CN114447974B - 一种海上风电不控整流直流输电系统 - Google Patents

一种海上风电不控整流直流输电系统 Download PDF

Info

Publication number
CN114447974B
CN114447974B CN202210285071.5A CN202210285071A CN114447974B CN 114447974 B CN114447974 B CN 114447974B CN 202210285071 A CN202210285071 A CN 202210285071A CN 114447974 B CN114447974 B CN 114447974B
Authority
CN
China
Prior art keywords
unit
offshore
direct current
full
offshore wind
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202210285071.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114447974A (zh
Inventor
郭铭群
薛英林
马为民
李明
张涛
马玉龙
祝全乐
贺立
郝致远
冮明泽
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Beijing Wanglian Dc Engineering & Technology Co ltd
State Grid Economic And Technological Research Institute Co LtdB412 State Grid Office
Original Assignee
Beijing Wanglian Dc Engineering & Technology Co ltd
State Grid Economic And Technological Research Institute Co LtdB412 State Grid Office
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Beijing Wanglian Dc Engineering & Technology Co ltd, State Grid Economic And Technological Research Institute Co LtdB412 State Grid Office filed Critical Beijing Wanglian Dc Engineering & Technology Co ltd
Priority to CN202210285071.5A priority Critical patent/CN114447974B/zh
Publication of CN114447974A publication Critical patent/CN114447974A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114447974B publication Critical patent/CN114447974B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/36—Arrangements for transfer of electric power between ac networks via a high-tension dc link
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M1/00—Details of apparatus for conversion
    • H02M1/12—Arrangements for reducing harmonics from ac input or output
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M1/00—Details of apparatus for conversion
    • H02M1/36—Means for starting or stopping converters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/02—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal
    • H02M7/04—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/06—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes without control electrode or semiconductor devices without control electrode
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/02—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal
    • H02M7/04—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/12—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/145—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means
    • H02M7/155—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means using semiconductor devices only
    • H02M7/162—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means using semiconductor devices only in a bridge configuration
    • H02M7/1623—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means using semiconductor devices only in a bridge configuration with control circuit
    • H02M7/1626—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a thyratron or thyristor type requiring extinguishing means using semiconductor devices only in a bridge configuration with control circuit with automatic control of the output voltage or current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/483—Converters with outputs that each can have more than two voltages levels
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/53—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal
    • H02M7/537—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters
    • H02M7/5387—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters in a bridge configuration
    • H02M7/53871—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters in a bridge configuration with automatic control of output voltage or current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/36—Arrangements for transfer of electric power between ac networks via a high-tension dc link
    • H02J2003/365—Reducing harmonics or oscillations in HVDC
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/60—Arrangements for transfer of electric power between AC networks or generators via a high voltage DC link [HVCD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P80/00—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications
    • Y02P80/20—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications using renewable energy

Abstract

本发明涉及一种海上风电不控整流直流输电系统，其包括：海上风电场、海上换流站、海底直流海缆、陆上换流站和陆上电网；所述海上风电场的交流侧经海上交流母线与所述海上换流站的交流侧相连，所述海上换流站的直流侧经正负极直流海底海缆与所述陆上换流站的直流侧相连；所述陆上换流站的交流侧与所述陆上电网相连；所述海上换流站包括全桥型MMC单元和二极管不控整流单元；所述全桥型MMC单元用于在海上风电场黑启动或正常运行时，为所述海上风电场提供启动电源或并网电压；所述二极管不控整流单元用于对所述海上风电场输出的电能进行整流后传送到所述陆上换流站。本发明可以广泛应用于柔性直流输电技术领域。

Description

一种海上风电不控整流直流输电系统
技术领域
本发明涉及一种海上风电不控整流直流输电系统，属于柔性直流输电技术领域。
背景技术
远海海上风电开发是未来构建新型电力系统、实现“碳达峰、碳中和”的重要途径。目前，直流输电方案是实现远海风电并网的唯一工程实施方案，然而现阶段的直流输电方案存在以下问题：1）海上换流站平台体积重大、造价昂贵；2）换流阀一般采用柔性直流换流器，子模块数量众多，电容昂贵。因此，海上换流阀和海上换流站平台轻型化，提升直流输电方案整体的经济性是目前学术界和工业界积极探索的重要方向。
基于二极管不控整流单元的直流输电方案，因其技术成熟度、设备可靠性和经济优异性等特点，逐渐得到青睐。早期的基于二极管不控整流单元的直流输电方案中，海上换流站采用二极管不控整流阀，陆上换流站采用模块化多电平换流器，海上换流站同时经海底交流海缆与陆上电网相连。海上风电场黑启动时，陆上电网通过海底交流海缆将海上风电场逐一充电启动；正常运行时，海底交流海缆提供海上风电场的并网电压，维持海上风电场电网与陆上电网的同步性。然而，这种直流输电方案一般仅适用于近海风电，远海风电并网时海底交流海缆因容性电流无法实现长距离交流连接，此外陆上换流站的模块化多电平换流器仍存在造价昂贵的问题。
针对二极管不控整流单元所连海上风电场黑启动困难的问题，现有公开文献提出了在海上换流站的二极管阀直流侧并联一个辅助换流器的方案，该辅助换流器为海上风电场提供并网电压和黑启动电源，但是因辅助换流器需要直接串联在二极管阀直流侧，其子模块选取需与直流侧电压相匹配，故子模块数量众多。为降低造价，有文献提出对辅助换流器拓扑结构进行改造升级，辅助换流器采用高低臂结合的方式，拓扑结构复杂，为保持高压臂子模块电容电压均衡，需要进行高频谐波注入调制，控制策略复杂。此外还有文献提出利用在海上风电场配置大容量柴油机解决海上风电场黑启动问题，但是海上风电场需要对风机进行改造使之具备构网型控制。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种海上风电不控整流直流输电系统，该系统结构简单，造价便宜，具有较好的技术经济性，适合海上风电场并网送电场合。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
一种海上风电不控整流直流输电系统，其包括：海上风电场、海上换流站、海底直流电缆、陆上换流站和陆上电网；所述海上风电场的交流侧经海上交流母线与所述海上换流站的交流侧相连，所述海上换流站的直流侧经正负极海底直流海缆与所述陆上换流站的直流侧相连；所述陆上换流站的交流侧与所述陆上电网相连；所述海上换流站包括全桥型MMC单元和二极管不控整流单元；所述全桥型MMC单元用于在海上风电场黑启动或正常运行时，为所述海上风电场提供启动电源或并网电压；所述二极管不控整流单元用于对所述海上风电场输出的电能进行整流后传送到所述陆上换流站。
进一步，所述二极管不控整流单元采用两个六脉动二极管整流单元或采用一个十二脉动二极管整流单元。
进一步，当采用两个六脉动二极管整流单元时，第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元分别设置在所述全桥型MMC单元两侧，且所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元的交流侧与所述全桥型MMC单元的交流侧并联汇集后，与所述海上交流母线相连；所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元的直流侧一端分别与所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和低压端相连，所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元直流侧的另一端与所述正负极海底直流海缆相连；
当采用一个十二脉动二极管整流单元时，所述全桥型MMC单元的交流侧与所述十二脉动二极管整流单元的交流侧并联汇集后，与所述海上交流母线相连；所述全桥型MMC单元直流侧的低压端与所述十二脉动二极管整流单元直流侧的高压端相串联，所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和十二脉动二极管不控整流单元直流侧的低压端与所述正负极海底直流海缆相连。
进一步，所述全桥型MMC单元与所述海上交流母线之间还设置有第一滤波器，用于滤除预设高频特征次谐波噪声。
进一步，所述二极管不控整流单元的交流侧与所述海上交流母线之间，所述全桥型MMC单元的交流侧与所述海上交流母线之间分别设置有变压器。
进一步，所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和低压端之间还设置有旁路，所述旁路上设置有旁路开关。
进一步，所述陆上换流站包括晶闸管整流单元和第二滤波器；所述晶闸管整流单元用于对海上风电场传输的电能进行转换，并发送到所述陆上电网；所述第二滤波器用于滤波预设高频特征次谐波噪声。
进一步，所述晶闸管整流单元采用两个六脉动晶闸管整流单元或一个十二脉动晶闸管整流单元，与所述海上换流站中二极管不控整流单元相对应。
进一步，所述晶闸管整流单元与所述陆上交流母线之间设置有变压器。
进一步，所述第二滤波器采用双调谐滤波器或并联电容器。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：
1、本发明无需更改现有海上风电场控制策略，采用的都是成熟的技术，无需太大新技术研发，可以快速实现工程实施，具有重要的推广意义；
2、本发明送端采用二极管整流单元、受端采用晶闸管整流单元，造价便宜、技术成熟、平台轻便，极具技术经济竞争力；
3、本发明送端采用二极管不控整流单元，谐波小、系统性能优异，与全桥型MMC单元相配合，在启动过程中，陆上换流站通过预充电全桥MMC单元，实现海上风电场黑启动；正常运行时，全桥型MMC单元为海上风电场提供并网电压；
综上所述，本发明可以广泛应用于海上风电柔性直流输电技术领域中，具有技术成熟度高、经济性好。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在整个附图中，用相同的附图标记表示相同的部件。在附图中：
图1是本发明实施例提供的海上风电不控整流直流输电系统示意图；
图2是本发明另一实施例提供的海上风电不控整流直流输电系统示意图；
图3是本发明实施例中采用的六脉动二极管整流单元示意图；
图4是本发明实施例中采用的十二脉动二极管整流单元示意图；
图5是本发明实施例中采用基于全桥子模块的全桥MMC的结构示意图；
图6是本发明实施例中采用的六脉动晶闸管整流单元示意图；
图7是本发明实施例中采用的十二脉动晶闸管整流单元示意图；
图8是图1中所述系统黑启动过程的电气等值电路；
图9是图2中所述系统黑启动过程的电气等值电路；
图10是本发明实施例提供的海上风电不控整流直流输电系统的控制方法流程图；
图11是本发明实施例提供的直流输电系统稳态运行时的等值电路；
图12是本发明实施例提供的外环功率控制器；
图13是本发明实施例提供的定交流电压控制器；
图14是本发明实施例提供的内环电流控制器框图；
图15是本发明实施例提供的交流电压控制器框图；
图中各附图标记如下：
1、海上风电场；11、风力发电机；12、机端变流器；13、网端变流器；14、升压变压器；15、海上交流母线；2、海上换流站；21、全桥型MMC单元；22、第一六脉动二极管整流单元；23、第二六脉动二极管整流单元；24、十二脉动二极管整流单元；25、第一变压器；26、第二变压器；27、第三变压器；28、第四变压器；29、第一滤波器；3、正负极海底直流海缆；4、陆上换流站；41、第一六脉动晶闸管整流单元；42、第二六脉动晶闸管整流单元；43、十二脉动晶闸管整流单元；44、第二滤波器；45、陆上交流母线；46、第五变压器；47、第六变压器；48、第七变压器；5、陆上电网。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
本发明的一些实施例中，公开了一种海上风电不控整流直流输电系统，该系统中海上换流站（即送端）包括二极管不控整流单元与小容量三相六桥臂全桥型模块化多电平换流器（简称全桥MMC单元），且其直流侧通过海底直流海缆与陆上换流站（逆变侧）相连，将海上风电场发出的能量输送到陆上交流站，陆上换流站采用晶闸管整流单元。本发明所设计的全桥型MMC单元可以利用双向充电特点，在黑启动过程中，从陆上换流站中汲取能量实现预充电，进而解锁为整个海上风电场提供启动电源。正常运行时，交流侧全桥型MMC单元为海上风电场提供并网电压和频率，海上风电场风力发电机仍可沿用原有常规控制策略，进行控制；直流侧旁路开关将全桥型MMC单元旁路掉，减少直流侧电流经过全桥型MMC单元导致的通态损耗。本发明结构简单，造价便宜，具有较好的技术经济性，适合海上风场并网送电场合，应用前景广阔。
与之相对应地，本发明的另一些实施例中公开了一种海上风电不控整流直流输电系统的控制方法。
实施例1
如图1、图2所示，本实施例提供一种海上风电不控整流直流输电系统，该系统包括：海上风电场1、海上换流站2、正负极海底直流海缆3、陆上换流站4和陆上电网5（受端交流电网）。其中，海上风电场1的交流侧经海上交流母线15与海上换流站2的交流侧相连，海上换流站2的直流侧经正负极海底直流海缆3与陆上换流站4的直流侧相连；陆上换流站4的交流侧与陆上电网5相连。
在上述实施例中，优选地，海上风电场1由多台直驱型海上风力发电机11、机端变流器12、网端变流器13和海上升压变压器14等构成。其中，各海上风力发电机11的输出端经交流汇集电缆进入机端变流器12的交流侧；机端变流器12的直流侧与网端变流器13的直流侧相连，网端变流器13的交流侧输出的交流电经海上升压变压器14汇集后经海上交流母线15与海上换流站2的交流侧相连。
在上述实施例中，优选地，海上换流站2包括全桥型MMC单元21、二极管不控整流单元和第一滤波器29。其中，全桥型MMC单元21用于在海上风电场黑启动或正常运行时，为海上风电场提供启动电源或并网电压；二极管不控整流单元用于对海上风电场输出的电能进行整流后传送到陆上换流站4，第一滤波器29用于滤除高频特征次谐波噪声。
在上述实施例中，优选地，二极管不控整流单元可以采用第一六脉动二极管整流单元22和第二六脉动二极管整流单元23构成或直接采用一个十二脉动二极管整流单元24。
具体地，如图1、图3所示，当采用两个六脉动二极管整流单元时，第一六脉动二极管整流单元22和第二六脉动二极管整流单元23分别设置在全桥型MMC单元21两侧，且第一六脉动二极管整流单元22和第二六脉动二极管整流单元23的交流侧与全桥型MMC单元21的交流侧并联汇集后，经第一滤波器29和交流断路器与海上风电场1的海上交流母线15相连；第一六脉动二极管整流单元22和第二六脉动二极管整流单元23的直流侧一端分别与全桥型MMC单元21的直流侧的高压端和低压端相连，第一六脉动二极管整流单元22和第二六脉动二极管整流单元23直流侧的另一端与正负极海底直流海缆3相连。
如图2、图4所示，当采用一个十二脉动二极管整流单元时，全桥型MMC单元21的交流侧与十二脉动二极管整流单元24的交流侧并联汇集后，经第一滤波器29与海上风电场1的海上交流母线15相连；全桥型MMC单元21直流侧的低压端与十二脉动二极管整流单元24直流侧的高压端相串联，全桥型MMC单元21直流侧的高压端和十二脉动二极管整流单元24直流侧的低压端与正负极海底直流海缆3相连。
在上述实施例中，优选地，全桥型MMC单元21与海上交流母线15之间还设置有第一变压器25，且第一变压器25的联结型式为Y/D（星型/角型），用于防止零序谐波分量馈入海上风电场。更为优选地，如果全桥型MMC单元21的零序分量控制较好，可以省略第一变压器25，或将其替换为线路电抗器以节省投资。
在上述实施例中，优选地，全桥型MMC单元21直流侧的高压端和低压端之间还设置有旁路，旁路上设置有旁路开关28。
在上述实施例中，优选地，二极管不控整流单元的交流侧与海上交流母线15之间还设置有变压器，且变压器的型式根据容量特点进行优化配置。
具体地，若采用两个六脉动二极管整流单元，则当直流输电系统输送的容量大于预设值（例如1500MW）时，在第一六脉动二极管整流单元22与海上交流母线15之间配置第二变压器26，且其采用联结型式为Y/Y的单相双绕组变压器，在第二六脉动二极管整流单元23与海上交流母线15之间配置第三变压器27，且其采用联结型式为Y/D的单相双绕组变压器；当直流输电系统输送容量小于预设值时，则将第一六脉动二极管不控整流单元22和第二六脉动二极管整流单元的交流侧并联后，在与海上交流母线15连接处配置一台联结型式为Y/Y/D的三相三绕组变压器。其中，第二变压器26和第三变压器27用于电压变换和防止零序分量传递。
若采用一个十二脉动二极管不控整流单元，则当直流输电系统容量超过预设阈值（例如1500MW）时，在十二脉动二极管整流单元24与海上交流母线15之间配置第四变压器28，其联结型式为单相双绕组；更为优选地，还可以在十二脉动二极管整流单元24与海上交流母线15之间配置两台并联的单相双绕组变压器，以实现一台变压器故障退出后另外一台变压器仍可运行的高可靠性设计；当直流输电系统容量小于预设阈值时，在十二脉动二极管整流单元24与海上交流母线15之间配置一台三相三绕组变压器；更为优选地，该三相三绕组变压器采用的联结型式为Y/Y/D（星型/星型/角型）,可与十二脉动二极管整流单元24构成十二脉动整流桥，降低谐波。
在上述实施例中，优选地，如图5所示，全桥型MMC单元21采用全桥子模块的三相六脉动模块化多电平换流器。
在上述实施例中，优选地，由于正常运行时全桥型MMC单元21可协助滤除低次谐波，故第一滤波器29可以采用HP3型滤波器，用于滤除23、25、35、37、47、49次等高频特征次谐波。
在上述实施例中，优选地，如图1、图2所示，陆上换流站4主要包括晶闸管整流单元和第二滤波器44。其中，晶闸管整流单元用于对海上风电场1传输的电能进行转换，并发送到陆上电网5，第二滤波器44用于滤波高频特征次谐波噪声。
在上述实施例中，优选地，如图6、图7所示，晶闸管整流单元可以采用第一六脉动晶闸管整流单元41和第二六脉动晶闸管整流单元42构成或直接采用一个十二脉动晶闸管整流单元43，与海上换流站2中二极管不控整流单元的结构相对应。
具体地，如图1、图6所示，当采用两个六脉动晶闸管整流单元时，第一六脉动晶闸管整流单元41和第二六脉动晶闸管整流单元42的直流侧与正负极海底直流海缆3相连，第一六脉动晶闸管整流单元41和第二六脉动晶闸管整流单元42的交流侧经第二滤波器44和陆上交流母线45与陆上电网5相连。
如图2、图7所示，当采用一个十二脉动晶闸管整流单元时，十二脉动晶闸管整流单元43直流侧的高压端和低压端与正负极海底直流海缆3相连，十二脉动晶闸管整流单元43交流侧经第二滤波器44和陆上交流母线45与陆上电网5相连。
在上述实施例中，优选地，晶闸管整流单元与陆上交流母线45之间设置有变压器，且变压器的型式根据容量特点进行优化配置。
具体地，若采用两个六脉动晶闸管整流单元，则当直流输电系统输送的容量大于预设值（例如1500MW）时，在第一六脉动晶闸管整流单元41与陆上交流母线45之间配置第五变压器46，其采用联结型式为Y/Y的单相双绕组变压器，在第二六脉动晶闸管整流单元42与陆上交流母线45之间配置第六变压器47，其采用联结型式为Y/D的单相双绕组变压器；当直流输电系统输送容量小于预设值时，则将第一六脉动晶闸管整流单元41和第二六脉动晶闸管整流单元42的交流侧并联后，在与陆上交流母线45连接处配置一台联结型式为Y/Y/D的三相三绕组变压器。
若采用一个十二脉动晶闸管整流单元，则当直流输电系统容量超过预设阈值（例如1500MW）时，在十二脉动晶闸管整流单元43与陆上交流母线45之间配置第七变压器48，其联结型式为单相双绕组；当直流输电系统容量小于预设阈值（例如1500MW）时，在十二脉动晶闸管整流单元43与陆上交流母线45之间配置一台三相三绕组变压器；更为优选地，该三相三绕组变压器变压器的联结型式为Y/Y/D,可与十二脉动晶闸管整流单元构成十二脉动换流桥，降低谐波。
在上述实施例中，优选地，第二滤波器44选择双调谐滤波器HP1224或并联电容器SC（串接小电感），并根据电网低次谐波情况选择配置HP3型滤波器。
如图8所示，给出了图1所示海上直流输电系统黑启动过程中直流输电系统直流侧的电气等值电路。黑启动前，海上换流站2完全处于失电状态，全桥型MMC单元21的子模块电容器为零，海上风力发电机因无黑启动电源也未启动。启动过程中，陆上换流站4提供黑启动电源，等值电路为电压源加二极管（单向导电）；海上换流站2中二极管不控整流单元等值电路为二极管，全桥型MMC单元21的等值电路为二极管串接电容器。
如图9所示，给出了图2所示海上直流输电系统黑启动过程中直流输电系统直流侧电气等值电路。黑启动前，海上换流站2完全处于失电状态，全桥型MMC单元21的子模块电容器为零，海上风力发电机因无黑启动电源也未启动。启动过程中，陆上换流站3提供黑启动电源，等值电路为电压源加二极管（单向导电）；海上换流站2中二极管不控整流单元等值电路为二极管，全桥型MMC单元等值电路为二极管串接电容器。
综上所述，本实施例给出了一种海上风电不控整流直流输电系统，该方案无需改变海上风电场风机控制策略，所配置相关设备技术成熟、造价低，大大减少了海上平台的体积；所设计的全桥型MMC单元可以利用双向充电特点，在黑启动过程中从陆上换流站中汲取能量实现预充电，进而解锁为整个海上风电场提供启动电源。正常运行时，交流侧全桥型MMC单元为海上风电场提供并网电压和频率，海上风电场风机仍可沿用原有常规控制策略，进行控制；直流侧旁路开关将全桥型MMC旁路掉，减少直流侧电流经过MMC导致的通态损耗。本发明结构简单，造价便宜，具有较好的技术经济性。
实施例2
如图10所示，基于实施例1所提供的海上风电不控整流直流输电系统，本实施例提供了一种海上风电不控整流直流输电系统的控制方法，具体包括以下步骤：
（1）黑启动过程中，控制陆上换流站4对海上换流站2中的全桥型MMC单元21进行预充电，通过全桥型MMC单元21对海上风电场1进行黑启动；
（2）正常运行时，若海上风电场采用构网型控制策略，则进入步骤（3），若海上风电场采用跟网型控制策略，则进入步骤（4）；
（3）由海上风电场1自身提供并网电压和频率，二极管不控整流单元将海上风电场1所发出的能量输出到直流侧，并经正负极海底直流海缆3送出至陆上换流站4和陆上电网5；
（4）由全桥型MMC单元21为海上风电场1提供并网电压和频率，二极管不控整流单元将海上风电场1所发出的能量输出到直流侧，并经正负极海底直流海缆3送出至陆上换流站4和陆上电网5。
作为一个优选的实施例，上述步骤（1）中，对海上风电场1进行黑启动的方法，包括以下步骤：
（1.1）解锁晶闸管整流单元，对全桥型MMC单元21进行预充电，使得全桥型MMC单元21解锁；
（1.2）控制全桥型MMC单元21交流侧输出电压，对海上风电场1待黑启动区域内的全部风力发电机11依次进行黑启动；
（1.3）黑启动过程结束后，全桥型MMC单元21进入正常运行时工作模式。
作为一个优选的实施例，上述步骤（1.1）中，对全桥型MMC单元21进行预充电的方法，包括以下步骤：
（1.1.1）断开全桥型MMC单元21直流侧的旁路开关；
（1.1.2）断开全桥型MMC单元21、二极管不控整流单元与海上风电场1交流侧的连接，合上直流侧相关开关，确保直流输电系统直流侧回路畅通；
（1.1.3）合上晶闸管整流单元与陆上电网5连接的交流断路器；
（1.1.4）解锁晶闸管整流单元，通过控制熄弧角使得晶闸管整流单元直流侧输电电压为负电势，经正负极海底直流海缆3和二极管不控整流单元对全桥型MMC单元21进行不控预充电；
（1.1.5）当全桥型MMC单元21内子模块电容电压充电到可控充电阈值后，全桥型MMC单元21进入有序可控充电阶段，直至充电到子模块电容电压额定值；
（1.1.6）晶闸管整流单元控制全桥型MMC单元21直流侧电压缓慢上升到启动阶段直流电压预设值后，全桥型MMC单元21解锁。
作为一个优选的实施例，上述步骤（1.2）中，对海上风电场1进行黑启动的方法，包括以下步骤：
（1.2.1）合上全桥型MMC单元21与海上风电场1连接的交流断路器；
（1.2.2）合上海上风电场1待黑启动区域至全桥型MMC单元21之间回路相关开关；
（1.2.3）通过控制全桥型MMC单元21交流侧输出电压对海上风电场1待黑启动区域内风力发电机11的机端变流器12和网端变流器13的直流侧进行充电，控制预充电电流不超过设备耐受能力，将风力发电机11的机端变流器12和网端变流器13直流侧电压电容从零逐步充电到机端变流器12和网端变流器13的充电阈值，机端变流器12和网端变流器13进入可控有序充电阶段；
（1.2.4）待黑启动区域内的机端变流器12和网端变流器13通过可控有序充电将机端变流器12和网端变流器13直流侧电容电压充电到额定值后，风力发电机11解锁，控制风力发电机11出力为零；
（1.2.5）重复步骤（1.2.2）-（1.2.4），将待黑启动区域内的剩余风力发电机11均启动起来；
（1.2.6）全桥型MMC单元21进入正常运行时工作模式，黑启动过程结束。
作为一个优选的实施例，上述步骤（1.2.3）中，全桥型MMC单元21对海上风电场1待黑启动区域内风力发电机11进行充电时，将所有风力发电机11分成x个区域，每i次启动的区域共有j台风力发电机11。特殊情况下每次只启动一台风力发电机。
作为一个优选的实施例，上述步骤（1.2.3）中，全桥型MMC单元21的容量根据待启动风力发电机11的数量确定，方法如下：
S=k*λ*P （1）
式中，S为全桥型MMC单元容量；k为裕度系数，一般可取1.1～1.3；λ为一次启动中具有最多风力发电机的区域所含风力发电机的数目；P为单台风力发电机容量。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3）中，海上风电场采用构网型控制策略，即风机所连的机端变流器采用定直流电压控制，网端变流器采用定交流电压和定交流频率控制。正常运行时，整个海上风电不控整流直流输电系统的等效模型如图11所示。
稳态运行满足以下功率方程约束，忽略二极管阀组损耗：
Pw1=Pw2+ΔPw （2）
Pw2-PMMC=Pdc （3）
式中，Pw1为海上风电场输送功率；Pw2为馈入到海上换流站的有功功率；ΔPw为海上风电在输送到海上换流站间的有功功率损耗（在简化计算可考虑忽略）；PMMC为流入全桥型MMC单元的有功功率；Pdc为直流输电功率。
二极管不控整流单元交直流侧功率及电压满足如下方程约束，忽略二极管阀损耗：
Figure 769055DEST_PATH_IMAGE001
式中，Pdc为直流输电功率；Udcr为二极管阀输出直流电压（海上站直流电压）；Idc为直流电流；Udci为陆上换流站直流电压；UMMC为全桥型MMC输出交流电压相电压有效值。
为实现全桥型MMC单元子模块电压电容平衡、直流输电系统完全输送新能源功率，需要控制输入全桥型MMC单元的有功功率为零。由于陆上换流站可以通过控制熄弧角实现Udci恒定，为实现上述目的，需要控制全桥型MMC单元输出交流电压。
具体地，控制方法，包括以下步骤：
（3.1）陆上换流站中晶闸管整流单元采用定直流电压控制策略，通过控制熄弧角使得晶闸管整流单元直流侧电压达到指令参考值Udc；
（3.2）控制海上换流站中全桥型MMC单元直流侧的输出电压为零，并合上全桥型MMC单元直流侧设置的旁路开关；
（3.3）全桥型MMC单元采用定有功功率和输出交流电压控制策略，同时进行低次谐波（11、13次）抑制控制；
（3.4）海上风电场采用构网型控制，通过二极管不控整流单元将海上风电场所发出的能量输出到直流侧，并经海底直流海缆送出到晶闸管整流单元。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3.1）中，以六脉动晶闸管整流单元为例进行介绍，晶闸管整流单元输出的直流电压的计算公式为：
Figure 155037DEST_PATH_IMAGE002
式中，UdI为晶闸管整流单元直流侧电压，UdioI为晶闸管整流单元空载直流电压，γ为熄弧角，dxI为晶闸管整流单元相对感性压降，drI为晶闸管整流单元相对阻性压降，UdioNI为晶闸管整流单元额定空载直流电压，UT为晶闸管整流单元压降，Id为直流电流，IdN为额定直流电流。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3.3）中，全桥型MMC单元的控制策略包括以下步骤：
（3.3.1）参考值计算环节：根据直流输电系统的实际工况和假设PMMC=0，计算得到全桥型MMC单元的直流电压和交流电压幅值参考值。
（3.3.2）双环功率控制环节：根据得到的直流电压和交流电压幅值参考值，采用双环功率控制方法动态计算内环电流参考值和dq坐标系下的电压参考值。
（3.3.3）桥臂参考值生成环节：根据dq坐标系下的电压参考值，进行坐标变换计算得到三相交流电压参考值，进而得到全桥型MMC单元6个桥臂的参考电压，用于调制生成开关器件脉冲。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3.3.1）中，根据公式（2）-（4）并忽略功率损耗，得到全桥型MMC单元的目标值直流电压和交流电压幅值的计算公式如下：
Figure 652883DEST_PATH_IMAGE003
式中，Pw1为海上风电场输送功率；Udci为陆上换流站直流电压；Rline为直流线路电阻； UMMCref为全桥型MMC单元交流电压有效值的参考值。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3.3.2）中，如图12～图14所示，双环功率控制包括外环功率环和内环电流环，且外环功率环分为有功功率控制部分和交流电压控制部分，内环电流环为快速控制环。
具体地，外环功率环采用比例积分控制（PI控制）实现，用于计算内环电流参考值，计算公式为：
Figure 782513DEST_PATH_IMAGE004
Figure 65727DEST_PATH_IMAGE005
式中，kp1和kp2为比例系数；ki1和ki2为积分系数；UMMCref和
Figure 622610DEST_PATH_IMAGE006
分别为全桥型MMC单元交流电压有效值的参考值（目标值）和测量值；PMMCref为馈入全桥型MMC的有功功率的参考值和测量值，且PMMCref=0。
内环电流环采用比例积分控制（PI控制）实现，电压参考值vdref和vqrefd的计算公式为：
Figure 358485DEST_PATH_IMAGE007
式中，idref和
Figure 275494DEST_PATH_IMAGE008
分别为dq坐标系下d轴电流值的参考值和测量值；iqref和
Figure 678794DEST_PATH_IMAGE009
分别为dq坐标系下q轴电流值的参考值和测量值；kp3和kp4为比例系数；ki3和ki4为积分系数；
Figure 140999DEST_PATH_IMAGE010
和
Figure 629749DEST_PATH_IMAGE011
为扰动分量，即交流电网电压前馈项；L为桥臂电抗器等效电抗；ω为基频角频率。
作为一个优选的实施例，上述步骤（3.3.3）中，全桥型MMC单元直流电压控制为0，6个桥臂参考电压的计算公式为：
Figure 835603DEST_PATH_IMAGE012
式中，Uapref、Uanref、Ubpref、Ubnref、Ucpref、Ucnref分别为全桥型MMC单元的a相上桥臂、a相下桥臂、b相上桥臂、b相下桥臂、c相上桥臂、c相下桥臂电压参考值。
作为一个优选的实施例，上述步骤（4）中，海上风电场采用跟网型控制策略，即海上交流系统处于无源状态时，全桥型MMC单元必须切换为无源孤岛控制器，以维持海上风电场侧孤网频率和电压稳定。与步骤（3）中本质区别在于海上风电场风机是否具有自构网能力，整个系统控制策略框架和系统等值模型与构网型控制策略是类似的，但存在部分控制策略变化。正常运行时，交流侧全桥型MMC单元为海上风电场提供并网电压和频率，海上风电场风机仍可沿用原有常规控制策略，进行控制。
此时的控制方式为定交流电压控制和定交流频率控制。风场侧孤岛控制的MMC换流站可在给定的电压和频率下运行，因此锁相同步信号由换流站生成，阀组级控制器的输入。稳态下，换流站的参考频率f将保持50Hz恒定，交流电压将由外环电压控制和内环电流控制构成。这种控制不仅能快速的跟踪实际电流，更能在风场侧发生交流故障时限制故障电流。
具体地，包括以下步骤：
（4.1）陆上换流站中晶闸管换流单元采用定直流电压控制策略，通过控制熄弧角使得晶闸管整流单元直流侧电压达到指令参考值Udc；
（4.2）控制海上换流站中全桥型MMC单元直流侧的输出电压为零，并合上全桥型MMC单元直流侧设置的旁路开关；
（4.3）全桥型MMC单元采用定交流电压和交流频率控制策略；
（4.4）海上风电场采用跟网型控制，通过二极管不控整流单元将海上风电场所发出的能量输出到直流侧，并经海底直流海缆送出到晶闸管整流单元。
作为一个优选的实施例，上述步骤（4.1）和（4.2）与构网型控制策略相同，本发明在此不再赘述。
作为一个优选的实施例，上述步骤（4.3）中，全桥型MMC单元采用定交流电压和交流频率控制策略，也即采用带直接反馈信号的直接电压控制，其交流电压的计算公式为：
Figure 100534DEST_PATH_IMAGE013
式中，Vmref为全桥型MMC单元三相交流电压的参考值；UMMCref和
Figure 264799DEST_PATH_IMAGE014
为全桥型MMC单元交流电压有效值的参考值和测量值；
Figure 975267DEST_PATH_IMAGE015
为扰动分量，即交流电网电压前馈项；kp5和ki5分别为比例系数和积分系数。
如图15所示，为无源逆变的直接电压控制框图，可以看出，全桥型MMC单元三相交流电压的参考值Vmref由全桥型MMC单元输出交流相电压幅值的参考值UMMCref的直馈信号和UMMCref与交流电压测量值
Figure 719232DEST_PATH_IMAGE015
的负反馈(feed-back)PI信号两部分相加组成；直馈信号的引入保证了电压响应的快速性，负反馈PI控制可以消除稳态误差，并提高系统的稳定性。正常情况下，网侧交流相电压幅值的参考值UMMCref设为额定值(1.0 pu)。
在确定了换流器输出指令值Vmref后，全桥型MMC单元三相交流电压取值如下：
Figure 97123DEST_PATH_IMAGE016
式中，fref为电网参考频率，取50 Hz；δ为电压相位（取δ=0）；t为时间；varef、vbref和vcref分别为全桥型MMC单元21的交流侧输出的a相电压、b相电压、和c相电压，式（13）保证了海上风电系统频率为额定频率。
上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (5)

1.一种海上风电不控整流直流输电系统，其包括：海上风电场、海上换流站、正负极海底直流海缆、陆上换流站和陆上电网；所述海上风电场的交流侧经海上交流母线与所述海上换流站的交流侧相连，所述海上换流站的直流侧经正负极海底直流海缆与所述陆上换流站的直流侧相连；所述陆上换流站的交流侧与所述陆上电网相连；其特征在于：
所述海上换流站包括全桥型MMC单元和二极管不控整流单元；所述全桥型MMC单元用于在海上风电场黑启动或正常运行时，为所述海上风电场提供启动电源或并网电压；所述二极管不控整流单元用于对所述海上风电场输出的电能进行整流后传送到所述陆上换流站；
所述二极管不控整流单元采用两个六脉动二极管整流单元构成或直接采用一个十二脉动二极管整流单元；
当采用两个六脉动二极管整流单元时，第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元分别设置在所述全桥型MMC单元两侧，且所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元的交流侧与所述全桥型MMC单元的交流侧并联汇集后，与所述海上交流母线相连；所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元的直流侧一端分别与所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和低压端相连，所述第一六脉动二极管整流单元和第二六脉动二极管整流单元直流侧的另一端与所述正负极海底直流海缆相连；
当采用一个十二脉动二极管整流单元时，所述全桥型MMC单元的交流侧与所述十二脉动二极管整流单元的交流侧并联汇集后，与所述海上交流母线相连；所述全桥型MMC单元直流侧的低压端与所述十二脉动二极管整流单元直流侧的高压端相串联，所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和十二脉动二极管不控整流单元直流侧的低压端与所述正负极海底直流海缆相连；
所述全桥型MMC单元直流侧的高压端和低压端之间还设置有旁路，所述旁路上设置有旁路开关；
所述全桥型MMC单元与所述海上交流母线之间还设置有第一滤波器，所述第一滤波器采用HP3型滤波器，用于滤除预设高频特征次谐波噪声，包括23、25、35、37、47、49次谐波噪声；
所述陆上换流站包括晶闸管整流单元和第二滤波器；所述晶闸管整流单元用于对海上风电场传输的电能进行转换，并发送到所述陆上电网；所述第二滤波器用于滤波预设高频特征次谐波噪声。
2.如权利要求1所述的一种海上风电不控整流直流输电系统，其特征在于：所述二极管不控整流单元的交流侧与所述海上交流母线之间，所述全桥型MMC单元的交流侧与所述海上交流母线之间分别设置有变压器。
3.如权利要求1所述的一种海上风电不控整流直流输电系统，其特征在于：所述晶闸管整流单元采用两个六脉动晶闸管整流单元或一个十二脉动晶闸管整流单元，与所述海上换流站中二极管不控整流单元相对应。
4.如权利要求1所述的一种海上风电不控整流直流输电系统，其特征在于：所述晶闸管整流单元与所述陆上交流母线之间设置有变压器。
5.如权利要求1所述的一种海上风电不控整流直流输电系统，其特征在于：所述第二滤波器采用双调谐滤波器或并联电容器。
CN202210285071.5A 2022-03-23 2022-03-23 一种海上风电不控整流直流输电系统 Active CN114447974B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210285071.5A CN114447974B (zh) 2022-03-23 2022-03-23 一种海上风电不控整流直流输电系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210285071.5A CN114447974B (zh) 2022-03-23 2022-03-23 一种海上风电不控整流直流输电系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114447974A CN114447974A (zh) 2022-05-06
CN114447974B true CN114447974B (zh) 2023-01-20

Family

ID=81359650

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210285071.5A Active CN114447974B (zh) 2022-03-23 2022-03-23 一种海上风电不控整流直流输电系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114447974B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114583743B (zh) * 2022-03-23 2022-11-22 国网经济技术研究院有限公司 一种海上风电不控整流直流输电系统的控制方法
CN116231721B (zh) * 2023-05-09 2023-07-21 长江三峡集团实业发展(北京)有限公司 一种基于岸上高低阀的海上风电直流送出系统及控制方法
CN116613822B (zh) * 2023-07-14 2023-10-20 西安西电电力系统有限公司 海上风电送出系统启动方法及装置
CN116742684B (zh) * 2023-08-10 2023-11-03 长江三峡集团实业发展(北京)有限公司 一种并联型海上风电直流输电系统、启动控制方法及装置
CN116722574B (zh) * 2023-08-10 2024-01-26 长江三峡集团实业发展(北京)有限公司 一种可直流负压启动的海上风电双极混合直流输电系统

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102231520A (zh) * 2011-06-20 2011-11-02 浙江大学 一种混合型直流输电系统
WO2014131454A1 (de) * 2013-02-28 2014-09-04 Siemens Aktiengesellschaft Windparkanbindung mit diodengleichrichter
CN106337780A (zh) * 2015-07-07 2017-01-18 西门子公司 基于由风力涡轮机的功率转换器提供的ac输出电压信号的频率的风力涡轮机运行
EP3514936A1 (en) * 2017-12-07 2019-07-24 Shanghai Jiao Tong University Hybrid dc converter for offshore wind farm
CN110829479A (zh) * 2019-10-30 2020-02-21 浙江大学 一种海上风电场高频不控整流直流输电系统
CN110829478A (zh) * 2019-10-30 2020-02-21 浙江大学 一种海上风电场低频交流不控整流输电系统
CN113452061A (zh) * 2021-07-05 2021-09-28 南方电网科学研究院有限责任公司 一种海上风电直流输电系统及其控制方法
CN113629753A (zh) * 2021-08-13 2021-11-09 南方电网科学研究院有限责任公司 一种海上风电直流输电系统及其黑启动方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103337972B (zh) * 2013-05-22 2014-06-18 华中科技大学 一种混合型换流器及风力发电系统
EP4130764A1 (en) * 2020-04-03 2023-02-08 Nr Electric Co., Ltd. Test system and test method for converter station in flexible direct current transmission
CN214674375U (zh) * 2020-12-31 2021-11-09 中国长江三峡集团有限公司 多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102231520A (zh) * 2011-06-20 2011-11-02 浙江大学 一种混合型直流输电系统
WO2014131454A1 (de) * 2013-02-28 2014-09-04 Siemens Aktiengesellschaft Windparkanbindung mit diodengleichrichter
CN106337780A (zh) * 2015-07-07 2017-01-18 西门子公司 基于由风力涡轮机的功率转换器提供的ac输出电压信号的频率的风力涡轮机运行
EP3514936A1 (en) * 2017-12-07 2019-07-24 Shanghai Jiao Tong University Hybrid dc converter for offshore wind farm
CN110829479A (zh) * 2019-10-30 2020-02-21 浙江大学 一种海上风电场高频不控整流直流输电系统
CN110829478A (zh) * 2019-10-30 2020-02-21 浙江大学 一种海上风电场低频交流不控整流输电系统
WO2021082586A1 (zh) * 2019-10-30 2021-05-06 浙江大学 一种海上风电场低频交流不控整流输电系统
CN113452061A (zh) * 2021-07-05 2021-09-28 南方电网科学研究院有限责任公司 一种海上风电直流输电系统及其控制方法
CN113629753A (zh) * 2021-08-13 2021-11-09 南方电网科学研究院有限责任公司 一种海上风电直流输电系统及其黑启动方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Efficiency and Fault Ride-Through Performance of a Diode-Rectifier- and VSC-Inverter-Based HVDC Link for Offshore Wind Farms;SOLEDAD;《IEEE Transactions on Industrial Electronics》;20121004;第2401-2409页 *
低成本混合型海上风场直流换流器;常怡然等;《中国电机工程学报》;20181005;第5821-5828页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN114447974A (zh) 2022-05-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN114583743B (zh) 一种海上风电不控整流直流输电系统的控制方法
CN114447974B (zh) 一种海上风电不控整流直流输电系统
CN110086198B (zh) 用于海上风电并网的多端混合直流输电系统控制方法
EP3886288A1 (en) Offshore wind farm high-frequency uncontrolled rectification direct-current electric power transmission system
CN102545260B (zh) 一种微电网并网与孤网自动无缝切换的控制方法
CN101295877B (zh) 海上风电柔性直流输电变流器控制系统
CN112421670B (zh) 一种适用于远海风电送出的中频柔性直流输电系统及其控制方法
CN112600237B (zh) 一种适用于海上风电送出的轻型化混合型换流器拓扑及其控制策略
CN105429183A (zh) 永磁直驱型海上风电场并网系统拓扑结构及其控制方法
Chen Compensation schemes for a SCR converter in variable speed wind power systems
CN108923450B (zh) 电流源型高压直流输电系统的控制及运行方法
CN113949089A (zh) 一种具有谐波抑制能力的电化学储能换流系统及方法
CN115603372A (zh) 一种新能源送出系统及其控制方法
CN111969620B (zh) 直驱风电机组变流器参与电网次超同步振荡抑制的方法
Nami et al. Hybrid HVDC system for offshore wind farms connection using series-connected diode rectifier units
Bernal-Perez et al. Connection of off-shore wind power plants to VSC-MTdc networks using HVdc diode-rectifiers
CN116316827A (zh) 一种混合型高压直流输电换流器拓扑构造及控制方法
Meah et al. Simulation study of the CIGRE HVDC benchmark model with the WSCC nine-bus power system network
Wang et al. DC-link current optimal control of current source converter in DFIG
Holtsmark et al. Speed regulation of a wind turbine with current source or matrix converter: Tuning procedure
Ding et al. Modelling and Control Strategies of DC Offshore Wind Farm
Khan et al. AC Fault Analysis on NPC based Multi-terminal Hybrid AC-DC system
Tidjani et al. Control strategy for improving the power flow between home integrated photovoltaic system, plug-in hybrid electric vehicle and distribution network
Wu et al. Voltage control of offshore wind farm considering reactive ability of electrochemical energy storage
Ge et al. Research on low-frequency offshore wind power transmission and frequency conversion technology

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20221206

Address after: 102209 Beijing Changping District Beiqijia future science and Technology North District Power Grid Corp office area

Applicant after: STATE GRID ECONOMIC AND TECHNOLOGICAL RESEARCH INSTITUTE CO. LTD.B412, STATE GRID OFFICE

Applicant after: BEIJING WANGLIAN DC ENGINEERING & TECHNOLOGY CO.,LTD.

Address before: 102209 State Grid office area b407, North District of future science and Technology City, Changping District, Beijing

Applicant before: STATE GRID ECONOMIC AND TECHNOLOGICAL RESEARCH INSTITUTE CO. LTD.B412, STATE GRID OFFICE

GR01 Patent grant
GR01 Patent grant