CN113471984B - 一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，具有动态无功补偿、谐振抑制、电网末端电压稳定、提高风电场高/低电压穿越等功能，能够解决无功补偿重复配置、效率低下、无功环流问题，充分利用海缆的容性无功，节约海上风电场投资和占地，消除谐振风险，保证电网安全稳定运行，具有显著的技术经济效益。

Description

一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统
技术领域
本发明属于海上风力发电领域，特别涉及一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统。
背景技术
近年来，由于我国陆上风电的建设技术已日趋成熟，加之海上风电资源更为广阔，国家风电发展政策逐渐向海上发电倾斜。与陆上风电场相比，海上风电场的优点主要是不占用土地资源，基本不受地形地貌影响，风速更高，风电机组单机容量更大，年利用小时数更高。数据显示，中国已经成为全球最大的风能生产国，截至2021年4月底，我国海上风电并网容量达到1042万千瓦，已超过英国2020年底海上风电1021万千瓦的装机容量。
随着海上风电机组装机容量增加，送出电缆截面和距离越来越大，海底电缆容性对地电容是架空线路的数十倍，由此带来电压升高/降低、无功返送、系统谐振、谐波放大等一系列问题使风电功率无法正常送出，成为限制海上风电顺利送出的主要约束条件。
目前常规方案是在高压海缆的海上升压站侧和陆地计量站侧分别加装大容量固定式并联电抗器补偿海缆充电功率，同时在陆地侧设置降压式SVG装置补偿风电场正常发电时的感性无功。
由于风电场的无功潮流较为复杂，空载时以容性无功为主，满发时以感性无功为主，且数值较大，现有的并联电抗器无法灵活调节无功输出，风场高发或满发时加重了感性无功需求，使电压下降，SVG需要对电抗器的无功进行补偿，造成了无功环流，增大了损耗，形成较大浪费，且海缆的容性无功始终处于被补偿状态，价值没有得到利用，降低了系统的经济性指标。
此外，现有的无功补偿装置没有考虑谐波放大和系统谐振风险，可能形成电缆对地电容、系统等值感抗对风机特征谐波的并联谐振，将风机换流器含量较高的特征谐波电流放大多倍甚至数十倍，使电网电压波形严重畸变，进而导致风机脱网甚至设备损坏，降低了系统运行的安全性。
发明内容
针对海上风电场送出系统现有无功补偿装置方案的不足，本发明提出一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，具有动态无功补偿、谐振抑制、电网末端电压稳定、提高风电场高/低电压穿越等功能，能够解决无功补偿重复配置、效率低下、无功环流问题，充分利用海缆的容性无功，节约海上风电场投资和占地，并能消除谐振风险，保证电网安全稳定运行，具有显著的技术经济效益。
本发明的技术方案如下：
一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其包括动态无功补偿支路以及谐振抑制支路，所述动态无功补偿支路分别安装在高压海底电缆两端，即分别在海上升压站侧和陆地计量站侧安装；其中，海上升压站侧动态无功补偿支路采取恒定电压控制策略，陆地计量站侧动态无功补偿支路采取恒无功控制策略，容量分别按照海上风电场空载时充电功率的50%考虑；所述谐振抑制支路安装于高压海底电缆陆地端，即陆地计量站侧。
动态感性无功补偿支路包括：第一三相三柱铁芯、绕制于第一三相三柱铁芯的第一多组匝数不同的绕组、以及第二三相三柱铁芯，绕制于第二三相三柱铁芯的第二多组匝数不同的绕组；第一多组匝数不同的绕组的匝数与第二多组匝数不同的绕组的匝数一一对应；第一三相三柱铁芯和第二三相三柱铁芯、该多组匝数不同的绕组分别设置有对应的无功功率调节模块。
在一个实施例中，第一三相三柱铁芯包括匝数分别为w1、w2、w3、w4的多组绕组、以及所述第二三相三柱铁芯包括匝数分别为w1、w2、w3、w4的多组绕组。其中w1、w2、w3、w4满足以下条件：w1/w2=0.1645/1；w3/w2=0.1737/1；w4/w2=0.3008/1。
无功功率调节模块包括由n个子模块串联的第一无功功率调节模块、以及m个子模块串联的第二无功功率调节模块；其中，每个子模块采用相同的元件和接线，实现功能相同。
其中，每个子模块包括：子模块包括：正反逆变联接线的正向晶闸管SCR+（45）以及反向晶闸管SCR-（46）；串联连结的正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）、阻尼电阻器Rs（49）、阻尼电容器Cs（50）；所述正向晶闸管门极触发单元TCU +（47）内部包括取能电容CT+、二极管D1+、二极管D2+、电压旁路和触发电路；所述反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）内部包括取能电容CT-、二极管D1-、二极管D2-、电压旁路和触发电路。
在一个实施例中，海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统还包括控制保护及监控单元（53）与多路分光器MSC（52）；控制保护及监控单元（53）与多路分光器MSC（52）连接，多路分光器（52）通过触发光纤（51）与各所述子模块的正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）连接；所述多路分光器MSC（52）接受所述控制保护及监控单元（53）下发的触发信号，输出光信号通过所述触发光纤（51）送至各TCU内的触发电路。
谐振抑制支路包括：5次谐振抑制回路、7次谐振抑制回路以及11次谐振抑制回路。
在一个实施例中，5次谐振抑制回路由串联的5次滤波电抗器（39）和5次滤波电容器（42）构成；7次谐振抑制回路由串联的7次滤波电抗器（40）和7次滤波电容器（43）构成；11次谐振抑制回路由串联的11次滤波电抗器（41）和11次滤波电容器（44）构成。
在一个实施例中，5次谐振抑制回路的谐振频率为250HZ，所述7次谐振抑制回路的谐振频率为350HZ，所述11次谐振抑制回路的谐振频率为550HZ。
本发明的有益效果在于：
本发明简化了海上风电系统无功配置，取消SVG及其升压变压器，节省投资和占地，又能够合理利用海缆的容性充电功率进行感性无功补偿，使海缆得到充分、合理利用。当经过各种运行方式下的谐波潮流分析和系统阻抗频率特性扫描能够确保不会出现有害的谐振，则谐振抑制支路可以简化甚至取消，进一步简化系统海上风电系统无功配置，提高系统的经济性指标。
通过本发明专利的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，在海上风电场空载期间，由动态无功补偿单元输出感性无功功率，抵消海缆容性充电功率，避免末端电网（海上升压站侧）电压升高，同时保证陆地计量站至电网送出端的无功平衡，解决无功返送问题；当海上风电场发电后，感性无功增加，动态无功补偿单元（单元A1和A2）的感性无功输出下降，避免末端电网（海上升压站侧）电压下降，同时海缆的容性无功功率可以作为无功电源，对风电场箱变、主变、送出线路、集电线路产生的感性无功损耗进行补偿，避免了“电抗补偿海缆充电功率、SVG补偿电抗感性无功”等内部无功环流带来的资源浪费问题。
通过谐振抑制单元，不仅吸收风电场风电机群向系统注入的5次、7次、11次等特征谐波电流，降低电网谐波电压畸变率，海消除长距离海缆与系统形成特征谐波次数附近的有害谐振风险，由于系统运行方式不断变化，在某些不利条件下，极易出现上述谐振问题，加装谐振抑制单元后，可以改善系统的阻抗频率特性，保证各种工况下不会在5次、7次、11次等特征谐波附近形成放大点，提高了系统的安全稳定性。
本发明的实现均不依靠任何机械开关，输出容量和工作模式的改变全部通过设备参数配合以及触发角度的调整来实现，连续补偿模式下无功输出平滑、连续，强补模式下响应速度快，且相控触发，避免了机械开关带来的非周期分量大、响应速度慢等一系列问题。
附图说明
图1 是本发明系统主接线图；
图2是无功功率调节模块内部接线；
图3是动态感性无功补偿支路控制模式示意图；
图4是海缆电容与电网构成的阻抗频率特性曲线示意图；
图5是谐振抑制支路接入后阻抗频率特性曲线示意图；
图6本发明装置的配置方案示意图。
具体实施方式
一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统由海上侧动态感性无功补偿支路、陆地侧动态感性无功补偿支路和谐振抑制支路三部分组成，动态无功补偿单元分别安装于高压海底电缆两端；谐振抑制支路仅安装于高压海底电缆陆地端即可。
整体配置方案如附图6所示。其中，海上侧动态感性无功补偿支路采取恒定电压控制策略，陆地侧动态感性无功补偿支路采取恒无功控制策略，容量分别按照海上风电场空载时充电功率的50%考虑。
海上风电场空载期间，由海上侧动态感性无功补偿支路和陆地侧动态感性无功补偿支路共同输出感性无功功率，抵消海缆容性充电功率，避免末端电网（海上升压站侧）电压升高，同时保证陆地计量站至电网送出端的无功平衡，解决无功返送问题。
当海上风电场发电后，感性无功增加，海上侧动态感性无功补偿支路和陆地侧动态感性无功补偿支路的感性无功输出下降，避免海上升压站侧电网的电压下降，同时海缆的容性无功功率可以作为无功电源，对风电场箱变、主变、送出线路、集电线路产生的感性无功损耗进行补偿，避免了“电抗补偿海缆充电功率、SVG补偿电抗感性无功”等内部无功环流带来的资源浪费问题。
谐振抑制支路仅安装在陆地升压站侧，其作用不仅是吸收风电场风电机群向系统注入的5次、7次、11次等特征谐波电流，降低电网谐波电压畸变率，更主要的是消除长距离海缆与系统形成特征谐波次数附近的有害谐振风险，由于系统运行方式不断变化，在某些不利条件下，极易出现上述谐振问题，加装谐振抑制支路后，可以改善系统的阻抗频率特性，保证各种工况下不会在5次、7次、11次等特征谐波附近形成放大点，提高了系统的安全稳定性。
本发明通过海上侧动态感性无功补偿支路、陆地侧动态感性无功补偿支路和谐振抑制支路代替现有海风并网方案中的固定电抗器，同时省去占地面积大、设备复杂的SVG以及配套的大容量升压变压器，节省海上风电送出系统的空间、占地和投资，减轻运维工作量，减少运行损耗。
其中，动态感性无功补偿支路包括：第一三相三柱铁芯、绕制于所述第一三相三柱铁芯的第一多组匝数不同的绕组、以及第二三相三柱铁芯，绕制于所述第二三相三柱铁芯的第二多组匝数不同的绕组；所述第一多组匝数不同的绕组的匝数与所述第二多组匝数不同的绕组的匝数一一对应；所述第一三相三柱铁芯和所述第二三相三柱铁芯、所述多组匝数不同的绕组对应设置有多组无功功率调节模块。
在具体设计时，可根据具体的现场参数要求对绕组和无功功率调节模块接线和参数进行设计，实现感性补偿、电压变换、谐波抵消、无功储备、暂态强补等功能。
如图1所示一个实施例中，动态感性无功补偿支路包括：第一三相三柱铁芯（1）、第二三相三柱铁芯（14），匝数为w1的绕组(2)、绕组（3）、绕组（4）、绕组（15）、绕组（16）、绕组（17），匝数为w2的绕组（5）、绕组（6）、绕组（7）、绕组（18）、绕组（19）、绕组（20），匝数为w3的绕组（8）、绕组（9）、绕组（10）、绕组（21）、绕组（22）、绕组（23），匝数为w4的绕组（11）、绕组（12）、绕组（13）、绕组（24）、绕组（25）、绕组（26），无功功率调节模块（27）、无功功率调节模块（28）、无功功率调节模块（29）、无功功率调节模块（30）、无功功率调节模块（31）、无功功率调节模块（32）、无功功率调节模块（33）、无功功率调节模块（34）、无功功率调节模块（35）、无功功率调节模块（36）、无功功率调节模块（37）、无功功率调节模块（38）。
在另一个优选实施例中，匝数w1、w2、w3、w4满足特殊比例关系。当电源侧电压U1为220kV，无功功率调节模块线电压U2为35kV，则匝数w1、w2、w3、w4最优比例关系为：w1/w2=0.1645/1；w3/w2=0.1737/1；w4/w2=0.3008/1。
绕组（2）、绕组（5）、绕组（8）、绕组（11）绕制于第一三相三柱铁芯（1）的左侧芯柱，绕组（3）、绕组（6）、绕组（9）、绕组（12）绕制于第一三相三柱铁芯（1）的中侧芯柱，绕组（4）、绕组（7）、绕组（10）、绕组（13）绕制于第一三相三柱铁芯（1）的右侧芯柱。绕组（2）的同名端（标“*”的端子，以下相同）接至电源C相，非同名端接入绕组7的同名端，绕组（3）的同名端接至电源A相，非同名端接入绕组5的同名端，绕组（4）的同名端接至电源B相，非同名端接入绕组6的同名端。
绕组（5）、绕组（6）、绕组（7）的非同名端采用星形接线方式连接在一起并接地。绕组（8）、绕组（9）、绕组（10）的同名端分别接入无功功率调节模块（27）、无功功率调节模块（28）、无功功率调节模块（29）的进线端（标“▲”的端子，以下相同），无功功率调节模块（27）、无功功率调节模块（28）、无功功率调节模块（29）的出线端采用星形接线方式连接在一起。绕组（11）的同名端同时接入绕组（13）的非同名端、无功功率调节模块（30）的进线端和无功功率调节模块（32）的出线端，绕组（12）的同名端同时接入绕组（11）的非同名端、无功功率调节模块（31）的进线端和无功功率调节模块（30）的出线端，绕组（13）的同名端同时接入绕组（12）的非同名端、无功功率调节模块（32）的进线端和无功功率调节模块（31）的出线端。绕组（8）、绕组（9）、绕组（10）的星接点和无功功率调节模块（27）、（28）、（29）的星接点采用导线进行等电位连接。
绕组（15）、绕组（18）、绕组（21）、绕组（24）绕制于第二三相三柱铁芯（14）的左侧芯柱，绕组（16）、绕组（19）、绕组（22）、绕组（25）绕制于第二三相三柱铁芯（14）的中侧芯柱，绕组（17）、绕组（20）、绕组（23）、绕组（26）绕制于第二三相三柱铁芯（14）的右侧芯柱。绕组15的同名端（标“*”的端子，以下相同）接至电源B相，非同名端接入绕组19的同名端，绕组16的同名端接至电源C相，非同名端接入绕组20的同名端，绕组17的同名端接至电源A相，非同名端接入绕组18的同名端，绕组（18）、绕组（19）、绕组（20）的非同名端采用星形接线方式连接在一起并可靠接地。绕组（21）、绕组（22）、绕组（23）的同名端分别接入无功功率调节模块（33）、（34）、（35）的进线端（标“▲”的端子，以下相同），无功功率调节模块（33）、（34）、（35）的出线端采用星形接线方式连接在一起。绕组（24）的同名端同时接入绕组（25）的非同名端、无功功率调节模块（36）的进线端和无功功率调节模块（38）的出线端，绕组（25）的同名端同时接入绕组（26）的非同名端、无功功率调节模块（37）的进线端和无功功率调节模块（36）的出线端，绕组（26）的同名端同时接入绕组（24）的非同名端、无功功率调节模块（38）的进线端和无功功率调节模块（37）的出线端。绕组（21）、绕组（22）、绕组（23）的星接点和无功功率调节模块（27）、（28）、（29）的星接点采用导线进行等电位连接。
在一个优选实施例中，绕组（2）同名端、绕组（8）同名端之间为高阻抗，绕组（2）同名端、绕组（11）同名端之间为高阻抗；绕组（3）同名端、绕组（9）同名端之间为高阻抗，绕组（3）同名端、绕组（12）同名端之间为高阻抗；绕组（4）同名端、绕组（10）同名端之间为高阻抗，绕组（4）同名端、绕组（13）同名端之间为高阻抗。
阻抗取值范围优选为80%～90%，且上述各阻抗之间偏差不大于±1%。
多个无功功率调节模块包括分别由n个子模块串联的第一多个无功功率调节模块、以及分别由m个子模块串联的第二多个无功功率调节模块；其中，每个子模块采用相同的元件和接线，实现功能相同。
其中，无功功率调节模块（27）~（37）内部接线方式为：多个子模块依次串联，其中进线端模块序号为1，出线端模块序号为n或m，每个模块内的正向晶闸管SCR+（45）和反向晶闸管SCR-（46）采用正反逆变联接线方式，正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU1-（48）、阻尼电阻器Rs（49）、阻尼电容器Cs（50）采用串联接线。
无功功率调节模块通过采用阻容回路取能及大容量储能电容器设计方案，保证了正常触发和暂态强补模式下可靠工作。
在一个实施例中，海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统还包括控制保护及监控单元（53）、多路分光器MSC（52）。该控制保护及监控单元（53）与多路分光器MSC（52）连接，多路分光器（52）通过触发光纤（51）与各级正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）连接。该每个子模块分别通过触发光纤（51）接收控制保护及监控单元（53）经由多路分光器MSC（52）发送的触发信号。
在一个实施例中，无功功率调节模块（27）、无功功率调节模块（28）、无功功率调节模块（29）、无功功率调节模块（33）、无功功率调节模块（34）、无功功率调节模块（35）由n个子模块串联，无功功率调节模块（30）、无功功率调节模块（31）、无功功率调节模块（32）、无功功率调节模块（36）、无功功率调节模块（37）、无功功率调节模块（38）由m个子模块串联，且m，n满足：
Figure DEST_PATH_IMAGE001
。
如附图2所示的一个实施例中，子模块组成如下：正向晶闸管SCR+（45），反向晶闸管SCR-（46），正向晶闸管门极触发单元TCU+（47），反向晶闸管门极触发单元TCU-（48），阻尼电阻器Rs（49），阻尼电容器Cs（50）。TCU +（47）内部包括取能电容CT+、二极管D1+、二极管D2+、电压旁路和触发电路；TCU-（48）内部包括取能电容CT-、二极管D1-、二极管D2-、电压旁路和触发电路。
其中，每个模块内的正向晶闸管SCR+（45）和反向晶闸管SCR-（46）采用正反逆变联接线方式，正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU1-（48）、阻尼电阻器Rs（49）、阻尼电容器Cs（50）采用串联接线。
基于上述设计，无功功率调节模块内的n(m)只正向串联晶闸管和n(m)反向串联晶闸管采用同一触发信号即可，最大程度简化了触发回路。
谐振抑制支路包括：5次谐振抑制支路、7次谐振抑制支路以及11次谐振抑制支路。
5次谐振抑制支路由串联的5次滤波电抗器（39）和5次滤波电容器（42）构成；7次谐振抑制支路由串联的7次滤波电抗器（40）和7次滤波电容器（43）构成；11次谐振抑制支路由串联的11次滤波电抗器（41）和11次滤波电容器（44）构成。其中，5次滤波电抗器（39）和5次滤波电容器（42）串联后接入高压母线，7次滤波电抗器（40）和7次滤波电容器（43）串联后接入高压母线，11次滤波电抗器（41）和11次滤波电容器（44）串联后接入高压母线。
通过上述绕组接线方式和变比设计，抵消了5次、7次、11次、13次谐波电流，降低了成套装置的谐波发生量。特定绕组之间采用高短路阻抗设计，使无功输出连续、平滑，无直流分量，且保留了感性无功储备，具备暂态强补功能。
由于动态无功补偿单元自身谐波含量较低，谐振抑制装置主要是避免海缆引起系统谐振和谐波放大，与常规滤波器设计目的完全不同，因此，其参数和支路设计要结合全系统不同工况下谐波潮流分析和阻抗频率特性扫描进行。在一个实施例中，5次谐振抑制支路的谐振频率为250HZ，所述7次谐振抑制支路的谐振频率为350HZ，所述11次谐振抑制支路的谐振频率为550HZ。
动态感性无功补偿支路的工作原理和运行模式具体如下：
动态感性无功补偿支路具有正常运行和暂态强补两种运行方式。多路分光器MSC（52）接受控制保护及监控单元（53）下发的触发信号，输出光信号通过光纤（51）送至各TCU内的触发电路。
控制保护及监控单元向多路分光器（MSC）输出T1和T2两种信号，其中T1是正常连续触发信号，其触发角度范围是110°～165°（正向）和290°～345°（反向）之间，T2是暂态强补信号，其触发角度固定在90°（正向）和270°（反向）。
正常运行方式下，无功功率调节模块（27）~（37）内部晶闸管触发角在110°～165°（正向）和290°～345°（反向）之间变化时，动态感性无功补偿支路输出感性无功功率，容量0%～100%之间变化。正常连续触发模式下，如果触发角在小于90°（正向）和270°（反向）时，电流会出现直流分量，导致不对称触发，注入变压器会引起饱和，要严格避免，触发角任何时候不得小于90°（正向）和270°（反向）。同时，触发角度小于90°（正向）和270°（反向）时TCU内部的取能电容（CT+和CT-）无法充电取能为触发电路提供电源。因此，正常连续触发信号T1设置了触发保护窗口（100°～170°和280°～350°）。当T1触发角度在窗口保护范围内时，输出正常触发信号；当T1触发角度在窗口保护范围之外时，停止输出正常触发信号，并发出报警信号。
无功功率调节模块（27）~（37）既可以采用三相对称调节模式，也可以采用分相调节模式，对于系统或负荷不平衡工况，采用分相调节模式，可降低负序电流和三相电压不平衡度。
在暂态强补模式下，无功功率调节模块（27）~（37）内部晶闸管触发角为90°（正向）和270°（反向），使动态感性无功补偿支路容量输出至140%～150%，输出最大感性无功功率。
综上，当控制系统检测到过电压时，动态感性无功补偿支路进入强补模式，使感性无功功率输出达到最大值，抑制暂态过电压，提高海上风电场的过电压穿越能力；当控制系统检测到电压暂降/跌落时，通过对动态感性无功补偿支路晶闸管阀组快速移相将无功输出容量降低，使系统容性无功功率输出达到最大值，提供系统电压支撑，加快系统故障电压恢复速度，提高海上风电场的低电压穿越能力。
此外，由于正常连续触发信号T1和强补触发信号T2不会同时出现，因此两个信号合用一组触发光纤；无功功率调节模块（27）~（37）内部n/m只正向串联晶闸管和n/m只反向串联晶闸管采用同一触发信号即可，最大程度简化了触发回路。动态无功补偿装置控制保护和监控单元下发的触发信号（T1或T2）接至多路分光器（MSC），多路分光器（MSC）将信号放大并转换为2n路光信号送至各TCU单元的触发电路，触发信号同时达到正反向晶闸管，但只有承受正压的晶闸管导通。
附图3为动态感性无功补偿支路控制模式示意图，从上到下依次为阀端电压波形，正常连续触发信号T1和强补触发信号T2。
TCU+和TCU-内部的取能电容CT+、CT-与阻尼回路分别通过二极管和电压旁路装置相连，晶闸管截止、阻尼回路通过电流时电容器储存能量为触发电路提供电源。当晶闸管SCR+、SCR-截止且SCR+承受正压时，该正压同时通过二极管D1+、阻尼电阻Rs、阻尼电容Cs、二极管D1-为TCU-内部的电容器CT-充电，提供晶闸管SCR-触发所需能量；当电容器CT-充电达到额定值（24V）时，电压旁路电路发挥作用，从高阻抗变为低阻抗，为阻尼回路电流提供通路，避免电源电压过高，同时由于D2-二极管的存在，保证电容器的能量单方向流入触发电路，而不会流入主回路，实现了电容器放电期间主回路隔离功能。电压旁路回路根据电容器CT-的电压值投退，电压低于额定值（24V）时不起作用，对外表现为高阻抗；电压高于额定值（24V）时起作用，对外表现为极低阻抗。当晶闸管SCR+、SCR-截止且SCR-承受正压时，该正压通过二极管D1-、阻尼电阻Rs、阻尼电容Cs、二极管D2+为TCU+内部的电容器CT+充电，提供晶闸管SCR+触发所需能量。
强触发模式下，晶闸管连续导通，不承受电压，各级阻尼回路均没有电流流过，无法为TCU内部的储能电容充电，因此，强触发模式下TCU内部电容器持续放电为触发电路提供电源，但只能短时工作。一般电网暂态过程在1s以内，因此，储能电容储存的能量按照连续触发1s设计即可满足要求，对于50Hz交流系统其触发次数为2×50=100次，即储能电容应保证充电回路停止工作后可以提供100次的触发能量。
因此，当控制系统检测到过电压时，无功功率调节模块（27）~（37）进入暂态强补模式，触发角度调整为90°（正向）和270°（反向），利用设备短时过载能力，使系统感性无功功率输出达到最大值，抑制暂态过电压，提高海上风电场的过电压穿越能力；当控制系统检测到电压暂降/跌落时，无功功率调节模块（27）~（37）快速移至165°（正向）和345°（反向），使系统容性无功功率输出达到最大值，维持系统电压支撑，加快系统故障电压恢复速度，提高海上风电场的低电压穿越能力。
谐振抑制支路工作原理具体如下：
对于220kV海缆，其电缆对地电容约48μS/Km，对于50kM长度的海缆，等值容抗约417Ω，系统短路容量3000MVA，等值电抗17.63Ω，工频50Hz系统对应谐振频率为4.86次，如附图4所示；风电机组产生的谐波电流一般以5次、7次、11次为主，含量虽然不高，但是经过海缆和系统的谐振放大后，谐波电流将增加至原始值的数倍甚至数十倍，使系统电压畸变率严重超标，系统无法正常稳定运行。
一个实施例中，本发明中的谐振抑制支路可采用串联谐振原理，三个回路分别谐振于250Hz、350Hz和550Hz，进一步改变了系统的阻抗频率特性曲线，且各种运行方式下都能够保证5次、7次、11次等特征谐波频率点系统阻抗始终处于低阻抗区间，不会出现谐波放大，保证系统安全稳定运行。加装谐振抑制支路后的阻抗频率特性如附图5所示。
同时，谐振抑制支路输出容性无功功率，使成套装置在海上风电场高出力运行时，提高容性补偿能力和功率因数。
需要强调的是，本发明所述的实施例是实例性的，而不是限定性的，因此本发明并不限于具体实施方式中所述的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。

Claims (7)

1.一种海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：包括动态感性无功补偿支路以及谐振抑制支路，所述动态感性无功补偿支路分别安装在高压海底电缆两端，即分别在海上升压站侧和陆地计量站侧安装；其中，海上升压站侧动态感性无功补偿支路采取恒定电压控制策略，陆地计量站侧动态感性无功补偿支路采取恒无功控制策略，容量分别按照海上风电场空载时充电功率的50%考虑；所述谐振抑制支路安装于高压海底电缆陆地端，即陆地计量站侧；所述动态感性无功补偿支路包括：第一三相三柱铁芯、绕制于所述第一三相三柱铁芯的第一多组匝数不同的绕组、以及第二三相三柱铁芯，绕制于所述第二三相三柱铁芯的第二多组匝数不同的绕组；所述第一多组匝数不同的绕组的匝数与所述第二多组匝数不同的绕组的匝数一一对应；所述第一三相三柱铁芯、所述第二三相三柱铁芯及其所述多组匝数不同的绕组分别设置有对应的无功功率调节模块；所述对应的无功功率调节模块包括分别由n个子模块串联的第一多个无功功率调节模块、以及分别由m个子模块串联的第二多个无功功率调节模块；其中，每个子模块采用相同的元件和接线，实现功能相同；所述海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统还包括控制保护及监控单元（53）与多路分光器MSC（52）；控制保护及监控单元（53）与多路分光器MSC（52）连接，多路分光器（52）通过触发光纤（51）与各所述子模块的正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）连接；所述多路分光器MSC（52）接受所述控制保护及监控单元（53）下发的触发信号，输出光信号通过所述触发光纤（51）送至各TCU内的触发电路。
2.根据权利要求1所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：所述第一三相三柱铁芯包括匝数分别为w1、w2、w3、w4的多组绕组、以及所述第二三相三柱铁芯包括匝数分别为w1、w2、w3、w4的多组绕组；其中w1、w2、w3、w4满足以下条件：w1/w2=0.1645；w3/w2=0.1737；w4/w2=0.3008。
3.根据权利要求2所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：其中，m，n满足：m=
Figure DEST_PATH_IMAGE002
。
4.根据权利要求2所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：所述子模块包括：正反逆变联接线的正向晶闸管SCR+（45）以及反向晶闸管SCR-（46）；串联连结的正向晶闸管门极触发单元TCU+（47）、反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）、阻尼电阻器Rs（49）、阻尼电容器Cs（50）；所述正向晶闸管门极触发单元TCU +（47）内部包括取能电容CT+、二极管D1+、二极管D2+、电压旁路和触发电路；所述反向晶闸管门极触发单元TCU-（48）内部包括取能电容CT-、二极管D1-、二极管D2-、电压旁路和触发电路。
5.根据权利要求4所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：所述谐振抑制支路包括：5次谐振抑制回路、7次谐振抑制回路以及11次谐振抑制回路。
6.根据权利要求5所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：所述5次谐振抑制回路由串联的5次滤波电抗器（39）和5次滤波电容器（42）构成；7次谐振抑制回路由串联的7次滤波电抗器（40）和7次滤波电容器（43）构成；11次谐振抑制回路由串联的11次滤波电抗器（41）和11次滤波电容器（44）构成。
7.根据权利要求6所述的海上风电场动态无功补偿兼谐振抑制系统，其特征在于：所述5次谐振抑制回路的谐振频率为250HZ，所述7次谐振抑制回路的谐振频率为350HZ，所述11次谐振抑制回路的谐振频率为550HZ。
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