双馈风机经VSC-HVDC并网的调频控制策略

王秀莲，段 悦，高宏伟，李绅科

(沈阳理工大学 自动化与电气工程学院，沈阳 110159)

电网中有功和负荷之间存在不平衡时，电网频率会发生变化。当系统受到大的干扰，如发电机脱机、甩负荷等，都会出现有功功率不平衡的现象，对电网频率稳定性有不好的影响。但双馈风机本身不具有调频的能力，随着国家风力供电能力与投入的提高，国网电力系统的整体调频能力减弱，使得电网运行风险加大[1-2]。根据风电系统的特点，国内外专家学者提出了各种控制频率稳定的方法。

文献[3]提出调频渗透率的概念，在高渗率下进行留有裕量的分步调频策略。文献[4]则采用模糊PID控制策略改变调频能力减弱现象，主要依靠虚拟同步电机实现电网调频。文献[5]制定一种以附加转矩为基础的风电机组虚拟惯量调频方式，并设计了一套内容完整的主控系统与双馈发电机控制环相结合的调频方案，仿真结果表明，该方案能够将虚拟惯量调频中的技术难点与动态特征直观表示出来。

文献[3-5]运用虚拟惯量控制方式可在电网频率波动时提供动态支持，但其设计并未将风电场并网模式影响外部电网调频问题考虑在内。

文献[6]则提出对风电机组整体控制策略进行优化，其主要贡献是有效降低直流电压升高的幅值，减轻电网和风电机组调频压力；其缺点是在实际操作中得不到理想结果。文献[7]在设计控制思路时通过调整直流母线电压，巧用直流电容储能功能模拟惯性解决文献[6]的问题，然而该方案会使直流电压可变范围小，惯量低，操作空间小，不利于电网电压调频控制。

风电系统利用柔性直流输电(Voltage Source Converter Based High Voltage Direct Current transmission，VSC-HVDC)并网，使风电机组具备两种不同的调频能量源，即直流电容储能与旋转动能。基于风电机组虚拟惯性控制与下垂控制，本文提出一种频率控制策略，当电网受到负荷波动后相应的频率也会出现一定波动，可向其提供能量依据，同时也能有效调节VSC-HVDC直流电压，并以最快速度释放、吸收直流电能内多余的电能，再采用调频信号的方式将电压发送给风电场，转子动能在风机的推动下完成吸收动能或释放动能操作，转子侧和网侧的交流系统的频率被连接起来，使得双馈风机经VSC-HVDC并网方式连接到电网，可以和普通的同步电机具有相同的惯性特征支持，并能参与调频，有效提高电网供电频率的平稳性。

1 VSC-HVDC的建模

VSC-HVDC并网风电系统由换流站、换流变压器、直流滤波器、风力发电机组等组成，如图1所示。VSC-HVDC两侧安装的换流站形式以电压源为主，其组成部分有电网侧换流站与风电场侧换流站。安装在风力发电机机组上的发电机以双馈类型为主，其定子绕组要与电网直接连接，并运用电子侧与电网侧的交流器及中间的直流环节与电网相连。

图1 VSC-HVDC并网风电系统图

1.1 场侧换流器建模

当电网角速度为ωs时，同步旋转坐标系dq下，风电场侧电压源换流器(Wind Farim Voltage Sourced Converter，WFVSC)的动态方程[8-9]为

(1)

式中：uwd、uwq和iwd、iwq分别是风电场母线电压和电流在d、q轴上的分量；υwd和υwq是WFVSC交流侧基波电压在d、q轴上的分量；Rw、Lw分别表示变压器T1在WFVSC与风电场传输线路上的等效电阻和电感；ωw是风电场电网的角速度。

1.2 网侧换流器建模

当电网角速度为ωs时，dq同步旋转坐标系下，电网侧电压源换流器(Grid-Side Voltage-Sourced Converter，GSVSC)的动态方程[10-11]为

(2)

式中：usd和usq是风电场母线电压的d、q轴分量；isd和isq分别是电场母线电流的d、q轴分量；υsd、υsq和Rs、Ls代表GSVSC交流侧电压在d、q轴上分量以及变压器T2与风电场之间传输线路上的等效电阻和电感。

2 调频控制策略

2.1 风电机组下垂惯量控制

双馈风电机组(Doubly Fed Induction Generator，DFIG)频率改变难度大，因为变流器的存在和采用解耦控制策略，其转速变化随动性差，不能及时跟随风电系统变化。

为了保证系统频率能快速恢复稳态，本文基于DFIG变频器控制系统增加一个调频控制环节，设计此环节时利用风电机组虚拟惯性量对调频加以控制，对电磁转矩有效控制后促使风轮吞吐速度加快，并进一步完成电网调频作业。

图2为本文设计的下垂惯量控制结构图。该结构使DFIG的有功和无功功率解耦的特点得以保留，又因为DFIG机组可随电网频率的变化改变自身的转子转速，转子转速变化产生的动能可以在系统频率变化时提供支撑，对有功出力在留有备用的基础上进行改变，以此参与一次调频。

图2 下垂惯量控制

图2①中Pω为风电机组留有的有功备用容量。

Pω=KrPopt

(3)

式中：Kr为备用系数，其取值为0～1；Popt为额定容量。风机预留部分备用容量可将调频容量增加，如未设定备用容量，则风机基于最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)运行，在频率快速下降后，会导致所有增发功率均来源于自转子，造成转速迅速下降，转速降低到最小后没有多余的转子动能可以利用，调频就会被迫终止。

频率下垂控制由图2中②部分表示，其中Udc为直流母线电压，Udcref为直流母线电压的参考值。该部分可以模拟传统发动机降低转子频率加强下垂特征的过程，其输入信号为高压直流输电系统中直流母线电压偏移值ΔUdc，PΔ是频率变化值。

PΔ=KΔΔUdc

(4)

式中KΔ为下垂系数，是特性曲线斜率。

图2中③部分是惯性控制部分，其中Kd为功率-频率静特性系数，ΔPel是虚拟惯量控制所补偿的功率，以电网频率的测量值fgrid为输入信号。

在转子转速为ω时，转子具有的动能Ek为

(5)

式中J为机组转动惯量。

当ω发生变化，释放的功率为

(6)

惯性响应时间常数H为

(7)

式中S为视在功率。

(8)

2.2 VSC-HVDC控制系统

VSC-HVDC是一种双闭环串级控制系统。整体由电压外环控制和电流内环控制两部分组成，两者相互制约，电流内环控制器通过电流负反馈的手段使得流过电感上的电流为给定幅值和相位的电流，电压外环的作用是引入电压的负反馈，使得直流侧电压稳定为给定值。

由于电容具有储能特征，一旦电网频率波动发生改变后，可调节电容电压使电容保存部分电能，以此处理故障初期电网功率不平衡的问题。Udc值改变后对交流系统电压不产生干扰，并从WFVSC侧采集风电场调频控制所需的输入信号，使风电场出力发生变化，完成系统调频操作。本文运用该理念进一步改变与完善GFVSC控制过程。

2.2.1 机侧换流站

WFVSC的整体模型如图3所示。

图3 WFVSC 控制系统

图3中V、I分别表示电压和电流，添加角标d、q表示在dq坐标系中d轴和q轴的分量，Iabc表示电流在三相静止坐标系下的值，角标ref表示数据的参考值。其控制是将风电场产生的电能输送电网侧，采用电流内环控制和定交流电压控制相结合的控制方式，定交流电压控制用来保证输出电压的稳定，电流内环控制用来确保电压波形在输入与输出时保持重合状态。

2.2.2 网侧换流站

传统的GSVSC控制是由定交流电压和定直流母线电压外环控制、电流内环控制组成的。本文根据电容本身的储能特性，使其在电网频率发生波动时，改变电容电压，释放或吸收部分能量，可以使电网初期功率不平衡的问题得到改善，其控制过程如图4 所示。

图4 GFVSC控制

图4在GFVSC基础上增加了一个由频率变化作为输入信号的变直流电压控制，其作用是当电网频率freq-g发生改变时，引起直流母线电压参考值Udc-ref改变。

VSC-HVDC两侧由于功率不同导致直流母线电压发生波动现象，相应地电容器中保存能量的变化为

(9)

式中C、Udc1、Udc0分别表示直流母线电容、电压改变值及初始稳态值。

电力系统频率为

ΔPD=-KDΔf

(10)

式中ΔPD、Δf、KD分别表示系统功率改变量、频率变化量及功率-频率静特性系数。若ΔPD=ΔE，则有

(11)

由式(11)可知，本电网上的电能需要利用直流电容进行吸收与释放，通过频率保证电网正常运行，并显示电网侧频率发生变化后的真实状态。由此设计附加Δf-Udc控制器为

(12)

式中：Udcref为直流母线传输的电压反馈信号；KU为电压的主要调制参数，在稳态情况下，该直流电压为额定值，即Udc0=1。

本文在设置控制思路和仿真时，设置的直流母线电压变化范围不超过额定控制电压的10%，且保证直流系统可以稳定运行。

3 仿真实验及分析

仿真实验结构如图5所示。

图5中DFIG是风机部分，VSC2-P是机侧换流站部分，VSC1-P是网侧换流站部分，Load1和Load2是负荷部分，Grid是外部电网部分。Load2是固定的负荷，为15MW。通过设置Load1与上面断路器的开合状态使负荷突然发生改变。

图5 仿真实验结构图

本文设置两种境况：境况1是电气负荷突增，断路器的电气状态初始为通路，在1s时闭合；境况2是负荷突然降低，断路器的电气状态初始为闭合，在1s时断开。

3.1 对比实验

(1)在未加入虚拟惯性控制，只有逆变侧换流器的频率附加控制及下垂控制时，给系统增加负荷，如图6所示，频率跌落最低值为49.7Hz。

图6 未加入虚拟惯性控制

(2)在定直流电压控制环节中引入频率-电压斜率特性，同时在定有功功率控制环节中引入电压-功率斜率特性，此时给系统增加负荷，如图7所示，系统稳定后频率为49.74Hz。

图7 引入斜率特性对比

3.2 负荷突增

分析电网侧频率降低过程中调频控制的动态支撑行为，并在正式仿真后1s将负荷从15 MW迅速调整为29 MW，使系统出现频率下降现象，实际仿真结果如图8～10所示。

图8 负荷突增的频率变化

由图8可知，并网点上增加负荷后会造成缺乏足够的功率，相应的电网频率急剧降低，在应用VSC-HVDC直流电压与基于DFIG的下垂惯性控制后使电网频率下降程度受到有效控制，并将最低频率值提升为49.88Hz。

由图9可知，采用GSVSC变直流电压方式控制之后，Udc直流母线电压可以迅速根据电网侧频率变化而产生相应的变化，降低电网侧频率大小，同时将直流电容上的部分能量向外释放。

图9 负荷突增的直流电压变化

由图10可见，DFIG 机组在系统整体有功功率供给时，会自动将频率降低，为弥补功率不足，大大加强有功功率输出以起到有效调频目的。

图10 负荷突增的有功变化

3.3 负荷突降

通过设定正式仿真1s后负荷从15MW迅速下降为10MW，相应的系统频率出现快速升高，以此分析调频控制在电网侧频率升高过程中发挥的作用。具体仿真结果如图11～13所示。

图11 负荷突降的频率变化

由图11可知，将并网点上的负荷切断后会出现功率过剩问题，促使电网频率升高，但是调频控制对电网频率升高范围产生限制，最高频率降低为50.08 Hz，稳定后的频率降低为50.05 Hz，经过该操作使系统频率自身稳定性大幅提升。

由图12可知，Udc经过GSVSC变直流电压控制可以在电网侧频率改变后增加，并将部分功率保存在直流系统内。

图12 负荷突降的直流电压变化

由图13可见，系统出现功率过剩现象后，DFTG机组可对频率的上升自动感知，采用加快转动速度的方式保存动能，使得有功出力下降，达到调频目的。

图13 负荷突降的有功变化

4 总结

建立了基于VSC-HVDC的并网风电场模型，针对电网侧频率波动制定一套完整的调频控制模式，对其基本原理探索后结合仿真实验得到以下结论：

(1)改变电网侧负荷也会改变其频率，利用VSC-HVDC上的附加电流电压有效控制电流母线侧电压，导致电网侧频率出现变化，促使其释放或吸收直流电容中的能量。

(2)VSC-HVDC控制方式中，当其直流母线电压Udc出现任何变化，DFIG机组都会对该现象采取一致措施，即通过下垂控制方式改变输出功率值，可快速使得转动转子的速度不同，进而会使电网立刻释放或吸收转子上的动能，使电网两侧之间的功率基本相同，通过以上灵活的控制方式可以有效实现电网侧功率稳定。

(3)在调频过程中会出现超调的问题，直流电压在控制过程中也会发生偏差，后续研究将解决此问题，使电网频率波动更小，更快恢复稳定。