采用二极管整流单元和模块化多电平换流器的混合型远海风电送出方案

目前基于模块化多电平换流器（modular multilevel converter,MMC）的柔性直流输电系统是远海风电并网的典型方案，而整流站采用二极管不控整流单元（diode rectifier unit,DRU）可以进一步提升直流输电系统的经济性和可靠性。基于DRU的海上风电并网方案能否实施的关键在于海上交流系统电压的幅值和频率能否得到有效控制。为此，提出在整流侧采用DRU和MMC并联的混合型远海风电送出方案。首先，阐明了混合型远海风电送出系统的拓扑结构和运行特性，DRU承担全部海上风电功率传输任务，整流侧小容量MMC用来建立海上交流系统的交流电压幅值和频率，并为DRU提供无功功率补偿。针对这一控制目标，提出混合型远海风电送出系统协调控制和故障穿越策略，其中，整流侧MMC采用附加有功功率控制的交流电压幅值/频率控制，风电机组在海上交流系统故障时主动降低输出电流。最后，在PSCAD/EMTDC中对风速波动、海上交流系统短路故障、陆上交流电网短路故障进行电磁暂态仿真，验证所提出方案的可行性。     

采用中频不控整流直流系统的远海风电送出方案

远海风电场具有更加丰富和稳定的风能资源,是未来风电发展的主要趋势,目前远海风电主要通过柔性直流系统并网。整流侧采用二极管不控整流单元（diode rectifier unit, DRU）具有明显的经济优势和发展前景,是学术界和工业界的研究热点。为了进一步提高远海风电送出系统的经济性,以整流侧采用DRU的高压直流输电系统为基本拓扑,提出采用中频不控整流直流系统的远海风电送出方案,通过把风电场交流电网的运行频率选为100~400 Hz,可以大幅度减小升压变压器和交流滤波器的体积和重量。同时,提出适用于中频不控整流直流系统的风电机组控制策略,其中,机侧换流器采用定直流电压控制,网侧换流器在全局统一参考坐标系下同时实现定功率控制和定交流侧电压控制。最后,通过PSCAD/EMTDC进行算例仿真,对所提方案的可行性进行验证。     

基于二极管不控整流单元的远海风电低频交流送出方案

远海风电场凭借其丰富稳定的风能资源成为未来风电发展的主要趋势。目前已投运的远海风电送出工程大多采用柔性直流输电技术,其投资成本较高。为此,提出一种基于二极管不控整流单元（diode rectifier unit, DRU）的远海风电低频交流送出方案。该方案取消了海上换流器平台,采用DRU代替常规交-直-交变频器中的低频侧换流器,能够有效降低工程的投资成本和运行损耗。由于DRU不具备主动控制能力,提出适用于远海风电低频交流送出系统的风电机组控制策略,其中机侧换流器采用定直流电压控制,网侧换流器则在全局统一参考坐标系下同时实现最大功率跟踪控制和交流侧电压控制。最后,通过PSCAD/EMTDC进行算例仿真,对风电功率波动、陆上交流电网三相短路故障和海上交流电网三相短路故障等典型工况下的系统响应特性进行研究,验证所提方案的可行性。     

大容量远海风电柔性直流送出关键技术与展望

大容量远海风电集中送出能够有效降低开发成本,柔性直流输电作为远海风电的主要送出方式具有广阔应用前景。全面论述了大容量远海风电柔性直流送出关键技术与展望,首先介绍了远海风电交、直流典型送出方案,对比了交、直流送出方案的经济性;接着介绍了±500 kV/2 000 MW海上风电直流送出关键技术,从整体技术方案、可靠性、接地方式等方面对比了对称单级接线系统和双极接线系统的特点,分析了海上风电场66 kV无升压站汇集带来的新问题;指出了大容量远海风电送出技术在直流海底电缆、新型送出方式、智能化运维、控制保护、海上换流平台轻型化等方面的发展方向与挑战。     

基于构网型风电机组和二极管整流单元的海上风电场黑启动策略

基于构网型风电机组和二极管整流单元(diode rectifier unit,DRU)的中远距离海上风电送出方案具有技术经济性优势。由于DRU必须在交流电压支撑下才能工作，并且其功率传输具有单向性，因此DRU或陆上电网均无法启动海上风电场。在这种情况下，构网型风电机组可以作为海上风电场的黑启动电源。首先，介绍了2种构网型海上风电经DRU送出系统的拓扑。接着，阐明了构网型风电机组的结构和控制策略，分析了风电机组并网启动时的自同步过程。然后，研究了海上交流系统的无功功率平衡，提出了避免风电机组启动时无功功率过载的措施，在此基础上提出了海上风电场黑启动策略。最后，在PSCAD/EMTDC中搭建了中频构网型海上风电直流送出系统和低频构网型海上风电交流送出系统的电磁暂态仿真模型，对海上风电场黑启动过程进行仿真，风电场平稳启动的仿真结果验证了所提基于构网型风电机组的黑启动策略的有效性。     

海上风电直流送出与并网技术综述

随着深远海风电开发利用的快速发展,风电直流送出与并网成为技术热点.针对风电交流汇集直流送出、低成本直流送出、多端直流送出和多电压等级直流送出技术,全面论述了海上风电直流送出技术在系统拓扑、装备、控制与保护方面的现状和存在的问题,以及研究热点和发展趋势,指出海上风电场集群共享直流集中送出是近期的主流方案,系统的宽频振荡是亟待解决的问题,使整体系统体现主导电源特征是关注的热点.为降低成本,基于二极管整流送出的技术路线具有良好的预期,但纯二极管整流送出需要风电机组的改进.海上风电多端直流并网系统的成熟依赖于低成本直流断路器和暂态控制保护技术的进步,而海上风电多电压等级直流并网系统尚缺乏直流变压器等关键装备的支撑.     

DFIG型海上风电混合直流送出的控制策略

为了减少海上风电经采用电压源换流器的直流输电系统送出的系统的造价,提出的基于双馈风机的海上风电经混合直流输电送出的拓扑结构是:风电场侧换流器为电压源换流器,逆变侧换流器为电网换相换流器(LCC)。为保证系统在正常状态下稳定运行并能够对风速变化进行功率追踪,风电场侧换流站采取定交流电压和给定频率的控制,逆变侧采取定直流电压控制。同时,针对电网为弱系统时易发生连续换相失败故障,提出在LCC的控制系统中加入定关断角控制作为故障备用控制,并在定关断角控制启动时在风电场侧整流站加入定直流电压控制来抑制换相失败。在PSCAD仿真软件中模拟海上风电利用混合直流送出电能,仿真结果验证了混合直流输电系统能够跟踪风电场输出的功率变化,在交流侧故障时协调控制策略的转换能够减少换相失败的次数,保证系统恢复正常运行。     

海上风电场经交流电缆送出系统的无功配置与协调控制策略

海上风电具有广阔的发展前景。目前海上风电场普遍采用交流电缆送出方式,因电缆充电无功大,存在注入系统无功多、导致部分母线电压超标等问题。首先分析了海上风电机组的无功功率极限,计算了海上风电经电缆送出系统的无功/电压数值关系;从降低海上风电工程建设造价和充分发挥风电场参与系统无功控制能力的角度设计了综合利用风电机组无功输出能力和电网侧高抗的配置方案,在此基础上提出了海上风电场无功协调控制策略;采用中国江苏省实际电网结构,设计了海上风电场接入系统算例,基于实际风速数据进行了风电场满载、半载及轻载运行工况下的动态仿真验证,结果表明了所提配置方案和控制策略的可行性和正确性。     

海上风电直流单极接地故障下容错运行的组网方案与控制

随着远海大容量海上风电的发展,基于模块化多电平变换器(modular multilevel converter,MMC)的高压柔性直流输电技术成为实现远海风电输送的重要方案。然而,由于高压直流外送电缆距离长,敷设环境恶劣,外送电缆易遭受各类意外事件。该文针对海底电缆最为常见的单极永久性接地故障,结合海上半桥型MMC—岸上混合型MMC的输电拓扑,分别提出利用海上换流站一主一备变压器和接入低电压等级变压器2种组网方案,进而提出实现容错运行的换流站、风电场容错控制策略。最后仿真验证了在所提组网方案下,该文所提控制策略可实现海底电缆单极接地故障下海上风电经柔直并网系统容错运行,并分析对比了所提方案的技术难度、作用效果、经济性及适用场景。     

远海岸海上风电输电方式技术经济分析

全球海上风电呈现远海化、规模化、集群化趋势,远海风电输电方式选择至关重要。考虑海上风电场规模、离岸距离等因素,采用等年值法,结合14种远海风电典型场景,从技术性、经济性两个维度,对高压工频交流、柔性直流、低频交流等3种海上风电输电方式进行对比分析。研究表明,工频交流输电技术在中小容量、中远距离海上风电送出应用场景具有技术、经济优势,柔性直流输电技术应用于大容量、远距离海上风电送出场景时经济优势凸显。同时,对35、66 k V交流汇集-柔直送出两种方案进行比较,指出66 k V汇集无海上升压站-柔直方案更具经济性,进一步缩短了交直流输电方式等价距离,并给出典型场景海上风电输电方式选择建议,提出了远海岸海上风电送出方式选择指导意见。     

分频输电应用于深远海风电并网的技术经济性分析

全球海上风电发展呈现大规模化、集群化及深远海化的特点。离岸距离大于100 km的大规模深远海风电的输电与并网方式成为海上风电发展和研究的热点方向。通过分析电缆等电气设备的传输极限和损耗,采用等年值法,综合考虑设备投资成本、维护成本、损耗费用及电缆选型,建立了系统的比较各种并网方式的技术经济评价方法。以某400 MW海上风电场为例,对高压交流输电技术、高压直流输电技术和分频输电系统3种并网方式进行技术经济分析。论证说明分频输电技术通过降低频率,既可提高电缆载流量,又显著降低了交流电缆中的充电电流,因此传输距离显著增加,表明分频输电技术在远距离、大规模深远海风电并网方面具有技术经济优势。     

无功配置对海上风电场输出海缆损耗的影响分析

基于海上风电场输电系统模型和海底电缆参数,分析了海上风电场无功补偿配置方法和海缆损耗的计算方法,建立了海上风电场输电系统简化模型,计算了不同规模、不同传输距离海上风电场采用两端补偿和陆上单端补偿两种方案时输出海缆导体损耗,得到了海缆导体损耗-风电场出力曲线。在风电场低出力水平及长距离传输时,两端补偿损耗更低,而在风电场高出力水平或短距离传输时,单端补偿损耗稍低一些。     

66 kV交流接入海上换流站方案的技术经济性

为探究66 kV接入海上换流站与传统的35 kV升压220 kV接入海上换流站的技术及经济性对比,以中国南海某风电场接入工程为例,分析66 kV交流直接接入海上换流站与传统的35 kV升压220 kV接入海上换流站两种方案在功率损耗、一次电气设备投资等方面的差异,综合对比,得出66 kV交流接入方案具有更好经济性的结论。随着中国海上风电的发展,66 kV交流接入方案在降低海上风电柔性直流系统建造成本和推动技术创新性方面,均表现出了很好的技术优势。     

直流断线故障下海上风电经柔性直流送出系统的暂态特性

断线故障为常见的直流故障类型之一,研究该场景下海上风电经柔性直流送出系统的暂态响应特性对于系统的保护方案设计有着重要参考价值。首先,分析了直流母线正极断线故障下短路电流产生机理,推导了非故障极短路电流表达式,并分析了接地阻抗参数对该短路电流特性的影响。其次,研究了故障期间风电场侧与电网侧换流站交直流侧暂态电压演变特性。研究表明:故障期间风电场侧直流电压与其有功输出正相关,且两端换流站交流阀侧电压产生了一对大小相等、方向相反的直流偏置分量;此外,采用较大的接地阻抗参数可有效降低短路电流对系统运行性能的影响。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建了全系统的电磁暂态仿真模型,通过仿真验证了暂态特性分析的正确性与参数选择的合理性,对于大规模海上风电经柔性直流系统并网的规划设计具有一定的指导意义。     

海上风电场与柔性直流输电系统的新型协调控制策略

提出了一种适用于采用双馈机型的海上风电场与柔直输电系统的新型协调控制策略。接入风电场的送端换流站采用基于锁相环的定功率控制,根据风电场的有功参考值控制其有功功率输入,并且在送端换流站的有功功率控制外环中加入有功功率与直流电压平方的下垂特性来加强直流电压暂态稳定性;双馈风电机组采用同步控制,调节海上风电场交流电网的电压幅值和角度。相对于经典协调控制策略,该控制策略可以加强柔直输电系统的直流电压稳定性,对通信延时不敏感,通信成本较低。该控制策略还实现了送端交流电网故障下系统的故障穿越。文中以风电场接入基于多电平的两端柔直输电系统作为仿真研究对象,通过仿真分析验证了该协调控制策略的有效性和优越性。     

大容量直驱风电机组级联直流组网系统设计

传统交流组网风电场系统存在多次电能转换、成本高的问题。针对这个问题,设计了一种大容量直驱风电机组级联直流组网海上风电场系统,其直接将每台机组的直流输出级联形成高压直流进行传输,而无需额外的海上升压站平台。风电机组采用了永磁直驱风力发电机及其变流器,其中变流器包括了AC/DC单元和DC/DC单元,并设计了控制策略,即通过DC/DC单元的占空比调节来实现电流的持续输出和最大功率跟踪。陆基逆变电站采用晶闸管型逆变器,设计了工作模式和控制策略,其主要功能是实现高压直流链路的电压电流调节。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真平台,搭建了容量为150 MW的风电场系统进行了仿真计算,计算结果验证了该系统具有较高的鲁棒性和对风速变化的适应性,同时每个机组都能独立的实现最大风能捕获。     

海上风电经交流电缆汇集送出系统暂态无功电压建模及特性分析

海上风电经交流电缆汇集送出系统送端暂态过电压威胁系统安全稳定运行,为定量分析暂态电压对海上风电机组的影响,指导海上风电无功电压控制系统配置,亟须研究海上风电经交流电缆汇集送出系统暂态无功电压模型。首先,分析计及交流电缆的送出系统等效网络特性,明确等效网络呈现感性与容性特性的边界条件;然后,基于等效网络容性特性,建立计及交流电缆的海上风电暂态无功电压数学模型,基于控制硬件在环（control hardware in the loop,CHIL）实时仿真实验平台,验证了数学模型的正确性;最后,基于海上风电暂态无功电压模型,定量分析交流电缆线路长度、风电机组网侧变流器电流环控制带宽与阻尼比对机端暂态过电压的影响规律,为定量评估海上风电经交流电缆汇集送出系统暂态过电压运行风险奠定了理论基础。