一种将风电场和常规电厂联合并网的多端直流输电系统

摘要

本发明公开了一种将风电场和常规电厂联合并网的多端直流输电系统，包括两个整流站和一个逆变站，所述风电场联接至其中一个整流站的交流母线侧，所述常规电厂联接至另一个整流站的交流母线侧，所述逆变站联接至负荷中心，且所述两个整流站和逆变站对应的直流母线通过直流输电线路联接在一起，即构成多端直流输电系统。本发明不需要在风电场附近建设配套的常规电厂，对与风电场联合的常规电厂的地理位置无任何要求；相比于交流电网并网的方式，本发明不需要风电场附近的本地交流电网平抑风电功率波动，相比于风电场经电压源型直流输电并网的方案，可以采用目前技术成熟的特高压换流技术，单回双极线路输电功率可达6400MW及以上。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统输配电技术领域，具体涉及风力发电经大规模远距离直 流输电并网的应用技术。

背景技术

按照国家风电发展规划，哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西 七个千万千瓦风电基地将于2020年建成，规划到2015年建成5808万千瓦，2020 年建成9017万千瓦，占全国风电总装机容量78％左右。

由于风电总装机容量庞大，各基地均被冠以“陆上三峡”称号。但与总装机 容量不匹配的是，大部分风电基地位于我国西北地区，本地交流电网用电负荷低， 自身消纳能力弱，风能资源与负荷中心呈逆向分布，决定了大部分风力发电需要 经过大规模远距离输电使其在中东部负荷中心进行消纳。特高压直流输电是实现 大规模远距离输电的一种通用技术。

风电场装机容量较小时，风力发电一般通过交流并网方式直接接入本地交流 电网。当风电场装机容量达到数千万千瓦时，由于风电场一般位于偏远地区，本 地交流电网网架薄弱，风电场经交流并网会给本地交流电网带来稳定性问题，本 地交流电网发生的扰动等也会影响风电场的稳定运行。

风力发电具有较强的波动性，而中东部负荷中心不可能接受波动的电力，为 此，风力发电需要与火力发电，水力发电，抽水蓄能，储能电厂等联合从而为中 东部负荷中心提供平稳的电量。

肖创英等人的“甘肃酒泉风电功率调节方式的研究”(中国电机工程学报， 2010，30(10)，1～7)提及了一种在甘肃酒泉地区配套建设火电机组，通过特 高压直流线路将风力发电与火力发电联合输送到中东部负荷中心的方案。其中配 套火电机组的装机容量为风力发电装机容量的1.6～2.0倍。

陈霞等人的“基于多端直流输电的风电并网技术”(电工技术学报，2011， 26(7))提出了一种利用四端直流输电系统将两个跨区域的风电场输送到两个负 荷中心的方案。具体系统为：建立两个整流站，整流站1和整流站2，两个逆变 站，逆变站1和逆变站2；整流站1和逆变站1，整流站1和整流站2，整流站2 和逆变站2的直流母线分别通过一条直流输电线联接在一起；两个跨区域的风电 场分别接入至整流站1和整流站2的交流母线上，整流站1和整流站2同时分别 与各自的本地交流电网联接。

US2010091527提供了一种利用电压源型换流器从传统两端直流输电中分接 负荷的方案。该方案在传统两端直流输电沿线上建立一个电压源型环流器，利用 电压源型换流器从直流输电线路上分接负荷。

上述肖创英等人的方案由于需要配套建设1.6～2倍风电装机容量的火电机 组，其节能减排效果不容乐观，是与发展风电所要达到的节能减排目标相背离的， 同时该方案要求风电场附近具有建设大型火电机组的地理条件，而大部分陆上风 电场位于缺水的偏远地区，并不适合建设火电机组。陈霞等人的方案仍需要本地 交流电网平抑风电功率波动，本质上与风力发电经本地交流电网没有区别，风电 场经交流并网会给本地电网带来稳定性问题，本地电网发生的扰动等也会影响风 电场的稳定运行。US2010091527中的方案用于传输风力发电时，要求电压源型 换流器的耐压等级与传统两端直流输电线的电压等级相匹配，目前尚无达到此电 压等级的电压源型换流器技术。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明所要解决的技术问题是在无需本地交流电网平 抑风电功率波动的前提下，风电场为负荷中心提供大容量的平稳电能。

为解决上述现有技术中存在的问题，本发明提供了一种将风电场和常规电厂 联合并网的多端直流输电系统，该输电系统中风电场直接联接至整流站，无需本 地交流电网平抑风电功率波动，与风电场联合的常规发电厂地理位置无限制，可 以是远离风电场的已有常规电厂或在合适的位置新建的常规电厂。

本发明解决其技术问题采用以下的技术方案：

一种将风电场和常规电厂联合并网的多端直流输电系统，包括两个整流站， 一个逆变站，其特征在于，所述风电场联接至其中的第一整流站的交流母线侧， 所述常规电厂联接至其中的第二整流站的交流母线侧，所述逆变站联接至负荷中 心，且所述两个整流站和逆变站对应的直流母线通过直流输电线路联接在一起， 即构成多端直流输电系统

两整流站和逆变站都采用技术成熟的电流源型换流技术，其额定电压可达± 800kV，额定功率可达6400MW，适合实现风力发电和常规电力的远距离输送。

进一步地，可以采用多种方案为整流站1提供交流换相电压，包括采用静止 同步补偿器给第一整流站提供交流换相电压，采用同步调相机给第一整流站提供 交流换相电压，或采用风电场附近的本地交流电网给第一整流站提供交流换相电 压。

本发明还提出了上述多端直流输电系统的启动方法，具体包括：

1)通过第二整流站和逆变站按传统两端直流输电的启动方式建立起多端直 流输电系统的直流电压；

2)由静止同步补偿器，同步调相机或本地交流电网建立第一整流站交流换 相电压；

3)风电场进行同期合闸操作；

4)第一整流站解锁，同时风电场有功功率按一定斜率上升至与当前风速对 应的最大值；

5)投入逆变站的定功率控制环，完成系统启动。

与现有技术相比，本发明的新颖性和创造性体现在：

1)与传统两端直流输电相比，本系统多了一个整流站，可以将风电场和常 规电厂分别接在两个整流站上，实现风电场和常规电厂的联合并网；

2)第一整流站的交流换相电压由静止同步补偿器提供，风电场不与其邻近 的交流电网联接，风电场与送端交流电网之间没有任何影响；

3)与风电场经基于电压源换流器的高压直流输电并网技术相比，本发明以 电流源型换流器传输有功功率，其电压等级和功率等级可以做得很高；

本发明的有益效果主要是：

相比于传统两端直流输电，本发明不需要在风电场附近建设配套的火电厂等 常规电厂，对与风电场联合的常规电厂的地理位置无任何要求，方便资源的优化 配置；相比于交流电网并网的方式，本发明不需要风电场附近的本地交流电网平 抑风电功率波动，风电场不影响其本地交流电网的稳定性；相比于风电场经电压 源型直流输电并网的方案，该方案可以采用目前技术成熟的特高压换流技术，单 回双极线路输电功率可达到6400MW，距离可达2000km及以上，电压等级可达 ±800kV，而采用电压源型换流器的直流输电技术，截至2010年，输电功率最 大的一个直流输电工程，其功率为400MW，输电距离970km，电压等级为± 200kV。采用本发明传输风力发电，现有电网的结构及运行方式基本无需做改变， 本发明可作为继传输远距离常规大电源的两端直流输电后，一种专用于传输大规 模风力发电的点对网基本送电方式。

附图说明

图1是采用静止同步补偿器给整流站1提供交流换相电压的多端直流输电系 统系统；

图2是采用同步调相机给整流站1提供交流换相电压的多端直流输电系统系 统；

图3是采用本地交流电网给整流站1提供交流换相电压的多端直流输电系统 系统；

图4是方案1启动时各物理量的波形；

图5是方案1风电功率波动时各物理量的波形。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明。

见图1，一种将风电场和常规电厂联合并网的多端直流输电系统共包括两个 整流站和一个逆变站。多个风电场通过各自的风电场内输电线路X1，升压变压 器T1和输电线路X2联接到整流站1的交流母线上，常规电厂联接至整流站2 的交流母线上，逆变站交流母线联接至负荷中心，整流站1，整流站2和逆变站 的正负直流母线对应地通过直流线路联接在一起，构成一个多端直流输电系统。 在该系统中，联接在整流站2上的常规电厂可以平抑风电场的功率波动，风电场 与常规电厂联合后可视为一个大的电源，为负荷中心提供平稳电能。

传统的两端直流输电系统含双极性接线，同极性接线和单极性接线等3种接 线方式，类似地该多端直流输电系统也含有双极性接线，同极性接线和单极性接 线等3种接线方式。图1给出的是双极性接线方式。

整流站2的交流换相电压由其所联接的常规电厂提供，逆变站的交流换相电 压由负荷中心提供，整流站1的交流换相电压则有多种提供方式，分别是：方案 一，通过静止同步补偿器提供；方案二，通过同步调相机提供和方案三，通过本 地交流电网提供。

利用静止同步补偿器给整流站1提供交流换相电压时，风电场与其本地交流 电网解耦，风电场的功率波动不会影响本地交流电网，本地交流电网发生的故障 等扰动对风电场也无影响。

利用同步调相机给整流站1提供交流换相电压接线如图2所示，除整流站1 交流换相电压提供方式与方案一有区别外，该方案所包含的换流站及接线方式与 方案一完全一致。与图1类似，这种方案中，风电场也与其本地的交流电网解耦。

利用本地交流电网给整流站1提供交流换相电压接线如图3所示，除整流站 1交流换相电压提供方式与方案一有区别外，该方案所包含的换流站及接线方式 与方案一完全一致。为了减小风电场功率波动对本地交流电网的影响，可以使整 流站实时跟踪风电场输出的有功功率，使得本地交流电网不参与平抑风电功率， 仅利用本地交流电网给风电场提供交流换相电压。

采用以下操作启动系统：

初始时，闭锁整流站1，整流站2，逆变站1的触发脉冲，风电场断路器处 于开断状态。某时刻下发启动指令后，按以下时序启动系统：

1)给定整流站2和逆变站的电流指令值为额定工况下整流站2的额定电流 值，解锁整流站2和逆变站的触发脉冲，继续闭锁整流站1的触发脉冲。整流站 2和逆变站按照传统两端直流输电的启动过程建立起多端直流输电的直流电压；

2)由静止同步补偿器，同步调相机或本地交流电网建立整流站1交流换相 电压；

3)风电场检测到整流站1的交流换相电压幅值和频率基本维持恒定后，进 行同期合闸操作；

4)风电场同期合闸成功后，风电功率指令值按一定的斜率上升至与当前风 速对应的值，与此同时解锁整流站1的触发脉冲，逆变站的电流指令值对应地也 按一定的斜率上升；

5)经过一段时间后，整流站1的直流功率达到与当前风速对应的最大风电 功率值，投入逆变站的定功率控制环，完成系统启动。

为验证本发明的正确性，利用国际通用直流输电仿真软件PSCAD/EMTDC 搭建了与方案一对应的仿真算例进行仿真验证。仿真算例中，整流站1，整流站 2，静止同步补偿器的开关器件采用PSCAD/EMTDC标准模型库中的详细开关模 型，为提高计算速度，多个风电场用一台等容量的风力发电机组建模，但其变频 器仍采用详细开关模型建模。由于仿真算例的一次设备模型全部都由标准模型库 中的详细开关模型搭建，仿真实验所得的结果是高度可信的。图4和图5给出了 仿真实验结果。图4是多端直流输电系统启动时各物理量的波形；图5是风电功 率波动时各物理量的波形。为方便对比，直流电压和直流功率都已标幺化，直流 电压的基准值为800kV，整流站1，整流站2，逆变站直流功率的基准值分别为 2000MW，1500MW和3200MW。

仿真实验过程中，各主要操作时间节点为：

0.04s：解锁整流站2，逆变站

0.4s，整流站1解锁

0.5s：风电场同期合闸

0.6s～1.6s：风电场有功功率按一定斜率上升，逆变站电流指令斜率上升为 1.0

1.7s：逆变站定功率控制投入运行

3.0～5.0s：风电场经历幅度为-2m/s，持续时间为2s的阵风扰动

0s～0.4s期间由整流站2和逆变站进行启动操作建立多端直流输电系统的直 流电压，由于整流站1处于闭锁状态，整流站1与整流站2的直流电压完全相同， 之后，整流站1解锁，由于直流线路电阻的存在，整流站1与整流站2间的直流 电压差值逐渐增大，最终维持稳定值，如图4(a)所示。0s～0.4s期间，随着启动 过程进行，整流站2和逆变站的直流功率逐渐上升，如图4(b)所示，由于整流 站2和逆变站直流功率基准值选取不同，图4(b)显示两者的直流功率标幺值有 较大差值，整流站2和逆变站的有名值是基本一致的。0.4s左右，多端直流输电 系统的直流电压已达到额定值附近。

0.6s～1.6s风电场有功率从零按一定斜率上升。如图5(b)所示，整流站1的 直流功率按一定斜率上升，逆变站的直流功率也按一定斜率上升，在1.7s逆变 站的定功率控制环节投入运行后，逆变站直流功率维持1.0标幺，0.6s～1.6s期 间，整流站2的直流功率基本不变。

3.0～5.0s，风电场经历幅度为-2m/s，持续时间为2s的阵风扰动。风电功率 在风速扰动作用下先下降后上升，导致整流站1直流功率先下降后上升，为给负 荷中心提供平稳电力，整流站2的直流功率先上升后下降，与整流站1的功率变 化方向相反，如图5(a)-(c)所示。

由仿真实验结果可知，本发明所提系统能稳定地启动，风速扰动会引起风电 功率的变化，进而导致整流站1功率发生变化，整流站2功率会随着风电功率变 化而变化，逆变站向负荷中心提供的功率不变。综上可知，本发明可以将风力发 电和常规电厂联合，为负荷中心提供平稳电力。

以上列举的仅是本发明的若干个具体实施实例，本发明不限于以上实施例， 还可以有许多变形，本领域的普通技术人员能从本发明公开的内容直接导出或联 想到的所有变形，均应认为是本发明的保护范围。