CN111211581A - 一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法和装置 - Google Patents

一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法和装置 Download PDF

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CN111211581A CN202010124072.2A CN202010124072A CN111211581A CN 111211581 A CN111211581 A CN 111211581A CN 202010124072 A CN202010124072 A CN 202010124072A CN 111211581 A CN111211581 A CN 111211581A
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Abstract

本申请公开一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法及装置，所述方法包括：在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。本申请考虑了预设类型的交直流故障使得电网受直流扰动过电压约束，从而能够更准确确定电力系统对新能源的接纳容量。

Description

一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法和装置
技术领域
本申请涉及电力系统领域，具体涉及一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法和装置。
背景技术
电力系统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，电源调节能力影响新能源消纳程度。
风电、光伏等新能源电源具有弱电压支撑特性，所能提供的短路电流较小。通常，在短路电流分析中，不考虑其提供的短路电流分量。因此，当大量新能源替代常规电源，将会使系统短路容量减小，对应交流电网强度减弱。与之对应，直流短路比下降，直流功率扰动冲击引起的电压波动幅度增大。因此，新能源的消纳水平需要结合送端电网的强度综合考虑。而目前常用的计算电网对新能源消纳能力的方法有典型日分析法和时序仿真法，这些方法是从电网规划角度出发研究电网可接纳的最大的新能源发电容量，并未考虑电网在受直流扰动过电压约束条件下对新能源的接纳容量。
发明内容
有鉴于此，本申请提供了一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法，能够在考虑电网受直流扰动过电压约束条件的前提下，准确确定电力系统对新能源的接纳容量。
第一方面，为实现上述发明目的，本申请提供了一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法，所述方法包括：
在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；
基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；
根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，所述基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量，包括：
基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比；
根据所述函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值；
确定所述换流站母线电压与预设允许暂态电压最大值之差，与所述电压冲击幅度值进行叠加后的幅度值；
根据所述函数关系，确定所述幅度值对应的短路比，并将所述短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值作为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
一种可选的实施方式中，所述根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量之前，还包括：
获取所述电力系统中直流输电系统送端的发电机台数、送端电厂汇集母线的短路容量以及所述直流输电系统的传输功率；
根据所述发电机台数、所述短路容量以及所述传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。
一种可选的实施方式中，所述根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量，包括：
根据所述可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数；
根据所述最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量；
将所述最大可退出常规电源容量确定为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，所述预设类型的交直流故障包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障中的至少一个。
第二方面，本申请还提供了一种电力系统中新能源接纳容量的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
第一确定模块，用于在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；
第二确定模块，用于基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；
第三确定模块，用于根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，所述第三确定模块，包括：
第一获取子模块，用于基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比；
第一确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值；
第二确定子模块，用于确定所述换流站母线电压与预设允许暂态电压最大值之差，与所述电压冲击幅度值进行叠加后的幅度值；
第三确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述幅度值对应的短路比，并将所述短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值作为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
一种可选的实施方式中，所述装置还包括：
第一获取模块，用于获取所述电力系统中直流输电系统送端的发电机台数、送端电厂汇集母线的短路容量以及所述直流输电系统的传输功率；
第四确定模块，用于根据所述发电机台数、所述短路容量以及所述传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。
一种可选的实施方式中，所述第三确定模块，包括：
第四确定子模块，用于根据所述可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数；
第五确定子模块，用于根据所述最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量；
第六确定子模块，用于将所述最大可退出常规电源容量确定为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，所述预设类型的交直流故障包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障中的至少一个。
本申请实施例提供的电力系统中新能源接纳容量的确定方法中，首先，在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系，其次，基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量，最终，根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。本申请实施例考虑了预设类型的交直流故障使得电网受直流扰动过电压约束，从而能够准确确定电力系统对新能源的接纳容量。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例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申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法的流程图；
图2为本申请实施例提供的一种为电力系统建立的仿真模型示意图；
图3为本申请实施例提供的一种随短路比变化的电压冲击幅度的函数曲线示意图；
图4为本申请实施例提供的一种电力系统中新能源接纳容量的确定装置的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，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，都属于本申请保护的范围。
目前，仅从电网规划角度出发确定的电力系统中新能源接纳容量，不能够准确体现出电力系统真实的新能源接纳能力。本申请提供的电力系统中新能源接纳容量的确定方法，考虑到各种交直流故障引起的暂态过电压冲击及其演化规律，能够更准确的确定出电力系统中新能源接纳容量，体现出电力系统真实的新能源接纳能力，能够用于最大程度的安排新能源发电容量，使得新能源能够被充分的利用。
以下本申请提供了一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法，参考图1，为本申请实施例提供的一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法流程图，该方法包括：
S101：在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系。
本申请实施例中，在确定需要进行新能源接纳容量计算的电力系统之后，首先，利用电力系统仿真软件为该电力系统建立仿真模型，具体的，仿真模型中可以包括例如典型常规水电、火电装机容量与出力，直流传输功率，发电机及其励磁系统、调速器、电力系统稳定器数据，交流输电线路参数、变压器参数、网络互联拓扑结构，以及直流输电系统控制方式和控制器参数等的确定。另外，对于仿真模型的具体建立方式不做限定。
参考图2，为本申请实施例提供的一种为电力系统建立的仿真模型示意图，其中，电力系统中的直流换流站通过交流电网戴维南等值电抗Zac与交流系统相连，通过调整交流电网戴维南等值电抗Zac来改变送端电网强度，采用短路比SCR作为电网强度的评价指标，也就是说，通过调整交流电网戴维南等值电抗Zac，可以改变短路比SCR。
为此，本申请实施例通过调整仿真模型中的交流电网戴维南等值电抗Zac，确定直流送端短路比SCR分别为2.5、3.0、3.5、4.0、4.5、5.0时分别对应的仿真模型。
本申请实施例中，预设类型的交直流故障可以包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障等，上述交直流故障可使得电网受直流扰动过电压约束，导致不能够准确的确定电力系统对新能源的接纳容量。本申请实施例分别考虑了各个交直流故障的影响，从而能够更准确的确定电力系统对新能源的接纳容量。
具体的，在考虑某种类型的交直流故障的影响时，在该种预设类型的交直流故障条件下，确定电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系。以直流换相失败故障为例，确定短路比SCR分别为2.5、3.0、3.5、4.0、4.5、5.0的仿真模型中，在直流换相失败故障条件下，直流送端换流母线暂态过电压冲击幅度峰值。例如，在得到如表1所示的各个短路比2.5、3.0、3.5、4.0、4.5、5.0分别对应的直流送端换流母线暂态过电压冲击幅度峰值之后，通过多项式拟合方法对表1中的数据进行处理，得到如以下公式(1)所示的直流换相失败故障下的电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系。
Figure BDA0002393877970000061
Figure BDA0002393877970000071
表1
以下为用于表示各种预设类型的交直流故障下的电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系的公式(1)：
Figure BDA0002393877970000072
其中，Upeak用于表示电压冲击幅度，SCR用于表示短路比，SCR的取值范围为2.5～5.0，值得注意的是，不同预设类型的交直流故障下，a、b、c、d和e分别对应不同的取值。
假设在某种预设类型的交直流故障下，公式(1)中的a、b、c、d和e分别取值为4.396、-3.953、1.45、-0.241和0.015，则在该种预设类型的交直流故障下，公式(1)如下所示：
Figure BDA0002393877970000073
为了便于后续应用，本申请实施例可以基于上述公式绘制随短路比变化的电压冲击幅度的函数曲线，如图3所示。
S102：基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
一种可选的实施方式中，首先，基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比。具体的获取方式本申请实施例不作限制。其次，根预先确定的电压冲击幅度与短路比的函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值。具体的，假设直流送端短路比为SCRt，则通过图3中的函数曲线可以确定SCRt对应的电压冲击幅度值Upeak，假设换流站母线电压为UC，则确定换流站母线电压UC与预设允许暂态电压最大值Umax之差，与所述电压冲击幅度值Upeak进行叠加后的幅度值。假设ΔU＝Umax-Uc，则叠加后的幅度值为Uf＝ΔU+Upeak。
在确定Uf之后，可以通过图3中的函数曲线确定Uf对应的短路比SCRf，并计算短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值，假设短路比与直流送端短路比之差为ΔSCR，则ΔSCR＝SCRt-SCRf，其中，SCRt大于SCRf。
在确定短路比与直流送端短路比之差ΔSCR之后，将其作为电力系统在该预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量，用于后续确定电力系统中新能源接纳容量。
另外，在确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量之前，还需要确定该电力系统中单台发电机贡献的短路比。具体的，首先获取该电力系统中直流输电系统送端的发电机台数N，送端电厂汇集母线的短路容量SAC以及直流输电系统的传输功率Pdc。其次，根据获得的发电机台数、短路容量以及传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。具体的，单台发电机提供的短路容量为ΔSAC=SAC/N，单台发电机贡献的短路比为ΔSCR单机＝ΔSAC/Pdc。
假设电力系统中直流输电系统送端的发电机台数为8，送端电厂汇集母线的短路容量SAC为24238.44MVA，则通过公式ΔSAC＝SAC/N计算得到ΔSAC为3029.75MVA，进而通过公式ΔSCR单机＝ΔSAC/Pdc计算得到ΔSCR单机为0.3787。
S103：根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
本申请实施例中，在确定在预设类型的交直流故障条件下，电力系统的可接受的短路比变化量、单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量之后，基于可接受的短路比变化量、单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，首先，根据可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数。具体的，最大可退出常规电源个数Nnew＝ΔSCR/SCR单，如果Nnew不为整数，则对Nnew进行向下取整。实际应用中，电力系统对于新能源的接纳需要减少响应数量的常规电源，本申请实施例通过确定电力系统的可接受的短路比变化量，进而确定最大可退出常规电源个数。
其次，根据最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定电力系统在预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量。本申请实施例中，预先获取电力系统中单台发电机容量，然后通过计算最大可退出常规电源个数和单台发电机容量的乘积，确定电力系统在预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量。
最终，将最大可退出常规电源容量确定为电力系统在该预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。可以理解的是，电力系统在预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量，即为电力系统在该预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
本申请实施例通过确定电力系统在预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量，进而确定最大可退出常规电源容量的方式，确定电力系统在该预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
实际应用中，直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障为电力系统中常见的交直流故障，利用本申请实施例提供的电力系统中新能源接纳容量的确定方法，可以分别确定各个交直流故障条件下电力系统中的新能源接纳容量。
本申请实施例提供的电力系统中新能源接纳容量的确定方法，能够结合电网可能发生的交直流故障，在考虑电网受直流扰动过电压约束条件的前提下，准确确定电力系统对新能源的接纳容量。
基于上述方法实施方式，本申请还提供了一种电力系统中新能源接纳容量的确定装置，参考图4，为本申请实施例提供的一种电力系统中新能源接纳容量的确定装置的结构示意图，所述装置包括：
第一确定模块401，用于在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；
第二确定模块402，用于基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；
第三确定模块403，用于根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
一种可选的实施方式中，所述第三确定模块403，包括：
第一获取子模块，用于基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比；
第一确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值；
第二确定子模块，用于确定所述换流站母线电压与预设允许暂态电压最大值之差，与所述电压冲击幅度值进行叠加后的幅度值；
第三确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述幅度值对应的短路比，并将所述短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值作为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
另一种可选的实施方式中，所述装置还包括：
第一获取模块，用于获取所述电力系统中直流输电系统送端的发电机台数、送端电厂汇集母线的短路容量以及所述直流输电系统的传输功率；
第四确定模块，用于根据所述发电机台数、所述短路容量以及所述传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。
其中，所述第三确定模块，包括：
第四确定子模块，用于根据所述可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数；
第五确定子模块，用于根据所述最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量；
第六确定子模块，用于将所述最大可退出常规电源容量确定为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
实际应用中，所述预设类型的交直流故障包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障中的至少一个。
本申请实施例提供的电力系统中新能源接纳容量的确定装置，能够结合电网可能发生的交直流故障，在考虑电网受直流扰动过电压约束条件的前提下，准确确定电力系统对新能源的接纳容量。
可以理解的是，对于装置实施例而言，由于其基本对应于方法实施例，所以相关之处参见方法实施例的部分说明即可。以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性劳动的情况下，即可以理解并实施。
需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上对本申请实施例所提供的一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法和装置进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本申请的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本申请的限制。

Claims (10)

1.一种电力系统中新能源接纳容量的确定方法，其特征在于，所述方法包括：
在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；
基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；
根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量，包括：
基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比；
根据所述函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值；
确定所述换流站母线电压与预设允许暂态电压最大值之差，与所述电压冲击幅度值进行叠加后的幅度值；
根据所述函数关系，确定所述幅度值对应的短路比，并将所述短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值作为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量之前，还包括：
获取所述电力系统中直流输电系统送端的发电机台数、送端电厂汇集母线的短路容量以及所述直流输电系统的传输功率；
根据所述发电机台数、所述短路容量以及所述传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量，包括：
根据所述可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数；
根据所述最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量；
将所述最大可退出常规电源容量确定为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设类型的交直流故障包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障中的至少一个。
6.一种电力系统中新能源接纳容量的确定装置，其特征在于，所述装置包括：
第一确定模块，用于在预设类型的交直流故障条件下，确定所述电力系统中电压冲击幅度与短路比的函数关系；
第二确定模块，用于基于所述函数关系以及所述电力系统的当前运行状态，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量；
第三确定模块，用于根据所述可接受的短路比变化量、预先获取的单台发电机贡献的短路比和单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述第三确定模块，包括：
第一获取子模块，用于基于所述电力系统的当前运行状态，获取所述电力系统的换流站母线电压和直流送端短路比；
第一确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述直流送端短路比对应的电压冲击幅度值；
第二确定子模块，用于确定所述换流站母线电压与预设允许暂态电压最大值之差，与所述电压冲击幅度值进行叠加后的幅度值；
第三确定子模块，用于根据所述函数关系，确定所述幅度值对应的短路比，并将所述短路比与所述直流送端短路比之差的绝对值作为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下可接受的短路比变化量。
8.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述装置还包括：
第一获取模块，用于获取所述电力系统中直流输电系统送端的发电机台数、送端电厂汇集母线的短路容量以及所述直流输电系统的传输功率；
第四确定模块，用于根据所述发电机台数、所述短路容量以及所述传输功率，确定单台发电机贡献的短路比。
9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述第三确定模块，包括：
第四确定子模块，用于根据所述可接受的短路比变化量和预先获取的单台发电机贡献的短路比，确定最大可退出常规电源个数；
第五确定子模块，用于根据所述最大可退出常规电源个数和预先获取的单台发电机容量，确定所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下最大可退出常规电源容量；
第六确定子模块，用于将所述最大可退出常规电源容量确定为所述电力系统在所述预设类型的交直流故障条件下的新能源接纳容量。
10.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，所述预设类型的交直流故障包括直流送端电网交流线路三永N-1故障、直流换相失败故障、直流单极闭锁故障、直流双极闭锁故障中的至少一个。
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