CN103701140B - 提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，包括以下步骤：确定影响电力***电压暂态稳定的关键故障集合和关键节点集合，并依次对节点进行排序；调整动态无功补偿设备的无功出力，并计算动态无功补偿设备的轨迹灵敏度；对m个动态无功补偿设备进行排序，并计算动态无功补偿设备中节点的权重系数；计算动态无功补偿设备容量，建立动态无功备用优化模型，并求解该动态无功备用优化模型。本发明为提高多直流落点电网暂态电压稳定水平提供了辅助决策支持，对提高大规模交直流电网暂态电压稳定裕度，建立送、受端之间畅通的电力传输通道，提升交直流输电通道输送能力，改善电网运行的经济性和电能质量，均具有重大意义。

Description

提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法

技术领域

本发明涉及一种优化方法，具体讲涉及一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法。

背景技术

直流输电具有远距离、大容量传输的优势，且控制调节灵活，因而被用于大规模电网的互联，成为“西电东送”的主要传输通道之一。随着特高压电网建设的有序推进，至2015年，特高压及跨区、跨国电网输送容量为2.61亿千瓦，特高压交、直流承担了80％以上的电力传输，特高压电网输电能力较超高压交直流大大提高，对交流通道承受潮流转移的能力提出了更高的要求。“三华”受端电网从区外受电比例将占到地区总负荷的32％，特别是华东地区通过交直流输电通道局部受电比例会更高。特/超高压直流输电***集中落点“三华”受端电网，落点华东地区的直流***总数达到9回，形成直流群。华东电网的直流落点之间、直流落点与交流联络线之间的电气距离较近，因此交直流联络线的严重故障、以及直流落点附近的交流***故障都会对受端电网产生较大的影响。针对交直流混合***的受端电网而言，受端电网的网架结构、负荷水平、电源分布、直流落点、直流控制方式等因素都会对***的电压稳定性产生影响。随着电网规模的不断增大和负荷中心特征日趋显著，近年来华东、广东等受端电网的电压稳定问题日益突出,研究人员开始将***电压稳定问题纳入到无功优化的考虑范畴中，但在研究的深度和广度上仍有很大的发展余地。此外，电力***中有多种动态无功补偿设备，如发电机、可投切电容器、SVC、有载调压变压器等。目前很多关于动态无功优化的研究仅侧重于其中的某一种设备，而忽略了设备之间的协调配合。目前大多数电力***动态无功优化的算法只在小***中验证了其正确性，还没有实用的大电网动态无功优化算法，因此有必要开展关于可应用于大规模电力***的动态无功优化方法的研究。在备用方面，有功备用一直是关注的重点，专门针对无功备用的研究还比较少见，尤其是针对多馈入直流受端电网的动态无功备用则更是缺乏。无功备用优化和电压稳定属于***区域问题，各动态无功补偿设备分布在***的各个地方，以维持***各区域节点暂态电压满足规定要求和***暂态电压稳定。正因为如此，这些动态无功补偿设备对提高***暂态电压稳定的贡献是不同的。如何评价这些动态无功补偿设备对***暂态电压稳定的贡献是计算***无功备用容量的关键。本发明提出了一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法。研究表明采用本发明提出的动态无功备用优化方法，能有效提高交直流电网暂态电压稳定。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，为提高多直流落点电网暂态电压稳定水平提供了辅助决策支持，对提高大规模交直流电网暂态电压稳定裕度，建立送、受端之间畅通的电力传输通道，提升交直流输电通道输送能力，改善电网运行的经济性和电能质量，均具有重大意义。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

本发明提供一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1：确定影响电力***暂态电压稳定的关键故障集合和关键节点集合，并依次对节点进行排序；

步骤2：调整动态无功补偿设备的无功出力，并计算动态无功补偿设备的轨迹灵敏度；

步骤3：对m个动态无功补偿设备进行排序，并计算动态无功补偿设备的权重系数；

步骤4：计算动态无功补偿设备备用容量，建立动态无功备用优化模型，并求解该动态无功备用优化模型。

所述步骤1包括以下步骤：

步骤1-1：对电力***进行故障扫描，根据故障严重情况确定影响电力***暂态电压稳定的关键故障集合，并根据故障期间各节点电压水平确定关键节点集合；

步骤1-2：根据故障严重情况依次对节点进行排序；

优先排列发生电压暂态失稳的节点，根据节点最低电压和失稳速度排序；对于恢复稳定的故障，比较各节点的电压恢复到0.8pu以上的时间，由大到小进行排序；

步骤1-3：将每个节点在不同故障下的排序数值相加，再由小到大排列，从而得到节点排序，把排在前面的节点确定为关键节点。

所述步骤2中的动态无功补偿设备包括发电机、静止无功补偿器SVC和静止同步补偿器STATCOM。

所述步骤2具体包括以下步骤：

步骤2-1：分别调整各动态无功补偿设备的无功出力，并对关键故障再次进行时域仿真；

步骤2-2：针对某故障F_l，单个关键节点i，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_l,i,j；

步骤2-3：针对某故障F_l，多个关键节点，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_l,j；

步骤2-4：针对多个故障，多个节点，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_j。

动态无功补偿设备动态无功补偿设备动态无功补偿设备所述步骤2-2中，TSI_l,i,j表示为：

${\mathrm{TSI}}_{l,i,j}=\underset{k=1}{\overset{N_k}{\mathrm{\Σ}}}\left(\frac{V_{i,l}(t_k,Q_{j0}+\mathrm{\Δ}{Q}_j)-V_{i,l}(t_k,Q_{j0})}{\mathrm{\Δ}{Q}_{\mathrm{Rj}}}\right)---\left(1\right)$

其中，j＝1,2,…,m；N_k为采样点总数；t_k为采样时间；Q_j0为动态无功补偿设备j的初始无功出力；ΔQ_j为调整动态无功补偿设备j的无功出力变化量；ΔQ_Rj为动态无功补偿设备j的无功备用变化量；V_i,l(t_k,Q_j0+ΔQ_j)为调整动态无功补偿设备j的无功出力后，在故障F_l下，节点i的电压在采样时刻t_k时的值；为调整动态无功补偿设备j的无功出力前，在故障F_l下，节点i的电压在采样时刻t_k时的值。

所述步骤2-3中，TSI_l,j表示为：

${\mathrm{TSI}}_{l,j}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TSI}}_{l,i,j}---\left(2\right)$

其中，n为关键节点总数。

所述步骤2-4中，TSI_j表示为：

${\mathrm{TSI}}_j=\underset{l=1}{\overset{N_l}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TSI}}_{l,j}---\left(3\right)$

其中，N_l为关键故障总数。

所述步骤3包括以下步骤：

步骤3-1：根据轨迹灵敏度指标TSI_j对m个动态无功补偿设备进行排序，TSI_j最大值表征该动态无功补偿设备对暂态电压稳定的贡献程度最大，贡献程度大的动态无功补偿设备留出更多的无功备用量；

步骤3-2：以TSI_j最大值TSI_max为基准，归一化处理TSI_j，计算动态无功补偿设备的权重系数p_j，有：

p_j＝TSI_j/TSI_max    （4）。

所述步骤4包括以下步骤：

步骤4-1：计算动态无功补偿设备备用容量；

动态无功补偿设备备用容量用Q_RT表示，其表达式为：

$Q_{\mathrm{RT}}=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{p}_j(Q_{\mathrm{gj}\max }-Q_{\mathrm{gj}})---\left(5\right)$

其中，Q_gjmax为动态无功补偿设备j的无功出力上限，Q_gj为动态无功补偿设备j的当前无功出力；

步骤4-2：以提高动态无功补偿设备备用容量Q_RT作为动态无功备用优化目标，建立动态无功备用优化模型；

步骤4-3：采用遗传算法求解该动态无功备用优化模型。

所述动态无功备用优化模型的目标函数为；

$\max Q_{\mathrm{RT}}=\underset{j=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}{p}_j(Q_{\mathrm{gj}\max }-Q_{\mathrm{gj}})---\left(6\right);$

所述动态无功备用优化模型的约束条件包括潮流方程约束和变量约束；所述变量约束为控制变量约束和状态变量约束；

在动态无功备用优化模型中，各个节点的有功出力和无功出力都满足以下潮流方程，有：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Li}}-P_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}-V_i\underset{r=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_r(G_{\mathrm{ir}}\cos {\mathrm{\δ}}_{\mathrm{ir}}+B_{\mathrm{ir}}\sin {\mathrm{\δ}}_{\mathrm{ir}})=0\\ Q_{\mathrm{Gi}}+Q_{\mathrm{Ci}}-Q_{\mathrm{Li}}-Q_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}-V_i\underset{r=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_r(G_{\mathrm{ir}}\sin {\mathrm{\δ}}_{\mathrm{ir}}-B_{\mathrm{ir}}\cos {\mathrm{\δ}}_{\mathrm{ir}})=0\end{array}\right.---\left(7\right)$

其中，P_Gi和Q_Gi分别为电力***中发电机节点的有功出力和无功出力；P_Li和Q_Li分别为负荷节点的有功出力和无功出力；Q_Ci为节点的无功补偿容量；P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别为直流节点的有功输入和无功输入；G_ij和B_ij分别为节点i、r之间的电导和电纳；V_i和V_r分别为节点i、r的电压；δ_ir为节点i、r之间的电压相角差；

1）节点i在整流侧换流母线上，P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}=k_p{U}_{\mathrm{dR}}{I}_d\\ Q_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}=k_p{I}_d\sqrt{{\left(\frac{3\sqrt{2}}{\mathrm{\π}{K}_{\mathrm{dR}}}b{V}_R\right)}^2-U_{\mathrm{dR}}^2}\end{array}\right.---\left(8\right)$

其中，k_p为换流器的极数；U_dR为整流侧直流电压；I_d为直流线路电流；K_dR为整流侧换流变压器变比；b为每极的6脉波串联桥数；V_R为整流侧的交流母线电压幅值；

2）节点i在逆变侧换流母线上，P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别表示为：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}={-k}_p{U}_{\mathrm{dI}}{I}_d\\ Q_{\mathrm{ti}\left(\mathrm{dc}\right)}=k_p{I}_d\sqrt{{\left(\frac{3\sqrt{2}}{\mathrm{\π}{K}_{\mathrm{dI}}}b{V}_I\right)}^2-U_{\mathrm{dI}}^2}\end{array}\right.---\left(9\right)$

其中，U_dI为逆变侧直流电压；K_dI为逆变侧换流变压器变比；V_I为逆变侧的交流母线电压幅值；

控制变量约束如下：

$\left\{\begin{array}{c}{V}_{\mathrm{Gi}\min }\≤V_{\mathrm{Gi}}\≤V_{\mathrm{Gi}\max },i=\mathrm{1,2},...,N_G\\ V_{\mathrm{SVCg}\min \≤}{V}_{\mathrm{SVCg}}\≤V_{\mathrm{SVCg}\max },g=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{SVC}}\\ V_{\mathrm{SVGh}\min \≤}{V}_{\mathrm{SVGh}}\≤V_{\mathrm{SVGh}\max },h=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{SVG}}\\ Q_{\mathrm{Cj}\min \≤}{Q}_{\mathrm{Cj}}\≤Q_{\mathrm{Cj}\max },j=\mathrm{1,2},...,N_C\\ T_{k\min }\≤T_k\≤T_{k\max },k=\mathrm{1,2},...,N_T\\ U_{\mathrm{dl}\min }\≤U_{\mathrm{dl}}\≤U_{\mathrm{dl}\max },l=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{dc}}\\ I_{\mathrm{dm}\min }\≤I_{\mathrm{dm}}\≤I_{\mathrm{dm}\max },m=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{dc}}\\ P_{\mathrm{dn}\min }\≤P_{\mathrm{dn}}\≤P_{\mathrm{dn}\max },n=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{dc}}\\ {\mathrm{\θ}}_{\mathrm{dr}\min }\≤{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{dr}}\≤{\mathrm{\θ}}_{\mathrm{dr}\max },r=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{dc}}\end{array}\right.$

其中，N_G、N_SVC、N_SVG、N_C、N_T和N_dc分别为发电机节点数、SVG节点数、STATCOM节点数、并联电容器节点数、变压器可调分接头数和直流网络节点数；V_Gi为发电机节点的端电压，V_Gimin和V_Gimax分别为V_Gi的下限值和上限值；V_SVCg为SVC节点的端电压，V_SVCgmin和V_SVCgmax分别为V_SVCg的下限值和上限值；V_SVGh为STATCOM节点的端电压，V_SVGhmin和V_SVGhmax分别为V_SVGh下限值和上限值；Q_Cj为并联电容器组的补偿容量，Q_Cjmin和Q_Cjmax分别为Q_Cj下限值和上限值；T_k为变压器可调分接头，T_kmin和T_kmax分别为T_k下限值和上限值；U_dl、I_dm、P_dn和θ_dr分别为换流器控制电压、控制电流、控制功率以及控制角，U_dlmin和U_dlmax、I_dmmin和I_dmmax、P_dnmin和P_dnmax、θ_drmin和θ_drmax分别表示相应的下限值和上限值；

状态变量约束如下：

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{\mathrm{Gi}\min }\≤Q_{\mathrm{Gi}}\≤Q_{\mathrm{Gi}\max },i=\mathrm{1,2},...,N_G\\ B_{\mathrm{SVCg}\min }\≤B_{\mathrm{SVCg}}\≤B_{\mathrm{SVCg}\max },g=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{SVC}}\\ I_{\mathrm{SVGh}\min }\≤I_{\mathrm{SVGh}}\≤I_{\mathrm{SVGh}\max },h=\mathrm{1,2},...,N_{\mathrm{SVG}}\\ V_{\mathrm{Lp}\min }\≤V_{\mathrm{Lp}}\≤V_{\mathrm{Lp}\max },p=\mathrm{1,2},...,N_L\end{array}\right.---\left(11\right)$

其中，N_L为负荷节点数；Q_Gi为发电机节点无功出力，B_SVCg为SVC电纳，I_SVGh为STATCOM电流幅值，Q_Gimin和Q_Gimax分别为Q_Gi的下限值和上限值；B_SVCgmin和B_SVCgmax分别为B_SVCg的下限值和上限值；I_SVGhmin和I_SVGhmax分别为I_SVGh的下限值和上限值；V_Lp为负荷节点电压幅值，V_Lpmin和V_Lpmax分别为V_Lp的下限值和上限值。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

1.针对多直流落点***的特点，本发明提供了一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，合理安排了动态无功备用容量配置，可有效提高直流换相安全水平、满足电网暂态电压安全要求；

2.与基于静态的传统无功备用优化方法相比，本方法详细考虑了***的动态特性，能够更加准确地确定动态无功补偿设备备用容量，为电网的优化运行提供基础；

本方法通过时域仿真分析，可快捷、方便、准确地确定各动态无功补偿设备的权重系数，可应用于大规模电力***的动态无功备用优化，克服了传统电力***动态无功优化的算法只能应用于小***的缺点；

本发明为提高多直流落点电网暂态电压稳定水平提供了辅助决策支持，对提高大规模交直流电网暂态电压稳定裕度，建立送、受端之间畅通的电力传输通道，提升交直流输电通道输送能力，改善电网运行的经济性和电能质量，均具有重大意义。

附图说明

图1是提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法流程图；

图2是采用遗传算法求解动态无功备用优化模型流程图；

图3是本发明实施中3机10节点修正测试交直流***示意图；

图4是3机10节点修正测试交直流***中的节点1、节点2、节点4和节点5的电压曲线图；

图5是3机10节点修正测试交直流***中的节点3、节点6～节点10的电压曲线图；

图6是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点3的电压变化曲线图；

图7是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点6的电压变化曲线图；

图8是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点7的电压变化曲线图；

图9是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点8的电压变化曲线图；

图10是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点9的电压变化曲线图；

图11是改变发电机G3的机端电压，考察故障下节点10的电压变化曲线图；

图12是改变发电机G3的机端电压，考察故障下发电机G3发出的无功变化曲线图；

图13是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点3的电压变化曲线图；

图14是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点6的电压变化曲线图；

图15是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点7的电压变化曲线图；

图16是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点8的电压变化曲线图；

图17是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点9的电压变化曲线图；

图18是考察故障下SVC初始无功出力改变前后节点10的电压变化曲线图；

图19是考察故障下SVC初始无功出力改变前后SVC的无功出力变化曲线图；

图20是优化前后节点3（发电机机端）电压曲线图；

图21是优化前后节点6电压曲线图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步详细说明。

实施例

针对3机10节点***，本发明实施例将母线5和6之间的5回交流联络线改成2回交流联络线和1回双极直流输电线路，因为原交流线路的有功功率的方向是从节点5流向节点6，所以设节点5为整流侧，6为逆变侧，如图3所示。由于直流***吸收的无功功率较大，所以在节点6上分别配置了容量为±180MVar的SVC和容量为1000MVar的电容器组，该电容器组每组容量为100MVar，共10组。除此之外，保留原***的机组、负荷及电网数据不变。由此形成交直流混联输电的修正测试***。

对此***进行故障扫描，确定威胁***电压稳定的关键故障集合。为了方便地说明TSI指标的有效性，本算例只考察最严重的N-1故障，故障形式为t=1s时节点5～节点6间的一回交流联络线在节点6侧发生三相永久性短路故障，故障后0.09s跳开故障线路节点6侧开关，0.1s跳开故障线路节点5侧开关。图4和图5为此故障下各节点电压曲线，从图中可以看出，故障切除后，节点3、节点6、节点7、节点8、节点9和节点10的电压跌落幅度最大且恢复最慢，因此选择这6个节点为关键节点。

针对该故障，分别计算节点3的发电机无功出力和节点6SVC无功出力的轨迹灵敏度TSI。

设定发电机G3的机端电压初始值分别为1.011p.u.和1.021p.u.，仿真计算考察故障下节点3、节点6、节点7、节点8、节点9和节点10的电压变化曲线和发电机G3发出的无功变化曲线分别如图6～图12所示。根据式（3）计算得到考察故障下发电机G3无功出力变化的轨迹灵敏度指标TSI为0.017。

设定SVC初始无功出力分别为0和120MVar容性无功，仿真计算考察故障下节点3、节点6、节点7、节点8、节点9和节点10的电压变化曲线和SVC发出的无功变化曲线分别如图13～图19所示。根据式（3）计算得到考察故障下SVC无功出力变化的轨迹灵敏度指标TSI为0.701。

动态无功备用优化前后控制变量对比如表1所示。动态无功备用优化前后无功备用容量对比如表2所示。从表1可见，优化后的无功备用容量比优化前约提高了（422.4-230.4）/230.4*100%=83.3%。

表1

控制变量	优化前	优化后
			Vg3（p.u.)	1.01	1.04
节点6并联电容器投入的组数（组）	10	7
			SVC无功出力（容性为正，MVar）	0	-180

表2

考察最严重的N-1故障，故障形式为t=0.1s时节点5～节点6间的一回交流联络线在节点6侧发生三相永久性短路故障，故障后0.09s跳开故障线路节点6侧开关，0.1s跳开故障线路节点5侧开关。图20和图21分别为发电机G3机端电压和节点6电压曲线，从图中可以看出，优化后***的暂态电压恢复比优化前要快，这说明采用本课题提出的优化算法能有效提高电网的暂态电压稳定性。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (9)

1.一种提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤1：确定影响电力***暂态电压稳定的关键故障集合和关键节点集合，并依次对节点进行排序；

步骤2：调整动态无功补偿设备的无功出力，并计算动态无功补偿设备的轨迹灵敏度；

步骤3：对m个动态无功补偿设备进行排序，并计算动态无功补偿设备的权重系数；

步骤4：计算动态无功补偿设备备用容量，建立动态无功备用优化模型，并求解该动态无功备用优化模型；

所述步骤3包括以下步骤：

步骤3‐1：根据轨迹灵敏度指标TSI_j对m个动态无功补偿设备进行排序，TSI_j最大值表征该动态无功补偿设备对暂态电压稳定的贡献程度最大，贡献程度大的动态无功补偿设备留出无功备用量；

步骤3‐2：以TSI_j最大值TSI_max为基准，归一化处理TSI_j，计算动态无功补偿设备的权重系数p_j，有：

p_j＝TSI_j/TSI_max             (4)。

2.根据权利要求1所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤1包括以下步骤：

步骤1‐1：对电力***进行故障扫描，根据故障严重情况确定影响电力***暂态电压稳定的关键故障集合，并根据故障期间各节点电压水平确定关键节点集合；

步骤1‐2：根据故障严重情况依次对节点进行排序；

优先排列发生电压暂态失稳的节点，根据节点最低电压和失稳速度排序；对于恢复稳定的故障，比较各节点的电压恢复到0.8pu以上的时间，由大到小进行排序；

步骤1‐3：将每个节点在不同故障下的排序数值相加，再由小到大排列，从而得到节点排序，把排在前面的节点确定为关键节点。

3.根据权利要求1所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤2中的动态无功补偿设备包括发电机、静止无功补偿器SVC和静止同步补偿器STATCOM。

4.根据权利要求3所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤2具体包括以下步骤：

步骤2‐1：分别调整各动态无功补偿设备的无功出力，并对关键故障再次进行时域仿真；

步骤2‐2：针对某故障F_l，单个关键节点i，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_l,i,j；

步骤2‐3：针对某故障F_l，多个关键节点，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_l,j；

步骤2‐4：针对多个故障，多个节点，计算动态无功补偿设备j的轨迹灵敏度TSI_j。

5.根据权利要求4所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤2‐2中，TSI_l,i,j表示为：

其中，j＝1,2,…,m；N_k为采样点总数；t_k为采样时间；Q_j0为动态无功补偿设备j的初始无功出力；ΔQ_j为调整动态无功补偿设备j的无功出力变化量；ΔQ_Rj为动态无功补偿设备j的无功备用变化量；V_i,l(t_k,Q_j0+ΔQ_j)为调整动态无功补偿设备j的无功出力后，在故障F_l下，节点i的电压在采样时刻t_k时的值；V_i,l(t_k,Q_j0)为调整动态无功补偿设备j的无功出力前，在故障F_l下，节点i的电压在采样时刻t_k时的值。

6.根据权利要求4所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤2‐3中，TSI_l,j表示为：

其中，n为关键节点总数。

7.根据权利要求4所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤2‐4中，TSI_j表示为：

其中，N_l为关键故障总数。

8.根据权利要求1所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述步骤4包括以下步骤：

步骤4‐1：计算动态无功补偿设备备用容量；

动态无功补偿设备备用容量用Q_RT表示，其表达式为：

其中，Q_gjmax为动态无功补偿设备j的无功出力上限，Q_gj为动态无功补偿设备j的当前无功出力；

步骤4‐2：以提高动态无功补偿设备备用容量Q_RT作为动态无功备用优化目标，建立动态无功备用优化模型；

步骤4‐3：采用遗传算法求解该动态无功备用优化模型。

9.根据权利要求8所述的提高交直流电网暂态电压稳定的动态无功备用优化方法，其特征在于：所述动态无功备用优化模型的目标函数为：

所述动态无功备用优化模型的约束条件包括潮流方程约束和变量约束；所述变量约束为控制变量约束和状态变量约束；

在动态无功备用优化模型中，各个节点的有功出力和无功出力都满足以下潮流方程，有：

其中，P_Gi和Q_Gi分别为电力***中发电机节点的有功出力和无功出力；P_Li和Q_Li分别为负荷节点的有功出力和无功出力；Q_Ci为节点的无功补偿容量；P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别为直流节点的有功输入和无功输入；G_ij和B_ij分别为节点i、r之间的电导和电纳；V_i和V_r分别为节点i、r的电压；δ_ir为节点i、r之间的电压相角差；

1)节点i在整流侧换流母线上，P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别表示为：

其中，k_p为换流器的极数；U_dR为整流侧直流电压；I_d为直流线路电流；K_dR为整流侧 换流变压器变比；b为每极的6脉波串联桥数；V_R为整流侧的交流母线电压幅值；

2)节点i在逆变侧换流母线上，P_ti(dc)和Q_ti(dc)分别表示为：

其中，U_dI为逆变侧直流电压；K_dI为逆变侧换流变压器变比；V_I为逆变侧的交流母线电压幅值；

控制变量约束如下：

其中，N_G、N_SVC、N_SVG、N_C、N_T和N_dc分别为发电机节点数、SVG节点数、STATCOM节点数、并联电容器节点数、变压器可调分接头数和直流网络节点数；V_Gi为发电机节点的端电压，V_Gimin和V_Gimax分别为V_Gi的下限值和上限值；V_SVCg为SVC节点的端电压，V_SVCgmin和V_SVCgmax分别为V_SVCg的下限值和上限值；V_SVGh为STATCOM节点的端电压，V_SVGhmin和V_SVGhmax分别为V_SVGh下限值和上限值；Q_Cj为并联电容器组的补偿容量，Q_Cjmin和Q_Cjmax分别为Q_Cj下限值和上限值；T_k为变压器可调分接头，T_kmin和T_kmax分别为T_k下限值和上限值；U_dl、I_dm、P_dn和θ_dr分别为换流器控制电压、控制电流、控制功率以及控制角，U_dlmin和U_dlmax、I_dmmin和I_dmmax、P_dnmin和P_dnmax、θ_drmin和θ_drmax分别表示相应的下限值和上限值；

状态变量约束如下：

其中，N_L为负荷节点数；Q_Gi为发电机节点无功出力，B_SVCg为SVC电纳，I_SVGh为STATCOM电流幅值，Q_Gimin和Q_Gimax分别为Q_Gi的下限值和上限值；B_SVCgmin和B_SVCgmax分别为B_SVCg的下限值和上限值；I_SVGhmin和I_SVGhmax分别为I_SVGh的下限值和上限值；V_Lp为负荷节点电压幅值，V_Lpmin和V_Lpmax分别为V_Lp的下限值和上限值。