2024年储能变流器主导构网的大规模光伏经LCC送出系统报告

研究背景

我国能源资源与负荷呈逆向分布，跨区域、远距离输电以及深远海输电是负荷中心供电和城市环境污染治理的共同需求。预计2030年前，直流输电参与新能源外送的比例将快速增加。目前，我国已建成特高压直流输电工程20项，预计到2025年将达到24项。其中，已建成的特高压直流工程送端均采用常规的电网换相换流器（LCC）技术。

主要挑战

1. 大规模新能源送出：在沙漠、戈壁与荒漠地区开发新能源是国家战略。目前，典型的大规模新能源特高压直流外送工程送端均配备有常规电源和主电网支撑。
2. 技术挑战：
   • 沙戈荒腹地面临无常规电源及交流主网支撑的问题。
   • 极弱系统的电压、频率和电网惯量等的调节问题。
   • 面对新能源基地无风无光工况，如何保证送端交流系统的正常运行。

创新解决方案

本作品提出了一种储能变流器主导构网的大规模新能源经LCC送出方案，以应对上述挑战。

方案优势

1. 构网方式：创新性地提出了新能源送出系统全新构网方式，可以满足送端交流电网构建的要求。
2. 经济性：利用LCC容量大、单位造价低的特点，可有效降低直流的输电价格，有助于新能源消纳。
3. 缓解产能矛盾：当前国内晶闸管产能和品质均优于IGBT，新能源采用LCC送出有助于缓解产能矛盾。

拓扑与关键参数设计

1. 拓扑结构：采用全半桥混合型MIMIC的拓扑结构，提高了LCC在极弱送端系统的适应性，解决了构网型储能自失败问题。
2. 构网型储能容量：引入新能源多场站短路比（MIRSCR）指标，合理设计构网型储能的容量，有效提升系统各节点的电压强度。
3. 系统参数：根据送端交流系统参数，确定构网型PCS的配置容量，确保LCC和新能源发电基地的正常运行。

经济性分析

以±800kV，8000MW系统为例，考虑直流输电通道年利用小时数为3000h，工程回收期为13年。从初始投资成本、运行损耗成本、储能电站成本几个方面对比分析，光伏经MIMC外送直流输电成本为0.1043元/kwh，而光伏经LCC外送成本为0.0984元/kwh，降低了0.0059元/kwh（5.66%）。

仿真分析

1. 单极800kV，4000MW系统：通过搭建仿真系统，验证了所提方案在多种工况下的有效性。
2. 典型故障工况：包括直流故障、受端交流故障和送端交流故障，展示了系统在这些情况下的响应特性。

工作原理

1. 电压和频率分离控制：提出一种电压和频率分离控制的全新构网方式，即PCS主导调压，PCS协助LCC主导调频。
2. 低功率运行：为避免新能源发电基地长时无出力导致的送端系统全黑，提出了直流潮流反转时序，以实现低功率运行。
3. 故障处理：通过超配PCS，提高其在故障期间的过流能力和无功支撑能力，避免IGBT等电力电子器件损坏。

结语

本作品以沙戈荒地区大规模光伏送出为研究对象，创新性地提出了储能变流器主导构网的大规模光伏经LCC送出方案。该方案充分利用LCC容量大、单位造价低的特点，可显著降低输电通道投资，助力新能源消纳；同时提出一种新能源送出系统全新构网方式，满足送端交流系统构建的要求，为我国沙戈荒地区大规模可再生能源送出开辟新的技术途径。

致谢

感谢国家重点研发计划“大规模可再生能源基地特高压多端直流输电外送关键技术”为本作品深入研究提供的支持。