一种改善风电场交直流并网系统频率的联合调频控制策略的制作方法

本发明涉及电力电子技术领域，具体为一种改善风电场交直流并网系统频率的联合调频控制策略。

背景技术：

随着新能源需求的增加，风电场规模日益扩大，原有交流线路的传输能力已不能满足风电场的并网要求。为了提高风电场的送出能力，可采用基于vsc-hvdc(柔性直流输电)的交直流并联并网方式取代原有的交流并网方式。风电场交直流并网系统结构如图1所示，图1中wfvsc(windfarmsidevoltagesourceconverter风电场侧电压源转换器)为风电场侧换流站，gsvsc(gridsidevoltagesourceconverter电网侧电压源变换器)为主网侧换流站。

考虑vsc-hvdc响应时间远小于发电机调速器响应时间，在负荷变化时选择忽略两区域原动机调速器的动态作用，仅考虑交直流线路传输功率改变引起的频率变化。根据输电网模型和发电机机械运动模型，风电场频率、主网频率与交直流线路输送功率的关系为：

式中，δf1、δf2分别为风电场、主网的频率变化量；δpdc为柔性直流线路输送功率变化量；δpac为交流线路输送功率变化量；t12为传输线同步系数，它表达了频率变化量在沿交流线路传输过程中的衰减特征，其值越大，单位长度的频率变化量衰减越小；a12为两个系统容量之间的换算系数，其值为风电场、受端电网两系统基准额定功率之比；m1、m2分别为风电场和主网的等值惯性系数；d1、d2分别为风电场和主网的负荷阻尼常数。本文取t12＝0.9，a12＝0.4；m1＝6，m2＝10；d1＝d2＝4。

由式(1)可得交直流互联系统的状态方程，写为形式，即为

由式(1)(2)可得交直流并网系统频率模型，如图2中实线部分所示。

如式(2)所示的系统状态方程，风电场与主网频率相互耦合，以此为基础建立的控制方程中，状态变量同时包含δf1和δf2，即如若加入直流频率附加控制，其控制量应同时包含δf1和δf2，如图2中虚线部分所示。控制理论中，在能达到相似协调控制的前提下，希望尽量减少状态变量，故本文只采用风电场侧信号作为反馈信号，并应用重叠分解技术对矩阵a进行分解，使得风电场与主网频率解耦。

对式(2)的状态方程应用重叠分解技术进行分解。可解耦为两个子系统：

其详细参数为

经过重叠分解后，式(4)、式(5)与式(2)具有相似的特性，在子系统t1或t2的基础上建立控制，就可以达到控制原系统的目的。在此，直流频率附加控制器的目标是优化风电场频率特性，故采用子系统t1的频率偏差δf1作为反馈信号，如图3所示。

变速风电机组通过增加频率环节，可以使其转子惯性和桨距角根据频率变化而变化，进而改变风电机组输出功率，达到调频目的。本文考虑转子惯性控制和变桨距控制两种调频手段，并采用一阶滞后传递函数简化表示风电机组频率模型。

转子惯性通过控制转子侧变流器控制转子速度的变化，短时释放/吸收贮存在风电机组旋转质体的动能，以快速响应系统频率变化。相比于一、二次调频，转子惯性调频具有响应速度快和不需要留有备用功率的优点，但受转速限制其持续时间明显小于前两者。考虑上述控制特性，使用传统电源的惯性响应近似表示风电机组惯性响应，其频率模型的传递函数为

式中：tω为转子惯性响应时间常数；kdf为惯性响应系数；δpω为转子惯性控制提供功率变化量。

变桨距控制是指通过调整风力机的桨距角，使其处于最大功率点之下的某一运行点，以留出一定的备用容量。变桨距控制调节能力较强，调节范围较广，但受机械特性影响，其响应速度相对较慢，有一定的延迟。考虑上述控制特性，使用传统电源的一次调频响应近似表示风电机组变桨距控制响应，其频率模型的传递函数为

式中：tβ为变桨距响应时间常数；kpf为一次调频系数；δpβ为变桨距控制提供功率变化量。将变速机组的惯性控制和变桨距控制相结合，考虑死区及功率限制，得到风电场频率模型如图4所示。

在现有技术中：

措施1：将储能系统通过换流器并联在风电场和主网间直流线路上，以实现储能系统与风电场的联合输出功率满足电网的并网导则技术规定，可参考文献《基于混合储能的柔性直流输电技术提高风电并网电能质量的研究》；

措施2：在风电场侧柔性直流外环控制结构中设计附加频率控制器，使直流系统能够响应风电场频率变化，在风电场发生功率不平衡时，主网可通过直流系统进行必要的功率支援，可参考文献《柔性直流输电系统的附加频率控制》；

措施3：在风电场层面上，将储能系统连接至风电场出口交流母线上，在功率扰动初期依靠储能系统的柔性控制作用快速消除功率不平衡，可参考文献《风储联合调频下的电力系统频率特性分析》。

上述三种技术方案中，措施1只能改善主网频率状况，提高主网频率稳定性；措施2只能改善风电场侧频率状况，且当风电场发生功率不平衡时主网需通过直流线路对风电场进行功率支援，同时风电场功率差额可以沿交流线路传递给主网，由于上述作用，可能造成主网功率差额过大，造成频率失稳；措施3虽然可以在风电场功率扰动初期恢复功率平衡，抑制风电场和主网频率波动，但与直流线路的大输送功率和短时过负荷能力相比，储能元件的功率与容量有限，当送端风电场有过多功率差额时，储能元件不能达到理想的吸收过剩能量或释放足够能量的效果，仍可能造成风电场频率失稳，风机脱网。

目前没有利用风电场和储能系统联合调频的控制措施。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明的目的在于提供一种可优先改善风电场频率特性，并可弥补风电场侧直流附加控制对主网的频率恶化作用，并改善主网频率特性的改善风电场交直流并网系统频率的联合调频控制策略。技术方案如下：

一种改善风电场交直流并网系统频率的联合调频控制策略，包括以下步骤：

步骤1：构建直流频率附加控制器：

在风电场侧换流站wfvsc中引入直流电压--有功功率下垂特性和有功功率-频率下垂特性，组成直流频率附加控制器，使直流系统能响应风电场频率变化；直流频率附加控制器结构的数学关系式如下：

式中，udc为直流电压，udcref为直流电压整定值；β为直流电压--有功功率下垂特性的下垂系数；α为有功功率-频率下垂特性的下垂系数；fh和fl分别为直流电压--有功功率下垂特性中设置的频率的上限动作值和下限动作值；f为频率；p为有功功率；pref为有功功率整定值；

步骤2：确定直流频率附加控制器比例系数：

为了达到最优的控制效果，通过极点配置法选取合适的下垂系数，即直流频率附加控制器比例系数α。对受控系统∑0＝(a1,b1,c1)，用状态向量的线性反馈v^*＝kx1构成闭环系统(其中，a1、b1、c1分别表示加入状态反馈前受控系统的系数矩阵、输入系数矩阵、输出系数矩阵；x1表示状态向量)，即通过状态反馈矩阵k的作用让闭环系∑＝(a1-b1k,b1,c1)的极点，即a1-b1k的特征值恰好处于根平面上所期望的位置，以获得所需要的动态性能；

应用重叠分解技术对交直流互联系统进行分解，形成两个子系统t1和t2，加入状态反馈后，子系统t1状态方程变为令其输出方程为y1＝c1x1+d1v，且输出变量y1＝x1，则d1＝0，c1为二阶单位矩阵；d1表示系数矩阵，在此取d1＝0；v表示交直流互联系统重叠分解后得到的状态向量[δf1δpac]^t，δpac为交流线路输送功率变化量；

加入线性反馈前，系统特征值由下式求得：

det[si-a1]＝0

解得系统特征值s1,2＝σ±jωd；σ为系统特征值实部，ωd为系统特征值虚部；s为拉普拉斯算子，i为单位矩阵；

以调整时间ts为频率特性指标，加入线性反馈后希望ts＝4s，则对应特征值为-(4/ts)±jωd；

考虑频率附加控制器控制量只有风电场交流母线频率δf1，则反馈矩阵满足k＝[k10]；k1表示反馈矩阵k的第一个系数；

加入线性反馈后的闭环系统∑＝(a1-b1k,b1,c1)满足：

由此得到频率附加控制器具体的控制规律δpdc＝-kx1＝-k1δf1，即风电场侧换流站

wfvsc引入的有功功率-频率下垂系数α＝-k1；

在频率附加控制器前引入死区，使直流输送功率稳定，并避免附加频率控制器加入引起频率波动；

步骤3：在储能装置外环控制中加入基于风电场交流母线频率δf1的比例式频率附加控制器，得到换流器控制模型；

再将换流器内环控制简化为一阶滞后传递函数表示，得换流器简化控制模型；

加入频率附加控制的储能系统频率模型传递函数为：

式中，δpe(s)为储能系统送出功率变化量，δf(s)为风电场交流母线频率变化量；ke储能频率附加控制比例系数，te为内环控制响应时间常数；

引入死区和功率限制，得到最终的储能系统频率模型；

步骤4：构建储能和柔性直流附加控制参与调频的风电场交直流并网系统的统一频率模型，改善系统的频率稳定性。

本发明的有益效果是：本发明提出了一种在风电场侧柔性直流换流站中加入基于风电场频率变化的柔性直流频率附加控制方法，以改善风电场频率特性；提出了一种将储能系统通过换流器并联在风电场和主网间直流线路上，弥补风电场侧直流附加控制对主网的频率恶化作用，并改善主网频率特性的方法；提出了一种储能与柔性直流附加控制的联合调频控制策略，能有效减少风电场功率平衡被破坏时风电场和主网的频率波动幅度，可同时改善风电场和主网频率特，保证风电场安全运行。

附图说明

图1为风电场交直流并网系统。

图2为交直流并网系统频率模型。

图3为重叠分解后的交直流并网系统频率模型。

图4为风电场频率模型。

图5为电压-有功功率下垂特性。

图6为有功功率-频率下垂特性。

图7为直流频率附加控制器结构。

图8为子系统t1状态反馈框图。

图9为加入附加控制后的直流线路频率模型。

图10为储能装置及其附加控制器安装位置。

图11为dc/dc换流器控制框图。

图12为dc/dc换流器简化控制框图。

图13为储能系统频率模型。

图14为储能与柔性直流附加控制参与调频的风电场交直流并网系统频率模型。

图15为额定风速时风电场频率变化曲线图。

图16为额定风速时主网频率变化曲线图。

图17为额定风速时传输功率变化曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细说明。本发明提出储能与柔性直流附加控制联合参与系统频率调节以改善主网频率的方法：首先，在风电场侧柔性直流换流站中加入基于风电场频率变化的柔性直流频率附加控制，利用柔性直流输电的大输送功率和可短时过负荷运行的特点，优先改善风电场频率特性；其次，将储能系统通过换流器并联在风电场和主网间直流线路上，弥补风电场侧直流附加控制对主网的频率恶化作用，并改善主网频率特性。

具体如下：

(1)vsc-hvdc频率附加控制器结构：

风电场侧换流站wfvsc采用定直流电压的控制方式。为了使直流系统能响应风电场频率变化δf1，在风电场侧换流站wfvsc中引入如图5所示的直流电压--有功功率(udc-p)下垂特性和如图6所示的有功功率-频率(p-f)下垂特性以组成频率附加控制器，其下垂系数分别为β和α。

为了避免频率正常波动时的附加控制器频繁动作，在(p-f)下垂控制特性中设置了频率的动作值，fh、fl分别为其上、下限动作值；udcref为直流电压整定值；pref为有功功率整定值。直流频率附加控制器控制结构如图7所示。

图7所示控制结构的数学关系式如下式所示

(2)vsc-hvdc频率附加控制器比例系数的确定：

为了达到最优的控制效果，通过极点配置法选取合适的下垂系数α。子系统t1加入线性反馈后的状态反馈方框图如图8所示。

对受控系统∑0＝(a1,b1,c1)，用状态向量的线性反馈v^*＝kx1构成闭环系统，即通过状态反馈矩阵k的作用，让闭环系统∑＝(a1-b1k,b1,c1)的极点，即(a1-b1k)的特征值恰好处于根平面上所期望的位置，以获得所需要的动态性能。加入状态反馈后，系统t1状态方程变为令其输出方程为y1＝c1x1+d1v，且输出变量y1＝x1，则d1＝0，c1为二阶单位矩阵。

加入线性反馈前，系统特征值可由下式求得：

det[si-a1]＝0(9)

解得s1,2＝σ±jωd＝-0.3335±0.9126j。以调整时间ts为频率特性指标。加入线性反馈后希望ts＝4s，则对应特征值为-(4/ts)±jωd。考虑频率附加控制器控制量只有δf1，则反馈矩阵满足k＝[k10]。加入线性反馈后的闭环系统∑＝(a1-b1k,b1,c1)应满足

可解得k＝[-80]，由此得到频率附加控制器具体的控制规律δpdc＝-kx1＝-k1δf1＝8δf1，即风电场侧换流站wfvsc引入的有功功率-频率下垂系数α＝-k1＝8。

未加入频率附加控制的直流线路模型考虑为一阶惯性环节，环节的时间常数tdc为0.05s。则加入频率附加控制后的直流线路频率模型如图9所示。

为了直流输送功率稳定以及避免附加频率控制器加入引起频率波动，在频率附加控制器前引入死区，其值为±0.033hz。最后，将功率限幅的下限设为0，将上限设为10％，充分发挥高压直流输电的短时过负荷能力。

(3)储能装置结构及频率模型：

储能装置通过dc/dc换流器接入风电场和主网间直流线路，如图10所示。由于电化学储能主要以直流形式进行充放电，因此该方式仅需要控制dc/dc换流器即可实现对储能系统充放有功功率的调节控制。且在其外环控制中加入基于风电场交流母线频率δf1的比例式频率附加控制器，得到换流器控制框图如图11所示，其中ub、ib分别为换流器的直流母线侧端电压和端电流。

将换流器内环控制简化为一阶滞后传递函数表示，可得换流器简化控制框图如图12所示。其中ke为储能频率附加控制比例系数，te为内环控制响应时间常数，δperef为储能系统送出功率整定值变化量，δpe为储能系统送出功率变化量。当风电场频率下降时，储能系统输出有功功率参考值增加，经过换流器内环控制作用，储能系统输出有功功率增加，弥补且超出直流线路输送功率减少量，超出部分功率用于抵消经交流线路传递至主网的功率缺额；同理，风电场频率上升时，储能系统亦能补偿主网功率不平衡，减少主网频率波动。加入频率附加控制的储能系统频率模型传递函数为

考虑死区及功率限制，可得储能系统频率模型如图13所示。

(4)储能与柔性直流附加控制共同作用下的风电场交直流混合并网系统结构及频率模型：利用储能和柔性直流附加控制参与调频的风电场交直流并网系统的统一频率模型如图14所示，该联合控制策略可大幅度改善系统的频率稳定性.

(5)仿真结果：

在matlab/simulink平台建立储能和柔性直流附加频率控制参与频率调节的风电场交直流并网系统频率模型，得到本发明所提控制策略下的系统频率特性。额定风速时，风电机组具备调频能力，其实际发电功率等于额定功率，即500mw。仿真工况为从1s时刻开始发生幅值为80mw，持续时间为2s的快速负荷波动。仅风电参与调频、储能辅助调频、直流辅助调频、储能和直流辅助调频四种调频方式下，风电场和主网频率变化如图15、图16所示。

储能和直流辅助调频时，风电场直流送出功率、储能系统送出功率、主网直流接收功率变化情况如图17所示，四种调频方式下，风电场及主网的频率质量对比如表1所示。

表1额定风速时不同调频方式下的频率特性对比

直流和储能系统联合辅助调频时，风电场频率降低时，其直流送出功率减少，风电场频率最低点由49.794hz提升至49.88hz；储能系统增发功率大于风电场直流送出功率减少量，其超出量弥补了部分由交流线路传递至主网的功率缺额，主网频率最低点由49.943hz提升至49.969hz。相比单独的直流附加控制和储能辅助调频，本发明所提控制策略，大大改善了系统的频率特性。