赵婉君《高压直流输电》第一章

直流输电工程是以直流电的方式实现电能传输的工程。直流输电与交流输电相互配合 构成现代电力传输系统。目前电力系统中的发电和用电的绝大部分均为交流电，要采用直 流输电必须进行换流。也就是说，在送端需要将交流电变换为直流电(称为整流)，经过 直流输电线路将电能送往受端；而在受端又必须将直流电变换为交流电(称为逆变)，然 后才能送到受端的交流系统中去，供用户使用。送端进行整流变换的地方叫整流站，而受 瑞进行逆变变换的地方叫逆变站。整流站和逆变站可统称为换流站。实现整流和逆变变换 的装置分别称为整流器和逆变器，它们统称为换流器。

直流输电工程的系统结构可分为两端〔或端对端)直流输电系统和多端直流输电系统 两大类。两端直流输电系统是只有一个整流站〔送端)和一个逆变站(受端)的直流输电

系统，即只有一个送端和一个受端，它与交流系统只有两个连接端口，是结构最简单的直 流输电系统。多端直流输电系统与交流系统有三个或三个以上的连接端口，它有三个或三 个以上的换流站。例如，一个三端直流输电系统包括三个换流站，与交流系统有三个端口 相连，它可以有两个换流站作为整流站运行，一个换流站作为逆变站运行，即有两个送端 和一个受端;也可以有一个换流站作为整流站运行，两个作为逆变站运行，即有一个送端 和两个受端。目前世界上已运行的直流输电工程大多为两端直流输电系统，只有意大利一 撒丁岛(三端)和魁北克一新英格兰(五端)直流输电工程为多端直流输电系统。此外， 纳尔逊河双极1和双极2以及太平洋联络线直流工程也具有多端直流输电的运行性能。 一、两端直流输电系统

两端直流输电系统的构成主要有整流站、逆变站和直流输电线路三部分。对于可进行 功率反送的两端直流输电工程，其换流站既可以作为整流站运行，又可以作为逆变站运 行。功率正送时的整流站在功率反送时为逆变站，而正送时的逆变站在反送时为整流站。 整流站和逆变站的主接线和一次设备基本相同(有时交流侧滤波器配置和无功补偿有所不 同)，其主要差别在于控制和保护系统的功能不同。图1一1所示为两端直流输电系统构成

的原理图。在图1-1中，如果从交流系统Ⅰ向交流系统Ⅱ送电，则换流站1为整流站， 换流站2为逆变站;当功率反送时，则换流站2为整流站，换流站1为逆变站。

送端和受端交流系统与直流输电系统有着密切的关系，它们给整流器和逆变器提供换 相电压，创造实现换流的条件。同时送端电力系统作为直流输电的电源，提供传输的功 率；而受端系统则相当于负荷，接受和消纳由直流输电送来的功率。因此，两端交流系统 是实现直流输电必不可少的组成部分。两端交流系统的强弱，系统结构和运行性能等对直 流输电工程的设计和运行均有较大的影响。另一方面，直流输电工程运行性能的好坏也直 接影响两端交流系统的运行性能。因此，直流输电系统的设计条件和要求在很大程度上取 决于两端交流系统的特点和要求。例如，换流站的主接线和主要设备的选择。其中特别是 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响应特性等与两端交流系统有着密切的关系。通常在进行系 统设计时，两端交流系统用等值系统来表示。

直流输电的控制保护系统是实现直流输电正常起动与停运、正常运行、运行参数改变 与自动调节、故障处理与保护等所必不可少的组成部分。是决定直流输电工程运行性能好 坏的重要因素，它与交流输电二次系统的功能有所不同。此外，为了利用大地(或海水) 为回路来提高直流输电运行的可靠性和灵活性，直流输电工程还需要有接地极和接地极引 线。因此，一个两端直流输电工程，除整流站、逆变站和直流输电线路以外，还有接地 极、接地极引线和一个满足运行要求的控制保护系统等。

两端直流输电系统又可分为单极系统(正极或负极)、双极系统(正负两极〕和背靠 背直流系统(无直流输电线路)三种类型。 (一)单极系统

单极直流输电系统可以采用正极性或负极性。换流站出线端对地电位为正的称为正 极，为负的称为负极。与正极或负极相连的输电导线称为正极导线或负极导线；也可以称 为正极线路或负极线路。单极直流架空线路通常多采用负极性(即正极接地)，这是因为 正极导线的电晕电磁干扰和可听噪声均比负极导线的大。同时由于雷电大多为负极性，使

得正极导线雷电闪络的概率也比负极导线的高。单极系统运行的可靠性和灵活性均不如双 极系统好，实际工程中大多采用双极系统。双极系统是由两个可独立运行的单极系统所组 ，便于工程进行分期建设，同时在运行中当一极故障停运时，可自动转为单极系统运 。因此，虽然所设计的单极直流输电工程不多，但在实际运行中单极系统的运行方式还 是常见的。

单极系统的接线方式有单极大地(或海水)回线方式和单极金属回线方式两种。另外 当双极直流输电工程在单极运行时，还可以接成双导线并联大地回线方式运行。实质上 这是利用已有的输电导线为降低线路损耗而采用的一种单极大地回线方式。图1一2中的 (a)、(b), (c)分别给出这三种方式的示意图。

1单极大地回线方式

单极大地回线方式是利用一根导线和大地(或海水)构成直流侧的单极回路，两端换 流站均需接地，见图1一2 (a)。这种方式的大地(或海水)相当于直流输电线路的一根 导线，流经它的电流为直流输电工程的运行电流。由于地下(或海水中)长期有大的直流流过，这将引起接地极附近地下金属构件的电化学腐蚀以及中性点接地变压器直流偏磁的增加而造成的变压器磁饱和等问题，这些问题有时需要采取一定的技术措施。对于单极大地回线方式的直流输电工程，其接地极设计所取的连续运行电流即为工程连续运行的直流电流。 单极大地回线方式的线路结构简单，可利用大地这个良导体，省去一根导线，线路造价低，但其运行的可靠性和灵活性均较差；同时对接地极的要求较高，使得接地极的投资增加。这种方式的应用场合主要是高压海底电缆直流工程，因为省去一根高压海底电缆所节省的投资还是相当可观的。采用这种方式的直流输电工程有：瑞典一丹麦的康梯一斯堪工程，瑞典一芬兰的芬挪一斯堪工程，瑞典一德国的波罗的海工程，丹麦一德国的康特克工程等。 2．单极金属回线方式

单极金属回线方式是利用两根导线构成直流侧的单极回路，见图1一2(b)，其中一

根低绝缘的导线〔也称金属返回线)用来代替单极大地回线方式中的地回线。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。为了固定直 流侧的对地电压和提高运行的安全性，金属返回线的一端需要接地，其不接地端的最高运 行电压为最大直流电流时在金属返回线上的压降。这种方式的线路投资和运行费用均较单 极大地回线方式的要高。通常是在不允许利用大地(或海水)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。 （二）双极系统

双极系统接线方式是直流输电工程通常所采用的接线方式，可分为双极两端中性点接 地方式、双极一端中性点接地方式和双极金属中线方式三种类型。图1一3所示为双极直 流输电系统接线示意图。

1，双极两端中性点接地方式(可简称双极方式)

双极两端中性点接地方式是大多数直流输电工程所采用的正负两极对地，两端换流站的中性点均接地的系统构成方式，见图1-3(a)，利用正负两极导线和两端换流站的正负 两极相连，构成直流侧的闭环回路。两端接地极所形成的大地回路，可作为输电系统的备 用导线。正常运行时，直流电流的路径为正负两根极线。实际上它是由两个独立运行的单 极大地回线系统构成。正负两极在地回路中的电流方向相反，地中电流为两极电流之差值。双极中的任一极均能构成一个独立运行的单极输电系统，双极的电压和电流可以不相等。双极的电压和电流均相等时称为双极对称运行方式，不相等时称为电压或电流的不对称运行方式。当双极电流相等时，地中无电流流过，实际上仅为两极的不平衡电流，通常小于额定电流的l%。因此，在双极对称方式运行时，可基本上消除由于地中电流所引起的电腐蚀等问题。当双极电流不对称运行时，两极中的电流不相等，地中电流为两极电流之差值。为了减小地中电流的影响，在运行中尽量采用双极对称运行方式。如果由于某种

原因需要一个极降低电压或电流运行，则可转为双极电压或电流不对称运行方式。

双极方式的直流输电工程，当输电线路或换流站的一个极发生故障需退出工作时，可 根据具体情况转为三种单极方式运行，即：①单极大地回线方式；②单极金属回线方式； ③单极双导线并联大地回线方式。通常是在故障极停运时，健全极的电流通过两端接地极 和大地(或海水)所构成的回路返回，首先自动形成单极大地回线方式运行，同时可利用直流输电工程的过负荷能力，使健全极在短时间内输送的功率大于其额定值，以减小对两端交流系统的冲击。然后根据具体情况来确定直流工程继续运行的系统构成方式。为了提高双极直流输电工程的可用率，在双极对称运行时，一端接地极系统故障，可将故障端换流站的中性点自动接到换流站内的接地网上临时接地，并同时断开故障的接地极，使其退出工作，以便进行检查和检修，这样可保持双极对称方式正常运行。

双极直流输电工程的两端接地极系统可根据工程所要求的单极大地回线运行时间的长 短来进行设计。如果单极大地回线方式只作为当一极故障时向单极金属回线方式转换的短 时过渡方式来考虑，则可大大降低对接地极的要求。因此，双极两端中性点接地的直流输 电，对于不同的工程要求，其接地极系统的差别也较大。 2．双极一端中性点接地方式

这种接线方式只有一端换流站的中性点接地，见图1-3（b），其直流侧回路由正负两 极导线组成，不能利用大地(或海水)作为备用导线。当一极线路发生故障需要退出工作时，必须停运整个双极系统，而没有单极运行的可能性。当一极换流站发生故障时，也不能自动转为单极大地回线方式运行，而只能在双极停运以后，才有可能重新构成单极金属回线的运行方式。因此，这种接线方式的运行可靠性和灵活性均较差。其主要优点是可以保证在运行中地中无电流流过，从而可以避免由此所产生的一些问题。这种系统构成方式在实际工程中很少采用，只在英一法海峡直流输电工程中得到了应用。 3.双极金属中线方式

双极金属中线方式是利用三根导线构成直流侧回路，其中一根为低绝缘的中性线，另 外两根为正负两极的极线，见图1-3（c）。这种系统构成相当于两个可独立运行的单极金 属回线系统。共用一条低绝缘的金属返回线。为了固定直流侧各种设备的对地电位，通常 中性线的一端接地，另一端的最高运行电压为流经金属中线最大电流时的电压降。这种方 式在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一些问题，义具有比较可 靠和灵活的运行方式。当一极线路发生故障时，则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要退出工作时，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。例如，英国伦敦的金斯诺 斯地下电缆直流工程、日本纪伊直流工程以及加拿大一美国的魁北克一新英格兰多端直流 工程的一部分是采用这种系统构成方式。 (三)背靠背直流系统

背靠背直流系统是输电线路长度为零(即无直流输电线路)的两端直流输电系统，它

能好。对于这种情况则需要对工程的输电方案进行比较和论证，最后根据比较的结果选择技 术经济性能优越的方案

目前直流输电的应用主要在以下几个方面。 (一)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，而换流站的造价和运行费用均比交流变电所的高。因此，对同样的输送容量，输送距离越远，直流比交流的经济性能越好。随着输送距离的增加，交流输电的容量将受其稳定极限的限制，为提高输送能力，往往需要采用各种技术措施，从而又增加了交流输电的投资。通常规定，当直流输电线路和换流站的造价与交流输电线路和变电所的造价相等时的输电距离为等价距离(见图1一5)，也就是说，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。等价距离与交流和直流输电线路的造价、交流变电所和直流换流站的造价、交流输电和直流输电系统的损耗和运行费用、损耗的电能价格等一系列经济指标有关。对于不同的国家，由于上述经济指标的不同，其等价距离也不相同。目前，国外架空线路的等价距离约为600～800km，而电缆线路约为20～40km。中国因直流换流站设备目前尚不能自制，需全部进口(经汇率折算后价格均较高)，直流架空线路的造价也偏高，因此架空线路的等价距离约为1 000km。

(二)电力系统联网

电力系统发展的规律势必走向联网，因为它有利于资源的优化配置和应用，可以得到 很好的联网效益。用传统的交流输电方式联网将形成同步运行的大电网，可以取得联网效 益，但也带来一些大电网存在的问题（如稳定问题、故障后可能引起的大面积停电问题、 短路容量增大问题等)。采用直流输电联网，既可取得联网效益，又能避免大电网带来的 问题，同时还能改善原交流电网的运行性能。用直流联网主要有以下优点。

{1)直流联网为非同步联网，这与采用交流的同步联网有本质的不同。非同步联网的 被联电网可用各自的频率非同步独立运行，可保持各个电网自己的电能质量(如频率、电 压)而不受联网的影响。采用交流的同步联网，被联电网联网后必须在同一频率下同步运 行。

{2)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、方便地控制，而 不受被联电网运行条件的影响，便于经营和管理。采用交流联网，则联络线上的功率受两 端电网运行情况的影响而很难进行控制。

{3)联网后不增加被联电网的短路容量，不需要考虑因短路容量的增加，断路器因遮 断容量不够而需要更换，以及电缆需要采用限流措施等问题。

{4)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。

(1)背靠背直流联网。其特点是整流和逆变放在一个背靠背换流站内；无直流输电线 路；可选择低的直流电压和较小的平波电抗值；可省去直流撼波器，从而降低了换流站的 造价。另外，它还可以比远距离直流输电更为方便地调节换流站的无功功率，来改善被联 电网的电压稳定性。对于电力系统之间的弱联系，采用背靠背联网更为有利。

(2)远距离大容量直流输电同时又具有联网性质。当电力系统的大型电站需要向其他 电网远离电站的负荷中心送电时，可以利用直流输电在远距离输电和联网方面的优点，选 择这种类型的输电方式。中国三峡电站向华东和广东送电，均属于这种类型，它既解决了 三峡向华东和广东的送电问题，又实现了华中与华东和华中与华南电网的联网间题，在全 国联网中起了重要的作用。 （三）直流电缆送电

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。交流电缆每相的电容电流可用下式表示

Ic?Un?2?f?C0l （１—２） 式中，Ic为每相的电容电流，A; Un为额定电压，V；f为频率，Hz ; C0为每相单位长度电缆的电容，F/ krn；l为电缆线路的长度，km。Ic通过芯线势必降低芯线的负荷能力。 当Ic等于电缆所允许的负荷电流Ip时，则芯线的全部负荷能力均被Ic所占用，此时己 不可能利用交流电缆来输送电力，其相对应的输送距离称为临界距离(lcr}。其临界距离 可用下式表示

lcr?IpUn?2?fC0（km） (1一3)

由上式可知，交流电缆的临界输送距离与其所允许的负荷电流成正比，而与其额定电压和 单位长度的电容成反比，其额定电压越高，单位长度的电容越大，则临界距离越短。即如 在技术上采用交流电缆也能实现输电时，由于直流电缆的造价低、损耗小、输送容量大等 优点，交、直流输电方案论证的结果也往往是直流方案优于交流方案。

因此，远距离大容量跨海峡的海底电缆送电大部分均采用直流电缆。大城市附近建设 大型电站受环境污染条件的限制，往往是不允许的。而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是 一种有竞争力的选择方案。

(四)现有交流输电线路的增容改造

一些地区高压架空线路走廊的选择越来越困难。直流输电的输电密度比交流输电高， 改建现有交流输电线路为直流输电线路是利用已有的线路走廊，提高输电能力值得考虑的 办法。假定利用原交流线路的导线，将U、V、W三相改为直流输电的正、负两极(总导 线截面不变)，在直流输电和交流输电电流密度相同的条件下，直流线路电流可比原交流 线路电流增加l.5倍。因为直流极线的导线截面比原交流每相的导线截面增大1.5倍。交

流线路的改造主要是导线的重新排列，绝缘子串的加长或更换，铁塔塔头的改造(塔身和 基础均不变)。在上述条件下，改造后直流的输送容量比原交流输送容量提高的倍数取决 于直流极对地电压对交流相电压(有效值)提高的倍数。以一回交流线路改为一回双极直 流线路为例。取U?为交流相电压有效值; Ud为直流极对地电压; Il为交流线电流;Id 为直流极电流。假定交流输电的cos??1，则交流和直流的输送功率可用以下公式表示 交流输送功率 PU?Il (1一4) a?3 直流输送功率 Pd?2UdId (１一5)

按上述条件取 Ud?kU? (1一6) Id?3Il (1一7) 2式中，k为直流极对地电压对交流相电压提高的倍数。将式(1一6)、式(1一7) (１一５)可得

PU?Il)?kPa (１一８) d?k(3由此可见，在上述条件下改造后的直流输送功率比原交流输送功率提高的倍数取决于直流 极对地电压对交流相电压提高的倍数k值。对于一回交流改为一回单极直流以及两回交 流改为一回双极直流或三回双极直流等情况，也会得到同样的结果。k值与直流电压和交 流电压的绝缘耐受能力以及直流输电工程和交流输电工程的绝缘水平有关。 假定对同样的绝缘，直流的耐受电压(Udw)和交流的耐受电压有效值(Uaw)之比 为k1，则

k1?Udw (1一9) Uaw交流输电工程和直流输电工程的绝缘水平，通常与其操作过电压倍数ka和kd有关。ka和

kd可分别用以下公式表示

ka?

kd?交流绝缘水平 (l一1０)

U?直流绝缘水平 (l一11)

Ud假定交、直流愉电绝缘比为R?，交流相电压所需的绝缘长度为la，直流极对地电压所需 的绝缘长度为ld，则

R??U?kd?la交流绝缘水平直流绝缘水平ka?UdkU?/?/?k1?a?? (1一12) ld交流耐压水平直流耐压水平UawUdwkdUd当绝缘长度相等时，即R??１，则有 Ud?k1?ka?U? (1一13) 令

kdk?kka1?k d(1一14) 则 Ud?kU? （１—１５）

式中，k即为人们所求的直流极对地电压对交流相电压可以提高的倍数。

架空线路绝缘子串耐受直流电压和交流电压的能力与线路所经地区的污秽状况有 关。对于严重污秽区直流电压的耐受能力相当于交流电压的有效值，而对于清洁区则相 当于交流电压的峰值。前者k1值为1，而后者则为2。对于不同绝缘介质的电缆线路， 直流的耐压能力比交流的更高，一般k1值为2一3。交流输电工程的操作过电压倍数一 般为2.5 ～3倍，而直流输电工程通常为1.7倍。对于不同情况的交流架空线路或电缆 线路，采用不同的k1 , ka和kd值，改建成直流输电后，可提高输送容量的倍数，详见 表1一1。

因此，可以粗略地认为，当选择交、直流输电线路的电流密度相等时，架空线路可提 高输送容量1.５一2.５倍，而电缆线路则可提高3一5倍。如果考虑到直流输电线路的电流 密度可以选择比交流输电更高时，则改建后的直流输电工程的输送容量还可以更大一些。 此外，将交流改为直流后，还可以利用直流的快速控制来改善交流系统的运行性能，提高 系统的运行可靠性。在进行工程改造时，输电线路的两端必须新建整流站和逆变站，这将 需要相应的投资。对于具体的工程，均需由全面的技术经济论证来确定。 (五)轻型直流输电(HVDC Light)

轻型直流输电是20世纪90年代开始发展的一种新型直流输电工程。它采用脉宽调制 ( PWM)技术，应用绝缘栅双极晶体管( IGBT)组成的电压源换流器进行换流。由于这种 换流器的功能强、体积小，可减少换流站的设备、简化换流站的结构，从而称之为轻型直 流输电。它主要应用于向孤立的远方小负荷区供电、小型水电站或风力发电站与主干电网 的连接、小型背靠背换流站以及输送功率较小的配电网络。轻型直流输电的建设周期短 (一年内可以建成)，换流器的控制性能好，在配电网络中有较好的竟争力。到2000年， 世界上已有5项轻型直流输电工程建成。轻型直流输电介绍详见第二章第七节内容。 二、直流输电工程类型

直流输电工程按其结构来分，有两端直流输电工程和多端直流输电工程两大类，其中 又有单极直流工程、双极直流工程和背靠背直流工程三种类型(详见本章第一节内容)。 按工程的性质来分有远距离大容量直流架空线路工程、背靠背直流联网工程、跨海峡的直 流海底电缆工程、向大城市送电的直流地下电缆工程、向孤立的负荷点送电或从孤立的电 站向电网送电的直流工程、与交流输电并联的直流工程等。此外，还有采用新型电子器件 换流的轻型直流输电工程。不同性质的直流工程的特点如下。

(一)远距离大容量直流架空线路工程

直流输电在远距离大容量输电方面比交流输电有明显的优点。日前在已运行和正在建 设的直流工程中，此类工程约占1 /3，并且在今后它也具有较好的发展前景。此类工程大 多是解决大型水电站或火电厂(煤炭基地的坑口电站)向远方负荷中心的送电问题。例 如，巴西的伊泰普直流工程为两回?600kV，约800km长，输送总容量为6300MW;加拿 大的纳尔逊河直流工程为两回?500kV，约940km长，输送总容量为4000MW;中国三峡 向华东送电采用三回?500kV，约少900～1100km,输送总容量为7200MW；三峡向广东送电为一回?500kV，约960km, 输送容量为3000MW等。有时这种远距离输电还具有非同步联网的性质，如三峡向华东以及向广东的送电工程，同时也实现了华中与华东以及华中与 华南电网的非同步联网。而巴西伊泰普直流工程则是从50Hz的发电站向60Hz的电网送 电。此类工程的特点是输送容量大、距离远、电压高，其单项工程的输送容量和电压代表 了当时直流输电技术的最高水平。根据国外对直流输电换流设备的制造情况及直流输电技 术的发展水平，目前建设?800kV，输送5000～6000MW的直流工程是现实可能的。前苏联曾计划建设?750kV，从埃基巴斯图兹煤炭基地的坑口电站向欧洲中部的唐波夫送电， 输送功率为6000MW ,输送距离为2400km的直流工程，并完成了设备制造、试验以及两 端换流站和输电线路的部分建设工作，后因非技术原因而停建。中国西南水电资源丰富， 随着西南大型水电站的建设，解决西南水电向华南、华中及华东的送电问题、将会采用这 种类型的输电方式。

(二)背靠背直流联网工程

电力系统之间的互联可以有三种方式，即:①传统的交流输电同步联网方式，联网后 将形成更大的同步运行电网;②直流输电非同步联网方式，联网后将形成非同步联合运行 的大电网，其中包括不同频率(如50HZ、60Hz)的联合大电网；③交、直流并联输电同 步联网方式，联网后将形成可以利用直流输电的快速控制改善电网运行性能的同步运行的 大电网。第③方式通常是先有交流输电联网，而后又建设的直流输电工程。背靠背直流联 网是大电网之间实现非同步联网的一种很值得考虑的选择方式，同时它也可以在交直流并 联同步联网方式中采用。

背靠背直流工程近年来发展较快，在已运行和正在建设的直流工程中约占1/3。例 如，北美洲东部西部两大电网，长期以来由于稳定间题采用交流联网一直未能实现，20 世纪80年代以后先后建成6个背靠背换流站，实现了非同步联网；东欧与西欧电网也通 过三个背靠背换流站实现了互联；俄罗斯与芬兰电网通过背靠背换流站联网已运行多年; 印度将通过4个背靠背换流站和数回直流输电线路来完成全国五大电网的非同步联网；日 本则通过4个背靠背换流站和两个直流输电线路实现全国9大电力公司的联合运行，其中 包括50HZ和60HZ电网的互联。中国已形成东北、华北、西北、华东、华中、华南及西南 7个大区电网。目前华中与华东电网己采用直流输电实现了非同步联网、华中与华南电网 将通过三峡向广东的直流输电工程实现互联。西北与华中电网将首先建一个背靠背换流站 实现互联，然后随着西北水电与火电的开发，将会采用直流输电向华中送电，同时也加强 了两电网的非同步互联。背靠背换流站将在全国联网中发挥其重要的作用。另外，在我国

与周边国家的联网送电工程中，背靠背换流站也将会得到应用。 (三)跨海峡直流海底电缆工程

交流电缆由于电容电流而使其输电距离受到限制，对于跨越数十公里海峡的输电工 程，输送较大的功率是很困难的。大部分跨海峡的输电工程均采用直流输电，如英法海峡 直流工程，采用两回?270kV，总输送功率为2000MW ,海底电缆72krn；波罗底海直流工 程(瑞典一德国)，海底电缆250km , 架空线路12km，单极450kV ,输送功率600MW；正 在建设的日本纪伊直流工程，海底电缆51km，架空线路51km，双极?500kV, 输送功率 2800MW , 以及马来西亚的巴坤直流工程，海底电缆670km, 架空线路660km，计划三回 ?500kV，总输送功率2130MW。另外，还有不少小型的跨海峡直流工程，如中国的舟山直 流工程和嵊泗直流工程等。

此类工程大多为海底电缆和架空线路混合型，其输送功率(从数十兆瓦到数千兆瓦) 和输电距离(从数公里到数百公里)的变化范围较大，各个工程的系统结构也各不相同。 有单极大地回线方式、单极金属回线方式、双极两端中性点接地方式、双极一端中性点接 地方式、双极金属中线方式<如日本的纪伊工程)等。此类工程的另一个特点是当受端为 孤立的海岛时，受端往往为弱交流系统，有时可能是一个无电源的负荷区。这对于采用晶 闸管换流的直流输电来说，为了改善换相条件，提高直流输电的运行可靠性和交流系统的 电压稳定性，在逆变站通常需要装设调相机或静止无功补偿装置。当采用轻型直流输电 时，此问题则迎刃而解。如果采用轻型直流输电与新型聚合物的海底电缆相配合，则可取 得很好的经济效益。

(四) 向大城市送电的直流地下电缆工程

由于大城市的工商业发达、人口稠密、用电密度高，因此环境保护的要求在大城市附 近建设大型电站是不允许的，同时在这些地区选择高压架空线路的走廊也很困难。因而向 大城市送电的发展方向是选择地下电缆送电。此类工程通常不是大型直流工程，它类似于 220kV或110kV的交流输电工程，但输电距离较长，采用直流地下电缆比交流电缆有明显 的优点。目前此类工程还不多(仅有英国伦敦的金斯诺斯直流工程)，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。

(五)向孤立负荷点送电或从孤立电站向电网送电的直流工程

向孤立负荷点送电的直流工程大多为中小型直流工程，一般该负荷点远离主干电网， 要求的输送容量不大，但输送距离较远，采用直流输电在技术和经济上会有一定的优势。 因此，轻型直流输电在这种场合的应用将会更为有利。

孤立电站向电网送电有两种情况。首先是在边远偏僻地区的大型水电站向远处负荷中 心送电。电站附近无地区负荷，或地区负荷很小，全部(或大部)发电容量均需送往远处 的负荷中心。此类直流工程整流站的接线方式可以考虑采用发电机一变压器一换流器的单 元接线方式。这种接线方式发电机的升压变压器和换流变压器合二为一，可减少一级变压 及相应的开关设备，简化滤波装置，减小占地面积，降低换流站的造价、损耗和运行费 用。同时对不同的季节，当水头变化时，为了充分利用水轮机的效率，水轮发电机还可以

用不同的频率发电，通过直流输电的隔离，送入受端交流系统，从而可以取得更大的效 益。另一种情况是远离负荷区的小型水电站或风力发电站向电网或负荷点送电。此类工程 的输送容量不大，是采用轻型直流输电较好的场合。 (六) 与交流输电并联的直流输电工程

这种输电系统也称交、直流并联输电系统。此类直流工程大多是为了加强改善原交流 输电系统的性能而建设，如美国的太平洋联络线直流工程，中国的天生桥一广州直流工程 等。此类工程的主要特点是利用直流输电的快速控制来阻尼交流系统的低频振荡，从而提 高与其并联的交流线路的输送能力，其控制系统比较复杂，在工程设计时的系统研究工作 量将相应增加，这也是加强和改进现有交流系统运行性能的一种措施。

第四节 直流输电发展

一、国外直流输电发展

电力技术的发展是从直流电开始的，早期的直流输电是不需要经过换流，直接从直流 电源送往直流负荷，即发电、输电和用电均为直流电，如1882年在德国建成的2kV, 1.5kW, 57km向慕尼黑国际展览会的送电工程；1889年在法国用直流发电机串联而得到 高电压，从毛梯埃斯( Moutiers)到里昂(Lyon)的125kV、20MW、230km的直流输电工程 等。随着三相交流发电机、感应电动机和变压器的迅速发展，发电和用电领域很快被交流 电所取代。同时变压器又可方便地改变交流电压，从而使交流输电和交流电网得到迅速的 发展，并很快占据了统治地位。但在输电领域，直流还有交流所不能取代之处，如远距离 电缆送电、不同频率电网之间的联网等。

在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，必须要解决换流问 题。因此，直流输电的发展与换流技术的发展(其中特别是高电压大功率换流设备的发 展)有密切的关系。直流输电的发展可分为以下几个时期。 {一)汞弧阀换流时期

1901年发明的汞弧整流管只能用于整流，而不能进行逆变。1928年具有栅极控制能 力的汞弧阀研制成功，它不但可用于整流，同时也解决了逆变问题。因此，可以说大功率 汞弧阀的问世使直流输电成为现实。从1954年世界上第一个工业性直流输电工程(果特 兰岛直流工程)在瑞典投人运行以后，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)建成，世界上共有12项采用汞弧阀换流的直流工程投入运 行。其中最大输送容量和最长输送距离的为美国太平洋联络线(1440MW、1362km),最高 输电电压的为加拿大纳尔逊河I期工程(?450kV )。这一时期可称为汞弧阀换流时期。最 大容量的汞弧阀为用于太平洋联络线的多阳极汞弧阀(133kV、1800A)以及用于前苏联伏 尔加格勒一顿巴斯直流工程的单阳极汞弧阀(130kV、900A )。由于汞弧阀制造技术复杂、 价格昂贵、逆弧故障率高，可靠性较低、运行维护不便等因素，使直流输电的发展受到限 制。

（二）晶闸管阀换流时期

20世纪70年代以后，电力电子技术和微电子技术的迅速发展，高压大功率晶闸管的问 世，晶闸管换流阀和微机控制技术在直流输电工程中的应用，有效地改善了直流输电的运行 性能和可靠性，促进了直流输电技术的发展。晶闸管换流阀不存在逆弧问题，而且制造、试 验、运行维护和检修都比汞弧阀简单而方便。1970年瑞典首先在果特兰岛直流工程上扩建 了直流电压为50kV，功率为l0MW，采用晶闸管换流阀的试验工程。1972年世界上第一个 采用晶闸管换流的伊尔河背靠背直流工程在加拿大投人运行。由于晶闸管换流阀比汞弧阀 有明显的优点，从此以后新建的直流工程均采用晶闸管换流阀。与此同时，原来采用汞弧阀 的直流工程也逐步被晶闸管阀所替代。20世纪70年代以后汞弧阀被淘汰，开始了晶闸管 换流时期。在此期间，微机控制和保护、光电传输技术、水冷技术、氧化锌避雷器等新技术， 在直流输电工程中也得到了广泛的应用，促使直流输电技术进一步的发展。

1954～2000年，世界上已投人运行的直流输电工程有63项，其中架空线路17项，电 缆线路8项，架空线和电缆混合线路12项，背靠背直流工程26项(详见附表、表1一2 和表14一1)。在已运行的直流工程中，架空线路最高电压(?600kV)和最大输送容量 (6300MW)的是巴西伊泰普直流工程，最长输送距离(1700krn)的是南非英加一沙巴直流 工程；电缆线路的最大输送容量（2000MW）是英法海峡直流工程，最高电压〔450kV)和 最长距离( 250km)是瑞典一德国的波罗底海直流工程；背靠背换流站的最大容量

(1065 MW)是俄罗斯一芬兰之间的维堡直流工程。在此时期，直流输电在远距离大容量输 电、电网互联和电缆送电(特别是海底电缆)等方面均发挥了重大的作用。直流输电工程

输送容量的年平均增长率，在1960～1975年为460MW/年，1976～1980年为1500MW/年， 1981～1998年为2096MW/年。

(三)新型半导体换流设备的应用

20世纪90年代以后，新型氧化物半导体器件一绝缘栅双极晶体管(IGBT)首先在工 业驱动装置上得到广泛的应用。1997年3月世界上第一个采用IGBT组成电压源换流器的 直流输电工业性试验工程在瑞典中部投人运行，其输送功率和电压为3MW、10kV, 输送 距离为l0km，这种被称为轻型直流输电的工程在小型输电工程中具有较好的竞争力。到 2000年，在瑞典、澳大利亚、爱沙尼亚和芬兰等地已有5个轻型直流输电工程投人运行。 由于IGBT单个元件的功率小、损耗大，不利于大型直流输电工程采用。近期研制成功的 集成门极换相晶闸管(IGCT)和大功率碳化硅元件，在直流输电工程中有很好的应用前 景。这类元件的电压高、通流能力大、损耗低、体积小、可靠性高，并且它还具有自关断 能力。因此，这些新型的半导体换流器件将会取代普通晶闸管，并将有力地推动直流输电 技术的发展。

二、中国直流输电发展

(一) 实验装置建设及换流设备研制

中国的直流输电是在1958年考虑长江三峡水利资源的开发以及三峡电站的电力外送 问题时提出的。1963年在中国电力科学研究院建成1000V , 5A的直流输电物理模拟装置。

该套装置主要包括:两组由闸流管组成的六脉冲换流器、换流变压器模型、平波电抗器模 型、输电线路模型以及电磁型和电子型的控制保护装置等。利用该套装置开始了对直流输 电换流技术及控制保护系统的研究。20世纪70年代以后，对该套装置进行了技术更新和 改造，用晶闸管替换了原来的闸流管并采用了数字式的控制保护系统。80年代，随着 葛一南大型直流输电工程的技术引进，从瑞士BBC公司引进了一套先进的大型直流输电 模拟装置，它主要包括：8组由晶闸管组成的12脉动换流器及其配套的8组换流变压器、 交流滤波器、直流滤波器及平波电抗器模型；60组可以模拟3000km直流(或交流)线路 的线路模型；5组数字式发电机模型；2组交流电源模型；1组静止无功补偿模型以及相 应的交、直流开关模型及避雷器模型等。控制保护采用与葛一南直流工程相同的由可编程 高速处理器(PHSC)组成的微机控制系统。每组l2脉动换流器的额定参数是200 V 、

250mA、50W。该套模拟装置在葛一南直流工程的系统研究、调试和运行的研究工作中起 了重要的作用，同时还为天一广直流工程、三峡向华东及广东送电、西北向华北送电等直 流工程，进行了大量的研究工作。90年代，在该套装置上又增加了全数字化的直流输电 仿真系统(RTDS)，并且与暂态网络分析装置(TNA)相连，从而具备了进行更大规模试

验研究工作的能力。在此基础上，在中国电力科学研究院成立了电力系统仿真中心。与此 同时，在浙江大学、华北电力大学以及西安高压电器研究所也先后建立一了不同类型的直流 输电模拟装置并进行了各项研究工作。为了开展对直流高电压技术的研究，在中国电力科 学研究和西安高压电器研究所还建立了能够满足?500kV直流输电工程的研究工作所需要 的直流高压发生器，并开展了直流高电压技术的研究。

换流设备是实现直流输电的关键设备。中国直流输电的发展起步较晚，它跨越了汞弧 阀换流时期，在20世纪70年代直接从晶闸管换流阀开始，并同时对直流输电的其他设备 也进行了试制。在西安和上海先后建立了相应的试验装置和试验工程。

1974年在西安高压电器研究所建成8.5kV、200A，容量为1. 7MW的背靠背换流试验 站。整流侧和逆变侧各采用1组6脉动换流器，共有12个晶闸管换流阀，其中10个换流 阀是由16个2000V、 200A的晶闸管串联组成；2个换流阀是由48个200～1000V、 200A的晶闸管组成。在此之前曾对由52个晶闸管串联的换流阀样机进行了大量的试验研究。换 流阀为空气绝缘、风冷却、户内式结构，触发方式为电磁型，控制系统采用模拟式按相控 制。利用该试验站除对全部一次设备和二次设备进行大量的考核试验外，还对直流输电的 控制保护特性以及各种故障类型进行了试验研究。以上工作对舟山直流输电工程的设备制 造打下了良好的基础。

1977年在上海利用杨树浦发电厂到九龙变电所之间的23kV交流报废电缆，建成 31kV, 150A, 4.65MW的直流输电试验工程，全长8.6km。整流站和逆变站各采用一个6 脉动换流器。换流阀由64个2000V、 150A的晶闸管串联组成，采用空气绝缘、通油冷却、 户内式结构，触发方式为电磁型，控制装置采用数字式等距脉冲触发系统。两端换流站交 流侧装有5次、7次和高通滤波器，直流侧装有1H的平波电抗器。工程建成后对全部设 备进行了各种现场试验和考核，并对换流站产生的谐波和无线电干扰进行了实测和分析。 以上工作为舟山直流输电工程的设计、调试和运行积累了经验，进行了技术准备。

供货合同。

(1}三峡一广东直流输电工程。本工程主要为解决三峡水电站向广东的电力输送以及 实现华中与华南电网的非同期联网。工程为双极? 500kV、3000A、3000MW。直流架空线 路从湖北的荆州换流站到广东的惠州换流站，全长约960km。计划2004年2月极1投入运 行，6月双极全部建成。换流站设备由ABB公司供货。

(2)贵州一广东直流输电工程。本工程为西电东送工程，主要解决西南水电与火电向 广东珠江三角洲负荷中心的送电问题。直流架空线路由贵州的安顺换流站到广东的肇庆换 流站，全长约880km。工程为双极?500kV、3000A、3000MW，计划2004年6月建成。换 流设备由西门子公司供货。采用光直接触发晶闸管(LTT)换流阀。

(3)灵宝背靠背直流工程。本工程是实现华中与西北两大电网非同期联网的第一步， 其主要参数为360MW、 120kV、3000A。随着西北水电与火电的开发，当需要从西北向华 中送电时，还可以通过大型的直流输电工程来加强两大电网的互联。灵宝背靠背直流工程 均采用国产设备，工程计划于2005年建成。

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