本技术适及风力发电领域，尤其是涉及一种储能就地化的海上风电机组大孤岛系统。
背景技术：
1、目前，海上风电机组发出的电能升压至35kv或66kv后汇集于海上升压站，经高压海缆接入陆上集控中心，通过架空线路接入系统变电站。在海上升压站调试阶段，或高压出线海缆故障、电网断电故障、主变故障停运等情况发生时，风电机组不发电，风电场不对外送电，升压站与风机组串之间保持连接，风电场处于大孤岛运行模式，风力发电机内的辅助设备(如加热除湿装置等)需要由大孤岛系统进行供电。此外，随着海上风电向深远海方向的迅速扩展，大容量海上风电机组的应用日趋广泛，在台风工况下，该类型风电机组需要调整偏航电机进行主动抗台，以提高风电机组的抗台能力，避免叶片的机械损伤，结合dlc6.2规定，后备电源应具有至少6h的偏航调节能力，风机的偏航系统功率一般在75kw左右。由于台风等极端天气很可能引发大孤岛运行工况，海上风电场的大孤岛系统还需考虑偏航系统的供电需求。目前国内的大孤岛系统主要考虑两种方式，一是在海上风电机组配套柴油发电机作为大孤岛系统电源，二是在海上升压站建设柴油发电机，在大孤岛运行模式下为风电机组供电。
2、根据《电力系统安全稳定导则》gb 38755和《并网电源一次调频技术规定及试验导则》gb/t 40595等文件要求，风电场需配套建设储能系统以满足当地电网一次调频要求，一般在陆上集控中心建设集中式储能系统，储能容量按照装机容量6％～20％、时长1h～4h配置，具体根据当地政策要求执行。
3、传统的海上风电场需分别配置柴油机大孤岛系统和集中式储能系统，投资较大；储能系统与风机监控系统需要独立控制，复杂度较高；海上设备对启动可靠性要求较高，如柴油发电机启动失效，将大大提高极端工况下的风电场运行风险。
技术实现思路
1、本实用新型的目的在于，针对背景技术中存在的不足，提供一种储能就地化的海上风电机组大孤岛系统。为此，本实用新型采用以下技术方案：
2、一种储能就地化的海上风电机组大孤岛系统，其特征在于：包含风电机组、储能系统、机组升压变、辅助变压器、断路器和现地控制系统；所述的断路器包括风电机组出口断路器qf1、储能系统出口断路器qf2、机组升压变低压断路器qf3和辅助变压器高压断路器qf4；所述的现地控制系统与风电机组、储能系统、机组升压变、辅助变压器及断路器通信连接，控制风力发电系统的工作状态，同时与风电场通信连接，在陆上集控中心中控室设置远程控制后台，远程控制后台与现地控制系统通信连接，接收风电场运行信息；
3、断路器通过接收现地控制系统的控制而工作，使得储能系统可以切换并网充电、并网放电、离网放电三种工作模式。
4、进一步地，所述的储能系统就地化安装于风电机组的塔筒外平台。
5、进一步地，所述的储能系统包括蓄电池和变流器pcs，所述的储能系统采用预制舱形式，就地化安装于风电机组的塔筒外平台，蓄电池布置于蓄电池舱，变流器pcs布置于pcs舱。
6、本实用新型的有益效果包括：
7、针对传统海上风电场分别建设柴油机大孤岛系统和集中式储能系统投资较大的问题，提出一种储能就地化的海上风电机组大孤岛系统，同时具备大孤岛系统及储能系统的功能，减少了工程投资。
8、针对传统海上风电场集中式储能系统与风机监控系统分开控制的情况，本实用新型将储能系统可并入风机监控系统进行统一管理，降低了海上风电场并网控制的复杂度。
9、针对大孤岛系统采用柴油发电机存在启动失效的情况，采用储能系统作为大孤岛电源，提高了运行可靠性；
10、在台风工况下，储能系统可以为偏航电机提供后备电源，实现主动抗台。
1.一种储能就地化的海上风电机组大孤岛系统，其特征在于：包含风电机组(1)、储能系统(2)、机组升压变(3)、辅助变压器(4)、断路器(5)和现地控制系统(6)；所述的断路器(5)包括风电机组出口断路器qf1(5-1)、储能系统出口断路器qf2(5-2)、机组升压变低压断路器qf3(5-3)和辅助变压器高压断路器qf4(5-4)；所述的现地控制系统(6)与风电机组(1)、储能系统(2)、机组升压变(3)、辅助变压器(4)及断路器(5)通信连接，控制风力发电系统的工作状态，同时与风电场通信连接，在陆上集控中心中控室设置远程控制后台(7)，远程控制后台(7)与现地控制系统(6)通信连接，接收风电场运行信息；
2.根据权利要求1所述的储能就地化的海上风电机组大孤岛系统，其特征在于所述的储能系统(2)就地化安装于风电机组(1)的塔筒外平台。
3.根据权利要求1所述的储能就地化的海上风电机组大孤岛系统，其特征在于所述的储能系统(2)包括蓄电池(2-1)和变流器pcs(2-2)，所述的储能系统(2)采用预制舱形式，就地化安装于风电机组(1)的塔筒外平台，蓄电池(2-1)布置于蓄电池舱，变流器pcs(2-2)布置于pcs舱。
