本文档概述了高压直流（HVDC）输电以及 HVDC 相对于高压交流（HVAC）的优势。本应用报告重点介绍了 HVDC 站的控制和保护要求，以及控制和保护系统设计中可以采用的产品和解决方案。

大型发电厂发电，然后电力通过输电线路进行高压（110kV 或以上）长距离（> 100km）输送，然后被降压到配电网络电平（11kV 或 415V），将电力提供给消费者。大多数发电厂都采用交流发电方式，并且后续整个系统都采用交流电，因为可以轻松使用变压器来实现升压或降压。发电厂发出的大量电力通过高压输电线路输送至消费者。在短距离输电（< 100km）时，广泛采用交流输电。当输电距离更长（> 500km）时，采用交流输电存在一些限制。

全球供电需求一直在不断增长。发电厂通常位于能源附近，从而尽可能降低成本和环境影响。这些发电厂通常都远离人口密集区域或城市，因此以经济高效的方式输送生产的电力非常重要。这一点是通过高压输电来实现的。采用高压（HVAC）输电主要是因为通过变压器（在发电厂升压并在变电站降压）可以轻松实现升高电压。

为满足不断增长的需求，公用事业一直在设法通过电网互连均衡负载来提高系统性能，以及寻找新型技术（HVDC 或柔性交流输电系统 [FACTS]）来提高效率。 HVAC 的优势是电压转换更简单、电流中断更容易。在某些情况下，当涉及到长距离输送线路（> 500km）时，由于电压不稳和传输损耗更高，因此无法使用 HVAC 输电技术。 HVAC 的劣势是长距离输电、载流容量、无功功率（需要沿传输线路在不同的位置提供无功功率补偿）损耗、趋肤效应（载流导体上的不均匀电流分配，其中大多数电流都位于有效电阻更高的导体外层）和费兰梯（接收的电压高于输送的电压）效应方面的限制。解决方案便是采用 HVDC 进行长距离输电。

在决定是否设立新的 HVDC 站时，有多个重要参数会影响最终决策。表 1-1 从这些重要参数方面对直流方案和交流方案进行了比较。

HVDC 输电的一些主要优劣势包括：

• 优势
  • 大规模输电成本更低，并且每个电路每根导线可以输送更多电力
  • 无趋肤效应和电压稳定性问题
  • 支持异步互连
  • 短路故障水平较低，故障清除时间短
• HVDC 的劣势
  • 转换器费用昂贵
  • 会生成谐波并存在无功功率要求
  • 难以实现断路

HVDC 输电可用于提升输电效率并增强异步电网的互连性能。采用 HVDC 输电的主要目标总结如下：

• 大规模输电：两点之间长距离大规模输电（架空线路时距离 > 500km）。
• 连接异步系统：实现在采用不同频率运行的电网系统之间传输电力，提高了每个电网的稳定性和经济性。
• 海上风电场集成：简化从海上风电场到大型负载消耗中心的大规模输电。
• 背对背 HVDC 系统：整流和逆变都在具有极小直流线路的同一换流站内进行

在 HVDC 站中，换流变压器将产生的交流电压升高到所需的电平。换流站接收来自三相交流电网的电力并将其整流为直流，然后通过架空线路（或电缆）进行输送。在换流站的接收端，逆变器将直流电压转换回交流，然后在各个客户端将电压降至配电电压电平。图 1-1 展示了输电过程。这项技术适用于输送额定功率范围介于 100-10,000MW 之间的电力。

图 1-1 HVDC 输电站

使用 HVDC 不仅能降低成本，而且还能减少损耗（5%-6%，使用 HVAC 技术时则为 8%-10%）。相对于 HVAC 的其他优点包括稳定性、可控制性等等。当距离超过平衡点距离时，HVDC 系统会变得更具成本效益，如图 1-2 中所示。

图 1-2 HVAC 和 HVDC 输电的成本比较

HVDC 系统采用直流进行长距离输电。HVDC 输电系统可以分为以下功能模块，如图 2-1 中所示。

• 用于升高交流电压的换流变压器
• 用于交流至直流转换的换流站（整流器）
• 直流输电线路
• 用于将直流（架空或地下）转换回交流的换流站（逆变器）
• 用于降低交流电压的换流变压器

图 2-1 HVDC 输电站概述

要采用直流，就需要转换步骤。要将高压交流电转换为直流电，有两项技术可供使用，分别是传统的线路整流转换器（LCC）和电压源转换器（VSC）。LCC 常称为 HVDC Classic，而 VSC 具有多个名称，例如 HVDC Light（ABB）、HVDC Plus（Siemens）、HVDC MaxSine（Alstom）和柔性 HVDC（中国）。

LCC 转换器技术基于名为晶闸管的半导体开关。晶闸管需要导通或触发才能传导电流。这类开关可以承受任何极性的交流电压，但电流只能沿一个方向流动，并可通过调节晶闸管的导通时间来加以限制。该晶闸管导通的时间（即正弦波中的角度）称为触发角或阀触发延迟角，用于控制 HVDC 站之间的电流流动。

电压源转换器技术基于绝缘栅双极晶体管（IGBT）。IGBT 可以通过导通或关闭来进行控制。在 VSC 技术中，直流电可以双向流动。这是相较于 LCC 技术的一项优势。在 LCC 技术中，电流只能沿一个方向流动。考虑到 VSC 中直流电流的双向流动能力，因此无需更改转换器的直流电压极性来改变转换器之间的电流方向。与 LCC 技术相比，使用 VSC 技术时可以连接到具有低短路电平的弱电网。

在基于 VSC 的 HVDC 中，功率可以通过更改转换器交流电压相对于滤波器总线电压的相位角度来加以控制，而无功功率可以通过更改转换器交流电压的基波分量相对于滤波器总线电压的幅度来加以控制。通过控制转换器电压的这两个方面，可以在全部四个象限内运行。

图 2-2 HVDC 站主要组件

考虑到使用的转换技术、额定直流电压和额定功率，HVDC 输电系统的主要组件包括：

• 转换器
• 换流变压器，包括 TAP 控制器
• 输电线路、架空线路或地下电缆
• 谐波减少和波形整形设备
• 保护设备

转换器是 HVDC 系统的核心，负责执行交流/直流和直流/交流转换。每个 HVDC 系统的每一端都有两个转换器。发送端的转换器用作整流器，而接收端的转换器用作逆变器。根据 HVDC 技术，转换器可以基于 IGBT 或晶闸管开关元件。

转换器通常由一个或多个 IGBT/晶闸管桥组成，其中每个桥均由六个 IGBT/晶闸管阀桥臂构成，即根据系统的电压和额定功率，包含多个单独的 IGBT/晶闸管。要实现更高的电压和电流，开关器件（IGBT 或晶闸管）可并联或串联。要实现更高的电压，开关器件会串联，而要实现更高的电流，开关器件会并联。常用的 HVDC 配置包括单极和双极链路，而 HVDC 站中的转换器数量取决于配置。

阀采用模块化设计，并采用现代光触发晶闸管作为如今的 500kV 晶闸管阀。各个晶闸管模块将以阀塔形式排列。根据阀厅和变压器布置，双联阀塔或四联阀塔都是可能的解决方案。对于 UHVDC 应用，由于阀厅内的大间隙要求，因此双阀塔似乎更合适。

阀桥臂包含数个串联（或并联）的开关元件。根据转换器拓扑是 LCC 还是 VSC，开关元件可以是晶闸管或 IGBT。开关元件的数量取决于 HVDC 站的电压电平。

• 晶闸管 LCC 阀：根据应用和制造商不同，晶闸管阀可能采用不同的构建方式。不过，晶闸管阀的最常见排列方式是具有三个四联阀的十二脉冲组。每个晶闸管阀均由一定数量的串联晶闸管及其辅助电路构成。控制装置与每个具有高电势的晶闸管之间的所有通信均通过光纤进行。
• IGBT VSC 阀：VSC 转换器由一个两级转换器或多级转换器、相位反应器和交流滤波器组成。转换器桥中的每个阀都由一定数量的串联 IGBT 及其辅助电子元件构建而成。VSC 阀、控制装置和冷却装置都带有外壳（例如标准装运容器），这使得运输和安装变得非常轻松。所有现代 HVDC 阀都采用水冷和空气绝缘。

转换器的相桥臂由两个阀桥臂（上桥臂和下桥臂）组成，它们连接到交流电源换流变压器的输入或输出端。每个相位都有两个桥臂。交流电会以三相配置沿着电网输送。一个三相转换器包含三个相桥臂，这些相桥臂由 6 个阀组成。表 2-1 展示了 200kV HVDC 转换器所需的开关元件数量。

表 2-1 展示了一些指示性计算值，用于帮助了解 HVDC 系统的复杂性、互连构成阀/转换器的器件数量，以及用于采用 200kV 电压电平的 200-250MW 输电系统的器件数量。根据额定电压，IGBT/晶闸管采用串联，而根据额定电流，IGBT/晶闸管采用并联。

换流变压器负责将交流母线的电压转换为转换器所需的输入电压。变压器是交流侧与直流侧之间的接口。因此，阀门侧绕组与接地之间的交流电压和直流电压电势都会对主绝缘造成压力。这些是特殊类型的变压器，为可承受高谐波电流和电压应力。此外，它们还具有分接开关，可优化 HVDC 操作。换流变压器用作交流系统和直流系统之间的电流屏障，以防止直流电势进入交流系统。HVDC 输电的适用情况取决于换流变压器性能。

HVDC 输电要求转换器和逆变器端具有大电压控制。换流变压器通常包含有载分接开关来协助进行电压调节。分接范围较大（25 ~ 30%）并具有小步长，能够对电源电压进行必要的调节。有载分接开关（OLTC）用于更改变压器绕组比，从而控制触发角和补偿电压变化。当转换器用作整流器时，OLTC 用于控制直流输出电压，而当转换器用作逆变器时，OLTC 则用于控制进入电网的交流电压。可对变压器变比加以控制，以防止转换器发生过调制或欠调制。在过调制或欠调制区域内操作转换器可能会对谐波性能产生负面影响。

输电线路可以是架空线路和地下（海底）电缆。架空线路更为常见，而且通常成本更低。

导线通过塔杆悬挂在空中，并且通常不做绝缘处理。架空电缆面临一些挑战，其中包括线路张力、下垂、过载导致的过热以及环境变化导致的负载容量变化。电缆始终会做绝缘处理，并通常用于地下应用。地下电缆用在难以使用架空线路的应用中，例如跨过水域，并且由于其能够抵御大风和冰暴，因此日益受到欢迎。

为了确保 HVDC 站可靠运行，满足各项操作要求并提供所需的功率输出，除了整流和反转外，还需要电压调节、谐波控制、无功功率补偿和波形整形。连接的部分设备包括：

• 平波电抗器

  它是连接到直流线路的线圈，可减少直流链路中的纹波和谐波、限制故障期间的电流，以及防止轻负载电流不连续，另外还有助于防止换向故障。

• 谐波滤波器

  转换器会以电压和电流形式产生谐波。这些谐波可能会导致电容器及附近的发生器过热，并可能会干扰电信系统。谐波滤波器可用于缓解这些谐波。

• 无功电源

  在稳态条件下，转换器消耗的无功功率约为所传输有功功率的 10-50%，并由并联电容器组提供。

• 接地电极

  电极是指提供接地连接的导体。它们具有较大的表面，能够尽可能降低电流密度和表面电压梯度。

为了在预防性维护活动和设备维护期间保证操作员的安全，提供了一系列保护设备，包括与 HVDC 线路串联的切断开关或隔离开关、接地开关以及交流/直流断路器。

每个 HVDC 换流站都配备了控制和保护系统，能够在正常和异常条件下恰当运行。该控制系统可自我保护并能够高效稳定地运行，同时还能在不损害系统安全性的情况下提供出色的功率控制灵活性。HVDC C 和 P 还可以确保 HVDC 输电系统和交流网络之间不存在有可能对 HVDC 转换器或交流网络保护系统或者输电系统用户产生不利影响的有害相互作用。两个转换器（整流器和逆变器）的控制和保护系统设计为尽可能相同。

C 和 P 系统可对所有关键系统提供完全的冗余，并包括测量、处理、交换、指示和通信系统。转换器控制与滤波器、电容器和电抗器组的自动开关相结合，可实现所需的输电和交流总线电压幅度。高压器件的打开/关闭命令与控制系统联锁，从而防止断路器、隔离开关和接地开关的失步运行。另外还安装了防止已禁止系统或开关站配置的联锁装置。通过由站级控制功能控制的联锁装置，提供了防止人员访问阀厅和滤波器以及禁止区域的互锁功能。图 3-1 概述了 HVDC 站中使用的控制和保护功能。

图 3-1 HVDC 输电站 - 控制和保护

HVDC 链路的主要优势是可通过控制转换器快速控制输送的电力。现代转换器控制不仅速度快，而且非常可靠，因此用于提供线路和转换器故障保护。该控制系统采用层次结构形式，具体如Topic Link Label3.1.1中所述。

系统功能主要包括下列监控和数据采集（SCADA）功能：

• 控制、指示和警报
• 时间同步和互锁
• 使用隔离开关实现的顺序隔离
• 电压选择、共振和相位检测
• 仪表变压器监控
• 与特殊保护和运行跳闸方案接口
• 采用包括 IEC61850、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104 在内的标准电网协议进行通信
• 计量功能，包括交流/直流电压/电流、有功/无功功率、谐波和其他参数
• 瞬态故障记录和电缆监测
• 转换器冷却和阀厅火灾检测
• 辅助电源和电源监控