CN114567012A - 风电直流送出系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种风电直流送出系统及其控制方法，属于高压直流输电技术领域，该风电直流送出系统用于将风电场产生的电能经第一交流电网送出至第二交流电网；包括整流器、主换流器和辅助换流器；整流器的交流端连接第一交流电网；主换流器的直流端通过直流线路连接整流器的直流端，交流端连接第二交流电网；辅助换流器为第一辅助换流器或者包括第一辅助换流器和第二辅助换流器；第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接直流线路，交流端连接整流器的交流端或者第一交流电网；第二辅助换流器的直流端通过第二开关连接直流线路。该系统能够在保持低成本、高可靠性的前提下解决风电场黑启动、无功补偿与谐波抑制、风电场风电机组同步等问题。

Description

风电直流送出系统及其控制方法
技术领域
本申请属于高压直流输电技术领域，具体涉及一种风电直流送出系统及其控制方法。
背景技术
目前，海上风电场的建设呈现由近到远、由浅向深的趋势。随着海上风电场离岸距离的增加，海底电缆的无功效应使得海上风电场的送出方式由高压交流送出方式向高压直流送出方式转变。基于模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter，MMC)的柔性直流(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current Transmission，VSC-HVDC)送出方案由于具有模块化、低谐波、低损耗的特点，成为大规模深远海海上风电送出的优选方案。但由于其换流器的子模块个数众多，导致换流站的体积与重量庞大，使得海上换流站的建设成本和运维成本十分昂贵，严重影响了海上风力发电的经济性。
为降低海上风电的成本，二极管换流器由于具有导通损耗小、成本低、体积重量小、控制简单和可靠性高等特点，成为海上送端换流器站的热门选择之一。然而，基于二极管换流器的送出系统在海上风电场交流侧不具备无源运行能力，无法实现黑启动，且存在无法调控交直流电压和电流谐波等问题。针对上述问题，现在有改进方案有三种：1)从岸上提供一条交流输电线路给风电场提供启动电源；该输电线路的长度同样会受到电缆无功效应的影响，而且增加了输电线路的成本。2)利用小容量MMC与二极管换流器在直流侧串联、交流侧并联，组成混合送出方案，通过小容量MMC换流器来调节风电场交流侧电压。但由于二极管换流器的单向导电性，使得该小容量MMC换流器无法解决从预充电到自启动的问题。3)基于二极管换流器与高比例辅助换流器在直流侧并联、交流侧并联的混合送出方案，利用辅助换流器在风场启动阶段建立风场内部交流电压、返送功率，实现风电场黑启动；该方案中的辅助换流器需要承受较高的直流母线电压，且工作过程中存在多种运行状态切换，控制算法复杂度高。
发明内容
发明目的：本申请的目的在于提供一种风电直流送出系统，解决现有海上风电直流送出方案无法在保持低成本、高可靠性的前提下解决风电场黑启动的技术问题；本申请的另一目的是提供一种上述风电直流送出系统的控制方法。
技术方案：本申请所述的一种风电直流送出系统，用于将风电场产生的电能经第一交流电网送出至第二交流电网，包括：
整流器，所述整流器的交流端连接所述第一交流电网；
主换流器，所述主换流器的直流端通过直流线路连接所述整流器的直流端，所述主换流器的交流端连接所述第二交流电网；
辅助换流器，所述辅助换流器为第一辅助换流器，所述第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接所述直流线路，所述第一辅助换流器的交流端连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网；或者，
所述辅助换流器包括第一辅助换流器和第二辅助换流器，所述第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接所述直流线路，所述第一辅助换流器的交流端连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网，所述第二辅助换流器的直流端通过第二开关连接所述直流线路。
在一些实施例中，包括：
第一联接变压器，所述整流器的交流端通过所述第一联接变压器连接所述第一交流电网；
第二联接变压器，所述主换流器的交流端通过所述第二联接变压器连接所述第二交流电网；
第三联接变压器，所述第一辅助换流器的交流端通过所述第三联接变压器连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网。
在一些实施例中，所述第一辅助换流器包括可控电压源型换流器；所述可控电压源型换流器为半桥模块和/或全桥模块组成的模块化多电平换流器。其中，所述半桥模块为两个全控器件串联后与直流电容并联；所述全桥模块为两个全控器件串联结构的并联，再与直流电容并联。
在一些实施例中，所述第二辅助换流器包括交流端，所述第二辅助换流器的交流端连接所述主换流器的交流端或者所述第二交流电网；或者，
还包括第四联接变压器，所述第二辅助换流器的交流端通过所述第四联接变压器连接所述主换流器的交流端或者所述第二交流电网。
在一些实施例中，所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器包括储能单元。其中，所述储能单元包括电池或超级电容或电化学储能形式。
在一些实施例中，当所述第一辅助换流器包括所述储能单元时：
所述储能单元并联在模块化多电平换流器的半桥模块和/或全桥模块的直流端；或者，
所述第一辅助换流器还包括直挂储能换流器，所述直挂储能换流器包括半桥模块和/或全桥模块串联，并联于所述模块化多电平换流器的直流端，或与所述模块化多电平换流器同时并联于所述直流线路上；所述储能单元并联在所述直挂储能换流器的半桥模块和/或全桥模块的直流端。
在一些实施例中，所述第二辅助换流器选自全控型换流器、半控型换流器、不控整流器中的任意一种。
在一些实施例中，所述第二辅助换流器采用固定式或者移动式安装。
在一些实施例中，所述第二辅助换流器为直挂储能换流器形式，第二辅助换流器的半桥模块或全桥模块的直流端还并联耗能电阻与耗能开关的支路。
在一些实施例中，所述可控电压源型换流器的容量配置为所述风电场容量或所述整流器容量的15％～30％，以构网型控制策略运行，用以补偿所述风电场运行时的无功功率和所述整流器交流端产生的谐波；
所述储能单元的容量配置为所述风电场容量或所述整流器容量的1％～10％，用以提供所述风电场黑启动所需的有功功率；或者，所述第二辅助换流器提供所述风电场黑启动所需的有功功率；或者，所述储能单元的容量配置为风电场容量或整流器容量的0.5～3％，实现所述风电场启动、孤岛运行或故障穿越时的有功功率平衡；或者，所述第二辅助换流器的所述储能单元和/或耗能电阻吸收所述风电场盈余能量。
在一些实施例中，所述第一交流电网上并联无功补偿装置和交流滤波装置，所述无功补偿装置包括固定电容器组和/或可调电容器组，所述交流滤波装置包括无源交流滤波装置和/或有源交流滤波装置。
在一些实施例中，所述第一联接变压器和/或所述第三联接变压器连接所述第一交流电网的绕组采用Y型接法，中性点接地。
在一些实施例中，所述整流器包括N台二极管整流电路，N≥1，所述二极管整流电路的交流端连接所述第一联接变压器的副边；所述整流器的直流出口串联直流平波电抗器和/或隔离开关。
在一些实施例中，当N＞1时，各所述二极管整流电路的直流端直接串联或者通过隔离开关串联。
在一些实施例中，所述整流器包括短路开关，所述短路开关跨接在所述隔离开关之间。
在一些实施例中，所述二极管整流电路和所述第一联接变压器集成于一体。
在一些实施例中，所述主换流器为模块化多电平拓扑或电网换相换流器拓扑；
所述模块化多电平拓扑包括半桥模块和/或全桥模块；
所述电网换相换流器拓扑包括晶闸管和/或全控半导体器件；
当所述电网换相换流器拓扑包括所述晶闸管和所述全控半导体器件时，所述全控半导体器件和所述晶闸管串联，或者所述全控半导体器件和所述晶闸管的串联支路并联。
在一些实施例中，所述整流器的直流端额定电压为Udc1，所述第一辅助换流器的直流端额定电压为Udc2，Udc1>Udc2；
所述整流器的所述短路开关合闸后，所述整流器的直流端额定电压为Udc3，Udc1>Udc3；
所述主换流器的直流端额定电压为Udc4，Udc1≥Udc4>Udc2；
所述整流器中的一个或多个所述短路开关合闸后，所述主换流器的直流端电压降低，使风电直流送出系统降功率运行。
在一些实施例中，所述第一交流电网的额定运行频率选自低频、工频、中频的任意一种，所述第二交流电网的额定运行频率为工频；
其中，所述低频为10～30Hz，所述工频为50Hz或60Hz，所述中频为100～400Hz。
在一些实施例中，所述第一交流电网连接多台风机，所述风机采用跟网型或构网型控制策略。
相应的，本申请的一种上述的风电直流送出系统的控制方法，所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器包括储能单元；
所述控制方法包括：
启动控制，所述启动控制包括通过所述储能单元黑启动以及通过所述第二交流电网黑启动；
运行控制，所述运行控制包括所述整流器、所述主换流器、所述第一辅助换流器投入运行，所述第一开关、所述第二开关在分断位置。
在一些实施例中，通过所述储能单元黑启动的步骤包括：
启动所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1，所述储能单元通过第一辅助换流器或第二辅助换流器向风电场传输风机启动所需的有功功率；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
所述第一辅助换流器切换到无功补偿模式，将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，风电场向外输出功率，所述整流器通过所述直流线路向所述主换流器传输功率。
在一些实施例中，通过所述第二交流电网黑启动包括通过所述第二辅助换流器启动的流程，步骤包括：
闭合所述第一开关和所述第二开关；
启动所述第二辅助换流器，建立第二直流线路电压；
启动所述第一辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
停止所述第二辅助换流器，分断所述第二开关；
所述第一辅助换流器切换到STATCOM模式，分断所述第一开关；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，所述风电场向外输出功率，所述整流器通过直流线路向所述主换流器传输功率。
在一些实施例中，通过所述第二交流电网黑启动包括通过所述主换流器启动的流程，步骤包括：
闭合所述第一开关；
启动所述主换流器，主换流器降压运行，建立第二直流线路电压；
启动所述第一辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
停止所述主换流器；
所述第一辅助换流器切换到STATCOM模式，分断第一开关；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，所述风电场向外输出功率，所述整流器通过所述直流线路向所述主换流器传输功率。
有益效果：与现有技术相比，本申请的风电直流送出系统用于将风电场产生的电能经第一交流电网送出至第二交流电网，包括整流器、主换流器和辅助换流器，整流器的交流端连接第一交流电网，主换流器的直流端通过直流线路连接整流器的直流端，主换流器的交流端连接第二交流电网，辅助换流器为第一辅助换流器或者包括第一辅助换流器和第二辅助换流器，第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接直流线路，第一辅助换流器的交流端连接整流器的交流端或者第一交流电网；第二辅助换流器的直流端通过第二开关连接直流线路。该风电直流送出系统能够在保持低成本、高可靠性的前提下解决风电场黑启动、无功补偿与谐波抑制、风电场风电机组同步等问题。
与现有技术相比，本申请的风电直流送出系统的控制方法提供了两种不同类型的启动控制方案，可以确保风电场在不同条件下实现自启动，提高了直流送出系统的可用率。
附图说明
下面结合附图，通过对本申请的具体实施方式详细描述，将使本申请的技术方案及其它有益效果显而易见。
图1为本申请第一实施例中提供的风电直流送出系统的结构示意图；
图2为本申请第二实施例中提供的风电直流送出系统的结构示意图；
图3为本申请第三实施例中提供的风电直流送出系统的第二辅助换流器的组成型式示意图；
图4为本申请第一实施例和第二实施例中第一辅助换流器的可控电压源型换流器和储能单元的第一种连接方式；
图5为本申请第一实施例和第二实施例中第一辅助换流器的第一种布置型式；
图6为本申请第一实施例和第二实施例中第一辅助换流器的储能单元的第二种连接方式；
图7为本申请第一实施例和第二实施例中第一辅助换流器的第二种布置型式；
图8为本申请第一实施例和第二实施例中第一辅助换流器的第三种布置型式；
图9为本申请第一实施例和第二实施例中第二辅助换流器的组成型式示意图，图中a示出了第二辅助换流器为全控型换流器的示意图，b示出了第二辅助换流器为半控型换流器的示意图，c示出了第二辅助换流器为不控整流器的示意图；
图10为本申请实施例中整流器的第一种构成型式示意图；
图11为图10种整流器的三相桥式二极管整流电路的结构示意图；
图12为本申请实施例中整流器的第二种构成型式示意图；
图13为本申请实施例中整流器的第三种构成型式示意图；
图14为本申请实施例中整流器的第四种构成型式示意图；
附图标记：1-第一交流电网；2-第二交流电网；3-整流器；4-主换流器；5-第一辅助换流器；6-第一开关；7-第一联接变压器；8-第二联接变压器；9-第三联接变压器；10-第二辅助换流器；11-第二开关；12-第四联接变压器；13-海上换流平台；14-无功补偿器；15-半桥模块；16-全桥模块；17-耗能电阻；18-储能单元；19-隔离开关；20-直流平波电抗器；21-短路开关；22-储能支路开关。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
在本申请的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接或可以相互通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。在本申请的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。
随着全球碳中和目标的提出，世界各国正在加快能源转型，特别是通过大力发展可再生能源技术来破解经济发展和气候变暖矛盾的困局。在新能源领域，风电已成为除火电、水电外的第三大电源。海上风电由于风速高、风资源丰富和不占用陆地面积等特点，成为未来大规模新能源基地的重点建设方向。本申请实施例提供一种风电直流送出系统，该系统可应用于海上风电场的电力传输。
如图1、图2所示，具体而言，该风电直流送出系统通过在海上换流站平台13上设置整流器3、主换流器4、辅助换流器以及直流线路，可将风电场通过第一交流电网1送出至第二交流电网2。
其中，整流器3和主换流器4的直流端通过直流线路连接，整流器3的交流端连接第一交流电网1，主换流器4的交流端连接第二交流电网2。辅助换流器可以为第一辅助换流器5，或者同时包括第一辅助换流器5和第二辅助换流器10；第一辅助换流器5的直流端通过第一开关6连接直流线路，第一辅助换流器5的交流端连接整流器3的交流端或第一交流电网1；第二辅助换流器10的直流端通过第二开关11连接直流线路。
请再次参阅图1，在本申请的第一实施例中，海上风电场经第一交流电网1汇集后直接或者通过第一联接变压器7与整流器3的交流端相连，整流器3的直流端通过直流线路与主换流器4的直流端相连，主换流器4的交流端直接或者通过第二联接变压器8与第二交流电网2相连。第一辅助换流器5的直流端通过第一开关6连接直流线路，第一辅助换流器5的交流端直接或者通过第三联接变压器9连接整流器3的交流端或第一交流电网1。
请一并结合图4-图8所示，在第一实施例中，第一辅助换流器5包括可控电压源型换流器和储能单元18。其中，可控电压源型换流器为半桥模块15和/或全桥模块16组成的模块化多电平换流器，可以理解的是，可控电压源型换流器可以是半桥模块15组成的模块化多电平换流器，也可以是全桥模块16组成的模块化多电平换流器，还可以是全桥模块16和半桥模块15共同组成的模块化多电平换流器。其中，储能单元18包括电池和/或超级电容和/或电化学储能形式，可以理解的是，储能单元18可以是电池，也可以是超级电容，也可以是电化学储能，还可以是电池、超级电容和电化学储能三者之间的组合。
在第一实施例中，可控电压源型换流器的容量为风电场容量或整流器容量的15％～30％，以构网型控制策略运行，用来补偿风电场运行时的无功功率和整流器交流端产生的谐波。
在第一实施例中，储能单元18的容量配置为风电场容量或整流器容量的1％～10％，用来提供风电场黑启动所需的有功功率。
在第一实施例中，第一开关6保持断开状态。
如图2所示，在本申请的第二实施例中，海上风电场经第一交流电网1汇集后直接或者通过第一联接变压器7与整流器3的交流端相连，整流器3的直流端通过直流线路与主换流器4的直流端相连，主换流器4的交流端直接或者通过第二联接变压器8与第二交流电网2相连。第一辅助换流器5的直流端通过第一开关6连接直流线路，第一辅助换流器5的交流端直接或者通过第三联接变压器9连接整流器3的交流端或第一交流电网1。除此之外，辅助换流器还包括第二辅助换流器10，第二辅助换流器10的直流端通过第二开关11连接在直流线路上，第二辅助换流器10的交流端直接或者通过第四联接变压器12连接主换流器4的交流端或者第二交流电网2。
请一并结合图4-图9所示，在第二实施例中，第一辅助换流器5包括可控电压源型换流器，或还可以包括储能单元18。其中，可控电压源型换流器为半桥模块15和/或全桥模块16组成的模块化多电平换流器，可以理解的是，可控电压源型换流器可以是半桥模块15组成的模块化多电平换流器，也可以是全桥模块16组成的模块化多电平换流器，还可以是全桥模块16和半桥模块15共同组成的模块化多电平换流器。其中，储能单元18包括电池和/或超级电容和/或电化学储能形式，可以理解的是，储能单元18可以是电池，也可以是超级电容，也可以是电化学储能，还可以是电池、超级电容和电化学储能三者之间的组合。
在第二实施例中，第二辅助换流器10选自全控型换流器、半控型换流器、不控整流器中的任意一种，可采用固定式或者移动式安装。
在第二实施例中，可控电压源型换流器的容量配置为风电场容量或整流器3容量的15％～30％，以构网型控制策略运行，用来补偿风电场运行时的无功功率和整流器3交流端产生的谐波。
在第二实施例中，风电场黑启动所需的有功功率由第二辅助换流器10提供。或者，当具有储能单元18时，储能单元18的容量配置为风电场容量或整流器3容量的0.5～3％，用来提供风电场启动、孤岛运行或故障穿越时的有功功率。
在第二实施例中，当风电场启动结束后，第一开关6和第二开关11均保持断开状态。
在本申请的第三实施例中，海上风电场经第一交流电网1汇集后直接或者通过第一联接变压器7与整流器3的交流端相连，整流器3的直流端通过直流线路与主换流器4的直流端相连，主换流器4的交流端直接或者通过第二联接变压器8与第二交流电网2相连。第一辅助换流器5的直流端通过第一开关6连接直流线路，第一辅助换流器5的交流端直接或者通过第三联接变压器9连接整流器3的交流端或第一交流电网1。第二辅助换流器10的直流端通过第二开关11连接在直流线路上，第二辅助换流器10的无交流端或者交流端浮空。
在第三实施例中，第一辅助换流器5包括可控电压源型换流器，可控电压源型换流器为半桥模块15和/或全桥模块16组成的模块化多电平换流器，即可控电压源型换流器可以是半桥模块15组成的模块化多电平换流器，也可以是全桥模块16组成的模块化多电平换流器，还可以是全桥模块16和半桥模块15共同组成的模块化多电平换流器。
如图3所示，在第三实施例中，第二辅助换流器10包括半桥模块15和/或全桥模块16，还包括耗能电阻17和储能单元18。
在第三实施例中，可控电压源型换流器的容量配置为风电场容量或整流器3容量的15％～30％，以构网型控制策略运行，用来补偿风电场运行时的无功功率和整流器3的交流端产生的谐波。
在第三实施例中，第二辅助换流器10的储能单元18的容量为风电场容量或整流器3容量的1％～10％，用来提供风电场黑启动所需的有功功率或吸收风电场盈余能量。
在第三实施例中，第二辅助换流器10的储能单元18和耗能电阻17用来吸收风电场盈余能量，实现风电场孤岛运行、故障穿越时的功率平衡。
在第三实施例中，当风电场启动结束后，第一开关6处于断开状态，第二开关11可保持闭合状态。
请再次参阅图4-图8，在本申请的实施例中，当第一辅助换流器5包括可控电压源型换流器和储能单元18时，其布置包括以下型式：
1)如图4所示，储能单元18并联在模块化多电平换流器的半桥模块15和/或全桥模块16的直流端；相应的，第一辅助换流器5的布置型式如图5所示。
2)如图6所示，第一辅助换流器5还包括直挂储能换流器，直挂储能换流器包括半桥模块和/或全桥模块串联，并联于模块化多电平换流器的直流端，或与模块化多电平换流器同时并联于直流线路上；储能单元18并联在直挂储能换流器的半桥模块和/或全桥模块的直流端。当直挂储能换流器并联于模块化多电平换流器的直流端，相应的第一辅助换流器5的布置型式如图7所示；当直挂储能换流器与模块化多电平换流器同时并联于直流线路上，相应的第一辅助换流器5的布置型式如图8所示，其中储能单元18通过储能支路开关22连接直流线路。
如图9所示，在本申请的实施例中，当第二辅助换流器10具有交流端，且其交流端直接或者通过第四联接变压器12连接主换流器4的交流端或者第二交流电网2时，第二辅助换流器选自全控型换流器、半控型换流器、不控整流器中的任意一种。
具体的，如图9中a所示，全控型换流器采用模块化多电平拓扑结构，其中子模块(SM)可以是半桥模块15和/或全桥模块16；如图9中b所示，半控型换流器采用基于半控型器件的三相桥式电路；如图9中c所示，不控整流器采用基于二极管不控器件的三相桥式电路。
进一步的，在本申请的实施例中，第二辅助换流器10安装型式包括固定式或移动式(集装箱)。
进一步的，在本申请的实施例中，第一交流电网1上并联无功补偿装置和交流滤波装置，无功补偿装置包括固定电容器组和/或可调电容器组，交流滤波装置包括单调谐滤波器、双调谐滤波器、三调谐滤波器等无源交流滤波装置和/或基于两电平、三电平、级联H桥拓扑等有源交流滤波装置。
进一步的，在本申请的实施例中，第一联接变压器7和/或第三联接变压器9连接第一交流电网1的绕组采用Y型接法，中性点直接或者经小电阻接地。
在本申请的实施例中，整流器3包括N台多脉动三相桥式二极管整流电路，N≥1，二极管整流电路的交流端连接第一联接变压器7的副边；整流器3的直流出口直接串联直流线路，或者通过直流平波电抗器20和/或隔离开关19串联直流线路。
在本申请的实施例中，二极管整流电路和第一联接变压器7集成在一个独立腔体内。
在本申请的实施例中，当N＞1时，各二极管整流电路的直流端直接串联或者通过隔离开关19串联，在其中一些实施例中，正负极的隔离开关19的另一端跨接短路开关21。
具体的，如图10所示，在本申请的一些实施例中，整流器3由两台6脉波三相桥式二极管整流电路构成，等效为一台12脉波二极管整流器，第一联接变压器7为三绕组变压器，其副边绕组分别二极管整流电路的交流端相连，两个副边绕组分别为Y型接法和△接法。两台二极管整流电路的直流端经串联后正负极直流出口分别与隔离开关19的一端相连，正负极的隔离开关19的另一端分别经直流平波电抗器20后与直流线路相连。
在该实施例中，正负极的隔离开关19被配置为具有软起动功能，包括串联启动电阻电路。
在该实施例中，三相桥式二极管整流电路如图11所示，其中二极管可由单个或多个功率二极管串联而成，当有多个功率二极管串联时，每个功率二极管两端均并联有动态均压电路。
如图12所示，在本申请的一些实施例中，整流器3由两台12脉波二极管整流器通过直流端串联组成，每台12脉波二极管整流器直流端口正负极分别串接有隔离开关19，正负极的隔离开关19的另一端跨接有短路开关21。短路开关21可在相应的二极管整流电路模块发生故障时闭合，将含故障的12脉波二极管整流电路从系统中旁路出去，整流器3降压运行，提高系统运行的可靠性。两台12脉波二极管整流电路连接第一联接变压器7的高压侧绕组可采用移相绕组，使两台第一联接变压器7的原边电压保持合适的相位差，从而在整流器3的直流端实现24脉波整流的控制效果，降低第一交流电网1中的谐波含量。
如图13所示，在本申请的一些实施例中，整流器3由两台12脉波二极管整流电路组成，其中一台12脉波整流电路中的每个二极管整流电路的直流端正负极均连接有隔离开关19，正负极的隔离开关19的另一端均与短路开关21的同一端相连。通过短路开关21可将整流电路的故障部分旁路，避免直流输电线路的直流电压发生过多损失。另外，可通过短路开关21动作组合，将直流线路的直流电压等级限制在与第一辅助换流器5匹配的水平，辅助第一辅助换流器5工作。
如图14所示，在本申请的一些实施例中，整流器3由多台12脉波二极管整流电路组成，以实现更高传输电压等级的应用需求。
在本申请的实施例中，主换流器4为模块化多电平拓扑或电网换相换流器拓扑，其中，模块化多电平拓扑包括半桥模块和/或全桥模块，电网换相换流器拓扑包括晶闸管和/或全控半导体器件。当电网换相换流器拓扑包括晶闸管和全控半导体器件时，全控半导体器件和晶闸管串联，或者所述全控半导体器件和所述晶闸管的串联支路并联。
在本申请的实施例中，整流器3的直流端额定电压为Udc1，第一辅助换流器5的直流端额定电压为Udc2，Udc1>Udc2。整流器3的短路开关21合闸后，整流器3的直流端额定电压为Udc3，Udc1>Udc3。主换流器4的直流端额定电压为Udc4，Udc1≥Udc4>Udc2。
在本申请的实施例中，整流器3中的一个或多个短路开关21合闸后，主换流器4的直流端电压降低，使风电直流送出系统降功率运行。
在本申请的实施例中，第一交流电网1的额定运行频率不固定，选自低频、工频、中频的任意一种，第二交流电网的额定运行频率为工频；其中，低频为10～30Hz，工频为50Hz或60Hz，中频为100～400Hz。
在本申请的实施例中，第一交流电网1连接多台风机，风机采用跟网型或构网型控制策略。
对应于上述的风电直流送出系统，本申请实施例还提供一种风电直流送出系统的控制方法，该控制方法包括启动控制和运行控制。其中，启动控制包括通过储能单元18黑启动以及通过第二交流电网2黑启动；运行控制包括整流器3、主换流器4、第一辅助换流器5投入运行，第一开关6和第二开关11在分断位置。
在本申请的实施例中，通过储能单元18黑启动为通过第一辅助换流器5的储能单元18黑启动或者通过第二辅助换流器10的储能单元18黑启动，步骤包括：
S1、启动第一辅助换流器5和/或第二辅助换流器10，建立第一交流电网1的交流电压U1，储能单元18通过第一辅助换流器5或第二辅助换流器10向风电场传输风机启动所需的有功功率；
S2、风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
S3、启动主换流器4，建立第一直流线路电压Udc4；
S4、闭合整流器3的直流端的隔离开关19；
S5、第一辅助换流器5切换到无功补偿模式，将第一交流电网1的交流电压幅值抬升，风电场向外输出功率，整流器3通过直流线路向主换流器4传输功率。
在本申请的实施例中，通过第二交流电网2黑启动包括通过第二辅助换流器10启动的流程，步骤包括：
S1、闭合第一开关6和第二开关11；
S2、启动第二辅助换流器10，建立第二直流线路电压Udc2；
S3、启动第一辅助换流器5，建立第一交流电网1的交流电压U1；
S4、风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
S5、停止第二辅助换流器10，分断第二开关11；
S6、第一辅助换流器5切换到STATCOM模式，分断第一开关；
S7、启动主换流器4，建立第一直流线路电压Udc4；
S8、闭合整流器3的直流端的隔离开关19；
S9、将第一交流电网1的交流电压幅值抬升，风电场向外输出功率，整流器3通过直流线路向主换流器传输功率。
在本申请的实施例中，通过第二交流电网2黑启动还包括通过主换流器4启动的流程，步骤包括：
S1、闭合第一开关6；
S2、启动主换流器4，主换流器4降压运行，建立第二直流线路电压Udc2；
S3、启动第一辅助换流器5，建立第一交流电网1的交流电压U1；
S4、风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
S5、停止主换流器4；
S6、第一辅助换流器5切换到STATCOM模式，分断第一开关6；
S7、启动主换流器4，建立第一直流线路电压Udc4；
S8、闭合整流器3的直流端的隔离开关19；
S9、将第一交流电网1的交流电压幅值抬升，风电场向外输出功率，整流器3通过直流线路向主换流器4传输功率。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
以上对本申请实施例所提供的一种风电直流送出系统及其控制方法进行了详细介绍，并应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的技术方案及其核心思想；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申请各实施例的技术方案的范围。

Claims (23)

1.一种风电直流送出系统，用于将风电场产生的电能经第一交流电网送出至第二交流电网，其特征在于，包括：
整流器，所述整流器的交流端连接所述第一交流电网；
主换流器，所述主换流器的直流端通过直流线路连接所述整流器的直流端，所述主换流器的交流端连接所述第二交流电网；
辅助换流器，所述辅助换流器为第一辅助换流器，所述第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接所述直流线路，所述第一辅助换流器的交流端连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网；或者，
所述辅助换流器包括第一辅助换流器和第二辅助换流器，所述第一辅助换流器的直流端通过第一开关连接所述直流线路，所述第一辅助换流器的交流端连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网，所述第二辅助换流器的直流端通过第二开关连接所述直流线路。
2.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，包括：
第一联接变压器，所述整流器的交流端通过所述第一联接变压器连接所述第一交流电网；
第二联接变压器，所述主换流器的交流端通过所述第二联接变压器连接所述第二交流电网；
第三联接变压器，所述第一辅助换流器的交流端通过所述第三联接变压器连接所述整流器的交流端或者所述第一交流电网。
3.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一辅助换流器包括可控电压源型换流器；所述可控电压源型换流器为半桥模块和/或全桥模块组成的模块化多电平换流器。
4.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第二辅助换流器包括交流端，所述第二辅助换流器的交流端连接所述主换流器的交流端或者所述第二交流电网；或者，
还包括第四联接变压器，所述第二辅助换流器的交流端通过所述第四联接变压器连接所述主换流器的交流端或者所述第二交流电网。
5.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器包括储能单元。
6.根据权利要求5所述的风电直流送出系统，其特征在于，当所述第一辅助换流器包括所述储能单元时：
所述储能单元并联在模块化多电平换流器的半桥模块和/或全桥模块的直流端；或者，
所述第一辅助换流器还包括直挂储能换流器，所述直挂储能换流器包括半桥模块和/或全桥模块串联，并联于所述模块化多电平换流器的直流端，或与所述模块化多电平换流器同时并联于所述直流线路上；所述储能单元并联在所述直挂储能换流器的半桥模块和/或全桥模块的直流端。
7.根据权利要求4所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第二辅助换流器选自全控型换流器、半控型换流器、不控整流器中的任意一种。
8.根据权利要求7所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第二辅助换流器采用固定式或者移动式安装。
9.根据权利要求5所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第二辅助换流器为直挂储能换流器形式，第二辅助换流器的半桥模块或全桥模块的直流端还并联耗能电阻与耗能开关的支路。
10.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一交流电网上并联无功补偿装置和交流滤波装置，所述无功补偿装置包括固定电容器组和/或可调电容器组，所述交流滤波装置包括无源交流滤波装置和/或有源交流滤波装置。
11.根据权利要求2所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一联接变压器和/或所述第三联接变压器连接所述第一交流电网的绕组采用Y型接法，中性点接地。
12.根据权利要求2所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述整流器包括N台二极管整流电路，N≥1，所述二极管整流电路的交流端连接所述第一联接变压器的副边；所述整流器的直流出口串联直流平波电抗器和/或隔离开关。
13.根据权利要求12所述的风电直流送出系统，其特征在于，当N＞1时，各所述二极管整流电路的直流端直接串联或者通过隔离开关串联。
14.根据权利要求13所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述整流器包括短路开关，所述短路开关跨接在所述隔离开关之间。
15.根据权利要求12所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述二极管整流电路和所述第一联接变压器集成于一体。
16.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述主换流器为模块化多电平拓扑或电网换相换流器拓扑；
所述模块化多电平拓扑包括半桥模块和/或全桥模块；
所述电网换相换流器拓扑包括晶闸管和/或全控半导体器件；
当所述电网换相换流器拓扑包括所述晶闸管和所述全控半导体器件时，所述全控半导体器件和所述晶闸管串联，或者所述全控半导体器件和所述晶闸管的串联支路并联。
17.根据权利要求14所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述整流器的直流端额定电压为Udc1，所述第一辅助换流器的直流端额定电压为Udc2，Udc1>Udc2；
所述整流器的所述短路开关合闸后，所述整流器的直流端额定电压为Udc3，Udc1>Udc3；
所述主换流器的直流端额定电压为Udc4，Udc1≥Udc4>Udc2；
所述整流器中的一个或多个所述短路开关合闸后，所述主换流器的直流端电压降低，使风电直流送出系统降功率运行。
18.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一交流电网的额定运行频率选自低频、工频、中频的任意一种，所述第二交流电网的额定运行频率为工频；
其中，所述低频为10～30Hz，所述工频为50Hz或60Hz，所述中频为100～400Hz。
19.根据权利要求1所述的风电直流送出系统，其特征在于，所述第一交流电网连接多台风机，所述风机采用跟网型或构网型控制策略。
20.一种权利要求1-19任一项所述的风电直流送出系统的控制方法，其特征在于，所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器包括储能单元；
所述控制方法包括：
启动控制，所述启动控制包括通过所述储能单元黑启动以及通过所述第二交流电网黑启动；
运行控制，所述运行控制包括所述整流器、所述主换流器、所述第一辅助换流器投入运行，所述第一开关、所述第二开关在分断位置。
21.根据权利要求20所述的风电直流送出系统的控制方法，其特征在于，通过所述储能单元黑启动的步骤包括：
启动所述第一辅助换流器和/或所述第二辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1，所述储能单元通过第一辅助换流器或第二辅助换流器向风电场传输风机启动所需的有功功率；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
所述第一辅助换流器切换到无功补偿模式，将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，风电场向外输出功率，所述整流器通过所述直流线路向所述主换流器传输功率。
22.根据权利要求20所述的风电直流送出系统的控制方法，其特征在于，通过所述第二交流电网黑启动包括通过所述第二辅助换流器启动的流程，步骤包括：
闭合所述第一开关和所述第二开关；
启动所述第二辅助换流器，建立第二直流线路电压；
启动所述第一辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
停止所述第二辅助换流器，分断所述第二开关；
所述第一辅助换流器切换到STATCOM模式，分断所述第一开关；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，所述风电场向外输出功率，所述整流器通过直流线路向所述主换流器传输功率。
23.根据权利要求20所述的风电直流送出系统的控制方法，其特征在于，通过所述第二交流电网黑启动包括通过所述主换流器启动的流程，步骤包括：
闭合所述第一开关；
启动所述主换流器，主换流器降压运行，建立第二直流线路电压；
启动所述第一辅助换流器，建立所述第一交流电网的交流电压U1；
所述风电场以U1为幅值、相位和频率基准，分批启动；
停止所述主换流器；
所述第一辅助换流器切换到STATCOM模式，分断第一开关；
启动所述主换流器，建立第一直流线路电压；
闭合所述整流器的直流端的隔离开关；
将所述第一交流电网的交流电压幅值抬升，所述风电场向外输出功率，所述整流器通过所述直流线路向所述主换流器传输功率。
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