CN113472001A - 海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备 - Google Patents

海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备，该直流输电系统包括第一海上风电场、第二海上风电场、海上输电平台和陆上输电平台；海上输电平台包括极1海上换流站和极2海上换流站，极1海上换流站为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的极2海上换流站为二极管阀DR换流站或MMC换流站。该海上风电送端混合双极的直流输电系统通过海上输电平台的送端换流站采用MMC换流站与二极管阀DR换流站组合给陆上输电平台送电，二极管阀DR换流站的设备成本和体积大幅降低，降低了海上换流站的建设成本，另外二极管阀DR换流站的运行损耗低于同容量的MMC换流站，提高了直流输电系统长期运行的经济性。

Description

海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备
技术领域
本发明涉及直流输电技术领域，尤其涉及一种海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备。
背景技术
近年来，柔性直流输电技术(英文全称voltage source converter based high-voltage direct current，英文简称VSC-HVDC)获得了快速发展。同时因为柔性直流能够对风电场输出功率进行快速灵活的控制，并且可以独立控制风电场并网点的母线电压和频率，运用柔性直流方式接入风电场功率，并输送至陆上电网，目前已在国内外应用于实际工程。
然而，现有的海上风电经柔性直流送出海上换流站和陆上换流站均采用基于模块化的多电平换流器(英文全称modular multilevel converter，英文简称MMC)，随着海上风电输电规模的增加，基于MMC的海上平台换流站的体积以及重量将大幅增加，大大增加了工程的建设难度及成本。
发明内容
本发明实施例提供了一种海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备，用于解决现有海上风电采用MMC的换流站，存在体积大、重量重使得建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：
一种海上风电送端混合双极的直流输电系统，包括第一海上风电场、第二海上风电场、海上输电平台和与所述海上输电平台连接的陆上输电平台；
所述海上输电平台包括极1海上换流站和极2海上换流站，所述第一海上风电场与所述极1海上换流站连接，所述第二海上风电场与所述极2海上换流站连接，所述极1海上换流站为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的所述极2海上换流站为二极管阀DR换流站或MMC换流站；
所述陆上输电平台包括极1陆上换流站和极2陆上换流站，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站分别与陆上交流主网连接，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站均为MMC换流站；
所述极1陆上换流站与所述极2陆上换流站连接形成第一节点，所述极1海上换流站与所述极2海上换流站连接形成第二节点，所述第一节点与所述第二节点通过线缆连接后接地。
优选地，所述极1海上换流站通过极1电缆与所述极1陆上换流站连接，所述极2海上换流站通过极2电缆与所述极2陆上换流站连接。
优选地，所述第一海上风电场还通过交流联络线与所述第二海上风电场连接。
优选地，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站均采用定直流电压控制模式控制其直流电压稳定输出。
优选地，所述海上输电平台的MMC换流站采用定交流电压幅值和定交流频率的V/F控制模式控制其电压和频率稳定输出，所述海上输电平台的MMC换流站控制所述海上输电平台的二极管阀DR换流站的交流侧电压以控制所述海上输电平台的二极管阀DR换流站的导通或关闭。
优选地，所述海上输电平台通过所述极1海上换流站与所述极2海上换流站共同给所述陆上输电平台送电。
本发明还提供一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，包括以下步骤：
获取上述所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统中海上风电场的总输出功率和二极管阀DR换流站的输送容量；
根据所述总输出功率和所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送所述总输出功率，或控制所述二极管阀DR换流站和海上输电平台的MMC换流站共同向所述陆上输电平台传送所述总输出功率；
其中，所述总输出功率为第一海上风电场和第二海上风电场发出的功率总和。
优选地，该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法包括：若所述总输出功率不大于所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送所述总输出功率。
优选地，该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法包括：若所述总输出功率大于所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站按所述输送容量向陆上输电平台传送输电功率，并将剩余的输电功率通过所述海上输电平台的MMC换流站向所述陆上输电平台传送；其中，剩余的输电功率为所述总输出功率减去所述输送容量的功率。
本发明还提供一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制设备，包括处理器以及存储器；
所述存储器，用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；
所述处理器，用于根据所述程序代码中的指令执行上述所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法。
从以上技术方案可以看出，本发明实施例具有以下优点：该海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备，该直流输电系统包括第一海上风电场、第二海上风电场、海上输电平台和陆上输电平台；海上输电平台包括极1海上换流站和极2海上换流站，极1海上换流站为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的极2海上换流站为二极管阀DR换流站或MMC换流站；陆上输电平台包括极1陆上换流站和极2陆上换流站。该海上风电送端混合双极的直流输电系统通过海上输电平台的送端换流站采用MMC换流站与二极管阀DR换流站组合给陆上输电平台送电，相比于目前海上输电平台采用纯MMC换流站，二极管阀DR换流站的设备成本和体积大幅降低，降低了海上换流站的建设成本，另外二极管阀DR换流站的运行损耗低于同容量的MMC换流站，提高了直流输电系统长期运行的经济性；解决了现有海上风电采用MMC的换流站，存在体积大、重量重使得建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法采用依据海上风电场的总输出功率和二极管阀DR换流站的输送容量，优先选择二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送输电功率，再将多余的输电功率通过海上输电平台的MMC换流站向陆上输电平台传送，该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法降低了海上输电平台的运行损耗，从而降低建设海上输电平台的成本，也提高海上风电送端混合双极的直流输电系统长期运行的可行性、稳定性，解决了现有海上风电采用MMC的换流站，建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统的电路示意图；
图2为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法的步骤流程图；
图3为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法海上交流电压电压参考值与风电场输出总输电功率关系的曲线示意图。
具体实施方式
为使得本发明的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而非全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
本申请实施例提供了一种海上风电送端混合双极的直流输电系统及控制方法、设备，用于解决了现有海上风电采用MMC的换流站，存在体积大、重量重使得建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
实施例一：
图1为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统的电路示意图。
如图1所示，本发明实施例提供了一种海上风电送端混合双极的直流输电系统，包括第一海上风电场11、第二海上风电场12、海上输电平台10和与海上输电平台10连接的陆上输电平台20。
在本发明实施例中，海上输电平台10包括极1海上换流站13和极2海上换流站14，第一海上风电场11与极1海上换流站13连接，第二海上风电场12与极2海上换流站14连接，极1海上换流站13为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的极2海上换流站14为二极管阀DR换流站或MMC换流站；
陆上输电平台20包括极1陆上换流站21和极2陆上换流站22，极1陆上换流站21和极2陆上换流站22分别与陆上交流主网23连接，极1陆上换流站21和极2陆上换流站22均为MMC换流站；
极1陆上换流站21与极2陆上换流站22连接形成第一节点，极1海上换流站13与极2海上换流站14连接形成第二节点，第一节点与第二节点通过线缆30连接后接地。
需要说明的是，MMC换流站为模块化的多电平换流器，模块化的多电平换流器主要为3相6桥臂形式，每个桥臂由N个全半桥功率模块混合构成。其中，N一般大于等于10。二极管阀DR换流站主要是由二极管组成的换流站。
在本发明实施例中，线缆30可以为金属线。该海上风电送端混合双极的直流输电系统采用陆上换流站的第一节点和海上换流站的第二节点将其双极中性点经金属回线连接，并在陆上站双极中性点临时接地方式，该接地方式下双极的直流电流可不相等，使得海上或陆上的双极(两个换流站)相当于两个可独立运行的单极金属回线，共用一条地绝缘的线缆30，为了固定换流站直流侧各设备的对地点位，该线缆30在陆上换流站内接地网接地，避免陆上换流站或海上换流站双极不平衡电流入地和入海，也避免了地中电流所引起的电腐蚀问题，降低了对环境的影响，也无需保证陆上换流站或海上换流站正负双极的直流电流相等，降低该海上风电送端混合双极的直流输电系统的运行成本。
需要说明的是，海上输电平台10的海上换流站与陆上输电平台20的路上换流站通过金属的线缆连接后接地，减少了海上换流站和陆上换流站的站外专用接地极的建设和运营，降低了建设成本。
在本发明实施例中，海上输电平台10的极1海上换流站13和极2海上换流站14其中一个海上换流站为MMC换流站，另外一个海上换流站为二极管阀DR换流站。在本实施例中，极1海上换流站13为MMC换流站，极2海上换流站14为二极管阀DR换流站作为案例进行说明。
需要说明的是，二海上输电平台10的送端换流站采用MMC换流站与二极管阀DR换流站组合给陆上输电平台送电，相比于目前海上输电平台采用纯MMC换流站，二极管阀DR换流站的设备成本和体积大幅降低，降低了海上换流站的建设成本，另外二极管阀DR换流站的运行损耗低于同容量的MMC换流站，提高了直流输电系统长期运行的经济性。
本发明提供的一种海上风电送端混合双极的直流输电系统包括第一海上风电场、第二海上风电场、海上输电平台和陆上输电平台；海上输电平台包括极1海上换流站和极2海上换流站，极1海上换流站为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的极2海上换流站为二极管阀DR换流站或MMC换流站；陆上输电平台包括极1陆上换流站和极2陆上换流站。该海上风电送端混合双极的直流输电系统通过海上输电平台的送端换流站采用MMC换流站与二极管阀DR换流站组合给陆上输电平台送电，相比于目前海上输电平台采用纯MMC换流站，二极管阀DR换流站的设备成本和体积大幅降低，降低了海上换流站的建设成本，另外二极管阀DR换流站的运行损耗低于同容量的MMC换流站，提高了直流输电系统长期运行的经济性；解决了现有海上风电采用MMC的换流站，存在体积大、重量重使得建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
如图1所示，在本发明的一个实施例中，第一海上风电场11还通过交流联络线15与第二海上风电场12连接。极1海上换流站13通过极1电缆40与极1陆上换流站21连接，极2海上换流站14通过极2电缆50与极2陆上换流站22连接。
在本发明的一个实施例中，极1陆上换流站21和极2陆上换流站22均采用定直流电压控制模式控制其直流电压稳定输出。极1海上换流站13采用定交流电压幅值和定交流频率的V/F控制模式控制其电压和频率稳定输出，极1海上换流站13控制极2海上换流站14的交流侧电压以控制极2海上换流站14的导通或关闭。
需要说明的是，极1陆上换流站21和极2陆上换流站22均采用定直流电压控制模式控制陆上输电平台20的直流电压稳定。极1海上换流站13采用定交流电压幅值和定交流频率的V/F控制模式控制海上输电平台10的电压幅值和频率稳定；极2海上换流站14的交流侧电压由极1海上换流站13控制，极2海上换流站14交流侧电压大于电压阈值时导通，因此极1海上换流站13和极2海上换流站14共同输送海上输电平台10发出的功率至陆上输电平台20上。在本实施例中，定直流电压控制模式以及定交流电压幅值和定交流频率的V/F控制模式均为现有技术，此处不作详述。极2海上换流站14的电压阈值可以根据需求设置，此处不作限定。
实施例二：
图2为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法的步骤流程图。
如图2所示，本发明实施例提供了一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，包括以下步骤：
S1.获取上述的海上风电送端混合双极的直流输电系统中海上风电场的总输出功率和二极管阀DR换流站的输送容量。
需要说明的是，主要是获得海上输电平台将要相陆上输电平台传送的输电功率，并获取海上输电平台上二极管阀DR换流站最高输送输电功率的输送容量。其中，总输出功率为第一海上风电场和第二海上风电场发出的功率总和
S2.根据总输出功率和输送容量，控制二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送总输出功率，或控制二极管阀DR换流站和海上输电平台的MMC换流站共同向陆上输电平台传送总输出功率。
需要说明的是，主要是依据总输出功率和输送容量控制海上输电平台的海上输电平台的MMC换流站和/或二极管阀DR换流站是否向陆上输电平台传送总输出功率，降低海上输电平台运行的损耗，提高海上风电送端混合双极的直流输电系统长期运行的可行性、稳定性。
在本发明实施例中，若总输出功率不大于所述输送容量，控制二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送总输出功率。
需要说明的是，由于MMC换流站的损耗远大于二极管阀DR换流站，该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法控制海上风电场发出的总输出功率优先由二极管阀DR换流站(即是极2海上换流站)送出，使得二极管阀DR换流站主要承担输电功率输送的任务。
在本发明实施例中，若总输出功率大于输送容量，控制二极管阀DR换流站按输送容量向陆上输电平台传送输电功率，并将剩余的输电功率通过海上输电平台的MMC换流站向陆上输电平台传送；其中，剩余的输电功率为总输出功率减去输送容量的功率。
需要说明的是，当海上风电场的总输出功率P大于二极管阀DR换流站的输送容量PDR0时，控制二极管阀DR换流站满功率运行，即是二极管阀DR换流站输送的功率为输送容量，此时海上输电平台的MMC换流站控制交流母线电压固定在一定值，以使剩余的输电功率由海上输电平台的MMC换流站输出向陆上输电平台传送。如下表1所示：
Figure BDA0003214002150000081
在本发明实施例中，如通过实时测量第一海上风电场11和第二海上风电场12输送至海上换流站的总输出功率P，根据该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，得出二极管阀DR换流站输送的有功功率，然后得出海上电压幅值参考值，作为海上输电平台的MMC换流站的V/F控制的输入参考值。当海上风电场总输出功率在0～PDR0之间时，控制海上输电平台的有功功率全部由二极管阀DR换流站送出。当风电场总输出功率超过PDR0，控制海上输电平台的MMC换流站交流电压稳定在一限值，此时二极管阀DR换流站输出功率稳定在PDR0，超出PDR0的部分则由海上输电平台的MMC换流站送出。
本发明提供的一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法采用依据海上风电场的总输出功率和二极管阀DR换流站的输送容量，优先选择二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送输电功率，再将多余的输电功率通过海上输电平台的MMC换流站向陆上输电平台传送，该海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法降低了海上输电平台的运行损耗，从而降低建设海上输电平台的成本，也提高海上风电送端混合双极的直流输电系统长期运行的可行性、稳定性，解决了现有海上风电采用MMC的换流站，建设海上平台换流站成本高且难度大的技术问题。
图3为本发明实施例所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法海上交流电压电压参考值与风电场输出总输电功率关系的曲线示意图。在本发明的实施例中，若海上风电送端混合双极直流输电系统的极1海上换流站和极2海上换流站的容量均为1000MW，海上风电场总容量(总输出功率)为2200MW。极1陆上换流站和极2陆上换流站采用定直流电压控制模式，控制双极的直流电压为±320kV，极1海上换流站采用V/F控制，控制海上输电平台的电压提高到额定值220kV。因极1海上换流站与极2海上换流站的交流侧通过交流联络线15连接，极2海上换流站的交流侧电压也上升，之后极2海上换流站导通启动，极1海上换流站和极2海上换流站共同输送海上风电场的功率至陆上换流站。如图3所示，通过实时测量海上风电场输送至海上换流站的总容量，得出极2海上换流站输送的有功功率，然后得出极1海上换流站电压幅值参考值，作为极1海上换流站的V/F控制的输入参考值，当海上风电场的总输电功率在500MW时，控制交流电压为V2，有功功率全部由极2海上换流站送出，极1海上换流站输送功率基本为0；当海上风电场的总输电功率为1500MW时，控制交流电压稳定在限值V3，此时极2海上换流站的输出功率稳定在1000MW，超出1000MW的部分500MW则由极1海上换流站送出。
实施例三：
本发明实施例提供了一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制设备，包括处理器以及存储器；
存储器，用于存储程序代码，并将程序代码传输给处理器；
处理器，用于根据程序代码中的指令执行上述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法。
需要说明的是，处理器用于根据所程序代码中的指令执行上述的一种海上风电送端混合双极的直流输电系统实施例中的步骤。或者，处理器执行计算机程序时实现上述各系统/装置实施例中各模块/单元的功能。
示例性的，计算机程序可以被分割成一个或多个模块/单元，一个或者多个模块/单元被存储在存储器中，并由处理器执行，以完成本申请。一个或多个模块/单元可以是能够完成特定功能的一系列计算机程序指令段，该指令段用于描述计算机程序在终端设备中的执行过程。
终端设备可以是桌上型计算机、笔记本、掌上电脑及云端服务器等计算设备。终端设备可包括，但不仅限于，处理器、存储器。本领域技术人员可以理解，并不构成对终端设备的限定，可以包括比图示更多或更少的部件，或者组合某些部件，或者不同的部件，例如终端设备还可以包括输入输出设备、网络接入设备、总线等。
所称处理器可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现成可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。通用处理器可以是微处理器或者该处理器也可以是任何常规的处理器等。
存储器可以是终端设备的内部存储单元，例如终端设备的硬盘或内存。存储器也可以是终端设备的外部存储设备，例如终端设备上配备的插接式硬盘，智能存储卡(SmartMedia Card，SMC)，安全数字(Secure Digital，SD)卡，闪存卡(Flash Card)等。进一步地，存储器还可以既包括终端设备的内部存储单元也包括外部存储设备。存储器用于存储计算机程序以及终端设备所需的其他程序和数据。存储器还可以用于暂时地存储已经输出或者将要输出的数据。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.一种海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，包括第一海上风电场、第二海上风电场、海上输电平台和与所述海上输电平台连接的陆上输电平台；
所述海上输电平台包括极1海上换流站和极2海上换流站，所述第一海上风电场与所述极1海上换流站连接，所述第二海上风电场与所述极2海上换流站连接，所述极1海上换流站为MMC换流站或二极管阀DR换流站，对应的所述极2海上换流站为二极管阀DR换流站或MMC换流站；
所述陆上输电平台包括极1陆上换流站和极2陆上换流站，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站分别与陆上交流主网连接，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站均为MMC换流站；
所述极1陆上换流站与所述极2陆上换流站连接形成第一节点，所述极1海上换流站与所述极2海上换流站连接形成第二节点，所述第一节点与所述第二节点通过线缆连接后接地。
2.根据权利要求1所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，所述极1海上换流站通过极1电缆与所述极1陆上换流站连接，所述极2海上换流站通过极2电缆与所述极2陆上换流站连接。
3.根据权利要求1所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，所述第一海上风电场还通过交流联络线与所述第二海上风电场连接。
4.根据权利要求1所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，所述极1陆上换流站和所述极2陆上换流站均采用定直流电压控制模式控制其直流电压稳定输出。
5.根据权利要求1所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，所述海上输电平台的MMC换流站采用定交流电压幅值和定交流频率的V/F控制模式控制其电压和频率稳定输出，所述海上输电平台的MMC换流站控制所述海上输电平台的二极管阀DR换流站的交流侧电压以控制所述海上输电平台的二极管阀DR换流站的导通或关闭。
6.根据权利要求1所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统，其特征在于，所述海上输电平台通过所述极1海上换流站与所述极2海上换流站共同给所述陆上输电平台送电。
7.一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
获取如权利要求1-6任意一项所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统中海上风电场的总输出功率和二极管阀DR换流站的输送容量；
根据所述总输出功率和所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送所述总输出功率，或控制所述二极管阀DR换流站和海上输电平台的MMC换流站共同向所述陆上输电平台传送所述总输出功率；
其中，所述总输出功率为第一海上风电场和第二海上风电场发出的功率总和。
8.根据权利要求7所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，其特征在于，包括：若所述总输出功率不大于所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站向陆上输电平台传送所述总输出功率。
9.根据权利要求7所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法，其特征在于，包括：若所述总输出功率大于所述输送容量，控制所述二极管阀DR换流站按所述输送容量向陆上输电平台传送输电功率，并将剩余的输电功率通过所述海上输电平台的MMC换流站向所述陆上输电平台传送；其中，剩余的输电功率为所述总输出功率减去所述输送容量的功率。
10.一种海上风电送端混合双极的直流输电系统控制设备，其特征在于，包括处理器以及存储器；
所述存储器，用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；
所述处理器，用于根据所述程序代码中的指令执行如权利要求7所述的海上风电送端混合双极的直流输电系统控制方法。
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