1、電網暫態穩定性影響分析論文電網暫態穩定性影響分析精選論文摘要：華北電力設計院和東北電力設計院所做的東北、華北 電網聯網工程系統專題設計報告中指出，華北、東北電網交流互 聯后各自電網中一些線路或斷面的暫態穩定極限值下降幅度較大。 這一現象引起了有關部門及從事電力系統分析工作人員的關注。針 對這一現象，從暫態穩定理論和比對計算兩個方面進行了分析，并 指出受端系統慣量顯著增大是產生這一現象的主要原因，同時還指 出了在電力系統暫態穩定分析工作中，系統等值和網格化簡時對一關鍵詞：電網交流互聯暫態穩定慣性時間常數1前言華北、 東北兩個裝機容量均在30000W左右的大區電網計劃在2000年底通過由綏中電廠至

2、遷酋變電站的一回172km500kV交流線 路聯網 （見圖1）o國家電力公司華北電力設計院和東北電力設計院所做的東北、 華北電網聯網工程系統專題設計 報告中指出： 華北、 東北聯網后 對華北電網500kV“西電東送”各斷面暫態穩定水平均有負而影響,500kV大房雙、豐張雙、沙昌雙加張順線斷面中一回線路三相短路 故障的暫態穩定極限下降幅度分別為6%、1%、2%；東北電網省 間聯絡線暫態穩定極限下降幅度較大，吉林一黑龍江省間500RV線 路的三相短路故障暫態穩定極限下降幅度為18. 1%,吉林一遼寧 省間500RV線路的三相短路故障暫態穩定極限下降幅度為20. 6%。就此現象，本文以大同至北京的5

3、00kV大房雙回線其中一回線三 相短路故障為例，從電力系統暫態穩定理論和比對計算兩個方面分 析了聯網后500kV大房雙回線暫態穩定極限下降的原因。2理論分析500RV大房雙回線是山西電網向北京電網送電的唯一通道，單回 線長=|機組的處理應慎重。286km左右。其送端側電網為山西電網，其受端側電網，在華 北、東北電網互聯后，由京津唐網、東北網、河北南網和蒙西網組 成。目前大房雙回線高峰段送電水平在1450MW左右。暫態穩定計算表明，大房一回線故障后如果系統失去穩定，其失 穩形態為山西網機群對大房線受電端側電網機群失步，京津唐網、 東北網、河北南網和蒙西網機群間保持同步，振蕩中心位于大房線 上。因

4、此，分析大房線故障后暫態穩定問題時，整個電網可視為等 值兩機系統，即山西網視為一機系統、大房線受端側電網（包搖京 津唐網、東北網、蒙西網和河北南網）視為一機系統，兩個單機系 統通過大房雙回線組成兩機系統。華北、東北電網聯網后，不難看出此等值兩機系統的變化情況： 大房雙回線送電側系統未發生變化；由于東北電網的接入，大 房線受端側系統等值機組的慣量增大1倍左右；由于東北電網的 接入點（500kV遷西變電站）距500kV房山變電站較遠，受端側系 統在房山這一點的等值阻抗不會有較大的變化。由此看來，聯網后 此等值兩機系統最顯著的變化是大房線受端側系統等值機組慣量增 大1倍左右?；跁簯B穩定理論分析電網

5、慣量的變化對兩機系統暫態穩定水平 的影響。由兩個有限容量發電機通過兩回輸電線組成的兩機系統如 圖2所示。以無窮大系統為角度參考，發電機采用經典模型（所謂 經典模型，是指發電機暫態電抗片d后的電勢保持恒定），負荷用 恒定阻抗模型，并假定原動機功率不變。顯然，采用經典模型時， 全系統的微分方程僅含各發電機的轉子運動方程。當認為各發電機 轉子的轉矩和功率的標幺值相等時，對發電機節點可列出如下的轉 子運動方程：式中1、2、Ml、M2、PM1、PM2、PE1和PE2分別為兩臺機的 轉角、慣性時間常數、原動機功率標幺值、發電機電磁功率標幺值。根據網絡功率平衡方程式，可得發電機的電磁功率方程式為PEI=E2

6、1G11 +ElE2G12cos 6 12+ElE2B12sin 6 12 (3)PE2=E22G22+ElE2G12cos 6 12-ElE2B12sin 6 12 (4)式中El、E2、Gil. G22、G12、B12分別為兩臺發電機內電勢、 發電機內電勢節點的自電導和兩機間轉移電導、電納；5 12=6 1- 62o對于輸電系統，電阻遠小于電抗，因此G12遠小于B12。令G12 =0,式(3)(4)可簡化為PEl=E21Gll+ElE2B12sin6 12 (5)PE2=E22G22-ElE2B12sin 6 12 (6)在初始穩態情況下，6 12=6 0,發電機原動機機械功率與電磁 功率

7、相等，即PMl=PE10PM2=PE20則由式(5)(6)可得PMl=E21Gll+ElE2B12sin 6 0 (7)PM2=E22G22-ElE2B12sin 6 0 (8)系統初始角0的值在0。180。范圍內，sin600o式(1)減去式(2)并將式(5)和(6)代入可得式(9)就是兩機系統的相對角加速度特性?？紤]式(7)和(8),可知式(9)中的PM為正常數，PE僅隨12的變化而變化。以下從能量函數角度分析兩機系統的暫態穩定性。設系統在t = 0時，6 12=60,相對角加速度特性為曲線I(見 圖3)；受到故障擾動時，相對角加速度特性為曲線II,此時6 12增大,直到5 12= 6 c

8、時，切除故障；以后相對角加速度特性變為 曲線III。由于發電機采用經典模型，因此發電機原動機的機械功率PM1、PM2和內電勢El、E2保持恒定。為了簡化，以下將12和312的 下標省略，分別用8和 3 表示。式(10)表示，在系統相對角從6 0變化到6的過程中，系統 單位質量積蓄的動能。其物理意義見圖3,暫態過程中系統單位質 量的動能為相對角加速度特性曲線與橫軸所圍成的而積，橫軸上方 曲線所圍的而積為加速面積，橫軸下方曲線所圍的而積為減速面積。當電力系統發生短路故障時，系統運行點從曲線I的a點變化為 曲線II的b點，由于PM和PE間的不平衡，會出現系統相對角加速 度。在b點，相對角加速度為正值

9、， 相對角速度從0開始逐漸增大, 使系統相對角從0開始增大。到達c點時，故障切除，系統運行 點變為曲線III的d點，相對角加速度變為負值，相對角速度開始逐 漸減小但仍大于零，6繼續增大。當6繼續增大到6 m時，相對 角速度減小為零，此后5開始減小，因此6 m為系統故障后第一搖 擺周期中兩機間的最大相對角。曲線III在d、e兩點間與橫軸所圍的 而積為故障切除后系統可能的最大減速面積。當這一面積與故障切 除時刻系統的加速面積相等時，系統達到暫態穩定極限；如果這一 而積小于故障切除時刻系統的加速面積，系統將失去暫態穩定。以下研究受端系統慣性時間常數M2增大時，對系統暫態穩定性 的影響。從式(9)可以

10、看出，M2增加將使系統相對角加速度特性曲線的 形狀發生變化。首先，由式(8)可知，式(9)右側第一項PM減小，系統相對角加速度特性曲線向下平 移；式(9)右側第二項PE是正弦曲線，隨著M2的增大，其最大值 減小，意味著系統相對角加速度特性曲線的曲率減小。從系統相對 角加速度特性曲線的形狀，不易直接看出M2增大對系統暫態穩定性 的影響。但可從系統受到擾動后暫態能量的解析式出發，來研究M2增大對系統暫態穩定性的影響。系統在初始穩態運行情況下，相對角加速度為零，由式(9)可 得當系統中一回輸電線發生三相短路時，系統轉移電納從B12變為B 12,而B 12VB12,系統相對角加速度大于零， 系統相對角

11、速 度從0開始逐漸增大，系統相對角從0開始逐漸增大。當系統相對角變為時，故障線路跳開，系統轉移電納變為B 12,且B 12B 120,所以1/M 2-l/M20,P,P的符號取決于B12（6 80）sin S 0+B 12cos 5 B 12cos 5 c+B 12cos S c B 12cos5 0的符號，這一項由系統結構、故障類型、故障切除 時間決定，基木與M2變化無關。系統初始相對角0通常很小，大 約10左右（大房雙回線兩側等值系統初始相對角） ， 故B12（5 -6c）sin 5 0很??； 故障切除時間很短（500RV線路的故障切除時 間小于0. Is）,故障切除時刻的系統相對角與系統

12、初始相對角6 0近似相等。 由于5一般大于90,故B/z12cos60,且B 12VB 12B12,可知B 12cos 6 B12cos 6 c +B 12cos 5 cB 12cos S 00o因此， 針對一定的網架結構和運行方式、 確定類型的故障沖擊，當B12sin5 0 （6 80） +B 12cos 5 B 12cos 5 c +B 12cos6c-B,12cos 6 0 0。以上分析表明, 受端系統慣性時間常數增大，將導致系統暫態能量增大，系統暫態 穩定水平下降。同理，送端系統慣性時間常數增大，將導致系統暫態能量減小， 系統暫態穩定水平提高。3計算分析為了驗證理論分析的結果，采用電力

13、系統暫態穩定分析程序對一 些運行方式下大房線故障情況進行了系統暫態穩定比對計算，從計 算角度來分析受端系統慣量的變化對系統暫態穩定性的影響。3 1計算用數據、程序和模型計算使用華北電力設計院提供的華北、東北聯網工程系統計算用 數據，使用由美國引進、 中國電力科學研究院開發改進的 BPA電 力系統分析程序 。發電機數學模型：華北電網用U q恒定模型； 東北電網用E恒定模型。負荷模型采用40%恒功率、60%恒阻抗模 型。未考慮調速器及調壓器的動態調節作用。3. 2計算用運行方式和計算結果表1列出了計算用5種運行方式的差異和5種運行方式下大房線 暫穩極限計算值。在大房雙回線潮流完全相同（為1403M

14、W）情況下計算出的上述5種方式下大房#2線的暫態有功功率擺動曲線見圖403. 3計算結果分析就表1列舉的5種運行方式，對500kV大房1#線Os三相短路、0 Is切除故障線路情況進行暫態穩定計算結果的比對分析，以說 明電網慣量的變化對大房雙回線暫態穩定水平的影響。比對方式1與方式2：方式2大房線受端側系統慣量比方式1增大1倍多，送端側未變化。曲線2的功率擺動周期大于曲線1,說明聯網后大房線受端側系統慣量增大導致大房線兩側系統間的固 有擺動頻率變低。兩曲線形狀差別很大，說明兩種方式下大房雙 回線暫態穩定水平有差異。兩種方式下大房雙回線暫態穩定極限 計算值，方式2（受端系統慣量大的方式）比方式1（

15、受端系統慣量 小的方式）低200MW左右。表15種運行方式下大房線暫態穩定極限計算值注：表中暫態穩定極限值計算誤差約為10MW。圖4大房2號線暫態有功功率擺動曲線比對方式1與方式3：方式3相當于聯網前華北電網在遷西站 新接入一座電廠；兩種方式下大房線受端系統慣量差別很?。ㄏ?差3%左右），送端側不變，大房線受端側網絡變化不大；曲線1與曲線3的功率擺動幅度、頻率和形狀幾乎完全相同。說明聯網前 大房線受端側遷西站僅接入一座容量僅占系統容量3%左右的電廠, 基本不影響大房線的暫態穩定水平。計算結果也表明，兩種方式下 大房線計算暫態穩定極限值幾乎完全一樣。比對方式2與方式4：方式4相當于聯網前華北電網

16、在遷西站 接入一座非正常慣量的電廠；兩種方式的系統慣量相同，送端側 不變，大房線受端側網絡上有差別（方式2在遷西站接入東北電網, 方式4在遷西站僅接入綏中電廠）；曲線2與曲線4的功率擺動 幅度、頻率和形狀基木相同，且兩種方式下大房雙回線暫穩計算極 限值幾乎完全一樣。說明兩種方式下大房線的暫態穩定水平相當； 聯網后大房雙回線暫態穩定水平的下降主要與大房線受端側系統的 慣量顯著增大（聯網后是聯網前的兩倍多）有關，與遷西站接入網 絡的差異基本無關。比對方式2與方式5：方式5假設聯網前盤山為非正常慣量的 電廠；兩種方式的系統慣量相同，送端側不變，大房線受端側網 絡不一樣（東北電網絡接入與否）；曲線2與

17、曲線5的功率擺動 幅度、頻率和形狀基木相同，且兩種方式下大房雙回線暫穩計算極 限值幾乎完全一樣。進一步說明聯網后大房雙回線暫態穩定水平的 下降主要與大房線受端側系統的慣量顯著增大有關，與故障后東北、 華北電網間500kV聯絡線（綏遷線）的暫態功率擺動及聯網后引起 的大房線受端側網絡參數的變化關系不大。3. 4比對計算分析結論通過比對計算分析，驗證了聯網后大房雙回線暫態穩定水平的下 降主要與大房線受端側系統的慣量顯著增大有關，而與故障后東北、 華北電網間500kV聯絡線（綏遷線）的暫態功率擺動及聯網后引起 的大房線受端側網絡參數的變化關系不大。4結語（1）目前,我國大區電網間互聯（全國聯網）工作

18、正在緊鑼密鼓地 進行。我國電網中輸電線路或斷而的輸電能力一般是由其暫態穩定 極限所確定的。大電網交流互聯可能會導致電網中一些線路或斷面 的輸電能力發生較大的變化，有些可能增加，有些可能降低，對此 各有關部門或單位應給予充分的關注。（2）可視為兩機系統的電網暫態穩定水平，不僅與整個系統機 組的慣量和有關，而且與系統兩側機組各自慣量的大小有關。系統 兩側機組慣量的變化將直接影響到暫態過程中兩側系統間的擺動頻 率及相對角度的變化過程，因而會影響到系統的暫態穩定水平。（3）大電網交流互聯引起電網中一些線路或斷而暫態穩定極限 降低的情況，可能會發生在受端側電網互聯、送端側電網基本不變 的線路或斷而上，如類似于華北電網山西至北京的500kV大房雙回 線、東北電網黑龍江至吉林間的500kV線路上，其主要原因是受端 系統慣量顯著增大。（4）需要指出的是，一些電力系統專業書中所見到的機組慣量