技术领域
[0001] 本
发明属于电
力系统领域，具体涉及一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法。
背景技术
[0002] 我国
能源资源与用电需求在地理上的逆势分布特征。
风能资源多集中分布于西部、北部和东部沿海“三北”地区，如新疆哈密、甘肃酒泉、蒙东蒙西等地区都是风能资源较丰富的地区，非常适合进行大基地集中式开发。
太阳能资源主要分布在光照资源丰富的西北地区、以及北方和沿海等多个地区，具备广泛应用
光伏发电技术的地理条件。
煤电基地主要集中在“三北”地区，3种能源分布地区重叠，均呈现出大规模集中接入、远距离输送的特点。上述风电、光伏、火
电能源基地与东部、中部负荷中心之间的距离超过2000km以上，直流输电作为成熟、可靠的技术是承担远距离、大容量、低损耗输电的主要手段。因此，采用风电和光伏与附近火电打捆并通过直流外送的方式，不仅可满足大规模传统能源和
可再生能源外送的基本要求，而且可以保证直流输电通道输送功率的安全稳定运行。
[0003] 风电、光伏、火电和直流系统间的交互作用及其对交流
电网的影响十分复杂，而目前多数研究集中在风火打捆外送系统的稳定性方面，迫切需要对既包含风电和火电，又包含光伏发电的打捆外送系统的稳定性进行分析评价，基于此，提出了本发明。
发明内容
[0004] 为了克服
现有技术的
缺陷，本发明的目的是提供一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法，该方法判断风光火打捆直流外送系统的稳定性，既可运用于电力系统规划阶段，为不同风光火接入系统方案的稳定性评估，选择综合性能较优的接入方案；又可运用于电力系统运行阶段，通过本发明提供的风电、光伏、火电、直流系统、联网交流系统的交互影响情况，还可以进一步为电力系统制定运行方案及安全稳定控制措施提供参考。
[0005] 为了实现上述发明目的，本发明是通过如下技术方案实现的：
[0006] 一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法，所述风光火打捆直流外送系统包括通过输电线路连接的风光火发电系统和直流系统，所述风光火发电系统包括风
电机组、光伏机组、火电机组、交流
变压器、输电线路和无功补偿设备，所述直流系统包括直流送端换流站、直流受端换流站、输电线路、直流
滤波器和无功补偿设备，其中，该方法包括如下步骤：
[0007] A、根据风光火打捆直流外送系统接入方案，计算风／光机组接入电力系统处以及直流送端换流站交流
母线处的
短路电流和短路容量，从而判断出各接入方案中风光火打捆直流外送系统的接入强度；所述风／光机组表示风电机组和光伏机组中的任一机组或全部机组；
[0008] B、判断发生送端交流系统故障后、风光火打捆直流外送系统的运行稳定性情况，判断发生风／光机组故障后、联网交流系统的运行稳定性情况，所述送端交流系统包括风光火发电系统和联网交流系统；
[0009] C、判断发生直流系统故障后、风／光机组的运行稳定性情况，判断发生风／光机组故障后、直流系统的运行稳定性情况；
[0010] D、判断风光火打捆直流外送系统接入方案中的风电机组和光伏机组是否需要联网交流系统提供调峰容量；
[0011] E、根据步骤A-D的分析结果，挑选出最优风光火打捆直流外送系统接入方案。
[0012] 进一步地，所述步骤A包括如下步骤：
[0013] 将风光火打捆直流外送系统接入到电力系统中，根据实际接入方案，在风电机组和／或光伏机组接入电力系统处以及直流送端换流站交流母线处做短路冲击故障，得到各接入方案中风电机组和／或光伏机组接入系统处以及直流送端换流站交流母线处的短路电流和短路容量；
[0014] 通过比较各接入方案中短路电流和短路容量的大小，判断出各接入方案中风光火打捆直流外送系统接入电力系统的强弱程度。
[0015] 进一步地，步骤B中，判断发生送端交流系统故障后、风光火打捆直流外送系统运行稳定性情况的方法为：
[0016] B1、所述送端交流系统故障包括风光火打捆外送系统中交流变压器发生的主变跳闸和输电线路发生的线路故障，以及与联网交流系统相连的通道中交流变压器发生的主变跳闸和输电线路发生的线路故障，所述输电线路发生的线路故障包括单瞬故障、单永N-1故障和三永N-1故障；
[0017] 若风／光机组功率和直流系统功率发生下述运行情况，则说明发生送端交流系统故障后，风光火打捆直流外送系统运行是稳定的；反之，则不稳定：
[0018] 1)风／光机组功率
波动、但未导致风／光机组脱网的运行情况；
[0019] 2)直流系统功率波动、但未导致电力系统出现不安全、不稳定的运行情况；
[0020] 判断发生风／光机组故障后、联网交流系统运行稳定性情况的方法为：
[0021] B2、所述风／光机组故障包括风／光机组功率波动或风／光机组脱网；
[0022] 若风／光机组功率和风／光机组发生下述运行情况，则说明发生风／光机组故障后，联网交流系统是稳定的；反之，则不稳定：
[0023] 1)风／光机组功率发生波动或者风／光机组发生脱网、但未导致电力系统出现不安全、不稳定的运行情况；
[0024] 2)任一风／光机组脱网所引起的电力系统
电压波动，但未导致其他风／光机组脱网的运行情况。
[0025] 进一步地，步骤C中，判断发生直流系统故障后、风／光机组运行稳定性情况的方法为：
[0026] C1、所述直流系统故障包括直流单极闭
锁带安全稳定控制措施、双极闭锁带安全稳定控制措施、换相失败或直流滤波器投切；
[0027] 若风／光机组发生过电压或
低电压、但未导致风／光机组脱网的运行情况，则说明发生直流系统故障后，风光火打捆直流外送系统运行是稳定的；反之，则是不稳定的；
[0028] 判断发生风／光机组故障后、直流系统运行稳定性情况的方法为：
[0029] C2、所述风／光机组故障包括风／光机组功率波动或风／光机组脱网；
[0030] 若电力系统电压发生波动、但未导致电力系统出现不安全或不稳定的运行情况，则说明发生风／光机组故障后，直流系统运行是稳定的；反之，则是不稳定的。
[0031] 进一步地，所述步骤D的方法为：
[0032] D1、计算风光火打捆直流外送系统接入方案中，所接入风／光机组对电力系统调峰容量的需求值；
[0033] D2、计算风光火打捆直流外送系统接入方案中，每个火电机组受自身能力约束的最大调峰能力值；
[0034] D3、计算风光火打捆直流外送系统接入方案中，受电力系统网架结构约束的火电机组调峰能力值；
[0035] D4、从步骤D2所得最大调峰能力值和步骤D3所得火电机组调峰能力值中挑选出最小值作为直流配套火电机组最大调峰能力值；
[0036] D5、判断所接入风电和光伏对电力系统调峰容量的需求值与直流配套火电机组最大调峰能力值的差值是否大于0，若二者差值>0，则表示该风光火打捆直流外送系统接入方案需要联网交流系统提供调峰容量；反之，则不需要联网交流系统提供调峰容量。
[0037] 进一步地，所述步骤D1中，通过下式求取所接入风电和光伏对电力系统调峰容量的需求值△P：
[0038] △P=P1·(A1-A2)+P2·(B1-B2)
[0039] 式中，P1为风电机组接入系统装机容量，P2为光伏机组接入系统装机容量，A1为风电机组最大同时率，A2为风电机组最小同时率；B1为光伏机组最大同时率为，B2为光伏机组最小同时率。
[0040] 进一步地，所述步骤D2中，通过下式求取每个火电机组受自身能力约束的最大调峰能力值δP3(1)：
[0041] δP3(1)=P3-C·P3=(1-C)·P3
[0042] 式中，P3为配套火电装机容量，C为调峰的最大深度，即火电机组的最小出力为C·P3。
[0043] 进一步地，所述步骤D3中，通过下式求取受电力系统网架结构约束的火电机组调峰能力值δP3(2)：
[0044] δP3(2)=配套火电装机容量P3-配套火电最小出力需求-厂用电需求。
[0045] 进一步地，所述步骤E的方法为：
[0046] E1、从步骤A的结果中挑选出强度最强的接入方案；
[0047] E2、依据步骤B、C的结果中挑选出稳定性最佳的接入方案；
[0048] E3、从步骤D的结果中挑选出不需要联网交流系统提供调峰容量的接入方案；
[0049] E4、若步骤E1-E3所挑选出的为同一接入方案，则该方案为最优接入方案；否则，以步骤E2所挑选出的方案为最优接入方案，该接入方案也是稳定性最佳的。
[0050] 与现有技术相比，本发明达到的有益效果是：
[0051] 本发明提出了一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法，从多个
角度对系统的安全稳定运行进行分析和评价，可得到风光火不同接入系统方案的稳定特性，为电力系统规划设计和实际电网运行提供了参考依据。本发明对风电、光伏、火电、直流系统、联网交流系统的交互影响情况进行计算分析，得到风光火打捆外送系统稳定性情况及存在的薄弱环节，为保障大规模传统能源和可再生能源外送需求，以及直流输电通道和联网交流系统的安全稳定运行奠定
基础。
附图说明
[0052] 图1是本发明的一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法的
流程图；
[0053] 图2是本发明的两种风光火打捆直流外送系统接入方案，其中图(a)为方案一，图(b)为方案二；
[0054] 图3是本发明的方案二风电和光伏脱网后联网交流系统重要电气量曲线，其中图(a)为联网交流系统重要断面功率，图(b)为电力系统其他风电机端电压；
[0055] 图4是本发明的方案一直流系统扰动或故障后风电和光伏重要电气量曲线，其中图(a)为单极闭锁风电和光伏机端电压，图(b)为双极闭锁风电和光伏机端电压，图(c)为直流换相失败对送端交流系统电压的影响，图(d)为直流换相失败对风电和光伏机组送出功率的影响；
[0056] 图5是本发明的方案二直流系统扰动或故障后风电和光伏重要电气量曲线，其中图(a)为单极闭锁风电和光伏机端电压，图(b)为双极闭锁风电和光伏机端电压，图(c)为直流换相失败对送端交流系统电压的影响，图(d)为直流换相失败对风电和光伏机组送出功率的影响；
[0057] 图6是本发明的不同方案风电掉网对直流运行的影响，其中图(a)为方案一部分风电与主网拾取电气联系，图(b)为方案二风电和光伏全部脱网；
[0058] 图7是本发明中风光火打捆直流外送系统的结构示意图，其中虚线框中为风光火打捆直流外送系统，点划线框中为送端交流系统。
具体实施方式
[0059] 下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
[0060] 图7是电网的基本架构图，电网主要包括联网交流系统、直流系统和发电系统，本例中的发电系统采用风光火发电系统，风光火发电系统与直流系统通过输电线路连接构成风光火打捆直流外送系统。风光火发电系统由风电机组、光伏机组、火电机组、交流变压器、输电线路和无功补偿设备等组成，风电机组、光伏机组、火电机组分别通过交流变压器连接到输电线路上，风电机组和光伏机组与交流变压器之间分别连接有无功补偿设备。直流系统由直流送端换流站、直流受端换流站、输电线路、直流滤波器和无功补偿设备等组成，直流送端换流站与直流受端换流站之间通过输电线路连接，在直流送端换流站和直流受端换流站还连接有直流滤波器和无功补偿设备。其中，风光火打捆直流外送系统及与其相连接的交流系统组成了送端交流系统。
[0061] 图1是本发明的一种风光火打捆直流外送系统稳定性评价方法的流程图，该方法包括下述步骤：
[0062] 步骤A、根据风电、光伏、火电电源接入系统方案，计算直流送端换流站短路比、以及风电和光伏接入系统处短路电流和短路容量，判断风光火打捆直流外送系统接入强度；
[0063] 步骤B、结合电网数据，计算分析送端交流系统故障对直流系统、风电和光伏运行的影响，以及风电／光伏功率波动或脱网对联网交流电网运行影响，判断风光火打捆直流外送系统与联网交流系统的交互影响程度；
[0064] 步骤C、计算分析直流系统扰动或故障对风电和光伏运行的影响，以及风电／光伏功率波动或脱网对联网直流系统运行的影响，判断风光火打捆直流外送系统内部直流与风电和光伏的交互影响程度；
[0065] 步骤D、分析风电和光伏接入对火电调峰或联网交流系统调峰的需求，以及对近区潮流分布及设备容量等的需求，判断风电和光伏调峰对直流外送系统及联网交流系统的影响；
[0066] 步骤E、综合考虑系统安全性、稳定性、经济性等各种影响因素，评价风光火打捆直流外送系统稳定性，提出最优接入系统方案。
[0067] 实施步骤：
[0068] 第一步：根据风电、光伏、火电电源接入系统方案，计算直流送端换流站短路比、以及风电和光伏接入系统处短路电流和短路容量，判断风光火打捆直流外送系统接入强度。
[0069] 图2是初步拟定的两种风光火打捆直流外送系统方案，风光火接入系统方式如下：
[0070] 方案一配套火电装机容量为6600MW(10台单机容量660MW)，通过500kV电网接入哈密换流站500kV交流换流母线；风电和光伏装机共5250MW，全部接入750kV哈密南(烟墩)站。其中配套风电装机4000MW，配套光伏装机1250MW。新哈密0～河南郑N2直流(以下简称哈郑直流)送端500kV电网通过3台容量为2100Mvar的750／500kV联变与西北相联。
[0071] 方案二配套火电装机容量为6600MW(10台单机容量660MW)，通过500kV电网接入哈密换流站500kV交流换流母线；风电和光伏装机共5250MW，全部汇集到风汇500kV站，然后再通过单回500kV线路送至瑞虹电厂500kV站。哈郑直流送端500kV电网通过2台容量为2100Mvar的750／500kV联变与西北相联。
[0072] 计算分析不同方案直流、风电和光伏接入系统短路电流和短路容量，如下表1所示：
[0073] 表1不同方案直流、风电和光伏接入系统短路电流和短路容量
[0074]
[0075] 由表1可知，两种方案哈密换流站500kV交流母线短路电流相差不大，即两种方案直流接入系统强度相差不大。但方案一220kV汇集母线短路电流约为方案二的2倍，即方案一配套风电和光伏接入系统较强。
[0076] 第二步：结合电网数据，计算分析送端交流系统故障对直流系统、风电和光伏运行的影响，以及风电／光伏功率波动或脱网对联网交流电网运行影响，判断风光火打捆直流外送系统与联网交流系统的交互影响程度。
[0077] 根据方案一风光火打捆直流外送系统接入方案，对其近区的交流故障进行仿真分析计算，得到故障后联网交流系统、直流系统、风电和光伏运行的稳定性情况，结果如下表2所示：
[0078] 表2方案一外送系统近区交流系统故障后稳定性情况
[0079]
[0080] 由表2可知，方案一近区交流系统故障不会引起风电或光伏脱网，但存在部分风电或光伏故障后与主网失去电气联系的情况，所引起的最大功率缺额为400MW，对联网交流系统重要断面潮流影响不大，也不会导致系统其它地方风电或光伏脱网。
[0081] 根据方案二风光火打捆直流外送系统接入方案，对其近区的交流故障进行仿真分析计算，得到故障后联网交流系统、直流系统、风电和光伏运行的稳定性情况，结果如下表3所示：
[0082] 表3方案二外送系统近区交流系统故障后稳定性情况
[0083]
[0084]
[0085]
[0086] 由表3可知，方案二近区交流系统故障会引起风电或光伏脱网，所造成的最大功率缺额为2600MW，引起重要断面功率波动情况和系统其它地方风电机端电压变化如图3所示。由图3可知，风电和光伏的脱网引起重要断面功率波动，最大波幅将近800MW；不会造成系统其它地方风电机端电压触发脱网判据。
[0087] 第三步：计算分析直流系统扰动或故障对风电和光伏运行的影响，以及风电／光伏功率波动或脱网对联网直流系统运行的影响，判断风光火打捆直流外送系统内部直流与风电和光伏的交互影响程度。
[0088] 图4为方案一直流单极闭锁(闭锁功率4000MW)并联切机组后风电和光伏机端电压曲线、直流双极闭锁(闭锁功率8000MW)并联切机组后风电和光伏机端电压曲线、直流换相失败后风电和光伏机端电压以及输出功率曲线。
[0089] 图5为方案二直流单极闭锁(闭锁功率4000MW)并联切机组后风电和光伏机端电压曲线、直流双极闭锁(闭锁功率8000MW)并联切机组后风电和光伏机端电压曲线、直流换相失败后风电和光伏机端电压以及输出功率曲线。
[0090] 比较图4和图5可知，方案一和方案二直流闭锁故障均不会引起配套风电和光伏电压大幅升高从而引起其脱网；方案一和方案二直流换相失败均会导致配套风电和光伏机端电压出现较大幅度的升高，但方案二由于风电和光伏接入点离直流系统更近，因此压升更高，最终触发脱网判据，造成配套风电和光伏全部脱网。
[0091] 图6是不同方案风电掉网对直流运行的影响。方案一部分风电／光伏与主网失去电气联系不会威胁直流的安全稳定运行；方案二风电／光伏全部脱网对直流运行影响比方案一大，直流功率振荡幅度超过400MW。
[0092] 第四步：分析风电和光伏接入对火电调峰或联网交流系统调峰的需求，以及对近区潮流分布及设备容量等的需求，判断风电和光伏调峰对直流外送系统及联网交流系统的影响。
[0093] 方案一和方案二风电接入系统装机容量P1=4000MW，光伏接入系统装机容量为P2=1250MW。根据风电和光伏所在地区
风力及光照特点，得到风电最大同时率为A1=50％，最小同时率为A2=10％；光伏最大同时率为B1=50％，最小同时率为B2=10％，则可得，所接入风电和光伏对系统调峰容量的需求为：
[0094] ΔP=P1·(A1-A2)+P2·(B1-B2)=2100MW (1)
[0095] 方案一和方案二直流配套火电装机容量为P3=6600MW，其调峰的最大深度为C=50％，即火电机组的最小出力为C·P3，，则火电机组受自身能力约束的最大调峰能力为：
[0096] δP3(1)=P3-C·P3=(1-C)·P3=3300MW (2)
[0097] 方案一、二中风电和光伏机组调峰需求及分配值如下表4所示：
[0098] 表4不同方案风电和光伏调峰需求及分配
[0099]
[0100] 方案一中，直接读取配套火电装机容量为6600MW。考虑3台750／500kV联变(单台容量为2100Mvar)，发生变压器N-1故障后，剩余两台主变过载率不超过10％，联变最大下网功率为4600MW。哈郑直流外送功率由配套火电和联变下网共同组织，因此，为满足哈郑直流满功率8000MW送电需求，同时受限于联变下网功率能力，配套火电最小出力需求=哈郑直流满功率(8000MW)-联变最大下网功率为(4600MW)=3400MW，根据经验，预先设定需要设定的厂用电需求为600MW，则可得受近区网架结构约束的火电机组调峰能力δP3(2)=配套火电装机容量为P3-配套火电最小出力需求-厂用电需求=6600-3400-600=2600)。
[0101] 从而可得方案一直流配套火电机组最大调峰能力为：
[0102] δP3=min{δP3(1)，δP3(2)}＝2600MW (3)
[0103] 则，方案一需要联网交流系统提供的调峰容量为：
[0104] τP=ΔP-δP3=2100-2600=-500MW (4)
[0105] τP<0，即方案一不需要联网交流系统提供调峰容量，配套火电调峰盈余功率为500MW。
[0106] 方案二中，直接读取配套火电装机容量为6600MW。考虑2台750／500kV联变(单台容量为2100Mvar)发生N-1故障后，剩余两台主变过载率不超过10％，联变最大下网功率为2300MW。为满足哈郑直流满功率8000MW送电需求，同时受限于联变下网功率能力，配套火电最小出力需求=哈郑直流满功率(8000MW)-联变最大下网功率(2300MW)-风电机组最大出力(2625MW)=3075MW，风电机组最大出力=P1·A1+P2·B1=4000·50％+1250·50％＝2625MW，预先设定需要考虑的厂用电需求600MW，则可得受近区网架结构约束的火电机组调峰能力δP′3(2)=配套火电装机容量为P3-配套火电最小出力需求-厂用电需求=6600-3075-600=2925MW)。
[0107] 从而可得方案二直流配套火电机组最大调峰能力为：
[0108] δP′3=min{δP3(1)，δP′3(2)}＝2925MW (5)
[0109] 则，方案二需要联网交流系统提供的调峰容量为：
[0110] τP′=ΔP-δP3=2100-2925=-825MW (6)
[0111] τP<0，即方案二不需要联网交流系统提供调峰容量，配套火电调峰盈余功率为800MW。
[0112] 第五步：综合考虑系统安全性、稳定性、经济性等各种影响因素，评价风光火打捆直流外送系统稳定性，提出最优接入系统方案。
[0113] 表5为不同接入方案的综合评估结果如下表5所示：
[0114] 表5不同接入方案的综合评估结果表
[0115]
[0116] 由表5可知，相比方案二，方案一风电和光伏接入系统较强，风光火打捆直流外送系统与联网交流系统间相互影响相对较弱；风光火打捆直流外送系统内部风／光与直流系统间相互影响也相对较弱。受近区网架结构约束，方案一配套火电调峰能力较方案二稍弱。
[0117] 根据表5综合比较结果，风光火打捆直流外送系统接入方案一明显优于方案二。故经过上述各步骤的判断，选择方案一为最优风光火打捆直流外送系统接入方案。
[0118] 最后应当说明的是：以上
实施例仅用以说明本
申请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，这些变更、修改或者等同替换，其均在其申请待批的
权利要求范围之内。
