基于事故仿真的负荷模型对南方电网动态稳定性的影响研究

基于事故仿真的负荷模型对南方电网动态稳定性的影响研究刘春晓;李智欢
【摘要】分析了目前国内外调度机构在进行电网仿真计算时采用的经典负荷模型
类型,并对南方电网自2010年以来发生的4起典型事故进行了深入分析,对利用4
种不同负荷模型(ZIP、50％电动机+50％恒阻抗、60％电动机+40％恒阻抗、50％电动机+50％ ZIP负荷模型)进行事故仿真的结果与实际结果进行对比,发现ZIP负荷模型与60％电动机+40％恒阻抗负荷模型的仿真结果接近实际,更为适用于南方电网动稳问题分析计算,而50％电动机+ 50％ ZIP模型,由于电动机占比过大与实
际负荷情况不符,仿真结果比实际明显偏严厉,有较大差别.而50％电动机+50％恒
阻抗负荷模型略为偏乐观.建议在南方电网日常动稳问题分析计算中采用ZIP负荷
模型或60％电动机+40％恒阻抗负荷模型,并持续进行事故仿真,进一步完善负荷模型的经验分析与总结.
【期刊名称】《贵州电力技术》
【年(卷),期】2016(019)005
【总页数】6页(P1-5,30)
【关键词】负荷模型;动态稳定性;实际事故;仿真
【作者】刘春晓;李智欢
【作者单位】中国南方电网电力调度控制中心,广东广州510623;中国南方电网电
力调度控制中心,广东广州510623
【正文语种】中文
【中图分类】TM743
负荷模型的建模及选取长期以来一直是电力系统学术界及工业界关注的焦点及研究难点。

欧美等国家调度部门目前仍然是以采取经典的静态负荷模型ZIP模型以及
考虑恒阻抗+电动机的动态负荷模型为主，而国内的调度部门目前也主要以这两种模型为主，只不过不同的地区采取的恒阻抗，恒电流，恒功率或者恒阻抗及电动机负荷所占的比例不同，近年来考虑配电网络的综合负荷模型(SLM)也作为参考负荷模型被部分调度部门使用。

南方电网目前已形成“八直八交”的大容量、长距离送电结构，约束送受电极限的主要因素为动态稳定性及热稳定问题。

较为准确的确定输送极限对确保电网安全稳定运行意义重大，已有的研究[1-7]以及实际计算分析表明，不同的负荷模型对电
网的输送极限有较大影响。

本来主要利用从2010年至今南方电网网内发生的实际典型故障为基础，利用仿真分析来比较不同的负荷模型对南方电网动态稳定的影响，并在此基础上给出适用于调度部门动稳问题研究的建议模型。

南方电网目前采用的静态ZIP模型按照省区来进行统一划定，根据经验各省的恒
阻抗、恒电流、恒功率负荷所占比例有所不同，具体如表1所示。

对于恒阻抗+电动机模型，根据前期对南方电网区域内的负荷调研情况，电动机所占比例基本相同，目前各省均采用的是50%恒阻抗+50%电动机的比例分配。

此外，出于计算结果比对目的，本文中还计算了60%电动机+40%恒阻抗以及50%电动机+50%恒阻抗的情况。

对2010年以来南方电网网内实际发生的典型故障进行仿真分析，主要针对事故过程中系统动态稳定问题进行分析。

计算数据分别为事故对应年月调度部门使用的日常跟踪计算数据，该数据包含了南方电网五省区220 kV及以上电压等级网络以及云南中小水电富集地区110 kV电网、海南全部110 kV电网，负荷挂在220 kV
及110 kV主变的中、低压侧。

所有已投产的发电机、线路、主变等均使用实测参
数。

仿真计算程序采用中国电科院“BPA暂态稳定程序”。

发电机采用Eq″、Ed″变化模型，考虑自动励磁调节装置、调速器和PSS作用，机组阻尼系数D取0。

所有
发电机励磁、调速与PSS模型均采用实测模型及参数。

直流系统采用BPA程序中的两端直流详细模型，考虑直流控制系统作用，直流控制系统采用新模型。

由于动态稳定问题中利用prony分析方法计算阻尼比与选取的时间窗以及曲线的
拟合接近程度等密切相关[8]若选取不一致容易导致计算阻尼比与实际发生较大偏差，因此本文中全部采用功率曲线对比来分析不同负荷模型的响应情况。

调整离线数据与实际故障发生前的负荷、开机、接线方式等一致，并加以实际发生的故障进行模拟。

2010年5月24日9:44，兴安直流极二闭锁，闭锁前双极功率为3 000 MW，事前主网各交流断面均有较大裕度，事故后直流闭锁全部功率转移至交流通道，图1、图2是BPA仿真结果与实际PMU实时曲线的比对结果，选取的功率曲线是典型
西电东送通道上的线路。

可以看到事故后主网主要联络线罗百I线、天金线线路功率都有持续波动，其变化趋势和实际大致接近，进一步对比曲线的振幅可以看出50%恒阻抗+50%电动机
模型的波动幅度小于实际，而50%ZIP+50%电动机波动幅度大于实际，ZIP模型
和60%恒阻抗+40%电动机模型与实际大致接近，尤其前3～4摆的幅值、频率吻合度较好。

2010年8月19日12:56，楚穗直流联网方式双极3 683 MW跳闸，双极功率降至0 MW，楚雄换流站稳控装置动作切除小湾电厂3号、4号、5号机，共切负荷1 336 MW。

图3是BPA仿真结果与实际PMU实时曲线的比对结果，选取的功
率曲线是典型西电东送通道上的线路。

可以看到事故后主网主要联络线天金线线路功率都有持续波动，其变化趋势和实际
大致接近，进一步对比曲线的振幅可以看出50%恒阻抗+50%电动机模型的波动
幅度小于实际且更快平息，而50%ZIP+50%电动机波动幅度大于实际且平息较慢，ZIP模型和60%恒阻抗+40%电动机模型与实际大致接近。

2012年8月5日22:37，楚穗直流联网方式双极5 000 MW满负荷运行时，因
穗东站侧极2直流滤波器L2电抗器着火，穗东站极2直流滤波器差动保护动作，闭锁极2双阀组。

事故前，500 kV主网全接线运行，系统频率、电压运行正常；各送电断面裕度满
足要求，云南交流送出通道及广东交流入口均压极限运行。

楚穗直流双极
5 000 MW满功率运行，500 kV母线电压维持在532 kV；除兴安直流外，其他
各直流均接近满负荷运行。

图4、图5是BPA仿真结果与实际PMU实时曲线比
对结果，选取的功率曲线是典型西电东送通道上的线路。

可以看到事故后主网主要联络线罗百I线、梧罗I线线路功率都有持续波动，其变化趋势和实际大致接近，进一步对比曲线的振幅可以看出50%恒阻抗+50%电动
机模型的波动幅度小于实际且更快平息，而50%ZIP+50%电动机波动幅度大于实际且平息较慢，ZIP模型和60%恒阻抗+40%电动机模型与实际接近，振幅及频率吻合度好。

2013年7月15日01:04广东500 kV北增乙线A相故障跳闸，重合成功。

故障
期间，楚穗直流双极各发生1次换相失败(双极功率由4 500 MW跌落至0 MW)，江城直流双极各发生1次换相失败(双极功率由1 695 MW跌落至0 MW)，其余
各回直流未发生换相失败。

系统频率、电压运行正常；各交流送电断面均有较大裕度。

图6是BPA仿真结果与实际PMU实时曲线的比对结果，选取的功率曲线是
典型西电东送通道上的线路。

可以看到事故后主网主要联络线梧罗I线线路功率都有持续波动，其变化趋势和实际大致接近，进一步对比曲线的振幅可以看出50%恒阻抗+50%电动机模型较实
际很快平息、振幅相当，而50%ZIP+50%电动机波动幅度明显大于实际，ZIP模
型和60%恒阻抗+40%电动机模型振幅大于实际且更快平息。

对于四次实际事故利用不同负荷模型的仿真结果与实际曲线对比结论见表2。

从仿真结果可以看出，利用50%电动机+50%恒阻抗负荷模型得出的仿真结果与
实际结果相比，系统的动态稳定水平略偏乐观，而50%电动机+50%ZIP负荷模型的仿真结果则偏严厉，60%电动机+40%恒阻抗模型较为接近实际略偏乐观，ZIP
负荷模型则与实际较为接近。

此外，需要说明的是，对于楚穗直流2012年单极闭锁的事故仿真结果曲线与实际曲线吻合度较高，而兴安直流单极闭锁、北增乙线单瞬故障的事故仿真曲线与实际有一定偏差。

分析原因为楚穗直流2012年单极闭锁时南方电网交直流断面功率较重，除兴安直流以外的其余直流均为满功率运行，云南、广东交流断面压极限运行，事故发生在迎峰度夏高峰送电时段，接近电网的极限运行方式，此时发生楚穗直流单极2 500 MW闭锁，低频振荡更容易激发；而兴安直流单极闭锁、北增乙线单
瞬故障事前电网运行在有较大裕度的方式下，受到扰动后很快平息，低频振荡表象不够明显，并且由于电网实际实时的一些负荷、操作、发电出力等随机扰动使得各线路功率曲线在事故后有一定幅度的持续摆动，而仿真计算中则无法考虑这些扰动的影响。

综上，从这4起实际事故的仿真分析中可以看出ZIP负荷模型与60%电动机+40%恒阻抗负荷模型更为适用于南方电网动稳问题分析计算，而50%电动机+50%ZIP 模型，由于ZIP模型中实际已考虑电动机因素，导致这种负荷模型的电动机占比
过大，从仿真结果也可看出比实际明显偏严厉，有较大差别。

而50%电动机+50%恒阻抗负荷模型略为偏乐观。

通过对南方电网自2010年以来发生的4起典型事故的仿真分析，比较了4种负
荷模型(ZIP、50%电动机+50%恒阻抗、60%电动机+40%恒阻抗、50%电动机
+50%ZIP负荷模型)的仿真计算结果，通过与实际对比，发现ZIP负荷模型与60%电动机+40%恒阻抗负荷模型仿真结果接近实际，更为适用于南方电网动稳问题分析计算，而50%电动机+50%ZIP模型，由于电动机占比过大与实际负荷情况不符，仿真结果比实际明显偏严厉，有较大差别。

而50%电动机+50%恒阻抗负荷模型
略为偏乐观。

建议在南方电网日常动稳问题分析计算中采用ZIP负荷模型或60%
电动机+40%恒阻抗负荷模型，并持续进行事故仿真，进一步完善负荷模型的经验分析与总结。