电力系统长动态过程仿真及自并励磁影响分析

电力系统长动态过程仿真及自并励磁影响分析
司瑞华;刘宪林;张国栋
【摘要】以某大型区域电网严重事故为背景,基于PSCAD/EMTDC进行建模和仿真,对比研究励磁方式对电力系统动态过程的影响.仿真中,同步发电机励磁系统分别
采用自并励模型和三机他励模型.两种模型下的仿真结果都基本重现了该事故从N-
1及次发展到N-9直到振荡结束各个阶段的基本特征,同时表明,两种励磁方式下的
仿真结果虽有差异,但没有质的差别.与他励方式相比,自并励方式在该事故的各个阶
段包括振荡期间并没有对电力系统稳定产生不利的影响.%Taking an accident happened in a large area power grid as the background, this paper builds the models and does a simulation based on PSCAD/EMTDC, and conducts
a comparison study of the effect of excitation mode on power system dynamic process. In the simulation, synchronizing generators' excitation systems respectively adopt static excitation model and three-machine separate excitation model. Both of the simulation results of two kinds of models show the basic characteristics of each stage from “N-1”to “N-9” until the end of oscillation, meanwhile, simulation results based on the two kinds of excitation modes have differences, but no qualitative differences. Compared with the separate excitation mode, static excitation mode does not produce unfavorable effect on power system stability in each stage including oscillation stage of the accident.
【期刊名称】《电力系统保护与控制》
【年(卷),期】2011(039)011
【总页数】5页(P106-110)
【关键词】自并励;他励;电力系统稳定;PSCAD/EMTDC;仿真
【作者】司瑞华;刘宪林;张国栋
【作者单位】郑州大学电气工程学院,河南,郑州,450001;郑州大学电气工程学院,河南,郑州,450001;金华电力设计院,浙江,金华,321001
【正文语种】中文
【中图分类】TM74
0 引言
电力系统的迅速发展，使我国电网呈现出规模大、电压高、区域之间互联、交直流混联等特点，系统的结构和运行方式越来越复杂，电力系统暂态稳定分析和控制措施已相当成熟，暂态稳定后的长过程动态稳定性将逐步成为威胁电力系统安全稳定运行的主要问题。

模拟和分析电力系统长期动态过程的稳定性，避免发生大面积停电，以及研究防止事故扩大的措施，意义重大[1-3]。

励磁控制是提高电力系统安全稳定性的重要手段，对提高系统稳定性既是全方位的：静态稳定和暂态稳定，也是全过程的：第一摆及后续摆动[4-6]。

我国应用较多的
励磁系统为三机他励系统和自并励系统，自并励系统自身优势显著，但其电源取自机端，在电网振荡时其励磁电压会随着机端电压振荡，可能会造成失磁保护动作或加剧电网的振荡，所以它对系统的影响仍需进一步讨论[7-9]。

本文在
PSCAD/EMTDC环境下搭建了仿真模型[10-11]，就自并励系统在大型电网严重故障下对系统长过程动态稳定的影响进行了仿真分析。

1 某大型电网事故过程介绍
某大型多区域互联电网曾发生重大电网事故，该系统由中部、北部和南部3个区域电网互联而成；中部电网为故障区，北部和南部电网分别通过1回和3回
500kV线路与中部电网联系。

考虑到无法获取事故电网的详细资料，依据事故中各个断面的潮流情况，用图1所示的简化系统模拟原系统，图中粗线表示500kV线路，细线表示220kV线路，北部和南部电网分别用两台等值机G1和G2表示。

为重点研究发生故障的中部电网，将其分为4个区域，分别用B、X、ZD和N表示中部电网的北部、西部、中东部和南部，其中B和X属送端，ZD和X属受端。

各区域内电厂用G表示，重要变电站母线用B表示，负荷用L表示，并用区域标号予以区别，传输线路用Ln （n为数字）表示，各主要潮流断面用 D表示。

该事故从发生到恢复阶段，经历了多条线路跳闸、多台机组解列和大量负荷切除等过程。

事故前中部电网开机容量约为17350 MW，旋转备用为9.2%，负荷约为17040 MW。

事故前主要断面的潮流如表1所示，中部电网通过D1和 D6断面分别向北部和南部电网外送功率450 MW和415 MW，中部电网内部B区至ZD区、X区至ZD区500kV和220kV系统电磁环网运行。

事故发展过程如表2所示。

表1 事故前主要断面潮流分布Tab.1 Power flow of the main section before accident潮流断面 D1 D2 D3 D4 D5 D6功率／MW 450 620 1210 1820 1650 415
图1 某大型电网的简化网络Fig.1 Schematic diagram of a large power grid 表2 事故进程Tab.2 Accident process事故过程第Ⅰ阶段正常→N-4 第Ⅱ阶段N-4→N-5 第Ⅲ阶段N-5→N-6 第Ⅳ阶段N-6→N-9 第Ⅴ阶段恢复阶段发生时刻／s 120 240 360 480 600跳闸线路 L13，L15，L14，L16 L33 L31 L29，L32，L39 L1电源损失／MW 2150 300 300 2000 ——切负荷／MW 1940 —— 578 605 490
2 仿真模型介绍
励磁系统模型：自并励系统模型采用 IEEE推荐的 ST1A型模型，电力系统稳定器（PSS）模型采用IEEE PSS1A型模型，为作比较，励磁系统还采用了三机他励模型（IEEE推荐的 AC1A型模型）[12]。

其他主要模型有：发电机的六阶模型，汽（水）轮机及其调速器模型，网络模型，负荷模型，低频减载模型等。

3 仿真结果
利用PSCAD软件对事故进行了仿真，仿真过程安排了约10 min，从事故发生到
振荡平息阶段。

限于篇幅，重点观察负荷中心处（ZDB2）的电压和频率，及各主要断面的潮流情况。

鉴于当时该电网大多数机组采用的是自并励系统，本文仿真中所有机组均采用自并励系统，并配置PSS，图2为全网采用自并励系统得到的仿
真结果。

图2 采用自并励系统时的仿真结果Fig.2 Simulation results of adopting static excitation system
按事故发展过程对仿真结果说明如下。

3.1 第Ⅰ阶段：正常状态→N-4状态
系统正常运行，在120 s时刻，由于继电保护装置误动，500kV线路L13跳闸，
当时ZDB2站一母线停电检修，带跳线路L15，相邻线路L14过载，10 s后跳闸，又连锁跳开L16，此时形成N-4故障。

送端系统采取切机或减出力约2150 MW，受端电厂出力带满，并切负荷约1940 MW，以消除线路过载。

仿真结果：D4断
面断开后，西部电网东送潮流转移至北部，致使D2断面潮流倒流；受端电网中
D5断面潮流减轻；由于送端出力过剩，该区变电站母线电压升高；由于ZDB2位于负荷中心，无功负荷较重，所以其母线电压有所下降，而频率经调整后基本不变。

3.2 第Ⅱ阶段：N-4状态→N-5状态
N-4故障使送端至受端500kV通道切断，功率转移至220kV通道。

240s时刻，
由B区域至ZD区域一回220kV线路L33由于过载而跳闸；XB1站500kV联变过载，安稳装置动作，切除XG2厂一台300 MW机组。

仿真结果：随着送端至受端之间的通道进一步减少，由于进一步缺失电源，各变电站母线电压下降，系统频率下降；由于 X区切除了一台机组，北送潮流减小，其他断面潮流变化不大。

3.3 第Ⅲ阶段：N-5状态→N-6状态
360 s时刻，X区域至ZD区域一回220kV线路L31故障跳闸，又造成XB1站联变过载，安稳装置再次动作，切除XG2厂另一台300 MW机组，随后切除北部和受端负荷约578 MW。

仿真结果：随着线路L31的跳闸，B区至ZD区的直接联络通道彻底断开，原来潮流的流向为“X区→B区→ZD区”，现转变为“B区→X区→ZD区”，再次致使D2断面潮流逆转；受端切除大量负荷后电压和频率有所回升。

3.4 第Ⅳ阶段：N-6状态→N-9状态
480 s时刻，送端和受端间3回220kV线路L29、L32、L39故障相继跳闸，形成N-9故障，此时，送端和受端之间的联系非常薄弱，致使电网潮流和电压出现大幅振荡，振荡过程中，因继电保护和安稳装置动作，送端和受端共损失机组约2000 MW。

仿真结果：各断面功率均出现大幅振荡，系统频率最低至49.1 Hz，与现场情况基本吻合。

系统的振荡中心位于ZDB2站附近，该处母线电压较其他处明显偏低，图3是仿真得到的振荡阶段ZDB2站母线电压的放大图，电压最低值大概在 0.8 pu左右。

ZDB2站附近功率振荡频率在0.6 Hz左右，与现场视觉感受振荡频率接近，放大图如图4所示。

图3 ZDB2站母线电压Fig.3 Bus voltage of ZDB2
图4 振荡期间ZDB2站220kV侧功率Fig.4 Power of ZDB2 during oscillation 3.5 第Ⅴ阶段：故障恢复阶段
为防止系统振荡波及周边电网，将北部电网和中部电网解列，即断开线路L1，并
切除受端区域部
图5 采用他励系统时的仿真结果Fig.5 Simulation results of adopting separate excitation system
分负荷后，系统振荡逐步平息。

由仿真结果知，各变电站母线电压、各断面潮流和系统频率逐步趋于平稳。

由于受端失去大量电源，其电压主要依靠送端电网的支撑，所以电压水平较低。

为作比较分析，对全网采用三机他励系统的情况也做了仿真，如图5所示。

从整
个仿真过程来看，在系统振荡前，全网机组分别采用两种励磁系统时，得到的仿真结果基本一致，自并励系统由于配置了PSS，在每一个阶段的故障发生后，对电
压和功率的振荡有较强的阻尼，可以快速达到新的稳态过程；在系统振荡过程中，两者的仿真波形有一定的差异，如采用自并励系统时ZDB2站频率大部分时间低
于50 Hz，采用他励系统时大部分时间高于50 Hz，但功率和电压振荡的幅值基本相当，而且从长时间轴上来看，两种励磁方式下的仿真结果没有质的差别。

4 结语
本文利用 PSCAD/EMTDC软件对某大型电网的严重事故行了仿真研究。

仿真结果基本重现了该事故过程中出现的潮流逆转、电压波动和功率振荡等现象，其中全网机组均采用自并励系统，在电网振荡过程中，振荡中心电压虽然偏低，但是自并励系统并没有造成电压崩溃或加剧系统振荡。

本文对进一步明确自并励系统的影响有一定的参考意义。

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