直流输电技术6资料
换流站直流设备-高压直流输电技术第6章
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（c）交流滤波器分组接母线
� 投资较省，便于交流滤波器双极间的相互备用。
� 由于交流滤波器投切频繁，断路器故障率较高，会直接影响母线的故 障率；
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流 主母线
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
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（d）交流滤波器接换流变压器单独绕组
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站址的选择原则
� 1）站址附近具备水运、铁运及卸货的条件； � 2）靠近公路； � 3）避开大型的公路桥梁； � 4）避开空中障碍物，如立交桥、隧洞等。
� 由设计院来制定大件运输的方案，估算运输的费用。 � 肇庆换流站（山根站址）：2400万元（水运为主） � 其它站址：3600万元（要加固多座桥梁；经过乡镇及村庄道路——修路
交流滤波器
交流滤波器
交流滤波器
交流滤波器
交 流 滤 波交器 流 滤 波 器
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交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流主母线
（a）
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流滤波器 交流滤波器 交流滤波器
交流线路
交流 主母线
换流阀、换流变压器、平波电抗器、 交流开关设备、交流滤波器及交流无功补偿装置、
直流开关设备、直流滤波器、 控制与保护装置以及远程通信系统等。
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高压直流换流站典型构成图
1—交流开关装置； 2—交流滤波器和无功补偿装置；3—换流变压器；
柔性直流输电技术
3)容量相对较小:由于目前可关断器件的电压、电流额定值都比晶闸管低，如不采用多个可关断器件并联，MMC 的电流额定值就比LCC低，因此相同直流电压下MMC基本单元的容量比LCC基本单元(单个6脉动换流器)低。但是， 如采用MMC基本单元的串、并联组合技术，柔性直流输电达到传统直流输电的容量水平是没有问题的，技术上 并不存在根本性的困难。本书后面有专门章节讨论将MMC基本单元进行串、并联组合构成大容量换流器的技术。 可以预期，在不远的将来，柔性直流输电也会采用特高压电压等级，其输送容量会与传统特高压直流输电相当。
柔性直流输电技术
4)不太适合长距离架空线路输电:目前柔性直流输电采用的两电平和三电平VSC或多电平MMC,在直流侧发生短路 时，即使ICBT全部闭锁，换流站通过与IGBT反并联的二极管，仍然会向故障点馈入电流，从而无法像传统直流输 电那样通过换流器自身的控制来清除直流侧的故障。所以，目前的柔性直流输电技术在直流侧发生故障时，清 除故障的手段是跳换流站交流侧开关。这样，故障清除和直流系统再恢复的时间就比较长。当直流线路采用电 缆时，由于电缆故障率低，且如果发生故障，通常是永久性故障，本来就应该停电检修，因此跳交流侧开关并 不影响整个系统的可用率。而当直流线路采用长距离架空线时，因架空线路发生暂时性短路故障的概率很高， 如果每次暂时性故障都跳交流侧开关，停电时间就会太长，影响了柔性直流输电的可用率。因此，目前的柔性 直流输电技术并不完全适合用于长距离架空线路输电。针对上述缺陷，目前柔性直流输电技术的一个重 要研究 方向就是开发具有直流侧故障自清除能力的电压源换流器,本书后面多章内容就是针对此问题而展开的。可以预 期，在很短的时间内，这个问题就能被克服。
(完整版)柔性直流输电技术
柔性直流输电与常规直流比较
高压直流输电（LCC-HVDC）
柔性直流输电（VSC-HVDC）
晶闸管
相位角控制
晶闸管通过脉冲信号控 制开通，但不能控制关断 ，电网换相。当承受电压 反向时，自动关断。
开关频率50/60 Hz
IGBT或其他可关断功 率器件
脉宽调节控制
可关断器件，可以通 过控制信号关断，完全 可控，自换相。
DC
技术内容
关注点
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功率器件的开通和关断过程
门极控制电压 导通电流
• 导通和关断由门极信号控制 • 导通和关断过程快速，但非
理想 • 导通和关断存在尖峰电流和
电压
集电极和发射 极电压
实际关断和导通波形
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功率器件的发展
半控器件
• 开通可控 • 关断不可控
全控器件
• 开通可控 • 关断可控
IGBT/IEGT
GTO和IGCT
GTO
IGCT
集成门极
缓冲层 透明阳极 逆导技术
• 最早的全控器件 • 开关频率低，已很少使用
• 上海50MVAr STATCOM
采用IGCT
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• 目前只有ABB公司供应
IGBT IGBT和PP IGBT(IEGTP)P IGBT(IEGT)
电子注入增强 低导通电压降 宽安全工作区
• 模块塑封 • 应用最广的全控器件 • 三菱、英飞凌、日立、
ABB等多个供应商
• 压接式封装，双面散热
• 失效后处于短路状态
• 主要供应商有东芝、ABB和
Westcode
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模块式封装(PMI) 功率器件封装模式
技术成熟 安装工艺简单 器件制造商多 损坏时可能发生爆炸 串联不易实现 器件容量相对较小
高压直流输电技术
徐亚涛 陈威 江克东
22:07
1
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
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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。
交流系统 金属回路 可选择的）
交流系统
五、SPWM控制技术
一.SPWM逆变器的工作原理
SPWM逆变器:其期望输出电压波形
为正弦波的逆变器.
就目前的技术而言,还不能制造出功
率大、体积小、输出波形如同正弦 波发生器那样标准的可变频变压的 逆变器.
谢谢大家！
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名 称 交 单回 线路（次/百 公里/年） 两端换流站 （次/年） 0.299 流 双回 0.054 单极 0.126 直 流 双极 0.055 交 单回 0.29 流 双回 0.054 直 单极 0.14 流 双极 0.01
0.560
0.120
4.80
0.20
0.6
0.06
1Hale Waihona Puke 40.25三、直流输电与交流输电的性能比较
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
高压直流输电技术解析（一）
⾼压直流输电技术解析（⼀）⼀、⾼压直流输电简述⾼压直流输电技术被⽤于通过架空线和海底电缆远距离输送电能；同时在⼀些不适于⽤传统交流联接的场合，它也被⽤于独⽴电⼒系统间的联接。
世界上第⼀条商业化的⾼压直流输电线路1954年诞⽣于瑞典，⽤于连接瑞典本⼟和哥特兰岛，由阿西亚公司(ASEA, 今ABB集团)完成。
⼆、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。
三、⾼压直流输电技术性能分析（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。
（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0.4~0.8秒，加上重合闸时间，约0.6~1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0.2~0.35秒内。
（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。
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。
±800千伏特高压直流输电原理
近年来，随着能源互联网的不断发展，±800千伏特高压直流输电技术备受关注。
本文将从深度和广度两个方面，全面评估这一技术，并撰写一篇有价值的文章，以便读者更加深入地理解这一主题。
一、技术原理1.1 ±800千伏特高压直流输电的基本概念在电力输电领域，直流输电和交流输电各有优势和劣势。
直流输电具有输电损耗小、输电距离远等优点，因此被广泛应用于大距离、大功率的电力输送。
而±800千伏特高压直流输电技术，作为直流输电的一种重要形式，其基本原理在于通过将正负极之间的电压差维持在±800千伏，实现远距离、大容量的电力输送。
1.2 输电线路的构成和特点在±800千伏特高压直流输电技术中，输电线路是其核心组成部分。
该技术的输电线路通常由直流电源、换流站、传输线路、换流站和接收端设备组成。
其中，直流电源部分包括换流变压器、滤波器等设备，而传输线路则采用高压直流输电线路，这些设备共同构成了±800千伏特高压直流输电系统。
二、技术应用2.1 ±800千伏特高压直流输电在国内外的应用目前，±800千伏特高压直流输电技术已经在国内外得到了广泛应用。
在我国，±800千伏特高压直流输电已经在西北等地区实现了大规模的应用，为区域间的大容量输电提供了有效的技术支持；在国际上，类似的技术也被广泛应用于远距离、大容量的国际输电项目中，为全球能源互联网建设提供了有力的技术支撑。
2.2 技术的优势和挑战在实际应用中，±800千伏特高压直流输电技术具有诸多优势，如输电损耗小、占地面积少、造价低等，但同时也面临着技术难度大、设备成本高等挑战。
在实际应用中需要充分权衡其优势和挑战，以实现最佳的技术应用效果。
三、个人观点±800千伏特高压直流输电技术作为直流输电的一种重要形式，其在能源互联网建设中具有重要意义。
我认为，随着我国能源互联网的不断发展，±800千伏特高压直流输电技术将在未来得到更加广泛的应用，并为我国电力系统的高效、安全运行做出更大的贡献。
柔性直流输电
柔性直流输电技术目录简介 (1)原理 (2)战略意义 (3)应用前景展望 (4)常规直流输电与柔性直流输电的对比 (5)一、常规直流输电技术 (5)二、柔性直流输电技术 (6)三、常规直流输电技术和柔性直流输电技术的对比 (7)四.运行方式 (8)简介柔性直流输电作为新一代直流输电技术，其在结构上与高压直流输电类似，仍是由换流站和直流输电线路(通常为直流电缆)构成。
基于电压源换流器的高压直流输电（VSC-HVDC）技术由加拿大McGill大学的Boon-Teck Ooi 等人于1990年提出，是一种以电压源换流器、自关断器件和脉宽调制（PWM）技术为基础的新型输电技术，该输电技术具有可向无源网络供电、不会出现换相失败、换流站间无需通信以及易于构成多端直流系统等优点。
李岩，罗雨，许树楷，周月宾等.柔性直流输电技术：应用、进步与期望．《南方电网技术》，2015讲述了柔性直流输电技术是构建灵活、坚强、高效电网和充分利用可再生能源的有效途径,代表着直流输电的未来发展方向,已成为新一代智能电网的关键技术之一。
概述了国内外柔性直流输电工程的现状以及柔性直流输电技术在交流电网的异步互联、风电场并网、海上平台供电和城市负荷中心供电等领域的应用情况;重点介绍了世界第一个多端柔性直流输电工程——南澳多端柔性直流输电示范工程的研发情况,尤其是其技术难点;指出了直流输电混合化,高电压大容量化,直流输电网络化和直流配电网等未来柔性直流输电技术发展的主要方向;提出了柔性直流输电系统亟待解决的关键问题,诸如具有直流短路故障电流清除能力的电压源换流器拓扑结构,高压直流断路器技术和直流电网运行的基础理论及控制保护技术。
柔性直流输电系统中两端的换流站都是利用柔性直流输电，由换流器和换流变压设备，换流电抗设备等进行组成。
其中最为关键的核心部位是 VSC ，而它则是由流桥和直流电容器共同组成的。
系统中，综合考虑它的主电路的拓扑结构及开关器件的类型，能够采用正弦脉宽调制技术，将此类技术在调制参考波与三角载波进行数据的对比，在后者数据相对较小的情况下，就会发生触发下桥臂开关导通并关断下桥臂。
±800kV 特高压直流输电工程技术
±800kV 特高压直流输电工程技术摘要：特高压直流输电技术是目前世界上最先进的输电技术，具有远距离、大容量、低损耗、少占地的综合优势，可以更安全、更高效、更环保地配置能源，是实现能源资源集约开发、促进清洁能源发展、有效解决雾霾问题的重要载体，更是转变能源发展方式、保障能源安全、服务经济社会发展的必由之路，也是中国抢占世界能源发展制高点、带动电工装备业“走出去”的重要举措。
关键词：特高压;?直流输电;?换流站;1特高压直流输电工程技术1.1特高压换流技术特高压换流是特高压直流输电工程的关键技术，其核心设备为换流阀。
目前中国投运及在建的±800kV特高压直流输电工程所使用的换流阀主要有5000A/±800kV和6250A/±800kV两种类型，其中后者的输送性能相对于前者有大幅度的提升。
文章将对这两种类型的特高压换流阀基本参数和性能进行对比分析。
（1）运行条件5000A/±800kV和6250A/±800kV换流阀均为全封闭户内设备，其长期运行温度为10～50℃，长期运行湿度为50%RH，并要求阀厅内长期保持微正压条件。
（2）基本参数与±800kV/5000A换流阀相比，±800kV/6250A换流阀的输送容量提升了25%，其晶闸管导通电压由原来的8.5kV降为7.2kV，晶闸管关断时间由原来的500μs降为450μs，增强抵御换相失败的能力。
（3）阀塔结构设计目前±800kVUHVDC换流阀典型阀塔结构均为悬吊式二重阀结构，整个阀塔通过悬式绝缘子悬吊于阀厅顶部。
每个二重阀为一个6脉波整流/逆变桥的1相，由2个单阀串联构成，而双12脉动阀组的1相则由4个二重阀串联构。
其中，高端阀厅12脉动阀组的悬吊部分的绝缘按直流600kV设计，低端阀厅12脉动阀组的悬吊部分的绝缘按直流200kV设计。
在每个单阀两端采用并联氧化锌避雷器来实现过电压保护，并在阀塔的顶部和底部安装屏蔽罩，以改善换流阀周围电场分布特性，避免换流阀对地产生电晕发电。
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6.6 机组作用系数法
UIFi作用系数 SHVDC——直流输电系统额定容量 Si——i台发电机的额定容量 SCi——整流站交流母线三相短路容量，不包括Si SCTOT——整流站交流母线三相短路容量，包括Si UIFi<0.1，直流与i机没有显著作用，不考虑次同步振荡
为零时，UIFi=0，无作用，此时SCi =SCTOT
或者系统容量很大 或者发电机离整流站距离很远
6.7 SSO分析方法评述
特征值分析法，复转矩系数法，时域仿真法
适合串联补偿等分析， 特征值法不适合包含FACTS，HVDC的分析，数学模型建
立难， 换流器不是稳态模型，暂态过程无法线性化，特征值法无
第6章 交直流电力系统的低频振荡和次同步振荡
6.1 低频振荡的主要分析方法 1）特征值分析方法 工作点附近线性化，求特征值，分析振荡的模式、振型、 参与因子和灵敏度
2）测试信号法 采用电力系统机电暂态仿真程序进行计算，小扰动稳定分 析法
3）Prony分析法 用指数函数的线性组合来拟合等间隔采样数据，分析出信 号包含模式的幅值、相位、阻尼和频率——时域中的模态 参数辨识法
逆变侧交流母线1.0s发生三相短路，0.1s故障切除
惠水500kV交流母线1.0s发生三相短路，0.1s故障切除
6.4 prony 分析法
6.5 直流输电引起次同步振荡的机理 —原因是汽轮发电机的速度电动势分量与触发角的控制之间紧密
耦合与内在的反馈关系
1）引起次同步振荡的因素 汽轮发电机组与直流输电站距离很近 汽轮发电机组与交流大电网联系薄弱 汽轮发电机组的额定功率与直流输送额定功率在同一数量级
设计步骤： 用测试信号法对系统进行小信号稳定性分析，求出系统区域间振荡模式的 频率和阻尼比 选择期望的主导极点 用测试法辨识开环传递函数G(s) 求出直流小信号调整期的补偿相位和幅值 重新计算区域间振荡模式的频率和阻尼比
➢ G4为激励点，在发电机的转子上施加小扰动振荡转矩 与G4相关的振荡频率为：frd41=0.577， frd42=1.11 ξ41=0.0082， ξ42=0.085， G1为激励点，在发电机的转子上施加小扰动振荡转矩 与G1相关的振荡频率为：frd11=0.581， frd12=1.07 ξ11=0.0081， ξ12=0.082， G2为激励点，在发电机的转子上施加小扰动振荡转矩 与G2相关的振荡频率为：frd21=0.580， frd22=1.073 ξ21=0.0078， ξ22=0.085， G3为激励点，在发电机的转子上施加小扰动振荡转矩 与G3相关的振荡频率为：frd31=0.575， frd32=1.11 ξ31=0.0082， ξ32=0.085，
极点-29.65，-2.246，-0.030+j3.630， -0.030-j3.630 对应f=0.577 校正后的模式选为sd=-0.64+j3.1， sd=-0.64+j3.1 f=0.5Hz， ξ=0.2 调整器的参数为T1=0.55s，T2=0.15s，Tw=10.0s，
Khvdc=0.095 测试得到：frd1=0.509， ξ=0.192 加入直流小信号调制后，对局部振荡的影响不大，
3）触发角对阻尼的影响
4）控制器参数对阻尼的影响
6.8.2 与1）无pss和直流调制(机组详细模型，直流无附加控制）
2）有pss
6.3 测试信号法
1）直流小信号调制器参数的整定 利用与交流联络线并联的直流输电线的小信号调制可以有效地抑制低
频振荡——在已有的直流输电控制中加入附加直流小信号调制
设计的关键是求出开环传递函数进行极点配置
法使用 时域仿真实现的复转矩系数法——测试信号法，可以考虑
电力电子元件的开关过程，适合包含FACTS，HVDC的 SSO分析
6.8 HVDC对发电机次同步振荡的阻尼
Sd=1000MW，SG=892MW，500kV 6.8.1 与整流站相连的发电机组 1）UIF对SSO的影响
2）直流输送功率大小对阻尼的影响