提升电网运行的交直流系统协调控制策略研究

四川西部电网建设有多回水电送出500 kV交流输电通道,大容量水电送出通道严重故障方式下电网交流系统可能出现一定的低频运行风险。为改善川西交流电网严重故障方式下系统全网暂稳水平及帮助恢复交流系统频率,提出了提升电网运行性能的交直流系统协调控制策略。该策略具体包括:4回±800 kV特高压直流输电系统利用直流功率调制功能与交流系统间实现协调控制;协调控制目标效果;不同故障点交直流协调控制模式的选择(分散/集中两种协调控制模式);直流调制功率释放转移至交流电网后,其对交流电网热稳安全与电网经济性运行的影响分析。所提特高压直流输电系统与交流电网间的协调控制策略,可作为帮助分析研究交直流混联系统电网运行状况与提升电网安全经济运行水平举措的技术参考。     

特高压交流电网建设进程对四川特高压直流与相关交流断面耦合关系的影响

随着特高压交流电网建设进程的不断深入及锦苏、复奉、溪浙三大特高压直流的建成,四川电网将形成交直流混联外送的格局。针对特高压直流闭锁后功率转移情况,并结合特高压交流电网的建设进程,分析与特高压直流具有较强耦合关系的交流断面,为四川电网的安全稳定运行提供指导。     

分布式储能系统对特高压直流闭锁后的紧急功率支撑方法研究

为了探索在特高压直流发生闭锁故障后,分布式储能降低交流输电线路潮流峰值和提升直流输电线路运行功率的紧急支撑作用效果,在特高压直流闭锁故障分析基础上,根据分布式储能系统提供有功功率,建立了直流闭锁后分布式储能降低交流输电线路潮流峰值的数学模型;根据功率缺额与频率变化关系,建立了分布式储能提升特高压直流运行功率的数学模型;基于频率变化和惯性响应时间,建立了储能出力动态响应时效对系统支撑效果的数学模型。以特高压交直流混联运行的河南电网为例,开展了分布式储能系统按2种方式响应的仿真分析,验证了分布式储能系统对特高压直流闭锁后紧急功率支撑方法的有效性。     

特高压直流闭锁后的交直流混联受端电网最优切负荷方案

交直流混联受端电网中大容量特高压直流(UHVDC)输电线路发生直流闭锁故障后,电网会产生巨大功率缺额,引起潮流大幅度转移和频率跌落,可能会造成交流通道过载,引发连锁故障。针对这一问题提出了一种交直流混联受端电网最优切负荷方案计算方法。该方法基于广域测量技术,利用直流闭锁后瞬间量测数据,建立闭锁后稳态时交流通道传输功率和电网频率的估算模型,考虑交流通道传输功率极限、电网频率安全约束及可切负荷的重要性差异,以负荷综合损失最小为目标,建立最优切负荷方案的优化模型。通过改进的粒子群优化(PSO)算法求解得到电网最优切负荷点及其对应的最优切负荷量,保证了直流通道闭锁之后,交直流混联受端电网的安全稳定运行。最后在机电暂态软件PSS/E中以IEEE 39节点改进系统为例,通过仿真分析对所提方法进行对比验证,证明了该方法的正确性和有效性。     

基于联络线功率波动理论的华北—华中特高压交直流联网系统安全稳定控制策略

受华北—华中特高压交流通道静态稳定极限限制,天山—中州(天中)特高压直流和长治—南阳(长南)特高压交流通道输电能力存在耦合关系,成为制约该交直流混联电网稳定水平的关键因素。基于联络线功率波动理论,研究并量化了同步电网系统惯量、负荷特性、交流线路初始输送功率、直流落点近区开机方式等相关因素对华北—华中特高压交流通道潮流转移特性的影响;根据特高压交直流耦合关系,提出了一种交直流协调控制策略,以应对同类系统中受耦合关系制约的稳定问题。针对华北—华中电网实际数据,采用PSD-BPA电力系统仿真软件计算验证了该策略的有效性。     

特高压交直流混联电网外送系统故障对交流电压的影响研究

为辨识相同功率转移下电压下降幅度最大的交流母线及对相同交流母线电压影响最大的直流系统,识别造成稳态压升最大的交流断线故障,对特高压交直流混联电网中外送系统故障对交流电压的影响进行理论推导和仿真分析。建立交直流混联输电系统数学模型,分析交流通道及直流通道故障对交流电压的影响,并进行理论计算,基于电力系统分析综合程序(PSASP)搭建锡盟地区特高压交直流混联电网仿真模型,并通过实际仿真验证了理论计算结果的准确性及有效性。仿真计算结果表明:换流母线到交流母线的等效电阻越大,直流闭锁时造成的交流母线电压下降幅度越大,线路传输无功功率与首端电压比值越大,发生交流单回断线故障线路首端压升越大。研究内容为系统稳态运行电压的控制提供理论指导,对交直流混联系统安全稳定运行具有重要意义。     

送端系统机群摆动对直流功率恢复特性影响研究

近年来,我国交直流混联电网发展初具规模,电网安全稳定特性发生深刻变化,大容量特高压直流输电系统与传统交流电网的交互影响、耦合特性进一步复杂化。该文重点研究送端电网机群摇摆对近区特高压直流功率恢复特性的影响,发现当直流故障激发送端机群振荡后,随着系统戴维南等值电势幅值不断下降,直流换流母线电压跌落将造成直流功率在恢复过程中再次出现塌陷,对交流输电通道形成二次冲击,影响交流薄弱断面输电能力。最后基于实际电网算例,分析受端电网单永故障下多回直流同时发生相继换相失败故障对送端电网稳定性的影响。研究结论可为电网运行人员合理安排运行方式提供依据,有利于保障大区互联电网安全稳定运行。     

直流整流站动态无功特性解析及优化措施

受过渡期送端交流网架结构薄弱支撑能力不足、配套电源建设滞后导致局部功率大量汇集,以及强直弱交型混联电网稳定瓶颈约束等因素影响,大扰动后直流整流站动态无功特性将会显著影响交流电压和直流功率恢复,进而影响混联电网受扰稳定特性。因此,提高直流机电暂态仿真精准性,提升交直流混联电网特性认知能力,以及优化直流控制参数缓解扰动冲击,是具有重要现实意义的课题。解析了整流器和整流站的动态无功非线性轨迹特征,并分析了低压限流启动值、定功率环节测量时间常数以及整流器控制方式对动态无功轨迹的影响。华北与华中特高压交直流混联电网仿真结果表明,正确设置直流仿真参数对精准评价混联电网动态行为特性具有重要意义;验证了直流控制器参数优化缓解故障对跨区互联电网冲击的作用。     

交直流柔性协调控制技术在华中电网的应用

随着特高压大规模输电快速发展,交直流相互耦合愈加紧密,电网安全稳定问题凸显,安控措施量大,迫切需要适应于交直流混联大电网的安全稳定控制技术。交直流柔性协调控制技术是利用多回直流功率紧急控制,通过交流系统与直流系统相互配合,降低大容量直流故障冲击,提升系统振荡阻尼水平,替代或减少受入直流闭锁故障后电网切负荷量,该技术在华中电网得到了成功的工程应用。文中针对华中电网运行存在的实际问题,基于多直流协调控制理论和时域仿真,构建了交直流柔性协调控制系统,现场试验结论验证了该系统对于提高电网输电能力和安全稳定运行裕度的有效性。     

特高压交直流接入对江西电网暂态稳定的影响分析

雅中特高压直流及华中特高压交流环网接入江西电网后,电网特性发生根本性变化,暂态稳定约束成为江西电网运行及控制主要约束条件。深入研究交直流混联背景下江西电网暂态稳定水平及其影响因素具有现实指导意义。基于PSASP程序建立江西电网220 kV以上交流系统及±800 kV分层直流模型,仿真分析了直流系统典型故障、直流近区交流系统典型故障及交流环网对电网暂态稳定的影响。提出了提升暂态稳定水平的控制策略及应对措施,为特高压入赣后电网安全稳定运行奠定了基础。     

送端直流孤岛系统频率限制器优化控制策略

频率限制控制器（frequency limit controller,FLC）作为一种重要的直流有功功率调制手段,可提高交直流混联系统的频率稳定水平,但直流有功功率的调节会改变换流站无功功率水平,进而影响系统电压特性。针对楚穗特高压送端直流孤岛系统,分析了交流系统发生短路故障后,FLC调节有功功率对整流站电压恢复特性的影响机理。在此基础上,提出了基于无功功率变化率的FLC优化控制策略,来提高送端系统的电压稳定性。仿真结果表明,该策略在抑制频率波动的同时,可改善孤岛系统的电压恢复特性。     

特高压直流故障对交流系统稳定性的影响分析

基于2016年新疆特高压交直流混联送端电网不同的运行方式,仿真分析±800 kV特高压直流输电系统发生不同类型的故障时对哈密地区与近区交流系统电压的影响;并且针对不同的故障形式采取不同的控制策略,分析不同控制策略对于交直流混联系统运行电压的影响。研究结果表明,在直流系统发生故障时,从故障类型来看,直流单极闭锁故障时,富裕功率小,对系统稳定运行影响小;双极闭锁故障时,富裕功率大,从而引起沿线交流母线电压的降低,严重时则引起电压失稳,对系统稳定运行影响大;发生换相失败对系统暂态电压稳定性影响较大。随着直流外送功率的不断增大,无论是直流双极闭锁故障还是换相失败故障均会出现暂态压升更加严重的局面。     

特高压直流输电对系统安全稳定影响研究

以金沙江一期、锦屏梯级水电基地外送采用特高压直流输电方案为依托,研究了2015年前后大容量直流馈入华东、华中、华北交流同步电网对处于交直流并列运行系统的安全稳定影响。分析了特高压直流发生单一及严重故障时交流输电通道及受端电网承受故障冲击的能力及系统的安全稳定水平;送、受端换流站近区交流系统发生单一或严重故障对直流系统的影响及系统的安全稳定水平;交流通道加装静止无功补偿器(SVC)、系统负荷特性变化、增加直流功率调制功能情况下特高压直流双极闭锁时系统的安全稳定性。     

柔性直流与常规直流协调的紧急功率支援策略研究

柔性直流(VSC-HVDC)具有响应速度快、有功无功解耦、可向交流系统提供无功支撑等运行特性。将柔性直流纳入电网紧急控制系统,可在提升交直流电网暂态稳定性基础上降低常规切机切负荷控制的代价。基于扩展等面积法则(EEAC),研究直流紧急功率支援提高故障后系统暂态安全稳定性的机理;通过对不同类型直流功率调制的对比研究,指出柔性直流与常规直流(LCC-HVDC)的紧急功率支援在改善故障后系统功角恢复方面存在差异,紧急控制应考虑不同类型直流的控制优先级;提出为保障故障后电网暂态稳定所需直流紧急支援功率计算方法,并结合不同故障情况下直流功率支援的优先级制定相应的紧急协调控制策略。     

特高压直流近区交流输电线路智能重合闸策略

提出了一种特高压直流近区交流输电线路智能重合闸策略,避免重合于永久性故障带来的二次冲击,从而避免直流连续换相失败和直流闭锁事故,提高特高压交直流混联系统的安全稳定性.分析了现有基于电压特征的永久性故障判别算法的不足,提出了基于故障测距结果的双参数故障判别算法.而后在计算交流侧安全裕度指标和直流侧安全裕度指标的基础上,建...     

特高压交直流混联输电及稳定运行综述

近年来,我国电力系统的电压等级不断提升,电网规模不断扩大,尤其是高压交直流混联系统给电力系统稳定运行带来了一系列问题。阐述发展特高压输电的动因,分析比较交流输电和直流输电的性能,总结我国特高压交直流的建设成果,介绍特高压交直流混联电网运行稳定问题和交直流的相互影响。当高压直流电网接入交流电网后,对其安全稳定运行提出了挑战,根据存在问题提出建议,保障大电网安全可靠运行。     

基于静态安全域的交直流混联大电网关键线路辨识

特高压直流输电系统的相继投运导致电力系统运行特性改变,交直流混联大电网的薄弱环节将出现变化。为辨识出交直流混联电网中的关键线路,避免大停电事故的发生,提出一种基于静态安全域的交直流混联电网关键线路辨识方法。采用静态安全域分析方法构建交直流混联电力系统的静态安全域,考虑交流线路潮流越限与直流逆变站闭锁判据,结合支路潮流模型,提出适用于交直流混联电力系统的静态安全裕度计算方法。以静态安全裕度为指标,给出交直流混联电力系统的关键线路辨识流程。最后使用江西电网实际电力系统进行仿真分析,结果验证了所提方法的合理性和有效性。     

直流功率转移对川渝弱交流电网安全稳定影响分析EI北大核心CSCD

为满足四川更多富余清洁能源外送,“十三五”中期四川电网维持4直(其中3回为特高压直流)6交的交直流联合外送电。作为川电东输的送端川渝电网呈现强直弱交的电网运行状况;根据2018年川渝电网强直弱交系统特点,研究分析国网川西3回特高压直流之一发生单极闭锁故障方式下,大直流功率转移对川渝交流电网外送通道断面的冲击以及对电网安全稳定影响,提出表征电网强直弱交特性的直流功率转移影响因子(FDCPTIF)概念,通过FDCPTIF计算,有效数值反映大容量直流功率转移对弱交流川渝电网所带来的全网暂稳与交流线路热稳安全的风险;并对适度改善川渝电网运行稳定水平的3种电力举措亦利用直流功率转移影响因子FDCPTIF做了相应的计算分析;所提直流功率转移影响因子(FDCPTIF)的计算分析可作为一研究川渝强直弱交系统的电网安全稳定性的技术参考。     

系统保护中跨区直流频率调制与紧急功率支援的协调控制

为了保障中国特高压交直流混联电网的安全稳定运行,国家电网有限公司积极开展电网系统保护的构建,以提升电网的综合安全防控能力。但随着跨区直流作为灵活控制资源在系统保护中的应用,必须考虑直流功率快速变化会同时对送受端电网造成影响。在梳理中国电网系统保护建设的基础上,系统分析了基于频率响应的直流频率调制对大区电网系统保护的影响,进而从保障电网安全稳定运行和提高跨区控制资源利用效率的角度,提出了综合电网就地和远方信息的直流频率调制与紧急功率支援的协调控制方案,实现大区电网系统保护间的协调动作。最后,基于实际电网仿真算例验证了所提控制方案的有效性。     

抑制直流后续换相失败的电化学储能有功控制策略

首先,在简要梳理现有换相失败抑制方法优缺点的基础上,阐明了利用电化学储能电站抑制直流后续换相失败的可行性.然后,以中国河南多馈入特高压直流输电系统为例,研究了储能有功出力对交直流混联电网换相条件的作用机理;进而从储能有功出力时间与出力幅值的角度提出了可有效抑制直流后续换相失败的储能有功出力协调控制策略.最后,分别以河南多馈入特高压直流输电模型与CIGRE直流标准测试模型为例,仿真验证了所提储能有功出力协调控制策略对抑制后续换相失败的可行性和有效性.