某地區電網全電磁暫態仿真分析及次同步諧振風險分析

亢朋朋　宋朋飛　樊國偉

摘? 要：針對和田地區電網新投運三臺SVG后，可能存在的次同步諧振風險開展了研究。主要內容包括：線路及機組參數校核、光伏站及光伏站SVG建模、新投運SVG模型與特性研究、和田地區全電磁建模和振蕩風險仿真與分析。本研究采用時域仿真法研究和田地區電網次同步振蕩風險。

關鍵詞：SVG（靜止無功補償器）;全電磁仿真;次同步振蕩風險

中圖分類號：TM721.1? ? ? ?文獻標志碼：A? ? ? ? ?文章編號：2095-2945（2020）23-0059-05

Abstract： In this paper， the possible risk of subsynchronous resonance after the new operation of three SVGs in Hetian Power Grid is studied. The main contents include： line and unit parameter check， photovoltaic station and photovoltaic station SVG modeling， new operation SVG model and characteristic research， full electromagnetic modeling and oscillation risk simulation and analysis in Hetian area. In this study， the Time Domain Simulation Method is used to study the risk of subsynchronous oscillation in Hetian Power Grid.

Keywords： SVG （Static Var Compensator）; full electromagnetic simulation; risk of subsynchronous oscillation

前言

為解決和田地區電網冬季電采暖負荷增長的需求，提升莎車-和田750千伏和葉城-皮山220千伏斷面下網輸電能力，計劃在220千伏皮山變、洛浦變、于田變的35千伏側各配置一套SVG，容量為±52Mvar。鑒于和田電網光伏并網比例高，需對配置SVG后振蕩風險開展分析。

本研究采用時域仿真法，是通過電磁暫態仿真程序PSCAD[1-3]，建立包括光伏站、光伏站SVG、系統網絡、發電機和新投運SVG在內的仿真系統。通過時域求解的方法模擬系統故障或擾動過程，觀察系統狀態量[4-5]，判斷是否存在次同步諧振問題，研究電網次同步振蕩風險。

1 和田地區全電磁暫態建模

1.1 交流電網電磁暫態建模

為更精確地建立和田電網全電磁模型，校核了所收資的線路參數和主變參數。根據校核后參數，在PSCAD軟件中建立了和田地區電網全電磁交流網絡（圖1）。

1.2 開關器件換流器和平均值換流器的一致性研究

因和田地區光伏站數量多，若換流器采用開關元件建模仿真效率太低，本研究采用基于等效受控電壓源和電流源的平均值建模。

為驗證基于等效受控源的平均值建模換流器同開關器件在電磁暫態仿真中的一致性，首先建立了基于開關器件換流器的光伏并網單元，然后建立了同開關換流器參數一致的平均值換流器，最后對比了兩者在控制器指令躍變和交流故障時的響應情況。圖2為基于開關器件的光伏并網單元，圖3為基于等效受控源的平均值的光伏并網單元，兩者控制部分一致。

基于開關器件換流器和平均值換流器的光伏并網單元參數如下，逆變器額定容量0.5MW;逆變器直流側額定電壓0.617kV;逆變器交流側額定電壓0.315kV;直流電容7560μf;交流側濾波器LCL型濾波器，L1=100μh，C（角

型）=200μf，L2=20μh;并網變壓器額定電壓/容量/阻抗，38.5kV±2*2.5/0.315/0.315，1MVA，6.43%;控制器基準容量0.5MVA，基準電壓0.315kV及38.5kV。

當逆變器采取定直流側電壓、定無功功率控制時，設定控制器指令如下，無功指令初始值為-0.3MVar，逆變器直流側輸入有功功率在0～1s為0.4MW，1s～2s降低為0.1MW， 2s～3s升至0.5MW。開關器件換流器和平均值換流器響應對比結果如圖4-圖9所示。

（有名值，PmS為詳細模型，PmA為平均值模型）

圖4 輸出有功曲線

當逆變器采取定交流側電壓、定有功控制時，設定有功指令初始值為0.5MW，光伏電站并網點電壓指令為0～1s為1p.u.，1s～2s為0.95p.u.，2s～3s為1p.u.（如圖10-15）。

在逆變器采取定交流側電壓、無功功率控制時，設定1s時刻逆變器升壓變低壓側發生單相接地故障，0.1s后故障消失（如圖16-19）。

通過以上對比結果，可以發現基于等效受控源的換流器模型具有和開關換流器模型基本一致的響應，因此，可以作為本研究的光伏并網換流器模型。

2 電磁暫態仿真分析與仿真結果

根據多個新能源并網工程次同步振蕩研究結果，同步機開機越少、網架越弱、光伏出力越小、負荷越小，次同步振蕩的風險較大。

因此安排開機小方式，即波波娜2機;分別考慮小負荷30萬，大負荷53萬。考慮新投運SVG不同控制模式和控制參數。考慮不同的光伏站控制模式、控制參數、光伏并網容量（光伏出力分別考慮20%和70%）。

仿真分析方法為，在所安排的不同方式下，時域仿真進入穩態時，在某220kV母線上設置一個單相經阻抗接地，觀察系統狀態量是否激發出振蕩。

2.1 在光伏站參數組1下仿真結果

光伏站外環PI控制器控制參數取Ti=0.1，Kp=0.5，在波波娜水電站開2機，負荷考慮小負荷30萬和大負荷53萬，光伏考慮20%出力和70%出力的方式下仿真結果如表1。

2.2 在光伏站參數組2下仿真結果

光伏站外環PI控制器控制參數取Ti=0.05，Kp=0.5，在波波娜水電站開2機，負荷考慮小負荷30萬和大負荷53萬，光伏考慮20%出力和70%出力的方式下仿真結果如表2。

3 仿真結果分析

3.1 研究條件

針對和田地區次同步振蕩風險分析中，主要考慮風險較大的一些方式。安排開機小方式，即波波娜2機;分別考慮小負荷30萬，大負荷53萬。考慮新投運SVG不同控制模式和控制參數。考慮不同的光伏站控制模式、控制參數、光伏并網容量（光伏出力分別考慮20%和70%）。

3.2 結論

根據所安排方式和仿真結果，在較為合適的光伏站參數下，和田地區全電磁暫態分析中存在次同步振蕩風險的方式為750通道和220通道雙線檢修方式。

而且，根據仿真得出以下結論：

交流網架越強，次同步振蕩風險減弱。

在同一系統運行方式下，對于新投三臺SVG，定無功控制模式比定電壓控制模式次同步振蕩風險小;SVG響應速度慢的控制參數比響應速度快的控制參數次同步風險小。

光伏站并網規模越大，次同步振蕩風險較大;在相同的并網容量下，光伏站出力越小，次同步振蕩風險較大。

光伏站光伏并網單元內外環控制參數配置不合適情況下，次同步振蕩風險較大。

和田地區負荷越大，次同步振蕩風險越小。

參考文獻：

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