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行业新闻
特高压直流知识
发布时间 :2015-1-13 10:53:23
特高压直流设备技术可行吗
 自20世纪50年代高压直流输电投运以来,经过50多年的发展,高压、超高压直流输电技术已逐步完善,其中巴西两回±600千伏超高压直流输电工程已运行20多年,我国的±500千伏超高压直流输电工程也已建设、运行近20年,通过超高压直流输电工程的建设、运行,对直流输电技术有了更成熟的认识,也为±800千伏特高压直流输电工程的设备制造奠定了坚实的技术基础。
 上世纪70、80年代,前苏联进行过±750千伏特高压直流输电工程实践,其主要设备已通过出厂试验并已建成1000多公里输电线路。国际工业界和学术界对超过±600千伏的特高压直流输电技术的研究一直没有中断,主要工作集中在±800千伏这一电压等级。1000千伏级交流输电技术的研究和开发,特别是前苏联和日本交流特高压工程的建设和运行,以及750千伏级交流输电30多年运行经验的积累,交流变压器、避雷器、开关等关键设备的设计、制造技术已发展成熟,有关知识和经验尽管不能直接照搬,但可在±800千伏特高压直流设备的研发过程中充分借鉴。各种研究和试验均表明,±800千伏特高压直流输电技术工程应用的条件已经具备,目前已经可以制造出±800千伏特高压直流所需的所有设备,特高压直流输电技术用于实际工程是完全可行的。

 
换流站主要设备特点及主要作用是什么
 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。

 
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。

 
如何进行特高压直流输电线路导线型式的选择?
 在特高压直流输电工程中,线路导线型式的选择除了要满足远距离安全传输电能外,还必须满足环境保护的要求。其中,线路电磁环境限值的要求成为导线选择的最主要因素。同时,从经济上讲,线路导线型式的选择还直接关系到工程建设投资及运行成本。因此特高压直流导线截面和分裂型式的研究,除了要满足经济电流密度和长期允许载流量的要求外,还要在综合考虑电磁环境限值以及建设投资、运行损耗的情况下,通过对不同结构方式、不同海拔高度下导线表面场强和起晕电压的计算研究,以及对电场强度、离子流密度、可听噪声和无线电干扰进行分析,从而确定最终的导线分裂型式和子导线截面。对于±800千伏特高压直流工程,为了满足环境影响限值要求,尤其是可听噪声的要求,应采用6×720平方毫米及以上的导线结构。

 
如何确定特高压直流线路的走廊宽度和邻近民房时的房屋拆迁范围?
 特高压直流输电线路的走廊宽度主要依据两个因素确定:1. 导线最大风偏时保证电气间隙的要求;2.满足电磁环境指标(包括电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声)限值的要求。根据线路架设的特点,在档距中央影响最为严重。研究表明,对于特高压直流工程,线路邻近民房时,通过采取拆迁措施,保证工程建成后的电气间隙和环境影响满足国家规定的要求。通常工程建设初期进行可行性研究时就要计算电场强度、离子流密度、无线电干扰和可听噪声的指标,只有这些指标满足国家相关规定时,工程才具备核准条件。

特高压直流输电技术的经济优势体现在哪儿?
 800千伏直流输电方案的单位输送容量投资约为±500千伏直流输电方案的72%。溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩水电站送出工程采用±800千伏级直流与采用±620千伏级直流相比,输电线路可以从10回减少到6回,并节约综合投资约150亿元。

 
直流特高压送出工程技术研究实现了哪些技术创新?
 近年来,通过对金沙江下游水电和锦屏水电送出方案的滚动研究和综合论证,推荐金沙江一期送出工程采用3回±800千伏、640万千瓦特高压直流送出方案。目前,已经完成了直流送出工程和送端500千伏配套工程可行性研究报告,并通过了评审。直流输电工程的环境影响评价、水土保持方案、地质灾害危险性评估、压覆矿产评估、地震安全性评价和文物普探六项专题工作也于近期顺利完成。
 在技术研究中,立足科技创新,实现跨越式发展,取得了突破性进展:
 1.提出单回±800千伏、640万千瓦直流方案,该方案充分发挥特高压直流的规模优势,通过工程实践,其标准化设计具有十分广阔的市场前景。
 2.研制6英寸晶闸管元件,将在中国建成世界惟一的6英寸元件生产线,研制和开发6英寸元件(换流阀),将大大提升中国的电力电子业制造水平。
 3.研究重冰区线路熔冰,通过适当改变特高压直流系统接线方式、短时增大通过线路的电流方案,在覆冰严重时段对线路进行熔冰,可大规模降低线路本体投资。
 4.开展污秽测量,采用完全自主设计开发的直流污秽测量系统,开展特高压工程站址直流积污试验,总体技术处于国际先进水平。
 5.开展走廊数字化和整体航飞,将溪洛渡、向家坝水电站的出线规划作为一个系统工程,进行了整体航飞,提高了出线规划工作的准确性,节省工程费用。
 6.提出并研究特高压直流电磁环境指标,提出将原《高压直流架空输电线路设计导则》要求的标称场强,改为以对环境产生实际影响并可直接测量的合成场强指标,用以衡量直流线路的电场的修改意见,优化了原导则,已被国家环保总局采纳。

 
特高压直流输电在我国应用前景如何?
 特高压直流输电具备点对点、超远距离、大容量送电能力,主要定位于我国西南大水电基地和西北大煤电基地的超远距离、超大容量外送。
 特高压直流在我国的应用前景广阔。以国家电网为例,金沙江一期溪洛渡和向家坝送出工程将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出,四川锦屏水电站采用1回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出,以上工程计划在2011年底~2016年期间陆续建成投运。金沙江二期乌东德、白鹤滩水电站送出工程也将采用3回±800千伏、640万千瓦直流特高压送出。发展特高压直流输电,还为我国后备能源基地西藏水电和新疆煤电开发提供经济的输电方式,为加强与俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦等国的电力合作提供技术保障。

 
从系统特性看,特高压直流输电和特高压交流输电有哪些区别?
 从技术上看,采用±800千伏特高压直流输电,线路中间无需落点,能够将大量电力直送大负荷中心;在交直流并列输电情况下,可利用双侧频率调制有效抑制区域性低频振荡,提高断面暂(动)稳极限;解决大受端电网短路电流超标问题。采用1000千伏交流输电,中间可以落点,具有电网功能;加强电网支撑大规模直流送电;从根本上解决大受端电网短路电流超标和500千伏线路输电能力低的问题,优化电网结构。
 从输电能力和稳定性能看,采用±800千伏特高压直流输电,输电稳定性取决于受端电网有效短路比(ESCR)和有效惯性常数(Hdc)以及送端电网结构。采用1000千伏交流输电,输电能力取决于线路各支撑点的短路容量和输电线路距离(相邻两个变电站落点之间的距离);输电稳定性(同步能力)取决于运行点的功角大小(线路两端功角差)。
 从需要注意的关键技术问题看,采用±800千伏特高压直流输电,要注重受端电网静态无功功率平衡和动态无功功率备用及电压稳定性问题,要注重多回直流馈入系统因同时换相失败引起的系统电压安全问题。采用1000千伏交流输电,要注重运行方式变化时的交流系统调相调压问题;要注重严重故障条件下,相对薄弱断面大功率转移等问题;要注重大面积停电事故隐患及其预防措施。

 
与超高压直流输电相比,特高压直流输电有哪些技术和经济优势?
 和±600千伏级及600千伏以下超高压直流相比,特高压直流输电的主要技术和经济优势可归纳为以下六个方面:
 一、输送容量大。采用4000安培晶闸管阀,±800千伏直流特高压输电能力可达到640万千瓦,是±500千伏、300万千瓦高压直流方式的2.1倍,是±600千伏级、380万千瓦高压直流方式的1.7倍,能够充分发挥规模输电优势。
 二、送电距离长。采用±800千伏直流输电技术使得超远距离的送电成为可能,经济输电距离可以达到2500公里甚至更远,为西南大水电基地开发提供了输电保障。
 三、线路损耗低。在导线总截面、输送容量均相同的情况下,±800千伏直流线路的电阻损耗是±500千伏直流线路的39%,是±600千伏级直流线路的60%,提高输电效率,节省运行费用。
 四、工程投资省。根据有关设计部门的计算,对于超长距离、超大容量输电需求,±800千伏直流输电方案的单位输送容量综合造价约为±500千伏直流输电方案的72%,节省工程投资效益显著。
 五、走廊利用率高。±800千伏、640万千瓦直流输电方案的线路走廊为76米,单位走廊宽度输送容量为8.4万千瓦/米,是±500千伏、300万千瓦方案和±620千伏、380万千瓦方案的1.3倍左右,提高输电走廊利用效率,节省宝贵的土地资源;由于单回线路输送容量大,显著节省山谷、江河跨越点的有限资源。
 六、运行方式灵活。国家电网公司特高压直流输电拟采用400+400千伏双十二脉动换流器串联的接线方案,运行方式灵活,系统可靠性大大提高。任何一个换流阀模块发生故障,系统仍能够保证75%额定功率的送出。

 
直流输电线路的绝缘子片数是如何确定的?
 由于直流线路的静电吸附作用,直流线路的污秽水平要比同样条件下的交流线路的高,所需的绝缘子片数也比交流的多,其绝缘水平主要决定于绝缘子串的污秽放电特性。因此,目前在选择绝缘子片数时主要有两种方法:1.按照绝缘子人工污秽试验采用绝缘子污耐受法,测量不同盐密下绝缘子的污闪电压,从而确定绝缘子的片数。2. 按照运行经验采用爬电比距法,一般地区直流线路的爬电比距为交流线路的两倍。两种方法中,前者直观,但需要大量的试验和检测数据,且试验检测的结果分散性大。后者简便易行,但精确性较差。实际运用中,通常将两者结合进行。

 
特高压直流换流站设备面临的主要问题是什么?
 特高压直流换流站设备面临的关键问题有以下几类:
 1. 因电压等级升高,换流变压器阀侧绕组、出线结构和套管的内绝缘问题将是需要解决的主要难题之一。阀侧绕组承受较高的交直流混合场强,需使用大量的绝缘成型件等绝缘材料。±800千伏换流变压器阀侧引线绝缘成型件的研制和试验,阀绕组主绝缘、匝绝缘的场强设计和试验是设备研制中需重点解决的难题。
 2.因换流站污秽等级较高而造成的直流场设备绝缘问题。直流设备的污闪在直流场事故中占很大比重,是需要重点解决的难题。根据以往工程经验和试验研究,由于直流场的吸污特性,直流设备的爬电距离约为同等污秽条件下交流设备爬距的2倍。随着城市化和工业化的发展,大气污染问题日益严重,特高压直流换流站污秽已达Ⅱ级甚至Ⅲ级水平,按此要求爬距需达到70毫米/千伏或更高的要求。在特高压电压下,按标准要求的爬电比距设计,设备已超过现有制造或运行能承受的高度。在重污秽地区,户内场或设备合成化是解决耐污问题的两个可行途径。国家电网公司已将此问题作为重点研究项目,在换流站址进行直流场强下的污秽实测,确定合理、客观的直流污秽水平,通过实际尺寸试验等深入研究,确保设备具有安全、合理的外绝缘水平,以保障特高压直流安全稳定运行。

 
国家电网特高压直流工程有哪些特点?
 国家电网公司首次提出±800千伏、4000安培、 640万千瓦系列特高压直流工程方案。溪洛渡、向家坝和锦屏共采用4回±800千伏特高压直流输电工程送出,每回输送容量为640万千瓦,是目前规划中电压等级最高,容量最大的直流输电工程。
 因输送容量大,电压高造成高端换流变压器体积大,运输重量增加,据厂家概念设计估算,送端高端换流变压器最大重量可达360吨/台。由于送端地区运输条件限制,经过技术经济分析,国家电网公司在金沙江外送特高压直流输电工程站址规划中,将送端3个换流站全部集中在四川宜宾市,既解决大件设备的运输问题,又节省了工程造价,而且有利于特高压换流站的运行维护。
 
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