一种海上风电经柔性直流输电并网系统的拓扑结构

本发明涉及电力系统规划，具体是一种海上风电经柔性直流输电并网系统的拓扑结构。

背景技术：

1、海上风电场的建设与投资规模不断扩大，正从示范工程逐步迈向全面商业化阶段。随着海上风电向深远海、集群化方向发展，海上风电交直流送出系统的整体拓扑设计已成为影响项目经济性与供电可靠性的关键环节。当前，在海上风电交直流送出系统的拓扑设计中，面临的主要问题集中在以下三个方面：

2、第一，在海上交流汇集网络侧，经济性与冗余度难以兼顾。传统的交流集电网络多采用单链式或星型辐射状拓扑，一旦发生单根海缆或单相接地故障，极易导致整条馈线上的风电机组大面积脱网。为了提高隔离度，部分方案倾向于为每台风电机组配置独立的双绕组主变压器，但这将导致海上换流平台的变压器设备数量激增，极大地增加了海上平台的体积、承重荷载与建造成本。

3、第二，在直流送出网络侧，经济性与可靠性存在矛盾。若送受端均采用真双极拓扑，虽能在单极故障时维持50%功率输送，但必须在深海铺设数百公里昂贵的金属回流海缆，且海上平台需增加独立的中性点设备，工程造价高昂；若送受端均采用伪双极拓扑以节省海缆投资，则由于正负两极电气强耦合，一旦发生单极直流线路故障，系统必须整体闭锁，导致海上风电馈入功率瞬间100%中断，这种大容量的功率突变会对陆上高比例新能源主网造成安全冲击。

4、第三，在换流站侧，直流故障隔离代价高昂。现有的柔性直流换流站多采用常规的半桥型模块化多电平换流器，其底层硬件不具备直流故障电流的自阻断能力。在面临直流海缆短路等暂态故障时，必须重度依赖造价高昂、体积庞大的高压直流断路器来切除故障，进一步加剧了海上平台的空间紧张与投资负担。

5、综上所述，现有的单一拓扑方案在应对深远海风电大容量送出时往往顾此失彼。当前亟需一种在连接层面上高度集成的新型系统拓扑结构，从根本上解决海上风电送出系统可靠性与经济性的难题。

技术实现思路

1、为解决目前海上风电经柔性直流输电并网系统在交流侧变压器设备投资大、直流侧极性配置难以兼顾海上平台降本与陆上电网支撑能力的技术问题，本发明提供了一种海上风电经柔性直流输电并网系统的拓扑结构。

2、为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

3、本发明公开一种海上风电经柔性直流输电并网系统的拓扑结构，包括：风电场交流汇集系统、海上风电场送端换流站、直流输电线路以及海上风电场受端换流站；

4、所述风电场交流汇集系统包括多个多绕组变压器以及多个排布的风电机组；每两个所述风电机组接入同一个所述多绕组变压器的低压侧，其中接入同一所述多绕组变压器低压侧的两个风电机组之间不存在连接；属于不同所述多绕组变压器且位置相邻的两个风电机组之间存在连接；所述多绕组变压器的高压侧与所述海上风电场送端换流站连接；

5、所述海上风电场送端换流站采用伪双极物理拓扑结构，其内部不配置中性点回流结构，且直流侧通过所述直流输电线路与所述海上风电场受端换流站连接；所述直流输电线路包括正极直流线路和负极直流线路；

6、所述海上风电场受端换流站采用真双极物理拓扑结构，包括正极换流器、负极换流器以及连接在正负极换流器中性点之间的金属回流线；

7、所述海上风电场送端换流站与所述海上风电场受端换流站的换流阀均采用半桥子模块与全桥子模块混合级联的模块化多电平换流器结构。

8、作为上述方案的进一步改进，所述多绕组变压器为三绕组变压器；属于不同所述多绕组变压器且位置相邻的两个风电机组的交流馈线支路之间设有交流联络断路器；当风电机组发生故障时，通过开合相应的所述交流联络断路器实现功率的跨组转移与拓扑重构，以隔离故障点。

9、作为上述方案的进一步改进，所述风电机组发出的电能经机端升压变压器升压至第一电压等级后接入对应的交流馈线支路；多个所述交流馈线支路汇总接入所述多绕组变压器的低压侧，并经所述多绕组变压器升压至第二电压等级后并联至海上交流公共母线；所述海上交流公共母线通过交流断路器连接至所述海上风电场送端换流站。

10、作为上述方案的进一步改进，在所述海上风电场送端换流站中，各相单元的上桥臂物理串联后汇集至送端直流正极汇流母线并连接所述正极直流线路，各相单元的下桥臂物理串联后汇集至送端直流负极汇流母线并连接所述负极直流线路。

11、作为上述方案的进一步改进，在所述海上风电场受端换流站中，所述正极换流器与所述负极换流器的公共中性点连接至金属回流线，且所述金属回流线在陆上受端接地。

12、作为上述方案的进一步改进，所述海上风电场送端换流站与所述海上风电场受端换流站均配置有包含外环控制器与内环电流控制器的双闭环控制环节；

13、在稳态工况下，所述海上风电场送端换流站采用定交流电压与定频率控制，所述海上风电场受端换流站采用定直流电压与定无功功率控制；所述内环电流控制器集成有正负序电流解耦控制模块，所述正负序电流解耦控制模块被配置为在交流侧不对称故障期间控制负序电流分量为零，抑制直流侧倍频电压波动。

14、作为上述方案的进一步改进，所述拓扑结构配置有交直流协同故障穿越逻辑；当所述直流输电线路发生极间短路或单极接地故障时，换流阀控制单元关断所述全桥子模块中的开关器件，所述全桥子模块利用其内部的h桥物理拓扑输出反向电容电压以形成反向电位阻断，切断由交流侧馈入的短路电流。

15、作为上述方案的进一步改进，当所述直流输电线路发生单极接地故障时，所述海上风电场受端换流站的极控制单元仅闭锁故障极对应的换流阀，保持非故障极对应的换流阀处于不闭锁运行状态；非故障极的电流经受端中性点及所述金属回流线构成独立回路持续送电；

16、在故障切除后，所述海上风电场送端换流站与海上风电场受端换流站触发自适应重启逻辑解锁换流阀，建立直流电压恢复稳态功率传输。

17、作为上述方案的进一步改进，当与所述海上风电场受端换流站连接的陆上交流主网发生暂态电压跌落时，所述海上风电场受端换流站的控制环节自适应切换至无功电压支撑模式，并向所述陆上交流主网注入定额无功电流。

18、作为上述方案的进一步改进，在所述半桥子模块与全桥子模块混合级联的模块化多电平换流器结构中，每个换流阀桥臂均包括相互串联的多个半桥子模块、多个全桥子模块以及换流阀桥臂电抗器；所述模块化多电平换流器结构的交流侧还连接有交流侧联络电抗器；且所述全桥子模块内部配置有全控型电力电子开关器件。

19、与现有技术相比，本发明的有益效果是：

20、1、本发明通过在交流汇集侧将每两台风电机组接入同一多绕组变压器且在不同变压器相邻机组间建立连接，在直流侧采用海上送端伪双极与陆上受端真双极的异构拓扑，并在换流站配置半桥与全桥混合级联的模块化多电平换流器，实现了海上平台变压器数量、承重荷载及金属回流海缆敷设需求的削减。同时，该架构利用陆上受端的真双极结构避免了全伪双极方案在面临单极故障时引发的风电功率全额中断，平衡了海上换流平台的建造成本与陆上主网功率馈入的稳定性。

21、2、本发明通过在不同多绕组变压器且位置相邻的风电机组支路间跨接交流联络断路器的拓扑重构机制，实现了在局部馈线发生单相接地故障时，通过闭合断路器打通非故障机组的冗余转移通道。该机制使非故障机组的功率能经相邻健康支路持续送出，避免了常规单链式或星型拓扑下单点故障导致整条馈线机组脱网的工程问题。

22、3、本发明通过换流阀全桥子模块的硬件拓扑叠加特性，在直流线路发生极间短路或单极接地故障时，关断内部开关器件以输出反向电容电压形成反向电位阻断墙，实现了对交流侧馈入短路电流的强制切断。该机制免除了系统对高压直流断路器的依赖，降低了全站交直流关键设备应对暂态过流的设计裕度及工程造价。

23、4、本发明通过异构拓扑下的单极故障无闭锁穿越与自适应重启策略，在直流线路单极接地故障时仅闭锁陆上受端故障极换流阀，利用非故障极与受端中性点及金属回流线构成独立回路，实现了故障期间维持至少50%额定功率的持续送电。在故障切除后解锁换流阀重建电压，平滑恢复了全站稳态功率传输，平抑了暂态过电流对换流阀开关器件结温的冲击。

24、5、本发明通过在双闭环控制环节内环集成正负序解耦模块及陆上受端自适应无功电压支撑控制，实现了交流侧不对称故障期间对负序电流及直流侧倍频电压波动的抑制。该机制使系统在未配置集中式耗散电阻的条件下，即可抑制故障期间的直流电压过冲。