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海上风电场接入的VSC-MTDC系统为七端直流输电系统,四端岸上换流站馈入39节点系统,容量均为900MVA;另两端岸上换流站馈入四机系统,容量均为600MVA。风电场侧换流站容量为4.5GVA,VSC与风电场DFIG的主要参数如附录A所示。稳态运行时,岸上换流站均采用下垂控制,VSC-MTDC系统向39节点系统与四机系统分别送电2000MW与1000MW,岸上换流站下垂控制器的参数如表2所示。
3.2 自消纳情景仿真验证
根据式(3)(4),通过离线计算,得到每一台机组j对换流站i功率变化的灵敏度系数μSIj,iμSIj,i,再用最大的μSIj,iμSIj,i进行标幺化,最后考虑式(7)可得如表3所示的标幺化灵敏度系数矩阵。其中,考虑到简化灵敏度矩阵以便于快速在线计算,同时保留原始矩matrixcalculation">
阵的主要特性,本文算例中阈值μNSIthrμNSIthr取为0.2。
设定在仿真进行至6s时,39节点系统内换流站GSVSC16发生永久性故障闭锁,此时考虑到系统的惯量分布比较均匀,组合优化的权重系数c取0.8,通过式(9)优化,可得39节点系统内各换流站消纳的转移功率ΔPdc如表4所示。
此时,通过换流站控制器的重置,可以实现转移功率的最优消纳。首先,GSVSC14有功功率达到了上限900MW,因此GSVSC14的控制方式由下垂控制改为满发定功率控制方式。转移功率最小的GSVSC25站保持电压不变,根据式(11)—(17)计算直流潮流,岸上换流站新的控制参数如表5所示。
作者在Window7操作系统、IntelCorei7处理器下,测试算例的优化算法用时0.51ms。考虑系统发生故障到各换流站接收到控制器重配置信号延时为100ms,该值取决于实际系统信号测量时间与换流站间距离所需的光纤传输时间。GSVSC16故障退出后,转移功率按自然分配和优化分配2种方式的动态响应如图7所示。由图7(a)-(b)可见,优化分配下受端交流系统频率的动态响应特性得到了明显改善。机组G36对应的相对功角Ang36振荡幅度最大,在转移功率优化分配过程中,功角首摆振荡减小近半,并且系统的动态振荡过程也较快得以平息。从频率响应可以发现,采用自然分配时,系统重新分布潮流而出现了较大的频率振荡,最大
达到了0.006pu,这对系统频率带来了不小的冲击;采用优化分配时,频率的振荡得到了显著抑制。需要指出的是,换流站控制器参考值修改后达到新的运行状态存在一个动态过程,从图7(c)-(f)可见,其动态调整过程约0.1~0.2s,多端直流调节速度相对于交流系统频率波动快很多,因此对实际控制效果影响较小。
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