SVG对海上风电交流并网系统稳定性影响分析

陈鸿琳，熊馨瑶，余 浩，李雨桐，韩应生，孙海顺，段 瑶

SVG对海上风电交流并网系统稳定性影响分析

陈鸿琳1，熊馨瑶2，余 浩1，李雨桐2，韩应生2，孙海顺2，段 瑶1

(1.广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东 广州 510080；
2.强电磁工程与新技术国家重点实验室(华中科技大学)，湖北 武汉 430074)

海上风电交流并网系统具有不同于陆上风电并网系统的结构和运行特点，其动态无功补偿装置(SVG)通常配置在陆上集控站而不是风电场出口，主要工作于补偿交流电缆充电无功的感性区，需要研究SVG对系统振荡特性的影响。针对某直驱型海上风电交流并网系统，基于系统特征模式分析，构建对比算例，研究了SVG容量配置、运行状态及其控制对系统主导振荡模式稳定性的影响。经研究发现，当SVG工作于感性区时，海上风电交流并网系统主导振荡模式稳定性明显弱于SVG工作于容性区。另一方面，SVG电流内环和功率外环控制参数可能导致海上风电并网系统主导振荡模式失稳，需要确定能适应系统运行方式变化的参数取值范围并与风电场控制参数协调以保持系统稳定。基于PSCAD/EMTDC的系统详细电磁暂态仿真验证了所得结论。研究工作对于认识海上风电交流并网系统特性和指导系统规划和优化运行具有较好的参考价值。

海上风电场；
直驱风电机组；
静止无功发生器；
次同步振荡；
特征值分析

风电大规模集中并网存在发生次超同步振荡的风险，国内外多次发生风电振荡事故，典型场景为双馈型风电经串补送出系统以及直驱型风电接入弱交流系统[1-4]。研究表明，风电并网系统存在从低频到次超同步频率乃至高频的多个频段的固有特征振荡模式，分别由其不同时间尺度控制回路主导。其中，风电变流器电流控制主导的振荡模式以及锁相环控制主导的模式是目前发现的主要次超同步振荡失稳模式，与交流系统特性(如短路容量、谐振特性)、风电相关控制参数以及风电并网容量和出力等多方面因素密切相关[5-15]。

风电场会根据需要配置一定容量的动态无功补偿装置(SVG)，其变流器控制也会对风电并网系统的稳定性产生重要影响。2019年英国发生了一次频率大幅跌落的停电事故，事故分析发现，其中一个大型海上风电场配置的SVG在系统发生故障后引发了风电并网系统次同步振荡，导致风电场保护启动出力快速降低，增大了系统功率缺额[16]。国内工程上也存在风电场配置SVG引起的振荡问题，引起了工业界和学术界关注。现有针对SVG对风电并网稳定性的影响研究，包括从阻抗特性出发的作用机理研究[17-19]、SVG控制参数和容量对系统振荡特性影响研究[20-22]以及SVG定电压和定无功控制方式的影响研究[23-25]等。研究表明，SVG会对直驱风电并网等效容性阻抗产生影响，导致振荡风险增大，SVG容量越大，风电并网系统振荡风险越大，SVG电流内环控制参数对系统振荡特性具有重要影响，相比于定无功控制方式，定电压控制方式下SVG对系统振荡稳定性的不利影响更大[18,23-25]。

以上研究均基于风电场出口并联SVG的系统展开，主要对应于陆上风电场并网的情况，而海上风电并网系统中SVG通常配置在陆上集控站，两者在系统结构上存在差异，因此有必要针对海上风电并网系统研究SVG对其振荡特性的影响。另一方面，陆上风电场配置的SVG用于补偿风电场送出系统无功损耗，通常工作于容性区；
而海上风电并网系统中的SVG主要补偿海上交流电缆过剩的容性无功，常工作于感性区。分析表明SVG独立并网时，其控制稳定性与其发出和吸收无功的工作状态有关，因此需要研究SVG工作状态对海上风电并网系统振荡稳定性的影响。

本文以国内某直驱型海上风电并网系统为例，首先通过特征值法分析系统振荡模式，相比阻抗分析，能够更全面地揭示具有SVG的海上风电并网系统的各种振荡模式及其关联环节。进而针对系统的主导振荡模式，即风电变流器电流控制主导的次超同步振荡模式，分析了SVG工作方式与控制参数、容量配置等对其稳定性的影响。特别地，通过构建不同算例对比研究了SVG工作状态对系统主导振荡模式的影响，并辅以详细时域仿真对所得结论的正确性进行了验证。研究工作对于认识SVG对海上风电并网振荡特性的影响、指导系统规划和运行以及提出振荡抑制控制策略，具有较好的指导意义。

图1为国内某海上风电交流并网系统实例。海上风电场装机容量400 MW，经海上升压站和双回220 kV交流电缆接入陆上集控站，再通过架空线路接入交流电网。单回交流电缆长度为44.6 km，充电无功约为84 Mvar，每回电缆靠近陆上集控站一端各配置一台容量为55 Mvar的高抗补偿线路无功，此外陆上集控站配置两台容量为40 Mvar的SVG，用于动态无功补偿。

1.1 系统振荡特性分析方法与建模

本文采用特征值法分析系统振荡特性，同时通过电磁暂态时域仿真，对特征值分析结果进行验证。

风电场采用基于典型电流矢量解耦控制的直驱风电机组模型等值。状态空间建模时，风力机仅考虑风速和转速功率特性，永磁电机采用详细的电机Park方程，机侧变流器和网侧变流器及触发控制环节采用一阶惯性模拟、直流电容环节采用输入输出功率平衡方程，变流器输出滤波采用电压电流微分方程；
风机及变流器控制均采用典型控制结构，包括风机桨距角控制、最大功率跟踪控制、机侧变流器电流和功率控制、网侧变流器电流与直流电压控制以及锁相环控制等。直驱风电机组典型控制结构及参数见附录图A1、图A2和表A1，其数学模型在文献[10]中有详细介绍。

SVG具有与风电机组网侧变流器类似的电流矢量解耦控制结构，其主要控制无功功率输出。SVG有定电压和定无功两种控制方式，定电压控制引入电压无功调差系数，可以根据集控站母线电压变化自动调整无功出力。典型SVG控制结构及参数见附录图A3和表A2，其详细数学模型可参考文献[22]。

变压器和交流电缆线路以及高抗的状态空间建模均采用集中参数等效电路，陆上集控站系统侧采用具有内阻抗的交流等效电势源表示，在同步旋转参考坐标系中列写其电压电流状态方程。

系统详细电磁暂态仿真建模均采用各元件的详细电磁暂态模型，包括电缆线路采用分布参数模型，变流器按照开关器件拓扑及触发控制建模。

1.2 海上风电交流并网系统振荡特征模式分析

针对图1算例建立全系统状态空间模型，其中SVG采用定电压控制方式，对系统振荡特性进行特征值分析。全系统状态方程包括风电场等值机组模型22阶，2台SVG共30阶，输电系统24阶。

以风电机组出力为0.31 p.u.的工况为例，按照陆上集控站短路容量与系统中风电场和SVG容量之和的比值定义风电并网系统接入交流电网的短路比(SCR)，设置交流等值电势源内阻抗使得SCR为2.1。该工况下SVG处于吸收约80%额定容量无功的状态。特征值计算完整结果见附录表A3。

由特征值分析结果可以看到，海上风电并网系统中存在多个振荡模式，涵盖中高频段(＞100 Hz)、次超同步频段(10～100 Hz)以及低频段(＜10 Hz)。对各特征模式进行参与因子分析发现，高频模式主要与交流海缆参数有关，次超同步频段以及中频段(100～200 Hz)振荡模式与风电机组网侧变流器控制、SVG以及交流输电系统有关，低频段振荡模式主要与风电机组机侧控制、变流器(风电机组和SVG)锁相环控制有关。

次超同步和低频段振荡模式可以分为风电机组控制主导和SVG控制主导两类。表1和图2给出了部分关注的次超同步频段和低频段振荡模式及其参与因子分析结果。图2中横坐标表示状态变量序号，其中1～22为风电机组对应状态变量，23～30为电缆电容对应状态变量，31～38为海上升压变和SVG变压器对应状态变量，39～46为系统阻抗、高抗、电缆对应状态变量，47～76为SVG对应状态变量。

振荡模式35,36、13,14、22,23为风电机组控制主导，表现为风电机组网侧变流器控制输出电流经交流输电系统所构成回路的电路稳定模式。3种模式中，风电机组有功电流、无功电流以及直流电压控制变量参与程度存在差异，比如振荡模式13,14交流电缆参与较多，说明变流器有功和无功电流矢量控制与交流系统构成多个电流回路，表现出不同的动态特征。模式35,36是需要关注的系统主导振荡模式，所分析工况下该模式处于失稳状态。

注：WT、T、SVG、C、RL分别表示风机、变压器、SVG、电容、系统阻抗。

模式48,49为风电机组网侧变流器锁相控制主导的低频振荡模式，其稳定性主要受并网交流系统电气强弱影响较大。

模式30,31和39,40为SVG主导的振荡模式，前者表现为两台SVG控制共同主导的与风电场和交流系统之间的相互作用，后者表现为两台SVG控制之间的相互作用。

SVG对以上风电机组控制主导的3种次超同步振荡模式即35,36、13,14、22,23均有影响，本文重点研究SVG对系统主导振荡模式35,36的影响。

2.1 SVG控制方式对系统主导振荡模式的影响

给定短路比为2.1，改变风电场出力，分析SVG定电压和定无功两种控制方式下并网系统主导振荡模式发生失稳的临界状态。为了对比，定无功方式下的控制指令按照系统相同潮流状态下定电压控制时SVG无功出力设置。并网系统主要振荡模式随风电场出力变化的根轨迹如图3所示。可见，定无功控制方式下，风电场出力低于0.31 p.u.时系统主导振荡模式失稳，而定电压控制方式下，主导振荡模式失稳的风电场出力临界值是0.44 p.u.，说明尽管海上风电SVG配置在陆上集控站而不是风电场出口，SVG定无功控制方式对于系统主导振荡模式稳定性的影响比定电压控制方式更有利的结论仍然成立。

图3 SVG不同控制方式下改变风电场出力各模态根轨迹

进一步改变系统短路比(集控站短路容量除以风电场和SVG容量之和)进行特征值分析，风电场出力为0.31 p.u.的情况下，SVG采用不同控制方式时系统主要振荡模式随短路比变化的根轨迹如图4所示，其中模式35,36穿越虚轴时对应的短路比即为系统主导振荡模式失稳的临界短路比。可见，SVG定电压控制方式下，保持系统主导振荡模式稳定的临界短路比为2.4，高于定无功控制方式的2.1。同样在风电场出力为0.13 p.u.和0.61 p.u.的情况下开展分析，在不同风电场出力水平下SVG采用不同控制方式时的临界短路比结果列于表2中。分析结果说明定无功控制方式对系统主导振荡模式稳定性更有利。分析中，短路比最小取值为1.5，在风电场出力为0.61 p.u.、SVG采取定无功控制的条件下，系统主导振荡模式始终稳定。

为验证上述分析结果，设定风电场出力为0.31 p.u.，系统初始短路比为3.35，在第7 s时降低短路比至2，分别对采用SVG定电压控制和定无功控制方式的系统进行时域仿真，定无功控制方式下无功指令值与定电压方式下SVG无功出力相同，集控站输入交流系统的有功功率如图5所示。结果显示，定无功控制方式下系统主导振荡模式保持稳定，而定电压控制方式下主导振荡模式失稳，验证了SVG采用定无功控制方式时相对定电压控制方式下并网系统的稳定性更好的结论，与上述特征值分析结果一致。

图4 SVG不同控制方式下改变短路比各模态根轨迹

表2 SVG不同控制方式下算例系统临界SCR

图5 SVG采用不同控制方式时集控站功率仿真波形

2.2 SVG控制参数对系统主导振荡模式的影响

给定短路比为2.5，风电场出力为0.31 p.u.，两台SVG采用定电压控制方式，共吸收无功约62.15 Mvar(0.776 p.u.)，系统主导振荡模式35,36处于稳定状态。分别改变SVG电流内环和功率外环的控制参数，主导振荡模式35,36对应的根轨迹变化如图6所示。

图6 SVG控制参数对系统主导振荡模态l35,36的影响

其中，减小电流内环积分时间常数，系统主导振荡模式向右移动，进入右半平面从而失去稳定；
另一方面，增大功率外环比例增益，系统主导振荡模式也会趋于失稳；
逐渐减小SVG电流内环控制比例增益，系统主导振荡模式先向右移动，有越过虚轴的趋势，到达一定数值后又开始向左移动，振荡模式的频率呈下降趋势。可见，SVG控制参数设计对风电并网系统主导振荡模式稳定性有重要影响，需要确定能够保持系统稳定的SVG控制参数取值范围，使其能适应系统运行方式变化并与风电场控制参数协调。

以此工况为例，i8不应低于0.025(此时对应内环控制带宽142.8 Hz)，p7不应高于1.1(此时对应外环控制带宽10.1 Hz)。

基于上述工况，通过时域仿真验证SVG控制参数对并网系统稳定性的影响。风电场出力为0.31 p.u.、短路比为2.5，设置SVG控制参数使得系统主导振荡模式处于初始稳定状态，第7 s时分别改变SVG电流内环积分时间常数i8从0.04减小到0.015，以及功率外环比例增益p7从0.6增大到1.3，集控站有功功率在参数变化时发生主导模式振荡，如图7所示，振荡频率与上述特征模式分析结果很接近，验证了分析结果的正确性。

图7 改变SVG控制参数集控站功率仿真波形

为了研究SVG容量配置及运行状态对海上风电交流并网系统主导振荡模式稳定性的影响，设计了如下5种不同无功补偿配置算例用于对比分析。

1) 两回220 kV交流电缆末端各配置55 Mvar高抗，同时集控站配置2台容量为40 Mvar的SVG，即图1所示系统，作为对比的基准算例；

2) 两回220 kV交流电缆末端各配置55 Mvar高抗，集控站采用高抗替代SVG，高抗容量根据运行工况，按与SVG运行出力相同配置，以保持对比算例的潮流一致；

3) 两回220 kV交流电缆末端不配置高抗，集控站采用两台容量为95 Mvar的SVG，增加的SVG容量代替去掉的线路高抗；

4) 两回220 kV交流电缆末端各配置55 Mvar高抗，集控站采用两台容量为95 Mvar的SVG；

5) 两回220 kV交流电缆末端各配置115 Mvar高抗，集控站采用两台容量为40 Mvar的SVG，模拟SVG处于发出感性无功的工作状态。

据前文分析，SVG采用定电压控制方式较定无功控制方式对系统稳定性的不利影响更大，考虑就实际系统稳定性问题更严峻的情况展开分析，故以上算例中所配置的SVG均采用定电压控制方式。

3.1 系统主导振荡模式临界稳定性分析

对上述5种SVG及高抗配置的算例，分别计算风电场出力为0.61 p.u.、0.31 p.u.以及0.13 p.u.时保持系统主导振荡模式稳定的临界短路比，同时给出相应的集控站短路电流水平，用以对比不同算例下为保持系统主导振荡模式稳定，交流电网应具备的电压支撑能力(短路电流水平)，结果如表3所示。

表3 不同SVG容量配置对系统主导模式失稳的临界SCR

对比上述算例1)和算例2)的结果，采用高抗替代SVG，在同样的潮流方式下保持系统主导振荡模式稳定的临界短路比低于采用SVG的情况，说明SVG配置对于并网系统主导振荡模式稳定性具有不利影响。

对比算例1)和算例3)可以进一步发现SVG容量配置增大对主导模式稳定性有显著不利影响，尽管风电场低出力(0.13 p.u.)下临界短路比与算例1)的结果一致，但由于计算临界短路比时同时考虑风电场和SVG的容量，为保持算例3)主导振荡模式稳定，对集控站短路电流水平的要求提高了。

对比算例1)和算例4)两种情况，其主要区别是SVG配置容量，每种风电场出力方式下SVG均处于吸收同等感性无功的状态，结果进一步说明SVG容量配置高不利于系统主导振荡模式稳定。注意到算例4)对应的临界短路比小于算例1)，同样是由于计算短路比时计入了风电场和SVG的总容量，对比相应集控站短路电流水平可以看到两者差异。

对比算例1)和算例5)，两种情况下SVG分别工作于吸收和发出感性无功的状态，尽管存在高抗容量的差别，仍可说明，SVG工作于发出感性无功状态时，即容性工作区，系统主导振荡模式的稳定性明显好于其工作在吸收感性无功状态，即感性工作区。

对比算例3)和算例4)，尽管两者SVG容量配置相同，但是SVG工作状态存在差异，算例3)中SVG运行于吸收更多感性无功的状态，分析结果说明，SVG吸收感性无功越多越不利于系统主导振荡模式的稳定性。

设置集控站短路电流为2.8 kA，改变风电场出力，分析上述算例2)、算例3)、算例5) 3种情况下并网系统主导振荡模式发生失稳的临界状态，结果如图8所示。由图8可见，在给定短路电流水平下，利用高抗替代SVG配置时，风电场出力低于0.21 p.u.系统主导模式进入右半平面，而当采用SVG替代高抗时，风电场出力高于0.85 p.u.主导模式才能保持稳定；
SVG工作于容性区时，风电场出力低于0.17 p.u.后系统主导模式失稳。

以上分析表明，SVG容量配置和运行状态对于海上风电场并网系统主导振荡模式的稳定性具有重要影响，SVG容量配置越高越不利于系统主导振荡模式的稳定性，SVG工作在感性区时系统主导模式稳定性明显弱于其工作在容性区。

3.2 时域仿真验证

为进一步验证上述分析结果的正确性，对算例1)—5)开展时域对比仿真验证。

首先针对算例1)、算例2)开展对比仿真。设置风电场出力为0.31 p.u.，初始短路比为3.35，在第7 s时降低短路比至2，此时装设有SVG装置的系统集控站功率波形如图9所示，7 s后系统出现频率在41.5 Hz左右的次同步振荡；
随后去掉SVG，并根据原系统中SVG的出力情况，增大高抗容量替代SVG，重复上述仿真，短路比改变后，系统基本能维持稳定。可见，在相同短路比下，SVG的引入降低了并网系统的稳定性，与特征值分析结果一致。

图9 并网系统有/无SVG时集控站功率仿真波形

进一步针对算例1)、3)、4)进行仿真对比，分析SVG容量对并网系统稳定性的影响。设置风电场出力为0.6 p.u.，初始短路比为3.35，分别在第7 s和7.8 s时降低短路比至2和1.65，观察此时集控站功率的波形，如图10所示。可见，在第7 s时对应算例3)增大SVG容量且无高抗的系统出现明显的次同步振荡，而对应算例1)、4)下的系统基本保持在稳定状态；
第7.8 s时，对应算例3)的系统振荡幅度进一步明显增大，对应算例1)、4)的系统出现轻微振荡，算例1)即原系统的振荡程度随后减弱，说明SVG容量和运行状态对系统主导振荡模式稳定性具有重要影响，与特征值分析结果一致。

图10 增大SVG容量后集控站功率仿真波形

针对算例1)、5)分析SVG工作状态对并网系统稳定性的影响。设置风电场出力为0.31 p.u.，初始短路比为3.35，在第7 s时降低短路比至2，观察此时集控站功率的波形，如图11所示。在第7 s后，对应算例1)SVG处于吸收感性无功状态的系统出现明显次同步振荡，而对应算例5)SVG处于发出感性无功状态的系统稳定性良好，与特征值分析结果一致。

图11 SVG于不同工作方式下集控站功率仿真波形

海上风电交流并网系统采用交流电缆，线路充电无功远大于陆上架空线路，限于海上安装位置，其动态无功补偿装置(SVG)通常配置在陆上集控站，SVG常工作于感性区。本文基于海上风电交流并网算例对系统特征振荡模式进行了全面分析，重点研究了SVG对系统主导振荡模式的影响，主要结论如下：

1) 海上风电并网系统中存在风电机组电流控制主导的多个次超同步振荡模式，分别决定于风电机组电流控制与不同元件耦合的电流回路动态特征，其中主导失稳模式由风电机组电流控制与交流系统之间通过输电电缆耦合回路的稳定性决定。

2) SVG控制会参与风电并网系统中电流控制主导的所有次超同步振荡模式，其容量配置、控制方式、控制参数设计以及SVG不同运行状态等因素对风电并网系统主导失稳模式具有重要影响。

3) SVG无功电流内环控制比例增益和积分时间常数以及外环无功控制比例增益对系统主导振荡模式具有明显影响，可能导致系统从稳定状态趋于不稳定，工程上需要关注SVG控制参数设计，确定能够适应系统运行方式变化并与风电场控制参数协调的参数取值范围以保持系统稳定。

4) 算例分析表明，SVG容量配置越高，越不利于系统主导振荡模式的稳定性，单纯采用高抗补偿的系统其主导振荡模式稳定性更好。但考虑到风电场出力的变化，需要设置一定容量的动态无功补偿装置，因此存在无功配置优化的需求。

5) 海上风电交流并网系统中，SVG通常运行在吸收电缆剩余充电无功的状态。分析表明，SVG运行于吸收感性无功状态时，对风电并网系统振荡特性的不利影响明显大于其发出感性无功的状态。

6) SVG控制也会主导与风电机组控制以及交流系统耦合的振荡模式，多台SVG之间还会存在彼此之间的控制相互作用，基于典型SVG控制参数设计的算例分析表明，相关模式整体上处于稳定状态。

以上研究表明，为提高海上风电场并网系统振荡稳定性，有必要对包括高抗和SVG的系统无功补偿容量开展配置和运行优化分析。另一方面，考虑到SVG工作状态及控制参数对系统主导振荡模式的影响，需要合理优化运行方式，以及控制参数设计。

表A1 风电机组电气参数与控制参数

Table A1 Circuit parameters and control parameters of D-PMSG

参数名称数值参数名称数值 风力机叶片半径33 m有功功率参考值控制比例系数Kptrq12 空气密度ρair1.225 kg/m3有功功率参考值控制比例系数Kptrq0.6 风力机额定频率fsn11.5 Hz机侧有功功率控制比例系数Kp12 额定功率5.5 MW机侧有功功率控制积分增益Ki120 功率因数0.9机侧q轴电流跟踪控制比例系数Kp25 容量基值6.111 MVA机侧q轴电流跟踪控制积分增益Ki277.88 电压基值0.69 kV机侧d轴电流跟踪控制比例系数Kp32.02 永磁同步发电机等效电阻Rs0.003 87 p.u.机侧d轴电流跟踪控制积分增益Ki377.88 永磁同步发电机等效电抗Ls0.4539 p.u.网侧直流电压控制比例系数Kp40.7 直流电容Cdc0.022 02 F网侧直流电压控制积分增益Ki410 网侧变流器出口电感Lg0.44 p.u.网侧d/q轴电流跟踪控制比例系数Kp5/Kp61 箱变额定容量6.3 MVA网侧d/q轴电流跟踪控制积分增益Ki5/Ki61/0.06 箱变电压比36.75 kV/0.69 kV测量环节滤波时间常数Tm0.001 s 箱变阻抗0.065 p.u.锁相环控制比例系数KpPLL150 风机台数73锁相环控制积分增益KiPLL11/0.001

图A1 直驱风电机组机侧变流器控制框图

Fig. A1 Control diagram of machine side converter of D-PMSG

图A2 直驱风电机组网侧变流器控制框图

Fig. A2 Control diagram of grid side converter of D-PMSG

图A3 SVG控制框图

Fig. A3 Control diagram of SVG

表A2 SVG电气参数与控制参数

Table A2 Circuit parameters and control parameters ofSVG

参数名称数值 额定容量40 Mvar 直流电容0.0002 F 滤波电感0.5 p.u. 调差系数Ka0.03 SVG外环控制比例系数Kp7/Kp91/1 SVG外环控制积分增益Ki7/Ki91/0.06 d/q轴电流跟踪控制比例系数Kp8/Kp100.8/0.8 d/q轴电流跟踪控制积分增益Ki8/Ki101/0.03 测量环节滤波时间常数Tm0.001 s 锁相环控制比例系数KpPLL250 锁相环控制积分增益KiPLL21/0.002

表A3 海上风电场并网算例系统特征值计算结果

Table A3 Eigenvalues of grid-connected case system of offshore wind farm

序号特征值相关环节序号特征值相关环节 l19.01×1019l44-3.4313×1019 l23.60×1019l45-109.1410 l3,4-28.8983±j2π×869.8305海缆l46,47-52.4212±j2π×1.0232SVG l5,6-28.7103±j2π×769.6256海缆l48,49-23.5769±j2π×3.1678WT(锁相环) l7,8-2362.2264±j2π×5.9698WTl50-0.0469 l9,10-85.7423±j2π×229.3618WT+C+RL+SVGl51-1.6507 l11,12-1954.0688±j2π×11.6522SVG+Tl52-1.5541 l13,14-84.7283±j2π×131.419WT+C+RL+SVGl53,54-15.4813±j2π×2.2586SVG l152.40×1019l55-9.1303 l16-9.01×1019l56-0.382 l17-6.00×1019l57-17.4784 l18,19-1947.0876±j2π×11.435SVG+Tl58,59-16.0856±j2π×0.1261 l20,21-223.3571±j2π×113.0504WT+T+SVG(主)l60-13.9854 l22,23-105.7415±j2π×97.7543WT+RL+SVGl61-15.6279 l24-3.00×1019l62-39.4991 l25372.5307l63-1000 l26,27-243.7763±j2π×111.9638SVG+Tl64-1000 l28-412.7917l65,66-49.6236±j2π×1.0592SVG+T l291.72×1019l67,68-16.2131±j2π×2.2928SVG l30,31-70.7024±j2π×54.365WT+T+SVG+RLl69-1000 l32,33-4.9736±j2π×50.0266高抗l70,71-1000 l34-2.40×1019l72-1000 l35,364.1627±j2π×42.938WT+T+SVG+RLl73-44.6758 l37,381.966×10-11±j2π×50l74-38.6819 l39,40-70.0533±j2π×52.7449SVG+Tl75-13.7164 l41,42-57.3764±j2π×50l76-1000 l43-277.5054

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Analysis on the influence of an SVG on the stability of AC grid-connected offshore wind farms

CHEN Honglin1, XIONG Xinyao2, YU Hao1, LI Yutong2, HAN Yingsheng2, SUN Haishun2, DUAN Yao1

(1. Grid Planning Research Center of Guangdong Power Grid Co., Ltd., Guangzhou 510080, China; 2. Key Laboratory of Advanced Electromagnetic Engineering and Technology, Huazhong University of Science and Technology, Wuhan 430074, China)

An offshore wind power AC grid-connected system has a different structure and operational characteristics from an onshore system. The dynamic var compensation device (SVG) is usually located at onshore centralized control station instead of the wind farm outlet, and generally operates in an inductive state compensating the charging reactive power of the AC cable. In this case, it is necessary to study the impact of the SVG on the oscillation characteristics of the system. In this paper, a practical direct-drive offshore wind power AC grid-connected system is selected as a case study. Based on eigenvalue analysis, some comparative cases are constructed to study the impact of SVG capacity, operational region as well as its control on the stability of the dominant oscillation mode. It is found that the stability of the dominant subsynchronous oscillation mode is significantly weaker when SVG is working in an inductive state compared with SVG working in a capacitive state. In addition, current inner control and power outer control parameters of the SVG could lead to instability in the dominant oscillation mode. The control parameter design of a SVG should be adapted to system operation and coordinated with the control of the wind turbine generator for stable operation. A detailed electromagnetic transient simulation based on PSCAD/EMTDC validates the results. The study would be beneficial to understanding the characteristics of an offshore wind farm AC grid-connected system as well as guiding system planning and optimal operation.

offshore wind farm; direct-drive permanent magnet synchronous generator (D-PMSG); static var generator (SVG); sub-synchronous oscillation (SSO); eigenvalue analysis

10.19783/j.cnki.pspc.211761

广东省重点领域研发计划项目资助(2021B010 1230004)；
南方电网电力规划专题项目资助(031000QQ 00200003)

This work is supported by the Research and Development Plan in Key Areas of Guangdong Province (No. 2021B0101230004).

2021-12-27；

2022-05-11

陈鸿琳(1992—)，女，博士，工程师，研究方向为电网规划与运行控制；
E-mail: eehonglinchen@163.com

熊馨瑶(2000—)，女，硕士研究生，研究方向为新能源系统稳定与控制；
E-mail: m202171862@hust.edu.cn

余 浩(1986—)，男，硕士，高级工程师，研究方向为电网规划、系统仿真及新能源并网技术。E-mail: yuhao@ gd.csg.cn

(编辑 周金梅)

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