基于PSASP的输电线路跳闸仿真分析

李晨坤，呙虎，陈道君

(国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南 长沙410007)

通过仿真计算有效地对电网进行安全稳定校核，找出电网运行中存在的薄弱点，是保障电网安全稳定运行中的重要工作，而仿真计算模型的精确与否则决定了计算结果是否能够准确反映电网运行特性〔1－2〕。文中通过湖南电网实际发生的某线路因山火导致故障跳闸事件的仿真计算和WAMS 故障录波的对比分析，简要阐述了仿真模型校验的基本方法和流程。

1 故障跳闸事件概述

某日15 时59 分，湖南电网某线路L1由于山火导致故障跳闸，具体过程如下:50 ms 后C 相故障，故障点距离线路L1首端63%，末端37%;1 s后重合成功;1.85 s 后C 相再次故障，故障点距离线路A 首端71%，末端29%;1.9 s 后线路A 三相跳开。线路L1及周边500kV 线路相对位置如图1所示。

线路L1故障前后部分线路实际潮流见表1，部分周边线路的WAMS 故障录波如图2 所示。

图1 线路L1—L5 相对位置图

表1 线路L1 故障前后部分线路潮流MW

图2 有功功率WAMS 录波波形

2 故障前电网运行方式

2.1 开机方式

故障前湖南电网220 kV 及以上统调电源总出力为8 027.21 MW，见表2。长株潭地区1 301.083 MW，岳阳地区411.385 MW，衡郴永地区573.403 MW，娄邵地区1 440.752 MW，常益张地区2 858.532 MW，怀吉地区1 442.055 MW。

表2 故障前湖南电网220 kV 及以上电源出力MW

2.2 负荷水平

故障前湖南220 kV 变电站下网负荷9 716.723 MW。其中长株潭地区3 568.92 MW，衡郴永地区2 184.983 MW，常益张地区1 436.73 MW，娄邵地区1 288.922 MW，怀吉地区599.777 MW，岳阳地区637.391 MW。

3 仿真计算

3.1 计算软件

仿真计算使用的软件是电力系统分析综合程序PSASP 6.282 版。其中潮流计算采用最佳乘子法，暂态稳定计算则采用分步积分法，积分步长为0.01 s。

3.2 计算网络

本次仿真计算采用的计算网络为截止到2013年底的湖南电网计算网络。

1)发电机模型

发电机数学模型为Eq'，Ed″，Eq″变化的5 阶模型，并计及自动励磁调节器和调速器的影响。

湖南电网已有机组励磁系统模型参数与省调控中心提供的2014年度运行方式数据保持一致，该数据中黔东、东江、华岳、金竹山、耒阳、三板溪、碗米坡、石门、五强溪、湘潭、益阳和凤滩扩机部分机组采用了PSS。

2)负荷模型

湖南电网负荷模型采用感应电动机和恒定阻抗组合的模型，恒定阻抗为35%，感应电动机为65%。感应电动机定子绕组漏抗取0.18 p.u.。

3.3 开机方式

采用故障前实时发电机出力数据，参见表2。

3.4 负荷水平

采用故障前实时负荷数据，参见本文2.2

3.5 潮流计算

1)线路L1故障前，L1潮流为410 MW，L2潮流为－325 MW，L3潮流为233 MW，L4潮流为－361 MW，L5潮流为－201 MW;

2)线路L1故障后，L1潮流为0，L2潮流为－486 MW，L3潮流为390 MW，L4潮流为－189 MW，L5潮流为－93 MW。

上述数据结合表1，可以得到线路L1跳闸前后部分线路仿真计算结果与实际潮流对比，见表3。由表3 可以得到，按照文中所述的开机方式和负荷分布得到的潮流分布仿真结果和电网实际潮流分布保持一致，潮流仿真精度满足要求。

表3 线路L1 故障前后潮流仿真计算结果与实际潮流对比MW

3.6 暂态稳定计算

本次仿真时长总计100 s，其中0～3 s 为正常运行时段，3.05 s 时刻线路L1发生故障。

3.6.1 方案1

按照线路L1故障过程记录，制定暂态稳定计算方案1，见表4，即:

1)3.05s 时刻线路L1的C 相在距离线路首端63%处发生单相短路接地瞬时性故障，4.05 s 时刻故障退出;

2)4.85s 时刻线路L1的C 相发生单相短路接地永久性故障;

3)4.9s 时刻线路L1两端断路器三相跳闸。

表4 暂态稳定计算方案1s

在PSASP 计算程序中按照表4 所示故障设置对上述网络进行暂态稳定计算，得到线路L1—L5(在线路L1故障跳闸暂态过程中)的有功功率仿真计算波形图，如图3 所示，其中标幺值基准为100 MVA。

图3 有功功率仿真计算波形

对比方案1 的仿真波形和WAMS 录波波形，可以得到:

1)在线路L1故障前后各线路有功功率的稳态值方面，方案1 仿真波形和WAMS 录波保持一致，见表5;

表5 线路L1 故障前后暂态稳定仿真计算结果与实际数据对比(方案1，稳态) MW

2)在线路L1故障暂态过程中，各线路有功功率的波动、峰值等方面，方案1 仿真波形在波动趋势和峰值方面均和WAMS 故障录波存在较大差异。

该结果表明，方案1 中的故障设置虽然对线路潮流的稳态值仿真较为精确，但对于故障过程中线路功率振荡的波峰、波谷以及波形尖刺等描述不够准确，暂态稳定仿真精度不满足要求，需要对方案进行改进。

3.6.2 方案2

在方案1 的基础上，在线路L1的C 相第一次发生单相瞬时故障后，加入线路L1两端断路器单相跳闸重合成功的动作，见表6，即:

1)3.05s 时刻线路L1的C 相在距离线路首端63%处发生单相短路接地瞬时性故障，4.05 s 时刻故障退出;

2)3.14s 时刻线路L1的C 相近故障点断路器单相跳闸，4.05 s 重合成功;

3)3.15s 时刻线路L1的C 相远故障点断路器单相跳闸，4.05 s 重合成功;

4)4.85s 时刻线路L1的C 相发生单相短路接地永久性故障;

5)4.9s 时刻线路L1两端断路器三相跳闸。

表6 暂态稳定计算方案2s

在PSASP 计算程序中按照表6 所示故障设置对上述网络进行暂态稳定计算，得到线路L1—L5(在线路L1故障跳闸暂态过程中)的有功功率仿真计算波形图，如图4 所示，其中标幺值基准为100 MVA。

图4 有功功率仿真计算波形

对比方案1、方案2 以及WAMS 故障录波，可以得到:

1)对于线路L1故障前、后有功功率稳态值方面，方案1 和方案2 的仿真结果保持一致，均和WAMS 录波的拟合度较高，见表5，7。

表7 线路L1 故障前后暂态稳定仿真计算结果与实际数据对比(方案2，稳态) MW

2)对于线路L1故障暂态过程中各线路有功功率的波动、峰值等方面，方案2 较方案1 有极大提高，无论是波动趋势还是峰值均和WAMS 录波拟合度较高，暂态稳定仿真精度满足要求。

4 结论

1)线路L1故障前后，对于周边线路线路的有功功率稳态值，仿真计算结果和实际数据基本保持一致，湖南电网潮流仿真模型精度满足要求;

2)线路L1故障过程中，对于周边线路的有功功率波动趋势和峰值，方案1 与WAMS 故障录波差距较大，不能够准确地描述故障发生的实际过程，而方案2 仿真计算结果则与实际波形在波动趋势和峰值方面拟合程度较高，仅在波形细节上存在差异。主要原因在于，方案1 没有体现线路断路器单相跳闸重合成功的具体过程，而是仅用单相短路接地故障退出对这一过程进行简单模拟;方案2 则在方案1 基础上加入了线路近故障点和远故障点2个断路器分别单相跳闸重合成功的具体过程，说明仿真计算中对故障过程的设置是否准确，将直接影响到仿真结果的准确性。

对于方案2 与WAMS 录波在波形细节上的差异主要有2 个方面的原因，一是故障暂态过程和发输变电设备的模型参数及发电机的动态过程都相关;二是仿真计算软件的故障模拟为金属性故障，而实际发生的故障并不一定为金属性故障，但该差异并不会对分析结论本质性影响。

〔1〕国家电网公司． Q/GDW404—2010 国家电网安全稳定计算技术规范〔S〕． 北京:中国电力出版社，2010．

〔2〕国网湖南省电力公司电力科学研究院． 2015—2016年湖南电网规划滚动计算分析报告〔R〕． 2013．