特高压直流双极相继故障再启动策略

直流故障再启动功能对于提高特高压直流输电工程的运行可靠性具有重要意义。首先,分析了已投运特高压直流再启动对交流系统安全稳定性的影响。在此基础上,针对特定的交流运行方式,对特高压直流双极相继故障时序及系统稳定特性进行了分析,并基于分析结果提出了三段式相继再启动策略分析方法,以此作为制定特高压直流双极相继故障再启动策略的理论依据。最后,以西南某回特高压直流工程为例,验证了所提三段式再启动策略的有效性。     

特高压直流输电工程直流滤波器故障仿真

为了确定特高压直流输电工程中直流滤波器各设备的暂态定值,需要对直流滤波器的故障工况进行研究。根据工程经验,在暂态定值研究中需要考虑的故障工况包括直流滤波器高压端(或直流极线)对地短路和直流极线上侵入操作波。通过在仿真程序中建立直流滤波器的故障模型,并充分考虑不同的对地故障距离对直流滤波器各设备的影响,从中选出各设备最苛刻的应力。文中通过对三调谐滤波器的故障仿真对该方法做了进一步说明。仿真结果显示,该研究方法对确定直流滤波器暂态定值具有决定性作用。     

特高压直流输电线路故障重启策略优化研究

为了解决以往特高压直流输电工程中直流线路故障重启策略不完善导致直流功率波动甚至双极闭锁的不足,提出了把直流输电运行工况和运行功率点加入到直流线路故障重启策略中。利用RTDS对特高压直流输电线路接地故障进行仿真,建立直流输电线路接地故障等效模型。针对在故障极重启动过程中非故障极实际直流功率波动大的问题,提出采用闭锁非故障极低压电流(VDCL)功能的方法来减少非故障极实际直流功率的波动。以溪洛渡左岸-浙江金华±800k V特高压直流输电工程为试验背景,仿真试验证明:所提出的特高压直流输电线路故障重启优化策略能有效的提高系统线路故障时的稳定性,具有很好的工程实用性。     

云广特高压直流故障特性及其强迫停运对受端系统影响评估

特高压直流输电工程的规划和建设,使其成为解决能源和生产力分布区域性差异的重要途径。为分析特高压直流输电对交直流电网的影响,在分析故障特性和控制保护的基础上建立直流停运故障树,采用基于子系统划分的时间频率法评估运行可靠性;确立仿真原则和分析评判依据,采用PSD—BPA仿真分析在南方电网2012水平年严重直流故障对受端系统...     

特高压直流运行风险评估技术研究及应用

特高压直流输送容量大、外部运行环境复杂、一二次设备繁多,一旦故障将对送受端同步交流电网造成较大影响,实时运行中亟需研究构建特高压直流运行风险评估技术。构建了特高压直流运行风险评估总体框架,描述了直流一二次设备建模情况,提出了针对特高压直流运行特点的在线分析关键技术,最后给出了直流闭锁、再启动和换相失败、多馈入短路比等核心分析模块。相关成果已在相关调度机构部署,保障了特高压互联电网的安全运行。     

特高压直流分层接入方式下预防换相失败的协调控制策略

分层接入的特高压直流输电系统中,非故障层换相失败预测控制的启动时刻存在延时,无法及时反应故障严重程度以输出合适的触发角提前量,可能导致高低端换流器同时发生换相失败的风险增加。对此,提出一种基于故障层触发角提前量前馈的高低端换流器换相失败预测控制协调策略。利用故障层换流器可更灵敏反应故障严重程度的特点,所提策略将故障层换相失败预测控制触发角提前量引入非故障层换相失败预测控制,实现非故障层换相失败预测控制启动时刻提前。此外,还引入直流电流协调系数以得到更合适的触发角提前量。在PSCAD/EMTDC中搭建了仿真模型,对不同工况下所提控制策略进行了验证。结果表明,该策略能快速应对逆变侧交流系统故障,减小高低端换流器同时发生换相失败的风险,对预防分层接入系统高低端换流器同时发生换相失败有一定借鉴意义。     

级联多端特高压直流控制保护系统配置及策略

该文针对金上直流工程主回路拓扑结构与运行方式的特点,设计了送端分址级联多端特高压直流控制保护系统的配置方案;提出送端分站的高、低压换流器的电压平衡控制方案,根据送端两站间通信条件,切换采用附加电压平衡控制的触发角协调控制和串联两换流器一个定电压、另一个定电流的控制策略;基于送端分站级联拓扑,研究了其直流保护功能配置方案,并提出针对送端站1内的极区/换流器区故障或者送端两站之间直流线路永久故障的快速清除方法。基于控制保护工程样机的RTDS闭环仿真结果表明,该级联多端特高压直流控制保护系统可以满足实际工程应用的要求。     

模块化多电平柔性直流输电系统网侧故障控制策略及验证

介绍了基于模块化多电平换流器(MMC)的柔性直流输电系统在网侧出现不平衡运行状态下的故障控制策略,对比了各种控制方式的优劣。在分析和推导MMC数学模型的基础上,提出了一种基于故障负序电压叠加的故障控制方法。利用离线仿真工具对该方法进行了仿真研究,并在实际工程中对该方法进行了实验验证,给出了仿真和工程试验结果。采用不同控制策略时的仿真结果比较以及仿真与工程实验结果对比表明,采用所提出的故障控制策略对提高柔性直流输电系统在发生网侧故障时的持续运行能力有所帮助。     

特高压直流接入背景下的UPFC系统级控制策略

为缓解特高压直流馈入受端电网后造成的多个交流输电通道紧张的问题,提高换流站交流母线暂态电压支撑强度和稳态调压能力,首先基于电网络理论推导了统一潮流控制器(UPFC)对输电线路电流、交流母线电压的控制灵敏度,分析了利用UPFC系统级控制功能(线路有功/无功潮流控制以及并联换流器无功功率控制)实现输电线路过载控制和交流母线电压调节的可行性。在此基础上,提出了一套特高压直流接入背景下的UPFC系统级控制策略,以监控系统运行参数并自动生成满足系统安全稳定约束的UPFC系统级控制指令值。最后,以锦苏直流落点附近的苏南500 kV UPFC示范工程作为仿真算例,验证了所提出的控制灵敏度分析的有效性和UPFC系统级控制策略的可行性。     

无通信互联线储能系统的直流母线协调控制策略

针对无通信互联线的储能系统如何在不增加系统成本和复杂度的前提下维持直流母线功率平衡及电压稳定,提出了一种直流母线协调控制策略,DC/AC变流器采用定直流电压或定交流电压控制,两台DC/DC变换器采用包含电池充放电控制的改进型二阶直流电压偏差控制。通过对系统典型工况的分析,说明了系统中各个装置是如何协调工作的。搭建了微网实验平台对所提出的控制策略进行了实验验证,实验结果证明了该控制策略的有效性和实用性。     

适应特高压直流闭锁故障处置的批量负荷快速控制关键技术

特高压直流双极闭锁后以及重大事故等紧急情况下,受端电网功率会严重失衡进而导致重要输电断面过载、联络线超用以及系统旋转备用不足等问题,电网调控人员亟需快速准确切除大量负荷平衡区域电网功率的技术手段。文中提出了基于现有智能电网调度控制系统基础平台一体化建设的批量负荷快速控制系统,阐述了系统总体架构及关键技术实现方案,重点提出了综合考虑负荷重要等级、控制顺序、控制裕度等多目标融合的批量负荷控制策略,并实现了基于多厂站并发控制的批量负荷快速切除方法。最后,结合实例验证了该批量负荷快速控制系统的有效性,紧急情况下能够快速完成大量负荷切除操作,切实保障电网安全稳定运行。     

特高压直流线路保护原理及动作策略分析

首先结合特高压直流输电的特点,分析了复杂的电网结构、灵活的运行方式和更远的输电距离对直流线路保护提出的更高要求。其次,结合直流线路保护的工程应用现状,阐述了基于单端量和双端量的保护原理的研究进展,归纳了2类保护中涉及的方法。随后总结了常见的特高压直流线路保护动作策略,并对故障重启动逻辑进行了介绍。最后,在现有研究的基础上,分析了直流线路保护需进一步关注的问题和可能的解决办法。     

链式D-STATCOM直流电压分层协调控制策略

针对链式配电网静止同步补偿器(D-STATCOM)直流电压影响因数多、难以控制的特点,本文提出了一种直流电压分层协调控制的策略。采用电压稳定控制、电压相间控制、电压均衡控制分别实现直流电压的总体稳定、相间平衡、模块电压平衡,从而使直流电压稳定均衡可控。并用PSCAD/EMTDC搭建模型,分别就负荷切换和负荷不平衡情况下进行了仿真验证,结果表明本文所提出方法的可行性和有效性。     

多台同步调相机在特高压换流站中的协调控制策略分析

为更好发挥各类动态无功补偿装置特性,提高装置利用率,减少滤波器投切次数,实现系统电压平滑调节,本文结合换流站无功控制功能和同步调相机无功控制特性,提出多台同步调相机协调控制策略,以更好应对交直流系统不同类型电网故障,提高电网稳定性。     

基于N-1规则的多端柔性直流输电系统联合控制策略

在多端柔性直流(voltage source converter based multi-terminal DC,VSC-MTDC)输电系统安全运行时,该系统必须满足N-1法则,即当该系统任何一个换流站由于故障或者检修退出运行时,剩余系统具备功率调节能力,能够恢复功率平衡,保持系统稳定运行,且暂态过电压不会超过设备绝缘裕度。为了维持VSC-MTDC直流电压尽可能地稳定在原有水平,提出了一种考虑到VSC-MTDC中任一换流站退出运行时的联合控制策略。该策略结合了VSC-MTDC系统主从控制与下垂控制的优点,令VSC-MTDC系统中容量最大的换流站为定直流电压控制,其余换流站为直流电压-有功功率下垂控制,并设置定直流电压控制换流站参与功率调节的优先级高于其余换流站,仅当定直流电压控制换流站传输功率达到上限时其余换流站才参与功率的调节。最后,在PSCAD/EMTDC中搭建了VSC-MTDC的仿真模型,对所提出的联合控制策略在N-1故障条件下进行仿真验证。仿真结果表明:所提联合控制策略在换流站退出运行时有效保证了直流电压的稳定以及系统功率的紧急输送,提高了VSC-MTDC的运行稳定性。     

互联直流微电网多模式协调控制策略

由于各种可再生能源接入渗透率不断提高,互联直流微电网作为一种新型多微电网集群架构,受到了广泛关注。针对互联直流微电网对系统电压稳定以及自主功率分配的要求,考虑到储能虚拟容量和变流器容量限制,提出一种基于电压分区的互联直流微电网多模式协调控制策略。该策略首先在分析互联直流微电网结构的基础上,考虑分布式电源和负荷的波动,将系统调压模式分为并网调压和自治调压。其次在并网和离网状态下,通过实时监测直流电压信息,保障系统各单元在不同电压分区之间的平滑切换,并通过自适应下垂控制实现自主功率均衡分配,满足系统对各单元即插即用的要求。最后利用PSCAD/EMTDC验证了不同运行状态下系统协调控制策略的有效性。     

特高压混合级联多端直流输电系统的协调控制策略研究

逆变侧采用电网换相换流器(LCC)和模块化多电平换流器(MMC)串联组成的特高压混合级联多端直流输电系统,为特高压直流输电提供了一种更为经济、灵活、快捷的输电方式。基于现有直流电网的协调控制策略,文中对受端MMC阀组之间的协调控制策略进行了深入的分析研究,并考虑了5种协调控制策略。然后,在PSCAD/EMTDC中,对上述5种策略遭受不同故障的响应特性分别进行仿真,故障包括送端交流故障、直流线路故障、受端LCC交流故障、受端MMC1交流故障及MMC1紧急闭锁退出。最后,基于仿真结果,对上述5种协调控制策略的适用性进行了对比分析。仿真结果表明:策略1和策略3遭受各种故障均能有效穿越;策略2、策略4和策略5在遭受直流线路故障时均发生不同程度的功率倒转,需要采取措施抑制。