CN109755966A - 大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法 - Google Patents

Abstract

大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，它属于新能源交直流并网控制技术领域。本发明解决了采用现有方法不能有效实现大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越的问题。本发明在电网故障后可以快速降低风电功率，保证直流电压不越限；消除了风电场同步不稳定和直流过电压现象，提升了直流系统运行的安全性；在故障清除后可以有效协调直流系统两端的有功功率，改善直流电压的动态恢复特性；有效实现了大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越。而且，本发明可以将MMC‑HVDC子模块电容的尺寸降低至原来的80％，进一步节约设备投资，提高经济效益。本发明可以应用于新能源交直流并网控制技术领域。

Description

大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法

技术领域

本发明属于新能源交直流并网控制技术领域，具体涉及一种大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法。

背景技术

近年来，风电的开发利用取得了快速发展，大规模风电的输电与并网问题成为重要的研究课题。基于模块化多电平换流器的柔性直流输电(MMC-HVDC)技术具有模块化程度高、波形质量好、占地面积小等优点，是大规模风电并网的有效方式。同时，直流输电换流站的故障穿越(FRT)能力对电网运行的鲁棒性和安全可靠性具有重大影响。因此有必要对连接风电场的柔性直流输电系统FRT控制方法展开研究。

电网故障后，系统的控制目标是防止直流过电压。防止直流过电压的主要实现方式有：通过交流系统暂态重构提升网侧换流站(GSMMC)的功率传输能力，或者通过直流系统暂态重构释放直流等效电容的多余储能，或者快速降低风电功率。其中，交流系统暂态重构通过在受端附加串联变压器和机械开关实现，而直流暂态重构通过附加卸荷电路实现。上述方案的不足是：机械开关的响应延时会降低交流系统暂态重构的快速性，且引入额外设备如开关、串联变压器及卸荷电阻，提高了占地面积和投资成本。快速降低风电功率的方案按照原理不同可分为：基于通信的快速减载控制、升频控制和降压控制。其中，基于通信的减载控制会产生响应延时，通信故障时会降低系统可靠性。升频控制和降压控制均由风电场侧换流站(WFMMC)实现。在升频控制中，风电机组的输出功率对频率变化的自然响应很慢，且电网故障后直流电压快速上升很可能导致风电系统的频率变化率超过风轮机的耐受能力。降压控制的实现方式有两种：一是对风电场模拟短路控制，尽管响应速度快，但会导致风电系统的失步和失控；二是下垂降压控制，但由于控制通道响应延时的不利影响，风电功率降低的快速性被严重限制。

电网故障清除后，系统的控制目标是设计风电功率的恢复方式以快速释放直流等效电容的储能。具体实现方式有三种。一是通过建立直流电压和风电场并网电压的下垂特性关系来实现风电功率的恢复，但直流系统两端的有功恢复平衡后直流电压仍明显高于额定值，不利于直流系统平滑切换。二是对风电机组设计有功电流斜率控制方案，但若风电场中各台风机的稳态运行功率不同，风电场输出有功的恢复速率将具有时变性，难以与电网换流站的有功恢复有效配合，不利于直流电压的动态恢复。三是采用在线优化的方法获得风电场中各台风机的有功电流恢复斜率，但此算法需要多次迭代，实现复杂，限制了其工程应用。

因此，采用现有的方法还不能有效实现大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越。

发明内容

本发明的目的是为了解决采用现有方法不能有效实现大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越。

本发明为解决上述技术问题采取的技术方案是：大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，所述方法为：

在故障期间，送端系统通过分段降压控制与风电机组的电压-有功电流降低控制相配合以减少风电场并网电压的降压深度；

在故障清除后，送端系统通过自适应升压控制配合风电机组的电压-有功电流上升控制来实现MMC-HVDC直流电压与风电场输出有功功率的自适应恢复。

所述分段降压控制通过结合强制降压控制和下垂控制来提升降压速率和减载效率。

本发明的有益效果是：本发明的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，在电网故障后可以快速降低风电功率，保证直流电压不越限；避免出现风电场同步不稳定和直流过电压的现象，提升了直流系统运行的安全性；在故障清除后的阶段可以有效协调直流系统两端的有功功率，改善直流电压的动态恢复特性；有效实现了大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越。

而且，本发明可以将MMC-HVDC子模块电容的尺寸降低至原来的80％，进一步节约设备投资，提高经济效益。

附图说明

图1是直驱风电场接入MMC-HVDC系统的示意图；

其中：WF1代表等值风机1，P_w1代表等值风机1的有功功率，Z_eq1代表等值风机1的集电网络等值阻抗，WF2代表等值风机2，P_w2代表等值风机2的有功功率，Z_eq2代表等值风机2的集电网络等值阻抗；

图2是电网严重故障时，GSMMC并网点交流电压的响应曲线示意图；

其中：代表正常工作时GSMMC并网点交流电压；

图3是电网严重故障时，GSMMC传输至电网的有功功率的响应曲线示意图；

图4是电网严重故障时，MMC-HVDC直流电压的响应曲线示意图；

其中：代表正常工作时MMC-HVDC直流电压；

图5是电网严重故障时，风电场并网电压的响应曲线示意图；

图6是电网严重故障时，风电场输出有功功率的响应曲线示意图；

图7是本发明的控制方法示意图；

其中：MSC代表风电机组的机侧换流器，GSC代表风电机组的网侧换流器，jX_T2代表变压器阻抗；

图8是故障期间，本发明提出的PVDC和VDACR控制方法得到的MMC-HVDC直流电压响应曲线示意图；

图9是故障期间，本发明提出的PVDC和VDACR控制方法得到的风电场并网电压响应曲线示意图；

图10是故障期间，本发明提出的PVDC控制曲线的示意图；

图11是故障期间，本发明提出的VDACR控制曲线的示意图；

图12是故障清除后，本发明提出的AVRC和VDACI控制方法得到的MMC-HVDC直流电压响应曲线示意图；

图13是故障清除后，本发明提出的AVRC和VDACI控制方法得到的风电场并网电压响应曲线示意图；

图14是故障清除后，本发明提出的AVRC控制曲线的示意图；

图15是故障清除后，本发明提出的VDACI控制曲线的示意图；

图16是MMC-HVDC两端有功功率的响应曲线示意图；

图17是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的GSMMC并网点交流电压仿真对比图；

图18是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的GSMMC传输至电网的有功功率仿真对比图；

图19是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的MMC-HVDC直流电压仿真对比图；

图20是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的风电场并网电压仿真对比图；

图21是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的风电场输出电流仿真对比图；

图22是故障期间，采用本发明方法与文献[1]和文献[2]的风电场输出有功功率仿真对比图；

图23是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的GSMMC并网点交流电压仿真结果图；

图24是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的GSMMC传输至电网的有功功率仿真结果图；

图25是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的MMC-HVDC直流电压仿真结果图；

图26是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的风电场并网电压仿真结果图；

图27是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的风电场输出电流仿真结果图；

图28是采用本发明方法，在不同电网电压跌落程度下的风电场输出的有功功率仿真结果图；

图29为中国一座实际海上风电场接入MMC-HVDC系统的拓扑图；

图30为在直流系统并网点模拟三相短路故障时，采用本发明方法与文献[1]得到的GSMMC传输至电网的有功功率仿真结果对比图；

图31为在直流系统并网点模拟三相短路故障时，采用本发明方法与文献[1]得到的MMC-HVDC直流电压仿真结果对比图；

图32为在直流系统并网点模拟三相短路故障时，采用本发明方法与文献[1]得到的风电场并网电压仿真结果对比图；

图33为在直流系统并网点模拟三相短路故障时，采用本发明方法与文献[1]得到的风电场输出的有功功率仿真结果对比图。

具体实施方式

具体实施方式一：本实施方式所述的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，所述方法为：

在故障期间，送端系统通过分段降压控制(PVDC)与风电机组的电压-有功电流降低控制相配合以减少风电场并网点的降压深度；

在故障清除后，送端系统通过自适应升压控制(AVRC)配合风电机组的电压-有功电流上升控制来实现MMC-HVDC直流电压与风电场输出有功功率的自适应恢复。

由图2、图3、图6所示，t₁时刻电网发生三相短路故障，GSMMC检测到GSMMC并网点交流电压V_g跌落至其动作阈值时，按照并网需要，GSMMC切换至无功优先模式以支持电网电压，GSMMC传输至电网的有功功率(P^normal代表正常工作时GSMMC传输至电网的有功功率)迅速降低至P^fault(接近为0)，而WFMMC吸收的风电场有功功率P_w不变，柔性直流输电(MMC-HVDC)系统两端功率不平衡将导致直流电压迅速上升。t₁～t₂时段，直流电压V_dch低于降压控制动作阈值风电场并网电压V_w不变。理论上，在t₂时刻，V_dch达到阈值WFMMC启动降压控制，快速降低风电场并网电压V_w及风电场注入换流站的有功功率P_w，至t₃时刻，P_w与P_g达到平衡，即P_w＝P_g＝P^fault，直流电压V_dch升至最大值V_w降至最低值实际中，由于降压控制环节中采样和滤波延时的影响，直流电压最大值很难保持在允许范围。

故障期间的送端系统的分段降压控制的目标是提升降压和风电功率降低的快速性以防止直流过电压。

如图3、图4和图5所示，在t₄时刻，GSMMC检测到即认为故障清除，按照并网需要，GSMMC一般不立即切换至直流电压控制(DCVC)模式，其注入电网的有功P_g按预设的斜率k_g在t₇时刻恢复至稳态值。t₄时刻经短暂延时Δt后，风电机组检测到并网电压V_w上升，其输出功率需要按照特定模式恢复至稳态值。一般地，风电机组的功率恢复方式主要为有功功率斜率控制。但风电场中等值风机1和等值风机2分别以斜率k_w1和k_w2恢复至稳态值和时，风电场的输出功率具有时变恢复特性(在t₄至t₆时段内，风电场的输出功率以斜率k_w1+k_w2恢复，达到t₆时刻后，风电场的输出功率以斜率k_w1恢复，直至t₈时刻，风电场的输出功率恢复至稳态值)。在HVDC应用中，MMC-HVDC的直流等效电容C_eq在故障期间存储的能量不可忽略，有功斜率恢复方案不足以保证直流电压的快速恢复。

故障清除后的送端换流站的自适应升压控制的目标是快速释放直流电容的储能，恢复直流电压。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是：所述分段降压控制通过结合强制降压控制和下垂控制来提升降压速率和减载效率。

PVDC配合风电机组的电压-有功电流降低控制(VDACR)减少了风电场的最大降压深度，防止了送端系统的频率失稳现象，通过提升风电场的降压速率和减载效率，抑制了直流电压过冲，提高了直流系统运行的安全性，在降压控制启动后迅速将V_w降低ΔV_w，抵偿系统控制响应延迟带来的不利影响。。自适应升压方案(AVRC)配合风电机组的电压-有功电流上升控制(VDACI)实现了直流电压与风电功率的自适应恢复，改善了直流电压的动态恢复特性，实现直流系统由FRT模式向稳态模式的平滑切换，提升了系统在FRT期间对电网运行的友好性。

具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式二不同的是：如图7所示，所述强制降压控制的具体过程为：

如图8和9所示，降压控制启动后，(即t₂时刻)，无论故障严重程度及风电场运行稳态功率水平如何，风电场(WFMMC)的并网电压立即降低ΔV_w，ΔV_w称为瞬态压降，由图10可知，ΔV_w的表达式为：

式中，和分别为降压控制启动和退出对应的直流电压阈值，K_FRT为降压控制的比例系数；

降压控制的比例系数K_FRT的表达式为：

为系统正常运行时风电场并网电压；为风电场并网电压的最低限值， 为直流电压最大限值；

将公式(2)代入公式(1)，获得ΔV_w与的关系式：

工程中对和有严格的规定，即ΔV_w仅与有关；

由图11可知，降压控制启动后，当时，风电机组的网侧换流器(GSC)控制系统直接切换至电压-有功电流降低(VDACR)模式，但由于控制系统中电压采样的延时作用，网侧换流器(GSC)的有功电流i_wd不能立即响应V_w的变化，则风电场输出有功功率ΔP_w的变化量近似为：

式中，代表正常运行时风电场的有功电流；

将公式(3)代入公式(4)，得到

即越小，ΔP_w越大，ΔP_w越大表明风电场输出有功功率降低越多，为换流站直流电压提供的上升裕度越大。具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是：所述所述故障期间的送端换流站的分段降压控制分为强制降压阶段和下垂控制阶段。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式二不同的是：所述下垂控制的具体过程为：

如图9所示，强制降压阶段后，风电场并网电压V_w随换流站直流电压V_dch的上升而继续降低，由图10所示，风电场并网电压V_w与直流电压V_dch设计为线性关系，即

同时，如图11所示，风电机组的电压-有功电流降低(VDACR)控制按照V_w的变化实时改变有功电流参考值i_wdref，并及时调整风电场在降压期间的输出有功功率P_w，使有功功率P_w迅速与故障期间网侧换流站(GSMMC)注入电网的有功功率P_g平衡，其中，电压-有功电流降低(VDACR)控制曲线如图11所示，图中，i_wdref的表达式为：

式中，为风电机组由直流电压控制(DCVC)模式向电压-有功电流降低(VDACR)控制模式切换的电压阈值；其中，直流电压控制对应稳态运行模式，电压-有功电流降低(VDACR)控制对应降压模式；

为了防止与降压控制产生冲突，电压-有功电流降低(VDACR)控制的无功电流参考值i_wqref与正常运行时相同，即

式中，代表正常运行时风电场的无功电流。

具体实施方式五：本实施方式与具体实施方式一不同的是：所述自适应升压控制的具体过程为：

如图12-14所示，在直流电压由最大值降落至降压控制退出对应的直流电压阈值期间，V_dch和V_w始终保持线性关系：

在风电场并网电压时，风电机组一直运行在图15所示的电压-有功电流上升控制(VDACI)模式，有功电流参考值i_wdref的表达式为：

结合图12-14分析，所设计方案的基本原理为：故障清除(t₄时刻)后，GSMMC的有功P_g按照预设的斜率k_g上升，由于控制系统的采样和延时作用，风电场的有功P_w不能立即响应，因此直流电压V_dch降低。按照图14的控制曲线，送端电压V_w随着V_dch的降低而线性上升。这样风电场中各台风机按照其并网电压V_w上升的速率及程度实时调整其有功电流指令i_wdref，保证在此期间P_w的值始终低于P_g，这样直流电压V_dch会持续降低。由上述分析，可以得到MMC-HVDC系统两端的有功恢复曲线如图16所示。

如图16所示，设t'₅时刻P_g升至稳态值，即时，换流站直流电压V_dch的变化仅有两种情形：

(1)在t'₅时刻此时t'₅和t₅重合，由图14-15的控制特性曲线可知，因此V_dch接近风电场和GSMMC均可以平滑切换至稳态运行模式。

(2)在t'₅时刻此时V_dch继续降低，直至t₅时刻时，直流两端功率接近平衡，系统也可平滑切换至稳态模式。

本实施方式的自适应升压控制(AVRC)通过直流电压-风电场并网电压下垂控制和风电机组的电压-有功电流上升控制自动调整送端系统的电压和风电功率，提升直流系统电压的动态恢复特性，保证系统平滑切换。

为了验证本发明协调控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC平台搭建了图1所示的仿真模型。

在仿真时仅考虑最严重工况：风电场按照最大功率运行，GSMMC的并网点发生三相短路故障，持续时间为0.2s，残压为0.2pu。仿真时设k_g＝4pu/s。取MMC的直流电压波动率ε＝10％，对应的等容量放电时间常数H＝45ms。

选取两篇文献的典型方案与本文所提的方案进行对比，需要说明的是，文献[1](Assessment of communication-independent grid code compatibility solutionsfor VSC–HVDC connected offshore wind farms)和文献[2](Study on FRT complianceof VSC-HVDC connected offshore wind plants during AC faults includingrequirements for the negative sequence current control)在降压阶段都采用了下垂降压控制。在故障后恢复阶段，文献[1]仍采用下垂降压控制，而文献[2]采用有功电流斜率恢复控制，其恢复速率与GSMMC相同。所得到的仿真结果如图17-22所示。

图17-22展示了故障期间直流系统各电气量的动态变化过程。

如图17-22所示，与文献[1]和文献[2]中的下垂降压控制相比，本发明方法通过提升降压速率实现对风电场的快速减载，因此直流电压最大值更低。故障清除后直流两端有功恢复平衡时，由于下垂控制为有差调节，直流电压无法恢复至额定值，而是保持在附近。

而在文献[2]中，由于直流系统两端有功恢复速率相同，直流电压需要更长的时间恢复至额定值。本发明方法通过改善直流电压和风电功率的恢复关系，显著提升了直流电压的动态恢复特性，更有利于GSMMC由FRT模式向正常模式的平滑切换。

为了进一步验证本发明方案对电网电压跌落水平的适应性，图23-28展示了不同电网电压跌落程度下系统的FRT特性。可以看到，本发明所提出的降压控制策略可以按照电网电压跌落程度的不同自适应调整送端系统的降压深度，以实现直流系统两端有功功率快速平衡，保证直流电压在FRT期间均保持在允许范围。这表明，本发明方法对不同电网电压跌落程度具有良好的适应性。

了进一步验证本发明方案对实际大规模风电场经直流联网的适用性，采用图29所示的大型实际海上风电场接入±200kV直流系统，其中风电场由2行10串共62台直驱型风机组成，机组容量为4MW。直流系统中，两端换流站均采用HBMMC结构，直流电缆采用频率相关模型。交流电网采用戴维南等效，短路比SCR＝5。

仿真时，设k_g＝2pu/s，在直流系统并网点模拟三相短路故障时，得到本发明方法与文献[1]的仿真结果对比图，如图30-33所示。可以看到，本发明提出的控制方案在故障发生后通过对风电场快速降压和减载，能够将直流电压保持在允许范围，在故障清除后可以实现直流电压的快速恢复，显著提升了系统的FRT性能。

本发明的上述算例仅为详细地说明本发明的计算模型和计算流程，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (5)

1.大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，其特征在于，所述方法为：

在故障期间，送端系统通过分段降压控制与风电机组的电压-有功电流降低控制相配合以减少风电场并网点的降压深度；

在故障清除后，送端系统通过自适应升压控制配合风电机组的电压-有功电流上升控制来实现MMC-HVDC直流电压与风电场输出有功功率的自适应恢复。

2.根据权利要求1所述的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，其特征在于，所述分段降压控制通过结合强制降压控制和下垂控制来提升降压速率和减载效率。

3.根据权利要求2所述的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，其特征在于，所述强制降压控制的具体过程为：

降压控制启动后，风电场并网电压立即降低ΔV_w，ΔV_w称为瞬态压降，ΔV_w的表达式为：

式中，和分别为降压控制启动和退出对应的直流电压阈值，K_FRT为降压控制的比例系数；

降压控制的比例系数K_FRT的表达式为：

为系统正常运行时风电场并网电压；为风电场并网电压的最低限值，为直流电压最大限值；

将公式(2)代入公式(1)，获得ΔV_w与的关系式：

即ΔV_w仅与有关；

降压控制启动后，当时，风电机组的网侧换流器控制系统直接切换至电压-有功电流降低模式，由于网侧换流器的有功电流i_wd不能立即响应V_w的变化，风电场输出有功功率ΔP_w的变化量近似为：

式中，代表正常运行时风电场的有功电流；

将公式(3)代入公式(4)，得到

即越小，ΔP_w越大，ΔP_w越大表明风电场输出有功功率降低越多，为换流站直流电压提供的上升裕度越大。

4.根据权利要求2所述的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，其特征在于，所述下垂控制的具体过程为：

强制降压阶段后，风电场并网电压V_w随换流站直流电压V_dch的上升而继续降低，风电场并网电压V_w与直流电压V_dch设计为线性关系，即

同时，风电机组的电压-有功电流降低控制按照V_w的变化实时改变有功电流参考值i_wdref，并及时调整风电场在降压期间的输出有功功率P_w，使有功功率P_w迅速与故障期间网侧换流站注入电网的有功功率P_g平衡，i_wdref的表达式为：

式中，为风电机组由直流电压控制模式向电压-有功电流降低控制模式切换的电压阈值；

为了防止与降压控制产生冲突，电压-有功电流降低控制的无功电流参考值i_wqref与正常运行时相同，即

式中，代表正常运行时风电场的无功电流。

5.根据权利要求1所述的大规模海上风电经柔性直流外送的协同故障穿越方法，其特征在于，所述自适应升压控制的具体过程为：

在直流电压由最大值降落至降压控制退出对应的直流电压阈值期间，V_dch和V_w始终保持线性关系：

在风电场并网电压时，风电机组一直运行在电压-有功电流上升控制模式，有功电流参考值i_wdref的表达式为：