CN117239817A - 一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法 - Google Patents

Abstract

一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法，以风光新能源、光热储能电站及交流电网互联组成的三端柔直并网系统为背景，根据直流电压母线波动情况调整换流站运行状态。当风光联合电站实际输出功率在VS3的额定功率波动范围内，VSC3运行于定直流电压控制模式，VSC2工作于恒功率运行状态；当VSC3电压波动超出其裕度范围，VSC3由定直流电压控制模式切换到下垂控制模式，VSC2根据直流母线是否超过其电压上、下限范围判断是否切换到下垂控制状态。该发明通过调整光热储能机组的出力，抑制因可再生能源发电系统功率波动引起的直流母线电压波动，从而降低风光并网对交流系统带来的影响，并为基于柔性直流互联的风光储系统协调控制提供了一定的参考。

Description

一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法

技术领域

本发明涉及光热储能与风光协调运行的控制技术，特别是基于三端柔性直流的光热与风光发电功率协调控制技术。

背景技术

近年来，在“碳达峰、碳中和”的双碳目标下，大规模新能源电力呈现持续、快速增长的趋势。与此同时，新能源发电量占比随之提高，其波动性、间歇性特点增加了电力系统调节负担，进而影响大规模新能源外送及消纳。另外，新能源电力通过电力电子装置接入电网，使送端电网面临诸多挑战，影响电网安全稳定运行。

柔性直流输电技术(VSC)可向电网提供无功支撑，缓解由风电、光伏功率波动引起的电压波动，且具有响应迅速等优点。然而，采用新能源经柔性直流技术并网时会解耦新能源和交流电网的频率联系，在新能源产生波动时系统频率稳定性很低，在故障时缺乏快速的备用功率支援，导致新能源大规模发电时弃风、弃光量的增加。文献《含大规模风光功率汇集的多端柔性直流系统分析》，提出一种用于大规模风光功率汇集的多端柔性直流系统功率协调控制方法。该系统风电场侧送端换流站采用恒压恒频控制，在系统直流电压出现波动时，利用直流电容平衡功率；受端换流站采用电压斜率控制，即直流电压下垂控制。但该方法在风光功率波动较大时，系统中的直流电容无法完全平衡风光不平衡功率，剩余的不平衡功率输出到交流电网侧，影响并网点的安全稳定运行，为此需配置火电机组进行吸收。现有文献尚未涉及在基于柔性直流输电技术并网的风光发电系统中接入带储能的光热电站，以进行功率协调控制的相关研究。光热电站可根据直流电压变化建立“功率-直流电压”二者的联系，调整自身出力，以平抑柔性直流输电系统中的风光出力波动，并辅助系统中主导换流站稳定直流电压，使得新能源发电在利用直流输电系统并网之前减小其出力波动，从而降低直流母线电压的波动。但与此同时也会使由风光新能源、光热储能电站及交流电网互联组成的三端柔直并网系统面临协调运行问题，因此有必要制定一种能量协调运行方法。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法。

本发明是一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法，其步骤为：

步骤1：根据柔直输电系统中风光不平衡功率引起的直流母线电压u_dc波动情况，将光热储能电站换流站VSC2分为恒功率运行模式和下垂控制模式两种；直流母线电压在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内VSC2工作于恒功率运行模式，此时VSC2输出功率p₂等于其额定值p_2ref；直流母线电压在u_dcL1≤u_dc＜u_dcL2和u_dcH2＜u_dc≤u_dcH1区间内VSC2工作于下垂控制模式；其中，u_dc为VSC1、VSC2、VSC3的直流母线电压，p₂为VSC2的输出功率，u_dcref为u_dc的期望值，u_dcH2、u_dcL2分别为VSC2在恒功率运行模式下对应的直流母线电压上、下限，u_dcH1、u_dcL1分别为VSC2在下垂控制模式下对应的直流母线电压上、下限；

根据VSC3功率输出情况能够将其工作模式分为定直流电压控制模式和下垂控制模式两种，在-p_3H≤p₃≤-p_3L区间内VSC3工作于定直流电压控制模式，在-p_3max≤p₃＜-p_3H和-p_3L＜p₃≤-p_3min区间内VSC3工作于下垂控制模式；其中p₃为VSC3输出功率，-p_3H、-p_3L分别为VSC3在定直流电压控制模式下p₃的上、下限，-p_3max、-p_3min分别为VSC3在下垂控制模式下p₃的上、下限；

步骤2：判断风光联合电站实际输出功率是否在VSC3额定功率裕度范围内；风光联合电站实际输出功率在VSC3额定功率裕度范围，在-p_3H≤p₃≤-p_3L时，VSC3工作于步骤1中的定直流电压控制模式，直流电压u_dc不变且等于其期望值u_dcref，此时VSC2工作于步骤1中的恒功率运行模式，输出功率p₂＝p_2ref；风光联合电站实际输出功率超出网侧换流站VSC3功率裕度范围，在p₃＜-p_3H和p₃＞-p_3L时，VSC3切换到步骤1中的下垂控制模式；

步骤3：VSC3在下垂控制模式下，直流母线电压u_dc按照预设的下垂系数随不平衡功率的大小而变化；根据VSC3在下垂控制下引起的系统直流母线电压u_dc变化情况判断VSC2是否切换到下垂控制模式；直流母线电压未超出其裕度范围，在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内，VSC2保持恒功率运行模式，对应的有功功率指令值为p_2ref，此时VSC2不具备功率协调能力，不平衡功率由VSC3独自承担；在u_dc＞u_dcH2和u_dc＜u_dcL2时，VSC2由恒功率控制模式切换到下垂控制模式，此时不平衡功率由VSC2和VSC3共同承担；VSC2的下垂特性表达式如(公式一)所示：

式中：k_u为直流电压控制器的电压比例系数，k_p为直流电压控制器的功率比例系数；

VSC2的下垂控制参数k_u、k_p及下垂控制系数k_csp满足(公式二)：

为了确保VSC2的直流电压裕度下垂控制器在系统正常运行时的稳定运行，引入直流电压波动率α(α＞0)来表示VSC2稳态直流电压上、下限u_dcH2、u_dcL2；如(公式三)：

为保证VSC2在下垂阶段的直流电压不超出极限值，即u_dcH1＞u_dcH2、u_dcL1＜u_dcL2，引入约束参数β(0＜β＜1)，如(公式四)：

联立(公式二)至(公式四)得(公式五)：

式中：u_dcmax、u_dcmin分别为直流母线电压的最大、最小值，p_2max、p_2min分别为下垂控制模式下p₂的上、下限；

步骤4：VSC3的下垂特性与VSC2同理，VSC2、VSC3均处于下垂控制模式下，结合VSC2的下垂系数k_csp和VSC3的下垂系数k_G将不平衡功率Δp按照一定的比例分配给光热储能电站和交流电网；直流系统出现大小为Δp的不平衡功率后，则不平衡功率分配方式如(公式六)、(公式七)：

式中：k_G为VSC3的下垂系数，k_csp为VSC2的下垂系数，Δp_csp、Δp_G分别为VSC2和VSC3承担的不平衡功率，Δp＝Δp_csp+Δp_G。

综上，通过结合VSC2、VSC3的下垂系数k_csp、k_G对不平衡功率进行分配；由(公式六)、(公式七)能够得出，两个公式中总不平衡功率Δp相同，且下垂系数之和相同，k_G越大，k_csp越小，则Δp_csp越大，Δp_G越小；在系统总的不平衡功率Δp一定的前提下，下垂控制模式的换流站不平衡功率分配与各自下垂特性曲线的下垂系数成反比，下垂系数越大承担的不平衡功率越小，通常令容量较小换流站的下垂系数较小，从而承担的不平衡功率越少，以避免发生功率过载。

本发明的有益之处在于：构建了一个基于柔性直流输电并网的风电、光伏及光热储能三端柔性直流输电系统，基于直流电压-有功功率特性，提出了一种适用于该系统的站间协调控制方法，在系统不平衡功率超出网侧换流站VSC3设定的功率限值时，VSC3由定直流电压控制模式切换到下垂控制模式，根据柔性直流输电系统的直流电压波动情况，调整光热储能机组的出力，以平抑风、光功率波动，降低其对电网的影响。针对光热储能侧换流站VSC2，采用直流电压裕度下垂混合控制方法，通过控制器参数配置，抑制控制模式切换过程中的暂态过电压，提高系统响应速度。

附图说明

图1是风电、光伏、光热经柔直输电并网示意图，图2是VSC2直流电压-功率特性曲线，图3是VSC3直流电压-功率特性曲线，图4是柔性直流系统协调控制流程图，图5是直流电压裕度下垂控制示意图，图6是各换流站交流侧有功功率，图7是各换流站直流侧有功功率，图8是各换流站交流电压有效值，图9是各换流站直流电压。

具体实施方式

本发明是一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法，如图1所是示，三端柔直并网系统由风光新能源、光热储能电站及交流电网互联组成，分别通过VSC1、VSC2、VSC3换流站相互连接，各换流站直流侧母线电压分别为u_dc1、u_dc2、u_dc3。风电和光伏均工作于最大功率跟踪模式，汇集后由送端换流站VSC1转换为直流，故VSC1不具备参与协调控制的能力；光热储能电站经换流站VSC2转换为直流；VSC1与VSC2分别接入直流母线后将能量传输到受端换流站VSC3，再由VSC3转换为交流，接入交流电网。忽略直流系统网络损耗，认为VSC1、VSC2、VSC3具有相同的直流母线电压u_dc，系统结构图如图1所示。具体发明步骤为：

步骤1：根据柔直输电系统中风光不平衡功率引起的直流母线电压u_dc波动情况，将光热储能电站换流站VSC2分为恒功率运行模式和下垂控制模式两种。直流母线电压在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内VSC2工作于恒功率运行模式，此时VSC2输出功率p₂等于其额定值p_2ref；直流母线电压在u_dcL1≤u_dc＜u_dcL2和u_dcH2＜u_dc≤u_dcH1区间内VSC2工作于下垂控制模式。其中，u_dc为VSC1、VSC2、VSC3的直流母线电压，p₂为VSC2的输出功率，u_dcref为u_dc的期望值，u_dcH2、u_dcL2分别为VSC2在恒功率运行模式下对应的直流母线电压上、下限，u_dcH1、u_dcL1分别为VSC2在下垂控制模式下对应的直流母线电压上、下限。VSC2直流电压-功率特性曲线如图2所示。

根据VSC3功率输出情况能够将其工作模式分为定直流电压控制模式和下垂控制模式两种：在-p_3H≤p₃≤-p_3L区间内VSC3工作于定直流电压控制模式；在-p_3max≤p₃＜-p_3H和-p_3L＜p₃≤-p_3min区间内VSC3工作于下垂控制模式。其中p₃为VSC3输出功率，-p_3H、-p_3L分别为VSC3在定直流电压控制模式下p₃的上、下限，-p_3max、-p_3min分别为VSC3在下垂控制模式下p₃的上、下限。VSC3直流电压-功率特性曲线如图3所示。

步骤2：判断风光联合电站实际输出功率是否在VSC3额定功率裕度范围内；风光联合电站实际输出功率在VSC3额定功率裕度范围，在-p_3H≤p₃≤-p_3L时，VSC3工作于步骤1中的定直流电压控制模式，直流电压u_dc不变且等于其期望值u_dcref，此时VSC2工作于步骤1中的恒功率运行模式，输出功率p₂＝p_2ref。风光联合电站实际输出功率超出网侧换流站功率裕度范围，在p₃＜-p_3H和p₃＞-p_3L时，VSC3切换到步骤1中的下垂控制模式。

步骤3：VSC3在下垂控制模式下，直流母线电压u_dc按照预设的下垂系数随不平衡功率的大小而变化。根据VSC3在下垂控制下引起的系统直流母线电压u_dc变化情况判断VSC2是否切换到下垂控制模式；直流母线电压超出其裕度范围，即在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内，VSC2保持恒功率运行模式，对应的有功功率指令值为p_2ref，此时VSC2不具备功率协调能力，不平衡功率由VSC3独自承担；在u_dc＞u_dcH2和u_dc＜u_dcL2时，VSC2由恒功率控制模式切换到下垂控制模式，此时不平衡功率由VSC2和VSC3共同承担。VSC2在下垂控制阶段，系统直流母线电压u_dc升高时减少注入到直流系统中的功率；系统直流电压降低时增加注入到直流系统中的功率。柔性直流系统协调控制流程图如图4所示。

为了确保VSC2的直流电压裕度下垂控制器在系统正常运行时的稳定运行，引入直流电压波动率α(α＞0)来表示VSC2稳态直流电压上下限u_dcH2、u_dcL2，引入约束参数β(0＜β＜1)保证VSC2在下垂阶段时直流母线电压的上限恒大于其下限，即u_dcH1＞u_dcH2、u_dcL1＜u_dcL2；并满足以下条件：

令k_p、k_u分别为直流电压控制器的电压比例系数和功率比例系数，直流电压裕度下垂控制示意图如图5所示。其中VSC2的下垂特性表达式如(公式三)：

则VSC2的下垂控制参数k_u、k_p及下垂系数k_csp满足(公式四)：

联立(公式二)至(公式四)得(公式五)：

步骤4：VSC3的下垂特性与VSC2同理，令VSC3的下垂系数为k_G。VSC2、VSC3均处于下垂控制模式下时，结合VSC2、VSC3的下垂系数k_csp、k_G将不平衡功率Δp按照一定的比例分配给光热储能电站和交流系统；在直流系统出现大小为Δp的不平衡功率后，令VSC2和VSC3承担的不平衡功率分别为Δp_csp、Δp_G，Δp＝Δp_csp+Δp_G。换流站VSC2在下垂控制阶段，根据(公式三)得其电压波动量为：

在下垂控制阶段，k_u≠0，令则

Δu_dc＝k_cspΔp_csp(公式七)

同理，换流站VSC3在下垂控制模式下的电压波动量为：

Δu_dc＝k_GΔp_G(公式八)

则不平衡功率分配方式如(公式十)：

综上，通过结合VSC2、VSC3的下垂系数k_csp、k_G对不平衡功率进行分配。光热储能电站根据系统分配的不平衡功率调整出力的大小，若系统直流电压升高，则降低出力；反之，则增加出力。在系统总的不平衡功率一定的前提下，处于下垂控制模式的换流站不平衡功率分配与各自下垂特性曲线的下垂系数成反比，下垂系数越大承担的不平衡功率越小。因此，通常令容量较小的换流站的下垂系数较小，从而承担的不平衡功率越少，以避免功率过载的问题。

由此通过分析柔直输电系统直流电压和功率的波动情况，制定一种基于柔性直流输电互联的光热储能电站和新能源发电系统的协调控制方法。该控制方法通过调整光热储能机组的出力，使得可再生能源发电系统出力波动在经柔性直流输电并网之前得到平抑，从而降低风光并网对交流系统带来的影响，并为基于柔性直流互联的风光储系统协调控制提供了一定的参考。

实例分析：

为验证本发明所提基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法的正确性和有效性，根据图1所示三端柔直系统，在PSCAD中搭建仿真模型。系统典型参数如表1、表2所示，其中α取4％，β取8％。

表1系统主要参数

表2直流线路等值参数

假设在t＝1.5s时，送端换流站VSC1交流侧发生三相瞬时接地故障，在t＝3s时，受端换流站VSC3交流侧发生三相瞬时接地故障，故障持续时间均为0.4s。对应的交、直流侧有功功率分别如图6、图7所示，三端换流站交流侧电压有效值波形如图8所示，图9为各换流站直流电压波形。

故障时因有功功率及直流电压突变，导致换流站VSC2、VSC3的控制模式切换，下垂控制被启动。图6、图7中，在t＝1.5s时，VSC1交流侧发生三相瞬时接地故障，随着VSC1的有功功率p₁的降低，VSC2有功功率p₂在下垂控制作用下快速上升，由150MW升至额定值300MW，VSC3的有功功率约p₃在-200MW～-400MW之间。图8中VSC1交流电压有效值Uacrms1也由额定值230kV降为0，而VSC2、VSC3的交流电压有效值Uacrms2、Uacrms3则保持不变。图9中三端直流电压u_dc1、u_dc2、u_dc3均降低，但u_dc1、u_dc2的最小值大于480kV。

在t＝3s时，VSC3交流侧三相瞬时接地故障在本控制方法下故障恢复瞬间，有功功率p₁、p₂、p₃的下降速度较快。同时，在VSC2的调节作用下，系统稳定后，u_dc1、u_dc2、u_dc3的最大值小于540kV。

综上所述，本发明所提基于柔性直流输电的光热储能电站和新能源发电系统的协调控制方法在并网之前能够快速有效地平抑可再生能源出力波动，从而降低风光并网对交流系统带来的影响。

Claims (1)

1.一种基于柔性直流并网的光储与风光协调运行方法，其特征在于，其步骤为：

步骤1：根据柔直输电系统中风光不平衡功率引起的直流母线电压u_dc波动情况，将光热储能电站换流站VSC2分为恒功率运行模式和下垂控制模式两种；直流母线电压在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内VSC2工作于恒功率运行模式，此时VSC2输出功率p₂等于其额定值p_2ref；直流母线电压在u_dcL1≤u_dc＜u_dcL2和u_dcH2＜u_dc≤u_dcH1区间内VSC2工作于下垂控制模式；其中，u_dc为VSC1、VSC2、VSC3的直流母线电压，p₂为VSC2的输出功率，u_dcref为u_dc的期望值，u_dcH2、u_dcL2分别为VSC2在恒功率运行模式下对应的直流母线电压上、下限，u_dcH1、u_dcL1分别为VSC2在下垂控制模式下对应的直流母线电压上、下限；

根据VSC3功率输出情况能够将其工作模式分为定直流电压控制模式和下垂控制模式两种，在-p_3H≤p₃≤-p_3L区间内VSC3工作于定直流电压控制模式，在-p_3max≤p₃＜-p_3H和-p_3L＜p₃≤-p_3min区间内VSC3工作于下垂控制模式；其中p₃为VSC3输出功率，-p_3H、-p_3L分别为VSC3在定直流电压控制模式下p₃的上、下限，-p_3max、-p_3min分别为VSC3在下垂控制模式下p₃的上、下限；

步骤2：判断风光联合电站实际输出功率是否在VSC3额定功率裕度范围内；风光联合电站实际输出功率在VSC3额定功率裕度范围，在-p_3H≤p₃≤-p_3L时，VSC3工作于步骤1中的定直流电压控制模式，直流电压u_dc不变且等于其期望值u_dcref，此时VSC2工作于步骤1中的恒功率运行模式，输出功率p₂＝p_2ref；风光联合电站实际输出功率超出网侧换流站VSC3功率裕度范围，在p₃＜-p_3H和p₃＞-p_3L时，VSC3切换到步骤1中的下垂控制模式；

步骤3：VSC3在下垂控制模式下，直流母线电压u_dc按照预设的下垂系数随不平衡功率的大小而变化；根据VSC3在下垂控制下引起的系统直流母线电压u_dc变化情况判断VSC2是否切换到下垂控制模式；直流母线电压未超出其裕度范围，在u_dcL2≤u_dc≤u_dcH2区间内，VSC2保持恒功率运行模式，对应的有功功率指令值为p_2ref，此时VSC2不具备功率协调能力，不平衡功率由VSC3独自承担；在u_dc＞u_dcH2和u_dc＜u_dcL2时，VSC2由恒功率控制模式切换到下垂控制模式，此时不平衡功率由VSC2和VSC3共同承担；VSC2的下垂特性表达式如(公式一)所示：

式中：k_u为直流电压控制器的电压比例系数，k_p为直流电压控制器的功率比例系数；

VSC2的下垂控制参数k_u、k_p及下垂控制系数k_csp满足(公式二)：

为了确保VSC2的直流电压裕度下垂控制器在系统正常运行时的稳定运行，引入直流电压波动率α(α＞0)来表示VSC2稳态直流电压上、下限u_dcH2、u_dcL2；如(公式三)：

为保证VSC2在下垂阶段的直流电压不超出极限值，即u_dcH1＞u_dcH2、u_dcL1＜u_dcL2，引入约束参数β(0＜β＜1)，如(公式四)：

联立(公式二)至(公式四)得(公式五)：

式中：u_dcmax、u_dcmin分别为直流母线电压的最大、最小值，p_2max、p_2min分别为下垂控制模式下p₂的上、下限；

步骤4：VSC3的下垂特性与VSC2同理，VSC2、VSC3均处于下垂控制模式下，结合VSC2的下垂系数k_csp和VSC3的下垂系数k_G将不平衡功率Δp按照一定的比例分配给光热储能电站和交流电网；直流系统出现大小为Δp的不平衡功率后，则不平衡功率分配方式如(公式六)、(公式七)：

式中：k_G为VSC3的下垂系数，k_csp为VSC2的下垂系数，Δp_csp、Δp_G分别为VSC2和VSC3承担的不平衡功率，Δp＝Δp_csp+Δp_G；

综上，通过结合VSC2、VSC3的下垂系数k_csp、k_G对不平衡功率进行分配；由(公式六)、(公式七)能够得出，两个公式中总不平衡功率Δp相同，且下垂系数之和相同，k_G越大，k_csp越小，则Δp_csp越大，Δp_G越小；在系统总的不平衡功率Δp一定的前提下，下垂控制模式的换流站不平衡功率分配与各自下垂特性曲线的下垂系数成反比，下垂系数越大承担的不平衡功率越小，通常令容量较小换流站的下垂系数较小，从而承担的不平衡功率越少，以避免发生功率过载。