李晨坤，咼虎，陳道君

(國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學研究院，湖南 長沙410007)

通過仿真計算有效地對電網(wǎng)進行安全穩(wěn)定校核，找出電網(wǎng)運行中存在的薄弱點，是保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行中的重要工作，而仿真計算模型的精確與否則決定了計算結(jié)果是否能夠準確反映電網(wǎng)運行特性〔1－2〕。文中通過湖南電網(wǎng)實際發(fā)生的某線路因山火導致故障跳閘事件的仿真計算和WAMS 故障錄波的對比分析，簡要闡述了仿真模型校驗的基本方法和流程。

1 故障跳閘事件概述

某日15 時59 分，湖南電網(wǎng)某線路L1由于山火導致故障跳閘，具體過程如下:50 ms 后C 相故障，故障點距離線路L1首端63%，末端37%;1 s后重合成功;1.85 s 后C 相再次故障，故障點距離線路A 首端71%，末端29%;1.9 s 后線路A 三相跳開。線路L1及周邊500kV 線路相對位置如圖1所示。

線路L1故障前后部分線路實際潮流見表1，部分周邊線路的WAMS 故障錄波如圖2 所示。

圖1 線路L1—L5 相對位置圖

表1 線路L1 故障前后部分線路潮流MW

圖2 有功功率WAMS 錄波波形

2 故障前電網(wǎng)運行方式

2.1 開機方式

故障前湖南電網(wǎng)220 kV 及以上統(tǒng)調(diào)電源總出力為8 027.21 MW，見表2。長株潭地區(qū)1 301.083 MW，岳陽地區(qū)411.385 MW，衡郴永地區(qū)573.403 MW，婁邵地區(qū)1 440.752 MW，常益張地區(qū)2 858.532 MW，懷吉地區(qū)1 442.055 MW。

表2 故障前湖南電網(wǎng)220 kV 及以上電源出力MW

2.2 負荷水平

故障前湖南220 kV 變電站下網(wǎng)負荷9 716.723 MW。其中長株潭地區(qū)3 568.92 MW，衡郴永地區(qū)2 184.983 MW，常益張地區(qū)1 436.73 MW，婁邵地區(qū)1 288.922 MW，懷吉地區(qū)599.777 MW，岳陽地區(qū)637.391 MW。

3 仿真計算

3.1 計算軟件

仿真計算使用的軟件是電力系統(tǒng)分析綜合程序PSASP 6.282 版。其中潮流計算采用最佳乘子法，暫態(tài)穩(wěn)定計算則采用分步積分法，積分步長為0.01 s。

3.2 計算網(wǎng)絡

本次仿真計算采用的計算網(wǎng)絡為截止到2013年底的湖南電網(wǎng)計算網(wǎng)絡。

1)發(fā)電機模型

發(fā)電機數(shù)學模型為Eq'，Ed″，Eq″變化的5 階模型，并計及自動勵磁調(diào)節(jié)器和調(diào)速器的影響。

湖南電網(wǎng)已有機組勵磁系統(tǒng)模型參數(shù)與省調(diào)控中心提供的2014年度運行方式數(shù)據(jù)保持一致，該數(shù)據(jù)中黔東、東江、華岳、金竹山、耒陽、三板溪、碗米坡、石門、五強溪、湘潭、益陽和鳳灘擴機部分機組采用了PSS。

2)負荷模型

湖南電網(wǎng)負荷模型采用感應電動機和恒定阻抗組合的模型，恒定阻抗為35%，感應電動機為65%。感應電動機定子繞組漏抗取0.18 p.u.。

3.3 開機方式

采用故障前實時發(fā)電機出力數(shù)據(jù)，參見表2。

3.4 負荷水平

采用故障前實時負荷數(shù)據(jù)，參見本文2.2

3.5 潮流計算

1)線路L1故障前，L1潮流為410 MW，L2潮流為－325 MW，L3潮流為233 MW，L4潮流為－361 MW，L5潮流為－201 MW;

2)線路L1故障后，L1潮流為0，L2潮流為－486 MW，L3潮流為390 MW，L4潮流為－189 MW，L5潮流為－93 MW。

上述數(shù)據(jù)結(jié)合表1，可以得到線路L1跳閘前后部分線路仿真計算結(jié)果與實際潮流對比，見表3。由表3 可以得到，按照文中所述的開機方式和負荷分布得到的潮流分布仿真結(jié)果和電網(wǎng)實際潮流分布保持一致，潮流仿真精度滿足要求。

表3 線路L1 故障前后潮流仿真計算結(jié)果與實際潮流對比MW

3.6 暫態(tài)穩(wěn)定計算

本次仿真時長總計100 s，其中0～3 s 為正常運行時段，3.05 s 時刻線路L1發(fā)生故障。

3.6.1 方案1

按照線路L1故障過程記錄，制定暫態(tài)穩(wěn)定計算方案1，見表4，即:

1)3.05s 時刻線路L1的C 相在距離線路首端63%處發(fā)生單相短路接地瞬時性故障，4.05 s 時刻故障退出;

2)4.85s 時刻線路L1的C 相發(fā)生單相短路接地永久性故障;

3)4.9s 時刻線路L1兩端斷路器三相跳閘。

表4 暫態(tài)穩(wěn)定計算方案1s

在PSASP 計算程序中按照表4 所示故障設置對上述網(wǎng)絡進行暫態(tài)穩(wěn)定計算，得到線路L1—L5(在線路L1故障跳閘暫態(tài)過程中)的有功功率仿真計算波形圖，如圖3 所示，其中標幺值基準為100 MVA。

圖3 有功功率仿真計算波形

對比方案1 的仿真波形和WAMS 錄波波形，可以得到:

1)在線路L1故障前后各線路有功功率的穩(wěn)態(tài)值方面，方案1 仿真波形和WAMS 錄波保持一致，見表5;

表5 線路L1 故障前后暫態(tài)穩(wěn)定仿真計算結(jié)果與實際數(shù)據(jù)對比(方案1，穩(wěn)態(tài)) MW

2)在線路L1故障暫態(tài)過程中，各線路有功功率的波動、峰值等方面，方案1 仿真波形在波動趨勢和峰值方面均和WAMS 故障錄波存在較大差異。

該結(jié)果表明，方案1 中的故障設置雖然對線路潮流的穩(wěn)態(tài)值仿真較為精確，但對于故障過程中線路功率振蕩的波峰、波谷以及波形尖刺等描述不夠準確，暫態(tài)穩(wěn)定仿真精度不滿足要求，需要對方案進行改進。

3.6.2 方案2

在方案1 的基礎上，在線路L1的C 相第一次發(fā)生單相瞬時故障后，加入線路L1兩端斷路器單相跳閘重合成功的動作，見表6，即:

1)3.05s 時刻線路L1的C 相在距離線路首端63%處發(fā)生單相短路接地瞬時性故障，4.05 s 時刻故障退出;

2)3.14s 時刻線路L1的C 相近故障點斷路器單相跳閘，4.05 s 重合成功;

3)3.15s 時刻線路L1的C 相遠故障點斷路器單相跳閘，4.05 s 重合成功;

4)4.85s 時刻線路L1的C 相發(fā)生單相短路接地永久性故障;

5)4.9s 時刻線路L1兩端斷路器三相跳閘。

表6 暫態(tài)穩(wěn)定計算方案2s

在PSASP 計算程序中按照表6 所示故障設置對上述網(wǎng)絡進行暫態(tài)穩(wěn)定計算，得到線路L1—L5(在線路L1故障跳閘暫態(tài)過程中)的有功功率仿真計算波形圖，如圖4 所示，其中標幺值基準為100 MVA。

圖4 有功功率仿真計算波形

對比方案1、方案2 以及WAMS 故障錄波，可以得到:

1)對于線路L1故障前、后有功功率穩(wěn)態(tài)值方面，方案1 和方案2 的仿真結(jié)果保持一致，均和WAMS 錄波的擬合度較高，見表5，7。

表7 線路L1 故障前后暫態(tài)穩(wěn)定仿真計算結(jié)果與實際數(shù)據(jù)對比(方案2，穩(wěn)態(tài)) MW

2)對于線路L1故障暫態(tài)過程中各線路有功功率的波動、峰值等方面，方案2 較方案1 有極大提高，無論是波動趨勢還是峰值均和WAMS 錄波擬合度較高，暫態(tài)穩(wěn)定仿真精度滿足要求。

4 結(jié)論

1)線路L1故障前后，對于周邊線路線路的有功功率穩(wěn)態(tài)值，仿真計算結(jié)果和實際數(shù)據(jù)基本保持一致，湖南電網(wǎng)潮流仿真模型精度滿足要求;

2)線路L1故障過程中，對于周邊線路的有功功率波動趨勢和峰值，方案1 與WAMS 故障錄波差距較大，不能夠準確地描述故障發(fā)生的實際過程，而方案2 仿真計算結(jié)果則與實際波形在波動趨勢和峰值方面擬合程度較高，僅在波形細節(jié)上存在差異。主要原因在于，方案1 沒有體現(xiàn)線路斷路器單相跳閘重合成功的具體過程，而是僅用單相短路接地故障退出對這一過程進行簡單模擬;方案2 則在方案1 基礎上加入了線路近故障點和遠故障點2個斷路器分別單相跳閘重合成功的具體過程，說明仿真計算中對故障過程的設置是否準確，將直接影響到仿真結(jié)果的準確性。

對于方案2 與WAMS 錄波在波形細節(jié)上的差異主要有2 個方面的原因，一是故障暫態(tài)過程和發(fā)輸變電設備的模型參數(shù)及發(fā)電機的動態(tài)過程都相關;二是仿真計算軟件的故障模擬為金屬性故障，而實際發(fā)生的故障并不一定為金屬性故障，但該差異并不會對分析結(jié)論本質(zhì)性影響。

〔1〕國家電網(wǎng)公司． Q/GDW404—2010 國家電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算技術規(guī)范〔S〕． 北京:中國電力出版社，2010．

〔2〕國網(wǎng)湖南省電力公司電力科學研究院． 2015—2016年湖南電網(wǎng)規(guī)劃滾動計算分析報告〔R〕． 2013．