CN108539737A - 一种工程实用的电力系统动态等值优化方法 - Google Patents

一种工程实用的电力系统动态等值优化方法 Download PDF

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CN108539737A CN201810437287.2A CN201810437287A CN108539737A CN 108539737 A CN108539737 A CN 108539737A CN 201810437287 A CN201810437287 A CN 201810437287A CN 108539737 A CN108539737 A CN 108539737A
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Abstract

本发明涉及一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，包括：步骤S1：将电力系统划分为内部系统、外部系统和缓冲层；步骤S2：为内部系统中各子系统选择等值模型，并确定模型参数；步骤S3：确定外部系统中各子系统的等值模型和模型参数；步骤S4：评估等值结果，输出评估结果；步骤S5：根据评估结果优化等值模型和参数。与现有技术相比，本发明在常规同调等值步骤中，采用设立简化缓冲层和核心机组的方法，在保证工程精度的前提下，减少等值难度。

Description

一种工程实用的电力系统动态等值优化方法
技术领域
本发明涉及电力系统领域，尤其是涉及一种工程实用的电力系统动态等值优化方法。
背景技术
目前，电力电子技术在电力系统发、输、配、用各个环节的得到越来越广泛的应用。由于快速、可靠、可频繁动作的大功率开关器件取代了传统的机械开关，使得现代电力系统中出现了快速的动态过程，超出了传统的准稳态假定；且电力电子开关的存在及频繁动作，决定了系统具有变拓扑结构的特性，同时也给电力系统引入了离散事件，使得电力系统中同时包含了连续事件和离散事件，系统的分析复杂化；第3，电力电子元件的控制环节参与动态过程，进一步增加了系统分析的复杂度。因此，仿真是目前研究电力电子化电力系统最有利的工具，但采用传统机电暂态仿真程序已难以适应现代电力系统对仿真的需求，在电磁暂态仿真平台上研究现代电力系统的动态响应或电磁-机电联合仿真是目前研究该问题的主要方法。
由于计算机数字计算技术的限制，电力系统电磁暂态过程仿真至今还不能计算规模较大的系统，因此，在采用电磁暂态仿真工具研究大规模电力系统动态响应时，必须对系统进行化简。将庞大的电力系统分成两部分，一部分为需详细研究的系统，简称为研究系统；另一部分为不需详细研究的系统，简称为外部系统。对内部系统和外部系统，分别按照研究要求及本身特点选择各自适用等值化简方法，分别得到内部和外部等值系统；将等效的外部系统和内部系统组成一个完整的系统，以适应根据不同研究问题的特点所选用的分析工具的可计算网络规模。
对外部电力系统进行动态等值的方法有很多，主要可分为同调等值法、模态等值法和辨识等值法三个系列，各有优缺点，其中同调等值法因其物理概念清晰、应用较方便得到了最广泛应用。在应用同调等值法进行网络化简时，存在三个较为困难的地方：1)边界节点的确定，常规的做法是将待研究系统作为内部网予以保留，其余部分作为外部网予以化简，这样，外部系统等值误差直接作用在边界，可能在内部系统研究中造成较大误差；2)外部网络化简时，一般采用ward等值或REI 等值方法，即首先需要形成大型网络矩阵，再进行消去计算，需要编程实现且可能会出现的等值后线路参数为负值等现象；3)等值发电机参数计算一般采用加权聚合法，需收集所有同调机组参数进行加权计算，工作量大且可能出现暂态特征被淹没的现象。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，首先根据内部系统和外部系统的特点采用不同的等值方案；其次，在常规同调等值步骤中，采用设立简化缓冲层和核心机组的方法，在保证工程精度的前提下，减少等值难度。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，包括：
步骤S1：将电力系统划分为内部系统、外部系统和缓冲层；
步骤S2：为内部系统中各子系统选择等值模型，并确定模型参数；
步骤S3：确定外部系统中各子系统的等值模型和模型参数；
步骤S4：评估等值结果，输出评估结果；
步骤S5：根据评估结果优化等值模型和参数。
所述步骤S1具体包括：
步骤S11：根据等值网络应用目的将电力系统划分为内部系统和外部系统，并将内部系统和外部系统之间的边界节点构成边界节点集合；
步骤S12：对边界节点集合中的所有节点计算三相短路时的残压；
步骤S13：将节点残压小于设定残压阈值的外部系统中的节点加入缓冲层节点集合；
步骤S14：将缓冲层节点集合中的节点构成缓冲层网络。
所述步骤S2对内部系统中子系统的操作包括：
步骤S21：对变电站降压变压器进行参数聚合；
步骤S22：计算子系统内发电机总容量，以及所有变压器220KV下送功率总和，判断发电机总容量占所有变压器220KV下送功率总和是否达到设定比例，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤S24；
步骤S23：确定发电机稳态参数和暂态参数，并执行步骤S24；
步骤S24：确定负荷的稳态参数和暂态参数。
所述步骤S21具体包括：
步骤S211：将变压器参数表示成系统基准容量，其中，高压侧基准电压为基准的标幺值；
步骤S212：利用Y-△变换并得到各等值支路参数；
步骤S213：利用叠加原理对各支路进行合并，并计算得到等值支路参数；
步骤S214：对合并后的电路进行△-Y变换，并得到等值变压器参数。
所述步骤S22具体包括：
步骤S221：计算子系统内发电机总容量PiGΣ；
步骤S222：根据步骤S21的聚合结果计算所有变压器220KV下送功率总和 PiΣ+jQiΣ，其中：PiΣ为下送功率总和的有功容量，jQiΣ为下送功率总和的无功容量；
步骤S223：判断是否满足PiGΣ≥20％PiΣ，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤 S24。
所述步骤S23具体包括：
步骤S231：发电机的稳态参数确定如下：将等值发电机对应的同调机群各发电机的有功功率和无功功率分别累加之和作为等值发电机的有功和无功；
步骤S232：发电机暂态参数采用如表1所示方式确定，
表1
其中：SjN为第j台参与聚合发电机容量，xjg为第j台发电机g类别的电抗，g指代发电机电抗类别，电抗类别包括d轴和q轴的同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗和定子漏抗，xg为g类别的等值机电抗；Tjf为第j台发电机的f类时间常数，f指代发电机时间常数类别，时间常数包括d轴阻尼绕组开路时间常数、q轴阻尼绕组开路时间常数、d轴励磁绕组开路时间常数，Tf为f类别的等值机时间常数；Ej为第j台发电机动能，E为等值发电机动能。
步骤S233：根据等值前后下级系统送入500kV母线的短路电流不变的原则，计算等值发电机升压变压器的电抗xT2：
其中：I″为送入500kV母线的短路电流标幺值，xT1为变电站等值变压器高中压侧等值电抗，为等值发电机归算到系统基准容量后的d轴次暂态电抗，SB为系统基准容量。
所述外部系统中的子系统的等值模型均为发电单元组+负荷。
所述步骤S3中针对一个子系统的操作包括：
步骤S31：将所有机组划分为多个同调机群；
步骤S32：确定同调机群中的核心机组，并基于核心机组确定等值发电机模型；
步骤S33：根据核心等值发电机模型，将同调机群中剩余机组的容量和动能按等值机类型分别聚合，容量和动能之外的参数采用核心机组参数；
步骤S34：确定等值升压变压器与负荷参数。
所述步骤S32具体包括：
步骤S321：对同调机群接入的节点，做三相金属性短路计算，分别计算注入子系统中各500kV节点电流，并按大小排序；
步骤S322：按顺序检查节点下是否有直连机组，如有，将直流机组的等值机放入核心机组备选组；
步骤S323：对核心机组备选组中的机组，计算按大小排序，其中，Ei为等值机动能，Ii″为流入该节点的短路电流；
步骤S324：观察核心机组备选组，若接近且属同类型发电机，则将这几台发电机聚合成单台等值发电机；若相差较大，则舍去值小的机组；若接近且属不同类型发电机，则将这几台发电机按类型聚合成2台等值发电机。
所述评估结果包括压缩率、潮流结果对比、短路电流计算结果对比和故障仿真结果对比。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1)在内外部系统划分时增加缓冲层，将解耦层与内部系统合并形成扩展内部系统，实现后续外部子系统的解耦及接入设计。
2)针对内外部系统不同的结构特点和等值简化要求，设计不同等值方案实现内部、外部系统等值简化。
3)含发电机的子系统等值模型采用发变单元组+负荷结构，更符合实际系统表达。
4)外部系统等值中采用核心机组概念形成等值发电机模型，在凸显同调机群特征的同时简化等值计算步骤。
附图说明
图1为本发明方法的主要步骤流程示意图；
图2为系统划分示意图；
图3(a)为等效模型采用负荷模型的变化示意图；
图3(b)为等效模型采用发电机+负荷模型的变化示意图；
图4(a)为Y-△变换前的电路示意图；
图4(b)为Y-△变换后的电路示意图；
图4(c)为支路合并后的电路示意图；
图4(d)为△-Y变换后的电路示意图；
图5为等值发电机及其升压变压器示意图；
图6为外部系统等值示意图；
图7为夏季高峰华东电网等值系统地理接线示意图；
图8为沪外三_7发电机功角曲线示意图(沪三林三相短路)；
图9为沪外三_7发电机功角曲线示意图(沪徐行单相接地)；
图10为500KV节点沪远东__电压曲线示意图(沪三林三相短路)；
图11为500kV节点沪徐行__电压曲线示意图(沪徐行单相接地)。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，如图1所示，包括：
步骤S1：将电力系统划分为内部系统、外部系统和缓冲层，
根据研究任务的需要，将系统划分为内部系统和外部系统，其中内部系统为保留系统，外部系统为待化简系统，边界节点集是内部系统中和外部系统连接的节点集合，如图2所示。从图中可见，在边界节点附近的部分外部系统之间联络紧密。
实际网络结构中存在如图2所示得拓扑关系，即网络在结构上自然分区，形成机群及相应子网络。对于保留内部系统而言，一方面外部系统的影响随着电气距离增大而减弱，另一方面各子系统与保留系统之间的联系也与电气距离成反比。有基于此，本发明中考虑设置缓冲层，将外部系统中受内部系统影响较大的节点保留构成的边界缓冲层。新边界节点与外部子系统存在显著的对应连接关系，一方面可在较大程度保留外部系统的动态特性的同时，降低外部系统等值模型误差对内部系统的影响；另一方面，选择保留的边界点与外部子系统之间存在显著的对应连接关系，如图中实线所示。而且，缓冲层可弱化新外部系统子系统间的耦合关系对内部系统的作用，便于外部子系统解耦建模。
节点之间相互影响程度可由两者之间的电气距离衡量，本发明中，通过原边界节点三相短路故障时外部系统各节点的残压来确定外部各节点与边界节点的电气距离，进而划分缓冲层节点和范围。如图2所示，子系统1原边界节点发生三相短路时，短路电流均从外部系统的电源节点流入，各分支电流在节点汇集后，形成上一级支路电流。逆电流流动方向，节点残压增大；由于分流导致支路短路电流减小，当残压高于一定值以后，很小的节点电压差就意味着各节点之间较远的电气距离。因此，可得缓冲层确定原则1：设置外部节点残压阈值，边界节点三相短路时，外部系统中各节点残压不大于时，该节点划归缓冲层；否则仍为外部系统节点。
缓冲层确定原则2：新边界节点之间不能直接相连，新边界节点与外部系统联络通道可划分到对应子系统(按地域)。
综合原则1和原则2可知，新的外部系统中各子系统联络节点之间的电压差很小，外部系统等值时可将外部网络解耦成若干独立子系统；新边界节点之间没有直接联系，可实现外部等值子系统与新边界节点之间的对应接入。
具体包括：
步骤S11：根据等值网络应用目的将电力系统划分为内部系统和外部系统，并将内部系统和外部系统之间的边界节点构成边界节点集合；
步骤S12：对边界节点集合中的所有节点计算三相短路时的残压；
步骤S13：将节点残压小于设定残压阈值的外部系统中的节点加入缓冲层节点集合；
步骤S14：将缓冲层节点集合中的节点构成缓冲层网络。之后，与原有内部系统合并成扩展内部系统；确定新的边界节点集合B′。
步骤S2：为内部系统中各子系统选择等值模型，并确定模型参数，由于内部系统是需要详细分析的区域，因此在保留主网架的基础上，对低电压等级系统进行等值简化，。考虑内部电力系统分区供电的特点，即每个500kV变电所下属电网各自独立,故各子系统分别等值，子系统等值方案如图3所示。例如，当内部系统中发电机容量占节点总容量的15％以上时，等值采用等值发电机+负荷模型(图3(a))；否则采用负荷模型(图3(b))。
其中对内部系统中子系统的操作包括：
步骤S21：对变电站降压变压器进行参数聚合，具体包括：
步骤S211：将变压器参数表示成系统基准容量，其中，高压侧基准电压为基准的标幺值；
步骤S212：如图4(a)至图4(b)，利用Y-△变换并得到各等值支路参数；
步骤S213：如图4(b)至图4(c)，利用叠加原理对各支路进行合并，并计算得到等值支路参数；
步骤S214：如图4(c)至图4(d)，对合并后的电路进行△-Y变换，并得到等值变压器参数。
步骤S22：计算子系统内发电机总容量，以及所有变压器220KV下送功率总和，判断发电机总容量占所有变压器220KV下送功率总和是否达到设定比例，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤S24，具体包括：
步骤S221：计算子系统内发电机总容量PiGΣ；
步骤S222：根据步骤S21的聚合结果计算所有变压器220KV下送功率总和 PiΣ+jQiΣ，其中：PiΣ为下送功率总和的有功容量，jQiΣ为下送功率总和的无功容量；
步骤S23：确定发电机稳态参数和暂态参数，并执行步骤S24；
步骤S223：判断是否满足PiGΣ≥20％PiΣ，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤 S24，具体包括：
步骤S231：发电机的稳态参数确定如下：将等值发电机对应的同调机群各发电机的有功功率和无功功率分别累加之和作为等值发电机的有功和无功，具体的，将等值发电机对应的同调机群各发电机的有功功率和无功功率分别累加之和作为等值发电机的有功和无功，记为PiGΣ+jQiGΣ。安排电压则采用稳态潮流计算得到的各发电机机端电压幅值的均值作为等值发电机的机端电压幅值UiGΣ。
步骤S232：发电机暂态参数采用如表1所示方式确定，
表1
其中：SjN为第j台参与聚合发电机容量，xjg为第j台发电机g轴类别的电抗，g 指代发电机同步电抗类别，xg为【请补充参数含义(例如g轴类别的电抗)】，Tjg为第j台发电机的f类时间常数，f指代发电机时间常数类别，xf为【请补充参数含义(例如f类别的时间常数)】，Ej为第j台发电机动能；
其中：SjN为第j台参与聚合发电机容量，xjg为第j台发电机g类别的电抗，g指代发电机电抗类别，电抗类别包括d轴和q轴的同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗和定子漏抗，xg为g类别的等值机电抗；Tjf为第j台发电机的f类时间常数，f指代发电机时间常数类别，时间常数包括d轴阻尼绕组开路时间常数、q轴阻尼绕组开路时间常数、d轴励磁绕组开路时间常数，Tf为f类别的等值机时间常数；Ej为第j台发电机动能，E为等值发电机动能。
步骤S233：等值变压器的电抗值是为了匹配电源点到边界接入结点短路电抗，故计算方法如下：
如图5所示，500kV母线发生三相短路时，下级系统仅从等值发电机给短路点提供短路电流，计算等值网络如图所示，其中xT1为变电站等值变压器高中压侧等值电抗，xT2为发变单元中升压变的等值电抗，为等值发电机归算到系统基准容量后的d轴次暂态电抗。
根据等值前后下级系统送入500kV母线的短路电流不变的原则，可得：
取E″＝1，可得等值发电机升压变压器电抗：
其中：I″为送入500kV母线的短路电流标幺值，xT1为变电站等值变压器高中压侧等值电抗，为等值发电机归算到系统基准容量后的d轴次暂态电抗，SB为系统基准容量。
步骤S24：确定负荷的稳态参数和暂态参数：
稳态参数：依恒等功率变换可知，节点的负荷总量即为等值前待等值网络中的负荷总量与网损之和。若等值模型是负荷模型，则接于等值降压变压器220kV 侧的总负荷；若选择的等值模型是发变单元组+负荷模型，则接于等值降压变压器220kV侧的总负荷。如有第三绕组(35kV)，统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值降压变压器35kV侧。
暂态参数：沿用原有系统的负荷模型结构，即典型异步电动机+ZIP负荷，按比例组成动态负荷模型。
步骤S3：确定外部系统中各子系统的等值模型和模型参数：
相对内部子系统，外部系统元件众多，结构复杂，但存在分区域分层组网的特点。为了突出内部系统并掌握系统的主要特征，外部系统不需要详细描述。故方案设计上，在满足等值前后内部系统的静态动态响应指标的条件下，尽可能简化等值模型和建模方法。
在考虑边界缓冲层后，外部系统和内部系统的耦合关系被削弱，加上外部系统按地区按电压等级分块的特点，可考虑将外部系统划分若干子系统，各子系统通过扩展边界节点接入扩展内部系统，如图6所示。外部子系统等值模型采用发变单元组+负荷模型。
其中针对一个子系统的操作包括：
步骤S31：将所有机组划分为多个同调机群，同调机群的识别采用杨靖萍“大规模互联电力系统动态等值方法研究[D]:[博士学位论文].杭州：浙江大学电气工程学院,2007”文中所示方法，通过同调机群识别，将原系统中外部系统内所有的机组划分为若干个同调机群。
对边界节点集合B′中的新边界节点Bi设置三相金属性接地短路故障，计算外网中各发电机组的残压；通过比较残压的大小将发电机划分到对应的新边界节点，组成新边界节点等值机对应的同调机群。
步骤S32：确定同调机群中的核心机组，并基于核心机组确定等值发电机模型，
对外部子系统，部分同调机群中的发电机数量大，利用参数聚合方法计算时，一方面可能会导致机群的动态特征被淹没，导致等值结果不理想；另一方面计算工作量较大。故本发明在计算等值发电机参数时，引入核心机组概念，突出机群的显著动态特征的同时降低计算工作量。
同调机群中，存在部分影响力大的机组在机群中起主导作用，称为核心机组。等值发电机模型根据同调机群内的核心机组的模型确定，可分为一类(核心机组均为同类型机组，此时其他类型机组参数仅考虑容量，惯性时间参数)或两类(两种类型的核心机组占比相同，此时考虑双等值机模型，分别计算参数)。忽略励磁系统、PSS。
因核心机组在机群中占主导地位，故选择范围圈定为直接升压到500kV节点的大容量机组。发电机转子运动方程和发电机功率方程分别如公式1和公式2所示，其中Tj为机组的惯性时间常数，SN为发电机额定容量，E为机组动能。
其中：PT为发电机机械功率，Pe为发电机电磁功率，E″为发电机次暂态电势， PE″为以E″表示的发电机电磁功率，PE′为以E′表示的发电机电磁功率，为以Eq表示的发电机电磁功率，U为系统端电压有效值，Eq为发电机空载电势，δ为发电机功角，δ′为发电机暂态电势和系统端电压之间的夹角，δ″为发电机次暂态电势和系统端电压之间的夹角，xΣ为发电机电抗取xd时的系统总电抗，x′Σ为发电机电抗取x′d时的系统总电抗，x″Σ为发电机电抗取x″d时的系统总电抗。
从以上公式可见，机组动能E和各电抗参数与其动态特性关系密切，所以考虑采用指标衡量机组在机群中的地位。越大，则机组动态特性越明显。
机组的x″Σ未知，利用发电机k到短路点电气距离且500kV节点直挂机组数量较少，故以流入带直挂发电机的500kV节点的短路电流作为衡量指标，将该节点下直挂发电机聚合成等值机，衡量指标改为EiIi″，其中Ei为等值机动能， Ii″为流入该节点的短路电流。
具体包括：
步骤S321：对同调机群接入的节点，做三相金属性短路计算，分别计算注入子系统中各500kV节点电流，并按大小排序；
步骤S322：按顺序检查节点下是否有直连机组，如有，将直流机组的等值机放入核心机组备选组；
步骤S323：对核心机组备选组中的机组，计算EiIi″，按大小排序，其中，Ei为等值机动能，Ii″为流入该节点的短路电流；
步骤S324：观察核心机组备选组，若EiIi″接近且属同类型发电机，则将这几台发电机聚合成单台等值发电机；若EiIi″相差较大，则舍去值小的机组；若EiIi″接近且属不同类型发电机，则将这几台发电机按类型聚合成2台等值发电机，参数聚合方式和内部子系统聚合方式一致。
步骤S33：根据核心等值发电机模型，将同调机群中剩余机组的容量和动能按等值机类型分别聚合，容量和动能之外的参数采用核心机组参数；
步骤S34：确定等值升压变压器与负荷参数。
步骤S4：评估等值结果，输出评估结果，其中，评估结果包括压缩率、潮流结果对比、短路电流计算结果对比和故障仿真结果对比；
具体的，等值效果评估从压缩效率和等值效果两方面进行，其中压缩效率用压缩比衡量；等值效果分别从潮流结果对比，短路电流计算结果对比和故障仿真结果对比三方面进行比较，如表2所示，
表2
步骤S5：根据评估结果优化等值模型和参数，若等值效果不理想，则需分析误差产生原因，进行针对性改进。
为了更好的理解本申请，以华东电网为原始系统，根据研究任务的要求，主要研究对象是上海电网即为内部系统，其余四省电网为外部系统。由于外部系统中存在淮南—南京—上海1000千伏交流特高压输电线，根据需要，保留该条1000KV 输电线路划分到内部系统。边界节点为徐汇、黄渡、三林三个500kV节点。
确认边界缓冲层：
分别对500KV沪徐行__、沪黄渡__、沪三林__三个边界节点进行三相短路计算，计算节点的残压如下表3所示：
表3节点残压表
取残压设定值为0.8pu。则由上表可知，边界缓冲层为苏太仓__、苏浏河__、苏熟北__、苏碧溪__、苏张家__、苏锦丰__、国东吴_1、国东吴__、国东吴_2、浙汾湖__、浙王店__、浙桐乡__、浙洪明__、浙嘉兴__。考虑到国东吴_1、国东吴__、国东吴_2三个节点根据划分原则已经属于内部系统，边界节点沪黄渡在缓冲层中没有对应的外部系统节点，向外扩充一个节点，把苏昆南__划分到边界缓冲层。
因此，经边界缓冲层，边界节点由500KV沪徐汇__、沪黄渡__、沪三林__变为苏张家__、苏昆南__、浙桐乡__、浙王店__、浙洪明__。
上海电网共有500kV节点14个，分别为沪南桥__、沪亭卫__、沪新余__、沪徐行__、沪三林__、沪远东__、沪泗泾__、沪顾路__、沪静安__、沪虹杨__、沪黄渡__、沪杨高__、沪杨行__、沪练塘__。其中沪南桥__、沪亭卫__、沪徐行__、沪远东__、沪泗泾__、沪顾路__、沪杨高__、沪杨行__8个节点的下级子系统等值成等值发电机+负荷模型，其它6个节点则等值成负荷模型。
表4上海电网内网等值前后对比
对比项目 等值前 等值后 压缩比
节点(个) 813 81 10：1
支路(条) 500 79 6：1
变压器(台) 302 49 6:1
发电机(台) 103 16 6:1
从表4可以看出，与上海电网内网等值前相比，上海电网内网等值后系统的节点数缩小至原来的10％，支路数、变压器数以及发电机台数均缩减至原来的16.7％。华东电网外部系统等值。
在完成上海内部电网等值的基础上，进行华东电网外部系统等值。通过同调机群识别和扩展边界接入节点确定，将外部系统划分4个分区，分别为江苏、浙江、安徽和福建分区，对应扩展边界接入节点分别为：江苏——苏张家、苏昆南；浙江——浙桐乡、浙王店；安徽——国芜湖；福建——国榕城。
以江苏子系统为例，说明核心机组的确定过程。
500kV节点苏张家三相金属性接地短路故障，提供短路电流前三的有500kV 节点苏熟北500kV节点苏晋陵以及500kV节点苏张家以下电压等级网络，但由于苏熟北为边界缓冲层节点，则只考虑另外两个节点，500kV节点苏晋陵提供的短路电流为14.9355kA，对应的发电机组是苏常厂_1和苏常厂_2，对应的值为559；500kV节点苏张家以下电压等级网络提供的短路电流为5.2592kA，对应的发电机组为苏沙厂_1和苏沙厂_2，则值为1584。通过比较值得大小，选择苏沙厂_1 和苏沙厂_2作为500kV节点苏张家对应的等值发电机的核心机组。
边界节点500KV苏张家__下的等值发电机包含的发电机组有：苏沙厂_1、苏沙厂_2、苏常厂_1、苏常厂_2、苏华兴_1、苏华仪_1、苏华仪_2、苏华仪_3、苏华仪_4、苏华仪_5、苏华仪_6、苏戚燃Z1、苏戚燃Z2、苏镇厂_3、苏镇厂_4、苏镇厂_5、苏镇厂_6、苏镇燃_2、苏谏壁_9、苏谏壁_10、苏谏二11、苏谏二12、苏高港_1、苏高港_2、苏扬二_1、苏扬二_2、苏扬二_3、苏扬二_4、苏扬燃_1、苏扬燃 _2、苏扬州_6、苏扬州_7、苏沙抽_1、苏沙抽_2，共34台发电机。
等值效果检验，保留上海电网的华东等值系统。
等值效率对比
将等值前后系统的节点、支路、变压器和发电机数量进行对比，结果如表4 所示。
表5华东电网等值前后节点个数比较
对比项目 等值前 等值后 压缩比
节点(个) 6333 272 23:1
支路(条) 8480 303 28:1
变压器(台) 2299 128 18:1
发电机(台) 579 42 14:1
从表5可以看出，与华东电网等值前相比，等值后的系统网架规模大大缩减，节点数缩减了95.7％，支路数缩减了96.4％，变压器数缩减了94.4％，发电机数缩减了92.7％。
等值效果校核
潮流结果校核
对等值前后系统分别进行潮流计算，所得各节点电压比较如表6所示：
表6等值前后潮流结果对比
从表6可以看出，系统各节点电压的幅值和相角等值前后基本一致，保留电网与原电网的电压节点幅值误差在0.3％之内，最大幅值误差出现在节点沪杨行__，为0.21％；保留电网与原电网的电压相角误差在苏昆南__，为2.4％，均在可接受误差5％的范围内，符合要求。
短路电流结果校核
对原上海电网边界节点三林、黄渡和徐行分别进行金属性三相短路和单相短路计算，结果如表7所示。等值前后与故障母线相关联的母线短路电流能够基本保持不变，三相接地短路故障短路正序电流最大误差是8.4％，单相接地短路故障短路正序电流最大误差是8.36％，误差均在允许范围内。
表7等值前后系统短路电流比较(原系统计算/等值系统计算)
动态响应校核
从同一工况下等值前后系统发电机功角曲线、节点电压曲线动态稳定校核。故障类型采用500kV母线三相短路故障和单相接地短路故障两种，故障发生在1秒， 1.1秒故障消失，仿真时长20秒。对上海保留电网中所有500kV节点进行计算，结果显示曲线等值前后误差主要出现在故障及故障恢复前后，故障后续稳态均能吻合。仿真等值前后发生上述故障后部分功角曲线和电压曲线如图8～11所示。
通过对比图8、图9、图10、图11可以看出，等值系统的初始值和稳态值与原网络基本吻合，且曲线的动态变化规律也基本相似，表明系统等值前后具有相近的动态响应特性。

Claims (10)

1.一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，包括：
步骤S1：将电力系统划分为内部系统、外部系统和缓冲层；
步骤S2：为内部系统中各子系统选择等值模型，并确定模型参数；
步骤S3：确定外部系统中各子系统的等值模型和模型参数；
步骤S4：评估等值结果，输出评估结果；
步骤S5：根据评估结果优化等值模型和参数。
2.根据权利要求1所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S1具体包括：
步骤S11：根据等值网络应用目的将电力系统划分为内部系统和外部系统，并将内部系统和外部系统之间的边界节点构成边界节点集合；
步骤S12：对边界节点集合中的所有节点计算三相短路时的残压；
步骤S13：将节点残压小于设定残压阈值的外部系统中的节点加入缓冲层节点集合；
步骤S14：将缓冲层节点集合中的节点构成缓冲层网络。
3.根据权利要求1所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S2对内部系统中子系统的操作包括：
步骤S21：对变电站降压变压器进行参数聚合；
步骤S22：计算子系统内发电机总容量，以及所有变压器220KV下送功率总和，判断发电机总容量占所有变压器220KV下送功率总和是否达到设定比例，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤S24；
步骤S23：确定发电机稳态参数和暂态参数，并执行步骤S24；
步骤S24：确定负荷的稳态参数和暂态参数。
4.根据权利要求3所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S21具体包括：
步骤S211：将变压器参数表示成系统基准容量，其中，高压侧基准电压为基准的标幺值；
步骤S212：利用Y-△变换并得到各等值支路参数；
步骤S213：利用叠加原理对各支路进行合并，并计算得到等值支路参数；
步骤S214：对合并后的电路进行△-Y变换，并得到等值变压器参数。
5.根据权利要求3所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S22具体包括：
步骤S221：计算子系统内发电机总容量PiGΣ；
步骤S222：根据步骤S21的聚合结果计算所有变压器220KV下送功率总和PiΣ+jQiΣ，其中：PiΣ为下送功率总和的有功容量，jQiΣ为下送功率总和的无功容量；
步骤S223：判断是否满足PiGΣ≥20％PiΣ，若为是，则选择子系统的等值模型为发电机+负荷，并执行步骤S23，反之，则选择子系统的等值模型为负荷并执行步骤S24。
6.根据权利要求3所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S23具体包括：
步骤S231：发电机的稳态参数确定如下：将等值发电机对应的同调机群各发电机的有功功率和无功功率分别累加之和作为等值发电机的有功和无功；
步骤S232：发电机暂态参数采用如表1所示方式确定，
表1
其中：SjN为第j台参与聚合发电机容量，xjg为第j台发电机g类别的电抗，g指代发电机电抗类别，电抗类别包括d轴和q轴的同步电抗、暂态电抗、次暂态电抗和定子漏抗，xg为g类别的等值机电抗；Tjf为第j台发电机的f类时间常数，f指代发电机时间常数类别，时间常数包括d轴阻尼绕组开路时间常数、q轴阻尼绕组开路时间常数、d轴励磁绕组开路时间常数，Tf为f类别的等值机时间常数；Ej为第j台发电机动能，E为等值发电机动能。
步骤S233：根据等值前后下级系统送入500kV母线的短路电流不变的原则，计算等值发电机升压变压器的电抗xT2：
其中：I″为送入500kV母线的短路电流标幺值，xT1为变电站等值变压器高中压侧等值电抗，x″d(SB)为等值发电机归算到系统基准容量后的d轴次暂态电抗，SB为系统基准容量。
7.根据权利要求1所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述外部系统中的子系统的等值模型均为发电单元组+负荷。
8.根据权利要求7所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S3中针对一个子系统的操作包括：
步骤S31：将所有机组划分为多个同调机群；
步骤S32：确定同调机群中的核心机组，并基于核心机组确定等值发电机模型；
步骤S33：根据核心等值发电机模型，将同调机群中剩余机组的容量和动能按等值机类型分别聚合，容量和动能之外的参数采用核心机组参数；
步骤S34：确定等值升压变压器与负荷参数。
9.根据权利要求8所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述步骤S32具体包括：
步骤S321：对同调机群接入的节点，做三相金属性短路计算，分别计算注入子系统中各500kV节点电流，并按大小排序；
步骤S322：按顺序检查节点下是否有直连机组，如有，将直流机组的等值机放入核心机组备选组；
步骤S323：对核心机组备选组中的机组，计算EiI″i，按大小排序，其中，Ei为等值机动能，I″i为流入该节点的短路电流；
步骤S324：观察核心机组备选组EiI″i，若接近且属同类型发电机，则将这几台发电机聚合成单台等值发电机；若EiI″i相差较大，则舍去值小的机组；若EiIi″接近且属不同类型发电机，则将这几台发电机按类型聚合成2台等值发电机。
10.根据权利要求1所述的一种工程实用的电力系统动态等值优化方法，其特征在于，所述评估结果包括压缩率、潮流结果对比、短路电流计算结果对比和故障仿真结果对比。
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