CN117937601A - 一种海上风力发电高压直流输电系统、控制方法及其装置 - Google Patents

Abstract

本公开提供了一种海上风力发电高压直流输电系统、控制方法及其装置，涉及输电技术。其中，海上风力发电高压直流输电系统包括：风力发电装置，风力发电装置包括风力机以及永磁同步发电机；精简矩阵变换器，精简矩阵变换器的第一端口与风力发电装置连接；多绕组高频变压器，多绕组高频变压器的第一端口与精简矩阵变换器连接，包括：原边绕组以及多个副边绕组；直流输电装置，直流输电装置的第一端口与多绕组高频变压器中第一副边绕组连接；网侧逆变器，网侧逆变器的第一端口与直流输电装置连接，网侧逆变器的第二端口与交流电网连接；至少一个储能装置，每个储能装置的第一端口与对应的第二副边绕组连接，每个储能装置用于对风力发电装置输出的能量进行吸收和释放。

Description

一种海上风力发电高压直流输电系统、控制方法及其装置

技术领域

本公开涉及输电技术，尤其涉及一种海上风力发电高压直流输电系统、控制方法及其装置。

背景技术

随着化石能源紧缺和环境污染的问题日益严重，世界各国开始大力发展可再生能源发电。海上风电具有能源蕴含量大、风速较稳定、设备年利用小时数高、对周边环境污染少等优点。近年来，海上风电凭借其独特的优势得到迅猛发展，并逐渐远离海岸进行风电场的建设。

发明内容

本公开提供了一种海上风力发电高压直流输电系统、控制方法及其装置。

根据本公开的第一方面，提供了一种海上风力发电高压直流输电系统，包括：

风力发电装置，风力发电装置包括风力机以及永磁同步发电机；

精简矩阵变换器，精简矩阵变换器的第一端口与风力发电装置连接，精简矩阵变换器用于将对应风力发电装置输出的三相交流电转换为正负交变的高频脉冲信号；

多绕组高频变压器，多绕组高频变压器的第一端口与精简矩阵变换器连接，包括：

原边绕组；

多个副边绕组，多个副边绕组包括第一副边绕组和至少第二副边绕组；

直流输电装置，直流输电装置的第一端口与多绕组高频变压器中第一副边绕组连接，直流输电装置用于将多绕组高频变压器输出的电压变换成直流电进行输送；

网侧逆变器，网侧逆变器的第一端口与直流输电装置连接，网侧逆变器的第二端口与交流电网连接，网侧逆变器用于将直流电逆变成交流电并入交流电网；

至少一个储能装置，每个储能装置的第一端口与对应的第二副边绕组连接，每个储能装置用于对风力发电装置输出的能量进行吸收和释放。

根据本公开的第二方面，提供了一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法，包括：

基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值；

基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号；

基于精简矩阵变换器的调制信号，确定直流输电装置输出的直流电压信号；

基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

根据本公开的第三方面，提供了一种海上风力发电高压直流输电系统的控制装置，包括：

第一确定模块，用于基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值；

第二确定模块，用于基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号；

第三确定模块，用于基于精简矩阵变换器的调制信号，确定精简矩阵变换装置输出的直流电压信号；

逆变模块，用于基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

根据本公开的第四方面，提供一种电子设备，包括：

至少一个处理器；以及

与至少一个处理器通信连接的存储器；其中，

存储器存储有可被至少一个处理器执行的指令，指令被至少一个处理器执行，以使至少一个处理器能够执行上述第二方面所述的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

根据本公开实施例的第五方面，提供一种存储有计算机指令的非瞬时计算机可读存储介质。其中，计算机指令用于使计算机执行上述第二方面所述的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

根据本公开的第六方面，提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，所述计算机程序在被处理器执行时实现前述第二方面所述的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

本公开的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：通过精简矩阵变换器将风力发电装置输出的三相交流电转换为正负交变的高频脉冲信号，并通过多绕组高频变压器拓展连接至少一个储能装置，提高了直流输电系统的变换效率，降低了工程建设难度及维护成本，提高了直流输电系统的可靠性、集成度以及灵活性。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本公开。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本公开的实施例，并与说明书一起用于解释本公开的原理，并不构成对本公开的不当限定。

图1是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。

图2是根据本公开实施例提供的又一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。

图3是根据本公开实施例提供的另一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。

图4是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。

图5是根据本公开实施例提供的又一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。

图6是根据本公开实施例提供的另一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。

图7是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的控制装置的结构框图。

图8是根据本公开实施例提供的电子设备的结构框图。

具体实施方式

为了使本领域普通人员更好地理解本公开的技术方案，下面将结合附图，对本公开实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。

需要说明的是，本公开的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本公开的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本公开相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本公开的一些方面相一致的装置和方法的例子。

需要说明的是，在本公开的描述中，除非另有说明，“/”表示或的意思，例如，A/B可以表示A或B；本文中的“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。

图1是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。该海上风力发电高压直流输电系统包括风力发电装置、精简矩阵变换器、多绕组高频变压器、直流输电装置、网侧逆变器以及至少一个储能装置。该风力发电装置可以包括但不限于一个风力机、一个永磁同步发电机。该多绕组高频变压器可以包括但不限于原边绕组、多个副边绕组。图1所示的设备数量和形态仅用于举例并不构成对本公开实施例的限定。图1所示的海上风力发电高压直流输电系统中副边绕组的数量以两个为例进行示意。如图1所示，本公开实施例中的海上风力发电高压直流输电系统包括风力发电装置100、精简矩阵变换器200、多绕组高频变压器300、直流输电装置400、网侧逆变器500以及储能装置600。其中，风力发电装置100包括一个风力机101以及一个永磁同步发电机102，多绕组高频变压器300包括原边绕组301、第一副边绕组302以及第二副边绕组303。

在本公开一些实施例中，多绕组高频变压器包括原边绕组以及多个副边绕组。其中，多个副边绕组包括第一副边绕组以及至少第二副边绕组。如图1所示，多绕组高频变压器300中的原边绕组301的第一端口与精简矩阵变换器200连接，原边绕组301的第二端口与多绕组高频变压器300中的铁芯连接。多绕组高频变压器300中的第一副边绕组302的第一端口与多绕组高频变压器300中的铁芯连接，第一副边绕组302的第二端口与直流输电装置400连接。多绕组高频变压器300中的第二副边绕组303的第一端口与多绕组高频变压器300中的铁芯连接，第二副边绕组303的第二端口与储能装置600连接。

可选的，与直流输电装置400连接的第一副边绕组302为升压绕组；与储能装置600连接的第二副边绕组303为降压绕组。

可选的，多绕组高频变压器300的第二副边绕组的数量可以根据实际需求进行扩展，用于接入其他储能装置或者发电系统。

在本公开的实施例中，通过精简矩阵变换器将风力发电装置输出的三相交流电转换为正负交变的高频脉冲信号，并通过多绕组高频变压器拓展连接至少一个储能装置，提高了直流输电系统的变换效率，降低了工程建设难度及维护成本，提高了直流输电系统的可靠性、集成度以及灵活性。

图2是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。如图2所示，该海上风力发电高压直流输电系统以包括具有三个副边绕组的多绕组高频变压器300、超级电容储能装置600以及蓄电池储能装置700为例。

在本公开一些实施例中，多绕组高频变压器300包括原边绕组301、第一副边绕组302、第二副边绕组303以及第三副边绕组304。其中，第二副边绕组303的第一端口与多绕组高频变压器300中的铁芯连接，第二副边绕组303的第二端口与超级电容储能装置600连接；第三副边绕组304的第一端口与多绕组高频变压器300中的铁芯连接，第三副边绕组303的第二端口与蓄电池储能装置700连接。

在本公开一些实施例中，与直流输电装置400连接的第一副边绕组302为升压绕组；与超级电容储能装置600连接的第二副边绕组303为降压绕组；与蓄电池储能装置700连接的第三副边绕组304为降压绕组。

可选的，超级电容储能装置600具有较高的功率密度，可以用于对变化速度较快的有功功率进行吸收或释放。蓄电池储能装置700具有较高的能量密度，可以用于对变化速度较慢的有功功率进行吸收或释放。

在本公开的实施例中，超级电容储能装置以及蓄电池储能装置可以根据风力发电装置功率输出情况进行充放电操作，提高了海上风力发电高压直流输电系统的集成度以及功率调节的灵活性，使海上风力发电高压直流输电系统具有更好的平滑功率波动以及低压创越能力。

图3是根据本公开实施例提供的另一种海上风力发电高压直流输电系统的结构框图。如图3所示，直流输电系统400包括二极管不可控整流桥401、LC振荡电路402以及高压直流输电电缆403；超级电容储能装置600包括超级电容601以及单相全桥变换器602；蓄电池储能装置700包括蓄电池701以及单相全桥变换器702。

在本公开一些实施例中，超级电容储能装置600中的单相全桥变换器602以及蓄电池储能装置700中的单相全桥变换器702主要用于与多绕组高频变压器300中对应的副边绕组连接，将多绕组高频变压器输出的交流电转换成直流电。其中，超级电容储能装置600中的单相全桥变换器602的第一端口与多绕组高频变压器300中的第二副边绕组303连接，超级电容储能装置600中的单相全桥变换器602的第二端口与超级电容601连接；蓄电池储能装置700中的单相全桥变换器702的第一端口与多绕组高频变压器300中的第三副边绕组304连接，蓄电池储能装置700中的单相全桥变换器702的第二端口与蓄电池701连接。

在本公开一些实施例中，直流输电装置400中的二极管不可控整流桥401主要用于将多绕组高频变压器300输出的交流电转换成直流电。直流输电装置400中的LC振荡电路用于对二极管不可控整流桥401输出的直流电进行滤波处理。直流输电装置400中的高压直流输电电缆403用于输送高压直流电。其中，直流输电装置400中的二极管不可控整流桥401的第一端口与多绕组高频变压器300中的第一副边绕组302连接，直流输电装置400中的二极管不可控整流桥401的第二端口与LC振荡电路402连接；直流输电装置400中的LC振荡电路402的第一端口与二极管不可控整流桥401连接，直流输电装置400中的LC振荡电路402的第二端口与高压直流输电电缆403连接；直流输电装置400中的高压直流输电电缆403的第一端口与LC振荡电路402连接，直流输电装置400中的高压直流输电电缆403的第二端口与网侧逆变器500连接。

在本公开一些实施例中，精简矩阵变换器200可以包括三个电容以及三排IGBT开关管。其中，精简矩阵变换器200中的三个电容分别对应风力发电装置100输出的三相交流电中的A相、B相以及C相。精简矩阵变换器200中的三排IGBT开关管分别对应精简矩阵变换器200中的三个电容。

可选的，精简矩阵变换器200中三个电容以及三排IGBT开关管的接线方式可以为星形方式或者三角形方式。图3以星形连接方式为例。

可选的，每排IGBT开关管可以包括4个IGBT开关。

在本公开一些实施例中，网侧逆变器500可以包括三排IGBT开关管。其中，网侧逆变器500中的三排IGBT开关管分别对应交流电网需要的三相交流电中的A相、B相以及C相。

图4是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。如图4所示，该海上风力发电高压直流输电系统的控制方法包括但不限于以下步骤：

在步骤S401中，基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值。

在本公开一些实施例中，基于最大风能追踪方法，确定风力发电装置的转速；基于风力机的转速，确定最大风能追踪功率值。

需要说明的是，风力发电装置运行在最大风能追踪模式下可以最大效率地利用风能。

可选的，基于最大风能追踪方法中的爬山搜索法，确定风力发电装置运行在最大风能追踪模式下的转速；基于风力机的转速，使风力发电装置运行在最佳叶尖速比状态，确定最大风能追踪功率值。

在步骤S402中，基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号。

在本公开一些实施例中，获取风力发电装置输出的三相交流电信息；基于最大风能追踪功率值以及风力发电装置输出的三相交流信号，确定精简矩阵变换器的有功功率参考值以及精简矩阵变换器的无功功率参考值；基于精简矩阵变换器的有功功率参考值以及无功功率参考值，可以得到精简矩阵变换器的控制电压信号。基于精简矩阵变换器的控制电压信号进行坐标转换以及归一化处理，得到精简矩阵变换器的调制信号。

在步骤S403中，基于精简矩阵变换器的调制信号，确定直流输电装置输出的直流电压信号。

可选的，基于精简矩阵变换器的调制信号，控制相应IGBT开关。基于对相应IGBT开关的占空比进行调节，确定直流输电装置输出的直流电压信号。

在步骤S404中，基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

可选的，获取交流电网所需电压的相位以及频率；基于直流输电装置输出的直流电压信号、交流电网所需电压的相位以及频率，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

在本公开的实施例中，基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值。基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号，这样，实现了最大效率地利用风能，提高了海上风力发电高压直流输电系统的能量变换效率。

图5是根据本公开实施例提供的的又一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。如图5所示，该海上风力发电高压直流输电系统的控制方法包括但不限于以下步骤：

在步骤S501中，基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值。

在本公开的实施例中，步骤S501可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在步骤S502中，获取风力发电装置输出的三相交流电信号。

在步骤S503中，基于最大风能追踪功率值以及风力发电装置输出的三相交流信号，确定精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值；

在本公开一些实施例中，基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的有功功率参考值；将精简矩阵变换器的无功功率参考值配置为第一数值；基于有功功率参考值与无功功率参考值，确定精简矩阵变换器的电流参考值；基于精简矩阵变换器的电流参考值与耦合电压补偿量，得到控制电压信号；基于控制电压信号进行坐标变换，确定精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值。

可选的，第一数值可以为0。也就是说，可以将精简矩阵变换器的无功功率参考值配置为0。

在本公开一些实施例中，基于风力发电装置输出的三相交流电信号进行坐标转换处理，得到风力发电装置输出的两相交流电信号；基于风力发电装置输出的两相交流电信号，确定耦合电压补偿量；基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的有功功率参考值；将精简矩阵变换器的无功功率参考值配置为第一数值；基于有功功率参考值与无功功率参考值，确定精简矩阵变换器的电流参考值；基于精简矩阵变换器的电流参考值与耦合电压补偿量，得到控制电压信号；基于控制电压信号进行坐标变换，确定精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值。

可选的，基于有功功率参考值与无功功率参考值进行差值计算，得到有功功率参考值与无功功率参考值的差值；通过PI控制器对该差值进行比例调节处理以及积分调节处理，得到精简矩阵变换器的电流参考值。

可选的，通过PI控制器对精简矩阵变换器的电流参考值进行比例调节处理以及积分调节处理，得到处理后的电流参考值；基于处理后的电流参考值以及耦合电压补偿量进行相加处理，得到控制电压信号。

可选的，基于两相旋转坐标下的控制电压信号进行坐标变换处理，得到在三相静止坐标下的控制电压信号；将在三相静止坐标下的控制电压信号确定为精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值。

在步骤S504中，基于精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值进行归一化处理，得到精简矩阵变换器的调制信号。

在本公开一些实施例中，可以通过最大最小标准化方法、对数函数归一化方法、反正切函数归一化方法等对精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值进行归一化处理。

在步骤S505中，基于精简矩阵变换器的调制信号，确定直流输电装置输出的直流电压信号。

在本公开的实施例中，步骤S505可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在步骤S506中，基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

在本公开的实施例中，步骤S506可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

图6是根据本公开实施例提供的另一种海上风力发电高压直流输电系统的控制方法的流程图。如图6所示，该海上风力发电高压直流输电系统的控制方法包括但不限于以下步骤：

在步骤S601中，基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值。

在本公开的实施例中，步骤S601可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在步骤S602中，基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号。

在本公开的实施例中，步骤S602可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在步骤S603中，获取风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率。

可选的，在本公开一些实施例中，可以通过测量设备得到风力发电装置输出的三相交流电信息。基于风力发电装置输出的三相交流电信息进行计算，得到风力发电装置的有功功率。

在步骤S604中，基于风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率，调整至少一个储能装置的运行状态。

在本公开一些实施例中，根据风力发电装置输出的有功功率与第一门槛功率和/或第二门槛功率进行对比，确定至少一个储能装置的运行状态。其中，第一门槛功率大于第二门槛功率。

作为一种可能的实现方式，当风力发电装置输出的有功功率大于第一门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为充电状态。

可选的，当风力发电装置输出的有功功率大于第一门槛功率时，至少一个储能装置的充电总功率可以为风力发电装置输出的有功功率与第一门槛功率的差值。

作为一种可能的实现方式，当风力发电装置输出的有功功率大于或等于第二门槛功率且小于或等于第一门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为待机状态。

作为一种可能的实现方式，当风力发电装置输出的有功功率小于第二门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为放电状态。

可选的，当风力发电装置输出的有功功率小于第二门槛功率时，至少一个储能装置的放电总功率可以为风力发电装置输出的有功功率与第二门槛功率的差值。其中，至少一个储能装置中的单相全桥变换器可以采用开关占空比为50％的脉冲宽度调制载波进行逆变处理，将至少一个储能装置输出的直流电逆变成交流电。

在步骤S605中，基于精简矩阵变换器的调制信号，确定直流输电装置输出的直流电压信号。

在本公开的实施例中，步骤S605可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在步骤S606中，基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

在本公开的实施例中，步骤S606可以分别采用本公开的各实施例中的任一种方式实现，本公开实施例并不对此作出限定，也不再赘述。

在本公开的实施例中，基于风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率，调整至少一个储能装置的运行状态，提高了海上风力发电高压直流输电系统的有功功率调节能力以及低压穿越能力。

图7是根据本公开实施例提供的一种海上风力发电高压直流输电系统的控制装置的结构框图。如图7所示，该海上风力发电高压直流输电系统的控制装置可以包括第一确定模块701、第二确定模块702、第三确定模块703以及逆变模块704。

第一确定模块701，用于基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值。

第二确定模块702，用于基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的调制信号。

第三确定模块703，用于基于精简矩阵变换器的调制信号，确定精简矩阵变换装置输出的直流电压信号。

逆变模块704，用于基于直流输电装置输出的直流电压信号，通过网侧逆变器进行逆变操作，得到与交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

可选的，第一确定模块701还可以用于：基于最大风能追踪方法，确定风力发电装置的转速；基于风力机的转速，确定最大风能追踪功率值。

可选的，第二确定模块702还可以用于：获取风力发电装置输出的三相交流电信号；基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值；基于精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值进行归一化处理，得到精简矩阵变换器的调制信号。

可选的，第二确定模块702还可以用于：基于最大风能追踪功率值，确定精简矩阵变换器的有功功率参考值；将精简矩阵变换器的无功功率参考值配置为第一数值；基于有功功率参考值与无功功率参考值，确定精简矩阵变换器的电流参考值；基于精简矩阵变换器的电流参考值与耦合电压补偿量，得到控制电压信号；基于控制电压信号进行坐标变换，确定精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值。

可选的，该海上风力发电高压直流输电系统的控制装置还可以包括：获取模块705以及调整模块706。

可选的，获取模块705可以用于获取风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率。

可选的，确定模块706可以用于基于风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率，调整至少一个储能装置的运行状态。

可选的，确定模块706还可以用于：当风力发电装置输出的有功功率大于第一门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为充电状态；当风力发电装置输出的有功功率大于或等于第二门槛功率且小于或等于第一门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为待机状态；当风力发电装置输出的有功功率小于第二门槛功率时，调整至少一个储能装置的运行状态为放电状态。

关于上述实施例中的装置，其中各个模块执行操作的具体方式已经在有关该方法的实施例中进行了详细描述，此处将不做详细阐述说明。

根据本公开的实施例，本公开还提供了一种电子设备和一种可读存储介质。

如图8所示，是根据本公开实施例提供的电子设备的结构框图。电子设备旨在表示各种形式的数字计算机，诸如，膝上型计算机、台式计算机、工作台、个人数字助理、服务器、刀片式服务器、大型计算机、和其它适合的计算机。电子设备还可以表示各种形式的移动装置，诸如，个人数字处理、蜂窝电话、智能电话、可穿戴设备和其它类似的计算装置。本文所示的部件、它们的连接和关系、以及它们的功能仅仅作为示例，并且不意在限制本文中描述的和/或者要求的本公开的实现。

如图8所示，该电子设备包括：一个或多个处理器801、存储器802，以及用于连接各部件的接口，包括高速接口和低速接口。各个部件利用不同的总线互相连接，并且可以被安装在公共主板上或者根据需要以其它方式安装。处理器可以对在电子设备内执行的指令进行处理，包括存储在存储器中或者存储器上以在外部输入/输出装置(诸如，耦合至接口的显示设备)上显示GUI的图形信息的指令。在其它实施方式中，若需要，可以将多个处理器和/或多条总线与多个存储器和多个存储器一起使用。同样，可以连接多个电子设备，各个设备提供部分必要的操作(例如，作为服务器阵列、一组刀片式服务器、或者多处理器系统)。图8中以一个处理器801为例。

存储器802即为本公开所提供的非瞬时计算机可读存储介质。其中，存储器存储有可由至少一个处理器执行的指令，以使至少一个处理器执行本公开所提供的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。本公开的非瞬时计算机可读存储介质存储计算机指令，该计算机指令用于使计算机执行本公开所提供的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

存储器802作为一种非瞬时计算机可读存储介质，可用于存储非瞬时软件程序、非瞬时计算机可执行程序以及模块，如本公开实施例中的信息处理方法对应的程序指令/模块(例如，附图7中所示的第一确定模块701、第二确定模块702、第三确定模块703以及逆变模块704)。处理器801通过运行存储在存储器802中的非瞬时软件程序、指令以及模块，从而执行服务器的各种功能应用以及数据处理，即实现上述方法实施例中的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

存储器802可以包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需要的应用程序；存储数据区可存储根据电子设备的使用所创建的数据等。此外，存储器802可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非瞬时存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非瞬时固态存储器件。在一些实施例中，存储器802可选包括相对于处理器801远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至电子设备。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。

该电子设备还可以包括：输入装置803和输出装置804。处理器801、存储器802、输入装置803和输出装置804可以通过总线或者其他方式连接，图8中以通过总线连接为例。

输入装置803可接收输入的数字或字符信息，以及产生与该电子设备的用户设置以及功能控制有关的键信号输入，例如触摸屏、小键盘、鼠标、轨迹板、触摸板、指示杆、一个或者多个鼠标按钮、轨迹球、操纵杆等输入装置。输出装置804可以包括显示设备、辅助照明装置(例如，LED)和触觉反馈装置(例如，振动电机)等。该显示设备可以包括但不限于，液晶显示器(LCD)、发光二极管(LED)显示器和等离子体显示器。在一些实施方式中，显示设备可以是触摸屏。

根据本公开的实施例，本公开还提供了一种计算机程序产品，包括计算机程序，该计算机程序在被处理器执行时实现本公开实施例中的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法。

此处描述的系统和技术的各种实施方式可以在数字电子电路系统、集成电路系统、专用ASIC(专用集成电路)、计算机硬件、固件、软件、和/或它们的组合中实现。这些各种实施方式可以包括：实施在一个或者多个计算机程序中，该一个或者多个计算机程序可在包括至少一个可编程处理器的可编程系统上执行和/或解释，该可编程处理器可以是专用或者通用可编程处理器，可以从存储系统、至少一个输入装置、和至少一个输出装置接收数据和指令，并且将数据和指令传输至该存储系统、该至少一个输入装置、和该至少一个输出装置。

这些计算程序(也称作程序、软件、软件应用、或者代码)包括可编程处理器的机器指令，并且可以利用高级过程和/或面向对象的编程语言、和/或汇编/机器语言来实施这些计算程序。如本文使用的，术语“机器可读介质”和“计算机可读介质”指的是用于将机器指令和/或数据提供给可编程处理器的任何计算机程序产品、设备、和/或装置(例如，磁盘、光盘、存储器、可编程逻辑装置(PLD))，包括，接收作为机器可读信号的机器指令的机器可读介质。术语“机器可读信号”指的是用于将机器指令和/或数据提供给可编程处理器的任何信号。

为了提供与用户的交互，可以在计算机上实施此处描述的系统和技术，该计算机具有：用于向用户显示信息的显示装置(例如，CRT(阴极射线管)或者LCD(液晶显示器)监视器)；以及键盘和指向装置(例如，鼠标或者轨迹球)，用户可以通过该键盘和该指向装置来将输入提供给计算机。其它种类的装置还可以用于提供与用户的交互；例如，提供给用户的反馈可以是任何形式的传感反馈(例如，视觉反馈、听觉反馈、或者触觉反馈)；并且可以用任何形式(包括声输入、语音输入或者、触觉输入)来接收来自用户的输入。

可以将此处描述的系统和技术实施在包括后台部件的计算系统(例如，作为数据服务器)、或者包括中间件部件的计算系统(例如，应用服务器)、或者包括前端部件的计算系统(例如，具有图形用户界面或者网络浏览器的用户计算机，用户可以通过该图形用户界面或者该网络浏览器来与此处描述的系统和技术的实施方式交互)、或者包括这种后台部件、中间件部件、或者前端部件的任何组合的计算系统中。可以通过任何形式或者介质的数字数据通信(例如，通信网络)来将系统的部件相互连接。通信网络的示例包括：局域网(LAN)、广域网(WAN)、互联网和区块链网络。

计算机系统可以包括客户端和服务器。客户端和服务器一般远离彼此并且通常通过通信网络进行交互。通过在相应的计算机上运行并且彼此具有客户端-服务器关系的计算机程序来产生客户端和服务器的关系。服务器可以是云服务器，又称为云计算服务器或云主机，是云计算服务体系中的一项主机产品，以解决了传统物理主机与VPS服务("Virtual Private Server"，或简称"VPS")中，存在的管理难度大，业务扩展性弱的缺陷。服务器也可以为分布式系统的服务器，或者是结合了区块链的服务器。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本发明的其它实施方案。本公开旨在涵盖本发明的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本发明的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本发明的真正范围和精神由下面的权利要求指出。

应当理解的是，本发明并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本发明的范围仅由所附的权利要求来限制。

Claims (10)

1.一种海上风力发电高压直流输电系统，其特征在于，包括：

风力发电装置，所述风力发电装置包括风力机以及永磁同步发电机；

精简矩阵变换器，所述精简矩阵变换器的第一端口与所述风力发电装置连接，所述精简矩阵变换器用于将对应风力发电装置输出的三相交流电转换为正负交变的高频脉冲信号；

多绕组高频变压器，所述多绕组高频变压器的第一端口与所述精简矩阵变换器连接，包括：

原边绕组；

多个副边绕组，所述多个副边绕组包括第一副边绕组和至少第二副边绕组；

直流输电装置，所述直流输电装置的第一端口与所述多绕组高频变压器中所述第一副边绕组连接，所述直流输电装置用于将所述多绕组高频变压器输出的电压变换成直流电进行输送；

网侧逆变器，所述网侧逆变器的第一端口与所述直流输电装置连接，所述网侧逆变器的第二端口与交流电网连接，所述网侧逆变器用于将直流电逆变成交流电并入所述交流电网；

至少一个储能装置，每个所述储能装置的第一端口与对应的所述第二副边绕组连接，每个所述储能装置用于对所述风力发电装置输出的能量进行吸收和释放。

2.根据权利要求1所述的海上风力发电高压直流输电系统，其特征在于，所述至少一个储能装置包括：

蓄电池储能装置，所述蓄电池储能装置的第一端口与所述多绕组高频变压器连接，所述蓄电池储能装置用于将所述多绕组高频变压器输出的电压变换成直流电并存储在蓄电池中，和/或，

超级电容储能装置，所述超级电容储能装置的第一端口与所述多绕组高频变压器连接，所述超级电容储能装置用于将所述多绕组高频变压器输出的电压变换成直流电并存储在超级电容中。

3.根据权利要求1或2所述的海上风力发电高压直流输电系统，其特征在于，所述直流输电装置包括：

二极管不控整流桥，所述二极管不控整流桥与所述多绕组高频变压器中一个所述副边绕组连接，用于对所述多绕组高频变压器输出的高频电压进行交直流变换；

LC振荡电路，所述LC振荡电路与所述二极管不控整流桥连接，用于对所述二极管不控整流桥输出的直流电压进行滤波处理；

高压直流输电电缆，所述高压直流输电电路的第一端口与所述LC振荡电路连接，所述高压直流输电电缆用于输送高压直流电。

4.一种用于如权利要求1-3任一项所述的海上风力发电高压直流输电系统的控制方法，其特征在于，所述方法包括：

基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值；

基于所述最大风能追踪功率值，确定所述精简矩阵变换器的调制信号；

基于所述精简矩阵变换器的调制信号，确定所述直流输电装置输出的直流电压信号；

基于所述直流输电装置输出的直流电压信号，通过所述网侧逆变器进行逆变操作，得到与所述交流电网电压相位一致、频率相同的电压。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值，包括：

基于最大风能追踪方法，确定所述风力发电装置的转速；

基于所述风力机的转速，确定最大风能追踪功率值。

6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，基于所述最大风能追踪功率值，确定所述精简矩阵变换器的调制信号，包括：

获取所述风力发电装置输出的三相交流电信号；

基于所述最大风能追踪功率值以及所述风力发电装置输出的三相交流信号，确定所述精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值；

基于所述精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值进行归一化处理，得到所述精简矩阵变换器的调制信号。

7.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述基于所述精简矩阵变换器的调制信号，确定所述直流输电装置输出的直流电压信号之前，还包括：

获取风力发电装置输出的有功功率、第一门槛功率以及第二门槛功率；

基于所述风力发电装置输出的有功功率、所述第一门槛功率以及所述第二门槛功率，调整所述至少一个储能装置的运行状态。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述基于所述风力发电装置输出的有功功率、所述第一门槛功率以及所述第二门槛功率，调整所述至少一个储能装置的运行状态，包括：

当所述风力发电装置输出的有功功率大于所述第一门槛功率时，调整所述至少一个储能装置的运行状态为充电状态；

当所述风力发电装置输出的有功功率大于或等于所述第二门槛功率且小于或等于所述第一门槛功率时，调整所述至少一个储能装置的运行状态为待机状态；

当所述风力发电装置输出的有功功率小于所述第二门槛功率时，调整所述至少一个储能装置的运行状态为放电状态。

9.根据权利要去6所述的方法，其特征在于，基于所述最大风能追踪功率值，确定所述精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值，包括：

基于所述最大风能追踪功率值，确定所述精简矩阵变换器的有功功率参考值；

将所述精简矩阵变换器的无功功率参考值配置为第一数值；

基于所述有功功率参考值与所述无功功率参考值，确定所述精简矩阵变换器的电流参考值；

基于所述精简矩阵变换器的电流参考值与耦合电压补偿量，得到控制电压信号；

基于所述控制电压信号进行坐标变换，确定所述精简矩阵变换器在三相静止坐标下的三相输入电压参考值。

10.一种海上风力发电高压直流输电系统的控制装置，包括：

第一确定模块，用于基于最大风能追踪方法，确定最大风能追踪功率值；

第二确定模块，用于基于所述最大风能追踪功率值，确定所述精简矩阵变换器的调制信号；

第三确定模块，用于基于所述精简矩阵变换器的调制信号，确定所述直流输电装置输出的直流电压信号；

逆变模块，基于所述直流输电装置输出的直流电压信号，通过所述网侧逆变器进行逆变操作，得到与所述交流电网电压相位一致、频率相同的电压。