基于直流大母线的大规模新能源送出技术展望

浙江大学电气工程学院直流输电团队 黄莹徐政王国腾 目录 01.大规模西部新能源的东送需求02.新能源基地外送发展方式的三个阶段03.构建直流大母线的关键技术04.结语 大规模西部新能源01的东送需求 1大规模西部新能源的东送需求 按照实现“双碳”自标的要求，到2060年，根据多个权威机构的预测，基本一致的数据是我国的总装机规模为80亿kW，发电量为16万亿kWh（2022年底8.4万亿kWh）其中风电装机25亿kW，光伏装机36亿kW，风电和光伏的总装机为61亿kW。在这80亿kW的总装机规模和16万亿kWh的发电量中有多少容量需要通过西电东送消纳，目前尚未有权威性的数据出现。 1大规模西部新能源的东送需求 对西电东送容量进行简单估算，假设风电和光伏装机中的一半安装在我国西部地区，那么西部地区风电和光伏的总装机约30亿kW：再假设其中的一半装机容量需要送电到东部地区，那么需要实施的风电光伏西电东送规模会超过15亿kW，而输电距离都在2500km以上。采用常规的点对点特高压直流输电，即使每回线路输送1千万kW，也需要超过100回特高压直流输电线路，这是难以实现也是很不经济的。因此迫切需要来用新的直流输电方式。 2022年发布的大基地规划布局方案，明确提出到2030年在沙戈荒地区规模化建设总装机为4.55亿于瓦的新能源。 新能源基地外送发展方式02的三个阶段 12.1第一阶段：点对点风光火打捆传统直流输电方式 在采用传统直流技术实现点对点风光火打捆送出的电网结构中，送、受端均采用LCC。该结构对系统强度要求较高，送端换流站的短路比通常需大于5以确保稳定运行，因此需要配套建设足够容量的火电等同步电源。火电不仅参与打捆外送，更关键的作用是为电网提供稳定的电压支撑增强系统强度，从而保障风光新能源的可靠并入与远距离输送。 12.1第一阶段：点对点风光火打捆传统直流输电方式 点对点风光火打捆送出方案的问题： （1）配套电源不足时短路比降低，受端电网故障时导致直流系统换相失败导致送端LCC无功消耗为零，造成送端无功过剩。叠加电网空载运行，可能引发新能源侧严重过电压例如，在青豫直流系统中，换相失败后，塔拉地区、合乐地区和香加地区的新能源暂态过电压分别达到1.39p.u.、1.35p.u.和1.33p.u.，在某些情况下甚至接近1.4p.u.。以往工频过电压超过1.1pu时允许新能源发电单元脱网，现在的标准要求工频过电压小于1.3pu时新能源发电单元不脱网。但工频过电压超过1.3pu时一般会导致新能源发电单元脱网。 2.1第一阶段：点对点风光火打捆传统直流输电方式 点对点风光火打捆送出方案的问题： (2）风光火打捆外送的9条特高压直流总额定容量为8200万kW，2022年总输送电量为3384亿kWh，平均利用小时数为4126小时。输送新能源电量922亿kWh，占比仅为27.25%，未达到输送小时数（4500h）与可再生能源比例（50%）要求，整体外送效率偏低。 数据来源：王康：“新能源消纳成绩单发布，特高压难解大基地送出难题！”，发表于“零点能源智库” 2.1第二阶段：点对点柔性直流输电方式 直流输电应用于新能源基地送出时，需较强的支撑电源以保证稳定运行。LCC无法提供此类支撑，因其必须依赖有源电网运行，因此送端需来用具有构网能力的MMC作为支撑电源在远距离大容量架空线路应用中，直流故障清除是关键技术挑战，当前主要途径包括直流断路器和具备故障自清除能力的换流器。对于特高压等点对点或端数较少的系统，后者更受工程认可。基于半桥子模块的MMC无法自清除故障，因此不能独立用作此类系统中的换流器。平波电抗器 2.1第二阶段：点对点柔性直流输电方式 对任何一种用于大规模新能源基地送出的直流输电系统，需要满足如下3个条件 1)能够向送端交流电网提供支撑电压 2)受端交流电网故障时不产生严重的换相失败影响 3）具有直流线路故障自清除能力。 而送端LCC-MMC串联混合型直流输电系统结构是一种可行的方案平波电抗器 12.1第二阶段：点对点柔性直流输电方式 运行条件： 1)由送端MMC提供送端电网支撑电源，送端MMC按照所谓的f/V控制模式运行，控制换流站交流母线频率恒定和电压幅值恒定，送端的光伏和风机按照锁相同步控制方式运行。 2)受端交流电网故障时无换相失败问题。 3)直流线路故障时通过送端LCC强制移相抵消MMC直流电压使送端换流站电压极性反转，从而清除直流线路故障电流。平波电抗器 2.1第二阶段：点对点柔性直流输电方式 当采用点对点柔性直流输电方式100%输送新能源时，由于风电和光伏的利用小时数低，使得点对点柔性直流输电通道的利用小时数仍然比较低。举例来说，设新能源基地的装机容量为Sbase，利用小时数为2000小时，直流输电系统按新能源基地装机容量的60%配置输电容量即Shvdc=Sbase*60%若在此输电容量配比下新能源基地的弃电量为5%，那么直流输电通道的利用小时数为2000*95%/60%=3167小时。显然，3167的利用小时数对直流输电通道来说，利用率过低。 * Sbase * nThvde = ToaseShvdeTarvde：直流输电通道利用小时数Svde：直流输电容量Tas：新能源基地利用小时数Spase：新能源基地装机容量n7:新能源利用率 12.1第三阶段：基于直流大母线的柔性直流电网 我国西部地域辽阔、电网稀疏，将新能源基地先接入交流电网再转为直流输电，技术经济性较差，并非最优方案。相比之下，采用直流大母线汇集多个新能源基地再引出西电东送直流通道的方案，不依赖西部现有交流电网，技术经济效益更优。该柔性直流电网送出方案如下图所示。 若每个新能源基地的利用小时数为2000小时，直流输电系统所有通道的输送容量之和按新能源基地总装机容量Stotal的30%配置，若在此输电容量配比下新能源基地的总弃电量为10%，直流输电通道的利用小时数为2000*90%/30%=6000小时，得到大幅提高 03构建直流大母线的关键技术 3.1直流汇集与送出技术 可采用直流汇集技术，能够避免交流汇集带来的各种稳定性问题，且相同廊道资源下汇集容量更大； ·光伏阵列接入中压直流汇集线路，多个中压直流线路汇集升压至高压，多个高压直流线路汇集升压至特高压。 3.2直流变压技术 隔离型单相模块化多电平DC/DC变换器的高、低压侧均采单相MMC换流器，由于低压侧电压等级低，桥臂电流较大，采用两组单相MMC换流器交直流侧并联，称为“双分裂链式”结构。 直流变换器的直流侧分别连接于直流系统高、低压两侧，中间的交流侧由中频单相二绕组交流变压器连接，实现电压等级变换和故障隔离。 3.多端口直流断路器技术 具备故障限流和快速故障清除能力的多端口直流断路器实现了断路部分的复用，经济性优越，可直接利用直流电网完成充电，无需额外附加器件，并且具备快速的故障清除能力。抵损耗部分 3.直流潮流控制技术 在环形支路中串入输出直流电压可调节的级联子模块的方式，能够同时调节同一直流母线所连接的多条直流线路上的潮流，具有模块化和易于扩展到复杂网络中的优势。 5.结语 面对我国能源转型中大规模新能源高效外送的重大需求，本报告提出以“直流大母线”为核心的新型送出架构。该方案通过构建多新能源基地直流互联网络：实现输电资源共享与功率互济，显著提升通道利用率和经济性，有效摆脱对西部薄弱交流电网的依赖，契合沙戈荒等大型基地规模化升发需求。 直流大母线的实施依托全直流汇集、直流变压器、多端口断路器、直流潮流控制器等关键技术，为系统安全运行提供支撑。未来应聚焦上述技术开展系统性类破，推动新一代直流电网建设，支撑国家能源战略转型。 谢谢