CN103825293B - 一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法 - Google Patents

一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法，该控制方法利用直流电容和DFIG转子动能去模拟同步发电机惯量。在电网扰动下，GSVSC首先通过直流电压滑差控制，使直流电容相应地吸收或释放能量。然后，WFVSC在感受直流电压的波动后，将变化的直流电压通过变频控制转化成风场侧交流系统变化的频率信号。这样就实现了海上和岸上交流系统的人工耦合，省去了两端换流站之间的通讯。最后，为响应WFVSC频率变化，DFIG功率控制器将调整功率指令值，使其转子转速相应改变。通过一系列协同控制，海上风场将参与电力系统频率调节，对大型海上风场接入有重要意义。

Description

一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法
技术领域
本发明属于海上风力发电技术领域，具体涉及一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法。
背景技术
VSC-HVDC（柔性直流输电系统）是远距离大规模海上风电并网的典型结构。与传统直流输电系统并网相比，VSC-HVDC可独立调节输出的有功和无功功率，为诸如海上风电的无源和孤岛系统提供电压支撑能力。
点对点柔性直流输电系统由两端换流站经海底直流电缆相连接。其中WFVSC（风场侧换流站）主要收集由DFIG（双馈式感应风力发电机）发出的能量，而GSVSC（网侧换流站）为了传递风能到电网侧，具体拓扑如图1所示。其中，海上风电场由多台DFIG并机组成，DFIG内部包括有RSC（转子侧换流器）和GSC（网侧换流器），DFIG将风能转换为交流电能注入海上交流母线上，经VSC-HVDC功率调节后将电能传送至岸上交流系统。
用于海上风电场接入的VSC-HVDC包含两端换流器控制。对于GSVSC，其控制策略采用电网电压定向坐标系。坐标系的d轴与电网电压同向。整个控制器由两级控制构成。外环控制器分别控制直流电压和与岸上电网交换的无功功率。内环电流控制以跟踪外环控制器产生的电流参考值，产生所需交流电压。具体控制如图2所示。WFVSC运行在给定的电压幅值和频率下运行，类似无穷大电源一样，控制策略如图3所示；WFVSC参考频率在稳态下保持恒定。海上交流电压幅值将由外环电压控制和内环电流控制构成。这种控制不仅能快速的跟踪实际电流，更能在风场侧发生交流故障时限制故障电流。
在传统控制方式下，由于直流输电有效解耦了海上和岸上两端交流电网。这一特性将导致海上风电场很难为电力系统提供惯性支撑。不断增加的风力机容量，将导致电力系统的有效惯量不断减少，使电力系统成为一个低惯量系统。低惯量系统旋转动能小，在负荷变化和系统故障下，会导致频率的大范围偏移，严重影响电力系统的稳定性。
DFIG能独立控制其发出的有功、无功功率。当风速低于额定风速时，DFIG发出有功由最大功率跟踪（MPPT）所控；当风速高于额定风速时，其发出功率由桨矩角控制限制为额定功率，其控制策略如图4所示。
由于异步电机特性，储存在DFIG中的转子动能将有效地与电网解耦。在电网扰动下，相比传统的FSIG（定速感应电机），DFIG独特的变速运行能力使其能有效利用储存在转子中的动能为电网提供频率支撑。引入DFIG频率特性的一种直接方法是人为耦合系统转速和DFIG转子转速。Morren等人在标题为Windturbine emulating inertia and supporting primary frequency control（Power Systems,IEEE transaction on,2006.21(1):p.433-434）的文献中提出用电网频率的偏差来修改DFIG的有功参考值，但这种方法都只用于交流电网，对风能通过VSC-HVDC送出系统很难使用。
发明内容
针对现有技术所存在的上述技术问题，本发明提供了一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法，能够在电网扰动下，通过直流电容和DFIG转子动能来提高电力系统惯性水平，减小陆上交流电网的频率变化。
一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法，包括如下步骤：
（1）通过锁相环检测岸上交流系统的频率f，根据频率f通过直流电压滑差控制算法，计算得到GSVSC的直流电压参考值Vref；
（2）根据直流电压参考值Vref，采用定直流电压和定无功功率的控制策略对GSVSC进行控制；
（3）检测WFVSC的直流母线电压VDC，根据直流母线电压VDC通过变频控制算法，计算得到WFVSC的频率参考值fref；
（4）根据频率参考值fref，采用定交流电压和定频率的控制策略对WFVSC进行控制；
（5）检测风场侧交流系统的频率fWF，根据频率fWF通过变功率控制算法，计算DFIG的有功功率参考值Pref；
（6）根据有功功率参考值Pref，采用定有功功率和定无功功率的控制策略对DFIG的RSC进行控制。
所述的步骤（1）中的直流电压滑差控制算法基于以下算式：
Vref=KDC(f-f0)+V0
其中：KDC为比例系数，f0为岸上交流系统的频率初值，V0为GSVSC的直流电压初值。
所述的步骤（3）中的变频控制算法基于以下算式：
fref=KA(VDC-V0)+fW0
其中：KA为比例系数，V0为GSVSC的直流电压初值，fW0为风场侧交流系统的频率初值。
所述的步骤（5）中的变功率控制算法基于以下算式：
Pref=Kp(fWF-fW0)+P0
其中：KP为比例系数，fW0为风场侧交流系统的频率初值，P0为DFIG的有功功率准参考值。
所述的有功功率准参考值P0根据DFIG的转速通过MPPT控制算法计算得到。
在传统GSVSC的控制策略中，直流电压的参考值是保持恒定不变的。然而在本发明协同控制策略中，让直流电压的参考值随电网频率呈线性变化；在直流电压滑差控制下，直流母线电容将随着外界电网频率的波动不断的吸收或释放电能，以提供一定的惯性支撑。
本发明协同控制策略需要使风电场感受网侧频率的变化。直接频率信号的通信对长距离海上风电送出并不可靠。一方面，网侧频率已被转化为GSVSC的直流电压信号，若忽略直流输电中流过直流电缆的有功损耗，WFVSC和GSVSC的直流电压可认为一致；另一方面，海上基本没有商业和家用负荷，可让海上交流电网在变化频率下运行。故WFVSC可通过电压-频率滑差控制让波动的直流电压转化成波动的海上交流系统频率。这样，网侧频率变化首先被转化为GSVSC或WFVSC的直流电压变化，然后再转化成WFVSC频率的变化，成功实现海上交流电网与岸上交流电网频率的耦合。
为使风场有功功率响应WFVSC频率变化，本发明将反映频率偏差的附加有功功率值加在原有功功率指令值上，一方面通过改变有功功率指令值，DFIG中电力电子换流器能实现有功功率的快速跟踪；另一方面，由于改变了有功功率指令值，其机械功率和电磁功率的差额将全部加在DFIG的转子上。这样，DFIG的转子动能将全部用于系统的惯性支撑。
在协调控制下，直流电容和DFIG转子共同提供惯性支撑，若岸上交流系统频率降低情况，GSVSC首先降低直流电压的参考值以响应降低的电网频率；同时，经过WFVSC的变频控制，降低的直流电压信号转化为降低的WFVSC频率信号；进而，DFIG通过比例控制增加其输出的有功功率，通过一系列的协调控制，电网频率的变化的范围和速度将降低，电力系统整体稳定性将增加。
故相对于现有技术，本发明通过协同控制策略将岸上交流电网和海上交流电网实现人工耦合，该控制策略通过模拟同步电机提供惯性支撑，在电网扰动下，直流电容和DFIG转子动能来提高电力系统惯性水平；此外，通过人为耦合海上和陆上交流电网频率，换流站之间的远端通信可省去，提高了系统可靠性。
附图说明
图1为风电场-柔性直流输电系统的拓扑结构示意图。
图2为GSVSC的传统控制策略示意图。
图3为WFVSC的传统控制策略示意图。
图4为简化的DFIG有功功率控制示意图。
图5为本发明协同控制策略的示意图。
图6为测试系统的单线图
图7(a)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下系统频率的波形示意图。
图7(b)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下同步电机有功功率的波形示意图。
图7(c)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下直流电压的波形示意图。
图7(d)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下GSVSC有功功率的波形示意图。
图7(e)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下风电场有功功率的波形示意图。
图7(f)为采用本发明控制策略和采用传统控制策略下DFIG转速的波形示意图。
具体实施方式
为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。
如图5所示，一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法，该控制方法利用直流母线电容和DFIG转子动能去模拟同步发电机惯量。在电网扰动下，GSVSC首先通过直流电压滑差控制，使直流电容相应地吸收或释放能量。然后，WFVSC在感受直流电压的波动后，将变化的直流电压通过变频控制转化成风场侧交流系统变化的频率信号。这样就实现了海上和岸上交流系统的人工耦合，省去了两端换流站之间的通讯。最后，为响应WFVSC频率变化，DFIG功率控制器将调整功率指令值，使其转子转速相应改变。通过一系列协同控制，海上风场将参与电力系统频率调节。
岸上交流系统发生扰动后，通过VSC和DFIG的协调控制，直流母线电容的能量和DFIG的转子动能能够部分补偿电网频率波动时的不平衡功率，进而提高系统的频率响应特性；协同控制策略主要包括三方面：GSVSC直流电容惯性支撑，WFVSC变频控制和风场有功功率变化，具体执行流程如下：
（1）当网侧交流系统受扰后，GSVSC将检测到降低的频率信号，通过GSVSC的滑差控制策略，转换成降低的直流电压参考值。通过GSVSC的定直流电压控制策略，使得直流电压降低；这时，直流电容将释放一部分能量，支援网侧的功率缺额。具体实施过程如下：
首先，通过锁相环PLL检测岸上交流系统的频率f，根据频率f通过基于以下算式的直流电压滑差控制算法，计算得到GSVSC的直流电压参考值Vref；
Vref=KDC(f-f0)+V0
其中：KDC为比例系数，f0为岸上交流系统的频率初值（1p.u.），V0为GSVSC的直流电压初值（1p.u.）。
进而根据直流电压参考值Vref，采用如图2所示的定直流电压和定无功功率的控制策略对GSVSC进行控制。
（2）由于直流输电中流过直流电缆的有功损耗可忽略，故GSVSC和WFVSC的直流电压的下降可近似认为相等。通过WFVSC的变频控制策略，即通过检测降低的直流电压，将降低的直流电压信号，转换为海上交流电网降低的电网频率信号。通过WFVSC的变频控制策略，人为的将陆上交流网侧的频率信号与海上交流网的频率信号耦合，省去了换流站之间的通讯，增加了系统的可靠性。具体实施过程如下：
首先，通过检测WFVSC的直流母线电压VDC，根据直流母线电压VDC通过基于以下算式的变频控制算法，计算得到WFVSC的频率参考值fref；
fref=KA(VDC-V0)+fW0
其中：KA为比例系数，fW0为风场侧交流系统的频率初值（1p.u.）。
进而根据频率参考值fref，采用如图3所示的定交流电压和定频率的控制策略对WFVSC进行控制。
（3）DFIG通过检测海上交流系统降低的频率信号，将降低的频率信号通过比例偏差控制，转化成为有功功率的偏差加在原DFIG有功功率指令值上。这里，比例偏差控制中的比例系数为负值，这样，在检测到系统频率降低后，DFIG将自动提高DFIG有功功率指令值。由于DFIG中换流器能在10ms内快速控制发出的有功和无功功率。故DFIG能迅速发出多余的有功功率，提供系统的功率缺额；由于原动机的功率与DFIG实际发出功率的差额将导致DFIG转子减速。具体实施过程如下：
首先，通过检测风场侧交流系统的频率fWF，根据频率fWF通过基于以下算式的变功率控制算法，计算DFIG的有功功率参考值Pref；
Pref=Kp(fWF-fW0)+P0
其中：KP为比例系数，P0为DFIG的有功功率准参考值，其根据DFIG的转速通过MPPT控制算法计算得到。
进而根据有功功率参考值Pref，采用如图4所示的定有功功率和定无功功率的控制策略对DFIG的RSC进行控制。
以下以海上风电场通过柔性直流输电系统接入电网为例，验证本实施方式协同控制策略的控制效果。图6为测试系统的单线图。其中，WFVSC负责收集风场能量并维持海上交流交流电压稳定，GSVSC负责向弱交流系统送电。该若交流系统只含有一台同步电机和相关负荷，所需电能均由同步电机和风场共同提供。与交流系统相连的负载可分为两部分，一部分为固定负载，一部分为可变负载。可变负载占固定负载容量的10%。在t=5s时，将可变负载切除，图7为负载突减时系统惯性响应曲线。
图7中，可变负载被瞬间切除。由图7(a)可知，加入协调控制器后，系统频率的上升速率较传统控制策略有明显下降，这意味着所提出的协调控制策略可为系统提供强的惯性支撑作用，增强系统稳定性。在协调控制策略下，直流电容和风电场共同吸收由于负载突降所产生的能量缺额。由图7(d)、7(e)可以看出，当采取传统控制策略时，风场不需要提供额外的有功功率以支撑系统的惯性响应。由于风场自动降低其有功出力，采用协调控制策略时GSVSC的有功功率比采取传统控制策略时有明显降低。此外，从图7(f)可以看出，点划线代表的传统控制策略在频率发生改变时无法为系统提供惯性支撑，而由实线曲线代表的协同控制策略在电网频率发生扰动时通过DFIG转子转速为系统提供惯量支撑。图7(b)给出了同步电机的有功出力曲线，可看出当负载瞬时降低时，采取协调控制策略下的同步电机的有功功率下降幅度最小。随着调速器的作用，GSVSC的功率输送将回到原有水平。
因此在本实施方式协调控制策略的作用下，风场以及柔性直流输电系统全部参与到初始频率的控制环节中，这对于大型海上风场接入有重要意义。

Claims (2)

1.一种提高电力系统惯性水平的风电场-柔性直流输电系统的协同控制方法，包括如下步骤：
(1)通过锁相环检测岸上交流系统的频率f，根据频率f通过直流电压滑差控制算法，基于以下算式计算得到网侧换流站的直流电压参考值Vref；
Vref＝KDC(f-f0)+V0
其中：KDC为比例系数，f0为岸上交流系统的频率初值，V0为网侧换流站的直流电压初值；
(2)根据直流电压参考值Vref，采用定直流电压和定无功功率的控制策略对网侧换流站进行控制；
(3)检测风场侧换流站的直流母线电压VDC，根据直流母线电压VDC通过变频控制算法，基于以下算式计算得到风场侧换流站的频率参考值fref；
fref＝KA(VDC-V0)+fW0
其中：KA为比例系数，V0为网侧换流站的直流电压初值，fW0为风场侧交流系统的频率初值；
(4)根据频率参考值fref，采用定交流电压和定频率的控制策略对风场侧换流站进行控制；
(5)检测风场侧交流系统的频率fWF，根据频率fWF通过变功率控制算法，基于以下算式计算DFIG的有功功率参考值Pref；
Pref＝Kp(fWF-fW0)+P0
其中：KP为比例系数，P0为DFIG的有功功率准参考值；
(6)根据有功功率参考值Pref，采用定有功功率和定无功功率的控制策略对DFIG的转子侧换流器进行控制。
2.根据权利要求1所述的协同控制方法，其特征在于：所述的有功功率准参考值P0根据DFIG的转速通过MPPT控制算法计算得到。
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