国网智研院：海上风电柔性直流输电系统先进控制技术_39页_14mb

海上风电柔性直流输电系统先进控制技术总结

一、海上风电发展与需求

1.1 全球海上风电发展现状

• 2022年全球新增海上风电装机量为8.8GW，总装机容量达64.3GW。
• 全球风能协会（GWEC）预测未来十年将新增380GW海上风电装机容量。

1.2 海上风电发展趋势

• 海上风电场正从近海向远海发展，离岸距离从60km扩展至80km-200km。
• 平均单个风电场装机容量从2010年的300MW增长至2020年的800MW。

1.3 海上风电并网方式

• 交流并网：技术成熟、成本低，适用于近海，但传输容量有限，需无功补偿。
• 直流并网：适用于远海，具备高压远距离传输、无需无功补偿、隔离故障等优势，经济性更优。

1.4 中国海上风电柔直工程

• 江苏如东工程：2021年11月投运，总容量1100MW，电压等级±400kV，长度100km。
• 广东阳江青洲五、七工程：总容量2000MW，电压等级±500kV，预计2024年底投运。

1.5 德国海上风电柔直工程

• BorWin1：2010年建成，首个海上风电柔直工程，容量400MW，电压±150kV。
• BorWin6：计划2027年投运，容量1030MW，电压±320kV，是德国最后一个采用320kV电压等级的海上风电柔直工程，首次采用构网型控制。

二、构网型主动支撑技术

2.1 柔直构网控制现状

• 渝鄂工程：采用“电压电流双闭环”构网控制架构，实现源网协同惯性支撑。
• 张北工程：采用柔直V/f开环控制，但无法实现新能源侧对主网的支撑。

2.2 BW6构网控制要求

• 柔直系统需在各种工况下呈现“电压源”特性，提供惯性、频率、电压支撑。
• 在电网短路故障时，需具备快速限流能力。

2.3 构网控制技术挑战

• 柔直储能有限，需构建风机-柔直-电网全链条耦合，实现有功协同支撑。
• 换流器需在频率、电压扰动下保持“暂态不突变”，并提供瞬时有功、无功支撑。

2.4 构网控制策略

• 陆上换流站：采用“直流电压-构网频率”耦合关系，实现“内源型”惯性支撑。
• 海上换流站：构建基于直流电压信号传递的频率映射，实现“海风-柔直”协同惯量支撑。

2.5 故障限流技术

• 采用“虚拟阻抗预测+电流反馈动态阻抗”方法，实现故障电流限制，不影响“电压源”运行特性。

2.6 性能对比

• 惯性/频率支撑：构网型控制可自发提供惯性支撑，等效惯性时间常数H可达0.04s~10s。
• 电压支撑：构网型控制在电压变化时保持稳定，提供无功支撑。
• 弱电网适应性：构网型控制直接生成频率、电压参考值，适应性优于跟网型控制。
• 故障穿越：构网型控制虽较难实现故障电流控制，但通过自适应方法可实现穿越。
• 谐波阻抗：构网型控制无负阻尼特性，优于传统跟网型控制。

三、自适应谐振抑制技术

3.1 宽频振荡问题

• 海上风电接入柔直系统为全电力电子系统，响应快、控制复杂，易引发宽频振荡。
• 谐波阻抗随运行状态变化，与柔直系统交互易诱发振荡。

3.2 宽频振荡抑制现状

• BorWin1：2013年出现250~350Hz振荡，导致滤波电容烧毁，后通过固定频率有源阻尼控制抑制。
• 张北工程：调试阶段出现320Hz~3550Hz振荡，通过限制运行方式、调整控制参数、控制模式切换等方式抑制。

3.3 宽频振荡抑制技术要求

• 频率范围为100~2500Hz，需进行谐波稳定性分析。
• 开发自适应振荡抑制策略，抑制5000Hz内振荡。

3.4 自适应振荡抑制技术方案

• 基于在线检测，快速提取振荡分量，实施有源阻尼控制。
• 支持自适应调节，提升系统稳定性。

3.5 硬件在环验证

• 已在MMC换流器上实现自适应振荡抑制策略，完成750Hz振荡的手动与自动检测与抑制测试。

3.6 挂网应用

• 自适应振荡抑制装置已在湖北广水能量路由器工程中挂网，正在进行现场测试。

四、总结

• 源网协同构网控制：使海上风电场和柔直系统双端“构网”，具备类似同步机动态响应特性，提升系统稳定性。
• 自适应宽频振荡抑制：通过在线快速检测和灵活调节，有效应对高比例新能源系统中谐波阻抗复杂多变的问题，降低宽频振荡风险。
• 未来方向：团队将进一步突破上述核心技术，建设好德国BorWin6工程，推动我国海上风电高效发展，支撑新型电力系统构建。