云广直流孤岛运行机网控制特性实时仿真平台研发及其应用*

为了研究云广直流孤岛运行的机网控制特性,对送端机组的控制系统进行建模,将送端机组的励磁、调速和监控等控制系统接入RTDS仿真系统以及直流系统的控制保护系统和安稳系统,研发了一个新的云广直流孤岛运行闭环仿真平台。基于该平台对送端机组的调速、励磁控制器的逻辑和参数进行了辨识,进而搭建了调速、励磁系统的RTDS数字控制模型。纯数字控制模型与实际控制器的仿真对比,以及孤岛实时仿真结果与现场试验结果的对比表明,所建立的仿真平台与实际孤岛在响应特性和控制性能上具有很高的一致性。     

基于柔性直流输电技术的特高压直流送端孤岛系统黑启动方法

特高压直流输电系统具备输电距离远、输送容量大等优势。随着大型能源基地开发的西移和北移,特高压直流输电送端孤岛问题成为今后部分地区能源基地规划设计面临的重要难题。特高压直流输电系统响应较快而火电机组响应较慢,火电机组启动初始负荷和特高压直流输电系统最小启动功率难以匹配,导致直流系统与火电机组配合启动困难。该文提出了一种依托柔性直流输电技术的特高压直流外送孤岛系统黑启动方法,结合常规直流输电现有设备,构建小型柔性直流输电系统,辅助直流系统和送端电源的孤岛启动,柔性直流系统还可为孤岛系统中的机组和直流调试提供可靠供电。通过在PSCAD/EMTDC中搭建特高压直流输电系统、柔性直流输电系统以及火电机组模型,仿真验证了所提出方法的有效性和可行性。     

高压直流输电系统孤岛运行调频策略

高压直流输电系统采用送端孤岛运行方式能够显著改善远距离送电系统稳定性和提升送电能力,其中孤岛系统的频率稳定性是决定能否孤岛运行的关键因素之一。结合前期天广、云广直流孤岛调试结果,阐明孤岛方式下优先利用直流系统频率限制器(frequency limitation control,FLC)平衡功率波动、放大机组一次调频死区作为后备措施、优先调整机组功率、利用FLC自动跟随的调频策略。针对孤岛方式下直流双极跳闸后出现的部分机组调相运行的现象,利用电力系统功率扰动的3阶段分配原理解释了产生原因,提出避免机组长时间调相运行的控制策略。现场试验结果验证了所提调频策略的有效性,为未来直流孤岛运行方式安排和控制措施的确定提供了依据。     

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。     

金中直流送端系统运行方式优化研究

金中送端配套电源两径流式水电厂在枯水期因来水不足开机数量受限,不能满足直流安全运行的短路容量要求;机组长期低负荷运行导致发电设备和厂房基础结构出现严重安全隐患,威胁电厂和直流安全运行。依据设计要求和仿真分析短路容量不足对系统稳定性、交流过电压和低次谐振特性的影响,优化金中直流安全运行边界条件及直流输送功率设定。为保证被动跳进孤岛后系统稳定运行,提出主动闭锁直流的技术方案,即先切除换流站中的全部交流滤波器,然后紧急停运双极直流。该运行方式优化方案降低了直流送端开机要求,最低总开机台数由4台降至2台;枯水期直流送端功率设定600MW,既满足机组枯期出力送出又满足金中直流在联网和孤岛运行方式安全稳定要求,增强直流及送端机组运行方式安排灵活性。     

±800 kV雁淮特高压直流系统送端孤岛运行闭锁策略

特高压直流系统送端系统属于弱系统时,一旦被迫进入孤岛运行方式,面临无法稳定运行风险。目前推荐的解决策略是闭锁直流系统、切除交流滤波器和切除配套发电机等。各策略执行过程必然存在先后动作时序,不同时序可能产生不同的结果。文章以±800 kV雁淮直流工程为研究对象,考虑湖关Ⅰ线检修时最大输送功率为4 300 MW的运行方式,进行电磁暂态仿真分析。结果表明：雁淮直流工程送端进入孤岛方式后,交、直流电压与功率均发生无序波动,频率跌入机组低频保护动作范围。通过分析不同解决策略下各电气量运行情况,得到如下结论：孤岛后若闭锁直流系统早于切除机组,交流系统将产生约2.0 pu过电压;若只切除机组而不闭锁直流系统,则受端电网有2.00 s以上的功率缺额冲击,频率降低0.2 Hz。针对上述策略存在的不足,提出孤岛后极控系统经短延时闭锁直流系统,确保送端发电机组先被切除情况下,受端协控系统能及时启动功率调制措施。     

特高压直流孤岛运行特性与稳定控制研究综述

分析了特高压直流输电系统与配套电源形成送端孤岛运行方式或交流联络线N-2被迫形成的孤岛运行方式下系统存在的主要稳定问题及其特征。概述了特高压直流孤岛系统实时仿真建模技术、频率稳定、电压稳定、过电压、次同步振荡和机组间相互作用等几个方面的研究现状,指出了现有直流孤岛系统仿真建模、稳定分析方法的特点与不足,提出了针对特高压直流孤岛系统运行特性与稳定控制技术研究内容,可为今后在这一领域的工程研究与技术开发提供参考意见。     

孤岛方式下云广直流自动功率调整功能与小湾电厂AGC配合的仿真

鉴于云广直流输电容量巨大,需要对孤岛运行方式下云广直流自动功率调整功能与送端电厂自动发电控制(AGC)能否相互配合进行验证,以确保南方电网的安全稳定运行。为此,建立了2010年南方电网实时数字仿真(RTDS)模型,构造了由南方电网主网、云广直流孤岛系统和该直流实际控制保护配置组成的、能够很好地模拟云广直流孤岛运行方式的RTDS平台,对孤岛运行方式下云广直流自动功率调整功能与送端小湾电厂AGC的相互配合关系进行了仿真研究。试验结果表明,对于在孤岛运行方式下的直流日负荷功率调整,送端电厂AGC日负荷曲线起着主导作用;利用直流频率限制控制(FLC)功能与电厂AGC协调控制,在稳态和扰动情况下均能基本上保持孤岛系统的稳定运行。     

云广直流孤岛系统逆变侧交流故障仿真研究

云广特高压直流孤岛运行时,送端电网短路比和有效惯性常数显著低于联网方式,承受扰动能力较弱。如果逆变侧交流系统发生接地故障导致逆变站换相失败,直流电压和直流功率将大幅降低,引起送端孤岛系统过电压和频率升高。利用PSCAD/EMTDC电磁仿真软件,针对云广直流孤岛系统两种典型运行方式,研究了逆变侧交流系统故障对送端孤岛系统的影响。仿真结果表明:逆变侧交流系统故障引起的直流换相失败持续时间越长,整流侧交流系统短路比和有效惯性常数越小,送端孤岛系统受故障影响越严重;云广直流在两种典型孤岛运行方式下,逆变侧交流系统发生故障时,送端孤岛系统都能保持暂态稳定。     

直流电压测量时间常数对直流送端孤岛系统运行的影响

由于直流送端交流系统"孤岛"、不联网方式运行,送端交流系统强度一般都比较弱。送端交流系统故障会导致交流系统电压和直流电压的降低。在直流送端"孤岛"运行、直流定功率控制方式下,基于实时闭环仿真系统模型,对直流电压测量时间常数对系统运行稳定性的影响进行理论分析和仿真验证。较小的直流电压测量时间常数使直流控制系统响应较快,电压降低后,直流控制系统迅速增加电流定值以维持直流输送功率的恒定,有可能导致送端交流系统因无功不平衡而电压严重降低,甚至是电压失稳;较大的直流电压测量时间常数使直流控制系统响应较慢,在系统电压恢复后,直流电流定值有可能继续增加,从而使直流功率不断增加,有可能导致送端有功不平衡,交流系统频率严重降低,甚至失稳。还针对系统分析和实际工程给出了启示性的建议。     

直流孤岛送电系统的系统接入技术要求研究

针对直流孤岛送电系统规划与运行面临的安全稳定问题,从送电规模、工频过电压和滤波器投切引起系统电压波动3个方面研究直流孤岛接入系统应具有的最小短路比,并考虑发电机和升压变压器电抗影响,推导出满足短路比要求的交流线路长度及各因素对短路比的影响程度;同时,基于机组作用系数法,通过研究送端系统短路比与次同步振荡之间的关系,分析了避免次同步振荡所需的送端最大短路比要求与接入系统最小短路比要求之间的矛盾,提出了解决方案;并通过推导直流孤岛送端频率波动特性,论证了发电机惯性常数、故障切除时间与送端系统频率波动的关系,为送端发电机调速器参数选取提供依据。     

呼辽±500kV直流工程送端系统次同步振荡仿真分析

基于实时数字仿真系统建立了呼辽±500 kV直流工程次同步振荡问题研究的仿真模型。利用复转矩系数法,得到了部分运行方式下各机组的机械阻尼特性。阻尼特性表明,孤岛方式下,呼辽直流引发送端机组次同步振荡的风险较小,但交直流运行方式下,随着固定串补配置量的增加,机组发生次同步振荡的风险增加,可控串补可以在一定程度上降低次同步振荡的风险。时域仿真法得到的结论与复转矩系数法一致。为彻底解决送端机组次同步振荡问题,指出需进一步研究抑制次同步振荡的措施。     

禄高肇直流一送二方式下三站解锁和第三站投入导致直流闭锁原因分析

介绍了三端直流一送二方式下三站解锁和第三站投入功能,并以±500 kV禄高肇直流在进行极2金属回线解锁闭锁性能试验(一送二)时,三站解锁过程中高坡站ESOF为实例,分析了高坡站闭锁的原因,阐明了三端直流在一送二方式下三站解锁和第三站投入功能设计上存在的缺陷,进而提出了改进措施,为直流输电工程的设计和运行提供借鉴。     

接入LCC-HVDC的双馈风电场孤岛启动与并网控制策略

接入常规高压直流输电(LCC-HVDC)的双馈风电场系统,在直流送端无电压支撑的条件下无法孤岛启动,在传统并网控制方法下也无法稳定运行。为实现系统的孤岛启动及并网后的稳定运行,提出了一种接入LCC-HVDC的双馈风电场孤岛启动与并网控制策略,包括基于分布式储能的电路拓扑、孤岛启动的时序以及启动时序中每阶段系统的控制方法。在电路拓扑中,由配置于若干双馈风电机组变流器直流母线的储能为系统启动提供能量。基于此,风电机组采用空载启动方式,并网后风电机组采用基于无功功率的频率控制,直流系统采用基于有功功率的电压控制,两者共同维持送端交流母线电压及频率稳定。基于PSCAD/EMTDC的仿真结果表明,系统不仅能够顺利完成孤岛启动,而且在正常工况下电压和频率能够维持稳定,从而验证了所提孤岛启动与并网控制策略的有效性。     

直流孤岛方式下水轮发电机组调速器精确建模研究

孤岛运行时,由于系统容量相对单台机组较小,扰动后频率波动范围较大,现有常用调速器模型无法准确模拟水轮发电机组的响应,不能对直流孤岛工况进行正确的计算分析。为此,以楚穗直流送端大型水电厂实际机组为例,建立了调速器精确模型,并将EMTDC仿真与试验结果对比,证明该模型可精确模拟调速器各环节的响应,适用于直流孤岛运行各工况的仿真计算。     

楚穗直流孤岛运行的谐波谐振研究

为了深入揭示楚穗直流孤岛运行的谐波振荡机理,保证楚穗直流孤岛方式的安全稳定运行,利用PSCAD/EM TDC电磁暂态仿真软件,计算分析了楚穗直流送端孤岛系统发生故障后,系统发生振荡的规律。振荡本质上在于直流送端弱交流系统下,在约70~80 Hz左右,机组、线路、换流站无功小组构成了LC谐振电路。考虑直流系统之后,谐振的频率增大,阻抗幅值有所减小。谐振点附近,换流母线处的等效阻抗较大,对故障后直流输电系统产生的该频率段的间谐波形成了谐波放大,在换流母线和交流系统中产生较大的电压和电流波动。提出了采取高周切机控制策略以有效地抑制楚穗直流孤岛方式单极闭锁后的振荡。     

云广特高压直流送端孤岛运行超低频振荡与措施

大容量特高压直流输电系统与配套大型水电站构成的直流送端孤岛运行系统存在着较严重的调速器控制稳定问题。云广特高压直流送端孤岛系统也存在水电机组调速器与直流控制不协调而出现的超低频振荡现象。分析了电网超低频振荡过程中所有机组的同调特征,提出了电网超低频振荡分析模型。基于频域分析法指出了水轮机调节系统在超低频范围内存在负阻尼频带,水轮机调节系统的时间常数越大、调速器前向通道增益越大,负阻尼越显著。提出了通过退出部分机组一次调频功能或协调机组一次调频与直流频率限制控制器(FLC)动作死区设置,以直流FLC调频为主的直流孤岛频率控制策略能有效抑制孤岛系统的超低频振荡。基于实时数字仿真器(RTDS)的机网协调控制实时仿真结果验证了该策略的有效性。     

送端孤岛直流系统与火电机组配合起动方法

火电机组响应特性较慢而直流系统响应较快,因此大型火电能源基地采用孤岛方式经直流送出时,会遇到直流系统与火电机组配合起动的问题。分析和提出了超/特高压直流工程最小直流起动功率,采用实时数模混合仿真工具研究了直流系统与火电机组特性的起动配合方案和过程。对采用不同类型调速器的机组特性和直流起动的配合及参数优化取值进行了详细仿真。论证了机组起动能力与直流起动过程中的频率控制的可行性。研究结果可为大型电源基地输电工程规划、工程建设和运行等工作提供技术参考。     

云广直流带小湾和金安桥两个电厂的孤岛运行调试与分析

云南至广东±800kV直流输电工程送端楚雄换流站侧采用孤岛运行方式,可以较大幅度提高云南至广东现有交直流输电通道的送电能力。对该工程带小湾和金安桥两个电厂孤岛运行调试的分阶段计划和具体的试验项目进行了介绍,并基于实际完成的现场调试,对试验结果和孤岛系统的实际运行特性进行了分析。现场试验和分析结果验证了云广直流送端带两个电厂孤岛运行方式的可行性,从而为实际运行中采用孤岛运行方式打下了基础。     

三端直流输电系统一送二方式下解锁与极投入时序研究

三端直流输电系统一送二方式下解锁和极投入过程中,整流站和任一逆变站解锁后,系统直流偏置电压会 对第三站的解锁过程产生影响.基于工程案例,分析直流偏置电压导致第三站解锁不成功的原因,研究解锁时序,提 出解决方案,并进行仿真分析论证.