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柔性直流技术
它是20世纪90年代发展起来的一种新型直流输电技术，国际上又称为轻型直流输电（HVDC Light）、新型直流输电（HVDC Plus），国内定名为“柔性直流输电”。
“柔性”一词源于英文，意为应用先进的电力电子技术，为电网提供灵活的控制手段。
柔性直流输电技术以电压源换流器、自关断装置和脉冲宽度调制（PWM）技术为基础，具有响应速度快、可控性好、运行方式灵活、能向无源网络供电、无换流失败、换流站间无需通信、易于组成多端直流系统等优点，适用于可再生能源并网、分布式发电并网、海岛供电等。
柔性直流输电应用场景
柔性直流与常规直流特性比较
2011年7月，国家电网公司投入运营上海南汇风电场柔性直流输电工程，这是亚洲首个具有自主知识产权的柔性直流工程，直流电压为±30kV，换流站容量为18MW。
在柔性直流输电技术基础上，进一步构建多端柔性直流输电系统，可将风能、太阳能、地热能等清洁能源从多地通过大容量、长距离输电通道输送至多个城市的负荷中心。
2014年，国家电网公司在浙江舟山建成世界首个五端柔性直流输电工程，采用±200千伏直流电压，在定海、岱山、衢山、洋山、泗礁建设换流站，容量分别为40万千瓦、30万千瓦、10万千瓦、10万千瓦、10万千瓦，可实现多个海上风电场同时接入和送电。
灵活直流输电技术路线
进一步研发和建设以多能源基地大规模直流互联为主要特征的柔性直流电网，为未来大规模风电、太阳能能源基地的送出提供可靠的技术保障。
目前，国家电网公司正在张家口国家新能源综合示范区及冬奥区规划建设张北可再生能源±500千伏柔性直流电网示范工程（以下简称“示范工程”），建设可大规模输送风电、太阳能、抽水蓄能等能源的4端环形柔性直流电网，预计2019年投入运行。
落地点分别为河北省张北县、康保县、丰宁县和北京市延庆区。张北、康保换流站为送端，丰宁换流站为调节端，北京换流站为受端。张北、康保、丰宁、北京换流站容量分别为300万千瓦、150万千瓦、150万千瓦、300万千瓦。示范工程系统接线采用双极方式，正负极均可独立运行，相当于两个独立的环网。一极发生故障后，通过极控系统，在设备载流能力允许的情况下，另一极可将故障极的功率转移。
张北±500千伏柔性直流电网示范工程示意图
示范工程系统接线采用双极方式，正负极均可独立运行，相当于两个独立的环网。当一极发生故障时，在设备载流能力允许的情况下，另一极可通过极控系统转移故障极的功率。
构建灵活的直流环网，
一是可靠性高，故障后可实现潮流转移；
二是灵活性好，可实现多种能源灵活互动，提高利用效率；
三是扩展性好，易于在发送端和接收端扩展新的着陆点。
通过在张北建设柔性直流环电网，实现大规模光伏、风电昼夜互补、新能源与储能电源柔性能量互动，对受端电网形成稳定可控的电源，解决大规模新能源接入后的系统调峰问题，减少间歇性能源对受端交流电网的扰动影响，实现新能源的“友好接入”。
在欧洲，为将北海和大西洋的海上风电、芬兰和挪威的水电、北非的太阳能接入电网，已经规划并实施了基于柔性直流技术的新型输电网络，以实现大范围可再生能源的优化配置。
预计欧洲未来10年将建设20个以上柔性直流项目，实现国家间互联互通和可再生能源并网互补；英国、美国也规划了多个柔性直流输电项目，并将在未来20年逐步建设柔性直流电网，满足本国可再生能源发展需求。
欧洲超级电网规划
厦门柔性直流相关介绍资料
2015年12月17日，厦门±320千伏柔性直流输电技术示范工程正式投入运行，标志着我国完全掌握高压大容量柔性直流输电关键技术和工程能力，在柔性直流输电技术领域取得国际领先。
灵活直流输电技术路线
该工程在浙江舟山±200kV柔性直流工程应用基础上，首次将电压等级提升至±320kV，接线方式由伪双极升级为真双极。
厦门±320kV柔性直流输电技术示范工程示意图
该项目额定电流1600A，输送容量200千伏，新建浦院换流站（送端）、鹭岛换流站（受端）两座±320千伏换流站及±320千伏彭厝至湖边柔性直流线路工程，直流线路全长10.7公里，全部为陆地电缆，敷设1800平方毫米大截面绝缘直流电缆，经厦门翔安海底隧道连接至两座换流站。
柔性直流输电应用场景
厦门柔性直流工程投入运行后，将能有效提升厦门区域网架结构，满足厦门岛内负荷增长的需求，快速调节岛内电网无功功率，稳定电网电压，提高电网供电可靠性和稳定运行水平，为厦门经济社会发展提供坚强可靠的电力供应保障。
厦门柔性直流工程的建成投运，标志着我国已全面掌握高压大容量柔性直流输电工程设计、设备制造、工程建设调试、运行运行等关键技术，具备了完成工程项目的能力，对进一步提升我国直流输电技术水平和电力设备制造水平，为开拓国际柔性直流工程市场奠定坚实基础，为建设更高更大输送容量的柔性直流输电工程提供可复制、可推广的经验具有重要意义。
虚拟同步机技术
为了应对能源问题和环境压力，社会对能源效率的要求不断提高，同时风能、太阳能等分布式能源大规模接入电网。一般来说，分布式电源主要通过并网逆变器接入电网，并网逆变器的控制策略多种多样，加之分布式电源输出功率具有波动性和不确定性的特点，难以实现即插即用和自主协调运行。如何保证这些新接入的分布式能源与电力系统的兼容性成为当务之急。
近一百年来电力系统规模不断增长，主要得益于同步发电机的同步机制，若并网逆变器能具有与同步发电机相似的运行特性，将大大提高分布式电源的并网安全性和运行适应性，提高新能源占比较高的电力系统稳定性。
虚拟同步机正是这样的一项技术，它使并网逆变器能够模拟同步发电机的运行机理、有功调频、无功调压，使并网逆变器的内在运行机理和外在运行特性能够与传统同步发电机相同，从而促进风电、光伏发电的稳定性和安全性，防止电网脱钩；能够跟踪电网运行，自动均分功率，抑制电网电压、频率过大的波动，对电网天然友好，并且以全网唯一频率运行，真正实现“同步”。
目前已有光伏虚拟同步机、风电虚拟同步机、储能虚拟同步机、负荷虚拟同步机等多种应用形式，也有文献披露其在能量路由器、高压直流输电中的应用，虚拟同步机技术可以很好地解决分布式电源与电网的兼容问题。
虚拟惯量J的存在：功率和频率的动态过程具有惯性
阻尼系数D的存在：具有衰减系统功率振荡的能力。
虚拟同步机主要技术特点
① 自主有功功率频率控制
有功频率控制即有功频率下垂控制，模拟同步电机一次调频特性，按照机端频率的下垂曲线调节有功功率输出。
②自主无功电压调节控制
无功电压调节控制即无功电压下垂控制，根据机端电压的下垂曲线调节无功输出，模拟同步电机的无功电压调节能力。
③虚拟惯性控制
虚拟惯量控制是模拟同步发电机转子机电暂态摆动过程的控制，利用储能装置缓冲逆变器直流侧与交流侧之间的功率不平衡。
④ 惯性频率支持
当高渗透率新能源系统出现大面积缺电时，需采用新能源虚拟同步机模拟传统同步机对系统频率的惯性支撑能力，减缓系统频率的下降速度。
⑤虚拟阻尼控制
阻尼控制是模拟同步发电机电气阻尼特性的控制，通过控制惯性储能单元储存或释放能量来实现阻尼振荡远距离输电示意图，可用于抑制虚拟同步机及系统的机电振荡，提高动态稳定性。
目前，国家电网公司拟在张北风光储输基地开展示范工程建设，打造全球最大容量虚拟同步机示范工程。
通过对现有风电机组、光伏发电逆变器和控制系统进行改造，计划于2017年底建成新型大容量集中式虚拟同步机。虚拟同步机的规模应用可以加快平抑工频振荡，降低系统故障对电网电压和频率的影响，提高系统暂态稳定性。
张北虚拟同步机大规模应用对系统的影响
未来电力系统采用虚拟同步机技术后，发电设备与负载将能够通过内部同步机制自主互动，无需人工调节即可实现系统稳定运行。
虚拟同步机技术改变原来仅受发电端调节的单向模式，实现负荷端和发电端双向调节模式。
半波长传输技术
我国一次能源基地距离负荷中心较远，如新疆煤电基地、西藏水电基地与东部负荷中心距离均在100公里左右，对于超长距离、超大容量电力输送，半波长交流（HWACT）输电技术成为可行的解决方案。
从电路原理我们知道，电力传输本质上是一个波的传播过程，当线路足够长时，在传输功率极限、沿线电压分布等方面都会出现许多不同于常规输电线路的特性。
半波长传输是由交流线路长度相当于工频一个半波即3000公里（50Hz）时传输功率极限可达无穷大（适用于理想的无损线路）的特性所决定的传输方式。
基于传输线和二端口理论，推导了可用于工程计算的特高压半波长交流线路准稳态模型，该传输线的正序参数可等效为π型二端口形式。
传输线双端口π型等效线
无损线路起点和终点的有功功率和无功功率方程为：
式中δ为始末电压的相位差，当sinδ=1时，线路输送的有功功率最大，即线路的功率极限为：
以自然功率为参考值，不同线路长度下的极限传输功率特性如下图所示。当βl=π或0，即l=0或时，理论功率极限趋向于无穷大。因此，半波长输电线路的理论传输功率远大于常规线路。
从理论分析，当传输距离为半个波长时，传输特性相当于一条电距离极短的传输线，理论上传输功率可以达到无穷大。
但实际输送功率受线路沿线电压分布、线路绝缘水平等因素影响。
理想的半波长输电，首端和尾端的电压、电流幅值相等，相位差为180˚。
因此端电压与端电流之间的夹角与头电压与头电流之间的夹角相同，电源与负载之间的电气距离接近于零，经半波长交流电输送的远方电源在某些电气特性上几乎等效于接受端的本地电源。
对于无损半波输电线路，传输过程既不消耗也不吸收有功功率和无功功率，有功功率和无功功率都是从首端无损地传输到末端的。
半波长传输技术应用场景
①点对网远距离大容量输电
输送容量可达550万千瓦左右。考虑半波长输送的特点，远方电源电气特性与当地电源相当，可实现全线路无功自平衡，不用装设无功补偿设备，也不用在全线路上设立中间开关站。可像直流输电系统一样实现点对点或点对网输送，但在输送距离上不如直流输电灵活，未来甚至可用于20万～30万公里的输送距离。
②送出电网与受出电网联网
初步的经济性比较研究表明，半波长输电在年单位容量成本方面具有一定优势或与直流输电相当，但值得注意的是，半波长线路不能与正常长度的线路并联。
但值得指出的是，半波长线不能与正常长度的线并联。
利用半波长点对网格双滴点线可以构建三维电网。
利用半波长线路的电距离近似为零的特性，可以将两条（或多条）起点相同的半波长线路连接到受电电网的不同点，使受电电网中相距较远的两点（或多点）通过半波长线路及其共同的发送端连接在一起，构成“立体电网”。
“立体电网”可以大大改变电网形态，大大缩短落点电气距离，将显著改变同步电网结构，显著提高同步电网稳定性，增强同步电网内部发电机组直接同步电力保障能力。
移相器技术
同步调相机结构与同步电动机基本相同，无机械负载，无原动机，可在系统需要时快速提供或吸收无功功率。
我国电网发展过程中，如跨省联网初期，由于电压等级低、输电距离长（长距离输电多采用220kV线路），系统功角、电压稳定性问题突出，在受端电网配置相位调节器，提高系统稳定性。
20世纪80年代以来，500kV电网建设加快，受端电网装机容量迅速增加，取代了移相装置的作用，显著提高了系统稳定性。随着移相装置的老化，逐渐退出电网运行。
自20世纪50年代以来，国外许多国家都已应用相位调节器来提高系统稳定性。例如瑞典、阿根廷、加拿大、埃及、巴西等国均在大型水电基地的受端变电站安装相位调节器，用于远距离输电。早期法国、日本电网采用相位调节器较多，随着电网结构的加强和电源的增多，法国没有新增相位调节器。1987年7月23日静态电压崩溃事故后，日本东京地区增设了抽水蓄能、相位调节器和SVC等动态无功补偿装置。
随着我国特高压直流的快速发展、清洁能源的大规模开发、大比例受电区的出现，电网特性发生了明显变化，部分地区动态无功储备下降、电压支撑不足的问题日益突出，电压稳定性成为大电网安全稳定的主要问题之一。客观上，大规模直流有功输送必须与大规模动态无功相匹配，即“直流输送大，无功支撑强”。为提高电网动态无功补偿能力远距离输电示意图，提高区域电网动态无功储备水平，有效解决电压支撑不足问题，需要在电网中加装移相器等动态无功设备，提高电网动态无功补偿能力。
目前，国内电机设备制造企业正积极开发新型移相装置，具有容量大（最大额定容量）、维护量小等特点，同时其瞬时无功输出能力、暂态无功响应速度、过载能力等较传统移相装置有较大提高贝语网校，是提高电网运行安全性、满足系统稳定性要求的新一代设备。
相位调谐器系统组成：
调相器本体、励磁系统、升压变压器、起动系统、冷却系统、油系统、控制与保护系统
相位调节器的技术特点
技术优势
1、具有过载能力，无功输出受系统电压影响小，在强励磁下，能在短时间内发出超过2倍额定容量的无功功率，能对持续时间较长的故障提供强有力的无功支撑。
2、具备亚暂态特性，能在故障瞬间产生/吸收大量的瞬时无功功率，支撑电网电压，抑制直流换相失败/工频过电压等。
3、具有深进相能力，该调相器的最大进相能力约为额定容量的2/3。
4、运行稳定性好。相位调节器基于传统同步电动机技术，设备和控制技术成熟，抗干扰能力强，运行经验丰富。
5、使用寿命长、占地面积小。相位调节器的使用寿命约为30年，占地面积约为同容量SVC的1/3。
技术劣势
1、增大短路电流。当发生故障时，相位调节器会向系统输出短路电流，这对于短路电流问题突出的电网来说并不适用。
2、旋转设备运行维护比较复杂，功率损失不超过1.5%。
3、相位调节器的调节速度比SVC慢，相位调节器从正常无功功率输出到最大强迫无功功率的时间约为1.2s。
目前，国家电网公司计划在已投运或在建的多个特高压直流工程及北京、西藏电网的输受端换流站或附近电网安装百余台调相器，满足系统动态无功需求。以华东电网为例，在长三角地区安装12台调相器，可有效降低多条直流回路同时换相失败的概率。
统一潮流控制器
统一潮流控制器（UPFC）概念最早由美国公司的L.于1992年提出，是迄今为止最全面的FACTS装置。
UPFC是由两台（或两台以上）具有公共直流部分的电压源换流器以并联、串联的方式接入输电系统，可同时或有选择地控制输电线路的电压、阻抗、相位，实现线路有功、无功潮流控制，并可提供独立可控的并联无功补偿。UPFC具有灵活控制系统潮流、提高电网输送能力、提高系统稳定性等多种功能。
技术原理：
典型的UPFC装置结构如下图所示，由两台背靠背电压源换流器组成，共用直流母线。换流器1和换流器2对应的换流变压器分别并联和串联，有功功率可以在两台换流器之间双向流动。每台换流器的交流输出端可以独立地发出或吸收无功功率。
图中，换流器2的作用是通过串联变压器向线路注入幅值和相角可控的电压矢量，通过调节注入电压的幅值和相位，可实现电压调节、阻抗调节、相角调节等多种功能，实现线路有功、无功潮流的独立解耦和控制。
换流器1的作用是在潮流控制时通过公共直流母线提供或者吸收换流器2与系统交换的有功功率，维持直流母线电压恒定，保证换流器2正常工作。同时，换流器1还能发出或者吸收无功功率，起到动态无功补偿功能。
从结构上看，UPFC是将静态同步串联补偿器（SSSC）作为串联电压源与静态同步串联补偿器（SSSC）作为并联电流源集成的潮流控制器，但其功能比SCCC更强大。
关键在于二者有共同的直流母线，可以实现SCCC与UPFC之间的有功功率交换，UPFC中的SCCC可以向系统注入任意幅值、相位的电压，从而实现线端电压控制、线路电抗控制、相角控制、自动潮流控制等功能。
工程应用：
目前国外已有3台UPFC装置投入运行，如下图所示：
UPFC装置的成功调试解决了当地电压支撑不足、输电线路过载等问题，为UPFC工程提供了宝贵的工程运行经验。
上述UPFC项目的电压源换流器均采用门极关断（GTO）串联、低电平换流桥、变压器复用拓扑结构，由于GTO阀驱动复杂、损耗大，变压器复用结构复杂、成本高，导致换流器结构复杂、可靠性低，维护成本高。
随着电力电子器件的不断发展，利用新型器件（如绝缘栅双极晶体管、-gate-、IGBT）构建模块化多电平换流器（MMC）成为可能。
与早期基于GTO器件的电压源换流器相比，基于MMC技术的电压源换流器具有显著的优势：
技术优势
1、MMC变流器的IGBT器件驱动功率较小，损耗低。
2.MMC变换器不需要耦合变压器和滤波器，结构简单，可靠性高，占用空间小，成本低，可维护性好。
3、由于MMC换流器具有模块化特点，其电压、容量等级易于扩展，有利于大容量、高压换流器的工程实施。
因此我国在研制UPFC成套设备时选择采用MMC换流器。
2016年11月，开始建设全球最高电压和最大的UPFC项目- Power Grid Grid Grid 500KV UPFC示范项目，这表明我所在国家的UPFC技术已经相对成熟，并且已经准备好促进和应用。
目前，中国有3个UPFC项目正在运营或正在建设中：
220KV West Ring UPFC演示项目（220kV/，已经投入运营）
上海 220kV UPFC项目（220kv/，正在建设）
Power Grid Grid 500KV UPFC示范项目（500kV/正在建设）
