CN106250640A - 一种适用于地区电网的分层动态等值方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种适用于地区电网的分层动态等值方法，包括将大规模电网划分为内部系统与外部系统；根据内部系统的拓扑结构，构建出内部系统的电网模型；将外部系统划分为外层外网、内层外网和缓冲网三个层次；采用同调等值法构建出外层外网的等值模型；采用基于物理等效的动态等值方法构建出内层外网的等值模型；根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型；采用主干网化简方法将外层外网等值模型与内层外网等值模型中的500kV主干网化简至缓冲网边界处，与缓冲网的电网模型一同组成外部系统的等值模型；由内部系统的电网模型和外部系统的等值模型组合，最终得到地区电网等值模型。该方法保证了仿真效率和等值精度。

Description

一种适用于地区电网的分层动态等值方法
技术领域
本发明属于电力系统动态等值领域，尤其涉及一种适用于地区电网的分层动态等值方法。
背景技术
为分析及解决地区电网的各项问题，需要建立该地区电网的仿真模型，以模拟各工况下该电网的动态特性。目前我国电网正逐渐形成多个大规模电网互联的形势，大规模电网在电力调度方面有一定优势，但当只关注其中某一地区电网时就不可能也不必要对整个大规模电网进行建模仿真。通常做法是保留待研究的内部系统的详细模型，将外部系统中对内部系统影响较小的部分进行降阶化简，在保证精度的同时减小系统规模，提高仿真效率。
目前常用的动态等值方法有同调等值法和基于物理等效的动态等值法。前者同调机群的判别受工况及扰动情况影响，且采用静态网络化简；后者模型描述详细，但化简工作量较大。另外，现有动态等值方法的研究对象多为大规模的跨区域电网或省级电网，若采用上述其中一种方法将地区电网从大规模电网中一步化简出，等值过程跨度大、无缓冲，虽能保证仿真效率，但等值精度大大降低。
发明内容
为了解决现有技术的缺点，本发明提供一种适用于地区电网的分层动态等值方法。该方法能够从大规模电网中采用同调等值法、基于物理等效的动态等值法和主干网化简结合的方法分层等值化简出地区电网，而且在保证仿真效率的同时，保证了等值精度。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
一种适用于地区电网的分层动态等值方法，包括：
将大规模电网划分为内部系统与外部系统；内部系统在等值过程中保持不变，根据其拓扑结构构建出内部系统的电网模型；考虑电压等级和地理位置因素，并根据与内部系统电气距离的远近，将外部系统划分为外层外网、内层外网和缓冲网三个层次；
采用同调等值法将外层外网中发电机划分为若干个同调机群，并对同调发电机群进行动态聚合，同一同调机群的发电机聚合为一台等值发电机，同一同调机群的发电机母线聚合为一条等值母线，进而构建出外层外网的等值模型；
保留内层外网500kV主干网及与其直接相连的发电机组；采用基于物理等效的动态等值方法将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合并通过等值变压器连接在相应的500kV母线上，进而构建出内层外网的等值模型；
保留外部系统缓冲网不变，根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型；采用主 干网化简方法将外层外网等值模型与内层外网等值模型中的500kV主干网化简至缓冲网边界处，与保留的缓冲网的电网模型一同组成外部系统的等值模型；
由内部系统的电网模型和外部系统的等值模型组合，最终得到地区电网等值模型。
本发明考虑了外部系统与内部系统的电气距离、电压等级、地理位置等因素，在保留重要的交直流通道及发电机组的前提下，分多步对原系统进行化简，便于地区电网安全分析、规划发展的研究；
采用同调等值法、基于物理等效的动态等值法和主干网化简相结合的分层动态等值方法具有更高的等值精度，更好地保留了地区电网的主要特性，能够满足工程的仿真需求；
本发明还解决了规模限制问题，可直接应用于暂态仿真中，提高了仿真效率。
在得到地区电网等值模型后，对等值效果进行了稳态特性检验和暂态特性检验。
通过比较地区电网等值前后的线路潮流、节点电压、短路电流及相同故障下的动态响应，检验包含内部系统详细描述的地区电网等值模型的有效性。
设置同调等值法为对比方法，该对比方法对大规模电网的外部系统不进行分层处理，通过对外部系统直接进行等值以获得地区电网等值模型。
通过比较采用本发明方法与对比方法获得的等值模型在等值前后相同故障下的动态响应，检验采用本发明方法获得的地区电网等值模型的优越性。
外层外网化简的具体过程包括：
在内部系统中设置短路故障，计算外部系统节点残压；
保留外层外网中预设电压等级高和预设输送容量大的输电线路及预设容量大的发电机组；
采用最大-最小准则判别外层外网中发电机的同调性，并将其划分为若干个同调机群；
外层外网的同调发电机群作动态聚合，得到聚合后等值机的参数；各同调机群中的发电机分别聚合为一台等值发电机，各同调机群中的发电机母线分别聚合为一条等值母线；
采用采用恒等功率变换方法来化简外层外网中的等值母线，等值母线的电压幅值与相角分别取其同调机群各母线电压幅值与相角的平均值；等值母线与各边界节点之间通过移相变压器相连；
外层外网的等值发电机采用经典二阶模型，其容量为该同调机群中各发电机容量之和；以各同调机群中发电机的额定容量与等值发电机额定容量之比作为权值，对等值发电机的其余模型参数进行加权计算；其中，等值发电机的模型参数包括电抗、惯性常数和阻尼系数等；
将外层外网各同调机群中的负荷转移、合并至等值母线处，使稳态潮流不变，动态特性 误差尽可能小。
其中，在外部系统中，选定节点残压U＝0.7pu作为外层外网与内层外网的边界点，选定节点残压U＝0.2pu作为内层外网与缓冲网的边界点。
其中，外部系统中节点残压U≥0.7pu的节点所在网络为外层外网；
外部系统中节点残压0.2pu≤U＜0.7pu的节点所在网络为内层外网；
外部系统中节点残压U＜0.2pu的节点所在网络为缓冲网。
在内层外网化简的过程中，将220kV及以下的低电压等级网络化简至各500kV母线处，仅保留内层外网的500kV主干网及与主干网直接相连的发电机组；
将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合的具体过程包括：
将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下低电压等级网络中的发电机合并成一台等值发电机；其额定容量、有功出力及无功出力分别为该低电压等级网络中各台发电机额定容量、有功出力及无功出力之和。另外，该等值发电机采用经典二阶模型，采用加权平均法计算等值发电机的其余模型参数，包括电抗、惯性常数和阻尼系数；
根据该低电压等级网络的等值发电机出力及原内层外网潮流的计算结果，确定内层外网的等值负荷大小；
依据内层外网等值前后短路电流不变的原则，考虑等值发电机与感应电动机的次暂态电势在短路故障前后不变，由稳态运行及短路方式下的电路模型，计算出等值发电机与等值负荷的化简模型参数，及等值母线电压和等值变压器电抗参数。
保留外部系统缓冲网不变，将外部系统中除缓冲网以外的外部系统内外层的主干网化简为等值发电机与阻抗的组合，并连接在缓冲网各边界母线上，且两相邻边界母线间有耦合。
外部系统内外层的主干网化简的具体过程包括：
由于系统的节点阻抗参数在等值前后保持不变，因此，边界节点阻抗矩阵Z可直接从等值前的原系统中提取，则等值后的边界节点导纳矩阵Y可直接对其求逆；
根据节点导纳矩阵定义，可求得等值支路阻抗和等值耦合阻抗；
由原系统潮流数据，结合等值模型电路，通过潮流计算推导出等值发电机及等值支路各个参数；该等值发电机采用经典二阶模型，采用加权平均法计算等值发电机的其余模型参数，包括电抗、惯性常数和阻尼系数等。
对外部系统进行分层等值化简后，最终得到地区电网的等值模型，从稳态特性检验和暂态特性检验两部分分别对等值效果进行检验。
所述稳态特性检验包括线路潮流、节点电压两方面检验，所述暂态特性检验包括分短路电流检验和动态特性检验。
设置同调等值法为对比方法，该方法对大规模电网的外部系统不进行分层处理，通过对外部系统直接进行等值以获得地区电网等值模型。
通过比较采用本发明方法与对比方法获得的等值模型在等值前后相同故障下的动态响应，检验采用本发明方法获得的地区电网等值模型的优越性。
本发明中，大规模电网是指跨区域电网或省级电网。
本发明的有益效果为：
(1)本发明的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，考虑了外部系统与内部系统的电气距离、电压等级、地理位置等因素，在保留重要的交直流通道及发电机组的前提下，分多步对原大规模电网进行化简，便于地区电网安全分析、规划发展的研究。
(2)相比于传统的单步等值法，采用同调等值法、基于物理等效的动态等值法和主干网化简相结合的分层动态等值方法具有更高的等值精度，更好地保留了地区电网的主要特性，能够满足工程的仿真需求。
(3)等值模型解决了规模限制问题，可直接应用于暂态仿真中，提高了仿真效率。此外，本发明所述方法不仅适用于从大规模电网中化简出地区电网，也适用于原系统与内部系统规模差异较大的情况，扩大了本发明方法的适用范围。
附图说明
图1为一种适用于地区电网的分层动态等值方法流程图；
图2为外部系统层次划分及其与内部系统的关系；
图3为分层动态等值过程示意图；
图4为同调发电机群等值化简示意图；
图5为内层外网500kV母线等值结构；
图6为外部系统500kV主干网等值结构；
图7为等值前后XZ 220kV母线单相短路故障后SC500kV母线电压对比；
图8为等值前后LW 500kV母线单相短路故障后XG220kV母线电压对比；
图9(a)为等值前后LW 500kV母线三相短路故障后LW 500kV母线电压对比；
图9(b)为等值前后LW 500kV母线三相短路故障后HJ 2号机组相角对比；
图10(a)为等值前后XZ 220kV母线三相短路故障后XZ 220kV母线电压对比；
图10(b)为等值前后XZ 220kV母线三相短路故障后HN 1号机组相角对比。
具体实施方式
下面结合附图与实施例对本发明做进一步说明：
图1为一种适用于地区电网的分层动态等值方法流程图。如图所示，本发明的适用于地区电网的分层动态等值方法，包括：
将大规模电网划分为内部系统与外部系统；内部系统在等值过程中保持不变，根据其拓扑结构构建出内部系统的电网模型；考虑电压等级和地理位置因素，并根据与内部系统电气距离的远近，将外部系统划分为外层外网、内层外网和缓冲网三个层次；
采用同调等值法将外层外网中发电机划分为若干个同调机群，并对同调发电机群进行动态聚合，同一同调机群的发电机聚合为一台等值发电机，同一同调机群的发电机母线聚合为一条等值母线，进而构建出外层外网的等值模型；
保留内层外网500kV主干网及与其直接相连的发电机组；采用基于物理等效的动态等值方法将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合并通过等值变压器连接在相应的500kV母线上，进而构建出内层外网的等值模型；
保留外部系统缓冲网不变，根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型；采用主干网化简方法将外层外网等值模型与内层外网等值模型中的500kV主干网化简至缓冲网边界处，与保留的缓冲网的电网模型一同组成外部系统的等值模型；
由内部系统的电网模型和外部系统的等值模型相组合，最终得到地区电网等值模型。
本发明的该方法还包括：
在得到地区电网等值模型后，对等值效果进行了稳态特性检验和暂态特性检验。
通过比较地区电网等值前后的线路潮流、节点电压、短路电流及相同故障下的动态响应，检验包含内部系统详细描述的地区电网等值模型的有效性。
设置同调等值法为对比方法，该方法对大规模电网的外部系统不进行分层处理，通过对外部系统直接进行等值以获得地区电网等值模型。
通过比较采用本发明方法与对比方法获得的等值模型在等值前后相同故障下的动态响应，检验采用本发明方法获得的地区电网等值模型的优越性。
具体地，本发明的适用于地区电网的分层动态等值方法的过程，包括：
步骤(1)：将大规模电网划分为内部系统与外部系统；在本发明中地区电网即内部系统，内部系统在等值过程中保持不变，根据其拓扑结构构建出内部系统的电网模型；而外部系统根据与内部系统电气距离的远近，结合电压等级、地理位置等因素，被划分为外层、内层、缓冲网三个层次，分别简称为外层外网、内层外网、缓冲网；
步骤(2)：在外层外网中采用同调等值法进行化简，构建出外层外网的等值模型；
步骤(3)：在内层外网中采用基于物理等效的动态等值方法，将220kV及以下的低电压等级网络化简至各500kV母线处，仅保留内层外网的500kV主干网，构建出外层内网的等值模型；
步骤(4)：保留外部系统缓冲网不变，根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型；采用主干网化简方法将外层外网等值模型与内层外网等值模型中的500kV主干网化简至缓冲网边界处，与保留的缓冲网模型一同构建出外部系统的等值模型；
由内部系统的电网模型和外部系统的等值模型相组合，最终得到地区电网等值模型。
所述步骤(1)的具体过程为：
外部系统的划分及其与内部系统的关系如图2所示，外部系统从外到内被分为外层外网、内网外网及缓冲网三个层次。
外部系统的划分综合了电气距离、电压等级、地理位置等因素。其中，两节点间的电气联系强弱可用电气距离来衡量，电气距离越大，电气联系越弱，相互影响越小；电气距离越小，电气联系越强，相互影响越大。
本发明以节点残压来衡量电气距离的远近。节点残压即某点发生短路故障后，另一点与该故障点间的电压。当电网中某点发生短路故障后，另一点与该故障点间节点残压越小，说明两点间电气距离越小，相互影响则越大；反之亦然。
步骤1.1：在内部系统中设置短路故障，计算外部系统节点残压。根据工程经验，当节点残压U≥0.7pu时，判定该节点距离故障点电气距离较大，因此本发明选定节点残压U＝0.7pu作为外层外网与内层外网的边界点，将外部系统中节点残压U≥0.7pu的节点所在网络划分为外层外网；
步骤1.2：当节点残压U＜0.7pu时，判定该节点距离故障点电气距离较小，本发明选定节点残压U＝0.2pu作为内层外网与缓冲网的边界点，将外部系统中节点残压0.2pu≤U＜0.7pu的节点所在网络划分为内层外网；
步骤1.3：将外部系统中节点残压U＜0.2pu的节点所在网络划分为缓冲网；
步骤1.4：等值过程中内部系统的详细描述保持不变，仅对外部系统各层次进行不同程度的等值化简；
内部系统在等值过程中不需要做任何处理，保留其详细描述即可，只需对外部系统的三个层次分三步分别进行等值化简。
图3所示为分层动态等值法的具体过程，对处于最外层的外层外网进行最大程度的等值 化简，对内层外网的等值化简程度略轻，保持缓冲网不变，最后对外部系统内外层的主干网化简，尽可能多的保留对内部系统影响较大的外部系统的动态特性。
所述步骤(2)的具体过程为：
步骤2.1：保留外层外网中预设电压等级高和预设输送容量大的输电线路及预设容量大的发电机组；
其中，外部系统中电压等级越高、输送容量越大的输电线路及发电机组的容量越大，则对内部系统的动态特性影响越大。
步骤2.2：判别外层外网中发电机的同调性；
外层外网作为第一步化简的外部系统，其余部分为待研究系统。外部系统中同调发电机群的识别采用时域仿真方法，对待研究系统施以扰动，比较外部系统中任意两台发电机i、j的功角摇摆曲线。在仿真时间t(t∈[0,τ])内，若两台发电机功角相对自身功角初值的Δδi(t)、Δδj(t)之差小于某一给定值ε(ε>0)，即
则认为这两台发电机在该时间段内具有相似的动态行为变化规律，二者是同调的，这就是最大-最小准则。一般取τ＝1～3s，ε＝5°～10°。根据这一准则并结合行政区域、地理位置等因素将外部系统划分为若干个同调机群。
步骤2.3：外层外网中的同调发电机群作动态聚合，得到聚合后等值机的参数；
将各同调机群中的发电机分别聚合为一台等值发电机，各同调机群中的发电机母线分别聚合为一条等值母线。
以外层外网中第m(m＝1,2,…,K；K为外层外网中同调机群的个数)个同调机群为例，图4所示为同调发电机群的等值化简示意。
进一步的，所述步骤2.3包括：
步骤2.3.1：外层外网的等值母线化简采用恒等功率变换方法，即保证等值前后边界母线电压及其与同调机群母线间稳态时潮流不变，该同调机群的等值母线m电压幅值与相角分别取其同调机群中各母线bi(i＝1,2,…,N；N为该同调机群中的发电机台数)电压幅值与相角的平均值，即
其中，θm分别为等值母线电压及相角，θi分别为同调机群各母线电压及相角。
等值母线m与各边界节点bi之间通过移相变压器相连，其变比为
步骤2.3.2：外层外网中各同调机群分别聚合为一台等值机，其容量为各发电机容量之和，即
其中，Sm为等值机容量，Si为各同调发电机容量。
该等值发电机采用经典二阶模型，弱化励磁系统、原动机和调速器的影响，其余参数采用经典的聚合方法——加权平均法计算，该方法以各待等值化简发电机的额定容量与等值机额定容量之比作为权值，对等值机各参数进行加权计算，即
其中，Km、Ki分别为等值机和各待等值化简发电机的模型参数，包括电抗、惯性常数和阻尼系数。
步骤2.3.3：本发明对外层外网的网络进行化简，将同调机群中的负荷转移、合并至等值母线m处，使稳态潮流不变，动态特性误差尽可能小。
所述步骤(3)的具体过程为：
步骤3.1：在步骤(2)的基础上保留内层外网500kV主干网及与主干网直接相连的发电机组；
步骤3.2：将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合，并通过等值变压器连接在该500kV母线上。
等值后的500kV主干网节点结构如图5所示；
进一步的，所述步骤3.2包括：
步骤3.2.1：除待研究地区电网的低电压等级网络外，将内层外网中各500kV母线所辖低电压等级网络中的发电机j(j＝1,2,…,M；M为该低电压等级网络中的发电机台数)，按图5所示模型合并成一台等值发电机，其额定容量SN、有功出力Pg及无功出力Qg分别为该低电压等级网络中各台发电机额定容量Sj、有功出力Pj及无功出力Qj之和，即
该步骤中的等值发电机采用经典二阶模型，其余参数仍采用加权平均法计算。
步骤3.2.2：由等值发电机出力及原系统潮流计算结果确定等值负荷大小，即
PLOAD＝Pg+P
QLOAD＝Qg+Q
其中，PLOAD、QLOAD为等值负荷有功功率和无功功率，P、Q为500kV母线输入220kV及以下电压等级网络的有功功率与无功功率。
负荷从系统吸收的有功功率及无功功率随其端电压的波动而变化，因此在进行潮流计算时要考虑负荷的静态特性。通常把负荷功率视为该点电压的非线性函数，即
其中，U为该节点电压，A1、B1、C1及A2、B2、C2为负荷静特性常数，且满足A1+B1+C1＝1；A2+B2+C2＝1。因此，负荷可被分为恒阻抗负荷、恒电流负荷及恒功率负荷三部分，本发明中负荷视为恒阻抗负荷与恒功率负荷的组合。
考虑到负荷中感应电动机对系统短路电流有影响，因此等值前后负荷静特性应保持不变。
步骤3.2.3：依据内层外网等值前后短路电流不变的原则，考虑等值发电机与感应电动机的次暂态电势在短路故障前后不变，由稳态运行及短路方式下的电路模型计算出等值发电机与等值负荷的化简模型参数，及等值母线电压、等值变压器电抗等参数。
本发明对发电机、电动机、变压器等元件模型进行适当化简。在步骤(3)的等值化简中，等值发电机次暂态电抗X″d采用典型值0.2，感应电动机次暂态电抗X″m采用典型值0.18，二者均为以自身容量为基准的标幺值；忽略等值发电机、感应电动机以及等值变压器电阻的影响。
所述步骤(4)的具体过程为：
步骤4.1：在步骤(3)的基础上保留外部系统缓冲网不变，根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型，以提高等值精度；
步骤4.2：将外部系统中除缓冲网以外的外部系统内外层的主干网化简为等值发电机与阻抗的组合，并连接在缓冲网各边界母线上，且两相邻边界母线间有耦合。
图6为以两边界母线为例的外部系统500kV主干网等值化简示意图，等值发电机经等值支路阻抗连接在缓冲网的边界母线处，等值发电机各参数、等值支路阻抗及等值支路耦合阻抗为待求量。
进一步的，所述步骤4.2包括：
步骤4.2.1：以两边界母线为例，由于系统的节点阻抗参数在等值前后保持不变，因此，边界节点阻抗矩阵Z可直接从等值前的原系统中提取，则等值后的边界节点导纳矩阵Y可直接对其求逆，即
其中，Y11、Y22为边界节点自导纳，Y12、Y22为边界节点互导纳。
根据节点导纳矩阵定义，可求得等值支路阻抗Z1、Z2与等值耦合阻抗Z12如下：
步骤4.2.2：由原系统潮流数据，结合等值模型电路，通过潮流计算推导出等值发电机及等值支路各个参数；
由图6可求出等值支路电流I1、I2为：
则各电源电压为：
E · k = U · k + Z k I · k
各发电机出力为：
P k = Re ( E · K I · K * )
步骤4.2.3：由以上求得的等值发电机的电压与有功出力，确定等值发电机容量，保证等值前后系统发电机的总容量与总出力保持不变。
另外，等值发电机采用经典二阶模型，其他参数仍采用加权平均法计算。
下面以具体示例来说明本发明的有益效果：
采用我国东南部某大规模电网为原始数据进行仿真验证，为研究其中某地区电网的各项 动态特性，需建立该地区电网的仿真模型。由于该地区电网与原大规模电网在规模上相差悬殊，因此利用本发明所述分层动态等值方法从原大规模电网中化简出包含该地区电网详细描述的等值模型。
等值前后系统规模的对比结果如表1所示。
表1系统规模等值前后对比
由表1可以看出，原系统被很大程度地化简，仿真规模被控制在适宜范围内，利于在仿真软件中实现。
考虑到稳态等值效果是保证动态等值研究的基础，本发明从稳态特性检验和暂态特性检验两部分来验证分层动态等值法的准确性与优越性。
(1)等值模型的稳态特性检验：
为检验等值模型的稳态特性，在等值前后的模型上做潮流计算，并定义等值相对误差δ如下式：
δ = | f A - f B | f B × 100 %
其中，fB、fA分别为等值前、后各对比参量。
计算采用本发明方法在等值前后该地区电网的线路功率、母线电压的相对误差，其中相对误差最大的对比结果如下表2、表3所示。
表2等值前后线路功率比较
表3等值前后节点电压比较
由表2、3知，采用本发明方法等值出的该地区电网各项稳态指标在等值前后基本保持一致，线路有功功率、无功功率、节点电压幅值、相角的相对误差分别在±0.23％、±0.29％、0.10％、±3.91％内，等值精度能够满足工程需要。
至此，采用本发明的分层动态等值方法等值化简出的地区电网在稳态特性检验方面的各项对比结果表明，该方法能够保证该地区电网的线路潮流、节点电压等稳态特性指标在等值前后基本保持不变，该方法有效。
(2)等值模型的暂态特性检验：
等值模型的暂态特性检验，分短路电流检验和动态特性检验两方面分别比较本发明所述方法的有效性。
1)短路电流检验：
为检验等值模型的短路电流，在等值前后的模型上做短路电流计算，并计算该地区电网短路电流的相对误差，其中相对误差最大的对比结果如下表4所示。
表4等值前后短路电流幅值比较
由表4可见，该地区电网短路电流幅值在等值前后相差较小，其相对误差在6.81％以内。由于等值前短路电流相对于稳态潮流在数值上相差一个数量级，导致短路电流幅值相差较小的情况下相对误差仍比稳态时相对误差大。但对比结果仍可证明采用本发明所述方法能够保证短路电流在等值前后基本不变，等值精度满足工程需要。
2)动态特性检验：
为检验等值模型在发生故障后的动态特性，在等值前后的模型中均设置以下两种故障形式：LW500kV母线单相短路故障、XZ220kV母线单相短路故障。在相应母线设置0.1s时发生故障，0.2s时故障消除，仿真持续5s。与上述各故障母线分别相邻的SC 500kV母线、XG220kV母线在等值前后的动态特性对比结果如图7、8所示。
由图7、8知，无论是500kV母线还是220kV，故障处邻近母线的电压变化情况与等值前大体相同，因此采用本发明方法所得等值模型能够保证该地区电网的动态特性在故障前后的变化趋势基本一致。
此外，为验证分层动态等值方法较于单步等值法的优势，本发明采用经典的同调等值法从该大规模电网中单步化简出该地区电网。为比较采用两种方法化简出的等值系统在发生故障后的动态特性，在两等值模型中均设置以下两种故障形式：LW 500kV母线三相短路故障、XZ 220kV母线三相短路故障。在相应母线设置0.1s时发生故障，0.2s时故障消除，仿真持续5s。LW 500kV故障母线及其邻近发电机组的动态特性变化情况如图9(a)、(b)所示，XZ 220kV故障母线及其邻近发电机组的动态特性变化情况如图10(a)、(b)所示。
由图9(a)、(b)及图10(a)、(b)知，当LW 500kV母线及XZ 220母线分别发生三相短路故障时，等值前后故障母线电压变化情况基本一致，与其分别相邻的HJ2号机组及HN 1号机组功角变化情况大体相同；相比单步的同调等值法，相同故障形式下采用本发明方法化简出的等值模型在故障前后具有更贴合原电网的动态特性，且能够更加真实地反映内部系统的实际情况。
至此，采用本发明的分层动态等值方法等值化简出的地区电网在暂态特性检验方面的各项对比结果表明，该方法能够保证该地区电网的短路电流在等值前后基本保持不变，动态特性变化趋势大致相同，该方法有效。
综上，稳态特性检验和暂态特性检验均证明分层动态等值法符合等值原则，等值准确度较高，能够适用于从大规模电网中等值化简出地区电网。
本发明具有以下有益效果：
(1)本发明的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，考虑了外部系统与内部系统的电气距离、电压等级、地理位置等因素，在保留重要的交直流通道及发电机组的前提下，分多步对原系统进行化简，便于地区电网安全分析、规划发展的研究。
(2)相比于传统的单步等值法，采用同调等值法、基于物理等效的动态等值法和主干网化简相结合的分层动态等值方法具有更高的等值精度，更好地保留了地区电网的主要特性， 能够满足工程的仿真需求。
(3)等值模型解决了规模限制问题，可直接应用于暂态仿真中，提高了仿真效率。此外，本发明所述方法不仅适用于从大规模电网中化简出地区电网，也适用于原系统与内部系统规模差异较大的情况，扩大了本发明方法的适用范围。
上述虽然结合附图对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1.一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，包括：
将大规模电网划分为内部系统与外部系统；内部系统在等值过程中保持不变，根据其拓扑结构构建出内部系统的电网模型；考虑电压等级和地理位置因素，并根据与内部系统电气距离的远近，将外部系统划分为外层外网、内层外网和缓冲网三个层次；
采用同调等值法将外层外网中发电机划分为若干个同调机群，并对同调发电机群进行动态聚合，同一同调机群的发电机聚合为一台等值发电机，同一同调机群的发电机母线聚合为一条等值母线，进而构建出外层外网的等值模型；
保留内层外网500kV主干网及与其直接相连的发电机组；采用基于物理等效的动态等值方法将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合并通过等值变压器连接在相应的500kV母线上，进而构建出内层外网的等值模型；
保留外部系统缓冲网不变，根据缓冲网的拓扑结构，构建出缓冲网的电网模型；采用主干网化简方法将外层外网等值模型与内层外网等值模型中的500kV主干网化简至缓冲网边界处，与保留的缓冲网的电网模型一同组成外部系统的等值模型；
由内部系统的电网模型和外层系统的等值模型组合，最终得到地区电网等值模型。
2.如权利要求1所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，在得到地区电网等值模型后，对等值效果进行稳态特性检验和暂态特性检验。
3.如权利要求2所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，通过比较地区电网等值前后的线路潮流、节点电压、短路电流及相同故障下的动态响应，检验包含内部系统详细描述的地区电网等值模型的有效性。
4.如权利要求1所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，在内部系统中设置短路故障，计算外部系统节点残压；在外部系统中，选定节点残压U＝0.7pu作为外层外网与内层外网的边界点，选定节点残压U＝0.2pu作为内层外网与缓冲网的边界点。
5.如权利要求1所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，对外层外网进行化简的具体过程包括：
保留外层外网中预设电压等级和预设输送容量的输电线路及预设容量的发电机组；
采用最大-最小准则判别外层外网中发电机的同调性，并将其划分为若干个同调机群；同调发电机群作动态聚合，得到聚合后等值机的参数；各同调机群中的发电机分别聚合为一台等值发电机，各同调机群中的发电机母线分别聚合为一条等值母线；
采用恒等功率变换方法来化简等值母线，等值母线的电压幅值与相角分别取其同调机群各母线电压幅值与相角的平均值；等值母线与各边界节点之间通过移相变压器相连；
外层外网的等值发电机采用经典二阶模型，以各同一调机群中发电机的额定容量与等值机额定容量之比作为权值，对等值发电机的模型参数进行加权计算，将同调机群中的负荷转移合并至等值母线处，使稳态潮流不变；其中，等值发电机的模型参数包括电抗、惯性常数和阻尼系数。
6.如权利要求1所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，在内层外网化简的过程中，将220kV及以下的低电压等级网络化简至各500kV母线处，仅保留内层外网的500kV主干网及与其直接相连的发电机组。
7.如权利要求6所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下的低电压等级网络化简为等值发电机与负荷的组合的具体过程包括：
将内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下低电压等级网络中的发电机合并成一台等值发电机；该等值发电机采用经典二阶模型，采用加权平均法计算等值发电机的模型参数；
根据等值发电机出力及原内层外网潮流的计算结果，确定内层外网的等值负荷大小；
依据内层外网等值前后短路电流不变的原则，考虑等值发电机与感应电动机的次暂态电势在短路故障前后不变，由稳态运行及短路方式下的电路模型，计算出等值发电机与等值负荷的化简模型参数，及等值母线电压和等值变压器电抗参数。
8.如权利要求7所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，内层外网中各500kV母线所辖220kV及以下低电压等级网络中的发电机合并成的等值发电机的额定容量、有功出力及无功出力分别为该低电压等级网络中各台发电机额定容量之和、有功出力之和以及无功出力之和。
9.如权利要求1所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，该方法还包括保留外部系统缓冲网不变，将外部系统中除缓冲网以外的外部系统内外层的主干网化简为等值发电机与阻抗的组合，并连接在缓冲网各边界母线上，且两相邻边界母线间有耦合。
10.如权利要求9所述的一种适用于地区电网的分层动态等值方法，其特征在于，外部系统内外层的主干网化简的具体过程包括：
从等值前的原系统中直接提取边界节点阻抗矩阵；
直接对提取的边界节点阻抗矩阵求逆，得到等值后的边界节点导纳矩阵，进而求得等值支路阻抗和等值耦合阻抗；
由原系统潮流数据且结合等值模型电路，通过潮流计算推导出主干网化简的等值发电机及等值支路各个参数；主干网化简的等值发电机采用经典二阶模型，采用加权平均法计算等值发电机的模型参数。
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