交、直流输电的优缺点及比较

第一篇：交、直流输电的优缺点及比较

交、直流输电的优缺点

直流输电的优势

直流输电的再次兴起并迅速发展，说明它在输电技术领域中确有交流输电不可替代的优势。尤其在下述情况下应用更具优势：

（1）远距离大功率输电。直流输电不受同步运行稳定性问题的制约，对保证两端交流电网的稳定运行起了很大作用。

（2）海底电缆送电是直流输电的主要用途之一。输送相同的功率，直流电缆不仅费用比交流省，而且由于交流电缆存在较大的电容电流，海底电缆长度超过40km时，采用直流输电无论是经济上还是技术上都较为合理。

（3）利用直流输电可实现国内区网或国际间的非同步互联，把大系统分割为几个既可获得联网效益，又可相对独立的交流系统，避免了总容量过大的交流电力系统所带来的问题。

（4）交流电力系统互联或配电网增容时，直流输电可以作为限制短路电流的措施。这是由于它的控制系统具有调节快、控制性能好的特点，可以有效地限制短路电流，使其基本保持稳定。

（5）向用电密集的大城市供电，在供电距离达到一定程度时，用高压直流电缆更为经济，同时直流输电方式还可以作为限制城市供电电网短路电流增大的措施。直流输电与交流输电的技术比较

4．1 直流输电的优点

（1）直流输电不存在两端交流系统之间同步运行的稳定性问题，其输送能量与距离不受同步运行稳定性的限制；

（2）用直流输电联网，便于分区调度管理，有利于在故障时交流系统间的快速紧急支援和限制事故扩大；

（3）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；

（4）直流输电线路沿线电压分布平稳，没有电容电流，不需并联电抗补偿；

（5）两端直流输电便于分级分期建设及增容扩建，有利于及早发挥效益。

4．2 直流输电的缺点

（1）换流器在工作时需要消耗较多的无功功率；

（2）可控硅元件的过载能量较低；

（3）直流输电在以大地或海水作回流电路时，对沿途地面地下或海水中的金属设施造成腐蚀，同时还会对通信和航海带来干扰；

（4）直流电流不像交流电流那样有电流波形的过零点，因此灭弧比较困难。直流输电与交流输电的经济比较

（1）直流架空线路投资省。直流输电一般采用双极中性点接地方式，直流线路仅需两根导线，三相交流线路则需三根导线，但两者输送的功率几乎相等，因此可减轻杆塔的荷

重，减少线路走廊的宽度和占地面积。在输送相同功率和距离的条件下，直流架空线路的投资一般为交流架空线路投资的三分之二。

（2）直流电缆线路的投资少。相同的电缆绝缘用于直流时其允许工作电压比用于交流时高两倍，所以在电压相同时，直流电缆的造价远低于交流电缆。

（3）换流站比变电站投资大。换流站的设备比交流变电站复杂，它除了必须有换流变压器外，还要有目前价格比较昂贵的可控硅换流器，以及换流器的其它附属设备，因此换流站的投资高于同等容量和相应电压的交流变电站。

（4）在相同的可比条件下，当输电线路长度大于等价距离时，采用直流输电所需的建设费用比交流输电省。

（5）运行费用较省。根据国外的运行经验，线路和站内设备的年折旧维护费用占工程建设费用的百分数，交流与直流大体相近。但直流输电电能损耗在导线截面相同、输送有功功率相等的条件下，是交流输电的三分之二。

现已有不少国家试制成功直流断路器和负荷开关，并正在研究利用这些开关设备与直流输电的控制技术相结合，以实现多端直流输电。

当前对高温超导的研究正方兴未艾，它在强电方面应用的可能性也与日俱增。超导用于直流输电要比用于交流输电更为有利，可以期待在不远的将来，超导将使电能的传输发生划时代的变革，并进一步推进直流输电的发展。

第二篇：高压直流输电总结

高压直流输电总结

一、高压直流输电概述：

1.高压直流输电概念：

高压直流输电是交流-直流-交流形式的电力电子换流电路，由将交流电变换为直流电的整流器、高压直流输电线路及将直流电变换为交流电的逆变器三部分组成。

注意：高压输电好处是在输送相同的视在功率S的前提下，高压输电能够降低输电线路流过的电流，减少线路损耗，提高输送效率（,）。2.高压直流输电的特点：

（1）换流器控制复杂，造价高；

（2）直流输电线路造价低，输电距离越远越经济；（3）没有交流输电系统的功角稳定问题；

（4）适合海底电缆（海岛供电、海上风电）和城市地下电缆输电；（5）能够非同步（同频不同相位，或不同频）连接两个交流电网，且不增加短路容量；

（6）传输功率的可控性强，可有效支援交流系统；（7）换流器大量消耗无功，且产生谐波；

（8）双极不对称大地回线运行时存在直流偏磁问题和电化学腐蚀问题；

（9）不能向无源系统供电，构成多端直流系统困难。3.对直流输电的基本要求：

（1）能够灵活控制输送的（直流）电功率（大小可调；一般情况下，应能够正反双向传送电功率（功率方向可变）；（2）维持直流线路电压在额定值附近；（3）尽可能降低对交流系统的谐波污染；（4）尽可能少地吸收交流系统中的无功功率；（5）尽可能降低流入大地的电流。

注意：大地电流的不利影响包括①不同接地点之间存在电位差，形成电解池，造成电化学腐蚀；②变压器接地中性点流过直流电流，造成变压器直流偏磁，使变压器噪声增加、损耗加大、振动加剧。4.高压直流输电的适用范围：

答：1.远距离大功率输电;2.海底电缆送电;3.不同频率或同频率非周期运行的交流系统之间的联络;4.用地下电缆向大城市供电;5.交流系统互联或配电网增容时,作为限制短路电流的措施之一;6.配合新能源供电。

二、高压直流输电系统的基本构成：

1.双端直流输电的基本构成：

（1）单极大地回线（相对于大地只有一个正极或者负极）：

图2-1（2）单极金属回线：

图2-2（3）双极大地回线（最常用）：

图2-3（4）双极单端接地（很少用）：

图2-4（5）双极金属回线（较少用）：

图2-5（6）并联式背靠背：

图2-6（7）串联式背靠背：

图2-7 2.多端直流输电的基本构成：

（1）三端并联型；

图2-8（2）三端串联型；

图2-9 注意：这里的“双端”、“多端”指的是所接换流站的个数（交流电网接入点的个数），而不是换流器的个数。3.多端直流输电的特点：

（1）可以经济地连接多个交流系统；

（2）因缺少大容量直流断路器，无法切除输电线路的短路故障，因而限制了它的发展。

三、换流技术复习：

1.三相全控整流电路原理图：

图3-1（1）大电感负载（符合直流输电工程实际）；

（2）交流输入电压的相序与晶闸管触发顺序的关系（135462）；（3）阀的组成、静态均压（电阻分压）和动态均压（电容分压）原理与电路；

（4）均压系数（）、电压裕度系数（）；（5）阀串联元件数的确定；

（6）电压变化率限制和电流变化率限制。

图3-2 2.三相全控桥的波形图：

（详见电力电子书P152、P153、P160）3.三相全控桥计算公式:（1）直流输出电压的理想计算公式:

(1.1)

（为线电压）

（2）考虑交流侧电抗的直流输出电压的计算公式（缺口面积是始于α 的面积与始于α+γ 的面积之差的一半，缺口面积=）:

（3）阀电流有效值：

(1.3)

(1.2)（4）交流侧线电流有效值的计算公式:

(1.4)4.三相全控桥的外特性（全控桥外特性：直流输出电压Ud与直流输出

电流Id间的函数关系）：（1）逆变器外特性： a)方程：

(1.5)b)曲线：端电压Ud随输出负载电流Id的增加而下倾的直线；（以定α表示）

图3-3（2）整流器外特性： a)方程： i.用控制角α表示：

(1.6)ii.iii.用逆变角β表示（α=180 °-β代入上式）：

(1.7)用熄弧角δ表示（δ= β-γ，γ是换相角）：

(1.8)（）

(1.9)（）

图3-4理想定β的面积比理想定δ小2个缺口面积:

b)曲线： i.用逆变角β表示：上翘直线（负值面积随电流增大），端口电压的绝对值随直流电流的增加而增加（正内阻）； ii.用熄弧角δ表示：下倾直线（负值面积随电流减小），端口电压的绝对值随直流电流的增加而下降（负内阻）；

图3-5逆变器外特性曲线（以定β和定δ表示）

5.三相全控桥的等值电路：

（1）整流器等值电路:

图3-6整流器等值电路

(1.10)a)内电势，内阻为正的可调电压源； b)端口电压随输出电流增大而减小。（2）逆变器等值电路：

图3-7逆变器等值电路

a)用β表示的等值电路，端口电压随电流增大而增大（正内阻）； b)用δ表示等值电路，端口电压随电流增大而减小（负内阻）。（3）双端直流输电系统的等值电路:

图3-8直流系统等值电路图 6.双端直流输电系统工作点：

（1）工作点的确定：

通常将线路电阻RL纳入逆变器侧，则用β表示的外特性曲线因正值内阻增加而上翘更多，用δ表示的外特性曲线因负值内阻减小而使下倾减缓或微上翘。

由直流输电系统等值电路可见，两侧电路工作时，应该具有相同电流和端口电压，表现在曲线上，就是两侧换流器的外特性曲线的交点，这就是工作点。

图3-9双端直流系统工作点的确定（两条线交点）

（2）工作点稳定性判据：采用小扰动法在工作点加上一点小扰动看看系统能不能回到原来的稳定点。（结论：整流侧外特性曲线的斜率小于逆变侧外特性曲线的斜率，系统可以稳定运行。）

7.双桥换流器（电力电子那个十二脉波）（整流器和逆变器结构相同）：

（1）电路图：两个三相全控桥串联；

图3-10（2）交流输入电压：两个三相交流输入电压的相位互差30°（频率相同，幅值相同）；

（3）触发顺序：1-1-2-2-3-3-4-4-5-5-6-6；

（4）直流输出电压瞬时值波形和纹波频率：每工频基波含12个均匀波头；

（5）直流输出平均电压：等于两个全控桥直流输出平均电压之和；（6）双桥换流器的优点：

a)在晶闸管元件耐压能力和串联数不变的条件下，双桥输出电压是单桥的两倍；采用桥串联代替元件串联；

b)直流输出电压的谐波幅值比单桥更小，谐波频率更高，因而更易于滤除；

c)交流公共母线的电流谐波比单桥更小，最低次谐波次数更高； d)当双桥中发生任一桥故障时，可以将故障桥隔离（短接），另一正常单桥仍可继续工作；

（1）逆变器实现逆变的条件：

a)外接直流电源，其极性必须与晶闸管的导通方向一致；

b)外接交流系统，其在直流侧产生的整流电压平均值应小于直流电源电压；

c)晶闸管的触发角α应在的范围内连续可调。

四、换流器的谐波分析：

1.谐波的危害：

（1）对铁磁设备的影响。谐波造成额外的铁耗导致发热、振动和噪声，降低了设备出力、效率及寿命；

（2）对旋转电机的影响：谐波造成转矩脉动，转速不稳；（3）对电力电容器的影响：谐波可能引起谐振过电压；

（4）对电力系统测控的影响：谐波使测量误差增加，可能导致控制失灵，保护误动；

（5）3次谐波电流过大可能使中性线过流；

（6）谐波叠加在基波上，使电气应力增加，对各种电气设备尤其是电容器的绝缘造成威胁；（7）谐波对通信线路造成干扰。2.谐波分析的数学工具：傅里叶级数。3.谐波分析的基本假设：

（1）交流电源为三相对称标准正弦波电压源；（2）三相交流电路各相阻抗参数相等；（3）换流器采用60°等间隔触发；（4）直流电流恒定（水平无纹波）；（5）不考虑换相角的影响；

在上述基本假设条件下，分析得出的谐波，称之为“特征谐波”。4.谐波分析的基本步骤：

（1）写出尽可能简洁的周期函数表达式f（x）；（2）计算傅立叶级数的系数an和bn；

（3）写出与周期函数f（x）等价的傅立叶级数表达式；（4）分析f（x）的傅立叶级数构成成分，得出有用结论。5.谐波分析内容：

（1）直流输出电压的特征谐波分析：

a)谐波频率：等于 6n（n=1，2，3，„）倍工频基波频率；

b)谐波幅值是控制角α的函数： α =0°和 α =180°幅值最小，α

=90°幅值最大 ；HVDC运行时，整流侧α =12°～15°，逆变侧定δ运行；

c)谐波幅值随谐波次数的增加而减小； d)n=0时的直流分量就等于直流电压平均值。（2）交流线电流的特征谐波分析：

a)YY接线变压器一次电流特征谐波分析：除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。

b)YD接线变压器一次电流特征谐波分析：（波形相同，幅值比YY接线大倍）除基波外只剩有5、7、11、13、„„次等6k±1次谐波。（3）双桥换流器直流侧电压特征谐波分析（根据假设直流电流无纹波，故只分析直流电压）：12k±1次谐波。

五、换流器的功率因数计算：

1.功率因数的定义：

功率因数等于有功功率P与视在功率S之比，即：

(1.11)功率因数λ的大小反映的是有功功率P在视在功率S中所占的比重，是功率的利用系数，反映功率的利用程度。

三相全控桥交流侧的电压是正弦波形，电流是方波，故有功功率P等于基波电压有效值U（即）与基波电流有效值、及基波电压与基波电流相角差的余弦值的乘积。（不考虑换相角γ时，；考虑换相角γ时，）2.只考虑基波时的功率因数：

3.考虑谐波时的功率因数：

上式是考虑换相角时的情况。

(1.13)(1.14)

(1.12)上式是不考虑换相角时的情况。

六、高压直流输电系统主设备：

1.换流器：

（1）双桥换流器与四重阀结构：

一个三相全控桥有6个桥臂（阀），一个桥臂（阀）由120个晶闸管串联而成；每15个晶闸管构成一个基本单元，每两个基本单元（30个晶闸管）组装为一个半层阀；每4个半层阀构成一个阀。

四重阀：双桥换流器同一相上的4个阀的组合体。

图6-1 四重阀示意图

（2）等间隔（60°）触发与等控制角（α）触发： a)等间隔（60°）触发方式： α1=移相控制；相对于1号自然换相点滞后角度α1；从脉冲2开始，均滞后前一个脉冲60°，即：αk+1=αk+60°（k=2，3，4，5，6）。b)等控制角α触发方式：

α1=α2=α3=α4=α5=α6；即6个触发脉冲都是相对于各自的自然换相点滞后一个相同角度。c)两种触发方式比较：

在三相电压对称的条件下，两种触发方式等效，但是在三相电压不对称的条件下，后者的触发脉冲不等间隔，导致交流电流波形正负半波宽度不等，平均电流不为零，造成变压器偏磁。

（3）晶闸管换流器对晶闸管元件的基本要求： a)耐压强度高； b)载流能力强；

c)开通时间和电流上升率的限制，即约为100A/s； d)关断时间与电压上升率的限制，即约为200V/s。（4）触发脉冲的传送方式： a)光纤方式； b)电磁方式。

图6-2（a）为光纤方式，（b）（c）为电磁方式

（5）高压（就地）取电技术：

图6-3光电变换电路的高压（就地）取电方法

2.换流变压器：

（1）工作电流波形是方波；（2）耐压要求高；

（3）可能存在一定偏磁（直流分量）；（4）有载调压、调压范围大、调节频繁。3.平波电抗器：

（1）作用：

a)直流电流滤波（平波）； b)限制线路短路电流的上升率； c)防止小电流运行时的电流断续； d)阻断雷电波的侵入；

e)减小对沿线通讯设施的干扰；（2）如何选取直流电抗器的电感值：

答：直流电抗器的作用是减少直流侧的交流脉动量，小电流时保持电流的连续性以及当直流送电回路发生故障时，能抑制电流的上升速度。从作用来看，它的电感量越大越好。但是过大，当电流迅速变化时在直流电抗器上产生的过电压就越大；另外作为一个延时环节，过大对直流电流的自动调节不利。所以满足上述三项要求的前提下，直流电抗器的电感Ld应尽量小。故选取直流电抗器电感值的具体方法是： ① 按减少直流侧的交流脉动分量的情况确定电感值；

② 以小电流时保持电流的连续性和直流送电回路发生故障时能抑制电流上

升速度的情况进行验算。4.滤波器：

（1）滤波原理：

高阻抗串联分压隔离（如平波电抗器，滤除谐波电压），低阻抗并联支路分流（如LC滤波器，滤除谐波电流）；工作频率低于谐振频率时，滤波器呈容性，工作频率高于谐振频率时呈感性。（2）交流滤波器的种类及其阻抗特性： a)单调谐滤波器（只有一个谐振频率）：

图6-4 单调谐滤波器

图6-5单调谐滤波器阻抗特性

b)双调谐滤波器（有两个谐振频率）：

图6-6双调谐滤波器

图6-7双调谐滤波器阻抗特性

c)高通滤波器：

图6-8 高通滤波器

图6-9高通滤波器阻抗特性

（3）交流侧滤波器设计原则：滤除谐波的同时考虑无功补偿，兼顾经济性。

（4）交流侧滤波器设计步骤：首先根据无功需求确定C，再根据谐振要求确定L，最后根据品质因数确定R。（5）电容器的经济容量和安装容量：

电容器的工作电流包括谐波电流和基波电流，其容量是谐波容量和基波容量两者之和，称之为安装容量。

只考虑滤波而不考虑无功补偿，求得的最小安装容量即经济容量；令“基波容量/安装容量”比值最大，即安装容量的最大利用。（6）滤波器的特征电抗、品质因数：

谐振频率下的感抗值或容抗值即特征电抗；，即品质因数。

品质因数Q越大，谐振时的支路阻抗越小，滤波效果也越好，但考虑到与交流电网发生谐振时为防止通过滤波器（电容器和电抗器）的电流过大，人为增加串联电阻阻值以降低Q，起限制电流过大的作用。一般Q取值范围为50～100，为了节能目的，有时会取更高值（电阻值更小）。（7）并联滤波器与串联滤波器相比有什么优点: a)滤波效果好；

b)串联滤波器必须通过主电路的全部电流，并对地采用全绝缘，而并联滤波器的一端接地，通过的电流只是由它所滤除的谐波电流和一个比主电路小得多的基波电流，绝缘要求也低。

5.直流断路器:（1）直流没有过零点，难以熄弧；（2）熄弧技术： a)并联LC支路，利用LC振荡产生反向电流以抵消线路电流，使之实现过零灭弧；开关闭合工作时，电容器通过充电回路预充电，开关打开前，并联到开关两端构成LC振荡回路；

b)直接并联带间隙的电容器，利用电容器吸收能量熄弧；

c)利用逐渐加大串联电阻使回路电流下降，最后用电容器吸收能量熄弧； d)拉长电弧，增加弧电阻，降低回路电流，熄弧。

七、HVDC对交流系统的影响：

1.概述：

（1）交流系统强弱程度: a)系统强弱程度反映了系统内各环节对扰动的敏感度;b)互联等效阻抗: 阻抗高，系统弱；阻抗低，系统强；

c)交流系统惯性（发电机转动惯量）：惯量小，系统弱；惯量大，系统强； 注意：系统越弱，交、直流交互影响越强。

d)短路比（short circuit ratio，SCR）：换流站交流母线的短路容量与额定直流功率的比值，即：

(1.15)e)有效短路比（ESCR）：考虑无功补偿设备后的短路比，即：

(1.16)注意：一般而言，短路比小于2的系统称为弱系统。注意：系统在不同运行方式下，SCR可能不同。

注意：恶劣情况下，原来很强的系统也可能会变成弱系统。2.换相失败：

（1）概念：当逆变器两个阀进行换相时，因换相过程未能进行完毕，或者预计关断的阀关断后，在反向电压期间未能恢复阻断能力，当加在该阀上的电压为正时，立即重新导通，则发生了倒换相，使预计开通的阀重新关断，这种现象称之为换相失败。

（2）机理：实际HVDC采用晶闸管在电流过零后恢复正向阻断能力所需时间约为400μs（对应50Hz下7.2°），故当关断角小于7.2°时，HVDC会发生换相失败；另外，当交流系统较弱时，也容易发生换相失败。（3）主要因素：交流侧母线电压；直流电流；换相电抗；越前触发角等。

(1.17)(1.18)（这里有些参数PPT没细讲，我也没搞懂，求指教）（4）换相失败的危害：

a)换相失败引起输送功率中断威胁系统安全稳定；

b)交流系统短路时，电压跌落可能引起多个换流站同时发生换相失败，导致多回直流线路功率中断，引起系统潮流大范围转移和重新分布； c)影响故障切除后受端系统电压恢复，进而影响故障切除后直流功率快速恢复，可能会威胁交流系统暂态稳定性。（5）措施：

a)利用无功补偿维持交流电压稳定； b)采用较大平波电抗限制直流电流暂态上升； c)规划阶段降低变压器短路电抗（换流电抗）； d)增大触发角或关断角整定值； e)人工换相等。3.HVDC引起的电压稳定：

（1）机理：

逆变器采用定熄弧角控制时，交流电压下降，触发角减小，无功功率增加，导致交流电压进一步下降。（2）措施：

a)使用无功补偿装置增强交流电压支撑能力； b)换流器控制模式转换（改为定电压控制）； c)采用VSC换流器等。

4.直流功率调制的影响—低频振荡抑制：

（1）基本概念：

由系统缺乏阻尼或系统负阻尼引起的输电线路上的功率波动频率一般在0.1~2.0Hz，通常称为低频振荡。自由振荡频率为：

(1.19)式中，由上式可知，机组惯量越大，振荡频率越低；输送功率越大，振荡频率越低。

（2）直流小信号调制: a)利用与交流联络线并联运行的HVDC的小信号调制可以有效地抑制互联系统间的低频振荡；

b)原理：在已有HVDC控制系统中加入附加的直流小信号调制器，从交流联络线或两端交流系统中提取异常信号，来调节直流线路传输的功率，使之快速吸收或补偿交流线路功率过剩或缺额，起到阻尼振荡作用。

c)常用直流小信号调制器类型：单入单出超前-滞后补偿（原理类似于PSS）。

图7-1 直流小信号调制器模型

5.谐波不稳定性：

（1）谐波概念：

谐波是一个周期电气量的正弦分量，其频率为基波频率的整数倍；不是基波整数倍频率的分量称为间谐波或分数谐波；频率低于基频的间谐波称为次谐波。

注意：HVDC换流器交流侧为谐波电流源，直流侧为谐波电压源。（2）谐波稳定性：

a)HVDC引起的谐波不稳定是指在换流站附近有扰动时，谐波振荡不易衰减甚至放大的现象，表现为交流母线电压严重畸变。

b)后果：电流谐波放大几倍甚至几十倍；电压严重畸变会导致换相失败并使系统运行困难； c)不稳定机理： i.特征谐波大部分被交流滤波器吸收，但非特征谐波却很难被滤波器吸收； ii.系统阻抗、电源阻抗、滤波器阻抗等并联，容易导致较低次谐振频率（5次及以下）； iii.谐振频率如果与非特征谐波匹配可能导致谐波被放大，放大的谐波进一步造成交流电压波形畸变及脉冲不均衡，如果形成正反馈，最终导致交流母线电压严重畸变，直流系统运行困难或不能稳定运行； iv.铁芯饱和型谐波不稳定是由于交直流系统中过多的低次谐波交互影响导致，谐波通过换流变压器的磁通偏移被放大，谐波和换流器交互影响又激励了这种放大，最终导致出现环流变压器铁芯饱和引起谐波不稳定现象； v.当交流侧并联谐振频率与直流侧串联谐振频率刚好满足交直流两侧谐波交互关系时，就发生互补谐振； d)抑制谐波不稳定措施： i.ii.iii.iv.规划阶段避免互补谐振发生；

利用磁通补偿或谐波注入消除非特征谐波；

附加控制电流调节触发脉冲，保证非特征谐波最小； 有源滤波等。6.不对称运行的影响：

在单极大地回线运行方式或者双极两端接地不对称运行方式下，会有较大电（甚至为额定运行电流）经接地极流经大地。

持续、长时间的大电流流过接地极会表现出三类效应：电磁效应、热力效应、电化效应。（1）电磁效应：

a)内容：直流电流注入大地，在极址土壤中形成恒定直流电流场，导致出现大地电位升高、跨步电压、接触电势等。

b)影响：影响依靠大地磁场工作的设施；对金属管道、铠装电缆、具有接地系统电气设备产生负面影响；跨步电压和接触电势影响人畜安全；电磁干扰。（2）热力效应：

a)直流电流作用下电极温度升高，可能蒸发土壤水分，导电性能变差，电极将出现热不稳定，严重时会使土壤烧结成几乎不导电的玻璃状，电极将丧失运行能力。

b)影响电极温升土壤参数：电阻率、热导率、热容率、湿度。（3）电化效应：

a)大地中水与盐类物质相当于电解液，当直流电流经大地返回时，在阳极上会产生氧化反应，使得电极及附近金属发生电腐蚀；也会导致附近土壤中盐类物质被电解。

7.HVDC引起的变压器直流偏磁：

（1）问题：直流输电系统接地极流过较大电流时（如单极大地运行）会导致中性点接地变压器产生直流偏磁现象。

（2）后果：导致铁芯饱和，产生谐波，引起振动和噪声，引起发热，严重时损坏变压器，引起保护误动等。

图7-2 直流偏磁对变压器励磁电流的影响（3）产生的原因：

a)电流在大地中流通，会在不同的地点产生不同的电势，如果两个变电站的接地网存在直流电势差，加上交流系统的直流电阻比较小，这样就会在交流系统中形成直流电流；

b)入地电流找到了一个比大地更容易流通的通道，即接地变压器绕组和交流线路组成。

图7-3 大地电流回路

（4）影响因素：两台接地变压器所处位置的电位；两个变电站接地电阻R1、R2；变压器绕组直流电阻RT1、RT2；线路电阻RL。

图7-4（5）抑制措施（根本思路：避免（减小）地电流流经变压器中性点）： a)中性点串电阻，限制流入的直流电流：

图7-5 中性点串电阻

i.ii.优点：简单、可靠、低成本；

缺点：不能彻底消除直流电流流入；接地性质改变，有负面影响；影响方向保护灵敏度；系统故障时中性点过电压等。

b)改变中性点电位（如反向注入电流、电位补偿等）：

图7-6 改变中性点电位

c)中性点串隔直电容阻止直流电流流入：

图7-7 中性点串隔直电容

8.短时过电压：

（1）定义：超过正常电压范围，持续相对较长时间的不衰减或衰减慢的过电压。（Temporary Overvoltage，TOV）

（2）原因：造成换流站短时过电压的根本原因是换流站安装的大量无功补偿电容器和滤波器；额定工况下，无功容量为额定输送功率的40%-60%，甩负荷时引起无功消耗大幅下降甚至为零，剩余的无功补偿容量就会导致过电压。（3）影响短时过电压大小的因素： a)系统强弱程度与无功消耗情况；

b)由交流系统等效阻抗与直流输电换流站无功补偿设备和滤波设备构成的并联谐振；

c)由换流变压器饱和或偏磁引起的励磁涌流。

（4）一般短时过电压包含的分量: 工频过电压分量；变压器励磁涌流引起的过电压分量；并联谐振决定的自由频率分量。（5）限制短时过电压的措施： a)加强交流系统；

b)采用适当的直流输电运行策略； c)电容器组与滤波器组投切； d)ZnO避雷器限制过电压。

9.HVDC引起的次同步振荡（Subsynchronous Oscillation(SSO)）：

（1）概念：汽轮发电机轴系会与电力系统功率控制设备，如高压直流输电系统，静止无功补偿系统等，发生相互作用，产生的低于同步频率的振荡。

（2）问题：在直流输电整流站附近的汽轮发电机组，如果大部分功率通过直流输电来输送，且与交流大系统之间的联系又比较薄弱，容易引起次同步振荡（SSO）。

（3）后果：导致机组大轴疲劳甚至断裂，导致系统振荡失稳。（4）作用机理：汽轮发电机的速度电动势分量与换流器触发角控制之间的紧密耦合与内在的反馈关系。

图7-8（5）影响因素：

a)发电机组与电整流站电气距离：距离越近越不利； b)发电机组与交流大电网联系：联系越薄弱越不利；

c)发电机组的额定功率与HVDC输送的额定功率相对大小：若在同一个数量级上，不利；

d)HVDC控制器：电流调节器、辅助控制器等引起负阻尼。（6）抑制措施：

a)加入次同步阻尼控制器（SSDC）等附加控制解决（本质是通过提供对扭振模式的阻尼来抑制SSO）； b)附加一次设备防止（但价格昂贵）。

注意：逆变站附近的汽轮发电机组不会受到由HVDC引起的SSO危害。因为它们并不向HVDC提供任何功率，而只是与逆变站并列运行，供电给常规的随频率而变化的负荷。

注意：SSO基本只涉及大容量汽轮发电机组（30万kW以上），其轴系结构特点引起。

注意：水轮机不易发生次同步振荡：转子惯量大，功率扰动不易引起轴系扭振；机组对扭振固有阻尼很高。10.多直流馈入问题：

（1）概念：多直流馈入就是在受端电网的一个区域中集中落点多回直流线路。

（2）只采用基本控制的HVDC通常会导致交流系统和直流系统间产生负面的相互作用；采用附加控制可以避免这种负面相互作用，甚至产生正面的影响。

11.单双极闭锁：

（1）整流站闭锁相当于突甩负荷，系统频率上升；（2）逆变站闭锁相当于突然切机，系统频率下降；（3）极闭锁会使双侧交流系统突甩无功负荷，使电压升高。12.直流制动：

（1）交流系统不能过于薄弱，否则不能起到制动作用；

（2）交流系统能快速提供无功，否则由于直流吸收无功的增加，会导致交流系统电压大幅度下降，从而抵消吸收有功的作用或起反作用；（3）发电机与HVDC之间电气距离长（机端升压变和换流变），直流制动效果不会有电气制动效果明显；

（4）快速无功调节、快速励磁、HVDC快投电容器和滤波器等，直流制动可以替代（或减少）切机切负荷；

13.VDC直流线路故障（短路）：

由于HVDC故障电流能持续一定时间但换流阀可快速关断10ms，所以HVDC故障电流在交流系统中影响不明显。14.交流系统故障（短路）：

引起的大幅电压下降在逆变侧可能会导致换相失败。15.紧急功率支援：

如交流电网出现大幅度功率缺额：联络线跳开、某些大电厂跳开等，HVDC可以快速增加输送功率或者快速潮流反转。

八、VSC-HVDC 1.基本概念：

（1）定义：以基于全控器件的电压源变换器（VSC）为基础的直流输电技术。（电压源换流器高压直流输电或柔性直流输电）

（2）特征：全控型电力电子器件、电压源换流器、大多数采用脉宽调制（PWM）技术。（3）常规直流输电面临的挑战：

a)两侧换流站无功消耗大（每侧40~60%）； b)存在大量低次谐波，滤波器容量大； c)不能向无源网络供电；

d)存在换相失败风险，会威胁电网安全稳定； e)难以形成多端直流网络。

注意：根本问题在于使用的开关器件是半控型器件晶闸管，只能控制开通而不能控制其关断，换向必须靠交流侧电源。2.VSC-HVDC的特点及应用场合：

（1）优点： a)结构紧凑占地小； b)无源系统供电/黑启动； c)可联络弱交流系统； d)独立的有功和无功控制； e)站间不用通讯； f)无换相失败问题； g)谐波小；

h)易于实现多端直流。（2）缺点：

a)系统损耗较大，每端1.6%（常规0.8%）；

b)无法控制直流侧故障电流（直流侧故障只能跳交流侧断路器）； c)运行经验尚不足，系统稳定性、可靠性仍有待检验。（3）应用场合：

a)可再生能源并网：连接风力发电场和电力网； b)孤岛供电：海岛或海上石油/天然气的钻井平台； c)城市中心供电； d)地下电力输送； e)连接异步交流电网。3.VSC-HVDC主要设备：

（1）主要设备及其作用：

a)电压源换流器：实现整流和逆变；

b)直流电容：电压支撑、抑制直流电压波动降低直流谐波； c)换流电感：Boost控制、影响输送能力、功率调节； d)交流滤波器：滤除交流侧的谐波； e)直流电缆：传输电能；

f)测控与保护系统：测量、控制、保护； g)开关设备：投切VSC-HVDC系统；

h)冷却系统：冷却半导体、变压器、电抗器等。（2）换流器：

a)两电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：

图8-1两电平换流器（采用IGBT直接串联阀实现）

i.ii.优点：电路结构简单；所有阀容量相同；控制简单，易扩展。缺点：器件直接串联，对于参数一致性要求高，静态均压和动态均压问题严峻，高。

b)NPC三电平换流器（以PWM波形逼近正弦波）：

图8-2 NPC三电平换流器

i.优点：电平数提高有利于提高波形质量，降低损耗； ii.缺点：额外的器件（钳位二极管）增加了成本和设计复杂度，存在电容电压不平衡问题。

c)模块化多电平（MMC）（以阶梯波逼近正弦波）：

图8-3模块化多电平

i.优点：进一步改善波形质量，降低对滤波系统要求，甚至可以不要滤波器。

ii.缺点：电容器电压平衡有难度。

d)变压器组合式（并联型）：

多个变换器并联复合而成，采用曲折变压器并联接入交流系统，较低开关频率获得较好波形质量，可提升换流站容量。e)变压器组合式（串联型）：

多个变换器串联复合而成，可提升电压等级和换流站容量。f)变压器组合式（串并联型）：

多个变换器串并联复合而成，可提升电压等级和换流站容量，可以以“搭积木”形式实现所需的电压、电流等级。4.VSC-HVDC构成形式：

（1）换流站接线方式：

图8-4（2）两端VSC-HVDC输电系统：单极系统，双级系统。

注意：采用基本MCC换流器实现的VSC-HVDC直流侧没有集中布置的电容器，无法采用直流中点接地方式实现正负极性对称的直流线路。故一般有以下解决方法：阀交流侧经电抗器构造中性点接地或者阀侧变压器采用yn形式。

注意：目前已投运的柔直系统绝大多数由ABB公司设计制造，VSC-HVDC换流器采用基本VSC实现，本身不能单极运行，仅直流线路可以单极运行。（有文献称为“伪双极”）而由组合式VSC构成VSC-HVDC换流器时，可以实现真正的双 极系统。

（3）多端VSC-HVDC输电系统：

图8-5多端VSC-HVDC输电系统

5.VSC-HVDC系统稳态特性：

（1）VSC变换器特性：

图8-6 VSC交流侧稳态矢量关系1（假设不变）图8-7 VSC交流侧稳态矢量关系2（假设不变）

图8-8 等值电路图

由等值电路图可得到交流侧电源输出的有功功率和无功功率分别为：

(1.20)(1.21)(1.22)(1.23)调整δ、k 可使得VSC运行于圆内任意一点，故其可独立控制P、Q： δ > 0，电源相位超前，变换器工作于整流，交流系统向直流系统注入有功功率；δ < 0，电源相位滞后，变换器工作于逆变，直流系统向交流系统注入有功功率；，系统提供无功；，系统吸收无功。6.VSC-HVDC控制：

（1）控制主要功能：

使VSC-HVDC系统正常工作，保护设备，使系统经济运行，具体包括：VSC-HVDC系统的启动和停止控制，VSC-HVDC系统输送功率潮流大小和方向控制，协调交流系统实现调度中心指令，提高系统稳定性。（2）分层控制：系统层控制，装置层控制，器件层控制。

图8-9 VSC-HVDC分层控制

a)系统层控制： i.系统层控制两类物理量：

有功类物理量（有功功率、直流电压/电流、交流频率）和无功类物理量（无功功率、交流电压幅值）。换流站必须在有功类物理量和无功类物理量中各挑选一个物理量进行控制。ii.系统层三种基本控制方式： ① 定功率（定直流电流）控制（控制功率或直流电流和与交流侧交换的无功功率）：

图8-10定功率控制

② 定直流电压控制（控制直流母线电压和与交流侧交换的无功功率）：

图8-11定直流电压控制

注意：VSC-HVDC必须有一个换流站采用定直流电压控制！③ 定交流电压控制（控制交流母线电压频率和幅值）：

图8-12定交流电压控制

b)装置层控制：根据系统层控制形成的参考值，形成换流器目标输出波形参考信号（M、δ）。

图8-13 i.常用的一般包含两个控制环：功率类外环、电流内环。电流内环有利于换流器限流。

ii.换流器直接电流控制：

图8-14换流器直接电流控制

iii.换流器间接电流控制：

图8-15换流器间接电流控制

c)器件层控制： i.PWM控制原理：

冲量相等而形状（如大小波形）不同的窄脉冲作用于惯性系统，其效果基本相同。（冲量即指窄脉冲的面积（变量对时间积分）；效果基本相同，是指系统的输出响应波形基本相同）ii.PWM调制方法：

把希望输出的波形作为调制信号（参考波，Vcontrol），把接受调制的信号作为载波（Vtri），通过信号波的调制得到所期望的PWM波形。通常采用等腰三角波或锯齿波作为载波，其中等腰三角波应用最多。

图8-16 PWM调制波的形成

PWM频率与载波Vtri频率相同，输出电压VA0幅值由调制波Vcontrol幅值决定，输出电压基频由Vcontrol频率决定。

(1.24)iii.脉冲的宽度按正弦规律变化而和正弦波等效的PWM波形也称SPWM波形。为了提高直流电压利用率，可注入三次谐波。

图8-17 单相两电平VSC 注意：单相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流侧电压峰值。

图8-18 三相两电平VSC 注意：三相VSC可控运行的前提是直流电压不低于交流线电压倍。iv.空间矢量PWM（SV-PWM）：

图8-19

图8-20 SV-PWM的八个开关状态 图8-21 八个开关状态对应空间矢量位置

① 步骤：确定Vd, Vq, Vref, α；确定时间区域T1, T2, T0；确定S1~S6的开关时间。

② 优点：谐波小；直流电压利用率高（是SPWM的倍）。

注意：SV-PWM只是利用矢量概念实现脉冲调制，并不是一般意义上的矢量控制，而仍然属于标量控制。v.特定谐波消除调制方法（SHE-PWM）：

① 目标：满足调制比前提下，消去部分低次谐波。

② 原理：选择合适触发角，既满足基波输出要求，又满足消除某些低次谐波要求。vi.最优PWM（OPWM）：

① 目标函数：指定谐波消除、最小化总谐波畸变率、最小化畸变系数、最大转矩。

② 数值计算方法：牛顿法、人工智能优化算法（GA、SA、CSA、PSO等）。vii.换流阀触发技术：

图8-22 采用光电转换触发换流阀

7.VSC-HVDC保护配置：

（1）区域划分：外部交流系统，换流站内部，直流侧线路。

图8-23 VSC-HVDC保护区域划分图

（2）故障形式： a)外部交流系统故障：

电压不平衡（不对称故障或不对称负荷引起）；过压/欠压；雷电过电压（近端架空线路遭受雷击引起）；操作过电压投切线路设备引起等。

b)换流站内部故障：

内部交流母线故障；站内直流母线故障；阀体故障；元件失效等。c)直流线路故障：

断线；单极接地；双极短路；架空直流线路雷击过电压。（3）保护配置原则与特点：

a)可靠性，灵敏性，选择性，快速性，可控性（通过控制换流器等减轻故障的危害），安全性（保障人身安全和设备安全），可维护性（保护功能及参数便于调整）。

b)特点：采取分区重叠配置（交流侧保护区，换流器保护区，直流线路保护区）；分层配置（系统级保护，装置级保护，器件级（阀级）保护）。

（4）交流侧保护： a)交流线路保护；

b)换流变压器保护：差动保护、过流保护、中性点偏移保护、变压器本体保护（油、气、„）； c)换流电抗器保护；

d)交流开关场和交流滤波器保护。（5）换流器保护： a)换流器过电流保护； b)换流器直流过电压保护； c)交流侧过电压保护； d)触发脉冲监控； e)阀自身保护； f)辅助设备保护。（6）直流线路保护： a)直流欠压保护； b)直流过压保护； c)直流电压不平衡保护； d)直流故障再启动逻辑等。8.VSC-HVDC与LCC-HVDC比较：

（1）结构：

图8-24 VSC-HVDC与LCC-HVDC结构比较

（2）对连接的交流电网的要求：

a)LCC-HVDC：要求保持连接交流电网的电压和频率稳定，且具有足够大短路容量；交流电网需要提供无功功率，否则有换相失败风险。b)VSC-HVDC：对连接系统短路容量没有要求，且可以直接连接无源网络。（3）谐波：

a)LCC-HVDC：交流侧12k±1，直流侧12k次； b)VSC-HVDC：与开关频率相关的高次谐波。（4）经济传输范围：

a)LCC-HVDC：大功率范围内（250MW及以上），显得经济有效； b)VSC-HVDC：将经济功率传输范围扩展到几个MW到几百个MW之间。（5）无功：

a)LCC-HVDC：整流侧和逆变侧均吸收无功； b)VSC-HVDC：整流侧和逆变侧均可独立灵活控制无功：吸收、发出和零无功。

（6）应用场合：

a)LCC HVDC：用于大容量电能传输；

b)VSC-HVDC：无源孤岛供电、分布式发电接入、城市供电、„„（7）控制手段及性能： a)LCC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.触发角控制、投切电容器、变压器分接头； 潮流反转依靠电压极性反转实现； 直流侧故障通过晶闸管可以清除； 过载能力强； 不具有黑启动功能；

损耗低，满载时，每端~0.8%。

b)VSC-HVDC： i.ii.iii.iv.v.vi.PWM控制方式，有功无功的独立控制；

潮流反转依靠电流方向反转实现，实现方便快捷； 直流侧故障需要交流侧跳闸清除； 过载能力弱； 具有黑启动功能；

损耗高，满载时，每端~1.6%。

（8）工程施工和占地：

VSC-HVDC整个电站按照模块化设计，占地面积与同等容量常规直流输电电站相比大大缩小；所有装置可以在生产工厂经过试验检验后运送到电站当地，施工方便。

九、直流输电控制

1.直流输电控制方式：

直流输电系统的整流侧维持直流电流，逆变侧维持直流电压，从而决定了直流传输功率。

（1）整流侧：

a)直流电流控制：调节α→ 维持恒定；

b)直流功率控制：根据运行电压→ 计算给定值→ 维持恒定； c)直流电压控制：只有当直流系统电压过电压才起作用；

d)α角最小控制：整流侧交流电压↓或逆变侧交流电压↑，整流侧不能继续维持恒定，转入α角最小控制，同时退出直流电流控制。一般αmin =5°；

e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制；

f)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持α在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定；

g)地电流平衡控制：双极运行时，调整两极α，保持地电流<1%。（2）逆变侧：

a)δ角控制：一般维持δ=18°； b)直流电压控制：调整α → 维持恒定；

c)直流电流控制：只有当整流侧转入αmin控制才自动转为该方式； d)快速交流电压控制：当限制交流系统过电压，当 ↑ ↑，换流变分接头来不及调节，调δ ↑ → 吸收无功↑ → ↓ ↓。同样对出现 ↓ ↓。e)无功功率控制或慢速交流电压控制：只选一种，调节滤波器组数→ 改变无功，强交流系统选无功功率控制（与整流侧同）;f)电流差值控制：防止逆变电流调节器在工作转换时产生不稳定； g)换流变压器分接头控制：调节交流电压→ 维持δ在给定范围变化，或保持阀侧空载电压恒定。

注意：正常情况下，整流侧是直流电流或直流功率控制，逆变侧是δ角或直流电压控制。

2.直流输电控制特性：

（1）直流输电等值电路：

图9-1 直流输电控制电路图 图9-2 直流输电等值电路

(1.25)(1.26)(1.27)上面三个式子是分别用控制角α、熄弧角δ和关断角β表示的直流电压表达式。注意：这里的以β表示的公式中本来求出来是个负值，这里改变了逆变器内电势的参考方向，故算出来是个正值。

(1.28)(1.29)注意：直流输电可调量为导通角和变压器分接头。

（2）定触发角控制：

a)整流侧为定α方式，逆变侧为定β方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-3 1为整流侧，2为逆变侧

(1.30)(1.31)(1.32)当整流器的交流电势变化，则系统的运行点将偏移到A或B。由于伏安特性的斜率一般很小，交流电压并不会有太大的变动，这样就会引起直流电流和直流功率很大的波动。同理，逆变侧交流电势的变动，也会发生类似的结果。这种情况是不允许的。

直流输送功率大幅度波动，将引起交流系统的运行困难，直流电流的剧烈变化，也会影响直流系统的安全运行，可能造成换流器过载和逆变器的换相失败等。

b)整流侧为定α方式，逆变侧为定δ方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-4 1为整流侧，2为逆变侧

(1.33)(1.34)(1.35)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。

c)整流侧为定α方式，逆变侧为定U方式： 将线路的电阻归算到整流侧，可得到以下计算式：

图9-5 1为整流侧，2为逆变侧

(1.36)(1.37)(1.38)上述控制方式同样存在电压小变化，直流电流大的变化，不利于直流输电稳定运行。

综上所述，上述三种方法均不能解决直流输电的稳定运行，有必要再加入下面的控制环节。

（3）定电流控制：

a)为了直流输电系统稳定运行，整流器上都装有定电流调节装置，自动地保持电流为定值；逆变器定δ。

图9-6 红线为整流侧，蓝线为逆变侧

b)低压限流控制： i.概念：低压限流控制是指在某些故障情况下，当发现直流电压低于某一定值时，自动降低直流电流调节器的整定值，待直流电压恢复后，又自动恢复整定值的功能，如下图CD与EF段。

图9-7低压限流控制示意图

ii.主要作用：

① 避免逆变器长时间换相失败，保护换流阀；

② 在交流系统出现干扰或干扰消失后使系统保持稳定，有利于交流系统电压恢复，改善交流系统的性能，保持换流站的无功平衡； ③ 在交流系统故障切除后，为直流输电快速恢复创造条件，在交流电压恢复期间，平稳的增大直流电流来恢复直流系统。因为如果直流系统功率恢复太快，换流器需要吸收较大的无功功率，影响交流电压的恢复。iii.基本过程：

如果出于某种原因直流电压降至以下，电流指令的最大限幅值开始下降。如果当前电流指令大于电流指令的最大限幅，则输出的电流指令（）将降低。电流指令的降低可防止逆变端发生交流故障时的电压不稳。如果直流电压持续下降至低于，电流指令的最高限幅则不再下降，并保持在。iv.直流电流给定值修改的原则：保证整流侧的给定值始终比逆变侧的至少大。

（4）换流器控制：（见本材料P21）3.直流输电的控制：

（1）定电流调节：

图9-8定电流调节框图

注意：余弦移相单元的作用是消除整流器的非线性，使整个控制系统变成线性系统，从而有利于控制器参数设计。

（2）定δ调节原理：

a)开环调节方式：由运行状态计算出δ。

由和联立可得。故只要测量和，即可根据δ，计算出β。改变β即可实现定δ控制。

b)闭环调节方式：根据实际系统测量δ。

图9-9（3）定电压调节原理：

图9-10 与定电流控制类似，只是输入信号为直流电压。可以维持直流线路末端电压恒定，也可以维持线路首端。

（4）无功控制： a)一般来讲，在稳态运行方式下，整流器吸收的无功功率为直流输出功率的30%～50%，逆变器吸收的无功功率则为40%～60%的直流输出功率。b)无功及电压控制是通过投切无功补偿装置、改变导通角和换流变分接头的手段，实现：交直流系统的无功交换在规定的范围；换流变阀侧理想空载直流电压不超标；导通角和熄弧角在期望的范围内；换流母线电压变化率不越限的目标。c)定无功功率控制：

计算所有投入的交流滤波器的无功功率和交流系统提供的无功功率以及换流器所消耗的无功功率，根据前二者之和与后者的差值来决定投切滤波器。最少交流滤波器组数限制是指在对应运行方式和运行功率水平条件下所必须投入的滤波器组数以及组合形式，否则将不能保证滤波效果，达不到滤波性能要求。

d)定交流电压控制：

在电压控制中，为了进行交流电压控制，测量出母线电压。电压控制死区的高设定值和低设定值由运行人员在直流工作站上调整根据顺序控制要求投入最少滤波器组，随着输送功率的增加，交流母线电压下降，当满足电压控制死区的低设定值时，则投入一组交流滤波器。同样，若直流系统输送功率降低或其他运行参数发生变化，且当交流母线电压满足电压控制死区的高设定值时切除一组交流滤波器。

（5）换流变分接头调节：

a)换流变分接头调节的必要性：整流侧换流变如果固定变比，当交流电压和直流电压发生偏移或改变直流传输功率时，α变化会很大。若α过大，则消耗无功增加，直流电压谐波增加；若α过小，则缩小控制范围。故通过分接头调整使α在一定范围变化，如：（正常）。b)整流侧工作原理：

当α < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → α ↑； 当α > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → α ↓；

一般来讲，当α =下限或上限时，调1档使α = 15o左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.25%，太大会引起频繁往复调节。总的变化范围±15% ~20%。如果考虑降压运行，变化范围更大。

i.主要调节方式： ① 保持换流变阀侧空载电压恒定：

分接头主要用于AC电压的波动，故分接头调节一般较少，所要求分接头调节范围也较小。负载波动由α或δ调整。分接头调节不频繁，延长寿命。

② 保持控制角（α或δ）在一定范围变化（我国基本采用这种方式）： 分接头调整使α或δ 在一定范围变化→ Q ↓，交直流谐波↓；直流系统性能好，但分接头调整频繁且调整范围要大。

c)逆变侧工作原理：

当δ < 下限时→ 调1档分接头，AC电压↑ → δ ↑； 当δ > 上限时→ 调1档分接头，AC电压↓ → δ ↓；

一般来讲，当δ =下限或上限时，调1档使左右。每一档交流电压变化1% ~ 1.5%，太大会引起频繁往复调节。

（6）定功率控制原理：

电力系统运行通常按输送功率规划，定Pd仍然是以定Id为基础。

图9-11（7）起停控制：

起停控制主要包括直流输电系统从停运状态变到运行状态以及输送功率从零增加给定值或从运行状态转变到停运状态的控制功能。直流输电系统的起停包括正常起动、正常停运、故障紧急停运和自动再起动等。

a)正常起动： i.起动方式：

直流输电系统的起动，采用逐渐升压的方式，以避免产生过电压。通常用逐渐增大整流器电流调节器的电流整定值，使整流器的直流电流随着增大的方法起动。ii.起动的过程主要步骤：

① 两侧换流站换流变压器网侧断路器分别合闸，使换流变压器和换流阀带电；

② 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，以实现直流回路连接； ③ 两侧换流站分别投入适量的交流滤波器支路；

④ 起动逆变器，并使β角等于最大上限值（上限值小于或等于90°），然后按α=90°触发整流器，同时便调节器的电流整定值按指数上升； ⑤ 通过电流调节器的作用，整流器的直流电流跟随上升。在逆变侧，当直流电流大于不连续电流值后，起动装置便自动地逐步减小β角； ⑥ 当直流电压电流都抵达额定值，δ调节器将δ角调到δ0后，起动过程便告结束。这种起动方式称为软起动。起动时间一般为100ms ～200ms 左右。

当起动开始阶段，直流电流很小时，由于电流不连续，会引起过电压，因此应设法尽快越过电流间断区（一般在额定电流10％以下）。

b)正常停运： i.停运方式：

可以采用与软起动相类的方法，使调节器电流整定值按指数规律下降。ii.停运的过程主要步骤：

① 通过整流侧电流调节器，使直流电流跟随整定值逐步下降，直至允许运行的最小值；在此过程中，逐步切除交流滤波器组，以满足无功平衡的要求，逆变侧的电流调节器也跟着使β角加大，直到达到上限值； ② 停送整流器的触发脉冲，或者采用快速停止的方法，它是将整流器的触发相位快速地增加到α=120~150°，使其转入逆变运行状态，于是平波电抗器和线路电感、电容中储存的能量就迅速回送到交流系统。在逆变侧，电流调节器也迅速地的把β角增加到上限值，以加速直流侧能量的施放，这样直流侧的电压和电流便很快地下降到零；

③ 当直流电流等于零时，闭锁逆变器触发脉冲，并切除逆变侧余下的交流滤波器组；

④ 两侧换流站分别进行直流侧开关设备操作，使直流线路与换流器断开； ⑤ 两侧换流站分别进行交流开关设备操作，跳开换流变压器网侧断路器。上述起停操作，均由起停程序控制设备自动地进行。c)故障紧急停运： i.概念： 直流输电系统在运行中发生故障，保护装置动作后的停运称为故障紧急停运。其操作的主要目的是：①迅速消除故障点的直流电弧；②跳开交流断路器以与交流电源隔离。ii.故障紧急停运过程：

迅速将整流器触发相位快速地增加到α= 120~150°，使其转入逆变运行状态，称之为快速移相。快速移相后，直流线路两侧都处于逆变状态，将直流系统所储存的能量迅速送回两侧交流系统。当直流电流下降到0后，分别闭锁两侧换流器的触发脉冲，继而跳开两侧换流变压器网侧断路器，达到紧急停运的目的。当多桥换流器中只有一个或部分换流桥发生故障必须退出运行时，为使其它部分仍继续运行，可通过旁路阀和旁通开关，将故障部分隔离而退出工作。除由保护启动的紧急停运外，还可以手动起动紧急停运。通常，在换流站主控制室内设有手动紧急停运按钮，当发生危及人身或设备安全的事件时，可通过手动操作紧急停运按钮，实现紧急停运。

d)自动再起动： i.概念：

自动再起动用于在直流架空线路瞬时故障时，迅速恢复送电的措施。ii.自动再起动过程：

① 当直流保护系统检测到直流线路接地故障时，迅速将整流器的触发角快速移相到120~150°，使整流器转换为逆变器运行；

② 在两侧换流站均为逆变状态运行时，直流系统储存的电磁能量迅速返送到两端交流系统，直流电流在20ms ~40ms内降到0；

③ 经过预先整定的100～150ms的弧道去游离时间后，按照一定的速度自动减小整流器的触发角，使其恢复到整流运行，并迅速将直流电压和电流升至故障前运行值（或预定值）；

④ 如果故障点绝缘未能及时恢复，在直流电压升到故障前运行值时仍可再次发生故障，这时还可以进行第二次自动再起动。为了保证再起动成功率，在第二次再起动时，可适当加长整定的去游离时间，或减慢电压上升速度；

⑤ 如果第二次再起动仍不成功，可以进行第三次，甚至第四次再起动。若已达到预定的再起动次数，均未成功，可认为故障是连续性的，此时就发出停运信号，使直流系统停运。由于控制系统的快速作用，直流输电系统的自动再起动一般比交流系统的自动重合闸时间要短，因而对两端交流系统的冲击也比较小。对于直流电缆线路，由于其故障多半是连续性的，因而不宜采用自动再起动。、e)旁通对在正常起停中的应用： i.旁通阀：

由汞弧阀构成的换流器，除了六个主阀之外，大都装有第七阀――旁通阀。正常运行时，旁通阀处于闭锁（不加触发）状态，因此不通电流，不影响换流器的工作。当换流器发生故障时，旁通阀才被触发导通，起保护主阀的作用。逆弧（即阀发生反向导通）是汞弧阀经常发生的瞬时性故障，需依靠旁通阀加以保护。旁通阀也可用于直流系统的起停操作。

图9-12 由可控硅构成的换流器，不存在逆弧故障，可以用接在交流端同一相的上下两阀同时触发导通来代替旁通阀，称为旁通对。其中阀1和4，3和6以及2和5三对均可选作旁通对。这样就要省去价格昂贵的旁通阀。ii.正常起动时旁通对的应用：

利用旁通对起动直流系统的程序如下：当发出起动指令时，首先将两侧换流器的旁通对投入，直流线路便经两侧旁通对短路。接着整流器解锁，进行软起动。这时逆变器旁通对仍将直流线路短路，有利于电流尽快越过间断区。待电流越过间断区后解锁逆变侧，以后的过程和一般软起动方式相同。换流器为双桥串联接线时，起动时整流器的一个桥先解锁，通过另一桥的旁通对送出直流电流，然后第二个桥解锁。这样可以避免起动时第四个触发的阀臂发生过电压，这种过电压在最恶劣的情况下可能达到4倍的额定值。iii.正常停运时旁通对的应用：

单桥六脉动直流系统的正常停止操作，开始时仍用上述的方法进行，当电流减小到接近间断区时，始投入旁通对，使换流器越过间断区而停止运行。由多个桥串联组成的换流器，当其中一个桥需退出运行时，可将其旁通对投入，其它仍可通过这个通对继续运行。若这个桥需要长期可合上它的旁通开关代替旁通对，再用隔离开关将桥隔开。当这个桥再投入运行时，按相反的次序操作。

f)潮流反转控制： ① 概念：

直流输电的特点之一是能够方便、快速地实现功率潮流的反转输送。因此，它不但在正常运行时可以按照经济原则调节输送功率的大小和方向，而且当某侧交流系统发生事故时，还要以通过它从另一侧交流系统得到紧急的支援。由于换流器只能单向导电，所以直流电流的方向是不能反转的，只有使直流电压极性反转，才能实现功率倒送。这就要把整流器触发相位延迟，变为逆变状态运行，把原来逆变器的触发相位提前，变为整流状态运行。反转过程是自动进行的。

图9-13 ② 简要过程：

图9-14 两侧换流器都装有电流调节器和定δ调节器，它们的调节特性都由定α0、定Id0和定δ0三段组成。设功换流器1运行于整流状态，换流器2运行于逆变状态，运行点为A点，功率由1侧送向2侧。

当需要潮流反转时，可将电流裕度指令从2侧转送到1侧，因此1侧的电流整定值减小到Id0-ΔId0，2侧的电流整定值变为Id0，这时换流器1检测出的电流大于新的整定值，电流调节器便不断地增大α角，企图降低电流。同时，换流器2检测出的电流小于新整定值，选择环节自动地将定δ调节转换到定电流调节，后者不断地增大β角，企图把电流维持在新的整定值，致使，遂由逆变转入整流状态。同时1侧也调到，由整流转入逆变状态。这个过程一直进行到换流器1的。选择环节把定电流调节改为定调节，最后稳定在新的运行点B，完成了潮流反转。

潮流反转过程一般很快就能完成（约几百毫秒）。双方系统均难以承受，且对于直流电缆线路，过快的电压极性反转会损害它的绝缘性能，必要时可增加延时环节，减慢反转过程。

g)控制系统的分层控制：

图9-15控制系统的分层控制示意图

i.阀控：

图9-16阀控示意图

ii.换流器控制：

① 定Id；定α；定δ；αmin & αmax；分接头控制；无功功率；SCR触发闭锁和解锁控制等；

② 换流器保护；AC、DC滤波器保护；换流变保护；母线保护；交直流电压电流测量及报警等。iii.极控制：

控制和协调该极的运行；功率给定值设置；电流给定值计算，站间通信；过负荷监测；功率调制；本极起停；故障恢复；本极直流线路保护；直流开关场设备保护及报警等。iv.双极和站控制： 协调两个换流站和两个极运行，双极功率给定值设置；极电流平衡；紧急功率控制；功率反转；双极故障后恢复等。v.通信：

① 控制用：电流给定值，功率给定值等；

② 操作命令：起停；反转；金属大地回流；开关遥控；保护及连锁动作等。注意：直流输电设置一个主控站，可以是整流侧也可以是逆变侧主控站负责HVDC的运行与操作。

十、特高压直流输电：

（1）概念：

特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。

（2）特点：

输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。（3）UHVDC主接线：

图10-1特高压直流输电主接线

（4）UHVDC运行方式：

图10-2 特高压直流输电运行方式

十一、课后习题解答：

1.第一次作业：

（1）交流输电或直流输电线路的额定电压提高一倍，其功率输送能力提高多少倍？为什么？请予以证明。答：，U增大一倍，P增大至四倍。

（2）为什么交流电缆的输电距离不能长？ 答：交流电缆的对地电容比较大，当输电距离超过一定距离后，电缆中大部分电流流进大地，这样受端就接收不到足够功率。（下面的是网上的答案，仅供参考）

答：因为交流输电存在系统稳定问题，由其功角特性可知，交流输电距离越长，其稳定裕度越小。而且输电距离越长，趋肤效应越明显，损耗越严重。

（3）由电力电子技术知，换流器有：二极管换流器、晶闸管换流器和IGBT换流器。试问：能否用不同形式的换流器构成混合式直流输电？能否双向传输功率？

答：二极管是不控型器件，只能够进行整流而不能进行逆变，所以二极管不能用来双向传输功率；晶闸管和IGBT都是可以整流也可以逆变，所以晶闸管与IGBT的组合可以构成混合式直流输电。（4）过多的大地电流有何不利影响？

答：双极不对称大地回线运行时存在电化学腐蚀问题和直流偏磁问题。（详细解答见本页最上面）2.第二次作业：

（1）为什么双极大地回线的运行方式最为常用？

答：一方面在正常运行时大地回线中的电流很小，从而减小了大地电流的不利影响；另一方面是当有一极故障退出运行时，另一极仍可通过大地回线构成单极回线运行，提高了电力系统抵御事故的能力。（2）大地回线与金属回线相比，有何优点和缺点？

答：大地回线的优点是电阻小，减少线路损耗，节省材料和成本；缺点是电流仍需要通过接地极，不同接地点会有不同的电位产生，使接地的变压器产生直流偏磁，同时也伴随着电化学腐蚀的发生。（3）背靠背直流输电有何作用？ 答：背靠背直流输电系统是输电线路长度为零的直流输电系统。这种类型的直流输电主要用于两个非同步运行（不同频率或相同频率但不同步）的交流电力系统之间的联网或送电。

（4）怎样区分两段直流输电和多端直流输电？

答：可以看交流系统中所接换流站个数，也可以看交流电网接入点个数。（5）多端直流输电系统有何优点和不便？

答：多端直流输电系统由3个或3个以上的换流站及连接换流站之间的高压直流输电线路组成。它与交流系统有3个或3个以上的连接端口，能够实现多个电源区域向多个负荷中心供电，减少了换流站的总数，比用多个2端直流输电系统更为经济。多端直流输电系统中的换流站既可以作为整流站运行，也可以作为逆变站运行，运行方式更加灵活，能够充分发挥直流输电的经济性和灵活性。缺点是目前缺少大容量的直流断路器，无法切除故障，因而有一处故障则整个系统都会停运。3.第三次作业：

（1）从HVDC系统运行工作点的稳定性来说，定（逆变角）β运行方式与定（熄弧角，或关断角）δ运行方式相比，哪一种运行方式的稳定性高？

答：定β运行方式稳定性好（但是实际应用中采用定δ运行方式）。（2）HVDC系统两侧交流系统的强弱，运行频率的高低对HVDC系统运行稳定性有何影响？

答：对整流器而言，系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。对逆变器而言，用β表示的外特性系统越强，内电抗越小，其外特性越平坦，稳定性越高；运行频率越高，内电抗越大，其外特性越陡，稳定性越差。（3）SCR换流器等值电路中的内阻是感性的？还是阻性的？内阻的大小与交流系统的强弱有何关系？是否消耗能量？

答：感性的；系统越强，其内电抗越小，内阻也越小；内阻不消耗能量。（这里大家帮忙想想看对不对，谢谢！）4.第四次作业：

（1）为什么说换流器工作在整流状态和逆变状态都要从交流电源吸收无功功率？

答：在忽略换流器的损耗时交流功率一定等于直流功率，即。

当时，电流的基频分量与相电压同相位。有功功率为正，无功功率为零；当时，P减小，Q增大；当时，P=0，Q最大；当时，P变为负值，绝对值增大，Q仍为正，但幅值减小；当时，P达到负的最大，Q为零。所以，换流器不管是整流还是逆变，换流器都将从系统吸收无功功率。5.最后一次思考题：

（1）直流输电的特点（优点及不足）：本材料P1页。（2）直流输电总体结构图及各部分作用：

答：组成部分有：三相电源，换流站，输电电缆或者架空线，换流站，交流电网。三相电源的作用是向电网输出电能；电源端的换流站的功能是将交流电变成直流电；输电电缆或者架空线的功能是将直流电进行远距离输送；交流电端的换流站的作用是将直流电变成交流电并输送到交流电网上去；交流电网的作用是将交流电输送到个电力用户。（3）直流输电基本公式：本材料P54页。

（4）直流输电系统谐波特性及滤波器：本材料P16-17，P21-23页。（5）直流输电系统无功特性及无功补偿：

答：采用电网换相换流器（LCC-HVDC）的直流输电换流站，不管处于整流状态还是逆变状态运行，直流系统都需要从交流系统吸收容性无功，即换流器对于交流系统而言总是一个无功负荷。无功补偿设备包括机械投切的电容器和电抗器、同步调相机和静止无功补偿装置三类。（详见课本P38和P128页）（6）直流输电等值电路图：本材料P54页。（7）直流输电基本控制方式：本材料P52-53页。

（8）直流输电基本控制特性：本材料P55-58页。（这个没太搞懂，大家找找教材看看有木有，懂的话教教我）（9）低压限电流的作用：本材料P57-58页。（10）直流输电的起停：本材料P61-62页。

（11）直流输电的潮流反转：本材料P64-65页，教材P183页。（12）直流输电的分层控制思路：本材料P65-66页。（13）直流输电与交流系统有什么影响：本材料P24-35页。

（14）采用直流输电进行直流调制（制动）的优缺点：本材料P34-35页。（15）直流输电双极闭锁后对两侧交流系统的影响：（这个不清楚，求高手指点）

（16）特高压直流输电的意义：

答：特高压直流输电（UHVDC）是指±800kV（±750kV）及以上电压等级的直流输电及相关技术。特高压直流输电的主要特点是输送容量大、电压高，可用于电力系统非同步联网。在我国特高压电网建设中，将以1000kV交流特高压输电为主形成特高压电网骨干网架，实现各大区电网的同步互联；±800kV特高压直流输电则主要用于远距离、中间无落点、无电压支撑的大功率输电工程。

（17）特高压直流输电的主接线：本材料P67页。（UHVDC一般采用高可靠性的双极两端中性点接线方式）

（18）特高压直流输电和高压直流输电的异同点：（自己瞎写的，仅供参考）答：同：都是采用直流方式输送功率，实现不同频率电网的互联；异：前者电压等级更高，输送容量更大，送电距离更远，线路损耗更低，工程投资更少，走廊利用率更高，运行方式更灵活。

（19）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）有什么优缺点：本材料P36页。

（20）电压源型（柔性）直流输电（VSC-HVDC）主接线及各部分作用：教材P196页，本材料P37页。

（21）VSC-HVDC与LCC-HVDC比较：本材料P50-52页。

第三篇：三峡工程与高压直流输电

三峡工程与高压直流输电

摘要：本文论述了三峡工程中的输变电工程的概况，特别是直流输电系统。另外也论述了与电力电子技术相关的“西电东送”、全国电网联网与直流联网“背靠背”工程等方面的内容。

关键词：三峡工程 高压直流 输电概 述

举世瞩目的长江三峡工程分为三大部分：枢纽工程、移民工程和输变电工程。随着三峡大坝的横空出世、高峡平湖的梦想成真，从2003年起，这个当今世界上最大的水电站将产生源源不断的强大电能。

三峡枢纽工程分三期施工，一期工程的标志为大江截流。二期工程主要修建三峡大坝的泄洪坝段、左岸厂房坝段、永久船闸。

二期工程以2003年第一批机组发电为完成标志。2001年11月22日，首批机组的安装正式启动，首台机组重达721吨的发电机定子，被两台总共可吊1200吨的行车，稳稳地吊放到直径20多米的机坑内。首批机组装4台70万千瓦水轮发电机。

三期工程要对二期已筑起的大坝和右岸之间的导流明渠截流，建右岸厂房坝段。三峡输变电工程也随之成为三峡工程的重头戏。26台70万千瓦水轮发电机组，1820万千瓦的总装机容量，到2010年全部机组建成投产后，三峡电站的年均发电量将达847亿千瓦时。其中900万千瓦将通过直流方式输送出去。

三峡工程按1993年价格水平计算的静态总投资为900.9亿元，考虑物价、利息等变因，当时测算到2009年的动态总投资为2039亿元。这些年宏观经济形势一直较好，物价指数下降，目前枢纽工程控制在概算内，还略有节余。据预测，到2010年工程全部完工时，三峡工程的动态总投资可望控制在1800亿元以内。三峡工程中的输变电工程

由滔滔长江之水转换而成的如此充沛的电能，如何自高山峡谷之中被瞬间传递到千里之外的负荷中心？总投资275亿元的三峡输变电工程将担此重任。

按照设计方案，三峡电站分为左岸和右岸电站，左、右岸电站又各分为两个电厂。其中，左一电厂装机8台，出线5回；左二电厂装机6台，出线3回；右

一、右二电厂装机均为6台，出线分别为4回和3回。这15回出线将分别把26台机组发出的电能送至座落在湖北境内的一批500千伏变电站和换流站，再向全国辐射。

根据国务院去年底批准的三峡工程分电方案，三峡电站供电区域为湖北、河南、湖南、江西、上海、江苏、浙江、安徽、广东等八省一市。由于华中、川渝地区电力供求关系的变化，国务院决定三峡电站不向川渝送电。

因此，三峡电力外送将形成三大主要通道：

中通道：在华中四省建500千伏交流输电线路4970公里，鄂豫间两回，鄂湘间两回，鄂赣间一回，变电容量1350万千伏安（其中湖北境内的500千伏线路2630公里，变电容量525万千伏安）；设计输电能力900万千瓦。

东通道：除利用现有的葛洲坝至上海直流线路输电120万千瓦外，2002年前建成第二

回东送500千伏直流输电线路和湖北宜昌、江苏常州换流站，额定容量300万千瓦；2008年再建成第三回送上海的直流线路，增加容量300万千瓦。同时，在华东地区配套建设500千伏交流输电线路850公里，变电容量850千伏安。

南通道：2004年前建成一条973公里的500千伏直流输电线路和湖北荆州、广东惠州两个换流站，送电能力为300万千瓦。

到2008年，上述三个通道全部建成后，一个纵横九千公里、贯穿八省一市的三峡输变电工程将腾空而起。届时，三峡电力将畅通无阻地奔向东西1500公里、南北1000公里范围内的广大用户。

1997年3月26日，三峡电力外送工程的第一枪从西线打响。500千伏长寿至万县超高压输电线路正式开工。尽管三峡的电力电量后来不考虑向川渝输送，但这条线路对于联接华中和川渝电网仍将发挥极其重要的作用。

从1999年开始，三峡输变电工程便进入大规模的建设阶段。为了确保三峡工程首批机组2003年投产发电后的电力外送，2003年前，三峡输变电工程要建成500千伏输电线路4116千米，其中交流线路3016公里、直流线路1100公里；投产变电容量825万千伏安，直流换流站600万千瓦。其施工任务之艰巨可想而知。

2002年，三峡输变电工程新开工和续建项目投资规模为45.61亿元。其中，续建直流换流容量1200万千瓦、交流变电容量650万千伏安、500千伏输电线路4043千米；新建变电容量75万千伏安、500千伏输电线路1203千米。三峡工程的直流输电工程

三峡（宜昌）至常州直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第一条通道。这条直流输电线，其额定直流电压±500千伏，额定直流电流3000安培，输送容量300万千瓦。三峡至广东直流输电工程是三峡电站用直流方式向外输出电力的第二条通道，也是“十五”末实现向广东送电1000万千瓦的关键项目。三广线（三峡至广东）输电距离约976公里，由荆州换流站、惠州换流站、三广直流线组成。

荆州换流站工程作为三峡电力外送的门户换流站，建设计划于20001年9月15日开始进行四通一平及工程前期准备，2004年1月极Ｉ投运，2004年6月极ＩＩ和双极投运。这项项工程建设规模与三常线基本相同：额定直流电流3000安培。换流站直流线路电压等级为双极±500千伏，额定输送功率为单极150万千瓦，双极300万千瓦。建成后将成为世界上最大规模的换流站。

通过招标ABB公司赢得以上两的工程项目。为支持国产化，本次两个工程招标的主要设备换流阀和换流变压器等均采取了合作生产的方式。同时，引进了ABB•公司的直流输电成套设计技术以及控制保护的设计制造技术。

据悉，按照三峡工程设计，将在2003年6月蓄水至135米，并相继实现永久船闸通航和首批机组发电的二期工程目标。根据国务院有关规定，在工程蓄水、通航、发电前，需进行阶段验收。本次验收范围包括枢纽工程、移民工程和输变电工程三部分。

三峡左岸电站厂房2号机定子机座于11月22日吊入1号机坑进行组装，这标志着三峡机组机电设备安装正式开始。该台定子机座设备由VGS联营体供货，其机座外径为21.4米，高度为3.3米，总重量达180吨。

根据广东省电力需求预测，到2005年，广东全省用电负荷将达3617万千瓦，2010年可达4905万千瓦；“十五”期间，广东需新增电源容量1208万千瓦。目前，在广东省大型电源建设项目中，2005年底前可投产总装机容量约647万千瓦（含火、核、气、水），此间应退役小火电机组约157万千瓦。很显然，广东本省新增装机容量无法满足用电需求。“西电东送”、“三峡南送”，把三峡的电力输送到广东，不仅仅是决策者的明智之举，也是国家电网建设发展的迫切需要。“西电东送”

我国有极丰富的水力资源，其理论蕴藏量6.78亿kW，可利用开发装机容量为3.78亿kW，居世界首位。到1997年底水电装机容量为6008万kW，占可利用开发装机容量的15.89%。远远低于世界上水电开发利用较高的国家。根据国家水电规划到2010年水电装机容量达到

1.5亿kW，那时占全国发电设备总装机容量的比率将从现在的23%左右提高到加30％。今年水电装机容量达到7000万kW。从2000年到2010年的十年间要新增装机容量8000万kW，实现电力工业“3311”设想，即：3000万kW特大型工程水电、3000万kW常规水电；1000万kW抽水蓄能电站。

“西电东送”工程与“西气东输”、“南水北调”、青藏铁路一起，是西部大开发的四项跨世纪工程。其中“西电东送”被称为西部大开发的标志性工程，开工最早、建设速度最快，于2000年11月在贵州拉开建设序幕。

“西电东送”是指开发贵州、云南、广西、四川、内蒙古、山西、陕西等西部省区的电力资源，将其输送到电力紧缺的广东、上海、江苏、浙江和京、津、唐地区。“西电东送”分北、中、南３条通道，北部通道是将黄河上游的水电和山西、内蒙古的坑口火电送往京津唐地区；中部通道是将三峡和金沙江干支流水电送往华东地区；南部通道是将贵州、广西、云南三省区交界处的南盘江、北盘江、红水河的水电资源以及云南、贵州两省的火电资源开发出来送往广东。

贵州至广东直流输电工程是“西电东送”中容量最大的一条输电通道。贵广线输电距离约936千米，资金来源为国内贷款，工程计划2001年底开工建设，2004年底单极投运，2005年６月完成双极投运。贵州至广州±500千伏直流、贵州至广东两回500伏交流与三峡至广东±500千伏直流工程同时开工建设，我国西电东送八“龙”入粤格局已初步确立。八项输电工程跨越我国西南部广袤山区，纵横绵延逾千公里，气势如虹。

“十五”期间，我国西电输往广东的电力将达到1120万千瓦，在现代化道路上疾驰的广东获得更充足的电能，城镇将变得更加璀璨迷人；同时，广东与中西部经济联系也将更加紧密。

金沙江天然落差5100米,水能蕴藏量达到40000MW，是水电站的“富矿”。溪洛渡和向家坝水电站是金沙江干流规划中的处于河段最后面的两级，于四川云南省交界的金沙江上。距华东（上海）和华中（武汉）分别是1750公里和980公里，因此向华东和华中输电和联网均超过HVDC平均点(800公里)。它的建设不仅增加三峡，葛洲坝枯期保证出力，还具有防洪、灌溉、养活三峡水库的泥沙淤积等一系列社会效益。

溪洛渡，向家坝水电站是继三峡工程之后，在电力建设中具有重大战略意义的又一宏伟工程。除此之外，我国西部地区，还有一批水电站的工程，如龙滩、小湾、拉西瓦、公伯峡、景洪等水电站，装机容量均在1000MW以上。

金沙江一期工程溪洛渡、向家坝水电站是加大西电东送力度的重要战略项目，已列入国家电力发展“十五”期间重点项目前期工作计划。溪洛渡、向家坝水电站总装机容量1860万千瓦，多年平均发电量873亿千瓦时。其中各送930万千瓦将通过HVDC方式向华东、华中进行输送。

1999年12月14日，中国长江三峡工程开发总公司委托国家电力公司开展金沙江一期工程输电系统规划设计工作。此后国家电力公司组织力量重点研究了由不同输电方式、不同输电电压等级、不同的输电规模组合的12个基本输电方案，分为纯直流（±500千伏或±600千伏）、纯交流（特高压1150千伏）和交直流混合（至华中为交流750千伏或500千伏，至华东为直流 ±600千伏或±750千伏）三大类。

专家提出，鉴于本工程的实际情况，金沙江一期工程的西电东送输电方案不宜选用1150千伏特高压电压等级送电；采用750千伏交流送电华中，与采用500千伏交流相比，在技术上没有多大优越性，经济上又较贵，本工程不予推荐；纯直流方案经济性较好，两电站输电方案清晰，过渡方便，是一个较好方案。因此，纯直流方案应是首选方案，建议按此方案开展下阶段工作。金沙江一期工程送电川渝、云南采用500千伏的电压等级可较好满足要求。输电直接从电站开关站出线，就近接入川渝电网、云南电网。电站接线应可避免川渝、云南电网在电站侧交流联网运行。专家们还肯定了溪洛渡及向家坝电站东送线路按南、北两个通道考虑的思路。全国电网联网与直流联网“背靠背”工程

按照西电东送、南北互联、全国联网的方针，全国互联电网的基本格局是：全国将以三峡输电系统为主体，向东、西、南、北四个方向辐射，形成以北、中、南送电通道为主体、南北电网间多点互联、纵向通道联系较为紧密的全国互联电网格局。北、中、南三大片电网之间原则上采用直流背靠背或常规直流隔开，以控制交流同步电网的规模。

“十五”期间全国联网是以三峡工程为契机，并以三峡电站为中心，向东、西、南、北四个方向辐射，建设东、西、南、北四个方向的联网和送电线路，并在条件成熟的电网间实现周边联网。除已建成的东北与华北联网工程、拟开工建设的福建与华东联网工程外，其它项目的实施顺序是华中与华北联网工程、华中与华东联网工程（三峡至华东第一回直流工程）、山东与华北联网工程（德州－沧州）、华中与南方联网工程（三峡至广东直流工程）、华中与川渝联网工程（通过三万线）、华中与西北联网工程、川渝与西北联网工程、山东与华北联网工程、山东与华东联网工程等。

第四篇：《高压直流输电系统》开题报告

《高压直流输电系统》开题报告

一、毕业设计(论文)课题来源、类型 本毕业设计的课题来源为导师给定，课题类型为研究类。

二、选题的目的及意义 本毕业设计的主要任务是高压直流输电系统谐波电流的分析与研究。我国能源和负荷的地理分布极不均衡，决定了我国要解决21世纪上半叶的电力供应问题，就必须在大力开发水电和火电的同时，建设全国能源传输通道，实现长距离大容量的“西电东送”和“北电南送”，从而实现全国联网，充分发挥电网的水火互补调剂及区域负荷错峰作用。目前，我国已经建成了多条直流输电线路，包括早期建成的舟山试验工程和葛卜直流输电工程，以及近年新建的天广、三常、三广和贵广直流输电工程等。我国正在建设和规划建设中的还有灵宝背靠背、三峡一上海、云南水电送广东、四川水电送华中、华东以及西南水电送江西、福建，广东一海南联网等直流输电工程。我国的直流输电技术必将在此过程中有长足的发展。直流输电因其输电容量大，控制响应速度快，自身没有同步运行的稳定性问题，远距离、大容量送电优势明显，已成为我国重要的远距离、大容量送电和区域联网方式。高压直流输电中的谐波问题也日益突出，谐波的存在使

得系统电能质量下降。其不但会严重影响电力系统自身的安全运行，而且还影响输变电设备的正常运行和干扰周围的通信系统。为此，我国于1993年对电网中的谐波制定了相应的国家标准。谐波对电力系统和其他用电设备可能带来非常严重的影响和危害。如果交、直流系统的谐波分量过大，会使系统电压波形发生畸变，降低电能的质量。谐波电压和谐波电流对电力系统的影响一般有以下几点：

1．会在电网中引起局部的并联或串联谐振，加大了谐波分量；

2．由谐振导致的局部过电压，加速电力设备绝缘老化，缩短使用寿命，增加建设投资；

3．增加电网中发电机和电容器的附加损耗；

4．影响换流器控制的稳定性；

5．干扰邻近的通信设备，使电话线路产生杂音，降低通信质量。

6.干扰仪表和电能计量，造成较大误差;

7.对继电保护或自动控制装置产生干扰和造成误动或拒动

8．谐波的存在对电网的经济运行也有一定程度的影响。即使是在谐波分量没有超标的情况下，谐波也会造成大量有功功率和无功功率的损耗。虽然它的相对值并不大，但是绝对数量也是非常可观的。高压直流输电的换流器是一个高度非线性的谐波源，高

压直流输电系统运行时会在交、直流系统中产生丰富的谐波，包括特征谐波及非特征谐波，因而进行谐波治理之前需要了解高压直流输电系统中谐波的次数及含量。这也正是本课题的研究意义所在。

三、本课题在国内外的研究状况及发展趋势 由于电力系统日益复杂化以及电能质量要求日益提高，高压直流输电系统谐波检测研究也在向纵深发展，主要发展趋势有：

(1)谐波检测对象研究从以稳态谐波检测研究为主转向非稳态谐披(波动谐波、快速变化谐波)检测。目前，对稳态谐波检测的研究已经比较深入，其中的FFT检测方法及其实现技术已经比较成熟。

(2)谐波检测方法研究将以改善FFT为主转向探索新的有效方法。由于DFT、FFT受使用条件的限制，对小波变换、瞬时无功功率理论、d-q旋转坐标变换、NN遗传算法等开展深入研究是一种必然选择，这些新的谐波检测方法被广泛应用是一种发展趋势。

(3)谐波检测实现技术研究将以模拟电路技术和不可编程数字电路技术为主转向追求高精度、高速度和高可靠性、高实时性、高鲁棒性的可编程器件技术”。

(4)谐波理论研究从以传统谐波理论研究为主转向通用谐波理论。传统的谐波理论很少关注不同次谐波之间产生的畸变

功率问题以及非稳态谐波问题，已经不能完全适应电力系统复杂化的客观实际，探索适用于复杂化系统的通用谐波理论以及新的谐波评定方法，不仅是谐波理论自身发展的需要，更是解决电力系统谐波问题的客观需求。

四、本课题主要研究内容 本课题主要研究内容为：

了解国内外高压直流输电系统及其谐波问题的研究状况及研究方法。

学习快速傅里叶变换理论，深入研究分析FFT理论用于分析高压直流输电系统谐波的可行性和可能遇到的问题。

利用Matlab编写基于FFT谐波检测算法，验证该算法程序的正确性和有效性。

利用Matlab搭建 Simulink 仿真模型产生比较符合实际的高压直流输电系统电流波形并进行抽样采集。

利用已经编写好的基于FFT谐波分析程序来分析研究各种运行情况下的谐波特性。

第五篇：98版五笔字根及优缺点比较

（98版）五笔字根口诀

G 王旁青头五夫一，F 土干十寸未甘雨，D 大犬戊其古石厂，S 木丁西甫一四里，A 工戈草头右框七。

H 目上卜止虎头具，J 日早两竖与虫依，K 口中两川三个竖，L 田甲方框四车里，M 山由贝骨下框集。

T 禾竹反文双人立，R 白斤气丘叉手提，E 月用力豸毛衣臼，W 人八登头单人几，Q 金夕鸟儿犭边鱼。

Y 言文方点谁人去，U 立辛六羊病门里，I 水族三点鳖头小，O 火业广鹿四点米，P 之字宝盖补礻衤。

N 已类左框心尸羽，B 子耳了也乃框皮，V 女刀九艮山西倒，C 又巴牛厶马失蹄，X 幺母贯头弓和匕

86五笔与98五笔优缺点对比

五笔有两个版本：86五笔与98规范王码（简称98王码，有人按86的习惯叫为98五笔）。但98王码的教程不多，网络上很不好找。这个版块贴过的几篇也很快沉下去了。为方便初学者，故把这些文章集合在一起。另外由于98王码大部分规则与86五笔相同，故这些文章很多都是比较其不同之处，即是说，按86五笔的教程学习，再学其不同之处，98王码也基本掌握了

（一）86版五笔字型的缺点

86版五笔字型的缺点 86版五笔字型经过多年的推广使用，己获得了相当的成功，但随着时间的推移，逐渐显现出下面几个方面的缺点和不足之处：

1.多数版本只能处理6763个国标简体汉字，不能处理繁体汉字，不能完全满足国内外用户的需要。2.对于部分规范字根不能做到整字取码，如夫、末等。

3.对有些汉字的分解和笔画顺序不完全符合语言文字规范，例如，“我”字在86版的王码五笔中，规定最后一笔画为“撇”而不是“点”。

4.编码时需要对汉字进行拆分，有些汉字是不能进行随意拆分的，否则与“文字规范”抵触。

（二）98版五笔字型的特点

由于98版五笔字型是在86版五笔字型基础上发展而来的，因此，在98王码软件中包括了原86版的五笔字型输入法，以满足原86版的老用户的需要。另外，还具有以下几个新特点：

1.动态取字造词或批量造词。用户可随时在编辑文章的过程中，从屏幕上取字造词，并按编码规则自动合并到原词库中一起使用；也可利用98王码提供的词库生成器进行批量造词。

2.允许用户编辑码表。用户可根据自己的需要对五笔字型编码和五笔画编码进行直接编辑修改。

3.实现内码转换。不同的中文平台所使用的内码并非都一致，利用98王码提供的多内码文本转换器可进行内码转换，以兼容不同的中文平台。

不同的中文系统往往采用不同的机内码标难，如我国的GB码（国标码）、台湾的BIG 5码(大五码)等标准，不同内码标准的汉字系统其字符集往往不尽相同。98王码为了适应多种中文系统平台，提供了多种字符集的处理功能。4.多种版本。98王码系列软件包括98王码国标版、98王码简繁版和98王码国际版等多种版本。

5.运行的多平台性。98王码在windows 3．x／95／98／NT和四通利方等中文平台上都 能很好地运行。

6.多种输入法。98王码除了配备新老版本的五笔字型之外，还有王码智能拼音、简易五笔画和拼音笔画等多种输入方法。98版86版五笔主要有以下区别

一、98版的字根变得大个起来啦或一些新的字根，例：“甫”“虍”“夫”。

二、98版新增一个“L”键的功能 1）如果不记得98版字根，那可以直接先敲三个“L”再加上你要查询键的键名就出来啦，例：我们不记得“R”键的字根，可以这样操作：切换到98版五笔在敲“LLLR”就就出啦。2）用98版可以直接打一些小字根或偏旁,例：打“丿”，可看成是一个成字字根,先打其所在的键，再按其笔画一笔一画的打所在的键，“丿”打“TTLL”“扌”打“RGH”。

三、98版字根口绝都是七字。

三、98版码元规范。由于98王码创立了一个将相容性(用于将编码重码率降至最低)、规律性(确保五笔字型易学易用)和协调性(键位码元分配与手指功能特点协调一致)三者相统一的理论。因此，设计出的98王码的编码码元以及笔顺都完全符合语言规范。

四、98版编码规则简单明了。98王码中利用其独创的“无拆分编码法”，将总体形似的笔画结构归结为同一码元，一律用码元来描述汉字笔画结构的特征。因此，在对汉字进行编码时，无需对整字进行拆分，而是直接用原码取码。