CN110224424A - 一种受端换流站控制方法和系统 - Google Patents

一种受端换流站控制方法和系统 Download PDF

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CN110224424A CN201910431677.3A CN201910431677A CN110224424A CN 110224424 A CN110224424 A CN 110224424A CN 201910431677 A CN201910431677 A CN 201910431677A CN 110224424 A CN110224424 A CN 110224424A
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张海峰
郑林
刘近
马浩宇
吴文祥
杨建伟
张迪
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Abstract

本发明提供了一种受端换流站控制方法和系统，包括：分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算虚拟同步机输出的三相电流指令；根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；根据直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。该方法和系统提出的控制策略使得新能源发电的受端换流站能够模拟同步发电机特性，从而具有了惯性及调频功能，可有效地提升电网对新能源并网系统的接纳能力。

Description

一种受端换流站控制方法和系统
技术领域
本发明属于电力系统输配电技术领域，具体涉及一种受端换流站控制方法和系统。
背景技术
柔性直流输电(HVDC)作为一种新型电力传输方式，由于线路损耗小、谐波水平低、可独立调节有功无功等特点，在中远距离传输，特别是在可再生能源的长距离传输以及在电网互联中得到了广泛的应用。
随着HVDC在电力系统中的渗透率逐步提高，电力系统内传统发电机组装机容量需求相应减少，电网的等效旋转惯量降低，导致系统调频能力明显减弱，且目前的HVDC系统常采用传统的基于旋转坐标系下的双环解耦控制，其中包括有功——无功或直流电压——无功等控制方法，然而这些方法并不能积极响应系统的频率变化，无法对交流系统提供有效的频率支撑，这样非常不利于电力系统的安全稳定运行。
近年来基于虚拟同步机(VSG)控制的HVDC技术在微电网等领域中逐渐发展起来，其通过模拟同步发电机机械方程和电气方程，使HVDC具有了同步发电机的运行特性，能够实现对系统的调频功能，从而有效的抑制系统的频率波动，对解决上述问题具有借鉴价值。
但是，目前学术界对于VSG控制的HVDC研究大多着眼于其受端换流站或电网之间的连接，没有对于新能源并网等领域的实际应用，不能很好实现电力系统频率稳定性。
发明内容
为克服上述现有技术的不足，本发明提出一种受端换流站控制方法和系统，在本发明者中提供的一种储能型新能源并网的HVDC系统控制策略，换流站通过模拟虚拟同步机的阻尼与惯性特性，及系统调频功能，从而提高电力系统频率稳定性，并实现新能源发电并网。
实现上述目的所采用的解决方案为：
一种受端换流站控制方法，其改进之处在于，包括：
分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令；
根据所述三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
根据所述直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
本发明提供的第一优选技术方案，其改进之处在于，所述根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，包括：
忽略调速器，将有功指令值作为虚拟同步机的机械功率；
将所述机械功率代入虚拟同步机的机械方程，计算虚拟同步机的转子角位移。
本发明提供的第二优选技术方案，其改进之处在于，所述转子角位移如下式计算：
式中，θ表示虚拟同步机转子的角位移，J表示虚拟同步机的转动惯量，D表示虚拟同步机的阻尼系数，Pe表示虚拟同步机的电磁功率，Pm表示小虚拟同步机的机械功率，ω表示虚拟同步机的机械角速度，ω0表示虚拟同步机的额定角速度；
其中，虚拟同步机的电磁功率Pe由下式计算得到：
Pe＝esaisa+esbisb+escisc
式中，esa、esb和esc分别表示虚拟同步机的三相内电势，isa、isb和isc分别表示虚拟同步机的三相电流。
本发明提供的第三优选技术方案，其改进之处在于，所述根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令，包括：
将无功指令值与虚拟同步机实际无功值的差值进行比例积分调节，得到虚拟同步机的电势输入量；
通过所述电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令。
本发明提供的第四优选技术方案，其改进之处在于，所述虚拟同步机的电势输入量，如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，Qref表示无功指令值，QVSG表示虚拟同步机实际无功值，kα表示虚拟同步机比例积分调节的比例增益，表示对kβ进行积分，kβ表示虚拟同步机比例积分调节的积分增益。
本发明提供的第五优选技术方案，其改进之处在于，所述通过所述电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令，如下式所示：
其中，isabc_ref表示虚拟同步机输出的三相电流指令，Ls表示虚拟同步机的同步电感，Rs表示虚拟同步机的同步电阻，usabc表示受端换流站输出的三相额定电压，esabc_ref表示虚拟同步机的内电势指令值；
所述虚拟同步机的内电势指令值esabc_ref由下式计算得到：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，θ表示虚拟同步机转子的角位移，esa_ref、esb_ref和esc_ref分别表示虚拟同步机的三相内电势指令值。
本发明提供的第六优选技术方案，其改进之处在于，所述电流内环控制方程，如下式所示：
其中，usd_ref表示电流内环控制得到直轴调制波指令，usq_ref表示电流内环控制得到交轴调制波指令，isd_ref表示直轴电流指令，isq_ref表示交轴电流指令，isd表示电网输出电流直轴分量，isq表示电网输出电流交轴分量，ω表示虚拟同步机的机械角速度，Ls表示虚拟同步机的同步电感，kα1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的比例增益，kβ1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的积分增益，kα2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的比例增益，kβ2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的积分增益。
本发明提供的第七优选技术方案，其改进之处在于，所述有功指令值的确定，包括：
根据送端储能装置的荷电状态，得到所述储能装置的输出功率；
将所述储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值。
一种受端换流站控制系统，其改进之处在于，包括：转子角位移和三相电流指令模块、直轴和交轴电流指令模块以及换流站控制模块；
转子角位移和三相电流指令模块，用于分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令；
直轴和交轴电流指令模块，用于根据所述三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
换流站控制子模块，用于根据所述直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
本发明提供的第八优选技术方案，其改进之处在于，还包括协调控制单元；
所述协调控制单元用于：获取有功指令值和制定无功指令值，并将所述有功指令值和无功指令值发送给虚拟同步机控制单元。
本发明提供的第九优选技术方案，其改进之处在于，所述协调控制单元包括：有功指令子单元和无功指令子单元；
所述有功指令子单元，用于将送端储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值；
所述无功指令子单元，用于根据电网要求设置无功指令值。
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果如下：
(1)本发明分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算虚拟同步机输出的三相电流指令；根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；根据直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。本发明所采用的控制策略使得新能源发电的受端换流站能够模拟同步发电机特性，从而具有了惯性及调频功能，可有效地提升电网对新能源并网系统的接纳能力。
(2)本发明所提出的控制策略中根据送端储能装置的荷电状态，得到储能装置的输出功率；将储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值，可以有效控制储能的充放电功率、调整储能的荷电状态，为模拟同步发电机转子动能变化所需的电能提供了条件，而且可有效地避免深度充放电对储能寿命的影响。
附图说明
图1为本发明提供的一种受端换流站控制方法流程示意图；
图2为本发明提供的一种受端换流站控制系统基本结构示意图；
图3为本发明提供的一种受端换流站控制系统详细结构示意图；
图4为本发明提供的一种储能型风电并网的高压直流输电系统结构示意图；
图5为本发明涉及的储能设备参考功率与荷电状态关系示意图；
图6为本发明涉及的虚拟同步机本体算法示意图；
图7为本发明提供的受端换流站的虚拟同步机控制方法示意图；
图8为本发明涉及的送端换流站的定直流电压控制方法示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
实施例1：
本发明提供的一种受端换流站控制方法流程示意图如图1所示，包括：
步骤1：分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算虚拟同步机输出的三相电流指令；
步骤2：根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
步骤3：根据直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
步骤1中，首先根据有功指令值，计算虚拟同步机的转子角位移；
再将根据无功指令值与虚拟同步机实际无功值的差值进行比例积分调节，得到虚拟同步机的电势输入量；
最后通过电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令。
其中，有功指令值的输入包括：
根据储能装置的荷电状态，得到储能装置的输出功率；
根据能量守恒定律，忽略直流线路中和变压器的能量变化，将储能装置的输出功率和新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值。
无功指令值根据电网要求设置，一般设可设为0。
其中，转子角位移的计算包括：
忽略调速器，以控制系统输入的有功指令值作为虚拟同步机的机械功率；
将机械功率代入虚拟同步机的机械方程，计算虚拟同步机的转子角位移。具体如下式所示：
式中，θ表示虚拟同步机转子的角位移，J表示虚拟同步机的转动惯量，D表示虚拟同步机的阻尼系数，Pe表示虚拟同步机的电磁功率，Pm表示小虚拟同步机的机械功率，ω表示虚拟同步机的机械角速度，ω0表示虚拟同步机的额定角速度；
其中，虚拟同步机的电磁功率Pe由下式计算得到：
Pe＝esaisa+esbisb+escisc
式中，esa、esb和esc分别表示虚拟同步机的三相内电势，isa、isb和isc分别表示虚拟同步机的三相电流。
电势输入量，如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，Qref表示无功指令值，QVSG表示虚拟同步机实际无功值，kα表示虚拟同步机比例积分调节的比例增益，表示对kβ进行积分，kβ表示虚拟同步机比例积分调节的积分增益。
步骤2中，通过电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令，如下式所示：
其中，isabc_ref表示虚拟同步机输出的三相电流指令，Ls表示虚拟同步机的同步电感，Rs表示虚拟同步机的同步电阻，usabc表示受端换流站输出的三相额定电压，esabc_ref表示虚拟同步机的内电势指令值；esabc_ref如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，θ表示虚拟同步机转子的角位移，esa_ref、esb_ref和esc_ref分别表示虚拟同步机的三相内电势指令值。
步骤3中，电流内环控制方程，如下式所示：
其中，usd_ref表示电流内环控制得到直轴调制波指令，usq_ref表示电流内环控制得到交轴调制波指令，isd_ref表示直轴电流指令，isq_ref表示交轴电流指令，isd表示电网输出电流直轴分量，isq表示电网输出电流交轴分量，ω表示虚拟同步机的机械角速度，Ls表示虚拟同步机的同步电感，kα1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的比例增益，kβ1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的积分增益，kα2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的比例增益，kβ2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的积分增益。
实施例2：
下面给出采用受端换流站控制方法对受端换流站进行控制的一个柔性直流输电控制方法的实施例，包括：
步骤101：在送端换流站，将直流电压指令值与实际值的差值进行比例积分调节，得到直轴电流指令。其中，直轴电流指令如下式计算：
上式中，id_ref表示直轴电流指令，udc_ref表示直流电压指令值，udc表示直流电压实际值，kα3表示送端比例积分调节的比例增益，表示对kβ3进行积分，kβ3表示送端比例积分调节的积分增益。
步骤102：通过无功功率指令值和直轴电压实际值，计算交轴电流指令。具体的，交轴电流指令如下式计算：
iq_ref＝-Qref/1.5ud
上式中，iq_ref表示交轴电流指令，Qref表示无功指令值，ud表示直轴电压实际值。
步骤103：通过直轴电流指令和交轴电流指令，通过电流内环控制及最近电平逼近(NLM)控制方法对送端换流站进行控制，将新能源发电站产生的电力转换为直流电并传输至受端换流站。
步骤104：在受端换流站，根据通过储能装置输入的虚拟同步机机械功率，计算虚拟同步机的转子角位移。
虚拟同步机算法用来模拟同步发电机的机械部分和电气部分，使其具有了同步发电机的惯性特性。本发明采用考虑转子惯性和阻尼因素的同步电机模型，可得虚拟同步机的机械方程为：
上式中，J为虚拟同步机的转动惯量，单位为kg·m2；D为阻尼系数；Pe、Pm分别为虚拟同步机的电磁功率和机械功率，单位为W；ω和ω0则分别为虚拟同步机的机械角速度与额定角速度，单位是rad/s；θ为虚拟同步机转子的角位移，单位为rad；其中，虚拟同步机的电磁功率Pe是通过虚拟同步机的内电势esabc和电流isabc计算得到的，公式如下：
Pe＝esaisa+esbisb+escisc
式中，esa、esb和esc分别表示虚拟同步机的三相内电势，isa、isb和isc分别表示虚拟同步机的三相电流。
通过上述公式，可算得虚拟同步机的转子角位移θ。
输入虚拟同步机的机械功率包括：
I、根据储能装置的荷电状态，得到储能装置的输出功率；
II、将储能装置的输出功率和新能源机组的最大功率点功率求和，得到换流站的有功指令值；
III、将换流站的有功指令值作为虚拟同步机的机械功率。
根据能量守恒定律，忽略直流线路中和变压器的能量变化，可知：
Pref＝PES+P
式中，Pref为有功指令值，P为风电机组的最大功率点功率，PES为储能设备产生的功率，因此可以通过直接调节储能设备产生的功率PES来调节输入VSG的有功指令值Pref。
如图5所示，该图标明了储能设备参考功率PES_ref与荷电状态SOC之间的关系，其中SOCL、SOCH和SOCM分别为该范围的下限上限和平均值，P0是充电功率和放电功率的绝对值。一旦SOC小于SOCL，储能(ES)设备将开始充电，并且当SOC大于SOCH时，ES设备将被放电。当SOC达到SOCM时，充电和放电都终止。应用图5中所示的曲线来指定PES_ref，通过协调控制可以避免SOCL/SOCH附近的充电/放电的频繁操作。在这项工作中，ES设备的SOC(％)范围设置为40％至80％。在本发明中，通过控制储能设备产生的功率PES逼近PES_ref，可认为将储能装置的输出功率和新能源机组的最大功率点功率求和，得到换流站的有功指令值。忽略调速器作用，输入的指令值Pref即为VSG控制输入的机械功率Pm。
步骤105：将输入的无功指令值与虚拟同步机实际无功值的差值进行比例积分调节，得到虚拟同步机的电势输入量，并通过电势输入量计算虚拟同步机输出的三相电流指令。
电势输入量E计算式如下：
其中，Qref表示无功指令值，QVSG表示虚拟同步机实际无功值，kα表示虚拟同步机比例积分调节的比例增益，表示对kβ进行积分，kβ表示虚拟同步机比例积分调节的积分增益。
将Pm和E作为输入通过VSG的本体算法即电气方程可以算得三相静止坐标系下的三相电流的指令值isabc_ref。具体的，电气方程如下式所示：
其中，isabc_ref表示虚拟同步机输出的三相电流指令，Ls表示虚拟同步机的同步电感，Rs表示虚拟同步机的同步电阻，usabc表示受端换流站输出的三相额定电压，esabc_ref表示虚拟同步机的内电势指令值；esabc_ref如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，θ表示虚拟同步机转子的角位移，esa_ref、esb_ref和esc_ref分别表示虚拟同步机的三相内电势指令值。
步骤106：根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令。
以VSG机械方程输出的电角度θ作为参考角度进行旋转坐标表换，将三相静止坐标系转化到旋转坐标系下，得到旋转坐标系下的直轴(d轴)和交轴(q轴)电流指令isdq_ref。
步骤107：根据直轴和交轴电流指令，通过电流内环控制及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制，将直流电转化为交流电并送入电网。
基于isdq_ref，在旋转坐标系下进行电流内环控制得到调制波指令usdq_ref，并通过Park反变换和最近电平逼近(NLM)控制形成调制波，实现对受端换流站的控制，将直流电转化为交流电并送入电网。其中电流内环的控制方程为：
其中，usd_ref表示电流内环控制得到直轴调制波指令，usq_ref表示电流内环控制得到交轴调制波指令，isd_ref表示直轴电流指令，isq_ref表示交轴电流指令，isd表示电网输出电流直轴分量，isq表示电网输出电流交轴分量，ω表示机械角速度，Ls表示同步电感，kα1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的比例增益，kβ1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的积分增益，kα2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的比例增益，kβ2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的积分增益。
实施例3：
基于同一发明构思，本发明还提供了一种受端换流站控制系统，由于这些设备解决技术问题的原理与受端换流站控制方法相似，重复之处不再赘述。
该系统基本结构如图2所示，包括：转子角位移和三相电流指令模块、直轴和交轴电流指令模块以及换流站控制模块；
转子角位移和三相电流指令模块，用于分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算虚拟同步机输出的三相电流指令；
直轴和交轴电流指令模块，用于根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
换流站控制子模块，用于根据直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
在本发明中，转子角位移和三相电流指令模块、直轴和交轴电流指令模块以及换流站控制模块共同构成虚拟同步机控制单元即VSG控制单元。
受端换流站控制系统详细结构如图3所示。
该系统还包括协调控制单元；
协调控制单元用于：获取有功指令值和制定无功指令值，并将有功指令值和无功指令值发送给虚拟同步机控制单元。
其中，协调控制单元包括：有功指令子单元和无功指令子单元；
有功指令子单元，用于将送端储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值；
无功指令子单元，用于根据电网要求设置无功指令值。
其中，虚拟同步机控制单元包括：转子角位移和三相电流指令子单元、直轴和交轴电流指令子单元以及换流站控制子单元；
转子角位移和三相电流指令子单元，用于分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算虚拟同步机输出的三相电流指令；
直轴和交轴电流指令子单元，用于根据三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
换流站控制子单元，用于根据直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
实施例4：
下面以风电作为新能源发电的例子，给出一个直流输电系统的具体示例，即一种储能型风电并网的高压直流输电HVDC系统结构，包括风电机组、储能装置、逆变器、直流输电系统及电网构成，该控制结构的控制系统包括HVDC受端换流站的VSG控制，送端换流站的定直流电压定无功控制，储能侧逆变器的电压/频率V/f控制以及系统的功率协调控制：其中VSG控制用于控制电网侧的频率，定直流电压定无功控制用于控制HVDC的直流电压，V/f控制用于控制风电场输出的三相电压，功率协调控制用于控制整个系统的功率平衡。如图4所示，直流输电系统中，包括受端换流站、送端换流站和控制系统。储能装置输出的电力经过逆变器后，与风电机组并联，接入直流输电系统的送端换流站；直流输电系统的受端换流站转换电力后，输入电网。直流输电系统的硬件部分具体包括一个双端的MMC-HVDC系统，包括两个模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter，MMC)MMC换流站，其中MMC1为送端，MMC2为受端。风电场经变压器向送端供电，储能装置通过与风电场并联以稳定送端换流站电压；受端换流站MMC2则直接接入电网。
控制系统包括：协调控制单元，VSG控制单元，定直流电压控制单元和V/f控制单元，即在实施例3提供的受端换流站控制系统基础上，增加了定直流电压控制单元和V/f控制单元。
协调控制单元可以给V/f控制单元提供三相电压的指令值uabc_ref和频率f，为定直流电压控制单元提供直流电压指令值udc_ref和无功指令Qref，为VSG控制单元提供无功指令Qref和有功指令Pref。根据能量守恒定律，忽略直流线路中和变压器的能量变化，可知：
Pref＝PES+P (1)
式中P为风电机组的最大功率点功率，PES为储能系统(ES)产生的功率，因此可以通过直接调节储能系统产生的功率PES来调节输入VSG的有功指令值Pref。
如图5所示，该图标明了参考功率PES_ref与SOC之间的关系，其中SOCL，SOCH和SOCM分别为该范围的下限上限和平均值，P0是充电功率和放电功率的绝对值。一旦SOC小于SOCL，ES设备将开始充电，并且当SOC大于SOCH时，ES设备将被放电。当SOC达到SOCM时，充电和放电都终止。应用图5中所示的曲线来指定PES_ref，通过协调控制可以避免SOCL/SOCH附近的充电/放电的频繁操作。在这项工作中，ES设备的SOC(％)范围设置为40％至80％。在本发明中，通过控制储能设备产生的功率PES逼近PES_ref，可认为将储能装置的输出功率和新能源机组的最大功率点功率求和，得到换流站的有功指令值有功指令值有功指令值。
如图6所示，该图为虚拟同步机的本体算法，通过该算法来模拟同步发电机的机械部分和电气部分，使其具有了同步发电机的惯性特性。本发明采用考虑转子惯性和阻尼因素的同步电机模型，可得虚拟同步机的机械方程为：
式中：J为同步机的转动惯量，单位为kg·m2；D为阻尼系数；Pe和Pm分别为同步机的电磁功率和机械功率，单位为W；ω和ω0则分别为同步机的机械角速度与额定角速度，单位是rad/s；θ为同步机转子的角位移，单位为rad；其中，同步机的电磁功率Pe是通过虚拟同步机的内电势esabc和电流isabc计算得到的，公式如下：
Pe＝esaisa+esbisb+escisc (3)
式(3)中，esa、esb和esc分别表示虚拟同步机的三相内电势，isa、isb和isc分别表示虚拟同步机的三相电流。
其次，根据同步发电机的特性，可以得到同步发电机再三相静止坐标系下的定子电磁方程即VSG的电气方程，如下：
式中：Ls为虚拟同步机的同步电感，Rs为虚拟同步机的同步电阻，usabc为换流站输出的三相额定电压，esabc_ref表示虚拟同步机的内电势指令值；esabc_ref如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，θ表示虚拟同步机转子的角位移，esa_ref、esb_ref和esc_ref分别表示虚拟同步机的三相内电势指令值。
本发明模拟了同步发电机的基本特性，J的存在使得受端换流站在功率和频率动态上具有了惯性；D的存在也使换流站具有了阻尼电网功率振荡的能力。这两个变量能够有效改善整个系统运行性能。
如图7所示，该图为HVDC受端换流站的整体控制方法，其中外环采用VSG的本体算法，其中输入VSG机械方程中的机械功率Pm由储能设备经通讯提供的有功指令值Pref给出，输入VSG电磁方程的电势输入量E则通过无功指令Qref与实际无功值QVSG进行比较，得到的差值经比例积分(PI)调节即为输入的内电势E，其控制方程可写为：
式中，kα表示虚拟同步机比例积分调节的比例增益，表示对kβ进行积分，kβ表示虚拟同步机比例积分调节的积分增益。
并由Pm和E作为输入通过VSG的本体算法可以三相静止坐标系下的三相电流的指令值isabc_ref，以VSG机械方程输出的电角度θ作为参考角度进行旋转坐标表换，将三相静止坐标系转化到旋转坐标系下，得到旋转坐标系下的电流指令isdq_ref。在旋转坐标系下进行电流内环控制得到调制波指令usdq_ref，并通过Park反变换和最近电平逼近(NLM)控制形成调制波，实现对受端换流站的控制。其中电流内环的控制方程为：
其中，usd_ref表示电流内环控制得到直轴调制波指令，usq_ref表示电流内环控制得到交轴调制波指令，isd_ref表示直轴电流指令，isq_ref表示交轴电流指令，isd表示电网输出电流直轴分量，isq表示电网输出电流交轴分量，ω表示机械角速度，Ls表示同步电感，kα1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的比例增益，kβ1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的积分增益，kα2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的比例增益，kβ2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的积分增益。
如图8所示，该图为送端HVDC换流站的控制方法，送端换流站采用定直流电压定无功功率控制，通过将输入给控制单元的直流电压指令值udc_ref与实际值udc进行作差比较，并通过PI调节器可以得到旋转坐标系下d轴的电流指令id_ref，其公式可以表示为：
上式中，id_ref表示直轴电流指令，udc_ref表示直流电压指令值，udc表示直流电压实际值，kα3表示送端比例积分调节的比例增益，表示对kβ3进行积分，kβ3表示送端比例积分调节的积分增益。
q轴的电流指令值iq_ref则通过无功功率的指令值Qref计算得到，其公式为：
iq_ref＝-Qref/1.5ud (9)
上式中，iq_ref表示交轴电流指令，Qref表示无功指令值，ud表示直轴电压实际值。
将外环得到的电流指令id_ref，iq_ref作为输入，经电流内环及最近电平逼近调制实现对HVDC系统直流电压的控制。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

Claims (11)

1.一种受端换流站控制方法，其特征在于，包括：
分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令；
根据所述三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
根据所述直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，包括：
忽略调速器，将有功指令值作为虚拟同步机的机械功率；
将所述机械功率代入虚拟同步机的机械方程，计算虚拟同步机的转子角位移。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述转子角位移如下式计算：
式中，θ表示虚拟同步机转子的角位移，J表示虚拟同步机的转动惯量，D表示虚拟同步机的阻尼系数，Pe表示虚拟同步机的电磁功率，Pm表示小虚拟同步机的机械功率，ω表示虚拟同步机的机械角速度，ω0表示虚拟同步机的额定角速度；
其中，虚拟同步机的电磁功率Pe由下式计算得到：
Pe＝esaisa+esbisb+escisc
式中，esa、esb和esc分别表示虚拟同步机的三相内电势，isa、isb和isc分别表示虚拟同步机的三相电流。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令，包括：
将无功指令值与虚拟同步机实际无功值的差值进行比例积分调节，得到虚拟同步机的电势输入量；
通过所述电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述虚拟同步机的电势输入量，如下式计算：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，Qref表示无功指令值，QVSG表示虚拟同步机实际无功值，kα表示虚拟同步机比例积分调节的比例增益，表示对kβ进行积分，kβ表示虚拟同步机比例积分调节的积分增益。
6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述通过所述电势输入量和转子角位移计算虚拟同步机输出的三相电流指令，如下式所示：
其中，isabc_ref表示虚拟同步机输出的三相电流指令，Ls表示虚拟同步机的同步电感，Rs表示虚拟同步机的同步电阻，usabc表示受端换流站输出的三相额定电压，esabc_ref表示虚拟同步机的内电势指令值；
所述虚拟同步机的内电势指令值esabc_ref由下式计算得到：
其中，E表示虚拟同步机的电势输入量，θ表示虚拟同步机转子的角位移，esa_ref、esb_ref和esc_ref分别表示虚拟同步机的三相内电势指令值。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述电流内环控制方程，如下式所示：
其中，usd_ref表示电流内环控制得到直轴调制波指令，usq_ref表示电流内环控制得到交轴调制波指令，isd_ref表示直轴电流指令，isq_ref表示交轴电流指令，isd表示电网输出电流直轴分量，isq表示电网输出电流交轴分量，ω表示虚拟同步机的机械角速度，Ls表示虚拟同步机的同步电感，kα1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的比例增益，kβ1表示电流内环控制直轴的比例积分环节的积分增益，kα2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的比例增益，kβ2表示电流内环控制交轴的比例积分环节的积分增益。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述有功指令值的确定，包括：
根据送端储能装置的荷电状态，得到所述储能装置的输出功率；
将所述储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值。
9.一种受端换流站控制系统，其特征在于，包括：转子角位移和三相电流指令模块、直轴和交轴电流指令模块以及换流站控制模块；
转子角位移和三相电流指令模块，用于分别根据有功指令值计算受端换流站中虚拟同步机的转子角位移，根据无功指令值计算所述虚拟同步机输出的三相电流指令；
直轴和交轴电流指令模块，用于根据所述三相电流指令和转子角位移，得到旋转坐标系下的直轴和交轴电流指令；
换流站控制子模块，用于根据所述直轴和交轴电流指令，采用电流内环控制方程及最近电平逼近控制方法对受端换流站进行控制。
10.如权利要求9所述的系统，其特征在于，还包括协调控制单元；
所述协调控制单元用于：获取有功指令值和制定无功指令值，并将所述有功指令值和无功指令值发送给虚拟同步机控制单元。
11.如权利要求10所述的系统，其特征在于，所述协调控制单元包括：有功指令子单元和无功指令子单元；
所述有功指令子单元，用于将送端储能装置的输出功率和送端新能源机组的最大功率点功率求和，得到有功指令值；
所述无功指令子单元，用于根据电网要求设置无功指令值。
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