一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法

1.本发明属于变流器控制技术领域，具体涉及一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法。


背景技术：

2.风力发电在能源低碳化进程中发挥着重要作用，目前已成为电力系统电源组成的重要部分。而由于风资源广泛分布于远离负荷中心的偏远地区，风力发电集中式发展模式催生出了风电远距离输送的需求。相较于高压交流输电，高压直流输电由于具有较高的电压等级和较低的传输损耗，其正逐步取代传统的风电交流送出模式，成为偏远风电场或海上风电场的主要送出方式。
3.在风电直流送出系统中，电源侧和电网侧均基于电力电子器件，源网间耦合交互更加紧密且整体阻尼不足，易放大系统小扰动造成系统振荡失稳。一旦振荡现象发生，基于电力电子变流器的直流换流站会因为过压过流保护而退出运行，造成大量风电机组非计划脱网，不仅危害电源设备，更为对电力系统造成剧烈冲击。通过风电系统进行阻尼提升是一种可行的手段，但风电直流送出系统中同包含几十甚至数百台风电机组，通过对每一台风电机组进行阻尼控制经济性较低，实施较为困难。因此针对换流站控制进行改进，从而提升系统整体阻尼水平，抑制系统振荡是保证系统安全稳定的经济性手段，对于促进风电高效利用有着重要意义。
4.当前通过直流换流站抑制高频振荡的主要思路是通过抑制控制延时效应以降低换流站的负阻尼水平，从而降低振荡发生概率。k.sun.等在[impedance modeling and stability analysis of grid-connected dfig-based wind farm with a vsc-hvdc.ieee trans.emerg.sel.topics.power.electron 2020；8(2):1375-1390]中提出了基于低通滤波的改进电压控制，将换流站电压控制带宽限制在百赫兹以下，从而降低了换流站控制延时造成的高频负阻尼。j.zhu.等在[high-frequency oscillation mechanism analysis and suppression method of vsc-hvdc.ieee trans.power electron 2020；35(9):8892-8896.]中提出了基于比例系数高频衰减的改进pi控制器，以降低换流站控制延时带来的负阻尼效应。然而，由于输电线缆的存在，即便是换流站负阻尼被充分消除，但系统仍可能由于正阻尼不足而出现输电线缆与风电或直流换流站的等幅振荡现象。因此，对于包含输电线缆的风电直流送出系统，上述方法并不足以充分保证系统稳定。


技术实现要素：

[0005]
针对现有技术中由于输电线缆的存在，即便是换流站负阻尼被充分消除，但系统仍可能由于正阻尼不足而出现输电线缆与风电或直流换流站的等幅振荡现象的问题，本发明提供了一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其通过引入电压反馈控制环路，并设计相应的振荡抑制器，可灵活地对换流站阻抗进行幅值、相位两个维度的重塑，从而在消除系统负阻尼的基础上充分提升正阻尼水平，实现风电直流送出系统高频振荡的有效抑制。
[0006]
本发明采用的技术方案如下：
[0007]
一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，包括以下步骤：
[0008]
步骤a：根据电网额定频率ω0得到虚拟同步相位角θ0，采集换流站交流三相电压u
sabc
和三相电流i
sabc
，根据虚拟同步相位角θ0对u
sabc
和i
sabc
进行派克变换，得到虚拟同步速旋转坐标系下的换流站交流电压u
dqs
和换流站交流电流i
dqs
；
[0009]
步骤b：在虚拟同步速旋转坐标系中，将换流站交流电压指令值u
d*qs
和步骤a得到的实际检测的换流站交流电压u
dqs
做差，作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值
[0010]
步骤c：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤b得到的换流站交流电流指令值与步骤a得到的实际检测的换流站交流电流i
dqs
做差，作差结果经过电流pi控制器处理得到电流调节器输出值
[0011]
步骤d：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤a得到的换流站交流电压u
dqs
送入振荡抑制器中，构成交流电压前馈控制，得到用于系统高频振荡抑制的电压补偿量
[0012]
步骤e：根据步骤c得到的电流调节器输出值步骤d得到的电压补偿量及电压解耦项求和得到换流站在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量
[0013]
步骤f：利用步骤a得到的虚拟同步相位角θ0对步骤e得到的调制电压矢量进行坐标变换，得到两相静止坐标系下的调制电压矢量最后通过空间矢量脉宽调制得到两相静止坐标系下的换流站变流器的开关信号。
[0014]
进一步的，步骤a中虚拟同步相位角θ0由电网额定频率ω0进行积分得到，具体算式如下：
[0015][0016]
其中，t为时间。
[0017]
进一步的，步骤a中换流站交流电压u
dqs
和交流电流i
dqs
根据虚拟同步相位角θ0由如下算式得到：
[0018][0019][0020]
其中，u
ds
、u
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电压u
dqs
在d轴和q轴上的分量；i
ds
、i
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电流i
dqs
在d轴和q轴上的分量；u
sa
、u
sb
、u
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压u
sabc
的a、b、c三相分量；i
sa
、isb
、i
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压i
sabc
的a、b、c三相分量。
[0021]
进一步的，步骤b中作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值的具体算式如下：：
[0022][0023]
其中，k
pv
和k
iv
分别为电压pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电压指令值，u
dqs
为换流站交流电压，s为频域微分算子。
[0024]
进一步的，步骤c中作差结果经过电流pi控制器处理得到电流调节器输出值的具体算式如下：
[0025][0026]
其中，k
pi
和k
ii
分别为电流pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电流指令值，i
dqs
为换流站交流电流，s为频域微分算子。
[0027]
进一步的，步骤d中用于系统高频振荡抑制的电压补偿量由如下算式得到：
[0028][0029]
其中，g
hfrd
(s)为振荡抑制器，其算式为：
[0030][0031]
其中，c
real
为振荡抑制器实部参数，c
com
为振荡抑制器虚部参数，kr为振荡抑制器阻尼系数，ωh为振荡抑制器作用频率，j为虚部算子，s为频域微分算子。
[0032]
进一步的，步骤e中在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量由如下算式得到：
[0033][0034]
其中，e
dqs
为电压解耦项，为电流调节器，为用于系统高频振荡抑制的电压补偿量输出值，电压解耦项e
dqs
根据换流站交流电流i
dqs
和滤波电感lf通过如下算式得到：
[0035]edqs
＝-jω0lfi
dqs
ꢀꢀꢀ
(9)；
[0036]
其中，ω0为电网额定频率，j为虚部算子。
[0037]
进一步的，步骤f中通过如下算式将变换到两相静止坐标系中，得到两相静止坐标系下的换流站变流器的调制电压矢量
[0038][0039]
其中，和分别为虚拟同步速旋转坐标系下换流站变流器电压调制矢量的d轴和q轴分量，和分别为两相静止坐标系下换流站变流器电压调制矢量α轴和β轴分量。
[0040]
综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：
[0041]
1.本发明控制方法相比于传统的直流换流站高频振荡抑制方法具有阻尼提升效果更强、适应场景更广的优点。
[0042]
2.传统的换流站高频振荡抑制方法主要通过降低换流站控制延时的负阻尼效应，从而抑制由换流站控制延时引发的发散振荡。但传统方案仅能降低控制延时所引入的负阻尼，而无法进一步为系统提供正阻尼，从而导致其无法应对由风电、传输线缆和换流站交互作用引发的等幅振荡。本发明所提出的换流站高频振荡抑制方法，可以灵活地控制换流站输出阻抗的幅值和相位，不仅可以消除换流站控制延时带来的利用负阻尼效应，还可在此基础上进一步为系统引入正阻尼，系统阻尼提升效果更强，可适应于风电场经输电线缆接入直流换流站的实际场景。
[0043]
3.本发明所提出的控制方法在传统的换流站变流器常规电能转换控制基础上附加电压反馈控制环，即其可以在不改变原本控制结构的前提下，直接应用于已经实现投运的风电直流送出系统，具有较强的工程实用性。
[0044]
4.本发明通过对控制系统进行环路优化，以得到换流站变流器附加电压控制指令，此过程无关于变流器的具体调制方式，因此其适用于采用svpwm、spwm等不同调制方式的直流换流站变流器。
附图说明
[0045]
图1为风电直流送出系统拓扑结构图；
[0046]
图2为风电直流送出系统高频振荡抑制方法的控制结构框图；
[0047]
图3为风电直流送出系统的阻抗曲线图；
[0048]
图4为直流换流站配备本发明所提方法与传统高频振荡抑制的仿真效果对比图；
[0049]
图5为风电直流送出系统振荡抑制和使用本发明所提方法后换流站交流电压的fft分析结果图，其中(a)为风电直流送出系统振荡抑制图，(b)为使用本发明所提方法后换流站交流电压的fft图。
具体实施方式
[0050]
为使本技术实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本技术实施例中附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。
[0051]
实施例：
[0052]
如图1所示，图1其中包含等效风场、风场升压变压器twt，传输线缆、汇集变压器t
ct
，直流换流站，其中lf为换流站变流器等效电感，a处为换流站交流母线，直流换流站负责控制换流站交流母线三相电压u
sabc
，等效风场负责控制直流换流站的馈入功率；本实施例以100mw风电场通过40km传输线缆连接至直流换流站场景为例，风电场由50台额定容量为2mw的风电机组等值聚合而成，采用常规功率控制运行模式，直流换流站采用定交流电压控制负责维持换流站交流母线电压的幅值和频率稳定；
[0053]
本发明所提高频振荡抑制方法的实现如图2中控制结构框图所示，其中，
①
为实施方案步骤a中的虚拟同步相位角计算及换流站交流电压、电流的坐标变换，
②
为实施方案步骤b中的换流站交流电流指令值获取，
③
为实施方案步骤c中的换流站工频电压指令的获
取，
④
为实施方案步骤d中的高频振荡抑制环节，
⑤
为实施方案步骤e中的dq坐标系下换流站调制电压的计算，
⑥
为实施方案步骤f中的静止坐标系下换流站变流器调制电压的计算及变流器开关信号调制过程；
[0054]
一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，包括以下步骤：
[0055]
步骤a：根据电网额定频率ω0得到虚拟同步相位角θ0，采集换流站交流三相电压u
sabc
和三相电流i
sabc
，根据虚拟同步相位角θ0对u
sabc
和i
sabc
进行派克变换(d-q变换)，得到虚拟同步速旋转坐标系(dq坐标系)下的换流站交流电压u
dqs
和换流站交流电流i
dqs
；
[0056]
步骤a中虚拟同步相位角θ0由电网额定频率ω0进行积分得到，具体算式如下：
[0057][0058]
其中，t为时间；
[0059]
步骤a中换流站交流电压u
dqs
和交流电流i
dqs
根据虚拟同步相位角θ0由如下算式得到：
[0060][0061][0062]
其中，u
ds
、u
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电压u
dqs
在d轴和q轴上的分量；i
ds
、i
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电流i
dqs
在d轴和q轴上的分量；u
sa
、u
sb
、u
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压u
sabc
的a、b、c三相分量；i
sa
、i
sb
、i
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压i
sabc
的a、b、c三相分量；
[0063]
步骤b：在虚拟同步速旋转坐标系中，将换流站交流电压指令值和步骤a得到的实际检测的换流站交流电压u
dqs
做差，作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值
[0064]
步骤b中作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值的具体算式如下：：
[0065][0066]
其中，k
pv
和k
iv
分别为电压pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电压指令值，u
dqs
为换流站交流电压，s为频域微分算子；
[0067]
步骤c：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤b得到的换流站交流电流指令值与步骤a得到的实际检测的换流站交流电流i
dqs
做差，作差结果经过电流pi控制器处理得到电
流调节器输出值
[0068]
步骤c中作差结果经过电流pi控制器处理得到电流调节器输出值的具体算式如下：
[0069][0070]
其中，k
pi
和k
ii
分别为电流pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电流指令值，i
dqs
为换流站交流电流，s为频域微分算子；
[0071]
步骤d：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤a得到的换流站交流电压u
dqs
送入振荡抑制器中，构成交流电压前馈控制，得到用于系统高频振荡抑制的电压补偿量
[0072]
步骤d中用于系统高频振荡抑制的电压补偿量由如下算式得到：
[0073][0074]
其中，g
hfrd
(s)为振荡抑制器，其算式为：
[0075][0076]
其中，c
real
为振荡抑制器实部参数，c
com
为振荡抑制器虚部参数，kr为振荡抑制器阻尼系数，ωh为振荡抑制器作用频率，j为虚部算子，s为频域微分算子；
[0077]
步骤e：根据步骤c得到的电流调节器输出值步骤d得到的电压补偿量及电压解耦项求和得到换流站在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量
[0078]
步骤e中在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量由如下算式得到：
[0079][0080]
其中，e
dqs
为电压解耦项，为电流调节器，为用于系统高频振荡抑制的电压补偿量输出值，电压解耦项e
dqs
根据换流站交流电流i
dqs
和滤波电感lf通过如下算式得到：
[0081]edqs
＝-jω0lfi
dqs
ꢀꢀꢀ
(9)；
[0082]
其中，ω0为电网额定频率，j为虚部算子；
[0083]
步骤f：利用步骤a得到的虚拟同步相位角θ0对步骤e得到的调制电压矢量进行坐标变换，得到两相静止坐标系(αβ坐标系)下的调制电压矢量最后通过空间矢量脉宽调制(svpwm)得到两相静止坐标系下的换流站变流器的开关信号；
[0084]
步骤f中通过如下算式将变换到两相静止坐标系中，得到两相静止坐标系下的换流站变流器的调制电压矢量
[0085][0086]
其中，和分别为虚拟同步速旋转坐标系下换流站变流器电压调制矢量的d轴和q轴分量，和分别为两相静止坐标系下换流站变流器电压调制矢量α轴和β轴分量。
[0087]
如图3所示，当未配备本发明所提方法时换流站阻抗和风场阻抗在阻抗幅值交点处(665hz)的相位差为183
°
，系统处于负阻尼状态，此时系统会发生665hz的高频振荡。而当换流站配备了本发明所提方法后，换流站阻抗与风场阻抗在幅值交点处的相位差被缩减至123
°
，系统由此前的负阻尼进入正阻尼状态，且具有57
°
的相位裕度，系统可恢复稳定；
[0088]
如图4所示，按照时间区间划分，图4中包含三个阶段。阶段
①
：0-0.2s，此时换流站没有进行振荡抑制，系统处于665hz发散振荡的状态。阶段
②
：0.2-0.7s，此时换流站配备了传统高频振荡抑制方法，可以看到系统的发散振荡被有效抑制，但仍处于等幅振荡的状态，这是由于传统换流站高频振荡抑制方法可以消除系统负阻尼，但无法进一步提供正阻尼。阶段
③
：0.7-1.0s，换流站配备本发明所提出的高频振荡抑制方法，此时系统振荡被完全抑制，恢复至稳定状态。此对比说明，本发明所提出的高频振荡抑制方法可以在消除直流换流站负阻尼的基础上，进一步提供正阻尼，以实现风电直流送出系统的高频振荡有效抑制；
[0089]
如图5所示，(a)对应于振荡抑制前(即图4中的阶段
①
)，(b)对应于使用本发明所提方法后(即图4中的阶段
③
)。振荡抑制前，换流站交流电压总谐波失真(thd)为168％，其中665hz处分量为143％。本发明所提方法投入使用后，换流站交流电压thd被抑制为3.11％，满足电网运行标准，说明了本发明所提方法的有效性。
[0090]
以上所述实施例仅表达了本技术的具体实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本技术保护范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本技术技术方案构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本技术的保护范围。

技术特征：
1.一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：包括以下步骤：步骤a：根据电网额定频率ω0得到虚拟同步相位角θ0，采集换流站交流三相电压u
sabc
和三相电流i
sabc
，根据虚拟同步相位角θ0对u
sabc
和i
sabc
进行派克变换，得到虚拟同步速旋转坐标系下的换流站交流电压u
dqs
和换流站交流电流i
dqs
；步骤b：在虚拟同步速旋转坐标系中，将换流站交流电压指令值和步骤a得到的实际检测的换流站交流电压u
dqs
做差，作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值步骤c：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤b得到的换流站交流电流指令值与步骤a得到的实际检测的换流站交流电流i
dqs
做差，作差结果经过电流pi控制器处理得到电流调节器输出值步骤d：在虚拟同步速旋转坐标系中，将步骤a得到的换流站交流电压u
dqs
送入振荡抑制器中，构成交流电压前馈控制，得到用于系统高频振荡抑制的电压补偿量步骤e：根据步骤c得到的电流调节器输出值步骤d得到的电压补偿量及电压解耦项求和得到换流站在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量步骤f：利用步骤a得到的虚拟同步相位角θ0对步骤e得到的调制电压矢量进行坐标变换，得到两相静止坐标系下的调制电压矢量最后通过空间矢量脉宽调制得到两相静止坐标系下的换流站变流器的开关信号。2.根据权利要求1所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤a中虚拟同步相位角θ0由电网额定频率ω0进行积分得到，具体算式如下：其中，t为时间。3.根据权利要求1所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤a中换流站交流电压u
dqs
和交流电流i
dqs
根据虚拟同步相位角θ0由如下算式得到：由如下算式得到：其中，u
ds
、u
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电压u
dqs
在d轴和q轴上的分量；i
ds
、i
qs
分别表示虚拟同步速旋转坐标系中换流站交流电流i
dqs
在d轴和q轴上的分量；u
sa
、u
sb
、u
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压u
sabc
的a、b、c三相分量；i
sa
、i
sb
、i
sc
分别表示三相静止坐标系中换流站交流电压i
sabc
的a、b、c三相分量。4.根据权利要求1-3任一项所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤b中作差结果经过电压pi控制器处理得到换流站交流电流指令值的具体算式如下：其中，k
pv
和k
iv
分别为电压pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电压指令值，u
dqs
为换流站交流电压，s为频域微分算子。5.根据权利要求1-3任一项所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤c中作差结果经过电流pi控制器处理得到电流调节器输出值的具体算式如下：其中，k
pi
和k
ii
分别为电流pi控制器中比例系数和积分系数，为换流站交流电流指令值，i
dqs
为换流站交流电流，s为频域微分算子。6.根据权利要求1-3任一项所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤d中用于系统高频振荡抑制的电压补偿量由如下算式得到：其中，g
hfrd
(s)为振荡抑制器，其算式为：其中，c
real
为振荡抑制器实部参数，c
com
为振荡抑制器虚部参数，k
r
为振荡抑制器阻尼系数，ω
h
为振荡抑制器作用频率，j为虚部算子，s为频域微分算子。7.根据权利要求1-3任一项所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤e中在虚拟同步速旋转坐标系中的调制电压矢量由如下算式得到：其中，e
dqs
为电压解耦项，为电流调节器，为用于系统高频振荡抑制的电压补偿量输出值，电压解耦项e
dqs
根据换流站交流电流i
dqs
和滤波电感l
f
通过如下算式得到：e
dqs
＝-jω0l
f
i
dqs
ꢀꢀꢀ
(9)；其中，ω0为电网额定频率，j为虚部算子。8.根据权利要求1-3任一项所述的一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，其特征在于：步骤f中通过如下算式将变换到两相静止坐标系中，得到两相静止坐标系下的换流站变流器的调制电压矢量
其中，和分别为虚拟同步速旋转坐标系下换流站变流器电压调制矢量的d轴和q轴分量，和分别为两相静止坐标系下换流站变流器电压调制矢量α轴和β轴分量。

技术总结
本发明公开了一种风电直流送出系统高频振荡抑制方法，属于变流器控制技术领域。本发明解决了现有技术中虽然换流站负阻尼被充分消除，但系统仍可能由于正阻尼不足而出现输电线缆与风电或直流换流站的等幅振荡现象的问题，本发明中引入附加电压控制回路，通过振荡抑制器计算得到换流站变流器附加电压控制指令，该振荡抑制器可灵活地调节换流站输出阻抗的幅值和相位，从而改善换流站阻尼特征，在消除换流站负阻尼特性的基础上，进一步引入正阻尼以提升系统阻尼水平。本发明通过对控制系统进行环路优化，得到换流站变流器附加电压控制指令，此过程无关于换流站变流器的具体调制方式，因此其适用于采用SVPWM、SPWM等不同调制方式的直流换流站变流器。式的直流换流站变流器。式的直流换流站变流器。


技术研发人员：庞博 廖凯 杨健维 朱晓娟 何正友 姜攀 斯琪 张权旺
受保护的技术使用者：西南交通大学
技术研发日：2023.06.08
技术公布日：2023/8/13