CN113794238B - 高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置 - Google Patents

高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置，通过实时采集风机端电压参数，并判断风机端电压参数是否满足预设电压范围，若满足则风机不采取任何措施，否则执行第一协同控制策略，并实时检测是否接收到LCC‑HVDC控制站的故障信号，若检测到故障信号则判为发生直流故障，执行第二协同控制策略，直到根据实时检测的LCC‑HVDC控制站的故障信号判断直流故障消除；否则继续执行第一协同控制策略，直到根据实时检测的风机端电压参数判断交流故障清除；本发明解决了常规双馈风机发生直流故障时引起的送端风机连锁脱网，适用送端风机的交流故障和直流故障，提高了风机自身的故障穿越能力。

Description

高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置
技术领域
本发明涉及送端风机协同故障穿越技术领域，具体涉及一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置。
背景技术
我国的风能资源主要集中在“三北”地区，而用电负荷中心在中东部区域，资源和负荷的这一逆向分布特征使得我国风能开发具有大规模开发、远距离送出的特点，通常采用电网换相换流器高压直流输电（Line commutated converter based high voltagedirect current,LCC-HVDC）送出。然而LCC-HVDC容易发生闭锁、连续换相失败等直流故障，在送端系统造成高电压或者更复杂的“先低后高”扰动。此外，风电场通常位于电网末端，直流配套火电建设滞后，送端系统网架薄弱。在此背景下，当直流系统发生故障时，容易造成风机的脱网，甚至发展为连锁故障，严重威胁了电力系统的安全稳定，制约了特高压直流跨区新能源消纳能力。
目前，针对风机本身的故障穿越主要关注单纯的由交流故障引起的低电压或高电压下的故障穿越，所提出的故障穿越策略在直流故障造成的复杂扰动下可能不适用；针对直流故障引发的暂态电压扰动，大多从协同同步调相机、无功补偿装置等角度出发，这类方案一定程度上能抑制过电压幅值，但风机本身的故障穿越能力未得到提升，在交流故障下无法抑制风机脱网，且未充分利用风机自身的调节能力。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明提供了一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置。
为了达到上述发明目的，本发明采用的技术方案为：
一方面，一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，包括以下步骤：
S1、实时采集风机端电压参数；
S2、判断步骤S1中风机端电压参数是否满足预设电压范围，若满足则风机不采取任何措施，否则进入步骤S3；
S3、执行第一协同控制策略，并实时检测是否接收到LCC-HVDC控制站的故障信号，若检测到故障信息则判为发生直流故障，进入步骤S4，否则判为发生交流故障，进入步骤S6；
S4、执行第二协同控制策略；
S5、根据实时检测的LCC-HVDC控制站的故障信号判断直流故障是否清除，若故障清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S4；
S6、继续执行第一协同控制策略；
S7、根据实时检测的风机端电压参数判断交流故障是否清除，若清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S6。
进一步地，步骤S3中第一协同控制策略的构建方法具体包括以下分步骤：
A1、采集风机系统中各数据参数；
A2、根据步骤A1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
A3、根据步骤A2中定子磁链的负序分量以及直流分量计算去磁电流，表示为：
Figure 384817DEST_PATH_IMAGE001
其中，
Figure 606DEST_PATH_IMAGE002
为去磁电流，
Figure 294184DEST_PATH_IMAGE003
为负序去磁电流，
Figure 679029DEST_PATH_IMAGE004
为定子磁链负序分量，
Figure 399860DEST_PATH_IMAGE005
为定子磁链直流分量，σ为漏磁系数，L r 为转子绕组电感；
A4、根据步骤S1中风机端电压参数计算定子电流；
A5、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流构建转子侧变换器暂态控制策略与储能侧变换器控制策略，得到第一协同控制策略。
进一步地，步骤A4具体为：
根据公式：
Figure 502945DEST_PATH_IMAGE006
其中，
Figure 272318DEST_PATH_IMAGE007
为d轴定子电流，U w为风机端电压参数，I N为机组额定电流；
获取风机端小于等于预设电压范围中最小值的d轴定子电流的最大值，或风机端电压大于等于预设电压范围中最大值时的d轴定子电流的最小值。
进一步地，步骤A5具体包括以下分步骤：
A51、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流分别计算转子侧变换器RSC与储能侧变化去ESC的去磁电流与无功电流，表示为：
Figure 839566DEST_PATH_IMAGE008
其中，i demaRSC 为转子侧变换器RSC的去磁电流，i QRSC 为转子侧变换器RSC的无功电流，
Figure 668982DEST_PATH_IMAGE009
为d轴定子电流；i demaESC 为储能侧变换器ESC的去磁电流，i QESC 为储能侧变换器ESC的无功电流；
A52、根据步骤A51中转子侧变换器RSC的去磁电流计算转子参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 56101DEST_PATH_IMAGE010
其中，
Figure 629164DEST_PATH_IMAGE011
为转子参考电流在d轴电流分量，
Figure 50919DEST_PATH_IMAGE012
为转子参考电流在q轴电流分量，i rd 为原控制下RSC的d轴参考电流，i rq 为原控制下RSC的q轴参考电流；
A53、采用DFIG传统矢量控制电压方程结合步骤A52中转子参考电流在各轴上的电流分量，构建转子侧变换器RSC暂态控制策略；
A54、根据步骤A51中储能侧变换器ESC的去磁电流与无功电流计算储能参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 334393DEST_PATH_IMAGE013
其中，
Figure 146491DEST_PATH_IMAGE014
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 319983DEST_PATH_IMAGE015
为储能参考电流在q轴电流分量；
A55、根据步骤A54中储能参考电流在各轴电流分量构建储能侧变换器ESC控制策略。
进一步地，步骤S4中执行的第二协同控制策略具体包括以下分步骤：
B1、采集风机系统中各数据参数；
B2、根据步骤B1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
B3、根据步骤B2中定子磁链的负序分量与直流分量计算去磁电流；
B4、获取换流母线处电压正常值U LrN 、换流母线处实时电压值U Lr 以及获取容量约束范围S n ；
B5、根据步骤B4中获取的电压值得到改进无功控制量和最大转子电流约束范围，分别表示为：
Figure 533927DEST_PATH_IMAGE016
Figure 767462DEST_PATH_IMAGE017
其中，U LrN 为换流母线处电压正常值，U Lr 为换流母线处实时电压值，ΔQ ac 为不平衡无功量，
Figure 66857DEST_PATH_IMAGE018
为最大转子电流约束，X m 为三励磁电抗，X s 为三相定子电抗，V s 为三相定子电压，I max 为最大转子电流，P s 为三相电子有用功功率，
B6、根据步骤B4中容量约束范围和最大转子电流约束范围得到定子无功约束范围，表示为：
Figure 44040DEST_PATH_IMAGE019
其中，
Figure 112490DEST_PATH_IMAGE020
为定子无功约束范围，
Figure 516927DEST_PATH_IMAGE021
为容量约束范围；
B7、根据定子无功约束范围、无功控制量和最大转子电流约束范围构建转子侧变换器RSC降功率策略；
B8、判断储能侧变换器ESC是否参与发出无功电流，若是则返回步骤B4，否则进入步骤B9；
B9、根据步骤B3中储能侧变换器ESC的去磁电流计算储能参考电流在各轴电流分量，并构建储能侧变换器ESC控制策略，表示为：
Figure 569196DEST_PATH_IMAGE022
其中，
Figure 287754DEST_PATH_IMAGE023
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 273027DEST_PATH_IMAGE024
为储能参考电流在q轴电流分量，
Figure 51627DEST_PATH_IMAGE025
为储能侧变换器ESC的去磁电流。
另一方面，一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置，包括：
数据采集模块，用于实时采集风机端电压参数；
数据判断模块，用于根据实时采集的风机端电压参数判断风机端电压参数是否满足预设电压范围；
第一策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第一协同控制策略；
第二策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第二协同控制策略。
本发明具有以下有益效果：
通过实时采集风机端电压参数，判断风机端电压是否满足预设电压范围，从而判断风机是否发生直流或者交流故障，若发生故障首先通过第一协同控制策略对故障系统进行调节，并实时检测是否接收到LCC-HVDC控制站的故障信号，若检测到故障信息则判为发生直流故障，通过第二协同控制策略进行调节直到清清除直流故障，否者判定为发生交流故障，继续执行第一控制策略，通过第一控制策略与第二控制策略，解决了常规双馈风机低电压与高电压穿越策略在直流故障引起的复杂暂态电压扰动下发生的不适用的情况，在检测到风机端电压偏差时，首先通过结合去磁控制与储能装置提高双馈风机穿越能力，并发出并网导则规定的无功，在接收到直流故障信号后，结合降有功控制与改进无功控制消除送端系统不平衡的无功，提高双馈风机自身的故障穿越能力。
附图说明
图1为本发明提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法的步骤流程图；
图2为步骤S3中第一协同控制策略构建方法的步骤流程图；
图3为本发明中定子磁链分量分离的逻辑框图；
图4为本发明中步骤A5的分步骤流程图；
图5为第一协同控制策略中转子侧变换器RSC暂态控制策略的控制框图；
图6为储能侧变换器ESC控制策略；
图7为步骤S4中第二协同控制策略构建方法的步骤流程图；
图8为第二协同控制策略中转子侧变换器RSC降功策略的控制框图；
图9为本发明提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置的结构示意图；
图10为本发明提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置的拓扑结构。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
为了解决的现有技术中所提出的故障穿越策略在直流故障造成的复杂扰动可能不适用的情况下，本发明提供了一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法及装置。
如图1所示，一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，包括以下步骤：
S1、实时采集风机端电压参数；
S2、判断步骤S1中风机端电压参数是否满足预设电压范围，若满足则风机不采取任何措施，否则进入步骤S3；
实际中，根据采集的风机端电压参数判断风机端电压U w是否满足预设电压范围0.9<U w<1.1，若满足该预设的电压条件则判定系统处于正常状态，风机不采取任何措施，若不满足此条件则认为系统故障，但是不确定是发生交流故障还是直流故障，因此需要进行下一部分的操作。
S3、执行第一协同控制策略，并实时检测是否接收到LCC-HVDC控制站的故障信号，若检测到故障信息则判为发生直流故障，进入步骤S4，否则判为发生交流故障，进入步骤S6；
实际中，第一协同控制策略是两个控制策略中最普适的故障穿越方案，对于交流、直流故障均适用，通过协同去磁控制与转子侧SEMS，以提高DIFG自身的故障穿越能力为主要目标，并按照并网导侧的要求发出一定的无功支撑电网电压恢复，作为次要目标。
实际中，通过实时检测的LCC-HVDC控制站的故障信号作为直流与交流故障信号的判断标准，即仅检测LCC-HVDC控制站传输过来的直流故障信号，若未检测到故障信号则认为是交流故障，检测到故障信号则认为是直流故障。
如图2所示，本实施例中，步骤S3中第一协同控制策略的构建方法具体包括以下分步骤：
A1、采集风机系统中各数据参数；
实际中，从风机自身的控制系统采集数据参数，包括三相定子电压以及三相定子电流等。
A2、根据步骤A1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
实际中，如图3所示，根据数据参数内三相定子电压U sabc 与三相定子电流i sabc 得到定子磁链的正序分量的计算式为：
Figure 325614DEST_PATH_IMAGE026
其中，
Figure 644600DEST_PATH_IMAGE027
为定子磁链的交流分量，
Figure 687642DEST_PATH_IMAGE028
为定子磁链的正序分量，
Figure 433881DEST_PATH_IMAGE029
为定子磁链的负序分量，
Figure 195164DEST_PATH_IMAGE030
为定子磁链的直流分量；
如图3所示，定子磁链的负序分量
Figure 52261DEST_PATH_IMAGE031
的计算式表示为：
Figure 949810DEST_PATH_IMAGE032
如图3所示，定子磁链的直流分量
Figure 132530DEST_PATH_IMAGE033
的计算式表示为：
Figure 381109DEST_PATH_IMAGE034
。
A3、根据步骤A2中定子磁链的负序分量以及直流分量计算去磁电流，表示为：
Figure 979580DEST_PATH_IMAGE035
其中，
Figure 59532DEST_PATH_IMAGE036
为去磁电流，
Figure 85256DEST_PATH_IMAGE037
为负序去磁电流，
Figure 617869DEST_PATH_IMAGE038
为定子磁链负序分量，
Figure 20031DEST_PATH_IMAGE039
为定子磁链直流分量，σ为漏磁系数，其计算式表示为：
Figure 954489DEST_PATH_IMAGE040
，其中，L s 为定子绕组电感，L m 为互感；
实际中，通过控制转子电流注入与定子磁链直流分量与定子磁链负序分量相反的漏磁分量，抵消定子磁链直流分量与负序分量，从而降低转子感应电势。
A4、根据步骤S1中风机端电压参数计算定子电流；
本实施例中，步骤A4具体为：
根据公式：
Figure 416695DEST_PATH_IMAGE041
其中，
Figure 374286DEST_PATH_IMAGE042
为d轴定子电流，U w为风机端电压参数，I N为机组额定电流；
获取风机端小于等于预设电压范围中最小值的d轴定子电流的最大值，或风机端电压大于等于预设电压范围中最大值时的d轴定子电流的最小值。
实际中，通过风机端电压参数判断风机端电压U w是否小于等于预设电压范围中最小值0.9，若满足则按照风电场接入电力系统技术规定GB/T19963-2011的要求，在低电压穿越期间，在双馈风电机组向电网注入一定的无功电流作为定子电流，满足
Figure 376878DEST_PATH_IMAGE043
，其中，
Figure 103525DEST_PATH_IMAGE044
为d轴定子电流，I N为机组额定电流；若不满足小于等于预设电压范围中最小值0.9，则判断风机端电压是否大于等于预设电压范围中最大值，若满足则按照风电场接入电力系统技术规定GB/T19963-2011的要求，在高电压穿越期间，在双馈风电机组向电网注入一定的无功电流作为定子电流，满足
Figure 798949DEST_PATH_IMAGE045
。
A5、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流构建转子侧变换器暂态控制策略与储能侧变换器控制策略，得到第一协同控制策略。
如图4所示，本实施例中，步骤A5具体包括以下分步骤：
A51、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流分别计算转子侧变换器RSC与储能侧变化去ESC的去磁电流与无功电流，表示为：
Figure 243836DEST_PATH_IMAGE046
其中，i demaRSC 为转子侧变换器RSC的去磁电流，i QRSC 为转子侧变换器RSC的无功电流，
Figure 784539DEST_PATH_IMAGE047
为d轴定子电流；i demaESC 为储能侧变换器ESC的去磁电流，i QESC 为储能侧变换器ESC的无功电流；
A52、根据步骤A51中转子侧变换器RSC的去磁电流计算转子参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 631272DEST_PATH_IMAGE048
其中，
Figure 232018DEST_PATH_IMAGE049
为转子参考电流在d轴电流分量，
Figure 429781DEST_PATH_IMAGE050
为转子参考电流在q轴电流分量，i rd 为原控制下RSC的d轴参考电流，i rq 为原控制下RSC的q轴参考电流；
A53、采用DFIG传统矢量控制电压方程结合步骤A52中转子参考电流在各轴上的电流分量，构建转子侧变换器RSC暂态控制策略；
实际中，将转子参考电流在各轴上的电流分量带入微分形式下的DFIG传统矢量控制电压方程，可以得到此时的转子侧变换器RSC闭环控制方程，表示为：
Figure 711858DEST_PATH_IMAGE051
其中，
Figure 475415DEST_PATH_IMAGE052
为转子d轴电压参考值，
Figure 450324DEST_PATH_IMAGE053
为转子q轴电压参考值，R r 为转子电阻，ω m 为转差速度，ω s 为同步转速；
如图5所示，通过此时的转子侧变换器RSC闭环控制方程可以构建转子侧变换器RSC暂态控制策略。
A54、根据步骤A51中储能侧变换器ESC的去磁电流与无功电流计算储能参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 869804DEST_PATH_IMAGE054
其中，
Figure 17889DEST_PATH_IMAGE055
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 573635DEST_PATH_IMAGE056
为储能参考电流在q轴电流分量；
A55、根据步骤A54中储能参考电流在各轴电流分量构建储能侧变换器ESC控制策略。
实际中，功率型储能装置具有各种拓扑脱节，如SMES系统采用DC/DC斩波电路与储能侧变换器串联的结构，在本发明实施例中，仅仅规定故障期间ESC的电流环控制指令，并基于ESC和超导磁储能系统的模型构建储能侧变换器ESC控制策略，故障期间储能侧变换器ESC控制策略如图6所示。
S4、执行第二协同控制策略；
实际中，第二协同控制策略是针对于特高压直流故障，从直流故障引起发送端交流暂态电压的机理出发，一方面以抑制交流暂态电压的严重程度为目标，另一方面以提升DFIG自身的故障穿越能力为目标。
如图7所示，本实施例中，步骤S4中第二协同控制策略的构建方法具体包括以下分步骤：
B1、采集风机系统中各数据参数；
B2、根据步骤B1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
实际中，此处的定子磁链的正序分量、负序风量以及直流分量的计算方式与第一协同策略中的计算方式相同。
B3、根据步骤B2中定子磁链的负序分量与直流分量计算去磁电流；
B4、获取换流母线处电压正常值U LrN 、换流母线处实时电压值U Lr 以及获取容量约束范围S n ；
实际中，结合图8所示，换流母线处电压正常值U LrN 与换流母线处实时电压值U Lr 进行加减后的量可作为下一步骤的输入，并根据公式18计算出无功指令，公式18即为最大转子电流约束的计算式，其中，换流母线处电压正常值U LrN 与换流母线处实时电压值U Lr 均可从LCC-HVDC控制站检测信号中获取，而容量约束范围S n 可从双馈风机自身获得。
B5、根据步骤B4中获取的电压值得到改进无功控制量和最大转子电流约束范围，分别表示为：
Figure 781762DEST_PATH_IMAGE057
Figure 422959DEST_PATH_IMAGE058
其中，U LrN 为换流母线处电压正常值，U Lr 为换流母线处实时电压值，ΔQ ac 为不平衡无功量，
Figure 109155DEST_PATH_IMAGE059
为最大转子电流约束，X m 为三励磁电抗，X s 为三相定子电抗，V s 为三相定子电压，I max 为最大转子电流，P s 为三相电子有用功功率，
B6、根据步骤B4中容量约束范围和最大转子电流约束范围得到定子无功约束范围，表示为：
Figure 784987DEST_PATH_IMAGE060
其中，
Figure 164016DEST_PATH_IMAGE061
为定子无功约束范围，
Figure 292509DEST_PATH_IMAGE062
为容量约束范围；
实际中，如图8所示，定子无功约束范围的计算式即为式17。
B7、根据定子无功约束范围、无功控制量和最大转子电流约束范围构建转子侧变换器RSC降功率策略；
实际中，转子侧变换器RSC的控制目标即为降有功，同时消除系统不平衡无功为目标调剂DFIG发出无功，本发明实施例中，转子侧变换器RSC的有功与无功的参考指令，表示为：
Figure 782396DEST_PATH_IMAGE063
其中，
Figure 47156DEST_PATH_IMAGE064
为有功参考指令，
Figure 800348DEST_PATH_IMAGE065
为无功参考指令；
结合定子无功约束范围、无功控制量和最大转子电流约束范围构建的转子侧变换器RSC降功率策略，如图8所示。
B8、判断储能侧变换器ESC是否参与发出无功电流，若是则返回步骤B4，否则进入步骤B9；
B9、根据步骤B3中储能侧变换器ESC的去磁电流计算储能参考电流在各轴电流分量，并构建储能侧变换器ESC控制策略，表示为：
Figure 478454DEST_PATH_IMAGE066
其中，
Figure 709715DEST_PATH_IMAGE067
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 156877DEST_PATH_IMAGE068
为储能参考电流在q轴电流分量，
Figure 543953DEST_PATH_IMAGE069
为储能侧变换器ESC的去磁电流，表示为：
Figure 709355DEST_PATH_IMAGE070
，其中，
Figure 478728DEST_PATH_IMAGE071
为第二协同策略中去磁电流，
Figure 45975DEST_PATH_IMAGE072
为第二协同策略中负序去磁电流，
Figure 609812DEST_PATH_IMAGE073
为第二协同策略中直流去磁电流，
Figure 262510DEST_PATH_IMAGE074
为第二协同策略中定子磁链负序分量，
Figure 835574DEST_PATH_IMAGE075
为定子磁链直流分量，
Figure 991749DEST_PATH_IMAGE076
为漏磁系数，
Figure 992066DEST_PATH_IMAGE077
为转子绕组电感。
S5、根据实时检测的LCC-HVDC控制站的故障信号判断直流故障是否清除，若故障清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S4；
S6、继续执行第一协同控制策略；
S7、根据实时检测的风机端电压参数判断交流故障是否清除，若清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S6。
实际中，根据实时检测的风机端电压参数判断电压是否恢复到0.9 p.u.以上且持续高于0.9 p.u. 50 ms，若恢复则认为交流故障清除，否则继续执行第一协同控制策略。
如图9所示，一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置，包括：
数据采集模块，用于实时采集风机端电压参数；
数据判断模块，用于根据实时采集的风机端电压参数判断风机端电压参数是否满足预设电压范围；
第一策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第一协同控制策略；
第二策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第二协同控制策略。
本发明实施例提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置具有上述一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法的有益效果。
实际中，本发明实施例所提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法是针对于单机而言，而本发明实施例中提供的一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置，其拓扑结构如图10中双馈感应发电机DFIG n所示，双馈感应发电机（Doubly fedinduction generator，DFIG）定子直接与电网相连，经升压变压器升压传输至外部电网。转子与背靠背式脉冲宽度调制（Pulse width modulation,PWM）变换器相连，功率型储能系统，以超导磁储能系统（Superconducting magnetic energy storage system, SMES）为例，连接于双馈感应发电机DFIG转子侧，与储能侧变换器（Energyside converter, ESC）并联。稳态时储能侧变换器ESC电容与双馈感应发电机DFIG直流母线电容并联，开关S闭合，此时储能侧变换器ESC参考信号为0，储能侧变换器ESC与转子侧不进行功率交换，减少谐波注入对转子绕组的影响。当电网发生故障时，连接双馈感应发电机DFIG直流母线处的开关S迅速断开，超导磁储能系统SMES与转子侧变换器（Rotor side converter,RSC）并联，储存于超导磁储能系统SMES中能量通过储能侧变换器ESC产生去磁电流及无功电流，协同转子侧变换器RSC产生的去磁电流与无功电流注入转子绕组。与此同时，降低转子侧变换器RSC的有功功率指令，以提升双馈感应发电机DFIG无功裕度。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、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。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的原理，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。

Claims (4)

1.一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、实时采集风机端电压参数；
S2、判断步骤S1中风机端电压参数是否满足预设电压范围，若满足则风机不采取任何措施，否则进入步骤S3；
S3、构建并执行第一协同控制策略，并实时检测是否接收到LCC-HVDC控制站的故障信号，若检测到故障信息则判为发生直流故障，进入步骤S4，否则判为发生交流故障，进入步骤S6；
步骤S3中第一协同控制策略的构建方法具体包括以下分步骤：
A1、采集风机系统中各数据参数；
A2、根据步骤A1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
A3、根据步骤A2中定子磁链的负序分量以及直流分量计算去磁电流，表示为：
Figure 535212DEST_PATH_IMAGE001
其中，
Figure 276640DEST_PATH_IMAGE002
为去磁电流，
Figure 577653DEST_PATH_IMAGE003
为负序去磁电流，
Figure 312432DEST_PATH_IMAGE004
为定子磁链负序分量，
Figure 562761DEST_PATH_IMAGE005
为定子磁链直流分量，σ为漏磁系数，L r 为转子绕组电感；
A4、根据步骤S1中风机端电压参数计算定子电流；
A5、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流构建转子侧变换器暂态控制策略与储能侧变换器控制策略，得到第一协同控制策略；
S4、构建并执行第二协同控制策略；
步骤S4中第二协同控制策略的构建方法具体包括以下分步骤：
B1、采集风机系统中各数据参数；
B2、根据步骤B1中数据参数内三相定子电压与三相定子电流计算定子磁链的正序分量、负序分量以及直流分量；
B3、根据步骤B2中定子磁链的负序分量与直流分量计算去磁电流；
B4、获取换流母线处电压正常值、换流母线处实时电压值以及获取容量约束范围；
B5、根据步骤B4中获取的电压值得到改进无功控制量和最大转子电流约束范围，分别表示为：
Figure 894997DEST_PATH_IMAGE006
Figure 135836DEST_PATH_IMAGE007
其中，U LrN 为换流母线处电压正常值，U Lr 为换流母线处实时电压值，ΔQ ac 为不平衡无功量，
Figure 932760DEST_PATH_IMAGE008
为最大转子电流约束，X m 为三励磁电抗，X s 为三相定子电抗，V s 为三相定子电压，I max 为最大转子电流，P s 为三相电子有用功功率，
B6、根据步骤B4中容量约束范围和最大转子电流约束范围得到定子无功约束范围，表示为：
Figure 903775DEST_PATH_IMAGE009
其中，
Figure 377219DEST_PATH_IMAGE010
为定子无功约束范围，
Figure 934715DEST_PATH_IMAGE011
为容量约束范围；
B7、根据定子无功约束范围、无功控制量和最大转子电流约束范围构建转子侧变换器RSC降功率功策略；
B8、判断储能侧变换器ESC是否参与发出无功电流，若是则返回步骤B4，否则进入步骤B9；
B9、根据步骤B3中储能侧变换器ESC的去磁电流计算储能参考电流在各轴电流分量，并构建储能侧变换器ESC控制策略，表示为：
Figure 643651DEST_PATH_IMAGE012
其中，
Figure 304790DEST_PATH_IMAGE013
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 67514DEST_PATH_IMAGE014
为储能参考电流在q轴电流分量，
Figure 814103DEST_PATH_IMAGE015
为储能侧变换器ESC的去磁电流；
S5、根据实时检测的LCC-HVDC控制站的故障信号判断直流故障是否清除，若故障清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S4；
S6、继续执行第一协同控制策略；
S7、根据实时检测的风机端电压参数判断交流故障是否清除，若清除则风机回到正常运行状态，否则返回步骤S6。
2.根据权利要求1中高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，其特征在于，步骤A4具体为：
根据公式：
Figure 61151DEST_PATH_IMAGE016
其中，
Figure 202895DEST_PATH_IMAGE017
为d轴定子电流，U w为风机端电压参数，I N为机组额定电流；
获取风机端小于等于预设电压范围中最小值的d轴定子电流的最大值，或风机端电压大于等于预设电压范围中最大值时的d轴定子电流的最小值。
3.根据权利要求1中高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，其特征在于，步骤A5具体包括以下分步骤：
A51、根据步骤A3中去磁电流与步骤A4中定子电流分别计算转子侧变换器RSC与储能侧变换器ESC的去磁电流与无功电流，表示为：
Figure 96771DEST_PATH_IMAGE018
其中，i demaRSC 为转子侧变换器RSC的去磁电流，i QRSC 为转子侧变换器RSC的无功电流，
Figure 291777DEST_PATH_IMAGE019
为d轴定子电流；i demaESC 为储能侧变换器ESC的去磁电流，i QESC 为储能侧变换器ESC的无功电流；
A52、根据步骤A51中转子侧变换器RSC的去磁电流计算转子参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 545778DEST_PATH_IMAGE020
其中，
Figure 306143DEST_PATH_IMAGE021
为转子参考电流在d轴电流分量，
Figure 118723DEST_PATH_IMAGE022
为转子参考电流在q轴电流分量，i rd 为原控制下RSC的d轴参考电流，i rq 为原控制下RSC的q轴参考电流；
A53、采用DFIG传统矢量控制电压方程结合步骤A52中转子参考电流在各轴上的电流分量，构建转子侧变换器RSC暂态控制策略；
A54、根据步骤A51中储能侧变换器ESC的去磁电流与无功电流计算储能参考电流在各轴电流分量，表示为：
Figure 311675DEST_PATH_IMAGE023
其中，
Figure 313627DEST_PATH_IMAGE024
为储能参考电流在d轴电流分量，
Figure 194078DEST_PATH_IMAGE025
为储能参考电流在q轴电流分量；
A55、根据步骤A54中储能参考电流在各轴电流分量构建储能侧变换器ESC控制策略。
4.一种高比例风电交直流送端电网协同故障穿越装置，应用于权利要求1至权利要求3任一所述的高比例风电交直流送端电网协同故障穿越方法，其特征在于，包括：
数据采集模块，用于实时采集风机端电压参数；
数据判断模块，用于根据实时采集的风机端电压参数判断风机端电压参数是否满足预设电压范围；
第一策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第一协同控制策略；
第二策略执行模块，用于根据数据判断模块的判断结果执行第二协同控制策略。
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