一种海上风力发电系统及海上输电系统的制作方法

1.本实用新型属于直流输电领域，具体涉及一种海上风力发电系统及海上输电系统。


背景技术：

2.随着海上风电产业的发展，大规模、远距离海上风电并网稳定性问题越来越受到关注。由于海上风电场距离岸上电网比较远、连接海缆比较长，因此电网阻抗比较大。风机系统与电网阻抗互相耦合、风机变流器产生的谐波、以及风机控制系统之间的耦合作用，都可能导致系统稳定性下降，进而产生振荡甚至失稳。
3.为了解决这一问题，传统的方式是利用锁相环技术进行锁相，以达到稳定控制的目的。但是，在实际工作中，由于电网的系统阻抗偏大，海上风电场属于弱电网，锁相环技术不能保证风机变流器能够有效地获得电网相位同步信号，从而仍然存在系统振荡的问题。


技术实现要素：

4.本实用新型旨在至少解决现有技术中存在的技术问题之一。为此，本实用新型提出一种海上风力发电系统，解决了海上风力发电场因难以获得电网相位同步信号导致出现系统振荡的问题。本实用新型还提出了一种海上输电系统。
5.根据本实用新型第一方面实施例的海上风力发电系统，包括以下步骤：
6.海上风力发电场，包括多个风力发电机，多个所述风力发电机共同用于向变电系统进行输电；
7.多个同步信号接收模块，与多个所述风力发电机的本地控制单元一一对应连接，多个所述同步信号接收模块皆用于接收无线同步信号并将所述无线同步信号转换为相位校准触发信号，所述相位校准触发信号用于促使所述风力发电机进行相位调节；所述无线同步信号由北斗、gps、伽利略、glonass及gnss/loran-c中至少一个发送。
8.根据本实用新型实施例的海上风力发电系统，至少具有如下技术效果：通过同步信号接收模块可以接收无线同步信号并转换为相位校准触发信号，进而可以利用相位校准触发信号来进行相位调节，不再需要利用锁相环技术来获取海上电网侧电压的电网相位同步信号，完全避免了因为采用锁相环技术导致无法获得电网相位同步信号的问题。本实用新型实施例的海上风力发电系统相较于传统的锁相环技术而言，稳定性更高，控制过程更简单，能够有效解决风机系统振荡的问题，适合进行产业化推广。
9.根据本实用新型的一些实施例，每个所述风力发电机的本地控制单元皆内置有内部守时单元，每个所述内部守时单元皆用于为对应的所述本地控制单元提供本地时间信息。
10.根据本实用新型第二方面实施例的海上输电系统，包括：
11.如上述的海上风力发电系统；
12.所述变电系统，与所述海上风力发电场的输出端连接，用于对所述海上风力发电
场输出的电压进行变电。
13.根据本实用新型实施例的海上输电系统，至少具有如下技术效果：通过海上风力发电系统可以利用无线同步信号对海上风力发电场中的多个风力发电机进行同步调节，通过变电系统可以保证海上风力发电场产生的电能不会直接输入到电网中，从而可以使得利用无线同步信号调解输出的电压不会与电网的电压冲突，保证了海上风力发电系统的正常运行。
14.根据本实用新型的一些实施例，所述变电系统包括：
15.海上换流站，其输入端与所述海上风力发电场的输出端连接，用于将所述海上风力发电场输出的交流电转换为直流电；
16.岸上换流站，其输入端与所述海上换流站的输出端连接，用于将所述海上换流站输出的直流电转换为交流电。
17.根据本实用新型的一些实施例，所述变电系统包括变电站，所述变电站用于将所述海上风力发电场输出的交流电进行转化并输入至孤网。
18.本实用新型的附加方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本实用新型的实践了解到。
附图说明
19.本实用新型的上述或附加的方面和优点从结合下面附图对实施例的描述中将变得明显和容易理解，其中：
20.图1是本实用新型实施例的海上风力发电系统的系统框图；
21.图2是本实用新型一实施例提供的海上输电系统的系统框图；
22.图3是本实用新型另一实施例提供的海上输电系统的系统框图；
23.图4是本实用新型实施例的海上风机同步控制方法的原理简图。
24.附图标记；
25.海上风力发电场100、风力发电机110、
26.同步信号接收模块200、
27.变电系统300、海上换流站310、岸上换流站320、变电站330、
28.孤网400。
具体实施方式
29.下面详细描述本实用新型的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，仅用于解释本实用新型，而不能理解为对本实用新型的限制。
30.在本实用新型的描述中，如果有描述到第一、第二、第三、第四等等只是用于区分技术特征为目的，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或者隐含指明所指示的技术特征的先后关系。
31.本实用新型的描述中，除非另有明确的限定，设置、连接等词语应做广义理解，所属技术领域技术人员可以结合技术方案的具体内容合理确定上述词语在本实用新型中的
具体含义。
32.根据图1至图4描述根据本实用新型第一方面实施例的海上风力发电系统。
33.根据本实用新型实施例的海上风力发电系统，包括：海上风力发电场100、多个同步信号接收模块200、多个内部守时单元。
34.海上风力发电场100，包括多个风力发电机110，多个风力发电机110共同用于向变电系统300进行输电；
35.多个同步信号接收模块200，与多个风力发电机110的本地控制单元一一对应连接，多个同步信号接收模块200皆用于无线接收同步信号并将无线同步信号转换为相位校准触发信号，相位校准触发信号用于促使风力发电机进行相位调节；无线同步信号由北斗、gps、伽利略、glonass及gnss/loran-c中至少一个发送。
36.参考图1至图4，北斗、gps、伽利略、glonass及gnss/loran-c等系统可以通过广播的方式无线发送同步信号，在空旷的海洋环境中，同一个海上风力发电场100中的多个风力发电机110之间的距离差相较于电磁波的传输速度而言可以忽略不计，因此，足以保证每个同步信号接收模块200可以同步接收到同一个无线同步信号，同步信号接收模块200可以实时的将无线同步信号转换为相位校准触发信号并传输到风力发电机110的本地控制单元中。本地控制单元接收到相位校准触发信号后，一旦确定相位校准触发信号有效，则可以确定该状态下风力发电机110应当对应的输出相位。这里需要说明，多个风力发电机110在接收到同一个无线同步信号后，并不会将所有的风力发电机110输出相位调整到一致，而是会依据实际工程情况进行调整，例如需要考虑从到传输距离等因素，但是这些因素基本是固定的，因此在确定无线同步信号后，便可以确定每个风力发电机110对应的输出相位，从而使得所有的额风机输出电压进行汇聚时可以做到同频同相。
37.无线同步信号可以理解为系统的标准时钟信号，同步信号接收模块200接收到标准时钟信号便会产生周期变化的波形，即相位校准触发信号，然后通过相位校准触发信号来进行同步控制。以相位校准触发信号为频率1hz的方波为例进行具体说明，这里以下降沿作为触发条件，当同步信号接收模块200输出的方波信号由高电平跳变至低电平的瞬间，即代表过去了1秒，风力发电机110应当完成了五十个波形(电网为50hz)的输出，此时应当处于0相位或者说初始相位，如果风力发电机110不处于该相位则需要进行调节，之后，每次在方波信号处于下降沿时，都可以确定一次输出相位，从而实现对风力发电机110输出相位的调节，最终实现对整个海上风力发电场100中所有风力发电机110的同步控制。
38.根据本实用新型实施例的海上风力发电系统，通过同步信号接收模块200可以接收无线同步信号并转换为相位校准触发信号，进而可以利用相位校准触发信号来进行相位调节，不再需要利用锁相环技术来获取海上电网侧电压的电网相位同步信号，完全避免了因为采用锁相环技术导致无法获得电网相位同步信号的问题。本实用新型实施例的海上风力发电系统相较于传统的锁相环技术而言，稳定性更高，控制过程更简单，能够有效解决风机系统振荡的问题，适合进行产业化推广。
39.在本实用新型的一些实施例中，同步信号接收模块200可以采用上海锐呈电气有限公司k801型gps北斗双模时钟模块，实现输出精准的相位校准触发信号的目的。
40.在本实用新型的一些实施例中，每个风力发电机110的本地控制单元皆内置有内部守时单元，每个内部守时单元皆用于为对应的本地控制单元提供本地时间信息。在实际
工作中，可能会因为某些故障导致同步信号接收模块200无法实施获取到无线同步信号，此时则可以通过连接的内部守时单元提供的本地时间信息辅助生成相位校准触发信号，并且会在持续一定时间接收不到无线同步信号时向监控端发送报警信号，以便及时排除故障。此外，为了避免内部守时单元提供的本地时间信息与无线同步信号对应的标准时钟信号之间误差，在每次接收到无线同步信号时，会对内部守时单元提供的本地时间信息进行修正，以消除因为工作时间过长带来的累计误差。这里需要说明，内部守时单元依据存储的参数对晶体振荡器或者原子钟特性进行补偿，达到继续提供高可靠性的本地时间信息的目的。
41.根据本实用新型第二方面实施例的海上输电系统，包括：
42.如上述的海上风力发电系统；
43.变电系统300，与海上风力发电场100的输出端连接，用于对海上风力发电场100输出的电压进行变电。
44.参考图1至图4，上述的海上风力发电系统输出交流电，但是因为调节交流电时使用的额定相位是利用同步信号计算所得，而不是直接利用电网侧的电压通过锁相环技术得到，因此，额定相位不能反映电网侧的频率和相位，如果直接将海上风力发电系统投入电网侧使用，一旦电网侧本身已经连接了其他供电系统，则可能会因为海上风力发电系统和其他供电系统存在相位不一致导致并网出现问题，从而引发事故。针对于此，在海上风力发电场100的输出端与电网侧之间连接了变电系统300，通过变电系统300则可以实现海上风力发电场100与电网侧的分离，如果电网侧并没有其他的供电系统进行供电，则可以直接经过变电系统300变压转换后输出；如果电网侧连接了其他的供电系统，则可以通过变电系统300调节相位、幅值、频率后再进行并网。
45.根据本实用新型实施例的海上输电系统，通过海上风力发电系统可以利用无线同步信号对海上风力发电场100中的多个风力发电机110进行同步调节，通过变电系统300可以保证海上风力发电场100产生的电能不会直接输入到电网中，从而可以使得利用同步信号调解输出的电压不会与电网的电压冲突，保证了海上风力发电系统的正常运行。
46.在本实用新型的一些实施例中，参考图2，变电系统300包括：海上换流站310、岸上换流站320。海上换流站310，其输入端与海上风力发电场100的输出端连接，用于将海上风力发电场100输出的交流电转换为直流电；岸上换流站320，其输入端与海上换流站310的输出端连接，用于将海上换流站310输出的直流电转换为交流电。海上风力发电场100发出的电会通过海上交流馈线连接到海上换流站310，通过海上换流站310转换为直流电以后再利用海上传输链路远程传输到岸上换流站320，通过岸上换流站320进一步转换为交流电之后，并入到电网进行使用，在这个直流电转换为交流电的过程中便可以利用电网侧的频率、相位、幅度等信息进行逆变，以保证岸上换流站320成功并网。整个过程中，因为海上风力发电场100不需要与电网侧直接连接，从而保证了本实用新型实施例的海上风力发电系统正常执行。
47.这里对海上换流站310和岸上换流站320的具体结构进行一个简要说明。
48.海上换流站310由依次连接的变压器、换流阀、平波电抗器、高压开关组成，通过换流阀可以实现交流电到直流电的转换。变压器的原边用于接入海上风力发电场100，副边与换流阀的输入端连接。
49.换流阀的形式可以有多种。在本实用新型的一些实施例中，换流阀采用不控整流
二极管阀结构，二极管阀采用三相桥式六脉冲整流结构，每个整流桥臂包括依次串联的多个二极管器件。在本实用新型的一些实施例中，换流阀采用mmc换流阀结构，mmc换流阀包括6个桥臂，每个桥臂由多个功率模块和一个桥臂电抗器依次串联组成，功率模块可采用半桥结构或全桥结构或半桥全桥混和连接结构。在本实用新型的一些实施例中，换流阀采用晶闸管换流阀形式，晶闸管换流阀采用三相桥式结构，每个桥臂包括依次串联的多个晶闸管器件，晶闸管换流阀经过连接电抗器与变压器的副边连接。
50.岸上换流站320依次连接的换流阀、变压器、高压开关组成，换流阀同样可以有多种结构，包括但不限于mmc换流阀结构、晶闸管换流阀结构。
51.海上传输链路由高压直流海缆、信号光纤等组成。
52.在本实用新型的一些实施例中，变电系统300包括变电站330，变电站330用于将海上风力发电场100输出的交流电进行隔离并输入至孤网400。海上输电系统由海上传输链路、变电站330、孤网400等组成。海上风力发电场100输出的交流电经由海上传输链路接入变电站330，变电站330把交流电转化成标准电压后送到孤网400供电。此种场景下，孤网400由工业负载、民用负载、电力电子装置等组成，因此，变电站330不需要提供调频、调相的能力，所以变电站330仅由变压器、高压开关以及附属配电装置组成即可。孤网400需要并网时，也可以经过两端换流阀背靠背直流连接大电网，实现与大电网的异步互联。
53.本实用新型实施例还提出了一种海上风机同步控制方法，包括以下步骤：
54.获取相位校准触发信号，相位校准触发信号由同步信号接收模块转换无线同步信号得到，无线同步信号由北斗、gps、伽利略、glonass及gnss/loran-c中至少一个发送至同步信号接收模块；
55.根据相位校准触发信号调整风力发电机110输出侧的输出相位。
56.参考图1至图4，北斗、gps、伽利略、glonass及gnss/loran-c等系统可以通过广播的方式无线发送同步信号，在空旷的海洋环境中，同一个海上风力发电场100中的多个风力发电机110之间的距离差相较于电磁波的传输速度而言可以忽略不计，因此，足以保证每个同步信号接收模块200可以同步接收到同一个无线同步信号，同步信号接收模块200可以实时的将无线同步信号转换为相位校准触发信号并传输到风力发电机110的本地控制单元中。本地控制单元接收到相位校准触发信号后，一旦确定相位校准触发信号有效，则可以确定该状态下风力发电机110应当对应的输出相位。这里需要说明，多个风力发电机110在接收到同一个无线同步信号后，并不会将所有的风力发电机110输出相位调整到一致，而是会依据实际工程情况进行调整，例如需要考虑从到传输距离等因素，但是这些因素基本是固定的，因此在确定无线同步信号后，便可以确定每个风力发电机110对应的输出相位，从而使得所有的额风机输出电压进行汇聚时可以做到同频同相。
57.无线同步信号可以理解为系统的标准时钟信号，同步信号接收模块200接收到标准时钟信号便会产生周期变化的波形，即相位校准触发信号，然后通过相位校准触发信号来进行同步控制。以相位校准触发信号为频率1hz的方波为例进行具体说明，这里以下降沿作为触发条件，当同步信号接收模块200输出的方波信号由高电平跳变至低电平的瞬间，即代表过去了1秒，风力发电机110应当完成了五十个波形(电网为50hz)的输出，此时应当处于0相位或者说初始相位，如果风力发电机110不处于该相位则需要进行调节，之后，每次在方波信号处于下降沿时，都可以确定一次输出相位，从而实现对风力发电机110输出相位的
调节，最终实现对整个海上风力发电场100中所有风力发电机110的同步控制。
58.这里需要说明，在对风力发电机110的变流器进行控制时，并非直接使用0相位或初始相位φ
grid
进行控制，而是会同时获取风力发电机110输出侧的三相电流i
abc
，完后利用i
abc
和φ
grid
构建调制波来实现对变流器的调节，达到调节风力发电机110变流器输出相位、频率、幅度的目的。
59.根据本实用新型实施例的海上风机同步控制方法，通过获取无线同步信号来生成相位校准触发信号，不再需要利用锁相环技术来获取电网侧电压的电网相位同步信号，进而可以完全避免因为采用锁相环技术导致无法获得电网相位同步信号的问题。本实用新型实施例的海上风机同步控制方法相较于传统的锁相环技术而言，稳定性更高，控制过程更简单，能够有效解决风机系统振荡的问题，适合进行产业化推广。
60.在本实用新型的一些实施例中，上述海上风机同步控制方法还包括以下步骤：
61.若同步信号接收模块故障，使用本地时间信息确定相位校准触发信号，本地时间信息由内部守时单元生成，内部守时单元内置于风力发电机110的本地控制单元中。
62.在实际工作中，可能会因为某些故障导致同步信号接收模块200无法实施获取到无线同步信号，此时则可以通过连接的内部守时单元提供的本地时间信息辅助生成相位校准触发信号，并且会在持续一定时间接收不到无线同步信号时向监控端发送报警信号，以便及时排除故障。此外，为了避免内部守时单元提供的本地时间信息与无线同步信号对应的标准时钟信号之间误差，在每次接收到无线同步信号时，会对内部守时单元提供的本地时间信息进行修正，以消除因为工作时间过长带来的累计误差。这里需要说明，内部守时单元依据存储的参数对晶体振荡器或者原子钟特性进行补偿，达到继续提供高可靠性的本地时间信息的目的。
63.在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示意性实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本实用新型的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
64.尽管上述结合附图对本实用新型实施例作了详细说明，但是本实用新型不限于上述实施例，本领域的普通技术人员可以理解：在不脱离本实用新型的原理和宗旨的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本实用新型的范围由权利要求及其等同物限定。