CN104037783A - 多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法 - Google Patents

Abstract

本发明是一种多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，该方法计算候选配置可快速投切的无功控制装置的站点的VSF指标，得到各候选站点配置无功补偿设备对各逆变站电压综合支撑作用强弱，基于故障集、通过时域仿真计算分析各候选站点的电压薄弱程度，利用加权求和方法得到基于VSF指标和电压薄弱程度指标的综合系数指标，根据综合系数指标确定可快速投切的无功控制装置配置区域。该方法简单、有效、灵活，物理意义明确。

Description

多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法

技术领域

本发明提出一种多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，特别是一种多直流落点受端系统的快速投切无功控制装置配置区域确定方法，属于电力系统分析技术领域。

背景技术

多直流落点受端系统指多回直流输电系统集中馈入的受端交流系统。在多直流落点受端系统中，电压稳定问题一直是困扰受端系统正常运行的一个重要问题。由于交直流并联运行、多回直流集中馈入的特点，致使受端系统无功电压问题与功角稳定问题、交直流相互影响问题紧密联系，相互交织，稳定特性复杂。在多直流落点受端系统中，受端交流系统部分区域故障可能会引起多回直流输电逆变器发生换相失败，造成直流功率下降。直流系统的功率恢复过程依赖交流系统的电压支撑，需要吸收大量的无功功率。在交流系统故障期间以及故障切除后，受端系统的动态无功支撑能力对于直流输电系统的功率恢复以及系统稳定性具有重大影响。

在受端系统合适的位置配置一定容量的可快速投切电容组能够在受端交流系统故障期间以及故障切除后提供有效的无功电压支撑，改善直流输电系统功率恢复情况，提高系统的电压稳定性。如何选择合适的安装地点，使得可快速投切电容器组发挥最大效用，具有重要的实际意义。本发明提出一种快速投切的无功控制装置配置区域的确定方法，其中该方法使用了VSF(评估多直流落点系统中各站点对逆变站电压支撑强度的指标)指标。VSF是一种评估在不同的站点配置无功补偿设备对各逆变站电压综合支撑作用的指标，其计算公式为：

${\mathrm{VSF}}_i=\frac{\underset{j=1}{\overset{L}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{u}_j\×P_{\mathrm{Nj}}}{Q_j}---\left(4\right)$

式中Δu_j表示无功补偿设备投入前后各逆变站电压幅值的差值(标幺值)，P_Nj表示第j(j＝1,2,…,L，L为系统中逆变站的总数)回直流的额定功率(单位MW)，Q_i表示站点i投入的无功补偿设备的容量(单位Mvar)。

站点的VSF越大，表明在该站点配置无功补偿设备对各逆变站电压综合支撑作用越强。各站点的VSF指标可以通过暂态仿真得到。

发明内容

本发明提出一种多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，该方法计算配置可快速投切无功控制装置的候选站点的VSF指标，得到各候选站点配置无功补偿设备对各逆变站电压综合支撑作用强弱，基于故障集、通过时域仿真计算分析各候选站点的电压薄弱程度，综合上述分析结果确定可快速投切的无功控制装置配置区域。该方法简单有效，物理意义明确。

本发明的技术方案为：

一种多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，包括以下步骤：

1)以受端系统为研究重点，搜集或建立待研究的多直流落点系统的仿真模型，其中包括N个待研究的无功补偿设备配置候选站点，确定需要研究的故障集{F₁,F₂,…,F_M}，F_i为第i个故障，M为所考虑的故障总数；

2)计算站点i对各逆变站电压的支撑强度VSF_i(i＝1,2,…,N)，VSF_i越大，说明在第i处站点配置快速投切无功设备对于各逆变站的电压支撑作用越强；

3)针对受端电网所研究的区域，进行基于所确定故障集{F₁,F₂,…,F_M}的时域仿真；对于故障F_j(j＝1,2,…,M)，时域仿真分析得到第i个站点(i＝1,2,…,N)的所考虑母线的电压在故障切除后低于U(pu)的持续周波数T_ij，其中U为给定的低电压阈值，为标幺值，对第i个站点，定义该站点在故障集{F₁,F₂,…,F_M}下的电压薄弱程度指标：

$K_i=\frac{1}{M}\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{T}_{\mathrm{ij}}^{\′}---\left(1\right)$

式(1)中T′_ij按以下方式取值：

$T_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}=\left\{\begin{array}{c}0,T_{\mathrm{ij}}\&le;t1\\ (T_{\mathrm{ij}}-t1)/(t2-t1),t1<T_{\mathrm{ij}}<t2\\ 1,T_{\mathrm{ij}}\&GreaterEqual;t2\end{array}\right.---\left(2\right)$

t1、t2为根据需要设定的参数，T′_ij为T_ij归一化处理后的参数；K_i越大，说明第i处站点的电压薄弱程度越高，可作为配置快速投切的无功控制装置的重要候选站点；

4)定义计算第i个站点的综合指标系数，

f_i＝c₁·VSF_i+c₂·K_i (3)

式(3)中，c₁、c₂为加权系数，根据需要进行设定；

5)根据2)-3)的分析计算结果，利用式(3)把各站点的电压薄弱程度和对各逆变站电压支撑作用大小综合考虑起来，确定可快速投切的无功控制装置配置的最终站点。

本发明基于量化分析手段，即以衡量对于各逆变站的电压支撑作用越强的指标、衡量站点在故障情况下电压薄弱程度的指标指导确定可快速投切无功控制装置配置区域。该可快速投切无功控制装置配置区域的确定方法应用于多直流落点受端系统，能够兼顾故障下对各逆变站的电压支撑和电压薄弱站点的无功电压支撑，得出有效的可快速投切无功控制装置配置方案，有效提高系统的暂态电压稳定性。具体说来，本发明具有以下技术效果：(1)考虑了对各逆变站的电压支撑；(2)考虑了对电压薄弱站点的无功电压支撑；(3)电压薄弱程度指标(K)和对于各逆变站的电压支撑作用越强的指标(VSF)均通过时域仿真得到，充分考虑到系统的动态特性；(4)采用故障集的方式，考虑得更全面；(5)电压薄弱程度指标(K)利用了归一化处理手段、综合系数指标(f)利用了加权求和方法，其中相应参数可以根据实际情况进行调整，具有灵活性。

附图说明

下面结合附图对本发明进一步的说明。

图1为本发明方法中参数T′_ij的取值曲线。

图2为本发明方法的流程图。

图3为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后穗东换流站母线电故障恢复情况。

图4为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后广州换流站母线电故障恢复情况。

图5为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后宝安换流站母线电故障恢复情况。

图6为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后肇庆换流站母线电故障恢复情况。

图7为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后鹅城换流站母线电故障恢复情况。

图8为本发明方法具体实施例中，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置可快速投切电容器前后、配置前故障切除后电压低于0.75pu持续时间最长站点母线的电压恢复情况。

具体实施方式

本发明多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，包括以下步骤：

1)以受端系统为研究重点，搜集或建立待研究的多直流落点系统的仿真模型，其中包括N个待研究的无功补偿设备配置候选站点，确定需要研究的故障集{F₁,F₂,…,F_M}，F_i为第i个故障，M为所考虑的故障总数；

2)计算站点i对各逆变站电压的支撑强度VSF_i(i＝1,2,…,N)，VSF_i越大，说明在第i处站点配置快速投切无功设备对于各逆变站的电压支撑作用越强；

3)针对受端电网所研究的区域，进行基于所确定故障集{F₁,F₂,…,F_M}的时域仿真；对于故障F_j(j＝1,2,…,M)，时域仿真分析得到第i个站点(i＝1,2,…,N)的所考虑母线的电压在故障切除后低于U(pu)的持续周波数T_ij，其中U为给定的低电压阈值，为标幺值，对第i个站点，定义该站点在故障集{F₁,F₂,…,F_M}下的电压薄弱程度指标：

$K_i=\frac{1}{M}\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{T}_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}---\left(1\right)$

式(1)中T′_ij按以下方式取值：

$T_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}=\left\{\begin{array}{c}0,T_{\mathrm{ij}}\&le;t1\\ (T_{\mathrm{ij}}-t1)/(t2-t1),t1<T_{\mathrm{ij}}<t2\\ 1,T_{\mathrm{ij}}\&GreaterEqual;t2\end{array}\right.---\left(2\right).$

t1、t2为根据需要设定的参数，T′_ij为T_ij归一化处理后的参数；K_i越大，说明第i处站点的电压薄弱程度越高，可作为配置快速投切的无功控制装置的重要候选站点；

4)定义计算第i个站点的综合指标系数，

f_i＝c₁·VSF_i+c₂·K_i (3)

式(3)中，c₁、c₂为加权系数，根据需要进行设定；

5)根据2)-3)的分析计算结果，利用式(3)把各站点的电压薄弱程度和对各逆变站电压支撑作用大小综合考虑起来，确定可快速投切的无功控制装置配置的最终站点。

上述步骤3)时域仿真分析得到第i个站点(i＝1,2,…,N)的所考虑母线的电压在故障切除后低于Upu的持续周波数T_ij；对第i个站点，定义了该站点在故障集{F₁,F₂,…,F_M}下的电压薄弱程度指标：

$K_i=\frac{1}{M}\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{T}_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}---\left(1\right)$

式(2)中T′_ij按以下方式取值：

$T_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}=\left\{\begin{array}{c}0,T_{\mathrm{ij}}\&le;t1\\ (T_{\mathrm{ij}}-t1)/(t2-t1),t1<T_{\mathrm{ij}}<t2\\ 1,T_{\mathrm{ij}}\&GreaterEqual;t2\end{array}\right.---\left(2\right).$

上述步骤4)，利用加权求和的方法把各站点的电压薄弱程度和对各逆变站电压支撑作用大小综合考虑起来，确定可快速投切的无功控制装置配置的最终站点。

下面通过实施例对本发明做进一步的补充说明：

根据南方电网2013年丰大极限方式BPA仿真数据，南方电网2013年直流规模达到5回，包括天广直流(1800MW)、贵广I直流(3000MW)、包括贵广II直流(3000MW)、楚穗直流(5000MW)、三广直流(2810MW)，5回直流总容量为15610MW，均落点广东。假设候选站点为受端电网500kV站点莞城、宝安、北郊、花都、增城、水乡、博罗、东莞、鹏城、罗洞共10个站点，假设从中选择5个站点配置快速投切电容器。故障集包含10个待考察的故障{F₁,F₂,…,F₁₀}。

计算站点i对各逆变站电压的支撑强度VSF_i(i＝1,2, ,10)，结果如表1所示。利用电力系统综合分析软件电力系统综合分析平台(PSD-BPA)进行基于所确定故障集{F₁,F₂,…,F₁₀}的时域扫描，计算得到各站点的电压薄弱程度指标，如表2所示，其中这里t1＝5，t1＝60，U＝0.9pu，考虑各候选站点500kV母线。计算各站点的综合指标系数，结果如表3所示，其中这里c₁＝4，c₂＝6。从表3可见，莞城、水乡、增城、宝安、北郊为应配置的站点。本算例配置容量为各站点所配置的低容电容器的30％。

图3～图8为本具体实例中莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置快速投切电容器后各直流逆变站、故障切除后电压低于0.75pu持续时间最长站点母线的暂态电压的效果支撑效果图。由图3～图8看出故障切除后，在莞城、水乡、增城、宝安、北郊配置快速投切电容器后，各逆变站母线、故障切除后电压低于0.75pu持续时间最长站点母线电压恢复速度和恢复水平都有所提高，验证了配置方案的有效性。

表12013年丰大极限方式下10个站点对逆变站的支撑指标

序号	站点	VSF指标
			1	莞城	0.097
2	宝安	0.085
			3	北郊	0.102
4	花都	0.083
			5	增城	0.119
6	水乡	0.118
			7	博罗	0.113
8	东莞	0.076
			9	鹏城	0.077
10	罗洞	0.076

表22013年丰大极限方式下10个站点电压薄弱程度指标

序号	站点	电压薄弱程度指标
			1	莞城	0.187
2	宝安	0.074
			3	北郊	0.048
4	花都	0.021
			5	增城	0.058
6	水乡	0.07

7	博罗	0.011
			8	东莞	0.032
9	鹏城	0.063
			10	罗洞	0.026

表32013年丰大极限方式下10个站点综合系数指标

序号	站点	综合系数指标
			1	莞城	1.510
2	水乡	0.892
			3	增城	0.824
4	宝安	0.784
			5	北郊	0.696
6	鹏城	0.686
			7	博罗	0.518
8	东莞	0.496
			9	罗洞	0.460
10	花都	0.458

Claims (3)

1.一种多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，其特征在于包括以下步骤：

1)以受端系统为研究重点，搜集或建立待研究的多直流落点系统的仿真模型，其中包括N个待研究的无功补偿设备配置候选站点，确定需要研究的故障集{F₁,F₂,…,F_M}，F_i为第i个故障，M为所考虑的故障总数；

2)计算站点i对各逆变站电压的支撑强度VSF_i(i＝1,2,…,N)，VSF_i越大，说明在第i处站点配置快速投切无功设备对于各逆变站的电压支撑作用越强；

3)针对受端电网所研究的区域，进行基于所确定故障集{F₁,F₂,…,F_M}的时域仿真；对于故障F_j(j＝1,2,…,M)，时域仿真分析得到第i个站点(i＝1,2,…,N)的所考虑母线的电压在故障切除后低于U(pu)的持续周波数T_ij，其中U为给定的低电压阈值，为标幺值，对第i个站点，定义该站点在故障集{F₁,F₂,…,F_M}下的电压薄弱程度指标：

$K_i=\frac{1}{M}\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{T}_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}---\left(1\right)$

式(1)中T′_ij按以下方式取值：

$T_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}=\left\{\begin{array}{c}0,T_{\mathrm{ij}}\&le;t1\\ (T_{\mathrm{ij}}-t1)/(t2-t1),t1<T_{\mathrm{ij}}<t2\\ 1,T_{\mathrm{ij}}\&GreaterEqual;t2\end{array}\right.---\left(2\right)$

t1、t2为根据需要设定的参数，T′_ij为T_ij归一化处理后的参数；K_i越大，说明第i处站点的电压薄弱程度越高，可作为配置快速投切的无功控制装置的重要候选站点；

4)定义计算第i个站点的综合指标系数，

f_i＝c₁·VSF_i+c₂·K_i (3)

式(3)中，c₁、c₂为加权系数，根据需要进行设定；

5)根据2)-3)的分析计算结果，利用式(3)把各站点的电压薄弱程度和对各逆变站电压支撑作用大小综合考虑起来，确定可快速投切的无功控制装置配置的最终站点。

2.根据权利要求1所述的多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，其特征在于上述步骤3)时域仿真分析得到第i个站点(i＝1,2,…,N)的所考虑母线的电压在故障切除后低于Upu的持续周波数T_ij；对第i个站点，定义了该站点在故障集{F₁,F₂,…,F_M}下的电压薄弱程度指标：

$K_i=\frac{1}{M}\underset{j=1}{\overset{M}{\mathrm{\&Sigma;}}}{T}_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}---\left(1\right)$

式(1)中T′_ij按以下方式取值：

$T_{\mathrm{ij}}^{\&prime;}=\left\{\begin{array}{c}0,T_{\mathrm{ij}}\&le;t1\\ (T_{\mathrm{ij}}-t1)/(t2-t1),t1<T_{\mathrm{ij}}<t2\\ 1,T_{\mathrm{ij}}\&GreaterEqual;t2\end{array}\right.---\left(2\right).$

3.根据权利要求1所述的多直流落点受端系统的无功控制装置配置区域的确定方法，其特征在于上述步骤4)，利用加权求和的方法把各站点的电压薄弱程度和对各逆变站电压支撑作用大小综合考虑起来，确定可快速投切的无功控制装置配置的最终站点。