“直流电厂”技术初探

南网科研院直流所黄伟煌 2025年09月 背景 沙戈荒、深远海等大规模新能源基地是经济负荷中心受端电网的重要电力来源，柔性直流是新能源远距离送出的重要载体 背景 >预计到2035年，馈入广东电网的柔性直流换流站将由1个增加到11个，形成柔性直流密集馈入受端电网的格局。同时，本地新能源快速发展，煤电占比逐步下降电源的结构与特性发生深刻变化 受端厂东电网新能源和电力电子化渗透率大幅提升 ·2025年，新能源出力瞬时渗透率全年基本不超过40%；而2060年，新能源渗透率明显上升，尤其在冬春季节，新能源出力瞬时渗透率出现大于100%的情况 ，在考虑直流受入电力后，电力电子瞬时渗透率全年超过一半时间高于50%，最高可到148%，呈现出冬春高，夏秋低的特征，系统的安全运行面临巨大挑战 受端电网运行面临挑战 受端电网的电力电子化程度加深，安全稳定运行面临灵活调节资源不足、频率与电压稳定性下降、宽频振荡风险增加等问题，将制约沙戈荒等清洁电力可持续馈入 技术思路 柔性直流是电网中构网能力最强、容量最大的电力电子设备，有功无功响应快，功率调节范围广，由“电网支撑直流”转变为“直流支撑电网”，增强支撑电网的能力是重要发展趋势 技术方案 与送端新能源场站一起，构建跨越数干公里的“直流电厂 通过控制重构实现多种主动支撑功能，通过挖掘柔性直流自身和送端广域多能设备能量解决支撑来源通过提升直流过负荷能力奠定装备基础 难点1：复杂电网交互下直流多种主动支撑控制实现难 >柔性直流单一控制架构难以适应运行边界复杂多变的电网，多种主动支撑控制与输电等多目标存在相互影响多回直流时空互补协同难度大 难点2：柔性直流与送端广域多能设备的功率快速调用难 >送受端经高压直流跨越数干公里为支撑受端电网频率与功率紧急控制，功率快速调用面临多能广域设备能力与时间尺度各异受端到送端层级多、链路时延长，亲新能源场站功率快速调节受电压稳定性制约等难题 过负荷大电流下换流阀极端电热应力调控难难点3： 换流阀过负荷是柔性直流发挥频率与电压主动支撑的核心设备基础 >过负荷运行下换流阀电热应力极剧增加，甚至突破器件安全边界导致器件击穿失效；在不增加器件容量的前提下实现过负荷，面临电热应力综合优化的挑战 难点4:柔性直流自身储能能力有限 当前本身换流阀mF级干式薄膜电容支撑时间在百毫秒级，在有功功率支撑上难以具备发电机性能。若将特高压柔性直流与储能融合，结合储能支撑能量大、柔性直流接入高电压主网的优势，构建储能型柔性直流系统，具备类同步发电机的运行特性，将为新型电力系统提供新一代强支撑的主网侧调节手段 以5GW柔直为例考虑较为严苛故障，假设受端电网频率变化率RoCoF达1Hz/s，对标容量5000MW惯量时间常数2s的同步发电机，应提供瞬时支撑功率为: 8个阀组子模块电容共可调用约69.12MWs的能量（电容电压2.1kV→1.9kV），则柔直提供400MW支撑功率最多可持续时间为： 柔性直流与储能融合的几种方式 拓扑一：储能集成在换流阀子模块。与换流阀一体化设计，集成在子模块中拓扑二：储能直挂换流站直流母线。通过储能功率模块级联升压，直接接入换流站极母线与中性母线拓扑三：储能布置在换流站交流侧。储能与柔性直流协同支撑 系统功效-一直流系统方面 提升直流能量吞吐能力；在交流系统故障下，有效隔离送受端间相互影响 》送端交流系统故障，有功功率跌落，直挂储能可以短时提高输出功率弥补受端馈入功率的损失 >受端交流系统故障，降低直流侧过电压风险，不需要送端降功率，并可取消直流耗能装置 一一直流系统方面系统功效- 维持直流电压稳定，提升柔性直流构网控制的稳定裕度 受端换流站采取直流电压匹配控制构网，在频率下降时，直流电压下降，需要及时补充能量来维持子模块电压。如配置储能，可就地提供能量，维持直流电压的稳定，无需与较远的送端协同，特别是送端为纯新能源场景下难以调用能量 系统功效-一交流系统方面 为受端交流电网的频率安全稳定提供调节资源：根据不同时间尺度，可以提供惯量、一次调频、二次调频、爬坡、调峰 为新型电力系统的安全稳定提供调节资源 对交流系统支撑一：提升系统等效惯量水平，抑制频率变化率 配置50万干瓦直挂储能后双极闭锁中东部主网1s频率变化减少0.018Hz（1s频率变化率由0.288Hz/s提升至0.270Hz/s），在此频率变化率下，提升系统总动能最大约5万MWs（约为全网的十四分之一) 为新型电力系统的安全稳定提供调节资源 交流系统支撑二：提高系统一次调频备用，缓解同步机一次调频备用不足情况 当前通过同步机开机、预留备用容量等方式确保系统一次调频备用容量。当配置50万干瓦直挂储能，开等效替代100万干瓦同步机预留的一次调频备用 为新型电力系统的安全稳定提供调节资源 交流系统支撑三：应对直流双极闭锁，抑制系统最大频率偏差，提高系统恢复频率，减少切负荷量8GW双极闭锁：2025年夏季方式，需采取两轮切负荷措施，第一轮稳控集中最大切负荷量150万干瓦，用于解决频率最低点越限问题，以及第二轮分散低频最大切负荷130万于瓦，用于满足恢复频率要求。 为新型电力系统的安全稳定提供调节资源 电化学储能：可等容量减少切负荷总量，直挂储能可作为全网储能一部分，来应对大容量直流闭锁超级电容储能：可降低系统最大频率偏差，可降低稳控集中切负荷量，但不一能减少切负荷总量 为新型电力系统的安全稳定提供调节资源 交流系统支撑四：电力平衡调节，抑波动区外以及海风新能源波动 2025年方式，广东向上调节充裕度最小为200万干瓦（5月）、向下调节充裕度最小为-800万干瓦（1月）。直挂储能可提供50万干瓦灵活调节，若远期受端电网消纳能力有限，储能可减少直流功率受限 调节需求区间=系统净负荷最高点-系统净负荷最低点， 向上调节充裕度=（日调节需求峰值时刻常规机组+储能机组最大放电功率）-系统日调节需求峰值。：向下调节充裕度=（日调节需求谷值时刻常规机组最小出力+储能最大充电功率）-系统日调节需求谷值。 远期多回区外直流构建“直流电厂”对同步机的替代 2030年（2回区外直流）：若均配置50万于瓦直挂储能，并可靠预留备用，等效替代主网10%同步机提供的总动能，可提高10万干瓦一次调频备用容量，等容量减少切负荷100万干瓦 机提供的总动能，可减少150万于瓦一次调频备用容量，并且能等容量减少切负荷总量750万干瓦 ■若按直流满功率闭锁后中东部主网频率变化率不超过1Hz/s要求控制，系统总动能需求至少为25万MWs，储能可等值替代约18.75万MWs的总动能 若17回直流均配置储能，此时约10~15台同步机开机即可满足系统同步机总动能的需求。 技术挑战 3V的电芯串联，总计29.8方电芯串联，在直流暂态电压大范围波动下，电芯均压问题有较大挑战。 二、功率模块可靠性问题。相比换流阀功率模块，储能功率模块增加了电池本体、BMS、消防等众多设备，复杂程度天幅增加，单一元件将导致该模块不可用，亢余耗尽后将导致系统停运。 三、阀塔抗压承重问题。电池储能的重量是柔直阀的7-8倍，阀塔的支柱绝缘子的承重、抗弯、抗震问题，并给检修运维带来挑战 技术挑战 四、阀塔高电位消防设备供电问题。电池族消防需独立供电且功率大。单个电池族中BMS供电功率31W，可从电池自取电；但消防探测器以及单族消防灭火剂供电功率几十至几百W。 五、电池冷却与凝露问题。柔性直流换流阀进出水稳定在40℃左右，而电池液冷系统管路温度低至2025℃，阀厅环境下凝露风险大，水管结构复杂 六、高场强与电磁环境对储能本体影响问题。高场强与电磁对电池本体绝缘性能，以及储能二次系统抗电磁十扰能力提出了更高要求 谢谢！