湖南电网暂态电压稳定薄弱点识别

左剑，张斌，周年光，呙虎，向萌

(国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007)

湖南电网暂态电压稳定薄弱点识别

左剑，张斌，周年光，呙虎，向萌

(国网湖南省电力公司电力科学研究院，湖南长沙410007)

多年来湖南电网电压暂态稳定问题一直困扰电网运行，随着±800 kV酒泉—湖南特高压直流投运，电压暂态问题将进一步加剧。本文提出了基于电压稳定极限测试方法，确定湖南电网暂态电压薄弱环节，并通过仿真在系统暂态电压薄弱点增加动态无功补偿装置，证明能显著提高系统极限切除时间，改善系统整体暂态电压稳定水平。对于优化特高压直流投运后湖南电网动态无功配置，提高暂态电压稳定水平具有重要意义。

暂态电压稳定；特高压直流；极限切除时间；调相机；湖南电网

湖南电网的用电负荷主要集中在湘东、湘南地区，但电源主要分布在湘西、湘西北以及湘北，电源分布不均导致负荷中心动态无功严重不足，暂态电压稳定是威胁湖南电网安全稳定运行的重要隐患之一〔1－2〕。研究表明，多年来困扰湖南电网运行的电压暂态稳定问题突出表现为跨区特性〔1〕:即位于湘东地区500 kV鹤岭变出口处三相短路故障将引起数百公里外湘南电网电压严重低落，尤其以湘南地区500kV紫霞变电压跌落最为严重且难以恢复，而湘南500 kV紫霞变变附近线路故障反而不会有电压失稳问题。上述电压失稳问题尤其在湘西水电大发、湘南以及湘东小开机方式下最为严重，且将随着±800 kV酒湖特高压直流投运有进一步加剧的趋势〔3〕。

文献〔1〕从湖南电网结构、故障期间电网受到的冲击以及故障清除后电压恢复速度等几个方面对上述湖南电网跨区暂态稳定问题进行了分析，提出在系统电压敏感点的故障出口加故障限流器以提高系统暂态电压稳定水平的建议。但受制于故障限流器技术等原因，此建议目前在湖南电网尚不可行。本文从改善故障切除后系统暂态电压恢复能力方面来研究提高系统暂态电压稳定水平。首先，需要分析系统在故障切除后影响系统暂态电压恢复的主要因素，找出影响系统暂态电压稳定的薄弱点。为此，提出了电压稳定极限测试法:即通过不断增加在系统电压敏感点同一故障的切除时间，分析系统处于临界稳定与临界不稳定时负荷模型中感应电机出现大滑差的分布情况与系统暂态电压失稳的关系，从而辨识系统暂态电压的薄弱点。然后通过对比暂态电压稳定薄弱点及其他地点增加动态无功补偿装置对改善暂态电压稳定水平的效果，证明辨识系统暂态电压薄弱点方法的正确性，并评估对湖南电网暂态电压稳定水平改善程度。

1 计算分析条件

1.1 网架结构与负荷模型

本文中仿真计算均基于某公司开发的电力系统综合稳定分析程序PSASP 7.15版本。仿真分析基于湖南电网2016年运行网络以及2017年规划网络(如图1，2所示)。相比2016年湖南电网运行网络，2017年湖南电网结构的主要变化在于±800 kV酒泉—湖南特高压直流落点湘潭并双极投运，输送功率通过7回500 kV线路注入500 kV交流电网。计算方式采用暂态电压稳定问题较为严重的夏季大方式。综合负荷模型构成比例为65%感应电机负荷和35%恒定阻抗负荷。

图1 2016年湖南500 kV输电线路接线图

图2 2017年湖南500 kV及以上输电线路接线图

1.2 负荷分布

负荷分布是影响暂态电压稳定的重要因素之一。湖南电网共包含14个地市，其中湘东地区(长沙、株洲、湘潭)和湘南地区(衡阳、郴州、永州)是用电负荷较为集中的地区，分别占全省用电负荷的40%和20%左右。由于电源主要集中在湘西北、湘西以及湘北，因此湘东、湘南作为2个负荷较为集中，且电源相对不足的地区，暂态电压稳定问题突出。计算负荷均接在220 kV变电站的110 kV母线。见表1，2。

表1 2016年湖南电网夏大方式计算负荷

表2 2017年湖南电网夏大方式计算负荷

1.3 特高压直流以及换流站模型

酒湖南特高压直流以及换流站仿真采用PSASP自带的5型直流系统模型〔5〕。直流运行方式为双极运行，额定电压±800 kV，单极输送功率2 500 MW，该模型不包括直流保护系统。

1.4 暂态电压稳定判据

选取湖南省内所有变电站/换流站/开关站的500 kV母线作为暂态电压稳定的判定对象。根据文献〔4〕《电力系统安全稳定计算技术规范》，以“在电力系统受到扰动后的暂态过程中，负荷母线电压能够在10 s以内恢复到0.80(标幺值)以上”作为暂态电压稳定的判据。

采用故障极限切除时间作为衡量电网暂态电压稳定水平的标准。故障极限切除时间越长，表明电网的暂态电压稳定水平越高〔5－6〕。出于对计算量以及仿真精度的综合考虑，暂态稳定仿真步长为0.002 s，故障极限切除时间的调整步长也为0.002 s。

2 湖南电网暂态电压敏感点分析

酒泉—湖南特高压直流投运前，夏季大方式潮流主要呈现西电东送、北电南送的特点，500 kV鹤岭变是主要的潮流汇集点。随着2017年特高压直流落点湘潭，并通过7条500 kV线路注入湖南交流电网，鹤岭变依然是主要的潮流汇集点(图2)。通过对2016年湖南电网实际运行网络以及2017年特高压直流投运后的规划网络进行短路计算，虽然鹤岭变短路电流在所有500 kV变电站中排名第二，但鹤岭变高压出口处三相短路故障，所有500 kV变电站高压侧母线电压跌落幅度之和仍然排在首位(见表3)。因此，鹤岭变依旧是湖南电网电压的敏感点〔1〕。

表3 湖南电网500 kV变电站出口三相短路电流以及母线电压跌落情况

3 感应电机与暂态电压稳定

3.1 感应电机模型

由于感应电机对于故障后暂态电压的恢复有较大影响〔7－11〕，因此需对感应电机的特性进行分析。图3为感应电机模型，其中r1为定子电阻，x1为定子漏抗，r2为转子电阻，x2为转子漏抗，rm为励磁电阻，xm为励磁电抗，s为转子滑差。

图3 感应电机模型

转子电磁力矩为:

电磁力矩(Te)与转子滑差(s)之间的关系见图4。当感应电机电磁转矩等于机械转矩时，若平衡在A1或A2点，则感应电机处于稳定状态；若平衡在B1或B2点，即感应电机处于不稳定状态，任何小的扰动使得转子滑差变大，将导致电磁转矩小于机械转矩，转子滑差将进一步增大。

图4 感应电机电磁转矩－滑差曲线

3.2 感应电机与暂态电压恢复

感应电机消耗的无功主要包括转子和电子漏抗消耗的无功(Q1)以及励磁电抗消耗的无功(Q2)，感应电机消耗的总无功:

感应电机励磁电抗一般较大，因此，感应电机消耗的无功主要为转子和定子漏抗消耗的无功，由公式(2)可知，当电压一定时，感应电机转子滑差越大，感应电机消耗的无功就越多。

当系统短路故障切除后，由公式(1)可知，如果系统不能迅速提供电压支撑，可能导致转子电磁转矩Te小于感应电机的机械转矩Tm，使得转子滑差s增大。由公式(2)得知，转子滑差增大，感应电机将消耗更多的无功，从而将进一步降低负荷点的电压，最终可能导致感应电机堵转以及系统电压失稳。

4 基于电压稳定极限测试法的暂态电压薄弱点识别

通过上述分析得知，负荷模型中的感应电动机影响是系统故障后暂态电压稳定的重要因素之一。另一方面，由于直流换流器大功率高压直流(HVDC)要消耗大量的无功功率(约为直流有功功率的50%～60%)，使大干扰后交直流系统的暂态电压稳定性面临严峻的考验〔12－14〕。在交流系统发生大扰动时，如果系统缺乏动态无功的有效支撑，特高压直流就易发生连续换相失败，还可能导致直流闭锁并引起交流系统的电压和功角全面崩溃。因此，负荷模型中的感应电动机和大功率高压直流都是需要重点关注的对象。

为分析湖南电网存在的暂态电压薄弱环节，本文提出了电压稳定极限测试法:即通过在系统电压敏感点模拟三相永久短路故障，并不断加大故障切除时间，使得系统暂态电压由稳定逐渐变为不稳定，在这一过程中，监视主要母线的电压和主要负荷点的负荷模型中感应电机转子滑差，以及大功率直流换流站电压和直流功率的变化，分析大滑差负荷(滑差大于10%)以及直流换相失败导致的功率波动与暂态电压失稳的关系，从而辨识系统存在的暂态电压稳定薄弱点。

为此，选择500 kV艾家冲—鹤岭一回线路鹤侧三相永久故障作为测试故障点；选取湘东和湘南地区主要负荷的感应电机转子滑差、所有500 kV变电站(包括湘潭换流站)高压侧母线电压、网内主要机组的功角以及酒湖特高压直流功率(对于2017年网络)作为监视点。同时，由于湘东、湘南的开机方式对暂态电压稳定具有较大影响，选取四种典型开机方式组合，分别为:(1)湘东、湘南大开机；(2)湘东大开机，湘南小开机；(3)湘东小开机，湘南大开机；(4)湘东、湘南小开机。

4.1 2016年湖南电网暂态电压薄弱点识别

2016年酒湖特高压直流尚未投运，通过电压稳定极限测试法分别分析4种不同开机方式下湖南电网暂态电压薄弱点。以第一种开机方式为例，当500 kV艾家冲—鹤岭一回线路鹤侧三相短路接地故障切除时间为Tc为0.134 s(故障后近侧切除时间，下同)时，系统500 kV母线电压处于临界稳定状态，湘南地区500 kV苏耽、紫霞变电站母线电压接近0.8 p.u.的稳定极限(图5)，网内主要机组的功角仍保持稳定，但部分与500 kV苏耽、紫霞变电站相连的220 kV变电站所接负荷出现大滑差(图6)，统计结果见表4。

图5 艾鹤鹤侧故障切除后500 kV母线电压(Tc＝0.134 s)

图6 艾鹤鹤侧故障切除后负荷感应电机转子滑差(Tc＝0.134 s)

图7 艾鹤鹤侧故障切除后500 kV母线电压(Tc＝0.136 s)

图8 艾鹤鹤侧故障切除后发电机组功角(Tc＝0.136 s)

当故障切除时间为0.136 s时，系统500 kV母线电压部分不稳，称之为临界失稳状态:苏耽、紫霞变电站电压无法恢复到0.8 p.u.以上(图7)，接入220 kV城前岭变东江水电厂功角失稳(图8)。此时，部分500 kV苏耽、紫霞、宗元变电站相连的220 kV变电站所接负荷出现大滑差(图9)，且主要为与苏耽、紫霞变相连的220 kV变电站(表4)。

表4 2016年湖南电网暂态电压稳定极限测试结果

4种开机方式采用电压稳定极限测试法分析的结果见表5。除第3种开机方式外，500 kV暂态电压失稳均首先出现在苏耽和紫霞变电站。第3种开机方式下苏耽、紫霞、船山、宗元变均出现了暂态电压不稳定，但以苏耽、紫霞变最为严重(故障切除后10 s电压恢复幅值最低)。四种开机方式下负荷模型中大滑差感应电机主要出现在与苏耽、紫霞变相连的220 kV变电站。由此可以判断，在2016年湖南电网夏大方式下，苏耽、紫霞变为电网暂态电压稳定的薄弱点，且以苏耽变最为严重。

4.2 2017年湖南电网暂态电压薄弱点识别

2017年酒湖特高压直流双极投运。同样以第1种开机方式为例，当500 kV艾家冲—鹤岭一回线路鹤侧三相短路接地故障切除时间为0.106 s时，系统500 kV母线电压稳定(图10)，省内主要机组的功角保持稳定，部分与鼎功、星城、艾家冲、云田、沙坪等500 kV变电站相连的220 kV变电站所接负荷出现大滑差(图11)，主要为与鼎功变相连的220 kV变电站，且大滑差负荷最终均恢复正常，特高压直流保持稳定(图12)。

图9 艾鹤鹤侧故障切除后负荷感应电机转子滑差(Tc＝0.136 s)

图10 艾鹤鹤侧故障切除后500 kV母线电压(Tc＝0.106 s)

图11 艾鹤鹤侧故障切除后负荷感应电机转子滑差(Tc＝0.106 s)

图12 艾鹤线鹤侧故障切除后特直有功功率(Tc＝0.106 s)

图13 艾鹤鹤侧故障切除后500 kV母线电压(Tc＝0.108 s)

图14 艾鹤线鹤侧故障切除后发电机组功角(Tc＝0.108 s)

图15 艾鹤鹤侧故障切除后负荷感应电机转子滑差(Tc＝0.108 s)

图16 艾鹤鹤侧故障切除后特高压直流有功功率(Tc＝0.108 s)

当故障切除时间为0.108 s时，部分500 kV母线电压不稳，鼎功、岳阳南、沙坪、星城、昆山、艾家冲、云田、复兴、古亭等500 kV变电站电压无法恢复到0.8 p.u.以上(图13)；省内主要电厂功角失稳(图14)；部分与500 kV鼎功、艾家冲、沙坪、星城、云田、古亭等变电站相连220 kV变电站所接负荷出现大滑差(图15)，特高压直流失稳(图16)。

4种开机方式下，系统500 kV母线电压由稳定逐步到失稳，出现大滑差负荷模型中感应电机主要集中在与(湘东)鼎功、星城、云田和沙坪等500 kV变电站相连的220 kV变电站，无论是从所带负荷的数量以及大滑差的程度，尤其以鼎功变电站所带220 kV变电站最为明显。另外，与2016年电网计算结果相比，系统从临界稳定到失稳呈现明显的“阶跃”特征，如主要电厂功角由临界稳定时全部稳定到临界失稳时的全部失稳，母线电压由临界稳定时全部稳定到临界失稳时的大范围失稳，根本原因是酒泉—湖南特高压直流在系统临界失稳时发生连续换相失败，对交流系统的有功功率(功角)以及电压造成了巨大影响，从而导致交流系统的功角以及电压的崩溃。因此，2017年酒泉—湖南特高压直流投运后，它将成为湖南电网暂态电压稳定的最主要薄弱点，其次是湘东地区的负荷模型中感应电机，以鼎功变为主要的薄弱点。

5 湖南电网动态无功优化配置

从优化配置动态无功补偿装置的角度，在上述薄弱点配置动态无功补偿装置对于改善系统暂态电压稳定水平效果最为明显。以300 MVar调相机作为系统动态无功支撑电源，分别计算在2016年以及2017年电网结构下，安装在不同500 kV变电站对电网暂态电压稳定水平改善的程度。

5.1 2016年湖南电网动态无功配置方案对比

2016年湖南电网夏大方式下，湘南500 kV苏耽和紫霞变电站是电网暂态电压稳定的薄弱点。选取湘东、湘南500 kV变电站分别作为调相机安装的测试点:鼎功、云田、鹤岭、艾家冲、苏耽、紫霞，考察500 kV艾家冲—鹤岭一回线路鹤侧三相短路接地故障下系统极限切除时间，仿真的结果见表5。4种开机方式下，在苏耽或紫霞变安装调相机对提高极限切除时间，即改善系统暂态电压稳定水平效果最为明显。更进一步的分析表明，在苏耽变安装调相机使电压恢复的速度更快。因此，苏耽变作为系统暂态电压稳定的薄弱点，在此增加动态无功补偿对于改善系统暂态电压稳定水平效果最为明显。

表5 不同调相机方案系统极限切除时间对比1s

5.2 2017年湖南电网动态无功配置方案对比

2017年湖南电网夏大方式下，湘南电网暂态电压稳定的薄弱点主要是酒湖特高压直流，其次是鼎功变。根据规划在特高压直流落点的湘潭换流站安装2台300 MVar容量的调相机〔15〕后，对交流系统故障后直流系统的恢复，减少直流系统的连续换相失败导致的闭锁具有显著效果〔16－17〕。进一步分析安装调相机的方案，对比在湘潭换流站安装一台调相机，另一台安装在不同500 kV变电站的方案，计算结果见表6。理论计算结果表明，另一台调相机安装在鼎功变对于改善湖南电网暂态电压稳定水平，提高故障极限切除时间效果最为明显(包括2台调相机都安装在湘潭换流站的原方案)，与关于2017年湖南电网电压薄弱点的分析结果完全一致。但考虑到调相机的检修以及2台调相机互为备用等因素，在湘潭换流站安装2台调相机对于解决交流系统故障下特高压直流闭锁这一影响系统稳定主要因素更为合适。

表6 不同调相机方案系统极限切除时间对比2s

考虑在湘潭换流站安装2台300 MVar调相机的基础上，再在其他500 kV变电站加装1台120 MVar的静止无功补偿装置，计算结果见表7。加装1台静止无功补偿装置在4种开机方式下对系统暂态电压稳定水平均有一定的改善，其中，在鼎功变配置静止无功补偿装置效果最好，第3种开机方式下，系统极限切除时间最佳，比其他方案提高了0.002 s。

表7 不同静止无功补偿装置方案极限切除时间对比s

6 小结

分别对酒泉—湖南特高压直流投运前(2016年)以及投运后(2017年)湖南电网暂态电压稳定问题分析研究基础上，提出了基于电压稳定极限测试法的暂态电压稳定薄弱点识别方法，得出以下结论:

1)2016年湖南电网暂态电压薄弱点为湘南苏耽、紫霞500 kV变电站，以苏耽变最为严重。

2)2017年湖南电网随着特高压直流的投运以及电网结构的改变，暂态电压薄弱点主要为特高压直流；其次为湘东负荷集中地区，以鼎功变最为严重。

3)2017年与特高压直流工程配套的2台调相机，理论上分别配置在湘潭换流站以及鼎功变对于改善暂态电压稳定水平效果最好；而出于调相机的检修与备份等实际因素考虑在湘潭换流站配置两台调相机的基础上，鼎功变增加1台静止同步补偿器对提高暂态电压稳定水平效果最佳。

上述动态无功补偿装置优化配置方案与前述湖南电网暂态电压薄弱点的分析结论一致，对于指导湖南电网动态无功补偿装置配置，提高暂态电压稳定水平具有参考价值。目前，该结论是基于电网暂态稳定分析得到的，暂未考虑用于换流站的无功补偿等其他作用。

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Identification of transient voltage stability weakness in Hunan power grid

ZUO Jian，ZHANG Bin，ZHOU Nianguang，GUO Hu，XIANG Meng
(State Grid Hunan Electric Power Corporation Research Institute，Changsha 410007，China)

The transient voltage stability problem limited grid operation in Hunan power grid for years.With the imminent operation of±800 kV Ultra HVDC from Jiuquan to Hunan，this problem is getting even worse.This paper proposes the voltage stability limitation test method，which will identify the transient voltage stability weakness of Hunan power grid.The system simulation prove that it will dramatically increase the system critical clearing time(CCT)and improve system transient voltage stability by adding dynamic reactive power compensation at the weakness point.This study will help to optimize the allocation of dynamic reactive power compensator with the operation of±800 kV Ultra HVDC and improves the transient voltage stability of Hunan power grid.

transient voltage stability；ultra high voltage direct current(UHVDC)；critical clearing time(CCT)；synchronous condenser；Hunan power grid

TM711

A

1008-0198(2017)01-0027-08

10.3969/j.issn.1008-0198.2017.01.007

左剑(1980)，男，博士，高级工程师，主要从事电力系统分析及其安全稳定控制研究。

国网湖南省电力公司科技项目(5216A5150003)

2016-07-11 改回日期:2016-11-30