CN102013689A - 一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法。该判断方法采用下述步骤实现：1)主网振荡模式分析；2)小地区电网振荡模式分析；3)比较小地区电网振荡频率f_d与主网振荡频率f_z是否存在相近性；4)如果存在相近性，则判断具有相似性的振荡频率的振荡模式是否为弱阻尼；5)如果该振荡模式为弱阻尼振荡模式，则确认该小地区电网振荡模式参与发电机是否为实测励磁参数。该判断方法用于当小地区电网抑或是主网的电网结构调整较大、运行特性发生较大变化时，对小地区电网是否存在引发主网发生强迫功率振荡问题的可能性进行校验，该判断方法不但具有提高效率、操作便捷的优点，还可实现对电网结构的合理规划，以保证电网安全稳定的运行。

Description

一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法 

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法。 

背景技术

由于电力系统的发展、远距离重负荷输电系统的投入运行、互联电力系统的出现和规模扩大、快速自动励磁调节器和快速励磁系统的应用，国内外不少电力系统出现了低频功率振荡问题，严重影响电力系统的安全稳定运行，成为制约联络线输送功率极限提高的最重要因素之一。 

在过去的几年里，我国的电力系统经历了由省(区)间联网到大区域电网间互联的飞速发展。在过去的几年里，我国的电力系统经历了由省(区)间联网到大区域电网间互联的飞速发展。2001年，实现了东北电网和华北电网的互联及华东电网与福建电网的互联，2002年实现了川渝电网和和华中电网的互联，华中电网和华北电网成功进行了联网试验，互联运行也已实现。 

联网工程的研究表明，随着电网的扩大和送电功率的增加，动态稳定问题(低频振荡问题)已成为影响互联系统安全、稳定、经济运行的最重要的因素之一。在我国区域间电网互联的过程中，由于重视了动态稳定性问题，把动态稳定性问题作为重要问题之一进行了仔细的研究并采取了相应的措施，通过广泛并合理的配置PSS，保证了互联系统的动态稳定性和电网的安全稳定运行。但近年来发生在华北-华中互联电网的几次功率振荡表明，由于小地区的弱阻尼振荡激发了省网乃至区域电网功率大幅振荡时有发生，例如：2005年10月29日华中电网10.29功率振荡，由于十堰地区的功率振荡导致湖北主要500千伏线路和部分机组出现功率摆动，而三峡电厂、龙泉、斗笠、江陵站500千伏母线电压也有明显波动；2005年9月1日内蒙万家寨由于送出线路检修引起万家寨相对系统的功率振荡，进而激发了蒙西电网相对华北主网的功率振荡，蒙西-华北区间联络线500kV丰万双线上的功率振荡幅度比较大，最大振幅达到900MW。 

电力系统中存在着各种持续的周期性小扰动，当这些小扰动的扰动频率接近系统固有振荡频率时，会引起系统谐振，导致大幅度的功率振荡，甚至导致系统稳定破坏。这类振荡称为强迫功率振荡。因此，当某区域电网运行方式有较大改变或有机组接入时，对区域网或新接入机组是否存在引发大区电网发生大幅度功率振荡的问题进行研究是十 分必要的。因此，研究一种分析小地区电网功率振荡能否诱发主网振荡的判别方法是非常迫切的。 

发明内容

为了克服现有技术中的缺陷，本发明提出了一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法，该判断方法用于当小地区电网抑或是主网的电网结构调整较大、运行特性发生较大变化时，对小地区电网是否存在引发主网发生强迫功率振荡问题的可能性进行校验，该判断方法不但具有提高效率、操作便捷的优点，还可实现对电网结构的合理规划，以保证电网安全稳定的运行。 

本发明所述的小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法，包括以下步骤： 

1)主网振荡模式分析 

1.1)主网方式安排 

考虑电厂的开停机计划、负荷曲线、电网结构等实际情况，根据实际需要确定开机方式和负荷水平，并考虑实际可能出现的不利情况，安排电网运行方式。 

在电网安全稳定分析中，一般需要校核丰期大负荷、丰期小负荷、枯期大负荷、枯期小负荷等几种典型方式。 

1.2)主网小干扰分析 

在本发明的计算研究工作中以小干扰分析法为主，该方法的优点是能够根据特征根判别系统的稳定情况，可以纵观全局。本发明采用电力系统小干扰分析程序作为计算工具，首先对主网进行小干扰分析计算；其次对计算得到的特征值表进行分析筛选出该主网的主要振荡模式；然后通过对主要振荡模式特征向量表中的右特征向量模值、角度和参与因子信息进行分析得到各振荡模式下发电机组的参与情况以及机组间的相位关系；最后，将该主网的主要振荡模式及其对应的振荡频率f_z和阻尼比ζ_z进行统计得到小干扰分析结果。 

1.3)小地区所在区域振荡模式筛选并统计相关振荡模式的振荡频率 

对该运行方式下的主网进行小干扰分析后，根据区域划分得出大区振荡模式、区域振荡模式以及地区振荡模式，根据筛选出的小地区所在区域电网的振荡模式，统计所有振荡模式对应的振荡频率，并加以汇总。 

通过对主网振荡模式的分析筛选出有关要研究的小地区所在区域电网的振荡模式，这个小地区所在的区域电网是一个较广泛的概念，它可以包括大区电网、区域电网也可以包括其所在的地区电网。根据筛选出的小地区所在区域的振荡模式，统计所有振荡模式对应的振荡频率。 

2)小地区电网振荡模式分析 

2.1)小地区电网送电需求分析 

通过统计小地区电网的发电、负荷水平以及旋转备用安排的要求，确定小地区电网的送电需求； 

对该地区所辖范围内的电厂的装机容量进行统计，得出小地区电网的装机容量。同时根据有关部门的预测负荷(包括主要项目和增长点)，结合历年实际用电增长情况，综合分析后确定该地区电网的负荷水平以及最大用电负荷。 

2.2)检查小地区电网机组是否采用实测励磁参数 

对该地区所辖范围内的机组的发电机和励磁参数进行检查，看其是否采用实测励磁参数。若发电机参数未采用实测参数，则发电机的惯性时间常数(T_J)取值原则为：若小地区振荡模式振荡频率偏高，则T_J应取偏大值(水轮机可取8秒、汽轮机可取10秒)，反之，T_J应取偏小值(水轮机可取4秒、汽轮机可取6秒)。若发电机未采用实测励磁参数，则应采用快速励磁参数进行建模，并不考虑电力系统稳定器(PSS)的作用。 

2.3)安排小地区电网正常运行方式、主要元件检修方式 

梳理小地区电网的薄弱环节，针对其存在的薄弱环节对电网进行机组、主要元件的单元件检修和双元件检修。安排小地区电网的正常运行方式以及主要元件的单元件及双元件检修方式。 

2.4)小地区电网小干扰分析和振荡模式统计分析 

采用小干扰分析法对小地区电网的正常运行方式以及主要元件的单元件及双元件检修方式进行小干扰分析计算，根据计算结果，统计出在不同运行方式下的该小地区电网的主要振荡模式及其对应的振荡频率f_d和阻尼比ζ_d。 

3)小地区电网振荡频率f_d与主网振荡频率f_a是否存在相近性 

将步骤2.4中计算得出的小地区电网振荡频率(f_d)与步骤1.2中对主网小干扰分析得出的小地区电网所在区域电网参与的振荡频率(f_z)进行比较，判断f_d与f_z之间的频率差是否在15％以内：如果频率差在15％以内则认为具有相近性，便进行步骤4)进一步判断具有相近性的振荡频率是否为弱阻尼模式；如果频率差大于15％，则认为不具有相近性，那么就不存在小地区电网与主网振荡模式之间的耦合关系，即结束整个判断过程。 

4)判断具有相近性的振荡频率是否为弱阻尼模式 

如果小地区电网的振荡频率(f_d)与对主网进行小干扰分析得到的小地区所在区域电网参与的振荡频率(f_z)相近的话，则需要判断这个相似振荡频率对应的振荡模式是否为弱阻尼振荡模式：当阻尼值≤0.03时，其对应的振荡模式为弱阻尼振荡模式，则小地区电网的振荡模式可能会激发大区电网的振荡模式，便进行步骤5)进一步确认该小地区电网的弱阻尼振荡模式参与发电机是否为实测励磁参数；反之，如果不是弱阻尼振荡模式，则小地区电网与主网振荡模式之间的耦合振荡就能很快平息，不会对系统稳定造成影响，即结束整个判断过程。 

5)如果小地区电网弱阻尼振荡模式参与发电机均为实测励磁参数，则要求该地区采用限制外送功率、提高运行电压等综合提高小地区系统阻尼的措施；反之，建议在适当控制小地区外送规模的前提下，加快小地区电网的发电机参数实测建模工作。 

其中，所述步骤1.2)采用小干扰分析法对主网进行小干扰分析的具体步骤如下： 

1)首先列出所描述系统的非线性微分方程组，然后将它们线性化，得出 

的线性微分方程组； 

2)求解矩阵A_z的特征值，得到全系统的所有机电振荡模式的特征值的实部α_z和虚部ω_z及其特征向量表，所述特征向量表中含有右特征向量模值、角度和参与因子信息； 

3)根据特征值的实部α_z和虚部ωz_，计算得到对应的振荡频率 

及阻尼比 

其中，所述步骤2.4)中采用小干扰分析法对小地区电网进行小干扰分析的具体步骤如下： 

1)首先列出所描述系统的非线性微分方程组，然后将它们线性化，得出 

的线性微分方程组； 

2)求解矩阵A_d的特征值，得到全系统的所有机电振荡模式的特征值的实部α_d和虚部ω_d及其特征向量表，所述特征向量表中含有右特征向量模值、角度和参与因子信息； 

3)根据特征值的实部α_d和虚部ω_d，计算得到对应的振荡频率 

及阻尼比 

本发明的有益效果在于： 

大型互联电网的形成使电网的动态稳定问题突出，小地区电网弱阻尼方式、非正常全接线方式运行对主网的安全影响已不容忽视。本发明提出了一种小地区电网抑或是主网的电网 结构调整较大、运行特性发生较大变化时，对小地区电网是否存在引发主网发生强迫功率振荡问题的可能性进行校验的方法，具有很强的可操作性，可显著提高电力工作者的工作效率，对规划合理的电网结构、保证电网安全稳定运行具有重要意义。 

附图说明

图1是依据本发明的小地区振荡模式激发主网振荡模式判断方法的步骤流程图。 

具体实施方式

下面结合附图对本发明的小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法进行详细描述。以湖北电网新建500kV宜昌北变电站投运后是否会出现220kV馈供区内机组振荡引起大区电网发生强迫功率振荡问题为例进行说明。 

1.主网振荡模式分析 

1.1主网方式安排 

本发明将对华北、华中、华东三个大区联网形成“三华”同步电网情况下，典型丰期大负荷运行方式进行分析。 

1.2主网小干扰分析 

通过对主网进行小干扰分析，得出主网主要振荡模式对应的振荡频率主要分布于0.1Hz～0.9Hz，详见下表1： 

表1  2012年“三华联网”丰期大负荷方式全网主要振荡模式 

从表中计算结果可知，系统大区振荡模式有华中-华东模式、华北-华东华中模式；区域间主要振荡模式有川渝-华中、福建-主网、蒙西-主网、山西-山东蒙西、安徽-浙江、 安徽-江苏模式；地区振荡模式锡盟模式和三峡电厂模式。 

1.3小地区所在区域振荡模式筛选，并统计相关振荡模式的振荡频率 

通过对主网小干扰分析结果进行筛选，选出宜昌北220kV馈供区所在区域参与的振荡模式有华中-华东大区振荡模式、华北-华东华中大区振荡模式、川渝-华中区域振荡模式、三峡电厂振荡模式，对应的振荡频率分别为0.14Hz、0.24Hz、0.34Hz、088～0.99Hz。 

2.小地区电网振荡模式分析 

2.1小地区电网电源、负荷统计 

500kV宜昌北变电站220kV馈供区全口径装机容量160万千瓦，负荷约110～140万千瓦，最大外送电力约为20万千瓦。 

2.2检查小地区电网机组是否采用实测励磁参数 

500kV宜昌北变电站220kV馈供区机组均采用实测励磁参数。 

2.3安排小地区电网正常运行方式、主要元件检修方式(单元件检修、双元件检修) 

主要元件的检修方式为单元件检修和双元件检修方式，所述的元件可以为线路或元器件，单元件检修方式是将该线路或元器件断开进行一回线路检修，双元件检修方式是将双线路或两个元器件同时断开进行两回线路同时检修。本例中的元件为线路。 

500kV宜昌北变电站220kV馈供区机组安排出力143万千万，有功负荷128万千万，从500kV宜昌北变上网15万千万。 

小地区电网正常运行方式为全接线方式，检修方式考虑小地区电网内220kV线路一回线路检修、两回线路同时检修。 

2.4小地区电网小干扰分析 

通过对小地区电网进行小干扰分析，得出正常运行方式及一回线路、两回线路检修方式下的主要振荡模式及对应的振荡频率，详见下表2： 

表2  2012年“三华联网”丰期大负荷方式500kV宜昌北变220kV馈供区主要振荡模式统计表 

2.5统计小地区电网主要振荡模式及对应振荡频率 

小地区电网小干扰分析结果表明，正常运行方式及一回220kV线路检修、两回220kV线路同时检修方式下的主要振荡模式均为葛二江电厂对小地区电网振荡模式，其对应的振荡频率在1.05～1.12Hz之间。 

3.比较小地区电网以及主网主要振荡频率是否存在相似性 

通过比较发现：小地区电网葛二江振荡频率与三峡电厂模式振荡频率之间存在相似性，如小地区电网正常运行方式下葛二江振荡频率为1.12Hz，三峡电厂振荡频率为0.99Hz时，有 

且小地区电网表2中所列检修方式下，葛二江振荡频率与三峡电厂振荡频率均存在相似性。 

4.判断具有相近性的振荡频率是否为弱阻尼模式 

根据表2计算结果判断，“葛二-桔城一回、伍家-宜昌北一回同时检修”方式下，葛二江振荡模式为弱阻尼振荡模式，在该运行方式下，葛二江电厂发生功率振荡时可能会激发三峡电厂振荡模式，对系统稳定造成不利影响。 

5.葛二江电厂所有机组模型均采用实测励磁参数，须要求该地区限制外送功率、并合理安排检修方式。 

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。 

Claims (3)

1.一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法，其特征在于该方法包括以下步骤：

1)主网振荡模式分析

1.1)主网方式安排

考虑电厂的开停机计划、负荷曲线、电网结构等实际情况，根据实际需要确定开机方式和负荷水平，并考虑实际可能出现的不利情况，安排电网运行方式；

1.2)主网小干扰分析

首先采用小干扰分析法对主网进行小干扰分析计算；其次对计算得到的特征值表进行分析筛选出主网的主要振荡模式；然后通过对主要振荡模式特征向量表中的右特征向量模值、角度和参与因子信息进行分析得到各振荡模式下发电机组的参与情况以及机组间的相位关系；最后，将该主网的主要振荡模式及其对应的振荡频率f_z和阻尼比ζ_z进行统计得到小干扰分析结果；

1.3)小地区所在区域振荡模式筛选并统计相关振荡模式的振荡频率

对该运行方式下的主网进行小干扰分析计算后，通过对主网振荡模式的分析筛选出有关要研究的小地区所在区域电网的振荡模式，根据筛选出的小地区所在区域参与的振荡模式，统计所有振荡模式对应的振荡频率，并加以汇总；

2)小地区电网振荡模式分析

2.1)小地区电网送电需求分析

通过统计小地区电网的发电、负荷水平以及旋转备用安排的要求，确定小地区电网的送电需求；

2.2)检查小地区电网机组是否采用经实际测量所得实测励磁参数

对该地区所辖范围内的机组的发电机和励磁参数进行检查，看其是否采用实测励磁参数，若发电机参数未采用实测励磁参数，则发电机的惯性时间常数T_J取值原则为：若小地区振荡模式振荡频率偏高，则T_J应取偏大值，反之，T_J应取偏小值；若发电机未采用实测励磁参数，则应采用快速励磁参数进行建模，并不考虑电力系统稳定器的作用；

2.3)安排小地区电网正常运行方式、主要元件检修方式

梳理小地区电网的薄弱环节，安排小地区电网的正常运行方式以及主要元件的单元件及双元件检修方式；

2.4)小地区电网小干扰分析和振荡模式统计分析

采用小干扰分析法对小地区电网的正常运行方式以及主要元件的单元件及双原件检修方式进行小干扰分析计算，根据计算结果，统计出该小地区电网的主要振荡模式及其对应的振荡频率f_d和阻尼比ζ_d；

3)比较小地区电网振荡频率f_d与主网振荡频率f_z是否存在相近性：如果|f_z-f_d|≤15％，则小地区电网振荡模式与大区电网振荡模式之间存在耦合关系，说明小地区电网振荡频率与主网振荡频率存在相近似振荡频率，继续进行步骤4)；如果|f_z-f_d|＞15％，则小地区电网振荡模式与主网振荡模式之间不存在耦合关系，说明小地区电网振荡频率与主网振荡频率不存在相近似振荡频率，即结束整个判断过程；

4)判断具有相似性的振荡频率的振荡模式是否为弱阻尼：当阻尼值≤0.03时，其对应的振荡模式为弱阻尼振荡模式，小地区电网弱阻尼振荡模式便可能会激发主网的功率振荡，则继续进行步骤5)；否则，小地区电网振荡模式阻尼较强则不会激发主网发生强迫振荡，即结束整个判断过程；

5)如果小地区电网弱阻尼振荡模式参与发电机均为实测参数，则要求该地区采用限制外送功率、提高运行电压等综合提高小地区系统阻尼的措施；反之，建议在适当控制小地区外送规模的前提下，加快小地区电网的发电机参数实测建模工作。

2.如权利要求1所述的一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法，其特征在于所述步骤1.2)采用小干扰分析法对主网进行小干扰分析的具体步骤如下：

1)首先列出所描述系统的非线性微分方程组，然后将它们线性化，得出

的线性微分方程组；

2)求解矩阵A_z的特征值，得到全系统的所有机电振荡模式的特征值的实部和虚部ω_z及其特征向量表，所述特征向量表中含有右特征向量模值、角度和参与因子信息；

3)根据特征值的实部α_z和虚部ω_z，计算得到对应的振荡频率及阻尼比 ${\mathrm{\ζ}}_z=\frac{-{\mathrm{\α}}_z}{{\mathrm{\ω}}_z}.$

3.如权利要求1所述的一种小地区振荡模式激发主网振荡模式的判断方法，其特征在于所述步骤2.4)中采用小干扰分析法对小地区电网进行小干扰分析的具体步骤如下：

1)首先列出所描述系统的非线性微分方程组，然后将它们线性化，得出

的线性微分方程组；

2)求解矩阵A_d的特征值，得到全系统的所有机电振荡模式的特征值的实部α_d和虚部ω_d及其特征向量表，所述特征向量表中含有右特征向量模值、角度和参与因子信息；

3)根据特征值的实部α_d和虚部ω_d，计算得到对应的振荡频率

及阻尼比 ${\mathrm{\ζ}}_d=\frac{-{\mathrm{\α}}_d}{{\mathrm{\ω}}_d}.$

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