CN103762593B - 一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法 - Google Patents

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CN103762593B CN201410033121.6A CN201410033121A CN103762593B CN 103762593 B CN103762593 B CN 103762593B CN 201410033121 A CN201410033121 A CN 201410033121A CN 103762593 B CN103762593 B CN 103762593B
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Abstract

本发明提出了一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化计算方法,该方法基于电网运行数据,提取电网特征量,包括区域电网总惯性常数比值、大区电网间主导振荡模式、跨区直流功率可控制量等,计算区域电网联络线静态稳定运行极限功率;根据区域电网发生的扰动信息,计算联络线功率波动峰值超调量;基于联络线功率头摆峰值理论及不平衡功率再分配理论计算需要采取的切机或切负荷量化控制措施。本发明利用直流功率紧急控制,可替代或减少切机/切负荷量,有效提升电网安全与运行效率,不仅可适用于电力系统离线仿真计算,也可用于交直流协调控制措施的在线制定与运行。

Description

一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法
技术领域
[0001] 本发明属于电力系统领域,具体涉及一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施 实时量化方法。
背景技术
[0002] 我国能源资源与用电需求在地理上的逆势分布特征,决定了我国电网发展必须走 远距离、大规模输电和全国范围内优化电力资源配置的道路。大规模、远距离输电格局在解 决大型清洁能源和新能源的消纳问题、水火互济问题以及实现全国范围内资源优化配置的 同时,给电网的安全稳定运行也带来一系列的挑战,尤其在特高压电网发展的过渡期内,如 运行方式多变、稳定破坏范围大、安全稳定控制难度大、稳控措施量大等。目前,传统的安全 稳定控制主要以切机切负荷、系统解列、低压低频减载来应对扰动/故障后系统的稳定问 题,其典型特征为基于电网模型的离线仿真计算分析安全稳定特性、基于预想事故集的策 略匹配、基于本地信号的局部控制和基于切机切负荷的硬措施,无法适应未来大电网安全 稳定控制的需求。如:针对特定的预想事故基于离线仿真计算进行在线策略匹配,对于复杂 的电网结构和多变的运行方式存在策略失效或无法匹配的风险;以切机、切负荷、系统解列 等为手段,将导致大面积停电,无法有效缩小事故影响范围,与用户日益严格的供电可靠性 指标冲突,影响电网运行效率;针对不确定的扰动/故障形态对电网造成的冲击无法应对, 无法提高电网安全稳定运行裕度和输电能力。
[0003] 因此,传统的安全稳定控制技术在提高电网安全稳定水平、输电能力和运行效率 等方面的控制能力有待提升,无法适应未来特高压交直流大电网复杂的网架结构和多变的 运行方式及不确定的扰动/事故形态,需要寻找能应对复杂大电网多种问题、替代或减少 切负荷等"硬控制"的新的电网安全稳定控制技术,基于此提出了本发明。
发明内容
[0004] 为了克服现有技术的缺陷,本发明的目的在于提供一种跨区交直流联网安全稳定 协调控制措施实时方法,该方法能计算保证故障后跨区交直流联网系统安全稳定运行的控 制措施,运用于电力系统稳定分析与控制,可为运行人员保证系统安全稳定运行提供有效 的应对措施。本发明基于电网运行数据,提取电网特征量,包括区域电网总惯性常数比值、 大区电网间主导振荡模式、跨区直流功率可控制量等,计算区域联络线运行功率极限;根据 电网发生的扰动或故障信息,计算联络线功率波动峰值超调量;基于联络线功率头摆峰值 理论及不平衡功率再分配理论计算需要采取的切机或切负荷量化控制措施。
[0005] 为实现上述发明目的,本发明是通过如下方案实现的:
[0006] 一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法,包括下述步骤:
[0007] A、通过交直流联网系统的等值阻抗计算区域电网联络线静态稳定运行极限功率 Pmax(ij);
[0008] 设定交直流联网系统包括区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4,区域 电网1~3通过交流线路形成链式同步联网模式,区域电网1和区域电网2的交流联络线 为tie12,区域电网2和区域电网3的交流联络线为tie23;区域电网1和区域电网3通过η 条直流联网,η为正整数;区域电网1和区域电网4通过1条直流联网;
[0009] Β、根据区域电网发生的扰动信息,计算联络线功率波动峰值超调量APtie(i)(tp);
[0010] C、计算维持不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控制措施量 DPz(i);
[0011] D、计算考虑系统紧急功率控制后、保证各区域联络线稳定运行所需要采取的交流 安控效果量D P ac;(i);
[0012] E、根据交流安控效果量和区域电网总惯性常数比值,分别计算保证不同区域联络 线安全稳定运行所需要的切机量cgm(i)或切负荷量C load ⑴;
[0013] F、从步骤E中选取切机量或切负荷量中的最大值作为保证电网安全稳定运行的 最终切机量或最终切负荷量。
[0014] 进一步地,所述步骤A中,在交流联络线tie12处做短路冲击故障,得到区域电网1 提供的短路电流有效值I 1以及区域电网2和3提供的短路电流有效值I 23,在交流联络线 tie23处做短路冲击故障,得到区域电网1和2提供的短路电流有效值112以及区域电网3提 供的短路电流有效值I 3,分别将各短路电流有效指标幺化,得到:
Figure CN103762593BD00071
[0019] 其中,Sbi为区域电网1的基准容量,Sb3为区域电网3的基准容量,S b23为区域电网 2和3的基准容量,Sb12为区域电网1和2的基准容量;Ubi为区域电网1的电压基准值,U b3 区域电网3的电压基准值,Ub23为区域电网2和3的电压基准值,Ub12为区域电网1和2的 电压基准值;
[0020] 通过下式分别计算以交流联络线tie12、tie23为中心的交直流联网系统的等值阻 抗:
Figure CN103762593BD00072
[0023] 通过下式分别计算交流联络线tie12、tie23的静态稳定运行极限功率标么值为:
Figure CN103762593BD00073
r ; *
Figure CN103762593BD00081
[0026]设定w « 1,K « I,将公式(I)、(2)、(5)带入(7)可得:
Figure CN103762593BD00082
[0028] 设定冗《 1,《 1,将公式(3)、(4)、(6)带入⑶可得:
Figure CN103762593BD00083
[0030] 通过下式分别计算交流联络线tie12、tie23的静态稳定运行极限功率值:
[0031] Pmaxl2 -P maxi2 SBi2 (Il)
[0032] Pmax23 - P max23 *SB23 (12)。
[0033] 进一步地,所述步骤B中计算联络线功率波动峰值超调量,是根据扰动量大小、区 域电网间振荡模式的阻尼比、区域电网总惯性常数之比求取。
[0034] 若在区域电网1中发生功率扰动ΛΡ,则交流联络线tie12、率波动峰值超 调量分别为:
Figure CN103762593BD00084
[0037] 式中,APtiel2 (tp)为交流联络线tie12的功率波动峰值超调量,Λ Ptie23 (tp)为交流 联络线tie23的功率波动峰值超调量;ΗΣ1 : ΗΣ2 : ΗΣ3为区域电网1、区域电网2、区域电 网3总惯性常数比值;ζ i为区域电网1相对于区域电网2和区域电网3的区域振荡模式的 阻尼比,ζ 3为区域电网3相对于区域电网2和区域电网1的区域振荡模式的阻尼比;
[0038] 若在区域电网2中发生功率扰动Λ Ρ,则交流联络线tie12、率波动峰值超 调量分别为:
Figure CN103762593BD00085
[0041] 若在区域电网3中发生功率扰动ΛΡ,则交流联络线tie12、率波动峰值超 调量分别为:
Figure CN103762593BD00086
[0044] 进一步地,所述步骤C中的不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控 制措施量,由联络线静态稳定运行极限功率、联络线功率波动峰值超调量、联络线实际运行 功率、扰动或故障造成的功率变化决定。
[0045] 若连接区域电网1和区域电网4的一条直流发生闭锁故障,
[0046] 则保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie12稳定运行的综合措施量为:
Figure CN103762593BD00091
[0048] 则保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie23稳定运行的综合措施量为:
Figure CN103762593BD00092
[0050] 其中,P12、P23为交流联络线tie 124化23实际运行功率,Pdci为直流闭锁功率,Pmaxl2、 Pmax23为交流联络线tie 12、1^23的静态稳定运行极限功率值。
[0051] 进一步地,所述步骤D中的需要采取的交流安控效果量,由采取的综合稳定控制 措施量和联网系统内直流紧急支援情况(即直流功率紧急支援可控制量)决定。
[0052] 若连接区域电网1和区域电网3的η条直流中有m条参与系统紧急功率控制,则 保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie 12以及区域电网2和区域电网3交流联络线 tie23稳定运行的交流安控效果量分别为: / = I
Figure CN103762593BD00093
[0055] 其中,Pi(_〇为第i条直流功率紧急支援可控制量,m为小于η的正整数。
[0056] 进一步地,所述步骤E中的切机量或切负荷量,由交流安控效果量和区域电网惯 量决定。
[0057] 当连接区域电网1至区域电网4的任一条直流发生闭锁故障,若区域电网1侧为 整流侧,区域电网1向区域电网2送电,区域电网2向区域电网3送电,则需要在区域电网 1采取切机措施;若保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie 12稳定运行的切机量为 Cgen(12);保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie 23稳定运行的切机量为Cgen(23),则:
Figure CN103762593BD00094
[0060] 当连接区域电网1至区域电网4的任一条直流发生闭锁故障,若区域电网1侧为 逆变侧,区域电网2向区域电网1送电,区域电网3向区域电网2送电,则需要在区域电网 1采取切负荷措施;若保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie 12稳定运行的切负荷量 为ClMd(12)保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie 23稳定运行的切负荷量为C lMd(23), 则:
Figure CN103762593BD00095
[0063] 根据公式(23)~(26),即可得到保证电网安全稳定运行的切机量 Cgen(i2)、Cgen(23) 或切负荷量c1()ad( 12)、 Cl〇ad(23) °
[0064] 进一步地,所述步骤F中的切机量或切负荷量需保证故障后整个区域电网安全稳 定运行。
[0065] 为同时保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie12以及区域电网2和区域电 网3交流联络线tie 2j|定运行,所需的最终切机量或切负荷量为:
[0066] Cgen= max {C gen(⑵,Cgen(23)} (27)
[0067] Cload -max {C load(⑵,Cload(23)} (28) 〇
[0068] 与现有技术相比,本发明达到的有益效果是:
[0069] 本发明提出了一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化计算方法,可 得到故障后保证系统安全稳定运行的控制措施,为电网运行人员提供有效的应对措施;本 发明基于电网特征量,优先利用直流功率紧急控制,替代或减少切机/切负荷量,有效提升 电网安全与运行效率,不仅可适用于电力系统离线仿真计算,也可用于交直流协调控制措 施的在线制定与运行。
附图说明
[0070] 图1是本发明的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法的流 程图;
[0071] 图2是本发明的跨区交直流联网系统示意图;
[0072] 图3为故障后采取本发明计算所得控制措施后发电机相对功角曲线图;
[0073] 图4为故障后采取本发明计算所得控制措施后区域电网交流联络线功率曲线图。
具体实施方式
[0074] 下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
[0075] 本发明提供一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化计算方法,图1 是本发明的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法的流程图,该方法包 括下述步骤:
[0076] 步骤A、通过交直流联网系统的等值阻抗计算区域电网联络线静态稳定运行极限 功率 Pmax(iJ);
[0077] 设定交直流联网系统包括区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4,区域 电网1~3通过交流线路形成链式同步联网模式,区域电网1和区域电网2的交流联络线 为tie 12,区域电网2和区域电网3的交流联络线为tie23;区域电网1和区域电网3通过η 条直流联网,η为正整数;区域电网1和区域电网4通过1条直流联网;
[0078] 步骤Β、根据区域电网发生的功率扰动信息,计算联络线功率波动峰值超调量 APtie⑴(tp);
[0079] 步骤C、计算维持不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控制措施量 DPz(i);
[0080] 步骤D、计算考虑系统紧急功率控制后、保证各区域联络线稳定运行所需要采取的 交流安控效果量DP ac(i);
[0081] 步骤E、根据交流安控效果量和区域电网总惯性常数比值,分别计算保证不同区域 联络线安全稳定运行所需要的切机量c gm(i)或切负荷量C lMd(i);
[0082] 步骤F、从步骤E中选取切机量或切负荷量中的最大值作为保证电网安全稳定运 行的最终切机量或最终切负荷量。
[0083] 其中,步骤B中,求取联络线功率波动峰值超调量的方法的具体内容参见中国发 明专利专利号为201010187823. 1,发明名称为《两大区互联电力系统交流联络线功率波动 峰值的计算方法》,内容如下:
[0084] 根据2阶线性系统时域分析理论,〇 %定义为2阶线性系统阶跃响应的超调量,有
Figure CN103762593BD00111
[0086] 其中,h( )为2阶线性系统阶跃响应的稳态值,%为系统到达头摆峰值的时间, h(tp)为2阶线性系统阶跃响应的峰值。
[0087] 由2阶线性系统的阶跃响应特性有
[0088] σ% = ε~πξ'^ϊ xl〇〇% (2')
[0089] 其中,ξ系统阻尼比。
[0090] 由于两区域互联系统联络线功率波动的线性化模型可表示为2阶线性系统,其受 到功率扰动后的功率波动峰值超调量可以采用2阶线性系统时域分析理论进行计算,即:
[0091] APtie(tp) = APtie( ) χ 〇 % (3' )
[0092] 式中:APtie(tp)为联络线功率波动峰值;AP tie( m )为联络线功率波动的稳态 值。
[0093] 由电力系统受到功率扰动后的功率分配第2阶段可知,系统出现功率扰动后,在 原动机机械功率较大幅度变化前,2阶线性系统描述的联络线功率波动稳态值主要由两大 区电网的总惯性常数比决定。
[0094] 假设子系统1与系统2的总惯性常数比为ΗΣ i/知2。若功率扰动发生在子系统1, 扰动后联络线功率波动的稳态值为:
Figure CN103762593BD00112
[0096] 式中:ΔΡ为系统的功率扰动,当功率缺额时,ΔΡ为正;反之,ΔΡ为负。
[0097] 由式(2' )、(3' )、(4')可得功率扰动后联络线功率波动峰值超调量APtiJtp) 计算公式为
Figure CN103762593BD00113
[0099] 式中ξ为互联系统区域振荡模式的阻尼比。
[0100] 对于本发明提出的3区域交直流联网系统,由于区域1、区域2、区域3采用链式交 流联网模式,因此求取区域1和区域2交流联络线功率波动峰值超调量时,可将区域1看作 子系统1,区域2和区域3看作子系统2 ;求取区域2和区域3交流联络线功率波动峰值超 调量时,可将区域1和区域2看作子系统1,区域3看作子系统2。
[0101] 图2是本发明的跨区交直流联网系统示意图。其中,区域1和区域2通过1000 kV 交流断面联网,区域1向区域2送电5000MW ;区域2和区域3通过1000 kV交流断面联网, 区域2向区域3送电5800MW ;区域1和区域3通过3条额定运行功率为3000MW的直流联 网(区域1侧为整流侧),区域1和区域4通过1条额定运行功率3000丽的直流联网(区 域1为整流侧)。
[0102] 图3和图4是故障后采取本发明计算所得控制措施后系统重要电气量曲线。区域 1至区域4的一条直流发生闭锁故障,闭锁功率为3000MW。采取本发明计算所得的量化协 调控制措施后,系统电气量曲线,由图可知,本发明的控制措施能故障后保证电网的安全稳 定运行。协调量化控制措施采取以下步骤得到:
[0103] 步骤A :根据区域电网运行数据,计算区域1和区域2联络线、区域2和区域3联 络线静态稳定运行极限功率Pmax(ij)。
[0104] 在区域1和区域2联络线区域2侧做三相瞬时短路故障可得,区域1提供的短路 冲击电流为3. 935kA,区域2和区域3提供的短路电流为23. 279kA,则区域1和区域2联络 线tie12静态稳定极限功率标幺值为:
Figure CN103762593BD00121
[0106] 同理,在区域2和区域3联络线区域1侧做三相瞬时短路故障可得,区域1和区域 2提供的短路冲击电流为14kA,区域3提供的短路电流为4. 79kA,则区域2和区域3联络线 tie23静态稳定极限功率标么值为:
Figure CN103762593BD00122
[0108] 贝1」:区域1和区域2联络线^612静态稳定极限功率为61.21父100 = 6121丽,区 域2和区域3联络线tie23静态稳定极限功率64. 9X 100 = 6490丽。
[0109] 步骤B :分析大区电网间主导振荡模式和各区域电网总惯性常数比值,根据电网 发生的扰动或故障信息,计算区域1和区域2联络线、区域2和区域3联络线功率波动峰值 超调量AP tie⑴(tp)。
[0110] 若区域1至区域4的一条直流(运行功率3000MW)发生闭锁故障,则相当于区域 电网1出现3000MW的功率盈余。
[0111] 区域1相对区域2和区域3的区间振荡模式阻尼比约为0. 1,区域1和区域2相对 区域3的区间振荡模式阻尼比约为0. 1,本例中,各阻尼比分别取值为0. 1 ;区域1、区域2、 区域3总惯量时间常数比值约为I : 1 : 1,本例中各区域总惯量时间常数比值分别取值为 1〇
[0112] 则区域电网1出现3000MW的功率盈余对则交流联络线tie12、tie 23功率波动峰值 超调量分别为:
Figure CN103762593BD00123
[0115] 步骤C :计算维持不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控制措施量 DPz(i),即包括直流功率紧急支援、切机或切负荷控制措施的综合控制效果量。
[0116] 若区域1至区域4的一条直流1发生闭锁故障,则保证区域1和区域2交流联络 线tie 12稳定运行的综合措施量为:
Figure CN103762593BD00131
[0118] 保证区域2和区域3交流联络线tie23稳定运行的综合措施量为:
Figure CN103762593BD00132
[0120] 步骤D :计算考虑交直流联网系统内直流紧急支援后,需要采取的交流安控效果 量DPac;(i),即采取切机或切负荷控制措施的综合效果量。
[0121] 此时,需要提升区域1至区域3的直流功率。若区域1至区域3的3条直流参与 系统紧急功率控制量分别为不超过额定功率的10%,即300MW,则保证区域1和区域2联络 线tie 12、区域2和区域3联络线tie23稳定运行的交流安控效果量分别为:
Figure CN103762593BD00133
[0124] 即,采用直流功率紧急控制后,保证区域1和区域2联络线稳定运行需要的交流安 控量为1438MW ;保证区域2和区域3联络线稳定运行需要的交流安控量为140MW。
[0125] 步骤E :根据区域电网总惯性常数比值,分别计算保证不同区域联络线安全稳定 运行所需要的切机量Cgm(i)或切负荷量C load(i)
[0126] 需要在区域1采取切机措施。若保证区域1和区域2联络线稳定运行的切机量为 Cgen(l2) ί 保证区域2和区域3联络线稳定运行的切机量为C gen (2 3) ? 则:
Figure CN103762593BD00134
[0129] 由上式可得:保证区域1和区域2联络线稳定运行需要的切机量为2157MW ;保证 区域2和区域3联络线稳定运行需要的切机量为420MW。
[0130] 步骤F :综合比较选择同时保证不同区域联络线安全稳定运行的直流功率紧急支 援、切机量Cgm或切负荷量C lMd。
[0131] 为同时保证区域1和区域2联络线、区域2和区域3联络线稳定运行,所需的切机 量为:
[0132] Cgen= max {C gen(⑵,Cgen(23)} == max {2157,420} = 2157MW
[0133] 综上所述,区域1至区域4的一条直流闭锁后(闭锁功率3000MW),需求紧急提升 区域1至区域3直流功率900MW,同时切除区域1机组2157MW。
[0134] 最后应当说明的是:以上实施例仅用以说明本申请的技术方案而非对其保护范围 的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当 理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或 者等同替换,这些变更、修改或者等同替换,其均在其申请待批的权利要求范围之内。

Claims (6)

1. 一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法,其特征在于,所述方法 包括下述步骤: A、通过交直流联网系统的等值阻抗计算区域电网联络线静态稳定运行极限功率 Pmax(ij); 设定交直流联网系统包括区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4,区域电 网1~3通过交流线路形成链式同步联网模式,区域电网1和区域电网2的交流联络线为 tie12,区域电网2和区域电网3的交流联络线为tie23;区域电网1和区域电网3通过η条 直流联网,η为正整数;区域电网1和区域电网4通过1条直流联网; Β、根据区域电网发生的功率扰动信息,计算联络线功率波动峰值超调量APtie(i)(tp); C、 计算维持不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控制措施量DPz(i); D、 计算考虑系统紧急功率控制后、保证各区域联络线稳定运行所需要采取的交流安控 效果量DPac(i); E、 根据交流安控效果量和区域电网总惯性常数比值,分别计算保证不同区域联络线安 全稳定运行所需要的切机量Cgm(i)或切负荷量C load ⑴; F、 从步骤E中选取切机量或切负荷量中的最大值作为保证电网安全稳定运行的最终 切机量或最终切负荷量; 所述步骤B中,计算联络线功率波动峰值超调量的步骤包括: 若在区域电网1中发生功率扰动ΔΡ,则交流联络线tie12、tie23功率波动峰值超调量 分别为:
Figure CN103762593BC00021
式中,Λ Ptiel2 (tp)为交流联络线tie12的功率波动峰值超调量,Λ Ptie23 (tp)为交流联络 线tie23的功率波动峰值超调量;ΗΣ1:ΗΣ2:ΗΣ3为区域电网1、区域电网2、区域电网3总惯性 常数比值;ζ i为区域电网1相对于区域电网2和区域电网3的区域振荡模式的阻尼比,ζ 3 为区域电网3相对于区域电网2和区域电网1的区域振荡模式的阻尼比; 若在区域电网2中发生功率扰动ΛΡ,则交流联络线tie12、tie23功率波动峰值超调量 分别为:
Figure CN103762593BC00022
若在区域电网3中发生功率扰动ΛΡ,则交流联络线tie12、tie23功率波动峰值超调量 分别为:
Figure CN103762593BC00023
(18)〇
Figure CN103762593BC00031
2.如权利要求1所述的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法,其 特征在于,所述步骤A中,在交流联络线tie12处作短路冲击故障,得到区域电网1提供的短 路电流有效值I 1以及区域电网2和3提供的短路电流有效值123,在交流联络线tie23处做 短路冲击故障,得到区域电网1和2提供的短路电流有效值I 12以及区域电网3提供的短路 电流有效值U分别将各短路电流有效值标幺化,得到:
Figure CN103762593BC00032
(1) (2) (3) (4) 其中,Ibi为区域电网1的电流基准值,I B3g域电网3的电流基准值,IB23为区域电网2 和3的电流基准值,Ib12为区域电网1和2的电流基准值;Sbi为区域电网1的基准容量,S b3 为区域电网3的基准容量,Sb23为区域电网2和3的基准容量,S B12为区域电网1和2的基 准容量;Ubi为区域电网1的电压基准值,Ub3区域电网3的电压基准值,U b23为区域电网2和 3的电压基准值,Ub12为区域电网1和2的电压基准值; 通过下式分别计算以交流联络线tie12、tie23S中心的交直流联网系统的等值阻抗:
Figure CN103762593BC00033
(5) (6) 通过下式分别计算交流联络线tie12、tie23的静态稳定运行极限功率标么值为:
Figure CN103762593BC00034
(7) (8) 其中,为以交流联络线Ue1为中心的交直流联网系统的等值阻抗,1丨3为以交流联 络线tie23为中心的交直流联网系统的等值阻抗,Xn为以交流联络线tie12为中心的交直 流联网系统的等值阻抗,I;为以交流联络线tie 3为中心的交直流联网系统的等值阻抗, W为区域电网1的电压基准值的标幺值,为区域电网2和3的电压基准值的标幺值, %为区域电网1和2的电压基准值的标幺值,W为区域电网3的电压基准值的标幺值; 设定W » 1,C3 « 1,将公式⑴、⑵、(5)带入⑵可得:
Figure CN103762593BC00041
(9) 设定"Γ2。« L将公式(3)、(4)、(6)带入⑶可得:
Figure CN103762593BC00042
(10) 通过下式分别计算交流联络线tie12、tie23的静态稳定运行极限功率值: Pmaxl2= Pmaxl2**SB12 (11) Pmax23 - P max23 *SB23 (12) 〇
3. 如权利要求1所述的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法,其 特征在于,所述步骤C中,若连接区域电网1至区域电网4的任一条直流发生闭锁故障, 则保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie12稳定运行的综合措施量为:
Figure CN103762593BC00043
(19) 则保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie23稳定运行的综合措施量为: _ - _
Figure CN103762593BC00044
(2〇) 其中,P12、P23为交流联络线价12、价23实际运行功率,p Da为直流闭锁功率,Pmaxl2、pmax23 为交流联络线tie12、1^23的静态稳定运行极限功率值。
4. 如权利要求1所述的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法,其 特征在于,所述步骤D中,若连接区域电网1和区域电网3的η条直流中有m条参与系统紧 急功率控制,则保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie 12以及区域电网2和区域电网 3交流联络线tie23稳定运行的交流安控效果量分别为:
Figure CN103762593BC00045
C21) (22) 其中,DPzi2为区域电网1和区域电网2交流联络线tie 12稳定运行的综合措施量,DP Z23 为区域电网2和区域电网3交流联络线tie23稳定运行的综合措施量,P i(Md)为第i条直流 功率紧急支援可控制量,m为小于η的正整数。
5. 如权利要求1所述的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法,其 特征在于,所述步骤E中, 当连接区域电网1至区域电网4的任一条直流发生闭锁故障,若区域电网1侧为整流 侦牝区域电网1向区域电网2送电,区域电网2向区域电网3送电,则需要在区域电网1采 取切机措施;若保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie12稳定运行的切机量为Cgm(12); 保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie 23稳定运行的切机量为C gm(23),则:
Figure CN103762593BC00051
(23) (24) 当连接区域电网1至区域电网4的任一条直流发生闭锁故障,若区域电网1侧为逆变 侦牝区域电网2向区域电网1送电,区域电网3向区域电网2送电,则需要在区域电网1采 取切负荷措施;若保证区域电网1和区域电网2交流联络线Ue 1JI定运行的切负荷量为 ClMd(12);保证区域电网2和区域电网3交流联络线tie 23稳定运行的切负荷量为C lMd(23),则:
Figure CN103762593BC00052
(25) (26) 根据公式(23)~(26),即可得到保证电网安全稳定运行的切机量 Cgen(i2)、Cgen(23) 或切 负何里 C1()ad(12) 、Ci〇ad(23) 0
6.如权利要求1所述的跨区交直流联网系统安全稳定控制措施协调量化计算方法,其 特征在于,所述步骤F中,为同时保证区域电网1和区域电网2交流联络线tie12&及区域 电网2和区域电网3交流联络线tie 2j|定运行,所需的最终切机量或切负荷量为: Cgen - max {C gen(12) ? Cgen(23)} (27) Cload一 max {C i〇ad(!2)? Cload(23)} (28) 〇
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