新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法

新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法
【专利摘要】本发明公开了一种新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法。新能源发电系统采用互同步控制方法为孤岛电网提供电压和频率支撑，为传统高压直流输电系统在孤岛电网的换相提供了必要条件。通过新能源发电系统互同步控制与传统高压直流输电控制器的相互配合，能够保证当地负载的电压幅值和频率的稳定，并能够将新能源发电系统发出的电功率向远方负荷输送。本发明打破了目前新能源发电系统通过传统高压直流输电系统向远方负荷输送功率时必须和主电网联接的局限性，实现了新能源发电系统与传统高压直流输电系统在脱离主电网的情况下孤岛稳定运行。
【专利说明】新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法

【技术领域】
[0001]本发明属于新能源发电【技术领域】，更具体地，涉及一种新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法。

【背景技术】
[0002]随着全球能源短缺和环境污染等问题日益突出，新能源因其清洁、安全、高效等特点，已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业。风能和太阳能等资源丰富、分布广泛，是目前最具发展潜力的新能源。随着新能源的不断开发，资源分布较好的地区已经逐渐开发完全，更集中、丰富的新资源建设将在偏远地区逐渐展开，如在偏远地区的陆上建设风电基地和光伏基地。在中国，新能源发展迅速且前景广阔，但也存在电网结构建设落后等问题。目前规划以及在建的大型新能源区域，如甘肃酒泉、内蒙古乌兰察布、锡林郭勒、通辽、赤峰等数个500万千瓦以上的风力发电集中开发区域，山东沿海、江苏沿海等大型海上风电基地，以及西藏、青海、新疆等大型光伏发电站，除了海上风电外都是远离负荷中心上千公里。因此规划的大型新能源发电地区处于电网末端，电网的网架结构薄弱，电源结构单一，负荷容量小，要求新能源发电基地能够在没有其它电网联接的情况下向远方负荷中心输送功率。
[0003]输电技术上，传统高压直流输电是进行大规模远距离新能源输电的合理选择。现有交流输电技术很难满足未来大规模(10GW水平以上)远距离(1000km以上)新能源基地电力送出要求。而理论上高压直流输电对输电距离没有限制，非常适用于远距离输电。高压直流输电根据换流器件不同可以分为基于无自关断能力的晶闸管换流元件的电网换相的高压直流输电(LCC-HVDC)和基于全控型可自关断的电压源换流元件的VSC型直流输电(VSC-HVDC)。虽然VSC型直流输电可以独立控制有功功率和无功功率，控制灵活，但目前对于如中国这样大规模新能源基地外送功率的情况，其存在输送容量小(目前试验工程最大为2000MW)、成本高的致命缺陷，而且目前换流阀的损耗仍然高于LCC-HVDC。自1954年首个LCC-HVDC商业投运以来，全球已有超过90多个传统直流工程投入运行。其输送容量目前工程投运可达到8000MW，非常适合新能源基地大规模外送功率的要求。但其也存在一些缺陷，换流器件需要交流系统提供换相电压以实现换流器件电流的开通或关断，换相期间需要电网提供换相电流，这时候需要交流系统具有足够大的电压支撑能力以维持传统直流输电换相所需要的电压，保证换相的可靠性。
[0004]目前新能源发电技术存在无法脱离电网独立运行的缺陷。以风力发电机为例，目前都是基于电网锁相同步，电压(或是功率)外环、电流内环的dq解耦的电流矢量控制策略。在强电网下，该控制策略具有独立调节有功、无功功率的优越性能。但在弱电网下，该控制策略本身存在稳定性问题。由于采用锁相同步，受到风电或其它因素扰动的电网电压将作为锁相环和电流环的输入，引起风机响应对电网扰动没有起到抑制作用，而是进一步导致输出功率的波动，影响了电网的安全和稳定。锁相同步方式使风力发电机完全依赖于电网，因为需要电网频率或相位作为自身的控制基准，使风机不能像同步发电机一样可以脱离于电网进行启动和独立运行，这也导致风机不能与传统高压直流输电系统直接相连运行。对于其它新能源发电技术，基于现有控制同样存在着类似的问题。
[0005]综上所述，基于中国特殊的资源和负荷分布情况，要求新能源发电基地能够在没有其它电网联接的情况下通过传统高压直流输电向远方负荷中心输送功率；因此，实现新能源发电与高压直流输电直联系统(即新能源发电系统与传统高压直流输电系统在脱离主电网的情况下直接相连)的孤岛运行至关重要。


【发明内容】

[0006]针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，打破了目前新能源发电系统通过传统高压直流输电系统向远方负荷输送功率时必须和主电网联接的局限性，实现了新能源发电系统与传统高压直流输电系统在脱离主电网的情况下孤岛稳定运行。
[0007]为实现上述目的，本发明提供了一种新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，包括新能源发电运行控制步骤，所述新能源发电运行控制步骤包括如下子步骤:
[0008](Al)采集并网侧电流和电压，计算得到并网侧瞬时输出的有功功率和端电压幅值；
[0009](A2)利用并网侧瞬时输出的有功功率和有功功率基准值，得到新能源发电单元的励磁电压电角频率，并对该励磁电压电角频率积分得到新能源发电单元的励磁电压相位；利用并网侧瞬时输出的端电压幅值和端电压幅值基准值，得到新能源发电单元的励磁电压幅值；
[0010](A3)将新能源发电单元的励磁电压相位和幅值合成励磁电压矢量，根据新能源发电单元的励磁电压矢量产生开关调制信号，控制新能源发电单元内变流器的开关器件的通断，从而控制新能源发电单元输出的内电势幅值和相位，进而实现对新能源发电系统的输出功率的控制并使新能源发电系统的输出端电压稳定。
[0011]优选地，新能源发电系统为双馈风力发电系统，新能源发电单元的励磁电压电角频率为双馈感应发电机的励磁电压电角频率，所述步骤(A2)中，新能源发电单元的励磁电压电角频率通过如下方法得到:
[0012](A2-1-1)将有功功率基准值减去并网侧瞬时输出的有功功率和阻尼功率，得到双馈感应发电机输出的有功功率偏差值；
[0013](A2-1-2)根据双馈感应发电机输出的有功功率偏差值，得到电网电压电角频率指令偏差值；
[0014](A2-1-3)将电网电压电角频率指令偏差值加上电网电压电角频率指令基准值，再减去双馈感应发电机转子电角速度，得到双馈感应发电机的励磁电压电角频率；
[0015]其中，阻尼功率由电网电压电角频率指令偏差值得到。
[0016]优选地，新能源发电系统为双馈风力发电系统，新能源发电单元的励磁电压幅值为双馈感应发电机的励磁电压幅值，所述步骤(A2)中，新能源发电单元的励磁电压幅值通过如下方法得到:
[0017](A2-2-1)将端电压幅值基准值减去并网侧瞬时输出的端电压幅值，得到并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值；
[0018](A2-2-2)根据并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值，得到双馈感应发电机的励磁电压幅值。
[0019]优选地，上述孤岛运行方法还包括直流输电送端运行控制步骤，所述直流输电送端运行控制步骤包括如下子步骤:
[0020](BI)采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率；
[0021](B2)根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，产生触发角控制信号；
[0022](B3)直流输电送端的整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
[0023]优选地，所述步骤(B2)进一步包括如下步骤:
[0024](B2-1-1)将端电压频率基准值减去并网母线端电压频率，得到并网母线端电压频率偏差值；
[0025](B2-1-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生触发角控制信号。
[0026]优选地，上述孤岛运行方法还包括直流输电送端运行控制步骤，所述直流输电送端运行控制步骤包括如下子步骤:
[0027](BI)采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率；
[0028](B2)先根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，得到直流输电线路的直流电流基准值，之后再根据直流输电线路的直流电流基准值和直流输电线路的直流电流测量值，产生触发角控制信号；
[0029](B3)直流输电送端的整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
[0030]优选地，所述步骤(B2)进一步包括如下步骤:
[0031 ] (B2-2-1)将并网母线端电压频率减去端电压频率基准值，得到并网母线端电压频率偏差值；
[0032](B2-2-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生直流输电线路的直流电流基准值；
[0033](B2-2-3)将直流输电线路的直流电流测量值减去直流输电线路的直流电流基准值，得到直流输电线路的直流电流偏差值；
[0034](B2-2-4)根据直流输电线路的直流电流偏差值产生触发角控制信号。
[0035]优选地，上述孤岛运行方法还包括当地负载低频减载控制步骤，所述当地负载低频减载控制步骤包括如下子步骤:
[0036](Cl)采集高压直流输电并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率；
[0037](C2)利用并网母线端电压频率和允许孤岛电网运行的最低电压频率基准值，产生低频减载控制信号；
[0038](C3)当地负载断路器根据该低频减载控制信号，判断是否切除部分当地负载，以防止孤岛电网频率过低，损坏输电和用电设备。
[0039]总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，具有以下有益效果:新能源发电系统采用互同步控制方法为孤岛电网提供电压和频率支撑，为传统高压直流输电系统在孤岛电网的换相提供了必要条件。通过新能源发电系统互同步控制与传统高压直流输电控制器的相互配合，能够保证当地负载的电压幅值和频率的稳定，并能够将新能源发电系统发出的电功率向远方负荷输送。本发明打破了目前新能源发电系统通过传统高压直流输电系统向远方负荷输送功率时必须和主电网联接的局限性，实现了新能源发电系统与传统高压直流输电系统在脱离主电网的情况下孤岛稳定运行。

【专利附图】

【附图说明】
[0040]图1是本发明实施例的新能源发电与高压直流输电直联系统的结构示意图；
[0041]图2是互同步控制器的原理示意图；
[0042]图3是高压直流送端控制器的原理示意图；
[0043]图4是新能源发电运行控制流程图；
[0044]图5是直流输电送端运行控制流程图；
[0045]图6是当地负载低频减载控制流程图；
[0046]图7是双馈风力发电系统的结构示意图；
[0047]图8是双馈风力发电系统中内频率控制器的原理示意图；
[0048]图9是双馈风力发电系统中励磁调节器的原理示意图。

【具体实施方式】
[0049]为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
[0050]如图1所示，本发明实施例的新能源发电与高压直流输电直联系统包括新能源发电系统和高压直流输电系统。新能源发电系统通过线路阻抗Zl和断路器S2并联在高压直流输电系统中的交流母线BI上，滤波与无功补偿装置和当地负载分别通过断路器SI和S3并联在交流母线BI上。高压直流输电系统的受端出口通过线路阻抗Z2与交流系统S连接。
[0051]新能源发电系统包括新能源动力单元(如风力机、太阳能光伏电池板等)、新能源发电单元(如风力发电机、光伏逆变器等)、升压变压器TO和主控制器。主控制器进一步包括用于计算瞬时有功功率和电压幅值的计算模块、互同步控制器和PWM发生器。计算模块采集并网侧电流和电压，计算得到并网侧瞬时输出的有功功率和端电压幅值。互同步控制器利用并网侧瞬时输出的有功功率和新能源动力单元输出的有功功率基准值，得到新能源发电单元的励磁电压相位；此外，互同步控制器还利用并网侧瞬时输出的端电压幅值和端电压幅值基准值(由并网点额定电压决定)，得到新能源发电单元的励磁电压幅值。PWM发生器将新能源发电单元的励磁电压相位和幅值合成励磁电压矢量，并通过空间矢量调制或其它调制方式产生开关调制信号；该开关调制信号控制新能源发电单元输出的内电势幅值和相位，从而实现对新能源发电系统的输出功率的控制并使新能源发电系统的输出端电压稳定。
[0052]高压直流输电系统包括整流器、高压直流送端控制器、逆变器、高压直流受端控制器和测量模块。整流器和逆变器通过直流输电线路连接，整流器的另一端依次通过换流变压器Tl和断路器S4连接交流母线BI，逆变器的另一端依次通过换流变压器T2和断路器S5连接交流母线B2，高压直流输电配置的与交流母线B2连接的滤波和无功补偿装置省略未示出。高压直流受端控制器采用常规的定直流电压控制方法，使直流输电线路逆变端的直流电压稳定在额定值，这里不再赘述。测量模块采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率。高压直流送端控制器根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值(一般为50Hz)，产生触发角控制信号，或者高压直流送端控制器先根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，得到直流输电线路的直流电流基准值，之后再根据直流输电线路的直流电流基准值和直流输电线路的直流电流测量值，产生触发角控制信号。整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
[0053]低频减载控制器根据测量模块输出的并网母线端电压频率和预定的允许孤岛电网运行的最低电压频率基准值(根据当地负载运行安全对最低频率的要求确定)，产生低频减载控制信号。当低负载断路器根据该低频减载控制信号，判断是否切除部分当地负载，以防止孤岛电网频率过低，损坏输电和用电设备。
[0054]最终，新能源发电系统的输出功率与当地负载消耗的功率和直流输电系统送出的功率之和平衡，并保证孤岛电网的电压频率和幅值稳定，实现了新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛稳定运行。
[0055]如图2所示，互同步控制器进一步包括内频率控制器、积分器和励磁调节器。内频率控制器利用并网侧瞬时输出的有功功率和新能源动力单元输出的有功功率基准值，得到新能源发电单元的励磁电压电角频率，积分器对该励磁电压电角频率积分得到新能源发电单元的励磁电压相位；励磁调节器利用并网侧瞬时输出的端电压幅值和端电压幅值基准值，得到新能源发电单元的励磁电压幅值。
[0056]具体地，内频率控制器可以是积分器、PI控制器、自适应控制器或其它任意形式的控制器。内频率控制器的参数决定了新能源发电单元产生的内电势惯性大小。励磁调节器可以是积分器、PI控制器、自适应控制器或其它任意形式的控制器。
[0057]高压直流送端控制器可以是积分器、PI控制器、自适应控制器或其它任意形式的控制器，其控制目的是使交流端电压频率恒定，而不是使直流电流或直流输电功率恒定。如图3(a)所示，在本发明的一个实施例中，高压直流送端控制器包括加法器31和频率控制器。加法器31将预定的端电压频率基准值减去并网母线端电压频率，得到并网母线端电压频率偏差值；频率控制器根据并网母线端电压频率偏差值产生触发角控制信号。其中，频率控制器可以是简单的PI控制器，也可以是较为复杂的自适应控制器或其它类型的控制器。
[0058]如图3(b)所示，在本发明的另一个实施例中，高压直流送端控制器包括加法器32、频率控制器、加法器33和直流电流控制器。加法器32将预定的端电压频率基准值减去并网母线端电压频率，得到并网母线端电压频率偏差值；频率控制器根据并网母线端电压频率偏差值产生直流输电线路的直流电流基准值；加法器33将直流输电线路的直流电流测量值减去直流输电线路的直流电流基准值，得到直流输电线路的直流电流偏差值；直流电流控制器根据直流输电线路的直流电流偏差值产生触发角控制信号。该方案将直流输电线路的直流电流的动态过程反馈到控制环，对直流侧的响应快。其中，频率控制器和直流电流控制器可以是简单的PI控制器，也可以是较为复杂的自适应控制器或其它类型的控制器。
[0059]本发明实施例的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法包括新能源发电运行控制、直流输电送端运行控制和当地负载低频减载控制三个步骤，共同使新能源发出的有功功率与当地负载消耗的有功功率及高压直流输电系统送出的有功功率之和保持平衡，从而使孤岛电网的电压和频率保持稳定。
[0060]如图4所示，新能源发电运行控制步骤包括如下子步骤:
[0061](Al)采集并网侧电流和电压，计算得到并网侧瞬时输出的有功功率和端电压幅值。
[0062](A2)利用并网侧瞬时输出的有功功率和有功功率基准值，得到新能源发电单元的励磁电压电角频率，并对该励磁电压电角频率积分得到新能源发电单元的励磁电压相位；利用并网侧瞬时输出的端电压幅值和端电压幅值基准值，得到新能源发电单元的励磁电压幅值。
[0063]当新能源发电系统为双馈风力发电系统时，新能源发电单元的励磁电压电角频率为DFIG的励磁电压电角频率，具体通过如下方法得到DFIG的励磁电压电角频率:
[0064](A2-1-1)将有功功率基准值减去并网侧瞬时输出的有功功率和阻尼功率，得到DFIG输出的有功功率偏差值。
[0065](A2-1-2)根据DFIG输出的有功功率偏差值，得到电网电压电角频率指令偏差值。
[0066](A2-1-3)将电网电压电角频率指令偏差值加上电网电压电角频率指令基准值(通常由电网电压频率决定)，再减去DFIG转子电角速度，得到DFIG的励磁电压电角频率。
[0067]其中，阻尼功率由电网电压电角频率指令偏差值得到。
[0068]当新能源发电系统为双馈风力发电系统时，新能源发电单元的励磁电压幅值为DFIG的励磁电压幅值，具体通过如下方法得到DFIG的励磁电压幅值:
[0069](A2-2-1)将端电压幅值基准值减去并网侧瞬时输出的端电压幅值，得到并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值。
[0070](A2-2-2)根据并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值，得到DFIG的励磁电压幅值。
[0071](A3)将新能源发电单元的励磁电压相位和幅值合成励磁电压矢量，根据新能源发电单元的励磁电压矢量产生开关调制信号，控制新能源发电单元内变流器的开关器件的通断，从而控制新能源发电单元输出的内电势幅值和相位，进而实现对新能源发电系统的输出功率的控制并使新能源发电系统的输出端电压稳定。
[0072]如图5所示，直流输电送端运行控制步骤包括如下子步骤:
[0073](BI)采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率。
[0074](B2)根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，产生触发角控制信号；或者先根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，得到直流输电线路的直流电流基准值，之后再根据直流输电线路的直流电流基准值和直流输电线路的直流电流测量值，产生触发角控制信号。
[0075]其中，前者进一步包括如下步骤:
[0076](B2-1-1)将端电压频率基准值减去并网母线端电压频率，得到并网母线端电压频率偏差值。
[0077](B2-1-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生触发角控制信号。
[0078]后者进一步包括如下步骤:
[0079](B2-2-1)将并网母线端电压频率减去端电压频率基准值，得到并网母线端电压频率偏差值。
[0080](B2-2-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生直流输电线路的直流电流基准值。
[0081](B2-2-3)将直流输电线路的直流电流测量值减去直流输电线路的直流电流基准值，得到直流输电线路的直流电流偏差值。
[0082](B2-2-4)根据直流输电线路的直流电流偏差值产生触发角控制信号。
[0083](B3)直流输电送端的整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
[0084]如图6所示，当地负载低频减载控制步骤包括如下子步骤:
[0085](Cl)采集高压直流输电并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率。
[0086](C2)利用并网母线端电压频率和允许孤岛电网运行的最低电压频率基准值，产生低频减载控制信号。
[0087](C3)当地负载断路器根据该低频减载控制信号，判断是否切除部分当地负载，以防止孤岛电网频率过低，损坏输电和用电设备。
[0088]为使本领域技术人员更好地理解本发明，下面以双馈风力发电系统与高压直流输电系统直联组成的孤岛系统为例，对本发明的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法进行详细说明。
[0089]新能源发电系统具体为双馈风力发电系统。如图7所示，双馈风力发电系统包括风力机、轴和齿轮箱传动系统、双馈感应发电机(Double Fed Induct1n Generator, DFIG)和主控制器。DFIG定子与电网直接相连，转子依次通过转子侧变流器和网侧变流器与电网相连，转子侧变流器与网侧变流器通过直流母线电容连接。主控制器包括用于计算瞬时有功功率和电压幅值的计算模块、互同步控制器、PWM发生器和直流电压控制器。互同步控制器包括内频率控制器、积分器和励磁调节器。
[0090]直流电压控制器采用常规的直流电压控制方法，使直流母线电容的直流电压保持稳定，并保证三相逆变电压电流为正弦波形，这里不再赘述。计算模块采集并网侧电流和电压，计算得到并网侧实际输出的有功功率和端电压幅值。
[0091]如图8所示，内频率控制器中，加法器81将有功功率基准值减去并网侧瞬时输出的有功功率和阻尼功率，得到DFIG输出的有功功率偏差值；控制器根据DFIG输出的有功功率偏差值，得到电网电压电角频率指令偏差值；加法器82将电网电压电角频率指令偏差值加上电网电压电角频率指令基准值(通常由电网电压频率决定)，加法器83将加法器82的输出减去DFIG转子电角速度，得到DFIG的励磁电压电角频率。其中，阻尼功率由阻尼器根据控制器输出的电网电压电角频率指令偏差值得到。
[0092]积分器对该励磁电压电角频率积分得到DFIG的励磁电压相位。
[0093]如图9所示，励磁调节器中，加法器91将端电压幅值基准值减去并网侧瞬时输出的端电压幅值，得到并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值；电压控制器根据并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值，得到DFIG的励磁电压幅值。
[0094]PWM发生器将DFIG的励磁电压相位和幅值合成励磁电压矢量，并通过空间矢量调制或其它调制方式产生开关调制信号；该开关调制信号输出至转子侧变流器，控制转子侧变流器输出的转子电压矢量，进而控制DFIG输出的内电势幅值和相位，从而实现对双馈风力发电系统的输出功率的控制并使双馈风力发电系统的输出端电压稳定。
[0095]通过上述步骤，使双馈风力发电系统不需锁相环检测电网频率或相位作为自身控制基准，从而避免了无电网下锁相环引起的不稳定问题。采用互同步控制的双馈风力发电系统对外表现为幅值、频率受控的电压源的形式，为电网提供较强的电压支撑，增大电网短路容量，可以为传统高压直流输电换相提供必要的换相电压和电流，为孤岛运行提供必要条件。同时，互同步控制使双馈风力发电系统有效地利用自身的惯性，保证孤岛电网动态频率稳定，而通过传统直流输电保证孤岛电网的静态频率稳定，保证了双馈风力发电系统输出的功率可以稳定地输送到远方负荷。另外，为了防止双馈风力发电系统输电的功率太低，不满足孤岛电网当地负荷运行要求，为当地负荷配置了低频减载控制，为孤岛电网的安全运行提供保障。
[0096]本发明提出的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，除了可以应用于风力发电机之外，同样可应用于基于电压源变流器控制的其它能源发电领域，如太阳能光伏发电，以及其它包含电压源型并网变流器的系统或装置，包括带储能的并网变流器装置、柔性直流输电逆变端等与传统高压直流整流端直联的情况。
[0097]本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.一种新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，包括新能源发电运行控制步骤，所述新能源发电运行控制步骤包括如下子步骤: (Al)采集并网侧电流和电压，计算得到并网侧瞬时输出的有功功率和端电压幅值； (A2)利用并网侧瞬时输出的有功功率和有功功率基准值，得到新能源发电单元的励磁电压电角频率，并对该励磁电压电角频率积分得到新能源发电单元的励磁电压相位；利用并网侧瞬时输出的端电压幅值和端电压幅值基准值，得到新能源发电单元的励磁电压幅值； (A3)将新能源发电单元的励磁电压相位和幅值合成励磁电压矢量，根据新能源发电单元的励磁电压矢量产生开关调制信号，控制新能源发电单元内变流器的开关器件的通断，从而控制新能源发电单元输出的内电势幅值和相位，进而实现对新能源发电系统的输出功率的控制并使新能源发电系统的输出端电压稳定。
2.如权利要求1所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，新能源发电系统为双馈风力发电系统，新能源发电单元的励磁电压电角频率为双馈感应发电机的励磁电压电角频率，所述步骤(A2)中，新能源发电单元的励磁电压电角频率通过如下方法得到: (A2-1-1)将有功功率基准值减去并网侧瞬时输出的有功功率和阻尼功率，得到双馈感应发电机输出的有功功率偏差值； (A2-1-2)根据双馈感应发电机输出的有功功率偏差值，得到电网电压电角频率指令偏差值; (A2-1-3)将电网电压电角频率指令偏差值加上电网电压电角频率指令基准值，再减去双馈感应发电机转子电角速度，得到双馈感应发电机的励磁电压电角频率； 其中，阻尼功率由电网电压电角频率指令偏差值得到。
3.如权利要求1所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，新能源发电系统为双馈风力发电系统，新能源发电单元的励磁电压幅值为双馈感应发电机的励磁电压幅值，所述步骤(A2)中，新能源发电单元的励磁电压幅值通过如下方法得到: (A2-2-1)将端电压幅值基准值减去并网侧瞬时输出的端电压幅值，得到并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值； (A2-2-2)根据并网侧瞬时输出的端电压幅值的偏差值，得到双馈感应发电机的励磁电压幅值。
4.如权利要求1至3中任一项所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，还包括直流输电送端运行控制步骤，所述直流输电送端运行控制步骤包括如下子步骤: (BI)采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率； (B2)根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，产生触发角控制信号； (B3)直流输电送端的整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
5.如权利要求4所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，所述步骤(B2)进一步包括如下步骤: (B2-1-1)将端电压频率基准值减去并网母线端电压频率，得到并网母线端电压频率偏差值; (B2-1-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生触发角控制信号。
6.如权利要求1至3中任一项所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，还包括直流输电送端运行控制步骤，所述直流输电送端运行控制步骤包括如下子步骤: (BI)采集高压直流输电送端并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率； (B2)先根据并网母线端电压频率和端电压频率基准值，得到直流输电线路的直流电流基准值，之后再根据直流输电线路的直流电流基准值和直流输电线路的直流电流测量值，产生触发角控制信号； (B3)直流输电送端的整流器利用触发角控制信号，产生控制其内部开关器件通断的调制开关信号，控制整流器输出的直流电压，该直流电压与直流输电线路逆变端的直流电压相互作用，得到直流电流，从而实现直流输电功率的稳定输送。
7.如权利要求6所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，所述步骤(B2)进一步包括如下步骤: (B2-2-1)将并网母线端电压频率减去端电压频率基准值，得到并网母线端电压频率偏差值; (B2-2-2)根据并网母线端电压频率偏差值产生直流输电线路的直流电流基准值； (B2-2-3)将直流输电线路的直流电流测量值减去直流输电线路的直流电流基准值，得到直流输电线路的直流电流偏差值； (B2-2-4)根据直流输电线路的直流电流偏差值产生触发角控制信号。
8.如权利要求1至7中任一项所述的新能源发电与高压直流输电直联系统的孤岛运行方法，其特征在于，还包括当地负载低频减载控制步骤，所述当地负载低频减载控制步骤包括如下子步骤: (Cl)采集高压直流输电并网母线端电压，计算得到并网母线端电压频率； (C2)利用并网母线端电压频率和允许孤岛电网运行的最低电压频率基准值，产生低频减载控制信号； (C3)当地负载断路器根据该低频减载控制信号，判断是否切除部分当地负载，以防止孤岛电网频率过低，损坏输电和用电设备。
【文档编号】H02J3/38GK104300577SQ201410520283
【公开日】2015年1月21日 申请日期:2014年9月29日 优先权日:2014年9月29日
【发明者】袁小明, 张美清, 胡家兵, 王硕, 马士聪, 易俊, 杜勉, 刘首文 申请人:国网湖北省电力公司, 华中科技大学, 中国电力科学研究院