華中電網(wǎng)低頻振蕩的分析與研究

華中電網(wǎng)低頻振蕩的分析與研究

0低頻振蕩機(jī)理分析及機(jī)理根據(jù)“全國互聯(lián)、西醫(yī)、東向北、南北互聯(lián)”的全國互聯(lián)政策，未來5-10年是全球能源網(wǎng)絡(luò)建設(shè)的關(guān)鍵時期。由于電力系統(tǒng)的不斷擴(kuò)大,快速勵磁系統(tǒng)和快速勵磁調(diào)節(jié)器的應(yīng)用,不少電力系統(tǒng)出現(xiàn)了聯(lián)絡(luò)線低頻功率振蕩現(xiàn)象。振蕩過程中參與振蕩的機(jī)組轉(zhuǎn)子會相對擺動,輸電線路功率來回傳輸,影響了系統(tǒng)的正常運行,嚴(yán)重時系統(tǒng)將失去同步。一般認(rèn)為低頻振蕩的機(jī)理是由于在特定情況下系統(tǒng)提供的負(fù)阻尼作用抵消了系統(tǒng)電機(jī)、勵磁繞組和機(jī)械等方面的正阻尼,使系統(tǒng)總阻尼很小或為負(fù)。系統(tǒng)在負(fù)阻尼工況下受到擾動時,擾動逐漸被放大進(jìn)而引起功率的低頻振蕩。如何解決和理解低頻振蕩問題,在系統(tǒng)不斷發(fā)展的今天顯得尤為重要。本文結(jié)合川渝并入華中電網(wǎng)互聯(lián)輸電的實際工程,在深入研究低頻振蕩故障的數(shù)學(xué)模型和機(jī)理的基礎(chǔ)上,對華中電網(wǎng)進(jìn)行系統(tǒng)的計算,分析其產(chǎn)生低頻振蕩的幾率、地點和穩(wěn)定特性。并利用實時數(shù)字仿真系統(tǒng)(RTDS)和電力系統(tǒng)綜合程序(PSASP)對電力系統(tǒng)中常見的抑制低頻振蕩故障的方式進(jìn)行比較。1發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子角隨負(fù)荷擾動的規(guī)律各國專家提出了一些不同的低頻振蕩產(chǎn)生機(jī)理,主要歸為3類:①根據(jù)線性系統(tǒng)分析,由于系統(tǒng)特征根的改變,產(chǎn)生了附加的負(fù)阻尼,抵消了系統(tǒng)固有的正阻尼,使之變?yōu)槿踝枘峄蛘哓?fù)阻尼的情況,最終導(dǎo)致擾動后振蕩不衰減或增幅振蕩。②輸人或擾動信號與系統(tǒng)固有頻率存在某種特定關(guān)系,產(chǎn)生較大幅度的共振或諧振,其頻率有時處于低頻區(qū)域,產(chǎn)生了低頻振蕩;③由于系統(tǒng)的非線性影響,其穩(wěn)定結(jié)構(gòu)發(fā)生變化。當(dāng)參數(shù)或擾動在一定范圍內(nèi)變化時會使得穩(wěn)定結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,從而產(chǎn)生系統(tǒng)的振蕩。這一分析有別于線性系統(tǒng),因為線性系統(tǒng)的穩(wěn)定是全局性的,非線性系統(tǒng)是局部的。在所有低頻振蕩機(jī)理中,負(fù)阻尼機(jī)理研究得最成熟,目前已經(jīng)形成了一套較完整的理論體系,并且在工程上得到實際應(yīng)用。本文就是在基于負(fù)阻尼機(jī)理的基礎(chǔ)上對華中區(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行低頻振蕩分析的。近年來低頻振蕩的研究已經(jīng)取得了一些進(jìn)展,尤其是單機(jī)系統(tǒng)的問題已經(jīng)基本上得到了解決。在兩機(jī)系統(tǒng)簡化后的單機(jī)無窮大系統(tǒng)中,設(shè)發(fā)電機(jī)為恒定,所有就地負(fù)荷都放在E′恒定點(見圖1)。考慮負(fù)荷擾動ΔPl的發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子運行方程為:Mδ/ω0+Dδ/ω0=Pm-(PL-ΔPl+Pmaxsinδ),(1)線性化的轉(zhuǎn)子運行方程式為ΜΔδω0+DΔδω0+ΚΔδ=ΔΡL+n∑i=1ΔΡlisin(ωi+φi),(2)MΔδω0+DΔδω0+KΔδ=ΔPL+∑i=1nΔPlisin(ωi+φi),(2)由第一、二種負(fù)荷引起的系統(tǒng)頻率偏移很小,因此可認(rèn)為發(fā)電機(jī)的機(jī)械功率恒定即△Pm=0。求解式(2)可以得到由周期性負(fù)荷引起的發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子角對平均值偏移的變化規(guī)律如下:Δδ=Ae-ξωntsin(ωn√1-ξ2t+φ)+k∑i=1ΔΡlisin(ωi+φi-?i)Κ√(Ν2i-1)2+(2Νiξ)2,(3)Δδ=Ae?ξωntsin(ωn1?ξ2?????√t+φ)+∑i=1kΔPlisin(ωi+φi??i)K(N2i?1)2+(2Niξ)2????????????????√,(3)D為等值阻尼力矩系數(shù);ξ=D/2Mw0為阻尼系數(shù)。在ξ>0的系統(tǒng)中,設(shè)負(fù)荷以給定頻率變化,則發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子角度偏移的最大值為:Δδmax=ΔΡt/Κ√(Ν2-1)2+2Νξ2,(4)Δδmax=ΔPt/K(N2?1)2+2Nξ2??????????????√,(4)聯(lián)絡(luò)線功率的最大偏移值為:ΔΡmax=ΚΔδmax=ΔΡl/√(Ν2-1)2+2Νξ2ΔPmax=KΔδmax=ΔPl/(N2?1)2+2Nξ2??????????????√。(5)可見N→0時ΔPmax→ΔPl,(6)N=0時ΔPmax=ΔPl/2ξ,(7)N→∞時ΔPmax→0。(8)對(5)式的ΔPmax求極值,可得當(dāng)Ν=√1-2ξ2N=1?2ξ2??????√時,有極大值ΔΡmax=ΔΡl/2ξ√1-2ξ2ΔPmax=ΔPl/2ξ1?2ξ2??????√。(9)由(6)～(9)式可見,當(dāng)負(fù)荷擾動的頻率遠(yuǎn)高于系統(tǒng)固有頻率時,該負(fù)荷擾動對于聯(lián)絡(luò)線功率振蕩沒有什么影響,可不予考慮;對遠(yuǎn)低于系統(tǒng)固有頻率的負(fù)荷擾動,若其幅值較大,則對聯(lián)絡(luò)線功率振蕩也會有相當(dāng)影響,對于同固有頻率相同或稍低于固有頻率的負(fù)荷擾動會引起聯(lián)絡(luò)線功率的諧振,其諧振幅值同擾動量成正比,同阻尼系數(shù)成反比。任一振蕩模式在振蕩過程中的阻尼大小與該振蕩模式的振蕩模態(tài)(即特征矢量)、各機(jī)組阻尼系數(shù)和慣性常數(shù)存在著特定的函數(shù)關(guān)系,其中振蕩模態(tài)起著決定性作用。要想增加振蕩模式阻尼,就必須在強(qiáng)相關(guān)機(jī)組(即特征矢量較大的機(jī)組)上施加阻尼。2華中電網(wǎng)低頻振蕩模式計算程序采用PSASP(6.2版),計算網(wǎng)絡(luò)包括2005年華中區(qū)域500kV及220kV電網(wǎng),基本潮流選用能保證川渝500kV電網(wǎng)內(nèi)部線路三相故障、湖北與川渝聯(lián)絡(luò)線三相故障以及華中500kV電網(wǎng)內(nèi)部線路三相故障,不采取穩(wěn)定措施或水電外送線路,采取切機(jī)措施能夠保持系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的潮流作為計算的基本潮流,即基本潮流為能滿足系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定要求的最大潮流。計算方法包括潮流計算、暫穩(wěn)計算、小干擾穩(wěn)定計算。電力系統(tǒng)的機(jī)電振蕩頻率通常為0.1～2.5Hz,區(qū)域間的振蕩模式頻率通常為0.1～1.0Hz,區(qū)域內(nèi)的振蕩模式頻率通常為1.0～2.5Hz。本次計算得到了許多頻率在0.1～2.5Hz之間的振蕩模式,選取其中2對主導(dǎo)特征模式來分析,由于內(nèi)容關(guān)系,這里只分析特征值1和2(見表1)。特征值1對應(yīng)的是區(qū)域間弱阻尼振蕩模式,振蕩頻率為0.644162Hz。系統(tǒng)中所有的江西發(fā)電機(jī)和部分湖南發(fā)電機(jī)參與了振蕩,江西和湖南機(jī)群相位約相差180°,其中特征向量振幅最大發(fā)生在萬安電廠40MW和五站電廠120MW。圖2a為特征值1的模態(tài)圖,由圖可知,該模態(tài)表征江西和湖南機(jī)群間發(fā)生了相位相反的相對振蕩。特征值2對應(yīng)的是區(qū)域間負(fù)阻尼增幅振蕩模式,其振蕩頻率為0.690922Hz。系統(tǒng)中的所有發(fā)電機(jī)都參與了振蕩,該振蕩模式對四川、湖南水電機(jī)群和湖北三峽、隔河巖電廠影響最大,其中特征向量振幅最大值發(fā)生在三峽電廠840MW和東江電廠50MW。圖2b為特征值2的模態(tài)圖,該模式表征湖北水電機(jī)群和四川、湖南水電機(jī)群之間相位的相對振蕩是引起該模式下全局增幅振蕩的主要原因。綜合所計算結(jié)果可以看出,目前華中電網(wǎng)正常運行的情況下,電網(wǎng)內(nèi)部還存在動態(tài)不穩(wěn)定運行點。隨著四川水電機(jī)組送華中東部電網(wǎng)功率的增加,當(dāng)鄂渝斷面輸送功率>100MW時電網(wǎng)內(nèi)部開始出現(xiàn)不同方式的振蕩。華中電網(wǎng)中既有川渝和華中東部電網(wǎng)間的區(qū)域振蕩模式,又有川渝和華中東部電網(wǎng)內(nèi)部存在的地區(qū)振蕩模式。通過分析計算結(jié)果可知,在2005年豐大運行方式下,華中電網(wǎng)內(nèi)部低頻振蕩點主要集中在四川的二灘機(jī)組、湖南、江西的水電機(jī)組和湖北西部的水電機(jī)組群。這些機(jī)群間的相對振蕩是引起華中電網(wǎng)振蕩的主要原因。分別在華中電網(wǎng)內(nèi)部分機(jī)組加裝電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(PSS)和部分線路加裝串補(bǔ)償器,比較加裝不同裝置前后系統(tǒng)穩(wěn)定特性,分析PSS和串聯(lián)補(bǔ)償器對提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和抑制電網(wǎng)內(nèi)部低頻振蕩的效果時取三峽—萬縣500kV線路為研究對象。表2為三萬線臨近電站加裝PSS和串補(bǔ)前后的華中電網(wǎng)主要特征值對比(僅分析特征值6)。從表2可以看出,特征值6對應(yīng)的是區(qū)域間負(fù)阻尼增幅振蕩模式。在華中電網(wǎng)500kV三萬輸電線臨近區(qū)域電站加裝PSS后,特征值6的阻尼特性改善不明顯,阻尼比增加微小,特征值6對應(yīng)的振蕩模態(tài)仍然存在;而加裝串補(bǔ)后有效的消除了特征值中對應(yīng)的負(fù)阻尼振蕩模態(tài),特征值6的阻尼系數(shù)由負(fù)阻尼變?yōu)檎枘?通過分析不同情況下特征值對應(yīng)的特征向量可知,加裝串補(bǔ)后湖北水電機(jī)組、河南和江西機(jī)組間的相對振蕩抑制不是非常明顯。但是重慶機(jī)組在加裝串補(bǔ)后穩(wěn)定特性得到極大提高,重慶機(jī)群沒有一臺機(jī)組參與區(qū)域間弱阻尼振蕩。降低了電網(wǎng)內(nèi)部低頻振蕩模式發(fā)生的幾率,對振蕩模式可以提供良好的阻尼,整個電網(wǎng)內(nèi)部穩(wěn)定性水平得到提高。在華中電網(wǎng)主力機(jī)組安裝PSS和三峽、隔河巖等電廠PSS退出的條件下,電網(wǎng)內(nèi)某斷面送電容量為900MW和1500MW時,在二灘—普提500kV線路上作三相短路故障,電網(wǎng)穩(wěn)定性情況分析。仿真計算得到的聯(lián)絡(luò)線功率波動情況見圖3。從圖3a、b可以看出,安裝串聯(lián)補(bǔ)償器后,系統(tǒng)的穩(wěn)定性有很大提高,華中電網(wǎng)內(nèi)區(qū)域間振蕩被較好地抑制。從圖3c可以看出,盡管系統(tǒng)中有的電廠的PSS未投入運行,安裝串補(bǔ)仍然可以很好地抑制區(qū)域間低頻振蕩,說明安裝串補(bǔ)后系統(tǒng)對PSS的要求有所降低。上述研究的總結(jié)見表3。從表3可以看出,在各種運行方式和不同PSS運行情況下,安裝串聯(lián)補(bǔ)償器均可有效抑制華中電網(wǎng)內(nèi)的振蕩模式,使聯(lián)絡(luò)線功率振蕩衰減大大加快。在一些方式下僅安裝PSS即可使系統(tǒng)穩(wěn)定,這時安裝串聯(lián)補(bǔ)償器仍可起到加快振蕩衰減速度,進(jìn)一步提高系統(tǒng)穩(wěn)定性的作用。在系統(tǒng)中一些主要發(fā)電機(jī)上安裝PSS對改善系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定性有較大作用。但對于復(fù)雜電力系統(tǒng),僅利用PSS很難對所有的低頻振蕩模式取得較好的阻尼作用,串聯(lián)補(bǔ)償器安裝在聯(lián)絡(luò)線上對抑制低頻振蕩有顯著的效果。計算表明在聯(lián)絡(luò)線安裝串補(bǔ),在系統(tǒng)各種運行方式及三峽等機(jī)組PSS退出運行的情況下,均可以降低低頻振蕩發(fā)生的幾率,提高系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定性。同時,安裝串補(bǔ)后系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定極限也有一定程度的提高。3基于pss的試驗系統(tǒng)為驗證PSS和串補(bǔ)的效果,采用實時數(shù)據(jù)仿真系統(tǒng)(RTDS),通過負(fù)荷變動、單瞬接地、三相瞬間接地故障下的動態(tài)時域仿真實驗進(jìn)行了論證。RTDS是全數(shù)字化的電力系統(tǒng)電磁暫態(tài)(EMTP)模擬裝置?？紤]RTDS硬件資源的限制,計算時可能出現(xiàn)數(shù)值溢出問題,將華中電網(wǎng)500kV線路等值簡化并用PSASP驗證。本文以簡化3機(jī)1電源系統(tǒng)為例進(jìn)行分析,三臺發(fā)電機(jī)分別采用川渝,左一以及華中東網(wǎng)等值機(jī)的簡化參數(shù),無窮大電源相當(dāng)于平衡節(jié)點調(diào)節(jié)系統(tǒng)潮流。系統(tǒng)等值模型見圖4。等值系統(tǒng)模型的初始條件為:川渝、左一等值機(jī)出力分別為2070和4500MW,華中東部電網(wǎng)等值機(jī)等效為電動機(jī)模式;川渝與左一機(jī)均裝設(shè)PSS。另外萬縣龍泉和荊門側(cè)采用等效負(fù)荷。將川渝與華中的聯(lián)絡(luò)線即萬縣—三峽左一(三萬線320km)、萬縣—龍泉(萬龍線366km)兩回線路保留;并保留三峽左一—龍泉(三龍線58km)三回線和龍泉—荊門(龍荊線80km)線路,以及聯(lián)接無窮大電源的龍泉—孝感(200km單回)線路。擾動選取負(fù)荷變動、三相瞬間接地故障,接地故障在0.09s后故障切除,1.0s后自動重合閘。本文選取川渝電網(wǎng)向華中東網(wǎng)送電1000MW時,在加裝PSS和串補(bǔ)的情況下,分別作負(fù)荷擾動和接地故障等試驗(主要描述這兩個試驗結(jié)果),觀測系統(tǒng)受干擾后的振蕩情況,表4為送電1000MW時裝設(shè)不同裝置和不同故障下的測試結(jié)果。從表4可以看出,裝設(shè)PSS和串補(bǔ)后,對傳輸線在小擾動和故障后的振蕩抑制作用明顯,擾動后的振蕩平息時間從71s分別減少16s和14s,故障后的振蕩平息時間從47s降低到17s和11s;在相同周期內(nèi)振蕩幅值也大幅度減小。圖5為線路發(fā)生三相接地后,系統(tǒng)中加裝PSS和40%串補(bǔ)裝置前后的線路功率振蕩圖。由圖可知,在系統(tǒng)中裝設(shè)PSS和串補(bǔ)后,在受到相同故障情況下,線路的穩(wěn)定特性得到提高。由計算結(jié)果可見,裝設(shè)PSS和串補(bǔ)均可使受擾動后系統(tǒng)低頻振蕩的幅值更快衰減、平息時間更短,而且隨著輸送容量增大其抑制效果更趨明顯。4暫態(tài)穩(wěn)定性極限a)當(dāng)負(fù)荷擾動的頻率遠(yuǎn)低于系統(tǒng)固有頻率時,若其幅值較大則對聯(lián)絡(luò)線功率振蕩也會有相當(dāng)影響;同固有頻率相同或稍低的負(fù)荷擾動會引起聯(lián)絡(luò)線功率的諧振,其諧振幅值同擾動量成正比,同阻尼系數(shù)成反比。b)在大區(qū)域電網(wǎng)正常運行的情況下,電