高压直流输电系统的毕业论文

1 绪论

1.1 高压直流输电技术的发展概况

电力技术的发展是从直流输电技术是从20世纪50年代开始得到应用，并且在近年来迅速发展的一项新技术。经过半个世纪的发展，高压直流输电技术的应用取得了长足的进步。据不完全统计，目前包括在建工程在内，世界上已有近百个HVDC工程，遍布5大洲20多个国家。它与交流输电相互配合，构成现代电力传输系统。直流输电的发展可大致分为下面三个阶段：

（1）1954年以前，试验阶段。由于50年代初交流系统高压输电处于发展的黄金时代，加上当时技术水平的限制，直流输电发展缓慢并且不受重视。

（2）1954年至1972年，发展阶段。1954年瑞典建成世界上第一条工业直流输电线路，标志着直流输电进入实用阶段。在这一阶段，直流输电设备的制造技术、施工质量、运行水平都有了很大的提高。直流输电技术应用到水下输电，不同额定频率交流系统互连，远距离大功率输电等多个方面。

（3）1972年至今，快速发展阶段。1972年晶闸管阀换流器第一次在工程中应用，取代了汞弧阀，使直流输电技术提高了一大步。直流输电技术得到了普遍的重视[1]。

1.2 我国高压直流输电的发展

我国对高压直流输电的研究起步较晚，从60年代初开始，并由于种种原因中断了一段时间。70年代前半期才又先后在浙江、上海、北京、西安等地恢复实验研究工作。

1977年，在上海建成并投运了我国第一条31kV，4.65MW，地下电缆长8.6km的直流输电试验线路。1987年，在浙江舟山投运了±1O0kV，100MW，全长54km的高压直流工程，这是我国第一条自行设计、施工、全部设备国产化的线路。1990年投运的葛洲坝至上海的电压±500kV，传输功率1200MW，输送距离约1045km的高压直流输电线路是我国当时规模最大的直流工程。它的建成标志着我国高压直流输电技术上了一个台阶，为今后我国直流输电的建设和发展积累了丰富的经验。2001年天生桥至广州直流输电系统投运，其额定工作电压±500kV，容量1800MW，线路长约965km。南方电网以它为系统联络线，形成了我国第一个高压大容量交直流并联运行电力系统。 2002~2008年，又有三峡-广东、贵州-广东Ⅰ、灵宝背靠背、三峡-上海、贵州-广东Ⅱ和高龄背靠背6项直流输电工程投入运行[2][3]。2020年前计划建设的直流输电工程：

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（1）漫湾、糯扎渡送广东的3000MW工程； （2）溪落渡、向家坝向华中、华东送电16000MW； （3）西南水电送江西、福建的3000MW项目；

（4）广东与海南用宜流电缆联网，输送容量为1000MW。

1.3 高压直流输电系统的优缺点

目前我国对高压直流输电的应用只能算是试验性阶段，与国外发达国家相比，还有很大差距。随着我国各大区电力系统的发展，高压直流输电在形成全国互联统一网中的优越性将日益突出。因此，加速高压直流输电技术的研究和工程建设是一项非常紧迫的任务。

电能的输送最早是通过直流来实现的，但后来由于多相交流电路原理的逐步完善，出现了交流发电机、变压器和感应电动机，使得交流电的发电、变压、输送、分配及使用变得更为方便、经济和安全可靠。这样交流电几乎完全替代了直流电，并发展成今日规模巨大的电力系统。但是随着高电压、大容量晶闸管制造水平的提高及控制理论和技术的发展，直流输电技术越来越被受到重视。特别是在大功率、远距离、海底电缆送电和交流系统间非同步互联等方面，直流输电相对交流输电有着明显的优势。不同于传统的交流输电，直流输电系统具有如下优点：

第一，长距离输电线路建设费用低。对于架空线路，常见三相交流输电线路需要三根导线，而单极直流输电只需两根导线。当用大地或海水作回路时，仅需一根导线，架空线的杆塔载荷小，线路所需走廊较窄。在输送相同功率的条件下，直流输电可节省大量的有色金属、钢材、绝缘材料等。对于电缆线路，直流电缆与交流电缆相比，其投资和运行费用都更为经济。

第二，适宜于远距离输电。高压交流输电线路单位长度的分布电容较大，为避免输电线过负荷，其输送的交流容量远低于自然功率。同时，交流输电线路末端或中间因电容效应而使电压升高，需在线路中安装并联电抗器补偿，以确保其正常运行。而采用直流输电就无此弊端。

第三，通过直流输电线路连接的两端交流输电系统不需要同步运行，并且输电距离不受电力系统同步运行稳定性的限制。在电力系统中的所有发电机都要保持同步运行。如果输送功率过大或输电距离过长，线路两端功角差过大，就不能保证系统运行的稳定性和可靠性。所以为了增加交流输电能力，常需要采取一些措施如增设串补、

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静补、调相机和开关站等。这样势必增加了费用，提高了交流输电线路的成本。而直流输电，由于不存在电抗，也就不存在系统稳定的问题。同时，由于直流输电与系统频率、相位无关，故直流输电可连接两个频率不相同的交流系统。这样既可以得到联网的技术经济效益，又可以避免两互联电网间事故的相互影响，保证系统安全稳定运行。

第四，调节快速、运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能容易的快速调整有功功率和实现“潮流翻转”，这样不仅在正常运行时能保证稳定的输出，而且在事故情况下，可以由正常的交流系统向另一端事故系统进行紧急支援，从而提高系统的稳定性：或者在交直流线路并列运行时，当交流线因扰动引起输送功率变换时，可迅速调节直流输电的功率，以抵消交流输电系统因扰动引起的功率变换量，从而提高系统运行的可靠性。

第五，限制系统的短路电流。用交流线路互联的电力系统，电力短路电流随系统容量的增加而增大。可能会超出部分原有断路器的遮断容量。而利用直流线路连接的两个交流系统，由于直流联络线的电流能按定值迅速加以控制，因此两个系统各自的短路容量不会因为互联而有明显的增大。此外，当直流线路发生短路故障时，同样也可以通过整流器的调节来限制短路电流。在直流线路电容放电电流消失之后，短路电流的峰值一般可控制到线路额定电流的1.7~2倍。

第六，接线方式灵活，提高了运行可靠性。直流输电接线方式有双极、单极大地回线、单极双线并联大地回线和金属回线等，可按需要选择。一般，正常运行采用双极方式，一根导线是正极，另一根是负极，中性点接地。当一根导线或一极发生故障时，另一极的另一根导线能以大地作回路，继续输送一半或全部功率；如果设备绝缘薄弱或线路沿线某段雾大，还可降压运行，从而提高了运行的可靠性。

第七，可以分段建设，分期投资。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。双极直流输电工程科按极来分期建设，先建一个极单极运行，后再建另一个极。也可以每极选择两组基本换流单元（串联接线或并联接线），第一期先建一组（为输送容量的1/4）单极运行；第二期再建一组（为输送容量的1/2）双极运行；第三期再增加一组，可双极不对称运行（为输送容量的3/4），当两组换流单元为串联接线时，两极的电压不对称，为并联接线时，则两极的电流不对称；第四期则整个双极工程完全建成。 直流输电与交流输电相比，也有如下缺点：

（1）直流输电换流站比交流变电站的设备多、结构复杂、造价高、损耗大、运行费用高、可靠性也较差。通常交流变电站的主要设备是变压器和断路器，而直流换

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流站除换流变压器和相应的断路器以外，还有换流器、平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、无功补偿设备以及各种类型的交流和直流避雷器等。因此，换流站的造价比同样规模的交流变电站的造价要高出数倍。由于设备多，换流站的损耗和运行费用也相应增加，同时换流站的运行和维护也较复杂，对运行人员的要求也较高。

（2）换流器对交流侧来说，除了是一个负荷（在整流站）或电源（在你逆变站）以外，它还是一个谐波电流源。它畸变交流电流波形，向交流系统发出一系列的高次谐波电流，同时也畸变了交流电压波形。为减少流入交流系统的谐波电流，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。另外，换流器对直流侧来说除了是一个电源（在整流站）或负荷（在逆变站）以外它还是一个谐波电压源。它畸变直流电压波形、向直流侧发出一系列的谐波电压，在直流线路上产生谐波电流。为了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。交、直流滤波器使换流站的造价、占地面积和运行费用均大幅度提高。同时也降低了换流站的运行可靠性。

（3）晶闸管换流器在进行换流时需要消耗大量的无功功率（占直流输送功率的40%~60%），每个换流站均需装设无功补偿设备；当交流滤波器所提供的无功功率不能满足无功补偿的要求时，还需静电电容器；当换流站接于弱交流系统时，为提高系统动态电压的稳定性和改善换相条件，有时还需要装设同步调相机或静止无功补偿装置，这同样要增加换流站的投资和运行费用。当采用新型可关断半导体器件或电容换相换流器时，无功补偿问题将会得到解决。

（4）直流输电利用大地（或海水）为回路而带来的一些技术问题。如接地极附近地下（或海水中）的直流电流对金属构件、管道、电缆等埋设物的电腐蚀问题；地中直流电流通过中性点接地变压器使变压器饱和所引起的问题；对通信系统和航海磁性罗盘的干扰等。对于每项具体的直流输电工程，在工程设计时，对上述问题必须进行充分的研究，并采取相应的技术措施。

（5）直流断路器由于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。国外虽然对直流断路器进行了大量的研究和试制，但是到目前为止仍然没有满意的产品提供给工程使用，使多端直流输电工程发展缓慢。近年来，利用直流输电的快速控制，在工程上已可以解决多端直流输电的故障处理等问题，但其控制系统相当复杂，仍需要在实际工程中进行考验和改进。当采用新型可关断半导体器件进行换流时，直流断路器的功能将由换流器来承担，这一问题将得到解决[4]。

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1.4 高压直流输电的应用

根据以上分析并结合本论文的思想，现在将高压直流输电系统的主要应用述述如下：

(l) 远距离大功率输电。

(2) 直流电缆送电。由于交流电缆存在较大的电容电流，海底电缆长度超过等价距离时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。

(3) 电力系统联网。

(4) 现有交流输电线路的增容改造。 (5) 轻型直流输电（HVDC Light）。

以上五点是直流输电的主要应用。此外，直流输电的应用范围广泛，还可用于磁流体发电、太阳能电池、燃料电池和热核聚变直接发电等多种新型发电方式的配套和超导输电等方面[5]。

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2 高压直流输电系统接线方式

2.1 单极系统

高压直流输电系统的接线方式可分为三种方式:单极连接，双极连接和背靠背接线方式。

单极直流输电系统可以采用正极性和负极性。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。单极系统的接线方式有单极大地（海水）回线方式和单极金属回线方式两种。

（1）单机极大连线方式：单极连接是用一根架空导线或电缆线，以大地或海水作为返回线路组成直流输电系统。如图2.l所示这种方式。由于正常运行时电流需流经大地或海水，因此要注意接地电极的材料、埋设方法和对地下埋设物的腐蚀以及对地下通讯线路、航海罗盘的影响等问题，通常用正极接地方式较多[6]。

3 4 3 2 6 1 5 2 1 5 6 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统；6-两端交流系统

图2.1 单极大地回线方式接线图

（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2.2,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中的地回线。这种方式避免了电流从大地或海水中流过，又把某一导线的电位钳位到零。其缺点是当负荷电流在流过导线时，要产生不小的电压降，所以仍要考虑适当的绝缘强度。这种方式大多用于无法采用大地或海水作为回路以及作为双极方式的过渡方案。

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3 4 3 2 6 1 2 1 5 6

1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统

图2.2 单极金属回线方式接线图

此外，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，其接线图如图2.3所示。

3 4 3 2 6 1 5 2 1 5 6 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统

图2.3 双导线并联大地回线方式接线图

2.2 双极系统

双极线路方式有两根不同极性的导线，即一正一负。可具有大地回路或中性回路，分述如下：

（1）双极两端中性点接地方式：如图2.4所示这种方式是将整流站和逆变站的中性点均接地，双极对地电压分别为+V和-V。正常运行时，接地点之间没有电流通过。 实际上，由于两侧变压器的阻抗和换流器控制角的不平衡，总有不平衡电流以大地作

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为回路流过。当一线路故障切除后，可以利用健全极和大地作为回路，维持单极运行方式。

3 4 3 2 1 6 1 5 2 2 1 5 2 1 61-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统

图2.4 双极两端中性点接地方式接线图

（2）双极一端中性点接地方式：这种运行方式如图2.5所示，它是在整流侧或逆变侧中性点单端接地，正常运行时和上述方式相同。但是一线故障时，就不可以继续运行了。

3 4 3 2 1 6 1 5 2 2 1 2 1 61-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统接

地方式接线图 图2.5 双极一端中性点

（3）双极金属中性线方式：将双极两端的中性点用导线连接起来，就构成双极

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中性线方式，见图2.6所示。这种方式是在整流侧或逆变侧任一端接地，当一极发生故障时，能用健全极继续输送功率，同时避免了利用大地或海水作为回路的缺点。这种方式由于增加了一根导线，在经济上将增加一定的投资[7]。

3 4 3 2 1 6 1 5 2 2 1 2 1 6换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-直流输电线路；5-接地极系统； 6-两端交流系统

图2.6 双极金属中性线方式接线图

2.3 背靠背换流方式

如图2.7所示，没有直流输电线路，而将整流站和逆变站建在一起的直流系统称为“背靠背”换流站。

这种方式用于不同额定频率或者相同额定频率非同步运行的交流系统的互联。背靠背直流输电系统的主要特点是直流侧可以选择低电压大电流，可充分利用大截面晶闸管的通流能力，同时直流侧设备也因直流电压低而使其造价也相应降低。背靠背直流输电由于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，因此可降低对直流侧滤波的要求，省去直流滤波器，减小平波电抗器的电感值。这样，整个直流系统的绝缘费用可以降低，有色金属的消耗量和电能耗损较少。目前世界各国己修建和准备投建的“背靠背”直流工程较多，其主要优点是有利于系统增容时限制短路容量，从而不致更换大量的电气设备。背靠背HVDC系统可根据互联的目的和要求的可靠性而设计成单极或双极运行[8]。

大多数点对点(两端)带线路ss的HVDC输电系统是双极的，只在偶发事故时作单极运行。

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3 2 2 4 2 2 4 1-换流变压器；2-换流器；3-平波电抗器；4-两端交流系统图

图2.7 背靠背换流站原理接线图

2.4 高压直流输电系统的元件

HVDC系统主要由换流站(有整流站和逆变站)和HVDC线路组成，主要包括换流器、直流平波电抗器、交直流滤波器、无功补偿装置、直流输电线路以及电极。下图是一个双极联络线系的基本组成元件示意图，其他类型的接线，其主要元件与此图所示基本相同。下面分别介绍如下:

直流平波电抗器 直流线路 换流变压器 换流变压器 断路器 断路器 交流线路2交流线路1 无功功率源 交流滤波器 直流线路 交流滤波器 无功功率源

图2.8 两端高压直流输电系统的主要设备

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3.3 高压直流输电系统交流侧线路故障仿真

HVDC 系统包含整流器交流侧线路故障和逆变器交流侧线路故障，常见故障类型包括单相接地、两相接地短路、两相短路、三相短路等。 3.3.1 逆变侧A相接地故障

打开直流侧并联的断路器模块，取消断路器导通动作；打开逆变器交流断路器模块。使断路器在0.6s时导通，在0.7s时断开。

开始仿真，观察整流器、逆变器和故障处的相关波形如图3.3所示。如图3.3（a）所示，从上到下分别为以标幺值表示的直流侧线路电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流、以角度表示的第一个触发延迟角、整流器控制状态。如图3-3（b）所示为逆变侧得到的相关波形，从上到下依次为以标幺值表示的直流侧线路电压和直流侧参考电压、标幺值表示的直流侧线路电流和实际参考电流、以角度表示的第一个触发延迟角、最小熄弧角。图3.3（c）为故障点处的电流波形。

(a)整流侧相关波形

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(b)逆变侧相关波形

(c）故障电流波形

图3.3 HVDC 系统交流侧A 相线路故障仿真波形图

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注意故障导致直流电压和直流电流出现了振荡，故障刚出现时不可避免的换相失败现象，直流电流激增到2p.u.。当t=0.85s时故障清除故障，VDCOL将参考电流调节到0.3p.u.,经过0.35s后系统恢复。 3.3.2 逆变侧三相短路

接入三相短路故障发生器，将故障类型设置为三相短路，故障时间设为0.6-0.7s，波形如图3.4 所示。

(a)整流侧相关波形

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(b)逆变侧相关波形

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(c）逆变器交流侧ABC三相电压波形 图3.4 HVDC 系统逆变侧三相线路故障仿真波形图

当逆变侧变压器交流侧三相对地发生故障时, 整流器侧和逆变侧的直流线路电压、电流, 和参考电流、触发延迟角等各参数仿真结果见图3.4。故障发生后，逆变侧交流A、B、C三相电压均为0,；直流电压迅速下降，线路电流则激增到2p.u.，线路由于直流线路两端没有装设直流滤波器, 使故障期间直流线路电压、电流有很大的谐波分量。直流电压0.63s 时VDCOL开始运作,把参考电流降为0. 3pu；同时把触发角增大到112°。故障清除后，即在0.7s时，电压反向，变为-0.8p.u.，直流线路电流则为0.77p.u.，再过0.3s内系统恢复正常.

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5.3.3 逆变侧两相短路

以AB 两相故障为例,仿真时间设为0.6-0.7s.相关波形如下所示：

a).整流侧相关波形

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b).逆变侧相关波形

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c).逆变器交流侧ABC 三相电压波形 图5.5 HVDC 系统逆变侧AB相线路故障仿真波形图

故障发生后，逆变侧电流在0.61s 激增到2.1p.u.，电压跌为-0.4p.u.。在0.62s，线路电压跌落到-0.5p.u.，整流侧线路电流则激增到2p.u.，线路由于直流线路两端没有装设直流滤波器, 使故障期间直流线路电压、电流有很大的谐波分量。直流电压 0. 63s 时VDCOL开始运作,把参考电流降为0. 3pu;同时整流侧把触发角增大到111°，逆变侧把触发角降低为121°，最小熄弧角降低为4.5°。此后直流电压开始回升。故障清除后，在0.8s电压和电流首次恢复正常，再过0.2s系统恢复正常.

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5.3.4 逆变侧两相接地短路

同样以AB 两相为例，仿真时间0.6-0.7s，相关波形如下图所示：

a).整流器相关波形

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b).逆变侧相关波形

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c).逆变侧交流ABC 三相电压波形图

图5.6 HVDC 系统逆变侧AB 相线路接地故障仿真波形图

当逆变侧变压器交流侧两相对地发生故障时，整流侧的直流电压迅速下降，在0.62s时达到-0.5p.u。线路电流则先激增到2p.u.。逆变侧的电压也下降，在故障时间段内振幅最大为0.6.p.u.。 在0.63s，VDCOL 检测到直流电压下降，从而把电流参考值置为0.3p.u.,同时把触发角增大到113°，然后直流线路电流下降，在0.64s 时为0。故障清除后，直流电压和电流开始回升。系统在0.95s恢复正常.

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结 论

高压直流输电系统的交流侧故障时，HVDC的稳定运行将遭到破坏，HVDC的控制保护系统将依据保护判据闭锁系统。在设计中将高压直流输电系统运行过程中产生的交流侧故障用MATLAB软件进行仿真分析。与交流输电相比，由于高压直流输电具有经济性好，适用于两个不同频率的系统互联，能够远距离大功率输电等优点，这些都决定高压直流输电在将来的输电系统中将起着举足轻重的作用。对于我国来说，高压直流输电技术在西电东输以及电力系统全国联网工程中将会起到重要的作用[31]。

高压直流输电换流站由基本换流单元组成，基本换流单元是在换流站内允许独立运行，进行换流的换流系统，主要由换流变压器、换流器、相应的滤波器和平波电抗器以及控制保护装置等组成。目前工程上所采用的基本换流单元主要有6脉动换流单元和12脉动换流单元两种。在高压直流输电系统中，为了完成将交流电转换直流电或将直流电转化为交流电的变换，并达到电力系统对安全稳定及电能质量的要求，换流站中应该包括的主要设备或设施有：换流阀、换流变压器、平波电抗器、交流开关设备、交流滤波器和交流无功补偿装置、直流开关设备、直流滤波器、控制和保护以及远程通信系统等。直流输电系统主要由两端换流站和直流线路所组成，换流站内主要有换流器、直流开工场合交流开关场中的一次设备，以及控制保护二次设备。此外，影响直流系统运行的还有与两端换流站相连的交流系统。不同区域的设备故障，有其自己的特点，对高压直流系统的稳定性影响有所不同。本文中对其中几个比较有代表性的故障在MATLAB中进行了仿真分析。

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