CN109888811A - 利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法，其特征在于：1)储能在正常运行状态时处于功率调度模式；2)若直流输电系统内部出现功率波动，储能会快速响应提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击，提升直流输电系统暂态稳定性。方法如下：储能控制系统由直流电压参考生成环、电压控制环和电流控制环构成，设置储能系统的虚拟阻尼和惯性系数大于直流输电系统电压控制端的虚拟阻尼和惯性系数，即DES>Ddc，HES>Hdc，当直流输电系统内部出现扰动时，储能系统响应速度大于电压控制端响应速度，即由储能系统提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击。

Description

利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法
技术领域
本发明属于柔性直流输电系统协调控制技术领域，涉及一种利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的控制方法。
背景技术
柔性直流输电技术在广域新能源接纳、输送和消纳，异步电网互联，弱电网联接和孤岛供电等方面具有重大经济技术优势，是未来电力系统必不可少的重要组成部分[1-3]。直流系统是低惯量系统，高比例可再生能源的随机功率波动会为直流电压带来较大冲击，并且功率波动会沿直流系统给交流系统带来扰动，这为直流输电系统的安全稳定运行带来考验[4-5]。
储能技术在可再生能源并网、消纳与电力系统优化调度等方面有重要的用途[6-9]。储能系统具有灵活的充放电能力，配置于风电场或光伏电站中能够平滑新能源出力，减少其对电网的冲击；应用于微电网或者配电网的储能装置可以接受功率调度，为微电网和配电网经济运行提供技术手段；储能接入交流配电网可以与电网进行无功交换，从而调节交流电压；储能可以参与系统一次调频和二次调频。以上是储能系统的一些经典应用，随着储能容量的提升，储能也可作为变电站接入系统，从而可以在输配电领域更好发挥储能作用，提升电网运行的安全可靠性[10]。
参考文献
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发明内容
本发明提供一种利用储能提升柔性直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法，由储能电站和直流输电系统电压控制端控制系统构成。储能系统正常情况下处于功率调度模式，当直流输电系统内部出现功率波动时，储能系统可以快速响应，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击，提升直流输电系统暂态稳定性。本发明采用如下技术方案。
一种利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法，其特征在于：1)储能在正常运行状态时处于功率调度模式；2)若直流输电系统内部出现功率波动，储能会快速响应提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击，提升直流输电系统暂态稳定性，方法如下：
(1)储能控制系统由直流电压参考生成环、电压控制环和电流控制环构成，直流电压参考生成环路可由如下公式表述：
式中udcref和uset,ES分别表示直流电压udc的参考值和设定值；HES和DES定义为虚拟惯性系数和阻尼系数，Pset,ES为储能功率设定值，其值由上层优化调度系统决定；PES为储能系统传输功率；为使储能功率跟踪其设定值且储能可以响应直流电压波动，直流电压udc经过一阶低通滤波后得到直流电压设定值uset,ES，如下公式表述：
式中Tdc为一阶低通滤波时间常数，由上述两式得到直流电压参考值，经过电压控制环和电流控制环实现控制目标；电压控制环和电流控制环采用PI控制。通过改变HES、DES和Tdc为直流输电系统提供虚拟惯性和阻尼，提升直流输电系统暂态稳定性；
(2)直流输电系统的电压控制端控制策略同储能控制策略基本一致，区别是其直流电压设定值uset,dc取为常数，为额定直流电压值，功率设定值Pset,dc取为0；其虚拟阻尼和惯性系数表述为Ddc和Hdc；
(3)设置储能系统的虚拟阻尼和惯性系数大于直流输电系统电压控制端的虚拟阻尼和惯性系数，即DES>Ddc，HES>Hdc，当直流输电系统内部出现扰动时，储能系统响应速度大于电压控制端响应速度，即由储能系统提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击。
本发明即是将大容量储能作为柔性直流输电系统的换流站，在该应用场景中，提供一种利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法。正常运行情况下，储能电站接受上层功率调度指令进行功率控制；当直流输电系统内部出现功率扰动时，储能能够快速自动响应，提供暂态的功率支撑，减小直流电压和互联多交流区域的冲击，提升直流输电系统的暂态稳定性。
附图说明
表1 MMC换流站参数
表2储能电站系统参数
图1仿真实验拓扑结构
图2直流输电系统电压控制端MMC_Udc控制策略
图3直流输电系统功率控制端控制策略
图4储能电站系统控制策略
图5 PSCAD仿真结果。
具体实施方式
下面根据说明书附图，对本发明的技术方案进一步详细表述。
本发明内容所针对的应用场景如图1(a)所示的多端柔性直流输电系统，系统中包含基于模块化多电平换流器MMC的柔性换流站—电压控制MMC_Udc站和功率控制端MMC_Power站和一个储能变电站。储能变电站是由基于DAB模块的直流固态变压器DCSST和DC-DC变流器级联而成，DCSST和DC-DC变流器的拓扑结构如图1(b)所示。下面将具体描述各部分具体的控制策略。
(1)柔性换流站的控制策略
如图2所示为MMC_Udc换流站的控制方式，其有功控制环路采用本发明的方法得到有功电流参考值idref，无功或者交流电压控制环路得到无功电流参考值iqref。根据图2，其有功电流参考可用以下公式表示：
式中kpu和kiu为电压控制环路PI控制器比例和积分系数；uset,dc为直流母线电压设定值，取为额定直流电压；Pdc为MMC_Udc换流站流向直流侧的功率；Hdc和Ddc为虚拟惯性参数和阻尼参数；udc为实际直流电压。
内环电流控制为dq电流解耦控制，具体形式同图3的电流控制内环，可用公式表示为：
式中kpi和kii是内环电流PI控制器的比例和积分系数，itd和itq为交流电流的dq分量，Vtd为并网点采样电压的d轴分量，L为等效电感值。经过上述公式得到参考电压的dq轴分量，然后经过调制和均压得到调制信号。
如图3所示为MMC_Power换流站的控制策略，其外环功率控制环可表示为：
式中kpp和kip为外环功率控制环PI控制器的比例和积分系数；Pset,dc和Pdc为传输功率设定值和实际值；Qref和Q分别为无功功率参考值和实际值。内环电流控制也为dq电流控制环，形式同上，这里不再展开。
(2)储能电站系统的控制策略
储能电站系统的控制由DCSST的控制和DC-DC变流器的控制组成。
DCSST变流器的作用是1)控制储能侧直流电压恒定；2)升压和汇聚功率，将储能设备低电压等级的直流电压通过DAB单元的串并联提升到高直流电压等级，并汇集储能设备的功率。DCSST的控制是通过对n个DAB单元的协同控制实现的，每个DAB单元采用定直流电压控制策略，然后通过串联形成储能侧直流电压UdcESS。DCSST变流器控制直流电压UdcESS恒定，为DC-DC变流器控制提供稳定的直流电压。
DC-DC变流器低压侧MMC(连接UdcESS直流侧)的作用为逆变，将储能侧直流电压UdcESS转变为电压幅值、频率恒定的交流电压，为高压侧MMC的控制提供稳定的交流环境，其控制策略为定交流电压幅值、频率控制算法，这里不再详细展开。
如图4所示为储能系统DC-DC变流器高压侧(Udc侧)MMC的控制策略，其控制目标为正常情况下控制功率，直流输电系统出现功率波动时能够快速响应，提供必要的惯性和阻尼，提升直流电压稳定性。图4所示DC-DC变流器控制中直流电压参考可由如下公式得到：
式中udcref和uset,ES分别表示直流电压udc的参考值和设定值；HES和DES为虚拟惯性系数和阻尼系数；Pset,ES和PES分别为储能功率设定值和实际值。直流电压设定值uset,ES可由以下公式得到：
式中Tdc为滤波时间常数。电压外环和电流内环控制同上文MMC_Udc的控制策略，这里不再详细展开。
为了验证本发明协调控制方法的控制效果，在PSCAD/EMTDC中搭建图1(a)所示的实验拓扑结构，实验参数如表1和表2所示，实验仿真结果如图5所示。图5中，Udc表示为柔性直流输电系统直流母线电压，Pp和Ps分别为MMC_Power和MMC_Udc换流站的传输功率(功率方向以流入交流侧为正)，PESS为储能站流入高压直流输电系统的功率，图中尾号1表示采用本发明的算法仿真结果，尾号2表示为采用传统控制算法(即储能采用恒功率控制，MMC_Udc采用直流电压下垂控制)时的仿真结果。仿真工况为：储能功率设定值为200MW，t＝8s时，MMC_Power传输功率设定值由100MW变为300MW。
由图5，采用本发明提出的控制方法，在正常运行情况下，储能处于功率调度模式，接受上层功率调度指令。通过与传统控制算法的比较可以看出，当直流输电系统内部出现功率扰动时，储能可以快速响应，为直流输电系统提供必要的虚拟惯性和阻尼，防止直流电压出现较大冲击；同时MMC_Udc传输功率动态变缓，避免给其互联交流电网带来暂态功率冲击。综上，采用本发明控制方法，利用储能可以提升直流输电系统的暂态稳定性。
表1 MMC换流站参数
表2储能电站系统参数

Claims (1)

1.一种利用储能提升直流输电系统暂态稳定性的协调控制方法，其特征在于：1)储能在正常运行状态时处于功率调度模式；2)若直流输电系统内部出现功率波动，储能会快速响应提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击，提升直流输电系统暂态稳定性，方法如下：
(1)储能控制系统由直流电压参考生成环、电压控制环和电流控制环构成，直流电压参考生成环路可由如下公式表述：
式中udcref和uset,ES分别表示直流电压udc的参考值和设定值；HES和DES定义为虚拟惯性系数和阻尼系数，Pset,ES为储能功率设定值，其值由上层优化调度系统决定；PES为储能系统传输功率；为使储能功率跟踪其设定值且储能可以响应直流电压波动，直流电压udc经过一阶低通滤波后得到直流电压设定值uset,ES，如下公式表述：
式中Tdc为一阶低通滤波时间常数，由上述两式得到直流电压参考值，经过电压控制环和电流控制环实现控制目标；电压控制环和电流控制环采用PI控制。通过改变HES、DES和Tdc为直流输电系统提供虚拟惯性和阻尼，提升直流输电系统暂态稳定性；
(2)直流输电系统的电压控制端控制策略同储能控制策略基本一致，区别是其直流电压设定值uset,dc取为常数，为额定直流电压值，功率设定值Pset,dc取为0；其虚拟阻尼和惯性系数表述为Ddc和Hdc；
(3)设置储能系统的虚拟阻尼和惯性系数大于直流输电系统电压控制端的虚拟阻尼和惯性系数，即DES>Ddc，HES>Hdc，当直流输电系统内部出现扰动时，储能系统响应速度大于电压控制端响应速度，即由储能系统提供暂态功率支撑，减小直流电压和互联交流系统的暂态冲击。
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