CN111953011B - 双馈风电系统接入lcc-hvdc系统的协同频率支撑控制方法及系统 - Google Patents

双馈风电系统接入lcc-hvdc系统的协同频率支撑控制方法及系统 Download PDF

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Abstract

本公开提供了一种双馈风电系统接入LCC‑HVDC系统的协同频率支撑控制方法，包括：实时检测LCC‑HVDC系统送受端的通讯数据；基于实时检测的LCC‑HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC‑HVDC系统是否通讯故障；以及在LCC‑HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC‑HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC‑HVDC系统的送端变流器进行不同模式的控制，对LCC‑HVDC系统的受端变流器进行不同模式的控制。本公开还提供一种双馈风电系统接入LCC‑HVDC系统的协同频率支撑控制系统。

Description

双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及 系统
技术领域
本公开属于风力发电技术领域，本公开尤其涉及一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及系统。
背景技术
大力发展可再生能源，减少温室气体排放，建设环境友好型国家对我国的国家能源安全、环境改善、经济可持续发展等具有非常重要的意义。
风力发电、光伏等可再生能源发电作为最具备大规模开发及应用前景的发电方式，技术日趋成熟，逐渐被广泛应用。
我国新能源多呈现“集中式布置、长距离输送”的开发模式。近年来，随着风电渗透率的不断提高，以及我国高压直流输电技术(high voltage direct current，HVDC)在新能源电力输送中的大规模应用，一方面将导致并网点的短路比降低；另一方面，风力发电系统和HVDC通过电力电子变流器接入电网，其常规控制方式不响应电网频率变化。当风力发电系统取代传统火电大规模接入电网时，电网的等效惯量以及等效一次调频能力将随之降低。因此当电网出现突发性功率不平衡故障(如发电厂解列或负荷突减故障)时，电网频率波动加剧，危害电网的频率稳定性。因此，为了维护电力系统的安全、稳定、可靠运行，一方面，风电系统应能够响应送端电网频率的变化，提供虚拟惯量响应与一次调频功能；另一方面，HVDC应协同风力发电系统参与送、受端电网的频率调整。
当前关于电网频率支撑的研究多针对风电或HVDC单一系统调频，对电网频率进行惯量支撑和一次调频支撑，未充分考虑两者的协同调频能力。传统风电机组调频方法多在功率控制环或转矩控制环引入df/dt环节，但该方法存在与原风机控制环节耦合抵消效应，以及容易造成电网频率二次跌落的风险；而纯直流电网“隔离”交流频率信号，风电集群无法直接获知受端系统频率的变化，传统HVDC调频多通过长距离通讯来实现送受端电网频率的同步支撑，其优点是调频实时性和精确性较高，但其存在可靠性和稳定性问题。而HVDC无通讯的下垂控制优点是可靠性较高，但其存在不能精确控制换流站的有功、下垂参数整定困难以及易受风电功率波动干扰的缺点。
发明内容
为了解决上述技术问题中的至少一个，本公开提供了一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及系统。
本公开的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及系统通过以下技术方案实现。
根据本公开的一个方面，提供一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，包括：实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；基于实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；以及在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同模式的控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同模式的控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制；以及在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器进行相同模式的控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器均采用VSG调频控制方法进行控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：
ΔPdc＝KDΔf2-KLΔf1
其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，KL等效为响应送端频率变化的下垂系数，KD等效为响应受端频率变化的下垂系数；
送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
KL＝δKD；δ＞0
通过调整δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：
ΔPdc＝KdΔUdc-KfΔf1
ΔUdc＝KuΔf2
其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，Kf为响应送端电网频率变化的下垂系数，Kd为响应直流电压变化的下垂系数，Ku为直流电压响应受端电网频率变化的下垂系数；
送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
Kf＝δKdKu；δ＞0
通过调整δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)按单位功率因数运行。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，所述VSG调频控制方法包括双馈异步风力发电机(DFIG)模拟同步发电机的一次调频支撑机制以及双馈异步风力发电机(DFIG)模拟同步发电机的惯量支撑机制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，所述双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的定子直接接入所述LCC-HVDC系统，所述双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子通过转子侧变流器(RSC)以及网侧变流器(GSC)接入所述LCC-HVDC系统。
根据本公开的另一个方面，提供一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，包括：通讯数据检测模块，所述通讯数据检测模块实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；通讯故障判断模块，所述通讯故障判断模块基于所述通讯数据检测模块实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；以及控制模式切换模块，所述控制模式切换模块基于所述通讯故障判断模块的判断结果，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同控制模式的切换，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同控制模式的切换。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，还包括：控制模块，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制；以及在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，所述控制模块对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器进行相同模式的控制。
根据本公开的至少一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器均采用VSG调频控制方法进行控制。
附图说明
附图示出了本公开的示例性实施方式，并与其说明一起用于解释本公开的原理，其中包括了这些附图以提供对本公开的进一步理解，并且附图包括在本说明书中并构成本说明书的一部分。
图1是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的结构示意图。
图2是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的协同频率支撑控制方法的流程示意图。
图3是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的协同频率支撑控制方法的步骤S31的流程示意图。
图4是根据本公开的又一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的协同频率支撑控制方法的流程示意图。
图5是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统的结构示意图。
图6是根据本公开的一个实施方式的双馈异步风力发电机VSG调频控制方法示意图。
图7是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯正常时LCC-HVDC调频控制方法示意图。
图8是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯故障时LCC-HVDC调频控制方法示意图。
图9是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯正常时送端频率跌落时双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑仿真结果示意图。
图10是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯故障时受端频率跌落时双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑仿真结果示意图。
图11是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统的结构示意图。
图12是根据本公开的又一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统的结构示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施方式对本公开作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于解释相关内容，而非对本公开的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本公开相关的部分。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本公开中的实施方式及实施方式中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施方式来详细说明本公开的技术方案。
除非另有说明，否则示出的示例性实施方式/实施例将被理解为提供可以在实践中实施本公开的技术构思的一些方式的各种细节的示例性特征。因此，除非另有说明，否则在不脱离本公开的技术构思的情况下，各种实施方式/实施例的特征可以另外地组合、分离、互换和/或重新布置。
在附图中使用交叉影线和/或阴影通常用于使相邻部件之间的边界变得清晰。如此，除非说明，否则交叉影线或阴影的存在与否均不传达或表示对部件的具体材料、材料性质、尺寸、比例、示出的部件之间的共性和/或部件的任何其它特性、属性、性质等的任何偏好或者要求。此外，在附图中，为了清楚和/或描述性的目的，可以夸大部件的尺寸和相对尺寸。当可以不同地实施示例性实施例时，可以以不同于所描述的顺序来执行具体的工艺顺序。例如，可以基本同时执行或者以与所描述的顺序相反的顺序执行两个连续描述的工艺。此外，同样的附图标记表示同样的部件。
当一个部件被称作“在”另一部件“上”或“之上”、“连接到”或“结合到”另一部件时，该部件可以直接在所述另一部件上、直接连接到或直接结合到所述另一部件，或者可以存在中间部件。然而，当部件被称作“直接在”另一部件“上”、“直接连接到”或“直接结合到”另一部件时，不存在中间部件。为此，术语“连接”可以指物理连接、电气连接等，并且具有或不具有中间部件。
为了描述性目的，本公开可使用诸如“在……之下”、“在……下方”、“在……下”、“下”、“在……上方”、“上”、“在……之上”、“较高的”和“侧(例如，在“侧壁”中)”等的空间相对术语，从而来描述如附图中示出的一个部件与另一(其它)部件的关系。除了附图中描绘的方位之外，空间相对术语还意图包含设备在使用、操作和/或制造中的不同方位。例如，如果附图中的设备被翻转，则被描述为“在”其它部件或特征“下方”或“之下”的部件将随后被定位为“在”所述其它部件或特征“上方”。因此，示例性术语“在……下方”可以包含“上方”和“下方”两种方位。此外，设备可被另外定位(例如，旋转90度或者在其它方位处)，如此，相应地解释这里使用的空间相对描述语。
这里使用的术语是为了描述具体实施例的目的，而不意图是限制性的。如这里所使用的，除非上下文另外清楚地指出，否则单数形式“一个(种、者)”和“所述(该)”也意图包括复数形式。此外，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”以及它们的变型时，说明存在所陈述的特征、整体、步骤、操作、部件、组件和/或它们的组，但不排除存在或附加一个或更多个其它特征、整体、步骤、操作、部件、组件和/或它们的组。还要注意的是，如这里使用的，术语“基本上”、“大约”和其它类似的术语被用作近似术语而不用作程度术语，如此，它们被用来解释本领域普通技术人员将认识到的测量值、计算值和/或提供的值的固有偏差。
图1是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的结构示意图。
如图1所示，1和2分别表示LCC-HVDC送受端交流电网母线，3和4分别表示LCC-HVDC送受端变流器。
双馈风电系统例如大规模双馈风电场将风能转换为电能送入源侧电网，然后将电能通过线路换流器-高压直流输电系统(Line Commutated Conveter-High VoltageDirect Current,LCC-HVDC)长距离输送到负荷侧电网，实现能量的合理分配利用。
由于纯直流电网“隔离”交流频率信号，因此在LCC-HVDC系统送受端通讯故障的情况下双馈风电系统无法直接获知受端系统频率的变化，无法及时参与电网受端电网调频。
图2是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC的协同频率支撑控制方法的流程示意图。
如图2所示，双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，包括以下步骤：
S11、实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；
S21、基于实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；以及
S31、在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同模式的控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同模式的控制。
根据本公开的优选实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，上述步骤S31中，包括：在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制；以及在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制。图3示出了上述步骤S31的一个实施方式的具体控制流程。
上述实施方式中，优选地，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器进行相同模式的控制。图4示出了又一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法的流程示意图。
上述实施方式中，优选地，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，使得双馈异步风力发电机(DFIG)变流器直流电容电压稳定；对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器均采用虚拟同步发电机(VirtualSynchronous Generator,VSG)调频控制方法进行控制，使得双馈异步风力发电机(DFIG)表现出类似于同步发电机的惯性响应、一次调频特性，自动响应电网频率变化。
上述实施方式中，优选地，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：
ΔPdc＝KDΔf2-KLΔf1
其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，KL等效为响应送端频率变化的下垂系数，KD等效为响应受端频率变化的下垂系数；
送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
KL＝δKD；δ＞0
通过调整δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
其中，δ参数越大，则代表LCC-HVDC系统送端调频的优先级越高，对LCC-HVDC送端电网频率的支撑作用越强。
上述实施方式中，优选地，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：
ΔPdc＝KdΔUdc-KfΔf1
ΔUdc＝KuΔf2
其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，Kf为响应送端电网频率变化的下垂系数，Kd为响应直流电压变化的下垂系数，Ku为直流电压响应受端电网频率变化的下垂系数；
送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
Kf＝δKdKu；δ＞0
通过调整δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
其中，δ参数越大，则代表LCC-HVDC系统送端调频的优先级越高，对LCC-HVDC送端电网频率的支撑作用越强。
上述实施方式中，优选地，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)按单位功率因数运行。
本公开的双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的定子直接接入LCC-HVDC系统，双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子通过转子侧变流器(RSC)以及网侧变流器(GSC)接入LCC-HVDC系统。
图5是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统的结构示意图。
如图5所示，双馈风力发电系统可以包括风力机(例如桨距控制式风力机)、双馈异步风力发电机(DFIG)、背靠背全功率变频器(包括两个完全相同的PWM电压型变流器，即转子侧变流器(RSC)和网侧变流器(GSC))以及控制系统(图5中未示出控制系统)。
其中，以桨距控制式风力机为例，桨距控制式风力机和双馈异步风力发电机(DFIG)通过增速齿轮箱连接，双馈异步风力发电机(DFIG)定子和电网直接相连，双馈异步风力发电机(DFIG)转子通过背靠背全功率变流器和电网相连，使得发电机定子和转子都可以向电网输送能量。
DFIG的控制核心为变流器，常采用两电平电压源结构，两个完全相同的PWM电压型变流器通过直流母线连接。两个变流器都可以工作于整流和逆变状态，靠近转子侧的称为转子侧变流器(Rotor Side Converter，RSC)，又可以称为机侧变流器(Machine SideConverter，MSC)，而与电网直接相连的称为网侧变流器(Grid Side Converter，GSC)。
上述实施方式中，优选地，VSG调频控制方法包括双馈异步风力发电机(DFIG)模拟同步发电机的一次调频支撑机制以及双馈异步风力发电机(DFIG)模拟同步发电机的惯量支撑机制。
图6是根据本公开的一个实施方式的双馈异步风力发电机VSG调频控制方法示意图。
如图6所示，双馈异步风力发电机VSG调频控制方法应用于机侧变流器(RSC)，网侧变流器(GSC)则按照传统矢量方法控制网侧变流器(GSC)直流电容电压稳定，同时令双馈异步风力发电机按单位功率因数运行。
图6中，A框图部分表示双馈异步风力发电机模拟同步发电机的一次调频支撑机制，B框图部分表示双馈异步风力发电机模拟同步发电机的惯量支撑机制。
图6中，Pref为双馈异步风力发电机的有功设定值，ωvsg为双馈异步风力发电机的虚拟同步转子角速度；J为双馈异步风力发电机虚拟转动惯量，用来模拟实际同步发电机的转子的旋转惯量；Dp为双馈异步风力发电机虚拟下垂系数，兼具下垂和阻尼作用，用来模拟实际同步发电机一次调频过程；Ps为定子有功功率，1/s为积分环节，θ*为虚拟转子电角度，u*为逆变电压，PWM为脉宽调制环节，e*为虚拟励磁电压，K为比例系数，Qs为定子无功功率，Qref为无功功率指定值，Vs为并网电压，Vn为并网电压指令值。
上述双馈异步风力发电机VSG调频控制方法使双馈异步风力发电机(DFIG)表现出类似于同步发电机的惯性响应、一次调频特性，自动响应电网频率变化。无功电压控制主要是模拟同步发电机的励磁调压特性，使双馈异步风力发电机(DFIG)具备类似于同步发电机的一次调压能力。
图6中示出的模型为VSG调频控制的简化模型，注重对同步发电机外特性的模拟，而忽略内部复杂的电磁暂态过程。
图7是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯正常时LCC-HVDC调频控制方法示意图。
送受端电网一般使用专用的光纤通讯线路，能够实现送受端变流器状态、电网状态信息的远距离传输。
光纤通讯的延迟一般为毫秒级，而调频控制响应一般为秒级。因此，可忽略通讯延迟对调频控制的影响。
线路换流器-高压直流输电系统即LCC-HVDC系统的送端换流器采用P-f下垂控制，受端换流器采用定直流电压控制，实现电网频率支撑。
当送端出现频率跌落时，一方面双馈风力发电系统的一次调频控制会响应该频率变化，另一方面，LCC-HVDC系统的下垂环节会减少送端向受端传输的功率。由于LCC-HVDC系统的输送功率减少，受端电网进一步出现功率不平衡，因此受端电网也出现频率跌落。此时，受端电网的调频机制会响应该频率变化。受端电网出现频率跌落时同样有类似的响应，当受端电网出现频率跌落时，LCC-HVDC的下垂环节会增加送端向受端传输的功率，由于LCC-HVDC系统的输送功率增加，送端电网进一步出现功率不平衡，因此，送端电网也出现频率跌落，此时双馈风力发电系统的一次调频控制也会响应该频率变化。由此可以看出，LCC-HVDC系统与新能源发电系统(双馈风力发电系统)的协调频率控制实现了送、受端电网的频率互继。
图8是根据本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯故障时LCC-HVDC调频控制方法示意图。
若采用无通讯的协调控制方法，则需要设法将受端电网的频率反映到送端电网，引入了直流电压-频率下垂环节实现该功能。
LCC-HVDC系统的送端换流器采用P-U-f下垂控制，受端换流器采用U-f下垂控制，实现电网频率支撑。
当送端出现频率跌落时，一方面双馈风力发电系统的一次调频控制会响应该频率变化，另一方面，LCC-HVDC系统送端P-f下垂环节会减少送端向受端传输的功率。由于LCC-HVDC系统的输送功率减少，受端电网进一步出现功率不平衡，因此，受端电网也出现频率跌落。此时，受端电网的调频机制会响应该频率变化。当受端电网出现频率跌落时，LCC-HVDC系统受端的U-f下垂环节会改变直流电压，LCC-HVDC系统送端的P-U下垂控制检测到直流电压偏差时会增加功率输出，由于LCC-HVDC系统的输送功率增加，送端电网进一步出现功率不平衡，因此送端电网也出现频率跌落，此时双馈风力发电系统的一次调频控制也会响应该频率变化。由此可以看出，LCC-HVDC系统与新能源发电系统(双馈风力发电系统)的协调频率控制实现了无通讯时送、受端电网的频率互继。
图9示出了本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯正常时送端频率跌落时双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑仿真结果。
图9中的四个子图中，由上至下分别表示：LCC-HVDC系统送端电网频率、LCC-HVDC系统受端电网频率、DFIG输出功率、LCC-HVDC系统输送功率。
其中，实线为有DFIG和LCC-HVDC协同调频控制的仿真结果，虚线为无DFIG和LCC-HVDC协同调频控制的仿真结果。
由图9可以看出，LCC-HVDC系统送端电网在10s时刻发生频率跌落故障。相对于无协同调频控制DFIG与LCC-HVDC均不响应电网频率变化，有协同调频时，DFIG模拟同步发电机自动对电网进行频率支撑，输送功率变大；同时LCC-HVDC通过P-f下垂控制响应电网频率变化，LCC-HVDC输送功率减小，受端电网进一步出现功率不平衡，因此受端电网也出现频率跌落，此时受端电网的调频机制会响应该频率变化。由此可以看出，LCC-HVDC与DFIG的协同频率控制实现了送、受端电网的频率互继和频率支撑。
图10示出了本公开的一个实施方式的LCC-HVDC系统通讯故障时受端频率跌落时双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑仿真结果。
图10中的四个子图中，由上至下分别表示：LCC-HVDC系统送端电网频率、LCC-HVDC系统受端电网频率、DFIG输出功率、LCC-HVDC系统输送功率。
其中，实线为有DFIG和LCC-HVDC协同调频控制的仿真结果，虚线为无DFIG和LCC-HVDC协同调频控制的仿真结果。
由图10可以看出，LCC-HVDC受端电网在10s时刻发生频率跌落故障。相对于无协同调频控制DFIG与LCC-HVDC均不响应电网频率变化，有协同调频时，LCC-HVDC在P-f下垂控制中增加U-f和P-U下垂环节响应电网频率变化，LCC-HVDC系统输送功率增大对受端电网进行频率支撑，而送端电网进一步出现功率不平衡，因此送端电网也出现频率跌落，此时DFIG模拟同步发电机自动对电网进行频率支撑，输送功率变大。由此可以看出，HVDC与LCC-DFIG的协同频率控制实现了送、受端电网的频率互继和频率支撑。
图11是根据本公开的一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统的结构示意图。
如图11所示，双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统100，包括：通讯数据检测模块101，通讯数据检测模块101实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；通讯故障判断模块102，通讯故障判断模块102基于通讯数据检测模块101实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；以及控制模式切换模块103，控制模式切换模块103基于通讯故障判断模块102的判断结果，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同控制模式的切换，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同控制模式的切换。
图12是根据本公开的又一个实施方式的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统的结构示意图。
如图12所示，上述实施方式中，双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统100还包括：控制模块104，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，控制模块104对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制；以及在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制模块104对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制。
上述实施方式中，优选地，双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统100，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制模块104对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器进行相同模式的控制。
上述实施方式中，优选地，双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统100，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制模块104对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机(DFIG)的转子侧变流器均采用VSG调频控制方法进行控制。
本公开的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及系统，DFIG能够模拟同步发电机给电网提供惯量和一次调频支撑，抑制电网频率变化率并减小稳态频率偏差。LCC-HVDC系统能够融合有无通信调频精确性和可靠性的优点，根据通讯是否正常自动切换相应的控制模式，跟随送受端电网频率变化调整其传输功率，协同双馈风力发电系统参与送、受端电网的频率调整。本公开的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法及系统设计简洁，易于工程实现。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例/方式”、“一些实施例/方式”、“示例”、“具体示例”或“一些示例”等的描述意指结合该实施例/方式或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本公开的至少一个实施例/方式或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不必须针对的是相同的实施例/方式或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任一个或多个实施例/方式或示例中以合适的方式结合。此外，在不相互矛盾的情况下，本领域的技术人员可以将本说明书中描述的不同实施例/方式或示例以及不同实施例/方式或示例的特征进行结合和组合。
此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本公开的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。
本领域的技术人员应当理解，上述实施方式仅仅是为了清楚地说明本公开，而并非是对本公开的范围进行限定。对于所属领域的技术人员而言，在上述公开的基础上还可以做出其它变化或变型，并且这些变化或变型仍处于本公开的范围内。

Claims (11)

1.一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，包括：
实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；
基于实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；以及
在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同模式的控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同模式的控制；
其中，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制，其中将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：ΔPdc＝KDΔf2-KLΔf1，其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，KL等效为响应送端频率变化的下垂系数，KD等效为响应受端频率变化的下垂系数；以及
在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制，其中将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：ΔPdc＝KdΔUdc-KfΔf1；ΔUdc＝KuΔf2，其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，Kf为响应送端电网频率变化的下垂系数，Kd为响应直流电压变化的下垂系数，Ku为直流电压响应受端电网频率变化的下垂系数。
2.根据权利要求1所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的转子侧变流器进行相同模式的控制。
3.根据权利要求2所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的转子侧变流器均采用VSG调频控制方法进行控制。
4.根据权利要求1所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
KL＝δKD；δ＞0
通过调整可调参数δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
5.根据权利要求1所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，送端功率缺额对受端频率的影响，以及受端功率缺额对送端的影响，通过下式整定：
Kf＝δKdKu；δ＞0
通过调整δ的大小，调整优先响应LCC-HVDC系统送受端频率变化的能力。
6.根据权利要求2所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，控制双馈风电系统的双馈异步风力发电机按单位功率因数运行。
7.根据权利要求3所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述VSG调频控制方法包括双馈异步风力发电机模拟同步发电机的一次调频支撑机制以及双馈异步风力发电机模拟同步发电机的惯量支撑机制。
8.根据权利要求1至7中任一项所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制方法，其特征在于，所述双馈风电系统的双馈异步风力发电机的定子直接接入所述LCC-HVDC系统，所述双馈风电系统的双馈异步风力发电机的转子通过转子侧变流器以及网侧变流器接入所述LCC-HVDC系统。
9.一种双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，其特征在于，包括：
通讯数据检测模块，所述通讯数据检测模块实时检测LCC-HVDC系统送受端的通讯数据；
通讯故障判断模块，所述通讯故障判断模块基于所述通讯数据检测模块实时检测的LCC-HVDC系统送受端的通讯数据，判断LCC-HVDC系统是否通讯故障；
控制模式切换模块，所述控制模式切换模块基于所述通讯故障判断模块的判断结果，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，对LCC-HVDC系统的送端变流器进行不同控制模式的切换，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行不同控制模式的切换；以及
控制模块，在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行定直流电压控制，其中将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：ΔPdc＝KDΔf2-KLΔf1，其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，KL等效为响应送端频率变化的下垂系数，KD等效为响应受端频率变化的下垂系数；以及在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下，所述控制模块对LCC-HVDC系统的送端变流器进行P-U-f下垂控制，对LCC-HVDC系统的受端变流器进行U-f下垂控制，其中将LCC-HVDC系统的输送功率表示为：ΔPdc＝KdΔUdc-KfΔf1；ΔUdc＝KuΔf2，其中，ΔPdc为LCC-HVDC系统送端变流器调频功率差额指令值，Δf1表示LCC-HVDC系统送端交流电网的频率变化量，Δf2表示LCC-HVDC系统受端交流电网的频率变化量，Kf为响应送端电网频率变化的下垂系数，Kd为响应直流电压变化的下垂系数，Ku为直流电压响应受端电网频率变化的下垂系数。
10.根据权利要求9所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的网侧变流器进行相同模式的控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的转子侧变流器进行相同模式的控制。
11.根据权利要求10所述的双馈风电系统接入LCC-HVDC系统的协同频率支撑控制系统，其特征在于，在LCC-HVDC系统通讯故障的情况下和在LCC-HVDC系统通讯正常的情况下，所述控制模块对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的网侧变流器均采用矢量控制方法进行控制，对双馈风电系统的双馈异步风力发电机的转子侧变流器均采用VSG调频控制方法进行控制。
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