为什么特高压直流输电,特高压直流输电

本篇文章给大家谈谈特高压直流输电，以及为什么特高压直流输电对应的知识点，希望对各位有所帮助，不要忘了收藏本站喔。

本文目录一览：

• 1、特高压输电技术原理
• 2、交流特高压与直流特高压有什么区别？
• 3、特高压为什么用直流
• 4、特高压直流输电线路具有哪些特点
• 5、什么是特高压直流输电

特高压输电技术原理

特高压技术是指交流1000千伏及以上和直流±800千伏以上电压等级的输电工程及相关技术，其包括两个内涵，一是交流特高压，二是直流特高压。目前根据我国电网的情况，高压、超高压、特高压的划分是：高压电网指110kV和220kV电网；超高压电网指的是330kV，500kV和750kV电网；而特高压输电是指1000 kV交流电压和±800kV直流电压输电工程和技术。

高压输电是通过发电厂用变压器将发电机输出的电压升压后传输的一种方式。在相同输电功率的情况下，电压越高电流就越小，这样高压输电就能减少输电时的电流从而降低因电流产生的热损耗和远距离输电的材料成本。根据这个原理衍生而来的特高压电网则是以1000kV输电网为骨干网架，利用超高压输电网和高压输电网以及特高压直流输电、高压直流输电和配电网构成的分层、分区、结构清晰的现代化大电网。特高压输送容量大、送电距离长、线路损耗低、占用土地少。1000千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500千伏超高压输电线路的5倍。500千伏超高压输电线路的经济输送距离一般为600～800千米，而1000千伏特高压输电线路因为电压提高了，线路损耗减少了，它的经济输送距离能达到1000～1500千米甚至更长。

建设特高压电网有很多社会效益。我国内地76%的煤炭资源在北部和西北部，80%的水能资源在西南部，而70%以上的能源需求在中东部，普通电网的传输距离只有500千米左右，无法满足传输要求，而现在的特高压电网能把中国电网连接起来，使不同地点的不同发电厂能互相支援和补充。

交流特高压与直流特高压有什么区别？

直流输电只具有输电功能、不能形成网络，类似于“直达航班”，中间不能落点，定位于超远距离、超大容量“点对点”输电。直流输电可以减少或避免大量过网潮流，潮流方向和大小均能方便地进行控制。但高压直流输电必须依附于坚强的交流电网才能发挥作用。

交流输电则具有输电和构建网络双重功能，类似于“公路交通网”，可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成电网。中间可以落点，电力的接入、传输和消纳十分灵活，定位于构建坚强的各级输电网络和经济距离下的大容量、远距离输电，广泛应用于电源的送出，为直流输电提供重要支撑。

电网的发展不可能单纯依靠直流输电，也不可能单纯依靠交流输电，而是需要构建交流、直流相互支撑的坚强电网。无论从技术、安全还是经济的角度，构建交直流混合电网，才能充分发挥各自功能和优势。这已成为电网发展的基本规律和共识。

特高压为什么用直流

相对交流输电来说，直流输电具有输送灵活、损耗小、能够节约输电走廊、能够实现快速控制等优点。特高压直流输电具备点对点、超远距离、大容量送电能力。

与交流输电相比较,直流输电具有如下优点:

①输送相同功率时，线路造价低；②输送容量大、送电距离远，线路损耗小；③不存在交流输电的稳定问题；④能够充分利用线路走廊资源，适宜于海下输电；⑤能够限制系统的短路电流；⑥调节速度快，运行可靠；⑦能够实现交流系统的异步连接；⑧可方便的进行分期建设和增容建设，利于发挥投资效益

与交流输电相比较,直流输电具有如下缺点:①换流站设备较昂贵；

②换流装置要消耗大量的无功功率；

③换流器的过载能力较小，对直流运行不利；

④无适用的直流断路器；

⑤利用大地为回路带来一些技术问题；

⑥直流输电线路难以引出分支线路，绝大多数只能用于端对端送电。

在输电线路上遇到的一些险情（比如冰冻天气、山火等），能及时调整降压运行，交流线路不行

特高压直流输电线路具有哪些特点

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。

什么是特高压直流输电

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、输电距离远，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:

(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限制的程度，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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