专利名称：一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法
技术领域：
本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法。
背景技术：
为保证电力系统的安全稳定运行，除了建立合理的电网结构、安排合理的运行方式外，还应配套适当的安全稳定控制措施。在多直流电力系统(本方法中指电力系统中运行多条直流线路，且各直流线路的送端和受端换流站分别处于同一交流同步电网中)中， 当发生直流闭锁故障时，目前采取的安全稳定控制措施只包括在直流线路送端切除机组和 (或)在受端切除负荷，即本优化方法中的步骤(1)和步骤O)中的内容，并没有考虑安全稳定控制措施的优化。其原因主要是目前运行的直流线路输送功率相对较小(实际最大输送功率均不超过4000MW)，而且国内主要电网均不是交直流并列运行(即直流线路的送端和受端不在一个交流同步电网中)，直流闭锁故障后盈余功率不会大量转移到交流通道上， 因此直流闭锁故障后采取的切机和切负荷量较小。锦屏 苏南士SOOkV特高压直流工程(以下简称锦苏直流)预计于2012年底建成投运，额定输送容量达到7200MW。锦苏直流送端处于华中电网，受端处于华东电网，加上原有的葛南直流、龙政直流、宜华直流、林枫直流和复奉直流，华中电网送华东电网的直流线路共6条。华中、华北和华东电网交流联网后，与包括锦苏直流在内的直流线路构成多直流电力系统(如图1所示)。当锦苏直流按额定输送容量运行发生双极闭锁故障后，采取目前的切机切负荷的安全稳定控制措施手段，需在锦苏直流送端切除机组7200MW、受端切除负荷5750MW。大量切除机组将在电网中产生大幅的潮流变化，增大电网的控制难度，中断电厂的运行和发电；而大量切除负荷更是对社会经济和人民生活带来巨大的影响。因此本发明对多直流系统发生直流闭锁故障后的安全稳定控制措施进行优化。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提出了一种多直流系统安全稳定控制措施的优化方法，减小稳定控制措施中切机、切负荷量，增加故障处理措施，加强电网后备保护手段。本发明适用于运行多条直流线路的电力系统。本发明提供的一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法，其改进之处在于，所述方法包括如下步骤(1)确定目标电力系统的电网规模、电网结构、运行方式、直流线路送电方向、直流线路输送容量和直流线路送受端情况；(2)对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流线路发生闭锁故障时，电网是否需要采取安全稳定控制措施；(3)根据步骤(2)的结果，若需要采取安全稳定控制措施，则选择直流群进行提升功率的协调控制；
(4)确定步骤( 选择的直流群的提升功率和提升速率；(5)根据步骤(4)，重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量；(6)根据步骤(5)的结果，若所述直流群的协调控制措施全部或部分失效，则采取后备控制措施，计算需要追加切除的机组和负荷量；(7)根据步骤(5)和步骤(6)的结果，确定安全稳定控制措施的实施方案。优选的，步骤(1)所述电网规模包括电网负荷总量、发电机组总量和电源特点；所述电网结构包括电网网架特点、区间联络线强弱和是否存在电磁环网；所述运行方式包括线路接线方式、区间联络线功率方向/大小、电网枢纽站电压等级、机组旋转备用容量、电厂开机方式、安全稳定控制装置投入数目和低压无功补偿设备投入数目；所述直流线路送受端情况包括直流线路送端配套电源和其他机组出力情况、受端近区潮流情况和机组出力情况。优选的，步骤⑵所述稳定分析包括功角稳定、电压稳定、频率稳定以及热稳定； 所述安全稳定控制措施包括切除机组和负荷。优选的，步骤C3)直流群的选择条件包括1)选择送端/受端与故障直流线路的送端/受端分别处于同一交流同步电网、功率输送方向一致的直流线路；2)选择送端和/或受端换流站与故障直流电气距离较近的直流线路；3)选择额定输送容量大的直流线路；4)选择当前输送容量和额定输送容量两者之间裕度大的直流线路。优选的，步骤( 所述直流群进行协调控制是在故障直流线路的送端和受端分别设置主控站，所述主控站实时汇集电网运行方式、直流运行信息、安控切机执行电厂的开机出力和安控切负荷执行站的负荷情况；当发生直流闭锁故障后，从故障直流的换流站向主控站发送故障信号，主控站根据制订的安全稳定控制措施，向选定的直流群各换流站发送信号，各直流换流站按照事先设定的功率调整策略进行功率提升；主控站同时向各电厂和变电站发送信号，切除相应的机组和负荷。优选的，步骤(4)所述直流线路提升功率的计算公式为Pi = k · Pn_P，其中PnS直流线路的额定输送功率，k为过负荷系数，P为直流当前输送功率。优选的，步骤(5)所述重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量是在采取步骤中直流群功率提升措施的情况下，进行稳定分析，重新计算直流故障后需要采取的切机和切负荷措施量。考虑到实际电网中直流群功率提升功能的可靠性，可在直流功率提升功能失效后采取后备控制措施，追加切除机组和负荷，保证系统稳定。优选的，步骤(6)所述后备控制措施包括当直流线路提升功率失效后，其换流站向主控站发出反馈信号，主控站收到信号后在故障直流的送端追加切除机组，受端追加切除负荷。由于信号传输需要一定的时间，因此追加切除机组和负荷的后备控制措施动作时间相对滞后。根据通信传输实际情况确定追加切机和切负荷的时间后，计算需要追加的切机和切负荷量。优选的，步骤(7)所述实施方案包括安全稳定控制措施主控站的选择，安控切机执行电厂和安控切负荷执行站的选择。优选的，所述电源特点包括水电、火电或风电的比例。优选的，所述电网网架特点包括长链式、双环网或日字型环网。与现有技术比，本发明的有益效果为本发明可运用于含多条直流线路的电力系统，通过安全稳定控制措施协调优化方法的应用和实施，可以减小安全稳定控制措施中切机、切负荷量，增加故障处理措施，加强电网后备保护手段。采取该发明对多直流电力系统的安全稳定控制措施进行协调优化后，可有效利用系统内直流可调容量，提高故障后系统稳定水平，减少切机、切负荷等安全稳定控制措施量，从而减小直流故障对电力系统运行、工业生产和人民生活的影响。
图1为本发明提供的华中、华北、华东多直流电力系统网架示意图；图2为本发明提供的多直流系统安全稳定控制措施的优化方法的流程图；图3为本发明提供的应用于锦苏直流的安全稳定控制措施优化方法实施方法。
具体实施例方式下面结合附图对本发明的具体实施方式
作进一步的详细说明。图2是本实施方法的流程图，具体步骤包括步骤(1)确定研究的多直流电力系统的电网规模、结构、运行方式、直流送电方向和输送容量、直流送受端情况。本实施例研究的电网包括华中、华北、华东三个大区电网 (简称三华电网)，三华电网总负荷5亿千瓦，总开机5. 1亿千瓦，机组旋转备用容量1000 万千瓦。华中电网尤其是四川电网以水电为主，华北和华东电网以火电为主。根据电网规划方案，华中 华北 华东电网通过IOOOkV交流特高压联络线互联，华东电网内部建成淮南 皖南 浙北 沪西的半环结构IOOOkV交流特高压电网，整个三华电网呈倒U型。电网主网以500kV网架为主。由于处在特高压电网建设的过渡期，大区间的IOOOkV交流特高压联络线相对薄弱。重要的输电断面方向为华中送华北、华北送华东，四川重庆送湖北，断面功率均按极限输送功率安排。各枢纽站电压均符合电网运行规定。直流方面，锦苏直流采用1回士SOOkV特高压直流输电方案从华中电网送电华东电网，直流工程起点为四川省西昌地区、落点为江苏省吴江地区，直流工程额定容量7200MW。华中送电华东的其他直流线路包括葛南、龙政、宜华、林枫、复奉直流，东北送电华北的直流有高岭直流，西北送电华中的直流有灵宝直流、德宝直流，西北送电华北的直流有银东直流，华中送电南方电网的直流有江城直流。各直流均按其额定输送容量满功率运行。步骤O)参照《电力系统安全稳定导则》等技术标准，对电网故障进行稳定分析。首先校核电网单一元件故障，不采取安全稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，如果系统失稳，则调整输电断面潮流等运行方式，使得故障后系统保持稳定。在以上运行方式的基础上，校核直流双极闭锁故障，分析为保证系统稳定需采取的切机、切负荷安全稳定控制措施。稳定分析的结果表明，锦苏直流双极闭锁故障后，为保证系统稳定，需采取切除直流送端的四川水电机组以及受端华东地区负荷的安全稳定控制措施。步骤(3)基于步骤O)的结果，可以选择直流群进行协调控制。锦苏直流为华中送电华东的直流工程，根据选择协调控制直流群的原则，选择葛南、龙政、宜华、林枫、复奉直流共5条直流线路群进行协调稳定控制。步骤根据直流最大可提升量Pi的计算公式Pi = k · Pn-P计算可提升量。其中，本例的电网运行方式中，各直流的实际输送功率均达到了其额定输送容量，即P = Pn。 考虑到安全稳定控制措施的可靠性及设备能力，过负荷系数k取11，公式变成Pi = 0. 1 -Pn, 葛南、龙政、宜华、林枫、复奉直流的总额定容量为20200丽，因此总的可提升功率Σ Pi = 2020MW。考虑到直流设备控制系统实际情况，直流功率提升的参数如下故障后0. 3秒开始提升直流功率，0. 3秒的时间完成功率提升。步骤(5)根据步骤C3)选定的直流群、步骤(4)确定的直流提升功率和提升速率，依据步骤(2)中的计算原则和方法，重新计算稳定措施量，结果如下表1所示，显示了应用本实施例带来的好处。由表可知，如果不采取“优化办法”，需在四川切除水电机组7200MW 并在华东切负荷5800MW，损失了大量机组和负荷；如果采取“优化办法”制订协调控制措施，仅需在四川切除水电机组6600MW并在华东切负荷3000MW，减少切机量600MW，减少切负荷量沘00丽。表1优化前后的锦苏直流双极闭锁故障安全稳定控制措施
权利要求
1.一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤(1)确定目标电力系统的电网规模、电网结构、运行方式、直流线路送电方向、直流线路输送容量和直流线路送受端情况；(2)对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流线路发生闭锁故障时，电网是否需要采取安全稳定控制措施；(3)根据步骤O)的结果，若需要采取安全稳定控制措施，则选择直流群进行提升功率的协调控制；(4)确定步骤( 选择的直流群的提升功率和提升速率；(5)根据步骤G)，重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量；(6)根据步骤(5)的结果，若所述直流群的协调控制措施失效，则采取后备控制措施， 计算需要追加的切除机组和负荷量；(7)根据步骤(5)和步骤(6)的结果，确定安全稳定控制措施的实施方案。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述电网规模包括电网负荷总量、 发电机组总量和电源特点；所述电网结构包括电网网架特点、区间联络线强弱和是否存在电磁环网；所述运行方式包括线路接线方式、区间联络线功率方向/大小、电网枢纽站电压等级、 机组旋转备用容量、电厂开机方式、安全稳定控制装置投入数目和低压无功补偿设备投入数目；所述直流线路送受端情况包括直流线路送端配套电源和其他机组出力情况、受端近区潮流情况和机组出力情况。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述稳定分析包括功角稳定、电压稳定、频率稳定以及热稳定；所述安全稳定控制措施包括切除机组和负荷。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)直流群的选择条件包括1)选择送端/受端与故障直流线路的送端/受端分别处于同一交流同步电网、功率输送方向一致的直流线路；2)选择送端和/或受端换流站与故障直流电气距离较近的直流线路；3)选择额定输送容量大的直流线路；4)选择当前输送容量和额定输送容量两者之间裕度大的直流线路。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤C3)所述直流群进行协调控制是在故障直流线路的送端和受端分别设置主控站，所述主控站实时汇集电网运行方式、直流运行信息、安控切机执行电厂的开机出力和安控切负荷执行站的负荷情况；当发生直流闭锁故障后，从故障直流的换流站向主控站发送故障信号，主控站根据制订的安全稳定控制措施， 向选定的直流群各换流站发送信号，各直流换流站按照事先设定的功率调整策略进行功率提升；主控站同时向各电厂和变电站发送信号，切除相应的机组和负荷。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)所述直流线路提升功率的计算公式为Pi = k*Pn-P，其中Pn*直流线路的额定输送功率，k为过负荷系数，P为直流当前输送功率。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(5)所述重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量是在采取步骤中直流群功率提升措施的情况下，进行稳定分析，重新计算直流故障后需要采取的切机和切负荷措施量。考虑到实际电网中直流群功率提升功能的可靠性，可在直流功率提升功能失效后采取后备控制措施，追加切除机组和负荷，保证系统稳定。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(6)所述后备控制措施包括提升功率失效的直流线路发出反馈信号，主控站收到信号后在故障直流的送端切除机组，受端切除负荷。
9.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电源特点包括水电、火电或风电的比例。
10.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电网网架特点包括长链式、双环网或日字型环网。
全文摘要
本发明公开了一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法，包括确定目标电力系统的电网规模、运行方式，直流送电功率和送受端情况；对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流线路故障后，电网是否需采取安全稳定控制措施；若需要，则选择直流群进行协调控制；确定直流群的提升功率和提升速率；重新计算直流故障的切机和切负荷量，可在直流功率提升失效后追加切机切负荷的后备控制措施；确定安全稳定控制措施的实施方案。本发明对多直流电力系统的安全稳定控制措施进行协调优化后，可有效利用系统内直流可调容量，提高故障后系统稳定水平，减少切机、切负荷等安全稳定控制措施量，减小直流故障对电力运行、工业生产和人民生活的影响。
文档编号H02J3/36GK102427226SQ20111037289
公开日2012年4月25日 申请日期2011年11月22日 优先权日2011年11月22日
发明者任大伟, 孙华东, 宋墩文, 张健, 易俊, 王建明 申请人:中国电力科学研究院