超高压直流输电技术.ppt

04:25,1,高压直流输电技术,04:25,2,目 录,一、发展特高压电网的必要性 二、直流输电技术的发展 三、直流输电与交流输电的性能比较 四、高压直流输电系统的结构和元件,电压等级的划分： 交流： 330kV、500kV 和 750kV 超高压； 1000kV- 特高压。 直流： 500kV、600kV 超高压； 660kV、800kV 和 1000kV- 特高压。,一、发展特高压电网的必要性,1、发展特高压电网是满足电力持续快速增长的客观需要。 随着国民经济的持续快速发展，我国电力工业呈现加速发展态势，近几年发展更加迅猛。按照在建规模和合理开工计划，全国装机容量2010年达到9.5亿千瓦，2020年达到14.7亿千瓦；用电量2010年达到4.5万亿千瓦时，2020年达到7.4万亿千瓦时。电力需求和电源建设空间巨大，电网面临持续增加输送能力的艰巨任务。,一、发展特高压电网的必要性,1949年2020年我国发电装机容量、用电量图,一、发展特高压电网的必要性,2、发展特高压电网是电源结构调整和优化布局的必然要求。 我国发电能源以煤、水为主。西部地区资源丰富，全国四分之三以上经济可开发水能资源分布在西南地区，煤炭资源三分之二以上分布在西北地区；东部地区经济发达，全国三分之二以上的电力负荷集中在京广铁路以东经济发达地区，未来的负荷增长也将保持这一趋势。,一、发展特高压电网的必要性,一、发展特高压电网的必要性,西部能源基地与东部负荷中心距离在800-3000公里左右，远距离、大容量输电是我国未来电网发展的必然趋势。,2、发展特高压电网是电源结构调整和优化布局的必然要求。 一次能源远离负荷中心，超出现有500千伏系统的输送能力。必须发展新的高效的大容量长距离输电系统。 土地资源短缺，输电走廊的获取越来越困难。 输送煤炭的运输压力。 环境保护面临越来越大的困难和压力。,特高压输电是必然选择,一、发展特高压电网的必要性,特高压输电具有超远距离、超大容量、低损耗送电、节约线路走廊、降低工程造价等特点。 建设特高压电网，可促进大媒电、大水电、大核电、大规模可再生能源的建设，能够推进资源的集约开发和高效利用，缓解煤炭运输和环境的压力，节约土地资源，在全国乃至更大范围的优化配置，具有显著的经济效益和社会效益。,一、发展特高压电网的必要性,电力技术的发展是从直流电开始的； 随着三相交流发电机、感应电动机、变压 器的迅速发展，发电和用电领域很快被交流电 所取代； 但是直流还有交流所不能取代之处，如远 距离大容量输电，不同频率电网之间的联网、 海底电缆和大城市地下电缆等。,二、直流输电技术的发展,二、直流输电技术的发展,直流输电的发展与换流技术有密切的关系。 (特别与高电压、大功率换流设备的发展) 第一阶段：汞弧阀换流时期 1901年发明的汞弧整流管只能用于整流。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。因此大功率汞弧阀使直流输电成为现实。 1954年世界上第一个采用汞弧阀性直流输电工程(哥特兰岛直流工程)在瑞典投入运行，1977年最后一个采用汞弧阀换流的直流输电工程(纳尔逊河I期工程)建成。,二、直流输电技术的发展,直流输电的发展与换流技术有密切的关系。 (特别与高电压、大功率换流设备的发展) 第一阶段：汞弧阀换流时期 世界上共有12项汞弧阀换流的直流工程投入运行，其中最大的输送容量为1600MW(美国太平洋联络线I期工程)，最高输电电压为450kV(纳尔逊河l期工程)，最长输电距离为1362km(太平洋联络线)。 但是汞弧阀制造技术复杂、价格昴贵、逆弧故障率高、可靠性较差、运行维护不便等因素，使直流输电的应用和发展受到限制。,二、直流输电技术的发展,第二阶段：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，晶闸管换流阀和计算机控制技术在直流输电工程中的应用，这些进步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。,二、直流输电技术的发展,第二阶段：晶闸管阀换流时期 第一个采用晶闸管阀的HVDC系统是加拿大1972年建立的依尔河系统，运行电压80kV、输送容量为320MW背靠背直流输电系统。目前，国外输送容量最大的是1984年巴西建设伊泰普水电站600kV超高压直流输电工程，两回共6300MW，线路全长1590km。,二、直流输电技术的发展,第二阶段：晶闸管阀换流时期 2010年07月08日正式投运的向家坝至上海800kV特高压直流输电工程，是中国自主研发、设计和建设的，是世界上电压等级最高、额定容量最大6400MW(最大输送能力7000MW) 、送电距离最远1907km、额定电流达到4000A、技术水平最先进的直流输电工程，代表了当今世界高压直流输电技术的最高水平。,晶闸管换流阀的特点: 体积减小、成本降低； 可靠性提高； 晶闸管换流阀没有逆弧故障，而且制造、试验、运行维护和检修都比汞弧阀简单而方便。,二、直流输电技术的发展,晶闸管换流阀,二、直流输电技术的发展,第三阶段 新型半导体换流设备的应用 20世纪90年代以后，IGBT得到广泛应用，1997年世界上 第一个采用IGBT组成电压源换流器的直流输电工程在 瑞典投入运行。 目前，世界上最大的IGBT轻型HVDC是北欧地区的Estlink海底电缆工程，运行电压150kV，传输容量350MW ，电缆全长105km。,二、直流输电技术的发展,第三阶段 新型半导体换流设备的应用 L HVDC采用IGBT器件组成换流器，功能强、体积小，可以减少换流站的滤波装置，省去了换流变压器，整个 换流站可以搬迁。此外，采用可关断器件换流器，可以 避免换相失败。 但是IGBT功率小、损耗大，不利于大型直流输电工程采用。最新研制的门极换相晶闸管（IGCT）和大功率碳化硅元件，该元件电压高、通流能力强、损耗低、可靠性高。,二、直流输电技术的发展,我国直流输电的发展 1989年，我国自行研制的舟山直流输电工程(士l00kV，100MW，54km)投入运行；葛洲坝上海(葛上线)是我国的第一个高压直流输电工程（500kV，1200MW， 1064km） 1990年投运。 90年代末，开始建设三广直流工程、三峡常州直流工程和贵广直流工程。三广直流工程于2004年投运；三常直流工程（ 500kV，3000MW， 962km ）于2004年5月投入运行。,舟山工程地理位置,三广直流工程 惠州换流阀,二、直流输电技术的发展,我国直流输电的发展 云南广东800kV直流输电工程，额定容量5000MW,2010年实现双极投运。 向家坝-上海800千伏特高压直流输电示范工程起于四川复龙换流站，止于上海奉贤换流站。额定输送功率640万千瓦，最大输送功率700万千瓦；直流输电线路途经八省市，全长约2000公里。,特高压直流示范工程,线路工程起于四川复龙换流站，途经四川、重庆、湖南、湖北、安徽、浙江、江苏、上海八省市，止于上海奉贤换流站。全长约2000公里，4次跨越长江。,复龙换流站鸟瞰图,高压阀厅,500kVGIS,交流滤波器组,低压阀厅,高端换流变,户外直流场,主控楼,低端换流变,高压阀厅,直流滤波器,本期建设规模： 换流变压器28台，每台32.1万千伏安； 交流滤波器及无功补偿装置4组，总容量308万千乏； 500kV出线9回，采用GIS设备；,奉贤换流站鸟瞰图,高压阀厅,低压阀厅,交流滤波器组,500kVGIS,平波电抗器,直流滤波器,高端换流变,低端换流变,主控楼,备用换流变,站用变,本期建设规模： 换流变压器28台，每台29.7万千伏安； 交流滤波器及无功补偿装置4组，总容量390万千乏； 500kV出线3回，采用GIS设备；,近期将开工的直流工程,(1) 呼盟辽宁直流工程 此工程计划近期开工。这是我国第八个长距离、大容量高压直流输电工程。额定直流电压为500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。 直流线路西起内蒙呼盟、东至辽宁沈阳，全长约908km。 通过此工程，内蒙地区的富裕能源将源源不断地送往东北工业基地。,二、直流输电技术的发展,(2) 宁东山东直流工程 这将是是我国第九个长距离、大容量高压直流输电工程。也是第九个西电东送的高压直流输电工程。此工程额定直流电压为500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。 直流线路西起宁夏银川、东至山东潍坊，全长约1043km。目前正处于规范书编制阶段。 通过此工程，西北地区的富裕能源将源源不断地送往东部工业基地。,二、直流输电技术的发展,近期将开工的直流工程,(3) 葛沪直流工程 这是我国第十个长距离、大容量高压直流输电工程。也是第十个西电东送的高压直流输电工程。计划2010年投运。 额定直流电压为 500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。 直流线路西起湖北宜昌荆门换流站、东至上海沪西换流站，全长约976km。与现在的葛南直流同杆并架（ 914km ），共用线路走廊。节约线路走廊5000公顷土地。,二、直流输电技术的发展,近期将开工的直流工程,(4) 宝鸡德阳直流工程 这是我国第十一个长距离、大容量高压直流输电工程。 额定直流电压为500kV、额定直流电流3kA、额定输送直流功率3000MW。 直流线路北起陕西宝鸡、南至四川德阳，全长约550km。水火互济作用明显。,二、直流输电技术的发展,近期将开工的直流工程,(5) 灵宝直流背靠背2期工程 这是我国第四个高压直流背靠背联网工程。扩大西北电网和华中电网功率交换的能力。 本期额定直流功率750MW，额定直流电流3kA。建设一个12脉动125kV、750MW背靠背换流单元。,二、直流输电技术的发展,近期将开工的直流工程,(6)锦屏苏南工程 这是我国第三个长距离、大容量特高压直流输电工程。也是第十一个西电东送的高压直流输电工程。 额定直流电压 800kV，额定直流电流4kA，额定直流功率6400MW。直流线路西起四川西昌换流站，东至江苏苏南换流站，线路全长约2093kM。计划2012年8月投产。工程可研报告已于2007年8月通过审查。,二、直流输电技术的发展,近期将开工的直流工程,东北,西藏,西北,华北,南方,华中,华东,台湾,近期开工的直流输电工程,锦屏苏南,灵宝2,宝鸡德阳,呼辽,宁东山东,葛沪,三、直流输电与交流输电的性能比较,技术性 可靠性 经济性,（1）功率传输特性 交流为了满足稳定问题，常需采用串补、静补、 调相机、开关站等措施，有时甚至不得不提高输电 电压。但是，这将增加很多电气设备，代价昂贵。 直流输电没有相位和功角，不存在稳定问题， 只要电压降，网损等技术指标符合要求，就可达到 传输的目的，无需考虑稳定问题，这是直流输电的 重要特点，也是它的一大优势。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（2）线路故障时的自防护能力 交流线路单相接地后，其消除过程一般约0.40.8秒，加上重合闸时间，约0.61秒恢复。 直流线路单极接地，整流、逆变两侧晶闸管阀立即闭锁，电压降为零，迫使直流电流降到零，故障电弧熄灭不存在电流无法过零的困难，直流线路单极故障的恢复时间一般在0.20.35秒内。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（3）过负荷能力 交流输电线路具有较高的持续运行能力，受发热条件限制的允许最大连续电流比正常输电功率大的多，其最大输送容量往往受稳定极限控制。 直流线路也有一定的过负荷能力，受制约的往往是换流站。通常分2小时过负荷能力、10秒钟过负荷能力和固有过负荷能力等。前两者葛上直流工程分别为10%和25%，后者视环境温度而异。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（3）过负荷能力 总的来说，就过负荷能力而言，交流有更大的灵活性，直流如果需要更大的过负荷能力，则在设备选型时要预先考虑，此时需要增加投资。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（3）过负荷能力 总的来说，就过负荷能力而言，交流有更大的灵活性，直流如果需要更大的过负荷能力，则在设备选型时要预先考虑，此时需要增加投资。,（4）功率控制 交流输电取决于网络参数、发电机与负荷的运行方式，值班人员需要进行调度，但又难于控制，直流输电则可全自动控制。 直流输电控制系统响应快速、调节精确、操作方便、能实现多目标控制；,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（5）短路容量 两个系统以交流互联时，将增加两侧系统的短路容量，有时会造成部分原有断路器不能满足遮断容量要求而需要更换设备。直流互联时，不论在哪里发生故障，在直流线路上增加的电流都是不大的，因此不增加交流系统的断路容量。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（6）电缆 电缆绝缘用于直流的允许工作电压比用于交流时高两倍，例如35kV的交流电缆容许在100kV左右直流电压下工作，所以在直流工作电压与交流工作电压相同的情况下，直流电缆的造价远低于交流电缆。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（7）输电线路的功率损耗比较 在直流输电中，直流输电线路沿线电压分布平稳，没有电容电流，在导线截面积相同，输送有用功率相等的条 件下，直流线路功率损耗约为交流线路的2/3。并且不需并联电抗补偿。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（8）调度管理 由于通过直流线路互联的两端交流系统可以又各自的频率，输电功率也可保持恒定（恒功率、恒电流等）。对送端而言，整流站相当于交流系统的一个负荷。对受端而言，逆变站则相当于交流系统的一个电源。互相之间的干扰和影响小，运行管理简单方便，对我国当前发展的跨大区互联、合同售电、合资办电等形成的联合电力系统，尤为适宜。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,（9）线路走廊 按同电压500kV考虑 ， 一条500kV直流输电电线路的走廊约40m，一条500kV交流线路走廊约为50m，但是1条同电压的直流线路输送容量约为交流的2倍，直流输电的线路走廊其传输效率约为交流线路的2倍甚至更多一点。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.1 技术性能,优点： 1）线路造价低，走廊窄。 2）直流输电电缆输送容量大，造价低，损耗小，不易老化，寿命长，输送距离不受限制。 3） 无同步稳定性问题，有利于长距离大容量送电。 4） 可异步运行。,三、直流输电与交流输电的性能比较,优点： 5） 可以改善所连交流系统运行特性。 6） 可分期投资建设。 7） 电网管理方便。 8） 可隔离故障，有利于避免大面积停电。,三、直流输电与交流输电的性能比较,下列因素限制了直流输电的应用范围： （1）直流断路器的费用高； （2）不能用变压器来改变电压等级； （3）换流设备的费用高； （4）由于产生谐波，需要交流和直流滤波器，从而增加了换流站的费用； （5）控制复杂。,三、直流输电与交流输电的性能比较,克服以上缺点，依赖技术是： （1）直流换流器的进展； （2）晶闸管的模块化结构和额定值增加； （3）换流器采用12或24脉波运行； （4）采用氧化金属变阻器； （5）换流器控制采用数字和光纤技术。,三、直流输电与交流输电的性能比较,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.2 可靠性,整个系统的可靠性从强迫停运率和电能不可用率两个方面进行衡量。 （1）强迫停运率,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.2 可靠性,（2）电能不可用率,从可靠性和可用率两个指标来看，交、直流两种输电方式是相当的，都是可行的。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.3 经济性,交、直流两种输电方式，就其造价而言，各具特色： （1）输送容量确定后，直流换流站的规模随之确定，其投资也即确定下来，距离的增加，只与线路的造价有关。交流输电则不同，随着输电距离的增加，由于稳定、过电压等要求，需要设备中间开关站。因此，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。,三、直流输电与交流输电的性能比较,3.3 经济性,（2）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。 （3）直流输电功率损失比交流输电小得多。 （4）当输送功率增大时，直流输电可以采用提高电压、加大导线截面的办法，交流输电则往往只好增加回路数。,直流输电与交流输电的建设费用比较,高压直流联络线大致分以下几类： （1）单极联络线； （2）双极联络线； （3）同极联络线。,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.1 高压直流联络线的分类,单极联络线的基本结构如图所示，通常采用一根负的导线， 而由大地或水提供回路。考虑造价，常采用这类系统，对电缆传 输来说尤其如此。这类结构也是建立双极系统的第一步。当大地 电阻率过高，或不允许对地下（水下）金属结构产生干扰时，可 用金属回路代替大地作回路，形成金属性回路的导体处于低电压。,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.1 高压直流联络线的分类,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.1 高压直流联络线的分类,双极联络线结构如图，有两根导线，一正一负，每端有两个为额定电压的换流站串联在直流侧，两个换流器间的连接点接地。正常时，两极电流相等，无接地电流。两极可独立运行。若因一条线路故障而导致一极隔离，另一极可通过大地运行，能承担一半的额定负荷，或利用换流器及 线路的过载能力，承担更多的负荷。,双极联络线特点: 1、从雷电性能方面看，一条双极HVDC线路能有效地等同于两交流传输线路。正常情况下,它对邻近设备的谐波干扰远小于单极联络线。通过控制（不需要机械开关）改变两极的极性来实现潮流反向。 2、 当接地电流不可接受时，或接地电阻高而接地电极不可行时，用第三根导线作为金属性中性点，在一极退出运行或双极运行失去平衡时，此导线充当回路。第三条导线的绝缘要求低，还可作为架空线的屏蔽线。如果它完全绝缘，可作为一条备用线路。,四、高压直流输电系统的结构和元件,同极联络线： 导线数不少于两根，所有导线同极性。通常最好为负极性，因为它由电磁引起的无线电干扰小。系统采用大地作为回路。当一条线路发生故障时，换流器可为余下的线路供电，这些导线有一定的过载能力，能承担比正常情况更大的功率。,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.1 高压直流联络线的分类,4.2 高压直流输电系统的元件,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.2 高压直流输电系统的元件,四、高压直流输电系统的结构和元件,（1）换流器 它们完成交-直流和直-交流转换，由阀桥和有抽头切换器的变压器构成。阀桥包括6脉波或12脉波的高压阀。换流变压器向阀桥提供适当等级的不接地三相电压源。由于变压器阀换流器的正端或负端接地。,（2）平波电抗器 这些大电抗器有高达1.0H的电感，在每个换流站与 每极串联，它们有以下作用： 1.降低直流线路中的谐波电压和电流； 2.防止逆变器换相失败； 3.防止轻负荷电流不连续； 4.限制直流线路短路期间整流器中的峰值电流。,四、高压直流输电系统的结构和元件,4.2 高压直流输电系统