基于VSC-HVDC的双馈风电场并网协调控制策略研究

王龙， 徐延文， 王晓兰

(1.中铁工程装备集团技术服务有限公司，河南 郑州 450016;2.国网甘肃省电力公司经济技术研究院，甘肃 兰州 730050; 3.兰州理工大学，甘肃 兰州 730050)

0 引 言

基于电压源换流器的高压直流(VSC-HVDC) 输电技术具有高度的灵活性和可控性，是大型双馈风电场与电网联接的理想输电方式[1]。但双馈风电场经VSC-HVDC并网系统的惯量不足，旋转动能较小、抗干扰能力较弱，当电网出现有功扰动时，系统频率波动强烈，电力系统的稳定性会受到严重威胁。

目前，双馈风电机组已成为大型风电场的主力机型。由于DFIG的转速调节范围较宽，在电网发生有功扰动时，DFIG可通过转速调节，吸收或释放储存在转子中的旋转动能，抑制电网频率的变化[2-3]。文献[4]针对风电交流并网系统，提出通过切换DFIG最大功率跟踪曲线的方式来改变风电场的有功出力，实现DFIG对电网频率的动态支持。以上通过风电机组为系统提供频率支撑的方法,目前大都应用在风电交流并网系统中，在风电由VSC-HVDC送出系统中运用甚少。

大型风电场经VSC-HVDC输电系统并入交流电网时[5]，VSC-HVDC有效解耦了大型风电场和交流电网，因此前面所述的风电机组参与系统频率调节的方法不能直接应用到风电由VSC-HVDC输电并网系统。文献[6]提出利用风电机组的惯量来提高风电直流并网系统故障穿越能力的方法，该方法将VSC-HVDC系统中功率不平衡的信息以频率的形式反映到风电场，从而调节风电场有功出力，没有考虑VSC-HVDC系统直流电容对系统频率的支持。文献[7]提出利用VSC-HVDC直流侧电容储存的能量来调节电网频率，没有考虑风电机组为风电并网系统提供的惯性支撑。

本文结合了直流电容储存的能量和DFIG的转子动能，提出了一种协调控制策略，该协调控制策略包括电网侧变流器(Grid Side VSC, GSVSC)模拟惯量控制、风电场侧变流器(Wind Farm VSC, WFVSC)变频控制和DFIG的虚拟惯性控制。该协调控制能为系统提供较大的惯性支持，提高了系统的频率响应特性。最后，通过仿真分析，验证了所提协调控制策略的有效性。

1 系统结构及传统控制策略

图1为双馈风电场经VSC-HVDC并网系统的拓扑结构。整个系统由双馈风电场、WFVSC、GSVSC和直流网络组成。为保证直流电压和电能输送的稳定，GSVSC采用双闭环控制策略，以定直流电压和定无功功率作为其外环控制方式。风电场采用VSC-HVDC输电技术并网时，WFVSC可起到调节风电场公共连接点电压的幅值和频率的作用。大型风电场大多远离负荷中心，因此可按照要求设置风电场频率。为了控制风电场出口电压，WFVSC可采用定交流电压的控制方式。

图1 双馈风电场经VSC-HVDC并网系统拓扑图

2 提高系统频率响应特性的协调控制策略

该协调控制策略主要包含三部分：① GSVSC模拟惯量控制；② WFVSC变频控制；③ DFIG的虚拟惯性控制。

2.1 GSVSC模拟惯量控制

以图1所示系统为例，当可变负载L2突然消失时，系统频率将会发生偏移。而电力系统的惯量反映了系统阻止频率突变的能力，这一过程可描述为：

(1)

式中：H为系统的惯性时间常数；f0为系统的额定频率；f为系统频率；Ps、Pc分别为来自交流电网和电网侧变流器的功率；PL1、PL2分别为固定负载和可变负载。VSC-HVDC系统中直流电容可为系统提供能量平衡，维持直流电压的恒定。当VSC-HVDC系统整流侧和逆变侧功率不平衡时，电容电压会发生波动。因此直流电容的动态特性可以表示为：

(2)

式中：C为等效电容；SVSC为换流站额定容量；udc为直流电容电压；Pin、Pout分别为流入和流出直流电容的功率。由式(2)可知，VSC-HVDC系统中直流电容的动态特性和式(1)电力系统频率响应特性类似。令直流电容功率变化量ΔP2与交流电网功率变化量ΔP1相等，两边积分可得：

(3)

(4)

将式(3)在udc0处采用一阶Taylor展开推导可得：

(5)

式中：Δf为频率变化量。

由式(5)可知，GSVSC所模拟的惯量越大，电网有功扰动下系统频率可靠性就越高。但直流电压的改变量也相对会较大，因此要在符合系统设计要求的前提下，选取合适的模拟惯量。

在双馈风电场经VSC-HVDC并网系统中，风电场侧交流系统的频率由WFVSC决定，通常固定不变，不能反映系统中的有功平衡关系。因此，当系统发生有功震荡时，WFVSC可将系统中功率不平衡的信息以频率的方式反映到风电场，使风电场调整自身的有功功率输出量，以响应系统频率的变化。

2.2 WFVSC变频控制

当电网侧交流系统频率发生震荡时，为了快速响应系统频率变化，GSVSC首先调节直流电压的参考值，同时WFVSC根据变化的直流电压调节WFVSC的频率：

ΔfWF=KAΔudc

(6)

式中：KA为控制参数；ΔfWF为WFVSC的频率变化量。根据式(6)，WFVSC的变频控制可以写为：

(7)

式中：fWF0为WFVSC的初始频率。控制框图如图2所示。

图2 协调控制策略框图

2.3 双馈风电机组的虚拟惯性控制

DFIG通过背靠背PWM变流器实现最大功率跟踪的同时，将风机转子转速与交流电网频率进行了解耦，当交流电网出现有功扰动时，风电机组仍按原来的有功参考值输出有功功率，此时风电机组对系统有功扰动不会产生响应。因此，若使DFIG对系统有功扰动作出响应，需将系统频率的变化量引入到风电机组有功控制环节中，通过吸收或释放转子的旋转动能，实现DFIG对系统频率的惯性响应。

2.3.1DFIG的虚拟惯量

假设DFIG的转子转速从ωr0变化Δωr，转子的动能变化量为：

(8)

式中：JDFIG为DFIG的固有转动惯量；Jvir为DFIG的虚拟转动惯量;Δωe为系统同步角速度变化量；ωr0、Δωr分别为DFIG初始角速度及角速度增量。由式(8)可得由于系统频率变化，双馈风电机组虚拟出的等效惯量为：

(9)

式中：λ=Δωr/Δωe，为转速调节系数。由式(9)可知，DFIG的等效虚拟惯量与系统频率变化前的角速度ωr0、转速调节系数λ以及本身的固有转动惯量有关。通常DFIG转速的变化范围远远大于系统频率的波动范围，所以DFIG的虚拟惯量比其固有惯量大很多倍。

根据式(9)，双馈风电机组的等效虚拟惯性时间常数可以写为：

(10)

式中：SN_DFIG为双馈风电机组的额定容量。

2.3.2DFIG的虚拟惯性控制策略

为了使双馈风电机组响应WFVSC频率的变化，将附加频率控制环节引入到DFIG控制系统中，如图2所示。使用Δf比例控制器实现惯性控制，df/dt比例控制器实现电磁功率控制。整个附加频率控制环额外增加的有功参考值可表示为：

(11)

式中：fWF0为WFVSC的初始频率；fWF为测量频率；K1、K2为比例系数。

DFIG的虚拟惯性控制能够及时跟踪WFVSC频率的变化，并将频率的变化反馈给DFIG，使其迅速调节自身的有功出力，实现DFIG对系统频率变化的动态支持。结合式(5)、式(10)可得：

(12)

式中：Hs为双馈风电场和两端VSC共同为系统提供的惯性时间常数。由式(12)可知，在协调控制策略下，直流电容和DFIG转子共同为系统提供惯性支持，这比在GSVSC模拟惯量控制下，仅直流电容为系统提供的惯性支持更大。

综上所述，当交流电网发生有功扰动导致系统频率变化时，GSVSC模拟惯量控制、WFVSC变频控制以及DFIG虚拟惯性控制全部响应，共同为系统提供惯性支撑，如图2所示。

3 仿真结果分析

3.1 基于VSC-HVDC的风电并网系统仿真模型

在MATLAB/Simulink仿真平台上建立如图1所示的双馈风电场经VSC-HVDC并网系统的仿真模型。通过在系统负荷突增、突减时的仿真分析，验证本文所提协调控制策略的有效性。风电场由200台1.5 MW的DFIG构成，仿真分析时，风电场做等值机组处理。其中L1为固定负荷，容量为400 MW；L2为可变负荷，容量为40 MW。VSC-HVDC系统的额定容量与风电场的额定容量相匹配为300 MW。

3.2 系统负荷突增时的仿真分析

设置风速为10 m/s，在t=5 s时，将可变负载L2投入，系统频率降低。图3为采用协调控制策略、仅含有GSVSC模拟惯量控制和无任何附加控制时的系统各部分响应曲线。

图3 负荷突增时系统响应曲线

图3(a)为负荷突增时，系统频率的变化曲线。无任何附加控制、仅含GSVSC模拟惯量控制和采用协调控制时，系统频率的最低值分别为0.942 pu、 0.948 pu、0.967 pu。由此可知，采用协调控制时系统频率的降低幅度最小，系统频率的变化得到了明显的减缓。由图3(b)可以看出,无任何附加控制时直流电压保持不变，对系统频率的变化没有响应。在有协调控制和仅含有GSVSC模拟惯量控制时，直流电压根据电网频率的变化作出响应。采用协调控制策略与仅有GSVSC模拟惯量控制相比，直流电压降低的幅度变小，减小了直流电压越限的可能性。从图3(c)可以看出，在无任何附加控制和仅含GSVSC模拟惯量控制时，WFVSC的频率保持不变，对系统频率的变化没有响应，采用协调控制时WFVSC根据降低的直流电压降低WFVSC的频率，响应系统频率的变化。由图3(d)可知，在无任何附加控制和仅含GSVSC模拟惯量控制时，风电场不会提供额外的有功功率支持系统频率的变化。在协调控制策略下，当DFIG检测到WFVSC频率变化后，根据频率的变化量增加DFIG有功出力支撑系统的频率变化。

3.3 系统负荷突减时的仿真分析

设置风速为10 m/s，可变负载L2在t=5 s时被切除，系统频率升高。图4为系统各部分的响应曲线。

图4(a)为负荷突减时，系统频率的变化曲线。由图可知，无任何附加控制、仅含GSVSC模拟惯量控制和采用协调控制时，系统频率的最高值分别为1.049 pu、1.043 pu和1.027 pu，由此可知，采用协调控制后系统频率上升的幅度最小，系统频率的变化明显减缓了。由图4(b)可以看出,无任何附加控制时直流电压保持不变，对系统频率的变化没有响应，在有协调控制和仅含GSVSC模拟惯量控制时，直流电压根据电网频率的变化作出响应。由图4(c)、图4(d)可知，无协调控制时，WFVSC频率保持不变，在协调控制策略下，WFVSC根据升高的直流电压升高自身频率。当DFIG检测到WFVSC频率变化后，DFIG减少有功出力以支撑系统的频率变化。

因此，在协调控制策略的作用下，双馈风电机组、WFVSC以及GSVSC全部参与系统的频率调节，共同为系统提供惯性支撑，这对双馈风电场经VSC-HVDC接入交流电网具有重要意义。

图4 负荷突减时系统响应曲线

4 结束语

本文针对双馈风电场经VSC-HVDC并网系统，提出了一种协调控制策略，得到如下结论：

(1)在电网频率突变时，可以利用直流电容的储能特性为系统提供惯性支持；

(2)通过协调控制，建立了电网频率和DFIG转子转速之间的关系，使双馈风电场能够参与系统频率的调节；

(3)在协调控制策略下，直流电容和DFIG转子共同为系统提供惯性支持，这比在GSVSC模拟惯量控制下，仅直流电容为系统提供的惯性支持更大。