考虑分布式小水电的负荷模型对湖南电网暂态稳定影响

2013-11-25宋军英李欣然

湖南电力 2013年2期

宋军英，李欣然

(1. 国网湖南省电力公司，湖南长沙410007;2. 湖南大学，湖南长沙410082)

电网稳定计算分析是调度运行过程中安排运行方式的主要手段，是调度运行决策的重要依据。稳定计算中采用不同的负荷模型，其暂态稳定分析的结果也不尽相同。但负荷具有分布广、时变性强的特点，建立准确反映电网实际的负荷模型一直是电力系统的一大难点。湖南河流密布，水力资源丰富。湘、资、沅、澧四水流域干流或支流中有许多水电站。至2012 年底，湖南省总装机容量31 170.366 MW，其中110 kV 及以下并网电源装机总容量9 037.866 MW，占全省总装机容量的29%，110 kV 及以下并网电源中大部分为小水电〔1-3〕。这些分散接入的小水电作为电力系统综合负荷的重要组成部分，直接影响到电网的综合负荷特性，进一步增加了综合负荷建模的难度与复杂度。因此，有必要考虑分布式小水电的综合负荷特性及其对湖南电网暂态稳定影响研究。

1 湖南电网负荷模型使用现状

湖南电网仿真计算其负荷模型为220 kV 变电站的110 kV 或220 kV 母线的综合负荷模型，它是110 kV 及以下网络的等效综合负荷。即综合负荷模型为65%感应电动机加35%恒定阻抗综合负荷模型(称为传统负荷模型)。若等值负荷向220 kV变电站送入有功，则该等值负荷为负值，否则为正值。无论等值负荷为正值还是为负值，其负荷模型均为综合负荷模型，但对于等值负荷为负值的负荷模型，电力系统综合分析程序在进行暂态稳定计算时，在计算过程中自动将其转换为恒阻抗负荷模型参与计算。

2 考虑分布式小水电的负荷模型

110 kV 及以下网络中接入了较大容量的小水电，使得负荷模型结构更加复杂，为有效等值考虑分布式小水电的影响，考虑分布式小水电的负荷模型由3 部分组成(研究负荷模型):等值小水电、等值负荷、等值阻抗，其中等值小水电是对网内所有小水电机组的一个总体等值，见图1。

图1 虚线部分中等值元件参数确定原则如下:

1)等值负荷:为等值区域的用电负荷，其负荷模型为传统负荷模型，即65% 感应电动机加35%恒定阻抗综合负荷模型。

2)等效阻抗:为110 kV 及以下网络的系统等值阻抗，可根据原始网络潮流计算的结果，通过总的网络损耗折算得到。

3)等值小水电:110 kV 及以下网络分布式小水电以一等值小水电的形式等值。等值小水电机组参数采用加权聚合的方法确定，即按式(1)得到。

式中 G 为接入110 kV 及以下电网发电机组的基荷;i 为接入110 kV 及以下电网全部分布式发电机组的台数;Ri，Si分别为第i 台分布式小水电机组的参数和容量;RG为等值小水电的机组的参数。

等值小水电的同步机模型采用凸极同步发电机模型且忽略阻尼绕组动态特性，用3 阶微分方程等效;不考虑励磁系统、PSS 及调速系统的作用。

3 对湖南电网暂态稳定影响

3.1 仿真计算条件

3.1.1 计算数据及计算负荷水平

计算数据以2011 年底湖南电网的网络结构为基础，包含了由华中电力调控分中心提供的2011年度华中五省一市电网数据。在夏小方式湘南地区负荷水平分别按1 650 MW，2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 计算，冬大方式湘南地区负荷水平按2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 计算湖南主网的暂态稳定性进行仿真分析计算。

3.1.2 仿真计算工具

文中所采用的仿真计算程序为某科研院编制的电力系统综合分析程序PSASP 6.282 版(Windows版)。其中潮流计算采用牛顿·拉夫逊法，稳定计算采用PSASP 6.282 内定的经典隐式梯形积分法，积分步长为0.01 s，积分时段一般为40 s。

3.1.3 暂态稳定判据

判定系统暂态稳定的基本原则:系统内主力机组之间最大相对角＜180°且为减幅振荡;系统内主要中枢点电压在1 s 内恢复至0.75 pμ 以上;联络线功率振荡属衰减趋势。

3.1.4 发电机模型

计算中220 kV 及以上并网机组数学模型为:100 MW 及以上机组采用交轴次暂态电势Eq″ 变化的5 阶模型且计及自动励磁调节器和调速器的影响，其它发电机组则采用交轴次暂态电势Eq″恒定的2 阶模型〔7-10〕。

3.1.5 仿真计算负荷模型

1)模型1:为传统负荷模型。

2)模型2:对110 kV 及以下电网中接入了小水电的220 kV 变电站，其负荷模型采用上述考虑分布式小水电的负荷模型;110 kV 及以下电网中未接入小水电的220 kV 变电站，其负荷模型采用传统负荷模型。

3.2 对鄂湘联络线暂态功率极限的影响

鄂湘联络线由500 kV 葛岗线、江复Ⅰ，Ⅱ线组成，由于江复Ⅰ，Ⅱ线为同杆并架线路，因此，鄂湘联络线南送功率输送极限按夏小方式江复Ⅰ，Ⅱ线双回同时跳闸来考核。

通过使用模型1 和模型2 分别对鄂湘联络线南送功率极限进行稳定计算，结果表明使用模型1 和模型2 计算出鄂湘联络线暂态功率极限完全相同。

3.3 对湘中地区暂态稳定水平影响

在夏小方式下，湘中及湘南地区保持最小开机方式时，分别用模型1 和模型2 对湘中地区500 kV变压器中压侧、500 kV 变电站220 kV 出线进行三相故障校核，计算结果表明，使用模型1 和模型2对湘中地区各输变电设备均能通过三相故障校核。

3.4 对牌长艳宗Ⅱ线输送功率极限的影响

3.4.1 牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ输送功率极限计算方法

怀化和湘西地区是湖南电网电源集中地，预计2013 年底，怀化和湘西地区需通过220 kV 及以上网络送出大约5 000 MW 电力。这些电源主要外送通道有500 kV 牌楼主变、牌长Ⅰ，Ⅱ线及艳宗Ⅱ线、220 kV 黔平线、平阳线、田上线及田群等输变电设备。

若怀化和湘西地区开机方式较大，湘中和湘南机组未保持一定开机方式时，湘南地区由于缺乏电源支撑，存在暂态电压稳定问题，严重情况还将出现怀化和湘西地区电源暂态功角稳定问题，丰水期小负荷方式下，该问题更为突出。为确保电网安全稳定运行，需要计算牌长Ⅰ，Ⅱ线与艳宗Ⅱ线断面输送功率极限。

牌长Ⅰ，Ⅱ线及艳宗Ⅱ线输送功率极限的确定方法是采用丰水期夏小负荷方式，怀化和湘西电网中部分220 kV 变电站110 kV 母线有功上送，长株潭及衡郴永220 kV 并网机组保持最小开机台数，加大怀化和湘西电网机组开机数，减小其他地区机组开机数。若艾鹤线鹤侧能通过三相故障校核，则继续加大怀化和湘西地区并网机组出力，减少其他常德、益阳或张家界地区机组出力，若艾鹤线鹤侧等相关输变电设备能通过三相故障校核，继续加大牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的输送功率，艾鹤线鹤侧等相关输变电设备不能通过三相故障校核，此时牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线外送的功率之和为其暂态功率极限。

计算牌长Ⅰ，Ⅱ线及艳宗Ⅱ线输送功率极限的方式为，湖南电网统调负荷为15 000 MW，怀化和湘西地区部分220 kV 变电站上网总负荷为550 MW，同时该地区220 kV 并网机组全开满发，怀化和湘西500 kV 并网部分机组出力，长株潭和衡郴永等地区220 kV 并网机组保持最小开机方式。

3.4.2 基于模型1 的计算结果

使用上述计算方式，牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线输送功率为1 950 MW 时，湖南电网内500 kV 线路均能通过三相故障校核。若继续加大牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的输送功率至2 000 MW，艾鹤线鹤侧不能通过三相故障校核，湘南电网出现了暂态电压失稳的现象。因此，牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的暂态输送功率极限为1 950 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平阳线断面输送功率、田群及田上线断面输送功率均在控制功率范围内。因此，基于模型1 的牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的输送功率极限为1 950 MW。

3.4.3 基于模型2 的计算结果

使用上述计算方式，当牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线输送功率为1 950 MW 时，湖南电网内500 kV 线路均能通过三相故障校核。若继续加大牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的输送功率至2 100 MW，湖南电网内500 kV 线路均能通过三相故障校核。一直使用加大怀化和湘西电源机组开机方式，减小常德、益阳等地区机组开机方式的方法，不断加大牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线输送功率，当其功率为2 850 MW 时，艾鹤线鹤侧不能通过三相故障校核，湘南电网出现了暂态电压失稳的现象。因此，牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的暂态输送功率极限为2 800 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平阳线断面输送功率、田群及田上线断面输送功率均超过控制功率。为确保各断面潮流在控制功率范围内，减小怀化和湘西地区机组出力，加大其他地区电源出力，减小牌长Ⅰ，Ⅱ及艳宗Ⅱ线的输送功率为2 250 MW 时，220 kV 黔平及平阳线断面、田群及田上线断面输送功率均在控制功率范围内。

3.5 对湘南地区最小开机影响

衡郴永电网的暂态稳定水平与该地区电源开机方式、负荷水平密切相关。衡郴永电网地区、永州南部地区负荷水平越高、衡郴永地区的开机方式越小，衡郴永地区的暂态电压失稳的问题越突出。该地区的暂态电压稳定问题主要体现在衡郴永和长株潭地区电源未保持一定开机方式，艾鹤线鹤侧故障发生三相永久性短路故障，正常切除，衡郴永电网部分变电站暂态电压失稳。若采取加大耒阳及东江电厂开机方式的措施，提高对衡郴永电网的电压支撑作用，可有效提高该电网的暂态电压稳定水平。

湘南地区最小开机的计算方法是在夏小方式下，衡郴永负荷分别为1 700 MW，2 600 MW，3 000 MW时，加大怀化和湘西地区开机方式，减小耒阳和东江电厂机组开机方式，若各输变电设备均能通过3 项故障校核，则耒阳和东江电厂的开机方式为最小开机方式。

按上述计算方法可得到基于模型1 和模型2 的最小开机方式，结果见表1 所示。从表1 中可看出，在衡郴永负荷小于1 700 MW 时，使用模型2对东江电厂无开机要求，而使用模型1 计算要求东江电厂至少要开1 台机组，降低了对东江电厂开机方式的要求。同样，在衡郴永负荷分别为2 600 MW，3 000 MW 及以上时，相比模型1 而言，使用模型2 对耒阳和东江电厂的开机方式均有所降低。