2018, Vol. 36 
内蒙古自治区阿拉善地区地域辽阔，人口稀少，电网负荷分布分散，平均负荷密度较低。额济纳地区位于阿拉善电网西部末端，与主网联系薄弱，输电距离较长，电能质量和可靠性难以保证。随着额济纳地区负荷的逐渐增加和新能源的迅速发展，额济纳至金诺线路的传输功率变化明显，电压管理困难，系统安全稳定运行受到考验。为此，本文提出基于柔性直流输电技术的供电方案，通过PSS/E仿真分析，验证了方案的合理性。通过与新建500 kV输电线路传统方案进行对比分析，验证了柔性直流输电技术在提升电压稳定性、安全可靠性和经济性方面具有优势，为额济纳地区新增柔性直流输电通道提供技术依据。
1 额济纳电网现状及存在的问题 1.1 额济纳电网现状额济纳电网位于内蒙古阿拉善盟额济纳旗，处于内蒙古自治区最西端，地区面积114 606 km2，人口共计1.8万。截至2016年底，电网共实现供电量1.8×108 kWh；2016年最高供电负荷为64 MW，预计2020年最大供电负荷为144 MW。电网目前新能源装机容量80 MW，火电装机容量2×50 MW；该地区设有220 kV变电站1座，主变压器容量2×120 MVA；110 kV变电站5座，主变压器容量341.5 MVA。额济纳地区通过一回长度435 km的220 kV线路（额济纳至金诺，以下简称额金线）连接阿拉善主网。额济纳地区光热能源丰富，未来光热发电容量预计将达到700 MW。
1.2 额济纳电网存在的主要问题 1.2.1 电压越限情况突出额济纳地区仅通过1回220 kV线路与金诺变电站连接，线路长达435 km，输电能力有限、供电质量差；而且负荷波动明显、电压控制困难。低负荷时期电压偏高，额济纳变电站最高电压曾达到244.59 kV。
1.2.2 供电可靠性差额济纳地区通过额金线与主网相连，若该线路发生故障，额济纳地区电网将面临严重供电压力。而且该地区电网单线路、单变压器状况较多，供电不满足“N-1”要求，可靠性差。
1.2.3 电能送出和消纳能力不足近期额济纳地区电网的主要压力是供电能力较低，远期来看，额济纳地区又面临大量光热发电送出压力，额金线长距离送电能力不足，新能源面临送出瓶颈。
2 柔性直流输电技术介绍 2.1 柔性直流输电技术特点柔性直流输电也被称为电压源型直流输电，是基于VSC（Voltage Source Converter，电压源换流器）的新一代高压直流输电技术。由于它采用了自关断器件和PWM（脉宽调制）技术，可以使换流器在四象限运行，同时对有功功率和无功功率实现解耦控制。相比于传统直流输电技术，柔性直流输电的特点主要有[1-2]：
（1）电压源型换流器为无源逆变，对受端系统没有要求，可以向无源网络供电；
（2）整流站与逆变站之间不需要通信联系，每个站可以做到独立控制、无人值守；
（3）由于换流器产生的谐波大大减少，柔性直流输电系统无需添加无功补偿设备，在交流侧也只需尺寸很小的高通滤波器；
（4）换流器不需要消耗无功功率，还可以发出无功功率，作为交流系统的动态无功补偿设备；
（5）无换相失败风险，避免受端系统出现持续几个周期的短时电源中断，提高受端系统电能质量。
2.2 柔性直流输电工作原理柔性直流输电采用的电压源换流器主要有3种形式：两电平换流器、箝位三电平换流器和MMC（模块化多电平换流器）。
MMC由6个桥臂组成，每个桥臂由若干个功率模块顺序级联构成，上下桥臂间分别串联1个电抗器，同相上下两个桥臂构成1个相单元。模块化多电平换流器在设备制造难度、损耗、波形质量等方面均具有优势，已经成为柔性直流输电技术发展的主要方向，模块化多电平直流换流器的结构如图 1所示[3-4]，电压源换流器原理如图 2所示。
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图 1 模块化多电平柔性直流换流器结构 |
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图中：US—电压源换流器交流母线电压的基频分量；UC—电压源换流器交流输出电压的基频分量；XC—联络变压器和桥臂电抗器的等效电抗；PS、QS—直流侧输入的有功功率、无功功率；PC、QC—交流侧输出的有功功率、无功功率 图 2 电压源换流器交流侧基波等效原理图 |
换流器与交流系统的有功功率和无功功率交换见公式（1）：
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(1) |
由公式（1）可知，有功功率PS主要取决于电压源换流器输出电压的基频分量与交流母线电压基频分量之间的夹角δ。当δ＜0°时，电压源换流器吸收有功功率，运行于整流状态；当δ＞0°时，电压源换流器发出有功功率，运行于逆变状态。无功功率QS主要取决于交流侧输出电压的基波幅值UC，通过调整UC幅值来控制电压源换流器吸收或者发出无功功率。当US-UCcosδ＞0时，电压源换流器吸收无功功率；当US-UCcosδ＜0时，电压源换流器发出无功功率。UC的幅值和相位可以通过改变换流器调制参考波的幅值（调制比）和移相角度实现，即电压源换流器通过调节调制波，能够控制换流器与交流系统的有功功率和无功功率交换。
2.3 柔性直流输电在国内的应用情况我国柔性直流输电的应用起步较晚，但发展迅速，从起步应用到行业引领仅仅历时5 a。
2011年3月在中国海洋石油集团有限公司文昌作业区投入了首条柔性直流输电工程，直流电压等级为±10 kV，输电距离为40 km，为海上平台供电。
2011年7月，上海南汇柔性直流输电工程投入运行，采用模块化多电平换流器拓扑，其换流器容量达到20 MVA。
2013-12-25，世界首个多端柔性直流项目——200 MW南澳岛多端柔性直流输电工程正式投运。该工程可以为南澳岛上风电提供可靠的接入方式，提高电网运行的灵活性。
2014年7月，世界首个端数最多柔性直流项目——舟山±200 kV五端柔性直流输电工程投产，为舟山群岛新区建设发展提供了坚强的智能化电能保障。
2015-12-17，世界首个真双极接线柔性直流输电工程——厦门柔性直流工程投产，该工程在浙江舟山±200 kV柔性直流工程的应用基础上，电压等级首次提升至±320 kV。
2016-06-30，世界上电压等级最高、输送容量最大的柔性直流工程——鲁西背靠背直流工程投产。该工程包括1条常规直流，1条柔性直流，将云南电网主网与南方电网主网进行异步互联，柔性直流的额定输送功率为1000 MW，额定电压为± 350 kV。工程投运后，有效提高了南方电网主网架的安全稳定运行能力，促进了清洁能源消纳。
目前国内规划建设的柔性直流输电工程有豫鄂背靠背联网工程和张家口±500 kV四端直流电网工程。这些大容量、高电压柔性直流工程的建设与投产，标志着我国已全面掌握高压大容量柔性直流输电关键技术和工程成套能力，柔性直流输电技术达到国际领先水平[5]。
3 额济纳地区柔性直流输电供电方案 3.1 柔性直流输电容量柔性直流供电方案主要考虑了近期以提高额济纳地区的输电能力为主，远期兼顾额济纳地区光热发电资源的开发，解决额济纳地区富余电能的消纳问题。
近期额济纳地区负荷不断增长，预计2020年额济纳地区电力缺额约100 MW。随着地区经济的发展，地区负荷将进一步增长，预计2025年、2030年额济纳地区电力缺额分别约为150 MW和300 MW。
远期从提高额济纳地区富余电力送出能力来看，在额济纳地区700 MW光热发电资源全部开发的情况下，2025年、2030年地区电力富余容量将分别达550 MW和400 MW。
综合考虑近期、远期额济纳地区电力送出需求，柔性直流容量选择为500 MW较合适。
3.2 柔性直流输电电压等级柔性直流输电方案电压等级的选择受换流器功率器件、直流电容器容量及体积、直流电压选择与传输损耗、直流线路选型和工程投资等综合因素的影响[6]。传统计算方法见公式（2）。
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(2) |
式中 Ud—双极直流线路的最佳直流运行电压，kV；
P—双极直流线路的输送功率，kW；
L—双极直流线路的长度，km。
综合考虑计算结果、现有功率器件的通流能力、直流电容器选型等因素，初步选择柔性直流输电电压等级±250 kV或±300 kV；通过对2种方案进行技术经济比较、后期运行谐波和传输损耗等指标分析，最终选定的电压等级为±250 kV。
3.3 柔性直流输电方案接线方式针对额济纳地区供电问题，柔性直流输电方案将新建电压等级为±250 kV、输送容量500 MW的柔性直流系统，分别新建额济纳换流站和金诺换流站，新建直流线路约430 km。额济纳一端的额济纳换流站将通过Ⅰ回220 kV交流线路接入220 kV额济纳站；金诺一端的金诺换流站将通过Ⅰ回220 kV交流线路接入220 kV金诺站。柔性直流输电方案接线示意图见图 3。
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图 3 柔性直流方案接线示意图 |
为了满足2020年送电均衡性，额济纳地区柔性直流安排输送容量为50 MW，考虑220 kV额济纳至苏宏图线路断开或者保持现状运行，近区线路发生“N-1”故障时不存在越限情况。
采用PSS/E对额济纳至苏宏图220 kV线路开、断2种运行方式分别进行仿真计算，近区线路发生单相或三相故障情况下，系统均能保持稳定[7]。额济纳变电站、金诺变电站母线电压分别见图 4、图 5。
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图 4 柔性直流输电方案额济纳母线电压 |
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图 5 柔性直流输电方案金诺母线电压 |
柔性直流输电方案中，变电部分共需新建额济纳换流站和金诺换流站，按800元/kVA估算，每座换流站约需投资4亿元，220 kV额济纳、金诺各需扩建1个间隔，共需600万元，变电部分供需投资约8.06亿元；线路部分共需新建±250 kV直流线路约430 km，共需投资约4.3亿元。综合来看，柔性直流输电方案共需投资约12.36亿元。
4 常规500 kV供电方案若采用常规500 kV供电方案，即新建1座金诺500 kV变电站和1座额济纳500 kV变电站，新建额济纳—金诺Ⅰ回500 kV线路，常规500 kV供电方案接线示意图见图 6。
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图 6 常规500 kV供电方案接线示意图 |
由于涉及电磁环网，考虑额济纳—金诺220 kV线路开、断2种方式，分别针对2种方式进行了近区线路“N-1”校验，系统不存在电压和功率越限问题。采用PSS/E对系统稳定性进行分析，系统均能保持稳定。额济纳变电站、金诺变电站母线电压分别见图 7、见图 8。
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图 7 常规500 kV供电方案额济纳母线电压 |
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图 8 常规500 kV供电方案金诺母线电压 |
常规500 kV供电方案中，将额济纳旗开关站升压成为500 kV额济纳变电站需要投资2亿元，新建500 kV苏宏图开关站需投资1.8亿元，阿拉腾扩建间隔投资0.2亿元，变电部分共需要投资4亿元；线路部分，500 kV方案共需新建线路470 km，共需投资8.46亿元，500 kV额济纳站和500 kV阿拉腾站线路侧均需新建高抗，共需投资0.72亿元，线路部分共需投资1.98亿元。综合来看，500 kV方案共需投资13.18亿元。
5 结论（1）常规500 kV供电方案和柔性直流供电方案在潮流分布方面均能满足额济纳地区供电可靠性要求。但受地区网架结构的影响，在电网某些特殊运行方式下，常规500 kV供电方案存在轻微潮流迂回现象。
（2）在常规500 kV方案中，额济纳变电站母线电压最低跌落至0.8（p.u.）左右。而在故障清除直至重合闸成功期间（即0.42~1.14 s），额济纳变电站母线电压始终保持在0.93~0.94（p.u.），且电压波动较大；尽管额济纳变电站电压恢复幅值较高，保持在0.98（p.u.）左右，但电压波动较为明显，且一直持续至重合闸成功。柔性直流供电方案由于换流站可以向系统最大提供497 Mvar无功功率支撑，且调节性能好，不会随近区交流系统电压变化而剧烈变化，故障后电压恢复过程平稳、迅速。在维持系统电压稳定性方面，柔性直流供电方案明显优于常规500 kV方案。
（3）常规500 kV供电方案投资达13.18亿元，而柔性直流方案为12.36亿元，比前者节约投资0.82亿元。常规500 kV供电方案比柔性直流供电方案的年运行费运高70.3万元/a，综合费用高841万元/a，可见柔性直流供电方案的经济性要优于常规的500 kV供电方案。
（4）考虑到今后额济纳地区光热发电项目的持续开发，柔性直流供电方案更为灵活适用。既可通过增加现有柔性直流供电方案的导线截面积，方便今后新能源的送出，也可以通过改造额济纳—金诺220 kV线路，采用双回柔性直流输电方式。
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