考慮分布式小水電的負荷模型對湖南電網暫態穩定影響

宋軍英，李欣然

(1. 國網湖南省電力公司，湖南 長沙410007;2. 湖南大學，湖南 長沙410082)

電網穩定計算分析是調度運行過程中安排運行方式的主要手段，是調度運行決策的重要依據。穩定計算中采用不同的負荷模型，其暫態穩定分析的結果也不盡相同。但負荷具有分布廣、時變性強的特點，建立準確反映電網實際的負荷模型一直是電力系統的一大難點。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，湖南省總裝機容量31 170.366 MW，其中110 kV 及以下并網電源裝機總容量9 037.866 MW，占全省總裝機容量的29%，110 kV 及以下并網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綜合負荷的重要組成部分，直接影響到電網的綜合負荷特性，進一步增加了綜合負荷建模的難度與復雜度。因此，有必要考慮分布式小水電的綜合負荷特性及其對湖南電網暫態穩定影響研究。

1 湖南電網負荷模型使用現狀

湖南電網仿真計算其負荷模型為220 kV 變電站的110 kV 或220 kV 母線的綜合負荷模型，它是110 kV 及以下網絡的等效綜合負荷。即綜合負荷模型為65%感應電動機加35%恒定阻抗綜合負荷模型(稱為傳統負荷模型)。若等值負荷向220 kV變電站送入有功，則該等值負荷為負值，否則為正值。無論等值負荷為正值還是為負值，其負荷模型均為綜合負荷模型，但對于等值負荷為負值的負荷模型，電力系統綜合分析程序在進行暫態穩定計算時，在計算過程中自動將其轉換為恒阻抗負荷模型參與計算。

2 考慮分布式小水電的負荷模型

110 kV 及以下網絡中接入了較大容量的小水電，使得負荷模型結構更加復雜，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荷模型由3 部分組成(研究負荷模型):等值小水電、等值負荷、等值阻抗，其中等值小水電是對網內所有小水電機組的一個總體等值，見圖1。

圖1 虛線部分中等值元件參數確定原則如下:

1)等值負荷:為等值區域的用電負荷，其負荷模型為傳統負荷模型，即65% 感應電動機加35%恒定阻抗綜合負荷模型。

2)等效阻抗:為110 kV 及以下網絡的系統等值阻抗，可根據原始網絡潮流計算的結果，通過總的網絡損耗折算得到。

3)等值小水電:110 kV 及以下網絡分布式小水電以一等值小水電的形式等值。等值小水電機組參數采用加權聚合的方法確定，即按式(1)得到。

式中 G 為接入110 kV 及以下電網發電機組的基荷;i 為接入110 kV 及以下電網全部分布式發電機組的臺數;Ri，Si分別為第i 臺分布式小水電機組的參數和容量;RG為等值小水電的機組的參數。

等值小水電的同步機模型采用凸極同步發電機模型且忽略阻尼繞組動態特性，用3 階微分方程等效;不考慮勵磁系統、PSS 及調速系統的作用。

3 對湖南電網暫態穩定影響

3.1 仿真計算條件

3.1.1 計算數據及計算負荷水平

計算數據以2011 年底湖南電網的網絡結構為基礎，包含了由華中電力調控分中心提供的2011年度華中五省一市電網數據。在夏小方式湘南地區負荷水平分別按1 650 MW，2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 計算，冬大方式湘南地區負荷水平按2 550 MW，2 950 MW，4 000 MW 計算湖南主網的暫態穩定性進行仿真分析計算。

3.1.2 仿真計算工具

文中所采用的仿真計算程序為某科研院編制的電力系統綜合分析程序PSASP 6.282 版(Windows版)。其中潮流計算采用牛頓·拉夫遜法，穩定計算采用PSASP 6.282 內定的經典隱式梯形積分法，積分步長為0.01 s，積分時段一般為40 s。

3.1.3 暫態穩定判據

判定系統暫態穩定的基本原則:系統內主力機組之間最大相對角＜180°且為減幅振蕩;系統內主要中樞點電壓在1 s 內恢復至0.75 pμ 以上;聯絡線功率振蕩屬衰減趨勢。

3.1.4 發電機模型

計算中220 kV 及以上并網機組數學模型為:100 MW 及以上機組采用交軸次暫態電勢Eq″ 變化的5 階模型且計及自動勵磁調節器和調速器的影響，其它發電機組則采用交軸次暫態電勢Eq″恒定的2 階模型〔7-10〕。

3.1.5 仿真計算負荷模型

1)模型1:為傳統負荷模型。

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

3.2 對鄂湘聯絡線暫態功率極限的影響

鄂湘聯絡線由500 kV 葛崗線、江復Ⅰ，Ⅱ線組成，由于江復Ⅰ，Ⅱ線為同桿并架線路，因此，鄂湘聯絡線南送功率輸送極限按夏小方式江復Ⅰ，Ⅱ線雙回同時跳閘來考核。

通過使用模型1 和模型2 分別對鄂湘聯絡線南送功率極限進行穩定計算，結果表明使用模型1 和模型2 計算出鄂湘聯絡線暫態功率極限完全相同。

3.3 對湘中地區暫態穩定水平影響

在夏小方式下，湘中及湘南地區保持最小開機方式時，分別用模型1 和模型2 對湘中地區500 kV變壓器中壓側、500 kV 變電站220 kV 出線進行三相故障校核，計算結果表明，使用模型1 和模型2對湘中地區各輸變電設備均能通過三相故障校核。

3.4 對牌長艷宗Ⅱ線輸送功率極限的影響

3.4.1 牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ輸送功率極限計算方法

懷化和湘西地區是湖南電網電源集中地，預計2013 年底，懷化和湘西地區需通過220 kV 及以上網絡送出大約5 000 MW 電力。這些電源主要外送通道有500 kV 牌樓主變、牌長Ⅰ，Ⅱ線及艷宗Ⅱ線、220 kV 黔平線、平陽線、田上線及田群等輸變電設備。

若懷化和湘西地區開機方式較大，湘中和湘南機組未保持一定開機方式時，湘南地區由于缺乏電源支撐，存在暫態電壓穩定問題，嚴重情況還將出現懷化和湘西地區電源暫態功角穩定問題，豐水期小負荷方式下，該問題更為突出。為確保電網安全穩定運行，需要計算牌長Ⅰ，Ⅱ線與艷宗Ⅱ線斷面輸送功率極限。

牌長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荷方式，懷化和湘西電網中部分220 kV 變電站110 kV 母線有功上送，長株潭及衡郴永220 kV 并網機組保持最小開機臺數，加大懷化和湘西電網機組開機數，減小其他地區機組開機數。若艾鶴線鶴側能通過三相故障校核，則繼續加大懷化和湘西地區并網機組出力，減少其他常德、益陽或張家界地區機組出力，若艾鶴線鶴側等相關輸變電設備能通過三相故障校核，繼續加大牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率，艾鶴線鶴側等相關輸變電設備不能通過三相故障校核，此時牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線外送的功率之和為其暫態功率極限。

計算牌長Ⅰ，Ⅱ線及艷宗Ⅱ線輸送功率極限的方式為，湖南電網統調負荷為15 000 MW，懷化和湘西地區部分220 kV 變電站上網總負荷為550 MW，同時該地區220 kV 并網機組全開滿發，懷化和湘西500 kV 并網部分機組出力，長株潭和衡郴永等地區220 kV 并網機組保持最小開機方式。

3.4.2 基于模型1 的計算結果

使用上述計算方式，牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率為1 950 MW 時，湖南電網內500 kV 線路均能通過三相故障校核。若繼續加大牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率至2 000 MW，艾鶴線鶴側不能通過三相故障校核，湘南電網出現了暫態電壓失穩的現象。因此，牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的暫態輸送功率極限為1 950 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平陽線斷面輸送功率、田群及田上線斷面輸送功率均在控制功率范圍內。因此，基于模型1 的牌長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 的計算結果

使用上述計算方式，當牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率為1 950 MW 時，湖南電網內500 kV 線路均能通過三相故障校核。若繼續加大牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率至2 100 MW，湖南電網內500 kV 線路均能通過三相故障校核。一直使用加大懷化和湘西電源機組開機方式，減小常德、益陽等地區機組開機方式的方法，不斷加大牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線輸送功率，當其功率為2 850 MW 時，艾鶴線鶴側不能通過三相故障校核，湘南電網出現了暫態電壓失穩的現象。因此，牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的暫態輸送功率極限為2 800 MW。在此方式下，220 kV 黔平及平陽線斷面輸送功率、田群及田上線斷面輸送功率均超過控制功率。為確保各斷面潮流在控制功率范圍內，減小懷化和湘西地區機組出力，加大其他地區電源出力，減小牌長Ⅰ，Ⅱ及艷宗Ⅱ線的輸送功率為2 250 MW 時，220 kV 黔平及平陽線斷面、田群及田上線斷面輸送功率均在控制功率范圍內。

3.5 對湘南地區最小開機影響

衡郴永電網的暫態穩定水平與該地區電源開機方式、負荷水平密切相關。衡郴永電網地區、永州南部地區負荷水平越高、衡郴永地區的開機方式越小，衡郴永地區的暫態電壓失穩的問題越突出。該地區的暫態電壓穩定問題主要體現在衡郴永和長株潭地區電源未保持一定開機方式，艾鶴線鶴側故障發生三相永久性短路故障，正常切除，衡郴永電網部分變電站暫態電壓失穩。若采取加大耒陽及東江電廠開機方式的措施，提高對衡郴永電網的電壓支撐作用，可有效提高該電網的暫態電壓穩定水平。

湘南地區最小開機的計算方法是在夏小方式下，衡郴永負荷分別為1 700 MW，2 600 MW，3 000 MW時，加大懷化和湘西地區開機方式，減小耒陽和東江電廠機組開機方式，若各輸變電設備均能通過3 項故障校核，則耒陽和東江電廠的開機方式為最小開機方式。

按上述計算方法可得到基于模型1 和模型2 的最小開機方式，結果見表1 所示。從表1 中可看出，在衡郴永負荷小于1 700 MW 時，使用模型2對東江電廠無開機要求，而使用模型1 計算要求東江電廠至少要開1 臺機組，降低了對東江電廠開機方式的要求。同樣，在衡郴永負荷分別為2 600 MW，3 000 MW 及以上時，相比模型1 而言，使用模型2 對耒陽和東江電廠的開機方式均有所降低。

表1 東江和耒陽電廠開機方式 臺

4 結論

1)湖南電網110 kV 及以下網絡中含較大容量的小水電，考慮分布式小水電的負荷建模對電力系統的暫態穩定分析結果有較大的影響，建立考慮分布式小水電的負荷模型有重要意義。

2)與使用傳統的負荷模型相比，湖南電網使用考慮分布式小水電的負荷模型對鄂湘聯絡線的輸送功率極限、湘中地區暫態穩定水平無明顯不同。

3)湖南電網使用考慮分布式小水電的負荷模型對牌長艷宗Ⅰ，Ⅱ線與艷宗Ⅱ線輸送功率極限有一定提高，同時對耒陽及東江電廠開機要求也可以降低。

〔1〕國家經濟貿易委員會. DL 755—2001 電力系統安全穩定導則〔S〕. 北京:中國電力出版社，2001.

〔2〕湖南省電力公司. 湖南電網2012 年度穩定計算報告〔R〕.2012.

〔3〕湖南省電力公司. 湖南電網2012 年度電網運行方式〔R〕.2012.

〔4〕湖南省電力公司. 風電和光伏電源等分布式發電對湖南電網安全高效運行的影響及其調度對策研究〔R〕. 2011.

〔5〕張元勝，李欣然，肖圓圓，等. 含小水電配網負荷模型實用化方法〔J〕. 電工電能新技術，2012，31 (4):83-87.

〔6〕國家電網公司. Q/GDW404—2010 國家電網安全穩定計算技術規范〔S〕. 北京:中國電力出版社，2010.

〔7〕湖南省電力公司. 2012 年湖南電網資料匯編〔G〕. 2012.