海上风电经柔性直流并网技术标准对比分析

2022-05-07张哲萌张志强任万鑫黎灿兵

上海交通大学学报 2022年4期

余浩, 张哲萌, 彭穗, 张志强, 任万鑫, 黎灿兵

(1. 广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广州 510080；2. 上海交通大学电子信息与电气工程学院，上海 200240)

“碳达峰、碳中和”目标的提出，表明了我国坚持绿色低碳发展的战略目标和积极应对气候变化的责任[1-2].近年来，我国电力系统正朝着以新能源为主体的低碳电力系统快速发展.而海上风力发电具有对环境负面影响较少、风速较为稳定、发电量大、空间广阔、允许风机机组大型化等优势[3].但是与陆上风电场相比，其建设、安装及电力输送的技术难度较大，成本较高.我国海岸线狭长，海上风力资源丰富，开发利用海上风力资源具有重要的现实意义[4].2019年9月，中国工程院正式启动“海上风电支撑我国能源转型发展战略研究”重大咨询项目，旨在从战略高度上明确我国海上风电的发展战略，从实践层面上策划了我国海上风电的发展路径，并为海上风电的高质量发展提供了指导建议.目前，海上风电场可选的并网方式有：高压交流输电、柔性直流输电(VSC-HVDC)、混合直流输电、分频输电等方式[5].国内实际建设和投运的海上风电并网工程主要采用前两种方案.对于高压交流输电方式，由于交流海缆电容效应的存在，电能损耗随传输距离的增大而增加，建设规模在400 MW下、离岸距离在50 km内的风电场多采用此类方案[6].采用柔性直流输电方式的优势在于能够独立调控有功和无功功率、不受输送距离制约、具有较强的故障穿越能力[7]，是目前大规模、远距离海上风电场接入陆上电网的主要方式[8].由于海上风电相关技术的快速发展，近海风力的开发将逐渐趋于饱和，随着国内外远海风电项目的规划和建设，大规模海上风电经柔性直流输电并网方式将被广泛采用[9].采用直流输电方式使得海上交流系统与陆上电网隔离，大量电力电子设备的应用会降低电力系统惯量[10]，同时风力发电具有波动性、弱支撑性，给电力系统的安全稳定运行带来了巨大挑战[11-12].为此，亟需制定相应的并网技术标准，规范海上风电经柔性直流并网的技术要求，保证电力系统的安全可靠运行.

本文选取国内外多个标准对海上风电经柔性直流输电系统并网要求进行对比研究.对一般性要求、功率控制和低电压穿越要求等方面进行对比，分析海上风电经柔性直流系统并网技术标准的发展趋势.在此基础上，对我国海上风电经柔性直流系统并网技术标准的制订提供合理建议.

1 国内外海上风电经柔性直流系统并网标准

1.1 欧盟(EU)标准2016/1447

2014年，欧洲输电运营商联盟ENTSO-E制定了高压直流输电(HVDC)系统与直流系统相连的非同步发电(DC-C PPM)系统并网规范草案140430-NC，在此基础上，欧盟标准委员会在2016年8月出台了欧盟标准2016/1447.在该项标准中，规定了HVDC与DC-C PPM的并网要求，适用于海上风电场经柔性直流系统并网的场景.其主要适用范围包括：海上风电经柔直并网，跨国、区域电网海上直流互联，区域电网背靠背互联，采用直流输电系统为海岛供电.其主要内容包括：对高压直流并网要求(逆变站)，对连接高压直流输电的非同步发电系统(针对海上风电)要求，以及对高压直流整流站的要求.

1.2 国际组织标准

目前，国际上已经出台了较多的风电场并网技术标准和直流输电技术标准[13-15]，如IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 1899-2017标准，IEEE guide for establishing basic requirements for high-voltage direct-current transmission protection and control equipment，德国VDE-AR-N 4120标准，Technical requirements for the connection and operation of customer installations to the high voltage network等，但是针对海上风电场经柔性直流输电并网技术要求，IEEE、IEC(International Electrotechnical Commission) 等国际组织均未出台相关标准.欧洲电网运营商先后在该标准的基础上制订了各自的企业标准，如英国北爱尔兰SONI公司、挪威STATNETT公司、德国TENNET公司、丹麦ENERGINET公司、希腊IPTO公司等.上述企业标准均在欧盟EU 2016/1447 标准的基础上将可选参数或非强制性要求结合实际需求具体化.IEC已经成立了多个相关的标准制定工作组委员会，如SC 8A可再生能源并网技术委员会、TC 88风能发电系统技术委员会、TC 115 直流电压等级100 kV高压直流输电系统技术委员会等，将有助于推进相关国际标准的制定.

1.3 我国相关标准

目前，国内出台了风电场并网技术标准，如中国GB/T 19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》标准[16]，针对海上风电场经柔性直流输电并网技术要求，国内暂未出台相关标准.2019年底，南方电网数字电网研究院组织召开中国海上风电并网领域首个行业标准编制组研讨会.同时，中国电工技术学会也开始制定相关标准.2021年，南方电网科学研究院在广州组织召开了工作组会议，牵头制定南方电网企业标准.相关国内组织可参考丹麦、德国、英国和加拿大等国家的海上风电经柔性直流并网有关技术规定和标准，结合我国现阶段风电工程的实际情况，在频率、电压、有功功率和无功功率、故障穿越能力和电能质量等方面对风电场并网提出要求.

2 国外标准中对海上风电经柔性直流系统并网要求对比分析

2.1 海上风电经柔性直流系统并网系统拓扑结构

海上风电场接入电网的一个基本问题是送端系统无稳定频率的交流电源支撑，使得输电系统必须兼顾稳定送端交流系统频率的功能.对于送端的换流站控制，一般采用电压源型换流器向无源电网送电的控制策略，即通过给定交直轴电压分量和频率控制送端系统的交流电压，从而为风机提供稳定的交流电源.而受端换流站的控制类似于风电机组的网侧换流站控制控制，即分别控制直流侧电压和传递到电网的无功功率.

2.2 一般性要求和接入原则

直流逆变站相较于受端电网而言可等效为电源，其应具备快速的有功、无功调节能力，维持受端电网频率和电压的稳定.标准对于柔直逆变站的并网要求主要包括：运行条件(电压、频率等)，动态响应特性(频率响应特性、电压响应特性等)，自动调节能力(有功功率、无功功率、频率、电压调节范围和调节速度等)，以及信息交互等.

2.3 有功功率控制与频率支持要求

2.3.1有功功率控制与频率支持具体要求有功功率控制和频率支持主要有以下4点要求.① 频率范围，强调对电网的适应性，即被动应对电网扰动的能力；在系统紧急情况下，需要确保将传输系统恢复到正常状态.② 频率变化率耐受能力，即频率在-2.5～+2.5 Hz/s之间，以保证柔直系统不脱网.③ 动态响应特性，即惯量响应；标准要求高压直流系统应能够响应频率变化提供惯量响应，必要时设定最小惯量，但具体定义、计算方法和具体要求并未给出.④自动调节能力，自动调节能力分为3种频率调节模式(1次调频)：频率敏感模式(FSM)，有限频率敏感模式-超频(LFSM-O)以及有限频率敏感模式-低频(LFSM-U).自动调频能力在欧盟标准1447/2016 中是强制性的，必须选择三者之一.当系统在LFSM-O和LFSM-U模式下运行，且系统频率在标称频率附近的指定死区内时，不向系统提供任何频率响应，比FSM模式的死区要宽得多.通常用于某些单元在技术上无法响应较小的频率变化或避免系统振荡等场景.FSM模式主要应用于同步发电机组，LFSM-O模式多用于风电场的紧急响应，LFSM-U模式应用场景极少，因此某些国家建议通过选择适当的参数设置，如选择较大的频率死区或较低的下垂系数，从而放宽要求.高压直流输电系统频率适应范围如表1所示.

表1 高压直流输电系统频率适应范围

2.3.2频率敏感模式

(1) 高压直流输电系统必须能够通过调整有功功率传输来响应每个电网中的频率偏差，如图1所示.其中：ΔP/Pmax为有功功率变化量与最大高压直流输电有功功率的比率；t1为系统响应最低高压直流有源功率容量所对应的时间；t2为系统响应最大高压直流有源功率容量对应的时间；t为时间；ΔP1为最大高压直流有源功率容量限制.

图1 高压直流输电系统的有功功率频率响应能力

(2) 有源功率传输(双向)的频率相关调整受高压直流系统最低高压直流有源功率容量和最大高压直流有源功率容量限制.

2.3.3有限频率敏感模式-超频除频率适应范围要求外，以下要求适用于LFSM-O模式.

(1) 高压直流输电系统必须能够根据频率将有功功率传输调整至如图2所示的状态.其中：Δf/fn为频率变化率与额定频率的比率；f1为设定的频率阈值；s3为静态系数.由图2可知，频率阈值f1在 50.2～50.5 Hz，s3可以向上调整0.1%；

图2 LFSM-O模式下的高压直流输电系统的有功功率频率响应能力

(2) 在LFSM-O模式下，高压直流输电系统必须能够将其有功功率调节到其最小高压直流输电有功功率容量.

2.3.4有限频率模式-低频除频率适应性要求外，以下要求适用于有LFSM-U模式.

(1) 高压直流输电系统必须能够根据频率将有功功率传输调整到三相交流电网，包括如图3中所示的功率输入和输出.其中：f2为设定的频率阈值；s4为静态系数.由图3可知，频率阈值f2在 49.5～49.8 Hz，s4可向上调整0.1%；

图3 LFSM-U模式下的高压直流输电系统的有功功率频率响应能力

(2) 在LFSM-U模式下，高压直流输电系统必须能够将有功功率传输调整到最大高压直流有功功率容量.

2.4 无功控制与电压支持要求

电压范围随着各地区、不同电压等级而异.无功支撑能力是给出无功功率与最大高压直流输电有功功率比率的边界范围，高压直流换流站应能够在其最大有功功率传输容量下提供无功功率.

电压适应性要求：

(1) 当高压直流输电系统各换流站并网点电压标幺值(p.u.)在0.85～1.118，系统可以无限时长保持运行，具体各国标准如表2和3所示.

(2) 当并网点电压超越了表2和3所示的电压范围，高压直流输电系统应能按照各标准对应的穿越要求运行.

表2 高压直流输电系统在不与电网断开的情况下运行的最短时间(110 kV≤基准电压<300 kV)

表3 高压直流输电系统在不与电网断开的情况下运行的最短时间(300 kV≤基准电压≤400 kV)

无功功率控制要求：

(1) 控制模式要求，可选择电压控制模式、无功功率控制模式以及功率因数控制模式，应为3种之一或组合.其中，只采用电压控制模式时，极端情况下无功功率可能会越限.

(2) 控制参数要求，可为固定值或远程调整，控制模式可根据运行状态调整.

(3) 控制特性要求，规定了正常运行所需的响应(以希腊为例，欧盟标准未详细描述).

U-Q/Pmax曲线的边界如图4所示.其中：U为连接点处的电压，用实际值与参考值的比率表示；Q/Pmax为无功功率与最大高压直流输电有功功率的比率.虚线矩形的位置、尺寸和形状是指示性的，并且在虚线矩形内可以使用除矩形之外的形状.对于矩形以外的轮廓形状，电压范围代表该形状中的最高和最低电压点.

图4 U-Q/Pmax 曲线的边界

2.5 低电压穿越要求

通过电压-时间曲线可知在曲线上侧高压直流换流站应能保持与电网的连接，并在电力系统受到安全故障干扰后继续稳定运行，分为故障前、故障期间和故障后3个阶段，低电压故障穿越(FRT)要求曲线如图5所示.其中：Uret为在并网点发生故障时的残余电压；Urec1和trec1为故障排除后的恢复电压与其对应的时间下限；Urec2和trec2为电压稳定后的恢复电压与其对应的时间下限；Ubloc为风电并网点的阻塞电压；tcle为故障得到清除的时间点.

图5 低电压故障穿越要求曲线

故障后有功功率恢复应规定高压直流输电系统能够提供的有功功率恢复的幅度和时间曲线.

国标《GB/T 36995-2018风力发电机组故障电压穿越能力测试规程》中明确提出了对风电机组的低电压穿越要求[17]，相较于欧盟标准，国标所给出的低电压穿越要求曲线缺少了一个拐点，对应的横坐标为图5中的trec1时刻，纵坐标为故障排除后电压恢复的下限，国标低电压穿越故障穿越要求曲线如图6所示.

图6 国标中的低电压穿越故障穿越要求曲线

低电压穿越要求风电机组应具有规定的电压和时间范围内不脱网连续运行的能力(见图6).具体要求如下：

(1) 有功功率恢复.对电压跌落期间没有脱网的风电机组自电压恢复正常时刻开始，有功功率应至少以每秒10%额定功率的功率变化率恢复至实际工况对应的输出功率.

(2) 动态无功支撑能力.当风电机组并网点发生三相对称电压跌落时，风电机组应自电压跌落出现的时刻起快速响应，通过注入容性无功电流支撑电压恢复.

高压直流输电换流站FRT能力参数如表4所示.

表4 高压直流输电换流站FRT能力参数

北爱尔兰故障穿越要求如表5所示.

表5 北爱尔兰故障穿越要求

2.6 电能质量

柔性直流输电系统所有者应确保其与网络的连接不会导致网络供应电压的失真或波动，在连接点超过限度由相关运营商协定.

国标GB/T 12326-2008中规定，任何一个波动干扰源在电力系统公共连接点产生的电压变动，其限值和电压变动频度和电压等级有关[18].风电场属随机性不规则干扰源，根据国标规定，其引起的电压波动，其限值应小于2.5%.

根据该国标规定，电力系统公共连接点，在系统正常运行的较小方式下，以一周(168 h)为测量周期，所有长时间闪变值Rlt都应满足的要求.对于220 kV及以上接入的海上风电场，Rlt≤0.8.

IEEE Std 519-2014 标准电压畸变限值如表6所示.根据标准IEEE Std 519-2014[19]，在公共连接点，系统的用户或者运营商需要按照以下原则限制线路与中性点之间的谐波电压：① 每天极短时间 (3 s) 的99%概率值谐波电压应小于表6值的1.5倍[20].② 每周短时间(10 min)的95%概率值谐波电压应小于表6中的值.

表6 IEEE Std 519-2014 标准电压畸变限值

《电能质量公用电网谐波》(GBT 14549-1993)规定的110 kV公用电网谐波电压(相电压)限值如表7所示，额定电压为220 kV的公用电网参照110 kV执行[21].

表7 公用电网谐波电压限值

为保证电网公共连接(PCC)点的电压谐波水平在限值范围内，必须限制各谐波源注入PCC点的谐波电流.根据《海上风电场接入电网技术规定》(Q/GDW11410-2015)[22]，风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足《电能质量公用电网谐波》[21]的要求，其中海上风电场向电网注入的谐波电流允许值应按照海上风电场装机容量与公共连接点的发/供电设备总容量之比进行分配.

2.7 保护与控制

保护与控制方面需要考虑的是满足无人值守的要求，达到紧凑化的设计，特别是要解决海上风电直流送出的系统充电的方法，快速的功率控制，以及与海上风电系统配合的问题.

根据(欧盟EU 2016/1447 标准[15]条例第14条第(5)款(b)项规定，确定直流电场模块的电气保护方案和设置.保护方案的设计必须考虑到系统性能、电网的特殊性以及电力园区模块技术的特殊性，并与相关系统运营商达成一致.

直流并网的保护和控制的优先级应根据欧盟EU 2016/1447 标准[15]第14条第(5)款(c)项(其中网络指同步区域网络)确定，并与相关系统运营商协定.

2.8 稳定性

高压直流系统应能对所连接的交流网络中的电力振荡起到阻尼作用.高压直流系统的控制系统不得降低功率振荡的阻尼.相关的运营商应规定控制方案应积极阻尼的振荡频率范围，以及出现这种情况时的网络条件，至少应考虑到运营商为确定其输电系统的稳定性极限和潜在稳定性问题而进行的任何动态稳定性评估研究.控制参数的设置应由相关的运营商和HVDC系统业主商定.

2.9 黑启动

具备黑启动能力的高压直流输电系统应能在一个换流站通电的情况下，在高压直流输电系统关闭后的一段时间范围内，为连接到另一个换流站的交流母线通电，这一点由相关的运营商决定.高压直流系统应能在本文2.3节所述的频率范围内、本文2.4节所述的电压范围内实现同步.必要时，相关运营商可规定更宽的频率以及电压范围，以恢复系统安全.

相关运营商和高压直流系统业主应就黑启动能力的容量和可用性以及操作程序达成一致.

3 海上风电经柔性直流并网标准发展趋势

3.1 无功与电压控制策略

对于海上风电经柔性直流系统并网系统的无功与电压控制问题，应充分利用好海上风电机组的自身无功调节能力[23]，并做好其与动态无功补偿设备的协调控制.同时，应利用好柔性直流换流站内的无功资源，分析此柔性直流系统对海上风电机组电压穿越能力的需求，对海上风电机组设备进行必要的性能提升，共同应对系统在大、小扰动下的无功功率与电压控制问题.需要考虑海上风电和常规火电机组不同运行配比情况下，因海上风电资源特性导致的大范围功率波动以及对受端电网的电压分布特性的影响.

另外，还需关注直流闭锁故障下送端电网各电压等级节点的暂态电压特性，特别是不同地理位置的海上风电场的过电压特性，根据分析结果提出大规模海上风电经柔性直流并网的高电压穿越电压阈值、穿越时长、无功电流支撑等指标建议.因此，建立无功与电压控制策略的专项标准是海上风电经柔性直流并网标准发展趋势之一.

3.2 次同步和超同步控制交互

2010年以来，我国多次出现风电场经串补并入系统发生的次同步振荡现象，系统电压振荡幅值大幅提高，造成风机脱网及Crowbar电路损坏.2015年7月，我国甘肃某风电基地，在没有串联补偿的情况下，多次出现次同步频率范围的持续功率振荡现象，甚至引发200 km外经直流送出的火电机组扭振保护动作切机，严重威胁电网的安全稳定运行，影响风电的并网消纳[24-26].

对于海上风电经柔性直流并网次同步和超同步控制交互的研究目前集中在简单类型变流器及系统的稳定性分析中，忽略了复杂多种类变流器、多端柔性直流系统中换流器的耦合效应[27].对变流器的稳定性分析，主要依靠传统的小信号模型、电磁暂态模型以及简化的阻抗分析法，忽略了锁相环回路延时，继电保护回路延时，采样回路延时等，会在实际工程应用中影响变流器阻抗特性.另一方面，柔性直流系统振荡从次同步频率区间，到中高频率区间均有概率发生，实际工程中需要考虑变流器、传输线路等设备的宽频特性，保证其在振荡发生频率范围的阻抗一致性[28].

因此，实现对多模式宽频带系统的量化分析，建立能够适应实际海上风电柔性直流并网系统，编写次同步和超同步控制交互的专项标准是海上风电经柔性直流并网标准发展趋势之一.

3.3 海上风电与柔性直流系统协调控制策略

正如交流电网需要有交流电压和功率控制一样，柔性直流输电系统同样需要具备直流电压和直流功率控制功能，并且直流输电网设备之间需要通信实现直流输电网的协调控制[29].大量海上风电接入电网导致系统等效惯量降低，系统频率稳定将应对挑战[30].由于海上风电场与柔性直流输电系统都具备一定调频能力，所以优先考虑发挥柔性直流系统的调制的作用，其次充分挖掘海上风电机组的调频能力，充分适应系统要求，将海上风电调频的快速性和常规电源调频的持续性有效结合，共同应对海上风电柔直并网系统在小扰动和大扰动下的频率调节问题[31].

海上的天气多变恶劣，出现雷暴、台风等极端天气的概率远高于陆上，而极端天气导致的海上风电出力短时内会大幅变化，对系统频率稳定造成严重威胁，因此有必要开展极端天气情况下海上风电柔性直流并网的频率特性研究.此外，需要研究海上风电调频控制与柔性直流附加频率控制相结合的协调频率控制技术.海上风电能够快调节输出有功功率，柔性直流输电系统也具备紧急功率控制功能，需要研究海上风电有功控制与柔性直流紧急功率控制相结合的协调频率控制技术.因此，建立海上风电与柔性直流输电系统协调控制策略的专项标准是海上风电经柔性直流并网标准发展趋势之一.

4 并网标准对技术的挑战和相关建议

4.1 并网标准对技术的挑战

为了实现海上风电经柔性直流并入电网，需解决高电压大容量系统与紧凑化轻型化平台之间存在矛盾，关注异常频率下的动态有功功率支撑条件，研究异常电压条件下的动态电压支持以及负序电流注入和系统保护[32].制定直流海缆绝缘水平优化提升、海上风电输出能量波动大且对柔性直流系统故障穿越要求高、主设备海洋适应性技术等要求.

4.2 相关建议

长期以来，海上风电经柔性直流送出技术被欧洲少数国家所掌握，制约了我国海上风电规模化发展并网的进程[33].通过持续加强对海上适用性的柔性直流输电技术的研究储备，引领我国海上风电柔性直流并网关键技术发展，能够确保我国海上风电发得多，送得出，能消纳.海上风电经柔直并网技术标准体系的建设是一项长期的系统工程，需密切关注国内外的发展动态，加强国内外研究机构的合作，使行业内企业能够更加有效地参与海上风电经柔直并网的工作[34].

在“十四五”期间，需加快形成海上风电集中化、规模化开发，优化电力生产与输送通道布局[35].同时，加快沿海地区广东和江苏等风能资源良好省份已有的海上风电并网系统建设，并逐步推动海上风电经柔性直流输电并网的发展，实现大规模海上风电的消纳[36].建议加强海上风电经柔性直流并网技术研究，多方合作展开海上风电开发，统筹考虑电力系统网架和电力系统安全的影响，规划建设海上电力输送通道[37].最终建成世界先进的海上风电柔性直流并网技术标准体系，为我国大规模海上风电集约开发与并网提供更可靠、更经济的技术标准[38].