汪成根,李 強,韓華春

(國網江蘇省電力有限公司 電力科學研究院,江蘇 南京 211103)

隨著社會快速發(fā)展的需求與能源緊缺之間矛盾的日益突出,使得世界各國越來越重視對新能源的開發(fā)和利用。海上風電憑借其風能資源豐富、不占用土地等優(yōu)點,受到了廣泛關注。據公開數據顯示,截至2021年年底,我國海上風電累計裝機容量約為2 535.2萬 kW。其中,已投運與在建的海上風電項目大多集中在離岸距離50 km左右的近海風電場。然而近海風能資源有限,想要獲取更多的海上風能資源,未來海上風電場必須要向規(guī)?；⑸钸h?；?、單機容量大型化等方向發(fā)展[1,2]。

目前,海上風電輸電并網形式主要有高壓交流輸電、柔性直流輸電以及柔性低頻輸電。其中,近海小規(guī)模的風電場多采用高壓交流輸電(High voltage alternating current,HVAC)方式。這種方式技術成熟、成本低,且有眾多的實際項目可參考。但是,當針對深遠海風電場傳輸電力時,電纜的電容效應問題突出,且海上風電場與岸上電網之間存在耦合現象,無法實現故障隔離[3]。因此,針對傳輸距離與電容效應之間的關系,有學者基于電力電子全控型器件,研發(fā)了另一種輸電技術即柔性直流輸電(Voltage source converter based high voltage direct current transmission,VSC-HVDC)。這種輸電方式充分利用了全控型器件、交流電與直流電的優(yōu)點,有效地提升了系統的傳輸容量與距離,解決了海上風電大規(guī)模傳輸的問題[4,5]。但是,這種輸電方式所需電力電子器件數量大且需要建立海上與岸上變頻站,不可避免地增加了系統建設的成本[6]。

針對以上兩種輸電方式的問題,文獻[7]提出了一種適用于遠海地區(qū)的新型輸電技術即低頻輸電(Low frequency alternating current,LFAC)。該系統由海上風電場、低頻變壓器、海底電纜、岸上交交變頻站與大電網組成。與傳統的海上風電場并網方式不同,LFAC系統從風電場直接傳輸頻率為16.7Hz的交流電。此時,由于頻率的降低,使得電纜的電容效應也顯著減小。最后,通過岸上變頻站將電能轉換為工頻交流電實現與大電網的并網。在整個電能傳輸過程中,由于海上LFAC系統與岸上大電網頻率不一致,因此岸上變頻站中的低頻側換流器與網側換流器需要采用解耦控制。但這也隔絕了海上風電場與岸上大電網頻率之間的聯系,使得海上風電場無法響應岸上電網頻率的變化。

類似的問題,在海上風電經柔直輸電并網中也有出現。對此,文獻[8,9]提出利用直流電壓作為岸上電網頻率變化的信號載體,重新建立起電網頻率與風電場頻率之間的聯系,使得海上風電場可以響應電網頻率的變化。然而,由于交流輸電系統的無功損耗問題,使得風電場中各風機端電壓無法保證一致。因此,對于本質還是交流電的LFAC系統來說,不能直接借鑒柔直輸電系統中將電壓作為頻率變化信號載體的方法。同時,考慮到交流輸電系統中各處頻率一致的特性,因而相比于電壓,頻率更適合作為LFAC系統中頻率變化的信號載體。

對此,本文提出一種基于頻率線性映射的海上風電-低頻輸電系統的調頻控制方法,將岸上電網頻率的變化信號經LFAC系統的換流器直接傳遞給遠海風電場,隨后依據變化的頻率信號對風電機組有功功率進行調整,進而重新建立起電網頻率與海上風電場頻率之間的聯系。最后,在Matlab/Simulink平臺搭建仿真模型,對所提控制方案進行了仿真驗證。

1 LFAC并網海上風電系統模型

如圖1所示為遠海風電場經LFAC送出的系統拓撲圖。其中,遠海風電場經低頻變壓器、海底電纜與基于背靠背式變換器的岸上變頻站相連,隨后再經過岸上變壓器、輸電線路與大電網相連[10]。其中,岸上變頻站主電路如圖2所示[11]。

圖1 海上風電場經LFAC并網拓撲圖

圖2 岸上交交變頻主電路

1.1 低頻側控制策略

低頻側換流器主要目的是為了接受并傳輸遠海風電場發(fā)出的功率[12]。然而,由于風速的波動性以及交流系統的無功損耗的限制,使得海上風電機組的出力(低頻輸電線路頻率)及電壓均存在波動。因此,如果低頻側換流器不采用定交流電壓與定頻率控制,那么將不能維持低頻輸電系統的頻率與電壓穩(wěn)定。所以,這側換流器需采用恒壓恒頻控制。

恒壓恒頻控制策略簡化控制框圖如圖3所示。其中,由于低頻系統中感性元件的存在,當風電場送出的功率存在波動時,交流電壓會相應地變化。因此,這側采用定交流電壓控制,用于保證交流電壓幅值與相角不變。同時,根據有功功率與頻率的關系,通過控制該側頻率恒定,不僅可以為各風機頻率提供參考,也可以確保變頻站受端功率的穩(wěn)定。

圖3 低頻側換流器控制框圖

圖3中,3r/2s變換的作用是將復雜的交流量轉換為簡單的直流量后作為控制的輸入,即經典的Park變換。其中,Park變換與反Park變換矩陣分別為

(1)

(2)

式中：Va、Vb、Vc分別表示三相電壓;Vd、Vq、V0表示變換后的d軸分量、q軸分量及0軸分量;ω表示角頻率。

此外,考慮到PI控制器結構簡單且具有良好的跟蹤性能。因此,在低頻側換流器控制中選用PI作為跟蹤控制器,即圖3中Gu(s)與Gi(s)。其中,Gu(s)與Gi(s)數學模型分別為

(3)

1.2 網側控制策略

網側換流器通過直流電容與低頻側換流器直接相連,其中直流電容由于具有儲能的特性,因此可以通過維持電壓恒定,從而平衡岸上換流站的內部功率流動,確保從深遠海風電場接受的功率順利的傳遞到岸上電網[13]。所以,網側換流器控制策略采用定直流電壓與定無功功率控制。

簡化的控制策略如圖4所示。其中,網側控制器3r/2s變換所用的θPLL來源于鎖相環(huán)。此外,其外環(huán)控制主要針對直流電壓以及換流器輸出的無功功率(交流電壓)進行控制,用于生成d軸與q軸電流的參考信號。緊接著,電流dq信號的誤差經PI控制、電感耦合電壓去耦與前饋電壓補償生成u2d、u2q。隨后,利用u2d、u2q進行2s/3r變換生成PWM的調制波。最后,經過PWM控制生成網側換流器的門極觸發(fā)脈沖。

圖4 網側換流器控制策略框圖

圖4中,udc、udcref表示電容電壓的瞬時值與參考值;Q、Qref、Iabc2表示換流器輸出端無功功率瞬時值、參考值以及交流電流瞬時值;I2dref、I2qref表示外環(huán)控制輸出的d軸與q軸電流參考值;Gm(s)、Gn(s)與式(3)形式相同,區(qū)別僅控制參數不同;此外,3r/2s及其反變換變換矩陣與式(1)、式(2)相同。

2 海上風電-低頻輸電調頻控制策略

如上所述,由于岸上換流器中含有兩種不同頻率的分量,故而采用了基于電壓電流的雙環(huán)解耦控制。但這也隔離了遠海風電場與岸上大電網之間的頻率聯系,使得風電場無法響應大電網頻率的變化[14,15]。對此,本文采用基于直流電容的電壓以及網側換流器的頻率-有功功率下垂控制,提出了頻率映射系數,從而建立起遠海風電場與岸上大電網頻率之間的變化關系。同時,為了使風電機組能夠響應岸上電網頻率的變化,本文在風電機組MPPT控制[16]的基礎上,引入了頻率-有功功率的下垂控制[17]。即將岸上電網的頻率變化信號轉換為風電機組的有功功率參考值,使得風機能夠實時地調整有功功率輸出,進而改變轉子轉速,間接地利用轉子的旋轉動能為岸上電網頻率恢復提供支撐。

2.1 頻率線性映射方法

忽略變流器的功率損耗,假設遠海風電場經海底電纜與變壓器傳輸到變頻站的功率為PWF,直流電容儲存功率為Pc,傳輸到岸上網側換流器的功率為Pgrid,則有換流器內部功率流動如圖5所示。

圖5 換流器內部功率流動

根據圖5與功率守恒原理有

Pgrid=PWF-Pc

(4)

根據電容的動態(tài)特性有

(5)

則由式(4)和(5)有

(6)

類比于同步發(fā)電機組機械功率、電磁功率與頻率的變化關系有

(7)

式中：Gdc表示電容的虛擬慣量;fins表示瞬時頻率。

令式(7)左右同時對時間t積分并在電容電壓初始值處利用泰勒展開則有

Vdc=k1Δfgr+Vdc0

(8)

k1=2Gdc/CVdc0

(9)

式中：Vdc0表示電容電壓初始值;Δfgr表示岸上大電網頻率的變化量

同理,由低頻側頻率與直流電容電壓的變化關系有

fWF=k2ΔVdc+f0

(10)

式中：由于直流電容電壓變化,低頻側頻率將發(fā)生改變,因此fWF表示低頻側頻率變化后的值;k2表示低頻側頻率變化與電容電壓變化的比例系數;f0表示低頻側頻率基準值(本文中為16.7 Hz)。

由式(8)和(10)有

fWF=KLFACΔfgr+f0

(11)

KLFAC=k1k2

(12)

式中：KLFAC表示電網側頻率變化映射到低頻側的頻率變化的系數。此時,由式(11)可以發(fā)現岸上電網頻率的變化量與風電場頻率的變化量是線性相關的,如圖6(a)所示。圖中,f1表示岸上電網基準頻率;f2表示海上風電場的瞬時頻率。

圖6 下垂控制特性曲線

因此,當岸上電網在穩(wěn)定工況下頻率出現靜態(tài)波動時,海上風電場頻率也會立即變化,從而造成風電機組功率控制器動作。對此,為了避免控制器過于靈敏,本文在式(11)的基礎上加入死區(qū),即引入上限動作值fhigh與下限動作值flow,如圖6(b)所示。圖中,fins表示瞬時頻率。使得海上風電場不會受到岸上電網頻率靜態(tài)波動的干擾,從而更有利于系統的穩(wěn)定。

但是,死區(qū)限值區(qū)間的選取將直接影響控制器的動態(tài)響應,其表現在如果死區(qū)取值過小,則控制器過于靈敏。如果取值過大,則控制器又響應緩慢。因此,本文綜合考慮了控制器響應速度與實際效果,依據國家風電并網技術標準中相關規(guī)定[18],將上限動作值fhigh與下限動作值flow分別設置為

(13)

式中：α為定值,表示波動幅率,本文取0.2%。

2.2 海上風電機組響應策略

在2.1節(jié)中,通過引入岸上電網頻率變化與風電場頻率變化的映射系數,重新建立了兩者之間的聯系。根據有功功率與頻率之間的關系,想要風電場支撐電網頻率變化,則風電場必須能夠實時的調整有功功率輸出。針對這一問題,本文采用如式(14)所示的下垂控制來建立有功功率和頻率之間的變化聯系。

KLFAC(fins-f1)=KWF·ΔP

(14)

式中：ΔP表示風電機組有功功率變化量;KWF為基于風電機組有功功率與頻率下垂控制的系數;fins表示瞬時頻率。

綜上所述,本文所提出的海上風電調頻控制策略如圖7所示。首先,由上文提出的頻率映射系數,將岸上電網頻率信號傳遞給遠海風電場。其次,依據頻率-有功功率的下垂控制將該頻率信號轉化為風電場的有功功率的參考值。最后通過功率控制器,針對MPPT控制、頻率-有功功率下垂控制,實時調整遠海風電場的實際輸出有功功率,從而響應岸上電網頻率的變化,并為其頻率恢復起到一定的支撐作用。

圖7 調頻控制策略框圖

3 仿真驗證及分析

根據上文分析,在Matlab/Simulink平臺搭建仿真算例以驗證所提頻率映射策略的正確性。仿真所用參數如表1所示。風電場采用基于永磁同步電機的單機風電機組代替。背靠背變頻站通過降壓變壓器接入交流系統。

表1 系統仿真參數

仿真中,網側負載消耗功率為4.33 MW;海上風電單機額定功率為5.2 MW;岸上電網視作平衡節(jié)點。當t=6 s時,由于突發(fā)的擾動,使得岸上電網頻率下降0.5 Hz左右。同時,為便于對比分析不同控制策略對岸上電網頻率變化響應的效果,本文在風電機組MPPT控制的基礎上,分別在以下兩組條件的情形下進行仿真驗證。

仿真1為無附加策略;仿真2為頻率映射策略;最終,仿真結果如圖8～11所示。

圖8 風機單機有功功率輸出

圖9 岸上變頻站直流電容電壓

由圖8風機有功功率輸出波形可以看出,在仿真1的條件下,當t=6 s岸上工頻電網出現頻率下跌時,此時,由于岸上變頻站的解耦控制,使得海上風電機組無法直接響應工頻電網頻率的變化。因此,對應風機單機輸出有功功率也無變化,如圖8中藍色曲線所示。但最終經過岸上電網自身的調節(jié)作用,約1 s后電網頻率恢復到50 Hz,其頻率恢復過程及變化率如圖10和11所示。

圖10 岸上電網頻率

圖11 岸上電網頻率變化率

與仿真1相比,仿真2中風電機組引入了本文所提出的頻率映射策略。當t=6 s即岸上電網頻率出現波動時,岸上變頻站的直流電壓也相應發(fā)生變化,其曲線如圖9所示。由于死區(qū)控制的作用,約0.1 s后岸上電網的頻率變化映射為海上風電場的頻率變化,其映射結果如圖12所示。緊接著,海上風電場通過頻率-有功功率的下垂控制,立即調整自身的功率輸出,為岸上電網頻率的恢復提供支撐。從圖10可以看出,通過附加本文所提出的調頻控制策略,當岸上電網出現頻率波動時,海上風電場能夠很好的參與其調頻過程。側面說明了本文所提出的海上風電經LFAC輸電系統頻率協調控制策略的有效性。

圖12 岸上大電網頻率變化量對應低頻側的頻率變化映射

4 結束語

本文提出了一種構建遠海風電場與岸上大電網之間頻率變化關系的方法。這種方法通過引入頻率映射系數,使得岸上大電網頻率的變化可以直接傳遞到遠海風電場,避免了遠程測量存在的可靠性與安全性問題。解決了由岸上變頻站控制所導致的遠海風電場與大電網之間頻率的解耦問題,使得遠海風電場能夠為岸上大電網提供一定頻率支撐。