CN106033894B - 判断特高压直流多落点电网稳定性的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种判断特高压直流多落点电网稳定性的方法，该特高压直流多落点电网包括直流系统以及交流系统，该直流系统包括相互电连接的n个逆变站，并且n为≥3的正整数，其中，该方法包括以下步骤：步骤一、计算该n个逆变站的风险度R；步骤二、计算该n个逆变站的多馈入短路比MSCR；步骤三、通过该风险度R以及该多馈入短路比MSCR计算该特高压直流多落点电网的稳定度H，其中当该稳定度H大于或等于H_standard，则该电网的稳定度高于一般电网，如果该电网的稳定度低于H_standard，则该电网的稳定度低于一般电网。通过本发明的方法可以从整体上确定电网的稳定度，实现对电网稳定特性的全局性的把握。

Description

判断特高压直流多落点电网稳定性的方法

技术领域

本发明涉及电力领域，具体涉及一种判断特高压直流多落点电网稳定性的方法。

背景技术

随着“西电东送、南北互供、全国联网”战略的全面实施，我国正逐步建成世界上罕见的跨区域和远距离传输巨大功率的特高压交、直流混合输电系统，其运行的复杂性和难度在国际上也是罕见的。对于这种特高压直流多落点受端电网，由于多条直流线路落点于同一交流电网，且各换流站间电气耦合紧密、无功消耗大，受端系统接受直流系统馈入的功率高，交直流系统间的相互影响将更加严重。一个直流系统的故障可能影响到另一直流系统的运行，交流系统的某个故障可能影响多条直流的运行，这可能会给整个交直流系统的安全稳定运行带来威胁，同时给交直流混合电网的控制和保护带来诸多变化。因而，对特高压直流多落点电网的安全稳定性进行综合、有效、实用的分析是十分重要的。

时域仿真法基于实际电网模型，可以较为精确地模拟系统在各种扰动或故障下的动态特性，是分析系统抗干扰能力和评估系统安稳水平的的基本方法。采用时域仿真法评估系统安稳水平时，需要在总结电网运行经验和事故教训的基础上，做好事故预想集，对大量事故进行暂态仿真计算扫描，从而对系统在各故障下的稳定水平做出评估，找出系统薄弱环节。

在实际工程中，采用时域仿真评估电网安稳水平时，需要对电网在各种预想故障下进行暂态稳定计算扫描，其中预想故障集的选取属于枚举法，可能更依赖于工程人员的经验总结，缺乏一定的理论依据，结果分析不够客观全面，也难以达到对电网稳定特性的全局性的把握。

发明内容

本发明的目的是提供一种判断特高压直流多落点电网稳定性的方法，以对电网稳定特性的全局性的把握的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种判断特高压直流多落点电网稳定性的方法，其特征在于，所述特高压直流多落点电网包括直流系统以及交流系统，所述直流系统包括相互电连接的n个逆变站，并且n为≥3的正整数，其中，所述方法包括以下步骤：

步骤一、计算所述n个逆变站的风险度R；

步骤二、计算所述n个逆变站的多馈入短路比MSCR；

步骤三、通过所述风险度R以及所述多馈入短路比MSCR计算所述特高压直流多落点电网的稳定度H，其中

当所述稳定度H大于或等于H_standard，则所述电网的稳定度高于一般电网，如果所述电网的稳定度低于H_standard，则所述电网的稳定度低于一般电网。

较佳地，H_standard＝30。

较佳地，所述步骤一包括以下步骤：

(1)构建对应于所述多馈入交直流系统的模型，其中所述多馈入交直流系统包括n个逆变站和m个交流枢纽站，并且n、m分别为≥3的正整数；

(2)在所述多馈入交直流系统的模型中，对其中一交流枢纽站i施加扰动，i＝1,2,3,4,……m，使得该交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％；

(3)基于所述多馈入交直流系统中逆变站j的电压变化量△U_ij，计算所述交流枢纽站i和所述逆变站j之间的三相多馈入交互因子MIIF_ij，其中j＝1，2，3，…，n；

(4)基于所述多馈入交互因子MIIF分值(score)，计算某一逆变站k的风险度R，其中风险度R为所述逆变站i受交流枢纽站j扰动干扰而发生故障的风险度；

(5)将所述的风险度R与参考值(或标准值)R_standard进行比较，从而确定所述多馈入交直流系统中一个或多个逆变站的风险度；其中

当所述R大于或等于所述参考值R_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站。

较佳地，所述多馈入交互因子MIIF_ij按下式计算：

式中

△U_ij表示当交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％时，逆变站j的电压变化量。

较佳地，对于某一逆变站k而言，所述的风险度R按下式进行计算和判断：

R＝∑MIIF_lk＝MIIF_1k+MIIF_2k+…MIIF_mk，其中l为小于或等于m的正整数。

较佳地，在步骤(5)中，还包括以下步骤：对于所述逆变站k，将单个MIIF_lk与多馈入交互因子参考值MIIF_standard进行比较，其中当有10个以上的所述单个MIIF_lk大于或等于所述参考值MIIF_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站。

较佳地，所述的参考值MIIF_standard为0.3。

较佳地，所述多馈入短路比MSCR通过以下公式计算：以逆变站i为例，

MSCR_ij＝MSCR_i1+MSCR_i2+…MSCR_ih；

式中：i为直流回路编号；

S_acj为第i回直流的换流母线的三相短路容量；

P_deqi为第i回直流的等值功率；

Z_eqii为等值阻抗矩阵中第i回换流母线所对应的自阻抗；

Z_eqij为等值阻抗矩阵中第i回换流母线和第j回换流母线之间的互阻抗；

P_di为第i回直流的额定直流功率；P_dj为第j回直流的额定直流功率。

较佳地，所述电网的稳定度H通过以下公式进行计算：

其中

当H大于或等于标准值H_standard时，所述电网的稳定度高于一般电网，当H小于标准值H_standard，所述电网的稳定度低于一般电网。

较佳地，所述电网的稳定度通过以下公式进行计算：

其中

当H大于或等于标准值H_standard时，所述电网的稳定度高于一般电网，当H小于标准值H_standard，所述电网的稳定度低于一般电网。

较佳地，所述电网的稳定度通过以下公式进行计算：

其中

当H大于或等于标准值H_standard时，所述电网的稳定度高于一般电网，当H小于标准值H_standard，所述电网的稳定度低于一般电网。

通过本发明的方法确定的电网的稳定度，综合考虑了电网的换相失败的风险，以及换相失败后的恢复能力，在为特高压直流多落点电网的规划设计、运行控制及安稳措施的制定提供理论支持和技术指导。

附图说明

图1是三馈入直流输电系统简化示意图。

具体实施方式

以下将结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明，以便更清楚理解本发明的目的、特点和优点。应理解的是，附图所示的实施例并不是对本发明范围的限制，而只是为了说明本发明技术方案的实质精神。

本发明提供的判断特高压直流多落点电网稳定性的方法。该特高压直流多落点电网包括直流系统以及交流系统，其中直流系统包括相互电连接的n个逆变站，并且n为≥3的正整数。该方法包括以下步骤：

步骤一、计算n个逆变站的风险度R；

步骤二、计算n个逆变站的多馈入短路比MSCR；

步骤三、通过风险度R以及多馈入短路比MSCR计算所述特高压直流多落点电网的稳定度H，其中当稳定度H大于或等于H_standard，则电网的稳定性高于一般电网，如果电网的稳定度低于H_standard，则电网的稳定性低于一般电网。

针对步骤一，包括以下步骤：

(1)构建对应于所述多馈入交直流系统的模型，其中所述多馈入交直流系统包括n个逆变站和m个交流枢纽站，并且n、m分别为≥3的正整数；

(2)在所述多馈入交直流系统的模型中，对其中一交流枢纽站i施加扰动，i＝1,2,3,4,……m，使得该交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％；

(3)基于所述多馈入交直流系统中逆变站j的电压变化量△U_ij，计算所述交流枢纽站i和所述逆变站j之间的三相多馈入交互因子MIIF_ij，其中j＝1，2，3，…，n；

(4)基于所述多馈入交互因子MIIF分值(score)，计算某一逆变站k的风险度R，其中风险度R为所述逆变站i受交流枢纽站j扰动干扰而发生故障的风险度；

(5)将所述的风险度R与参考值(或标准值)R_standard进行比较，从而确定所述多馈入交直流系统中一个或多个逆变站的风险度；其中

当所述R大于或等于所述参考值R_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站。

(6)对于某一逆变站k而言，风险度R按下式进行计算和判断：

R＝∑MIIF_lk＝∑MIIF_lk＝MIIF_1k+MIIF_2k+…MIIF_mk，其中l为小于或等于m的正整数。

(7)对于某一逆变站k而言，风险度R还可按以下方式进行计算和判断：

R为对于逆变站k而言所有MIIF的分值中最高前m1位的多馈入交互因子分值，m1为3-m的任一正整数。

较佳地，m1为2、5、10或m。

当m1为2为，R_standard为1.5；或当m1为5，R_standard为3；当m1为10，R_standard为4。

在步骤(5)中，还包括以下步骤：对于逆变站k，将单个MIIF_lk与多馈入交互因子参考值MIIF_standard进行比较，当有10个以上的单个MIIF_lk大于或等于参考值MIIF_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站。

较佳地，参考值MIIF_standard为0.3。

对于逆变站k，有30个以上的单个MIIF_lk大于或等于所述参考值MIIF_standard时，则表示该逆变站的风险度为极高风险。

其中，所述多馈入交互因子MIIF_ij通过下式计算：

式中，△U_ij表示当交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％时，逆变站j的电压变化量。

多馈入交互因子MIIF是由CIGRE WG B4工作组提出的工程规划阶段用于衡量多馈入直流系统中换流站之间电压交互作用的指标，其定义如下:

即假设系统中存在编号分别为1和2的两个直流换流站，当换流母线1投入对称三相电抗器使得该母线上的电压降恰好为1％时，换流母线2的电压变化。即：

多馈入直流系统落点集中于同一个交流网络，对某一个换流站施加扰动后，另一换流站的动态响应必然包含了此间交流系统与其他换流站对它的共同作用。以图1的三馈入直流输电系统为例来说明多馈入交互因子MIIF在多馈入交直流系统中的应用。

如图1所示：

其中，U₁～U₃分别为换流母线1～3的电压；E₁～E₃分别为与换流母线1～3对应的交流系统等效电动势；X_N1～X_N3分别为与换流母线1～3对应的交流系统等效阻抗；X₁₂为换流站1、2之间的耦合阻抗，X₁₃为换流站1、3之间的耦合阻抗，X₂₃为换流站2、3之间的耦合阻抗；I_d1～I_d3分别为3条直流输电线路对应的直流电流。

在电网结构及运行方式确定的情况下，换流站之间耦合阻抗和交流系统戴维南等效阻抗是一定的，即

为一常数，记为X_Σ。

因此可改写如下：

工程上判断换相失败一般是采用经验电压判据，即当换相电压降落到某阈值就认为发生换相失败。假设换相电压刚好跌落到换相失败阈值，对应的电压跌落幅值为△U2，利用叠加定理可有：

一般直流电流在换相失败发生后才会显著上升，因此这里忽略了直流电流的变化。由该式可见，逆变站的换相失败除了受直接与之相连的交流系统等效电势源影响外，还受与之耦合的逆变站电压的影响，而它们之间的耦合系数从公式上看取决于各换流站之间的耦合阻抗及X_∑。

多馈入交互因子MIIF作为衡量两个逆变站之间的电压交互作用的指标，它基于实际电网模型，综合考虑了逆变站间电气距离、各换流母线的有效短路比、实际直流传输功率等因素，采用时域仿真计算，所得到的结果较单独由交流戴维南等效阻扰和逆变站间耦合阻抗决定的电压耦合系数更为合理。

发明人经过深入研究和实验，将该指标扩展为，当交流母线(包含换流母线)1投入对称三相电抗器使得该母线电压降恰好为1％时，换流母线2的电压变化。

针对步骤二，多馈入短路比MSCR通过以下公式计算：以逆变站i为例，设逆变站i的多馈入短路比为MSCR_i：

根据《电力工程电气设计手册》，电力系统短路电流计算中：道题和电器的动稳定，热稳定以及电器的开断电流，一般按三相短路验算。同时，在直流输电系统准稳态模型的仿真分析中，假定三相电压对称，为工频正弦波。所以对于有多直流落点的电网中，一般只考虑三相故障仿真分析。

式中：i为直流回路编号；

S_acj为第i回直流的换流母线的三相短路容量；

P_deqi为第i回直流的等值功率；

Z_eqii为等值阻抗矩阵中第i回换流母线所对应的自阻抗；

Z_eqij为等值阻抗矩阵中第i回换流母线和第j回换流母线之间的互阻抗；

P_di为第i回直流的额定直流功率；P_dj为第j回直流的额定直流功率。

步骤三的稳定度H通过以下三种方式进行计算：

其中

MSCR＝∑MSCR_i，i为所述逆变站的所有需要换流的线路。

其中

MSCR＝∑MSCR_i，i为所述逆变站的所有需要换流的线路。

其中

现在以江苏电网为例对本发明的方法进行说明。

步骤一、计算江苏电网5个逆变站的风险度R；

(1)构建对应于江苏电网多馈入交直流系统的模型，包括5个逆变站和113个交流枢纽站；

(2)对其中一交流枢纽站i施加扰动，使得该交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％，其中，i＝1，2，3，…113；

(3)基于逆变站j的电压变化量△Uj，计算交流枢纽站i和逆变站j之间的三相多馈入交互因子MIIF_ij，其中j＝1，2，3，4，5；

(4)基于该多馈入交互因子MIIF_ij分值(score)，计算某一逆变站k的风险度R；

(5)将风险度R与参考值(或标准值)R_standard进行比较，确定多馈入交直流系统中一个或多个逆变站的风险度；其中当R大于或等于参考值R_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站；

(6)对于某一逆变站k而言，风险度R可按下式进行计算和判断：

R＝∑MIIF_lk＝MIIF_1k+MIIF_2k+…MIIF_113k，其中l为小于或等于113的正整数；

(7)对于某一逆变站k而言，风险度R可按下式进行计算和判断：

R为对于逆变站k而言所有MIIF的分值中最高前m1位的多馈入交互因子分值，m1为3-113的任一正整数。

较佳地，m1为2、5、10或113。

当m1为2，R_standard为1.5；当m1为5，R_standard为3；或当m1为10，R_standard为4；当m1为113，R_standard为20。

在步骤(5)中，还包括以下步骤：对于某一逆变站k而言，风险度R还可按下式进行计算和判断：对于逆变站k，将单个MIIF_lk与多馈入交互因子参考值MIIF_standard进行比较，当有大于10个的MIIF_lk大于或等于参考值MIIF_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站。较佳地，参考值MIIF_standard为0.3。

对于逆变站k，有大于或等于30个MIIF_lk大于或等于参考值MIIF_standard时，则表示该逆变站的风险度为极高风险。

表1为江苏电网多馈入交直流系统中各逆变站和各交流枢纽站之间的MIIF值。

表1

下面以步骤(6)中，当m1等于113时进行说明。此时，R＝∑MIIF_lk等于针对每一个逆变站的所有MIIF相加。由表1可以看出，此时对于逆流站政平，风险度R等于16.298；对于同里，R等于29.19；对于泰州500，R等于28.876；对于泰州1000，R等于27.181；对于南京，R等于26.924。

因此，江苏电网多馈入交直流系统中各逆变站的风险度从大到小排序为：同里＞泰州500＞泰州1000＞南京＞政平。

且同里、泰州500、泰州1000、南京的风险度R都大于20，因此，同里、泰州500、泰州1000、南京的风险度高于一般逆变站。

下面以步骤(7)的方法来对各逆变站的风险度进行判断。

对于逆变站同里、泰州500、泰州1000、南京，分别有29、33、25、29个MIIF_lk大于或等于0.3，因此其风险度高于一般逆变站。

此外，由于泰州500有33个MIIF_lk值大于0.3，因此存在极高风险。

步骤二、计算n个逆变站的多馈入短路比MSCR；

将江苏电网5个逆变站的相关数据带入以下公式中，求出各个逆变站i对应的MSCR_i。

MSCR_ij＝MSCR_i1+MSCR_i2+…+MSCR_ih；

计算结果见表2～5。

表2 小方式下泰州换流站多馈入短路比

表3 小方式下南京换流站多馈入短路比计算结果

表4 小方式下同里换流站多馈入短路比计算结果

网络结构	多馈入短路比MSCR<sub>ij</sub>
		全接线	3.5
换流站～吴江N-1	3.5
		换流站～木渎N-1	3.2
换流站～车坊N-1	3.3
		换流站～吴江N-2	3.5
换流站～木渎N-2	2.5
		MSCR<sub>i</sub>	19.5

表5 小方式下政平换流站多馈入短路比计算结果

网络结构	多馈入短路比MSCR<sub>ij</sub>
		全接线	6.4
换流站～武南N-1	6.2
		换流站～宜兴东N-1	6.3
换流站～武南N-2	3.9
		换流站～三宜兴东N-2	5.9
MSCR<sub>i</sub>	28.7

由表2～5可以得出：

泰州500KV的MSCR_i＝33.9；

泰州1000kv的MSCR_i＝34.8；

南京的MSCR_i＝47；

政平的MSCR_i＝28.7。

步骤三、通过风险度R以及多馈入短路比MSCR计算所述特高压直流多落点电网的稳定度H。以下分别通过三种方式计算出江苏电网的5个逆变站的的稳定度H₁、H₂、H₃。

将上述表1～5的数据分别代入公式，求得的结果下表所示。

表6 江苏电网的各逆变站的稳定度

当电网的稳定度主要考虑风险度R和多馈入短路比MSCR的影响时，用公式(1)计算；

当电网的稳定度主要考虑风险度的影响时，用公式(2)计算逆变站的稳定度；

当电网的稳定度主要考虑多馈入短路比MSCR时，即主要考虑发生故障后的恢复能力时，用公式(3)计算。

根据通过大量试验和验证，逆变站的稳定度H_standard为30。即当逆变站H大于或等于H_standard时，该逆变站的稳定度高，当逆变站H小于H_standard时，逆变站的稳定度低。

因此，根据表6可以看出：

当电网的稳定度主要考虑风险度R和多馈入短路比MSCR的影响时，泰州500Kv、泰州1000Kv、南京、和政平的稳定度皆大于30，这些逆变站的稳定度高，而同里的稳定度H小于30，稳定度较弱。

当电网的稳定度主要考虑风险度R的影响时，泰州500Kv、泰州1000Kv、南京、同里、和政平的稳定度皆大于30，稳定度高。

当电网的稳定度主要考虑多馈入短路比MSCR时，即主要考虑发生故障后的恢复能力时，泰州500KV的稳定度较高；而泰州1000Kv、南京、和政平的稳定度都不到30，稳定度低。

通过本发明的方法确定的电网的稳定度，综合考虑了电网的换相失败的风险，以及换相失败后的恢复能力，在为特高压直流多落点电网的规划设计、运行控制及安稳措施的制定提供理论支持和技术指导。

以上已详细描述了本发明的较佳实施例，但应理解到，在阅读了本发明的上述讲授内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改。这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。

Claims (4)

1.一种判断特高压直流多落点电网稳定性的方法，其特征在于，所述特高压直流多落点电网包括直流系统以及交流系统，所述直流系统包括相互电连接的n个逆变站，并且n为≥3的正整数，其中，所述方法包括以下步骤：

步骤一、计算所述n个逆变站的风险度R1、R2……Rn；

所述步骤一包括以下步骤：

(1)构建对应于多馈入交直流系统的模型，其中所述多馈入交直流系统包括n个逆变站和m个交流枢纽站，并且n、m分别为≥3的正整数；

(2)在所述多馈入交直流系统的模型中，对其中一交流枢纽站i施加扰动，i＝1,2,3,4,……m，使得该交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％；

(3)基于所述多馈入交直流系统中逆变站j的电压变化量△U_ij，计算所述交流枢纽站i和所述逆变站j之间的三相多馈入交互因子MIIF_ij，其中j＝1，2，3，…，n；

(4)基于所述多馈入交互因子MIIF分值(score)，计算某一逆变站k的风险度R，其中风险度R为所述逆变站i受交流枢纽站j扰动干扰而发生故障的风险度,对于某一逆变站k而言，所述的风险度R按下式进行计算和判断：R＝∑MIIF_lk＝MIIF_1k+MIIF_2k+…MIIF_mk，其中l为小于或等于m的正整数；

(5)将所述的风险度R与参考值R_standard进行比较，从而确定所述多馈入交直流系统中一个或多个逆变站的风险度,其中当所述R大于或等于所述参考值R_standard，则表示该逆变站的风险度高于一般逆变站,步骤二、计算所述n个逆变站的多馈入短路比MSCR；

步骤三、通过所述风险度R以及所述多馈入短路比MSCR计算所述特高压直流多落点电网的稳定度H，其中

当所述稳定度H大于或等于H_standard，则所述电网的稳定度高于一般电网，如果所述电网的稳定度低于H_standard，则所述电网的稳定度低于一般电网；

所述电网的稳定度H通过以下公式进行计算：

或

或

其中

当H大于或等于标准值H_standard时，所述电网的稳定度高于一般电网，当H小于标准值H_standard，所述电网的稳定度低于一般电网。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多馈入交互因子MIIF_ij按下式计算：

式中

△U_ij表示当交流枢纽站i的换流母线的电压U_i下降1％时，逆变站j的电压变化量。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的参考值MIIF_standard为0.3。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述多馈入短路比MSCR通过以下公式计算：以逆变站i为例，

MSCR_ij＝MSCR_i1+MSCR_i2+…MSCR_ih；

式中：i为直流回路编号；

S_acj为第i回直流的换流母线的三相短路容量；

P_deqi为第i回直流的等值功率；

Z_eqii为等值阻抗矩阵中第i回换流母线所对应的自阻抗；

Z_eqij为等值阻抗矩阵中第i回换流母线和第j回换流母线之间的互阻抗；以及

P_di为第i回直流的额定直流功率；P_dj为第j回直流的额定直流功率。

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