多端柔性直流電源輸電系統(tǒng)中換流站退出運行時直流功率再分配策略
2017-5-25 10:42:04??????點擊：
多端柔性直流電源輸電系統(tǒng)中換流站退出運行時直流功率再分配策略
研究背景
近年來海上風電開發(fā)與應用取得重要進展，基于電壓源型換流器的多端直流電源輸電系統(tǒng)具有海底輸電、黑啟動、連接弱交流電網(wǎng)等優(yōu)勢，是大規(guī)模海上風電接入陸上交流系統(tǒng)的有效并網(wǎng)方式，并規(guī)劃應用于大西洋風電與歐洲離岸風場10 GW級海上風電并網(wǎng)工程。
解決的問題
目前文獻主要關(guān)注交流系統(tǒng)發(fā)生有功功率波動時，通過VSC的功率控制提升交流系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定問題，而鮮有文獻提及VSC發(fā)生故障退出運行對交直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定的影響。在VSC的傳輸功率較大并且交流系統(tǒng)慣量較小時，VSC發(fā)生故障退出運行同樣會對交流系統(tǒng)產(chǎn)生嚴重影響，本文提出了直流功率的優(yōu)化再分配策略，合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC，能夠有效地減小VSC故障退出對交流系統(tǒng)的影響。
重點內(nèi)容及創(chuàng)新點
岸上健全換流站間的功率再分配可分為自消納情景與無法自消納情景。針對自消納情景，以減小潮流重新分配對交流電網(wǎng)頻率穩(wěn)定影響為優(yōu)化目標，合理地重新配置各受端換流站的控制器，使轉(zhuǎn)移功率完全被故障端換流站所在交流電網(wǎng)消納；針對無法自消納情景，保持故障端換流站所在交流電網(wǎng)內(nèi)的其余健全換流站滿發(fā)，并利用源側(cè)風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制減小換流站退出功率沖擊對岸上電網(wǎng)頻率穩(wěn)定影響。
結(jié)論
大容量海上風電場通過多端柔性直流輸電系統(tǒng)接入岸上主網(wǎng)是未來極具前景的并網(wǎng)方式，本文研究了岸上換流站故障退出運行后VSC-MTDC直流功率的優(yōu)化再分配策略，合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC，從而有效減小VSC故障退出對交流系統(tǒng)的影響。
后續(xù)研究
自消納場景與無法自消納場景控制策略存在差異，需要在換流站故障后根據(jù)所在交流系統(tǒng)其他換流站運行狀態(tài)判斷并選擇所采取的控制策略，如何在實際系統(tǒng)中安全穩(wěn)定應用有待深入研究。
朱瑞可，李興源，應大力．VSC-MTDC互聯(lián)系統(tǒng)頻率穩(wěn)定控制策略[J]．電網(wǎng)技術(shù)，2014，38(10)：2729-2734．
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呂敬，施剛，蔡旭，等．大型風電場經(jīng)VSC-HVDC交直流并聯(lián)系統(tǒng)并網(wǎng)的運行控制策略[J]．電網(wǎng)技術(shù)，2015，39(3)：639-646．
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以下為文獻原版本（原載：電網(wǎng)技術(shù)）
基金項目： 國家電網(wǎng)公司科技項目(XT71-15-066); Project Supported by Science and Technology Foundation of State Grid Corporation of China (XT71-15-066);
文章編號: 1000-3673（2017）05-1398-08 中圖分類號: TM71
摘要
大容量海上風電場通過多端柔性直流輸電系統(tǒng)接入主網(wǎng)是未來極具前景的并網(wǎng)方式。研究了岸上換流站故障退出運行后,基于電壓源型換流器的多端直流輸電系統(tǒng)(voltage source converter based multi-terminal HVDC,VSC-MTDC)直流功率的優(yōu)化再分配策略。岸上健全換流站間的功率再分配可分為自消納情景與無法自消納情景。首先,針對自消納情景,以減小潮流重分配對交流電網(wǎng)頻率穩(wěn)定影響為優(yōu)化目標,合理地重新配置各受端換流站的控制器,使轉(zhuǎn)移功率完全被故障端換流站所在交流電網(wǎng)消納;其次,針對無法自消納情景,保持故障端換流站所在交流電網(wǎng)內(nèi)的其余健全換流站滿發(fā),并利用源側(cè)風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制減小換流站退出功率沖擊對岸上電網(wǎng)頻率穩(wěn)定影響。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建改造的39節(jié)點系統(tǒng),所設計的直流功率再分配策略對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定提升得到了驗證。
關(guān)鍵詞 : 大容量海上風電; VSC-MTDC; 功率重分配; 靈敏機組; 頻率特性提升; 換流站故障;
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2017.0167
ABSTRACT
Voltage source converter based multi-terminal HVDC (VSC-MTDC) transmission is prospective to integrate gigawatt offshore wind energy. This paper presents an optimized power redistribution method in VSC-MTDC system after onshore converter outage. Generally, there exist two scenarios of power redistribution after converter outage: self-redistribution and non-self- redistribution. For self-redistribution scenario, transferred power is redistributed among healthy onshore converters within disturbed AC system with better frequency performance as optimization objective. Outer controllers of the onshore converters are reset according to new DC power flow calculation. For non-self-redistribution scenario, an offshore wind farm control strategy combined with emulating inertia control and auxiliary pitch angle control is proposed to alleviate adverse effect of transferred surplus power on frequency stability of asynchronous grids. Simulation verifications are carried out in a modified New England 39-bus system in PSCAD/EMTDC.
KEY WORDS : gigawatt offshore wind farm; VSC-MTDC; optimized power redistribution; sensitive cluster; frequency stability improvement; converter outage;
0 引言
面對化石能源的急劇消耗與環(huán)境治理的日益嚴峻,以風電為代表的新能源是實現(xiàn)能源與環(huán)境可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵舉措,近年來海上風電開發(fā)與應用取得重要進展,海上風電已成為風電發(fā)展的重要方向[1-4]?；陔妷涸葱蛽Q流器的多端直流輸電系統(tǒng)具有海底輸電、黑啟動、連接弱交流電網(wǎng)、可實現(xiàn)多電源供電等優(yōu)勢,是大規(guī)模海上風電接入陸上交流系統(tǒng)的有效并網(wǎng)方式[1,5-6]。基于電壓源型換流器的多端直流輸電系統(tǒng)(voltage source converter based multi-terminal HVDC,VSC-MTDC)規(guī)劃應用于大西洋風電與歐洲離岸風場10GW級海上風電并網(wǎng)工程[7-8]。
隨著低慣量的新能源電場在電網(wǎng)中規(guī)模逐步擴大,以及采用VSC-HVDC系統(tǒng)實現(xiàn)交流電網(wǎng)分區(qū)的普及,交流系統(tǒng)的慣性水平正在不斷降低[9]。文獻[10]表明,美國西部聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)的慣量水平已經(jīng)連續(xù)10a降低,電力系統(tǒng)將面臨低慣量帶來的頻率穩(wěn)定問題。為此,合理設計VSC-HVDC系統(tǒng),提升交直流系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性是未來研究方向。作為一個極低慣量的電力設備,VSC本身并不具備系統(tǒng)調(diào)頻能力。然而,VSC可以作為系統(tǒng)之間功率支援的媒介。當采用VSC-HVDC系統(tǒng)連接兩個異步互聯(lián)系統(tǒng)時,VSC-HVDC系統(tǒng)可以在外環(huán)加入恰當?shù)念l率附加控制器,使得在一端交流系統(tǒng)頻率發(fā)生波動時,另一端交流系統(tǒng)的機組可通過VSC-HVDC系統(tǒng)傳遞或消納有功功率,從而增大頻率波動端系統(tǒng)的慣量,提升頻率波動端系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性[11-14]。文獻[11]利用VSC-HVDC系統(tǒng)的可控性提高電網(wǎng)在故障恢復階段的頻率穩(wěn)定性。文獻[12]提出可以協(xié)調(diào)配合VSC-HVDC系統(tǒng)與發(fā)電機的調(diào)速器,從而增強送端系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性。文獻[13]提出一種無需通信的互聯(lián)系統(tǒng)附加頻率控制策略,實現(xiàn)送受端系統(tǒng)在故障下的功率相互支援。在文獻[14]中,作者將兩端的相互功率支援拓展到了多端直流輸電系統(tǒng)之間的功率相互支援,以維持多端直流輸電系統(tǒng)各端交流系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。
目前大多數(shù)文獻都僅關(guān)注交流系統(tǒng)發(fā)生有功功率波動的情況下,通過VSC的頻率控制提升交流系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性能,而鮮有文獻提及VSC發(fā)生故障退出運行對交直流系統(tǒng)安全穩(wěn)定性能的影響。在VSC的傳輸功率較大并且交流系統(tǒng)慣量較小時,VSC發(fā)生故障退出運行同樣會對交流系統(tǒng)產(chǎn)生嚴重影響,此時合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC能夠有效地減小VSC故障退出對交流系統(tǒng)的影響。文獻[15]對此種故障做了研究,并基于奇異值分解提出了最優(yōu)的故障功率分配方法。然而這種方法在系統(tǒng)規(guī)模較大時,其計算將十分復雜,實施的可行性較低。
本文將基于大容量海上風電場通過多端柔直接入岸上交流電網(wǎng)結(jié)構(gòu),研究岸上VSC換流站故障退出后,MTDC系統(tǒng)直流功率優(yōu)化再分配策略。本文考慮轉(zhuǎn)移功率能否被故障端VSC所在交流電網(wǎng)消納2種不同情景,通過合理地重新配置各受端VSC控制器的參數(shù)與利用風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制,減小換流站退出功率沖擊對岸上電網(wǎng)頻率穩(wěn)定的影響。最后通過39節(jié)點系統(tǒng)仿真驗證直流功率再分配策略的有效性。
1 含風電場的VSC-MTDC模型介紹
含海上風電場的典型VSC-MTDC輸電系統(tǒng)如圖1所示。海上風電場群由多個海上風電場構(gòu)成,
Fig. 1 VSC-MTDC system integrated offshore wind farms
每個風電場裝設有多個風力發(fā)電機來進行風力發(fā)電,下文以雙饋感應電機(double-fed induction generators,DFIG)為例。風電場產(chǎn)生的總電功率Pw通過N個岸上受端換流站將風電饋入M個相互之間異步的交流電網(wǎng)。
對于所研究的海上風電場接入交流電網(wǎng)的情景,較為合理的控制方法是,所有的岸上受端換流站均參與直流電網(wǎng)的功率穩(wěn)定,因此本文中N個岸上的換流站均采用有功-電壓的(P-U)下垂控制[5]。這樣,直流功率在換流站間的分配由下垂曲線決定。圖2為換流站中P-U下垂控制器,下標i代表與換流站i有關(guān)的量,其中：erri為PI控制模塊的
輸入;kpi為下垂控制中的斜率系數(shù);P?dciPdci?和U?dciUdci?分
別為換流站i設定的直流功率、直流電壓參考值;Pdci和Udci分別為對應換流站i直流功率和直流電壓的實測值。
Fig. 2 P-U droop control in the onshore converter i
2 換流站退出時直流功率重分配策略
2.1 功率重分配的情景分類及優(yōu)化目標
對于圖1所示的VSC-MTDC系統(tǒng),當某個岸上換流站x發(fā)生故障退出運行時,由于其余N-1個岸上換流站均采用了下垂控制,原先換流站x傳輸給交流系統(tǒng)的有功功率Pdcx將在N-1個岸上換流站內(nèi)自動地進行重新分配,本文稱這種分配機制為下垂控制的自然分配。然而實際上,換流站x故障退出,對慣量水平較低交流系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性影響較大,這種自然分配機制存在著優(yōu)化的空間。圖1中受端交流系統(tǒng)由M個相互異步的交流電網(wǎng)構(gòu)成,為縮小故障的影響范圍,需保證相互異步的受端電網(wǎng)之間的交互影響盡可能地小。因此在發(fā)生換流站退出故障后,其余岸上換流站的下垂控制參數(shù)進行重配置,以保證轉(zhuǎn)移功率能夠由換流站x所在受端交流系統(tǒng)內(nèi)的其余換流站進行消納,而異步電網(wǎng)中的其余換流站輸出功率盡量保持不變。
按照上述的優(yōu)化要求,對直流功率重分配可能發(fā)生的情景可分為如圖3所示的2種情景。
Fig. 3 Illustration of two scenarios for power distribution after onshore converter outage
情景1。同受端系統(tǒng)的其余換流站能夠完全消納,即換流站x的轉(zhuǎn)移功率能夠被其本身所在受端交流系統(tǒng)內(nèi)的其余換流站完全消納。在此情況下,本文提出在保證轉(zhuǎn)移功率被換流站x所在受端交流系統(tǒng)完全吸納的前提下,以提升受端交流系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性為目標,優(yōu)化其余換流站的分配比例。
情景2。同受端系統(tǒng)的其余換流站無法完全消納,即換流站x的轉(zhuǎn)移功率不能夠被其所在受端交流系統(tǒng)內(nèi)的其余換流站完全消納。在此情況下,換流站x所在的受端交流系統(tǒng)內(nèi)的其余換流站有功功率滿發(fā)運行,剩余轉(zhuǎn)移功率必定會通過其他的換流站轉(zhuǎn)移至異步的交流電網(wǎng)中。此時應該以減少轉(zhuǎn)移功率對異步電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性的影響為目標,利用風電場內(nèi)風機的轉(zhuǎn)子動能和風機的槳距角控制,吸收剩余的轉(zhuǎn)移功率。如圖3(b)所示,下文稱為無法自消納情景。
換流站x退出運行后,重分配的第1步就是需要對上述2種情景進行劃分。設換流站x饋入受端交流系統(tǒng)S,對于任意受端交流系統(tǒng)S內(nèi)的其余岸上換流站y,其可調(diào)的有功功率裕量為
Prdcy=Sy2?Qy2????????√?Ppredcy y ∈ SPdcyr=Sy2?Qy2?Pdcypre y ∈ S (1)
式中：Sy為換流站y的額定容量;Qy為換流站y的
輸出無功功率;Ppredcy Pdcypre 則為換流站x故障退出發(fā)生前
換流站y注入岸上交流系統(tǒng)的功率。在不考慮無功功率Qy變動的情況下,受端交流系統(tǒng)S中的其余岸上換流站總有功功率裕量為
PrdcS=∑y∈S(Sy2?Qy2????????√?Ppredcy )PdcSr=∑y∈S(Sy2?Qy2?Pdcypre ) (2)
因此當轉(zhuǎn)移功率Pdcx小于總有功功率裕量PrdcSPdcSr
時,考慮為自消納情景;反之,當轉(zhuǎn)移功率Pdcx大
于總有功功率裕量PrdcSPdcSr時,則考慮為無法自消納情
景。下文將對上述2種情景分配策略分別研究。
2.2 可以自消納情況下直流功率的重分配策略
當故障退出換流站x的轉(zhuǎn)移功率能夠被同受端交流電網(wǎng)內(nèi)的其他換流站完全消納時,即Pdcx小于
PrdcSPdcSr,重分配的目標有2個：1）重新調(diào)整故障后的
換流站控制參數(shù),以避免功率通過其他換流站轉(zhuǎn)移至相互異步的交流電網(wǎng)中,從而減小轉(zhuǎn)移功率的影響范圍;2）減小潮流重分配對換流站x所在的受端電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性能的影響。此時的重分配策略分為下述3個步驟。
2.2.1 換流站的靈敏機群劃分
對岸上的換流站i而言,其有功功率的變動只會對與其電氣距離相近機組的角速度產(chǎn)生顯著影響。這些機組稱為該換流站的靈敏機群(sensitive cluster,SC)。定義靈敏度系數(shù)(sensitivity index,
SI)μSIj,iμSIj,i為發(fā)電機j的角速度相對于換流站i的功率
變化,即
μSIj,i=?ωj/?PdciμSIj,i=?ωj/?Pdci (3)
通常用μSI矩陣中的最大值作為基準進行標幺,即標幺化靈敏度系數(shù)：
μNSIj,i=μSIj,imax(μSI)μNSIj,i=μSIj,imax(μSI) (4)
注意上述靈敏度系數(shù)是在系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行時,在換流站i上引入小量的功率擾動下,計算短時的機組轉(zhuǎn)速變化而得來的。在本文中認為靈敏度系數(shù)僅與岸上交流系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及機組特性有關(guān),為離線計算量,在后續(xù)的暫態(tài)行為中根據(jù)岸上交流系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)以及機組特性的變化通過查表選取,不再重新計
算。在界定敏感機群時,若μNSIj,iμNSIj,i大于閾值μNSIthrμNSIthr,
則認為機組j是換流站i的靈敏機組,所有這樣的機組集合構(gòu)成換流站i的靈敏機群,記為ΦSCi。μNSIthrμNSIthr取值與系統(tǒng)相關(guān),其取值的基本原則為簡化靈敏度矩陣以便于快速在線計算,同時又保留原始矩陣的主要特性。
2.2.2 以增大交流系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性為目標的功率優(yōu)化再分配
即使能夠保證轉(zhuǎn)移功率的自消納,消納的分配方案依舊存在有優(yōu)化空間,以圖4進行分析。
Fig. 4 Illustration of power redistribution
受端交流系統(tǒng)內(nèi)有3個換流站,分別為x、y1、y2,它們的靈敏機群設定為ΦSCx、ΦSCy1、ΦSCy2。其中,ΦSCx與ΦSCy2有公共靈敏機組,ΦSCx與ΦSCy1沒有共有的靈敏機組。在換流站x發(fā)生故障退出運行后,換流站x所對應的靈敏機群ΦSCx優(yōu)先感應功率缺失,這將導致ΦSCx中的機組參與有功功率調(diào)節(jié),它們的轉(zhuǎn)速將變慢。此時考慮下述2種功率轉(zhuǎn)移的情況。當轉(zhuǎn)移功率主要由換流站y1消納時,Pdcy1的增大主要影響ΦSCy1,從而使得ΦSCy1內(nèi)機組的轉(zhuǎn)速有增大的趨勢,然而Pdcy1的增大對ΦSCx中機組的影響較小,這種分配方案將導致ΦSCy1中的機組轉(zhuǎn)速明顯地快于ΦSCx中的機組的轉(zhuǎn)速,這將使得2個群中機組的相對功角,尤其是首擺增大。相反地,當轉(zhuǎn)移功率主要由換流站y2消納時,Pdcy2的增大主要影響ΦSCy2,從而使得ΦSCy2內(nèi)機組的轉(zhuǎn)速有增大的趨勢,由于ΦSCy2與ΦSCx存在有共有的靈敏機組,因此ΦSCy2內(nèi)機組轉(zhuǎn)速增大的趨勢部分抵消了ΦSCx中共有機組轉(zhuǎn)速變慢的趨勢。從而使得ΦSCx中機組的功角變化減小,電網(wǎng)頻率更快地恢復穩(wěn)定。從上述分析可得第1個準則,即在分配轉(zhuǎn)移功率時,優(yōu)先選取對換流站x的敏感機組調(diào)節(jié)能力強的那些換流站。
綜上分析,功率優(yōu)化再分配的設計思路如下。在受端系統(tǒng)S中,除換流站x以外的其余換流站y消納的功率ΔPdcy為優(yōu)化的對象。受端系統(tǒng)S的頻率波動可以用各機組轉(zhuǎn)速波動Δωi的加權(quán)均值來表示,權(quán)重系數(shù)為機組的慣量常數(shù)Hi,如式(5)所示,
Δfs=∑i∈SHi|Δωi|∑i∈SHiΔfs=∑i∈SHi|Δωi|∑i∈SHi (5)
對于ΦSCx中的機組j,在功率重分配的過程中,其角速度的波動可以假定為
Δωj=?Pdcxμ?NSIj,x+∑y∈S, y≠xΔPdcyμ?NSIj,y Δωj=?PdcxμNSIj,x?+∑y∈S, y≠xΔPdcyμNSIj,y? (6)
在規(guī)模較大的交流系統(tǒng)中,一般機組較多,給后續(xù)的優(yōu)化帶來較大的計算量,因此為簡化優(yōu)化過程,僅考慮靈敏機組,而將小于閾值μNSIthrμNSIthr的非靈
敏機組元素μNSIj,iμNSIj,i置零,即
μ?NSIj,i={0 , μNSIj,i<μNSIthrμNSIj,i,μNSIj,i≥μNSIthrμNSIj,i?={0 , μNSIj,i<μNSIthrμNSIj,i,μNSIj,i≥μNSIthr (7)
第1個優(yōu)化思路是將Δfs最小化設置為優(yōu)化的目標。雖然這一優(yōu)化目標實現(xiàn)了電網(wǎng)整體頻率的穩(wěn)定性,但并未考慮如下情況,即有可能局部的某些機組頻率波動較大,導致這些機組附近對頻率敏感的負載受到較大的沖擊。為考慮如上情況,可以定義系統(tǒng)頻率波動因子矢量If為
If=[Δω1 Δω2 ...Δωi ...ΔωM], i∈SIf=[Δω1 Δω2 ...Δωi ...ΔωM], i∈S (8)
在功率優(yōu)化時,可以考慮最小化系統(tǒng)頻率波動因子矢量If中數(shù)值最大的機組。因此,同時考慮系統(tǒng)頻率偏差Δfs的最小化以及系統(tǒng)頻率波動因子矢量If無窮范數(shù)的最小化,優(yōu)化可以采用下列方程表示,即
式中c為組合優(yōu)化的權(quán)重系數(shù),其取值和系統(tǒng)中機組的慣量分布均勻程度有關(guān)。當系統(tǒng)每臺機組的慣量都基本保持相同水平時,局部機組頻率波動過大的影響較小,此時可以考慮c取接近1;當系統(tǒng)內(nèi)機組慣量水平相差較大時,主要目標是降低最大轉(zhuǎn)速偏差,c可以考慮接近0。此外,優(yōu)化方程中值得注意的是,等式約束實際上是簡化的系統(tǒng)功率平衡約束,在實際計算過程中,直流系統(tǒng)潮流重分配需要考慮的因素較多,包括各個換流站的損耗以及直流線路損耗,換流站損耗的大小又取決于換流站種類、調(diào)制方式、主回路參數(shù)等方面,在優(yōu)化過程中難以完全進行討論。而直流線路損耗的變化較小,在潮流進行重分配的過程中完全可以忽略不計;因此為簡化優(yōu)化的計算量,在不考慮換流站損耗以及直流線路的損耗變化的前提下,有上述約束條件中的功率平衡等式成立。
2.2.3 換流站控制器重置
上述計算得到了優(yōu)化的潮流分配方案,從中可以看出,某些換流站在轉(zhuǎn)移功率重配置的過程中可能達到了功率運行的上限,此時,需要將這些功率越限換流站的控制模式由下垂控制模式改為如下圖5所示的滿發(fā)運行模式。
Fig. 5 Full power operating mode
其中：
Pmaxdcy=S2y?Q2y???????√Pdcymax=Sy2?Qy2 (10)
然而在VSC-MTDC系統(tǒng)運行時,岸上的換流站采用下垂控制方式,因此岸上換流站的潮流是無
法簡單地通過改變功率指令值P?dcyPdcy?來進行修改的,而是需要通過同時修改圖5中的功率指令值P?dcyPdcy?和直流電壓指令值U?dcyUdcy?來完成的。而直流電壓指令值U?dcyUdcy?的取值需要通過重新計算系統(tǒng)潮流來確定,因
此參數(shù)重置的關(guān)鍵步驟就是重新計算潮流。
在潮流計算中,換流站x退出運行后設直流系統(tǒng)的線路導納矩陣為Y,對直流系統(tǒng)列寫節(jié)點電壓方程,如下：
Idc=Y UdcIdc=Y Udc (11)
式中：Idc為各換流站注入到直流系統(tǒng)的直流電流矢量;Udc為各換流站直流出口處的直流電壓矢量。
設各換流站注入直流系統(tǒng)的功率矢量為Pdc,其滿足：
Pdc=UdcΘ IdcPdc=UdcΘ Idc (12)
式中運算符Θ的作用是矢量元素按位相乘。
對于海上風電場側(cè)的換流站i而言,此時保持風電場的運行狀態(tài)不變,其注入直流系統(tǒng)的功率不變,即
Pdci=PpreWFii∈WFPdci=PWFiprei∈WF (13)
式中PpreWFiPWFipre為海上風電場側(cè)換流站i在故障前的注入
直流系統(tǒng)的功率。
對于不在受端系統(tǒng)S,而在異步的受端交流系統(tǒng)中的換流站i而言,此時同樣保持其注入交流系統(tǒng)的功率不變,在重新計算潮流時,設定
Pdci=Ppredcii?SPdci=Pdciprei?S (14)
對于受端系統(tǒng)S處于滿發(fā)狀態(tài)的換流站y,故障退出后設定其直流功率為
Pdcy=Pmaxdcyy∈SPdcy=Pdcymaxy∈S (15)
對于未處于滿發(fā)狀態(tài)的換流站y,故障退出后設定其直流功率為
Pdcy=Ppredcy +ΔPdcy y∈SPdcy=Pdcypre +ΔPdcy y∈S (16)
在上述功率重分配優(yōu)化過程中,為簡化優(yōu)化方程,不考慮直流線路的損耗變化。然而,在潮流計算時,這部分線損變化需要考慮,因此為能夠獲得新的潮流計算解,設定上述優(yōu)化得到的ΔPdc最小的換流站y為定直流電壓的換流站,即
Udcy=UpredcyUdcy=Udcypre (17)
求解上述式(11)—(17),可以得到優(yōu)化重分配后的直流系統(tǒng)潮流,將潮流數(shù)值替換下垂控制中的直流電壓參考值和直流功率參考值,便完成了換流站控制器的重置。
2.3 無法自消納情況下轉(zhuǎn)移功率的重分配策略
當換流站x的轉(zhuǎn)移功率無法被所在的受端交流
系統(tǒng)內(nèi)其余換流站完全消納時,即Pdcx大于PrdcSPdcSr,
剩余功率將轉(zhuǎn)移至其他異步交流電網(wǎng),導致同步電網(wǎng)故障傳遞至異步電網(wǎng)。此時為減小剩余功率轉(zhuǎn)移對交流電網(wǎng)的影響：1）換流站x所在的同步電網(wǎng)內(nèi)其他換流站均設定為滿功率運行,以充分減小同步電網(wǎng)內(nèi)部的功率缺額;2）海上風電場控制目標包括兩個層面：首先利用風力機的轉(zhuǎn)子動能提供虛擬慣量,降低所連異步電網(wǎng)的暫態(tài)頻率偏移;再通過風力機的槳距角控制調(diào)整風電場出力,最終消除所連異步電網(wǎng)的穩(wěn)態(tài)頻率偏差,從而改善異步交流電網(wǎng)的頻率響應。DFIG的虛擬慣量控制與槳距角控制具體實現(xiàn)可參考文獻[16]提出的方法。
3 仿真驗證
3.1 仿真系統(tǒng)介紹
在PSCAD/EMTDC電磁暫態(tài)仿真工具中,搭建圖6所示改造的新英格蘭39節(jié)點系統(tǒng),對提出的換流站退出直流功率重分配策略進行仿真驗證。
仿真系統(tǒng)對39節(jié)點系統(tǒng)改造描述如下：1）經(jīng)典發(fā)電機G39修改為具有勵磁和調(diào)速系統(tǒng)的發(fā)電機;2）為模擬“低慣量”交流系統(tǒng),減小機組G30、G32、G35、G38、G39的慣量時間常數(shù),如表1所示;3）增大39節(jié)點系統(tǒng)部分機組之間的電氣距離,將原先的環(huán)形電網(wǎng)改造成一個“U”電網(wǎng)結(jié)構(gòu),將
Fig. 6 Modified New England 39-bus system
表1 機組的慣量時間常數(shù)調(diào)整
Tab. 1 Inertia constant modification of generators
母線4—母線14和母線16—母線17之間原有的交流聯(lián)絡線斷開;4）原系統(tǒng)有功負載提升為原來的1.33倍以平衡注入系統(tǒng)中的風電功;5）在母線2、6、10、39增設4組無功補償,以提高系統(tǒng)交流電壓水平。
海上風電場接入的VSC-MTDC系統(tǒng)為七端直流輸電系統(tǒng),四端岸上換流站饋入39節(jié)點系統(tǒng),容量均為900 MVA;另兩端岸上換流站饋入四機系統(tǒng),容量均為600 MVA。風電場側(cè)換流站容量為4.5 GVA,VSC與風電場DFIG的主要參數(shù)如附錄A所示。穩(wěn)態(tài)運行時,岸上換流站均采用下垂控制,VSC-MTDC系統(tǒng)向39節(jié)點系統(tǒng)與四機系統(tǒng)分別送電2000 MW與1000 MW,岸上換流站下垂控制器的參數(shù)如表2所示。
表2 故障前下垂控制器參數(shù)
Tab. 2 Pre-fault parameters in droop control
3.2 自消納情景仿真驗證
根據(jù)式(3)(4),通過離線計算,得到每一臺機組
j對換流站i功率變化的靈敏度系數(shù)μSIj,iμSIj,i,再用最大的μSIj,iμSIj,i進行標幺化,最后考慮式(7)可得如表3
所示的標幺化靈敏度系數(shù)矩陣。其中,考慮到簡化靈敏度矩陣以便于快速在線計算,同時保留原始矩
matrix calculation ">
表3 標幺化靈敏度系數(shù)矩陣
Tab. 3 matrix calculation
陣的主要特性,本文算例中閾值μNSIthrμNSIthr取為0.2。
設定在仿真進行至6s時,39節(jié)點系統(tǒng)內(nèi)換流站GSVSC16發(fā)生永久性故障閉鎖,此時考慮到系統(tǒng)的慣量分布比較均勻,組合優(yōu)化的權(quán)重系數(shù)c取0.8,通過式(9)優(yōu)化,可得39節(jié)點系統(tǒng)內(nèi)各換流站消納的轉(zhuǎn)移功率ΔPdc如表4所示。
表4 各換流站轉(zhuǎn)移功率優(yōu)化配置
Tab. 4 Redistribution results of the transferred power
此時,通過換流站控制器的重置,可以實現(xiàn)轉(zhuǎn)移功率的最優(yōu)消納。首先,GSVSC14有功功率達到了上限900MW,因此GSVSC14的控制方式由下垂控制改為滿發(fā)定功率控制方式。轉(zhuǎn)移功率最小的GSVSC25站保持電壓不變,根據(jù)式(11)—(17)計算直流潮流,岸上換流站新的控制參數(shù)如表5所示。
表5 優(yōu)化計算后下垂控制器系數(shù)
Tab. 5 Parameters of droop control after redistribution
作者在Window 7操作系統(tǒng)、Intel Core i7處理器下,測試算例的優(yōu)化算法用時0.51 ms?？紤]系統(tǒng)發(fā)生故障到各換流站接收到控制器重配置信號延時為100ms,該值取決于實際系統(tǒng)信號測量時間與換流站間距離所需的光纖傳輸時間。GSVSC16故障退出后,轉(zhuǎn)移功率按自然分配和優(yōu)化分配2種方式的動態(tài)響應如圖7所示。由圖7(a)-(b)可見,優(yōu)化分配下受端交流系統(tǒng)頻率的動態(tài)響應特性得到了明顯改善。機組G36對應的相對功角Ang36振蕩幅度最大,在轉(zhuǎn)移功率優(yōu)化分配過程中,功角首擺振蕩減小近半,并且系統(tǒng)的動態(tài)振蕩過程也較快得以平息。從頻率響應可以發(fā)現(xiàn),采用自然分配時,系統(tǒng)重新分布潮流而出現(xiàn)了較大的頻率振蕩,最大
Fig. 7 Comparison of dynamic response between natural distribution and optimized redistribution after the outage of GSVSC16
達到了0.006pu,這對系統(tǒng)頻率帶來了不小的沖擊;采用優(yōu)化分配時,頻率的振蕩得到了顯著抑制。需要指出的是,換流站控制器參考值修改后達到新的運行狀態(tài)存在一個動態(tài)過程,從圖7(c)-(f)可見,其動態(tài)調(diào)整過程約0.1~0.2s,多端直流調(diào)節(jié)速度相對于交流系統(tǒng)頻率波動快很多,因此對實際控制效果影響較小。
3.3 無法自消納情景仿真驗證
本節(jié)將考慮4機系統(tǒng)內(nèi)換流站GSVSCb1故障后退出運行,岸上換流站功率的重分配策略。由于故障前饋入4機系統(tǒng)的換流站GSVSCb1、GSVSCb2運行功率均為500 MW,容量為600 MVA,因此GSVSCb1轉(zhuǎn)移功率無法在4機系統(tǒng)內(nèi)消納,將部分轉(zhuǎn)移至39節(jié)點系統(tǒng),構(gòu)成無法自消納情景。此時,換流站GSVSCb2將滿功率運行以盡可能減少4機系統(tǒng)的功率缺額;同時,以39節(jié)點系統(tǒng)的頻率偏移為風電場槳距角控制與虛擬慣量控制的輸入信號,以減小轉(zhuǎn)移功率對39節(jié)點系統(tǒng)的頻率影響。考慮頻率信號通信延時為100ms,圖8比較了自然分配以及槳距角與虛擬慣量聯(lián)合控制2種運行方式下的系統(tǒng)動態(tài)響應特性。
在自然分配方式下,換流站GSVSCb1退出運行時,轉(zhuǎn)移功率Pdcb1在5個健全的岸上換流站中按下垂特性分配功率,如圖8(b)-(c)黑色實線所示。此
Fig. 8 Comparison of dynamic response between natural distribution and combined control after the outage of GSVSCb1
時轉(zhuǎn)移功率導致39節(jié)點系統(tǒng)功率過剩,暫態(tài)頻率偏移峰值達0.006pu,最終穩(wěn)態(tài)頻率偏差約為0.0026pu。
在再分配與槳距角、虛擬慣量聯(lián)合控制下,4機系統(tǒng)健全換流站GSVSCb2滿功率運行,既減小4機系統(tǒng)內(nèi)部功率缺額,也減小轉(zhuǎn)移至39節(jié)點系統(tǒng)功率。海上風電場在感應39節(jié)點系統(tǒng)頻率偏差時,首先減小輸出有功參考值,將剩余功率部分轉(zhuǎn)化為轉(zhuǎn)子動能存儲,以減小39節(jié)點系統(tǒng)暫態(tài)頻率偏移,如圖8(f)所示;同時,DFIG的槳距角pitch angle感應39節(jié)點系統(tǒng)頻率偏差而增大,風力機吸收的風功率減小,使風電場輸出功率與剩余4個換流站故障前功率相平衡,如圖8(d)-(e)所示。如圖8(a)所示,在槳距角控制與虛擬慣量聯(lián)合作用時,39節(jié)點系統(tǒng)頻率響應得到大幅改善,暫態(tài)頻率偏移峰值減小為0.0015pu,同時頻率振蕩快速平復至零。
4 結(jié)論
本文研究了海上風電場通過VSC-MTDC系統(tǒng)接入岸上交流電網(wǎng),岸上VSC故障退出后,MTDC系統(tǒng)直流功率的優(yōu)化再分配策略。岸上VSC退出運行后直流功率再分配通常分為自消納情景與無法自消納情景。研究合理地重新配置各受端VSC的控制器,使得在自消納情況下,轉(zhuǎn)移功率完全被故障端VSC所在交流電網(wǎng)消納,并且減小潮流重分配對交流電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性能的影響;而在無法自消納情景下,保持故障端VSC所在交流電網(wǎng)內(nèi)的其余VSC滿發(fā),并利用風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制消納剩余的直流轉(zhuǎn)移功率。最后,本文在改造的39節(jié)點系統(tǒng)中,所設計的直流功率再分配策略對系統(tǒng)頻率穩(wěn)定的提升得到了驗證。由于自消納場景與無法自消納場景控制策略存在較大差異,因此在實際系統(tǒng)應用中,需要在換流站故障后根據(jù)所在交流系統(tǒng)其他換流站運行狀態(tài)判斷并選擇所采取的控制策略。
附錄見本刊網(wǎng)絡版(http://www.dwjs.com.cn/CN/volumn/current.shtml)。
附錄A
表1 DFIG和VSC的主要參數(shù)
Tab. 1 Parameters for the DFIGs and the VSCs
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