直流断线故障下海上风电经柔性直流送出系统的暂态特性

断线故障为常见的直流故障类型之一,研究该场景下海上风电经柔性直流送出系统的暂态响应特性对于系统的保护方案设计有着重要参考价值。首先,分析了直流母线正极断线故障下短路电流产生机理,推导了非故障极短路电流表达式,并分析了接地阻抗参数对该短路电流特性的影响。其次,研究了故障期间风电场侧与电网侧换流站交直流侧暂态电压演变特性。研究表明:故障期间风电场侧直流电压与其有功输出正相关,且两端换流站交流阀侧电压产生了一对大小相等、方向相反的直流偏置分量;此外,采用较大的接地阻抗参数可有效降低短路电流对系统运行性能的影响。最后,基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建了全系统的电磁暂态仿真模型,通过仿真验证了暂态特性分析的正确性与参数选择的合理性,对于大规模海上风电经柔性直流系统并网的规划设计具有一定的指导意义。     

连接无源网络的MMC-HVDC系统交流故障穿越附加控制策略

对于接入无源网络的MMC-HVDC系统,送端交流发生故障时功率传输平衡会被打破,直流电压迅速下跌,威胁换流站安全运行。首先分析了无源网络负荷特性及送端交流故障下换流站各电气量变化机理,基于与无源网络相连逆变站的常规控制,提出了一种根据直流电压变化产生d轴电压修正指令值的故障穿越附加控制。该控制策略核心思想为在送端有功功率快速缺失时,通过修正逆变站d轴电压指令值,降低故障期间逆变站输出有功功率,以维持两端换流站功率平衡,抑制直流电压跌落。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建了接入无源网络的两端MMC-HVDC系统,仿真结果表明所提附加控制能够有效减小直流电压跌落幅度,降低故障清除后恢复期间送端有功功率波动,提高了MMC-HVDC系统的交流故障穿越能力。     

无源负荷侧无功功率快速供给的VSC-MTDC系统故障穿越协调控制

考虑到无源负荷对电压变化敏感,同时交流故障期间直流电压会出现大幅波动,研究了向无源负荷供电的基于电压源型换流器的多端直流输电(VSC-MTDC)系统交流故障穿越策略,提出了一种故障穿越协调控制方法：受端站在满足无功优先的原则下,依据交流电压跌落情况直接计算电流指令,仅采用电流内环控制以实现对无源负荷侧无功功率的快速供给,为负荷侧交流电压的恢复提供无功支持;为与受端站协调,连接电网的送端站也切换至快速电流控制,故障电流指令值由直流电压变化大小和方向直接计算得到,并满足多端VSC-MTDC系统的I-V下垂特性,以优先保证VSC-MTDC系统的有功需求,快速实现系统功率平衡,减小故障期间直流电压的波动幅度。在MATLAB/Simulink中搭建了向无源负荷供电的三端VSC MTDC系统模型,仿真结果表明所提协调控制策略能够提高无源负荷的故障穿越能力,实现VSC MTDC系统的稳定运行。     

基于储能装置的柔性直流输电技术提高大规模风电系统稳定运行能力的研究

大规模风电集中接入电网对直流输电技术提出了更高的要求。为此,提出了基于储能装置的柔性直流输电并网传输系统拓扑结构。根据dq同步旋转坐标系下VSC-HVDC(Voltage Source Converter HVDC)系统的数学模型,设计了相应的换流器直接电流控制策略。其中送端换流站解耦控制器实现了风电场输出有功功率和无功功率的独立控制,受端换流站采用将储能装置充放电功率偏差值作为直流电压控制器附加信号的控制策略。最后,以配备双馈风电机组的风电场经柔性直流输电系统接入电网进行仿真分析,针对风电场在噪声风引起的输电功率波动、受端换流站侧交流系统短路故障等情况进行仿真验证,结果表明该控制方案有效可行。     

不对称故障下两级式光伏并网系统低电压穿越控制

并网逆变器在传统低电压穿越控制中存在有功功率指令不明确,易受直流电压外环控制参数影响的问题。此外两级式光伏并网系统中前级DC-DC变换器根据直流母线电压波动情况被动调整光伏输出功率,导致光伏侧动态响应速度较慢。提出了一种结合超级电容的两级式光伏并网系统不对称故障低电压穿越控制策略,该策略重点关注低电压穿越期间光伏侧的输出特性,可根据逆变器的输出能力计算其可输出的最大有功功率,利用直流母线两端的超级电容变换器稳定母线电压,光伏升压变换器用于控制光伏功率出力以快速与逆变器有功功率出力匹配。仿真结果表明,在不对称故障下,所提方法可在稳定直流母线电压的同时,实现光伏侧输出功率的快速调节。     

柔直电网多换流站有功功率协调控制策略研究

不同于以往的多端柔性直流工程,柔性直流电网工程送端采用交流耗能装置来解决功率盈余问题。针对柔直电网换流器故障退出导致直流电网正负极有功功率失衡的问题,提出直流电网各端换流站正负极换流器自适应有功功率控制策略。基于RTDS搭建柔直电网系统实时仿真平台,分别模拟功率送端、功率受端和调压端单换流器故障及双换流器故障。对所提出的多换流站有功功率协调控制策略进行了仿真验证,试验结果表明提出的多换流站有功功率协调控制策略正确可靠。     

新能源基地经LCC-HVDC送出系统振荡机理分析与抑制策略(一):计及受端影响的阻抗建模EI北大核心CSCD

新能源基地经电网换相换流器型高压直流(line commutated converter-based high voltage direct current,LCC-HVDC)送出系统次/超同步振荡风险严重制约系统安全运行。阻抗模型逐渐成为大规模新能源并网振荡问题分析和解决的有效方法。现有LCC-HVDC阻抗建模将受端换流站等效为理想电压源,未考虑受端换流站和受端电网强度等因素。该文首先建立计及受端换流站及受端电网强度的LCC-HVDC阻抗解析模型,分析换流站交流侧与直流侧间、送端换流站与受端换流站间的阻抗耦合关系。然后,基于送受端耦合小信号模型,揭示受端电网强度、受端换流站锁相环与直流电压环控制、送端换流站直流电流环控制对LCC-HVDC送端交流端口阻抗特性的影响机理。最后,基于新能源发电和LCC-HVDC输电控制保护装置,构建新能源基地经LCC-HVDC送出系统全电磁暂态实时仿真平台,开展系统振荡阻抗分析与时域仿真,验证LCC-HVDC受端对送端系统振荡特性的影响。     

大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出的电压特性

光伏电站孤岛经柔性直流外送至负荷中心消纳是“沙戈荒”等地区光伏基地送出的重要技术方案。然而,孤岛送出系统中柔性直流设备代替传统旋转设备成为光伏设备的唯一稳定交流电压源,将导致系统电压特性明显不同于传统电网。因此,针对大规模光伏电站经孤岛柔性直流送出稳态、暂态电压特性开展研究。首先详细介绍了大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出系统;其次建立了孤岛送出系统稳态电压分析模型,提出了以功率圆为表征计及柔性直流暂稳态无功功率能力的稳态电压特性及功率极限分析方法,并通过算例系统开展了稳态电压特性分析;然后研究了大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出系统严重交流故障情况下暂态电压特性,提出新能源与柔性直流暂态协调控制策略;最后提出了提升电压稳、暂态特性的措施,可为光伏电站孤岛经柔性直流送出系统实际运行设计提供参考。     

LCC-MMC混合三端直流输电系统送端交流故障下的不间断运行协调控制策略

为实现基于电网换相换流器与模块化多电平换流器（LCC-MMC）的混合三端直流输电系统送端交流故障下的直流低电压穿越,提出兼顾传输容量与响应速度的自适应电压协调控制策略及有功功率分配策略。在维持故障期间功率续传的前提下,定量分析了模块化多电平换流器（MMC）的降压值以减少传输功率的绝对值损失量,并设计MMC根据本地直流电流偏差快速减投子模块总数的降压方式;考虑到半桥型MMC的调制比约束,设计正极MMC定量吸收无功功率与负极MMC动态调整交流电压参考值的换流站极间协同控制策略;同时,为抑制从站的过电流及避免送端严重交流故障时主站的潮流反转,提出各受端换流站有功功率自适应调整的控制方式。最后通过对输电系统送端交流电压跌落不同幅度时的故障穿越效果进行仿真分析,验证了所提控制策略的有效性。     

多端柔性直流输电系统交流故障穿越仿真研究

针对多端柔性直流输电系统交流侧发生故障,直流系统与电网公共连接点电压也随之跌落的问题,文中提出了一种交流故障穿越技术来维持公共连接点电压稳定。根据公共连接点电压跌落程度增发相应的无功功率从而维持公共连接点的电压稳定,保证系统的有功功率传输。当公共连接点电压跌落程度较大时,增发的无功功率导致交流系统过电流,提出通过降低故障端的有功功率参考值,从而减小交流侧电流幅值,避免过电流的产生。同时,针对有功功率的减小将使系统的不平衡功率进一步增大导致直流电压发生较大波动的现象,通过定直流电压换流站根据直流电压的变化来消纳系统的不平衡功率,从而达到维持多端柔性直流输电系统直流电压稳定的目的。     

柔性直流对交流系统短路电流影响因素分析

交流系统短路后,柔性直流可等效为具有一定幅值和相位的电流源。文中基于受端电网发生故障时的柔性直流等效模型,分别对影响柔性直流等效电流源相位、幅值的相关因素进行了分析。柔性直流等效电流源的相位主要受故障类型影响,而幅值主要受控制方式、限幅环节以及电气距离影响,且不同情况的相互组合对交流系统短路电流的影响更加复杂。研究表明,对于交流侧三相短路故障,柔性直流对短路电流的影响共有馈入为零、馈入为有功控制环节限幅值、馈入为无功控制环节限幅值和馈入为无功控制环节参考值4种情况。最后通过基于PSCAD的仿真结果验证了相关分析的正确性。     

柔性直流接入对弱受端电网恢复特性的影响及优化措施

随着柔性直流输电系统电压等级和输电容量不断提升,采用电压源型换流器的柔性直流输电技术在我国得到了大量应用,同时其对电网的影响也进一步增强。文中基于PSD-BPA机电暂态仿真软件中新开发的计及故障穿越策略的柔性直流控制系统,比较了不同直流接入方案下弱受端电网受扰恢复特性的差异。在此基础上,分析了柔性直流控制方式、直流传输功率大小以及故障穿越控制策略等因素对换流站动态有功和无功功率特性的影响。最后针对西藏弱受端电网电压稳定问题提出了优化方案,仿真结果表明优化柔性直流故障穿越控制关键参数可以改善弱受端电网故障后的恢复性能。     

风电场柔性直流并网与传统直流外送的源网协调控制策略

针对西部高原地区风电场采用柔性直流并网与传统直流外送导致送端电网频率变化敏感的问题,提出传统直流、柔性直流、风电场参与送端电网频率调节的源网协调控制策略。首先,在传统直流和风机中引入一次调频特性和惯性控制环节的变功率附加控制,在柔性直流电网侧换流站引入变电压附加控制,风电场侧换流站引入变频和直流电压偏差附加控制;其次,协调了发电机、传统直流、柔性直流、风电场参与送端电网频率调节的时序;最后,在PSCAD/EMTDC中搭建仿真模型。仿真结果表明:该源网协调控制策略能增加送端电网的惯量,提高系统频率稳定性;能有效减小送端电网故障期间柔性直流的直流电压波动幅度。     

柔性直流接入对弱受端电网恢复特性的影响及优化措施

随着柔性直流输电系统电压等级和输电容量不断提升,采用电压源型换流器的柔性直流输电技术在我国得到了大量应用,同时其对电网的影响也进一步增强。文中基于PSD-BPA机电暂态仿真软件中新开发的计及故障穿越策略的柔性直流控制系统,比较了不同直流接入方案下弱受端电网受扰恢复特性的差异。在此基础上,分析了柔性直流控制方式、直流传输功率大小以及故障穿越控制策略等因素对换流站动态有功和无功功率特性的影响。最后针对西藏弱受端电网电压稳定问题提出了优化方案,仿真结果表明优化柔性直流故障穿越控制关键参数可以改善弱受端电网故障后的恢复性能。     

混合直流系统中直流侧故障暂态电流的解析表达与故障特性的研究

由基于线性换流器高压直流输电系统(LCC-HVDC)和基于电压源换流器高压直流输电系统(VSC-HVDC)共同构成的混合直流输电系统,其故障特性与传统直流输电系统不同。针对此问题,对混合直流输电系统中直流侧故障暂态电流特性进行了研究。首先建立了送端电网采用LCC型换流站、受端电网采用VSC型换流站的两端混合直流输电系统,利用拉普拉斯变换定理推导了直流侧故障时的等效电路,解析了LCC侧和VSC侧直流故障电流简易表达式。其次,在简易表达式的基础上,充分考虑送端LCC侧换流站的触发角动态变化过程和受端VSC侧换流站交流电流的馈入,进一步解析了两侧精确的故障电流表达式。然后,从故障电流幅值、谐波等方面对比分析了三种高压直流系统中直流侧故障电流的变化特征。最后,通过MATLAB/Simulink仿真验证了所提故障电流解析表达式的正确性。     

混合三端直流输电系统受端交流故障穿越协调控制策略

以乌东德电站送电广东广西特高压多端柔性直流示范工程为研究对象,考虑混合三端柔性直流输电系统因受端不同位置交流故障所致的直流过电压,提出相应的故障穿越协调控制策略。在受端主站发生网侧交流瞬时故障的情形下,通过设计混合型模块化多电平电压源换流器全桥子模块自适应负投入策略,实现了利用子模块电容短时过电压储能的能力来快速补偿站间直流电压的上升;短暂时延后,送端电网换相换流器通过定量调整电流指令值策略来减小子模块的不平衡充电功率。在受端主站发生阀侧交流故障的情形下,优先利用输电健全极的功率转代裕度来消纳故障极的部分不平衡功率;同时,故障极从站跟随主站半压运行,相应的高低压阀组切换至定电流及定电压模式,最终实现抑制站间过电流及减小盈余功率。仿真结果表明,2种故障条件下,所提的协调控制策略均可较快实现故障期间的功率平衡,有效抑制仅配备稳态基本协调控制策略下系统所出现的直流过电压现象,同时也基本维持了送端的总体有功传输容量。     

风电–多端柔直送出系统电压源型控制

为解决风电–多端直流送出系统并网带来的惯量缺失及稳定性问题,该文提出一种适用于受端换流站的电压源型控制策略。在受端换流站利用直流母线等效电容固有动态特性实现无锁相环自主电网同步控制,使受端换流站对交流电网体现为电压源,解决并入弱电网的谐振问题;并在直流侧附加虚拟电阻,使直流侧体现为下垂特性,以协调多受端换流站间的功率分配。此外,受端换流站直流侧电压还能自主响应电网频率变化,自动调节直流系统潮流,从风场或其他电网调用功率,为出现频率偏差的电网提供频率支撑。最后通过PSCAD/EMTDC仿真软件构建四端直流系统仿真算例,验证所提控制方法的有效性。     

渝鄂柔性直流工程接入对500 kV交流线路差动保护影响分析

渝鄂背靠背柔性直流工程投运后可提高相邻区域电网的稳定性,但引入的电力电子设备也将改变系统的故障特征,因此有必要对原有交流保护进行重新校验。在不同的直流输送容量、功率传输方向以及STATCOM无功支撑等运行方式下,分析了柔性直流侧注入交流短路点的故障电气量特性:正负序故障电流幅值受直流控制策略影响较大,正序故障电流幅值随电压跌落程度的加深而降低、负序故障电流被完全抑制,但零序故障电流未受影响。分析发现,交流故障穿越期间的有功电流限幅环节是影响柔性直流侧故障电流幅值大小的主要原因。随后,针对该故障特性可能会影响交流线路差动保护启动判据、降低保护动作速度甚至造成保护拒动的缺陷,提出了交流强故障侧指挥柔性直流弱故障侧并辅以电压减量判据的启动元件优化策略。最后,基于实际柔性直流工程的控制策略及参数,利用PASCAD/EMTDC软件搭建仿真模型验证了所提优化策略的有效性。     

多端口分布式光伏接入直流配电系统整体故障穿越协调控制

因新能源渗透率高,多端口光伏分布式接入直流配电系统在并网换流器交流送出线路发生故障时应具备故障穿越的能力.然而,并网换流器与光伏直流变压器的容量、控制方式不同,即使两者在故障穿越期间可以相互高速通信协调,但是由于不同换流设备功率调节响应存在差异,直流母线电压容易发生较大波动,进而导致整个系统脱网.为此,提出了基于光伏端口电压调节的变功率控制方式,对直流配电系统有功功率进行动态补偿,可使直流母线电压快速恢复至额定运行点,解决交流故障导致的直流母线电压大范围波动问题,并给出了调节系数的整定与电压触发阈值的选取方式,从而实现可靠的故障穿越.PSCAD仿真结果表明,与传统控制策略相比,所提方法在不同故障程度、系统在交流故障前运行在不同有功功率的情况下,光伏电站均能有效且快速调节有功功率,避免了直流配电系统中换流器闭锁,保障了并网换流器故障穿越的实现.     

基于暂态功率特性调整无功电流的高电压穿越控制策略

传统的光伏并网逆变器高电压穿越控制策略以削减有功功率为代价提高无功输出,难以平衡网侧电流和直流母线电压、抑制故障切除后电流和电压突变带来的暂态冲击。在分析高电压暂态功率特性的基础上,提出一种维持有功功率输出不变、调整无功电流参考值的高电压穿越控制策略。首先,以小信号模型分析高电压暂态功率特性,得出高电压期间有功功率不变、网侧无功冗余是抑制电压恢复的关键;然后,依据电网电压骤升幅度给出一种估算无功电流参考值的方法;在此基础上,结合有功电流控制,讨论3种不同电网电压骤升幅度下并网逆变器的控制能力,分别给出相应的高电压控制策略;最后,仿真和实验验证了所提控制策略的有效性。