直流输电知识大全

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  直流输电*概述

  直流输电(DC power transmission;direct current transmission):以直流形式输送电能的方式。

  具体说,就是将发电厂发出的交流电,经整流器变换成直流电输送至受电端,再用逆变器将直流电变换成交流电送到受端交流电网的一种输电方式。直流输电主要应用于远距离大功率输电和非同步交流系统的联网,具有线路投资少、不存在系统稳定问题、调节快速、运行可靠等优点。

  直流输电*控制原理

  通过改变线路两端换流器的触发角来实现。

  它能执行快速和多种方式的调节,不仅能保证直流输电的各种输送方式,完善直流输电系统本身的运行特性,而且还可改善两端交流系统的运行性能。

  直流输电*系统构成

  直流输电基本构成主要由换流站(整流站和逆变站)、直流线路、交流侧和直流侧的电力滤波器、无功补偿装置、换流变压器、直流电抗器以及保护、控制装置等构成。其中换流站是直流输电系统的核心,它完成交流和直流之间的变换。

  分层结构的作用:

  提高运行的可靠性;

  减小控制环节故障所造成的影响和危害;

  提高操作、维护的方便性和灵活性。

  分层结构的特点:

  各层次结构分开,作用方向是单向的;

  层次等级相同的各控制功能及相应硬、软件在结构上尽量分开;

  直接面向被控设备的控制功能设置在*低层次,就近设置;

  主要控制功能尽可能分散到较低的层次等级,提高系统可用率;

  高层次发生故障时,各下层次控制能按照故障前的指令继续工作,并保留尽可能多的控制功能。

  直流输电*系统功能

  直流输电系统正常工作时启停控制,包括换流变压器网侧断路器操作、直流侧开关设备操作、换流器解锁或闭锁、直流功率按给定速度上升到整定值或下降到*小值的全过程。为了降低启停过程中的过电压和过电流,以及减小启停时对两端交流系统的冲击,直流输电的正常启停均严格按照一定步骤进行。

  直流输电启停控制,包括正常启停和故障紧急停运,自动再启动。

  直流输电功率控制,通常情况下,在两个换流站中指定一个为主导站。主导站的直流电流定值是在本站中根据双极功率定值计算出来的。主导站还协调极电流定值限制以及功率的要求。任何一个站都有可能被指定为主导站,但同一时刻只能有一个控制点能行使主导权。在正常运行情况下,以及需要站间主导权可以转移。

  直流输电*接线方式

  单极直流输电:换流站与直流线路的连接端点

  特点:

  Ø 结构简单,经济

  Ø 地电流对地下埋设设备的 金属物腐蚀严重

  Ø 对交流系统的影响

  • 单极两线直流输电:无大地回流

  双极直流输电

  直流输电*可靠性技术

  在分析直流输电系统设备可靠性指标时,通常按以下几种故障的原因分析,即交流设备及其辅助设备、换流阀及其冷却系统、换流站控制保护和通信设备、直流一次设备、直流线路或电缆,以及其它原因,如人为的或不明的原因。 直流系统可靠性的经济评估主要涉及到:在强迫停运期间,要有补偿的送电容量,可能需要增加系统的备用容量以避免直流系统的停运给用户用电带来过大的影响,这种临时的容量往往价格较高。此外,就是故障的修复费用。由于直流系统通常配有完全独立的双重化快速极控制保护系统、根据系统要求设计的双极或单极过负荷能力,以及可降压运行的性能,这些特点或使直流输电系统的双极和单极停运率大大减少;或使得当一极停运时不仅不影响另一极的运行,另一极还可采用过负荷运行方式;或者线路绝缘水平降低时还可降压运行;这些都将使故障时发生的输送容量的变化减至*小,而系统的可靠性和可用率大大提高。

  直流输电*优缺点

  优点 :   直流输电与交流输电相比有以下优点:

  ①当输送相同功率时,直流线路造价低,架空线路杆塔结构较简单,线路走廊窄,同绝缘水平的电缆可以运行于较高的电压;

  ②直流输电的功率和能量损耗小;

  ③对通信干扰小;

  ④线路稳态运行时没有电容电流,没有电抗压降,沿线电压分布较平稳,线路本身无需无功补偿;

  ⑤直流输电线联系的两端交流系统不需要同步运行,因此可用以实现不同频率或相同频率交流系统之间的非同步联系;

  ⑥直流输电线本身不存在交流输电固有的稳定问题,输送距离和功率也不受电力系统同步运行稳定性的限制;

  ⑦由直流输电线互相联系的交流系统各自的短路容量不会因互联而显著增大;

  ⑧直流输电线的功率和电流的调节控制比较容易并且迅速,可以实现各种调节、控制。如果交、直流并列运行,有助于提高交流系统的稳定性和改善整个系统的运行特性。

  缺点:

  • 谐波

  • 消耗无功

  • 换流站造价高

  • 高压直流断路器

  • 大地回流造成的腐蚀及对交流系统的影响

  • 闭锁

  除此以外,直流输电的发展也受到一些因素的限制。首先,直流输电的换流站比交流系统的变电所复杂、造价高、运行管理要求高;其次,换流装置(整流和逆变)运行中需要大量的无功补偿,正常运行时可达直流输送功率的40~60%;换流装置在运行中在交流侧和直流侧均会产生谐波,要装设滤波器;直流输电以大地或海水作回路时,会引起沿途金属构件的腐蚀,需要防护措施。要发展多端直流输电,需研制高压直流断路器。

  另外,直流输电还在发展之中,还是很多的不足:

  1 直流输电离不开电力电子设备,而后者控制比较复杂,尤其是可靠性要求高的大容量电力电子设备。我们国家这方面制造水平有限,主要设备很多需要进口。设备非常昂贵,也比较脆弱,维护也比较困难。

  2 有人存在误区,认为直流输电不计电感,损耗较小。直流输电主要是线路损耗小,但是换流设备的损耗一点也不小,例如:开关损耗,所以只有输送距离很长时才会体现出直流输电的经济性。而且,直流情况下暂态过程是考虑电感的,由此产生的暂态电压过冲对于脆弱的电力电子设备是致命的。

  3 直流输电尽管纯粹的直流本身无害,但是电力电子设备运行中产生高频谐波要比交流输电严重,尽管它绝大部分也仅仅是谐波污染(不要害怕,谐波污染指的是对用电设备的性能影响,不是对人体)。直流输电由于两极加直流,电晕比较严重,电晕可能干扰通信,不过也不会到**机的辐射水平。

  4 直流输电电压没有自然过零,拉弧后难以熄灭,所以直流断路器复杂、庞大。

  5 直流输电由于技术的原因很不灵活,一般都是点对点远距离输送,类似于运输中的空运。

  直流输电*换流器

  一、换流器触发相位控制

  1、等触发角控制又称按相控制或分相控制; v每一个换流阀有各自分开的触发相位控制电路,以各自交流电压为参考,保持各阀的触发角相等。

  三相电压对称时,6脉动换流器各阀相继触发脉冲间的相位差为60°,12脉动换流器为30°。

  三相电压不对称时,触发脉冲间隔不相等,易产生非 特征谐波,形成恶性循环,造成直流输电系统工作不稳定。此外,还会产生直流偏磁,使换流变压器损耗和噪声增大。

  二、换流器触发相位控制

  1、等触发角控制

  2、等相位间隔控制 又称等间隔控制或等距离脉冲控制;每个换流器只装一套相位控制电路,发出等间隔的触 发脉冲信号序列,并按一定顺序,依次分送到相应阀 的触发脉冲发生器去触发该阀。

  当三相电压不对称时,能有效抑制非特征谐波可能形 成的恶性循环,防止发生谐波不稳定现象。

  主要缺点:当交流系统发生不对称故障时,各阀的触发角之间相差较大,有时会造成调节器工作困难,但可设法予以克服。

  三、控制特性选择时的要求

  ™1、防止交流系统电压的变化引起直流电流的**动;

  2、保持直流电压在额定值附近;

  3、保持送端和受端的功率因素尽可能高;

  4、防止逆变器的换相失败。

  四、换流器基本控制配置

  (一)整流站基本控制配置

  1、*小触发角控制为解决因施加在晶闸管上的正向电压太低,而导致各晶闸管导通的同时性变差,对阀的均压不利而设。 v*小触发角绝大多数采用5°

  2、直流电流控制

  直流电流调节器的稳态和暂态性能是决定直流输电控制系统性能好坏的重要因素

  3、直流电压控制

  限制过电压。

  电压整定值通常均略高于额定直流电压值(1.05p.u.)

  4、低压限流控制

  响应时间:直流电压下降方向取5~40ms,直流电压 上升方向取40~200ms,个别工程达1s。

  直流电压动作值:整流站一般取0.45~0.35p.u.。

  直流电流定值:整流侧通常取0.3~0.4p.u.,个别工程 取0.1p.u.。

  5、直流功率控制

  v为了**控制直流传输功率,常增加功率调节器,通过改变电流定值的办法来实现功率调节。

  v功率调节器装设点往往随主导站而定。

  v还应当设置:*大电流限制;*小电流限制;整流站 *小α 限制。

  (二)逆变站基本控制配置

  1、定关断角(定γ 角)控制 v从保证逆变器**运行的观点来看,逆变器的关断角 应保持大些为好;

  从提高换流器利用率、降低换流器消耗的无功功率的 角度来看,关断角应保持小些为好。

  合理解决的方法是,在正常运行条件下,以保证**为前提,维持尽可能小的数值——关断角调节器的任务。

  关断角与直流系统中多个变量有关,不能直接控制。在选择关断角整定值时,除了要计入晶闸管的关断时间外,还要附加一个时间裕度。

  绝大多数直流工程的关断角定值在5°~18 °的范围内。

  直流输电*应用

  直流输电目前主要用于5各方面:

  ①远距离大功率输电;

  ②联系不同频率或相同频率而非同步运行的交流系统;

  ③作网络互联和区域系统之间的联络线(便于控制、又不增大短路容量);

  ④以海底电缆作跨越海峡送电或用地下电缆向用电密度高的大城市供电;

  ⑤在电力系统中采用交、直流输电线的并列运行,利用直流输电线的快速调节,控制、改善电力系统的运行性能。

  随着电力电子技术的发展,大功率可控硅制造技术的进步、价格下降、可靠性提高,换流站可用率的提高,直流输电技术的日益成熟,直流输电在电力系统中必然得到更多的应用。当前,研制高压直流断路器、研究多端直流系统的运行特性和控制、发展多端直流系统、研究交直流并列系统的运行机理和控制,受到广泛的关注。

  许多科学技术学科的新发展为直流输电技术的应用开拓着广阔的前景,多种新的发电方式──磁流体发电、电气体发电、燃料电池和太阳能电池等产生的都是直流电,所产生的电能要以直流方式输送,并用逆变器变换送入交流电力系统;极低温电缆和超导电缆也更适宜于直流输电,等等。今后的电力系统必将是交、直流混合的系统。

  下列因素限制了直流输电的应用范围

  (1)换流装置较昂贵。这是限制直流输电应用的*主要原因。在输送相同容量时,直流线路单位长度的造价比交流低,而直流输电两端换流设备造价比交流变电站贵很多。这就引起了所谓的“等价距离”问题。

  (2)消耗无功功率多。一般每端换流站消耗无功功率约为输送功率的40%-60%,需要无功补偿。

  (3)产生谐波影响。换流器在交流和直流侧都产生谐波电压和谐波电流,使电容器和发电机过热、换流器的控制不稳定对通信系统产生干扰。

  (4)缺乏直流开关。直流无波形过零点,灭弧比较困难。目前把换流器的控制脉冲信号闭锁能起到部分开关功能的作用,但在多端供电式就不能单独切断事故线路,而要切断整个线路。

  (5)不能用变压器来改变电压等级。

  直流输电*与HVAC经济性的比较

  输送容量确定后,直流换流站的规模随之确定,其投资也即固定下来,距离的增加,只与线路造价有关。 对于交流输电方式,输电距离不单影响线路投资,同时也影响变电部分投资;

  v就变电和线路两部分看,直流输电换流站投资占比重很大,而交流输电的输电线路投资占主要成分;

  v直流输电功率损失比交流输电小得多;

  v当输送功率增大时,直流输电可以采取提高电压、加 大导线截面的办法,交流输电则往往只好增加回路数。

  直流换流站的造价远高于交流输电的,而直流输电线路的造价则明显 低于交流输电线路的。同时,直流输电的网损又比交流的小得多。因此, 随着输电距离的改变,交、直流两种 输电方式的造价和总费用将相应作增减变化。

  在某一输电距离下,两者总费用相等,达一距离称为等价 距离。这是一个重要的工程初估数据。超过这一距离时, 采用直流有利;小于这一距离时,采用交流有利。架空线路等价距离约在640~960km;地下电缆线路的等价距离为56~90km;海底电缆线路的等价距离为24~48km。

  直流输电*发展

  以直流电流传输电能。人们对电能的应用和认识是首先从直流开始的。法国物理学家和电气技师M.德普勒于1882年将装设在米斯巴赫煤矿中的 3马力直流发电机所发的电能,以1500~2000伏直流电压,送到了57公里以外的慕尼黑国际博览会上,完成了**次输电试验。此后在20世纪初,试验性的直流输电的电压、功率和距离分别达到过125千伏、20兆瓦和225公里。但由于采用直流发电机串联获得高压直流电源,受端电动机也是用串联方式运行,不但高压大容量直流电机的换向困难而受到限制,串联运行的方式也比较复杂,可靠性差,因此直流输电在近半个世纪的时期里没有得到进一步发展。20世纪50年代,高压大容量的可控汞弧整流器研制成功,为高压直流输电的发展创造了条件;同时电力系统规模的扩大,使交流输电的稳定性问题等局限性也表现得更明显,直流输电技术又重新为人们所重视。1954年瑞典本土和哥德兰岛之间建成一条96公里长的海底电缆直流输电线,直流电压为±100千伏,传输功率为20兆瓦,是世界上**条工业性的高压直流输电线。50年代后期可控硅整流元件的出现,为换流设备的制造开辟了新的途径。30年来,随着电力电子技术的进步,直流输电有了新的发展。到80年代世界上已投入运行的直流输电工程共有近30项,总输送容量约2万兆瓦,*长的输送距离超过1千公里。并且还有不少规模更大的工程正在规划设计和建设中。

  新型半导体换流设备的应用 进入90年代以后,新型金属氧化物半导体器件-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**个采用IGBT构成电压源换流器的直流输电工业性试验工程,在瑞典中部投入运行,其输送功率和电压为3MW和10kV,输送距离10km。由于这种换流器的功能强,体积小,可以减少换流站的滤波装置,省去换流变压器,简化换流站结构,而称之为轻型直流输电(HVDC Light)。采用IGBT的电压源换流器,具有关断电流的能力,可以应用脉宽调制(PWM)技术进行无源逆变,解决了用直流输电向无交流电源的负荷点送电的问题。在瑞典、澳大利亚和爱沙尼亚已有四项轻型直流输电工程与制造厂签订了合同,计划1999年和2000年建成。但IGBT损耗大,不利于大型直流工程的采用。今后集成门极换相晶闸管(IGCT)和碳化硅等新型半导体器件的开发,给直流输电技术的发展将创造更好的条件。

  直流输电*研究

  发展阶段及其特点

  直流输电的发展与换流技术的发展(其中特别是高压大功率换流设备的发展)有密切的关系。

  **阶段(1954年前)——试验性阶段 v以 HVDC**成功试验为标志。

  v主要特征:

  1)工程运行参数较低,运行方式复杂,可靠性低;

  2)换流设备几乎都是低参数的汞弧阀;

  3)发展速度较慢。

  **阶段(1954-1972年)——稳步发展阶段

  v 以 HVDC**投入商业运行为标志。

  1954年世界上**个工业性直流输电工程(哥特兰岛直流工程)在瑞典投入运行

  v 主要特征:

  1)HVDC完全进入实用化阶段;

  2)HVDC的用途扩大;

  3)换流设备仍是汞弧阀,但是参数和质量大大提高。

  v 工程投产速度:1个/2年

  v 到1977年*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。第三阶段(1970年以来)——大力发展阶段

  v 以 HVDC**全部采用晶闸管元件为标志。

  1956年美国贝尔实验室发明了晶闸管,1957年美国通用电气公司开

  发了世界上**只晶闸管产品。

  1970年瑞典首先在哥特兰岛直流工程上扩建了直流电压为50kV,功 率为10MW,采用晶闸管换流阀的实验工程。以后新建的直流工程均采用晶闸管换流阀。

  v 主要特征:

  1) 换流设备几乎都采用晶闸管;

  2)几乎所有工程都是超高压工程;

  3)单回线输电能力增强;

  4)发展速度非常快,规模越来越大。

  v 工程投产速度:2个/年

  v 1954~2000年,世界上已投运的直流输电工程有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。

  HVDC工程座数和输电容量年份 1975

  工程数/个 11(汞弧阀)

  工程增长 率/% 1

  输电容 量/GW 5

  输电容量 增长率/% 1已投产的HVDC工程数目:76个(截止于2003

  年)。其中,晶闸管阀工程65个,汞弧阀工程11 个;背靠背工程26个(截止2000年),约占全部 工程的1/3。

  新型半导体换流设备的应用

  1997年 3月世界上**个采用绝缘栅双极晶体管 (IGBT)组成电压源换流器的直流输电工业性实验工 程(Hellsjon工程)在瑞典投入使用,其功率和电压为 3MW、10kV,输送距离为10km,这种被称为轻型直流输电(HVDC Light)的工程在小型输电工程中具有 较好的竞争力。

  目前,世界上已有11条HVDC Light工程投入运行。随着IGBT等器件容量的提高,这些新型的半导体换流器件将会取代普通晶闸管。

  我国直流输电的发展

  1958,我国开始研究HVDC。——跨越了汞弧阀换流时期

  1963,电力科学研究院建成国内**个晶闸管阀模拟装置(5A)。

  ——开始了对直流输电技术及控制保护系统 的研究

  1974年在西安高压电器研究所建成8.5kV、200A、 1.7MW的背靠背换流试验站。

  ——对一次设备和二次设 备,及控制保护特性、故障类型进行考核试验

  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,建成了31kV、150A、4.65MW的直 流输电实验工程,全长8.6km。

  ——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。