配电网络模型对电网暂态稳定性的影响及其机理

文/熊栘贝 周力行

1 配电网模型分析

依据电网稳定计算具有的数据，本文将其中110kV与以下配电网模型划分为以下几种：

普适框架，在电网中仅仅有220kV以上的数据，将110kV之下的数据看作为等值的负荷，如图1所示。

分析110kV网络层并网电源的配电网模型，如图2所示，其保留220kV以上网络还保留110kV层网络的详细数据，不过将35kV以下电网等效为等值负荷，其具有110kV网络内部所有的电力系统元件。

分析110kV与以下电网并网电源配电网模型，如图3所示，在含有220kV网络的基础上，系统内还具有110kV网络内的数据，将35kV之下的数据、系统模块的阻抗等看作为综合的负荷。

2 仿真条件设置

本文采用的仿真软件为电力系统综合分析软件PSASP。

2.1 数据获取

本文采用的数据为湖南电网2018年的电网数据，分为湘南地区以及湘西南地区两个部分。数据可以分为：

网络1仅仅保留220kV与以上计算数据，110kV与以下电网并网电源与负荷抵消，如图1；网络2为湘南220kV以上的网络，将110kV看作为110kV之下的网络，这一模块将依赖于并网电源与当地负荷抵消等效为等值负荷，如图2；网络3利用计算数据与湘西南采取110kV的并网电源模型开展计算，如图2；网络4采用当前稳定计算数据，两个模块采取110kV并网电源的配电模型进行系统计算；网络5位置通过稳压的计算数据与两个地区采用110kV与以下并网电源的配电网络模型，如图3所示；网络6采用湖南电网考虑110kV与以下电网并网电源依据上网负荷百分比划分区域。对小于16%的区域通过图1所画的稳定计算数据模式；在大于16%的模块采用的为图2所涉及的模型并网电源的电网稳定计算数据。

2.2 故障类型设置

故障位置为两个500kV变电站相连接的500kV线路位置；故障的类别为：设置三相永久性金属性接地短路的故障；实际的保护工作操作时间，不用分析重合闸、500kV模块设置的为0.09秒跳，远端设置的是0.1秒跳。

3 具体的仿真方案设置

对配电网络位置利用为在220kV变电站低侧向高压位置传递电力的3种方案开展计算设计与分析；对方案一模块在湘南部分配置的为404MW有功的电力；方案二模块设置的为无有功的电力；方案三位置具有的设置为在湘西南位置配置的为550MW的有功功率，具体的信息人表1所示。

为了保证不同网络方案之间的可比性，有必要在相同初始潮流的基础上调整潮流，保证每个区域的负荷水平一致，保证整个网络的电压水平不超过极限，保证传输湘鄂断面Sion功率2600兆瓦。一个地区的离线负荷是指该地区所有传统正向负荷减去有功总容量后的负荷。为了保证仿真结果的通用性，根据上述具体方案，分别对1700MW、2600MW和3000MW三种不同的负荷水平进行了仿真比较。

4 仿真结果与对比分析

4.1 仿真结果分析

在湖南1700MW下载下获得的牌长艳宗区间的最终功率在1～6号机后用支架表示。例如，网络4表示基于输电网当前的稳定性计算数据，南湖南和西南湖南地区采用110 kV网络的网格连接水平。电源的稳定性计算数据在方案113之后标记支架，以指示方案的分配网络中的有效功率上传区域。

在一个方案下，不同网络对湖南电力网过渡稳定性的影响模拟结果如下

在计划1中，湖南电力网在湖南具有404 MW的负载，牌长艳宗品牌的最终输电功率为2154MW。在采用考虑网格连接电源的配电网模型后，品牌牌长艳宗部分的最终输电功率增加，网络2、4、5增加了约1300MW，网络3暂时增加了117MW。湖南电力网的稳定度大幅度改善。采用网络5后，湖南电力网的稳定度高于网络4，网络2高于网络3。网络6仅在考虑110kV的配电网模型和网格连接电源下采用。虽然其他区域与网络1一致，但是通过网络获得的最终发射功率比网络1大1311 MW以上，比网络4大，比网络5小。

表1：湖南电网各地区有功电力总容量配置方案

图1：电网稳定计算数据

图2：110kV网络层面并网电源电网稳定计算数据

图3：考虑110kV以下电网并网电源的稳定计算数据

方案2被写入表格的第二列。网络之间的比较与scheme 1相同。不同的是，湖南电力网采用网络3后，牌长艳宗品牌部门并没有增加，但下降到159MW，过渡稳定水平有所下降。因为网络6的整个网络区域的负荷的比例小于16%，最大发送功率与网络1相同，所以与网络1相同。

方案3在表格的第三列中示出，网络之间的比较类似于方案。上述模拟结果基本显示在湖南2600MW和3000MW的情况。在Southern湖南下载为2600MW和3000MW时，网络整体的网络负荷比例在16%以下，因此与网络1相同，得到的最终传输功率与网络1相同。

4.2 机理分析

配电系统模型不考虑或不考虑过渡稳定度水平对110kV系统电源的影响。与目前的稳定度计算数据相比，使用110kV系统电源的稳定性计算数据，为了分析湖南电力系统的机制，过渡稳定度水平良好。在网络1和网络4的情况下，在同一功率潮流条件下，系统过渡稳定结果为：通过实际的分配网络CO 2对简化后的负荷进行比较而得到的包括110 kV的详细网络的实际配电网直接连接的实际配电网的TE 110总线Nnected。TA 220侧附近的3相永久短路故障在从TA 220至TB 220的行1的0.12秒后被消除。过渡稳定度计算结果：当以负载连接时，系统的TB 110母线电压不稳定，但当连接到配电网时，整个网络稳定。

在过渡稳定度的过程中，110 kV的网络、GB、GC、Gd三个单元不影响从TA 220到TB 220的发送功率，向系统提供一定的有效功率。在过渡稳定度的过程中，负载被转换为一定的阻抗，它将能动功率大小的逆正比例供给电压的平方值。因此，从TA 220到TB 220的发送部受到影响。该影响需要对接收系统发送更有效的功率，但是为了满足活跃功率传送的必要性，需要若干无效功率，因此多个能动功率传输增加系统无效功率不足。

连接到接收系统T 110的负荷的感应电动机所需的无效功率与端子电压的平方成反比，即在故障过程中降低电压，因此电动机和G所消耗的无效功率较大。电阻系统的无效功率不足。在连接到负载的tb 110总线的情况下，不可能对过渡故障后的系统进行动态无效电力支援。接收端处的无效功率间隙越大，T 110负荷的诱导电动机就越断开，电压不稳定。在连接的配电网的情况下，系统可以得到动态无效电力支援，马达不容易被切断。系统稳定。

两个区域之间，活跃的输电是不同的。南湖南的有效输电为404MW，湖南南部的负荷为1700MW，2600MW，3000MW。130MW、184MW、62MW的负荷率在16%以上。在西南湖南，550万MW上传的有效功率在南湖南170MW、2600MW、3000MW的PMAX值之间，计算出的负荷率约为16 %。

5 结束语

本章以湖南电网为背景，对采用不同配电网模型时的电网暂态稳定水平进行了比较分析。首先介绍了目前广泛使用的三种配电网模型，考虑到110kV电网级的并网供电和110kV及以下的并网供电。然后，以湖南电网为背景，根据湖南电网的运行特点，提出了一种具体的模拟比较方案：在夏季小模式下，在湘西南地区是否有上行有功功率和湘南地区是否有上行有功功率三种方案下。通过对湖南省长岩宗电网品牌输电极限功率的计算，比较了湖南电网的六种不同方案。用网格稳定性计算数据时的暂态稳定水平。