判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法
【專利摘要】本發(fā)明公開了一種判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法，該特高壓直流多落點電網(wǎng)包括直流系統(tǒng)以及交流系統(tǒng)，該直流系統(tǒng)包括相互電連接的n個逆變站，并且n為≥3的正整數(shù)，其中，該方法包括以下步驟：步驟一、計算該n個逆變站的風險度R；步驟二、計算該n個逆變站的多饋入短路比MSCR；步驟三、通過該風險度R以及該多饋入短路比MSCR計算該特高壓直流多落點電網(wǎng)的穩(wěn)定度H，其中當該穩(wěn)定度H大于或等于Hstandard，則該電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，如果該電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于Hstandard，則該電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。通過本發(fā)明的方法可以從整體上確定電網(wǎng)的穩(wěn)定度，實現(xiàn)對電網(wǎng)穩(wěn)定特性的全局性的把握。
【專利說明】
判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法
技術領域
[0001] 本發(fā)明涉及電力領域，具體涉及一種判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法。
【背景技術】
[0002] 隨著"西電東送、南北互供、全國聯(lián)網(wǎng)"戰(zhàn)略的全面實施，我國正逐步建成世界上罕 見的跨區(qū)域和遠距離傳輸巨大功率的特高壓交、直流混合輸電系統(tǒng)，其運行的復雜性和難 度在國際上也是罕見的。對于這種特高壓直流多落點受端電網(wǎng)，由于多條直流線路落點于 同一交流電網(wǎng)，且各換流站間電氣耦合緊密、無功消耗大，受端系統(tǒng)接受直流系統(tǒng)饋入的功 率高，交直流系統(tǒng)間的相互影響將更加嚴重。一個直流系統(tǒng)的故障可能影響到另一直流系 統(tǒng)的運行，交流系統(tǒng)的某個故障可能影響多條直流的運行，這可能會給整個交直流系統(tǒng)的 安全穩(wěn)定運行帶來威脅，同時給交直流混合電網(wǎng)的控制和保護帶來諸多變化。因而，對特高 壓直流多落點電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性進行綜合、有效、實用的分析是十分重要的。
[0003] 時域仿真法基于實際電網(wǎng)模型，可以較為精確地模擬系統(tǒng)在各種擾動或故障下的 動態(tài)特性，是分析系統(tǒng)抗干擾能力和評估系統(tǒng)安穩(wěn)水平的的基本方法。采用時域仿真法評 估系統(tǒng)安穩(wěn)水平時，需要在總結電網(wǎng)運行經(jīng)驗和事故教訓的基礎上，做好事故預想集，對大 量事故進行暫態(tài)仿真計算掃描，從而對系統(tǒng)在各故障下的穩(wěn)定水平做出評估，找出系統(tǒng)薄 弱環(huán)節(jié)。
[0004] 在實際工程中，采用時域仿真評估電網(wǎng)安穩(wěn)水平時，需要對電網(wǎng)在各種預想故障 下進行暫態(tài)穩(wěn)定計算掃描，其中預想故障集的選取屬于枚舉法，可能更依賴于工程人員的 經(jīng)驗總結，缺乏一定的理論依據(jù)，結果分析不夠客觀全面，也難以達到對電網(wǎng)穩(wěn)定特性的全 局性的把握。

【發(fā)明內容】

[0005] 本發(fā)明的目的是提供一種判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法，以對電網(wǎng)穩(wěn) 定特性的全局性的把握的問題。
[0006] 為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明提供了一種判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法， 其特征在于，所述特高壓直流多落點電網(wǎng)包括直流系統(tǒng)以及交流系統(tǒng)，所述直流系統(tǒng)包括 相互電連接的η個逆變站，并且η為> 3的正整數(shù)，其中，所述方法包括以下步驟：
[0007] 步驟一、計算所述η個逆變站的風險度R ;
[0008] 步驟二、計算所述η個逆變站的多饋入短路比MSCR ;
[0009] 步驟三、通過所述風險度R以及所述多饋入短路比MSCR計算所述特高壓直流多落 點電網(wǎng)的穩(wěn)定度Η，其中
[0010] 當所述穩(wěn)定度H大于或等于Hstand"d，則所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，如果所述 電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于Hstand"d，則所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。
[0011] 較佳地，H standard 30 〇
[0012] 較佳地，所述步驟一包括以下步驟：
[0013] (1)構建對應于所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型，其中所述多饋入交直流系統(tǒng)包括 η個逆變站和m個交流樞紐站，并且n、m分別為彡3的正整數(shù)；
[0014] (2)在所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型中，對其中一交流樞紐站i施加擾動，i = 1,2, 3,4,……m，使得該交流樞紐站i的換流母線的電壓U1下降1% ;
[0015] (3)基于所述多饋入交直流系統(tǒng)中逆變站j的電壓變化量Λ Uu，計算所述交流樞 紐站i和所述逆變站j之間的三相多饋入交互因子MIIFlj，其中j = 1，2,3，…，η ;
[0016] (4)基于所述多饋入交互因子MIIF分值（score)，計算某一逆變站k的風險度R， 其中風險度R為所述逆變站i受交流樞紐站j擾動干擾而發(fā)生故障的風險度；
[0017] (5)將所述的風險度R與參考值（或標準值）RstandaJ^行比較，從而確定所述多饋 入交直流系統(tǒng)中一個或多個逆變站的風險度；其中
[0018] 當所述R大于或等于所述參考值Rstandarf,則表示該逆變站的風險度高于一般逆變 站。
[0019] 較佳地，所述多饋入交互因子MIIFlj按下式計算：
[0020] Λ Ul j表示當交流樞紐站i的換流母線的電壓U1下降1 %時，逆變站j的電壓變化 量。
[0021] 較佳地，對于某一逆變站k而言，所述的風險度R按下式進行計算和判斷：
[0022] R = Σ MIIFlk= MIIF lk+MIIF2k+...MIIFnik，其中 1 為小于或等于 m 的正整數(shù)。
[0023] 較佳地，在步驟（5)中，還包括以下步驟：對于所述逆變站k，將單個MIIFlk與多饋 入交互因子參考值MIIF standaJ^行比較，其中當有10個以上的所述單個MIIF lk大于或等于 所述參考值MIIFstand"d，則表示該逆變站的風險度高于一般逆變站。
[0024] 較佳地，所述的參考值MIIFstandal^ 0· 3〇
[0025] 較佳地，所沭多饋入短路比MSCR通過以下公式計算：以逆變站i為例，
[0026]
[0027] MSCR1』=MSCR u+MSCRl2+…MSCRlh;
[0028] 式中：i為直流回路編號；
[0029] Sa。,為第i回直流的換流母線的三相短路容量；
[0030] Pdeql為第i回直流的等值功率；
[0031] Z_為等值阻抗矩陣中第i回換流母線所對應的自阻抗；
[0032] Zeql]為等值阻抗矩陣中第i回換流母線和第j回換流母線之間的互阻抗；
[0033] Pdl為第i回直流的額定直流功率；P dj為第j回直流的額定直流功率。
[0034] 較佳地，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度H通過以下公式進行計算：
[0035]
[0036] 當H大于或等于標準值HstandalJt，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標 準值Hstandarf,所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。
[0037] 較佳地，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度通過以下公式進行計算：
[0038] H=O. 6 X----+Q, 4 XMSCR;苴中 L J R I + R2 + R3 +... + Rn 一丫
[0039] 當H大于或等于標準值HstandalJt，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標 準值H standarf,所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。
[0040] 較佳地，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度通過以下公式進行計算：
[0041] H=O. 4 X---+0.6 XMSCR:其中 R.1 + R2 + R3 + ... + Rn
[0042] 當H大于或等于標準值HstandalJt，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標 準值H standarf,所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。
[0043] 通過本發(fā)明的方法確定的電網(wǎng)的穩(wěn)定度，綜合考慮了電網(wǎng)的換相失敗的風險，以 及換相失敗后的恢復能力，在為特高壓直流多落點電網(wǎng)的規(guī)劃設計、運行控制及安穩(wěn)措施 的制定提供理論支持和技術指導。
【附圖說明】
[0044] 圖1是二饋入直流輸電系統(tǒng)簡化不意圖。
【具體實施方式】
[0045] 以下將結合附圖對本發(fā)明的較佳實施例進行詳細說明，以便更清楚理解本發(fā)明的 目的、特點和優(yōu)點。應理解的是，附圖所示的實施例并不是對本發(fā)明范圍的限制，而只是為 了說明本發(fā)明技術方案的實質精神。
[0046] 本發(fā)明提供的判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法。該特高壓直流多落點電 網(wǎng)包括直流系統(tǒng)以及交流系統(tǒng)，其中直流系統(tǒng)包括相互電連接的η個逆變站，并且η為> 3 的正整數(shù)。該方法包括以下步驟：
[0047] 步驟一、計算η個逆變站的風險度R ;
[0048] 步驟二、計算η個逆變站的多饋入短路比MSCR ;
[0049] 步驟三、通過風險度R以及多饋入短路比MSCR計算所述特高壓直流多落點電網(wǎng)的 穩(wěn)定度Η，其中當穩(wěn)定度H大于或等于H stanfcd，則電網(wǎng)的穩(wěn)定性高于一般電網(wǎng)，如果電網(wǎng)的 穩(wěn)定度低于Hstandani，則電網(wǎng)的穩(wěn)定性低于一般電網(wǎng)。
[0050] 針對步驟一，包括以下步驟：
[0051] (1)構建對應于所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型，其中所述多饋入交直流系統(tǒng)包括 η個逆變站和m個交流樞紐站，并且n、m分別為彡3的正整數(shù)；
[0052] (2)在所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型中，對其中一交流樞紐站i施加擾動，i = 1,2, 3,4,……m，使得該交流樞紐站i的換流母線的電壓U1下降1% ;
[0053] (3)基于所述多饋入交直流系統(tǒng)中逆變站j的電壓變化量Λ Uu，計算所述交流樞 紐站i和所述逆變站j之間的三相多饋入交互因子MIIFlj，其中j = 1，2,3，…，η ;
[0054] (4)基于所述多饋入交互因子MIIF分值（score)，計算某一逆變站k的風險度R， 其中風險度R為所述逆變站i受交流樞紐站j擾動干擾而發(fā)生故障的風險度；
[0055] (5)將所述的風險度R與參考值（或標準值）Rstan^進行比較，從而確定所述多饋 入交直流系統(tǒng)中一個或多個逆變站的風險度；其中
[0056] 當所述R大于或等于所述參考值Rstanfcd，則表示該逆變站的風險度高于一般逆變 站。
[0057] (6)對于某一逆變站k而言，風險度R按下式進行計算和判斷：
[0058] R = Σ MIIFlk=E MIIFlk= MIIF JMIIF21^HMIIFnik，其中 1 為小于或等于m 的正 整數(shù)。
[0059] (7)對于某一逆變站k而言，風險度R還可按以下方式進行計算和判斷：
[0060] R為對于逆變站k而言所有MIIF的分值中最高前ml位的多饋入交互因子分值， ml為3-m的任一正整數(shù)。
[0061] 較佳地，ml 為 2、5、10 或 m。
[0062] 當 ml 為 2 為，Rstandard為 1. 5 ;或當 ml 為 5, R stanfcd為 3 ;當 ml 為 10, R standard為 4。
[0063] 在步驟（5)中，還包括以下步驟：對于逆變站k，將單個MIIFlk與多饋入交互因子 參考值MIIF stanfcd進行比較，當有10個以上的單個MIIF lk大于或等于參考值MIIF standard，則 表示該逆變站的風險度高于一般逆變站。
[0064]較佳地，參考值 MIIFstandardS 0· 3〇
[0065] 對于逆變站k，有30個以上的單個于或等于所述參考值MIIF standal^4，則 表示該逆變站的風險度為極高風險。
[0066] 其中，所述多饋入交互因子MIIFlj通過下式計算：
[0067]
[0068] 式中，Λ Uu表示當交流樞紐站i的換流母線的電壓U ;下降1 %時，逆變站j的電 壓變化量。
[0069] 多饋入交互因子MIIF是由CIGRE WG B4工作組提出的工程規(guī)劃階段用于衡量多 饋入直流系統(tǒng)中換流站之間電壓交互作用的指標，其定義如下：
[0070] 即假設系統(tǒng)中存在編號分別為1和2的兩個直流換流站，當換流母線1投入對稱 三相電抗！估犋該極緒h的由路恰辟為1 °乂時·拖流母線2的電壓變化。即：
[0071]
[0072] 多饋入直流系統(tǒng)落點集中于同一個交流網(wǎng)絡，對某一個換流站施加擾動后，另一 換流站的動態(tài)響應必然包含了此間交流系統(tǒng)與其他換流站對它的共同作用。以圖1的三饋 入直流輸電系統(tǒng)為例來說明多饋入交互因子MIIF在多饋入交直流系統(tǒng)中的應用。
[0073] 如圖1所示：
[0074]
[0075] 其中，Ui~U 3分別為換流母線1~3的電壓；E ^ E3分別為與換流母線1~3對 應的交流系統(tǒng)等效電動勢；XN1~Xn3分別為與換流母線1~3對應的交流系統(tǒng)等效阻抗；X 12 為換流站1、2之間的耦合阻抗，X13S換流站1、3之間的耦合阻抗，X23S換流站2、3之間的 耦合阻抗；Idl~I d3分別為3條直流輸電線路對應的直流電流。
[0076] 在電網(wǎng)結構及運行方式確定的情況下，換流站之間耦合阻抗和交流系統(tǒng)戴維南等 效阻抗是一宙的，即
[0077]
[0078]
[0079]
[0080] 工程上判斷換相失敗一般是采用經(jīng)驗電壓判據(jù)，即當換相電壓降落到某閾值就認 為發(fā)生換相失敗。假設換相電壓剛好跌落到換相失敗閾值，對應的電壓跌落幅值為Λ U2,利 用疊加定理可有：
[0081]
[0082] 一般直流電流在換相失敗發(fā)生后才會顯著上升，因此這里忽略了直流電流的變 化。由該式可見，逆變站的換相失敗除了受直接與之相連的交流系統(tǒng)等效電勢源影響外，還 受與之耦合的逆變站電壓的影響，而它們之間的耦合系數(shù)從公式上看取決于各換流站之間 的耦合阻抗及Xe。
[0083] 多饋入交互因子MIIF作為衡量兩個逆變站之間的電壓交互作用的指標，它基于 實際電網(wǎng)模型，綜合考慮了逆變站間電氣距離、各換流母線的有效短路比、實際直流傳輸功 率等因素，采用時域仿真計算，所得到的結果較單獨由交流戴維南等效阻擾和逆變站間耦 合阻抗決定的電壓耦合系數(shù)更為合理。
[0084] 發(fā)明人經(jīng)過深入研究和實驗，將該指標擴展為，當交流母線（包含換流母線）1投 入對稱三相電抗器使得該母線電壓降恰好為1 %時，換流母線2的電壓變化。
[0085] 針對步驟二，多饋入短路比MSCR通過以下公式計算：以逆變站i為例，設逆變站i 的多饋入短路比為MSCR1:
[0086] 根據(jù)《電力工程電氣設計手冊》，電力系統(tǒng)短路電流計算中：道題和電器的動穩(wěn)定， 熱穩(wěn)定以及電器的開斷電流，一般按三相短路驗算。同時，在直流輸電系統(tǒng)準穩(wěn)態(tài)模型的仿 真分析中，假定三相電壓對稱，為工頻正弦波。所以對于有多直流落點的電網(wǎng)中，一般只考 慮三相故障仿真分析。
[0087]
[0088] 式中：i為直流回路編號；
[0089] Sa。,為第i回直流的換流母線的三相短路容量；
[0090] Pdeql為第i回直流的等值功率；
[0091] Z_為等值阻抗矩陣中第i回換流母線所對應的自阻抗；
[0092] Zeql]為等值阻抗矩陣中第i回換流母線和第j回換流母線之間的互阻抗；
[0093] Pdl為第i回直流的額定直流功率；P dj為第j回直流的額定直流功率。
[0094] 步驟三的穩(wěn)定度H通過以下三種方式進行計算：
[0095] (I) H=O. 5 X-^-+0.5XMSCR;苴中
[0096] MSCR = Σ MSCR1, i為所述逆變站的所有需要換流的線路。
[0097] ⑵ Η---?. 6X :~廠+0· 4XMSCR;其中 R卜卜R2十R3十.，，十Rn
[0098] MSCR = Σ MSCR1, i為所述逆變站的所有需要換流的線路。
[0099] (3) H=O. 4X (-^--+0.6XMSCR;其中 R I + R2 + R3 + ... + Rn
[0100] 現(xiàn)在以江蘇電網(wǎng)為例對本發(fā)明的方法進行說明。
[0101] 步驟一、計算江蘇電網(wǎng)5個逆變站的風險度R ;
[0102] (1)構建對應于江蘇電網(wǎng)多饋入交直流系統(tǒng)的模型，包括5個逆變站和113個交流 樞紐站；
[0103] (2)對其中一交流樞紐站i施加擾動，使得該交流樞紐站i的換流母線的電壓U1 下降 1%，其中，i = 1，2,3，...113 ;
[0104] (3)基于逆變站j的電壓變化量Λ Uj，計算交流樞紐站i和逆變站j之間的三相 多饋入交互因子MIIFlj，其中j = 1，2,3,4,5 ;
[0105] (4)基于該多饋入交互因子MIIFlj分值（score)，計算某一逆變站k的風險度R ;
[0106] (5)將風險度R與參考值（或標準值）RstandaJ^行比較，確定多饋入交直流系統(tǒng)中 一個或多個逆變站的風險度；其中當R大于或等于參考值R standaH，則表示該逆變站的風險 度高于一般逆變站；
[0107] (6)對于某一逆變站k而言，風險度R可按下式進行計算和判斷：
[0108] R = Σ MIIFlk= MIIF lk+MIIF2k+...MIIF113k，其中 1 為小于或等于 113 的正整數(shù)；
[0109] (7)對于某一逆變站k而言，風險度R可按下式進行計算和判斷：
[0110] R為對于逆變站k而言所有MIIF的分值中最高前ml位的多饋入交互因子分值， ml為3-113的任一正整數(shù)。
[0111] 較佳地，ml 為 2、5、10 或 113。
[0112] 當 ml 為 2, RstandarA L 5 ;當 ml 為 5, Rstandard為 3 ;或當 ml 為 10, Rstandard為 4 ;當 ml 為 113, R standard^。20。
[0113] 在步驟（5)中，還包括以下步驟：對于某一逆變站k而言，風險度R還可按下式進 行計算和判斷：對于逆變站k，將單個MIIF lk與多饋入交互因子參考值MIIFstandaJ^f比較， 當有大于10個的MIIF lk大于或等于參考值MIIF standy，則表示該逆變站的風險度高于一般 逆變站。較佳地，參考值MIIFstandal^ 0· 3〇
[0114] 對于逆變站k，有大于或等于30個MIIFlk大于或等于參考值MIIF stand一時，則表示 該逆變站的風險度為極高風險。
[0115] 表1為江蘇電網(wǎng)多饋入交直流系統(tǒng)中各逆變站和各交流樞紐站之間的MIIF值。
[0116] 表 1




[0122] 下面以步驟（6)中，當ml等于113時進行說明。此時，R = Σ MIIFlk等于針對每一 個逆變站的所有MIIF相加。由表1可以看出，此時對于逆流站政平，風險度R等于16. 298 ; 對于同里，R等于29. 19 ;對于泰州500, R等于28. 876 ;對于泰州1000, R等于27. 181 ;對于 南京，R等于26. 924。
[0123] 因此，江蘇電網(wǎng)多饋入交直流系統(tǒng)中各逆變站的風險度從大到小排序為：同里> 泰州500 >泰州1000 >南京>政平。
[0124] 且同里、泰州500、泰州1000、南京的風險度R都大于20,因此，同里、泰州500、泰 州1000、南京的風險度高于一般逆變站。
[0125] 下面以步驟（7)的方法來對各逆變站的風險度進行判斷。
[0126] 對于逆變站同里、泰州500、泰州1000、南京，分別有29、33、25、29個MIIFlk大于或 等于0. 3,因此其風險度高于一般逆變站。
[0127] 此外，由于泰州500有33個MIIFlk值大于0. 3,因此存在極高風險。
[0128] 步驟二、計算η個逆變站的多饋入短路比MSCR ;
[0129] 將江蘇電網(wǎng)5個逆變站的相關數(shù)據(jù)帶入以下公式中，求出各個逆變站i對應的 MSCR10
[0130]
[0131] MSCR1』=MSCR u+MSCRl2+…+MSCRlh;
[0132] 計算結果見表2~5。
[0133] 表2小方式下泰州換流站多饋入短路比

[0136] 表3小方式下南京換流站多饋入短路比計算結果
[0140] 表5小方式下政平換流站多饋入短
路比計算結果 L0142J 田衣2~b 口」以侍出：
[0143] 泰州 500KV 的 MSCR1= 33. 9 ;
[0144] 泰州 1000 kv 的 MSCR1= 34. 8 ;
[0145] 南京的 MSCR1= 47;
[0146] 政平的 MSCR1= 28. 7。
[0147] 步驟三、通過風險度R以及多饋入短路比MSCR計算所述特高壓直流多落點電網(wǎng)的 穩(wěn)定度H。以下分別通過三種方式計算出江蘇電網(wǎng)的5個逆變站的的穩(wěn)定度HHp
[0148] (I) H,==(),5X-^-+().5XMSCRi： Rl + R2 + R3 + ... + Rn 1000
[0149] (2) Η2=0·6Χ--^-+0.4XMSCR； RI + R2 + R 3 +,,. + Rii
[0150] (3) Hv==〇.4X---十0.6XMSCR; RU R2+ RSuRn
[0151] 將上述表1~5的數(shù)據(jù)分別代入公式，求得的結果下表所示。
[0152] 表6江蘇電網(wǎng)的各逆變站的穩(wěn)定度
[0154] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮風險度R和多饋入短路比MSCR的影響時，用公式（1)計 算；
[0155] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮風險度的影響時，用公式（2)計算逆變站的穩(wěn)定度；
[0156] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮多饋入短路比MSCR時，即主要考慮發(fā)生故障后的恢復 能力時，用公式（3)計算。
[0157] 根據(jù)通過大量試驗和驗證，逆變站的穩(wěn)定度HstandalJ^ 30。即當逆變站H大于或等 于Hstandarf時，該逆變站的穩(wěn)定度高，當逆變站H小于H stan^時，逆變站的穩(wěn)定度低。
[0158] 因此,根據(jù)表6可以看出：
[0159] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮風險度R和多饋入短路比MSCR的影響時，泰州500Kv、泰 州ΙΟΟΟΚν、南京、和政平的穩(wěn)定度皆大于30,這些逆變站的穩(wěn)定度高，而同里的穩(wěn)定度H小 于30,穩(wěn)定度較弱。
[0160] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮風險度R的影響時，泰州500Kv、泰州ΙΟΟΟΚν、南京、同 里、和政平的穩(wěn)定度皆大于30,穩(wěn)定度高。
[0161] 當電網(wǎng)的穩(wěn)定度主要考慮多饋入短路比MSCR時，即主要考慮發(fā)生故障后的恢復 能力時，泰州500KV的穩(wěn)定度較高；而泰州ΙΟΟΟΚν、南京、和政平的穩(wěn)定度都不到30,穩(wěn)定度 低。
[0162] 通過本發(fā)明的方法確定的電網(wǎng)的穩(wěn)定度，綜合考慮了電網(wǎng)的換相失敗的風險，以 及換相失敗后的恢復能力，在為特高壓直流多落點電網(wǎng)的規(guī)劃設計、運行控制及安穩(wěn)措施 的制定提供理論支持和技術指導。
[0163] 以上已詳細描述了本發(fā)明的較佳實施例，但應理解到，在閱讀了本發(fā)明的上述講 授內容之后，本領域技術人員可以對本發(fā)明作各種改動或修改。這些等價形式同樣落于本 申請所附權利要求書所限定的范圍。
【主權項】
1. 一種判斷特高壓直流多落點電網(wǎng)穩(wěn)定性的方法，其特征在于，所述特高壓直流多落 點電網(wǎng)包括直流系統(tǒng)W及交流系統(tǒng)，所述直流系統(tǒng)包括相互電連接的n個逆變站，并且n為 > 3的正整數(shù)，其中，所述方法包括W下步驟： 步驟一、計算所述n個逆變站的風險度R ; 步驟二、計算所述n個逆變站的多饋入短路比MSCR ; 步驟H、通過所述風險度R W及所述多饋入短路比MSCR計算所述特高壓直流多落點電 網(wǎng)的穩(wěn)定度H，其中 當所述穩(wěn)定度H大于或等于^,。。4。,4，則所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，如果所述電網(wǎng) 的穩(wěn)定度低于則所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。2. 根據(jù)權利要求1所述的方法，其特征在于，所述步驟一包括W下步驟： (1) 構建對應于所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型，其中所述多饋入交直流系統(tǒng)包括n個 逆變站和m個交流樞紐站，并且n、m分別為> 3的正整數(shù)； (2) 在所述多饋入交直流系統(tǒng)的模型中，對其中一交流樞紐站i施加擾動，i = 1,2, 3,4,……m，使得該交流樞紐站i的換流母線的電壓Ui下降1% ; (3) 基于所述多饋入交直流系統(tǒng)中逆變站j的電壓變化量A Ui,,計算所述交流樞紐站 i和所述逆變站j之間的H相多饋入交互因子MIIFw其中j = 1，2, 3，…，n ; (4) 基于所述多饋入交互因子MIIF分值（score)，計算某一逆變站k的風險度R，其中 風險度R為所述逆變站i受交流樞紐站j擾動干擾而發(fā)生故障的風險度； (5) 將所述的風險度R與參考值（或標準值）Standard進行比較，從而確定所述多饋入交 直流系統(tǒng)中一個或多個逆變站的風險度；其中 當所述R大于或等于所述參考值RshHdWd,則表示該逆變站的風險度高于一般逆變站。3. 如權利要求2所述的方法，其特征在于，所述多饋入交互因子MIIF 1,按下式計算：式中 A Ui,表示當交流樞紐站i的換流母線的電壓U 1下降1%時，逆變站j的電壓變化量。4. 如權利要求2所述的方法，其特征在于，對于某一逆變站k而言，所述的風險度R按 下式進行計算和判斷： R=E MIIFik= MIIF ik+MIIF2k+'"MIIFmk,其中1為小于或等于m的正整數(shù)。5. 如權利要求2所述的方法，其特征在于，在步驟巧）中，還包括W下步驟：對于所述 逆變站k，將單個MHFik與多饋入交互因子參考值MIIF ,tandar進行比較，其中當有10個W上 的所述單個MIIFik大于或等于所述參考值MIIF 則表示該逆變站的風險度高于一般 逆變站。6. 如權利要求5所述的方法，其特征在于，所述的參考值MIIF ,為0. 3。7. 如權利要求1所述的方法，其特征在于，所述多饋入短路比MSCR通過W下公式計算： W逆變站i為例，MSCRu= MSCR ii+MSCRi2+…MSCRih; 式中；i為直流回路編號； S。。,為第i回直流的換流母線的H相短路容量； Pdeqi為第i回直流的等值功率； 為等值阻抗矩陣中第i回換流母線所對應的自阻抗； 為等值阻抗矩陣中第i回換流母線和第j回換流母線之間的互阻抗；W及 Pdi為第i回直流的額定直流功率；P di為第J回直流的額定直流功率。8. 根據(jù)權利要求1所述的方法，其特征在于，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度H通過W下公式進行計 算：其中 當H大于或等于標準值時，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標準值 Hshnderd，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。9. 根據(jù)權利要求1所述的方法，其特征在于，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度通過W下公式進行計 算：:其中 當H大于或等于標準值時，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標準值 Hshnderd，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。10. 根據(jù)權利要求1所述的方法，其特征在于，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度通過W下公式進行計 算：其中 當H大于或等于標準值時，所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度高于一般電網(wǎng)，當H小于標準值 Hstandard,所述電網(wǎng)的穩(wěn)定度低于一般電網(wǎng)。
【文檔編號】G06F19/00GK106033894SQ201510126111
【公開日】2016年10月19日
【申請日】2015年3月20日
【發(fā)明人】王海潛, 曹敏敏, 謝珍建, 高斌, 史大軍, 黃俊輝, 汪惟源, 祁萬春
【申請人】國家電網(wǎng)公司, 江蘇省電力公司, 江蘇省電力公司電力經(jīng)濟技術研究院, 中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司