技术领域
[0001] 本
发明属于直流输电技术领域，涉及一种用于真双极柔性直流输电系统换流站的多目标协同控制方法。
背景技术
[0002] 随着柔性直流输电系统向更高
电压等级、更大输电容量、多端化和网络化发展，灵活可靠的真双极系统结构将拥有广阔的应用前景。现有真双极换流站两换流器采用对称式的控制策略，即采用完全相同的控制策略，这会带来很多问题。具体的说：
[0003] 真双极换流站与
孤岛新
能源电网或无源交流电网相连时，需要换流器为交流网络提供稳定的交流电压。现有控制方法中，真双极换流站的正、负极换流器均采用恒交流电压幅值
频率控制策略。该控制策略下，无法实现对交直流电网公共耦合点(PCC点)的有功、无功独立控制，且交流电网流入换流站直流侧正、负极输电线路的功率分配不可控，输电系统灵活性低。
[0004] 真双极换流站与有源交流网络相连时，由交流网络提供稳定的交流电压，可对换流站采用有功无功解耦控制策略，现有控制方法中，对换流站正、负极换流器均给定同一类型控制量及其控制目标参考数值。该控制策略下，交流电网流入换流站直流侧正、负极输电线路的功率大小和方向一致，正、负极电网间功潮流不可调，没有充分发挥真双极换流站的结构优势，输电系统灵活性低。
发明内容
[0005] 为解决上述问题，本发明公开了一种对真双极柔性直流输电系统的多目标协同控制方法，换流站正、负两极换流器独立控制、运行，并设计极间协同控制策略，对正常工况和故障工况分别设计有功功率分配方法，为两极间功率分配提供具体调节数值。
[0006] 为了达到上述目的，本发明提供如下技术方案：
[0007] 一种基于真双极柔性直流输电系统的多目标协同控制方法，包括如下步骤：
[0008] 同一换流站内正、负两极换流器独立控制，其中一极换流器采用恒交流电压幅值/频率控制方式，作为电压控制极提供稳定交流电压；另一极换流器采用有功/无功解耦控制方式，作为功率驱动极，通过
修改有功功率参考值实现换流站所传输功率在正负极直流电网中的主动灵活分配。
[0009] 进一步的，在正常工况下，新能源出
力波动(按照一定频率进行定时设置)时，根据实际检测到的交流侧传输有功功率，将有功驱动极功率参考值设置在总传输功率的一半，使得两极有功功率尽可能平均分配；在非正常工况下，使健全极转代部分故障极功率，在保证直流电压不越限的前提下提高换流站整体传输功率。
[0010] 进一步的，正常工况下，控制方法包括如下步骤：
[0011] 步骤1，根据历史数据，得新能源
电场的短时输出功率波动幅值最大不超过λ，将换流站总传输容量分成K个区间，
[0012]
[0013] 其中，Prate为单极换流器容量， 为向下取整符号；
[0014] 步骤2，实时监测流入PCC的有功功率P3，判断其所属区间n和该区间的有功功率预测值：
[0015]
[0016] 则第n个区间的功率预测值Ps*为：
[0017]
[0018] 即每个区间的功率预测值为该区间上下限的平均值；
[0019] 步骤3，当送端电网功率变化，总传输功率变为Ps′，设
[0020] ΔPs＝|Ps’-Ps*| (4)
[0021] 判断此功率变化量和区间宽度λ的关系：若ΔPs≤λ，则证明此功率变化不超过短时波动范围，功率预测值和单极有功功率参考值不需要改变；若ΔPs＞λ，则将转入步骤2，重新调整功率预测值；
[0022] 步骤4，让有功功率在两极间平均分配，设置单极有功功率参考值Ps1,ref为功率预测值的一半，
[0023]
[0024] 通过步骤1至步骤4的调整，流入正极网络的有功功率约为该端总传输功率的一半。
[0025] 可得正极实际功率Ps1和负极实际功率Ps2的表达式：
[0026] Ps1＝Ps1,ref (6)
[0027] Ps2＝Ps-Ps1,ref (7)。
[0028] 进一步的，非正常工况下，控制方法包括如下步骤：
[0029] 步骤1，有功驱动极换流器正常工况下功率裕度ΔPs1为：
[0030] ΔPs1＝Prate-Ps1 (8)
[0031] 发生单极故障后，在功率调节前直
流线路发生过载，过载功率量记为ΔPdc_overload；
[0032] 步骤2，若多端柔直电网中只含有一个采用混合控制策略的换流站，则由该换流站的极间协同控制。故障后有功驱动极换流器功率参考值P’s1,ref调节原则应遵循(9)式：
[0033] Ps’1,ref＝Ps1,ref±min{ΔPs1,ΔPdc_overload} (9)
[0034] 其中，若故障发生在电压控制极所在直流网络，式(9)取+号以增大健全极总传输功率；若故障发生在有功驱动极所在直流网络，则式(9)取-号以减小故障极总传输功率；
[0035] 步骤3，若多端直流电网中含有m个采用混合控制的换流站，则各换流器功率参考值的调节根据正常工况下该换流站功率裕度ΔPs1,i之间的比例来进行分配，即遵循(10)式：
[0036]
[0037] 其中， 为m个功率驱动极换流器的功率裕度之和。若步骤3中若有功无功解耦控制对应故障极，减小有功功率参考值以避免故障极直流网络的功率冗余；若有功无功解耦控制对应非故障极，则应增大有功功率参考值，将故障极的部分传输功率转代到非故障极，在总传输容量不变的情况下减少故障极网络的传输功率。
[0038] 进一步的，所述非正常工况包括：某一极电网出现直流侧断线故障或者换流器停运故障。
[0039] 进一步的，可将双极混合控制策略的总体控制
框架分为双极协同控制层和单极换流器控制层，各控制层的功能如下：
[0040] 1)双极协同控制层：负责全站双极有功功率分配，全站
无功功率控制；
[0041] 2)单极换流器控制层：根据双极不同的控制目标，可分别采用不同的控制方案；为满足连接新能源电场和无源交流网络的要求，一极以有功功率和无功功率为控制目标，另一极以交流电压为控制目标。
[0042] 与
现有技术相比，本发明具有如下优点和有益效果：
[0043] 本发明在采用不同控制方式的正负极换流器之间设计极间协同控制策略，根据系统的有功消纳需求和运行工况协同两极间具体功率分配，功率驱动极具有良好的功率调节特性，而电压控制极的直流电压保持稳定，且能够在非正常工况下由健全极主动承担部分故障极功率，以避免故障极传输功率过剩，增强了双极系统的灵活性和可靠性。
附图说明
[0044] 图1为本发明的总体控制结构。
[0045] 图2为混合控制策略的实施架构图，其中正极采用有功无功解耦控制，负极采用恒交流电压幅值频率控制。
[0046] 图3为恒交流电压幅值/频率控制
框图。
[0047] 图4为有功无功解耦控制框图。
[0048] 图5为
实施例一中四端柔性直流输电网络拓扑结构。
[0049] 图6为实施例一中
风场波动工况下实施例中各项仿真结果，其中，(a)为T1端风速，(b)为T1端传输总功率和正极有功功率，(c)为T1端负极有功功率和有功参考值，(d)为T1端直流电压和交流电压。
[0050] 图7为实施例二中单极换流器退出运行工况下对比例中各项仿真结果，其中，(a)为正负极直流电压，(b)为T1端交流侧PCC电压(标幺值)，(c)为各端正极换流器传输有功功率，(d)为各端负极换流器传输有功功率。
[0051] 图8为实施例二中单极换流器退出运行工况下实施例中各项仿真结果，其中，(a)为正负极直流电压，(b)为T1端交流侧PCC电压(标幺值)，(c)为各端正极换流器传输有功功率，(d)为各端负极换流器传输有功功率。
[0052] 附图标记说明：
[0053] Us：交流
母线侧
三相电压基波分量有效值；
[0054] Us,ref：交流母线电压参考值；
[0055] fref：三交流电压基频；
[0056] M*：调制比；
[0057] Vw1：换流站1所连风场的风速；
[0058] Ps1：换流站1所连风场的有功出力；
[0059] Ps1n,ref：换流站1负极有功功率参考值；
[0060] Ps1p,Ps2p,Ps3p,Ps4p：换流站1至换流站4各端正极传输有功功率；
[0061] Ps1n,Ps2n,Ps3n,Ps4n：换流站1至换流站4各端负极传输有功功率；
[0062] Udcp：正极直流电压；
[0063] Udcn：负极直流电压；
[0064] UPCC：交流侧PCC点电压。
具体实施方式
[0065] 以下将结合具体实施例对本发明提供的技术方案进行详细说明，应理解下述具体实施方式仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。
[0066] 在真双极柔性直流输电系统站级控制中，采用本发明提出的混合控制策略及其极间协同控制，系统控制架构如图1所示。同一换流站内正、负两极换流器独立控制，如图2所示，同一换流站内其中一极换流器采用恒交流电压幅值/频率控制，另一极换流器采用有功-无功解耦控制。当换流站与孤岛新能源电网或无源交流电网相连时，采用上述策略，正负两极换流器有不同的控制目标。采用有功无功解耦控制的换流器，通过修改有功功率参考值能主动动态调节与换流站相连正、负极直流线路潮流分布，称为功率驱动极；采用恒交流电压幅值/频率控制的换流器，能稳定交流侧公共连接点(PCC点)电压，称为电压控制极。在真双极柔性换流站正、负极换流器独立运行、独立控制的
基础上，针对几种常见电网类型，本发明提出了一种混合控制方法，由图1中的极间协调控制单元实现：
[0067] 当柔性直流输电用于连接孤岛新能源电网或无源交流电网时，相应的换流站必须建立起稳定的交流电压。首先让换流站两极中一极独立的换流器工作在幅相控制方式下，其控制框图如图3所示，具体控制原理如下：UPCC和UPCC,ref之间的误差通过PI控制可以得到M*。将三相
正弦波发生器的频率设定为fref，并设定三相对称，即可得到换流桥侧三相电压基波分量的目标值。然后采用正弦
脉宽调制(SPWM)方法控制IGBT的导通和关断。由于通过该极的控制可以稳定交流侧PCC点的交流电压，该极即为电压控制极。
[0068] 由于真双极换流站仅依靠一极(电压控制极)独立的换流器即可实现对换流站PCC点交流电压的
稳定性控制。可采用另一极独立的换流器对所传输的有功功率在正、负极的分配进行主动的控制，该极即为有功驱动极。有功无功解耦控制又称dq解耦控制，基于同步旋转
坐标系(dq坐标)下的换流器数学模型，采用直接
电流控制策略和双闭环
控制器结构。内环控制器采用电流反馈和电压前馈的解耦控制策略，将三相交流量转变为旋转坐标下的两相直流量，具有快速电流反馈特性及内在限流能力；外环控制器由稳态逆模型和PI调节器构成，以有功功率或无功功率为控制目标，实现系统有功功率和无功功率的独立调节。有功无功解耦控制策略的框图如图4所示。
[0069] 真双极正、负极换流器采用混合控制方法，两极换流器控制目标不同，需进一步设计极间协同控制策略确定两极间具体功率分配。在正常工况下，新能源出力波动时，根据实际检测到的交流侧传输有功功率，将有功驱动极功率参考值设置在总传输功率的一半，使得有功功率在两极间尽量平均分配。若系统出现非正常运行工况，两极直流电网拓扑不对称，故障极网络传输有功功率能力减弱，两极功率不宜再平均分配，极间协同控制方法主要考虑对故障极电网的功率进行转代。需在约束条件下通过改变有功参考值，令健全极转代部分有功功率，减少故障极有功功率。具体约束条件包括换流器传输功率和电流约束，线路传输功率和电流等。
[0070] 具体的说，正常工况下，极间协同控制策略遵循以下原则和步骤：
[0071] 步骤1，根据历史数据，得新能源电场的短时输出功率波动幅值最大不超过λ，将换流站总传输容量分成K个区间，
[0072]
[0073] 其中，Prate为单极换流器容量， 为向下取整符号。
[0074] 步骤2，实时监测流入PCC的有功功率P3，判断其所属区间和该区间的有功功率预测值：
[0075]
[0076] 则第n个区间的功率预测值Ps*为：
[0077]
[0078] 即每个区间的功率预测值为该区间上下限的平均值。
[0079] 步骤3，当送端电网功率变化，总传输功率变为Ps’，设
[0080] ΔPs＝|Ps’-Ps*| (4)
[0081] 判断此功率变化量和区间宽度λ的关系：若ΔPs≤λ，则证明此功率变化不超过短时波动范围，功率预测值和单极有功功率参考值不需要改变；若ΔPs＞λ，则将转入步骤2，重新调整功率预测值。
[0082] 步骤4，让有功功率在两极间平均分配，单极有功功率参考值Ps1,ref为功率预测值的一半，
[0083]
[0084] 通过步骤1至步骤4的调整，流入正极网络的有功功率约为该端总传输功率的一半。可得正极实际功率Ps1和负极实际功率Ps2的表达式：
[0085] Ps1＝Ps1,ref (6)
[0086] Ps2＝Ps-Ps1,ref (7)
[0087] 非正常工况下，当某一极电网出现直流侧断线故障或者换流器停运故障时，因故障极直流网络的传输能力降低，健全极应主动承担部分故障极功率，以避免故障极传输功率过剩。极间协同控制方法遵循以下原则和步骤：
[0088] 步骤1，有功驱动极换流器正常工况下功率裕度ΔPs1为：
[0089] ΔPs1＝Prate-Ps1 (8)
[0090] 发生单极故障后，在功率调节前直流线路发生过载，过载功率量记为ΔPdc_overload。
[0091] 步骤2，若多端柔直电网中只含有一个采用混合控制策略的换流站，则由该换流站的极间协同控制。故障后有功驱动极换流器功率参考值P’s1,ref调节原则应遵循(9)式：
[0092] Ps’1,ref＝Ps1,ref±min{ΔPs1,ΔPdc_overload} (9)
[0093] 其中，若故障发生在电压控制极所在直流网络，式(9)取+号以增大健全极总传输功率；若故障发生在有功驱动极所在直流网络，则式(9)取-号以减小故障极总传输功率。
[0094] 步骤3，若多端直流电网中含有多个采用混合控制的换流站，则各换流器功率参考值调节量根据正常工况下功率裕度ΔPs1,i之间的比例来进行分配。
[0095]
[0096] 若有功无功解耦控制对应故障极，应减小有功功率参考值以避免故障极直流网络的功率冗余；若有功无功解耦控制对应非故障极，则应增大有功功率参考值，将故障极的部分传输功率转代到非故障极，在总传输容量不变的情况下减少故障极网络的传输功率。
[0097] 以下以对比例和实施例进行对比，来进一步说明本发明优越性。
[0098] 测试环境：在PSCAD/EMTDC环境中搭建了如图5所示的并联型四端VSC-MTDC仿真系统。其中，换流站1和换流站3额定容量分别为1500MW和3000MW，分别与两个大规模孤岛风电场相连，采用混合控制策略；换流站2额定容量为1500MW，与
抽水蓄能电站相连，为功率调节站；换流站4额定容量为3000MW，向交流电网输送功率。直流侧额定电压为±500kV。每端换流站有两套换流器，分别连接正负极运行层。表1为各换流器的控制策略。
[0099]
[0100]
[0101] 表1
[0102] 实施例一：风电场出力波动工况
[0103] 为验证在正常工况下极间协同控制策略的适用性和控制效果，考虑新能源出力的随机性和波动性，对T1端风场的风速变化进行仿真。起始风速为10m/s，在4.0s开始匀速抬升，直至11m/s；5.0s开始小幅阵风波动，持续时长为1s；7.0s时，再次经历一次风速抬升至12m/s。此期间T3端风场出力不变为1800MW，T4端交流侧有功需求为1800MW。仿真
波形图如图6所示。
[0104] 由图6(a)(b)可知，风场输出有功功率随风速波动呈现相同的变化趋势。根据划分的功率区间和相应有功功率预测值，在极间协同控制策略的作用下，T1换流站的功率驱动极(负极)换流器的有功功率参考值呈现带梯度的上升，分别为300MW、400MW、500MW，负极有功功率实际值能快速追踪参考值，体现了功率驱动极良好的功率调节特性。直流电压的波动在基准值±5％之内，基本保持稳定。
[0105] T1端负极换流器采用了定有功、定无功功率控制，总传输功率的波动直接传递到正极换流器，由图6(b)可见正极传输功率和总传输功率曲线波动趋势相近。同时，正极作为电压平衡极来稳定交流电压，负极换流器出口处的电压波动导致无功功率快速调整，以保证PCC点电压恒定。
[0106] 仿真结果表明，混合控制策略用于同风场侧相连的换流器时，能灵活应对风场侧出力波动情况，控制交流电压和直流电压的稳定。
[0107] 实施例二:单极换流器退出运行工况
[0108] 为验证在非正常工况下极间协同控制策略的适用性和有效性，本实施例在仿真系统稳定运行后，于4s时令T4端负极换流器退出运行，考虑各换流站均有一定功率裕度的场景：两送端T1和T3所连风电场出力分别为800MW和1800MW；T4向交流电网输送1500MW有功功率；T2换流站作为平衡站，稳定全网直流电压并保持直流系统中有功功率平衡。
[0109] 为了比较传统采用的单一幅相控制和本文提出的混合控制策略在控制效果上的异同，在PSCAD/EMTDC中搭建了两拓扑相同的仿真系统——实施例和对比例。其中，实施例中各换流器的控制策略如表1所示；对比例中与孤岛风场相连的换流站采用了传统的单一幅相控制。图7为对比例下仿真波形图，图8为实施例下的仿真波形。
[0110] 若故障后风场保持出力恒定，对于采用单一幅相控制的风场侧换流器，有功功率无法在双极间主动分配，两极间潮流遵循自然分布。随着T4端负极换流器的退出运行，负极四端环网变成三端环网，负极网络的传输功率能力大大降低。由图7可见，T1和T3两送端流入负极网络中的有功功率分别为400MW和750MW，流入T3换流器的传输功率超过该端换流器的传输容量上限(750MW)。负极直流网络中冗余的有功功率无法消纳，造成负极直流电压抬升，超过直流电压值上限650kV(图7a中虚线)。这将进一步造成直流换流站的闭
锁，或者风场的紧急切机。
[0111] 而在本实施例中，采用混合控制策略的换流器能主动分配和调节两极间功率。T4端负极换流器的退出运行，导致T4端全部有功功率1500MW通过正极换流器传输。考虑到负极网络传输能力的降低，通过混合控制的极间协同控制系统改变控制系统中功率参考值以将负极网络的部分功率转代到正极网络：T1负极换流器的有功功率参考值从400MW降低到[0112] 200MW，T3正极换流器的有功功率参考值由900MW增加到1400MW。采用混合控制策略后各端传输功率、直流电压和交流电压波形见图8。
[0113] 在混合控制的极间协同控制的作用下，通过有功驱动极主动分配直流正负极所传输的有功之后，故障极(负极)电网的传输功率有效降低，通过T1端换流器送入200MW功率，通过T3端换流器流入400MW，流入负极直流电网的功率总和为600MW，不超过T3端负极换流器的传输容量(750MW)，在换流器调节能力之内。T4端负极换流器4s时退出运行导致直流电网中短时功率冗余，造成直流电压升。通过双极间的协同控制，直流电压升至560kV，未超过1.3p.u(650kV)，并快速回归到500kV。
[0114] 同时，有功功率驱动极的主动控制不影响电压控制极的稳定控制，各端交流侧PCC电压稳定在1.0p.u。
[0115] 本发明方案所公开的技术手段不仅限于上述实施方式所公开的技术手段，还包括由以上技术特征任意组合所组成的技术方案。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。
