CN104979833A - 考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，包括以下步骤：修改发电机节点类型，投运无功补偿装置并搜索电压薄弱节点；将负荷模型设定为恒功率模型，并设置稳定计算程序仿真参数；输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线；进行静态电压稳定判断。本发明在投运无功补偿设备时调整负荷水平并根据各站电压变化能得到薄弱节点，缩短薄弱节点搜索时间，且在计算过程中综合考虑离散分布的各负荷站无功补偿，所得计算结果贴合实际电网运行状况；改善普通潮流计算方法在电压稳定极限点附近不易收敛的问题，提升大型电网极限计算效率且所得到的极限值更精确；该方法同时能够针对具体地区电网控制负荷增长时间和斜率，具有较大适用范围。

Description

考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法

技术领域

本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法。

背景技术

电力系统电压稳定是系统受到小扰动或者大扰动后电压能够恢复稳定而不发生电压崩溃的能力，其主要分为静态电压稳定和暂态电压稳定。静态电压稳定的本质是系统向负荷提供的功率可以随电流的增加而增加，在负荷增加等扰动时所有母线具有维持电压稳定的能力，同时功角和频率不发生显著的变化。《电力系统安全稳定导则》中规定，当系统经弱联系向受电系统供电或者受端系统无功电压不足时，需要进行电压稳定性校验。对于系统电压稳定而言，静态电压稳定可以表征网络是否存在潮流解，是首先需要满足的。而静态电压稳定极限值可以用于表征当前运行状态距离极限运行状态的距离，通过该值可以判断当前负荷水平下系统是否能够维持电压稳定，对电力系统安全稳定具有重要参考价值。

电压稳定问题往往出现在重负荷工况下，此状态下系统运行备用少，尤其是无功备用紧张。运行导则中要求无功补偿应满足分层分区就地平衡的原则，避免长距离传输无功。受端电网无功缺额大时，发电机及其励磁装置在无功缺额时起到重要作用，配置不同励磁系统的发电机对电压支撑能力不同，快速励磁调节系统可以通过其过励使得近端母线电压快速恢复，这对于远端母线电压恢复作用较小。而实际上励磁系统由于励磁绕组热容量限制不能长时间处于过励状态，在计算静态电压稳定极限时应该采取措施对发电机过励状态进行合理限制，以避免计算结果偏乐观。此外，传输线路的电压水平会对线路的有功功率的传输能力带来影响，常通过无功补偿来同时满足传输能力和电压水平的双重要求。并联电容器作为调压手段可以改变负荷功率因数从而提高静态电压稳定极限，然而当负荷增长、电压跌落时，并联电容器所提供的无功与电压平方成正比，此时电容器调压能力下降，这时静态电压稳定极限也将下降。因此实际系统的静态电压稳定极限求取应该充分计及并联无功补偿的影响，以得到更符合实际情况静态电压稳定极限。鉴于不计及励磁系统的过励限制会得到偏乐观的极限值，而不充分积极无功补偿会得到偏悲观的极限值，两者间的权重难以通过解析方法得到确切值，需要综合考虑两者间的相互影响对原有的仿真方法进行改进。

《电力系统安全稳定计算规定》中用dP/dv>0或者dQ/dv>0作为静态电压稳定判据，若考虑到静态电压稳定极限点刚好是线路传输功率的极限，所以可以用静态电压稳定极限功率来分析系统的静态电压稳定程度。目前，已有诸多文献针对电压失稳临界点的求取方法进行改进，利用特征值和潮流多解等方法求取临界点，提高计算准确度。已有的工程计算方法上，V-Q曲线法通常在负荷节点上加设调相机来关注无功注入随预设电压的变化关系，该方法可以了解电压稳定对无功补偿的要求，然而并不能得到需求的功率增量且需要对多个功率水平进行多次计算，计算量大、耗时长，仅适用于表征局部无功补偿情况而非全局无功补偿。工程应用中我们主要用电力系统仿真软件来研究电压稳定，如BPA等，按照导则规定增加负荷直到潮流不收敛，认为此时传输的功率即为极限。然而在电压稳定极限点附近普通潮流算法存在不收敛的问题，此时的P-V曲线并不能准确表征电压稳定极限。此外，规定中在计算静态电压稳定极限时并没有指出如何对发电机励磁系统进行合理限制，也没有针对无功补偿做出规定。传统基于潮流的极限计算方法在增加负荷的计算中并没有考虑各元件模型的微分方程，在工程实际中难以准确反映母线最大载负荷能力。鉴于已有方法计算量大、耗时长，且计算出的极限值与实际电网存在差异，寻求一种能够计及无功补偿及发电机无功输出能力的静态稳定极限改进计算方法显得尤为重要。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，通过确定地区电网静态电压稳定极限，实现对静态电压稳定性的判断。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，所述地区电网无功支撑能力包括发电机无功输出能力和无功补偿装置的无功输出能力；所述方法包括以下步骤：

步骤1：修改发电机节点类型，投运无功补偿装置并搜索电压薄弱节点；

步骤2：将负荷模型设定为恒功率模型，并设置稳定计算程序仿真参数；

步骤3：输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线；

步骤4：根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断。

所述步骤1之前包括确定地区电网信息，所述地区电网信息包括发电机装机情况、发电机无功输出能力以及无功补偿装置的配置情况。

所述步骤1具体包括以下步骤：

步骤1-1：先将发电机PV节点修改为PQ节点，然后将该PQ节点的负荷值调整为负值，以表征该PQ节点为地区提供有功出力和无功出力；修改的过程中进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则按恒功率因数同等比例增加地区负荷，功率缺额由地区以外的发电机提供，逐个修改发电机节点类型，并进行潮流计算，直至所有发电机节点修改完毕；

步骤1-2：投运无功补偿装置并搜索薄弱节点，所述薄弱节点是指恒功率因数增长过程中电压变化最大的负荷节点；具体有：

在投入无功补偿装置后进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则采用恒功率因数方式增加地区负荷以降低地区电压水平，逐站投入无功补偿装置，并进行潮流计算，直至无功补偿装置全部投入；

在改变地区负荷过程中，负荷节点电压发生变化，电压变化越大的负荷节点离静态电压稳定极限越近，搜索地区电网内电压变化最大的负荷节点为薄弱节点。

所述步骤2具体包括以下步骤：

步骤2-1：将负荷模型设定为恒功率模型，恒功率模型表示为：

S＝P₀+jQ₀                 (1)

式(1)中，P₀表示负荷节点初始有功功率，Q₀表示负荷节点初始无功功率；

步骤2-2：设置稳定计算程序仿真参数，所述稳定计算程序仿真参数包括仿真步长和仿真时间；具体有：

按恒功率因数方式增加地区负荷，并确定地区负荷增长斜率；调用步骤1的潮流计算结果，利用稳定计算程序输出仿真结果，若仿真过程中地区电网未发生电压失稳，则增大负荷增长斜率并延长仿真时间，若仿真过程中地区电网发生电压失稳，则降低负荷增长斜率并调整仿真时间。

所述步骤3中，根据稳定计算程序输出的仿真结果，输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线，确定电压崩溃时刻T以及该时刻对应的电压V，根据输出的地区电网所有负荷有功功率与薄弱节点的电压绘制P-V曲线，分岔点对应的功率值即为该地区电网静态电压稳定极限。

所述步骤4中，根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断，具体有：

若地区负荷大于静态电压稳定极限，则该地区电网会发生电压失稳；若地区负荷小于静态电压稳定极限，则该地区电网不会发生电压失稳。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

(1)确定静态电压稳定极限时将负荷区的发电机励磁系统热容量限制转化成潮流中的负负荷控制，通过修改发电机节点类型使得发电机在负荷增长过程中按照其最大无功输出能力提供无功支撑，同时并没有影响发电机有功出力特性，计算结果更贴合实际电网的电压稳定极限；

(2)本发明考虑实际电网中无功补偿装置对静态电压稳定极限的影响，在投运无功补偿设备时调整负荷水平并根据各站电压变化能得到薄弱负荷节点，缩短薄弱节点搜索时间，且在计算过程中综合考虑离散分布的各负荷站无功补偿，所得计算结果贴合实际电网运行状况；

(3)利用稳定程序计算静态电压稳定极限，改善普通潮流计算方法在电压稳定极限点附近不易收敛的问题，提升大型电网极限计算效率且所得到的极限值更精确；

(4)该方法同时能够针对具体地区电网控制负荷增长时间和斜率，具有较大适用范围。

附图说明

图1是本发明实施例中考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法流程图；

图2是本发明实施例中日月山地区电网结构图；

图3是本发明实施例中投入无功补偿装置、修改发电机节点后南朔负荷母线节点电压曲线图；

图4是本发明实施例中投入无功补偿装置、修改发电机节点后南朔负荷母线的负荷功率曲线图；

图5是本发明实施例中投入无功补偿装置、修改发电机节点后静态电压稳定极限P-V曲线图；

图6是本发明实施例中投入无功补偿装置、不修改发电机节点后静态电压稳定极限P-V曲线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

本发明提供一种考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，所述地区电网无功支撑能力包括发电机无功输出能力和无功补偿装置的无功输出能力；所述方法包括以下步骤：

步骤1：修改发电机节点类型，投运无功补偿装置并搜索电压薄弱节点；

步骤2：将负荷模型设定为恒功率模型，并设置稳定计算程序仿真参数；

步骤3：输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线；

步骤4：根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断。

所述步骤1之前包括确定地区电网信息，所述地区电网信息包括发电机装机情况、发电机无功输出能力以及无功补偿装置的配置情况。

所述步骤1具体包括以下步骤：

步骤1-1：负荷无功需求增大而使得负荷节点电压降低时，负荷区设为PV节点的发电机将增发无功出力以支撑负荷区电压，而发电机无功不能超过其最大无功输出能力。为减小负荷区域发电机无功超发对负荷功率因数的影响。所以先将发电机PV节点修改为PQ节点，然后将该PQ节点的负荷值调整为负值，以表征该PQ节点为地区提供有功出力和无功出力(其中无功功率绝对值按照发电机无功上限配置以保证发电机在负荷增长时能够提供无功支撑)。

修改的过程中进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则按恒功率因数同等比例增加地区负荷，功率缺额由地区以外的发电机提供(其中，当负荷区域无功备用缺额较大时外部系统发电机不同有功出力分配原则对负荷的静态电压稳定极限影响较小)，逐个修改发电机节点类型，并进行潮流计算，直至所有发电机节点修改完毕；

步骤1-2：投运无功补偿装置并搜索薄弱节点，所述薄弱节点是指恒功率因数增长过程中电压变化最大的负荷节点；实际电网中不同负荷站配有无功补偿装置，其中并联电容器无功补偿在负荷变化时其无功出力与电压平方变化呈正比关系。考虑离散分布的并联电容器数量较多且对静态电压稳定极限造成影响。具体有：

在投入无功补偿装置后进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则采用恒功率因数方式增加地区负荷以降低地区电压水平，逐站投入无功补偿装置，并进行潮流计算，直至无功补偿装置全部投入；

在改变地区负荷过程中，负荷节点电压发生变化，电压变化越大的负荷节点离静态电压稳定极限越近，搜索地区电网内电压变化最大的负荷节点为薄弱节点。

所述步骤2具体包括以下步骤：

步骤2-1：实际静态负荷中包含恒功率、恒阻抗、恒电流负荷，其中恒阻抗负荷功率与电压平方呈正比关系，恒电流负荷功率与电压呈正比关系。在电压下降过程中，恒电流、恒阻抗负荷功率也在下降，并不存在电压崩溃问题。恒功率模型计算静态电压稳定极限将得到保守但更具实际参考价值的结果，于是将负荷模型设定为恒功率模型，恒功率模型表示为：

S＝P₀+jQ₀               (1)

式(1)中，P₀表示负荷节点初始有功功率，Q₀表示负荷节点初始无功功率；

步骤2-2：设置稳定计算程序仿真参数，所述稳定计算程序仿真参数包括仿真步长和仿真时间；具体有：

按恒功率因数方式增加地区负荷，并确定地区负荷增长斜率；调用步骤1的潮流计算结果，利用稳定计算程序输出仿真结果，若仿真过程中地区电网未发生电压失稳，则增大负荷增长斜率并延长仿真时间，若仿真过程中地区电网发生电压失稳，则降低负荷增长斜率并调整仿真时间。

所述步骤3中，根据稳定计算程序输出的仿真结果，输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线，确定电压崩溃时刻T以及该时刻对应的电压V，根据输出的地区电网所有负荷有功功率与薄弱节点的电压绘制P-V曲线，分岔点对应的功率值即为该地区电网静态电压稳定极限。用薄弱节点电压来表征地区网电压稳定性可以得到相对保守的极限结果，而这对于电网安全稳定运行具有实际参考价值。

所述步骤4中，根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断，具体有：

若地区负荷大于静态电压稳定极限，则该地区电网会发生电压失稳；若地区负荷小于静态电压稳定极限，则该地区电网不会发生电压失稳。

实施例

以青海电网日月山地区的网架为例进行建模仿真，通过PSD-BPA软件计算静态电压稳定极限。下面结合流程图说明利用BPA稳定程序计算静态电压稳定极限的具体实施过程：

(1)选取青海电网日月山地区的网架作为研究对象，其电网结构如图2所示。日月山地区负荷通过两台1500MVA主变和湟源-系统双回330kV线路从外部系统受电，该地区初始负荷2060MW，发电1300MW。

(2)将该地区内西宁火、龙羊峡发电机PV节点改为PQ节点，并将PQ节点中负荷改为负值，其中无功负荷绝对值按照发电机无功出力上限配置，此时湟源电压水平最高，为1.037p.u。此时增加潮流中负荷区域的负荷水平，增加方式按照恒定功率因数增长负荷，通过调整负荷水平将负荷区最高电压调整至1.0p.u，在调整负荷水平时同时调整西宁侧拉西瓦机组出力以满足有功平衡。

(3)根据日月山地区各负荷站点实际的无功补偿配置，在潮流文件中填写相应配置参数，加入无功补偿后使得各站点电压升高，此时按照恒功率因数同比例增加负荷区的负荷水平，并同时调整拉西瓦机组保证有功平衡，直至将电压恢复到1.0p.u。运行潮流程序得到结果文件作为稳定程序载入文件。在投入无功补偿装置后调整负荷过程中，南朔、康城330kV母线电压变化较大，这两地负荷节点相比其他节点相对薄弱。

(4)在稳定程序中将负荷模型改为恒功率模型，并填写负荷区内各节点电压及负荷节点功率输出命令。

(5)分区内负荷采用恒功率因素增长方式并且在初始负荷基础上等比例增长，每秒在初始负荷基础上增长10％，负荷增长时间设为10秒，仿真时间设为10秒，此情况下并没有发生电压崩溃现象。加大负荷增长量及增长时间，并延长仿真时间，设负荷在初始负荷基础上每秒增长50％，负荷增长时间为10秒，仿真时间为10秒，此情况下出现电压崩溃现象。

(6)根据实际仿真结果可知系统电压在1.32秒时失稳，此时南朔330kV站电压跌落明显，其中南朔负荷母线电压曲线如图3所示，南朔负荷母线的负荷功率曲线如图4所示。对比附近站点电压变化，该负荷站确实为日月山地区薄弱点，由此可知该地区静态电压稳定极限为4300MW，取南朔负荷节点电压绘制P-V曲线如图5所示，其中发电机按其最大无功出力发出无功。若按照正常发电机节点参与运算则计算出的静态电压稳定极限为4900MW，取南朔负荷节点电压绘制P-V曲线如图6所示，其中发电机无功出力持续大于其最大无功出力。

本发明所采用的方法考虑了发电机以及无功补偿装置所提供的无功功率对于静态电压稳定极限的影响，并且在仿真过程中计及原件特性，根据仿真验证结果可知该方法所得结果更加符合电网实际运行情况，具备实际参考价值。

本发明通过针对不同网络的负荷区进行了大量测试，结果表明所提的改进计算方法能够考虑无功补偿作用并合理限制发电机无功出力，在提高极限求取效率上保证了求取极限值的准确度。

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，所属领域的普通技术人员参照上述实施例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，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述地区电网无功支撑能力包括发电机无功输出能力和无功补偿装置的无功输出能力；所述方法包括以下步骤：

步骤1：修改发电机节点类型，投运无功补偿装置并搜索电压薄弱节点；

步骤2：将负荷模型设定为恒功率模型，并设置稳定计算程序仿真参数；

步骤3：输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线；

步骤4：根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断。

2.根据权利要求1所述的考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤1之前包括确定地区电网信息，所述地区电网信息包括发电机装机情况、发电机无功输出能力以及无功补偿装置的配置情况。

3.根据权利要求1所述的考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤1具体包括以下步骤：

步骤1-1：先将发电机PV节点修改为PQ节点，然后将该PQ节点的负荷值调整为负值，以表征该PQ节点为地区提供有功出力和无功出力；修改的过程中进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则按恒功率因数同等比例增加地区负荷，功率缺额由地区以外的发电机提供，逐个修改发电机节点类型，并进行潮流计算，直至所有发电机节点修改完毕；

步骤1-2：投运无功补偿装置并搜索薄弱节点，所述薄弱节点是指恒功率因数增长过程中电压变化最大的负荷节点；具体有：

在投入无功补偿装置后进行潮流计算，若地区电压超过正常运行水平，则采用恒功率因数方式增加地区负荷以降低地区电压水平，逐站投入无功补偿装置，并进行潮流计算，直至无功补偿装置全部投入；

在改变地区负荷过程中，负荷节点电压发生变化，电压变化越大的负荷节点离静态电压稳定极限越近，搜索地区电网内电压变化最大的负荷节点为薄弱节点。

4.根据权利要求1所述的考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤2具体包括以下步骤：

步骤2-1：将负荷模型设定为恒功率模型，恒功率模型表示为：

S＝P₀+jQ₀   (1)

式(1)中，P₀表示负荷节点初始有功功率，Q₀表示负荷节点初始无功功率；

步骤2-2：设置稳定计算程序仿真参数，所述稳定计算程序仿真参数包括仿真步长和仿真时间；具体有：

按恒功率因数方式增加地区负荷，并确定地区负荷增长斜率；调用步骤1的潮流计算结果，利用稳定计算程序输出仿真结果，若仿真过程中地区电网未发生电压失稳，则增大负荷增长斜率并延长仿真时间，若仿真过程中地区电网发生电压失稳，则降低负荷增长斜率并调整仿真时间。

5.根据权利要求4所述的考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤3中，根据稳定计算程序输出的仿真结果，输出薄弱节点的V-T曲线和P-T曲线，确定电压崩溃时刻T以及该时刻对应的电压V，根据输出的地区电网所有负荷有功功率与薄弱节点的电压绘制P-V曲线，分岔点对应的功率值即为该地区电网静态电压稳定极限。

6.根据权利要求5所述的考虑地区电网无功支撑能力的静态电压稳定性判断方法，其特征在于：所述步骤4中，根据静态电压稳定极限进行静态电压稳定判断，具体有：

若地区负荷大于静态电压稳定极限，则该地区电网会发生电压失稳；若地区负荷小于静态电压稳定极限，则该地区电网不会发生电压失稳。