柔性直流与风电协同的受端系统频率调控方法

朱 博，徐攀腾，刘 科，江守其

(1.中国南方电网有限责任公司超高压输电公司广州局，广东 广州 510663；2.东北电力大学电气工程学院，吉林 吉林 132012)

柔性直流输电(Voltage Sourced Converter based HVDC，VSC-HVDC)系统能够实现功率的四象限运行，可为弱电网或无源电网供电[1]，采取柔性直流输电和岛内风力发电联合构建岛屿电力系统，是向受端岛屿电力系统供电的一种有效解决方案.然而，以双馈风机(Doubly Fed Induction Generator，DFIG)为主流机型的风电和柔性直流输电系统惯量小，当发生线路故障、负荷突变等扰动时受端岛屿电力系统频率波动大[2].如何利用风电机组和柔性直流输电系统的调控能力，提高受端岛屿电力系统频率特性，是国内外研究的热点问题之一.

在DFIG参与电力系统调频的控制策略方面，文献[3]研究利用风机转子旋转储能来实现惯性响应，文献[4]利用储能装置补偿风电场惯量进行辅助调频，文献[5-6]在DFIG中采用虚拟同步发电机(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制实现了电网自同步，为电网提供了惯性支撑.以上方法主要是提高系统惯量特性，减少系统频率变化率，无法调节稳态的频率偏差.文献[7]提出了一种结合超速备用与虚拟惯性的DFIG调频控制方法，利用DFIG在超速减载方式获得有功备用.文献[8-9]通过调节DFIG桨距角，实现参与一次调频的有功支撑.但以上方法以牺牲风电机组的风能捕获能力为代价参与系统调频，降低了风力发电的经济性.

在柔性直流输电参与系统频率调节方面，文献[10-11]将有功功率和频率的下垂特性引入到传统矢量控制中，通过调节换流站与交流系统的有功功率达到频率调节的目的，但下垂控制无法快速响应系统的频率变化.文献[12]将VSG控制技术引入到柔性直流输电系统，构建虚拟调速器模拟同步发电机的惯性响应和一次调频特性，但基于VSG的控制仍然为有差调频，无法实现受端电网频率无差控制.

针对柔性直流输电与风电供电的受端岛屿电力系统，在分析DFIG和VSC-HVDC有功功率调控性能的基础上，设计了提高系统惯性和一次、二次频率协调控制的总体方案.设计风电场附加频率控制，通过超速减载控制完成系统一次调频；依据频率偏差进行换流站功率快速调整实现受端电力系统的VSG控制的二次调频.基于Matlab/Simulink仿真平台，构建了含风电机组、柔性直流输电系统的受端岛屿电力系统，通过仿真分析对设计的控制策略性能进行验证.

1 柔性直流向海岛供电的系统结构

针对典型的受端岛屿电力系统，构建如图1所示的海岛供电系统，主要包括：与陆上连接的柔性直流输电系统、岛内风电场、无调频备用的小型同步发电机组以及受端岛屿负荷.其中，柔性直流输电系统由陆上送端换流站VSC1、岛内受端换流站VSC2以及两条海底电缆构成.

图1 典型的受端岛屿电力系统拓扑结构

2 DFIG与VSC-HVDC协同调频方案

为实现受端岛屿电力系统的一次、二次调频，设计如下总体方案：当受端岛屿电力系统遭受扰动引起频率突增或骤降时，利用DFIG风机转子中储存的旋转动能和VSC-HVDC换流站子模块电容储存的能量抑制频率变化，使DFIG和VSC-HVDC具备传统机组的惯性响应特性.对系统频率偏差进行判定，通过模拟常规同步发电机有功功率与频率下垂特性，发挥DFIG有功调控能力，实现系统频率的一次调整，使系统频率在允许范围内.如果系统频率偏差超出设定范围，通过快速调整VSC-HVDC系统输送的有功功率，完成受端岛屿电力系统频率的无差调节.

设计的DFIG和VSC-HVDC协同参与交流系统调频运行示意图如图2所示.

图2 DFIG与VSC-HVDC调频示意图

在受端岛屿电力系统功率平衡时，系统处在稳态运行点O，即发电频率特性曲线PG1与负荷频率特性曲线PL1的交点.假设负荷突然增加，负荷频率特性曲线由PL1上移到PL2，由于功率不平衡导致系统频率下跌.此时，DFIG通过模拟调速器特性调整自身输出功率，系统经过衰减振荡达到新的平衡点A.由图2所示，运行点A与运行点O的系统频率差值Δf=f1-f0≠0，则DFIG进行了一次有差调频.如果频率偏差Δf超出允许范围，需要VSC-HVDC进行二次调频.VSC-HVDC增发有功功率ΔP，使发电频率特性曲线由PG1上移到PG2，此时系统稳态运行点过渡到B点.运行点B对应的频率为f0，则Δf=0，VSC-HVDC实现了交流系统频率的无差控制.

3 协同调频控制策略

根据提出的DFIG和VSC-HVDC参与岛屿电力系统惯性响应与一次、二次调频的总体方案，协同调频控制策略以系统频率偏差为监测量，分别从风电场与柔性直流受端换流站展开设计，实现DFIG与VSC-HVDC的频率协同控制.

3.1 DFIG控制策略

DFIG的转子中存在一定的旋转动能，大小为

(1)

公式中：J为转动惯量；ω为转子转速.

因此可以利用DFIG转子动能主动响应系统频率变化，依据系统频率变化率调整输出有功功率.同时为了使得风电机组能够提供持续的功率支撑，采取有功功率-频率下垂控制进行频率一次调整.扰动期间控制器调频增发的有功功率可表示为

(2)

公式中：Δf为电网频率和额定频率f0的偏差；Kp、Kd分别为比例系数和微分系数.

DFIG的转子动能仅能提供短暂的冲击型功率支撑，若要实现DFIG参与电网的一次调频，需要持续的有功输出.根据海上风速较为缓和的特点，设定DFIG的转子转速大于最大功率跟踪时的最优转速，从而降低风力机组的捕获风效率使机组减载运行，留出一定的备用容量来支持系统一次调频.

DFIG增加的有功功率ΔPDFIG与其最大有功备用容量有关，关系为

(3)

当ΔPDFIG在DFIG的最大有功备用容量范围内时，DFIG可以利用备用容量有效参与调频；当ΔPDFIG超出最大有功备用容量范围时，DFIG释放完全部有功功率备用后，将不再参与系统频率的调整.

图3 具有附加频率控制的一次调频控制

图4 增速减载功率特性示意图

DFIG的减载系数表达式如公式(4)所示，这意味着在不同风速下，风机可以通过增大转子转速使风电场始终在d%减载曲线上运行.式中，PMPPT为当前风速下的最大功率；PL为减载下的输出功率.

(4)

在此基础上设计具有附加频率控制的一次调频控制器如图3所示.在风电场稳态运行时，控制DFIG运行在超速减载状态.当检测到出现频率偏差，通过附加频率控制计算出DFIG有功功率参考值增量ΔPDFIG，即可得到转子侧换流器控制中实际的有功功率参考值P*=ΔPDFIG+PL.

系统负荷突然增加时DFIG增速减载过程如图4所示.调频前DFIG运行在d%减载曲线上(假设在某一确定风速下时为点A)，输出功率为PL；当系统频率发生变化时电磁功率变化ΔPc，由于ΔPc大于DFIG捕获的机械功率，转子将减速释放动能；在转速降低到最优转速(点C)之前，DFIG捕获的机械功率将增加ΔPw(点A到点D)，而电磁功率则由点B减小到点D，此时DFIG运行在新的减载曲线上达到平衡.新的减载率为

(5)

为此，设计如图5所示的具有附加频率控制的DFIG控制策略.

图5 具有附加频率控制的DFIG控制

网侧变流器与转子侧变流器通过直流母线实现解耦控制，并使转子转速与电网频率解耦，实现DFIG的变速运行.网侧变流器分别独立控制网侧输出电流的D轴分量isd*和Q轴分量isq*，实现对直流侧电压Udc和无功电流isq的控制，保证转子变流器以及双馈励磁系统的可靠稳定运行.转子侧变流器通过控制注入的转子电流的D轴分量ird*和Q轴分量irq*实现对定子有功功率P和端电压us的解耦控制.转子侧变换器的有功类控制采用具有附加频率控制的一次调频控制策略，使DFIG主动响应电网频率变化.

3.2 VSC-HVDC受端换流站控制策略

当受端岛屿电力系统受到扰动，VSC-HVDC不仅要与DFIG共同实现惯性响应，还要承担系统二次频率调节任务.为了模拟同步发电机的虚拟惯量和阻尼特性，VSC-HVDC受端换流站控制器采用模拟二阶同步发电机模型的VSG控制技术.

假设同步发电机的极对数为1，其等效转子运动方程为

(6)

公式中：Tm、Te、Td分别为同步发电机的机械转矩、电磁转矩和阻尼转矩；Pm、Pe分别为同步发电机的机械功率和电磁功率；J为同步发电机的转动惯量；D为同步发电机的阻尼系数；ω为是电网的同步角速度，对其进行积分即可得到电网电压的相位角δ；ω0是同步发电机的额定角速度.

稳态下，得到

Pe=Pm-Dω0(ω-ω0).

(7)

由此，阻尼系数使直流输电系统具有阻尼特性，同时描述了有功和频率的下垂关系，能够对频率偏差作出一次调整.当电网中出现大幅扰动，频率偏移量往往超出合理的范围，需要引入对频率的二次调整.

电力系统二次调频的功率方程为

(8)

公式中：K为负荷频率调节系数；ΔPL为系统负荷增量；ΔPG为系统发电功率增量.可以看出，调整发电功率使ΔPG=ΔPL，即可实现频率的无差调节.于是设计二次调频时发电功率变化量为

(9)

公式中：ki为积分系数.同步发电机通过控制原动机的的机械功率来调节有功功率输出，将发电功率变化量引入有功-频率调节器中，即：

(10)

公式中：Pref为换流器输出的有功参考值.将式公(10)代入公式(6)，得到电磁功率Pe为

(11)

由此，设计VSC-HVDC受端换流站如图6所示的加入频率偏差判定环节的二次调频策略，通过频率偏移的严重性判断是否投入频率无差调节.

图6 基于VSG的二次调频控制

因此，设计的基于VSG的VSC-HVDC受端换流站控制策略如图7所示.其中，无功电压控制模拟同步发电机的励磁方程，给内环电流控制器提供D轴与Q轴电流指令值.

图7 基于VSG的VSC-HVDC受端换流站控制

4 仿真验证

4.1 仿真系统

为了验证DFIG和VSC-HVDC协同调频控制策略的有效性，基于Matlab/Simulink搭建了如图1所示的受端岛屿电力系统.以下分别从DFIG、VSC-HVDC单独调频以及DFIG与VSC-HVDC协同调频三个方面验证所提控制策略的惯性响应特性与一次、二次调频性能.

仿真系统中，2个VSC-HVDC换流站主回路参数及容量相同，系统主要参数如表1所示.VSC1接入大电网，采用定直流电压控制和定无功功率控制.VSC2接入海岛电网，可供采用的控制方式有：(1)定有功功率和定交流电压的传统矢量控制；(2)传统VSG控制；(3)具有二次调频能力的VSG控制，其中频率偏移量在阈值C为0.004 pu.设定仿真中风电场当前风速低于额定风速，取9.8 m/s，风电场由DFIG单机聚合模型模拟，可采用的控制方式为是否具有附加频率控制的矢量控制.

表1 VSC2及DFIG系统主要参数

4.2 仿真分析

算例1：为验证DFIG的惯性响应与一次调频效果，VSC2采用定有功功率和定交流电压的传统矢量控制策略，在5 s时负荷有功增加50 MW.在DFIG不同控制下系统频率动态过程和DFIG出力动态变化过程的仿真结果，如图8所示.

图8 DFIG在不同控制下的仿真结果

由图8可知，未采用附加频率控制时，扰动后DFIG输出有功功率没有显著变化，表明无附加频率控制时其不具有调频作用.采用附加频率控制时，扰动后DFIG增发了有功功率，并且与未采用附加频率控制时相比，系统频率下降较为缓和，系统频率偏差在稳态时较小，表明采用附加频率控制使系统惯性水平提高，通过增发功率实现一次调频，有效改善了系统的频率特性.

算例2：为验证设计的VSG二次调频控制的性能，DFIG采用无附加频率控制的传统矢量控制，在1s时海岛的负荷有功增加100 MW.换流站采取传统矢量控制策略和具有二次调频VSG控制策略(屏蔽频率偏差判定环节)仿真结果，如图9所示.

图9 VSC2在不同控制下的仿真结果

由图9可知，采用传统矢量控制VSC2发出有功功率没有明显变化，表明传统矢量控制的换流站不参与系统调频.采用具有二次调频能力的VSG控制时，扰动后VSC2发出的有功功率迅速增加，系统频率稳定于额定频率，表明所提VSG控制的VSC-HVDC受端换流站能够实现频率无差控制，且存在类似同步发电机的振荡过程.

算例3：为验证DFIG与VSC-HVDC协同调频的性能，DFIG采用具有附加频率控制的传统矢量控制策略，VSC2分别采用有二次调频能力的VSG控制策略和传统的VSG控制策略，在5s时海岛的负荷有功增加50MW，25s时海岛的有功负荷再次增加50MW.仿真结果如图10与图11所示.

图10 VSC2参与二次调频前后的仿真对比结果

图11 DFIG与VSC2协同调频的仿真结果

图10为VSC2参与二次调频前后的仿真对比结果，验证了提出的频率偏差判定控制的有效性.在5 s～25 s期间，两种控制下系统频率与VSC2发出的有功功率曲线一致，这是因为频率偏差量ΔI=0.1 Hz<0.2 Hz，VSC2未触发二次调频环节.而25 s时发生的扰动后，采用传统VSG控制的系统频率产生了一个约0.25 Hz的频率偏差，而采用VSG控制的VSC2能将频率稳定控制在额定值上，证明所提频率判定环节能够准确有效地判定频率偏差量(ΔI=0.25 Hz>0.2 Hz)，通过快速增发有功功率实现系统频率的二次调整.

另外，VSC2发出有功功率在5 s之后有小幅上升，这表明了前面所述VSC2的VSG控制中的阻尼系数承担了有限的一次调频任务.

图11为DFIG与VSC2协同控制策略仿真结果，验证了所设计的协同调频的有效性.5 s之后，DFIG的一次调频发挥作用，向系统增发了有功功率；25 s之后，VSC2向系统传输的有功功率大幅增加，实现了系统频率的二次调整.由频率动态轨迹可以看到，频率出现一定跌落后恢复到稳态值，表明VSC2二次调频控制系统检测到频率偏差量切换了控制策略，实现了由一次调频到二次调频的控制.

5 结 论

在挖掘DFIG和VSC-HVDC有功调节潜力的基础上，设计了提高受端岛屿电力系统频率响应能力的协调控制总体方案，并在此基础上，提出了具有惯性响应能力的换流站与风电协同的受端系统频率控制策略，可有效降低频率波动幅值及稳态误差，提高系统安全稳定运行的能力.通过仿真验证了所提控制策略的有效性，并得出如下结论：

(1)在较小干扰工况下，风电场与换流站的惯性响应控制延缓了系统频率的变化，并通过VSC的频率偏差判定环节控制VSC闭锁二次调频，仅靠DFIG进行一次调频，在保证频率控制在合理范围的前提下，提高了小干扰下的频率质量与系统频率稳定性.

(2)在较大干扰状况下，VSC投入二次调频，实现了频率无差调整，避免了频率的严重偏移同时保证了风电场运行的经济性.协同调频控制通过受扰后系统频率变化量进行自主频率调节，充分发挥了柔性直流系统与风电场的调频能力，对提高受端岛屿电力系统的安全稳定运行具有重要意义.