本技术涉及柔性直流输电，特别涉及一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法及装置。
背景技术：
1、近年来，柔性直流输电在风电大规模送出中得到了广泛关注与应用。然而，送端电网为典型高比例电力电子化系统，其安全稳定运行面临严峻挑战。风电机组通过电力电子变流器并网，其控制系统易与外部交流电网和柔直变流器形成复杂动态交互作用，进而引发系统振荡。实际风电经柔直送出系统低频、次/超同步和中高频振荡事件均有报道发生，严重影响风电安全并网与有效消纳。
2、风电经柔直送出系统振荡分析的常用方法包括特征值分析法和阻抗分析法。
3、其中，特征值分析法通过计算风电经柔直送出系统状态空间矩阵的特征值，并根据系统是否具有位于复平面右半平面的振荡模式判定系统是否存在振荡风险；此外，根据振荡模式的参与因子和根轨迹等，可进一步定位振荡的主导影响因素和规律。然而，风电经柔直送出系统线性化状态空间模型的构建需要各设备的详细模型和参数，且风电和柔直变流器控制模型和参数涉及厂家知识产权，在实际中通常难以获取。因此，特征值分析法通常仅适用于理论研究，无法满足工程应用需求。
4、阻抗分析法基于频域稳定性分析理论实现风电经柔直送出系统振荡风险分析。各类电力设备均可建模为以电流为输入、电压为输出的传递函数即阻抗的形式，进而将电力设备模型与交流电网模型联立可得系统整体模型。在完成系统建模后，可基于奈奎斯特判据、幅值和相角裕度判据等频域稳定性分析方法实现风电经柔直送出系统振荡风险评估；此外，也可将风电经柔直送出系统整体模型看作一个阻抗网络，进而基于电路化简原理，实现对系统模型的聚合，并基于聚合阻抗开展系统振荡稳定评估。然而，实际风电经柔直送出系统电网拓扑复杂，阻抗网络模型直接化简难度较大；此外，电力系统振荡稳定性受运行工况影响，不同运行工况下系统阻抗模型表示形式不同，且实际风电经柔直送出系统不同电网拓扑和机组组合可构成海量运行方式。若考虑所有可能得运行方式，依次构建系统阻抗模型并开展振荡风险分析，工作量大效率低，且需耗费大量计算资源、甚至难以实现。
5、综上所述，现有技术难以准确高效的评估不同运行方式下风电经柔直送出系统的振荡稳定性，亟待解决。
技术实现思路
1、本技术提供一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法及装置，以解决现有技术难以准确高效的评估不同运行方式下风电经柔直送出系统的振荡稳定性等问题。
2、本技术第一方面实施例提供一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法，包括以下步骤：基于预设的风电机组、柔直变流器模型和目标网络拓扑，构建预设风电经柔直送出系统的整体模型，并对所述整体模型进行等效解耦操作，以得到所述风电经柔直送出系统对应的阻抗比矩阵；计算所述阻抗比矩阵的多个特征值，并根据所述多个特征值绘制所述阻抗比矩阵对应的奈奎斯斯切特曲线，以通过所述奈奎斯斯切特曲线确定目标特征临界值；判断所述目标网络拓扑和/或所述风电机组的机组数量是否发生变化，其中，如果所述目标网络拓扑和/或所述风电机组的机组数量发生变化，则构建新的阻抗比矩阵，并计算所述新的阻抗比矩阵对应的最大特征值，以根据所述最大特征值和所述目标特征临界值分析所述预设风电经柔直送出系统的振荡风险。
3、可选地，在本技术的一个实施例中，所述对所述整体模型进行等效解耦操作，以得到所述风电经柔直送出系统对应的阻抗比矩阵，包括：基于所述风电机组的机组数量、预设风电机组导纳矩阵、预设柔直导纳矩阵和预设交流电网模型，分别对所述风电机组和所述柔直变流器模型进行建模，以生成所述风电机组和所述柔直变流器模型对应的导纳表示形式；根据所述导纳表示形式和预设等效解耦策略对所述整体模型进行等效解耦操作，以生成所述风电经柔直送出系统对应的解耦表示形式；通过所述解耦表示形式计算所述阻抗比矩阵。
4、可选地，在本技术的一个实施例中，所述根据所述最大特征值和所述目标特征临界值分析所述预设风电经柔直送出系统的振荡风险，包括：判断所述最大特征值是否小于所述目标特征临界值；如果所述最大特征值小于所述目标特征临界值，则判定所述预设风电经柔直送出系统处于稳定状态；如果所述最大特征值大于等于所述目标特征临界值，则判定所述预设风电经柔直送出系统存在振荡风险。
5、可选地，在本技术的一个实施例中，所述阻抗比矩阵的数学表达式为：
6、
7、其中，gw0(s)表示风电机组导纳模型；gc(s)表示柔直导纳矩阵；n为所述风电机组的机组数量；e(s)表示单位矩阵；λn表示不同机组数量下所述阻抗比矩阵的特征值。
8、本技术第二方面实施例提供一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析装置，包括：等效解耦模块，用于基于预设的风电机组、柔直变流器模型和目标网络拓扑，构建预设风电经柔直送出系统的整体模型，并对所述整体模型进行等效解耦操作，以得到所述风电经柔直送出系统对应的阻抗比矩阵；绘制模块，用于计算所述阻抗比矩阵的多个特征值，并根据所述多个特征值绘制所述阻抗比矩阵对应的奈奎斯斯切特曲线，以通过所述奈奎斯斯切特曲线确定目标特征临界值；分析模块，用于判断所述目标网络拓扑和/或所述风电机组的机组数量是否发生变化，其中，如果所述目标网络拓扑和/或所述风电机组的机组数量发生变化，则构建新的阻抗比矩阵，并计算所述新的阻抗比矩阵对应的最大特征值，以根据所述最大特征值和所述目标特征临界值分析所述预设风电经柔直送出系统的振荡风险。
9、可选地，在本技术的一个实施例中，所述等效解耦模块包括：建模单元，用于基于所述风电机组的机组数量、预设风电机组导纳矩阵、预设柔直导纳矩阵和预设交流电网模型，分别对所述风电机组和所述柔直变流器模型进行建模，以生成所述风电机组和所述柔直变流器模型对应的导纳表示形式；生成单元，用于根据所述导纳表示形式和预设等效解耦策略对所述整体模型进行等效解耦操作，以生成所述风电经柔直送出系统对应的解耦表示形式；计算单元，用于通过所述解耦表示形式计算所述阻抗比矩阵。
10、可选地，在本技术的一个实施例中，所述分析模块包括：判断单元，用于判断所述最大特征值是否小于所述目标特征临界值；稳定单元，用于如果所述最大特征值小于所述目标特征临界值，则判定所述预设风电经柔直送出系统处于稳定状态；风险单元，用于如果所述最大特征值大于等于所述目标特征临界值，则判定所述预设风电经柔直送出系统存在振荡风险。
11、可选地，在本技术的一个实施例中，所述阻抗比矩阵的数学表达式为：
12、
13、其中，gw0(s)表示风电机组导纳模型；gc(s)表示柔直导纳矩阵；n为所述风电机组的机组数量；e(s)表示单位矩阵；λn表示不同机组数量下所述阻抗比矩阵的特征值。
14、本技术第三方面实施例提供一种电子设备，包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序，以实现如上述实施例所述的风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法。
15、本技术第四方面实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储计算机程序，该程序被处理器执行时实现如上的风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法。
16、由此，本技术的实施例具有以下有益效果：
17、本技术的实施例可通过基于预设的风电机组、柔直变流器模型和目标网络拓扑，构建预设风电经柔直送出系统的整体模型，并对整体模型进行等效解耦操作，以得到风电经柔直送出系统对应的阻抗比矩阵；计算阻抗比矩阵的多个特征值，并根据多个特征值绘制阻抗比矩阵对应的奈奎斯斯切特曲线，以通过奈奎斯斯切特曲线确定目标特征临界值；判断目标网络拓扑和/或风电机组的机组数量是否发生变化，其中，如果目标网络拓扑和/或风电机组的机组数量发生变化，则构建新的阻抗比矩阵，并计算新的阻抗比矩阵对应的最大特征值，以根据最大特征值和目标特征临界值分析预设风电经柔直送出系统的振荡风险。本技术通过等效解耦构建风电经柔直送出系统的降阶模型，从而可有效降低大规模风电接入柔直系统振荡风险分析的计算量，实现了海量运行方式下风电经柔直送出系统振荡稳定性的快速有效判断。由此，解决了现有技术难以准确高效的评估不同运行方式下风电经柔直送出系统的振荡稳定性等问题。
18、本技术附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本技术的实践了解到。
1.一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述对所述整体模型进行等效解耦操作，以得到所述风电经柔直送出系统对应的阻抗比矩阵，包括：
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述最大特征值和所述目标特征临界值分析所述预设风电经柔直送出系统的振荡风险，包括：
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述阻抗比矩阵的数学表达式为：
5.一种风电经柔直送出系统振荡风险的分析装置，其特征在于，包括：
6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述等效解耦模块包括：
7.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述分析模块包括：
8.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述阻抗比矩阵的数学表达式为：
9.一种电子设备，其特征在于，包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序，以实现如权利要求1-4任一项所述的风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法。
10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行，以用于实现如权利要求1-4任一项所述的风电经柔直送出系统振荡风险的分析方法。
