500kV电网稳定性研究 综述

500kV电网稳定性分析

0 引言

目前，虽然我国特高压交流、直流输电项目已进入实施阶段，但国家电网的主体仍是由500kV交流线路组成的超高压电网[1]，全国区域电网也主要采用500kV交流互联。随着负荷的持续增长和电网的不断发展，新的输电技术和电力电子装置的大量应用，以及电力市场的逐步推进，必然导致电网运行方式和稳定特性变得越来越复杂，要求必须研发更加快速、准确有效的稳定分析和控制手段。同时，传统稳定控制装置还存在应用和管理不够方便、控制分散单一、难以实现统一协调和综合优化等缺陷。防止系统稳定破坏，保证用户的持续、可靠供电，仍然是目前电力系统的首要任务。因此，研究500kV电网稳定性及采取不同的措施提高其稳定性，具有重要的现实意义。

文献[1]着重研究了含500kV交流长线路的电力系统稳定性，详细模拟了传输功率一定的情况下，采用不同措施时系统的稳定情况。仿真计算的结果表明：增加交流通道的回路数、增加中间开关站可改善网络结构，提高系统稳定性。静止无功补偿器的动态性能与其安装地点有关，单独使用效果不明显。采用串联补偿器或静止无功补偿器与串联补偿器结合的方式可以有效提高系统稳定性。文献[2]针对华北、东北电网交流互联后各自电网中一些线路或断面的暂态稳定极限值下降幅度较大这一现象，从暂态稳定理论和比对计算两个方面进行了分析，指出受端系统惯量显著增大是产生这一现象的主要原因。文献[3][4]对500kV电网的功角稳定、频率稳定、电压稳定和动态稳定进行了对比分析，对电网的稳定性进行了具体的定义。文献[6]指出了电网暂态安全稳定裕度。文献[7][8]则分析了规模化风电的接入对电网稳定性的影响。

本文主要论述目前500kV电网稳定性常见的问题、研究方法和提高500kV电网稳定

性的措施，总结500kV电网稳定性研究的成果与不足，以及提出可能的研究方向，为500kV电网稳定性研究提供一定的参考。

1 500kV电网稳定性研究的分类

电力系统的稳定性只要分为功角稳定性、电压稳定性和频率稳定性（或者静态稳定、暂态稳定和动态稳定），但目前部分文献对电里系统稳定性研究比较杂乱。对于500kV的大电网，目前多数文献集中在暂态稳定性与动态稳定性的研究，并提出相应的稳定性判据和提高稳定性的措施。500kV电网静态稳定影响较小，在此不做论述。

1.1 暂态稳定性

暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到

新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。常用暂态稳定指标来衡量系统由于同步力矩不足而接近失稳的程度，其理论基础是基于数值积分法的扩展等面积定则（EEAC）。该理论将等面积定则扩展到多机系统，对于一既定扰动，将系统中的发电机分成两个机群，采用两台等值机来代替这两个机群，再用一个单机无穷大系统来代替该等值两机系统，从而得到系统的二维功角关系，通过计算加速面积

设暂态稳定指标定义为

Ainc和减速面积

Adec得到系统的稳定指标。

式中，的取值范围为100100，0表示系统功角稳定，0表示系统功角不稳定。

可视为两机系统的电网暂态稳定水平，不仅与整个系统机组的惯量和有关，而且与系统两侧机组各自惯量的大小有关。系统两侧机组惯量的变化将直接影响到暂态过程中两侧系统间的摆动频率及相对角度的变化过程，因而会影响到系统的暂态稳定水平。

1.2动态稳定性

动态稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。对动态稳定性的分析，主要是通过实验或仿真得到功率或功角摇摆曲线，判断其收敛性，从而确定运行的稳定性。

动态稳定性判据为其振荡模式的阻尼比的正负，一个振荡模式的阻尼比为正时，它是稳定的，阻尼比为负时，它是不稳定的，阻尼比为0时，它是临界的。对于电力系统而言，当一个振荡模式的阻尼比接近0 的正数时(例如小于0.02)，称为弱阻尼或极弱阻尼，应该被视为潜在的不稳定因素。

对一个互联电力系统来说，某一个地区振荡模式的不稳定可能影响局部，也有可能影响全局，而区域间振荡模式，尤其是一个区域内的所有发电机，相对另一个区域内的所有发电机振荡的区域间振荡模式不稳定，是影响全局的。互联系统的动态稳定性往往是由区域间振荡模式的稳定性决定的。

1.3电压、频率、功角稳定性

电压稳定是指电力系统受到小的或大的干扰后，系统电压能够保持或恢复到允许的范围内，不发生电压崩溃的能力。电压是否稳定可通过电压低于/高于阈值电压的持续时间来衡量。如实际电压超出所设定的高于/低于阈值电压的持续时间不大于电压指标定义的最大持续时间，即认为暂态电压是稳定的。电压升/降持续时间指标定义如图所示。

暂态电压稳定指标的定义

根据2001年颁布的《电力系统安全稳定导则》电压稳定性判据为：电压低于0.75pu的时间不得超过1s。

频率稳定的判据为在切机、切负荷后，频率不高于52.5Hz且不低于47.5Hz。文献[4]定义频率指标为：系统频率超出(50±1)Hz范围的持续时间不得超过0.2s。

功角稳定的判据为：系统故障后在同一系统中的任意两台机组相对角度摇摆曲线呈同步减幅振荡。

2 提高500kV交流系统稳定性的措施

提高500 kV 线路输电能力的关键在于提高系统稳定性。提高输电线路稳定性的措施也可分为一次措施和二次措施。一次措施增加高压设备，改变网络结构，

直接或者间接地缩小系统间电气距离，减小线路电抗，给线路提供电压支撑。一次措施可以直接提高系统的静态稳定性能，同时也会相应提高系统的暂态和动态稳定性。这些措施主要包括：增加500kV线路、增加中间开关站、采用多导线、采用紧凑型输电技术、采用FACTS技术等。

随着晶闸管技术的发展，FACTS技术在电力系统中得到了日益广泛的应用。常用的有串联电容补偿器SC和并联静止无功补偿SVC。串联电容补偿器直接与线路串联，可装设在线路首末两端或线路中点，可主要由电容构成固定串补(FSC)，也可由晶闸管控制电路构成可控串补（TCSC）。TCSC通过晶闸管控制进行无功功率动态补偿，其补偿度可以根据系统运行方式调节，但造价比FSC高很多。系统中串联补偿总容量可根据工程实际情况，采用大部分FSC加小部分TCSC。

SVC与输电线路并联，通常接于开关站或变电所母线，通过晶闸管控制的无功功率动态补偿，调节母线电压和线路无功功率在所需水平上，从而提高电力系统稳定性，扩大线路输送容量。典型的静止无功补偿器是晶闸管投切电容器和晶闸管控制电抗器的并联组合，但也可以两者取其一。

二次措施着眼点于控制扰动发生过程中功率夹角的增大，优化配置二次设备控制策略及开关动作时间，维护系统暂态和动态稳定，主要包括：快速切除故障、自动重合闸、快速励磁、连锁切机与火电机组压出力、电气制动以及终端系统解列等等。

文献[1]研究了固定串补(FSC)及采用可控电容器/电抗器并联组合型SVC，研究并对比

了四种方案下线路稳定性，方案如下：

方案1：CB间增加一回 500kV线路，CB中点设开关站S。

方案2：线路CB中点设开关站S，线路CS、SB双回交流线路两端加装串联补偿器。

方案3：线路CB中点设变电所T，所内装设静止无功补偿器。

方案4：方案3基础上，CS、SB双回交流线路通道均装设串补。

经分析得出，串联补偿能显著改善系统的稳定性能，单纯采用静止无功补偿器的效果并不明显，其作用的发挥与其在系统中的选址有关系。将二者结合的措施可以很好地提高系统的暂态稳定性。

文献[9]、[10]分析了改善和提高互联电网动态稳定性的策略，指出配置PSS是提高互联系统动态稳定性首选的基本措施，对于发电机群之间的区域性振荡模式，需要在全系统合理配置PSS的安装地点并合理整定参数才能取得较好的阻尼效果。从长远考虑应采用各种有效措施相互配合，增强系统的阻尼，如采取可控串补、可控无功补偿器、直流调制等。IEEE提出了PSS应用的3个原则：

(1)在可能与系统发生低频振荡的发电机上配置PSS以增强阻尼。

(2)根据机组容量大小(例如50MVA及以上机组)或在23kV及以上电压接入电网的机组。

(3)由相关的管理部门规定。

美国WSCC在20世纪70年代提出的75MW以上发电机均需配置PSS的要求与第2个原则是一致的，但国内尚没有那一个电网正式提出采用这个原则。采用这一原则的最大优点是在正确整定参数后，可以防止各种方式下发生低频振荡。

文献[7]、[8]则考虑到规模化风电接入对区域电网电压稳定性的影响。风力的波动会引起风机吸收无功的变化，如果风电场容量较大，当系统电压水平降

低时，无功补偿量下降，同时由于起无功补偿作用的电容器组装设在机端，无功补偿量与接入点的电压的平方成正比。此时风电场本身缺乏无功支持，而补偿无功又大大减少，导致风电场对电网的无功净需求反而上升，进一步恶化电压水平，并且如此大规模的风电场并网，很可能会造成电压崩溃，部分风电机组由于自身的低电压保护而停机。风电机组停机后，风电场有功输出减少，需求无功相应减少，系统失去这部分无功负荷又容易导致电压水平偏高。

电网系统的稳定通常是多种因素共同作用的结果，这些因素有扰动大小和类型、临近风电场的电网结构、风电场规模大小、风力发电机类型、包含风电场的电力系统的运行方式、系统的备用容量、无功补偿策略、同步发电机调节系统的类型和动态调节特性等。其中，系统扰动对包含风电的电力系统稳定性的影响最大。

其中，文献[7]对蒙西电网500kV电压等级的14个监测点进行监控，得到500kV电网的发电厂和变电站的平均电压波动幅度，从下表数据可以看出，500kV电压等级电压波动幅度较大，可见并网运行的风力发电机对电网来说是一个无功负荷，风电场在并网是造成蒙西电网局部区域电压水平较高、波动频繁的一个重要原因。

3 500kV电网研究动态与结论

（1）提高500kV电网的稳定性是提高其输电能力的关键，因此，防止500kV电网稳定性的破坏仍是电力系统运行的首要任务。但是，根据目前诸多文献的研究，500kV电网仿真模型仍然采用ZIP静态负荷模型，因此仿真模型并不精确，500kV电网的仿真与实际情况有一定的差异。

（2）考虑大规模分布式能源接入后，对500kV电网安全稳定裕度的影响还没有进行研究。目前风电的接入一般分析到220kV配网，且分布式发电还处于起步阶段。但是根据蒙西电网检测点的电压波动，规模化分布式能源的接入会对500kV电网形成一定的冲击，尤其是其电压稳定性问题。

（3）如何综合补偿设备的配合与位置、合理调整网加结构等因素提高500kV电网的稳定性，以及在此基础上最大限度地提高输电网络的传输能力，是目前一直研究的重要课题。

参考文献

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[11] IEEE Guide for the Preparation of Excitation System Specifications;IEEE Std 421.4-2004.