[发明专利]一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法

说明书

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法。

背景技术

我国能源资源与用电需求在地理上的逆势分布特征，决定了我国电网发展必须走远距离、大规模输电和全国范围内优化电力资源配置的道路。大规模、远距离输电格局在解决大型清洁能源和新能源的消纳问题、水火互济问题以及实现全国范围内资源优化配置的同时，给电网的安全稳定运行也带来一系列的挑战，尤其在特高压电网发展的过渡期内，如运行方式多变、稳定破坏范围大、安全稳定控制难度大、稳控措施量大等。目前，传统的安全稳定控制主要以切机切负荷、系统解列、低压低频减载来应对扰动/故障后系统的稳定问题，其典型特征为基于电网模型的离线仿真计算分析安全稳定特性、基于预想事故集的策略匹配、基于本地信号的局部控制和基于切机切负荷的硬措施，无法适应未来大电网安全稳定控制的需求。如：针对特定的预想事故基于离线仿真计算进行在线策略匹配，对于复杂的电网结构和多变的运行方式存在策略失效或无法匹配的风险；以切机、切负荷、系统解列等为手段，将导致大面积停电，无法有效缩小事故影响范围，与用户日益严格的供电可靠性指标冲突，影响电网运行效率；针对不确定的扰动/故障形态对电网造成的冲击无法应对，无法提高电网安全稳定运行裕度和输电能力。

因此，传统的安全稳定控制技术在提高电网安全稳定水平、输电能力和运行效率等方面的控制能力有待提升，无法适应未来特高压交直流大电网复杂的网架结构和多变的运行方式及不确定的扰动/事故形态，需要寻找能应对复杂大电网多种问题、替代或减少切负荷等“硬控制”的新的电网安全稳定控制技术，基于此提出了本发明。

发明内容

为了克服现有技术的缺陷，本发明的目的在于提供一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时方法，该方法能计算保证故障后跨区交直流联网系统安全稳定运行的控制措施，运用于电力系统稳定分析与控制，可为运行人员保证系统安全稳定运行提供有效的应对措施。本发明基于电网运行数据，提取电网特征量，包括区域电网总惯性常数比值、大区电网间主导振荡模式、跨区直流功率可控制量等，计算区域联络线运行功率极限；根据电网发生的扰动或故障信息，计算联络线功率波动峰值超调量；基于联络线功率头摆峰值理论及不平衡功率再分配理论计算需要采取的切机或切负荷量化控制措施。

为实现上述发明目的，本发明是通过如下方案实现的：

一种跨区交直流联网安全稳定协调控制措施实时量化方法，包括下述步骤：

A、通过交直流联网系统的等值阻抗计算区域电网联络线静态稳定运行极限功率P_max(ij)；

设定交直流联网系统包括区域电网1、区域电网2、区域电网3和区域电网4，区域电网1～3通过交流线路形成链式同步联网模式，区域电网1和区域电网2的交流联络线为tie₁₂，区域电网2和区域电网3的交流联络线为tie₂₃；区域电网1和区域电网3通过n条直流联网，n为正整数；区域电网1和区域电网4通过1条直流联网；

B、根据区域电网发生的扰动信息，计算联络线功率波动峰值超调量ΔP_tie(i)(t_p)；

C、计算维持不同区域联络线安全稳定运行需要采取的综合稳定控制措施量DP_z(i)；

D、计算考虑系统紧急功率控制后、保证各区域联络线稳定运行所需要采取的交流安控效果量DＰ_ac(i)；

E、根据交流安控效果量和区域电网总惯性常数比值，分别计算保证不同区域联络线安全稳定运行所需要的切机量C_gen(i)或切负荷量C_load(i)；

F、从步骤E中选取切机量或切负荷量中的最大值作为保证电网安全稳定运行的最终切机量或最终切负荷量。

进一步地，所述步骤A中，在交流联络线tie₁₂处做短路冲击故障，得到区域电网1提供的短路电流有效值I₁以及区域电网2和3提供的短路电流有效值I₂₃，在交流联络线tie₂₃处做短路冲击故障，得到区域电网1和2提供的短路电流有效值I₁₂以及区域电网3提供的短路电流有效值I₃，分别将各短路电流有效指标幺化，得到：