海上風電經柔性直流并網技術標準對比分析

余 浩, 張哲萌, 彭 穗, 張志強, 任萬鑫, 黎燦兵

(1. 廣東電網有限責任公司 電網規劃研究中心， 廣州 510080；2. 上海交通大學 電子信息與電氣工程學院， 上海 200240)

“碳達峰、碳中和”目標的提出，表明了我國堅持綠色低碳發展的戰略目標和積極應對氣候變化的責任[1-2].近年來，我國電力系統正朝著以新能源為主體的低碳電力系統快速發展.而海上風力發電具有對環境負面影響較少、風速較為穩定、發電量大、空間廣闊、允許風機機組大型化等優勢[3].但是與陸上風電場相比，其建設、安裝及電力輸送的技術難度較大，成本較高.我國海岸線狹長，海上風力資源豐富，開發利用海上風力資源具有重要的現實意義[4].2019年9月，中國工程院正式啟動“海上風電支撐我國能源轉型發展戰略研究”重大咨詢項目，旨在從戰略高度上明確我國海上風電的發展戰略，從實踐層面上策劃了我國海上風電的發展路徑，并為海上風電的高質量發展提供了指導建議.目前，海上風電場可選的并網方式有：高壓交流輸電、柔性直流輸電(VSC-HVDC)、混合直流輸電、分頻輸電等方式[5].國內實際建設和投運的海上風電并網工程主要采用前兩種方案.對于高壓交流輸電方式，由于交流海纜電容效應的存在，電能損耗隨傳輸距離的增大而增加，建設規模在400 MW下、離岸距離在50 km內的風電場多采用此類方案[6].采用柔性直流輸電方式的優勢在于能夠獨立調控有功和無功功率、不受輸送距離制約、具有較強的故障穿越能力[7]，是目前大規模、遠距離海上風電場接入陸上電網的主要方式[8].由于海上風電相關技術的快速發展，近海風力的開發將逐漸趨于飽和，隨著國內外遠海風電項目的規劃和建設，大規模海上風電經柔性直流輸電并網方式將被廣泛采用[9].采用直流輸電方式使得海上交流系統與陸上電網隔離，大量電力電子設備的應用會降低電力系統慣量[10]，同時風力發電具有波動性、弱支撐性，給電力系統的安全穩定運行帶來了巨大挑戰[11-12].為此，亟需制定相應的并網技術標準，規范海上風電經柔性直流并網的技術要求，保證電力系統的安全可靠運行.

本文選取國內外多個標準對海上風電經柔性直流輸電系統并網要求進行對比研究.對一般性要求、功率控制和低電壓穿越要求等方面進行對比，分析海上風電經柔性直流系統并網技術標準的發展趨勢.在此基礎上，對我國海上風電經柔性直流系統并網技術標準的制訂提供合理建議.

1 國內外海上風電經柔性直流系統并網標準

1.1 歐盟(EU)標準2016/1447

2014年，歐洲輸電運營商聯盟ENTSO-E制定了高壓直流輸電(HVDC)系統與直流系統相連的非同步發電(DC-C PPM)系統并網規范草案140430-NC，在此基礎上，歐盟標準委員會在2016年8月出臺了歐盟標準2016/1447.在該項標準中，規定了HVDC與DC-C PPM的并網要求，適用于海上風電場經柔性直流系統并網的場景.其主要適用范圍包括：海上風電經柔直并網，跨國、區域電網海上直流互聯，區域電網背靠背互聯，采用直流輸電系統為海島供電.其主要內容包括：對高壓直流并網要求(逆變站)，對連接高壓直流輸電的非同步發電系統(針對海上風電)要求，以及對高壓直流整流站的要求.

1.2 國際組織標準

目前，國際上已經出臺了較多的風電場并網技術標準和直流輸電技術標準[13-15]，如IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 1899-2017標準，IEEE guide for establishing basic requirements for high-voltage direct-current transmission protection and control equipment，德國VDE-AR-N 4120標準，Technical requirements for the connection and operation of customer installations to the high voltage network等，但是針對海上風電場經柔性直流輸電并網技術要求，IEEE、IEC(International Electrotechnical Commission) 等國際組織均未出臺相關標準.歐洲電網運營商先后在該標準的基礎上制訂了各自的企業標準，如英國北愛爾蘭SONI公司、挪威STATNETT公司、德國TENNET公司、丹麥ENERGINET公司、希臘IPTO公司等.上述企業標準均在歐盟EU 2016/1447 標準的基礎上將可選參數或非強制性要求結合實際需求具體化.IEC已經成立了多個相關的標準制定工作組委員會，如SC 8A可再生能源并網技術委員會、TC 88風能發電系統技術委員會、TC 115 直流電壓等級100 kV高壓直流輸電系統技術委員會等，將有助于推進相關國際標準的制定.

1.3 我國相關標準

目前，國內出臺了風電場并網技術標準，如中國GB/T 19963-2011《風電場接入電力系統技術規定》標準[16]，針對海上風電場經柔性直流輸電并網技術要求，國內暫未出臺相關標準.2019年底，南方電網數字電網研究院組織召開中國海上風電并網領域首個行業標準編制組研討會.同時，中國電工技術學會也開始制定相關標準.2021年，南方電網科學研究院在廣州組織召開了工作組會議，牽頭制定南方電網企業標準.相關國內組織可參考丹麥、德國、英國和加拿大等國家的海上風電經柔性直流并網有關技術規定和標準，結合我國現階段風電工程的實際情況，在頻率、電壓、有功功率和無功功率、故障穿越能力和電能質量等方面對風電場并網提出要求.

2 國外標準中對海上風電經柔性直流系統并網要求對比分析

2.1 海上風電經柔性直流系統并網系統拓撲結構

海上風電場接入電網的一個基本問題是送端系統無穩定頻率的交流電源支撐，使得輸電系統必須兼顧穩定送端交流系統頻率的功能.對于送端的換流站控制，一般采用電壓源型換流器向無源電網送電的控制策略，即通過給定交直軸電壓分量和頻率控制送端系統的交流電壓，從而為風機提供穩定的交流電源.而受端換流站的控制類似于風電機組的網側換流站控制控制，即分別控制直流側電壓和傳遞到電網的無功功率.

2.2 一般性要求和接入原則

直流逆變站相較于受端電網而言可等效為電源，其應具備快速的有功、無功調節能力，維持受端電網頻率和電壓的穩定.標準對于柔直逆變站的并網要求主要包括：運行條件(電壓、頻率等)，動態響應特性(頻率響應特性、電壓響應特性等)，自動調節能力(有功功率、無功功率、頻率、電壓調節范圍和調節速度等)，以及信息交互等.

2.3 有功功率控制與頻率支持要求

2.3.1有功功率控制與頻率支持具體要求 有功功率控制和頻率支持主要有以下4點要求.① 頻率范圍，強調對電網的適應性，即被動應對電網擾動的能力；在系統緊急情況下，需要確保將傳輸系統恢復到正常狀態.② 頻率變化率耐受能力，即頻率在-2.5～+2.5 Hz/s之間，以保證柔直系統不脫網.③ 動態響應特性，即慣量響應；標準要求高壓直流系統應能夠響應頻率變化提供慣量響應，必要時設定最小慣量，但具體定義、計算方法和具體要求并未給出.④自動調節能力，自動調節能力分為3種頻率調節模式(1次調頻)：頻率敏感模式(FSM)，有限頻率敏感模式-超頻(LFSM-O)以及有限頻率敏感模式-低頻(LFSM-U).自動調頻能力在歐盟標準1447/2016 中是強制性的，必須選擇三者之一.當系統在LFSM-O和LFSM-U模式下運行，且系統頻率在標稱頻率附近的指定死區內時，不向系統提供任何頻率響應，比FSM模式的死區要寬得多.通常用于某些單元在技術上無法響應較小的頻率變化或避免系統振蕩等場景.FSM模式主要應用于同步發電機組，LFSM-O模式多用于風電場的緊急響應，LFSM-U模式應用場景極少，因此某些國家建議通過選擇適當的參數設置，如選擇較大的頻率死區或較低的下垂系數，從而放寬要求.高壓直流輸電系統頻率適應范圍如表1所示.

表1 高壓直流輸電系統頻率適應范圍

2.3.2頻率敏感模式

(1) 高壓直流輸電系統必須能夠通過調整有功功率傳輸來響應每個電網中的頻率偏差，如圖1所示.其中：ΔP/Pmax為有功功率變化量與最大高壓直流輸電有功功率的比率；t1為系統響應最低高壓直流有源功率容量所對應的時間；t2為系統響應最大高壓直流有源功率容量對應的時間；t為時間；ΔP1為最大高壓直流有源功率容量限制.

圖1 高壓直流輸電系統的有功功率頻率響應能力

(2) 有源功率傳輸(雙向)的頻率相關調整受高壓直流系統最低高壓直流有源功率容量和最大高壓直流有源功率容量限制.

2.3.3有限頻率敏感模式-超頻 除頻率適應范圍要求外，以下要求適用于LFSM-O模式.

(1) 高壓直流輸電系統必須能夠根據頻率將有功功率傳輸調整至如圖2所示的狀態.其中：Δf/fn為頻率變化率與額定頻率的比率；f1為設定的頻率閾值；s3為靜態系數.由圖2可知，頻率閾值f1在 50.2～50.5 Hz，s3可以向上調整0.1%；

圖2 LFSM-O模式下的高壓直流輸電系統的有功功率頻率響應能力

(2) 在LFSM-O模式下，高壓直流輸電系統必須能夠將其有功功率調節到其最小高壓直流輸電有功功率容量.

2.3.4有限頻率模式-低頻 除頻率適應性要求外，以下要求適用于有LFSM-U模式.

(1) 高壓直流輸電系統必須能夠根據頻率將有功功率傳輸調整到三相交流電網，包括如圖3中所示的功率輸入和輸出.其中：f2為設定的頻率閾值；s4為靜態系數.由圖3可知，頻率閾值f2在 49.5～49.8 Hz，s4可向上調整0.1%；

圖3 LFSM-U模式下的高壓直流輸電系統的有功功率頻率響應能力

(2) 在LFSM-U模式下，高壓直流輸電系統必須能夠將有功功率傳輸調整到最大高壓直流有功功率容量.

2.4 無功控制與電壓支持要求

電壓范圍隨著各地區、不同電壓等級而異.無功支撐能力是給出無功功率與最大高壓直流輸電有功功率比率的邊界范圍，高壓直流換流站應能夠在其最大有功功率傳輸容量下提供無功功率.

電壓適應性要求：

(1) 當高壓直流輸電系統各換流站并網點電壓標幺值(p.u.)在0.85～1.118，系統可以無限時長保持運行，具體各國標準如表2和3所示.

(2) 當并網點電壓超越了表2和3所示的電壓范圍，高壓直流輸電系統應能按照各標準對應的穿越要求運行.

表2 高壓直流輸電系統在不與電網斷開的情況下運行的最短時間(110 kV≤基準電壓<300 kV)

表3 高壓直流輸電系統在不與電網斷開的情況下運行的最短時間(300 kV≤基準電壓≤400 kV)

無功功率控制要求：

(1) 控制模式要求，可選擇電壓控制模式、無功功率控制模式以及功率因數控制模式，應為3種之一或組合.其中，只采用電壓控制模式時，極端情況下無功功率可能會越限.

(2) 控制參數要求，可為固定值或遠程調整，控制模式可根據運行狀態調整.

(3) 控制特性要求，規定了正常運行所需的響應(以希臘為例，歐盟標準未詳細描述).

U-Q/Pmax曲線的邊界如圖4所示.其中：U為連接點處的電壓，用實際值與參考值的比率表示；Q/Pmax為無功功率與最大高壓直流輸電有功功率的比率.虛線矩形的位置、尺寸和形狀是指示性的，并且在虛線矩形內可以使用除矩形之外的形狀.對于矩形以外的輪廓形狀，電壓范圍代表該形狀中的最高和最低電壓點.

圖4 U-Q/Pmax 曲線的邊界

2.5 低電壓穿越要求

通過電壓-時間曲線可知在曲線上側高壓直流換流站應能保持與電網的連接，并在電力系統受到安全故障干擾后繼續穩定運行，分為故障前、故障期間和故障后3個階段，低電壓故障穿越(FRT)要求曲線如圖5所示.其中：Uret為在并網點發生故障時的殘余電壓；Urec1和trec1為故障排除后的恢復電壓與其對應的時間下限；Urec2和trec2為電壓穩定后的恢復電壓與其對應的時間下限；Ubloc為風電并網點的阻塞電壓；tcle為故障得到清除的時間點.

圖5 低電壓故障穿越要求曲線

故障后有功功率恢復應規定高壓直流輸電系統能夠提供的有功功率恢復的幅度和時間曲線.

國標《GB/T 36995-2018風力發電機組故障電壓穿越能力測試規程》中明確提出了對風電機組的低電壓穿越要求[17]，相較于歐盟標準，國標所給出的低電壓穿越要求曲線缺少了一個拐點，對應的橫坐標為圖5中的trec1時刻，縱坐標為故障排除后電壓恢復的下限，國標低電壓穿越故障穿越要求曲線如圖6所示.

圖6 國標中的低電壓穿越故障穿越要求曲線

低電壓穿越要求風電機組應具有規定的電壓和時間范圍內不脫網連續運行的能力(見圖6).具體要求如下：

(1) 有功功率恢復.對電壓跌落期間沒有脫網的風電機組自電壓恢復正常時刻開始，有功功率應至少以每秒10%額定功率的功率變化率恢復至實際工況對應的輸出功率.

(2) 動態無功支撐能力.當風電機組并網點發生三相對稱電壓跌落時，風電機組應自電壓跌落出現的時刻起快速響應，通過注入容性無功電流支撐電壓恢復.

高壓直流輸電換流站FRT能力參數如表4所示.

表4 高壓直流輸電換流站FRT能力參數

北愛爾蘭故障穿越要求如表5所示.

表5 北愛爾蘭故障穿越要求

2.6 電能質量

柔性直流輸電系統所有者應確保其與網絡的連接不會導致網絡供應電壓的失真或波動，在連接點超過限度由相關運營商協定.

國標GB/T 12326-2008中規定，任何一個波動干擾源在電力系統公共連接點產生的電壓變動，其限值和電壓變動頻度和電壓等級有關[18].風電場屬隨機性不規則干擾源，根據國標規定，其引起的電壓波動，其限值應小于2.5%.

根據該國標規定，電力系統公共連接點，在系統正常運行的較小方式下，以一周(168 h)為測量周期，所有長時間閃變值Rlt都應滿足的要求.對于220 kV及以上接入的海上風電場，Rlt≤0.8.

IEEE Std 519-2014 標準電壓畸變限值如表6所示.根據標準IEEE Std 519-2014[19]，在公共連接點，系統的用戶或者運營商需要按照以下原則限制線路與中性點之間的諧波電壓：① 每天極短時間 (3 s) 的99%概率值諧波電壓應小于表6值的1.5倍[20].② 每周短時間(10 min)的95%概率值諧波電壓應小于表6中的值.

表6 IEEE Std 519-2014 標準電壓畸變限值

《電能質量 公用電網諧波》(GBT 14549-1993)規定的110 kV公用電網諧波電壓(相電壓)限值如表7所示，額定電壓為220 kV的公用電網參照110 kV執行[21].

表7 公用電網諧波電壓限值

為保證電網公共連接(PCC)點的電壓諧波水平在限值范圍內，必須限制各諧波源注入PCC點的諧波電流.根據《海上風電場接入電網技術規定》(Q/GDW11410-2015)[22]，風電場所在的公共連接點的諧波注入電流應滿足《電能質量 公用電網諧波》[21]的要求，其中海上風電場向電網注入的諧波電流允許值應按照海上風電場裝機容量與公共連接點的發/供電設備總容量之比進行分配.

2.7 保護與控制

保護與控制方面需要考慮的是滿足無人值守的要求，達到緊湊化的設計，特別是要解決海上風電直流送出的系統充電的方法，快速的功率控制，以及與海上風電系統配合的問題.

根據(歐盟EU 2016/1447 標準[15]條例第14條第(5)款(b)項規定，確定直流電場模塊的電氣保護方案和設置.保護方案的設計必須考慮到系統性能、電網的特殊性以及電力園區模塊技術的特殊性，并與相關系統運營商達成一致.

直流并網的保護和控制的優先級應根據歐盟EU 2016/1447 標準[15]第14條第(5)款(c)項(其中網絡指同步區域網絡)確定，并與相關系統運營商協定.

2.8 穩定性

高壓直流系統應能對所連接的交流網絡中的電力振蕩起到阻尼作用.高壓直流系統的控制系統不得降低功率振蕩的阻尼.相關的運營商應規定控制方案應積極阻尼的振蕩頻率范圍，以及出現這種情況時的網絡條件，至少應考慮到運營商為確定其輸電系統的穩定性極限和潛在穩定性問題而進行的任何動態穩定性評估研究.控制參數的設置應由相關的運營商和HVDC系統業主商定.

2.9 黑啟動

具備黑啟動能力的高壓直流輸電系統應能在一個換流站通電的情況下，在高壓直流輸電系統關閉后的一段時間范圍內，為連接到另一個換流站的交流母線通電，這一點由相關的運營商決定.高壓直流系統應能在本文2.3節所述的頻率范圍內、本文2.4節所述的電壓范圍內實現同步.必要時，相關運營商可規定更寬的頻率以及電壓范圍，以恢復系統安全.

相關運營商和高壓直流系統業主應就黑啟動能力的容量和可用性以及操作程序達成一致.

3 海上風電經柔性直流并網標準發展趨勢

3.1 無功與電壓控制策略

對于海上風電經柔性直流系統并網系統的無功與電壓控制問題，應充分利用好海上風電機組的自身無功調節能力[23]，并做好其與動態無功補償設備的協調控制.同時，應利用好柔性直流換流站內的無功資源，分析此柔性直流系統對海上風電機組電壓穿越能力的需求，對海上風電機組設備進行必要的性能提升，共同應對系統在大、小擾動下的無功功率與電壓控制問題.需要考慮海上風電和常規火電機組不同運行配比情況下，因海上風電資源特性導致的大范圍功率波動以及對受端電網的電壓分布特性的影響.

另外，還需關注直流閉鎖故障下送端電網各電壓等級節點的暫態電壓特性，特別是不同地理位置的海上風電場的過電壓特性，根據分析結果提出大規模海上風電經柔性直流并網的高電壓穿越電壓閾值、穿越時長、無功電流支撐等指標建議.因此，建立無功與電壓控制策略的專項標準是海上風電經柔性直流并網標準發展趨勢之一.

3.2 次同步和超同步控制交互

2010年以來，我國多次出現風電場經串補并入系統發生的次同步振蕩現象，系統電壓振蕩幅值大幅提高，造成風機脫網及Crowbar電路損壞.2015年7月，我國甘肅某風電基地，在沒有串聯補償的情況下，多次出現次同步頻率范圍的持續功率振蕩現象，甚至引發200 km外經直流送出的火電機組扭振保護動作切機，嚴重威脅電網的安全穩定運行，影響風電的并網消納[24-26].

對于海上風電經柔性直流并網次同步和超同步控制交互的研究目前集中在簡單類型變流器及系統的穩定性分析中，忽略了復雜多種類變流器、多端柔性直流系統中換流器的耦合效應[27].對變流器的穩定性分析，主要依靠傳統的小信號模型、電磁暫態模型以及簡化的阻抗分析法，忽略了鎖相環回路延時，繼電保護回路延時，采樣回路延時等，會在實際工程應用中影響變流器阻抗特性.另一方面，柔性直流系統振蕩從次同步頻率區間，到中高頻率區間均有概率發生，實際工程中需要考慮變流器、傳輸線路等設備的寬頻特性，保證其在振蕩發生頻率范圍的阻抗一致性[28].

因此，實現對多模式寬頻帶系統的量化分析，建立能夠適應實際海上風電柔性直流并網系統，編寫次同步和超同步控制交互的專項標準是海上風電經柔性直流并網標準發展趨勢之一.

3.3 海上風電與柔性直流系統協調控制策略

正如交流電網需要有交流電壓和功率控制一樣，柔性直流輸電系統同樣需要具備直流電壓和直流功率控制功能，并且直流輸電網設備之間需要通信實現直流輸電網的協調控制[29].大量海上風電接入電網導致系統等效慣量降低，系統頻率穩定將應對挑戰[30].由于海上風電場與柔性直流輸電系統都具備一定調頻能力，所以優先考慮發揮柔性直流系統的調制的作用，其次充分挖掘海上風電機組的調頻能力，充分適應系統要求，將海上風電調頻的快速性和常規電源調頻的持續性有效結合，共同應對海上風電柔直并網系統在小擾動和大擾動下的頻率調節問題[31].

海上的天氣多變惡劣，出現雷暴、臺風等極端天氣的概率遠高于陸上，而極端天氣導致的海上風電出力短時內會大幅變化，對系統頻率穩定造成嚴重威脅，因此有必要開展極端天氣情況下海上風電柔性直流并網的頻率特性研究.此外，需要研究海上風電調頻控制與柔性直流附加頻率控制相結合的協調頻率控制技術.海上風電能夠快調節輸出有功功率，柔性直流輸電系統也具備緊急功率控制功能，需要研究海上風電有功控制與柔性直流緊急功率控制相結合的協調頻率控制技術.因此，建立海上風電與柔性直流輸電系統協調控制策略的專項標準是海上風電經柔性直流并網標準發展趨勢之一.

4 并網標準對技術的挑戰和相關建議

4.1 并網標準對技術的挑戰

為了實現海上風電經柔性直流并入電網，需解決高電壓大容量系統與緊湊化輕型化平臺之間存在矛盾，關注異常頻率下的動態有功功率支撐條件，研究異常電壓條件下的動態電壓支持以及負序電流注入和系統保護[32].制定直流海纜絕緣水平優化提升、海上風電輸出能量波動大且對柔性直流系統故障穿越要求高、主設備海洋適應性技術等要求.

4.2 相關建議

長期以來，海上風電經柔性直流送出技術被歐洲少數國家所掌握，制約了我國海上風電規模化發展并網的進程[33].通過持續加強對海上適用性的柔性直流輸電技術的研究儲備，引領我國海上風電柔性直流并網關鍵技術發展，能夠確保我國海上風電發得多，送得出，能消納.海上風電經柔直并網技術標準體系的建設是一項長期的系統工程，需密切關注國內外的發展動態，加強國內外研究機構的合作，使行業內企業能夠更加有效地參與海上風電經柔直并網的工作[34].

在“十四五”期間，需加快形成海上風電集中化、規模化開發，優化電力生產與輸送通道布局[35].同時，加快沿海地區廣東和江蘇等風能資源良好省份已有的海上風電并網系統建設，并逐步推動海上風電經柔性直流輸電并網的發展，實現大規模海上風電的消納[36].建議加強海上風電經柔性直流并網技術研究，多方合作展開海上風電開發，統籌考慮電力系統網架和電力系統安全的影響，規劃建設海上電力輸送通道[37].最終建成世界先進的海上風電柔性直流并網技術標準體系，為我國大規模海上風電集約開發與并網提供更可靠、更經濟的技術標準[38].

5 結論

本文總結了國內外海上風電經柔性直流并網技術標準，分析了海上風電經柔性直流并網標準發展趨勢以及并網標準對技術的挑戰和相關建議歷程，為我國大規模海上風電集中接入的發展提供一定指導建議，得到具體結論如下.

(1) 總結分析了近期出臺的有關海上風電經柔性直流并網的相關政策，對我國海上風電經柔性直流并網標準的制定具有借鑒意義.對我國海上風電經柔性直流并網的發展，具有一定的導向意義.

(2) 我國在柔性直流輸電技術中的多項技術已位于全球前列，同時具備海上風電柔性直流并網條件，但鑒于海上換流站的復雜多變特殊環境，今后需進一步提高設備的耐受性與可靠性，相關標準還需進一步完善.

(3) 海上風電的發展必將對電力系統安全運行提出很多新的要求，目前執行的海上風電經柔性直流并網的相關標準是否適應這些新要求，是否需要對相關標準進行適時地修編，以適應海上風電的發展要求成為迫切需要解決的問題.