交直流协调控制（精选7篇）
交直流协调控制 篇1
0 引言
高压直流输电技术根据采用电力电子换流器的类型可分为基于电网换相的常规直流输电系统LCC-HVDC(Line Commutated Converter based High Voltage Direct Current)和基于电压源换流器的柔性直流输电系统VSC-HVDC(Voltage Source Converter based High Voltage Direct Current)。现阶段,常规直流输电技术已较为成熟,其电压等级高、输送容量大,主要用于远距离大规模输电或异步联网。与常规直流相比,柔性直流控制更为灵活,其可以完成有功功率和无功功率的独立控制,且对交流电网具有较好的动态无功支撑能力,非常适用于大规模新能源电能并网。与常规直流相比,柔性直流电压等级较低,传输容量相对较小[1,2,3,4,5,6,7,8]。
根据柔性直流和常规直流各自的特点,在大规模新能源汇集和外送系统中,极有可能出现一种新型的柔性直流与常规直流互联的输电系统。对于柔性直流和常规直流同时存在的混合输电系统,已有较多文献进行了研究,主要关于2种直流的运行特性、相互间的影响以及故障后的恢复策略等[9,10,11,12,13]。文献[9]研究了无源网络中通过VSC-HVDC启动LCC-HVDC的方法,并设计了双馈入直流输电系统(DoubleInfeed HVDC)控制策略,使整个输电系统具有良好的动态和故障恢复能力;文献[10]定量分析了VSC-HVDC对LCC-HVDC的影响,结果表明VSC-HVDC可以有效提高LCC-HVDC的最大有功功率传输,减小暂态过电压,降低LCC-HVDC换相失败风险。
上述研究主要针对VSC-HVDC和LCC-HVDC并联馈入型结构,本文则着重研究VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统,这种输电系统主要用于大规模新能源的汇集及外送,而新能源基地通常交流强度较弱。因此,本文着重考虑送端系统可能存在的功率不平衡问题,提出2种直流间的协调策略,充分利用直流系统可控性强、响应速度快的特点,有效提升整个输电系统的安全稳定性。
1 VSC-HVDC和LCC-HVDC互联输电系统结构及特点
为了研究方便,将VSC-HVDC与LCC-HVDC串联输电系统简化为图1所示结构。其中,VSC-HVDC由于可控性强、动态调节能力好,通常被用于大规模风电、光伏基地本地电能的并网和汇集,而LCC-HVDC由于送电规模大、输送距离远,被用于大规模功率由电源基地到受端负荷的输送。
本文所研究的VSC-HVDC与LCC-HVDC互联输电系统包括以下重要特点。
(1)功率流向。通过VSC-HVDC将新能源进行汇集,并和本地交流电网共同为LCC-HVDC外送直流供电。
(2)交流强度。由于新能源基地常常位于电网结构较为薄弱的地区,因此本文研究的拓扑结构中所考虑的本地电网为弱交流系统。
(3)地理位置分布。由于功率汇集的主要目的在于外送,因此考虑VSC-HVDC传输功率不再经过远距离交流网络传输,即VSC-HVDC逆变站与LCC-HVDC整流站位置较近。
(4)VSC-HVDC送端所联交流系统有功调节能力。由于在新能源电厂参与电网功率调节领域已有较多研究成果[14,15],因此本文认为VSC-HVDC送端所联交流系统是具有有功调节能力的。
若2种直流输电系统均采用常规控制器,则整个送出系统中功率的平衡主要依靠本地弱交流电网,而新能源出力随机性较强,仅仅依靠弱交流电网的调节难以保证系统的安全稳定裕度。因此,本文从有功平衡及无功平衡两方面考虑,设计能提高送出系统区域1内稳定性的VSC-HVDC及LCC-HVDC附加控制策略。
2 VSC-HVDC和LCC-HVDC有功附加控制器设计
本文所研究的输电系统中2种直流系统的基本控制策略分别为:LCC-HVDC整流侧采用定电流控制,逆变侧采用定熄弧角控制;VSC-HVDC整流侧采用定有功功率及定交流电压控制,逆变侧采用定直流电压和定无功功率控制。
2.1 有功附加控制器设计
忽略功率传输过程中的损耗,正常运行情况下,根据功率平衡,有:
其中,PLCC为LCC-HVDC外送功率;PVSC为VSC-HVDC向区域1中注入的功率;PG为本地电网向区域1注入的功率。LCC-HVDC和VSC-HVDC在采用常规控制器时保持有功功率恒定。因此,当区域1内出现有功功率不平衡时,系统的频率稳定只能依靠本地电网PG的调节。如果本地系统的调频能力较小,会导致功率波动情况下系统频率偏差过大甚至频率失稳,则这种情况下系统的运行可靠性难以得到保证。基于此,提出LCC-HVDC及VSC-HVDC有功附加控制器,以提升送出系统有功功率平衡能力,维持频率稳定。附加控制器结构框图如图2和图3所示[16,17]。
图2和图3中2种直流系统主控制器分别为LCC-HVDC的定电流控制器以及VSC-HVDC的定有功功率控制器。在附加控制器中,Δf为区域1内的频率偏差信号,Δf=f-fref,K1、K2分别为附加控制器参数。为了避免附加控制器频繁动作,附加控制器还设置有死区环节。加入附加控制器后,2种直流系统的有功-频率特性如图4所示。
在本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC均进行功率调节的情况下,当注入区域1的功率存在波动ΔP时,有:
其中,KG、KLDC、KVDC分别为电网、LCC-HVDC以及VSC-HVDC的频率调节系数,其值等于各自有功变化量与频率变化量之比的绝对值。可以看出,有功附加控制的引入可以有效提升系统有功功率平衡能力,减小系统频率波动。
2.2 有功附加控制器的协调策略及工作原理
为简化分析,本地电网中仅考虑发电机调速器的功率调节能力,设调速器动作死区为[-Δf0,Δf0],LCC-HVDC有功附加控制动作死区为[-Δf1,Δf1],VSC-HVDC有功附加控制器动作死区为[-Δf2,Δf2]。
为了使设计的有功附加控制器协调工作,设置Δf0<Δf1<Δf2,则系统的有功功率调节可分为以下几个阶段。
阶段1:系统功率平衡,即PLCC=PVSC+PG,频率保持稳定。
阶段2:系统内出现不平衡功率,此不平衡功率可能来自本地电网负荷的增减、VSC送出功率的变化或者其他故障。假设本地电网失部分负荷,则区域1内出现过剩功率ΔP,系统频率增加。
阶段3:频率偏差超过Δf0时,发电机调速器开始作用,减小出力ΔPA以平衡缺失负荷ΔP,若系统可以稳定在新的平衡点f,f[50 Hz-Δf1,50 Hz+Δf1],说明负荷波动可由本地电网平衡,直流功率附加控制器不启动。
阶段4:若本地发电机进行功率调节后,系统频率超过50 Hz+Δf1,说明功率波动难以被本地电网平衡,则LCC-HVDC有功附加控制器启动。附加控制器根据区域1内频率偏差调整整流侧电流整定值,增大LCC-HVDC有功功率传输容量,以平衡区域1内的过剩功率。若此阶段系统频率可以稳定在f[50 Hz-Δf2,50 Hz+Δf2],则VSC-HVDC有功附加控制不启动。
阶段5:若在本地电网和LCC-HVDC有功附加控制器作用下频率依然上升超过50 Hz+Δf2,VSC-HVDC有功附加控制器启动。根据其有功-频率特性曲线,区域1频率上升时,VSC-HVDC在附加控制器作用下减小输送容量,进一步平衡区域1内的过剩功率。
当系统的不平衡功率消失时,各有功附加控制器的退出过程与上述5个阶段时序相反,VSC-HVDC附加控制首先退出,LCC-HVDC附加控制随后退出。系统频率从升高到恢复的整个过程中控制器的投切时序关系如图5所示。当系统内出现功率缺额时的分析与上述5个阶段类似,各控制器投切过程示意图与图5关于t轴对称,此处不再赘述。
3 VSC-HVDC与LCC-HVDC无功功率协调
LCC-HVDC在传输有功功率的同时,会消耗相当于40%~60%有功容量的无功功率,这部分功率通常由换流站的无功补偿装置及滤波器提供。因此,当LCC-HVDC进行有功功率调节时(输送有功功率变化时),为了维持换流站母线电压,无功补偿装置和滤波器需要进行相应的投切。无功补偿装置的投切是一种阶梯式不连续的调节方式,频繁投切滤波器不仅影响其自身寿命,更可能引起电压的大幅度波动。
在VSC-HVDC与LCC-HVDC串联系统中,由于VSC-HVDC具备无功控制能力,且其逆变站地理位置距离LCC-HVDC整流站较近,因此可以通过VSC-HVDC的无功调节能力在LCC-HVDC进行有功功率调节时为其提供无功支撑,起到稳定LCC-HVDC整流侧换流母线电压的作用。VSC-HVDC的这种调节方式相当于起到了静止无功补偿器(STATCOM)的作用,可以避免LCC-HVDC整流侧无功补偿装置的频繁投切。
为了实现上述目的,在VSC-HVDC逆变侧增加无功附加控制器,控制器如图6所示。
图6中,ΔU=U-Uref,Uref和U分别为LCC-HVDC整流侧换流母线参考电压和实际电压;Kv为无功附加控制器比例系数。当LCC-HVDC换流母线电压偏差ΔU越过死区[-ΔU0,ΔU0]时,无功附加控制器启动。若实际电压小于参考电压,VSC-HVDC按一定比例输出无功功率,反之,VSC-HVDC吸收无功功率。此外,为保证无功调节不影响有功功率的传输,对附加控制器输出设置限幅环节。VSC-HVDC的无功-电压特性见图7。
VSC-HVDC无功附加控制器工作原理如下。
当LCC-HVDC进行有功调节,外送有功功率增加ΔP时,其换流站相应地需要增加无功功率ΔQ,若保持换流站内无功补偿装置不投切,则换流母线电压下降ΔU,当电压跌落超过VSC-HVDC无功附加控制器死区时,VSC-HVDC调节逆变侧定无功功率控制器整定值,增大无功功率输出,维持LCC-HVDC换流站母线电压稳定。当LCC-HVDC外送有功功率减少时,通过类似的分析可知VSC-HVDC无功附加控制器同样可以维持LCC-HVDC换流站母线电压水平。
当系统内存在过剩功率时,各有功、无功附加控制器动作时序如图8所示。从上述分析可知,本文设计的VSC-HVDC和LCC-HVDC有功、无功附加控制器并不是单独存在的,两者协调配合可以有效提高送端系统频率及电压稳定性。
4 仿真验证
为验证本文所提VSC-HVDC与LCC-HVDC协调控制策略的有效性,在仿真软件PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的系统,其中LCC-HVDC采用单极输电方式。本地电网由7台参数相同的发电机构成,系统主要参数见表1—3(表3中电抗为标幺值)。
正常运行时,交流系统电压345 k V,频率50 Hz,本地电网出力600MW,VSC-HVDC输送容量400MW,两者共同向LCC-HVDC供电,LCC-HVDC传输容量1 000 MW,区域1内功率平衡,系统频率保持稳定。正常状况下的仿真结果如图9所示。图中,f为区域1频率信号。
为验证本文所提LCC-HVDC和VSC-HVDC功率附加控制器的效果,仿真设置2 s时VSC-HVDC输送容量由400 MW降低至250 MW。VSC-HVDC和LCC-HVDC均无附加控制时,仿真结果如图10所示。
由图10可以看出,VSC-HVDC输送功率减小后,区域1内出现150 MW功率缺额。由于LCC-HVDC、VSC-HVDC均采用定功率输送,因此功率缺额全部由本地电网承担,而本地电网强度较小,调节容量有限,因此系统频率持续下降,最终崩溃。
在LCC-HVDC和VSC-HVDC中加入有功附加控制器,控制器主要参数如表4所示,仿真结果如图11所示。
由图11可以看出,加入附加控制器后系统可以保持稳定,频率最终维持在49.43 Hz左右。这是因为当系统频率下降时,LCC-HVDC和VSC-HVDC共同作用,通过调节自身传输容量与本地电网一起平衡区域1内的功率缺额。系统稳定时,本地电网出力由原来的600 MW变为692.5 MW,增加出力92.5 MW;LCC-HVDC输送容量由1 000 MW变为965 MW,减少外送35 MW;VSC-HVDC输送容量由250 MW增加至272.5 MW,增加输送22.5 MW。在有功附加控制器作用下,本地电网、LCC-HVDC、VSC-HVDC共同承担了系统150 MW的功率缺额,保证系统的功率平衡,提升了稳定性。
进一步分析各控制器动作时序,LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器输出如图12所示(图中uL和uV为标幺值)。可以看出,在2.0~2.2 s的功率不平衡初始阶段,两附加控制器均未动作,系统依靠本地电网进行功率平衡。当频率偏差超过LCC-HVDC有功附加控制器动作死区后,依靠本地电网难以保证频率在合理范围内,LCC-HVDC附加控制器首先动作。2.2~2.5 s,LCC-HVDC有功附加控制投入后频率依然下降,超过VSC-HVDC有功附加控制动作死区,VSC-HVDC有功附加控制器开始动作。最终,本地电网、LCC-HVDC及VSC-HVDC共同配合,使系统保持稳定。
值得注意的是,VSC-HVDC和LCC-HVDC附加控制对于系统内不平衡功率的补偿量主要取决于两者输入频率偏差信号动作死区以及各自频率调节系数KLDC、KVDC的设置。若希望VSC-HVDC尽量保证自身功率传输,不参与功率平衡,可以增大LCC-HVDC调节系数KLDC,减小本身调节系数KVDC,增大本身输入信号频率偏差死区范围。
无功功率协调配合方面,若VSC-HVDC逆变侧仅采用常规定无功功率为0 Mvar,在进行有功功率平衡的同时,LCC-HVDC整流侧换流母线电压及VSC-HVDC逆变侧输出无功功率如图13所示。图中uLCC为LCC-HVDC整流侧换流母线电压,QVSC为VSC-HVDC逆变侧输出无功功率。
从图13中可以看出,在有功平衡的过程中VSC-HVDC逆变侧输出无功一直保持为0 Mvar,不考虑LCC-HVDC换流站本身无功补偿装置的投切,2.2 s后LCC-HVDC有功功率输送容量减小,而系统无功并没有相应地变化,因此LCC-HVDC整流侧换流母线电压升高至362 k V。
由于VSC-HVDC逆变站离LCC-HVDC整流站位置较近,因此可以发挥VSC-HVDC无功调节的能力,在其常规定无功控制器基础上增加无功附加控制器,以减小LCC-HVDC整流侧换流母线电压波动。加入无功附加控制器后,仿真结果如图14所示。
由图14可以看出,增加无功附加控制器后,当LCC-HVDC整流侧电压升高时,VSC-HVDC逆变侧吸收多余无功功率,以保证电压稳定在额定运行点。通过VSC-HVDC无功附加控制器的作用,LCC-HVDC整流侧换流母线电压最大幅值为358 k V,相比没有无功附加控制时减小4 k V,有效减小了LCC-HVDC整流侧换流母线电压的波动。
上述仿真说明本文所提的LCC-HVDC与VSC-HVDC有功附加控制可以共同提高系统有功平衡能力,同时VSC-HVDC无功附加控制器可以有效配合LCC-HVDC的有功功率调整,维持其换流母线的电压水平。
5 结论
a.本文针对一种新型的LCC-HVDC与VSC-HVDC互联输电系统,分别设计了LCC-HVDC和VSC-HVDC有功附加控制器。通过有功附加控制器改变直流的输送容量,可以有效提升系统有功功率平衡能力,改善频率稳定性。同时,通过设置合适的死区和控制器参数,可以使平衡功率在LCC-HVDC和VSC-HVDC之间合理分配,使两者协调运行。
b.考虑到LCC-HVDC本身不具备无功功率调节能力,本文还设计了VSC-HVDC无功附加控制器。当LCC-HVDC改变输送容量以维持系统内有功功率平衡时,VSC-HVDC无功控制器发出/吸收无功功率,起到STATCOM的作用,以改善LCC-HVDC整流侧换流母线电压稳定性。仿真表明本文设计的附加控制器对LCC-HVDC与VSC-HVDC互联系统内的有功、无功平衡具有较好的控制效果。
摘要：对一种新型的柔性直流与常规直流互联输电系统进行了研究,针对常规直流送端可能出现的功率不平衡问题,提出了常规直流和柔性直流功率附加器的协调控制策略。该策略通过2种直流有功附加控制器来提高区域内有功功率平衡能力,针对常规直流进行有功功率调节时换流站无功不平衡引起的电压波动问题,设计了柔性直流无功附加控制器。最后,通过仿真验证了协调策略的有效性,结果表明所设计的有功-无功附加控制器能够相互配合,有效提升整个系统的功率平衡能力。
关键词：常规直流,柔性直流,功率平衡,附加控制,直流输电
交直流协调控制 篇2
能源危机和环境污染问题已经引起了世界各国的广泛关注,大力开发和利用可再生能源进行并网发电是解决上述问题的主要措施[1,2,3]。在目前配电网中,交流配电网仍然为主流形式,其更加适合交流分布式电源接入,而接入直流分布式电源和储能单元时需要电力电子装置实现能量转换,增加了能量转换次数和投资成本,降低了工作效率[4]。随着直流负荷的不断增加,直流配电网的研究得到了快速发展,与传统交流配电网相比,直流配电网具有转换次数少、效率高、成本低、控制结构简单、无需考虑频率和相位以及无功补偿设备等优势[5,6]。
尽管直流配电网具有特有的优势,然而由于交流配电网基础设施完善、交流电源和负载的长期存在,直流配电网难以取代交流配电网;此外,在交流配电网和直流配电网中,直流负载和交流负载的供电需要经过AC/DC和DC/AC变换器进行能量转换。而采用交直流混合配电网,交流负载和直流负载可以分别接入交流母线和直流母线,减小能量转换环节,降低成本,使得交直流负载更易于接入系统,因此交直流混合配电网是未来配电网的发展趋势[7,8,9]。
交直流混合配电网中通常集成了多个柔性互联装置、分布式发电单元、负载单元以及储能单元,如何实现多个单元之间的协调控制以确保整个系统安全可靠运行是交直流混合配电网发展的主要技术挑战。针对这一问题,提出了交直流混合配电网的协调控制方法,考虑了交直流混合配电网的正常运行和交流侧发生短路故障2种情况,给出了2种不同运行模式下不同单元的控制策略,并且通过仿真软件对所提出的控制策略进行了仿真研究。
1 交直流混合配电网结构
交直流混合配电网系统结构见图1,内部含有3个柔性互联装置,其直接通过直流母线进行互联,交流侧接有交流本地负载,直流侧集成了光伏发电单元,蓄电池储能系统以及直流负载,当直流负载电压等级与母线电压等级不匹配时可以通过DC/DC变换器进行转换。
交直流混合配电网通过采用柔性互联装置实现交流网络和直流网络互联,通过对互联装置的控制能够实现能量双向流动、功率因数可控和不间断供电等功能。光伏发电单元由光伏电池板和Boost变换器构成,主要控制目标是实现最大功率跟踪。储能单元采用蓄电池和双向buck-boost变换器构成。采用交直流混合配电网,可以将直流负载直接接入或者通过DC/DC变换器接入直流母线中减少能量转换次数,提升效率。交流母线可以接入交流分布式发电单元和交流负载,在运行过程中,当直流网络内部功率出现缺额时可以通过交流网络提供支持,反之可以通过直流网络向交流网络提供功率支持。在三端互联装置交流侧出现短路故障时,保护装置将会对故障区域进行隔离,可以改变互联装置的控制策略实现重要负载的不间断供电,提高系统可靠性。
2 运行模式和控制策略
2.1 运行模式
交直流混合配电网存在2种运行情况:正常运行和交流侧发生短路故障。下面分别对2种运行模式进行分析。
1)当正常运行时,光伏发电单元采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制策略实现太阳能最大化利用,为了避免蓄电池出现频繁充放电现象,设置正常运行情况下蓄电池储能系统工作在待机模式。多个柔性互联装置采用直流下垂控制对直流网络负载功率进行均分,而交流负载功率主要由大电网提供。
2)当交流侧出现三相短路等故障时,保护装置会跳闸,同时使得互联装置的控制策略由直流下垂控制切换至恒压恒频(constant voltage constant frequency,CVCF)控制策略,以维持交流本地负载的电压和频率恒定,实现重要负载的不间断供电,而非故障侧互联装置仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在极端情况下,3个交流源均出现短路故障时,为了保证交流网络和直流网络的稳定运行,不仅需要切换互联装置的控制策略,同时需要启动蓄电池储能系统由待机模式转为直流下垂控制策略,保证直流系统稳定运行。
2.2 控制模式
为了保证交直流混合配电网在正常运行和交流侧发生短路故障情况下能够安全稳定运行,需要对不同单元的电力电子装置控制策略进行深入研究,下面分别对互联装置、储能单元和光伏单元的控制策略进行详细分析。
2.2.1 互联装置的控制策略
互联装置的控制框图见图2,主要包括直流下垂控制和CVCF控制策略。图中:和Udc分别为互联装置直流电压参考值和实际值;idc为直流电流;为内环电流指令;为电感电流;分别为交流电压参考值和实际值;Imax和Imin分别为电流最大值和最小值;gvsc为互联装置驱动信号。
在正常运行情况,为了使多个换流站均分直流网络负载功率并且维持直流电压恒定,采用直流下垂控制策略。直流下垂控制存在2种形式:直流电流和电压下垂法、功率和直流电压下垂法[10,11],在此选用前者,直流下垂控制等式可以表示为:
式中:Udc(n)为第n台互联装置的直流电压,V;为直流电压参考值,V;k(n)为第n台互联装置的下垂系数,V/A;idc(n)为第n台互联装置变换器的直流电流,A。
由于线路阻抗的不一致导致多台互联装置输出直流电压不同,因此无法按照容量比例进行功率均分,为了抑制线路阻抗的影响,通常采用虚拟阻抗技术,增加虚拟阻抗来减小各支路阻抗的差异提高功率均分精度,通过合理的选取虚拟阻抗能够实现功率按照容量比例分配[12]。
直流下垂控制策略通过下垂特性曲线生成直流电压参考值,然后采用直流电压外环和电流内环控制,其中电流内环采用静止坐标系下的控制策略,运用比例谐振调节器实现对交流电压误差信号的零稳态误差调节[13]。CVCF控制策略同样采用静止坐标系下控制,通过交流电压外环和输出电流内环控制实现交流侧电压和频率控制。
2.2.2 蓄电池储能系统的控制策略
蓄电池储能系统(battery energy storage system,BESS)的控制框图见图3。图中:和Udcb分别为BESS输出端直流电压参考值和实际值;kpb为下垂系数;idcb为储能系统输出直流电流;和Ib分别为蓄电池内环电流指令值和实际值;Pbmax和Pbmin分别为储能系统输出功率最大值和最小值;gb为储能系统的驱动信号。
储能系统包括直流下垂控制和停止控制。在正常运行情况下,多端互联变换器负责控制直流母线电压,而储能系统此时处于停止模式,设置电流指令值为0,通过闭环控制使得实际输出电流为零。在交流侧发生三相短路故障时,保护装置跳闸隔离故障区域,由于互联装置的交流侧失去外部电网的电压和频率支撑,因此需要调整互联装置的控制策略使其切换到CVCF控制,此时需要通过直流网络向交流网络提供功率支持,蓄电池储能系统由停止模式切换到直流下垂控制模式,维持直流电压在允许范围内。
2.2.3 光伏发电系统控制策略
光伏发电系统的控制框图见图4,图中:和Udcv分别为光伏发电系统输出端直流电压参考值和实际值;kpv为下垂系数;idcv为光伏系统输出直流电流;和Iv分别为内环电流指令值和实际值;Ivmax和Ivmin分别为输出电流最大值和最小值;Upv和Ipv分别为光伏电池板输出电压和电流;gpv为光伏发电系统的驱动信号。
光伏发电系统主要包括MPPT控制和直流下垂控制。MPPT方法采用扰动观察法,通过检测电池电压和电流送入MPPT模块得到占空比,直接控制升压变换器开关管,实现最大功率跟踪[14]。直流下垂控制主要应用于蓄电池SOC达到上限时,将光伏发电单元切换到直流下垂控制,实现降功率运行。
3 仿真验证和分析
为了验证所提出控制算法的有效性,采用Maltab/Simulink仿真软件进行仿真研究,系统结构见图1。设置三端互联变换器额定功率为6 0 k W;交流电压为380V/50Hz;直流母线电压为800V;三端柔性互联装置的交流侧负载之和为90k W,其中重要负荷为30k W、非重要负荷为60k W,且分布对称;直流负载为45k W,其中重要负荷为15k W、非重要负荷为30k W;2个光伏发电系统的额定功率为30k W;为了保证重要负荷不间断供电,储能系统额定功率为60k W,蓄电池容量为40Ah。
3.1 单台换流站交流侧短路故障情况
首先对单台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图5。
图5中初始条件光照强度为800W/m2,直流网络负载为45k W,直流电压由三端柔性互联装置进行控制,直流电压在允许运行范围内,为了减小蓄电池频繁充电和放电次数,储能系统处于待机状态。在0.5s时,光照强度由800W/m2突变到1000W/m2,光伏输出功率增加且大于直流负载功率,因此多余的功率可以通过柔性互联装置传输给电网。在1s时,换流站3交流侧出现短路故障,断路器跳闸隔离故障区域,换流站3由直流下垂切换到CVCF控制维持交流电压和频率不变,输出功率为10k W提供给重要负载,换流站1和2仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在1.5s时,直流网络内部非重要负载由30k W减小到20k W,经过调整直流电压能够保持稳定。在2s时,电网故障清除,换流站3由CVCF控制切换到直流下垂控制,三端换流站同时控制直流电压且实现功率均分。
3.2 三台换流站交流侧短路故障情况
对三台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图6。
图6给出了三台换流站交流侧短路故障情况下的仿真结果。在初始条件下,光照强度为800W/m2,直流网络负载为15k W重要负荷,交流侧接入30k W的重要负荷。在0.5s时,三台换流站交流侧均发生短路故障,为了保证重要负荷不间断供电,三台换流站由直流下垂控制切换为CVCF控制保证交流本地电压幅值和频率恒定,并且启动直流网络内部蓄电池储能系统由待机模式切换至直流下垂控制维持直流电压在允许范围内。在1s时光照强度突变至1000W/m2,光伏发电单元输出功率增加,储能吸收功率增加。在1.5s时,直流负荷增加了20k W,此时分布式发电单元输出功率小于负载需求功率,因此储能系统放电运行补偿功率的不足;在2s时,直流负荷减小了20k W,此时储能系统充电运行,因此可以看出在光照强度变化和负载投切情况下储能变换器都能够保证直流电压在允许运行范围内,系统动态和稳态性能良好。
4 结语
本文提出了含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法。分析了正常运行和交流侧发生短路故障情况下互联装置、光伏发电单元以及储能单元的运行模式,并且给出了相应的控制策略。为了验证所提出控制策略的有效性和可行性,通过Matlab/Simulink仿真软件搭建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网仿真平台进行仿真研究,仿真结果表明所提出的控制策略能够在光照强度变化和负载投切情况下保证系统稳定运行,而且在一端或者三端换流站交流侧发生短路故障时,通过切换柔性互联装置和储能装置的控制策略不仅可以保证直流电压运行在允许范围内,而且可以对交流侧电压和频率进行控制,维持重要负荷不间断供电。
摘要：交直流混合配电网的运行模式和协调控制方法是保证其高效可靠运行需要解决的关键技术之一。针对这一问题,提出了一种交直流混合配电网的协调控制方法,详细分析了交直流混合配电网在正常运行和交流侧短路故障情况下的运行模式,给出了不同运行模式下互联装置、储能系统和光伏发电单元的控制框图。最后通过Matlab/Simulink仿真软件进行了仿真研究,仿真结果验证了所提出控制策略的可行性和有效性。
直流配电网的电压协调控制策略 篇3
面对经济的快速发展,用户对供电可靠性、电能质量等要求不断提高,传统的交流配电网面临着诸多挑战。相比于传统的交流配电网,直流配电网在分布式电源接入、增大输送容量、提高电能质量和供电可靠性等诸多方面有着显著优势[1,2,3,4]。
在直流配电网中,直流电压是反映系统平稳性的重要指标,直流电压稳定,就可以确保网络的功率平衡,维持系统运行平稳。直流配电网中电压协调控制策略的研究难点在于:①分布式能源的功率扰动会引起直流电压的波动;②因大容量换流器的投退或电网侧系统故障引起的剧烈功率波动可能会引起直流电压崩溃。
直流配电网的协调控制策略可参考多端柔性直流输电系统的控制策略。文献[5-6]提出的主从控制策略实现简单,原理清晰,但对换流站的通信要求较高,一旦通信失败,整个网络将面临崩溃的危险;文献[7]将自适应电压下降控制策略应用于多端柔性直流输电系统,多个换流站共同协调控制直流电压,不依赖通信,但是该控制策略难以实现潮流的自由控制,且当负荷较低时,多台定电压控制换流器的电压差值将在网络中引起环流,不利于系统平稳运行;文献[8]提出了直流电压偏差控制策略,从换流站通过检测直流电压变化而动作,该方法能实现定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动转换,但在控制模式转换的过程中,直流电压变化较大,会对系统产生较大的暂态冲击;文献[9]提出了直流微网中的电压分层控制策略,各电力电子器件通过检测直流电压变化来协调各变流器的工作方式,该控制策略对直流微网可以实现有效控制,但直流配电网中一般有多个换流站与交流主网互联,因此该控制策略不适用于直流配电网。
本文综合电压偏差控制与下降控制两者的优点,设计了直流配电网的电压协调控制策略,既可以实现稳态运行时的精确潮流控制,又能够保证控制模式的平滑切换。各控制单元根据本地信息量选择动作方式,当直流电压波动较小时,主换流站控制直流电压;当系统发生较大扰动而使主换流站失去控制直流电压能力时,从换流站根据检测到的直流电压变化量进入下降控制;储能装置通过快速充放电实现控制策略的平滑切换。同时,该控制策略考虑到了直流电压的稳定裕度、换流器容量和储能装置荷电状态(state of charge,SOC)等实际条件,实现了多约束条件下的直流电压协调。为验证该控制策略对直流配电网的有效控制,基于PSCAD/EMTDC建立两端直流配电网的系统模型,并对不同运行模式下的系统进行仿真研究。
1 直流配电网的组成及协调控制策略
1.1 系统组成
根据系统的接线方式不同,直流配电网的拓扑结构分为放射式、环式和两端配电三种[1],本文只讨论后两种拓扑结构,均有多个接入交流电网的换流站,其中,控制直流电压的换流站为主换流站,剩余的换流站为从换流站。本文采用两端配电系统进行分析,如图1所示,该系统主要包括以下四部分。
1)并网换流站。直流配电网经模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)与交流主网相连。在系统正常运行时,从换流站控制有功功率,主换流站控制直流电压;当主换流站退出运行或因主网故障有功输入受限而失去调压能力时,从换流站将继续控制电压,维持系统平稳。
MMC有触发频率低且电能质量高的优点,其拓扑结构及子模块结构如附录A图A1所示,它由6个桥臂组成,每个桥臂由多个相互连接且结构相同的子模块与一个电抗器串联组成。MMC换流站的控制策略采用带前馈解耦的矢量控制,调制方式采用最近电平逼近调制(nearest level modulation,NLM)[10]。
2)分布式电源。直流配电网中的分布式电源主要包括直流电源和交流电源两大类。本文以光伏阵列和永磁直驱风力发电机(PMSG)为代表分析分布式电源的并网问题。这两种电源通过DC/DC变换器和AC/DC变流器接入直流母线,本文分别采用Boost变换器[11]和电压源换流器(VSC)[12]实现并网。正常运行时,通过调整端口电压和电流保证光伏阵列运行于最佳伏安特性曲线,通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线,从而使光伏阵列和直驱风机均运行于最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)模式[13],提高新能源利用率;当系统供电冗余时,应降功率运行。作为系统规划时需要考虑的问题,分布式电源在整个系统的渗透率不应过大,否则将影响系统的运行可靠性。
3)储能装置。储能装置采用蓄电池储能,通过双向DC/DC变换器接入直流母线,本文采用Buck/Boost变换器[14]。当蓄电池放电时,变换器工作于Boost模式,向直流母线提供电能;当蓄电池充电时,变换器工作于Buck模式,储存直流母线多余电能。
4)负荷单元。直流负荷通过DC/DC变换器或直接并入直流配电网,采用DC/DC变换器时可利用移相控制保证负荷侧直流电压稳定[15];交流负荷通过MMC换流站并入直流配电网,控制交流侧电压幅值和频率恒定[16]。系统有功输入不足需要减载时,负荷切除顺序由负荷的优先级确定。
1.2 稳态运行参考值的确定
在给定直流配电网拓扑结构及直流电压参考值前提下,整个网络的状态变量(包括各节点直流电压及主换流站输入功率)将随从换流站有功参考值的变化而变化,为保证给定运行状态下各电气量不越限,应通过潮流计算给出合理的调度方案[17]。
在计算直流配电网直流侧的局部潮流时,主换流站作为平衡节点,电压已知,无需计算;从换流站、负荷和分布式电源作为P节点,电压未知,从换流站直流侧功率为有功参考值减去换流站损耗,负荷功率和分布式电源功率作为不可控变量通过预测得到。
利用牛顿—拉夫逊法进行潮流计算,给出相应的收敛判据,多次迭代得到平衡节点的输入功率和P节点的节点电压,进而判断在给定参考值时各电气量是否越限,若某个电气量越限,则改变从换流站的有功参考值重新进行潮流计算,直至系统能够安全平稳运行。
1.3 直流配电网的电压协调控制策略
通过潮流计算,可以确保直流配电网在可预知的运行状态下平稳运行,但当负荷和分布式电源出现功率波动或大容量换流器突然退出运行时,应利用直流配电网的系统级控制实现电压快速稳定。
以换流器注入直流网络的功率参考方向为正,本文提出的电压协调控制策略如图2所示。主从换流站和蓄电池均为调压器件,分布式电源和负荷以恒功率单元处理。图2中:Udc为直流电压;Udcref为直流电压参考值;PG为主换流站输入功率;PGmin和PGmax分别为主换流站的最小和最大允许输入功率;PGref为稳态运行时主换流站的输入功率;PLi为第i个从换流站输入功率;PLmini和PLmaxi分别为第i个从换流站的最小和最大允许输入功率;PLrefi为稳态运行时第i个从换流站的输入功率;PBES为蓄电池的输入功率;PBES_min和PBES_max分别为蓄电池的最小和最大允许输入功率;PDG为分布式电源的输入功率;PDG_ref为稳态运行时分布式电源的输入功率;PLOAD为负荷功率;PLOAD_ref为稳态运行时负荷功率。
1)当直流电压波动不超过一定范围时,各控制单元端口直流电压稳定,主换流站控制直流电压,当输入功率超过额定值时,将转入限流模式,不再维持直流电压。主换流站的控制策略如附录A图A2所示,通过设定比例—积分(PI)调节器的上下限,保证输入功率不越限。
在实际系统中,为了保证功率流动,各节点电压不相等,控制策略转换的直流电压门槛值应大于各电力电子器件稳态运行时直流电压的最大波动范围,从而保证器件动作的可靠裕度,本文将主从换流站的控制策略转换门槛值定为(1±3%)Udcref。
2)当从换流站端口直流电压波动不超过±3%时,从换流站控制有功功率;当直流电压超出范围并且输入功率在额定值范围内时,采用定直流电压的下降控制;当输入功率超出最大允许范围时,转入定功率控制。
当系统中存在多个从换流站时,若所有从换流站均检测到端口电压低于0.97(标幺值)或高于1.03,则各从换流站相互配合,共同维持直流电压稳定;由于线路损耗会产生压降,若某个从换流站检测到的端口电压不低于0.97或不高于1.03,则该从换流站将继续运行于恒功率模式。在实际情况中,若要求各个从换流站控制直流电压的优先级别不同,则可根据从换流站的不同优先级别灵活设置不同的直流电压门槛值,当直流电压变化时,各从换流站依照各自直流电压门槛值由低到高的顺序依次进入电压控制模式。
图2所示的U-P下降特性曲线可表示为:
式中:PL为从换流站的输入功率;Pref为有功参考值,通过潮流计算给出;kB为下降系数,当系统中有多个从换流站时,可根据各个从换流站的不同容量特性设置不同下降系数,以增强控制的可靠性与灵活性;U*dc为从换流站进入下降控制的门槛值,分别为1.03或0.97。
从换流站的控制策略如附录A图A3所示,对电压控制器进行下降特性的调整,对3个PI调节器的输出取最大最小操作得到idref,实现了定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动切换。
3)当蓄电池并网端口侧的直流电压波动在一定范围之内(本文定于±5%)时,蓄电池处于闲置状态;当直流电压超出范围时,蓄电池并网变换器进入下降控制,与从换流站相互配合,进行直流电压二次调整。较高的控制策略切换门槛值可避免DC/DC变换器在Boost与Buck模式间频繁切换,从而提高了蓄电池的运行寿命且减小了电力电子器件频繁动作引起的谐波[18]。
蓄电池的并网变换器的U-P下降特性曲线与从换流站类似,其中PBES_ref=0,U*BES_dc取为1.05或0.95。参考从换流站的控制策略,蓄电池并网变换器的控制策略如附录A图A4所示,其中Ibat为蓄电池的放电电流。
4)当系统出现较大功率缺额且各调压器件的输入功率均达到容量极限时,直流电压将长时间处于较小值,当负荷侧检测到直流电压小于0.95且经过一定延时后,负荷将按照优先级别分阶段进行切负荷操作,直至系统的直流电压恢复到0.95,切除负荷的功率总额最小值应满足:
当系统的分布式电源渗透率较高且系统负荷较小时,直流电压将长时间处于较大值,当分布式电源检测到直流电压大于1.05且经过一定延时后,应调整MPPT模式为降功率运行。分布式电源减少的输出功率最小值应满足:
直流配电网中各单元协调控制总体结构如图3所示,各控制单元根据检测到的端口直流电压等本地信息量进行模式选择,保证系统的平稳运行。
2 系统的运行模式及对应的控制策略
直流配电网通过换流站与交流主网联网运行,负荷侧对可靠性和电能质量的要求决定了主换流站出现故障退出运行或调节能力受限时,系统仍能够平稳运行,通过分析主换流站的工作状态可以分析网络的协调控制策略,本文根据主换流站的工作状态将直流配电网分为恒压控制模式、限流控制模式和退出运行模式三类。
2.1 恒压控制模式
此模式下主换流站正常工作,作为平衡节点控制直流电压,通过潮流计算给出的从换流站初始参考值确保系统的安全平稳运行,对应于图2的运行曲线①。若从换流站正常工作,风电机组和光伏阵列工作于MPPT模式,蓄电池充电一定容量后处于待机状态;若某一从换流站退出运行或输入功率受限,应根据直流电压波动范围调整系统运行策略。不考虑网损,该工作模式下主换流站的输入功率为:
当PGmin<PG<PGmax时,系统可以平稳地运行于该模式。
2.2 限流控制模式
该模式下主换流站无法继续作为平衡节点控制直流电压,由从换流站进行电压控制。该模式可能出现在以下2种情况。
1)主换流站输入功率超过换流器额定值时,换流站进入限流模式运行。根据进入限流模式前的换流站运行状态,限流模式分两类:由于整流电流越限而触发的限流模式称为“整流受限模式”;反之,由于逆变电流越限而触发的限流模式称为“逆变受限模式”。
2)交流系统故障导致电压跌落使得向直流配电网输送功率骤减时,主换流站进入限流模式运行。该情况下的主换流站工作点发生变化,当交流系统故障为三相接地短路,则PG为0。若交流主网发生的故障为永久故障,该运行曲线在主换流站切除之前将不再变化;若交流主网发生的是瞬时故障,故障清除后,主换流站仍运行于恒压控制模式。
该模式下主换流站输入功率有限,调压能力受限,直流电压有可能发生波动,当从换流站检测到端口直流电压波动范围大于±3%时,将进入下降控制模式,维持系统平稳。不考虑网损,该工作模式下从换流站的输入功率为:
当PLmin<∑PLi<PLmax时,系统可以稳定地运行于该模式;当∑PLi>PLmax或∑PLi<PLmin时,应切除次级负荷或减少分布式电源功率而使从换流站的工作点落在下降曲线区间内。
2.3 退出运行模式
该模式指的是交流侧断路器跳开,内部闭锁,主换流站与交流主网不再有功率交换。由于平衡节点的消失,系统中各个元件的端口电压将偏离直流电压参考值,当从换流站检测到其端口电压低于0.97或高于1.03时,将进入下降控制模式,维持电压稳定,对应的控制策略如附录A图A5所示。若换流站退出运行之前工作于整流模式,则从换流站有功输入增大PG,对应于图A5的工作点Ⅰ;若主换流站退出运行之前工作于逆变模式,从换流站有功输入减小PG,对应于图A5的工作点Ⅱ。
如果所有从换流站均运行于最大容量额定值且仍存在功率缺额时,直流电压将继续处于较低水平,负荷在检测到其端口直流电压且经过一定延时后按照负荷优先顺序分阶段进行切负荷操作,直至电压恢复;如果所有从换流站均运行于最小容量额定值且存在功率盈余时,直流电压将继续处于较高水平,分布式电源根据检测到的端口直流电压选择降功率运行,直至电压恢复。
2.4 模式切换过程
在上述任意两种模式互相切换过程中,若系统功率出现大幅缺额或盈余,直流电压将短时出现较大的波动幅度,变化范围可达到|ΔUdc|>5%,对应于图2曲线④⑤。利用蓄电池与从换流站的配合实现主从换流站控制策略的无缝转换,尽量减小控制策略切换过程中由于功率不匹配带来的暂态冲击。若从换流站的功率输出越限,则从换流站以PLmax或PLmin恒功率运行,不参与调压,对应于图2曲线⑥⑦。
由于蓄电池的容量有限,应保证蓄电池的SOC值SSOC维持在一定范围(本文取为40%<SSOC<80%),避免蓄电池运行在深度放电和深度充电状态,保证其运行寿命[19]。对蓄电池的SOC实时监测,当监测到SOC值超过该范围(SSOC>80%或SSOC<40%)时,关闭蓄电池,利用分布式电源或者负荷单元的配合实现模式切换。
3 仿真分析
为了验证本文提出的直流配电网电压协调控制策略的有效性,采用PSCAD/EMTDC软件仿真,所搭建直流配电网的拓扑结构如图1所示。直流母线额定电压为±7.5kV,两端电网电压均为10kV,通过网侧变压器将电压降为6kV。
MMC换流站子模块的电容额定电压为0.8kV,每个桥臂采用30个子模块组成,子模块电容值为1 000μF,并网等值电阻和电感分别为0.02Ω和1mH,桥臂滤波电抗的电感为4 mH,仿真时对MMC换流站进行戴维南等效处理以加快仿真速度[20]。主换流站容量为2 MW,无功参考值为0;从换流站容量为2.5 MW,无功参考值为0,U-P特性曲线的下降系数为-1 MW/kV。
小型永磁直驱风力发电系统容量为1.5 MW,风机额定风速为10.5 m/s,切入、切出风速分别为3m/s和15m/s,交流侧输出电压为0.69kV,额定频率为12.18Hz,通过VSC并网运行;光伏阵列由光伏电池板的串并联组成,短路电流为0.65kA,开路电压为2kV,最大功率点电压为2.13kV,最大输出功率为1.3 MW,通过Boost变换器并网运行;储能装置由铅酸蓄电池的串并联组成,容量为0.6 MVA/0.5 MW,SOC最大值和最小值分别定为0.8和0.4,SOC初值定为0.8,U-P下降系数取为-2 MW/kV。初始条件下光照强度为1 000 W/m2,温度为25℃,风速为10m/s。
交流负荷为2 MVA,功率因数为0.95,额定电压为0.38kV,并网换流站的交流电压参考值为6kV;直流负荷为3 MW,直接并入直流配电网。
节点参数和线路参数如表1和表2所示,其中,规定各单元注入直流配电网的功率方向为正,从换流站的有功参考值暂定为2.25 MW,Pmin和Pmax分别为节点的最小和最大输入功率,不考虑直流负荷接入直流配电网的损耗率。
编制潮流计算程序,得到各节点直流电压及输入功率如表3所示。
由表3可知,在该运行状态下,各节点直流电压偏差均不超过0.01,且主换流站输入功率不越限,系统可以平稳运行。下面分别对不同运行模式进行仿真,直流电压均采用标幺值。
3.1 恒压控制模式仿真结果
图4给出了当分布式电源功率输出变化时的仿真结果。图4中:Pw和PPV分别为风机和光伏功率。1.5s之前,稳定运行结果与潮流计算结果基本一致,如图4(a)和图4(d)所示。
1.5s时,风速变化至7 m/s,光照强度变化至500 W/m2,由图4(b)和图4(c)可知,分布式电源功率输出共减少约0.9 MW,由于功率缺失,直流电压下降,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最小值0.98,主换流站通过PI控制器的调节增大输入功率,如图4(d)所示,在400ms后将直流电压稳定为1;2.5s时,风速变化至9 m/s,光照强度变化至1 200 W/m2,分布式电源输出增加约0.9 MW,由于功率盈余,直流电压上升,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最大值1.015,主换流站通过PI控制器的调节减小输入功率,如图4(d)所示,在200ms后将直流电压稳定为1。
该模式下的直流电压稳定于0.97~1.03,对应于图2的运行曲线①,通过主换流站与交流主网的功率交换调整实现直流电压稳定。由于从换流站和蓄电池检测到的端口电压均未超过界限,所以两者均不参与系统调压。
3.2 限流控制模式仿真结果
图5给出了直流配电网工作于限流控制模式下的仿真结果。风速和光照强度不变,分布式电源输出功率保持1.75 MW恒定,从换流站初始有功参考值为2.25MW,1.5s之前的运行曲线与恒压控制模式一致。
1.5s时,大容量直流负荷突然投入,直流负荷由3 MW增加到4.5 MW。由于系统有功出现大幅缺额,直流电压骤降,如图5(a)所示,主换流站通过增大输入功率以维持功率平衡,但受限于主换流站容量,其无法满足系统缺额,主换流站转入限流模式运行,如图5(b)所示。由于系统仍存在功率缺额,直流电压将继续下降,约1.55s时,从换流站检测到端口直流电压下降为0.97,其控制策略转为下降控制,有功输出增大,如图5(c)所示;约1.6s时,蓄电池并网变换器检测到直流电压下降为0.95,蓄电池也转入下降控制策略,开始快速放电,如图5(d)所示。1.75s时,直流电压稳定于0.94,从换流站输入功率稳定于2.5 MW(额定功率),蓄电池输出功率为0.4 MW,对应的控制策略为图2曲线⑦。
经过短时调整后,主从换流站输入功率均达到极限,且蓄电池的SOC持续减小,如图5(e)所示,因此直流电压仍小于0.95。负荷侧检测到端口电压后经过一定时间的延时,切除1.5 MW的次级负荷,由于功率盈余,200ms后直流电压升高至1,从换流站和蓄电池相继检测到端口电压达到0.95和0.97,从换流站由下降控制转为恒功率控制,蓄电池停止放电,此时SOC为0.47。
3.3 退出运行模式仿真结果
图6给出了直流配电网工作在退出运行模式下的仿真结果,对应于附录A图A5的运行曲线。2s时,主换流站交流侧断路器跳开,输入功率降为0,如图6(b)所示,系统只通过从换流站与交流主网相联。
由于平衡节点的消失,主换流站的输入功率需由从换流站承担,从换流站输入增大,如图6(c)所示,则电压下降,如图6(a)所示。2.05s时,从换流站检测到直流电压下降至0.95,其控制策略切换为下降控制;2.15s时,蓄电池检测到端口电压达到0.97,其控制策略也转入下降控制,快速放电,如图6(d)所示。从换流站和蓄电池均以最大输出功率运行,但输入功率仍小于负荷,电压仍将下降。负荷侧检测到直流电压小于0.95后在2.25s时切除0.5MW负荷,此时功率盈余,电压上升,2.5s时,直流电压达到0.95,蓄电池停止放电,SOC稳定于0.72,从换流站也相应地减小功率输出,约在2.65s时电压稳定于0.97。
由于稳定后由从换流站为下降控制,因此直流电压并不等于1。整个协调控制过程中电压变化平缓,系统不会产生大的暂态冲击,实现了各个模式之间的平滑切换。
4 结语
直流电压是保证直流配电网功率平衡的重要条件,本文提出了多约束条件下的直流配电网电压协调控制策略。各电力电子器件的控制切换条件由直流电压变化量、并网器件容量以及蓄电池SOC决定,以上变量均为本地信息量,不依赖通信,实现了各电力电子器件的分散自律控制,同时通过协调各器件的工作方式保证了系统的高可靠性。
交直流协调控制 篇4
直流微电网具有系统电源的分布式特性、大量的控制数据、灵活多变的控制方式, 运行时, 需要考虑系统的可扩张性和设备的热插拔能力, 因此直流微电网稳定性控制的研究则成为了直流微电网研究的重点。文献[5]提出在系统中增加一个中央控制器 (Data Center) 来实现微电源之间的协调控制, 但该方法依据通讯总线实现对微电源的控制, 对传输线路的可靠性依赖强, 同时由控制中心统一判断、调度的集中式控制方式难以实现灵活、有效控制。文献[6]提出了分层控制方法, 将系统分为若干层控制, 每层控制采用各自的控制策略, 但该方法不能实现新能源优先出力的最优控制模式。文献[7-8]提出了基于直流母线信号的分布式控制结构, 但是没有实现同一个电压等级下多个微电源的功率分配以及系统与大电网间功率的双向流动。基于此, 本文提出一种并网运行模式下的直流微电网协调控制策略。微电源、储能系统以及并网变换器采用分散式控制拓扑结构, 太阳能光伏发电采用最大功率跟踪控制, 提高新能源的利用效率, 双向AC/DC并网变换器采用双闭环的PWM矢量解耦控制, 实现与大电网功率的双向流动。
1 微电网结构及工作原理
1.1 微电网结构
直流微电网的拓扑结构如图1所示。系统主要由双向变流器、分布式电源、储能装置、直流母线和直流负荷构成。双向AC/DC变流器作为接口变换器与交流大电网相连。在直流微电网内部, 光伏发电作为系统的分布式发电单元。储能单元作为稳定直流母线电压的功率补充, 通过双向DC/DC变流器与直流母线相连。
1.2 运行原理
为了增加系统可靠性和灵活性, 微电网通常采用分散式的控制方法, 即赋予微电网中的分布式电源、储能单元以及并网接口控制上的自主性, 在本地建立各自的控制策略。在直流微电网中, 电压是反应系统功率是否平衡的最主要指标, 因此在分散式控制的基础上利用电压的下垂特性控制具有良好的控制效果。下垂控制原则是以尽可能小的电压偏差在微源和负载之间, 按下垂系数分配功率以达到微电网的功率平衡。为了更好地协调大电网、微源、储能以及负载之间的运行, 设置每个变换器的控制阈值及下垂率, 实现各微源、储能与并网接口的优先级及功率分配。
针对图1中各个接口变换器, 设计了静态U-I特性曲线, 如图2所示。其中:Ib为蓄电池输出电流, Ipv为太阳能模块输出电流, Ig为并网变换器输出电流。
从图2可以看出, 该系统的额定电压为750 V, 具有±5%的电压波动, 选择设定的最高阈值为780 V, 最低为720 V。为实现新能源的最大化利用, 光伏作为可再生清洁能源系统, 采用最大功率跟踪控制。储能单元存在损耗, 优先权较低, 当新能源提供功率不能满足负载需求时, 直流侧电压平衡由并网变换器优先进行控制。并网变换器和储能变换器均采用母线电压信号控制策略, 通过调节各自的下垂系数进行功率分配。当电网电压在730~770 V时, 并网变换器采用下垂控制策略控制母线电压稳定。当直流母线电压大于750 V时, 直流微电网向大电网输送能量, 变换器输出电流Ig为负;当直流母线电压小于750 V时, 直流微电网从大电网吸收功率, 电流Ig为正。
蓄电池单元充电阈值设定为760 V, 放电阈值设定为740 V。当母线电压高于760 V时, 蓄电池采用下垂控制方式充电。为避免蓄电池频繁充放电, 当母线电压在740~760 V时, 蓄电池不工作。母线电压低于740 V时, 采用下垂控制方式放电。如果充电过程中检测到蓄电池充电完成, 则蓄电池应工作在关闭状态。
2 控制策略
2.1 光伏发电控制策略
为了实现清洁能源的有效利用, 太阳能发电采用最大功率跟踪 (Maximum power point tracking, MPPT) 控制[9]。
光伏发电系统的控制框图如图3所示。光伏组件通过Boost升压电路提供直流电压, 系统通过MPPT控制器小干扰法寻找光伏组件的最大功率点, 发出控制信号, 根据发出的PWM驱动信号调节Boost电路开关管T的占空比D和输入电压US, 使光伏组件的最大电压维持在最大功率点附近。控制光伏组件始终工作在最佳状态, 输出最大功率, 达到能量最佳利用。
2.2 蓄电池控制策略
由于光伏发电是间歇性能源, 不能提供稳定的功率输出, 为了维持暂态功率平衡和母线直流电压稳定, 引入蓄电池储能装置[10], 系统结构如图4所示。
选取Buck电路派生的非隔离性双向变换器, 开关管的驱动采用互补PWM方式。为实现各并联变换器之间电流共享和减少环流, 系统采取下垂控制策略进行并联蓄电池充放电。控制策略如图5所示, 采用双闭环的控制方法。
直流母线额定电压Ud*由下式计算得到:
式中:Uref为空载电压参考值;Ib为蓄电池的实际工作电流;K为虚拟输出阻抗。K由下式得到:
式中:imax为最大输出电流;ev为最大电压允许偏差[11]。
外环采用电压控制环, 通过直流母线电压的测量值Ud与额定电压Ud*比较所得的误差经由PI调节器后得到电池的参考电流Ib*。内环是电流控制环, 通过对蓄电池的实际工作电流Ib的检测来跟踪外环所给定的参考电流值Ib*。实际工作电流Ib与参考电流值Ib*比较后, 经PI调节器和PWM后输出控制双向DC/DC变换器信号。
2.3 并网变换器控制策略
并网接口变换器连接直流微电网和大电网, 目的是控制变换器输出端电压和电流的稳定, 并且满足单位功率因数输出, 同时保证并网电流电能质量满足并网标准[12]。采取AC/DC双向变流器的方式来解决微电网的并网问题并实现功率的双向流动。双向AC/DC变流器控制原理如图6所示。
为维持直流母线电压稳定、平衡功率流动, 采用了完全可控的三相换流器来实现交、直流母线的连接耦合。双向AC/DC变流器采用矢量解耦控制。从三相静止坐标系到两相静止坐标系采用Park等量变换, 同时选择d-q旋转坐标系中的q轴与电压矢量重合。在d-q坐标系中, 为q轴电流参考值, iDC为直流侧电流, 为直流母线电压参考值 (由下垂控制得到) , 设为750 V, θ由交流侧同步锁相环得到。经过电压电流双闭环PI控制, 由PWM输出信号控制双向AC/DC变流器。
在d-q坐标系中, 有功功率只与id有关, 称为有功电流;无功功率只与iq有关, 称为无功电流。直流电压可由有功电流控制, 而功率因数可由无功电流控制。因此, PWM变流器采用d-q坐标系下的电压电流双闭环控制, 可以高效稳定地实现功率在直流侧和交流侧的快速流动。
3 仿真验证
为验证控制策略的可行性, 在Matlab/simulink仿真软件中建立图1所示直流微电网模型, 在并网运行模式下进行仿真。
光伏发电MPPT控制仿真所用太阳能电池组件的参数为Vm=28.8 V, Im=6.94 A, Isc=7.44 A, Voc=35.4 V。为模拟太阳能电池阵列的输出特性, 采用并联方式将7个太阳能电池并联, Boost电路电感工作在连续模式。仿真时, 系统选用的外界条件为S=1000 W/m2, T=28℃。为了模拟外界条件改变时系统的控制状态, 光强曲线S在3.5~4 s和6.5~7 s时分别加以±300 W/m2的变化。在光照强度变化时光伏阵列的输出功率变化曲线如图7所示。从图7可以看出, 光伏阵列在光强变化时能实现最大功率跟踪。
在系统仿真时, 根据图2特性曲线, 太阳能电池作为新能源发电单元, 采用最大功率跟踪控制, 不再设置光强变化。从0 s开始, 系统低负荷启动, 为验证在直流母线电压不同阶段各个控制器动作情况, 在1 s系统稳定后, 增加负荷350 k W, 在1.5 s时, 增加负荷800 k W。直流母线电压变化曲线、蓄电池输出电流曲线以及并网接口双向AC/DC变流器直流侧电流曲线分别如图8—图10所示。
由仿真结果图8可知:当低负荷运行时, 直流母线电压稳定在770 V左右;在1 s时, 系统增加350 k W负荷, 母线电压维持在755 V左右;在1.5 s时, 系统继续增加负荷800 k W, 母线电压跌落至720 V左右。
规定蓄电池放电电流方向为正, 由仿真结果图9可知:当母线电压大于760 V时, 蓄电池采用下垂控制方式充电, 电流为负值;当母线电压在740~760 V时, 蓄电池不工作, 充放电电流为零;当母线电压低于740 V时, 采用下垂控制方式放电, 电流为正值。
规定并网接口双向AC/DC变流器中电流流向直流侧方向为正, 由仿真结果图10可知:当直流母线电压大于750 V时, 直流微电网向大电网输送能量, 直流侧电流为负值;当直流母线电压小于750 V时, 直流微电网从大电网吸收功率, 直流侧电流为正值。
由仿真结果图9、图10可知, 当母线电压在740~760 V时, 蓄电池变换器优先级低于并网变换器, 蓄电池不工作, 由双向AC/DC并网变换器实现与大电网的功率双向流动。
4 结语
针对直流微电网并网运行模式, 提出一种协调控制策略。通过仿真分析证明, 该控制策略可以实现直流微电网的灵活控制, 并保持直流微电网系统的高效、节能、稳定运行, 即合理设置各变换器的分段阈值电压, 实现分布式发电单元、并网变换器以及储能单元按照优先级顺序控制, 采用下垂控制实现各变换器功率分配和电压控制。
摘要：为实现直流微电网简洁、高效、灵活的控制, 提出了并网运行模式下的直流微电网协调控制策略。通过合理设置各变换器的分段电压阈值, 控制分布式发电单元、储能单元以及并网变换器的优先级, 使其运行在最大功率状态或下垂控制状态。对于同一个电压等级下的多个变换器通过下垂控制实现功率分配和电压控制。双向AC/DC并网变换器采用双闭环的PWM矢量解耦控制实现与大电网间的功率动态平衡。仿真结果证明了该策略的可行性和有效性。
关键词：直流微电网,协调控制,最大功率跟踪,下垂控制,AC/DC双向换流器
参考文献
交直流协调控制 篇5
关键词：双进双出钢球磨煤机,煤水比,CCS
1 河曲电厂600 MW超临界直流炉配双进双出磨煤机设备概况
河曲电厂二期安装两台600 MW (级) 超临界燃煤直接空冷汽轮发电机组, 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司生产的超临界参数变压直流炉、一次再热、墙式切圆燃烧、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。每台锅炉配置六台双进双出钢球低速磨煤机, BMCR工况下五台运行, 一台备用。制粉系统采用钢球磨煤机一次风正压直吹系统。
2 无“煤水比”的超临界直流炉事故分析
以下事例均出现了由于给水自动控制存在弊端 (给水自动只能跟踪负荷指令和实际负荷, 非煤水比) 而导致锅炉上水量与燃料量的不匹配, 即煤水比失调而造成的壁温、过热度异常现象的发生。具体情况如下。
(1) 8月9日#3机组负荷540 MW、CCS方式运行, 由于制粉系统存在问题不出力, 实际负荷和主汽压力下降, 比负荷指令和目标压力要低很多。值班人员将机组协调控制系统切为机跟随方式TF, 解除燃料自动准备对运行磨煤机分别进行手动调整。
(2) 11月17日14:16:21机组负荷472.5 MW AGC给定指令360 MW进行AGC指令带负荷试验。当时机组的给水自动是按照机组协调控制系统在CCS方式下运行时给水自动跟踪负荷指令, 机组协调控制系统在机跟随方式TF、炉跟随方式BF和手动方式运行时给水自动跟踪实际负荷。
14:16:21#4机组LED光子牌有功及无功显示到0, #4机组实际有功功率测点显示坏点, 检查发变组电气画面, 发现所有电气参数全部变成坏点。立即派人就地励磁小间监视电气参数, 同时翻看机组协调画面, 机组实际负荷指令已经变为坏点, 锅炉主控切至手动, 汽机主控自动未退出, 机组协调控制由CCS方式切至机跟随方式。此时检查锅炉汽水系统画面, 发现协调控制系统自动将给水指令降至最低给水流量650 t/h, 值班人员手动设置给水自动偏置, 给水自动偏置由123 t/h增加到300 t/h (偏置设置最大为300 t/h) , 实际给水流量在939~754 t/h之间波动, 此时就地励磁控制系统监视面板显示负荷280 MW;1 4:1 8实际给水流量已降至最低754 t/h, 值班人员设置给水偏置无效的情况下立即解除给水自动, 手动增加A、B小机转速增加给水流量, 最高给水量加至1460 t/h, 就地励磁控制系统监视面板显示负荷340 MW, 14:20:56发现过热度升至45℃ (正常维持在15℃~25℃在之间) , 折焰角入口汇集集箱温度至420℃ (正常满负维持在390℃~415℃之间) 。
(3) 1 1月27日#4机组负荷3 50 M W, A、B、C、D磨煤机运行, 协调控制系统在CCS方式, 机组最小负荷设定为300 MW。当时由于D磨煤机绞笼处积煤, 造成D磨煤机不出力, 机组负荷、主汽压力迅速下降, 最低负荷降至280 MW, 机组协调控制系统切为机跟随方式TF (机组协调控制系统中当实际负荷低于机组最小负荷设定值20 MW时, 自动解除锅炉主控自动, 将机组协调控制系统切为机跟随方式TF) , 汽轮机主汽调阀迅速关闭, 调整主汽压力为机组滑压方式下的目标压力。由于主汽门迅速关闭机组负荷迅速下降最低降至220 MW, 给水自动跟踪实际负荷给水流量最低降至730 t/h, 由于给水流量的大幅下降, 导致锅炉煤水比失调, 即给水量与燃料量不匹配, 过热度迅速上升47℃, 值班人员立即解除给水自动, 投入给水同步器手动增加给水量至正常值, 机组恢复稳定运行, 没有造成锅炉大面积超温。
3 操作注意事项
(1) 当机组出现异常时, 机组自动解除协调或需要人为的解除协调时, 特别是机组实际的主汽压力与目标压力差距较大时解除协调时, 一定要先解除汽机主控, 然后再解除锅炉、燃料主控;当机组自动解除协调切为跟随方式TF运行时, 当机组实际主汽压力与目标压力低并且大于0.5 MPa时必须立即解除汽机主控, 避免机组主汽调阀迅速关闭, 给水自动迅速下降, 使煤水比失调锅炉壁温超温爆管恶性事故发生。
(2) 当机组出现异常机组自动解除协调切为跟随方式TF运行, 实际主汽压力与目标压力低很多而且机组主汽调阀已迅速关闭。此时值班人员应立即解除给水自动, 投入给水同步器, 手动增加给水量控制过热度在10℃~30℃正常范围, 同时立即解除汽机主控缓慢开启汽机主汽调阀, 这样可以降低锅炉主汽压力, 便于锅炉上水, 另外可以防止锅炉爆管因为相同壁温情况下压力高时容易爆管。
(3) 在上述第二条中, 若给水出现问题短时间无法向锅炉上水时, 立即进行手动MFT安全停机, 保证锅炉不超温爆管造成恶性事故。
(4) 当机组出现异常, 需要手动对磨煤机手动打闸时, 必须注意手动打闸磨煤机容量风开度大于5%, 目前二期机组逻辑中, 手动打闸磨煤机关一次风机动叶开度5%的判断逻辑中磨煤机运行信号失去且磨煤机两容量风开度均大于5%, 相反正常停运磨煤机时必须将磨煤机容量风开度关至小于5%。特别情况下手动打闸磨煤机可以连续打闸, 可不考虑一次风机失速的问题, 以保锅炉安全为主。
(5) 值班人员必须熟记在不同负荷情况下的给水流量、主蒸汽流量、燃料量等主要参数, 在事故处理中该加多少水多少煤做到心中有数。
4 超临界直流炉配钢球磨协调控制系统总结
河曲电厂600 MW超临界机组的运行操作在机组调试阶段经过多次论证、实践, 取得了不错的效果, 今后对同类型机组的运行操作有指导意义。
参考文献
[1]肖大雏.国产600MW超临界火力发电机组技术丛书控制设备及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.
交直流协调控制 篇6
近年来,针对中国大规模新能源并网和远距离传输及消纳的实际需要,采用直流输电技术被认为是一种能够满足这些实际需要的有效方案[1,2,3]。在众多解决方案中,基于电压源型换流器(voltage source converter,VSC)的多端直流输电系统(multi-terminal direct current,MTDC)技术受到了广泛关注,相关的研究已有大量报道[4,5,6,7,8]。
MTDC的安全稳定运行要求控制系统能有效控制MTDC的直流电压在允许的区间内,且任一换流站退出运行时,剩余换流站可以自动调整功率缺额,保证功率平衡并维持直流电压稳定[7]。目前,直流电压的控制策略主要有主从控制、电压裕度控制和电压下垂控制三种。早期的主从控制可视为两端HVDC控制策略的拓展,即一端控制直流电压(主站),其余的VSC控制各自传输的功率[9]。控制直流电压的VSC换流站为系统的功率平衡节点,承担在扰动时维持MTDC系统的功率平衡以及稳态时承担系统功率损耗的任务[10]。因此主站的容量必须保持一定的裕度,且需连接到强交流系统[11]。当主站丢失时,系统电压会发生严重波动,因此系统的可靠性较低。为了弱化常规主从控制对功率主站的依赖性,文献[12]提出了一种改进的主从控制策略,即电压裕度控制。通过合理设计各个换流站的直流电压—直流功率特性曲线,在主站退出运行,系统直流电压上升或下降超过一定裕度时,备用主站将自动进入定电压控制模式从而使得无主站时系统仍能安全运行。但主从裕度控制在系统发生扰动时,从扰动前运行点转换到扰动后运行点存在不可预知的振荡问题[12],且电压裕度值的选择较为困难[12,13]。
下垂控制是应用于MTDC的一种分布式多点电压控制策略,直流电压下垂控制利用给定的各个换流站的直流功率(或电流)与直流电压的斜率关系来实现多个站共同承担直流电压控制[14,15,16]。相比于前两种控制策略,在系统发生扰动时,下垂控制具有更高的可靠性。尽管下垂控制具有很多优点,但其无法实现换流站对有功功率的无差控制。此外,下垂控制本质上为比例控制,下垂系数选择不当,会导致系统发生振荡[17]。
针对不同的应用场合,国内外学者在主从控制、裕度控制和下垂控制的基础上提出了更多的控制策略,以满足电网实际运行的需求。文献[16]对现有下垂控制进行了改进,提出了一种适用于VSC-MTDC的直流电压自适应斜率控制,可实现直流网络不平衡功率的合理分配,该控制策略需合理选取电压斜率系数范围。文献[18]将电压裕度控制与下垂控制结合,提出了一种新型的直流电压控制策略实现多点电压控制,该方法需要合理选择裕度以防止系统出现振荡。文献[19,20]将主从裕度控制与下垂控制结合,通过设计多段直流电压—直流功率特性实现对多端直流系统直流电压的多点控制。这类方法需要合理设计直流电压—直流功率特性曲线。文献[17,21]先后提出了直流电网潮流的分层控制方法,包括调度层,直流电压控制层和内环电流控制层。该控制能保证系统稳定性同时消除下垂控制的稳态功率偏差。由于每个换流站均包含直流电压控制环,当系统存在风电功率波动时,每个换流站均需调整各自的电压指令值。
为了利用主从控制的无差调节能力,同时消除主从控制在功率不平衡时可能存在的主站过载的隐患,克服电压裕度控制存在的裕度值整定困难以及下垂控制存在的稳态时无法精确控制功率的缺陷,本文提出了一种适用于多端直流输电系统的双限幅功率协调控制。
1 双限幅控制
1.1 双限幅控制原理
图1所示为双限幅协调控制器控制框图。
图1主体部分为定有功功率的换流站控制框图,所提出的双限幅控制如图1虚线框所示,由一个“上限幅环”和一个“下限幅环”构成。其中V*high,V*low分别为直流电压的上限幅值和下限幅值。典型值为V*high=1.05,V*low=0.95。图1中下标ref代表指令值,pu代表以标幺值为单位的实测值,下标d,q分别代表d轴、q轴分量。本文以逆变方向为有功功率/电流的正方向。
双限幅控制原理如下:正常运行时,换流器直流端电压Vdcpu介于V*low和V*high之间。由于Vdcpu<V*high,“上限幅环”的输出始终为零。同理,由于Vdcpu>V*low,“下限幅环”的输出也始终为零。即正常工作时,双限幅不起作用。
当MTDC存在过量的注入功率时,每个换流器的端口直流电压Vdcpu将上升。当Vdcpu超过V*high时,上限幅环将输出一个正的ΔIref叠加在IdrefOri上从而减小整流站的d轴电流指令值的绝对值,起到防止直流电压进一步上升的目的。过量注入功率下,由于Vdcpu始终高于V*low,下限幅环在过量注入功率情况下不起作用。
当MTDC存在过量的吸收功率时,每个换流器的端口直流电压Vdcpu将下降,当Vdcpu低于V*low时,下限幅环将输出一个负的ΔIref叠加在IdrefOri上从而减小逆变站的d轴电流指令值的绝对值,防止直流电压进一步下跌。过量吸收功率下,由于Vdcpu始终低于V*high,上限幅环不起作用。
1.2 双限幅控制中积分器限幅值的设置
图1中上限幅环积分器的下限设为0,下限幅环积分器的上限设为0。采用此种设置的好处在于正常工作时,积分器累计的误差限制为0,发生扰动时,积分器的输出可以从零开始累计差值从而提高了积分器的响应速率。
1.3 双限幅控制下各换流站工作状态分析
采用双限幅控制的MTDC,正常运行时将设立一个主站用于维持全网的直流电压,其他各换流站则为功率站,如用于控制直流功率的换流站、连接风电场的换流站、连接无源负荷的换流站等。
正常运行时,主站作为平衡节点,将平衡全网的损耗以及未使主站过载的功率波动。当系统发生功率失衡时,双限幅控制将起作用。
存在过量注入功率时,所有功率站的双限幅控制将产生一个正的ΔIref。以逆变方向为正方向,对于逆变站,其初始电流指令值IdrefOri为正值,正的ΔIref将有进一步增大Idref的趋势,此时逆变站的定有功功率控制环会自动减小IdrefOri使得最终的Idref与当前功率指令值Pref匹配,为此,在过量注入功率工况下,逆变站的功率可以控制在其指令值。
对于整流站,其初始电流指令值IdrefOri为负值,正的ΔIref将有增大Idref从而减小整流功率的趋势,整流站的定有功功率控制环会进一步减小IdrefOri直至IdrefOri达其下限值-Ilim(典型值Ilim=1.2(标幺值))。Idref最终值为-Ilim+ΔIref,是一个小于零的值,并且其绝对值小于初始的IdrefOri的绝对值。
存在过量吸收功率时,其过程分析类似。
综上所述,采用双限幅控制的MTDC,各种工况下,各换流站的稳态工作点为:
1)存在功率主站且功率主站未过载时,主站为平衡节点,所有整流站和逆变站均可以控制其传输的功率至其指令值,MTDC工作在主从控制模式。
2)存在过量注入功率时,主站工作于逆变状态,且满载运行,所有逆变站控制其逆变功率至各自指令值,所有整流站将因双限幅控制而自动降低其注入至MTDC的功率。
3)存在过量吸收功率时,主站工作于整流状态,且满载运行,所有整流站控制其整流功率至各整流站功率指令值,所有逆变站将因双限幅控制而自动降低从MTDC吸收的功率。
4)无功率主站时,则系统存在两种稳定工作状态,整流功率指令大于逆变功率指令时,所有逆变站可以精确跟踪其功率指令值,而所有整流站工作于限幅状态;逆变指令大于整流指令时,所有整流站能精确跟踪其功率指令值,而所有逆变站工作于限幅状态。
1.4 双限幅控制与常规下垂控制及主从控制的性能对比
根据上文阐述及现有文献关于下垂控制和主从控制的研究,双限幅控制具备以下优点:
1)相比于常规下垂控制,常规下垂控制即使在全网功率指令平衡并且存在功率主站时,每个换流站仍无法做到功率的无差控制,而双限幅控制在存在主站且主站不过载时,所有功率站都能实现功率的无差控制。
2)相比于通过最优潮流[14]或级联控制[17,21]更改下垂控制电压参考指令值的方法,双限幅控制不需要反复调整下垂控制的参考指令值,而改进下垂控制需要频繁调整下垂控制的参考指令值,从而使得双限幅控制特别适用于接纳了风力发电的MTDC。
3)相比于主从控制,双限幅控制可以像下垂控制一样保障系统的安全稳定性,而主从控制在发生突发性功率失衡事件时,功率主站有可能因过载而损毁。
2 连接风电场的VSC功率协调控制
第1节所述双限幅控制器为安装于定功率控制的VSC上的功率协调控制器。类似地,若VSC交流侧连接于风电场,则风电场侧VSC对于MTDC而言为不可控的直流功率源。当MTDC无法吸收风电场发出的全部功率时,需要通过一定的功率协调控制自动降低风电场的出力。
图2虚线框所示为本文设计的风电场侧VSC功率协调控制,其原理在于降低风电场交流端电压从而降低风电场输出有功功率[22]。对于全功率变频器的风电机组,其输出功率会随交流侧电压的下降而下降[22]。对于双馈型风力发电机组,为了防止交流电压下降时触发风电机组的低电压穿越模块,需要额外的措施精确控制交流电压的下降速率[22]。本文后续仿真验证中仅考虑采用全功率变频器的风电机组。虚线框中的Flag信号为上层控制给定的使能信号,若风电场可参与MTDC功率协调则将此信号置1,若为了尽量优先利用新能源,则将此信号置0,从而使得风电场无法参与功率协调。
正常工作时,风电场侧VSC用于控制风电场的交流电压。该控制包括外环交流电压控制及内环电流控制。其中Vdref为交流电压d轴指令值,Vdpu及Vqpu分别为交流电压d轴及q轴实测值,Vdcpu为VSC直流端口电压实测值。
正常运行时,Vdcpu<V*high,协调控制器的输出为零,不起作用。
当MTDC无法吸收全部风电功率时,风电场侧VSC的直流端口电压将上升。若Flag取1,当风电场侧VSC的直流端口电压高于V*high时,协调控制器将输出一个负的ΔVref降低风电场侧的交流电压,从而减小风电场侧VSC传输的功率。由于捕获的风能并未全部传输到网侧,多余的风能将由风机内部的卸荷电路耗散掉。
图2虚线框中积分器的上限设置为0从而使得正常工作时,积分器不累积V*high与Vdcpu之间的差值,积分器在动作前其初始值为0从而提高了限幅控制在系统发生扰动时的响应速率。
3 双限幅控制限幅参数确定方法
图1至图2中限幅参数V*low和V*high的选取会影响系统的控制动态性能和直流电压运行范围。V*low和V*high选得过于接近Vdcpu的正常波动范围(例如连接于风电场的VSC的Vdcpu),可能使得双限幅控制在系统正常电压波动范围内产生不必要的动作。若V*low和V*high过于偏离Vdcpu的额定值,将使得系统在功率失衡情况下出现过电压或持续欠压问题。
为避免控制器不必要的动作,并使系统直流电压在功率失衡情况下维持在合理范围内且各换流器在功率失衡时能共同参与功率协调,V*low和V*high按下式选取:
式中:Vdcpusteady为上层潮流计算程序计算得到的换流站直流电压稳态值,若因通信丢失导致换流站无法接收到上层潮流控制计算得到的直流电压值,则该换流站以上一控制周期得到的直流电压计算值或者锁存本地测量得到的Vdcpu的稳态值作为Vdcpusteady的值;ΔV为电压裕量,根据文献[17]取典型值0.05。
不同VSC端口电压在发生功率不平衡至系统达到新的稳态运行点的期间内,因输电线路电阻压降不同,相比于各自V*low和V*high的偏离程度也不尽相同。由于式(1)Vdcpusteady已考虑了平衡工况下,输电线路电阻压降的影响,按式(1)设置各V*low和V*high的值可尽可能地使得各VSC均等地承担不平衡功率。
系统发生突发性功率失衡时,上层集中控制系统由于存在通信与信号处理延迟(10ms左右),难以维持系统的稳定性[17,21]。双限幅控制的主要优势在于不依赖通信系统即可维持系统的稳定性。现有的下垂控制[7]、三级级联控制[17]、分层控制[21]也不能解决功率不平衡发生后数十毫秒内的不平衡功率精确分配问题,而主要用于功率不平衡发生后,维持系统稳定性。不平衡功率的进一步优化分配则依赖带通信的上层集控中心实现[17,21]。
4 仿真验证
4.1 测试系统参数
为了验证本文提出的控制器的效果,在PSCAD/EMTDC下对图3所示四端口MTDC系统进行了仿真测试,系统参数如图3和表1所示。其中,主站VSC1采用定直流电压控制,VSC2,VSC4采用如图1所示的双限幅控制,VSC3连接外部风电场,采用图2所示的功率协调控制。本文仿真分析中,逆变方向为有功功率和交流电流的正方向。
4.2 不平衡功率下双限幅控制效果及与下垂控制对比
图4为不平衡功率下,双限幅控制策略的有效性仿真验证。稳态时,VSC3,VSC4分别向MTDC注入500MW和2 000MW有功功率,VSC1,VSC2分别从MTDC吸收1 000 MW和1 500 MW有功功率(考虑系统损耗,VSC1吸收的功率略低于1 000 MW)。
所施加的扰动为:4s时,VSC2的功率指令从吸收1 500 MW变为注入1 500 MW,此时MTDC有3 000 MW的过量注入功率。5s时,VSC2功率指令恢复至正常值。7s时,VSC4的功率指令从注入2 000 MW变为吸收2 000 MW,此时VSC2,VSC4共需从MTDC吸收3 500 MW有功功率,而VSC1,VSC3总共只能提供1 500 MW有功功率,系统存在2 000 MW的有功功率缺额。8s时,VSC4功率指令值恢复至额定值。为测试本文所提控制器的效果,本小节中设定风电场参与功率协调。
图4(a)为VSC1,VSC2和VSC4的d轴电流原始指令值IdrefOri,可知4~5s期间,IdrefOri1达到其上限值1.2(标幺值),而IdrefOri2和IdrefOri4达到其下限值-1.2(标幺值);7~8s期间,IdrefOri1达到其下限值-1.2(标幺值)而IdrefOri2和IdrefOri4达到其上限值1.2(标幺值)。
图4(b)为VSC2和VSC4的双限幅控制产生的ΔIref2和ΔIref4及VSC3处的交流电压Vac3。可知4~5s期间,ΔIref2和ΔIref4为一个正的值,从而降低VSC2和VSC4向MTDC注入的有功功率,同时Vac3降低从而减少风电场注入MTDC的功率。7~8s期间,ΔIref2和ΔIref4为一个负的值从而降低VSC2和VSC4从MTDC吸收的有功功率,Vac3保持不变。
图4(c)为VSC1至VSC4的功率。可知4~5s期间,PVSC1达其上限值约1 200 MW而PVSC2至PVSC4均自动降低其注入MTDC的有功功率;7~8s,PVSC1达其下限值,PVSC2和PVSC4均降低其从MTDC吸收的有功功率。当系统功率指令恢复到平衡状态时,各换流器的功率均能恢复到其指令值。
图4(d)为VSC1端口直流电压。可知4~5s期间,由于有过量注入功率指令值,直流电压维持在其上限值1.05附近。7~8s期间,由于存在过量吸收功率,直流电压维持在其下限值0.95附近。当系统功率指令值恢复到平衡状态时,VSC1端口直流电压也恢复到1。
为比较双限幅控制的控制性能,附录A图A1至图A3给出了在相同工况下,采用下垂控制的MTDC系统对不平衡功率的响应,此处仅选择了6s之前的仿真工况进行对比,6s之后的分析同理。为了公平地对比,VSC1控制方式不变,仍为定直流电压控制,VSC2和VSC4改为下垂控制,VSC3采用带下垂控制的定交流电压控制[22]。图A1至图A3分别为下垂系数取3,6,9时系统的响应。对比图4与图A1至图A3可知:
1)即使存在功率主站,采用下垂控制的VSC换流站无法实现稳态时功率的精确控制,而采用双限幅控制的VSC换流站可将其功率精确控制为其指令值。
2)发生功率不平衡时,下垂控制模式下,所有换流站都将调整其功率输出来维持系统功率平衡;采用双限幅控制时,仅与不平衡功率方向相同的换流站会调整功率,参与功率协调。
3)下垂系数对控制效果影响较大。下垂系数过小,换流站功率的稳态误差小但发生功率不平衡时系统电压波动较大;下垂系数增大,发生功率不平衡时的电压波动变小但稳态时功率偏差增大;进一步增大下垂系数则可能导致系统出现振荡。
4.3 主站退出运行工况测试
图5为双限幅控制下MTDC主站退出运行时的仿真结果,为尽可能多利用新能源,本小节设置风电场不参与功率协调。系统初始工况与4.2节相同。施加的扰动为:4s时,VSC1闭锁,模拟主站退出运行,此时MTDC会存在过量注入功率,且系统运行在无主站模式,仅靠双限幅控制维持系统稳定。
图5(a)为各VSC换流站功率。可知,4s时由于VSC1闭锁,PVSC1降为0MW,系统存在过量注入功率。PVSC2被控制在其指令值1 500 MW,由于风电场不参与功率协调,因此PVSC3保持不变,PVSC4自动从-2 000 MW变为-1 000 MW左右。
图5(b)为电缆1直流电压Vdc1和VSC3交流电压。可知,VSC1闭锁后,由于MTDC系统存在过量注入功率,直流电压稳态值达到上限值约1.05,而Vac3则由于风电场未参与功率协调,其稳态值维持在1.0。
4.4 风场功率波动工况下双限幅控制与下垂控制对比
本小节通过设置额定风速±20%的随机波动来模拟风电功率波动。附录A图A4为双限幅控制下,MTDC对风电功率波动的响应,系统初始工况与4.2节相同。附录A图A4(a)和(b)分别为风电场出力波动时(4s开始波动)各换流站的功率波形和VSC1直流端口的直流电压波形。
附录A图A5为下垂控制下,MTDC对风电功率波动的响应。为公平地与双限幅控制对比,本仿真中VSC1为功率主站用于控制系统直流电压,VSC2,VSC4均为安装了下垂控制的定功率站,VSC3采用带下垂控制的定交流电压控制[22]。
对比附录A图A4(a)和图A5(a)可知,采用双限幅控制,所有风电功率的波动均由功率主站VSC1平衡,功率控制站可以精确控制各自的功率至其指令值。采用下垂控制时,风电功率的波动会波及全网。
对比附录A图A4(b)和图A5(b)可知,两种控制模式下系统直流电压的波动范围基本相同,风电功率的波动不会触发双限幅控制。
需要指出的是,实际大容量风电场的风电功率短时间内的波动不会如附录A图A4、图A5这般迅速[23]。附录A图A4表明,即使在较为极端的风电功率波动工况下,稳态运行时双限幅控制达到了与主从控制类似的功率无差调节的性能。而对于下垂控制,即使包含了功率主站,风电功率波动仍然会波及全网。当风电功率因风电场突然切机等原因而超出主站调节容量时,系统将出现功率不平衡,双限幅控制将会启动,分析过程如前文所述,此处不再复述。
5 结语
本文提出了一种应用于多端直流输电系统的双限幅功率协调控制器。
1)相比于常规主从控制,系统未发生功率失衡时,双限幅控制等同于常规主从控制,各定功率站能精确控制其有功功率;系统发生功率失衡时,双限幅控制可以有效遏制系统直流电压的持续上升或下跌,保证系统安全,而常规主从控制可能导致功率主站因过载而损毁。
2)相比于下垂控制,系统未发生功率失衡时,采用下垂控制的换流站无法精确控制其有功功率至指令值,而采用双限幅控制的换流站可以精确控制其有功功率至指令值;系统发生功率失衡时,双限幅控制和下垂控制均能有效地遏制系统直流电压的持续上升或下降。
3)以一个四端直流输电测试系统为例,在PSCAD/EMTDC上仿真验证了不平衡功率、主站丢失以及风电功率波动情况下,双限幅控制的有效性。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：为了克服常规主从控制存在的功率主站丢失或达到其功率极限时,多端直流输电系统直流电压不受控以及常规下垂控制存在的正常运行时,各换流站无法精确控制其有功功率的缺陷,提出了一种双限幅功率协调控制器。该双限幅功率协调控制器包括一个上限幅环和一个下限幅环,上限幅环仅在直流电压高于某上限值时起作用并降低换流站整流方向上的有功功率,下限幅环仅在直流电压低于某下限值时起作用并降低换流站逆变方向上的有功功率。正常运行时,换流器直流端电压介于上限幅值和下限幅值之间,双限幅功率协调控制器输出被限幅至零,不起作用。文中进一步设计了连接风电场的VSC换流站功率协调控制。以一个四端口MTDC系统为例,仿真验证了双限幅功率协调控制器在不平衡功率指令、主站退出运行、风电功率波动工况下的有效性。研究结果表明,所提出的双限幅功率协调控制器综合了常规主从控制正常工作时各换流站能精确控制其有功功率以及常规下垂控制在功率失衡或故障工况下能够维持系统稳定性的优点,并克服了两种常规控制的缺陷。
交直流协调控制 篇7
关键词：换相失败,多代理,多馈入直流,协调预防
1 引言
换相失败是直流输电换流站最常见的故障之一,它将导致直流电压降低、输送功率减少、电流增大、换流阀寿命缩短等不良后果,若采取的控制措施不正确,还会引发后继换相失败[1]。随着“西电东送”的不断发展,高压直流输电系统逐渐兴起,在电网中形成多馈入直流输电系统。多馈入直流输电系统的交互作用使得换相失败问题更为复杂[2]。
文献[3]针对单相接地故障,通过解析计算,利用电压变化来判别换相失败。文献[4]将单相接地故障和三相故障分开,分别利用零序电压和三相电压经abc-αβ变换后的电压Uαβ来判别换相失败。文献[5]提出了一种基于sin-cos分量检测的改进方法,有效地减少多馈入直流系统发生换相失败的几率。但上述文献均未有针对性地考虑多馈入直流输电系统的交互作用对换相失败的影响。
文献[6]介绍了多代理系统( Multi-Agent Sys-tems,MAS) 的结构、作用和优点,并概述了其在电力系统中的应用。文献[7-9]介绍了多代理系统在电力系统控制方面的应用。上述文献为MAS在电力系统中的应用奠定了基础。
针对多馈入输电系统直流间的交互作用,引入多代理系统,提出了基于多代理的多馈入直流输电换相失败协调预防方法,在PSCAD上搭建了多代理换相失败协调预防模块,并详细研究了多代理系统的运行方式和具体结构。重点研究投入基于多代理的换相失败协调预防模块分别对本地换相失败和并发换相失败的改善情况。仿真结果表明基于多代理的多馈入直流输电换相失败协调预防方法可以有效地预防本地换相失败和并发换相失败。
2 换相失败机理分析
换相失败是指在关断角太小的情况下,晶闸管在一段时间内来不及完全恢复其正向阻断能力,而被重新加上正向电压,使本应关断的晶闸管继续导通的倒换相过程[1]。交流系统对称时,逆变器的关断角γ为
式中,k为变压器的变比; Id为直流电流; UV为交流电压有效值; XC为换相电抗; β为越前触发角。
当逆变侧交流系统发生不对称故障,换相线电压过零点前移角度φ时,逆变器的关断角为
预防换相失败主要有两种方法: 1增大正常运行时整定的关断角γ; 2在检测到将要发生换相失败时,减小触发角α,增加换相裕度以预防换相失败[5]。由于方法1以消耗无功功率为代价,因此选择方法2作为预防逻辑。
3 多代理协调预防机理
3. 1 多代理系统
多代理系统是由多个功能独立、具有逻辑推理能力和通信能力的代理联合而成,每个代理的地位和功能相同,能够作用于自身和周围环境,可解决单个代理不能解决的复杂问题[6]。文中的预防控制代理采用的是JADE( Java Agent Development Frame-work) 代理分层模型,JADE代理分层模型包括三层:消息处理层( message handling layer) 、行为层( be-havioral layer) 、功能层 ( functional layer)[10,11],如图1所示。
功能层实现代理的核心功能,如代理要执行的动作。行为层控制代理执行特定的动作,当功能层产生新的数据时,行为层将指示消息处理层,告知对新数据感兴趣的代理; 同样,代理对新收到的消息的反应也是在行为层决定的。消息处理层负责发送消息和从其他代理接受消息。
3. 2 多代理协调预防模块
根据JADE代理分层模型可知,预防控制代理功能的实现主要在行为层和功能层。功能层主要实现多回直流之间的换相失败的预防控制。
假设系统中有k回直流,图2表示第j回HVDC的换相失败预防控制模块( Commutation Failure Pre-vention and Control,CFPC) 。CFPC的输入量为各回HVDC的状态信息,主要包括当前的换流母线电压Udj,CFPC输出量为附加触发角Δαj_CFPC。
图3给出了CFPC的模块框图,其主要由两个部分组成: 1检测系统发生单相或三相故障的判断模块; 2预防控制模块。
检测判断模块的功能是检测逆变侧交流系统发生的单相或三相故障并发出信号。发生单相故障时,换流母线电压零序电压[1]为
当零序分量超过预设值DIFF_LEVEL1时,表示该回直流逆变侧发生的单相故障可能引发本地换相失败,输出信号D1j; 当零序分 量超过DIFF_LEVEL2时,表示故障可能引发并发换相失败,输出信号D2j。
发生三相故障 时,检测三相 故障的是 基于abc-αβ变换的变换器,其变换方程如下[1]:
式中,Uα和Uβ是矢量Uαβ在αβ平面中沿着α 轴和β轴的投影,则Uαβ为
当αβ_DIFF该差值超过预设值αβ_LEVEL1时,表示该回直流逆变侧发生的三相故障可能引发本地换相失败,输出信号S1j; 当其超过αβ_LEVEL2时,表示故障可能引发换相失败,输出信号S2j。
信号D2j、S2j综合后作为预警信号λj,通过行为层和消息处理层传给相邻的直流系统。信号D1j和S1j与相邻直流输电系统发出的预警信号综合后作为预防模块的启动信号。零序分量通过变化转换为Z _AMIN,αβ _DIFF转换为αβ _ AMIN,将αβ _AMIN与Z_AMIN中的最大值作为输出。
当行为层监测到本回HVDC系统发生可能引发并发换相失败的故障时,发出进行全局广播的预警信号,其他直流都可收到该信号。同时,行为层可接受来自其他HVDC系统的预警信号,并根据自身情况对求助的单回或多回HVDC系统发出应答预警信号。
消息处理层接收来自其他直流系统发出的信号并进行解密,再送给行为层使用; 接受来自行为层发送过来的信号并进行加密,再发至其他直流的换相失败预防控制代理。
4 仿真
4. 1 仿真模型
仿真所用的三馈入直流输电系统模型是基于CIGRE HVDC标准模型搭建的,如图4所示。交流系统强度设为SCR1= SCR2= SCR3= 2. 5,三条直流子系统逆 变侧间的 耦合阻抗 设置为Z13=0. 96pu,Z12= Z23= 0. 59pu。
4. 2 仿真结果分析
判断换相失败的最简单标准应该以其基本特征为准: 关断角小于换流阀恢复阻断能力的时间所对应的角度大小,即γ < γmin[12]。仿真结果考虑误差和安全裕度,γmin设定为7°。
在直流子系统1的逆变侧施加单相接地故障,接地阻抗为R1,仿真结果如图5 ~ 图7所示。图中,γ1、γ2、γ3表示未投入协调预防模块时子系统逆变侧的关断角; γ'1、γ'2、γ'3表示投入协调预防模块后子系统逆变侧的关断角。
投入多代理协调预防模块后,当故障可能引发本地换相失败时,子系统1逆变侧的关断角提升,表明单相接地故障情况下,投入多代理协调预防模块可有效地预防本地换相失败。当单相接地故障可能引发直流子系统1和2的并发换相失败时,子系统2逆变侧的关断角增大,当单相接地故障更大到可能引发三条直流子系统的并发换相失败时,子系统3逆变侧的关断角均增大至7°以上,表明单相接地故障情况下,投入多代理协调预防模块可有效地预防并发换相失败。
图8 ~ 图10为三相接地故障,接地阻抗大小为R'1时的测试结果。
由图5 ~ 图10可知,在单相和三相接地故障情况下,投入多代理换相失败协调预防模块均可在一定程度上预防本地和并发换相失败。
为研究不同故障时刻对换相失败的影响,引入换相失败免疫指标 ( Commutation Failure Immunity Index,CFII) 和并发换相失败免疫指标 ( ConcurrentCFII) ,可量化发生本地换相失败和并发换相失败的容易程度。考虑到最严重的干扰是三相电感故障,CFII定义为不会导致系统换相失败的最严重三相电感故障下的短路容量与直流输电线路额定输送功率的比值[13]:
式中,Uac为逆变侧交流母线额定线电压; Lmin为最小可能的不会导致换相失败的故障电感; Pdc为直流输电线路额定输送功率。
三馈入直流输电系统中直流子系统1和2的耦合程度较子系统1和3的耦合更紧密,因此仅考虑直流子系统1和2发生并发换相失败的情况。并发换相失败免疫指标的定义如式( 7) 所示,式中,Lmin指直流子系统1逆变侧发生故障而刚好不造成直流子系统2逆变侧换相失败的故障电感[14]。
表1给出了不同时刻的系统换相失败免疫指标值。CFII1、CFII'1和CFII″1分别表示未投入、投入换相失败预防控制模块和投入多代理换相失败协调预防模块下子系统1的本地换相失败免疫指标,ConCFII、Con CFII'和Con CFII″分别表示上述三种不同情况的并发换相失败免疫指标。
由表1可知,投入多代理换相失败协调预防模块后,CFII和Con CFII的值得到提高,系统发生本地换相失败和并发换相失败的容易程度均有所降低,说明该协调预防模块可以有效地预防本地和并发换相失败; 投入多代理协调预防模块和投入换相失败预防控制模块相比,前者的并发换相失败免疫指标更大,说明其能更好地预防并发换相失败。在3. 104s时刻投入故障时,换相失败没有得到改善,因为此时换流阀已经开始换相,提前触发不能避免换相失败,在换相未开始时,投入多代理协调预防模块后,本地和并发换相失败均得到较好的改善。
5 结论