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

赵西贝张泽张博华北电力大学2024年10月天津 汇报目录 研究背景拓扑与关键参数设计三工作原理四仿真分析五结语 作品背景 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。2030年前，直流输电参与新能源外送比例将快速增加 我国已建成特高压直流输电20项，预计到2025年特高压直流总计24项。其中，已建成投运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。 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，送端均有常规电源和主电网支撑： >甘肃-浙江工程：总装机规模1500万干瓦(包括煤电400万干瓦），直流±800kV/800万干瓦。蒙西-京津冀工程：总装机规模1600万干瓦(包括煤电400万干瓦），直流土800kV/800万干瓦 随看大规模新能源开发，未来沙戈荒腹地将面临无常规电源支撑、无交流主网联络等难题 沙少戈荒地区新能源送出方案成为关注的技术需求！！！ 第4页，共28页 作品背景 规模化新能源送出可选方案： >LCC-HVDC：具有传输容量大、造价成本低等优势，技术成熟度更高， >MIMC-HVDC：可实现四象限解耦控制，能够主动支撑交流系统，适合新能源原/弱电网接入 目前，现有柔性直流核心IGBT器件额定电流较小（最高为3kA，晶闻管可达6.25kA），故障电流耐受能力弱（2pu，晶闸管可达10pu），LCC仍然是特高压全功率直流最成熟的方案。 如何在纯新能源送端系统中继续发挥LCC容量大、成本低的优势，成为本作品出发点！四 作品背景 沙戈荒腹地规模化新能源经LCC送出 技术挑战： >挑战1：沙戈荒腹地无常规电源及交流主网支撑下的送端构网方案>挑战2：由谁来实现极弱系统的电压、频率和电网惯量等的调节>挑战3：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 创新提出一种储能变流器主导构网的大规模新能源经LCC送出方案 方案优势： 》提出一种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；>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，助力新能源消纳；>当前国内晶闻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。 第6页，共28页 汇报目录 研究背景拓扑与关键参数设计三工作原理四仿真分析五结语 拓扑及关键参数设计 针对挑战1，本作品选取新能源送出系统为研究对象，将新能源基地储能以构网型控制接入，创新性地提出一种储能变流器主导构网的大规模新能源经LCC送出方案。 送端系统： 受端系统： 利用构网型储能为新能源基地和LCC提供电压支撑提高了LCC在极弱送端系统的适应性 采用全半桥混合型MIMIC的拓扑结构，无受端换自失败问题，具备直流故障自清除能力 第8页，共28页 拓扑及关键参数设计 构网型储能主要承担电压支撑的任务如何合理设计构网型储能的容量成为关键， >为衡量高比例电力电子系统的电压强度，引入新能源多场站短路比MIRSCR指标>衡量构网型储能接入系统前后，系统各节点MIRSCR的变化，分析其提升电压强度的机理> 最后根据系统关键节点对MRSCR的要求,确定构网型储能的容量 UNEcg ; / ZeqiMRSCR1接入前Zei Ui[ZS +2|Z,sz,sje所有节点j+iZ,Z,MRSCR:1接入后ZipZpije所有节点ppMRSCRREiZiSRei + ZZ,SRE1.5容量确定MRSCRsZ|Zi SREj 拓扑及关键参数设计 >构网型储能接入送端极弱系统后，能够有效提升系统各节点的电压强度。为保证LCC和新能源发电基地的正常运行，需满足以下两个条件： ①为新能源场站提供电压支撑 ②为LCC提供电压支撑 结论：PCC和光伏场站出口的短路比将同时决定构网型PCS的容量，但是配置地点对储能容量需求差异不大。按20%配置储能电池容量计算，则PCS超配约2.5倍 第10页，共28页 经济性分析 >以土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MMC外送与经LCC外送方案的经济性。 注：初始投资成本包括换流站与输电线路建设成本，线路平均造价为514万元/公里，按2000干米计算。参考蒙西-京津冀工程LCC换流站建设成本为59.5亿，MMC换流站为66.5亿 >计算得到：光伏经MIMC外送直流输电成本为0.1043元/kwh；光伏经LCC外送直流输电成本为0.0984元/kwh，同比降低0.0059元/kwh（5.66%） 第11页，共28页 汇报目录 研究背景拓扑与关键参数设计三工作原理四仿真分析五结语 仿真场景设定 以潜在的沙戈荒地区特高压直流输电工程为参考，送端为光伏基地和构网型储能，搭建单极直流输电系统，对所提方案的多种工况展开分析。Upc=800kV，Ppc=4000MW。 针对挑战2：为解决“送端极弱系统如何实现电压和频率支撑”的问题，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 工作原理 针对挑战3：沙戈荒地区由于无常规电源及交流电网支撑，新能源发电基地可能出现长时无出力的新工况（夜间无光、高温无风），使送端交流系统面临全黑挑战。系统全黑将导致调度中心无法实时监测新能源基地侧电力电子设备的运行状态，使黑启动风险加剧 为避免新能源发电基地长时无出力下送端系统全黑，提出一种直流潮流反转时序，以实现该工况下送端交流系统的低功率运行。 第15页，共28页 工作原理 多种典型故障工况下系统特性 1直流故障：送端采用LCC、受端采用全半混合型MIMC的结构，使系统天然具备无闭锁直流故障清除能力 受端交流故障：功率传输路径受阻，功率盈余易导致受端MMC内子模块过压，通过在受端MIMC直流侧配置耗能装置，即可实现故障期间的能量动态平衡。 ■送端交流故障：交流电压跌落易导致新能源机组和构网型PCS过流。本作品通过“超配”PCS，提高其在故障期间的过流能力及无功支撑能力。期间，新能源机组进入低电压穿越，主动从MIPPT控制切换至无功优先控制，避免过流导致IGBT等电力电子器件的损坏。 汇报目录 研究背景拓扑与关键参数设计三工作原理四仿真分析五结语 仿真分析 单极800kV，4000MW，储能功率上限为1000MW 光伏功率波动一光伏功率少发 仿真工况 t=5.0s:光伏功率Ppo从4100MW，逐渐下降到3200MWt=5.8s: #再次下降到2900MWt=6.3s：再次下降到2700MW（设此时储能接近过放）t=8.0s：光伏功率开始恢复 仿真结果 受储能容量制约，PCS和LCC主导调频地位变动以充分利用直流输电通道为自标，储能放电②储能发出的有功达到最大，LCC参与系统频率调节储能变流器始终发挥其构网能力 第18页，共28页 仿真分析 光伏功率波动一光伏功率多发 仿真工况 t=5.0s：从4100MW，逐渐上升到4300MWt=5.8s: 上升到4500MWt=6.3s：再次上升到5000MW（设此时储能接近过充）输电线路功率P.维持1.1p.u运行t=8.0s：光伏功率开始恢复 仿真结果 LCC主动参与系统的频率调节。 光伏输出功率越过直流线路传输上限，考虑储能未充满电情形，此时新能源功率全部流向储能电站，储能参与系统频率的调节。储能变流器始终发挥其构网能力。 第19页，共28页 仿真分析 夜间无光场景 仿真工况 t,时刻，光伏出力逐渐减小，最后稳定为0，以此来模拟夜间光伏基地无出力场景 仿真结果 储能变流器仍发挥其构网能力，为LCC提供换相电压，保证光伏不脱网。MIMC换流站输出负电平，是实现功率反送的关键。LCC换流站控制直流电流指令值减小，实现低功率下LCC的夜间不闭锁运行 第20页，共28页 仿真分析 故障场景一直流故障 仿真工况 假设在4s时，直流线路首端发生单极接地故障，故障持续0.1s 仿真结果 LCC和MIMC均输出负压，实现无闭锁直流故障清除。故障期间，光伏场站无需停运，光伏场站功率由交流耗能装置吸收。故障清除之后，系统经过0.6s重新达到额定运行状态。 第21页，共28页 仿真分析 故障场景一受端交流故障 仿真工况 假设在6s时，受端交流系统发生三相交流故障，故障持续0.1s 仿真结果 当直流电压超过直流耗能装置的动作值时耗能装置投入，消耗盈余功率。受端直流电压最大值被限制在1.2pu以内MMC子模块电容电压最大未超过3kV故障结束后0.2s内，系统基本恢复正常运行。 第22页，共28页 仿真分析 故障场景一送端交流故障 仿真工况 假设在4s时，送端交流系统发生三相交流接地故障，故障持续0.1s 仿真结果 储能变流器向故障点放电，通过限流环节将短路电流限制在1.5p.u.以内。故障期间光伏场站出口电压未低于0.2p.u。故障恢复期间，交流电压被限制在1.2pu.以内。故障清除之后，系统经过0.6s之后重新恢复至额定工况。 汇报目录 研究背景拓扑与关键参数设计三工作原理四仿真分析五结语 结语 针对未来场景下，新能源发电基地可能面临的无常规电源支撑及无交流主网联络的技术挑战，本作品以沙戈荒地区大规模光伏送出为研究对象，创新性地提出一种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开发送出开一条新的技术途径！ 衰心感谢国家重点研发计划厂“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！ 第25页，共28页 敬请专家批评指正！