电力电子化电力系统的振荡问题及其抑制措施研究

来源：SCI期刊网 分类：电子论文 时间：2021-12-11 14:31 热度：

摘 要：摘 要：随着电力电子装置在电力系统中的大量应用，电力系统电力电子化的趋势越来越明显。电力电子设备引起系统振荡的问题逐步显现，现已成为影响系统稳定运行的重要因素。对电力电子

　　摘 要：随着电力电子装置在电力系统中的大量应用，电力系统电力电子化的趋势越来越明显。电力电子设备引起系统振荡的问题逐步显现，现已成为影响系统稳定运行的重要因素。对电力电子化电力系统出现的各种振荡问题进行了探讨，分析了系统振荡的发生机理。在此基础上，研究了电力电子化电力系统振荡的抑制方法，仿真与部分实际应用成果表明提出的解决方案可以有效地抑制振荡。为分析和抑制电力电子化电力系统的各类振荡提供了参考。

　　关键词：电力系统;电力电子化;灵活交流输电;振荡;次同步振荡;阻尼

　　0 引言

　　1 自 20 世纪 50 年代之后，电力半导体技术得到了长足的发展。大量的电力电子器件或者单个或多个串并联后作为电子开关在电力系统中应用，或者组成变换器作为电压源或电流源接入电力系统。为了能够适用于高压大电流的应用场合，在电力电子器件串并联技术的基础上，人们又提出了多种高电压大容量的变换器拓扑结构，如变压器多重化、二极管箝位的多电平变换器、链式变换器、模块化多电平变换器等等。在这些技术的推动下，传统直流输电的容量已达 6 400 MW(4 kA/±800 kV)[1]，单台静止同步补偿器(STATCOM)容量已达到 200 MVA 以上[2]。由于电力电子设备具有体积小、价格低、响应速度快、能够实现精确控制等诸多优点，因此在电力系统的发、输、配、用等各个环节均得到广泛的应用。在发电环节，风力发电全部或部分是通过电力电子变换器接入电网的，而太阳能光伏发电则是全部通过电力电子变换器接入电网。在输电环节，基于大功率电力电子装置的灵活交流输电(FACTS)技术已经发展了近 30 a[3]，静止无功补偿器(SVC)、STATCOM 和可控串补(TCSC)等 FACTS 设备已在输电系统中得到了广泛的应用。高压直流输电(HVDC)已成为远距离大容量输电的首选，而基于全控器件的柔性直流输电(VSC-HVDC)也已经有众多的商业应用。在配电环节，定制电力技术已经得到了初步的应用，该技术包括静态串联补偿器(SSC)、静态电压调整器(SVR)、静态切换开关(SSTS)、备用储能系统(BSES)、配电静止同步补偿器(DSTATCOM)等各种电力电子设备[4]。在用电环节，电力电子装置的应用则更加广泛，如各类直流电源、变频器、有源滤波器(APF)、不间断电源(UPS)等。在微电网和未来的能源互联网中，电能的调控主要由电力电子设备实现。

　　随着电力系统中电力电子设备及其容量的不断增加，电力系统呈现出明显的电力电子化趋势。这种趋势使得电力系统面临新的问题与挑战，其中影响最大的是电力电子化电力系统中的振荡问题。

　　1 电力电子化电力系统的振荡问题

　　电力电子装置接入电力系统后，能否安全稳定运行，主要应考虑两种情况。一种情况是电力系统发生大的扰动后，电力电子装置能否不脱网并且通过调节控制提高系统的安全稳定性;另一种情况是，在系统稳态或发生小扰动情况下，电力电子装置能否安全可靠地运行并发挥其调节控制功能。第 1 种情况可以归结为电力电子装置在各种低电压、高电压或三相电压不对称工况下的穿越能力，属于暂态问题，本文暂不考虑。本文主要讨论第 2 种情况，其本质是电力电子装置的振荡问题。传统电力系统的振荡主要分为全局的低频振荡(0~3 Hz)及局部发电机与外部网络的次同步振荡(<50 Hz)。因电力电子装置具备优良的性能，因此在电力系统中应用越来越普遍，开始时其引起的振荡问题并未引起人们的重视。对于电力电子装置接入电网后引起的局部振荡问题，大多可通过修改其控制策略加以避免，如 1977 年 10 月在美国北 DAKOTA 的 Square Butte 地区因安装高压直流输电系统的测试中出现的 HVDC 引起邻近汽轮发电机的次同步振荡问题[5]。此时，人们对电力电子装置可能引起振荡的潜在危害并没有思想准备。随着电力电子装置应用的日益广泛，在实际工程中，人们发现当众多电力电子变换器并联运行时，某些情况下也能够导致振荡。1995 年，在苏黎世发生了四象限电力机车与牵引网间的振荡现象[6]，这是典型的多个电力电子装置与供电系统之间出现的振荡现象。此后，电力电子装置引起振荡的问题才逐步引起人们的关注。2007 年 12 月，我国大秦线的和谐号动车(HXD1)因投入机车数过多出现了机网振荡问题 [6]。经过分析，认为造成振荡的原因主要是牵引供电网比较弱且机车台数过多而其控制策略不合理。2009 年 12 月，上海洋山港四象限变频器提升机群引起了 10 Hz 左右的振荡，进而激发电压闪变，10 kV 母线上有功功率和无功功率的变化振荡情况如图 1 所示。2010 年，内蒙狼尔沟弱电网与 STATCOM、双馈型风力发电机发生振荡。同年，呼伦贝尔电厂与 HVDC 和串补间发生次同步振荡，如图 2 所示。2012 年 12 月，河北沽源风电场双馈型风力发电机与串联补偿电容产生次同步振荡，如图 3 所示[7]。2015 年初，新疆哈密三塘湖电网风电场与火电机组发生振荡，如图 4 所示，其后又多次出现类似的振荡，而因为振荡还导致 3 台火电机组跳闸。在配电网侧，人们也发现 APF 与并联无功补偿电容器间会发生振荡[8]。图 5 为某 STATCOM 装置在弱系统条件下出现振荡的波形[9]。上述振荡问题有的通过改进电力电子装置的控制策略已经解决，有的通过安装振荡抑制装置已经解决，但还有部分振荡问题目前还在研究之中。如，新疆哈密三塘湖电网风电场与火电机组的振荡问题其机理还不清楚，目前采取的对策是一旦发生振荡就切除风电场，这将引起大量弃风并造成巨大的浪费。由于电力系统电力电子化趋势明显，其振荡问题已经对电力电子装置的推广应用产生了不良影响，对系统的安全稳定运行造成了危害，因此探寻振荡的机理，找出消除振荡的措施是十分必要的。本文对这些振荡的产生机理及其抑制措施进行梳理和归纳。

　　2 电力电子装置引起振荡的机理分析

　　对电力系统振荡机理的研究已经取得了许多成果[10-13]，而电力电子化电力系统的振荡有其特殊性，其中最为明显的是电力电子装置惯性小、响应速度快，因此这类振荡的频率显著提高了，所以不能完全借用已有的成果。通过对上节所述振荡现象的分析，可以将振荡分成 4 类：电力电子装置内部的振荡、电力电子装置与系统间的振荡、多变换器并联运行时变换器之间的振荡以及电力电子装置与电机之间的次/超同步振荡。本节将利用数学分析从物理机理上探寻上述振荡产生的原因。

　　2.1 振荡产生的数学机理

　　根据非线性动力学的理论可知，非线性系统的振荡大致可分为 4 类：系统周期性振荡、准周期振荡、系统混沌解对应的非周期振荡和平衡点附近运动轨迹对应的负/弱阻尼振荡[14]。但在实际非线性系统中，因存在测量误差，严格的周期振荡、准周期振荡与混沌振荡很难区分，因此可以认为是一种幅值较大的振荡，而平衡点附近的负/弱阻尼振荡是幅值很小的振荡。

　　2.2 多种振荡的机理分析

　　下面将分析变换器并联、恒功率控制、弱系统下电力电子装置及风电发电厂双馈风机与串补电容引起的振荡等多种振荡的发生机理。

　　2.2.1 变换器并联引起的振荡问题

　　图 9(a)为两个基于电力电子变换器分布式电源并联的微电网[17]，每个基于电力电子变换器的分布式电源可以等效为一受控电流源及并联导纳，因此可以得到图 9(b)所示的等效电路。图 9 中，Ug是无穷大电网的电压，Lg和 Rg是无穷大电网的等效电抗和电阻，DG1和 DG2是两个分布式发电装置，L1、 C1、L2、C2分别为微电源 LC 滤波器的电感和电容， R1、R2 为等效损耗电阻。L11、L22 包含了每条支路上微电源出口耦合电感、隔离变压器短路电感以及线路电感，R11、R22为线路等效电阻，网络呈感性。负荷为一阻性负荷，电阻为 Rload，Uload是负荷电压。 U1、U2 是分布式电源 DG1 和 DG2 的变换器的输出电压。Ig、I1、I2、I11、I22分别是无穷大电网、DG1、 DG2和相连馈线上的电流;Ieqi和 Yeqi分别是第 i 个分布式发电装置的等效电流源和等效导纳;Iii 指的是在含有 n 个基于电力电子变换器的分布式电源微电网中，第 i 个分布式电源经滤波器后向系统注入的电流。

　　3 电力电子化系统振荡的抑制方法

　　根据第 2 节的分析，电力电子装置产生振荡的原因多种多样，因此应该根据其原因选择不同的抑制方法。总体而言，可以选择 3 类抑制电力电子装置的振荡的方法即：1)改进控制方法;2)减小测量环节的延时;3)增加抑制振荡的电力电子装置。针对不同振荡类型的具体抑制方法如下。

　　3.1 增加虚拟阻尼

　　对于图 9(a)所示的多变换器并联微电网中的振荡问题，若在变换器输出的 LCL 滤波器的电容 C 上并联一个虚拟电阻，如图 15 所示(RV 为虚拟电阻)，则可增加阻尼。若该电阻取值合适，则可以抑制该微电网中的各种振荡，如文献[24]中采用虚拟电阻法就取得了较好的抑制振荡的效果。虚拟电阻法实施容易且不会增加实际的有功损耗，可以针对所有频段的振荡提供阻尼，因此在许多场合如多 APF 并联情况都得到了应用。但是，实现虚拟电阻需要检测电容电压的传感器，增加了成本;要分频段设计阻尼，计算量大;抑制较高频段时，相角延时增大，效果将变差，可能会造成阻尼不够的情况[18]。

　　3.2 改进控制目标

　　对于恒功率控制导致的振荡，可以减小 PI 控制的比例系数，从而增大时间常数 τ，达到避免振荡的目的，也可以在控制环中加入相位校正环节，但是，这会降低变换器的动态性能。此外，将恒功率控制改为恒电流控制，同样能够避免振荡的发生。针对图 12 出现振荡的情形，如果采用恒电流控制，则仿真波形如图 16 所示(纵轴为标幺值)，可见采用恒电流控制可以避免振荡。

　　3.3 减小测量环节的延时

　　弱系统条件下，因 Ucs(t)与 Uc2(t)不一致而导致其差信号作为干扰信号进入图 13 所示的系统中，而Uc2(t)又对注入无功电流非常敏感，因此易于产生振荡。如果能够改进测量环节如改进锁相环或校正测量信号从而使 Ucs(t)更趋近 Uc2(t)，则可大大减小 Ucs(t)与 Uc2(t)之差即干扰信号，从而减少振荡的发生。图 17 为采用校正控制减小 Ucs(t)与 Uc2(t)之差的原理框图。

　　3.4 增加抑制振荡的电力电子装置

　　从双馈风机发电厂与串补相互作用产生次同步振荡的机理看，只要适当降低转子侧电流跟踪比例系数就可以在一定程度上避免次同步谐振产生。当然，如果在定子侧变换器控制中增加虚拟阻尼控制也能抑制次同步振荡。对于新疆哈密风电场与火电厂之间的次同步振荡问题，研究表明如果在风电场风机定子侧增加阻尼振荡装置也能降低次同步振荡的风险。呼伦贝尔电厂与 HVDC 的次同步振荡问题也可以通过改进 HVDC 换流站的控制或发电机的控制来避免。但这些措施需要对已有设备的控制系统进行改造，实施时较为复杂。尤其是对于新能源发电厂如风力发电厂、光伏发电厂需要对内部的每一个发电单元变换器均进行改造，实施起来非常复杂。而研究表明，双馈风机发电厂与固定串补输电系统间的次同步振荡，可以通过在系统中加入额外的阻尼装置实现对振荡的抑制[19-21,27]。显然，增加独立的振荡抑制装置实施起来相对简单，而且不需要非常准确地定位振荡源(许多情况下振荡源随运行条件而变化，准确定位也非常困难)，因此安装独立的振荡阻尼装置是一种非常好的选择。阻尼次同步振荡的装置称为次同步阻尼器(SSD)，其控制器称之为次同步阻尼控制器(SSDC)，次同步阻尼器有多种类型，可以分为并联型、串联型及混合型 3 种。针对沽源风电场出现的次同步谐振问题，可以选择图 19 所示的串联型或并联型次同步阻尼器。

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　　图20分别示出了采用串联型和并联型SSD后，系统在运行点附近线性化后的特征根的情况，由图可见无论采用串联型还是并联型 SSD 装置均可使系统的特征根全部位于左半平面，因而在运行点将不再出现振荡。可见采用串联型或并联型 SSD 均可有效抑制振荡。

　　对于因电力电子装置如 HVDC、新能源发电等引起发电机次同步振荡问题，可以在发电机机端安装 SSD 称为机端 SSD(GTSSD)，图 21(a)为安装在 GTSSD 的原理图，图 21(b)为基于链式变换器的实际装置。其中，ωr为电机的转速，Gi(s)为第 i 振荡模态的移相增益环节，Ci 为第 i 振荡模态的参考电流计算环节。这些控制器根据所需要阻尼的频段设计控制器中的滤波器、相位补偿和电流参考值计算，如图 21(c)所示。GTSSD 抑制某汽轮机次同步振荡的实验结果如图 22 所示。由图可见 GTSSD 可以大幅降低发电机轴系扭振的角速度，因而可有效抑制次同步振荡。目前 GTSSD 装置已经在我国上都电厂和呼伦贝尔电厂投入运行，有效抑制了串补电容和 HVDC 引起的次同步谐振。

　　4 结论

　　电力电子装置具有体积小、价格低、响应速度快、能够实现精确控制等诸多优点，因此，在电力系统的发、输、配、用等各个环节均得到了广泛的应用。目前，电力系统电子电子化的趋势已经十分明显。通过本文研究可以得到如下结论：

　　1)电力电子装置的电磁振荡及其引起的机电振荡问题日益突出，已成为制约电力电子装置或新能源发电应用的关键因素。

　　2)电力电子化电力系统是非线性动力系统，其大幅度的周期、准周期、非周期混沌振荡难以区分，目前还没有成熟的分析方法，需要采用时域仿真和理论分析相结合的方法进行深入研究。

　　3)电力电子化系统平衡点附近运动轨迹对应的负/弱阻尼振荡可以通过平衡点线性化方法进行分析，因而可以找到振荡源并采取增加阻尼的方法抑制振荡。

　　4)增加虚拟电阻可以阻尼所有频段的振荡，但需要大量的电力电子装置增加该功能，实施不够方便;减小测量环节或锁相环的延时可降低电力电子装置振荡发生的概率;增加抑制振荡的电力电子装置可解决许多振荡原因不明确、振荡源不能准确定位的振荡，具有较好的工程应用前景。

　　5)需要深入研究电力电子装置的并网控制策略，并制定合适的标准以防止振荡的发生。——论文作者：姜齐荣 1 ，王 亮 2 ，谢小荣 1

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文章名称：电力电子化电力系统的振荡问题及其抑制措施研究

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