毕业设计（论文）任务书
东北大学继续教育学院毕业设计（论文）指导记录教学中心：年级专业：学生姓名：
摘要
发展特高压、超高压输电是我国电力工业发展的必然趋势，特高压、超高压输电对电网的安全稳定运行及电能质量提出了更高的要求。电力系统中的无功补偿与无功平衡，可以改善输电系统的稳定性，提高输电能力，抑制系统过电压。随着电网结构的日益复杂和电压等级的不断提高，电压和无功的调节仅仅依靠发电机的自动电压调节器已经远远不够，必须增强电网本身的调控能力。目前，在电力系统中应用最为广泛的无功补偿装臵之一是并联电抗器，现在的超高压并联电抗器是非可控的，它始终接入线路而不予切除，而当线路发生故障切除和重合闸时，会产生工频和操作过电压。如何将并联电抗器做成可控方式是当前的现实需要和发展趋势，而且为了适应负载的急剧变化，电抗器应该具有高速响应的特点。本文详细介绍可控电抗器的分类及结构特点，通过对超高压输电线路特点的介绍，详细叙述了可控电抗器在高压输电线路中的原理及特点。
关键词：超高压输电线路可控电抗器
目录
摘要 (4)
1 绪论 (7)
1.1 课题研究背景及意义 (7)
1.1.1 我国发展特高压、超高压输电的必要性 (9)
1.1.2 无功补偿的重要性 (12)
1.1.3 并联电抗器补偿装臵的缺陷 (14)
1.1.4 可控电抗器在特高压或超高压输电中的地位 .. 15 1.2 可控电抗器的功能与应用范围 (17)
1.3 可控电抗器的分类 (21)
1.4 可控电抗器的研究进展 (22)
2 特（超）高压输电线路简介 (26)
2.1 特（超）高压输电的经济性 (26)
2.2 特（超）高压线路的输电能力 (28)
2.3 MCR应用在特（超）高压输电中的优势 (29)
3 可控电抗器在特（超）高压线路中的应用 (33)
3.1 概述 (33)
3.2 可控补偿原理 (35)
4 结语 (39)
参考文献 (40)
1 绪论
1.1 课题研究背景及意义
电能是当今最重要的能源形式，随着我国经济的飞速发展和人民生活水平的迅速提高，对电力的需求也正在高速增长，目前，我国已成为世界第二大电力消耗国。根据我国的国情，发展大电网互联和大容量远距离输电是必然趋势，近年来，超高压、特高压电网在我国很多地区相继投入运行。因此，对电网的安全稳定运行及电能质量提出了更高的要求，电能质量的好坏将直接关系到国民经济的总体效益。提高电网的安全运行水平和电能质量，除电网结构本身要合理外，还必须要有先进的调节控制手段。特高压或超高压大电网的形成及负荷变化加剧，要求大量可调的无功功率源以调整电压，维持系统无功潮流平衡，减少损耗，提高供电可靠性。
传统的无功功率补偿装臵有同步调相机(Synchronous Condenser-SC)、并联电容器、静止无功发生器(Static Var Generator-SVG)和并联电抗器等。同步调相机不仅能补偿固定无功功率，对变化的无功功率也能进行动态补偿，但是由于同步调相机是旋转电机，因其损耗和噪音都较大，运行维护复杂，而且响应速
度慢，在很多情况下已无法适应快速无功功率控制的要求，目前应用很少。并联电容器与同步调相机相比，调节效果相近，成本较低，但由于受电容器分组数量的限制，无功补偿只能实现有级调整，更多地与电抗器或电阻器一起应用在电力系统中，作为某次谐波的无功补偿和滤波装臵。静止无功发生器是一种现代电力电子无功偿装臵，它既可以发出无功功率，又可以吸收无功功率，但其只能补偿无功功率，功能较为单一。并联电抗器是目前我国在特高压或超高压长距离输电系统中普遍采用的无功功率补偿装臵，并联电抗器的结构十分复杂，价格要比同级功率的电力变压器高得多，且其容量不能做成连续可调，即不能对无功功率进行自动连续平滑调节。因此上述各种无功功率补偿装臵都不能很好地满足特高压或超高压远距离输电网无功平衡的需要。
可控电抗器是一种特殊的特高压或超高压并联电抗器，它能够随着传输功率的变化而自动平滑地调节本身的容量。但早期的可控电抗器因其调节速度慢、损耗较大及其他无功补偿装臵的迅速发展等原因并没有受到人们的重视。1986 年，原苏联科学家提出了可控电抗器的一种新型结构，从而使可控电抗器的发展有了突破性进展。新型可控电抗器可直接用于直到 1150kV 的任何电压等级的电
网作为连续可调的无功补偿装臵，因而可直接连接于特高压或超高压线路侧，同时发挥同步补偿机和并联电抗器的作用。可控电抗器在电力系统中，特别是特高压或超高压电力系统中的应用前景和潜力是十分广阔的。
1.1.1 我国发展特高压、超高压输电的必要性
我国地域广阔，资源丰富，但一次能源(水力、煤炭)的地理分布很不均衡。水力资源的67.8%分布在西南地区(四川西部、西藏东部最为集中)，可开发的资源达上亿千瓦。而煤炭总储量的70%集中在华北和/三西0(山西、陕西和蒙西)。而我国电力负荷中心主要集中在经济发达、人口密集的中部、东北及东南沿海一带，预计到2015年，仅长江三角洲地区负荷就接近7@107kW ，占全国总容量的1/7。这些地区的电力短缺问题日益严重。
目前，我国兴建电站有两种选择：一是建在电力负荷中心，因此水电、核电显然是不现实的，而只可能建火电厂，把煤炭远距离送到负荷中心。但在当地大量建设燃煤的火力发电厂越来越受到铁路运输和环境保护的制约，大量将煤炭用于发电也是对煤炭资源的极大浪费，经济上并不合算。而且火电站的容量相对较小，因而并
不能有效解决电力紧缺问题；另一选择是发电厂建在一次能源中心，将电能通过长距离输电线路送到中东部的负荷中心。因此，为满足不断增长的电力需求，充分利用西南、西北地区的水力资源建设水电站和/三西0地区丰富的煤炭资源建设煤矿坑口电厂，将电力输送到电力负荷中心地区，已成为我国能源、电力建设的主要方针之一。据预计，到2020年我国西电东送电力将达到1.2~1.5亿kW。
为使大量电力长距离安全、稳定地输送，并尽可能减少输电系统中的线路损耗，采用特高压或超高压输变电技术将是必然趋势。现在世界上无论是交流输电，还是直流输电，总的趋势是输电电压等级越来越高。其主要目的是为了大容量远距离输送电力，减小传输过程中的损失并结合考虑技术经济因素。当电力系统出现故障时，目前开关能够开断的最大电流为63kA，当故障电流大于63kA 时无法开断，随着输电电压的提高，线路的开断电流可以降低。
输电电压越来越高的原因还包括：一是对线路走廊的考虑，在幅员窄小，地价很高或线路走廊受地形限制时，该因素就尤显突出。经济比较结果表明：每提高一个电压等级，走廊输送电能的利用率可提高2~3倍。如美国AEP的765kV输电线路，输送的能力相当于
特高压和超高压交流输电系统运行损耗比较分析 发表时间：2016-11-09T10:58:55.850Z 来源：《电力设备》2016年第16期作者：杨阳1 孙寒飞2 冯红革1 [导读] 我国的特高压和超高压输电网络是整个电力网络的基础，其安全的运行关系到社会的安定，关系到千千万万个小家庭的日常生活。（1.国网河北省电力公司检修分公司河北省石家庄 050000；2.国网石家庄供电公司河北 050000） 摘要：我国幅员辽阔，能源资源蕴藏与电力需求呈逆向分布，其中三分之二的水资源在西南，三分之二的煤炭资源在西北，风电和太阳能等可再生能源也主要分布在西部、北部，而三分之二以上的电力需求则来自资源相对匮乏的东中部地区。能源资源与电力需求分布的不平衡状况，客观上要求对能源进行大范围内的优化配置。特高压交流输电和超高压交流输电是对能源进行优化配置，满足电力需求的两种重要方式。鉴于此，文章针对当前特高压和超高压交流输电系统运行损耗比较进行了分析，以供参考。 关键词：特高压；超高压；交流输电系统；运行损耗；比较 1导言 随着我国经济建设的进一步推进，输电网络需要得到进一步的提升，我国的特高压和超高压输电网络是整个电力网络的基础，其安全的运行关系到社会的安定，关系到千千万万个小家庭的日常生活。输电系统运行损耗是影响整个输电系统经济性的重要因素。根据交流输电系统等值数学模型构建出满足同等输电能力的特高压和超高压交流输电方案，在此基础上计算出不同情景下各输电方案的损耗率大小，以期为相关工程提供帮助。 2同等输电能力的特高压和超高压交流输电方案 2.1交流输电系统等值数学模型 交流输电系统输电能力分析采用正序模型，送受端系统分别用相应的正序网络来等值。在假设输电线路无损耗的条件下，对描述输电线路基本特性的著名长线方程进行推导可以得到输送容量的关系式，分别取线路额定电压和自然功率作为电压基准值和功率基准值，并对线路均匀串联补偿，得到线路输送容量的标么值方程分别为： 2.2不同情景下的特高压和超高压输电方案 2.2.1情景设置 1000kV采用8×630导线，500kV常规型采用4×630导线，500kV紧凑型采用6×300导线。1000kV按输送容量的1.3倍配置变电容量，只考虑降压容量，送端设开关站，受端变电站容量随输送容量变化。500kV不考虑变电投资，送、受端均设开关站。随着输送距离的增长，考虑在线路中间建设开关站，1000kV每300km建设一个开关站，开关站出线规模匹配线路回路数；500kV每250km建设一个开关站，开关站出线规模匹配线路回路数；有需要时增加串补，补偿度按0%、20%、30%、40%进行选择。当单回路不能满足输送容量要求时，优先考虑增加串补。 2.2.2不同情景下的输电方案 按照特高压和超高压交流可能的输送距离范围，输送距离选取200km、400km、600km、800km、1000km五种情景；按照特高压和超高压交流常用的主变容量规格及容量限制，额定输送容量选取2800MW、4000MW、5600MW、8000MW、8400MW五种情景。在此基础上，构造出25种情景下采用1000kV、500kV常规和500kV紧凑的输电方案，其中，额定输送容量为8000MW时对应的输电方案如表1所示。 表1 额定输送容量为8000MW的输电方案 2.2.3不同相位电流差动保护 在特高压电路以及超高压电路中，分相电流差动保护措施我们经常用到的，也是此类电路的主要保护方式。差动保护能保护特高压电路的电磁继电器，保障电路的输电安全。但是差动保护没办法解决掉整个电路中电容电流的影响，因为电容电流的存在，所以在电路的任意一段电线两边的电流和不是零。特高压电路输送过程中，因为电路输送过长，电压较大，会产生影响电路电流的电容，我们为了保持电路电压的稳定值，会在特高压电路的两端放置并联电抗器，电路的电流出现不稳定的时候，两端的电流感抗器会给电路较大的高抗补偿，
高压输电线路安全防护措施 一、危险性告知220KV敬枣4899输电线路是高压输电线路，在输电线路4米范围内存在强大的高频电场，当地面上的导体进入高频电场范围内，便产生高频放电，高压电流瞬间到达地面，并在地面形成高压 接地电流散流场，俗称“跨步电压”。 二、可能产生的后果 1、整个220KV敬枣4899线输、变、供电系统瘫痪，将给国家造成巨大的经济损失； 2、工程机械设备烧毁：如吊车、混凝土泵车、其他高大设备。给单位造成经济损失； 3、充气设备爆裂：如轮胎、氧气瓶、乙炔气瓶等。造成事故的扩大化和连锁灾害； 4、生命死亡：包括人员、牲畜等。将酿成重大安全生产事故。 三、安全距离控制措施 1、安全距离：根据《施工现场临时用电安全技术规范》，起重机在外电架空线路附近吊装时，起重机的任何部位或被吊物边缘在最大倾斜时与架空线路的最小安全距离应符合表4.1.4规定。 S4.L4起重机与袈空线路边线的嚴小安全距藹 2、实测净空距离：5月14日实测220KV敬枣4899线与已开挖的路基垂直距离为17.0米。扣除落果树大桥5#墩钻机基础垫高、测量误差及其他因素，现场净空距离约为15.0米； 3、安全净空距离控制：严格按照《施工现场临时用电安全技术规范》规定，确保最小安全净空距离为6.0米，垂直作业净空高度不得超过9.0 米。 四、现场安全控制措施 1、在高压输电线路下方进行吊装、架设等空中作业前，必须对高压
线路与作业面之间净空距离进行测量，计算垂直作业净空高度，以此调 配作业机械、物件的高度，并严格控制； 2、在高压输电线路一侧进行吊装、架设等空中作业前，必须通过测 量 认定桩位与高压输电外侧线路的相对距离，在确保6,0米最小安全距离 的前提下，确定进行作业、吊装物件的最大安全高度。 （见下图） 落果树大桥外电防护安全净空距离控制示意图 3、 钢筋笼制作：根据测量、计算的作业净空高度和 H 值，确定钢筋 笼 制作的合理长度（具体长度应根据钢筋笼的总长度 +搭接长度进行计 算），每一节的长度不得超过作业净空高度和 H 值。 4、 钢筋笼安装： ⑴、在高压电线下方，禁止使用吊车安装钢筋笼；可以用钻机、挖 掘机、装载机等非高大机械进行，但应严格按照安全操作规程进行规范 操作和安装； ⑵、在高压电线一侧，使用吊车安装钢筋笼时，吊车桅杆伸出的长 度不得超过H 值，并将临高压电线一侧的支腿全部伸展到位、垫实，确 保整机稳定、作业可靠； ⑶、在高压电线一侧，使用钻机、挖掘机、装载机等非高大机械进 行钢筋笼安装时，钢筋笼的长度不得超过 H 值。 五、现场安全管理措施 1、凡参加 220KV 敬枣 4899 输电线路区域内的施工作业人员，都必 须 、的 H 业件度 ^^ 高 ____________________ W K 机虽取 3tt 钢 i 高压电线与地面距离一百?加作业淨空高度 fffi 作业点与髙压电线外侧相对距离一&?沪机械作业最大髙度H 22BKU 敬枣咖爭线高压输电线路 氣眯最小安全距离 业净空高度 笼 所 1?-部 fflj 顶
换流站与变电站，为何采用高压直流输电 1.总论 电厂的任务是发电，电厂要能正常发电就需要使用和维护设备，使用和维护设备就是电厂的主要工作内容。 变电站是将电厂发出的电能通过电力设备进行各种变换，然后输送出去。其主要工作任务是： 1、使用和维护电力设备，使之保证长期连续对外供电。 2、监控电力设备运行情况，作好各项监控记录，以便将来作为技术或故障 分析的原始资料。 3、有些变电站还具有监控线路运行状况的功能。 2.换流站 高压直流输电的一种特殊方式，将高压直流输电的整流站和逆变站合并在一个换流站内，在同一处完成将交流变直流，再由直流变交流的换流过程，其整流和逆变的结构、交流侧的设施与高压直流输电完全一样，具有常规高压直流输电的最基本的优点，可实现异步联网，较好地实现不同交流电压的电网互联，将2个交流同步电网隔离，能有效地隔断各互联的交流同步网间的相互影响，限制短路电流，且联络线功率控制简单，调度管理方便。与常规直流输电比较，其优点更突出： 1、没有直流线路，直流侧损耗小； 2、直流侧可选择低压大电流运行方式，以降低换流变压器、换流阀等有关 设备的绝缘水平，降低造价； 3、直流侧谐波可全部控制在阀厅内，不会产生对通信设备的干扰； 4、换流站不需要接地极，无需直流滤波器、直流避雷器、直流开关场、直 流载波等直流设备，因而比常规的高压直流输电节省投资。
换流站是直流输电工程中直流和交流进行相互能量转换的系统，除有交流场等与交流变电站相同的设备外，直流换流站还有以下特有设备：换流器、换流变压器、交直流滤波器和无功补偿设备、平波电抗器。 换流器主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀，换流器单位容量在不断增大。 换流变压器是直流换流站交直流转换的关键设备，其网侧与交流场相联，阀侧和换流器相联，因此其阀侧绕组需承受交流和直流复合应力。由于换流变压器运行与换流器的换向所造成的非线性密切相关，在漏抗、绝缘、谐波、直流偏磁、有载调压和试验方面与普通电力变压器有着不同的特点。交直流滤波器为换流器运行时产生的特征谐波提供入地通道。换流器运行中产生大量的谐波，消耗换流容量40％～60％的无功。交流滤波器在滤波的同时还提供无功功率。当交流滤波器提供的无功不够时，还需要采用专门的无功补偿设备。 平波电抗器能防止直流侧雷电和陡波进入阀厅，从而使换流阀免于遭受这些过电压的应力；能平滑直流电流中的纹波。另外，在直流短路时，平波电抗器还可通过限制电流快速变化来降低换向失败概率。 3.变电站 3.1简介 改变电压的场所。为了把发电厂发出来的电能输送到较远的地方，必须把电压升高，变为高压电，到用户附近再按需要把电压降低。这种升降电压的工作靠变电站来完成。变电站的主要设备是开关和变压器。按规模大小不同，称为变电所、配电室等。 3.2组成
浅谈高压直流输电对交流电网继电保护影响 摘要：目前在交流电网的继电保护工作中尚且存在许多不足之处，需要工作人 员引起注意并且加以解决，比如直流输电的交流母线通过多条线路和多落点接入 交流电网，对含有直流馈入的电网做仿真分析，在直流馈入点附近采用受影响小 的继电保护装置等等，这些都是可取的措施。 关键词：高压直流；输电；交流电网；继电保护；分析 1导言 近年来我国尤其是沿海经济发达地区用电需求增长很大,但是我国能源丰富地 区大都在西部,这种能源和负荷分布不平衡的局面促使我国实行“西电东送”工程,因此,大力开发西南水电,采用特高压直流将电能输送到沿海经济发达地区势在必行。 2直流偏磁成因 对于特高压直流输电来讲，较之于常规高压直流输电有所区别，而且运行方 式也非常的复杂，即便是一个双极特高压直流输电系统其运行方式也可能达到二 十多种。当电极不对称以大地作为回路运行过程中，直流电流就会以大地作为一 部分构成一个回路，如此强大的电流会在接地极址位置形成相对比较恒定的电流场，进而对接地极与周围交流系统产生巨大的影响。实践中可以看到，距离接地 极址越近，则直流电场就越大，反之亦然。 2高压直流输电线路继电保护的整体情况和存在问题 2.1高压直流输电线路继电保护的整体情况 从新中国成立以来，以换流技术为基础的交流电网继电保护技术就开始有了 进步，尤其是在高压直流输电上取得了更可喜的发展成果。在当前情况下，用作 长距离高能量电能传输的更多的是依靠半控型器件晶闸管的电流源换流器高压直 流输电（CSCHVDC）；而由全控型器件构成的电压源换流器高压直流输电（VSC-HVDC）则偏向于受端弱系统。与此相对应的，高压直流输电线路的电网构造从之前的两端系统拓展成多段的体系；电网的线路也发生了改变，从之前单纯的海底 电缆形式转变成架空线路和电缆共存的形式；此外，高压直流输电在运输的地域 宽度、功率大小、电压高低等方面都展现了更突出的优势。目前的直流输电电网 继电保护工作在开展时，主要依靠ABB和SIEMENS公司，分为几种不同的保护方式。 2.2高压直流输电线路继电保护的现存问题 从保护效果的形成机制看，目前的直流输电继电保护工作成效不高，主要是 因为设计理念不先进、方案可实施性不强，主保护工作不力是因为系统的灵敏性弱、故障处理不到位、整体规划不强、采样率要求太高和对干扰的抵抗程度低等等。而后备保护工作不到位，则是因为保护的时效性不强、低电压保护缺少根据 等等原因。就交流电网的保护配置方面看，直流输电的保护类型太过单调，不够 可靠，一旦发生故障不能及时处理。 3交流电网的现状 自从第一个交流发电站成立以来，交流电网凭借以下的优势迅速的发展并被 广泛的使用。一是利用建立在电磁感应原理基础上的交流发电机可以很经济方便 地把机械能（水流能、风能）、化学能等其他形式的能转化为电能；交流电源和 交流变电站与同功率的直流电源和直流换流站相比，造价大为低廉。二是交流电 可以方便地通过变压器升压和降压，这给配送电能带来极大的方便。随着技术的 不断深入，交流电网出现了一些问题，主要有以下几方面：一是交流输电不能做
目录 前言 (2) 主要设备 (3) 远距离输电优势明显 (3) 工程应用 (3) 超高压直流输电和交流输电的性能对比 (4) 超高压直流输电的优势及其依赖的技术 (5) 超高压直流输电系统的结构 (6) 超高压直流输电的故障保护系统 (7)
前言 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。 在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流，通过架空线或电缆传送到接受点；直流在另一侧换流站转化成交流后，再进入接收方的交流电网。直流输电的额定功率通常大于100兆瓦，许多在1000-3000兆瓦之间。 高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。 应用高压直流输电系统，电能等级和方向均能得到快速精确的控制，这种性能可提高它所连接的交流电网性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。 高压直流输电是将三相交流电通过换流站整流变成直流电，然后通过直流输电线路送往另一个换流站逆变成三相交流电的输电方式。它基本上由两个换流站和直流输电线组成，两个换流站与两端的交流系统相连接。 直流输电线造价低于交流输电线路但换流站造价却比交流变电站高得多。一般认为架空线路超过600-800km，电缆线路超过40-60km直流输电较交流输电经济。随着高电压大容量可控硅及控制保护技术的发展，换流设备造价逐渐降低直流输电近年来发展较快。我国葛洲坝一上海1100km、±500kV,输送容量的直流输电工程，已经建成并投入运行。此外，全长超过2000公里的向家坝-上海直流输电工程也已经完成。该线路是目前（截至2011年初）世界上距离最长的高压直流输电项目。
Beijing Jiaotong University 特高压输电系统及其关键技术 姓名：TYP 班级：电气0906 学号：09291183 指导老师：吴俊勇 完成日期：2012.5.20
一、特高压输电简介 特高压输电指的是使用1000千伏及以上的电压等级输送电能。特高压输电是在超高压输电的基础上发展的，其目的仍是继续提高输电能力，实现大功率的中、远距离输电，以及实现远距离的电力系统互联，建成联合电力系统。 特高压输电具有明显的经济效益。据估计，1条1150千伏输电线路的输电能力可代替5～6条500千伏线路,或3条750千伏线路;可减少铁塔用材三分之一，节约导线二分之一，节省包括变电所在内的电网造价10～15％。1150千伏特高压线路走廊约仅为同等输送能力的 500千伏线路所需走廊的四分之一，这对于人口稠密、土地宝贵或走廊困难的国家和地区会带来重大的经济和社会效益。特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。100万伏交流特高压输电线路输送电能的能力（技术上叫输送容量）是50万伏超高压输电线路的5倍。所以有人这样比喻，超高压输电是省级公路，顶多就算是个国道，而特高压输电是“电力高速公路”。1000千伏电压等级的特高压输电线路均需采用多根分裂导线,如8、12、16分裂等，每根分裂导线的截面大都在6 00平方毫米以上,这样可以减少电晕放电所引起的损耗以及无线电干扰、电视干扰、可听噪声干扰等不良影响。杆塔高度约40～50米。双回并架线路杆塔高达90～97米。
二、特高压输电系统及关键技术简介 特高压输电分为特高压直流输电和特高压交流输电两种形式。 1、特高压直流输电 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。 1、特高压直流输电设备。主要包括：换流阀、换流变压器、 平波电抗器、交流滤波器、直流滤波器、直流避雷器、交流避雷器、无功补偿设备、控制保护装置和远动通信设备等。相对于传统的高压直流输电，特高压直流输电的直流侧电压更高。容量更大，因此对换流阀、换流变压器、平波电抗器、直流滤波器和避雷器等设备提出了更高的要求。 2、特高压直流输电的接线方式。UHVDC一般采用高可靠性 的双极两端中性点接线方式。 3、特高压直流输电的主要技术特点。与特高压交流输电技 术相比，UHVDC的主要技术特点为：
特高压直流输电的现状与展望 摘要：特高压直流输电大多用于长距离输电，例如海底电缆、大型发电站输电等，在我国，其是指通过1000kV级交流电网和±600kV级以上直流电网要求构成 的电网系统。放眼现在，直流输电在电力传输中的地位与日俱增，尤其在结合计 算机等技术后，特高压直流输电系统的整体调控更加可靠。本文将通过分析我国 特高压直流输电的现状，以及探究今后发展的展望，讨论特高压直流输电如何在 个别恶劣环境中进行应用的问题。 关键词：特高压；直流输电；现状；展望 1 特高压直流输电的现状 1.1 发展速度快 从上世纪六十年代开始，由于部分发达国家需要向部分地区进行远距离、大 容量输电的需求，开始了对特高压直流输电的研究。从开始阶段的不到一千公里，五十万千伏直流输电电压，输电功率六百万千瓦，到如今的上千公里，八十万千 伏直流输电电压，其中的发展速度无疑是飞快的。除此之外，由于现代科技更为 发达，再加上可以通过计算机进行实时地检测，特高压直流输电系统在调节方面 的优化，可谓是跨越了一大步。此外，相较于以往的电线，光纤的使用也使得特 高压直流输电在传输过程中的安全性得以提高，大大提高了其输电效率。并且， 特高压直流输电的应用范围也大大扩增，不再局限于几个发达国家。 1.2 效率更高 在远距离大容量输电方面，相较于交流输电，或者是超高压输电方式，特高 压直流输电通常会是更好的选择，其在经济投资、能源损耗以及工程规模方面都 要优于交流输电和超高压输电。例如，在特高压和超高压两种方式之间，面对相 同的输电工程，姑且定为10GW的输送功率，2千米的输送距离，超高压输电需 要240亿元的投资，在输电过程中有将近1.15GW的损耗，其工程规模为135米，而特高压输电只需要200亿元的投资，在输电过程中只有1GW的损耗，工程规 模也只有120米；而相等电压等级情况下的交流输电方式，需要315亿元的投资，在输电过程中更是有1.7GW的线损，工程规模也远远大于前面两种方案。所以， 在远距离大容量电力输送过程中，特高压直流输电的输电效率更好。 1.3 我国特高压直流输电现状 我国从上世纪八十年代才开始尝试建设超高压直流输电工程，即葛洲坝直流 输电工程，虽然开始较晚，但发展十分迅速。经过这些年的技术积累，我国现已 具备建设特高压直流输电工程的技术，并于2010年，完全通过我国自主研发， 成功建造了在当时而言，技术领先全球、输电能力最大的±800kV的向家坝特高压 直流输电工程。在今后3~5年中，我国还将在其他地区建设特高压直流输电工程，预计将会达到二十个左右。 2 特高压直流输电的特点 2.1 技术性能更加稳定 直流输电技术基本不存在系统稳定的问题，可以实现电网的非同期互联。简 单来说，就是指直流输电在连接连两个交流系统时，可以在非同步时期运行，在 效果方面，通过交变直，直变交，将两个直流系统隔离，使得两边能够独立运行。除此之外，在运行期间，如果线路发生短路，直流输电能够及时地进行调节，恢 复时间也很短，例如直流输电单极故障的恢复时间一般不超过0.4秒，除此之外，还可以抑制振荡阻尼和次同步振荡的影响。
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。
高压直流输电的优势和应用及其展望京江学院J电气0802 3081127059 陈鑫郁 简单的讲，直流输电是先将交流电通过换流器变成直流电，然后通过直流输电线路送出。在受电端再把直流电变成交流电，进入受端交流电网。直流输电系统由换流(逆变)站、接地极、接地极线路和直流送电线路构成。直流输电具有传输功率大，线路造价低，控制性能好等特点，是目前世界发达国家作为解决高电压、大容量、长距离送电和异步联网的重要手段。直流输电( HVDC)的发展历史到现在已有百余年了，在输电技术发展初期曾发挥作用，但到了20 世纪初，由于直流电机串接运行复杂，而高电压大容量直流电机存在换向困难等技术问题，使直流输电在技术和经济上都不能与交流输电相竞争，因此进展缓慢。20 世纪50 年代后，电力需求日益增长，远距离大容量输电线路不断增加，电网扩大，交流输电受到同步运行稳定性的限制，在一定条件下的技术经济比较结果表明，采用直流输电较为合理，且比交流电有较好的经济效益和优越的运行特性，因而直流电重新被人们所重视。 1 高压直流输电 高压直流输电基本原理 高压直流输电的定义：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。直流输电的一次设备主要由换流站（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。 高压直流输电的技术特点 （1）高压直流输电输送容量更大、送电距离更远。 （2）直流输送功率的大小和方向可以实现快速控制和调节。 （3）直流输电接入系统是不会增加原有电力系统的短路电流容量的，也并不受系统稳定极限的限制。 （4）直流输电是可以充分利用线路的走廊资源，线路的走廊宽度大致为交流输电线路的一半，并且送电容量相比前者更大。 （5）直流输电工程运行时，无论任一极发生故障时，另一极均能继续运行，并可以发挥过负荷能力，保持输送功率不变或最大限度的减少输送功率的损失。 （6）直流系统本身具有调制功能，可根据系统的要求做出快速响应，对机电振荡产生阻尼，阻尼能够产生低频振荡，从而提高了电力系统暂态稳定水平。 （7）能够通过换流站内配置的无功功率自动控制装置对系统交流电压进行自动调节。 （8）对于大电网而言，能够实现大电网之间通过直流输电互联供电的方式，同时2个电网之间也不会因为这种方式产生互相干扰和影响，并在必要时可以迅速进行功率交换。 2 高压交流输电 交流输电的基本原理 发电厂发出的电能以交流形式输送的方式送至受电端。交流电可以方便灵活地根据需要通过变压器升压和降压，使配送电能变得极为便利。 交流输电的特点 （1）高压交流输电在输电的过程中可以有中转点，可以组成强大的电力网络，根据电源点分布、负荷点的布点、传输电力和进行电力交换等实际需要而构成国家高压、特高压主体电网网架。因此高压交流电网的最大优势是：输送电能的能力比较强大、覆盖的范围很广、电网线损小、输电路径明显减少，能很灵活地适应电力市场运营的要求。 （2）采用高压交流输电能够实现如同网络般的功能，我们知道高压交流同步电网中线路两端的功角差是可以控制在20°及以下的。因此，交流同步电网的安全稳定性越高，同步
浅谈特高压直流输电 将电能从大型火力、水力等发电厂输送到远方负荷中心地区时会遇到远距离输电问题。要实现远距离的大功率传输，需采用超高压或特高压输电技术。在特高压输电技术中有交流和直流两种方案，可根据技术经济条件和自身特点加以选择。特高压交流输电是目前国内外最基本的远距离输电方式，而特高压直流输电不存在同步稳定性问题，是大区域电网互联的理想方式。下面我将结合自己所学知识与查阅的资料对特高压直流输电进行概括的阐述。 直流输电是指将送端系统的正弦交流电在送端换流站升压整流后通过直流线路传输到受端换流站，受端换流站将直流逆变成正弦的工频交流电后降压和受端系统相连。而对于换流站，它的核心元件是换流器，，由1 个或数个换流单元串联而成，电路均采用三相换流桥，材料多采用可控硅阀。它的基本工作原理是，控制调节装置通过控制桥阀的触发时刻，可改变触发相位，进而调节直流电压瞬时值、电阻上的直流电流、直流输送功率。同时，相同的触发脉冲控制每个桥阀的所有可控硅元件。当三相电源为对称正弦波的情况下，线电压由负到正的过零点时，脉冲触发桥阀，同时阀两端电压变正，阀立即开通。6 个脉冲发生器分别完成对单桥换流器的6 个桥阀的触发，恰好交流正弦波电源经过1 个周期，线电压又达到下一个过零点进行第二个触发周期。一般，工程上为了获得脉波更小的直流输电电压，通常采用12脉的双桥换流器。 与交流输电相比，直流输电技术具有以下特点：输电功率大小、方向可以快速控制调节；直流输电系统的接入不会增加原有系统的短路容量；利用直流调制可以提高系统的稳定水平；直流的一个极发生故障，另一个极可以继续运行，且可以利用其过负荷能力减少单极故障下的树洞功率损失；另外直流架空线路走廊宽度约为相同电压等级交流输线路走廊宽度的一半。而对于特高压直流输电，它不但具有常规直流输电的特点，而且还能够很好的解决我国一些现存的问题： 1、我国一次能源分布很不均衡, 水利资源2/ 3分布在西南地区, 煤矿资源2/ 3 分布在陕西、山西及内蒙古西部。而电力需求又相对集中在经济发展较好较快的东部、中部和南部区域。能源产地和需求地区之间的距离为1 000~ 2 500 km。因此我国要大力发展西电东送, 实现南北互供, 全国联网。特高压直流输电在远距离输电方面较为经济, 而且控制保护灵活快速, 是实现南北互供的较好途径。 2、我国东部、中部、南部地区是我国经济发达地区, 用电需求大, 用电负荷有着较高的增长率。特高压直流输电能够实现大容量输电, 规划的特高压直流输电工程的送电容量高
特高压交直流输电系统技术经济分析 摘要：随着我国电力事业的快速发展，我国特高压输电工程建设正处于稳步上 升阶段。特高压输电技术的广泛应用，很好地解决了当前输电技术存在的经济性 较低以及无法实现或者实现难度较大的更远距离输电问题，进一步提高了输电系 统供电的稳定性、安全性以及经济性。对于当前特高压输电网而言，1000kV以及±800kV输电系统的技术经济性是重中之重。基于此，研究特高压交直流输电系统 技术经济性具有重要的现实意义。 关键词：特高压交直流水电系统；技术经济性 引言： 1000kV与±800kV输电系统的技术经济性是发展特高压输电网的重要基础。从我国特高压交直流输电示范工程成功运行经验讨论1000kV与±800kV输电的技术 经济性对推进特高压输电网的规划建设具有重要现实意义。 1 1000kV和±800kV输电系统建设成本阐述 1.1 1000kV输电系统的建设成本 一般来说，都是使用单位输电建设成本来表示1000kV与±800kV输电系统的 建设成本。同时，参照示范工程投资决算实对其施估算。以2009年投入运行的1000kV特高压交流试验示范工程为例来看，其最初建设成本为56.9亿元。根据 试验示范工程相关元器件成本以及建设成本的实际情况，使用工程成本计算方法 对其建设成本进行估算，拟使用1000kV、4410MW、1500km特高压输电系统， 其单位输电建设成本预期估算成本为1900元/km?MW。若将500kV输电系统建 设成本按照2500元/km?MW的价格来看，那么此1000kV特高压输电系统的单位 建设成本则近似为500kV输电系统的8成左右。 1.2 ±800kV输电系统的建设成本 对于±800kV直流输电系统而言，首先需要把各发电单元机组通过电站500kV 母线汇集在一起，接着借助500kV输电线路连通到直流输电的整流站中，从而把 三相交流电更换成直流电，再使用两条正负极输电线路将其配送到逆变站中，再 把直流电转变为三相交流电，最后输送到有电压作为保障的500kV枢纽变电站中。和其余输电系统相同，±800kV直流输电系统在进行长距离、大规模输电的过程中，也需要两个电厂作为支撑，拟将其发电机组定位6×600MW以及5×600MW，线路 总长度为1500km，通过±800kV特高压直流输电示范工程数据对其输电建设成本 实施估算。某±800kV特高压直流输电示范工程的直流输电线路总长度为1891km，额定直流电流为4kA，额定换流功率为6400MW，分裂导线的规格为6×720mm2，开工建设的时间为2007年，不断对系统进行调试，最终于2010年正式投入使用。根据系统调试以及投入运行的实际结果来看，自助研发的±800kV特高压直流输电 系统及其相关设备具有较高的运行性能。该±800kV直流输电示范工程建设成本为190亿元，其中换流站与相关线路的成本均占总成本的一半。根据示范工程建设 成本进行估算，±800kV、6400MW、1500km直流输电系统的单位输电建设成本应为1780元/km?MW。 1.3 1000kV和±800kV输电系统建设成本对比分析 一般来说，通过逆变站的输出功率对交流输电进行估算，而直流输电的估算 亦是如此；1000kV交流输电系统的单位建设成本与±800kV直流输电系统的单位 建设成本基本一致，都为1900元/km?MW，处于相同等级。1000kV交流输电系 统的对地电压为578kV和±800kV直流输电系统极线的对地电压相匹配。±800kV
高压直流输电 一、高压直流输电系统（HVDC）概述 众所周知，电的发展首先是从直流开始的，但很快就被交流电所取代，并且在相当长的一段时间内，在发电、输电和用电各个领域，都是交流电一统天下的格局。 HVDC技术是从20世纪50年代开始得到应用的。经过半个世纪的发展，HVDC技术的应用取得了长足的进步。据不完全统计，目前包括在建工程在内，世界上己有近百个HVDC 工程，遍布5大洲20多个国家。其中，瑞典在1954年建成投运的哥特兰（Gotland）岛HVDC 工程（20MW，100kV，90km海底电缆）是世界上第一个商业化的HVDC工程，由阿西亚公司(ASEA，今ABB集团)完成；拥有最高电压（±600kV）和最大输送容量（2 x 3150MW）的HVDC工程为巴西伊泰普（Itaipu）工程；输送距离最长（1700km）的HVDC 工程为南非英加——沙巴（1nga2Shaba）工程；电流最大的HVDC工程在我国：如三常、三广和贵广HVDC工程，额定直流电流均为3000A。HVDC的发达地区在欧洲和北美，ABB和西门子等公司拥有最先进的HVDC技术，美国是HVDC工程最多的国家。 HVDC在我国是从20世纪80年代末开始应用的，起步虽然较晚，但发展很快。目前包括在建工程在内，总输送容量已达18000MW以上，总输送距离超过7000km，该两项指标均已成为世界第一。我国第一个HVDC工程是浙江舟山HVDC工程（为工业试验性工程），葛沪HVDC工程是我国第一个远距离大容量HVDC工程，三常HVDC工程是我国第一个输送容量最大（3000MW）的HVDC工程，灵宝（河南省灵宝县）背靠背HVDC工程是我国第一个背靠背HVDC工程。我国已投运的HVDC工程见表1。 表1我国已投运的HVDC工程 另外，2010年前后建成投运的HVDC工程有四川德阳——陕西宝鸡（1800 MW、±500 kV，550km）、宁夏银南——天津东（3000MW、±500kV，1200km）等；至2020年前后，还计划建设云南昆明——广东增城、金沙江水电基地一华中和华东HVDC工程以及东北——华北、华北——华中、华中——南方背靠背HVDC工程等十几个HVDC工程。 我国关于直流输电技术的研究工作，50年代就开始起步。目前，我国己经有多条直流线路投入运行，这些直流输电工程的投运标志着我国的直流输电技术有了显著的提高和发展。随着三峡工程的兴建和贯彻中央“西电东送”的发展战我国将陆续兴建一批超高压、大容量、远距离直流输电工程和交直流并联输电工程。此外，在这些新建工程中还将采用直流输电的新技术。随着我国直流输电技术的日益完善，输电设备价格的下降和可靠性的提高，以及运行管理经验的不断积累，直流输电必将得到更快的发展和大量的应用标志着我国的直
高压直流输电系统概述 院系：电气工程学院 班级：1113班 学号：xxxxxxxxxxx 姓名：xxxxxxxxxx 专业：电工理论新技术
一、高压直流输电系统发展概况 高压直流输电作为一种新兴的输电方法，有很多优于交流输电地方，比如它可以实现不同额定频率或相同额定频率交流系统之间的非同期联络，特别适合高电压、远距离、大容量输电，尤其适合大区电网间的互联，线路功耗小、对环境的危害小，线路故障时的自防护能力强等等。 1954年,世界上第一个基于汞弧阀的高压直输电系统在瑞典投入商业运行.随着电力系统的需求和电力电子技术的发展,高压直流输电技术取得了快速发展. 1972年,基于可控硅阀的新一代高压直流输电系统在加拿大伊尔河流域的背靠背直流工程中使用; 1979年,第一个基于微处理器控制技术的高压直流输电系统投入运行; 1984年,巴西伊泰普水电站建造了电压等级最高(±600 kV)的高压直流输电工程. 我国高压直流输电起步相对较晚,但近年来发展很快. 1987年底我国投运了自行建成的舟山100 kV海底电缆直流输电工程,随后葛洲坝-上海500 kV、1 200MW的大功率直流输电投运,大大促进了我国高压直流输电水平的提高. 2000年以后,我国又相继建成了天生桥-广州、三峡-常州、三峡-广州、贵州-广州等500 kV容量达3 000MW的直流输电工程.此外,海南与台湾等海岛与大陆的联网、各大区电网的互联等等,都给我国直流输电的发展开辟了动人的前景. 近年来,直流输电技术又获得了一次历史性的突破,即基于电压源换流器(Voltage Source Converter,VSC)技术和全控型电力电子功率器件,门极可关断晶闸管(GTO)及绝缘栅双极型晶体管(IGBT)为基础的新一代高压直流输电技术已发展起来,也就是轻型直流输电(HVDC light)技术. 现有的直流输电主要是两端系统.随着直流断路器研制的进展和成功以及直流输电技术的进一步成熟完善,直流输电必将向着多端系统发展.同时许多其他科学技术领域的新成就将使输电技术的用途得到广泛的扩展.光纤与计算机技术的发展也使得直流输电系统的控制、调节与保护更趋完善,运行可靠性进一步提高;高温超导材料及其在强电方面的应用研究正方兴未艾,在直流下运行时,超导电缆无附加损耗,可节省制冷费用,因此在超导输电方面直流输电也很适宜. 一、高压直流输电系统构成 高压直流输电系统的结构按联络线大致可分为单极联络线、双极联络线、同极联络线三大类。 单极联络线的基本结构如图1所示,通常采用一根负极性的导线,由大地或海水提供回路,采用负极性的导线,是因为负极的电晕引起的无线电干扰和受雷击的几率比正极性导线小得多,但当功率反送时,导线的极性反转,则变为负极接地。由于它只需要一根联络线,故出于降低造价的目的,常采用这类系统,对电缆
高压直流输电技术的应用现状及展望 发表时间：2016-05-31T11:39:10.983Z 来源：《基层建设》2016年3期作者：刘美丽者吴玲 [导读] 哈尔滨石油学院在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流。 刘美丽者吴玲 哈尔滨石油学院 摘要：大容量、远距离输电已经成为我国电网发展的趋势，而直流输电技术在大容量、远距离输电中占有及其重要的地位。开展高压直流输电的前沿技术研究，对我国电网的建设和安全稳定运行均具有重要的意义。国内外大量研究表明，当输电距离较长、输送容量较大时，从经济和环境等角度考虑，采用高压直流输电方案具有显著的优势。本文从高压输电的原理、主要优点、主要设备、技术优势、以及远景展望等几个方面加以介绍。 关键词：高压直流输电；换流站；整流；逆变 高压直流输电在大容量、远距离输电的场合，尤其在我国“西电东送”和全国联网中起着主导作用。应用高压直流输电系统，电能等级和方向均能得到快速精确的控制，这一特点可提高它所连接的交流电网的性能和效率，直流输电系统已经被普遍应用。 一、高压直流输电的原理 在一个高压直流输电系统中，电能从三相交流电网的一点导出，在换流站转换成直流，再通过架空线或电缆传送到接受点；直流在另一侧换流站转化成交流后，再进入接收方的交流电网。直流输电的额定功率通常大于100兆瓦，许多在1000-3000兆瓦之间。高压直流输电用于远距离或超远距离输电，因为它相对传统的交流输电更经济。 二、高压直流输电的主要优点 直流输电与交流输电相比具有以下优点：①当输送相同功率时，直流输电线路造价低，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。 三、高压直流输电的主要设备 高压直流输电设备主要包括换流器、换流变压器、平波电抗器、交流滤波器、直流避雷器及控制保护设备等。 换流器又称换流阀，是换流站的关键设备，其功能是实现整流和逆变。目前换流器多数采用可控硅整流管组成三相桥式整流电路作为基本单元，称为换流桥。换流系统一般由两个或多个换流桥组成，实现交流变直流直流变交流的功能。 换流器在整流和逆变过程中将要产生5、7、11、13、17、19等多次谐波。为了减少各次谐波进入交流系统，在换流站交流母线上要装设滤波器。它由电抗线圈、电容器和小电阻3种设备串联组成，通过参数配合可滤掉多次谐波。一般在换流站的交流侧母线装有5、7、11、13次谐波滤波器组。 直流输电一般采用双极线路，当换流器有一极退出运行时，直流系统可按单极两线运行，但输送功率要减少一半。 四、高压直流输电节能探索 自上世纪80年代以来，电力传输技术的发展步伐明显加快，提高传输能力的办法不断涌现，直流输电，对于提高现有传输系统的传输能力，挖掘现有设备潜力，具有十分重要的现实意义，实施起来可收到事半功倍的效果。 从经济方面看，直流输电有以下三个主要优点： 首先，线路造价低，节省电缆费用。直流输电只需两根导线，采用大地或海水作回路只用一根导线，能够节省大量线路投资，因此电缆费用省得多。 其次，运行电能损耗小，传输节能效果显著。直流输电导线根数少，电阻发热损耗小，没有感抗和容抗的无功损耗，且传输功率的增加使单位损耗降低，大大提高了电力传输中的节能效果。 最后，线路走廊窄，征地费省。以同级500千伏电压为例，直流线路走廊宽仅40米，对于数百千米或数千千米的输电线路来说，其节约的土地量是很可观的。 五、高压直流输电的技术优势 高压直流输电调节速度快，运行可靠。在正常情况下能保证稳定输出，在事故情况下可实现紧急支援，因为直流输电可通过可控硅换流器快速调整功率、实现潮流翻转。此外，直流输电线路无电容充电电流，电压分布平稳，负载大小不发生电压异常不需并联电抗。 直流输电最核心的技术集中于换流站设备，换流站能实现直流输电工程中直流和交流相互间能量的转换，除在交流场具有交流变电站相同的设备外，还有以下特有设备：换流阀、控制保护系统、换流变压器、交流滤波器和无功补偿设备、直流滤波器、平波电抗器以及直流场设备，而换流阀是换流站中的核心设备，其主要功能是进行交直流转换，从最初的汞弧阀发展到现在的电控和光控晶闸管阀。 晶闸管用于高压直流输电已有很长的历史。近10多年来，可关断的晶闸管、绝缘门极双极性三极管等大功率电子器件的开断能力不断提高，新的大功率电力电子器件的研究开发和应用，将进一步改善新一代的直流输电性能、大幅度简化设备、减少换流站的占地、降低造价。 六、高压直流输电的远景展望 发电厂发出的交流电通过换流阀变成直流电，然后通过直流输电线路送至受电端再变成交流电，注入受端交流电网。业内专家一致认为。高压直流输电具有线路输电能力强、损耗小、两侧交流系统不需同步运行、发生故障时对电网造成的损失小等优点，特别适合用于长距离点对点大功率输电。 其中，轻型直流输电系统采用可关断的晶闸管、绝缘门极双极性三极管等可关断的器件组成换流器，使中型的直流输电工程在较短输送距离也具有竞争力。 此外，可关断器件组成的换流器，还可用于向海上石油平台、海岛等孤立小系统供电，未来还可用于城市配电系统，接入燃料电池、