[0001] 本发明涉及大规模风电经高压直流系统并网系统频率稳定性领域，特别涉及考虑同步机组、双馈风电机组和高压直流系统调频特性的系统频率主动支撑协调控制方法，尤指一种提高大规模风电经高压直流外送系统送端频率稳定性的协调控制方法，以保证送端交流电网的频率稳定。

[0002] 风能作为一种新型的绿色能源，资源总量巨大，在全球能源结构中逐渐占据重要地位，利用风力发电已逐渐成为风能利用的主要形式；基于电网换相换流器的高压直流系统输电因具有快速灵活、高度可控、经济性高等特点，在大型能源基地向负荷中心的远距离输电中应用非常广泛。随着风电在送端电网中占比不断增加，送端交流系统呈现惯量水平低、调频能力弱的特性，其受到不同程度的扰动时，若传统同步机组功率调节裕度无法满足电网调频需求，可能导致系统频率变化率过大、频率越限等问题。因此，亟需挖掘双馈风电机组和高压直流系统的调频潜力。在多种调频资源协同配合下共同支撑系统惯量、参与频率稳定调控，提升送端系统安全稳定运行能力。

[0003] 目前，基于跟网型控制的双馈风电机组主要通过附加频率控制，使其具有主动支撑系统频率的能力，其控制策略主要分为虚拟惯量控制、下垂控制和减载控制等；高压直流系统可通过附加频率控制改变其传输功率的大小，进而参与送端交流系统调频任务，其中，采用频率限制控制器并合理设计其调频死区可改善系统频率周期性振荡问题。在双馈风电机组、高压直流系统与其他调频资源协调配合方面，仅实现了不同调频资源共同支撑系统频率稳定的目标，并未充分考虑不同扰动工况下传统同步机组、风电场和高压直流系统惯量支撑能量与调频功率的协调优化分配，以及在维持系统频率稳定的同时充分利用各调频资源的调频能力，导致扰动影响范围大、交流电网的频率安全稳定性差等问题。

[0044] 下面将结合附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。

[0045] 参见图1至图7所示，本发明的风电经高压直流系统外送系统送端频率主动支撑协调控制方法，属于含大规模风电经高压直流系统外送系统频率稳定领域。根据高压直流系统送端各种调频资源的功率调节裕度和扰动引起的不平衡功率划分工况，分析其频率支撑需求；此外，综合考虑各调频资源的响应速度及调控能力差异，设计了基于双馈风电机组的风电场多时间尺度调频控制策略以及考虑调频死区的双馈风电机组和高压直流系统频率支撑协调控制策略；通过控制参数的合理设计使双馈风电机组和高压直流系统均能够针对不同频率支撑需求呈现不同的频率响应特性，在维持送端系统频率稳定的同时充分利用各机组的调频能力。具体步骤如下：

[0046] 步骤1、大规模风电经高压直流系统外送系统结构及其频率支撑需求分析：

[0047] (1)大规模风电经高压直流系统外送系统结构

[0048] 大规模风电经高压直流系统外送系统结构如图1所示，其中，送端发电设备包括双馈风电机组和传统同步机组；高压直流系统送端换流站为整流器(LCC1)，采用定直流电流控制，受端换流站为逆变器(LCC2)，采用定直流电压控制，维持系统直流电压稳定；Bus1、Bus2分别为整流侧和逆变侧的交流母线。

[0049] (2)频率需求分析

[0050] 针对大规模风电经高压直流系统外送系统，电力电子设备占比越来越高，双馈风电机组与高压直流系统参与送端电网调频是未来的发展趋势。此外，不同程度功率扰动产生的不平衡功率不同，根据传统同步机组与风电场的一次调频最大功率调节裕度和扰动功率将频率支撑需求划分为以下三种情景：

[0051] 情景一：若扰动功率满足式(1‑1)，即传统同步机组的一次调频功率调节裕度足以消纳不平衡功率，此时送端电网的一次调频任务可以仅由同步机组承担。但是，由于送端电网电力电子设备占比高，传统同步机一次调频响应速度慢，送端电网频率变化率在扰动初期过大，可能引起风电保护动作，引发双馈风电机组脱网，威胁系统安全稳定运行。因此，有必要挖掘双馈风电机组和高压直流系统的惯量支撑潜力，利用二者响应速度快的优势，主动参与抑制扰动初期送端电网频率变化率以及最大频率偏差，为传统同步机一次调频响应提供时间。此情景下，送端电网稳态时不平衡功率仅由同步机组承担，双馈风电机组或高压直流系统仅暂时提供惯量支撑，抑制送端电网频率变化和最大频率偏差。

[0052] ΔPunb≤ΔPgmax (1‑1)

[0053] 式中，ΔPunb是送端电网扰动功率；ΔPgmax是传统同步机组一次调频最大功率调节裕度。

[0054] 情景二：若扰动功率满足式(1‑2)，即送端电网不平衡功率无法由同步机组一次调频功率调节裕度完全消纳。考虑到尽量减小送端电网功率扰动的影响范围，则需要由同步机组和双馈风电机组共同承担不平衡功率。考虑到尽量不改变双馈风电机组的运行状态，在充分发挥同步机组一次调频最大能力后，剩余不平衡功率再由双馈风电机组承担。此情景下，送端电网达到稳态时扰动功率由同步机组和双馈风电机组共同承担，双馈风电机组在此过程中呈现惯量支撑和一次调频的作用，高压直流系统可仅呈现惯量支撑的作用。

[0055] ΔPgmax＜ΔPunb≤ΔPgmax+ΔPwmax (1‑2)

[0056] 式中，ΔPwmax是风电场一次调频最大功率调节裕度。

[0057] 情景三：若扰动功率满足式(1‑3)，即送端电网的传统同步机组和风电场均达到一次调频能力上限也无法完全消纳不平衡功率，需要高压直流系统共同承担频率调节任务。由于高压直流系统参与送端电网一次调频任务时会增大或减小其稳态传输功率，从而影响受端电网，扩大功率扰动范围，因此，充分利用同步机组和风电场的最大调频功率调节裕度后，剩余不平衡功率由高压直流系统承担，维持送端电网安全稳定运行的同时降低对受端电网的影响程度。此情景下，送端电网频率达到稳态时不平衡功率由同步机组、风电场和高压直流系统共同承担，高压直流系统在此过程呈现惯量支撑和一次调频的作用。

[0058] ΔPunb＞ΔPgmax+ΔPwmax (1‑3)

[0059] 步骤2、提高大规模风电经高压直流系统外送系统送端频率稳定性的协调控制策略：

[0060] 结合同步机组、双馈风电机组和高压直流系统的调频能力和响应速度，设计了基于三者的频率支撑协调控制策略，以满足上述三种情景下的频率支撑需求，提高系统的频率稳定性的同时充分利用其调频优势并实现调频资源优化利用，减小扰动影响范围。

[0061] (1)双馈风电机组频率支撑控制策略

[0062] 为了风电在呈现惯量支撑和一次调频作用时可以根据不平衡功率的大小自适应切换的功能，提出如图2所示控制方法参与弱送端电网调频任务，包含虚拟惯量控制、下垂控制和附加桨距角控制3个控制环节。该控制方法设计逻辑为：发生功率扰动后，将送端电网频率变化通过微分环节引入转速参考值；频率偏差超过其调频死区后，下垂控制启动，其调节量附加在转速参考值上；若转子转速达到最大功率跟踪控制运行点最优转速值或最大转速值，启动附加桨距角控制，其调节量附加在桨距角上。为使双馈风电机组可以快速支撑系统惯量，虚拟惯量控制环节不设死区；但下垂控制和附加桨距角控制设置死区，充分利用传统同步机组一次调频功率调节裕度，并使双馈风电机组具备惯量支撑作用和一次调频作用自适应切换的能力。双馈风电机组附加调频控制策略原理表达式如式(2‑1)和(2‑2)所示：

[0063]

[0064] 式中，f和Δf分别是系统频率和频率偏差；fwwh是转速附加控制中下垂控制环节的死区；ΔωD是虚拟惯量控制环节的输出量；kwd是虚拟惯量控制的微分系数；Δωp是下垂控制环节输出量；Δ ωmax和Δωmin分别是Δωp的上下限值；kwp1和kwp2分别是下垂控制环节的比例系数；ωref0是转子转速参考值的初始值；ωref是转子转速当前参考值；ωopt是双馈风电机组运行在最大功率跟踪模式下最优转速值，也是转速参考值的下限值；ωmax是双馈风电机组允许的转速参考值上限值。

[0065]

[0066] 式中，kβ1和kβ2是双馈风电机组附加桨距角控制的比例系数；fwβH是附加桨距角控制的死区值；Δβ是附加桨距角控制的输出量。

[0067] (2)高压直流系统频率支撑控制策略

[0068] 高压直流系统频率支撑控制策略如图3所示，其工作原理是：功率扰动后，当送端电网频率偏差超过控制策略的死区值后，送端变流站将改变高压直流系统传输功率，降低送端电网扰动后的不平衡功率，抑制送端电网频率变化，其控制原理表达式如式(2‑3)所示。为了使系统安全稳定运行并尽可能防止送端扰动影响受端电网，高压直流系统频率支撑控制策略中死区值的设置需满足的是实现同步机组与风电场的一次调频功率调节裕度的充分利用以及高压直流系统惯量支撑和一次调频作用自适应切换的功能。

[0069]

[0070] 式中，fdh是高压直流系统附加控制的调频死区值；ΔPdc是高压直流系统传输功率调节量，ΔPdcmax是其上限值，ΔPdcmin是其下限值；yi是直流系统状态量，ymax和ymin分别是其上限值和下限值；kdp是比例系数；kdi是积分系数。

[0071] 步骤3、双馈风电机组和高压直流系统控制环节中的关键参数设计：

[0072] 扰动后，同步机转子中的转动惯量自动参与送端电网频率调节，即利用转子动能首先承担扰动功率，抑制频率变化趋势，此阶段的响应时间是毫秒级的。为使同步机安全运行，其一次调频承担的扰动功率限制在额定负荷的6％之内，一次调频原理如式(3)。送端电网参与一次调频的电源设备包括同步机组、双馈风电机组与高压直流系统，由于送端电网频率是由同步机组的转子转速决定的，因此，将风电场一次调频功率调节裕度可作为同步机组一次调频功率调节裕度的补充。

[0073] ΔPG＝KG·Δf (3‑1)

[0074] 式中，KG为一次调频的调节系数，ΔPg为同步机组一次调频所调节的不平衡功率。

[0075] (1)附加频率控制死区值设计

[0076] 风电场的功率调节裕度是由经变速减载预留的功率调节裕度ΔPww和经变桨减载预留的功率调节裕度ΔPwβ两部分组成。根据频率支撑需求分析，考虑到同步机组与双馈风电机组的调频优势并为充分利用同步机组一次调频功率调节裕度，双馈风电机组下垂控制的死区值fwwh由同步机组的一次调频最大功率调节裕度来确定，如式(3‑1)所示；基于双馈风电机组变速控制与变桨控制的控制逻辑，附加桨距角控制的死区值fwβh由同步机组和风电场基于变速减载预留的最大功率调节裕度之和确定，如式(3‑2)所示。

[0077] Δfg1＝ΔPgmaxBp (3‑2)

[0078] Δfg2＝(ΔPgmax+ΔPwwmax)Bp (3‑3)

[0079] 式中，ΔPwwmax是风电场经变速减载预留的最大功率调节裕度，ΔPwβmax是风电场经变桨减载预留的最大功率调节裕度，且ΔPwwmax+ΔPwβmax＝ΔPwmax；Δfg1是同步机组发挥一次调频最大能力时对应的频率偏差，即fwwh＝Δfg1；Δfg2是同步机组和基于变速控制的风电场一次调频能力达到上限时对应的频率偏差，即fwβh＝Δfg2。

[0080] 当送端电网扰动功率产生的不平衡功率过大时，高压直流系统必须参与一次调频任务，又为充分利用同步机组与风电场的功率调节裕度，则高压直流系统附加频率控制策略中的死区值由同步机组与风电场的一次调频功率调节裕度总和的最大值来确定，如式(3‑3)所示：

[0081]

[0082] 式中，Δfg+w是同步机组与风电场的一次调频最大功率调节裕度之和对应的频率偏差。根据《电能质量·电力系统频率偏差》标准规定，若计算得出的Δfg+w≤0.5Hz，则Δfg+w＝fdh；反之，Δfg+w＝0.5Hz，以满足稳态时电网频率偏差限值为±0.5Hz的要求。

[0083] (2)双馈风电机组附加下垂系数参数设计

[0084] 在变速控制的一次调频能力范围内。双馈风电机组转子转速的变化范围是[ωopt，ωmax]，频率偏差的变化范围是[fwwh，fwβh](或[‑fwβh，‑fwwh])。Δωref与基于死区的频率偏差(Δf±fwwh)成正比，为了充分利用通过变速控制预留的功率调节裕度，基于转子转速参考值ωref和频率偏差的耦合关系，Δωref和(Δf±fwwh)的耦合关系kwp的取值如式(3‑4)所示。

[0085]

[0086] 当转子转速达到ωopt(或ωmax)后，保持双馈风电机组的转子转速不变，启动附加桨距角控制。在变桨控制的一次调频能力范围内，桨距角的变化范围是[0°，27°]，频率偏差的变化范围是[fwβh，fdh](或[‑fdh，‑fwβh])。类比下垂控制系数设计的思想，附加桨距角控制中的耦合关系kβ可定义为

[0087]

[0088] 实施例：

[0089] 参见图4至图7所示，功率扰动发生后，送端电网频率迅速下降，首先，同步机组转子的转动惯量自然响应频率变化，双馈风电机组也立即启动虚拟惯量控制环节减小转子转速，释放转子动能的同时增加捕获的机械功率，共同抑制频率变化率；然后，在送端电网频率偏差超过双馈风电机组下垂控制环节调频死区fwwh，则下垂控制立即投入，频率偏差从死区值至其最大值的过程中，转子转速降低，双馈风电机组捕获的机械功率增加，为送端电网提供惯性能量，在此过程中，若转子转速达到限值，则启动附加桨距角控制，进一步增加双馈风电机组输出功率，抑制送端电网频率变化率和频率极值，若不平衡功率小于同步机组的最大功率调节裕度，稳态频率偏差将小于fwwh，双馈风电机组的下垂控制的调节量等于零，双馈风电机组恢复到初始运行状态，若不平衡功率大于同步机组的最大功率调节裕度，则稳态频率偏差大于fwwh，双馈风电机组同时参与惯量支撑与一次调频；同理，送端交流电网频率偏差超过高压直流系统调频死区fdh后，高压直流系统附加调频控制立即投入，其降低有功功率传输量为送端电网进行惯量支撑或参与一次调频，若不平衡功率小于同步机组与风电场的最大功率调节裕度之和，高压直流系统在动态过程中参与频率变化抑制，当频率偏差恢复到死区值以内时，高压直流系统的附加控制输出量逐渐减小至零，恢复至初始运行状态，若不平衡功率大于同步机组与风电场的最大功率调节裕度之和，则高压直流系统承担同步机组与风电场剩余的不平衡功率，最终将频率偏差稳定在fdh。

[0090] 以上所述仅为本发明的优选实例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡对本发明所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。