宋軍英，李欣然

(1. 國(guó)網(wǎng)湖南省電力公司，湖南 長(zhǎng)沙410007;2. 湖南大學(xué)，湖南 長(zhǎng)沙410082)

電網(wǎng)穩(wěn)定計(jì)算分析是調(diào)度運(yùn)行過(guò)程中安排運(yùn)行方式的主要手段，是調(diào)度運(yùn)行決策的重要依據(jù)。穩(wěn)定計(jì)算中采用不同的負(fù)荷模型，其暫態(tài)穩(wěn)定分析的結(jié)果也不盡相同。但負(fù)荷具有分布廣、時(shí)變性強(qiáng)的特點(diǎn)，建立準(zhǔn)確反映電網(wǎng)實(shí)際的負(fù)荷模型一直是電力系統(tǒng)的一大難點(diǎn)。湖南河流密布，水力資源豐富。湘、資、沅、澧四水流域干流或支流中有許多水電站。至2012 年底，湖南省總裝機(jī)容量31 170.366 MW，其中110 kV 及以下并網(wǎng)電源裝機(jī)總?cè)萘? 037.866 MW，占全省總裝機(jī)容量的29%，110 kV 及以下并網(wǎng)電源中大部分為小水電〔1-3〕。這些分散接入的小水電作為電力系統(tǒng)綜合負(fù)荷的重要組成部分，直接影響到電網(wǎng)的綜合負(fù)荷特性，進(jìn)一步增加了綜合負(fù)荷建模的難度與復(fù)雜度。因此，有必要考慮分布式小水電的綜合負(fù)荷特性及其對(duì)湖南電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定影響研究。

1 湖南電網(wǎng)負(fù)荷模型使用現(xiàn)狀

湖南電網(wǎng)仿真計(jì)算其負(fù)荷模型為220 kV 變電站的110 kV 或220 kV 母線的綜合負(fù)荷模型，它是110 kV 及以下網(wǎng)絡(luò)的等效綜合負(fù)荷。即綜合負(fù)荷模型為65%感應(yīng)電動(dòng)機(jī)加35%恒定阻抗綜合負(fù)荷模型(稱為傳統(tǒng)負(fù)荷模型)。若等值負(fù)荷向220 kV變電站送入有功，則該等值負(fù)荷為負(fù)值，否則為正值。無(wú)論等值負(fù)荷為正值還是為負(fù)值，其負(fù)荷模型均為綜合負(fù)荷模型，但對(duì)于等值負(fù)荷為負(fù)值的負(fù)荷模型，電力系統(tǒng)綜合分析程序在進(jìn)行暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算時(shí)，在計(jì)算過(guò)程中自動(dòng)將其轉(zhuǎn)換為恒阻抗負(fù)荷模型參與計(jì)算。

2 考慮分布式小水電的負(fù)荷模型

110 kV 及以下網(wǎng)絡(luò)中接入了較大容量的小水電，使得負(fù)荷模型結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，為有效等值考慮分布式小水電的影響，考慮分布式小水電的負(fù)荷模型由3 部分組成(研究負(fù)荷模型):等值小水電、等值負(fù)荷、等值阻抗，其中等值小水電是對(duì)網(wǎng)內(nèi)所有小水電機(jī)組的一個(gè)總體等值，見(jiàn)圖1。

圖1 虛線部分中等值元件參數(shù)確定原則如下:

1)等值負(fù)荷:為等值區(qū)域的用電負(fù)荷，其負(fù)荷模型為傳統(tǒng)負(fù)荷模型，即65% 感應(yīng)電動(dòng)機(jī)加35%恒定阻抗綜合負(fù)荷模型。

2)等效阻抗:為110 kV 及以下網(wǎng)絡(luò)的系統(tǒng)等值阻抗，可根據(jù)原始網(wǎng)絡(luò)潮流計(jì)算的結(jié)果，通過(guò)總的網(wǎng)絡(luò)損耗折算得到。

3)等值小水電:110 kV 及以下網(wǎng)絡(luò)分布式小水電以一等值小水電的形式等值。等值小水電機(jī)組參數(shù)采用加權(quán)聚合的方法確定，即按式(1)得到。

式中 G 為接入110 kV 及以下電網(wǎng)發(fā)電機(jī)組的基荷;i 為接入110 kV 及以下電網(wǎng)全部分布式發(fā)電機(jī)組的臺(tái)數(shù);Ri，Si分別為第i 臺(tái)分布式小水電機(jī)組的參數(shù)和容量;RG為等值小水電的機(jī)組的參數(shù)。

等值小水電的同步機(jī)模型采用凸極同步發(fā)電機(jī)模型且忽略阻尼繞組動(dòng)態(tài)特性，用3 階微分方程等效;不考慮勵(lì)磁系統(tǒng)、PSS 及調(diào)速系統(tǒng)的作用。

3 對(duì)湖南電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定影響

3.1 仿真計(jì)算條件

3.1.1 計(jì)算數(shù)據(jù)及計(jì)算負(fù)荷水平

計(jì)算數(shù)據(jù)以2011 年底湖南電網(wǎng)的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)，包含了由華中電力調(diào)控分中心提供的2011年度華中五省一市電網(wǎng)數(shù)據(jù)。在夏小方式湘南地區(qū)負(fù)荷水平分別按1 650 MW，2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 計(jì)算，冬大方式湘南地區(qū)負(fù)荷水平按2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 計(jì)算湖南主網(wǎng)的暫態(tài)穩(wěn)定性進(jìn)行仿真分析計(jì)算。

3.1.2 仿真計(jì)算工具

文中所采用的仿真計(jì)算程序?yàn)槟晨蒲性壕幹频碾娏ο到y(tǒng)綜合分析程序PSASP 6.282 版(Windows版)。其中潮流計(jì)算采用牛頓·拉夫遜法，穩(wěn)定計(jì)算采用PSASP 6.282 內(nèi)定的經(jīng)典隱式梯形積分法，積分步長(zhǎng)為0.01 s，積分時(shí)段一般為40 s。

3.1.3 暫態(tài)穩(wěn)定判據(jù)

判定系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的基本原則:系統(tǒng)內(nèi)主力機(jī)組之間最大相對(duì)角＜180°且為減幅振蕩;系統(tǒng)內(nèi)主要中樞點(diǎn)電壓在1 s 內(nèi)恢復(fù)至0.75 pμ 以上;聯(lián)絡(luò)線功率振蕩屬衰減趨勢(shì)。

3.1.4 發(fā)電機(jī)模型

計(jì)算中220 kV 及以上并網(wǎng)機(jī)組數(shù)學(xué)模型為:100 MW 及以上機(jī)組采用交軸次暫態(tài)電勢(shì)Eq″ 變化的5 階模型且計(jì)及自動(dòng)勵(lì)磁調(diào)節(jié)器和調(diào)速器的影響，其它發(fā)電機(jī)組則采用交軸次暫態(tài)電勢(shì)Eq″恒定的2 階模型〔7-10〕。

3.1.5 仿真計(jì)算負(fù)荷模型

1)模型1:為傳統(tǒng)負(fù)荷模型。

2)模型2:對(duì)110 kV 及以下電網(wǎng)中接入了小水電的220 kV 變電站，其負(fù)荷模型采用上述考慮分布式小水電的負(fù)荷模型;110 kV 及以下電網(wǎng)中未接入小水電的220 kV 變電站，其負(fù)荷模型采用傳統(tǒng)負(fù)荷模型。

3.2 對(duì)鄂湘聯(lián)絡(luò)線暫態(tài)功率極限的影響

鄂湘聯(lián)絡(luò)線由500 kV 葛崗線、江復(fù)Ⅰ，Ⅱ線組成，由于江復(fù)Ⅰ，Ⅱ線為同桿并架線路，因此，鄂湘聯(lián)絡(luò)線南送功率輸送極限按夏小方式江復(fù)Ⅰ，Ⅱ線雙回同時(shí)跳閘來(lái)考核。

通過(guò)使用模型1 和模型2 分別對(duì)鄂湘聯(lián)絡(luò)線南送功率極限進(jìn)行穩(wěn)定計(jì)算，結(jié)果表明使用模型1 和模型2 計(jì)算出鄂湘聯(lián)絡(luò)線暫態(tài)功率極限完全相同。

3.3 對(duì)湘中地區(qū)暫態(tài)穩(wěn)定水平影響

在夏小方式下，湘中及湘南地區(qū)保持最小開機(jī)方式時(shí)，分別用模型1 和模型2 對(duì)湘中地區(qū)500 kV變壓器中壓側(cè)、500 kV 變電站220 kV 出線進(jìn)行三相故障校核，計(jì)算結(jié)果表明，使用模型1 和模型2對(duì)湘中地區(qū)各輸變電設(shè)備均能通過(guò)三相故障校核。

3.4 對(duì)牌長(zhǎng)艷宗Ⅱ線輸送功率極限的影響

3.4.1 牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ輸送功率極限計(jì)算方法

懷化和湘西地區(qū)是湖南電網(wǎng)電源集中地，預(yù)計(jì)2013 年底，懷化和湘西地區(qū)需通過(guò)220 kV 及以上網(wǎng)絡(luò)送出大約5 000 MW 電力。這些電源主要外送通道有500 kV 牌樓主變、牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ線及艷宗Ⅱ線、220 kV 黔平線、平陽(yáng)線、田上線及田群等輸變電設(shè)備。

若懷化和湘西地區(qū)開機(jī)方式較大，湘中和湘南機(jī)組未保持一定開機(jī)方式時(shí)，湘南地區(qū)由于缺乏電源支撐，存在暫態(tài)電壓穩(wěn)定問(wèn)題，嚴(yán)重情況還將出現(xiàn)懷化和湘西地區(qū)電源暫態(tài)功角穩(wěn)定問(wèn)題，豐水期小負(fù)荷方式下，該問(wèn)題更為突出。為確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，需要計(jì)算牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ線與艷宗Ⅱ線斷面輸送功率極限。

牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ線及艷宗Ⅱ線輸送功率極限的確定方法是采用豐水期夏小負(fù)荷方式，懷化和湘西電網(wǎng)中部分220 kV 變電站110 kV 母線有功上送，長(zhǎng)株潭及衡郴永220 kV 并網(wǎng)機(jī)組保持最小開機(jī)臺(tái)數(shù)，加大懷化和湘西電網(wǎng)機(jī)組開機(jī)數(shù)，減小其他地區(qū)機(jī)組開機(jī)數(shù)。若艾鶴線鶴側(cè)能通過(guò)三相故障校核，則繼續(xù)加大懷化和湘西地區(qū)并網(wǎng)機(jī)組出力，減少其他常德、益陽(yáng)或張家界地區(qū)機(jī)組出力，若艾鶴線鶴側(cè)等相關(guān)輸變電設(shè)備能通過(guò)三相故障校核，繼續(xù)加大牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率，艾鶴線鶴側(cè)等相關(guān)輸變電設(shè)備不能通過(guò)三相故障校核，此時(shí)牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線外送的功率之和為其暫態(tài)功率極限。

計(jì)算牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ線及艷宗Ⅱ線輸送功率極限的方式為，湖南電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷為15 000 MW，懷化和湘西地區(qū)部分220 kV 變電站上網(wǎng)總負(fù)荷為550 MW，同時(shí)該地區(qū)220 kV 并網(wǎng)機(jī)組全開滿發(fā)，懷化和湘西500 kV 并網(wǎng)部分機(jī)組出力，長(zhǎng)株潭和衡郴永等地區(qū)220 kV 并網(wǎng)機(jī)組保持最小開機(jī)方式。

3.4.2 基于模型1 的計(jì)算結(jié)果

使用上述計(jì)算方式，牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率為1 950 MW 時(shí)，湖南電網(wǎng)內(nèi)500 kV 線路均能通過(guò)三相故障校核。若繼續(xù)加大牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率至2 000 MW，艾鶴線鶴側(cè)不能通過(guò)三相故障校核，湘南電網(wǎng)出現(xiàn)了暫態(tài)電壓失穩(wěn)的現(xiàn)象。因此，牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的暫態(tài)輸送功率極限為1 950 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平陽(yáng)線斷面輸送功率、田群及田上線斷面輸送功率均在控制功率范圍內(nèi)。因此，基于模型1 的牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率極限為1 950 MW。

3.4.3 基于模型2 的計(jì)算結(jié)果

使用上述計(jì)算方式，當(dāng)牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率為1 950 MW 時(shí)，湖南電網(wǎng)內(nèi)500 kV 線路均能通過(guò)三相故障校核。若繼續(xù)加大牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率至2 100 MW，湖南電網(wǎng)內(nèi)500 kV 線路均能通過(guò)三相故障校核。一直使用加大懷化和湘西電源機(jī)組開機(jī)方式，減小常德、益陽(yáng)等地區(qū)機(jī)組開機(jī)方式的方法，不斷加大牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率，當(dāng)其功率為2 850 MW 時(shí)，艾鶴線鶴側(cè)不能通過(guò)三相故障校核，湘南電網(wǎng)出現(xiàn)了暫態(tài)電壓失穩(wěn)的現(xiàn)象。因此，牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的暫態(tài)輸送功率極限為2 800 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平陽(yáng)線斷面輸送功率、田群及田上線斷面輸送功率均超過(guò)控制功率。為確保各斷面潮流在控制功率范圍內(nèi)，減小懷化和湘西地區(qū)機(jī)組出力，加大其他地區(qū)電源出力，減小牌長(zhǎng)Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率為2 250 MW 時(shí)，220 kV 黔平及平陽(yáng)線斷面、田群及田上線斷面輸送功率均在控制功率范圍內(nèi)。

3.5 對(duì)湘南地區(qū)最小開機(jī)影響

衡郴永電網(wǎng)的暫態(tài)穩(wěn)定水平與該地區(qū)電源開機(jī)方式、負(fù)荷水平密切相關(guān)。衡郴永電網(wǎng)地區(qū)、永州南部地區(qū)負(fù)荷水平越高、衡郴永地區(qū)的開機(jī)方式越小，衡郴永地區(qū)的暫態(tài)電壓失穩(wěn)的問(wèn)題越突出。該地區(qū)的暫態(tài)電壓穩(wěn)定問(wèn)題主要體現(xiàn)在衡郴永和長(zhǎng)株潭地區(qū)電源未保持一定開機(jī)方式，艾鶴線鶴側(cè)故障發(fā)生三相永久性短路故障，正常切除，衡郴永電網(wǎng)部分變電站暫態(tài)電壓失穩(wěn)。若采取加大耒陽(yáng)及東江電廠開機(jī)方式的措施，提高對(duì)衡郴永電網(wǎng)的電壓支撐作用，可有效提高該電網(wǎng)的暫態(tài)電壓穩(wěn)定水平。

湘南地區(qū)最小開機(jī)的計(jì)算方法是在夏小方式下，衡郴永負(fù)荷分別為1 700 MW，2 600 MW，3 000 MW時(shí)，加大懷化和湘西地區(qū)開機(jī)方式，減小耒陽(yáng)和東江電廠機(jī)組開機(jī)方式，若各輸變電設(shè)備均能通過(guò)3 項(xiàng)故障校核，則耒陽(yáng)和東江電廠的開機(jī)方式為最小開機(jī)方式。

按上述計(jì)算方法可得到基于模型1 和模型2 的最小開機(jī)方式，結(jié)果見(jiàn)表1 所示。從表1 中可看出，在衡郴永負(fù)荷小于1 700 MW 時(shí)，使用模型2對(duì)東江電廠無(wú)開機(jī)要求，而使用模型1 計(jì)算要求東江電廠至少要開1 臺(tái)機(jī)組，降低了對(duì)東江電廠開機(jī)方式的要求。同樣，在衡郴永負(fù)荷分別為2 600 MW，3 000 MW 及以上時(shí)，相比模型1 而言，使用模型2 對(duì)耒陽(yáng)和東江電廠的開機(jī)方式均有所降低。

表1 東江和耒陽(yáng)電廠開機(jī)方式 臺(tái)

4 結(jié)論

1)湖南電網(wǎng)110 kV 及以下網(wǎng)絡(luò)中含較大容量的小水電，考慮分布式小水電的負(fù)荷建模對(duì)電力系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定分析結(jié)果有較大的影響，建立考慮分布式小水電的負(fù)荷模型有重要意義。

2)與使用傳統(tǒng)的負(fù)荷模型相比，湖南電網(wǎng)使用考慮分布式小水電的負(fù)荷模型對(duì)鄂湘聯(lián)絡(luò)線的輸送功率極限、湘中地區(qū)暫態(tài)穩(wěn)定水平無(wú)明顯不同。

3)湖南電網(wǎng)使用考慮分布式小水電的負(fù)荷模型對(duì)牌長(zhǎng)艷宗Ⅰ，Ⅱ線與艷宗Ⅱ線輸送功率極限有一定提高，同時(shí)對(duì)耒陽(yáng)及東江電廠開機(jī)要求也可以降低。

〔1〕國(guó)家經(jīng)濟(jì)貿(mào)易委員會(huì). DL 755—2001 電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則〔S〕. 北京:中國(guó)電力出版社，2001.

〔2〕湖南省電力公司. 湖南電網(wǎng)2012 年度穩(wěn)定計(jì)算報(bào)告〔R〕.2012.

〔3〕湖南省電力公司. 湖南電網(wǎng)2012 年度電網(wǎng)運(yùn)行方式〔R〕.2012.

〔4〕湖南省電力公司. 風(fēng)電和光伏電源等分布式發(fā)電對(duì)湖南電網(wǎng)安全高效運(yùn)行的影響及其調(diào)度對(duì)策研究〔R〕. 2011.

〔5〕張?jiān)獎(jiǎng)?，李欣然，肖圓圓，等. 含小水電配網(wǎng)負(fù)荷模型實(shí)用化方法〔J〕. 電工電能新技術(shù)，2012，31 (4):83-87.

〔6〕國(guó)家電網(wǎng)公司. Q/GDW404—2010 國(guó)家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計(jì)算技術(shù)規(guī)范〔S〕. 北京:中國(guó)電力出版社，2010.

〔7〕湖南省電力公司. 2012 年湖南電網(wǎng)資料匯編〔G〕. 2012.