云广直流孤岛系统单极闭锁后频率动态过程优化

直流送端孤岛运行方式下发生直流单极闭锁时,孤岛系统频率将显著升高,由于运行极仍参与孤岛系统调节,控制孤岛系统频率在运行极承受范围以内是保证孤岛系统安全稳定运行的关键。从发电机转子运动方程出发,分析发电机的输入机械功率、输出电磁功率和转动惯量三个因素在直流闭锁后频率动态过程中的作用。对于直流单极闭锁后孤岛系统频率爬升阶段,提出通过优化调速器参数、优化直流过负荷控制、连锁切机三者相结合的方法以降低频率峰值。对于频率回降阶段,分析指出机组PSS反调导致的电压大幅下降会导致直流进入逆变器电流控制模式降低功率,减缓频率的恢复速度,并提出了改进措施。仿真结果验证了所提出的频率优化方法的有效性。     

发电机高压侧电压控制在抑制云广直流孤岛过电压中的作用

云广直流送端孤岛运行方式下发生直流闭锁时,系统将产生很高的工频过电压,是孤岛运行控制的关键问题。扰动后电压动态过程可分为不同阶段,文中分析了不同阶段影响过电压水平的主要因素。扰动后数百毫秒后的第2阶段电压虽然低于第1阶段,但持续时间较长,电压控制的要求更高,而且受发电机励磁控制的影响显著。短路比和过电压水平密切相关,提出了分阶段短路比的概念。发电机高压侧电压控制通过减小发电机侧恒定电压源和系统之间的电气距离,增大扰动后第2阶段的短路比,抑制过电压,并保证正常运行时合理的电压水平和无功分配。仿真结果验证了高压侧电压控制抑制过电压的效果。     

云广特高压孤岛运行方式下单极闭锁性能试验分析

2013年5月26日,为进一步验证云广特高压孤岛状态下的电压、频率控制策略,开展了孤岛方式下的单极闭锁性能试验。试验表明,孤岛系统出现单极闭锁后,机组发电功率和直流输送功率能协调控制,并恢复稳态。但整流站直流站控系统无功控制模式若为定无功功率控制模式,将导致孤岛系统交流电压控制失败,电压长期越限,引发交流滤波器过负荷跳闸,导致双极相继闭锁。试验结论为,云广特高压孤岛方式下,禁止整流站直流站控无功控制模式选择为定无功功率控制模式,同时有必要进一步开展后续试验,对当前孤岛系统交流电压控制策略是否足够安全可靠进行验证。     

抑制直流单极闭锁引起大规模风电机组脱网的直流控制策略

直流单极闭锁故障下交流系统暂态过电压会导致直流近区域新能源机组脱网.针对这一问题,详细分析了单极闭锁对暂态过电压的影响机理并进行验证,发现交流系统大量无功盈余是引起暂态过电压骤升的根本原因;然后基于对单极闭锁故障下健全极整流器功率特性的剖析,以稳态下整流侧换流母线处无功的平衡状态为目标,推导建立了健全极直流电流指令值表达式,提出抑制暂态过电压的直流控制策略.当暂态过电压无法被完全抑制时,为避免风机脱网,提出投入合理容量的调相机进一步抑制暂态过电压的协调抑制策略.最后,基于DIgSILENT仿真平台搭建改进的CIGRE双极标准测试模型与天中直流外送系统模型进行验证.结果 表明,该策略能有效阻断暂态过电压的传递,避免风机大规模脱网.     

抑制新能源经直流外送系统过电压的水电机组协调控制策略

电网换相高压直流(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)输电系统单极闭锁时,由于换流站滤波器延时分组切除,风光水送端系统的新能源场站将承受持续性的过电压冲击。为了使水电机组参与抑制直流单极闭锁引起的送端系统过电压,该文首先提出一种以直流换流站交流母线电压为输入信号的附加励磁控制,作为水电机组协调控制策略。直流单极闭锁时,水电机组基于换流站过电压幅值决定进相深度,动态吸收系统盈余无功,从而改善新能源场站的过电压状况。然后,基于励磁系统输出极限和机端电压稳定极限,提出协调控制策略中附加励磁控制器增益上限的整定规则。最后,以青海送端电网为研究背景,基于PSCAD/EMTDC仿真平台验证了协调控制策略的有效性。仿真结果表明:提出的控制策略有效发掘了水电机组参与系统紧急调压的能力,填补了送端系统无功调节功能的短时空缺,可有效抑制系统过电压,具有工程指导意义。     

SVC与STATCOM改善直流孤岛外送特性研究

随着直流输电配套工程的完善及电网安全稳定运行需要,直流输电系统孤岛运行方式成为良好的选择,配套无功补偿设备SVC与静止同步补偿器(static synchronous compensator,STATCOM)的选择成为亟待解决的问题。文中以哈密—郑州特高压直流输电系统为背景,仿真分析了哈—郑直流系统孤岛运行方式下分别采用SVC与STATCOM时,直流输电系统出现单极闭锁故障、双极闭锁故障、线路故障、直流配套机组跳闸及滤波器切除等工况时,直流孤岛系统的电压波动情况。仿真结果表明:SVC与STATCOM对直流输电系统孤岛方式故障后的电压恢复有积极作用;通过对比分析得出,在选择相同容量的前提下,SVC在孤岛运行方式下对过电压的抑制效果优于STATCOM。     

紧急直流功率支援时的无功功率配合研究

紧急直流功率支援能够提高单回直流双极闭锁后系统的稳定性,而换流站无功功率容量的不足往往会导致直流功率无法提升至指定功率值,大大减弱紧急直流功率支援的效果。为此,对直流换流器无功功率消耗进行分析,提出3种紧急直流功率支援期间的无功功率补偿方式,即:分段切除故障直流换流站内滤波器;加装静止无功补偿器;改进直流整流站附近的发电机励磁控制。仿真结果表明这3种措施均能在直流暂时过负荷期间弥补直流输送功率的缺额,提高系统的稳定性。分段切除故障直流换流站内的滤波器仅对故障直流换流站附近的其他直流线路功率有一定影响,且容易导致故障直流换流站过电压;静止无功补偿器及整流站附近发电机励磁控制均可减少紧急直流功率支援后的切机量,但发电机励磁控制效果更佳。     

云广特高压直流输电线路孤岛运行过电压及抑制

云广直流孤岛运行方式下发生直流双极闭锁时将在送端换流站交流系统产生幅值很高的过电压,孤岛运行过电压水平控制是决定能否孤岛运行的关键因素,因此利用EMTDC计算了不同运行方式下楚雄换流站交流侧的过电压水平、避雷器工况、交流滤波器断路器断口暂态恢复电压及容性开断电流,并分析比较了各种不同的过电压抑制措施,提出了利用换流变磁饱和特性短时限制过电压的措施方案和电气设备的技术参数要求,同时还探讨了直流闭锁后换流变和交流滤波器切除时间等对过电压的影响。     

新东特高压直流孤岛运行闭锁策略

新东特高压直流投产初期,送端机组投产滞后导致孤岛短路容量不足,孤岛运行存在过电压、低次谐波谐振等风险。为保证被动跳入孤岛设备安全,提出新东特高压直流跳入孤岛闭锁策略,即在直流站系统中增加跳入孤岛主动闭锁直流功能,并采用交流联络线低功率防误判据来有效防止联网方式下该策略误动作。采用先切除全部滤波器,再延时闭锁直流,最后稳控系统全切孤岛运行机组的策略,能有效降低孤岛直流闭锁的过电压,保证相关设备安全。现场实施表明:直流跳入孤岛后能够在300ms内切除全部交流滤波器,交流滤波器全切后延时约30ms直流启动闭锁,双极闭锁后稳控系统延时切除孤岛全部机组,闭锁逻辑和稳控策略均正确,孤岛内过电压和频率均满足要求。     

云广特高压直流孤岛运行方式下单极闭锁故障分析

送端孤岛运行方式要作为云广特高压直流的一种正常运行方式,一个基本要求是该方式能够经受长期运行中可能发生的各种典型故障冲击,其中直流单极闭锁故障是必须能够承受的一种严重故障。该文基于孤岛方式现场调试结果,对额定功率运行条件下直流单极闭锁故障试验进行了分析,利用精确的电磁暂态仿真,重点分析单极闭锁后送端孤岛交流系统中发电机组电力系统稳定器(power system stabilizer,PSS)反调作用对故障恢复过程的影响,研究减小PSS输出限幅值对改善故障恢复性能的作用。分析结论为实际运行中采用孤岛运行方式提供了重要的技术支持。     

柔性直流电网直流线路故障的过电压机理分析

针对对称单极结构的MMC型柔性直流输电系统,首先深入分析了直流侧单、双极短路的故障电流演变规律,进而揭示了非故障极充电和波过程分别是导致单极接地故障和双极短路故障过电压的主要原因。然后,以一个三端柔性直流电网为例进行仿真验证,并重点分析了不同因素对过电压的影响。研究结果表明,故障电阻对过电压峰值影响较大,而换流站闭锁、接地方式、线路保护等因素的影响较小。最后,对单极、双极故障过电压进行了总结和对比分析。     

抑制云广特高压直流孤岛运行甩负荷过电压的控制逻辑优化研究

针对云广特高压直流送端系统有效短路比(effective short-circuit ratios,ESCR)较小、孤岛运行方式下大功率甩负荷时存在的过电压问题,解析推导工频过电压倍数方程。分析了在不同有效短路比情况下的过电压倍数的变化规律和功率降速对电压变化量的影响。在现有的特高压直流闭锁控制逻辑基础上,提出了孤岛方式下降低过电压倍数的极控闭锁逻辑和VDCL逻辑优化方案。通过连接有云广特高压直流实际控制保护装置、电源侧机组励磁、调速控制装置的机网协调控制实时仿真平台开展了验证性仿真研究,证明了优化方案的有效性。     

多直流协调的新能源送端地区暂态过电压抑制策略

针对直流闭锁故障导致的高比例新能源多直流送端系统暂态过电压问题,文中首先分析多直流间的交互影响机理,引入多馈出电压交互作用因子,揭示了直流闭锁导致其他健全直流近区域交流系统暂态过电压的根本原因。其次基于直流闭锁故障下调相机不同时间尺度的无功特性与整流侧换流母线电压的定量关系,在改进直流系统整流侧控制的前提下,于整流侧母线处投入调相机并以调相机暂态无功特性对其容量进行配置,降低了调相机所需投入容量。然后整合了调相机与整流器的无功调节能力,据此提出多直流、多无功设备协调配合的暂态过电压抑制策略。最后在PSCAD仿真平台中搭建两直流送端系统模型,验证了所提协调策略对暂态过电压的抑制效果以及调相机容量的配置效果。     

±800 kV普洱换流站孤岛方式下小组交流滤波器分时切除策略可行性研究

普洱换流站作为特高压工程,交流滤波器在其中起着关键作用,用于在直流系统运行过程中进行滤波及无功补偿。在普洱换流站孤岛运行过程中,发生双极闭锁情况下,切除滤波器策略至关重要,滤波器的切除策略将导致交流系统和直流系统电压波动,容易造成设备过压运行,甚至于设备绝缘击穿,造成损失。文中从普洱—江门特高压工程常用的运行方式入手,以试验数据及技术规范资料为基础,全面分析计算孤岛方式下普洱换流站发生双极闭锁时的电压,来判断系统过电压水平实际工程要求,从而将给出一种适用于特高压换流站的交流滤波器新的切除新策略—分时切除策略。     

云广直流孤岛动态稳定问题的广域电力系统稳定器解决方案

直流系统送端采用孤岛运行方式,可减少直流系统故障对主网的影响,提高电网安全稳定水平,增加输电通道外送能力。云广直流孤岛系统由于小湾、金安桥电厂远离楚雄换流站,存在动态稳定问题。现有电力系统稳定器(PSS)可有效提高小湾机组对金安桥机组相对振荡模式的阻尼,但对孤岛系统的过电压控制产生了不利影响。文中从PSS的原理上对原因进行了分析,并提出了采用广域信号的PSS解决方案。基于机组转速差的广域PSS在改善孤岛系统动态稳定性的同时,消除了对过电压控制的不利影响,在云广直流孤岛系统中具有良好的实施可行性。仿真结果验证了广域PSS的有效性。     

云广特高压直流线路孤岛运行方式过电压保护方案

云广直流孤岛运行方式下发生直流双极闭锁时将在送端换流站交流系统产生幅值很高的过电压,孤岛运行过电压水平控制是决定能否孤岛运动的关键闪素。基于此,利用EMTDC计算了不同运行方式下楚雄换流站交流侧的过电压水平、避雷器工况、交流滤波器断路器断口暂态恢复电压及容性开断电流等,并根据过电压计算结果对A型避雷器、交流滤波器断路器等电气设备和安稳控制保护系统提出了相关要求,设计了过电压保护实施方案。仿真计算结果表明,该实施方案可行、有效,可确保孤岛运行方式下系统和设备安全。     

高压直流输电系统单极闭锁故障下同步调相机与STATCOM的对比研究

当高压直流输电系统送端换流站发生单极闭锁故障时,换流站交流侧将出现无功功率过剩,导致换流站交流侧电压骤升,进一步会引起送端电网各发电设备端电压的骤升。因此,需要在送端交流侧附近加装适当的暂态无功补偿装置以提高系统的稳定性。为此该文先从运行原理、响应特性等多个角度对同步调相机和静止同步补偿器两类暂态无功补偿装置进行分析。然后再对比分析单极闭锁故障下两者在高压直流输电送端系统的应用效果。最后结合单极闭锁故障下切除部分无功补偿装置的措施,得出同步调相机具有更强的暂态无功支撑能力和暂态电压调节能力的结论。     

风火打捆直流送出系统电压稳定控制策略

在风火打捆直流外送系统中,风电机组的调压能力、直流系统的无功电压特性及无功补偿设备都会影响系统电压稳定性,分析风火打捆直流外送系统的电压稳定性需要综合考虑风电、直流、交流系统之间的交互作用。随着直流的功率调整或发生故障,直流给风火打捆直流外送系统带来了安全稳定问题。文章分析了直流闭锁后电压暂升原因,研究了直流系统无功调节与风电机组无功电压控制的机理,提出直流、风电协调控制策略,并以黑龙江电网为例进行了仿真验证,对风火打捆直流外送系统电压稳定控制具有一定的指导意义。     

直流融冰运行模式下直流故障对交流保护的影响

主要研究±500 kV高肇直流通过修改直流极控、直流站控和HMI软件,新增直流背靠背运行融冰模式,当直流系统出现单极闭锁时,直流控制保护系统双极保护联动闭锁,对交流系统的影响。通过对实际高肇直流控制保护系统新增融冰模式后进行RTDS仿真试验,同时对试验所得交流系统电压、电流数据进行变化量方向判别。试验及数据仿真计算表明,直流系统背靠背运行于融冰模式,出现单极故障时,双极保护联动闭锁对交流系统交流保护不产生误动现象。     

云广直流孤岛系统机组调相运行分析

孤岛运行作为云广特高压直流输电工程的设计运行方式之一,能够有效提高南方电网的稳定水平,但是存在较严重的机组间相互作用引起的小湾机组调相运行问题。建立了将电厂调速器控制系统、励磁系统、监控系统接入RTDS实时仿真系统形成云广直流孤岛分析的仿真试验平台,该仿真平台具有较高的仿真可信度,从调速器控制逻辑与参数在直流双极闭锁甩负荷后的调节规律的角度分析了小湾电厂机组调相运行的机理。