基于频率线性映射的海上风电-低频输电系统的调频控制方法

汪成根,李 强,韩华春

(国网江苏省电力有限公司 电力科学研究院,江苏 南京 211103)

随着社会快速发展的需求与能源紧缺之间矛盾的日益突出,使得世界各国越来越重视对新能源的开发和利用。海上风电凭借其风能资源丰富、不占用土地等优点,受到了广泛关注。据公开数据显示,截至2021年年底,我国海上风电累计装机容量约为2 535.2万 kW。其中,已投运与在建的海上风电项目大多集中在离岸距离50 km左右的近海风电场。然而近海风能资源有限,想要获取更多的海上风能资源,未来海上风电场必须要向规模化、深远海化、单机容量大型化等方向发展[1,2]。

目前,海上风电输电并网形式主要有高压交流输电、柔性直流输电以及柔性低频输电。其中,近海小规模的风电场多采用高压交流输电(High voltage alternating current,HVAC)方式。这种方式技术成熟、成本低,且有众多的实际项目可参考。但是,当针对深远海风电场传输电力时,电缆的电容效应问题突出,且海上风电场与岸上电网之间存在耦合现象,无法实现故障隔离[3]。因此,针对传输距离与电容效应之间的关系,有学者基于电力电子全控型器件,研发了另一种输电技术即柔性直流输电(Voltage source converter based high voltage direct current transmission,VSC-HVDC)。这种输电方式充分利用了全控型器件、交流电与直流电的优点,有效地提升了系统的传输容量与距离,解决了海上风电大规模传输的问题[4,5]。但是,这种输电方式所需电力电子器件数量大且需要建立海上与岸上变频站,不可避免地增加了系统建设的成本[6]。

针对以上两种输电方式的问题,文献[7]提出了一种适用于远海地区的新型输电技术即低频输电(Low frequency alternating current,LFAC)。该系统由海上风电场、低频变压器、海底电缆、岸上交交变频站与大电网组成。与传统的海上风电场并网方式不同,LFAC系统从风电场直接传输频率为16.7Hz的交流电。此时,由于频率的降低,使得电缆的电容效应也显著减小。最后,通过岸上变频站将电能转换为工频交流电实现与大电网的并网。在整个电能传输过程中,由于海上LFAC系统与岸上大电网频率不一致,因此岸上变频站中的低频侧换流器与网侧换流器需要采用解耦控制。但这也隔绝了海上风电场与岸上大电网频率之间的联系,使得海上风电场无法响应岸上电网频率的变化。

类似的问题,在海上风电经柔直输电并网中也有出现。对此,文献[8,9]提出利用直流电压作为岸上电网频率变化的信号载体,重新建立起电网频率与风电场频率之间的联系,使得海上风电场可以响应电网频率的变化。然而,由于交流输电系统的无功损耗问题,使得风电场中各风机端电压无法保证一致。因此,对于本质还是交流电的LFAC系统来说,不能直接借鉴柔直输电系统中将电压作为频率变化信号载体的方法。同时,考虑到交流输电系统中各处频率一致的特性,因而相比于电压,频率更适合作为LFAC系统中频率变化的信号载体。

对此,本文提出一种基于频率线性映射的海上风电-低频输电系统的调频控制方法,将岸上电网频率的变化信号经LFAC系统的换流器直接传递给远海风电场,随后依据变化的频率信号对风电机组有功功率进行调整,进而重新建立起电网频率与海上风电场频率之间的联系。最后,在Matlab/Simulink平台搭建仿真模型,对所提控制方案进行了仿真验证。

1 LFAC并网海上风电系统模型

如图1所示为远海风电场经LFAC送出的系统拓扑图。其中,远海风电场经低频变压器、海底电缆与基于背靠背式变换器的岸上变频站相连,随后再经过岸上变压器、输电线路与大电网相连[10]。其中,岸上变频站主电路如图2所示[11]。

图1 海上风电场经LFAC并网拓扑图

图2 岸上交交变频主电路

1.1 低频侧控制策略

低频侧换流器主要目的是为了接受并传输远海风电场发出的功率[12]。然而,由于风速的波动性以及交流系统的无功损耗的限制,使得海上风电机组的出力(低频输电线路频率)及电压均存在波动。因此,如果低频侧换流器不采用定交流电压与定频率控制,那么将不能维持低频输电系统的频率与电压稳定。所以,这侧换流器需采用恒压恒频控制。

恒压恒频控制策略简化控制框图如图3所示。其中,由于低频系统中感性元件的存在,当风电场送出的功率存在波动时,交流电压会相应地变化。因此,这侧采用定交流电压控制,用于保证交流电压幅值与相角不变。同时,根据有功功率与频率的关系,通过控制该侧频率恒定,不仅可以为各风机频率提供参考,也可以确保变频站受端功率的稳定。

图3 低频侧换流器控制框图

图3中,3r/2s变换的作用是将复杂的交流量转换为简单的直流量后作为控制的输入,即经典的Park变换。其中,Park变换与反Park变换矩阵分别为

(1)

(2)

式中：Va、Vb、Vc分别表示三相电压;Vd、Vq、V0表示变换后的d轴分量、q轴分量及0轴分量;ω表示角频率。

此外,考虑到PI控制器结构简单且具有良好的跟踪性能。因此,在低频侧换流器控制中选用PI作为跟踪控制器,即图3中Gu(s)与Gi(s)。其中,Gu(s)与Gi(s)数学模型分别为

(3)

1.2 网侧控制策略

网侧换流器通过直流电容与低频侧换流器直接相连,其中直流电容由于具有储能的特性,因此可以通过维持电压恒定,从而平衡岸上换流站的内部功率流动,确保从深远海风电场接受的功率顺利的传递到岸上电网[13]。所以,网侧换流器控制策略采用定直流电压与定无功功率控制。

简化的控制策略如图4所示。其中,网侧控制器3r/2s变换所用的θPLL来源于锁相环。此外,其外环控制主要针对直流电压以及换流器输出的无功功率(交流电压)进行控制,用于生成d轴与q轴电流的参考信号。紧接着,电流dq信号的误差经PI控制、电感耦合电压去耦与前馈电压补偿生成u2d、u2q。随后,利用u2d、u2q进行2s/3r变换生成PWM的调制波。最后,经过PWM控制生成网侧换流器的门极触发脉冲。

图4 网侧换流器控制策略框图

图4中,udc、udcref表示电容电压的瞬时值与参考值;Q、Qref、Iabc2表示换流器输出端无功功率瞬时值、参考值以及交流电流瞬时值;I2dref、I2qref表示外环控制输出的d轴与q轴电流参考值;Gm(s)、Gn(s)与式(3)形式相同,区别仅控制参数不同;此外,3r/2s及其反变换变换矩阵与式(1)、式(2)相同。

2 海上风电-低频输电调频控制策略

如上所述,由于岸上换流器中含有两种不同频率的分量,故而采用了基于电压电流的双环解耦控制。但这也隔离了远海风电场与岸上大电网之间的频率联系,使得风电场无法响应大电网频率的变化[14,15]。对此,本文采用基于直流电容的电压以及网侧换流器的频率-有功功率下垂控制,提出了频率映射系数,从而建立起远海风电场与岸上大电网频率之间的变化关系。同时,为了使风电机组能够响应岸上电网频率的变化,本文在风电机组MPPT控制[16]的基础上,引入了频率-有功功率的下垂控制[17]。即将岸上电网的频率变化信号转换为风电机组的有功功率参考值,使得风机能够实时地调整有功功率输出,进而改变转子转速,间接地利用转子的旋转动能为岸上电网频率恢复提供支撑。

2.1 频率线性映射方法

忽略变流器的功率损耗,假设远海风电场经海底电缆与变压器传输到变频站的功率为PWF,直流电容储存功率为Pc,传输到岸上网侧换流器的功率为Pgrid,则有换流器内部功率流动如图5所示。

图5 换流器内部功率流动

根据图5与功率守恒原理有

Pgrid=PWF-Pc

(4)

根据电容的动态特性有

(5)

则由式(4)和(5)有

(6)

类比于同步发电机组机械功率、电磁功率与频率的变化关系有

(7)

式中：Gdc表示电容的虚拟惯量;fins表示瞬时频率。

令式(7)左右同时对时间t积分并在电容电压初始值处利用泰勒展开则有

Vdc=k1Δfgr+Vdc0

(8)

k1=2Gdc/CVdc0

(9)

式中：Vdc0表示电容电压初始值;Δfgr表示岸上大电网频率的变化量

同理,由低频侧频率与直流电容电压的变化关系有

fWF=k2ΔVdc+f0

(10)

式中：由于直流电容电压变化,低频侧频率将发生改变,因此fWF表示低频侧频率变化后的值;k2表示低频侧频率变化与电容电压变化的比例系数;f0表示低频侧频率基准值(本文中为16.7 Hz)。

由式(8)和(10)有

fWF=KLFACΔfgr+f0

(11)

KLFAC=k1k2

(12)

式中：KLFAC表示电网侧频率变化映射到低频侧的频率变化的系数。此时,由式(11)可以发现岸上电网频率的变化量与风电场频率的变化量是线性相关的,如图6(a)所示。图中,f1表示岸上电网基准频率;f2表示海上风电场的瞬时频率。

图6 下垂控制特性曲线

因此,当岸上电网在稳定工况下频率出现静态波动时,海上风电场频率也会立即变化,从而造成风电机组功率控制器动作。对此,为了避免控制器过于灵敏,本文在式(11)的基础上加入死区,即引入上限动作值fhigh与下限动作值flow,如图6(b)所示。图中,fins表示瞬时频率。使得海上风电场不会受到岸上电网频率静态波动的干扰,从而更有利于系统的稳定。

但是,死区限值区间的选取将直接影响控制器的动态响应,其表现在如果死区取值过小,则控制器过于灵敏。如果取值过大,则控制器又响应缓慢。因此,本文综合考虑了控制器响应速度与实际效果,依据国家风电并网技术标准中相关规定[18],将上限动作值fhigh与下限动作值flow分别设置为

(13)

式中：α为定值,表示波动幅率,本文取0.2%。

2.2 海上风电机组响应策略

在2.1节中,通过引入岸上电网频率变化与风电场频率变化的映射系数,重新建立了两者之间的联系。根据有功功率与频率之间的关系,想要风电场支撑电网频率变化,则风电场必须能够实时的调整有功功率输出。针对这一问题,本文采用如式(14)所示的下垂控制来建立有功功率和频率之间的变化联系。

KLFAC(fins-f1)=KWF·ΔP

(14)

式中：ΔP表示风电机组有功功率变化量;KWF为基于风电机组有功功率与频率下垂控制的系数;fins表示瞬时频率。

综上所述,本文所提出的海上风电调频控制策略如图7所示。首先,由上文提出的频率映射系数,将岸上电网频率信号传递给远海风电场。其次,依据频率-有功功率的下垂控制将该频率信号转化为风电场的有功功率的参考值。最后通过功率控制器,针对MPPT控制、频率-有功功率下垂控制,实时调整远海风电场的实际输出有功功率,从而响应岸上电网频率的变化,并为其频率恢复起到一定的支撑作用。

图7 调频控制策略框图

3 仿真验证及分析

根据上文分析,在Matlab/Simulink平台搭建仿真算例以验证所提频率映射策略的正确性。仿真所用参数如表1所示。风电场采用基于永磁同步电机的单机风电机组代替。背靠背变频站通过降压变压器接入交流系统。

表1 系统仿真参数

仿真中,网侧负载消耗功率为4.33 MW;海上风电单机额定功率为5.2 MW;岸上电网视作平衡节点。当t=6 s时,由于突发的扰动,使得岸上电网频率下降0.5 Hz左右。同时,为便于对比分析不同控制策略对岸上电网频率变化响应的效果,本文在风电机组MPPT控制的基础上,分别在以下两组条件的情形下进行仿真验证。

仿真1为无附加策略;仿真2为频率映射策略;最终,仿真结果如图8～11所示。

图8 风机单机有功功率输出

图9 岸上变频站直流电容电压

由图8风机有功功率输出波形可以看出,在仿真1的条件下,当t=6 s岸上工频电网出现频率下跌时,此时,由于岸上变频站的解耦控制,使得海上风电机组无法直接响应工频电网频率的变化。因此,对应风机单机输出有功功率也无变化,如图8中蓝色曲线所示。但最终经过岸上电网自身的调节作用,约1 s后电网频率恢复到50 Hz,其频率恢复过程及变化率如图10和11所示。

图10 岸上电网频率

图11 岸上电网频率变化率

与仿真1相比,仿真2中风电机组引入了本文所提出的频率映射策略。当t=6 s即岸上电网频率出现波动时,岸上变频站的直流电压也相应发生变化,其曲线如图9所示。由于死区控制的作用,约0.1 s后岸上电网的频率变化映射为海上风电场的频率变化,其映射结果如图12所示。紧接着,海上风电场通过频率-有功功率的下垂控制,立即调整自身的功率输出,为岸上电网频率的恢复提供支撑。从图10可以看出,通过附加本文所提出的调频控制策略,当岸上电网出现频率波动时,海上风电场能够很好的参与其调频过程。侧面说明了本文所提出的海上风电经LFAC输电系统频率协调控制策略的有效性。

图12 岸上大电网频率变化量对应低频侧的频率变化映射

4 结束语

本文提出了一种构建远海风电场与岸上大电网之间频率变化关系的方法。这种方法通过引入频率映射系数,使得岸上大电网频率的变化可以直接传递到远海风电场,避免了远程测量存在的可靠性与安全性问题。解决了由岸上变频站控制所导致的远海风电场与大电网之间频率的解耦问题,使得远海风电场能够为岸上大电网提供一定频率支撑。