三沪直流输电工程
三沪直流输电工程 第一部分：工程概貌
宜都换流站全景
华新换流站全景
1、华新换流站局部
受端站即华新换流站，位于上海市青浦区华新镇淮家村杨家台，西距上海市约36公里、东距华新镇约3公里，北距沪宁高速公路2公里。总占地面积11.8公顷。
华新换流站交流滤波电抗器华新换流站交流滤波场电容器塔
华新换流站交流PLC设备华新换流站阀组安装
华新换流站安装完毕的GIS管母华新换流站GIS设备本体接线
华新换流站500站用变区域华新换流站井联电容器组安装
2、宜都换流站局部
送端站即宜都换流站，是华中、华东两大电网联网和功率的交换点、同时兼有事故下两大电网互为备用大功率支援功能。宜都换流站位于湖北省宜都市红花套镇，南距宜都市约19公里，北距宜昌市约25公里，西北方向距三峡电站约48公里。总占地面积18.7公顷。
宜都换流站直流场宜都换流站交流滤波组
宜都换流站换流变隔声屏吊装宜都换流站换流变
宜都换流站阀厅宜都换流站场平施工
宜都换流站GIS设备宜都换流站直流滤波器
3、送端与受端接地极及接地极路线
直流线路与接地极线路同塔架设（直线塔）
宜都换流站接地极位于湖北松滋
市老城镇。接地极线路起点为宜都换流
站，终点为松滋市老城镇朱家埠村西北
约1.5公里处，线路全长60.5公里。接
地极布置成外环总长度约为1582米，
内环总长度约为1124米的近似椭圆形
的土豆状双环电极。
华新换流站接地极位于上海青浦
区腰泾镇。接地极线路起点为华新换流
站，终点为上海青浦区腰泾镇，线路全
长44.3公里。接地极采用单长圆环，两
个直径为401米的半圆环，与250米的
两直线段相连。
直流线路与接地极线路分支塔
华新换流站接地极终端塔独立架设的接地极线路
直流线路与接地极线路同塔架设（直线塔）
4、直流线路工程
三峡－上海±500kv直流输电工程西起宜都换流站，途径湖北、安徽、江苏、浙江和上海四省一市共计33个市区县，跨越汉江、长江。东至位于上海市青浦区的华新换流站。线路全长1048.6公里，铁塔2499基，导线采用4分裂720平方毫米大截面钢芯铝绞线，其中一根435公里采用OPGW。
塔上作业跨越施工
间隔棒安装铁塔雄姿
5、直流线路大跨越施工
三峡－上海±500kv直流输电线路在湖北沙洋跨越汉江，跨线路全长2公里，在湖北塔坪桥、江苏荻港跨越长江，跨越段全长分别为2.386公里、2.923公里。大跨越铁塔12基。
荻港长江大跨越大跨越放线
大跨越附件安装
汉江大跨越
柔性直流输电
柔性直流输电 一、概述 （一）柔性直流输电的定义 高压直流（HVDC）输电技术始于1920年代，到目前为止，经历了3次技术上的革新，其主要推动力是组成换流器的基本元件发生了革命性的重大突破。 第一代直流输电技术采用的换流元件是汞弧阀，所用的换流 第二代直流输电技术采用的换流元件是晶闸管，所用的换流器拓扑仍然是6脉动Graetz桥，因而其换流理论与第一代直流输电技术相同，其应用年代是1970年代初直到今后一段时间。
通常我们将基于Graetz桥式换流器的第一代和第二代直流输电技术称为传统直流输电技术，其运行原理是电网换相换流理论。因此我们也将传统直流输电所采用的Graetz桥式换流器称为“电网换相换流器”，英文是“Line Commutated Converter”，缩写是“LCC”。这里必须明确一个概念，有人将电流源换流器（CSC）与电网换相换流器（LCC）混淆起来，这是不对的。LCC属于CSC，但CSC的范围要比LCC宽广得多，基于IGBT 构成的CSC目前也是业界研究的一个热点。 1990年，基于电压源换流器的直流输电概念首先由加拿大McGill大学的Boon-Teck Ooi等提出。在此基础上，ABB公司于1997年3月在瑞典中部的Hellsjon和Grangesberg之间进行了首次工业性试验（3 MW，±10kV），标志着第三代直流输电技术的诞生。这种以可关断器件和脉冲宽度调制（PWM）技术为基础的第三代直流输电技术，国际权威学术组织国际大电网会议（CIGRE）和美国电气和电子工程师协会（IEEE），将其正式命名为“VSC-HVDC”，即“电压源换流器型直流输电”。2006年5月，由中国电力科学研究院组织国内权威专家在北京召开
特高压输电工程简介
特高压输电工程简介 ABSTRACT: Transporting electrical power with ultra-high voltage has been very popular these days, but most people in the society do not know much about it. In this essay, we will have a short cover about ultra-high voltage technology and focus on the necessity and importance of ultra-high voltage for China to develop this technology, some difficulties in this process, and finally some sample projects in destruction. KEY WORDS：ultra-high voltage, electrical power 摘要：特高压输电，作为近年来国家重点发展的示范项目，已经引起了越来越多的关注和讨论，社会中的绝大部分群体对这一新兴概念并不十分了解，本文对我国特高压输电工程进行一个简单的介绍和讨论，重点介绍我国现阶段特高压输电的必要性和重要性、期间面临的一些反对意见和应对措施、我国现阶段对特高压工程的研究进展情况，以及目前已建成的或在建的特高压示范工程规划。 关键词：特高压，电力系统 目前我国常用的电压等级有：220V、380V、6kV、10kV、35kV、110kV、220kV、330kV、500kV。交流220kV及以下的称为高压（HV），330kV到750kV为超高压（EHV），交流1000kV及以上为特高压（UHV），通常把1000KV到1150kV这一级电压称为百万伏级特高压。对于直流输电，±600kV及以下的为高压直流（HVDC），±600kV以上为特高压直流（UHVDC）。 对于我国发展特高压输电的必要性和重要性，主要有以下几个方面： （1）电力快速发展的需要 改革开放30 年以来，我国用电总量快速增长。1978 年，全社会用电量为2498 亿千瓦时，到2007 年达到32565 亿千瓦时，是1978 年的13 倍，年均增长9.45%。改革开放之初，我国逐步扭转了单纯发展重化工业的思路，轻工业得以快速发展，用电增速呈现先降后升的态势，“六五”、“七五”期间年均增长分别达到6.52%、8.62%，其间，在经济体制改革的带动下，我国用电增速曾连续6 年（1982～1987 年）逐年上升，是改革开放以来最长的增速上升周期。1990 年以来，在小平南巡讲话带动下，我国经济掀起了新的一轮发展高潮。“八五”期间，全社会用电增长明显加快，年均增长10.05%。“九五”期间，受经济结构调整和亚洲金融危机影响，用电增速明显放缓，年均增长6.44%，尤其是1998 年，增速仅为2.8%，为改革开放以来的最低水平。进入“十五”以来，受积极的财政货币政策和扩大内需政策拉动，我国经济驶入快速增长轨道，经济结构出现重型化，用电需求持续高速增长，年均增长12.96%，尤其是2003 年、2004 年达到了改革开放以来用电增长高峰，增速分别为15.3%和15.46%。“十一五”前两年，我国用电继续保持快速增长势头，增速均高于14%。 由此可以看出，随着工业化和城镇化的不断推动和发展，我国用电量逐年增加，在工业化和全面建设小康社会的带动下，预计我国到2020 年全社会用电量将达到6.5～7.5 万亿千瓦时，年均增速将达到5.5%～6.6%；人均用电量达到4500～5200千瓦时，相当于日本上世纪80 年代的水平。所以，要求现有的电力系统增大发电容量，满足用电需求。 （2）我国资源和电力负荷分布不均衡 受经济增长，尤其是工业生产增长的强劲拉动，我国电力需求实现高速增长，但是，我国用电增长地区分布不均。总体来看我国东部沿海经济发达地区用电强劲增长，西部地区高耗能产业分布较多的省区用电增长幅度也较大，中部地区增长较慢，我国电力系统的负荷也呈现出结构性变化。但是，我国的资源分布却呈现出相反的情况，水能、煤炭等电力资源主要分布在中西部地区，远离东部的集中用电区域，这同
准东—华东±1100kV特高压直流输电工程
准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值评估报告 摘要 编号：融矿矿评字（）号 重要提示：“以下内容摘自本勘查成本价值评估报告，欲了解本评估项目的全部情况，请仔细阅读勘查成本价值评估报告全文”。 评估机构：重庆融矿资产评估房地产土地估价有限公司。 评估委托人：河南省地质勘查项目管理办公室。 评估对象：准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值。 评估目的：“准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目核实报告”已经评审备案，按照河南省国土资源厅关于进一步加强建设项目压覆重要矿产资源管理工作通知的意见（豫国土资发【】号）及河南省国土资源厅办公室关于规范建设项目压覆省地勘基金项目有关工作的意见（豫国土资办函【】号）及国家现行法律法规规定，需要对该建设项目压覆区进行勘查成本价值评估，为确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目区应当缴纳补偿费用提供依据。本次评估即为实现上述目的而为评估委托人提供该压覆区勘查成本在本评估报告中所述各种条件下及评估基准日时点上公平、合理的价值参考意见。 评估基准日：年月日。 评估方法：勘查成本效用法、地质要素评序法。 评估报告主要参数： （一）建设项目拟压覆“河南省西峡县大香沟金矿预查”主要实物工作量：激电中梯（长导线）测量（×）；激电中梯（长导线）剖面测量（点距）；；∶土壤测量（×）。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。
（二）建设项目拟压覆“河南省内乡县大桥—淅川县上集一带钒矿普查”主要实物工作量：钻探工作（钻孔，孔深；钻孔，孔深）；槽探（）；勘探线剖面测量，工程点测量个；地质填图约；地质测量约。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：，调整系数。 （三）建设项目拟压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目常湾重点工作区，该区目前仅施工钻孔，暂未开展其它勘查工作，建设项目距离钻孔约。建设项目未压覆河南省唐河县常湾东塔院金多金属矿预查项目任何实物工作量。 （四）建设项目拟压覆河南省桐柏县黄金冲金银多金属矿预查区主要实物工作量：地质简测，土壤地球化学测量，勘探线剖面测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （五）建设项目拟压覆河南省桐柏县老湾金矿深部及外围普查区主要实物工作量；勘探线剖面测量，地质简测，地质修测。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：，效用系数：。 （六）建设项目拟压覆河南省桐柏县沙子岗一带萤石矿预查区主要实物工作量：∶地质简测，∶高精度磁法测量。重置直接勘查成本：万元；间接费用分摊：万元；重置勘查成本：万元，工程布置合理性系数：，勘查工作加权平均质量系数：;效用系数：。 评估结论：经评估人员现场调查和当地市场分析，按照矿业权评估的原则和程序，选取适当的评估方法和评估参数，经过仔细计算，确定准东—华东（皖南）±特高压直流输电工程（河南段）拟压覆省地勘基金项目勘查成本价值在评估基准日年月日所表现的价值为人民币万元，大写人民币壹佰肆拾万捌仟叁佰元整。 其中：“河南省西峡县大香沟金矿预查”项目压覆区勘查成本价值为人民币万元,大写人民币玖仟捌佰元整；
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较
高压直流输电与特高压交流输电的优缺点比较 从经济方面考虑，直流输电有如下优点： (1) 线路造价低。对于架空输电线，交流用三根导线，而直流一般用两根采用大地或海水作回路时只要一根，能节省大量的线路建设费用。对于电缆，由于绝缘介质的直流强度远高于交流强度，如通常的油浸纸电缆，直流的允许工作电压约为交流的3倍，直流电缆的投资少得多。 (2) 年电能损失小。直流架空输电线只用两根，导线电阻损耗比交流输电小；没有感抗和容抗的无功损耗；没有集肤效应，导线的截面利用充分。另外，直流架空线路的“空间电荷效应”使其电晕损耗和无线电干扰都比交流线路小。 所以，直流架空输电线路在线路建设初投资和年运行费用上均较交流经济。 直流输电在技术方面有如下优点： (1) 不存在系统稳定问题，可实现电网的非同期互联，而交流电力系统中所有的同步发电机都保持同步运行。直流输电的输送容量和距离不受同步运行稳定性的限制，还可连接两个不同频率的系统，实现非同期联网，提高系统的稳定性。 (2) 限制短路电流。如用交流输电线连接两个交流系统，短路容量增大，甚至需要更换断路器或增设限流装置。然而用直流输电线路连接两个交流系统，直流系统的“定电流控制”将快速把短路电流限制在额定功率附近，短路容量不因互联而增大。 (3) 调节快速，运行可靠。直流输电通过可控硅换流器能快速调整有功功率，实现“潮流翻转”(功率流动方向的改变)，在正常时能保证稳定输出，在事故情况下，可实现健全系统对故障系统的紧急支援，也能实现振荡阻尼和次同步振荡的抑制。在交直流线路并列运行时，如果交流线路发生短路，可短暂增大直流输送功率以减少发电机转子加速，提高系统的可靠性。 (4) 没有电容充电电流。直流线路稳态时无电容电流，沿线电压分布平稳，无空、轻载时交流长线受端及中部发生电压异常升高的现象，也不需要并联电抗补偿。 (5) 节省线路走廊。按同电压500 kV考虑，一条直流输电线路的走廊～40 m，一条交流线路走廊～50 m，而前者输送容量约为后者2倍，即直流传输效率约为交流2倍。 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最主要原因。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。 直流输电主要用于长距离大容量输电、交流系统之间异步互联和海底电缆送电等。与直流输电比较，现有的交流500 kV输电(经济输送容量为1 000 kW、输送距离为300～500 km)已不能满足需要，只有提高电压等级，采用特高压输电方式，才能获得较高的经济效益。
国内外高压直流输电的发展与现状
国内外高压直流输电的发展与现状 1.1 我国高压直流输电系统的进展历程 我国的高压直流输电工程总体上能够讲是起步较晚, 但进展迅速。198 0 年国家确定全部依靠自己力量建设中国第一项直流输电工程———舟山直流输电工程。它具有向自主建设大型直流输电工程过渡的工业性试验性质,于1984 年开始施工, 1987 年投入试运行, 1989 年正式投运。工程最终规模为±1 100 kV, 500 A, 100 MW, 线路全长54 km。嗓泅直流输电工程( 上海―嗓泅岛) 是我国自行设 计、制造、建设的双极海底电缆直流工程, 于1996 年完成研究工作, 2002 年全部建成。工程为双极±500 kV,600 A, 60 MW, 可双向供电, 线路长度66.2 km, 其中海底电缆59.7 km。葛南( 葛洲坝―上海南桥) 高压直流输电系统, 是我国引进的第一个高压直流输电工程, 1989 年单极投运, 1990 年双极投运。进入21 世纪, 我国的高压直流输电进展迅速, 相继建成投产了天广( 天生桥―广州) 、三常( 三峡―常州) 、三广( 三峡―广东)和贵广( 贵州―广东) 等多项高压直流输电项目。作为引进技术的验证, 自主研发设计制造的华中―西北联网灵宝背背直流工程, 2005 年7 月投入运行。 1.2 我国高压直流输电系统的现状 至2004 年末, 我国高压直流输电工程累计输送容量达12 470 MW, 输电线路长度累计达4 840 km, 差不多超过美国位列世界第一。截至2007年年底, 我国已建成并正式投入运行葛( 洲坝) 沪( 上海) 、三( 峡) 常( 州) 、三( 峡) 广( 东) 、三( 峡) 沪( 上海) 、天( 天生桥) 广( 东) 、贵( 州) 广( 东) Ⅰ回、Ⅱ回等7 个超高压直流输电工程和灵宝背靠背直流工程,直流输电线路总长度达 7 085 km, 输送容量达18 560 MW, 线路总长度和输送容量均居世界第一。与此同时, 我国超高压直流输电工程的设计建设、运行治理和设备制造水平也处于国际领先地位。 2 高压直流输电系统中存在的咨询题 2.1 直流输电中的谐波咨询题
柔性直流输电
南京工程学院 远距离输电技术概论 班级：输电112 学号： 206110618 姓名：钱中华 2014年12月10日
目录 0.引言 (3) 1.研究与应用现状 (3) 2.原理 (4) 3.特点 (5) 4.关键技术 (6) 5.发展趋势 (7) 6.小结 (9)
柔性直流输电技术 0.引言 随着能源紧缺和环境污染等问题的日益严峻，国家将大力开发和利用可再生清洁能源，优化能源结构。然而，随着风能、太阳能等可再生能源利用规模的不断扩大，其固有的分散性、小型性、远离负荷中心等特点，使得采用交流输电技术或传统的直流输电技术联网显得很不经济。同时海上钻探平台、孤立小岛等无源负荷，目前采用昂贵的本地发电装置，既不经济，又污染环境。另外，城市用电负荷的快速增加，需要不断扩充电网的容量，但鉴于城市人口膨胀和城区合理规划，一方面要求利用有限的线路走廊输送更多的电能，另一方面要求大量的配电网转入地下。因此，迫切需要采用更加灵活、经济、环保的输电方式解决以上问题。 柔性直流输电技术即电压源换流器输电技术(VSC HVDC)采用可关断电力电子器件和PWM 技术，是一种新型直流输电技术，它能弥补传统直流输电的部分缺陷，其发展十分迅速。为了进一步推动柔性直流输电技术在我国的研究和应用，本文结合ABB 公司几个典型应用工程， 详细介绍了柔性直流输电的系统结构、基本工作原理和与传统直流输电相比的技术优势，并就我国的实际情况讨论了柔性直流输电在我国多个领域，尤其是风电场的应用前景。 1.研究与应用现状 自1954 年世界上第一个直流输电工程（瑞典本土至GotIand 岛的20MW、100kV 海底直流电缆输电）投入商业化运行至今，直流输电系统的换流元件经历了从汞弧阀到晶闸管阀的变革。然而由于晶闸管阀关断不可控，目前广泛应用的基于PCC的传统直流输电技术有以下固有缺陷：1只能工作在有源逆变状态，且受端系统必须有足够大的短路容量，否则容易发生换相失败；2换流器产生的谐波次数低、谐波干扰大；3换流器需吸收大量的无功功率，需要大量的滤波和无功补偿装置；4换流站占地面积大、投资大。因此，基于PCC的常规直流输电技术主要用于远距离大容量输电、海底电缆输电和交流电网的互联等领域。 其先研究主要发展有一下几项基本技术： 1.高压大容量电压源变流器技术 模块化多电平变流器可以有效降低交流电压变化率，其拓扑结构如图 1 所示。桥臂中的每个子模块可以独立控制，每相上、下两个桥臂的电压和等于直流母线电压。交流电压通过控制每相中两个桥臂的子模块旁路比例来叠加实现，桥臂中的子模块越多，交流电压的谐波越小。与两电平变流器相比，由于不需要每一相上的所有器件在较高频率下同时动作，模块化多电平大大降低了器件的开关损耗。
我国特高压直流输电技术的现状及发展
我国特高压直流输电技术的现状及发展 （华北电力大学，北京市） 【摘要】直流输电是目前世界上电力大国解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段。本文主要介绍了特高压直流输电技术的特点，特高压直流输电技术所要解决的问题,特高压直流输电技术的在我国发展的必要性以及发展前景。 【关键词】特高压直流输电，特点，问题，必要性，发展前景 0．引言 特高压电网是指由特高压骨干网架、超高压、高压输电网、配电网及高压直流输电系统共同构成的分层、分区，结构清晰的大电网。其中，国家电网特高压骨干网架是指由1000kV级交流输电网和±600kV级以上直流输电系统构成的电网。 特高压直流输电技术起源于20 世纪60 年代，瑞典Chalmers 大学1966 年开始研究±750kV 导线。1966 年后前苏联、巴西等国家也先后开展了特高压直流输电研究工作，20 世纪80 年代曾一度形成了特高压输电技术的研究热潮。国际电气与电子工程师协会（IEEE）和国际大电网会议（Cigre）均在80 年代末得出结论：根据已有技术和运行经验，±800kV 是合适的直流输电电压等级，2002 年Cigre又重申了这一观点。随着国民经济的增长，中国用电需求不断增加，中国的自然条件以及能源和负荷中心的分布特点使得超远距离、超大容量的电力传输成为必然，为减少输电线路的损耗和节约宝贵的土地资源，需要一种经济高效的输电方式。特高压直流输电技术恰好迎合了这一要求。 1．特高压直流输电的技术特点 1.1特高压直流输电系统 特高压直流输电的系统组成形式与超高压直流输电相同，但单桥个数、输送容量、电气一次设备的容量及绝缘水平等相差很大。换流站主接线的典型方式为每极2组12脉动换流单元串联，也可用每极2组12脉动换流单元并联。特高压直流输电采用对称双极结构，即每12脉动换流器的额定电压均为400kV，这样的接线方式使运行灵活性可靠性大为提高。特高压直流输电的运行方式有：双极运行方式、双极混合电压运行方式、单击运行方式和单极半压运行方式等。换流阀采用二重阀，空气绝缘，水冷却；控制角为整流器触发角15°；逆变器熄弧角17°。换流变压器形式为单相双绕组，油浸式；短路阻抗16%-18%；有载调压开关共29档，每档1.25%。换流站平面布置为高、低压阀厅及其换流变压器采用面对面布置方式，高压阀厅布置在两侧，低压阀厅布置在中间。 1.2 特高压直流输电技术的主要特点 （1）特高压直流输电系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力送往负荷中心。在送受关系明确的情况下，采用特高压直流输电，实现交直流并联输电或非同步联网，电网结构比较松散、清晰。 （2）特高压直流输电可以减少或避免大量过网潮流，按照送受两端运行方式变化而改变潮流。特高压直流输电系统的潮流方向和大小均能方便地进行控制。 （3）特高压直流输电的电压高、输送容量大、线路走廊窄，适合大功率、远距离输电。 （4）在交直流并联输电的情况下，利用直流有功功率调制，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，包括区域性低频振荡，明显提高交流的暂态、动态稳定性能。 （5）大功率直流输电，当发生直流系统闭锁时，两端交流系统将承受大的功率冲击。 1.3 与超高压直流输电比较 和±600千伏级及600千伏以下超高压
我国特高压直流输电发展规划与研究成果
我国特高压直流输电发展规划与研究成果 摘要：本篇文章在对一次性能源具有的分布特点进行分析之后，对我国特高压直流输电技术的必要性进行了分析，并通过对技术研究设备进行研究之后，分析了实施特高压直流输电技术的可行性。与此同时，并结合当下雾霾给环境和人们生活带来的影响，对下一步特高压直流输电技术的发展方向做出了相应的规划。 关键词：特高压直流；输电发展；规划；研究成果 近年来，雾霾对环境和人们生活带来的影响越来越大，在今年，李克强总理在召开国务院会议时，对这一问题进行了探讨，认为解决雾霾问题的首要措施就是要实施跨区域的送电项目。有关人员认为，这一举措实质上就是预示着特高压提速的信息。直流输电技术是世界上目前解决高电压以及远距离输送的重要措施。直流输电是把交流电通过电流转换器变换成直流电，再由直流输送电路将电流送至受电的一端，并在最后通过换流器再将其变为交流电的过程 1.我国实施特高压直流输电技术的必要性分析 据有关调查结果显示，已经发现的煤炭有2/3部分在我国北部地区，有2/3的水电在我国西南地区，但是我国能源需求量最大的地区既不是西南地区也不是北部地区，而是在东南部的经济较为发达的地区。据测量，能源产地和需求地区间的距离大约在1000km～2500km 之间。一次能源的分布情况和能源需求明显存在很大的差异性，正因为这样，一定要探索出一种新型的能源需求方式，进而不断提高对能源的输送效率。于此同时，随着近年来雾霾给人们生活带来的影响越来越大的情况下，加快特高压输电技术是解决雾霾问题的首要措施。 2.我国实施特高压直流输电技术的可行性分析 为了找到对这一问题进行解决的良好措施，中国的电力企业正在积极规划对电网和电源的有关建设，并随着能源以及需求中心距离不断加大的趋势影响下，这种安全性高、节能环保的特高压直流输电技术逐渐走进了人们的视野之中。在我国特高压技术研究的不断推动之下，特高压输电技术在20世纪80年代的时候研究的热度又一次进行了升温，受到了越来越多人的关注。 20世纪80年代的时候，在我国对±800kV直流输电设备的研究基础之上，国内外的一些研究机构逐渐在特高压直流输电技术领域内的研究内容越来越深入化和科技化，经一些研究成果表明，目前已有一些制造的厂家研究成功了特高压直流输电设备。 3.我国特高压直流输电工程中的建设 依据我国特高压直流输电设备市场的需求分析，我国在未来要建设有以下
±800KV+特高压直流输电系统全电压启动过电压研究(已看)
±800KV特高压直流输电系统全电压启动过电压研究 黄源辉，王钢，李海锋，汪隆君 （华南理工大学电力学院，广东广州510640） 摘要：全电压启动过电压是直流输电中直流侧最严重的过电压情况。本文以PSCAD/EMTDC为工具，以正在建设的云广±800kV特高压直流输电系统参数为依据，建立全电压启动过电压仿真计算模型。对各种全电压启动情况进行了仿真计算，讨论了各种因素对全电压启动的影响，并与±500KV HVDC系统的全电压启动过电压作了比较，获得了一些具有实用价值的结论。 关键词：±800KV；特高压直流输电；全电压启动；过电压 0引言 为满足未来持续增长的电力需求，实现更大范围的资源优化配置，中国南方电网公司和国家电网公司提出了加快建设特高压电网的战略方针[1]。随着输电系统电压等级的升高，绝缘费用在整个系统建设投资中所占比重越来越大。对于±800KV特高压直流输电系统，确定直流线路和换流站设备的绝缘水平成为建设时遇到的基本问题之一。在种类繁多的直流系统内部过电压中，全电压误启动多因为的过电压是其中最严重和最重要的一种。它的幅值最大，造成的危害最大，在选择直流设备绝缘水平和制订过电压保护方案时往往以此为条件[2]。因此，对特高压直流系统的全电压启动过电压进行研究和分析具有很大的实际意义。 为降低启动过程的过电压及减小启动时对两端交流系统的冲击，直流输电的正常启动应严格按照一定的顺序进行[3]。正常情况下，在回路完好、交直流开关设备全部投入且交流滤波器投入适量等条件满足后（α≥90°），先解锁逆变器，后解锁整流器，按照逆变侧定电压调节或定息弧角调节规律的要求，由调节器逐步升高直流电压至额定值，即所谓的“软启动”。然而由于某些原因（如控制系统异常），两端解锁过程紊乱，逆变侧换流器尚未解锁而整流侧却全部解锁，此时若以较小的触发角启动，全电压突然对直流线路充电，由此直流侧会产生非常严重的过电压。 1云广直流系统简介 南方电网正在建设的云南-广东特高压直流系统双极输送功率5000MW，电压等级为±800kV，直流线路长度约1438km，导线截面为6×630mm2，两极线路同杆并架。送端楚雄换流站通过2回500kV 线路与云南主网的昆西北变电站相连，西部的小湾水电站（装机容量4200MW，计划2009年9月首台机组投产，2011年全部建成）和西北部的金安桥水电站（总装机2400MW，计划2009年12月首台机组投产，2011年全部建成）均以2回500kV线路接入楚雄换流站。受端穗东换流站位于广东省增城东部，500kV交流出线6回，分别以2回500kV线路接入增城、横沥和水乡站[4]。楚雄换流站接入系统如图1所示。 图1 楚雄换流站接入系统 云南-广东特高压直流系统交流母线额定电压为525kV，整流侧无功补偿总容量为3000MV Ar，逆变侧无功补偿总容量为3040MV Ar。平波电抗器电感值为300mH，平波电抗器按极母线和中性母线平衡布置，各为150mH。直流滤波器采用12/24双调谐方式。避雷器使用金属氧化物模型。每极换流单元采用2个12脉动换流器串联组成。 2云广直流系统模型 本文以PSCAD/EMTDC为工具，以南方电网建设中的云南-广东±800kV特高压直流系统参数为依据，建立了全电压启动过电压仿真计算模型。换流站内的单极配置如图1所示。
我国直流输电现状
电的使用和发展可以分为三个阶段 1、直流输电阶段：发电、输电和用电均为直流电 主张采用直流输电：爱迪生、开尔文 主张采用交流输电：威斯汀豪斯、费朗蒂 1882年在德国建成的57km向慕尼黑国际展览会送电的是直流输电线路(2kV，1.5kW)。 2、交流输电阶段：发电、输电和用电均为交流电 原因：远距离送电→减少输电线路中电能的损失→改变电压→交流输电1888年，由费朗蒂设计的伦敦泰晤士河畔的大型交流电站开始输电。随着三相交流发电机，感应电动机和变压器的迅速发展，发电和用电领域很快被交流电所取代。同时变压器又可方便地改变交流电压，从而使交流输电和交流电网得到迅速的发展，并很快占据了统治地位。 3、交直流输电并存阶段：发电和用电为交流电输电为直流 并不是简单地恢复到爱迪生时代的那种直流输电。发电站发出的电和用户用的电仍然是交流电，只是在远距离输电中，采用换流设备，把交流高压变成直流高压。目的：为了解决交流输电存在的问题，寻求更合理的输电方式。 我国直流输电现状 ①早在50年代初，派人去学习苏联的高压汞弧阀设计制造。1978年上海投运一条31kV、150A、送电电缆长9km的直流输电试验线，累计运行2 300h。②舟山直流输电工程，1989年9月1日通过了国家鉴定，并正式投入运行。③1984年10月国家批准建设葛洲坝至上海直流输电工程，于1989年投入运行。④天广500kV直流输电工程，2000年12月底单极投产，2001年6月26日双极投产。 ⑤三峡至常州±500kV直流输电工程西起宜昌龙泉，东至常州政平，全长890km，2002年单极投运，2003年双极投运。线路采用ASCR-720/50四分裂导线，是我国采用截面最大的导线。随线架设OPGW复合地线光缆一条。⑥“十五”期间安排了7项直流输电工程。除三峡至常州外，荆州至惠州博罗响水镇、安顺至肇庆±500kV直流输电工程将于2005年投运;稍后开工的还有三峡至上海练塘±500kV工程;作为大区互联的直流背靠背工程，将有陕西至河南灵宝、邯郸至新乡、东北至华北项目。 ⑦国家电力公司部署了“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：以三峡输电系统为主体，向东西南北方向辐射，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。随着西部开发号角的吹响，预计今后十几年内直流输电项目不少。
三大特高压直流输电线路背景资料
三大特高压直流输电线路背景资料 一、特高压直流线路基本情况 ±800kV复奉直流线路四川段起于复龙换流站，止于377#塔位，投运时间2009年12月，长度187.275km，铁塔378基，途径四川省宜宾市宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共8个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所35个。接地极线路79公里，铁塔189基。±800kV 复奉线输送容量6400MW。 ±800kV锦苏直流线路四川段起于锦屏换流站，止于987#塔位，投运时间2012年12月，长度484.034km，铁塔988基，自复龙换流站起与复奉线同一通道走线，途径四川省凉山州西昌市、普格县、昭觉县、美姑县、雷波县、云南省昭通市绥江县、水富县、宜宾市屏山县、宜宾县、高县、长宁县、翠屏区、江安县、泸州市纳溪区、江阳区、合江县共16个区县，在合江县出境进入重庆境内。线路处于公司供区长度268.297公里、铁塔563基，途径地市公司供电所44个；另有0036#-0344#、0474#-0493#区段（长度153.268公里、铁塔320基）处于地方电力供区，0494#-0598#区段（长度62.469公里、铁塔105基）处于南方电网供区。接地极线路74公里，铁塔207基。±800kV锦苏线输送容量7200MW。
±800kV宾金直流线路工程四川段起于宜宾换流站，止于365#塔位，试运行时间2014年03月，长度182.703km，铁塔366基，途径四川省宜宾市宜宾县、珙县、兴文县、泸州市叙永县、古蔺县共5个区县，在古蔺县出境进入贵州境内。线路全部处于公司供区，途径地市公司供电所22个。接地极线路101公里，铁塔292基。±800kV宾金线输送容量8000MW。 线路名称线路长度 （km） 杆塔数量投运时间 途径区县数 量 途径属地公 司供电所 ±800kV 复奉直流 187.275 378 2009.12 8 35 复龙换流站 接地极线路 79.106 189 ±800kV 锦苏直流 484.034 988 2012.12 16 44 锦屏换流站 接地极线路 74.147 207 ±800kV 宾金直流 182.703 366 2014.03（试 运行）5 22 宜宾换流站 接地极线路 101.174 292
厦门双极柔性直流输电工程系统设计
研究背景 基于模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter，MMC)的柔性直流系统由于谐波畸变小且开关损耗低，是高电压大容量直流输电的重要发展方向。目前，世界X围内基于MMC的柔性直流工程发展迅猛;国内已有5项MMC工程投运，同时还有多项高压乃至特高压MMC工程处于规划之中，并可能成为我国未来大区域电网互联的重要手段。与交流输变电工程不同，柔性直流工程需要根据送受端交流系统条件、输电距离、投资和占地等条件开展定制化的系统设计。 （来源：电力系统自动化ID：AEPS-1977） ±320kV/1000MWXX柔性直流输电工程(以下简称XX工程)是世界X围内第一个采用双极接线的柔性直流工程，也是额定直流电压和输送容量均达到世界之最的柔性直流工程，两端换流站鸟瞰示意图如图1所示。与以往对称单极柔性直流工程相比，首次采用的双极接线和大传输容量对工程的系统设计提出了新的要求。本文对双极高压大容量柔性直流工程的系统设计展开研究，研究结论在XX工程得到成功应用，验证了设计方案和技术参数的正确性。 (a) 彭厝换流站 (b) 湖边换流站 图1 XX工程换流站鸟瞰示意图 1 主接线及运行方式 当高压大容量柔性直流工程采用对称单极接线，存在如下问题： 1)与同容量双极柔性系统相比，可靠性较低。 2)换流单元采用三台单相双绕组变压器，导致变压器容量大，运输困难。 3)换流站设备的绝缘水平要求较高。考虑到上述因素，XX工程采用双极带金属回线的主接线，主接线设计如图2所示。
图2 双极柔性直流换流站接线示意图 根据主接线设计特点和转换开关配置方案，XX工程存在以下3种运行方式： 方式1：双极带金属回线单端接地运行(见图3(a))。其中，接地点仅起钳制电位的作用，不提供直流电流通路。双极不平衡电流通过金属回线返回。 方式2：单极带金属回线单端接地运行(见图3(b))。接地点的作用同方式1，且单极极线电流通过金属回线返回。 方式3：双极不带金属回线双端接地运行(见图3(c))。双极不平衡电流通过大地回路返回。该方式为运行方式转换过程中出现的临时方式，且必须保证直流系统处于双极对称状态。
(发展战略)国内外高压直流输电的发展与状态
1 我国高压直流输电系统的发展历程及现状 1.1 我国高压直流输电系统的发展历程 我国的高压直流输电工程总体上可以说是起步较晚, 但发展迅速。1980 年国家确定全部依靠自己力量建设中国第一项直流输电工程———舟山直流输电工程。它具有向自主建设大型直流输电工程过渡的工业性试验性质,于1984 年开始施工, 1987 年投入试运行, 1989 年正式投运。工程最终规模为±1 100 kV, 500 A, 100 MW, 线路全长54 km。嗓泅直流输电工程( 上海―嗓泅岛) 是我国自行设计、制造、建设的双极海底电缆直流工程, 于1996 年完成研究工作, 2002 年全部建成。工程为双极±500 kV,600 A, 60 MW, 可双向供电, 线路长度66.2 km, 其中海底电缆59.7 km。葛南( 葛洲坝―上海南桥) 高压直流输电系统, 是我国引进的第一个高压直流输电工程, 1989 年单极投运, 1990 年双极投运。进入21 世纪, 我国的高压直流输电发展迅速, 相继建成投产了天广( 天生桥―广州) 、三常( 三峡―常州) 、三广( 三峡―广东) 和贵广( 贵州―广东) 等多项高压直流输电项目。作为引进技术的验证, 自主研发设计制造的华中―西北联网灵宝背背直流工程, 2005 年7 月投入运行。 1.2 我国高压直流输电系统的现状 至2004 年末, 我国高压直流输电工程累计输送容量达12 470 MW, 输电线路长度累计达4 840 km, 已经超过美国位列世界第一。截至2007 年年底, 我国已建成并正式投入运行葛( 洲坝) 沪( 上海) 、三( 峡) 常( 州) 、三( 峡) 广( 东) 、三( 峡) 沪( 上海) 、天( 天生桥) 广( 东) 、贵( 州) 广( 东) Ⅰ回、Ⅱ回等7 个超高压直流输电工程和灵宝背靠背直流工程, 直流输电线路总长度达 7 085 km, 输送容量达18 560 MW, 线路总长度和输送容量均居世界第一。与此
柔性直流输电与高压直流输电的优缺点
柔性直流输电 一、常规直流输电技术 1. 常规直流输电系统换流站的主要设备。常规直流输电系统换流站的主要设备一般包括：三相桥式电路、整流变压器、交流滤波器、直流平波电抗器和控制保护以及辅助系统(水冷系统、站用电系统)等。 2. 常规直流输电技术的优点。 1）直流输送容量大，输送的电压高，最高已达到800kV，输送的电流大，最大电流已达到4 500A；所用单个晶闸管的耐受电压高，电流大。 2）光触发晶闸管直流输电，抗干扰性好。大电网之间通过直流输电互联（背靠背方式），换流阀损耗较小，输电运行的稳定性和可靠性高。 3）常规直流输电技术可将环流器进行闭锁，以消除直流侧电流故障。 3. 常规直流电路技术的缺点。常规直流输电由于采用大功率晶闸管，主要有如下缺点。 1）只能工作在有源逆变状态，不能接入无源系统。 2）对交流系统的强度较为敏感，一旦交流系统发生干扰，容易换相失败。 3）无功消耗大。输出电压、输出电流谐波含量高，需要安装滤波装置来消除谐波。 二、柔性直流输电技术
1. 柔性直流输电系统换流站的主要设备。柔性直流输电系统换流站的主要设备一般包括：电压源换流器、相电抗器、联结变压器、交流滤波器和控制保护以及辅助系统(水冷系统、站用系统)等。 2. 柔性直流输电技术的优点。柔性直流输电是在常规直流输电的基础上发展起来的，因此传统的直流输电技术具有的优点，柔性输电大都具有。此外，柔性输电还具有一些自身的优点。 1）潮流反转方便快捷，现有交流系统的输电能力强，交流电网的功角稳定性高。保持电压恒定，可调节有功潮流；保持有功不变，可调节无功功率。 2）事故后可快速恢复供电和黑启动，可以向无源电网供电，受端系统可以是无源网络，不需要滤波器开关。功率变化时，滤波器不需要提供无功功率。 3）设计具有紧凑化、模块化的特点，易于移动、安装、调试和维护，易于扩展和实现多端直流输电等优点。 4）采用双极运行，不需要接地极，没有注入地下的电流。 3. 柔性直流输电技术的缺点。系统损耗大（开关损耗较大），不能控制直流侧故障时的故障电流。在直流侧发生故障的情况下，由于柔性直流输电系统中的换流器中存在不可控的二极管通路，因此柔性直流输电系统不能闭锁直流侧短路故障时的故障电流，在故障发生后只能通过断开交流侧断路器来切除故障。可以使用的最佳解决方式是通过使用直流电缆来提高系统的可靠性和可用率。 三、常规直流输电技术和柔性直流输电技术的对比
高压直流输电的发展现状及趋势
高压直流输电的发展现状及趋势 摘要：我国正处于经济转型的重要时期，电网发展面临巨大的挑战，直流输电的输送距离远、容量大、可控性等特点，非常受到人们的重视，已经在很多输电工程中担任主要的送电任务，在今后我国电网建设中，必须做好直流输电的研究和规划工作。本文在我国直流输电发展的基础上，结合我国直流输电的现状和规划，对我国今后直流输电的发展趋势，进行了深入的研究。 关键词：高压直流输电直流输电发展趋势 HVDC 0 引言 高压直流（HVDC）技术，自50年代兴起后，以经历了40多年的发展，成为一项日渐成熟的技术，至2002年，世界上已成功投运的HVDC工程已达82项，预计至2020年，世界还将有约50项HVDC工程投入运行。 80年代，随着可控硅技术以及世界电网技术发展；HVDC技术得到一个阶跃性的发展。其一，由于联网的要求，背靠背工程有14项，约占新建工程的一半；其二，建成了目前世界上最长的直流线路。1700KM的扎伊尔英加-沙巴工程以及电压等级最高、输送容量最大的巴西伊泰普工程。90年代世界上第一复杂的三端HVDC工程（魁北克-新英格兰工程）完成，并建成了世界上最长的海缆HVDC工程（瑞典-德国的BALTIC工程）。 1 我国直流输电的发展 我国自20世纪50年代末就开始直流输电技术的研究，60年代在电科院建立起汞弧阀模拟装置。70年代在上海，完全依靠国内技术力量，利用报废的交流电缆线路，建立起31kV直流试验线路，开始了直流输电技术在我国的运用。 （1）已经投运的直流输电工程 1）舟山直流输电工程，是我国自己制造的第一项跨海直流输电试验工程，额定电压100kV，功率50MW。1987年12月投入试运行，主要用于向舟山群岛供电。 2）葛上直流输电工程是我国第一项大型直流工程。该工程的设计、设备制造由瑞士ABB（瑞士BBC）公司和德国西门子公司承包。1987年底建成单极500 kV，输送电力600MW；1998年建成双极±500 kV，输送电力1200MW。 3）天广直流输电工程额定直流电压±500 kV，额定输送功率1800MW。三广直流的建成，使南方电网成为我国第一个交直流并联输电系统。天广线采用的直流输电新技术有直流有源滤波器、直流电流光检测元件、脉冲回声检测装置以准确定位故障位置、实时多处理控制保护系统（西门子公司的SINSDYND系统）、局域网控制系统、运行人员操作工作站和GPS技术。
特高压直流输电线路基本情况介绍
特高压直流输电线路基本情况介绍 问：直流输电线路有哪些基本类型？ 答：就其基本结构而言，直流输电线路可分为架空线路、电缆线路以及架空——电缆混合线路三种类型。直流架空线路因其结构简单、线路造价低、走廊利用率高、运行损耗小、维护便利以及满足大容量、长距离输电要求的特点，在电网建设中得到越来越多运用。因此直流输电线路通常采用直流架空线路，只有在架空线线路受到限制的场合才考虑采用电缆线路。 问：建设特高压直流输电线路需要研究哪些关键技术问题？ 答：直流架空线路与交流架空线路相比，在机械结构的设计和计算方面，并没有显著差别。但在电气方面，则具有许多不同的特点，需要进行专门研究。对于特高压直流输电线路的建设，尤其需要重视以下三个方面的研究： 1. 电晕效应。直流输电线路在正常运行情况下允许导线发生一定程度的电晕放电，由此将会产生电晕损失、电场效应、无线电干扰和可听噪声等，导致直流输电的运行损耗和环境影响。特高压工程由于电压高，如果设计不当，其电晕效应可能会比超高压工程的更大。通过对特高压直流电晕特性的研究，合理选择导线型式和绝缘子串、金具组装型式，降低电晕效应，减少运行损耗和对环境的影响。 2. 绝缘配合。直流输电工程的绝缘配合对工程的投资和运行水平有极大影响。由于直流输电的“静电吸尘效应”，绝缘子的积污和污闪特性与交流的有很大不同，由此引起的污秽放电比交流的更为严重，合理选择直流线路的绝缘配合对于提高运行水平非常重要。由于特高压直流输电在世界上尚属首例，国内外现有的试验数据和研究成果十分有限，因此有必要对特高压直流输电的绝缘配合问题进行深入的研究。 3. 电磁环境影响。采用特高压直流输电，对于实现更大范围的资源优化配置，提高输电走廊的利用率和保护环境，无疑具有十分重要的意义。但与超高压工程相比，特高压直流输电工程具有电压高、导线大、铁塔高、单回线路走廊宽等特点，其电磁环境与±500千伏直流线路的有一定差别，由此带来的环境影响必然受到社会各界的关注。同时，特高压直流工程的电磁环境与导线型式、架线高度等密切相关。因此，认真研究特高压直流输电的电磁