特高压直流输电

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1、特高压直流输电特高压直流输电的技术 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 10002000km的华中、华东地区；云南的水电有约20GW

2、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，330750kV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

3、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

4、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：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。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（天生桥一广东）、三常（三峡一常州）、 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。输送功率的大小和方向可以快速控制和调节。 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。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

5、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。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。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。 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。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。大电网 之间通过直流输电互联（如背靠背方式）

6、， 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：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。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。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

7、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

8、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

9、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

10、运，2010年双极投 运。工程额定电压为士800kV，额定容量为5GW，额定电流为3125A， 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6.26.4GW，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夕卜送的项目有： 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，

11、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6.26.4GW，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 750k V 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

12、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士 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 （

13、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

14、）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

15、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

16、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。 穿墙套管。现有500kV穿墙套管的夕卜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。 同时要考虑夕绝缘问题和内夕绝缘的配合问题。(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