高压直流输电技术发展与应用前景

收稿日期:2001-01-18

高压直流输电技术发展与应用前景

杨　勇

(浙江省电力试验研究所,浙江杭州310014)

摘要:综述了近年来高压直流输电技术的发展。由于新型电力电子元器件、电压型换流器、工作更可靠的接线方式及有源滤波器和新型直流电缆等的应用,使得高压直流输电技术除了在传统的远距离输电和大电网联网中进一步扩大了应用份额以外,在实现电力市场化运行、加强环保和充分利用可再生能源、解决城市供电需求等方面必将发挥更大的作用。关键词:高压直流输电;发展;应用中图分类号:T M 72111 文献标识码:A 文章编号:1006-6047(2001)09-0058-03 自从1954年,世界上第一条100kV ,20MW ,95km 的海底电缆直流输电工程在瑞典投入运行以来,高压直流输电技术H VDC 的商业化运行已有近50a 的历史[1],随着科学技术的不断进步,电力电子技术、计算机技术、光纤技术和新材料技术的发展,促进了H VDC 技术不断改进和提高,使之更趋成熟,在电力发展中的应用将更为广泛。

1　HVDC 技术的发展

111　大容量和直接触发式晶闸管的应用

直流输电的关键设备换流器最初使用水银汞弧阀,在20世纪70年代开始就逐步被晶闸管所替代。早期的晶闸管是用空气冷却,80年代后采用水冷却,大大减少了控制阀的几何尺寸,使换流器的结构更为紧凑。随着电力电子技术的发展,晶闸管承受电压和电流的能力不断增强,控制阀中使用的晶闸管数量不断减少。1985年英—法直流联网工程中,2个Φ56mm 直径的晶闸管并联后电流为1850A ,要用125个晶闸管串联才能够承受额定电压,每极500MW 用了3000个组件。而在1997年印度的Chandrapur 直流背靠背互联工程中,用单个Φ100mm 晶闸管额定电流就达2450A ,反向承受电压6kV ,最大持续电流4000A 。54个晶闸管串联成一个阀,每极500MW 仅用了648个组件,比12年前减少了近75%。但这并不是目前晶闸管制造的极限水平。现在Φ150mm 晶闸管反向承受电压已超过8kV ,可以预期,控制阀中串并联晶闸管的数量将会进一步减少,使换流器成本进一步降低。

晶闸管技术的另一个突出发展是出现了直接触发晶闸管[2]。普通晶闸管需较大的触发功率,在门极设有触发脉冲放大和保护、监测的电子单元,并需要有抽取能量的电路。光脉冲控制发生器处于地电位,由光纤与处于高电位的晶闸管绝缘。由于这个电子单元处于高电位,运行维护都极为不便(见图1所示)。在采用了直接触发晶闸管后,脉冲信号可用

光信号通过光纤直接触发晶闸管。这种晶闸管的触发放大、保护监测等已与主管合为一体,取消了门极的外加电子单元,大大简化了控制阀电路。具有这种自保护功能的直接触发晶闸管已实用化,试验装置正在运行中。112　串联电容器换相技术

传统的H VDC 换流器在工作时要从交流电网吸收大量的无功功率,约占直流输送功率的40%～60%,因此需要大量无功补偿设备,同时要求受端交流系统有足够的容量,否则易产生换相失败。为了克服这些问题,正在研究一些新的电路接线方式,其中之一就是串联电容器换相电路(见图2)。在换流变压器和换流器之间接入一个固定电容器,研究表明[3],这种串联电容器换相电路能进一步提高换流器的转换效率,减少换流器的无功消耗,有效减少因受端交流系统扰动引起换相失败的可能性,提高H VDC 运行的稳定性。如果与有源滤波器相结合,甚至可以取消大型并联补偿装置。这是串联电容器换相技术的最大应用潜力之一

。

113　电压源换流器

传统的换流器中晶闸管触发后,只能在电流过零点才能自然关闭,而且二端交流系统必须是有源的,这使H VDC 的控制和应用受到了一定的限制。而新型的电压源换流器(VSC —Voltage S ourced C on 2verters )使用大功率门极可关断晶闸管,可自由地控制电流的导通或关断,从而使H VDC 换流器具有更

第21卷第9期2001年9月 电力自动化设备E lectric P ower Automation Equipment

V ol.21N o.9

Sep.2001

大的控制自由度[4]。主要特点有:

a.VSC可独立地控制有功和无功功率,不但不会吸收无功功率,相反可发出无功功率,起到静态无功补偿器的作用,有利于交流系统电压的稳定。

b.由于工作时不需要外加的换相电压,克服了传统H VDC受端必须是有源的约束,可向无源网络负荷供电。

c.VSC通常采用PW M技术,晶闸管开关频率较高,经过低通滤波器后就可得到所需的交流电压,甚至可不用变压器,所需的滤波器容量也大大减少。

1997年,世界上第1个VSC式的容量为3MW、±10kV的H VDC输电工程在瑞典的Hellejon投入运行。1999年连接2个500kV和1个275kV系统,容量为37MW的VSC式三端背靠背H VDC工程在日本的Shin Shinano变电站投入运行[5],可见VSC应用的发展速度相当快。目前,VSC主要受晶闸管开关损耗和额定功率的限制,但在未来几年内,随着电力电子技术的进步,VSC将会对H VDC特别是在中小功率传输中产生重大的影响。

114　新型直流电缆

与H VDC技术的发展相平行,直流电缆制造技术也有了长足的进步。ABB公司采用新的挤压工艺技术,制造的新型交联聚乙稀直流电缆,承受电压能力强,可靠性高,有非常好的柔性和机械强度。更突出的是每单位长度的质量很轻,一根30MW,100kV 的直流电缆每米质量仅为1kg,便于传统敷设机械进行敷设。从经济角度看,在相同功率下,比交流架空输电线路更具竞争力,而且更安全[6]。另外,气体绝缘直流开关装置(直流GIS)也在开发中,瑞典哥德兰的直流系统已部份使用150kV的直流GIS。115　其他方面

a.由于计算机和光纤技术的应用,H VDC系统的控制、调节、保护功能更趋完善。在20世纪60年代,弱交流系统中要准确控制晶闸管的触发是比较困难的,进而产生了锁相环控制技术来保持触发的同步性。虽然这仍是目前H VDC控制系统的基本控制技术,但使用了计算机技术后,控制系统工程更为简化。所有控制功能都在一个数字化平台上进行,可以非常方便地修改控制特性,系统冗余和备用更完备,大大增强了H VDC的可靠性。

b.为消除换流装置产生的谐波电流和电压,常规H VDC系统都使用大量的滤波设备。而新型的有源滤波器,利用可控的电力电子器件产生与原谐波幅值相同,相位相反的电流,在一个宽频范围内抵消谐波。现已有60M V・A的产品。有源滤波器的应用,可以大大减少甚至取消大而笨重的无源滤波设备。

c.提高H VDC远距离输电的电压可将线损降低到最低限度。直流输电电压已从最初的±100kV 上升到±600kV,海底直流输电电压也在逐年提高,目前最高电压已达±450kV。当然,电压的提高和设备的投资之间有一个平衡,现在±500kV输电技术已相当成熟且广泛应用,预计在未来10a内仍将占主导地位。

2　HVDC进一步应用的前景

211　扩大在远距离输电和联网中的应用优势

a.随着电力电子技术的发展,H VDC核心部份的换流器价格不断下降,世界各国都竞相采用H VDC进行远距离输电。目前世界上最大容量直流输电工程是巴西的伊泰普工程,容量为双极6300MW、电压±600kV、距离800km。而海底远距离直流电缆输电,更是交流电缆输电所无法取代的。现在直流输电的距离在100km左右,国内正在施工的上海—嵊泗海底直流输电的长度为60km,更长的联接挪威到德国的600km,±500kV,800MW的海底直流电缆工程也已在设计之中。

国内早在1987年就自行研制、建设了浙江舟山海底直流输电工程,并于1989年投运了1200MW,±500kV,1046km的葛—南直流输电工程。目前,天—广±500kV,1800MW,960km的H VDC工程单极已投入运行。配合三峡水电站建设的三峡—常州±500kV,3000MW,890km的H VDC工程即将动工兴建。在未来西部水电的大开发和大型坑口电站建设中,将会采用更多的H VDC输电方式,将电能送往东部的负荷中心。

b.大电网互联可提高供电的可靠性,节省电力投资,提高电网运行的经济效益。因此,不断扩大电网规模,是世界各国电力工业发展的共同规律。但是,直接采用交流互联会随着电网的扩大而带来短路容量增大、潮流控制困难、事故范围扩大等一系列问题。而采用H VDC联网则可避免出现上述问题。在北美和欧洲已广泛采用H VDC进行2个不同步系统的背靠背直流互联来交换功率。同时,为了提高H VDC联网的灵活性,防止功率振荡保持系统的稳定,也出现了多端直流输电和交直流混合联网的互联形式,这些联网形式在美国和加拿大都有运行的实例。

国内随着三峡工程的建设,一个全国联网的局面将会形成,许多专家都指出,采用直流联网具有减少电网间的互相影响,限制故障范围,不增加短路容量,进行可靠的事故支援等许多优点,可提高全国互联电网安全稳定水平,是最佳的联网方式[7]。

212　H VDC在电力市场化运作中的作用

电力市场开放已成为全球性的电力改革潮流。开放的目的是提供可靠、安全和经济的电力,这就要求处于发电和用电之间的输电网能有效控制系统潮流,允许电力在电网中自由传输,这是互联电网商业化运营的基础。实现这一目标需要更为灵活的电网控制手段。而交流联网的潮流很难实行实时控制,为解决这一问题,除了正在研究中的交流FACTS技

95

第9期 杨　勇:高压直流输电技术发展与应用前景