李昊，趙成勇，熊小玲

（新能源電力系統(tǒng)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（華北電力大學(xué)），北京 102206）

0 引言

大力發(fā)展風(fēng)電是實(shí)現(xiàn)“雙碳目標(biāo)”的重要舉措之一。截至2020 年底，全國(guó)新能源總裝機(jī)占比24.3%，風(fēng)電新增裝機(jī)容量同比增長(zhǎng)178.7%［1-2］。風(fēng)能已成為最具發(fā)展?jié)摿Φ哪茉粗弧４送?，高壓直流輸電技術(shù)也得到了廣泛應(yīng)用［3-5］。直流側(cè)采用電網(wǎng)換相換流器（line commutated converter，LCC）串聯(lián)兩個(gè)模塊化多電平換流器（modular multilevel converter，MMC）混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)充分結(jié)合了LCC 與MMC 的優(yōu)點(diǎn)，兼具靈活性和經(jīng)濟(jì)性，并具有一定直流故障清除能力，成為將西部地區(qū)風(fēng)電、火電打捆遠(yuǎn)距離送出一種可行方案［6-8］。

在大規(guī)模風(fēng)電接入的特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)送端電網(wǎng)中，風(fēng)力發(fā)電機(jī)組與混合直流系統(tǒng)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(tǒng)將導(dǎo)致系統(tǒng)慣量和調(diào)頻能力的不斷減弱，給系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定帶來新的挑戰(zhàn)［9-11］。

為此，許多國(guó)內(nèi)外學(xué)者提出讓風(fēng)電和直流系統(tǒng)參與電力系統(tǒng)頻率控制。文獻(xiàn)［12-13］提出了風(fēng)電機(jī)組慣性響應(yīng)與一次調(diào)頻有機(jī)結(jié)合的控制策略，使其具備與常規(guī)機(jī)組相似的頻率響應(yīng)特性。文獻(xiàn)［14-17］分析了直流頻率限制器（FLC）在孤島電網(wǎng)中對(duì)頻率穩(wěn)定性的重要作用，增強(qiáng)了孤島系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定性，但未分析FLC 參與電網(wǎng)調(diào)頻的機(jī)理。文獻(xiàn)［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(chǔ)存的能量來為交流系統(tǒng)提供頻率支撐。文獻(xiàn)［20］針對(duì)渝鄂背靠背輸電系統(tǒng)提出了柔性直流（以下簡(jiǎn)稱“柔直”）和常規(guī)直流的附加頻率協(xié)調(diào)控制策略。然而，上述文獻(xiàn)大多只單獨(dú)研究了風(fēng)電參與電網(wǎng)調(diào)頻，傳統(tǒng)直流或者柔性直流系統(tǒng)參與電網(wǎng)調(diào)頻，而鮮有文獻(xiàn)研究風(fēng)電與直流側(cè)采用LCC 串聯(lián)兩個(gè)并聯(lián)的MMC 的混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)的頻率協(xié)調(diào)策略以及混合直流系統(tǒng)在調(diào)頻時(shí)的機(jī)理分析。

針對(duì)上述問題，分別在風(fēng)機(jī)和傳統(tǒng)直流換流站中引入考慮一次調(diào)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(shè)計(jì)了風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)各站協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)調(diào)頻的時(shí)序動(dòng)作規(guī)則與各換流站之間的直流電壓協(xié)調(diào)配合策略。本文首先簡(jiǎn)要分析了該混聯(lián)直流系統(tǒng)的運(yùn)行特性，建立了送端系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型；其次提出了混合直流系統(tǒng)與風(fēng)電協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)調(diào)頻的控制策略，闡述了混合直流系統(tǒng)與風(fēng)電參與送端電網(wǎng)調(diào)頻的機(jī)理；最后在EMTDC/PSCAD 中搭建仿真算例驗(yàn)證了控制策略的可行性。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

1.1 特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)

混合直流輸電系統(tǒng)的單極拓?fù)淙鐖D1 所示，送、受端的直流側(cè)均采用LCC 串聯(lián)兩個(gè)并聯(lián)的MMC 的結(jié)構(gòu)，LCC1 站與MMC1 站連接送端交流系統(tǒng)，MMC2站連接孤島風(fēng)電場(chǎng)。該混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)可獨(dú)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］?；旌霞?jí)聯(lián)直流系統(tǒng)的參數(shù)如表1所示。

圖1 特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.1 Topology structure of the hybrid cascaded UHVDC system

表1 特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of hybrid cascaded UHVDC system

1.2 混合直流系統(tǒng)的運(yùn)行特性及基本控制策略

在混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)中，Us為換流變壓器閥側(cè)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(fā)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(fēng)電場(chǎng)功率為Pdfig。特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1 所示?；旌现绷飨到y(tǒng)的基本控制策略如表2 所示，其送端數(shù)學(xué)模型如式（1）—（4）所示。

表2 特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)基本控制策略Tab.2 Basic control strategy of hybrid cascaded UHVDC system

根據(jù)式（2），混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)直流側(cè)的LCC1與兩個(gè)MMC 換流站存在電氣耦合關(guān)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(fēng)電場(chǎng)，這意味著當(dāng)MMC2 傳輸?shù)墓β噬撸ń档停r(shí)，MMC1 傳輸?shù)挠泄β蕰?huì)降低（升高）。由于MMC1視在容量的限制，MMC2站傳輸?shù)挠泄β手苯佑绊懙交旌现绷飨到y(tǒng)能夠外送的最大有功功率。

1.3 送端電力系統(tǒng)頻率動(dòng)態(tài)響應(yīng)模型

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型如圖2 所示。其中，R為送端電網(wǎng)同步發(fā)電機(jī)等值下垂系數(shù)，T為渦輪機(jī)的慣性常數(shù)，s為復(fù)頻率，a為高壓缸功率比例，H和D分別為送端電網(wǎng)等值發(fā)電機(jī)的慣性常數(shù)和負(fù)荷阻尼系數(shù)，Pm為機(jī)械功率，ΔPL為功率擾動(dòng)，Δω為送端電網(wǎng)發(fā)生ΔPL的功率擾動(dòng)后的頻率偏差標(biāo)幺值，Δωref為頻率偏差標(biāo)幺值的參考值，Δωref=0。

圖2 送端系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型Fig.2 Frequency response model of sending-end system

當(dāng)某一時(shí)刻送端系統(tǒng)發(fā)生ΔPL擾動(dòng)時(shí)，送端系統(tǒng)的傳遞函數(shù)為：

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

根據(jù)終值定理，系統(tǒng)在擾動(dòng)后重新達(dá)到準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)時(shí)系統(tǒng)頻率偏移量Δω∞如式（7）所示。

當(dāng)交流系統(tǒng)在受到擾動(dòng)后，其頻率變化率反映了系統(tǒng)中慣量的大??；當(dāng)系統(tǒng)恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)時(shí)頻率穩(wěn)定值與額定值之間的偏差量反映了系統(tǒng)的一次調(diào)頻能力。新能源與直流系統(tǒng)的接入降低了系統(tǒng)的等效慣量，惡化了系統(tǒng)的頻率特性，嚴(yán)重威脅送端系統(tǒng)的頻率安全穩(wěn)定。

2 風(fēng)電與混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)協(xié)調(diào)參與送端頻率控制策略

2.1 風(fēng)電附加頻率策略

風(fēng)電機(jī)組經(jīng)電壓/頻率控制策略接入混合直流輸電系統(tǒng)的MMC2換流站。為使風(fēng)機(jī)能夠參與交流電網(wǎng)的頻率響應(yīng)，在雙饋風(fēng)機(jī)的有功功率控制環(huán)節(jié)引入附加頻率控制［22-23］，風(fēng)機(jī)功率變化量ΔPwind為：

雙饋風(fēng)機(jī)新的有功功率參考值Pref為：

式中：Pref0為風(fēng)電機(jī)組有功功率參考值；Kd1為風(fēng)機(jī)功率-頻率的慣性系數(shù)；Kp1為風(fēng)機(jī)功率-頻率的下垂系數(shù)。

2.2 MMC1站虛擬慣性響應(yīng)控制策略

在混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)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(bǔ)償交流系統(tǒng)的功率不平衡量。電容充放電可以通過耦合交流系統(tǒng)的頻率與MMC1 站的直流電壓來實(shí)現(xiàn)［18］。

MMC的等效直流電容的動(dòng)態(tài)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(jiǎn)化分析，忽略MMC的有功功率損耗。

發(fā)電機(jī)的轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程為：

式中：PM和PE分別為同步發(fā)電機(jī)機(jī)械功率和電磁功率標(biāo)幺值；H為交流系統(tǒng)的慣性常數(shù)；f為交流系統(tǒng)頻率偏差量；f0為頻率額定值。

將發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子運(yùn)動(dòng)方程和直流電容的動(dòng)態(tài)方程相比較，得：

兩邊積分展開后忽略高次項(xiàng)，得：

因此，MMC1站直流電壓參考值UdcMMCref為

根據(jù)式（11）—（12），MMC1虛擬慣性響應(yīng)控制策略的功率補(bǔ)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(zhǔn)值；K1為MMC1 功率-頻率的慣性系數(shù)；SMMC1為MMC1 的視在容量；HMMC1為MMC1虛擬慣性常數(shù)。

2.3 LCC1站附加頻率控制策略

LCC 具備快速調(diào)整其有功出力的能力，通過在混合直流系統(tǒng)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(jù)送端電網(wǎng)的頻率偏差與頻率變化率調(diào)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L(zhǎng)CC1 站功率-頻率的慣性系數(shù)；Kp2為L(zhǎng)CC1 站功率-頻率的下垂系數(shù)；Idcref0為上層控制給出的電流參考值；UdcLCC1為L(zhǎng)CC1 站的直流電壓；UdcLCC1m為L(zhǎng)CC1站的直流電壓測(cè)量標(biāo)幺值。

2.4 直流側(cè)LCC-MMC電壓協(xié)調(diào)控制策略

當(dāng)送端交流系統(tǒng)頻率受到擾動(dòng)時(shí)，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(tǒng)提供支撐。然而，LCC1 站與MMC1 站的直流電壓之和近似為定值，當(dāng)MMC1 的直流電壓上升（降低）時(shí)，LCC1 的直流電壓會(huì)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(bǔ)償）。

綜上，混合直流系統(tǒng)在參與送端電網(wǎng)頻率響應(yīng)過程中，如果不對(duì)LCC1 站與MMC1 站的直流電壓進(jìn)行協(xié)調(diào)控制，它們參與送端調(diào)頻的效果將大打折扣。因此，本節(jié)提出了如圖3 所示的整流側(cè)LCCMMC直流電壓協(xié)調(diào)控制策略。

圖3 直流側(cè)電壓協(xié)調(diào)控制策略Fig.3 Voltage coordinated control strategy at the DC side

在混合直流系統(tǒng)中，LCC1 站的直流電壓額定參考值為：

式中：UdcLCC1ref、UdcLCC1m分別為L(zhǎng)CC1 直流電壓額定參考值與測(cè)量值；Udcinvref為逆變側(cè)直流電壓值；RLine為輸電線路等效電阻值。

根據(jù)式（18），在LCC1 站中，將本站的直流電壓額定參考值UdcLCC1ref與測(cè)量值UdcLCC1m標(biāo)幺化之后的值相減，經(jīng)過PI 環(huán)節(jié)將偏差值轉(zhuǎn)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(dāng)MMC1 站釋放一定的能量為送端系統(tǒng)提供頻率支撐時(shí)，MMC1 直流電壓下降，LCC1 直流電壓上升，通過電壓協(xié)調(diào)控制策略減小直流電流來維持LCC1 站傳輸?shù)挠泄β?，進(jìn)而維持其直流電壓的穩(wěn)定；反之，當(dāng)MMC1站的直流電壓上升時(shí)，通過增大直流電流來維持LCC1直流電壓的穩(wěn)定。

2.5 送端系統(tǒng)頻率協(xié)調(diào)控制策略

2.5.1 風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)協(xié)調(diào)參與調(diào)頻的動(dòng)作時(shí)序規(guī)則

同步發(fā)電機(jī)的調(diào)速器與附加頻率控制器的動(dòng)作死區(qū)之間的協(xié)調(diào)十分重要，否則可能引起送端電網(wǎng)出現(xiàn)頻率振蕩［15］。風(fēng)電場(chǎng)應(yīng)能實(shí)現(xiàn)有功功率的連續(xù)平滑調(diào)節(jié)，并參與系統(tǒng)的頻率控制［25］；直流系統(tǒng)的基本功能是向外輸送電力，直流系統(tǒng)參與頻率調(diào)節(jié)應(yīng)盡可能不影響直流正常送電計(jì)劃的實(shí)施，不應(yīng)作為系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)的調(diào)頻措施［17］。綜上，提出如表3所示的控制策略動(dòng)作規(guī)則。

表3 頻率控制策略動(dòng)作規(guī)則Tab.3 Action rules of frequency control strategy

2.5.2 風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)的整體調(diào)頻策略

根據(jù)2.5.1 節(jié)提出的風(fēng)機(jī)與各換流站協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)頻率控制的動(dòng)作規(guī)則，提出如圖4 所示的送端系統(tǒng)頻率協(xié)調(diào)控制策略。圖4 中，ω為送端電網(wǎng)發(fā)生功率擾動(dòng)后的頻率標(biāo)幺值，ωref為頻率基準(zhǔn)值；ωDref、ωD分別為風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速和額定轉(zhuǎn)速；T為頻率的測(cè)量延時(shí)；為MMC1 的d軸電流參考值；MMCB 為逆變側(cè)模塊化多電平換流閥組，包括MMC3與MMC4。

圖4 送端系統(tǒng)頻率協(xié)調(diào)控制策略Fig.4 Frequency coordinated control strategy of sending-end system

假設(shè)風(fēng)電場(chǎng)和MMC1 與LCC1 換流站均可以參與送端頻率調(diào)節(jié)，以送端電網(wǎng)有功功率不足為例分析控制策略的具體實(shí)現(xiàn)方式。當(dāng)頻率低于49.9 Hz時(shí)，為提高風(fēng)能利用率，風(fēng)電場(chǎng)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(wǎng)進(jìn)行頻率支撐，表現(xiàn)為MMC1站的直流電壓降低。與此同時(shí)，LCC-MMC 直流電壓協(xié)調(diào)控制策略動(dòng)作，將LCC1 站的直流電壓穩(wěn)定在額定值附近。當(dāng)頻率低于49.85 Hz 時(shí)，LCC1 站的附加頻率控制策略動(dòng)作，LCC1 站減少外送的功率，補(bǔ)償送端系統(tǒng)的功率不平衡量。同理，根據(jù)圖4 也可以得到頻率上升時(shí)控制策略的實(shí)現(xiàn)方式。

2.5.3 風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)調(diào)頻的機(jī)理分析

忽略濾波環(huán)節(jié)與通信延時(shí)，考慮風(fēng)電和混合直流系統(tǒng)均參與送端電網(wǎng)調(diào)頻的電力系統(tǒng)頻率響應(yīng)模型如圖5所示。

圖5 頻率響應(yīng)模型Fig.5 Frequency response model

當(dāng)某一時(shí)刻送端系統(tǒng)發(fā)生ΔPL擾動(dòng)時(shí)，送端系統(tǒng)的傳遞函數(shù)如式（19）所示。

當(dāng)ΔPL(t)=ΔPL·u(t)時(shí)，其中u（t）為單位階躍響應(yīng)，若風(fēng)機(jī)與各換流站均參與送端調(diào)頻，擾動(dòng)初始時(shí)刻系統(tǒng)的頻率變化率為：

根據(jù)終值定理，系統(tǒng)在擾動(dòng)后重新達(dá)到準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)時(shí)系統(tǒng)頻率偏移量為：

由式（20）—（21）與式（6）—（7）相比較可知，風(fēng)機(jī)、LCC1站以及MMC1站引入的功率-頻率慣性控制參數(shù)Kd1、Kd2、K1等效提升了送端電網(wǎng)的慣量，有效降低送端系統(tǒng)在擾動(dòng)初始時(shí)刻的頻率變化率；風(fēng)機(jī)、LCC1 站引入的功率-頻率下垂控制參數(shù)Kp1、Kp2等效提升了送端系統(tǒng)的阻尼，提高了送端系統(tǒng)的一次調(diào)頻能力，降低了系統(tǒng)在擾動(dòng)后重新獲得穩(wěn)態(tài)時(shí)的頻率偏差量。

3 頻率協(xié)調(diào)控制策略相關(guān)參數(shù)整定

3.1 混合直流系統(tǒng)送端約束條件

混合直流系統(tǒng)復(fù)雜的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)使其在不同的運(yùn)行工況下可參與頻率支援的功率裕度不同?？紤]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(tǒng)送端直流側(cè)的電氣量約束為：

式中：U*dcLCC1、I*dcLCC1和P*LCC1分別為L(zhǎng)CC1 站的直流電壓、直流電流和有功功率的標(biāo)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(biāo)幺值；I*dcMMC2、P*MMC2分別為MMC2站的直流電壓、有功功率的標(biāo)幺值。綜合以上電氣量約束，本節(jié)提出了考慮最大功率裕度的控制參數(shù)整定方法。

3.2 相關(guān)控制參數(shù)整定方法

3.2.1 風(fēng)機(jī)/LCC1站功率-頻率下垂系數(shù)整定

風(fēng)機(jī)與LCC 其最大可增發(fā)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(fēng)機(jī)、LCC1 站的等值下垂系數(shù)；P*MMC2max、P*LCC1max分別為MMC2 與LCC1站可傳輸?shù)淖畲笥泄β剩沪う豰ax為交流系統(tǒng)允許的最大頻率偏差量。

3.2.2 風(fēng)機(jī)/LCC1站功率-頻率慣性系數(shù)整定

直流系統(tǒng)具有實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)交流系統(tǒng)頻率偏差值與頻率變化量的能力。可以將交流系統(tǒng)的頻差耦合至MMC2站的V/f控制，基于鎖相環(huán)的工作原理可知：

式中：Usqwind為風(fēng)電場(chǎng)端電壓矢量的q軸分量；ωwind為風(fēng)電場(chǎng)的頻率標(biāo)幺值；ω0為額定頻率標(biāo)幺值；kppll1、kipll1分別為鎖相環(huán)的比例、積分常數(shù)。

慣性控制策略的功率補(bǔ)償量ΔPd1為：

式中Hwind為風(fēng)電機(jī)組引入的虛擬慣性常數(shù)。功率-頻率慣性系數(shù)整定為：

式中：PMMC2max為MMC2 最大傳輸功率；Usqwindmax為風(fēng)電場(chǎng)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(shù)整定為：

式中Usqmax為送端交流系統(tǒng)電壓矢量的q軸分量最大值。

3.2.3 MMC1參與調(diào)頻相關(guān)控制參數(shù)整定

根據(jù)式（15），MMC1站的直流電壓與送端頻率呈線性關(guān)系，慣性系數(shù)K1為：

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

4 仿真驗(yàn)證

在PSCAD/EMTDC 中建立如圖1 所示的特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)，LCC 與MMC 相關(guān)建模參數(shù)分別見表4 與表5，風(fēng)機(jī)建模采用單機(jī)等值法，參數(shù)見表6。送端電網(wǎng)由15 臺(tái)參數(shù)相同的同步發(fā)電機(jī)和相關(guān)負(fù)載構(gòu)成。送端弱交流系統(tǒng)容量為4 500 MVA，本地負(fù)荷為900 MW，混合直流系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)輸送直流功率為3 200 MW，風(fēng)電并網(wǎng)有功功率為1 000 MW。仿真試驗(yàn)中，通過負(fù)荷增加3 00 MW（占送端總?cè)萘康?.7%）、負(fù)荷減少300 MW（占送端總?cè)萘康?.7%）、風(fēng)機(jī)脫網(wǎng)200 MW（占風(fēng)電場(chǎng)容量的20%）模擬送端系統(tǒng)的功率不平衡工況。在本文所提協(xié)調(diào)頻率控制策略中，相關(guān)控制參數(shù)為Kp1=10，Kp2=30，Kd1=6，Kd2=8，K1=0.256。設(shè)置以下案例來進(jìn)行仿真驗(yàn)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(xiàn)［24］所提控制策略；案例4 采用本文所提協(xié)調(diào)頻率控制策略。

表4 LCC主要參數(shù)Tab.4 Main parameters of LCC

表5 MMC主要參數(shù)Tab.5 Main parameters of MMC

表6 雙饋感應(yīng)風(fēng)電單機(jī)與聚合后雙饋感應(yīng)風(fēng)電風(fēng)電場(chǎng)的參數(shù)Tab.6 Parameters of a single DFIG and the aggragated DFIG

4.1 串聯(lián)型混合直流系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

4.1.1 串聯(lián)型混合直流系統(tǒng)的優(yōu)勢(shì)

本文中的特高壓混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)受端采用LCC 串聯(lián)兩個(gè)并聯(lián)的MMC 結(jié)構(gòu)，其中MMC 采用半橋子模塊。該系統(tǒng)具有如下5個(gè)主要優(yōu)點(diǎn)［8］。

1）能夠獨(dú)立控制有功功率和無功功率，具有運(yùn)行靈活性；2）能夠依靠LCC 的強(qiáng)制移相和MMC 的閉鎖清除直流故障，系統(tǒng)自身具有直流故障穿越能力；3）逆變側(cè)由于LCC 的存在直流電壓響應(yīng)迅速，整流側(cè)交流故障下不會(huì)發(fā)生斷流；4）逆變側(cè)由于MMC的存在即使發(fā)生換相失敗，系統(tǒng)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(lián)加以解決，這與現(xiàn)有的制造能力相適應(yīng)。

4.1.2 技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比

根據(jù)烏東德工程以及張北工程的換流設(shè)備造價(jià)，若要實(shí)現(xiàn)5GW 的功率輸送，半橋型MMC的成本約為L(zhǎng)CC 的444%［7］。除此之外，單個(gè)MMC 的損耗約為其額定功率的0.5%，而單個(gè)LCC 的損耗率為0.35%［26］。在本文所采用的混合級(jí)聯(lián)直流系統(tǒng)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(tǒng)總?cè)萘康?/2，輸電系統(tǒng)送端的運(yùn)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(tǒng)的成本為1/2×100%+1/2×444%=272%。各種方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性列于表7中。

表7 各輸電方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較Tab.7 Technical and economic comparison of various transmission schemes

4.2 負(fù)荷增加

設(shè)在第10 s 時(shí)增加300 MW 的負(fù)荷，在不同頻率控制方式下送端系統(tǒng)的各物理量仿真結(jié)果如圖6所示。

圖6 負(fù)荷增加工況仿真結(jié)果Fig.6 Simulation results of load increasing condition

當(dāng)送端電網(wǎng)負(fù)荷增加時(shí)，送端系統(tǒng)中出現(xiàn)功率缺額，系統(tǒng)頻率下降。若不投入任何頻率控制策略，僅由送端電網(wǎng)的發(fā)電機(jī)調(diào)節(jié)，頻率波動(dòng)幅值大、時(shí)間長(zhǎng)。圖6 所示在3 種頻率控制策略下，均可以提高送端系統(tǒng)的頻率最低值，并降低系統(tǒng)的頻率變化率。但與傳統(tǒng)FLC 策略和文獻(xiàn)［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(tǒng)提供慣性與阻尼功率。頻率恢復(fù)時(shí)間也大大縮短，對(duì)受端交流系統(tǒng)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(xié)調(diào)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(tǒng)提供慣性功率。表8 在為不同控制策略下相關(guān)頻率指標(biāo)的對(duì)比。

表8 負(fù)荷增加工況Tab.8 Load increase condition

4.3 負(fù)荷減少

設(shè)在第10 s 時(shí)減少300 MW 的負(fù)荷，在不同頻率控制方式下送端系統(tǒng)的各物理量仿真結(jié)果如圖7所示。

圖7 負(fù)荷減少工況仿真結(jié)果Fig.7 Simulation results of load reduction condition

當(dāng)送端電網(wǎng)負(fù)荷增加時(shí)，送端系統(tǒng)中出現(xiàn)功率盈余，系統(tǒng)頻率上升。若不投入任何頻率控制策略，僅由送端電網(wǎng)的發(fā)電機(jī)調(diào)節(jié)，頻率波動(dòng)幅值大、時(shí)間長(zhǎng)。圖7 所示在3 種頻率控制策略下均可以降低送端系統(tǒng)的頻率最低值，并降低系統(tǒng)的頻率變化率。但與傳統(tǒng)FLC 策略和文獻(xiàn)［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(tǒng)提供慣性與阻尼功率。頻率恢復(fù)時(shí)間也大大縮短，對(duì)受端交流系統(tǒng)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(xié)調(diào)控制策略很好地抑制了LCC1 站補(bǔ)償MMC1 直流電容吸收的能量，使MMC1為送端交流系統(tǒng)提供慣性功率。表9 在為不同控制策略下相關(guān)頻率指標(biāo)的對(duì)比。

表9 負(fù)荷減少工況Tab.9 Load decrease condition

4.4 風(fēng)機(jī)脫網(wǎng)

設(shè)在第10 s 時(shí)200 MW 的風(fēng)機(jī)發(fā)生脫網(wǎng)，在不同頻率控制方式下送端系統(tǒng)的各物理量仿真結(jié)果如圖8所示。

圖8 風(fēng)機(jī)脫網(wǎng)工況仿真結(jié)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(wǎng)的發(fā)電機(jī)調(diào)節(jié)，頻率波動(dòng)幅值大、時(shí)間長(zhǎng)。在3 種頻率控制策略下，均可以提高送端系統(tǒng)的頻率最低值，并降低系統(tǒng)的頻率變化率。但與傳統(tǒng)FLC策略和文獻(xiàn)［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(tǒng)提供更多慣性與阻尼功率。頻率恢復(fù)時(shí)間也大大縮短，對(duì)受端交流系統(tǒng)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(xié)調(diào)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(tǒng)提供慣性功率。表10為4種不同控制策略下相關(guān)頻率指標(biāo)的對(duì)比。

表10 雙饋感應(yīng)風(fēng)機(jī)脫網(wǎng)工況Tab.10 Off-grid condition of DFIGs

5 結(jié)論

本文基于一種大規(guī)模風(fēng)電接入的特高壓混合級(jí)聯(lián)系統(tǒng)，提出一種風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)協(xié)調(diào)參與送端電網(wǎng)頻率控制策略，并在PSCAD/EMTDC 中建立了風(fēng)電與混合直流系統(tǒng)并網(wǎng)模型進(jìn)行仿真研究，得出以下結(jié)論。

1）風(fēng)電和混合直流系統(tǒng)均可參與送端電網(wǎng)的頻率控制，可從提高系統(tǒng)慣量和一次調(diào)頻能力兩個(gè)角度來改善系統(tǒng)的頻率波動(dòng)問題。

2）所提協(xié)調(diào)頻率控制策略可以大幅度抑制送端電網(wǎng)的頻率波動(dòng)，加快交流系統(tǒng)的頻率恢復(fù)時(shí)間。

3）MMC 站與LCC 站協(xié)調(diào)參與頻率控制的過程中，所提電壓協(xié)調(diào)控制策略可以有效抑制LCC站吸收/補(bǔ)償MMC 站釋放/吸收的能量，為送端交流系統(tǒng)提供頻率支撐。