本发明涉及电力系统方案规划
技术领域：
，并且更具体地，涉及一种适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法及系统。
背景技术：
：我国风能、太阳能等新能源分布集中、与负荷中心距离较远，目前“三北”地区风电、太阳能等新能源的大范围消纳主要依托特高压直流通道远距离外送来完成。随着新能源并网规模的日益增加，常规电源所占装机比例大幅减小，光伏和风电等新能源电源已经取代水电、火电等常规电源的主导地位，送端电网电源结构发生了重要变化。另外随着特高压直流工程的建设，送端电网将转变为交直流混联电网，送端电网特性也将发生重大变化：(1)由于新能源机组不具备常规机组的转动惯量特性，从而造成送端电网转动惯量和等效规模不断减小，频率调节能力持续下降，特别是特高压直流工程建成后，系统扰动后易出现大量功率盈余，电网存在频率越限甚至稳定破坏风险。(2)光伏机组在交流电网电压跌落时，将大幅增加无功损耗，而由于常规电源在新能源大发情况下开机受到限制，系统动态无功储备大幅下降，使得系统在大扰动情况下电压恢复困难。(3)特高压直流建成后，影响送端交直流混联电网稳定性的主要因素将聚焦于直流近区，如：交流故障造成直流输送功率下降，进而引发潮流大范围转移造成的功角、电压、频率等问题。总而言之，规模化新能源并网和特高压直流接入后，使得送端电网电力电子化特征凸显，电网稳定形态更加复杂，系统安全稳定运行与控制规律面临全新挑战。目前围绕新能源背景下特高压直流工程的相关研究多聚焦于直流受端电网，而考虑特高压直流接入后高渗透率新能源外送电网的研究较少，且现有研究多是针对某一具体工程或具体问题，而缺乏对特高压接入后高渗透率新能源外送电网的整体规划方法。技术实现要素：本发明提出一种适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法及系统，以解决如何确定特高压直流接入后含高渗透率新能源外送电网的规划方案问题。为了解决上述问题，根据本发明的一个方面，提供了一种适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法，所述方法包括：步骤1，根据送端电网信息和多个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建；步骤2，分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域；步骤3，确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案；步骤4，基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式；步骤5，针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，若满足，则进入步骤7，若不满足，则进入步骤6；步骤6，对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，并返回步骤4；步骤7，对每个接入规划方案进行多角度综合评价，并根据评价的结果确定最优电网规划方案。优选地，其中所述根据送端电网信息和新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建，包括：获取送端电网的现状及规划资料信息，包括：网架结构、发电机参数、负荷参数、线路参数和变压器参数；获取每个新能源厂站的现状及规划资料信息，包括：风电场装机容量、风电机组类型及其参数、风电并网规划方案、升压变参数和并网线路参数；根据送端电网信息和每个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件分别搭建送端电网初始规划方案下的进行仿真的潮流计算数据以及每个新能源厂站及其并网系统的进行仿真的潮流计算数据。优选地，其中所述分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域，包括：分别获取夏天大方式、夏天小方式、冬天大方式和冬天小方式下每个分区的负荷数据；分别获取每个分区的电力组织数据，其中所述电力组织数据包括：每个分区火电、水电的常规机组的装机容量，每个分区风电、光伏的新能源机组的装机容量以及每个分区的外来电力规模值；根据所述每个分区的负荷数据和电力组织数据，分别计算每个分区的电力盈余值，并选取电力盈余值大于0的分区作为送端直流落点备选区域。优选地，其中利用如下公式计算电力盈余值:ps＝pg+png+pt-pl，其中，pl为负荷数据；ps为电力盈余值；pg为分区火电、水电的常规机组的装机容量，png为分区风电、光伏的新能源机组的装机容量；pt为分区的外来电力规模值。优选地，其中所述确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案，包括：从所述送端直流落点备选区域中选取多个节点作为直流落点备选节点，并指定对应的接入规划方案；利用电力系统计算分析软件计算每个直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比；选取直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比大于等于预设阈值的直流落点备选节点作为送端电网特高压直流落点。优选地，其中所述基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式，包括：根据新能源出力特性，建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季高峰负荷典型运行方式，依据电力平衡关停送端电网相应容量的常规发电机组，控制重要断面输送功率接近稳定限额，调整母线电压至允许运行范围低限；建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季低谷负荷典型运行方式，调整母线电压至允许运行范围高限。优选地，其中所述针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，若满足，则进入步骤7，，则确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，否则，进入步骤6，包括：针对每个接入规划方案，在枯季高峰负荷典型运行方式全开机条件下对送端电网500kv或750kv各母线短路电流水平进行评估，判断各母线短路电流是否超出其母线开关额定遮断电流，其中，若各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则直接进入步骤6；反之，继续；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的潮流转移特性进行分析，判断n-1故障后剩余线路有功潮流是否超出其热稳定极限功率值，其中，若n-1故障后剩余线路有功潮流超出其热稳定极限功率值，则直接进入步骤6；反之，继续；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的暂态功角、电压、频率稳定性进行分析，判断n-1故障发生后系统是否能够保持安全稳定运行，即送端交流系统保持同步稳定运行且特高压直流保持稳定送出，其中，若n-1故障发生后系统能够保持安全稳定运行，则直接确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，反之，进入步骤6。优选地，其中所述对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，并返回步骤4，包括：若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则针对电磁环网解环、开断线路或母线分裂运行对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并返回步骤4；若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为n-1故障后超出热稳或暂态失稳，则针对协调新能源机组与常规机组开机方式、调整直流近区网架结构和直流近区加强动态无功补偿装置对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并返回步骤4。根据本发明的另一个方面，提供了一种适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划系统，所述系统包括：仿真数据搭建单元，用于根据送端电网信息和多个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建；备选区域确定单元，用于分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域；接入规划方案确定单元，用于确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案；典型运行方式建立单元，用于基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式；安全稳定性评估单元，用于针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则；接入规划方案改进单元，用于对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进；最优电网规划方案确定单元，用于对每个接入规划方案进行多角度综合评价，并根据评价的结果确定最优电网规划方案。优选地，其中所述仿真数据搭建单元，根据送端电网信息和新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建，包括：获取送端电网的现状及规划资料信息，包括：网架结构、发电机参数、负荷参数、线路参数和变压器参数；获取每个新能源厂站的现状及规划资料信息，包括：风电场装机容量、风电机组类型及其参数、风电并网规划方案、升压变参数和并网线路参数；根据送端电网信息和每个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件分别搭建送端电网初始规划方案下的进行仿真的潮流计算数据以及每个新能源厂站及其并网系统的进行仿真的潮流计算数据。优选地，其中所述备选区域确定单元，分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域，包括：分别获取夏天大方式、夏天小方式、冬天大方式和冬天小方式下每个分区的负荷数据；分别获取每个分区的电力组织数据，其中所述电力组织数据包括：每个分区火电、水电的常规机组的装机容量，每个分区风电、光伏的新能源机组的装机容量以及每个分区的外来电力规模值；根据所述每个分区的负荷数据和电力组织数据，分别计算每个分区的电力盈余值，并选取电力盈余值大于0的分区作为送端直流落点备选区域。优选地，其中在所述备选区域确定单元，利用如下公式计算电力盈余值:ps＝pg+png+pt-pl，其中，pl为负荷数据；ps为电力盈余值；pg为分区火电、水电的常规机组的装机容量，png为分区风电、光伏的新能源机组的装机容量；pt为分区的外来电力规模值。优选地，其中所述接入规划方案确定单元，确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案，包括：从所述送端直流落点备选区域中选取多个节点作为直流落点备选节点，并指定对应的接入规划方案；利用电力系统计算分析软件计算每个直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比；选取直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比大于等于预设阈值的直流落点备选节点作为送端电网特高压直流落点。优选地，其中所述典型运行方式建立单元，基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式，包括：根据新能源出力特性，建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季高峰负荷典型运行方式，依据电力平衡关停送端电网相应容量的常规发电机组，控制重要断面输送功率接近稳定限额，调整母线电压至允许运行范围低限；建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季低谷负荷典型运行方式，调整母线电压至允许运行范围高限。优选地，其中所述安全稳定性评估单元，针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，包括：针对每个接入规划方案，在枯季高峰负荷典型运行方式全开机条件下对送端电网500kv或750kv各母线短路电流水平进行评估，判断各母线短路电流是否超出其母线开关额定遮断电流，其中，若各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则直接进入接入规划方案改进单元；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的潮流转移特性进行分析，判断n-1故障后剩余线路有功潮流是否超出其热稳定极限功率值，其中，若n-1故障后剩余线路有功潮流超出其热稳定极限功率值，则直接进入接入规划方案改进单元；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的暂态功角、电压、频率稳定性进行分析，判断n-1故障发生后系统是否能够保持安全稳定运行，即送端交流系统保持同步稳定运行且特高压直流保持稳定送出，其中，若n-1故障发生后系统能够保持安全稳定运行，则直接确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，反之，进入接入规划方案改进单元。优选地，其中所述接入规划方案改进单元，对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，包括：若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则针对电磁环网解环、开断线路或母线分裂运行对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并进入典型运行方式建立单元；若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为n-1故障后超出热稳或暂态失稳，则针对协调新能源机组与常规机组开机方式、调整直流近区网架结构和直流近区加强动态无功补偿装置对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并进入典型运行方式建立单元。本发明提供了一种适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法及系统，首先依据电力流平衡的分析结果，对特高压直流落点进行选择，且考虑并网新能源的出力特性，建立系统典型运行方式，在此基础上完成送端电网各典型运行方式下集潮流转移特性分析、功角稳定分析、电压稳定分析、频率稳定分析、短路电流分析及于一体的安全稳定评估，并对不满足n-1准则的系统薄弱环节，针对性地提出加强或改进措施，从而形成送端电网的最终规划方案。本发明基于新能源出力特性建立了送端电网典型运行方式，评估了高比例新能源集中并网后送端电网运行特性的变化；考虑了特高压直流接入后送端交直流电网间的相互影响，并从短路电流、潮流转移、电压稳定、频率稳定多角度对送端电网进行了安全稳定评估，可简单快速的判定出特高压直流接入后可能出现的线路过载、电压失稳等问题，能够适用于大规模电力系统的安全稳定评估，具有很好的可计算性和广泛适应性，可以作为规划设计及调度运行部门的主要分析工具，有利于全面准确评估高渗透率新能源背景下弱送端电网和特高压直流的相互影响和安全性瓶颈，对电力系统规划和运行人员具有实际较好的实际指导意义和应用价值。附图说明通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：图1为根据本发明实施方式的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法100的流程图；图2为根据本发明实施方式的某省750kv网架初始规划示例图；图3为根据本发明实施方式的某特高压直流接入系统方案示例图；图4为根据本发明实施方式的特高压直流接入后某省750kv网架最终规划示例图；以及图5为根据本发明实施方式的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划系统500的结构示意图。具体实施方式现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属
技术领域：
的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属
技术领域：
的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。图1为根据本发明实施方式的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法100的流程图。如图1所示，本发明的实施方式提供的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法及系统，首先依据电力流平衡的分析结果，对特高压直流落点进行选择，且考虑并网新能源的出力特性，建立系统典型运行方式，在此基础上完成送端电网各典型运行方式下集潮流转移特性分析、功角稳定分析、电压稳定分析、频率稳定分析、短路电流分析及于一体的安全稳定评估，并对不满足n-1准则的系统薄弱环节，针对性地提出加强或改进措施，从而形成送端电网的最终规划方案。本发明考虑了高渗透率新能源集中并网后送端电网的特性变化，提升了特高压直流接入后送端交直流混联电网的动态稳定特性，有利于全面准确评估高渗透率新能源背景下弱送端电网和特高压直流的相互影响和安全性瓶颈，对电力系统规划和运行人员具有实际较好的实际指导意义和应用价值。本发明的实施方式提供的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法100从步骤101处开始，在步骤101，根据送端电网信息和多个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建。优选地，其中所述根据送端电网信息和新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建，包括：获取送端电网的现状及规划资料信息，包括：网架结构、发电机参数、负荷参数、线路参数和变压器参数；获取每个新能源厂站的现状及规划资料信息，包括：风电场装机容量、风电机组类型及其参数、风电并网规划方案、升压变参数和并网线路参数；根据送端电网信息和每个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件分别搭建送端电网初始规划方案下的进行仿真的潮流计算数据以及每个新能源厂站及其并网系统的进行仿真的潮流计算数据。在本发明的实施方式中，根据送端电网信息和多个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件bpa搭建送端电网初始规划方案下的bpa潮流、稳定计算数据以及各新能源厂站及其并网系统的bpa潮流、稳定计算数据。优选地，在步骤102，分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域。优选地，其中所述分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域，包括：分别获取夏天大方式、夏天小方式、冬天大方式和冬天小方式下每个分区的负荷数据；分别获取每个分区的电力组织数据，其中所述电力组织数据包括：每个分区火电、水电的常规机组的装机容量，每个分区风电、光伏的新能源机组的装机容量以及每个分区的外来电力规模值；根据所述每个分区的负荷数据和电力组织数据，分别计算每个分区的电力盈余值，并选取电力盈余值大于0的分区作为送端直流落点备选区域。优选地，其中利用如下公式计算电力盈余值:ps＝pg+png+pt-pl，其中，pl为负荷数据；ps为电力盈余值；pg为分区火电、水电的常规机组的装机容量，png为分区风电、光伏的新能源机组的装机容量；pt为分区的外来电力规模值。优选地，在步骤103，确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案。优选地，其中所述确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案，包括：从所述送端直流落点备选区域中选取多个节点作为直流落点备选节点，并指定对应的接入规划方案；利用电力系统计算分析软件计算每个直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比；选取直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比大于等于预设阈值的直流落点备选节点作为送端电网特高压直流落点。在本发明的实施方式中，设置预设阈值为3，根据电网规划和实际调度运行经验，从直流落点备选区域中选取若干节点作为直流落点备选节点，并制定相应直流接入规划方案；运行bpa的短路电流计算程序，计算各备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比escr；判断各节点的escr是否大于3，若escr<3，则筛除该备选节点及相应规划方案。优选地，在步骤104，基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式。优选地，其中所述基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式，包括：根据新能源出力特性，建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季高峰负荷典型运行方式，依据电力平衡关停送端电网相应容量的常规发电机组，控制重要断面输送功率接近稳定限额，调整母线电压至允许运行范围低限；建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季低谷负荷典型运行方式，调整母线电压至允许运行范围高限。优选地，在步骤105，针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，若满足，则进入步骤107，若不满足，则进入步骤106。优选地，其中所述针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，若满足，则进入步骤107，，则确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，否则，进入步骤106，包括：针对每个接入规划方案，在枯季高峰负荷典型运行方式全开机条件下对送端电网500kv或750kv各母线短路电流水平进行评估，判断各母线短路电流是否超出其母线开关额定遮断电流，其中，若各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则直接进入步骤106；反之，继续；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的潮流转移特性进行分析，判断n-1故障后剩余线路有功潮流是否超出其热稳定极限功率值，其中，若n-1故障后剩余线路有功潮流超出其热稳定极限功率值，则直接进入步骤106；反之，继续；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的暂态功角、电压、频率稳定性进行分析，判断n-1故障发生后系统是否能够保持安全稳定运行，即送端交流系统保持同步稳定运行且特高压直流保持稳定送出，其中，若n-1故障发生后系统能够保持安全稳定运行，则直接确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，反之，进入步骤106。优选地，在步骤106，对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，并返回步骤104。优选地，其中所述对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，并返回步骤104，包括：若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则针对电磁环网解环、开断线路或母线分裂运行对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并返回步骤104；若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为n-1故障后超出热稳或暂态失稳，则针对协调新能源机组与常规机组开机方式、调整直流近区网架结构和直流近区加强动态无功补偿装置对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并返回步骤104。优选地，在步骤107，对每个接入规划方案进行多角度综合评价，并根据评价的结果确定最优电网规划方案。以下具体举例说明本发明的实施方式某省级qh电网2020年规划建设特高压直流外送通道，电压等级±800kv，输送功率为10000mw。图2为根据本发明实施方式的某省750kv网架初始规划示例图。如图2所示，特高压直流接入前该电网750kv主网架2020年初始规划网架图分为hx分区、db分区和hn分区，大规模新能源机组通过hx、td、tl、hn750kv变电站下接的330kv变电站并网。2020年该电网最大负荷11800mw，电源总装机容量54604mw，其中水电16372mw，占总装机容量的29.98％；火电5098mw，占总装机容量的9.34％；风电7105mw，占总装机容量的13.01％；光伏24000mw，占总装机容量的43.95％；光热2030mw，占总装机容量的3.72％。常规机组占比39.32％，新能源机组占比60.68％。2020年规划建设特高压直流外送通道，电压等级±800kv，输送功率为10000mw，2020年该省新能源规划装机总规模为33140mw，其中：光伏装机24000mw，风电装机7110mw，光热装机2030mw。步骤1：qh电网规划资料、新能源厂站规划资料调研收集及bpa仿真数据搭建。步骤2：qh电网各分区电力流平衡分析。根据qh各分区电网2020年负荷预测值及外来电力情况，各分区电力流平衡分析结果如表1所示，单位为mw：表1各分区电力流平衡分析结果电网分区冬季大方式夏季大方式冬季小方式夏季小方式db分区缺额-5500-4780-4001910hx分区送出5540507034002860hn分区送出146201484052705700由表1可知，hx、hn分区可作为直流送端落点的备选区域。考虑到特高压直流规划输送功率为10000mw，在保证省内电力流向正常，潮流分布合理，无大范围转移、无较大迂回的前提下，故选择hn分区作为直流送端落点的备选区域。步骤3：特高压直流落点接入系统方案选择.依据前述直流落点需求，hn地区可以选择的接入点只有tl、hn、td三座变电站，特高压直流接入系统方案为通过三回750kv线路将直流换流站与接入点相连，如图3所示。特高压直流接入不同750kv变电站时送端有效短路比escr计算结果如表2所示。表2各接入点的直流环流母线有效短路比escr变电站hntltd有效短路比(escr)3.403.542.23根据表2可知，特高压直流接入点宜选择tl或hn750kv变电站，为节省投资，减少直流配套调相机数量及新建直流线路长度，因此选择特高压直流落点为hn变电站。步骤4：建立qh电网典型运行方式。根据qh电网负荷及新能源出力特性，建立qh电网典型方式，其负荷和出力情况具体如表3所示：表3典型方式负荷及出力情况步骤5：qh电网安全稳定性评估。步骤5-1：qh电网750kv母线短路电流评估。大规模新能源并网后，为满足新能源的送出需求，2020年750kv网架形成“日”字型双环网结构，大方式下，qh电网全开机计算条件下，根据短路电流评估计算结果，xn、rys750kv母线三相短路电流超出其开关额定遮断电流63ka。步骤5-2：qh750kv电网潮流转移特性分析。大、小方式下，tl变电站汇集大规模新能源出力，tl～hn双回线路有功功率超过9000mw，该线路“n-1”情况下剩余一回线路有功功率达8000mw，大大超出其热稳极限；特高压直流单极闭锁故障后，系统各元件均不会出现过载情况。步骤5-3：n-1故障后功角、电压、频率稳定性分析。hn～xn双回750kv线路xn侧发生三永n-1故障后，故障后引起特高压直流换流母线电压急剧下降，特高压直流发生换向失败且无法恢复，直流功率无法稳定送出，最终导致系统功角、电压、频率失稳；特高压直流单极闭锁故障后，系统能够保持稳定运行。步骤6：提出改进或加强措施。针对短路电流xn、rys750kv母线三相短路电流超标问题，考虑断开rys～xn双回750kv线路。针对tl～hn双回线路“n-1”后过载问题，考虑建设tl～hn第三回输电线路。针对hn～xn双回线路“n-1”故障后系统功角、电压、频率失稳问题，考虑建设hn～xn第三回输电线路。综合上述改进措施，搭建相关计算模型，更新潮流、稳定数据，重新进行改进规划方案的安全稳定评估。步骤7：给出高比例新能源背景下特高压直流接入后qh电网的最终规划方案，具体的特高压直流接入后某省750kv网架最终规划示例图如图4所示。本发明的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法计算比较方便，概念清晰，在甘肃电网、青海电网等实际电网中得到了应用和验证。图5为根据本发明实施方式的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划系统500的结构示意图。如图5所示，本发明实施方式的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划系统500包括：仿真数据搭建单元501、备选区域确定单元502、接入规划方案确定单元503、典型运行方式建立单元504、安全稳定性评估单元505、接入规划方案改进单元506和最优电网规划方案确定单元507。优选地，在所述仿真数据搭建单元501，根据送端电网信息和多个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建。优选地，其中所述仿真数据搭建单元，根据送端电网信息和新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件进行仿真数据搭建，包括：获取送端电网的现状及规划资料信息，包括：网架结构、发电机参数、负荷参数、线路参数和变压器参数；获取每个新能源厂站的现状及规划资料信息，包括：风电场装机容量、风电机组类型及其参数、风电并网规划方案、升压变参数和并网线路参数；根据送端电网信息和每个新能源厂站信息利用电力系统计算分析软件分别搭建送端电网初始规划方案下的进行仿真的潮流计算数据以及每个新能源厂站及其并网系统的进行仿真的潮流计算数据。优选地，在所述备选区域确定单元502，分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域。优选地，其中所述备选区域确定单元，分别对送端电网的每个分区进行电力流平衡计算，确定送端直流落点备选区域，包括：分别获取夏天大方式、夏天小方式、冬天大方式和冬天小方式下每个分区的负荷数据；分别获取每个分区的电力组织数据，其中所述电力组织数据包括：每个分区火电、水电的常规机组的装机容量，每个分区风电、光伏的新能源机组的装机容量以及每个分区的外来电力规模值；根据所述每个分区的负荷数据和电力组织数据，分别计算每个分区的电力盈余值，并选取电力盈余值大于0的分区作为送端直流落点备选区域。优选地，其中在所述备选区域确定单元，利用如下公式计算电力盈余值:ps＝pg+png+pt-pl，其中，pl为负荷数据；ps为电力盈余值；pg为分区火电、水电的常规机组的装机容量，png为分区风电、光伏的新能源机组的装机容量；pt为分区的外来电力规模值。优选地，在所述接入规划方案确定单元503，确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案。优选地，其中所述接入规划方案确定单元，确定至少一个送端电网特高压直流落点及对应的接入规划方案，包括：从所述送端直流落点备选区域中选取多个节点作为直流落点备选节点，并指定对应的接入规划方案；利用电力系统计算分析软件计算每个直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比；选取直流落点备选节点直流换流母线的多馈入有效短路比大于等于预设阈值的直流落点备选节点作为送端电网特高压直流落点。优选地，在所述典型运行方式建立单元504，基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式。优选地，其中所述典型运行方式建立单元，基于新能源出力特性建立送端电网典型运行方式，包括：根据新能源出力特性，建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季高峰负荷典型运行方式，依据电力平衡关停送端电网相应容量的常规发电机组，控制重要断面输送功率接近稳定限额，调整母线电压至允许运行范围低限；建立新能源大发、特高压直流大容量送出且枯季低谷负荷典型运行方式，调整母线电压至允许运行范围高限。优选地，在所述安全稳定性评估单元505，针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则。优选地，其中所述安全稳定性评估单元，针对每个接入规划方案，分别对所述送端电网运行方式下的送端交直流混联电网的安全稳定性进行评估，判断是否满足n-1故障准则，包括：针对每个接入规划方案，在枯季高峰负荷典型运行方式全开机条件下对送端电网500kv或750kv各母线短路电流水平进行评估，判断各母线短路电流是否超出其母线开关额定遮断电流，其中，若各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则直接进入接入规划方案改进单元；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的潮流转移特性进行分析，判断n-1故障后剩余线路有功潮流是否超出其热稳定极限功率值，其中，若n-1故障后剩余线路有功潮流超出其热稳定极限功率值，则直接进入接入规划方案改进单元；对送端电网500kv或750kv线路及主变n-1故障、特高压直流单极闭锁故障的暂态功角、电压、频率稳定性进行分析，判断n-1故障发生后系统是否能够保持安全稳定运行，即送端交流系统保持同步稳定运行且特高压直流保持稳定送出，其中，若n-1故障发生后系统能够保持安全稳定运行，则直接确定特高压直流接入的高渗透率新能源外送电网规划方案，反之，进入接入规划方案改进单元。优选地，在所述接入规划方案改进单元506，对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进。优选地，其中所述接入规划方案改进单元，对不满足n-1故障准则的接入规划方案进行分析，并对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，包括：若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为各母线短路电流超出其母线开关额定遮断电流，则针对电磁环网解环、开断线路或母线分裂运行对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并进入典型运行方式建立单元；若接入规划方案不满足n-1故障准则的原因为n-1故障后超出热稳或暂态失稳，则针对协调新能源机组与常规机组开机方式、调整直流近区网架结构和直流近区加强动态无功补偿装置对所述不满足n-1故障准则的接入规划方案进行改进，根据改进的接入规划方案利用电力系统计算分析软件进行数据建模，更新改进的接入规划方案下的潮流计算数据，并进入典型运行方式建立单元。优选地，在所述最优电网规划方案确定单元507，对每个接入规划方案进行多角度综合评价，并根据评价的结果确定最优电网规划方案。本发明的实施例的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划系统500与本发明的另一个实施例的适用于含高渗透率新能源的特高压直流外送电网规划方法100相对应，在此不再赘述。已经通过参考少量实施方式描述了本发明。然而，本领域技术人员所公知的，正如附带的专利权利要求所限定的，除了本发明以上公开的其他的实施例等同地落在本发明的范围内。通常地，在权利要求中使用的所有术语都根据他们在
技术领域：
的通常含义被解释，除非在其中被另外明确地定义。所有的参考“一个/所述/该[装置、组件等]”都被开放地解释为所述装置、组件等中的至少一个实例，除非另外明确地说明。这里公开的任何方法的步骤都没必要以公开的准确的顺序运行，除非明确地说明。当前第1页12