CN110417033B - 一种特高压直流输电***协同调频控制方法及*** - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种特高压直流输电***协同调频控制方法及***，其特征在于，包括以下内容：1)确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点；2)得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；3)确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；4)确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；5)将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；6)通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，本发明可以广泛应用于风电场与特高压直流输电***协同控制方法领域中。

Description

一种特高压直流输电***协同调频控制方法及***

技术领域

本发明是关于一种特高压直流输电***协同调频控制方法及***，属于风电场与特高压直流输电***协同控制方法领域。

背景技术

为实现大规模风能的远距离传输，中国已建立多个特高压直流输电走廊。然而，基于电力电子变流器的风力发电设备以及特高压直流(High Voltage Direct Current,HVDC)输电***通常工作在功率控制模式，不响应电网频率变化。随着风电渗透率的不断提高，风力发电***取代传统同步发电机组，通过特高压直流输电***大规模接入电网，将导致送、受端电网的等效惯量降低，等效一次调频能力减弱，危害送、受端电网的频率稳定性。为确保电力***的安全稳定运行，含大规模风力发电***接入的特高压直流输电***应参与送、受端电网的频率调整。一方面，风力发电***应能够响应送端电网频率的变化，提供虚拟惯量响应与一次调频功能；另一方面，特高压直流输电***应能够根据送受端电网频率变化调整其传输功率，协同风力发电***参与送、受端电网的频率调整。

为使风电机组参与电力***调频从而维持高新能源渗透率时***的频率稳定，已有的典型解决方法为在风电机组原控制环路中加入df/dt前馈环节或直接采用虚拟同步机(Virtual Synchronous Generator，VSG)控制方法，风电机组可通过释放转子动能从而暂时性提供额外功率输出，即虚拟惯量控制。此时，电网频率的变化率以及频率探底值指标得以改善。但是，由于转子动能有限，只释放转子动能无法改善稳态频率偏差这一指标。此外，风电机组动能释放后的恢复过程可能还会对电网造成二次扰动，从而引发频率的二次跌落。另一类解决方法为风电机组通过降载运行预留有功功率备用，在频率跌落时提供暂时性动能改善频率变化率和频率探底值，同时，风电机组可利用备用功率长时间地参与电网一次调频，从而改善稳态频率偏差。但是，该方法会影响正常发电情况下的风能利用效率，造成风资源浪费。为保证风电机组正常运行时尽量多发电，风电机组应工作在MPPT(Maximum power point tracking，最大功率跟踪模式)模式而不应工作在降载模式。此时，风电机组只能提供暂时性惯量支撑，从而风电场只能在电网频率跌落时降低电网频率变化率和改善频率探底值。若风电机组为了参与一次调频从而减少稳态频率偏差，则需要牺牲风能利用率工作在降载运行模式，此时，风电机组可同时改善频率变化率、频率探底值和稳态频率偏差三个指标。频率支撑方法的选取需要根据实际需求确定。

但是，无论是虚拟惯量控制方法或一次调频控制方法，现有的方法均存在不足之处：1)基于最优化法的风电机组频率控制，其计算复杂度高，实时性难以保证，且需要获得准确的风速信息，因此该方法实际应用困难且鲁棒性差。2)基于df/dt前馈环节的虚拟惯量控制方法虽然简单高效，但是风电机组原控制环与频率支撑控制环存在交互耦合，原控制环的调节作用将削弱频率支撑控制环的调频效果。此外，该方法难以解决惯量支撑过程中风电机组所捕获风功率持续降低问题，可能会对电网引入二次扰动，进而导致电网频率二次跌落问题。3)基于稳态频率偏差的一次调频控制方法，由于风具有间歇性，难以根据频率偏差整定其调频控制环系数，采用变系数的方法又会增加控制算法的复杂度。采用曲线切换的方法能够缓解上述问题，但是存在运行曲线形式固定、需锁存电网频率跌落瞬时的风机转速值、无法同时改善电网频率动态与静态指标等问题。4)对于特高压直流输电***，现有的方法均基于送、受端换流站之间的通讯实现送、受端电网频率的相互支撑，未考虑无通讯情况下的送、受端换流站之间的协同控制问题。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种复杂度低且能够实现无通讯情况下送、受端换流站之间协同控制的特高压直流输电***协同调频控制方法及***。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种特高压直流输电***协同调频控制方法，其特征在于，包括以下内容：1)确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT(Suboptimal Power Point Tracking，次优功率点跟踪)曲线的若干工作点，其中，运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成；2)采用曲线拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；3)根据风电机组的运行极限和得到的工作曲线，确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；4)采用引入曲线切换机制的控制方式，根据确定的SOPPT运行曲线和MPPT曲线，确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；5)将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；6)通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，完成特高压直流输电***的协同调频控制。

进一步地，所述1)的具体过程为：根据风电机组的风功率特性曲线，确定风电机组的运行曲线簇；在不同风速下的风功率特性曲线上，确定运行曲线簇中若干属于SOPPT曲线的工作点，每一工作点对应风电机组的输出功率相较于MPPT曲线的输出功率满足限制条件，且属于SOPPT曲线的工作点均在MPPT曲线右侧，其中，限制条件为在同等风速条件下，SOPPT曲线对应的输出功率为MPPT曲线输出功率的k_PFC倍。

进一步地，所述4)中引入的曲线切换机制的控制方式为：

P_e＝hf₂(ω_r)+(1-h)f₁(ω_r)

其中，P_e为功率指令值，f₁与f₂均为多项式曲线拟合得到的函数，ω_r为采样转速，h为曲线偏移系数；曲线偏移系数h是采用下述公式确定：

h＝K_shiftΔf

其中，Δf是实测电网频率偏离额定频率的差，K_shift是比例系数，且曲线偏移系数h的取值范围为[0，1]；当h＝0时，风电机组按照SOPPT曲线运行；当h＝1时，风电机组按照MPPT曲线运行；当0＜h＜1时，风电机组的工作点处于SOPPT曲线与MPPT曲线之间，电网正常运行时风电机组工作在SOPPT曲线，当特高压直流输电***出现频率跌落时，将风电机组工作曲线从SOPPT曲线向MPPT曲线移动。

进一步地，所述6)的具体过程为：6.1)在受端换流站引入下垂控制环节，获得送端换流站能够感知受端电网频率的变化：

U_dc＝U_dc,n+K_u(f_r-f_r,n)

其中，U_dc为直流电压指令值，U_dc,n为直流电压额定值，K_u为响应受端电网频率变化的下垂系数，f_r为受端电网频率，f_r,n为受端电网频率额定值；6.2)在送端换流站引入下垂控制环节，获得受端换流站能够感知送端电网频率的变化：

P_s＝P_s,n-K_f(f_s-f_s,n)+K_d(U_dc-U_dc,n)

其中，P_s为送端换流站有功功率指令值，P_s,n为送端换流站有功功率额定值，K_f为响应送端电网频率变化的下垂系数，K_d为响应直流电压变化的下垂系数，f_s为送端电网频率，f_s,n为送端电网频率额定值。

进一步地，所述6)中下垂控制环节中的下垂系数根据下垂控制环节之间的影响确定，具体过程为：a)分别得到送端电网和受端电网的等效一次调频系数；b)根据送端电网和受端电网的等效一次调频系数，以及送端功率缺额和受端功率缺额对对应电网频率变化的影响程度，确定下垂控制环节中的下垂系数。

进一步地，所述a)中送端电网的等效一次调频系数K₁为：

K₁＝(ΔP₁+ΔP_dc)/Δf₁

其中，ΔP₁为送端电网功率扰动，Δf₁为送端电网频率变化量，ΔP_dc为特高压直流输电***的输送功率变化量，采用下述公式确定：

ΔP_dc＝K_fK_uΔf₂-K_dΔf₁

其中，Δf₂为受端电网频率变化量；受端电网的等效一次调频系数K₂为：

K₂＝(ΔP₂-ΔP_dc)/Δf₂

其中，ΔP₂为受端电网功率扰动。

进一步地，所述b)中下垂系数需要满足下式：

K_d＝ξK_fK_u；ξ＞1

进一步地，所述a)和b)满足下述约束条件：

P_HVDC∈[P_min,P_max]

U_dc∈[U_dc,min,U_dc,max]

γ∈[γ_min,γ_max]

其中，P_HVDC为特高压直流输电***输送功率，P_min为特高压直流输电***输送功率最小值，P_max为特高压直流输电***输送功率最大值，U_dc,min为直流电压指令最小值，U_dc,max为直流电压指令最大值，γ为换流阀的熄弧角，γ_min为换流阀熄弧角最小值，γ_max为换流阀熄弧角最大值。

进一步地，所述风电机组的运行极限包括最大功率、最大转速限制和最小转速限制。

一种特高压直流输电***协同调频控制***，其特征在于，包括：工作点选取模块，用于确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点，其中，所述运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成；曲线拟合模块，用于采用曲线拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；运行曲线确定模块，用于根据风电机组的运行极限和得到的工作曲线，确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；功率指令确定模块，用于采用引入曲线切换机制的控制方式，根据确定的SOPPT运行曲线和MPPT曲线，确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；控制模式确定模块，用于将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；输送功率调整模块，用于通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，完成特高压直流输电***的协同调频控制。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明通过协调送受端电网之间的功率输送，实现了送受端电网之间的无通讯频率相互支撑，进一步降低了由功率不平衡导致的单侧电网稳态频率偏差，方法简单，易于实现，适用范围广泛。2、本发明中风电机组参与电网调频，抑制了电网频率变化率并减小稳态频率偏差，当送端电网频率为额定值时，风电机组通过工作在降载运行模式从而预留风功率并储备转子动能，当送端电网频率跌落时，通过引入曲线切换机制的控制方式实现备用功率与转子动能的释放，进而支撑电网频率。3、本发明通过引入下垂控制环节，实现与风电场之间的协同调频控制，实现送、受端电网之间的无通讯频率相互支撑，可以广泛应用于风电场与特高压直流输电***协同控制方法领域中。

附图说明

图1是本发明中风电机组的运行曲线示意图；

图2是本发明中风电机组的控制逻辑示意图；

图3是本发明中特高压直流输电***的控制逻辑示意图；

图4是本发明实施例中送端频率跌落时的仿真波形示意图，其中，图4(a)为风机转速的仿真波形示意图，图4(b)为曲线偏移系数的仿真波形示意图，图4(c)为送端电网频率的仿真波形示意图，图4(d)为受端电网频率的仿真波形示意图，图4(e)为HVDC输送功率的仿真波形示意图，“-”表示协同控制的波形，“-+”表示无协同控制的波形；

图5是本发明实施例中受端频率跌落时的仿真波形示意图，其中，图5(a)为风机转速的仿真波形示意图，图5(b)为曲线偏移系数的仿真波形示意图，图5(c)为送端电网频率的仿真波形示意图，图5(d)为受端电网频率的仿真波形示意图，图5(e)为HVDC输送功率的仿真波形示意图，“-”表示协同控制的波形，“-+”表示无协同控制的波形。

具体实施方式

以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。

本发明提供的特高压直流输电***协同调频控制方法，包括以下步骤：

1)根据应用需求和风电机组的风功率特性曲线，确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点，具体为：

如图1所示，运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成，相较于MPPT曲线，SOPPT曲线具有更高得转速，但是在同等风速条件下，SOPPT曲线对应的输出功率为MPPT曲线输出功率的k_PFC倍，SOPPT功率与MPPT功率的差值即为用于频率跌落时的一次调频功率。

以图1为例，选取k_PFC＝0.9，实线为风电机组在不同风速时对应的风功率特性曲线，虚线为MPPT曲线。在不同风速下的风功率特性曲线上，确定运行曲线簇中若干属于SOPPT曲线的工作点，每一工作点对应风电机组的输出功率相较于MPPT曲线的输出功率应满足k_PFC＝0.9的限制条件，且属于SOPPT曲线的工作点均在MPPT曲线右侧。例如，在风速8m/s时，B点为MPPT曲线的工作点，相应的选取A点为SOPPT曲线在9m/s时的工作点。A点功率为B点功率的k_PFC倍。选取4～8个上述工作点，通过曲线拟合方法即可得到SOPPT曲线。

2)采用曲线拟合方法例如多项式拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线，例如图1中曲线的XY段及其延长线(延长线未画出)，其中，曲线拟合方法可以采用现有技术公开的曲线拟合方法，具体过程在此不多做赘述。

3)无约束工作曲线未考虑风电机组运行的转速上下限以及功率上限，因此尚不能被直接使用。因此，无约束曲线需再结合风电机组的运行极限，例如最大功率(例如图1中Z点对应的功率)、最大转速限制(例如图1中曲线的YZ段)、最小转速限制(例如图1中曲线的WX段)，确定风电机组的SOPPT运行曲线，进而能够确定风电机组的MPPT曲线，其中，风电机组的具体运行极限可以查询风机运行参数说明书。

4)在风电机组控制结构的基础上，将MPPT功率曲线跟踪方式替换为如图2所示的引入曲线切换机制的控制方式，即由该控制方式，根据风电机组的SOPPT运行曲线，通过采样转速ω_r，确定风电机组的功率指令，而不再单纯由MPPT曲线确定，使得风电机组按照对应运行曲线运行，具体为：

图2中，f_N为电网额定频率，f为实测电网频率，P_e为功率指令值，h为曲线偏移系数，ω_r为采样转速。MPPT曲线的表达式P_MPPT为：

P_MPPT＝f₂(ω_r) (1)

SOPPT曲线是一条降载10％的运行曲线，位于MPPT曲线右侧，其表达式P_SOPPT为：

P_SOPPT＝f₁(ω_r) (2)

其中，f₁与f₂均为多项式曲线拟合得到的函数，将该控制方式引入下述曲线切换机制：

P_e＝hf₂(ω_r)+(1-h)f₁(ω_r) (3)

即：曲线偏移系数h是由实测电网频率偏离额定频率的差Δf乘以比例系数K_shitt确定，且曲线偏移系数h的取值范围为[0，1]，即：

h＝K_shiftΔf (4)

当h＝0时，风电机组按照SOPPT曲线运行；当h＝1时，风电机组按照MPPT曲线运行；当0＜h＜1时，风电机组的工作点处于SOPPT曲线与MPPT曲线之间，电网正常运行时风电机组工作在SOPPT曲线，当特高压直流输电***出现频率跌落需要风电机组输出更多有功功率时，将风电机组工作曲线从SOPPT曲线向MPPT曲线移动。曲线偏移系数h限制在0到1之间，因此风电机组的运行区域可限制在SOPPT与MPPT曲线之间。

在额定转速以下，风电机组有10％的功率预留用于一次调频，随着曲线偏移系数由0逐渐趋近于1，风电机组工作曲线预留的10％功率将逐渐被注入到电网中，用于一次调频的功率ΔP_PFC可表示为：

ΔP_PFC＝P_e-P_SOPPT (5)

其占总功率备用的比例d％为：

曲线偏移系数h越大则d％越大。虽然实测电网频率偏离额定频率的差Δf与曲线偏移系数h是线性关系，但是占总功率备用的比例d％与实测电网频率偏离额定频率的差Δf并不是线性关系，占总功率备用的比例d％与实测电网频率偏离额定频率的差Δf只具有正相关关系，即：

d％∝Δf (8)

当MPPT曲线与SOPPT曲线趋***行、且风功率特性曲线趋近直线时，占总功率备用的比例d％与实测电网频率偏离额定频率的差Δf具有近似线性关系。

5)将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式。

6)在受端换流站和送端换流站均引入下垂控制环节，通过下垂控制环节调整特高压直流输电***的输送功率，以实现对电网频率的支撑，完成特高压直流输电***的协同调频控制，具体为：

6.1)在受端换流站引入下垂控制环节，获得送端换流站能够感知受端电网频率的变化：

U_dc＝U_dc,n+K_u(f_r-f_r,n) (9)

其中，U_dc为直流电压指令值，U_dc,n为直流电压额定值，K_u为响应受端电网频率变化的下垂系数，f_r为受端电网频率，f_r,n为受端电网频率额定值。

6.2)在送端换流站引入下垂控制环节，获得受端换流站能够感知送端电网频率的变化：

P_s＝P_s,n-K_f(f_s-f_s,n)+K_d(U_dc-U_dc,n) (10)

其中，P_s为送端换流站有功功率指令值，P_s,n为送端换流站有功功率额定值，K_f为响应送端电网频率变化的下垂系数，K_d为响应直流电压变化的下垂系数，f_s为送端电网频率，f_s,n为送端电网频率额定值。

如图3所示，在送端电网频率f_s发生跌落时，一方面，风电场将提供频率支撑，另一方面，特高压直流输电***将减小有功功率送出，进一步抑制送端电网频率f_s变化，但此时将对受端电网带来频率跌落扰动。同理，受端电网频率f_r跌落时，上述控制方法(即风电场提供频率支撑，特高压直流输电***减小有功功率送出)能够对受端电网频率f_r变化进行抑制，但是送端电网会因此引入频率跌落扰动。特高压直流输电***工作在上述控制方法下，实质为同时协调送、受端电网共同承担功率偏差，而非送、受端相互解耦。

上述步骤6)中，分析下垂控制环节之间的影响，以指导下垂控制环节中下垂系数的确定：

a)分别得到送端电网和受端电网的等效一次调频系数。

以风电场为例，其在特定风速下的最大发电功率P_WT,mppt为：

其中，ρ为空气密度，C_P,max为最大风能利用系数，V_w为风速。

考虑到风电机组预留一定比例σ，因此风电机组预留一定比例σ的最大发电功率P_WT,reserve为：

P_WT,reserve＝σP_WT,mppt(V_w) (12)

设定曲线偏移系数h与预留功率的释放量为线性关系，则：

ΔP_WT≈hσP_WT,mppt(V_w)＝K_shiftσP_WT,mppt(V_w)Δf (13)

其中，ΔP_WT为风电场用于调频的功率变化量。

因此，风电场的调节功率K_WT等效为：

K_WT＝K_shiftσP_WT,mppt(V_w) (14)

送端电网的等效一次调频系数K₁为：

K₁＝K′₁+K_WT (15)

其中，K₁′为原送端电网的等效单位调节系数。上述公式(15)只在风电机组还留有功率储备时成立，若此时风电机组按照MPPT曲线运行，则：

K₁＝K′₁ (16)

特高压直流输电***的输送功率变化量ΔP_dc为：

ΔP_dc＝K_fK_uΔf₂-K_dΔf₁ (17)

其中，Δf₁为送端电网频率变化量，Δf₂为受端电网频率变化量。

对于送端电网和受端电网，存在：

其中，ΔP₁为送端电网功率扰动，ΔP₂为受端电网功率扰动，K₂为受端电网的等效一次调频系数。

联立上式(18)得到：

以及：

根据联立后的公式(19)和(20)，确定送端电网的等效一次调频系数K₁和受端电网的等效一次调频系数K₂。

b)根据送端电网和受端电网的等效一次调频系数，考虑送端功率缺额和受端功率缺额对对应电网频率变化的影响程度，确定下垂控制环节中的下垂系数。

考虑送端功率缺额和受端功率缺额对对应电网频率变化的影响程度，存在：

上式(21)表明，送端功率缺额对受端频率的影响以及受端功率缺额对送端的影响取决于下垂系数K_u和K_f的设定。采用送端频率优先原则，此时应保证送端出现缺额时，受端频率变化相对更大，以提供更多的功率支撑(该部分功率全部用于支撑送端)。相反，受端出现缺额时，送端频率变化相对更小，因此下垂系数只需满足下式(22)即可：

K_d＝ξK_fK_u；ξ＞1 (22)

值得注意的是，上述对下垂系数的分析只在HVDC还具备功率调节空间的情况下成立，即下垂系数的确定应满足约束条件：

其中，P_HVDC为HVDC输送功率，P_min为HVDC输送功率最小值，P_max为HVDC输送功率最大值，U_dc,min为直流电压指令最小值，U_dc,max为直流电压指令最大值，γ为换流阀的熄弧角，γ_min为换流阀熄弧角最小值，γ_max为换流阀熄弧角最大值。

若此时HVDC已经工作在运行极限，例如最大功率传输状态或最小熄弧角限制，则HVDC不进行任何调频控制。

下面通过具体实施例详细说明本发明的特高压直流输电***协同调频控制方法：

对风电经HVDC送出***进行仿真，其中，两侧同步发电机的均为5000MW，风电场容量为1000MW，HVDC的输送容量为1000MW，采用送端频率优先原则，设定K_d＝5K_fK_u。

当送端频率跌落时，频率协调的控制结果如图4所示。首先，送端频率跌落时，风电场的一次调频控制使得风电场注入更多功率支撑电网频率，在HVDC采用协同控制后，HVDC输送功率降低，此时受端频率f₂因此降低。可以看出，送端频率有较大改善。受端频率跌落时的仿真如图5所示，受端频率跌落时，由于HVDC的输送功率发生变化，送端电网也受到影响，送端频率f₁因此降低，风电场参与电网调频。但是，由于采用送端优先原则，送端频率变化量较小。

基于上述特高压直流输电***协同调频控制方法，本发明还提供一种特高压直流输电***协同调频控制***，包括：

工作点选取模块，用于确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点，其中，所述运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成；曲线拟合模块，用于采用曲线拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；运行曲线确定模块，用于根据风电机组的运行极限和得到的工作曲线，确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；功率指令确定模块，用于采用引入曲线切换机制的控制方式，根据确定的SOPPT运行曲线和MPPT曲线，确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；控制模式确定模块，用于将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；输送功率调整模块，用于通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，完成特高压直流输电***的协同调频控制。

本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。

本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(***)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (5)

1.一种特高压直流输电***协同调频控制方法，包括以下内容：

1)确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点，其中，运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成；

2)采用曲线拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；

3)根据风电机组的运行极限和得到的工作曲线，确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；

4)采用引入曲线切换机制的控制方式，根据确定的SOPPT运行曲线和MPPT曲线，确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；

5)将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；

6)通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，完成特高压直流输电***的协同调频控制，具体过程为：

6.1)在受端换流站引入下垂控制环节，获得送端换流站能够感知受端电网频率的变化：

U_dc＝U_dc,n+K_u(f_r-f_r,n)

其中，U_dc为直流电压指令值，U_dc,n为直流电压额定值，K_u为响应受端电网频率变化的下垂系数，f_r为受端电网频率，f_r,n为受端电网频率额定值；

6.2)在送端换流站引入下垂控制环节，获得受端换流站能够感知送端电网频率的变化：

P_s＝P_s,n-K_f(f_s-f_s,n)+K_d(U_dc-U_dc,n)

其中，P_s为送端换流站有功功率指令值，P_s,n为送端换流站有功功率额定值，K_f为响应送端电网频率变化的下垂系数，K_d为响应直流电压变化的下垂系数，f_s为送端电网频率，f_s,n为送端电网频率额定值；

下垂控制环节中的下垂系数根据下垂控制环节之间的影响确定，具体过程为：

a)分别得到送端电网和受端电网的等效一次调频系数，送端电网的等效一次调频系数K₁为：

K₁＝(ΔP₁+ΔP_dc)/Δf₁

其中，ΔP₁为送端电网功率扰动，Δf₁为送端电网频率变化量，ΔP_dc为特高压直流输电***的输送功率变化量，采用下述公式确定：

ΔP_dc＝K_fK_uΔf₂-K_dΔf₁

其中，Δf₂为受端电网频率变化量；

受端电网的等效一次调频系数K₂为：

K₂＝(ΔP₂-ΔP_dc)/Δf₂

其中，ΔP₂为受端电网功率扰动；

b)根据送端电网和受端电网的等效一次调频系数，以及送端功率缺额和受端功率缺额对对应电网频率变化的影响程度，确定下垂控制环节中的下垂系数，下垂系数需要满足下式：

K_d＝ξK_fK_u；ξ＞1

步骤a)和步骤b)满足下述约束条件：

P_HVDC∈[P_min,P_max]

U_dc∈[U_dc,min,U_dc,max]

γ∈[γ_min,γ_max]

其中，P_HVDC为特高压直流输电***输送功率，P_min为特高压直流输电***输送功率最小值，P_max为特高压直流输电***输送功率最大值，U_dc,min为直流电压指令最小值，U_dc,max为直流电压指令最大值，γ为换流阀的熄弧角，γ_min为换流阀熄弧角最小值，γ_max为换流阀熄弧角最大值。

2.如权利要求1所述的一种特高压直流输电***协同调频控制方法，其特征在于，所述1)的具体过程为：

根据风电机组的风功率特性曲线，确定风电机组的运行曲线簇；

在不同风速下的风功率特性曲线上，确定运行曲线簇中若干属于SOPPT曲线的工作点，每一工作点对应风电机组的输出功率相较于MPPT曲线的输出功率满足限制条件，且属于SOPPT曲线的工作点均在MPPT曲线右侧，其中，限制条件为在同等风速条件下，SOPPT曲线对应的输出功率为MPPT曲线输出功率的k_PFC倍。

3.如权利要求1所述的一种特高压直流输电***协同调频控制方法，其特征在于，所述4)中引入的曲线切换机制的控制方式为：

P_e＝hf₂(ω_r)+(1-h)f₁(ω_r)

其中，P_e为功率指令值，f₁与f₂均为多项式曲线拟合得到的函数，ω_r为采样转速，h为曲线偏移系数，曲线偏移系数h是采用下述公式确定：

h＝K_shiftΔf

其中，Δf是实测电网频率偏离额定频率的差，K_shift是比例系数，且曲线偏移系数h的取值范围为[0，1]；当h＝0时，风电机组按照SOPPT曲线运行；

当h＝1时，风电机组按照MPPT曲线运行；

当0<h<1时，风电机组的工作点处于SOPPT曲线与MPPT曲线之间，电网正常运行时风电机组工作在SOPPT曲线，当特高压直流输电***出现频率跌落时，将风电机组工作曲线从SOPPT曲线向MPPT曲线移动。

4.如权利要求1至3任一项所述的一种特高压直流输电***协同调频控制方法，其特征在于，所述风电机组的运行极限包括最大功率、最大转速限制和最小转速限制。

5.一种特高压直流输电***协同调频控制***，其特征在于，包括：

工作点选取模块，用于确定风电机组的运行曲线簇，并分别选取运行曲线簇中属于SOPPT曲线的若干工作点，其中，所述运行曲线簇由MPPT曲线与SOPPT曲线构成；

曲线拟合模块，用于采用曲线拟合方法，对选取的每条曲线上的工作点分别进行曲线拟合，得到对应未考虑风电机组运行转速以及功率限制的工作曲线；

运行曲线确定模块，用于根据风电机组的运行极限和得到的工作曲线，确定风电机组的SOPPT运行曲线和MPPT曲线；

功率指令确定模块，用于采用引入曲线切换机制的控制方式，根据确定的SOPPT运行曲线和MPPT曲线，确定风电机组的功率指令，使得风电机组按照对应运行曲线运行；

控制模式确定模块，用于将特高压直流输电***的送端换流站工作在功率控制模式，特高压直流输电***的受端换流站工作在定直流电压控制模式；

输送功率调整模块，用于通过送端换流站和受端换流站的下垂控制环节，调整特高压直流输电***的输送功率，完成特高压直流输电***的协同调频控制，具体过程为：

6.1)在受端换流站引入下垂控制环节，获得送端换流站能够感知受端电网频率的变化：

U_dc＝U_dc,n+K_u(f_r-f_r,n)

其中，U_dc为直流电压指令值，U_dc,n为直流电压额定值，K_u为响应受端电网频率变化的下垂系数，f_r为受端电网频率，f_r,n为受端电网频率额定值；

6.2)在送端换流站引入下垂控制环节，获得受端换流站能够感知送端电网频率的变化：

P_s＝P_s,n-K_f(f_s-f_s,n)+K_d(U_dc-U_dc,n)

其中，P_s为送端换流站有功功率指令值，P_s,n为送端换流站有功功率额定值，K_f为响应送端电网频率变化的下垂系数，K_d为响应直流电压变化的下垂系数，f_s为送端电网频率，f_s,n为送端电网频率额定值；

下垂控制环节中的下垂系数根据下垂控制环节之间的影响确定，具体过程为：

a)分别得到送端电网和受端电网的等效一次调频系数，送端电网的等效一次调频系数K₁为：

K₁＝(ΔP₁+ΔP_dc)/Δf₁

其中，ΔP₁为送端电网功率扰动，Δf₁为送端电网频率变化量，ΔP_dc为特高压直流输电***的输送功率变化量，采用下述公式确定：

ΔP_dc＝K_fK_uΔf₂-K_dΔf₁

其中，Δf₂为受端电网频率变化量；

受端电网的等效一次调频系数K₂为：

K₂＝(ΔP₂-ΔP_dc)/Δf₂

其中，ΔP₂为受端电网功率扰动；

b)根据送端电网和受端电网的等效一次调频系数，以及送端功率缺额和受端功率缺额对对应电网频率变化的影响程度，确定下垂控制环节中的下垂系数，下垂系数需要满足下式：

K_d＝ξK_fK_u；ξ＞1

步骤a)和步骤b)满足下述约束条件：

P_HVDC∈[P_min,P_max]

U_dc∈[U_dc,min,U_dc,max]

γ∈[γ_min,γ_max]

其中，P_HVDC为特高压直流输电***输送功率，P_min为特高压直流输电***输送功率最小值，P_max为特高压直流输电***输送功率最大值，U_dc,min为直流电压指令最小值，U_dc,max为直流电压指令最大值，γ为换流阀的熄弧角，γ_min为换流阀熄弧角最小值，γ_max为换流阀熄弧角最大值。

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