電力系統(tǒng)仿真計算中變電站等值模式研究

馮長有，劉力華，關 立，邱 威，劉 暢

（國家電力調度控制中心，北京 100031）

1 目前國內電網架構及運行調度面臨的問題

實際電網中從發(fā)電廠到用戶之間包含多個電壓等級輸電網絡，比如我國華北—華中互聯(lián)電網中共有1 000kV／500kV／220kV／110kV／35 kV／10kV等多個電壓等級，各電壓等級輸電網間通過變壓器實現(xiàn)電壓變化和電能交互，并實現(xiàn)分層分區(qū)運行，盡量避免出現(xiàn)電磁環(huán)網運行方式［1］。實際運行中，750kV、500kV等高電壓等級電網由于運行電壓高、有功網損較小、傳送功率較大，基本以環(huán)網形式運行，負責電能遠距離輸送；220kV、110kV等較低電壓等級電網運行電壓較低、網損較大，多呈現(xiàn)輻射狀，負責對分片區(qū)域供電，對于大用戶直接經過220kV、110kV供電，對于負荷較小用戶比如居民用電、商業(yè)用電，再經過變壓器轉變?yōu)楦偷?5kV、10kV供電。電壓等級高低是相對的，隨著電網結構發(fā)展而變化，在80年代以前，我國主干電網為220kV環(huán)網，隨著社會經濟發(fā)展，逐漸不能滿足用戶需求，主干電網升級為500kV環(huán)網，220kV網架逐漸解環(huán)對單個分區(qū)供電。對于我國各大區(qū)域電網，目前除西北電網采用750kV／330kV／110kV網架結構外，其余區(qū)域基本形成了500kV／220kV／110kV輸電網絡，以500kV電壓等級為主網架結構，每個500kV變電站帶幾回甚至十幾回220 kV線路，負責一片區(qū)域的負荷供電或電源上網，典型變電站結構如圖1所示。對于其中某500 kV變電站A，作為主網架中的一個節(jié)點，經過500kV三繞組主變帶220kV輻射性電網，包含2路220kV負荷出線，1路220kV機組并網線路，經過1臺220kV變壓器帶4回110kV負荷線路和1回110kV機組并網線路。

圖1 實際電網中變電站接線圖

隨著我國特高壓輸電工程的全面推進，電網進入了特大型交直流混聯(lián)電網新時期，電網特征、運行特性都發(fā)生了重大變化，相互耦合程度越來越深。對于呈現(xiàn)非線性、動態(tài)變化的復雜網絡，僅僅依靠調度運行人員經驗已不足以掌控，調度機構必須進行深入的分析校核，根據(jù)校核結論確保電網經濟、安全運行［2］。從校核時間尺度來說，分為年度、月度、日前和實時校核，其中年度、月度校核屬于運行方式專業(yè)工作范疇，日前校核屬于調度計劃專業(yè)工作范疇，實時分析（也稱為在線安全穩(wěn)定分析）屬于調度運行專業(yè)工作范疇［3，4］；從校核內容來說，分為靜態(tài)安全分析、暫態(tài)穩(wěn)定分析、短路電流計算、電壓穩(wěn)定分析及小擾動動態(tài)穩(wěn)定分析等［5］。在進行分析計算時，并不是對電網中所有設備進行建模，而是根據(jù)電網實際情況對主網架進行簡化，主要就是對其中變電站進行等值，然后對等值電網進行計算分析，根據(jù)分析結論給出電網運行特性、制定穩(wěn)控裝置執(zhí)行策略和運行控制措施，調度運行人員根據(jù)相應措施調控電網和處置事故［6］。

在對實際電網進行分析校核時，如何確定合適的網架簡化策略就成為調度運行部門首要考慮的問題，其中主要就是變電站等值模型，建模精度直接決定了仿真分析結果與實際運行特性的接近程度。建模過粗則仿真結果不能反映電網實際特性，所給控制策略可能過于保守甚至錯誤，策略保守導致電網運行不經濟，而策略錯誤則為電網運行帶來隱患，發(fā)生故障時可能產生連鎖反應導致垮網；建模過細則仿真模型中設備較多，一方面需要大量人員開展模型參數(shù)實測，進行模型參數(shù)維護，另一方面可能導致潮流調整困難甚至不收斂，無法給出實際控制措施。目前已有文獻主要集中在設備自身建模精度分析上［7-10］，尚未有從系統(tǒng)仿真計算角度對變電站等值建模進行詳細討論。

基于此，本文結合實際電網仿真計算情況，給出了兩種變電站等值模式，重點從暫態(tài)穩(wěn)定、短路電流、小擾動動態(tài)穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定等角度，分析了兩種模式下的電網仿真結果差異，利用PSASP軟件進行了驗證，并給出了相應的等值建議。

2 變電站等值模式

在對主網架進行簡化等值時，主要對低電壓等級網架結構等值，也就是對環(huán)網中的變電站進行等值。目前仿真分析中，根據(jù)負荷和機組等效位置不同，考慮是否包括變電站低電壓主變壓器，如圖1中變電站A是否包括220kV變壓器，可分為如下兩種等值模式。

2.1 等值模式一

該等值模式包含低電壓主變壓器，對于低電壓等級帶負荷線路合并為等效負荷，掛在主變壓器上；對于并網機組不予等值，直接掛在變壓器上，原則如下：（1）對于站內僅帶負荷的低電壓等級線路，將負荷歸并后采用統(tǒng)一負荷模型進行處理，直接等值在主變出線處，線路功率作為等效負荷功率；（2）對于所帶負荷有功為負的線路，說明該線路所帶區(qū)域中含有機組且出力大于實際負荷，將其等效為機組，動態(tài)模型及參數(shù)根據(jù)所帶機組確定或采用典型值；（3）對于帶有電源的低電壓線路不進行等值。

該等值模式下，將不會出現(xiàn)負負荷情況，大幅度降低了仿真模型中負負荷數(shù)量，但建模量增加較多，潮流調整也更為復雜。根據(jù)該等值模式，對圖1所示變電站A、B，110kV側3個帶負荷線路直接等值為負荷，1個所帶負荷為負值線路等值為機組且動態(tài)參數(shù)采用典型參數(shù)，對于重要110 kV電源仍然保留，等值后如圖2所示。

圖2 等值模式一下變電站接線圖

2.2 等值模式二

該等值模式不包含低電壓主變壓器，將站內低電壓等級線路所帶負荷和機組等效后，直接等效至高壓側，等值原則為：（1）負荷建模至主變壓器高壓側，去除變電站變壓器及其附屬的補償器和相連的低電壓等級支路，將變壓器高壓側繞組的功率作為等值負荷功率；（2）去除低電壓等級線路中所連發(fā)電機和相應的廠用負荷及近區(qū)線路，其對應主變上網點等值負荷功率為負值，模型為恒阻抗。

該等值模式下，變電站中低電壓等級線路均被等值，低電壓變壓器被等效為等值負荷，若等值負荷值為正，則說明經等值前該變電站中低電壓變壓器所帶負荷高于機組出力，若等值負荷為負，則說明等值前所帶機組出力高于負荷，將機組按負負荷處理，忽略其動態(tài)特性，當機組數(shù)量較多時，必然影響動態(tài)仿真結果。該等值模式下，對于圖1所示變電站A、B，等值后如圖3所示。

圖3 等值模式二下變電站示意圖

以上兩種等值模式既可應用于局部電網，也可應用于全網；既可應用運行方式專業(yè)的離線方式計算，也可應用于調度運行專業(yè)的在線穩(wěn)定分析計算。等值模式二是在等值模式一基礎上進行了簡化，僅保留了主干網架部分，網架結構更加清晰、潮流調整更為方便，但由于等值可能會導致電網特性發(fā)生較大變化，當?shù)碗妷旱燃壷泻休^多機組時，導致仿真結果不能準確反映實際情況，下面將從理論和實際仿真角度加以驗證。

3 兩種變電站等值模式下仿真分析

上述兩種變電站等值模式本質上都是對負荷或機組進行整合，只是等值深度有所不同，等值前后負荷功率、電壓未發(fā)生大的變化，主網及連接在主網中機組狀態(tài)未改變，因此對于主網潮流計算和靜態(tài)安全分析（N-1）來說，計算結果基本相同，表1給出了實際電網中某條線路開斷后，其近區(qū)其余兩回線路的潮流水平，兩者基本相同。

表1 兩種等值模式下靜態(tài)安全分析結果

兩種等值模式對接在低電壓等級線路上機組處置不同，對于暫態(tài)穩(wěn)定、小擾動動態(tài)穩(wěn)定、短路電流計算、電壓穩(wěn)定等動態(tài)計算有較大影響，下面主要從這些方面進行分析。

3.1 暫態(tài)穩(wěn)定分析

負荷等值或機組等值帶來大量靜態(tài)參數(shù)和動態(tài)性能變化［12］，從不同方面影響擾動過程，對穩(wěn)定分析結果影響也各不相同，甚至相互對立；同一變化在不同故障下對穩(wěn)定分析結果影響可能完全相反。

3.1.1 負荷等值

（1）單個變電站

僅對其中單個變電站采用模式二等值，其余變電站采用模式一。負荷模型通常由異步電動機和恒阻抗混合構成，在電網中突然短路后異步電機供給電流的衰減時間常數(shù)為百分之幾秒，在等值后負荷異步電機供給電流雖略有增加，但在大電網中沒有產生顯著影響。故障切除后，異步電機內電勢已降至0，必須重新建立電壓；等值前后電動機暫態(tài)時間常數(shù)相同，建立起端電壓速度在不考慮外電路影響時完全相同。但由于不同等值模式下負荷上網支路阻抗水平不同，因未對主變建模，等值模式二上網阻抗明顯小于模式一，電壓降減小，導致電壓恢復速度下降，使得母線短路動態(tài)穩(wěn)定性下降。離等值負荷電氣距離越遠，受到影響越小，大擾動動態(tài)穩(wěn)定性下降越少。

以某變電站為例，該變電站所帶均為負荷，分別對該變電站采用等值方式一、等值方式二進行負荷等值。考慮該變電站所帶某220kV出線故障后，近區(qū)母線電壓恢復情況，故障時間為1.0s、故障類別為三相、故障切除時間為1.12s。表2給出了故障切除后近區(qū)母線電壓變化（標幺值），可以看出模式二下負荷母線故障后電壓恢復速度變緩，降低了動態(tài)穩(wěn)定性。

表2 兩種等值模式下母線電壓變化過程

（2）多個變電站

1）多個變電站負荷等值后，動態(tài)仿真使用的網絡方程中各支路阻抗和注入電流的變化呈分散性。動態(tài)仿真使用的網絡方程，由原電網方程消去沒有連接動態(tài)元件的節(jié)點形成，即星網變換［11］。對n個節(jié)點的星形電網，假設1號節(jié)點為中心點，2號節(jié)點為負荷等值點。

由星網變換規(guī)則，消去1號節(jié)點后有：

式中Ii——i號節(jié)點注入電流；Z1i為i號節(jié)點的支路阻抗；ΔIi為電流I1消去分散移置后在i號節(jié)點出現(xiàn)的電流增量；Z′ij——星網變換后各節(jié)點之間的阻抗。

將2號節(jié)點負荷等值，意味著Z12減小，I2增大。對星網變換后的支路電流和網絡阻抗的影響是：ΔI2增大，ΔI3、…ΔIi、…ΔIn減??；（j=3、…n）減小，（i=3、…n，j=3、…n，j＞i）增大。由此可見單個負荷等值后的網形電路部分節(jié)點注入電流增大，部分節(jié)點注入電流減少；部分支路阻抗增加，部分阻抗減小。當需要等值負荷在電網中大量、分散分布，消元后的網絡方程中注入電流和阻抗的變化呈現(xiàn)強烈的分散性。

2）等值后阻抗和注入電流變化的分散性導致仿真法動態(tài)穩(wěn)定分析結果沒有統(tǒng)一規(guī)律。電網阻抗減小將導致故障沖擊變大，振蕩平息變快。若故障點靠近電源，則前者對穩(wěn)定影響更大，若靠近負荷，則后者對穩(wěn)定影響更大。負荷節(jié)點注入功率增大，在故障初始瞬間能提供更多電流支撐電壓，在母線電壓降低時需要吸收更多的無功。由此可見，即使確切的阻抗和注入功率的變化對大擾動穩(wěn)定性的影響也需要結合故障和電網的具體情況分析。等值后阻抗和注入電流變化分散性，無法給出統(tǒng)一變化規(guī)律。

3.1.2 發(fā)電機等值

模式二將機組等值成了負功率的恒阻抗負荷，模式一保留了重要機組，兩者對大擾動故障分析的影響與故障點距機群的電氣距離等電網狀況有關，主要體現(xiàn)在：

（1）模式二去除了發(fā)電機動態(tài)特性

故障點離110kV發(fā)電機群電氣距離非常近時，短路持續(xù)期間這些機組電磁功率接近于0，發(fā)電機在不平衡功率作用下發(fā)生劇烈的搖擺，故障切除后在慣性作用下功角持續(xù)振蕩，輸出功率仍大幅波動，成為新的擾動源。等值成無動態(tài)特性的負荷在故障前后阻抗恒定，輸出功率隨端電壓變化，使大擾動穩(wěn)定性增強。圖4給出了兩種等值模式下，實際電網故障后某線路有功波動情況。

圖4 兩種等值模式下暫態(tài)穩(wěn)定計算情況

（2）模式二去除機組電壓、功率調節(jié)能力

隨故障點離110kV發(fā)電機群電氣距離增加，短路過程中這些發(fā)電機機端的不平衡功率減小，故障切除后功角振蕩平息加快，發(fā)電機附屬的勵磁調節(jié)器對電壓的調節(jié)作用、調速器對頻率的調節(jié)作用更早得到體現(xiàn)，幫助電網盡快恢復穩(wěn)定。當電氣距離增大到超過某值，110kV機組調節(jié)能力對動態(tài)穩(wěn)定性的積極作用超過搖擺振蕩帶來的負面影響，等值成負荷后大擾動動態(tài)穩(wěn)定性下降。分界點與電網規(guī)模、拓撲結構、動態(tài)參數(shù)均有關，很難給出明確的界定。

（3）模式二去除了潛在的危險振蕩模式

110kV機組轉子慣性時間常數(shù)小，阻抗大，容易與其它地區(qū)的機群形成區(qū)域間振蕩模式。這種振蕩模式通常頻率低、阻尼弱。當故障點與110kV機群的電氣距離超過某值，使該機群各機組在擾動過程中能保持接近同調，加上故障后電網結構變弱，該模式容易被激發(fā)，引起周期性擺動失穩(wěn)。110kV機組等值成恒阻抗負荷，消除了潛在振蕩模態(tài)，提高了故障動態(tài)穩(wěn)定性。

暫態(tài)穩(wěn)定分析過程中以上三種影響同時存在，隨故障和電網狀況不同，起主導作用的影響因素也不相同。

3.2 短路電流分析

在實際計算中，通常采用簡易短路電流計算方法，即不考慮負荷影響，只考慮電源和網架結構，也就是基于方案（網架）的計算方法［13］。對于等值模式一短路示意圖如圖5所示，電網對地支路主要為線路對地電容、無功補償元件，總體上表現(xiàn)為較大的容性電抗。VS為等值電壓源，XLi（i=0、1、…4）為等值電抗，XCi（i=1、2、3）為等值電容，其中XL3代表電網末端220kV變壓器，XC3代表接于該變壓器低壓側的補償電容。

圖5 基于方案的短路電流計算示意圖

短路電流IC可計算為：

等值模式二下，由于主變壓器及附屬補償裝置被等值成負荷后，根據(jù)方案方式短路電流計算規(guī)則，負荷必須去除，相當于圖5中XL3和XC3的支路被移除。則XCO變?yōu)椋?/p>

220kV變壓器所接入電容器組的容抗通常大于變壓器高低壓側間的電抗，因而XL3+XC3呈容性，小于0。對比式（4）和式（5），知負荷等值后集中電抗XCO變小。同時由于低電壓等級中電源也被等值，減少了短路電流來源，降低了短路電流水平。

上述兩種因素下，導致模式二基于方案的短路電流結果總是低于模式一，計算結果偏樂觀。表3為實際電網中兩種模式下短路電流計算結果。

表3 兩種等值模式下短路電流計算結果

3.3 小擾動動態(tài)穩(wěn)定分析

對于兩種等值模式，等值前后負荷功率、電壓和上網阻抗變化較小，主網架及接入主網的發(fā)電機、直流輸電系統(tǒng)、可控串補等動態(tài)元件及其調節(jié)元件的狀態(tài)并未發(fā)生變化，因此涉及主網的振蕩模態(tài)和機組參與程度不會發(fā)生大的變化，與負荷相關的振蕩分量在各負荷間重新分布，總體上對小干擾計算結果影響較小。模式二下，由于部分接入低電壓等級的機組被等值，與這些機組強相關的振蕩模式消失，這些機組參與的其它振蕩模態(tài)則由于參與機組減少，振蕩頻率、阻尼比、機組參與因子都有一定程度改變。

表4給出了兩種等值模式下基于實際電網的小擾動動態(tài)穩(wěn)定分析計算結果，可以看到模式二下部分振蕩模式消失，其他振蕩模式的頻率、阻尼比略有變化。

表4 兩種等值模式下小擾動動態(tài)穩(wěn)定分析結果

3.4 電壓穩(wěn)定

相比于等值模式一，模式二將變電站的220 kV變壓器及其附屬的補償器和相連的110kV支路進行了等值，降低了與主網阻抗值，電氣距離減小、損耗降低，電壓穩(wěn)定裕度必然偏大，計算結果偏樂觀。表5給出了兩種等值模式下，基于全網負荷-發(fā)電增長模式下，某變電站電壓穩(wěn)定計算結果。

表5 兩種等值模式下電壓穩(wěn)定分析結果

3.5 對等值模式選擇的建議

（1）針對不同電源結構電網在進行方式研究時，所采取的等值模式應不同。對于經低電壓等級并網機組較多地區(qū)，如水電較多的四川、湖北、湖南、福建等地區(qū)電網，建議采用模式一等值；對于機組主要接入高電壓等級且以負荷為主電網，如江蘇、山東、浙江電網，建議采用模式二等值。

（2）對于同一個交流同步電網在進行不同需求的分析計算時，所采取的等值模型也不同。對于進行跨區(qū)域跨省方式校核時，關注點為區(qū)域及省間斷面的穩(wěn)定情況，建議采用模式二，對于省內或地區(qū)內方式校核，主要關注小區(qū)域內電網運行情況，建議在其他區(qū)域采用模式二等值的前提下，本地區(qū)采用更詳細的模式一等值。

在實際電網仿真中，為既反應實際電網運行特性又盡可能減少工作量，采取兩種等值模式共存模式，比如對華北華中同步電網，建議四川、湖南、湖北等水電較多地區(qū)及蒙西、河北等風電較多地區(qū)，采用模式一等值。

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