本发明涉及电力系统分析，具体涉及一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法。
背景技术：
电力系统的潮流计算是研究电力系统稳态运行情况的一种基本计算，是电力系统规划和运行中不可缺少的一个重要组成部分，是电力系统分析中最基本、最重要的计算，是电力系统安全、经济分析和实时控制的基础。
十三五期间，我国特高压交直流输电工程将集中投产，远距离跨区跨省输电能力显著增长，电网格局发生重大改变，对电力系统在线分析与计算结果的精准性要求提高。现有潮流计算算法在大规模功率缺失后通常采用单平衡机或多平衡机联合调整，未考虑机组、负荷的一次调频响应，导致潮流计算结果失真，频率变化过程也无法体现。
本发明主要根据电力系统分析的生产需求，提出了一种考虑频率特性的电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法，考虑了“机组-负荷”的动态过程，对电力系统一次频率调整的计算结果进行优化，完善了现有的潮流计算步骤，提高了传统电力系统一次频率调整潮流计算的准确性。
技术实现要素：
本发明提供一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法，包括如下步骤：
步骤1：采集电力系统实时电网运行数据信息；
步骤2：计算直流故障后受端电网缺失功率；
步骤3：计算受端系统动态一次调频频率；
步骤4：计算负荷与运行机组出力调整量；
步骤5：求取受端电网不平衡功率；
步骤6：判断不平衡功率是否满足收敛判据，如果满足收敛判据，进行步骤7；如果不满足收敛判据，则返回步骤3进行迭代计算；
步骤7：进行全网的电力系统潮流计算；
步骤8：输出计算结果。
进一步地，步骤1所述数据信息包括：电力系统故障前的送端与受端电网的机组总出力、总负荷、总网损及功率缺额以及送端与受端电网之间联络线的传送功率。
进一步地，所述步骤2包括：电力系统发生故障后，在故障时间t＝0时刻的受端电网不平衡功率δp(0)即为受端电网缺失功率，如下式所示：
δp(0)＝pg(0)-pl(0)-ploss(1)
其中，pg(0):故障t＝0时刻的受端电网总出力；pl(0)：故障t＝0时刻的受端电网总负荷；ploss:受端电网总网损。
进一步地，所述步骤3包括：考虑受端系统惯性时间常数的负荷频率特性如下式(2)或(3)所示：
其中：ts为受端系统总的惯性时间常数，kl为负荷频率特性系数，δf：频率变化量；δp：故障发生后受端电网的不平衡功率；
t＝0时的频率变化量δf(0)＝f(n)-f(0)，其中f(n)＝50hz，f(0)为t＝0的时刻即故障时刻的系统频率，利用改进欧拉法求解式(3)迭代公式如下：
由上式计算出t＝i时刻的频率变化量δf(i)，δf(i-1)为t＝i-1时刻的频率变化量；
根据下式(5)计算受端系统动态一次调频频率：
f(i+1)＝f(i)+δf(i)(5)
其中，f(i+1)为t＝i+1时的受端系统动态一次调频频率；f(i)为t＝i时的受端系统动态一次调频频率。
进一步地，所述步骤4包括：根据下式(6)计算t＝i时刻的负荷变化量δpl(i)：
δpl(i)＝kl·δf(i)(6)，
t＝i时刻的负荷调整量pl(i)如下式(7)所示：
pl(i)＝pl(i-1)+δpl(i)(7)
其中，kl为负荷频率特性系数，δf(i)为t＝i时刻的频率变化量，pl(i-1)为t＝i-1时刻的负荷调整量。
所述步骤4，根据机组调频特性，计算机组出力变化量δpg包括：
用发电机组单位调节功率表示随频率变化而变化的机组出力，即：
其中，kg：机组频率特性；δpg：机组出力变化量；δf：频率变化量；
考虑发电机调速系统时延环节的发电机调频特性公式如下式(9)或(10)所示：
其中，tg：发电机调速系统时间常数；δf：频率变化量；
设t＝0时，δf(0)＝0，δpg(0)＝0，利用改进欧拉法求解上式(10)，由迭代公式，计算δpg(i)；
迭代公式如下：
t＝i时刻的运行机组出力调整量pg(i)如下式(12)所示：
pg(i)＝pg(i-1)+δpg(i)(12)
其中，δpg(i-1)：t＝i-1时的运行机组出力变化量；δpg(0)：t＝0的运行机组出力变化量；δpg(i)：t＝i时的机组出力变化量，pg(i-1)为t＝i-1时刻的运行机组出力调整量。
进一步地，所述步骤5，根据电网运行数据信息求取故障发生后受端电网的不平衡功率δp包括：
t＝i时的不平衡功率δp(i)如下式(13)所示：
δp(i)＝pg(i)-pl(i)-ploss(13)
其中，pg(i):故障t＝i时刻的受端电网总出力，pl(i):故障t＝i时刻的受端电网总负荷，ploss:为受端电网总网损。
进一步地，所述步骤6判断不平衡功率是否满足收敛判据具体为判断不平衡功率是否满足迭代计算精度，系统频率调整以及功率分配的要求；迭代计算精度，系统频率调整以及功率分配的要求根据实际情况确定。
进一步地，所述步骤8，得到计及频率变化的电力系统直流故障受端电网潮流分析结果。
本发明还提供一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析系统，用于实现上述任意一项所述的电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法，所述系统包括：
数据采集模块：用于采集电力系统实时电网运行数据信息；
第一计算模块，用于计算直流故障后受端电网缺失功率；
第二计算模块：用于计算受端系统动态的一次调频频率；
第三计算模块：用于计算负荷与运行机组出力调整量；
第四计算模块：用于求取受端电网不平衡功率；
判断模块：用于判断判断不平衡功率是否满足收敛判据；
第五计算模块：用于进行全网的电力系统潮流计算；
输出模块：用于输出计算结果。
与最接近的现有技术比，本发明提供的技术方案具有以下优异效果：
本发明解决了随着各区域电网耦合程度加深，电网发生大规模功率缺失后，未计及机组与负荷频率特性导致故障后潮流计算的结果与实际存在一定偏差的问题，显著提升考虑上述电网特性的潮流计算准确性，对于提高特高压交直流互联电网安全稳定运行水平具有重要意义。
附图说明
图1为本发明一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法的流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的技术方案做进一步详细的说明：
如图1所示，本发明提供一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法，包括如下步骤：
步骤1：采集电力系统实时电网运行数据信息；
步骤2：计算直流故障后受端电网缺失功率；
步骤3：计算受端系统动态的一次调频频率；
步骤4：计算负荷与运行机组出力调整量；
步骤5：求取受端电网不平衡功率；
步骤6：判断不平衡功率是否满足收敛判据，如果满足，则进行步骤7，否则返回步骤3进行迭代计算；
步骤7：进行全网的电力系统潮流计算；
步骤8：输出计算结果。
下面对本方法的各步骤进行详细介绍。步骤1所述数据信息包括：电力系统故障前的送端与受端电网的机组总出力、总负荷、总网损及功率缺额以及送端与受端电网之间联络线的传送功率。
所述步骤2包括：
电力系统发生故障后，在故障时间t＝0时刻的受端电网不平衡功率δp(0)即为受端电网缺失功率，如下式所示：
δp(0)＝pg(0)-pl(0)-ploss(1)
其中，pg(0):故障t＝0时刻的受端电网总出力；pl(0)：故障t＝0时刻的受端电网总负荷；ploss:受端电网总网损，pg(0)、pl(0)和ploss是根据实际情况确定的。
所述步骤3包括：
考虑系统惯性时间常数的负荷频率特性如下式(2)或(3)所示：
其中：ts为系统总的惯性时间常数，kl为负荷频率特性系数，δf：频率变化量；δp：故障发生后受端电网的不平衡功率；
t＝0时的频率变化量δf(0)＝f(n)-f(0)，其中f(n)＝50hz，f(0)为t＝0的时刻即故障时刻的系统频率，利用改进欧拉法求解式(3)迭代公式如下：
由上式计算出t＝i时刻的频率变化量δf(i)，δf(i-1)为t＝i-1时刻的频率变化量；
受端系统动态一次调频频率计算公式为：
f(i+1)＝f(i)+δf(i)(5)
其中，f(i+1)为t＝i+1时的受端系统动态一次调频频率；f(i)为t＝i时的受端系统动态一次调频频率。
需要说明的是，为了便于描述，本步骤3记载为计算受端系统动态的一次调频频率，但是实质上计算的是频率变化量δf和一次调频频率f，在后续步骤中计算负荷和运行机组出力变化量时，用到的是频率变化量δf，在后续步骤中判断不平衡功率是否满足收敛判据以及最终确定进行全网的电力系统潮流计算，是在利用一次调频频率f调节的基础上进行的。
所述步骤4包括：根据下式(6)计算t＝i时刻的负荷变化量δpl(i)：
δpl(i)＝kl·δf(i)(6)，
t＝i时刻的负荷调整量pl(i)如下式(7)所示：
pl(i)＝pl(i-1)+δpl(i)(7)
其中，kl为负荷频率特性系数，δf(i)为t＝i时刻的频率变化量，pl(i-1)为t＝i-1时刻的负荷调整量。
根据机组调频特性，计算机组出力变化量δpg包括：
用发电机组单位调节功率表示随频率变化而变化的机组出力，即：
其中，kg：机组频率特性；δpg：机组出力变化量；δf：频率变化量；
考虑发电机调速系统时延环节的发电机调频特性公式如下式(9)或(10)所示：
其中，tg：发电机调速系统时间常数；δf：频率变化量；
设t＝0时，δf(0)＝0，δpg(0)＝0，利用改进欧拉法求解上式(10)，由迭代公式，计算δpg(i)；
迭代公式如下：
t＝i时刻的运行机组出力调整量pg(i)如下式(12)所示：
pg(i)＝pg(i-1)+δpg(i)(12)
其中，δpg(i-1)：t＝i-1时的运行机组出力变化量；δpg(0)：t＝0的运行机组出力变化量；δpg(i)：t＝i时的机组出力变化量，pg(i-1)为t＝i-1时刻的运行机组出力调整量。
根据电网运行数据信息求取故障发生后受端电网的不平衡功率δp包括：
t＝i时的不平衡功率δp(i)如下式(13)所示：
δp(i)＝pg(i)-pl(i)-ploss(13)
其中，pg(i):故障t＝i时刻的受端电网总出力，pl(i):故障t＝i时刻的受端电网总负荷，ploss:为受端电网总网损。
所述步骤6判断不平衡功率是否满足收敛判据为判断不平衡功率是否满足迭代计算精度，系统频率调整以及功率分配的要求。对于迭代计算精度、系统频率调整以及功率分配的要求的具体量化值，是根据具体的故障严重程度、涉及电网规模、电网用户需求等因素确定的，本发明在此不做具体定量限制。
所述步骤8，得到计及频率变化的电力系统直流故障受端电网潮流分析结果。
相应的，本发明还提供一种电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析系统，用于实现上述任意一项所述的电力系统直流故障后受端电网动态潮流分析方法，所述系统包括：
数据采集模块：用于采集电力系统实时电网运行数据信息；
第一计算模块，用于计算直流故障后受端电网缺失功率；
第二计算模块：用于计算受端系统动态的一次调频频率；
第三计算模块：用于计算负荷与运行机组出力调整量；
第四计算模块：用于求取受端电网不平衡功率；
判断模块：用于判断判断不平衡功率是否满足收敛判据；
第五计算模块：用于进行全网的电力系统潮流计算；
输出模块：用于输出计算结果。
该系统各组成模块的具体计算方式和过程，可以参见上述潮流分析方法实施例的具体描述，此处不再赘述。
最后应当说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解：本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。