CN110380449A - 单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法，本方法涉及对整流站非故障极换流器、换流站配套无功补偿装置、双馈风电机组网侧变换器及机侧变换器的控制。其中双馈风电机组机侧变换器的控制策略为：将分别计算得到的i_rd、i_rq、送入转子侧变换器内环控制环节，得到同步速旋转坐标系下的控制电压将经坐标变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下的控制电压再和直流母线电压通过空间矢量调制产生转子侧变换器PWM驱动信号，以抑制机端过电压。系统发生单极闭锁故障时，送端换流站、无功补偿装置及DFIG风电场充分利用其无功调节能力，最大限度抑制送端公共连接点及DFIG风电场机端的故障过电压，以提高系统的安全稳定与故障穿越能力。

Description

单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法

技术领域

本发明属于新能源发电领域，具体涉及一种风电直流送出系统发生单极闭锁故障下送端系统的协调故障穿越控制方法。

背景技术

近年来，由于电力需求的增大和环保意识的增强，大力发展以风电为代表的可再生能源成为保障我国能源电力可持续发展的重要选择之一。然而，我国风能资源多分布在东北、西北、华北北部地区(以下简称“三北”地区)，这些地区的风电就地消纳能力十分有限，而我国的负荷中心又主要位于人口稠密、经济发达的东、中部地区。为解决风能资源与负荷需求区域逆向性分布的矛盾，须通过远距离输电，扩大风电消纳范围。相比于交流输电系统，高压直流输电系统在大规模远距离输电上有着显著的优势。然而，高压直流输电系统在拥有众多优点的同时也带来了一系列新的安全问题，如直流线路故障、换流站故障及交流系统故障等均可能导致直流单极闭锁甚至双极闭锁。当高压直流输电系统发生单极闭锁故障，换流站所需无功功率骤减，造成交流侧无功功率过剩，会引起交流电网电压骤升。此外，由于大规模开发风能资源的地区一般都处于电网末端，此处网架结构比较薄弱，当换流站交流侧电压抬升时，将引发风电场并网点电压进一步恶化，对于电压突变耐受能力弱的风力发电基地而言，容易引发连锁脱网事故。因此，直流单极闭锁故障下，送端交流系统设备间的协调故障穿越控制策略具有重要的现实意义。目前，针对单极闭锁故障下风电直流送出送端系统的故障穿越控制策略，国内外学者已开展了相关研究，如已公开的下列文献：

(1)韩平平,张海天,丁明,张炎,陈凌琦,李宾宾.大规模高压直流输电系统闭锁故障下送端风电场高电压穿越的控制策略研究[J].电网技术,2018,42(4):1086-1092.

(2)韩平平,陈凌琦,胡迪,张炎.直流闭锁暂态过电压对风电外送影响及其抑制措施[J].电力系统保护与控制,2018,46(5):99-105.

文献(1)提出直流系统单极闭锁下协调双馈风电机组控制模块、调整投入SVC与切除送端母线交流滤波器的先后顺序的控制策略，一定程度上抑制了双馈风电机组机端故障过电压，但未考虑充分利用非故障极的无功调节能力。

文献(2)通过改进触发直流闭锁的紧急停机策略，减缓直流闭锁的触发过程，改变保护措施的触发顺序，并与安全控制系统配合来抑制送端并网母线的暂态过电压，以此来保证风电机组的稳定运行，但没有充分发挥送端系统内双馈风电机组及换流站非故障极的无功调节能力。

发明内容

针对现有控制技术的不足，本发明的目的在于提供一种单极闭锁故障下风电直流送出系统协调故障穿越控制方法，本方法充分利用换流站非故障极的短时过载能力以及双馈风电场的快速无功功率调节能力，有效地抑制了送端系统故障过电压，提高了送端系统的安全稳定运行能力。

本发明的技术方案是这样实现的：

单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法，本方法涉及对整流站非故障极换流器、换流站配套无功补偿装置、双馈风电机组网侧变换器及机侧变换器的控制；

(A)整流站非故障极换流器的控制步骤为：

A1)采集整流侧换流站非故障极直流电压U_d和直流电流I_d，计算得到整流侧换流站实际有功功率P_d；

A2)将整流侧非故障极电流指令值I_d ^*调整为故障时的指令值I_{d_e}，并将其与反馈量I_d之差送入触发角指令值计算模块，按照下式确定整流侧非故障极触发角指令值α^*：

式中，K_{p_HVDC}和τ_{i_HVDC}分别为整流侧非故障极触发角计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

A3)将步骤A2)计算得到的换流器触发角指令值α^*送入相位控制器中，计算得到换流器内晶闸管的触发脉冲，进一步送至换流阀以控制整流侧换流站的运行状态；

(B)换流站配套无功补偿装置的控制步骤为：

B1)当系统进入单极闭锁触发序列，极控系统延时200ms，切除一半容量的配套无功补偿装置；

(C)双馈风电机组网侧变换器的控制步骤为：

C1)双馈风电机组网侧变换器采用矢量控制策略，其控制电压通过空间矢量脉宽调制产生网侧变换器的驱动信号，以维持故障期间双馈风电系统直流母线电压稳定；

(D)双馈风电机组机侧变换器的控制步骤为：

D1)采集双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc、三相电流信号i_sabc、转子端三相电流信号i_rabc、电机转速ω_r及直流母线电压U_dc；

D2)采集到的双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc经过数字锁相环PLL后得到同步电角度θ₁及电角速度ω₁；

D3)采用定子电压定向的方式，利用θ₁将步骤D1)采集得到的电机定子三相电压信号u_sabc与三相电流信号i_sabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电压信号u_sd、u_sq及电流信号i_sd、i_sq，其中3s/2s变换采用恒幅值变换，可以得到定子电压矢量幅值U_s＝u_sd；

D4)将电机转速信号ω_r积分得到电机转角θ_r，利用θ₁-θ_r将步骤D1)采集得到的电机转子三相电流信号i_rabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电流信号i_rd、i_rq；

D5)将步骤D3)计算得到的u_sd、u_sq、i_sd、i_sq代入功率计算模块，得到定子端的实际有功功率P_s及无功功率Q_s；

D6)将定子有功功率指令值P_s ^*、实际有功功率P_s输送至转子侧变换器外环控制环节，按照下式得到转子侧控制器d轴电流参考值

式中，K_p1、τ_i1为转子侧控制器d轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

D7)检测双馈风电机组定子端电压U_w，若U_w≤1.1p.u.，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p21、τ_i21为在U_w≤1.1p.u.时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为正常运行时双馈风电机组的无功功率指令值，

若U_w>1.1p.u.，双馈风电机组采用定电压控制，同时检测其输出的无功功率Q_w，若|Q_w|≤|Q_wmax|，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p22、τ_i22为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|≤|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为双馈风电机组定电压控制的电压指令值；

若U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p23、τ_i23为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，同时

上述Q_wmax为双馈风电机组能吸收的最大无功功率，其表达式为：

上式中P_w为风电场发出的有功功率；

式中P_wc、Q_wc、的表达式分别为：

上式中，X_s，R_s分别为双馈风电机组定子电抗和定子电阻，X_m为双馈风电机组励磁电抗，I_rmax为转子绕组电流限值；

D8)将步骤D4)得到的i_rd、i_rq及步骤D6)、D7)中得到的电流参考值送入转子侧变换器内环控制环节，得到转子侧变换器在同步速旋转坐标系下的控制电压

式中K_p3、τ_i3分别为转子侧控制器d轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数；K_p4、τ_i4分别为转子侧控制器q轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数，L_s为dq坐标系中定子等效两相绕组自感，L_r为dq坐标系中转子等效两相绕组自感，L_m为dq坐标系中定、转子同轴等绕组间的互感，ω_slip为滑差系数，σ为发电机的漏磁系数；

D9)将步骤D8)得到的转子侧变换器控制电压dq轴分量经过dq旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下的控制电压

D10)将步骤D9)得到的转子侧变换器控制电压和直流母线电压U_dc通过空间矢量调制产生转子侧变换器PWM驱动信号，以抑制机端过电压。

与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：

本发明充分利用换流站非故障极的短时过载能力及双馈风电机组的快速无功调节能力，使得送端交流系统公共连接点电压及双馈风电机组并网点电压都得到了有效的抑制，进一步增强了风电直流送出系统的安全稳定运行能力。

当传统直流输电系统发生单极闭锁故障时，由于换流站配套无功补偿装置有一定的切出时间，这将造成送端交流系统过电压，威胁风电机组的安全运行。本方法通过协调控制直流输电系统和风电场，在换流站配套无功补偿装置切出时间段内，采用风电场吸收无功功率来抑制交流系统的暂态过电压，以保障单极闭锁故障下风电机组的安全运行。

附图说明

图1为本发明所述单极闭锁下风电直流送出系统协调故障穿越控制方法框图。

图2为风电直流送出系统送端等效拓扑结构示意图。

图3为高压直流输电系统发生单极闭锁时采用传统控制方法和采用本发明控制方法下风电直流送出系统的仿真波形图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施方式做详细描述。

图1表示单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法的结构框图，它包括的控制对象有：机侧变换器1，机侧d轴电流参考值计算模块2，机侧q轴电流参考值计算模块3，机侧电流控制模块4，网侧变换器5，网侧d轴电流参考值计算模块6，网侧电流控制模块7，空间矢量调制8，锁相环9，无功补偿装置切除控制器10，无功补偿装置11，换流站触发角计算模块12，换流站相位控制器13，换流阀14。

图2为风电直流送出系统送端等效拓扑结构示意图，DFIG风电场通过公共点接入直流换流站交流侧。系统发生单极闭锁故障时，送端换流站、无功补偿装置及DFIG风电场充分利用其无功调节能力，最大限度抑制送端公共连接点及DFIG风电场机端的故障过电压，以提高系统的安全稳定与故障穿越能力。

本发明的具体实施步骤如下：

(A)整流站非故障极换流器的控制步骤为：

A1)采集整流侧换流站非故障极直流电压U_d和直流电流I_d，计算得到整流侧换流站实际有功功率P_d；

A2)将整流侧非故障极电流指令值I_d ^*调整为故障时的指令值I_{d_e}，并将其与反馈量I_d之差送入触发角指令值计算模块，按照下式确定整流侧非故障极触发角指令值α^*：

式中，K_{p_HVDC}和τ_{i_HVDC}分别为整流侧非故障极触发角计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

A3)将步骤A2)计算得到的换流器触发角指令值α^*送入相位控制器中，计算得到换流器内晶闸管的触发脉冲，进一步送至换流阀以控制整流侧换流站的运行状态；

(B)换流站配套无功补偿装置的控制步骤为：

B1)当系统进入单极闭锁触发序列，极控系统延时200ms，切除一半容量的配套无功补偿装置；

(C)双馈风电机组网侧变换器的控制步骤为：

C1)双馈风电机组网侧变换器采用矢量控制策略，其控制电压通过空间矢量脉宽调制产生网侧变换器的驱动信号，以维持故障期间双馈风电系统直流母线电压稳定；

(D)双馈风电机组机侧变换器的控制步骤为：

D1)采集双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc、三相电流信号i_sabc、转子端三相电流信号i_rabc、电机转速ω_r及直流母线电压U_dc；

D2)采集到的双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc经过数字锁相环PLL后得到同步电角度θ₁及电角速度ω₁；

D3)采用定子电压定向的方式，利用θ₁将步骤D1)采集得到的电机定子三相电压信号u_sabc与三相电流信号i_sabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电压信号u_sd、u_sq及电流信号i_sd、i_sq，其中3s/2s变换采用恒幅值变换，可以得到定子电压矢量幅值U_s＝u_sd；

D4)将电机转速信号ω_r积分得到电机转角θ_r，利用θ₁-θ_r将步骤D1)采集得到的电机转子三相电流信号i_rabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电流信号i_rd、i_rq；

D5)将步骤D3)计算得到的u_sd、u_sq、i_sd、i_sq代入功率计算模块，得到定子端的实际有功功率P_s及无功功率Q_s；

D6)将定子有功功率指令值P_s ^*、实际有功功率P_s输送至转子侧变换器外环控制环节，按照下式得到转子侧控制器d轴电流参考值

式中，K_p1、τ_i1为转子侧控制器d轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

D7)检测双馈风电机组定子端电压U_w，若U_w≤1.1p.u.，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p21、τ_i21为在U_w≤1.1p.u.时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为正常运行时双馈风电机组的无功功率指令值，

若U_w>1.1p.u.，双馈风电机组采用定电压控制，同时检测其输出的无功功率Q_w，若|Q_w|≤|Q_wmax|，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p22、τ_i22为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|≤|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为双馈风电机组定电压控制的电压指令值；

若U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p23、τ_i23为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，同时

上述Q_wmax为双馈风电机组能吸收的最大无功功率，其表达式为：

上式中P_w为风电场发出的有功功率；

式中P_wc、Q_wc、的表达式分别为：

上式中，X_s，R_s分别为双馈风电机组定子电抗和定子电阻，X_m为双馈风电机组励磁电抗，I_rmax为转子绕组电流限值；

D8)将步骤D4)得到的i_rd、i_rq及步骤D6)、D7)中得到的电流参考值送入转子侧变换器内环控制环节，得到转子侧变换器在同步速旋转坐标系下的控制电压

式中K_p3、τ_i3分别为转子侧控制器d轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数；K_p4、τ_i4分别为转子侧控制器q轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数，L_s为dq坐标系中定子等效两相绕组自感，L_r为dq坐标系中转子等效两相绕组自感，L_m为dq坐标系中定、转子同轴等绕组间的互感，ω_slip为滑差系数，σ为发电机的漏磁系数；

D9)将步骤D8)得到的转子侧变换器控制电压dq轴分量经过dq旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下的控制电压

D10)将步骤D9)得到的转子侧变换器控制电压和直流母线电压U_dc通过空间矢量调制产生转子侧变换器PWM驱动信号，以抑制机端过电压。

本发明效果说明：

图3为在MATLAB/Simulink仿真环境下系统采用传统控制方法与本发明协调控制方法的仿真对比图。其中，图3(a)、(b)分别为单极闭锁故障下系统采用传统控制方法与本发明所述方法的送端交流系统公共连接点电压波形，图3(c)、(d)分别为单极闭锁故障下系统采用传统控制方法与本发明所述方法的DFIG风电场机端电压波形，图3(e)、(f)分别为单极闭锁故障下系统采用传统控制方法与本发明所述方法的DFIG输出无功功率，图3(g)、(h)分别为单极闭锁故障下系统采用传统控制方法与本发明所述方法的换流站输出直流电流。由图3可知，在单极闭锁故障下，系统采用传统控制方法时，送端交流系统公共连接点电压将骤升至1.25p.u.，故障瞬间的暂态过电压峰值最高达到1.29p.u.，DFIG风电场机端电压将骤升至1.22p.u.，故障瞬间的暂态过电压峰值达到1.30p.u.；而采用本发明所述方法时，在单极闭锁故障发生后，送端交流系统公共连接点电压仅骤升为1.10p.u.，故障瞬间的暂态过电压峰值最高为1.17p.u.，DFIG风电场机端电压最终将维持在1.0p.u.，故障瞬间的暂态过电压峰值仅达到1.10p.u.。综上所述，可以看出在单极闭锁故障下采用本发明所述控制方法可以有效抑制送端交流系统公共连接点电压与DFIG风电场机端电压，提高系统的安全稳定运行能力与故障穿越能力。

最后需要说明的是，本发明的上述实例仅仅是为说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。尽管申请人参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，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他不同形式的变化和变动。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申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 (1)

1.单极闭锁故障下风电直流送出系统协调控制方法，其特征在于：本方法涉及对整流站非故障极换流器、换流站配套无功补偿装置、双馈风电机组网侧变换器及机侧变换器的控制；

(A)整流站非故障极换流器的控制步骤为：

A1)采集整流侧换流站非故障极直流电压U_d和直流电流I_d，计算得到整流侧换流站实际有功功率P_d；

A2)将整流侧非故障极电流指令值I_d ^*调整为故障时的指令值I_{d_e}，并将其与反馈量I_d之差送入触发角指令值计算模块，按照下式确定整流侧非故障极触发角指令值α^*：

式中，K_{p_HVDC}和τ_{i_HVDC}分别为整流侧非故障极触发角计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

A3)将步骤A2)计算得到的换流器触发角指令值α^*送入相位控制器中，计算得到换流器内晶闸管的触发脉冲，进一步送至换流阀以控制整流侧换流站的运行状态；

(B)换流站配套无功补偿装置的控制步骤为：

B1)当系统进入单极闭锁触发序列，极控系统延时200ms，切除一半容量的配套无功补偿装置；

(C)双馈风电机组网侧变换器的控制步骤为：

C1)双馈风电机组网侧变换器采用矢量控制策略，其控制电压通过空间矢量脉宽调制产生网侧变换器的驱动信号，以维持故障期间双馈风电系统直流母线电压稳定；

(D)双馈风电机组机侧变换器的控制步骤为：

D1)采集双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc、三相电流信号i_sabc、转子端三相电流信号i_rabc、电机转速ω_r及直流母线电压U_dc；

D2)采集到的双馈风电机组定子端三相电压信号u_sabc经过数字锁相环PLL后得到同步电角度θ₁及电角速度ω₁；

D3)采用定子电压定向的方式，利用θ₁将步骤D1)采集得到的电机定子三相电压信号u_sabc与三相电流信号i_sabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电压信号u_sd、u_sq及电流信号i_sd、i_sq，其中3s/2s变换采用恒幅值变换，可以得到定子电压矢量幅值U_s＝u_sd；

D4)将电机转速信号ω_r积分得到电机转角θ_r，利用θ₁-θ_r将步骤D1)采集得到的电机转子三相电流信号i_rabc经过静止三相abc坐标轴到同步速旋转两相dq坐标轴的坐标变换，转换为旋转两相dq坐标轴系下的电流信号i_rd、i_rq；

D5)将步骤D3)计算得到的u_sd、u_sq、i_sd、i_sq代入功率计算模块，得到定子端的实际有功功率P_s及无功功率Q_s；

D6)将定子有功功率指令值P_s ^*、实际有功功率P_s输送至转子侧变换器外环控制环节，按照下式得到转子侧控制器d轴电流参考值

式中，K_p1、τ_i1为转子侧控制器d轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数；

D7)检测双馈风电机组定子端电压U_w，若U_w≤1.1p.u.，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p21、τ_i21为在U_w≤1.1p.u.时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为正常运行时双馈风电机组的无功功率指令值，

若U_w>1.1p.u.，双馈风电机组采用定电压控制，同时检测其输出的无功功率Q_w，若|Q_w|≤|Q_wmax|，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p22、τ_i22为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|≤|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，为双馈风电机组定电压控制的电压指令值；

若U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时，则按照下式计算得到转子侧q轴电流参考值

式中，K_p23、τ_i23为在U_w>1.1p.u.且|Q_w|>|Q_wmax|时转子侧控制器q轴电流参考值计算模块PI调节器的比例系数和积分时间常数，同时

上述Q_wmax为双馈风电机组能吸收的最大无功功率，其表达式为：

上式中P_w为风电场发出的有功功率；

式中P_wc、Q_wc、的表达式分别为：

上式中，X_s，R_s分别为双馈风电机组定子电抗和定子电阻，X_m为双馈风电机组励磁电抗，I_rmax为转子绕组电流限值；

D8)将步骤D4)得到的i_rd、i_rq及步骤D6)、D7)中得到的电流参考值送入转子侧变换器内环控制环节，得到转子侧变换器在同步速旋转坐标系下的控制电压

式中K_p3、τ_i3分别为转子侧控制器d轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数；K_p4、τ_i4分别为转子侧控制器q轴电流内环PI调节器的比例系数和积分时间常数，L_s为dq坐标系中定子等效两相绕组自感，L_r为dq坐标系中转子等效两相绕组自感，L_m为dq坐标系中定、转子同轴等绕组间的互感，ω_slip为滑差系数，σ为发电机的漏磁系数；

D9)将步骤D8)得到的转子侧变换器控制电压dq轴分量经过dq旋转坐标轴系到静止两相αβ坐标轴系的变换，转换为静止两相αβ坐标轴系下的控制电压

D10)将步骤D9)得到的转子侧变换器控制电压和直流母线电压U_dc通过空间矢量调制产生转子侧变换器PWM驱动信号，以抑制机端过电压。