基于虛擬同步補償器的常規風電場“場站級”電壓源型協同控制策略

翟保豫, 邸強, 郝紅巖, 樊國偉, 徐志, 樊國旗

(1.國網新疆電力有限公司電力科學研究院, 烏魯木齊 830001; 2.新疆電力系統全過程仿真重點實驗室, 烏魯木齊 830001;3.新疆大學電氣工程學院, 烏魯木齊 830046; 4.國網新疆電力有限公司, 烏魯木齊 830011; 5.國網金華供電公司, 金華 321001)

隨著“雙碳”目標的提出和實施,中國電網電源逐步由火力發電轉變為基于電力電子接口的新能源發電(inverter based resources, IBR)[1-2]。電力系統呈現出高比例可再生能源和高比例電力電子設備的“雙高”特性。由于IBR不能如傳統大型同步發電機(synchronous generator,SG)一樣為電力系統提供轉動慣量和阻尼,因此在IBR逐步替代SG的過程中,系統慣量和阻尼不斷降低,應對突發性頻率事件的能力不斷削弱,安全穩定性面臨嚴重挑戰[3]。另外,當前IBR并網控制方式主要為跟網型,其輸出特性表現為可控電流源,不同于傳統同步發電機的交流電壓源特性,缺乏電壓支撐能力,導致電網中電壓源不斷減少、電壓支撐能力不足,使電力系統電壓穩定性問題同樣日益凸顯[4]。

為解決高比例新能源系統帶來的電壓穩定性問題,通過在新能源接入點處附加無功補償裝置,可以提高電力系統整體穩定性。常見的無功補償設備如并聯電容器、靜止無功補償器(static var compensator,SVC)實際上是通過改變輸電線路的電納以補償無功功率,其電壓支撐效果欠佳,且響應速度慢[5]。靜止無功發生器(static var generator,SVG)通過注入無功電流方式配上靈活的控制策略可以實現無功功率的動態補償,在一定程度上SVG可以提供無功功率以支撐系統電壓。然而,無功功率補償的目的是維持系統電壓水平,上述設備從根本上并沒有改變當前新型電力系統電壓源缺失的現狀。因此,在這種新型電力系統中,亟須發展具有無功補償靈活調節能力與慣量主動支撐能力的設備以應對系統電壓穩定性與頻率穩定性問題。

為解決“雙高”系統電壓源缺失性問題,學者已提出使用構網變流器(grid-forming,GFM)代替跟網型變流器來模擬SG的電動機制,從而使得新能源在并網過程中表現為電壓源特性,主動形成電網電壓。構網型變流器采用與同步發電機類似的功率同步策略,不需要借助鎖相環便可實現同步。輔以儲能元件或預留備用容量時,構網型變流器可額外提供電網慣量和阻尼支撐,提升系統頻率和電壓穩定性。目前,國內外學者提出了多種構網控制策略。其中,基于模擬同步發電機運行機理的改進下垂控制[6]、 虛擬同步發電機控制[7]的應用較多;此外,匹配控制、虛擬振蕩器控制等非線性控制方法也得到了廣泛關注[8-11]。

然而,構網型控制需要對整個風機/風電場進行換代升級,經濟投入較大,實現困難。并且新能源應保持最優出力運行,保障有功功率輸出,導致難以保障無功功率的可靠提供。因此,在弱電網或長鏈式末端電網場景中,新能源仍需配置無功功率補償器。針對以上問題,研究人員結合構網型控制策略和SVG各自的特點,提出了一種基于虛擬同步發電機(virtual synchronous generator,VSG)技術的無功補償器[12-14]及虛擬同步補償器(virtual synchronization compensator, VSCOM),實現以電壓源的方式快速補償無功功率,提升電壓穩定性,擬解決新型電力系統中電壓源缺失問題。文獻[15]提出可在VSCOM配置小容量功率型的儲能裝置,提高同步穩定性的同時支撐電網慣量和阻尼。應用VSCOM不需要改造現有風電場的硬件與控制結構即可提高電壓穩定性。然而,現有的風電場與交流側虛擬同步補償器的獨立控制策略,并未從根本上解決新能源場站整體表現為電壓源特性的問題。新能源與VSCOM在匯集站并網點(point of coupling,POC)處并聯運行,風力發電與虛擬慣量控制脫離,使該控制對風速波動引起的頻率波動不具有直接平抑作用[16]。且當新能源出力驟變時,電流會倒灌注入VSCOM設備,危及VSCOM的安全運行。

基于上述背景,現提出一種實現風電場變流站和VSCOM協同控制的解決方案及控制器系統結構,以期在保證VSCOM安全運行的前提下,使得整個新能源場站表現出電壓源特性的同時又能為新能源電場提供阻尼支撐作用。其次,充分考慮超級電容儲能容量的限制作用,利用MATLAB/Simulink仿真平臺對所提方案的有效性和可行性進行驗證,最終給出超級電容容量的最佳配比。

1 虛擬同步補償器拓撲結構和控制方法

虛擬同步補償器由現有的靜止無功發生器改進而來,在控制層面上采用VSG控制策略,使之并網特性從電流源轉變為電壓源,主動支撐節點電壓。VSCOM主要作為無功補償器,其主要作用是提供無功功率,以支撐電網電壓。同時其虛擬同步機控制方法可為系統提供額外的阻尼和虛擬慣量,提高系統頻率響應能力和降低振蕩風險。

1.1 虛擬同步補償器拓撲結構

虛擬同步補償器在電網中的拓撲結構如圖1所示,直掛式連接于新能源場站的35 kV匯集站POC處,以補償新能源場站無功需求。

圖1 虛擬同步補償器拓撲結構

虛擬同步補償器由SVG和超級電容儲能兩部分組成。SVG為主體部分,包括直流電容和并網變換器,VSCOM無功補償控制和電壓支撐控制由構網型變換器實現;超級電容儲能用于提供電壓源型并網過程中所需有功功率以及慣量和阻尼支撐時的有功功率,其所連接的DC-DC變換器用于控制超級電容充放電及荷電狀態。注意,超級電容并非VSCOM必備結構,若直流電容足夠大,VSCOM功角同步暫態功率可由直流電容提供,但是其慣性和阻尼支撐能力減弱。根據新能源電站需求,提出VSCOM超級電容的容量配置方法,以提升新能源電站站內和站外系統交互穩定性。值得注意的是VSCOM仍然側重為無功補償設備,控制主體目標是電壓支撐,而非儲能調頻功能。

1.2 虛擬同步補償器控制方法

VSCOM工作在構網模式下,其控制由外環和內環兩部分組成。內部控制回路用于POC點電壓跟蹤基準值。外部控制回路用于功角同步、直流電壓調節和基準電壓設置,從而為系統提供所需的電壓和頻率支撐。圖2是VSCOM并網控制結構圖,通過測量虛擬同步補償器三相濾波器電感電流ILabc和電容電壓Uoabc,經過Park變換后得到對應的dp軸分量Idq和Udq,通過功率計算得到虛擬同步補償器輸出的有功功率P和無功功率Q。

Ea、Eb、Ec分別為變流器端電壓;Ia、Ib、Ic分別為三相濾波器電感電流;Iqd、Uqd分別為變換后的dq軸電流和電壓;Pset、Qset、Uref分別為有功功率、無功功率、電壓的參考值;Ppoc為匯集站處有功功率參考值;Em為參考電壓幅值;ωm為角頻率

1.2.1 電網同步

VSCOM的有功功率控制環模擬了傳統同步發電機的擺動方程以提供虛擬慣性和實現并網同步[17],VSCOM 的并網暫態過程如下。

(1)

式(1)中:M為虛擬慣量;D為阻尼系數;ωvscom為變流器內部頻率;P*為有功功率參考值。在穩態下,有功功率參考值P*設置為0,變換器頻率與電網頻率保持一致,母線潮流維持在額定值。此時,虛擬同步補償器不輸出有功功率,只提供無功功率。在暫態過程中,ωvscom追隨電網頻率變化,但ωvscom的變化落后于電網頻率變化,從而造成變換器電壓和電網電壓之間的較大相位差,從而使VSCOM模擬同步發電機的慣量響應,由超級電容向電網輸出功率P,以保持功角同步。在此過程中,超級電容釋放的能量可以用來支持系統的慣性。這里的阻尼系數D應當選取的足夠大,以降低直流電容的功率交換速度,從而保證直流電壓穩定。

1.2.2 電壓支撐

在1.1節,VSCOM作為一個電壓源,它可以直接建立POC節點電壓,支撐電網電壓。其控制方法表達式為

E=V*+Kv(V*-Vg)+Kq(Q*-Q)

(2)

式(2)中:Q*為參考無功功率;Q為輸出無功功率;V*為參考電壓;Vg為電網電壓;系數Kv、Kq為單位電壓變化對應的無功功率調整值。

當Kv=Kq=0時,VSCOM運行在恒電壓模式;當Kv=0時,VSCOM運行在無功功率下垂控制模式;當Kq=0時,VSCOM運行在勵磁調節模式。無論運行在何種模式,VSCOM始終采用電壓源控制方法,主動控制POC電壓幅值,其輸出無功功率和相位根據負載自行改變。

需要注意的是,在故障期間若繼續保持端電壓的恒定,可能會發生過電流現象,造成設備的損毀。為防止VSCOM過電壓,參考電壓必須被限制和相應降低。根據文獻[18]中并網變換器的故障穿越模型,電壓限制設置規則如下。

V*≤Vmax

(3)

(4)

式中:Xf和Bf為VSCOM濾波器阻抗;Im為VSCOM正常工作的最大限制電流。

2 虛擬同步補償器協同控制

虛擬同步補償器在無額外控制的前提下,它與風機系統并聯運行,在新能源出力驟變的時候,電流會倒灌注入VSCOM。并且由于它們分別對電網單獨注入功率,無法為風電系統提供阻尼,及無法抑制風電輸出的波動性。通過協同控制迫使風機能量流經VSCOM,再由VSCOM控制電網功率輸入,從而實現整個新能源場站和VSCOM整體對外表現為電壓源特性,使得POC電壓可控。同時,因儲能額定容量限制,其風電功率不能完全注入儲能中,可以通過協同控制禁止功率倒灌入VSCOM,避免VSCOM過載。

2.1 協同控制電壓源場站特性實現

在傳輸電網中,電網電阻可以忽略,假設傳輸線上僅存在感性阻抗Xg,電網電壓Vg相位為0, 則變換器注入電網的功率為

(5)

(6)

式中:Vo、Vg分別為變換器POC電壓幅值和電網電壓幅值;δ為兩者電壓相位差;P、Q分別為有功功率和無功功率輸出,其大小由Vo和α確定。跟網型新能源電場直接控制入網的有功和無功功率。VSCOM直接控制接入點的電壓幅值和有功功率(其值為0,經控制輸出相位實現有功功率控制)。因VSCOM協同控制目標之一為整個新能源場站表現出電壓源特性,因此POC表現為PV節點,其電壓幅值由VSCOM決定、其有功功率需與新能源場站輸出有功功率保持平衡。為對新能源電場提供阻尼支撐作用,其在POC處的輸出功率應需由VSCOM的同步控制環[式(1)]實現。即VSCOM決定POC電壓相位,但其值應滿足新能源有功功率輸出。

圖3為虛擬同步補償器與風力發電的協同控制結構。通過測量每臺風機在PCC點處的三相濾波器電感電流Iabc和電容電壓Uabc,經過功率計算得到單臺風機輸出的有功功率Pwi。隨后將計算得到的數值輸入至協同控制中心,得到風電廠發電總功率Pwt,即

Pw1、Pwn為單臺風機發電功率;δ為虛擬同步補償器相位;ΔP為波動功率;Pwt為風電廠發電總功率;Pg為虛擬同步補償器注入電網的有功功率

Pwt=Pw1+Pw2+…+Pwn

(7)

穩態時,電網工作在額定頻率,虛擬同步補償輸出功率為零,即Pess=0。注入電網的功率Pg等于風力發電功率。

Pwt=P*=Pg=Pwt0

(8)

當風電出力發生波動瞬間,在VSCOM的協同控制下,波動功率ΔP存入VSCOM的超級電容中,POC 相位不發生躍變。此時,超級電容提供阻尼和慣性支撐作用。

(9)

隨后,VSCOM協同控制單元監控到風電出力發生波動,改變參考功率P*,在其并網同步暫態(1)的作用下,POC電壓相位發生緩慢連續變化,輸出功率Pg跟隨當前參考功率P*,具體控制過程如下。

(10)

式(10)中:Pess為VSCOM對電網注入風機增發功率量;N(t)為關于虛擬慣量、阻尼和電網阻抗的功率傳遞函數[16]。

當注入電網功率等于當前風機發電總功率時,VSCOM返回到有功功率零輸出狀態,即Pess=0,系統到達新的穩定點,即

Pwt=P*=Pg=Pwt0+ΔP

(11)

在此協同控制過程中,所產生的功率波動經由儲能變換器中的 VSCOM 控制所抑制,而VSCOM的輸出相位則根據風機功率的值進行調節,最終將匯集站電壓穩定在設定值,實現了風電場“場站級”電壓源型控制目標,同時保證了系統具有足夠阻尼和慣量支撐的協同控制效果。

2.2 協同控制VSCOM超額功率前饋實現

在提供阻尼功能的協同控制中,由于POC相位已被VSCOM鎖定,風機發電變換量Pw將首先注入VSCOM中的超級電容。在極端情況下,其功率變化量可為風電場額定容量,而VSCOM主要為無功功率補償,不會投入與風電場同等容量的無功補償設備。因此,VSCOM需限制有功功率交互。同時,為實現POC表現為電壓源,及VSCOM控制POC電壓相位,所提出的協同控制將進一步針對新能源對VSCOM注入的過載功率進行前饋控制VSCOM輸出相位跳變,保證VSCOM安全運行的同時提供等容量阻尼支撐效應。

ΔP=Pwt-P

(12)

Pex=|ΔP|-Pm

(13)

式中:Pm為VSCOM中超級電容變換器的額定功率;Pex為過載功率。當功率變化ΔP大于超級電容額定值Pm,為避免儲能過載,協同單元直接將Pex注入電網而不是存入超級電容中。

在2.1節式(5)和式(6)中指出,風電機組與VSCOM中的超級電容對電網的整體輸出由POC 電壓與系統電壓共同決定。該函數方程有4個變量,若調整任意兩個變量,則其余變量可隨之確定。其中POC電壓由VSCOM直接建立,為了向系統注入過載功率Pex,POC處電壓相位δ必須發生躍變。

Npi(s)是采用比例積分控制的傳遞函數,可以將過載功率Pex轉換成相位δ,然后送入轉子運動方程,其數學模型為:

(14)

式(14)中:Kp、Ki分別為PI控制器的比例和積分系數。

2.3 協同控制參數設計

電壓源控制特性是響應速度快,在協同控制環節還應保持新能源+VSCOM對電網的整體響應符合電壓源<200 ms的要求[19],因此規定了協同控制參數的選參方法。虛擬電勢相位δ由VSCOM直接控制,而變流器輸出電壓相位α可通過調節虛擬阻抗的大小進行調節,故功率波動與相位變化的關系表達式[16]為

(15)

式(15)中:

a1=Ug0LLg(Rsinδ0+Xcosδ0)-E0LXLg;

a2=2Ug0Lrg(Rsinδ0+Xcosδ0)-E0LXrg-

Ug0Lvsinδ0(R2-X2)+

2E0LvXsinδ0(Rsinδ0-Xcosδ0);

a3=Ug0(R2+X2)(Rsinδ0+Xcosδ0)-

2Ug0RvR2sinδ0+

2E0RvXsinδ0(Rsinδ0-Xcosδ0)。

其中,下標“0”代表初始狀態,R=Rg+Rv,X=Xv+Xg,L=Lv+Lg。(-R/L±jωg)為ZL(s)的極點,在系統額定頻率ωg處發生諧振,相角從0°降到-180°。

VSCOM電壓電流控制環的數學公式為

式(16)中:Kpv、Kiv分別為電壓控制器的比例積分系數;Cf為無源濾波器的容抗值;ti為電流控制器的時間常數,通常小于 10 ms。當Nvsc(s)的相角從 0°降為-180°時,閉環增益由 0 dB 轉成負。

超額功率控制的頻率域特性為

(17)

當VSCOM頻率等于額定頻率時,Nex(s)相角降到-180 °。過載功率控制的比例積分轉角頻率為Kp,當相角由-90°升到0°時,為確保負反饋系統的穩定,Kp需小于ωg。在該情況下,VSCOM電壓電流控制環可忽略不計,變流器主要由PI環控制,ZL(s) 呈現為增益狀態,其大小由虛擬阻抗決定,表達式為

(18)

此時,超額功率控制的頻率域特性可由式(17)改寫為

(19)

(20)

為保證系統頻率升高后,開環增益下跌速度高于-20 dB/decade,ωco必須低于轉折頻率Ki/Kp,所以超額功率控制平衡點存在的條件應滿足條件為

(21)

由此可得超額功率調節的前饋控制函數為

(22)

式(22)中:ti為時間常數,表達式為

(23)

為快速控制超級電容輸出,超額功率調節的時間常數應盡量選取較小值。

當增發電量ΔP小于超級電容額定限值時,相角僅由VSCOM控制,即圖4中紫色框圖所示,其中N(s)的傳遞函數為

圖4 虛擬同步補償器傳遞函數

(24)

式(24)中:M為慣量。

綜上,風電機組與虛擬同步補償器協同控制如圖4所示,其中紫色框圖是為電壓源場站特性實現功能,用于平抑超級電容所能容納的風電波動性;而綠色框圖是超額功率前饋實現功能,將大于超級電容額定值的增發電量直接輸注入系統。

3 案例分析

為驗證所提方案的可行性和有效性,在MATLAB/Simulink 中搭建了圖3所示的虛擬同步補償器協同控制模型,其中,VSCOM參數設置如表1所示。電網系統等效為可控電壓源,超級電容用理想的直流電源表示。

表1 VSCOM參數設置

3.1 案例1:電壓源場站特性驗證

為驗證提出的協同控制方法在發電阻尼支持方面的動態特性,比較了以下兩種新能源方案。

方案1跟網型新能源交流側配置VSCOM,無協同控制,及VSCOM僅控制POC電壓幅值,POC電壓相位由新能源輸出功率自動變化。

方案2跟網型新能源交流側配置VSCOM,采用協同控制,及VSCOM控制POC電壓幅值和相位。

為了保障對比的公平性,在以上2組系統中其VSCOM和變換器內部控制參數相同。

仿真僅考慮協同控制策略中的發電阻尼配置功能,即2.1節中內容。因此未限制超級電容額定值,并將控制(圖3)中的功率限制Pm設置為無窮大。為測試其發電阻尼提供作用,測試系統在0.5 s時風力發電功率從0 kW增加到500 kW,圖5中顯示了POC處風機系統對電網注入的有功和無功功率。

圖5 案例1:電壓源場站特性驗證

在發電時,即圖5(a)中0.5～1.1 s功率輸出響應對比可知,在VSCOM無協同控制方案風機系統中,其VSCOM參考功率為P*=0 kW,風機發出的電直接注入電網,因此有功輸出呈現階躍變化。然而,在VSCOM采用協同控制方案時,通過系統控制強制P*=Pw,從而使發出的風電先注入交流側VSCOM再由儲能變換器控制輸入電網,因為儲能變換器采用了相同參數的VSCOM控制,所以協同控制可使發電具備的阻尼特性,輸出功率較無協同控制更為平滑。圖5(c)是協同控制風機系統POC處電壓波形,500 kW功率在0.5 s時刻注入電網后,POC處電壓出現上升波動。由于VSCOM始終采用電壓源控制方法,主動控制POC電壓幅值,在80 ms后匯集站POC處電壓恢復到初始狀態(1 p.u.)。這驗證了所提出的協同控制方法可以使整個新能源場站表現出電壓源特性,同時通過超級電容為風機提供阻尼,并使發電功率按預期式(8)～式(12)流動。

3.2 案例2:VSCOM超額控制功能驗證

當風電場輸出總功率大于超級電容額定容量時,風機不能將全部功率先存儲到超級電容后再注入電網。為驗證VSCOM在協同控制中的超額功率調節性能,設置超級電容額定功率為 100 kW,風機輸出功率在0.5 s時刻從 0 kW躍變到200 kW,相應的儲能功率和注入電網總功率波形變化如圖6(a)所示。

圖6 案例2:超額功率控制

可以看出,由于超級電容額定功率為100 kW,而風電機組輸出總功率為200 kW(過載功率100 kW),VSCOM在協同控制下先向系統注入100 kW,剩余100 kW先存儲到超級電容后再緩慢釋放注入電網。圖6(b)則顯示了POC處電壓變化情況,在協同控制中加入儲能過載調節功能后電壓仍能快速返回到設定值,保持并網點電壓穩定。可見,VSCOM協同控制在避免功率過載的同時向系統提供阻尼支撐。

3.3 案例3:電壓支撐功能驗證

VSCOM作為一個無功補償設備,其控制主體目標是電壓支撐。在電力電網中模擬電壓事件,以驗證采用協同控制時VSCOM電壓支撐特性。設置電網電壓在1 s時跌落至0.8 p.u.,持續時間100 ms后重新恢復。

圖7(a)顯示了故障期間新能源場站對電網注入的功率。電壓跌落后,VSCOM迅速反應,通過注入無功功率向系統提供電壓支撐。在故障發生以及解除的瞬間,由于巨大的擾動,風電場向系統注入的有功功率在額定值500 kW附近發生振蕩。圖7(b)為新能源場站并網點電壓變化情況。通過采用協同控制,POC點電壓僅在電網電壓跌落(1 s)和恢復(1.1 s)瞬間呈現半個周期的下跌和抬升現象,整個新能源場站對外展現出較好的恒壓源特性。

圖7 案例3:電壓跌落測試

3.4 案例4:儲能裝置容量配置

上述案例中為驗證VSCOM協同控制功能,風機出力設置過于理想,而實際上風機輸出功率時刻在波動變化。根據某風電場實際出力情況,驗證VSCOM協同控制的可行性以及超級電容容量配比對其調節作用的影響。

圖8中4根曲線分別代表超級電容上限功率設定為風電場總功率(200 kW)的0、5%、15%和100%時對風電出力變化的平抑效果。其中0表示不配置超級電容,100%時風機可將全部功率先存入超級電容后再注入電網,因而調節效果更平滑。配比為5%時,系統具備一定阻尼支撐作用。然而在超級電容配比為15%時,調控曲線與100%配比時幾乎重疊。可見,超級電容額定功率為15%的風機額定功率時,其協同控制效果即可實現最佳風電波動性抑制和阻尼性能。

圖8 案例4:容量配置對風電波動性抑制的影響作用

4 結論

針對“雙高”系統電壓源缺失性及慣性和阻尼不夠帶來的電壓穩定性問題,在風電場交流側匯集站處配備虛擬同步補償器的基礎上,提出了一個基于超級電容儲能的虛擬同步補償器協同控制方案,并得出以下結論。

(1)通過協同控制風電場與虛擬同步補償超級電容的出力,能夠在保證設備安全運行的前提下,整個風電場站表現出電壓源特性,同時可對風電場提供阻尼支撐作用。

(2)超級電容額定功率為15%的風機額定功率時,其協同控制效果即可實現最佳風電波動性抑制和阻尼性能。

(3)在充分考慮超級電容儲能容量的限制作用下,利用MATLAB/Simulink仿真平臺驗證了所提方案的有效性和可行性。