特高压输电技术课件.ppt

《特高压输电技术课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《特高压输电技术课件.ppt（243页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、,特高压输电技术,电网运行培训部,特高压是什么？,按照国际惯例，特高压是指交流1000千伏及以上和直流800千伏以上的电压等级。英文缩写UHV (ultra-high voltage )。,输电电压的分类,交流输电电压一般分高压、超高压和特高压。国际上，高压（HV）通常指35220千伏电压。超高压（EHV）通常指330千伏及以上、1000千伏以下的电压。特高压（UHV）定义为1000千伏及以上电压。 高压直流（HVDC）通常指600千伏及以下的直流输电电压，600千伏以上的电压称为特高压直流（UHVDC）。,小知识,特高压电网指以1000kV输电网为骨干网架，超高压输电网、高压输电网以及特高压

2、直流输电、高压直流输电和配电网构成的分层、分区，结构清晰的现代化大电网。,为什么要发展特高压？,输煤与输电特高压输电与超高压输电,输送容量大 送电距离长线路损耗低 占用土地少工程投资省 联网能力强,特高压的优点,采用1000千伏线路输电与500千伏线路输电的比较,1000千伏交流线路的自然输送功率约为500千伏线路的45倍； 在输送相同功率的情况下: 特高压交流线路可将最远送电距离延长3倍； 损耗只有500千伏的25%至40% ； 采用1000千伏线路输电,可节省60%的土地资源； 单位输送容量综合造价不足500千伏输电方案的3/4。,电力高速公路,输电线路输送电能的能力,技术上称输送容量。

3、1回1000千压伏特高压交流输电线路输送功率接近500万千瓦，约为500千伏超高输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。,各电压等级单回线路自然功率输送能力,小知识,优化资源配置,“经济输送距离”指的是某一电压等级输电线路最经济的输送距离是多少。 50万伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600800公里，而100万伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离也就加大了，能达到10001500公里甚至更长，这样就能把西部能源搬到中东部地区使用的问题。,实现节能环保,据预测，到2020年，特高压电网规划输送规模

4、将超过2.6亿千瓦，可减少发电装机约2500万千瓦，减排二氧化碳约13.7亿吨、二氧化硫约1075万吨、氮氧化物约140万吨。 建设输电线路同样也要占用土地，工程上叫“线路走廊”。按照我国环保标准规定的线路走廊宽度，1回1000千伏输电线路的走廊宽度约为5回500千伏线路走廊宽度的40。在输送相同功率的情况下，特高压交流线路可将最远送电距离延长三倍，而损耗只有500千伏线路的25%至40%。也就是说，输送同样的功率，采用1000千伏线路输电与采用500千伏的线路相比，可节省60的土地资源。,提升电网安全性,特高压线路可靠度比超高压线路提高一个等级以上，风速重现期按100年一遇设计。 研究表明，

5、特高压电网抵御严重故障能力强，安全稳定性满足电力系统安全稳定导则要求。在第一级稳定标准和多数第二级稳定标准对应的故障下，无需采取任何措施，系统均能保持稳定。在较严重的第二级稳定标准对应的故障下，仅需采取切机措施，系统可保持稳定，不影响正常供电。特高压电网可以从根本上解决跨大区500千伏交流弱联系所引发的电网安全性差的问题；为东部受端电网提供坚强的网架支撑；并能解决负荷密集地区500千伏短路电流超标问题。,特高压电网发展目标,(1)大容量、远距离从发电中心（送端）向负荷中心（受端）输送电能 (2)超高压电网之间的强互联，形成坚强的互联电网 有效地利用整个电网内各种可以利用的发电资源，提高互联的各

6、个电网的可靠性和稳定性。,特高压电网发展目标,(3)在已有的、强大的超高压电网之上覆盖一个特高压输电网 把送端和受端之间大容量输电的主要任务从原来超高压输电转到特高压输电上来，以减少超高压输电的距离和网损，使整个电力系统能继续扩大覆盖范围，并更经济、更可靠运行。,交、直流特高压系统定位,交流特高压：交流输电主要用于构建网络 , 类似 “ 高速公路网 ”, 中间可以落点 , 电力的接入、传输和消纳十分灵活 , 是电网安全运行的基础 ; 交流电压等级越高 , 电网结构越强 , 输送能力越大。 特高压交流定位于主网架建设和跨大区送电,使特高压交流电网覆盖范围内的大型煤电、水 电、风电、核电就近接入（

7、如晋东南南阳荆门特高压交流试验示范工程实现华北、华中电网联网）。,交、直流特高压系统定位,直流特高压：直流输电不能形成网络,类似“直达航班”, 中间不能落点,适用于大容量、远距离输电; 多馈入、大容量直流输电必须有稳定的交流电压才能正常运行,需要依托坚强的交流电网才能发挥作用,保证电网稳定运行。 根据我国能源状况和负荷分布特点,特高压直流定位于大型能源基地的远距离、大容量外送,西南水电基地、西北及新疆等煤电、风电基地和跨国电力通过直流输送。（如复龙奉贤特高压直流示范工程，实现金沙江水电远距离送至上海，输送距离近2000公里，满负荷功率为640万千瓦）。,为解决我国能源分布不合理、加快分布式能源

8、接入、提高电网抵御扰动和故障冲击能力等问题，国家电网公司提出建设“通过特高压交流网架将我国华北、华东、华中区域电网联结起来形成特高压同步电网”,即“三华”同步电网的总体目标。,什么是“三华”同步电网,“三华”同步电网连接北方煤电基地、西南水电基地和华北、华中、华东负荷中心地区，覆盖地理面积约320万平方千米。2015年，全国将形成东北、“三华”、西北、南方四个主要的同步电网。到2020年，预计“三华”同步电网总装机容量约10亿千瓦，占全国的57%；全社会用电量约5.26万亿千瓦时，占全国的67%；与北美东部电网等国外现有大型同步电网的规模基本相当。,2010年3月以来，我国多地出现“电荒”现象

9、。2011年8月6日，南方电网发布消息称：进入7月以来，其覆盖区域除海南省外，云贵粤桂均出现错峰限电，预计进入三季度全网将面临电力电量双缺，最大缺口1200万千瓦，总体缺电将超8%，个别地区缺电20%以上。,目前电力发展方式下存在的问题,1.经济发展对用电量需求大，供用电存在缺口,2010年国家电网电力缺口示意图,2010年各地电力缺口京津唐：180万千瓦河北： 100万千瓦河南： 400万千瓦江苏： 561万千瓦江西： 140万千瓦浙江： 364万千瓦重庆： 121万千瓦,未来我国全社会用电量增长趋势,预计2015、2020年全国全社会用电量分别达到6.1万亿和7.8万亿千瓦时（相应最大负荷

10、分别达到9.9亿和12.8亿千瓦），“十二五”、“十三五”期间年均增长7.7、5.2。,万亿千瓦时,2.5,1.3,4.2,6.1,7.8,13,11,7.7,5.2,2.就地平衡发展方式难以持续,煤炭资源在全国的分布格局,送端地区煤炭资源开发潜力巨大，受端地区煤炭资源有限且开发程度已很高,各地区用电比重变化趋势,2010年，中东部地区用电量占全国的69.2。随着西部大开发、产业结构调整和转移，未来西部地区用电比重将有所提高，但中东部地区由于基数较大，今后相当长时期内仍会是全国的电力负荷中心。2020年中东部地区用电量占全国的68.3。,2010年,2020年,3.过度依赖输煤不利于环境保护和

11、节能减排,我国总体呈现“北煤南运，西煤东运”的格局，且铁路运输是煤炭运输的主要方式。,大量输送原煤造成公路阻塞“三西”地区输煤输电比例为20:1，严重不协调,输电和输煤方式的比较,采用输电方式，在煤电基地发电并通过输电线路将电力直接送往中东部地区，没有繁杂的中间环节，是能源输送的“空中高速公路”！,与输煤相比，特高压交流输电的经济距离可以覆盖从我国主要煤电基地到受端负荷中心的大部分地区。输送相同能量时，输电的年费用是输煤的90%。无论是基于落地电价还是基于输送环节价格比较，大型煤电基地的电力通过特高压输送到东中部负荷中心，到网电价比当地煤电标杆上网电价低0.06-0.13元/千瓦时。,4.大规

12、模发展风电需要建设“三华”同步电网 “三华”同步电网为大规模接纳华北、东北、西北地区风电提供了市场基础。华北、华东、华中电网之间具有巨大的错峰、调峰、水火风核电源结构互补等效益，以“三华”同步电网为载体，可大幅度提高系统的风电消纳能力。,我国规划在华北、东北、西北地区建设若干个千万千瓦风电基地，当地风电消纳能力有限，风电大规模开发利用必须依靠外送。2020年全国风电开发规模1.5亿千瓦，其中60%左右需要通过跨省区输电网在更大范围内消纳。风电单独外送的经性很差，且不利于系统的安全稳定运行。利用特高压交、直流外送通道，实现风电和火电联合外送，可促进华北、东北、西北地区风电在更大范围内消纳，并大幅

13、降低外送成本。,华北,南方,东北,西藏,台湾,西北,华中,上海,华东,金沙江下游水电,晋陕宁蒙煤电、风电基地,负荷中心,送电“三华”,送电“三华”,新疆煤电、风电基地,四川水电,西藏水电,送电“三华”,送电“三华”,我国未来电力总体流向,跨国输电,形成“三华”同步电网后：2020年“三华”电网峰谷差缩小1200千瓦，“三华”同步电网的风电消纳能力可达到1.1亿千瓦左右，比不联网增加约4000万千瓦，为实现2020年全国1.5亿千瓦风电的开发消纳创造了必要条件。2020年华北、东北、西北地区可减少弃风电量约300亿千瓦时，大约相当于1500万千瓦风电装机全年的发电量。,2015年，全国将形成东北

14、、“三华”、西北、南方四个主要的同步电网。,到2020年，预计“三华”同步电网总装机容量约10亿千瓦，占全国的57%，全社会用电量约5.26万亿千瓦时，占全国的67%，与北美东部电网等国外现有大型同步电网的规模相当。,三华同步电网的总体规划,“三华”特高压电网规划,2020年特高压电网展望,特高压直流输电,直流电是最早的发电、输电和用电方式，但直流电机结构复杂，换相困难，运行费用高，可靠性差，难以实现远距离、大容量的输电。第一次远距离输电：1882年，法国物理学家多普勒，用装在斯巴赫煤矿中的直流发电机，以1.5-2kV直流电压，沿7km的电报线路，把1.5kW电力送到在慕尼黑举办的国际展览会上

15、。1889年，法国用直流发电机串联，以125kV直流电压，沿230km线路，把20MW电力从毛梯埃斯（Moutiers）送到里昂（Lyon）。,37,1888年三相交流电的出现是电工技术发展的一个重要里程碑，交流电网建设得到迅速发展，并很快占据了主导地位。能方便而又经济地升高或降低电压，使远距离输电成为可能。三相交流发电机和电动机结构简单，价格低，容量又可设计得很大。三相交流电气设备效率高，运行维护简单。,38,交流输电在发展过程中也遇到了问题，系统稳定问题使输送功率受到了限制，无功问题限制跨海及地下电缆输电距离。 这样，人们又回忆起直流输电的许多优点，如没有运行稳定问题；线路造价低、损耗少，

16、不存在无功问题等，而继续加以研究运用。但在当时发电和用电的绝大部分均为交流电的情况下，要采用直流输电，必须进行换流才能实现，因此，之后直流输电的发展就与换流技术发展建立了十分密切的关系。围绕换流技术的发展，直流输电的发展经历了汞弧阀换流时期、晶闸管阀换流时期及全控型器件换流时期，人类社会发展也步入到现代社会,39,1831年,1870年,1891年,1954年,2010年,瑞典哥特兰岛直流工程是世界上首个商用高压直流输电工程，直流电压100kV、功率20MW。,40,41,哥特兰岛（Gotland）直流工程,1954年，由瑞典ASEA承建的瑞典哥特兰岛直流工程投运，标志着现代直流输电技术正式实

17、现工业应用。,42,世界上第一个工业性直流输电工程（直流电压为100kV，输送功率为20MW）,世界上共有12项汞弧阀直流工程投入运行： 首个工程瑞典哥特兰岛直流工程 末个工程加拿大纳尔逊河I期工程 最大容量1600MW(美国太平洋联络线I期工程) 最高电压450kV(加拿大纳尔逊河I期工程) 最长距离1362km(美国太平洋联络线),汞弧阀的工程应用,43,44,晶闸管换流阀的工程应用,首个采用晶闸管阀的工程哥特兰岛直流扩建工程（直流电压50kV，输送功率10MW）首个全部采用晶闸管换流阀的直流工程加拿大依尔河直流工程（直流电压80kV，输送功率320MW）国外输送容量最大的工程巴西伊泰普直

18、流工程（直流电压600kV，两回输送功率共6300MW，线路全长1590km）国内输送容量最大的工程向家坝至上海特高压直流工程（直流电压800kV，额定功率6400MW，最大连续输送功率7000MW，线路全长1907km）,45,46,47,世界直流输电技术发展,准东-成都工程，1000万千瓦,48,阿根廷-巴西 I & II (加勒比CCC),采用电容换相换流器（CCC）的背靠背直流工程，额定容量2 x 1100 MW，2000/2002年投运。不同电压等级、不同频率异步联网(500 kV, 50 Hz/525 kV, 60 Hz),49,瑞典波兰直流联网工程,典型单级电缆直流输电工程245

19、 km600 MW450 kV,50,魁北克新英格兰, 加拿大-美国直流输电工程,HVDC Classic双极系统 (多端)架空线, 1480 km2000 MW+ 450 kV,51,投运: 1987传输功率: 2*3100 MW直流电压: 600 kV传输距离: 800 km,巴西伊泰普直流输电工程,52,伊泰普输电系统交直流系统,53,600kV直流输电线路大约 80%为拉线式电杆导线 4x644mm2,巴西伊泰普直流输电工程,54,据初步规划今后15年间，远距离大型输电工程大部分采用直流输电送出。预计到2020年我国直流输电工程约达27项，总容量60GW（其中背靠背4个，总容量2.76

20、GW）,黑河工程, 中俄联网,75万千瓦, 已投运。,高岭工程, 2*75万千瓦, 已投运。,灵宝工程, 111万千瓦, 已投运。,背靠背工程,58,呼辽工程, 300万千瓦, 908公里, 已投运。,德宝工程, 300万千瓦, 908公里, 已投运。,三上、三常、三沪、三沪II工程 300万千瓦, 葛上工程, 120万千瓦,约1000公里, 1990-2011年陆续投运。,三广工程, 300万千瓦，已投运。,青藏工程 ,60万千瓦, 1038公里, 已投运。,500kV及以下直流工程,60,宁东-山东 660kV直流工程，4000MW, 1335km, 2011年2月投运。,660kV直流工

21、程,61,向家坝-上海, 640万千瓦, 1,907公里, 水电送出，已投运,哈密-郑州, 800万千瓦, 2,210公里, 火电送出，已开工。,锦屏-苏南, 720万千瓦, 2,097公里, 水电送出，已投运,溪洛渡-浙西, 800万千瓦, 1,669公里, 水电送出，已开工,800kV直流工程,直流输电系统基本结构示意图,整流站,逆变站,接地极,接地极,送端交流系统,受端交流系统,直流线路,接地极线路,接地极线路,62,交流电,交流电,交流电,交流电,直流电,交流电,交流电,交流电,交流电,直流电,直流电,整流站,逆变站,直流输电系统原理示意图,63,引入可控元件，按照不同的触发角度来控制

22、,6脉动和12脉动换流器原理接线图,64,65,常规高压直流工程原理图,67,800kV特高压直流工程原理图,两端换流器的一端通过极导线相连，另一端接地，利用大地（或海水）作为回流电路。地下（或海水中）电流将引起周围金属设施发生腐蚀、变压器直流偏磁、对通信线路的干扰等。主要用于高压海底电缆直流工程。（瑞典-丹麦的康梯-斯堪）,a.单极大地(海水)回线方式,单极直流输电系统,采用低绝缘的导线代替单极大地回线方式中的大地回线，金属返回线的一端接地。 在运行中，地中无电流流过，可以避免由此所产生的电化学腐蚀和变压器磁饱和等问题。线路投资和运行费用均较单极大地回线方式的高。通常只在不允许利用大地(或海

23、水)为回线或选择接地极较困难以及输电距离又较短的单极直流输电工程中采用（在双极运行方式中需单极运行时可采用）。,b.单极金属回线方式；,单极直流输电系统,这种方式是双极运行方式中需要单极运行时采用的特殊方式，极导线为两极导线并联。与单极大地回线方式相比，由于极导线采用两极导线并联，极导线电阻减小一半，因此，线路损耗减小一半。,单极双导线并联大地回线方式,单极直流输电系统,正负两极通过导线相连，两端换流器的中性点接地。 双极对称运行时，地中无电流流过，或仅有小量的不平衡电流流过，通常小于额定电流的1%。可消除由于地中电流所引起的电腐蚀等问题。当需要不对称运行时，这时两极中的电流不相等，地中电流为

24、两极电流之差。运行时间的长短由接地极寿命决定。,a.双极两端中性点接地方式,双极直流输电系统,当一极故障时，另一极可正常并过负荷运行，可减小送电损失。 双极对称运行时，一端接地极系统故障，可将故障端换流器的中性点自动转换到换流站内的接地网临时接地，并同时断开故障的接地极，以便进行检查和检修。 当一极设备故障或检修停运时，可转换成单极大地回线方式、单极金属回线方式或单极双导线并联大地回线方式运行。 由于此方式运行方式灵活、可靠性高，大多数直流输电工程都采用此接线方式。,双极直流输电系统,双极直流输电系统,b. 双极一端中性点接地方式,特点：只有一端换流站的中性点接地，其直流侧回路由正负两极导线组

25、成，接地点仅提供地电位。优点：在运行中地中无电流，可避免电腐蚀和变压器磁饱和问题；对接地极要求低，降低成本；缺点：运行可靠性差，一极出现问题，必须双极停运；,双极直流输电系统,b.双极金属中性线方式,两端换流器中性点之间用低绝缘的金属返回线相连，一端接地。相当于两个可独立运行的单极金属回线方式,运行中地中无电流流过，它既可以避免由于地电流而产生的问题，又具有比较高的可靠性和灵活性。,双极直流输电系统,当一极线路发生故障时，可自动转为单极金属回线方式运行。当换流站的一个极发生故障需停运时，可首先自动转为单极金属回线方式，然后还可转为单极双导线并联金属回线方式运行。其运行的可靠性和灵活性与双极两端

26、中性点接地方式相类似。 由于采用三根导线组成输电系统，其线路结构较复杂，线路造价较高。通常是当不允许地中流过直流电流或接地极极址很难选择时才采用。,典型的双极两端接地接线方式,双极大地回线方式下电流回路,大地回路中仅通过双极不平衡电流，一般双极平衡运行时很小。,单极大地回线方式下电流回路,大地回路中通过全部运行电流。,单极金属回线方式下电流回路,背靠背直流系统,输电线路长度为零的两端直流输电系统，它主要用于两个异步运行(不同频率或频率相同但异步)的交流电力系统之间的联网或送电。,背靠背直流系统,主要特点是直流侧可选择低电压大电流(因无直流输电线路，直流侧损耗小)，可充分利用大截面晶闸管的通流能

27、力，同时直流侧设备(如换流变压器、换流阀、平波电抗器等)也因直流电压低而使其造价相应降低。 整流器和逆变器均装设在一个阀厅内，直流侧谐波不会造成对通信线路的干扰，可省去直流滤波器，减小平波电抗器的电感值。因此，背靠背换流站的造价比常规换流站的造价降低约15%一20%。,多端直流输电系统是由三个及以上换流站以及连接换流站之间的高压直流输电线路所组成，它与交流系统有三个及以上的接口。多端直流输电系统可以解决多电源供电或多落点受电的输电问题，可以联系多个交流系统或者将交流系统分成多个孤立运行的电网。在多端直流输电系统中作为整流站运行的换流站总功率与作为逆变站运行的总功率必须相等。多端直流输电系统的连

28、接方式有并联方式和串联方式，连接换流站之间的输电线路可以是分支形或闭环形。,多端直流输电系统,各换流站在同一个直流电压下运行，换流站之间的有功调节和分配主要是靠改变换流站的直流电流来实现。由于并联方式在运行中保持直流电压不变，负荷的减小是用降低直流电流来实现，因此其系统损耗小，运行经济性也好。目前已运行的多端直流系统均采用并联方式。,a.并联接线方式,多端直流输电系统,当换流站需要改变潮流方向时，除了改变换流器的触发角，使原来的整流站(或逆变站)变为逆变站(或整流站)以外，还必须将换流器直流侧两个端子的接线倒换过来接入直流网络才能实现。因此，并联方式对潮流变化频繁的换流站是很不方便的。,多端直

29、流输电系统,并联接线方式的缺点：,某一换流站发生故障需退出工作时，需要用直流断路器来断开故障的换流站。在目前高电压、大功率直流断路器尚未发展到实用阶段的情况下，只能借助于控制系统的调节装置与高速隔离开关两者的配合操作来实现。即在事故时，将直流电压和电流快速降到零，然后用高速隔离开关将故障的换流站断开，最后对健全部分进行自动再起动，使直流系统在新的工作点恢复工作。,多端直流输电系统,并联接线方式的缺点：,各换流站均在同一个直流电流下运行，换流站之间的有功调节和分配主要是靠改变换流站的直流电压来实现。串联方式的直流侧电压较高，在运行中的直流电流也较大，因此其经济性能不如并联方式好。,b. 串联接线

30、方式,多端直流输电系统,当换流站需要改变潮流方向时，只需改变换流器的触发角，使原来的整流站(或逆变站)变为逆变站(或整流站)运行，不需改变换流器直流侧的接线，潮流反转操作快速方便。 当某一换流站发生故障时，可投入其旁通开关，使其退出工作，其余的换流站经自动调整后，仍能继续运行，不需要用直流断路器来断开故障。 当某一段直流线路发生瞬时故障时，需要将整个系统的直流电压降到零，待故障消除后，直流系统可自动再起动。当一段直流线路发生永久性故障时，则整个多端系统需要停运。,多端直流输电系统,a.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送电。交流输电的输送功率为：,Pm=E1E2/X12 称为

31、输电线路的静稳定极限。系统运行时受到微小扰动可能使运行工况偏离稳定工作点(),两端因功率变化引起频率相反变化，导致两端交流系统将失去同步，甚至导致两系统解裂。必须采取提高稳定的措施，如快速切除故障和重合闸、强行励磁、送端快速切机等,直流输电的优点,90,在一定的输电电压下，交流输电线路的容许输送功率和距离受到网络结构和参数的限制。输电距离增大，相应的X12增大，容许输送功率随之减小。必要时还需要增设串联电容补偿、增加中间开关站等，采用这些措施将增加建设和运行费用。 直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，有利于远距离输电。,直流输电的优点,91,b. 采用直流输电可实现电力系统之间的

32、非同步联网，被联交流电网可以是额定频率不同(如50Hz, 60Hz)的电网，也可以是额定频率相同但非同步运行的电网，被联电网可保持自己的电能质量(如频率、电压)而独立运行，不受联网的影响。 直流联网不会明显增大被联交流电网的短路容量，不需要由于短路容量的增加而要更换断路器或采取限流措施。被联电网之间交换的功率可快速方便地进行控制，有利于运行和管理。,直流输电的优点,92,直流输电的优点,直流输电的电流、电压和功率可按予设的速率，通过改变换流器的触发角快速增加或减少，对交流系统的有功和无功平衡起快速调节作用，从而提高交流系统频率和电压的稳定性，提高电能质量和电网运行的可靠性。 对于交直流并联运行

33、的输电系统，还可以利用直流的快速控制来阻尼交流系统的低频振荡，提高交流线路的输送能力。在交流系统发生故障时，可通过直流输电系统对直流电流的快速调节，实现对事故系统的紧急支援,c.直流输电工程有完善的计算机检测和控制系统。,93,直流输电的优点,直流输电一般采用双极中性点接地方式，直流线路仅需正负两极导线，而交流线路需三相导线。假设直流和交流线路的导线截面相等，电流密度也相等、具有相同的对地绝缘水平，则直流线路所能输送的功率和三相导线的交流线路所能输送的有功功率几乎相等。因此，直流架空线路与交流架空线路相比，直流线路所需导线、绝缘子、金具都比交流线路节省约1/3，而且还减轻了杆塔的荷重，可节省钢

34、材。,d. 直流输电线路造价低,94,直流输电的优点,由于只有两根导线，还可减少线路走廊的宽度和占地面 积。所以，直流输电线路的单位长度造价比交流线路有较大幅度的降低，一般为交流架空线路的60%-70%.,d. 直流输电线路造价低,95,直流输电的优点,电缆对地电容远比架空线路大得多，用交流进行长距离电缆送电时，电缆芯线需通过大量的电容电流，使得供给负荷电流的能力变得很小，为了提高送电能力，必须沿线装设并联电抗器进行补偿，这样不仅使建设和运行费用增加，对于海底电缆来说，要实现这一措施更是非常困难。因此，对于长距离电缆送电宜采用直流输电。,e.直流输电线路在稳态运行时没有电容电流，不需要并联电抗

35、补偿。不会像交流长线路那样发生电压异常升高的现象。,96,直流输电的优点,双极直流输电工程可按极分期建设。对于换流器采用串、并联接线的换流站，如800kV每极两个12脉动换流器串联的接线，除可按极分期建设外，也可以按换流器分期建设，先建一个换流器，以1/2电压运行，根据电源系统的建设进度，适时建设第二个换流器。对于已运行的直流工程，可以采用与原有换流器串、并联的方式进行增容扩建。,f.直流输电可方便地进行分期建设和增容扩建，有利于发挥投资效益。,97,直流输电的缺点,为了实现交、直流的换流，需要有换流器；换流器工作时，需要消耗大量的无功，一般每端换流站所消耗的无功功率约为直流输送功率的4060

36、%，因此需要增加大量的无功补偿装置。,a.直流输电换流站与交流变电站相比，需增加许多设备。,98,直流输电的缺点,换流器工作时在交、直流侧都会产生谐波，为保证换流站交流母线电压的畸变率在允许的范围内，必须装设交流滤波器，为保证直流线路上的谐波电流在允许的范围内，在直流侧必须装设平波电抗器和直流滤波器。 根据换流站过电压保护方式的特点，需要增加各种类型的交、直流避雷器，包括高压端对地的避雷器和高压端子间的避雷器。,99,直流输电的缺点,为实现直流接线方式的转换，需要有金属回路和大地回路转换用的直流断路器。为实现大地做回流线，需建设接地极及其线路。以上使得换流站结构更复杂、占地面积、造价和运行费用

37、大幅度提高、可靠性降低。,100,直流输电的缺点,b. 直流输电在以大地或海水作回流电路时，对地面、地下或海水中的金属设施，如金属构件、金属管道、电缆等造成腐蚀，需要采取阴极保护等防护措施。 以大地或海水作回流电路时，地中直流电流通过中性点接地变压器会使变压器产生直流偏磁，引起变压器磁饱和，还会产生对通信和航海磁性罗盘的干扰等。,101,直流输电的缺点,c.直流断路器由于没有电流过零点，灭弧问题难以解决，给制造带来困难。,102,直流输电的应用,1.远距离大容量输电直流输电线路的造价和运行费用均比交流输电低，但换流站的造价和运行费用均比交流变电所的高。因此，远距离大容量输电采用交流还是直流，取

38、决于经济性能的比较。,103,直流输电的应用,经济性能的比较的判据为交直流输电的等价距离。对同样的输送容量，只有当输送距离达到某一长度时，换流站多花费的费用才能被直流线路节省的费用所补偿。对于一定的输送功率，当输电距离大于等价距离时，采用直流输电比较经济。等价距离根据交、直流工程的造价、交、直流输电系统的损耗和运行费用、电能价格等一系列指标分析确定。,104,直流输电的应用,根据国际大电网的统计，当架空线路输送功率为540-2160MW时，等价距离约为640一960km，而电缆线路约为20-40km。随着科学技术的进步，换流设备的造价会有一定的降低，从而使交直流输电的等价距离进一步缩短。如国外

39、双极400kV直流输电线路的等价距离，已由1973年的750800km下降至500km。,105,直流输电的应用,2.电力系统联网 采用直流输电联网，可以充分发挥联网效益，避免交流联网所存在的问题。直流联网的主要优点是：a. 直流联网不要求被联的交流电网同步运行。b. 被联电网间交换的功率，可以用直流输电的控制系统进行快速、方便的控制，而不受被联电网运行条件的影响，便于经营和管理。,106,直流输电的应用,c. 联网后不增加被联电网的短路容量。d. 可以方便地利用直流输电的快速控制来改善交流电网的运行性能，减少故障时两电网的相互影响，提高电网运行的稳定性，降低大电网大面积停电的概率，提高大电网

40、运行的可靠性。 目前在工程中所采用的直流联网有以下两种类型。a. 远距离大容量直流输电同时实现联网。b. 背靠背直流联网。,107,直流输电的应用,3. 直流电缆送电采用相同的电压、输送相同的功率，直流电缆的费用比交流电缆省得多。直流电缆没有电容电流，输送容量不受距离的限制，而交流电缆由于电容电流很大，其输送距离将受到限制。电缆长度超过40km时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。因此，远距离大容量跨海峡的海底电缆送电大部分采用直流电缆。,108,直流输电的应用,大城市的用电密度高，人口稠密，架空线路的走廊难以选择。采用高压直流地下电缆将远处的电力送往大城市的负荷中心也是一种有竞争

41、力的方案。目前大部分跨海峡的输电工程均采用直流输电，,109,直流输电的应用,4. 向大城市送电的直流地下电缆工程采用直流地下电缆比交流电缆有明显的优点。如英国伦敦的金斯诺斯直流工程(地下电缆长82km，电压266kV,输送电力640MW)。随着轻型直流输电和新型聚合物直流地下电缆的应用，此类工程的造价将降低，它将会得到进一步的应用和发展。,110,直流输电的应用,5. 轻型直流输电采用脉宽调制技术，应用绝缘栅双极晶体管组成的电压源换流器进行换流。功能强，体积小，可减少换流站的设备、建华换流站结构，从而称之为轻型直流输电。,发展概况 从20世纪70年代初期开始，美国、前苏联、巴西、加拿大、南非

42、等国考虑到特大容量、超远距离输电的需求，在进行特高压交流输电研究的同时，也启动了特高压直流输电的研究工作。其主要结论有:a. 在1000km一3000km的距离输送大量的电力，从经济和环境等角度考虑，高于600kV的特高压直流是优选的输电方式。b. 800kV直流输电系统的设计、建设和运行在技术上是完全可行的。,c. 基于目前的技术及可预见的发展，1000kV的高压直流输电系统在理论上是可行的，但必须进行大量研究、开发工作，以保证不需要大量采用不经济的设计就能确保工程的实施和运行。d. 目前看来，发展1200kV直流输电系统是不切合实际的，仍然需要有重大技术突破，才有可能进行较为经济的设计，前

43、景难以预测。 前苏联曾计划建设从埃基巴斯图兹到唐波夫的750kV、6000MW、2400km的直流工程，所有设备都已通过了型式试验，并已建成1090km线路。由于苏联解体而终止了建设 。,我国发展特高压的依据,我国电力需求和装机增长十分迅猛，2010年全国最大负荷将达到713 GW，装机容量950GW；2020年全国最大负荷预计达到1211 GW，装机容量1470GW。我国幅员辽阔， 能源分布不均，水力资源23分布在西南、西北地区，煤矿资源23集中在晋、蒙等地，而我国的电力消费主要集中在中部、东部和南部地区，这就决定了我国需要建设一批大容量、长距离的输电工程。近期，随着西南大型水电站的建设，如

44、金沙江一期溪洛渡、向家坝电站总装机容量18.6GW，将电力送往华东、华中负荷中心的距离为1000km一2400km，必须采用特高压的输电方式。 金沙江一期送出工程，当输电距离超过1400km时，与1000kV交流特高压输电相比，800kV级特高压直流输电方案在经济性方面具有较大的优势。,特高压直流输电的经济距离： 500kV1100km以内； 660kV11001400km； 800kV14002550km； 1000kV2550km以上。660kV适用于宁东送华东、俄罗斯和蒙古送东北、四川送湖南等直流工程。800kV适用于西南水电送华东和华中等直流工程。1000kV适用于淮东火电送华中等直流

45、工程。,特高压直流换流站接线,现代高压直流工程均采用12脉动换流器作为基本换流单元，实际工程可能的换流器接线方式有: 每极1组12脉动换流器； 每极2组12脉动换流器并联； 每极2组12脉动换流器串联。确定接线方式的因素有: 单个12脉动换流阀的最大制造容量； 换流变压器的容量及运输限制； 分期建设的考虑； 可靠性及可用率； 投资考虑。,每极1组12脉动换流器的方式接线布置简单、可靠性高、投资省 。5英寸晶闸管换流阀，电流为3000A，每极用一个12脉动换流单元，额定电压500kV和660kV直流工程，双极输电容量分别可达3000MW和3960MW，采用单相双绕组换流变压器，其运输重量和尺寸接

46、近运输极限。 每极1组12脉动换流器是500kV和660kV直流工程的最佳选择。,每极1组12脉动换流器接线,每极2组12脉动换流器并联每极2组12脉动单元并联方式可提高输送容量。投资最大 、不可用率较高。多用于原有工程增容改造。,每极2组12脉动换流器串联 串联接线可提高电压，减小电流和损耗、换流器的控制比较简便、每个桥两端之间的绝缘要求较低、各个桥对地之间可以采取分段绝缘等。所以大多数采用串联方式。 采用两组电压相等的12脉动换流器串联比采用两组电压不相等的12脉动换流器串联更优越。 在运行中，当一组换流器故障或检修时，可以采用许多种换流器组合方式运行，如交叉运行方式等，对于无功补偿和滤波

47、器的分组容量选择、分接头配合及控制等方面的限制因素较少，运行灵活性较高。,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压直流输电工程,特高压工程-向上直流特高压,特高压工程-向上直流特高压,800kV向上特高压直流输电系统是目前世界上传输距离最远、输电容量最大、电压等级最高、技术最先进的特高压直流输电工程，西起宜宾复龙换流站，东至上海奉贤换流站，采用800kV双极单回直流输电，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、江苏、浙江、上海六省两市，线路总长度1891km，铁塔3939基，

48、额定电流4000A，输送功率640万千瓦。,复龙换流站建设里程碑,复奉特高压工程建设概况,800kV复奉特高压直流输电系统是目前世界上传输距离最远、输电容量最大、电压等级最高、技术最先进的特高压直流输电工程，西起宜宾复龙换流站，东至上海奉贤换流站，采用800kV双极单回直流输电，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、江苏、浙江、上海六省两市，线路总长度1891km，铁塔3939基，额定电流4000A，输送功率6400MW。 复奉特高压直流输电工程于2007年4月26日核准，自12月21日起开工建设，经过近三年的连续艰苦奋战，于2010年7月6日投入运行，在连续20天全接线方式稳定运行后，7月26日

49、正式投产，全面进入商业运行阶段。该工程是我国新能源领域取得的世界级创新成果，创造了18项世界第一，其投产代表了当今世界高压直流输电技术的最高水平，标志着全面进入特高压交直流混合电网时代，开创了世界直流输电史上的新纪元。,复奉工程概况,特高压复龙站概况,特高压复龙换流站为800kV复奉直流输电系统的首端站，是向家坝水电外送的大型枢纽换流站，坐落于四川省宜宾市宜宾县复龙镇，站址总面积315.5亩。 复龙换流站交流系统设备全部为国内生产制造，双母3/2接线方式，9个完整串和1个不完整串（GIS），9条500kV交流出线，14小组交流滤波器，1组高压并联电抗器。直流系统设备全部为国内首台首套，4个阀厅

50、，2880个6英寸电触发晶闸管，28台换流变，9台平波电抗器。,特高压复龙站概况,45kM,53kM,特高压奉贤站概况,直流场,阀厅及换流变,交流滤波器场,GIS区域,备班楼,站用电,控制楼（主控与辅控）,一次备品库,备用变压器,综合泵房,冷却塔,特高压奉贤站概况,特高压直流换流站布置及设备,特高压直流换流站布置方案之一直流换流站一次设备分为三个区域：交流开关场区；换流器区；直流开关场区。,1. 换流站布置,2. 交流开关场区,主接线和设备布置与同电压等级的交流变电站相同 。交流滤波回路断路器和换流变压器回路的断路器操作负担比一般的断路器要重。换流变压器回路宜采用带合闸电阻的断路器。,交流开关