大规模新能源馈入电网直流主动支撑和直流大母线技术

浙江大学电气工程学院副院长、求是特聘教授，黄莹 目录 01.大规模直流馈入受端电网面临的挑战02.大规模直流馈入受端电网的稳定性分析技术03.柔性直流主动支撑控制技术04.构建直流大母线的关键技术05.结语 大规模直流馈入01受端电网面临的挑战 1.1大规模直流馈入受端电网研究背景 新型电力系统加快构建背景下，受端系统电源结构发生重大变化，呈现海上风电、本地新能源和区外直流占比逐年提高的态势。随本地电源空心化（同步机开机占比减小），受端电网面临双重稳定风险： 低惯量特性导致系统缺乏有效频率支撑，频率大幅跌落风险突出； 比逐年下降，系统暂态无功支撑能力大幅削弱，进而直流近区暂态电压失稳、新能源脱网风险增加。 受端电网多路径馈入示意图 1.2应对风险挑战的关键技术 大规模直流馈入受端电网形态发展已成定局，为应对低惯量、低强度等稳定性挑战，驱需开展以下三类关键技术： 1、大规模直流馈入受端电网稳定性分析技术，用于揭示机理，定位问题：2、区外柔直、海风柔直的主动支撑控制技术，提升受端电网安全稳定性；3、大规模直流馈入受端电网直流大母线构建技术，打造稳定可控的交直流网架结构。 稳定性分析技术 直流大母线构建技术 主动支撑控制技术 柔直提供惯量、电压等多类型主动支撑 西部直流大母线、海上风电直流大母线 频率、电压等稳定性分析方法 考虑非同步机电源的频率特性分析+ 非同步机电源电压支撑特性刻画 大规模直流馈入受端电网02的稳定性分析技术 2.1新型电力系统频率特性评估 根据扰动后非同步机电源的运行状态，大规模直流馈入受端电网可以分为正常态和故障态，在不同运行状态下频率强度的评估思路也有所差别。 口考虑非同步机电源的惯量水平评估等效惯量因子 HaH一一所有非同步机电源采用无惯量支撑时等效惯性时间常数H.HeH一一全网非同步机电源惯量支撑控制投入时等效惯性时间常数口考虑非同步机电源的调频能力评估稳态频率偏差因子 正常态 BO一一所有非同步机电源采用无一次调频控制时的频率偏差因子 BI一一全网非同步机电源一次调频控制投入时的频率偏差因子 βiR.BDioad +K.βoRgen 口评估非同步机电源低穿带来能量缺失的影响一一能量缺失因子 ElosElos一一指定区域非同步机电源同时低穿带来的能量缺失KiosH(o-om)Hsvs一一指定区域等效惯性时间常数口评估非同步机电源脱网带来的功率缺失影响一一功率冲击因子 故障态 PlosKPlos一一指定区域非同步机电源同时脱网带来的功率缺失β(o-omn)B一一指定区域频率偏差因子Omin指定区域最低频率 2.2新型电力系统强度评估指标 电流限幅削弱非同步机电压控制能力与短路电流相关性，需要考虑新指标量化柔直电压支撑贡献： 将电网中任意点的电压支撑强度定义为维持接入点电压模值接近于接入点空载电压的能力，称之为电压刚度Kvtg， Kvtg：0.95以上可视作强系统，0.9以下可视作弱系统； 非同步机电源占比越高，电压刚度与短路比间的评估差距越大，电压刚度优势越明显。 2.3面向新型电力系统的机电暂态仿真计算方法 提出变流器抗扰动能力分析方法，指出PLL抗频率扰动能力是PSL的4OO倍，证明了PLL在低短路比和短路故障下均不会失锁，分析了正序基频网络面向PSL控制变流器的适应性，从模拟能量传递特性的角度揭示了基于机电暂态仿真计算方法的新型电力系统稳定性分析原理。 PLL抗扰能力分析 PLL抗频率扰动能力是PSL的400倍仿真计算中可认为PLL理想锁相 新型电力系统的安全稳定分析计算体系 PLL可适应短路比低至1下的锁相稳定运行 2.3面向新型电力系统的机电暂态仿真计算方法 建立任意端数和拓扑结构的柔性直流机电暂态建模方法，建立了覆盖跟构网型光伏、风机、储能的变流器机电智态建模方法，开发了基于PSS/E的柔直、光伏、风机和诺能的机电智态模型，并提出了基于时空特性拟合的大规模新能源场站等值建模方法。 新能源场站等值聚合 覆盖PLL、PSL等各类控制方式下的变流器通用机电暂态建模方法 分模块搭建机电哲态模型 面向各种故障类型的新能源场站等值聚合 柔性直流主动支撑03控制技术 3.1大规模柔性直流主动支撑技术 电力电子设备采用全控型器件和模块化拓扑结构，可控性适应性好，具备主动支撑能力。其中柔直是受端电网中单机容量最大的电力电子装备，且通常接入主网架“中心”的关键节点。 因此，实现柔直主动支撑是提高电网稳定性的关键，主要从以下两个方面开展相关研究 能量来源：协同送端电源、储能等元件能量通道：提升柔直秒级过负荷能力。 能量来源包括柔直子模块电容能量、超容、储能、送端等 3.2大规模柔性直流频率主动支撑技术 针对典型受端电网，分析柔直在不同控制模式、不同过负荷能力下提供频率支撑的作用，提出贡献度评估指标，评估柔直提供频率支撑的作用效果。 H柔直惯量贡献度等效惯量因子Hoβl1柔直调频贡献度稳态频率偏差因子 跟/构网型控制在百毫秒级的响应差异最终对典型受端电网频率支撑效果相同 柔直过负荷能力对系统惯量和频率支撑有提高效果 3.2大规模柔性直流频率主动支撑技术 实际工程中受端换流站以定直流电压为主： 送端跟网定功率，受端跟网定直流电压：利用通信将受端电网频率变化信息传递至送端换流站；送端构网，受端跟网定直流电压：利用通信将受端电网频率变化信息传递至送端配套电源： 30mS通信延时会削弱约5%惯量支撑效果 3.3大规模柔性直流电压主动支撑技术 考虑未来特高压柔直、海风柔直大规模集中馈入，柔直提供无功电流的能力会显著影响受端电网的电压稳定性，需考虑利用柔直向受端电网提供电压支撑，同时借助柔直短路电流控制能力，实现短路电流抑制与电压支撑的均衡。 柔直低穿工况 柔直正常工况 口低穿下，柔直由电压/功率源转变为电流源口在短路电流约束下尽可能发挥电压支撑能力 口柔直采用定交流电压控制口优先保留柔直动态无功容量 以华东电网奉贤直流近区增加三回海风柔直落点为例 在不同负荷动态特性下，需要不同的柔直无功电流来为系统提供稳定的电压支撑。 3.3大规模柔性直流电压主动支撑技术 借助序分量采用不同的控制目标，实现柔直的电压主动支撑。 结构优化 口调节超调量幅值与出现时间 口内环电流控制参数：d/g轴PI控制器参数等 参数优化 口外环电流控制参数：外环无功/交流电压PI参数 主动抑制电网侧负序电流降低三相电流不平衡度 负序电流 口根据受端电网需求，提供负序电流-三相电压幅值间的定量关系口依据柔直三相电流安全约束，均衡正序、负序电流间的平衡关系 04构建直流大母线的关键技术 4.1新能源基地外送发展方式的三个阶段 未来需要实施的风电光伏西电东送规模可能会超过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。因此迫切需要采用新的直流输电方式。 4.1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。3 点对点风光火打捆送出方案的难题： 口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无功消群为零，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 口风光火打捆外送的特高压直流中，实际输送电量/小时数和可再生能源利用均不足，外送效率偏低。 4.1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，需满足支撑送端交流电网电压、受端电网故障时无严重换相失败、具备直流线路故障自清除能力三个要求。 LCC依赖有源电网运行，无法提供较强的电源支撑，因此需采用具有构网能力的MMC作为支撑电源；在远距离大容量架空线路应用中，直流故障清除的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，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。 送端LCC-MMC串联混合型直流输电系统为可行方案；其运行条件具体如下：送端MMC采用f/V控制模式，维持换流站交流母线频率与电压幅值恒定，光伏及风机则以锁相同步控制方式运行，为送端电网提供支撑；受端交流电网故障时无换相失败风险；直流线路故障时，通过送端LCC强制移相抵消MMC直流电压，实现换流站电压极性反转，从而清除故障电流。 4.1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Shase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*nThvdeShvdeTvde：直流输电通道利用小时数Shvde：直流输电容量Tase：新能源基地利用小时数Spase：新能源基地装机容量n：新能源利用率 4.1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。 应用直流大母线后的系统效率提升效果评估： 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。 4.2直流大母线应用场景 应用场景一：将多个西电东送直流利用直流大母线互联，并采用可变压装备实现不同电压等级直流系统互联，提高关键通道利用率 应用场景二：将直流大母线应用干一带一路，实现中国、老挝、越南、柬寨、泰国和缅甸多国互联，配合多端口直流断路器、有源型MMC等技术实现大容量远距离输电、异步解耦、功率强互济。 应用场景三：将直流大母线应用于海上风电的广域汇集与消纳，实现超大规模海上风电的直送负荷中心，以及陆上多片区间的灵活功率互济。 4.3直流大母线应用的关键技术-直流汇集送出技术 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，经多个中压/高压直流线路分别汇集升压至高压/特高压。 特高压受端采用定直流电压控制：特高压送端直流变压器负责承担高压直流线路定直流电压的任务；中压直流变压器基本模块的单向LLC谐振变换器，只需采用开环定频的控制方式。 多个高压直流线路汇集升压至特高压直流 4.3直流大母线应用的关键技术-直流变压技术 隔离型单相模块化多电平DC/DC变换器高低压侧均采用单相MMC换流器，低压侧因电压低、电流大，采用两组单相MMC交直流侧并联的“双分裂链式”结构；其直流侧分接高低压直流系统，交流侧经中频单相二绕组变压器实现变压与故障隔离。 自耦型高压大容量直流变压器基于MMC技术构建功率回路，各直流端口共用部分桥臂，利用分压原理子模块少、成本低、体积小，适用于直流电网互联与中小变比场景，但存在设计难度大的问题。 4.3直流大母线应用的关键技术-多端口直流断路器 具备故障限流和快速故障清除