一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统

摘要

本发明提供一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，该系统包括：控制保护装置和拓扑电路，控制保护装置和拓扑电路连接；其中，拓扑电路包括构网型储能装置、新能源发电基地、送端换流阀、受端换流阀和受端电网；构网型储能装置与新能源发电基地并联连接，并通过第一变压器与送端换流阀连接；新能源发电基地通过第一变压器与送端换流阀连接；送端换流阀通过高压直流输电线与受端换流阀连接；受端换流阀通过第二变压器与受端电网连接。该系统采用构网型储能装置为无常规电源支撑的新能源发电基地提供了并网电压支撑，并通过控制保护装置与构网型储能装置之间的交互实现了功率传输，降低了成本，保证了电力系统的正常运行。

说明书

技术领域

本发明涉及新能源发电技术领域，尤其是涉及一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统。

背景技术

我国已经建成多条特高压输电线路，其中直流特高压不但在数量上占据大部分，也是输送可再生能源的主力军，尤其是大型水电基地几乎全部通过直流外送，但目前投运的直流线路仍以输送单一品种（水、火）传统能源为主，随着新能源大基地的进一步推进，存量直流线路逐渐打捆完毕，预计后续特高压直流线路将围绕新能源大基地进行建设。

特高压直流工程中，绝大多数方案均采用的是送端和受端均为晶闸管换流阀（LCC）的方案，LCC变换器的优点在于额定电压和电流较大，且技术相对成熟，成本较低，但是其需要配合外部无功功率补偿设备使用。

目前远距离高压直流输电系统多数送端和受端均采用的是LCC换流阀，但是此方案存在两个问题，首先是该方案无法应用于新能源发电基地直流外送系统，在无常规电源支撑的新能源大基地应用场景中，送端换流阀必须为具有电压支撑能力的柔直换流阀，但是MMC（模块化多电平换流器）柔性换流阀成本过高；其次，直流输电系统受端采用LCC换流阀容易产生换相失败，对于多馈入LCC直流输电系统而言，受端电力系统存在多个LCC换流阀同时发生换向失败，从而产生整个电力系统失稳的风险。

发明内容

因此，本发明技术方案主要解决现有的远距离高压直流输电系统无法应用于新能源发电基地直流外送系统，送端换流阀采用具有电压支撑能力的柔直换流阀成本过高，无法保证电力系统的正常运行的缺陷，从而提供一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统。

第一方面，本发明实施例提供了一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，包括：控制保护装置和拓扑电路，所述控制保护装置和所述拓扑电路连接；其中，

所述拓扑电路包括构网型储能装置、新能源发电基地、送端换流阀、受端换流阀和受端电网；所述构网型储能装置与所述新能源发电基地并联连接，并通过第一变压器与所述送端换流阀连接；所述新能源发电基地通过所述第一变压器与所述送端换流阀连接；所述送端换流阀通过高压直流输电线与所述受端换流阀连接；所述受端换流阀通过第二变压器与所述受端电网连接；

所述构网型储能装置，用于构建交流侧电压，并为所述新能源发电基地提供并网电压；其中，所述交流侧电压的范围为额定交流电正负10%的偏差内；

所述新能源发电基地，用于获取实时并网电压，当所述实时并网电压达到所述交流侧电压时，启动并网发电；

所述控制保护装置，用于当所述新能源发电基地启动并网发电时，检测所述构网型储能装置的充放电状态，当所述构网型储能装置处于充电状态时，则向所述构网型储能装置发送控制指令；

所述构网型储能装置，还用于基于所述控制指令抬升送端换流阀的交流侧电压幅值，直至所述送端换流阀导通，依次通过所述送端换流阀和所述受端换流阀向所述受端电网传输功率。

本发明实施例提供的一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，通过改进传统送受两端均为LCC的高压直流输电系统，采用构网型储能装置为无常规电源支撑的新能源发电基地提供了并网电压支撑，并通过控制保护装置与构网型储能装置之间的交互实现了新能源发电基地向受端电网的功率传输，降低了成本，保证了电力系统的正常运行。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述送端换流阀采用二极管阀。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述受端换流阀采用模块化多电平变换器。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述控制保护装置，还用于当所述构网型储能装置处于放电状态时，维持所述送端换流阀的交流侧电压幅值，以保持所述送端换流阀不导通。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述受端电网，用于为所述受端换流阀提供交流电压，以启动所述受端换流阀，所述受端换流阀基于所述交流电压建立直流侧电压。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述送端换流阀，用于接收所述新能源发电基地发送的交流电，并将所述交流电转换为直流电，并将所述直流电传输给所述受端换流阀。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述受端换流阀，还用于将所述直流电转换为交流电，并将转换得到的交流电传输给所述受端电网。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述构网型储能装置，具体用于采用构网型电压源控制模式构建所述交流侧电压。

结合第一方面，在另一种可能的实施方式中，所述新能源发电基地，还用于当启动并网时，将当前运行模式转换为最大发电功率跟踪模式。

第二方面，本发明实施例还提供了一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的控制方法，应用于一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，所述方法包括：

当新能源发电基地启动并网发电时，检测构网型储能装置的充放电状态，当所述构网型储能装置处于充电状态时，则向所述构网型储能装置发送控制指令，所述构网型储能装置基于所述控制指令抬升送端换流阀的交流侧电压幅值，直至送端换流阀导通，依次通过所述送端换流阀和受端换流阀向受端电网传输功率；其中，所述构网型储能装置构建交流侧电压，并为所述新能源发电基地提供并网电压，当实时并网电压达到所述交流侧电压时，所述新能源发电基地启动并网发电；其中，所述交流侧电压的范围为额定交流电正负10%的偏差内。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，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的附图。

图1为本发明实施例提供的一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的电路图；

图2为本发明实施例中电子设备的一个具体示例图。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。另外，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接、机械连接，也可以是电连接；或者可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，还可以是两个元件内部的连通，可以是无线连接，也可以是有线连接。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发明中的具体含义。

本发明实施例提供了一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，如图1所示，包括：控制保护装置1和拓扑电路2，控制保护装置1和拓扑电路2连接；其中，

拓扑电路2包括构网型储能装置3、新能源发电基地4、送端换流阀5、受端换流阀6和受端电网7；构网型储能装置3与新能源发电基地4并联连接，并通过第一变压器8与送端换流阀5连接；新能源发电基地4通过第一变压器8与送端换流阀5连接；送端换流阀5通过高压直流输电线9与受端换流阀6连接；受端换流阀6通过第二变压器10与受端电网7连接。

构网型储能装置3，用于构建交流侧电压，并为新能源发电基地4提供并网电压；其中，交流侧电压的范围为额定交流电正负10%的偏差内。

新能源发电基地4，用于获取实时并网电压，当实时并网电压达到交流侧电压时，启动并网发电。

控制保护装置1，用于当新能源发电基地4启动并网发电时，检测构网型储能装置3的充放电状态，当构网型储能装置3处于充电状态时，则向构网型储能装置3发送控制指令。

构网型储能装置3，还用于基于控制指令抬升送端换流阀5的交流侧电压幅值，直至送端换流阀5导通，依次通过送端换流阀5和受端换流阀6向受端电网7传输功率。

具体地，常规电源支撑的新能源发电基地4包含光伏发电机组、风机发电机组等，各种新能源发电机组通过交流汇集至送端换流阀5。

其中，新能源发电基地4向受端电网7输送功率过程如下：首先受端模块化多电平变换器启动并负责稳定高压直流输电电压，其直流侧电压抬升到额定值；然后构网型储能装置3启动并负责形成交流侧电压，其输出的交流侧电压的范围为额定交流电正负10%的偏差内，并为新能源电基地中的光伏发电机组和风机发电机组等提供并网电压，当新能源基地中的光伏和风机发电机组检测到交流并网电压达到交流侧电压时，光伏和风机发电机组开始启机并网，并运行于最大发电功率跟踪模式；此时控制保护装置1检测构网型储能装置3处于充电状态还是放电状态，如果构网型储能装置3处于放电状态则不抬升其交流侧电压幅值，保持电压在额定交流电正负10%的偏差内，使得二极管阀不导通，送端换流阀5不向受端换流阀6传送功率；如果构网型储能装置3处于充电状态则逐渐抬升其交流侧电压幅值，保证构网型储能装置3充电功率为零，使得二极管阀导通，从而实现新能源发电基地4向受端电网7输送功率。

本实施例提出的一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，通过改进传统送受两端均为LCC的高压直流输电系统，采用构网型储能装置为无常规电源支撑的新能源发电基地提供了并网电压支撑，并通过控制保护装置与构网型储能装置之间的交互实现了新能源发电基地向受端电网的功率传输，降低了成本，保证了电力系统的正常运行。

作为本发明一个可选实施方式，送端换流阀5采用二极管阀。

本可选实施方式中，送端换流阀5无需采用模块化多电平变换器，而是直接采用纯二极管阀，极大降低了成本。

作为本发明一个可选实施方式，受端换流阀6采用模块化多电平变换器。

本可选实施方式中，受端采用模块化多电平变换器拓扑，避免了换向失败的风险，进而降低了电力系统的失稳风险。

作为本发明一个可选实施方式，控制保护装置1，还用于当构网型储能装置3处于放电状态时，维持送端换流阀5的交流侧电压幅值，以保持送端换流阀5不导通。

作为本发明一个可选实施方式，受端电网7，用于为受端换流阀6提供交流电压，以启动受端换流阀6，受端换流阀6基于交流电压建立直流侧电压。

作为本发明一个可选实施方式，送端换流阀5，用于接收新能源发电基地4发送的交流电，并将交流电转换为直流电，并将直流电传输给受端换流阀6。

作为本发明一个可选实施方式，受端换流阀6，还用于将直流电转换为交流电，并将转换得到的交流电传输给受端电网7。

作为本发明一个可选实施方式，构网型储能装置3，具体用于采用构网型电压源控制模式构建交流侧电压。

具体地，构网型储能装置3具有多种实现形式，例如低压储能+升压变压器形式、高压直挂式级联H桥储能形式、压缩空气+同步发电机形式，但是不同的储能实现形式控制方式相同，均采用构网型电压源控制模式，形成新能源发电基地4的支撑电压。

作为本发明一个可选实施方式，新能源发电基地4，还用于当启动并网时，将当前运行模式转换为最大发电功率跟踪模式。

下面通过一个具体的实施例来说明一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的工作过程的。

实施例1：

以8GW（吉瓦）/±800kV（千伏）高压直流输电系统为例，新能源发电基地中无燃煤发电、燃气发电、核电、水电等常规电源，光伏和风机发电机组通过交流汇集升压至500kV交流电压，然后连接到送端换流阀，送端换流阀为两个4GW二极管换流阀直流侧串联，二极管阀交流侧变压器变比为1:1；受端模块化多电平变换器容量为8GW，同样为两个4GW模块化多电平变换器直流侧串联，送端模块化多电平变换器交流侧变压器变比为1:1，受端换流阀交流侧连接至受端500kV交流电网；构网型储能装置具有多种实现形式，例如低压储能+升压变压器形式、高压直挂式级联H桥储能形式、压缩空气+同步发电机形式，但是不同的储能实现形式控制方式相同，均采用构网型电压源控制模式，形成新能源大基地支撑电压。

模块化多电平变换器负责稳定高压直流侧电压；构网型储能装置负责形成新能源发电基地电压，支撑新能源发电基地电网，为新能源电基地中的光伏发电机组和风机发电机组等提供并网电压，二极管换流阀负责将新能源发电机组发出的交流电整流成直流电并输送至受端。

本发明实施例还公开了一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的控制方法，应用于上述一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统，上述方法包括：

当新能源发电基地启动并网发电时，检测构网型储能装置的充放电状态，当构网型储能装置处于充电状态时，则向构网型储能装置发送控制指令，构网型储能装置基于控制指令抬升送端换流阀的交流侧电压幅值，直至送端换流阀导通，依次通过送端换流阀和受端换流阀向受端电网传输功率；其中，构网型储能装置构建交流侧电压，并为新能源发电基地提供并网电压，当实时并网电压达到交流侧电压时，新能源发电基地启动并网发电；其中，交流侧电压的范围为额定交流电正负10%的偏差内。

具体地，受端电网为受端换流阀提供交流电压，以启动受端换流阀，受端换流阀基于交流电压建立直流侧电压；送端换流阀接收新能源发电基地发送的交流电，并将交流电转换为直流电，并将直流电传输给受端换流阀；受端换流阀将直流电转换为交流电，并将转换得到的交流电传输给受端电网。

进一步地，构网型储能装置采用构网型电压源控制模式构建交流侧电压。

进一步地，当启动并网时，新能源发电基地将当前运行模式转换为最大发电功率跟踪模式。

本发明提供的一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的控制方法，通过改进传统送受两端均为LCC的高压直流输电系统，采用构网型储能装置为无常规电源支撑的新能源发电基地提供了并网电压支撑，并通过控制保护装置与构网型储能装置之间的交互实现了新能源发电基地向受端电网的功率传输，降低了成本，保证了电力系统的正常运行。

作为本发明一个可选实施方式，还包括：

当构网型储能装置处于放电状态时，维持送端换流阀的交流侧电压幅值，以保持送端换流阀不导通。

另外，本发明实施例还提供了一种电子设备，如图2所示，该电子设备可以包括处理器110和存储器120，其中处理器110和存储器120可以通过总线或者其他方式连接，图2中以通过总线连接为例。此外，该电子设备中还包括至少一个接口130，该至少一个接口130可以是通信接口或其他接口，本实施例对此不做限制。

其中，处理器110可以为中央处理器（Central Processing Unit，CPU）。处理器110还可以为其他通用处理器、数字信号处理器（Digital Signal Processor，DSP）、专用集成电路（Application Specific Integrated Circuit，ASIC）、现场可编程门阵列（Field-Programmable Gate Array，FPGA）或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等芯片，或者上述各类芯片的组合。

存储器120作为一种非暂态计算机可读存储介质，可用于存储非暂态软件程序、非暂态计算机可执行程序以及模块，如本发明实施例中的视频合成方法对应的程序指令/模块。处理器110通过运行存储在存储器120中的非暂态软件程序、指令以及模块，从而执行处理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一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的控制方法。

存储器120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；存储数据区可存储处理器110所创建的数据等。此外，存储器120可以包括高速随机存取存储器，还可以包括非暂态存储器，例如至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非暂态固态存储器件。在一些实施例中，存储器120可选包括相对于处理器110远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至处理器110。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。

另外，至少一个接口130用于电子设备与外部设备的通信，比如与服务器通信等。可选的，至少一个接口130还可以用于连接外设输入、输出设备，比如键盘、显示屏等。

所述一个或者多个模块存储在所述存储器120中，当被所述处理器110执行时，执行上实施例中的一种基于构网型储能的新能源发电基地直流外送系统的控制方法。

上述电子设备具体细节可以对应参阅上述实施例中对应的相关描述和效果进行理解，此处不再赘述。

本领域技术人员可以理解，实现上述实施例方法中的全部或部分流程，是可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体（Read-Only Memory，ROM）、随机存储记忆体（Random AccessMemory，RAM）、快闪存储器（Flash Memory）、硬盘（Hard Disk Drive，HDD）或固态硬盘（Solid-State Drive，SSD)等；所述存储介质还可以包括上述种类的存储器的组合。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。