“十三五”期间，我国以水风光为主的可再生能源实现跨越式发展，2020年底，三类可再生能源总装机容量达到8.7亿kW，占全国总装机约40%，是构建清洁低碳能源体系的核心组成部分。“十四五”时期我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，为早日实现“碳达峰、碳中和”目标提供主力支撑。

然而，风光发电受天气影响较大，出力的波动性与随机性使其并不具备传统火电机组的强可控性，带来严重的消纳问题。随着可再生能源并网规模的快速扩大，占比不断提高，输电系统安全稳定运行等问题进一步突出。而可再生能源的多能互补送出是平抑能源波动、解决可再生能源接入难题的重要途径。

常规水电具有技术成熟、调节能力稳定的优势，与风光发电有良好的互补性。因此，充分发挥水电既有调峰潜力，实施“水风光一体化”统筹开发是支撑可再生能源可靠消纳的有效举措。依托西南水电基地统筹推进水风光综合基地开发建设是我国“十四五”期间可再生能源发展的重大举措之一。

针对可再生能源大规模跨区输送问题，国内外学者围绕常规直流和柔性直流两种输电技术方案开展了大量研究工作。基于电网换相换流器（LCC）的常规高压直流输电（LCC-HVDC）技术成熟，目前我国已投运数十条±800kV及以上的常规高压直流输电工程。基于模块化多电平换流器（MMC）的柔性直流输电（MMC-HVDC）具有无需换相支撑电压、有功和无功功率独立控制、可直接连接弱电网与新能源孤岛等技术优势，其在大规模远距离架空线应用场景下的可行性也在2020年投运的张北工程和昆柳龙工程中得到验证。

然而上述研究场景中送端多是单个换流站，未充分考虑到水风光等多类型可再生能源分布于不同地理位置的情况。

针对我国西部地区大规模可再生能源跨区输送场景，综合考虑可再生能源地理分布情况与可靠消纳需求，强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学电气与电子工程学院）、国网经济技术研究院有限公司的孟沛彧、向往、潘尔生、赵峥、李探、文劲宇，在2022年第19期《电工技术学报》上撰文，提出一种适用于不同地理位置新能源基地接入的分址建设特高压直流输电系统。

图1 分址建设直流输电系统拓扑

该系统送端高压换流站布置于以水电为主的能源基地，低压换流站布置于水风光混合能源基地，高低压阀组通过短距离的直流架空线路串联，再经长距离直流线路连接受端换流站，从而实现可再生能源的多能互补分址送出。

研究人员指出，在分址建设的应用场景下，直流输电系统主要面临以下问题与挑战：

1）对于西部地区的可再生能源特高压直流输送，已有工程送端全部采用常规直流输电技术。然而，可再生能源集中于偏远地区，接入点网架相对较弱，随着风电等低惯量的可再生能源大规模接入，送端系统呈现含高比例新能源弱系统的特点，常规直流输电稳定性存在恶化风险。

2）远距离传输和分址建设使得换流站之间存在多条直流架空线路，直流短路故障下存在多电压等级故障穿越问题，该问题在柔性直流输电技术中尤为突出。

3）受端交流故障给常规直流输电系统带来的换相失败问题以及给柔性直流输电系统带来的盈余功率耗散问题。

因此，应开展分址建设特高压直流拓扑构建方案选型与暂稳态运行特性研究，以实现分址建设直流输电系统的拓扑优选与可靠运行。

研究人员围绕围绕常规直流输电与柔性直流输电两种可行技术方案，考虑分址建设场景下地理距离对系统的影响，分别分析了分址建设系统的暂稳态运行情况，提出了高、低压输电线路直流故障和送、受端系统交流故障的应对策略，并提出一种分址建设特高压直流输电系统的拓扑结构，在送端高低压阀组间引入直流架空线路，从而实现多类型可再生能源基地跨区接入。

他们根据系统运行特性、控制能力和设备投资情况，从技术可行性和经济性等方面对两种方案进行了对比分析，给出了不同场景下的优选方案，讨论了LCC-MMC混合型分址建设直流输电系统的潜在方案，并在PSCAD/EMTDC中搭建分址建设特高压直流输电系统模型，仿真验证系统暂稳态下的运行特性。

图2 分址建设直流输电系统的混合型结构

图2a为送端采用柔性直流、受端采用常规直流的端间混合方案，既可发挥柔性直流为可再生能源送出提供电压支撑的技术优势，又能有效降低工程造价。图2b为送受端都采用LCC与MMC混联结构的方案，该方案同样综合了两种换流器的技术经济优势，可利用LCC处理长距离架空线路的直流故障问题，受端混联结构可以充分发挥MMC的无功支撑能力抑制换相失败。

研究人员最后表示，随着IGBT、子模块电容等柔直关键器件的进一步升级，柔直换流阀正在向特高压大容量方向发展，分址建设直流输电系统的混合型结构未来将具有较强的工程实用性，值得进一步研究。

本文编自2022年第19期《电工技术学报》，论文标题为“分址建设直流输电系统拓扑方案与运行特性研究”。本课题得到国家电网有限公司总部管理科技项目“4000米高海拔下接入弱交流系统的分址建设特高压直流设计关键技术研究”的支持。