本發(fā)明屬于電力系統(tǒng)技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種海上風(fēng)電接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法。

背景技術(shù)：

面對(duì)化石能源的急劇消耗與環(huán)境治理的日益嚴(yán)峻，以風(fēng)電為代表的新能源是實(shí)現(xiàn)能源與環(huán)境可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵舉措。隨著土地資源、風(fēng)電資源限制，以及海上風(fēng)電開發(fā)與應(yīng)用取得重要進(jìn)展，海上風(fēng)電已成為風(fēng)電發(fā)展的重要方向。根據(jù)歐洲風(fēng)能協(xié)會(huì)(European Wind Energy Association)預(yù)測(cè)，歐洲海上風(fēng)電場(chǎng)裝機(jī)規(guī)模在2020年與2030年將分別達(dá)到40GW與150GW。在中國(guó)，國(guó)家能源局發(fā)布了《全國(guó)海上風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案(2014-2016)》，涵蓋總裝機(jī)達(dá)10.53GW的44個(gè)海上風(fēng)電項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)方案，標(biāo)志著我國(guó)海上風(fēng)電開發(fā)進(jìn)一步提速。

基于電壓源型換流器的多端柔性直流輸電系統(tǒng)(Voltage Source Converter based Multi-Terminal Direct Current，VSC-MTDC)，具有海底輸電、黑啟動(dòng)、連接弱交流電網(wǎng)的能力，同時(shí)可實(shí)現(xiàn)多電源供電，多落點(diǎn)受電，輸電方式靈活可控，是大規(guī)模海上風(fēng)電接入陸上交流系統(tǒng)的有效并網(wǎng)方式。VSC-MTDC系統(tǒng)規(guī)劃應(yīng)用于大西洋風(fēng)電(Atlantic Wind Connection)與歐洲離岸風(fēng)場(chǎng)超級(jí)電網(wǎng)(European Offshore Supergrid)的千萬(wàn)千瓦級(jí)海上風(fēng)電并網(wǎng)工程。

隨著低慣量的新能源電場(chǎng)在電網(wǎng)中規(guī)模逐步擴(kuò)大，以及采用VSC-HVDC系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)交流電網(wǎng)分區(qū)的逐步普及，交流系統(tǒng)的慣性水平正在不斷降低，電力系統(tǒng)將面臨低慣量帶來(lái)的頻率穩(wěn)定問(wèn)題。為此，合理設(shè)計(jì)海上風(fēng)電與VSC-HVDC系統(tǒng)，提升交流系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性是未來(lái)研究方向。目前文獻(xiàn)都僅關(guān)注交流系統(tǒng)內(nèi)部發(fā)生有功功率波動(dòng)的情況下，通過(guò)換流站的頻率控制提升交流系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性能，而鮮有文獻(xiàn)提及換流站發(fā)生故障退出運(yùn)行對(duì)交直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定性能的影響。在換流站的傳輸功率較大并且交流系統(tǒng)慣量較小時(shí)，換流站發(fā)生故障退出運(yùn)行同樣會(huì)對(duì)交流系統(tǒng)產(chǎn)生嚴(yán)重影響，特別是在換流站退出運(yùn)行時(shí)剩余直流功率無(wú)法被同步電網(wǎng)內(nèi)部換流站自消納情景，如何進(jìn)行海上風(fēng)電和VSC-MTDC系統(tǒng)的頻率控制以有效減小換流站退出運(yùn)行對(duì)交流系統(tǒng)的影響有待解決。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

基于上述，本發(fā)明提供了一種海上風(fēng)電接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法，能夠?qū)SC-MTDC系統(tǒng)岸上換流站退出運(yùn)行時(shí)直流功率無(wú)法在受端同步電網(wǎng)自消納情景下，有效提高故障后交流系統(tǒng)的頻率特性。

一種海上風(fēng)電接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法，包括如下步驟：

(1)當(dāng)系統(tǒng)中有換流站x退出運(yùn)行情況下，判斷換流站x所在受端電網(wǎng)S能否自消納轉(zhuǎn)移功率；

(2)若受端電網(wǎng)S無(wú)法自消納轉(zhuǎn)移功率，則重新配置受端電網(wǎng)S中其他健全換流站的控制模式；

(3)計(jì)算系統(tǒng)中相鄰異步電網(wǎng)的綜合頻率偏移量；

(4)根據(jù)所述的綜合頻率偏移量利用附加的虛擬慣量控制器和槳距角控制器分別調(diào)節(jié)海上風(fēng)電場(chǎng)控制器中風(fēng)力發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率參考值和槳距角參考值，以調(diào)節(jié)海上風(fēng)電場(chǎng)的有功功率輸出。

所述的步驟(1)中判斷換流站x所在受端電網(wǎng)S能否自消納轉(zhuǎn)移功率的具體過(guò)程為：首先，通過(guò)以下公式計(jì)算受端電網(wǎng)S的自消納功率總量

其中：y表示受端電網(wǎng)S中任一健全的換流站，S_y為換流站y的額定容量，Q_y為換流站y的輸出無(wú)功功率，為換流站x退出運(yùn)行前換流站y注入受端電網(wǎng)S的有功功率；

若轉(zhuǎn)移功率大于該自消納功率總量則判定受端電網(wǎng)S無(wú)法自消納轉(zhuǎn)移功率，所述的轉(zhuǎn)移功率即為換流站x退出運(yùn)行前的有功功率。

所述的步驟(2)中重新配置受端電網(wǎng)S中其他健全換流站的控制模式，即對(duì)于受端電網(wǎng)S中任一健全的換流站y，將其控制模式改為滿發(fā)定功率控制模式，將其定功率參考值設(shè)為：

其中：S_y為換流站y的額定容量，Q_y為換流站y故障前的輸出無(wú)功功率，為換流站y的定功率參考值。

所述的相鄰異步電網(wǎng)為系統(tǒng)中由海上風(fēng)電場(chǎng)送電且與受端電網(wǎng)S異步相連的所有交流電網(wǎng)集合。

所述的步驟(3)中通過(guò)以下公式計(jì)算相鄰異步電網(wǎng)的綜合頻率偏移量：

其中：M表示相鄰異步電網(wǎng)，j表示相鄰異步電網(wǎng)M中的任一發(fā)電機(jī)，Δω為相鄰異步電網(wǎng)M的綜合頻率偏移量，Δω_j為發(fā)電機(jī)j的轉(zhuǎn)速偏差標(biāo)幺值，H_j為發(fā)電機(jī)j的慣性時(shí)間常數(shù)。

所述步驟(4)中利用附加的虛擬慣量控制器調(diào)節(jié)海上風(fēng)電場(chǎng)控制器中風(fēng)力發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率參考值，具體實(shí)現(xiàn)為：所述的虛擬慣量控制器由通信延時(shí)器、微分調(diào)節(jié)器、滯回比較器、乘法器以及比例調(diào)節(jié)器組成；其中，通信延時(shí)器的輸入為綜合頻率偏移量，通信延時(shí)器的輸出接微分調(diào)節(jié)器的輸入，微分調(diào)節(jié)器的輸出接滯回比較器的輸入并作為乘法器的一輸入，滯回比較器的輸出作為乘法器的另一輸入，乘法器的輸出接比例調(diào)節(jié)器的輸入，比例調(diào)節(jié)器的輸出為轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率的附加控制量；進(jìn)而使海上風(fēng)電場(chǎng)控制器中風(fēng)力發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率參考值減去該附加控制量即得到新的轉(zhuǎn)子側(cè)有功功率參考值。

所述步驟(4)中利用附加的槳距角控制器調(diào)節(jié)海上風(fēng)電場(chǎng)控制器中風(fēng)力發(fā)電機(jī)的槳距角參考值，具體實(shí)現(xiàn)為：所述的槳距角控制器由通信延時(shí)器、調(diào)差系數(shù)模擬器、比例調(diào)節(jié)器、PI調(diào)節(jié)器、加法器、速率限制器以及限幅器組成；其中，通信延時(shí)器的輸入為綜合頻率偏移量，通信延時(shí)器的輸出接調(diào)差系數(shù)模擬器的輸入，調(diào)差系數(shù)模擬器的輸出接比例調(diào)節(jié)器的輸入以及PI調(diào)節(jié)器的輸入，比例調(diào)節(jié)器的輸出以及PI調(diào)節(jié)器的輸出分別作為加法器的兩個(gè)輸入，加法器的輸出接速率限制器的輸入，速率限制器的輸出接限幅器的輸入，限幅器的輸出為槳距角的附加控制量；進(jìn)而使海上風(fēng)電場(chǎng)控制器中風(fēng)力發(fā)電機(jī)的槳距角參考值減去該附加控制量即得到新的槳距角參考值。

所述通信延時(shí)器的傳遞函數(shù)為其中，s為拉普拉斯算子，T_d為預(yù)設(shè)的延時(shí)量。

所述的滯回比較器當(dāng)其輸入的絕對(duì)值大于等于閾值C_H，則持續(xù)輸出高電平1；當(dāng)其輸入的絕對(duì)值小于等于閾值C_L且持續(xù)超過(guò)一定時(shí)間，則持續(xù)輸出低電平0。

所述的調(diào)差系數(shù)模擬器使輸入乘以1/R后輸出；其中，R為預(yù)設(shè)的調(diào)差系數(shù)。

所述的速率限制器使當(dāng)前時(shí)刻輸入與前一時(shí)刻輸入的變化率限制在固定上下限范圍內(nèi)后輸出。

本發(fā)明提供了換流站退出運(yùn)行時(shí)直流功率無(wú)法自消納情景下海上風(fēng)電與多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法，可以在岸上換流站退出運(yùn)行時(shí)，通過(guò)合理地配置所在受端電網(wǎng)內(nèi)換流站的控制器，并通過(guò)風(fēng)電場(chǎng)附加虛擬慣量控制實(shí)現(xiàn)異步電網(wǎng)暫態(tài)頻率偏移下降和風(fēng)電場(chǎng)附加槳距角控制最終消除異步電網(wǎng)穩(wěn)態(tài)頻率偏差，從而提高相鄰異步電網(wǎng)的頻率特性，減小換流站故障對(duì)岸上其他異步電網(wǎng)運(yùn)行的安全穩(wěn)定影響。使用本發(fā)明方法分析大容量海上風(fēng)電場(chǎng)接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)時(shí)岸上換流站退出運(yùn)行情景，所設(shè)計(jì)的頻率控制策略對(duì)岸上交流系統(tǒng)頻率穩(wěn)定提升得到了驗(yàn)證。

附圖說(shuō)明

圖1為海上風(fēng)電場(chǎng)接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)的示意圖。

圖2為本發(fā)明頻率控制方法的步驟流程示意圖。

圖3為下垂控制切換為滿發(fā)定功率控制模式的示意圖。

圖4為本發(fā)明海上風(fēng)電場(chǎng)附加虛擬慣量控制器的原理示意圖。

圖5為本發(fā)明海上風(fēng)電場(chǎng)附加槳距角控制器的原理示意圖。

圖6(a)為原始情景與本發(fā)明方法下39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性對(duì)比示意圖。

圖6(b)為原始情景與本發(fā)明方法下海上風(fēng)電場(chǎng)風(fēng)力機(jī)槳距角對(duì)比示意圖。

圖6(c)為原始情景與本發(fā)明方法下海上風(fēng)電場(chǎng)功率參考值對(duì)比示意圖。

圖6(d)為原始情景與本發(fā)明方法下海上風(fēng)電場(chǎng)功率輸出特性對(duì)比示意圖。

圖6(e)為原始情景與本發(fā)明方法下?lián)Q流站GSVSCb2功率對(duì)比示意圖。

圖6(f)為原始情景與本發(fā)明方法下?lián)Q流站GSVSC17功率對(duì)比示意圖。

具體實(shí)施方式

為了更為具體地描述本發(fā)明，下面結(jié)合附圖及具體實(shí)施方式對(duì)本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行詳細(xì)說(shuō)明。

以圖1所示海上風(fēng)電場(chǎng)接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)為例，海上風(fēng)電場(chǎng)接入的系統(tǒng)為七端柔性直流輸電系統(tǒng)，四端岸上換流站接入左側(cè)39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)，容量均為900MVA；另兩端岸上換流站接入右側(cè)四機(jī)系統(tǒng)，容量均為600MVA。風(fēng)電場(chǎng)側(cè)換流站容量為4.5GVA。穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，岸上換流站均采用下垂控制，VSC-MTDC系統(tǒng)向39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)與四機(jī)系統(tǒng)分別送電2000MW與1000MW，岸上換流站下垂控制器的參數(shù)如表1所示，其中直流功率P_dc的標(biāo)幺基準(zhǔn)為900MVA，直流電壓標(biāo)幺基準(zhǔn)為640kV。

表1

以下我們?cè)赑SCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真工具中，搭建圖1所示海上風(fēng)電場(chǎng)接入多端柔性直流輸電系統(tǒng)，以換流站GSVSCb1退出運(yùn)行為例(換流站GSVSCb1故障前運(yùn)行直流功率為P_dcx＝500MW)，對(duì)本發(fā)明提出的直流功率無(wú)法自消納情景下海上風(fēng)電與多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法進(jìn)行仿真驗(yàn)證，頻率控制方法具體流程如圖2所示：

(1)根據(jù)岸上換流站容量與運(yùn)行狀態(tài)，計(jì)算故障換流站所在同步電網(wǎng)內(nèi)其他換流站的自消納能力，判斷該受端電網(wǎng)是否無(wú)法自消納換流站退出運(yùn)行時(shí)的剩余直流功率。

設(shè)換流站x饋入受端電網(wǎng)交流系統(tǒng)S，換流站x退出運(yùn)行后，對(duì)于任意受端電網(wǎng)S中的其余岸上換流站y，其可調(diào)的有功功率裕量為：

其中：S_y為換流站y的額定容量，Q_y為換流站y的輸出無(wú)功功率，則為換流站x故障退出事故發(fā)生前換流站y注入岸上交流系統(tǒng)的功率。在不考慮無(wú)功功率Q_y變動(dòng)的情況下，受端交流系統(tǒng)S中的其余岸上換流站總自消納能力為：

在本實(shí)施算例中，換流站GSVSCb1退出運(yùn)行時(shí)，右側(cè)四機(jī)系統(tǒng)為受端電網(wǎng)S。受端電網(wǎng)S的自消納能力由換流站GSVSCb2貢獻(xiàn)，其值為：

此時(shí)轉(zhuǎn)移功率P_dcx(500MW)大于總有功功率裕量(100MW)，因此受端系統(tǒng)S無(wú)法自消納剩余直流功率。

(2)根據(jù)換流站退出運(yùn)行前其他換流站各自運(yùn)行狀態(tài)，重新配置該受端電網(wǎng)內(nèi)其他岸上換流站的控制器。受端電網(wǎng)S內(nèi)其他岸上換流站控制器重新配置方法為：將換流站控制模式由下垂控制模式改為滿發(fā)定功率控制模式，定功率的參考值為：

因此，將受端電網(wǎng)S內(nèi)換流站GSVSCb2的控制方式由下垂控制切換為定功率控制模式，如圖3所示。其中功率參考值為600MW。

(3)計(jì)算相鄰異步電網(wǎng)的綜合頻率偏移，作為輸入信號(hào)傳遞至海上風(fēng)電場(chǎng)的控制器。相鄰異步電網(wǎng)M為海上風(fēng)電通過(guò)VSC-MTDC系統(tǒng)送電的交流電網(wǎng)，同時(shí)與故障換流站所在受端電網(wǎng)通過(guò)直流線路異步相連，在本實(shí)施算例中異步電網(wǎng)M為左側(cè)39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)。

相鄰異步電網(wǎng)M的綜合頻率偏移量Δω計(jì)算方法如下：

其中：Δω_j為相鄰異步電網(wǎng)M中第j個(gè)發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)速偏差標(biāo)幺值，為運(yùn)行變量可實(shí)時(shí)測(cè)量獲得；H_j為第j個(gè)發(fā)電機(jī)的慣性時(shí)間常數(shù)。

(4)海上風(fēng)電場(chǎng)附加虛擬慣量控制器根據(jù)輸入的綜合頻率偏移，確定控制器的有效投入，并調(diào)節(jié)風(fēng)力發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子側(cè)有功參考值，將風(fēng)電場(chǎng)部分有功存儲(chǔ)于轉(zhuǎn)子或?qū)⑥D(zhuǎn)子存儲(chǔ)的部分動(dòng)能釋放，以短時(shí)調(diào)節(jié)風(fēng)電場(chǎng)有功功率輸出。

海上風(fēng)電場(chǎng)附加虛擬慣量控制器如圖4所示，包括通信延時(shí)、微分環(huán)節(jié)、滯回比較器和比例環(huán)節(jié)組成。通信延時(shí)為一階慣性環(huán)節(jié)，模擬實(shí)際異步電網(wǎng)綜合頻率偏差信號(hào)傳輸至海上風(fēng)電場(chǎng)控制器所需的時(shí)間，T_d取100ms。

滯回比較器根據(jù)輸入頻率變化率確定虛擬慣量控制器的有效投入與退出。本文中虛擬慣量控制有效投入判據(jù)為此時(shí)滯回比較器持續(xù)輸出高電平1；有效退出判據(jù)為且持續(xù)時(shí)間超過(guò)10s，此時(shí)比較器持續(xù)輸出為低電平0。比例環(huán)節(jié)包含一個(gè)增益系數(shù)K₁，取為0.4。

海上風(fēng)電場(chǎng)附加虛擬慣量控制器的輸出ΔP_ref將調(diào)節(jié)風(fēng)力發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子側(cè)有功參考值P_MPPT，即將風(fēng)力發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子側(cè)功率參考值P_MPPT減去該輸出值ΔP_ref得到新的功率參考值P_ref。

(5)海上風(fēng)電場(chǎng)附加槳距角控制器根據(jù)輸入的綜合頻率偏移，調(diào)節(jié)風(fēng)力機(jī)槳距角，控制風(fēng)力機(jī)捕獲功率，降低風(fēng)電場(chǎng)有功功率輸出。

海上風(fēng)電場(chǎng)附加槳距角控制器如圖5所示，包括通信延時(shí)、調(diào)差系數(shù)模擬環(huán)節(jié)、比例積分環(huán)節(jié)、速率限制環(huán)節(jié)與槳距角限制環(huán)節(jié)。通信延時(shí)環(huán)節(jié)為一階慣性環(huán)節(jié)，模擬實(shí)際異步電網(wǎng)綜合頻率偏差信號(hào)傳輸至海上風(fēng)電場(chǎng)控制器所需的時(shí)間，T_d取100ms。調(diào)差系數(shù)環(huán)節(jié)為設(shè)定調(diào)差系數(shù)的倒數(shù)，模擬環(huán)節(jié)模擬傳統(tǒng)發(fā)電機(jī)的一次調(diào)頻特性，R取0.04。

速率限制環(huán)節(jié)用于限制槳距角變化率，包括變化率上限限制和變化率下限限制，分別設(shè)定為±4°/s。槳距角限幅環(huán)節(jié)用于限制槳距角范圍，包括槳距角的上限與下限，設(shè)定為90°與0°。

海上風(fēng)電場(chǎng)附加槳距角控制器的輸出Δβ將調(diào)解原始槳距角β₀，即將原始槳距角β₀減去該輸出值Δβ得到新的槳距角β。

GSVSCb1故障退出后，原始情景和采用本發(fā)明控制方法兩種情況下的動(dòng)態(tài)響應(yīng)對(duì)比如圖6所示。在原始情景，換流站GSVSCb1退出運(yùn)行時(shí)，轉(zhuǎn)移功率P_dcb1在五個(gè)健全的岸上換流站中按下垂特性分配功率，如圖6(e)～(f)實(shí)線所示。此時(shí)轉(zhuǎn)移功率導(dǎo)致39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)功率過(guò)剩，暫態(tài)頻率偏移峰值達(dá)0.006p.u.，最終穩(wěn)態(tài)頻率偏差約為0.0026p.u.，如圖6(a)實(shí)線所示。在本發(fā)明控制方法下，四機(jī)系統(tǒng)健全換流站GSVSCb2滿功率運(yùn)行，如圖6(e)虛線所示，既減小四機(jī)系統(tǒng)內(nèi)部功率缺額，也減小轉(zhuǎn)移至39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)功率。海上風(fēng)電場(chǎng)在感應(yīng)39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)頻率偏差時(shí)，首先減小輸出有功參考值，將剩余功率部分轉(zhuǎn)化為轉(zhuǎn)子動(dòng)能存儲(chǔ)，以減小39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)暫態(tài)頻率偏移，如圖6(c)中虛線所示；同時(shí)，DFIG槳距角感應(yīng)39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)頻率偏差而增大，風(fēng)力機(jī)吸收的風(fēng)功率減小，使風(fēng)電場(chǎng)輸出功率與剩余四個(gè)換流站故障前功率相平衡，如圖6(b)所示。如圖6(a)所示，在本發(fā)明控制方法下，異步電網(wǎng)39節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)頻率響應(yīng)得到大幅改善，暫態(tài)頻率偏移峰值減小為0.0015p.u.，同時(shí)頻率振蕩快速平復(fù)至零。從而驗(yàn)證了本發(fā)明提出的換流站退出運(yùn)行時(shí)直流功率無(wú)法自消納情景下海上風(fēng)電與多端柔性直流輸電系統(tǒng)的頻率控制方法的有效性。

上述對(duì)實(shí)施例的描述是為便于本技術(shù)領(lǐng)域的普通技術(shù)人員能理解和應(yīng)用本發(fā)明。熟悉本領(lǐng)域技術(shù)的人員顯然可以容易地對(duì)上述實(shí)施例做出各種修改，并把在此說(shuō)明的一般原理應(yīng)用到其他實(shí)施例中而不必經(jīng)過(guò)創(chuàng)造性的勞動(dòng)。因此，本發(fā)明不限于上述實(shí)施例，本領(lǐng)域技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明的揭示，對(duì)于本發(fā)明做出的改進(jìn)和修改都應(yīng)該在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。