一种海上风电直流输电系统的制作方法

本发明涉及海上风电和直流输电技术领域，尤其涉及一种海上风电直流输电系统。

背景技术：

目前，全球能源转型的基本趋势是化石能源体系向低碳能源体系转变，最终目标是进入以可再生能源为主的可持续能源时代。风电作为技术成熟、环境友好的可再生能源，已在全球范围内实现大规模的开发应用。

随着陆上风资源逐渐开发殆尽，海上风电已成为全球研究与开发热点，世界各国都把海上风电作为可再生能源发展的重要方向，我国也将其划入战略性新兴产业的重要组成部分。与陆上风电相比，海上风电具有平均风速高、风切变小、年发电利用小时数高、单机容量大、对环境影响小、离负荷中心近等优点，因而将是未来一段时间的发展重点。

根据相关研究，风电场离岸距离在70km之内时，可以考虑采用高压交流(HVAC)输电传输方式。但是，高压交流输电在长距离、大容量情况下存在以下问题：1)传输相同有功功率，工程造价和功率损耗比直流输电线路增长得快；2)海底电缆的电容效应会产生大量无功功率，降低了有效负荷能力，抬升了电网电压，且难以在线缆中间进行无功补偿；3)海上风电场和陆上电网任何一方的故障都会直接影响到另一方，对系统的安全运行不利。

当海上风电的离岸距离超过70km甚至更远时，宜采用高压直流(HVDC)输电方式，可有效避免交流输电的缺点。现有海上风电直流输电系统主要存在以下几种实施方案：

一、基于晶闸管的电网换相高压直流输电(LCC-HVDC)方案，也即“传统直流输电方案”，如图1(a)所示。在此方案中，由于换流站采用了晶闸管这种半控性功率器件，只能依靠电网电压关断，而风电机组及集群不是稳定、坚强的电压源，故此方案基本不可行。实际工程中也没有采用传统直流输电方案的案例。

二、“柔性直流输电方案”，如图1(b)所示。在此方案中，海上换流站采用大功率全控器件(如IGBT)，构成电压源型变换器(Voltage Source Converter,VSC)拓扑。常见的VSC拓扑有两电平VSC和模块化多电平变换器(Modular Multilevel Converter,MMC)等。此方案全部使用大功率全控器件，控制性能较好，但建造成本高，换流站损耗大。

三、基于二极管整流器和附加部分容量的来自岸上的交流供电线路的直流输电方案，即“二极管加交流供电方案”，如图1(c)所示。在此方案中，交流供电线路提供风电场启动时需要的交流电压基准及能量，以弥补二极管整流器单向功率流动的缺陷。此方案基于二极管整流器，降低了换流站成本，同时损耗较低，但需要一条额外的来自岸上的交流供电线路，增加了建设成本，同时风电机组在启动阶段和运行阶段的控制模式还需进行切换，增加了系统的复杂性，降低了系统可靠性。

四、基于二极管整流器和附加部分容量的连接至高压直流的辅助变换器的直流输电方案，即“二极管加辅助变换器方案”，如图1(d)所示。在此方案中，辅助变换器提供风电场启动时需要的交流电压基准及能量，以弥补二极管整流器单向功率流动的缺陷。此方案也基于二极管整流器，降低了换流站成本，同时损耗较低，但需要额外的连接至高压直流输电线路的辅助换流器，系统结构复杂，控制繁琐，对系统可靠性会有影响。

技术实现要素：

本发明为了解决上述问题，提出了一种新型海上风电直流输电系统及方法，既能够降低系统的复杂度、建设成本和运行损耗，又无须对风电机组现有成熟控制策略进行调整。

为了实现上述目的，本发明提供：

一种海上风电直流输电系统，包括集电线路、海上换流站、高压直流输电线路、岸上换流站以及独立电源装置。所述集电线路一端与风电机组集群中的各风电机组分别相连接，另一端与所述海上换流站的交流侧相连接形成公共连接点；所述海上换流站的直流侧经高压直流输电线路与岸上换流站的直流侧相连接；独立电源装置经升压后连接至公共连接点(PCC)，包括若干个并联的发电单元。

所述海上换流站采用二极管整流器，其类型可以是六脉波整流器，或者是十二脉波整流器，或者是单整流桥的串联拓展。

所述独立电源装置中的发电单元可以是储能发电单元，包括储能电池和功率变换器；也可以是柴油发电单元，包括柴油发电机，或者包括柴油发电机和功率变换器；还可以是储能发电单元与柴油发电单元的组合。

所述独立电源装置中的发电单元采用并联结构，其控制方法可以是主从控制，下垂控制，或者通过通讯的协调控制。以基于储能发电单元的独立电源装置采用主从控制为例，此时需将储能发电单元分为主储能、从储能两种。主储能的作用侧重于提供电压基准，其工作在V/f模式；从储能的作用是提供启动功率，并根据需要随时补充或释放电能，其工作在PQ模式。对某一储能发电单元来说，主储能和从储能的角色可视情况自由切换。

当所述独立电源装置中的发电单元采用储能发电单元与柴油发电单元的组合时，所述储能发电单元在启动阶段以V/f模式运行并快速响应功率指令，之后当所述柴油发电单元完成启动后，其输出作为电压基准，而所述储能发电单元则从V/f模式转为PQ模式。

在本发明所提海上风电直流输电系统中，独立电源装置需升压后方才连接至PCC，其升压方式可以是采用独立升压变压器，或者是借用风电机组的输出升压变压器，也可以通过附加额外绕组借用海上换流站的升压变压器，构成多绕组变压器。

本发明所提海上风电直流输电系统在启动阶段接收到启动指令后，先启动独立电源装置以提供风电机组集群所需的启动功率，再启动各风电机组，此后风电机组集群的输出功率逐渐增大，最终进入稳定工作状态。

本发明所提海上风电直流输电系统在稳态工作时，风电机组集群将风能转换为三相交流电能，通过集电线路送至海上换流站，此过程中独立电源装置提供各风电机组所需的电压基准；送至海上换流站的三相交流电能先由升压变压器抬升电压，接着经过二极管整流器变成直流电；此直流电能先经由滤波电感滤波，再通过高压直流输电线路送至岸上换流站，最终进入岸上大电网或高压输电线路。

本发明的有益效果为：

本发明采用基于二极管整流器的海上换流站，损耗低、效率高，相对柔性直流输电方案具有明显的成本优势；独立电源装置可以提供风电场启动时需要的交流电压基准及能量，以弥补二极管整流器单向功率流动的缺陷，同时该独立电源装置可从中低压发电单元就地取电，无需建设来自岸上的长距离交流供电线路，或者连接至高压直流的辅助换流器，因而可进一步降低系统建设成本；且风电机组仍可采用现有的成熟控制策略，降低了输电系统及控制的复杂度。

附图说明

下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明，附图中：

图1是现有海上风电直流输电系统结构图。

图2是本发明的海上风电直流输电系统结构图。

图3是本发明的海上风电直流输电系统实施例的二极管整流器采用的电路的结构图。

图4是本发明的海上风电直流输电系统实施例的独立电源装置中发电单元的结构图。

图5是本发明的海上风电直流输电系统实施例的储能发电单元的电路的结构图。

图6是本发明的海上风电直流输电系统实施例的柴油发电单元的电路的结构图。

图7是本发明的海上风电直流输电系统实施例的独立电源装置通过独立升压变压器连接到公共连接点(PCC)的示意图。

图8是本发明的海上风电直流输电系统实施例的独立电源装置通过借用风电机组的输出升压变压器连接到公共连接点(PCC)的示意图。

图9是本发明的海上风电直流输电系统实施例的独立电源装置通过附加额外绕组的方式借用海上换流站的升压变压器连接到公共连接点(PCC)的示意图。

具体实施方式

实例一

本发明所提海上风电直流输电系统1的整体结构如图2所示，包括集电线路5、海上换流站9、高压直流输电线路13、岸上换流站14以及独立电源装置6。所述集电线路5一端与风电机组集群2中的各风电机组3分别相连接，另一端与所述海上换流站9的交流侧相连接形成公共连接点(PCC)；所述海上换流站9的直流侧经高压直流输电线路13与岸上换流站14的直流侧相连接；独立电源装置6经升压后连接至PCC，包括若干个并联的发电单元7。

所述海上换流站9采用二极管整流器11，其类型可以是六脉波整流器，如图3(a)所示；或者是十二脉波整流器，如图3(b)所示；当输电电压等级更高时，还可以采用单整流桥串联拓展的方式提升耐压水平，如图3(c)所示，此时各风电机组3将进行分组，每一组通过单独的集电线路5和升压变压器10连接到二极管整流器11的输入端。

本发明所提海上风电直流输电系统1在稳态工作时，风电机组集群2将风能转换为三相交流电能，通过集电线路5送至海上换流站9，此过程中独立电源装置6提供各风电机组3所需的电压基准；送至海上换流站9的三相交流电能先由升压变压器10抬升电压，接着经过二极管整流器11变成直流电；此直流电能先经由滤波电感12滤波，再通过高压直流输电线路13送至岸上换流站14，最终进入岸上大电网或高压输电线路。

系统在进入稳定工作状态之前须先经过启动阶段。在启动阶段，风电机组集群2需要一定的启动功率。由于本方案采用了二极管整流器11，其功率流向单一(在图2中只能从左往右)，不能从高压直流输电线路13反向提供启动功率给风电机组集群2，因此必须要有额外的供电电源。本发明提出利用独立电源装置6提供启动功率，此时系统在启动阶段接收到启动指令后，先启动独立电源装置6以提供风电机组集群2所需的启动功率，再启动各风电机组3，此后风电机组集群2的输出功率逐渐增大，最终进入稳定工作状态。

由于辅助电源装置6提供了风电机组集群2在启动和稳态运行时的电压基准，因此各风电机组3可以延用现有的控制策略而无须修改，从而大大节约了改造成本。

所述独立电源装置6中的发电单元7可以是储能发电单元18，包括储能电池20和功率变换器21；也可以是柴油发电单元19，包括柴油发电机22，或者包括柴油发电机22和功率变换器21；还可以是储能发电单元18与柴油发电单元19的组合。

所述独立电源装置6中的发电单元7采用并联结构，其控制方法可以是主从控制，下垂控制，或者通过通讯的协调控制。以基于储能发电单元18的独立电源装置6采用主从控制为例，此时需将储能发电单元18分为主储能、从储能两种。主储能的作用侧重于提供电压基准，其工作在V/f模式；从储能的作用是提供启动功率，并根据需要随时补充或释放电能，其工作在PQ模式。对某一储能发电单元18来说，主储能和从储能的角色可视情况自由切换。

当所述独立电源装置6中的发电单元7采用储能发电单元18与柴油发电单元19的组合时，所述储能发电单元18在启动阶段以V/f模式运行并快速响应功率指令，之后当所述柴油发电单元19完成启动后，其输出作为电压基准，而所述储能发电单元18则从V/f模式转为PQ模式。

在本发明所提海上风电直流输电系统1中，独立电源装置6需升压后方才连接至PCC，其升压方式可以采用独立升压变压器8，如图7所示。此时，独立电源装置6和独立升压变压器8集中放置在风电机组集群2附近，独立电源装置6通过独立升压变压器8连接至PCC，提供风电机组集群2所需启动功率和电压基准。

实例二

本发明所提海上风电直流输电系统1的整体结构如图2所示，包括集电线路5、海上换流站9、高压直流输电线路13、岸上换流站14以及独立电源装置6。所述集电线路5一端与风电机组集群2中的各风电机组3分别相连接，另一端与所述海上换流站9的交流侧相连接形成公共连接点(PCC)；所述海上换流站9的直流侧经高压直流输电线路13与岸上换流站14的直流侧相连接；独立电源装置6经升压后连接至PCC，包括若干个并联的发电单元7。

所述海上换流站9采用二极管整流器11，其类型可以是六脉波整流器，如图3(a)所示；或者是十二脉波整流器，如图3(b)所示；当输电电压等级更高时，还可以采用单整流桥串联拓展的方式提升耐压水平，如图3(c)所示，此时各风电机组3将进行分组，每一组通过单独的集电线路5和升压变压器10连接到二极管整流器11的输入端。

本发明所提海上风电直流输电系统1在稳态工作时，风电机组集群2将风能转换为三相交流电能，通过集电线路5送至海上换流站9，此过程中独立电源装置6提供各风电机组3所需的电压基准；送至海上换流站9的三相交流电能先由升压变压器10抬升电压，接着经过二极管整流器11变成直流电；此直流电能先经由滤波电感12滤波，再通过高压直流输电线路13送至岸上换流站14，最终进入岸上大电网或高压输电线路。

系统在进入稳定工作状态之前须先经过启动阶段。在启动阶段，风电机组集群2需要一定的启动功率。由于本方案采用了二极管整流器11，其功率流向单一(在图2中只能从左往右)，不能从高压直流输电线路13反向提供启动功率给风电机组集群2，因此必须要有额外的供电电源。本发明提出利用独立电源装置6提供启动功率，此时系统在启动阶段接收到启动指令后，先启动独立电源装置6以提供风电机组集群2所需的启动功率，再启动各风电机组3，此后风电机组集群2的输出功率逐渐增大，最终进入稳定工作状态。

由于辅助电源装置6提供了风电机组集群2在启动和稳态运行时的电压基准，因此各风电机组3可以延用现有的控制策略而无须修改，从而大大节约了改造成本。

所述独立电源装置6中的发电单元7可以是储能发电单元18，包括储能电池20和功率变换器21；也可以是柴油发电单元19，包括柴油发电机22，或者包括柴油发电机22和功率变换器21；还可以是储能发电单元18与柴油发电单元19的组合。

所述独立电源装置6中的发电单元7采用并联结构，其控制方法可以是主从控制，下垂控制，或者通过通讯的协调控制。以基于储能发电单元18的独立电源装置6采用主从控制为例，此时需将储能发电单元18分为主储能、从储能两种。主储能的作用侧重于提供电压基准，其工作在V/f模式；从储能的作用是提供启动功率，并根据需要随时补充或释放电能，其工作在PQ模式。对某一储能发电单元18来说，主储能和从储能的角色可视情况自由切换。

当所述独立电源装置6中的发电单元7采用储能发电单元18与柴油发电单元19的组合时，所述储能发电单元18在启动阶段以V/f模式运行并快速响应功率指令，之后当所述柴油发电单元19完成启动后，其输出作为电压基准，而所述储能发电单元18则从V/f模式转为PQ模式。

在本发明所提海上风电直流输电系统1中，独立电源装置6需升压后方才连接至PCC，其升压方式可以借用风电机组3的输出升压变压器4，如图8所示。此时，独立电源装置6放置在风电机组3附近，通过后者的输出升压变压器4连接至PCC，提供风电机组集群2所需启动功率和电压基准。具体地，又有两种实现方案。第一种方案是独立电源装置6的所有发电单元7集中放置在一台风电机组3附近，通过此风电机组3的输出升压变压器4连接至PCC，如图8(a)所示；第二种方案是将独立电源装置6的发电单元7分为若干组，再分别放置于各风电机组3附近，各组发电单元7分别通过对应风电机组3的输出升压变压器4连接至PCC，形成一个分布式电源系统，如图8(b)所示。

实例三

本发明所提海上风电直流输电系统1的整体结构如图2所示，包括集电线路5、海上换流站9、高压直流输电线路13、岸上换流站14以及独立电源装置6。所述集电线路5一端与风电机组集群2中的各风电机组3分别相连接，另一端与所述海上换流站9的交流侧相连接形成公共连接点(PCC)；所述海上换流站9的直流侧经高压直流输电线路13与岸上换流站14的直流侧相连接；独立电源装置6经升压后连接至公共连接点(PCC)，包括若干个并联的发电单元7。

所述海上换流站9采用二极管整流器11，其类型可以是六脉波整流器，如图3(a)所示；或者是十二脉波整流器，如图3(b)所示；当输电电压等级更高时，还可以采用单整流桥串联拓展的方式提升耐压水平，如图3(c)所示，此时各风电机组3将进行分组，每一组通过单独的集电线路5和升压变压器10连接到二极管整流器11的输入端。

本发明所提海上风电直流输电系统1在稳态工作时，风电机组集群2将风能转换为三相交流电能，通过集电线路5送至海上换流站9，此过程中独立电源装置6提供各风电机组3所需的电压基准；送至海上换流站9的三相交流电能先由升压变压器10抬升电压，接着经过二极管整流器11变成直流电；此直流电能先经由滤波电感12滤波，再通过高压直流输电线路13送至岸上换流站14，最终进入岸上大电网或高压输电线路。

系统在进入稳定工作状态之前须先经过启动阶段。在启动阶段，风电机组集群2需要一定的启动功率。由于本方案采用了二极管整流器11，其功率流向单一(在图2中只能从左往右)，不能从高压直流输电线路13反向提供启动功率给风电机组集群2，因此必须要有额外的供电电源。本发明提出利用独立电源装置6提供启动功率，此时系统在启动阶段接收到启动指令后，先启动独立电源装置6以提供风电机组集群2所需的启动功率，再启动各风电机组3，此后风电机组集群2的输出功率逐渐增大，最终进入稳定工作状态。

由于辅助电源装置6提供了风电机组集群2在启动和稳态运行时的电压基准，因此各风电机组3可以延用现有的控制策略而无须修改，从而大大节约了改造成本。

所述独立电源装置6中的发电单元7可以是储能发电单元18，包括储能电池20和功率变换器21；也可以是柴油发电单元19，包括柴油发电机22，或者包括柴油发电机22和功率变换器21；还可以是储能发电单元18与柴油发电单元19的组合。

所述独立电源装置6中的发电单元7采用并联结构，其控制方法可以是主从控制，下垂控制，或者通过通讯的协调控制。以基于储能发电单元18的独立电源装置6采用主从控制为例，此时需将储能发电单元18分为主储能、从储能两种。主储能的作用侧重于提供电压基准，其工作在V/f模式；从储能的作用是提供启动功率，并根据需要随时补充或释放电能，其工作在PQ模式。对某一储能发电单元18来说，主储能和从储能的角色可视情况自由切换。

当所述独立电源装置6中的发电单元7采用储能发电单元18与柴油发电单元19的组合时，所述储能发电单元18在启动阶段以V/f模式运行并快速响应功率指令，之后当所述柴油发电单元19完成启动后，其输出作为电压基准，而所述储能发电单元18则从V/f模式转为PQ模式。

在本发明所提海上风电直流输电系统1中，独立电源装置6需升压后方才连接至公共连接点(PCC)，其升压方式可以通过附加额外绕组借用海上换流站9的升压变压器进而构成多绕组变压器17，如图9所示。此时，独立电源装置6放置在海上换流站9附近，连接至后者的多绕组变压器17的附加绕组上，从而通过这种方式连接至公共连接点(PCC)，提供风电机组集群2所需启动功率和电压基准。