提升海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的協(xié)調(diào)控制策略

江守其，徐亞男，李國慶，辛業(yè)春，王麗馨

（現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點實驗室（東北電力大學），吉林 吉林 132012）

0 引言

基于模塊化多電平換流器的直流輸電（modular multilevel converter based high voltage direct current，MMC-HVDC）技術(shù)具有控制速度快、運行方式靈活、供電可靠性高等特點，是實現(xiàn)深遠海風電匯集和遠距離外送的有效手段［1-2］。

海上風電經(jīng)柔直接入受端電網(wǎng)的規(guī)模不斷增大，部分同步機將逐步被替代，導致傳統(tǒng)調(diào)頻資源逐漸稀缺化，同時海上風電場側(cè)交流頻率與受端電網(wǎng)頻率解耦，海上風電無法主動支撐受端電網(wǎng)頻率，系統(tǒng)慣量逐漸降低，嚴重威脅其安全穩(wěn)定運行。因此，如何實現(xiàn)海上風電場對受端電網(wǎng)頻率變化的自主響應(yīng)，消除電網(wǎng)發(fā)生擾動時引起的頻率偏差，是提升系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性亟待解決的關(guān)鍵問題。在慣量支撐方面，文獻［3］通過遠距離通信將受端電網(wǎng)頻率波動的信號傳遞至風電場，通過調(diào)整其有功出力實現(xiàn)慣量支撐，但此方法存在延時問題，并且可靠性有待商榷。文獻［4-5］針對海上風電經(jīng)雙端柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)，利用直流電壓將頻率信息傳遞至送端，通過送端換流站調(diào)整其交流側(cè)頻率，風電場根據(jù)系統(tǒng)頻率調(diào)整其有功出力實現(xiàn)慣量支撐，但該方法將改變送端交流系統(tǒng)的頻率質(zhì)量，可能會給其他設(shè)備帶來不利影響。文獻［6-7］針對海上風電經(jīng)多端柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)，提出了送、受端電壓源換流器聯(lián)合控制的頻率下垂控制方法，通過直流電壓傳遞頻率信息，利用各換流站間的協(xié)調(diào)配合，實現(xiàn)受擾系統(tǒng)的慣量及頻率支撐。文獻［8］設(shè)計了一種適用于受端換流站的電壓源型控制策略，在無鎖相環(huán)情況下實現(xiàn)受端電網(wǎng)頻率的自主響應(yīng)，但其忽略了直流線路壓降對頻率信息傳遞精度的影響。文獻［9］針對直流微電網(wǎng)，設(shè)計了基于觀測器的直流電壓控制策略，考慮了負荷及直流線路阻抗對其控制特性的影響，其是否適用于柔直輸電系統(tǒng)有待進一步研究。

在頻率偏差調(diào)節(jié)方面，目前研究主要集中于風電場參與一次調(diào)頻方面，包括超速減載控制［10-11］、變槳控制［12-13］以及兩者的協(xié)調(diào)控制［14］等，均是通過風機預(yù)留備用容量實現(xiàn)頻率支撐。文獻［15］提出了可整定風機靜調(diào)差系數(shù)的頻率控制策略，并與虛擬慣性控制有機結(jié)合，實現(xiàn)風機對系統(tǒng)頻率的綜合控制。文獻［16］提出了海上風電場經(jīng)多端柔直系統(tǒng)的順序控制策略，按照網(wǎng)側(cè)到風電場側(cè)的順序逐步啟動調(diào)頻設(shè)備，但未詳細說明風電場具體的控制策略。為進一步提高頻率響應(yīng)能力，文獻［17］提出了基于超級電容儲能控制的虛擬慣量和一次頻率控制策略，從而提高了單臺風機的抗擾能力和主動支撐能力。文獻［18］提出一種基于旋轉(zhuǎn)備用加直流側(cè)儲能的風儲聯(lián)合控制策略，同時實現(xiàn)了風機的主動調(diào)頻和故障穿越。上述文獻僅關(guān)注采用單機聚合模型的風電場經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)頻率主動支撐問題，而針對綜合考慮多臺風機間響應(yīng)能力差異的控制策略，以及風電場經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)主動參與二次調(diào)頻的研究較少。在加速構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的背景下，有必要進一步挖掘海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)控潛力，使其整體成為主導電源，承擔起支撐系統(tǒng)頻率的責任。

在此背景下，本文針對基于雙饋感應(yīng)發(fā)電機（doubly-fed induction generator，DFIG）的海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)，設(shè)計了提升系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的多時間尺度協(xié)調(diào)控制策略：①利用直流電容能量的同時，考慮不同風速下風機的響應(yīng)能力差異，提出了基于直流電容電場能與DFIG 差異化轉(zhuǎn)子動能的虛擬慣量協(xié)調(diào)控制；②計及直流電壓與DFIG轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速約束，設(shè)計了考慮變速控制與槳距角控制響應(yīng)差異的一次調(diào)頻協(xié)調(diào)控制，并對相關(guān)控制參數(shù)進行了設(shè)計；③基于直流電壓與受端電網(wǎng)頻率的耦合關(guān)系，提出了風電場主動消除直流電壓偏差量的附加槳距角控制。最后，通過仿真驗證了所提控制策略的可行性。

1 海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示。系統(tǒng)采用對稱單極接線方式，其中：風電場側(cè)的送端換流站（wind-farm-side sending-end modular multilevel converter，WFMMC）采用定交流電壓控制和定頻率控制，以穩(wěn)定海上風電場的并網(wǎng)母線電壓和頻率；網(wǎng)側(cè)受端換流站（gird-side receiving-end modular multilevel converter，GSMMC）通常采用定直流電壓控制和定無功功率控制，以保證直流電壓的穩(wěn)定。隨著海上風電滲透率的不斷增大，受端交流電網(wǎng)呈現(xiàn)越來越明顯的低慣量、弱阻尼特性，在傳統(tǒng)同步發(fā)電機組備用計劃無法滿足電網(wǎng)調(diào)頻容量和速度需求時，可能導致電網(wǎng)頻率變化率大、頻率越限等問題。因此，亟需挖掘海上風電功率調(diào)節(jié)潛力，使其主動支撐系統(tǒng)慣量、參與頻率穩(wěn)定調(diào)控，提升系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性。

圖1 海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 System structure of MMC-HVDC connecting offshore wind power

2 虛擬慣量控制策略

愛因斯坦狹義相對論表示：慣性是能量的固有屬性，能量具有慣性，任何慣性都應(yīng)歸因于能量［19］。因此，為了抑制受端交流電網(wǎng)不平衡功率引起的頻率突變，本文設(shè)計了一種基于直流電容能量與DFIG轉(zhuǎn)子動能的虛擬慣量控制策略，在受端電網(wǎng)頻率突變時共同為系統(tǒng)提供慣量支撐。

2.1 基于直流電容儲能的虛擬慣量控制

同步機的慣量響應(yīng)過程可描述為：

式中：H為同步機的慣性時間常數(shù)；f為交流電網(wǎng)實際頻率；PM為機械功率；PE為電磁功率。

模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC）直流側(cè)的等效電容可利用其動態(tài)特性起到抑制直流電壓變化的作用，即在忽略線路有功損耗的情況下，利用直流電壓的變化反映整流側(cè)與逆變側(cè)之間的功率不平衡關(guān)系，如式（2）所示。

式中：Ceq為MMC 的等效電容［20］；Udc為實測的直流電壓；Pwind為風電場的輸出功率；Pgrid為傳遞到網(wǎng)側(cè)的有功功率。

為了使MMC 具備同步機的慣量響應(yīng)特性，類比式（1）所示的同步機慣量響應(yīng)過程，Pwind可看作同步機的機械功率，為了方便控制策略設(shè)計，在僅考慮直流電容為系統(tǒng)提供慣量支撐時可先假設(shè)Pwind為常量；Pgrid可看作同步發(fā)電機的電磁功率，則直流電壓的變化可類比于同步機轉(zhuǎn)速的變化，主要區(qū)別在于直流電容是利用其自身能量為系統(tǒng)提供虛擬慣量支撐，進而抑制頻率突變；同步機則是利用其轉(zhuǎn)子動能提供慣量支撐，直接決定系統(tǒng)頻率。結(jié)合式（1）、（2）可得：

式中：Udc0為穩(wěn)態(tài)下的額定直流電壓；ΔUdc=Udc-Udc0為直流電壓的偏差；f0為交流電網(wǎng)額定頻率。

為保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，通常將直流電壓偏差量限制在較小范圍（±5 % 左右）內(nèi)，故可忽略電壓偏差的二次項，結(jié)合式（5）可得：

式中：Δf=f-f0為交流電網(wǎng)的頻率偏差；kc為直流電壓偏差量與頻率偏差量之間的耦合系數(shù)。

由式（6）可知，通過將受端電網(wǎng)頻率偏差引入GSMMC 直流電壓控制環(huán)節(jié)，如式（7）所示，可建立直流電壓與頻率之間的耦合關(guān)系，使其主動參與電網(wǎng)頻率調(diào)節(jié)的同時將頻率波動信息傳遞至直流側(cè)，為風電場主動支撐慣量提供響應(yīng)條件。

式中：Udcref為GSMMC定直流電壓參考值。

由式（7）可知，ΔUdc與Δf之間的耦合系數(shù)kc越大，Udcref越大，越易達到直流電壓限值，導致直流電壓無法傳遞完整的受端電網(wǎng)頻率信息。因此，可根據(jù)允許的直流電壓最大偏差值ΔUdcmax與允許頻率波動的上限值Δfmax，設(shè)計kc的取值為：

2.2 基于DFIG轉(zhuǎn)子動能的虛擬慣量控制

受直流電壓偏差約束限制，直流電容所能提供的能量較少，慣性作用有限，可結(jié)合DFIG 的轉(zhuǎn)子動能進一步增強慣量支撐作用，使其在電網(wǎng)頻率突變時，能夠存儲或釋放轉(zhuǎn)子動能，主動提供慣量支撐。針對不同風速下的風機，通過引入本地直流電壓變化率設(shè)計了一種基于差異化轉(zhuǎn)子動能調(diào)節(jié)的風電場虛擬慣量控制策略，其無需遠距離通信即可改變風電場的有功出力，有效提高系統(tǒng)抑制頻率突變的能力。風電場主動支撐系統(tǒng)頻率的控制策略如圖2所示。圖中：ωopt為最優(yōu)轉(zhuǎn)速；ΔUdcth為直流電壓死區(qū)限值；vw為風速；β為槳距角；kp為轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)量與直流電壓偏差量之間的耦合系數(shù)；kd為轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)量與直流電壓變化率之間的耦合系數(shù)；Td為慣性環(huán)節(jié)時間常數(shù)；kpitch為槳距角調(diào)控環(huán)節(jié)比例系數(shù)；kβ為電壓型附加槳距角控制中的耦合系數(shù)；Pref為有功功率參考值；Pn為額定功率；PI為比例積分（proportional integral，PI）控制器。

圖2 風電場主動支撐系統(tǒng)頻率的控制策略Fig.2 Control strategy of wind farm actively supporting system frequency

2.2.1 虛擬慣量控制策略設(shè)計

當系統(tǒng)受到擾動時，利用式（7）所建立的直流電壓與電網(wǎng)頻率耦合關(guān)系，將電網(wǎng)頻率波動信息以直流電壓為載體傳遞至風電場側(cè)，將WFMMC 側(cè)直流電壓的變化率dUdc/dt引入風電場各DFIG 有功控制環(huán)節(jié)，使其主動改變有功出力響應(yīng)受端電網(wǎng)頻率突變，為系統(tǒng)提供慣量支撐。

為了使海上風電場能夠同時滿足不同頻率變化情況下的頻率調(diào)節(jié)需求，通常預(yù)留一定的功率備用，使其穩(wěn)態(tài)運行于超速減載模式［14］。設(shè)DFIG 超速減載后的功率跟蹤曲線方程為：

式中：kLS為減載功率跟蹤系數(shù)；ωd為當前轉(zhuǎn)速。

當受端電網(wǎng)頻率升高時，直流電壓將實時聯(lián)動上升，各DFIG 根據(jù)dUdc/dt改變其轉(zhuǎn)速參考值，快速降低風電場輸出功率，如式（11）所示，由于轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)量Δω通常不大，在此忽略了二次項（Δω）2和三次項（Δω）3。結(jié)合式（2）與式（11），DFIG 減少有功出力ΔPwind的過程可類比為一個虛擬電容提供慣量支撐的過程，即DFIG通過轉(zhuǎn)子動能為系統(tǒng)提供虛擬慣量支撐，如式（12）所示，進而可得Δω與dUdc/dt的關(guān)系如式（13）所示。

式中：ΔCvir為直流側(cè)附加虛擬電容。

圖3 為風機主動提供慣量支撐的示意圖（圖中風機功率和轉(zhuǎn)速均為標幺值），DFIG 穩(wěn)態(tài)運行于減載點B，在受端電網(wǎng)頻率上升初期，不平衡功率最大，利用所提虛擬慣量控制可使DFIG 快速、大幅度降低其輸出功率，輸出功率減少值為ΔPgrid，此過程如圖3中點B至點C紅色箭頭所示，有效降低頻率上升率。此時DFIG捕獲的機械功率大于電磁功率，轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速上升并通過存儲動能為系統(tǒng)提供慣量支撐；隨著轉(zhuǎn)速上升機械功率將逐漸減少，如圖3 中ΔPwind所示，同樣可以抑制頻率上升，呈現(xiàn)出類似同步發(fā)電機的阻尼特性。在受端電網(wǎng)同步發(fā)電機一次調(diào)頻作用后，系統(tǒng)的頻率偏差將逐漸趨于定值，并且dUdc/dt隨之變?yōu)?，風機不再提供慣量支撐，重新恢復(fù)到擾動前穩(wěn)態(tài)運行點，此過程如圖3中點D至點B紅色箭頭所示。

圖3 風機功率特性曲線Fig.3 Curves of wind turbine power characteristic

綜合上述分析可知，考慮海上風電場主動支撐系統(tǒng)慣量后，式（2）可進一步修改為式（14），即風電場能夠通過增大柔直系統(tǒng)等效電容增強其慣性作用，實現(xiàn)其轉(zhuǎn)子動能與直流電容能量共同提供慣量支撐，增大其等效慣性時間常數(shù)，如式（15）所示，從而抑制頻率突變，提升系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。由于受端電網(wǎng)頻率下降時的慣量響應(yīng)過程與上述類似，在此不再贅述。

式中：HS為系統(tǒng)的虛擬慣性時間常數(shù)。

2.2.2 控制參數(shù)設(shè)計

穩(wěn)態(tài)運行時DFIG 轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速距離最大轉(zhuǎn)速（或最優(yōu)轉(zhuǎn)速）越近，其轉(zhuǎn)速可變化的空間越小，可存儲（或釋放）的轉(zhuǎn)子動能越少；反之，則越多。因此，需根據(jù)DFIG變速控制啟動時的轉(zhuǎn)速ωd0合理設(shè)計kd，以充分利用各DFIG 的轉(zhuǎn)子動能，實現(xiàn)虛擬慣量的協(xié)同響應(yīng)。

由圖3 可知，DFIG 轉(zhuǎn)子運行于最優(yōu)轉(zhuǎn)速ωopt時，DFIG 捕獲的機械功率達到最大值，且能夠發(fā)揮最大的阻尼作用，故當擾動引起電網(wǎng)頻率跌落時，為了更快地抑制頻率跌落，DFIG 轉(zhuǎn)速可下降的最小值為ωopt；而當擾動引起電網(wǎng)頻率上升時，DFIG 通過增大轉(zhuǎn)速以存儲動能，轉(zhuǎn)速可上升的最大值為ωmax，故本文將DFIG 轉(zhuǎn)速的可調(diào)節(jié)范圍設(shè)計為［ωopt，ωmax］。根據(jù)式（6）和式（13）可知，Δω與dUdc/dt（即頻率變化率df/dt）成正比，為了防止df/dt過大損壞機組，在設(shè)計參數(shù)kd時需同時考慮Δω和df/dt的限值約束。

基于dUdc/dt與df/dt的耦合關(guān)系，在頻率上升時，考慮直流電壓變化率的最大值約束max（dUdc/dt）與ωmax之間的對應(yīng)關(guān)系如式（16）所示；同理可得頻率下降時max（dUdc/dt）與ωopt之間的對應(yīng)關(guān)系。綜上可得耦合系數(shù)kd的取值如式（17）所示。

由式（17）可知，各DFIG 可根據(jù)ωd0合理選取其kd，實現(xiàn)不同風速下各DFIG 轉(zhuǎn)子動能的差異化利用，有效提高了風電場的慣量支撐能力。

3 頻率主動支撐控制策略

由于直流電容與DFIG 轉(zhuǎn)子提供慣量支撐的過程是短暫且不可持續(xù)的，僅可抑制擾動初期的頻率突變，為了維持受端電網(wǎng)頻率在安全范圍內(nèi)，需要風電場具備主動參與系統(tǒng)調(diào)頻的能力，從而降低系統(tǒng)頻率偏差，保證其安全穩(wěn)定運行。本文基于式（7）建立的頻率與直流電壓耦合關(guān)系，分別設(shè)計了海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻的控制策略，以提升頻率支撐能力。

3.1 一次調(diào)頻控制策略

為了實現(xiàn)與同步機類似的調(diào)頻功能，基于本地直流電壓測量信息，設(shè)計了考慮變速控制與槳距角控制響應(yīng)差異的風電場一次調(diào)頻協(xié)調(diào)控制策略。通過將直流電壓的偏差量ΔUdc引入風電場各DFIG 有功控制環(huán)節(jié)，調(diào)整DFIG 的有功出力，實現(xiàn)風電場主動參與一次調(diào)頻，從而提升受端交流電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性。

3.1.1 基于變速控制的一次調(diào)頻

當直流電壓達到其死區(qū)限值ΔUdcth時，DFIG 立即通過改變轉(zhuǎn)速來調(diào)節(jié)其所捕獲的機械功率，實現(xiàn)風電場主動參與一次調(diào)頻。結(jié)合式（12）可知，受端電網(wǎng)頻率偏差量Δf以直流電壓偏差量ΔUdc的形式傳遞至風電場，且滿足Δf∝ΔUdc∝Δω∝ΔPwind，如式（18）與式（19）所示。若風電場一次調(diào)頻后轉(zhuǎn)速在其允許的調(diào)節(jié)范圍內(nèi)，則DFIG將穩(wěn)定運行于新的平衡狀態(tài)。

式中：η為調(diào)壓系數(shù)。

為了實現(xiàn)風電場一次調(diào)頻功率的合理分配，類比2.2.2 節(jié)的思想，結(jié)合式（16）和式（17），可得ΔUdc與Δω之間的耦合系數(shù)kp取值為：

3.1.2 基于槳距角控制的一次調(diào)頻

當DFIG轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速達到ωmax（或ωopt）時，即基于變速控制的一次調(diào)頻能力達到上限，通過控制其轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速不變，維持DFIG 變速控制的調(diào)頻能力，并啟動圖2 中基于電壓型附加槳距角控制的一次調(diào)頻模式，通過將直流電壓偏差量產(chǎn)生的附加槳距角Δβ疊加至初始備用槳距角β0，進一步改變風電場的有功出力，從而實現(xiàn)DFIG變速控制與附加槳距角控制參與一次調(diào)頻的協(xié)調(diào)配合。類比2.2.2 節(jié)的思想，圖2中電壓型附加槳距角控制中的耦合系數(shù)kβ可定義為：

3.2 二次調(diào)頻控制策略

隨著海上風電等新能源滲透率不斷提升，傳統(tǒng)同步發(fā)電機將逐漸被替代，系統(tǒng)調(diào)頻能力將明顯降低，消除頻率偏差的能力也將減弱，頻率穩(wěn)定問題可能成為我國電力系統(tǒng)低碳化轉(zhuǎn)型路徑上的重要瓶頸。相比慣性和一次調(diào)頻抑制頻率波動的過程，二次調(diào)頻是在更長時間尺度內(nèi)實現(xiàn)頻率動態(tài)平衡，可提高整個系統(tǒng)的穩(wěn)定性和抗擾性。因此，本文進一步挖掘了大規(guī)模海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)的二次調(diào)頻潛力，根據(jù)本地直流電壓測量信息，設(shè)計了基于附加槳距角控制的二次調(diào)頻策略，使其整體呈現(xiàn)主導電源的特性，提高受端電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性。

由于受端電網(wǎng)頻率偏差與直流電壓直接耦合，將電壓型附加槳距角控制中的二次調(diào)頻控制目標設(shè)置為柔直系統(tǒng)GSMMC 定直流電壓參考值Udcref（忽略線路損耗），在接收到調(diào)度指令后，使其主動參與柔直系統(tǒng)直流電壓調(diào)節(jié)，消除其穩(wěn)態(tài)偏差量，進而實現(xiàn)受端電網(wǎng)頻率的無差調(diào)節(jié)。在風電場參與一次調(diào)頻后，電網(wǎng)頻率偏差趨于定值，若此時DFIG 轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速未達到其限值ωmax（或ωopt），在接收到調(diào)度指令后，直流電壓偏差量通過比例積分環(huán)節(jié)產(chǎn)生附加槳距角Δβ，僅通過改變槳距角調(diào)整風電場有功出力，消除一次調(diào)頻后仍存在的頻率偏差，實現(xiàn)與同步機類似的二次調(diào)頻功能，同時使轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速恢復(fù)至初始轉(zhuǎn)速，恢復(fù)風電場的慣量支撐能力；若DFIG轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速已達到其限值ωmax（或ωopt），則表示不平衡功率較大，需維持其轉(zhuǎn)速不變，即維持變速控制的調(diào)頻能力，再通過二次調(diào)頻作用進一步調(diào)節(jié)其槳距角，使變速控制和槳距角控制共同承擔系統(tǒng)不平衡功率，維持直流電壓穩(wěn)定，在充分利用風電場功率調(diào)節(jié)能力的同時實現(xiàn)受端電網(wǎng)頻率的無差調(diào)節(jié)。

綜合上述分析，設(shè)計了多時間尺度頻率支撐協(xié)調(diào)控制策略的實施流程如圖4 所示，可有效提升海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。

4 仿真驗證

在MATLAB／Simulink 中搭建了圖1 所示海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)模型，并利用RT-LAB OP5600進行仿真。其中海上風電場的總?cè)萘繛? 500 MW（由2 臺DFIG 單機聚合模型組成），受端電網(wǎng)中2 臺同步機組的容量均為900 MW，送、受端換流站的主要參數(shù)如附錄A 表A1 所示。下面將以切負荷的情景為例，分別對虛擬慣量控制和調(diào)頻控制策略的有效性進行仿真驗證。

4.1 虛擬慣量控制策略的仿真驗證

系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行時，WFMMC 匯集646 MW 的風電場輸出功率，其中風電場內(nèi)DFIG1和DFIG2風速分別為9、10 m／s，受端電網(wǎng)的負荷1 為2 070 MW，負荷2 為200 MW，為了驗證擾動下所提虛擬慣量控制策略的有效性，t=50 s 時將負荷2 切除，受端電網(wǎng)頻率迅速上升。為了更好地驗證本文所提控制策略的有效性，分為以下情景進行仿真對比驗證：①情景1，未采用任何附加控制；②情景2，僅利用直流電容提供慣量支撐；③情景3，采用本文所提虛擬慣量控制。對比結(jié)果如圖5所示。圖中：PSG為同步機功率，PDFIG1、PDFIG2和ωDFIG1、ωDFIG2分別為風電場內(nèi)DFIG1、DFIG2輸出的有功功率和轉(zhuǎn)速，以上變量均為標幺值，后同。

圖5 虛擬慣量控制前、后系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)結(jié)果Fig.5 Transient response results before and after virtual inertia control

根據(jù)仿真結(jié)果可以看出，當切除負荷2 引起電網(wǎng)頻率上升時，情景2、3 中的直流電壓也隨之上升，直流電容主動支撐系統(tǒng)慣量，但僅能短暫提供少量的慣量支撐，故情景1、2 中電網(wǎng)頻率突變程度相近，而情景3 中DFIG 轉(zhuǎn)子可提供更多的慣量支撐，其頻率突變程度較為緩慢。慣量支撐僅發(fā)生在頻率突變初期，在頻率偏差大于同步機組一次調(diào)頻死區(qū)后，將降低其有功出力，最終維持系統(tǒng)功率平衡，可以看出情景3 中同步機的輸出功率下降速率及幅度均較小，表明DFIG利用轉(zhuǎn)子動能和捕獲風功率的變化能夠為系統(tǒng)提供較大的慣量支撐和阻尼作用。在DFIG 主動支撐系統(tǒng)慣量過程中，穩(wěn)態(tài)運行時風速低的DFIG 轉(zhuǎn)速變化較大，即存儲了更多的轉(zhuǎn)子動能，實現(xiàn)了DFIG轉(zhuǎn)子動能差異化利用，有效提高了海上風電的慣量支撐能力。

4.2 頻率主動支撐控制策略的仿真驗證

為了驗證所提調(diào)頻控制策略的有效性，根據(jù)電網(wǎng)一次調(diào)頻啟動閾值±0.033 Hz 設(shè)計風電場一次調(diào)頻電壓啟動閾值，初始槳距角β0=2°，仿真工況與4.1節(jié)相同。從以下3 個情景進行仿真對比驗證：情景4，僅同步機參與一次調(diào)頻；情景5，DFIG僅采用變速控制與同步機共同參與一次調(diào)頻；情景6，在情景5一次調(diào)頻的基礎(chǔ)上啟動附加槳距角控制的二次調(diào)頻模式。仿真對比結(jié)果如圖6所示，圖中βDFIG1、βDFIG2分別為風電場內(nèi)DFIG1和DFIG2的槳距角。

圖6 風電場調(diào)頻控制前、后系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)結(jié)果Fig.6 Transient response results before and after frequency regulation control of wind farm

根據(jù)仿真結(jié)果可以看出，當負荷2 被切除后，受端電網(wǎng)頻率上升，其頻率信息通過直流電壓傳遞至風電場，此時啟動DFIG 的變速控制參與一次調(diào)頻，故情景5比情景4的電網(wǎng)頻率能更快地恢復(fù)穩(wěn)定，風電場在實現(xiàn)對電網(wǎng)頻率自主響應(yīng)的同時起到了抑制直流電壓的作用。風電場通過增大轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速以降低其有功出力，從而實現(xiàn)一次調(diào)頻。一次調(diào)頻后受端電網(wǎng)仍存在頻率偏差，在70 s時啟動二次調(diào)頻，通過增大槳距角進一步降低風電場內(nèi)各DFIG 的輸出功率，在消除受端電網(wǎng)頻率偏差的同時恢復(fù)DFIG轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速至初始轉(zhuǎn)速，從而恢復(fù)其慣量支撐能力。調(diào)頻期間，風電場啟動變速控制后，情景5 中同步機輸出功率的下降幅度變小，緩解了同步機參與一次調(diào)頻的壓力；風電場啟動附加槳距角控制后，逐漸消除受端電網(wǎng)的頻率偏差，情景6 中同步機輸出功率也逐漸恢復(fù)至初始值，從而驗證風電場具備二次調(diào)頻的潛力。

為了進一步驗證基于變速控制與附加槳距角控制協(xié)同的DFIG 調(diào)頻能力，設(shè)定與送端換流站相連的DFIG1和DFIG2風速分別為10.5 m／s 和11 m／s，受端交流系統(tǒng)連接的負荷1 為2 330 MW，負荷2 為250 MW，50 s 時將負荷2 切除，DFIG 優(yōu)先利用變速控制參與一次調(diào)頻，并依次切換至附加槳距角一次調(diào)頻和二次調(diào)頻模式，仿真結(jié)果如附錄A圖A1所示。

當負荷2 被切除，DFIG 通過超速減載和同步機組共同參與一次調(diào)頻時，DFIG 轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速達到上限值，且電網(wǎng)頻率仍在上升，54 s 時啟動附加槳距角控制的一次調(diào)頻模式，并維持DFIG轉(zhuǎn)子在最大轉(zhuǎn)速運行，進一步增大DFIG 的一次調(diào)頻能力，使電網(wǎng)頻率更快地恢復(fù)穩(wěn)定。一次調(diào)頻后，電網(wǎng)頻率偏差趨于定值，80 s 時切換至附加槳距角控制的二次調(diào)頻模式，使風電場根據(jù)直流電壓偏差進一步增大其槳距角，降低有功出力，從而消除一次調(diào)頻后的頻率偏差，實現(xiàn)類似于同步機的二次調(diào)頻功能。

為了使海上風電場能夠同時滿足不同頻率變化情況下的頻率調(diào)節(jié)需求，進一步驗證本文所提協(xié)調(diào)控制策略在頻率下降工況中的有效性，50 s 時增加負荷100 MW，仿真結(jié)果如附錄A圖A2所示。

當受端電網(wǎng)負荷增加時，電網(wǎng)頻率快速下降，在風電場頻率主動支撐控制作用下，其輸出功率增加，此時風電場的輸出功率大于其捕獲的機械功率，DFIG 轉(zhuǎn)子將減速釋放動能，并提升其捕獲機械功率，與同步發(fā)電機一次調(diào)頻共同承擔不平衡功率，有效降低電網(wǎng)頻率下降速率及幅度，使系統(tǒng)頻率逐漸趨于穩(wěn)定。70 s 時維持DFIG 轉(zhuǎn)速不變，使DFIG 啟動附加槳距角二次調(diào)頻控制，進一步承擔系統(tǒng)不平衡功率，直至頻率恢復(fù)至擾動前的穩(wěn)態(tài)值，實現(xiàn)無差調(diào)節(jié)，有效驗證了海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)在不同頻率變化工況下的頻率主動支撐能力。

5 結(jié)論

針對新型電力系統(tǒng)構(gòu)建過程中傳統(tǒng)調(diào)頻資源逐漸稀缺化的問題，本文提出了適用于海上風電經(jīng)柔直聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)虛擬慣量控制、一次調(diào)頻和二次調(diào)頻的協(xié)調(diào)控制策略及參數(shù)選取方法，使其整體呈現(xiàn)主導電源特性，能夠為系統(tǒng)提供必要的慣量及頻率支撐。通過仿真分析得出如下結(jié)論：

1）在慣量支撐方面，利用直流電容能量提供慣量的同時建立了直流電壓與頻率的耦合關(guān)系，風電場根據(jù)本地直流電壓變化率和當前轉(zhuǎn)速即可實現(xiàn)不同DFIG轉(zhuǎn)子動能的差異化利用，在充分利用慣量支撐及阻尼能力的同時有效抑制了擾動初期電網(wǎng)的頻率變化；

2）在頻率偏差調(diào)節(jié)方面，通過將直流電壓偏差引入DFIG變速控制和槳距角控制，結(jié)合了兩者頻率響應(yīng)速度及能力，使風電場具備傳統(tǒng)同步機的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻功能，有效提升了系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。

值得指出的是，基于直流電壓改變海上風電輸出功率，可在實現(xiàn)電網(wǎng)頻率主動響應(yīng)的同時增強柔直系統(tǒng)直流電壓變化的慣性和阻尼作用，故本文所提控制策略可為盈余功率引起直流過電壓的故障穿越問題提供新的解決思路。

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