±660kV同塔双回直流线路与其送/受端交流系统的相互影响

分析了宁东—山东直流工程交流系统故障对直流系统的影响和直流系统故障对送、受端交流系统的影响,重点研究了同塔双回线路发生故障后,送端系统的频率控制问题及受端电网的安全稳定性,并有针对性地提出加强交、直流系统间协调控制的措施,以提高系统整体安全稳定运行水平。     

银东直流逆变站换相失败后对送端系统的影响及仿真分析

高压直流输电系统受端换相失败时,整流侧换流器短时间内会从送端交流系统吸收大量无功功率,在送端交流系统较弱或其他不利条件下可能产生电压不稳定或保护误动作等问题。以银东直流工程为例,分析了受端换相失败后直流系统的响应特性,研究了直流逆变站换相失败导致的送、受端交流系统故障耦合机理,并通过仿真给出了弱送端系统条件下的电压波动情况,结论对直流工程建设调试和交流电网调度运行具有重要的指导意义。     

弱电源支撑的特高压直流送端系统优化方案研究与实施

在分析特高压直流送端系统设计需考虑的关键因素基础上,针对东北地区±800kV扎鲁特-青州特高压直流工程因缺少送端配套电源而面临的无功支撑能力弱、系统频率稳定性差等问题,对送端系统方案进行了优化设计。通过计算分析系统短路比、无功容量等参数,确定了送端系统短路比的要求以及换流站侧零无功功率交换的无功功率配置原则,提出了调整500kV接入系统方案、控制送端机组开机方式等优化方案。结果表明,优化后的送端系统可以大幅提高直流输电工程投运后的系统稳定性。     

高压直流输电送端孤岛运行附加频率控制器设计

高压直流输电系统在孤岛运行方式下,由于缺少负荷的频率调节效应,交、直流系统的扰动极易造成送端系统频率的不稳定。采用TLS-ESPRIT算法辨识出某实际电网系统的传递函数,并根据根轨迹校正原则设计了一种直流系统附加频率控制器,利用直流输电系统功率的快速可控性,来稳定送端系统频率。同时,设计了传统比例积分控制器与所提控制器进行比较。在PSCAD/EMTDC中仿真结果表明,所设计的频率附加控制器可以有效地提高孤岛系统的频率稳定性。     

用于大规模集中式风电并网的VSC-HVDC频率控制方法

针对大规模集中式风电并网过程中送端系统频率波动以及电能输送损耗严重等问题,提出一种基于电压源型换流器高压直流输电(VSC-HVDC)的大规模风电并网系统频率稳定控制方法。VSC送端换流器通过调节脉宽调制(PWM)移相角来控制交流侧电压相位大小,以达到控制线路有功功率传输的目的,从而保证风电并网系统有功功率的平衡及系统频率的稳定,同时通过调节PWM调制比来调节交流电压,使系统电压维持稳定;受端换流器控制直流侧电压的稳定,以保证VSC-HVDC系统的正常运行。通过在Power Factory Digsilent上进行仿真,验证了该控制策略能显著增强系统的频率稳定性。     

适应风电接入的异步联网高压直流输电系统自适应调频控制策略

大规模风电接入高压直流送端系统将导致系统惯量降低,送端系统调频能力不足。为充分挖掘直流和风电协同调频的潜力,提高含风电高压直流送端系统的调频性能,提出一种基于频率轨迹规划的异步联网高压直流输电系统自适应调频控制策略。分析了含风电高压直流送端系统的频率控制特性;综合考虑风电主动频率支撑和直流辅助频率控制,以频率偏差和频率变化率为量化指标,生成参考频率轨迹;在此基础上,对频率轨迹进行区域划分,以参考频率轨迹为基准,实现高压直流输电对送端系统频率的自适应调节。基于MATLAB/Simulink平台搭建改进的两区域4机模型进行仿真分析,验证了所提策略的有效性和优越性。     

VSC-HVDC参与送端电网的调频控制策略

电压源型直流输电(voltage sourced converter-high voltage direct current, VSC-HVDC)具有控制灵活且易于在送受端扩展新落点等优点，有助于新能源的友好接入，因而在新能源基地的直流输电中具有广阔的应用前景。随着柔直送端电网新能源占比不断增加，导致送端电网系统等效惯量持续降低、调频能力大幅减弱。针对高新能源渗透率的送端电网系统，利用VSC-HVDC对有功功率的独立与快速调节的特点，在传统的定有功功率控制中引入有功功率-频率(P-f)斜率特性，设计反下垂控制策略，使其参与送端交流系统的频率调节。并在PSCAD/EMTDC中搭建两端柔性直流输电电网模型进行仿真验证。结果表明，所提出的控制策略提高了送端系统的频率稳定性，具备一定的有效性与可行性。     

换相失败下弱送端系统安全稳定风险评估

随着高压直流输电系统不断发展,直流系统故障对交流系统的影响变得更加复杂和严重。换相失败作为交直流混联系统中最常见的故障之一,为定量分析其对超长距离、弱联系电网稳定性的影响,提出了高压直流系统换相失败下的送端系统安全稳定运行风险评估方法。通过分析换相失败产生机理,及其对送端系统造成的功率冲击,考虑送端系统对冲击能量的吸收能力和多直流间交互作用,结合弱送端系统稳定性的关键要素—联络线平均负荷/容量比和潮流熵,建立弱送端系统安全稳定运行风险评估模型。算例分析结果表明,该模型适用于多直流系统换相失败下送端系统安稳风险评估,其评估结果能准确反映不同换相失败场景对送端系统的影响程度。     

风电场孤岛直流外送系统的稳定控制

为了解决常规直流不能单独送风电的问题,分析了风电场孤岛直流外送系统的不稳定性机理,指出风电场不能与高压直流系统配合的原因在于"缺少不平衡功率自动消除机制",基于此提出一种解决方法,即在送端交流母线处附加VSC装置及其稳定控制策略,使送端电源整体接近电压源外特性并具备不平衡功率消除机制。一方面,VSC为DFIG提供了三相电压旋转矢量,保证DFIG的正常运行;另一方面,反馈VSC电容电压,根据电容电压的变化来反映直流送端系统频率变化,通过频率变化调节直流输送功率从而消除直流送端系统不平衡功率,实现了系统稳定运行的目标。基于所提出方法进行了实时数字仿真器(real time digital simulator,RTDS)的闭环验证,实验结果表明,此方法建立的不平衡功率消除机制,是解决风电场与传统直流单独配合问题的可行方法,且所需VSC装置容量仅为直流传输容量的1%左右。     

考虑惯性响应的特高压直流频率协调控制

针对特高压直流送端电网大规模新能源接入带来的频率稳定问题,在直流频率下垂控制的基础上,进一步引入直流虚拟惯量控制,实现了特高压直流惯性响应和一次调频的协调控制。同时,基于直流并网系统的频率响应简化模型,分析了特高压直流参与系统频率控制的机理及对受端系统频率特性的影响;类比传统同步发电机组的惯性响应和一次调频原理,提出了特高压直流频率协调控制的参数整定方法;基于系统的根轨迹,分析了直流频率协调控制参数对送端系统稳定性的影响;基于特高压直流系统的频率控制原理,分析了特高压直流参与系统频率控制的限制因素。然后,基于包含实际特高压直流控制保护系统的RTDS闭环实时仿真系统,对特高压直流在不同频率控制策略、不同控制参数及不同工况下的频率特性进行验证分析。仿真结果表明,相比传统的直流频率下垂控制,特高压直流频率协调控制有效增加了送端交流系统的惯性,改善了系统频率的变化速率和变化幅度,提高了直流系统的频率调节能力。该研究结果为直流频率协调控制在实际特高压直流工程的应用提供了参考和指导。     

计及储能SOC恢复的孤岛直流外送AGC模型预测控制

在交直流并联运行电网中,送端孤岛直流外送系统可避免直流闭锁故障所导致的直流潮流向交流通道大范围转移的问题,但孤岛系统缺乏大电网支撑,系统惯量小,调频能力有限,大规模新能源的随机性出力会给其频率稳定带来严重的影响.针对直流送端孤岛运行状态易于建模预测的特点,提出了计及储能荷电状态(SOC)恢复的孤岛直流外送自动发电控制模型预测控制方法.依据电网等效思路将孤岛电网等效为单一机网模型用于预测电网的未来行为动态;根据多步预测计算区域控制偏差预测值,构造目标函数使得预测值较大时储能系统和火电机组共同参与调频,预测值较小时对储能系统SOC进行恢复;在PSCAD/EMTDC中进行仿真分析,验证所提控制方法的有效性.     

HVDC送端孤岛运行方式的附加控制策略

直流工程用于远离主干网架的水电站或火电厂的电力送出时，送端交流系统形成相对独立的“孤岛”。在这种运行方式下，在交流系统有扰动时常规定功率或定电流控制方式有可能引起系统功率的持续不平衡，进而导致交、直流系统稳定运行的破坏。提出了一种附加控制策略，该附加控制策略根据系统频率的变化改变直流系统的功率或电流指令，从而实现系统功率的平衡。采用实时数字仿真器对该附加控制策略进行了验证，仿真结果表明，该附加控制策略可以明显增强系统的稳定性。     

直流调制对南方电网交直流混联输电系统暂态稳定裕度的影响

交直流混联输电系统中,直流系统的控制及调制措施对系统的暂态稳定具有重要影响。以南方电网2005年丰大运行方式下,贵广直流单极运行、天广直流双极运行为例,当北通道交流输电系统发生扰动时,研究了直流系统在一定的控制方式下,调制增益的变化对系统暂态稳定裕度及直流系统的影响;分别取北通道功率变化率及南通道功率变化率为调制信号对系统暂态稳定裕度及直流系统的影响;考察了直流系统运行在不同控制方式下时,大方式调制和双侧频率调制等措施对混联系统暂态稳定裕度、送端电网机组及直流系统的影响,研究结果对实际电网运行中直流调制措施的制定具有一定的参考价值。     

云广HVDC孤网运行瞬时频率抑制的附加控制

在孤网运行方式下,为抑制交流故障后交流系统的瞬时频率,利用换流器稳态方程导出换流母线电压与直流电流的动态关系,结合故障特点,应用HVDC的快速和高可控特性,设计了一种反映整流站换流母线电压具有惯性环节的高压直流输电(HVDC)瞬时频率附加控制器,实现对整流器给定电流的修正和直流功率调制,提高了故障后送端交流系统瞬时频率稳定性。云广±800kV特高压直流输电系统的电磁仿真结果表明,在送端交流系统故障下,该附加控制器能够有效抑制交流系统的瞬时频率。     

纯清洁能源下水电高占比送端电网频率稳定协调控制策略研究

含大容量密集型直流的送端电网在实现纯清洁能源转型后,其转动惯量和有功调节能力将大幅下降,进一步加剧直流闭锁故障时的频率失稳风险。为保障水电高占比送端电网在纯清洁能源形态下的频率稳定性,提出一种统筹考虑虚拟惯量、需求响应、直流调制和稳控切机的多阶段协调控制策略。以规划的四川中长期目标网架为基础,分析了该电网在纯清洁能源形态下发生直流单极、双极、多极闭锁故障后的频率稳定特性,并通过BPA仿真验证了所提频率稳定协调控制措施的有效性。     

水电孤岛高压直流送出协调控制策略

高压直流输电送端处于孤岛模式时,系统稳定性较差.由于送端与交流主网没有电气联系,在遭受故障的情况下,功率的不平衡可能导致发电机超速.针对水电孤岛高压直流送出系统提出了一种协调控制策略.基于高压直流功率调制机制和水轮机调速系统的研究,在提升高压直流输送功率的基础上,通过注入一个经 PI 环节优化的输送功率减少量,对原有的闭环控制策略进行了修改.在 PSCAD/EMTDC 电磁暂态仿真环境下搭建了水电孤岛高压直流送出的模型,并通过仿真验证了所提出的协调控制策略的有效性     

云广特高压直流输电工程送端孤岛频率控制分析

直流工程用于远离主干网架的水电站或火电厂的电力送出时,送端交流系统形成相对独立的“孤岛”。利用实时数字仿真器和控制保护系统SIMATIC TDC,对云南-广东特高压直流工程孤岛运行方式下的直流频率控制功能进行了仿真分析。针对在仿真过程中发现的频率控制功能所存在的缺陷进行了分析,提出了改进措施,并通过仿真验证了改进措施的有效性。     

昆柳龙多端直流稳定控制策略设计及系统构建

±800 kV昆柳龙多端直流工程共由昆北、柳州、龙门三座换流站组成,昆北站为LCC型直流送端换流站,柳州、龙门站为MMC-VSC型直流换流站,通常作为受端运行。昆柳龙直流工程中采用的8000 MW大容量输电设计,工程投产后对送受端电网的稳定特性影响显著。同时,三端直流故障后灵活的极间、站间功率转带功能也将增加稳定控制策略的复杂性。梳理了多端直流线路故障再启动、在线退站以及稳定控制措施的动作时序,分析了直流故障及恢复期间不平衡功率下系统稳定性的变化,提出了各端换流站在不同交直流故障下的稳定控制措施。最后,以南方电网年方式数据为基础,设置了不同类型故障算例进行仿真分析,提出并验证了昆柳龙多端直流稳定控制策略正确性和有效性,为多端直流稳定控制系统构建提供了技术依据和设计参考。     

特高压直流送端孤岛系统频率稳定控制

特高压直流与大型水电机组配套电源采用送端孤岛运行方式,能有效消除由直流闭锁引起的潮流大范围转移、系统暂态功角失稳问题。但是,送端孤岛系统的频率稳定性是决定系统能否运行的关键因素之一。结合南方电网楚穗、普侨特高压直流孤岛的调试情况,研究了水电站与特高压直流送端孤岛系统超低频振荡的机理,提出了频率稳定控制策略;阐述了直流甩负荷导致部分机组调相运行的机理。机网协调控制RTDS试验平台的仿真结果以及特高压直流孤岛系统的现场调试结果表明了所提控制策略的有效性。     

混合直流输电系统送端交流暂态电压特性研究

对于大规模新能源特高压直流外送系统,受端电网故障可能导致送端电网电压剧烈变化,严重威胁送端电网的安全稳定运行,因此送端电网暂态电压是直流输电系统适应性的重要考虑因素。混合直流输电结合了常规直流和柔性直流的优势。针对大规模新能源混合直流外送应用场景,首先介绍了两端混合直流输电系统典型拓扑,建立了相应数学模型,阐述了基本控制结构。然后分析了当受端交流电网发生短路故障,采用不同直流输电拓扑方案时送端电网的交流暂态电压特性。最后在PSCAD/EMTDC搭建了不同混合直流输电系统仿真模型,验证了上述分析的有效性。