某地区电网全电磁暂态仿真分析及次同步谐振风险分析

亢朋朋　宋朋飞　樊国伟

摘  要：针对和田地区电网新投运三台SVG后，可能存在的次同步谐振风险开展了研究。主要内容包括：线路及机组参数校核、光伏站及光伏站SVG建模、新投运SVG模型与特性研究、和田地区全电磁建模和振荡风险仿真与分析。本研究采用时域仿真法研究和田地区电网次同步振荡风险。

关键词：SVG（静止无功补偿器）;全电磁仿真;次同步振荡风险

中图分类号：TM721.1       文献标志码：A         文章编号：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

為解决和田地区电网冬季电采暖负荷增长的需求，提升莎车-和田750千伏和叶城-皮山220千伏断面下网输电能力，计划在220千伏皮山变、洛浦变、于田变的35千伏侧各配置一套SVG，容量为±52Mvar。鉴于和田电网光伏并网比例高，需对配置SVG后振荡风险开展分析。

本研究采用时域仿真法，是通过电磁暂态仿真程序PSCAD[1-3]，建立包括光伏站、光伏站SVG、系统网络、发电机和新投运SVG在内的仿真系统。通过时域求解的方法模拟系统故障或扰动过程，观察系统状态量[4-5]，判断是否存在次同步谐振问题，研究电网次同步振荡风险。

1 和田地区全电磁暂态建模

1.1 交流电网电磁暂态建模

为更精确地建立和田电网全电磁模型，校核了所收资的线路参数和主变参数。根据校核后参数，在PSCAD软件中建立了和田地区电网全电磁交流网络（图1）。

1.2 开关器件换流器和平均值换流器的一致性研究

因和田地区光伏站数量多，若换流器采用开关元件建模仿真效率太低，本研究采用基于等效受控电压源和电流源的平均值建模。

为验证基于等效受控源的平均值建模换流器同开关器件在电磁暂态仿真中的一致性，首先建立了基于开关器件换流器的光伏并网单元，然后建立了同开关换流器参数一致的平均值换流器，最后对比了两者在控制器指令跃变和交流故障时的响应情况。图2为基于开关器件的光伏并网单元，图3为基于等效受控源的平均值的光伏并网单元，两者控制部分一致。

基于开关器件换流器和平均值换流器的光伏并网单元参数如下，逆变器额定容量0.5MW;逆变器直流侧额定电压0.617kV;逆变器交流侧额定电压0.315kV;直流电容7560μf;交流侧滤波器LCL型滤波器，L1=100μh，C（角

型）=200μf，L2=20μh;并网变压器额定电压/容量/阻抗，38.5kV±2*2.5/0.315/0.315，1MVA，6.43%;控制器基准容量0.5MVA，基准电压0.315kV及38.5kV。

当逆变器采取定直流侧电压、定无功功率控制时，设定控制器指令如下，无功指令初始值为-0.3MVar，逆变器直流侧输入有功功率在0～1s为0.4MW，1s～2s降低为0.1MW， 2s～3s升至0.5MW。开关器件换流器和平均值换流器响应对比结果如图4-图9所示。

（有名值，PmS为详细模型，PmA为平均值模型）

图4 输出有功曲线

当逆变器采取定交流侧电压、定有功控制时，设定有功指令初始值为0.5MW，光伏电站并网点电压指令为0～1s为1p.u.，1s～2s为0.95p.u.，2s～3s为1p.u.（如图10-15）。

在逆变器采取定交流侧电压、无功功率控制时，设定1s时刻逆变器升压变低压侧发生单相接地故障，0.1s后故障消失（如图16-19）。

通过以上对比结果，可以发现基于等效受控源的换流器模型具有和开关换流器模型基本一致的响应，因此，可以作为本研究的光伏并网换流器模型。

2 电磁暂态仿真分析与仿真结果

根据多个新能源并网工程次同步振荡研究结果，同步机开机越少、网架越弱、光伏出力越小、负荷越小，次同步振荡的风险较大。

因此安排开机小方式，即波波娜2机;分别考虑小负荷30万，大负荷53万。考虑新投运SVG不同控制模式和控制参数。考虑不同的光伏站控制模式、控制参数、光伏并网容量（光伏出力分别考虑20%和70%）。

仿真分析方法为，在所安排的不同方式下，时域仿真进入稳态时，在某220kV母线上设置一个单相经阻抗接地，观察系统状态量是否激发出振荡。

2.1 在光伏站参数组1下仿真结果

光伏站外环PI控制器控制参数取Ti=0.1，Kp=0.5，在波波娜水电站开2机，负荷考虑小负荷30万和大负荷53万，光伏考虑20%出力和70%出力的方式下仿真结果如表1。

2.2 在光伏站参数组2下仿真结果

光伏站外环PI控制器控制参数取Ti=0.05，Kp=0.5，在波波娜水电站开2机，负荷考虑小负荷30万和大负荷53万，光伏考虑20%出力和70%出力的方式下仿真结果如表2。

3 仿真结果分析

3.1 研究条件

针对和田地区次同步振荡风险分析中，主要考虑风险较大的一些方式。安排开机小方式，即波波娜2机;分别考虑小负荷30万，大负荷53万。考虑新投运SVG不同控制模式和控制参数。考虑不同的光伏站控制模式、控制参数、光伏并网容量（光伏出力分别考虑20%和70%）。

3.2 结论

根据所安排方式和仿真結果，在较为合适的光伏站参数下，和田地区全电磁暂态分析中存在次同步振荡风险的方式为750通道和220通道双线检修方式。

而且，根据仿真得出以下结论：

交流网架越强，次同步振荡风险减弱。

在同一系统运行方式下，对于新投三台SVG，定无功控制模式比定电压控制模式次同步振荡风险小;SVG响应速度慢的控制参数比响应速度快的控制参数次同步风险小。

光伏站并网规模越大，次同步振荡风险较大;在相同的并网容量下，光伏站出力越小，次同步振荡风险较大。

光伏站光伏并网单元内外环控制参数配置不合适情况下，次同步振荡风险较大。

和田地区负荷越大，次同步振荡风险越小。

参考文献：

[1]王伟胜，张冲，何国庆，等.大规模风电场并网系统次同步振荡研究综述[J].电网技术，2017，41（04）：1050-1060.

[2]肖湘宁，罗超，廖坤玉.新能源电力系统次同步振荡问题研究综述[J].电工技术学报，2017，32（06）：85-97.

[3]张鹏，毕天姝.HVDC引起次同步振荡暂态扰动风险的机理分析[J].中国电机工程学报，2016，36（04）：961-968.

[4]吕敬，董鹏，施刚，等.大型双馈风电场经MMC-HVDC并网的次同步振荡及其抑制[J].中国电机工程学报，2015，35（19）：4852-4860.

[5]陆晶晶，肖湘宁，张剑，等.次同步振荡动态稳定器抑制弱阻尼次同步振荡的机理与实验[J].电力系统自动化，2015，39（04）：135-140+151.