CN115313466A - 一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及系统 - Google Patents

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CN115313466A CN202111521440.8A CN202111521440A CN115313466A CN 115313466 A CN115313466 A CN 115313466A CN 202111521440 A CN202111521440 A CN 202111521440A CN 115313466 A CN115313466 A CN 115313466A
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Abstract

本发明公开了一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及系统：S1:实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据；S2:设置新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；S3:检测输电系统是否发生严重故障；S4:当检测到发生严重故障时，将柔性直流换流站切换为定电压控制模式，直至电压恢复至预设阈值以上时，执行S2；S5:当未有严重故障时，计算新能源机组的功率因数；S6:当功率因数大于等于预设阈值时，则实时监测柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；S7:当电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，执行S3；S8:当电压未超过预设范围时，执行S3。

Description

一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及 系统
技术领域
本发明涉及电力系统技术领域，更具体地，涉及一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及系统。
背景技术
随着2030年碳达峰与2060年碳中和目标的提出，风电、太阳能发电等新能源的发展将迎来新一轮爆发式增长，新能源发电成为未来电力系统重要的发电形式。我国新能源资源主要分布在东部沿海及西部内陆等偏远地区，而且新能源本身存在随机性和波动性特征，未来输电系统应具备消纳大规模可再生能源的能力。柔性直流输电技术由于在新能源并网领域的显著优势而成为适合新能源接入电网的电力传输方式。
在新能源集中送出地区负荷通常较小，大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，无功调节手段不足，使电压调控难度越来越大，表现为低谷负荷期间部分地区电压偏高、高峰负荷期间部分地区电压偏低。全网充电功率补偿度虽满足要求，但局部电网补偿度不足，在系统负荷较低情况下可能出现局部电压偏高的问题。同时新能源固有的波动性和随机性会给电网的稳定运行带来了挑战，使得局部电网对新能源接纳能力有限。非故障状态时，新能源出力的随机性会导致电网潮流的不确定，无功需求变化幅度大，变化速度快，导致电压波动过大，为防止发生电网电压越限，则会限制风电和光伏出力，出现弃风弃光现象。
针对新能源经柔性直流孤岛送电场景，换流站需为新能源机组提供可靠的并网电压，这样整流侧换流器通常采用定频率、定交流电压幅值控制模式，当送端新能源有功出力大幅波动导致电压越限时，换流器无功输出大幅增加将引起柔性直流送出容量受限。电网风电机组可以实现有功和无功解耦控制，可以利用其无功容量起到电压支撑的作用。根据GB/T19963-2011《风电场接入电力系统技术规定》，风电机组可以运行在±0.95功率因数范围内，风电场可给交流系统提供电压调节作用。而目前新能源机组稳态运行时一般以单位功率因数运行，无功容量尚未被利用。因此，需要协调控制新能源机组与柔性直流换流器的无功出力，达到提升电压水平，提高新能源消纳的效果。
因此，需要一种技术，以实现适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制技术。
发明内容
本发明技术方案提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及系统，以解决如何在满足电网电压合格前提下新能源机组与柔性直流换流器间的协调控制的问题。
为了解决上述问题，本发明提供了一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法，所述方法包括：
S1:实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
S2:设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
S3:检测输电系统是否发生严重故障；
S4:当检测到输电系统发生严重故障时，将所述柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至所述柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，继续执行步骤S2；
S5:当未检测到输电系统发生严重故障时，基于所述运行数据计算新能源机组的功率因数；
S6:当新能源机组的所述功率因数大于等于预设阈值时，则实时监测所述柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；
S7:当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3；
S8:当所述柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，继续执行步骤S3。
优选地，所述设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，包括：
将所述新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将所述柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
优选地，所述严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
优选地，当新能源机组的所述功率因数小于预设阈值时，
将所述功率因数固定为预设阈值。
优选地，所述计算新能源机组的功率因数，还包括：
Figure BDA0003407617410000031
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
优选地，当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3，包括：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
优选地，还包括：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
Figure BDA0003407617410000041
基于本发明的另一方面，本发明提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统，所述系统包括：
获取单元，用于实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
设置单元，用于设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
检测单元，用于检测输电系统是否发生严重故障；
当检测到输电系统发生严重故障时，将所述柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至所述柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
当未检测到输电系统发生严重故障时，基于所述运行数据计算新能源机组的功率因数；
当新能源机组的所述功率因数大于等于预设阈值时，则实时检测所述柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；
当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障；
当所述柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，检测输电系统是否发生严重故障。
优选地，所述设置单元用于设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，还用于：
将所述新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将所述柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
优选地，所述严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
优选地，所述检测单元还用于，当新能源机组的所述功率因数小于预设阈值时，将所述功率因数固定为预设阈值。
优选地，所述检测单元用于计算新能源机组的功率因数，还用于：
Figure BDA0003407617410000051
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
优选地，所述检测单元用于，当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障，还用于：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
优选地，所述检测单元还用于：
当Uc<UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
Figure BDA0003407617410000061
本发明技术方案提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法及系统，其中方法包括：S1:实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；S2:设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；S3:检测输电系统是否发生严重故障；S4:当检测到输电系统发生严重故障时，将柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，继续执行步骤S2；S5:当未检测到输电系统发生严重故障时，基于运行数据计算新能源机组的功率因数；S6:当新能源机组的功率因数大于等于预设阈值时，则实时监测柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；S7:当柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3；S8:当柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，继续执行步骤S3。本发明技术方案可以得到在满足电网电压合格前提下风电机组与柔性直流换流器间的协调控制方法，提高柔性直流换流器的双向无功调节裕度，满足系统稳态和暂态严重故障下电压控制的要求。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法流程图；
图2为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法流程图；
图3为根据本发明优选实施方式的新能源和柔性直流外送系统电网结构示意图；
图4为根据本发明优选实施方式的新能源有功功率波动曲线示意图；
图5为根据本发明优选实施方式的协调控制时新能源机组无功出力示意图；
图6为根据本发明优选实施方式的无协调控制时新能源机组无功出力示意图；
图7为根据本发明优选实施方式的协调控制时换流站无功功率输出示意图；
图8为根据本发明优选实施方式的无协调控制时换流站无功功率输出示意图；以及
图9为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统结构图。
具体实施方式
现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
图1为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法流程图。本发明提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法，能够快速高效地调节新能源电源与柔性直流换流器设备的无功输出，抑制新能源出力频繁变化导致的电网电压波动，在确保电压水平合格的前提下，协调柔性直流换流器在稳定运行时使预留出更多的无功储备容量，为系统发生故障导致电压严重跌落时提供无功电压支撑。
如图1所示，本发明提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法，方法包括：
S1:实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
本发明首先实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态及控制参数，其中柔性直流输电系统获取的数据包括：柔性直流控制方式、柔性直流额定有功功率Pd、柔性直流容量Sc、柔性直流实时有功传输功率Ps、柔性直流注入交流电网无功功率Qs；新能源并网系统获取的数据包括：新能源机组i的有功出力Pgi和无功出力Qgi。新能源机组控制模式。
S2:设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
优选地，设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，包括：
将新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
本发明将区域内风机设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压。柔直送端换流器有功控制模式设置为定频率控制、无功控制模式设置为定无功功率控制，将无功功率指令划分为n档，每档容量为±△Qc，﹢代表容性无功功率，﹣代表感性无功功率，初始无功功率指令值为零。
S3:检测输电系统是否发生严重故障；优选地，严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
本发明中严重故障形式包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
S4:当检测到输电系统发生严重故障时，将柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，继续执行步骤S2。
本发明中，当检测到系统发生严重故障扰动后，柔性直流无功控制控制模式切换为定电压控制模式，电压参考值为柔性直流换流站母线额定电压。当柔性直流换流站母线电压恢复至0.9pu以上，返回步骤S2。若未检测到系统发生故障，执行步骤S5。
S5:当未检测到输电系统发生严重故障时，基于运行数据计算新能源机组的功率因数；
优选地，计算新能源机组的功率因数，还包括：
Figure BDA0003407617410000091
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
S6:当新能源机组的功率因数大于等于预设阈值时，则实时监测柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；优选地，当新能源机组的功率因数小于预设阈值时，将功率因数固定为预设阈值。
本发明若新能源机组cosφ≥0.95，执行步骤S7。若新能源机组cosφ<0.95且无功出力为正，将该新能源机组控制模式切换为定功率因数控制，功率因数为0.95(超前)；若新能源机组cosφ<0.95且无功出力为负，将该新能源机组控制模式切换为定功率因数控制，功率因数为0.95(滞后)，若机组并网点电压在1分钟内波动幅度小于2％，将风机控制模式切换为定电压控制。
S7:当柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3；
S8:当柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，继续执行步骤S3。
优选地，当柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3，包括：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
优选地，还包括：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
Figure BDA0003407617410000101
若满足判据，调整柔性直流无功功率参考值。柔性直流无功功率参考值调整方法为：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，返回步骤S3；当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，返回步骤S3。
Figure BDA0003407617410000102
若不满足判据，则返回步骤S3。
通过本发明可以得到在满足电网电压合格前提下风电机组与柔性直流换流器间的协调控制方法，提高柔性直流换流器的双向无功调节裕度，满足系统稳态和暂态严重故障下电压控制的要求。本发是可以减少电网调度运行方式人员稳态调压工作量，在保证电网安全性的基础下提高新能源的消纳水平。
图2为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法流程图。
如图2所示，本发明(1)首先获取柔性直流及新能源运行状态：
本发明实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态及控制参数，其中柔性直流输电系统获取的数据包括：柔性直流控制方式、柔性直流额定有功功率Pd、柔性直流容量Sc、柔性直流实时有功传输功率Ps、柔性直流注入交流电网无功功率Qs；新能源并网系统获取的数据包括：新能源机组i的有功出力Pgi和无功出力Qgi。新能源机组控制模式。
(2)初始化设置：
本发明将区域内风机设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压。柔直送端换流器有功控制模式设置为定频率控制、无功控制模式设置为定无功功率控制，将无功功率指令划分为n档，每档容量为±△Qc，﹢代表容性无功功率，﹣代表感性无功功率，初始无功功率指令值为零。
(3)判别是否发生严重故障:
本发明中当检测到系统发生严重故障扰动后，柔性直流无功控制控制模式切换为定电压控制模式，电压参考值为柔性直流换流站母线额定电压。当柔性直流换流站母线电压恢复至0.9pu以上，返回步骤(2)。若未检测到系统发生故障，执行步骤(4)。
严重故障形式包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
(4)新能源与柔性直流协调控制策略:
步骤(4-1)：计算新能源机组功率因数。利用下式计算送端所有新能源机组功率因数cosφ。
Figure BDA0003407617410000121
式中，Pgi和Qgi为新能源机组i的有功出力和无功出力。
本发明中，若新能源机组cosφ≥0.95，执行步骤(4-2)。若新能源机组cosφ<0.95且无功出力为正，将该新能源机组控制模式切换为定功率因数控制，功率因数为0.95(超前)；若新能源机组cosφ<0.95且无功出力为负，将该新能源机组控制模式切换为定功率因数控制，功率因数为0.95(滞后)，若机组并网点电压在1分钟内波动幅度小于2％，将风机控制模式切换为定电压控制。
步骤(4-2)：柔性直流运行工况调整。实时监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差。△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定值。
若满足判据，调整柔性直流无功功率参考值。柔性直流无功功率参考值调整方法为：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，返回步骤(3)；当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，返回步骤(3)。
Figure BDA0003407617410000122
若不满足判据，则返回步骤(3)。
本实施例以实际电网为例，说明一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法的实现步骤：
(1)获取柔性直流及新能源运行状态：
本发明以内蒙古新能源和柔性直流孤岛送出系统为例建立如图3所示新能源集中外送系统，送端电网为风电资源集中区域，风电汇集至500kV汇集站1、汇集站2和汇集站3，各汇集站经过50公里500kV线路接入柔性直流送端换流站，新能源装机容量约6000MW。将送端电网的所有风电机组和柔性直流作为协调控制对象。
本发明在某运行方式下，实时获取柔性直流输电系统获取的数据，柔性直流额定有功功率Pd为6000MW，柔性直流容量Sc为6500MVA、柔性直流传输有功功率Ps为6000MW、柔性直流注入交流电网无功功率Qs为0Mvar；柔性直流输电系统送端换流站控制模式为定频率控制和定交流电压控制，受端换流站控制模式为定直流电压控制和定无功功率控制。新能源并网系统中风电机组有功总出力为6000MW，无功总出力为0Mvar，风电机组控制模式为定功率因数控制，功率因数为1。
(2)初始化设置:
本发明将区域内风机设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压690V。柔性直流送端换流器有功控制模式设置为定频率控制，频率参考值为换流站母线频率、无功控制模式设置为定无功功率控制，将无功功率指令划分为15档，每档容量为±200Mvar，﹢代表容性无功功率，﹣代表感性无功功率，初始无功功率指令值为零。
(3)新能源与柔性直流协调控制策略:
本发明模拟一天中风电有功出力变化，如图4所示。在一天中0:00～8:00时段内，随着风电有功功率输出增加，送端电网电压降低。计算区域内风电机组的功率因数cosφ，风电机组在定电压控制作用下增加容性无功抑制电压波动，在4:00时刻左右，送端磴汇风电场风机机组功率因数降低至0.95(超前)，将风机控制模式切换为定功率因数控制，功率因数设置为0.95。实时监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足下式，
Uc＜525kV-15kV或Uc＞525kV+10kV
△t≥2
式中，换流站母线额定电压为525kV，换流站允许最低电压偏差为15kV，换流站允许最高电压偏差为10kV。电压越限持续时间设为2秒。
随着风功率继续增加，换流站母线电压Uc降低至510kV，并且持续时间大于2秒，满足判据，将换流器无功功率参考值增加一档150Mvar，经过4次调整后，换流器无功功率参考值调整为600Mvar，向交流系统发生容性无功。在16:00～24:00时段内，随着风电有功功率降低，送端电网电压升高，新能源机组快速增加感性无功输出抑制电压波动，在18:00时刻左右，送端磴汇风电场风机机组功率因数降低至0.95(滞后)，将风机控制模式切换为定功率因数控制，功率因数设置为0.95。随着风功率继续降低，换流站母线电压Uc升高至535kV，并且持续时间大于2秒，将换流器无功功率参考值降低150Mvar，经过4次调整后，换流器无功功率参考值调整为0Mvar。
图5～图8为采取协调控制前后风机和柔性直流换流站无功输出。若不采取协调控制模式而是采用风机与柔性直流独立控制模式，在8:00～16:00时段内，风机无功输出为零，而柔性直流换流器无功输出达到容量限制最大值2500Mvar，无功电压调节能力已达到极限。由于柔性直流换流器在暂态过程可输出大量无功功率，对主网电压支撑能力更强，因此希望稳态运行时柔性直流换流器能够预留更多无功容量，在系统发生故障电压严重跌落时提供更多的动态无功支撑。采用本发明提供的协调控制方法后，在全天中大部分时段内，风机无功输出达到最大值0.33pu，而柔性直流换流器无功输出不会超过总容量的25％，可以为严重故障后可能出现的电压稳定问题提供更多无功储备。
图9为根据本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统结构图。如图9所示，本发明提供一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统，系统包括：
获取单元901，用于实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
设置单元902，用于设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值。
优选地，设置单元902用于设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，还用于：
将新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
检测单元903，用于检测输电系统是否发生严重故障；
当检测到输电系统发生严重故障时，将柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
当未检测到输电系统发生严重故障时，基于运行数据计算新能源机组的功率因数；
当新能源机组的功率因数大于等于预设阈值时，则实时检测柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；
当柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障；优选地，严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
当柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，检测输电系统是否发生严重故障。
优选地，检测单元903还用于，当新能源机组的功率因数小于预设阈值时，将功率因数固定为预设阈值。
优选地，检测单元用于计算新能源机组的功率因数，还用于：
Figure BDA0003407617410000161
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
优选地，检测单元903用于，当柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障，还用于：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
优选地，检测单元903还用于：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
Figure BDA0003407617410000171
本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统900与本发明优选实施方式的一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法100相对应，在此不再进行赘述。
已经通过参考少量实施方式描述了本发明。然而，本领域技术人员所公知的，正如附带的专利权利要求所限定的，除了本发明以上公开的其他的实施例等同地落在本发明的范围内。
通常地，在权利要求中使用的所有术语都根据他们在技术领域的通常含义被解释，除非在其中被另外明确地定义。所有的参考“一个//该[装置、组件等]”都被开放地解释为装置、组件等中的至少一个实例，除非另外明确地说明。这里公开的任何方法的步骤都没必要以公开的准确的顺序运行，除非明确地说明。

Claims (14)

1.一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制方法，所述方法包括：
S1:实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
S2:设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
S3:检测输电系统是否发生严重故障；
S4:当检测到输电系统发生严重故障时，将所述柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至所述柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，继续执行步骤S2；
S5:当未检测到输电系统发生严重故障时，基于所述运行数据计算新能源机组的功率因数；
S6:当新能源机组的所述功率因数大于等于预设阈值时，则实时监测所述柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；
S7:当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3；
S8:当所述柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，继续执行步骤S3。
2.根据权利要求1所述的方法，所述设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，包括：
将所述新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将所述柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
3.根据权利要求1所述的方法，所述严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
4.根据权利要求1所述的方法，当新能源机组的所述功率因数小于预设阈值时，
将所述功率因数固定为预设阈值。
5.根据权利要求1所述的方法，所述计算新能源机组的功率因数，还包括：
Figure FDA0003407617400000021
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
6.根据权利要求1所述的方法，当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，继续执行步骤S3，包括：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
7.根据权利要求6所述的方法，还包括：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，继续执行步骤S3；
Figure FDA0003407617400000031
8.一种适用于功率波动的新能源与柔性直流协调控制系统，所述系统包括：
获取单元，用于实时获取柔性直流输电系统和新能源并网系统中新能源机组的运行状态数据及控制参数；
设置单元，用于设置新能源并网系统中新能源机组的初始控制模式及电压参考值；设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
检测单元，用于检测输电系统是否发生严重故障；
当检测到输电系统发生严重故障时，将所述柔性直流换流站的无功控制模式切换为定电压控制模式，直至所述柔性直流换流站母线电压恢复至预设阈值以上时，设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的初始控制模式及初始无功功率值；
当未检测到输电系统发生严重故障时，基于所述运行数据计算新能源机组的功率因数；
当新能源机组的所述功率因数大于等于预设阈值时，则实时检测所述柔性直流换流站母线电压是否超过预设范围；
当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障；
当所述柔性直流换流站母线电压未超过预设范围时，检测输电系统是否发生严重故障。
9.根据权利要求8所述的系统，所述设置单元用于设置新能源并网系统中新能源机组的控制模式及控制参数，还用于：
将所述新能源机组的控制模式设置为定电压控制模式，电压参考值为风电场并网点母线额定电压；
设置柔性直流输电系统送端的柔性直流换流站的控制模式及控制参数，包括：
将所述柔性直流换流站的有功控制模式设置为定频率控制模式、无功控制模式设置为定无功功率控制模式。
10.根据权利要求8所述的系统，所述严重故障包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳双回故障、线路无故障开断、柔性直流闭锁故障。
11.根据权利要求8所述的系统，所述检测单元还用于，当新能源机组的所述功率因数小于预设阈值时，将所述功率因数固定为预设阈值。
12.根据权利要求8所述的系统，所述检测单元用于计算新能源机组的功率因数，还用于：
Figure FDA0003407617400000041
式中，Pgi和Qgi分别为新能源机组i的有功出力和无功出力。
13.根据权利要求8所述的系统，所述检测单元用于，当所述柔性直流换流站母线电压超过预设范围时，则调整所述柔性直流换流站无功功率参考值，检测输电系统是否发生严重故障，还用于：
监测柔性直流换流站母线电压Uc变化情况，判断Uc是否满足以下判据，
Uc＜UN-ΔU1或Uc＞UN+ΔU2
△t≥T
式中，UN为换流站母线额定电压，△U1为换流站允许的最低电压偏差，△U2为换流站允许的最高电压偏差，△t为Uc持续小于UN-ΔU或Uc持续大于UN+ΔU的时间，T为设定时间值。
14.根据权利要求13所述的系统，所述检测单元还用于：
当Uc＜UN-ΔU，将无功功率参考值档位增加一档，无功功率值增加△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
当Uc＞UN+ΔU，将无功功率参考值档位降低一档，无功功率值降低△Qc直至达到换流器容量最大值Qmax，检测输电系统是否发生严重故障；
Figure FDA0003407617400000051
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