CN117353303B - 海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置，方法包括：面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；受端电网故障时基于降压减裁和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；构建受端电网支撑成本指标；根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网支撑能力进行评估；该方法能够对海上风电对受端电网支撑能力进行全面的评估。
Description
技术领域
本发明涉及电力技术领域，尤其涉及海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置。
背景技术
风力发电是新能源发电技术中最成熟、最具开发潜力的发电方式之一，由于岸上风电受土地、风能资源限制，海上风电以其高密度且稳定的风能储备、靠近负荷中心、无土地成本、对环境影响小等优势，成为国际能源和电力工业发展的前沿和热点。相比于近海，离岸大于50km或水深超过 50m 的深远海域具有更广阔的海域资源与更庞大的风能储量，是未来我国沿海地区海上风电发展的新趋势。
然而，对于受端电网，负荷需求量大且电源众多，远海岸大规模海上风电场经高压直流输电接入受端电网将可能影响电网的电压和频率的稳定性，对电网原有运行方式产生冲击。其波动性、随机性和间歇性可能加剧负荷峰谷差，增加电力系统运行调度的压力。风电机组承受电网故障和扰动的能力有限，容易受电网故障影响而产生脱网等问题，风电场对受端电网的适应性亟待研究。其中，通过风电支撑能力评估来表征风电接入对电网运行可靠性的影响也是一个重要的研究方向。
专利文献CN113725865A公开了一种海上风电场无功支撑能力评价方法，包括：构建海上风电场半实物硬件在环仿真系统；分别模拟每一种预设工况下海上风电场发生低电压穿越故障、高电压穿越故障；在每一种预设工况下的低电压穿越故障时，进行低电压穿越故障、高电压穿越故障的无功支撑能力的测试，得到每一种预设工况下的低电压穿越故障的无功支撑能力结果、高电压穿越故障的无功支撑能力结果；基于每一种预设工况下的低电压穿越故障的无功支撑能力结果、高电压穿越故障的无功支撑能力的结果，得到最终的海上风电场的无功支撑能力结果。然而该方法只考虑到电压穿越故障的无功支撑能力，评价不够全面，不适用于海上风电受端电网的支撑能力评估。
发明内容
本发明提供了一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置，能够对海上风电受端电网的支撑能力进行全面评估。
一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法，应用于海上风电经柔直送出系统，所述方法包括：
构建受端电网支撑成本指标；
根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估；
其中，面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；
所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述支撑电网成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
进一步地，基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；
基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；
循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
进一步地，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；
基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
进一步地，根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估
进一步地，对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：
对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；
根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；
根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。
进一步地，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：
；
；
；
其中，A表示对比矩阵，B表示对比矩阵A对应的归一化矩阵，Aij表示对比矩阵A中的第i个指标的第j个值，Bij表示归一化矩阵B中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，D为熵权矩阵，Di为熵权矩阵D中的第i个指标的熵权值，K为综合权重矩阵，Ki为综合权重矩阵K中的第i个指标的综合权重，ω(A)i表示对比矩阵A中的第i个指标的范数。
进一步地，根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。
一种应用于上述方法的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建装置，包括：
调频计算模块，用于当面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
调压计算模块，用于当面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
穿越计算模块，用于当受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；
成本计算模块，用于构建受端电网支撑成本指标；
评估模块，用于根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；
所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
进一步地，所述调频计算模块基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；
所述调压计算模块基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；
循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
进一步地，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；
所述穿越计算模块基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
进一步地，所述评估模块根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估
进一步地，所述评估模块对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：
对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；
根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；
根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。
进一步地，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：
；
；
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其中，A表示对比矩阵，B表示对比矩阵A对应的归一化矩阵，Aij表示对比矩阵A中的第i个指标的第j个值，Bij表示归一化矩阵B中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，D为熵权矩阵，Di为熵权矩阵D中的第i个指标的熵权值，K为综合权重矩阵，Ki为综合权重矩阵K中的第i个指标的综合权重，ω(A)i表示对比矩阵A中的第i个指标的范数。
进一步地，所述评估模块根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。
一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述方法。
本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法及装置，至少包括如下有益效果：
（1）评估方法中考虑到调频能力、调压能力、故障穿越能力以及支撑电网成本，基于上述多维度的指标建立评价体系对海上风电受端电网的支撑能力进行评估，评估更加全面，对于提升受端电网稳定性具有积极意义；
（2）调频过程采用送受端下垂控制方案，无需通讯即可实现送端源侧对受端网侧频率的响应，实现海上风电经柔直送出系统对受端电网频率的主动支撑目的；
（3）调压过程通过岸上换流站自身的无功盈余能力即可满足一定的电网无功支撑需求，提升了海上风电柔直送出系统的主动支撑电压能力；
（4）基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。
附图说明
图1为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法一种实施例的流程图。
图2为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中海上风电经柔直送出系统一种实施例的结构示意图。
图3为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中调频方法一种实施例的流程图。
图4为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调频场景下设置的受端电网的频率波动曲线图。
图5为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调频场景下送、受端换流站的交流电压示意图。
图6为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调频场景下柔直系统的直流电压变化图。
图7为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调频场景下送、受端换流站的有功功率变化示意图。
图8为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调频场景下风电场输出功率示意图。
图9为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中调压方法一种实施例的流程图。
图10为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调压场景下设置的受端电网的电压波动曲线图。
图11为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调压场景下柔直系统的直流电压变化示意图。
图12为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调压场景下送端换流站有功功率变化示意图。
图13为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中仿真调压场景下风电场输出功率变化示意图。
图14为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中穿越控制策略一种实施例的流程图。
图15为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法中建立评估体系一种实施例的流程图。
图16为本发明提供的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建装置一种实施例的流程图。
具体实施方式
为了更好的理解上述技术方案，下面将结合说明书附图以及具体的实施方式对上述技术方案做详细的说明。
参考图1，在一些实施例中，提供一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法，应用于海上风电经柔直送出系统，所述方法包括：
S1、面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
S2、面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
S3、受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；
S4、构建受端电网支撑成本指标；
S5、根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
进一步地，参考图2，在一些实施例中，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群1、海上换流站2、岸上换流站3以及受端电网4，海上换流站2与岸上换流站3通过直流海缆连接。其中，海上风电集群1和海上换流站2为送端系统，岸上换流站3和受端电网为受端系统。
进一步地，所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
进一步地，参考图3，步骤S1中，基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
S11、岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
S12、基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
S13、所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
S14、频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
具体地，经柔直送出并网的海上风电集群，由于柔性直流输电系统的隔离作用，风机无法直接获得电网频率信息，因此无法判断何时应参与系统调频。为了实现快速主动频率支撑，经柔性直流输电系统并网的海上风电集群需要和柔直系统协调参与系统频率调节，通过特定的传输信道，将岸上交流系统频率变化直接传递至海上风电集群，各风机通过响应岸上交流系统频率变化提供频率支撑，该方案控制结构简单，易于实现，但频率支撑效果将受通讯延时的影响，通讯延时越大，对调频效果的影响就越大，因此，本实施例中基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频。
由于柔直系统的解耦作用，分别构建岸上和海上交流电网的下垂响应方程，对于海上换流站，其交流电压频率方程为：
；（1）
其中，表示海上换流站的交流电压频率，表示海上换流站的交流电压基准
频率，KV表示海上换流站的下垂控制系数，表示海上换流站的直流电压，表示岸上
换流站的直流电压；
对于岸上换流站，其直流电压与受端电网频率、直流电压的关系为：
；（2）
其中，表示受端电网的直流电压，表示岸上换流站的直流电压，Kf表示岸
上换流站的下垂控制系数，表示受端电网的交流电压频率，表示受端电网的交流
电压基准频率，Kp表示受端电网的下垂控制系数，表示受端电网的直流功率；
考虑直流海缆的压降，建立送受端直流电压的关系式为：
；（3）
其中，表示送端的直流电压，表示受端电网的直流电压，表示直流海
缆的电阻，表示受端电网的直流功率，表示岸上换流站的直流电压，Kf表示岸上换
流站的下垂控制系数，表示受端电网的交流电压频率，表示受端电网的交流电压
基准频率，Kp表示受端电网的下垂控制系数，表示受端电网的直流功率；
若取，即认为直流电压只与海上换流站的交流电压频率有
关，则有：
；（4）
基于式（4），可以建立送端交流电网和受端电网的耦合关系。
进一步地，步骤S14中，调频过程中计算频率偏差的最大值与调节频率最大值的比值，获得调节裕度。调频速度是机组响应上层调度指令的速率，表示参与调频的机组在调节期间，有功出力对时间的变化率。调频精度是指机组进入稳定运行阶段后，机组调节频率与目标指令的偏差。
以下通过具体的仿真场景对上述实施例提供的调频方法作进一步说明。
海上风电集群的送端风电场1100MW，均采用直驱风机。通过±400kV 柔直系统送出，送端系统电压为 220kV，受端电网交流系统电压为500kV。采用上述调频控制策略，在PSCAD 软件中进行仿真验证。为验证频率波动时系统的响应特性，设置受端电网的频率波动曲线如图4所示，仿真结果如图5至图8所示，图5为送、受端换流站的交流电压示意图，送端换流站为海上换流站，受端换流站为岸上换流站，图6为柔直系统的直流电压变化图，图7为送、受端换流站的有功功率变化示意图，图8为风电场输出功率示意图。
如图4所示，受端电网的频率在3.5s时从50Hz上升至50.1Hz， 4.5s时下降至49.9Hz，6s时频率开始恢复，6.5s 时恢复至额定频率 50Hz。在频率波动过程中，送受端交流电压幅值不变，但直流电压和
送端电网的频率随之变化。以频率上升为例，根据受端换流站下垂控
制特性，系统直流电压抬升，直流电压信息传递至送端侧时，根据送
端换流站下垂控制特性，此时送端电网频率也同步抬升，海上风电集群在接收到频率抬升信息后，将通过转子超速或桨距角条件来进行功率减载，从而减少频率上升态势。因此，该方法无需通讯即可实现送端源侧对受端网侧频率的响应，实现海上风电经柔直送出系统对受端电网频率的主动支撑目的。
进一步地，在一些实施例中，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能（chopper）电阻。
参考图9，在一些实施例中，步骤S2中，基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
S21、岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
S22、海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
S23、检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出，循环执行该步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
S24、调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
具体地，步骤S21中，考虑岸上换流站的无功调节能力，在其确保当前有功输出能力的前提下，调压过程中岸上换流站向受端电网提供无功支撑。海上风电柔直送出系统在对受端电网进行无功支撑时，需维持当前的有功输出能力，此时岸上换流站的无功支撑上限为：
；（5）
其中，Qmax表示无功支撑上限，Srec表示岸上换流站的视在功率，Prec表示岸上换流站的有功功率，Pwind表示海上风电集群发出的有功功率，Ploss表示线路的功率损耗。
具体地，步骤S22中，当风电系统面临电压调节问题时，直驱风机将由原先的“有功优先”控制模式转向“无功优先”控制模式。直驱风机为保护自身或满足电网要求，会有暂态切换控制。
步骤S23中，内部耗能（chopper）电阻一般采用滞环控制，当直流母线电压高于预设上限值时（如 200V），内部耗能（chopper）电阻会投入，对直流母线电容进行放电。随着内部耗能（chopper）电阻的投入，直流母线电压会降低。当直流母线电压降低到预设下限值时（如低于100V），内部耗能（chopper）电阻会退出。由于内部耗能（chopper）电阻的退出，直流母线电压又会升高，升高到预设上限值后，内部耗能（chopper）电阻又会重新投入，如此循环往复，最终会将直流母电压稳定在一个窄带范围内。窄带大小的设计要考虑其对开关频率的影响，由于采用的滞环控制，窄带越小，开关频率越高，带来的温升就越大。因此，内部耗能（chopper）电阻大小的设计要综合考虑风机容量及热效应等因素。
进一步地，步骤S24中，调压过程中计算电压偏差的最大值与调节电压最大值的比值，获得调节裕度。调压速度是机组响应上层调度指令的速率。最大电压偏差即电压偏差的最大值。
以下通过具体的仿真场景对上述实施例提供的调压方法作进一步说明。
设置受端电网的频率波动曲线如图10所示，仿真结果如图11至图13所示。受端电网的交流电压由在3.5s时从500kV上升至 550kV(1.1p.u.)，4.0s 时下降至 450kV(0.9p.u.)，4.5s时电压至额定电压 500kV。根据风电并网导则可知，当电压低于0.9 p.u.时，风电场可能进入低电压穿越状态；当电压高于 1.1 p.u.时，风电场可能进入高电压穿越状态。因此，电压波动区间为 0.9~1.1p.u.。在受端电网电压波动过程中，系统的直流电压基本不变。受电压波动影响，受端换流站的有功出现一定波动，但变化不大。此时岸上换流站的无功输出增大，以平衡系统的盈余无功。由于直流系统的物理解耦作用，送端风电场的有功功率基本维持在额定值，无功输出基本为零。因此，本实施例提出的调压方法通过岸上换流站自身的无功盈余能力即可满足一定的电网无功支撑需求，提升了海上风电柔直送出系统的主动支撑电压能力。
在一些实施例中，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置。
参考图14，步骤S3中，基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
S31、受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
S32、受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
S33、判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
S34、控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
具体地，当受端电网发生短路故障时，送端系统的风电功率大于岸上换流站剩余功率极限，直流电压将持续上升。直流电压在 1-1.05p.u.之间时，通过岸上换流站的直流电压控制器进行调节，同时岸上换流站进行一定的无功支撑。当直流电压大于 1.05p.u.后，海上换流站的降压运行控制器将触发，根据公式（6）获取风场的降压值，此时风电场进入低电压穿越运行模式，并根据公式(7)优先输出无功功率：
；（6）
其中，usdref表示降压控制器输出的控制量，udc表示送端系统的直流电压，isd表示送端系统的交流电流，Ceq表示直流系统的等效电容，包括直流电缆电容、直流侧电容以及换流阀电容，T表示控制周期，udcref表示直流电压参考值，idc2表示送端系统的直流电流；
；（7）
其中，Pstable表示稳态状态下海上换流站的有功输出，Qstable表示稳态状态下海上换流站的无功输出，ugd表示网侧电压的d轴分量，id表示网侧电流的d轴分量，ugq表示直流侧电压的q轴分量，iq表示直流侧电流的q轴分量，PFault表示故障穿越时海上换流站的有功输出，QFault表示故障穿越时海上换流站的无功输出，Ui表示机端电压，kq表示故障穿越时期无功电流控制系数，Imax为变流器最大电流，kd为机组有功恢复速率，t为故障清除时间，PRecovery表示故障恢复状态下海上换流站的有功输出，QRecovery表示故障恢复状态下海上换流站的无功输出，Smax表示故障恢复状态下海上换流站的视在功率，IN表示故障穿越时期无功电流，PN为机组有功功率，S为机组视在功率。
故障穿越期间，若直流电压大于 1.08p.u.，则投入耗能装置，直流电压恢复至1.05p.u.及以下时或者耗能装置持续运行时间超过 200ms，退出耗能装置。当系统检测到交流故障清除时，耗能装置退出运行、风电场降压运行模式转为额定电压运行模式。此时柔性直流系统的直流电压恢复正常，送端换流站恢复风电场交流电压。相比于仅采用耗能装置的故障穿越方式，本实施例提供的联合故障穿越控制方法既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。
进一步地，步骤S34中，穿越时间指标为故障发生到故障恢复的事件，电压偏移指数为受端电网的直流电压波动的偏差值，风机脱网率为风机脱网次数与故障穿越次数之比。
进一步地，参考图15，步骤S5中，根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
S51、分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
S52、求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
S53、根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
S54、对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
步骤S51中，分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及支撑电网成本指标的对比矩阵，具体包括：
采集调频过程中的调频裕度数据、调频速度数据以及调频精度数据，进行去量纲化处理，基于专家法进行两两判断，获得调频能力指标的对比矩阵。
采集调压过程中的调压裕度数据、调压速度数据以及最大电压偏差数据，进行去量纲化处理，基于专家法进行两两判断，获得调压能力指标的对比矩阵。
采集故障穿越过程中的穿越时间指标数据、电压偏移指标数据以及风机脱网率数据，进行去量纲化处理，基于专家法进行两两判断，获得故障穿越指标的对比矩阵。
计算调压过程中的调压成本，调频过程中的调频成本以及故障穿越中的故障穿越成本，进行去量纲化处理，基于专家法进行两两判断，获得支撑电网成本的对比矩阵。
进一步地，步骤S53中，根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。
一致性指标和一致性比率通过以下公式进行计算：
；（8）
；（9）
其中，CI为一致性指标，CR为一致性比率，RI为平均随机一致性指标，n为对比矩阵的阶数，λmax为最大特征值。
进一步地，步骤S54中，对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：
对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；
根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；
根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。
其中，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：
；（10）
；（11）
；（12）
其中，A表示对比矩阵，B表示对比矩阵A对应的归一化矩阵，Aij表示对比矩阵A中的第i个指标的第j个值，Bij表示归一化矩阵B中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，D为熵权矩阵，Di为熵权矩阵D中的第i个指标的熵权值，K为综合权重矩阵，Ki为综合权重矩阵K中的第i个指标的综合权重，ω(A)i表示对比矩阵A中的第i个指标的范数。
上述实施例提供的方法，至少包括如下有益效果：
（1）构建方法中考虑到调频能力、调压能力、故障穿越能力以及支撑电网成本，基于上述多维度的指标建立评价体系对海上风电对受端电网支撑能力进行评估，评估更加全面，对于提升受端电网稳定性具有积极意义；
（2）调频过程采用送受端下垂控制方案，无需通讯即可实现送端源侧对受端网侧频率的响应，实现海上风电经柔直送出系统对受端电网频率的主动支撑目的；
（3）调压过程通过岸上换流站自身的无功盈余能力即可满足一定的电网无功支撑需求，提升了海上风电柔直送出系统的主动支撑电压能力；
（4）基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。
参考图16，在一些实施例中，提出一种应用于上述方法的海上风电受端电网支撑指标体系的构建装置，包括：
调频计算模块201，用于当面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
调压计算模块202，用于当面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
穿越计算模块203，用于当受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；
成本计算模块204，用于构建受端电网支撑成本指标；
评估模块205，用于根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；
所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
进一步地，调频计算模块201基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
进一步地，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；
所述调压计算模块202基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出，循环执行该步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
进一步地，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；
所述穿越计算模块203基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
进一步地，所述评估模块204根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
进一步地，所述评估模块对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：
对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；
根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；
根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。
进一步地，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：
；
；
；
其中，A表示对比矩阵，B表示对比矩阵A对应的归一化矩阵，Aij表示对比矩阵A中的第i个指标的第j个值，Bij表示归一化矩阵B中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，D为熵权矩阵，Di为熵权矩阵D中的第i个指标的熵权值，K为综合权重矩阵，Ki为综合权重矩阵K中的第i个指标的综合权重，ω(A)i表示对比矩阵A中的第i个指标的范数。
进一步地，所述评估模块根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。
具体工作原理请参考方法实施例，在此不再赘述。
在一些实施例中，还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述方法。
上述实施例提供的装置，至少包括如下有益效果：
（1）构建方法中考虑到调频能力、调压能力、故障穿越能力以及支撑电网成本，基于上述多维度的指标建立评价体系对海上风电对受端电网支撑能力进行评估，评估更加全面，对于提升受端电网稳定性具有积极意义；
（2）调频过程采用送受端下垂控制方案，无需通讯即可实现送端源侧对受端网侧频率的响应，实现海上风电经柔直送出系统对受端电网频率的主动支撑目的；
（3）调压过程通过岸上换流站自身的无功盈余能力即可满足一定的电网无功支撑需求，提升了海上风电柔直送出系统的主动支撑电压能力；
（4）基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制既能够保证系统故障穿越能力，又能降低故障穿越成本。
尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。
Claims (14)
1.一种海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建方法，其特征在于，应用于海上风电经柔直送出系统，所述方法包括：
构建受端电网支撑成本指标；
根据调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估；
其中，面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；
根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；
所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；
基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；
循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；
基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，包括：
对所述对比矩阵进行归一化处理，获得归一化矩阵；
根据所述对比矩阵和对应的归一化矩阵，计算熵权矩阵；
根据所述熵权矩阵计算获得所述综合权重矩阵。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述熵权矩阵和综合权重矩阵通过以下公式进行计算：
；
；
；
其中，A表示对比矩阵，B表示对比矩阵A对应的归一化矩阵，Aij表示对比矩阵A中的第i个指标的第j个值，Bij表示归一化矩阵B中的第i个指标的第j个值，xi为计算的中间量，n为对比矩阵的阶数，D为熵权矩阵，Di为熵权矩阵D中的第i个指标的熵权值，K为综合权重矩阵，Ki为综合权重矩阵K中的第i个指标的综合权重，ω(A)i表示对比矩阵A中的第i个指标的范数。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述最大特征值计算对比矩阵的一致性指标和一致性比率，通过所述一致性指标和一致性比率进行对比矩阵的一致性检验。
9.一种应用于如权利要求1-8任一所述方法的海上风电受端电网支撑能力指标体系的构建装置，其特征在于，包括：
调频计算模块，用于当面临频率调节时基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标；
调压计算模块，用于当面临电压调节时基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标；
穿越计算模块，用于当受端电网故障时基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标；
成本计算模块，用于构建受端电网支撑成本指标；
评估模块，用于根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，对海上风电受端电网的支撑能力进行评估；
所述评估模块根据所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标建立评估体系，包括：
分别构造所述调频能力指标、调压能力指标、故障穿越能力指标以及受端电网支撑成本指标的对比矩阵；
求解各个对比矩阵的最大特征值以及特征向量，将所述特征向量作为各个指标的相对权重系数；
根据所述最大特征值对各个对比矩阵进行一致性检验；
对经过一致性检验的对比矩阵进行相对权重系数修正，获得综合权重矩阵，用于对海上风电受端电网的支撑能力进行评估。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述海上风电经柔直送出系统包括海上风电集群、海上换流站、岸上换流站以及受端电网，所述海上换流站与岸上换流站通过直流海缆连接；
所述调频能力指标包括调频裕度、调频速度以及调频精度；
所述调压能力指标包括调压裕度、调压速度以及最大电压偏差；
所述故障穿越能力指标包括穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率；
所述受端电网支撑成本指标包括调压费用、调频费用以及故障穿越成本。
11.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述调频计算模块基于送受端直流电压下垂特性联动调频策略对所述海上风电经柔直送出系统进行调频，并计算调频能力指标，包括：
岸上换流站通过下垂控制将受端电网的频率变化转变为直流电压变化；
基于预先建立的送受端电网耦合关系，海上换流站通过下垂控制将所述直流电压变化转换为海上交流系统频率变化；
所述海上风电集群响应所述海上交流系统频率变化，改变风机出力参与频率调节；
频率调节过程中计算获得所述调频裕度、调频速度以及调频精度。
12.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述海上风电经柔直送出系统的直流侧安装有内部耗能电阻；
所述调压计算模块基于受端无功盈余能力对所述海上风电经柔直送出系统进行调压，并计算调压能力指标，包括：
岸上换流站对所述受端电网提供无功支撑；
海上风电集群采用无功优先控制模式，向受端电网提供无功支撑；
检测控制：检测直流母线电压，当直流母线电压高于预设上限值时，控制所述内部耗能电阻投入，向直流母线电容进行放电，当直流母线电压低于预设下限值时，控制所述内部耗能电阻退出；
循环执行上述检测控制步骤直到直流母线电压稳定在预设窄带范围内；
调压过程中计算获得所述调压裕度、调压速度以及最大电压偏差。
13.根据权利要求10所述的装置，其特征在于，所述海上换流站和岸上换流站设置有耗能装置；
所述穿越计算模块基于降压减载和耗能装置配合的受端交流故障联合穿越控制策略进行控制，并计算故障穿越能力指标，包括：
受端电网故障时，岸上换流站作无功支撑，并判断受端电网的直流电压是否大于第一标幺值；
受端电网的直流电压大于第一标幺值时，海上换流站进行降压控制，所述海上风电集群根据故障状态控制功率输出；
判断受端电网的直流电压是否大于第二标幺值，受端电网的直流电压大于第二标幺值时，控制所述耗能装置投入直到故障清除；
控制过程中计算穿越时间指标、电压偏移指标以及风机脱网率。
14.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至8中任意一项所述方法。
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| CN (1) | CN117353303B (zh) |
Citations (7)
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2023
- 2023-12-04 CN CN202311645604.7A patent/CN117353303B/zh active Active
Patent Citations (7)
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 海上风电经柔直送出系统受端交流故障联合穿越控制策略;薄鑫等;可再生能源;第40卷(第10期);1396-1405 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117353303A (zh) | 2024-01-05 |
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