CN109698512A - 一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法 - Google Patents

一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法 Download PDF

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Abstract

本发明提出一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法。本发明分析单级式光伏并网电站控制策略并据此建立对外特性等效模型；根据该等效模型设计光伏第一接入场景及第二接入场景，并在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析；对光伏第一接入场景进行变换和推导，得到振荡中心及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；对光伏第二接入场景进行变换和推导，得到振荡中心及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；判断所属接入场景，选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址和判据提供参考。本发明对光伏集中并网系统失步解列装置的选址具有重要参考价值。

Description

一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法
技术领域
本发明属于电力系统稳定分析技术领域，具体涉及一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法。
背景技术
随着并网光伏装机容量的日益扩大，电力电子变换器作为光伏电源的核心器件，其快速的动态响应特性、多重控制环节以及极低的短路电流耐受特性，对于系统安全稳定特性造成愈加严重的影响。失步解列是防止系统崩溃的最后一道防线，对电力系统的安全稳定运行有着重要意义。光伏的接入使得系统振荡中心的迁移特性也变得更加复杂，从而影响失步解列的有效性，严重威胁电力系统的安全稳定运行。
目前对失步振荡中心迁移影响的分析方法主要包括基于等值两机和等值三机系统的不含新能源失步振荡中心迁移特性分析和基于仿真的含光伏新能源系统失步振荡中心迁移特性分析。
基于等值两机和等值三机系统的不含新能源失步振荡中心迁移特性分析研究了以同步机主导的电力系统内振荡中心的迁移规律，表明阻抗不均是影响系统振荡中心迁移的重要因素。当光伏大规模集中接入电网时，其不同控制方式和运行方式将对现有网架结构的阻抗造成不可忽视的影响，振荡中心的迁移特性及分布范围也发生改变。故而有必要从阻抗的角度，深入研究光伏电源在系统失步振荡场景下的动态特性对振荡中心迁移的影响机制。
基于仿真的含光伏新能源系统失步振荡中心迁移特性分析对光伏集中并网带来的稳定性问题进行了非常有意义的拓展，但对系统受扰后振荡中心的分析缺乏理论深度，也鲜有从阻抗的角度深入研究光伏集中并网对大电网失步振荡的机理和影响。
当电力系统发生严重故障而失去同步时，为防止事故扩大，最基本的处理方式是在合适的位置将系统解列。在我国，失步解列已作为防止系统崩溃的最后一道防线得到了广泛应用。传统失步解列控制通常取某一固定的断面割集为作为解列点，即通过离线分析计算，在潜在的失步振荡断面配置解列装置。
如按照常规电力系统失步情形下失步中心位置点设置解列装置，可能由于光伏接入导致失步中心迁移距离和范围增加，使得解列装置无法动作或误动作。因此本文的理论分析对目前大规模集中式光伏接入情形下，失步解列装置的选址以及判据具有重要价值。
发明内容
本发明主要是解决现有技术所存在的技术问题；针对大规模集中式光伏并网场景下对电力系统失步振荡中心迁移机理方面的研究不足，给出一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，以光伏并网阻抗特性为切入点，根据光伏电源模型及其不同故障控制策略，运用动态变化的负阻抗对光伏电源的外特性进行等效，推导并分析多频振荡场景下光伏通过替换同容量同步发电机与直接并网两种方式下失步振荡中心迁移特性。
本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：
一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略，根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型；
步骤2：根据单级式光伏并网电站对外特性等效模型，设计单级式光伏并网电站第一接入场景以及单级式光伏并网电站第二接入场景，并在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析；
步骤3：对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤4：对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤5：判断单级式光伏并网电站接入场景，选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考。
作为优选，步骤1中所述分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略为：
根据单级式光伏并网电站分析光伏模型及控制策略，单级式光伏并网电站中光伏逆变器采用双环控制策略，使用前馈算法可以实现变流器电流内环的解耦控制，从而实现单级式光伏并网电站的有功无功解耦控制，同时加上外环的电压控制就构成了双闭环PWM逆变器的控制；
步骤1中所述根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型为：
单级式光伏并网电站实现了有功无功解耦控制，其输出功率均可用可变负电阻r和负电抗x表示，建立输出功率与可变负电阻以及可变负电抗的功率模型为：
其中，r为输出有功，x为输出无功，Ug为光伏机组出口母线电压，当系统因故障失步时，其值在最大值与最小值之间发生周期性变化，且不同接入位置振荡程度也不同，PE为并网光伏机组发出的有功功率，QE为并网光伏机组发出的无功功率，可反映机组故障穿越运行控制下的功率给定值，具体数值与光伏机组故障控制策略及逆变器控制特性有关，因此，上述模型所得r与x均不断变化；
作为优选，步骤2中所述单级式光伏并网电站第一接入场景为：
在原始等值三机系统中设置单级式光伏并网电站替代其中一台同步发电机作为单级式光伏并网电站第一接入场景；
步骤2中所述单级式光伏并网电站第二接入场景为：
在原始等值三机系统中同步机端增加单级式光伏并网电站作为单级式光伏并网电站第二场景；
步骤2中所述在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析为：
在原始等值三机系统中，通过星三角变换并采用叠加法可以得到星形中点O点的电压表达式，进一步求出任意线路i-o振荡中心的位置函数为：
其中，ki＝Ei/Uo为线路i-O两端电源等值电势之比，Ei为第i号同步机的等值电势幅值，Uo是O点处电压，i表示发电机编号，δi,O＝δi-δO为线路i-O两端电源相角差，δi为第i号同步机的相角，δO为O点处电压相角，ci＝0对应振荡中心位于O点，ci＝1对应振荡中心位于电源处；
mi为与功角、电势和阻抗有关的第一变量，ni为与功角、电势和阻抗有关的第二变量，将ci化为用虚拟节点电压幅值变量中包含的mi和ni变量表示的形式为：
其中，X1为线路1-O的等值电抗、X2为线路2-O的等值电抗、X3为为线路3-O的等值电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3为3号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
失步振荡中心的变化规律分析包括失步振荡中心出现条件及失步振荡中心所在位置；
所述失步振荡中心出现条件为失步振荡中心处线路两侧电压相差180°，可表示为：
其中，αi为第i号同步机的线路两端电压相角差；
所述失步振荡中心所在位置为将上述失步振荡中心出现条件代入任意线路振荡中心的位置函数，可得到所述失步振荡中心所在位置为：
作为优选，步骤3中所述对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导为：
结合单级式光伏并网电站第一接入场景，采用星三角变换及叠加法对单级式光伏并网电站第一接入场景系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导，对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换并采用叠加法可计算O点处电压为：
其中，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，其值可由光伏外特性等效阻抗公式依据下式确定：
ZPV＝r+jx≈|ZPV|＝XPV
其中，r为输出有功，x为输出无功，与步骤1中的r和x定义相同；
将O点处视为虚拟同步机节点，则该虚拟节点的电压幅值和相角为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景通过改变阻抗参数的分布影响失步振荡中心所在位置，将上述推导所得mi和ni代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数，可得到该场景下线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数；
单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数以及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考；
作为优选，步骤4中所述对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导为：
结合光伏等效外特性和单级式光伏并网电站第二接入场景设置，采用戴维南等效、星三角变换及叠加法方法对光伏电站第二接入场景同步机端增加光伏系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导；
首先运用戴维南定理对单级式光伏并网电站第二接入场景及3号同步机进行化简，等值为同步机接阻抗的形式，最终得到等效戴维南电势E3'与串联电阻与X0'的表达式为：
其中，XPV为光伏发电系统等效电抗，X0为同步发电机的等效内电抗，为3号同步机等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
对等效后的电路进行星三角变换，经过计算可得此时O点处电压为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
虚拟节点O的电压表达式可进一步表示为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
以上已经推导得到单级式光伏并网电站第二接入场景单级式光伏并网电站接入等值三机系统时虚拟同步机O点的电压及此时的mi和ni，将其代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数即可得到单级式光伏并网电站第二接入场景中线路振荡中心位置的变化函数及失步振荡中心变化函数：
单级式光伏并网电站第二接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第二接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第二接入场景分析所得的振荡中心位置函数及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考；
作为优选，步骤5中所述选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考为：
若单级式光伏并网电站接入场景为第一接入场景则根据单级式光伏并网电站第一接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考；
若单级式光伏并网电站接入场景为第二接入场景则根据单级式光伏并网电站第二接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考。
本发明具有如下优点：提供一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，以大规模光伏电站的动态模型分析为切入点，建立了适用于多时间尺度情形的光伏电源外特性等效模型；综合考虑了基于等值三机系统的不同光伏接入方式，基于等效外特性建模推导了光伏大容量接入与多频失步振荡场景下振荡中心的位置函数解析式。本发明提供了一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析的方法，依此方法分析所得结果对目前大规模集中式光伏接入情形下失步解列装置的选址以及判据具有重要参考价值。
附图说明
图1：是光伏逆变器前馈双环控制；
图2：是并网光伏故障及稳态有功无功控制策略；
图3：是光伏接入场景设置；
图4：是光伏替代其中一台同步机等效分析过程；
图5：是光伏电站第一接入场景光伏出力变化时振荡中心位置变化规律；
图6：是光伏电站第一接入场景光伏出力变化时失步振荡中心出现条件；
图7：是光伏电站第一接入场景光伏出力变化时失步振荡中心位置变化规律；
图8：是其中一台同步机端增加光伏接入等效分析过程；
图9：是光伏电站第二接入场景光伏出力变化时振荡中心位置变化规律；
图10：是光伏电站第二接入场景光伏出力变化时失步振荡中心出现条件；
图11：是光伏电站第二接入场景光伏出力变化时失步振荡中心位置变化规律；
图12：方法流程图。
具体实施方式
为了便于本领域普通技术人员理解和实施本发明，下面结合附图及实施例对本发明作进一步的详细描述，应当理解，此处所描述的实施示例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
下面结合图1至图12介绍本发明的具体实施方式为一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，包括以下步骤：
步骤1，分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略，根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型；
步骤1中所述分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略为：
根据单级式光伏并网电站分析光伏模型及控制策略，单级式光伏并网电站中光伏逆变器采用双环控制策略，使用前馈算法可以实现变流器电流内环的解耦控制，从而实现单级式光伏并网电站的有功无功解耦控制，同时加上外环的电压控制就构成了双闭环PWM逆变器的控制；
步骤1中所述根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型为：
单级式光伏并网电站实现了有功无功解耦控制，其输出功率均可用可变负电阻r和负电抗x表示，建立输出功率与可变负电阻以及可变负电抗的功率模型为：
其中，r为输出有功，x为输出无功，Ug为光伏机组出口母线电压，当系统因故障失步时，其值在最大值与最小值之间发生周期性变化，且不同接入位置振荡程度也不同，PE为并网光伏机组发出的有功功率，QE为并网光伏机组发出的无功功率，可反映机组故障穿越运行控制下的功率给定值，具体数值与光伏机组故障控制策略及逆变器控制特性有关，因此，上述模型所得r与x均不断变化；
如图1所示为典型的双环控制策略图，图中，Udcref为直流侧电压参考值；Udc为光伏阵列端电压；Udref和Uqref分别为逆变器输出电压d、q轴分量参考值；Ud和Uq分别为逆变器交流侧电压的d、q轴分量；Idref和Iqref分别为并网电流的d、q轴分量参考值；Id和Iq分别为并网电流的d、q轴分量；ω为电力系统角频率；L为输出滤波器电感。电压外环和电流内环均采用比例-积分(PI)控制，为实现单位功率因数运行，一般将q轴参考电流设为0。使用前馈算法可以实现变流器电流内环的解耦控制，从而实现并网光伏的有功无功解耦控制，同时加上外环的电压控制就构成了双闭环PWM逆变器的控制。
如图2所示为故障期间与故障清除后的典型有功、无功控制策略，图中，Ug为并网光伏出口电压测量值；1/(1+sT)为一阶惯性环节，模拟检测并网光伏出口母线电压的过程，T为时间常数。有功、无功控制电流分量满足约束关系Idref 2+Iqref 2≤Imax 2，Imax为光伏机组电流约束限值。稳态运行时光伏系统采用恒功率因数方式，当电力系统故障导致光伏机组出口母线电压跌落至大于0.2(标幺值)且小于0.9时，光伏系统切换至故障穿越模式，向系统注入一定比例的无功功率，并按照控制策略注入有功功率。故障清除后，光伏系统重新切换至稳态运行模式。由此可以看出，光伏系统的出力特性依赖于其稳态运行模式和故障穿越模式的切换及控制策略的选择，对应不同的有功无功控制策略其光伏出力特性也会不同，从而导致光伏并网系统的阻抗特性发生改变，进一步影响振荡中心的迁移特性。
步骤2：根据单级式光伏并网电站对外特性等效模型，设计单级式光伏并网电站第一接入场景以及单级式光伏并网电站第二接入场景，并在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析；
步骤2中所述单级式光伏并网电站第一接入场景为：
在原始等值三机系统中设置单级式光伏并网电站替代其中一台同步发电机作为单级式光伏并网电站第一接入场景；
步骤2中所述单级式光伏并网电站第二接入场景为：
在原始等值三机系统中同步机端增加单级式光伏并网电站作为单级式光伏并网电站第二场景；
步骤2中所述在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析为：
在原始等值三机系统中，通过星三角变换并采用叠加法可以得到星形中点O点的电压表达式，进一步求出任意线路i-o振荡中心的位置函数为：
其中，ki＝Ei/Uo为线路i-O两端电源等值电势之比，Ei为第i号同步机的等值电势幅值，Uo是O点处电压，i表示发电机编号，δi,O＝δi-δO为线路i-O两端电源相角差，δi为第i号同步机的相角，δO为O点处电压相角，ci＝0对应振荡中心位于O点，ci＝1对应振荡中心位于电源处；
mi为与功角、电势和阻抗有关的第一变量，ni为与功角、电势和阻抗有关的第二变量，将ci化为用虚拟节点电压幅值变量中包含的mi和ni变量表示的形式为：
其中，X1为线路1-O的等值电抗、X2为线路2-O的等值电抗、X3为为线路3-O的等值电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3为3号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
失步振荡中心的变化规律分析包括失步振荡中心出现条件及失步振荡中心所在位置；
所述失步振荡中心出现条件为失步振荡中心处线路两侧电压相差180°，可表示为：
其中，αi为第i号同步机的线路两端电压相角差；
所述失步振荡中心所在位置为将上述失步振荡中心出现条件代入任意线路振荡中心的位置函数，可得到所述失步振荡中心所在位置为：
如图3所示为两种场景中光伏接入方式对比，图3中：E1，E2，E3分别为三个等值同步机的等值电势；X0为同步机内电抗；X12，X23，X13分别为连接1号2号、2号3号和1号3号同步机的线路电抗；PV表示光伏机组。
步骤3：对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤3中所述对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导为：
结合单级式光伏并网电站第一接入场景，采用星三角变换及叠加法对单级式光伏并网电站第一接入场景系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导，对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换并采用叠加法可计算O点处电压为：
其中，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，其值可由光伏外特性等效阻抗公式依据下式确定：
ZPV＝r+jx≈|ZPV|＝XPV
其中，r为输出有功，x为输出无功，与步骤1中的r和x定义相同；
将O点处视为虚拟同步机节点，则该虚拟节点的电压幅值和相角为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景通过改变阻抗参数的分布影响失步振荡中心所在位置，将上述推导所得mi和ni代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数，可得到该场景下线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数；
单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数以及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考；
如图4所示为单级式光伏并网电站第一接入场景(以替代3号机为例)，光伏模型由代表有功和无功输出的负阻抗表示，负阻抗值如步骤1中分析所得。此时系统中只有两台等值同步发电机，根据图4所示的步骤对光伏电站第一接入场景进行变换并采用叠加法可计算O点处电压。
图5表示光伏电站第一接入场景中光伏接入等值三机系统时线路振荡中心变化的规律，图中横坐标是1号发电机和2号发电机之间的功角差，纵坐标表示振荡中心在线路中的位置。分析可知，并网光伏电气特性电抗|XPV|影响了系统的潮流分布，进而影响了振荡中心的位置变化。当|XPV|逐渐增大(光伏出力增加)时，振荡中心出现在靠近O点一侧且其分布范围随着|XPV|逐渐增大而增大；当|XPV|继续增大时，振荡中心由靠近O点一侧跃迁到靠近电源一侧，同时振荡中心分布范围随|XPV|逐渐增大而减小。综上所述，光伏电站第一接入场景中光伏接入等值三机系统时线路振荡中心分布范围变化规律与光伏出力有关，随光伏出力增加，振荡中心分布范围从线路一侧跃迁到对侧，且在靠近O点处分布范围逐渐增加，在靠近电源处分布范围逐渐减小。
图6表示失步振荡中心条件的变化规律，图中横坐标是1号发电机和2号发电机之间的功角差，纵坐标为m或n的取值，实线表示不同光伏出力情况下ni的变化，虚线表示不同光伏出力情况下mi的变化。结合式(5)可知，失步振荡中心出现时满足ni＝0，即δ2-δ1＝kπ，k＝0，±1，±2，…，再结合mi<0即可确定失步振荡中心出现的时刻，即实线值过零同时虚线值小于零处，如图6中红色圆圈标注所示。结合ni＝0的条件与式(9)知，mi的大小与值有关，满足该项小于零时，可确定失步振荡中心位于该条线路。
图7表示失步振荡中心位置的变化规律，当|XPV|逐渐增大(光伏出力增加)时，失步振荡中心的变化范围也逐渐增大。当|XPV|较小时，失步振荡中心主要分布在靠近O点一侧，随|XPV|逐渐增大，失步振荡中心分布范围从靠近O点一侧向电源一侧不断扩张，即向远离光伏接入的方向迁移。
步骤4：对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤4中所述对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导为：
结合光伏等效外特性和单级式光伏并网电站第二接入场景设置，采用戴维南等效、星三角变换及叠加法方法对光伏电站第二接入场景同步机端增加光伏系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导；
首先运用戴维南定理对单级式光伏并网电站第二接入场景及3号同步机进行化简，等值为同步机接阻抗的形式，最终得到等效戴维南电势E3'与串联电阻与X0'的表达式为：
其中，XPV为光伏发电系统等效电抗，X0为同步发电机的等效内电抗，为3号同步机等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
对等效后的电路进行星三角变换，经过计算可得此时O点处电压为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
虚拟节点O的电压表达式可进一步表示为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
以上已经推导得到单级式光伏并网电站第二接入场景单级式光伏并网电站接入等值三机系统时虚拟同步机O点的电压及此时的mi和ni，将其代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数即可得到单级式光伏并网电站第二接入场景中线路振荡中心位置的变化函数及失步振荡中心变化函数：
单级式光伏并网电站第二接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第二接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第二接入场景分析所得的振荡中心位置函数及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考；
如图8所示为单级式光伏并网电站第二接入场景(以在3号机处接入光伏为例)及将PV视为负阻抗接入同步机端的分析过程。此时，系统中有三台同步发电机，振荡中心可以在三条线路上迁移，由于光伏的接入及其出力的变化，系统阻抗特性发生改变，从而使得振荡中心的迁移范围及失步振荡中心出现条件也随之产生变化。运用戴维南定理对PV及3号同步机进行化简，等值为同步机接阻抗的形式。
如图9所示为该场景下振荡中心位置的变化规律。图中，x轴坐标为1号发电机和2号发电机的功角差，y轴坐标为1号发电机和3号发电机的功角差，z轴坐标为振荡中心在线路中的位置。由图可知，振荡中心位置函数的分布是对称的，对称轴为δ2-δ1＝0和δ3-δ1＝0。随着|X0'|的逐渐增大，振荡中心首先出现在靠近O点一侧，且分布范围随|X0'|的逐渐增大(减小)而增大(减小)；当|X0'|进一步增大时振荡中心由分布在O点一侧变为分布到靠近电源一侧，分布范围随|X0'|的逐渐增大而减小。即在光伏电站第二接入场景中，随光伏出力增加，振荡中心分布范围从线路一侧逐渐跃迁到对侧，且在靠近O点一侧时分布范围逐渐增加，在靠近电源一侧时分布范围逐渐减小。
如图10所示为该场景下失步振荡中心出现的条件，图10中实线表示|X0'|为不同值时满足m1＝0的部分，实线与坐标轴围起来的区域满足m1<0，虚线表示满足n1＝0的部分。同时满足n1＝0与m1<0，即当虚线落入对应实线与坐标轴所围成的区域时，失步振荡中心出现。
如图11所示为该场景下线路失步振荡中心位置的变化规律，由图可以看出随着|X0'|的逐渐增大失步振荡中心分布范围从0到1的方向不断变化，即向远离光伏接入点的方向迁移。
步骤5：判断单级式光伏并网电站接入场景，选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考；
步骤5中所述选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考为：
若单级式光伏并网电站接入场景为第一接入场景则根据单级式光伏并网电站第一接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考；
若单级式光伏并网电站接入场景为第二接入场景则根据单级式光伏并网电站第二接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考。
如图12所示为本发明流程图，由图12可知，本发明主要有以下5个步骤：步骤一为分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略，根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型，步骤二为根据单级式光伏并网电站对外特性等效模型，设计单级式光伏并网电站第一接入场景以及单级式光伏并网电站第二接入场景，并在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析；步骤三为对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；步骤四为对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；步骤五为判断单级式光伏并网电站接入场景，选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考。
应当理解的是，上述针对较佳实施例的描述较为详细，并不能因此而认为是对本发明专利保护范围的限制，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明权利要求所保护的范围情况下，还可以做出替换或变形，均落入本发明的保护范围之内，本发明的请求保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (6)

1.一种光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于，包括：
步骤1，分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略，根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型；
步骤2：根据单级式光伏并网电站对外特性等效模型，设计单级式光伏并网电站第一接入场景以及单级式光伏并网电站第二接入场景，并在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析；
步骤3：对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤4：对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导，得到线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数并进一步分析振荡中心及失步振荡中心迁移特性；
步骤5：判断单级式光伏并网电站接入场景，选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考。
2.根据权利要求1所述的光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于：
步骤1中所述分析系统振荡过程中单级式光伏并网电站控制策略为：
根据单级式光伏并网电站分析光伏模型及控制策略，单级式光伏并网电站中光伏逆变器采用双环控制策略，使用前馈算法可以实现变流器电流内环的解耦控制，从而实现单级式光伏并网电站的有功无功解耦控制，同时加上外环的电压控制就构成了双闭环PWM逆变器的控制；
步骤1中所述根据控制策略特性与光伏出力特性，建立单级式光伏并网电站对外特性等效模型为：
单级式光伏并网电站实现了有功无功解耦控制，其输出功率均可用可变负电阻r和负电抗x表示，建立输出功率与可变负电阻以及可变负电抗的功率模型为：
其中，r为输出有功，x为输出无功，Ug为光伏机组出口母线电压，当系统因故障失步时，其值在最大值与最小值之间发生周期性变化，且不同接入位置振荡程度也不同，PE为并网光伏机组发出的有功功率，QE为并网光伏机组发出的无功功率，可反映机组故障穿越运行控制下的功率给定值，具体数值与光伏机组故障控制策略及逆变器控制特性有关，因此，上述模型所得r与x均不断变化。
3.根据权利要求1所述的光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于：
步骤2中所述单级式光伏并网电站第一接入场景为：
在原始等值三机系统中设置单级式光伏并网电站替代其中一台同步发电机作为单级式光伏并网电站第一接入场景；
步骤2中所述单级式光伏并网电站第二接入场景为：
在原始等值三机系统中同步机端增加单级式光伏并网电站作为单级式光伏并网电站第二场景；
步骤2中所述在原始等值三机系统中进行振荡中心特性分析为：
在原始等值三机系统中，通过星三角变换并采用叠加法可以得到星形中点O点的电压表达式，进一步求出任意线路i-o振荡中心的位置函数为：
其中，ki＝Ei/Uo为线路i-O两端电源等值电势之比，Ei为第i号同步机的等值电势幅值，Uo是O点处电压，i表示发电机编号，δi,O＝δi-δO为线路i-O两端电源相角差，δi为第i号同步机的相角，δO为O点处电压相角，ci＝0对应振荡中心位于O点，ci＝1对应振荡中心位于电源处；
mi为与功角、电势和阻抗有关的第一变量，ni为与功角、电势和阻抗有关的第二变量，将ci化为用虚拟节点电压幅值变量中包含的mi和ni变量表示的形式为：
其中，X1为线路1-O的等值电抗、X2为线路2-O的等值电抗、X3为为线路3-O的等值电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3为3号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
失步振荡中心的变化规律分析包括失步振荡中心出现条件及失步振荡中心所在位置；
所述失步振荡中心出现条件为失步振荡中心处线路两侧电压相差180°，可表示为：
即
其中，αi为第i号同步机的线路两端电压相角差；
所述失步振荡中心所在位置为将上述失步振荡中心出现条件代入任意线路振荡中心的位置函数，可得到所述失步振荡中心所在位置为：
4.根据权利要求1所述的光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于：
步骤3中所述对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换和推导为：
结合单级式光伏并网电站第一接入场景，采用星三角变换及叠加法对单级式光伏并网电站第一接入场景系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导，对单级式光伏并网电站第一接入场景进行变换并采用叠加法可计算O点处电压为：
其中，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，其值可由光伏外特性等效阻抗公式依据下式确定：
ZPV＝r+jx≈|ZPV|＝XPV
其中，r为输出有功，x为输出无功，与步骤1中的r和x定义相同；
将O点处视为虚拟同步机节点，则该虚拟节点的电压幅值和相角为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景通过改变阻抗参数的分布影响失步振荡中心所在位置，将上述推导所得mi和ni代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数，可得到该场景下线路振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数；
单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第一接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3为线路3-O的电抗，X3”＝X3+XPV，XPV为光伏发电系统等效电抗，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第一接入场景振荡中心位置函数以及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考。
5.根据权利要求1所述的光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于：
步骤4中所述对单级式光伏并网电站第二接入场景进行变换和推导为：
结合光伏等效外特性和单级式光伏并网电站第二接入场景设置，采用戴维南等效、星三角变换及叠加法方法对光伏电站第二接入场景同步机端增加光伏系统进行变换，对振荡中心及失步振荡中心位置进行推导；
首先运用戴维南定理对单级式光伏并网电站第二接入场景及3号同步机进行化简，等值为同步机接阻抗的形式，最终得到等效戴维南电势E3'与串联电阻与X0'的表达式为：
其中，XPV为光伏发电系统等效电抗，X0为同步发电机的等效内电抗，为3号同步机等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
对等效后的电路进行星三角变换，经过计算可得此时O点处电压为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，为1号同步机的等值电势，为2号同步机的等值电势，为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势；
虚拟节点O的电压表达式可进一步表示为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
以上已经推导得到单级式光伏并网电站第二接入场景单级式光伏并网电站接入等值三机系统时虚拟同步机O点的电压及此时的mi和ni，将其代入步骤2中振荡中心位置函数及失步振荡中心位置函数即可得到单级式光伏并网电站第二接入场景中线路振荡中心位置的变化函数及失步振荡中心变化函数：
单级式光伏并网电站第二接入场景振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
单级式光伏并网电站第二接入场景失步振荡中心位置函数为：
其中，X1'为星三角变换后线路1-O的电抗与1号同步发电机电抗之和，X2'为星三角变换后线路2-O的电抗与2号同步发电机电抗之和，X3”'为星三角变换后线路3-O的电抗与光伏电源的等效戴维南电抗X0'之和，E1为1号同步机的等值电势幅值，E2为2号同步机的等值电势幅值，E3′为3号同步机与光伏电源的戴维南等值电势幅值，δ1为1号同步机的相角，δ2为2号同步机的相角，δ3为3号同步机与光伏戴维南等效系统的相角，δi为第i号同步机的相角；
上述单级式光伏并网电站第二接入场景分析所得的振荡中心位置函数及失步振荡中心迁移函数，建立了该场景下并网光伏出力与振荡中心及失步振荡中心位置的关系表达式，可反映并网光伏出力变化时振荡中心及失步振荡中心的变化规律，为失步解列装置的选址提供参考。
6.根据权利要求1所述的光伏集中并网系统失步振荡中心迁移特性分析方法，其特征在于：
步骤5中所述选择对应的振荡中心和失步振荡中心位置函数为失步解列装置的选址提供参考为：
若单级式光伏并网电站接入场景为第一接入场景则根据单级式光伏并网电站第一接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考；
若单级式光伏并网电站接入场景为第二接入场景则根据单级式光伏并网电站第二接入场景的振荡中心和失步振荡中心位置函数，为失步解列装置的选址提供参考。
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