海上风电大规模并网送出新技术

南方电网科学研究院2024年5月24日，杭州 知识产权声明 本文件的知识产权属南方电网公司所有。对本文件的使用及处置应严格遵循南方电网公司有关规定或获取本文件的合同及约定的条件和要求。未经南方电网公司事先书面同意，不得对外披露、复制。 IntellectualPropertyRightsStatement This document is theproperty of and contains proprietary information ownedby CSG and/or itsrelated proprietor:You agree to treat this document in strict accordance with the terms and conditions ofthe agreement underwhich itwas providedto you.No disclosure orcopy of this documentis permittedwithoutthepriorwrittenpermissionofCSG 目录 海上风电发展现状 土500kV/2000MW海上风电柔性直流送出技术 超大规模海上风电海陆一体直流输电技术 1.1中国海上风电资源丰富 我国海上风电储量丰富，由南到北广泛分布；距离用电负荷近，便于消纳 ◆以广东省为例，提出“坚持向海而兴、向海图强，全面建设海洋强省，打造海上新广东”自标。综合阳江、潮州、汕尾等地发展规划，未来广东全省规划海上风电将超过1亿千瓦 1.2南方电网区域海上风电正在快速发展 2016年9月，南方电网区域首个海上风电示范项自开工建设：2019年12月投产 2023年12月，广东阳江青洲一、二海上风电场首批风机并网，该项目实现全球首个500干伏交流海上升压站、世界首根500干伏交流三芯海缆应用 阳江青洲五/七采用±500kV/2000MW柔性直流送出，将成为世界首个投产的2GW海上风电直流送出工程 1.3高压大容量是海上风电并网送出的发展趋势 海上风电主要采用交流送出和柔性直流送出，1GW交直流等价距离约90km 增加海上风电汇集送出容量能够降低单位容量送出成本，例如1×2GW相比2×1GW成本降低约25%，等价距离降低到70km；国内直流输电系统有价格优势 2GW级汇集送出逐渐成为主流，欧洲未来以2GW为主 1.3高压大容量是海上风电并网送出的发展趋势 国内外部分规划/建设中的海风送出工程直流电压/容量达到+525kV/2000MW 目录 海上风电发展现状 土500kV/2000MW海上风电柔性直流送出技术 超大规模海上风电海陆一体直流输电技术 2.12000MW海风柔直送出系统一基本拓扑 ±500kV/2000MW海上风电柔直送出系统可采用双极、对称单极两种接线方案 双极系统海上换流平台尺寸和造价高，换流阀故障及检修引起的功率损失更小，目前欧洲在建/规划的高压大容量海上风电柔直送出工程采用该拓扑方案柔性直流输电技术经过多年发展，可靠性较高，青洲五/七工程采用对称单极拓扑方案 2.12000MW海风柔直送出系统一66kV汇集 海上风电场规模/单机容量增加，如仍采用35kV集电方案，投资成本和工程难度会相应增大；取消海上升压站，提出66kV、2000MW级汇集接入整体解决方案 √为解决66kV侧额定电流高（18kA）问题，且便于故障隔离和风场功率转移，采用三台变压器并联、六分段母线方案，单母线运行电流不超过3kA /为解决66kV开关柜最大可开断31.5kA短路电流问题，采用柔性直流反向电流主动限制 2.12000MW海风柔直送出系统一一轻型化主回路设计 海上换流站IGBT子模块数量多、电容容值高，采取紧凑化、高可靠的优化设计 V取消海上变压器分接头，降低变压器故障概率，开关器件在极端工况下电流利用率达到70%√注入三次谐波，利用直流电缆杂散参数构成零序通路，提高柔性直流电压调节能力，电容用量降低20%。综合优化后，换流阀单位容量体积、重量分别降低50%、40%√注入三次谐波后，若仅高阻接地，将存在稳态损耗问题，提出采用柔直变阀侧中性点电阻+电抗接地方式，减小占地面积 2.12000MW海风柔直送出系统一过电压与绝缘配合 针对海上/陆上不同交直流故障类型，优化海上换流平台过电压与绝缘配合方案 √充分利用避雷器限制直流主设备的应力，尽可能降低过电压水平：参数设计既考虑限制过电压也要避免超出换流阀过流能力：与控制保护策略协同：空气净距设计根据环境条件确定基于电缆电容效应与波过程叠加的直流过电压特征分析，提出以全过程抑制电缆振荡充电为主要目标的对称单极系统避雷器原则与避雷器配置方案 综合设备绝缘水平要求及避雷器柱数要求，优化避雷器参考电压，设备绝缘水平要求下降20% 2.22000MW海风柔直送出控制技术一控保架构 远海风电对控保系统可靠性、远程运维及信息通信等要求严格，提出适用于大容量海上风电直接接入柔直的控保方案，部分技术应用于青洲五/七工程 2.22000MW海风柔直送出控制技术一海上站控制 针对海上站多变压器并联、66kV母线分段运行问题，提出以阀侧电压为VF控制点，可自动适应合环、分段等不同运行方式，静动态性能满足设计需求 √避免了以网侧电压作为控制点，在变压器退出运行时复杂的网侧控制PT切换过程V引入电压补偿，可精确将网侧电压维持在66kV左右经高频谐振阻抗评估，相比网侧电压为控制目标对中高频段振荡有更好的抑制效果 2.22000MW海风柔直送出控制技术一振荡抑制 针对66kV海上风电场汇集线路多，运行方式超10亿种，难以通过控制抑制振荡的问题，提出了柔性直流有源阻尼+无源阻尼协同的谐振抑制措施，消除谐振风险 柔直控制策略与参数优化，实现柔直阻抗重塑，负阻尼降低80%以上 装设无源阻抗适配器，消除柔直阻抗负阻尼，无需逐一评估各种运行方式下的谐振风险 阻抗适配器结构投入阻抗适配器，换流站中高频谐振负阻尼完全消除 2.22000MW海风柔直送出控制技术一海风与柔直协同控制三中国南方电网CHINASOUTHERNPOWERGRID 大规模海风接入导致陆上交流系统惯量降低，需挖掘海风与柔直协同控制潜力 针对海上交流海缆多，且不宜配无功补偿装置的问题，提出海上风场AVC系统与海上换流站无功协调方案，将柔直静态无功控制在5%以下提出海上风电柔直送出系统惯量响应与一次调频综合方案，陆上柔直换流站采取构网型控制陆上配置独立的一次调频和惯量响应装置，调用风机来提供虚拟惯量与一次调频 2.32000MW海风柔直送出核心装备一直流耗能装置 直流耗能装置可有效解决岸上交流系统故障下的海上风电场故障穿越难题。为实现耗能装置轻型化、减少开关器件用量，采用柔性斩波式直流耗能装置拓扑方案 V串联一对限流电抗器在耗能装置主支路上，实现di/d抑制，降低投切动作对直流系统的冲击将半集中式方案中的上管改为电阻，构成RCD缓冲电路，同时兼具动态均压和吸收电抗器能量的功能，有效限制了模块上因关断不同步而产生的du/dt 2.32000MW海风柔直送出核心装备一直流耗能装置 柔性斩波式直流耗能装置具备高可靠、低成本优势 耗能阀直串子模块拓扑简单可靠，器件可靠且数量少，控制策略简单，具备主动均压功能，对二次控保系统要求低，成本较低 √选用大容量IGCT，开关频率和通流损耗低，短路失效模式长期可靠，串联可靠性高；IGCT极端di/dt耐受能力强，支持无并联旁路元件，功率模块串联穴余设计可靠性高 2.32000MW海风柔直送出核心装备一直流GIS 直流GIS是未来海上风电平台建设与陆上换流站改造的重要电气设备 在双极海风柔直输电系统直流侧，采用直流GIS可大幅降低海上换流平台的空间和重量直流GIS可模块化安装，紧、高效、可靠，陆上换流站直流场占地面积可减小90%V针对青洲五/七工程陆上换流站直流GIS布置，提出“出线正极侧隔刀两端并联直流GIS”并入方案 2.32000MW海风柔直送出核心装备一直流GIS 直流GS是未来海上风电平台建设与陆上换流站改造的重要电气设备 国外：西门子已研发出320kV直流GIS（2023年应用于德国北海Dolwin6工程、2025年应用于Borwin5工程）与土550kV直流GIS（2026年将应用于德国南北直流输电线路SuedLink换流站）；ABB公司已研发出土320kV直流GIS，且通过KEMA一年的长期带电考核试验。暂无工程应用国内：南方电网公司联合西开电气、山东泰开、西安交通大学等单位，完成了国内首台土550KV直流GIS样机研制，直通过长期带电考核试验 A-母线分支B-隔离-接地开关C-套管D-电缆终端E-电流互感器F-电压互感器G-避雷器 2.32000MW海风柔直送出核心装备一高压直流海缆 交联聚乙烯绝缘直流电缆输送容量大，重量轻，安装和维护方便，输送功率不受输送距离影响，国内外工程广泛应用 直流海缆 目前500kV直流海缆绝缘材料、半导电屏蔽材料依赖进口，关键原材料需国产化 目录 海上风电发展现状 土500kV/2000MW海上风电柔性直流送出技术 超大规模海上风电海陆一体直流输电技术 3.1大规模海上风电开发现状与问题一中国 现有大规模海上风电开发模式 风电经流海缆输送到陆上，登陆点附近建设陆上换流站，再通过交流架空线输送到负荷中心（100km以上）V如东、青洲五/七工程陆上换流站距离海岸线均不足5km，主要受投资界面影响 3.1大规模海上风电开发现状与问题一中国 存在的问题1：海陆独立开发，国土资源利用效率低，无法满足亿干瓦级海风输送 登陆点需密集建设多个陆上换流站，大量占用沿海土地资源。以广东为例，沿海地势多山，低洼沿岸平地开发了大量海滩景点，陆上换流站选址困难按照单回500kV交流架空线3000MW的输送容量计算，未来粤东地区需新增20~30回交流输电大通道，而交流架空线陆上输电走廊占用大，无法满足亿干瓦级海风输送 3.1大规模海上风电开发现状与问题一中国 存在的问题2：i送出工程缺乏统筹，海底路由占用大，整体经济效益不足 各项目根据资源规模采取匹配输送方式，局部优化造成海底电缆回数多、路由占用大 /从单个项目来看，经济性较优但从整体发展来看，可能存在经济性不足问题 口广东阳江沙扒、青洲海上风电规划装机约700万干瓦，各项目独立建设海底电缆，导致海上送出方式涉及交流、柔性直流，海缆数高达10回，海洋空间资源占用较大口各项目独立建设汇集站，导致登陆点附近密集分布多个汇集站，重复建设现象明显，土地资源利用有较大的整合优化空间 口备注：根据海上风电建设规程，海缆用海宽度为水深的1.2倍 3.1大规模海上风电开发现状与问题一中国 存在的问题3：大规模海风交流并网/长距离输电影响电网安全稳定运行 √大规模海风通过交流架空线接入负荷中心电网，不断加强交流网架，加剧受端电网短路电流超标风险，威胁电网安全运行海上风电通过交流并网，受端交流系统故障期间需从电网吸收无功，易造成电压恢复速度慢甚至电压失稳，对受端电网的暂态电压稳定调节能力提出更高的要求 3.1大规模海上风电开发现状与问题一欧洲 欧洲海上风电开发现状：“海缆+陆缆”海陆一体，但成本高昂 海上风电经直流海缆登陆后，继续采用直流陆地电缆输送到负荷中心，陆缆达200km，2GW输送成本超?25亿，成本极高，无法支撑我国海上风电平价上网 3.2超大规模海陆一体直流输电技术方案 提出超大规模海上风电海陆一体直流输电技术方案设想 统筹电源建设与电网建设，统筹海陆廊道及登陆点，实现海陆一体协同输电规划 统筹沿海煤电、核电等调节性电源与海上风电的送出通道，探索风火打捆、风核打捆送出模式节省综合投资 3.2超大规模海陆一体直流输电技术方案一基本拓扑 基本拓扑与技术方案特点 按照每2000MW对应建设一个海