CN214674375U

CN214674375U - 多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统

Info

Publication number: CN214674375U
Application number: CN202023297852.1U
Authority: CN
Inventors: 翟冬玲; 杨张斌
Original assignee: China Three Gorges Corp
Current assignee: China Three Gorges Corp
Priority date: 2020-12-31
Filing date: 2020-12-31
Publication date: 2021-11-09
Anticipated expiration: 2030-12-31

Abstract

本实用新型公开了多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，包括多个海上风电集群和多个海上换流站以及与海上换流站连接的陆上换流站；每个海上换流站与对应的海上风电集群的输出端连接，海上换流站的直流输出端并联，形成树枝式多端海上风电柔性直流输电子系统，共用海底输送走廊以及陆上换流站；陆上换流站连接到交流主电网；储能子系统与陆上换流站连接，包括多个储能单元，用于平抑海上风电输出波动。本实用新型采用树枝式多端海上风电柔性直流输电子系统将分散分布的多个海上风电集群集成，共用海底输送走廊以及陆上换流站，节约海底输送走廊和登陆点资源，降低集电系统网损，平滑风电出力，提高海上风力发电的灵活性、稳定性和可靠性。

Description

多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统

技术领域

本实用新型属于新能源输变电领域，具体涉及一种多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统。

背景技术

随着我国近海风电资源的不断开发，海上风电必然会走向深远海。柔性直流输电是远海风电送出的最主要技术路线之一，并已在欧洲获得广泛应用。但是，海上风电柔性直流输电工程的造价仍旧较高，若每个远海风场都采用柔直送出技术，会存在多条并列的海上风电柔直工程，投资很大。同时，多条海上风电柔直输送线路海底走廊占用空间很大，需要多个登陆点，使得海上送出通道及登陆点资源更加紧张，且需要建设多个陆上换流站，浪费占地面积，多个陆上换流站以多馈入方式并网，也会使当地电网更加复杂。此外，由于落实项目及送出工程开工建设的时间周期较长，建设进度难以保障。

为了降低工程造价和节约海底走廊与登陆点，可以采用多端柔性直流输电技术，此技术可使多个海上风电集群组成多端口结构，送出系统共用海底走廊和登陆点，端口也非常容易扩展。多端柔性直流输电技术在我国陆地上已经有了多个工程应用，但是由于海上风电的特殊性，陆上和海上多端柔直系统的应用方式存在很多区别，比如接线形式、耗能装置类型、是否采用直流断路器、黑启动方式和控制模式等。陆上多端柔性直流输电系统，如张北多端柔直电网，采用了环形接线形式，并在每个直流端子加装直流断路器和交流耗能装置。但是针对海上风电的运行环境和工况，多端柔直系统不宜采用环形接线方式，采用海上适用的直流断路器也会增加海上平台重量。此外，对于海上风电系统，没有支撑电源，需要倒送电黑启动。因此，需要充分考虑海上风电柔直送出系统的特点，并对直流端子进行扩展，从而适用于多个海上风电集群电能送出。

此外，截止到目前，世界最大海上风电机组设计容量为14MW，我国已并网的海上风电机组最大单机容量也已达到10MW，海上风电机组单机容量仍呈上升趋势。随着海上风力发电机组单机容量的不断提升，海上风机之间的距离也不断加大，若采用传统的35kV汇集方案，集电系统的损耗也将升高。欧洲已有海上风电场采用66kV集电系统方案，并取消了海上升压站，而我国目前也已研制出了66kV的动态海底电缆，因此，从降低海上风电集电系统损耗和取消海上升压站，满足我国海上风电的度电成本降低的需求的角度，66kV集电系统方案在我国具有非常广阔的应用空间。

除以上所述的问题之外，海上风电并网消纳问题也是业界关注的焦点。海上风电的并网消纳情况与当地电网的电源规模、负荷和外送能力密切相关。若负荷增速与新能源装机增速以及外送通道建设不能保证平衡，外来电不参与调峰，会造成交流主网的调峰缺口；海上风电的波动性和随机性也会加重弃风问题。目前，陆上新能源电站已经开始配置储能系统，来平衡新能源发电的随机性，并通过辅助服务市场参与电网调峰调频，来提高工程经济性。尽管储能系统的当前造价较高，但随着储能技术的不断发展，海上风电工程配置储能系统具有非常好的应用前景。

发明内容

本实用新型的目的是针对上述问题，提供一种多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，采用多端柔性直流输电技术，共用海底线缆走廊和登陆点，陆上换流站连接储能子系统，平滑风电出力，提高海上风电发电的稳定性和可靠性。

本实用新型的技术方案是多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，包括多个海上风电集群和多个并联的海上换流站以及与海上换流站连接的陆上换流站；每个海上换流站与对应的海上风电集群的输出端连接，无需海上升压站，海上换流站的直流输出端并联，形成树枝式多端海上风电柔性直流输电子系统，共用海底输送走廊以及陆上换流站；陆上换流站连接到交流主电网。

优选地，海上风电集群的发电机组采用半直驱或直驱式风力发电机组，海上风电集群的交流电压等级采用66kV。

进一步地，储能子系统与陆上换流站连接，包括多个储能单元，用于平抑海上风电输出波动。

进一步地，海上换流站包括第一变压器以及与第一变压器连接的第一模块化多电平换流器，第一模块化多电平换流器包括多个半桥型开关管模块或全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第一模块化多电平换流器的上桥臂、下桥臂的连接端与第一变压器连接。

进一步地，陆上换流站包括第二模块化多电平换流器以及与其串联连接的第二变压器，第二模块化多电平换流器包括多个全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第二模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂的连接端引出导线，作为第二模块化多电平换流器的输出端。

优选地，第二模块化多电平换流器与第二变压器之间连接有启动电阻，第二变压器与启动电阻的连接端与接地装置连接。

优选地，第二模块化多电平换流器的直流侧设有与其并联连接的耗能装置，耗能装置用于卸荷，防止直流电压过高。

优选地，第一模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第一桥臂电抗器。

优选地，第二模块化多电平换流器的直流侧两端均设有串联连接的平波电抗器。

优选地，第二模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第二桥臂电抗器。

进一步地，储能子系统，包括多个储能单元、一级升压变压器和多个与一级升压变压器连接的二级升压变压器，储能单元经对应的逆变器与二级升压变压器连接。

优选地，第一模块化多电平换流器半桥型开关管模块包括两个串联的功率开关管，每个功率开关管反并联续流二极管，电容C1与串联后的功率开关管并联。

优选地，第二模块化多电平换流器全桥型开关管模块包括四个功率开关管和电容C2，功率开关管两两串联后与电容C2并联。

优选地，耗能装置包括多个级联的耗能子模块，所述耗能子模块包括电阻R1、电阻R2、二极管VD1～VD3、直流电容C_dc、开关管Q和开关S3，二极管VD2的阳极与开关管Q的集电极连接，直流电容C_dc的正极与二极管VD2的阴极连接，直流电容C_dc的负极分别与开关管Q的发射极、二极管VD3的阳极连接，电阻R1的一端与直流电容Cdc的正极连接，电阻R1的另一端与二极管VD3的阴极连接，电阻R2的一端与二极管VD2的阳极连接，电阻R2的另一端与二极管VD3的阴极连接，开关S3与二极管VD3并联，开关管Q反并联续流二极管VD1；耗能装置406的两端分别设有开关S1、S2。

相比现有技术，本实用新型的有益效果：

1）采用树枝式多端海上风电柔性直流输电系统，多个独立的海上换流站将分散分布的海上风电集群集成，共用海底输送走廊以及陆上换流站，节约海底输送走廊和登陆点资源，海上风电柔性直流输电系统扩展性强，易于新海上风电集群通过直流端子接入；

2）采用66kV集电系统，无需海上升压站，减少集电系统网损和工程成本；

3）在陆上换流站连接储能子系统，平滑风电出力，提高海上风力发电的可控性、稳定性和可靠性；

4）陆上换流站采用全桥的功率开关管模块，当直流系统发生短路故障时，可抑制电网注入直流短路点的短路电流，提升了系统稳定裕度；

5）陆上换流站采用直流耗能装置，当交流电网发生三相故障时，能够提供卸荷回路，防止直流电压过高，辅助实现故障穿越；耗能装置采用分布式拓扑结构，能够提高系统卸荷电路稳定性。

附图说明

下面结合附图和实施例对本实用新型作进一步说明。

图1为实施例的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统的拓扑电路接线图。

图2为实施例的第一换流站的拓扑电路接线图。

图3为实施例的第二换流站的拓扑电路接线图。

图4为实施例的储能子系统的拓扑电路接线图。

图5为实施例的耗能装置的拓扑电路接线图。

具体实施方式

如图1所示，多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，包括多个海上风电集群1和多个并联的第一换流站2以及与第一换流站连接的第二换流站4；每个第一换流站与对应的海上风电集群的输出端连接，无需海上升压站，第一换流站的直流输出端并联，形成树枝式多端海上风电柔性直流输电子系统，第一换流站2经直流输电电缆3与第二换流站4连接，共用海底输送走廊以及第二换流站；第二换流站连接到交流主电网5。

如图2所示，第一换流站2包括第一变压器201以及与第一变压器连接的第一模块化多电平换流器202，第一模块化多电平换流器202包括多个半桥型开关管模块或全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第一模块化多电平换流器的上桥臂、下桥臂的连接端与第一变压器201连接；第一模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第一桥臂电抗器203。

第一多电平换流器半桥型开关管模块包括两个串联的功率开关管，每个功率开关管反并联续流二极管，稳压电容C1与串联后的功率开关管并联。

如图3所示，第二换流站4包括第二模块化多电平换流器402以及与其串联连接的第二变压器404，第二模块化多电平换流器402包括多个全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第二模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂的连接端引出导线，作为第二模块化多电平换流器的输出端。第二模块化多电平换流器402与第二变压器404之间连接有启动电阻407，第二变压器404与启动电阻407的连接端与接地装置405连接。第二模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第二桥臂电抗器403。第二模块化多电平换流器402的直流侧两端均设有串联连接的平波电抗器401。第二多电平换流器全桥型开关管模块包括四个功率开关管和电容C2，功率开关管两两串联后与电容C2并联。

第二模块化多电平换流器402的直流侧设有与其并联连接的耗能装置406。耗能装置406在交流电网侧出现交流故障时，用于卸荷，防止直流电压过高。

如图4所示，储能子系统6包括多个储能单元、一级升压变压器和多个与一级升压变压器连接的二级升压变压器，储能单元经对应的逆变器与二级升压变压器连接。储能子系统6与第二换流站连接。

如图5所示，耗能装置406包括多个级联的耗能子模块SM，耗能子模块SM包括电阻R1、电阻R2、二极管VD1～VD3、直流电容C_dc、开关管Q和开关S3，二极管VD2的阳极与开关管Q的集电极连接，直流电容C_dc的正极与二极管VD2的阴极连接，直流电容C_dc的负极分别与开关管Q的发射极、二极管VD3的阳极连接，电阻R1的一端与直流电容Cdc的正极连接，电阻R1的另一端与二极管VD3的阴极连接，电阻R2的一端与二极管VD2的阳极连接，电阻R2的另一端与二极管VD3的阴极连接，开关S3与二极管VD3并联，开关管Q反并联续流二极管VD1；耗能装置406的两端分别设有开关S1、S2。

实施例中，多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统还包括储能控制单元、柔性直流控制单元以及储能和柔直协调控制单元，储能和柔直协调控制单元根据主电网的调度指令功率计算储能子系统的功率参考值，检测电网频率偏差，计算功率调节量；储能控制单元对储能单元进行定有功功率控制，对逆变器进行定直流电压控制和无功控制；柔性直流控制单元对第一换流站进行定交流电压控制和有功控制，对第二换流站进行定直流电压控制和基于Q-U下垂的定无功功率控制。

实施例中，多个相近的海上风电集群1，通过各自独立的第一换流站2在直流端口处并联，组成并联型多端海上风电柔性直流输电子系统。海上风电集群中的发电机组，采用半直驱或直驱式风力发电机组，单机容量在10MW及以上；海上风电集群的交流电压等级采用66kV，可降低集电线路网损，并取消海上升压站。多个第一换流站2采取直流侧并联方式组成多端海上风电柔直系统，当其中一端和一个风电场集群发生故障或检修时，只需将故障或者检修的端口闭锁，其他端子的海上风电送出系统能够继续保持正常运行。第一换流站的直流侧并联方式，具有良好的扩展性，新建设的海上风电直流端子在满足多端系统输送容量限制后可直接并入。

实施例中，第二换流站4的直流端端口先连接平波电抗和直流耗能装置，然后连接桥臂电抗器和第二模块化多电平换流器；耗能装置在交流电网侧出现交流故障时，用于卸荷，防止直流电压过高损坏系统设备；第二变压器的电压等级根据所连接交流主电网设定。由于直流输电采用的海底电缆故障概率较小，因此，无需加装直流断路器，可以减小平台重量和成本，一般采用断开交流断路器、闭锁换流器来进行故障隔离；但是由于操作过程和系统恢复时间比较长，可采用全桥型换流器结构，能够有效隔离两侧交流系统注入直流故障点的电流；然而，考虑到应尽量减小海上平台重量，仅在第二换流站采用全桥型子模块，隔离陆上电网输入直流故障点的注入电流。此外，第二换流站根据联网需求，也可以扩展为多个第二换流站，并入不同的电网，但是直流电压控制端口只能有一个，其他端子只能为有功功率控制端口。

考虑海上风电场容量较高，需要送入超高电压等级电网进行消纳，实施例中将储能子系统6并入第二换流站4的第二变压器的低压侧，但是第二变压器的低压侧的交流电压等级仍旧很高，因此，实施例中对电池组块经逆变器输出的交流电进行二级升压。

实施例中，储能子系统6的作用主要在于风电波动平抑和参与系统调峰、调压、调频，储能单元的电池采用电化学储能，具体配置容量综合考虑地方政策要求、工程项目具体的负荷和送出通道建设情况、储能充放电特性和投资回报率等。

上述多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统的控制，包括：

1）根据主电网的调度指令功率，比较海上风电集群的输出功率，根据比较结果，控制储能系统充电或放电以及第一换流站的输出；

2）根据与主电网的并网点电压变化，对第二换流站进行定直流电压控制和基于Q- U下垂的定无功功率控制，对储能逆变器进行定直流电压控制和交流电压控制或基于Q-U下垂的定无功功率控制；

3）检测主电网频率偏差，采用P-f下垂控制，运用模拟转子运动方程计算有功功率调节量，控制多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统的功率输出以调节主电网频率。

Claims

1.多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，包括多个海上风电集群（1）和多个并联的第一换流站（2）以及与第一换流站连接的第二换流站（4）；每个第一换流站与对应的海上风电集群的输出端连接，第一换流站的直流输出端并联，形成树枝式多端海上风电柔性直流输电子系统，共用海底输送走廊以及第二换流站；第二换流站连接到交流主电网（5）；

储能子系统（6）与第二换流站连接，包括多个储能单元，用于平抑海上风电输出波动；

第一换流站（2）包括第一变压器（201）以及与第一变压器连接的第一模块化多电平换流器（202），第一模块化多电平换流器（202）包括多个半桥型开关管模块或全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第一模块化多电平换流器的上桥臂、下桥臂的连接端与第一变压器连接；

第二换流站（4）包括第二模块化多电平换流器（402）以及与其连接的第二变压器（404），第二模块化多电平换流器（402）包括多个全桥型开关管模块级联成的上桥臂、下桥臂，下桥臂与上桥臂结构相同，第二模块化多电平换流器上桥臂、下桥臂的连接端引出导线，作为第二模块化多电平换流器的输出端。

2.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第二模块化多电平换流器与第二变压器之间连接有启动电阻（407）。

3.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第二模块化多电平换流器的直流侧设有与其并联连接的耗能装置（406），耗能装置（406）用于卸荷，防止直流电压过高。

4.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第一模块化多电平换流器的上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第一桥臂电抗器（203）。

5.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第二模块化多电平换流器的直流侧两端均设有串联连接的平波电抗器（401）。

6.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第二模块化多电平换流器的上桥臂、下桥臂均设有串联连接的第二桥臂电抗器（403）。

7.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，储能子系统（6），包括多个储能单元（604）、一级升压变压器（601）和多个与一级升压变压器连接的二级升压变压器（602），储能单元经对应的逆变器（603）与二级升压变压器连接。

8.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第一模块化多电平换流器（202）采用半桥型开关管模块，所述半桥型开关管模块包括两个串联的功率开关管，每个功率开关管反并联续流二极管，电容C1与串联后的功率开关管并联。

9.根据权利要求1所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，第二模块化多电平换流器（402）采用全桥型开关管模块，所述全桥型开关管模块包括四个功率开关管和电容C2，功率开关管两两串联后与电容C2并联。

10.根据权利要求1-9任意一项所述的多端海上风电柔性直流与储能协同并网系统，其特征在于，耗能装置包括多个级联的耗能子模块，所述耗能子模块包括电阻R1、电阻R2、二极管VD1～VD3、直流电容C_dc、开关管Q和开关S3，二极管VD2的阳极与开关管Q的集电极连接，直流电容C_dc的正极与二极管VD2的阴极连接，直流电容C_dc的负极分别与开关管Q的发射极、二极管VD3的阳极连接，电阻R1的一端与直流电容Cdc的正极连接，电阻R1的另一端与二极管VD3的阴极连接，电阻R2的一端与二极管VD2的阳极连接，电阻R2的另一端与二极管VD3的阴极连接，开关S3与二极管VD3并联，开关管Q反并联续流二极管VD1。