CN106410870B - 一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法，该方法在岸上换流站退出运行时，通过合理地配置所在受端电网内换流站的控制器，并通过风电场附加虚拟惯量控制实现异步电网暂态频率偏移下降和风电场附加桨距角控制最终消除异步电网稳态频率偏差，从而提高相邻异步电网的频率特性，减小换流站故障对岸上其他异步电网运行的安全稳定影响。使用本发明方法分析大容量海上风电场接入多端柔性直流输电系统时岸上换流站退出运行情景，所设计的频率控制策略对岸上交流系统频率稳定提升得到了验证。
Description
技术领域
本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法。
背景技术
面对化石能源的急剧消耗与环境治理的日益严峻，以风电为代表的新能源是实现能源与环境可持续发展的关键举措。随着土地资源、风电资源限制，以及海上风电开发与应用取得重要进展，海上风电已成为风电发展的重要方向。根据欧洲风能协会(EuropeanWind Energy Association)预测，欧洲海上风电场装机规模在2020年与2030年将分别达到40GW与150GW。在中国，国家能源局发布了《全国海上风电开发建设方案(2014-2016)》，涵盖总装机达10.53GW的44个海上风电项目开发建设方案，标志着我国海上风电开发进一步提速。
基于电压源型换流器的多端柔性直流输电系统(Voltage Source Converterbased Multi-Terminal Direct Current，VSC-MTDC)，具有海底输电、黑启动、连接弱交流电网的能力，同时可实现多电源供电，多落点受电，输电方式灵活可控，是大规模海上风电接入陆上交流系统的有效并网方式。VSC-MTDC系统规划应用于大西洋风电(Atlantic WindConnection)与欧洲离岸风场超级电网(European Offshore Supergrid)的千万千瓦级海上风电并网工程。
随着低惯量的新能源电场在电网中规模逐步扩大，以及采用VSC-HVDC系统实现交流电网分区的逐步普及，交流系统的惯性水平正在不断降低，电力系统将面临低惯量带来的频率稳定问题。为此，合理设计海上风电与VSC-HVDC系统，提升交流系统频率稳定性是未来研究方向。目前文献都仅关注交流系统内部发生有功功率波动的情况下，通过换流站的频率控制提升交流系统的频率稳定性能，而鲜有文献提及换流站发生故障退出运行对交直流系统安全稳定性能的影响。在换流站的传输功率较大并且交流系统惯量较小时，换流站发生故障退出运行同样会对交流系统产生严重影响，特别是在换流站退出运行时剩余直流功率无法被同步电网内部换流站自消纳情景，如何进行海上风电和VSC-MTDC系统的频率控制以有效减小换流站退出运行对交流系统的影响有待解决。
发明内容
基于上述，本发明提供了一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法，能够对VSC-MTDC系统岸上换流站退出运行时直流功率无法在受端同步电网自消纳情景下，有效提高故障后交流系统的频率特性。
一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法，包括如下步骤：
(1)当系统中有换流站x退出运行情况下，判断换流站x所在受端电网S能否自消纳转移功率；
(2)若受端电网S无法自消纳转移功率，则重新配置受端电网S中其他健全换流站的控制模式；
(3)计算系统中相邻异步电网的综合频率偏移量；
(4)根据所述的综合频率偏移量利用附加的虚拟惯量控制器和桨距角控制器分别调节海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值和桨距角参考值，以调节海上风电场的有功功率输出。
所述的步骤(1)中判断换流站x所在受端电网S能否自消纳转移功率的具体过程为：首先，通过以下公式计算受端电网S的自消纳功率总量
其中：y表示受端电网S中任一健全的换流站，Sy为换流站y的额定容量，Qy为换流站y的输出无功功率，为换流站x退出运行前换流站y注入受端电网S的有功功率；
若转移功率大于该自消纳功率总量则判定受端电网S无法自消纳转移功率，所述的转移功率即为换流站x退出运行前的有功功率。
所述的步骤(2)中重新配置受端电网S中其他健全换流站的控制模式，即对于受端电网S中任一健全的换流站y，将其控制模式改为满发定功率控制模式，将其定功率参考值设为：
其中：Sy为换流站y的额定容量，Qy为换流站y故障前的输出无功功率，为换流站y的定功率参考值。
所述的相邻异步电网为系统中由海上风电场送电且与受端电网S异步相连的所有交流电网集合。
所述的步骤(3)中通过以下公式计算相邻异步电网的综合频率偏移量：
其中：M表示相邻异步电网，j表示相邻异步电网M中的任一发电机，Δω为相邻异步电网M的综合频率偏移量，Δωj为发电机j的转速偏差标幺值，Hj为发电机j的惯性时间常数。
所述步骤(4)中利用附加的虚拟惯量控制器调节海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值，具体实现为：所述的虚拟惯量控制器由通信延时器、微分调节器、滞回比较器、乘法器以及比例调节器组成；其中，通信延时器的输入为综合频率偏移量，通信延时器的输出接微分调节器的输入，微分调节器的输出接滞回比较器的输入并作为乘法器的一输入，滞回比较器的输出作为乘法器的另一输入，乘法器的输出接比例调节器的输入，比例调节器的输出为转子侧有功功率的附加控制量；进而使海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值减去该附加控制量即得到新的转子侧有功功率参考值。
所述步骤(4)中利用附加的桨距角控制器调节海上风电场控制器中风力发电机的桨距角参考值，具体实现为：所述的桨距角控制器由通信延时器、调差系数模拟器、比例调节器、PI调节器、加法器、速率限制器以及限幅器组成；其中，通信延时器的输入为综合频率偏移量，通信延时器的输出接调差系数模拟器的输入，调差系数模拟器的输出接比例调节器的输入以及PI调节器的输入，比例调节器的输出以及PI调节器的输出分别作为加法器的两个输入，加法器的输出接速率限制器的输入，速率限制器的输出接限幅器的输入，限幅器的输出为桨距角的附加控制量；进而使海上风电场控制器中风力发电机的桨距角参考值减去该附加控制量即得到新的桨距角参考值。
所述通信延时器的传递函数为其中，s为拉普拉斯算子，Td为预设的延时量。
所述的滞回比较器当其输入的绝对值大于等于阈值CH，则持续输出高电平1；当其输入的绝对值小于等于阈值CL且持续超过一定时间，则持续输出低电平0。
所述的调差系数模拟器使输入乘以1/R后输出；其中，R为预设的调差系数。
所述的速率限制器使当前时刻输入与前一时刻输入的变化率限制在固定上下限范围内后输出。
本发明提供了换流站退出运行时直流功率无法自消纳情景下海上风电与多端柔性直流输电系统的频率控制方法，可以在岸上换流站退出运行时，通过合理地配置所在受端电网内换流站的控制器，并通过风电场附加虚拟惯量控制实现异步电网暂态频率偏移下降和风电场附加桨距角控制最终消除异步电网稳态频率偏差，从而提高相邻异步电网的频率特性，减小换流站故障对岸上其他异步电网运行的安全稳定影响。使用本发明方法分析大容量海上风电场接入多端柔性直流输电系统时岸上换流站退出运行情景，所设计的频率控制策略对岸上交流系统频率稳定提升得到了验证。
附图说明
图1为海上风电场接入多端柔性直流输电系统的示意图。
图2为本发明频率控制方法的步骤流程示意图。
图3为下垂控制切换为满发定功率控制模式的示意图。
图4为本发明海上风电场附加虚拟惯量控制器的原理示意图。
图5为本发明海上风电场附加桨距角控制器的原理示意图。
图6(a)为原始情景与本发明方法下39节点系统频率响应特性对比示意图。
图6(b)为原始情景与本发明方法下海上风电场风力机桨距角对比示意图。
图6(c)为原始情景与本发明方法下海上风电场功率参考值对比示意图。
图6(d)为原始情景与本发明方法下海上风电场功率输出特性对比示意图。
图6(e)为原始情景与本发明方法下换流站GSVSCb2功率对比示意图。
图6(f)为原始情景与本发明方法下换流站GSVSC17功率对比示意图。
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。
以图1所示海上风电场接入多端柔性直流输电系统为例，海上风电场接入的系统为七端柔性直流输电系统，四端岸上换流站接入左侧39节点系统，容量均为900MVA；另两端岸上换流站接入右侧四机系统，容量均为600MVA。风电场侧换流站容量为4.5GVA。稳态运行时，岸上换流站均采用下垂控制，VSC-MTDC系统向39节点系统与四机系统分别送电2000MW与1000MW，岸上换流站下垂控制器的参数如表1所示，其中直流功率Pdc的标幺基准为900MVA，直流电压标幺基准为640kV。
表1
以下我们在PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真工具中，搭建图1所示海上风电场接入多端柔性直流输电系统，以换流站GSVSCb1退出运行为例(换流站GSVSCb1故障前运行直流功率为Pdcx＝500MW)，对本发明提出的直流功率无法自消纳情景下海上风电与多端柔性直流输电系统的频率控制方法进行仿真验证，频率控制方法具体流程如图2所示：
(1)根据岸上换流站容量与运行状态，计算故障换流站所在同步电网内其他换流站的自消纳能力，判断该受端电网是否无法自消纳换流站退出运行时的剩余直流功率。
设换流站x馈入受端电网S，换流站x退出运行后，对于任意受端电网S中的其余岸上换流站y，其可调的有功功率裕量为：
其中：Sy为换流站y的额定容量，Qy为换流站y的输出无功功率，则为换流站x故障退出事故发生前换流站y注入岸上交流系统的功率。在不考虑无功功率Qy变动的情况下，受端电网S中的其余岸上换流站总自消纳能力为：
在本实施算例中，换流站GSVSCb1退出运行时，右侧四机系统为受端电网S。受端电网S的自消纳能力由换流站GSVSCb2贡献，其值为：
此时转移功率Pdcx(500MW)大于总有功功率裕量(100MW)，因此受端电网S无法自消纳剩余直流功率。
(2)根据换流站退出运行前其他换流站各自运行状态，重新配置该受端电网内其他岸上换流站的控制器。受端电网S内其他岸上换流站控制器重新配置方法为：将换流站控制模式由下垂控制模式改为满发定功率控制模式，定功率的参考值为：
因此，将受端电网S内换流站GSVSCb2的控制方式由下垂控制切换为定功率控制模式，如图3所示。其中功率参考值为600MW。
(3)计算相邻异步电网的综合频率偏移，作为输入信号传递至海上风电场的控制器。相邻异步电网M为海上风电通过VSC-MTDC系统送电的交流电网，同时与故障换流站所在受端电网通过直流线路异步相连，在本实施算例中异步电网M为左侧39节点系统。
相邻异步电网M的综合频率偏移量Δω计算方法如下：
其中：Δωj为相邻异步电网M中第j个发电机的转速偏差标幺值，为运行变量可实时测量获得；Hj为第j个发电机的惯性时间常数。
(4)海上风电场附加虚拟惯量控制器根据输入的综合频率偏移，确定控制器的有效投入，并调节风力发电机转子侧有功参考值，将风电场部分有功存储于转子或将转子存储的部分动能释放，以短时调节风电场有功功率输出。
海上风电场附加虚拟惯量控制器如图4所示，包括通信延时、微分环节、滞回比较器和比例环节组成。通信延时为一阶惯性环节，模拟实际异步电网综合频率偏差信号传输至海上风电场控制器所需的时间，Td取100ms。
滞回比较器根据输入频率变化率确定虚拟惯量控制器的有效投入与退出。本文中虚拟惯量控制有效投入判据为此时滞回比较器持续输出高电平1；有效退出判据为且持续时间超过10s，此时比较器持续输出为低电平0。比例环节包含一个增益系数K1，取为0.4。
海上风电场附加虚拟惯量控制器的输出ΔPref将调节风力发电机转子侧有功参考值PMPPT，即将风力发电机转子侧功率参考值PMPPT减去该输出值ΔPref得到新的功率参考值Pref。
(5)海上风电场附加桨距角控制器根据输入的综合频率偏移，调节风力机桨距角，控制风力机捕获功率，降低风电场有功功率输出。
海上风电场附加桨距角控制器如图5所示，包括通信延时、调差系数模拟环节、比例积分环节、速率限制环节与桨距角限制环节。通信延时环节为一阶惯性环节，模拟实际异步电网综合频率偏差信号传输至海上风电场控制器所需的时间，Td取100ms。调差系数环节为设定调差系数的倒数，模拟环节模拟传统发电机的一次调频特性，R取0.04。
速率限制环节用于限制桨距角变化率，包括变化率上限限制和变化率下限限制，分别设定为±4°/s。桨距角限幅环节用于限制桨距角范围，包括桨距角的上限与下限，设定为90°与0°。
海上风电场附加桨距角控制器的输出Δβ将调解原始桨距角β0，即将原始桨距角β0减去该输出值Δβ得到新的桨距角β。
GSVSCb1故障退出后，原始情景和采用本发明控制方法两种情况下的动态响应对比如图6所示。在原始情景，换流站GSVSCb1退出运行时，转移功率Pdcb1在五个健全的岸上换流站中按下垂特性分配功率，如图6(e)～(f)实线所示。此时转移功率导致39节点系统功率过剩，暂态频率偏移峰值达0.006p.u.，最终稳态频率偏差约为0.0026p.u.，如图6(a)实线所示。在本发明控制方法下，四机系统健全换流站GSVSCb2满功率运行，如图6(e)虚线所示，既减小四机系统内部功率缺额，也减小转移至39节点系统功率。海上风电场在感应39节点系统频率偏差时，首先减小输出有功参考值，将剩余功率部分转化为转子动能存储，以减小39节点系统暂态频率偏移，如图6(c)中虚线所示；同时，DFIG桨距角感应39节点系统频率偏差而增大，风力机吸收的风功率减小，使风电场输出功率与剩余四个换流站故障前功率相平衡，如图6(b)所示。如图6(a)所示，在本发明控制方法下，异步电网39节点系统频率响应得到大幅改善，暂态频率偏移峰值减小为0.0015p.u.，同时频率振荡快速平复至零。从而验证了本发明提出的换流站退出运行时直流功率无法自消纳情景下海上风电与多端柔性直流输电系统的频率控制方法的有效性。
上述对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种海上风电接入多端柔性直流输电系统的频率控制方法，包括如下步骤：
(1)当系统中有换流站x退出运行情况下，判断换流站x所在受端电网S能否自消纳转移功率；
(2)若受端电网S无法自消纳转移功率，则重新配置受端电网S中其他健全换流站的控制模式；
(3)计算系统中相邻异步电网的综合频率偏移量；
(4)根据所述的综合频率偏移量利用附加的虚拟惯量控制器和桨距角控制器分别调节海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值和桨距角参考值，以调节海上风电场的有功功率输出。
2.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述的步骤(1)中判断换流站x所在受端电网S能否自消纳转移功率的具体过程为：首先，通过以下公式计算受端电网S的自消纳功率总量
其中：y表示受端电网S中任一健全的换流站，Sy为换流站y的额定容量，Qy为换流站y的输出无功功率，为换流站x退出运行前换流站y注入受端电网S的有功功率；
若转移功率大于该自消纳功率总量则判定受端电网S无法自消纳转移功率，所述的转移功率即为换流站x退出运行前的有功功率。
3.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述的步骤(2)中重新配置受端电网S中其他健全换流站的控制模式，即对于受端电网S中任一健全的换流站y，将其控制模式改为满发定功率控制模式，将其定功率参考值设为：
其中：Sy为换流站y的额定容量，Qy为换流站y故障前的输出无功功率，为换流站y的定功率参考值。
4.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述的相邻异步电网为系统中由海上风电场送电且与受端电网S异步相连的所有交流电网集合。
5.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述的步骤(3)中通过以下公式计算相邻异步电网的综合频率偏移量：
其中：M表示相邻异步电网，j表示相邻异步电网M中的任一发电机，Δω为相邻异步电网M的综合频率偏移量，Δωj为发电机j的转速偏差标幺值，Hj为发电机j的惯性时间常数。
6.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述步骤(4)中利用附加的虚拟惯量控制器调节海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值，具体实现为：所述的虚拟惯量控制器由通信延时器、微分调节器、滞回比较器、乘法器以及比例调节器组成；其中，通信延时器的输入为综合频率偏移量，通信延时器的输出接微分调节器的输入，微分调节器的输出接滞回比较器的输入并作为乘法器的一输入，滞回比较器的输出作为乘法器的另一输入，乘法器的输出接比例调节器的输入，比例调节器的输出为转子侧有功功率的附加控制量；进而使海上风电场控制器中风力发电机的转子侧有功功率参考值减去该附加控制量即得到新的转子侧有功功率参考值。
7.根据权利要求1所述的频率控制方法，其特征在于：所述步骤(4)中利用附加的桨距角控制器调节海上风电场控制器中风力发电机的桨距角参考值，具体实现为：所述的桨距角控制器由通信延时器、调差系数模拟器、比例调节器、PI调节器、加法器、速率限制器以及限幅器组成；其中，通信延时器的输入为综合频率偏移量，通信延时器的输出接调差系数模拟器的输入，调差系数模拟器的输出接比例调节器的输入以及PI调节器的输入，比例调节器的输出以及PI调节器的输出分别作为加法器的两个输入，加法器的输出接速率限制器的输入，速率限制器的输出接限幅器的输入，限幅器的输出为桨距角的附加控制量；进而使海上风电场控制器中风力发电机的桨距角参考值减去该附加控制量即得到新的桨距角参考值。
8.根据权利要求6或7所述的频率控制方法，其特征在于：所述通信延时器的传递函数为其中，s为拉普拉斯算子，Td为预设的延时量。
9.根据权利要求6所述的频率控制方法，其特征在于：所述的滞回比较器当其输入的绝对值大于等于阈值CH，则持续输出高电平1；当其输入的绝对值小于等于阈值CL且持续超过一定时间，则持续输出低电平0。
10.根据权利要求7所述的频率控制方法，其特征在于：所述的速率限制器使当前时刻输入与前一时刻输入的变化率限制在固定上下限范围内后输出。
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