CN106816887B - 风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，包括以下步骤：增加LCC‑HVDC附加控制，即在LCC‑HVDC整流站定功率控制中引入带死区的功率‑频率斜率特性和惯性控制，使其输送的功率能够响应送端电网的频率；增加VSC‑HVDC附加控制；增加风机附加控制，即风机引入有功‑频率斜率特性和惯性控制，使风机输出的有功功率能够响应WFVSC侧频率的变化；增加控制器的协调，即通过设置合适的动作死区，协调设置各个控制器。本发明增大了送端电网的系统的功率‑频率静特性系数和惯性响应系数，能够增加送端电网的惯性，提高系统的频率稳定性。

Description

风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法

技术领域

本发明涉及高压直流输电与电力系统稳定与控制领域，具体涉及一种风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法。

背景技术

我国陆地风能资源丰富区，主要分布在三个地带：一是三北地区，二是沿海离海岸线2-3km范围内风能资源丰富地带，三是青藏高原腹地。除了沿海地区的风电场，大部分风电场与负荷中心呈现明显的逆向分布，需要采用交直流互联电网以满足风能远距离输送和异地消纳。

直流输电较交流输电技术具有优势。目前直流输电技术主要有两种：基于电网换相换流器的传统高压直流输电(line commuted converter based high voltage directcurrent，LCC-HVDC)技术和基于的电压源换流器的柔性直流输电(voltage sourcedconverter based high voltage direct current，VSC-HVDC)技术。与LCC-HVDC相比，VSC-HVDC控制更灵活，具有能向无源网络供电、有功与无功功率快速独立解耦控制、无换向失败的优点，是风电场等可再生能源发电并网的重要方案。若风电场直接采用LCC-HVDC孤岛并网，由于缺乏电压和惯性支撑，容易出现电压和频率问题。

对于诸如新疆、宁夏等三北地区的非高原陆地风电场，风火打捆联网并经LCC-HVDC外送是目前主要的外送方式。而对于西部高原地区的风电场，由于脆弱的生态环境，基本上不具备大规模新建火电厂的条件，不易采用风火打捆联网外送的方式(潘垣，尹项根，胡家兵，等.论基于柔直电网的西部风光能源集中开发与外送[J].电网技术，2016，40(12)：3611-3629.)，此文提出了一种西部高原地区丰富的风光资源采用柔性直流电网开发与外送的方案，将功率汇集到川渝、汉中等地区，而这些地区本身就是能源基地，已建有多条高压/特高压直流输电工程，所以未来西部高原地区的风能开发与外送，采用VSC-HVDC并网再通过LCC-HVDC远距离输送到中东部负荷中心，是一种非常可行的方案。

然而，风电装机容量和直流外送功率的不断增加将导致电网惯量降低，带来频率变化敏感的问题。对于LCC-HVDC参与频率调节，实际工程通常采用直流频率调制(郭小江，马世英，卜广全，等.直流系统参与电网稳定控制应用现状及在安全防御体系中的功能定位探讨[J].电网技术，2012，36(8)：116-123.)。而对于VSC-HVDC参与频率调节,通常引入频率附加控制,人工耦合送受端的频率(朱瑞可，王渝红，李兴源，等.用于VSC-HVDC互联系统的附加频率控制策略[J].电力系统自动化，2014，38(16)：81-87.)。

目前，对于西部高原地区的风电场开发与外送的方案研究相对较少，因此，若提出一种能够提高送端弱电网的惯性和频率稳定性的方法，其具有重要的意义。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，达到增大送端电网的系统的功率-频率静特性系数和惯性响应系数，能够增加送端电网的惯性，提高系统的频率稳定性的目的。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：

一种风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，包括以下步骤：

步骤1：增加LCC-HVDC附加控制，即在LCC-HVDC整流站定功率控制中引入带死区的功率-频率斜率特性和惯性控制，使其输送的功率能够响应送端电网的频率；

步骤2：增加VSC-HVDC附加控制，即包括：

1)在GSVSC定直流电压控制中引入带死区的直流电压-频率斜率特性，用于根据频率波动信号对直流电压进行变压控制；

2)在WFVSC定交流频率控制中引入带死区的频率-直流电压斜率特性，用于根据直流电压对风电场进行变频控制，通过直流电压波动信号来人工耦合风电场与送端电网的频率；

3)在GSVSC引入直流电压-功率斜率特性，用于抵消直流线路上的压降，保证传输不同功率下WFVSC侧直流电压的稳定；

4)WFVSC引入直流电压偏差附加控制，用于避免交流故障时导致直流电压波动过大；

步骤3：增加风机附加控制，即风机引入有功-频率斜率特性和惯性控制，使风机输出的有功功率能够响应WFVSC侧频率的变化；

步骤4：增加控制器的协调，即通过设置合适的动作死区，协调设置各个控制器。

进一步的，在所述步骤1中，还包括在附加控制中，设置输入信号的动作死区，其上下限值为是LCC-HVDC附加控制器输入信号的动作上下限。

进一步的，在所述步骤1中，还包括对附加控制的输出设置限幅，限幅大小为直流输送功率的±0.1pu。

进一步的，在所述步骤2中，

GSVSC引入附加控制后直流电压参考指令值为：

式中为GSVSC的电压参考指令值，U_ref为上层控制给出的电压参考指令，P_GS为GSVSC测量的有功功率值，和分别为GSVSC附加控制器的动作上下限值；

WFVSC引入附加控制后频率参考指令值为：

式中，为WFVSC频率参考指令值，为上层控制给出的额定频率参考指令，为WFVSC侧直流电压测量值，和分别为WFVSC变频附加控制器的动作上下限值。

进一步的，在所述步骤2中，还包括当直流电压波动超过一定范围时，WFVSC自动转入定直流电压控制。

进一步的，在所述步骤3中，

DFIG的有功功率参考指令值为：

式中，P_ref为风机最大功率点跟踪制获得有功参考指令，K_W为功率-频率的斜率系数，K_dW为功率-频率的惯性响应系数，f_WF为风电场频率。

进一步的，所述步骤4具体为：

当送端电网有功过剩，频率上升时，发电机在调速器的作用下减小出力，LCC-HVDC在变功率附加控制的作用下增加外送功率，VSC-HVDC直流电压在GSVSC变电压附加控制的作用下升高，风电场频率在WFVSC变频附加控制的作用下上升，风机在变功率附加控制的作用下减小出力；

当送端电网有功不足，频率下降时，发电机在调速器的作用下增加出力，LCC-HVDC在变功率附加控制的作用下减少外送功率，VSC-HVDC直流电压在GSVSC变电压附加控制的作用下降低，风电场频率在WFVSC变频附加控制的作用下下降，风机在变功率附加控制的作用下增加出力。

与现有技术相比，本发明的有益技术效果是：

1)在LCC-HVDC整流站引入变功率附加控制，当电网频率偏移过大时，LCC-HVDC能够调整外送功率；在VSC-HVDC引入变电压和变频率附加控制，人工耦合风电场和送端电网的频率，并在风机中引入变功率附加控制，使风机能够响应风电场的频率，从而调整出力。

2)在WFVSC定频率控制中引入直流电压偏差附加控制，在交流故障下，WFVSC自动转入定直流电压控制，能够减小VSC-HVDC直流电压波动幅度。

3)通过设置合适的死区，协调发电机、LCC-HVDC、VSC-HVDC和风电场参与送端电网频率调节的时序，能够达到合理分配送端电网不平衡功率的目的。

4)源网协调控制策略，实质增大了送端电网的系统的功率-频率静特性系数和惯性响应系数，能够增加送端电网的惯性，提高系统的频率稳定性。

附图说明

图1是西部高原地区风电场并网与外送的拓扑图。

图2是LCC-HVDC附加控制器示意图。

图3是GSVSC变电压附加控制器示意图。

图4是WFVSC变频和直流电压偏差附加控制器示意图。

图5是DFIG附加控制器示意图。

图6是整体协调控制策略框图。

图7是控制器随频率和直流电压变化的动作时序图。

图8是负荷突然切除图。

图9是负荷突然投入图。

图10是风速波动时系统响应图。

图11是三相接地短路故障时系统响应图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

仿真模型采用如图1所示的西部高原地区可集中开发与外送的风电场并网与外送的拓扑图，采用VSC-HVDC并网并经LCC-HVDC外送，这种拓扑的特点：

1)由于风机装机和直流外送功率不断增加，使电网呈现出低惯量特征，电网调峰能力不足，所以考虑送端电网为弱送端系统；

2)LCC-HVDC主要功能是大功率风电与常规能源跨区域远距离外送；

3)VSC-HVDC主要功能是用于风电场并网，汇集功率的同时能够对所连接的风电场和电网动态地提供无功补偿，提高风电场并网的安全性与故障穿越能力；

4)GSVSC与LCC-HVDC整流站距离近，GSVSC可以为LCC-HVDC提供电压支撑。

在常规控制方法中，直流对频率不敏感，风电场和负荷中心不能对送端电网提供惯性支撑，系统内主要靠送端电网的调节来维持功率平衡。当系统有功功率波动ΔP时，考虑系统的一次调频，有

ΔP＝ΔP_G-ΔP_L＝-(K_G+K_D)Δf＝-KΔf (1)

式中，Δf为送端电网的频率差，ΔP_G和ΔP_L分别为送端电网内发电机及负荷由于频率变化引起的有功功率变化量，K_G和K_D分别为发电机和负荷的频率调节系数，K为系统功率-频率静特性系数。

一、LCC-HVDC附加控制

在LCC-HVDC整流站定功率控制中引入带死区的功率-频率斜率特性和惯性控制环节，称之为变功率附加控制，使其输送的功率能够响应送端电网的频率。为了避免附加控制器频繁动作，在附加控制器设置输入信号的动作死区，其上下限值为此外，为保证负荷中心的承受能力和LCC-HVDC本身运行的稳定性，对附加控制器输出设置限幅环节，限幅大小为直流输送功率的±0.1pu。图2为LCC-HVDC变功率附加控制图，其控制特性在图5中详细描述，其中K_L为功率-频率斜率系数，K_dL为功率-频率惯性响应系数。

二、VSC-HVDC附加控制

VSC-HVDC附加控制的核心思想：1)在GSVSC定直流电压控制中引入带死区的直流电压-频率斜率特性(斜率记为K_dc)，称为变电压附加控制，目的是根据频率波动信号对直流电压进行变压控制；2)在WFVSC的定交流频率控制中引入带死区的频率-直流电压斜率特性(斜率记为K_f)，称为变频附加控制，目的是根据直流电压对风电场进行变频控制，通过直流电压波动信号来人工耦合风电场与送端电网的频率，该方法不需要通信；3)在GSVSC引入直流电压-功率斜率特性(斜率记为K_P)，目的是抵消直流线路上的压降，保证传输不同功率下WFVSC侧直流电压的稳定；4)WFVSC引入直流电压偏差附加控制，目的是避免交流故障时导致直流电压波动过大。

GSVSC引入附加控制后直流电压参考指令值为：

式中为GSVSC的电压参考指令值；U_ref为上层控制给出的电压参考指令；P_GS为GSVSC测量的有功功率值；和分别为GSVSC附加控制器的动作上下限值。

WFVSC引入附加控制后频率参考指令值为：

式中，为WFVSC频率参考指令值；为上层控制给出的额定频率参考指令；为WFVSC侧直流电压测量值；和分别为WFVSC变频附加控制器的动作上下限值。

同时，为了避免送端电网故障，GSVSC失去对直流电压的控制，在WFVSC引入直流电压偏差控制。当直流电压波动超过一定范围时，WFVSC自动转入定直流电压控制。直流电压偏差控制的动作上下限值为且有

三、风机附加控制

风电场由双馈感应发电机(doubly fed induction generator，DFIG)组成。为了使风机输出的有功功率能够响应WFVSC侧频率的变化，风机引入有功-频率斜率特性和惯性控制环节，称之为变功率附加控制，DFIG新的有功功率参考指令值为：

式中P_ref为图5所示的风机最大功率点跟踪(maximum power point tracking，MPPT)控制获得有功参考指令；K_W为功率-频率的斜率系数；K_dW为功率-频率的惯性响应系数；f_WF为风电场频率。

四、整体协调控制策略

为了简化分析，送端电网中仅考虑发电机调速器的功率调节能力，设调速器频率动作上下限值为图6为整体协调控制策略框图。当送端电网有功过剩，频率上升时，假设所有控制器都能动作。根据控制器的特性，发电机在调速器的作用下减小出力，LCC-HVDC在变功率附加控制的作用下增加外送功率，VSC-HVDC直流电压在GSVSC变电压附加控制的作用下升高，风电场频率在WFVSC变频附加控制的作用下上升，风机在变功率附加控制的作用下减小出力。同理，根据控制器的特性，也可以得到频率下降时，系统的响应。

五、源网协调控制下的频率调节

下面以送端电网突然切除负荷频率偏高为例，分析直流输电和风机参与送端电网频率调节的原理。假设所有的附加控制器都能动作。

当频率偏高，LCC-HVDC外送的功率：

令代入式(5)可得，

在VSC-HVDC中，由电路理论可知：

式中，和分别为WFVSC和GSVSC侧的直流电压。

设达到参考值指令值将式(2)代入式(7)，可得，

令代入式(8)可得，

将式(9)代入式(3)可得风电场与送端电网的频率耦合关系：

设风机出力P_W达到指令值将式(4)代入式(10)，可得到风机出力与送端电网频率的耦合关系：

令ΔP_W＝P_W-P_ref，代入式(11)可得，

同理可以推导当频率偏低，LCC-HVDC外送功率、风机出力与送端电网的频率关系也为式(6)和(12)。由式(1)、(6)和(12)可知，送端电网、LCC-HVDC和风电场共同承担送端电网的不平衡功率，即，

对比式(1)和式(13)可知，源网协调控制策略，实际上增大了系统功率-频率静特性系数和惯性响应系数，增大了系统有功调节的能力，在功率波动相同的情况下，风电场和LCC-HVDC可以为送端电网提供惯性支撑，提升系统频率稳定性。

六、源网协调控制的控制器动作时序

设置有功功率调节的先后顺序是送端电网、LCC-HVDC、风电场，这样设置的目的是风电场只在送端电网和LCC-HVDC功率调节裕度不够的情况下才启用，减少弃风率。图7是频率偏高和偏低时，各个控制器随频率或直流电压的变化动作情况。源网协调下送端电网有功功率调节与各个协调控制器动作时序如下：

1)正常情况下，系统功率平衡，调速器、LCC-HVDC和VSC-HVDC附加控制都不动作，系统频率稳定。

2)若送端电网有功功率不平衡，频率将会上升或下降。当或发电机调速器动作，减小或增加发电机的出力。若频率能够稳定在说明发电机调速器的动作能使送端电网有功功率平衡，直流附加控制器不动作。

4)若频率继续上升或下降，当或LCC-HVDC变功率附加控制器启动，增加或者减少外送功率。若频率能够稳定在GSVSC附加控制器不会启动。

5)若频率继续上升或下降，当或GSVSC附加控制器启动，直流电压增加或减少。又由于WFVSC变频控制器设置了输入信号的动作上下限，由式(10)可知，直流电压波动时，WFVSC变频附加控制并不立即动作，只有直流电压波动越过了动作上下限，WFVSC变频附加控制器才动作。

6)当或WFVSC变频附加控制器动作，对风电场进行变频控制。风机检测到频率偏差将会改变输出的功率，与送端电网和LCC-HVDC共同参与送端电网的有功功率调节。

7)若频率继续变化或者发生了交流故障，直流电压的波动超过了WFVSC直流电压偏差控制器动作，自动转入定直流电压控制。

8)若上述控制器都动作了，频率依然上升或下降，说明上述措施仍不能保证系统频率稳定在安全运行范围，将进行高频切机、低频减载等其它安稳措施。

七、准确性验证

为验证本发明方法所提出的协调控制策略的有效性，对如图1所示的系统进行数字仿真。数字仿真的扰动方式为：1)将送端电网负荷分为两类：固定负荷为200MW，可变负荷为100MW，5s时刻突然切除或投入可变负荷；2)负荷300MW，考察风速的波动对送端电网频率的影响，平均风速为12m/s，最高为13.07m/s，最低为10.89m/s；；3)负荷300MW，图1中的送端电网在5s时刻发生三相永久性接地故障，接地电阻为10欧姆，0.1s后故障清除(瞬时故障)。

为验证本文所提出的协调控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的风电场VSC-HVDC并网与LCC-HVDC外送的互联输电系统。送端电网由7台参数相同的同步发电机和相关负载构成，发电机与调速器相关的主要参数如表1所示，表2为VSC-HVDC、LCC-HVDC主要参数，表3为附加控制的参数。

表1同步发电机主要参数

表2 VSC-HVDC与LCC-HVDC主要参数

参数名称	VSC-HVDC	LCC-HVDC
			额定功率	800MW	1000MW
运行功率	620MW	900MW
			额定直流电压	400kV	500kV
直流线路电阻	1Ω	5Ω
			直流侧电容	2000μF	\
无功补偿容量	\	620MVar

表3附加控制器参数

以上三种扰动下，本发明方法协调控制策略与常规控制策略的仿真结果对比图如图8-11所示，其中常规控制策略为：LCC-HVDC整流站定功率控制、逆变站定直流电压控制，WFVSC定频率控制、GSVSC定直流电压控制，风机无附加控制。

在扰动方式一下，仿真结果表明，可变负荷突然切除/投入，常规控制策略下，传统直流外送功率、GSVSC直流电压、风电场频率和风电场有功功率都没有变化，送端电网100MW的不平衡功率仅由送端电网的发电机调节，频率波动幅值大、时间长。协调控制策略下，频率波动幅值和时间，较常规控制策略明显下降；暂态过程中，发电机、风电场、LCC-HVDC合理分配送端不平衡功率，没有出现频率振荡现象。

在扰动方式二下，仿真结果表明，相对于常规控制策略，采用协调控制策略，风机出力波动幅度减小，LCC-HVDC外送功率能够跟随风速的变化，发电机承担的不平衡功率减小，频率波动幅度明显减小。

在扰动方式三下，仿真结果表明，GSVSC侧母线电压跌落到了0.27pu左右。常规控制策略下，暂态过程中，频率波动幅值大、时间长：最高达到51.16Hz，最低为49.55Hz，19.53s时刻稳定在50Hz；风电场频率和出力并不会响应故障，风电场出力保持故障前的621MW，而GSVSC输入到送端电网的功率减小，导致直流电压持续上升，暂态最高达到了505kV，待故障清除后恢复到稳态值。本发明方法的源网协调控制策略下，频率波动幅度和时间较常规控制策略明显减少：暂态最高为50.68Hz，暂态最低为49.82Hz，10.21s时刻稳定在50Hz；LCC-HVDC故障后提升功率的速度较常规控制策略快；送端电网故障期间，WFVSC检测到直流电压大于直流电压偏差附加控制的上限430kV，自动转入定直流电压控制，风电场频率上升、减小出力，直流电压暂态最高为436kV，待故障清除后恢复到稳态值。协调控制策略下VSC-HVDC直流电压和送端电网频率波动较常规控制策略明显减小，提高了系统的稳定性。

仿真结果表明协调控制策略能让LCC-HVDC、VSC-HVDC、风电场能够响应送端电网的频率，能够明显的增加送端电网的惯性，减小频率的波动范围，提高系统的频率稳定性；在交流故障下，WFVSC自动转入定直流电压控制，能够减小VSC-HVDC直流电压波动幅度。

Claims (7)

1.一种风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：增加LCC-HVDC附加控制，即在LCC-HVDC整流站定功率控制中引入带死区的功率-频率斜率特性和惯性控制，使其输送的功率能够响应送端电网的频率；

步骤2：增加VSC-HVDC附加控制，即包括：

1)在GSVSC定直流电压控制中引入带死区的直流电压-频率斜率特性，用于根据频率波动信号对直流电压进行变压控制；

2)在WFVSC定交流频率控制中引入带死区的频率-直流电压斜率特性，用于根据直流电压对风电场进行变频控制，通过直流电压波动信号来人工耦合风电场与送端电网的频率；

3)在GSVSC引入直流电压-功率斜率特性，用于抵消直流线路上的压降，保证传输不同功率下WFVSC侧直流电压的稳定；

4)WFVSC引入直流电压偏差附加控制，用于避免交流故障时导致直流电压波动过大；

步骤3：增加风机附加控制，即风机引入有功-频率斜率特性和惯性控制，使风机输出的有功功率能够响应WFVSC侧频率的变化；

步骤4：增加控制器的协调，即通过设置合适的动作死区，协调设置各个控制器。

2.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，在所述步骤1中，还包括在附加控制中，设置输入信号的动作死区，其上下限值为 是LCC-HVDC附加控制器输入信号的动作上下限。

3.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，在所述步骤1中，还包括对附加控制的输出设置限幅，限幅大小为直流输送功率的±0.1pu。

4.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，在所述步骤2中，

GSVSC引入附加控制后直流电压参考指令值为：

式中为GSVSC的电压参考指令值，U_ref为上层控制给出的电压参考指令，P_GS为GSVSC测量的有功功率值，和分别为GSVSC附加控制器的动作上下限值；f_GS表示送端电网频率的实时测量值；K_dc表示引入带死区的直流电压-频率斜率；K_P表示直流电压-功率斜率；

WFVSC引入附加控制后频率参考指令值为：

式中，为WFVSC频率参考指令值，为上层控制给出的额定频率参考指令，为WFVSC侧直流电压测量值，和分别为WFVSC变频附加控制器的动作上下限值；K_f表示引入带死区的频率-直流电压斜率。

5.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，在所述步骤2中，还包括当直流电压波动超过一定范围时，WFVSC自动转入定直流电压控制。

6.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，在所述步骤3中，

DFIG的有功功率参考指令值为：

式中，P_ref为风机最大功率点跟踪制获得有功参考指令，K_W为功率-频率的斜率系数，K_dW为功率-频率的惯性响应系数，f_WF为风电场频率，为上层控制给出的额定频率参考指令。

7.如权利要求1所述的风电场柔性直流并网与直流外送的源网协调控制方法，其特征在于，所述步骤4具体为：

当送端电网有功过剩，频率上升时，发电机在调速器的作用下减小出力，LCC-HVDC在变功率附加控制的作用下增加外送功率，VSC-HVDC直流电压在GSVSC变电压附加控制的作用下升高，风电场频率在WFVSC变频附加控制的作用下上升，风机在变功率附加控制的作用下减小出力；

当送端电网有功不足，频率下降时，发电机在调速器的作用下增加出力，LCC-HVDC在变功率附加控制的作用下减少外送功率，VSC-HVDC直流电压在GSVSC变电压附加控制的作用下降低，风电场频率在WFVSC变频附加控制的作用下下降，风机在变功率附加控制的作用下增加出力。