大学毕业论文-—高压直流输电系统的

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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