1.5 直流输电技术的发展

电力的发展是从直流电开始的，在早期电能的产生、输送和使用都是直流电的形式，因此直流输电不需要经过换流环节，直接从直流电源送往直流负荷。从19世纪末随着三相交流发电机、感应电动机和变压器的发展，交流电很快占据了整个电力系统被人们所使用，交流输电得到了迅速发展。但是在输电领域，直流输电还是具有交流输电不可替代的优点，比如有电能损耗小、线路造价低、不存在系统稳定问题和能够实现电网的非同期互联等优势。在发电和用电绝大部分均为交流电的情况下，要想实现直流输电，必须要解决换流问题，因此直流输电的发展与换流技术的发展有着密切的关系。

1.5.1 国外直流输电的发展

随着大功率电力电子器件的不断发展，国外直流输电的发展可以分为以下几个时期。

（1）汞弧阀换流时期

20世纪初随着大功率汞弧阀的问世，直流输电开始逐渐发展起来。从1954年世界上第一个工业性直流输电工程（哥特兰岛直流工程）在瑞典投入运行以来，到1977年最后一个采用汞弧阀换流的直流工程（加拿大纳尔逊河Ⅰ期工程）建成，世界上共有12个采用汞弧阀换流的直流工程投入运行。其中具有最大输送容量和最长输送距离的为美国太平洋联络线（1440MW、1362km），具有最高输电电压的为加拿大纳尔逊河Ⅰ期工程（±450kV）。这一时期称为汞弧阀换流时期，其中最大容量的汞弧阀为用于太平洋联络线的多阳极汞弧阀（133kV、1800A）和用于苏联伏尔加格勒-顿巴斯直流工程的单阳极汞弧阀（130kV、900A）。由于汞弧阀具有制造技术复杂、价格昂贵、逆弧故障率高、可靠性较低、运行维护不便等缺点，从而限制了直流输电的发展。

（2）晶闸管阀换流时期

20世纪70年代随着电力电子技术和微电子技术的迅猛发展，高压大功率晶闸管的问世，晶闸管换流阀和微机控制技术在直流输电工程中的应用，有效地改善了直流输电的运行性能和可靠性，促进了直流输电技术的发展。1970年，瑞典首先采用晶闸管换流阀对哥特兰岛直流工程进行了扩建增容，扩建部分的直流电压为50kV，功率为10MW。1972年，世界上第一个采用晶闸管换流阀的伊尔河背靠背直流工程在加拿大投入运行，该工程的直流电压为80kV，功率为320MW。由于晶闸管换流阀不存在逆弧问题，而且制造、试验、运行维护和检修都比汞弧阀简单而方便，因此晶闸管换流阀相比汞弧阀有着明显的优点。在此后新建的直流工程中均采用晶闸管换流阀，与此同时，原来采用汞弧阀的直流工程也逐步被晶闸管阀所替代。从20世纪70年代以后汞弧阀就被淘汰，开始了晶闸管阀换流时期。在此期间，微机控制和保护、光电传输技术、水冷技术、氧化锌避雷器等新技术，在直流输电工程中也得到了广泛的应用，促使直流输电技术进一步发展。

1954～2000年，世界上已投入运行的直流输电工程共有63个，其中架空线路工程有17个，电缆线路工程有8个，架空线和电缆混合线路工程有12个，背靠背直流工程有26个。在已运行的架空线路直流工程中，巴西伊泰普直流工程的电压最高，输送容量最大（±600kV，6300MW），南非英加-沙巴直流工程的输送距离最长（1700km）；在已运行的电缆线路直流工程中，英法海峡直流工程的输送容量最大（2000MW），瑞典-德国的波罗的海直流工程的电压最高（450kV）且距离最长（250km）；背靠背换流站容量最大的是巴西与阿根廷联网的加勒比工程（1100MW）。在此时期，直流输电在远距离与大容量输电、电网互联和电缆送电（特别是海底电缆）等方面均发挥了重大的作用。其中，直流输电工程输送容量的年平均增长量，在1960～1975年为460MW/年，1976～1980年为1500MW/年，1981～1998年为2096MW/年。

（3）新型半导体换流时期

20世纪90年代以后，新型氧化物半导体器件——绝缘栅双极型晶体管（IGBT）在工业驱动装置上得到了广泛的应用。由于电压源型换流器具有可向无源网络供电、无换相失败危险、有功和无功可独立控制、无需无功补偿、换流站间无需通信以及易于构成多端直流系统等优点，使得电压源型直流输电技术得到了快速发展。

1997年3月，世界上第一个采用IGBT组成电压源换流器的直流输电工业性试验工程在瑞典中部投运，其输送功率为3MW，电压为10kV，输送距离为10km。

1999年6月，世界上第一个商业运行的柔性直流输电工程在瑞典哥特兰岛投运，其变流器为两电平结构，输送容量为50MW，直流侧电压为±80kV，可以将南斯风电场的电能送到哥特兰岛西岸的维斯比市。

2002年，美国投运的Cross Sound工程，其变流器为三电平结构，输送容量为330MW，直流侧电压最高为±150kV，通过跨海电缆连接新英格兰电网和纽约的长岛电网，为康涅狄格州的纽黑文和长岛的肖哈姆提供双向电力传输能力。

2010年，西门子公司在美国建设成世界第一个基于模块化多电平换流器的柔性直流输电工程，该工程采用电缆送电，工作电压、输电容量和输送距离分别为±200kV、400MW和85km。

截至2017年底，已有近40个电压源型直流输电工程投入商业运行，其中直流电压最高为±350kV，单换流器容量最大为1000MW。

但是采用IGBT的电压源换流器与晶闸管换流器相比，其损耗大且通流能力小，因而制约了电压源型直流输电工程的进一步发展。今后随着通流能力更大、损耗更小的大功率全控型电力电子器件如碳化硅IGBT器件的开发应用，将会给直流输电技术的发展创造更好的条件。

1.5.2 国内直流输电的发展

我国直流输电的发展起步较晚，它跨越了汞弧阀换流时期，在20世纪70年代直接从晶闸管换流阀开始，并同时对直流输电的试验装置和换流设备进行了研制。

1987年，由国内自主设计并且全部采用国产设备的舟山直流输电工程（单极，100kV，50MW，54km）投入运行。

1990年，我国第一个远距离、大容量且具有联网性质的葛洲坝-南桥±500kV直流输电工程（双极，±500kV，1200A，1200MW，1045km）建成，其中整流站在葛洲坝水电站附近的葛洲坝换流站，逆变站在上海的南桥换流站。

2001年，西电东送重点工程天生桥-广州±500kV直流输电工程（双极，±500kV，1800A，1800MW，960km）顺利投运，该工程西起天生桥水电站附近的马窝换流站，东至广州的北郊换流站，工程的主要特点为远距离、大容量的交直流并联输电，可以利用直流输电的快速控制来提高交流的输送容量和系统运行的稳定性。

2003年，三峡水电站向华东电网的第一个送电工程三峡-常州±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，860km）建成投运，该工程直流架空线路从三峡电站附近的龙泉换流站到江苏常州的政平换流站，其中受端政平换流站首次在国内采用了户内直流场。

2004年，由三峡水电站向广东送电并实现华中与南方电网联网的工程三峡-广东±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，960km）建成投运，该工程直流架空线路从湖北的江陵换流站到广东的鹅城换流站。同年，由云南、贵州向广东送电工程贵州-广东第一回±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，936km）建成投运，该工程直流架空线路由贵州的安顺换流站到广东的肇庆换流站，并首次采用光直接触发晶闸管（Light Triggered Thyristor, LTT）换流阀。

2006年，三峡水电站向华东电网的第二个送电工程三峡-上海±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，1040km）投入运行，该工程直流架空线路由湖北的宜都换流站到上海的华新换流站。

2007年，我国第一个高压直流输电自主化示范工程贵州-广东第二回±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，1194km）投入运行，该工程直流架空线路由贵州的兴仁换流站到广东的深圳换流站。

2010年，西北电网与华中电网联网送电工程宝鸡-德阳±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，534km）投入运行，该工程从陕西宝鸡换流站到四川德阳换流站，实现了世界上首次750kV交流变电站与±500kV直流换流站同址合建。同年，呼伦贝尔煤电基地外送辽宁的送电工程呼伦贝尔-辽宁±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，908km）投入运行，该工程从内蒙古自治区呼伦贝尔市的伊敏换流站到辽宁省鞍山市穆家换流站。同年，世界上第一条±800kV直流输电工程云南-广东±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，3125A，5000MW，1373km）投入运行，该工程从云南楚雄彝族自治州禄丰县楚雄换流站到广州市增城市穗东换流站，是我国特高压直流输电自主化示范工程，自主化率超过60%。随后向家坝-上海±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，4000A，6400MW，1907km）投入运行，该工程从四川省宜宾市复龙镇复龙换流站到上海市奉贤区奉贤换流站。自此，我国在特高压直流输电技术集成领域达到世界领先水平。

2011年，由葛洲坝-上海直流综合改造工程子项目荆门-枫泾±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，1019km）建成投运，该工程从湖北荆门团林换流站到上海市枫泾换流站，是世界上第一条±500kV同塔双回路直流输电线路。同年，世界上海拔最高的直流输电工程青海-西藏±400kV直流输电工程（双极，±400kV，750A，600MW，1038km）投入运行，该工程从青海格尔木换流站（海拔为2850m）到西藏拉萨换流站（海拔为3800m），沿线平均海拔为4500m，最高海拔为5300m，海拔4000m以上的地区超过900km。同年，宁夏东部煤炭坑口电站向山东青岛地区负荷中心送电工程宁东-山东±660kV直流输电示范工程（双极，±660kV，4000A，4000MW，1333km）投入运行，该工程从宁夏回族自治区银川市银川东换流站到山东省青岛市青岛换流站，是我国第一条也是世界上首条±660kV直流输电工程，首次采用4×JL/G3A-1000/45型大截面导线，平波电抗器首次采用干式电抗器分置于极线和中性线接线。

2012年，锦屏-苏南±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，4500A，7200MW，2059km）建成投运，该工程从四川西昌市裕隆换流站到江苏省苏州市同里镇苏州换流站，是我国第一条±800kV额定输送容量为7200MW的直流输电工程。

2013年，糯扎渡-广东±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，3125A，5000MW，1413km）建成投运，该工程从云南普洱换流站到广东江门侨乡换流站，其送端换流站接地极采用了垂直型接地极为国内首创。

2014年，国家“十二五”西电东送重大能源建设项目溪洛渡右岸-广东±500kV同塔双回直流输电工程（双回四极，±500kV，3200A，2×3200MW，2×1223km）建成投运，该工程西起云南省昭通市盐津县牛寨换流站，东至广东省广州从化市从西换流站，是当时世界上输电容量最大、输电距离最长的同塔双回直流输电工程。同年，哈密南-郑州±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，5000A，8000MW，2210km）建成投运，该工程从新疆哈密市哈密南换流站到河南郑州市郑州换流站，是我国实施“疆电外送”战略的第一个特高压输电工程，也是将西北地区大型火电、风电基地电力打捆送出的首个特高压工程。同年，溪洛渡左岸-浙江±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，5000A，8000MW，1653km）建成投运，该工程从四川宜宾双龙换流站到浙江金华换流站，首次实现单回路8000MW满负荷、8400MW过负荷试运行，创造了超大容量直流输电的新纪录。

2015年，厦门±320kV柔性直流输电科技示范工程（双极，±320kV，1563A，1000MW，10.7km）投入运行，该工程从厦门市翔安南部地区的彭厝换流站到厦门岛内湖里区的湖边换流站，是世界上第一个采用对称双极接线的柔性直流输电工程。

2016年，我国西电东送首条落点广西的直流输电工程云南金沙江中游电站送电广西直流输电工程（双极，±500kV，3200A，3200MW，1119km）建成投运，该工程西起云南丽江金官换流站，东至广西柳州桂中换流站。同年，云南观音岩水电站外送工程永仁-富宁±500kV直流输电工程（双极，±500kV，3000A，3000MW，569km）建成投运，该工程从云南楚雄永仁县到云南文山富宁县，是我国首个省内直流输电工程，其受端换流站是国内首次采用的STATCOM动态无功补偿装置。同年，灵州-绍兴±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，5000A，8000MW，1720km）建成投运，该工程从宁夏银川市灵州换流站到浙江诸暨市绍兴换流站，是我国第一条接入交流750kV电网的±800kV直流输电工程。

2017年，酒泉-湖南±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，5000A，8000MW，2383km）建成投运，该工程从甘肃酒泉换流站到湖南湘潭换流站，是国内输电距离最长的特高压直流输电工程。同年，晋北-江苏±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，5000A，8000MW，1111km）建成投运，该工程从山西朔州晋北换流站到江苏淮安南京换流站。同年，锡盟-泰州±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，6250A，10000MW，1619km）建成投运，该工程从内蒙古锡盟换流站到江苏泰州换流站，首次在受端换流站采用分层接入500/1000kV交流电网这一新技术，直接提高特高压输电效率近25%。

2018年，滇西北-广东±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，3125A，5000MW，1959km）投入运行，该工程从云南大理剑川县新松换流站到广东深圳宝安区东方换流站，其中送端新松换流站是世界上海拔最高（2350m）的特高压直流换流站。同年，扎鲁特-青州±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，6250A，10000MW，1200km）投入运行，该工程从内蒙古通辽扎鲁特换流站到山东青州换流站。

2019年，上海庙-山东±800kV特高压直流输电工程（双极，±800kV，6250A，10000MW，1238km）投入运行，该工程从内蒙古鄂尔多斯鄂托克前旗境内上海庙换流站到山东临沂换流站。同年，准东-华东±1100kV特高压直流输电工程（双极，±1100kV，5455A，12000MW，3319km）投入运行，该工程从新疆昌吉自治州昌吉换流站到安徽省宣城市古泉换流站，是世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远、技术水平最先进的特高压输电工程，是我国在特高压输电领域持续创新的重要里程碑。

此外，背靠背直流联网工程在中国发展得也比较快。我国第一个大区联网（华中与西北两大电网）的直流背靠背换流站工程灵宝背靠背直流联网工程，换流站一期工程（单极，120kV，3000A，360MW）于2005年6月建成，该工程是我国第一个自主设计、自主制造、自主建设的直流工程，扩建的二期工程（对称单极，±166.7kV，4500A，750MW）于2009年12月投入运行，该工程第一次成功完成了6in晶闸管换流阀4500A大电流试验。

华北和东北两个500kV电网之间的联网工程高岭背靠背直流联网工程，换流站一期工程（对称单极，±125kV，3000A，2×750MW）于2008年11月建成投运，扩建的二期工程（对称单极，±125kV，3000A，2×750MW）于2012年11月投入运行，该工程的最终容量为3000MW，是世界上容量最大的背靠背换流站之一。

我国和俄罗斯联网的黑河背靠背直流联网工程（对称单极，±125kV，3000A，750MW）于2012年1月投入运行，该工程是我国第一个国际直流输电项目，架起了中俄两国能源互惠的桥梁。

云南电网和南网主网两个500kV电网之间的联网工程鲁西背靠背直流异步联网工程，换流站一期工程为1个常规直流单元（对称单极，±160kV，3125A，1000MW）和1个柔性直流单元（对称单极，±350kV，1428A，1000MW），其中常规直流单元于2016年6月建成投运，柔性直流单元于2016年8月建成投运，二期工程再扩建1个常规直流单元于2017年6月投入运行，该工程是世界上首次采用大容量柔性直流与常规直流组合模式的背靠背直流工程，也是世界上容量最大的背靠背换流站之一，最终容量为3000MW。

西南与华中电网两个500kV电网之间的异步联网工程渝鄂直流背靠背联网工程（对称单极，±420kV，1488A，5000MW）于2018年投入运行，该工程首次将柔性直流输电电压提升至±420kV，总换流容量为5000MW，是当时世界上电压等级最高、输送容量最大的柔性直流输电工程。

我国在多端直流输电工程的发展也取得了一定的成就。世界上第一个三端电压源型直流工程南澳±160kV多端柔性直流输电示范工程，一期工程于2013年12月建成投运，总容量为350MW，最大单端容量为200MW，直流额定电压为±160kV，该工程共有南澳岛的青澳换流站、金牛换流站和汕头市澄海区的塑城换流站三座换流站，换流站均采用对称单极接线，青澳换流站直流线路在金牛换流站汇流后经架空线、海缆、陆缆送往塑城换流站。世界上第一个五端电压源型直流输电工程舟山±200kV五端柔性直流输电科技示范工程于2014年7月投入运行。该工程的总容量为1000MW，最大单端容量为400MW，直流额定电压为±200kV，将舟山本岛、岱山岛、衢山岛、洋山岛和泗礁岛这5个岛屿的电力系统通过海底直流电缆和柔性直流换流站互联，其中换流站均采用对称单极接线。世界首台套±800kV混合特高压直流输电项目——乌东德送电广东广西特高压多端混合直流示范工程，已于2020年投产运行，实现了常规换流和柔性换流技术的特高压工程应用。

截至目前，我国在直流输电领域的发展已经走在世界的前列，成为世界直流输电第一大国。其中上述直流输电工程的主要参数见表1-1。

1.5.3 高压直流输电的发展

20世纪90年代后，以全控型器件为基础的电压源换流器高压直流输电得到了快速发展。早期的VSC-HVDC系统大都基于两电平换流器和三电平变流器技术，但一直存在换流器开关损耗较大、谐波含量高等缺陷，因而制约了VSC-HVDC技术的发展。为了解决上述两电平、三电平VSC-HVDC所存在的缺陷，2001年德国慕尼黑联邦国防军大学的A.Lesnicar和R.Marquart共同提出了模块化多电平换流器拓扑，并研制了2MW十七电平的试验样机。MMC采用子模块（Sub-Module, SM）串联的方式构造换流阀，避免了IGBT的直接串联，降低了对器件一致性的要求。同时，特殊的调制方法决定了其可以在较低的开关频率（150～300Hz）下获得很高的等效开关频率。随着电平数的升高，输出波形接近正弦，可以省去交流滤波器。MMC子模块的拓扑结构主要有半桥型子模块（Half-Bridge Sub-Module, HBSM）、全桥型子模块（Full-Bridge Sub-Module, FBSM）和双钳位型子模块（Clamp-Double Sub-Module, CDSM）。这些新型拓扑结构为VSC-HVDC在未来高电压大容量场合的应用提供了技术支持。现今柔性直流输电主要有三大发展方向。

（1）多端柔性直流输电

多端柔性直流输电系统是指含有多个整流站或多个逆变站的直流输电系统，能提供一种更为灵活、快捷的输电方式，其最显著的特点是能够实现多电源供电、多落点受电。随着大功率电力电子全控开关器件技术的进一步发展，新型控制策略的研究，直流输电成本的逐步降低以及电能质量要求的提高，基于常规的LCC和VSC的混合多端柔性直流输电技术和基于VSC的新型多端柔性直流输电技术将得到快速发展，这必将大大提高多端柔性直流输电系统的运行可靠性和实用性，扩大多端柔性直流输电系统的应用范围，为大区电网提供更多的新型互联模式，为大城市直流供电的多落点受电提供新思路，为其他形式的新能源接入电网提供新方法，为优质电能库的建立提供新途径。多端柔性直流输电技术是直流输电技术的新兴研究领域与发展方向，在未来具有广阔的发展空间，因此其研究具有很大的现实意义。

（2）高压远距离柔性直流输电

柔性直流输电技术在交流系统故障时，只要换流站交流母线电压不为零，系统的输送功率就不会中断，一定程度上避免了潮流的大范围转移，因此对交流系统的冲击比传统直流输电线路要小得多，是实现直流异步联网的有效手段，从根本上解决了传统交直流并联运行可能引起交流系统暂态失稳的问题。其突出优点如下：

1）运行时不需要配置相当比例的昂贵的无功补偿装置。

2）不提高受端电网的短路电流水平，破解了交流线路因密集落点而造成的短路电流超限问题。

3）大区电网之间采用直流线路异步互联，完全破解了所谓的“强直弱交”问题，避免了交直流并联输电系统在直流线路故障时，潮流大范围转移而引起的连锁性故障。

但受器件开发和造价成本的限制，目前世界上柔性直流输电工程的输送容量都不太大。随着受端多直流馈入问题日显严重、深海风电开发需求及无源弱系统地区送电规模的增加，迫切需要开发大容量柔性直流输电技术以满足现实的需要。伴随高电压等级直流电缆、直流断路器和大电流IGBT器件的开发，柔性直流设备成本下降，柔性直流输电技术将在远距离、弱系统、大容量输电领域发挥作用。在未来柔性直流技术完全成熟之后，高电压、大容量柔性直流输电技术的应用将对我国未来电网的发展方式产生深远的影响，将成为坚强智能电网的重要组成部分。

（3）混合直流输电

常规直流和柔性直流输电技术各有优缺点，从直流输电技术的发展脉络来看，未来直流输电的分布格局极有可能会出现常规直流与柔性直流共存、相互影响的情况。而这种不同的连接方式便形成了混合直流输电系统的不同拓扑结构。目前混合直流输电系统主要分为四类：混合两端直流输电系统、混合多端直流输电系统、混合多馈入直流输电系统及混合双极直流输电系统。这种不同于以往的混合直流输电技术提供了一种可以利用常规直流和柔性直流技术各自的优点、改进其不足的新的研究方向。混合直流输电技术以其独特的技术特点，在特定条件下可以表现出比常规直流技术更优越的技术性能，比柔性直流技术更低廉的造价和更广泛的应用场景。

虽然作为一种新兴的高压直流输电技术，混合直流输电还未得到广泛应用，但是在当今常规直流和柔性直流共同发展、不断在各自所擅长的领域中开拓创新的情况下，LCC和VSC必将在某种程度或一些特定情景下构成混合直流输电系统，故对混合直流输电系统的研究是极具现实意义的。