浙江大学电气工程学院基于直流大母线的大规模新能源送出技术展望

淋江大学电气工程学院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01大规模西部新能源的东送需求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。项目名称业主单位风电光伏规规模/MW模/MW华能集团40008000三峡集团40008000国家能源集团18009000华电内蒙古公司、40008000内蒙古库布奇沙漠鄂尔多斯南部新能源基地内蒙古库布奇沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地宁夏腾格里沙漠东南部新能源基地内蒙古腾格里沙漠贺兰山至中东部新能源基地华润、远景能源等沙戈荒新能源基地送出通道示意图沙戈荒风光基地部分项目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。受端电网西部大规模风电光伏经多回直流送出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。需超过百回特高压直流满足输送需求02新能源基地外送发展方式的三个阶段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。火电配电源送端LCC直流线路变端LCC本受端系线本风光基地用光动补货与交流滤波器点对点风光火打捆送出拓扑结构示意图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。2LCC本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。火电配奔电器送RLCC直汽线路爱编LCC受端系线用光功补耀具数据来源：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。平波电抗器大规模新能0203LCC木 中源发电基地FHMMC光伏电站HMMC风电场LCC架空线路柔性直流应用于新能源基地送出102.1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Lae大规模新能本LCC源发电基地AOYFHMMC光伏电站受端HMMC风电场本LCC架空线路1112.1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。平波电抗器大规模新能源发电基地2LCCFHMMC光伏电站HMMC风电场LCC架空线路122.1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=

Toase风电年平均光伏年平均Shvde年份利用小时数风电利用率利用小时数2021211496.9%146198%2022212196.8%151198.3%2023223497%129297.1%2024212795.9%121196.8%光伏利用率Tarvde：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2021-2024年风电光伏利用情况统计n7:新能源利用率1312.1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。荣性直宽电网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。中压直流DC高压直流超高压超高压交流高压直漆交流DDCDC特高乐直流大组受端高压直流变压器集群送端特高压开压站逆变站电网光伏场站全直流汇集多个高压直流线路汇集升压至特高压直流163.2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。中压侧±20

kV高压侧±200

AV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。隔离型单相M2DC基本拓扑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。抵损耗部分线路1DS线路m+DS.-...线路IBUS112线路12100km线路mDS.DS,耳桥部分路部分K杰多端口直流断路器MMC1旁路部分MMC3RIC线路13:80km两端口直流断路器限流部分本··本本三端系统多端口直流断路器应用示意多端口直流断路器拓扑结构183.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。交流通路直流通路ARTAR.用流控制名多端口直流潮流控制器潮流调节AR桥臂195.结语面对我国能源转型中大规模