±800kV直流输电系统双12脉动阀组投退策略分析

云广±800kV直流输电工程由于采用了每极2组12脉动换流器串联的接线形式而存在多种运行方式的可能性。介绍了云南—广东±800kV直流输电系统目前采用的一种双12脉动阀组投退策略具体方案,重点分析了投退策略的优缺点。利用RTDS实时数字仿真平台与实际控制保护系统相结合的方法,对第2个阀组投退情况进行了仿真分析。     

±800 kV特高压直流输电系统解锁/闭锁研究

基于串联双阀组的解锁/闭锁准则,详细研究了特高压直流输电系统各种工况下的解锁/闭锁过程及其控制策略。解锁极的第一个阀组,同时解锁极的双阀组,闭锁极的第二个阀组及同时闭锁极的双阀组采用与常规直流输电系统一致的控制策略;对于串联双阀组特有的第二个阀组解锁和第一个阀组闭锁,设计了新的控制策略。不建议在站间通信失败时解锁极的第二个阀组;极闭锁后建议断开其旁路开关以防止不平衡电流流过停运极。     

±800 kV特高压直流输电系统解锁/闭锁研究

基于串联双阀组的解锁/闭锁准则,详细研究了特高压直流输电系统各种工况下的解锁/闭锁过程及其控制策略.解锁极的第一个阀组,同时解锁极的双阀组,闭锁极的第二个阀组及同时闭锁极的双阀组采用与常规直流输电系统一致的控制策略;对于串联双阀组特有的第二个阀组解锁和第一个阀组闭锁,设计了新的控制策略.不建议在站间通信失败时解锁极的第二个阀组;极闭锁后建议断开其旁路开关以防止不平衡电流流过停运极.     

云广±800kV直流输电工程双12脉动串联阀组同时解锁特性分析

云广±800kV直流输电工程两端换流站均为双极配置,每极采用双12脉动阀组串联结构。双12脉动串联阀组同时解锁是该工程实现800kV额定直流电压运行的直接方式,因而成为现场系统调试中非常重要和备受关注的试验项目。基于现场调试结果,分析了不同解锁条件下双12脉动阀组同时解锁的特性,并对云广直流工程的双12脉动阀组同时解锁性能进行了评估。     

特高压换流站单阀接地故障控保策略改进

换流器作为换流站的核心设备,其保护策略直接关系到直流输电工程的安全稳定运行。本文通过RTDS试验对原有的直流控保策略进行校核,分析了单阀接地故障中,健全阀组无法正常重启的原因,提出控保策略改进措施缩短高低端阀组闭锁时间差,实现了健全阀组的正常重启。最后通过RTDS试验验证了改进控保策略的可行性。     

特高压直流输电系统金属旁通支路运行工况分析与对策

在双12脉动阀组串联结构的特高压直流工程中,以下过程可能导致系统进入金属旁通支路运行:直流场开关或刀闸的手动/自动控制、极层保护性闭锁、阀组保护性退出。文中针对各类金属旁通支路运行工况的形成过程进行了阐述,并提出了相应对策。对于金属旁通支路运行工况的处理,应以预防作为主要原则,而以极隔离、中性母线开关失灵保护等隔离手段作为补充措施。文中所提出的对策已在南方电网滇西北至广东±800 kV特高压直流工程中应用,并经工程现场与仿真系统试验验证,可有效解决双12脉动阀组串联结构中的金属旁通支路运行问题。     

特高压多端混合直流输电实时数字仿真系统

介绍了以电网换相换流器(LCC)与模块化多电平换流器(MMC)组成的特高压(UHV)多端混合直流输电系统,并搭建了基于实时数字仿真(RTDS)与物理控制保护装置的闭环试验系统。仿真系统为三端混合直流输电系统,其中送端为常规直流站,其他两端为柔性直流站,三站均为双极四阀组,每个极由双阀组串联组成。柔直阀组仿真采用RTDS的GTFPGA UNIT,子模块为全桥拓扑结构。应用该闭环测试系统进行了多端直流输电系统的解闭锁以及阀组投退的试验,为实际工程的开展提供了十分重要的数据支持。     

逆变侧送极控主系统直流电压测量结果影响分析(三)

利用南方电网技术研究中心的RTDS实时仿真系统,在闭锁了换流器开路保护Ⅰ段的基础上,对送逆变侧极控主系统直流电压测量值发生不同偏差的情况进行仿真,总结了对直流输电系统可能造成的影响。然后,根据仿真结果提出了合理利用软件监视功能对送极控主系统电压测量值进行监视的改进方法,以充分利用备用极控系统提高直流输电系统运行的可靠性。     

一起换相失败导致直流闭锁故障分析及其阀控策略优化研究

文章研究了直流输电系统中针对换相失败的阀控策略,指出现有控制策略在临界条件下存在极控系统检测不到交流低电压信号,VBE无法闭锁回检信号的检测而造成跳闸的隐患。通过详细分析网内交流系统故障导致换流站直流换相失败而闭锁的故障过程,进一步验证现有阀控策略的隐患。文章最后针对采样回路进行优化。     

云广直流输电工程安稳装置的RTDS试验方法研究

云广±800kV直流输电工程采用双极4阀组配套的稳控系统,在接口信号、故障判据和切机切负荷策略等方面,均较传统直流工程使用的稳控系统更为复杂。针对该稳控系统如何进行全面试验,提出并实现了一套基于RTDS对特高压直流稳控系统进行装置测试、策略表验证和系统响应实验的方法,构建了一个基于RTDS实时仿真平台,可以对南方电网稳定控制做仿真研究,进而开发新型的大电网控制系统。     

基于实时数字仿真器的特高压直流换流单元投退特性分析

借助实时数字仿真器研究了特高压直流工程一极中单换流单元运行时在线投入另一个换流单元，或当一极中双换流单元运行时在线退出其中一个单换流单元的控制策略。研究结果表明：零功率解锁方式及小触发角解锁方式均可行，且零功率解锁方式下触发角约85，而小触发角解锁方式下触发角不得低于70；在线投入一组换流单元时，只要配合得当，整流侧先解锁、逆变侧后解锁和逆变侧先解锁、整流侧后解锁2种方式均可实现目标；从安全可靠、交直流系统扰动小等方面考虑，在线投入一组换流单元时可采用零功率解锁方式、整流侧先解锁，而在线退出一组换流单元时，逆变侧应先进行退出控制，以有利于整组换流单元的退出。     

特高压直流单12脉动阀组的投退策略及其对交流系统无功冲击的影响

随着向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程的逐渐开展，研究了±800 kV特高压直流系统单12脉动阀组的投退策略，并比较了采取2种不同的策略投退单12脉动阀组时对交流系统的无功冲击。EMTDC仿真分析结果证实了这2种策略均能完成单12脉动阀组的正常投退，但不同的策略对交流系统的无功冲击不同，单12脉动阀组投退过程中直流电流保持4 000 A不变的策略对交流系统的无功冲击较高，另外一种先降低电流指令、投退单12脉动阀组，再恢复电流指令的策略对交流系统的无功冲击较低。     

云广特高压直流工程系统调试无通讯运行问题分析及策略

笔者对云广特高压直流系统调试期间的一个典型问题--无通讯下故障极(极1)中性母线开关(HSNBS)断开时序不当导致正常极(极2)停运进行了分析.通过分阶段分析该次试验的实际录波,分析了极1中性母线开关(HSNBS)断开时序不恰当的原因及由此导致极2停运的过程.给出了4种解决办法,即完善无通讯情况下控制策略、完善双极中性...     

新东特高压直流孤岛运行闭锁策略

新东特高压直流投产初期,送端机组投产滞后导致孤岛短路容量不足,孤岛运行存在过电压、低次谐波谐振等风险。为保证被动跳入孤岛设备安全,提出新东特高压直流跳入孤岛闭锁策略,即在直流站系统中增加跳入孤岛主动闭锁直流功能,并采用交流联络线低功率防误判据来有效防止联网方式下该策略误动作。采用先切除全部滤波器,再延时闭锁直流,最后稳控系统全切孤岛运行机组的策略,能有效降低孤岛直流闭锁的过电压,保证相关设备安全。现场实施表明:直流跳入孤岛后能够在300ms内切除全部交流滤波器,交流滤波器全切后延时约30ms直流启动闭锁,双极闭锁后稳控系统延时切除孤岛全部机组,闭锁逻辑和稳控策略均正确,孤岛内过电压和频率均满足要求。     

特高压直流输电控制系统结构配置分析

为了提高特高压直流输电系统可靠性,对特高压直流控制系统结构配置进行了分析。在常规直流输电控制系统的基础上提出3种特高压直流控制系统的结构配置方案,并在主机数、负载率、可靠性、信息交换量和系统复杂度方面进行了对比,得到双极/极控制与高低压12脉动阀组控制独立设置的直流控制系统优化配置方案。通过对控制系统进行分层设置及软件合理分布,降低了控制系统各部分之间的耦合,提高了系统可靠性。该优化配置方案在±800 kV特高压仿真系统控制样机上得到了验证,研究成果将运用于实际工程,以满足特高压直流系统高可靠性的要求。     

防止特高压直流工程单双极闭锁的关键措施

特高压直流输电工程因其输送容量大、送电距离远得到越来越广泛的应用,然而,直流系统单双极的强迫停运严重影响着其安全运行。针对直流系统潜在的风险,从主回路接线方式和控制保护策略等方面开展了特高压直流输电工程主接线方案优化、直流线路重启动策略、金属回线自动转换方案、双极中性母线差动保护动作时序和直流滤波器保护配置等研究,提出了防止特高压直流工程单双极闭锁的关键措施。通过实时数字仿真系统对提出的措施进行了仿真分析,仿真结果及工程应用验证了措施的有效性。研究结果对提高直流系统运行可靠性、提升直流工程成套设计水平具有实际指导意义。     

风电高渗透率交直流外送系统直流闭锁稳控方案研究

针对特高压直流闭锁后的交流系统暂态过电压问题,深入剖析了直流闭锁后盈余的无功功率、短路容量与交流系统暂态过电压的关系,对比分析了安控切风电与极控切滤波器时序对交流系统暂态过电压的影响。提出基于风电机组故障穿越能力的交流系统稳控方案以及相应的暂态过电压抑制措施。以DIg SILENT为平台搭建哈密电网仿真模型,对所提稳控方案及暂态过电压抑制措施的正确性和可行性进行了仿真验证。仿真结果表明,所提稳控方案及暂态过电压抑制措施可有效降低系统暂态过电压,规避风电机组连锁脱网的风险,并有利于交流系统电压恢复。     

特高压直流输电对系统安全稳定影响研究

以金沙江一期、锦屏梯级水电基地外送采用特高压直流输电方案为依托,研究了2015年前后大容量直流馈入华东、华中、华北交流同步电网对处于交直流并列运行系统的安全稳定影响。分析了特高压直流发生单一及严重故障时交流输电通道及受端电网承受故障冲击的能力及系统的安全稳定水平;送、受端换流站近区交流系统发生单一或严重故障对直流系统的影响及系统的安全稳定水平;交流通道加装静止无功补偿器(SVC)、系统负荷特性变化、增加直流功率调制功能情况下特高压直流双极闭锁时系统的安全稳定性。     

特高压直流换流站顺序控制的研究

针对特高压直流输电的特点,详细探讨了特高压直流输电换流站的顺序控制,包括换流器层的顺序控制、极层的顺序控制、双极层的顺序控制和站层的顺序控制,及各种顺序控制在极控系统、阀组控制系统和直流站拉系统中的实现。分析了不同的顺序控制的实现原理,系统间的配合及常见问题的解决。