一种基于静止无功发生器的光伏并网系统次同步振荡抑制方法

1.本发明涉及电力系统控制领域，更具体地说，涉及新能源光伏控制技术领域。


背景技术：

2.近年来我国光伏(photovoltaic，pv)产业得到了迅速发展。随着光伏大规模接入电网，其对电网稳定性的影响日趋明显。2015年7月，新疆哈密地区以永磁直驱风机(permanent magnet synchronous generator，pmsg)为主力机型的风电场在并入弱交流电网时多次发生次同步频率下的功率振荡，导致严重的临近汽轮机组切机脱网事故。由于pv发电系统的源网耦合作用与pmsg具有较高的相似性，同时又考虑到我国太阳能资源大多分布在偏远的西北部地区，经远距离大容量输送时容易形成弱交流系统集中接入的情况，因此pv发电系统存在次同步振荡(sub synchronous oscillation，sso)问题，不容忽视。
3.由于现有研究大多假定pv发电系统不会发生sso，因此，大量文献的研究重点多集中于基于pv逆变器附加次同步阻尼控制器(supplementary sub-synchronous damping controller，ssdc)实现多源系统sso的抑制。然而目前尚无研究对大规模pv并入弱交流电网的sso问题，给出有效的抑制方案。同时由于pv电站所含pv发电单元众多，为实现抑制逐一改变pv控制器策略或优化参数，实施较难且后期维护困难。
4.因此，有必要针对pv并入弱交流电网的sso问题，研究新的技术方案。


技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种基于静止无功发生器(static var generator，svg)的光伏并网系统sso的抑制方法，可实现集中抑制并可避免上述问题。
6.为实现上述发明目的，本发明应用svg抑制pv并网系统sso的方法采用如下技术手段：
7.步骤a：实时监测pv经弱交流并网系统的pv并网点电压情况，确定pv经弱交流并网系统是否会发生sso；
8.步骤b：若pv经弱交流并网系统发生sso，启动svg控制器的附加阻尼控制器，实现对pv经弱交流并网系统sso现象的抑制；
9.步骤c：当监测到的系统中pv并网点电压次同步分量小于指定值后，退出svg控制器的附加阻尼控制器。
10.其中，所述步骤a中，实时监测系统中pv并网点电压情况，监测到振荡现象时，通过频谱分析法，将电压次同步分量实时监测值与预设启动动作逻辑作对比，当判定为sso发生时，启动ssdc进行sso抑制，否则判定为不需要启动ssdc。
11.所述步骤b中，判定sso发生后，svg控制器的三相电压参考值上附加阻尼控制器，对监测到的pv电站并网点电压信号进行滤波、移相、放大和限幅，产生与滤得的次同步电压信号同相位的次同步电流指令，控制svg输出的电流。
12.具体来说，步骤b包括：
13.步骤b1：判定pv经弱交流并网系统发生sso；
14.步骤b2：根据振荡频率确定滤波环节参数，根据电压振荡幅值确定放大环节参数，根据滤波器的传递函数确定相位补偿环节参数；
15.步骤b3：启动svg的附加阻尼控制器。
16.更进一步地说，步骤b2包括：
17.步骤b21：根据次同步振荡频率，确定滤波环节参数；
18.步骤b22：根据最恶劣工况下电压振荡幅值，确定放大环节参数；
19.步骤b23：根据滤波器传递函数，确定移相环节参数。
20.最恶劣工况指采用仿真测试法，选取的振荡最为严重的工况，步骤b22包括：
21.步骤b221：pv出力保持为基准工况下的设定值，改变交流系统短路比；
22.步骤b222：交流系统短路比保持为基准工况下的设定值，改变pv出力；
23.步骤b223：pv出力、交流系统短路比均保持为基准工况下的设定值，设置三相短路接地故障；
24.步骤b224：比较上述工况，选取最严重的工况。
25.所述步骤b21，滤波环节由多通道带通滤波器并联组成。
26.所述步骤b22中，选取最恶劣工况下能够抑制的最小增益作为放大环节参数。
27.所述步骤b23中，移相环节由确定，在补偿点角频率ω
x
处，通过求解带通滤波器的传递函数，计算其传递函数在振荡点引起的相位偏差θ，然后计算移相环节参数和
28.所述步骤c中，在系统启动svg控制器的附加阻尼控制器后，将电压次同步分量实时监测值与sso抑制逻辑作对比，当判定sso有效抑制后，退出svg控制器的附加阻尼控制器。
29.总体而言，通过本发明构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有益效果：
30.(1)本发明考虑到大型pv电站一般均配备有svg为系统提供无功补偿，又考虑到svg可实现快速控制和功率调节，且输出稳定，不易受到干扰，但目前尚无研究提出应用svg抑制sso问题，因此开创性地提出基于svg附加阻尼控制器实现集中抑制sso问题；
31.(2)本发明提出的方法能在不增加硬件设备的前提下有效抑制pv电站的sso，无需增加额外成本且易于工程实现。
附图说明
32.图1是有svg接入的pv并网系统等值模型；
33.图2是svg抑制sso的整体控制策略；
34.图3是ssdc结构图；
35.图4是svg抑制sso的原理图；
36.图5是svg的次同步阻抗图；
37.图6是不同频率下的阻抗图；
38.图7是测试系统在不同交流系统接入强度下的的抑制效果。(a)、(b)、(c)为当串接电感l1分别为0.4h、0.5h、0.7h，对应系统短路比scr分别为3.15、2.89、2.48时pv并网点有功功率的动态响应图；
39.图8是测试系统在不同光伏出力时的抑制效果。(a)、(b)、(c)为当串接电感l1为0.5h，pv出力分别为80mw、100mw、120mw时，pv并网点有功功率的动态响应图；
40.图9是系统在发生三相短路接地故障时的抑制效果。
具体实施方式
41.为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下，对本公开范围内的所有修改、等同物和替换物所获得的其他实施例都属于本发明保护的范围。
42.本发明具体实施例中的含svg接入的pv并网系统等值模型如图1所示。pv电站内所有pv阵列等值为一个，额定功率为100mw，r
g
为电网等效电阻，l
g0
(0.7h)为从并网点a看过去的输电线路和各级升压变(t2、t3、t4)的聚合电感，串联电感l1(0.4h、0.5h、0.7h)来模拟交流系统接入强度的变化。svg经10/35kv升压变压器并联接入35kv母线处。仿真开始时串联电感被旁路，仿真至7.5s时开关k闭合以触发pv电站的sso。
43.svg通过连接变压器并联接入线路中，其整体控制策略包括基本控制策略和抑制sso的附加ssdc控制策略，如图2所示。
44.图2中，基本控制策略包括定直流电压和定无功双环解耦控制策略。u
dcref
为svg换流器直流侧电压参考值，u
dc
为实际值；q
sref
为无功功率参考值，qs为实际值；i
d
和i
q
分别为svg电流在dq轴的反馈值；u
sd
和u
sq
分别为svg接入点电压的dq轴分量；ωl为应用于svg有功与无功的解耦项；u
cd
和u
cq
分别为双环控制生成的调制电压的dq轴分量。
45.ssdc控制策略的输入信号为并网点电压u
pcc_abc
，生成抑制sso指令的参考值i
sub_abc*
。为不影响svg原有控制策略，本文将该指令附加到三相电压参考值上；u
cabc*
为叠加sso抑制功能的调制指令，该指令经spwm环节，形成调制信号输入至svg逆变单元中。
46.svg的附加阻尼控制策略三相结构相同，以a相指令的生成过程为例，如图3所示，包括带通滤波器、移相环节、增益限幅环节。带通滤波器用以分离出并网点电压中的次同步分量；移相环节对滤波器滤得的次同步电压信号进行相位补偿；补偿后的信号经过增益限幅环节，得到svg抑制sso的a相参考指令值i
sub_a*
；同理，可得到i
sub_b*
和i
sub_c*
。
47.当监测到系统并网点电压次同步分量u0大于或等于u
set
时，每隔0.1s监测一次该次同步分量的值，若连续三次超过预设动作值时，判定为sso发生，此时启动ssdc，否则判定不需要启动ssdc进行sso抑制。
48.当pv并网系统发生sso时，设定系统额定频率为ω0，振荡模态频率为ω
i
，此时对发生振荡后的并网点电压进行fft分析，发现在关于工频分量对称的频段存在一个次同步分量ω
0-ω
i
和一个超同步分量ω0+ω
i
，两个分量相差甚远，因此为精确地提取出振荡电流分量，基于模态分离思想，采用多通道阻尼方案，滤波器选用二阶带通滤波器，其传递函数为：
[0049][0050]
其中，ω
s
为带通滤波器中心角频率，对应为与振荡模态频率互补的次(超)同步电压频率；ξ为阻尼系数。
[0051]
采用超前环节进行相位补偿时，首先确定补偿点角频率ω
x
，然后求解带通滤波器的传递函数，计算其传递函数在振荡点引起的相位偏差θ，最后由式(7)计算移相环节的参数和得到移相环节的传递函数g
p
(s)为：
[0052][0053]
采用仿真测试法，选取最恶劣工况下能够达到抑制效果的最小k值作为增益的最终设定值。
[0054]
基于图4说明本发明中svg抑制光伏并网系统sso的原理。x
t
、x
g
分别为变压器和线路电感，u
g
为电网电压。并入svg后，并网点电压u
pcc
经滤波器提取出次同步电压u
sub
，u
sub
再经增益和限幅环节得到抑制sso的电流参考指令i
sub*
，该指令叠加到svg的调制波后，即可输出与u
sub
相位接近的次同步电流i
sub
，从而svg等效为并联接入系统的电阻r
parallel
，实现次同步振荡能量的有效消耗。
[0055]
光伏并网系统sso发生的主要原因在于在一定条件下，pv逆变系统的阻抗在次同步频域内呈容性，恰与感性电网线路构成二阶rlc电路，发生lc振荡，且此振荡点会落入次同步频域。当控制器参数不适应于pv并网系统的弱电网工况时，pv系统综合导纳实部re(y
total
)呈现负阻尼，使得系统发散振荡。
[0056]
为解释含ssdc的svg抑制sso的机理，以图1所示等值系统为例，对svg并网点电压和吸收电流进行滤波，得到其次同步频率分量，由式(3)可得到svg在次同步频率下的阻抗。
[0057]
z
s
＝u
s
/i
s
＝r
s
+jx
s
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0058]
图5所示为svg在7.5～9s时svg的等效阻抗。可以看到，svg在振荡频率上近似表现为数值大于零的纯电阻。svg从系统侧吸收的功率如式(4)所示。svg从系统侧吸收的功率为：
[0059][0060]
其中，*表示共轭。
[0061]
由式(4)可知，当svg在次同步频率处的z
sreal
为正，svg便可消耗系统发生sso时的振荡能量，阻尼发散振荡，从而抑制sso。
[0062]
因此，当svg在次同步频率处的z
sreal
为正，svg便可消耗系统发生sso时的振荡能量，阻尼发散振荡，从而抑制sso。
[0063]
为进一步分析svg在次同步频域的阻抗特性，本发明采用测试信号法，在并网点处注入连续改变频率的谐波电流，测量svg并网点的电压，从而得到svg在各个频率点处的阻抗值，如图6所示。图6展示了svg部分频段(5～20hz)范围的阻抗，在10～15hz风险区域内svg表现为电阻为正，电抗为零的阻抗，与前述所得svg在振荡频率下的阻抗相一致，验证了ssdc的增加保障svg吸收系统侧的振荡能量，削弱振荡能量的抑制机理。
[0064]
对本实施例进行抑制效果验证，仿真结果如图7、8、9所示。
[0065]
分析系统接入强度改变时ssdc投入前后并网有功功率的动态响应。pv系统接入强度可用无穷大电源的串联电感来体现，设置串联电感l1分别为0.4h、0.5h、0.7h范围内变化，使得接入电网电感l
g
＝l
g0
+l1依次为1.1h、1.2h、1.4h，随l
g
增加，系统短路比依次变为3.15、2.89、2.48。图7所示为pv出力保持为100mw，不同系统接入强度下，ssdc投入前后并网点测量有功功率的响应特性。
[0066]
由图7可以看到7.5s前系统处于稳态运行，7.5s时刻系统接入强度改变后，pv电站发生了不同程度的sso。未加入ssdc时，随串联电感l1的增加，系统接入强度变弱，有功振荡幅度增加。ssdc加入后，功率振荡得到一定抑制。
[0067]
分析pv出力改变时ssdc投入前后并网有功功率的动态响应。图8所示为串联电感l1为0.5h，pv出力分别为80mw、100mw、120mw时，ssdc投入前后并网点测量有功功率的响应特性。
[0068]
由图8可以看到，ssdc未投入时，在三种光伏出力下，pv电站接入弱交流系统并网点有功功率均会失稳振荡，且振荡幅值随出力增加而减小。ssdc投入后，有功振荡均会得到一定抑制，振荡大幅收敛，说明ssdc的抑制效果不会受光伏出力变化的影响。
[0069]
为最大程度地验证ssdc抑制sso的效果，设置较为恶劣的故障工况即三相短路接地故障。设置串联电感为0.5h，光伏出力为100mw，t＝8s时在110/330kv升压变高压侧(图1中b点)施加三相短路接地故障，故障持续时间为100ms。故障情况下并网点测量有功功率响应特性如图9所示。
[0070]
由图9可以看到，故障后系统发生严重的sso，加入ssdc后振荡能量逐渐被消耗，功率振荡得到快速收敛。本发明所提ssdc抑制方案在系统发生三相短路接地故障时，仍能保证pv电站在较短时间内恢复稳定运行，说明ssdc在抑制sso上具有一定的稳定裕度。
[0071]
需要说明的是，上述实施例仅为本发明较佳的实施方案，本文中所定义的一般方案可以在不脱离本发明范围的情况下在其他实施例中实现。因此，在未脱离本发明构思的前提下，对本发明所做的任何微小变化或修饰，均属于本发明的保护范围。