基于风储联合系统的受端电网黑启动技术及协调恢复策略

受端电网发生故障停电时要求送端电源具备黑启动能力，目前我国现有的黑启动电源主要为火电厂及水电厂。随着高比例风电地大量接入，电网要求风电机组具有一定的黑启动能力，但风能由于其不确定性和波动性导致风电机组很难单独参与黑启动。为使得风电机组具备较好的黑启动能力参与电网恢复，本文针对双馈风电场，提出了一种基于风储联合系统的受端电网三阶段协调恢复策略。初始阶段，通过储能装置建立交流频率和电压并实现风机顺利并网；中期阶段，切换储能装置控制模式并在风机转子侧设计虚拟同步控制为系统提供频率和电压支撑，完成部分发电机组及负荷的恢复；后期阶段，在储能侧设计了基于H2/H∞的附加鲁棒控制器抑制多机组并网的低频振荡，实现受端电网平稳恢复。最后，基于PSCAD/EMTDC搭建了风储联合系统模型，仿真分析了虚拟同步控制与常规控制在风电机组参与黑启动过程中对频率波动抑制效果的差异，通过对比频率振荡幅值验证了虚拟同步控制具有更好的频率支撑能力，更适合风电机组参与黑启动；并且黑启动各阶段系统频率及电压波动曲线均处于安全范围，从而验证了所提协调恢复策略的有效性和可行性。     

基于混合直流的受端电网黑启动方法及协调恢复策略

作为直流输电的新方向，混合直流结合了传统以及柔性直流系统的优点，可在电网黑启动中发挥重要作用。为明确混合直流参与黑启动的技术条件与控制方法，针对两端电网换相换流器–模块化多电平换流器（line commutated converter–modular multilevel converter，LCC–MMC）混合直流输电系统，提出了受端电网大停电情况下基于混合直流的黑启动方法及受端电网协调恢复策略。根据黑启动不同恢复阶段特征，首先，明确了在起始阶段受端系统全黑情况下混合直流的启动方法，包括送端LCC换流器和MMC受端换流器的启动及控制方法。然后，针对黑启动初期的弱交流系统阶段，采用可增强系统稳定性的混合直流虚拟同步协调恢复策略；在系统达到一定强度后，提出了相应的控制策略及不同控制方式间的平滑切换方法。最后，在PSCAD/EMDTC软件中进行了仿真验证，结果表明：黑启动初期LCC采用耗能电阻启动能有效满足最小启动电流限制；MMC经限流电阻启动后采用无源网络控制可实现无源端交流电压的建立，并维持系统电压和频率在稳定范围内；在非黑启动电源机组和负荷并网后，交流系统强度改变，所提的3阶段控制切换策略能够有效实现各阶段平滑过渡，且在弱交流系统阶段采用虚拟同步控制可保证弱交流系统阶段的系统稳定性，3阶段控制策略与两阶段恢复策略相比具有显著的优势，从而验证了所提黑启动方法和协调恢复策略的有效性。     

预测新能源接入电网受扰后频率最低点的通用ASF模型

电网受扰后频率最低点预测对新型电力系统的频率安全评估非常重要，而目前已有频率动态分析模型较难快速、准确、灵活地预测电网受扰后频率最低点，其中同步发电机调速系统的低阶通用建模以及新能源接入的影响建模是主要挑战。首先提出了充分考虑频率响应特性的发电机调速系统低阶通用模型，结合新能源场站的通用频率响应模型，建立了新能源接入电网的通用平均系统频率(generic average system frequency,G-ASF)模型，在保证准确度的同时有效降低了模型阶数。然后，基于G-ASF模型直接预测电网在给定功率损失下的频率最低点。最后，在IEEE 3机9节点系统以及含新能源的IEEE 10机39节点系统中进行了仿真，结果表明提出的模型和方法在不同扰动或不同系统结构下均能准确预测频率最低点，且能够用于快速计算频率安全约束下的新能源渗透率极限值，验证了模型的准确性和通用性。