一种电磁环网解环方案的设计方法

摘要

本发明公开一种电磁环网解环方案的设计方法，涉及直流输电技术领域，以解决现有技术中电磁环网位于送端电网的外送通道时，作业人员施工难度大和解环成本高的问题。所述电磁环网解环方案的设计方法包括：获取电磁环网的解环点，在解环点处增设解环的柔性直流背靠背系统构建虚拟解环方案；在保证送端电网孤网运行频率稳定的条件下，获取柔性直流背靠背系统的临界有功功率值；根据柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，确定增设柔性直流背靠背系统的解环成本；根据解环成本与电磁环网的预估解环成本的大小关系，确定是否采用所述虚拟解环方案作为目标解环方案。本发明提供的电磁环网解环方案的设计方法用于送端电网的外送通道。

说明书

技术领域

本发明涉及直流输电技术领域，尤其涉及一种电磁环网解环方案的设计方法。

背景技术

随着电网系统的不断发展，电网系统中大多会出现一个或多个电磁环网，电磁环网亦称高低压电磁环网，是指两组不同电压等级运行的线路，通过两端变压器磁回路的联系并联运行。

而电磁环网的存在给电网系统的发展带来许多不确定因素，当电磁环网位于送端电网的外送通道时，一旦电磁环网中的高压线路跳闸，电网系统潮流将向电磁环网中的低压线路转移，也极易使得电磁环网中的低压线路过载跳闸，从而导致局部电网大停电。因此，为了保证送端电网的稳定运行，必须制定完备的电网运行控制规定和相应的安全措施来应对突发的严重事故，对电磁环网进行解环就成为应对突发事故的一种常规选择。

目前，针对位于送端电网外送通道的电磁环网，常用的解环方法为：在送端电网的外送通道中加强高压线路的网架结构，避免高压线路全部跳闸；或者，在现有的外送通道中增设备用的高压输电线路，当电磁环网中高压线路全部跳闸后，通过启动备用的高压输电线路，来保持送端电网的开环运行。

然而，通过加强高压线路的网架结构或者增设备用的高压输电线路的解环方法解环电磁环网时，由于送端电网的外送通道覆盖范围较广，加强高压线路的网架结构或者增设备用的高压输电线路，均需覆盖较大的施工范围和占用较长的施工周期，施工较为困难，也会耗费较大的解环成本，给作业人员带来极大不便。

发明内容

本发明的目的在于提供一种电磁环网解环方案的设计方法，以解决现有技术中电磁环网位于送端电网的外送通道时，作业人员施工难度大和解环成本高的问题。

为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

一种电磁环网解环方案的设计方法，电磁环网位于送端电网的外送通道，所述电磁环网解环方案的设计方法包括以下步骤：

步骤1，获取电磁环网的解环点，在解环点处增设解环的柔性直流背靠背系统构建虚拟解环方案；

步骤2，通过虚拟解环方案对电磁环网进行解环，在保证送端电网孤网运行频率稳定的条件下，获取柔性直流背靠背系统的临界有功功率值；

步骤3，根据柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，确定增设柔性直流背靠背系统的解环成本；

步骤4，根据解环成本与电磁环网的预估解环成本的大小关系，确定是否采用虚拟解环方案作为目标解环方案。

与现有技术相比，本发明提供的电磁环网解环方案的设计方法具有以下有益效果：

在本发明提供的电磁环网解环方案的设计方法中，在电磁环网的解环点增设解环的柔性直流背靠背系统，构建出虚拟解环方案，同时利用虚拟解环方案中柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，确定增设所述柔性直流背靠背系统的解环成本，并将该解环成本与预估解环成本进行比较，以控制电磁环网的解环成本；这样当现有解环方案的预估解环成本过高时，就可以通过选择虚拟解环方案作为目标解环方案，对电磁环网进行解环，从而降低电磁环网的解环成本；

而且，由于虚拟解环方案是在电磁环网的解环点增设解环的柔性直流背靠背系统，这样柔性直流背靠背系统在电磁环网的施工位置也就唯一确定，且由于柔性直流背靠背系统不需要额外的无功补偿滤波器等设备辅助运行，该柔性直流背靠背系统占地面积小，其施工安装所需占用的施工周期也较短，因此，当选择虚拟解环方案作为目标解环方案后，利用目标解环方案对电磁环网解环的操作难度就会大大降低。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本发明的一部分，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1为本发明实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法流程图一；

图2为本发明实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法流程图二；

图3为本发明实施例提供的电磁环网的网架结构示意图；

图4为本发明实施例提供的电磁环网解环点的网架结构示意图；

图5为本发明实施例提供的送端电网孤网运行的频率曲线示意图。

附图标记：

1-500kV第一送出通道， 2-500kV第二送出通道，

3-220kV第一送出通道， 4-220kV第二送出通道，

5-送端电网，6-主网，

7-柔性直流背靠背系统。

具体实施方式

为便于理解，下面结合说明书附图，对本发明实施例提供的电磁环网的解环方法进行详细描述。

参阅图1-2，电磁环网位于送端电网的外送通道，本发明实施例提供的电磁环网的解环方法包括以下步骤：

步骤1，获取电磁环网的解环点，在解环点增设解环的柔性直流背靠背系统构建虚拟解环方案；

步骤2，通过虚拟解环方案对电磁环网进行解环，在保证送端电网孤网运行频率稳定的条件下，获取柔性直流背靠背系统的临界有功功率值；

步骤3，根据柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，确定增设柔性直流背靠背系统的解环成本；

步骤4，根据所述解环成本与电磁环网的预估解环成本的大小关系，确定是否采用所述虚拟解环方案作为目标解环方案。

具体实施时，在本发明实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法中，在解环点增设解环的柔性直流背靠背系统构建虚拟解环方案，通过确定该虚拟解环方案中柔性直流背靠背系统应具备的临界有功功率值，能够获得增设柔性直流背靠背系统所需的解环成本，然后通过比较增设柔性直流背靠背系统所需解环成本与电磁环网的预估解环成本的大小，来考虑增设柔性直流背靠背系统的虚拟解环方案是否可行；具体的，当该虚拟解环方案的解环成本小于等于电磁环网的预估解环成本时，确定该虚拟解环方案为目标解环方案，即所述虚拟解环方案可行；当该虚拟解环方案的解环成本大于电磁环网的预估解环成本时，则所述虚拟解环方案不可行，只能通过现有的其他解环方案对该电磁环网进行解环。其中，电磁环网的预估解环成本是指通过其他常规解环方案对同一电磁环网进行解环时估算的最低解环成本。

通过上述具体实施过程可知，本发明实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法，在电磁环网的解环点增设解环的柔性直流背靠背系统，构建出虚拟解环方案，同时利用虚拟解环方案中柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，确定增设所述柔性直流背靠背系统的解环成本，并将该解环成本与预估解环成本进行比较，以控制电磁环网的解环成本；这样当现有解环方案的预估解环成本过高时，就可以通过选择虚拟解环方案作为目标解环方案，对电磁环网进行解环，从而降低电磁环网的解环成本；

而且，由于虚拟解环方案是在电磁环网的解环点增设解环的柔性直流背靠背系统，这样柔性直流背靠背系统在电磁环网的施工位置也就唯一确定，且由于柔性直流背靠背系统不需要额外的无功补偿滤波器等设备辅助运行，该柔性直流背靠背系统占地面积小，其施工安装所需占用的施工周期也较短，因此，当选择虚拟解环方案作为目标解环方案后，利用目标解环方案对电磁环网解环的操作难度就会大大降低。

另外，当确定该虚拟解环方案可行，即采用该虚拟解环方案作为目标解环方案时，在解环点增设柔性直流背靠背系统对电磁环网进行解环，通过柔性直流背靠背系统对直流电流方向的改变，能够方便的反转电网系统潮流，而柔性直流背靠背系统的存在，也并不需要限制送端电网外送通道的输出有功功率，该柔性直流背靠背系统能够实现电网系统潮流的灵活调度和控制；并且，柔性直流背靠背系统能够为送端电网提供快速独立的动态无功补偿和有功功率调节，同时独立地控制送端电网的有功功率和无功功率，有助于提高送端电网孤网运行时的频率稳定性。

需要说明的是，步骤2中，柔性直流背靠背系统的临界有功功率值的获取方法包括：

步骤201，确定送端电网孤网运行频率稳定时的额定频率值，额定频率值包括稳态额定频率值f_W和暂态额定频率值f_Z。而送端电网孤网运行频率稳定时的额定频率值，应由本领域技术人员参考《电力系统安全稳定导则》等电力相关标准及其技术经验具体确定，通常稳态频率值的取值范围为49.2Hz～50.5Hz，暂态频率值的取值范围为47.5Hz～51.5Hz。

步骤202，获取柔性直流背靠背系统的第一稳态临界有功功率值P_VSC1-W；

第一稳态临界有功功率值的获取公式为：

其中，P_L为送端电网外送通道的有功功率值，P_G为送端电网机组发电的总有功功率值，R为送端电网机组单次调频调差系数，Δf_W为送端电网孤网运行允许的稳态频率偏差值。

步骤203，获取柔性直流背靠背系统的第一暂态临界有功功率值P_VSC1-Z；

获取送端电网孤网暂态运行频率等于暂态额定频率值f_Z时，送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP_Z；而送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP_Z通过如下方法获取：

建立送端电网通过一阶滞后环节校正后的频率变量Δf与送端电网机组发电的有功功率变量ΔP的关系函数：

式中，

送端电网机组发电的有功功率变量ΔP的取值范围为0～P_G；

M为送端电网机组的惯性时间常数，T为一阶滞后环节时间常数，t为时间变量；

当送端电网通过一阶滞后环节校正后的频率变量Δf等于暂态额定频率值f_Z时，通过上述关系函数得到的送端电网机组发电的有功功率变量ΔP为送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP_Z。

然后，根据送端电网外送通道的有功功率值P_L和送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP_Z，可通过第一暂态临界有功功率值P_VSC1-Z的获取公式：P_VSC1-Z＝P_L-ΔP_Z，得到第一暂态临界有功功率值P_VSC1-Z。

步骤204，根据柔性直流背靠背系统的第一稳态临界有功功率值P_VSC1-W和柔性直流背靠背系统的第一暂态临界有功功率值P_VSC1-Z比较取大，得到柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，即柔性直流背靠背系统的临界有功功率值＝Max(P_VSC1-W，P_VSC1-Z)。

为了在确保送端电网孤网运行频率稳定的前提下，柔性直流背靠背系统能够具有最低的解环成本，本发明实施例提供的解环方法还可借助于送端电网中的高周切机，通过比较采用高周切机安控辅助时柔性直流背靠背系统的第二临界有功功率值和不采用高周切机安控辅助时柔性直流背靠背系统的第一临界有功功率值的大小，重新确定柔性直流背靠背系统的临界有功功率值。

步骤204中确定的柔性直流背靠背系统的临界有功功率值为第一临界有功功率值P_VSC1，即P_VSC1＝Max(P_VSC1-W，P_VSC1-Z)；

步骤205，获取送端电网使用高周切机后，柔性直流背靠背系统的第二稳态临界有功功率值P_VSC2-M；

第二稳态临界有功功率值

其中，ΔP_C为高周切机的切机量。

而高周切机的切机量ΔP_C的具体取值应由本领域技术人员根据常规切机量的计算方法估算获得。本发明提供的实施例中给出一种具体的估算方法，高周切机的切机量其中，ΔP₁和ΔP₂的获取方法，与送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP_Z的获取方法相同，通过送端电网一阶滞后环节校正后的频率变量Δf与送端电网机组发电的有功功率变量ΔP的关系函数：确定；

当送端电网通过一阶滞后环节校正后的频率变量Δf等于暂态频率值f_Z1时，通过上述关系函数得到的送端电网机组发电的有功功率变量ΔP为ΔP₁；当送端电网通过一阶滞后环节校正后的频率变量Δf等于暂态频率值f_Z2时，通过上述关系函数得到的送端电网机组发电的有功功率变量ΔP为ΔP₂；暂态频率值f_Z1和暂态频率值f_Z2分别为送端电网孤网暂态运行频率稳定时允许的两组最高频率值。

步骤206，获取送端电网使用高周切机后，柔性直流背靠背系统的第二暂态临界有功功率值P_VSC2-Z，而第二暂态临界有功功率值P_VSC2-Z＝P_L-ΔP_Z-ΔP_C；

步骤207，根据柔性直流背靠背系统的第二稳态临界有功功率值P_VSC2-W和柔性直流背靠背系统的第二暂态临界有功功率值P_VSC2-Z比较取大，得到柔性直流背靠背系统的第二临界有功功率值P_VSC2，即P_VSC2＝Max(P_VSC2-W，P_VSC2-Z)；

步骤208，根据第一临界有功功率值P_VSC1和第二临界有功功率值P_VSC2比较取小，得到柔性直流背靠背系统的临界有功功率值，即柔性直流背靠背系统的临界有功功率值＝Min(P_VSC1，P_VSC2)。

本发明实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法通过比较采用高周切机安控辅助时柔性直流背靠背系统的第二临界有功功率值和不采用高周切机安控辅助时柔性直流背靠背系统的第一临界有功功率值的大小，重新确定柔性直流背靠背系统的最小临界有功功率值，能够进一步减小增设柔性直流背靠背系统所需的解环成本。

为了确保柔性直流背靠背系统在具有所述最小临界有功功率值时，能够使送端电网孤网运行频率保持稳定，在本实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法中，当目标解环方案的确定条件为解环成本小于等于电磁环网的预估解环成本，也就是说当虚拟解环方案的解环成本小于等于电磁环网的预估解环成本时，确定该虚拟解环方案为目标解环方案时，电磁环网解环方案的设计方法还包括：

步骤5，根据目标解环方案构建仿真模型，设定柔性直流背靠背系统的临界有功功率值为柔性直流背靠背系统的有功功率仿真参数；

步骤6，对所述仿真模型进行仿真分析，以根据目标解环方案验证柔性直流背靠背系统是否能够使送端电网孤网运行频率稳定；

根据送端电网孤网运行频率的稳定性确定是否采用目标解环方案作为解环方案；具体的，如果目标解环方案仿真分析后，验证出柔性直流背靠背系统能够使送端电网孤网运行频率稳定，则将该目标解环方案作为解环方案，在解环点增设柔性直流背靠背系统，对电磁环网进行解环；如果目标解环方案仿真分析后，验证出柔性直流背靠背系统不能使送端电网孤网运行频率稳定，则放弃采用该目标解环方案作为解环方案，需重新选择现有的其他解环方案对该电磁环网进行解环。

为了获得柔性直流背靠背系统经济性和解环稳定性的均衡，在本实施例提供的电磁环网解环方案的设计方法中，根据送端电网孤网运行频率的稳定性确定目标解环方案未能使送端电网孤网运行频率稳定时，电磁环网解环方案的设计方法还包括：

步骤7，调试柔性直流背靠背系统的有功功率仿真参数，直至仿真模型中，柔性直流背靠背系统能够使送端电网孤网运行频率稳定，得到柔性直流背靠背系统的仿真有功功率值；

步骤8，根据柔性直流背靠背系统的仿真有功功率值，确定增设柔性直流背靠背系统的仿真解环成本；

步骤9，根据仿真解环成本与电磁环网的预估解环成本的大小关系，确定是否采用调试后的目标解环方案作为解环方案；具体的，如果仿真解环成本小于等于电磁环网的预估解环成本，则采用调试后的目标解环方案作为解环方案，在解环点增设具备仿真有功功率值的柔性直流背靠背系统，对电磁环网进行解环；如果仿真解环成本大于电磁环网的预估解环成本，则放弃采用调试后的目标解环方案作为解环方案，重新选择现有的其他解环方案对该电磁环网进行解环。

为了更清楚的说明上述实施例所提供的电磁环网解环方案的设计方法，参阅图3-5，在图3所示的局部电网中，以送端电网5外送通道上存在的电磁环网的网架结构为例，来验证本发明实施例所提供的电磁环网的解环方法的解环效果。

在图3所示的局部电网中，A、B、C、E、F、G、H、I、J、K分别为局部电网中的各地电厂，D为换流站，c、d、e、f、g、h、i、j、k、l分别为局部电网中的各地变电站，a、b分别为500kV变电站，m、n分别为220kV变电站；其中，由a-A构成的500kV第一外送通道1和由a-B构成的500kV第二外送通道2为送端电网5外送通道的高压线路，由m-n构成的220kV第一外送通道3和由m-n构成的220kV第二外送通道4为送端电网5外送通道的低压线路，而所述高压线路和所述低压线路构成该送端电网5外送通道的电磁环网。

在图3所示的局部电网中，500kV第一外送通道1和500kV第二外送通道2处于同一林区，在山火季节时，500kV第一外送通道1和500kV第二外送通道2容易同时跳闸，导致该局部电网的送端电网5孤网运行；如果要保持局部电网中的电磁环网运行，则需减小送端电网送出断面的有功功率值，以避免500kV第一外送通道1和500kV第二外送通道2跳闸后，220kV第一外送通道3和220kV第二外送通道4出现过载的情形。

但是为了保证送端电网5外送通道输出的有功功率能够满足主网6的使用需求，且送端电网5孤网运行频率稳定，则需要对该送端电网5外送通道的电磁环网进行解环，解环点应在由m-n构成的220kV第一外送通道3和由m-n构成的220kV第二外送通道4处，参阅图4，构建在m变电站内增设一套柔性直流背靠背系统7的虚拟解环方案。

通过上述虚拟解环方案对送端电网5进行解环时，应首先确定送端电网5孤网运行频率稳定时的额定频率值，即稳态额定频率值f_W为50Hz，最大不超过50.5Hz；暂态额定频率值f_Z为51Hz，最大不超过51.5Hz。

当送端电网采用电力系统丰小运行方式运行时，送端电网机组发电的总有功功率值P_G为2500MW，送端电网外送通道的有功功率值P_L为900MW，送端电网孤网运行允许的稳态频率偏差值Δf_W为0.5Hz，送端电网机组单次调频调差系数R为0.1，送端电网机组的惯性时间常数M为10，一阶滞后环节时间常数T为0.5。

根据本发明实施例提供的柔性直流背靠背系统临界有功功率值的确定方法，将上述各参数的取值代入，可以确定：

柔性直流背靠背系统的第一稳态临界有功功率值

送端电网机组发电的暂态有功功率值ΔP＝0.18P_G；

柔性直流背靠背系统的第一暂态临界有功功率值P_VSC1-Z＝P_L-ΔP_Z＝450MW；

柔性直流背靠背系统的第一临界有功功率值

P_VSC1＝Max(P_VSC1-W，P_VSC1-Z)＝450MW；

f_Z1＝51.5Hz时，f_Z2＝51Hz时，

高周切机的切机量

柔性直流背靠背系统的第二稳态临界有功功率值

柔性直流背靠背系统的第二暂态临界有功功率值

P_VSC2-Z＝P_L-ΔP_Z-ΔP_C＝200MW；

柔性直流背靠背系统的第二临界有功功率值

P_VSC2＝Max(P_VSC2-W，P_VSC2-Z)＝200MW；

柔性直流背靠背系统的临界有功功率值P_VSC＝Min(P_VSC1，P_VSC2)＝200MW。

根据确定的柔性直流背靠背系统的临界有功功率值200MW，可以计算出增设柔性直流背靠背系统所需的解环成本为2.4亿元，而采用常规解环方案时，电磁环网的预估解环成本为3亿元；本实施例提供的虚拟解环方案的解环成本小于电磁环网的预估解环成本，本实施例提供的虚拟解环方案可确定为目标解环方案。

为了校核柔性直流背靠背系统在具有上述200MW的最小临界有功功率值时，能够使图3所示的送端电网孤网运行频率保持稳定，在电力系统分析软件PSD-BPA中，构建在电磁环网解环点增设柔性直流背靠背系统的仿真模型，并进行500kV第一外送通道1和500kV第二外送通道2全部跳闸的仿真分析；其中，设定柔性直流背靠背系统的临界有功功率值200MW为柔性直流背靠背系统的有功功率仿真参数；设定柔性直流背靠背系统正常运行时不外送有功功率；当采用高周切机进行安控辅助时，如果暂态频率达到暂态额定频率值f_Z，设置高周切机切除送端电网发电机组中的250MW机组。

在电磁环网解环点增设柔性直流背靠背系统后仿真分析的结果如图5所示，当柔性直流背靠背系统解环电磁环网后，通过柔性直流背靠背系统为送端电网提供快速的有功功率调节，使得送端电网孤网运行后的最大暂态频率值不超过51.5Hz，最大稳态频率值不超过50.43Hz，能够满足送端电网孤网运行频率稳定的运行要求，因此，上述在电磁环网解环点增设柔性直流背靠背系统的解环方案可行，作业人员可以在解环点增设柔性直流背靠背系统，对电磁环网进行解环。

在上述实施方式的描述中，具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。