CN116207786A - 一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置 - Google Patents

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CN116207786A CN202310304479.7A CN202310304479A CN116207786A CN 116207786 A CN116207786 A CN 116207786A CN 202310304479 A CN202310304479 A CN 202310304479A CN 116207786 A CN116207786 A CN 116207786A
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Abstract

本申请提供一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置，涉及风力发电技术领域。本申请通过部署多条由相互并联的三条单相交流集电支路组成的海上风电集电线路，使多条海上风电集电线路各自产生的三相交流电能汇集地经汇流母线、低频输电系统传输给陆上电网，同时通过使每条单相交流集电支路由多个海上风电机组相互串联形成，并由主控设备控制各个海上风电机组的实际发电输出功率，来确保每个海上风电机组对应产生与所在单相交流集电支路匹配的单相交流电能，并确保对应单相交流集电支路上的单相交流电能总量满足低频输电系统对被传输电能的电压等级要求，从而在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果。

Description

一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置
技术领域
本申请涉及风力发电技术领域，具体而言，涉及一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置。
背景技术
随着科学技术的不断发展，风力发电技术的应用越发广泛，而海上风电场因风能资源丰富、风速稳定、对环境影响较小、远离公共生活区域等优点，使如今大型风电场逐步从陆地转向海上发展，因此海上风力发电技术便是当今风力发电技术的重要发展方向。
目前，分频输电技术因具有传输电能容量大、传输距离远等优势，被用于实现大规模远距离海上风电输电并网效果，而当今基于分频输电技术构建出的海上风电输电并网系统(如图1所示)需要在海上风电集电系统部分将多台低频风力发电机组通过低频升压变压器并联接入到同一馈线，并将多条馈线汇流于同一汇流母线，而后利用低频输电系统部分的低频高压交流输电线路将汇流母线上的低频电能输送至AC/AC变频器，由该AC/AC变频器将接收到的低频电能变换为工频电能，并经陆上升压站将工频电能接入到陆上电网。
值得注意的是，这种海上风电输电并网系统中的海上风电集电系统需要为每台风力发电机组单独配置低频升压变压器，而低频升压变压器因避免出现磁饱和现象需要增大铁芯截面积，使对应低频升压变压器的质量、体积和成本都较高，但海上风电场本身对变压器尺寸存在较高要求，导致现有海上风电集电系统实质存在较高的低频升压变压器成本、变压器安装难度及变压器维护难度。
发明内容
有鉴于此，本申请的目的在于提供一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置和可读存储介质，能够在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果，降低海上风电集电系统的部署成本和部署维护难度，以便于充分发挥分频输电技术在大规模远距离海上风电开发过程中的重大优势。
为了实现上述目的，本申请实施例采用的技术方案如下：
第一方面，本申请提供一种海上风电集电系统，所述系统包括主控设备及多条海上风电集电线路，其中每条海上风电集电线路包括相互并联的三条单相交流集电支路；
每条单相交流集电支路包括的多个海上风电机组相互串联，其中每个海上风电机组用于产生与该海上风电机组所在的单相交流集电支路匹配的单相交流电能；
多条海上风电集电线路经汇流母线、低频输电系统与陆上电网连接，用于将多条海上风电集电线路各自产生的三相交流电能汇集地传输给所述陆上电网；
所述主控设备与每个海上风电机组通信连接，用于控制各个海上风电机组的实际发电输出功率，以调节对应海上风电机组的单相交流电能发电量。
在可选的实施方式中，每个海上风电机组包括海上风力发电机、三相交流转直流变流器及直流转单相交流变流器；
所述海上风力发电机的三相交流输出端与所述三相交流转直流变流器的三相交流输入端电性连接，用于将产生的三相交流电能传输给所述三相交流转直流变流器；
所述三相交流转直流变流器的直流输出端与所述直流转单相交流变流器的直流输入端电性连接，用于将接收到的三相交流电能转换为直流电能，并将转换出的直流电能传输给所述直流转单相交流变流器，其中所述直流转单相交流变流器用于将接收到的直流电能转换为与对应海上风电机组所在的单相交流集电支路匹配的单相交流电能；
同一单相交流集电支路内的各个海上风电机组所包括的直流转单相交流变流器的单相交流输出端相互串联，用于在同一单相交流集电支路的各个海上风电机组之间传输单相交流电能。
在可选的实施方式中，每个海上风电机组还包括储能单元及直流/直流变换器；
所述储能单元经所述直流/直流变换器与所述三相交流转直流变流器的直流输出端并联在一起，用于对所述三相交流转直流变流器转换出的直流电能进行能量存储，或者向所述直流转单相交流变流器释放存储的直流电能，使该海上风电机组的实际发电输出功率与期望发电输出功率保持一致。
第二方面，本申请提供一种海上发电控制方法，应用于前述实施方式中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备，所述方法包括：
获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率；
根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率；
从所述全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率；
根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率；
控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
在可选的实施方式中，所述根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率的步骤，包括：
针对每条单相交流集电支路，对归属于该单相交流集电支路的多个海上风电机组各自的机组短时预测发电功率进行加法运算，得到该单相交流集电支路的支路短时预测发电功率；
针对每条海上风电集电线路，从该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自的支路短时预测发电功率中提取功率数值最小的目标单相预测发电功率，并基于所述目标单相预测发电功率计算该海上风电集电线路的线路短时预测发电功率，其中所述线路短时预测发电功率为对应海上风电集电线路的目标单相预测发电功率的3倍；
对所有海上风电集电线路各自对应的线路短时预测发电功率进行加法运算，得到所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率。
在可选的实施方式中，在所述目标全场发电功率为所述全场短时预测发电功率的情况下，所述根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率的步骤，包括：
针对每条海上风电集电线路，将该海上风电集电线路的目标单相预测发电功率作为该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率；
针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照所述机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
在可选的实施方式中，在所述目标全场发电功率为所述全场期望发电功率的情况下，所述根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率的步骤，包括：
计算多个海上风电集电线路的线路短时预测发电功率之间的线路功率分布比例，并按照所述线路功率分布比例对所述全场期望发电功率进行功率分配处理，得到多个海上风电集电线路的线路期望输出功率；
针对每条海上风电集电线路，根据该海上风电集电线路的线路期望输出功率计算该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率，其中所述支路期望输出功率为对应海上风电集电线路的线路期望输出功率的1/3倍；
针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照所述机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
在可选的实施方式中，在每个海上风电机组包括海上风力发电机及储能单元的情况下，单个海上风电机组的机组短时预测发电功率由该海上风电机组包括的海上风力发电机的发电机短时预测输出功率和储能单元的储能短时预测输出功率叠加得到，则所述控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率的步骤，包括：
针对每个海上风电机组，计算该海上风电机组的期望发电输出功率和机组短时预测发电功率之间的功率比值；
将该海上风电机组的发电机短时预测输出功率和储能短时预测输出功率分别与所述功率比值进行乘法运算，得到与该海上风电机组对应的海上风力发电机的发电机期望输出功率和储能单元的储能期望输出功率；
按照所述发电机期望输出功率控制该海上风电机组所包括的海上风力发电机运行，并按照所述储能期望输出功率控制该海上风电机组所包括的储能单元运行。
第三方面，本申请提供一种海上发电控制装置，应用于前述实施方式中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备，所述装置包括：
预测功率计算模块，用于获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率；
所述预测功率计算模块，还用于根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率；
目标功率提取模块，用于从所述全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率；
期望功率分配模块，用于根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率；
机组功率调控模块，用于控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
第四方面，本申请提供一种可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被加载到前述实施方式中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备处执行时，实现前述实施方式中任意一项所述的海上发电控制方法。
在此情况下，本申请实施例的有益效果至少包括以下内容：
本申请通过部署多条由相互并联的三条单相交流集电支路组成的海上风电集电线路，并使多条海上风电集电线路经汇流母线、低频输电系统与陆上电网连接，以将多条海上风电集电线路各自产生的三相交流电能汇集地传输给陆上电网，同时通过使每条单相交流集电支路由多个海上风电机组相互串联形成，并由主控设备控制各个海上风电机组的实际发电输出功率，来确保每个海上风电机组对应产生与所在单相交流集电支路匹配的单相交流电能，并确保对应单相交流集电支路上的单相交流电能总量能够满足低频输电系统对被传输电能的电压等级要求，从而在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果，降低海上风电集电系统的部署成本和部署维护难度，以便于充分发挥分频输电技术在大规模远距离海上风电开发过程中的重大优势。
为使本申请的上述目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附附图，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本申请的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为现有海上风电输电并网系统的部署示意图；
图2为本申请实施例提供的海上风电集电系统的部署示意图；
图3为本申请实施例提供的海上风电机组的部署示意图之一；
图4为本申请实施例提供的海上风电机组的部署示意图之二；
图5为本申请实施例提供的海上发电控制方法的流程示意图；
图6为图5中的步骤S220包括的子步骤的流程示意图；
图7为图5中的步骤S240包括的子步骤的流程示意图之一；
图8为图5中的步骤S240包括的子步骤的流程示意图之二；
图9为本申请实施例提供的海上发电控制装置的组成示意图。
图标：10-海上风电集电系统；11-海上风电集电线路；12-单相交流集电支路；13-海上风电机组；14-主控设备；131-海上风力发电机；132-三相交流转直流变流器；133-直流转单相交流变流器；134-储能单元；135-直流/直流变换器；100-海上发电控制装置；110-预测功率计算模块；120-目标功率提取模块；130-期望功率分配模块；140-机组功率调控模块。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本申请实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本申请的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本申请的范围，而是仅仅表示本申请的选定实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通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。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本申请的描述中，需要理解的是，术语“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
在本申请的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“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；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。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
下面结合附图，对本申请的一些实施方式作详细说明。在不冲突的情况下，下述的实施例及实施例中的特征可以相互结合。
请参照图2，图2是本申请实施例提供的海上风电集电系统10的部署示意图。在本申请实施例中，所述海上风电集电系统10能够在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果，降低对应海上风电集电系统10的部署成本和部署维护难度，以便于充分发挥分频输电技术在大规模远距离海上风电开发过程中的重大优势。
在本申请实施例中，所述海上风电集电系统10可以包括主控设备14及多条海上风电集电线路11，其中每条海上风电集电线路11可以包括相互并联的三条单相交流集电支路12，单条海上风电集电线路11可以基于海上风场产生三相交流电能，同一条海上风电集电线路11可以包括相互并联的三条单相交流集电支路12，每条单相交流集电支路12用于产生A相、B相或C相的单相交流电能，同一条海上风电集电线路11可通过自身包括的三条单相交流集电支路12分别产生A相交流电能、B相交流电能及C相交流电能。
其中，每条单相交流集电支路12包括多个海上风电机组13，同一条单相交流集电支路12包括的多个海上风电机组13相互串联，以确保同一条单相交流集电支路12包括的多个海上风电机组13可以相互传输自身产生的与该单相交流集电支路12的交流电能相性匹配的单相交流电能。
在本申请实施例中，多条所述海上风电集电线路11各自经一条馈线与同一汇流母线电性连接，用于将多条海上风电集电线路11各自产生的三相交流电能汇集到所述汇流母线处。
在本申请实施例中，所述汇流母线经低频输电系统与陆上电网连接，用于将汇集到的所有三相交流电能经所述低频输电系统处理后传输给所述陆上电网。
在本申请实施例中，所述主控设备14与每个海上风电机组13通信连接，用于控制各个海上风电机组13的实际发电输出功率，以调节对应海上风电机组13的单相交流电能发电量。其中，所述主控设备14可以是，但不限于，个人计算机、服务器、智能终端等。
由此，本申请可通过将单条单相交流集电支路12所对应的多个海上风电机组13相互串联，使对应单相交流集电支路12的单相交流电能总量即为该单相交流集电支路12所包括的各个海上风电机组13分别产生的单相交流电能之和，以确保单条单相交流集电支路12的单相交流电能总量能够大于或等于预设单相交流电能阈值，并能够满足所述低频输电系统对单条单相交流集电支路12处的被传输电能的电压等级要求，从而确保所述海上风电集电系统10能够在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果，降低该海上风电集电系统10的部署成本和部署维护难度，以便于充分发挥分频输电技术在大规模远距离海上风电开发过程中的重大优势。
可选地，请参照图3，图3是本申请实施例提供的海上风电机组13的部署示意图之一。在本申请实施例中，每条单相交流集电支路12所包括的各个海上风电机组13可以包括海上风力发电机131、三相交流转直流变流器132及直流转单相交流变流器133。
其中，每个海上风电机组13所包括的海上风力发电机131用于产生三相交流电能；同一海上风电机组13内的海上风力发电机131的三相交流输出端与对应三相交流转直流变流器132的三相交流输入端电性连接，用于将该海上风力发电机131产生的三相交流电能传输给所述三相交流转直流变流器132，以通过所述三相交流转直流变流器132将接收到的三相交流电能转换为直流电能。
同一海上风电机组13内的三相交流转直流变流器132的直流输出端与对应直流转单相交流变流器133的直流输入端电性连接，用于将该三相交流转直流变流器132转换出的直流电能传输给所述直流转单相交流变流器133，以通过所述直流转单相交流变流器133将接收到的直流电能转换为与该海上风电机组13所在的单相交流集电支路12匹配的低频单相交流电能。此时，该海上风电机组13的实际发电输出功率即为该海上风电机组13内的海上风力发电机131的实际发电机输出功率。
归属于同一单相交流集电支路12内的多个海上风电机组13通过自身包括的直流转单相交流变流器133的单相交流输出端相互串联，以确保该单相交流集电支路12的各个海上风电机组13能够通过相互串联的直流转单相交流变流器133传输与该单相交流集电支路12匹配的单相交流电能，从而确保该单相交流集电支路12内的多个海上风电机组13各自产生的单相交流电能能够相互叠加，使该单相交流集电支路12上的单相交流电能总量能够满足低频输电系统对被传输电能的电压等级要求。
可选地，请参照图4，图4是本申请实施例提供的海上风电机组13的部署示意图之二。在本申请实施例中，与图3所示的海上风电机组13相比，图4所示的海上风电机组13还可以包括储能单元134及直流/直流变换器135。
其中，同一海上风电机组13内的储能单元134经直流/直流变换器135与对应三相交流转直流变流器132的直流输出端并联在一起，用于对所述三相交流转直流变流器132转换出的直流电能进行能量存储，或者向与所述三相交流转直流变流器132连接的直流转单相交流变流器133释放存储的直流电能，使该海上风电机组13的实际发电输出功率能够与期望发电输出功率保持一致，从而有效平滑所述三相交流转直流变流器132与所述直流转单相交流变流器133之间的直流母线功率波动，提高所述三相交流转直流变流器132与所述直流转单相交流变流器133之间的直流母线电压稳定性，并有效确保整个海上风电集电系统10能够满足全风电场并网功率要求。其中，所述期望发电输出功率为期望对应海上风电机组13输出的具体发电功率值；此时，该海上风电机组13的实际发电输出功率即为该海上风电机组13内的海上风力发电机131的实际发电机输出功率和储能单元134的实际储能输出功率之和；若所述储能单元134处于充电状态，则所述储能单元134的实际储能输出功率为负数；若所述储能单元134处于放电状态，则所述储能单元134的实际储能输出功率为正数。
由此，本申请可通过在每个海上风电机组13内配置储能单元134，以确保对应储能单元134能够配合海上风力发电机131有效平衡该海上风电机组13的实际发电输出功率与期望发电输出功率之间的功率差值，提升对应海上风电机组13的发电功率输出稳定性。
在本申请中，为确保上述海上风电集电系统10中的主控设备14能够有效调度各个海上风电机组13进行发电，以确保该海上风电集电系统10能够尽量满足陆上电网的全风电场并网功率要求，本申请实施例提供一种应用于上述主控设备14的海上发电控制方法实现前述目的。下面对本申请提供的海上发电控制方法进行详细描述。
请参照图5，图5是本申请实施例提供的海上发电控制方法的流程示意图。在本申请实施例中，所述海上发电控制方法可以包括步骤S210～步骤S250。
步骤S210，获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率。
在本实施例中，当所述海上风电机组13包括有海上风力发电机131，该海上风力发电机131的发电机短时预测输出功率的具体功率大小取决于该海上风力发电机131所处海上环境风况，其中单个海上风力发电机131的发电机短时预测输出功率可采用如下式子计算得到：
Figure BDA0004146287350000121
其中，PG(t)用于表示对应海上风力发电机131在第t时刻的发电机短时预测输出功率，ρ用于表示海上空气密度，D用于表示对应海上风力发电机131的风机叶轮直径，v(t)用于表示第t时刻的海上风速，Cp用于表示对应海上风力发电机131的风能利用系数，λ用于表示对应海上风力发电机131的叶尖速比，β用于表示对应海上风力发电机131的桨距角，c1、c2、c3、c4、c5、c6分别为0.5176、116、0.4、5、21和0.0068。
当所述海上风电机组13还包括有储能单元134，该储能单元134的储能短时预测输出功率的具体功率大小取决于该储能单元134的储能介质荷电状态，其中单个储能单元134的储能短时预测输出功率可采用如下式子计算得到：
Figure BDA0004146287350000122
其中，Pb(t)用于表示对应储能单元134在第t时刻的储能短时预测输出功率，Pb-N用于表示对应储能单元134的额定充放电功率，Pb(t-1)用于表示对应储能单元134在第t-1时刻的储能短时预测输出功率，SOC用于表示对应储能单元134在第t时刻的荷电状态，SOCL和SOCH分别用于表示对应储能单元134的荷电状态最低限值和荷电状态最高限值，其中若Pb(t)为正数，即表明对应储能单元134处于放电状态；若Pb(t)为负数，即表明对应储能单元134处于充电状态。
由此，所述主控设备14可在对应海上风电机组13采用图3所示的部署示意图进行部署时，将该海上风电机组13包括的海上风力发电机131的发电机短时预测输出功率直接作为该海上风电机组13的机组短时预测发电功率；所述主控设备14可在对应海上风电机组13采用图4所示的部署示意图进行部署时，将该海上风电机组13包括的海上风力发电机131的发电机短时预测输出功率和储能单元134的储能短时预测输出功率进行功率叠加处理，并将功率叠加得到的短时预测输出功率值作为该海上风电机组13的机组短时预测发电功率。
步骤S220，根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算海上风电集电系统的全场短时预测发电功率。
在本实施例中，所述全场短时预测发电功率用于表征所述海上风电集电系统10在当前时刻对应的短时预测发电功率。
可选地，请参照图6，图6是图5中的步骤S220包括的子步骤的流程示意图。在本实施例中，所述步骤S220可以包括子步骤S221～子步骤S223，以有效计算出海上风电集电系统10在当前时刻对应的全场短时预测发电功率。
子步骤S221，针对每条单相交流集电支路，对归属于该单相交流集电支路的多个海上风电机组各自的机组短时预测发电功率进行加法运算，得到该单相交流集电支路的支路短时预测发电功率。
子步骤S222，针对每条海上风电集电线路，从该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自的支路短时预测发电功率中提取功率数值最小的目标单相预测发电功率，并基于目标单相预测发电功率计算该海上风电集电线路的线路短时预测发电功率。
其中，单条海上风电集电线路11的线路短时预测发电功率为对应海上风电集电线路11的目标单相预测发电功率的3倍，以确保对应海上风电集电线路11内的三条单相交流集电支路12具有相同短时预测发电功率。
子步骤S223，对所有海上风电集电线路各自对应的线路短时预测发电功率进行加法运算，得到海上风电集电系统的全场短时预测发电功率。
由此，本申请可通过执行上述子步骤S221～子步骤S223，有效计算出海上风电集电系统10在当前时刻对应的全场短时预测发电功率。
步骤S230，从全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率。
在本实施例中，所述主控设备14可通过将全场短时预测发电功率与并网调度指令所记录的全场期望发电功率进行比较，以确定所述海上风电集电系统10当前能够支持的最大发电功率。其中，若所述全场短时预测发电功率小于所述全场期望发电功率，即表明所述海上风电集电系统10当前能够支持的最大发电功率为所述全场短时预测发电功率，此时可直接将所述全场短时预测发电功率作为所述海上风电集电系统10当前对应的目标全场发电功率；若所述全场短时预测发电功率大于或等于所述全场期望发电功率，即表明所述海上风电集电系统10当前能够支持的最大发电功率可以有效覆盖所述全场期望发电功率，此时所述海上风电集电系统10需按照所述全场期望发电功率进行发电，可直接将所述全场期望发电功率作为所述海上风电集电系统10当前对应的目标全场发电功率。
步骤S240，根据目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率。
可选地，请参照图7，图7是图5中的步骤S240包括的子步骤的流程示意图之一。在本实施例的第一种实施方式中，当所述目标全场发电功率为所述全场短时预测发电功率的情况下，所述步骤S240可以包括子步骤S241及子步骤S242，以按照全场短时预测发电功率为各个海上风电机组13分配合适的期望发电输出功率。
子步骤S241，针对每条海上风电集电线路，将该海上风电集电线路的目标单相预测发电功率作为该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率。
子步骤S242，针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
由此，本申请可通过执行上述子步骤S241及子步骤S242，按照全场短时预测发电功率为各个海上风电机组13分配合适的期望发电输出功率。
可选地，请参照图8，图8是图5中的步骤S240包括的子步骤的流程示意图之二。在本实施例的第二种实施方式中，当所述目标全场发电功率为所述全场期望发电功率的情况下，所述步骤S240可以包括子步骤S243～子步骤S245，以按照全场期望发电功率为各个海上风电机组13分配合适的期望发电输出功率。
子步骤S243，计算多个海上风电集电线路的线路短时预测发电功率之间的线路功率分布比例，并按照线路功率分布比例对全场期望发电功率进行功率分配处理，得到多个海上风电集电线路的线路期望输出功率。
子步骤S244，针对每条海上风电集电线路，根据该海上风电集电线路的线路期望输出功率计算该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率。
其中，归属于同一海上风电集电线路11的三条单相交流集电支路12各自对应的支路期望输出功率需保持一致，以确保该海上风电集电线路11的三条单相交流集电支路12各自产生相同电能量的单相交流电能，此时，归属于同一海上风电集电线路11内的每条单相交流集电支路12的支路期望输出功率即为该海上风电集电线路11的线路期望输出功率的1/3倍。
子步骤S245，针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
由此，本申请可通过执行上述子步骤S243～子步骤S245，按照全场期望发电功率为各个海上风电机组13分配合适的期望发电输出功率。
步骤S250，控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
在本实施例中，所述主控设备14在确定出每个海上风电机组13的期望发电输出功率后，可根据该海上风电机组13的具体机组组成，将该海上风电机组13的期望发电输出功率分配给该海上风电机组13所包括的发电输出设备，并通过控制各个海上风电机组13所包括的发电输出设备按照对应分配到的具体期望发电功率运行的方式，确保对应海上风电机组13能够按照匹配的期望发电输出功率调整实际发电输出功率，以确保所述海上风电集电系统10能够产生与所述目标全场发电功率匹配的三相交流电能供给所述陆上电网。
在本实施例的第一种实施方式中，当每个海上风电机组13采用图3所示的部署示意图进行部署时，该海上风电机组13所对应的期望发电输出功率将会被完全分配给该海上风电机组13所包括的海上风力发电机131。
在本实施例的第二种实施方式中，当每个海上风电机组13采用图4所示的部署示意图进行部署时，该海上风电机组13所对应的期望发电输出功率将会被分配给该海上风电机组13所包括的海上风力发电机131和储能单元134，此时所述控制每个海上风电机组13按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率的步骤可以包括：
针对每个海上风电机组13，计算该海上风电机组13的期望发电输出功率和机组短时预测发电功率之间的功率比值；
将该海上风电机组13的发电机短时预测输出功率和储能短时预测输出功率分别与所述功率比值进行乘法运算，得到与该海上风电机组13对应的海上风力发电机131的发电机期望输出功率和储能单元134的储能期望输出功率；
按照所述发电机期望输出功率控制该海上风电机组13所包括的海上风力发电机131运行，并按照所述储能期望输出功率控制该海上风电机组13所包括的储能单元134运行。
因此，本申请可通过上述第二种实施方式所对应的具体步骤流程，确保对应海上风电机组13中的储能单元134能够在维持当前充/放电状态的基础上配合海上风力发电机131确保对应海上风电机组13按照期望发电输出功率进行发电。
本申请可通过执行上述步骤S210～步骤S250，使上述海上风电集电系统10中的主控设备14能够有效调度各个海上风电机组13进行发电，以确保该海上风电集电系统10能够尽量满足陆上电网的全风电场并网功率要求。
在本申请中，为确保上述海上风电集电系统10中的主控设备14能够有效执行上述海上发电控制方法，本申请通过对以软件或固件的形式存储在所述主控设备14中的海上发电控制装置进行功能模块划分的方式实现前述功能。下面对本申请提供的应用于上述主控设备14的海上发电控制装置的具体组成进行相应描述。
请参照图9，图9是本申请实施例提供的海上发电控制装置100的组成示意图。在本申请实施例中，所述海上发电控制装置100可以包括预测功率计算模块110、目标功率提取模块120、期望功率分配模块130及机组功率调控模块140。
预测功率计算模块110，用于获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率。
所述预测功率计算模块110，还用于根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算海上风电集电系统的全场短时预测发电功率。
目标功率提取模块120，用于从全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率。
期望功率分配模块130，用于根据目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率。
机组功率调控模块140，用于控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
需要说明的是，本申请实施例所提供的海上发电控制装置100，其基本原理及产生的技术效果与前述的海上发电控制方法相同。为简要描述，本实施例部分未提及之处，可参考上述的针对海上发电控制方法的描述内容。
在本申请所提供的实施例中，应该理解到，所揭露的装置和方法，也可以通过其它的方式实现。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，附图中的流程图和框图显示了根据本申请的实施例的装置、方法和计算机程序产品的可能实现的体系架构、功能和操作。在这点上，流程图或框图中的每个方框可以代表一个模块、程序段或代码的一部分，模块、程序段或代码的一部分包含一个或多个用于实现规定的逻辑功能的可执行指令。也应当注意，在有些作为替换的实现方式中，方框中所标注的功能也可以以不同于附图中所标注的顺序发生。例如，两个连续的方框实际上可以基本并行地执行，它们有时也可以按相反的顺序执行，这依所涉及的功能而定。也要注意的是，框图和/或流程图中的每个方框、以及框图和/或流程图中的方框的组合，可以用执行规定的功能或动作的专用的基于硬件的系统来实现，或者可以用专用硬件与计算机指令的组合来实现。
另外，在本申请各个实施例中的各功能模块可以集成在一起形成一个独立的部分，也可以是各个模块单独存在，也可以两个或两个以上模块集成形成一个独立的部分。本申请提供的各项功能如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个存储介质中。基于这样的理解，本申请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可读存储介质中，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)执行本申请各个实施例记载方法的全部或部分步骤。而前述的可读存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、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。
综上所述，在本申请实施例提供的一种海上风电集电系统、海上发电控制方法及装置和可读存储介质中，本申请通过部署多条由相互并联的三条单相交流集电支路组成的海上风电集电线路，并使多条海上风电集电线路经汇流母线、低频输电系统与陆上电网连接，以将多条海上风电集电线路各自产生的三相交流电能汇集地传输给陆上电网，同时通过使每条单相交流集电支路由多个海上风电机组相互串联形成，并由主控设备控制各个海上风电机组的实际发电输出功率，来确保每个海上风电机组对应产生与所在单相交流集电支路匹配的单相交流电能，并确保对应单相交流集电支路上的单相交流电能总量能够满足低频输电系统对被传输电能的电压等级要求，从而在不为风力发电机组配置低频升压变压器的情况下实现海上风电输电并网效果，降低海上风电集电系统的部署成本和部署维护难度，以便于充分发挥分频输电技术在大规模远距离海上风电开发过程中的重大优势。
以上所述，仅为本申请的各种实施方式，但本申请的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本申请揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本申请的保护范围之内。因此，本申请的保护范围应当以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种海上风电集电系统，其特征在于，所述系统包括主控设备及多条海上风电集电线路，其中每条海上风电集电线路包括相互并联的三条单相交流集电支路；
每条单相交流集电支路包括的多个海上风电机组相互串联，其中每个海上风电机组用于产生与该海上风电机组所在的单相交流集电支路匹配的单相交流电能；
多条海上风电集电线路经汇流母线、低频输电系统与陆上电网连接，用于将多条海上风电集电线路各自产生的三相交流电能汇集地传输给所述陆上电网；
所述主控设备与每个海上风电机组通信连接，用于控制各个海上风电机组的实际发电输出功率，以调节对应海上风电机组的单相交流电能发电量。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，每个海上风电机组包括海上风力发电机、三相交流转直流变流器及直流转单相交流变流器；
所述海上风力发电机的三相交流输出端与所述三相交流转直流变流器的三相交流输入端电性连接，用于将产生的三相交流电能传输给所述三相交流转直流变流器；
所述三相交流转直流变流器的直流输出端与所述直流转单相交流变流器的直流输入端电性连接，用于将接收到的三相交流电能转换为直流电能，并将转换出的直流电能传输给所述直流转单相交流变流器，其中所述直流转单相交流变流器用于将接收到的直流电能转换为与对应海上风电机组所在的单相交流集电支路匹配的单相交流电能；
同一单相交流集电支路内的各个海上风电机组所包括的直流转单相交流变流器的单相交流输出端相互串联，用于在同一单相交流集电支路的各个海上风电机组之间传输单相交流电能。
3.根据权利要求2所述的系统，其特征在于，每个海上风电机组还包括储能单元及直流/直流变换器；
所述储能单元经所述直流/直流变换器与所述三相交流转直流变流器的直流输出端并联在一起，用于对所述三相交流转直流变流器转换出的直流电能进行能量存储，或者向所述直流转单相交流变流器释放存储的直流电能，使该海上风电机组的实际发电输出功率与期望发电输出功率保持一致。
4.一种海上发电控制方法，其特征在于，应用于权利要求1-3中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备，所述方法包括：
获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率；
根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率；
从所述全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率；
根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率；
控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率的步骤，包括：
针对每条单相交流集电支路，对归属于该单相交流集电支路的多个海上风电机组各自的机组短时预测发电功率进行加法运算，得到该单相交流集电支路的支路短时预测发电功率；
针对每条海上风电集电线路，从该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自的支路短时预测发电功率中提取功率数值最小的目标单相预测发电功率，并基于所述目标单相预测发电功率计算该海上风电集电线路的线路短时预测发电功率，其中所述线路短时预测发电功率为对应海上风电集电线路的目标单相预测发电功率的3倍；
对所有海上风电集电线路各自对应的线路短时预测发电功率进行加法运算，得到所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在所述目标全场发电功率为所述全场短时预测发电功率的情况下，所述根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率的步骤，包括：
针对每条海上风电集电线路，将该海上风电集电线路的目标单相预测发电功率作为该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率；
针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照所述机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在所述目标全场发电功率为所述全场期望发电功率的情况下，所述根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率的步骤，包括：
计算多个海上风电集电线路的线路短时预测发电功率之间的线路功率分布比例，并按照所述线路功率分布比例对所述全场期望发电功率进行功率分配处理，得到多个海上风电集电线路的线路期望输出功率；
针对每条海上风电集电线路，根据该海上风电集电线路的线路期望输出功率计算该海上风电集电线路所包括的三条单相交流集电支路各自对应的支路期望输出功率，其中所述支路期望输出功率为对应海上风电集电线路的线路期望输出功率的1/3倍；
针对每条单相交流集电支路，计算该单相交流集电支路所包括的多个海上风电机组的线路短时预测发电功率之间的机组功率分布比例，并按照所述机组功率分布比例对该单相交流集电支路的支路期望输出功率进行功率分配处理，得到该单相交流集电支路所包括的各个海上风电机组的期望发电输出功率。
8.根据权利要求4-7中任意一项所述的方法，其特征在于，在每个海上风电机组包括海上风力发电机及储能单元的情况下，单个海上风电机组的机组短时预测发电功率由该海上风电机组包括的海上风力发电机的发电机短时预测输出功率和储能单元的储能短时预测输出功率叠加得到，则所述控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率的步骤，包括：
针对每个海上风电机组，计算该海上风电机组的期望发电输出功率和机组短时预测发电功率之间的功率比值；
将该海上风电机组的发电机短时预测输出功率和储能短时预测输出功率分别与所述功率比值进行乘法运算，得到与该海上风电机组对应的海上风力发电机的发电机期望输出功率和储能单元的储能期望输出功率；
按照所述发电机期望输出功率控制该海上风电机组所包括的海上风力发电机运行，并按照所述储能期望输出功率控制该海上风电机组所包括的储能单元运行。
9.一种海上发电控制装置，其特征在于，应用于权利要求1-3中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备，所述装置包括：
预测功率计算模块，用于获取每个海上风电机组当前的运行状况，计算每个海上风电机组的机组短时预测发电功率；
所述预测功率计算模块，还用于根据所有海上风电机组各自的机组短时预测发电功率，计算所述海上风电集电系统的全场短时预测发电功率；
目标功率提取模块，用于从所述全场短时预测发电功率和来自陆上电网的并网调度指令所包括的全场期望发电功率中，提取功率数值较小的目标全场发电功率；
期望功率分配模块，用于根据所述目标全场发电功率，针对所有海上风电机组分别分配对应的期望发电输出功率；
机组功率调控模块，用于控制每个海上风电机组按照对应的期望发电输出功率调整实际发电输出功率。
10.一种可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被加载到权利要求1-3中任意一项所述的海上风电集电系统所包括的主控设备处执行时，实现权利要求4-8中任意一项所述的海上发电控制方法。
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