CN111507004B - 一种直流联络线最大传输能力的评估方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种直流联络线最大传输能力的评估方法，该方法中构建了大容量直流双极闭锁故障下的送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，计算直流联络线的最大传输能力。本申请的直流联络线最大传输能力的评估方法计及事故后频率稳定控制策略的协调配合，通过优化计算确定正常状态下直流联络线在多个运行时段的最大传输能力。采用本申请方法评估的直流联络线最大传输能力能够避免大容量直流双极闭锁故障触发第三道防线，对多直流异步外送电网的规划与调度运行具有指导意义。
Description
技术领域
本申请涉及电力系统规划及调度运行技术领域，尤其涉及一种直流联络线最大传输能力的评估方法。
背景技术
异步互联系统依靠直流输电线路连接构成，是区域间电网互联的一种重要形式，能避免大容量直流双极故障下潮流经交流线路大规模转移的问题，降低电网功角失稳风险，提高电力系统的稳定性。
异步联网减小了送端同步规模，具有小负荷、大外送特点的送端电网机械惯性大幅下降，频率调节能力显著减弱。加之近年来送端电网风电、光伏等新能源持续大规模并网，替代了部分同步发电机组，新能源发电的随机性、波动性和低/零惯性特征加剧了异步互联格局下送端电网频率恶化的趋势。
发生大容量直流双极闭锁后，送端电网可能产生巨量过剩功率，导致系统频率急剧升高，严重时触发高频切机等电网第三道防线装置动作。因此，密集型大容量直流异步联网下，送端电网的频率稳定问题凸显。为保障送端电网安全稳定运行，亟需从惯性和频率稳定视角评估直流联络线的最大传输能力。
目前，相关技术仅涉及同步联网状态下区域联络线最大传输能力的分析和计算，尚未有直接针对异步联网格局下，满足送端电网频率稳定需求的直流联络线最大传输能力的评估方法。
发明内容
本申请提供了一种直流联络线最大传输能力的评估方法，以解决现有的区域联络线最大传输能力评估方法只针对于同步联网状态下，无法评估异步联网格局下直流联络线最大传输能力的问题。
本申请提供了一种直流联络线最大传输能力的评估方法，包括：
获取大容量直流双极闭锁故障下送端电网的频率特性；
根据所述送端电网的频率特性，制定相应的频率稳定控制策略；
根据所述频率稳定控制策略，构建送端电网频率稳定约束；
根据送端电网频率稳定约束，并耦合送端电网运行约束和直流联络线功率约束，计算直流联络线的最大传输能力。
可选地，获取大容量直流闭锁下送端电网的频率特性与频率稳定控制策略，包括，
当大容量的直流联络线路发生大容量直流双极闭锁故障时，获取送端电网的频率特性；
结合送端电网的摇摆方程，根据送端电网的频率特性，获取大容量直流双极闭锁故障后送端电网的频率稳定控制策略。
可选地，所述送端电网频率稳定约束具体包括：频率变化率约束和极值频率约束。
可选地，所述评估方法还包括：利用McCormick凸包络线法，对极值频率约束中的非线性项进行线性化处理。
可选地，所述评估方法还包括：根据电网运行实际要求，构建送端电网运行约束和直流联络线功率约束。
可选地，送端电网运行约束包括：有功平衡约束、输电线路传输功率约束、机组出力/爬坡约束和旋转备用约束。
可选地，直流联络线功率约束具体包括：正常状态运行约束、直流功率调整阶梯化约束、相邻时段不得反向调节约束、直流联络线全天调节次数约束以及直流联络线紧急功率支援约束。
可选地，根据送端电网频率稳定约束，并耦合送端电网运行约束和直流联络线功率约束，计算直流联络线的最大传输能力，包括，
构造直流最大传输能力的目标函数，所述目标函数为满足频率稳定的直流最大传输功率总和；
利用GAMS平台，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，对所述目标函数进行建模，调用求解器，输入机组状态/出力上限、直流联络线路的传输上下限/调整限制、系统旋转别用上下限和直流联络线全天调节最大次数，以机组上调/下调备用、直流调制量、稳控切机量和各条直流传输功率为变量，求解得到直流联络线最大传输能力。
本申请提供了一种直流联络线最大传输能力的评估方法，该方法中构建了大容量直流双极闭锁故障下的送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，计算直流联络线的最大传输能力。本申请的直流联络线最大传输能力的评估方法计及事故后频率稳定控制策略的协调配合，通过优化计算确定正常状态下直流联络线在多个运行时段的最大传输能力。采用本申请方法评估的直流联络线最大传输能力能够避免大容量直流双极闭锁故障触发第三道防线，对多直流异步外送电网的规划与调度运行具有指导意义。
附图说明
为了更清楚地说明本申请的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，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为改进的RTS79系统的电路图；
图2为三条直流联络线24时段传输总能量对比；
图3为三条直流联络线各时段传输功率对比；
图4为三种方法下各时段传输总功率对比；
图5为两种方法得到的频率变化率对比结果；
图6为两种方法得到的极值频率对比结果；
图7为FTTC方法下时段20直流闭锁故障后的频率偏移情况；
图8为TTC方法下时段20直流闭锁故障后的频率偏移情况；
图9为本申请直流联络线最大传输能力的评估方法的流程图。
具体实施方式
本申请提供一种直流联络线最大传输能力的评估方法，用于评估异步联网格局下直流联络线最大传输能力。
图9为本申请直流联络线最大传输能力的评估方法的流程图，如图9所示，直流联络线最大传输能力的评估方法包括：
步骤S100，获取大容量直流双极闭锁故障下送端电网的频率特性。
本申请中，当大容量的直流联络线路发生大容量直流双极闭锁故障时，获取送端电网的频率特性，应当说明，送端电网的频率特性为送端电网的频率特性在时间尺度上的变化机理。
步骤S200，根据送端电网的频率特性，制定相应的频率稳定控制策略。
本申请中，结合送端电网的摇摆方程，根据送端电网的频率特性，获取大容量直流双极闭锁故障后送端电网的频率稳定控制策略。本实例中，所述频率稳定控制策略包括一次调频、直流调制与稳控切机的协调控制策略。
步骤S300，根据频率稳定控制策略，构建送端电网频率稳定约束。
本申请中，所述送端电网频率稳定约束具体包括：频率变化率约束和极值频率约束。为便于之后的计算，本申请中，所述评估方法还包括：利用McCormick凸包络线法，对极值频率约束中的非线性项进行线性化处理。应当说明，McCormick凸包络线法是本领域技术人员常用于进行线性化处理的方法，在此将不对其具体实现过程进行赘述。
步骤S400，根据电网运行实际要求，构建送端电网运行约束和直流联络线功率约束。
本申请中，送端电网运行约束包括：有功平衡约束、输电线路传输功率约束、机组出力/爬坡约束和旋转备用约束。直流联络线功率约束具体包括：正常状态运行约束、直流功率调整阶梯化约束、相邻时段不得反向调节约束、直流联络线全天调节次数约束以及直流联络线紧急功率支援约束。
步骤S500，根据送端电网频率稳定约束，并耦合送端电网运行约束和直流联络线功率约束，计算直流联络线的最大传输能力。
本申请中，步骤S500，根据送端电网频率稳定约束，并耦合送端电网运行约束和直流联络线功率约束，计算直流联络线的最大传输能力，包括，
步骤S510，构造直流最大传输能力的目标函数，所述目标函数为满足频率稳定的直流最大传输功率总和；
步骤S520，利用GAMS平台，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，对所述目标函数进行建模，调用求解器，输入机组状态/出力上限、直流联络线路的传输上下限/调整限制、系统旋转别用上下限和直流联络线全天调节最大次数，以机组上调/下调备用、直流调制量、稳控切机量和各条直流传输功率为变量，求解得到直流联络线最大传输能力。
为便于本领域技术人员更好的理解本申请的评估方法，以下将通过一实例进行具体说明。
步骤S100，获取大容量直流双极闭锁故障下送端电网的频率特性。
在“交直流并联运行”的同步电网格局下，当大容量的直流线路发生双极闭锁后，大量的功率将从故障状态的直流线路转移至与之并联运行的交流线路，引起交流线路过载或沿线电压急剧下降，存在最终导致送受端电网暂态失稳的风险。异步电网的发展有效地缓解了“交直流并联并运行”所带来的送/受端连锁故障风险，将短时间尺度的暂态稳定问题转化为较长时间尺度的频率稳定问题。
当大容量的直流联络线发生双极闭锁故障时，送端电网出现大量功率过剩，系统频率急剧上升。此时送端电网将通过一系列的动态响应和调整过程以使系统频率重新恢复到新的稳态值，这一过程主要分为以下四个阶段：
(1)故障发生瞬间，发电机功角不能突变，发电机出力变化量与不平衡功率的大小、故障点至发电机的电气距离等因素有关。一般而言，故障直流联络线附近的机组所承担的功率缺额的份额较大。
(2)在故障发生后的短暂时间(2s)内，系统不平衡功率按照各发电机组的惯性时间常数重新分配。由于送端电网存在大量功率过剩，频率开始升高，随着频率升高，频率上升的速度受发电机组转子惯量释放能量的限制，此时根据机组相对惯量重新分配不平衡功率，惯性较大的发电机组承担大部分的不平衡功率。
(3)在故障发生2～3s后，发电机调速器开始响应并改变原动机输出功率，进而增加发电机机组出力。此时，各机组所承担的不平衡功率的比例取决于发电机组的响应能力、调频特性以及旋转备用容量等因素。
(4)在故障发生后的几十秒至几分钟内，自动发电控制(AGC)调制直流联络线功率以及送端电网频率偏差，或电网运行人员制定手动调节措施。
步骤S200，根据所述送端电网的频率特性，制定相应的频率稳定控制策略，频率稳定控制策略包括一次调频、直流调制与稳控切机的协调策略。
电力系统运行控制中一般设置了三道防线，其中，与送端电网频率控制相关的部分包括：第一道防线通过方式预控、一次调频和AGC，主要解决小扰动下的频率调节以及准稳态过程中的频率恢复问题；第二道防线通过快速的稳控切机和直流调制，用于解决大扰动下的高频问题；第三道防线基于高频切机和解列措施，处理稳控失效和高频崩溃问题。
针对大容量直流闭锁导致的送端电网功率盈余和频率急剧上升问题，为避免第三道防线高频切机动作，第一道防线和第二道防线必须协同动作以抑制系统频率失稳。因此，本申请所构建的直流联络线最大传输能力评估方法中综合考虑了一次调频与直流紧急功率支援和稳控切机的协调配合并进行了数学建模，这样使得评估得到的极限传输功率不至于保守，更加符合送端电网实际运行情况。
假设第1条直流发生双极闭锁，故障瞬间系统的初始功率盈余量为ΔPL0(即直流1在故障前的传输功率)，计及一次调频与直流紧急功率支援和稳控切机的协调配合，则送端电网的摇摆方程可表示为：
式中，H代表系统等效惯性，Δf(t)表示惯性中心频率偏差，D表示阻尼系数，故障后所切除的配套电源容量为ΔPGT，第h条非故障直流的调制量为ΔPHCh，第i台运行机组投入的一次调频旋转备用为PFRi(t)。
故障发生后，送端电网的一次调频备用必须与直流调制以及稳控切机配合，抑制系统频率上升过快，防止触发系统RoCoF继电保护以及高频切机装置动作，具体策略如下：
(1)故障瞬间，直流紧急功率支援快速动作，故障直流的一部分闭锁功率转移至非故障直流联络线；同时，稳控切机动作，切除故障直流附近的一部分配套电源ΔPGT。此时系统不平衡功率下降为：
ΔPL′＝ΔPL0-∑h≠lΔPHCh-ΔPGT (2)
直流功率调制量和稳控切机量还应满足以下约束条件：
ΔPGT＝∑i∈εPGi (5)
其中，和/>分别表示直流联络线h的传输功率上限值和最大紧急调制量；PGi表示故障点附近第i台配套电源的出力；α表示短期直流调制允许的过载比例，其值一般不超过10％；ε表示故障点附近的配套电源集合。
(2)在一次调频响应时间内(一般为30s)，对于参与紧急功率支援的第h条非故障直流联络线，其传输功率将保持在恒定值PHCh+ΔPHCh。
(3)当系统频率偏差超过发电机频率死区时，参加一次调频的所有同步发电机组逐步下调其出力，使系统的不平衡功率进一步减少，直至系统频率达到准稳态。
步骤S300，根据所述频率稳定控制策略，构建送端电网频率稳定约束，送端电网频率稳定约束具体包括：频率变化率约束和极值频率约束。
其中，频率变化率约束为：
式中，Ht表示t时段送端电网的惯性水平，Hi表示第i台同步发电机组的惯性时间常数；f0表示故障前送端电网的系统频率；表示大容量直流双极闭锁发生瞬间送端电网的不平衡功率；ΔPLt表示系统直流调制和稳控切机动作后的不平衡功率；RoCoFt和ΔPGTt分别表示送端电网在t时段的频率变化率和稳控切机量；PHCt，l表示故障直流线路l在闭锁前的传输功率；RoCoFmax表示频率变化率的可容忍最大值；式(6)对故障后初始频率变化率进行严格限制，可以看出，初始频率变化率与系统的惯性水平数成反比，与不平衡功率的大小成正比；式(7)计算系统惯性水平；式(8)和(9)分别表示直流联络线1闭锁后的系统初始功率不平衡量及校正控制措施(直流调制、稳控切机)动作后的功率不平衡量；式(10)表示时段t直流联络线1闭锁后的配套电源切机量。
为了保证送端电网在大容量直流双极闭锁下不触发高频切机动作，网内同步机组一次调频下调备用容量需满足极值频率约束，极值频率约束为：
式中，rri代表机组i的爬坡速率；fmax和fdb分别表示送端电网的高频切机动作频率和频率死区；约束(11)保证各机组在系统达到频率极值前释放其一次下调备用；约束(12)保证所有同步机组的一次调频备用足以抵消校正控制措施动作后的系统功率不平衡量ΔPL′t；将式(9)代入到式(11)并整理可得到：
本申请提出的考虑频率稳定的送端电网直流联络线最大传输能力评估方法是一个非线性规划方法，求解存在一定困难。为降低求解难度，将非线性规划方法转化为线性规划方法，本实例中，采用McCormick凸包络线法处理方法中的非线性约束式(13)中的非线性项(和/>)，即引入辅助变量zij代替式中的非线性项(令zij＝xiyj)，并根据式(36)-(39)进行变换：
步骤S400，根据电网运行实际要求，构建送端电网运行约束和直流联络线功率约束。送端电网运行约束包括：有功平衡约束、输电线路传输功率约束、机组出力/爬坡约束和旋转备用约束。直流联络线功率约束具体包括：正常状态运行约束、直流功率调整阶梯化约束、相邻时段不得反向调节约束、直流联络线全天调节次数约束以及直流联络线紧急功率支援约束。
其中，有功平衡约束为：
∑iPGt，i，u+∑jPWt，j，u＝∑hPHCt，h+∑dPDt，d (18)
式中，PGt，i，u和PWt，j，u分别表示在场景u下，同步机组i和风电机组j在t时段的出力，PDt，d表示负荷d在t时段的有功需求。
输电线路传输功率约束为：
式中，SFb，n表示功率转移因子，KGb，i、KWb，j和KDb，d分别表示同步机组、风电机组和负荷的节点关联因子，表示送端电网内部第n条交流线路所允许的最大传输容量。约束(8)保证送端电网内部线路在正常情况下不出现潮流越限。
机组出力/爬坡约束为：
式中，表示风电机组所允许的最大出力；/>和/>分别表示同步机组i所允许的最小出力和最大出力；/>和/>分别表示同步机组i的向下爬坡和向上爬坡限制；/>和/>分别表示场景u下同步机组i在第t时段的一次调频上调备用和一次调频下调备用；式(20)-(22)保证同步发电机组和风电机组出力不越限；式(23)保证相邻小时间的机组出力满足爬坡限制，式(24)和(25)表示相邻小时间的机组出力需满足极限场景(风电出力上界u2、风电出力下界u3)下的爬坡限制。
旋转备用约束为：
式中，和/>分别表示同步机组i的一次调频上调备用的最大值和一次调频下调备用的最大值。
正常状态运行约束为：
式中，表示第h条直流联络线的最小传输功率；ΔPHCt，h表示故障发生后第h条非故障直流联络线在t时段的功率调整量；/>和/>分别表示第h条直流联络线单次向下/向上调整量的限值。/>和/>为0-1变量，分别用于表示第h条直流联络线在t时段功率调整阶跃的上升沿和下降沿。
直流功率调整阶梯化约束为：
式中，It，h、It-1，h分别表示第h条直流联络线在t和t-1时段的运行状态，为0-1整数变量。表示直流联络线在某一功率水平上的最短持续运行时间。通过式(30)-(33)的协调配合，实现了直流联络线功率在满足最短持续时间才发生阶梯化调制的运行要求。
相邻时段不得反向调节约束为：
直流联络线全天调节次数约束为：
式中，φh表示直流联络h线全天调节次数上限，在本发明中取φh＝6。
直流联络线紧急功率支援约束为：
另外，在任意时段t发生直流双极闭锁后，其余直流参加紧急功率支援需满足如下功率调节约束：
步骤S500，根据送端电网频率稳定约束，并耦合送端电网运行约束和直流联络线功率约束，计算直流联络线的最大传输能力。
构造直流最大传输能力的目标函数，所述目标函数为满足频率稳定的直流最大传输功率总和，本实例中，目标函数为：
Max TTC＝∑t∑h PHCt，h (39)
式中，TTC表示所求的所有直流联络线的最大传输能力(满足频率稳定的直流最大传输功率总和)，PHCt，n表示在第t时段第h条直流联络线正常状态下的传输功率。
利用GAMS平台，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，对所述目标函数进行建模，调用求解器，输入机组状态/出力上限、直流联络线路的传输上下限/调整限制、系统旋转别用上下限和直流联络线全天调节最大次数，以机组上调/下调备用、直流调制量、稳控切机量和各条直流传输功率为变量，求解得到直流联络线最大传输能力。应当说明，GAMS平台是本领域技术人员常用的建模软件，对于其具体的实现过程，在此将不进行赘述。
本申请的直流联络线最大传输能力评估方法耦合了大容量直流闭锁下的送端电网惯性、备用与频率稳定相关约束，并计及事故后一次调频与直流紧急功率支援、稳控切机的协调配合，通过优化计算确定正常状态下直流联络线在未来多个运行时段的最大传输能力。对于风电出力不确定性，本文采用区间建模进行处理。
为说明本申请的直流联络线最大传输能力的评估方法(以下简称为FTTC方法)具有较好的有效性，以下将与传统的区域联络线最大传输能力评估方法(以下简称为TTC方法)进行对比。FTTC方法中，考虑频率稳定需求及校正控制措施(直流调制和稳控切机)，利用GAMS平台进行优化建模，调用求解器求解，并利用MATLAB/SIMULINK对所求结果进行系统频率动态仿真。TTC方法为未考虑频率稳定的传统方法。应当说明，MATLAB/SIMULINK是本领域技术人员常用的仿真软件，对于其具体的实现过程，在此将不进行赘述。
本实例中，基于改进的RTS 79系统，提出送端电网直流联络线最大传输能力的评估，图1为改进的RTS79系统的电路图。在母线节点BUS113、BUS114、BUS117、BUS118和BUS123配置了风电机组，分别通过连接在母线节点BUS107、BUS12和BUS1213的h1、h2和h3三条HVDC线路对外输送电力，其传输容量分别为500MW、600MW以及750MW。直流最大传输能力评估方法中需考虑最大容量的直流联络线(h3)双极闭锁故障下系统仍能够保持系统频率稳定性(不触发高频切机装置动作)。相关参数的具体设置为：系统额定频率为50Hz，发电机调速器的频率死区(fdb)为±33mHz，最大频率变化率可容忍值为0.8Hz/s，系统事故情况下所允许的最高频率为50.5Hz/s。
图2对比了FTTC和TTC两种评估方法所得到的三条直流联络线h1、h2和h3在24个时段的总传输能量(MWh)。FTTC方法得到的总传输能量为42333MWh，其中h1、h2和h3三条直流联络线的传输能量分别为12000MWh，14400MWh和15933MWh。TTC方法下的直流联络线总传输能量为42739MWh，其中h1、h2和h3三条直流联络线的传输能量分别为10816MWh，14400MWh和17523MWh。由于FTTC方法中显示化地计及了大容量直流闭锁下的频率稳定需求，FTTC方法得到的直流联络线最大传输能力有所下降，其总传输能量较TTC方法减少了406MWh，占TTC方法得到的总传输能量的0.95％。从单条线路的传输容量来看，h2直流线路在两种方法下的传输能量一致，TTC方法下最大容量的直流线路h3的传输能量较FTTC方法下多1590MWh。
图3对比了直流联络线h1、h2和h3在两种计算方法下24个时段的传输功率。可以看出，FTTC方法下直流联络线h1和h2在24个时段都工作在满载状态，直流联络线h3则只有在t3-t6时段的传输功率接近满载状态，其余时段的传输功率都在650MW左右。而TTC方法下，直流线路h2在24个时段都工作在满载状态，h3直流线路除少数时段外(t7-t10)都工作在满载状态。因此，考虑频率稳定情况下，FTTC得到的最大一回直流联络线h3工作在留有一定频率稳定裕度的运行状态，这样当其发生双极闭锁故障时，在直流调制和稳控切机的协调动作下，可保证功率不平衡量不导致送端电网频率失稳。另外，从图3可以看出，h1、h2和h3三条直流联络线具有良好的阶梯形态，单条直流线路24时段内调整次数均未超过6次，且单次调整幅度符合系统运行需求。
图4对比了FTTC方法以及仅考虑直流调制措施和仅考虑稳控切机措施下直流联络线h1、h2和h3各时段的传输功率。可以看出，在24个时段中，FTTC方法得到的直流联络线传输功率最大，其次是仅考虑稳控切机措施的FTTC方法，最小的是仅考虑直流调制措施的FTTC方法。图4说明相比故障后仅考虑单一紧急校正控制措施，直流调制和稳控切机的协调动作对提升送端电网直流联络线最大传输能力具有显著效果。
表1详细给出了24个时段发生大容量直流(h3)双极闭锁故障后的初始功率不平衡值ΔPL0、协调控制措施动作后的功率不平衡量ΔPL′、直流调制量ΔPHCh1、ΔPHCh2，以及稳控切机量ΔPGT。可以看出，当直流线路h3发生双极闭锁故障后，通过直流紧急功率支援和稳控切机的协调配合，可有效降低初始不平衡功率量。例如，在时段6，直流闭锁导致的初始不平衡功率由727MW降低至417MW，其中，直流联络线h1和h2的功率调制量分别为50MW和60MW，稳控切机量为200MW。由于24个时段直流联络线h1和h2都处于满载运行状态，所以故障后h1和h2都处于满调制(即分别为50MWh和60MWh)。
表1各时段系统初始功率不平衡量、实际功率不平衡量、直流调制量以及稳控切机量
图5和图6分别比较了各时段直流闭锁故障后两种方法所得结果的频率变化率RoCoF以及极值频率fnadir情况。从图5可以看出，FTTC方法下大容量直流闭锁后的频率变化率都低于系统运行所规定的最大值0.8Hz/s。相比而言，TTC方法中，在t1-t6、t24这7个时段，大扰动后的频率变化率均大于0.8Hz/s，说明其得到的直流联络线h3最大传输功率并不能够保证频率稳定性，由于h3联络线功率过大，即便在事故后采用直流调制和稳控切机，仍未有效抑制故障系统频率的剧烈突变，这将触发系统中的频率变化率继电保护动作。从图6可以看出，FTTC方法下，闭锁故障后系统的最高频率都能维持在50.5Hz以下。相比而言，TTC方法只有在t7-t10四个时段内的最高频率满足要求，其余时段都高于50.5Hz，其中t5、t16、t21和t24甚至大于51Hz。总体而言，在评估方法中显示计及频率稳定和协调校正控制措施所得到的直流联络线最大传输功率能够使各时段预想事故后的频率指标满足运行需求，可真实反映送端电网频率稳定约束下的直流联络线最大传输能力。
为进一步说明故障后系统的频率变化情况，利用MATLAB/SIMULINK构建改进的RTS-79系统频率仿真方法，并选择时段20的数据进行仿真分析，结果如图7和图8所示。对比表1，对FTTC方法而言，最大容量的直流联络线h3在第20个时段发生双极闭锁故障瞬间(ΔPL0＝649MW)，经过h1和h2直流调制和稳控切机措施后，系统的不平衡功率ΔPL′减小至339MW，根据式(34)，剩下的不平衡功率则由系统的一次调频备用抵消。通过图7可以看出，故障发生后系统的极值频率并未超过50.5Hz，这样，直流联络线h3双极闭锁所引起的频率稳定问题就被抑制。通过对比图7和图8，说明所提出方法可得到频率可控的直流联络线最大传输能力，且通过直流调制和稳控切机两种联合措施，能快速有效地抑制故障后的系统频率波动，使送端电网频率快速稳定在可容忍限值以内。
采用本申请方法评估直流联络线最大传输能力，其计算结果的保守度较低，原因在于：与传统的仅考虑单一的直流调制策略或稳控切机策略相比，本申请针对大容量直流闭锁导致送端电网功率盈余和频率急剧上升问题，为避免系统第三道防线-高频切机动作，本申请考虑了系统一次调频直流紧急功率支援和稳控切机的协调配合，使评估得到的直流联络线极限传输功率不至于保守。
采用本申请方法评估直流联络线最大传输能力，其计算结果更为符合电网运行实际，其原因在于：本申请在考虑送端电网的有功平衡约束、输电线路传输功率约束、机组爬坡出力/爬坡约束和旋转备用等送端电网运行约束的前提下，还耦合了送端电网频率稳定约束和直流联络线功率约束。首先，根据频率变化率和极值频率以表征扰动后系统频率变化情况，并将极值频率约束转化与系统一次下调备用之间的关系；其次，根据电网实际运行情况对直流联络线进行建模，其中包括了正常状态运行约束、直流功率调整阶梯化约束、相邻时段不得反向调节约束、直流联络线全天调节次数约束以及直流联络线紧急功率支援约束。通过上述建模，使本申请方法的计算结果更为贴近送端电网运行实际。
本申请直流联络线最大传输能力的评估方法，其求解过程简单、有效。本申请中，采用了McCormick凸包络线法对极值频率约束中的非线性想进行线性化约束，使整个方法为完全线性方法，易于利用GAMS进行建模并调用求解器求解，使整个求解过程简单、快速、有效。
以上所述的本申请实施方式并不构成对本申请保护范围的限定。
Claims (7)
1.一种直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，包括：
获取大容量直流双极闭锁故障下送端电网的频率特性；
结合送端电网的摇摆方程，根据送端电网的频率特性，获取大容量直流双极闭锁故障后送端电网的频率稳定控制策略，其中，所述频率稳定控制策略包括一次调频、直流调制与稳控切机的协调控制策略；
根据所述频率稳定控制策略，构建送端电网频率稳定约束；
构造直流最大传输能力的目标函数，所述目标函数为满足频率稳定的直流最大传输功率总和；
利用GAMS平台，在送端电网频率稳定约束、送端电网运行约束和直流联络线功率约束条件下，对所述目标函数进行建模，调用求解器，输入机组状态/出力上限、直流联络线路的传输上下限/调整限制、系统旋转别用上下限和直流联络线全天调节最大次数，以机组上调/下调备用、直流调制量、稳控切机量和各条直流传输功率为变量，求解得到直流联络线最大传输能力。
2.根据权利要求1所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，获取大容量直流闭锁下送端电网的频率特性与频率稳定控制策略，包括，
当大容量的直流联络线路发生大容量直流双极闭锁故障时，获取送端电网的频率特性。
3.根据权利要求1所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，所述送端电网频率稳定约束具体包括：频率变化率约束和极值频率约束。
4.根据权利要求3所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，所述评估方法还包括：利用McCormick凸包络线法，对极值频率约束中的非线性项进行线性化处理。
5.根据权利要求1所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，所述评估方法还包括：根据电网运行实际要求，构建送端电网运行约束和直流联络线功率约束。
6.根据权利要求5所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，送端电网运行约束包括：有功平衡约束、输电线路传输功率约束、机组出力/爬坡约束和旋转备用约束。
7.根据权利要求5所述的直流联络线最大传输能力的评估方法，其特征在于，直流联络线功率约束具体包括：正常状态运行约束、直流功率调整阶梯化约束、相邻时段不得反向调节约束、直流联络线全天调节次数约束以及直流联络线紧急功率支援约束。
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