什么是特高压直流输电
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发布时间：2022-04-24 17:15
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时间：2023-10-25 09:24
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:
(1)UHVDC系统中间不落点，可点对点、大功率、远距离直接将电力输送至负荷中心;
(2)UHVDC控制方式灵活、快速，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;
(3)UHVDC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)在交直流混合输电的情况下，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，提高交流系统的动态稳定性;
(5)当发生直流系统闭锁时，UHVDC两端交流系统将承受很大的功率冲击。
如何提高特高压直流的可靠性?
所有提高常规直流输电可靠性的措施对于提高特高压直流输电的可靠性依然有效，并且要进一步予以加强。主要包括:降低元部件故障率;采取合理的结构设计，如模块化、开放式等;广泛采用冗余的概念，如控制保护系统、水冷系统的并行冗余和晶闸管的串行冗余等;加强设备状态监视和设备自检功能等。
针对常规直流工程中存在的问题，如曾经导致直流系统极或者双极停运的站用电系统、换流变本体保护继电器、直流保护系统单元件故障等薄弱环节，在特高压直流输电系统的设计和建设中将采取措施进行改进。此外，还将加强运行维护人员的培训，适当增加易损件的备用。
提高特高压直流输电工程可靠性，还可以在设计原则上确保每一个极之间以及每极的各个换流器之间最大程度相互独立，避免相互之间的故障传递。其独立性除了主回路之外，还需要考虑:阀厅布置、供电系统、供水系统、电缆沟、控制保护系统等。
特高压直流输电可靠性指标如何?
在我国计划建设的西南水电外送特高压直流输电工程电压为±800千伏，其主接线方式和我国已有的直流工程不同，每极采用两个12 脉动换流器串联。如果出现一个12脉动换流器故障，健全的换流器仍然可以和同一个极对端换流站的任意一个换流器共同运行，因此单极停运的概率将显著降低，考虑到第一个特高压直流工程缺乏经验，可行性研究报告中初步提出了与三峡-上海直流工程相同的可靠性指标。技术成熟后，预计停运次数可以降低到 2 次/(每极·年)以下。双极停运的概率也将大幅下降，可以控制在 0.05 次/年。另外由于系统研究水平、设备制造技术、建设和运行水平的提高，由于直流工程数量的增加和相关经验的积累，换流器平均故障率预计可以控制在 2 次/(每换流器·年)。总体来说，特高压直流工程将会比常规直流更加可靠。
直流输电系统的可靠性有哪些具体的指标?
直流输电系统的可靠性指标总计超过 10 项，这里只介绍停运次数、降额等效停运小时、能量可用率、能量利用率四项主要可靠性指标。停运次数:包括由于系统或设备故障引起的强迫停运次数。对于常用的双极直流输电系统，可分为单极停运，以及由于同一原因引起的两个极同时停运的双极停运。对于每个极有多个独立换流器的直流输电系统，停运次数还可以统计到换流器停运。不同的停运代表对系统不同水平的扰动。
降额等效停运小时:直流输电系统由于全部或者部分停运或某些功能受损，使得输送能力低于额定功率称为降额运行。
降额等效停运小时是:将降额运行持续时间乘以一个系数，该系数为降额运行输送损失的容量与系统最大连续可输送电容量之比。
能量可用率:衡量由于换流站设备和输电线路(含电缆)强迫和计划停运造成能量传输量*的程度，数学上定义为统计时间内直流输电系统各种状态下可传输容量乘以对应持续时间的总和与最大允许连续传输容量乘以统计时间的百分比。
能量利用率:指统计时间内直流输电系统所输送的能量与额定输送容量乘以统计时间之比。
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时间：2023-10-25 09:24
先说说为什么要特高压输电吧。特高压交流输电意味着传输相同功率时候的线路损耗小（传输功率=电压*电流，电压大意味着电流小，而线路损耗=电流^2*线路阻抗），因此可以实现远距离，大容量的输电。至于特高压直流输电那就更好使了，交流输电都是三线制，而直流输电一正一负两根线妥妥的，活生生省去了三分之一的开销啊，更何况交流输电还得考虑两端系统是不是同步啦有没有振荡啦等等，直流又不存在频率一说，因此稳定性方面也是傲视交流的（当然这又有一堆问题，等下说）。考虑到我国80%能源集中于西北区域，而70%的工业中心u以及负荷用电则分布在我国中部以及东南沿海地区，特高压工程只能拍着胸脯：此间重任舍我其谁！
截至2019年6月，国家电网已建成“九交十直”特高压输电网架。也就是说目前特高压交流和特高压直流的建设是齐头并进的。先说说传统的交流输电吧，电压等级高意味着线路绝缘要求很高，同时对相应的变压器等等的配置要求也会相应增高，毕竟得保证这么高等级的电压下别轻易被击穿啊，这就是一大笔开销；其次为了降低线路损耗得采用*导线，对于特高压等级八*不为过，因此特高压等级线路的线路走廊占地还是需要加宽的，那为了节约占地面积我们可以考虑采用同杆并架多回线的方式，然而这就会为输电线路的继电保护带来麻烦。多回线之间距离通常较近，线路之间存在严重耦合，而且多回线之间不仅存在相间故障还存在跨线故障，众多故障场景给继电保护的整定以及配置带来了一堆需要考虑的因素，更何况咱还得考虑特高压线路本身的特性对继电保护带来的影响。特高压线路的分布电容比较大，因此分布电容将产生较大的电容电流，同时线路发生短路故障时特高压线路的非周期分量衰减常数较大，众所周知现在大部分保护都是基于工频量的保护，而最为广泛采用的傅式滤波算法偏偏对于非周期分量滤除效果不太好，所以适用于中低压等级的保护在特高压这里必然需要重新整定或者配置。再想想这一回特高压线路如果出现故障，那意味着多少功率顿时送不出去了，只能考虑让别的线路分担一些，但这又会对别的线路造成额外负担......总之也是麻烦多多。
那是不是特高压直流就莫得问题了捏~~非也~交流在历史长河中奔腾了这么多年都还在特高压等级里小心翼翼，直流哪能这么嚣张。。。直流输电的本质其实就是把交流用整流站变成直流，经过直流线路输送到受端电网然后再用逆变站重新转换成交流，所以对于直流输电而言其核心部分在于换流站。目前特高压直流输电换流站都是采用晶闸管作为基本换流器件的，晶闸管这玩意儿吧，学过电力电子的*概会知道，是所有可控电力电子开关中的基础——半控器件，之所以用它而不是什么高端的全控器件比方说IGBT之类的其实就是因为晶闸管皮实，奈得住高压。目前我国的特高压直流线路都是LCC的，不过听说也在建VSC—LCC连接的试验工程，不过试验嘛……谁知道猴年马月的事儿。晶闸管最致命的弱点在于它的关断需要承受一段时间的反压，在反压作用期间流经晶闸管的电流减小到零并且晶闸管的载流子恢复关断能力后才能算完全关断。若是晶闸管没能关断或者在阀电压变为正向时又重新导通了，那么就发生了传说中的换相失败，对于特高压直流输电而言换相失败通常发生在逆变器（感兴趣可以看看浙大《直流输电》这本教材，很经典），这就导致注入交流电网的三相电流出现问题了啊！！好端端的某两相换流阀之间发生换相失败了，注入电流突然出现谐波+突增+骤降，这一连串*操作不光让交流电网的继电保护反应不过来，直流系统也急啊，犹豫一下那还是直流闭锁吧，于是……这一回直流输电线路扑街了。那导致换相失败的原因是什么呢，多了去了，有可能控制系统触发脉冲丢失了，有可能交流线路故障了等等。那么这就会出现问题，交流系统故障会导致直流系统换相失败，而直流系统换相失败又会反过来让交流系统出现复故障特征，例如暂态功率倒向等等，进而导致交流系统继电保护误动作，例如我国2003横东甲乙线以及2005年北涌乙线保护误动作，都导致了非故障线路切除以及故障扩大化。所以看起来特高压直流输电能增强电网稳定性，其实这个怎么说呢，有利必有弊吧。何况换流站等大量电力电子设备的接入导致整个电网具有非线性，这让传统基于线性原理的电路分析基本不再适用，对于故障分析保护配置又是一个巨大的挑战。。。。。。
