1、基于 RTDS 和 PSASP 的华中电网低频振荡研究第 34 卷第 13 期2006 年 7 月 1 日继电器RELAYVo1.34No.13Ju1.1,200633基于 RTDS 和 PSASP 的华中电网低频振荡研究党杰,刘涤尘,潘晓杰,邹江峰,雷庆生,王静(武汉大学电气工程学院,湖北武汉 430072)摘要:结合华中电网实际情况,利用电力系统分析综合程序 (PSASP)进行小干扰稳定计算,找出对系统安全威胁较大的特征值并对其进行分析,并进行了线路加装串联补偿装置仿真,仿真结果表明:串联补偿对区域间振荡模式有抑制作用,可以提供良好的阻尼,但对区域内振荡的阻尼作用并不显着.通过实时数字仿真
2、器(RTDS)对华中电网合理有效建模,并利用其研究扰动对电网稳定性的影响及加装PSS 和串联补偿装置对扰动后系统低频振荡的影响,得出的结论与 PSASP 一致,为今后研究低频振荡问题提供了一种新的行之有效的方法.关键词:电力系统;阻尼;低频振荡;特征值分析;实时数字仿真器 (RTDS)中图分类号:TM71 文献标识码:A 文章编号:1003-4897(2006)13-0033-050 引言大区电网互联是目前我国电网发展的趋势,在此过程中将伴随一些亟待解决的联网技术问题:如大区电网通过弱联络线交流互联时,区域电网间可能存在的低频振荡问题.国内外电网互联的发展过程中都曾有过这样的例子J.有资料表明
3、:在特定的情况下,小干扰稳定性较弱所引起的低频振荡问题甚至成为限制电网发电能力,阻碍大型机组按设计满负荷并网发电的关键 J,同时严重威胁电网的安全稳定运行.三峡电站投运,川渝电网并人华中电网后,四川二滩电厂的电力通过远距离的交流线路送人华中电网,发电机组之间的电气联系较弱.近几年来,华中鄂西电网曾多次发生低频振荡现象.2005 年 10 月29 日 22:22 至 22:25,华中电网 500,220kV 线路再次发生不同程度振荡 J,系统频率在 49.9150.01Hz 之间摆动 ,500kV 线路普遍有振荡 .针对这种威胁电网安全稳定运行的状况,本文结合华中电网网架结构,传输特点,应用电力
4、系统分析综合程序进行小干扰稳定计算;同时利用一种新的分析低频振荡问题的方法实时数字仿真器(RTDS)来分析低频振荡问题.在对系统进行建模并验证该等值模型的合理有效性基础上,分析电力系统稳定器(PSS)和串联补偿装置对扰动后系统低频振荡的影响,得到了较为满意的结果.1 华中电网低频振荡的计算与分析1.1 计算条件计算程序采用 PSASP(6.2).本次计算以 2005年丰大数据为依据,共有发电机 346 台,川渝电网发电机模型全部计及了励磁系统和调速系统,同步机采用五阶模型;华中电网的发电机模型也均计及励磁系统和调速系统,同步机分为两种模型,100MW以上机组采用五阶模型,100MW 以下机组采
5、用三阶或两阶模型;共有负荷 666 个,均采用恒定阻抗与感应电动机相结合的模型,感应电动机采用三阶模型.计算中考虑了华中电网内的直流输电线路.1.2 计算结果及分析本次计算中,通过改变华中电网的运行状态,例如不断加重华中电网渝鄂输电断面(三万联络线)的输送功率,得到了许多频率在 0.12.5Hz 之间的振荡模式,其中有 8 对主导特征模式,具体结果如表 1 所示:表 1 华中电网主导特征值简表Tab.1DominanteigenvalueinCentralChinaGrid从表 1 可以看出,在目前华中电网众多机组加装 PSS 的情况下 ,电网还是存在不稳定运行点.随34 继电器着四川水电机组
6、送华中东部电网功率的增加,当鄂渝断面输送功率超过 1500MW 时,电网开始出现不同方式的振荡.下面仅就其中三个有代表性的特征值进行分析.特征值 1 对应的是区域内负阻尼增幅振荡模式,振荡频率为 1.049Hz,系统中主要是四川和重庆发电机参与振荡.特征值 1 对应的模态图如图 1所示,由图 1 可看出映秀湾机组和川渝其它机组之间相位相差约为 180.,该模态表征映秀湾机组相对川渝其它机群发生了相位相反的相对振荡.可以认为映秀湾机组相对川渝其它机群的相对振荡是引起该模式下局部振荡的重要原因.O.15 映秀湾jo?1f005.一晨 00.20.30.,一O.1 川 I 渝机组一O.15图 1 特
7、征值 1 的模态图Fig.1ModeshapeofeigenvMueI特征值 2 对应的是区域间弱阻尼振荡模式,振荡频率为 0.644Hz.系统中所有的江西发电机和部分的湖南发电机参与了振荡,江西机群和湖南机群相位相差约为 180.,其中特征向量振幅最大发生在万安电厂 40MW(410MW)和五站电厂 120MW(524MW),其模态图如图 2 所示.结合模态图观察,该模态表征江西机群和湖南机群之间发生了相位相反的相对振荡.图 2 特征值 2 的模态图Fig.2ModeshapeofeigenvalueII特征值 6 对应的是区域间负阻尼增幅振荡模式,振荡频率为 0.691Hz.系统中的所有发
8、电机都参与了振荡,该振荡模式对四川水电机群,湖南水电机群和湖北三峡电电厂,隔河岩电厂影响最大,其中特征向量振幅最大值发生在三峡电厂 840MW(1460MW)和东江电厂 5OMW(412.5MW).其模态图如图 3 所示,结合模态图观察,该模式表征湖北水电机群和四川,湖南水电机群之间发生了相位的相对振荡是引起该模式下全局增幅振荡的主要原因.四川水电机群0.0206 电!=u-二二_!r 一湖北水电机群湖南水电机群一0.02图 3 特征值 6 的模态图Fig.3ModeshapeofeigenvMueVI机群从 8 对特征值对应的相关因子可知两个负阻尼的区域间振荡模式都主要和川渝电网相关,一个负
9、阻尼的区域内振荡模式发生在川渝电网内,可以说明川渝电网内部本身存在负阻尼振荡.在实际电力系统中,对系统安全威胁较大的低频振荡是那些频率在 0.11.0 的特征值.本次计算中的特征值 5 和特征值 6 就是这类特征值.为抑制华中电网的区域间增幅振荡,在万县一三峡一龙泉 500kV 输电线路上加装串联补偿装置(FSC), 以分析加装串联补偿器对提高华中电网稳定性的影响.加装串联补偿器后的华中电网主要特征值对比如表 2 所示:表 2“三万 500kV“加串补后主要特征值对比表Tab.2Comparisonofeigenvalueswith/withoutFSCinSanwan500kVline注:1
10、,2,6 为加装串补前特征值,126 为加装串补后特征值 .从表 2 可以看出,特征值 1,2,6 分别对应三种不同的振荡模式.特征值 1 对应区域内负阻尼增幅振荡模式,特征值 2 对应区域间弱阻尼振荡模式,特征值 6 对应区域间负阻尼增幅振荡模式.在华中电网三万 500kV 输电线上加装串补后,有效的消除了特征值中对应的负阻尼振荡模态,特征值 1 和特征值 6 的阻尼系数由负变为正,而特征值 2 的阻尼系数没有明显的改善.通过观察图 4 的模态图可知,重庆机组在加装串补后稳定特性得到提高,重庆机群没有一台机组参与区域间弱阻尼振荡.党杰,等基于 RTDS 和 PSASP 的华中电网低频振荡研究
11、 35U.U60.04O.O2湖北水电机群/00g 一 0.;o 一一.一0.02 湖南机群0.040.06图 4 加串补后特征值 6 的模态图Fig.4ModeshapeofeigenvalueV1withFSCinstalled2 应用 RTDS 对华中电网进行仿真研究实时数字仿真器 RTDS 是全数字化的电力系统电磁暂态(EMTP)模拟装置.其重要特性是能维持实时条件下的连续运行,换言之,它能足够快地求解电力系统的方程并连续地产生输出,这些输出真实地代表了实际网络的状态.目前,RTDS 已经在很多方面有了实际应用:线路保护装置的动模试验,输电线路行波故障定位装置的测试 J,变电站设备的选
12、择 l7 等,但利用 RTDS 分析低频振荡问题还未见到实际应用.利用 RTDS 进行系统建模时,必须考虑输电线路分布参数特性和参数的频率特性,发电机的电磁和机电暂态过程以及相关元件的非线性特性.由于网络方程非常复杂,而硬件资源有限制,计算可能出现数值溢出问题,在进行 RTDS 仿真之前,必须对华中电网进行等值化简.如图 5 为 3 机 1 电源系统单线图.左一等值机华中东网等值机图 53 机 1 电源系统单线图Fig.5Systemequivalentmodelwiththreegeneratorsandonepowersupply源2.1 建模情况介绍发电机模型全部选取 E“.变化模型,所
13、有机组均计及调压器和调速器的影响.调速器与励磁调节采用 IEEE 标准模型,PSS 采用 IEEE2ST 模型,线路采用 Bergron 物理参数模型 ,负荷模型采用 40%恒阻抗模型和 60%的感应电动机模型.计算仿真的运行方式仍为华中电网 2005 年丰大运行方式.三台发电机分别采用川渝等值机,左一等值机以及华中东网等值机的简化参数,无穷大电源相当于平衡节点调节系统潮流.初始条件为:川渝等值机出力为 2070MW,左一等值机出力为4500MW,华中东网等值机等效为电动机模式,川渝等值机与左一机均装设 PSS.另外,万县侧,龙泉侧和荆门侧采用等效负荷.将川渝与华中的联络线,即:万县一三峡左一
14、(简称三万线,320km),万县一龙泉(万龙线,366km)两回线路保留;并保留三峡左一一龙泉(三龙线 58km)三回线和龙泉一荆门(龙荆线 80km)线路,以及联接无穷大电源的龙泉一孝感(200km 单回) 线路 .扰动选取负荷变动和三相瞬间短路,接地故障在 0.09S 后故障切除 ,1.0S 后自动重合闸.对系统进行稳态模拟以及扰动后低频振荡情况分析,观察联络线上的低频功率振荡情况;对电力系统稳定器(PSS)及串联补偿装置抑制低频振荡的效果进行分析.2.2 建模结果及分析2.2.1PSS 抑制低频振荡的分析分析 2005 年丰大运行方式,川渝电网向华中东网送电 1500MW 时,是否装设
15、PSS 对于系统发生扰动后振荡情况的影响,振荡情况如图 6 所示.分析图 6(a)一(d)可知,加装 PSS 对抑制传输线在小扰动后的振荡效果显着,30S 后幅值从 130MW减小到 3MW,振荡平息时间从 53S 减小到 16S.对大扰动后的振荡,30S 后幅值从 200MW 减小到 3MW;在振荡平息时间上,未加装 PSS 需要 116S,加装后功率振荡在不到 16S 时已基本消失 .2.2.2 串联补偿抑制低频振荡的分析川渝向华中东网送电 1500MW,川渝等值机和左一机装设 PSS,并在三万线以及万龙线线路中间装设串补度为 30%的常规串联补偿器下进行仿真,当三万线发生单相瞬间接地故障
16、后,分析装设常规串联补偿器对系统低频振荡的影响,波形如图 7 所示.由结果可知,当系统发生单相瞬间接地故障时,与未装常规串补相比,线路上加装常规串补时低频振荡衰减显着.36 继电器3 结论Jl.l-.-l,1fIIj,V-vV1rvfvH6.I/删vVV.I“t/s(B)未装设 PSS 发生负荷变动后的功率振荡图V/V厂/,一,(c)未装设 PSS 发生三相舜间短路后功率振荡图/,V.VVVVV3Oo0200O10000莹一 1000150010005o00t/s(b)装设 PSS 发生负荷变动后的功率振荡图vJv051015202530t/s(d)装设 PSS 发生三相舜间短路后功率振荡图图 6 装设与未装设 PSS 时的功率振荡图Fig.6Comparisonofactivepowercurveswith/withoutPSS1._lf/f/MA/-一VVV一l.7:一 .1,/V.l.Jl/tJVV 一图 7 装设与未装设串补时发生单相瞬间
