直流输电系统结构分析

在远离负荷中心地区的燃料产地建设大容量的火力发电厂或者在水力资源丰富的边远地区建造大型水电厂，都必须解决远距离输送大容量电能的问题。输电线的输送能力正比于电压的二次方，输电电压提高一倍，输送功率将增大四倍。此外，线路传输功率P一定时，电压升高一倍，线路电流减小一倍，线路导线截面积可小一倍。线路投资和功耗（I²R=P²R/V²）都可能显著减少。输送每千瓦·时（kW·h）电能的成本都会显著下降。因此，采用高压、超高压输电在经济上是合理的。不仅如此，提高线路的电压等级也能显著地提高电力系统并联运行的稳定性。高压输电线路在电力系统中的主要功能是

1）将远距离的大容量电厂接于强大的电力系统；

2）向没有或不宜建设大容量电厂的负荷集中地区供电；

3）连接两个不同步运行甚至频率不同的电力系统，在它们之间交换有功功率。

因此，建设高压输电线路和组成联合电力系统能够改善电力系统供电区域内动力资源的利用，从而提高电力系统的经济效益。

电能传输既可采用交流输电，也可采用直流输电。

图4-1 两种输电系统

1）高压交流输电：现今大型发电机都是三相交流同步发电机，交流发电机输出的交流电经升压变压器升压后，从输电线路首端（或送端）经高压输电线送至线路末端（或受端），再由降压变压器降压后对负荷配电、供电，如图4-1a所示。自1891年世界上第一条15.2kV、175km的安芬-法兰克福三相交流输电线投入运行以来，高压输电技术发展的特点是不断提高线路电压、输送能力和距离。目前已投入运行的交流输电线路的最高电压已达1000kV，一些国家正在研究或兴建1000kV以上的特高压交流输电线路。我国的第一条交流330kV输电线于1972年投入运行，第一条交流500kV线路于1981年投入运行。三相交流高压输电至今仍是电力系统主要的高压输电方式。

2）高压直流输电：直流输电是将发电厂发出的交流电经升压后，由输电线路首端（送端）的换流器（换流器又称为变流器或整流器）将交流电变为直流电，通过直流线路送到线路末端（受端），再经换流器（逆变器）变成交流电，供给线路末端（受端）的交流系统如图4-1b所示。需要改变输电方向时，只要让两端的换流器互换工作状态即可。换流设备是直流输电系统最关键的元件。早期，换流器大多采用汞弧阀即充气管汞弧整流（逆变）器。如世界上最早的直流输电是1954年瑞典由哥特兰岛至本土的工业性直流输电线（20MW，100kV，96km），以及1962～1965年的伏尔加格勒-顿巴斯工程（720MW，±400kV，470km）。自20世纪70年代以来，新建的直流输电工程已普遍应用固态晶闸管换流元件。如1978年的莫桑比克赞比河与南非约翰内斯堡直流输电工程（1920MW，±533kV，1360km）和1986年伊泰普工程（两个双级DC±600kV，每级内4个12脉波水冷阀换流器，6000MW）。我国第一个±500kV直流输电线路（葛南工程±500kV，1200MW，1045km）于1989年投入运行。现在已有许多交流500kV和直流±500kV、3000MW、860～1225km的输电线路投入运行，2010年±800kV的直流输电工程也已投入运行。由于直流输电自身固有的优点，随着高压大功率电力半导体开关管器件的发展和价格的不断下降，直流输电正得到越来越多的应用。

在图4-1b中，若无线路电抗X_L，两个反并联的变流器设置在同一场所，它们之间仅有一个平波电抗器，则可构成一个不同频率、不必同步运行的交流异步背靠背（Back to Back）连接点，在两个甚至异步运行的交流系统之间交换有功功率。

目前世界上已投入运行的直流输电系统绝大多数是两端送电。两端直流送电系统的主电路有多种结构，其中使用较多的是如图4-2所示的四种方式。

图4-2 两端直流送电方式

（1）单极一线方式(www.xing528.com)

单极一线方式是用一根架空导线或电缆以大地或海水作回路组成送电系统。由于线路导线根数少，所以送电是很经济的。但是，输电电流要经过大地或海水，因此要注意接地电极的材料、埋置方法和地下埋置物的腐蚀，以及对通信线、航海磁罗盘的影响。通常用正极接地的情况较多，采用这种方式的有哥特兰岛、康梯-斯堪、撒丁岛等工程。

（2）单极两线单点接地方式

这种方式是将导线中的任何一根在一侧换流站进行单点接地。单点接地后，电流对地不构成回路，然而却将某一线的电位钳制到零，因此绝缘设计就简单了。虽然接地点电位等于零，但是强大的负荷电流在流过导线时，仍要产生不小的电压降，所以需要考虑适当的绝缘强度。这种方式大多用于无法采用大地或海水作回路以及过渡方案等。日本北海道-本州的直流联络线在第一阶段和第二阶段就采用了这种接线方式。

（3）双极中性点两端接地方式

这种方式是将整流站和逆变站的中性点均接地，双极对地的电压为+V和-V。从理论上来说，正常时接地点没有电流流过，但在实际上，由于变压器的阻抗和换流器相控角不平衡，总有百分之几的不平衡电流自接地回路流过。一线故障时，可以利用健全极和大地作回路，输送1/2的功率。但是，如果要作较长时间运行时，就要考虑电腐蚀及对通信线影响等问题。

采用这种接线的工程很多，如伏尔加格勒-顿巴斯、美国太平洋沿岸联络线等工程。

（4）双极中性线方式

正、负两根导线和原来一样，但是把两端的中性点用中性线连接，并在整流侧或逆变侧任何一方接地。这种方式在一线故障时，能够用健全极继续输送1/2的功率。同时没有电腐蚀，也不会对船舶航行、通信线产生影响，这是它的优点。如果中性线比较短的话，投资也不会增加太多，但与双极中性点两端接地方式相比不够经济。日本的北海道-本州工程在最终阶段时采用了这种接线方案。

图4-3所示是我国目前使用较多的双极中性点两端接地方式高压直流输电系统电路结构示意图。输电线直流电压为±500kV，电流3000A，输电功率300万kW。图中输电线首端发电机供电的两组三绕组变压器升压输出220kV交流电压经两组三相相控整流器分别产生正极（+V）和负极（-V）两组500kV直流电，输电线路末端的两组三绕组降压变压器的一次侧分别接两组三相相控有源逆变器，两个降压变压器的二次侧接线路末端的交流电力系统，线路两端直流电压在中性点0处接地。相控整流器和相控有源逆变器运行时相控角α、β都不为零，因此无论线路首端或线路末端都需要无功功率，因而需要装设无功补偿装置（如电容器）。此外，晶闸管相控整流和有源逆变都会使交流线路电流中含有电流谐波，因此在交流侧应设置无功补偿和交流滤波器，同时相控整流和有源逆变又使直流电压中含有电压谐波，因此线路首、末两端都需要设置滤波器以确保供电质量。系统中为了测量、保护和控制，还设有电压互感器（PT）、电流互感器（CT）。

为了提高直流电压和改善相控整流、有源逆变的电流、电压波形，实际系统中的整流器、逆变器都不是三相6脉波电路，而是由两个三相桥串联而成的12脉波电路。图4-3中的升压、降压变压器各有两套相差30°的三相绕组分别接到两个三相桥式电路[一套绕组Y（星形）联结，一套绕组D（三角形）联结]。两个三相桥输出的直流电压串联成正极电压（+V）或负极电压（-V）。这时交流电源电流中就不存在5次和7次谐波，仅含有12k±1次电流谐波（k=1、2、3…），而直流电压中也只含有12k次电压谐波（12、24、36次高次谐波），从而大大减轻了交、直流滤波器的重量、体积和造价。

如果图4-3中每个三相桥中的阀（开关管）由100个7.2kV、3000A晶闸管串联组成一个阀，总共有48个阀。每个阀都有均压、缓冲、触发、监控、通信、水冷设备。每个阀承受电压峰值均为2×220kV=310kV，每个7.2kV器件承受3.1kV电压。晶闸管电压安全系数为7.2/3.1=2.3。额定电流3kA的晶闸管能承受1.57×3000A=4.7kA，流过晶闸管的电流是120°脉宽方波电流，其有效值为3kA/3=1730A，故晶闸管电流安全系数为4.7/1.73=2.7倍。3kA电流的输电功率P_d=1000kV×3kA=300万kW。

直流输电是一项新技术，在一定条件下，它具有很大的技术经济效益。我国幅员广阔，西南地区水力资源丰富，此外沿海岛屿星罗棋布，有不少场合都适宜采用直流输电。

图4-3 双极中性点两端接地方式高压直流输电系统回路结构示意图