一種海上風電接入多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法與流程

2023-05-22 13:08:16

本發明屬於電力系統技術領域，具體涉及一種海上風電接入多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法。

背景技術：

面對化石能源的急劇消耗與環境治理的日益嚴峻，以風電為代表的新能源是實現能源與環境可持續發展的關鍵舉措。隨著土地資源、風電資源限制，以及海上風電開發與應用取得重要進展，海上風電已成為風電發展的重要方向。根據歐洲風能協會(European Wind Energy Association)預測，歐洲海上風電場裝機規模在2020年與2030年將分別達到40GW與150GW。在中國，國家能源局發布了《全國海上風電開發建設方案(2014-2016)》，涵蓋總裝機達10.53GW的44個海上風電項目開發建設方案，標誌著我國海上風電開發進一步提速。

基於電壓源型換流器的多端柔性直流輸電系統(Voltage Source Converter based Multi-Terminal Direct Current，VSC-MTDC)，具有海底輸電、黑啟動、連接弱交流電網的能力，同時可實現多電源供電，多落點受電，輸電方式靈活可控，是大規模海上風電接入陸上交流系統的有效併網方式。VSC-MTDC系統規劃應用於大西洋風電(Atlantic Wind Connection)與歐洲離岸風場超級電網(European Offshore Supergrid)的千萬千瓦級海上風電併網工程。

隨著低慣量的新能源電場在電網中規模逐步擴大，以及採用VSC-HVDC系統實現交流電網分區的逐步普及，交流系統的慣性水平正在不斷降低，電力系統將面臨低慣量帶來的頻率穩定問題。為此，合理設計海上風電與VSC-HVDC系統，提升交流系統頻率穩定性是未來研究方向。目前文獻都僅關注交流系統內部發生有功功率波動的情況下，通過換流站的頻率控制提升交流系統的頻率穩定性能，而鮮有文獻提及換流站發生故障退出運行對交直流系統安全穩定性能的影響。在換流站的傳輸功率較大並且交流系統慣量較小時，換流站發生故障退出運行同樣會對交流系統產生嚴重影響，特別是在換流站退出運行時剩餘直流功率無法被同步電網內部換流站自消納情景，如何進行海上風電和VSC-MTDC系統的頻率控制以有效減小換流站退出運行對交流系統的影響有待解決。

技術實現要素：

基於上述，本發明提供了一種海上風電接入多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法，能夠對VSC-MTDC系統岸上換流站退出運行時直流功率無法在受端同步電網自消納情景下，有效提高故障後交流系統的頻率特性。

一種海上風電接入多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法，包括如下步驟：

(1)當系統中有換流站x退出運行情況下，判斷換流站x所在受端電網S能否自消納轉移功率；

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

(3)計算系統中相鄰異步電網的綜合頻率偏移量；

(4)根據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節海上風電場控制器中風力發電機的轉子側有功功率參考值和槳距角參考值，以調節海上風電場的有功功率輸出。

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

其中：y表示受端電網S中任一健全的換流站，Sy為換流站y的額定容量，Qy為換流站y的輸出無功功率，為換流站x退出運行前換流站y注入受端電網S的有功功率；

若轉移功率大於該自消納功率總量則判定受端電網S無法自消納轉移功率，所述的轉移功率即為換流站x退出運行前的有功功率。

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

其中：Sy為換流站y的額定容量，Qy為換流站y故障前的輸出無功功率，為換流站y的定功率參考值。

所述的相鄰異步電網為系統中由海上風電場送電且與受端電網S異步相連的所有交流電網集合。

所述的步驟(3)中通過以下公式計算相鄰異步電網的綜合頻率偏移量：

其中：M表示相鄰異步電網，j表示相鄰異步電網M中的任一發電機，Δω為相鄰異步電網M的綜合頻率偏移量，Δωj為發電機j的轉速偏差標么值，Hj為發電機j的慣性時間常數。

所述步驟(4)中利用附加的虛擬慣量控制器調節海上風電場控制器中風力發電機的轉子側有功功率參考值，具體實現為：所述的虛擬慣量控制器由通信延時器、微分調節器、滯回比較器、乘法器以及比例調節器組成；其中，通信延時器的輸入為綜合頻率偏移量，通信延時器的輸出接微分調節器的輸入，微分調節器的輸出接滯回比較器的輸入並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節器的輸入，比例調節器的輸出為轉子側有功功率的附加控制量；進而使海上風電場控制器中風力發電機的轉子側有功功率參考值減去該附加控制量即得到新的轉子側有功功率參考值。

所述步驟(4)中利用附加的槳距角控制器調節海上風電場控制器中風力發電機的槳距角參考值，具體實現為：所述的槳距角控制器由通信延時器、調差係數模擬器、比例調節器、PI調節器、加法器、速率限制器以及限幅器組成；其中，通信延時器的輸入為綜合頻率偏移量，通信延時器的輸出接調差係數模擬器的輸入，調差係數模擬器的輸出接比例調節器的輸入以及PI調節器的輸入，比例調節器的輸出以及PI調節器的輸出分別作為加法器的兩個輸入，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；進而使海上風電場控制器中風力發電機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。

所述通信延時器的傳遞函數為其中，s為拉普拉斯算子，Td為預設的延時量。

所述的滯回比較器當其輸入的絕對值大於等於閾值CH，則持續輸出高電平1；當其輸入的絕對值小於等於閾值CL且持續超過一定時間，則持續輸出低電平0。

所述的調差係數模擬器使輸入乘以1/R後輸出；其中，R為預設的調差係數。

所述的速率限制器使當前時刻輸入與前一時刻輸入的變化率限制在固定上下限範圍內後輸出。

本發明提供了換流站退出運行時直流功率無法自消納情景下海上風電與多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法，可以在岸上換流站退出運行時，通過合理地配置所在受端電網內換流站的控制器，並通過風電場附加虛擬慣量控制實現異步電網暫態頻率偏移下降和風電場附加槳距角控制最終消除異步電網穩態頻率偏差，從而提高相鄰異步電網的頻率特性，減小換流站故障對岸上其他異步電網運行的安全穩定影響。使用本發明方法分析大容量海上風電場接入多端柔性直流輸電系統時岸上換流站退出運行情景，所設計的頻率控制策略對岸上交流系統頻率穩定提升得到了驗證。

附圖說明

圖1為海上風電場接入多端柔性直流輸電系統的示意圖。

圖2為本發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定功率控制模式的示意圖。

圖4為本發明海上風電場附加虛擬慣量控制器的原理示意圖。

圖5為本發明海上風電場附加槳距角控制器的原理示意圖。

圖6(a)為原始情景與本發明方法下39節點系統頻率響應特性對比示意圖。

圖6(b)為原始情景與本發明方法下海上風電場風力機槳距角對比示意圖。

圖6(c)為原始情景與本發明方法下海上風電場功率參考值對比示意圖。

圖6(d)為原始情景與本發明方法下海上風電場功率輸出特性對比示意圖。

圖6(e)為原始情景與本發明方法下換流站GSVSCb2功率對比示意圖。

圖6(f)為原始情景與本發明方法下換流站GSVSC17功率對比示意圖。

具體實施方式

為了更為具體地描述本發明，下面結合附圖及具體實施方式對本發明的技術方案進行詳細說明。

以圖1所示海上風電場接入多端柔性直流輸電系統為例，海上風電場接入的系統為七端柔性直流輸電系統，四端岸上換流站接入左側39節點系統，容量均為900MVA；另兩端岸上換流站接入右側四機系統，容量均為600MVA。風電場側換流站容量為4.5GVA。穩態運行時，岸上換流站均採用下垂控制，VSC-MTDC系統向39節點系統與四機系統分別送電2000MW與1000MW，岸上換流站下垂控制器的參數如表1所示，其中直流功率Pdc的標么基準為900MVA，直流電壓標么基準為640kV。

表1

以下我們在PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真工具中，搭建圖1所示海上風電場接入多端柔性直流輸電系統，以換流站GSVSCb1退出運行為例(換流站GSVSCb1故障前運行直流功率為Pdcx＝500MW)，對本發明提出的直流功率無法自消納情景下海上風電與多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法進行仿真驗證，頻率控制方法具體流程如圖2所示：

(1)根據岸上換流站容量與運行狀態，計算故障換流站所在同步電網內其他換流站的自消納能力，判斷該受端電網是否無法自消納換流站退出運行時的剩餘直流功率。

設換流站x饋入受端電網交流系統S，換流站x退出運行後，對於任意受端電網S中的其餘岸上換流站y，其可調的有功功率裕量為：

其中：Sy為換流站y的額定容量，Qy為換流站y的輸出無功功率，則為換流站x故障退出事故發生前換流站y注入岸上交流系統的功率。在不考慮無功功率Qy變動的情況下，受端交流系統S中的其餘岸上換流站總自消納能力為：

在本實施算例中，換流站GSVSCb1退出運行時，右側四機系統為受端電網S。受端電網S的自消納能力由換流站GSVSCb2貢獻，其值為：

此時轉移功率Pdcx(500MW)大於總有功功率裕量(100MW)，因此受端系統S無法自消納剩餘直流功率。

(2)根據換流站退出運行前其他換流站各自運行狀態，重新配置該受端電網內其他岸上換流站的控制器。受端電網S內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定功率控制模式，定功率的參考值為：

因此，將受端電網S內換流站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)計算相鄰異步電網的綜合頻率偏移，作為輸入信號傳遞至海上風電場的控制器。相鄰異步電網M為海上風電通過VSC-MTDC系統送電的交流電網，同時與故障換流站所在受端電網通過直流線路異步相連，在本實施算例中異步電網M為左側39節點系統。

相鄰異步電網M的綜合頻率偏移量Δω計算方法如下：

其中：Δωj為相鄰異步電網M中第j個發電機的轉速偏差標么值，為運行變量可實時測量獲得；Hj為第j個發電機的慣性時間常數。

(4)海上風電場附加虛擬慣量控制器根據輸入的綜合頻率偏移，確定控制器的有效投入，並調節風力發電機轉子側有功參考值，將風電場部分有功存儲於轉子或將轉子存儲的部分動能釋放，以短時調節風電場有功功率輸出。

海上風電場附加虛擬慣量控制器如圖4所示，包括通信延時、微分環節、滯回比較器和比例環節組成。通信延時為一階慣性環節，模擬實際異步電網綜合頻率偏差信號傳輸至海上風電場控制器所需的時間，Td取100ms。

滯回比較器根據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為此時滯回比較器持續輸出高電平1；有效退出判據為且持續時間超過10s，此時比較器持續輸出為低電平0。比例環節包含一個增益係數K1，取為0.4。

海上風電場附加虛擬慣量控制器的輸出ΔPref將調節風力發電機轉子側有功參考值PMPPT，即將風力發電機轉子側功率參考值PMPPT減去該輸出值ΔPref得到新的功率參考值Pref。

(5)海上風電場附加槳距角控制器根據輸入的綜合頻率偏移，調節風力機槳距角，控制風力機捕獲功率，降低風電場有功功率輸出。

海上風電場附加槳距角控制器如圖5所示，包括通信延時、調差係數模擬環節、比例積分環節、速率限制環節與槳距角限制環節。通信延時環節為一階慣性環節，模擬實際異步電網綜合頻率偏差信號傳輸至海上風電場控制器所需的時間，Td取100ms。調差係數環節為設定調差係數的倒數，模擬環節模擬傳統發電機的一次調頻特性，R取0.04。

速率限制環節用於限制槳距角變化率，包括變化率上限限制和變化率下限限制，分別設定為±4°/s。槳距角限幅環節用於限制槳距角範圍，包括槳距角的上限與下限，設定為90°與0°。

海上風電場附加槳距角控制器的輸出Δβ將調解原始槳距角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故障退出後，原始情景和採用本發明控制方法兩種情況下的動態響應對比如圖6所示。在原始情景，換流站GSVSCb1退出運行時，轉移功率Pdcb1在五個健全的岸上換流站中按下垂特性分配功率，如圖6(e)～(f)實線所示。此時轉移功率導致39節點系統功率過剩，暫態頻率偏移峰值達0.006p.u.，最終穩態頻率偏差約為0.0026p.u.，如圖6(a)實線所示。在本發明控制方法下，四機系統健全換流站GSVSCb2滿功率運行，如圖6(e)虛線所示，既減小四機系統內部功率缺額，也減小轉移至39節點系統功率。海上風電場在感應39節點系統頻率偏差時，首先減小輸出有功參考值，將剩餘功率部分轉化為轉子動能存儲，以減小39節點系統暫態頻率偏移，如圖6(c)中虛線所示；同時，DFIG槳距角感應39節點系統頻率偏差而增大，風力機吸收的風功率減小，使風電場輸出功率與剩餘四個換流站故障前功率相平衡，如圖6(b)所示。如圖6(a)所示，在本發明控制方法下，異步電網39節點系統頻率響應得到大幅改善，暫態頻率偏移峰值減小為0.0015p.u.，同時頻率振蕩快速平復至零。從而驗證了本發明提出的換流站退出運行時直流功率無法自消納情景下海上風電與多端柔性直流輸電系統的頻率控制方法的有效性。

上述對實施例的描述是為便於本技術領域的普通技術人員能理解和應用本發明。熟悉本領域技術的人員顯然可以容易地對上述實施例做出各種修改，並把在此說明的一般原理應用到其他實施例中而不必經過創造性的勞動。因此，本發明不限於上述實施例，本領域技術人員根據本發明的揭示，對於本發明做出的改進和修改都應該在本發明的保護範圍之內。