风电场经二极管整流送出并网系统以及控制与保护系统

1.本发明主要涉及风力发电并网技术领域，具体地，涉及一种风电场经二极管整流送出并网系统以及控制与保护系统，同时提供了一种与控制与保护系统相适配的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统。


背景技术：

2.随着海上风电的快速发展，近海风场资源开发殆尽，海上风电向深-远海发展。随着风场离岸距离增加，采用直流并网成为必然。而柔性直流输电的高成本及复杂性限制了其大规模推广使用。二极管整流是一种低成本、高可靠的整流技术，用其替代基于模块化多电平变换器的海上送端换流阀，有助于大幅降低直流变换成本以及实现海上换流平台的轻量化。虽然学术界与工程界一直在探索风电经二极管整流器直流并网技术，但该技术一直未能在工程中实现，其中最大的挑战是二极管整流器无法为风场提供电压-频率支撑以及风场启动所需的反向功率，风场的启动-运行-故障穿越等皆存在挑战。已经提出的风电场经二极管整流直流并网技术，需要将风电机组的机侧变换器与网侧逆变器的外环控制算法互换，网侧逆变器的控制策略相较于常规控制也更为复杂，这就要求深度改造风电机组的控制逻辑，对机组的稳定运行也有待评估；另外，风电场需配置集中式无功补偿装置，不利于送端换流平台的轻量化；此外，启动电源难以获得，启动电源建设成本高。
3.目前没有发现同本发明类似技术的说明或报道，也尚未收集到国内外类似的资料。


技术实现要素：

4.本发明针对现有技术中存在的上述不足，提供了一种风电场经二极管整流送出并网系统。
5.本发明是通过以下技术方案实现的。
6.根据本发明的第一个方面，提供了一种风电场经二极管整流送出并网系统，包括：全功率变换风电机组、储能装置、交流汇集线路、汇集线路用交流断路器、基于二极管整流器的送端换流站、送端站交流断路器、直流输电电缆、岸上受端换流站、限流电抗器、变压器以及受端站交流断路器；其中：
7.多台所述全功率变换风电机组经所述交流汇集线路，并联汇集于所述基于二极管整流器的送端换流站，所述基于二极管整流器的送端换流站经所述直流输电电缆与所述岸上受端换流站相连；所述储能装置接入部分所述全功率变换风电机组的变流器直流母线上，所述汇集线路用交流断路器配置于所述全功率变换风电机组之间的所述交流汇集线路上，所述送端站交流断路器配置于所述基于二极管整流器的送端换流站的交流侧，所述限流电抗器配置于所述岸上受端换流站的直流侧，所述岸上受端换流站的交流侧经所述变压器和所述受端站交流断路器与岸上电网相连。
8.可选地，所述岸上受端换流站采用半桥子模块结构的岸上mmc换流站，或，采用全
桥或者混合型子模块结构的岸上mmc换流站；
9.当所述岸上受端换流站采用半桥子模块结构的岸上mmc换流站时，还包括：直流断路器；所述直流断路器配置于所述岸上受端换流站的直流侧。
10.根据本发明的第二个方面，提供了一种与风电场经二极管整流送出并网系统相适配的控制与保护系统，包括：
11.风电机组主控模块，用于输出风电变流器的机侧变流器转矩参考值、风电机组变桨指令和/或风电变流器的网侧逆变器启停命令和启动模式指令、储能变换器启停命令和工作模式指令；
12.风电变流器的机侧变换器控制模块，用于根据风电机组主控模块发出的风电变流器的机侧变流器转矩参考值控制永磁同步电机电磁转矩，其中，风电变流器的机侧变流器的控制策略与全功率变换风电机组的机侧变流器控制策略相同；其中，控制策略均为基于转子磁链定向的矢量控制策略。
13.风电变流器的网侧逆变器控制与保护模块，用于接收来自风电机组主控模块的风电变流器的网侧逆变器启停命令及启动模式指令，在全功率变换风电机组正常发电阶段用于控制直流母线电压，在岸上电网发生低电压故障阶段用于限制风场内网电压抬升，阻断二极管整流器输出功率，在直流输电线路短路故障时用于故障限流控制；
14.风电机组储能变换器控制模块，用于接收来自风电机组主控模块的储能变换器启停命令和工作模式指令，在机组启动阶段用于控制直流母线电压，在机组输出功率阶段用于储能电池充电；
15.风电变流器卸荷电路控制模块，用于在检测到变流器直流母线电容电压上升后控制直流侧卸荷装置，稳定直流母线电压；
16.送端换流站继电保护模块，用于判断直流输电线路短路故障并控制二极管整流器交流侧的受端站交流断路器动作；当判定直流输电线路发生短路故障，使二极管整流器交流侧的受端站交流断路器动作，清除故障电流；当判定直流输电线路短路故障清除，二极管整流器交流侧的受端站交流断路器重合闸；如果判定直流输电线路短路故障为永久性故障，则给风电机组主控模块发送停机指令；
17.受端换流站继电保护模块，用于判断直流输电线路短路故障并控制受端站出口侧断路器；当判定直流输电线路短路故障发生瞬间，控制直流断路器或受端站交流断路器动作切除故障；当判定直流输电线路短路故障清除，则重新闭合直流断路器或受端站交流断路器；当判定直流输电线路短路故障为永久性故障，则给受端站控制与保护模块发送停机指令；
18.受端站控制与保护模块，在风电机组正常发电阶段用于控制直流输电线路电压到额定值，在岸上电网发生低电压故障阶段给电力系统补偿无功功率。
19.根据本发明的第三个方面，提供了一种与控制与保护系统相适配的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统，包括：
20.风电变流器的网侧逆变器锁相环频率输出单元，用于提取锁相环输出的频率信息并将所述频率信息作为频率-无功自平衡函数应用单元的输入；
21.频率-无功自平衡函数生成与存储单元，用于生成并存储频率-无功自平衡函数；
22.频率-无功自平衡函数应用单元，用于获取频率-无功自平衡函数生成与存储单元
生成的频率-无功自平衡函数，并以输入的频率信息作为频率-无功自平衡函数的自变量，求得因变量作为风电变流器的网侧逆变器无功功率控制单元的输入；
23.风电变流器的网侧逆变器无功功率控制单元，用于控制风电变流器的网侧逆变器输出的无功功率。
24.由于采用了上述技术方案，本发明与现有技术相比，具有如下至少一项的有益效果：
25.本发明所提供的风电场经二极管整流送出并网系统，不同于以往研究中所提的风电场经二极管整流器直流并网系统，其没有集中式卸荷装置、风场内网集中式无功补偿装置、高压取电装置、连接到岸上的中压交流取电电缆和送端站直流断路器；并且，仅需在部分风电机组中配置小容量储能装置，就可以通过几台风电机组的黑启动建立电源，带动整个风场的启动，省去高压取电装置和连接到岸上的中压交流取电电缆；可以通过风电变流器对风场内无功功率实现全补偿，省去直流输电线路卸荷装置的同时无需扩充现有机组中变流器容量；利用风电变流器的卸荷电路协同完成交直流电网故障穿越，无需另外配置集中式卸荷装置；利用风电机组的限流控制功能配合受端站交流断路器的开断实现直流短路电流的可靠清除，省去送端站直流断路器，故障恢复后，断路器重合闸，功率快速恢复；这大大降低了系统投资成本。
26.本发明所提供的控制与保护系统，可以与本发明所提供的风电场经二极管整流送出并网系统相配套；可以使配置储能装置的风电机组具有黑启动能力，并将其作为启动电源带动整个风场的启动；可以使得风电机组在电网低电压故障期间具备快速功率阻断能力，并利用风电变流器的卸荷电路协同完成交直流电网故障穿越，故障清除后功率能自动恢复，无需另外配置集中式卸荷装置即可实现电网低电压故障穿越；可以使风电机组具有直流短路故障保护与穿越能力，直流短路故障发生后，机组变流器无需故障检测自动将短路电流控制到额定值，受端换流站交流断路器断开后，直流短路电流清除，同时风场电压无需检测自动上升并超过整流阈值(上升到电压限幅)，直流故障清除后，交流断路器重合闸，有功自动地快速恢复；机组的交直流故障穿越与保护能自动实现，无需故障检测，大大提升了故障保护和穿越的可靠性；可以使风电机组的整体控制框架与传统交流风电机组接近，便于机组改造。
27.本发明所提供的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统，可以与本发明所提供的控制与保护系统相配套；可以在不依赖通信的前提下实现风场频率控制、风电变流器对风场内网无功功率的自动响应与全补偿、机组无功出力的均衡。将本发明所提供的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统应用于本发明所提供的控制与保护系统，无需改变风电变流器的机侧变换器控制转矩、网侧逆变器控制直流母线电压的基本方式，确保了风电机组的稳定运行。
28.本发明实现了一种系统级的创新，利用频率-无功自平衡函数，风电变流器可同步支撑风场内网频率并补偿全部无功功率，因此可以省去风场内网集中式无功补偿装置。通过风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制技术，实现由风电变流器协同满足系统的无功需求。
29.本发明不改变风电变流器的机侧变换器控制转矩、网侧变换器控制直流母线电压的基本方式，确保了风电机组的稳定运行，相比现有技术具有巨大的优势。
30.本发明在风场内网省去配置无功补偿设备，实现海上换流设备和平台的轻量化，大幅降低了成本。
附图说明
31.通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：
32.图1为本发明一优选实施例中的风电场经二极管整流器直流并网系统示意图；
33.图2为本发明一优选实施例中与风电场经二极管整流送出并网系统相适配的控制与保护系统的模块框图；
34.图3为本发明一优选实施例中风电变流器的网侧逆变器控制与保护模块的内部子模块框图；
35.图4为本发明一优选实施例中储能变换器控制模块的内部子模块框图；
36.图5为本发明一优选实施例中风电变流器卸荷装置控制模块的内部子模块框图；
37.图6为本发明一优选实施例中送端换流站继电保护模块的内部子模块框图；
38.图7为本发明一优选实施例中受端站控制与保护模块的内部子模块框图；
39.图8为本发明一优选实施例中风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制算法的模块框图；
40.图9为本发明一优选实施例中频率-无功自平衡函数生成与存储单元的内部子单元框图；
41.图10为本发明一优选实施例中风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块的内部原理图；
42.图11为本发明一优选实施例中风场内网(频率，无功)静态工作区域与频率-无功自平衡函数曲线图；
43.图12为本发明仿真案例1配置储能系统的风电机组的黑启动相关波形；
44.图13为本发明仿真案例1中风电场黑启动相关波形图；
45.图14为本发明仿真案例2中风电场轻载-半载-满载发电功率变化相关波形图；
46.图15为本发明仿真案例3中岸上交流电网低电压故障穿越相关波形图；
47.图16为本发明仿真案例4中直流输电线路短路故障保护及穿越相关波形图。
具体实施方式
48.下面对本发明的实施例作详细说明：本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。
49.本发明第一个实施例提供了一种风电场经二极管整流送出并网系统，包括如下部分：
50.全功率变换风电机组、小容量储能装置、交流汇集线路、汇集线路用交流断路器、基于二极管整流器的送端换流站、送端站交流断路器、直流输电电缆(即直线输电线路)、岸上受端换流站、限流电抗器、变压器以及受端站交流断路器。其中，多台全功率变换风电机
组经交流汇集线路，并联汇集于基于二极管整流器的送端换流站，送端换流站经直流输电电缆与岸上受端换流站相连；小容量储能装置接入部分全功率变换风电机组的变流器直流母线上，汇集线路用交流断路器配置于风电机组之间的汇集线路上，送端站交流断路器配置于送端换流站的交流侧，限流电抗器配置于受端站的直流侧，受端站的交流侧经变压器和受端站交流断路器与岸上电网相连。
51.在一优选实施例中，岸上受端换流站采用半桥子模块结构的岸上mmc换流站，或，采用全桥或者混合型子模块结构的岸上mmc换流站。
52.进一步地，当岸上受端换流站采用半桥子模块结构的岸上mmc换流站时，还包括：直流断路器；直流断路器配置于岸上受端换流站的直流侧。
53.基于上述实施例所提供的风电场经二极管整流送出并网系统，本发明第二个实施例提供了一种与本发明上述第一个实施例提供的并网系统相适配的控制与保护系统。
54.如图2所示，该控制与保护系统，包括：
55.风电机组主控模块，用于输出风电变流器的机侧变流器转矩参考值、风电机组变桨指令和/或风电变流器的网侧逆变器启停命令和启动模式指令、储能变换器(即储能装置)启停命令和工作模式指令；
56.风电变流器的机侧变换器控制模块，用于根据风电机组主控模块发出的风电变流器的机侧变流器转矩参考值控制永磁同步电机电磁转矩，其中，风电变流器的机侧变流器的控制策略与全功率变换风电机组的机侧变流器控制策略相同；
57.风电变流器的网侧逆变器控制与保护模块，用于接收来自风电机组主控模块的风电变流器的网侧逆变器启停命令及启动模式指令，在全功率变换风电机组正常发电阶段用于控制直流母线电压，在岸上电网发生低电压故障阶段用于限制风场内网电压抬升，阻断二极管整流器输出功率，在直流输电线路短路故障时用于故障限流控制；
58.风电机组储能变换器控制模块，用于接收来自风电机组主控模块的储能变换器启停命令和工作模式指令，在机组启动阶段用于控制直流母线电压，在机组输出功率阶段用于储能电池充电；
59.风电变流器卸荷电路控制模块，用于在检测到变流器直流母线电容电压上升后控制直流侧卸荷装置，稳定直流母线电压；
60.送端换流站继电保护模块，用于判断直流输电线路短路故障并控制二极管整流器交流侧的受端站交流断路器动作；当判定直流输电线路发生短路故障，使二极管整流器交流侧的受端站交流断路器动作，清除故障电流；当判定直流输电线路短路故障清除，二极管整流器交流侧的受端站交流断路器重合闸；如果判定直流输电线路短路故障为永久性故障，则给风电机组主控模块发送停机指令；
61.受端换流站继电保护模块，用于判断直流输电线路短路故障并控制受端站出口侧断路器；当判定直流输电线路短路故障发生瞬间，控制直流断路器或受端站交流断路器动作切除故障；当判定直流输电线路短路故障清除，则重新闭合直流断路器或受端站交流断路器；当判定直流输电线路短路故障为永久性故障，则给受端站控制与保护模块发送停机指令；
62.受端站控制与保护模块，在风电机组正常发电阶段用于控制直流输电线路电压到额定值，在岸上电网发生低电压故障阶段给电力系统补偿无功功率。
63.如图3所示，在一优选实施例中，风电变流器的网侧逆变器控制与保护模块，包括：
64.风电变流器的网侧逆变器黑启动控制模块，用于机组黑启动过程中控制风电变流器的网侧逆变器建立内网初始电压的控制模块；当风电变流器的网侧逆变器接收到来自主控的启动指令、检测到风场内网尚未建立电压并且检测到变流器直流母线电压已经建立后，风电变流器的网侧逆变器黑启动控制模块触发；风电变流器的网侧逆变器黑启动控制模块包括：直流母线电压控制单元、低于整流阈值的初始电压给定单元、滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元；其中，直流母线电压控制单元用于对机组直流母线电压闭环控制并输出滤波电容上电压幅值的参考值，鉴于风电变流器的网侧逆变器黑启动控制模块触发前直流母线电压已经建立，该单元输出为0；低于整流阈值的初始电压给定单元用于给定滤波电容上电压幅值的初始参考值，该参考值低于最低整流阈值；滤波电容上电压及频率控制单元用于对滤波电容上电压和/或频率闭环控制并输出电流环的参考值，其中dq变换中所用的相位值来自于对滤波电容上电压进行锁相的锁相环的相位输出；风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元接收滤波电容上电压及频率控制单元输出的电流参考值，对风电变流器的网侧逆变器出口电流进行闭环控制，并输出三相电压参考值；网侧逆变器驱动脉冲生成单元接收来自风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元的参考电压，生成风电变流器的网侧逆变器的驱动脉冲信号；
65.风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块，用于网侧逆变器在正常运行时控制机组内部直流母线电压；当发电机输出功率后，风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块自动触发；风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块包括：直流母线电压控制单元、滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元；其中，直流母线电压控制单元用于对机组直流母线电压闭环控制并输出滤波电容上电压幅值的参考值；滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元与风电变流器的网侧逆变器黑启动控制模块中相应子单元实现相同的功能，此处不再赘述；
66.功率阻断控制模块，用于当岸上电网发生低电压故障时控制机组风电变流器的网侧逆变器阻断输出功率；当岸上主电网发生低电压故障，风电变流器的网侧逆变器功率阻断控制模块自动触发；功率阻断模块包括：直流母线电压控制单元、滤波电容给定电压最大限幅单元、滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元；其中，直流母线电压控制单元用于对机组直流母线电压闭环控制并输出滤波电容上电压幅值的参考值，给定电压最大限幅单元用于将滤波电容上电压幅值参考值限制于所设定的最大限幅值，随着二极管整流器直流侧电压的抬升，其输出功率自动阻断；滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元与风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块中相应子单元实现相同的功能，此处不再赘述；
67.风电变流器的网侧逆变器短路电流控制模块，用于风场内网或直流输电线路发生短路故障时控制短路故障电流以保护变流器开关器件和二极管整流器。当风场内网或者直流输电线路发生短路故障，风电变流器的网侧逆变器短路电流控制模块自动触发；风电变流器的网侧逆变器短路电流控制模块包括：直流母线电压控制单元、滤波电容上电压及频
率控制单元、风电变流器的网侧逆变器给定电流最大限幅单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元；其中，风电变流器的网侧逆变器给定电流最大限幅单元用于逆变器按照无功功率优先输出的原则将其输出电流限制于所设定的最大限幅值；直流母线电压控制单元、滤波电容上电压及频率控制单元、风电变流器的网侧逆变器输出电流控制单元、网侧逆变器驱动脉冲生成单元与风电变流器的网侧逆变器正常运行控制模块中相应子单元实现相同的功能，此处不再赘述。
68.如图4所示，在一优选实施例中，风电机组储能变换器控制模块，包括：
69.直流母线电容预充电控制模块，用于机组黑启动过程中控制储能变换器对风电变流器直流母线电容进行预充电并控制直流母线电压恒定；当储能变换器控制模块接收到启动指令，首先检测风场内网电压是否建立，如未建立，则触发该控制模块；直流母线电容预充电控制模块包括直流电压控制单元,电池输出电流指令限幅单元，电池输出电流控制单元,储能变换器脉冲生成单元；其中，直流电压控制单元用于对机组直流母线电压闭环控制并输出电流参考值；直流电压控制单元输出的电流参考值经电池输出电流指令限幅单元限幅后输出最终电流指令值；电池输出电流控制单元按照最终电流指令值对电池输出电流闭环控制，并输出标幺化下的直流参考电平；储能变换器脉冲生成模块接收来自电池输出电流控制单元的输出信号，将其与幅值为1的三角波进行比较，生成储能变换器驱动脉冲；
70.储能电池充电控制模块，用于风电场发电过程中对欠电的储能电池进行充电；当检测到风场内网电压已经建立、直流母线电压恒定并且储能电池处于欠电状态时，触发储能电池充电模块；储能电池充电控制模块包括充电电流指令生成单元、电池输出电流指令限幅单元，电池输出电流控制单元、储能变换器脉冲生成单元；其中，充电电流指令生成单元用于生成并输出电池输出电流的参考值；电池输出电流指令限幅单元、电池输出电流控制单元、储能变换器脉冲生成单元与直流母线电容预充电控制模块中相应子单元实现相同的功能，此处不再赘述；
71.储能变换器停机模块，用于风场启动发电并且电池充满电之后关闭储能变换器；当检测到风场内网电压已经建立、直流母线电压恒定并且储能电池处于满电状态时，触发储能变换器停机模块；储能变换器停机模块包括储能变换器脉冲封锁单元，用于封锁储能变换器驱动脉冲；
72.如图5所示，在一优选实施例中，风电变流器卸荷电路控制模块，包括：
73.直流母线电压检测单元，用于实时检测机组变流器直流母线电压，并将该电压信号输出给滞环比较单元；
74.滞环比较单元，用于将直流母线电压与滞环区间进行比较，并输出卸荷电阻控制触发信号；当电压值增加并超过滞环区间时，触发卸荷电阻投入控制单元；当电压值减小并低于滞环区间时，触发卸荷电阻切除控制单元；
75.卸荷电阻投入控制单元，用于控制卸荷电阻投入；
76.卸荷电阻切除控制单元，用于控制卸荷电阻切除。
77.如图6所示，在一优选实施例中，送端换流站继电保护模块，包括：
78.送端直流故障检测模块，用于检测直流输电线路短路故障，并根据故障情况触发不同的控制保护模块；当检测到直流线路正常运行时，触发送端站正常运行控制模块；当检测到直流短路故障时触发直流故障电流清除模块；当检测到直流短路故障清除时，触发送
端站交流断路器重合闸控制模块；
79.送端站正常运行控制模块，用于系统正常运行时控制送端站交流断路器合闸；当该模块接收到送端直流故障检测模块输出的正常运行信号时，触发该模块；送端站正常运行控制模块包括送端站交流断路器合闸控制单元；送端站交流断路器合闸控制单元用于控制送端站交流断路器合闸；
80.直流故障电流清除模块，用于在直流短路电流被限制在额定范围以内时控制送端站交流断路器断开以清除直流短路故障电流；当该模块接收到送端直流故障检测模块输出的直流短路信号时，触发该模块；直流故障电流清除模块包括，短路电流幅值检测与比较单元、送端站交流断路器开闸控制单元；短路电流幅值检测与比较单元用于检测直流短路电流并将该电流值与额定值进行比较，当短路电流幅值低于额定值时，触发送端站交流断路器开闸控制单元；交流断路器开闸控制单元用于在接收到开闸信号后控制送端站交流断路器断开；
81.送端站交流断路器重合闸控制模块，用于控制送端站交流断路器重合闸；当该模块接收到送端直流短路故障检测模块输出的故障清除信号后，该模块触发；送端站交流断路器重合闸控制模块包括交流断路器重合闸控制单元；交流断路器重合闸控制单元用于控制送端站交流断路器重合闸。
82.如图7所示，在一优选实施例中，受端站控制与保护模块，包括：
83.受端故障类型判定模块，用于判定运行故障类型并触发对应故障类型的控制模块；其中，当检测到直流输电线路发生短路的信号，触发受端站直流侧短路保护模块；当检测到岸上电网发生低电压故障，触发受端站电网低电压故障穿越控制模块；当判定无故障发生，触发受端站正常运行控制模块；
84.受端站正常运行控制模块，用于在风场正常运行发电过程中控制直流输电线路电压到额定值；
85.受端站电网低电压故障穿越控制模块，用于控制受端换流站穿越电网低电压故障；电网发生低电压故障后，受端站按照无功功率优先输出的原则运行，有功限额后直流输电电压自动抬升，并与风场的功率阻断控制自主联动，在岸上电网发生低电压故障阶段给电力系统补偿无功功率，利用风电变流器的卸荷电路协同完成交直流电网故障穿越；
86.受端站直流侧短路保护模块，用于在直流侧发生短路故障时快速进行切断。
87.在一具体应用实例中，受端站可以使用直流断路器，此时采用直流断路器加半桥子模块构建的mmc受端站，在直流侧发生短路故障时快速断开直流断路器完成快速切断。当然受端站也可以不使用直流断路器，此时则需要使用全桥型子模块或者混合型子模块构建的mmc受端站。
88.基于本发明上述第二个实施例中所提供的基于风电场经二极管整流送出并网系统的控制与保护系统，本发明第三个实施例还提供了一种与控制与保护系统相适配的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统。
89.如图8所示，该实施例提供的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统，包括：
90.风电变流器的网侧逆变器锁相环频率输出单元，用于提取锁相环输出的频率信息并将该频率作为频率-无功自平衡函数应用单元的输入；
91.频率-无功自平衡函数生成与存储单元，用于生成并存储频率-无功自平衡函数；
92.频率-无功自平衡函数应用单元，用于从频率-无功自平衡函数生成与存储单元获取其生成的频率-无功自平衡函数，并以输入的频率信息作为频率-无功自平衡函数的自变量，求得因变量作为风电变流器的网侧逆变器无功功率控制单元的输入；
93.风电变流器的网侧逆变器无功功率控制单元，用于控制风电变流器的网侧逆变器输出的无功功率。
94.如图9所示，在一优选实施例中，频率-无功自平衡函数生成与存储单元，包括：
95.期望的频率变化范围内风场内网频率-无功静态工作区域求解单元，用于计算随着风场有功出力变化，在期望的频率变化范围内风场内网(频率，无功)静态工作点所构成的区域，并将该区域输出给频率-无功自平衡函数生成与存储单元；其中，静态工作区域求解方法包括但不限于基于代码的潮流计算、基于仿真软件的仿真遍历求解、解析估算等；特别地，本实施案例中期望的频率变化范围为(1,1.01)pu，采用潮流计算来求解静态工作区域；在图9中，q
max
指的是风场功率满发时，风电场内网的最大无功需求对风电机组数量的平均。q
min
指的是风场输出功率为0时，所对应的风电场内网的最小无功需求对风电机组数量的平均。。如图9所示，频率-无功自平衡函数，以频率为输入，以无功功率为输出。在期望频率变化范围内，该函数所对应的曲线应该与静态工作点所构成区域的上边界和下边界都存在交点，并且函数的一次导数大于0。在一具体应用实例中，该函数可以采用斜率为正的一次函数，并且确保在期望频率变化范围内该一次函数与静态工作点所构成区域的上边界和下边界都存在交点。
96.频率-无功自平衡函数生成与存储单元，用于构造并存储一个频率-无功自平衡函数；函数构造原则为，该函数所对应的曲线在期望的频率变化区间内的图像位于该单元输入的静态工作区域内，且该曲线在该区间内的一次导数大于0；特别地，本实施案例中采用了一条满足上述条件的一次函数。静态工作区域与频率-无功自平衡函数曲线，如图11所示。图11中，q
farm
指的是风场内网无功需求；q
wtall
指的是所有风机组按照分布式-频率无功自平衡曲线输出的无功功率之和；n指的是风电机组的台数，并且假设所有风电机组容量相等；h(ω)指的是分布式-频率无功自平衡函数。
97.在一优选实施例中，频率-无功自平衡函数生成与存储单元生成频率-无功自平衡函数的方法，包括：
98.计算随着风场有功出力变化，在期望的频率变化范围内风场内网静态工作点所构成的区域；在一些具体应用实例中，在期望的频率变化范围内风场内网静态工作点所构成的区域的求解方法，包括：基于代码的潮流计算方法、基于仿真软件的仿真遍历求解方法和解析估算方法；
99.根据在期望的频率变化范围内风场内网静态工作点所构成的区域，构造并存储频率-无功自平衡函数；其中，频率-无功自平衡函数的构造原则，包括：将频率-无功自平衡函数所对应的曲线在期望的频率变化范围内的图像位于作为输入的静态工作点所构成的区域内，且所对应的曲线在频率变化范围内的一次导数大于0。
100.上述的频率-无功自平衡函数，以频率为输入，以无功功率为输出。在期望频率变化范围内，该函数所对应的曲线应该与静态工作点所构成区域的上边界和下边界都存在交点，并且函数的一次导数大于0。在一具体应用实例中，该函数可以采用斜率为正的一次函
数，并且确保在期望频率变化范围内该一次函数与静态工作点所构成区域的上边界和下边界都存在交点。
101.本发明上述实施例提供的风电场经二极管整流送出并网系统。其特点一是直流系统无需另外再配置卸荷保护装置，由风电变流器的卸荷电路协同完成交直流电网故障穿越；二是二极管整流器无需配置无功补偿设备，由风电变流器协同满足系统的无功需求；三是没有改变风电变流器的机侧变换器控制转矩、网侧逆变器控制直流母线电压的基本方式，确保了风电机组的稳定运行。本发明上述实施例提供的风电场经二极管整流直流并网系统，无需另外配置集中式卸荷装置、无功补偿装置、高压取电装置和直流断路器，选择部分风电机组的变流器耦合小容量储能，为风电场提供启动电源，依靠风电变流器的卸荷电路自主协同动作为大电网故障期间提供盈余功率释放通道，确保二极管整流直流系统不过压。本发明上述实施例提供的控制与保护系统，使风电场经二极管整流并网系统具备黑启动能力；提出的控制保护方法无需配置直流输电线路卸荷装置、无需远程通信系统和直流断路器，可使风电场二极管整流送出并网系统具备大电网故障穿越能力，具备直流输电线路短路故障和风电场内部汇集网故障的穿越能力。本发明上述实施例提供的风电变流器网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统，可以实现风电场二极管送出系统无功功率的全补偿、对风电场内部汇集网交流系统的频率支撑、无功需求的自主响应以及机组无功出力的均衡。
102.下面通过仿真实例并结合附图对本发明上述实施例提供的技术方案作进一步说明。
103.1、风电场黑启动
104.按照图1中所示拓扑在pscad中搭建了仿真模型，包含20台交流风电机组、一台基于12脉波整流的送端换流站和一台mmc受端换流站；其中4台风电机组的变流器直流母线上并联了储能装置，所有机组均采用并联在直流母线上的直流卸荷装置。仿真中所有变流器均采用开关模型，仿真步长10us，风机中机侧部分采用功率源代替。仿真系统参数如下表所示，对应于图10。
105.系统参数
[0106][0107][0108]
在该仿真中的初始阶段，启动mmc建立直流输电电压，接着是风电场的黑启动。风场的黑启动包含两个阶段，第一阶段是五台配置储能系统的风电机组的黑启动，第二阶段是未配置储能系统的风电机组的并网发电。
[0109]
第一阶段：首先，利用储能变换器对变流器直流母线电容预充电并控制直流母线
电压恒定；然后，启动风电变流器的网侧逆变器建立风场内网电压，该电压低于最小整流阈值；接着，启动风电变流器的机侧变换器，由于储能变换器容量较小且具其控制策略中具有电流指令限幅单元，当机侧输出功率后储能变换器无法控制直流母线电压，直流母线电压小幅抬升后随即被风电变流器的网侧逆变器控制到额定值，此时直流母线电压主要受风电变流器的网侧逆变器控制，风场内网电压在风电变流器的网侧逆变器的控制下自动抬升并超过整流阈值，二极管整流器导通，风电场开始发电。配置储能系统的风电机组的黑启动相关波形如图12所示。
[0110]
第二阶段：二极管整流器导通后，风场内网电压幅值受二极管整流器直流侧电压钳位。在风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡算法控制下，5台风电变流器的网侧逆变器同步支撑风场内网频率，系统的无功功率在风电变流器的网侧逆变器之间均匀分配。此时，风场内网电压的幅值-频率保持稳定，这为未配置储能装置的风电机组的提供了启动电源。未配置储能装置的风电机组首先启动风电变流器的网侧逆变器控制直流母线电压恒定，接着启动风电变流器的机侧变换器按照最大功率跟踪算法控制发电机电磁转矩。在风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡算法控制下，所有并网运行的风电变流器的网侧逆变器同步支撑风场内网频率，系统的无功功率在各台逆变器之间均匀分配。未配置储能装置的风电机组分批启动，每次启动4台风电机组，风电场黑启动相关波形如图13所示。图13中，wt
1-wt4以及wt
5-wt8分别为风电机组的编号，对应于图1。
[0111]
至此，风电场完成黑启动，相关波形见图12和图13。
[0112]
图12和图13验证了在不给风场提供启动电源的前提下，依靠本发明中提出的拓扑和控制可以可靠地实现风电场黑启动；在不给风场配置集中式无功补偿装置的前提下，依靠本发明中提出的频率-无功自平衡控制可以实现风电变流器对无功功率的全补偿、对风场内网频率的同步支撑、对风场网无功需求的自主响应以及机组无功出力的均衡。
[0113]
2、风电场轻载-半载-满载发电功率变化
[0114]
按照图1中所示拓扑在pscad中搭建了仿真模型，包含100台交流风电机组、一台基于12脉波整流的送端换流站和一台mmc受端换流站；其中20台风电机组的变流器直流母线上并联了储能装置，所有机组均采用并联在直流母线上的直流卸荷装置。仿真中所有变流器均采用开关模型，仿真步长10us，风机中机侧部分采用功率源代替。仿真系统参数如下表所示，对应于图10。图10中，cf指的是风电变流器逆变侧滤波电容，c指的是风电变流器直流母线电容，l1指的是风电变流器逆变侧滤波电感，ls指的是风电机组变压器漏感。表格中其它参数均采用了文字描述。
[0115]
系统参数
[0116][0117][0118]
在该仿真中，百台风电机组输出功率在2.5s时从0pu同时变化到0.125pu，4.5s时增加到0.5pu，6.5s时增加到1pu。百台风电机组中，功率满发时，最靠近pcc点的风电机组端口电压最低，电流幅值最高，达到1.02pu。按照常规全功率变换风电机组0.95功率因数的运行要求，风电变流器的网侧逆变器长期运行的最大输出电流幅值为1.05pu，因此风电变流
器无需扩容。功率满发时，整个风电场中离pcc点最远的风电机组端口电压最高，达到1.04pu，此时pcc点电压为0.97pu。风电场轻载-半载-满载发电功率变化相关波形如图14所示。
[0119]
至此，风电场轻载-半载-满载发电功率变化过程完成，相关波形见图14。
[0120]
图14的仿真波形，验证了常规交流机组的风电变流器的网侧逆变器依靠本发明中提出的拓扑和控制，可以通过风电变流器的网侧逆变器实现风电场无功功率的全补偿。
[0121]
3、岸上交流电网低电压故障穿越
[0122]
按照图1中所示拓扑在pscad中搭建了仿真模型，包含20台交流风电机组、一台基于12脉波整流的送端换流站和一台mmc受端换流站；其中4台风电机组的变流器直流母线上并联了储能装置，所有机组均采用并联在直流母线上的直流卸荷装置。仿真中所有变流器均采用开关模型，仿真步长10us，风机中机侧部分采用功率源代替。仿真系统参数如下表所示，对应于图10。
[0123]
系统参数
[0124][0125]
在该仿真中，6s前风场处于满发阶段，6s时刻岸上交流电网三相电压跌落到0.2pu，故障持续625ms后恢复。故障发生后，岸上换流站检测到故障后进入故障穿越控制模式，在故障穿越控制策略下，受端站优先输出无功电流，有功输出迅速减少，直流输电电压抬升，这导致送端二极管整流器直流侧电压抬升。在风电变流器的网侧逆变器控制模块的
滤波电容给定电压最大限幅单元作用下，风场内网电压被限制在最大限幅电压以内。随着二极管整流器直流侧电压的抬升，二极管整流器输出功率自动阻断。故障阶段，不平衡功率涌入机组内直流母线电容，母线电容电压抬升并触发直流卸荷装置，卸荷装置将母线电压控制在1.1pu。随着故障的恢复，岸上换流站恢复正常运行模式，直流输电电压再次被控制到额定值，风场功率迅速恢复。故障穿越过程中直流输电电压最高达到1.3pu。岸上交流电网低电压故障穿越相关波形见图15。图15中，i
drd
为风电机组并网电流的d轴分量，即有功风量，i
drq
为风电机组并网电流的q轴分量，即无功分量。
[0126]
至此，系统岸上交流电网低电压故障穿越完成，相关波形见图15。
[0127]
图15的仿真波形，验证了系统在不配置集中式卸荷装置和远程通信系统的前提下，依靠本发明中提出的拓扑和控制，可以通过风电变流器的卸荷电路协同完成交直流电网故障穿越。
[0128]
4、直流短路故障保护及穿越
[0129]
按照图1中所示拓扑在pscad中搭建了仿真模型，包含20台交流风电机组、一台基于12脉波整流的送端换流站和一台mmc受端换流站；其中4台风电机组的变流器直流母线上并联了储能装置，所有机组均采用并联在直流母线上的直流卸荷装置。仿真中所有变流器均采用开关模型，仿真步长10us，风机中机侧部分采用功率源代替。仿真系统参数如下表所示，对应于图10。
[0130]
系统参数
[0131]
[0132][0133]
在该仿真中，1.4s前风场处于满发阶段，1.4s时刻直流输电线路发生短路故障，故障持续400ms后恢复。故障发生后，岸上换流站检测到故障后迅速开断直流侧断路器。送端站继电保护模块检测到直流短路故障后，进入直流短路故障保护模式，并持续检测二极管整流器整流电流幅值。风场内并网逆变器在电流限幅环节作用下自动进入故障电流控制模式。二极管整流电流出现了暂时过电流后被风场内并网逆变器迅速控制到额定值。送端站继电保护模块检测到整流电流降低到额定值后，打开交流侧断路器，直流短路故障电流清除。风场与故障点隔离后，风场内网自动抬升到并网逆变器的输出侧滤波电容电压的最大限幅值。直流短路故障清除后，受端站交、直流断路器重合闸，发电功率迅速恢复。直流输电线路短路故障保护及穿越相关波形见图16。图16中，u
dcbus
1为编号为wt1的风电机组的风电变流器直流母线电压，u
dcbus
5为编号为wt5的风电机组的风电变流器直流母线电压，u
dcbus
11为编号为wt11的风电机组的风电变流器直流母线电压。
[0134]
至此，系统岸上交流电网低电压故障穿越完成，相关波形见图16。
[0135]
图16的仿真波形，验证了系统在不配置送端站直流断路器前提下，依靠本发明中提出的拓扑和控制，可以通过风电机组的故障限流控制能力配合送端站交流断路器实现直流短路故障的清除，并且在故障恢复后快速恢复风场功率。
[0136]
本发明上述实施例所提供的风电场经二极管整流送出并网系统、控制与保护系统以及风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制系统，其中风电场经二极管整流送出并网系统包括：交流风电机组交流汇集后经12脉二极管整流器送端换流站升压并整流输出，送端换流站通过直流输电电路接入岸上受端mmc换流站，部分风电机组直流母线上并联直流储能装置，所有风电变流器直流母线上均配置了直流卸荷装置；与风电场经二极管整流送出并网系统配套的控制与保护系统，包括风力发电系统黑启动控制、岸上交流电网低电压故障穿越控制、直流输电线路短路故障保护与穿越控制。可以使配置储能装置的风电机组具有黑启动能力，并将其作为启动电源带动整个风场的启动；可以使得风电机组在电网低电压故障期间具备快速功率阻断能力，并利用安装于风电机组内的卸荷装置吸收电网低电压故障穿越阶段的不平衡功率，故障清除后功率能自动恢复，无需另外配置集中式卸荷装置即可实现电网低电压故障穿越；可以使风电机组具有直流短路故障保护与穿越能力，直流短路故障发生后，机组变流器无需故障检测自动将短路电流控制到额定值，受端换流站交流断路器断开后，直流短路电流清除，同时风场电压无需检测自动上升并超过整流阈值(上升到电压限幅)，直流故障清除后，交流断路器重合闸，有功自动地快速恢复；机组的交直流故障穿越与保护能自动实现，无需故障检测，大大提升了故障保护和穿越的可靠性；可以使风电机组的整体控制框架与传统交流风电机组接近，便于机组改造。与控制与保护系统相配套的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制算法，可以在不依赖通信的前提下实现风场频率控制、风电变流器对风场内网无功功率的自动响应与全补偿、机组无功出力的均衡。将本发明所提供的风电变流器的网侧逆变器频率-无功自平衡控制算法应用于本发明所提供的控制与保护系统，可以实现对传统交流风电机组控制策略的最小改动，机组改造成本大幅降低，技术可实现性大幅提升。
[0137]
本发明上述实施例中未尽事宜均为本领域公知技术。
[0138]
以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变形或修改，这并不影响本发明的实质内容。