CN103036230A - 一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法 - Google Patents

Abstract

一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，属变配电领域。其将待分析电网划分为区外电网和区内电网两部分；对区域内500kV电网详细模拟，对区外电网及区内低电压网络进行等值简化；用基于经验的动态等值方法将区外电网用等值发电机来得到区外简化电网；用基于物理等效的动态等值方法，对区内低电压网络进行等值简化得到最终的区内简化电网；在区外电网动态等值及区内电网动态等值后，分别对等值效果进行校核；通过比较简化电网与实际电网在相同故障下的动态响应曲线，校核整个动态等值原则和方法的有效性。其降低了等值系统状态量和微分方程数目，提高系统分析计算效率，可广泛用于混联大电网的分析计算以及电网的调度管理领域。

Description

一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法

技术领域

本发明属于变、配电领域，尤其涉及一种用于交直流混联大电网的动态等值方法。

背景技术

目前，我国电力系统正在迅速发展，西电东送、南北互联、交直流联合输电以及大区域联网运行使得系统日益庞大、复杂。即使进行离线机电暂态仿真时，都十分困难。因为大型电力系统的动态元件数目较多，电网结构、特性、运行方式都很复杂，系统的暂态过程又是强非线性过程，所要求的计算机存储量很大，计算时间也较长，而计算机的机时、内存、数据准备等等往往不足以满足复杂的大型电力系统的分析研究，还需知道整个系统的全部信息(包括系统中所有元件的参数及运行状况)，从而显得困难重重。同时大量大功率电力电子设备，如：直流输电、SVC（StaticVar Compensator，静止无功补偿器）、TCSC（Thyristor Controlled SeriesCompensation晶闸管控制串联电容器补偿技术）设备和各种快速自动控制装置的广泛应用，使得电网的动态特性日趋复杂。

基于基波、相量、序分析的机电暂态仿真软件在仿真HVDC系统和FACTS等电力电子设备均采用准稳态模型模拟，对其快速暂态特性和非线性元件引起的波形均不能反映；而电磁暂态分析软件由于其系统所有元件的动态特性均采用微分方程表示使得其计算步长小、计算量大，因此，其仿真规模不大。对大规模电力系统直接进行离线机电暂态分析、电磁暂态分析、在线动态安全评估及控制系统设计是非常困难的，所以有必要对其进行等值简化。

在分析研究大规模电力系统动态行为时，往往也只是对其中一部分区域感兴趣，该部分区域需要详细描述以准确反映系统的动态行为，通常称这一部分区域为内部系统（研究系统）；而对其余部分区域，研究中只考虑其对内部系统的影响，其本身不必详细描述，可进行降阶简化，该部分拟作简化的区域称为外部系统。

通过系统简化可以突出主要矛盾，对于掌握研究系统的主要特征，是十分必要的。这种保留研究系统不变，而对外部系统在保证其对研究系统的动态响应不畸变的条件下，进行简化的过程称为动态等值。

历史上对大型电力系统有许多经验性的动态等值方法。例如，将远离研究区域的发电机、负荷和网络用一台（或几台）等值的发电机或等值负荷表示，甚至简化为无穷大母线。相应地网络也简化，消去大量节点，原节点上的非线性负荷也移置到保留节点上去。但这些经验等值的缺点是：

(1)极大地依赖于经验和主观判断；

(2)方法粗糙、精度差、可能畸变原系统的动态特征；

(3)所用的方法不系统、不严格、不通用等。

申请公布日为2011年12月14日，申请公布号为CN 102280884A的中国发明专利申请中公开了一种电网等值方法，其对待研究发电机组外部系统进行简化，将远方复杂大电网和近端同母线机组分别等值为无穷大母线和动态机组。该方法适合应用于励磁系统建模参数时域校核和PSS参数优化等方面，能更好的反映外部系统特性，在简化电力系统仿真计算的同时，提高仿真计算精度。但其只能适用于发电机组的励磁系统建模，无法应用到交直流混联大电网的动态等值计算中，亦为考虑到工程应用的问题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其对区外电网和区内低压系统进行等值简化，大大降低了等值系统的状态量和微分方程数目，用对等值系统的研究代替对原系统的研究，这样既能节省人力和物力，抓住了主要矛盾，在保证必要精度的前提下可以极大地提高系统分析计算效率，从而可以有效地对大规模电力系统进行机电暂态仿真、电磁暂态仿真以及实时仿真的研究。

本发明的技术方案是：提供一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态等值方法包括下列步骤：

1-1、根据电网特性的不同、动态等值研究的对象以及等值后电网仿真研究的目标，将待分析电网划分为区外电网和区内电网两部分；

1-2、对区域内的500kV电网详细模拟，对区外电网以及区内的低电压网络进行等值简化；

1-3、对区外电网采用基于经验的动态等值方法，将区外电网用等值发电机来表示，得到区外简化电网；

1-4、采用基于物理等效的动态等值方法，对区内低电压网络进行等值简化，得到最终的区内简化电网；

1-5、在区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核；

1-6、通过比较简化电网与实际电网在相同故障下的动态响应曲线，校核整个动态等值原则和方法的有效性。

其所述的动态等值方法用等值简化电网代替原电网进行电磁暂态仿真和实时仿真研究，分析多回直流之间的相互影响，以及直流故障和直流落点附近交流故障下交直流系统之间的相互影响。

其中，所述动态等值方法选择直流闭锁以及直流落点附近的交流故障作为故障集；基于这些故障扰动，进行同调机群的划分以及系统的动态等值，同时也校核等值电网在这些故障扰动下是否具有跟原系统相同的动态响应特性。

其所述动态等值的方法保证等值前后，区内500kV电网在直流闭锁故障以及直流落点附近交流故障等预想的故障集下具有相近的动态响应特性。

其所述的动态响应曲线至少包括发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线。

具体的，在所述区外电网的等值简化步骤中，保留区内电网的所有外部受电通道；保留区外网送至区内网的全部直流线路和送端换流站；保留区外网送至区内网的特高压交流送电线路；保留区外网特高压线路以及相连的变电站和发电厂；区外网低电压网络采用等值负荷与等值发电机的组合进行模拟；区外电网对区内电网扰动的动态响应通过等值的发电机来模拟；区外网的直流送端与区外网等值发电机直接相连；其余区外网络全部简化。

其中，所述的等值发电机均采取无穷大机组模型。

其对所述低电压网络进行等值简化，包括对区内电网中220kV及以下低电压网络进行等值。

在所述区外电网的等值简化步骤中，采用基于物理等效的等值方法，对于直流落点附近的220kV电网，表示为发电机和负荷的组合；对于其它远离直流的220kV电网等值为负荷；其过程如下：对给定故障集进行短路计算，计算母线残压，初步确定等值模型的区域划分；分别统计区域内接入220kV及以下网络的发电机组的容量及动能，以及它们占区域内所有发电机组容量和动能的比重，结合残压数据，确定区域220kV系统等值模型；对不同的等值模型，确定模型参数，得到区内简化电网；通过调整区内等值负荷的功率值，使得区内电网简化前后的潮流计算结果一致；再校核动态等值方案的效果，对比相同扰动下等值前后重要的发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线，观察两者是否接近；最后对简化电网进行适应性分析，评估动态等值方案在其他故障类型、运行方式发生变化以及网架发生变化等情况下的有效性。

其中，所述等值为负荷的具体步骤如下：

10-1、对原网络进行潮流计算，将该500kV节点所接多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该节点下所有变压器220kV侧下送功率，累加后作为总负荷接于等值变压器220kV侧。如有第三绕组（35kV），统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

10-2、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率值，保证等值前后系统潮流基本一致；

10-3、对等值后系统进行时域仿真，对比等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑采用负荷加发电机的动态仿真模型。

其所述等值为发电机加负荷模型的具体步骤如下：

11-1、发电机容量及等值负荷容量的确定

对原网络进行潮流计算，将该500kV变电站内接于同一母线的多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该母线所有变压器220kV侧下送功率，可得220kV侧出等值出力为P_∑+jQ_∑；

如有35kV第三绕组，统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

统计接入220kV分区中运行的发电机总容量，所述接入220kV分区中运行的发电机总容量不包括与500kV电网直接相连的发电机，累加后得到等值发电机容量，记为P_G+jQ_G；

计算等值负荷功率为：P_L+jQ_L＝(P_∑+P_G)+j(Q_∑+Q_G)，

11-2、等值发电机的次暂态电抗x″_d采用聚合的方式获得，即

$x_d^{\′\′}=\frac{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j{x}_{\mathrm{dj}}^{\′\′}}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-1)$

式中，g为该分区内发电机总数，S_j为第j台发电机的额定容量，x″_dj为第j台发电机的次暂态电抗。

将此参数转化成以系统基准容量为参考的标幺值，即

$x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=x_d^{\′\′}\frac{S_B}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-2)$

发电机升压变的参数根据等值前后母线短路电流保持相同的要求来确定；

在等值前网络中，该500kV母线上三相短路，统计该母线220kV提供的短路电流I″；

在潮流计算程序BPA中计算短路，不考虑潮流影响，即E＝1，则有

$x_{T1\left(S_B\right)}+x_{T2\left(S_B\right)}+x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=\frac{1}{I^{\′\′}},$ 即 $x_{T2\left(S_B\right)}=\frac{1}{I^{\′\′}}-x_{T1\left(S_B\right)}-x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}$

式中，S_B为系统基准容量，默认为100MVA，进而计算出升压变压器等值电抗x_T2；

对于等值发电机转动惯量，采用下式计算

$H=\mathrm{\Σ}{H}_N=(H_1\·\frac{S_1}{S_B}+H_2\·\frac{S_2}{S_B}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_B})\·\frac{S_B}{S_G}$ （2-3）

$=H_1\·\frac{S_1}{S_G}+H_2\·\frac{S_2}{S_G}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_G}$

式中，H₁,H₂，...H_N和S₁,S₂...S_N分别为220kV分区内发电机组的转动惯量和容量，S_G为220kV分区内发电机组容量之和；

11-3、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率，满足等值前后系统潮流基本一致；

11-4、对等值后进行短路计算，优化调整发电机升压变压器电抗，满足等值前后系统短路电流基本一致；

11-5、对等值后系统进行时域仿真，对于等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑对模型进行微调。

上述的对模型进行微调，包括弱化励磁系统调压能力和调整原动机及调速器调频能力。

进一步的，在对所述的区内低电压网络进行等值简化时，对预想故障集内的相关母线或线路施加短路故障，抽取部分节点作为代表节点计算其残压，根据代表节点的残压情况，在区内中进一步划分各子区域；对于残压较低的子区域，考虑等值为发电机加负荷；对于残压较高的子区域，先等值为负荷，然后根据等值前后动态特性和直接连入500kV系统机组的容量和动能比重情况选择是否增大直接连入500kV系统机组的容量和动能，即近似加等值机，使等值后发电机组的整体容量和动能与等值前大致相同。

其为了确定所述各子区域的具体等值方案，对部分子区域采用发电机加负荷和近似加等值机两种等值方案后所获得的动态特性曲线进行比较分析；若对某子区域两种不同等值方案的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前偏差较大，发电机加负荷的动态特性曲线与等值前拟合程度较好，则对该子区域采用发电机加负荷的等值方案；若对某子区域等值前后的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前的拟合程度就已较好，则不需等值为发电机加负荷。

在对所述区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核。

所述的对等值效果进行校核，包括进行动态稳定校核。

其所述的动态稳定校核是比较区内电网和等值后的区内电网在相同的故障扰动下，发电机功角、母线电压以及线路有功功率的变化曲线是否接近，变化规律是否相似，以检验动态等值的效果。

在进行所述动态稳定校核时，选取具有代表性的发电机、直流落点附近的500kV和1000kV母线、500kV和1000kV线路等元件；在同一故障扰动下，将等值前后这些元件物理量的变化曲线绘制在一起，比较两条曲线的初始值、稳态值以及仿真时间段内的变化规律是否一致或相近；如果二者相近，表明简化电网与原电网在故障扰动下具有相同的动态响应特性，动态等值效果良好；如果二者差别较大，则需要修改等值方案，重新进行等值。

更进一步的，所述的动态等值方法采用相对均方根误差RMS指标来衡量等值前后系统在相同扰动下的动态响应是否一致；所述的相对均方根误差RMS为等值前后动态曲线各点绝对误差的均方根与等值前曲线各点的均方根的比值，即

计算系统等值前后在同一故障下动态曲线的相对均方根误差RMS，如果其误差在可接受的范围内，则认为其符合要求；

在计算相对均方根误差RMS时，只选取预想故障下线路有功功率等值前后的动态曲线进行定量分析。

与现有技术比较，本发明的优点是：

1.采用基于经验的动态等值方法对区外电网进行动态等值，采用基于物理等效的动态等值方法对区内电网进行动态等值，根据不同的电网特性，对区外电网以及区内电网应采用不同的动态等值原则和方法，可大大减少；

2.对区外电网以及区内电网分别进行动态等值后，均对等值效果进行评估，直流落点附近母线电压、线路潮流与等值前基本一致，发生直流故障以及直流落点附近交流故障后，动态响应也与等值前基本一致，并且在运行方式以及网架发生变化后，仍具有适应性；

3.采用相对均方根误差（RMS）来衡量两条曲线之间的拟合程度，可以有效地判别等值前后动态响应曲线的差异，评估动态等值效果。

4.简化区内电网在大大简化系统的同时，也能获得与原实际电网相近的仿真分析结果，区内简化电网可代替原实际电网进行电磁暂态仿真研究，具有很好的工程实用性。

附图说明

图1是本发明交直流混联大电网动态等值方法示意图；

图2是本发明交直流混联大电网动态等值步骤方框示意图；

图3为一种故障集的实例示意图；

图4为发电机的功角变化曲线的实例示意图；

图5为发电机功角摇摆曲线的实例示意图；

图6为母线电压变化曲线的实例示意图；

图7为线路有功功率变化曲线的实例示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

图1中，本发明技术方案中交直流混联大电网动态等值方法的关键思路是对区外电网采用基于经验的动态等值方法，将区外电网用等值发电机来表示，得到区外简化电网；然后采用基于物理等效的动态等值方法，对区内低电压网络进行等值简化，得到最终的区内简化电网。

同时，在区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核，最后通过比较区内简化电网与实际电网在相同故障下的动态响应曲线，校核整个动态等值原则和方法的有效性。

由图可知，整个动态等值过程分为两个阶段进行，采用这种方式的目的，是为了使动态等值方法在工程上具有很好的实用性。

建立一个大规模电力系统的动态等值模型主要是减少系统状态变量，降低系统方程的维数，同时保留系统的主要特征，根据一定的要求将外部系统降阶简化。

由于动态等值对外部系统进行等值简化，使得等值系统中的动态元件数目大大减少，所以大大降低了等值系统的状态量和微分方程数目。可以用对等值系统的研究代替对原系统的研究，这样既能节省人力和物力，抓住了主要矛盾，在保证必要精度的前提下可以极大地提高系统分析计算效率，从而可以有效地对大规模电力系统进行机电暂态仿真、电磁暂态仿真以及实时仿真的研究。

图2中，本发明技术方案提供了一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态等值方法包括下列步骤：

1-1、根据电网特性的不同、动态等值研究的对象以及等值后电网仿真研究的目标，将待分析电网划分为区外电网和区内电网两部分；

1-2、对区域内的500kV电网详细模拟，对区外电网以及区内的低电压网络进行等值简化；

1-3、对区外电网采用基于经验的动态等值方法，将区外电网用等值发电机来表示，得到区外简化电网；

1-4、采用基于物理等效的动态等值方法，对区内低电压网络进行等值简化，得到最终的区内简化电网；

1-5、在区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核；

1-6、通过比较简化电网与实际电网在相同故障下的动态响应曲线，校核整个动态等值原则和方法的有效性。

在本发明技术方案中，用等值简化电网代替原电网进行电磁暂态仿真和实时仿真研究，分析多回直流之间的相互影响，以及直流故障和直流落点附近交流故障下交直流系统之间的相互影响。

其中，上述的动态等值方法选择直流闭锁以及直流落点附近的交流故障作为故障集；基于这些故障扰动，进行同调机群的划分以及系统的动态等值，同时也校核等值电网在这些故障扰动下是否具有跟原系统相同的动态响应特性。

一般来说，施加扰动的预想故障集（简称为是事故集）应根据等值后简化电网的仿真用途进行合理地选择。本技术方案中，动态等值的目的是将区外电网以及区内电网内部的低电压网络进行简化，用等值简化电网代替原电网进行电磁暂态仿真和实时仿真研究，分析多回直流之间的相互影响，以及直流故障和交流故障下交直流系统之间的相互影响。因此可以选择直流闭锁以及直流落点附近的交流故障作为预想故障集。基于这些故障扰动，进行同调机群的划分以及系统的动态等值，同时也校核等值电网在这些故障扰动下是否具有跟原系统相同的动态响应特性。

一个典型的预想故障集如图3所示，由于故障集在动态仿真和电网分析中为现有技术，故其构成含义和具体用途在此不再叙述。

其所述动态等值的方法保证等值前后，区内500kV电网在直流闭锁故障以及直流落点附近交流故障等预想的故障集下具有相近的动态响应特性。

其所述的动态响应曲线至少包括发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线。

典型的发电机功角变化曲线、发电机功角摇摆曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线的实例示意图如图4至图7所示，由于这些图均为按照现有技术标准和采用标准仪器进行测试所得到的，故其各条曲线及其波形所包含的含义在此不再叙述。

具体的，在所述区外电网的等值简化步骤中，保留区内电网的所有外部受电通道；保留区外网送至区内网的全部直流线路和送端换流站；保留区外网送至区内网的特高压交流送电线路；保留区外网特高压线路以及相连的变电站和发电厂；区外网低电压网络采用等值负荷与等值发电机的组合进行模拟；区外电网对区内电网扰动的动态响应通过等值的发电机来模拟；区外网的直流送端与区外网等值发电机直接相连；其余区外网络全部简化。

其中，所述的等值发电机均采取无穷大机组模型。

其对所述低电压网络进行等值简化，包括对区内电网中220kV及以下低电压网络进行等值。

进一步的，在所述区外电网的等值简化步骤中，采用基于物理等效的等值方法，对于直流落点附近的220kV电网，表示为发电机和负荷的组合；对于其它远离直流的220kV电网等值为负荷；其过程如下：

对给定故障集进行短路计算，计算母线残压，初步确定等值模型的区域划分；分别统计区域内接入220kV及以下网络的发电机组的容量及动能，以及它们占区域内所有发电机组容量和动能的比重，结合残压数据，确定区域220kV系统等值模型；对不同的等值模型，确定模型参数，得到区内简化电网；通过调整区内等值负荷的功率值，使得区内电网简化前后的潮流计算结果一致；再校核动态等值方案的效果，对比相同扰动下等值前后重要的发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线，观察两者是否接近；最后对简化电网进行适应性分析，评估动态等值方案在其他故障类型、运行方式发生变化以及网架发生变化等情况下的有效性。

其中，A、所述等值为负荷的具体步骤如下：

A1、对原网络进行潮流计算，将该500kV节点所接多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该节点下所有变压器220kV侧下送功率，累加后作为总负荷接于等值变压器220kV侧。如有第三绕组（35kV），统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

A2、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率值，保证等值前后系统潮流基本一致；

A3、对等值后系统进行时域仿真，对比等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑采用负荷加发电机的动态仿真模型。

B、其所述等值为发电机加负荷模型的具体步骤如下：

B1、发电机容量及等值负荷容量的确定

对原网络进行潮流计算，将该500kV变电站内接于同一母线的多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该母线所有变压器220kV侧下送功率，可得220kV侧出等值出力为P_∑+jQ_∑；

如有35kV第三绕组，统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

统计接入220kV分区中运行的发电机总容量，所述接入220kV分区中运行的发电机总容量不包括与500kV电网直接相连的发电机，累加后得到等值发电机容量，记为P_G+jQ_G；

计算等值负荷功率为：P_L+jQ_L＝(P_∑+P_G)+j(Q_∑+Q_G)，

B2、等值发电机的次暂态电抗x″_d采用聚合的方式获得，即

$x_d^{\′\′}=\frac{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j{x}_{\mathrm{dj}}^{\′\′}}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-1)$

式中，g为该分区内发电机总数，S_j为第j台发电机的额定容量，x″_dj为第j台发电机的次暂态电抗。

将此参数转化成以系统基准容量为参考的标幺值，即

$x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=x_d^{\′\′}\frac{S_B}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-2)$

发电机升压变的参数根据等值前后母线短路电流保持相同的要求来确定；

在等值前网络中，该500kV母线上三相短路，统计该母线220kV提供的短路电流I″；

在潮流计算程序BPA中计算短路，不考虑潮流影响，即E＝1，则有

$x_{T1\left(S_B\right)}+x_{T2\left(S_B\right)}+x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=\frac{1}{I^{\′\′}},$ 即 $x_{T2\left(S_B\right)}=\frac{1}{I^{\′\′}}-x_{T1\left(S_B\right)}-x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}$

式中，S_B为系统基准容量，默认为100MVA，进而计算出升压变压器等值电抗x_T2；

对于等值发电机转动惯量，采用下式计算

$H=\mathrm{\Σ}{H}_N=(H_1\·\frac{S_1}{S_B}+H_2\·\frac{S_2}{S_B}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_B})\·\frac{S_B}{S_G}$ （2-3）

$=H_1\·\frac{S_1}{S_G}+H_2\·\frac{S_2}{S_G}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_G}$

式中，H₁,H₂，...H_N和S₁,S₂...S_N分别为220kV分区内发电机组的转动惯量和容量，S_G为220kV分区内发电机组容量之和；

B3、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率，满足等值前后系统潮流基本一致；

B4、对等值后进行短路计算，优化调整发电机升压变压器电抗，满足等值前后系统短路电流基本一致；

B5、对等值后系统进行时域仿真，对于等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑对模型进行微调。

上述的对模型进行微调，包括弱化励磁系统调压能力和调整原动机及调速器调频能力。

进一步的，在对所述的区内低电压网络进行等值简化时，对预想故障集内的相关母线或线路施加短路故障，抽取部分节点作为代表节点计算其残压，根据代表节点的残压情况，在区内中进一步划分各子区域；对于残压较低的子区域，考虑等值为发电机加负荷；对于残压较高的子区域，先等值为负荷，然后根据等值前后动态特性和直接连入500kV系统机组的容量和动能比重情况选择是否增大直接连入500kV系统机组的容量和动能，即近似加等值机，使等值后发电机组的整体容量和动能与等值前大致相同。

为了确定所述各子区域的具体等值方案，对部分子区域采用发电机加负荷和近似加等值机两种等值方案后所获得的动态特性曲线进行比较分析；若对某子区域两种不同等值方案的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前偏差较大，发电机加负荷的动态特性曲线与等值前拟合程度较好，则对该子区域采用发电机加负荷的等值方案；若对某子区域等值前后的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前的拟合程度就已较好，则不需等值为发电机加负荷。

在图4至图7中，给出了某子区域等值前后的动态特性曲线，图中的实/粗线为某子区域等值前的实际动态特性曲线，图中的虚/细线为某子区域等值后的动态特性曲线。与前述理由相同，在此不再对图中曲线构成和波形进行叙述。

由上述附图可知，在故障情况下，区内简化电网仍具有与原电网相近的动态响应特性，故区内简化电网保留了原电网的主要动态特性，满足等值原则要求和实际工程仿真研究的需要。

经过上述的简化后，与原有实际电网相比，区内简化电网规模大大缩小，节点数缩小至原来的4.4%，发电机、线路、变压器等元件数也显著减少，发电机数减少至原来的9.7%，线路数减少至原来的4.7%，变压器数减少至原来的4%。因此对原有实际电网进行动态等值，能大幅降低系统规模。

在分别校核了区外电网动态等值和区内电网动态等值效果的基础上，比较原有实际电网以及区内简化电网的潮流以及动态响应特性，以评估动态等值的综合效果。

一、静态潮流比对：

对比等值前后保留线路的有功功率以及母线电压，如果其误差在可接受的范围内，则说明静态潮流等值效果很好，等值前后稳定计算初值的误差较小。

通过比较原有实际电网以及区内简化电网的特高压网架潮流图可知，等值前后保留母线电压水平、保留特高压以及500kV主网潮流分布基本一致。

二、动态稳定校核：

将原有实际电网以及区内简化电网在同一故障下的动态响应曲线进行比较，包括直流落点附近母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线，由图4至7所示的曲线图可以看出，等值前后系统具有相近的动态响应特性，区内简化电网保留了原有实际电网的主要动态特性，满足等值原则要求和实际工程仿真研究的需要。

由图4至图7可知，直流落点附近母线电压、线路潮流与等值前基本一致，发生直流故障以及直流落点附近交流故障后，动态响应也与等值前基本一致，并且在运行方式以及网架发生变化后，仍具有适应性。

此外，在对所述区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均应分别对等值效果进行校核。

所述的对等值效果进行校核，包括进行动态稳定校核。其所述的动态稳定校核是比较区内电网和等值后的区内电网在相同的故障扰动下，发电机功角、母线电压以及线路有功功率的变化曲线是否接近，变化规律是否相似，以检验动态等值的效果。

具体的，在进行所述动态稳定校核时，选取具有代表性的发电机、直流落点附近的500kV和1000kV母线、500kV和1000kV线路等元件；在同一故障扰动下，将等值前后这些元件物理量的变化曲线绘制在一起，比较两条曲线的初始值、稳态值以及仿真时间段内的变化规律是否一致或相近；如果二者相近，表明简化电网与原电网在故障扰动下具有相同的动态响应特性，动态等值效果良好；如果二者差别较大，则需要修改等值方案，重新进行等值。

更进一步的，所述的动态等值方法采用相对均方根误差RMS指标来衡量等值前后系统在相同扰动下的动态响应是否一致；所述的相对均方根误差RMS为等值前后动态曲线各点绝对误差的均方根与等值前曲线各点的均方根的比值，即

计算系统等值前后在同一故障下动态曲线的相对均方根误差RMS，如果其误差在可接受的范围内，则认为其符合要求；

在计算相对均方根误差RMS时，只选取预想故障下线路有功功率等值前后的动态曲线进行定量分析。

一个实际的相对均方根误差RMS计算结果如下所示：

可见，故障点附近线路有功功率变化曲线的RMS值均较小，表明曲线拟合较好，进一步定量地表明了等值前后系统在这些扰动下具有相近的动态响应。

本发明所提供的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其技术方案对区外电网和区内低压系统进行等值简化，大大降低了等值系统的状态量和微分方程数目，用对等值系统的研究代替对原系统的研究，既能节省人力和物力，抓住了主要矛盾，在保证必要精度的前提下可以极大地提高系统分析计算效率，从而可以有效地对大规模电力系统进行机电暂态仿真、电磁暂态仿真以及实时仿真的研究。

对实际电网进行区外电网动态等值以及区内电网动态等值后，得到区内简化电网。在区内简化电网中，直流落点附近母线电压、线路潮流与实际基本一致，发生直流故障以及直流落点附近交流故障后，动态响应也与实际电网基本一致，并计算等值前后动态响应曲线的RMS值，进一步说明了等值前后系统在这些扰动下具有相近的动态响应。简化电网在大大简化系统的同时，也能获得与原实际电网相近的仿真分析结果，区内简化电网可代替原有实际电网进行电磁暂态仿真研究，具有很好的工程实用性。

本发明可广泛用于混联大电网的分析、计算以及电网的调度、管理领域。

Claims (18)

1.一种基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态等值方法包括下列步骤：

1-1、根据电网特性的不同、动态等值研究的对象以及等值后电网仿真研究的目标，将待分析电网划分为区外电网和区内电网两部分；

1-2、对区域内的500kV电网详细模拟，对区外电网以及区内的低电压网络进行等值简化；

1-3、对区外电网采用基于经验的动态等值方法，将区外电网用等值发电机来表示，得到区外简化电网；

1-4、采用基于物理等效的动态等值方法，对区内低电压网络进行等值简化，得到最终的区内简化电网；

1-5、在区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核；

1-6、通过比较简化电网与实际电网在相同故障下的动态响应曲线，校核整个动态等值原则和方法的有效性。

2.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态等值方法用等值简化电网代替原电网进行电磁暂态仿真和实时仿真研究，分析多回直流之间的相互影响，以及直流故障和直流落点附近交流故障下交直流系统之间的相互影响。

3.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述动态等值方法选择直流闭锁以及直流落点附近的交流故障作为故障集；基于这些故障扰动，进行同调机群的划分以及系统的动态等值，同时也校核等值电网在这些故障扰动下是否具有跟原系统相同的动态响应特性。

4.按照权利要求1或3所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述动态等值的方法保证等值前后，区内500kV电网在直流闭锁故障以及直流落点附近交流故障等预想的故障集下具有相近的动态响应特性。

5.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态响应曲线至少包括发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线。

6.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是在所述区外电网的等值简化步骤中，

保留区内电网的所有外部受电通道；

保留区外网送至区内网的全部直流线路和送端换流站；

保留区外网送至区内网的特高压交流送电线路；

保留区外网特高压线路以及相连的变电站和发电厂；

区外网低电压网络采用等值负荷与等值发电机的组合进行模拟；

区外电网对区内电网扰动的动态响应通过等值的发电机来模拟；

区外网的直流送端与区外网等值发电机直接相连；

其余区外网络全部简化。

7.按照权利要求6所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的等值发电机均采取无穷大机组模型。

8.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是对所述低电压网络进行等值简化，包括对区内电网中220kV及以下低电压网络进行等值。

9.按照权利要求6所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是在所述区外电网的等值简化步骤中，采用基于物理等效的等值方法，对于直流落点附近的220kV电网，表示为发电机和负荷的组合；对于其它远离直流的220kV电网等值为负荷；其过程如下：

对给定故障集进行短路计算，计算母线残压，初步确定等值模型的区域划分；

分别统计区域内接入220kV及以下网络的发电机组的容量及动能，以及它们占区域内所有发电机组容量和动能的比重，结合残压数据，确定区域220kV系统等值模型；

对不同的等值模型，确定模型参数，得到区内简化电网；

通过调整区内等值负荷的功率值，使得区内电网简化前后的潮流计算结果一致；

再校核动态等值方案的效果，对比相同扰动下等值前后重要的发电机的功角变化曲线、母线电压变化曲线以及线路有功功率变化曲线，观察两者是否接近；

最后对简化电网进行适应性分析，评估动态等值方案在其他故障类型、运行方式发生变化以及网架发生变化等情况下的有效性。

10.按照权利要求6所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述等值为负荷的具体步骤如下：

10-1、对原网络进行潮流计算，将该500kV节点所接多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该节点下所有变压器220kV侧下送功率，累加后作为总负荷接于等值变压器220kV侧。如有第三绕组（35kV），统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

10-2、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率值，保证等值前后系统潮流基本一致；

10-3、对等值后系统进行时域仿真，对比等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑采用负荷加发电机的动态仿真模型。

11.按照权利要求6所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述等值为发电机加负荷模型的具体步骤如下：

11-1、发电机容量及等值负荷容量的确定

对原网络进行潮流计算，将该500kV变电站内接于同一母线的多台变压器参数按并联方式聚合为一台等值变压器，统计该母线所有变压器220kV侧下送功率，可得220kV侧出等值出力为P_∑+jQ_∑；

如有35kV第三绕组，统计35kV侧无功补偿情况，累加后接于等值变压器35kV侧；

统计接入220kV分区中运行的发电机总容量，所述接入220kV分区中运行的发电机总容量不包括与500kV电网直接相连的发电机，累加后得到等值发电机容量，记为P_G+jQ_G；

计算等值负荷功率为：P_L+jQ_L＝(P_∑+P_G)+j(Q_∑+Q_G)，

11-2、等值发电机的次暂态电抗x″_d采用聚合的方式获得，即

$x_d^{\′\′}=\frac{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j{x}_{\mathrm{dj}}^{\′\′}}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-1)$

式中，g为该分区内发电机总数，S_j为第j台发电机的额定容量，x″_dj为第j台发电机的次暂态电抗。

将此参数转化成以系统基准容量为参考的标幺值，即

$x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=x_d^{\′\′}\frac{S_B}{\underset{j\∈g}{\mathrm{\Σ}}{S}_j}---(2-2)$

发电机升压变的参数根据等值前后母线短路电流保持相同的要求来确定；

在等值前网络中，该500kV母线上三相短路，统计该母线220kV提供的短路电流I″；

在潮流计算程序BPA中计算短路，不考虑潮流影响，即E＝1，则有

$x_{T1\left(S_B\right)}+x_{T2\left(S_B\right)}+x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}=\frac{1}{I^{\′\′}},$ 即 $x_{T2\left(S_B\right)}=\frac{1}{I^{\′\′}}-x_{T1\left(S_B\right)}-x_{d\left(S_B\right)}^{\′\′}$

式中，S_B为系统基准容量，默认为100MVA，进而计算出升压变压器等值电抗x_T2；

对于等值发电机转动惯量，采用下式计算

$H=\mathrm{\Σ}{H}_N=(H_1\·\frac{S_1}{S_B}+H_2\·\frac{S_2}{S_B}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_B})\·\frac{S_B}{S_G}$ （2-3）

$=H_1\·\frac{S_1}{S_G}+H_2\·\frac{S_2}{S_G}+\·\·\·+H_N\·\frac{S_N}{S_G}$

式中，H₁,H₂，...H_N和S₁,S₂...S_N分别为220kV分区内发电机组的转动惯量和容量，S_G为220kV分区内发电机组容量之和；

11-3、对等值后进行潮流计算，优化调整220kV侧等值负荷功率，满足等值前后系统潮流基本一致；

11-4、对等值后进行短路计算，优化调整发电机升压变压器电抗，满足等值前后系统短路电流基本一致；

11-5、对等值后系统进行时域仿真，对于等值前后相应的动态仿真曲线，计算评价指标，如满足要求，采用此模型；如若不能满足要求，则进行进一步分析，考虑对模型进行微调。

12.按照权利要求11所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的对模型进行微调，包括弱化励磁系统调压能力和调整原动机及调速器调频能力。

13.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是在对所述的区内低电压网络进行等值简化时，对预想故障集内的相关母线或线路施加短路故障，抽取部分节点作为代表节点计算其残压，根据代表节点的残压情况，在区内中进一步划分各子区域；对于残压较低的子区域，考虑等值为发电机加负荷；对于残压较高的子区域，先等值为负荷，然后根据等值前后动态特性和直接连入500kV系统机组的容量和动能比重情况选择是否增大直接连入500kV系统机组的容量和动能，即近似加等值机，使等值后发电机组的整体容量和动能与等值前大致相同。

14.按照权利要求13所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是为了确定所述各子区域的具体等值方案，对部分子区域采用发电机加负荷和近似加等值机两种等值方案后所获得的动态特性曲线进行比较分析；

若对某子区域两种不同等值方案的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前偏差较大，发电机加负荷的动态特性曲线与等值前拟合程度较好，则对该子区域采用发电机加负荷的等值方案；

若对某子区域等值前后的动态特性曲线进行比较分析，全部等值为负荷的动态特性曲线与等值前的拟合程度就已较好，则不需等值为发电机加负荷。

15.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是在对所述区外电网动态等值以及区内电网动态等值之后，均分别对等值效果进行校核；所述的对等值效果进行校核，包括进行动态稳定校核。

16.按照权利要求15所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态稳定校核是比较区内电网和等值后的区内电网在相同的故障扰动下，发电机功角、母线电压以及线路有功功率的变化曲线是否接近，变化规律是否相似，以检验动态等值的效果。

17.按照权利要求15所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是在进行所述动态稳定校核时，选取具有代表性的发电机、直流落点附近的500kV和1000kV母线、500kV和1000kV线路等元件；在同一故障扰动下，将等值前后这些元件物理量的变化曲线绘制在一起，比较两条曲线的初始值、稳态值以及仿真时间段内的变化规律是否一致或相近；

如果二者相近，表明简化电网与原电网在故障扰动下具有相同的动态响应特性，动态等值效果良好；

如果二者差别较大，则需要修改等值方案，重新进行等值。

18.按照权利要求1所述的基于工程应用的交直流混联大电网的动态等值方法，其特征是所述的动态等值方法采用相对均方根误差RMS指标来衡量等值前后系统在相同扰动下的动态响应是否一致；

所述的相对均方根误差RMS为等值前后动态曲线各点绝对误差的均方根与等值前曲线各点的均方根的比值，即

计算系统等值前后在同一故障下动态曲线的相对均方根误差RMS，如果其误差在可接受的范围内，则认为其符合要求；

在计算相对均方根误差RMS时，只选取预想故障下线路有功功率等值前后的动态曲线进行定量分析。

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