一起光伏电站电压振荡事故分析和解决措施
2021-04-08杨朋威石海鹏燕思潼
高 贺，杨朋威，石海鹏，陈 旭，燕思潼
(国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院，内蒙古 呼和浩特 010020)
为维持新能源厂站并网点电压的稳定，新能源厂站内均装设有电容器、静止无功补偿器(SVC)或静止无功发生器(SVG)等无功补偿设备[1-2]。SVC和SVG都是以并网点电压为控制目标，通过电力电子器件的控制实现对并网点电压的无功支撑[3-4]。但当电网运行状态发生变化时，例如电网由正常运行方式变为检修方式时，SVC和SVG中的控制参数存在与新的运行方式不匹配的问题[5-7]，会导致并网点电压波动，进而引起系统电压波动。
本文针对一起光伏电站电压频繁越限的事故进行分析，得出事故原因为SVG控制参数与检修方式下系统短路容量不匹配，进而导致SVG输出电压和光伏电站电压波动，并进行了时域和频域分析，最后通过调节控制器参数解决了该问题。
1 事故经过
1.1 事故当天系统运行方式
A光伏电站位于内蒙古东部地区，总装机容量40 MW，安装有1台容量为50 MVA的110 kV/35 kV变压器。站内光伏发电设备主要有878台组串式光伏逆变器，站内无功补偿设备为1套35 kV直挂SVG，容量为11 Mvar，控制模式为恒电压方式，控制目标为接入点110 kV系统电压。该光伏电站自2016年6月并网以来，站内光伏逆变器及SVG均运行正常，电网电压无异常波动现象。
图1 系统接线图
事故当天，220 kV甲变电站主变停运。A光伏电站通过阿五线接入甲变电站110 kV母线，而甲变电站110 kV通过阿白线等接入220 kV乙变电站110 kV侧，A光伏电站110 kV母线-220 kV乙变电站110 kV侧形成总长度为207 km的长线路，系统接线图如图1所示。
事故经过如下：2019年11月26日08：30，A光伏电站上位机告警显示“35 kV母线电压越上限38.525 kV”、“110 kV母线越上限电压告警117.824 kV”、“35 kV母线电压越上限电压告警37.397 kV”、“110 kV母线电压越上限恢复116.986 kV”，35 kV和1100 kV母线电压出现频繁越上限情况。
09：01，将负荷按8 MW控制后，电网电压波动消失，母线电压恢复正常。
11：01，将负荷增加3 MW至11 MW，执行完毕后电网电压正常。
11：20，将负荷增加至15 MW后，发现电压再次波动，110 kV母线电压越限。将负荷降至6.3 MW后电压波动现象仍未消失。
11：50，SVG停运，电网电压波动消失。
1.2 录波数据分析
根据系统故障录波，发生电压波动期间，A光伏电站内110 kV母线电压、SVG电流波形如图2所示。
由图2可以看出，SVG电流出现低频振荡，振荡频率为8～9 Hz，SVG电流的波动导致光伏站内110 kV和35 kV母线电压波动。SVG后台记录的历史曲线如图3所示。由图3可以看出，SVG电流无法稳定，出现频繁的容感性切换现象，这种电流在容性和感性之间的频繁切换进而导致系统电压出现频繁的波动，在SVG输出的容性无功较大时，就出现了系统电压越上限的情况。
图2 电压波动期间系统电压、SVG电流波形
图3 电压波动期间SVG电流曲线
2 事故分析
A光伏电站自2016年投运以来从未发生过类似电压波动问题，通过对现场运行情况的分析，发现事故发生前后的主要区别在于故障发生时系统运行方式发生了变化，由于220 kV甲变电站主变停运，A光伏电站通过207 km长的110 kV远距离架空线接入220 kV海东变110 kV侧。初步分析是由于运行方式变化导致线路阻抗变大，线路末端短路容量变小，网架结构变弱，而SVG工作于恒电压模式，由于控制参数与系统短路容量不匹配，导致SVG输出无功电流出现低频振荡现象，并引起光伏站内母线电压波动。以下通过系统短路容量分析、时域分析、频域分析等3个方面对系统故障原因进行分析。
2.1 系统短路容量分析
A光伏电站正常运行方式下的系统接线如图4所示。光伏电站经过10.7 km架空线接入220 kV甲变电站110 kV侧，采用电力系统综合分析程序(PSASP)进行仿真，得出甲变电站110 kV侧三相短路电流为2.39 kA。
电站并网点短路容量可计算如下：
220 kV甲变电站110 kV母线的短路容量为
(1)
等效阻抗Xt1计算如下：
(2)
线路阻抗Xt1按0.4 Ω/km估算如下：
Xl1=0.4×10.7=4.28 Ω
(3)
并网点短路容量：
图4 系统单线图(正常模式)
图5 系统单线图(检修模式)
(4)
电站检修模式下的单线图如图5所示。光伏电站经过207 km架空线接入乙变电站，乙变电站三相短路电流为9.925 kA。
电站并网点短路容量可计算如下。
220 kV甲变电站110 kV母线的短路容量：
(5)
等效阻抗Xt2计算如下：
(6)
线路阻抗Xl2按0.4 Ω/m估算如下：
Xl2=0.4×207=82.8 Ω
(7)
并网点短路容量：
(8)
由此可以看出，在检修模式下A光伏电站的短路容量较小，与正常运行方式下相比已经大幅降低，短路容量之比为3.39。因为短路容量是表征该点电压稳定性和该点与系统电源之间联系强弱的标志，短路容量越大，该点电压稳定性越强，与系统联系越紧密，检修方式下短路容量变小，表明光伏电站与系统联系变弱，根据运行经验，在弱电网工况下由于SVG控制参数不匹配容易出现各种次同步及低频振荡现象。
2.2 时域分析
根据A光伏电站实际电气系统结构和控制参数，在系统不同运行方式，不同短路容量下搭建SVG控制系统模型进行时域仿真分析。
系统检修方式下仿真得到的SVG无功电流有效值和三相瞬时电流波形如图6所示。
图6 SVG输出无功电流有效值和三相瞬时电流波形(检修模式)
由图6可以看出，SVG电流出现明显低频振荡现象，振荡频率为8.9 Hz，与现场故障录波结果接近。
将仿真模型中系统短路容量修改为正常运行方式下的数值，其余控制参数均保持不变再次进行仿真，仿真结果如图7所示。
图7 SVG无功电流和三相瞬时电流波形(正常模式)
由图7可以看出，SVG电流经过阶跃响应后能迅速进入稳态，未出现振荡现象，与正常运行方式下的实际工况相符合。
上述仿真结果表明，系统短路容量改变是系统出现电压波动现象的直接诱因。
2.3 频域分析
为进一步分析短路容量变小导致系统出现电压波动现象的机理，依据SVG实际控制系统模型进行频域仿真分析，恒电压外环控制框图如图8所示。
为简化分析图8中的电流内环，用带延时的惯性环节等效。图中电压调节器采用PI调节器，控制系统内部采用数字化方式实现。
图8 SVG控制系统框图
其中：
(9)
(10)
(11)
按检修模式下短路容量参数对控制系统开环传函进行频域分析，开环Bode图如图9所示。
由图9可以看出，系统开环穿越频率为7.6 Hz，对应相角裕度小于0°，处于极其不稳定状态，容易诱发低频振荡。
图9 开环Bode图
3 解决方案
为解决现场因控制系统参数不匹配引起的电压波动现象，需对控制系统相关参数进行调整，增加相角裕量，提高系统稳定性，主要包括：调整外环参数降低带宽；调整电流内环参数降低延时，提高响应速度。
3.1 调整电压外环调节器参数
图10 SVG无功电流和三相瞬时电流波形(改变外环参数)
由图10中可以看出，SVG输出电流稳定无振荡，但响应速度稍慢。
3.2 调整无功电流滞后常数
图11 SVG无功电流和三相瞬时电流波形(改变惯性环节时间常数)
由图11可以看出，SVG输出电流阶跃响应较快，但同时超调较大。
3.3 同时调整电压外环调节器和无功电流滞后常数
由图12可以看出，SVG输出电流阶跃响应较快，同时无超调。
图12 SVG无功电流和三相瞬时电流波形(同时改变外环参数和惯性环节时间常数)
频域仿真结果如图13所示。由图13可以看出，系统穿越频率为6.2 Hz，相角裕度为73°，具有较强的稳定性。
图13 开环传函Bode图(同时改变外环参数和惯性环节时间常数)
3.4 正常工况下同时调整电压外环调节器参数和无功电流滞后常数
图14 SVG无功电流和三相瞬时电流波形(正常工况下同时改变外环参数和惯性环节时间常数)
由图14可以看出，SVG输出电流无超调和振荡。
频域仿真结果如图15所示。从图15可以看出，系统相角裕度为87°，具有极强的稳定性。
图15 开环传函Bode图(正常运行方式下同时改变外环参数和惯性环节时间常数)
以上仿真说明，同时改变外环参数和惯性环节时间常数，可满足不同工况下现场稳定性需要。
4 结论
a. 通过理论分析及仿真验证，A光伏电站发生的电压波动事故，是由于系统运行方式改变，导致系统短路容量降低，而SVG工作于恒电压模式，SVG控制参数与系统短路容量不匹配，导致控制系统稳定裕度不足，出现SVG电流低频振荡，进而导致系统电压波动。
b.通过时域分析和频域仿真分析证明，同时改变电压外环调节器参数和惯性环节时间常数，可有效提高系统的稳定裕度，从而满足正常运行和检修方式下光伏电站的安全稳定运行。
将修改后的控制参数应用于光伏电站内SVG控制系统中，在检修方式下和正常运行方式下，系统均未再次发生电压波动事故，证明该解决方案的合理性和可行性。
