CN111355256A - 高压直流变电装置、电力系统及电力系统的控制方法 - Google Patents

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Abstract

本公开提供一种高压直流变电装置及其所适用的电力系统及电力系统的控制方法。高压直流变电装置电连接于高压直流发电装置，且包含双向交流/直流转换模块、第一变压器及单向整流模块。双向交流/直流转换模块的直流端电连接于对应的高压直流发电装置。第一变压器包含第一传输端以及第二传输端，第一传输端电连接于对应的双向交流/直流转换模块的交流端。单向整流模块包含输入端及输出端，单向整流模块的输入端电连接于对应的第一变压器的第二传输端，输出端电连接于高压电网。

Description

高压直流变电装置、电力系统及电力系统的控制方法
技术领域
本公开涉及一种变电装置，特别是涉及一种高压直流变电装置及其所适用的电力系统及电力系统的控制方法。
背景技术
随着新能源发电的快速发展，各种发电系统逐步接入电网中。在接入交流电网前，需要进行长距离输电，现有技术中多利用交流电缆进行输电。然而，长距离的交流电缆效率较低且成本较高。
因此目前部分电力系统，比如一些海上风电场，由于风机距离海岸上的变电站的距离较远，故会先接入高压直流变电装置，实现直流升压而采用高压直流输电，由此减小传输损耗及降低成本。
因此，如何发展一种可改善上述现有技术的高压直流变电装置、电力系统及电力系统的控制方法，实为目前迫切的需求。
发明内容
本公开的目的在于提供一种高压直流变电装置、电力系统及电力系统的控制方法，其是将发电装置所产生的电力进行升压，从而以高压直流电进行长距离输电，有效减少损耗并降低成本。
为达上述目的，本公开提供一种高压直流变电装置，电连接于高压直流发电装置，且包含双向交流/直流转换模块、第一变压器及单向整流模块。双向交流/直流转换模块的直流端电连接于对应的高压直流发电装置。第一变压器包含第一传输端以及第二传输端，第一传输端电连接于对应的双向交流/直流转换模块的交流端。单向整流模块包含输入端及输出端，单向整流模块的输入端电连接于对应的第一变压器的第二传输端，输出端电连接于高压电网。
为达上述目的，本公开另提供一种电力系统，包含高压直流发电装置及高压直流变电装置。
为达上述目的，本公开还提供一种电力系统的控制方法，其中电力系统包含相互电连接的高压直流变电装置及高压直流发电装置，高压直流变电装置包含双向交流/直流转换模块、第一变压器及单向整流模块。控制方法包含步骤：利用双向交流/直流转换模块将高压直流发电装置所输出的第一直流电压转换为第一交流电压；利用第一变压器将该第一交流电压升压为第二交流电压；以及利用单向整流模块对第二交流电压进行整流，以产生第二直流电压。
附图说明
图1A为本公开第一优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。
图1B为本公开第二优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。
图1C为图1A所示的高压直流变电装置的细部电路结构示意图。
图2为本公开第三优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。
图3为本公开第四优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。
图4、图5及图6为本公开的双向交流/直流模块及第一变压器的各种实施态样的电路结构示意图。
图7为本公开第五优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。
图8A、图9A、图10A、图11A、图12A、图13A为本公开的第一控制器、第二控制器及第三控制器于各种情况下的控制架构示意图。
图8B、图8C、图9B、图10B、图11B、图12B、图13B为本公开的第一控制器、第二控制器及第三控制器于各种情况下的控制步骤流程图。
图14为本公开优选实施例的电力系统的控制方法的流程图。
图15为示意图14的电力系统的控制方法的变化例的流程图。
图16为图15所示的控制方法的步骤S91的子步骤的步骤流程图。
图17为图15所示的控制方法的步骤S92的子步骤的步骤流程图。
其中，附图标记说明如下：
1：高压直流变电装置
2：高压直流发电装置
3：高压电网
4：直流输电网
11：双向交流/直流转换模块
110：多电平转换器
111：交流/直流转换器
1110：开关电路
1111、112、112a、112b、112c：第一控制器
113、132、145a：计算器
114、133、133a、146、146a：坐标变换器
115、115a、134、134a、147a：电压调节器
116、116a、135、148：电流调节器
117、136、149：PWM调制器
118、145、137：锁相器
147：功率调节器
12：第一变压器
13：单向整流模块
130：维也纳整流器
131、131a：第二控制器
14：储能装置
141：储能元件
142：双向逆变模块
1421：逆变器
143：第二变压器
144、144a：第三控制器
15：辅助发电装置
ω：工作角频率
θ：角度信号
Iabc_MMC、Iabc_Rec、Iabc_PCS：三相电流量
IdFed_MMC、IdFed_Rec、IdFed_PCS：d轴电流回馈值
IqFed_MMC、IqFed_Rec、IqFed_PCS：q轴电流回馈值
IdcFed_MMC：直流电流回馈值
IdRef_MMC、IdRef_Rec、IdRef_PCS：d轴电流指令值
IqRef_MMC、IqRef_Rec、IqRef_PCS：q轴电流指令值
IdcRef_MMC：直流电流指令值
Ug_MMC、Ug_PCS、Ug_Rec：电压量
Ugabc_Rec、Ugabc_PCS：三相电压量
U0Ref：电压指令值
U0Fed：电压回馈值
UdcRef：直流电压指令值
UdcFed：直流电压回馈值
UgdFed_Rec、UgdFed_PCS：d轴电压回馈值
UgqFed_Rec、UgqFed_PCS：q轴电压回馈值
UgdRef_Rec、UgdRef_PCS：d轴电压指令值
UgqRef_Rec、UgqRef_PCS：q轴电压指令值
Pref_PCS：有功功率指令值
Qref_PCS：无功功率指令值
Pfed_PCS：有功功率回馈值
Qfed_PCS：无功功率回馈值
E_MMC、E_Rec、E_PCS：三相控制电势
具体实施方式
体现本公开特征与优点的一些典型实施例将在后段的说明中详细叙述。应理解的是本公开能够在不同的实施方式上具有各种的变化，其皆不脱离本公开的范围，且其中的说明及图示在本质上是当作说明之用，而非架构于限制本公开。
图1A为本公开第一优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。如图1A所示，高压直流变电装置1电连接于至少一高压直流发电装置2及高压电网3，高压直流变电装置1将高压直流发电装置2所产生的电能转换为高压直流电并传输至高压电网3。高压直流发电装置2通过直流输电网4与高压直流变电装置1电连接。高压直流变电装置1包含至少一双向交流/直流转换模块11、至少一第一变压器12及至少一单向整流模块13。双向交流/直流转换模块11的直流端电连接于高压直流发电装置2，双向交流/直流转换模块11接收高压直流发电装置2输出的第一直流电压，并将其转换为第一交流电压，优选地第一交流电压为三相交流电压。第一变压器12包含第一传输端以及第二传输端，其中第一传输端电连接于双向交流/直流转换模块11的交流端，以接收第一交流电压，第一变压器12将第一交流电压进行升压，以于第二传输端输出第二交流电压，优选地第二交流电压为三相交流电压。单向整流模块13包含输入端及输出端，单向整流模块13的输入端电连接于第一变压器12的第二传输端，以接收第二交流电压，单向整流模块13对第二交流电压进行整流，并于输出端输出第二直流电压。单向整流模块13可为例如但不限于包含二极管不控整流器、可控硅器件或维也纳整流器。于一些实施例中，单向整流模块13包含维也纳整流器及第二控制器，第二控制器电连接于维也纳整流器，以控制维也纳整流器的开关操作，进而调整单向整流模块13输入端的电压。
由上可知，于本公开的高压直流变电装置1中，双向交流/直流转换模块11将高压直流发电装置2所输出的直流电转换为交流电，第一变压器12将交流电升压，单向整流模块13则将升压后的交流电整流为高压直流电，由此以高压直流电进行长距离输电，从而达成减少传输损耗及降低成本的功效。
在一些实施例中，图1A所示的电力系统应用于海上风力发电项目，高压直流发电装置2为风力发电厂中的发电单元，风力发电装置输出高压直流电(例如30KV或60KV)，经过高压直流输电网传输至海上高压直流变电站。高压直流变电站将接收的直流电压升到更高的电压等级(例如150KVDC)，再远距离传输到岸上变电站。
于一些实施例中，第一变压器12的频率是大于50Hz，如60HZ、400HZ等，从而通过提升变压器的频率而降低变压器的体积及成本，且可由此减少与其电连接的双向交流/直流转换模块11的内部元件的体积和成本，例如减小电感和电容等元件的体积和成本。于一些实施例中，单向整流模块13包含单向整流器，单向整流器包含至少一桥臂，桥臂由多个二极体或半控功率器件串联连接所构成。
图1B为本公开第二优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。图1B所示高压直流变电装置与图1A所示高压直流变电装置类似，区别在于包含多个双向交流/直流转换模块11及多个第一变压器12。多个双向交流/直流转换模块11的直流端并联电连接后与高压直流发电装置2电连接，多个双向交流/直流转换模块11与多个第一变压器12一一对应，每一双向交流/直流转换模块11的交流端电连接于对应的第一变压器12的第一传输端。当然，本实施例中的多个第一变压器12可以合成为一个多绕组变压器，即第一变压器12的第一传输端包含多个绕组，每一绕组电连接于对应的双向交流/直流转换模块11。当高压直流发电装置2的发电功率较大时，可考虑采用本实施例的架构。
图1C为图1A所示的高压直流变电装置的细部电路结构示意图。请参阅图1C并配合图1A，于本实施例中，双向交流/直流转换模块11包含模块化多电平转换器(MMC)110及第一控制器112，其中模块化多电平转换器110包含多个桥臂，例如3个桥臂，每一桥臂包含多个串联连接的开关模块SM。第一控制器112与模块化多电平转换器110电连接，用以控制模块化多电平转换器110的开关操作。第一变压器12的第一传输端及第二传输端分别具有单一的绕组，其中第一变压器12的第一传输端上的绕组电连接于模块化多电平转换器110。单向整流模块13的输入端电连接于第一变压器12的第二传输端的绕组，单向整流模块13包含多个桥臂，本实施例中，单向整流模块包含3个桥臂，每个桥臂由多个整流元件串联构成，整流元件可为例如但不限于二极管或可控硅器件。每个桥臂由大于等于4个的二极管或半控器件串联构成，可降低每一整流元件的耐压等级，降低成本。当然，图1C所示的模块化多电平转换器110及单向整流模块13的电路结构仅为例示，并非局限于此，可依不同需求而有不同实施态样。于一些实施例中，单向整流模块13可包含一维也纳整流器代替不控整流器。当然，双向交流/直流转换模块13亦可改为包含多重化变换器，以取代模块化多电平转换器(MMC)。
图2为本公开第三优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。如图2所示，于此实施例中，高压直流变电装置1包含多个双向交流/直流转换模块11、多个第一变压器12及一个单向整流模块13。每一双向交流/直流转换模块11的直流端电连接于对应的高压直流发电装置2，每一双向交流/直流转换模块11的交流端电连接于对应的第一变压器12的第一传输端，多个第一变压器12的多个第二传输端并联电连接后与单向整流模块13的输入端电连接。
图3为本公开第四优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。如图3所示，于此实施例中，高压直流变压装置1包含多个双向交流/直流转换模块11、多个第一变压器12及多个单向整流模块13。每一双向交流/直流转换模块11的直流端电连接于对应的高压直流发电装置2，每一双向交流/直流转换模块11的交流端电连接于对应的第一变压器12的第一传输端，每一第一变压器12的第二传输端电连接于对应的单向整流模块13的输入端，多个单向整流模块13的多个输出端并联电连接于高压电网3。在本实施例中，由于双向交流/直流转换模块11、第一变压器12及单向整流模块13组成的单元相互独立，故可以单独地接入或退出。
于一些实施例中，如图4所示，多个双向交流/直流转换模块11的交流端并联电连接后与第一变压器12的第一传输端电连接。于另一些实施例中，如图5所示，第一变压器12的第一传输端包含多个绕组，而每一绕组电连接于对应的双向交流/直流转换模块11的交流端。进一步地，图4和图5中的双向交流/直流转换模块11可包含多电平转换器，如模块化多电平转换器MMC。进一步参考图5，双向交流/直流转换模块11包含多电平转换器110及第一控制器，第一控制器与多电平转换器110电连接，以控制多电平转换器110的开关操作，进而调整双向交流/直流转换模块11直流端的电压等于高压直流发电装置2的额定电压。
进一步地，图1至图3中的双向交流/直流转换模块11可包含多电平转换器，如模块化多电平转换器MMC；或者包含多重化转换器。
在双向交流/直流转换模块11包含多重化转换器的情况下，如图6所示，本实施例高压直流变电装置1的第一变压器12的第一传输端包含多个绕组，双向交流/直流转换模块11包含串联连接的多个交流/直流转换器111，每一绕组电连接于对应的交流/直流转换器111，其中串联连接的多个交流/直流转换器111构成多重化转换器。
进一步参照图6，交流/直流转换器111包含开关电路1110及第一控制器1111，第一控制器1111是控制开关电路1110的开关操作，以调整交流/直流转换器111的直流侧的电压。
图7为本公开第五优选实施例的高压直流变电装置的电路结构示意图。如图7所示，于此实施例中，高压直流变电装置1还包含至少一储能装置14或/及一辅助发电装置15，储能装置14及辅助发电装置15均电连接于单向整流模块13的输入端。当高压直流发电装置2发电时，高压直流变电装置1进入并网模式，反之，当高压直流发电装置2停止发电时，高压直流变电装置1进入离网模式，储能装置14或/及辅助发电装置15提供高压直流发电装置2所需的辅助用电。辅助发电装置15可为柴油发电机。储能装置14包含至少一储能元件141、至少一双向逆变模块142以及至少一第二变压器143。储能元件141可为例如但不限于储能电池或电容等。双向逆变模块142具有直流端及交流端，第二变压器143具有第一传输端及第二传输端，其中双向逆变模块142的直流端与对应的储能元件141电连接，第二变压器143的第一传输端与对应的双向逆变模块142的交流端电连接，第二变压器143的第二传输端电连接于单向整流模块13的输入端。双向逆变模块142包含逆变器及第三控制器，第三控制器电连接于逆变器，以控制逆变器的开关操作，并由此于高压直流变电装置1进入并网模式时调整双向逆变模块142的转换功率，以及于高压直流变电装置1进入离网模式时调整双向逆变模块142的交流端的电压。由此，通过储能装置14及/或辅助发电装置15可灵活调节电网，实现削峰填谷、平滑新能源及固定功率输出等功能，且当高压直流变电装置1进入离网模式时，储能装置14及/或辅助发电装置15可提供高压直流发电装置2所需的辅助用电，甚或是供电至直流电网3。以海上风电应用为例，当环境中无风时，发电装置(即风力发电机)处于待机模式，然风力发电机中的部分系统需要根据风速准备随时启动，故此时储能装置可为风力发电机提供辅助用电，以便风力发电机可根据风速而随时启动。
于一些实施例中，第二变压器143的工作频率与第一变压器12的工作频率相同。
如图7所示，储能装置14包含多个储能元件141、多个双向逆变模块142及多个第二变压器143，其中每一个储能元件141与对应的双向逆变模块142及对应的第二变压器143构成储能单元，多个储能单元并联电连接于单向整流模块13的输入端。进一步地，储能装置14与辅助发电装置15并联电连接于单向整流模块13的输入端。在本实施例中，由于各个储能单元相互独立，故可以单独地接入或退出储能装置14。由于储能装置14具有多个储能单元，故提升了储能装置的储能能力及供电能力。在一些实施例中，主控制器更可根据不同储能单元中储能元件141的荷電狀態(State-Of-Charge；SOC)来分配各储能单元的功率指令。
于一些实施例中，储能装置14包含多个储能元件141及多个双向逆变模块142，每一双向逆变模块142的直流端与对应的储能元件141电连接，多个双向逆变模块142的交流端并联电连接后与第二变压器143的第一传输端电连接。于一些实施例中，储能装置14包含多个储能元件141及多个双向逆变模块142，每一双向逆变模块142的直流端与对应的储能元件141电连接，第二变压器143的第一传输端包含多个绕组，每一绕组电连接于对应的双向逆变模块142的交流端。
设置储能装置14，可通过控制储能装置14灵活调整电力变换系统中的功率分配。例如主控制器根据高压直流输电网的调度命令计算储能装置14的功率指令，以控制储能装置14的充放电运行，使直流输电网实现固定功率输出、削峰填谷或者平滑新能源等目标。
在一些实施例中，主控制器控制高压直流发电装置2的发电功率，并对发电功率进行滤波平滑处理后得到目标功率，进而将目标功率减去发电功率，并依据其差值调整储能装置14中各储能元件141的功率指令以控制储能元件141的充放电操作，平滑功率波动，借此使直流输电网中的实际功率与目标功率一致。
在一些实施例中，主控制器可依据高压电网3的负荷需求及高压直流发电装置2的发电情况进行能量调度，控制储能装置14实现能量时移。例如在高压直流发电装置2的发电量较多且高压电网3的负荷需求较小时，可将多余的能量存储于储能装置14的储能元件141中，而在高压直流发电装置2的发电量较少且高压电网3的负荷需求较大时，则可将储能元件141所存储的能量释出并供给至高压电网3。
在一些实施例中，当高压直流输电网要求输出固定功率时，主控制器检测高压直流发电装置2的输出功率，固定功率输出的目标功率减去高压直流发电装置2的输出功率，得到储能装置14的功率指令，根据储能元件141的荷电状态将储能装置14的功率指令分配给每一储能元件141，通过控制储能装置14的充放电运行实现固定功率输出。
在一些实施例中，当高压直流变电装置处于离网模式，则可将储能元件141所存储的能量释出并供给至高压直流输电网4，为高压直流发电装置2提供辅助电。具体地，双向逆变模块142将储能元件141释出的直流电转换为具有第三交流电压的交流电，优选地第三交流电压为三相交流电，第二变压器143将第三交流电(例如660/480Vac)升压为第二交流电输入至第一变压器12的第二传输端(即单向整流模块13的输入端)，第一变压器将第二交流电降压为第一交流电，第二变压器的第一传输端将第一交流电传输至双向交流/直流转换模块11的交流端，双向交流/直流转换模块将第一交流电转换为第一直流电并馈入高压直流输电网4，为高压直流发电装置提供辅助用电。同时，在储能装置容量允许的情况下，储能装置释出的电能一部分馈入高压电网3为负载供电，具体地单向整流模块13将储能装置14输出的第二交流电装换为第二直流电并馈入高压电网3。辅助发电装置15与储能装置14的电能转换及传输类似，此处不再赘述。
于本公开的高压直流变电装置1中，通过第一控制器、第二控制器及第三控制器实现对双向交流/直流转换模块11、单向整流模块13及双向逆变模块142的控制。以下将示例说明第一控制器、第二控制器及第三控制器于各种情况下的控制方法及对应的控制架构。
请参阅图8A及图8B。于此实施例中，高压直流变电装置包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12及单向整流模块13。双向交流/直流转换模块11包含多电平转换器110(例如MMC)及第一控制器112，多电平转换器110包含多个桥臂，每一桥臂上包含多个串联连接的开关模块SM。单向整流模块13包含不控整流器。第一控制器112执行下列控制方法。如图8B所示，首先，执行步骤S11，根据双向交流/直流转换模块11直流端的电压设定值，调节双向交流/直流转换模块11直流端的电压，产生第一电流指令。接着，执行步骤S12，根据第一电流指令，调节双向交流/直流转换模块11交流端的电流，产生第一控制信号。最后，执行步骤S13，依据该第一控制信号产生第一脉冲宽度调制信号，以控制多电平转换器110的开关操作。
而对应图8B中第一控制器112的控制方法，如图8A所示，第一控制器112的控制架构对应包含计算器113、坐标变换器114、电压调节器115、电流调节器116及PWM(PulseWidth Modulation)调制器117。计算器113依据第一变压器12的工作角频率ω产生角度信号θ，即对工作角频率ω积分产生角度信号θ。坐标变换器114依据双向交流/直流转换模块11交流端的三相电流量Iabc_MMC及角度信号θ产生双向交流/直流转换模块11的交流端的d轴电流回馈值IdFed_MMC及q轴电流回馈值IqFed_MMC。电压调节器115依据双向交流/直流转换模块11直流端的电压指令值U0Ref及电压回馈值U0Fed产生双向交流/直流转换模块11的d轴电流指令值IdRef_MMC，其中双向交流/直流转换模块11直流端的电压指令值U0Ref为高压直流发电装置2的直流电压额定值，双向交流/直流转换模块11直流端的电压回馈值U0Fed为采样高压直流输电网上的电压U0得到。电流调节器116依据d轴电流指令值IdRef_MMC、q轴电流指令值IqRef_MMC、d轴电流回馈值IdFed_MMC、q轴电流回馈值IqFed_MMC及角度信号θ产生双向交流/直流转换模块11的三相控制电势E_MMC，其中q轴电流指令值IqRef_MMC为零。前述步骤S12所提及的第一电流指令即包含d轴电流指令值IdRef_MMC，而三相控制电势E_MMC即为步骤S12所提及的第一控制信号。PWM调制器117依据三相控制电势E_MMC产生第一脉冲宽度调制信号，以控制多电平转换器110的开关操作。PWM调制器117可为例如但不限于通过SPWM(Sinusoidal PWM)或SVPWM(Space Vector PWM)技术产生第一脉冲宽度调制信号。双向交流/直流转换模块11的交流端的电压由不控整流器及高压电网3钳位住。
于一些实施例中，例如图6所示，双向交流/直流转换模块11包含多个交流/直流转换器111，交流/直流转换器111包含开关电路1110及第一控制器1111，第一变压器12的第一传输端包含多个绕组，交流/直流转换器111电连接于对应的绕组。相应地，第一控制器1111执行下列步骤以控制开关电路1110的开关操作。如图8C所示，首先，执行步骤S21，根据交流/直流转换器111直流侧的电压设定值，调节交流/直流转换器111直流侧的电压，产生第一电流指令。接着，执行步骤S22，根据第一电流指令，调节第一变压器12第一传输端对应绕组的电流，产生第一控制信号。最后，执行步骤S23，根据第一控制信号产生第一脉冲宽度调制信号，以控制开关电路1110的开关操作。而相应的第一控制器1111的控制架构是类似于图8A中的第一控制器112的控制架构，故于此不再赘述。其中交流/直流转换器111的直流侧的电压指令值通过高压直流发电装置2的直流电压额定值除以交流/直流转换器111的个数得到，交流/直流转换器111直流侧的电压回馈值为采样交流/直流转换器111的直流侧电压得到。
请参阅图9A及图9B。于此实施例中，高压直流变电装置1包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12及单向整流模块13，其中双向交流/直流转换模块11包含多电平转换器110及第一控制器112a，且单向整流模块13包含不控整流器。第一控制器112a执行下列控制方法。如图9B所示，首先，执行步骤S31，根据双向交流/直流转换模块11直流端的电压设定值，调节双向交流/直流转换模块11直流端的电压，产生第一电流指令。接着，执行步骤S32，根据第一电流指令，调节单向整流模块13输出端的电流，产生第一控制信号。最后，执行步骤S33，依据该第一控制信号产生第一脉冲宽度调制信号，以控制多电平转换器110的开关操作。
而对应图9B中第一控制器的控制方法，如图9A所示，第一控制器112a的控制架构包含计算器113、电压调节器115a、电流调节器116a及PWM调制器117。计算器113依据第一变压器12的工作角频率ω产生角度信号θ，即对工作角频率ω积分产生角度信号θ。电压调节器115a依据双向交流/直流转换模块11直流端的电压指令值U0Ref及电压回馈值U0Fed产生单向整流模块13的直流电流指令值IdcRef_Rec，其中双向交流/直流转换模块11直流端的电压指令值U0Ref为高压直流发电装置2输出电压的额定值，双向交流/直流转换模块11直流端的电压回馈值U0Fed为采样高压直流输电网上的电压U0得到。电流调节器116a依据直流电流指令值IdcRef_Rec、直流电流回馈值IdcFed_Rec及角度信号θ产生双向交流/直流转换模块11的三相控制电势E_MMC，其中直流电流回馈值IdcFed_Rec通过采样单向整流模块13输出端的直流电流得到。PWM调制器117依据三相控制电势E_MMC产生第一脉冲宽度调制信号，以控制多电平转换器110的开关操作。双向交流/直流转换模块11的交流端的电压由不控整流器及高压电网3钳位住。
请参阅图10A及图10B。于此实施例中，高压直流变电装置1包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12及单向整流模块13，其中双向交流/直流转换模块11包含多电平转换器110及第一控制器112b，且单向整流模块13包含维也纳整流器130及第二控制器131。第一控制器112b执行图8B中的步骤。第二控制器131执行下列控制方法。如图10B所示，首先，执行步骤S41，根据单向整流模块13输入端的电压设定值，调节单向整流模块13输入端的电压，产生第二电流指令。接着，执行步骤S42，根据第二电流指令，调节单向整流模块13输入端的电流，产生第二控制信号。最后，执行步骤S43，依据第二控制信号产生第二脉冲宽度调制信号，以控制维也纳整流器130的开关操作。
对应第一控制器112b的控制方法，如图10A所示，第一控制器112b的控制架构与图8A中第一控制器112的控制架构类似，惟于此实施例中，第一控制器112b包含锁相器118，锁相器118依据双向交流/直流转换模块11的交流端的电压Ug_MMC产生角度信号θ，即对双向交流/直流转换模块11的交流端的电压Ug_MMC进行锁相产生角度信号θ。对应第二控制器131的控制方法，如图10A所示，第二控制器131的控制架构包含计算器132、坐标变换器133、电压调节器134、电流调节器135及PWM调制器136。计算器132依据第一变压器12的工作角频率ω产生角度信号θ，即对工作角频率ω积分产生角度信号θ。坐标变换器133依据单向整流模块13的输入端的三相电流量Iabc_Rec与三相电压量Ugabc_Rec及角度信号θ产生单向整流模块13的输入端的d轴电流回馈值IdFed_Rec、q轴电流回馈值IqFed_Rec、d轴电压回馈值UgdFed_Rec及q轴电压回馈值UgqFed_Rec。电压调节器134依据单向整流模块13输入端的d轴电压回馈值UgdFed_Rec、q轴电压回馈值UgqFed_Rec、d轴电压指令值UgdRef_Rec及q轴电压指令值UgqRef_Rec产生单向整流模块13输入端的d轴电流指令值IdRef_Rec及q轴电流指令值IqRef_Rec，其中前述步骤S41所提及的电压设定值即包含d轴电压指令值UgdRef_Rec及q轴电压指令值UgqRef_Rec，其中d轴电压指令值UgdRef_Rec为第一变压器12的第二传输端的额定电压幅值，q轴电压指令值UgqRef_Rec为零。电流调节器135依据d轴电流指令值IdRef_Rec、q轴电流指令值IqRef_Rec、d轴电流回馈值IdFed_Rec、q轴电流回馈值IqFed_Rec及角度信号θ产生单向整流模块13的三相控制电势E_Rec，其中前述步骤S42所提及的第二电流指令即包含d轴电流指令值IdRef_Rec、q轴电流指令值IqRef_Rec，而三相控制电势E_Rec即为步骤S42所提及的第二控制信号。PWM调制器136依据三相控制电势E_Rec产生第二脉冲宽度调制信号，以控制维也纳整流器130的开关操作。
请参阅图11A及图11B。于此实施例中，高压直流变电装置1包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12、单向整流模块13及储能装置14，且高压直流变电装置1处于并网模式。双向交流/直流转换模块11第一控制器的控制方法及架构是类似于图10A及图10B中第一控制器112b的控制方法及架构，于此不再赘述。单向整流模块13可包含不控整流器，抑或是包含维也纳整流器及第二控制器，其中第二控制器的控制方法及架构是类似于图10A及图10B中第二控制器131的控制方法及架构，于此不再赘述。储能装置14中双向逆变模块142包含逆变器1421及第三控制器144。第三控制器144执行下列控制方法。如图11B所示，首先，执行步骤S51，根据双向逆变模块142的功率目标，调整双向逆变模块142的转换功率，产生第三电流指令。接着，执行步骤S52，根据第三电流指令，调节双向逆变模块142交流端电流，产生第三控制信号。最后，执行步骤S53，依据第三控制信号产生第三脉冲宽度调制信号，以控制逆变器1421的开关操作。
对应图11B中第三控制器144的控制方法，如图11A所示，第三控制器144的控制架构包含锁相器145、坐标变换器146、功率调节器147、电流调节器148及PWM调制器149。锁相器145依据第二变压器143第一传输端的电压量Ug_PCS产生角度信号θ，即对电压量Ug_PCS锁相产生角度信号θ。在另一些实施例中，锁相器145依据双向逆变模块142交流端的电压量Ug_PCS产生角度信号θ，即对电压量Ug_PCS锁相产生角度信号θ。坐标变换器146依据双向逆变模块142交流端的三相电流量Iabc_PCS及角度信号θ产生双向逆变模块142交流端的d轴电流回馈值IdFed_PCS及q轴电流回馈值IqFed_PCS。功率调节器147依据双向逆变模块142的有功功率指令值Pref_PCS、无功功率指令值Qref_PCS、有功功率回馈值Pfed_PCS及无功功率回馈值Qfed_PCS产生双向逆变模块交流端的d轴电流指令值IdRef_PCS及q轴电流指令值IqRef_PCS，其中有功功率指令Pref_PCS及无功功率指令Qref_PCS由主控制器提供，有功功率回馈值Pded_PCS及无功功率回馈值Qded_PCS则由双向逆变模块142交流端的电压量Ug_PCS和交流端的三相电流量I_PCS计算得到。电流调节器148依据d轴电流指令值IdRef_PCS、q轴电流指令值IqRef_PCS、d轴电流回馈值IdFed_PCS、q轴电流回馈值IqFed_PCS及角度信号θ产生双向逆变模块142的三相控制电势E_PCS，其中前述步骤52所提及的第三电流指令即包含d轴电流指令值IdRef_PCS及q轴电流指令值IqRef_PCS，而三相控制电势E_PCS即为步骤S52所提及的第三控制信号。PWM调制器149依据三相控制电势E_PCS产生第三脉冲宽度调制信号，以控制逆变器1421的开关操作。
于一些实施例中，主控制器接收多个储能元件141的荷电状态，基于上级控制命令及荷电状态产生双向逆变模块142的功率指令，借此可根据实际需求调整双向逆变模块142的转换功率。
请参阅图12A及图12B。于此实施例中，高压直流变电装置1包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12、单向整流模块13及储能装置14，且高压直流变电装置1处于离网模式。双向交流/直流转换模块11的第一控制器112c的控制方法及架构是类似于图10A及图10B中第一控制器112b的控制方法及架构，于此不再赘述。单向整流模块13包含不控整流器。储能装置14的双向逆变模块142包含逆变器1421及第三控制器144a。第三控制器144a执行下列控制方法。如图12B所示，首先，执行步骤S61，根据第二变压器143第一传输端的电压设定值，调节第二变压器143第一传输端的电压，产生第三电流指令。接着，执行步骤S62，根据第三电流指令，调节双向逆变模块142交流端的电流，产生第三控制信号。最后，执行步骤S63，依据第三控制信号产生第三脉冲宽度调制信号，以控制逆变器1421的开关操作。
对应图12B中第三控制器144a的控制方法，如图12A所示，第三控制器144a的控制架构包含计算器145a、坐标变换器146a、电压调节器147a、电流调节器148及PWM调制器149。计算器145a依据第二变压器143的工作角频率ω产生角度信号θ，即计算器145a对第二变压器143的工作角频率ω积分产生角度信号θ。坐标变换器146a依据双向逆变模块142交流端的三相电流量Iabc_PCS、第二变压器143第一传输端的三相电压量Ugabc_PCS及角度信号θ产生双向逆变模块142交流端的d轴电流回馈值IdFed_PCS与q轴电流回馈值IqFed_PCS及第二变压器143第一传输端的d轴电压回馈值UgdFed_PCS与q轴电压回馈值UgqFed_PCS。电压调节器147a依据第二变压器143第一传输端的d轴电压指令值UgdRef_PCS、q轴电压指令值UgqRef_PCS、d轴电压回馈值UgdFed_PCS及q轴电压回馈值UgqFed_PCS产生双向逆变模块142交流端的d轴电流指令值IdRef_PCS及q轴电流指令值IqRef_PCS。其中d轴电压指令值UgdRef_PCS为第二变压器143的第一传输端的额定电压幅值，q轴电压指令值UgqRef_Rec为零。电流调节器148依据d轴电流指令值IdRef_PCS、q轴电流指令值IqRef_PCS、d轴电流回馈值IdFed_PCS、q轴电流回馈值IqFed_PCS及角度信号θ产生双向逆变模块142的三相控制电势E_PCS。PWM调制器149依据三相控制电势E_PCS产生第三脉冲宽度调制信号，以控制逆变器1421的开关操作。
请参阅图13A及图13B。于此实施例中，高压直流变电装置1包含双向交流/直流转换模块11、第一变压器12、单向整流模块13及储能装置14，且高压直流变电装置1处于离网模式。双向交流/直流转换模块115的第一控制器及储能装置14中双向逆变模块142的第三控制器的控制方法及架构是类似于图12A及图12B中第一控制器112c及第三控制器144a的控制方法及架构，于此不再赘述。单向整流模块13包含维也纳整流器130及第二控制器131a。第二控制器131a执行下列控制方法。如图13B所示，首先，执行步骤S71，根据单向整流模块13输出端的电压设定值，调节单向整流模块13输出端的电压，产生第二电流指令。接着，执行步骤S72，根据第二电流指令，调节单向整流模块13输入端的电流，产生第二控制信号。最后，执行步骤S73，依据第二控制信号产生第二脉冲宽度调制信号，以控制维也纳整流器130的开关操作。
对应图13B中第二控制器131a的控制方法，如图13A所示，第二控制器131a的控制架构包含锁相器137、坐标变换器133a、电压调节器134a、电流调节器135及PWM调制器136。锁相器137依据单向整流模块13的输入端的电压量Ug_Rec产生角度信号θ。坐标变换器133a依据单向整流模块13的输入端的三相电流量Iabc_Rec及角度信号θ产生单向整流模块13的输入端的d轴电流回馈值IdFed_Rec及q轴电流回馈值IqFed_Rec。电压调节器134a依据单向整流模块13的输出端的直流电压指令值UdcRef及直流电压回馈值UdcFed产生单向整流模块13的输入端的d轴电流指令值IdRef_Rec，q轴电流指令值IqRef_Rec为零，其中单向整流模块13的输出端的直流电压指令值UdcRef为高压直流变电装置1输出电压的额定值，直流电压回馈值UdcFed通过采样单向整流模块13输出端的电压得到。电流调节器135依据d轴电流指令值IdRef_Rec、q轴电流指令值IqRef_Rec、d轴电流回馈值IdFed_Rec、q轴电流回馈值IqFed_Rec及角度信号θ产生单向整流模块13的三相控制电势E_Rec。PWM调制器136依据三相控制电势E_Rec产生第二脉冲宽度调制信号，以控制维也纳整流器130的开关操作。
如图1所示，本公开的高压直流变电装置1可与至少一高压直流发电装置2共同形成电力系统，相应地，本公开优选实施例的电力系统的控制方法是如图14所示。电力系统的控制方法包含如下步骤。首先，执行步骤S81，利用双向交流/直流转换模块11将高压直流发电装置2所输出的第一直流电压转换为第一交流电压。接着，执行步骤S82，利用第一变压器12将第一交流电压升压为第二交流电压。最后，执行步骤S83，利用单向整流模块13对第二交流电压进行整流，以产生第二直流电压。
于一些实施例中，高压直流变电装置1更包含储能装置14，因应高压直流变电装置1进入并网模式或离网模式，针对除能装置14的控制方式也有所不同。如图15所示，控制方法还包含步骤S90、S91及S92。于步骤S90中，确定高压直流变电装置1的运行模式。于步骤S91中，于高压直流变电装置1运行于并网模式时，储能装置14调节高压直流发电装置2输出的电能。于步骤S92中，于高压直流变电装置1运行于离网模式时，储能装置14为高压直流发电装置2提供辅助用电。
图16为图15所示控制方法的步骤S91的子步骤的步骤流程图。在步骤S91中，更包含子步骤如下。首先，执行子步骤S910，判断高压直流发电装置2提供的电能是否大于高压电网3所需的电能。当子步骤S910判断结果为高压直流发电装置2提供的电能小于高压电网3所需的电能时，执行子步骤S911，利用双向逆变模块142将储能元件141所提供的储能电压转换为第三交流电压。接着，执行子步骤S912，利用第二变压器143将第三交流电压升压为第二交流电压。然后，执行子步骤S913，利用单向整流模块13将第二交流电压转换为直流电压并馈入高压电网3中。当子步骤S910判断结果为高压直流发电装置2提供的电能大于高压电网3所需的电能时，执行子步骤S914，利用第二变压器143将第一变压器12输出的第二交流电压降压为第三交流电压。接着，执行子步骤S915，利用双向逆变模块142将第三交流电压转换为充电电压而对储能元件141进行充电。
图17为图15所示的控制方法的步骤S92的子步骤的步骤流程图。在步骤S92中，更包含子步骤如下。首先，执行子步骤S920，利用双向逆变模块142将储能元件141所提供的储能电压转换为第三交流电压。接着，执行子步骤921，利用第二变压器143将第三交流电压升压为第二交流电压。然后，执行子步骤S922，利用第一变压器12将第二交流电压降压为第一交流电压。然后，执行子步骤S923，利用双向交流/直流转换模块11将第一交流电压转换为第一直流电压并馈入高压直流输电网4，为高压直流发电装置2提供辅助电。进一步地，在储能装置14容量足够大的情况，在执行子步骤S922和S923的同时还执行子步骤S924,利用单向整流模块13将第二交流电压转换为直流电压并馈入高压电网3中。
综上所述，本公开提供一种高压直流变电装置及其所适用的电力系统及电力系统的控制方法，其是将发电装置产生的电力进行升压，例如升压到150KVdc，从而以高压直流电进行长距离输电，有效减少损耗并降低成本。当变压器频率大于50HZ，可降低变压器的体积与成本，同时与变压器电连接的储能装置及双向交流/直流转换模块可减少体积及成本。此外，通过储能装置及/或辅助发电装置可灵活调节电网，实现削峰填谷、平滑新能源及固定功率输出等功能，且当高压直流变电装置进入离网模式时，储能装置及/或辅助发电装置可提供高压直流发电装置所需的辅助用电，甚或是辅助供电至直流电网。须注意，上述仅是为说明本公开而提出的优选实施例，本公开不限于所述的实施例，本公开的范围由权利要求决定。且本公开得由熟习此技术的人士任施匠思而为诸般修饰，然皆不脱权利要求所欲保护者。

Claims (34)

1.一种高压直流变电装置，电连接于至少一高压直流发电装置，其特征在于，该高压直流变电装置包含：
至少一双向交流/直流转换模块，该双向交流/直流转换模块的一直流端电连接于对应的该高压直流发电装置；
至少一第一变压器，包含一第一传输端以及一第二传输端，该第一传输端电连接于对应的该双向交流/直流转换模块的一交流端；以及
至少一单向整流模块，包含一输入端及一输出端，该输入端电连接于对应的该第一变压器的该第二传输端，该输出端电连接于一高压电网。
2.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第一变压器的工作频率大于50Hz。
3.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置包含多个该双向交流/直流转换模块及多个该第一变压器，每一该双向交流/直流转换模块的该直流端电连接于对应的该高压直流发电装置，每一该双向交流/直流转换模块的该交流端电连接于对应的该第一变压器的该第一传输端，多个该第一变压器的该第二传输端并联电连接后与该单向整流模块电连接。
4.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置包含多个该双向交流/直流转换模块，每一该双向交流/直流转换模块的该直流端电连接于对应的该高压直流发电装置，多个该双向交流/直流转换模块的该交流端并联电连接后与该第一变压器的该第一传输端电连接，该第一变压器的该第二传输端电连接于该单向整流模块的该输入端。
5.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置包含多个该双向交流/直流转换模块，每一该双向交流/直流转换模块的该直流端电连接于对应的该高压直流发电装置，该第一变压器的该第一传输端包含多个绕组，每一该绕组电连接于对应的该双向交流/直流转换模块的该交流端，该第一变压器的该第二传输端电连接于该单向整流模块的该输入端。
6.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置包含多个该双向交流/直流转换模块、多个该第一变压器及多个该单向整流模块，每一该双向交流/直流转换模块的该直流端电连接于对应的该高压直流发电装置，每一该双向交流/直流转换模块的该交流端电连接于对应的该第一变压器的该第一传输端，每一该第一变压器的该第二传输端电连接于对应的该单向整流模块的该输入端，多个该单向整流模块的该输出端并联电连接。
7.如权利要求1、2、3及6中任一项所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第一变压器的该第一传输端包含多个绕组，且该双向交流/直流转换模块包含串联连接的多个双向交流/直流转换器，每一该绕组电连接于对应的该双向交流/直流转换器。
8.如权利要求7所述的高压直流变电装置，其特征在于，每一该交流/直流转换器包含一开关电路及一第一控制器，该第一控制器控制该开关电路的开关操作，以调整该交流/直流转换器一直流侧的电压。
9.如权利要求8所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第一控制器执行下列步骤：
(a)根据该交流/直流转换器该直流侧的电压设定值，调节该交流/直流转换器该直流侧的电压，产生一第一电流指令；
(b)根据该第一电流指令，调节该第一变压器该第一传输端的对应该绕组的电流，产生一第一控制信号；以及
(c)依据该第一控制信号产生一第一脉冲宽度调制信号，以控制该开关电路的开关操作。
10.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该双向交流/直流转换模块包含一多电平转换器及一第一控制器，该第一控制器电连接于该多电平转换器控制该多电平转换器的开关操作，以调整该双向交流/直流转换模块该直流端的电压。
11.如权利要求10所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第一控制器执行下列步骤：
(a)根据该双向交流/直流转换模块该直流端的电压设定值，调节该双向交流/直流转换模块该直流端的电压，产生一第一电流指令；
(b)根据该第一电流指令，调节该双向交流/直流转换模块该交流端的电流，产生一第一控制信号；以及
(c)依据该第一控制信号产生一第一脉冲宽度调制信号，以控制该多电平转换器的开关操作。
12.如权利要求10所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第一控制器执行下列步骤：
(a)根据该双向交流/直流转换模块该直流端的电压设定值，调节该双向交流/直流转换模块该直流端的电压，产生一第一电流指令；
(b)根据该第一电流指令，调节该单向整流模块该输出端的电流，产生一第一控制信号；以及
(c)依据该第一控制信号产生一第一脉冲宽度调制信号，以控制该多电平转换器的开关操作。
13.如权利要求10所述的高压直流变电装置，其特征在于，该单向整流模块包含一维也纳整流器及一第二控制器，该第二控制器电连接于该维也纳整流器并控制该维也纳整流器的开关操作，以调整该单向整流模块该输入端的电压。
14.如权利要求13所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第二控制器执行下列步骤：
(a)根据该单向整流模块该输入端的电压设定值，调节该单向整流模块该输入端的电压，产生一第二电流指令；
(b)根据该第二电流指令，调节该单向整流模块该输入端的电流，产生一第二控制信号；以及
(c)依据该第二控制信号产生一第二脉冲宽度调制信号，以控制该维也纳整流器的开关操作。
15.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，于该高压直流发电装置发电时，该高压直流变电装置进入一并网模式，于该高压直流发电装置停止发电时，该高压直流变电装置进入一离网模式。
16.如权利要求15所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置更包含至少一储能装置，电连接于该单向整流模块的该输入端。
17.如权利要求16所述的高压直流变电装置，其特征在于，该高压直流变电装置进入该离网模式时，该储能装置提供该高压直流发电装置所需的辅助用电。
18.如权利要求16所述的高压直流变电装置，其特征在于，该储能装置包含至少一储能元件、至少一双向逆变模块以及至少一第二变压器，该双向逆变模块的一直流端电连接于对应的该储能元件，该第二变压器的一第一传输端电连接于对应的该双向逆变模块的一交流端，该第二变压器的一第二传输端电连接于该单向整流模块的该输入端。
19.如权利要求18所述的高压直流变电装置，其特征在于，该储能装置包含多个储能元件、多个双向逆变模块，每一该双向逆变模块的该直流端电连接于对应的该储能元件，多个该双向逆变模块的该交流端并联电连接后与该第二变压器的该第一传输端电连接，该第二变压器的该第二传输端电连接于该单向整流模块的该输入端。
20.如权利要求18所述的高压直流变电装置，其特征在于，该储能装置包含多个储能元件、多个双向逆变模块，每一该双向逆变模块的该直流端电连接于对应的该储能元件，该第二变压器的该第一传输端包含多个绕组，每一该绕组电连接于对应的该双向逆变模块的该交流端，该第二变压器的该第二传输端电连接于该单向整流模块的该输入端。
21.如权利要求18所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第二变压器的工作频率与该第一变压器的工作频率相同。
22.如权利要求18所述的高压直流变电装置，其特征在于，该双向逆变模块更包含一第三控制器及一逆变器，于该高压直流变电装置进入该并网模式时，该第三控制器控制该逆变器的开关操作而调整该双向逆变模块的转换功率。
23.如权利要求22所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第三控制器执行下列步骤：
(a)根据该双向逆变模块的功率目标，调整该双向逆变模块的转换功率，产生一第三电流指令；
(b)根据该第三电流指令，调节该双向逆变模块该交流端的电流，产生一第三控制信号；以及
(c)依据该第三控制信号产生一第三脉冲宽度调制信号，以控制该逆变器的开关操作。
24.如权利要求18所述的高压直流变电装置，其特征在于，该双向逆变模块更包含一第三控制器及一逆变器，于该高压直流变电装置进入该离网模式时，该第三控制器控制该逆变器的开关操作而调整该第二变压器该第一传输端的电压。
25.如权利要求24所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第三控制器执行下列步骤：
(a)根据该第二变压器该第一传输端的电压设定值，调节该第二变压器该第一传输端的电压，产生一第三电流指令；
(b)根据该第三电流指令，调节该双向逆变模块该交流端的电流，产生一第三控制信号；以及
(c)依据该第三控制信号产生一第三脉冲宽度调制信号，以控制该逆变器的开关操作。
26.如权利要求24所述的高压直流变电装置，其特征在于，该单向整流模块包含一维也纳整流器及一第二控制器，该第二控制器电连接于该维也纳整流器控制该维也纳整流器的开关操作，以调整该单向整流模块该输出端的电压。
27.如权利要求26所述的高压直流变电装置，其特征在于，该第二控制器执行下列步骤：
(a)根据该单向整流模块该输出端的电压设定值，调节该单向整流模块该输出端的电压，产生一第二电流指令；
(b)根据该第二电流指令，调节该单向整流模块该输入端的电流，产生一第二控制信号；以及
(c)依据该第二控制信号产生一第二脉冲宽度调制信号，以控制该维也纳整流器的开关操作。
28.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该单向整流模块包含一单向整流器，该单向整流器包含至少一桥臂，该桥臂由多个二极体或半控功率器件串联连接所构成。
29.如权利要求1所述的高压直流变电装置，其特征在于，该双向交流/直流转换模块包含一模块化多电平转换器；或者该双向交流/直流转换模块包含一多重化转换器。
30.一种电力系统，包含：至少一高压直流发电装置及权利要求1-29任一项所述的高压直流变电装置。
31.一种电力系统的控制方法，应用于权利要求30所述的电力系统，其特征在于，该控制方法包含步骤：
(a)利用该双向交流/直流转换模块将该高压直流发电装置所输出的该第一直流电压转换为该第一交流电压；
(b)利用该第一变压器将该第一交流电压升压为该第二交流电压；以及
(c)利用该单向整流模块对该第二交流电压进行整流，以产生该第二直流电压。
32.如权利要求31所述的控制方法，其特征在于，该高压直流变电装置包含该储能装置，该控制方法还包含步骤：
(S1)确定该高压直流变电装置的运行模式；
(S2)于该高压直流变电装置运行于该并网模式时，该储能装置调节该高压直流发电装置输出的电能；以及
(S3)于该高压直流变电装置运行于该离网模式时，该储能装置为该高压直流发电装置提供辅助用电。
33.如权利要求32所述的控制方法，其特征在于，该步骤(S2)包含子步骤:
(a)判断该高压直流发电装置提供的电能是否大于该高压电网所需的电能，若判断结果为否，则执行步骤(b)、(c)及(d)，若判断结果为是，则执行步骤(e)及(f)；
(b)利用该双向逆变模块将该储能元件所提供的一储能电压转换为一第三交流电压；
(c)利用该第二变压器将该第三交流电压升压为该第二交流电压；
(d)利用该单向整流模块将该第二交流电压转换为该第二直流电压并馈入该高压电网中；
(e)利用该第二变压器将该第一变压器输出的该第二交流电压降压为该第三交流电压；以及
(f)利用该双向逆变模块将该第三交流电压转换为一充电电压而对该储能元件进行充电。
34.如权利要求32所述的控制方法，其特征在于，该步骤(S3)包含子步骤:
(a)利用该双向逆变模块将该储能元件所提供的一储能电压转换为一第三交流电压；
(b)利用该第二变压器将该第三交流电压升压为该第二交流电压；
(c)利用该第一变压器将该第二交流电压降压为该第一交流电压；以及
(d)利用该双向交流/直流转换模块将该第一交流电压转换为该第一直流电压并馈入该高压直流发电装置中。
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