一种提高海上风电多端柔直系统故障穿越能力的协调控制技术设计方案

摘要

本发明提供一种提高海上风电多端柔直系统故障穿越能力的协调控制技术设计方案，其特征是包括以下步骤：1)建立VSC‑MTDC系统的数学模型。该多端网络系统应由两个海上风电场和2个岸上交流电网系统的四个VSC组成，其直流侧通过直流网络并联连接。2)设计VSC‑MTDC系统的控制策略，包括大型风电场侧换流站的控制策略和岸上交流电网侧的控制策略，其中各个换流站之间的控制方法存在不同。换流站的控制器主要用于实现对功率、电压等相关量的控制功能。3)基于海上风电多端柔直系统的换流站的基本结构与控制策略，提出了直流侧采用直流Chopper电路与网侧换流站控制策略相结合的故障穿越综合控制策略，该策略能保障系统在交流侧发生故障时稳定运行。

说明书

技术领域

本发明涉及海上风电场电气汇集系统设计领域，尤其是涉及大型海上风电场多端柔直系统控制方案及故障穿越控制技术设计方案。

背景技术

近年来，可再生能源快速发展，已成为世界能源转型的核心。风能资源丰富、技术成熟，是目前最具规模化开发、商业化发展潜力前景的可再生能源。相比于陆上风电，海上风电具有资源条件稳定、靠近电力负荷中心等优势，近年来成为世界各国风电发展的重要方向。根据相关研究，全球海上风电装机容量到2030年将达到153GW，主要集中在中国和欧洲。根据世界气候变化委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC)的报告，到2050年，世界上80％的能源供应来自于可再生能源，其中风力发电将扮演着一个极其重要的角色。

大容量大规模海上风电经VSC-MTDC联网具有一定的技术优势，该系统主要由海上风电场、海上换流站、海上直流输电线路、岸上换流站以及交流电网组成。柔性直流输电系统能够实现有功无功独立控制，有良好的故障隔离功能。但当交流系统不可避免的发生严重三相故障时，诱发直流侧电压升高，如果系统不具故障穿越能力将导致还是风电系统脱网，而此时停机后重启将造成大量的经济损失，同时而大规模风电机组脱网将严重影响地区的功率分布以及频率稳定，因此如何改善交流电网故障时整个风电送出系统的特性具有重要应用价值。

发明内容

本申请人针对现有技术，进行研究与改进，提供一种提高海上风电多端柔直系统故障穿越能力的协调控制技术设计方案。

为了解决上述问题，本发明采用如下方案：

一种提高海上风电多端柔直系统故障穿越能力的协调控制技术设计方案，包括下述步骤：

1)相较与传统的两端直流输电系统，多端高压直流输电系统运行更加的灵活，可靠性更高，建立VSC-MTDC系统的数学模型。该多端网络系统应由两个海上风电场和2个岸上交流电网系统的四个VSC组成，其直流侧通过直流网络并联连接。

2)设计VSC-MTDC系统的控制策略，应包括大型风电场侧换流站的控制策略和岸上交流电网侧的控制策略，其中各个换流站之间的控制方法存在不同。换流站的控制器主要用于实现对功率、电压等相关量的控制功能，然而多端系统的运行可靠性和整体性能主要取决于直流电压的稳定和控制。

3)提高故障穿越能力的方案设计。2)中设计的控制策略可以实现风电系统无故障和轻微故障时的稳定运行，但当系统出现严重故障时，一般的控制策略无法实现故障穿越，造成系统过电压。为解决这一问题，需要设计出海上风电VSC-MTDC系统协调控制策略。

所述步骤1)中，建立VSC-MTDC系统的数学模型，内容如下。

该多端网络系统应由两个海上风电场和2个岸上交流电网系统的四个VSC组成，其直流侧通过直流网络并联连接。VSC-HVDC模型是组成本文多端直流输电系统的基本结构。当三相电压平衡时,VSC在同步旋转坐标系下的数学模型可以表示为:

式(1)中，u

式中θ为电网电压矢量的相位角。

式(1)经过abc/dq0坐标变换可写为：

建立的半岛北VSC-MTDC系统示意图如图1所示。

所述步骤2)中，VSC-MTDC系统的控制策略如下。

式(3)表明，d、q轴电流除了受控制量u

式中：v

为实现有功功率的传输调度，在VSC-HVDC系统中必须选择一端口的VSC用于控制其直流侧电压，充当整个直流网络的有功功率平衡换流器。定直流电压和定无功功率控制侧的整体控制框图如图2所示。该控制方案与升压型PWM整流电路的控制方案相一致。直流电压检测值与直流电压基准值进行比较，其偏差经过PI调节后作为内环d轴电流参考指令值i

所述步骤3)中，基于2)设计的控制策略，为了实现严重故障时的故障穿越，提出了直流侧采用直流Chopper电路与网测换流站控制策略相结合的故障穿越综合控制策略，具体内容如下：

1)动态直流Chopper电路

为了解决系统低电压穿越的问题，电网侧换流站故障控制策略可采用与直流卸荷电路(直流Chopper电路)配合的低电压穿越综合控制策略。在多端风电系统的换流站直流侧增加直流Chopper电路，如图3所示。当并网点直流母线电压稳定在额定值时，直流Chopper电路不工作。当交流电网侧发生故障，并网点的母线电压跌落较小时，冗余功率可以通过从站完全泄放，直流Chopper电路不启动；并网点的母线电压跌落较大时，直流侧会堆积的多余功率导致直流母线电压升高到直流Chopper电路的动作阈值，此时，直流Chopper电路启动来消耗故障产生的直流侧冗余功率，从而保证直流母线电压稳定。

当故障切除后，在网侧换流站中直流母线控制外环的作用下直流母线电压恢复至额定值。在实际运行过程中，泄能电阻应当选取合适的阻值，直流Chopper电路中的耗能电阻R

直流Chopper电路控制框图如图4所示。其中U

该电路的工作原理为：当系统无故障或发生轻微故障时，直流Chopper电路不投入运行；当系统出现严重故障时，冗余功率导致直流母线电压U

2)海上风电VSC-MTDC系统协调控制策略

岸上换流站采用的是双闭环矢量控制策略，实现了有功与无功的独立控制。当交流系统电网电压发生跌落故障时，岸上换流站会先通过控制无功提升系统的低压穿越能力。当电网发生故障，电网电压为0.2-0.9pu时，风电场需要输出无功电流以支持电网电压恢复。

故障期间，要求无功电流：

故障期间无功功率的参考值为：

Qref＝-1.5Us×1.5×(0.9-Us)Is (7)

此时，有功电流的参考值为：

式中i

首先对直流系统母线电压进行检测，当直流母线电压u

表1风电送出系统的协调控制方案

附图说明

图1为半岛北VSC-MTDC系统示意图。

图2为定直流电压和定无功功率控制侧的整体控制框图。

图3为网侧换流站中直流Chopper电路。

图4为直流Chopper电路控制框图。

图5为主站侧电网故障时，主站侧直流母线电压和功率。

图6为主站侧电网故障时，主站侧交流电网电压和功率。

图7为主站侧电网故障时，从站侧直流母线电压和功率。

图8为主站侧电网故障时，从站侧交流电网电压和功率。

图9为从站侧电网故障时，主站侧直流母线电压和功率。

图10为从站侧电网故障时，主站侧交流电网电压和功率。

图11为从站侧电网故障时，从站侧直流母线电压和功率。

图12为从站侧电网故障时，从站侧交流电网电压和功率。

图13为主站侧电网故障时，风电场侧电压。

图14为从站侧电网故障时，风电场侧电压。

具体实施方式

下面结合附图对本方案的具体实施方式作进一步说明。

在MATLAB/Simulink上搭建仿真模型，本模型为山东半岛北风电基地柔性直流输电环形拓扑结构并网的四端模型，系统由4个VSC组成，其直流侧通过直流网络并联连接。VSC-MTDC仿真系统的基本参数如表1所示。

表1 VSC-MTDC仿真系统的基本参数

本发明的实施过程(仿真)如下所示：

1)主站侧电网故障

当子网1(主站侧电网)发生三相短路故障时，子网1交流电压跌落严重。如图5所示，三相短路故障时间[3.3s-3.8s]。由于在故障刚开始那阶段系统没有采取任何控制措施，所以三相短路引起直流母线电压的上升。在3.4s左右，由于主站电网侧的故障导致直流电压的持续高值，主站的控制切换成低电压穿越控制策略，从站切换成定直流电压控制策略。但是由于三相短路电压跌落严重，低电压穿越控制并不能控制直流电压下降至正常值，对应图的[3.4s-3.5s]左右。直流电压上升并保持到触发泄能电路启动，在3.5s左右，泄能电路启动，从图中5可以看到在0.1s内，泄能电路就与低电压穿越控制协调合作控制直流电压回到0.95p.u。图6可以看出，当子网1发生三相短路故障时，交流侧电压跌落严重，有功无功都变成0。当主站发生故障时，从站电网通过协调配合控制稳定在正常值，如图7、8所示。

2)从站侧电网故障

三相短路故障时间[4s-4.5s]故障导致直流母线电压升高，由于电压跌落严重，低电压穿越控制并不能使得直流母线电压恢复至0.95p.u。由图9、10、11、12分析，当4.2s时启动泄能电路与低电压穿越控制协调配合工作，直流母线电压不到0.1s就下降至正常值。在4.1s左右，从站从定功率控制切换至低电压穿越控制，有功功率暂时无法控制住，但是在控制切换逐渐恢复，后由于4.2s时故障位置泄能电路的启动，与从站的低电压穿越控制协调配合工作分担了冗余功率，使有功功率、无功功率恢复稳定。

3)主站故障或从站故障时，风电场侧由于故障导致直流母线电压的变化，但对于风电场交流电压并无较大的影响。实施过程如图13、14。

以上所举实施例为本发明的较佳实施方式，仅用来方便说明本发明，并非对本发明做任何形式上的限制，任何所属技术领域中具有通常知识者，若在不脱离本发明所提技术特征的范围内，利用本发明所揭示技术内容所作出局部改动或修饰的等效实施例，并且未脱离本发明的技术特征内容，均仍属于本发明技术特征的范围内。