CN111864784A - Mmc-hvdc孤岛供电故障穿越协调控制方法、装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种MMC‑HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，通过预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型，使受端模块化多电平换流器MMC具有同步调节能力，在孤岛系统进行孤岛切换时，根据孤岛系统的待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿，弥补孤岛切换后孤岛系统的功率缺额，保证在切换到孤岛状态后孤岛系统的供需功率平衡，从而推进孤岛系统从联网到孤岛运行状态实现平滑转换。本发明还公开了一种MMC‑HVDC孤岛供电故障穿越协调控制装置、设备及计算机可读存储介质，具有上述有益效果。

Description

MMC-HVDC孤岛供电故障穿越协调控制方法、装置
技术领域
本发明涉及电力技术领域，特别是涉及一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越协调控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质。
背景技术
基于模块化多电平换流器柔性直流输电系统(modular multilevel converterbased high voltage direct current，MMC-HVDC)具有有功无功独立可控、可向弱电网及无源网络供电等优势，是提高海上孤岛供电可靠性的有效手段。针对海上孤岛系统，可通过交直流线路并列运行的方式实现孤岛与大陆电网互联。由于孤岛系统在交流线路因故障退出运行后会引起功率不平衡问题，将严重影响系统的频率稳定性，所以需及时重新分配系统的不平衡功率，避免系统失稳现象发生。针对这种情境，MMC应具有联网到孤岛运行状态平滑转换的能力，以提高孤岛系统的稳定性及可靠性。
MMC-HVDC采用传统矢量控制方式与弱交流系统连接存在控制系统稳定性和动态性能较差的问题。
为解决上述问题，现有的研究提出多种针对模块化多电平换流器MMC的控制方法，主要分为研究基于电压源换流器的高压直流输电系统(Voltage Source Converter basedHigh Voltage Direct Current Transmission，VSC-HVDC，包括MMC-HVDC)处于联网或向无源孤岛供电某单一运行状态下的控制器设计，以及考虑到MMC-HVDC由联网向孤岛控制策略转换的控制方法，这些方法均对模块化多电平换流器MMC的控制进行了优化。但对于孤岛系统，仅对模块化多电平换流器MMC自身进行优化，无法解决在进行孤岛切换一瞬间所造成的功率不平衡问题，这仍然导致孤岛系统从联网到孤岛运行状态无法平滑转换的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越协调控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质，用于解决孤岛切换时出现的功率不平衡问题，进而促进孤岛系统从联网到孤岛运行状态实现平滑转换。
为解决上述技术问题，本发明提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，包括：
预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型；
在所述孤岛系统进行孤岛切换时，获取所述孤岛系统的待补偿功率值；
根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿。
可选的，所述同步发电机模型具体通过下述公式表示：
Figure BDA0002608176400000021
其中，
Figure BDA0002608176400000022
为相角，ω为虚拟同步角速度，ω0为额定角速度，J为转子的转动惯量，Tm为机械转矩，Te为电磁转矩，Td为阻尼转矩，D为阻尼系数，Pe为所述同步发电机模型的有功功率实际值，Pref为所述同步发电机模型的有功功率指令值。
可选的，所述根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿，具体包括：
当所述待补偿功率值小于所述受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率时，基于所述同步发电机模型控制所述受端模块化多电平换流器MMC对所述待补偿功率值进行补偿；
当所述待补偿功率值大于等于所述受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率值时，控制所述受端模块化多电平换流器MMC在最大功率状态下运行，并控制所述风力发电系统对所述待补偿功率值和所述最大可调有功功率值之间的差值进行补偿。
可选的，所述基于所述同步发电机模型控制所述受端模块化多电平换流器MMC对所述待补偿功率值进行补偿，具体通过以下公式表示：
Pref *＝Pref+ΔP
相应的，控制所述风力发电系统对所述待补偿功率值和所述最大可调有功功率值之间的差值进行补偿，具体通过以下公式表示：
ΔPWF＝ΔP+Ph-Sn
Figure BDA0002608176400000031
其中，ΔP为所述待补偿功率值，Pref为上一时刻所述同步发电机模型的有功功率指令值，Pref *为当前时刻所述同步发电机模型的有功功率指令值，Ph为所述受端模块化多电平换流器MMC正常工作的有功功率值，Sn为所述受端模块化多电平换流器MMC的最大有功出力值，ΔPWF为所述风力发电系统的有功补偿值，PMPPT为所述风力发电系统在当前风速下的最大功率，d％为所述风力发电系统相较于所述当前风速下的最大功率的减载百分比。
可选的，还包括：
预先控制所述风力发电系统在预设减载备用状态下运行。
可选的，所述预先控制所述风力发电系统在预设减载备用状态下运行，具体为：
预先增加所述风力发电系统的转子转速，使所述风力发电系统在超速减载备用状态运行。
可选的，所述预设减载备用状态具体为偏离最大功率曲线20％的减载备用状态。
为解决上述技术问题，本发明还提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置，包括：
建模单元，用于预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型；
采集单元，用于在所述孤岛系统进行孤岛切换时，获取所述孤岛系统的待补偿功率值；
控制单元，用于根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿。
为解决上述技术问题，本发明还提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备，包括：
存储器，用于存储指令，所述指令包括上述任意一项所述MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤；
处理器，用于执行所述指令。
为解决上述技术问题，本发明还提供一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现如上述任意一项所述MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤。
本发明所提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，通过预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型，使受端模块化多电平换流器MMC具有同步调节能力，在孤岛系统进行孤岛切换时，根据孤岛系统的待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿，弥补孤岛切换后孤岛系统的功率缺额，保证在切换到孤岛状态后孤岛系统的供需功率平衡，从而推进孤岛系统从联网到孤岛运行状态实现平滑转换。本发明还提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越协调控制装置、设备及计算机可读存储介质，具有上述有益效果，在此不再赘述。
附图说明
为了更清楚的说明本发明实施例或现有技术的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单的介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种孤岛系统的结构示意图；
图2为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的流程图；
图3为本发明实施例提供的一种虚拟同步控制VSG技术的控制框图；
图4为本发明实施例提供的一种图2中步骤S203的具体实施方式的流程图；
图5为本发明实施例提供的一种受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景的功率转带图；
图6为本发明实施例提供的一种受端模块化多电平换流器MMC的功率调节控制框图；
图7为本发明实施例提供的一种非受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景的功率转带图；
图8为本发明实施例提供的一种风力发电系统的功率调节控制框图；
图9为本发明实施例提供的一种风力发电系统减速增载功率特性曲线；
图10为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置的结构示意图；
图11为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备的结构示意图。
具体实施方式
本发明的核心是提供一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越协调控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质，用于解决孤岛切换时出现的功率不平衡问题，进而促进孤岛系统从联网到孤岛运行状态实现平滑转换。
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，所描述的实施例仅仅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他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1为本发明实施例提供的一种孤岛系统的结构示意图。
为便于理解，首先对本发明适用的孤岛系统结构进行介绍。如图1所示，为增强孤岛负荷的供电可靠性，通常采用MMC-HVDC和交流线路双路供电的运行方式，(海上)孤岛系统含有基于双馈感应发电机(doubly fed induction generator，DFIG)的风电场(具体可为300MW)，与陆上交流系统共同向负荷供电。模块化多电平换流器MMC控制策略如下：
送端模块化多电平换流器MMC(即图1中的MMC1)与陆上交流系统相连，通常采用定直流电压和无功功率控制，以维持直流电压的稳定。
受端模块化多电平换流器MMC(即图1中的MMC2)连接孤岛系统，传统的控制方法可参见背景技术，而在本发明实施例中，通过采用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型，从而使受端模块化多电平换流器MMC具有同步发电机的同步控制功能，实现在受端模块化多电平换流器MMC进行输出功率调节的功能。
在上述架构的基础上，下面对本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法进行说明。
图2为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的流程图；图3为本发明实施例提供的一种虚拟同步控制VSG技术的控制框图。
如图2所示，本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法包括：
S201：预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型。
如图3所示，虚拟同步控制VSG技术核心是令MMC模拟同步发电机的运行机理，为电力系统提供虚拟惯量和阻尼，以改善系统的运行特性，通常采用经典的同步发电机2阶模型进行模拟，即
Figure BDA0002608176400000061
其中，
Figure BDA0002608176400000062
为相角，ω为虚拟同步角速度，ω0为额定角速度，J为转子的转动惯量，Tm为机械转矩，Te为电磁转矩，Td为阻尼转矩，D为阻尼系数，Pe为同步发电机模型的有功功率实际值，Pref为同步发电机模型的有功功率指令值。
通过如图3所示的虚拟同步控制VSG控制即可模拟同步发电机的调频特性和调压特性，其中频率控制是通过有功功率参考值与实际值的差值实现虚拟机械转矩的输出，从而调节逆变器侧输出电压相位角θ；电压控制是通过交流电压参考值与实际值的差值调整逆变器侧电压幅值E，利用电压幅值E和相位角θ合成逆变器侧参考电压eabcref，以保证向孤岛供电时能提供稳定的电压波形。
S202：在孤岛系统进行孤岛切换时，获取孤岛系统的待补偿功率值。
S203：根据待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿。
在孤岛系统进行孤岛切换时，获取孤岛系统的待补偿功率值，并根据待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿，随着功率补偿，待补偿功率值是不断变化的，不断进行反馈调节，使待补偿功率逐渐降为0。
协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿，一方面基于同步发电机模型增加受端模块化多电平换流器MMC的输出功率，一方面在不超出当前风力发电系统的机械功率的基础上提高风力发电系统的有功出力，根据待补偿功率的大小协调二者的出力，实现对功率不平衡的补偿。
本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，通过预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型，使受端模块化多电平换流器MMC具有同步调节能力，在孤岛系统进行孤岛切换时，根据孤岛系统的待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿，弥补孤岛切换后孤岛系统的功率缺额，保证在切换到孤岛状态后孤岛系统的供需功率平衡，从而推进孤岛系统从联网到孤岛运行状态实现平滑转换。
图4为本发明实施例提供的一种图2中步骤S203的具体实施方式的流程图；图5为本发明实施例提供的一种受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景的功率转带图；图6为本发明实施例提供的一种受端模块化多电平换流器MMC的功率调节控制框图；图7为本发明实施例提供的一种非受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景的功率转带图；图8为本发明实施例提供的一种风力发电系统的功率调节控制框图；图9为本发明实施例提供的一种风力发电系统减速增载功率特性曲线。
由于受端模块化多电平换流器MMC的功率调节易于风力发电系统的功率调节且调节后易于恢复，因此优先采用受端模块化多电平换流器MMC进行功率补偿。在上述实施例的基础上，在本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法中，根据待补偿功率值与受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率值的大小，将协调控制场景分为受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景和非受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景。
如图4所示，步骤S203：根据待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿具体可以包括：
S401：当待补偿功率值小于受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率时，基于同步发电机模型控制受端模块化多电平换流器MMC对待补偿功率值进行补偿。
在具体实施中，如图5所示，在受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景下，受端模块化多电平换流器MMC和风机可以保持正常运行，此时，待补偿功率应小于受端模块化多电平换流器MMC的最大有功功率，可以将其描述为：
ΔP+Ph≤Sn (2)
其中，ΔP为待补偿功率值，Ph为受端模块化多电平换流器MMC正常工作的有功功率值，Sn为受端模块化多电平换流器MMC的最大有功出力值。
由于受端模块化多电平换流器MMC采用VSG控制模式，可同时满足联网与孤岛运行状态的控制需求，故交流线路退出运行后，受端模块化多电平换流器MMC仍可采用VSG控制模式，即频率控制和交流电压控制，只需要将不平衡功率待补偿功率值ΔP叠加在有功功率指令值Pref上，如公式(3)所示，即可维持孤岛系统功率平衡，实现交流故障穿越，具体控制流程如图6所示(图6原理请参照公式(1))。
Pref *＝Pref+ΔP (3)
其中，ΔP为待补偿功率值，Pref为上一时刻同步发电机模型的有功功率指令值，Pref *为当前时刻同步发电机模型的有功功率指令值。
在这种场景下，通过受端模块化多电平换流器MMC可以完全消除不平衡功率，而无需风电场参与功率调节，因此受端交流系统和风电场可以快速恢复正常运行，有效地减小了交流线路退出运行的影响范围。
S402：当待补偿功率值大于等于受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率值时，控制受端模块化多电平换流器MMC在最大功率状态下运行，并控制风力发电系统对待补偿功率值和最大可调有功功率值之间的差值进行补偿。
对于非受端模块化多电平换流器MMC自消纳场景，即不平衡功率无法被受端模块化多电平换流器MMC完全消纳，如图7所示，在这种情况下，应控制受端模块化多电平换流器MMC在最大功率状态下运行，以减轻对受端交流系统的影响，同时，应利用风力发电系统的功率调节能力提高其输出功率，以维持受端交流系统的功率平衡。
当不平衡功率无法被受端模块化多电平换流器MMC完全消纳时，为了降低风力发电系统参与的调节功率，应尽量使受端模块化多电平换流器MMC满功率运行，剩余功率则需要通过增加风力发电系统的有功出力来实现功率的快速平衡，维持系统稳定运行。因此，风力发电系统需增加的输出功率ΔPWF(即风力发电系统的有功补偿值)可表示为：
ΔPWF＝ΔP+Ph-Sn (4)
为了保证在需要风力发电系统参与功率补偿时能够有补偿的余地，孤岛系统的风力发电系统在正常运行时就应该运行在减载备用状态，使其具备有功备用时可以像同步发电机一样参与系统调频的能力。
在通过公式(4)计算得到风力发电系统的有功补偿值ΔPWF后，可以计算得到风力发电系统的减载状态，如下式所示：
Figure BDA0002608176400000091
其中，PMPPT为风力发电系统在当前风速下的最大功率，d％为风力发电系统相较于当前风速下的最大功率的减载百分比。
转子转速控制和桨距角控制是实现风电机组减载备用的常用控制方法，前者的响应速度明显优于后者。因此，为了实现对不平衡功率的快速调节，本发明实施例采用超速减载备用的控制方式，使风力发电系统其参与系统的功率调节。风力发电系统的超速减载水平可用公式(5)进行描述，这意味着它可以在不同风速下通过增大转子转速使风力发电系统始终在d％减载曲线上运行。
如图9所示，若风力发电系统在当前风速下按最大功率运行，则运行依照MPPT功率曲线，MPPT功率曲线与机械功率的交点ωmax为风力发电系统的最大功率运行状态下的转子转速。进行功率补偿后的风力发电系统则运行在d％减载曲线，d％减载曲线与机械功率的交点ωd％为风力发电系统在d％减载运行运行状态下的转子转速。为了使风力发电系统在孤岛切换后有能力，预先控制所述风力发电系统在预设减载备用状态下运行，而预设减载备用状态的减载水平应大于d％。而为便于控制，预先增加风力发电系统的转子转速，使风力发电系统在超速减载备用状态运行。
在实际应用中，预设减载备用状态具体可以为偏离最大功率曲线20％的减载备用状态。如图9所示，在风力发电系统稳态运行时，通过控制转子转速使其工作在20％的超速减载备用状态。如图8所示，当风力发电系统从受端模块化多电平换流器MMC接收到增加负载信号时，结合公式(4)、(5)计算出风力发电系统需要切换的d％减载曲线，并进行减载曲线切换，而后计算得到转子速率参考值ωref，与转子速率实际值ω计算后得到转子速率调节值Δω，经过比例积分调节后得到风力发电系统的功率补偿参考值P′ref。
如图9所示，通过降低风力发电系统的转子转速增大其有功出力，此时，风力发电系统捕获的机械功率小于其输出功率，转速ω减小，风力发电系统的输出功率由Pm增加到Pe，并最终稳定运行于d％减载曲线。同时，受端模块化多电平换流器MMC通过将功率参考值调节至1，使其工作在满功率运行状态。
综上，通过受端模块化多电平换流器MMC和风力发电系统的协调控制可有效消除孤岛系统的不平衡功率，实现孤岛系统的交流故障穿越。
上文详述了MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法对应的各个实施例，在此基础上，本发明还公开了与上述方法对应的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置、设备及计算机可读存储介质。
图10为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置的结构示意图。
如图10所示，本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置包括：
建模单元101，用于预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型；
采集单元102，用于在孤岛系统进行孤岛切换时，获取孤岛系统的待补偿功率值；
控制单元103，用于根据待补偿功率值的大小，协调控制受端模块化多电平换流器MMC和孤岛系统的风力发电系统对待补偿功率值进行补偿。
由于装置部分的实施例与方法部分的实施例相互对应，因此装置部分的实施例请参见方法部分的实施例的描述，这里暂不赘述。
图11为本发明实施例提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备的结构示意图。
如图11所示，本发明实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备包括：
存储器210，用于存储指令，所述指令包括上述任意一项实施例所述的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤；
处理器220，用于执行所述指令。
其中，处理器220可以包括一个或多个处理核心，比如3核心处理器、8核心处理器等。处理器220可以采用DSP(Digital Signal Processing，数字信号处理)、FPGA(Field－Programmable Gate Array，现场可编程门阵列)、PLA(Programmable Logic Array，可编程逻辑阵列)中的至少一种硬件形式来实现。处理器220也可以包括主处理器和协处理器，主处理器是用于对在唤醒状态下的数据进行处理的处理器，也称CPU(Central ProcessingUnit，中央处理器)；协处理器是用于对在待机状态下的数据进行处理的低功耗处理器。在一些实施例中，处理器220可以集成有GPU(Graphics Processing Unit，图像处理器)，GPU用于负责显示屏所需要显示的内容的渲染和绘制。一些实施例中，处理器220还可以包括AI(Artificial Intelligence，人工智能)处理器，该AI处理器用于处理有关机器学习的计算操作。
存储器210可以包括一个或多个计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质可以是非暂态的。存储器210还可包括高速随机存取存储器，以及非易失性存储器，比如一个或多个磁盘存储设备、闪存存储设备。本实施例中，存储器210至少用于存储以下计算机程序211，其中，该计算机程序211被处理器220加载并执行之后，能够实现前述任一实施例公开的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法中的相关步骤。另外，存储器210所存储的资源还可以包括操作系统212和数据213等，存储方式可以是短暂存储或者永久存储。其中，操作系统212可以为Windows。数据213可以包括但不限于上述方法所涉及到的数据。
在一些实施例中，MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备还可包括有显示屏230、电源240、通信接口250、输入输出接口260、传感器270以及通信总线280。
本领域技术人员可以理解，图11中示出的结构并不构成对MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备的限定，可以包括比图示更多或更少的组件。
本申请实施例提供的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备，包括存储器和处理器，处理器在执行存储器存储的程序时，能够实现如上所述的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，效果同上。
需要说明的是，以上所描述的装置、设备实施例仅仅是示意性的，例如，模块的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个模块或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。作为分离部件说明的模块可以是或者也可以不是物理上分开的，作为模块显示的部件可以是或者也可以不是物理模块，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络模块上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。
另外，在本申请各个实施例中的各功能模块可以集成在一个处理模块中，也可以是各个模块单独物理存在，也可以两个或两个以上模块集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。
集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。
为此，本发明实施例还提供一种计算机可读存储介质，该计算机可读存储介质上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现如MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤。
该计算机可读存储介质可以包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(Read-OnlyMemory，ROM)、随机存取存储器(Random Access Memory，RAM)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
本实施例中提供的计算机可读存储介质所包含的计算机程序能够在被处理器执行时实现如上所述的MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤，效果同上。
以上对本发明所提供的一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质进行了详细介绍。说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置、设备及计算机可读存储介质而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。
还需要说明的是，在本说明书中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

Claims (10)

1.一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法，其特征在于，包括：
预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型；
在所述孤岛系统进行孤岛切换时，获取所述孤岛系统的待补偿功率值；
根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿。
2.根据权利要求1所述的协调控制方法，其特征在于，所述同步发电机模型具体通过下述公式表示：
Figure FDA0002608176390000011
其中，
Figure FDA0002608176390000012
为相角，ω为虚拟同步角速度，ω0为额定角速度，J为转子的转动惯量，Tm为机械转矩，Te为电磁转矩，Td为阻尼转矩，D为阻尼系数，Pe为所述同步发电机模型的有功功率实际值，Pref为所述同步发电机模型的有功功率指令值。
3.根据权利要求1所述的协调控制方法，其特征在于，所述根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿，具体包括：
当所述待补偿功率值小于所述受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率时，基于所述同步发电机模型控制所述受端模块化多电平换流器MMC对所述待补偿功率值进行补偿；
当所述待补偿功率值大于等于所述受端模块化多电平换流器MMC的最大可调有功功率值时，控制所述受端模块化多电平换流器MMC在最大功率状态下运行，并控制所述风力发电系统对所述待补偿功率值和所述最大可调有功功率值之间的差值进行补偿。
4.根据权利要求3所述的协调控制方法，其特征在于，所述基于所述同步发电机模型控制所述受端模块化多电平换流器MMC对所述待补偿功率值进行补偿，具体通过以下公式表示：
Pref *＝Pref+ΔP
相应的，控制所述风力发电系统对所述待补偿功率值和所述最大可调有功功率值之间的差值进行补偿，具体通过以下公式表示：
ΔPWF＝ΔP+Ph-Sn
Figure FDA0002608176390000021
其中，ΔP为所述待补偿功率值，Pref为上一时刻所述同步发电机模型的有功功率指令值，Pref *为当前时刻所述同步发电机模型的有功功率指令值，Ph为所述受端模块化多电平换流器MMC正常工作的有功功率值，Sn为所述受端模块化多电平换流器MMC的最大有功出力值，ΔPWF为所述风力发电系统的有功补偿值，PMPPT为所述风力发电系统在当前风速下的最大功率，d％为所述风力发电系统相较于所述当前风速下的最大功率的减载百分比。
5.根据权利要求1所述的协调控制方法，其特征在于，还包括：
预先控制所述风力发电系统在预设减载备用状态下运行。
6.根据权利要求5所述的协调控制方法，其特征在于，所述预先控制所述风力发电系统在预设减载备用状态下运行，具体为：
预先增加所述风力发电系统的转子转速，使所述风力发电系统在超速减载备用状态运行。
7.根据权利要求5所述的协调控制方法，其特征在于，所述预设减载备用状态具体为偏离最大功率曲线20％的减载备用状态。
8.一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制装置，其特征在于，包括：
建模单元，用于预先应用虚拟同步控制VSG技术在孤岛系统的受端模块化多电平换流器MMC建立同步发电机模型；
采集单元，用于在所述孤岛系统进行孤岛切换时，获取所述孤岛系统的待补偿功率值；
控制单元，用于根据所述待补偿功率值的大小，协调控制所述受端模块化多电平换流器MMC和所述孤岛系统的风力发电系统对所述待补偿功率值进行补偿。
9.一种MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制设备，其特征在于，包括：
存储器，用于存储指令，所述指令包括权利要求1至7任意一项所述MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤；
处理器，用于执行所述指令。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至7任意一项所述MMC-HVDC孤岛供电故障穿越的协调控制方法的步骤。
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