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海上风电柔直并网控制及保护关键技术_国网江苏电科院_李鹏.pdf

编号：161148

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1、海上风电柔直并网控制及保护关键技术Key Issues of Control&Protection for Offshore Wind Power Integration via VSC-HVDC国网江苏电科院：李鹏01020304目录CONTENTS05海上风电并网技术现状海上风电柔直并网控保策略海上风电柔直并网故障分析海上风电柔直并网宽频振荡海上风电并网技术展望一、海上风电并网技术1.1 发展趋势2022年，全球海上风电新增装机6.8GW，我国新增装机5.1GW，占全球新增容量75%；我国累计装机规模达31.5GW，占全球装机量的49.4%，居世界第一位。预计2025年装机超60GW。3一

2、、海上风电并网技术1.1 发展趋势山东，2030年海上风电12.75GW江苏，2030年海上风电15GW上海，规划海上风电4.95GW浙江，2030年海上风电6.47GW福建，2030年海上风电3.00GW远景年达到13.30GW海南，规划海上风电3.95GW广东，2030年海上风电30.00GW远景年达到66.85GW 我国海上风能资源丰富，据测算，550米水深、70米高度海上风电开发潜力超300GW。2030年，规划总装机容量超过130GW，主要集中在山东、江苏、广东等。4一、海上风电并网技术1.1 发展趋势5 随着近海风能资源开发区域趋近饱和，风电资源好的中远海风电得到越来越多重视，海上

3、风电呈现出中远海、深水区、大机组、大规模开发的特点。交流汇集+交流并网AC升压站海上交流风机低频风电+低频交流并网海上LF升压站LF换流站低频风机交流汇集+柔性直流并网AC升压站换流站换流站海上交流风机多端柔性直流组网送出海上换流站换流站交流风机全直流海上风电汇集送出海上DC升压站换流站直流风机当前海上风电并网方式主要有：高压交流并网、柔性直流并网。随着中远海风电的开发，更多新型的海上风电汇集升压以及组网送出方案也成为业界研究热点一、海上风电并网技术1.2 并网形式海上二极管整流直流送出升压站换流站DRU构网风机海上6距离70km，容量400MW距离70km，容量400MWM3C一、海上风电

4、并网技术1.2 并网形式序号工程国家容量/MW电压等级距离/km投运时间1Gotland瑞典5080kV20002Tjreborg丹麦7.29kV20003BorWin1德国400150kV20020105BorWin2德国800300kV20020156HelWyn1德国576250kV13020157SylWin1德国864320kV20520158HelWin2德国690320kV13020159DolWin1德国800320kV165201510DolWin2德国916320kV135201711DolWin3德国900320kV160201712BorWin3德国900320kV20

5、0201913如东工程中国1100400kV108202114青州工程中国2000500kV在建江苏如东柔直海上换流站江苏如东海上风电场德国Helwin海上换流站德国Borwin海上风电场7海上风电柔性直流输电并网工程01020304目录CONTENTS05海上风电并网技术海上风电柔直并网控保策略海上风电柔直并网故障分析海上风电柔直并网宽频振荡海上风电并网技术展望二、柔直并网控保策略1.1 拓扑结构及关键设备系统拓扑：多个海上风电场交流汇集升压后，接入柔性直流输电系统海上换流站，转换为直流后通过直流海缆送至陆上换流站，逆变为交流后接入大电网。系统整体分为交流电网、陆上换流站、直流海缆、海上换流

6、站、海上交流系统及风电场。220kV416kV/230kV系统416kV/230kV风机35kV38.5kV/0.69kV38.5kV/0.69kV220kV/38.5kV220kV/38.5kV300MW400MW1.5MW38.5kV/0.69kV220kV/38.5kV400MW 直流电缆集电线路38.5kV/0.69kV0.69kV+400kV-400kV3.6km3.6km11.2km 0.69kV0.69kV0.69kV35kV35kV220kV220kV220kV交流电网陆上换流站海上换流站海上交流系统及风电场直流海缆9二、柔直并网控保策略1.1 拓扑结构及关键设备柔性直流换流器

7、：采用模块化多电平换流器（MMC），并进行结构优化：为限制直流电缆放电电流，桥臂电抗器设置在换流阀直流侧，取消海上换流站直流电抗器（全电缆不考虑线路雷击过电压等），减少设备，简化电气接线。桥抗位于交流侧，海缆直接对换流阀放电桥抗位于直流侧：限制短路电流10二、柔直并网控保策略1.1 拓扑结构及关键设备耗能装置：为避免并网交流系统发生故障后直流系统的功率盈余导致直流电压快速抬升（几十ms），实现故障穿越，需要加装耗能装置。11二、柔直并网控保策略1.1 拓扑结构及关键设备耗能装置拓扑结构集中式直流耗能结构分布式直流耗能结构交流耗能装置结构12如东工程：额定功率：1100MW耗能阀拓扑：半桥模块桥

8、臂子模块数量：400+32耗能电阻：564最大持续运行时间：1.5s直流电压限制：1.12pu二、柔直并网控保策略1.2 控制保护策略耗能支路500kV陆上变电站416 kV陆上换流器控制海上换流器控制400 kV直流海缆416kV220 kV35 kV 风机变流器控制G =海上换流器定交流频率定交流电压耗能装置直流电压稳定控制机侧变流器网侧变流器最大功率跟踪定直流电压定零d轴电流定无功功率陆上换流器定直流电压定交流电压/无功基本控制策略13二、柔直并网控保策略1.2 控制保护策略柔直控制策略：实现直流电压/无功电压、交流电压/频率等基本控制及阀控功能，并设置电流限幅、负序抑制等辅助策略。负序

9、抑制环流抑制环流抑制最最近近电电平平逼逼近近模模块块均均压压控控制制触触发发信信号号电流限幅低压限流阀级控制换流器级控制辅助策略：陆上侧：低压限流+电流限幅、负序电流抑制海上侧：固定电流限幅、负序电压控制14二、柔直并网控保策略1.2 控制保护策略陆上换流器保护配置（海上侧类似）15柔直系统保护配置01020304目录CONTENTS05海上风电并网技术海上风电柔直并网控保策略海上风电柔直并网故障分析海上风电柔直并网宽频振荡海上风电并网技术展望三、并网故障特征分析3.1 故障特征影响因素陆上换流站为单端弱馈系统，海上交流系统为双端弱馈系统。电流限幅、低压限流、负序抑制、低电压穿越、耗能投切等故

10、障期间的控制策略叠加是海上风电柔直并网系统故障特征形成的主要因素。影响故障特征的柔直控制策略交流系统故障期间柔直输出特性电流限幅、低压限流弱馈特性、负荷特性负序电流、电压抑制负序阻抗变化低电压穿越控制正序阻抗较大且不稳定耗能投切控制、桥臂暂时性闭锁波形畸变、谐波含量大17三、并网故障特征分析3.2 实时数字仿真模型构建搭建了海上风电柔直送出系统电磁暂态仿真模型，通过模拟并网交流系统、直流系统及海上交流系统等位置发生各种类型故障，进行相关故障特性分析。陆上陆上MMC海上海上MMC柔性直流系统柔性直流系统海上升压汇集系统海上升压汇集系统风电场风电场陆上并网交流系统陆上并网交流系统耗能耗能Novac

11、or+FPGA1819三、并网故障特征分析3.3 陆上电网故障单相接地故障在电网不对称故障下负序电流抑制策略，陆上站负序电流控制为零（负序阻抗无穷大）；电流限幅作用，陆上站等效为正序电流源，正序电流为负荷水平；陆上连接变中性点接地，交流侧故障电流主要由零序电流构成。交流电压交流电流直流电压直流电流F1单相接地序网图陆上电网发生单相接地仿真波形20三、并网故障特征分析3.3 陆上电网故障耗能动作测试故障类型100MW600MW1100MW单相故障单跳单重，耗能未投，穿越成功单跳单重，耗能未投，穿越成功单跳单重，耗能未投，穿越成功三相故障三跳，耗能未投，穿越成功三跳，耗能动作，穿越成功三跳，耗能

12、动作，穿越成功陆上电网近区故障耗能动作陆上电网线路三相故障风电功率100MW风电功率600MW风电功率1100MW系统直流电缆F321三、并网故障特征分析3.4 直流系统区域故障阀侧交流单相接地阀侧单相接地故障陆上站交流波形阀侧单相接地故障陆上站直流波形直流海缆对地电容大，连接变阀侧F3单相接地故障时，故障点通过直流海缆对地电容构成故障电流回路，形成零序电流通路；海缆放电电流较大，且电流上升速度快。22三、并网故障特征分析3.4 直流系统区域故障直流单极接地故障故障极直流电压迅速降低为0，非故障极直流电压上升为额定值的两倍，极间直流电压基本不变，阀侧交流电压出现直流偏置，海缆充放电电流很大

13、，且变化快。直流单极接地故障换流阀交流波形直流单极接地故障陆上站直流波形系统直流电缆F423三、并网故障特征分析3.5 海上交流系统故障海上交流系统是典型的深度电力电子化系统、高比例新能源系统、短路电流受限系统。在电网不对称故障下，海上换流站MMC和风电机组网侧变流器均会采取负序抑制策略，负序抑制包括负序电流抑制、负序电压抑制。为减少过电压，同时降低流入换流阀负序电流，海上换流阀采用负序电压抑制+限流的策略，风机侧采用负序电流抑制。若均采用负序电流抑制，存在过电压风险：单相故障：非故障相电压达3 倍额定值，且反向；阀侧过电压达2倍额定值;相间故障：非故障相电压达2倍额定值，与故障相电压反向；

14、阀侧过电压达3倍额定值。+-MMC1VWF1IWF2IMMC1Z01lZ21lZWF1ZMMC2ZWF2Z22lZ02lZMMC0Z00lZ20lZWF0Z1fV2fV0fVWF1IWF2IWF0IMMC1IMMC2IMMC0IPCC02V正序负序零序I2MMC故障序网等值回路01020304目录CONTENTS05海上风电并网技术海上风电柔直并网控保策略海上风电柔直并网故障分析海上风电柔直并网宽频振荡海上风电并网技术展望四、宽频振荡问题分析4.1 新能源经柔直并网的宽频振荡问题各控制环节频带分布规律大量研究与工程实践表明：新能源经柔直并网的宽频振荡问题与新能源、柔直系统阻抗特性有关，受控制系

15、统链路延时、控制策略及参数、锁相环、滤波环节、运行方式等多个因素影响。各控制环节对不同频带振荡的影响程度25四、宽频振荡问题分析4.2 宽频振荡案例案例（一）：海上换流站带1号联变解锁时，联接变网侧电压波形出现2434Hz谐波；海上换流站带1号、2号联变解锁时，联接变网侧电压出现2030Hz谐波，解锁32ms后触发高频谐波保护动作海上站MMC带1号联变解锁出现谐波海上站MMC带1号、2号联变解锁振荡跳闸26四、宽频振荡问题分析4.2 宽频振荡案例解决措施：为了抑制高频振荡，海上换流站转为闭环控制方式时，增加了自适应谐波抑制功能。针对450-3000Hz，通过自适应的启动主动阻尼抑制功能，实现柔

16、直系统闭环稳定运行。开环转闭环后出现高频谐波分量自适应虚拟阻抗抑制投入，谐波衰减mdmrefwLidiquqf+udf+-+-+-PIPIwLmdmddqabc电流内环电流内环mdmqudf-PI+uqf-PI+电压外环电压外环(功率功率)se-mdm*cscs*cscscscscseq svffw sdisdsvirdsdsdsqdeGuGiiaZL i-+*cscs*cscscscsv cssqsqsqeqsqffwisdisv rsqdeGuGiiaZL i-+电流内环的虚拟阻尼抑制策略27四、宽频振荡问题分析4.3 振荡分析方法针对工程出现的宽频振荡问题，完成系统半实物电磁暂态仿真模型

17、构建；提出基于实测电气量的振荡分析方法，构造基于谐波序网络方程与端口电气量的阻抗求解模型，完成系统谐振的时域阻抗分析，并验证自适应阻尼抑制策略。等值多端口网络6风电集群经单端口柔直并网系统拓扑802224262830-0-0-0-07.907.927.947.967.988.0017.9017.9217.9417.9617.9818.0027.9027.9227.9427.9627.9828.00t(s)I(A)ZV1ZS1UE1IV1ZV2IV2ZVm

18、IVmZS2UE2UEnZSn阻抗网络 E1E2EnV1V2VmS1S2SnW1W2Wm2801020304目录CONTENTS05海上风电并网技术海上风电柔直并网控保策略海上风电柔直并网故障分析海上风电柔直并网宽频振荡海上风电并网技术展望多端直流组网汇集与输送拓扑等技术、协调故障穿越技术、自适应宽频振荡抑制等。中远海风电高效并网及消纳问题仍需进一步探索与实践新技术、新设备、紧凑化新拓扑、新策略频率电压支撑源网荷储新型送出技术主动支撑技术协调运行技术五、海上风电并网技术展望柔性低频输电、中频汇集+不控整流、全直流汇集输送等并网新技术及装备。源网荷储深度交互技术、海上风电并网消纳技术、精准快速调控技术等，支撑系统安全稳定运行。海上风电并网构网控制及主动支撑技术，提升传输极限及惯量响应、频率、电压支撑能力。30安全高效并网感谢聆听！Thank you for your listening

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