基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频方法与流程

1.本发明涉及基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频方法，属于电网调频控制技术领域。


背景技术：

2.近年来，随着社会快速发展的需求与能源紧缺之间矛盾的日益突出，使得世界各国越来越重视对新能源的开发和利用。而海上风电凭借其风能资源丰富、不占用土地等优点，受到了广泛关注。
3.目前，海上风电输电并网形式主要有高压交流输电、柔性直流输电以及柔性低频输电。其中，近海小规模的风电场多采用高压交流输电(high voltage alternating current,hvac)方式。该方式技术成熟、成本低，且有众多的实际项目可参考。但是，当针对深远海风电场传输电力时，电缆的电容效应问题突出，且海上风电场与岸上电网之间存在耦合现象，无法实现故障隔离。因此，针对传输距离与电容效应之间的关系，有学者基于电力电子全控型器件，研发了另一种输电技术即柔性直流输电。该输电方式充分利用了全控型器件、交流电与直流电的优点，有效地提升了系统的传输容量与距离，解决了海上风电大规模传输的问题。但是，该输电方式所需电力电子器件数量大且需要建立海上与岸上变频站，不可避免的增加了系统建设的成本。
4.针对以上两种输电方式的问题，相关学者提出了一种适用于远海地区的新型输电技术即低频输电(low frequency alternating current，lfac)。该系统由海上风电场、低频变压器、海底电缆、岸上交变频站与大电网组成。与传统的海上风电场并网方式不同，lfac系统从风电场直接传输频率为16.7hz的交流电。此时，由于频率的降低，使得电缆的电容效应也显著减小。然而，由于海上lfac系统与岸上大电网频率不一致，因此变频站中低频侧换流器与网侧换流器需要采用解耦控制。但这也隔绝了海上风电场与岸上大电网频率之间的联系，使得海上风电场无法响应岸上电网频率的变化。
5.类似的问题，在海上风电经柔性直输电并网中也有出现。其通过直流电压作为岸上电网频率变化的信号传输媒介，重新建立了电网频率与风电场频率之间的联系，使得海上风电场可以响应电网频率的变化。然而，由于交流输电系统的无功损耗问题，使得风电场中各风机端电压无法保证一致。因此，对于本质还是交流电的lfac系统来说，不能直接借鉴柔直输电系统中将电压作为频率变化信号载体的方法。


技术实现要素：

6.为解决现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频方法，解决了现有技术中海上风电经低频输电系统中，海上低频电网与岸上工频电网频率之间的解耦问题。
7.为了实现上述目标，本发明采用如下的技术方案：
8.一种基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频方法，包括以下步骤：
9.构建背靠背式变换器两侧控制策略的模型，其中整流侧采用恒压恒频控制，逆变侧采用定直流电压与定交流电压控制；
10.利用下垂控制策略，计算电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数；
11.通过下垂控制系数对风电机组功率进行协调控制，为大电网的频率恢复提供支撑。
12.进一步地，前述背靠背式变换器两侧控制策略的模型包括低频侧换流器控制策略模型和网侧换流器控制策略模型；
13.低频侧换流器采用定交流电压与定频率的控制策略；
14.网侧换流器采用定直流电压与定交流电压的控制策略，基于外环电压和内环电流双环控制，其中外环电压的控制步骤包括：
15.对直流电容电压以及换流器输出电压幅值进行控制，生成d轴与q轴电流的参考信号；
16.与输出端的电流dq信号经pi控制、2s/3r变换与pwm调制，生成网侧换流器的门极触发脉冲信号，2s/3r变换矩阵为
[0017][0018]
式中，va、vb、vc分别表示三相电压；vd、vq、v0表示变换后的电压直轴分量、电压交轴分量与电压零轴分量。
[0019]
进一步地，前述利用下垂控制策略，计算电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化系数的步骤包括：
[0020]
根据换流器内部功率流动与功率守恒原理有：
[0021]
p
grid
＝p
wf-pc[0022]
式中，p
wf
表示远海风电场经海底电缆与变压器传输到变频站的功率，pc表示直流电容储存功率，p
grid
表示传输到岸上网侧换流器的功率；
[0023]
根据电容的动态特性有：
[0024][0025]
式中，c表示电容大小，v
dc
表示电容电压瞬时值；
[0026]
得出
[0027]
类比于同步发电机组机械功率、电磁功率与频率的变化关系有:
[0028][0029]
式中，g
dc
为直流电容的虚拟惯量，f
ins
为岸上大电网的瞬时频率；
[0030]
令左右同时对时间t积分并在电容电压初始值处利用泰勒展开则有：
[0031][0032]
式中，v
dc0
表示电容电压初始值；δf
gr
表示岸上大电网频率的变化量；
[0033]
同理，由低频侧频率与直流电容电压的变化关系有：
[0034]fwf
＝k2δv
dc
+f0[0035]
式中，f
wf
表示低频侧频率变化后的值，k2表示低频侧频率变化与电容电压变化的比例系数，f0表示低频侧频率基准值，δv
dc
表示直流电容的电压变化；
[0036]
连列v
dc
＝k1δf
gr
+v
dc0
和f
wf
＝k2δv
dc
+f0得：
[0037]fwf
＝k
lfac
δf
gr
+f0[0038]klfac
＝k1k2[0039]
式中，k
lfac
表示电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数。
[0040]
进一步地，前述在电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数的基础上引入上限动作值f
high
与下限动作值f
low
，其中：
[0041][0042]
式中，f1表示岸上电网基准频率；α为波动幅率。
[0043]
进一步地，前述α取值0.2％。
[0044]
进一步地，前述通过下垂控制系数对风电机组功率进行协调控制的步骤包括：
[0045]
将岸上电网频率信号传递给远海风电场；
[0046]
依据频率-有功功率的下垂控制将该频率信号转化为风电场的有功功率的参考值；
[0047]
通过功率控制器，针对mppt控制、频率-有功功率下垂控制，实时调整远海风电场的实际输出有功功率。
[0048]
进一步地，前述频率-有功功率的下垂控制策略为：
[0049]klfac
(f
ins-f1)＝k
wf
·
δp
[0050]
式中，δp表示风电机组有功功率变化量；k
wf
为基于风电机组有功功率与频率下垂控制的系数；f
ins
表示岸上电网的瞬时频率。
[0051]
本发明所达到的有益效果：
[0052]
本发明在已有的海上风电经柔性直流输电系统调频控制基础上，针对海上风电经低频输电系统引入电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数，即将岸上电网频率的变化信号直接传递给海上风电场，进而重新建立起海上风电场与岸上电网频率的变化关系；同时，针对海上风电场利用映射后的频率变化信号，使用下垂控制系数对风电机组功率进行协调控制，使其为岸上电网频率提供支撑。本发明能够利用频率线性映射，重新建立海上低频系统与岸上工频交流系统之间频率联系，进而使得海上风电场能够为岸上工频交流系统频率恢复提供一定的支撑。
附图说明
[0053]
图1为低频侧换流器控制框图；
[0054]
图2为网侧换流器控制策略框图；
[0055]
图3为换流器内部功率流动图；
[0056]
图4a为下垂特性曲线；
[0057]
图4b为加入死区后的下垂特性曲线；
[0058]
图5为风电机组频率协调控制策略；
[0059]
图6为海上风电场经lfac并网拓扑图；
[0060]
图7为应用本发明与未使用本发明所测得的风机单机有功功率输出对比图；
[0061]
图8为应用本发明与未使用本发明所测得的岸上电网频率对比图；
[0062]
图9为应用本发明与未使用本发明所测得的岸上电网频率变化率对比图；
[0063]
图10为应用本发明所测得的岸上大电网频率变化量对应低频侧的频率变化映射。
具体实施方式
[0064]
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
[0065]
本实施例公开了一种基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频控制方法，具体步骤如下：
[0066]
第一步，构建背靠背式变换器两侧控制策略模型。其中整流侧采用恒压恒频控制，逆变侧采用定直流电压与定交流电压控制。背靠背式变换器分为低频侧换流器与网侧换流器。其中，低频侧换流器主要目的是为了接受并传输远海风电场发出的功率。然而，由于风速的波动性以及交流系统的无功损耗的限制，如果低频侧换流器不采用定交流电压与定频率控制，那么将不能维持低频输电系统的频率与电压稳定。因此，该侧换流器需采用恒压恒频控制。其简化控制框图如图1所示。控制图中，3r/2s变换矩阵、2s/3r反变换矩阵及mean数学模型分别如(1)、(2)、(3)所示：
[0067][0068][0069][0070]
式中，va、vb、vc分别表示三相电压；vd、vq、v0表示变换后的电压直轴分量、电压交轴分量与电压零轴分量；v表示交流电压幅值。
[0071]
同时，由于低频系统中感性元件的存在，当风电场送出的功率存在波动时，交流电压会相应的变化。因此，该侧采用定交流电压控制，用于保证交流电压幅值与相角不变。同时，根据有功功率与频率的关系，通过控制该侧频率恒定，不仅可以为各风机频率提供参考，也可以确保变频站受端功率的稳定。
[0072]
而网侧换流器通过直流电容与低频侧换流器直接相连，其中直流电容由于具有储能的特性，因此具有一定的系统调频能力且可以维持功率传输时的电压稳定。所以，网侧换流器控制策略采用定直流电压与定交流电压控制。
[0073]
因此，网侧换流器采用基于外环电压内环电流的双环控制。其中，基于pi的外环电压控制主要针对直流电容电压以及换流器输出电压幅值进行控制，同时生成d轴与q轴电流的参考信号。最后与输出端的电流dq信号经pi控制、2s/3r变换与pwm调制，生成网侧换流器的门极触发脉冲信号。具体控制策略如图2所示。图中，v
dc
、表示电容电压瞬时值与参考值；v
ac
、i
ac
表示换流器输出端交流母线电压瞬时值、参考值以及交流电流瞬时值；表示外环电压控制输出的d轴与q轴参考值；3r/2s及2s/3r变换矩阵与式(1)、式(2)相同。
[0074]
第二步，利用本发明中的新的下垂控制策略，计算频率映射的相关系数，从而将岸上电网侧的频率变化量映射到海上低频输电系统。假设远海风电场经海底电缆与变压器传输到变频站的功率为p
wf
，直流电容储存功率为pc，传输到岸上网侧换流器的功率为p
grid
，则换流器内部功率流动如图3所示，根据图3与功率守恒原理有：
[0075]
p
grid
＝p
wf-p
c (4)
[0076]
根据电容的动态特性有：
[0077][0078]
式中，c表示电容大小，单位为f。
[0079]
则由(4)式、(5)式有：
[0080][0081]
类比于同步发电机组机械功率、电磁功率与频率的变化关系有:
[0082][0083]
式中，g
dc
为直流电容的虚拟惯量；f
ins
为岸上大电网的瞬时频率。
[0084]
令(7)式左右同时对时间t积分并在电容电压初始值处利用泰勒展开则有：
[0085]vdc
＝k1δf
gr
+v
dc0 (8)
[0086][0087]
式中，v
dc0
表示电容电压初始值；δf
gr
表示岸上大电网频率的变化量；
[0088]
同理，由低频侧频率与直流电容电压的变化关系有：
[0089]fwf
＝k2δv
dc
+f
0 (10)
[0090]
式中，由于直流电容电压变化，低频侧频率将发生改变，因此f
wf
表示低频侧频率变化后的值；k2表示低频侧频率变化与电容电压变化的比例系数；f0表示低频侧频率基准值(本文中为16.7hz)；δv
dc
表示直流电容的电压变化。
[0091]
由(8)式、(10)式有：
[0092]fwf
＝k
lfac
δf
gr
+f
0 (11)
[0093]klfac
＝k1k
2 (12)
[0094]
式中，k
lfac
表示电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数。此时，由式(11)可以发现岸上电网频率的变化量与风电场频率的变化量是线性相关的，如图4a所示。图中，f1表示岸上电网基准频率；f2表示海上风电场的瞬时频率。
[0095]
因此，当岸上电网在稳定工况下频率出现静态波动时，海上风电场频率也会立即变化，从而造成风电机组功率控制器动作。对此，为了避免控制器过于灵敏，本文在式(11)的基础上加入死区，即引入上限动作值f
high
与下限动作值f
low
，如图4b所示。使得海上风电场不会受到岸上电网频率静态波动的干扰，从而更有利于系统的稳定。
[0096]
但是，死区限值区间的选取将直接影响控制器的动态响应，其表现在如果死区取值过小，则控制器过于灵敏。如果取值过大，则控制器又响应缓慢。因此，综合考虑控制器响应速度与实际效果，依据国家风电并网技术标准中相关规定，将上限动作值f
high
与下限动作值f
low
分别设置为：
[0097][0098]
式中，α为定值，表示波动幅率(本文中取0.2％)。
[0099]
第三步，通过下垂控制系数对风电机组功率进行协调控制，为大电网的频率恢复提供支撑，即根据有功功率与频率之间的关系，想要风电场支撑电网频率变化，则风电场必须能够实时的调整有功功率输出。因此，采用如式(14)所示的下垂控制来建立有功功率和频率之间的变化关系。
[0100]klfac
(f
ins-f1)＝k
wf
·
δp (14)
[0101]
式中，δp表示风电机组有功功率变化量；k
wf
为基于风电机组有功功率与频率下垂控制的系数；f
ins
表示岸上电网的瞬时频率。
[0102]
因此，本发明中所采用的海上风电频率协调控制策略如图5所示。首先，由上文提出的频率映射系数，将岸上电网频率信号传递给远海风电场。其次，依据频率-有功功率的下垂控制将该频率信号转化为风电场的有功功率的参考值。最后通过功率控制器，针对mppt控制、频率-有功功率下垂控制，实时调整远海风电场的实际输出有功功率，从而响应岸上电网频率的变化，并为其频率恢复起到一定的支撑作用。
[0103]
最后，为了验证本发明所提出的基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频控制方法有效性，因此在matlab/simulink平台按照如图6所示的海上风电场经lfac并网拓扑图搭建仿真模型。其中，海上风电场采用基于永磁同步电机的单机风电机组代替；背靠背变频站通过降压变压器接入交流系统，其余仿真必要参数如表1所示。
[0104]
表1系统仿真参数
[0105]
[0106]
仿真中，网侧负载消耗功率为4.33mw；海上风电单机额定功率为5.2mw；岸上电网视作平衡节点。当t＝6s时，由于突发的扰动，使得岸上电网频率下降0.5hz左右。同时，为便于对比分析不同控制策略对岸上电网频率变化响应的效果，本文在风电机组mppt控制的基础上，应用本发明进行仿真(记为仿真2)。同时，设置未采用本发明所提方法(记为仿真1)进行对照实验。
[0107]
由图7风机有功功率输出波形可以看出，在仿真1的条件下，当t＝6s岸上工频电网出现频率下跌时，由于岸上变频站的解耦控制，使得海上风电机组无法直接响应工频电网频率的变化。因此，对应风机单机输出有功功率也无变化。但最终经过岸上电网自身的调节作用，约1s后岸上电网频率恢复到50hz，其频率变化如图8、图9所示。与仿真1相比，仿真2中风电机组引入了本文所提出的频率映射策略，即岸上电网频率出现波动时，该频率变化量可以映射为低频侧的频率变化量，其映射结果如图10所示。同时，图7与图10的仿真波形也表明，风电机组能够根据映射后的频率变化量，立即调整自身的有功功率输出，为岸上电网频率的恢复提供一定的支撑，从而加快岸上电网频率的恢复。
[0108]
综上，本发明提出的基于频率线性映射的海上风电经低频输电系统的调频控制方法，利用一种新的下垂控制策略，提出频率映射系数。该系数可以将岸上工频交流系统的频率变化量直接映射到海上低频系统，进而重新建立起两个系统之间的频率联系，有效解决了系统之间的频率解耦问题。实现了海上风电场能够参与岸上工频交流系统的调频，并为其频率恢复提供一定的支撑。
[0109]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。