大規模風電接入的特高壓混合級聯直流系統送端頻率控制策略

李昊，趙成勇，熊小玲

（新能源電力系統國家重點實驗室（華北電力大學），北京 102206）

0 引言

大力發展風電是實現“雙碳目標”的重要舉措之一。截至2020 年底，全國新能源總裝機占比24.3%，風電新增裝機容量同比增長178.7%［1-2］。風能已成為最具發展潛力的能源之一。此外，高壓直流輸電技術也得到了廣泛應用［3-5］。直流側采用電網換相換流器（line commutated converter，LCC）串聯兩個模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC）混合級聯直流系統充分結合了LCC 與MMC 的優點，兼具靈活性和經濟性，并具有一定直流故障清除能力，成為將西部地區風電、火電打捆遠距離送出一種可行方案［6-8］。

在大規模風電接入的特高壓混合級聯直流系統送端電網中，風力發電機組與混合直流系統本身并不具有慣量。這些高比例電力電子裝備接入電力系統將導致系統慣量和調頻能力的不斷減弱，給系統的頻率穩定帶來新的挑戰［9-11］。

為此，許多國內外學者提出讓風電和直流系統參與電力系統頻率控制。文獻［12-13］提出了風電機組慣性響應與一次調頻有機結合的控制策略，使其具備與常規機組相似的頻率響應特性。文獻［14-17］分析了直流頻率限制器（FLC）在孤島電網中對頻率穩定性的重要作用，增強了孤島系統的頻率穩定性，但未分析FLC 參與電網調頻的機理。文獻［18-19］提出一種耦合電容電壓與交流頻率的虛擬慣量控制策略，利用直流電容中儲存的能量來為交流系統提供頻率支撐。文獻［20］針對渝鄂背靠背輸電系統提出了柔性直流（以下簡稱“柔直”）和常規直流的附加頻率協調控制策略。然而，上述文獻大多只單獨研究了風電參與電網調頻，傳統直流或者柔性直流系統參與電網調頻，而鮮有文獻研究風電與直流側采用LCC 串聯兩個并聯的MMC 的混合級聯直流系統協調參與送端電網的頻率協調策略以及混合直流系統在調頻時的機理分析。

針對上述問題，分別在風機和傳統直流換流站中引入考慮一次調頻特性與慣性特性的附加頻率控制策略，在柔直換流站中引入虛擬慣性控制策略，并設計了風電與混合直流系統各站協調參與送端電網調頻的時序動作規則與各換流站之間的直流電壓協調配合策略。本文首先簡要分析了該混聯直流系統的運行特性，建立了送端系統頻率響應模型；其次提出了混合直流系統與風電協調參與送端電網調頻的控制策略，闡述了混合直流系統與風電參與送端電網調頻的機理；最后在EMTDC/PSCAD 中搭建仿真算例驗證了控制策略的可行性。

1 系統結構

1.1 特高壓混合級聯直流系統的拓撲結構

混合直流輸電系統的單極拓撲如圖1 所示，送、受端的直流側均采用LCC 串聯兩個并聯的MMC 的結構，LCC1 站與MMC1 站連接送端交流系統，MMC2站連接孤島風電場。該混合級聯直流系統可獨立控制有功無功功率，輸電靈活，且具有直流故障穿越能力［21］。混合級聯直流系統的參數如表1所示。

圖1 特高壓混合級聯直流系統拓撲結構Fig.1 Topology structure of the hybrid cascaded UHVDC system

表1 特高壓混合級聯直流系統主要參數Tab.1 Main parameters of hybrid cascaded UHVDC system

1.2 混合直流系統的運行特性及基本控制策略

在混合級聯系統中，Us為換流變壓器閥側空載線電壓有效值，LCC1 的直流電壓為UdcLCC1，直流電流為IdcLCC1，換相電抗為Xr，觸發角為α，MMC1和MMC2的直流電流分別為IdcMMC1、IdcMMC2，直流功率分別為PMMC1、PMMC2，孤島風電場功率為Pdfig。特高壓混合級聯直流系統的拓撲結構如圖1 所示。混合直流系統的基本控制策略如表2 所示，其送端數學模型如式（1）—（4）所示。

表2 特高壓混合級聯直流系統基本控制策略Tab.2 Basic control strategy of hybrid cascaded UHVDC system

根據式（2），混合級聯直流系統直流側的LCC1與兩個MMC 換流站存在電氣耦合關系，即流過LCC1 的電流等于流過MMC1 與MMC2 的電流之和。LCC1 采用定直流電流控制，MMC1 站采用定直流電壓控制，MMC2連接孤島風電場，這意味著當MMC2 傳輸的功率升高（降低）時，MMC1 傳輸的有功功率會降低（升高）。由于MMC1視在容量的限制，MMC2站傳輸的有功功率直接影響到混合直流系統能夠外送的最大有功功率。

1.3 送端電力系統頻率動態響應模型

傳統電力系統頻率響應模型如圖2 所示。其中，R為送端電網同步發電機等值下垂系數，T為渦輪機的慣性常數，s為復頻率，a為高壓缸功率比例，H和D分別為送端電網等值發電機的慣性常數和負荷阻尼系數，Pm為機械功率，ΔPL為功率擾動，Δω為送端電網發生ΔPL的功率擾動后的頻率偏差標幺值，Δωref為頻率偏差標幺值的參考值，Δωref=0。

圖2 送端系統頻率響應模型Fig.2 Frequency response model of sending-end system

當某一時刻送端系統發生ΔPL擾動時，送端系統的傳遞函數為：

若ΔPL(t)=ΔPL·u(t)，其中u（t）為單位階躍響應，擾動初始時刻系統的頻率變化率為：

根據終值定理，系統在擾動后重新達到準穩態時系統頻率偏移量Δω∞如式（7）所示。

當交流系統在受到擾動后，其頻率變化率反映了系統中慣量的大小；當系統恢復至穩態時頻率穩定值與額定值之間的偏差量反映了系統的一次調頻能力。新能源與直流系統的接入降低了系統的等效慣量，惡化了系統的頻率特性，嚴重威脅送端系統的頻率安全穩定。

2 風電與混合級聯直流系統協調參與送端頻率控制策略

2.1 風電附加頻率策略

風電機組經電壓/頻率控制策略接入混合直流輸電系統的MMC2換流站。為使風機能夠參與交流電網的頻率響應，在雙饋風機的有功功率控制環節引入附加頻率控制［22-23］，風機功率變化量ΔPwind為：

雙饋風機新的有功功率參考值Pref為：

式中：Pref0為風電機組有功功率參考值；Kd1為風機功率-頻率的慣性系數；Kp1為風機功率-頻率的下垂系數。

2.2 MMC1站虛擬慣性響應控制策略

在混合級聯直流系統中，MMC1站采用定直流電壓控制，可以通過MMC1站的直流電容充放電來補償交流系統的功率不平衡量。電容充放電可以通過耦合交流系統的頻率與MMC1 站的直流電壓來實現［18］。

MMC的等效直流電容的動態特性為：

式中：Ceq為MMC 的等效直流電容；SMMC為MMC的額定容量；Udc為直流電壓有名值；Pi、Po分別為MMC的輸入、輸出功率。為簡化分析，忽略MMC的有功功率損耗。

發電機的轉子運動方程為：

式中：PM和PE分別為同步發電機機械功率和電磁功率標幺值；H為交流系統的慣性常數；f為交流系統頻率偏差量；f0為頻率額定值。

將發電機轉子運動方程和直流電容的動態方程相比較，得：

兩邊積分展開后忽略高次項，得：

因此，MMC1站直流電壓參考值UdcMMCref為

根據式（11）—（12），MMC1虛擬慣性響應控制策略的功率補償量ΔPMMC1為：

式中：UdcMMCref0為MMC1原直流電壓參考值；UdcMMC為直流電壓基準值；K1為MMC1 功率-頻率的慣性系數；SMMC1為MMC1 的視在容量；HMMC1為MMC1虛擬慣性常數。

2.3 LCC1站附加頻率控制策略

LCC 具備快速調整其有功出力的能力，通過在混合直流系統LCC1 站中引入下垂控制與虛擬慣量控制策略，使得LCC1 可以根據送端電網的頻率偏差與頻率變化率調整外送的有功功率［24］，LCC1 站功率變化量ΔPLCC1為：

LCC1站新直流電流整定值Idcref為：

式中：Kd2為LCC1 站功率-頻率的慣性系數；Kp2為LCC1 站功率-頻率的下垂系數；Idcref0為上層控制給出的電流參考值；UdcLCC1為LCC1 站的直流電壓；UdcLCC1m為LCC1站的直流電壓測量標幺值。

2.4 直流側LCC-MMC電壓協調控制策略

當送端交流系統頻率受到擾動時，MMC1站的虛擬慣性控制策略投入，期望其直流電容通過釋放或者吸收一定的能量為交流系統提供支撐。然而，LCC1 站與MMC1 站的直流電壓之和近似為定值，當MMC1 的直流電壓上升（降低）時，LCC1 的直流電壓會伴隨MMC1 降低（上升），即：MMC1 站的直流電容釋放（吸收）的能量絕大部分被LCC1 站吸收（補償）。

綜上，混合直流系統在參與送端電網頻率響應過程中，如果不對LCC1 站與MMC1 站的直流電壓進行協調控制，它們參與送端調頻的效果將大打折扣。因此，本節提出了如圖3 所示的整流側LCCMMC直流電壓協調控制策略。

圖3 直流側電壓協調控制策略Fig.3 Voltage coordinated control strategy at the DC side

在混合直流系統中，LCC1 站的直流電壓額定參考值為：

式中：UdcLCC1ref、UdcLCC1m分別為LCC1 直流電壓額定參考值與測量值；Udcinvref為逆變側直流電壓值；RLine為輸電線路等效電阻值。

根據式（18），在LCC1 站中，將本站的直流電壓額定參考值UdcLCC1ref與測量值UdcLCC1m標幺化之后的值相減，經過PI 環節將偏差值轉化為電流偏差量，并將該電流偏差量附加到原電流參考值作為新的電流指令。當MMC1 站釋放一定的能量為送端系統提供頻率支撐時，MMC1 直流電壓下降，LCC1 直流電壓上升，通過電壓協調控制策略減小直流電流來維持LCC1 站傳輸的有功功率，進而維持其直流電壓的穩定；反之，當MMC1站的直流電壓上升時，通過增大直流電流來維持LCC1直流電壓的穩定。

2.5 送端系統頻率協調控制策略

2.5.1 風電與混合直流系統協調參與調頻的動作時序規則

同步發電機的調速器與附加頻率控制器的動作死區之間的協調十分重要，否則可能引起送端電網出現頻率振蕩［15］。風電場應能實現有功功率的連續平滑調節，并參與系統的頻率控制［25］；直流系統的基本功能是向外輸送電力，直流系統參與頻率調節應盡可能不影響直流正常送電計劃的實施，不應作為系統正常運行時的調頻措施［17］。綜上，提出如表3所示的控制策略動作規則。

表3 頻率控制策略動作規則Tab.3 Action rules of frequency control strategy

2.5.2 風電與混合直流系統的整體調頻策略

根據2.5.1 節提出的風機與各換流站協調參與送端電網頻率控制的動作規則，提出如圖4 所示的送端系統頻率協調控制策略。圖4 中，ω為送端電網發生功率擾動后的頻率標幺值，ωref為頻率基準值；ωDref、ωD分別為風機轉子轉速和額定轉速；T為頻率的測量延時；為MMC1 的d軸電流參考值；MMCB 為逆變側模塊化多電平換流閥組，包括MMC3與MMC4。

圖4 送端系統頻率協調控制策略Fig.4 Frequency coordinated control strategy of sending-end system

假設風電場和MMC1 與LCC1 換流站均可以參與送端頻率調節，以送端電網有功功率不足為例分析控制策略的具體實現方式。當頻率低于49.9 Hz時，為提高風能利用率，風電場在附加頻率控制策略的作用下增加出力；MMC1站在虛擬慣性控制策略作用下，直流電容釋放一定的能量為送端電網進行頻率支撐，表現為MMC1站的直流電壓降低。與此同時，LCC-MMC 直流電壓協調控制策略動作，將LCC1 站的直流電壓穩定在額定值附近。當頻率低于49.85 Hz 時，LCC1 站的附加頻率控制策略動作，LCC1 站減少外送的功率，補償送端系統的功率不平衡量。同理，根據圖4 也可以得到頻率上升時控制策略的實現方式。

2.5.3 風電與混合直流系統協調參與送端電網調頻的機理分析

忽略濾波環節與通信延時，考慮風電和混合直流系統均參與送端電網調頻的電力系統頻率響應模型如圖5所示。

圖5 頻率響應模型Fig.5 Frequency response model

當某一時刻送端系統發生ΔPL擾動時，送端系統的傳遞函數如式（19）所示。

當ΔPL(t)=ΔPL·u(t)時，其中u（t）為單位階躍響應，若風機與各換流站均參與送端調頻，擾動初始時刻系統的頻率變化率為：

根據終值定理，系統在擾動后重新達到準穩態時系統頻率偏移量為：

由式（20）—（21）與式（6）—（7）相比較可知，風機、LCC1站以及MMC1站引入的功率-頻率慣性控制參數Kd1、Kd2、K1等效提升了送端電網的慣量，有效降低送端系統在擾動初始時刻的頻率變化率；風機、LCC1 站引入的功率-頻率下垂控制參數Kp1、Kp2等效提升了送端系統的阻尼，提高了送端系統的一次調頻能力，降低了系統在擾動后重新獲得穩態時的頻率偏差量。

3 頻率協調控制策略相關參數整定

3.1 混合直流系統送端約束條件

混合直流系統復雜的拓撲結構使其在不同的運行工況下可參與頻率支援的功率裕度不同。考慮到LCC 具有1.2 倍的過載能力，MMC 具有1.05 倍的過載能力，MMC 的直流電壓允許最大偏差為5%，混合直流系統送端直流側的電氣量約束為：

式中：U*dcLCC1、I*dcLCC1和P*LCC1分別為LCC1 站的直流電壓、直流電流和有功功率的標幺值；U*dcMMC1、I*dcMMC1、P*MMC1分別為MMC1 站的直流電壓、直流電流和有功功率的標幺值；I*dcMMC2、P*MMC2分別為MMC2站的直流電壓、有功功率的標幺值。綜合以上電氣量約束，本節提出了考慮最大功率裕度的控制參數整定方法。

3.2 相關控制參數整定方法

3.2.1 風機/LCC1站功率-頻率下垂系數整定

風機與LCC 其最大可增發的有功功率分別受MMC2容量與LCC過載能力的制約，有：

式中：Rwind、RLCC分別為風機、LCC1 站的等值下垂系數；P*MMC2max、P*LCC1max分別為MMC2 與LCC1站可傳輸的最大有功功率；Δωmax為交流系統允許的最大頻率偏差量。

3.2.2 風機/LCC1站功率-頻率慣性系數整定

直流系統具有實時監測交流系統頻率偏差值與頻率變化量的能力。可以將交流系統的頻差耦合至MMC2站的V/f控制，基于鎖相環的工作原理可知：

式中：Usqwind為風電場端電壓矢量的q軸分量；ωwind為風電場的頻率標幺值；ω0為額定頻率標幺值；kppll1、kipll1分別為鎖相環的比例、積分常數。

慣性控制策略的功率補償量ΔPd1為：

式中Hwind為風電機組引入的虛擬慣性常數。功率-頻率慣性系數整定為：

式中：PMMC2max為MMC2 最大傳輸功率；Usqwindmax為風電場端電壓矢量的q軸分量最大值。同理，LCC1站功率-頻率慣性系數整定為：

式中Usqmax為送端交流系統電壓矢量的q軸分量最大值。

3.2.3 MMC1參與調頻相關控制參數整定

根據式（15），MMC1站的直流電壓與送端頻率呈線性關系，慣性系數K1為：

式中MMC1 慣性常數HMMC1可綜合MMC1 站直流電壓的允許偏差與交流系統頻率偏差值來選取。

4 仿真驗證

在PSCAD/EMTDC 中建立如圖1 所示的特高壓混合級聯直流系統，LCC 與MMC 相關建模參數分別見表4 與表5，風機建模采用單機等值法，參數見表6。送端電網由15 臺參數相同的同步發電機和相關負載構成。送端弱交流系統容量為4 500 MVA，本地負荷為900 MW，混合直流系統穩態輸送直流功率為3 200 MW，風電并網有功功率為1 000 MW。仿真試驗中，通過負荷增加3 00 MW（占送端總容量的6.7%）、負荷減少300 MW（占送端總容量的6.7%）、風機脫網200 MW（占風電場容量的20%）模擬送端系統的功率不平衡工況。在本文所提協調頻率控制策略中，相關控制參數為Kp1=10，Kp2=30，Kd1=6，Kd2=8，K1=0.256。設置以下案例來進行仿真驗證：案例1 不投入頻率控制策略；案例2 采用基于下垂控制的FLC 策略；案例3采用文獻［24］所提控制策略；案例4 采用本文所提協調頻率控制策略。

表4 LCC主要參數Tab.4 Main parameters of LCC

表5 MMC主要參數Tab.5 Main parameters of MMC

表6 雙饋感應風電單機與聚合后雙饋感應風電風電場的參數Tab.6 Parameters of a single DFIG and the aggragated DFIG

4.1 串聯型混合直流系統的技術經濟性分析

4.1.1 串聯型混合直流系統的優勢

本文中的特高壓混合級聯直流系統受端采用LCC 串聯兩個并聯的MMC 結構，其中MMC 采用半橋子模塊。該系統具有如下5個主要優點［8］。

1）能夠獨立控制有功功率和無功功率，具有運行靈活性；2）能夠依靠LCC 的強制移相和MMC 的閉鎖清除直流故障，系統自身具有直流故障穿越能力；3）逆變側由于LCC 的存在直流電壓響應迅速，整流側交流故障下不會發生斷流；4）逆變側由于MMC的存在即使發生換相失敗，系統仍能保持一定的功率輸送能力；5）MMC的容量問題可以通過換流器并聯加以解決，這與現有的制造能力相適應。

4.1.2 技術經濟對比

根據烏東德工程以及張北工程的換流設備造價，若要實現5GW 的功率輸送，半橋型MMC的成本約為LCC 的444%［7］。除此之外，單個MMC 的損耗約為其額定功率的0.5%，而單個LCC 的損耗率為0.35%［26］。在本文所采用的混合級聯直流系統中，額定直流電壓為±800 kV，高低壓閥組電壓均為400 kV，則兩MMC 換流站的容量為直流系統總容量的1/2，輸電系統送端的運行損耗約為其額定功率的1/2×0.5%+1/2×0.35%=0.425%。若LCC 換流站成本為100%，則MMC換流站的成本為444%，混合直流系統的成本為1/2×100%+1/2×444%=272%。各種方案的技術經濟性列于表7中。

表7 各輸電方案技術經濟性比較Tab.7 Technical and economic comparison of various transmission schemes

4.2 負荷增加

設在第10 s 時增加300 MW 的負荷，在不同頻率控制方式下送端系統的各物理量仿真結果如圖6所示。

圖6 負荷增加工況仿真結果Fig.6 Simulation results of load increasing condition

當送端電網負荷增加時，送端系統中出現功率缺額，系統頻率下降。若不投入任何頻率控制策略，僅由送端電網的發電機調節，頻率波動幅值大、時間長。圖6 所示在3 種頻率控制策略下，均可以提高送端系統的頻率最低值，并降低系統的頻率變化率。但與傳統FLC 策略和文獻［24］所提頻率控制策略相比，本文所提控制策略可更多為送端交流系統提供慣性與阻尼功率。頻率恢復時間也大大縮短，對受端交流系統的影響也更低。在本文所提頻率控制方案中，MMC1 的直流電壓變化量約為5.1 kV，LCC1 的電壓變化量為2.7 kV，直流電壓協調控制策略很好地抑制了LCC1 站吸收MMC1 直流電容釋放的能量，使MMC1為送端交流系統提供慣性功率。表8 在為不同控制策略下相關頻率指標的對比。

表8 負荷增加工況Tab.8 Load increase condition

4.3 負荷減少

設在第10 s 時減少300 MW 的負荷，在不同頻率控制方式下送端系統的各物理量仿真結果如圖7所示。

圖7 負荷減少工況仿真結果Fig.7 Simulation results of load reduction condition

當送端電網負荷增加時，送端系統中出現功率盈余，系統頻率上升。若不投入任何頻率控制策略，僅由送端電網的發電機調節，頻率波動幅值大、時間長。圖7 所示在3 種頻率控制策略下均可以降低送端系統的頻率最低值，并降低系統的頻率變化率。但與傳統FLC 策略和文獻［24］所提頻率控制策略相比，本文所提控制策略可更多為送端交流系統提供慣性與阻尼功率。頻率恢復時間也大大縮短，對受端交流系統的影響也更低。在本文所提頻率控制方案中，MMC1 的直流電壓變化量約為5.6 kV，LCC1 的電壓變化量為3.8 kV，直流電壓協調控制策略很好地抑制了LCC1 站補償MMC1 直流電容吸收的能量，使MMC1為送端交流系統提供慣性功率。表9 在為不同控制策略下相關頻率指標的對比。

表9 負荷減少工況Tab.9 Load decrease condition

4.4 風機脫網

設在第10 s 時200 MW 的風機發生脫網，在不同頻率控制方式下送端系統的各物理量仿真結果如圖8所示。

圖8 風機脫網工況仿真結果Fig.8 Simulation results of DFIGs off-grid condition

若不投入任何頻率控制策略，僅由送端電網的發電機調節，頻率波動幅值大、時間長。在3 種頻率控制策略下，均可以提高送端系統的頻率最低值，并降低系統的頻率變化率。但與傳統FLC策略和文獻［24］所提頻率控制策略相比，本文所提控制策略可為送端交流系統提供更多慣性與阻尼功率。頻率恢復時間也大大縮短，對受端交流系統的影響也更低。在本文所提頻率控制方案中，MMC1的直流電壓變化量約為4.5 kV，LCC1 的電壓變化量為2.4 kV，直流電壓協調控制策略很好地抑制了LCC1 站吸收MMC1 直流電容釋放的能量，使MMC1為送端交流系統提供慣性功率。表10為4種不同控制策略下相關頻率指標的對比。

表10 雙饋感應風機脫網工況Tab.10 Off-grid condition of DFIGs

5 結論

本文基于一種大規模風電接入的特高壓混合級聯系統，提出一種風電與混合直流系統協調參與送端電網頻率控制策略，并在PSCAD/EMTDC 中建立了風電與混合直流系統并網模型進行仿真研究，得出以下結論。

1）風電和混合直流系統均可參與送端電網的頻率控制，可從提高系統慣量和一次調頻能力兩個角度來改善系統的頻率波動問題。

2）所提協調頻率控制策略可以大幅度抑制送端電網的頻率波動，加快交流系統的頻率恢復時間。

3）MMC 站與LCC 站協調參與頻率控制的過程中，所提電壓協調控制策略可以有效抑制LCC站吸收/補償MMC 站釋放/吸收的能量，為送端交流系統提供頻率支撐。