一种电力系统的变流器运行参数优化方法及装置与流程

1.本技术涉及电力稳定控制技术领域，特别涉及一种电力系统的变流器运行参数优化方法及装置。


背景技术：

2.随着新能源和电力电子设备的渗透率增加，电力系统有着惯性减小、系统强度变弱的趋势，稳定性问题愈发严重。目前电力系统中的变流器多采用跟随型控制，对外呈现电流源的特性，利用pll锁相环实现同步并网，这种控制模式不能为电网提供惯性，不能支撑电网电压，在弱电网中存在稳定问题。而构网型变流器对外呈电压源特性，利用功率同步环模拟同步发电机实现并网，可自主提供惯量支撑和电网电压支撑，是解决高占比新能源并网稳定性问题的全新技术手段。
3.但是，在采用构网型变流器并网时，由于构网型变流器具有与同步发电机类似的同步特性，在大干扰环境下也会出现与同步发电机类似的暂态失稳现象；并且，在强电网环境中使用构网型变流器并网时，若电网出现故障，构网型变流器容易脱网。


技术实现要素：

4.基于上述现有技术的不足，本技术提供了一种电力系统的变流器运行参数优化方法，以解决构网型变流器在大干扰环境下易出现与同步发电机类似的暂态失稳现象以及在强电网环境中因电网故障容易脱网的问题。
5.为了实现上述目的，本技术提供了以下技术方案：
6.本技术第一方面提供一种电力系统的变流器运行参数优化方法，包括：
7.确定出所述电力系统中各个变流器的参与因子；
8.基于所述电力系统中各个所述变流器的参与因子，分别确定出所述电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；所述主导变流器的数量至少为1；
9.判断所述变流器参与因子方差是否大于预设方差；
10.若判断出所述变流器参与因子方差大于所述预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对所述主导变流器的参数进行优化，直至所述电力系统的变流器参与因子方差不大于所述预设方差。
11.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，确定出所述电力系统中各个变流器的参与因子，包括：
12.分别确定出各个所述变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线；
13.基于各个所述变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到每个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量；
14.基于各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，确定出所述电力系统中各个变流器的参与因子。
15.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，分别确定出各个所述
变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线，包括：
16.确定出所述电力系统的目标故障；
17.基于所述目标故障进行仿真分析，得到各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线。
18.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，确定出所述电力系统的目标故障，包括：
19.分别获取各个所述变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线；
20.基于每个所述变流器在各个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到各个所述变流器在每个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量；
21.从所有所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中选取出最大虚拟动能增量对应的预想故障作为所述电力系统的目标故障。
22.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，分别获取各个所述变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线，包括：
23.搭建出所述电力系统的仿真系统；
24.利用所述仿真系统分别对所述预想故障集中各个所述预想故障进行仿真分析，得到各个所述变流器在预想故障集中每个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线。
25.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，通过电磁暂态仿真软件搭建出所述电力系统的仿真系统。
26.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，所述预想故障包括以下至少之一：单相接地故障、三相接地故障、瞬时性故障、永久性故障。
27.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，基于每个所述变流器在各个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到各个所述变流器在每个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，包括：
28.分别确定出每个所述变流器在各个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；
29.针对每一所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算各个所述变流器在所述故障开始时刻对应的虚拟动能和所述预设故障清除时刻对应的虚拟动能；
30.针对每一所述变流器，分别将各个所述预想故障下所述预设故障清除时刻对应的虚拟动能与所述故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到各个所述变流器在每个所述预想故障下的暂态功角速度时间上的虚拟动能增量。
31.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，基于各个所述变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到每个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，包括：
32.分别确定出各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；
33.基于各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算出每一所述变流器在所述故障开始时刻对应的虚拟动能和所述预设故障清除时刻对应的虚拟动能；
34.针对每一所述变流器，将所述预设故障清除时刻对应的虚拟动能与所述故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
35.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，基于各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，分别确定出所述电力系统中各个所述变流器的参与因子，包括：
36.从各个所述变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中筛选出虚拟动能增量最大的变流器；
37.针对每一所述变流器，基于其在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量以及所述虚拟动能增量最大的变流器对应的虚拟动能增量进行计算，得到所述电力系统中各个所述变流器的参与因子。
38.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，基于各个所述变流器的参与因子，确定出所述电力系统的主导变流器，包括：
39.分别将每个所述变流器的参与因子与预设参与因子进行比较，得到各个所述变流器的参与因子比较结果；
40.基于所述变流器的参与因子比较结果，将所述参与因子比较结果中参与因子大于预设参与因子的变流器作为所述电力系统的主导变流器。
41.可选地，在上述的电力系统的变流器运行参数优化方法中，按照变流器参与因子方差最小原则对所述主导变流器的参数进行优化，直至所述电力系统的变流器参与因子方差不大于所述预设方差，包括：
42.确定出所述主导变流器中待优化参数所对应的优化参数矩阵；
43.计算所述优化参数矩阵中每一个所述待优化参数对所述变流器参与因子方差的灵敏度，得到灵敏度矩阵；
44.在每一次优化过程中，依次增加所述灵敏度矩阵的优化步长，直至所述电力系统的变流器参与因子方差不大于所述预设方差。
45.本技术第二方面提供一种电力系统的变流器运行参数优化装置，包括：
46.第一确定单元，用于确定出所述电力系统中各个变流器的参与因子；
47.第二确定单元，用于基于所述电力系统中各个所述变流器的参与因子，分别确定出所述电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；所述主导变流器的数量至少为1；
48.判断单元，用于判断所述变流器参与因子方差是否大于预设方差；
49.优化单元，用于若判断出所述变流器参与因子方差大于所述预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对所述主导变流器的参数进行优化，直至所述电力系统的变流器参与因子方差不大于所述预设方差。
50.本技术提供了一种电力系统的变流器运行参数优化方法，该方法在分别确定出电力系统中各个变流器的参与因子之后，基于各个变流器的参与因子，分别确定出电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；然后，判断变流器参与因子方差是否大于预设方差；若判断出变流器参与因子方差大于预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差，也即，本技术能够通过确定主导变流器，筛选出失稳风险点，针对性地对主导变流器进行参数优化，并
考虑各个变流器之间的协调，使得系统内各个变流器的参与因子满足方差最小，以实现控制各个变流器的暂态功角速度时间曲线趋于一致，从而提高系统中变流器的稳定运行能力，解决了构网型变流器在大干扰环境下易出现与同步发电机类似的暂态失稳现象以及在强电网环境中因电网故障容易脱网的问题。
附图说明
51.为了更清楚地说明本技术实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本技术的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
52.图1为本技术实施例提供的一种电力系统的变流器运行参数优化方法的流程图；
53.图2为本技术实施例提供的一种变流器的参与因子的确定流程图；
54.图3为本技术实施例提供的一种变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线的确定流程图；
55.图4为本技术实施例提供的一种电力系统的目标故障的确定流程图；
56.图5为本技术实施例提供的一种变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的确定流程图；
57.图6为本技术实施例提供的一种变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的确定流程图；
58.图7为本技术实施例提供的另一种变流器的参与因子的确定流程图；
59.图8为本技术实施例提供的一种电力系统的主导变流器的确定流程图；
60.图9为本技术实施例提供的一种按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化的流程图；
61.图10为本技术另实施例提供的一种电力系统的变流器运行参数优化方法的流程图；
62.图11为本技术实施例提供的一种电力系统的变流器运行参数优化装置的结构框图。
具体实施方式
63.下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本技术保护的范围。
64.本技术实施例提供了一种电力系统的变流器运行参数优化方法，以解决构网型变流器在大干扰环境下易出现与同步发电机类似的暂态失稳现象以及在强电网环境中因电网故障容易脱网的问题。
65.请参见图1，该电力系统的变流器运行参数优化方法主要包括如下步骤：
66.s101、确定出电力系统中各个变流器的参与因子。
67.实际应用中，执行步骤s101、确定出电力系统中各个变流器的参与因子的具体过
程可如图2所示，主要包括：
68.s201、分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线。
69.其中，执行步骤s201、分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线的具体过程可如图3所示，主要包括：
70.s301、确定出电力系统的目标故障。
71.其中，电力系统的目标故障是预想故障集中导致电力系统故障程度最高的预想故障。
72.实际应用中，执行步骤s301、确定出电力系统的目标故障的具体过程可如图4所示，主要包括：
73.s401、分别获取各个变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线。
74.实际应用中，可以通过搭建出电力系统的仿真系统，然后利用仿真系统分别对各个预想故障进行仿真分析，得到各个变流器在预想故障集中每一个预想故障下的暂态功角速度时间曲线。
75.其中，可以根据某实际电网，在电磁暂态仿真软件中搭建出由不同控制模式及参数的构网型变流器组成的仿真系统。具体的，电磁暂态仿真软件可以是pscad。控制模式包括但不仅限于下垂控制、虚拟同步机控制、匹配控制及虚拟振荡器控制，参数包括但不仅限于下垂系数、虚拟转动惯量、阻尼系数，两者均可视具体应用环境和用户需求确定，均在本技术的保护范围之内。
76.需要说明的是，预想故障集是预先构建的，包括了电力系统中可能出现的各类故障，例如单相接地故障、三相接地故障、瞬时性故障、永久性故障等。
77.也就是说，预想故障可以包括单相接地故障、三相接地故障、瞬时性故障、永久性故障中的至少一个。
78.s402、基于每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
79.实际应用中，可以通过图5示出的具体方式，得到各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，具体如下：
80.s501、分别确定出每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻。
81.其中，预设故障清除时刻可以是预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障清除时刻的3倍；当然，并不仅限于此，还可视具体应用环境和用户需求确定，本技术不作具体限定，均在本技术的保护范围之内。
82.需要说明的是，可以在利用仿真系统对预想故障进行仿真过程中获取对应暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；当然，并不仅限于此，确定出每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻的具体方式还可参见现有方案，此处不再一一赘述。
83.s502、针对每一预想故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算各个变流器在故障开始时刻对应的虚拟动能和预设故障清除时刻对应的虚拟动能。
84.实际应用中，假设故障开始时刻为t0，预设故障清除时刻为tc，变流器为i，则针对
每一个预想故障下的暂态功角速度时间曲线，故障开始时刻对应的虚拟动能可表示为：预设故障清除时刻对应的虚拟动能可表示为：ji为第i个变流器的虚拟惯量，ω为变流器的虚拟功角速度。
85.s503、针对每一变流器，分别将各个预想故障下预设故障清除时刻对应的虚拟动能与故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
86.实际应用中，可以通过公式进行计算，各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
87.s403、从所有预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中选取出最大虚拟动能增量对应的预想故障作为电力系统的目标故障。
88.实际应用中，在得到每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量之后，可以将所有变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量按照由大至小的次序进行排序，得到虚拟动能增量排序结果；然后从虚拟动能增量排序结果中选取排列次序为第一位的虚拟动能增量对应的预想故障作为电力系统的目标故障。
89.能够理解的是，通过筛选出所有预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中的最大虚拟动能增量，即可确定出预想故障集中哪个预想故障是导致电力系统故障程度最高的故障。
90.s302、基于目标故障进行仿真分析，得到各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线。
91.实际应用中，同样可通过搭建出电力系统的仿真系统，然后利用仿真系统对目标故障进行仿真分析，得到各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线。
92.s202、基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到每个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
93.实际应用中，可以通过图6示出的具体步骤，得到每个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，具体如下：
94.s601、分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻。
95.其中，预设故障清除时刻可以是目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障清除时刻的3倍；当然，并不仅限于此，还可视具体应用环境和用户需求确定，本技术不作具体限定，均在本技术的保护范围之内。
96.需要说明的是，可以在利用仿真系统对目标故障进行仿真过程中获取对应暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；当然，并不仅限于此，确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻的具体方式还可参见现有方案，此处不再一一赘述。
97.s602、基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算出每一变流器在故障开始时刻对应的虚拟动能和预设故障清除时刻对应的虚拟动能。
98.实际应用中，假设故障开始时刻为t0，预设故障清除时刻为tc，变流器为i，则针对
目标故障下的暂态功角速度时间曲线，故障开始时刻对应的虚拟动能可表示为：预设故障清除时刻对应的虚拟动能可表示为：ji为第i个变流器的虚拟惯量，ω为变流器的虚拟功角速度。
99.s603、针对每一变流器，将预设故障清除时刻对应的虚拟动能与故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
100.实际应用中，可以通过公式进行计算，各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
101.s203、基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，确定出电力系统中各个变流器的参与因子。
102.实际应用中，执行步骤s203、基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，分别确定出电力系统中各个变流器的参与因子的具体过程可如图7所示，主要包括：
103.s701、从各个变流器在所述目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中筛选出虚拟动能增量最大的变流器。
104.其中，可以将所有变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量进行排序，得各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的排序结果；然后从排序结果中筛选出虚拟动能增量最大的变流器。
105.s702、针对每一变流器，基于其在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量以及虚拟动能增量最大的变流器对应的虚拟动能增量进行计算，得到电力系统中各个变流器的参与因子。
106.其中，可以将每一变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，与虚拟动能增量最大的变流器对应的虚拟动能增量作比，得到电力系统中各个变流器的参与因子。
107.具体的，虚拟动能增量最大的变流器的参与因子可以为预设值(如1)，其他变流器的参与因子的计算法则是：将虚拟动能增量最大的变流器的虚拟动能增量作为基准值，将各变流器的虚拟动能增量与最大虚拟动能增量(也即基准值)的比值作为对应变流器的参与因子。
108.基于上述，实际中可以通过执行下述步骤1再执行步骤2的方式，确定出电力系统中各个变流器的参与因子，具体为：
109.步骤1：按照降序将所有变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量进行排序，得各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的排序结果。
110.其中，可以将所有变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量按照由大至小的次序进行排序，得到各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的排序结果。
111.步骤2：基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的排序结果和预设序位参与因子计算式，分别确定出电力系统中各个变流器的参与因
子。
112.其中，预设序位参与因子计算式为cj表示排序结果中序位为j的变流器的参与因子，jj表示排序结果中序位为j的变流器的虚拟惯量，表示排序结果中序位为j的变流器在t0处的虚拟功角速度；表示排序结果中序位j的变流器在tc处的虚拟功角速度，t0表示故障开始时刻，tc表示预设故障清除时刻。
113.需要说明的是，确定出电力系统中各个变流器的参与因子的具体过程并不仅限于上述，还可视具体应用环境和用户需求确定，无论采用何种方式，均在本技术的保护范围内。
114.s102、基于电力系统中各个变流器的参与因子，分别确定出电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器。
115.其中，主导变流器是指电力系统中最容易失稳的变流器，其数量至少为1。
116.实际应用中，电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器均是通过电力系统中各个变流器的参与因子得到的。具体的，可以分别将所有变流器的参与因子代入方差计算式进行计算，得到各个变流器参与因子方差。其中，方差计算式为：s2表示变流器参与因子方差，为变流器参与因子的平均数，cj表示排序结果中序位为j的变流器的参与因子，n表示电力系统中变流器的总数。
117.而基于电力系统中各个变流器的参与因子，确定出电力系统的主导变流器的具体过程可如图8所示，主要包括：
118.s801、分别将每个变流器的参与因子与预设参与因子进行比较，得到各个变流器的参与因子比较结果。
119.其中，预设参与因子的具体取值可通过仿真得到，当然，并不仅限于此，还可视具体应用环境和用户需求确定，本技术不作具体限定，均在本技术的保护范围之内。
120.s802、基于变流器的参与因子比较结果，将参与因子比较结果中参与因子大于预设参与因子的变流器作为电力系统的主导变流器。
121.实际应用中，得到变流器的参与因子比较结果之后，可以将结果表征参与因子大于预设参与因子的变流器作为主导变流器。
122.s103、判断变流器参与因子方差是否大于预设方差。
123.实际应用中，预设方差的具体取值可根据与实际工程经验获得，本技术对其不作具体限定，均在本技术的保护范围之内。
124.若判断出变流器参与因子方差大于预设方差，则可以执行步骤s104。
125.s104、按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差。
126.实际应用中，执行步骤s104、按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的
参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差的具体过程可如图9所示，主要包括：
127.s901、确定出主导变流器中待优化参数所对应的优化参数矩阵。
128.实际应用中，可以针对主导变流器中待优化参数设置矩阵，得到主导变流器中待优化参数所对应的优化参数矩阵。
129.s902、计算优化参数矩阵中每一个待优化参数对变流器参与因子方差的灵敏度，得到灵敏度矩阵。
130.假设优化参数矩阵为c,c＝[c1,c2,c3]，通过计算优化参数矩阵中每一个待优化参数对变流器参与因子方差的灵敏度，得到灵敏度矩阵为γ，γ＝[γ1,γ2,γ3]，则γ1＝δs
12
/δc1，γ2＝δs
22
/δc2，γ3＝δs
32
/δc3。δc1、δc2、δc3、分别表示各个待优化参数的改变量，分别代表各个待优化参数改变量对应的方差改变量。
[0131]
s903、在每一次优化过程中，依次增加灵敏度矩阵的优化步长，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差。
[0132]
实际应用中，可以通过c＝c+η
·
γ依次增加灵敏度矩阵的优化步长，调整主导变流器中的待优化参数，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差。其中，η表示优化步长，可根据与实际工程经验获得，本技术对其不作具体限定，均在本技术的保护范围之内。
[0133]
基于上述原理，本实施例提供的电力系统的变流器运行参数优化方法，该方法在确定出电力系统中各个变流器的参与因子之后，基于各个变流器的参与因子，分别确定出电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；然后，判断变流器参与因子方差是否大于预设方差；若判断出变流器参与因子方差大于预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差，也即，本技术能够通过确定主导变流器，筛选出失稳风险点，针对性地对主导变流器进行参数优化，并考虑各个变流器之间的协调，使得系统内各个变流器的参与因子满足方差最小，以实现控制各个变流器的暂态功角速度时间曲线趋于一致，从而提高系统中变流器的稳定运行能力，解决了构网型变流器在大干扰环境下易出现与同步发电机类似的暂态失稳现象以及在强电网环境中因电网故障容易脱网的问题。
[0134]
此外，实际中构网型变流器在故障情况下为了维持内电势不变，可能引起很大的短路电流，危害变流器装置；构网型变流器的电压外环和电流内环在暂态过程中存在动态交互，也会降低变流器的干扰同步稳定性，以及在强电网中使用功率同步控制时，变流器与电网之间相位差的微小变化都可能引起明显的功率波动，容易导致变流器同步振荡。在面对上述变流器扰动下同步稳定这一问题时，现有方案的核心思想主要是选择合适的控制模式、整定合适的控制参数，以保证系统的可靠运行。其中，现有方式一是在故障时改变构网型的控制方式，转而采用跟网型类似的矢量控制，直接限制注入变流器的短路电流，但此种方式容易导致电流环控制发生饱和，使电压控制环失去控制能力，不利于变流器的稳定运行；现有方式二是通过虚拟阻抗控制方法，通过模拟变流器的电阻和电感作用，降低端电压幅值以实现限流，但此种方式不利于变流器的有功输出，没有考虑到多变流器之间的协调配合。并且，经发明人研究发现，对于变流器的稳定运行能力的研究大多认为变流器的特性是一致的，忽略了变流器本体参数和控制参数的差异性，在故障穿越过程中缺少通过能量
角度来提高变流器的运行能力。
[0135]
对此，本发明提供的电力系统的变流器运行参数优化方法中可以先选取出故障时参与主导作用的变流器，然后针对性地对主导变流器的参数进行优化，并且在调整主导变流器的运行参数时综合考虑多变流器之间的协调性，按照电力系统的变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，以控制电力系统中各个变流器的暂态功角速度时间曲线趋于一致，提高系统中变流器的稳定运行能力，从而解决上述问题。
[0136]
基于上述实施例提供的电力系统的变流器运行参数优化方法，结合图10，本发明具体有如下实施过程：
[0137]
步骤1：根据某实际电网，在电磁暂态仿真软件中搭建出不同控制模式及参数的构网型变流器组成的仿真系统。
[0138]
其中，电磁暂态仿真软件可以为pscad。不同控制模式可以为下垂控制、虚拟同步机控制、匹配控制及虚拟振荡器控制。参数可以包括下垂系数、虚拟转动惯量、阻尼系数。
[0139]
步骤2：构建预想故障集。其中，预想故障集中包含若干个预想故障，预想故障包括但不仅限于单相接地故障、三相接地故障、瞬时性故障、永久性故障。
[0140]
步骤3：根据电磁仿真软件，针对预想故障集进行仿真分析，求取各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线(ω-t)。
[0141]
其中，针对预想故障集，可以利用电磁暂态仿真软件仿真变流器电磁暂态运行特性，得到预想故障下变流器虚拟功角速度时间曲线。
[0142]
步骤4：根据各个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线，求取出各个变流器的虚拟动能增量，进而计算各个变流器的参与因子，并进行大小排序，选取参与因子大于设定值λ的变流器为主导变流器。
[0143]
具体过程如下：
[0144]
4.1：根据各个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线，求取出各个变流器在每个预想故障下的虚拟动能增量。
[0145]
其中，针对每一变流器，根据其在每一预想故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算其在t0时刻至tc时刻的虚拟动能增量δe
i,t
。具体的，t0时刻变流器i的虚拟动能为tc时刻变流器i的虚拟动能为作差得t0为故障开始时刻，tc为预设故障清除时刻，如3倍的故障清除时刻，ji为第i个变流器的虚拟惯量，ω为变流器的虚拟功角速度。
[0146]
4.2：从所有变流器在每个预想故障下的虚拟动能增量中选取出最大虚拟动能增量所对应的预想故障作为目标故障。
[0147]
4.3：根据各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线，求取出各个变流器在目标故障下的虚拟动能增量。
[0148]
需要说明的是，求取变流器在目标故障下的虚拟动能增量的方式与上述求取变流器在每个预想故障下的虚拟动能增量方式相同，可相互参见，此处不再赘述。
[0149]
4.4：根据各个变流器在目标故障下的虚拟动能增量，计算出各个变流器的参与因子。
[0150]
其中，可以将虚拟动能增量最大的变流器i的参与因子ci设为预设值，如ci＝1；对于其他变流器j，其参与因子的计算法则是：将虚拟动能增量最大的变流器(也即变流器i的
虚拟动能增量)作为基准值，将变流器j的虚拟动能增量与虚拟动能增量最大的变流器对应的虚拟动能增量(也即基准值)的比值作为变流器j的参与因子。
[0151]
4.5：将参与因子大于λ的变流器记为主导变流器。λ可由仿真得到。
[0152]
步骤5：按照变流器参与因子方差最小原则，优化主导变流器参数。
[0153]
其中，变流器参与因子方差可以记为s2，其中，n为系统内变流器的个数，为变流器参与因子的平均值。
[0154]
具体的，按照变流器参与因子方差最小原则，优化主导变流器参数的具体的过程可以为：
[0155]
针对所优化的参数设置参数矩阵c,c＝[c1,c2,c3]；计算各参数对方差的灵敏度矩阵为γ，γ＝[γ1,γ2,γ3]。其中，γ1＝δs
12
/δc1，γ2＝δs
22
/δc2，γ3＝δs
32
/δc3。δc1、δc2、δc3分别代表各参数的改变量，分别代表参数改变量对应的方差改变量。
[0156]
步骤6：判断s2是否小于ε。
[0157]
其中，若判断出s2大于ε，则令c＝c+η
·
γ，把参数代入步骤3中迭代计算，求取参数优化后变流器参与因子方差s2。若判断出s2小于ε，则参数优化结束。ε、η可根据实际工程经验获得。
[0158]
需要说明的是，主导变流器所优化的参数根据控制模式确定，例如，若主导变流器采用下垂控制，则优化参数为下垂系数；若主导变流器采用虚拟同步机控制，则优化参数为虚拟转动惯量和阻尼系数。
[0159]
需要说明的是，上述仅仅是电力系统的变流器运行参数优化方法的一个具体应用实例，实际应用中还可以结合实际环境进行变形，只要原理与本技术提供的电力系统的变流器运行参数优化方法相同，均在本技术的保护范围之内。
[0160]
与上述本发明实施例提供的一种电力系统的变流器运行参数优化方法相对应，请参见图11，本技术另一实施例还提供了一种电力系统的变流器运行参数优化装置的结构框图，该装置主要包括：
[0161]
第一确定单元101，用于确定出电力系统中各个变流器的参与因子。
[0162]
在具体实现中，第一确定单元101具体用于：分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线；基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到每个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量；基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，确定出电力系统中各个变流器的参与因子。
[0163]
在具体实现过程中，分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线的具体过程为：确定出电力系统的目标故障；基于目标故障进行仿真分析，得到各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线。
[0164]
在具体实现过程中，确定出电力系统的目标故障的具体过程为：分别获取各个变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线；基于每个变流器在各个所述预想故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到各个变流器在每个所述预想故障下
的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量；从所有预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中选取出最大虚拟动能增量对应的预想故障作为电力系统的目标故障。
[0165]
在具体实现过程中，分别获取各个变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线的具体过程为：搭建出电力系统的仿真系统，其中，可以通过电磁暂态仿真软件搭建出电力系统的仿真系统；利用仿真系统分别对预想故障集中各个预想故障进行仿真分析，得到各个变流器在预想故障集中每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线。
[0166]
在具体实现过程中，预想故障包括以下至少之一：单相接地故障、三相接地故障、瞬时性故障、永久性故障。
[0167]
在具体实现过程中，基于每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的具体过程为：分别确定出每个变流器在各个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；针对每一预想故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算各个变流器在故障开始时刻对应的虚拟动能和预设故障清除时刻对应的虚拟动能；针对每一变流器，分别将各个预想故障下预设故障清除时刻对应的虚拟动能与故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到各个变流器在每个预想故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
[0168]
在具体实现过程中，基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线进行计算，得到每个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量的具体过程为：分别确定出各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的故障开始时刻和预设故障清除时刻；基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线，分别计算出每一变流器在故障开始时刻对应的虚拟动能和预设故障清除时刻对应的虚拟动能；针对每一变流器，将预设故障清除时刻对应的虚拟动能与故障开始时刻对应的虚拟动能作差，得到变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量。
[0169]
在具体实现过程中，基于各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量，分别确定出电力系统中各个变流器的参与因子的具体过程为：从各个变流器在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量中筛选出虚拟动能增量最大的变流器；针对每一变流器，基于其在目标故障下的暂态功角速度时间曲线上的虚拟动能增量以及虚拟动能增量最大的变流器对应的虚拟动能增量进行计算，得到电力系统中各个变流器的参与因子。
[0170]
第二确定单元102，用于基于电力系统中各个变流器的参与因子，分别确定出电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；主导变流器的数量至少为1。
[0171]
在具体实现过程中，第二确定单元102在用于基于各个变流器的参与因子，确定出电力系统的主导变流器的过程中，具体用于：分别将每个变流器的参与因子与预设参与因子进行比较，得到各个变流器的参与因子比较结果；基于变流器的参与因子比较结果，将参与因子比较结果中参与因子大于预设参与因子的变流器作为电力系统的主导变流器。
[0172]
判断单元103，用于判断变流器参与因子方差是否大于预设方差。
[0173]
优化单元104，用于若判断出变流器参与因子方差大于预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差。
[0174]
在具体实现过程中，优化单元104在用于按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差的过程中，具体用于：确定出主导变流器中待优化参数所对应的优化参数矩阵；计算优化参数矩阵中每一个待优化参数对变流器参与因子方差的灵敏度，得到灵敏度矩阵；在每一次优化过程中，依次增加灵敏度矩阵的优化步长，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差。
[0175]
基于上述，本实施例提供的电力系统的变流器运行参数优化装置，可以通过第一确定单元101用于确定出电力系统中各个变流器的参与因子；第二确定单元102用于基于电力系统中各个变流器的参与因子，分别确定出电力系统的变流器参与因子方差和主导变流器；主导变流器的数量至少为1；判断单元103用于判断变流器参与因子方差是否大于预设方差；优化单元104用于若判断出变流器参与因子方差大于预设方差，则按照变流器参与因子方差最小原则对主导变流器的参数进行优化，直至电力系统的变流器参与因子方差不大于预设方差，即可通过确定主导变流器，筛选出失稳风险点，针对性地对主导变流器进行参数优化，并考虑各个变流器之间的协调，使得系统内各个变流器的参与因子满足方差最小，以实现控制各个变流器的暂态功角速度时间曲线趋于一致，从而提高系统中变流器的稳定运行能力，解决了构网型变流器在大干扰环境下易出现与同步发电机类似的暂态失稳现象以及在强电网环境中因电网故障容易脱网的问题。
[0176]
专业人员还可以进一步意识到，结合本文中所公开的实施例描述的各示例的单元及算法步骤，能够以电子硬件、计算机软件或者二者的结合来实现，为了清楚地说明硬件和软件的可互换性，在上述说明中已经按照功能一般性地描述了各示例的组成及步骤。这些功能究竟以硬件还是软件方式来执行，取决于技术方案的特定应用和设计约束条件。专业技术人员可以对每个特定的应用来使用不同方法来实现所描述的功能，但是这种实现不应认为超出本技术的范围。
[0177]
在本技术中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个
……”
限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
[0178]
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本技术。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本技术的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本技术将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。