一种特高压分层直流容量和落点选择方法及系统与流程

本发明涉及电力系统安全稳定分析领域，具体涉及一种特高压分层直流容量和落点选择方法及系统。
背景技术：
：我国电网目前已形成华北-华中交流互联电网，华东电网孤网运行，通过直流系统与华北-华中电网相联。依据规划，未来10-20年我国还将建设数十回特高压直流工程，逐步形成特高压交直流混联电网，通过特高压直流、交流系统向中东部负荷中心供电。为缓解多馈入直流系统面临的受端电网电压无功支撑能力不足、送出系统密集导致短路电流越线等问题，特高压分层直流成为新的直流接入模式。与常规特高压直流相比，其主要区别为，逆变侧高端换流变、低端换流变分别接入500kV、1000kV电网，交流滤波器和无功补偿装置也分别接入500kV、1000kV电网。目前，特高压分层直流容量和落点选择方法主要仍采用工程经验方法，首先评估受端电网的功率缺额水平，据此选择直流容量；然后根据受端电网500kV电网结构，初步给定几组500kV出线方案；其次对各方案进行短路电流计算、潮流分布计算和安全稳定计算；综合对各方案评估，选择较为合理的方案。整体看来，目前对特高压分层直流容量和落点的选择方法仍嫌粗放，条理性和系统性相对不足。并且随着电网的快速发展，潮流方向、短路电流水平、安全稳定特性等均可能发生较大变化，仅依靠局部经验进行特高压分层直流容量和落点的选择，难以适应电网复杂变化的近期和中远期综合需求。因此，面对特高压电网加速建设和省级电网快速增长的负荷需求，亟待解决特高压分层直流容量和落点优化选择等技术问题。技术实现要素：为解决上述现有技术中的不足，本发明的目的是提供一种特高压分层直流容量和落点选择方法及系统，通过特高压层面线路和变压器输电限额约束确定特高压分层直流输电容量，通过500kV电网短路比评估筛选合理的特高压分层直流接入500kV电网方案，大大简化了特高压分层直流容量和落点选择过程，有效减小了工作量。本发明的目的是采用下述技术方案实现的：本发明提供一种特高压分层直流容量和落点选择方法，其改进之处在于，所述方法包括下述步骤：步骤一：依据特高压交流变电站建设情况，特高压交流变电站即为特高压分层直流接入1000kV电网的初步位置；步骤二：通过电力电量平衡分析，确定500kV地区电网有功电力缺额，结合步骤一结果，位于特高压交流变电站附近的500kV变电站即初步选定为特高压分层直流接入500kV电网的初步位置；步骤三：计算受特高压主变容量、1000kV变电站进出线输电限额约束的特高压分层直流接入1000kV电网容量PDC-1000，进而选定特高压分层直流输电容量；步骤四：计算特高压分层直流未落点情况下，各500kV变电站母线短路容量和有效短路比ESCRDC；步骤五：判断有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一；步骤六：判断方案集一中的有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二；步骤七：依据方案集二，形成多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；步骤八：筛选步骤七形成的多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；步骤九：结合步骤三和步骤八，推荐最终的特高压分层直流容量和落点方案。进一步地，所述步骤三中，特高压分层直流接入1000kV电网容量PDC-1000通过式下(1)计算得到：PDC-1000＝PAC-send+PTrans-PAC-rec(1)特高压分层直流总容量PDC为：PDC＝2*PDC-1000(2)式中，PTrans为满足变压器N-1故障要求的特高压变电站允许最大下注功率，n为特高压变电站变压器台数，SN为单台特高压变压器额定视在功率，为变压器功率因数，选择0.95，k为变压器短时允许过载系数，选择为1.3；PAC-send为特高压变电站送出线路的稳定限额功率，PAC-rec为特高压变电站受入线路的稳定限额功率；表示功率因数角。进一步地，所述步骤四中，有效短路比ESCRDC通过式(3)计算得到：其中：Qdc为特高压直流逆变站配置的滤波电容器容量，Sdc为特高压直流换流母线的短路容量，PdN为特高压直流额定功率。进一步地，所述步骤五中，有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；若有效短路比ESCRDC满足要求，则500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择，将所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一。进一步地，所述步骤六中，有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；计算方案集一中500kV变电站任一回线路N-1故障后的有效短路比；若有效短路比ESCRDC满足要求，则该500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择；将方案集一种所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二。进一步地，所述步骤七中，特高压分层直流接入500kV电网备选方案形成的原则为：若特高压分层直流接入500kV电网容量为4000MW，则建设2个500kV双回送出通道；若特高压分层直流接入500kV电网容量为5000-6000MW，则建设3个500kV双回送出通道。进一步地，所述步骤八中，通过特高压分层直流落点后的有效短路比计算和安全稳定校核(三永N-1、三永N-2故障等)，筛选有效短路比＞2.5且三永N-1、三永N-2故障后系统稳定、无线路功率越热稳限额功率的特高压分层直流接入500kV电网方案。本发明还提供一种特高压分层直流容量和落点选择系统，其改进之处在于，所述系统包括：1000kV电网的初步位置确定模块：依据特高压交流变电站建设情况，用于确定特高压分层直流接入1000kV电网的初步位置；500kV电网的初步位置确定模块：通过电力电量平衡分析，用于确定500kV地区电网有功电力缺额，结合步骤一结果，位于特高压交流变电站附近的500kV变电站即初步选定为特高压分层直流接入500kV电网的初步位置；特高压分层直流输电容量选定模块：用于计算受特高压主变容量、1000kV变电站进出线输电限额约束的特高压分层直流接入1000kV电网容量PDC-1000，进而选定特高压分层直流输电容量；计算模块：用于计算特高压分层直流未落点情况下，各500kV变电站母线短路容量和有效短路比ESCRDC；方案集一选定模块：用于判断有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一；方案集二选定模块：判断方案集一中的有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二；500kV电网备选方案形成模块：依据方案集二，用于形成多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；筛选模块：用于筛选步骤七形成的多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；最终方案推荐模块：结合步骤三和步骤八，用于推荐最终的特高压分层直流容量和落点方案。进一步地，所述方案集一选定模块还用于：有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；若有效短路比ESCRDC满足要求，则500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择，将所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一。进一步地，所述方案集二选定模块还用于：有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；计算方案集一中500kV变电站任一回线路N-1故障后的有效短路比；若有效短路比ESCRDC满足要求，则该500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择；将方案集一种所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二。与最接近的现有技术相比，本发明提供的技术方案具有的优异效果是：本发明的提供的一种特高压分层直流容量和落点选择方法及系统，通过特高压层面线路和变压器输电限额约束确定特高压分层直流输电容量，通过500kV电网短路比评估筛选合理的特高压分层直流接入500kV电网方案，大大简化了特高压分层直流容量和落点选择过程，有效减小了工作量。与其他方法相比，该方法物理意义简单明确，大大减少了不必要的计算分析，指向性明确，可快速确定合理的特高压分层直流容量和落点方案。通过实践结果表明，本发明解决特高压分层直流容量和落点优化选择等技术问题为了上述以及相关的目的，一个或多个实施例包括后面将详细说明并在权利要求中特别指出的特征。下面的说明以及附图详细说明某些示例性方面，并且其指示的仅仅是各个实施例的原则可以利用的各种方式中的一些方式。其它的益处和新颖性特征将随着下面的详细说明结合附图考虑而变得明显，所公开的实施例是要包括所有这些方面以及它们的等同。附图说明图1是本发明提供的特高压分层直流容量和落点选择方法的流程图；图2是本发明提供的具体实施例一的长南荆加强工程投运后河南电网规划网架图；图3是本发明提供的具体实施例一的长南线N-1后线路静稳极限图；图4是本发明提供的具体实施例一的浉河-孝感II线有功功率曲线图；图5是本发明提供的具体实施例一的特高压分层直流接入备选方案网架结构图；图6是本发明提供的具体实施例一的国哈直-南阳线路N-1后其余线路功率示意图；图7是本发明提供的具体实施例一的国哈直-南阳线路N-1后其余线路功率示意图；图8是本发明提供的具体实施例一的国哈直-奚贤线路N-1后其余线路功率示意图；图9是本发明提供的具体实施例一的国哈直-嵖岈线路N-2后其余线路功率示意图；图10是本发明提供的具体实施例一的国哈直-南阳线路N-2后其余线路功率示意图；图11是本发明提供的国哈直-奚贤线路N-2后其余线路功率示意图。具体实施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。以下描述和附图充分地示出本发明的具体实施方案，以使本领域的技术人员能够实践它们。其他实施方案可以包括结构的、逻辑的、电气的、过程的以及其他的改变。实施例仅代表可能的变化。除非明确要求，否则单独的组件和功能是可选的，并且操作的顺序可以变化。一些实施方案的部分和特征可以被包括在或替换其他实施方案的部分和特征。本发明的实施方案的范围包括权利要求书的整个范围，以及权利要求书的所有可获得的等同物。在本文中，本发明的这些实施方案可以被单独地或总地用术语“发明”来表示，这仅仅是为了方便，并且如果事实上公开了超过一个的发明，不是要自动地限制该应用的范围为任何单个发明或发明构思。本发明提供一种特高压分层直流容量和落点选择方法，其流程图如图1所示，包括以下步骤：步骤一：依据特高压交流变电站建设情况，确定特高压分层直流接入1000kV电网的初步位置；步骤二：通过电力电量平衡分析，确定500kV地区电网有功电力缺额，结合步骤一结果，初步选定特高压分层直流接入500kV电网的初步位置；步骤三：计算受特高压主变容量、1000kV变电站进出线输电限额约束的特高压分层直流接入1000kV电网容量，进而选定特高压分层直流输电容量；步骤三中，特高压分层直流接入1000kV电网容量PDC-1000通过式(1)计算得到：PDC-1000＝PAC-send+PTrans-PAC-rec(1)特高压分层直流总容量PDC为：PDC＝2*PDC-1000(2)式中，PTrans为满足变压器N-1故障要求的特高压变电站允许最大下注功率，n为该特高压变电站变压器台数，SN为单台特高压变压器额定视在功率，为变压器功率因数，一般选择0.95，k为变压器短时允许过载系数，一般选择为1.3。PAC-send为该特高压变电站送出线路的稳定限额，PAC-rec为该特高压变电站受入线路的稳定限额。步骤四：计算特高压分层直流未落点情况下，各500kV变电站母线短路容量和有效短路比；步骤四中，有效短路比ESCRDC通过式(3)计算得到：其中Qdc为特高压直流逆变站配置的滤波电容器容量，Sdc为特高压直流换流母线的短路容量，PdN为特高压直流额定功率。步骤五：若有效短路比满足要求，则该500kV变电站可作为落点选择之一；若有效短路比不满足要求，则该500kV变电站不能作为落点选择；形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一；步骤六：计算方案集一中500kV变电站任一回线路N-1故障后的有效短路比；若有效短路比满足要求，则该500kV变电站可作为落点选择之一；若有效短路比不满足要求，则该500kV变电站不能作为落点选择；形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二；所述步骤五和六中，有效短路比ESCRDC的要求为：ESCRDC＞2.5为满足要求，否则为不满足要求。步骤七：依据方案集二，形成多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；步骤七中，备选方案形成的原则为：若特高压分层直流接入500kV电网容量为4000MW，一般考虑建设2个500kV双回送出通道；若特高压分层直流接入500kV电网容量为5000-6000MW，一般考虑建设3个500kV双回送出通道。步骤八：对步骤七形成的多个备选方案，通过特高压分层直流落点后的有效短路比计算和安全稳定校核，筛选最为合理的特高压分层直流接入500kV电网方案；步骤九：结合步骤三和步骤八，推荐最终的特高压分层直流容量和落点方案。实施例一基于同样的发明构思，本发明还提供一种特高压分层直流容量和落点选择系统，其特征在于，所述系统包括：1000kV电网的初步位置确定模块：依据特高压交流变电站建设情况，用于确定特高压分层直流接入1000kV电网的初步位置；500kV电网的初步位置确定模块：通过电力电量平衡分析，用于确定500kV地区电网有功电力缺额，结合步骤一结果，位于特高压交流变电站附近的500kV变电站即初步选定为特高压分层直流接入500kV电网的初步位置；特高压分层直流输电容量选定模块：用于计算受特高压主变容量、1000kV变电站进出线输电限额约束的特高压分层直流接入1000kV电网容量PDC-1000，进而选定特高压分层直流输电容量；计算模块：用于计算特高压分层直流未落点情况下，各500kV变电站母线短路容量和有效短路比ESCRDC；方案集一选定模块：用于判断有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一；方案集二选定模块：判断方案集一中的有效短路比ESCRDC是否满足要求，并形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二；500kV电网备选方案形成模块：依据方案集二，用于形成多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；筛选模块：用于筛选步骤七形成的多个特高压分层直流接入500kV电网备选方案；最终方案推荐模块：结合步骤三和步骤八，用于推荐最终的特高压分层直流容量和落点方案。9、如权利要求8所述的特高压分层直流容量和落点选择系统，其特征在于，所述方案集一选定模块还用于：有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；若有效短路比ESCRDC满足要求，则500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择，将所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集一。10、如权利要求8所述的特高压分层直流容量和落点选择系统，其特征在于，所述方案集二选定模块还用于：有效短路比ESCRDC满足要求的判定原则为：有效短路比ESCRDC＞2.5为满足要求；否则，为不满足要求；计算方案集一中500kV变电站任一回线路N-1故障后的有效短路比；若有效短路比ESCRDC满足要求，则该500kV变电站作为落点选择之一；若有效短路比ESCRDC不满足要求，则500kV变电站不能作为落点选择；将方案集一种所有满足要求的500kV变电站形成特高压分层直流接入500kV电网落点初步选择方案集二。实施例二以长南荆加强工程投运后河南电网规划网架为例，其网架图如图2所示，以河南电网为例验证所提方法的有效性。步骤一：依据特高压交流变电站建设情况，河南电网有南阳特高压变，考虑到长南荆加强工程投产后，特高压南阳变成为南北互供的枢纽，结合特高压网架结构及线路潮流分布，初步选定特高压南阳变作为特高压分层接入1000kV电网的落点；步骤二：通过电力电量平衡分析，豫南地区存在有功电力缺额，结合步骤一特高压电网建设规划，初步选定500kV南阳、嵖岈、嫘祖、奚贤、白河、玉都、浉河分层直流接入500kV电网的落点；步骤三：计算特高压分层直流容量PDC-1000；PDC-1000＝PAC-send+PTrans-PAC-rec规划特高压主变台数为4，则长南线南送方式下，长南线N-1后的静稳极限为8000MW，即PAC-rec＝8000MW，长南线剩余两回线功率如图3所示。受豫鄂断面热稳限值，特高压南荆线稳定限额为4700MW，即PAC-send＝4700MW。此时浉河-孝感双回线功率为2450MW，N-1后浉河-孝感II线有功功率为1950MW，如图4所示。则PDC-1000＝PAC-send+PTrans-PAC-rec＝4700+11115-8000＝7815现有分层直流工程多为8000MW、10000MW、12000MW，为满足受端电力需求，容量应尽量选定大值，并为特高压主变及线路留裕度，故PDC-1000＝12000/2＝6000MW。特高压分层直流总容量PDC为：PDC＝2*PDC-1000＝2*6000＝12000MW步骤四：计算特高压分层直流未落点情况下，取Qdc为3600MVar，各500kV变电站母线短路容量和有效短路比如表1所示。表1各500kV变电站母线短路电流、短路容量和有效短路比母线名称短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比南阳56.4951367.157.96白河55.5650518.417.82玉都41.7137929.785.72嵖岈40.0636430.355.47浉河35.1031914.234.72奚贤34.1531053.304.58步骤五：校核表1中个变电站母线有效短路均大于2.5，满足要求，500kV南阳、白河、嵖岈、玉都、浉河、奚贤构成方案集一。步骤六：计算各个变电站任一回500kV线路故障后的有效短路比，结果如表2-表7所示。表2南阳变一回线路故障后有效短路比断开线路短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比南阳-玉都53.4648610.647.50南阳-白河53.1748351.187.46南阳-香山52.1447415.147.30南阳-嵖岈51.4146748.287.19表3白河变一回线路故障后有效短路比表4嵖岈变一回线路故障后有效短路比断开线路短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比嵖岈-周湾37.4534054.575.08嵖岈-嫘祖37.3833991.225.07嵖岈-浉河36.6633331.574.96嵖岈-南阳34.2431130.714.59表5玉都变一回线路故障后有效短路比断开线路短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比玉都-群英40.5436862.785.54玉都-白河36.3233024.264.90玉都-南阳34.8131650.674.68表6浉河变一回线路故障后有效短路比断开线路短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比浉河-华豫39.5535961.595.39浉河-春申35.0331850.774.71浉河-嵖岈30.8628065.474.08浉河-孝感30.4027641.974.01表7奚贤变一回线路故障后有效短路比方案集一中，所有500kV变电站N-1后有效短路比均大于2.5，满足要求，500kV南阳、白河、嵖岈、玉都、浉河、奚贤构成方案集二。步骤七：由步骤三可知，特高压分层直流接入500kV电网容量为6000MW，一般考虑建设3个500kV双回送出通道。依据步骤五形成的方案集二，依次对每个500kV变电站进行分析。(1)考虑到分层特高压直流1000kV接入特高压南阳变1000kV母线侧，500kV落点应接近特高压南阳变，故选择500kV南阳变作为备选站点；(2)考虑到500kV白河站短路电流已较高，若接入特高压直流，短路电流将进一步提升，不推荐作为备选站点；(3)考虑到内乡大电源通过群英站后接入玉都站，若作为特高压直流落点，特高压直流注入功率会同内乡电厂发电功率相互制约，不推荐作为备选站点；(4)考虑豫东南缺电，嵖岈、浉河可选一站作为备选站点，南阳至嵖岈已有线路运行，考虑特高压直流落点π接入该线路，推荐500kV嵖岈变作为备选站点；(5)考虑特高压直流落点奚贤后，可提升奚贤短路容量，加强豫鄂断面，推荐500kV奚贤变作为备选站点。综上所述，推荐方案为特高压分层直流通过500kV双回线落点500kV南阳、500kV嵖岈、500kV奚贤，所形成的备选方案如图5所示计算分层特高压直流接入后方案集2中各500kV母线短路电流、短路容量及有效短路比，结果如表8所示表8各500kV变电站母线短路电流、短路容量和有效短路比母线名称短路电流(kA)短路容量(MW)有效短路比南阳53.0548242.097.44白河50.6146024.377.07嵖岈44.0540051.906.08奚贤40.2536600.105.50玉都36.7533413.384.97浉河35.5332310.344.79步骤八：安全稳定校核。国哈直-嵖岈线路N-1后，其余线路功率如图6所示。国哈直-南阳线路N-1后，其余线路功率如图7所示。国哈直-奚贤线路N-1后，其余线路功率如图8所示。国哈直-嵖岈线路N-2后，其余线路功率如图9所示。国哈直-南阳线路N-2后，其余线路功率如图10所示。国哈直-奚贤线路N-2后，其余线路功率如图11所示。由图6-图11可知，特高压分层直流500kV出线N-1、N-2故障后，系统均保持稳定，其余线路均不超过热稳限额，且潮流分布均匀。步骤九：结合步骤三和步骤八，推荐该方案。以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的本发明的权利要求保护范围之内。当前第1页1 2 3