光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法及其相关设备与流程
1.本技术涉及电力系统运行与控制技术领域，尤其涉及一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法及其相关设备。
背景技术：
2.在实际应用过程中，随着科学技术的发展，逐渐开展了以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光基地建设，且规模较大，达到千万千瓦级，在能源基地近区往往缺乏本地常规电源支撑，附近甚至无网可接。柔性直流输电对电网强度没有要求、无需常规电源支撑，且具有快速灵活调节等技术优势，是实现千万千瓦级光伏送出的有效手段。
3.与海上风电相比，千万千瓦级光伏基地地域覆盖范围较广，通过较长交流输电线路逐级升压汇集至柔性直流换流站送出，在无常规电源支撑的情况下，处于电网末端的光伏场站无电压支撑，在交流故障期间容易引起过压过流导致光伏无序脱网，另一方面，500kv高电压等级变电站由于汇集了大量光伏电源功率，光伏随机波动将导致500kv变电站电压大幅波动，容易破坏系统的稳定性。因此，柔性直流系统、交流系统以及光伏侧的动态无功配置，是提高光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性的关键。
技术实现要素：
4.本技术旨在至少能解决上述的技术缺陷之一，有鉴于此，本技术提供了一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法及其相关设备，用于解决现有技术中难以对光伏基地经由柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性进行控制的技术缺陷。
5.一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法，包括：
6.调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；
7.计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；
8.计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；
9.依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
10.优选地，所述调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，包括：
11.调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的各个光伏电源均匀出力；
12.将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的功率调节到预设的额定功率；
13.将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的功率因数调节为预设的第一阈值；
14.将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的预设的母线电压控制在预设的第一范围。
15.优选地，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求，包括：
16.将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤
岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限；
17.将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为预设的第二阈值；
18.计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量；
19.计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值；
20.依据所述第一比值，筛选满足预设的第一条件的光伏场站作为目标并网点；
21.依据所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值，确定所述第一动态无功需求。
22.优选地，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，包括：
23.计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；
24.判断所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否大于预设的第四阈值；
25.若所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于所述预设的第四阈值，则优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，并返回执行所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度的操作，直到所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度小于所述预设的第四阈值；
26.依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。
27.优选地，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度，包括：
28.设定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障；
29.确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压；
30.所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度为所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值与所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之间的比值；
31.其中，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度的计算公式包括如下：
[0032][0033]
其中，
[0034]
k表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；
[0035]
δu表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值；
[0036]
u0表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0037]
优选地，所述依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性，包括：
[0038]
依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模；
[0039]
依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，直至所述交流系统在任意一种故障类型中均能达到满足预设的电力系统安全稳定导则要求为止。
[0040]
优选地，所述依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，包括：
[0041]
依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型，在故障侧的光伏场站加装同步调相机进行失稳调节；
[0042]
其中，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第五阈值的一侧加装分布式调相机，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第六阈值的一侧加装集中式调相机。
[0043]
一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置，包括：
[0044]
第一系统调节单元，用于调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；
[0045]
第一计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；
[0046]
第二计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；
[0047]
第二系统调节单元，用于依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0048]
一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备，包括：一个或多个处理器，以及存储器；
[0049]
所述存储器中存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令被所述一个或多个处理器执行时，实现如前述介绍中任一项所述光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的步骤。
[0050]
一种可读存储介质，所述可读存储介质中存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令被一个或多个处理器执行时，使得一个或多个处理器实现如前述介绍中任一项所述光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的步骤。
[0051]
从以上介绍的技术方案可以看出，当需要对光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性进行调节时，本技术实施例提供的方法可以调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；以使得光伏基地的各光伏电源均匀出力情况下，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统达到额定功率运行，且确保光伏220kv并网点的功率因数为达到预设条件左右，500kv母线电压可以被控制在合理范围内；在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；以及计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0052]
本技术实施例提供的方法可以通过对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式进行调节、计算并依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求以及所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求来实现对大型光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的动态无功进行配置，可以有效调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以为大型光伏基地经柔性直流孤岛外送组网配置提供参考借鉴。
附图说明
[0053]
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一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
[0054]
图1为本技术实施例提供的一种实现光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的流程图；
[0055]
图2为本技术实施例提供的某西部地区光伏基地14000mw经柔直孤岛送出系统的架构示意图；
[0056]
图3为本技术实施例示例的一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置结构示意图；
[0057]
图4为本技术实施例公开的一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备的硬件结构框图。
具体实施方式
[0058]
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。
[0059]
鉴于目前大部分的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方案难以适应复杂多变的业务需求，为此，本技术人研究了一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方案，该光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方案可以通过对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式进行调节、计算并依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求以及所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求来实现对大型光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的动态无功进行配置，可以有效调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以为大型光伏基地经柔性直流孤岛外送组网配置提供参考借鉴。
[0060]
本技术实施例提供的方法可以用于众多通用或专用的计算装置环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器装置、包括以上任何装置或设备的分布式计算环境等等。
[0061]
本技术实施例提供一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法，该方法可以应用于各种电力系统中，亦可以应用在各种计算机终端或是智能终端中，其执行主体可以为计
算机终端或是智能终端的处理器或服务器。
[0062]
下面结合图1，介绍本技术实施例给出的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的流程，如图1所示，该流程可以包括以下几个步骤：
[0063]
步骤s101，调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式。
[0064]
具体地，在实际应用过程中，千万千瓦级光伏基地通常地域覆盖范围较广，一般是通过较长交流输电线路逐级升压汇集至柔性直流换流站送出。
[0065]
例如，在实际应用过程中，常见的光伏基地的能量一般可以经柔性直流孤岛外送系统送出。
[0066]
光伏孤岛-柔直输电系统在无常规电源支撑的情况下，处于电网末端的光伏场站由于没有电压的支撑，在交流系统发生故障期间，比较容易引起过压过流而导致光伏场站无序脱网，另一方面，由于500kv高电压等级变电站汇集了大量光伏电源功率，光伏电源的功率会随机波动，光伏电源的功率随机波动将导致500kv变电站电压的发生大幅波动，容易破坏光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0067]
因此，对柔性直流输电系统、交流系统以及光伏侧的动态无功进行合理的配置，是提高光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性的关键。
[0068]
为了更好地配置所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性，可以先调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式。
[0069]
以便可以使得所述目标光伏孤岛-柔直输电系统按照所调节的运行方式运行。有助于调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0070]
调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，具体可以对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的如下几个方面进行调节：
[0071]
(1)调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的各个光伏电源均匀出力。
[0072]
具体地，由于千万千瓦级大型光伏基地位于西部沙漠、戈壁，同一片区的光照同时率基本一致，另一方面，光伏基地的每个光伏电源的出力会直接影响整个光伏孤岛-柔直输电系统的功率稳定，考虑到光伏孤岛-柔直输电系统规模化后的平均效应，可以调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的各个光伏电源均匀出力。
[0073]
(2)将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的功率调节到预设的额定功率。
[0074]
具体地，当柔性直流达到额定功率运行时，光伏出力最大，所需要的动态无功补偿容量可能达到峰值，为了评估孤岛系统的动态无功配置最大量，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的功率调节到预设的额定功率。
[0075]
(3)将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的功率因数调节为预设的第一阈值。
[0076]
具体地，在实际应用过程中，功率因数(power factor)是指交流电路有功功率对视在功率的比值。用户电器设备在一定电压和功率下，该值越高效益越好，发电设备越能充分利用。常用cosφ表示。
[0077]
功率因数的大小与电路的负荷性质有关，如白炽灯泡、电阻炉等电阻负荷的功率因数为1，一般具有电感性负载的电路功率因数都小于1。功率因数是电力系统的一个重要的技术数据。功率因数是衡量电气设备效率高低的一个系数。功率因数低，说明电路用于交变磁场转换的无功功率大，从而降低了设备的利用率，增加了线路供电损失。
[0078]
在交流电路中，电压与电流之间的相位差(φ)的余弦叫做功率因数，用符号cosφ表示，在数值上，功率因数是有功功率和视在功率的比值，即cosφ＝p/s。
[0079]
功率因数可以反馈光伏场站的利用率，在实际应用过程中，功率因数考核与力调电费是保障电网安全高效运行的有效手段，也是鼓励用户自主调整功率因数的制度保障。光伏发电的试点与推广是国家能源战略的重要环节，也是国网发展的必由之路，因此，光伏发电的功率因数是值得关注的问题。
[0080]
光伏基地的光伏并网点的功率因数与光伏孤岛-柔直输电系统的功率稳定相关。
[0081]
光伏基地发电发出的是直流电，光伏基地发出的电需要经过逆变器后才逆变为交流，在逆变的时候有电感作用，所以逆变后的交流不会是功率因数等于1的，电流一般滞后于电压，即功率因数小于1。根据光伏发电站功率控制系统技术要求，光伏电站无功控制模式包括定无功功率控制、定功率因数控制、定电压控制和无功电压下垂控制，目前光伏并网一般采用定功率因数控制。
[0082]
因此，在实际应用过程中，需要将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的功率因数调节为预设的第一阈值。
[0083]
其中，
[0084]
所述预设的光伏并网点可以包括电压为220kv的光伏并网点；
[0085]
所述预设的第一阈值可以设置为1.0。
[0086]
例如，为了提高光伏场站的能量利用效率，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中220kv的光伏并网点的功率因数调节为1.0。
[0087]
(4)将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的预设的母线电压控制在预设的第一范围。
[0088]
具体地，在实际应用过程中，输能系统的母线电压可以影响输能系统的整体稳定性，为了提高光伏基地的能量利用率，提高所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的预设的母线电压控制在预设的第一范围。
[0089]
其中，
[0090]
所述预设的母线电压可以参考实际应用过程中输能系统的母线电压来设置；
[0091]
所述预设的第一范围可以参考实际应用过程中母线电压来设置；
[0092]
例如，可以所述预设的第一范围设置为530kv-540kv。
[0093]
例如，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的500kv的母线电压控制在530kv～540kv之间。
[0094]
步骤s102，计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求。
[0095]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式。
[0096]
在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求，以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的动态无功需求来设置所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功功率，以此来实现调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。
[0097]
步骤s103，计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功
需求。
[0098]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式。
[0099]
在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的动态无功需求来设置所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功功率，以此来实现调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。
[0100]
步骤s104，依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0101]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求。
[0102]
所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性与所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求有关。
[0103]
因此，在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求之后，可以进一步依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0104]
从以上介绍的技术方案可以看出，当需要对光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性进行调节时，本技术实施例提供的方法可以调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；以使得光伏基地的各光伏电源均匀出力情况下，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统达到额定功率运行，且确保光伏220kv并网点的功率因数为达到预设条件左右，500kv母线电压可以被控制在合理范围内；在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；以及计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0105]
本技术实施例提供的方法可以通过对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式进行调节、计算并依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求以及所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求来实现对大型光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的动态无功进行配置，可以有效调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以为大型光伏基地经柔性直流孤岛外送组网配置提供参考借鉴。
[0106]
由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求，接下来介绍该过程，该过程可以包括如下几个步骤：
[0107]
步骤s201，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限。
[0108]
具体地，由上述介绍可知，所述第一动态无功需求可以有助于调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。
[0109]
而在实际应用过程中，光伏孤岛-柔直输电系统无常规电源支持，因此，光伏孤岛-柔直输电系统在无常规电源支撑的情况下，处于电网末端的光伏场站由于没有电压的支撑，在交流系统发生故障期间，比较容易引起过压过流而导致光伏场站无序脱网。
[0110]
因此，为了更好地确定所述第一动态无功需求，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限。
[0111]
利用电压源来模拟所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源，从而可以依据电压源的无功上下限来确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限。
[0112]
步骤s202，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为预设的第二阈值。
[0113]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限。
[0114]
在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限之后，可以确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功功率最大限制值和最小限制值。
[0115]
由此可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为预设的第二阈值。
[0116]
其中，所述预设的第二阈值可以参考在实际应用过程中所述光伏孤岛-柔直输电系统的电源电压来设置。
[0117]
在实际应用过程中，孤岛系统中柔性直流预控电压一般为1.0p.u.，即525kv，为了模拟柔性直流电压控制特性，预设的电压也可以设置为525kv。
[0118]
例如，所述预设的第二阈值可以设置为525kv。
[0119]
即在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限之后，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为525kv。
[0120]
步骤s203，计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量。
[0121]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限，并可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为525kv。
[0122]
在实际应用过程中，反映电力系统某一点电气性能的一个特征量。短路容量是指电力系统在规定的运行方式下，供电回路上某点的三相短路的视在功率，它是表征电力系统供电强弱的特征参数，其大小与短路电流与短路处的电压有关。
[0123]
光伏并网点的短路容量值反映了该光伏并网点至系统电源之间的系统阻抗值的大小，短路容量值越大，表示该光伏并网点与系统电源之间的系统阻抗值越小，该光伏并网点在短路时的短路电流就越大。
[0124]
光伏并网点短路容量值越大，说明该光伏并网点与系统电源的联系越强，在电气上越靠近系统电源、该光伏并网点带负荷的能力和电压稳定性就越强、发生短路时该光伏并网点的短路电流也越大。
[0125]
因此，在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压之后，可以进一步计
算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量。
[0126]
所述预设的光伏并网点可以是220kv的光伏并网点。
[0127]
例如，
[0128]
在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中220kv的光伏并网点的短路容量。
[0129]
所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中220kv的光伏并网点的短路容量可以反馈所述光伏孤岛-柔直输电系统的电压稳定性。
[0130]
步骤s204，计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值。
[0131]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中220kv的光伏并网点的短路容量。
[0132]
在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中220kv的光伏并网点的短路容量之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值。以便可以依据所述第一比值筛选满足条件的光伏并网点。
[0133]
其中，
[0134]
所述第一比值的计算公式可以包括如下：
[0135][0136]
其中，
[0137]
scr可以表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值；
[0138]
s可以表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量；
[0139]
p可以表示光伏的装机容量。
[0140]
步骤s205，依据所述第一比值，筛选满足预设的第一条件的光伏场站作为目标并网点。
[0141]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量，确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值。
[0142]
在确定所述第一比值之后，可以依据所述第一比值，筛选满足预设的第一条件的光伏场站作为目标并网点。
[0143]
其中，所述预设的第一条件可以参考所述第一比值设置。
[0144]
例如，所述预设的第一条件可以设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值小于2.0。
[0145]
可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值小于2.0的光伏并网点确定为所述目标并网点。
[0146]
步骤s206，依据所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值，确定所述第一动态无功需求。
[0147]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标并网点的短路容量。而由于所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值小于2.0的并网点。
[0148]
所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值小于2.0，不利于维持为了所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。更好地维持所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以考虑将所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值提高到2.0。
[0149]
因此，在确定所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值之后，为了将所述目标并网点的短路容量提高到2.0。可以进一步依据所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值，在该所述目标并网点的35kv侧加装分布式同步调相机若干台，以便可以调节所述目标并网点的短路容量，以实现将所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值提高到2.0。
[0150]
当所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的比值大于2.0，可以确定在所述目标并网点的35kv一侧加装分布式同步调相机的数量。
[0151]
从而可以依据在所述目标并网点的35kv一侧加装分布式同步调相机的数量，确定所述第一动态无功需求。
[0152]
其中，在所述目标并网点的35kv一侧加装分布式同步调相机的单机容量一般为10mvar。
[0153]
所述第一动态无功需求可以为在所述目标并网点的35kv一侧加装分布式同步调相机的单机容量与在所述目标并网点的35kv一侧加装分布式同步调相机的数量之间的乘积。
[0154]
从上述介绍的技术方案可以看出，本技术实施例提供的方法可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值小于2.0的光伏并网点确定为所述目标并网点。可以计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求，以便可以依据计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求来调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0155]
由上述介绍的技术方案可以看出，本技术实施例提供的方法可以计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，接下来介绍该过程，该过程可以包括如下几个步骤：
[0156]
步骤s301，计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度。
[0157]
具体地，在实际应用过程中，输能系统的主网变电站的动态无功需求与在主网变电站的光伏站点加装集中式同步调相机数量有关，而光伏站点加装集中式同步调相机的数量与主网变电压的电压变化灵敏度有关。
[0158]
因此，为了确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，可以计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度。
[0159]
以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度确定需要在主网变电站的光伏站点加装集中式同步调相机数量。
[0160]
步骤s302，判断所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否大于预设的第四阈值。
[0161]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度。
[0162]
光伏站点加装集中式同步调相机的数量与主网变电压的电压变化灵敏度有关。
[0163]
在确定光伏站点加装集中式同步调相机的数量之前，可以判断所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否大于预设的第四阈值，若所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于所述预设的第四阈值，则说明需要在电压变化灵敏度大的光伏站点进行加装调相机进行调节。
[0164]
其中，所述预设的第四阈值可以参考主网允许的电压变化范围来设置。
[0165]
例如，额定电压525kv的电网，其电压变化范围为509kv～541kv，则所述预设的第四阈值可以设置为3％。
[0166]
若所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于3％，则说明需要在电压变化灵敏度大的光伏站点进行加装调相机进行调节。则可以执行步骤s303。
[0167]
步骤s303，优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机。
[0168]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度。并且可以进一步确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度较大的光伏站点。
[0169]
所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度变化较大的光伏站点其稳定性较差，会影响所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0170]
在实际应用过程中，当确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于3％时，则说明需要对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度变化大的光伏站点进行调节。
[0171]
因此，当确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于3％的光伏站点之后，可以优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机。
[0172]
例如，可以优先在所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，以调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度，提高所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0173]
在对电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机之后，为了进一步确认所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否降低，可以返回执行所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度的操作，若发现在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机之后，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度还没降低到所述预设的第四阈值，可以继续在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，直到所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度小于所述预设的第四阈值。
[0174]
例如，当在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机之后，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度还没降低到3％，则继续在电压
变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，直到所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度小于3％。
[0175]
其中，所述集中式同步调相机的单机容量一般为300mvar。
[0176]
步骤s304，依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。
[0177]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以在确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于3％时，优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，其中，所述集中式同步调相机的单机容量一般为300mvar。
[0178]
则可以依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。
[0179]
例如，集中式同步调相机的单机容量一般为300mvar，则可以将在光伏站点加装集中式同步调相机的数量与每个集中式同步调相机的单机容量之间的乘积作为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。
[0180]
从上述介绍的技术方案可以看出，本技术实施例提供的方法可以计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度，并所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度确定在光伏站点加装集中式同步调相机的数量，继而可以依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。
[0181]
由上述介绍可知道，本技术实施例提供的方法可以计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度，接下来介绍该过程，该过程可以包括如下几个步骤：
[0182]
步骤s401，设定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障。
[0183]
具体地，由上述介绍可知，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度可以影响所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压稳定。所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压稳定可以影响所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0184]
为了更好地确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化，可以设定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障。
[0185]
以便可以通过所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障来模拟所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化情况。
[0186]
步骤s402，确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0187]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以通过所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障来
模拟所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化情况。
[0188]
进一步的，当所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障之后，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0189]
以便可以依据所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压来评估所述目标变电站的电压变化情况。
[0190]
步骤s403，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度为所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值与所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之间的比值。
[0191]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0192]
所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度与所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压相关，因此，在确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之后，则可以进一步依据所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度。
[0193]
其中，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度的计算公式可以包括如下：
[0194][0195]
其中，
[0196]
k可以表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；
[0197]
δu可以表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值；
[0198]
u0可以表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0199]
从上述介绍的技术方案可以看出，本技术实施例提供的方法可以确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之后，进一步依据所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度。有助于依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压稳定性，有助于依据所述目标光伏
孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度来调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性。
[0200]
由上述介绍可知，在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，以及确定所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求之后，本技术实施例提供的方法可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性，接下来介绍该过程，该过程可以包括如下几个步骤：
[0201]
步骤s501，依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模。
[0202]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以通过调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式来实现对所述光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性进行调节。
[0203]
进一步可选的，为了更好地了解所述目标光伏孤岛-柔直输电系统在发生各种故障时的系统稳定性，可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模，以便可以了解所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统在各种故障情况下的稳定情况。
[0204]
其中，可以将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统的故障类型设置为如下几种：
[0205]
(1)500kv/220kv线路三相短路跳本回线路；
[0206]
(2)500kv/220kv线路单相短路跳故障相；
[0207]
(3)一组变压器故障跳闸；
[0208]
(4)500kv变电站下辖的所有光伏场站无故障脱网。
[0209]
步骤s502，依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，直至所述交流系统在任意一种故障类型中均能达到满足预设的电力系统安全稳定导则要求为止。
[0210]
具体地，由上述介绍可知，本技术实施例提供的方法可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模。
[0211]
在对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模之后，可以依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节。
[0212]
其中，可以依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型，在故障侧的光伏场站加装同步调相机进行失稳调节。
[0213]
其中，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第五阈值的一侧加装分布式调相机，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第六阈值的一侧加装集中式调相机。
[0214]
其中，所述预设的第五阈值和所述预设的第六阈值可以参考所述交流系统的光伏场站的电压来设置。
[0215]
例如，
[0216]
可以在所述交流系统的光伏场站在电压为35kv一侧加装分布式调相机，在所述交
流系统的光伏场站在电压为500kv一侧加装集中式调相机。
[0217]
对于上述故障校核仿真导致系统失稳的情况，通过在故障侧场站加装同步调相机，直至满足电力系统安全稳定导则要求为止，以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式、所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性进行调节。
[0218]
从上述介绍的技术方案可以看出，本技术实施例提供的方法可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模，并依据故障校核仿真导致系统失稳的情况，通过在故障侧场站加装同步调相机，直至满足电力系统安全稳定导则要求为止，以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式、所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性进行调节。
[0219]
下面以某西部地区光伏基地14000mw为例，介绍本技术实施例提供的方法的实现过程。
[0220]
某西部地区光伏基地14000mw，通过一回柔性直流送出到东部负荷中心，直流容量10000mw，光伏基地覆盖面积达到15000km2，220kv光伏汇集站37个，每个光伏汇集站汇集光伏容量500mw；500kv变电站5个，每个500kv变电站下包含220kv光伏汇集站6～8个，汇集光伏容量约3000～4000mw。
[0221]
如图2所示，图2示例了某西部地区光伏基地14000mw经柔直孤岛送出系统的架构示意图。
[0222]
步骤1：调节光伏-柔直孤岛系统的运行方式。
[0223]
当各光伏场站出力为其额定容量的73.6％时，柔性直流达到额定功率10000mw运行，调节500kv变电站汇集站1～汇集站5的35kv侧低压电容器，以及220kv光伏汇集站35kv侧低压电容器，使得光伏220kv并网点的功率因数为1.0左右，500kv母线电压控制在530kv～532kv。
[0224]
步骤2：计算光伏并网点的动态无功需求。
[0225]
1)将柔性直流替换为电压源，由于柔性直流输出无功限幅为
±
3000mvar，所以设置电压源的无功最大值为3000mvar、最小值为-3000mvar，安排电压源电压为525kv；
[0226]
2)采用短路电流计算程序计算220kv光伏并网点的短路容量s和新能源并网点短路比scr，筛选出scr小于2.0的220kv光伏场站，在该并网点的35kv侧加装10mvar分布式同步调相机，使得所有220kv光伏并网点短路比均大于2.0。
[0227]
计算结果如下：
[0228][0229]
步骤3：计算主网500kv变电站动态无功需求。
[0230]
2)计算电压变化灵敏度k，模拟每个500kv变电站下辖的一个光伏站无故障脱网，计算本站500kv母线的电压波动的最大值δu与故障前电压u0的比值。
[0231]
计算结果如下：
[0232][0233]
仿真发现，汇集站1电压变化灵敏度最大，优先在汇集站1加装1台300mvar的集中式同步调相机，再次重复计算全系统500kv站点的电压变化灵敏度。
[0234]
结果如下：
[0235][0236]
仿真发现，汇集站1电压变化灵敏度仍最大，在汇集站1再加装1台300mvar的集中式同步调相机，再次重复上述计算。以此类推，直到所有500kv站点电压变化灵敏度均小于3％，最终集中式同步调相机配置如下：
[0237]
500kv变电站汇集站1汇集站2汇集站3汇集站4汇集站5同步调相机(台)32111
[0238]
步骤4：校核孤岛系统光伏-柔直孤岛系统稳定性。针对步骤1的运行方式，开展交流故障的暂态稳定仿真。
[0239]
仿真结果发现，500kv或220kv线路三相短路跳本回线路、线路单相短路跳故障相、一组变压器故障跳闸，系统均可稳定运行。500kv汇集站1下辖的3000mw光伏场站无故障脱网，汇集站1电压达到560kv以上，因此还需在汇集站1加装1台300mvar集中式同步调相机才能满足电力系统安全稳定导则的要求。
[0240]
最终孤岛系统动态无功配置如下：
[0241][0242][0243]
下面对本技术实施例提供的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置进行描述，下文描述的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置与上文描述的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法可相互对应参照。
[0244]
参见图3，图3为本技术实施例公开的一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置结构示意图。
[0245]
如图3所示，该光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置可以包括：
[0246]
第一系统调节单元101，用于调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；
[0247]
第一计算单元102，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；
[0248]
第二计算单元103，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；
[0249]
第二系统调节单元104，用于依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0250]
从以上介绍的技术方案可以看出，当需要对光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的整体稳定性进行调节时，本技术实施例提供的装置可以调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；以使得光伏基地的各光伏电源均匀出力情况下，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统达到额定功率运行，且确保光伏220kv并网点的功率因数为达到预设条件左右，500kv母线电压可以被控制在合理范围内；在调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式之后，可以进一步计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；以及计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；以便可以依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。
[0251]
本技术实施例提供的装置可以通过对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式进行调节、计算并依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求以及所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求来实现对大型光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的动态无功进行配置，可以有效调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以为大型光伏基地经柔性直流孤岛外送组网配置提供参考借鉴。
[0252]
进一步可选的，所述第一系统调节单元101，可以包括：
[0253]
光伏电源调节单元，用于调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的各个光伏电源均匀出力；
[0254]
功率调节单元，用于将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的功率调节到预设的额定功率；
[0255]
光伏并网点调节单元，用于将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的功率因数调节为预设的第一阈值；
[0256]
母线电压调节单元，用于将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的预设的母线电压控制在预设的第一范围。
[0257]
进一步可选的，所述第一计算单元102，可以包括：
[0258]
第一电压源设置单元，用于将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限；
[0259]
第二电压源设置单元，用于将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为预设的第二阈值；
[0260]
短路容量计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量；
[0261]
短路容量比值计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值；
[0262]
筛选单元，用于依据所述第一比值，筛选满足预设的第一条件的光伏场站作为目标并网点；
[0263]
第一确定单元，用于依据所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值，确定所述第一动态无功需求。
[0264]
进一步可选的，所述第二计算单元103，可以包括：
[0265]
灵敏度计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；
[0266]
第一判断单元，用于判断所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否大于预设的第四阈值；
[0267]
加装调相机单元，用于当所述第一判断单元的执行结果为确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于所述预设的第四阈值，则优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，并返回执行所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度的操作，直到所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度小于所述预设的第四阈值；
[0268]
第二确定单元，用于依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。
[0269]
进一步可选的，所述灵敏度计算单元，可以包括：
[0270]
设定单元，用于设定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障；
[0271]
第三确定单元，用于确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压；
[0272]
灵敏度计算子单元，用于所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度为所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值与所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之间的比值；
[0273]
其中，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度的计算公式可以包括如下：
[0274][0275]
其中，
[0276]
k可以表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；
[0277]
δu可以表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值；
[0278]
u0可以表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。
[0279]
进一步可选的，所述第二系统调节单元104，可以包括：
[0280]
故障仿真单元，用于依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模；
[0281]
失稳调节单元，用于依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，直至所述交流系统在任意一种故障类型中均能达到满足预设的电力系统安全稳定导则要求为止。
[0282]
进一步可选的，所述失稳调节单元的执行过程，可以包括：
[0283]
依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型，在故障侧的光伏场站加装同步调相机进行失稳调节；
[0284]
其中，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第五阈值的一侧加装分布式调相机，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第六阈值的一侧加装集中式调相机。
[0285]
其中，上述光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置所包含的各个单元的具体处理流程，可以参照前文光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法部分相关介绍，此处不再赘述。
[0286]
本技术实施例提供的光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置可应用于光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备，如终端：手机、电脑等。可选的，图4示出了光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备的硬件结构框图，参照图4，光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备的硬件结构可以包括：至少一个处理器1，至少一个通信接口2，至少一个存储器3和至少一个通信总线4。
[0287]
在本技术实施例中，处理器1、通信接口2、存储器3、通信总线4的数量为至少一个，且处理器1、通信接口2、存储器3通过通信总线4完成相互间的通信。
[0288]
处理器1可能是一个中央处理器cpu，或者是特定集成电路asic(application specific integrated circuit)，或者是被配置成实施本技术实施例的一个或多个集成电路等；
[0289]
存储器3可能包含高速ram存储器，也可能还包括非易失性存储器(non-volatile memory)等，例如至少一个磁盘存储器；
[0290]
其中，存储器存储有程序，处理器可调用存储器存储的程序，所述程序用于：实现前述终端光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方案中的各个处理流程。
[0291]
本技术实施例还提供一种可读存储介质，该存储介质可存储有适于处理器执行的程序，所述程序用于：实现前述终端在光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方案中的各个处理流程。
[0292]
最后，还需要说明的是，在本文中，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。
[0293]
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。
[0294]
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。各个实施例之间可以相互组合。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。
技术特征：
1.一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法，其特征在于，包括：调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，包括：调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的各个光伏电源均匀出力；将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的功率调节到预设的额定功率；将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的功率因数调节为预设的第一阈值；将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中的预设的母线电压控制在预设的第一范围。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求，包括：将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电源替换为电压源，并将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源的无功最大值和最小值分别设置为所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的无功上下限；将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的电压源电压设置为预设的第二阈值；计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量；计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统中预设的光伏并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第一比值；依据所述第一比值，筛选满足预设的第一条件的光伏场站作为目标并网点；依据所述目标并网点的短路容量与新能源并网点的短路容量之间的第二比值，确定所述第一动态无功需求。4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求，包括：计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；判断所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度是否大于预设的第四阈值；若所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度大于所述预设的第四阈值，则优先在电压变化灵敏度最大的光伏站点加装集中式同步调相机，并返回执行所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度的操作，直到所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度小于所述预设的第四阈值；依据在光伏站点加装集中式同步调相机的数量确定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度，包括：
设定所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站中目标变电站下辖的一个目标光伏站发生无故障脱网故障；确定所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值以及所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压；所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度为所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值与所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压之间的比值；其中，所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压灵敏度的计算公式包括如下：其中，k表示所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的电压变化灵敏度；δu表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站的母线的电压暂态波动的最大值；u0表示所述目标变电站下辖的所述目标光伏站发生故障前的母线的初始电压。6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性，包括：依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，将所述目标光伏孤岛-柔直输电系统对应的交流系统进行各种故障的暂态稳定仿真建模；依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，直至所述交流系统在任意一种故障类型中均能达到满足预设的电力系统安全稳定导则要求为止。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型进行失稳调节，包括：依据所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，分别对所述交流系统的每一种故障类型，在故障侧的光伏场站加装同步调相机进行失稳调节；其中，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第五阈值的一侧加装分布式调相机，在所述交流系统的光伏场站在电压为预设的第六阈值的一侧加装集中式调相机。8.一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置装置，其特征在于，包括：第一系统调节单元，用于调节目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式；第一计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求；第二计算单元，用于计算所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求；第二系统调节单元，用于依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式，所述第一动态无功需求以及所述第二动态无功需求，调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的稳定性。9.一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置设备，其特征在于，包括：一个或多个处理器，
以及存储器；所述存储器中存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令被所述一个或多个处理器执行时，实现如权利要求1至7中任一项所述光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的步骤。10.一种可读存储介质，其特征在于：所述可读存储介质中存储有计算机可读指令，所述计算机可读指令被一个或多个处理器执行时，使得一个或多个处理器实现如权利要求1至7中任一项所述光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法的步骤。
技术总结
本申请提供一种光伏孤岛-柔直输电系统无功配置方法、装置、设备及可读存储介质，本申请实施例提供的方法可以通过对所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的运行方式进行调节、计算并依据所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的光伏并网点的第一动态无功需求以及所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的主网变电站的第二动态无功需求来实现对大型光伏基地经柔性直流孤岛外送系统的动态无功进行配置，可以有效调节所述目标光伏孤岛-柔直输电系统的整体稳定性，可以为大型光伏基地经柔性直流孤岛外送组网配置提供参考借鉴。置提供参考借鉴。置提供参考借鉴。
