DQZHAN技術訊：你應該了解的電力系統新技術
01.柔性直流技術
是20世紀90年代發展起來的一種新型直流輸電技術，國際上也稱為輕型直流輸電(HVDC Light)、新型直流輸電(HVDC Plus)，國內將其命名為“柔性直流輸電”。
“柔性”一詞來源于英文Flexible，表示應用先進的電力電子技術為電網提供靈活的控制手段。
柔性直流輸電技術以電壓源換流器、自關斷器件和脈寬調制(PWM)技術為基礎，具有響應速度快、可控性好、運行方式靈活、可向無源網絡供電、不會出現換相失敗、換流站間無需通信以及易于構成多端直流系統等優點，適用于可再生能源并網、分布式發電并網、孤島供電等。
柔性直流輸電適用場景
柔性直流與常規直流的特性對比
國家電網公司于2011年7月投運上海南匯風電場柔性直流輸電工程，這是亞洲頭個具有自主知識產權的柔直工程，直流電壓±30kV，換流站容量18MW。
在柔性直流輸電技術的基礎上，進一步構成多端柔性直流輸電系統，可攜帶來自多個站點的風能、太陽能、地熱能等清潔能源，通過大容量、長距離的電力傳輸通道，到達多個城市的負荷中心。
2014年，國家電網公司在浙江舟山建設了世界頭個五端柔性直流輸電工程，采用±200千伏直流電壓，分別在定海、岱山、衢山、洋山、泗礁建設一座換流站，容量分別為40萬千瓦、30萬千瓦、10萬千瓦、10萬千瓦、10萬千瓦，實現多個海上風電場同時接入和電力輸送。
柔性直流輸電技術路線
進一步研發和構建柔性直流電網，以多能源基地大范圍直流互連為主要特征，為實現未來風、光電力能源大基地外送提供可靠技術保證。
國家電網公司目前規劃在張家口***新能源綜合示范區和冬奧專區建設張北可再生能源±500千伏柔性直流電網示范工程(以下簡稱“示范工程”)，構建輸送大規模風、光、抽蓄等多種能源的4端環形柔性直流電網，預計2019年投運。
落點分別在河北的張北縣、康保縣、豐寧縣和北京的延慶區，張北、康保換流站為送端，豐寧換流站為調節端，北京換流站為受端。張北、康保、豐寧、北京換流站容量分別為300萬千瓦、150萬千瓦、150萬千瓦、300萬千瓦。示范工程系統接線采用雙極方式，正負極均可獨立運行，相當于兩個獨立環網。一極發生故障后，通過極控系統，另一極在設備通流能力允許情況下，可以轉帶故障極功率。
張北±500千伏柔性直流電網示范工程示意圖
示范工程系統接線采用雙極方式，正負極均可獨立運行，相當于兩個獨立環網。一極發生故障后，通過極控系統，另一極在設備通流能力允許情況下，可以轉帶故障極功率。
建設柔性直流環形電網，
一是可靠性高，可實現故障后的潮流轉移;
二是靈活性好，可實現多種能源靈活交互，提升利用效率;
三是擴展性好，易于在送受端擴展新落點。
通過在張北構建柔性直流環形電網，可以實現大規模光伏、風能的晝夜互補，以及新能源與儲能電源的靈活能量交互，形成穩定可控的電源送至受端電網，解決大規模新能源接入后的系統調峰問題，減小間歇性能源對受端交流電網的擾動沖擊，實現新能源的“友好接入”。
在歐洲，為了將北海和大西洋的遠海風電、芬蘭和挪威的水電、非洲北部的太陽能接入電網，規劃并實施了基于柔性直流技術的全新輸電網，用來實現大范圍可再生能源的優化配置。
預計在未來10年內歐洲將建設20條以上的柔性直流工程，用于實現各個國家之間的互聯和可再生能源的并網互補。英國、美國也均已規劃了多條柔性直流輸電工程，在未來20年逐步構建柔性直流電網，以滿足其可再生能源發展的需求。
02.虛擬同步機技術
為應對能源問題和環境壓力，社會對能源使用效率的要求不斷提高;同時，風能、太陽能等分布式能源大規模地接入電網，一般說來，分布式電源主要通過并網逆變器接入電網，并網逆變器控制策略各異，加之分布式電源輸出功率具有波動性、不確定性等特點，很難實現其即插即用與自主協調運行。如何保證這些新接入的分布式能源與電力系統兼容成為當務之急。
100多年以來，電力系統的規模不斷變大，這主要歸功于同步發電機的同步機制。如果能使并網逆變器具有類似同步發電機的運行特性，那么必將大幅提升分布式發電的并網**性與運行適應性，提高高比例新能源電力系統的穩定性。
虛擬同步機正是這樣一種技術，它使得并網逆變器能夠模擬同步發電機的運行機理、有功調頻以及無功調壓等特性，使并網逆變器從內部運行機制和外部運行特性上可與傳統同步發電機一樣，從而能夠促進風電、光伏發電上網的穩定性、**性，防**網;可實現追蹤電網運行，自動分攤功率，阻尼電網電壓和頻率過快波動，對電網有天然友好性、全網**頻率運行，真正實現“同步”。
目前有光伏虛擬同步機、風機虛擬同步機、儲能虛擬同步機以及負荷虛擬同步機等幾種應用形式，也有文獻披露在能量路由器和HVDC中的應用。虛擬同步機技術可以很好地解決分布式電源與電網的兼容性問題。
虛擬慣性J的存在：功率和頻率的動態過程中具有了慣性
阻尼系數D的存在：具有阻尼系統功率振蕩的能力訊在
虛擬同步機主要技術特性
①自主有功調頻控制
有功頻率控制即有功頻率下垂控制，根據機端頻率按照下垂曲線調整有功功率輸出，模擬同步機的一次調頻特性。
②自主無功調壓控制
無功調壓控制即無功電壓下垂控制，根據機端電壓按照下垂曲線調整無功功率輸出，模擬同步機的無功電壓調節能力。
③虛擬慣量控制
虛擬慣性控制即模擬同步發電機機轉子機電暫態搖擺過程的控制，利用儲能裝置來緩沖逆變器直流側與交流側的功率不平衡。
④慣量頻率支撐
當高滲透率新能源系統發生較大功率缺額時，需要新能源虛擬同步機模擬傳統同步機對系統頻率的慣量支撐能力，緩解系統頻率下降速率。
⑤虛擬阻尼控制
阻尼控制是模擬同步發電機電氣阻尼特性的控制，通過控制慣量儲能單元存儲或釋放能量等方式實現阻尼振蕩，可以用來阻尼虛擬同步機與系統的機電振蕩，提高動態穩定性。
目前國家電網公司規劃在張北風光儲輸基地開展示范工程建設，建設世界容量*大的虛擬同步機示范工程。
通過對現有風機、光伏發電的逆變器和控制系統進行改造，新建大容量集中式虛擬同步機，計劃2017年年底建成。虛擬同步機大規模應用后可加快功頻振蕩的平息速度，減輕系統故障對電網電壓、頻率的影響，提升系統暫態穩定水平。
張北虛擬同步機大規模應用后對系統的影響
未來的電力系統在采用虛擬同步機技術后，發電設備和負荷能夠通過內在的同步機制自主交互，在不需要人工調節的情況下就可以實現系統的穩定運行。
虛擬同步機技術改變了原來僅由發電端調節的單向模式，實現了負荷端和發電端的雙向調節模式。
03.半波長輸電技術
我國的一次能源基地與負荷中心相距甚遠，如新疆煤電基地、西藏水電基地到東部負荷中心的距離約3000km。對超遠距離、超大容量的電力輸送，半波長輸電技術(Half-Wave-Length AC Transmission，HWACT )成為一種可行的解決方案。
由電路原理可知，輸電本質上波的傳播過程，當線路足夠長時，在傳輸功率極限和沿線電壓分布等方面會出現許多與常規輸電線路不同的特性。
半波長輸電正是根據交流線路長度等于一個工頻半波，即3000公里(50Hz)時，輸送功率極限可以達到無窮大這一特性而確定的輸電方式(適用于理想的無損線路)。
基于傳輸線和二端口理論推導出可用于工程計算的特高壓半波長交流線路的準穩態模型。輸電線路的正序參數可以等效為π形二端口形式。
傳輸線二端口π形等值線路
無損線路首、末端的有功功率和無功功率方程為：
式中δ為首末端電壓相位差，當sinδ=1時，線路傳輸的有功功率*大，即線路的功率極限為：
以自然功率為基準值，不同線路長度下的極限傳輸功率特性如下圖所示，當βl=π或0時，即l=0或3000km時，理論上功率極限趨于無窮大。因此半波長輸電線路的理論傳輸功率遠大于常規線路。
從理論分析上看，當輸送距離為半波長時，輸電特性等同于一條極短電氣距離的輸電線路。理論上輸電功率可達到無窮大。
但實際的輸送功率要受到沿線電壓分布和線路絕緣水平等因素的制約。
對于理想半波長輸電，首端和末端的電壓、電流幅值都相等，相位差180?。
因此，末端電壓和末端電流之間的夾角與首端電壓和首端電流之間的夾角相同，電源與負荷之間的電氣距離接近于零，經半波長交流輸電的遠方電源在某些電氣特性上幾乎等同于受端本地電源。
對無損半波輸電線路來說，輸電過程既不消耗和吸收有功，也不消耗和吸收無功，有功和無功都無損地從首端傳到末端。
半波長輸電技術應用場景
①點對網遠距離大容量輸電
輸電能力可達到550萬千瓦左右。考慮半波長輸電自身特點，遠方電源的電氣特性相當于就地電源，可實現全線無功自平衡，無需安裝無功補償設備，全線無需設置中間開關站，可以和直流輸電系統一樣實現點對點或點對網輸電，但在輸電距離方面不如直流輸電靈活。未來還可用于6000km、9000km甚至12000km的輸電距離。
②送端電網與受端電網之間的聯網
初步的經濟性比較研究表明，半波長輸電與直流輸電相比，單位容量年費用具有一定的優勢或持平。但值得指出的是，半波長線路不可與普通長度的線路并聯。
但值得指出的是，半波長線路不可與普通長度的線路并聯。
可利用半波長點對網雙落點線路進行立體電網構建。
利用半波長線路電氣距離近似為 0 的特性，通過兩(多)條起點相同的半波長線路分別落點至受端電網不同的點，即可將受端電網內 2(多)個相隔較遠的落點通過半波長線路及其共同送端聯接在一起，構建“立體電網”。
“立體電網”可極大改變電網形態，大大縮短落點之間的電氣距離，將顯著改變同步電網的結構，明顯改善同步電網的穩定性，提高同步電網內部發電機的直接同步功率支援能力。
04.調相機技術
同步調相機的結構基本上與同步電動機相同，不帶機械負載也不帶原動機，在需要時向系統快速提供或吸收無功功率。
在我國電網發展過程中，如省間聯網初期，由于電壓等級低、輸電距離遠(多采用220kV線路遠距離輸電)，系統功角和電壓穩定問題突出，通過在受端電網配置調相機來提高系統穩定性。
上世紀八十年代以來，500kV電網發展加快，受端電網裝機容量快速增加，替代了調相機作用，系統穩定性顯著提高。隨著調相機設備老化，逐漸退出了電網運行。
國外從上世紀五十年代開始有多個國家應用調相機提高系統的穩定性。如瑞典、阿根廷、加拿大、埃及、巴西等國家在大規模水電基地遠距離外送的受端變電站加裝調相機。法國、日本電網早期使用調相機較多，隨著電網網架加強和電源增加，法國調相機沒有新的增加。日本東京地區在1987年7月23日發生靜態電壓崩潰事故后，增加了抽水蓄能、調相機和SVC等動態無功補償裝置。
隨著我國特高壓直流的快速發展、清潔能源的大規模開發、大比例受電地區的集中出現，電**性發生較大變化，部分地區動態無功儲備下降、電壓支撐不足的問題愈發突出，電壓穩定問題成為大電網**穩定的主要問題之一。客觀要求直流大規模有功輸送，必須匹配大規模動態無功，即“大直流輸電、強無功支撐”。為提高電網動態無功補償能力，增加地區電網動態無功儲備水平，有效解決電壓支撐不足的問題，需要在電網中加裝調相機等動態無功設備，提高電網動態無功補償能力。
目前國內的電機設備制造廠商正在積極研制新型調相機，具備大容量(額定容量*大300Mvar)、少維護的特點，同時其瞬時無功輸出能力、暫態無功響應速度及過載能力相比傳統調相機大大提高，是提升電網運行**性、滿足系統穩定要求的新一代設備。
調相機系統組成:
調相機本體、勵磁系統、升壓變、起動系統、冷卻系統、油系統、控制保護系統
調相機技術特點：
技術優點
1.具備過載能力且無功輸出受系統電壓影響小。在強勵作用下可短時間內發出超過2倍額定容量的無功，并且對于持續時間較長的故障可提供較強的無功支撐。
2.具備次暫態特性。能夠在故障發生瞬間發出/吸收大量瞬時無功，支撐電網電壓，抑制直流換相失敗/工頻過電壓等。
3.具備深度進相能力。調相機*大進相能力約為額定容量的2/3。
4.運行穩定性好。調相機基于傳統的同步電機技術，設備和控制技術成熟，抗干擾能力強，運行經驗豐富。
5.使用壽命長，占地面積小。調相機使用壽命約30年，占地面積約為同容量SVC的1/3。
技術缺點
1.增加短路電流。故障時調相機將向系統輸出短路電流，不適用于短路電流問題突出的電網。
2.旋轉設備運維相對復雜，功率損耗不高于1.5%。
3.調相機調節速度要慢于SVC、STATCOM，調相機從正常無功出力至輸出*大強勵無功功率的時間約1.2s。
目前國家電網公司規劃在多個已投運/在建的特高壓直流工程送受端換流站或近區電網，以及北京、西藏地區電網共加裝約多臺調相機，以滿足系統動態無功需求。以華東電網為例，在長三角地區加裝12臺調相機，可有效地減少多回直流同時換相失敗的機率。
05.統一潮流控制器
統一潮流控制器(unified power flow controller, UPFC)的概念*早由美國Westinghouse公司的L. Gyugyi在1992年提出，是迄今為止功能***的FACTS裝置。
UPFC由兩個(或多個)共用直流部分的電壓源換流器分別以并聯和串聯的方式接入輸電系統，可以同時或選擇性地控制輸電線路的電壓、阻抗、相位，實現線路有功、無功潮流控制，并可提供獨立可控并聯無功補償。UPFC具有靈活控制系統潮流、提高電網傳輸能力及改善系統穩定性等多種功能。
技術原理：
典型的UPFC裝置結構如下圖所示，由兩個背靠背、共用直流母線的電壓源換流器構成。其中，換流器1、換流器2對應的換流變壓器分別以并聯、串聯形式接入，有功功率可以在兩個換流器之間雙向流動，每個換流器的交流輸出端都可獨立地發出或吸收無功功率。
圖中，換流器2的功能是通過串聯變壓器給線路注入幅值和相角均可控的電壓向量。通過調整注入電壓的幅值、相位，能夠實現電壓調節、阻抗調節、相角調節等多種功能，可以對線路有功和無功潮流進行獨立解耦控制。
換流器1的功能是通過公共直流母線提供或吸收換流器2進行潮流控制時與系統交換的有功功率，以維持直流母線電壓恒定，保證換流器2正常工作，同時換流器1還能發出或吸收無功，發揮動態無功補償功能。
從結構上看，UPFC是將靜止同步串聯補償器(static synonous series compensator, SSSC)作為串聯電壓源、靜止同步補償器(static synonous compensator, STATCOM)作為并聯電流源集成到一起而形成的潮流控制器，但其功能較SCCC、STATCOM更為強大。
其關鍵在于兩者具有公共的直流母線，從而可以實現SCCC與STATCOM間的有功功率交換。UPFC中的SCCC可向系統注入任意幅值和相位的電壓，從而實現了線路端電壓控制、線路電抗控制、相角控制、自動潮流控制等功能。
工程應用：
目前，國外已投運三套UPFC裝置，如下圖所示：
UPFC裝置的成功投運，解決了當地電壓支撐不足和輸電線路過負荷等問題，為UPFC工程化提供了寶貴的工程運行經驗。
上述UPFC工程的電壓源換流器均采用門極可關斷晶閘管(gate-turn-off thyristor, GTO)串聯、低電平換流橋、變壓器多重化拓撲構成，由于GTO閥驅動復雜、損耗大，同時變壓器多重化結構復雜、成本高，從而導致換流器結構復雜、可靠性低且維護成本高。
隨著電力電子器件的不斷發展，使得采用新型器件(如絕緣柵雙極晶體管，insulated-gate-bipolar transistor, IGBT)構建模塊化多電平換流器(modular multilevel converter, MMC)成為可能。
與早期基于GTO器件的電壓源換流器相比，基于MMC技術的電壓源換流器具有顯著的優勢：
技術優點
1.MMC換流器的IGBT器件驅動功率小，損耗低。
2.MMC換流器無需耦合變壓器和濾波器，結構簡單，可靠性高，占地面積小，成本低且可維護性好。
3.MMC換流器由于其模塊化特性，電壓、容量等級易于擴展，便于大容量、高電壓等級換流器的工程實現。
因此，國內在開展UPFC成套裝置研發時選擇采用MMC換流器。
2016年11月，世界上電壓等級*高、容量*大的UPFC工程——江蘇蘇州南部電網500kV UPFC示范工程開工建設，標志著我國UPFC技術已較為成熟，具備推廣應用的條件。
目前，國內已有3個UPFC工程投產或在建：
南京220kV西環網UPFC示范工程(220kV/ 180MVA，已投運)
上海蕰藻浜220kV UPFC工程(220kV/ 100MVA，在建)
江蘇蘇州南部電網500kV UPFC示范工程(500kV/ 750MVA，在建)
