海上风电柔性直流输电系统先进控制技术-国网智研院_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

全球海上风电发展现状

• 2022年全球海上风电新增装机量为8.8GW，总装机容量达64.3GW。
• 全球风能协会（GWEC）预计未来十年全球将新增海上风电装机量达380GW。

海上风电发展趋势

• 随着近海资源开发饱和，海上风电向远海发展，离岸距离从60km扩展至80km-200km。
• 风电场平均装机容量从2010年的300MW增长至2020年的800MW。

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、隔离故障等优点，经济性随传输距离和容量增加而提升。

中国海上风电柔直工程

• 江苏如东：国内首个海上风电柔直送出工程，总容量1100MW，电压等级±400kV，输电距离100km。
• 广东阳江青洲五、七：总容量2000MW，采用±500kV柔性直流输电系统，预计2024年底投运。

德国海上风电柔直工程

• BorWin1：2010年建成，全球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TenneT在北海最后一个320kV海上风电柔直工程。
• 其他工程：如DolWin5、HelWin1等，部分工程采用新型技术，如66kV接入、直流GIS等。

二、构网型主动支撑技术

构网型控制需求

• 传统跟网型控制无法对陆上电网提供快速暂态支撑，需突破构网型控制技术。
• 海上风电场与柔直系统谐波阻抗变化大，需自适应宽频振荡抑制技术。

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。

BW6构网控制技术挑战

• 需构建风机-柔直-电网全链条耦合，实现有功协同支撑。
• 需在各种工况下保持“电压源”特性，提供瞬时有功、无功支撑，同时具备快速限流能力。

构网控制技术策略

• 陆上换流站：采用“直流电压-构网频率”耦合控制，传递岸上频率信息至海上侧。
• 海上换流站：构建频率映射，实现“海风-柔直”协同惯量支撑。
• 故障限流技术：采用“虚拟阻抗预测+电流反馈动态阻抗”方法，限制故障电流。

构网型控制性能

• 惯性/频率支撑：构网型控制在电网频率变化时自发提供惯性支持，等效惯性时间常数H可调节。
• 电压支撑：构网型控制在电压变化时自发提供无功支撑，优于跟网型控制。
• 适应强弱电网：构网型控制具备更强的弱电网适应性。
• 故障穿越：通过虚拟阻抗控制实现故障电流抑制，保障系统稳定。

三、自适应谐振抑制技术

宽频振荡问题

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

国内外振荡抑制现状

• 国外：如BorWin1工程曾因250~350Hz振荡导致滤波电容烧毁，通过固定频率有源阻尼控制实现稳定。
• 国内：张北、如东工程在调试阶段出现320Hz~3550Hz振荡，采用限制运行方式、调整控制参数、增加有源阻尼等方法抑制。

自适应振荡抑制技术要求

• 需对100-2500Hz频段进行谐波稳定性分析。
• 开发自适应振荡抑制策略，应对5000Hz以内振荡。

自适应振荡抑制技术方案

• 技术路线：基于在线检测，快速提取交流电压、电流的振荡分量，实施有源阻尼控制。
• 硬件在环验证：已在湖北广水能量路由器工程中实现挂网，开展现场测试。

四、总结

• 构网型主动支撑技术：使海上风电场与柔直系统双端“构网”，具备类似传统同步机动态响应特性，为陆上电网提供惯性/频率支撑和电压支撑，提升系统稳定性。
• 自适应宽频振荡抑制技术：通过在线检测和灵活调节，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，推动我国海上风电高效发展，支撑新型电力系统建设。