適應電網與仿真技術發展的交直流電網動態等值

胡濤，朱藝穎，李芳，習工偉，劉翀，王薇薇，董鵬

(中國電力科學研究院，北京市100192)

0 概述

在電力系統研究領域中，動態等值是復雜電力系統計算分析中的一個重要課題。研究這一課題的必要性在于:在電力系統分析中，往往只對某一區域感興趣，而忽略其他區域，這有助于突出主要矛盾，抓住感興趣的區域進行詳細研究［1］。通過對復雜電力系統進行有效的動態等值，用等值系統的研究取代原系統的研究，在保證必要的精度條件下，可極大地節省人力物力，提高工作效率。

動態等值主要應用于電力系統的機電暫態穩定計算，其等值目的是保證等值前后研究系統在大擾動下的暫態和動態性能基本能夠得到保持，常用的動態等值法可以分為3類［2-3］:模態等值、同調等值、估計等值。

模態等值［4-5］是一種基于線性系統分析的方法，其保留待簡化系統的起主導作用的特征值，略去次要特征值，從而簡化系統階次。但由于其等值的前提是外部系統的線性化，因此對于擾動過大或靠近等值邊界點的故障，會造成較大的誤差。

同調等值 是根據發電機在某種確定的干擾下，在一定時間段內的暫態過程中具有相同形式的搖擺這一原則劃分同調機群，并在此基礎上進行網絡的化簡和發電機的聚合。在實際應用中，同調等值法比較依賴研究人員的個人經驗。

估計等值［8-9］主要應用于外部系統結構和參數不清楚的情況下，需要通過現場實測或在外部系統施加擾動，用參數識別的方法或估計法求取等效系統參數。

上述3類等值方法中，估計等值法主要用于在線應用;而在離線仿真中，同調等值法得到了廣泛的實際應用，是目前實際工程中通常采用的一種等值方法。

1 特高壓交直流電網的發展

1981年，中國建成第1條 500 kV線路(平頂山—武漢)［10］，開始了以 500 kV輸電線為骨干的大區電網建設，500 kV線路逐步成為各地區電網的骨架和跨省跨地區的聯絡線。

在以500 kV為骨干網架的發展階段，國內的電網結構主要有以下特征:各省內部逐漸形成500 kV環網，220 kV線路逐步解環運行;各省之間以500 kV線路作為跨區聯絡線;通過直流遠距離輸電或背靠背輸電，形成了西北電網、華中電網、華北電網、華東電網和東北電網之間的異步聯網。在此階段，直流輸電系統數量較少，且直流電壓水平和輸送容量都較低，以±500 kV電壓和3 000 MW功率為主。

這一時期的電網結構如圖1所示。圖中，大區電網之間通過超高壓直流輸電系統實現異步聯網，大區電網中各省網之間通過500 kV聯絡線實現連接。

圖1 500 kV為骨干網架時的電網結構Fig.1 Grid structure of 500 kV period

2009年1月6日首個1 000 kV晉東南—南陽—荊門特高壓交流工程投入運行［11］，自此國家電網進入了以1 000 kV特高壓交流為骨干網架的電網建設階段。

2013年9月25日，皖電東送“淮滬”交流特高壓線路投入商業運行，這是“華東特高壓環網”中的“南半環”，即淮南—浙北—上海工程，“北半環”即淮南—南京—上海擴建工程目前正在進行中，預計2016年投運。待全部建成后，將在長江三角洲地區形成一個特高壓環網。按照電網發展規劃，未來將形成一個以1 000 kV交流特高壓線路為骨干網架的“華北—華中—華東”三華同步電網，各區電網之間聯系緊密，互為支援。

在此階段，特高壓直流輸電得到了快速發展，自2010年7月8日國家電網首條特高壓向上直流工程投運以來，目前國網公司已經建設了向上、錦蘇、哈鄭、溪浙等4回特高壓直流輸電系統，靈紹特高壓直流即將于2016年初投運。特高壓直流輸送電壓和輸送容量都較高，目前以±800 kV電壓及6 000～8 000 MW功率為主。

隨著特高壓電網的建設，目前國家電網逐步形成了各區域電網或省網互聯的特高壓交流同步網架，同時系統中包含多個超、特高壓直流輸電系統，形成了交/直流并列運行和受端直流多饋入的格局［1-3］。

這一時期的電網結構如圖2所示，圖中較粗線條表示特高壓交直流線路。由圖2可知，各大區電網之間通過1 000 kV特高壓交流聯絡線及超/特高壓直流輸電系統形成了一個交直流并列運行的大規模同步電網;且各大區電網內部構建了1 000 kV的骨干網絡，省網之間的聯系更加緊密，模糊了區內和區外的概念。

圖2 1 000 kV為骨干網架時的電網結構(規劃)Fig.2 Grid structure of 1 000 kV period(planed)

2 新條件下的等值原則

在500 kV骨干網架發展階段，由于各網省電網之間僅通過幾回500 kV線路互聯，其電氣聯系并不緊密;且由于直流輸送容量較小，這個時期的交直流相互作用并不太強烈。因此這一時期的等值研究，通常只需做區外等值即可:如假定浙江電網為研究區域，則僅需保留浙江省內主要網架結構，以及浙江與江蘇、安徽、上海、福建4省之間的500 kV聯絡線，而把江蘇、安徽、上海、福建電網作為區外電網等值消去即可。

如此實現的等值簡化電網，對地區電網內部的研究具有較高的準確度。在早期各網省調通常即采用這種方式，將區外電網進行化簡，實現各自轄區內電網的仿真研究應用。

當電網發展至目前的特高壓交直流并列運行格局，原有的區外等值方法不再適用。首先，通過特高壓交流聯絡線將各區電網連接為一個大的同步電網，各區之間電氣聯系緊密，某個地區電網發生的故障，可能影響到其他地理距離較遠的地區，難以對區內和區外進行明顯區分，因此可能需要保留整個大區的主要網架結構;而由于直流輸送容量的提高，直流輸電系統對交流故障的響應特性對于交直流混聯電網的安全穩定具有重要的影響，因此直流換流站附近的交流網架亦需要較詳細地保留，以使得直流輸電系統在電網故障時能夠正確響應，該需求在華東直流多落點地區尤為突出。

由此，從交流網架和直流輸電系統研究等兩個方面，都提出了對等值電網保留區域規模擴大的需求。而過大的保留區域，又違背了等值研究的初衷，或在實際工程應用中可能難以實現，因此，需要研究新形勢下的等值研究方法。

對于電網的仿真，目前機電暫態程序已經可以做到3萬節點以上規模，且常用的電腦配置已經可以滿足快速仿真的要求，從仿真效率和仿真準確度2個方面綜合考慮，已無需對原始網絡進行等值化簡。

現有的等值應用，主要用于電磁暫態實時仿真。在電磁暫態仿真中，可以詳細模擬直流輸電系統的響應特性，對電網暫態條件下交直流系統的相互影響進行更深入的研究;此外，為了外接物理直流控制保護裝置，或其他用于交直流混聯電網的新型控制裝置，需要一個實時運行的電磁暫態交直流電網模型。目前所有的全數字實時仿真裝置從設計之初，包括RTDS、HYPERSIM和ADPSS等，均不能達到極大規模電網的純電磁暫態仿真應用，因而必須對原始網絡進行等值化簡。

全數字實時仿真裝置的仿真規模受到仿真平臺的硬件規模及硬件性能制約，其仿真規模將隨著硬件規模的擴充及硬件性能的提高而增大。以

為例，其仿真能力隨著其所基于高性能服務器SGI的性能提升而提升(SGI是美國硅圖公司的簡稱，同時也是其所生產的高性能服務器的名稱，是世界上最優秀的高性能服務器之一)。如電力系統數模混合仿真中心第2期工程購買的Altix4700型號SGI，其每個CPU配置為雙核，而第3期工程購買的SGI-UV2000，其每塊 CPU配置達到8核，且由于CPU主頻以及通信速度的提高，經實驗室仿真測試，每個CPU的仿真能力達到了Altix4700每個CPU仿真能力的8倍左右。

因此，隨著硬件技術的發展，基于新型SGI的HYPERSIM全數字實時仿真平臺與之前相比，具備了對更大規模電網的仿真能力，可以從一定程度上適應目前大規模交直流同步混聯電網的實時仿真需求，其他全數字實時仿真裝置也具有相類似的發展趨勢。從充分發揮全數字實時仿真裝置仿真能力，并盡可能準確地保留原始電網暫態特性角度出發，可以根據實際仿真能力放寬對等值規模的要求。

綜上所述，根據新時期的電網結構特點并結合近年全數字實時仿真裝置的仿真能力，本文提出新條件下等值研究的基本原則，如下所述:

(1)保留1 000 kV交流骨干網架，使得系統的主要電氣特性得以保留。

(2)保留系統中主要的直流輸電系統，特別是直流比較密集的華東多饋入地區或送端電氣距離相距較近的直流輸電系統。

(3)保留直接接入1 000 kV網架的發電機組，以及保留區域中直接接入500 kV網架的主力機組;對330，220 kV及以下電壓等級的發電機組進行等值合并。

(4)對于華東直流多饋入地區、華中或西北的直流送端站密集地區，需要保留直流換流站所連接電壓等級的交流網架結構。通常對于西北電網，主要指的是750 kV交流網架;對于華北、華中、華東電網，則指的是500 kV交流網架。

(5)通常情況下，對330，220 kV及以下電壓等級的交流網絡進行等值化簡。

從上述原則可以看出，針對新時期的電網結構特點，提出的等值研究方法由傳統的區外等值，發展為根據電壓等級決定的分層式區內等值。此處提到的區內等值，指的是在某研究區域內部，高電壓等級電網得到保留，而低電壓等級電網被等值消去。根據此等值原則實現的等值電網，其規模將會大于傳統方法實現的等值電網，匹配近年來仿真能力得到大幅提高的全數字實時仿真裝置，在工程實際應用上是可行的。

3 華東電網等值研究應用

華東電網包括華東地區的上海、江蘇、安徽、浙江和福建四省一市。目前，華東電網已建成華東特高壓環網的南半環(淮南—浙北—上海)，以及特高壓環網南延線(浙北—浙中—浙南—福州)，并通過7回超/特高壓直流輸電系統與華北—華中電網異步聯網。7回饋入華東直流在上海、江蘇形成了直流多饋入系統，相互之間電氣聯系緊密，在交流系統故障時交互作用較強。

華東電網結構如圖3所示，其中較粗線條為1 000 kV交流線路，較細線條為500 kV交流線路，直流輸電系統用名稱進行標注。饋入華東電網的直流輸電系統如表1所示。

為了對華東直流多饋入地區的交直流電網暫態穩定特性進行實時仿真研究，本文采用上節所述原則對華東電網進行了等值簡化，提出的詳細等值研究方案如下:

圖3 2015水平年華東電網結構Fig.3 Structure of 2015 East China power grid

表1 落點華東直流列表Table 1 HVDC systems feeding into East China power grid

(1)由于上海電網規模相對較小，直流饋入比較密集，原始網架全部保留，與BPA中的網架一致，不予等值化簡;

(2)江蘇、浙江、安徽、福建4省保留全部500 kV站及1 000 kV站網架，包括全部主變及出線;

(3)對江蘇、浙江、安徽、福建4省的220 kV及以下電壓等級網架進行等值化簡，等值電網中保留了部分220 kV主要聯絡線;

(4)對江蘇、浙江、安徽、福建、上海四省一市的所有發電機進行等值合并，主要按照相同電廠相同類型發電機組進行合并，接入220 kV網架的電廠可適當進行合并;

(5)保留全部7回饋入華東超/特高壓直流輸電系統，其中特高壓直流3回，常規直流4回。

采用同調等值法對華東原網進行等值計算，等值前后的電網規模對比如表2所示。由表2可以看到，等值后的系統規模約為原網的1/3。

表2 等值前后電網規模比較Table 2 Grid scale comparison between before and after equivalence

圖4和圖5所示為蘇北電網等值前后比較圖，可以看到，等值工作基本消去了220 kV及以下低電壓等級。

對等值前后的潮流結果進行對比，部分對比結果如表3、表4所示。由表3和表4可知，等值后的電網很好地保證了原網潮流基本不變。

圖4 等值前蘇北電網Fig.4 North-Jiangsu grid before equivalence

圖5 等值后蘇北電網Fig.5 North Jiangsu grid after equivalence

表3 等值前后線路功率比較Table 3 Comparison of line power before and after equivalence

表4 等值前后母線電壓比較Table 4 Comparison of bus voltage before and after equivalence

圖6至圖9所示為華東電網等值前后的暫態特性比較。故障1為在浙江電網與江蘇電網之間的瓶窯—武南500 kV聯絡線武南側發生三相永久短路故障;故障2為在上海電網與江蘇電網之間的徐行—太倉500 kV聯絡線徐行側發生三相永久短路故障。

圖6 故障1時皖南—浙北線路有功功率對比Fig.6 Comparison of Wannan-Zhebei active power under fault 1

圖7 故障1時皖南站母線電壓對比Fig.7 Comparison of Wannan station bus voltage under fault 1

圖8 故障2時皖南—浙北線路有功功率對比Fig.8 Comparison of Wannan-Zhebei active power under fault 2

圖9 故障2時皖南站母線電壓對比Fig.9 Comparison of Wannan station bus voltage under fault 2

從故障仿真結果波形看，等值電網很好地保留了原網的暫態及動態特性。

4 結論

隨著特高壓交直流電網的建設，同步電網規模日益擴大，各區域電網之間聯系愈加緊密。對于新的以1 000 kV特高壓交流線路為骨干網架，同時系統中包含多回特高壓直流輸電系統的電網結構，等值研究難以對區內電網和區外電網進行劃分。

隨著全數字實時仿真裝置仿真能力的提高，能夠仿真的電網規模也隨之擴大，放寬了對等值研究的規模要求。

綜合以上條件，本文提出了新形勢下等值研究的區內等值等基本原則，并在2015水平年華東電網的等值研究上得到應用。對2015水平年華東電網等值研究的結果表明，采用該等值原則，可以有效地縮減仿真電網規模，并很好地保證等值化簡后的電網潮流及暫態特性。

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