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1、(10)申请公布号 CN 102427226 A (43)申请公布日 2012.04.25 C N 1 0 2 4 2 7 2 2 6 A *CN102427226A* (21)申请号 201110372891.X (22)申请日 2011.11.22 H02J 1/00(2006.01) H02J 3/36(2006.01) H02J 3/38(2006.01) (71)申请人中国电力科学研究院 地址 100192 北京市海淀区清河小营东路 15号 (72)发明人王建明 张健 孙华东 任大伟 宋墩文 易俊 (74)专利代理机构北京安博达知识产权代理有 限公司 11271 代理人徐国文 (54。
2、) 发明名称 一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优 化方法 (57) 摘要 本发明公开了一种多直流电力系统安全稳定 控制措施的优化方法，包括确定目标电力系统的 电网规模、运行方式，直流送电功率和送受端情 况；对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流 线路故障后，电网是否需采取安全稳定控制措施； 若需要，则选择直流群进行协调控制；确定直流 群的提升功率和提升速率；重新计算直流故障的 切机和切负荷量，可在直流功率提升失效后追加 切机切负荷的后备控制措施；确定安全稳定控制 措施的实施方案。本发明对多直流电力系统的安 全稳定控制措施进行协调优化后，可有效利用系 统内直流可调容量，提高故障后系统稳定水平。
3、，减 少切机、切负荷等安全稳定控制措施量，减小直流 故障对电力运行、工业生产和人民生活的影响。 (51)Int.Cl. (19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 权利要求书 2 页 说明书 5 页 附图 3 页 CN 102427235 A 1/2页 2 1.一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法，其特征在于，所述方法包括如 下步骤： (1)确定目标电力系统的电网规模、电网结构、运行方式、直流线路送电方向、直流线路 输送容量和直流线路送受端情况； (2)对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流线路发生闭锁故障时，电网是否需要采 取安全稳定控制措施； (3)根据步骤(2)的。
4、结果，若需要采取安全稳定控制措施，则选择直流群进行提升功率 的协调控制； (4)确定步骤(3)选择的直流群的提升功率和提升速率； (5)根据步骤(4)，重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量； (6)根据步骤(5)的结果，若所述直流群的协调控制措施失效，则采取后备控制措施， 计算需要追加的切除机组和负荷量； (7)根据步骤(5)和步骤(6)的结果，确定安全稳定控制措施的实施方案。 2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述电网规模包括电网负荷总量、 发电机组总量和电源特点； 所述电网结构包括电网网架特点、区间联络线强弱和是否存在电磁环网； 所述运行方式包括线路接线方式、区。
5、间联络线功率方向/大小、电网枢纽站电压等级、 机组旋转备用容量、电厂开机方式、安全稳定控制装置投入数目和低压无功补偿设备投入 数目； 所述直流线路送受端情况包括直流线路送端配套电源和其他机组出力情况、受端近区 潮流情况和机组出力情况。 3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述稳定分析包括功角稳定、电压 稳定、频率稳定以及热稳定；所述安全稳定控制措施包括切除机组和负荷。 4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)直流群的选择条件包括： 1)选择送端/受端与故障直流线路的送端/受端分别处于同一交流同步电网、功率输 送方向一致的直流线路； 2)选择送端和/或受端换流站与故障直流。
6、电气距离较近的直流线路； 3)选择额定输送容量大的直流线路； 4)选择当前输送容量和额定输送容量两者之间裕度大的直流线路。 5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)所述直流群进行协调控制是在故障 直流线路的送端和受端分别设置主控站，所述主控站实时汇集电网运行方式、直流运行信 息、安控切机执行电厂的开机出力和安控切负荷执行站的负荷情况；当发生直流闭锁故障 后， 从故障直流的换流站向主控站发送故障信号，主控站根据制订的安全稳定控制措施， 向选定的直流群各换流站发送信号，各直流换流站按照事先设定的功率调整策略进行功率 提升；主控站同时向各电厂和变电站发送信号，切除相应的机组和负荷。 6.如。
7、权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)所述直流线路提升功率的计算公式 为： P i kP n -P，其中P n 为直流线路的额定输送功率，k为过负荷系数，P为直流当前输送 功率。 权 利 要 求 书CN 102427226 A CN 102427235 A 2/2页 3 7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(5)所述重新计算直流闭锁故障时需采 取的切机和切负荷措施量是在采取步骤(4)中直流群功率提升措施的情况下，进行稳定分 析，重新计算直流故障后需要采取的切机和切负荷措施量。考虑到实际电网中直流群功率 提升功能的可靠性，可在直流功率提升功能失效后采取后备控制措施，追加切除机组和负。
8、 荷，保证系统稳定。 8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(6)所述后备控制措施包括：提升功率 失效的直流线路发出反馈信号，主控站收到信号后在故障直流的送端切除机组，受端切除 负荷。 9.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电源特点包括水电、火电或风电的比 例。 10.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述电网网架特点包括长链式、双环网或 日字型环网。 权 利 要 求 书CN 102427226 A CN 102427235 A 1/5页 4 一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法 技术领域 ： 0001 本发明涉及电力系统领域，具体涉及一种多直流电力系统安全稳定控制措施的。
9、优 化方法。 背景技术 ： 0002 为保证电力系统的安全稳定运行，除了建立合理的电网结构、安排合理的运行方 式外，还应配套适当的安全稳定控制措施。在多直流电力系统(本方法中指电力系统中运 行多条直流线路，且各直流线路的送端和受端换流站分别处于同一交流同步电网中)中， 当发生直流闭锁故障时，目前采取的安全稳定控制措施只包括在直流线路送端切除机组和 (或)在受端切除负荷，即本优化方法中的步骤(1)和步骤(2)中的内容，并没有考虑安全 稳定控制措施的优化。其原因主要是目前运行的直流线路输送功率相对较小(实际最大输 送功率均不超过4000MW)，而且国内主要电网均不是交直流并列运行(即直流线路的送端。
10、 和受端不在一个交流同步电网中)，直流闭锁故障后盈余功率不会大量转移到交流通道上， 因此直流闭锁故障后采取的切机和切负荷量较小。 0003 锦屏苏南800kV特高压直流工程(以下简称锦苏直流)预计于2012年底建 成投运，额定输送容量达到7200MW。锦苏直流送端处于华中电网，受端处于华东电网，加上 原有的葛南直流、龙政直流、宜华直流、林枫直流和复奉直流，华中电网送华东电网的直流 线路共6条。华中、华北和华东电网交流联网后，与包括锦苏直流在内的直流线路构成多直 流电力系统(如图1所示)。当锦苏直流按额定输送容量运行发生双极闭锁故障后，采取目 前的切机切负荷的安全稳定控制措施手段，需在锦苏直流送。
11、端切除机组7200MW、受端切除 负荷5750MW。大量切除机组将在电网中产生大幅的潮流变化，增大电网的控制难度，中断电 厂的运行和发电；而大量切除负荷更是对社会经济和人民生活带来巨大的影响。因此本发 明对多直流系统发生直流闭锁故障后的安全稳定控制措施进行优化。 发明内容 ： 0004 针对现有技术的不足，本发明提出了一种多直流系统安全稳定控制措施的优化方 法，减小稳定控制措施中切机、切负荷量，增加故障处理措施，加强电网后备保护手段。本发 明适用于运行多条直流线路的电力系统。 0005 本发明提供的一种多直流电力系统安全稳定控制措施的优化方法，其改进之处在 于，所述方法包括如下步骤： 0006。
12、 (1)确定目标电力系统的电网规模、电网结构、运行方式、直流线路送电方向、直流 线路输送容量和直流线路送受端情况； 0007 (2)对目标电力系统进行稳定分析，并确定直流线路发生闭锁故障时，电网是否需 要采取安全稳定控制措施； 0008 (3)根据步骤(2)的结果，若需要采取安全稳定控制措施，则选择直流群进行提升 功率的协调控制； 说 明 书CN 102427226 A CN 102427235 A 2/5页 5 0009 (4)确定步骤(3)选择的直流群的提升功率和提升速率； 0010 (5)根据步骤(4)，重新计算直流闭锁故障时需采取的切机和切负荷措施量； 0011 (6)根据步骤(5)的。
13、结果，若所述直流群的协调控制措施全部或部分失效，则采取 后备控制措施，计算需要追加切除的机组和负荷量； 0012 (7)根据步骤(5)和步骤(6)的结果，确定安全稳定控制措施的实施方案。 0013 优选的，步骤(1)所述电网规模包括电网负荷总量、发电机组总量和电源特点； 0014 所述电网结构包括电网网架特点、区间联络线强弱和是否存在电磁环网； 0015 所述运行方式包括线路接线方式、区间联络线功率方向/大小、电网枢纽站电压 等级、机组旋转备用容量、电厂开机方式、安全稳定控制装置投入数目和低压无功补偿设备 投入数目； 0016 所述直流线路送受端情况包括直流线路送端配套电源和其他机组出力情况、。
14、受端 近区潮流情况和机组出力情况。 0017 优选的，步骤(2)所述稳定分析包括功角稳定、电压稳定、频率稳定以及热稳定； 所述安全稳定控制措施包括切除机组和负荷。 0018 优选的，步骤(3)直流群的选择条件包括： 0019 1)选择送端/受端与故障直流线路的送端/受端分别处于同一交流同步电网、功 率输送方向一致的直流线路； 0020 2)选择送端和/或受端换流站与故障直流电气距离较近的直流线路； 0021 3)选择额定输送容量大的直流线路； 0022 4)选择当前输送容量和额定输送容量两者之间裕度大的直流线路。 0023 优选的，步骤(3)所述直流群进行协调控制是在故障直流线路的送端和受端分。
15、别 设置主控站，所述主控站实时汇集电网运行方式、直流运行信息、安控切机执行电厂的开机 出力和安控切负荷执行站的负荷情况；当发生直流闭锁故障后，从故障直流的换流站向主 控站发送故障信号，主控站根据制订的安全稳定控制措施，向选定的直流群各换流站发送 信号，各直流换流站按照事先设定的功率调整策略进行功率提升；主控站同时向各电厂和 变电站发送信号，切除相应的机组和负荷。 0024 优选的，步骤(4)所述直流线路提升功率的计算公式为： 0025 P i kP n -P，其中P n 为直流线路的额定输送功率，k为过负荷系数，P为直流当前 输送功率。 0026 优选的，步骤(5)所述重新计算直流闭锁故障时需。
16、采取的切机和切负荷措施量是 在采取步骤(4)中直流群功率提升措施的情况下，进行稳定分析，重新计算直流故障后需 要采取的切机和切负荷措施量。考虑到实际电网中直流群功率提升功能的可靠性，可在直 流功率提升功能失效后采取后备控制措施，追加切除机组和负荷，保证系统稳定。 0027 优选的，步骤(6)所述后备控制措施包括：当直流线路提升功率失效后，其换流站 向主控站发出反馈信号，主控站收到信号后在故障直流的送端追加切除机组，受端追加切 除负荷。由于信号传输需要一定的时间，因此追加切除机组和负荷的后备控制措施动作时 间相对滞后。根据通信传输实际情况确定追加切机和切负荷的时间后，计算需要追加的切 机和切负荷。
17、量。 0028 优选的，步骤(7)所述实施方案包括：安全稳定控制措施主控站的选择，安控切机 说 明 书CN 102427226 A CN 102427235 A 3/5页 6 执行电厂和安控切负荷执行站的选择。 0029 优选的，所述电源特点包括水电、火电或风电的比例。 0030 优选的，所述电网网架特点包括长链式、双环网或日字型环网。 0031 与现有技术比，本发明的有益效果为： 0032 本发明可运用于含多条直流线路的电力系统，通过安全稳定控制措施协调优化方 法的应用和实施，可以减小安全稳定控制措施中切机、切负荷量，增加故障处理措施，加强 电网后备保护手段。 0033 采取该发明对多直流电。
18、力系统的安全稳定控制措施进行协调优化后，可有效利用 系统内直流可调容量，提高故障后系统稳定水平，减少切机、切负荷等安全稳定控制措施 量，从而减小直流故障对电力系统运行、工业生产和人民生活的影响。 附图说明 0034 图1为本发明提供的华中、华北、华东多直流电力系统网架示意图； 0035 图2为本发明提供的多直流系统安全稳定控制措施的优化方法的流程图； 0036 图3为本发明提供的应用于锦苏直流的安全稳定控制措施优化方法实施方法。 具体实施方式 0037 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。 0038 图2是本实施方法的流程图，具体步骤包括： 0039 步骤(1)：确定研究的多。
19、直流电力系统的电网规模、结构、运行方式、直流送电方 向和输送容量、直流送受端情况。本实施例研究的电网包括华中、华北、华东三个大区电网 (简称三华电网)，三华电网总负荷5亿千瓦，总开机5.1亿千瓦，机组旋转备用容量1000 万千瓦。华中电网尤其是四川电网以水电为主，华北和华东电网以火电为主。根据电网规 划方案，华中华北华东电网通过1000kV交流特高压联络线互联，华东电网内部建成淮 南皖南浙北沪西的半环结构1000kV交流特高压电网，整个三华电网呈倒U型。电网 主网以500kV网架为主。由于处在特高压电网建设的过渡期，大区间的1000kV交流特高压 联络线相对薄弱。重要的输电断面方向为华中送华北。
20、、华北送华东，四川重庆送湖北，断面 功率均按极限输送功率安排。各枢纽站电压均符合电网运行规定。直流方面，锦苏直流采 用1回800kV特高压直流输电方案从华中电网送电华东电网，直流工程起点为四川省西 昌地区、落点为江苏省吴江地区，直流工程额定容量7200MW。华中送电华东的其他直流线路 包括葛南、龙政、宜华、林枫、复奉直流，东北送电华北的直流有高岭直流，西北送电华中的 直流有灵宝直流、德宝直流，西北送电华北的直流有银东直流，华中送电南方电网的直流有 江城直流。各直流均按其额定输送容量满功率运行。 0040 步骤(2)：参照电力系统安全稳定导则等技术标准，对电网故障进行稳定分 析。首先校核电网单一。
21、元件故障，不采取安全稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行 和电网的正常供电，如果系统失稳，则调整输电断面潮流等运行方式，使得故障后系统保持 稳定。在以上运行方式的基础上，校核直流双极闭锁故障，分析为保证系统稳定需采取的 切机、切负荷安全稳定控制措施。稳定分析的结果表明，锦苏直流双极闭锁故障后，为保证 系统稳定，需采取切除直流送端的四川水电机组以及受端华东地区负荷的安全稳定控制措 说 明 书CN 102427226 A CN 102427235 A 4/5页 7 施。 0041 步骤(3)：基于步骤(2)的结果，可以选择直流群进行协调控制。锦苏直流为华中 送电华东的直流工程，根据选择协调控制直。
22、流群的原则，选择葛南、龙政、宜华、林枫、复奉 直流共5条直流线路群进行协调稳定控制。 0042 步骤(4)：根据直流最大可提升量P i 的计算公式P i kP n -P计算可提升量。其 中，本例的电网运行方式中，各直流的实际输送功率均达到了其额定输送容量，即PPn。 考虑到安全稳定控制措施的可靠性及设备能力，过负荷系数k取11，公式变成P i 0.1P n ， 葛南、龙政、宜华、林枫、复奉直流的总额定容量为20200MW，因此总的可提升功率Pi 2020MW。考虑到直流设备控制系统实际情况，直流功率提升的参数如下：故障后0.3秒开始 提升直流功率，0.3秒的时间完成功率提升。 0043 步骤(。
23、5)：根据步骤(3)选定的直流群、步骤(4)确定的直流提升功率和提升速 率，依据步骤(2)中的计算原则和方法，重新计算稳定措施量，结果如下表1所示，显示了应 用本实施例带来的好处。由表可知，如果不采取“优化办法”，需在四川切除水电机组7200MW 并在华东切负荷5800MW，损失了大量机组和负荷；如果采取“优化办法”制订协调控制措 施，仅需在四川切除水电机组6600MW并在华东切负荷3000MW，减少切机量600MW，减少切负 荷量2800MW。 0044 表1优化前后的锦苏直流双极闭锁故障安全稳定控制措施 0045 0046 步骤(6)：根据步骤(5)的结果，若所述提升功率的直流群中部分直流。
24、(龙政、宜 华直流)共600MW的功率提升失效，则失效直流的换流站向主控站发送反馈信号，主控站收 到信号后，在锦苏直流的受端华东地区追加切除华东负荷600MW，保证系统稳定。 0047 步骤(7)：根据步骤(5)和步骤(6)的结果，本实施例优化后的控制措施的系统实 施方案(直流送端)系统如图3，方案中设置锦苏直流送端换流站近区的月城变电站为主控 站，负责汇集实时电网运行方式(主要是华中华北、华北华东间特高压联络线功率)、直流 运行信息(华中送华东的直流输送功率)、安控切机执行电厂(锦一、锦二、官地、二滩、瀑 布沟电厂)的开机出力。当锦苏直流发生直流闭锁故障后，从锦苏直流的换流站向主控站 发送故。
25、障信号，主控站向选定的直流群换流站发送信号，直流群按照事先设定的功率调整 策略进行功率提升；主控站同时向各电厂发送信号，切除相应的机组。直流群提升功率失效 后，失效的直流线路向主控站反馈信号，主控站向安控切机执行电厂发送信号，追加切除机 组。 0048 直流受端的实施方案与送端类似，通过设置主控站汇集电网信息，接收故障信息， 说 明 书CN 102427226 A CN 102427235 A 5/5页 8 向各安控切负荷执行变电站发送信号，切除负荷。 0049 本实施例应用于锦苏直流双极闭锁故障的安全稳定控制措施，同时适用于其他闭 锁故障后需要采取安全稳定控制措施的直流线路。 0050 最后应该说明的是：结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所 属领域的普通技术人员应当理解到：本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修 改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。 说 明 书CN 102427226 A CN 102427235 A 1/3页 9 图1 说 明 书 附 图CN 102427226 A CN 102427235 A 2/3页 10 图2 说 明 书 附 图CN 102427226 A CN 102427235 A 3/3页 11 图3 说 明 书 附 图CN 102427226 A 。