单相重合时序对系统暂态稳定的影响

以单机无穷大系统为例,分析了系统下列故障暂态过程:单相接地短路;单相断路器动作,切除故障相;故障相投入单相重合闸;三相断路器动作,切除故障线路。以等面积法则为理论依据,从机理上分析了线路两端单相重合闸投入的顺序对系统暂态稳定性的影响,得出了由非故障侧首先投入单相重合闸可增加发电机转子在暂态运动过程中的减速面积、提高系统暂态稳定性的结论。对某电网500 kV线路发生单相故障进行了仿真:故障侧先重合,暂态功角稳定裕度在90.71%～100%间变化;非故障侧先重合,暂态功角稳定裕度于0.9、1.0、1.1 s重合时均保持在98.43%;在重合时间为1.1s时,故障侧先重合,暂态电压稳定裕度为11.52%,非故障侧先重合,暂态电压稳定裕度为98.73%,电压稳定裕度提高了7.57倍;在重合时间为1.2 s时,故障侧先重合,系统的暂态频率稳定裕度为30.20%,非故障侧先重合,系统的暂态频率稳定裕度为49.12%,频率稳定裕度提高了62.65%。     

双馈风机接入对系统极限切除角的影响

风电场的大规模接入对电网暂态稳定性造成的影响不容忽视。以含双馈风电机组的扩展两机系统为例,建立了双馈风机等值模型,将两机系统等值成单机无穷大系统,依据等面积法则详细推导了风电接入后系统极限切除角的解析式,进而定量分析了极限切除角随风电比例、风机并网位置、故障位置和负荷接入位置等4个影响因素的变化趋势,总结出4种影响因素对暂态功角稳定性的影响规律。在BPA和FASTEST中分别建立含双馈风机的扩展双机系统的仿真模型,对理论分析工作的正确性进行了仿真验证。     

直驱风电场并网对系统静态电压稳定性的影响

风电场的大规模接入会对电网静态电压稳定性造成不容忽视的影响。以含直驱风电机组的扩展单机无穷大系统为例,通过2种静态潮流计算方法对含直驱风机的系统等值模型进行分析,推导风电接入后系统并网点母线电压的解析式。在BPA中分别建立含直驱风电机组的扩展单机无穷大系统以及实际电网系统的仿真模型,对比理论计算结果与仿真试验结果。分析并网点母线电压在不同控制方式下,风电渗透率、风机并网位置、负荷接入比例和负荷接入位置等因素对系统静态电压稳定性的影响。     

直流调制对南方电网交直流并联输电系统断面输送的影响

南方电网是一个典型的直流系统嵌入交流系统的交直流混联输电系统,直流输电系统可快速灵活的调节输送功率,当并联交流系统发生扰动时可利用其此特性进行紧急功率支援以提高系统暂态稳定性。但当送端输电断面上整流侧近端发生扰动时,直流系统的运行情况会受到很大程度的影响,本文对在此情况下直流系统紧急功率支援的可行性进行了研究。     

基于BP神经网络模型的风电场送出变故障识别

变压器是电力系统中最重要的枢纽设备之一,其保护动作的正确是整个电力系统稳定运行的关键.对于接入大规模风电场的系统,双馈风电机组在低电压穿越期间短路电流特殊的频偏特性将导致传统变压器差动保护方案在风电场送出变中动作性能变差.针对这一问题,首先推导了频偏特性下短路电流经DFT提取后的误差表达式,并分析该短路电流对传统保护的影响.在此基础上,提出了利用BP神经网络模型来逼近变压器电磁暂态模型,并结合波形相关性进行故障识别的新方案.最后,在MATLAB/SIMULINK平台上搭建双馈风电场仿真模型.仿真结果表明,在各运行工况下,基于BP神经网络模型的方案能够有效进行故障识别,并规避频偏特性及励磁涌流带来的影响.     

云电送粤特高压输电断面暂稳极限影响因素分析

对2012年云南电网的外送断面暂态功率传输极限进行了仿真分析.从南方电网的功角、电压、频率稳定裕度的角度,分析影响断面暂态稳定传输极限的主要因素.仿真结果表明,云广直流单极闭锁为外送断面暂态稳定传输极限的约束故障;云广直流单极闭锁故障时,电压稳定裕度低、动态无功支撑力度不够是制约外送断面暂态稳定传输极限的主要因素;电磁环网解环,降低了云南外送极限的能力.采取加装无功补偿装置,能明显提高云南外送极限的能力.     

交直流并联系统中三相重合时序对距离保护动作特性的影响

发现交直流系统中三相重合时序对距离保护有较大影响。建立交直流并联系统模型,在交流输电线路发生对称性故障时,推导出不同三相重合时序下健全线路两端测量阻抗的表达式。据此,解析出影响距离保护动作特性的临界故障距离,并探究测量阻抗随整流、逆变侧系统电抗的变化规律。直流系统发生换相失败时推导出直流系统等效阻抗与故障电压变化量、越前触发角等电气量的关系式,根据该关系式分析健全线路测量阻抗随故障电压变化量和越前触发角的变化趋势,得出减小交直流并联系统健全线路距离保护误动风险的最佳重合时序方案。其正确性和有效性在两区域交直流并联系统中得到验证。     

±800kV直流输电线路的极波暂态量保护

构建基于极波的特高压直流输电（ultra high voltage DC,UHVDC）线路暂态保护的启动元件、边界元件、雷击干扰识别元件和故障选极元件。线路故障后,保护安装处量测的极波首波头幅值比其对应的极线电压、线模电压和零模电压首波头幅值大,且更为陡峭,故利用极波变化率构造启动判据;利用极波信息熵测度对故障特征进行定量描述、分析和估计来形成区内外故障的识别判据;雷击故障的极波波形远离零轴,而雷击未故障的极波围绕零轴交替变化,故利用短窗内极波采样值直接求均值来构建快速的雷电干扰识别算法;故障极极波与零轴构成的面积远大于非故障极波与零轴构成的面积,故利用正负极的极波与零轴构成的面积之比进行故障选极。时窗取为5ms,避开控制系统响应对暂态保护的影响。PSCAD仿真结果表明,所提极波暂态量保护原理正确,算法有效。     

±800kV直流输电线路故障定位的单端电压自然频率方法

输电线路故障行波频谱与故障距离之间存在数学关系,故利用故障行波频谱可以实现故障测距。直流输电线路两端平波电抗器和直流滤波器构成了直流输电系统实体物理边界,它对于行波高频部分呈近似开路特性,其反射系数接近于1,使得量测端时域波形呈周期性。对于行波低频部分,直流滤波器的频率特性使量测端的行波极性会发生翻转,致使时域波形的相角偏移,在频域上表现为自然频率的偏移。此外,故障电压行波于非对称短路点发生线模与零模行波相互交叉透射,致使故障电压自然频率“混叠”。鉴此,利用人工神经网络（artificial neural network,ANN）的非线性函数逼近拟合能力,选择故障电压自然频率的主频及其2倍频的幅值和频率作为样本属性,对神经网络进行训练、测试来确立直流输电线路故障定位的ANN模型。大量的PSCAD数字试验表明,基于自然频率和ANN的UHVDC线路故障测距方法可行、有效。