多端柔性直流電源輸電系統中換流站退出運行時直流功率再分配策略
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多端柔性直流電源輸電系統中換流站退出運行時直流功率再分配策略
研究背景
近年來海上風電開發與應用取得重要進展，基于電壓源型換流器的多端直流電源輸電系統具有海底輸電、黑啟動、連接弱交流電網等優勢，是大規模海上風電接入陸上交流系統的有效并網方式，并規劃應用于大西洋風電與歐洲離岸風場10 GW級海上風電并網工程。
解決的問題
目前文獻主要關注交流系統發生有功功率波動時，通過VSC的功率控制提升交流系統的頻率穩定問題，而鮮有文獻提及VSC發生故障退出運行對交直流系統安全穩定的影響。在VSC的傳輸功率較大并且交流系統慣量較小時，VSC發生故障退出運行同樣會對交流系統產生嚴重影響，本文提出了直流功率的優化再分配策略，合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC，能夠有效地減小VSC故障退出對交流系統的影響。
重點內容及創新點
岸上健全換流站間的功率再分配可分為自消納情景與無法自消納情景。針對自消納情景，以減小潮流重新分配對交流電網頻率穩定影響為優化目標，合理地重新配置各受端換流站的控制器，使轉移功率完全被故障端換流站所在交流電網消納；針對無法自消納情景，保持故障端換流站所在交流電網內的其余健全換流站滿發，并利用源側風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制減小換流站退出功率沖擊對岸上電網頻率穩定影響。
結論
大容量海上風電場通過多端柔性直流輸電系統接入岸上主網是未來極具前景的并網方式，本文研究了岸上換流站故障退出運行后VSC-MTDC直流功率的優化再分配策略，合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC，從而有效減小VSC故障退出對交流系統的影響。
后續研究
自消納場景與無法自消納場景控制策略存在差異，需要在換流站故障后根據所在交流系統其他換流站運行狀態判斷并選擇所采取的控制策略，如何在實際系統中安全穩定應用有待深入研究。
朱瑞可，李興源，應大力．VSC-MTDC互聯系統頻率穩定控制策略[J]．電網技術，2014，38(10)：2729-2734．
陳曦寒，高賜威．考慮定槳距和變槳距風機聯合控制的風電場有功功率控制策略[J]．電網技術，2015，39(7)：1892-1899．
江道灼，谷泓杰，尹瑞，等．海上直流風電場研究現狀及發展前景[J]．電網技術，2015，39(9)：2424-2431．
呂敬，施剛，蔡旭，等．大型風電場經VSC-HVDC交直流并聯系統并網的運行控制策略[J]．電網技術，2015，39(3)：639-646．
李道洋，姚為正，吳金龍，等．應用于海上風電場柔性直流接入系統的直流故障穿越協同控制策略[J]．電網技術，2016，40（1）：47-54．
以下為文獻原版本（原載：電網技術）
基金項目： 國家電網公司科技項目(XT71-15-066); Project Supported by Science and Technology Foundation of State Grid Corporation of China (XT71-15-066);
文章編號: 1000-3673（2017）05-1398-08 中圖分類號: TM71
摘要
大容量海上風電場通過多端柔性直流輸電系統接入主網是未來極具前景的并網方式。研究了岸上換流站故障退出運行后,基于電壓源型換流器的多端直流輸電系統(voltage source converter based multi-terminal HVDC,VSC-MTDC)直流功率的優化再分配策略。岸上健全換流站間的功率再分配可分為自消納情景與無法自消納情景。首先,針對自消納情景,以減小潮流重分配對交流電網頻率穩定影響為優化目標,合理地重新配置各受端換流站的控制器,使轉移功率完全被故障端換流站所在交流電網消納;其次,針對無法自消納情景,保持故障端換流站所在交流電網內的其余健全換流站滿發,并利用源側風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制減小換流站退出功率沖擊對岸上電網頻率穩定影響。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建改造的39節點系統,所設計的直流功率再分配策略對系統頻率穩定提升得到了驗證。
關鍵詞 : 大容量海上風電; VSC-MTDC; 功率重分配; 靈敏機組; 頻率特性提升; 換流站故障;
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2017.0167
ABSTRACT
Voltage source converter based multi-terminal HVDC (VSC-MTDC) transmission is prospective to integrate gigawatt offshore wind energy. This paper presents an optimized power redistribution method in VSC-MTDC system after onshore converter outage. Generally, there exist two scenarios of power redistribution after converter outage: self-redistribution and non-self- redistribution. For self-redistribution scenario, transferred power is redistributed among healthy onshore converters within disturbed AC system with better frequency performance as optimization objective. Outer controllers of the onshore converters are reset according to new DC power flow calculation. For non-self-redistribution scenario, an offshore wind farm control strategy combined with emulating inertia control and auxiliary pitch angle control is proposed to alleviate adverse effect of transferred surplus power on frequency stability of asynchronous grids. Simulation verifications are carried out in a modified New England 39-bus system in PSCAD/EMTDC.
KEY WORDS : gigawatt offshore wind farm; VSC-MTDC; optimized power redistribution; sensitive cluster; frequency stability improvement; converter outage;
0 引言
面對化石能源的急劇消耗與環境治理的日益嚴峻,以風電為代表的新能源是實現能源與環境可持續發展的關鍵舉措,近年來海上風電開發與應用取得重要進展,海上風電已成為風電發展的重要方向[1-4]。基于電壓源型換流器的多端直流輸電系統具有海底輸電、黑啟動、連接弱交流電網、可實現多電源供電等優勢,是大規模海上風電接入陸上交流系統的有效并網方式[1,5-6]。基于電壓源型換流器的多端直流輸電系統(voltage source converter based multi-terminal HVDC,VSC-MTDC)規劃應用于大西洋風電與歐洲離岸風場10GW級海上風電并網工程[7-8]。
隨著低慣量的新能源電場在電網中規模逐步擴大,以及采用VSC-HVDC系統實現交流電網分區的普及,交流系統的慣性水平正在不斷降低[9]。文獻[10]表明,美國西部聯網系統的慣量水平已經連續10a降低,電力系統將面臨低慣量帶來的頻率穩定問題。為此,合理設計VSC-HVDC系統,提升交直流系統頻率穩定性是未來研究方向。作為一個極低慣量的電力設備,VSC本身并不具備系統調頻能力。然而,VSC可以作為系統之間功率支援的媒介。當采用VSC-HVDC系統連接兩個異步互聯系統時,VSC-HVDC系統可以在外環加入恰當的頻率附加控制器,使得在一端交流系統頻率發生波動時,另一端交流系統的機組可通過VSC-HVDC系統傳遞或消納有功功率,從而增大頻率波動端系統的慣量,提升頻率波動端系統的頻率穩定性[11-14]。文獻[11]利用VSC-HVDC系統的可控性提高電網在故障恢復階段的頻率穩定性。文獻[12]提出可以協調配合VSC-HVDC系統與發電機的調速器,從而增強送端系統的頻率穩定性。文獻[13]提出一種無需通信的互聯系統附加頻率控制策略,實現送受端系統在故障下的功率相互支援。在文獻[14]中,作者將兩端的相互功率支援拓展到了多端直流輸電系統之間的功率相互支援,以維持多端直流輸電系統各端交流系統的頻率穩定。
目前大多數文獻都僅關注交流系統發生有功功率波動的情況下,通過VSC的頻率控制提升交流系統的頻率穩定性能,而鮮有文獻提及VSC發生故障退出運行對交直流系統安全穩定性能的影響。在VSC的傳輸功率較大并且交流系統慣量較小時,VSC發生故障退出運行同樣會對交流系統產生嚴重影響,此時合理地將故障端VSC的功率分配至健全受端VSC能夠有效地減小VSC故障退出對交流系統的影響。文獻[15]對此種故障做了研究,并基于奇異值分解提出了最優的故障功率分配方法。然而這種方法在系統規模較大時,其計算將十分復雜,實施的可行性較低。
本文將基于大容量海上風電場通過多端柔直接入岸上交流電網結構,研究岸上VSC換流站故障退出后,MTDC系統直流功率優化再分配策略。本文考慮轉移功率能否被故障端VSC所在交流電網消納2種不同情景,通過合理地重新配置各受端VSC控制器的參數與利用風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制,減小換流站退出功率沖擊對岸上電網頻率穩定的影響。最后通過39節點系統仿真驗證直流功率再分配策略的有效性。
1 含風電場的VSC-MTDC模型介紹
含海上風電場的典型VSC-MTDC輸電系統如圖1所示。海上風電場群由多個海上風電場構成,
Fig. 1 VSC-MTDC system integrated offshore wind farms
每個風電場裝設有多個風力發電機來進行風力發電,下文以雙饋感應電機(double-fed induction generators,DFIG)為例。風電場產生的總電功率Pw通過N個岸上受端換流站將風電饋入M個相互之間異步的交流電網。
對于所研究的海上風電場接入交流電網的情景,較為合理的控制方法是,所有的岸上受端換流站均參與直流電網的功率穩定,因此本文中N個岸上的換流站均采用有功-電壓的(P-U)下垂控制[5]。這樣,直流功率在換流站間的分配由下垂曲線決定。圖2為換流站中P-U下垂控制器,下標i代表與換流站i有關的量,其中：erri為PI控制模塊的
輸入;kpi為下垂控制中的斜率系數;P?dciPdci?和U?dciUdci?分
別為換流站i設定的直流功率、直流電壓參考值;Pdci和Udci分別為對應換流站i直流功率和直流電壓的實測值。
Fig. 2 P-U droop control in the onshore converter i
2 換流站退出時直流功率重分配策略
2.1 功率重分配的情景分類及優化目標
對于圖1所示的VSC-MTDC系統,當某個岸上換流站x發生故障退出運行時,由于其余N-1個岸上換流站均采用了下垂控制,原先換流站x傳輸給交流系統的有功功率Pdcx將在N-1個岸上換流站內自動地進行重新分配,本文稱這種分配機制為下垂控制的自然分配。然而實際上,換流站x故障退出,對慣量水平較低交流系統的頻率穩定性影響較大,這種自然分配機制存在著優化的空間。圖1中受端交流系統由M個相互異步的交流電網構成,為縮小故障的影響范圍,需保證相互異步的受端電網之間的交互影響盡可能地小。因此在發生換流站退出故障后,其余岸上換流站的下垂控制參數進行重配置,以保證轉移功率能夠由換流站x所在受端交流系統內的其余換流站進行消納,而異步電網中的其余換流站輸出功率盡量保持不變。
按照上述的優化要求,對直流功率重分配可能發生的情景可分為如圖3所示的2種情景。
Fig. 3 Illustration of two scenarios for power distribution after onshore converter outage
情景1。同受端系統的其余換流站能夠完全消納,即換流站x的轉移功率能夠被其本身所在受端交流系統內的其余換流站完全消納。在此情況下,本文提出在保證轉移功率被換流站x所在受端交流系統完全吸納的前提下,以提升受端交流系統頻率穩定性為目標,優化其余換流站的分配比例。
情景2。同受端系統的其余換流站無法完全消納,即換流站x的轉移功率不能夠被其所在受端交流系統內的其余換流站完全消納。在此情況下,換流站x所在的受端交流系統內的其余換流站有功功率滿發運行,剩余轉移功率必定會通過其他的換流站轉移至異步的交流電網中。此時應該以減少轉移功率對異步電網頻率穩定性的影響為目標,利用風電場內風機的轉子動能和風機的槳距角控制,吸收剩余的轉移功率。如圖3(b)所示,下文稱為無法自消納情景。
換流站x退出運行后,重分配的第1步就是需要對上述2種情景進行劃分。設換流站x饋入受端交流系統S,對于任意受端交流系統S內的其余岸上換流站y,其可調的有功功率裕量為
Prdcy=Sy2?Qy2????????√?Ppredcy y ∈ SPdcyr=Sy2?Qy2?Pdcypre y ∈ S (1)
式中：Sy為換流站y的額定容量;Qy為換流站y的
輸出無功功率;Ppredcy Pdcypre 則為換流站x故障退出發生前
換流站y注入岸上交流系統的功率。在不考慮無功功率Qy變動的情況下,受端交流系統S中的其余岸上換流站總有功功率裕量為
PrdcS=∑y∈S(Sy2?Qy2????????√?Ppredcy )PdcSr=∑y∈S(Sy2?Qy2?Pdcypre ) (2)
因此當轉移功率Pdcx小于總有功功率裕量PrdcSPdcSr
時,考慮為自消納情景;反之,當轉移功率Pdcx大
于總有功功率裕量PrdcSPdcSr時,則考慮為無法自消納情
景。下文將對上述2種情景分配策略分別研究。
2.2 可以自消納情況下直流功率的重分配策略
當故障退出換流站x的轉移功率能夠被同受端交流電網內的其他換流站完全消納時,即Pdcx小于
PrdcSPdcSr,重分配的目標有2個：1）重新調整故障后的
換流站控制參數,以避免功率通過其他換流站轉移至相互異步的交流電網中,從而減小轉移功率的影響范圍;2）減小潮流重分配對換流站x所在的受端電網頻率穩定性能的影響。此時的重分配策略分為下述3個步驟。
2.2.1 換流站的靈敏機群劃分
對岸上的換流站i而言,其有功功率的變動只會對與其電氣距離相近機組的角速度產生顯著影響。這些機組稱為該換流站的靈敏機群(sensitive cluster,SC)。定義靈敏度系數(sensitivity index,
SI)μSIj,iμSIj,i為發電機j的角速度相對于換流站i的功率
變化,即
μSIj,i=?ωj/?PdciμSIj,i=?ωj/?Pdci (3)
通常用μSI矩陣中的最大值作為基準進行標幺,即標幺化靈敏度系數：
μNSIj,i=μSIj,imax(μSI)μNSIj,i=μSIj,imax(μSI) (4)
注意上述靈敏度系數是在系統穩態運行時,在換流站i上引入小量的功率擾動下,計算短時的機組轉速變化而得來的。在本文中認為靈敏度系數僅與岸上交流系統結構及機組特性有關,為離線計算量,在后續的暫態行為中根據岸上交流系統的結構以及機組特性的變化通過查表選取,不再重新計
算。在界定敏感機群時,若μNSIj,iμNSIj,i大于閾值μNSIthrμNSIthr,
則認為機組j是換流站i的靈敏機組,所有這樣的機組集合構成換流站i的靈敏機群,記為ΦSCi。μNSIthrμNSIthr取值與系統相關,其取值的基本原則為簡化靈敏度矩陣以便于快速在線計算,同時又保留原始矩陣的主要特性。
2.2.2 以增大交流系統頻率穩定性為目標的功率優化再分配
即使能夠保證轉移功率的自消納,消納的分配方案依舊存在有優化空間,以圖4進行分析。
Fig. 4 Illustration of power redistribution
受端交流系統內有3個換流站,分別為x、y1、y2,它們的靈敏機群設定為ΦSCx、ΦSCy1、ΦSCy2。其中,ΦSCx與ΦSCy2有公共靈敏機組,ΦSCx與ΦSCy1沒有共有的靈敏機組。在換流站x發生故障退出運行后,換流站x所對應的靈敏機群ΦSCx優先感應功率缺失,這將導致ΦSCx中的機組參與有功功率調節,它們的轉速將變慢。此時考慮下述2種功率轉移的情況。當轉移功率主要由換流站y1消納時,Pdcy1的增大主要影響ΦSCy1,從而使得ΦSCy1內機組的轉速有增大的趨勢,然而Pdcy1的增大對ΦSCx中機組的影響較小,這種分配方案將導致ΦSCy1中的機組轉速明顯地快于ΦSCx中的機組的轉速,這將使得2個群中機組的相對功角,尤其是首擺增大。相反地,當轉移功率主要由換流站y2消納時,Pdcy2的增大主要影響ΦSCy2,從而使得ΦSCy2內機組的轉速有增大的趨勢,由于ΦSCy2與ΦSCx存在有共有的靈敏機組,因此ΦSCy2內機組轉速增大的趨勢部分抵消了ΦSCx中共有機組轉速變慢的趨勢。從而使得ΦSCx中機組的功角變化減小,電網頻率更快地恢復穩定。從上述分析可得第1個準則,即在分配轉移功率時,優先選取對換流站x的敏感機組調節能力強的那些換流站。
綜上分析,功率優化再分配的設計思路如下。在受端系統S中,除換流站x以外的其余換流站y消納的功率ΔPdcy為優化的對象。受端系統S的頻率波動可以用各機組轉速波動Δωi的加權均值來表示,權重系數為機組的慣量常數Hi,如式(5)所示,
Δfs=∑i∈SHi|Δωi|∑i∈SHiΔfs=∑i∈SHi|Δωi|∑i∈SHi (5)
對于ΦSCx中的機組j,在功率重分配的過程中,其角速度的波動可以假定為
Δωj=?Pdcxμ?NSIj,x+∑y∈S, y≠xΔPdcyμ?NSIj,y Δωj=?PdcxμNSIj,x?+∑y∈S, y≠xΔPdcyμNSIj,y? (6)
在規模較大的交流系統中,一般機組較多,給后續的優化帶來較大的計算量,因此為簡化優化過程,僅考慮靈敏機組,而將小于閾值μNSIthrμNSIthr的非靈
敏機組元素μNSIj,iμNSIj,i置零,即
μ?NSIj,i={0 , μNSIj,i<μNSIthrμNSIj,i,μNSIj,i≥μNSIthrμNSIj,i?={0 , μNSIj,i<μNSIthrμNSIj,i,μNSIj,i≥μNSIthr (7)
第1個優化思路是將Δfs最小化設置為優化的目標。雖然這一優化目標實現了電網整體頻率的穩定性,但并未考慮如下情況,即有可能局部的某些機組頻率波動較大,導致這些機組附近對頻率敏感的負載受到較大的沖擊。為考慮如上情況,可以定義系統頻率波動因子矢量If為
If=[Δω1 Δω2 ...Δωi ...ΔωM], i∈SIf=[Δω1 Δω2 ...Δωi ...ΔωM], i∈S (8)
在功率優化時,可以考慮最小化系統頻率波動因子矢量If中數值最大的機組。因此,同時考慮系統頻率偏差Δfs的最小化以及系統頻率波動因子矢量If無窮范數的最小化,優化可以采用下列方程表示,即
式中c為組合優化的權重系數,其取值和系統中機組的慣量分布均勻程度有關。當系統每臺機組的慣量都基本保持相同水平時,局部機組頻率波動過大的影響較小,此時可以考慮c取接近1;當系統內機組慣量水平相差較大時,主要目標是降低最大轉速偏差,c可以考慮接近0。此外,優化方程中值得注意的是,等式約束實際上是簡化的系統功率平衡約束,在實際計算過程中,直流系統潮流重分配需要考慮的因素較多,包括各個換流站的損耗以及直流線路損耗,換流站損耗的大小又取決于換流站種類、調制方式、主回路參數等方面,在優化過程中難以完全進行討論。而直流線路損耗的變化較小,在潮流進行重分配的過程中完全可以忽略不計;因此為簡化優化的計算量,在不考慮換流站損耗以及直流線路的損耗變化的前提下,有上述約束條件中的功率平衡等式成立。
2.2.3 換流站控制器重置
上述計算得到了優化的潮流分配方案,從中可以看出,某些換流站在轉移功率重配置的過程中可能達到了功率運行的上限,此時,需要將這些功率越限換流站的控制模式由下垂控制模式改為如下圖5所示的滿發運行模式。
Fig. 5 Full power operating mode
其中：
Pmaxdcy=S2y?Q2y???????√Pdcymax=Sy2?Qy2 (10)
然而在VSC-MTDC系統運行時,岸上的換流站采用下垂控制方式,因此岸上換流站的潮流是無
法簡單地通過改變功率指令值P?dcyPdcy?來進行修改的,而是需要通過同時修改圖5中的功率指令值P?dcyPdcy?和直流電壓指令值U?dcyUdcy?來完成的。而直流電壓指令值U?dcyUdcy?的取值需要通過重新計算系統潮流來確定,因
此參數重置的關鍵步驟就是重新計算潮流。
在潮流計算中,換流站x退出運行后設直流系統的線路導納矩陣為Y,對直流系統列寫節點電壓方程,如下：
Idc=Y UdcIdc=Y Udc (11)
式中：Idc為各換流站注入到直流系統的直流電流矢量;Udc為各換流站直流出口處的直流電壓矢量。
設各換流站注入直流系統的功率矢量為Pdc,其滿足：
Pdc=UdcΘ IdcPdc=UdcΘ Idc (12)
式中運算符Θ的作用是矢量元素按位相乘。
對于海上風電場側的換流站i而言,此時保持風電場的運行狀態不變,其注入直流系統的功率不變,即
Pdci=PpreWFii∈WFPdci=PWFiprei∈WF (13)
式中PpreWFiPWFipre為海上風電場側換流站i在故障前的注入
直流系統的功率。
對于不在受端系統S,而在異步的受端交流系統中的換流站i而言,此時同樣保持其注入交流系統的功率不變,在重新計算潮流時,設定
Pdci=Ppredcii?SPdci=Pdciprei?S (14)
對于受端系統S處于滿發狀態的換流站y,故障退出后設定其直流功率為
Pdcy=Pmaxdcyy∈SPdcy=Pdcymaxy∈S (15)
對于未處于滿發狀態的換流站y,故障退出后設定其直流功率為
Pdcy=Ppredcy +ΔPdcy y∈SPdcy=Pdcypre +ΔPdcy y∈S (16)
在上述功率重分配優化過程中,為簡化優化方程,不考慮直流線路的損耗變化。然而,在潮流計算時,這部分線損變化需要考慮,因此為能夠獲得新的潮流計算解,設定上述優化得到的ΔPdc最小的換流站y為定直流電壓的換流站,即
Udcy=UpredcyUdcy=Udcypre (17)
求解上述式(11)—(17),可以得到優化重分配后的直流系統潮流,將潮流數值替換下垂控制中的直流電壓參考值和直流功率參考值,便完成了換流站控制器的重置。
2.3 無法自消納情況下轉移功率的重分配策略
當換流站x的轉移功率無法被所在的受端交流
系統內其余換流站完全消納時,即Pdcx大于PrdcSPdcSr,
剩余功率將轉移至其他異步交流電網,導致同步電網故障傳遞至異步電網。此時為減小剩余功率轉移對交流電網的影響：1）換流站x所在的同步電網內其他換流站均設定為滿功率運行,以充分減小同步電網內部的功率缺額;2）海上風電場控制目標包括兩個層面：首先利用風力機的轉子動能提供虛擬慣量,降低所連異步電網的暫態頻率偏移;再通過風力機的槳距角控制調整風電場出力,最終消除所連異步電網的穩態頻率偏差,從而改善異步交流電網的頻率響應。DFIG的虛擬慣量控制與槳距角控制具體實現可參考文獻[16]提出的方法。
3 仿真驗證
3.1 仿真系統介紹
在PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真工具中,搭建圖6所示改造的新英格蘭39節點系統,對提出的換流站退出直流功率重分配策略進行仿真驗證。
仿真系統對39節點系統改造描述如下：1）經典發電機G39修改為具有勵磁和調速系統的發電機;2）為模擬“低慣量”交流系統,減小機組G30、G32、G35、G38、G39的慣量時間常數,如表1所示;3）增大39節點系統部分機組之間的電氣距離,將原先的環形電網改造成一個“U”電網結構,將
Fig. 6 Modified New England 39-bus system
表1 機組的慣量時間常數調整
Tab. 1 Inertia constant modification of generators
母線4—母線14和母線16—母線17之間原有的交流聯絡線斷開;4）原系統有功負載提升為原來的1.33倍以平衡注入系統中的風電功;5）在母線2、6、10、39增設4組無功補償,以提高系統交流電壓水平。
海上風電場接入的VSC-MTDC系統為七端直流輸電系統,四端岸上換流站饋入39節點系統,容量均為900 MVA;另兩端岸上換流站饋入四機系統,容量均為600 MVA。風電場側換流站容量為4.5 GVA,VSC與風電場DFIG的主要參數如附錄A所示。穩態運行時,岸上換流站均采用下垂控制,VSC-MTDC系統向39節點系統與四機系統分別送電2000 MW與1000 MW,岸上換流站下垂控制器的參數如表2所示。
表2 故障前下垂控制器參數
Tab. 2 Pre-fault parameters in droop control
3.2 自消納情景仿真驗證
根據式(3)(4),通過離線計算,得到每一臺機組
j對換流站i功率變化的靈敏度系數μSIj,iμSIj,i,再用最大的μSIj,iμSIj,i進行標幺化,最后考慮式(7)可得如表3
所示的標幺化靈敏度系數矩陣。其中,考慮到簡化靈敏度矩陣以便于快速在線計算,同時保留原始矩
matrix calculation ">
表3 標幺化靈敏度系數矩陣
Tab. 3 matrix calculation
陣的主要特性,本文算例中閾值μNSIthrμNSIthr取為0.2。
設定在仿真進行至6s時,39節點系統內換流站GSVSC16發生永久性故障閉鎖,此時考慮到系統的慣量分布比較均勻,組合優化的權重系數c取0.8,通過式(9)優化,可得39節點系統內各換流站消納的轉移功率ΔPdc如表4所示。
表4 各換流站轉移功率優化配置
Tab. 4 Redistribution results of the transferred power
此時,通過換流站控制器的重置,可以實現轉移功率的最優消納。首先,GSVSC14有功功率達到了上限900MW,因此GSVSC14的控制方式由下垂控制改為滿發定功率控制方式。轉移功率最小的GSVSC25站保持電壓不變,根據式(11)—(17)計算直流潮流,岸上換流站新的控制參數如表5所示。
表5 優化計算后下垂控制器系數
Tab. 5 Parameters of droop control after redistribution
作者在Window 7操作系統、Intel Core i7處理器下,測試算例的優化算法用時0.51 ms。考慮系統發生故障到各換流站接收到控制器重配置信號延時為100ms,該值取決于實際系統信號測量時間與換流站間距離所需的光纖傳輸時間。GSVSC16故障退出后,轉移功率按自然分配和優化分配2種方式的動態響應如圖7所示。由圖7(a)-(b)可見,優化分配下受端交流系統頻率的動態響應特性得到了明顯改善。機組G36對應的相對功角Ang36振蕩幅度最大,在轉移功率優化分配過程中,功角首擺振蕩減小近半,并且系統的動態振蕩過程也較快得以平息。從頻率響應可以發現,采用自然分配時,系統重新分布潮流而出現了較大的頻率振蕩,最大
Fig. 7 Comparison of dynamic response between natural distribution and optimized redistribution after the outage of GSVSC16
達到了0.006pu,這對系統頻率帶來了不小的沖擊;采用優化分配時,頻率的振蕩得到了顯著抑制。需要指出的是,換流站控制器參考值修改后達到新的運行狀態存在一個動態過程,從圖7(c)-(f)可見,其動態調整過程約0.1~0.2s,多端直流調節速度相對于交流系統頻率波動快很多,因此對實際控制效果影響較小。
3.3 無法自消納情景仿真驗證
本節將考慮4機系統內換流站GSVSCb1故障后退出運行,岸上換流站功率的重分配策略。由于故障前饋入4機系統的換流站GSVSCb1、GSVSCb2運行功率均為500 MW,容量為600 MVA,因此GSVSCb1轉移功率無法在4機系統內消納,將部分轉移至39節點系統,構成無法自消納情景。此時,換流站GSVSCb2將滿功率運行以盡可能減少4機系統的功率缺額;同時,以39節點系統的頻率偏移為風電場槳距角控制與虛擬慣量控制的輸入信號,以減小轉移功率對39節點系統的頻率影響。考慮頻率信號通信延時為100ms,圖8比較了自然分配以及槳距角與虛擬慣量聯合控制2種運行方式下的系統動態響應特性。
在自然分配方式下,換流站GSVSCb1退出運行時,轉移功率Pdcb1在5個健全的岸上換流站中按下垂特性分配功率,如圖8(b)-(c)黑色實線所示。此
Fig. 8 Comparison of dynamic response between natural distribution and combined control after the outage of GSVSCb1
時轉移功率導致39節點系統功率過剩,暫態頻率偏移峰值達0.006pu,最終穩態頻率偏差約為0.0026pu。
在再分配與槳距角、虛擬慣量聯合控制下,4機系統健全換流站GSVSCb2滿功率運行,既減小4機系統內部功率缺額,也減小轉移至39節點系統功率。海上風電場在感應39節點系統頻率偏差時,首先減小輸出有功參考值,將剩余功率部分轉化為轉子動能存儲,以減小39節點系統暫態頻率偏移,如圖8(f)所示;同時,DFIG的槳距角pitch angle感應39節點系統頻率偏差而增大,風力機吸收的風功率減小,使風電場輸出功率與剩余4個換流站故障前功率相平衡,如圖8(d)-(e)所示。如圖8(a)所示,在槳距角控制與虛擬慣量聯合作用時,39節點系統頻率響應得到大幅改善,暫態頻率偏移峰值減小為0.0015pu,同時頻率振蕩快速平復至零。
4 結論
本文研究了海上風電場通過VSC-MTDC系統接入岸上交流電網,岸上VSC故障退出后,MTDC系統直流功率的優化再分配策略。岸上VSC退出運行后直流功率再分配通常分為自消納情景與無法自消納情景。研究合理地重新配置各受端VSC的控制器,使得在自消納情況下,轉移功率完全被故障端VSC所在交流電網消納,并且減小潮流重分配對交流電網頻率穩定性能的影響;而在無法自消納情景下,保持故障端VSC所在交流電網內的其余VSC滿發,并利用風電場的槳距角控制以及虛擬慣量控制消納剩余的直流轉移功率。最后,本文在改造的39節點系統中,所設計的直流功率再分配策略對系統頻率穩定的提升得到了驗證。由于自消納場景與無法自消納場景控制策略存在較大差異,因此在實際系統應用中,需要在換流站故障后根據所在交流系統其他換流站運行狀態判斷并選擇所采取的控制策略。
附錄見本刊網絡版(http://www.dwjs.com.cn/CN/volumn/current.shtml)。
附錄A
表1 DFIG和VSC的主要參數
Tab. 1 Parameters for the DFIGs and the VSCs
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