第1章 绪论
1.1 直流输电概述
电能*初是以直流电形式进行输送的。早期送端的直流发电机和受端的直流电动机直接串联，可靠性较差。直流系统不能直接实现电压的升降，无法进行远距离输电。19世纪末，三相交流发电机、感应电动机和变压器相继问世，鉴于交流电在发电、变压、输电、配电以及用电等领域的明显优势，交流输电和交流电网很快占据了统治地位。
20世纪中后期，随着高压大功率换流器技术的快速发展，直流输电又开始受到高度重视。由于直流输电具有线路损耗低、传输容量大，且不存在频率稳定性问题等优势，它在远距离大容量输电、电网互联和海底电缆送电等方面具有广阔的应用前景[1]。然而，目前电力系统中发电和用电多为交流电，要采用直流输电，首先要解决换流问题。因此，直流输电技术的发展与换流技术，尤其是与高压大容量换流技术的发展密切相关，而换流技术革新的主要推动力是组成换流站元器件的革命性突破。
1954年，世界上第一个工业性直流输电工程（瑞典本土至哥特兰岛）投入商业化运行。到1977年，全球共有12项采用汞弧阀的直流工程投入运行，该时期也被称为汞换流阀时期。然而，汞弧阀存在制造技术复杂、价格昂贵、逆弧故障率较高等缺陷，限制了这一时期直流输电技术的发展。20世纪70年代，高压大功率晶闸管及其在直流输电系统的应用，有效改善了直流输电的运行性能与可靠性，促进了直流输电技术的发展。1970年，瑞典首先在哥特兰岛上建成了10MW/50kV的晶闸管换流阀实验工程。1972年，加拿大建成了世界上第一个全部采用晶闸管换流阀的直流输电工程。由于晶闸管换流器具有明显的技术优势，它很快取代了汞弧阀换流器，使得直流输电技术进入基于晶闸管换流的黄金发展期。基于晶闸管换流的超、特高压直流输电工程在我国已经得到了广泛应用，发挥了其在远距离大容量输电和电网互联等方面的突出作用。但是，由于晶闸管没有自关断能力，且开关频率较低，晶闸管换流站对交流侧系统的依赖性较大，这也成为晶闸管换流技术发展的重要约束。
20世纪90年代，新型全控型半导体器件—绝缘栅双极型晶体管（insulated gate bipolar transistor，IGBT）开始应用于直流输电[2，3]。随着高压IGBT的出现，采用全控型器件构成电压源型换流器进行直流输配电成为可能。1997年，基于电压源型换流器的直流输电工程—赫尔斯扬实验性工程投入运行[4]。国际大电网会议（International Council on Large Electric Systems，CIGRE）与美国电气和电子工程师协会（Institute of Electrical and Electronics Engineers，IEEE）将这种新型的直流输电技术称为“基于电压源型换流器的高压直流输电”（voltage source converter based high voltage direct current，VSC-HVDC）[5]。为简单、形象地描述此项技术变革，国内专家建议将该技术简称为“柔性直流”输电技术，以区别于采用晶闸管的常规直流输电技术[6]。由于全控型器件具有可控开通和可控关断的能力，这使得由其构成的电压源型换流器在换流原理上完全不同于汞弧阀换流器和晶闸管换流器，能够有效克服常规直流的一些固有缺陷。同时，随着可再生能源接入规模的不断扩大、城市用电负荷的快速增加、直流负荷占比的不断增大，基于全控型器件的电压源型换流器可以更好地适应电力系统的发展趋势。
基于两电平/三电平结构的电压源型换流器控制简单，但存在谐波含量高、开关损耗大等缺陷[7]，同时，IGBT耐压、耐流能力有限，因此很难满足电力系统高压大容量的电能传输要求。21世纪初，德国专家提出了模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC）拓扑结构及其相关技术，显著提升了柔性直流输电工程的运行效益，促进了柔性直流输电技术的发展及其工程推广应用。2010年，基于MMC的柔性直流输电工程—美国Trans Bay Cable工程投入运行[8]。自此，基于MMC的理论研究与工程应用迅速展开。我国自2011年上海南汇±30kV柔性直流工程建成投运以来，已有多个高压柔性直流输电工程成功投运[9]。同时，模块化多电平结构在直流变压领域的发展和应用，将进一步促进柔性直流输电技术的发展。
1.2 直流输电技术
1.2.1 直流输电技术的优势
直流输电系统主要由整流站、逆变站和直流输电线路等组成，常规12脉动直流输电系统拓扑结构如图1.1所示。在送电侧将交流电整流成直流电进行传输，完成整流的场所称为整流站；在受电侧，直流电再逆变成交流电供用户使用，完成逆变的场所称为逆变站。整流站和逆变站统称为换流站。
直流电流流通回路的基本形式主要有如下三种：第一种是两端换流器直接相连形成背靠背形式；第二种是高压端通过直流线路，而低压端通过大地（或海水）作为返回线连接形成端对大地（或海水）返回线形式；第三种是高压端通过直流线路，而低压端通过金属导线作为返回线连接形成端对金属返回线形式。由整流和逆变两端及返回连接线形成的电流回路称为直流极。图1.1为直流双极大地回线主电路示意图，双极（正极和负极）共用大地回路。
图1.1直流双极大地回线主电路示意图
直流输电系统中，换流器和逆变器均采用电力电子开关器件。对于常规直流输电系统，其换流站采用的是晶闸管元件。由于晶闸管具有单向导通性，即电流只能从晶闸管的阳极流向晶闸管的阴极，因此直流输电系统中电流从整流站到逆变站只能单向流通。如图1.2（a）所示，“+”和“–”分别表示直流输电系统的正极和负极，M表示整流器（或逆变器）的电流流出端，N表示整流器（或逆变器）的电流流入端。为了建立直流电流的运行回路，整流器与逆变器的连接拓扑需要满足整流器的电流流出端与逆变器的电流流入端相连，即M+端与N+端相连。整流器阀、逆变器阀导通工况下电流回路如图1.2（b）所示。
图1.2整流器、逆变器的电流回路示意图
直流系统需要在整流端建立稍高于逆变端的电压，这样才能在直流回路中形成直流电流，可以表示为
（1.1）
式中，下标R代表整流侧，下标I代表逆变侧；UdR为整流侧换流器端口直流电压；UdI为逆变侧换流器端口直流电压；RL为直流回路电阻。
为了比较方便，将交流输电和直流输电的输送功率分别表示为
（1.2）
（1.3）
式中，P和Pdc分别为交流输电和直流输电的输送功率；VN为交流输电线路的额定线电压ac；Vφ，N为交流输电线路的相对地电压；Iac为交流输电线路电流；cos为交流输电线路的功率因数；Vdc为直流两极线路之间的极间电压；Vd为直流极的对地电压；Idc为直流线路电流。
假设交流输电和直流输电的每根导线具有相同的截面和绝缘水平，则可近似认为：①交流输电线路和直流输电线路所载电流相等，即Idc=Iac；②交流输电线路和直流输电线路的耐压水平相同，即Vd=2VN。因此，直流输电与交流输电的功率传输能力比为
（1.4）
交流输电线路的功率因数cos.往往接近于1。当cosψ=223≈0.9428时，Pdc/Pac=1。这就意味着：包含两根导线的直流输电线路的输送功率Pdc和包含三根导线的交流输电线路的输送功率Pac是相等的。
从建设成本的角度来看，单位长度的直流线路所需的金属导体和绝缘材料比交流线路节省了三分之一。而且，对于采用架空线构建直流线路的场合，由于直流线路杆塔的荷载更小，其线路架设所需的走廊也更窄。
从运行成本的角度来看，在输送功率相同的情况下，直流线路只有两根导体，因此直流线路导体自身电阻所造成的功率损耗比交流线路少三分之一。而且，由于交流电流在导线传输时的集肤效应，导线所呈现的交流电阻也比直流情况下的电阻略大，这也增大了线路的功率损耗。此外，针对一些必须采用电缆输电的特殊场合，如城市电网往往采用地下电缆、跨海输电往往采用海底电缆等，由于电缆芯线与大地之间构成了同轴电容器，交流输电线路的空载电容电流极为可观，其造成的能耗较大；而直流输电线路的电压波动非常微小，基本上没有电容电流及电容电流产生的损耗。
从输电能力的角度来看，直流输电在技术上而言对传输距离几乎没有限制。而交流输电则因电容电流、耐压水平和运行稳定性等限制了传输距离。另外，交流系统电网互联的必要条件是同步，而直流系统可实现异步电网的互联等。
1.2.2 直流输电技术的发展
1.LCC-HVDC
相对于柔性直流输电而言，一般将基于晶闸管换流的高压直流输电称为常规高压直流输电，又称为电网换相式高压直流输电（line commutated converter high voltage direct current，LCC-HVDC）。LCC-HVDC输电距离远、输送容量大、损耗小、功率调节迅速灵活、非同步联络能力强，这一技术目前已经相当成熟，并得到了广泛应用，具体涉及电网互联、远距离大容量输电及跨海峡送电等方面。在我国，已经有大量基于LCC-HVDC技术的高压直流输电工程实现了成功投运。
但是，LCC-HVDC也存在自身的技术弊端，如换流元件晶闸管的正常工作需要交流电网提供换相电压，因此与弱交流电网连接并进行供电时容易引起换相失败；基于晶闸管的换流器在运行控制过程中对无功功率的需求较大，需要在交流侧配置大量的滤波器和电容器来补偿无功，这增加了换流站的投资，也可能引起换流站交流母线电压的升高；当潮流反转时，LCC-HVDC系统直流电压的极性需要反转，极性反转条件下直流输电线路或电缆的充放电问题也是不容忽视的。
2.VSC-HVDC
随着功率半导体器件技术的快速发展，以及大功率IGBT的出现，脉宽调制（pulse width modulation，PWM）技术和多电平控制技术开始被应用到HVDC输电领域，发展形成了VSC-HVDC。VSC-HVDC与LCC-HVDC在拓扑结构上的差别主要集中在换流器，大部分VSC-HVDC换流器均由全控型电力电子器件IGBT构成。目前，较为典型的两电平VSC和MMC拓扑结构如图1.3所示。两电平VSC将电容跨接在直流侧正、负极之间，而MMC则将电容分散布置于子模块内部，通过子模块之间的相互串联实现直流电压稳定控制。
电压源型换流器采用全控型IGBT器件，保证了换流器可以实现自换相，从根本上避免了LCC换相失败的问题。而且，VSC可以独立控制有功功率和无功功率，控制方式灵活；也可以工作在STATCOM模式，为交流系统提供无功功率；直流系统潮流反转时，VSC仅需改变直流电流方向，不需要改变直流电压的极性。此外，相比于LCC，VSC可省去大量滤波器和无功补偿设备，其原因有两个：一是PWM技术的使用，VSC系统中只有高频谐波，因而对滤波器的要求大大降低；二是VSC的无功调节及控制能力强，在传输有功功率的同时，既可向系统发出无功功率，又可从系统吸收无功功率。
图1.3电压源型换流器拓扑结构
但VSC-HVDC同样存在一些技术问题。例如，VSC损耗较大，一个VSC终端的损耗约为1.6%，其中换流阀的损耗就占到其中的70%；VSC的故障处理能力差，当直流侧发生故障时，由于直流侧的电感很小，直流电容的放电将导致直流故障电流快速上升。为了便于对比分析，将LCC-HVDC和VSC-HVDC的技术特点列于表1.1。
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