一种仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法与流程

本发明涉及一种电力系统暂态仿真技术，特别涉及一种仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法。

背景技术：
当一个系统中存在多条直流输电线路，且其中若干换流站的交流母线间的电气距离较小(或为零)时，则相应的直流输电线路和这些换流站交流母线所在的区域构成了所谓的“多馈入直流输电系统”，即MIDC系统。对多馈入直流输电系统进行研究，需准确模拟输电系统的复杂动态响应，目前处理的方法是，对各回直流进行详细建模，建立起包含所有直流的大规模交直流系统模型，但问题在于直流输电系统规模日益扩大，交直流混合系统中馈入的直流回数越来越多，仿真软件(如PSCAD/EMTDC、RTDS等)仿真模型越来越大，同时仿真计算量越大，受到仿真软件计算规模瓶颈的限制，制约着对大规模交直流电网的研究。立足于保留多馈入直流输电系统故障下的动态响应特性，本发明提出一种仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法，将一个N馈入直流系统通过计算每回直流多馈入短路比与N回直流的多馈入短路比的均值的偏差，设计解耦等效短路比，将其等效为N个解耦等效单馈入直流系统；大大简化仿真模型规模，从等效解耦的角度提出解决仿真软件规模限制方案的一种方法。

技术实现要素：
本发明的目的在于克服现有技术的缺点与不足，提供一种仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法，该等效解耦方法克服了仿真软件建模规模上的不足，突破了瓶颈，达到了解耦简化多馈入仿真模型的目标，该方法物理意义明确、结构简单，对大规模交直流电网建模具有一定意义，易于推广使用。本发明的目的通过下述技术方案实现：一种仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法，包括以下步骤：1)将N直流馈入系统划分为N个研究区域，使每个区域只含一回直流；2)设计受端系统解耦等效短路比计算方法并求取解耦等效短路比；3)送端系统采用与受端系统相同的方法计算其解耦等效短路比；4)依据解耦等效短路比，建立解耦后N个单直流馈入系统仿真模型；5)在单直流馈入系统仿真模型上设置等效的故障，以模拟多直流馈入系统故障。所述步骤1)中，根据所需研究的N回直流，以送端、受端换流母线为边界将其划分为N个区域；所述步骤2)中，确定受端系统的解耦等效短路比的设计方案。首先计算每回直流多馈入短路比，然后计算每回直流多馈入短路比与N回直流多馈入短路比均值的偏差(令为其中，i＝1，2，3，…，N)，最后求取每回直流的解耦等效短路比其中i＝1，2，3，…，N；31)第i回直流受端多馈入短路比的计算，如下式进行：式中，Saci、Pdcni分别为第i条直流逆变站交流母线处的短路容量和直流系统的额定有功功率；Pdcnj为第j条直流额定有功功率；MIIFij为多馈入直流相互作用因子；32)对于第i回直流，求取短路比偏差如下：其中，分别为第i和j回直流受端多馈入短路比，N为多馈入直流系统中直流的总回数。33)第i回直流受端解耦等效短路比的求取如下式进行：其中，为第i回直流受端短路比偏差系数。34)第i回直流受端短路比偏差系数可依据故障点离换流母线的电气距离计算，按如下公式进行计算：其中，Zii、Zjj为自阻抗；Zij为互阻抗；Zii,x为短路点与第i条直流的换流母线的电气距离形成的转移阻抗。35)取i＝1，2，3…N，重复步骤31)-34)即可得到受端解耦N个等效短路比。所述步骤3)中，对送端M馈入系统进行解耦。第i回直流送端系统，实施与31)-34)步骤相同的方法进行解耦，可得送端M个解耦等效短路比(i＝1，2，3…M)；所述步骤4)中，根据前述求得的送端系统解耦等效短路比受端系统解耦等效短路比(其中i＝1，2，3…N)设计多直流馈入系统解耦后的电磁暂态仿真模型。由于主要研究直流系统的故障响应特性，同时为简化仿真系统，受端交流系统采用戴维宁等值电源模拟，其参数按照如下方法计算。戴维宁等值电源幅值取主网额定电压，初始相角等于0。系统阻抗(戴维宁等值阻抗)按下式计算：其中，为受端交流系统戴维宁等值电源幅值；Pdcni为第i条直流逆变站交流母线处的额定有功功率。令阻抗角(典型值)，计算电阻值及电抗值如下：送端系统的解耦等值阻抗的计算如式(6)所示，依据的原理与受端等值阻抗的计算原理相同。其中，分别为第i和j回直流送端多馈入短路比，N为多馈入直流系统中直流的总回数；为第i回直流送端短路比偏差系数；，为送端交流系统戴维宁等值电源幅值；Pdcni为第i条直流逆变站交流母线处的额定有功功率；令阻抗角的值为典型值，即所述步骤5)中，故障模拟方法。在换流母线上设置故障，通过一定的接地阻抗模拟原交流电网中某处发生的同类型故障，接地阻抗数值取为换流母线与原电网中故障点的转移阻抗。本发明相对于现有技术具有如下的优点及效果：1、本发明应用于多直流馈入大电网的故障后恢复特性的电磁暂态仿真(如PSCAD/MTDC、RTDS等)研究；将一个N直流馈入系统仿真模型，通过计算解耦等效短路比将其等效解耦为N个单直流馈入系统的仿真模型，且各直流仍保留原多直流系统的主要故障恢复特性，减小了交直流电网电磁暂态仿真规模，缩短了计算机仿真机时间和易于推广使用。2、本发明的的仿真多馈入直流故障恢复特性的等效解耦方法，解决了仿真软件规模限制的瓶颈。随着电网的发展，其规模必将越来越复杂，势必对仿真软件的容量提出越来越高的要求，就目前的仿真软件规模限制必将无法满足仿真要求，通过本发明的方法避开了对仿真软件容量的要求。附图说明图1是本发明多馈入直流等效解耦的受端N馈入直流系统等效解耦示意图。图2是DC1故障后双馈入直流系统、短路比为2.4与2.8的单馈入直流系统的仿真对比曲线。由图可知，双馈入直流系统故障后电气量(包括换流母线电压、直流电流、直流电压、受端最小熄弧角、逆变侧控制方式、阀消耗无功及阀传输有功)恢复特性位于短路比为2.4与2.8之间，且与2.4更为接近。图3是DC1故障后双馈入直流系统故障后电气特性响应与等效解耦后电气响应的对比图。由图可知，短路比为2.51的单回直流故障后电气量特性基本表征了原双馈入直流系统的特性。图4是DC2故障后双馈入直流系统、短路比为4.0与6.9的单馈入直流系统的仿真对比曲线。由图可知，双馈入直流系统故障后电气量(包括换流母线电压、直流电流、直流电压、受端最小熄弧角、逆变侧控制方式、阀消耗无功及阀传输有功)恢复特性位于短路比为4.0与6.9之间，且与4.0更为接近。图5是DC2故障后双馈入直流系统故障后电气特性响应与等效解耦后电气响应的对比图。由图可知，短路比为3.66的单回直流故障后电气量特性基本表征了原双馈入直流系统的特性具体实施方式下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。实施例本实施例中，仿真选取PSCAD/EMTDC作为电磁暂态时域仿真验证平台，将受端双馈人直流系统作为验证算例，按照本发明所述步骤1)～步骤6)进行。两回直流分别记为DC1、DC2，换流母线额定电压均为Uac，单回直流短路比为：SCR1＝2.8、SCR2＝6.9；在受端双馈入系统中相互作用因子为MIIF12＝0.30、经过相互因子作用，受端双馈入系统DC1支路短路比为：MISCR1＝2.4，DC2支路短路比为MISCR2＝4.0。分别在DC1、DC2换流母线上设置100ms三相短路故障。故障发生后，DC1、DC2三个模型各电气量动态响应如图1所示；假定受端DC1、DC2受端系统等效解耦偏差系数为可得到解耦后等效DC1回直流单回直流短路比为解耦后DC2回直流单回直流短路比为DC1回直流故障后动态响应对比如图2和图3所示。同理，DC2电气量动态响应如图4和图5所示。等效解耦后的两个单回直流模型，能准确表征原双馈入直流系统的动态特性，如换流器的无功消耗、有功的输送到达的峰值时间几乎相同，行之有效。上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。