基于虚拟同步补偿器的常规风电场“场站级”电压源型协同控制策略

翟保豫, 邸强, 郝红岩, 樊国伟, 徐志, 樊国旗

(1.国网新疆电力有限公司电力科学研究院, 乌鲁木齐 830001; 2.新疆电力系统全过程仿真重点实验室, 乌鲁木齐 830001;3.新疆大学电气工程学院, 乌鲁木齐 830046; 4.国网新疆电力有限公司, 乌鲁木齐 830011; 5.国网金华供电公司, 金华 321001)

随着“双碳”目标的提出和实施,中国电网电源逐步由火力发电转变为基于电力电子接口的新能源发电(inverter based resources, IBR)[1-2]。电力系统呈现出高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性。由于IBR不能如传统大型同步发电机(synchronous generator,SG)一样为电力系统提供转动惯量和阻尼,因此在IBR逐步替代SG的过程中,系统惯量和阻尼不断降低,应对突发性频率事件的能力不断削弱,安全稳定性面临严重挑战[3]。另外,当前IBR并网控制方式主要为跟网型,其输出特性表现为可控电流源,不同于传统同步发电机的交流电压源特性,缺乏电压支撑能力,导致电网中电压源不断减少、电压支撑能力不足,使电力系统电压稳定性问题同样日益凸显[4]。

为解决高比例新能源系统带来的电压稳定性问题,通过在新能源接入点处附加无功补偿装置,可以提高电力系统整体稳定性。常见的无功补偿设备如并联电容器、静止无功补偿器(static var compensator,SVC)实际上是通过改变输电线路的电纳以补偿无功功率,其电压支撑效果欠佳,且响应速度慢[5]。静止无功发生器(static var generator,SVG)通过注入无功电流方式配上灵活的控制策略可以实现无功功率的动态补偿,在一定程度上SVG可以提供无功功率以支撑系统电压。然而,无功功率补偿的目的是维持系统电压水平,上述设备从根本上并没有改变当前新型电力系统电压源缺失的现状。因此,在这种新型电力系统中,亟须发展具有无功补偿灵活调节能力与惯量主动支撑能力的设备以应对系统电压稳定性与频率稳定性问题。

为解决“双高”系统电压源缺失性问题,学者已提出使用构网变流器(grid-forming,GFM)代替跟网型变流器来模拟SG的电动机制,从而使得新能源在并网过程中表现为电压源特性,主动形成电网电压。构网型变流器采用与同步发电机类似的功率同步策略,不需要借助锁相环便可实现同步。辅以储能元件或预留备用容量时,构网型变流器可额外提供电网惯量和阻尼支撑,提升系统频率和电压稳定性。目前,国内外学者提出了多种构网控制策略。其中,基于模拟同步发电机运行机理的改进下垂控制[6]、 虚拟同步发电机控制[7]的应用较多;此外,匹配控制、虚拟振荡器控制等非线性控制方法也得到了广泛关注[8-11]。

然而,构网型控制需要对整个风机/风电场进行换代升级,经济投入较大,实现困难。并且新能源应保持最优出力运行,保障有功功率输出,导致难以保障无功功率的可靠提供。因此,在弱电网或长链式末端电网场景中,新能源仍需配置无功功率补偿器。针对以上问题,研究人员结合构网型控制策略和SVG各自的特点,提出了一种基于虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术的无功补偿器[12-14]及虚拟同步补偿器(virtual synchronization compensator, VSCOM),实现以电压源的方式快速补偿无功功率,提升电压稳定性,拟解决新型电力系统中电压源缺失问题。文献[15]提出可在VSCOM配置小容量功率型的储能装置,提高同步稳定性的同时支撑电网惯量和阻尼。应用VSCOM不需要改造现有风电场的硬件与控制结构即可提高电压稳定性。然而,现有的风电场与交流侧虚拟同步补偿器的独立控制策略,并未从根本上解决新能源场站整体表现为电压源特性的问题。新能源与VSCOM在汇集站并网点(point of coupling,POC)处并联运行,风力发电与虚拟惯量控制脱离,使该控制对风速波动引起的频率波动不具有直接平抑作用[16]。且当新能源出力骤变时,电流会倒灌注入VSCOM设备,危及VSCOM的安全运行。

基于上述背景,现提出一种实现风电场变流站和VSCOM协同控制的解决方案及控制器系统结构,以期在保证VSCOM安全运行的前提下,使得整个新能源场站表现出电压源特性的同时又能为新能源电场提供阻尼支撑作用。其次,充分考虑超级电容储能容量的限制作用,利用MATLAB/Simulink仿真平台对所提方案的有效性和可行性进行验证,最终给出超级电容容量的最佳配比。

1 虚拟同步补偿器拓扑结构和控制方法

虚拟同步补偿器由现有的静止无功发生器改进而来,在控制层面上采用VSG控制策略,使之并网特性从电流源转变为电压源,主动支撑节点电压。VSCOM主要作为无功补偿器,其主要作用是提供无功功率,以支撑电网电压。同时其虚拟同步机控制方法可为系统提供额外的阻尼和虚拟惯量,提高系统频率响应能力和降低振荡风险。

1.1 虚拟同步补偿器拓扑结构

虚拟同步补偿器在电网中的拓扑结构如图1所示,直挂式连接于新能源场站的35 kV汇集站POC处,以补偿新能源场站无功需求。

图1 虚拟同步补偿器拓扑结构

虚拟同步补偿器由SVG和超级电容储能两部分组成。SVG为主体部分,包括直流电容和并网变换器,VSCOM无功补偿控制和电压支撑控制由构网型变换器实现;超级电容储能用于提供电压源型并网过程中所需有功功率以及惯量和阻尼支撑时的有功功率,其所连接的DC-DC变换器用于控制超级电容充放电及荷电状态。注意,超级电容并非VSCOM必备结构,若直流电容足够大,VSCOM功角同步暂态功率可由直流电容提供,但是其惯性和阻尼支撑能力减弱。根据新能源电站需求,提出VSCOM超级电容的容量配置方法,以提升新能源电站站内和站外系统交互稳定性。值得注意的是VSCOM仍然侧重为无功补偿设备,控制主体目标是电压支撑,而非储能调频功能。

1.2 虚拟同步补偿器控制方法

VSCOM工作在构网模式下,其控制由外环和内环两部分组成。内部控制回路用于POC点电压跟踪基准值。外部控制回路用于功角同步、直流电压调节和基准电压设置,从而为系统提供所需的电压和频率支撑。图2是VSCOM并网控制结构图,通过测量虚拟同步补偿器三相滤波器电感电流ILabc和电容电压Uoabc,经过Park变换后得到对应的dp轴分量Idq和Udq,通过功率计算得到虚拟同步补偿器输出的有功功率P和无功功率Q。

Ea、Eb、Ec分别为变流器端电压;Ia、Ib、Ic分别为三相滤波器电感电流;Iqd、Uqd分别为变换后的dq轴电流和电压;Pset、Qset、Uref分别为有功功率、无功功率、电压的参考值;Ppoc为汇集站处有功功率参考值;Em为参考电压幅值;ωm为角频率

1.2.1 电网同步

VSCOM的有功功率控制环模拟了传统同步发电机的摆动方程以提供虚拟惯性和实现并网同步[17],VSCOM 的并网暂态过程如下。

(1)

式(1)中:M为虚拟惯量;D为阻尼系数;ωvscom为变流器内部频率;P*为有功功率参考值。在稳态下,有功功率参考值P*设置为0,变换器频率与电网频率保持一致,母线潮流维持在额定值。此时,虚拟同步补偿器不输出有功功率,只提供无功功率。在暂态过程中,ωvscom追随电网频率变化,但ωvscom的变化落后于电网频率变化,从而造成变换器电压和电网电压之间的较大相位差,从而使VSCOM模拟同步发电机的惯量响应,由超级电容向电网输出功率P,以保持功角同步。在此过程中,超级电容释放的能量可以用来支持系统的惯性。这里的阻尼系数D应当选取的足够大,以降低直流电容的功率交换速度,从而保证直流电压稳定。

1.2.2 电压支撑

在1.1节,VSCOM作为一个电压源,它可以直接建立POC节点电压,支撑电网电压。其控制方法表达式为

E=V*+Kv(V*-Vg)+Kq(Q*-Q)

(2)

式(2)中:Q*为参考无功功率;Q为输出无功功率;V*为参考电压;Vg为电网电压;系数Kv、Kq为单位电压变化对应的无功功率调整值。

当Kv=Kq=0时,VSCOM运行在恒电压模式;当Kv=0时,VSCOM运行在无功功率下垂控制模式;当Kq=0时,VSCOM运行在励磁调节模式。无论运行在何种模式,VSCOM始终采用电压源控制方法,主动控制POC电压幅值,其输出无功功率和相位根据负载自行改变。

需要注意的是,在故障期间若继续保持端电压的恒定,可能会发生过电流现象,造成设备的损毁。为防止VSCOM过电压,参考电压必须被限制和相应降低。根据文献[18]中并网变换器的故障穿越模型,电压限制设置规则如下。

V*≤Vmax

(3)

(4)

式中:Xf和Bf为VSCOM滤波器阻抗;Im为VSCOM正常工作的最大限制电流。

2 虚拟同步补偿器协同控制

虚拟同步补偿器在无额外控制的前提下,它与风机系统并联运行,在新能源出力骤变的时候,电流会倒灌注入VSCOM。并且由于它们分别对电网单独注入功率,无法为风电系统提供阻尼,及无法抑制风电输出的波动性。通过协同控制迫使风机能量流经VSCOM,再由VSCOM控制电网功率输入,从而实现整个新能源场站和VSCOM整体对外表现为电压源特性,使得POC电压可控。同时,因储能额定容量限制,其风电功率不能完全注入储能中,可以通过协同控制禁止功率倒灌入VSCOM,避免VSCOM过载。

2.1 协同控制电压源场站特性实现

在传输电网中,电网电阻可以忽略,假设传输线上仅存在感性阻抗Xg,电网电压Vg相位为0, 则变换器注入电网的功率为

(5)

(6)

式中:Vo、Vg分别为变换器POC电压幅值和电网电压幅值;δ为两者电压相位差;P、Q分别为有功功率和无功功率输出,其大小由Vo和α确定。跟网型新能源电场直接控制入网的有功和无功功率。VSCOM直接控制接入点的电压幅值和有功功率(其值为0,经控制输出相位实现有功功率控制)。因VSCOM协同控制目标之一为整个新能源场站表现出电压源特性,因此POC表现为PV节点,其电压幅值由VSCOM决定、其有功功率需与新能源场站输出有功功率保持平衡。为对新能源电场提供阻尼支撑作用,其在POC处的输出功率应需由VSCOM的同步控制环[式(1)]实现。即VSCOM决定POC电压相位,但其值应满足新能源有功功率输出。

图3为虚拟同步补偿器与风力发电的协同控制结构。通过测量每台风机在PCC点处的三相滤波器电感电流Iabc和电容电压Uabc,经过功率计算得到单台风机输出的有功功率Pwi。随后将计算得到的数值输入至协同控制中心,得到风电厂发电总功率Pwt,即

Pw1、Pwn为单台风机发电功率;δ为虚拟同步补偿器相位;ΔP为波动功率;Pwt为风电厂发电总功率;Pg为虚拟同步补偿器注入电网的有功功率

Pwt=Pw1+Pw2+…+Pwn

(7)

稳态时,电网工作在额定频率,虚拟同步补偿输出功率为零,即Pess=0。注入电网的功率Pg等于风力发电功率。

Pwt=P*=Pg=Pwt0

(8)

当风电出力发生波动瞬间,在VSCOM的协同控制下,波动功率ΔP存入VSCOM的超级电容中,POC 相位不发生跃变。此时,超级电容提供阻尼和惯性支撑作用。

(9)

随后,VSCOM协同控制单元监控到风电出力发生波动,改变参考功率P*,在其并网同步暂态(1)的作用下,POC电压相位发生缓慢连续变化,输出功率Pg跟随当前参考功率P*,具体控制过程如下。

(10)

式(10)中:Pess为VSCOM对电网注入风机增发功率量;N(t)为关于虚拟惯量、阻尼和电网阻抗的功率传递函数[16]。

当注入电网功率等于当前风机发电总功率时,VSCOM返回到有功功率零输出状态,即Pess=0,系统到达新的稳定点,即

Pwt=P*=Pg=Pwt0+ΔP

(11)

在此协同控制过程中,所产生的功率波动经由储能变换器中的 VSCOM 控制所抑制,而VSCOM的输出相位则根据风机功率的值进行调节,最终将汇集站电压稳定在设定值,实现了风电场“场站级”电压源型控制目标,同时保证了系统具有足够阻尼和惯量支撑的协同控制效果。

2.2 协同控制VSCOM超额功率前馈实现

在提供阻尼功能的协同控制中,由于POC相位已被VSCOM锁定,风机发电变换量Pw将首先注入VSCOM中的超级电容。在极端情况下,其功率变化量可为风电场额定容量,而VSCOM主要为无功功率补偿,不会投入与风电场同等容量的无功补偿设备。因此,VSCOM需限制有功功率交互。同时,为实现POC表现为电压源,及VSCOM控制POC电压相位,所提出的协同控制将进一步针对新能源对VSCOM注入的过载功率进行前馈控制VSCOM输出相位跳变,保证VSCOM安全运行的同时提供等容量阻尼支撑效应。

ΔP=Pwt-P

(12)

Pex=|ΔP|-Pm

(13)

式中:Pm为VSCOM中超级电容变换器的额定功率;Pex为过载功率。当功率变化ΔP大于超级电容额定值Pm,为避免储能过载,协同单元直接将Pex注入电网而不是存入超级电容中。

在2.1节式(5)和式(6)中指出,风电机组与VSCOM中的超级电容对电网的整体输出由POC 电压与系统电压共同决定。该函数方程有4个变量,若调整任意两个变量,则其余变量可随之确定。其中POC电压由VSCOM直接建立,为了向系统注入过载功率Pex,POC处电压相位δ必须发生跃变。

Npi(s)是采用比例积分控制的传递函数,可以将过载功率Pex转换成相位δ,然后送入转子运动方程,其数学模型为:

(14)

式(14)中:Kp、Ki分别为PI控制器的比例和积分系数。

2.3 协同控制参数设计

电压源控制特性是响应速度快,在协同控制环节还应保持新能源+VSCOM对电网的整体响应符合电压源<200 ms的要求[19],因此规定了协同控制参数的选参方法。虚拟电势相位δ由VSCOM直接控制,而变流器输出电压相位α可通过调节虚拟阻抗的大小进行调节,故功率波动与相位变化的关系表达式[16]为

(15)

式(15)中:

a1=Ug0LLg(Rsinδ0+Xcosδ0)-E0LXLg;

a2=2Ug0Lrg(Rsinδ0+Xcosδ0)-E0LXrg-

Ug0Lvsinδ0(R2-X2)+

2E0LvXsinδ0(Rsinδ0-Xcosδ0);

a3=Ug0(R2+X2)(Rsinδ0+Xcosδ0)-

2Ug0RvR2sinδ0+

2E0RvXsinδ0(Rsinδ0-Xcosδ0)。

其中,下标“0”代表初始状态,R=Rg+Rv,X=Xv+Xg,L=Lv+Lg。(-R/L±jωg)为ZL(s)的极点,在系统额定频率ωg处发生谐振,相角从0°降到-180°。

VSCOM电压电流控制环的数学公式为

式(16)中:Kpv、Kiv分别为电压控制器的比例积分系数;Cf为无源滤波器的容抗值;ti为电流控制器的时间常数,通常小于 10 ms。当Nvsc(s)的相角从 0°降为-180°时,闭环增益由 0 dB 转成负。

超额功率控制的频率域特性为

(17)

当VSCOM频率等于额定频率时,Nex(s)相角降到-180 °。过载功率控制的比例积分转角频率为Kp,当相角由-90°升到0°时,为确保负反馈系统的稳定,Kp需小于ωg。在该情况下,VSCOM电压电流控制环可忽略不计,变流器主要由PI环控制,ZL(s) 呈现为增益状态,其大小由虚拟阻抗决定,表达式为

(18)

此时,超额功率控制的频率域特性可由式(17)改写为

(19)

(20)

为保证系统频率升高后,开环增益下跌速度高于-20 dB/decade,ωco必须低于转折频率Ki/Kp,所以超额功率控制平衡点存在的条件应满足条件为

(21)

由此可得超额功率调节的前馈控制函数为

(22)

式(22)中:ti为时间常数,表达式为

(23)

为快速控制超级电容输出,超额功率调节的时间常数应尽量选取较小值。

当增发电量ΔP小于超级电容额定限值时,相角仅由VSCOM控制,即图4中紫色框图所示,其中N(s)的传递函数为

图4 虚拟同步补偿器传递函数

(24)

式(24)中:M为惯量。

综上,风电机组与虚拟同步补偿器协同控制如图4所示,其中紫色框图是为电压源场站特性实现功能,用于平抑超级电容所能容纳的风电波动性;而绿色框图是超额功率前馈实现功能,将大于超级电容额定值的增发电量直接输注入系统。

3 案例分析

为验证所提方案的可行性和有效性,在MATLAB/Simulink 中搭建了图3所示的虚拟同步补偿器协同控制模型,其中,VSCOM参数设置如表1所示。电网系统等效为可控电压源,超级电容用理想的直流电源表示。

表1 VSCOM参数设置

3.1 案例1:电压源场站特性验证

为验证提出的协同控制方法在发电阻尼支持方面的动态特性,比较了以下两种新能源方案。

方案1跟网型新能源交流侧配置VSCOM,无协同控制,及VSCOM仅控制POC电压幅值,POC电压相位由新能源输出功率自动变化。

方案2跟网型新能源交流侧配置VSCOM,采用协同控制,及VSCOM控制POC电压幅值和相位。

为了保障对比的公平性,在以上2组系统中其VSCOM和变换器内部控制参数相同。

仿真仅考虑协同控制策略中的发电阻尼配置功能,即2.1节中内容。因此未限制超级电容额定值,并将控制(图3)中的功率限制Pm设置为无穷大。为测试其发电阻尼提供作用,测试系统在0.5 s时风力发电功率从0 kW增加到500 kW,图5中显示了POC处风机系统对电网注入的有功和无功功率。

图5 案例1:电压源场站特性验证

在发电时,即图5(a)中0.5～1.1 s功率输出响应对比可知,在VSCOM无协同控制方案风机系统中,其VSCOM参考功率为P*=0 kW,风机发出的电直接注入电网,因此有功输出呈现阶跃变化。然而,在VSCOM采用协同控制方案时,通过系统控制强制P*=Pw,从而使发出的风电先注入交流侧VSCOM再由储能变换器控制输入电网,因为储能变换器采用了相同参数的VSCOM控制,所以协同控制可使发电具备的阻尼特性,输出功率较无协同控制更为平滑。图5(c)是协同控制风机系统POC处电压波形,500 kW功率在0.5 s时刻注入电网后,POC处电压出现上升波动。由于VSCOM始终采用电压源控制方法,主动控制POC电压幅值,在80 ms后汇集站POC处电压恢复到初始状态(1 p.u.)。这验证了所提出的协同控制方法可以使整个新能源场站表现出电压源特性,同时通过超级电容为风机提供阻尼,并使发电功率按预期式(8)～式(12)流动。

3.2 案例2:VSCOM超额控制功能验证

当风电场输出总功率大于超级电容额定容量时,风机不能将全部功率先存储到超级电容后再注入电网。为验证VSCOM在协同控制中的超额功率调节性能,设置超级电容额定功率为 100 kW,风机输出功率在0.5 s时刻从 0 kW跃变到200 kW,相应的储能功率和注入电网总功率波形变化如图6(a)所示。

图6 案例2:超额功率控制

可以看出,由于超级电容额定功率为100 kW,而风电机组输出总功率为200 kW(过载功率100 kW),VSCOM在协同控制下先向系统注入100 kW,剩余100 kW先存储到超级电容后再缓慢释放注入电网。图6(b)则显示了POC处电压变化情况,在协同控制中加入储能过载调节功能后电压仍能快速返回到设定值,保持并网点电压稳定。可见,VSCOM协同控制在避免功率过载的同时向系统提供阻尼支撑。

3.3 案例3:电压支撑功能验证

VSCOM作为一个无功补偿设备,其控制主体目标是电压支撑。在电力电网中模拟电压事件,以验证采用协同控制时VSCOM电压支撑特性。设置电网电压在1 s时跌落至0.8 p.u.,持续时间100 ms后重新恢复。

图7(a)显示了故障期间新能源场站对电网注入的功率。电压跌落后,VSCOM迅速反应,通过注入无功功率向系统提供电压支撑。在故障发生以及解除的瞬间,由于巨大的扰动,风电场向系统注入的有功功率在额定值500 kW附近发生振荡。图7(b)为新能源场站并网点电压变化情况。通过采用协同控制,POC点电压仅在电网电压跌落(1 s)和恢复(1.1 s)瞬间呈现半个周期的下跌和抬升现象,整个新能源场站对外展现出较好的恒压源特性。

图7 案例3:电压跌落测试

3.4 案例4:储能装置容量配置

上述案例中为验证VSCOM协同控制功能,风机出力设置过于理想,而实际上风机输出功率时刻在波动变化。根据某风电场实际出力情况,验证VSCOM协同控制的可行性以及超级电容容量配比对其调节作用的影响。

图8中4根曲线分别代表超级电容上限功率设定为风电场总功率(200 kW)的0、5%、15%和100%时对风电出力变化的平抑效果。其中0表示不配置超级电容,100%时风机可将全部功率先存入超级电容后再注入电网,因而调节效果更平滑。配比为5%时,系统具备一定阻尼支撑作用。然而在超级电容配比为15%时,调控曲线与100%配比时几乎重叠。可见,超级电容额定功率为15%的风机额定功率时,其协同控制效果即可实现最佳风电波动性抑制和阻尼性能。

图8 案例4:容量配置对风电波动性抑制的影响作用

4 结论

针对“双高”系统电压源缺失性及惯性和阻尼不够带来的电压稳定性问题,在风电场交流侧汇集站处配备虚拟同步补偿器的基础上,提出了一个基于超级电容储能的虚拟同步补偿器协同控制方案,并得出以下结论。

(1)通过协同控制风电场与虚拟同步补偿超级电容的出力,能够在保证设备安全运行的前提下,整个风电场站表现出电压源特性,同时可对风电场提供阻尼支撑作用。

(2)超级电容额定功率为15%的风机额定功率时,其协同控制效果即可实现最佳风电波动性抑制和阻尼性能。

(3)在充分考虑超级电容储能容量的限制作用下,利用MATLAB/Simulink仿真平台验证了所提方案的有效性和可行性。