南澳多端柔性直流输电工程的运行方式分析

对南澳多端柔性直流输电示范工程的运行方式进行分析。在介绍示范工程概况的基础上,根据基本运行方式和可能的检修计划确定了初始14种可能的运行方式;根据现有技术条件,以及"N-1故障不导致南澳全岛失压"的原则,分析了各种方式的可行性,最终确定7种可行的运行方式;分析了7种可行的运行方式的运行风险,建议日常运行时采用方式1;指出柔性直流的接入未增加原交流系统的风险,但目前对风险的降低程度有限。7种可行运行方式已被采纳,并写入了工程的调度规程。     

南澳多端柔性直流输电示范工程仿真和测试

南澳多端柔性直流输电示范工程（简称南澳柔直工程）是世界上第一个VSC-MTDC工程。对该工程柔直换流器满载运行时谐波和损耗水平进行测试,结果表明柔直换流器产生谐波电流小,对交流电网电压畸变率基本无影响,换流器损耗在额定功率的1%左右。对换流器的有功和无功阶跃、风电场通过纯直流系统并网、系统功率反转和三端功率升降进行了仿真研究,结果表明南澳柔直工程构成了灵活可控的三端直流输电网络,能将南澳岛风电场的风电接入电网并保持自身和相关电网稳定运行。     

舟山多端柔性直流输电工程主接线方案设计

主接线设计是工程设计的前提,主回路计算、设备选型等研究都必须在确定主接线方案的前提下进行。柔性直流输电工程不像传统直流工程有比较确定的主接线形式,而是可以根据工程需求,采取灵活的主接线方案。研究了柔性直流输电主接线方案和接地方案,详细比较了不同主接线方案的特点,讨论了不同接地方案的优缺点和适用范围,对多端柔性直流系统各换流站之间的系统连接方式及运行方式也进行了研究。以舟山五端柔性直流输电科技示范工程为实例,根据舟山工程系统和站址条件,系统地研究了其主接线方案的设计过程,给出了典型的站内主接线方案。可作为后续多端柔性直流输电工程主接线研究的参考。     

南澳多端柔性直流输电示范工程系统调试

南澳多端柔性直流输电示范工程的系统调试共完成了87个试验项目。功率阶跃试验显示,系统对换流器输出无功功率阶跃和有功功率阶跃的响应灵敏。功率反送试验、风电通过柔性直流并网试验和运行模式切换试验显示,南澳柔直工程能够适应各种工况运行。风电低电压穿越试验显示,该工程对交流电网故障具有较强的故障穿越能力。直流系统故障试验显示,故障后各站直流保护正确动作跳闸,控制保护功能正常。经调试检验,系统相关一、二次设备经调试检验总体符合设计要求,各项功能和性能指标满足工程设计规范要求。     

南澳多端柔性直流输电示范工程系统集成设计方案

南澳多端柔性直流输电示范工程（简称南澳柔直工程）是世界上第一个VSC-MTDC工程。首先介绍了模块化多电平换流器的拓扑结构,然后介绍了南澳柔直工程的系统集成设计方案。南澳柔直工程换流站采用单换流器双极接线方式,以交直流并联、纯直流或STATCOM方式运行。该工程本期为采用树枝式并联接线的三端直流输电系统,远期将建成四端柔性直流输电系统。还介绍了南澳柔直工程主设备参数、保护配置和系统三端启动过程。     

舟山多端柔性直流输电工程综述

柔性直流输电作为新一代高压直流输电技术,应用前景广阔。介绍了世界首例五端柔性直流输电工程——浙江舟山柔性直流输电工程的概况和一次设备组成,分析总结了舟山多端柔性直流输电系统的运行方式、控制模式和控制保护系统,对多端柔性直流输电技术的实际应用和未来发展具有一定的指导意义。     

舟山多端柔性直流输电技术及应

多端柔性直流输电是新一代直流输电技术,对其从拓扑结构、基本控制原则作全面分析,对比分析串联多端柔性直流输电与并联多端柔性直流输电的优势与不足,并重点研究舟山5端柔性直流输电的技术特点。多端柔性直流输电的国内外研究现状及工程应用表明其应用前景广泛。     

舟山多端柔性直流输电系统仿真试验研究

多端柔性直流输电系统能够实现多电源供电、多落点受电,运行方式更加灵活、便捷;结合舟山多端柔性直流输电工程,借助RT-LAB,依托电力网络、电力电子和控制系统的完全电力系统仿真结构对阀控系统进行仿真试验,通过试验数据验证了相关设计的正确性。     

舟山多端柔性直流输电系统控制策略分析

根据多端柔性直流输电系统的数学模型和控制策略搭建出PSCAD/EMTDC的多端头型直流输电系统仿真模型,并针对舟山多端柔性直流输电工程进行了分析,绘制了舟山工程的拓扑机构,并提出相应的控制策略。通过仿真验证舟山系统采用电压偏差控制、无源孤岛控制以及无功功率和交流电压斜率偏差控制时,能够提高舟山系统在远方电压降落时稳定运行的能力,增强了舟山系统运行的可靠性和灵活性。     

光伏经多端柔性直流输电并网的控制研究

为解决大规模光伏电站远距离输电问题,采用光伏电站接入基于直流电压-有功功率-交流电压控制的多端柔性直流输电系统的并网方案。利用Matlab/Simulink仿真软件构建了一个包含两座光伏电站和一个无源网络的五端柔性直流输电系统模型,并对该系统的运行特性进行了详细的仿真分析。仿真结果表明,当光伏电站的输出功率发生波动时,五端柔直系统传输的有功功率可实现自动平衡;当电网发生三相短路故障时,光伏电站依然能够稳定运行,具有较好的故障穿越能力。     

南澳多端柔性直流输电示范工程系统接入与换流站设计方案

南澳多端柔性直流输电示范工程(简称为南澳柔直工程)是世界上第一个VSC-MTDC工程。介绍了南澳柔直工程的系统接入设计方案和换流站设计方案。该工程在南澳岛上建设2个直流送端换流站(金牛站和青澳站),在大陆塑城变电站附近建设1个直流受端换流站(塑城站)。将岛上的风电经柔直线路“青澳—金牛”和“金牛—塑城”送出,并在塑城变电站接入交流系统。通过三种方案的比较,决定换流站接地方式为：联接变压器采用△/Yn 形式,在阀侧设置Y接变压器中性点电阻以得到接地点。按功能分区明确、工艺流程紧凑、节能和协调周围环境的原则设计了换流站电气总平面布置方案。     

舟山多端柔性直流输电工程换流站内部暂态过电压

舟山多端柔性直流输电工程建成后将成为世界上第一个基于模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter, MMC)的五端柔性直流输电工程。为研究各换流站的过电压水平,依托舟山多端柔性直流输电示范工程,详细分析了换流站交直流侧的过电压机理,建立了基于详细控制保护策略的五端柔性直流输电系统过电压仿真模型,计算了换流站联结变压器阀侧单相接地、桥臂电抗器阀侧单相接地、直流极线接地、直流平波电抗器阀侧直流母线接地和直流极间短路等故障在换流站关键设备上产生的过电压。结果表明：联结变压器阀侧交流母线上的最大过电压为360 kV;直流极线上的最大过电压为370 kV,直流平波电抗器阀侧直流母线的最大过电压为369 kV,避雷器CB和D承受的最大能量分别为1.258 MJ和1.655 MJ;星形电抗接地支路中性点上的最大过电压为188 kV;桥臂电抗器两端产生的最大过电压为235 kV。计算结果可为该工程换流站的绝缘配合研究以及相关设备的选型、试验等提供重要依据。     

光电流互感器在舟山多端柔性直流输电工程中的应用问题分析

介绍了舟山±200 kV多端柔性直流输电工程换流站光TA(电流互感器)配置和应用情况。通过对换流站内不控充电启动试验的波形分析,找出了光TA电流异常原因,给出了整改方案。进行了一次注流试验验证并最终通过站系统的OLT试验和STATCOM试验验证了方案的正确性。指出在柔性直流输电工程中对于光TA的测试,除了传统的精度试验外,必须增加有针对性的一次注流试验。     

海上风电柔性直流输电系统故障穿越安全研究

对比国内外新能源、直流输电技术相关标准,根据现有标准情况,分析国内外在海上风电经柔性直流输电系统并网故障穿越方面的安全要求。基于电磁暂态仿真程序EMTP-RV,对欧洲某±320 kV柔性直流输电系统及其连接的海上风电进行仿真分析,研究交流系统强度、换流器控制模式、过电压特性和换流器电磁暂态模型对故障穿越的影响,由仿真结果交叉验证现有安全标准,为海上风电经柔性直流输电系统并网的安全稳定运行和相关标准更新提供参考。     

风电场柔性直流输电的故障穿越方法对风电机组的影响

柔性直流输电(VSC-HVDC)系统是大型风电场并网的较好选择,当发生交流系统故障时,故障穿越控制器可维持该系统的稳定性。然而,控制器会对风电机组造成一定影响。针对大型风电场VSC-HVDC系统接入的故障穿越问题,文中首先在PSCAD/EMTDC中建立了含有普通异步/双馈风电场详细模型的两端VSC-HVDC系统仿真模型,并验证了升频法和降压法两种典型的故障穿越方法。然后进一步研究了不同类型风电机组在不同的故障穿越方法下的特性和差异,从而得出风电场VSC-HVDC系统的故障穿越方法对风电机组的影响规律。研究得出的结论可以为不同类型的风电机组接入VSC-HVDC系统时故障穿越方法的选择提供一定的参考依据。     

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。     

舟山多端柔性直流输电工程换流站绝缘配合

换流站的绝缘配合是柔性直流输电工程实施的关键技术之一,其研究对换流站设备设计、选型、制造和试验具有重要的指导作用。为合理确定舟山多端柔性直流输电工程各换流站设备的绝缘水平,提出了换流站的避雷器布置方案,计算确定了相应避雷器参数及保护水平,给出了换流站设备推荐的绝缘裕度,并根据选取的设备绝缘裕度最终确定了换流站各设备的绝缘水平。文章给出了3种不同避雷器布置方案下的绝缘配合结果,结果表明不同避雷器布置主要对桥臂电抗器端子间的绝缘水平有较大影响,方案1下桥臂电抗器端子间的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别为450 kV和325 kV;方案2和方案3的避雷器布置下,桥臂电抗器端子间的绝缘水平相同,雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别为750kV和550kV。除桥臂电抗器外,3种方案下换流站其他设备推荐的绝缘水平均相同,换流站联结变压器阀侧交流设备的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平取为650 kV(或750 kV)和550 kV,桥臂电抗器阀侧交流设备的雷电和操作冲击绝缘水平与联结变阀侧设备取为一致,换流站200 kV直流母线的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平建议取为650 kV(或750 kV)和550 kV,直流平波电抗器端子间的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平取为850kV(或950kV)和750kV。此外,文章还分析了3种避雷器布置方案的优缺点。研究结果可为该工程的建设提供重要依据,也可为其他相关工程提供参考。     

多端柔性直流输电的发展现状及研究展望

随着能源战略结构的不断调整和完善,多端柔性直流输电逐渐成为解决新能源并网的重要技术手段。文中针对多端柔性直流输电技术及其国内外工程实例进行了详细介绍。结合可再生能源并网以及海岛供电等需求,对VSC-MTDC在风光电等新能源接入、孤立海岛和钻井平台的供电、大电网的非同步联网以及大型城市供配电等领域的应用前景进行了展望。并从拓扑结构、控制保护策略、数学模型与仿真分析、运行特性等理论方面分析了VSC-MTDC的研究现状,提出了各方面进一步研究的建议。     

柔性直流输电对交流系统负序方向元件影响分析

介绍了柔性直流换流器等效模型,分析了负序方向元件在含柔性直流系统的交流系统电网中的适应性,并通过仿真研究对理论分析进行了验证,提出了保护配置建议。仿真结果表明,交流电网不对称故障时基于负序方向元件的纵联保护可能拒动或误动,对柔性直流换流站出线不宜采用基于负序方向元件的纵联保护。     

多端柔性直流输电经济性问题研究

针对多端柔性直流输电的经济性,建立多端柔性直流输电经济模型,分别从拓扑结构及经济调度两方面对其进行分析,并给出问题的目标函数及约束条件,运用遗传算法进行了求解。以某多端柔性直流输电系统为例进行验证,结果表明基于加权斯坦纳树的多端柔性直流输电经济拓扑相比于点放射式拓扑,减少了大量的建设投资及运行费用。