技术领域
[0001] 本
发明属于新
能源发电的高压直流并网技术领域，特别涉及一种海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制方法。
背景技术
[0002] 近年来，由于
风能资源及土地规划限制等因素，远距离大容量的海上风电场正在兴起。对于海上风电场(以下简称风电场)所处特殊的地理
位置，一般不存在高压交流输电线路用于传输风电场发出的
电能。
高压直流输电技术被广泛应用于远距离大容量输电中，该技术包括常规高压直流和柔性高压直流两种典型技术。众所周知，常规高压直流相对柔性高压直流具有一些突出的优点，如更大的容量、更低的损耗和更低的成本。尽管柔性高压直流具备更多的运行控制优势，但在未来远距离大容量海上风电场并网输电领域中，常规高压直流的突出特点和竞争
力不应被忽视。
[0003] 图1为风电场接入常规高压直流系统(以下简称高压直流系统)的拓扑示意图。图中，风电场中的风
电机组简化为直流
电流源、直流
母线电容以及风电机组逆变器相并联，可代表典型的永磁直驱风电机组。多台风电机组共同构成了整个风电场，风电场连接到高压直流系统的送端母线。高压直流系统包括高压直流
整流器、高压
直流母线和高压直流逆变器。高压直流系统的送端母线上挂接有
滤波器，用于滤除交流电流谐波，并为高压直流整流器提供无功补偿，此外送端母线上还可能挂接本地负载。高压直流系统的受端连接到交流
电网。矢量定向控制
算法是风电机组逆变器最常用的控制算法之一，该控制算法基于电网
电压的矢量定向实现，因此风电机组通常需要接入强电网以保证风电机组的
稳定性。不同于电压源型换流器，常规高压直流系统中基于相控换流的整流器不能主动生成三相参考电压，本质上是因为整流器采用的
开关器件为半控型开关器件。在正常工况下，稳定平衡的换相电压是高压直流整流器正常运行的前提条件，此外，高压直流整流器同时吸收有功功率和
无功功率，可被视为无源负载。因此，在高压直流系统的送端母线无电压
支撑的条件下，基于电网电压矢量定向控制的风电场接入常规高压直流系统无法稳定运行。
[0004] 为解决此问题，已有典型技术方案之一为采用加装额外设备的方法，即在直流系统的送端母线上配置静止无功补偿器(STATCOM)。STATCOM控制母线电压及
频率，一方面为风电场提供电压支撑，另一方面为高压直流整流器提供换相电压。在该电压支撑条件下，风电场采用基于电网电压矢量定向控制即可。此外，STATCOM的直流电压可作为送端母线有功平衡的标志，因此，高压直流整流器可通过控制该直流电
压实现送端母线有功平衡。该方案中，为了保证风电场及高压直流系统的稳定性和安全性，STATCOM需要具备较高的可靠性和容量，这将对整个系统造成较大的建设成本和功率损耗。
[0005] 在不存在任何电压支撑(包括交流电网和STATCOM)的条件下，为保证整个系统的稳定运行，关键问题是保证送端母线电压矢量的稳定性，包括电压稳定性和频率稳定性。考虑到高压直流整流器就有功而言是可控的，上述电压稳定和频率稳定问题可通过风电场和高压直流整流器之间的分工协作而解决。例如，对于处于稳态的双馈型风电场，双馈风电机组(DFIG)的
定子电压是定子磁链和送端母线频率的乘积。基于这一事实，另一典型技术方案为：DFIG定子磁链和送端母线频率分别由风电场和高压直流整流器控制，以此实现系统的协同控制。然而，该方案也存在一些不足之处，其一，该方案未考虑系统的动态过程，尤其是风电机组
控制器中
锁相环的动态与送端母线频率的动态相互耦合，从而可能造成频率失稳；其二，高压直流系统的送端母线上挂接着大量的容性无功滤波器，从而导致送端母线电压和有功平衡存在耦合关系，而频率和无功平衡存在耦合关系，因此高压直流整流器仅通过控制频率可能难以实现送端母线有功平衡。
发明内容
[0006] 本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制方法。本发明在无需配置STATCOM的条件下，使得风电场接入常规高压直流系统在正常工况下保持电压稳定和频率稳定，从而高压直流系统能够实时输送风电场捕获的最大功率，而且风电场能够自动为高压直流整流器补偿无功功率。
[0007] 本发明一种海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
[0008] 1)当风电场并网连接到高压直流系统的送端交流母线，系统处于稳定状态，此时，送端母线电压及频率、高压直流系统的直流电压均处于稳态，协同控制开始，进入步骤2)；
[0009] 2)将控制开始的时刻记为零时刻，在零时刻检测送端母线电压相
角∠0作为相角初值，设定电压相角∠U在任意控制时刻t的值为 其中ω0表示额定频率，dτ表示用于ω0积分的时间微元；
[0010] 3)从零时刻起，在每个控制周期到来时，分别对风电场中每台风电机组的逆变器和高压直流整流器进行控制，实现对海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制；具体步骤如下：
[0011] 3-1)对风电场中每台风电机组的逆变器进行基于无功的频率控制，具体步骤如下：
[0012] 3-1-1)从零时刻起，在每个控制周期到来时检测送端母线的
三相电压uabc及风电场输出的
三相电流iabc，计算得到∠U在该控制时刻的值并作为三相静止
坐标系即abc坐标系到两相同步旋转坐标系即dq坐标系之间坐标变换所使用的相角值，将送端母线的三相电压和风电场输出的三相电流变换到dq坐标系中，得到dq坐标系下的送端母线电压和风电场输出电流；
[0013] 3-1-2)利用步骤3-1-1)得到的dq坐标系下的送端母线电压和风电场输出电流，对风电场中每台风电机组的逆变器的无功控制环路，包括无功外环和
无功电流内环，分别施加如下控制：对于逆变器的无功外环，设置受控变量为送端母线q轴电压ubq，设置控制指令为零，判断风电场中风电机组数量为单机还是多机：若为单机，则采用比例积分调节器；若为多机，则采用比例下垂调节器；将无功外环的输出作为无功电流内环的q轴电流的指令值；对于逆变器的无功电流内环，采用前馈解耦控制，受控变量为逆变器q轴电流，控制指令由无功外环的输出给定，采用比例积分调节器，输出为q轴参考电压；
[0014] 3-1-3)对风电场中每台风电机组的逆变器的有功控制环路，包括有功外环和有功电流内环，分别施加如下控制：对于逆变器的有功外环，任意采用以下两种控制方法之一：方法一，风电机组的逆变器控制逆变器直流侧电压，风电机组的整流器控制最大功率
跟踪；
方法二，风电机组的逆变器控制最大功率跟踪，风电机组的整流器控制直流母线电压；有功外环的输出作为有功电流内环的d轴电流指；对于逆变器的有功电流内环，采用前馈解耦控制，受控变量为逆变器d轴电流，控制指令由有功外环的输出给定，采用比例积分调节器，输出为d轴参考电压；
[0015] 3-1-4)将步骤3-1-1)计算得到的∠U值作为dq坐标系到abc坐标系之间坐标变换所用的相角值，将无功电流内环输出的q轴参考电压以及有功电流内环输出的d轴参考电压，从dq坐标系变换到abc坐标系下，然后通过空间矢量
脉宽调制SVPWM生成开关
信号，以此驱动风电场中风电机组逆变器中开关器件的导通和关断；
[0016] 3-2)对高压直流整流器进行基于有功的电压控制，具体步骤如下：
[0017] 3-2-1)从零时刻起，在每个控制周期到来时检测送端母线电压幅值Ubm、高压直流逆变侧直流电压udi以及高压直流系统的直流电流id；
[0018] 3-2-2)利用Ubm与id，对高压直流整流器的控制环路，包括电压外环和电流内环，施加如下控制：对于电压外环，设置受控变量为送端母线电压幅值Ubm，设置控制指令为Ubm的额定值，采用比例积分调节器，电压外环的输出作为电流内环的指令值；获取高压直流整流器的触发角α，以cosα作为补偿增益项校正调节器的增益；对于电流内环，采用定电流控制：受控变量为直流电流id，控制指令由外部控制环路的输出给定，采用比例积分调节器，输出为高压直流整流器的触发角指令；
[0019] 3-2-3)利用udi与id，对高压直流逆变器采用定直流电压控制，设置受控变量为udi，设置控制指令为udi的额定值，若高压直流逆变器为基于相控换流的逆变器，则采用比例积分调节器，输出为逆变器触发角指令，若高压直流逆变器为基于电压源型逆变器，则采用有功外环和电流内环的双闭环控制，得到用于调节逆变器开关器件导通和关断的参考电压；
[0020] 3-2-4)将步骤3-2-2)所得高压直流整流器的触发角指令用于调节高压直流整流器开关器件的导通，若高压直流逆变器为基于相控换流的逆变器，则将步骤3-2-3)得到的高压直流逆变器触发角指令用于调节高压直流逆变器开关器件的导通，若高压直流逆变器为基于电压源型逆变器，则将步骤3-2-3)得到的参考电压通过SVPWM用于调节高压直流逆变器开关器件的导通和关断。
[0021] 本发明的特点及有益效果在于：
[0022] 1、本发明无需配置STATCOM用以提供电压支撑，从而降低了整个系统的建设成本与运行功耗；
[0023] 2、在本发明中，风电机组逆变器控制中没有采用
锁相环检测电压相角，避免了由锁相环动态引起的频率失稳或同步失稳问题；
[0024] 3、不同于有功下垂控制，本发明在多机风电场应用场景中采用的无功下垂不会对风电机组的
最大功率点跟踪控制造成影响，从而不会损害风电场的有功效益；
[0025] 4、本发明不仅适用于海上风电场接入常规高压直流系统的场景中，实际上更适合于更一般的场景，例如风电场、光伏电站接入基于相控换流整流器的混合型、多端型高压直流系统等，只要其核心拓扑为电压源型逆变器和基于相控换流的整流器相连接。
附图说明
[0026] 图1为风电场接入高压直流系统拓扑示意图。
[0028] 图3为本发明
实施例中风电场和高压直流系统的控制
框图。
[0029] 图4为本发明方法应用于单机等值风电场的仿真结果示意图。
[0030] 图5为本发明方法应用于多机风电场的仿真结果示意图。
具体实施方式
[0031] 本发明提出一种海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制方法，下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
[0032] 本发明提出一种海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制方法，本发明中高压直流整流器为基于相控换流的整流器，高压直流逆变器可为基于相控换流的逆变器或为基于电压源型逆变器。该方法在正常工况下的控制过程中，风电场中每台风电机组的逆变器采用基于无功的频率控制，高压直流整流器采用基于有功的电压控制，以此实现风电场与高压直流系统的协同控制。该方法的整体流程如图2所示，分为风电场控制和高压直流系统控制两部分，两部分相互协同，共同维持送端母线电压与频率的稳定性，该方法具体包括以下步骤：
[0033] 1)当风电场并网连接到高压直流系统的送端交流母线，系统处于稳定状态，此时，送端母线电压及频率、高压直流系统的直流电压均处于稳态，协同控制开始，进入步骤2)。
[0034] 2)将控制开始的时刻记为零时刻，在零时刻检测送端母线电压相角值∠0作为相角初值，设定电压相角∠U在任意控制时刻t的值为 其中ω0表示额定频率，dτ表示时间微元。
[0035] 3)从零时刻起，在每个控制周期到来时，分别对风电场中每台风电机组的逆变器和高压直流整流器进行控制，实现对海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制；具体步骤如下：
[0036] 3-1)对风电场中每台风电机组的逆变器进行基于无功的频率控制，具体步骤如下：
[0037] 3-1-1)从零时刻起，在每个控制周期到来时检测送端母线的三相(abc)电压uabc及风电场输出的三相电流iabc，根据步骤2)计算得到∠U在该控制时刻的值并作为三相静止坐标系(abc坐标系)到两相同步旋转坐标系(dq坐标系)之间坐标变换所使用的相角值，将所测送端母线的三相电压和风电场输出的三相电流变换到dq坐标系中，得到dq坐标系下的送端母线电压和风电场输出电流。所述三相静止坐标系(abc坐标系)到两相同步旋转坐标系(dq坐标系)之间坐标变换为派克(Park)变换。
[0038] 3-1-2)利用步骤3-1-1)得到的dq坐标系下的送端母线电压和风电场输出电流，对风电场中每台风电机组的逆变器的无功控制环路施加如下控制：无功控制环路包括无功外环和无功电流内环，对于逆变器的无功外环，设置受控变量为送端母线q轴电压ubq，设置控制指令为零，判断风电场中风电机组数量为单机还是多机：若为单机，则采用比例积分调节器；若为多机，则采用比例下垂调节器；将无功外环的输出作为无功电流内环的q轴电流的指令值。对于逆变器的无功电流内环，可采用典型的前馈解耦控制，受控变量为逆变器q轴电流，控制指令由无功外环的输出给定，采用比例积分调节器，输出为q轴参考电压，如图3所示。从而，风电机组的逆变器通过无功控制环路控制ubq为零，一方面使得步骤2)中电压相角∠U和实际电压相角保持一致，从而保证送端母线频率稳定性，另一方面使得风电机组逆变器能够自动发出无功，从而为高压直流整流器提供无功补偿。
[0039] 3-1-3)对风电场中每台风电机组的逆变器的有功控制环路施加如下控制：有功控制环路包括有功外环和有功电流内环，如图3所示。对于逆变器的有功外环，任意采用两种典型控制方法之一：其一，由风电机组的逆变器控制逆变器直流侧电压(即风电机组变流器直流母线电压)，由风电机组的整流器控制最大功率跟踪，其二，由风电机组的逆变器控制最大功率跟踪，由风电机组的整流器控制直流母线电压。两种控制方法均可采用比例积分调节器，有功外环的输出作为有功电流内环的d轴电流指令。对于逆变器的有功电流内环，可采用典型的前馈解耦控制，受控变量为逆变器d轴电流，控制指令由有功外环的输出给定，采用比例积分调节器，输出为d轴参考电压，如图3所示。从而，风电机组的逆变器通过有功控制环路直接(或间接)实现最大功率跟踪控制。
[0040] 3-1-4)将步骤3-1-1)计算得到的∠U值作为两相同步旋转坐标系(dq坐标系)到三相静止坐标系(abc坐标系)之间坐标变换(即反派克变换)所用的相角值，将无功电流内环输出的q轴参考电压以及有功电流内环输出的d轴参考电压，从dq坐标系变换到abc坐标系下，然后通过SVPWM生成开关信号，以此驱动风电场中风电机组逆变器中开关器件的导通和关断。
[0041] 3-2)对高压直流整流器进行基于有功的电压控制，具体步骤如下：
[0042] 3-2-1)从零时刻起，在每个控制周期到来时检测送端母线电压幅值Ubm、高压直流逆变侧直流电压udi以及高压直流系统的直流电流id。
[0043] 3-2-2)利用Ubm与id，对高压直流整流器的控制环路施加如下控制：高压直流整流器的控制环路包括电压外环和电流内环，对于电压外环，设置受控变量为送端母线电压幅值Ubm，设置控制指令为Ubm的额定值，采用比例积分调节器，电压外环的输出作为电流内环的指令值。为了使得调节器在不同工作点具有相同的增益，获取触发角α，以cosα作为补偿增益项校正调节器的增益。对于电流内环，可采用典型定电流控制：受控变量为直流电流id，控制指令由外部控制环路的输出给定，采用比例积分调节器，输出为高压直流整流器的触发角指令，如图3所示。从而，高压直流整流器通过控制送端母线电压幅值实现有功平衡控制。
[0044] 3-2-3)利用所测电压udi与电流id，对高压直流逆变器采用典型的定直流电压控制，设置受控变量为udi，设置控制指令为udi的额定值，若高压直流逆变器为基于相控换流的逆变器，则采用比例积分调节器，输出为逆变器触发角指令，若高压直流逆变器为基于电压源型逆变器，则采用有功外环和电流内环的双闭环控制结构，控制方法与风电机组逆变器控制风电机组变流器直流母线电压的方法相同，得到用于调节逆变器开关器件导通和关断的参考电压。
[0045] 3-2-4)将步骤3-2-2)所得高压直流整流器的触发角指令用于调节高压直流整流器开关器件的导通，若高压直流逆变器为基于相控换流的逆变器，则将步骤3-2-3)所得逆变器触发角指令用于调节高压直流逆变器开关器件的导通，若高压直流逆变器为基于电压源型逆变器，则将步骤3-2-3)所得参考电压通过SVPWM用于调节高压直流逆变器开关器件的导通和关断。
[0046] 下面为一具体实施例：
[0047] 额定容量为1000MW的常规高压直流系统，高压直流整流器和高压直流逆变器均为基于相控换流的换流站，系统参数来源于CIGRE高压直流标准测试模型。风电场中的风电机组以受控直流电流源并联逆变器等效。风电场可等值为单台风电机组或两台风电机组，其中两台风电机组可代表多机风电场。送端母线上挂接的单组滤波器的基频无功容量为50Mvar。在此系统中对各项发明进行举例。
[0048] 假定整个系统已经完成启动，风电场并网连接到高压直流系统的送端交流母线，系统处于稳态，从零时刻开始，将本发明方法应用于此系统中。0.5s时设置风电机组直流侧的直流电流减小，等效的有功功率由1.0pu逐渐减小到0.6pu，2.0s直流电流增加，等效的有功功率逐渐恢复到1.0pu。在4s到9s之间，故意投切滤波器造成无功扰动。
[0049] 图4为本发明方法应用于单机等值风电场的仿真结果。图4(a)中Ubm、ω1分别表示送端母线电压、频率，可以看出在有功减小或增大期间，送端母线电压会相应减小或增大，但在基于有功的电压控制方法下能够回到额定值；当遭受无功扰动时，送端母线频率和电压均存在微小
波动，并很快回到稳态。图4(b)中Pw、Prc、Piv分别表示风电场发出的有功、高压直流整流器吸收的有功、高压直流逆变器发出的无功，可以看出风电场发出的有功能够实时被高压直流系统送出。图4(c)中Qw、Qfilter、Qrc分别表示风电场发出的无功、送端母线滤波器发出的无功、高压直流整流器吸收的无功，可以看出，在有功和无功扰动期间，风电场能够
自动调节无功，和滤波器共同承担高压直流整流器消耗的无功功率。图4(c)中ubq、iwq分别表示送端母线q轴电压和风电场发出的q轴电流，可以看出q轴电压保持为零，从而说明系统频率维持稳定，q轴电流随无功需求自动变化，从而为高压直流整流器自动补偿无功功率。
[0050] 图5为本发明方法应用于多机风电场的仿真结果示意图，其中以两机代表多机，图5(a)中Ubm、ω1分别表示送端母线电压、频率。图5(b)中Pw1、Pw2、Prc分别表示第一台风电机组发出的有功、第二台风电机组发出的有功、高压直流整流器吸收的有功。图5(c)中Qw1、Qw2、Qfilter、Qrc分别表示第一台风电机组发出的无功、第二台风电机组发出的无功、送端母线滤波器发出的无功、高压直流整流器吸收的无功。图5(d)中ubq1、ubq2、iwq1、iwq2分别表示第一台风电机组、第二台风电机组的q轴电压和q轴电流。图5中两机等值风电场仿真结果和图4中单机等值风电场基本相同，区别在于，由于两机风电场中无功外环采用比例下垂控制而非比例积分控制，因此图5(d)中q轴电压在稳态时存在微小的静差，两台机组能够根据下垂系统自动分配无功，这是由比例下垂调节器的固有特性决定的。
[0051] 由上两图仿真结果可以看出，在正常工况下，若系统未受扰动，则系统能够维持稳定运行；当系统由于风电场侧有功功率增大或者减小而遭受扰动时，高压直流系统能够及时通过本发明方法中基于有功的电压控制使得送端母线有功功率保持平衡，风电场发出的有功功率能够及时地被高压直流系统输送到受端电网，并且送端母线电压能够维持稳定。当由于投切滤波器造成无功扰动时，整个系统能够在本发明方法中基于无功的频率控制下维持频率稳定，并且风电场能够自动为高压直流系统提供无功补偿。综上，通过实施例的验证和说明，本发明方法能够应用于海上风电场接入常规高压直流系统的协同控制。
[0052] 上述实施例仅用于说明本发明，其中系统容量、滤波器容量、控制参数等都是根据风电场、直流工程的具体参数而会有所变化，凡是在本发明技术方案的
基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。
