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PPT | 构网型直流技术研究现状及发展方向

2026-05-14 04:23:34

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构网型直流技术研究现状及发展方向

概述

本文探讨了我国直流输电技术的发展现状及未来方向，重点分析了构网型直流技术在电网转型中的应用需求与实践成果，提出了常规直流+SVG和柔性直流+储能的构网技术方案。

主要内容

我国直流输电工程发展格局

特高压直流输电技术：截至目前，我国已建成投运20回特高压直流输电工程，主要采用电网换相换流技术（LCC），累计输电容量达1.6亿千瓦，线路总长约3.5万公里。电压等级从±800kV提升至±1100kV，输送功率从5GW提升至12GW，最远输送距离超过3000公里。

柔性直流输电技术：截至2023年底，我国已建成9项柔直工程，中标海外工程2项，涵盖风电并网、直流组网、大容量送电等全场景应用。例如，上海南汇工程（±30kV/18MW）用于陆上风电并网；昆柳龙工程（±800kV/8000MW）实现大容量送电。

电网转型带来的变化

新能源为主体的电力系统：构建以新能源为主体的新型电力系统是国家战略目标之一，预计到2030年，电力生产结构向清洁化转变，消费结构向多元化转变，电网结构向电力电子化转变。

送端与受端电网挑战：

送端电网：主网架薄弱，沙戈荒新能源基地外送直流远离主网架，交流系统强度下降。

受端电网：交直流混联复杂，多回特高压交直流并联送电导致转动惯量和电压支撑能力不足，故障风险增加。

直流构网化需求

“双高”特征挑战：电力系统的高比例可再生能源和高比例电力电子设备特征凸显，对电网安全稳定运行带来挑战。直流换流站作为能量枢纽，需通过构网技术模拟同步机组作用，成为支撑电力系统稳定的重要资源。

常规直流（LCC）技术特性与不足

优势：输送能力强、可靠性高、技术成熟，是大规模电力远距离传输的主要手段。

不足：

严重依赖电网换相，难以适应低短路比系统。

大电网系统风险高，交流故障下电压支撑能力不足。

暂态电压问题突出，无功补偿设备调节能力有限。

设备运行隐患多，如ACF/SC投切频繁导致断路器和换流变故障。

柔性直流（VSC）技术特性与不足

优势：系统适应性强，适用于海上风电送出，已研发出5kA IGBT和特高压大容量柔直换流阀。

不足：

过负荷能力弱、故障穿越难、振荡风险高。

核心器件成本高，短期内5kA IGBT产能不足。

直流构网技术需求分析

常规直流：需解决灵活性难题，提高无功快速调节能力，甚至具备主动电压支撑能力。

柔性直流：需挖掘技术潜力，提高功率器件通流能力，融合储能技术，增强对交流系统惯量、电压和频率的支撑能力。

直流构网技术实践

渝鄂柔直：通过构网化技术改造控制方式，模拟发电机惯量和电压控制能力，在弱系统下显著提升无功出力和电压支撑能力。

张北柔直：开发构网型控制策略，模拟同步发电机转子运动方程和励磁控制，实现695万千瓦新能源孤岛稳定送出。

甘浙特高压柔直：世界首个±800kV/8000MW柔性直流工程，采用MMC换流阀，通过构网化技术提升系统电压和惯量支撑能力。

常规直流+SVG的构网技术

基于阀侧SVG：

拓扑结构：由六脉动LCC和三相链式SVG构成，SVG接在换流变阀侧，采用全桥链式结构。

技术特点：无需额外升压变压器，可取消交流滤波器组，占地面积小，能量利用率高。

基于网侧SVG：

拓扑结构：采用构网型SVG替代并联电容器和部分交流滤波器。

技术特点：降低送端过电压水平，支持新能源孤岛运行，提升受端电压恢复速度，减少换相失败风险。

柔性直流+储能的构网技术

基于子模块储能：

拓扑结构：在柔直子模块中并联超级电容或电池，通过虚拟同步控制提供惯量和频率支撑。

技术特点：全面模拟发电机惯量和励磁控制能力，暂态响应延迟小。

基于直流侧储能：

拓扑结构：在直流母线侧配置直挂式储能装置，两端柔直换流器采用构网型控制。

技术特点：平抑新能源出力波动，支持送端孤岛运行，解决受端电网空心化问题。

技术成熟度与展望

常规直流+SVG：基于阀侧SVG的SLCC技术已应用于江苏扬州~镇江二期工程（±200kV/1200MW），基于网侧SVG的技术拟在±500kV高压直流工程中试点。

柔性直流+储能：基于子模块储能的技术受限于IGBT性能，需研发高倍过载能力器件；基于直流侧储能的技术因电池成本下降而具有明显优势，已在张北试验基地和福建霞浦储能工程试点。

总结

我国已成为直流输电技术大国，特高压常规直流技术居世界领先地位，柔性直流技术发展迅速。

新型电力系统对直流技术提出新要求，构网化技术将成为重要发展方向。

常规直流需通过SVG实现构网，柔性直流需通过储能提升性能，共同应对电网转型挑战。

以上为全文整理，详细阐述了我国直流及其构网技术的发展现状、技术特点、实践案例及未来展望。

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