CN102882223B - 水风光和生物质多能集成互补发电方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明涉及分布式电源的一种可再生能源集成互补发电技术，提出了水、风、光和其他可再生能源组成的多能集成互补发电方法及装置。其方法是以水能为主体，充分利用水电站特有的山谷风，就地利用太阳能、生物质能及其他能相对集中的可再生能源，将它们聚集在水电站周围，以水电站低压交流母线[W₁]为并网接入点，组成以水电为中心，水风互补为基础，水风光和生物质等多能集成互补发电系统。其装置是以水电站[G₁]为主体，将[G₂]、[G₃]、[G₄]和[G₅]各发电子系统所发电能，经全功率变换后，一一并网接至[W₁]，利用水电站原有开关装置和电网线路，构成既能并网供电，又能独立运行的多类型可再生能源集成互补的分布式电源。

Description

水风光和生物质多能集成互补发电方法及装置

技术领域

本发明涉及分布式电源中的一种可再生能源集成互补发电方法及装置，尤其是涉及一种应用于分布式电源的水、风、光和生物质及其他可再生能源(如地热能、海洋能)组成的多能集成互补发电方法及装置。

背景技术

水能、风能、太阳能光伏和生物质能，它们都是应用日益广泛的可再生能源。我国新能源，特别是可再生能源，始终贯彻的发展思路是“坚持两条腿走路，既要大规模集中利用，也要重视分散利用，因地制宜，多途径地发展新能源”。

我国大型水电、风电和太阳能发电近年发展迅速，均已跃居世界前列。但是，现今它们也共同面临环境保护、技术瓶颈、并网困难、运行稳定和产能过剩等诸多问题。

与此同时，小水电、小风电、小光伏、生物质能、地热发电(俗称“五小”可再生能源)等，由于容量小、季节性强、随机性强、稳定可靠性差、并网难、调峰难等先天不足，更主要的还是各自分散，孤立发电，形不成网络系统，因而尽管我国广大农村、山区、海岛需求迫切，小型可再生能源长期以来却仍然处于“替代能源”的边缘位置，得不到规模发展。

当前，我国政府高度重视，国情世情以及新能源技术都朝着有利于小型可再生能源的方向发展。比如，日本近日地震海啸引起的核电站泄漏事故，警示世人发展核电要谨慎，从反面突出了“五小”的优点和珍贵；现代电力电子和变频技术发展，为可再生能源转化和组合提供了极大启示和方便。特别是技术成熟，利用潜力极大的风电装置，国内外已出现低风速风力发电机组，如专利87206813记载了年均风速为1.5～2.5m/s可工作的风电装置；专利89218747记载了一级风速微风可启动的风电装置，而公开号为1673525的专利更公开了在0.8m/s低风速下即能启动的磁悬浮风电装置。国外S 1NFON1A技术公司已研制出垂直轴型风力发电机，无论哪个方向，只要风速达1m/s即可迅速旋转工作(见《农村电工》2011.11)。

以上这些，都为发展分布式电源和微型电网，尤其为孕育和产生小型可再生能源组合集成互补发电创造了极为有利的条件。

发明内容

本发明涉及分布式电源，提出一种多类型可再生能源组合集成互补发电方法，其特征是以水能为主体，充分利用水电站特有的山谷风，形成水能风能互补发电，就地利用太阳能光伏、生物质能及集中的可再生能源地热能、海洋能，将风能发电系统、太阳能光伏发电系统、生物质能发电系统和可再生能源地热能、海洋能发电系统聚集在水电站，以水电站低压交流母线W₁为并网接入点，组成以水电为中心、水风互补为基础的水风光和生物质多能集成互补发电系统，构建独立运行的分布式电源。(参照图1和图2)。

本发明提出的依据是，水电站除了与水能不可分离的依赖关系外，还有一个与风能紧密联系，又往往为人们所忽视的现象，那就是水电站上的“山谷风”。众所周知，风能产生与地理环境有着密切的关系，其中山谷风在我国建于山区河谷上的水电站上极具普遍性。由于昼夜温差，白天太阳热能使山坡温度高于山谷上方相同高度的空气温度，其热空气上升，形成低压，山谷冷空气随之上升，形成从山谷吹向山坡的“谷风”；夜间，山坡降温速度比山谷相同高度的空气快，气体密度增加，形成高压，迫使空气沿山坡向下移动，形成从山坡吹向谷地的“山风”，山谷风的形成如图2所示。

山谷风由于是构建水电站特定地理位置形成的地形风，风况稳定且具规律性，风向昼夜确定不变，风力大小均匀变化不大(一般为1～3级，风速范围1.5～5m/s)，故能较好地被利用于风力发电。因而凡有水力发电之处，一般均可施行水风互补发电，并以此为基础，因地因时制宜，充分结合当地具备的可再生能源潜在优势和季节特点，可分别实施或水风光型的水电、风电、太阳能光伏发电集成互补，或水风生型的水电、风电和生物质能发电集成互补，或水风光生型的水电、风电、太阳能光伏发电和生物质能发电的集成互补，或水风光生地(热)型的水电、风电、太阳能光伏发电、生物质能发电和地热能(或海洋能)发电集成互补的多种模式。

水风光和生物质多能集成互补发电方法可通过集成互补发电系统装置来实现，构成“水风光和生物质多能集成互补发电系统装置”，其特征是以水电站G₁为主体，以G₂为风力发电子系统装置，G₂所发电能，经全功率变换，通过隔离变压器T₂，并入水电站低压交流母线W₁，实现水风互补发电，以此为基础，分别通过隔离变压器T₃、T₄、T₅，依次接入光伏发电子系统装置G₃、生物质能发电子系统装置G₄和可再生能源地热能、海洋能发电子系统装置G₅，将前已述及的风力发电子系统装置G₂和G₃、G₄、G₅所发电能，经全功率变换后，一一并接于水电站低压交流母线W₁，利用水电站原有变电开关装置主变T₁，主开关QF₁和电力网络线路，构成水风光和生物质多能集成互补发电系统装置(参照图3)。

按照所述“水风光和生物质多能集成互补发电系统装置”，风力发电子系统装置G₂，实施水风互补的特征是风力发电机组G_2-1～G_2-n，所发电能，按照“一机一升”方式，分别通过AC/DC整流器变成直流电，再经DC/DC升压器，通过开关S_2-1～S_2-n，接入风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1，同时并接于风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1的有超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂共同构成的储能装置E₂，汇集于风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1的直流电，经共用逆变器DC/AC转换至G₂逆变器交流母线W_2-2，使风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1上的直流电变换成G₂逆变器交流母线W_2-2上的，电压、频率、相序和相位与水电站低压交流母线W₁相同的交流电，为消除谐波和补偿无功功率，G₂逆变器交流母线W_2-2上还并接集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂，当并网条件符合、风力发电子系统装置G₂逆变器交流母线W_2-2的交流电，经隔离开关QS₂，隔离变压器T₂，分路断路器QF₂并接入水电站G₁水电站低压交流母线W₁(参照图4)。

当水电站所处的地理位置日照充足，年均日照数在1500小时以上时，可实施水光互补发电。太阳能光伏发电子系统装置G₃实施水光互补的特征是太阳能光伏电池发出的直流电按“一阵一升”方式，经电池方阵G_3-1～G_3-m，输入相对应的升压器DC/DC，分别经开关S_3-1～S_3-m，汇集于光伏发电子系统装置G₃直流母线W_3-1，同时并接在G₃直流母线W_3-1上的有太阳能光伏发电子系统装置G₃储能装置E₃，E₃由超级电容器组C∑₃和蓄电池组Q∑₃共同构成，光伏发电子系统装置G₃直流母线W_3-1的直流电，经共用逆变器DC/AC，转换至太阳能光伏发电子系统装置G₃逆变器交流母线W_3-2，同时并接在G3逆变器交流母线W_3-2上的有集中式无功功率补偿及滤波装置L₃-C₃，当并网条件符合，汇集在G₃逆变器交流母线W_3-2的交流电，经G₃分路隔离开关QS₃，G₃隔离变压器T₃和G₃分路断路器QF₃实现无冲击并网，接入水电站低压交流母线W₁(参照图5)。

当水电站所处方圆5KM以内，原料充足，具备生物质能发电条件时，可建生物质能发电站，并与水电站并接进网，实现水生集成互补发电。生物质能发电子系统装置G₄实施水生互补的特征是生物质能发电机组G_4-1～G_4-p，发出的交流电分别经整流器AC/DC、升压器或降压器DC/DC，汇集至生物质能发电子系统装置G₄直流母线W_4-1，在G₄直流母线W_4-1上，同时并接由超级电容器组C∑₄和蓄电池 组Q∑₄共同构成的G₄储能装置E₄，G₄直流母线W_4-1上的直流电，经共用逆变器DC/AC转换至G₄逆变器交流母线W_4-2，在G₄逆变器交流母线W_4-2上，同时并接集中式无功功率补偿及滤波装置L₄-C₄，当并网条件符合，生物质能发电子系统装置G₄汇集在逆变器交流母线W_4-2的交流电，经G₄分路隔离开关QS₄、G₄隔离变压器T₄、G₄分路断路器QF₄并接入水电站低压交流母线W₁；当生物质能发电子系统装置G₄生物质能发电机组G_4-1～G_4-p输出电压为三相400V交流电，直接应用自动准同期装置并网接入低压交流母线W₁，而无需功率变换(参照图25、图26)。

风力、光伏及生物质能发电子系统装置，G₂、G₃及G₄分别在G₂直流母线W_2-1、G₃直流母W_3-1及G₄直流母线W_4-1上装设储能装置E₂、E₃及E₄，它们连接方式相同，风力发电子系统装置G₂装设的储能装置E₂，其特征是E₂的超级电容器组C∑₂和E₂的蓄电池组Q∑₂，分别经双向直流变换器DC/DC，并接在风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1上，在G₂直流母线W_2-1电压上升时，风力发电子系统装置G₂储能装置E₂的超级电容器组C∑₂和风力发电子系统装置G₂储能装置E₂的蓄电池组Q∑₂都处于充电状态，当G₂直流母线W_2-1电压下降时，E₂的超级电容器组C∑₂和E₂的蓄电池组Q∑₂都向G₂直流母线W_2-1放电，在直流母线W_2-1处于额定工作状态下，E₂的超级电容器组C∑₂稳压时间设定为2ms～2min，E₂的蓄电池组Q∑₂稳压供电最小持续时间设定为1h～8h，E₂的超级电容器组C∑₂发挥功率密度大的优势，对电网电压下降，瞬时停电突发故障，提供大功率支撑，提高风力发电机组LVRT低电压穿越能力，E₂的蓄电池组Q∑₂发挥能量密度大优势，对电网兼具储能和稳压作用(参照图7)。

参照世界通用和我国电网有关规定，电压暂降发生的典型持续时间为2ms～2min。据此，超级电容器组的相关参数选定如下：

等效电容

式中：n-超级电容组并联支路数；

m-超级电容器单体串联只数；

C_F-单体超级电容器的等效电容量。C_∑储能E为：

$E=\frac{1}{2}\left(C_{\mathrm{\Σ}}\right)V^2$

式中：V——电容器工作电压，也可认为是直流母线电压。

一旦发生故障，整个放电过程中，超级电容器组串联支路的电压变化范围为V′_max-V_min，V_max为电容器充电峰值；V_min为故障时刻直流母线电压。超级电容器组支撑直流母线电压保持逆变器正常工作需要最小值V_SC时的释放能量为：

$E_{SC}=\frac{mn}{2}{C}_F({V^2}_{SC}-{V^2}_{min})$

故障发生时，释放的最大能量是：

$E_{\max }=\frac{mn}{2}{C}_F({V^2}_{\max }-{V^2}_{min}).$

假定对负荷提供恒定有功功率P_L，超级电容器组稳定维持电压V_SC的供电时间为

$t=\frac{E}{P_L}=\frac{1}{2}\frac{C_{\mathrm{\Σ}}}{P_L}({V^2}_{SC}-{V^2}_{\min })$

式中C_∑为超级电容器组等效总电容量，t的要求范围为2ms～2min。

根据特定负荷P_L故障断电后需维持供电时间t以及V_SC、V_min即可确定水风光集成互补系统中，风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1、太阳能光伏发电子系统装置G₃直流母线W_3-1及生能质能发电子系统装置G₄直流母线W_4-1需配置的超级电容器容量。

蓄电池能量密度大的优势使之在系统中兼具储能和稳压作用，它与功率密度大的超级电容器配合应用，相得益彰，分别发挥长期稳压和短时支撑功能，对系统起着重要的稳定作用。蓄电池选用原则如下：

1、容量配置可视当地资源条件和用户需要而定，一般相当于风光额定发电功率供电1.0～8.0小时。建议因地制宜优先选用同等容量多台风发机组并联运行，这样既可减少风发机组总功率的波动，又可减少蓄电池组的配置容量；

2、蓄电池可选用铅酸蓄电池和碱性镉一镍蓄电池。为保护环境，应选富液免维护式和玻璃丝棉隔板吸附式阀控密封型(AGM)蓄电池；

3、为延长蓄电池使用寿命，要限制放电深度不大于0.5，能量释放最多不能超过总容量的一半。这可由蓄电池充放电控制器加以控制。最简单准确的控制就是利用其储能与端压(单体电池)E＝1/2CV²的原理公式，设计蓄电池充放电控制器如图8所示。

为消除变频器产生的以5、7次为主的谐波，兼顾无功功率补偿需要，分别在风力发电子系统装置G₂太阳能光伏发电子系统装置G₃，生物质能发电子系统装置G₄的逆变器交流母线W_2-2、W_3-2、W_4-2并接采用了集中式无功功率补偿及滤波装置L-C，风力发电子系统装置G₂逆变器交流母线W_2-2上并接的集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂，其特征是通过电路开关S_2-(n+3)并接在G₂逆变器交流母线W_2-2上的无功功率补偿电容器C₂支路上，加接电抗率为(3-13)％的串联电抗器L₂，组成集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂，使风力发电子系统装置G₂的逆变器交流母线W_2-2上的交流电，保持功率因数COSφ＝1.00，并在感性COSφ＝0.98至容性COSφ＝0.98范围内可调，同时消除G₂逆变器交流母线W_2-2上以5、7次谐波为主的各次谐波分量。

下面就无功补偿和滤波作用进一步加以说明如下：

无功功率补偿控制方法是：网侧电压上升时，需提供感性无功；当网侧电压下降时，则需提供容性无功功率，使各支路保持功率因数并在感性0.98～容性0.98范围内可调，其直接控制对象是：

无功电流I_dref＝Q/Us式中：I_dref一为支路无功电流，控制对象；

Q一支路给定无功功率；

Us一额定电网电压。

因为三相带中点对称式的风光及生物质能发机组，偶次谐波已经消失。此外，系统里一般变压器或负荷都有三角形接线的线圈，3、6、9等3n(n为正整数)次谐波也都被短路，只有变频器产生的6n±1次谐波(其中以5、7次为主)。这类谐波随风、光及生物质能发电机组输出功率增加和变换基本呈线性关系放大，因而最简捷方法是结合并联补偿电容器改善线路功率因数时，在其电容器支路上加装(3～13)％电抗率的电抗器，使以5、7次谐波为主的各次谐波分量在电容支路都呈感性，从根本上消除谐波与系统阻抗可能发生的并联谐振。其电工理论依据如下：

如图9所示，感抗X_L＝ωL＝2πfL，

容抗 $X_C=\frac{1}{\mathrm{\ω}C}=\frac{1}{2\mathrm{\π}fC}$

设基波电抗X_L1为4％基波容抗X_c1，即X_L1＝0.04X_c1。若系统里出现了五次谐波，则

X_L5＝5X_L1＝5×0.04X_c1＝0.2X_c1

而 $X_{C5}=\frac{1}{5}{X}_{c1}=0.2X_{c1}$

所以X_L5＝X_c5

这就是说，在基波感抗为容抗4％的电抗器与电容器串联的电路中，系统里若出现

五次谐波，将发生谐振现象。为此，使五次谐波频率下串联电抗器的电抗值大于电容器组的电抗值，并有一定的裕度，取可靠系数为1.2～1.5，串联电抗值可按下式计算

$X_L=\frac{1.5X_c}{5^2}=0.06X_c$

因此采用一只基波感抗为容抗6％的串联电抗器，就足可避免五次以上的谐振现象。

同理，采用基波电抗为电容器容抗3％的串联电抗器能避免7次以上谐波放大。采用基波电抗为电容器容抗13％的串联电抗器，可避免3次以上谐波谐振的发生。事实证明，并联电容器串接6％电抗率的效果最佳，它足可抑制5次以上的谐波谐振现象。涉及到每一具体电路或系统，除进行谐波计算外，更重要的是要以谐波实测为依据，修正和补充谐波抑制措施。

截止目前，我国已有1600个县开发了小水电，达全国县域80％，其中800个县以小水电为主，并建成了653个初级电气化县，全国已建成农村水电站5万余座，总装机5000万千瓦以上(约占全国水电总装机量40％)。实践将证明，以水电(特别是小水电)为基础，以水风光和生物质能等可再生能源组成多能集成互补发电方法及装置，可充分利用我建国60余年长足发展的小水电优势，充分挖掘农村水电现有发、变、配、输电力网络及设备装置的潜力，是可再生能源综合利用、抱团支撑、优势互补、立体开发、横向联合、空间拓展的好、快、多、省运行的一种新模式，它适合中国国情，避开体制机制桎梏约束，节省投资，提高效率，有利于加速新兴能源的开发利用，有利于防止气候变暖和生态环境保护，有利于我国人口、资源、环境和就业的协调发展和经济社会可持续发展，特别对我国老、少、边、穷地区和西部开发的脱贫解困具有现实作用，可再生能源集成互补，能克服自身的先天不足，有利于提高分布式电源和微型电网的运行可靠性，同时也是对我国大中型电网和地方电网一种有益的补充。

下面结合附图和具体实施方式对本说明做进一步说明。

附图说明

图1水、风、光及生物质多能集成互补发电框图

图2水电站山谷风形成示意图

(a)白天“谷风”；(b)夜间“山风”

图3水风光和生物质多能集成互补发电系统示意图

图中：G₁-水力发电站；G₂-风力发电子系统装置；G₃-光伏发电子系统装置；G₄-生物质能发电子系统装置；G₅-其他可再生能源地热能、海洋能发电子系统装置；T₁-水电站主变变压器；T₂～T₅-隔离变压器；QF₁-主断路器；QF₂～QF₅-分路断路器；QS₁-主隔离开关；QS₂～QS₅-分隔离开关。

图4风力发电子系统装置G₂构成示意图

图中：风力发电子系统装置G₂电路开关(可为电力电子开关或传统式继接开关)

图5太阳能光伏发电子系统装置G₃构成示意图

图中：S_3-1～S_3(n+3)太阳能光伏发电子系统装置G₃电路开关(可为电力电子开关或传统式继接开关)

图6生物质能发电子系统装置G₄构成示意图

图中：S_4-1～S_4(n+3)生物质能发电子系统装置G₄电路开关(可为电力电子开关或传统式继接开关)

图7储能装置接入系统的技术方案图

图8蓄电池充放电控制示意图

图9集中式无功功率补偿及滤波装置L-C电气原理图

(a)并联电容器；(b)并联电容器串联电抗器

图10 2320KW水风光和生物质多能集成互补示范发电系统示意图

图中：G₁-水力发电站(SFW500-8/990×4)；G₂-风力发电子系统(标称功率100KW)；G₃-光伏发电子系统(标称功率20KW)；G₄-生物质能发电子系统(半年运行制有效功率100KW)；T₁-水电站主变变压器；T₂～T₄-隔离变压器；QF₁-主断路器；QF₂～QF₄-分路断路器；QS₁-主隔离开关；QS₂～QS₄-分隔离开关。

图11 5KW磁悬浮永磁同步风力发电机变速恒频控制系统示意图

图12风电AC/DC、DC/DC变换电路拓扑图

图13 DC/DC变换器控制方案图

1、图中所标1、2、8、11、12、14均为SG3525引脚编号；2、磁饱和检测电路省略。

图14 DC/DC变换器驱动电路图

图15三相S PWM桥式逆变电路图

图16三相S PWM逆变电路输出电压波形图

图17 DSP控制方案图

图18 DC/AC逆变器控制方框图

图19 IGBT六管模块图

图20 5KW磁悬浮永磁同步风力发电机变换器控制方框图

图21双向直流变换器主电路(超级电容器组配用)图

图22双向直流变换器主电路(蓄电池组配用)图

图23双向直流变换器控制框图

图24蓄电池浮充、均充接线图

图中：1、S_2-(n+2)表示的是图4和图22的电力电子开关(即DC/DC双向直流变换器)；2、QF_{6 、 7}及QS_{6 、}分别为GM塑壳型直流断路器和隔离开关；3、T₅为隔离变压器；4、W_2-1为浮充直流母线(即风电子系统直流母线)，W′_2-1为均充直流母线。

图25生物质能气化发电机励磁系统框图

图26200KW/400V气化发电机低电压自动并网电路图

1-三相桥式整流电路；2-自动励磁调节器(自动型或微机型)；3-自动同期励磁控制屏。

图中：U600、V600、W600、N601及U630、V630、N630均为自动同期励磁控制屏产品线路编号。

具体实施方式

江西某山区县，河溪纵横、地势陡峭，水电站星罗棋布，多达300余座，农村水电装机容量已超10万千瓦，风力西南强劲，光照东北充足。水、风、光三能蕴藏丰富。全县森林覆盖率达77％，农作物产量大、品种多、具有丰富的生物质能，同时县境内还有温泉多处，地热能蕴藏丰富。可以说除海洋能不具备外，其他可再生能源在该县是应有尽有，因而是水风光和生物质等多能集成互补试点先行推广应用的理想之地。

今拟选该县一座2000年建小型水电站为实施水风光和生物质能集成互补发电示范点。

一、水电站技术数据

水电站技术数据如下：

装机容量 2000KW

水轮机型号规格 (4台并列运行)

名称 混流式水轮发电机组

水轮机型号 HLA286-WJ-60

发电机型号 SFW500-8/990

发电机额定功率 500×4＝2000KW

发电机额定电压 400V

主变型号 S₉系列

主变额定容量 1600×2KVA(两台并联运行)

主变额定电压 10/0.4(KV)

二、水电站所处地自然资源概况

(一)风能资源

常年山谷风，年均风速3.68m/s，月平均风速如下表所示：

月平均风速表

(二)太阳能资源

分月日照时数和辐射量如下表所示

日照和和辐射量表

注：全年日照累计时数2074.6h；全年辐射量累计125.57(kcal/cm²)。

(三)生物质能资源

该水电站地处一行政村中心，所辖范围，方园3km内，出产丰富的生物质原料，如薪材、桠枝、树皮、木屑、稻壳、稻杆、花生壳、棉花杆、油菜杆、豆秸、废纸、废木、、庶渣及500余户产生的垃圾等，年采集量初步统计不少于4000t(吨)

三、水风光及生物质能集成互补发电系统构成方案

综合考虑该水电站装机容量、主变及开关设备和线路裕量，当地电网运行稳定性要求以及风能、太阳能和生物质能等自然资源蕴藏量，多能集成互补发电系统构成方案确定如下表。

水风光及生物质多能集成互补发电系统构成表

以此水电站为中心的水风光及生物质多能集成互补示范发电系统构成示意见图10。

四、水风互补主电路及其控制电路

由于水电站与风能关系密切性和普遍性，决定了水风互补是水风光及生物质多能集成互补发电系统的重点；又因为风能大小和方向多变性和随机性，风力发电的稳定并网和可靠又是集成互补发电系统的难点。

解决水风互补发电这一重点和难点问题，最有效的措施就是采用性能可靠、运行成熟的电力电子器件及逆变器和控制器，坚持选用集成化、模块化、小型化、智能化和高频化。

水风互补主电路见图4风力发电子系统构成示意图。图中，20台型号为SUTTOP-5000W的磁悬浮微风发电机G_2-1～G_2-20安装于水电站选址风点上。按照“一机一升”式，风电机组各自经过对应的AC/DC整流器，将交流电变成直流电，再经DC/DC升压器，通过S_2-1～S_2-20接入风力发电子系统直流共用母线W_2-1。

图11即为5KW磁悬浮微风式永磁同步风力发电机变速恒频控制系统示意图。为叙述方便，今选出一台5KW风电机组，说明其“一机一升”式变换及控制过程。对应图11中整流器(AC/DC)和斩波升压器(DC/DC)，本实例采用了图12所示的集成式AC/DC+DC/DC变换电路。

风力发电机发出的交流电(以三相输出为例)经D₁₁～D₂₃组成的三相桥式整流电路完成AC/DC变换，形成直流电输出至图12所示的双功率管VT₁、VT₂开关控制的推换式逆变电路、高频隔离变压器TB，整流二极管D₁、D₂构成的全波整流器及L₁-C₁₁、C₁₂构成的输出滤波器，然后将低压直流电升高至(400～600V)直流电，经开关S送至风电子系统直流母线W_2-1。VT₁、VT₂可为MOSFET(功率场效应管)、IGBT(绝缘栅晶体管)、GTO(可关断晶闸管)和BJT(达林顿功率晶体管)等电力电子半导体器件，此处可选功率场效应管(MOSFET)，规格为耐压1000V，漏源额定电流35A的三管并联(因受当前器件制造水平限制)，因为这类元件通态压降低，开关频率高，采用较为经济实惠。高频隔离变压器TB原、副边绕组均有中间抽头。原边绕组W₂₁、W₂₂匝数相等均为N₂。DT₁、DT₂是为功率开关管专门配置的保护二极管。开关管开关均采用PWM控制方式，两者交替导通，以推挽形式工作。根据推挽电路计算结果，输出直流电压

$\mathrm{Uo}=2D\frac{N_2}{N_1}\mathrm{Ud}$

式中：D-为开关VT₁、VT₂在一个开关周期内的占空比，因为TB的对称绕制、VT₁、VT₂的占空比D相等，故公式中出现的2D即为VT₁、 VT₂占空比之和，需要注意的是，为避免TB原边发生短路，2D可接近100％，但决不能等于100％。

Ud-为三相桥式整流输出直流电压，本实例U_dmax＝96×1.35＝130V。

DC/DC升压变换器的控制方案如图13所示。

控制电路以集成电路SG3525为核心，图13所标1、2、8、11、12、14均为SG3525引脚编号。脚11、14输出PWM1、PWM2两路脉宽调制信号，经门极驱动电路，输入推挽电路开关管VT₁、VT₂门极。为保持DC/DC变换器输出电压的稳定，将检测到的输出电压与给定电压相比较，该误差电压经PI调节器(SG3525内部已设置)后控制SG3525输出驱动信号占空比。

门极驱动电路可采用电压型开关器件，常用的门极驱动典型接法(如图14所示)。分别由晶体管V₁、V₂与V₃、V₄构成推挽电路，用来驱动高频脉冲变压器TB₁和TB₂原边续流(C₁和C₂为隔直流电容器)，使加在TB₁和TB₂原边正负电压脉冲的伏秒面积相等，以防止因偏磁而饱和。变压器副边输出脉冲V_gS即为控制VT₁、VT₂开关通断的门极脉冲信号。

推挽电路中VT₁、VT₂也可采用三菱公司专为MOSFET设计制造的混合集成驱动电路M75918L，其输入信号电流幅值为16mA，最大脉冲+2A和-3A，输出驱动电压+15V和-10V。

DC/AC共用逆变器采用三相桥式SPWM逆变器，主电路及其控制方案如下：

三相桥式SPWM逆变器主电路示于图15，电路的输入即为图12[AC/DC+DC/DC]电路的输出直流侧，电路工作时，U_C11＝U_C12＝U_O/2，构成直流电源的中点N′，同时也作为逆变器输出三相交流电的中线N。三相桥式电路的基本工作方式是180°导电型，即在一个交流周期中，每个桥臂的导通角均为180°，同一相的上、下两个桥臂交替导通，而三个相的导通起始角相差120°。于是，电路在任一瞬间将有三个桥臂处于导通状态，且三个相各有一个桥臂导通，可能是上桥臂一个、下桥臂两个，也可能是上桥臂两个、下桥臂一个。桥臂的每次换流都是在同一相的上、下两个桥臂之间进行。三相桥式SPWM(正弦脉冲宽度调制)可采用一个双极性的三角载波u_C。对三相正弦调制波u_rA、u_rB、u_rC进行调制，其调制的波形形式如图16所示。

在调制过程中，双极性三角载波u是三个正弦调制波u_rA、u_rB、u_rC共用的，u_rA、u_rB、u_rC分别与u_C进行比较，获取其脉冲宽度调制信号。宽度脉冲信号的获取方法与双极性正弦脉冲宽度调制方法相同，以A相为例，当正弦调制波u_rA的值大于三角载波u_C的值时，输出正脉冲，而正弦波u_rA的值小于三角载波u_C的值时，输出负脉冲。如此方式可得到三个双向脉冲序列u_AN、u_BN、u_CN，分别对应于A、B、C三相。用此三个脉冲序列控制逆变电路中A、B、C三相的开关元件，可将直流电压U_O逆 变为接近正弦波的三相交流输出电压。

负载的线电压为

$\left\{\begin{array}{c}{u}_{\mathrm{AB}}=u_{{\mathrm{AN}}^{\′}}-u_{{\mathrm{BN}}^{\′}}\\ u_{\mathrm{BC}}=u_{{\mathrm{BN}}^{\′}}-u_{{\mathrm{CN}}^{\′}}\\ u_{\mathrm{CA}}=u_{{\mathrm{CN}}^{\′}}-u_{{\mathrm{AN}}^{\′}}\end{array}\right.$

图16中给出了A-B相之间的线电压u_AB的波形，可见其由U_O、O、-U_O三种电平构成。

DC/AC逆器核心控制芯片可用单片机，也可用数字信号处理器DSP，推荐控制方案如图17所示，其核心控制芯片采用了数字信号处理器TMS320F240，这类DSP实时处理能力较为强大，可以保证系统有较高的开关工作频率，使逆变器输出电流能够很快地跟踪电网电压波形。

DC/AC逆变器采用芯片TMS320F240的控制框图见图18。主回路逆变器件T₁～T₆(对应图15)推荐选用IGBT(绝缘栅双极型三极管)，因其载波频率可达20KH_Z，开关速度快，输出接近正弦波，电流波形已相当平滑，谐波分量很小，其规格可选20KH_Z、600V/100A，并推荐优选6管模块(参见图19)10台并联输出，也可采用规格为600V/1000A(但目前尚须用进口器件)的单台逆变器。有条件时，还可采用IPM智能功率模块(如RM50RHA120)，它集功率变换、驱动、保护为一体，即除三相逆变桥各桥臂的驱动电路外，还兼具欠电压、过电流，短路和过热保护等功能。当系统出现障碍时，保护电路不仅自动关断IGBT，还有报警和故障显示功能。IGBT驱动电路已经集成化、商品化，其内部结构大同小异，如可选用EXB840、EXB850、M579系列集成驱动电路等。

现对储能装置加以说明如下：

本实例考虑系统可能出现最坏的故障情况下，超级电容器组要支撑风力发电站输出电压在额定值的90％状态下，能够快速无间断供电0.5S(即具备所谓LVRT低电压穿越能力)。在此情况下超级电容器组据前所述，最小容量如下计算：

$C=\frac{2E}{{V^2}_{\mathrm{SC}}-{V^2}_{\min }}=\frac{2\×\mathrm{Pt}}{{V^2}_{\mathrm{SC}}-{V^2}_{\min }}=\frac{2\×100\×0.5\×{10}^3}{{500}^2-{350}^2}=0.78\left(F\right)$

式中：V_SC＝500V，为本实例风电子系统直流母线W_2-1设置工作电压

V_min＝350V，为本实例风电子系统直流母线W_2-1限定工作电压

考虑安全裕量，可选电容器额定容量为1F(法拉)。考虑简便实用，本实例拟采用常用的Buck-Boost直流变换器控制方式。

双向直流变换器是直流母线和超级电容器之间的一个开关控制装置，相当于图4的开关S_2-(n+1)，它作为超级电容器的电压适配器起稳定电压的目的。图21为双向直流变换器电路图，V_T1和V_T2为变换器的主要开关器件IGBT，分别使DC/DC处于Buck-Boost状态，当超级电容器充电时，通过V_T1构成的降压斩波电路完成。当超级电容器放电时，通过V_T2构成的升压斩波电路将超级电容器端电压升至需要的直流母线电压，并保持在规定的电压值附近。二极管V_D1和V_D2用来保护超级电容器防止反向充电。R_E很小，可以忽略，双向直流变换器输入电压U_o与超级电容器输出电压U_c之间的关系为

$U_o=\frac{D}{1-D}{U}_c$

其中，D为双向直流变换器的占空比。随着超级电容器端电压的不断变化，实时调节开关管的占空比，使得输出的直流电压保持稳定。

超级电容器组的充电电压参考值U_CE由下式确定：

U_cE＝(U_max-U_min)/2其中，U_max、U_min分别指超级电容器组的最大、最小充电电压值。

本系统对超级电容器充放电采取恒流控制方式，为了使充放电过程中电流恒定，对双向直流变换器采取了电流闭环控制。

蓄电池容量选择

本实例考虑可再生能源集成品种较为齐全，节约经济成本，设定蓄电池在非正常情况下，稳压持续供电2h。蓄电池容量可如下计算：

已知P＝100KW T＝2h

利用有关仿真软件(如电力系统PSCAD/EMTDC)将图22主电路参数设计为L_d2＝300μH，R_E2＝2～10(Ω)，可确定所需蓄电池组端电压＝220V，其放电深度设定为0.6

则 $Q\mathrm{\Σ}=\frac{100\×{10}^3\×2}{220\×0.6}=1500Ah$

实际可选用1600Ah，用两组阀控式密封铅酸蓄电池110只2V/800Ah串联后并联运行。

蓄电池组的联结方式见图24。风力发电子系统装置G₂储能装置E₂的蓄电池组Q∑₂，稳压供电最小持续时间设定为1h～8h，实现1h～8h这一设定的蓄电池组Q∑₂充电电路装置特征是：蓄电池组Q∑₂通过隔离开关QS₆，经电力电子开关S_2-(n+2)和断路器QF₆分别接至风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1和水电站低压交流母线W₁整流构建的均充直流母线W’_2-1，电力电子开关S_2-(n+2)和断路器QF₆为互锁工作状态，两者只能一通一断，水电站G₁正常运行时，蓄电池组Q∑₂通过电力电子开关S_2-(n+2)接至G₂直流母线W_2-1，蓄电池组Q∑₂处于正常工作浮充状态，在环境温度25℃时，单体电池电压达2.25V；而在电源故障时，蓄电池组Q∑₂通过断路器QF₆自动接通转至均充直流母线W’_2-1，为均充状态，在环境温度25℃时，单体电池电压达2.35V，至规定时间3h，蓄电池组Q∑₂，又能自动从均充直流母线W’_2-1转接至直流母线W_2-1，返回正常工作浮充状态。在下述情况下，蓄电池组可通过直流断路器QF6转接至均充母线W’_2-1，进行快速补充充电。

1、正常浮充充电每隔1～3个月，自动(或手动)转入均充，3h后，又转回正常浮充运行状态；

2、网络电源故障供电中断状态时，浮充停止，蓄电池组无间断向母线W2-1送电(放电)，一般经1h后，不管送电恢复与否，蓄电池组开关自动断开，停止放电。待网络电源恢复供电，蓄电池组经开关QF6进入均充状态，此时母线W′_2-1加于蓄电池组的均充电压为258.5V(单体电池电压为2.35V)。3h后，自动(或手动)转回浮充充电状态。

S_2-(n+2)实际就是图22所示的双向直流变换器，而均充直流母线W′_2-1的充电装置则是通过开关QF7，从水电站低压交流母线W1经变压器T₅隔离后的AC/DC整流器。它可自行制造(按图12所示AC/DC电路和参数)，更可选购现行产品GZDW系列微机控制直流电源装置。若选用后者，则可智能化完成上述功能操作。

蓄电池在本系统中稳定作用举足轻重。风发机组采取变速运行方式，在向系统供电的同时，其直流环节通过直流母线W_2-1向蓄电池组充电。当尚未充满，而风速又不大(低于额定风速)时，风电机组采用最佳叶尖速比控制，使风力机在最佳效率区域内运行；当蓄电池接近充满，电压达到设定最高充电电压时，风力发电机自动转为稳压控制运行，这样可使蓄电池始终工作在浮充状态，即蓄电池不断继续充电，又保护其不致过充。

综上所述，本实例风力发电控制全过程进一步概括说明如下：对照图11和20方框图，SUNTOP磁悬浮发电机采用自适应功率控制技术，机组转速信号、桨叶控制信号及风速风向信号均输入主控制器(MC)由其进行计算后，完成运行逻辑控制，并与变换器控制器协调控制，在低风速时，通过发电机的变速控制和对风力机的变桨距控制，使机组能在较宽风速范围内保持最佳尖速比，同时，通过主控制器与变换器1的协调控制，控制变换器(DC/DC)升压，使风力发电机组在较低风速时发电输出，仍能对蓄电池组充电；当在高风速时，(即在额定风速以上)，采用变桨距控制配合变速控制，限制过高输出功率，使之稳定在额定功率下安全运行。

此外，主控MC还承担着接收并处理机组和变换器温升信号、网络电压、电流和频率信号，对过热、过流、过压、失压以及频率变化等信号，及时通过保护回路模块(其控制信号均由MC发出)作出保护动作并发出警报信号。

光伏发电子系统进一步说明如下：

对照图5所示的光伏发电子系统构成示意图。由上述水风光及生物质多能集成互补发电系统构成表，已知1800块(12WP/块)构成太阳能电池方阵发出的直流功率为20KW，它可由4台DC/DC升压器变换，其主电路控制电路及参数均可借用风电子系统的5KW、DC/DC单元模块(因为风电工作环境和使用要求均比光伏发电苛刻)，图中S_3-1、S_3-n、S_3-(n+1)、S_3-(n+2)等可采用有触点继接开关(如直流断路器、直流隔离开关等)，也可借用图21、22所示的双向直流变换器构成的电力电子开关，其接于直流母线W_3-1至逆变器交流母线W_3-2之间的DC/AC逆变器，可借用风电子系统所用图15所示的三相SPWM桥式逆变电路，更可直接购用现有产品SG6K型并网光伏逆变器，4台并联以主从方式运行，太阳能量充足时，可4台运行或3台运行，1台备用；太阳能量不足或阴雨天，则可1台或2台并联运行，其余备用。在本实例中，考虑经济成本、更主要是风电容量较大(为其5倍)已配有足够储能容量，就不另设超级电容器和蓄电池组成的储能装置.

生物质能发电子系统进一步说明如下：

由上述水风光及生物质多能集成互补发电系统构成表，已知气化发电机选为200KW/400V(交流)，为此，生物质能发电子系统发电并入水电站交流母线W1(即低电压并网)可有两种方式：

1、利用图6所示的电力电子装置进行低电压并网接口。因为装机容量是200KW，可采用与风力发电子系统一样的5KW(AC/DC+DC/DC)和DC/AC单元模块各40个，因为生物质能电气发电机组远比风力发电和光伏发电运行状态稳定，故同样模块单元胜任低电压并网绰绰有余。

因为是季节性发电，暂不考虑设置储能和无功补偿及滤波等装置。

2、采用传统的手动同期方式或自动准同期装置的自动准同期方式并网，因其简单、实用、经济，目前也有可行之处。

发电机采用准同期并网时，其出口电压、频率、相序、相位要与所并电网一致。一般应将相角差控制在10°以内，此时的冲击电流约为发电机额定电流的0.5倍。在并网合闸过程中，发电机与电网的电压、频率、相位角接近但并不相等时，由此产生的较小冲击电流还是允许的，合闸后，在自整步作用下，能够将发电机拉入同步。为了提高电力系统并联机组的稳定性，电机还配备了励磁系统。它由励磁功率单元和励磁调节器两个主要部分组成(见图25)。励磁功率单元向同步发电机转子提供励磁电流；而励磁调节器AVR则根据输入信号和给定的调节准则，控制励磁功率单元的输出。图26示出的是实用型200KW(季节性)生物质能气化发电自动并网线路。

气化发电机自动并网准同期控制装置，可采用ZTQ1(自动型)、WFB-5型(微机型)等产品。

对应图25、26所示的200KW/400V气化发电机同期和励磁控制装置组件(部分)型号参数列于下表。

200KW/400V气化发电机同期和励磁控制装置组件(部分)

续表

说明：1、表中同期和励磁装置组件分别装于自动同期励磁控制屏、自动励磁调节器(AVR)和三相桥式整流电路；

2、1～3KP、1～4ZP均用于励磁系统三相桥式整流电路中。

本实例在我国南方和西部广大农村山区，具有普遍性，故有典型意义。下面试作一点经济效益分析。

该实例系以南方山区县一个行政村为中心，以水电站为主体的可再生能源集成互补发电系统，供电半径为1.5km，供电面积约7km²。受电500户，人口约2000人，现人均用电量仅算水电除外的新增可再生绿色电能，可计算如下：

新增发电量＝W_风+W_光伏+W_生物质能

＝P_风·t_风+P_光伏·t_光伏+P_生物质能·t_生物质能

＝100×24×180+20×2074.6+200×16×180

＝43.02+4.15+57.6(万度)

＝104.95(万度)

式中：t_风：为风力发电年有效时数，今按半年180天计算；

t_光伏：为光伏发电年有效时数，今按当地气象数据，累计年日照时数2074.6h计算；

t_生物质能：为生物质能发电年有效时数，今按半年180天，每天16h(二班倒)计算。

人均新增用电量为

104.95/2000＝524.75(KW·h)

也就是说，该行政村基本不增加原有送、变、输、配电装置，不建设基础设施(如线路架设、道路运输)，不破坏生态环境，仅依靠原有水电站和村镇现有基础条件，完全可实现100％绿色能源自给，其人均年用电量远超全国农村平均水平。

集成互补新能源发电设备的投资可框算如下：

风电投资＝装机容量×千瓦投资成本＝100(kw)×1(万元/kw)＝100万元

光伏投资＝装机容量×千瓦投资成本＝20(kw)×1.6(万元/kw)＝32万元

生物质能发电投资＝装机容量×千瓦投资成本＝200(kw)×1(万元/kw)＝200万元共计投资332万元。需要说明的是，随着新能源高速发展，投资成本正以年为单位计算，快速递减。

投资收回年限，若按江西居民市场现有电价：0.60元/度(即0.60万元/万度)计算，收回投资时间为

332/104.95×0.60≌5.3(年)

若加上国家优惠政策补贴，按最低标准，即以生物质能发电0.25元/度补贴为参照，收回投资时间为

332/104.95×(0.6+0.25)＝3.7(年)。

通过该实例可以看出，水风光和生物质多能集成互补发电方法及装置若能实施，能够有效整合多种可再生能源，做到增能减排、保护环境，可促进我国三农经济和新农村建设，有效提高农民生产水平和生活质量。

Claims (6)

1.一种多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置，其特征是以水能为主体，利用风能辅助发电，形成水能风能互补发电，就地利用太阳能光伏、生物质能及集中的可再生能源地热能、海洋能，将风能发电系统、太阳能光伏发电系统、生物质能发电系统和可再生能源地热能、海洋能发电系统聚集在水电站G₁周围，以水电站低压交流母线W₁为并网接入点，组成以水电站G₁为中心、风能发电系统、太阳能光伏发电系统、生物质能发电系统和可再生能源地热能、海洋能发电系统的多能集成互补发电系统，构建独立运行的分布式电源；所述风能发电系统、太阳能光伏发电系统、生物质能发电系统和可再生能源地热能、海洋能发电系统分别对应包括风力发电子系统装置G₂、光伏发电子系统装置G₃、生物质能发电子系统装置G₄及可再生能源地热能、海洋能发电子系统装置G₅；

其中，以水电站G₁为主体，所述风力发电子系统装置G₂为辅助发电装置，将风力发电子系统装置G₂所发电能，经全功率变换，通过隔离变压器T₂，并入水电站低压交流母线W₁，实现水风互补发电；光伏发电子系统系统装置G₃、生物质能发电子系统装置G₄及可再生能源地热能、海洋能发电子系统装置G₅将所发电能分别经全功率变换后，再分别通过各自对应的隔离变压器T₃、隔离变压器T₄及隔离变压器T₅后接入水电站低压交流母线W₁；水电站低压交流母线W₁、水电站原有的变电开关装置的主变压器T₁、水电站原有的变电开关装置的主开关QF₁及电力网络线路依次连接；

其中，风力发电子系统装置G₂包括风力发电机组G_2-1～G_2-n及由超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂共同构成的储能装置E₂，n为风力发电机组的个数；所述风力发电机组G_2-1～G_2-n均依次连接各自对应的第二AC/DC整流器、第二DC/DC升压器及对应的开关S_2-1～S_2-n后接入风力发电子系统装置G₂的直流母线W_2-1，同时将超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂均并接于所述直流母线W_2-1；将汇集于所述直流母线W_2-1的直流电经共用第二逆变器DC/AC连接至所述风力发电子系统装置G₂的逆变器交流母线W_2-2，使直流母线W_2-1的直流电转换为与所述水电站低压交流母线W₁交流电的电压、频率和相位相同的交流电汇集于逆变器交流母线W_2-2；为消除谐波和补偿无功功率，所述逆变器交流母线W_2-2上还并接集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂，当并网条件符合时，所述逆变器交流母线W_2-2的交流电依次经隔离开关QS₂、隔离变压器T₂、分路断路器QF₂之后并接入所述水电站低压交流母线W₁；

其中，光伏发电子系统装置G₃包括电池方阵G_3-1～G_3-m、由超级电容器组C∑₃和蓄电池组Q∑₃共同构成储能装置E₃，其中m为电池方阵的个数；光伏发电子系统装置G₃与水电站G₁形成水光互补发电；所述电池方阵G_3-1～G_3-m均通过与其相对应的第三DC/DC升压器后与相对应的开关S_3-1～S_3-m相连接，将电池方阵G_3-1～G_3-m所发电能汇集于光伏发电子系统装置G₃直流母线W_3-1，同时将超级电容器组C∑₃和蓄电池组Q∑₃均并接于所述直流母线W_3-1；将所述直流母线W_3-1经共用第三逆变器DC/AC与光伏发电子系统装置G₃逆变器交流母线W_3-2连接，将所述直流母线W_3-1转换为交流电输入至所述逆变器交流母线W_3-2，同时并接在所述逆变器交流母线W_3-2上的还有集中式无功功率补偿及滤波装置L₃-C₃；当并网条件符合，汇集将所述逆变器交流母线W_3-2的交流电依次经分路隔离开关QS₃、隔离变压器T₃及分路断路器QF₃之后接入水电站低压交流母线W₁，实现无冲击并网。

2.根据权利要求1所述的多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置，其特征在于：生物质能发电子系统装置G₄包括生物质能发电机组G_4-1～G_4-p及由超级电容器组C∑₄和蓄电池组Q∑₄共同构成储能装置E₄，p为生物质能发电机组的个数；所述生物质能发电机组G_4-1～G_4-p均依次连接各自对应的第四AC/DC整流器、第四DC/DC转换器及对应的开关S_4-1～S_4-p后接入生物质能发电子系统装置G₄的直流母线W_4-1，所述第四DC/DC转换器为第四DC/DC升压器或第四DC/DC降压器，同时将超级电容器组C∑₄和蓄电池组Q∑₄均并接于所述直流母线W_4-1，将汇集于所述直流母线W_4-1的直流电经共用第四逆变器DC/AC连接至所述生物质能发电子系统装置G₄的逆变器交流母线W_4-2；所述逆变器交流母线W_4-2还并接有集中式无功功率补偿及滤波装置L₄-C₄；当并网条件符合，所述生物质能发电子系统装置G₄将汇集在所述逆变器交流母线W_4-2的交流电依次经分路隔离开关QS₄、隔离变压器T₄、分路断路器QF₄后并接入水电站低压交流母线W₁；当生物质能发电子系统装置G₄的生物质能发电机组G_4-1～G_4-p均输出电压为三相400V交流电时，直接应用自动准同期装置实现并网，将生物质能发电机组G_4-1～G_4-p输出的交流电接入所述水电站低压交流母线W₁，而无需功率变换。

3.根据权利要求1所述的多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置，其特征在于：所述的超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂分别经第一双向直流变换器DC/DC，并接在所述风力发电子系统装置G₂直流母线W_2-1上，在所述直流母线W_2-1电压上升时，储能装置E₂的所述超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂都处于充电状态，当所述直流母线W_2-1电压下降时，所述超级电容器组C∑₂和蓄电池组Q∑₂都向所述直流母线W_2-1放电，在所述直流母线W_2-1处于额定工作状态下，所述超级电容器组C∑₂稳压时间设定为2ms～2min，所述蓄电池组Q∑₂稳压供电持续时间设定为1h～8h，所述超级电容器组C∑₂发挥功率密度大的优势，对电网电压下降，瞬时停电突发故障，提供大功率支撑，提高风力发电机组LVRT低电压穿越能力，所述蓄电池组Q∑₂发挥能量密度大优势，对电网兼具储能和稳压作用。

4.根据权利要求1所述的多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置，其特征在于：所述风力发电子系统装置G₂逆变器交流母线W_2-2上并接的集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂，通过电路开关S_2-(3)并接在所述逆变器交流母线W_2-2上；集中式无功功率补偿及滤波装置L₂-C₂包括无功功率补偿电容器C₂支路，及在无功功率补偿电容器C₂支路上串联电抗率为3％-13％的串联电抗器L₂；使所述逆变器交流母线W_2-2上的交流电，保持功率因数cosφ＝1.00，并在感性cosφ＝0.98至容性cosφ＝0.98范围内可调，同时消除所述逆变器交流母线W_2-2上以5、7次谐波为主的各次谐波分量，φ为功率因数角。

5.根据权利要求3所述的多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置，其特征在于：稳压供电持续时间设定为1h～8h，实现1h～8h这一设定的蓄电池组Q∑₂充电电路装置为：蓄电池组Q∑₂通过隔离开关QS₆后经电力电子开关S_2-(2)接至所述直流母线W_2-1或经断路器QF₆接至水电站低压交流母线W₁整流构建的均充直流母线W’_2-1，电力电子开关S_2-(2)和断路器QF₆为互锁工作状态，两者只能一通一断，水电站G₁正常运行时，蓄电池组Q∑₂通过电力电子开关S_2-(2)接至所述直流母线W_2-1，蓄电池组Q∑₂处于正常工作浮充状态，在环境温度25℃时，单体电池电压达2.25V；而在水电站G₁故障时，蓄电池组Q∑₂通过断路器QF₆自动接通转至均充直流母线W’_2-1，蓄电池组Q∑₂为均充状态，在环境温度25℃时，单体电池电压达2.35V，至持续时间3h后，蓄电池组Q∑₂又能自动从均充直流母线W’_2-1转接至直流母线W_2-1，返回正常工作浮充状态。

6.一种可再生能源组合成互补多种发电方法，应用于权利要求1-5任一项所述的多类型可再生能源组合集成互补发电系统装置中，其特征是利用水电站山谷风和水电站原有的低压交流母线W₁为并网接入点，形成以水电站G₁为中心，构建水风互补或水光互补，或水风光互补类型，机动灵活，构建各有侧重的安全、生态、环保、独立的分布式电源。