柔性直流與風(fēng)電協(xié)同的受端系統(tǒng)頻率調(diào)控方法

朱 博，徐攀騰，劉 科，江守其

(1.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司超高壓輸電公司廣州局，廣東 廣州 510663；2.東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院，吉林 吉林 132012)

柔性直流輸電(Voltage Sourced Converter based HVDC，VSC-HVDC)系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)功率的四象限運(yùn)行，可為弱電網(wǎng)或無源電網(wǎng)供電[1]，采取柔性直流輸電和島內(nèi)風(fēng)力發(fā)電聯(lián)合構(gòu)建島嶼電力系統(tǒng)，是向受端島嶼電力系統(tǒng)供電的一種有效解決方案.然而，以雙饋風(fēng)機(jī)(Doubly Fed Induction Generator，DFIG)為主流機(jī)型的風(fēng)電和柔性直流輸電系統(tǒng)慣量小，當(dāng)發(fā)生線路故障、負(fù)荷突變等擾動(dòng)時(shí)受端島嶼電力系統(tǒng)頻率波動(dòng)大[2].如何利用風(fēng)電機(jī)組和柔性直流輸電系統(tǒng)的調(diào)控能力，提高受端島嶼電力系統(tǒng)頻率特性，是國內(nèi)外研究的熱點(diǎn)問題之一.

在DFIG參與電力系統(tǒng)調(diào)頻的控制策略方面，文獻(xiàn)[3]研究利用風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)儲(chǔ)能來實(shí)現(xiàn)慣性響應(yīng)，文獻(xiàn)[4]利用儲(chǔ)能裝置補(bǔ)償風(fēng)電場慣量進(jìn)行輔助調(diào)頻，文獻(xiàn)[5-6]在DFIG中采用虛擬同步發(fā)電機(jī)(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制實(shí)現(xiàn)了電網(wǎng)自同步，為電網(wǎng)提供了慣性支撐.以上方法主要是提高系統(tǒng)慣量特性，減少系統(tǒng)頻率變化率，無法調(diào)節(jié)穩(wěn)態(tài)的頻率偏差.文獻(xiàn)[7]提出了一種結(jié)合超速備用與虛擬慣性的DFIG調(diào)頻控制方法，利用DFIG在超速減載方式獲得有功備用.文獻(xiàn)[8-9]通過調(diào)節(jié)DFIG槳距角，實(shí)現(xiàn)參與一次調(diào)頻的有功支撐.但以上方法以犧牲風(fēng)電機(jī)組的風(fēng)能捕獲能力為代價(jià)參與系統(tǒng)調(diào)頻，降低了風(fēng)力發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性.

在柔性直流輸電參與系統(tǒng)頻率調(diào)節(jié)方面，文獻(xiàn)[10-11]將有功功率和頻率的下垂特性引入到傳統(tǒng)矢量控制中，通過調(diào)節(jié)換流站與交流系統(tǒng)的有功功率達(dá)到頻率調(diào)節(jié)的目的，但下垂控制無法快速響應(yīng)系統(tǒng)的頻率變化.文獻(xiàn)[12]將VSG控制技術(shù)引入到柔性直流輸電系統(tǒng)，構(gòu)建虛擬調(diào)速器模擬同步發(fā)電機(jī)的慣性響應(yīng)和一次調(diào)頻特性，但基于VSG的控制仍然為有差調(diào)頻，無法實(shí)現(xiàn)受端電網(wǎng)頻率無差控制.

針對(duì)柔性直流輸電與風(fēng)電供電的受端島嶼電力系統(tǒng)，在分析DFIG和VSC-HVDC有功功率調(diào)控性能的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了提高系統(tǒng)慣性和一次、二次頻率協(xié)調(diào)控制的總體方案.設(shè)計(jì)風(fēng)電場附加頻率控制，通過超速減載控制完成系統(tǒng)一次調(diào)頻；依據(jù)頻率偏差進(jìn)行換流站功率快速調(diào)整實(shí)現(xiàn)受端電力系統(tǒng)的VSG控制的二次調(diào)頻.基于Matlab/Simulink仿真平臺(tái)，構(gòu)建了含風(fēng)電機(jī)組、柔性直流輸電系統(tǒng)的受端島嶼電力系統(tǒng)，通過仿真分析對(duì)設(shè)計(jì)的控制策略性能進(jìn)行驗(yàn)證.

1 柔性直流向海島供電的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

針對(duì)典型的受端島嶼電力系統(tǒng)，構(gòu)建如圖1所示的海島供電系統(tǒng)，主要包括：與陸上連接的柔性直流輸電系統(tǒng)、島內(nèi)風(fēng)電場、無調(diào)頻備用的小型同步發(fā)電機(jī)組以及受端島嶼負(fù)荷.其中，柔性直流輸電系統(tǒng)由陸上送端換流站VSC1、島內(nèi)受端換流站VSC2以及兩條海底電纜構(gòu)成.

圖1 典型的受端島嶼電力系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

2 DFIG與VSC-HVDC協(xié)同調(diào)頻方案

為實(shí)現(xiàn)受端島嶼電力系統(tǒng)的一次、二次調(diào)頻，設(shè)計(jì)如下總體方案：當(dāng)受端島嶼電力系統(tǒng)遭受擾動(dòng)引起頻率突增或驟降時(shí)，利用DFIG風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子中儲(chǔ)存的旋轉(zhuǎn)動(dòng)能和VSC-HVDC換流站子模塊電容儲(chǔ)存的能量抑制頻率變化，使DFIG和VSC-HVDC具備傳統(tǒng)機(jī)組的慣性響應(yīng)特性.對(duì)系統(tǒng)頻率偏差進(jìn)行判定，通過模擬常規(guī)同步發(fā)電機(jī)有功功率與頻率下垂特性，發(fā)揮DFIG有功調(diào)控能力，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)頻率的一次調(diào)整，使系統(tǒng)頻率在允許范圍內(nèi).如果系統(tǒng)頻率偏差超出設(shè)定范圍，通過快速調(diào)整VSC-HVDC系統(tǒng)輸送的有功功率，完成受端島嶼電力系統(tǒng)頻率的無差調(diào)節(jié).

設(shè)計(jì)的DFIG和VSC-HVDC協(xié)同參與交流系統(tǒng)調(diào)頻運(yùn)行示意圖如圖2所示.

圖2 DFIG與VSC-HVDC調(diào)頻示意圖

在受端島嶼電力系統(tǒng)功率平衡時(shí)，系統(tǒng)處在穩(wěn)態(tài)運(yùn)行點(diǎn)O，即發(fā)電頻率特性曲線PG1與負(fù)荷頻率特性曲線PL1的交點(diǎn).假設(shè)負(fù)荷突然增加，負(fù)荷頻率特性曲線由PL1上移到PL2，由于功率不平衡導(dǎo)致系統(tǒng)頻率下跌.此時(shí)，DFIG通過模擬調(diào)速器特性調(diào)整自身輸出功率，系統(tǒng)經(jīng)過衰減振蕩達(dá)到新的平衡點(diǎn)A.由圖2所示，運(yùn)行點(diǎn)A與運(yùn)行點(diǎn)O的系統(tǒng)頻率差值Δf=f1-f0≠0，則DFIG進(jìn)行了一次有差調(diào)頻.如果頻率偏差Δf超出允許范圍，需要VSC-HVDC進(jìn)行二次調(diào)頻.VSC-HVDC增發(fā)有功功率ΔP，使發(fā)電頻率特性曲線由PG1上移到PG2，此時(shí)系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行點(diǎn)過渡到B點(diǎn).運(yùn)行點(diǎn)B對(duì)應(yīng)的頻率為f0，則Δf=0，VSC-HVDC實(shí)現(xiàn)了交流系統(tǒng)頻率的無差控制.

3 協(xié)同調(diào)頻控制策略

根據(jù)提出的DFIG和VSC-HVDC參與島嶼電力系統(tǒng)慣性響應(yīng)與一次、二次調(diào)頻的總體方案，協(xié)同調(diào)頻控制策略以系統(tǒng)頻率偏差為監(jiān)測量，分別從風(fēng)電場與柔性直流受端換流站展開設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)DFIG與VSC-HVDC的頻率協(xié)同控制.

3.1 DFIG控制策略

DFIG的轉(zhuǎn)子中存在一定的旋轉(zhuǎn)動(dòng)能，大小為

(1)

公式中：J為轉(zhuǎn)動(dòng)慣量；ω為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速.

因此可以利用DFIG轉(zhuǎn)子動(dòng)能主動(dòng)響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化，依據(jù)系統(tǒng)頻率變化率調(diào)整輸出有功功率.同時(shí)為了使得風(fēng)電機(jī)組能夠提供持續(xù)的功率支撐，采取有功功率-頻率下垂控制進(jìn)行頻率一次調(diào)整.擾動(dòng)期間控制器調(diào)頻增發(fā)的有功功率可表示為

(2)

公式中：Δf為電網(wǎng)頻率和額定頻率f0的偏差；Kp、Kd分別為比例系數(shù)和微分系數(shù).

DFIG的轉(zhuǎn)子動(dòng)能僅能提供短暫的沖擊型功率支撐，若要實(shí)現(xiàn)DFIG參與電網(wǎng)的一次調(diào)頻，需要持續(xù)的有功輸出.根據(jù)海上風(fēng)速較為緩和的特點(diǎn)，設(shè)定DFIG的轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速大于最大功率跟蹤時(shí)的最優(yōu)轉(zhuǎn)速，從而降低風(fēng)力機(jī)組的捕獲風(fēng)效率使機(jī)組減載運(yùn)行，留出一定的備用容量來支持系統(tǒng)一次調(diào)頻.

DFIG增加的有功功率ΔPDFIG與其最大有功備用容量有關(guān)，關(guān)系為

(3)

當(dāng)ΔPDFIG在DFIG的最大有功備用容量范圍內(nèi)時(shí)，DFIG可以利用備用容量有效參與調(diào)頻；當(dāng)ΔPDFIG超出最大有功備用容量范圍時(shí)，DFIG釋放完全部有功功率備用后，將不再參與系統(tǒng)頻率的調(diào)整.

圖3 具有附加頻率控制的一次調(diào)頻控制

圖4 增速減載功率特性示意圖

DFIG的減載系數(shù)表達(dá)式如公式(4)所示，這意味著在不同風(fēng)速下，風(fēng)機(jī)可以通過增大轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速使風(fēng)電場始終在d%減載曲線上運(yùn)行.式中，PMPPT為當(dāng)前風(fēng)速下的最大功率；PL為減載下的輸出功率.

(4)

在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)具有附加頻率控制的一次調(diào)頻控制器如圖3所示.在風(fēng)電場穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，控制DFIG運(yùn)行在超速減載狀態(tài).當(dāng)檢測到出現(xiàn)頻率偏差，通過附加頻率控制計(jì)算出DFIG有功功率參考值增量ΔPDFIG，即可得到轉(zhuǎn)子側(cè)換流器控制中實(shí)際的有功功率參考值P*=ΔPDFIG+PL.

系統(tǒng)負(fù)荷突然增加時(shí)DFIG增速減載過程如圖4所示.調(diào)頻前DFIG運(yùn)行在d%減載曲線上(假設(shè)在某一確定風(fēng)速下時(shí)為點(diǎn)A)，輸出功率為PL；當(dāng)系統(tǒng)頻率發(fā)生變化時(shí)電磁功率變化ΔPc，由于ΔPc大于DFIG捕獲的機(jī)械功率，轉(zhuǎn)子將減速釋放動(dòng)能；在轉(zhuǎn)速降低到最優(yōu)轉(zhuǎn)速(點(diǎn)C)之前，DFIG捕獲的機(jī)械功率將增加ΔPw(點(diǎn)A到點(diǎn)D)，而電磁功率則由點(diǎn)B減小到點(diǎn)D，此時(shí)DFIG運(yùn)行在新的減載曲線上達(dá)到平衡.新的減載率為

(5)

為此，設(shè)計(jì)如圖5所示的具有附加頻率控制的DFIG控制策略.

圖5 具有附加頻率控制的DFIG控制

網(wǎng)側(cè)變流器與轉(zhuǎn)子側(cè)變流器通過直流母線實(shí)現(xiàn)解耦控制，并使轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速與電網(wǎng)頻率解耦，實(shí)現(xiàn)DFIG的變速運(yùn)行.網(wǎng)側(cè)變流器分別獨(dú)立控制網(wǎng)側(cè)輸出電流的D軸分量isd*和Q軸分量isq*，實(shí)現(xiàn)對(duì)直流側(cè)電壓Udc和無功電流isq的控制，保證轉(zhuǎn)子變流器以及雙饋勵(lì)磁系統(tǒng)的可靠穩(wěn)定運(yùn)行.轉(zhuǎn)子側(cè)變流器通過控制注入的轉(zhuǎn)子電流的D軸分量ird*和Q軸分量irq*實(shí)現(xiàn)對(duì)定子有功功率P和端電壓us的解耦控制.轉(zhuǎn)子側(cè)變換器的有功類控制采用具有附加頻率控制的一次調(diào)頻控制策略，使DFIG主動(dòng)響應(yīng)電網(wǎng)頻率變化.

3.2 VSC-HVDC受端換流站控制策略

當(dāng)受端島嶼電力系統(tǒng)受到擾動(dòng)，VSC-HVDC不僅要與DFIG共同實(shí)現(xiàn)慣性響應(yīng)，還要承擔(dān)系統(tǒng)二次頻率調(diào)節(jié)任務(wù).為了模擬同步發(fā)電機(jī)的虛擬慣量和阻尼特性，VSC-HVDC受端換流站控制器采用模擬二階同步發(fā)電機(jī)模型的VSG控制技術(shù).

假設(shè)同步發(fā)電機(jī)的極對(duì)數(shù)為1，其等效轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程為

(6)

公式中：Tm、Te、Td分別為同步發(fā)電機(jī)的機(jī)械轉(zhuǎn)矩、電磁轉(zhuǎn)矩和阻尼轉(zhuǎn)矩；Pm、Pe分別為同步發(fā)電機(jī)的機(jī)械功率和電磁功率；J為同步發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量；D為同步發(fā)電機(jī)的阻尼系數(shù)；ω為是電網(wǎng)的同步角速度，對(duì)其進(jìn)行積分即可得到電網(wǎng)電壓的相位角δ；ω0是同步發(fā)電機(jī)的額定角速度.

穩(wěn)態(tài)下，得到

Pe=Pm-Dω0(ω-ω0).

(7)

由此，阻尼系數(shù)使直流輸電系統(tǒng)具有阻尼特性，同時(shí)描述了有功和頻率的下垂關(guān)系，能夠?qū)︻l率偏差作出一次調(diào)整.當(dāng)電網(wǎng)中出現(xiàn)大幅擾動(dòng)，頻率偏移量往往超出合理的范圍，需要引入對(duì)頻率的二次調(diào)整.

電力系統(tǒng)二次調(diào)頻的功率方程為

(8)

公式中：K為負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)系數(shù)；ΔPL為系統(tǒng)負(fù)荷增量；ΔPG為系統(tǒng)發(fā)電功率增量.可以看出，調(diào)整發(fā)電功率使ΔPG=ΔPL，即可實(shí)現(xiàn)頻率的無差調(diào)節(jié).于是設(shè)計(jì)二次調(diào)頻時(shí)發(fā)電功率變化量為

(9)

公式中：ki為積分系數(shù).同步發(fā)電機(jī)通過控制原動(dòng)機(jī)的的機(jī)械功率來調(diào)節(jié)有功功率輸出，將發(fā)電功率變化量引入有功-頻率調(diào)節(jié)器中，即：

(10)

公式中：Pref為換流器輸出的有功參考值.將式公(10)代入公式(6)，得到電磁功率Pe為

(11)

由此，設(shè)計(jì)VSC-HVDC受端換流站如圖6所示的加入頻率偏差判定環(huán)節(jié)的二次調(diào)頻策略，通過頻率偏移的嚴(yán)重性判斷是否投入頻率無差調(diào)節(jié).

圖6 基于VSG的二次調(diào)頻控制

因此，設(shè)計(jì)的基于VSG的VSC-HVDC受端換流站控制策略如圖7所示.其中，無功電壓控制模擬同步發(fā)電機(jī)的勵(lì)磁方程，給內(nèi)環(huán)電流控制器提供D軸與Q軸電流指令值.

圖7 基于VSG的VSC-HVDC受端換流站控制

4 仿真驗(yàn)證

4.1 仿真系統(tǒng)

為了驗(yàn)證DFIG和VSC-HVDC協(xié)同調(diào)頻控制策略的有效性，基于Matlab/Simulink搭建了如圖1所示的受端島嶼電力系統(tǒng).以下分別從DFIG、VSC-HVDC單獨(dú)調(diào)頻以及DFIG與VSC-HVDC協(xié)同調(diào)頻三個(gè)方面驗(yàn)證所提控制策略的慣性響應(yīng)特性與一次、二次調(diào)頻性能.

仿真系統(tǒng)中，2個(gè)VSC-HVDC換流站主回路參數(shù)及容量相同，系統(tǒng)主要參數(shù)如表1所示.VSC1接入大電網(wǎng)，采用定直流電壓控制和定無功功率控制.VSC2接入海島電網(wǎng)，可供采用的控制方式有：(1)定有功功率和定交流電壓的傳統(tǒng)矢量控制；(2)傳統(tǒng)VSG控制；(3)具有二次調(diào)頻能力的VSG控制，其中頻率偏移量在閾值C為0.004 pu.設(shè)定仿真中風(fēng)電場當(dāng)前風(fēng)速低于額定風(fēng)速，取9.8 m/s，風(fēng)電場由DFIG單機(jī)聚合模型模擬，可采用的控制方式為是否具有附加頻率控制的矢量控制.

表1 VSC2及DFIG系統(tǒng)主要參數(shù)

4.2 仿真分析

算例1：為驗(yàn)證DFIG的慣性響應(yīng)與一次調(diào)頻效果，VSC2采用定有功功率和定交流電壓的傳統(tǒng)矢量控制策略，在5 s時(shí)負(fù)荷有功增加50 MW.在DFIG不同控制下系統(tǒng)頻率動(dòng)態(tài)過程和DFIG出力動(dòng)態(tài)變化過程的仿真結(jié)果，如圖8所示.

圖8 DFIG在不同控制下的仿真結(jié)果

由圖8可知，未采用附加頻率控制時(shí)，擾動(dòng)后DFIG輸出有功功率沒有顯著變化，表明無附加頻率控制時(shí)其不具有調(diào)頻作用.采用附加頻率控制時(shí)，擾動(dòng)后DFIG增發(fā)了有功功率，并且與未采用附加頻率控制時(shí)相比，系統(tǒng)頻率下降較為緩和，系統(tǒng)頻率偏差在穩(wěn)態(tài)時(shí)較小，表明采用附加頻率控制使系統(tǒng)慣性水平提高，通過增發(fā)功率實(shí)現(xiàn)一次調(diào)頻，有效改善了系統(tǒng)的頻率特性.

算例2：為驗(yàn)證設(shè)計(jì)的VSG二次調(diào)頻控制的性能，DFIG采用無附加頻率控制的傳統(tǒng)矢量控制，在1s時(shí)海島的負(fù)荷有功增加100 MW.換流站采取傳統(tǒng)矢量控制策略和具有二次調(diào)頻VSG控制策略(屏蔽頻率偏差判定環(huán)節(jié))仿真結(jié)果，如圖9所示.

圖9 VSC2在不同控制下的仿真結(jié)果

由圖9可知，采用傳統(tǒng)矢量控制VSC2發(fā)出有功功率沒有明顯變化，表明傳統(tǒng)矢量控制的換流站不參與系統(tǒng)調(diào)頻.采用具有二次調(diào)頻能力的VSG控制時(shí)，擾動(dòng)后VSC2發(fā)出的有功功率迅速增加，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定于額定頻率，表明所提VSG控制的VSC-HVDC受端換流站能夠?qū)崿F(xiàn)頻率無差控制，且存在類似同步發(fā)電機(jī)的振蕩過程.

算例3：為驗(yàn)證DFIG與VSC-HVDC協(xié)同調(diào)頻的性能，DFIG采用具有附加頻率控制的傳統(tǒng)矢量控制策略，VSC2分別采用有二次調(diào)頻能力的VSG控制策略和傳統(tǒng)的VSG控制策略，在5s時(shí)海島的負(fù)荷有功增加50MW，25s時(shí)海島的有功負(fù)荷再次增加50MW.仿真結(jié)果如圖10與圖11所示.

圖10 VSC2參與二次調(diào)頻前后的仿真對(duì)比結(jié)果

圖11 DFIG與VSC2協(xié)同調(diào)頻的仿真結(jié)果

圖10為VSC2參與二次調(diào)頻前后的仿真對(duì)比結(jié)果，驗(yàn)證了提出的頻率偏差判定控制的有效性.在5 s～25 s期間，兩種控制下系統(tǒng)頻率與VSC2發(fā)出的有功功率曲線一致，這是因?yàn)轭l率偏差量ΔI=0.1 Hz<0.2 Hz，VSC2未觸發(fā)二次調(diào)頻環(huán)節(jié).而25 s時(shí)發(fā)生的擾動(dòng)后，采用傳統(tǒng)VSG控制的系統(tǒng)頻率產(chǎn)生了一個(gè)約0.25 Hz的頻率偏差，而采用VSG控制的VSC2能將頻率穩(wěn)定控制在額定值上，證明所提頻率判定環(huán)節(jié)能夠準(zhǔn)確有效地判定頻率偏差量(ΔI=0.25 Hz>0.2 Hz)，通過快速增發(fā)有功功率實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)頻率的二次調(diào)整.

另外，VSC2發(fā)出有功功率在5 s之后有小幅上升，這表明了前面所述VSC2的VSG控制中的阻尼系數(shù)承擔(dān)了有限的一次調(diào)頻任務(wù).

圖11為DFIG與VSC2協(xié)同控制策略仿真結(jié)果，驗(yàn)證了所設(shè)計(jì)的協(xié)同調(diào)頻的有效性.5 s之后，DFIG的一次調(diào)頻發(fā)揮作用，向系統(tǒng)增發(fā)了有功功率；25 s之后，VSC2向系統(tǒng)傳輸?shù)挠泄β蚀蠓黾?，?shí)現(xiàn)了系統(tǒng)頻率的二次調(diào)整.由頻率動(dòng)態(tài)軌跡可以看到，頻率出現(xiàn)一定跌落后恢復(fù)到穩(wěn)態(tài)值，表明VSC2二次調(diào)頻控制系統(tǒng)檢測到頻率偏差量切換了控制策略，實(shí)現(xiàn)了由一次調(diào)頻到二次調(diào)頻的控制.

5 結(jié) 論

在挖掘DFIG和VSC-HVDC有功調(diào)節(jié)潛力的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了提高受端島嶼電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)能力的協(xié)調(diào)控制總體方案，并在此基礎(chǔ)上，提出了具有慣性響應(yīng)能力的換流站與風(fēng)電協(xié)同的受端系統(tǒng)頻率控制策略，可有效降低頻率波動(dòng)幅值及穩(wěn)態(tài)誤差，提高系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的能力.通過仿真驗(yàn)證了所提控制策略的有效性，并得出如下結(jié)論：

(1)在較小干擾工況下，風(fēng)電場與換流站的慣性響應(yīng)控制延緩了系統(tǒng)頻率的變化，并通過VSC的頻率偏差判定環(huán)節(jié)控制VSC閉鎖二次調(diào)頻，僅靠DFIG進(jìn)行一次調(diào)頻，在保證頻率控制在合理范圍的前提下，提高了小干擾下的頻率質(zhì)量與系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性.

(2)在較大干擾狀況下，VSC投入二次調(diào)頻，實(shí)現(xiàn)了頻率無差調(diào)整，避免了頻率的嚴(yán)重偏移同時(shí)保證了風(fēng)電場運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性.協(xié)同調(diào)頻控制通過受擾后系統(tǒng)頻率變化量進(jìn)行自主頻率調(diào)節(jié)，充分發(fā)揮了柔性直流系統(tǒng)與風(fēng)電場的調(diào)頻能力，對(duì)提高受端島嶼電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行具有重要意義.