连接孤岛风电场的混合直流系统对送端电网的频率控制方法

2023-10-16赵成勇贾秀芳王志冰

华北电力大学学报(自然科学版) 2023年5期

仝义，李昊，赵成勇，贾秀芳，王志冰

(1.新能源电力系统国家重点实验室(华北电力大学)，北京 102206；2.中国电力科学研究院有限公司新能源与储能运行控制国家重点实验室，北京 100085)

0 引言

我国的能源与电力负荷中心逆向分布,高压直流输电因损耗小、输送灵活、功率调节快速等优势成为了远距离跨区送电和新能源并网的理想选择[1]。采用电网换相换流器(line commutated converter, LCC)串联多个模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)的混合级联直流系统可将可将大型风电基地与当地电网的电能远距离外送。该拓扑既能利用MMC实现风电经直流并网,又能兼顾较低的建设成本与运行损耗,可以满足风电火电大规模远距离输送的需求[2,3]。然而直流系统的送端电网容量较低,交流网架较薄弱,在受到扰动后的频率控制问题也更为突出,对直流系统参与调频有着更为迫切的需求[4,5]。

目前,一些国内外学者已经针对直流系统的频率控制策略做了深入研究。文献[6-7]分别利用直流系统的频率限制控制方法提高了火电机组孤岛与交流系统的频率稳定性。文献[8-9]分别提出了传统直流输电系统与电网内同步机组和风电机的频率控制协调策略。文献[10]提出了一种利用直流电容的能力为电网提供虚拟惯性的自适应控制策略,可实现电网频率的无差调节。文献[11]在下垂控制的基础上增加微分环节,提高了送端交流系统的等效惯性,但未考虑风电场参与送端电网调频的场景。然而,这些控制策略并不适用于复杂的混合级联直流系统参与频率控制的场景。

我国《风电场接入电力系统技术规定》指出,风电场应具有一定的有功调节能力,当输出功率达到额定20%以上时能够平滑调节输出功率,参与电力系统调峰、调频与备用[12]。文献[13]提出基于双馈机组转速的虚拟惯量优化策略行,并在超级电容的作用参与一次调频。文献[14-15]提出了风电场经两端直流系统控制受端电网频率的策略,但并未考虑直流并网的风电基地与混合级联直流系统共同参与送端电网调频的场景。

风电场与混合直流系统共同调控送端电网频率时,虽然可以改善送端电网的频率特性,但是在连接电网的MMC满载后,风电场的频率控制动作会使得直流附加频率控制无法正常参与调频。因此,在连接电网的MMC传输功率接近满载时,混合级联直流系统需要采用与MMC欠载时不同的频率控制方法。

综上所述,尽管目前对直流系统与风电场参与电网调频的控制策略有了一定研究,但针对整流侧采用LCC串联多个MMC的混合级联直流系统在不同工况下与所连风电场共同调控送端电网频率的控制策略鲜有文献涉及。本文提出的风电场与混合级联直流系统协调频率控制策略,使风电场与直流系统可在不同工况下参与送端频率控制,并特别针对连接电网的MMC满载工况,提出了通过增加风电场输出来提升直流系统调频能力的控制策略。最后针对所提出的频率控制方法,在PSCAD/EMTDC中建立相应的混合级联直流及风电场仿真模型,仿真结果验证了计及风电支撑的混合级联直流系统对送端电网频率控制方法在不同工况下的有效性。

1 含孤岛风电场接入的混合级联直流系统

1.1 风电场接入的混合级联直流系统拓扑结构

VSC-MMC混合级联直流输电系统采用端间对称、极间对称的结构,其单极拓扑结构如图1所示。每端的单极都由一个12脉动LCC换流器作高端阀组,以及两个并联的MMC构成低端阀组。

图1 混合级联直流输电系统单极拓扑

整流侧的MMC1与LCC1均与送端电网相连,将电网的电能外送;在我国西北等地区,部分风电场远离交流主网,MMC2将孤岛风电场并网,不仅可以提供稳定的交流电压源,而且降低了传输损耗。逆变侧换流站的LCC2、MMC3和MMC4均与受端电网相连。

该拓扑可以将风电和电网中的火电同时送出,并充分利用两种能源的特性进行互补[16]。考虑到经济与技术因素,MMC2连接的陆上风电场采用双馈感应风力发电机(doubly fed induction generators,DFIG)[17]。

1.2 混合级联直流系统基本控制策略

图1所示的直流系统整流侧由两个并联的MMC与LCC串联而成,LCC1的直流电流为MMC1和MMC2的直流电流之和,如式(1)所示。LCC1采用定直流电流控制,来控制直流系统输送的功率,MMC1采用定直流电压控制,MMC2采用V-f控制,为孤岛风电场提供稳定的交流电压;逆变侧的LCC2和MMC3均采用定直流电压控制,控制高低阀组与整个系统的直流电压,MMC4采取定有功功率控制,分配其与MMC3传输的有功功率。

Idclcc1=Idcmmc1+Idcmmc2

(1)

式中:Idclcc1为LCC1直流电流,Idcmmc1为MMC1直流电流,Idcmmc2为MMC2直流电流。

1.3 混合级联直流系统安全稳定运行电流限制

与传统直流相比,混合级联直流系统整流侧LCC串联多个MMC的特殊结构使得其安全稳定运行电流受到更多的约束限制,为直流系统参与送端电网调频而改变传输电流的调整范围提供参考。

1.3.1 混合直流系统安全稳定运行电流值最小值

(1)LCC1为避免直流电流断续现象,最低直流电流为额定电流IdcN的5%～10%[18],即:

Idcminlcc=(0.05～0.1)IdcN

(2)

(2)当Idclcc1

(3)

混合直流系统的安全运行电流值由LCC与MMC安全电流下限的较大值决定:

(4)

1.3.2 混合直流系统安全稳定运行电流值最大值

(1)LCC换流器具有一定过载能力,在冷却系统允许条件下可以在直流电流为1.05～1.10pu下持续运行[18],即:

Idcmaxlcc=(1.05～1.1)IdcN

(5)

(2)由于绝缘栅双极晶体管的耐过电流能力较差,故不考虑MMC换流器的过载能力,MMC决定的安全稳定运行电流最小值Idcmaxmmc如式(3)所示

(6)

混合直流系统的安全运行电流值由LCC与MMC安全电流最大值的较小值决定:

(7)

2 混合级联直流系统与风电场的频率控制

2.1 混合级联直流系统的附加频率控制

为利用直流系统调节功率迅速的特性,在LCC1换流器的定电流控制环节配置基于比例控制环节的附加频率控制(additional frequency control, AFC),如图2所示。

图2 直流附加频率控制原理

交流电网实际频率fac与额定频率fn-ac之差为频率偏差Δfac,减去控制死区ε1后乘以附加频率控制的下垂系数kp,得到有功变化量ΔPref如式(8)所示。

(8)

其中,Udc为单极对地直流电压,ΔIdcref为直流电流整定值变化量,T1为控制采样时间常数。

AFC根据频率偏差得到整定值变化量ΔIdcref与初始电流整定值Idcref0作和,即可得到直流系统参与送端电网调频后的电流指令值Idcref1,如式(9)所示其受到1.3.节计算得到的直流系统安全运行直流最大最小值的约束。

Idcref1=Idcref0+ΔIdcref

(9)

2.2 风电场经直流参与电网频率控制

2.2.1 直流系统传输电网频率信号

实际工程中风电场内有数十乃至上百台风力发电机,将频率偏差信号传输到每台机组会使通讯系统过于复杂。由于MMC2经V-f控制连接孤岛风电场,可以将送端电网的频率偏差Δfac耦合至频率参考值fref,通过控制MMC2的输出频率向孤岛风电场传递交流电网频率信号,简化了风电场的通信系统,如图3所示。

图3 可改变输出交流频率的V-f 控制

usd、usq为孤岛风电场的d轴和q轴电压,usdref、usqref为d轴和q轴电压参考值;isd、isq为孤岛风电场的d轴和q轴电流,isdref、isqref为d轴和q轴电流参考值;uaref、ubref、ucref为MMC2输出的三相电压参考值;θref为MMC2的dq-abc逆变换参考角。

2.2.2 风电机组的频率控制

处于送端电网的陆上风电场中大多为双馈风机,为使其能够响应交流频率的变化,在有功功率控制环节引入下垂频率控制。

风电机组有功参考变化值ΔPfig与电网频率偏差Δfac的关系,如式(10)所示。

(10)

其中,kf为风机功率-频率的下垂系数,ε2为风电机组下垂频率控制的死区,T2为控制采样与机械动作时间常数,如图4所示。

图4 风电机组的下垂频率控制

2.2.3 风电场经混合直流系统参与频率控制

据1.2节中的公式(1),整流侧三个换流器的直流电流变化量,如式(11)所示,

ΔIdclcc1=ΔIdcmmc1+ΔIdcmmc2

(11)

当仅有风电场参与调频时,即LCC1控制直流电流变化量ΔIdclcc1=0,则:

ΔIdcmmc1=-ΔIdcmmc2

(12)

忽略损耗后,风电场输入MMC2的有功变化为ΔPfig时,MMC1从送端电网吸收有功变化近似为 -ΔPfig,实现了风电场经混合直流参与送端电网的频率控制。

3 混合级联直流系统的频率控制方法

3.1 混合直流系统在MMC1欠载运行下的频率控制方法

当MMC1欠载运行时,其具有充足的容量来承担直流附加频率控制(AFC)与风电场的频率控制(wind farm frequency control, WFFC)改变的传输功率,AFC与WFFC可以独立动作不存在电气耦合。此工况下,AFC与WFFC在频率偏差越过各自频率死区后,改变LCC1与MMC1传输的功率共同参与调频。

为提高风电利用率,设置WFFC的死区ε2小于AFC的死区ε1以优先参与调频,忽略直流系统的损耗,即可近似得到两个频率控制共同作用下的混合级联直流系统从送端电网吸收有功的变化量,如式(13)所示。

(13)

3.2 混合直流系统在MMC1满载运行下的频率控制方法

3.2.1 直流系统在MMC1满载运行下的频率控制问题

根据1.3节式(7)所示,LCC1的过载能力足够时,直流系统运行电流的上限Idcmax由MMC1的额定容量与MMC2实际传输功率决定。所以MMC1因满载不能继续提高直流电流时,Idclcc1与Idcmmc2耦合。

如果混合直流系统在MMC1满载时,依然采用3.1节的频率控制方法,风电场在接收到电网频率升高信号后会降低输出的功率。为避免MMC1过载运行,直流系统会降低实际运行电流,使其低于直流指令值Idcref1,AFC输出的变化量即使继续提高也不能改变运行直流电流,导致AFC无法参与电网的频率控制,如图5所示。

图5 不同工况下降低MMC2换流器输入功率的影响

综上所述,混合级联直流系统需要一种改进频率控制方法在MMC1满载时,改变控制模式。

3.2.2 直流系统在MMC1重载运行下的改进频率控制方法

根据式(6),当MMC1满载后,直流系统可以通过提高Pmmc2来提高运行电流的上限Idcmax,从而使系统传输的直流电流尽可能地提高并跟踪指令值Idcref1,实现混合直流系统频率控制能力的提高。

混合级联直流系统在MMC1重载运行下的改进频率控制方法如图6所示。

图6 混合直流系统在重载运行下的改进频率控制方法

具体实现方式如下:

(1)改进控制方法的判断环节

a)判断MMC1是否接近满载

当MMC1功率余量Pmmc1_re小于风电场调频的功率调整极限ΔPfigmax时,改进控制认为MMC1接近满载,且参与频率控制的能力不足。

ΔPfigmax>Pmmc1_re=Pmmc1_max-Pmmc10

(14)

MMC1功率余量Pmmc1_re由额定容量与初始传输功率Pmmc10之差得到。风电场的功率调整极限ΔPfigmax一般取最大输出功率Pmmc2_m的10%[19]。

b)判断电网频率是否升高

当频率变化率大于0,改进频率控制判定电网频率升高。

(15)

因此当式(14)与(15)同时成立时,改进控制停止向MMC2传输电网的频率偏差信号,使风电场不再因电网上升而降低输出。

(2)风电场输出功率提高环节

当测得Idcmax

4 混合级联直流系统在不同工况下的频率控制方法有效性验证

4.1 混合级联直流系统仿真模型基本参数

为验证连接孤岛风电场的混合级联直流输电系统频率控制的有效性,本文在PSCAD/EMTDC中建立了如图1所示的混合级联直流输电系统单极模型,其主要参数如表1所示。

表1 混合级联直流输电系统主要参数

送端交流电网由同步发电机构成,设同步发电机总容量为5 100 MVA,调差系数设为5%,并于送端交流电网配置1 200 MW本地负荷,交直流输电线路采用集中参数模型。

LCC1换流器配置的直流附加频率控制死区设为0.1 Hz[20],参考同步机组的单位调节功率,AFC的比例系数kp设为20,频率采样延时T1取10 ms[21]。接入MMC2的风电场额定容量为1 000 MW,DFIG频率控制的比例系数kf设为25,功率变化区间ΔPfigmax设为实际风速下最大输出功率的10%,一阶惯性时间常数T2为50 ms以表现机械控制延时。DFIG的频率控制死区参考我国南方电网主要调频机组的设置(水电机组为0.05 Hz,火电机组为0.033 Hz),设为0.05 Hz[22]。

4.2 验证混合级联直流系统频率控制方法在MMC1欠载时的有效性

直流系统的直流电压设为800 kV,直流电流整定值设为4.5 kA。风电场在额定风速v=11 m/s下运行,备用容量为10%。在t=10 s时切除一台300 MW的发电机组模拟脱网故障。设置以下四个案例进行对比,来验证连接孤岛风电场的混合直流系统对送端电网的频率控制方法在不受换流器运行极限约束下的频率调节效果。

案例一:不投入任何频率控制;

案例二:仅投入直流附加频率控制(AFC);

案例三:仅投入风电场的频率控制(WFFC);

案例四:共同投入AFC和WFFC。

当送端电网频率降低后,四个案例投入不同频率控制后,送端电网的频率以及直流系统传输有功功率的变化如图7所示。

将图7中各参量整理得到表2内容。

表2 四个案例的系统特性仿真结果对比

观察图7与表2可得,案例一中不投入任何控制,直流系统不改变传输功率,送端电网的频率特性最差,Δfmax为-0.506 Hz,Δf∞为-0.154 Hz。通过对比发现,案例二、三、四相比案例一,其频率偏差的最大值Δfmax分别减少0.262 Hz(51.7%)、0.156 Hz(30.8%)、0.308 Hz(60.9%);稳态值Δf∞分别减少0.025 Hz(16.2%)、0.035 Hz(20.7%)、0.042 Hz(27.3%)。案例二中AFC的动作使直流传输功率降低了最多242.3 MW,在稳定后降低了48.5 MW,而案例四传输功率减少的极值为163.8 MW,减少了32.4%;稳态值为19.3 MW,减少了60.2%。

案例四的频率特性为四个案例最佳的,证明了混合直流系统在风电场的支撑下,不仅提高了频率控制能力,而且比仅投入AFC降低了直流系统传输功率的有功功率变化量,有利于降低直流系统调节送端频率时对受端电网的影响。

4.3 验证混合级联直流系统改进频率控制方法在MMC1接近满载时的有效性

系统的直流电压设为800 kV,直流电流整定值为4.9 kA,风电场在额定风速v=11 m/s下运行,备用容量为10%。风电场输入MMC2功率约为880 MW,MMC1传输功率约为1 080 MW,剩余容量为20 MW。在t=10 s送端电网切除200 MW有功负荷,模拟负荷脱网故障。

为了验证混合直流系统的改进频率控制方法在MMC1接近满载时的有效性,本文设置了以下五个案例进行系统特性的仿真结果对比。

案例五:不投入任何频率控制;

案例六:仅投入直流附加频率控制;

案例七:仅投入风电场的频率控制;

案例八:投入MMC1欠载时的频率控制方法(同案例四);

案例九:投入改进频率控制方法。

当送端电网频率上升后,五个案例中重载运行的混合直流系统投入不同控制后,送端电网的频率以及直流系统传输各参量的变化如图8所示。

将图8中各参量整理得到表3内容。

表3 直流重载运行下五个案例的系统特性仿真结果对比

观察对比图8与表3可得,案例五不投入频率控制,电网频率偏差的最大值Δfmax为0.331 Hz,稳态值Δf∞为0.093 Hz。通过对比发现,案例六、七、八和九相比案例五,其频率偏差的最大值Δfmax分别减少0.055 Hz(16.6%)、增加0.069 Hz(20.8%)、增加0.064 Hz(19.3%)以及减少0.09 Hz(27.2%),稳态值Δf∞基本相同。

案例七与案例八,由于风电场输入MMC2的有功从878.3 MW降低至775 MW左右,使直流系统的直流电流降低0.214 kA,从电网吸收的有功下降了约116 MW。案例八中,直流系统因为采用案例四的频率控制方法,风电场输出功率的降低使MMC1满载并致使混合直流系统的安全运行电流下降,LCC1配置的AFC也因此无法正常运行,所以两个案例的交直流特性变化情况几乎相同。

而案例六AFC单独动作提高了约0.043 kA的直流电流,使LCC1与MMC1从电网吸收的有功功率提高了约39 MW。案例九采用改进控制方法,提高了风电场输入MMC2最多约49.5 MW的有功,在案例六的基础上,使进一步提高了0.115 kA的直流电流,实现从电网多吸收62 MW有功。将Δfmax从案例六的0.276 Hz减少到0.241 Hz,仿真结果验证了本文提出的混合级联直流系统改进频率控制方法在MMC1重载运行下的有效性。