一种基于电压基准节点的带死区直流电网电压下垂控制策略

摘要

本发明公开了一种基于电压基准节点的带死区直流电网电压下垂控制策略，该控制策略将某个容量较大且对全网电压有决定性作用的换流站节点设为电压基准节点，定义直流电网的电压偏差为基准节点上的电压偏差；同时借鉴交流电网中的负荷分摊方法，并对不同类别的换流站分别采用定电压控制、定功率控制以及电压下垂控制以进行一次调压，同时通过二次调压来保证电压基准节点的注入功率基本恒定。本发明控制方法可有效提升直流电网的运行稳定性，增强电网抵御系统扰动的能力。

说明书

技术领域

本发明属于柔性直流输电技术领域，具体涉及一种基于电压基准节点的带死区直流电网电压下垂控制策略。

背景技术

随着可再生新能源并网技术的大力发展，新能源(比如风电)在电力系统能源结构中的比重越来越大，如何确保此背景下电力系统的供需平衡将会成为一大难点。基于柔性直流输电技术的多端直流输电系统被认为是新能源并网的重要途径。当新能源通过多端柔直输电并网时，根据新能源是否接入同步电网可分为纯新能源基地和接入同步电网的新能源基地，而与这些新能源基地相连的换流站可称为送端换流站，新能源将通过送端换流站的整流和受端换流站的逆变将新能源发出的功率传输给受端的同步电网。

在多端柔直输电系统中，直流电网功率平衡的指标是直流电网的电压。当注入直流电网的功率大于流出直流电网的功率时，直流电网电压就会上升；当注入直流电网的功率小于流出直流电网的功率时，直流电网电压就会下降。因此，直流电网的电压与交流电网中的频率具有相似的特性，都是指示功率是否平衡的指标，在多端直流输电系统中对直流电压的控制显得尤为重要。

现有文献中提出过一种VSC-MTDC(基于电压源型换流器的多端直流)系统级直流电压控制策略，其主要包含以下三种：主从控制策略、直流电压裕额控制策略以及直流电压下垂控制策略。主从控制策略下，当系统正常运行条件时，主换流站起到定直流电压控制的作用，其余从换流站具备后备定直流电压的功能；主从控制策略是一种需要换流站间通信的控制策略，当主换流站故障退出运行时，控制保护系统利用换流站间的通信将直流电压的控制任务交给后备定电压的从换流站，从而实现直流电网的稳定运行；主从控制策略的关键问题是当主控站无法完成其定电压控制的功能时如何将定电压控制功能平稳地移交给某一个从控站。直流电压裕额控制就是为了解决此问题而提出来的一种无需站间通信的控制方法，直流电压裕额控制可以理解为是传统直流输电系统直流电流裕额控制的一种对偶形式，直流电压裕额控制的基本思路是设定一个备用的定电压主控站，该备用主控站的定电压设定值与当前主控站的定电压设定值不同；根据当前主控站是整流站还是逆变站，备用主控站的定电压设定值与当前主控站的定电压设定值之间具有一个正的或负的裕额。直流电压下垂控制是兼顾功率和电压控制的一种控制方式，这种控制策略将稳定直流电压的任务分配给了多个换流站，以实现在不同运行情况下直流功率快速平衡的分配。

然而，直流电压裕额控制策略以及直流电压下垂控制策略都存在着缺陷，在一定程度上限制了它们的应用。直流电压裕额控制策略存在着的主要缺陷有如下两点：(1)由于同一时刻只有单个换流站参与了功率调节，因此其响应速度不及直流电压下垂控制策略；(2)多个后备定电压换流站需要多个定电压的优先级，增加了控制器设计的复杂度。具备直流电压下垂控制器的换流站能够迅速地对直流网络的潮流变化作出响应，调整其直流功率，但是其缺陷是采用下垂控制器的换流无法实现直流功率的精确控制。

发明内容

针对现有技术所存在的上述技术问题，本发明提供了一种基于电压基准节点的带死区直流电网电压下垂控制策略，其引入了电压基准节点的概念，同时借鉴交流电网中的负荷分摊方法，通过一次调压和二次调压来实现负荷分摊和电压控制，可有效提升直流电网的运行稳定性。

一种基于电压基准节点的带死区直流电网电压下垂控制策略，包括：

将多端柔直输电系统中所有换流站节点分类为可调功率节点与不可调节功率节点，取其中容量最大的可调功率节点作为电压基准节点；

对于电压基准节点采用定直流电压控制策略进行控制；

对于不可调节功率节点采用无源方式下的交流电压矢量控制；

对于除电压基准节点外的可调功率节点采用带死区直流电压下垂控制策略进行控制。

所述将多端柔直输电系统中所有换流站节点分类为可调功率节点与不可调节功率节点，具体分类标准为：使系统中接入电网的换流站节点作为可调功率节点，直接接负荷或只接新能源基地的换流站节点作为不可调节功率节点。

所述的带死区直流电压下垂控制策略具体过程如下：

(1)对于任一除电压基准节点外的可调功率节点，根据该可调功率节点的直流电压U_dc确定对应基于电压反馈的功率补偿值

(2)进而根据电压基准节点每隔一段时间下发的基准功率补偿值，确定该可调功率节点的基准功率指令值

(3)将的结果经PI(比例积分)调节控制后输出d轴电流指令P_dc为该可调功率节点的实际输出功率；进而根据该d轴电流指令和现成的q轴电流指令采用内环电流控制算法，计算生成得到该可调功率节点的三相调制电压信号，进而利用三相调制电压信号通过调制技术生成一组开关信号以控制该可调功率节点中的功率开关器件。

所述步骤(1)中确定基于电压反馈的功率补偿值具体标准如下：

若U_dc＞U_dcmax，则若U_dc＜U_dcmin，则若U_dcmin≤U_dc≤U_dcmax，则K为预设的直流电压下垂曲线斜率，U_dcmax和U_dcmin分别为电压死区的上限值和下限值。

所述的上限值U_dcmax和下限值U_dcmin分别采用所有运行工况下系统中换流站节点的稳态直流电压最大值和最小值。

所述的步骤(1)中根据以下表达式确定该可调功率节点的基准功率指令值

$P_{dc}^{*}(k+1)=P_{dc}^{*}\left(k\right)+{\mathrm{\Delta P}}_{dc}^{*}(k+1)$

其中：为电压基准节点第k+1时刻下发给该可调功率节点的基准功率补偿值，为第k+1时刻后一个周期内该可调功率节点的基准功率指令值，为第k+1时刻前一个周期内该可调功率节点的基准功率指令值，k为自然数且当k＝0时对应的基准功率指令值由该可调功率节点初始状态潮流计算确定。

所述的步骤(2)中电压基准节点每隔一段时间向系统中所有可调功率节点下发基准功率补偿值，具体实现过程如下：

2.1确定电压基准节点的基准功率指令值使其减去电压基准节点的实际输出功率P_dcB得到功率偏差

2.2将电压基准节点预设的基准电压指令值减去其直流电压U_dcB的结果经比例调节后得到功率偏差

2.3使得到全网有功功率补偿值进而对全网有功功率补偿值进行分配得到各可调功率节点的基准功率补偿值并对应下发，具体分配满足其中，对应为除电压基准节点外的第1可调功率节点至第n可调功率节点的基准功率补偿值，为电压基准节点的基准功率补偿值，n为系统中除电压基准节点外所有可调功率节点的个数。

所述的步骤2.1中根据以下表达式确定电压基准节点的基准功率指令值

$P_{dcB}^{*}(k+1)=P_{dcB}^{*}\left(k\right)+{\mathrm{\Delta P}}_{dcB}^{*}\left(k\right)$

其中：为第k+1时刻电压基准节点的基准功率补偿值，和分别为第k时刻和第k+1时刻电压基准节点的基准功率指令值，k为自然数且当k＝0时对应的基准功率指令值由电压基准节点初始状态潮流计算确定。

与现有技术相比，本发明控制方法的有益技术效果如下：

(1)本发明通过引入带电压死区的电压下垂控制策略，可有效增强系统潮流调控能力；在小扰动下，系统稳态运行点不会改变；在大扰动下，可运用下垂特性快速实现直流电压稳定。

(2)本发明通过引入二次调压，可有效保证电压基准节点注入电网的功率基本保持恒定，可进一步增强直流网络抵御系统扰动的能力。

附图说明

图1为本发明带电压死区电压下垂控制器的原理框图。

图2为本发明负荷电压控制器的原理框图。

图3为带电压死区的直流电压下垂控制特性曲线图。

图4为四端柔性直流测试系统的结构示意图。

图5(a)为测试系统中换流站1功率改变时四个换流站的直流功率波形图。

图5(b)为测试系统中换流站1功率改变时四个换流站的直流电压波形图。

图5(c)为测试系统中换流站1功率改变时换流站2、3、4的直流功率指令值波形图。

图6(a)为测试系统中换流站4退出运行时四个换流站的直流功率波形图。

图6(b)为测试系统中换流站4退出运行时四个换流站的直流电压波形图。

图6(c)为测试系统中换流站4退出运行时换流站2、3、4的直流功率指令值波形图。

具体实施方式

为了更为具体地描述本发明，下面结合附图及具体实施方式对本发明的技术方案进行详细说明。

直流电网功率平衡的指标是直流电网的电压。当注入直流电网的功率大于流出直流电网的功率时，直流电网电压就会上升；当注入直流电网的功率小于流出直流电网的功率时，直流电网电压就会下降。因此，直流电网的电压与交流电网中的频率具有相似的特性，都是指示功率是否平衡的指标。但直流电网电压与交流电网频率在时间和空间特性上具有显著的差别。在时间响应特性上，直流电网电压比交流电网频率快3个数量级。直流电网内部能量储存在电容和电感元件中，直流电网电压主要与电容中储存的能量有关。由于电容中储存的能量与直流电网的输入或输出功率相比很小，因此直流电网电压的响应时间一般在ms级。而交流电网中的能量储存在发电机转子上，交流电网的频率直接与发电机转子的转速即动能相关，频率响应的时间与发电机的惯性时间常数相当，在s级。在空间响应特性上，交流电网频率稳态下是全网一致的；而直流电网中各个节点的电压是不一致的，随运行方式的改变而改变的。因此，为了定义直流电网的电压偏差，首先得设定一个直流电网电压的基准节点，直流电网的电压偏差就定义为基准节点上的电压偏差。一般将某个容量较大且对全网电压有决定性作用的换流站节点设为电压基准节点。

采用直流电压下垂控制策略时，首先需要对直流电网中的换流站节点进行分类。按照输出功率是否能够根据电网运行的需要进行调整，可以将直流电网中的换流站节点分为可调功率节点与不可调节功率节点。一般接入大电网的换流站节点为可调功率节点；而直接接负荷的换流站节点以及直接接风力发电和光伏发电的换流站节点为不可调功率节点。其次需定义直流电网电压的基准节点，一般将某个容量较大且对全网电压有决定性作用的换流站节点设为电压基准节点(即容量最大的可调功率节点)，直流电网的电压偏差就定义为基准节点上的电压偏差。

由于直流电网电压与交流电网频率在表征能量平衡方面的相似性，直流电网中负荷的分摊方法完全可以借鉴交流电网中的负荷分摊方法。交流电网采用一次调频和二次调频来实现负荷分摊和频率控制，直流电网也可以采用一次调压和二次调压来实现负荷分摊和电压控制。因此，直流电网的电压控制也可以分两层来实现，底层的是电压下垂控制，上层的是与交流电网二次调频(即负荷频率控制)类似的二次调压系统(即负荷电压控制)。一次调压中，功率可调的换流站节点除了电压基准节点外采用带死区的电压下垂控制；而功率不可调的换流站节点采用无源方式下的交流电压矢量控制；电压基准节点采用定直流电压控制。

直流电网一次调压是直流电网遭受扰动后换流器所配置的电压下垂控制器的固有响应。通常，扰动结束后0.5s左右的时间段，属于一次调压起作用的时间段。扰动结束后0.5s之后的时间段，二次调压或称负荷电压控制系统会起作用。本实施方式假定二次调压系统会根据直流电网电压控制的要求，每隔0.5s刷新一次各功率可调换流站的功率指令值，就如同交流电网中的二次调频每隔若干s刷新一次自动发电控制AGC电厂的功率指令值一样。以下将主要讨论直流电网中用于一次调压的下垂控制策略和用于二次调压的PI控制策略。

带电压死区的电压下垂控制特性如图3所示，其中，U_dcmax和U_dcmin分别为电压死区的上限值和下限值，是直流电网正常运行时，考虑所有运行方式后对应换流站稳态直流电压的最大值和最小值；P_dc^*、P₁^*、P₂^*和P₃^*为电压二次调节系统每隔0.5s下发的功率指令值；K为电压下垂曲线的斜率。在一次调压起作用的时间段内，认为功率指令值P_dc^*为不变量。而控制策略中的其他几个参数，U_dcmax、U_dcmin和K，对于特定的换流站可以认为是固定不变的。这类似于交流电网中的AGC，其频率死区和调差率等参数在运行中是不变的，可变的仅仅是AGC机组的功率指令值。

带电压死区的电压下垂控制器的如图1所示。在一次调压起作用的过程中，该控制器根据实测的换流站输出功率P_dc及直流电压U_dc计算出换流站定功率控制器的新的功率指令值其中

直流电网正常运行时，全网设置一个电压基准节点，该基准节点对应的换流器采用定电压控制。由于基准节点采用了定电压控制，因此，基准节点注入直流电网的功率就不是恒定的，会随负荷的变化而变化。为了使基准节点注入直流电网的功率基本保持恒定值，就需要采用二次调压，也称负荷电压控制。其控制原理与交流电网的负荷频率控制类似。

负荷电压控制器的输入由两部分组成，第一部分为功率偏差值，是电压基准节点的功率指令值与实测功率P_dcB之间的偏差其中第二部分是电压偏差值，是电压基准节点的电压指令值U_dcB^*与实测电压U_dcB之间的偏差负荷电压控制器框图如图2所示。其中为整个直流电网需要增加的有功功率，将按照一定的比例分配给直流电网中的功率可调节点，本实施方式假定每隔0.5s向各功率可调节点发送一次新的功率增量指令值。

本实施方式采用如图4所示的四端柔性直流测试系统为例来具体说明直流电压下垂控制策略。

首先需要对图4所示测试系统的直流节点进行分类。显然，换流站1联接新能源基地，且新能源基地不与交流电网相联，因此，换流站1为功率不可调节节点，且必须采用定交流母线电压幅值和频率控制策略。换流站2、换流站3和换流站4都与交流同步电网相联，其输出功率都是可调节的，因此可以采用直流电压下垂控制策略。由于换流站4是本测试系统的最大受端换流站，其电压大小对全网电压有决定性影响，因此本测试系统的电压基准节点选为换流站4，其基准电压就定为±500kV。下面讨论换流站2、换流站3两个换流站电压下垂控制器的具体参数确定方法。

显然，对于每个换流站，需要确定的参数有电压死区上下限值U_dcmax和U_dcmin、输出直流功率上下限值P_dcmax和P_dcmin以及下垂曲线的斜率K。而斜率K的意义是换流站输出功率从零变化到额定值时，换流站节点电压的变化范围。一般工程中下垂曲线的斜率K取4％～5％，本实施方式设定所有换流站电压下垂控制曲线的斜率K为4％。电压死区上下限值U_dcmax和U_dcmin是考虑所有运行方式后对应换流站的直流电压最大值和最小值。实际工程中，所谓“考虑所有运行方式”一般是通过选择若干种极端运行方式来代表的。对于图4所示的四端测试系统，根据其实际运行的可能性，认为表1所示的4种极端运行方式已能够覆盖该测试系统的所有需考虑的运行方式。而换流站输出直流功率的上下限值P_dcmax和P_dcmin是由换流站的容量以及所联接的交流系统的特性决定的。对于本测试系统，换流站2是送端系统，其输出直流功率的上下限值为零到换流站额定容量；换流站3既可作为送端系统，也可作为受端系统，其输出直流功率的上下限值为负的换流站额定容量到正的换流站额定容量；换流站4是受端系统，其输出直流功率的上下限值为零到换流站额定容量。表1给出测试系统4个换流站的直流功率上下限值，表2给出了4种极端运行方式下各换流站的电压。根据表2，可以确定出U_dc2max＝506.423kV，U_dc2min＝501.050kV，U_dc3max＝504.606kV，U_dc3min＝501.225kV。至此，测试系统中换流站2和换流站3的电压下垂控制器的具体参数确定完毕。

表1

表2

设测试系统的初始运行状态如表3所示，仿真开始时(t＝0s)测试系统已进入稳态运行，t＝0.1s时改变换流站1的有功功率指令值P_dc1^*从1000MW变为1400MW；并设二次调压系统每隔0.5s刷新一次功率指令值。仿真时，图2负荷电压控制器的参数设置如表4所示。

表3

表4

图5给出了测试系统的响应特性。其中(a)是四个换流站的直流功率波形图(单极)；(b)是四个换流站端口的直流电压波形图(单极)；(c)是换流站2、3、4的功率指令值波形图(单极)。从图5可以看出，由于换流站1的功率变化量较小，换流站4从直流电网吸收的功率并没有超出其容量限值，因此其定电压控制的模式并没有被改变，这样，整个系统的电压不会出现大的波动。在此功率扰动下整个系统的响应过程可以描述如下：功率扰动后，注入直流电网的功率增加了400MW，导致直流电压有上升的趋势，换流站4测量到电压上升的趋势后，其定电压控制器就发生作用，从而换流站4加大从电网吸收的功率；由于二次调压的控制周期是0.5s；因此，当t＝0.6s时，第1次计算换流站4上的实际功率P_dcB与初始化时设定的功率指令值P_dcB^*之间的偏差量ΔP_B^*，由于此时换流站4保持在基准电压上，因此电压偏差ΔP_U^*为零，即t＝0.6s时计算得到的然后，就将ΔP_grid^*按表4的功率分配系数分配到换流站2、3、4上，并与换流站2、3、4上当前的功率指令值相加后构成新的功率指令值，即t＝0.6s后，换流站2、3、4按新的功率指令值定功率运行；再过0.5s，即t＝1.1s时，第2次计算换流站4上的实际功率P_dcB与当前功率指令值P_dcB^*之间的偏差量ΔP_B^*；得到新的继续在换流站2、3、4之间分配后面的过程重复上述过程，不再赘述。

由图5可以看出，最终换流站2、3、4的功率指令值稳定在2000MW、-700MW和-2700MW上。

设测试系统的初始运行状态如表3所示，仿真开始时(t＝0s)测试系统已进入稳态运行，t＝0.1s时换流站4因故障而退出。设换流站2为备用电压基准站，其作用是在主电压基准站退出时承担电压基准站的功能。对于确定的直流电网，主电压基准站与备用电压基准站在系统设计时就已确定，主要的考虑因素是充当电压基准站的换流站必须要有较大的功率调节范围，能够起到作为整个电网电压基准的作用。当主电压基准站故障退出时，保护系统通过通信通道通知备用电压基准站转入电压基准站控制模式，此过程有一定的时间延迟，在本实施方式中，取这个时间延迟为50ms，即换流站2在换流站4故障退出50ms后转为定电压控制模式。表5给出了实施方式中负荷电压控制器的参数设置。

表5

图6给出了这种情况下测试系统的响应特性。其中(a)是四个换流站的直流功率波形图(单极)；(b)是四个换流站端口的直流电压波形图(单极)；(c)是换流站2、3、4的功率指令值波形图(单极)。结合图6，对此大扰动下整个系统的响应过程描述如下：换流站4退出后，整个直流电网功率盈余，电压快速上升，换流站2和3进入电压下垂控制区域，一次调压起作用，换流站2减少注入直流电网的功率指令值，换流站3增大从直流电网吸收功率的指令值；50ms后换流站2转入定电压控制模式，同时换流站3对应于电压死区的功率指令值也变为-1200MW；最终系统恢复稳定。

上述的对实施例的描述是为便于本技术领域的普通技术人员能理解和应用本发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对上述实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，对于本发明做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。