d)对于直流双极闭锁故障,双极功率全部转移至交流系统,会引起交流线路功率和电压的振荡;为防止系统稳定破坏,可考虑采取在送端切除一定容量发电机组、解列电网等措施
。e)受端直流逆变站交流侧发生短路故障,虽然可能会出现换相失败,但故障切除后直流输电系统应能够恢复正常运行。四、规划“强直强交”特高压交直流输电系统的必要性
为满足上述安全稳定要求,对于特高压交直流并列混合输电方案采用“强直强交”的输电方式是必要的:在直流输电系统发生故障时,其输送的功率可以安全地转移到特高压交流输电通道上,减少送端切机台数;在交流输电系统发生故障时,可以利用特高压直流的功率调制和紧急功率支援等附加控制功能,快速增加直流输送功率,减轻对送、受端系统的冲击;从而系统抗故障扰动的能力显著增强,可以充分发挥特高压交直流输电系统的优势。
五、“强直强交”特高压电网的构建分析
根据西部水电基地开发规划,四川锦屏一、二级水电总装机8000MW,金沙江一期溪洛渡、向家坝规划装机18600MW,二期乌东德、白鹤滩规划装机13400MW。这些大型水电站的电力将主要通过±660kV、±800kV和±1000kV直流送至华中和华东负荷中心地区。为了避免特高压直流故障引起的电能损失和提高系统的输电可靠性,这些大型水电站送端将与四川电网通过500kV线路实现互联,而四川西部水电又将通过交流1000kV特高压线路送往华中及华东地区。按照这一构建方案,特高压交、直流间将形成并列运行格局,这将是世界上最大规模的交直流并列运行系统。五、“强直强交”特高压电网的构建分析
由于±800kV直流每回输送功率为6400MW,其故障将会造成大规模的潮流转移,以及特高压交、直流输电系统故障的相互影响等问题,都是在规划阶段必须着重研究的关键技术问题。通过对金沙江一期和锦屏外送特高压交直流并列输电方案的故障仿真试验及计算分析工作,得到以下的初步结论:五、“强直强交”特高压电网的构建分析
(1)在川渝电网和华中、华东电网采用特高压交、直流并列运行方式下,特高压交流电网可以承受特高压直流单极闭锁引起的功率转移,系统保持稳定运行,事故后电压可满足要求;可以避免频繁切机,减少窝电和弃水,提高水电运行的经济性。(2)当特高压直流发生小概率的双极闭锁故障时,通过切除送端部分水电机组可以保持系统稳定运行,输电线路和变压器均不会过载,对送、受端系统的冲击较小。五、“强直强交”特高压电网的构建分析
(3)特高压直流双极闭锁后,由于大量功率转移使得交流系统无功损耗增加,引起受端电网电压较正常水平偏低,但仍然能够满足事故后紧急运行的要求。通过建设坚强的特高压受端电网可以为特高压直流提供可靠的电压支撑;此外,还可以通过装设无功补偿设备和建立电压无功自动控制系统等手段,改善故障后系统的电压水平。(4)受端特高压交流线路和直流逆变站交流出线发生三相短路等严重故障时,会导致多条直流同时换相失败,个别故障会引起全部直流换相失败,但故障清除后直流输电系统能够恢复正常运行,整个系统也能保持稳定运行。五、“强直强交”特高压电网的构建分析
(5)按照直流输电系统的技术规范,直流输电系统具有10%的长期过载能力
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