CN106340907A

CN106340907A - 一种电力系统安全稳定控制策略确定方法及装置

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Publication number: CN106340907A
Application number: CN201610873371.XA
Authority: CN
Inventors: 杨金刚; 李顺昕; 史智萍; 朱全友; 聂文海; 张隽; 秦砺寒; 李笑蓉; 张海霞; 李博; 李海滨; 周博; 刘丽; 李莉; 王旭冉; 岳昊; 何成明; 马蕊; 汤庆峰; 张晋梅
Original assignee: State Grid Corp of China SGCC; State Grid Jibei Electric Power Co Ltd; Economic and Technological Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
Current assignee: State Grid Corp of China SGCC; State Grid Jibei Electric Power Co Ltd; Economic and Technological Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
Priority date: 2016-09-30
Filing date: 2016-09-30
Publication date: 2017-01-18
Anticipated expiration: 2036-09-30
Also published as: CN106340907B

Abstract

本发明涉及一种电力系统安全稳定控制策略确定方法及装置，方法包括：通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行仿真，对机电暂态仿真用的原始数据进行等值处理，得到简化后的所述目标区域的受端交流电网；将简化前后的受端交流电网的关键电气量进行对比分析，对简化后的受端交流电网进行调整；在电磁暂态仿真软件上搭建受端交流电网、直流电网以及送端交流电网的电磁暂态模型；将电网的电磁暂态模型与简化后的机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，对电网的电磁暂态模型进行调整；通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行计算；使用目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，根据验证结果确定安全稳定控制策略。

Description

一种电力系统安全稳定控制策略确定方法及装置

技术领域

本发明涉及电力系统仿真技术领域，特别涉及一种电力系统安全稳定控制策略确定方法及装置。

背景技术

随着我国经济的快速增长，国民经济对电力需要的日益增加，电力系统逐渐向高电压、大容量、大规模的方向发展。直流输电技术以其技术、经济上的优势，在远距离大容量输电和电力系统联网等方面的优势使其在我国“西电东送”和全国联网工程中发挥着越来越重要的作用。随着大量直流工程的不断投运，远距离跨区域输电容量日益增大，全国范围内的交直流互联电网结构也日益复杂，开始出现大容量发电机组与直流换流母线相联接的情况，而受端交流系统网架往往比较薄弱，因此，很多交直流互联系统普遍存在一定的安全稳定运行问题。

研究大电网的安全稳定运行问题，尤其涉及到电网动态响应的研究，多采用时域仿真的方法。对于交直流混联系统，机电暂态仿真软件虽然有计算速度快、对交流系统模拟准确、计算电网规模巨大、对潮流的计算结果精确等诸多优点，但也存在无法准确描述直流系统电磁暂态过程的缺点，而电磁暂态仿真软件虽然能描述直流系统电磁暂态过程，但计算时间会随着电网规模的扩大而成倍增加，在需要大量计算的实际工程中并不适用。

发明内容

本发明实施例的主要目的在于提出一种电力系统安全稳定控制策略确定方法及装置，综合使用机电暂态仿真软件BPA与电磁暂态仿真软件PSCAD，在降低计算量的情况下为电力系统提供安全控制策略，并且提供的安全控制策略适用于实际工程。

为实现上述目的，本发明提供了一种电力系统安全稳定控制策略确定方法，包括：

通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行仿真，对机电暂态仿真用的原始数据进行等值处理，得到简化后的所述目标区域的受端交流电网；

将简化前后的所述受端交流电网进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对简化后的所述受端交流电网进行调整，确保简化后的所述受端交流电网反映目标区域的实际电网的动态特性；

利用简化后的受端交流电网，在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型；

在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型；其中，所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型、所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型组成所述目标区域的电网的电磁暂态模型；

将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型进行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算；

使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略。

可选的，在本发明一实施例中，所述根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略的步骤包括：

所述验证结果为目标区域的电网处于热稳定状态或暂态稳定状态，则以所述机电暂态仿真软件计算的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略；所述验证结果为目标区域的电网处于电压不稳状态或低频振荡状态，则通过所述电磁暂态仿真软件对计算结果进行调整，将调整之后的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略。

可选的，在本发明一实施例中，通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算的步骤包括：

计算目标区域的电网的正常方式及各线路、主变和母线检修方式下，是否满足电力系统静态安全N-1稳定导则；同时，对于各线路、变压器、母线检修的情况下，确定直流最大的输送功率；

对目标区域的电网的各个方式都确定一个最大输送功率；其中，所述最大输送功率即作为启动安全控制装置的阈值，超过阈值时电网的安全控制装置启动，发生严重故障后，所述安全控制装置发挥作用；不超过阈值，安全控制装置不启动，即使发生严重N-2故障，系统也不会失稳；

计算目标区域的电网的严重故障下功率速降量；其中，所述功率速降量即为稳定控制措施量；在安全稳定控制装置启动状态下，发生严重故障后，根据所述功率速降量进行敢调整，使系统恢复稳定。

可选的，在本发明一实施例中，所述关键电气量包括：电网节点电压相角、主要线路潮流、典型故障后响应曲线、短路电流。

可选的，在本发明一实施例中，所述机电暂态仿真软件为BPA，所述电磁暂态仿真软件为PSCAD。

为实现上述目的，本发明提供了一种电力系统安全稳定控制策略确定装置，包括：

等值简化单元，用于通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行仿真，对机电暂态仿真用的原始数据进行等值处理，得到简化后的所述目标区域的受端交流电网；

第一对比分析单元，用于将简化前后的所述受端交流电网进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对简化后的所述受端交流电网进行调整，确保简化后的所述受端交流电网反映目标区域的实际电网的动态特性；

第一电磁暂态模型获取单元，用于利用简化后的受端交流电网，在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型；

第二电磁暂态模型获取单元，用于在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型；其中，所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型、所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型组成所述目标区域的电网的电磁暂态模型；

第二对比分析单元，用于将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

计算单元，用于通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算；

安全稳定控制策略确定单元，用于使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略。

可选的，在本发明一实施例中，所述安全稳定控制策略确定单元具体用于使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，所述验证结果为目标区域的电网处于热稳定状态或暂态稳定状态，则以所述机电暂态仿真软件计算的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略；所述验证结果为目标区域的电网处于电压不稳状态或低频振荡状态，则通过所述电磁暂态仿真软件对计算结果进行调整，将调整之后的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略。

可选的，在本发明一实施例中，所述计算单元包括：

N-1稳定导则确定单元，用于计算目标区域的电网的正常方式及各线路、主变和母线检修方式下，是否满足电力系统静态安全N-1稳定导则；同时，对于各线路、变压器、母线检修的情况下，确定直流最大的输送功率；

稳定控制启动阈值单元，用于对目标区域的电网的各个方式都确定一个最大输送功率；其中，所述最大输送功率即作为启动安全控制装置的阈值，超过阈值时电网的安全控制装置启动，发生严重故障后，所述安全控制装置发挥作用；不超过阈值，安全控制装置不启动，即使发生严重N-2故障，系统也不会失稳；

稳定控制措施量单元，用于计算目标区域的电网的严重故障下功率速降量；其中，所述功率速降量即为稳定控制措施量；在安全稳定控制装置启动状态下，发生严重故障后，根据所述功率速降量进行敢调整，使系统恢复稳定。

上述技术方案具有如下有益效果：本技术方案对机电暂态仿真软件的原始数据采用不同软件先后开展静态等值与动态等值；并以等值结果为基础，在电磁暂态仿真软件上建立以实际工程参数为依据的交直流混联电磁暂态模型，并从多方面验证其准确性。同时，本发明可以综合利用机电暂态仿真软件与电磁暂态仿真软件的优点，对电力系统进行大规模的故障扫描，针对运行中出现的稳定问题，制定一套以调制功率为基本手段的安全稳定控制策略，该策略可以有效解决系统在正常运行及各种检修运行方式下的N-1、N-2稳定问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明提出的一种电力系统安全稳定控制策略确定方法流程图；

图2为本发明提出的一种电力系统安全稳定控制策略确定装置功能框图；

图3是等值后华北地区交流电网地理接线图；

图4-1是等值前后上都G1机组功角曲线对比图；

图4-2是等值前后秦热G3机组功角曲线对比图；

图4-3是等值前后秦高岭50母线电压曲线对比图；

图5-1是同一故障后BPA中高岭电压曲线图；

图5-2是同一故障后PSCAD中高岭电压曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，为本发明提出的一种电力系统安全稳定控制策略确定方法流程图。包括：

步骤101)：通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行仿真，对机电暂态仿真用的原始数据进行等值处理，得到简化后的所述目标区域的受端交流电网；

在本实施例中，从机电暂态仿真软件的原始数据获得直流受端交流系统的信息，对该交流系统以直流换流母线为起点，向外扩展4-5层500kV节点，对外网进行等值处理，保留内网220kV及以上电压等级的电网模型，得到等值简化的直流受端交流系统。

在本实施例中，等值处理的方法为：根据受端交流电网的相关数据，使用机电暂态仿真软件的静态网络化简功能，选定边界节点，经静态等值后，生成等值支路，得到强直弱交系统受端近区电网，采用动态等值程序PSDEP进行内网风机参数聚合，化简内部内网。

步骤102)：将简化前后的所述受端交流电网进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对简化后的所述受端交流电网进行调整，确保简化后的所述受端交流电网反映目标区域的实际电网的动态特性；

步骤103)：利用简化后的受端交流电网，在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型；

在本步骤中，搭建所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型的具体流程为：

步骤1：交流线路采用Bergeron模型，模型需要填入线路的基准电压与选取的基准容量，并根据这两者与BPA数据卡片中给出的标么值计算出线路R、L、B、R0、L0、B0的有名值。对于较短的线路，根据BPA数据计算相应的R、L、B，直接接成PI型电路，不采用Bergeron模型进行参数录入。

步骤2：负荷采用固定负荷模型，需要注意的是BPA中每个节点的负荷均为三相的，而PSCAD中所填负荷均为单相，因此转换的时候需要除以3。

步骤3：变压器模型均采用三相双绕组模型，对于变压器绕组接线方式，参见BPA稳定文件中的变压器零序阻抗卡X₀。若零序阻抗接入A侧，则为Y/△型；若零序阻抗接入B侧，则为△/Y接法；若零序阻抗接在A、B之间，则为Y/Y接法。

步骤4：发电机模型包括同步电机模型以及附属的励磁机、电力系统稳定器PSS及原动机和调速器四个部分。其中，发电机组采用自带同步机模型，而励磁系统、原动机调速器系统、电力系统稳定器(PSS)均按照BPA稳定数据卡搭建相应的传递函数。

步骤104)：在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型；其中，所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型、所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型组成所述目标区域的电网的电磁暂态模型；

在本步骤中，在所述直流系统主电路中，共有4个换流单元，每个单元的整流侧和逆变侧各有一组12脉动换流器。直流输电系统功率为3000MW，电压为±125kV，电流为3kA。换流变压器均使用单相三绕组换流变压器，额定容量为299.1MVA。平波电抗器为120mH。逆变侧装设13小组交流滤波器，每小组容量138Mvar。

直流控制电路中整流侧采用定触发角控制，通过控制触发角α使直流电流保持在要求的参考值。通过调整整流器的分接头有载分接开关(OLTC)将触发角α控制在α_ref±2.5°范围内，α_ref＝15°。逆变器采用定熄弧角控制，熄弧角γ保持恒定值17°，通过逆变侧分接头OLTC控制将逆变侧空载直流电压U_di0保持在恒定值U_di0N。由于最终稳定控制策略的直接手段是通过调制直流功率来提高故障情况下系统稳定性，因此直流控制部分还加入了快速功率调制环节。

送端交流系统采用无穷大电源处理。

步骤105)：将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型进行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

步骤106)：通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算；

在本步骤中，计算流程包括：

计算目标区域的电网的正常方式及各线路、主变和母线检修方式下，是否满足电力系统静态安全N-1稳定导则；同时，对于各线路、变压器、母线检修的情况下，确定高岭流最大的输送功率；

步骤107)：使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略。

在本步骤中，所述验证结果为目标区域的电网处于热稳定状态或暂态稳定状态，则以所述机电暂态仿真软件计算的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略；所述验证结果为目标区域的电网处于电压不稳状态或低频振荡状态，则通过所述电磁暂态仿真软件对计算结果进行调整，将调整之后的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略。

如图2所示，为本发明提出的一种提出的一种电力系统安全稳定控制策略确定装置功能框图。包括：

等值简化单元201，用于通过机电暂态仿真软件对目标区域的电网进行仿真，对机电暂态仿真用的原始数据进行等值处理，得到简化后的所述目标区域的受端交流电网；

第一对比分析单元202，用于将简化前后的所述受端交流电网进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对简化后的所述受端交流电网进行调整，确保简化后的所述受端交流电网反映目标区域的实际电网的动态特性；

第一电磁暂态模型获取单元203，用于利用简化后的受端交流电网，在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型；

第二电磁暂态模型获取单元204，用于在电磁暂态仿真软件上搭建所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型；其中，所述目标区域的受端交流电网的电磁暂态模型、所述目标区域的直流电网的电磁暂态模型和所述目标区域的送端交流电网的电磁暂态模型组成所述目标区域的电网的电磁暂态模型；

第二对比分析单元205，用于将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型进行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

计算单元206，用于通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算；

在本实施例中，计算单元206包括：

N-1稳定导则确定模块，用于计算目标区域的电网的正常方式及各线路、主变和母线检修方式下，是否满足电力系统静态安全N-1稳定导则；同时，对于各线路、变压器、母线检修的情况下，确定直流最大的输送功率；

稳定控制启动阈值模块，用于对目标区域的电网的各个方式都确定一个最大输送功率；其中，所述最大输送功率即作为启动安全控制装置的阈值，超过阈值时电网的安全控制装置启动，发生严重故障后，所述安全控制装置发挥作用；不超过阈值，安全控制装置不启动，即使发生严重N-2故障，系统也不会失稳；

稳定控制措施量模块，用于计算目标区域的电网的严重故障下功率速降量；其中，所述功率速降量即为稳定控制措施量；在安全稳定控制装置启动状态下，发生严重故障后，根据所述功率速降量进行敢调整，使系统恢复稳定。

安全稳定控制策略确定单元207，用于使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略。

下面以高岭背靠背直流输电工程馈入华北电网的实际工程为例，说明本发明的具体实施方案。

受端交流电网的信息为华北网调提供的华北电网2015年夏季平峰运行方式数据等值采用与BPA接口的动态等值程序PSDEP。考虑到近端电网和远端电网对研究区域影响的差异性，本项目采用分步等值方案，以增强等值过程的灵活性与可控性：首先从秦高岭换流母线往外拓展4层500kV节点，以太平、丰南点为边界，对高岭直流接入华北电网500kV天马站近区电网以外的网络进行静态等值，保留内网全部220kV节点，对内网无法详细建模的风机群采用动态等值方法进行参数的聚合。图3即为得到的等值后华北地区交流电网地理接线图。对等值前后的电网进行主要节点电压相角、主要线路潮流、典型故障后响应曲线、短路电流等方面的对比分析，保证得到的等值网络能在直流近区反映原网络的动态特性。潮流对比情况见表1、表2，上都G1功角曲线对比见图4-1，秦热G3功角曲线对比见图4-2，高岭母线电压对比见图4-3，短路电流对比见表1、2。

表1外网等值前后部分节点电压数据对比

表2外网等值前后部分线路潮流对比

由上表可见，等值前后节点电压偏差均在±0.2％以内，相角偏差均在±1％以内，系统有功潮流偏差均在±5％以内，满足等值精度要求，可认为等值前后系统的稳态特性没有发生变化。

对比等值前后保留机组的功角特性曲线和部分节点电压曲线如图4-1、图4-2和图4-3所示。由图可知，故障前后发电机角度偏差在2度以内、母线电压偏差在0.2pu以内，可以认为暂态特性在故障初期基本一致。

为了解系统等值前后短路水平的差异，对等值网和原始网分别进行的短路计算。短路电流在故障前后偏差均在0.2％以内，故障点及短路电流如下表：

表3-1故障点为秦高岭50母线短路电流值对比

秦高岭50母线故障	等值前(kA)	等值后(kA)	偏差(％)
				三相短路	19.486	19.5079	0.11
单相短路	25.707	25.732	0.10

表3-2故障点为秦天马51母线短路电流值对比

表3-3故障点为秦昌黎51母线短路电流值对比

综合分析等值前后系统的潮流结果、短路水平及典型故障下的响应曲线，可知等值前后系统的潮流及电压水平保持一致，等值网与原网在典型故障后的动态特性基本一致，等值网能够反映原网在高岭换流站近区的动态行为，能够满足电磁暂态仿真建模分析的要求，可以作为后续研究和分析的基础。

根据上述步骤得到的交流等值模型在PSCAD中搭建电磁暂态模型，由于该模型包含367个节点，347条线路，32台发电机，规模巨大，因此将220kV及以下电压等级电网均封装在8个子模块中。

下一步，搭建线路、负荷、变压器、发电机模型，在搭建发电机模型时，以绥中机组为例，阐述详细的步骤为：

对于同步发电机，按照BPA稳定数据中的发电机参数来填写PSCAD同步机模型。同步机模块中有以下问题需要注意：

(1)在PSCAD中选取发电机额定容量时均以其实际容量为准，可以通过取dat数据中发电机最大有功出力和最大无功出力，两者平方和的开方计算得到，若该容量与swi中的额定容量相差较大，应将Basic Data(基本数据)中的直轴和交轴不饱和同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗进行换算。若PSCAD同步机模型参数在BPA中缺省，应填写系统初始默认值或参考BPA手册中的经验值。

(2)PSCAD发电机模型的额定容量是通过相电压和线电流来设置的。因此，转换时BPA中的线电压需要除以并根据计算线电流值。

(3)BPA中发电机惯性时间常数H＝T_J/2通过EMWS＝T_J*MVABASE/2输入。

对于原动机和调速器模型，按照BPA中模型的传递函数搭建，原动机调速器系统输入为有功输出参考值P_ref，转速偏差Δω，输出为机械转矩，提供给同步发电机。建模过程中应注意所有具有记忆特性的积分环节要进行初始化，以保证发电机启动过程中扰动尽量小。

BPA中的励磁模型传递函数与PSCAD中库里自带的励磁模型不完全相同，因此对于发电机励磁系统按BPA传递函数直接搭建。

对于PSS模型，可以按照BPA中相应的传递函数在PSCAD中搭建模型，输出信号Vs接入到励磁机模型的输入端。

下一步，搭建直流系统与送端交流系统模型，高岭背靠背直流输电系统PSCAD模型两端子模块分别为送端与受端交流系统，其中受端模型在上一步骤已经搭建完成，送端为无穷大电源。直流系统建模分为一次设备与控制系统两部分，高岭背靠背工程一次设备为每个换流单元额定输送直流功率750MW，额定直流电压±125V，额定直流电流3000A。高岭背靠背换流站采用换流单元接线。直流侧接线方式如下：每个换流单元采用12脉动阀组接线，逆变侧6脉动中点直接接地，整流侧6脉动中点经避雷器接地。换流变采用单相三绕组，在每个换流器正负极线处都安装1台120mH平抗。换流器模型采用了PSCAD软件自带换流器模型。换流变压器采用PSCAD自带三相变压器模型，分别采用Y/Y接法和Y/△接法，Y/△接法二次侧电压滞后Y/Y接法30度。高岭背靠背直流输电工程共4个单元，每个单元配备两台平波电抗器，每台电抗值为0.09H，分别置于直流线路正极和负级上。高岭背靠背工程东北侧配置11组交流滤波器，华北侧配置14组交流滤波器。

对于直流控制系统，高岭背靠背工程正常的运行控制模式为恒定功率P_ref控制。直流电流由下式确定：

I_{d 0} = \frac{P_{r e f}}{U_{d m e a s u r e d}}

其中：I_d0是电流控制器输入参考值；

P_ref是功率指令；

U_dmeasured是实测的直流电压值。

整流侧触发角α控制直流电流为输入参考值I_d0。通过整流器的分接头OLTC控制，将α控制在α_ref±2.5°范围内，α_ref为15°。

逆变器的熄弧角γ保持恒定值17°，通过逆变侧OLTC控制将逆变侧U_di0保持在恒定值U_di0N；

高岭背靠背直流输电系统整流侧采用带最小触发角α_min的定电流控制，并加入了安控所需的直流功率调制环节。逆变侧采用定电流控制和定熄弧角γ控制。控制系统还包括VDCOL低压限流模块。

下一步，对建立的PSCAD交直流互联系统模型进行了主要节点电压和主要500kV线路潮流的对比，对比结果见表4、5：

表4 PSCAD与BPA主要节点电压对比

节点名称	BPA节点电压(pu)	PSCAD节点电压(pu)	偏差(％)
				秦高岭50	1.001	1.028	2.697
秦天马51	0.982	0.997	1.527
				秦昌黎51	0.981	0.996	1.529
唐乐亭51	0.973	0.987	1.439
				唐阳乐51	0.970	0.983	1.340
唐姜家51	0.966	0.980	1.449
				唐安各51	0.971	1.003	3.296
唐滦县51	0.984	1.002	1.829
				秦新集21	1.025	1.034	0.878
秦武山21	1.022	1.031	0.881
				秦龙家21	1.029	1.040	1.069
承滦河G1	1.000	1.025	2.500
				都上都G1	1.010	1.045	3.465
秦秦皇G2	1.000	1.020	2.000

表5 PSCAD与BPA主要500kV线路潮流对比

线路	BPA有功(MW)	PSCAD有功(MW)	偏差(％)
				秦高岭50—秦天马51_1	1598	1569	-1.81
秦天马51—唐阳乐51_1	1326		-2.26
				唐阳乐51—唐姜家51_1	763	752	-1.44
唐姜家51—唐滦县51_1	1004	979	-2.49
				秦天马51—秦昌黎51_1	502.2	486	-3.23
唐乐亭51—唐安各51_1	64.4	62	-3.73

分析表中结果，BPA模型和PSCAD模型的各节点电压均在±5％以内，各主要线路的有功功率偏差均在±5％以内。可以认为，所建的PSCAD模型在稳态特性上与原始数据基本一致，满足本文后续仿真计算的要求。

对全网的暂态特性进行对比，以高天N-1故障为例，当高岭—天马发生换流母线三相短路接地，0.1s切除故障线，BPA与PSCAD中的高岭电压分别如图5-1与图5-2所示，从典型故障的对比中可以看出，换流母线电压的波形基本一致，两者均在故障后约7s恢复稳定，且第一摆最低点BPA中为42kV，PSCAD中为67kV，最高点BPA中为551kV，PSCAD中为542kV，偏差均在耳钉电压的5％以内。这反映出所建的PSCAD模型基本能正确反映原始网络的暂态特性，可以在此模型上进行大规模电磁暂态计算，仿真结果可信。

比较BPA数据和PSCAD模型短路水平。分别在高岭—天马500kV线路1线两侧与天马-昌黎500kV线路1线昌黎出口侧做三相瞬时短路及单相瞬时短路故障，故障时间0.1s。采用中国电科院系统研究所开发的短路电流计算程序sccp计算BPA数据短路电流，并和PSCAD短路数据进行对比，结果见表6-1、表6-2以及表6-3。

表6-1故障点为高领50短路电流有效值对比(kA)

高岭50短路	三相短路	单相短路	偏差
				BPA	19.5kA	22.3kA	14.36％
PSCAD	25.7kA	27.9kA	8.56％

表6-2故障点为天马51短路电流有效值对比(KA)

天马51短路	三相短路	单相短路	偏差
				BPA	24.0kA	26.8kA	11.67％
PSCAD	25.1kA	27.2kA	8.37％

表6-3故障点为昌黎51短路电流有效值对比(KA)

昌黎51短路	三相短路	单相短路	偏差
				BPA	17.0kA	19.1kA	12.35％
PSCAD	15.9kA	18.0kA	13.21％

从表中可以看出，BPA和PSCAD模型的短路水平偏差均在15％以内，单相短路电流的一致说明两个模型的零序网也基本相同。

下一步，计算高岭直流安全稳定控制策略，需要分为三个部分。第一部分，对高岭交直流互联系统做静态安全分析，使其满足电力系统N-1稳定导则，逐个无故障断开线路、变压器等元件，检查其他元件是否因此过负荷和电网低电压，用以检验电网结构强度和运行方式是否满足安全运行要求。在此基础上，计算出各种运行方式断面极限、高岭直流与绥中机组的功率组合方式及限制因素，表7列出了部分方式的计算结果：

表7部分运行方式极限及限制因素

第二部分，计算在各种检修方式下，当高天断面功率低到某个水平时，安控不需要启动，此时发生任何三相瞬时短路故障，系统均能无措施稳定。可以把此时的高天断面功率定为该方式下安控启动门槛，只有当实际运行功率高于此门槛值时，安控才会启动。当实际运行功率低于此门槛值时，安控不启动，就算此时发生严重故障，系统也不会失稳。部分无措施稳定极限表8：单位MW。

表8部分运行方式无措施稳定极限

	正常接线	高天检修	天乐检修	乐姜检修
					高天N-2	2500	－	2300	2500
天乐N-2	1900	1900	－	1900
					乐姜N-2	3400	2500	2300	－

从表8中数据可知，正常方式下，当直流功率为2300MW时，发生天乐N-2、高天N-2、乐姜N-2故障，系统均能无措施稳定，因此可以把正常方式的无措施极限，也就是安控启动门槛定为2300MW，这样发生任何N-2故障，安控均不需要启动。

第三部分，在安控装置处于启动状态下时，当系统发生严重故障，比如各种N-2故障时，初始高天断面极限不能满足稳定要求，故障切除后0.1s安自动作，在高天断面极限的基础上进一步降低直流功率或者切机，使系统恢复稳定。

针对系统每种运行方式进行所有严重N-2故障的扫描，确定每种故障直流应该采取的措施以及直流回降功率具体的数值。这样，当发生某种严重N-2故障时，安控装置迅速在故障后调制直流功率或者切机，使系统恢复稳定。表9为部分运行方式措施表，单位MW：

表9部分运行方式严重故障措施表

上表列出了部分严重故障的措施量，比如在正常方式下，高天断面极限是4300MW，直流以2400MW运行，发生天马—阳乐N-2故障，天乐两回线路断开，仅由220kV线路连接两个电网，运行风险较高，需直接闭锁直流。

以上三部分构成了高岭直流安全稳定控制策略，该策略被实际工程所采纳，在完成绥中改接的高岭直流运行过程中用来保障系统安全稳定性，收到良好的效果。

以上具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种电力系统安全稳定控制策略确定方法，其特征在于，包括：

将简化前后的所述受端交流电网的关键电气量进行对比分析，根据对比分析的结果，对简化后的所述受端交流电网进行调整，确保简化后的所述受端交流电网反映目标区域的实际电网的动态特性；

将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网的机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型进行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据验证结果确定目标区域的电网的安全稳定控制策略的步骤包括：

3.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，通过所述机电暂态仿真软件对所述目标区域的电网是否满足N-1稳定导则、稳定控制启动阈值、稳定控制措施量三个方面进行计算的步骤包括：

4.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述关键电气量包括：电网节点电压相角、主要线路潮流、典型故障后响应曲线、短路电流。

5.如权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述机电暂态仿真软件为BPA，所述电磁暂态仿真软件为PSCAD。

6.一种电力系统安全稳定控制策略确定装置，其特征在于，包括：

第二对比分析单元，用于将所述目标区域的电网的电磁暂态模型与简化后的所述受端交流电网机电暂态模型进行关键电气量的对比分析，根据对比分析的结果，对所述目标区域的电网的电磁暂态模型进行调整，确保所述目标区域的电网的电磁暂态模型的准确性；

7.如权利要求6所述的装置，其特征在于，所述安全稳定控制策略确定单元具体用于使用所述目标区域的电网的电磁暂态模型对计算结果进行验证，所述验证结果为目标区域的电网处于热稳定状态或暂态稳定状态，则以所述机电暂态仿真软件计算的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略；所述验证结果为目标区域的电网处于电压不稳状态或低频振荡状态，则通过所述电磁暂态仿真软件对计算结果进行调整，将调整之后的结果作为目标区域的电网的安全稳定控制策略。

8.如权利要求6或7所述的装置，其特征在于，所述计算单元包括：

9.如权利要求6或7所述的装置，其特征在于，所述关键电气量包括：电网节点电压相角、主要线路潮流、典型故障后响应曲线、短路电流。

10.如权利要求6或7所述的装置，其特征在于，所述机电暂态仿真软件为BPA，所述电磁暂态仿真软件为PSCAD。