一种海上风电场经柔性直流并网的协同有功恢复控制方法

技术领域

本发明属于新能源并网控制技术领域，具体涉及一种海上风电场经柔性直流并网的协同有功恢复控制方法。

背景技术

基于模块化多电平变换器的柔性直流输电(MMC-HVDC)在技术性和经济性方面具有优势，被公认为是远距离海上风电并网的理想方案。电网故障时，风电功率的传输通道发生阻塞，柔直换流站将面临严重的直流线路过电压。在已有的故障穿越技术中，降压控制不需要任何附加的硬件设备，而且可实现风电功率的自然响应，有利于抑制直流线路过电压。故障清除后，为了保护设备安全，变速风电机组的输出功率具有明显的延迟恢复特性。然而，风电场与陆上换流站的电气解耦特性给直流线路电压的恢复带来了挑战。另一方面，大规模风电场集中接入电网后显著降低了系统惯性水平，而风电功率的延迟恢复行为将在低惯量区域引起持续的发电量不足，加重了频率跌落水平，甚至引发频率失稳的风险。因此，针对大规模海上风电经柔直接入低惯量电网的场景，如何设计风电场和柔直换流站的协同有功恢复控制方法对电网频率和直流线路电压的暂态响应都至关重要。

目前，风电场和柔直的协同有功恢复策略主要有两种实现方式。一是建立直流线路电压和风电功率在故障恢复全过程的耦合关系，通过控制柔直陆上换流站的有功恢复速率实现直流线路电压和风电功率的协同恢复。此方法有效遵循了风电功率的延迟恢复行为，但没有考虑恢复策略对电网频率动态的影响。二是在故障期间提升风电功率注入水平，故障清除后利用柔直的有功不平衡向电网提供惯性支持，在遵循风电功率延迟恢复行为的同时也改善了频率跌落水平。然而受限于子模块电容的尺寸，柔直换流站对不平衡功率的承受能力很低，此方案极易导致严重的直流线路过电压，难以在实际工程中应用。

因此，采用现有的方法还不能有效兼顾海上风电场经柔性直流并网的协同有功恢复和提升电网运行的友好性问题。

发明内容

为了解决现有方法不能有效改善海上风电场经柔性直流并网系统的暂态频率跌落和直流线路电压越限等问题，本发明提供了一种海上风电场经柔性直流并网的协同有功恢复控制方法，该协同控制方法充分利用风电场中低功率段的快恢复特性和直流电容的储能，在故障清除后向电网提供更多的惯性功率，提升直流线路电压的恢复性能，同时改善频率最低点。

本发明通过如下技术方案实现：

一种海上风电场经柔性直流并网的协同有功恢复控制方法，具体包括如下步骤：

电网故障清除后，陆上换流站采用自适应直流电压控制方法，在恢复初期释放直流电容储能，向电网提供惯量支持，抑制频率跌落速率；此后通过直流线路电压的自适应调节抑制其暂态过冲；

海上风电机组采用自适应两阶段有功恢复控制方法，在恢复初期提升风电功率，向电网提供惯量支持，抑制频率跌落速率；此后风电功率转变为速率限制恢复模式以保护机组设备安全；

通过改变直流线路电压和风电功率的耦合特性实现风电场经柔性直流并网的故障后协同恢复。

进一步地，所述自适应直流电压控制方法，具体包括如下内容：

A、在直流电压额定值V

1)内部边界带[V

2)外部边界带[V

B、在内部边界带，直流电压V

1)直流电压由外部边界带恢复时，通过自适应调节消除直流电压的稳态偏移，至V

f

式中，k

2)稳态运行时，有f

C、在外部边界带，直流电压V

1)直流电压升高且V

2)直流电压降低且V

f

式中，k

3)直流电压升高且V

设V

D、自适应参数调节器按照直流电压的偏移量获得控制带宽f

式中，C

进一步地，所述自适应两阶段有功恢复控制方法将风电功率的恢复分为两个阶段，分别为：

(1)、有功恢复阶段：直流电压V

式中，V

此阶段，陆上换流站通过自适应直流电压控制方法消除直流电压的暂态过冲，海上换流站通过电压下垂控制协同风电机组的电压型有功电流控制抬升i

(2)、有功恢复速率限制阶段：直流电压V

i

式中，i

此阶段，海上风电场充分遵循风电功率的延迟恢复行为，以满足新能源并网标准，保护机组设备安全运行。

进一步地，所述有功恢复阶段存在三种情况，分别如下：

1)稳态运行时i

2)稳态运行和故障期间，均有i

3)稳态运行时，i

与现有技术相比，本发明的优点如下：

1)用于陆上换流站的自适应直流电压控制，显著提升了直流线路电压的暂态响应性能，保护了换流站设备的安全运行；

2)用于海上直驱风电机组的自适应两阶段有功电流恢复控制，在遵循风电功率延迟恢复行为的同时有效改善了电网频率偏移水平，提升了电力系统稳定性。

3)本发明的协同控制方法对提升海上风电经柔直接入低惯量交流电网的故障恢复性能具有重要意义。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。在所有附图中，类似的元件或部分一般由类似的附图标记标识。附图中，各元件或部分并不一定按照实际的比例绘制。

图1是海上风电经柔性直流输电接入低惯量电网的算例系统示意图；

其中：Z

图2是电网严重故障期间，等值同步电源机械转矩的仿真结果；

其中：T

图3是电网严重故障期间，陆上电网频率的仿真结果；

其中：ω

图4是电网严重故障期间，等值同步发电机输出功率的仿真结果；

其中：P

图5是电网严重故障期间，陆上电网负荷有功功率的仿真结果；

其中，P

图6是电网严重故障期间，柔性直流输出有功功率的仿真结果；

其中，P

图7是电网严重故障期间，陆上和海上风电场输出有功功率的仿真结果；

其中，P

图8是本发明提出的(陆上换流站)自适应直流电压控制带宽调节曲线；

其中，V

图9是本发明提出的(陆上换流站)自适应直流电压控制方法实现方案示意图；

图10是本发明提出的自适应两阶段有功电流恢复控制曲线示意图；

其中，V

图11是本发明提出的自适应两阶段有功电流恢复控制方法实现方案示意图；

图12是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流并网点电压仿真对比图；

图13是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流输出无功仿真对比图；

图14是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流输出有功仿真对比图；

图15是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的直流线路电压仿真对比图；

图16是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的海上风电场终端电压仿真对比图；

图17是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的海上风电场有功功率仿真对比图；

图18是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的陆上风电场有功功率仿真对比图；

图19是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的同步发电机有功功率仿真对比图；

图20是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的电网频率仿真对比图；

图21是电网故障残压为0.4p.u.时，采用本发明方法与现有方法的频率变化率仿真对比图；

图22是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流并网点电压仿真对比图；

图23是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流输出无功仿真对比图；

图24是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的柔性直流输出有功仿真对比图；

图25是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的直流线路电压仿真对比图；

图26是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的海上风电场终端电压仿真对比图；

图27是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的海上风电场有功功率仿真对比图；

图28是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的陆上风电场有功功率仿真对比图；

图29是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的同步发电机有功功率仿真对比图；

图30是电网故障残压为0.6p.u.时，采用本发明方法与现有方法的电网频率仿真对比图。

具体实施方式

为清楚、完整地描述本发明所述技术方案及其具体工作过程，结合说明书附图，本发明的具体实施方式如下：

实施例1

图1为海上风电场经柔性直流输电接入低惯量系统的结构：陆上电网由一台等值汽轮发电机表征，陆上风电场由直驱和双馈风电机组按1：1的比例混合而成，而海上风电场由直驱风机组成，陆上和海上风电占总发电量的最大比例为57.1％。

低惯量系统主要由两方面原因导致：一是高比例新能源集中接入电网后将替代一部分传统电源容量，导致系统旋转动能减少；二是高压直流输电有将互联电网分离成多个异步子网，导致系统惯量降低。

研究表明，新能源渗透率η与电力系统惯性系数H

H

式中，H

图1所示的系统中，电网有功和频率的动态过程可由同步发电机的转子运动方程描述

式中，f

电网故障期间，由于风机变换器和柔直换流站的短路容量有限，P

图2～图7为利用图1所示系统在PSCAD/EMTDC平台模拟上述过程的运行结果。考虑风电功率的延迟恢复行为后，电网故障引发的频率偏移过程可划分为3阶段：

1)频率上升阶段：对应图3中故障发生至故障清除后的时刻。由于陆上换流站不具备扰动功率分配能力，故障期间柔直向电网注入的有功仅取决于电压跌落水平，如图6所示。为了防止换流站直流过电压，海上换流站采用降压控制降低风电场有功功率，如图7所示。此阶段等值汽轮发电机的机械转矩不变，如图1所示；电磁转矩(功率)随负荷功率而降低，如图4和图5所示；机电功率不平衡导致系统频率上升。

2)频率跌落阶段：对应图3中故障清除后的时刻至频率最低点。频率跌落主要由风电功率在电压跌落后的延迟恢复行为导致，如图7所示。按照原动机-调速器的作用时刻，此阶段还细分为惯量主导子阶段和调速主导子阶段，其中惯量主导子阶段对应故障后1s左右的频率响应。故障清除后，如图5所示，负荷功率随电压快速上升，网络的不平衡功率主要通过发电机释放转子动能补偿，因此频率迅速跌落；此后的调速主导子阶段中，系统惯量支持作用降低，同步发电机的调速系统通过显著提高原动机的输入功率来抑制频率跌落速率。当同步发电机的机电功率相等时，频率跌落至最低点。

3)频率恢复阶段：此阶段惯量支持作用消失，频率的回升主要由调速系统主导，最终将频率调节至允许范围。

在上述阶段中，本实施例的方法重点关注电网故障后的惯量响应过程，海上风电和柔性直流输电故障后的协同有功恢复控制需要考虑三方面因素：

1)系统的暂态频率跌落速率及频率最低点；

2)直流电压动态响应的快速性及安全约束；

3)海上风电和柔性直流对有功延迟恢复行为的遵循性；

基于上述考虑，本控制方法的设计思路为：在故障恢复初期，充分利用直流电压和风电功率的耦合特性，通过快速提升风电功率和释放直流电容储能向电网提供惯量支持，抑制频率跌落速率，同时降低陆上换流站有功电流的振荡；此后将风电功率和直流电压解耦：风电功率的恢复转变为速率限制模式以保护设备安全，同时通过自适应调节的方式改善直流电压的动态响应，抑制直流电压的暂态过冲。

实施例2

电网故障清除后，陆上换流站采用自适应直流电压控制方法，在恢复初期释放直流电容储能，向电网提供惯量支持，抑制频率跌落速率；此后通过直流线路电压的自适应调节抑制其暂态过冲；具体是通过实时调整比例-积分(PI)控制的环路带宽，在故障恢复期间可以向电网快速释放直流电容储能，最小化直流电压的暂态过程，保证柔直换流站的安全运行；

如图8所示，所述自适应直流电压控制方法，具体包括如下内容：

A、在直流电压额定值V

1)内部边界带[V

2)外部边界带[V

为了简化设计，图8中f

B、在内部边界带，直流电压V

1)直流电压由外部边界带恢复时，需要通过自适应调节快速消除直流电压的稳态偏移，至V

f

式中，k

2)稳态运行时，有f

C、在外部边界带，直流电压V

1)直流电压升高且V

2)直流电压降低且V

f

式中，k

3)直流电压升高且V

设V

图9为综合上述分析后的自适应直流电压控制实现方案。自适应参数调节器按照直流电压的偏移量获得控制带宽f

式中，C

需要说明的是，故障发生后，陆上换流站转入无功电流支持模式，因此由直流电压控制生成的有功电流参考值受到限制，此时有

由于限幅环节的作用，PI控制环节等效于被禁用，尽管k

实施例3

海上风电机组采用自适应两阶段有功恢复控制方法，在恢复初期提升风电功率，向电网提供惯量支持，抑制频率跌落速率；此后风电功率转变为速率限制恢复模式以保护机组设备安全；

海上风电机组的两阶段有功电流恢复控制曲线如图10所示，电网故障期间，海上换流站利用电压下垂控制降低风电场终端电压V

1)有功快速恢复阶段：直流电压V

式中，V

此阶段直流电压与风电功率相互耦合，其中陆上换流站通过自适应直流电压控制快速消除直流电压的暂态过冲，而海上换流站的电压下垂控制协同风电机组的电压型有功电流控制迅速抬升i

2)有功恢复速率限制阶段：直流电压V

i

式中，i

此阶段海上风电场可以充分遵循功率延迟恢复的行为，以保护机组设备安全。

图11为两阶段有功电流恢复控制的结构图，通过在电压型有功电流控制回路中嵌入可变速率限制器实现。按照图11所示的控制方法，风电功率的恢复可能存在三种情况：

1)稳态运行时i

2)稳态运行和故障期间均有i

3)稳态运行时i

因此，两阶段有功电流恢复控制方案对电网故障严重程度具有自适应性，而且实现容易，不需要复杂的控制逻辑切换。

为了验证本发明协同有功恢复控制方法的有效性，在PSCAD/EMTDC平台搭建了图1所示海上风电场经柔直接入低惯量电网的仿真模型。仿真时考虑轻度故障和严重故障两种运行工况。陆上和海上风电场稳态时均按照最大功率运行，柔性直流输电接入电网的交流线路发生三相短路故障，持续时间为0.2s。仿真时设MMC的直流电压波动率ε＝10％，对应的等容量放电时间常数H

图12～图21分别展示了故障残压为0.4p.u.、有功恢复速率为0.5p.u./s时风电-柔直系统和陆上电网的暂态响应。按照并网标准，故障发生后，陆上换流站向电网注入尽量多的无功功率，此时柔直系统的有功不平衡度最大，如图13和图14所示。受到MMC-HVDC直流电容尺寸(H

故障清除后，两种方法均向电网提供了短时的频率支持，遵循了风电功率的延迟恢复特性，如图14和17所示。现有方法仅通过释放直流电容的储能向电网提供惯性功率，而本发明的方法同时利用了直流储能和风电场低功率段的快速上升特性，不仅通过自适应直流电压控制改善了V

图22～图30展示了故障残压为0.6p.u.、有功恢复速率为0.5p.u./s时系统的暂态响应。当电压跌落不严重时，由于直流电容尺寸和最大耐压水平的限制，现有方法在故障期间对风电功率的提升效果有限，如图27所示。因此，图25中直流线路电压最大值仅略高于本发明的方法。故障清除后，现有方法完全遵循了风电功率的延迟恢复行为，而本发明的方法利用自适应两阶段有功电流恢复控制提升了风电功率的恢复效率，有效改善了频率跌落最低点，如图30所示。

本发明的上述算例仅为详细地说明本发明的计算模型和计算流程，而并非是对本发明的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。