海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法和装置与流程

本技术涉及直流输电，尤其涉及海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法和装置。

背景技术：

1、模块化多电平变流器(mmc)具有自换相能力和功率解耦控制能力，可以连接于弱电网甚至无源负荷，接入受端电网时不存在换相失败问题，是目前实现大规模海上风电直流输电的主要技术路线。当前，海上风电直流输电系统通常基于点对点连接形式。随着海上风电规模不断扩大，同时为方便实现岸上多个受端电网间柔性互联等功能，海上风电多端直流输电技术将成为未来的发展趋势。

2、未来，电力系统面临高比例新能源和高比例电力电子的特征。随着新能源在电力系统中的比例逐渐提升并逐步替代传统同步发电机，电力系统的强度(如短路比、惯量指标)逐渐下降，导致系统稳定性降低。为了应对这一挑战，大规模海上风电多端直流输电系统将有必要为受端交流电网提供构网电压源与惯量支撑。

3、目前，海上风电多端直流输电系统的传统控制策略通常不具备上述电压源与惯性支撑的功能。一方面，多端直流输电受端换流器通常采用基于锁相环同步的跟网型控制策略，呈现电流源特性，无法为受端电网提供电压源支撑；另一方面，多端直流输电系统导致送端风电场、交流电网之间的隔离，无法自然实现惯量的支撑。因此，亟需设计合理的控制方法实现海上风电多端直流输电系统的构网控制以及惯量支援策略，从而保障未来高比例新能源和电力电子系统的稳定和可靠运行。

4、从实现构网控制角度，目前的直流输电受端换流器的构网控制策略主要包含虚拟同步机与匹配控制策略。其中虚拟同步机通过模拟同步机的转子运动方程实现功率控制，进而控制直流系统电压；另一类匹配控制通过将直流母线电容或mmc子模块电容电压和同步机转速进行类比从而控制交流内电势的频率，进而实现电压和功率控制。虽然这些方式均能够实现受端换流器的构网控制基本功能，但是这些方法没有考虑到构网控制的惯量模拟以及能量的来源问题。

5、从实现惯量支援角度，目前的直流输电系统的惯量模拟控制主要基于三种能量形式来源与控制：风机及其发电机转子的动能、mmc电容以及从其他直流互联的交流电网取能。为了发掘风机及转子动能，需要获知受端电网频率信号，然后对风机控制加入惯量模拟的功率附加控制实现；为了利用直流输电系统电容的能量，一般基于电网频率变化控制直流电容电压释放或存储电容能量支撑；为了从其他直流互联的交流电网取能，通常通过直流输电附加惯量模拟的功率控制指令实现。但是上述惯量支援控制方案主要关注于单一能量形式的来源，或者集中于端对端的直流输电场景。

技术实现思路

1、本技术旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。

2、为此，本技术的第一个目的在于提出一种海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法，解决了现有方法不涉及三类惯量能量来源的组合以及协调的技术问题，实现了在受端电网发生扰动后，通过多端直流网络实现多种能量形式共同参与对受扰电网的惯量响应。

3、本技术的第二个目的在于提出一种计算机设备。

4、为达上述目的，本技术第一方面实施例提出了一种海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法，风电场通过风机变流器、风电场侧mmc接入多端直流输电系统，交流电网通过电网侧mmc接入多端直流输电系统，上述协调控制方法包括：判断接入多端直流输电系统的所有交流电网的运行状态，并基于判断结果确定目标控制策略，其中，运行状态包括正常运行状态、受扰动状态和为受扰动电网提供惯量支援状态，目标控制策略包括风机变流器的风机功率参考量、风电场侧mmc的频率参考量和电网侧mmc的三相交流电压调制比；基于目标控制策略控制风机变流器、风电场侧mmc和电网侧mmc。

5、本技术实施例的海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法，同时具备构网和惯量协调两大优势。一方面，具有构网属性，能够适应弱电网的接入场合；另一方面，综合利用mmc子模块电容能量、未扰动受端电网能量和风电场中风机动能三种能量形式的惯量协调控制，能够增强惯量能量的合理分配，保障交流电网频率、多端系统直流电压以及风机转子动能在安全范围内运行，提高海上风电多端直流输电系统运行的可靠性和可用率。

6、可选地，在本技术的一个实施例中，判断接入多端直流输电系统的所有交流电网的运行状态，包括：

7、若所有交流电网均处于正常运行状态，设定所有电网侧mmc的标志变量pr、ps为0；

8、若存在交流电网处于受扰动状态，设定与处于受扰动状态的交流电网连接的电网侧mmc的标志变量pr为1，ps为0，并设定其他电网侧mmc的标志变量pr为0，ps为1；

9、基于判断结果确定目标控制策略，包括：

10、通过测量得到的风机转速、采用最大功率跟踪方法确定风机最大功率跟踪功率参考值，并基于确定的风机最大功率跟踪功率参考值计算得到风机变流器的风机功率参考量；

11、通过控制联络风电场频率和直流电压确定风电场交流频率，并通过确定的风电场交流频率计算得到风电场侧mmc的频率参考量；

12、根据设定的电网侧mmc的标志变量确定电网侧mmc的三相交流电压调制比。

13、可选地，在本技术的一个实施例中，根据设定的电网侧mmc的标志变量确定电网侧mmc的三相交流电压调制比，包括：

14、设定直流电压控制下垂系数和惯量模拟系数，基于设定的系数和电网侧mmc直流电压标称值、电网侧mmc直流电压测量值计算得到交流功率原始调整量；

15、设定直流电压安全范围和交流电网频率安全范围，根据测量得到的直流电压、交流电网频率和设定的范围计算得到自适应倍乘系数；

16、基于交流功率原始调整量和自适应倍乘系数计算得到交流功率调整量；

17、基于交流功率调整量与功率设定值计算得到功率参考量；

18、基于功率参考量和电网侧mmc的标志变量确定最终功率参考量；

19、基于最终功率参考量和测量得到的功率值计算得到功率误差；

20、设定交流惯性系数和阻尼系数，基于设定的系数和功率误差计算得到第一频率调整值；

21、设定交流低惯性系数和阻尼系数，基于设定的系数和功率误差计算得到第二频率调整值；

22、基于第一频率调整值、第二频率调整值和电网侧mmc的标志变量确定最终频率调整值；

23、基于最终频率调整值和频率标称值确定最终频率参考值；

24、对最终频率参考值进行积分，得到电网侧mmc构网内电势相位；

25、设定电网侧mmc构网内电势幅值，并基于设定的值和电网侧mmc构网内电势相位确定三相内电势参考值；

26、将三相内电势参考值送至电网侧mmc调制环节，得到三相交流电压调制比。

27、可选地，在本技术的一个实施例中，基于功率参考量和电网侧mmc的标志变量确定最终功率参考量，包括：

28、基于电网侧mmc标志变量对功率参考量进行条件判断，并基于判断结果确定寄存值；

29、将功率参考量和寄存值送入功率需求选择器确定最终功率参考量；

30、其中，基于判断结果确定寄存值，包括：

31、若pr为0，使寄存值为功率参考量，若pr为1，使寄存值保持为前一时刻的值；

32、最终功率参考量的确定过程包括：

33、若pr为0，将功率参考量作为最终的功率参考量，若pr为1，将寄存值作为最终的功率参考量；

34、基于第一频率调整值、第二频率调整值和电网侧mmc的标志变量确定最终频率调整值，包括：

35、若ps为0，将第一频率调整值作为最终频率调整值，若ps为1，将第二频率调整值作为最终频率调整值。

36、可选地，在本技术的一个实施例中，交流功率原始调整量为：

37、δp0,i*＝(kdc,i+2hdc,is)(udc,i-udc0)

38、其中，kdc,i为直流电压控制下垂系数，hdc,i为惯量模拟系数，s为微分算符，udc,i表示mmc直流电压测量值，udc0表示mmc直流电压标称值；

39、自适应倍乘系数表示为：

40、

41、其中，kf,i为频率倍乘系数，ku,i为电压倍乘系数，kf,i、ku,i表示为：

42、

43、其中，ωl为交流电网频率安全范围下限，ωi为测量得到的交流电网频率，ωu为交流电网频率安全范围上限，ωset为交流电网频率安全参考值，udc,l为直流电压安全范围下限，udc,i为测量得到的直流电压，udc,u为直流电压安全范围上限，udc,set为直流电压安全参考值；

44、交流功率调整量表示为：

45、

46、其中，km,i为自适应倍乘系数，δp0,i*为交流功率原始调整量；

47、功率参考量表示为：

48、p1,i*＝p0,i+δpi*

49、其中，p0,i为功率设定值，δpi*为交流功率调整量；

50、功率误差表示为：

51、

52、其中，为最终功率参考量，pi为测量得到的功率值；

53、第一频率调整值表示为：

54、

55、其中，hf,i为交流惯性系数，s为微分算符，kd,i为阻尼系数，δpi*为功率误差；

56、第二频率调整值表示为：

57、

58、其中，hfs,i为交流低惯性系数，s为微分算符，kds,i为阻尼系数，δpi*为功率误差；

59、频率参考值表示为：

60、ωi＝δωi+ω0

61、其中，δωi表示最终频率调整值，ω0表示频率标称值；

62、mmc构网内电势相位表示为：

63、θi＝∫ωidt

64、其中，ωi表示频率参考值；

65、三相内电势参考值表示为：

66、

67、其中，ei表示电网侧mmc构网内电势幅值，θi表示电网侧mmc构网内电势相位。

68、可选地，在本技术的一个实施例中，通过控制联络风电场频率和直流电压确定风电场交流频率，并通过确定的风电场交流频率计算得到风电场侧mmc的频率参考量，包括：

69、设定频率-直流电压比例系数，通过风电场侧mmc直流电压的标称值、测量值和设定的系数计算得到交流频率调整量；

70、基于交流频率调整量和频率标称量计算得到频率参考量。

71、可选地，在本技术的一个实施例中，交流频率调整量表示为：

72、δωi＝kuf,i(udc,i-udc0)

73、其中，kuf,i表示频率-直流电压比例系数，udc,i表示风电场侧mmc直流电压测量值，udc0表示风电场侧mmc直流电压标称值；

74、频率参考量表示为：

75、ωi＝δωi+ω0

76、其中，δωi表示交流频率调整量，ω0表示频率标称量。

77、可选地，在本技术的一个实施例中，通过测量得到的风机转速、采用最大功率跟踪方法确定风机最大功率跟踪功率参考值，并基于确定的风机最大功率跟踪功率参考值计算得到风机变流器的风机功率参考量，包括：

78、测量风机转速，根据最大功率跟踪曲线，得到风机最大功率跟踪功率参考值；

79、设定风机调调频控制下垂系数和惯量模拟系数，并基于设定的系数、频率标称值和测量得到的风机机端频率计算得到交流功率原始调整量；

80、设定风电场频率安全范围和风机转速安全范围，根据设定的范围、测量得到的交流电网频率和风机转速计算得到自适应倍乘系数；

81、基于交流功率原始调整量和自适应倍乘系数计算得到交流功率调整量；

82、基于交流功率调整量与最大功率跟踪功率参考值计算得到风机功率参考量。

83、可选地，在本技术的一个实施例中，交流功率原始调整量表示为：

84、δp0,i*＝(kwt,i+2hwt,is)(ωi-ω0)

85、其中，kwt,i表示风机调频控制下垂系数，hwt,i表示惯量模拟系数，s表示微分算符，ωi表示测量得到的风机机端频率，ω0为频率标称值；

86、自适应倍乘系数表示为：

87、

88、其中，kmf,i为风机转速倍乘系数，kf,i为频率倍乘系数，kmf,i、kf,i分别表示为：

89、

90、其中，ωml表示风电场频率安全范围下限，ωm,i表示测量得到的风机转速，ωmu表示风电场频率安全范围上限，ωmset表示风电场频率安全参考值，ωl表示风机转速安全范围下限，ωi表示测量得到的交流电网频率，ωu表示风机转速安全范围上限，ωset表示风机转速安全参考值；

91、交流功率调整量表示为：

92、

93、其中，km,i为自适应倍乘系数，δp0,i*为交流功率原始调整量；

94、风机功率参考量表示为：

95、

96、其中，pmppt,i*为最大功率跟踪功率参考值，δpi*为交流功率调整量。

97、为达上述目的，本发明第三方面实施例提出了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时，实现上述海上风电多端直流输电系统构网型惯量协调控制方法。

98、本技术附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本技术的实践了解到。