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        多光伏發(fā)電單元并入弱交流電網(wǎng)系統(tǒng)的站內(nèi)/站網(wǎng)次同步振蕩特性分析

        2021-12-09 10:25:38趙書強高瑞鑫邵冰冰龍鑫孫夢雪李思妍
        電力建設(shè) 2021年12期
        關(guān)鍵詞:系統(tǒng)

        趙書強,高瑞鑫,邵冰冰,龍鑫,孫夢雪,李思妍

        (河北省分布式儲能與微網(wǎng)重點實驗室(華北電力大學(xué)),河北省保定市 071003)

        0 引 言

        根據(jù)國際可再生能源機構(gòu)統(tǒng)計,2020年全球光伏新增裝機127 GW,累計裝機容量達到733 GW。我國光伏新增裝機48.2 GW,位列全球第一[1]。太陽能作為一種清潔、可再生的能源,在我國的能源戰(zhàn)略中越來越受到重視[2],光伏發(fā)電的開發(fā)也呈現(xiàn)“規(guī)?;稚㈤_發(fā)、低壓接入、就地消納”以及“大規(guī)模集中開發(fā)、中高壓接入、高壓遠距離外送消納”兩種方式并存格局[3]。

        然而,我國太陽能發(fā)達地區(qū)和負荷中心呈逆向分布,光伏電能的高壓遠距離外送成了必要,但遠距離的電能輸送也使得光伏電站與大電網(wǎng)之間的連接變得較為薄弱[4]。當(dāng)交流電網(wǎng)較弱時,規(guī)?;夥l(fā)電的集中并網(wǎng)有可能引發(fā)系統(tǒng)的次同步振蕩(sub-synchronous oscillation, SSO),威脅系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行[5]。

        目前,新能源并網(wǎng)SSO事故主要出現(xiàn)在風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)中。2012年以來,我國張北地區(qū)發(fā)生了多起雙饋風(fēng)電機組經(jīng)串補并網(wǎng)SSO事故[6]。2015年,我國新疆哈密地區(qū)發(fā)生了永磁直驅(qū)風(fēng)電機組并入弱交流電網(wǎng)SSO事故[7],引起了學(xué)術(shù)與工程界的廣泛關(guān)注。因此,現(xiàn)有的新能源機組并網(wǎng)穩(wěn)定性問題的研究主要集中在風(fēng)電[8-11],對光伏并網(wǎng)穩(wěn)定性的研究較少。

        研究光伏并網(wǎng)穩(wěn)定性的方法主要分為阻抗法和特征值分析法?;谧杩狗治龇ǎF(xiàn)有研究主要分析交流電網(wǎng)對光伏并網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。文獻[12-13]分析了電網(wǎng)阻抗對大型光伏電站并網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。文獻[14]定量分析了并網(wǎng)逆變器與弱電網(wǎng)之間由于阻抗交互影響所產(chǎn)生的諧波振蕩。文獻[5]建立了光伏并網(wǎng)系統(tǒng)阻抗模型,基于阻抗分析法,分析了光伏并入弱交流電網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生SSO的機理,同時分析了控制器參數(shù)對SSO的影響。

        基于特征值分析法,現(xiàn)有研究主要分析光伏系統(tǒng)參數(shù)對其小干擾穩(wěn)定性的影響。文獻[15]對光伏發(fā)電系統(tǒng)穩(wěn)定性進行了分析,并提出了一種全局優(yōu)化的控制器參數(shù)設(shè)計方法。文獻[16-17]建立了光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)的小信號模型,分析了控制器參數(shù)對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。文獻[18]分析了電網(wǎng)強弱和鎖相環(huán)參數(shù)對光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。文獻[15-18]均將光伏電站等值為一個發(fā)電單元進行光伏發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性分析,但單發(fā)電單元等值系統(tǒng)無法考慮光伏電站內(nèi)部各發(fā)電單元之間的交互作用,具有一定局限性。

        目前,鮮有文獻使用多發(fā)電單元的等值模型研究光伏電站并入弱交流電網(wǎng)的穩(wěn)定性。文獻[19]基于2個光伏發(fā)電單元并聯(lián)接入電網(wǎng)的數(shù)學(xué)模型,得到了2個發(fā)電單元的輸出有功功率關(guān)于系統(tǒng)參數(shù)的耦合關(guān)系代數(shù)式,指出了多光伏發(fā)電單元間功率環(huán)路存在耦合項,且易受光伏發(fā)電單元運行工況與鎖相環(huán)控制器比例系數(shù)的影響。文獻[20]指出多直驅(qū)風(fēng)機經(jīng)柔直并網(wǎng)系統(tǒng)存在風(fēng)電場內(nèi)多機交互作用產(chǎn)生的場內(nèi)SSO模式,以及風(fēng)電場與柔直系統(tǒng)交互作用產(chǎn)生的場網(wǎng)SSO模式。由于光伏與直驅(qū)風(fēng)機的并網(wǎng)接口具有較高的一致性[21],當(dāng)所連交流電網(wǎng)較弱時,光伏電站內(nèi)也有可能出現(xiàn)多個發(fā)電單元交互作用產(chǎn)生的站內(nèi)SSO模式。同時,考慮站內(nèi)/站網(wǎng)2種SSO模式對于光伏發(fā)電單元參數(shù)變化存在阻尼耦合,如果阻尼耦合的趨勢趨反,通過優(yōu)化單個等值發(fā)電單元并入弱交流電網(wǎng)的發(fā)電單元參數(shù)來抑制站網(wǎng)SSO時,就有可能激發(fā)嚴重的站內(nèi)SSO。因此,有必要建立多光伏發(fā)電單元等值模型并研究光伏電站并入弱交流電網(wǎng)系統(tǒng)的站內(nèi)/站網(wǎng)SSO特性。

        本文首先建立三發(fā)電單元光伏電站并入弱交流電網(wǎng)系統(tǒng)的52階小信號模型,通過特征值法得到系統(tǒng)中存在的SSO模式及相關(guān)參與因子;其次,研究光伏發(fā)電單元的參數(shù)變化對站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式阻尼耦合特性的影響;最后,通過時域仿真驗證理論分析結(jié)果的正確性。

        1 光伏電站并網(wǎng)系統(tǒng)

        本文建立的單級式三光伏發(fā)電單元電站等值模型如圖1所示。光伏電站中包括3個采用參數(shù)聚合等值的發(fā)電單元[22],每個發(fā)電單元由40個容量為500 kW的光伏陣列聚合而成,所發(fā)電量通過逆變器和LCL型濾波器后經(jīng)變壓器T1一次升壓匯入35 kV匯流線,隨后由變壓器T2二次升壓至110 kV后經(jīng)并網(wǎng)線路(等效為一條線路)接入主網(wǎng)(等效為理想電源)。

        對于第n個發(fā)電單元,CDCn為逆變器直流側(cè)電容;Lf1n、Lf2n、Cfn為LCL型濾波器的2個濾波電感及濾波電容;k1n為變壓器T1的變比;Cn、Rn、Ln分別為匯流線路對地電容、電阻、電感;ipvn為光伏陣列的輸出電流;idcn、ikn、ign、in分別為逆變器輸入電流、逆變器輸出電流、濾波器出口處電流及匯流線路電流;uDCn、ukn、ujn、ugn分別為逆變器輸入電壓、逆變器出口電壓、濾波電容處電壓、變壓器T1低壓側(cè)電壓;Pn為發(fā)電單元匯入公共耦合點(point of common coupling, PCC)有功功率。

        對于交流電網(wǎng),Cs、Rs、Ls分別為并網(wǎng)線路對地電容、電阻、電感;k2為變壓器T2的變比;is為并網(wǎng)線路電流;e、us分別為PCC電壓與交流電網(wǎng)電壓;PPV為光伏電站并網(wǎng)有功功率。

        在圖1中,交流系統(tǒng)強度用短路比(short circuit ratio, SCR)KSCR描述,即交流系統(tǒng)短路容量Sac與光伏電站額定功率SN之比[19]。

        圖1 三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of grid-connection system of three PV generation units

        (1)

        式中:Zs為電網(wǎng)等值阻抗;UN為電網(wǎng)電壓的額定值。SCR越大,交流系統(tǒng)越強,SCR介于2~3之間時,系統(tǒng)為弱交流系統(tǒng)。

        系統(tǒng)的控制電路包括逆變器控制器和鎖相環(huán)控制器。其中,逆變器控制結(jié)構(gòu)如附圖A1所示,鎖相環(huán)控制結(jié)構(gòu)如附圖A2所示。

        2 光伏電站并網(wǎng)系統(tǒng)小信號模型

        對于圖1所示的三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)拓撲結(jié)構(gòu),將系統(tǒng)分為4個主要模塊進行建模,包括光伏電池建模、站內(nèi)主電路建模、站內(nèi)控制電路建模與并網(wǎng)線路建模,整合后得到全系統(tǒng)的小信號模型。

        2.1 光伏電池

        本文采用光伏電池的工程模型[23],如式(2)所示。

        (2)

        式中:Ipv為輸出電流;Upv為輸出電壓;Imref為最大功率點電流;Umref為最大功率點電壓;T為實際空氣溫度;Tref為空氣溫度參考值;F為實際光照強度;Fref為光照強度參考值;a、b、c為補償系數(shù)。

        2.2 站內(nèi)主電路狀態(tài)方程

        站內(nèi)主電路狀態(tài)方程由逆變器直流側(cè)穩(wěn)壓電容、LCL型濾波器和匯流線路的狀態(tài)方程構(gòu)成,各狀態(tài)變量如表1所示。

        直流側(cè)穩(wěn)壓電容CDC的狀態(tài)方程為:

        (3)

        表1 光伏電站主電路狀態(tài)變量Table 1 State variables of main circuit of PV plant

        選擇d-q-0坐標系為基于節(jié)點g電壓矢量定向的同步旋轉(zhuǎn)坐標系,使得uqg=0。根據(jù)瞬時功率理論[24],系統(tǒng)瞬時有功功率p、無功功率q分別為p=1.5udgidg,q=1.5uqgiqg,若忽略電力電子器件和逆變器的功率損耗則有idc=1.5udgidg/uDC。

        LCL濾波器的狀態(tài)方程為:

        (4)

        匯流線路狀態(tài)方程為:

        (5)

        式中:ed、eq分別為PCC處的d、q軸電壓。

        2.3 站內(nèi)控制電路狀態(tài)方程

        控制器的狀態(tài)方程包括逆變器控制器和鎖相環(huán)控制器狀態(tài)方程,各狀態(tài)變量如表2所示。

        表2 光伏電站控制器狀態(tài)變量Table 2 State variables of PV plant controller

        逆變器控制器狀態(tài)方程為:

        (6)

        式中:kpj、kij分別為逆變器的比例、積分系數(shù),j=1,2,3;下標ref為相關(guān)狀態(tài)變量的參考值。

        鎖相環(huán)控制器狀態(tài)方程為:

        (7)

        式中:kppll、kipll分別為鎖相環(huán)的比例、積分系數(shù);ω0取基準角速度,ω0=2πf0,f0=50 Hz;θ為鎖相環(huán)的輸出角度。

        2.4 并網(wǎng)線路狀態(tài)方程

        光伏電站并網(wǎng)線路的狀態(tài)變量如表3所示。

        表3 光伏電站并網(wǎng)線路狀態(tài)變量Table 3 State variables of PV plant grid-connection lines

        并網(wǎng)線路狀態(tài)方程為:

        (8)

        式中:idl、iql為3個光伏發(fā)電單元匯流線路d、q軸電流之和。

        2.5 全系統(tǒng)的小信號模型

        結(jié)合上述光伏電站和并網(wǎng)線路各模塊的狀態(tài)方程,可以得到三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)的全階數(shù)學(xué)模型,經(jīng)過線性化后可得到用于分析系統(tǒng)穩(wěn)定性的小信號模型,如式(9)所示:

        (9)

        式中:Δx為線性化后的狀態(tài)變量;Δu為線性化后的輸入變量;A為狀態(tài)矩陣;B為輸入矩陣。

        基于上述分析,單個光伏發(fā)電單元共有16個狀態(tài)變量:xPVn=[x1n、x2n、x3n、xan、xbn、uDCn、udjn、uqjn、udgn、uqgn、idkn、iqkn、idgn、iqgn、idn、iqn],其中n表示第n個發(fā)電單元。并網(wǎng)線路有4個狀態(tài)變量:xGrid=[ids、iqs、ed、eq]。因此,三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)共有52個狀態(tài)變量:x=[xPV1,xPV2,xPV3,xGrid]。

        3 系統(tǒng)SSO特性分析

        基于第2節(jié)提出的小信號模型,首先利用特征值法分析三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)中存在的SSO模式。同時,通過對各SSO模式進行參與因子分析,辨識出各SSO模式的主導(dǎo)狀態(tài)變量。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建時域仿真模型,驗證理論分析結(jié)果的正確性。

        3.1 特征值分析

        設(shè)置3個發(fā)電單元運行工況、初始參數(shù)相同,小信號模型中各參數(shù)如附表A1所示。

        此時,3個發(fā)電單元的有功電流內(nèi)環(huán)比例系數(shù)kp2取為0.025。由系統(tǒng)的狀態(tài)矩陣A計算得到三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)中存在的振蕩模式。其中,SSO模式的特征值、振蕩頻率和阻尼比如表4所示。

        表4 三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)的SSO模式 (kp2=0.025)Table 4 SSO mode of PV grid-connection system with three PV generation units (kp2=0.025)

        由表4可知,三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)的SSO模式有3個,分別為λ1,2、λ3,4、λ5,6,振蕩頻率分別為29.682 9、29.327 8、29.327 8 Hz。3個SSO模式對系統(tǒng)都呈現(xiàn)負阻尼,說明在該算例下,這3個SSO模式是不穩(wěn)定的,對系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響不利。

        3.2 參與因子分析

        為了進一步研究系統(tǒng)中各狀態(tài)變量與3個SSO模式之間的關(guān)系,分別計算3個SSO模式λ1,2、λ3,4、λ5,6的歸一化參與因子,如圖2所示。為方便分析,將52個狀態(tài)變量進行編號。其中,1—16、17—32、33—48分別為第一、二、三發(fā)電單元的狀態(tài)變量,49—52為交流電網(wǎng)的狀態(tài)變量。

        圖2 光伏并網(wǎng)系統(tǒng)SSO模式歸一化參與因子Fig.2 Normalized participation factor of SSO mode of PV grid-connection system with three PV generation units

        由圖2可知,參與SSO模式λ1,2的狀態(tài)變量主要有3個發(fā)電單元中的x2n、x3n、uDCn、idkn、idgn(n=1,2,3)和交流系統(tǒng)中的ids,iqs,即SSO模式λ1,2是3個發(fā)電單元與交流電網(wǎng)之間的交互作用引起的SSO。參與SSO模式λ3,4和SSO模式λ5,6的狀態(tài)變量主要有x2n、x3n、uDCn、idkn、idgn(n=1,2,3),即SSO模式λ3,4和SSO模式λ5,6是光伏電站內(nèi)部3個發(fā)電單元之間交互作用引起的SSO。

        綜合上述分析,SSO模式λ1,2是以3個發(fā)電單元中的直流電壓控制環(huán)節(jié)、有功電流內(nèi)環(huán)控制環(huán)節(jié)和交流電網(wǎng)為主導(dǎo)環(huán)節(jié)的站網(wǎng)振蕩模式SSO1。SSO模式λ3,4和SSO模式λ5,6是以3個發(fā)電單元中直流電壓控制環(huán)節(jié)和有功電流內(nèi)環(huán)控制環(huán)節(jié)為主導(dǎo)環(huán)節(jié)的站內(nèi)振蕩模式SSO2。

        3.3 時域仿真驗證

        為了驗證表4中對系統(tǒng)SSO模式分析的正確性,基于PSCAD/EMTDC搭建圖1所示的三發(fā)電單元光伏并網(wǎng)系統(tǒng)的時域仿真模型。在t=2.30 s時,同時將3個發(fā)電單元的有功電流內(nèi)環(huán)比例系數(shù)kp2由0.250改變?yōu)?.025,系統(tǒng)各參數(shù)與附表A1中的參數(shù)相同。得到3個發(fā)電單元匯入PCC點的有功功率P1、P2、P3和整個光伏電站的并網(wǎng)有功功率PPV的變化曲線,如圖3、4所示。

        圖3 各發(fā)電單元匯入PCC點有功功率Fig.3 The active power of each PV generation unit

        圖4 光伏電站的并網(wǎng)有功功率Fig.4 Active power of grid-connected PV plant

        由圖3、4可知,在t=2.30 s時,系統(tǒng)受到干擾后,各個發(fā)電單元匯入PCC點的有功功率P1、P2、P3均出現(xiàn)了頻率為30.21 Hz左右的SSO,振蕩頻率與表4中的站內(nèi)SSO模式λ3,4和SSO模式λ5,6的振蕩頻率相近,且P1、P2、P3的振蕩幅值不完全相同,說明此時系統(tǒng)發(fā)生了站內(nèi)SSO。同時,整個光伏電站的并網(wǎng)有功功率出現(xiàn)了頻率為30.77 Hz左右的SSO,振蕩頻率與表4中的站網(wǎng)SSO模式λ1,2振蕩頻率相近。因此,通過該時域仿真結(jié)果驗證了三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)特征值分析結(jié)果的正確性。

        4 站內(nèi)/站網(wǎng)SSO阻尼耦合特性分析

        由上文的參與因子分析可知,站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式均受發(fā)電單元參數(shù)的影響。因此,在發(fā)電單元的參數(shù)發(fā)生變化時,2種SSO模式之間將存在阻尼耦合。若阻尼耦合趨反,在抑制站網(wǎng)SSO時就可能激發(fā)站內(nèi)SSO。因此,本節(jié)分析光伏發(fā)電單元參數(shù)變化對站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式阻尼耦合特性的影響。

        分別設(shè)置發(fā)電單元的直流電容CDC、有功電流內(nèi)環(huán)比例系數(shù)kp2、積分系數(shù)ki2、發(fā)電容量改變,通過特征值分析法,得到系統(tǒng)2種SSO模式下的特征值實部變化情況,進而分析光伏發(fā)電單元參數(shù)變化對2種SSO模式阻尼耦合特性的影響。

        4.1 直流電容參數(shù)的影響

        設(shè)置3個發(fā)電單元的直流電容CDC參數(shù)在[0.5CDC0,4CDC0](CDC0為CDC的初始值)范圍內(nèi)變化,保持其余參數(shù)不變,2種SSO模式的特征值實部隨CDC的變化曲線如圖5所示。

        圖5 系統(tǒng)SSO模式特征值實部隨CDC的變化曲線Fig.5 The variation curve of the real part of the eigenvalue of the system SSO mode with the CDC

        由圖5可知,站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式的特征值實部均隨著CDC的增大而減小,系統(tǒng)的阻尼增強。因此,站內(nèi)/站網(wǎng)2種SSO模式對CDC參數(shù)的變化阻尼耦合趨同,在保持系統(tǒng)穩(wěn)定的情況下,適當(dāng)增大CDC可以提高系統(tǒng)SSO模式的阻尼。

        進行3組時域仿真驗證,設(shè)置3組仿真中的CDC參數(shù)分別為0.5CDC0、CDC0和3CDC0,保持其他參數(shù)不變。在t=2.30 s時,令kp2由0.250變?yōu)?.025。觀察各個發(fā)電單元匯入PCC點有功功率(取P1為例)、光伏電站并網(wǎng)有功功率的變化,如圖6所示。

        由圖6(a)、(b),對比3組CDC參數(shù)下的SSO波形可知,隨著CDC參數(shù)的增大,第一發(fā)電單元匯入PCC點的有功功率P1與光伏電站并網(wǎng)有功功率PPV的發(fā)散程度均減慢。因此,隨著CDC參數(shù)的增大,站內(nèi)/站網(wǎng)SSO阻尼均增大,驗證了圖5及其理論分析的正確性。

        圖6 系統(tǒng)有功功率隨CDC的變化曲線Fig.6 The variation curve of system active power with CDC

        4.2 有功電流內(nèi)環(huán)控制器參數(shù)的影響

        設(shè)置3個發(fā)電單元的有功電流內(nèi)環(huán)比例系數(shù)kp2在[1.0kp20, 4.5kp20](kp20為kp2的初始值)范圍內(nèi)同時變化,積分系數(shù)ki2在[1.0ki20, 4.5ki20](ki20為ki2的初始值)范圍內(nèi)同時變化,均保持其余參數(shù)不變。得到系統(tǒng)2種SSO模式下的特征值實部隨kp2、ki2的變化曲線,如圖7所示。

        圖7 系統(tǒng)SSO模式特征值實部隨kp2、ki2的變化曲線Fig.7 The variation curve of the real part of the eigenvalue of the system SSO mode with the kp2、ki2

        由圖7可知,在2種SSO模式下,系統(tǒng)特征值實部隨kp2與ki2的變化趨勢大致相同,均隨kp2、ki2的增大而減小,系統(tǒng)阻尼增強。因此,站內(nèi)/站網(wǎng)2種SSO模式對有功電流內(nèi)環(huán)參數(shù)的變化阻尼耦合趨同,在保持系統(tǒng)穩(wěn)定的情況下,可適當(dāng)增大kp2、ki2以提高系統(tǒng)SSO模式的阻尼。

        進行時域仿真驗證,在t=2.30 s時,令kp2由0.250變?yōu)?.025,ki2仍為初始值,在t=3.00 s時,保持kp2不變,令ki2由20變?yōu)?00。觀察各個發(fā)電單元匯入PCC點有功功率(取P1為例)、光伏電站并網(wǎng)有功功率變化及頻譜分析結(jié)果,如圖8所示。

        由圖8(a)、(b)可知,2種SSO模式體現(xiàn)的阻尼耦合特性趨同。t=2.30 s時,kp2的減小引發(fā)了系統(tǒng)站內(nèi)/站網(wǎng)SSO,說明kp2的減小將使系統(tǒng)的阻尼減弱。t=3.00 s時,ki2的增大使得站內(nèi)/站網(wǎng)SSO開始衰減,說明在一定范圍內(nèi)增大ki2可以增強系統(tǒng)的SSO模式阻尼,使系統(tǒng)更加穩(wěn)定。

        圖8 系統(tǒng)有功功率隨kp2、ki2的變化曲線及頻譜分析Fig.8 The variation curve of system active power with kp2、ki2 and the FFT analysis results

        4.3 光伏發(fā)電單元發(fā)電容量的影響

        考慮到實際工程中,光伏電站覆蓋面積較廣,不同區(qū)域的光伏陣列出力可能不同。因此,設(shè)置2種不同的工況以分析光伏發(fā)電單元容量變化對站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式的阻尼耦合特性影響。

        在工況1下,設(shè)置3個發(fā)電單元的發(fā)電容量S在[1.0S0, 2.0S0](S0為S的初始值)范圍內(nèi)同時變化,保持其余參數(shù)不變;在工況2下,設(shè)置第一發(fā)電單元的發(fā)電容量為S0,第二、第三發(fā)電單元的發(fā)電容量S在[1.0S0,2.0S0]范圍內(nèi)同時變化,保持其余參數(shù)不變。觀察2種SSO模式下的系統(tǒng)特征值實部隨S的變化,結(jié)果如圖9所示。

        圖9 系統(tǒng)SSO模式特征值實部隨S的變化曲線Fig.9 The variation curve of the real part of the eigenvalue of the system SSO mode with S

        由圖9(a)、(b)可知,當(dāng)發(fā)電單元的發(fā)電容量增大時,2種工況下的站內(nèi)/站網(wǎng)SSO系統(tǒng)特征值實部均增大,且工況1對特征值實部的影響程度大于工況2,系統(tǒng)阻尼逐漸減弱。因此,站內(nèi)/站網(wǎng)2種SSO模式對單元發(fā)電容量的變化阻尼耦合趨同。

        為了驗證圖9及其理論分析的正確性,對于工況2,進行3組時域仿真。保持3組仿真中第一發(fā)電單元容量為S0,再將3組中的第二、第三發(fā)電單元容量分別設(shè)置為1.25S0和1.50S0。在t=2.3 s時,令3組仿真的kp2由0.250變?yōu)?.025,得到第一發(fā)電單元匯入PCC點的有功功率和光伏電站并網(wǎng)有功功率變化曲線,如圖10所示。

        圖10 系統(tǒng)有功功率隨S的變化曲線Fig.10 The variation curve of system active power with S

        由圖10(a)可知,雖然3組仿真下第一發(fā)電單元的容量均未改變,但隨著第二、第三發(fā)電單元容量的增大,在發(fā)生站內(nèi)SSO時,P1的發(fā)散程度加快,說明3個發(fā)電單元之間存在交互作用使得站內(nèi)SSO阻尼減小。由圖10(b)可知,隨著光伏電站發(fā)電容量的增大,在發(fā)生站網(wǎng)SSO時,PPV的發(fā)散程度加快,系統(tǒng)的站網(wǎng)SSO阻尼減小。驗證了圖9及其理論分析的正確性。

        綜上所述,經(jīng)過理論分析與時域仿真的驗證,站內(nèi)/站網(wǎng)2種SSO模式對光伏發(fā)電單元的參數(shù)變化阻尼耦合趨同。

        5 結(jié) 論

        本文建立了三光伏發(fā)電單元并入弱交流電網(wǎng)系統(tǒng)的小信號模型,采用特征值法分析系統(tǒng)中存在的SSO模式,研究了光伏發(fā)電單元的參數(shù)變化對站內(nèi)/站網(wǎng)SSO模式阻尼耦合的影響。主要結(jié)論如下:

        1)三光伏發(fā)電單元并網(wǎng)系統(tǒng)中存在2個站內(nèi)SSO模式和1個站網(wǎng)SSO模式。站內(nèi)SSO模式由光伏電站內(nèi)3個發(fā)電單元之間交互作用產(chǎn)生;站網(wǎng)SSO模式由3個發(fā)電單元與交流電網(wǎng)交互作用產(chǎn)生。

        2)光伏并網(wǎng)系統(tǒng)站內(nèi)SSO2模式的主導(dǎo)因素為直流穩(wěn)壓電容、逆變器電流控制環(huán)節(jié)。站網(wǎng)SSO1模式的主導(dǎo)因素除了直流穩(wěn)壓電容、逆變器電流控制環(huán)節(jié)外,還有交流電網(wǎng)的參與。

        3)站內(nèi)SSO2模式和站網(wǎng)SSO1模式對于光伏發(fā)電單元參數(shù)的變化阻尼耦合趨同。隨著發(fā)電單元發(fā)電容量S的不斷增大,系統(tǒng)的SSO阻尼逐步減弱,為系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行帶來挑戰(zhàn)。相反的,在一定范圍內(nèi),適當(dāng)增大直流側(cè)穩(wěn)壓電容CDC、有功電流內(nèi)環(huán)控制器的比例系數(shù)kp2、積分系數(shù)ki2都將提高系統(tǒng)的SSO阻尼,使系統(tǒng)穩(wěn)定性提高。

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