具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，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，都属于本发明保护的范围。

参见附图1到3，对本发明的最优实施例作进一步的说明；

一种解决直流闭锁后送端稳态过电压的电压协调控制方法，包括以下步骤：

步骤1：当直流发生闭锁后，直流控制保护系统向电压协调控制系统发出直流闭锁信息；所述直流闭锁信息，包括闭锁直流的名称以及损失功率。

步骤2：电压协调控制系统接收直流闭锁信息后，获取电网关键节点的母线电压，根据直流闭锁信息，判断是否启动电压协调控制逻辑，若满足启动条件(P_损失≥P₁且V_max＞V_SET)，进入步骤3，否则保持步骤2，其中P_损失为闭锁直流实际损失功率、P₁为设定门槛值、V_max为选取关键节点最高电压值、V_SET一般设为1.0p.u-1.05p.u之间；

所述启动条件定值的P₁确定，基于离线时域仿真计算获取，基于电网不同运行方式下，仿真不同功率直流闭锁下的稳态过电压，若某一直流功率闭锁下，对应系统关键节点的稳态过电压多数高于1.05p.u，确定当前直流功率为启动设定值。初步仿真计算，一般P₁略大于4000MW，保证直流单阀或单极闭锁后，电压协调控制系统不启动，大大降低了装置频繁启动的风险；

所述启动条件定值的V_max确定，电压协调控制系统采取设定的几个关键节点电压，比较取最大的V_max＝max(V₁,V₂,V₃,…,V_n)，其中：V₁,V₂,V₃,…为对应直流设定的关键节点的电压，n为关键节点的个数；

关键节点的选取，一般直流闭锁后造成的稳态压升由直流换流站至潮流输送通道依次降低，选取包含直流换流站、与换流站相邻主网的母线即可。

步骤3：电压协调控制系统根据所检测关键节点的母线电压，匹配离线制策略表，若满足逻辑动作定值，执行对应的控制措施；

所述离线制策略表如下所述：

其中：V₁、V₂、V₃、V₄为电压判据逻辑定值，T₁、T₂、T₃、T₄为每轮定值延时值，Q₁、Q₂、Q₃、Q₄为每轮动作无功值，上述定值都可根据电网整定；

步骤4：执行站按照电压协调控制系统下发的指令，从系统吸收无功，直至系统电压恢复至设定范围内或控制措施用尽为止。

优选的，无功控制措施动作对象依次从风机吸无功、调相机吸无功、切电容、投电抗执行。所述无功控制措施是步骤3中的电压协调系统离线控制策略表中的四轮动作量Q₁、Q₂、Q₃、Q₄，若直流闭锁后满足电压协调系统启动定值后，且系统电压满足每轮动作定值后，电压协调系统按照每轮整定的支撑无功量下发，按照被控对象风电场吸无功，调相机吸无功、切系统电容、投电抗依次动作。

优选的，所述无功控制措施动作对象风电场的选取，针对不同风电场与闭锁直流远近不同，选取控制灵敏度大的风电场作为对应直流闭锁后的电压协调控制对象，灵敏度计算步骤：

记录系统稳态工况下对应直流各关键母线bus的初始电压u_bus1,L,u_busn及初始平均电压u_bus ⁰，其中n为关键节点的个数；

记候选新能源场站为r₁,r₂L r_k，各候选新能源场站在吸收不同无功量Δq_k情况下的系统关键母线bus电压分别为u_bus ¹,u_bus ²L u_bus ^k，分别计算电压变化值 k为选新能源场站的个数；

分别计算各新能源场站对系统关键母线bus的电压-出力灵敏度，计算公式分别为：

选取新能源关键母线灵敏度η_k＞ζ作为对应直流电压协调控制系统的控制措施对象。

u_bus1,L,u_busn是系统稳态(没有进行无功量扰动下)时选取的多个关键母线初始电压，选取某一个关键节点电压评判不同风电场的吸收不同无功量Δq_k可以降低系统电压的灵敏度大小肯定不合适，这里选择把所有关键母线初始电压做一个平均u_bus ⁰，作为评判不同风电场的吸收不同无功量Δq_k可以降低系统电压的灵敏度大小，每一个风电场吸收不同无功量使系统电压降低程度多少都与这个平均电压u_bus ⁰比较，而不是和某一个关键节点电压比较。

本发明的一个实施例，其实施过程如图1所示，图1中步骤1-2描述电压协调控制系统接收到直流控制保护系统发送的直流闭锁信息后，确定闭锁直流后，获取对应闭锁直流的关键节点母线电压判是否高于设定值V_max＞V_SET，本文V_SET＝1.05p.u。进一步判断闭锁直流损失功率是否大于设定值P_损失≥P₁，若两者皆满足，电压协调控制装置启动。其中：直流闭锁形式较多，有单阀、单极、3/4闭锁、双极闭锁等，直流控保都会发送闭锁信号，基于计算导则直流单极闭锁后系统不采取控制原则，针对现有特高压直流多数为8000MW，本发表中P₁略大于4000MW，保证直流单阀或单极闭锁后，电压协调控制系统不启动，大大降低了装置频繁启动的风险。

图1中步骤3描述的离线控制策略表，是通过大量离线仿真，根据电网直流闭锁后的电压恢复特性，确定动作定值与延时定值，依据运行大小方式下，控制措施的灵敏度，考虑每轮动作后降低系统电压的能力，整定每轮无功动作量，并依照风电场吸无功、调相机、投切电容电抗的顺序依次动作，直到系统电压恢复至预设值或无功措施用完为止，电压协调控制系统动作结束。

以西北特高压祁韶直流送端为例，图3，此时直流运行功率8000MW，换流站两台调相机，初始状态不发不吸，祁韶直流闭锁后流不平衡量2400MW，换流站稳态压升至65kV，采取风电场1+风电场2+风电场3+风电场4共吸收无功200Mvar后，换流站稳态压升仍45kV，继续采取调相机吸无功200Mvar后，可保持系统稳态压升20kV左右，满足电网运行。

表1本文电压协调控制效果比对

对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。

此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。