一种新能源系统及其控制模式切换方法与流程

1.本发明属于新能源技术领域，更具体的说，尤其涉及一种新能源系统及其控制模式切换方法。


背景技术：

2.风电、光伏等新能源装机逐年提升，常规火电机组被不断替换。现有新能源几乎都是采用跟网型(gfl)变流器，通过锁相环(pll)保持与电网同步，稳态运行时无频率、电压支撑能力，跟网型变流器占比的逐步提高导致电力系统调压能力不断下降，不断恶化电力系统抵御故障的能力。但跟网型变流器的优势在于，正常运行时往往采用功率最大跟踪控制(mpptc)，无电网指令限电情况下可实现新能源最大能力消纳。
3.然而，随着电网送受端新能源占比不断增加，跟网型变流器弊端不断凸显，构网型(gfm)变流器技术得到应用，构网型变流器模拟同步机控制方法，采用功率控制实现同步功能，同时进行功率调节，可以为电网提供支撑。但构网型变流器不足之处是需在直流侧配备有扮演“转子储能”角色的储能单元或者预留发电容量，以提供动态过程中额外的功率支撑，降低了新能源消纳能力。
4.跟网型变流器在无限电情况下，可实现新能源出力最大消纳却无法保证系统电压稳定性，采用有功备用式构网型变流器可保证电网电压稳定性却以牺牲新能源消纳能力为代价。
5.因此，针对未来跟网型变流器和构网型变流器并存的电力系统，如何在兼顾系统稳定性的同时又能实现新能源最大能力消纳是本领域亟待解决的问题。


技术实现要素：

6.有鉴于此，本发明的目的在于提供一种新能源系统及其控制模式切换方法，用于实现基于电网关键节点电压稳定裕度动态调整新能源系统中变流器的控制模式，从而达到兼顾电网稳定性与新能源消纳能力的目的。
7.本技术第一方面公开了一种新能源系统的控制模式切换方法，所述新能源系统并网连接，且所述新能源系统中的变流器部分采用跟网型控制模式，另一部分采用构网型控制模式，所述方法包括：
8.根据当前电网运行方式，选取电网关键节点；
9.进行全网故障集扫描，记录各个所述电网关键节点的电压稳定裕度；
10.判断各个所述电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件；
11.若存在任一个所述电网关键节点的电压稳定裕度不满足所述预设条件，则调整不满足所述预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个所述电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件。
12.可选的，在所述调整不满足所述预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个所述电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件之
前，还包括：
13.获取各个所述电网关键节点对应的变流器的当前控制模式比例。
14.可选的，所述调整不满足所述预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个所述电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件，包括：
15.筛选出不满足所述预设条件的电网关键节点及对应的故障，得到第二故障集和关键节点集；
16.以预设调整规则调整所述关键节点集中各个所述电网关键节点对应的变流器的控制模式比例；
17.进行故障扫描，记录所述关键节点集中各个所述电网关键节点的电压稳定裕度；
18.判断所述关键节点集中各个所述电网关键节点的电压稳定裕度是否满足所述预设条件；
19.若否，则返回执行所述以预设调整规则调整所述关键节点集中各个所述电网关键节点对应的变流器的控制模式比例的步骤；
20.若是，则完成各个所述电网关键节点对应的变流器的控制模式比例的调整。
21.可选的，所述以预设调整规则调整所述关键节点集中各个所述电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，包括：
22.以所述关键节点集中各个所述电网关键节点对应的变流器的原控制模式比例加上固定比例，对各个所述电网关键节点对应的变流器的控制模式比例进行调整。
23.可选的，在所述进行故障扫描，记录所述关键节点集中各个所述电网关键节点的电压稳定裕度之前，还包括：
24.根据调整后的所述控制模式比例，重置所述新能源系统的运行方式。
25.可选的，所述进行故障扫描，记录所述关键节点集中各个所述电网关键节点的电压稳定裕度，包括：
26.对所述第二故障集进行扫描，记录所述关键节点集中各个电网关键节点的电压稳定裕度。
27.可选的，所述在调整不满足所述预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个所述电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件之后，还包括：
28.获取各个所述电网关键节点对应的变流器的最终控制模式比例，并下发指令调整变流器的控制模式。
29.可选的，在所述判断各个所述电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件之后，还包括：
30.若各个所述电网关键节点的电压稳定裕度均满足预设条件，则执行所述获取各个所述电网关键节点对应的变流器的最终控制模式比例，并下发指令调整变流器的控制模式的步骤。
31.可选的，所述控制模式比例为所述变流器中采用构网型控制模式的比例。
32.可选的，所述判断各个所述电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件，包括：
33.判断各个所述电网关键节点的电压稳定裕度是否大于等于电网需求的电压稳定
裕度。
34.本技术第二方面公开了一种新能源系统，包括：多个新能源单元、多个变流器和模式控制器；
35.所述新能源单元与所述变流器的一端相连；
36.所述变流器的另一端连接电网；
37.所述变流器的工作模式受控于所述模式控制器；所述变流器的工作模式为跟网型控制模式或构网型控制模式；
38.所述模式控制器结合所述变流器，用于执行如权利要求1-10中任一项所述的新能源系统的控制模式切换方法。
39.可选的，所述新能源单元包括至少一个光伏组件和/或风力机。
40.从上述技术方案可知，本发明提供的一种新能源系统的控制模式切换方法，包括：根据当前电网运行方式，选取电网关键节点；进行全网故障集扫描，记录各个电网关键节点的电压稳定裕度；判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件；若存在任一个电网关键节点的电压稳定裕度不满足预设条件，则调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件；也即，本技术实现了动态调整各个电网关键节点对应的变流器的控制模式，以让各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件，从而保证电网的稳定性。此外，仅对电压稳定裕度不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例进行调整，而对于电压稳定裕度满足预设条件的电网关键节点对应的变流器，则保持原有的控制模式比例，以最大化新能源消纳，从而保证新能源消纳能力；同时，相比于仅通过电网静态指标进行变流器控制模式切换的方式，本技术充分考虑了电网故障下的动态特性对系统稳定性的影响，进一步提高了系统的稳定性以及最大程度地提高新能源消纳能力。
附图说明
41.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，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地介绍，显而易见地，下面描述中的附图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。
42.图1是本发明实施例提供的一种新能源系统的控制模式切换方法的流程图；
43.图2是本发明实施例提供的另一种新能源系统的控制模式切换方法的流程图；
44.图3是本发明实施例提供的另一种新能源系统的控制模式切换方法的流程图；
45.图4是本发明实施例提供的另一种新能源系统的控制模式切换方法的流程图；
46.图5是本发明实施例提供的另一种新能源系统的控制模式切换方法的流程图。
具体实施方式
47.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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。
48.在本技术中，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。
49.本技术实施例提供了一种新能源系统的控制模式切换方法，用于解决现有技术中，针对未来跟网型变流器和构网型变流器并存的电力系统，无法兼顾系统稳定性的同时又能实现新能源最大能力消纳的问题。
50.该控制模式切换方法应用于新能源系统，新能源系统并网连接，且新能源系统中变流器部分采用跟网型控制模式，另一部分采用构网型控制模式。
51.参见图1，该新能源系统的控制模式切换方法，包括：
52.s101、根据当前电网运行方式，选取电网关键节点。
53.具体的，针对受送端新能源集中送出系统，选取n个电网关键节点；其中，电网关键节点可以选取220kv或330kv新能源场站汇集站；当然也可以是其他选取方式和其他节点，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
54.该电网的运行方式有多种，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
55.s102、进行全网故障集扫描，记录各个电网关键节点的电压稳定裕度。
56.也就是说，基于当前电网运行方式，开展故障扫描；其中全网故障集包括多种故障，具体的故障类型，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
57.开展故障扫描之后，记录各故障下各个电网关键节点的电网电压稳定裕度ηv，为后续步骤做准备。
58.s103、判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件。
59.也就是说，依据各个电网关键节点的电压稳定裕度，判断各个电网关键节点是否满足预设条件。
60.该预设条件可以是该电压稳定裕度是否大于等于设定值，或者该电压稳定裕度是否在预设范围内，当然，也不仅限于此处示例，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
61.在实际应用中，步骤s103、判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件，包括：
62.判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否大于等于电网需求的电压稳定裕度。
63.也就是说，各个电网关键节点的电压稳定裕度均大于等于电网需求的电压稳定裕度，则判定各个电网关键节点的电压稳定裕度满足预设条件；若任意一个电网关键节点的电压稳定裕度均小于电网需求的电压稳定裕度，则判定各个电网关键节点的电压稳定裕度不满足预设条件。
64.需要说明的是，若存在任一个电网关键节点的电压稳定裕度不满足预设条件，则执行步骤s104。
65.s104、调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至
各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件。
66.需要说明的是，调整电网关键节点对应的变流器的控制模式比例是指：调整与该电网关键节点对应的变流器中，采用跟网型控制模式的变流器与采用构网型控制模式的变流器的比例。
67.在实际应用中，该控制模式比例可以为变流器中采用构网型控制模式的比例；当然也不排除为变流器中采用跟网型控制模式的比例。
68.具体的，各个电网关键节点包括多个变流器，各个变流器可以分别采用构网型控制模式和跟网型控制模式；因此，本技术可以通过各个电网关键节点的电压稳定裕度，来控制各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例；如针对一个电网关键节点，原来的构网型控制模式占n，调整之后构网型控制模式占m；进而实现调整电网关键节点的控制模式，使各个电网关键点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件。
69.也就是说，实现跟网型控制模式与构网型控制模式动态切换技术，兼顾了电网稳定性与新能源最大消纳。
70.在本实施例中，根据当前电网运行方式，选取电网关键节点；进行全网故障集扫描，记录各个电网关键节点的电压稳定裕度；判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件；若存在任一个电网关键节点的电压稳定裕度不满足预设条件，则调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件；也即，本技术实现了动态调整各个电网关键节点对应的变流器的控制模式，以让各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件，从而保证电网的稳定性。此外，仅对电压稳定裕度不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的模式比例进行调整，而对于电压稳定裕度满足预设条件的电网关键节点对应的变流器，则保持原有的控制模式比例，以最大化新能源消纳，从而保证新能源能力；同时，相比于仅通过电网静态指标进行变流器控制模式切换的方式，本技术充分考虑了电网故障下的动态特性对系统稳定性的影响，进一步提高了系统的稳定性以及最大程度地提高新能源消纳能力。
71.需要说明的是，现有技术提供基于电网静态指标进行新能源控制模式的切换，如静态电压裕度、新能源短路比等。
72.而本技术提出的基于电网关键节点稳定裕度进行控制模式的切换，是考虑电网约束故障集下动态特性，更加精准刻画当前运行方式下系统稳定性。
73.在实际应用中，参见图2，在步骤s104、调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件之前，还包括：
74.s201、获取各个电网关键节点对应的变流器的当前控制模式比例。
75.也就是说，获取未进行调整之前的各个电网关键节点对应的变流器的原控制模式比例；进而结合后续步骤，在该原控制模式比例的基础之上进行调整控制模式比例。
76.具体的，可以是在该原控制模式比例上增加或减去固定值的方式去进行调整，具体的调整方式此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
77.在实际应用中，参见图3(以在图2的基础上为例进行展示)，步骤s104、调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个电网关键节点在全网故
障集下的电压稳定裕度均满足预设条件，包括：
78.s301、筛选出不满足预设条件的电网关键节点及对应的故障，得到第二故障集和关键节点集。
79.需要说明的是，基于当前电网运行方式，选取几个电网关键节点y1、y2…yn
，其中n为选取电网关键节点的个数，利用时域仿真软件在线开展全网故障集扫描x1、x2…
xm，其中m为故障集中故障的个数；并记录各个电网关键节点对应的电压稳定裕度，生成如下对应二元表1；同时记录每个电网关键节点下采用构网型控制模式的变流器占比ti。
80.表1：各个电网关键节点的电压稳定裕度
[0081][0082]
在表1中筛选出电压稳定裕度满足η
vmn
＜η
v0
对应的故障及电网关键节点，形成如下二元表2，其中：无数字表示对应故障集下该电网关键节点的电压稳定裕度大于等于设定值，无需调节；η
v0
是电网节点需求最低电压稳定裕度。该设定值为电网节点需求最低电压稳定裕度。
[0083]
表2：各个电网关键节点的电压稳定裕度
[0084][0085][0086]
也就是说，该第二故障集包括不满足预设条件时的所有故障；关键节点集包括不满足预设条件时的所有电网关键节点。
[0087]
s302、以预设调整规则调整关键节点集中各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例。
[0088]
也就是说，对表2中的有数字的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例进行调整。如果该控制模式比例为构网型控制模式比例，则增加该构网型控制模式比例。当然也可以采用其他方式调整，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围
内。
[0089]
在实际应用中，以预设调整规则调整关键节点集中各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例的具体过程可以是：关键节点集中各个电网关键节点对应变流器的原控制模式比例加上固定比例，使各个电网关键节点对应变流器的控制模式比例进行调整。
[0090]
也就是说，针对表2，电压稳定裕度小于设定值的电网关键节点，按照每步长设定值t％，增加该电网关键节点下构网型变流器占比ti＝ti+t％，生成新的运行方式。
[0091]
在实际应用中，在执行步骤s303之前，还包括：根据调整后的控制模式比例，重置新能源系统的运行方式。
[0092]
例如根据调整后的构网型变流器占比ti＝ti+t％，生成新新能源系统的运行方式。
[0093]
s303、进行故障扫描，记录关键节点集中各个电网关键节点的电压稳定裕度。
[0094]
也就是说，重新进行故障扫描，并记录第一次扫描时不满足预设条件的电网关键节点的电压稳定裕度。
[0095]
需要说明的是，本次故障扫描可以是仅扫描第一次扫描时不满足预设条件对应的故障，也可以是扫描全网故障，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0096]
另外，本次故障扫描也可以是根据扫描方式记录其他满足预设条件的电网关键节点的电压稳定裕度，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0097]
s304、判断关键节点集中各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件。
[0098]
也就是说，对电网关键节点对应的变流器的控制模式比例进行调整之后，需要确定调整之后的各个电网关键节点是否满足预设条件。
[0099]
本步骤判断关键节点集中各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件与上述步骤s103相似，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0100]
若否，则返回执行步骤s302、以预设调整规则调整关键节点集中各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例。
[0101]
也就是说，开展表2中电压稳定裕度小于设定值故障集的扫描，重新生成新的表2，若存在任一个电网关键节点的电压稳定裕度小于设定值的情况则重复步骤s302，直到表2中电压稳定裕度都大于等于设定值时停止，记录当前运行方式下各电网关键节点构网型变流器占比ti，将该构网型变流器占比ti作为最终的控制模式比例；其中，构网型变流器占比为采用构网型控制模式的变流器的占比。
[0102]
若是，则执行步骤s305。
[0103]
s305、完成各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例的调整。
[0104]
也就是说，当各个电网关键节点在当前控制模式比例下，各个电网关键节点处于各个故障时，各个电网关键节点的电压稳定裕度均满足预设条件，则说明各个电网关键节点对应的变流器的控制模式比例满足系统稳定性要求和最大消纳的要求。
[0105]
在实际应用中，参见图4，在步骤s104、调整不满足预设条件的电网关键节点对应的变流器的控制模式比例，直至各个电网关键节点在全网故障集下的电压稳定裕度均满足预设条件之后，还包括：
[0106]
s401、获取各个电网关键节点对应的变流器的最终控制模式比例，并下发指令调
整变流器的控制模式。
[0107]
在实际应用中，同样参见图4，在步骤s103、判断各个电网关键节点的电压稳定裕度是否满足预设条件之后，若各个电网关键节点的电压稳定裕度均满足预设条件，则执行步骤s401、获取各个电网关键节点对应的变流器的最终控制模式比例，并下发指令调整变流器的控制模式。
[0108]
参见图5，下面对新能源系统的控制模式切换方法的一种实现方式进行说明说明：
[0109]
(1)依据电网运行方式，选取几个电网关键节点。
[0110]
(2)开展全网故障集扫描，记录选取电网关键节点的电压稳定裕度、构网型控制模式比例ti。
[0111]
(3)判断是否满足电网关键节点的电压稳定裕度小于设定值。
[0112]
若是，则执行步骤(4)；若否，则执行步骤(8)
[0113]
(4)筛选出对应故障、电网关键节点及电压稳定裕度。
[0114]
(5)以每步固定比例t％，增加上述筛选出来的电网关键节点下的构网型变流器比例ti＝ti+t％。
[0115]
(6)运行方式重置，开展上述筛选出对应的故障集扫描，记录现阶段下电网关键节点的电压稳定裕度。
[0116]
(7)电网关键节点的电压稳定裕度大于等于设定值。
[0117]
若否，则返回执行步骤(4)，若是，则执行步骤(8)。
[0118]
(8)获取最终每个电网关键节点对应的变流器的最终构网型比例，并下发指令调节变流器的控制模式。
[0119]
本技术另一实施例提供了一种新能源系统，包括：多个新能源单元、多个变流器和模式控制器。
[0120]
新能源单元与变流器的一端相连。
[0121]
变流器的另一端连接电网。
[0122]
也就是说，新能源单元可以通过变流器连接电网。
[0123]
该新能源单元和变流器之间还可以设置其他器件，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0124]
该变流器与电网之间还可以设置其他器件如变压器等，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0125]
变流器的工作模式受控于模式控制器；变流器的工作模式为跟网型控制模式或构网型控制模式。
[0126]
模式控制器结合变流器，用于执行上述任一项的新能源系统的控制模式切换方法。
[0127]
该控制模式切换方法的具体过程和原理，详情参见上述实施例提供的新能源系统的控制模式切换方法，此处不再一一赘述，均在本技术的保护范围内。
[0128]
在实际应用中，新能源单元包括至少一个光伏组件和/或风力机。
[0129]
也就是说，该新能源系统可以是光伏发电系统也可以是风能发电系统，也可以是风光发电系统，此处不再一一赘述，视实际情况而定即可，均在本技术的保护范围内。
[0130]
本说明书中的各个实施例中记载的特征可以相互替换或者组合，各个实施例之间
相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统或系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述得比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的系统及系统实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。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。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
[0131]
专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本发明的范围。
[0132]
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。