CN110571870A - 一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法和系统，所述方法包括：检测高压直流输电系统的故障模式；根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。本发明提供的技术方案使得新能源发电单元的输出有功功率跟随高压直流输电系统的故障模式而变化，从而避免高压直流输电通道受阻新能源有功功率过剩引发的事故，提高直流故障下高压直流输电系统的暂态稳定运行能力，实现直流故障下新能源发电单元发送的有功功率的可靠传输。

Description

一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法和系统

技术领域

本发明涉及新能源输电技术领域，具体涉及一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法和系统。

背景技术

高压直流(high-voltage direct current，HVDC)输电是构建未来智能电网的核心技术，可以方便地实现新能源接入和长距离输电。大规模新能源采用高压直流电网远距离输送已经开始实际应用，为了解决大规模新能源基地的电力外送，已经建设了多条高压直流输电线路。

因为新能源发电的交流电流时间尺度与高压直流电网的直流电压时间尺度不一致，导致新能源和高压直流电网暂态响应时间不同且直流换流站具有隔离作用，这就会导致在高压直流侧因故障闭锁后高压直流输电系统送出通道受阻，但是新能源发电单元感受不到这种变换还在正常发电，新能源发电单元发送的直流功率超出高压直流电压的容量上限；进而导致高压直流输电系统新能源发电侧电流迅速下降，系统电压升高，高压直流输电系统输电持续状况恶化；此外，由于新能源有功功率无法外送，新能源发电的电磁功率急剧下降，短时内可以认为新能源发电机械功率不变，长时间会导致新能源发电机械功率与电磁功率不平衡，造成新能源发电单元无法正常工作。

直流侧短路故障是高压直流输电系统运行中必须考虑的一种严重故障，架空输电线路导线裸露在户外，线路容易发生短路、闪络等暂时性故障，直流故障的清除与穿越能力亟待提升。

针对直流侧故障下高压直流输电通道输送能力下降，大规模新能源电力外送受阻导致事故扩大的问题，很多学者进行了充分的研究，目前提出的两种方法一种是基于新能源变量测量阈值触发切入故障穿越控制模式的方法，但是这种方法需要在电源侧制造电压跌落以触发新能源故障穿越控制阈值，制造新的电压跌落可能影响电源侧电网稳定运行，存在衍生其他事故的风险，同时，这种方法也不满足高压直流电网快速响应的需求。

一种是在新能源侧配置大容量耗能电阻消耗过剩的新能源电力，但是这种方法需要配置大型设备，大型耗能装置的配置运行也会提高电源侧的成本，且耗能装置对电量的消耗能力有限，最终仍需要电源配合调整有功功率的输出

如何控制新能源发电单元的有功功率使其适应高压直流输电通道的运行状况，达到实现故障后系统稳定运行的目的，同时避免配置大型设备和衍生其他事故的风险是我们亟待解决的问题。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提出一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法，该方法使得新能源发电单元的输出有功功率跟随高压直流输电系统的故障模式而变化，从而避免高压直流输电通道受阻新能源有功功率过剩引发的事故，提高直流故障下高压直流输电系统的暂态稳定运行能力，实现直流故障下新能源发电单元发送的有功功率的可靠传输。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法，其改进之处在于，所述方法包括：

检测高压直流输电系统的故障模式；

根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

优选的，所述检测高压直流输电系统的故障模式，包括：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

优选的，所述根据所述当前时刻t高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值，包括：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间。

优选的，所述根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率，包括：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。

本发明提供一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制系统，其改进之处在于，所述系统包括：

检测模块：用于检测高压直流输电系统的故障模式；

确定模块：用于根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

调节模块：用于根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

优选的，所述检测模块，用于：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

优选的，所述确定模块，用于：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间。

优选的，所述调节模块，用于：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。

与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：

本发明提出的技术方案，检测高压直流输电系统的故障模式；根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率；使得新能源发电单元在没有检测到异常信号的前提下就能够快速调整有功功率；保证新能源发电单元发送的有功功率将一直小于或者等于高压直流输电系统的输送能力，高压直流输电系统不会因为送端的有功功率过剩而过载运行，从而避免高压直流输电通道受阻新能源有功功率过剩引发的事故，提高直流故障下高压直流输电系统的暂态稳定运行能力，实现直流故障下新能源发电单元发送的有功功率的可靠传输。

附图说明

图1是一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法流程图；

图2是本发明实施例中暂态稳定系统结构图；

图3是本发明实施例中双馈风电机组控制结构图；

图4是本发明实施例中高压直流输电系统瞬时故障时新能源电站侧直流电压示意图；

图5是本发明实施例中高压直流输电系统瞬时故障时高压直流电网输送的有功功率示意图；

图6是本发明实施例中高压直流输电系统永久性故障时新能源电站侧直流电压示意图；

图7是本发明实施例中高压直流输电系统永久性故障时高压直流电网输送的有功功率示意图；

图8是一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制系统结构图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中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它实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法，聚焦新能源发电单元交流时间尺度的暂态特性与高压直流输电系统直流时间尺度的差异性，充分利用广域测量技术和高速通讯技术，以及新能源发电单元有功功率的快速可控的特点，创建了适用于新能源发电单元输出的有功功率经高压直流输电系统送出场景的暂态稳定控制过程，如图1所示，所述方法包括：

步骤101.检测高压直流输电系统的故障模式；

步骤102.根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

步骤103.根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

具体的，所述步骤101，包括：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

在本发明的最佳实施例中，可以在如图2所示的应用场景中执行所述步骤101，图2所示的系统包括：

实时广域信息监控模块，用于通过广域信息监测技术监测高压直流输电系统直流侧正负极直流电压和直流电流等能够反应高压直流电网运行状态的变量，以及新能源发电单元有功功率和机端电压等能够反应新能源发电单元运行状态的变量；

关键变量提出模块：用于海量的数据中提取高压直流输电系统中高压直流电网正极的直流电压和负极的直流电压以及每个新能源发电单元有功功率；

故障识别模块：用于识别高压直流输电系统的故障模式改变的时刻t、时刻t高压直流输电系统的故障模式以及时刻t发生的高压直流输电系统的故障模式的改变是否为永久性改变；

若当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式不相同，则说明高压直流输电系统发生了瞬时故障，高压直流输电系统在短时间内会恢复到之前的故障模式，则不要进行控制，暂态稳定系统的操作到此结束；

若当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则说明高压直流输电系统发生了永久性故障，则故障识别模块向控制措施量化计算模块发送当前时刻t高压直流输电系统故障模式信息；

其中，当高压直流输电系统未发生故障时，高压直流输电系统输电能力为额定容量，此时，新能源发电有功功率的上限应该是高压直流输电系统输电能力为额定容量，一般情况下，新能源发电单元按照其最大出力进行发电。

当高压直流输电系统双极永久性闭锁时，高压直流输电系统失去输电能力，新能源发电需要全部退出运行；

当高压直流输电系统单极永久性闭锁时，高压直流输电系统输电能力降为额定容量的一半，新能源发电有功功率的上限应该是高压直流输电系统输电能力额定容量的一半，新能源发电出力应控制在限值以下。

当高压直流电网发生永久性故障时，暂态稳定控制系统根据故障情况，判断故障期间高压直流电网的输送能力，并向新能源发电单元发出有功功率控制信号。新能源发电接收到暂态稳定控制系统的有功功率控制信号后，立即调整有功功率输出值，以适应故障期间高压直流电网的输送能力，在高压直流电网故障恢复后，新能源发电再根据暂态稳定控制系统发出的有功功率控制要求，恢复有功功率输出。

检测到高压直流输电系统的故障模式后，需根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值，因此，所述步骤102，包括：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间；Δt为一个很短的时间，一般不超过20ms。

在本发明的具体实施例中，可以在如图2所示的应用场景中执行所述步骤102，图2所示的还系统包括：

控制措施量化计算模块，用于根据接收的当前时刻t高压直流输电系统故障模式信息计算新能源发电单元的有功功率参考值并将该值发送给新能源发电单元。

其中，高压直流输电系统如不符合上述的情况时，那么说明高压直流输电系统发生瞬时性故障模式改变或者高压直流输电系统未发生故障模式改变，这类情况不需要调整新能源发电单元的有功功率参考值。

进一步的，所述步骤103，包括：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

在本发明的最佳实施例中，新能源发电普遍使用基于锁相同步的矢量控制方式，锁相环驱动内电势相位变化实现与电网的同步运行。

新能源发电单元能够实现有功功率和无功功率的解耦控制，这就意味着可以根据需要快速灵活调整新能源发电单元的有功功率。以双馈风电机组为例，图3为双馈风电机组转子侧变流器控制框图。功率测量模块用于测量整个双馈感应发电机发出的有功与无功功率并将信号传输至转子侧变频器控制器；电流测量模块用于测量双馈感应发电机转子发出的有功与无功电流dq分量并将信号传输至转子侧变频器控制器。

P_ref和Q_ref分别为双馈风电机组无功功率参考值和双馈风电机组有功功率参考值；K_p为双馈风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈风电机组功率外环积分时间常数；K_d为双馈风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}和i_{rq_ref}分别为双馈风电机组转子侧电流控制环节的d轴和q轴电流参考值。

转子侧变流器的功率外环基于双馈风电机组有功功率参考值P_ref可以得到双馈风电机组转子侧电流控制环的d轴电流参考值i_{rd_ref}，基于i_{rd_ref}和i_rd就可以得到双馈风电机组转子电流控制值。双馈风电机组有功功率可以由下式表示：

其中，P_G为双馈风电机组有功功率；P_gen为双馈风电机组有功功率测量值；i_rd为双馈风电机组电流d轴测量值；i_{rd_ref}为双馈风电机组电流q轴测量值；ω_s为双馈风电机组定子同步转速；L_m为双馈风电机组定子和转子的互感；L_s为双馈风电机组定子自感；L_r为双馈风电机组转子自感。

通过图3和上式可以看出，通过调整双馈风电机组有功功率参考值就可以调节双馈风电机组的有功功率输出值。

高压直流输电系统中高压直流换流站重启后，新能源发电送出通道恢复，但是高压直流换流站重启即新能源发电送出通道恢复瞬间，新能源发电会有一定的过流，之后，新能源发电功率逐渐恢复至高压直流输电系统中高压直流换流站闭锁前的状态。

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。

在本发明的最佳实施例中，新能源发电单元接受到有功功率参考值指令，立即调整新能源发电单元出力；并在其后的一段时间内均按照接受到有功功率参考值指令控制新能源发电单元出力，直至，新能源发电单元接受到下一个有功功率参考值指令。

在本发明的最佳实施例中，装机容量为100MW的新能源发电站通过高压直流输电系统送出，接入受端交流电网。

新能源发电站有50个2MW发电单元，满发运行，有功功率输出为100MW；高压直流输电系统额定直流电压为100kV、额定输送容量为100MW。仿真瞬时故障和永久故障两种情况。

瞬时故障。假设1s时高压直流输电系统的正极直流线路发生瞬时短路故障，于20ms后故障清除，恢复正常运行。图4为高压直流输电系统的正极直流线路发生瞬时短路故障的新能源电站侧直流电压，图5为高压直流输电系统的正极直流线路发生瞬时短路故障时高压直流电网输送的有功功率。

故障发生后，高压直流输电系统中高压直流电网直流电压跌落，有功功率降低。由于是瞬时故障，高压直流电网短时能够恢复运行，因此可以认为高压直流电网能够保持额定输送能力，新能源发电单元不需要调整有功功率输出。故障快速清除后，直流电压恢复，高压直流电网有功功率恢复到故障前水平。

永久故障。假设1s时高压直流输电系统中高压直流电网的正极直流线路发生永久短路故障，正极闭锁退出运行，负极保持正常运行。图6为高压直流输电系统中高压直流电网的正极直流线路发生永久短路故障时新能源电站侧直流电压，图7为高压直流输电系统中高压直流电网的正极直流线路发生永久短路故障时高压直流电网输送的有功功率。

故障发生后，高压直流电网正极闭锁退出运行，负极保持正常运行。暂态稳定控制系统监测到高压直流电网正极电压跌落为0，负极电压正常，识别故障模式为M₁，即单极故障，判断出高压直流电网的输送能力降为额定容量的一半，即50MW，可以计算出每个新能源发电单元的有功功率上限为50MW/50＝1MW，暂态稳定控制系统向每个发电单元发送有功功率控制信号，每个发电单元的有功功率参考值为1MW，新能源发电单元接收到有功功率参考值后，调整有功功率输出，以匹配高压直流电网的输送能力。实现新能源经高压直流电网的可靠送出。

本发明提供一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制系统，如图8所示，所述系统包括：

检测模块：用于检测高压直流输电系统的故障模式；

确定模块：用于根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

调节模块：用于根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

具体的，所述检测模块，用于：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

具体的，所述确定模块，用于：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间。

具体的，所述调节模块，用于：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (8)

1.一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制方法，其特征在于，所述方法包括：

检测高压直流输电系统的故障模式；

根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述检测高压直流输电系统的故障模式，包括：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述当前时刻t高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值，包括：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率，包括：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。

5.一种基于直流故障的新能源发电单元功率控制系统，其特征在于，所述系统包括：

检测模块：用于检测高压直流输电系统的故障模式；

确定模块：用于根据高压直流输电系统的故障模式确定新能源发电单元的有功功率参考值；

调节模块：用于根据所述新能源发电单元的有功功率参考值调节新能源发电单元的有功功率。

6.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述检测模块，用于：

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为未发生故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性正极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性负极闭锁故障；

当高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的正极直流电压的绝对值满足且高压直流输电系统中高压直流电网当前时刻的负极直流电压的绝对值满足时，则当前时刻高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障；

其中，永久性单极闭锁故障包括永久性负极闭锁故障和永久性正极闭锁故障；U_dc为高压直流输电系统中高压直流电网的额定直流电压的绝对值。

7.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述确定模块，用于：

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为未发生故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝P_s(t)；

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性单极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值

若当前时刻t高压直流输电系统的故障模式为永久性双极闭锁故障、当前时刻t与当前时刻t的前一时刻高压直流输电系统故障模式不同且从当前时刻t至t+Δt时刻高压直流输电系统故障模式相同，则在t+Δt时刻调整新能源发电单元的有功功率参考值P_ref＝0；

其中，P_s(t)为当前时刻t新能源发电单元的有功功率输出值；P_f为高压直流输电系统中高压直流电网的输电容量；N为新能源发电单元的总数；Δt为高压直流输电系统永久性故障确定时间。

8.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述调节模块，用于：

若所述新能源发电单元为双馈式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_d为双馈式风电机组电流内环比例系数；T_d为双馈式风电机组电流内环积分时间常数；i_{rd_ref}(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的转子侧电流控制环节的d轴电流实际输出值；i_rd(x)为双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流；α为双馈式风电机组的感应系数；s为拉普拉斯算子；

其中，按下式确定所述双馈式风电机组在x时刻转子侧电流控制环节的d轴电流i_rd(x)：

式中，K_p为双馈式风电机组功率外环比例系数；T_p为双馈式风电机组功率外环积分时间常数；P_ref(x)为双馈式风电机组在x时刻对应的有功功率参考值；P_gen(x)为双馈式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；

按下式确定所述双馈式风电机组的感应系数α：

式中，L_s为双馈式风电机组定子自感；L_r为双馈式风电机组转子自感；L_m为双馈式风电机组定子和转子的互感；

若新能源发电单元为直驱式风电机组发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dz为直驱式风电机组的电流内环比例系数；T_dz为直驱式风电机组的电流内环积分时间常数；为直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述直驱式风电机组在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-z(x)为直驱式风电机组在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pz为直驱式风电机组的功率外环积分时间常数；K_pz为直驱式风电机组的功率外环比例系数；

若新能源发电单元为光伏发电单元，则按下式调节x时刻新能源发电单元的有功功率P_G(x)：

式中，K_dg为光伏发电单元的电流内环比例系数；T_dg为光伏发电单元的电流内环积分时间常数；为光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值；为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的电流控制环节的d轴电流实际输出值；

按下式确定所述光伏发电单元在x时刻的电流控制环节的d轴电流参考值

式中，P_meas-g(x)为光伏发电单元在x时刻未参与调节前的有功功率实际输出值；T_pg为光伏发电单元的功率外环积分时间常数；K_pg为光伏发电单元的功率外环比例系数。