一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统及方法
【专利摘要】本发明公开了一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统及方法，针对“风火打捆”系统存在的电压暂态稳定性和功角暂态稳定问题，以双馈式风力发电机群和直流调节器为控制对象提出协同控制策略，依据是双馈式风力发电机可实现其有功、无功的解耦控制，直流系统可以快速调节有功。以直流输电系统送端整流器和风电场为控制对象实施联合协同控制策略，通过控制直流输送功率可以抑制火电机组的功角摆动幅度但同时带来较强的电压扰动，为此同时实施的风电场调节可以弥补直流系统调节引起的电压跌落。
【专利说明】一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统及方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统及方法。
【背景技术】
[0002]风力发电作为最具备规模化开发条件的新能源利用方式，在我国得到了快速发展。对于分布在西北、华北和东北地区的风能资源，由于就地消纳能力有限，必须通过远距离输送才能高效利用风能资源。为了在全国市场消纳风电，“风火打捆”联网特高压直流输送是未来千万千瓦级风电能源基地电力外送的重要方式之一。所谓“风火打捆”联网特高压直流输送系统是指直流输电系统送端电源由大规模双馈风电场和常规火电厂按一定比例捆绑构成，与本地电网联接后，经特高压直流输电系统与远端的大电网连接，实现远距离电力外送。采用“风火打捆”联网特高压直流输送的方式，不仅可满足大规模传统能源和可再生能源外送的基本要求，而且可以保证特高压直流输电通道输送功率的平稳，大幅提高直流系统的利用率。
[0003]针对“风火打捆”联网特高压直流输送系统，存在影响“风火打捆”系统稳定运行的技术问题:由于风机的“机电解耦”特性，一方面使风机对电网不提供机械惯性，发生故障瞬时，这一暂态过程不平衡功率由火电机组全部承担，同步发电机功角摇摆幅度加大；另一方面，风机存在功角快变特性，暂态过程中风机与常规同步发电机失去同调性。以上两个原因使“风火打捆”系统存在突出的功角暂态失稳风险，同时直流调节对风电场母线电压可能产生不能接受的波动。
【发明内容】
[0004]本发明的目的是提供一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统，以解决功角暂态失稳风险及电压波动越限问题，同时提供一种使用该系统的控制方法。
[0005]为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是:一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统，包括用于对该直流输电系统控制管理的直流输电系统送端控制系统和用于对风电场进行控制管理的双馈风机励磁变频器控制系统，还包括对直流输电系统送端控制系统和双馈风机励磁变频器控制系统协同控制的风电场广域控制系统，所述风电场广域控制系统包括控制器，所述控制器用于接收直流输电系统送端频率和风电场公共母线电压、频率，并用于将风机无功控制信号发送给双馈风机励磁变频器控制系统，将直流输电系统送端有功控制信号发送给直流输电系统送端控制系统，并将风机无功控制信号与直流输电系统送端有功控制信号叠加后再发送给双馈风机励磁变频器控制系统。
[0006]所述控制器将风机附加控制信号通过光电转换模块进行转换，并用于利用CAN总线发送给风电场双馈风机励磁变频器控制系统。
[0007]所述控制器为DSP控制器。
[0008]本发明还提供了一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，当输电系统受到大扰动时，判别故障发生在直流系统还是交流系统，并根据故障类型分别通过如下方式进行控制:
[0009]当直流系统发生故障时，在设定调节时间内降低风电场有功出力以防止同步发电机失稳，同时吸收无功出力以防止电压突升，且在降低风电场出力时不引起风机自身失稳；
[0010]当交流系统发生故障时，在设定时间内增大直流系统的输出功率，同时快速调节风电场无功输出以抑制电压跌落。
[0011]当该输电系统直流输电系统送端短路容量较低时，将对直流系统的控制量作为对风电场无功调节的前馈补偿量，实现协调控制。
[0012]在调节风电场无功输出时，根据直流系统的输出功率增量，计算暂态无功需求，并由风电场发出暂态无功输出。
[0013]通过故障特征量的提取与分析来判断故障类型和地点。
[0014]本发明的特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统及方法，针对“风火打捆”系统存在的电压暂态稳定性和功角暂态稳定问题，以双馈式风力发电机群和直流调节器为控制对象提出协同控制策略，依据是双馈式风力发电机可实现其有功、无功的解耦控制，直流系统可以快速调节有功。以直流输电系统送端整流器和风电场为控制对象实施联合协同控制策略，通过控制直流输送功率可以抑制火电机组的功角摆动幅度但同时带来较强的电压扰动，为此同时实施的风电场调节可以弥补直流系统调节引起的电压跌落。
【专利附图】
【附图说明】
[0015]图1为本发明风电场与直流系统协同控制系统结构图；
[0016]图2为风电场广域控制系统结构原理图；
[0017]图3为风电场与直流系统的协同控制原理图；
[0018]图4a、4b分别为交流侧故障下同步发电机功角摇摆曲线的无协同控制示意图和有协调控制不意图；
[0019]图5a、5b分别为直流系统故障下同步发电机功角摇摆曲线的无协同控制示意图和有协调控制不意图；
[0020]图6a、6b分别为交流系统故障下换流站交流母线电压响应的无协同控制示意图和有协调控制不意图。
【具体实施方式】
[0021]下面结合附图及具体的实施例对本发明进行进一步介绍。
[0022]如图1所示为本发明特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统实施的结构图，由图可知，该系统包括用于对该直流输电系统控制管理的直流输电送端控制系统(图中未示出)和用于对风电场进行控制管理的双馈风机励磁变频器控制系统，还包括对直流输电系统送端控制系统和双馈风机励磁变频器控制系统协冋控制的风电场广域控制系统；该风电场广域控制系统包括控制器，该控制器用于接收直流输电系统送端频率和风电场公共母线电压频率、电压，并用于将风机无功控制信号(无功附加控制控制量AUdiN有功附加控制量AUqr)发送给风电场双馈风机励磁变频器控制系统，同时将直流输电系统送端无功控制信号(有功附加控制量APrc)发送给直流输电系统送端控制系统，并将风机无功控制信号与直流输电系统送端有功控制信号叠加后再发送给双馈风机励磁变频器控制系统。
[0023]如图2所示，本实施例的控制器为DSP控制器，该控制器将风机附加控制信号通过光电转换模块进行转换，并用于利用CAN总线发送给风电场双馈风机励磁变频器控制系统。
[0024]该风电场广域控制系统的特点是单向广播式简约信息流，与常规风电场控制系统不同的是，广播指令与双馈风机励磁变频器控制系统直接接口，而不是与风机主控系统接口。该风电场广域控制系统的硬件技术确保风电场整体对集控系统有功和无功指令的响应时间小于15毫秒。
[0025]本发明还提供了一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，该方法适用对象是“风火打捆”交直流特高压输送系统，其特点是风电比例高，交流联络较弱，如图1所示。
[0026]如图3所示，该方法采用风电场与直流系统进行协同控制，协同控制包括2个方面:(1)风电场广域控制系统与直流控制系统的协同控制，用于快速消除电网故障引起的暂态不平衡有功和无功，减小功角失稳风险；(2)风电场与配套同步电站的协同控制，用于实现两种不同电源动态行为的同调性，提高功角稳定性。
[0027]当输电系统收受到大扰动时，首先通过故障特征量提取与分析判断故障类型和地点，判别故障发生在直流系统还是交流系统，并根据故障类型分别通过如下方式进行控制:
[0028]当直流系统发生故障时，直流闭锁造成送出功率突然下降，此时应在设定调节时间(本实施例为20毫秒)内降低风电场有功出力以防止同步发电机失稳，同时吸收无功出力以防止电压突升，且在降低风电场出力时不引起风机自身失稳。
[0029]降低的有功出力控制量Λ Uqr的具体计算过程如图3所示，是将fAC与fQ (fAC是送端交流母线B3处故障后的频率；&是送端交流母线B3处故障前的频率)比较得出的频率增量Af进行滤波及比例放大处理后得到的。
[0030]当交流系统发生故障时，交流通道送出功率突然减小，此时应在设定时间(本实施例为20毫秒)内增大直流系统的输出功率，但直流功率突然增大可造成无功需求突然增大，换流站交流母线电压跌落，因此需同时快速调节风电场无功输出以抑制电压跌落。在调节风电场无功输出时，根据直流系统的输出功率增量，计算暂态无功需求，并由风电场发出暂态无功输出。
[0031]直流系统所增加的有功出力控制量APdc和风机无功控制量AUdr的具体计算过程如图3所示，APre是将&与&比较得出的频率增量Af进行滤波后，再分别进行比例放大处理和积分，所得到的值相加得到的。Λ Udr是将电压Uac与U0 (Uac是送端交流母线Β3处故障后的电压；％是送端交流母线Β3处故障前的电压)比较得出的电压增量AU进行滤波及比例放大处理后得到的。
[0032]此外，针对“风火打捆”输电系统送端短路容量较低的情形，将对直流系统的控制量作为对风电场无功调节的前馈补偿量，起到了协同控制的效果。
[0033]为了验证协同控制的效果，基于电力系统实时数字仿真仪RTDS(Real TimeDigital Simulator)建立“风火打捆”输电系统的实时仿真模型,通过协同控制样机进行仿真实验。
[0034]风电场和电力系统由RTDS实时模拟，风电场公共母线的频率或同步电机转速、功角是实时仿真模型的连续型状态变量，它们由RTDS的GTAO输出，使用信号电缆将这些模拟量接入试验装置的数据采集模块。为了模拟风电场中实际应用的光纤信道，在试验装置中安装了光电转换模块和3km的单模光纤。来自RTDS的采集量经数据处理模块和算法形成模块产生出附加控制信号。风电场控制信号经光电模块和现场总线再接入RTDS的GTAI 口进行系统制稳控制。
[0035]若附图1所示输电系统的交流联络线LAC在t = 2s时受故障断开，经过0.3s后重合，则“风火打捆”系统在无协同控制和有协同控制下同步发电机的功角摇摆曲线如图4a、4b所示。在相同故障扰动下，无协同控制时，配套火电厂功角摇摆幅度为66度；有协同控制时，其功角摇摆幅度为41度。协同控制系统起到了增强系统暂态稳定性的作用。
[0036]若附图1所示输电系统的直流系统在t = 2s时单极闭锁，试验结果如图5a、5b所示。无协同控制时，风电场出力不能快速调节，不平衡功率全部由火电机组承担，造成了火电机组功角失稳，整个系统瓦解；有协同控制时，风电场通过快速广域控制网络参与了对不平衡功率的消化，使火电厂保持了功角稳定。
[0037]图6a、6b是交流系统故障下换流站交流母线的电压响应，无协同控制时，短路故障下造成了电压跌落至0.72pu ;有协同控制时，相同短路故障下造成了电压跌落至0.88pu。协同控制对提高暂态电压稳定性有一定效果。
[0038]本发明的特高压交直流输电系统稳定控制方法，针对“风火打捆”系统存在电压和功角暂态稳定性问题，以风电场双馈式风力发电机群和直流调节器为控制对象提出协同控制策略，依据是双馈式风力发电机可实现其有功、无功的解耦控制；针对“风火打捆”系统存在电压暂态稳定性和功角暂态稳定性问题，以直流输电系统送端整流器和风电场为控制对象实施联合协同控制策略，依据是通过控制直流输送功率可以抑制火电机组的功角摆动幅度，同时实施的风电场调节可以弥补直流系统调节引起的电压波动。
[0039]以上实施例仅用于帮助理解本发明的核心思想，不能以此限制本发明，对于本领域的技术人员，凡是依据本发明的思想，对本发明进行修改或者等同替换，在【具体实施方式】及应用范围上所做的任何改动，均应包含在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统,其特征在于:包括用于对该直流输电系统控制管理的直流输电系统送端控制系统和用于对风电场进行控制管理的双馈风机励磁变频器控制系统，还包括对直流输电系统送端控制系统和双馈风机励磁变频器控制系统协同控制的风电场广域控制系统，所述风电场广域控制系统包括控制器，所述控制器用于接收直流输电系统送端频率和风电场公共母线电压、频率，并用于将风机无功控制信号发送给双馈风机励磁变频器控制系统，将直流输电系统送端有功控制信号发送给直流输电系统送端控制系统，并将风机无功控制信号与直流输电系统送端有功控制信号叠加后再发送给双馈风机励磁变频器控制系统。
2.根据权利要求1所述的特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统，其特征在于:所述控制器将风机附加控制信号通过光电转换模块进行转换，并用于利用CAN总线发送给风电场双馈风机励磁变频器控制系统。
3.根据权利要求1所述的特高压交直流输电系统暂态稳定控制系统，其特征在于:所述控制器为DSP控制器。
4.一种特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，其特征在于，当输电系统受到大扰动时，判别故障发生在直流系统还是交流系统，并根据故障类型分别通过如下方式进行控制: 当直流系统发生故障时，在设定调节时间内降低风电场有功出力以防止同步发电机失稳，同时吸收无功出力以防止电压突升，且在降低风电场出力时不引起风机自身失稳； 当交流系统发生故障时，在设定时间内增大直流系统的输出功率，同时快速调节风电场无功输出以抑制电压跌落。
5.根据权利要求4所述的特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，其特征在于:当该输电系统直流输电系统送端短路容量较低时，将对直流系统的控制量作为对风电场无功调节的前馈补偿量，实现协调控制。
6.根据权利要求4所述的特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，其特征在于:在调节风电场无功输出时，根据直流系统的输出功率增量，计算暂态无功需求，并由风电场发出暂态无功输出。
7.根据权利要求4?6任意一项所述的特高压交直流输电系统暂态稳定控制方法，其特征在于:通过故障特征量的提取与分析来判断故障类型和地点。
【文档编号】H02J5/00GK104393622SQ201410667133
【公开日】2015年3月4日 申请日期:2014年11月20日 优先权日:2014年11月20日
【发明者】李少华, 张爱玲, 王柏恒, 郝正航, 李生福, 苏匀, 李泰 , 彭忠, 荆雪记, 余永元, 张彦兵, 陈康博 申请人:许继集团有限公司, 许继电气股份有限公司, 国家电网公司