一起光伏電站電壓振蕩事故分析和解決措施

高 賀，楊朋威，石海鵬，陳 旭，燕思潼

(國網內蒙古東部電力有限公司電力科學研究院，內蒙古 呼和浩特 010020)

為維持新能源廠站并網點電壓的穩定，新能源廠站內均裝設有電容器、靜止無功補償器(SVC)或靜止無功發生器(SVG)等無功補償設備[1-2]。SVC和SVG都是以并網點電壓為控制目標，通過電力電子器件的控制實現對并網點電壓的無功支撐[3-4]。但當電網運行狀態發生變化時，例如電網由正常運行方式變為檢修方式時，SVC和SVG中的控制參數存在與新的運行方式不匹配的問題[5-7]，會導致并網點電壓波動，進而引起系統電壓波動。

本文針對一起光伏電站電壓頻繁越限的事故進行分析，得出事故原因為SVG控制參數與檢修方式下系統短路容量不匹配，進而導致SVG輸出電壓和光伏電站電壓波動，并進行了時域和頻域分析，最后通過調節控制器參數解決了該問題。

1 事故經過

1.1 事故當天系統運行方式

A光伏電站位于內蒙古東部地區，總裝機容量40 MW，安裝有1臺容量為50 MVA的110 kV/35 kV變壓器。站內光伏發電設備主要有878臺組串式光伏逆變器，站內無功補償設備為1套35 kV直掛SVG，容量為11 Mvar，控制模式為恒電壓方式，控制目標為接入點110 kV系統電壓。該光伏電站自2016年6月并網以來，站內光伏逆變器及SVG均運行正常，電網電壓無異常波動現象。

圖1 系統接線圖

事故當天，220 kV甲變電站主變停運。A光伏電站通過阿五線接入甲變電站110 kV母線，而甲變電站110 kV通過阿白線等接入220 kV乙變電站110 kV側，A光伏電站110 kV母線-220 kV乙變電站110 kV側形成總長度為207 km的長線路，系統接線圖如圖1所示。

事故經過如下：2019年11月26日08：30，A光伏電站上位機告警顯示“35 kV母線電壓越上限38.525 kV”、“110 kV母線越上限電壓告警117.824 kV”、“35 kV母線電壓越上限電壓告警37.397 kV”、“110 kV母線電壓越上限恢復116.986 kV”，35 kV和1100 kV母線電壓出現頻繁越上限情況。

09：01，將負荷按8 MW控制后，電網電壓波動消失，母線電壓恢復正常。

11：01，將負荷增加3 MW至11 MW，執行完畢后電網電壓正常。

11：20，將負荷增加至15 MW后，發現電壓再次波動，110 kV母線電壓越限。將負荷降至6.3 MW后電壓波動現象仍未消失。

11：50，SVG停運，電網電壓波動消失。

1.2 錄波數據分析

根據系統故障錄波，發生電壓波動期間，A光伏電站內110 kV母線電壓、SVG電流波形如圖2所示。

由圖2可以看出，SVG電流出現低頻振蕩，振蕩頻率為8～9 Hz，SVG電流的波動導致光伏站內110 kV和35 kV母線電壓波動。SVG后臺記錄的歷史曲線如圖3所示。由圖3可以看出，SVG電流無法穩定，出現頻繁的容感性切換現象，這種電流在容性和感性之間的頻繁切換進而導致系統電壓出現頻繁的波動，在SVG輸出的容性無功較大時，就出現了系統電壓越上限的情況。

圖2 電壓波動期間系統電壓、SVG電流波形

圖3 電壓波動期間SVG電流曲線

2 事故分析

A光伏電站自2016年投運以來從未發生過類似電壓波動問題，通過對現場運行情況的分析，發現事故發生前后的主要區別在于故障發生時系統運行方式發生了變化，由于220 kV甲變電站主變停運，A光伏電站通過207 km長的110 kV遠距離架空線接入220 kV海東變110 kV側。初步分析是由于運行方式變化導致線路阻抗變大，線路末端短路容量變小，網架結構變弱，而SVG工作于恒電壓模式，由于控制參數與系統短路容量不匹配，導致SVG輸出無功電流出現低頻振蕩現象，并引起光伏站內母線電壓波動。以下通過系統短路容量分析、時域分析、頻域分析等3個方面對系統故障原因進行分析。

2.1 系統短路容量分析

A光伏電站正常運行方式下的系統接線如圖4所示。光伏電站經過10.7 km架空線接入220 kV甲變電站110 kV側，采用電力系統綜合分析程序(PSASP)進行仿真，得出甲變電站110 kV側三相短路電流為2.39 kA。

電站并網點短路容量可計算如下：

220 kV甲變電站110 kV母線的短路容量為

(1)

等效阻抗Xt1計算如下：

(2)

線路阻抗Xt1按0.4 Ω/km估算如下：

Xl1=0.4×10.7=4.28 Ω

(3)

并網點短路容量：

圖4 系統單線圖(正常模式)

圖5 系統單線圖(檢修模式)

(4)

電站檢修模式下的單線圖如圖5所示。光伏電站經過207 km架空線接入乙變電站，乙變電站三相短路電流為9.925 kA。

電站并網點短路容量可計算如下。

220 kV甲變電站110 kV母線的短路容量：

(5)

等效阻抗Xt2計算如下：

(6)

線路阻抗Xl2按0.4 Ω/m估算如下：

Xl2=0.4×207=82.8 Ω

(7)

并網點短路容量：

(8)

由此可以看出，在檢修模式下A光伏電站的短路容量較小，與正常運行方式下相比已經大幅降低，短路容量之比為3.39。因為短路容量是表征該點電壓穩定性和該點與系統電源之間聯系強弱的標志，短路容量越大，該點電壓穩定性越強，與系統聯系越緊密，檢修方式下短路容量變小，表明光伏電站與系統聯系變弱，根據運行經驗，在弱電網工況下由于SVG控制參數不匹配容易出現各種次同步及低頻振蕩現象。

2.2 時域分析

根據A光伏電站實際電氣系統結構和控制參數，在系統不同運行方式，不同短路容量下搭建SVG控制系統模型進行時域仿真分析。

系統檢修方式下仿真得到的SVG無功電流有效值和三相瞬時電流波形如圖6所示。

圖6 SVG輸出無功電流有效值和三相瞬時電流波形(檢修模式)

由圖6可以看出，SVG電流出現明顯低頻振蕩現象，振蕩頻率為8.9 Hz，與現場故障錄波結果接近。

將仿真模型中系統短路容量修改為正常運行方式下的數值，其余控制參數均保持不變再次進行仿真，仿真結果如圖7所示。

圖7 SVG無功電流和三相瞬時電流波形(正常模式)

由圖7可以看出，SVG電流經過階躍響應后能迅速進入穩態，未出現振蕩現象，與正常運行方式下的實際工況相符合。

上述仿真結果表明，系統短路容量改變是系統出現電壓波動現象的直接誘因。

2.3 頻域分析

為進一步分析短路容量變小導致系統出現電壓波動現象的機理，依據SVG實際控制系統模型進行頻域仿真分析，恒電壓外環控制框圖如圖8所示。

為簡化分析圖8中的電流內環，用帶延時的慣性環節等效。圖中電壓調節器采用PI調節器，控制系統內部采用數字化方式實現。

圖8 SVG控制系統框圖

其中：

(9)

(10)

(11)

按檢修模式下短路容量參數對控制系統開環傳函進行頻域分析，開環Bode圖如圖9所示。

由圖9可以看出，系統開環穿越頻率為7.6 Hz，對應相角裕度小于0°，處于極其不穩定狀態，容易誘發低頻振蕩。

圖9 開環Bode圖

3 解決方案

為解決現場因控制系統參數不匹配引起的電壓波動現象，需對控制系統相關參數進行調整，增加相角裕量，提高系統穩定性，主要包括：調整外環參數降低帶寬；調整電流內環參數降低延時，提高響應速度。

3.1 調整電壓外環調節器參數

圖10 SVG無功電流和三相瞬時電流波形(改變外環參數)

由圖10中可以看出，SVG輸出電流穩定無振蕩，但響應速度稍慢。

3.2 調整無功電流滯后常數

圖11 SVG無功電流和三相瞬時電流波形(改變慣性環節時間常數)

由圖11可以看出，SVG輸出電流階躍響應較快，但同時超調較大。

3.3 同時調整電壓外環調節器和無功電流滯后常數

由圖12可以看出，SVG輸出電流階躍響應較快，同時無超調。

圖12 SVG無功電流和三相瞬時電流波形(同時改變外環參數和慣性環節時間常數)

頻域仿真結果如圖13所示。由圖13可以看出，系統穿越頻率為6.2 Hz，相角裕度為73°，具有較強的穩定性。

圖13 開環傳函Bode圖(同時改變外環參數和慣性環節時間常數)

3.4 正常工況下同時調整電壓外環調節器參數和無功電流滯后常數

圖14 SVG無功電流和三相瞬時電流波形(正常工況下同時改變外環參數和慣性環節時間常數)

由圖14可以看出，SVG輸出電流無超調和振蕩。

頻域仿真結果如圖15所示。從圖15可以看出，系統相角裕度為87°，具有極強的穩定性。

圖15 開環傳函Bode圖(正常運行方式下同時改變外環參數和慣性環節時間常數)

以上仿真說明，同時改變外環參數和慣性環節時間常數，可滿足不同工況下現場穩定性需要。

4 結論

a. 通過理論分析及仿真驗證，A光伏電站發生的電壓波動事故，是由于系統運行方式改變，導致系統短路容量降低，而SVG工作于恒電壓模式，SVG控制參數與系統短路容量不匹配，導致控制系統穩定裕度不足，出現SVG電流低頻振蕩，進而導致系統電壓波動。

b.通過時域分析和頻域仿真分析證明，同時改變電壓外環調節器參數和慣性環節時間常數，可有效提高系統的穩定裕度，從而滿足正常運行和檢修方式下光伏電站的安全穩定運行。

將修改后的控制參數應用于光伏電站內SVG控制系統中，在檢修方式下和正常運行方式下，系統均未再次發生電壓波動事故，證明該解決方案的合理性和可行性。