基于VSC-HVDC的雙饋風(fēng)電場并網(wǎng)協(xié)調(diào)控制策略研究

王龍， 徐延文， 王曉蘭

(1.中鐵工程裝備集團技術(shù)服務(wù)有限公司，河南 鄭州 450016;2.國網(wǎng)甘肅省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，甘肅 蘭州 730050; 3.蘭州理工大學(xué)，甘肅 蘭州 730050)

0 引 言

基于電壓源換流器的高壓直流(VSC-HVDC) 輸電技術(shù)具有高度的靈活性和可控性，是大型雙饋風(fēng)電場與電網(wǎng)聯(lián)接的理想輸電方式[1]。但雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)的慣量不足，旋轉(zhuǎn)動能較小、抗干擾能力較弱，當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)有功擾動時，系統(tǒng)頻率波動強烈，電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性會受到嚴(yán)重威脅。

目前，雙饋風(fēng)電機組已成為大型風(fēng)電場的主力機型。由于DFIG的轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)范圍較寬，在電網(wǎng)發(fā)生有功擾動時，DFIG可通過轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)，吸收或釋放儲存在轉(zhuǎn)子中的旋轉(zhuǎn)動能，抑制電網(wǎng)頻率的變化[2-3]。文獻(xiàn)[4]針對風(fēng)電交流并網(wǎng)系統(tǒng)，提出通過切換DFIG最大功率跟蹤曲線的方式來改變風(fēng)電場的有功出力，實現(xiàn)DFIG對電網(wǎng)頻率的動態(tài)支持。以上通過風(fēng)電機組為系統(tǒng)提供頻率支撐的方法,目前大都應(yīng)用在風(fēng)電交流并網(wǎng)系統(tǒng)中，在風(fēng)電由VSC-HVDC送出系統(tǒng)中運用甚少。

大型風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC輸電系統(tǒng)并入交流電網(wǎng)時[5]，VSC-HVDC有效解耦了大型風(fēng)電場和交流電網(wǎng)，因此前面所述的風(fēng)電機組參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)的方法不能直接應(yīng)用到風(fēng)電由VSC-HVDC輸電并網(wǎng)系統(tǒng)。文獻(xiàn)[6]提出利用風(fēng)電機組的慣量來提高風(fēng)電直流并網(wǎng)系統(tǒng)故障穿越能力的方法，該方法將VSC-HVDC系統(tǒng)中功率不平衡的信息以頻率的形式反映到風(fēng)電場，從而調(diào)節(jié)風(fēng)電場有功出力，沒有考慮VSC-HVDC系統(tǒng)直流電容對系統(tǒng)頻率的支持。文獻(xiàn)[7]提出利用VSC-HVDC直流側(cè)電容儲存的能量來調(diào)節(jié)電網(wǎng)頻率，沒有考慮風(fēng)電機組為風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)提供的慣性支撐。

本文結(jié)合了直流電容儲存的能量和DFIG的轉(zhuǎn)子動能，提出了一種協(xié)調(diào)控制策略，該協(xié)調(diào)控制策略包括電網(wǎng)側(cè)變流器(Grid Side VSC, GSVSC)模擬慣量控制、風(fēng)電場側(cè)變流器(Wind Farm VSC, WFVSC)變頻控制和DFIG的虛擬慣性控制。該協(xié)調(diào)控制能為系統(tǒng)提供較大的慣性支持，提高了系統(tǒng)的頻率響應(yīng)特性。最后，通過仿真分析，驗證了所提協(xié)調(diào)控制策略的有效性。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及傳統(tǒng)控制策略

圖1為雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)。整個系統(tǒng)由雙饋風(fēng)電場、WFVSC、GSVSC和直流網(wǎng)絡(luò)組成。為保證直流電壓和電能輸送的穩(wěn)定，GSVSC采用雙閉環(huán)控制策略，以定直流電壓和定無功功率作為其外環(huán)控制方式。風(fēng)電場采用VSC-HVDC輸電技術(shù)并網(wǎng)時，WFVSC可起到調(diào)節(jié)風(fēng)電場公共連接點電壓的幅值和頻率的作用。大型風(fēng)電場大多遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，因此可按照要求設(shè)置風(fēng)電場頻率。為了控制風(fēng)電場出口電壓，WFVSC可采用定交流電壓的控制方式。

圖1 雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)拓?fù)鋱D

2 提高系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性的協(xié)調(diào)控制策略

該協(xié)調(diào)控制策略主要包含三部分：① GSVSC模擬慣量控制；② WFVSC變頻控制；③ DFIG的虛擬慣性控制。

2.1 GSVSC模擬慣量控制

以圖1所示系統(tǒng)為例，當(dāng)可變負(fù)載L2突然消失時，系統(tǒng)頻率將會發(fā)生偏移。而電力系統(tǒng)的慣量反映了系統(tǒng)阻止頻率突變的能力，這一過程可描述為：

(1)

式中：H為系統(tǒng)的慣性時間常數(shù)；f0為系統(tǒng)的額定頻率；f為系統(tǒng)頻率；Ps、Pc分別為來自交流電網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)變流器的功率；PL1、PL2分別為固定負(fù)載和可變負(fù)載。VSC-HVDC系統(tǒng)中直流電容可為系統(tǒng)提供能量平衡，維持直流電壓的恒定。當(dāng)VSC-HVDC系統(tǒng)整流側(cè)和逆變側(cè)功率不平衡時，電容電壓會發(fā)生波動。因此直流電容的動態(tài)特性可以表示為：

(2)

式中：C為等效電容；SVSC為換流站額定容量；udc為直流電容電壓；Pin、Pout分別為流入和流出直流電容的功率。由式(2)可知，VSC-HVDC系統(tǒng)中直流電容的動態(tài)特性和式(1)電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)特性類似。令直流電容功率變化量ΔP2與交流電網(wǎng)功率變化量ΔP1相等，兩邊積分可得：

(3)

(4)

將式(3)在udc0處采用一階Taylor展開推導(dǎo)可得：

(5)

式中：Δf為頻率變化量。

由式(5)可知，GSVSC所模擬的慣量越大，電網(wǎng)有功擾動下系統(tǒng)頻率可靠性就越高。但直流電壓的改變量也相對會較大，因此要在符合系統(tǒng)設(shè)計要求的前提下，選取合適的模擬慣量。

在雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)中，風(fēng)電場側(cè)交流系統(tǒng)的頻率由WFVSC決定，通常固定不變，不能反映系統(tǒng)中的有功平衡關(guān)系。因此，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生有功震蕩時，WFVSC可將系統(tǒng)中功率不平衡的信息以頻率的方式反映到風(fēng)電場，使風(fēng)電場調(diào)整自身的有功功率輸出量，以響應(yīng)系統(tǒng)頻率的變化。

2.2 WFVSC變頻控制

當(dāng)電網(wǎng)側(cè)交流系統(tǒng)頻率發(fā)生震蕩時，為了快速響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化，GSVSC首先調(diào)節(jié)直流電壓的參考值，同時WFVSC根據(jù)變化的直流電壓調(diào)節(jié)WFVSC的頻率：

ΔfWF=KAΔudc

(6)

式中：KA為控制參數(shù)；ΔfWF為WFVSC的頻率變化量。根據(jù)式(6)，WFVSC的變頻控制可以寫為：

(7)

式中：fWF0為WFVSC的初始頻率。控制框圖如圖2所示。

圖2 協(xié)調(diào)控制策略框圖

2.3 雙饋風(fēng)電機組的虛擬慣性控制

DFIG通過背靠背PWM變流器實現(xiàn)最大功率跟蹤的同時，將風(fēng)機轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速與交流電網(wǎng)頻率進(jìn)行了解耦，當(dāng)交流電網(wǎng)出現(xiàn)有功擾動時，風(fēng)電機組仍按原來的有功參考值輸出有功功率，此時風(fēng)電機組對系統(tǒng)有功擾動不會產(chǎn)生響應(yīng)。因此，若使DFIG對系統(tǒng)有功擾動作出響應(yīng)，需將系統(tǒng)頻率的變化量引入到風(fēng)電機組有功控制環(huán)節(jié)中，通過吸收或釋放轉(zhuǎn)子的旋轉(zhuǎn)動能，實現(xiàn)DFIG對系統(tǒng)頻率的慣性響應(yīng)。

2.3.1DFIG的虛擬慣量

假設(shè)DFIG的轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速從ωr0變化Δωr，轉(zhuǎn)子的動能變化量為：

(8)

式中：JDFIG為DFIG的固有轉(zhuǎn)動慣量；Jvir為DFIG的虛擬轉(zhuǎn)動慣量;Δωe為系統(tǒng)同步角速度變化量；ωr0、Δωr分別為DFIG初始角速度及角速度增量。由式(8)可得由于系統(tǒng)頻率變化，雙饋風(fēng)電機組虛擬出的等效慣量為：

(9)

式中：λ=Δωr/Δωe，為轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系數(shù)。由式(9)可知，DFIG的等效虛擬慣量與系統(tǒng)頻率變化前的角速度ωr0、轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系數(shù)λ以及本身的固有轉(zhuǎn)動慣量有關(guān)。通常DFIG轉(zhuǎn)速的變化范圍遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于系統(tǒng)頻率的波動范圍，所以DFIG的虛擬慣量比其固有慣量大很多倍。

根據(jù)式(9)，雙饋風(fēng)電機組的等效虛擬慣性時間常數(shù)可以寫為：

(10)

式中：SN_DFIG為雙饋風(fēng)電機組的額定容量。

2.3.2DFIG的虛擬慣性控制策略

為了使雙饋風(fēng)電機組響應(yīng)WFVSC頻率的變化，將附加頻率控制環(huán)節(jié)引入到DFIG控制系統(tǒng)中，如圖2所示。使用Δf比例控制器實現(xiàn)慣性控制，df/dt比例控制器實現(xiàn)電磁功率控制。整個附加頻率控制環(huán)額外增加的有功參考值可表示為：

(11)

式中：fWF0為WFVSC的初始頻率；fWF為測量頻率；K1、K2為比例系數(shù)。

DFIG的虛擬慣性控制能夠及時跟蹤WFVSC頻率的變化，并將頻率的變化反饋給DFIG，使其迅速調(diào)節(jié)自身的有功出力，實現(xiàn)DFIG對系統(tǒng)頻率變化的動態(tài)支持。結(jié)合式(5)、式(10)可得：

(12)

式中：Hs為雙饋風(fēng)電場和兩端VSC共同為系統(tǒng)提供的慣性時間常數(shù)。由式(12)可知，在協(xié)調(diào)控制策略下，直流電容和DFIG轉(zhuǎn)子共同為系統(tǒng)提供慣性支持，這比在GSVSC模擬慣量控制下，僅直流電容為系統(tǒng)提供的慣性支持更大。

綜上所述，當(dāng)交流電網(wǎng)發(fā)生有功擾動導(dǎo)致系統(tǒng)頻率變化時，GSVSC模擬慣量控制、WFVSC變頻控制以及DFIG虛擬慣性控制全部響應(yīng)，共同為系統(tǒng)提供慣性支撐，如圖2所示。

3 仿真結(jié)果分析

3.1 基于VSC-HVDC的風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)仿真模型

在MATLAB/Simulink仿真平臺上建立如圖1所示的雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)的仿真模型。通過在系統(tǒng)負(fù)荷突增、突減時的仿真分析，驗證本文所提協(xié)調(diào)控制策略的有效性。風(fēng)電場由200臺1.5 MW的DFIG構(gòu)成，仿真分析時，風(fēng)電場做等值機組處理。其中L1為固定負(fù)荷，容量為400 MW；L2為可變負(fù)荷，容量為40 MW。VSC-HVDC系統(tǒng)的額定容量與風(fēng)電場的額定容量相匹配為300 MW。

3.2 系統(tǒng)負(fù)荷突增時的仿真分析

設(shè)置風(fēng)速為10 m/s，在t=5 s時，將可變負(fù)載L2投入，系統(tǒng)頻率降低。圖3為采用協(xié)調(diào)控制策略、僅含有GSVSC模擬慣量控制和無任何附加控制時的系統(tǒng)各部分響應(yīng)曲線。

圖3 負(fù)荷突增時系統(tǒng)響應(yīng)曲線

圖3(a)為負(fù)荷突增時，系統(tǒng)頻率的變化曲線。無任何附加控制、僅含GSVSC模擬慣量控制和采用協(xié)調(diào)控制時，系統(tǒng)頻率的最低值分別為0.942 pu、 0.948 pu、0.967 pu。由此可知，采用協(xié)調(diào)控制時系統(tǒng)頻率的降低幅度最小，系統(tǒng)頻率的變化得到了明顯的減緩。由圖3(b)可以看出,無任何附加控制時直流電壓保持不變，對系統(tǒng)頻率的變化沒有響應(yīng)。在有協(xié)調(diào)控制和僅含有GSVSC模擬慣量控制時，直流電壓根據(jù)電網(wǎng)頻率的變化作出響應(yīng)。采用協(xié)調(diào)控制策略與僅有GSVSC模擬慣量控制相比，直流電壓降低的幅度變小，減小了直流電壓越限的可能性。從圖3(c)可以看出，在無任何附加控制和僅含GSVSC模擬慣量控制時，WFVSC的頻率保持不變，對系統(tǒng)頻率的變化沒有響應(yīng)，采用協(xié)調(diào)控制時WFVSC根據(jù)降低的直流電壓降低WFVSC的頻率，響應(yīng)系統(tǒng)頻率的變化。由圖3(d)可知，在無任何附加控制和僅含GSVSC模擬慣量控制時，風(fēng)電場不會提供額外的有功功率支持系統(tǒng)頻率的變化。在協(xié)調(diào)控制策略下，當(dāng)DFIG檢測到WFVSC頻率變化后，根據(jù)頻率的變化量增加DFIG有功出力支撐系統(tǒng)的頻率變化。

3.3 系統(tǒng)負(fù)荷突減時的仿真分析

設(shè)置風(fēng)速為10 m/s，可變負(fù)載L2在t=5 s時被切除，系統(tǒng)頻率升高。圖4為系統(tǒng)各部分的響應(yīng)曲線。

圖4(a)為負(fù)荷突減時，系統(tǒng)頻率的變化曲線。由圖可知，無任何附加控制、僅含GSVSC模擬慣量控制和采用協(xié)調(diào)控制時，系統(tǒng)頻率的最高值分別為1.049 pu、1.043 pu和1.027 pu，由此可知，采用協(xié)調(diào)控制后系統(tǒng)頻率上升的幅度最小，系統(tǒng)頻率的變化明顯減緩了。由圖4(b)可以看出,無任何附加控制時直流電壓保持不變，對系統(tǒng)頻率的變化沒有響應(yīng)，在有協(xié)調(diào)控制和僅含GSVSC模擬慣量控制時，直流電壓根據(jù)電網(wǎng)頻率的變化作出響應(yīng)。由圖4(c)、圖4(d)可知，無協(xié)調(diào)控制時，WFVSC頻率保持不變，在協(xié)調(diào)控制策略下，WFVSC根據(jù)升高的直流電壓升高自身頻率。當(dāng)DFIG檢測到WFVSC頻率變化后，DFIG減少有功出力以支撐系統(tǒng)的頻率變化。

因此，在協(xié)調(diào)控制策略的作用下，雙饋風(fēng)電機組、WFVSC以及GSVSC全部參與系統(tǒng)的頻率調(diào)節(jié)，共同為系統(tǒng)提供慣性支撐，這對雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC接入交流電網(wǎng)具有重要意義。

圖4 負(fù)荷突減時系統(tǒng)響應(yīng)曲線

4 結(jié)束語

本文針對雙饋風(fēng)電場經(jīng)VSC-HVDC并網(wǎng)系統(tǒng)，提出了一種協(xié)調(diào)控制策略，得到如下結(jié)論：

(1)在電網(wǎng)頻率突變時，可以利用直流電容的儲能特性為系統(tǒng)提供慣性支持；

(2)通過協(xié)調(diào)控制，建立了電網(wǎng)頻率和DFIG轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速之間的關(guān)系，使雙饋風(fēng)電場能夠參與系統(tǒng)頻率的調(diào)節(jié)；

(3)在協(xié)調(diào)控制策略下，直流電容和DFIG轉(zhuǎn)子共同為系統(tǒng)提供慣性支持，這比在GSVSC模擬慣量控制下，僅直流電容為系統(tǒng)提供的慣性支持更大。