浅谈柔性直流技术在海岛输电中的推广应用

李 懿，马振会

（1.舟山电力局，浙江 舟山 316021；2.浙江百能科技有限公司，杭州 310012）

0 引言

由于特殊的地理环境，海岛电力输送存在传输距离远、用户分散、线路损耗大等特点。最近几年舟山港口海洋经济的蓬勃发展，电力负荷呈现持续增长趋势，使得原有交直流系统在现有运行方式下逐渐难以满足海岛输电对供电可靠性、电能质量、线路损耗等方面提出的高要求。只有在未来海岛电网规划建设中寻找一种全新的输电技术模式，才能有效解决以上这些制约海岛电力发展的瓶颈性问题。

柔性直流输电（VSC-HVDC）被认为是继交流输电、常规直流输电之后的第三代输电技术。与前两代输电技术相比，其最大的优势是在传输电能的同时，还能够灵活调节电力系统的电压，提高输电系统的安全稳定性。

在海岛电力系统中加入柔性直流输电系统，可以解决原电网中存在的问题。与传统输电模式相比较，柔性直流技术拥有紧凑化、模块化设计，易于移动、安装、调试和维护，便于扩展和实现多端输电等特点，所以将柔性直流技术应用于海岛输电工程中有积极的现实意义。

1 海岛地区输电现状与特点

1.1 舟山地区电网现状

舟山群岛地处我国东南沿海，长江与钱塘江入海交汇处，杭州湾外缘的东海洋面上，作为我国唯一以群岛设立的地级市，舟山下辖两区两县，总面积为2.22万km2，其中陆地面积1 440 km2，海域面积2.08万km2。

舟山电网是浙江省十一个地市电网中唯一的海岛电网，由舟山主网与嵊泗电网两部分组成。目前主网最高电压等级为220 kV，主要通过昌洲变至宁波春晓变两回220 kV交流线路和大丰变至宁波江南变、岑港变至宁波江南变、双屿变至宁波芦江变三回110 kV交流线路与大陆电网相联。嵊泗电网通过110 kV海缆与舟山主网互联，通过±50 kV直流海缆与上海电网互联。

截止2010年底，舟山电网共有220 kV变电站2座，变电容量72万kVA；110 kV变电站13座，变电容量108.9万kVA，全网最高负荷约为78.1万kW，全社会用电量约为41亿kWh。

1.2 海岛发输电的特点

在电源方面，截止2010年底，舟山共有装机容量67.51万kW，其中6 000 kW及以上装机63.05万kW，装机容量最大的发电厂为舟山发电厂（56万kW）。由于输送距离较远，部分边远岛屿上的电力供应仍靠价格昂贵的自备柴油发电机组来维持，容量小、成本高、损耗大。对于没有稳定电网的海岛地区而言，通过跨海架空线路或海底电缆逐步实现岛屿互联，采取由大电网集中统一供电才是提高海岛输电效率的有效途径。

根据经济社会发展估计，舟山市“十二五”期间用电量仍将保持较快的增长势头，预计2015年全市最高负荷与用电量将分别达到138.4万kW，67.6亿kWh，年均增长率将分别为12.1%，10.5%。显然，现有发电装机容量已无法满足经济发展对的需要。

在网架方面，当前舟山电网虽然已拥有部分220 kV输电线路，但是境内仍以原有110 kV线路为输电网络主体，结构相对薄弱，局部区域110 kV环网内潮流已达到输电线路输送限额，线路故障跳闸解环后，输电能力已无法满足供电需求。电网电压等级匹配还不够合理，35 kV电压等级设备仍大量存在，重复降压问题比较突出，线路损耗较大。部分岛屿上的配电网构成比较简单，负荷容量较小且日负荷波动水平很大，造成电网电能质量低下，供电可靠性较低。

海岛输电与大陆常规输电方式相比有较大不同，主要依靠两种途径：

（1）超高度、长跨距，能承受台风、盐雾、雷击等恶劣气候条件的高塔跨海架空输电线路。

（2）具有铠装与金属护套结构的海底电力电缆线路。

由于舟山人多地少，陆域面积狭窄，土地资源紧张，致使海岛电网建设的变电站选址和输电线路走廊选择均较为困难，政策处理难度较大。同时由于灾害性天气出现较为频繁，盐雾对设备腐蚀较为严重，导致海岛电网的基本建设和日常运维成本远远高于大陆电网，在一段时间内网架性缺电和电源性缺电问题还同时存在。

2 柔性直流输电技术

2.1 柔性直流系统基本结构

柔性直流输电技术又可称为电压源变换器高压直流输电技术，是以绝缘栅双极晶体管（IGBT）组成的电压源变换器（VSC）为基础构成的新一代高压直流输电技术。

全控型器件IGBT使柔性直流输电系统能够工作在无源逆变方式下，不需要外加换相电压，受端系统可以为无源网络；VSC可以同时且相互独立地控制有功功率和无功功率，控制灵活方便；系统不需要交流侧提供无功功率且能够起到静态同步补偿（STATCOM）的作用，动态补偿交流母线无功功率，稳定交流电压；换流站间无需通信，且易于构成多端直流系统。柔性直流输电系统基本结构如图1所示。

由图1可知，送端站和受端站均采用了VSC结构。换流站由换流桥、联接变压器、换流电抗器、直流电容器和交流滤波器等组件组成。每个桥臂由多个IGBT串联而成。换流变压器（电抗器）是VSC与交流侧能量交换的纽带，同时也起到滤波的作用。直流电容器可以为受端站提供电压支撑、缓冲桥臂开断的冲击电流、减小直流侧谐波。交流滤波器能够滤除交流侧的谐波。

2.2 基本工作原理

电压源型换流器基本工作原理如图2所示。通过调制波与三角载波比较产生的触发脉冲，使VSC上下桥臂的开关管高频开通和关断，则桥臂中点电压Uc在固定电压+Ud和-Ud之间快速切换，Uc再经过电抗器滤波后为网侧的交流电压Us。

在忽略换流电抗器损耗和谐波分量时，VSC交流母线电压基频分量Us与交流输出电压的基频分量Uc共同作用于换流变压器和换流电抗器，并决定了VSC与交流系统间交换的有功功率P和无功功率Q分别为：

图2 柔性直流单相工作示意图

式中：δ为Uc和Us之间的相位差；X为换流电抗器的电抗与连接变压器的漏抗之和。

柔性直流系统通过对δ的控制来控制直流电流的方向及输送有功功率的大小，通过控制Uc实现对VSC发出或者吸收无功功率的控制。

当δ＜0时，系统吸收有功功率，VSC运行于整流状态；当δ＞0时，系统发出有功功率，VSC运行于逆变状态。

当（Us-Uccosδ）＞0时，系统吸收无功功率； 当（Us-Uccosδ）＜0时，系统发出无功功率。

2.3 主要技术特点

柔性直流输电系统可直接用于向无源交流系统的输电。由于电压源变换和脉冲宽度调制技术的使用，柔性直流系统送受两端省去了换流变压器，只需在交流母线上安装一组高通滤波器便可实现向远距离的孤立负荷（如远离陆地电网的海岛）供电，并且在同等输送容量下土建工程占地面积小于HVDC换流站。

运用柔性直流输电技术将远海或近海岛屿接入交流系统，能克服交流接入中的瓶颈问题。柔性直流系统不会增加交流系统的短路容量，即增加新的柔性直流输电线路后，交流系统的保护整定无需改变。当交流系统发生短路故障时，柔性直流系统能够有效地隔离故障，保证海上可再生能源电站以及海岛电网的稳定运行。同时，在系统出现严重故障时，海上可再生能源电站可以通过柔性直流输电系统为系统提供“黑启动”电源。

2.4 柔性直流技术工程实践

目前国内尚无投入商业运行的柔性直流输电工程，而国际上已有13项，其中7项在欧洲，3项在北美洲，2项在大洋洲，1项在非洲。据了解，以上这些工程都取得了较好的经营业绩。

国际上在建的柔性直流输电工程也有很多，主要应用在风电场并网方面，而且所有在建工程均涉及直流海缆，如爱尔兰至英国的East West Interconnector工程、瑞典至立陶宛的Nord Balt工程、爱沙尼亚至芬兰的Estlink 2工程和挪威至丹麦的Skagerrak HVDC Interconnections工程等。

国内唯一在建的柔性直流项目为上海南汇风电场柔性直输电工程。该工程作为国家电网2010年智能电网建设体系的重大科技示范项目和坚强智能电网建设第二批试点项目，包括2个直流换流站和1条长度为8 km，示范容量为20 MVA，直流电压为+30 kV的输电线路。2011年2月28日，该工程直流换流站已充电启动成功。

3 在海岛输电中的推广应用展望

3.1 海岛输电中优势明显

直流输电线路造价和年运行费低，不存在两端交流系统同步运行稳定问题，且沿线电压分布均匀，无线电干扰小，线路损耗低。与交流输电相比，使用直流输电技术进行海岛电网互联更具有优势。

图1 柔性直流输电系统基本结构

由于柔性直流技术是从常规直流输电技术基础上发展起来的，故传统直流输电所具有的优点，柔性直流输电系统大都具备，并且柔性直流系统拥有比传统直流系统占地更小、安装维护更方便、噪声环境干扰更低等突出优点。

海岛柔性直流输电联网工程建设可选用海底电力电缆实现，在铺设时可以使用直埋技术，不仅降低了工程成本、缩短了工程时间，而且还减小了对自然环境的影响，有利于海洋资源的保护。

柔性直流输电技术拥有能够瞬时实现有功和无功的独立耦合控制等独特技术优势，除了将其应用在通过海底电力电缆进行岛屿间跨海输电联网以外，还可将其应用于风力发电的对外输送上。

3.2 可利用丰富的海岸风电资源

浙江省风能资源丰富，已将风电作为新能源建设的重点。根据《浙江省风能资源评估报告》，全省陆地风能资源为2 100万kW，技术开发量约130万kW；海岸到近海20 m等深线以内海域风能资源储量约6 200万kW，技术开发量约4 100万kW。

舟山地区拥有丰富的风能资源，特别是近海海域，年平均风速在6～7 m/s，是建设海上风电场的优良选址区域。按照《舟山市风电发展规划报告》规划要求，到2015年全市风电场总装机容量达到87万kW，其中陆上风电场27万kW，近海风电场60万kW。

目前定海岺港风电工程（总装机4.5万kW）已于2011年6月顺利投入运行，设计年发电量可达8 956万kWh。定海长白和小沙风电场（总装机3.78万kW）、嵊泗风电场（总装机4.95万kW）、岱山长涂岛及拷门风电场（总装机6.5万kW）等一批新能源发电项目也正在规划和建设中。

开发清洁能源、优化能源结构、加快海岛风力资源开发利用、改变电能来源单一的现状，既可实现节能减排目标，又在一定程度上缓解电力供应较为紧张的局面。

由于风能变化存在随机性，预测难度较大，所以当前风电接入系统并网方式和调度控制技术成为新能源电力开发研究的重点。海岛风力发电场往往装机容量相对较小、电能质量不高并且远离主网，若要将来自不同发电机组的电能送到同一电网，机组相互间的有功功率分布会使系统局部波动增大，并且还需要配合足够的无功补偿。

如果将柔性直流输电技术运用于风力发电系统并网和调度控制，可以有效抑制并网风电场的电压波动（闪变），改善并网系统电能质量，提高电网的暂态稳定性，精确控制有功功率潮流，大幅改善风电场并网性能和提高输送容量。

4 结语

海岛输电工程是海岛电网建设的重要组成部分，是支撑地方经济社会发展的重要基础。

随着电力电子技术的发展、核心器件制造成本的降低、设备国产化程度的提高，柔性直流输电技术较其他技术将更具竞争力，将其广泛应用在沿海岛屿输电、新能源风电并网、微电网分布式发电、海上石油钻井平台供电等方面是完全可行的。

由于柔性直流输电技术具有传统直流输电技术和交流输电技术所不具备的优势，所以将柔性直流技术应用于海岛输电工程能够更好地满足跨海电力输送需要。采用柔性直流输电海底电缆对边远岛屿进行输电，可以避免交流输电的多种不利因素，柔性直流输电技术将逐渐成为未来海上输电的主要技术发展方向。

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