《电能质量管理案例》106-115

江苏海上风电柔性直流并网高频谐波抑制方法实践一、基本情况（一）单位简介三峡新能源海上风电运维江苏有限公司（以下简称：江苏运维公司）于2017年10月在江苏盐城注册成立，集中、统一负责三峡集团海上风电运维管理工作，承载着三峡集团引领海上风电专业化运维的重要使命。江苏运维公司积极践行“海上风电引领者”战略目标，主要负责海上风电相关系统研发、专用设备修理、工程和技术研究和试验发展、设备冲刷防治等各类海上风电场站运行维护工作；建设有船舶智慧调度管理系统和国内独有的海上风电运维数据分析管理系统；拥有油品化验检测、电力承修、承试、水下海缆检测等各类资质证书齐全，是海上风电运维行业国内首家同时具备“防腐蚀施工资质证书”和“水下工程检测资质”的公司。（二）案例背景近年来，海上风电产业发展迅速，且呈现出向深远海、大容量方向发展的趋势。传统的交流输电方式在远距离、大容量输电时存在诸多技术瓶颈，如线路充电功率大、无功补偿困难、稳定性问题突出等。而柔性直流输电技术能够很好地适应海上风电的特点，可实现风电场的高效、稳定接入与输电，满足海上风电大规模开发和并网的需求。流站换流器支路1、支路2进行解锁时，高分量快速保护跳2021年11月21日23时，黄沙洋站在风机逐步并网升功率过程中，在风机出力达到110MW时发生了高频保护跳闸，（三）案例概要三峡如东柔直工程在并网调试过程中发生谐波振荡问题，导致高频保护动作，影响柔直系统稳定运行。江苏运维公司积极组织相关单位开展研讨，采取相关措施抑制2000Hz特征谐波、抑制320Hz处阻抗特性偏移和抑制风场侧5、7次谐波，有效解决了高频谐波保护跳闸问题，大幅度提高了柔直系统稳定性和经济效益。二、主要做法与实践（一）案例分析1.历史数据调查2021年10月至11月共发生高频分量快速保护动作跳闸2.现状剖析（1）黄沙洋站换流器带两台联变开环控制下出现2000Hz高频谐波黄沙洋站换流器带1号联变及2号联变开环情况下进行1秒的短时解锁，网侧电压及阀侧电压均较好，直流电压稳定在800kV附近。对黄沙洋站换流器带1号联变及2号联变开环情况下进行1秒的短时解锁波形进行谐波分析时，发现阀侧电压UVC在2000Hz左右的谐波含量明显超过其他频率的谐波，谐波幅值达到1kV左右，谐波含量达到1.4%左右，谐波分析如（2）黄沙洋站换流器带两台联结变闭环控制下短时解锁波形分析为了减小励磁涌流和谐波影响，解锁瞬间交流电压从置为50ms。解锁35ms后电压高频分量保护动作，对应波形的谐波分析如图2所示。从波形中可以看到，电压调制波总含有明显谐波分量，阀侧电压和网侧电压均有非常大的高频谐波并呈现发散趋势，2000Hz左右谐波幅值和占比均已经超过基波。跳闸时网侧谐波电压峰值超过200kV，阀侧谐波电压峰值达到约600kV。经过充分讨论分析，认为黄沙洋站柔直与系统整体在2000Hz段为系统谐振点，此频率下系统阻抗较弱。而柔直换流阀子模块投切激励是激励源导致负阻特性放大，负阻特性又进一步影响了柔直整个控制特性，从而造成负阻进一步放大，2000Hz特征谐波的虚拟阻尼不足。（3）风机出力达到110MW时极控制高频保护跳闸波形分析行自动转为闭环运行，转为闭环方式后系统运行稳定；随着风场有功出力升高，黄沙洋站网侧电压、电流上均出现明显高频分量快速保护动作跳闸。对应波形的谐波分析如图3所闭环稳定运行后，随着风机继续投入并开始放开功率限制，风电场整体并网功率升高，风机自带的5次和7次软滤波器未投入，风电场阻抗特性偏移，可能导致风机变流器整体呈现负阻状态，系统发生320Hz振荡跳闸。3.产生柔直系统高频谐波原因分析一是2000Hz特征谐波的虚拟阻尼不足通过波形分析可知，黄沙洋站换流器带1号联变及2号联变运行方式下，在2000Hz附近存在负阻尼，直流系统启动过程中产生的2000Hz谐波激发了该频段高频谐波振荡并发散，导致谐波分量过大跳闸。二是320Hz处柔直系统和风场阻抗阻抗特性偏移通过波形分析可知，风机出力达到110MW时阻抗特性偏移，可能导致风机变流器整体呈现负阻状态，系统产生320Hz谐波激发了该频段高频谐波振荡并发散，导致谐波分量过大跳闸。三是风场侧5、7次谐波含量过高通过波形分析可知，风机出力达到110MW时5次和7次软滤波器未投入，风电场侧5、7次谐波含量较高。（二）抑制2000Hz特征谐波为了抑制该阻抗振荡，拟采用开环控制模式，柔直不采用反馈的谐振电流确保柔直不响应系统的谐振，保证柔直自身不产生负阻特性，然后通过一次回路自身的阻抗特性逐步减少该频率下激励，系统稳定运行后再转为闭环控制。在黄沙洋站阀控增加2000Hz特征谐波的虚拟阻尼附加控制策略，并将110MW开闭环转换点策略改进，采用开环升负荷时进入110MW后继续升至220MW后转为闭环，闭环降负荷时进入220MW后继续降至110MW后转为开环。（三）抑制320Hz处阻抗特性偏移对于经典的双环控制的MMC，考虑链路延时环节后的简化控制模型如下图：其中Iref为外环控制器输出值，L为MMC等值电感，GP1为内环控制器，GT2为电流测量延时模拟环节，GT1为电压前馈控制延时模拟环节。在柔直侧控制系统中加入滤波机制，即在进入柔直系统控制器之前将320Hz谐波进行滤波，控制器不响应对应谐波，避免柔直系统与外部风电场在此谐振点形成正向振荡。引入对应滤波器后，柔直的阻抗对比图其中蓝色为不采取措施的阻抗，橙色为采取滤波措施的阻抗。可见，通过柔直控制器本身可增大系统在谐振点处的相位裕度，提高系统的稳定性。（四）抑制风场侧5、7次谐波投入风机侧5次和7次软滤波器。三、成效与创新一是提高电能质量。截至2021年11月底，完成了柔性直流换流阀控制策略升级改造，并对高频保护跳闸动作情况、开闭环策略执行情况进行长期跟踪，换流阀功率转换各工况下各侧波形良好，未发生高频保护跳闸动作情况。有效抑制了谐波分量，使输出的电能更加纯净，减少谐波对电网中其他设备的干扰，降低设备损耗，延长设备使用寿命，为电力用户提供高质量的电力供应。二是增强系统稳定性。高频谐波的存在可能会引发系统振荡，影响系统的稳定运行。有效的谐波控制方法可以降低系统因谐波问题而产生振荡的风险，提高柔性直流输电系统在不同工况下的稳定性和可靠性，确保海上风电等新能源能够稳定地接入电网。三是经济效益预估。结合历史发电情况，高频保护跳闸动作后平均每日损失电量约600万kWh，约500万元/日，策略升级后，未发生因高频谐波保护跳闸动作导致的系统停运问题，极大地提高了经济效益。四是社会效益明显。避免因高频谐波保护跳闸动作导致的系统停运隐患，提高了系统运行稳定性，也为同类海上风电柔性直流工程设计提供可参考的思路与方法。四、总结与建