CN112132307A - 一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法及装置。其中，该方法，包括：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子；根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
Description
技术领域
本申请涉及电力系统技术领域，特别是涉及一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法及装置。
背景技术
能源资源和生产力分布不均衡的基本国情，决定了我国能源和电力跨区域大规模流动的必然性。高压直流输电技术由于其输电距离不受同步运行稳定性的限制、输送容量大等优点，在远距离、大容量输电以及大区电网互联方面得到了十分广泛的应用。近年来我国投产了大量的直流工程，多个负荷中心已经出现了多条直流输电系统近距离落点于同一交流电网的情形，即多馈入直流输电系统。但是随着直流系统所占的比例逐渐变大，交流系统相对地变弱。由于直流换流器在运行时需要吸收大量的无功功率(约为直流传输功率的50％～60％)，大大增加了受端交流系统的无功压力，使得大干扰后交直流系统的暂态电压稳定性面临严峻考验。对于多馈入交直流系统，这一特点更加明显。在多馈入交直流系统中，直流系统输送容量大、落点密集，交直流系统之间以及直流子系统之间的相互作用很强时，当逆变侧交流系统遭受大扰动后由于无功需求增加往往使得交流电网大部分节点电压持续低落，容易导致多回直流连续换相失败，严重时会引起系统暂态电压崩溃，从而给整个交直流系统的安全稳定运行带来巨大威胁。
直流系统的换相安全与受端交流系统的电压水平特别是逆变侧换流母线的电压水平紧密相关。动态无功储备是最重要的一种无功储备，通常存在于发电机、静止无功补偿器等具有动态电压调节能力的设备中。这些未使用的、作为储备形式存在的无功功率可在系统故障等紧急状态下动态地支持该设备出口或某远方母线的电压保持恒定。发电机是交直流系统中最大的动态无功功率源，因此，如何优化发电机的无功备用配置来提高直流系统换相安全水平，是迫切需要解决的问题。
针对上述的现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题，目前尚未提出有效的解决方案。
发明内容
本公开的实施例提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法及装置，以至少解决现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
根据本公开实施例的一个方面，提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法，包括：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
根据本公开实施例的另一个方面，还提供了一种存储介质，存储介质包括存储的程序，其中，在程序运行时由处理器执行以上任意一项所述的方法。
根据本公开实施例的另一个方面，还提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的装置，包括：确定阻抗矩阵模块，用于根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；确定短路比模块，用于根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；确定电压耦合作用因子模块，用于根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；确定关键发电机模块，用于根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及确定最优值模块，用于根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
根据本公开实施例的另一个方面，还提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的装置，包括：处理器；以及存储器，与处理器连接，用于为处理器提供处理以下处理步骤的指令：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
在本公开实施例中，通过多馈入交直流系统的电压电压耦合作用因子从多个发电机中来确定关键发电机。并且通过关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，最后将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和进行排序，确定将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值，将将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的调整方式确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值。
从而，减少了多馈入交直流系统中的干扰，增加了系统的稳定性，提高了直流换相安全水平的发电机无功备用容量。进而解决了现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本公开的进一步理解，构成本申请的一部分，本公开的示意性实施例及其说明用于解释本公开，并不构成对本公开的不当限定。在附图中：
图1是用于实现根据本公开实施例1所述的方法的计算设备的硬件结构框图；
图2是根据本公开实施例1的第一个方面所述的确定发电机无功备用容量的最优值的方法的流程示意图；
图3是根据本公开实施例2所述的确定发电机无功备用容量的最优值的装置的示意图；以及
图4是根据本公开实施例3所述的确定发电机无功备用容量的最优值的装置的示意图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本公开的技术方案，下面将结合本公开实施例中的附图，对本公开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公开一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本公开中的实施例，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，都应当属于本公开保护的范围。
需要说明的是，本公开的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本公开的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
实施例1
根据本实施例，还提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法实施例，需要说明的是，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
本实施例所提供的方法实施例可以在服务器或者类似的计算设备中执行。图1示出了一种用于实现确定发电机无功备用容量的最优值的方法的计算设备的硬件结构框图。如图1所示，计算设备可以包括一个或多个处理器(处理器可以包括但不限于微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置)、用于存储数据的存储器、以及用于通信功能的传输装置。除此以外，还可以包括：显示器、输入/输出接口(I/O接口)、通用串行总线(USB)端口(可以作为I/O接口的端口中的一个端口被包括)、网络接口、电源和/或相机。本领域普通技术人员可以理解，图1所示的结构仅为示意，其并不对上述电子装置的结构造成限定。例如，计算设备还可包括比图1中所示更多或者更少的组件，或者具有与图1所示不同的配置。
应当注意到的是上述一个或多个处理器和/或其他数据处理电路在本文中通常可以被称为“数据处理电路”。该数据处理电路可以全部或部分的体现为软件、硬件、固件或其他任意组合。此外，数据处理电路可为单个独立的处理模块，或全部或部分的结合到计算设备中的其他元件中的任意一个内。如本公开实施例中所涉及到的，该数据处理电路作为一种处理器控制(例如与接口连接的可变电阻终端路径的选择)。
存储器可用于存储应用软件的软件程序以及模块，如本公开实施例中的确定发电机无功备用容量的最优值的方法对应的程序指令/数据存储装置，处理器通过运行存储在存储器内的软件程序以及模块，从而执行各种功能应用以及数据处理，即实现上述的应用程序的确定发电机无功备用容量的最优值的方法。存储器可包括高速随机存储器，还可包括非易失性存储器，如一个或者多个磁性存储装置、闪存、或者其他非易失性固态存储器。在一些实例中，存储器可进一步包括相对于处理器远程设置的存储器，这些远程存储器可以通过网络连接至计算设备。上述网络的实例包括但不限于互联网、企业内部网、局域网、移动通信网及其组合。
传输装置用于经由一个网络接收或者发送数据。上述的网络具体实例可包括计算设备的通信供应商提供的无线网络。在一个实例中，传输装置包括一个网络适配器(Network Interface Controller，NIC)，其可通过基站与其他网络设备相连从而可与互联网进行通讯。在一个实例中，传输装置可以为射频(Radio Frequency，RF)模块，其用于通过无线方式与互联网进行通讯。
显示器可以例如触摸屏式的液晶显示器(LCD)，该液晶显示器可使得用户能够与计算设备的用户界面进行交互。
此处需要说明的是，在一些可选实施例中，上述图1所示的计算设备可以包括硬件元件(包括电路)、软件元件(包括存储在计算机可读介质上的计算机代码)、或硬件元件和软件元件两者的结合。应当指出的是，图1仅为特定具体实例的一个实例，并且旨在示出可存在于上述计算设备中的部件的类型。
根据本实施例的第一个方面，提供了一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法。图2示出了该方法的流程示意图，参考图2所示，该方法包括：
S202：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；
S204：根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；
S206：根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；
S208：根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及
S210：根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
具体地，本实施例主要应用与多馈入交直流系统，其中，在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统。本实施例中设共有n回直流馈入受端交流系统，故障类型设置为直流逆变站出口线路三相金属性短路故障j，故障j的定义是：第j回直流逆变站出口线路发生三相金属性短路故障，j∈{1,2，…,n}。
进一步地，本实施例首先采集多馈入直流系统中的电网参数，利用潮流计算程序，计算出多馈入直流系统在稳定状态下运行时的直流逆变站换流母线电压的初始值：U10，U20，…，Un0以及受端交流系统节点阻抗矩阵Zeq。
进一步地，根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比。其中该多馈入交直流系统的多馈入短路比的计算公式为：
其中，MISCRi是第i回直流的多馈入短路比，直流系统的额定传输功率分别为PdN1，PdN2，…，PdNi；Zeqij为根据受端交流系统节点阻抗矩阵Zeq得到第i回直流逆变站与第j回直流逆变站间的互阻抗，Zeqii为根据受端交流系统节点阻抗矩阵Zeq得到第i回直流逆变站的自阻抗。
进一步地，根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子。电压耦合作用因子的计算公式为：
其中ADVCFjm为第j回直流系统与受端交流系统发电机m间的电压耦合作用因子；Zeqjm为第j回直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机m出口交流母线间的互阻抗；Zeqmm为受端交流系统发电机m出口交流母线的自阻抗。
进一步地，根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机。其中关键发电机为受端交流系统中对直流换相安全水平影响最大的发电机。确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值，其中直流换流母线电压跌幅之和为每种调整方式的所有故障发生瞬间直流换流母线电压跌幅之和。通过确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和在多种调整方式下的值，并将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和ΔUk(k∈{1,2，…,L})从小到大排序，ΔUk最小的调整方式即为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量最优方案。
从而，通过多馈入交直流系统的电压电压耦合作用因子从多个发电机中来确定关键发电机。并且通过关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，最后将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和进行排序，确定将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值，将将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的调整方式确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值。
从而，减少了多馈入交直流系统中的干扰，增加了系统的稳定性，提高了直流换相安全水平的发电机无功备用容量。进而解决了现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
可选地，根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比的操作，包括：根据受端交流系统节点阻抗矩阵，确定第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗以及第一回直流逆变站的自阻抗；以及根据第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗、第一回直流逆变站的自阻抗以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比。
具体地，根据受端交流系统节点阻抗矩阵Zeq，确定第i回直流逆变站与第j回直流逆变站间的互阻抗Zeqij，并且根据受端交流系统节点阻抗矩阵Zeq，确定第i回直流逆变站的自阻抗Zeqii。然后，根据直流系统的额定传输功率PdN1、第i回直流逆变站与第j回直流逆变站间的互阻抗Zeqij以及第i回直流逆变站的自阻抗Zeqii，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比，其中多馈入交直流系统的多馈入短路比的计算公式为：
多馈入交直流系统的多馈入短路比反映了多馈入交直流系统的电网结构强度及受端交流系统对换流母线的无功电压支撑能力，多馈入交直流系统的多馈入短路比越大，受端交流系统对直流输电系统的支撑强度就越大。从而，可以通过确定多馈入交直流系统的多馈入短路比指标来加权直流逆变站出口线路故障的严重程度，第j回直流的多馈入短路比越大，受端交流系统对第j回直流的无功电压支撑能力越强，故障j对多馈入直流系统的换相安全水平影响越小。
可选地，根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机的操作，包括：在电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与电压耦合作用因子相关联的发电机为关键发电机。
具体地，在电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与电压耦合作用因子相关联的发电机为关键发电机。例如，第j回直流系统与受端交流系统的第m台发电机间的电压耦合作用因子大于0.15，则认为第m台发电机对第j回直流的换相安全水平影响大，是关键发电机。从而根据电压耦合作用因子的数值从受端交流系统中确定对换相安全影响最大的发电机为关键发电机。
可选地，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的操作，还包括：确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和；以及根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和。
具体地，发电机的无功备用容量的计算公式为：QGR-m＝QGmax-m-QG0-m。其中，QGR-m为第m台发电机的无功备用容量；QG-0为第m台发电机的初始无功出力；QGmax-m为第m台发电机的最大无功出力。因此，调整关键发电机的无功备用容量即是调整关键发电机的初始无功出力，设定共有L种调整方式。确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和ΔUj-k(k∈{1,2，…,L})。根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和。其中，关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和的计算公式为：
从而，通过确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和在多种调整方式下的值，并将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和ΔUk(k∈{1,2，…,L})从小到大排序，ΔUk最小的调整方式即为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量最优方案。
可选地，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和的操作，包括：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定直流逆变站换流母线电压初始值；确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压；以及根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压以及直流逆变站换流母线电压初始值，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和。
具体地，根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，利用潮流计算程序，计算出多馈入直流系统在稳定状态下运行时的直流逆变站换流母线电压的初始值：U10，U20，…，Un0确定关键发电机在第k种调整方式下故障j发生瞬间第i回直流逆变站换流母线电压值Uij-k。然后根据故障j发生瞬间第i回直流逆变站换流母线电压值Uij-k以及直流逆变站换流母线电压初始值Ui0(i＝1～n),确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和。其中关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和
从而，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和，以便确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，从而确定关键发电机的无功备用容量的最优值。
此外，参考图1所示，根据本实施例的第二个方面，提供了一种存储介质。所述存储介质包括存储的程序，其中，在所述程序运行时由处理器执行以上任意一项所述的方法。
从而根据本实施例，通过多馈入交直流系统的电压电压耦合作用因子从多个发电机中来确定关键发电机。并且通过关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，最后将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和进行排序，确定将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值，将将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的调整方式确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值。
从而，减少了多馈入交直流系统中的干扰，增加了系统的稳定性，提高了直流换相安全水平的发电机无功备用容量。进而解决了现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
需要说明的是，对于前述的各方法实施例，为了简单描述，故将其都表述为一系列的动作组合，但是本领域技术人员应该知悉，本发明并不受所描述的动作顺序的限制，因为依据本发明，某些步骤可以采用其他顺序或者同时进行。其次，本领域技术人员也应该知悉，说明书中所描述的实施例均属于优选实施例，所涉及的动作和模块并不一定是本发明所必须的。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到根据上述实施例的方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如ROM/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述的方法。
实施例2
图3示出了根据本实施例所述的确定发电机无功备用容量的最优值的装置300，该装置300与根据实施例1的第一个方面所述的方法相对应。参考图3所示，该装置300包括：确定阻抗矩阵模块310，用于根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；确定短路比模块320，用于根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；确定电压耦合作用因子模块330，用于根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；确定关键发电机模块340，用于根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及确定最优值模块350，用于根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值。
可选地，确定短路比模块320，包括：确定阻抗子模块，用于根据受端交流系统节点阻抗矩阵，确定第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗以及第一回直流逆变站的自阻抗；以及确定短路比子模块，用于根据第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗、第一回直流逆变站的自阻抗以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比。
可选地，确定关键发电机模块340，包括：确定关键发电机子模块，用于在电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与电压耦合作用因子相关联的发电机为关键发电机。
可选地，确定最优值模块350，包括：根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定直流逆变站换流母线电压跌幅之和子模块，用于确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和；以及确定直流换流母线电压跌幅之和子模块，用于根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和馈入交直流系统的短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和。
可选地，确定直流逆变站换流母线电压跌幅之和子模块，包括：直流逆变站换流母线电压初始值单元，用于根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定直流逆变站换流母线电压初始值；确定直流逆变站换流母线电压单元，用于确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压；以及直流逆变站换流母线电压跌幅之和单元，用于根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压以及直流逆变站换流母线电压初始值，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和。
从而根据本实施例，通过确定发电机无功备用容量的最优值的装置300，并且通过多馈入交直流系统的电压电压耦合作用因子从多个发电机中来确定关键发电机。并且通过关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，最后将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和进行排序，确定将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值，将将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的调整方式确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值。
从而，减少了多馈入交直流系统中的干扰，增加了系统的稳定性，提高了直流换相安全水平的发电机无功备用容量。进而解决了现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
实施例3
图4示出了根据本实施例所述的确定发电机无功备用容量的最优值的装置400，该装置400与根据实施例1的第一个方面所述的方法相对应。参考图4所示，该装置400包括：处理器410；以及存储器420，与处理器410连接，用于为处理器410提供处理以下处理步骤的指令：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与多条直流系统距离最近的并且处于多馈入交直流系统的受端的交流系统；根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比；根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将最小值确定为关键发电机的无功备用容量的最优值，。
可选地，根据受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比的操作，包括：根据受端交流系统节点阻抗矩阵，确定第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗以及第一回直流逆变站的自阻抗；以及根据第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗、第一回直流逆变站的自阻抗以及直流系统的额定传输功率，确定多馈入交直流系统的多馈入短路比。
可选地，根据电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机的操作，包括：在电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与电压耦合作用因子相关联的发电机为关键发电机。
可选地，根据多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的操作，包括：确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和；以及根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和。
可选地，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和的操作，包括：根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定直流逆变站换流母线电压初始值；确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压；以及根据关键发电机的直流逆变站换流母线电压以及直流逆变站换流母线电压初始值，确定关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和。
从而根据本实施例，通过确定发电机无功备用容量的最优值的装置400，并且通过多馈入交直流系统的电压电压耦合作用因子从多个发电机中来确定关键发电机。并且通过关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和以及多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和，最后将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和进行排序，确定将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值，将将多种调整方式下的关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的调整方式确定为提高直流换相安全水平的发电机无功备用容量的最优值。
从而，减少了多馈入交直流系统中的干扰，增加了系统的稳定性，提高了直流换相安全水平的发电机无功备用容量。进而解决了现有技术中存在的在多馈入交直流系统中，如何通过确定发电机无功备用容量的最优值的方法来提高直流系统换相安全水平的技术问题。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
在本发明的上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的技术内容，可通过其它的方式实现。其中，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，单元或模块的间接耦合或通信连接，可以是电性或其它的形式。
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单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可为个人计算机、服务器或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，RandomAccess Memory)、移动硬盘、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种确定发电机无功备用容量的最优值的方法，其特征在于，包括：
根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在所述多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与所述多条直流系统距离最近的并且处于所述多馈入交直流系统的受端的交流系统；
根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比；
根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中所述互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，所述自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，所述电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；
根据所述电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及
根据所述多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定所述关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将所述最小值确定为所述关键发电机的无功备用容量的最优值。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比的操作，包括：
根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵，确定第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗以及第一回直流逆变站的自阻抗；以及
根据第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗、第一回直流逆变站的自阻抗以及所述直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机的操作，包括：
在所述电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与所述电压耦合作用因子相关联的发电机为所述关键发电机。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据所述多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定所述关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值的操作，包括：
确定所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和；以及
根据所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和所述多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定所述关键发电机的直流换流母线电压跌幅之和。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，确定所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和的操作，包括：
根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定直流逆变站换流母线电压初始值；
确定所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压；以及
根据所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压以及直流逆变站换流母线电压初始值，确定所述关键发电机的直流逆变站换流母线电压跌幅之和。
6.一种存储介质，其特征在于，所述存储介质包括存储的程序，其中，在所述程序运行时由处理器执行权利要求1至5中任意一项所述的方法。
7.一种确定发电机无功备用容量的最优值的装置，其特征在于，包括：
确定阻抗矩阵模块，用于根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在所述多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与所述多条直流系统距离最近的并且处于所述多馈入交直流系统的受端的交流系统；
确定短路比模块，用于根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比；
确定电压耦合作用因子模块，用于根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中所述互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，所述自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，所述电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；
确定关键发电机模块，用于根据所述电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及
确定最优值模块，用于根据所述多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定所述关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将所述最小值确定为所述关键发电机的无功备用容量的最优值。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，确定短路比模块，包括：
确定阻抗子模块，用于根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵，确定第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗以及第一回直流逆变站的自阻抗；以及
确定短路比子模块，用于根据第一回直流逆变站与第二回直流逆变站之间的互阻抗、第一回直流逆变站的自阻抗以及所述直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比。
9.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，确定关键发电机模块，包括：
确定关键发电机子模块，用于在所述电压耦合作用因子的数值大于预定阈值的情况下，从多个发电机中确定与所述电压耦合作用因子相关联的发电机为所述关键发电机。
10.一种确定发电机无功备用容量的最优值的装置，其特征在于，包括：
处理器；以及
存储器，与所述处理器连接，用于为所述处理器提供处理以下处理步骤的指令：
根据预先采集的多馈入交直流系统中的电网参数，确定受端交流系统节点阻抗矩阵，其中在所述多馈入交直流系统中，多条直流系统汇集至与所述多条直流系统距离最近的并且处于所述多馈入交直流系统的受端的交流系统；
根据所述受端交流系统节点阻抗矩阵以及直流系统的额定传输功率，确定所述多馈入交直流系统的多馈入短路比；
根据互阻抗以及自阻抗，确定电压耦合作用因子，其中所述互阻抗为直流系统逆变站换流母线与受端交流系统发电机出口交流母线间的互阻抗，所述自阻抗为发电机出口交流母线的自阻抗，所述电压耦合作用因子为直流系统与受端交流系统发电机间的电压耦合作用因子；
根据所述电压耦合作用因子从多个发电机中确定关键发电机；以及
根据所述多馈入交直流系统的多馈入短路比，确定所述关键发电机在多种调整方式下的直流换流母线电压跌幅之和中的最小值，将所述最小值确定为所述关键发电机的无功备用容量的最优值。
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