CN112564130B - 一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，该方法包括：风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，所述方法包括：根据发电机转子运动方程推导传统VSG控制方程，将频率偏差量引入转子运动方程推导出可实现无差调频的IVSG控制方程；根据贝兹理论中风能利用系数的定义式，研究转速、桨距角对风能利用系数的影响；根据风电出力特性，设计变桨、变速功率减载控制方式；将IVSG控制方程应用于弱电网侧换流器，将变桨、变速功率减载控制方式应用到风电场中；综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略。

Description

一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法
技术领域
本发明涉及电力系统稳定领域，尤其涉及一种解决海上风电场经柔性直流接入低惯量弱交流电网(下文简称“弱电网”)频率稳定问题的方法。
背景技术
为了缓解全球资源紧张、环境污染等问题，开发清洁、可再生的风力发电取代传统火电机组，在国内外得到了广泛的应用。相比陆上风电，海上风电储量丰富，距离负荷中心较近，且风能质量高，具有良好开发潜质。2019年，我国海上风电新增装机1.98GW，截止2020年初，我国海上风电累计装机容量5.93GW，累计核准总量约54GW，开工在建超10GW，是未来风力发电的发展方向。然而，一方面风电出力具有随机性与不确定性，导致其并网友好性较差；另一方面海上风电直接通过交流海缆并网存在电容效应，每隔一段距离需要设立无功补偿站。因此，需采用运行方式灵活、具有无功补偿能力的柔性直流输电技术作为输电桥梁。海上风电经柔性直流输电(Voltage Source Converter based High Voltage DirectCurrent Transmission，VSC-HVDC)接入的落点电网通常具有装机容量占负荷总量较小、惯量较低等特点，表现为弱电网性质。
海上风电经柔性直流接入弱电网系统中，有效隔离电网扰动，但造成了风电场与电网间的频率解耦。风电在与并网变流器控制下表现为电流源性质，且几乎处于低惯量、弱阻尼状态；弱电网常规机组总装机容量小，惯量水平较低，调频与抗扰能力差，电网整体等效惯量变小，频率稳定性急剧恶化。而风电、柔性直流采用的电力电子设备具有功率支援可控调节能力。如何充分挖掘海上风电的功率支援与柔直(VSC)的虚拟惯量潜力，探究弱电网频率稳定性机理，设计提升弱电网频率稳定性的协调控制策略，成为待解决的问题。
发明内容
本发明提供了一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，本发明提出了将改进虚拟同步机控制(improved virtual synchronous generator，IVSG)应用于调节弱电网频率控制器中，其次考虑了海上风电场功率减载备用运行方式以及受端交流系统潮流约束，通过海上风电场与其他受端换流器的协调配合，实现对弱电网频率的无差控制，详见下文描述：
一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，所述方法包括：
根据发电机转子运动方程推导传统VSG控制方程，将频率偏差量引入转子运动方程推导出可实现无差调频的IVSG控制方程；
根据贝兹理论中风能利用系数的定义式，研究转速、桨距角对风能利用系数的影响；根据风电出力特性，设计变桨、变速功率减载控制方式；
将IVSG控制方程应用于弱电网侧换流器，将变桨、变速功率减载控制方式应用到风电场中；
综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略。
所述方法还包括：采用同步发电机典型二阶模型进行模拟，
所述无差调频的IVSG控制方程具体为：
Figure BDA0002807003780000021
其中，J为同步发电机转子转动惯量，单位kg·m2；ω、ω0分别为同步发电机实际角速度、额定角速度；f为系统频率；fref为频率参考值，PI为比例、积分符号；D为同步发电机阻尼系数。
其中，所述综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略具体为：
设定海上风电场初始运行状态为d％超速减载运行，设置直流电压偏差死区范围为±ΔUdcmax；
当直流电压偏差超过死区边界值时风电场应增发功率，增发量为：
Figure BDA0002807003780000022
其中，ΔPW为风电场增发功率；k为两换流站下垂系数和；ΔUdc为直流电压偏差量；ΔUdcmax为直流电压偏差死区边界值；d％为风电场减载量；Popt为当前风速下风电场所发最优功率；
检测直流电压信号，判断直流电压是否小于死区边界值，若小于，风电场停止增发功率，流程结束；若大于，风电场继续增发功率，直至满足判断条件或功率达到最优功率，流程结束。
本发明提供的技术方案的有益效果是：
1、本方法将改进虚拟同步发电机(IVSG)技术引入换流器控制环节中，可以将换流器等效为同步发电机，模拟发电机的有功调频、无功调压特性，当弱电网发生功率缺额时，可实现二次调频，维持弱电网的稳定运行；
2、相比现有的多端直流输电系统(MMC-MTDC)的换流器间功率协调控制，本方法考虑了换流器所连接的交流系统功率越限约束，并计及风电场参与调频，可有效减小直流电压偏差以及交流系统的功率波动；
3、本方法可实际应用于海上风电场经柔性直流接入弱电网的频率稳定分析与控制中，改善弱电网频率的稳定性。
附图说明
图1为一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法的流程图；
其中，Udc,0、P0为直流电压、交流电网有功初值；Pmax、Pmin为交流电网有功功率上、下限值；Uup、Udown为直流电压死区上、下限值；Udcmax、Udcmin为直流电压上、下限值。
图2为典型海上风电的经柔直并网六端拓扑图；
图3为模块化多电平换流器(MMC)拓扑结构图；
图4为受端交流电网1、2的下垂控制曲线图；
图5为风电机组有功功率-转速曲线图；
图6为风电参与受端弱电网调频的备用功率支援协调控制策略图；
图7为负荷突增后弱电网频率图；
图8为负荷突增后直流电压图；
图9为负荷突增后海上风电场出力图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明实施方式作进一步地详细描述。
为了解决背景技术中存在的问题，大规模开发利用海上风能，在一定程度减少了对化石能源的依赖，对推进能源转型和应对环境挑战具有重大意义。针对海上风电并网后的弱电网频率稳定性恶化问题，通过风电的快速功率调节和设计相应的功率备用控制策略可提高对弱电网的功率支援能力、提升弱电网惯性，改善系统频率稳定性，保证系统的安全、稳定运行。同时，将虚拟同步机技术引入VSC-HVDC系统可以使换流器具备类似同步发电机的惯性、阻尼等特性，实现对弱电网的一次和二次调频作用，为电网运行提供必要的支撑。进而提高了弱电网频率的稳定性。基于模块化多电平流器的高压直流输电(modularmulti-level converter based multi-terminal high voltage direct currentsystem，MMC-MTDC)作为应用较为广泛的柔性直流输电种类之一，为实现海上风电并网、弱电网稳定运行等提供可能。
实施例1
本发明实施例提供了一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，参见图1，该方法包括以下步骤：
101：根据发电机转子运动方程推导传统VSG控制方程，将频率偏差量引入转子运动方程推导出可实现无差调频的IVSG控制方程；
102：根据贝兹理论中风能利用系数的定义式，研究转速、桨距角对风能利用系数的影响；根据风电出力特性，设计变桨、变速功率减载控制方式；
103：将IVSG控制方程应用于弱电网侧换流器，将变桨、变速功率减载控制方式应用到风电场中，实现弱电网的无差调频，以及交流电网与风电场共同对弱电网的功率支援；
104：综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略。
综上所述，本发明实施例通过上述步骤101-步骤104可实际应用于海上风电场经柔性直流接入弱电网的频率稳定分析与控制中，改善弱电网频率的稳定性。
实施例2
下面结合具体的计算公式、实例、附图对实施例1中的方案进行进一步地介绍，详见下文描述：
本实例主要介绍了以下内容：MMC-MTDC系统拓扑结构、MMC拓扑结构及其控制方式；以传统VSG为基础的IVSG控制器；一种计及海上风电场参与调节弱电网频率的源-网协调控制策略，如下：
海上风电场经柔性直流接入弱电网的系统结构图如图2所示。采用典型六端星型接线方式，三个海上风电场所发功率汇聚到电网公共耦合节点(PCC)点经海底电缆传输到陆上电网。WFMMC表示海上风电场侧MMC；GSMMC表示陆上受端交流电网侧MMC，其中，GSMMC3交流侧连接弱电网。MMC拓扑结构如图3所示，其中，每相由上桥臂、下桥臂构成，且每个桥臂由N个子模块(SM)和桥臂电抗器(L0)串联构成，三个桥臂串联组成三相对称的结构，通过触发信号控制上下桥臂子模块导通个数即实现了换流器整流、逆变过程。usa、usb、usc为MMC交流侧连接的三相交流电压。
为保证经直流系统并网的海上风电场稳定运行，需要WFMMC提供稳定的交流电压，因此WFMMC采用定交流电压、定频率控制；GSMMC1、GSMMC2均采用有功功率-直流电压下垂控制，无需通信系统即可完成换流器间功率分配；GSMMC3连接弱电网，弱电网为低惯量系统，传统发电机所占比例低，稳定性差，因此，换流器采用VSG控制。
VSG控制的实质是使电压源型换流器表现出与传统发电机类似的运行特性，为与其相连的交流系统提供惯性与阻尼特性，改善系统运行稳定性。为防止引入过多发电机暂态过程，采用同步发电机典型二阶模型进行模拟，表达式如式(1)所示：
Figure BDA0002807003780000051
其中，Pm、Pe分别为同步发电机的机械功率、电磁功率；D为同步发电机阻尼系数，单位(N·m·s)/rad；J为同步发电机转子转动惯量，单位kg·m2；ω、ω0分别为同步发电机实际角速度、额定角速度；θ为转子角；Tm、Te分别为同步发电机机械转矩、电磁转矩。转动惯量J使得换流器频率变化具有惯性，阻尼D可以抑制交流电网功率振荡。传统VSG可以改善频率稳定性，但始终为有差调频。对此，提出IVSG，实现无差调频。电力系统二次调频功率方程如式(2)所示。
Figure BDA0002807003780000052
其中，ΔPL为负荷变化量；ΔPG为发电机增发的功率；K为频率调节系数；Δf为频率变化量。当ΔPL＝ΔPG时，系统频率变化量为0。频率变化量与功率变化量强相关，因此，将发电机增发功率表示为：
Figure BDA0002807003780000053
其中，f为系统频率；fref为频率参考值，一般为50Hz；kp、ki分别为比例、积分系数，s为积分因子，PI为比例、积分符号。通过比例环节可实现一次有差调频，积分环节可实现无差调频。负荷变化量可表示为：
ΔPL＝Pe-Pref (4)
其中，Pref为有功功率参考值。
机械功率Pm可表示为：
Pm＝ΔPL-ΔPG+Pref＝Pe-PI(f-fref) (5)
将式(5)代入式(1)得到IVSG控制器表达式为：
Figure BDA0002807003780000061
由式(6)可知，IVSG控制器使换流器既保留了同步发电机惯性、阻尼的特性，又可以在控制器中不引入功率环节实现系统无差调频。但以上两种VSG控制器均未考虑有功功率来源问题。在现有的研究中，当弱电网侧发生负荷扰动时，功率缺额全部来自直流系统且根据下垂控制系数分配各换流器间功率。鲜有研究考虑换流器连接的交流电网备用限制。
为解决上述问题，本发明实施例提出了海上风电经柔性直流接入弱电网的场景下，计及各备用容量限制，综合考虑海上风电场功率备用、交流电网功率备用的一种计及海上风电场参与调节弱电网频率的源-网协调控制策略。针对图2所示的海上风电经换流器通过海底电缆接入交流电网的系统，三个海上风电场共发出有功功率PW，流经GSMMC1、GSMMC2、GSMMC3的有功功率分别为P1、P2、P3。
弱电网侧应满足：
PG+P3＝PL (7)
其中，PL为弱电网的总负荷；PG为弱电网内部小型同步发电机所发功率(一般为柴油机组或小型水电机组)，容量仅占总负荷15％以内，可忽略其对弱电网频率调节作用。
当弱电网负荷突增ΔPL时，IVSG控制器保证弱电网频率维持50Hz不变，功率增量全部来自直流系统。直流输电系统解耦了风电场与受端电网的频率联系，海上风电场不参与调频，发出功率PW不变，功率缺额将由受端交流电网AC1、AC2承担，并通过换流器内下垂控制进行分配。
GSMMC1、GSMMC2下垂控制如图4所示。设定GSMMC1为主站，根据电网AC1、AC2备用容量确定下垂系数，当P2达到AC2备用容量限值，GSMMC2控制方式切换为定有功功率控制；当P1达到AC1备用容量限值，GSMMC1控制方式切换为定直流电压控制，维持直流电压稳定。此时满足：
ΔP1+ΔP2＝ΔP3 (8)
其中，ΔP1、ΔP2、ΔP3分别为流经陆上换流器1、2、3的功率增量；当ΔP3小于电网交流电网总备用时，GSMMC均不切换控制方式，交流稳定运行；当ΔP3大于交流电网总备用时，GSMMC2切换控制方式为定有功功率控制，GSMMC1切换控制方式为定直流电压控制，功率缺额超过总备用的部分全部由AC1电网平衡，极易造成AC1电网失稳。
因此，本发明实施例设计一种无需通信系统的海上风电场自主参与受端弱电网频率调节的源-网协调控制策略，如图6所示。风电场初始工作在减载运行方式，通过检测直流电压偏差量是否超过所设定的阈值判断风电场是否增发功率，为受端电网提供功率支撑，改善受端系统、直流系统稳定性。
目前，风电机组实现减载备用的方法主要有变桨减载法和超速减载法，前者调节速度慢且机械损耗较大，相比之下，后者明显优于前者，可实现输出功率的快速调节。根据贝兹理论，风机可从风中获取的功率为：
Figure BDA0002807003780000071
其中，PW风机发出的功率；ρ为空气密度；R为风力机叶轮半径；v为风速；Cp为风能利用系数，是风速v、转速w及桨距角β的函数。本发明实施例中的减载方式为超速减载，桨距角固定为0度，则可得到当前风速下，风机发出的功率为：
PW＝ACp(ω) (10)
风速不变时，A为常数；风机发出功率仅取决于转速ω。此时功率-转速曲线如图5所示，ωopt、PWopt为当前风速下最优转速、风机最大发出功率。ωc、PWc为超速减载d％时转速与功率，应满足：
Pc＝(1-d％)PWopt (11)
上述协调控制策略主要分为以下3个步骤。
步骤1：设定海上风电场初始运行状态为d％超速减载运行，设置直流电压偏差死区范围为±ΔUdcmax。
步骤2：检测直流电压信号，判断直流电压偏差是否超过死区，若不超过死区，风电场出力不变；若直流电压偏差超过死区时，风电场应增发功率，增发量为：
Figure BDA0002807003780000072
其中，ΔPW为风电场增发功率；k为两换流站下垂系数和；ΔUdc为直流电压偏差量；ΔUdcmax为直流电压偏差死区边界值；d％为风电场减载量；Popt为当前风速下风电场所发最优功率，不同风速下的Popt即形成了PMPPT曲线。
步骤3：检测直流电压信号，判断直流电压是否小于死区边界值。若小于，风电场停止增发功率，流程结束；若大于，继续执行步骤2，风电场继续增发功率，直至满足判断条件或功率达到最优功率，流程结束。
根据以上分析可知，针对弱电网侧负荷突增场景，当突增量引起的直流电压偏差在死区范围内，受端交流电网可平衡负荷波动，维持弱电网频率稳定，无需风电场参与系统的功率调节；当突增量引起的直流电压偏差超过死区范围，需风电场参与系统的功率调节，以维持直流系统稳定，交流系统稳定运行。
最终，本发明实施例得到提升海上风电场经柔性直流接入弱电网备用功率支援能力的协调控制策略流程图如图1所示。
实施例3
下面基于MATLAB/Simulink软件、结合图2所示的海上风电经柔性直流并网的典型六端拓扑模型、以实施例2中理论为基础对本文提出的协调策略进行可行性验证，详见下文描述：
本实施例的基础数据为：风速8m/s、减载量为15％、阻尼系数D为30Nm*s/rad、惯量J为10kg*m3、直流电压死区范围为(1±5％)Udcref、换流器容量为500MW，直流侧电压为±160kV、弱电网内负荷210MW，小型发电机出力20MW、风电场输出有功功率为240MW、忽略线路损耗，在t＝1s时弱电网侧负荷突增90MW，协调控制策略前后弱电网频率、风电场出力、直流电压如图7、图8、图9所示。
根据仿真结果可以看出，在IVSG控制器作用下，弱电网频率极值点为50.07，且仅需0.2s即可稳定，但严重影响直流系统稳定性。当不施加本文所提出的控制策略，弱电网侧发生功率缺额时，风电场不响应受端频率变化，出力不变，功率缺额由交流电网1、2承担，直流电压跌落至0.9，极易造成直流系统失稳；当施加控制策略，弱电网侧发生功率缺额时，风电场积极响应受端频率变化，出力增加，与交流电网1、2同时分担功率缺额，直流电压为0.95，较好地改善了直流电网、交流电网的稳定性。
本发明实施例对各器件的型号除做特殊说明的以外，其他器件的型号不做限制，只要能完成上述功能的器件均可。
本领域技术人员可以理解附图只是一个优选实施例的示意图，上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，其特征在于，所述方法包括：
根据发电机转子运动方程推导传统VSG控制方程，将频率偏差量引入转子运动方程推导出可实现无差调频的IVSG控制方程，IVSG控制方程为改进虚拟同步机控制方程；
根据贝兹理论中风能利用系数的定义式，研究转速、桨距角对风能利用系数的影响；根据风电出力特性，设计变桨、变速功率减载控制方式；
将IVSG控制方程应用于弱电网侧换流器，将变桨、变速功率减载控制方式应用到风电场中；
综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略；
所述综合考虑交流电网潮流约束、直流电压阈值约束，设计海上风电经柔性直流接入弱电网系统备用功率支援能力的协同控制策略具体为：
设定海上风电场初始运行状态为d％超速减载运行，设置直流电压偏差死区范围为±ΔUdcmax；当直流电压偏差超过死区边界值时风电场应增发功率，增发量为：
Figure FDA0003943447830000011
其中，ΔPW为风电场增发功率；k为两换流站下垂系数和；ΔUdc为直流电压偏差量；ΔUdcmax为直流电压偏差死区边界值；d％为风电场减载量；Popt为当前风速下风电场所发最优功率；
检测直流电压信号，判断直流电压是否小于死区边界值，若小于，风电场停止增发功率，流程结束；若大于，风电场继续增发功率，直至满足判断条件或功率达到最优功率，流程结束。
2.根据权利要求1所述的一种风电经柔性直流并网的受端系统稳定性能改善方法，其特征在于，所述方法还包括：采用同步发电机典型二阶模型进行模拟，所述无差调频的IVSG控制方程具体为：
Figure FDA0003943447830000012
其中，J为同步发电机转子转动惯量，单位kg·m2；ω、ω0分别为同步发电机实际角速度、额定角速度；f为系统频率；fref为频率参考值，PI为比例、积分符号；D为同步发电机阻尼系数。
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