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汉川电厂一期工程旁路系统运行中高、低压旁路阀曾多次发生误开,影响到机组的安全、经济运行。通过对旁路油系统、旁路阀的控制方式及内部控制逻辑进行技术改进,特别是对汽轮机数字电液控制系统(DEH)与旁路系统之间接口卡的逻辑进行优化,使旁路系统性能得到明显提高。改造后各旁路阀再未发生过误开,旁路系统不仅投手动运行时控制自如、安全可靠,而且还具备了投自动运行的条件。 相似文献
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详细总结了云广特高压直流系统的各种不同运行方式对阀组旁路开关状态的要求。着重分析了第二个阀组解锁、第一个阀组闭锁和第一个阀组紧急停运(ESOF)时阀组旁路开关的控制策略;阐明了换流阀触发脉冲与阀组旁路开关间的配合方式,并采用RTDS实时数字仿真系统对上述三种阀组解闭锁情况下阀组旁路开关的控制过程进行了仿真分析。立足于现场运行维护角度提出了阀组旁路开关的操作逻辑中应增加大电流闭锁手动操作逻辑,以保证设备安全。 相似文献
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云广工程阀组旁路开关控制策略研究 总被引:1,自引:0,他引:1
详细总结了云广特高压直流系统的各种不同运行方式对阀组旁路开关状态的要求.着重分析了第二个阀组解锁、第一个阀组闭锁和第一个阀组紧急停运(ESOF)时阀组旁路开关的控制策略;阐明了换流阀触发脉冲与阀组旁路开关间的配合方式,并采用RTDS实时数字仿真系统对上述三种阀组解闭锁情况下阀组旁路开关的控制过程进行了仿真分析.立足于现场运行维护角度提出了阀组旁路开关的操作逻辑中应增加大电流闭锁手动操作逻辑,以保证设备安全. 相似文献
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特高压直流输电系统阀组投退策略 总被引:3,自引:2,他引:1
为研究特高压直流输电系统阀组投退策的策略,以云南—广东±800kV特高压直流输电工程为参照对象,借助实时数字仿真器(realtime digita lsimulator,RTDS),分析了整流侧和逆变侧阀组投退顺序,以及旁路开关、触发脉冲、旁通对等控制信号之间的时序配合,研究了特高压直流工程中第2个阀组投入和第1个阀组退出的控制策略。研究结果表明:第2个阀组投入时,触发角限制值为70°,限制时间为10ms,整流侧先解锁逆变侧后解锁,且整流侧需投入电压电流平衡功能;第1个阀组退出时,应整流侧先投入旁通对逆变侧后投入旁通对。第1个阀组退出过程会出现整流侧直流电流短暂断流和逆变侧直流电流剧增现象,后系统自动恢复正常。 相似文献
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借助PSCAD/EMTDC程序研究了特高压直流输电系统双12脉动阀组共同控制方式下的单阀组投入和退出策略,分析了阀组触发角、触发脉冲、旁路开关、旁通对和在线调整控制器相关参数之间的顺序控制、时序配合。仿真结果表明:在双12脉动阀组共同控制方式下,单阀组投入宜采用小触发角解锁方式,解除触发角限制后串入限速模块和限幅模块可以改善投入过程中的直流运行参数动态响应特性;单阀组退出时,触发角按一定速率调整到90°,并投旁通对可加速退出过程。实例仿真表明所提控制策略能够满足特高压直流单阀组投退的要求。 相似文献
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±800kV特高压直流输电控制保护系统分析 总被引:1,自引:0,他引:1
为探讨特高压直流(UHVDC)控制保护与常规高压直流(HVDC)控制保护的异同点,深入分析了特高压直流控制保护系统的独有特点。以向上特高压直流输电工程为例,介绍了特高压直流控制保护系统的框架、配置特点以及与常规高压直流控制保护系统的异同,分析了特高压直流在功率补偿、阀组控制、换流单元的在线投退策略、融冰运行模式等方面控制算法的变化,最后阐述了基于常规高压直流保护改进的换流变压器压器饱和保护和最后断路器保护原理以及特高压直流特有的保护功能。分析结果表明,特高压直流采用双12脉动阀串联结构,并增加了旁路开关等阀连接母线区,其一次系统接线的独有特点及更高可靠性的要求是特高压直流控制保护系统与常规高压直流控制保护系统有所区别的主要原因。DCC800特高压直流控制保护系统拥有控制UHVDC串联阀组的能力,增加了阀组之间的协调控制和保护,使特高压运行方式更具灵活性和多样性;特高压直流采用"三取二"保护原理和冗余的增强型时分多路复用(eTDM)总线,并较好地解决了主机死机的问题,整体可靠性更高。 相似文献
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特高压直流输电工程中最后断路器策略的分析 总被引:1,自引:0,他引:1
糯扎渡送电广东直流输电工程额定功率5 000 MW,每极采用双极12脉动阀组串联接线方式,额定电压±800kV。为了使阀组在与交流系统失去联系的同时执行直流紧急闭锁程序,保证主设备避免过电压的危害,为每个阀组配置了最后断路器保护。文中分析了以往工程阀组最后断路器保护跳闸的原理,指出阀组最后断路器判断逻辑仅考虑本串是不完备的;且针对现有最后断路器先验式判断逻辑的不足,提出基于路径上重合节点的判断方法,能根据交流场的实时运行工况判断出每个阀组的最后断路器。该方法规则统一,逻辑完备,对后续高压直流工程设计、应用具有参考意义。 相似文献
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对旁路断路器带线路断路器运行操作,重合闸装置投退操作步骤及电网潜在威胁做了利弊分析,并提出了相应的建议,有利于故障的切除,保证了电网的安全稳定运行。 相似文献
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滇西北至广东±800 kV特高压直流工程作为南方电网第三个特高压直流输电工程,在阀组投退策略上采用了有别于之前两个工程的零功率模式。介绍了滇西北直流工程采用的零功率模式阀组投退具体过程,重点分析了该模式下阀组投退对本极另一阀组的影响、对交流系统的影响,以及投退策略的特点。借助RTDS实时数字仿真平台,对阀组带电投退过程及其影响进行了仿真分析,为研究特高压直流阀组投退策略及现场运行维护提供参考。 相似文献
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某500 kV变电站利用SF 6断路器投切35 kV并联电容器组时,连续发生2起串联电抗器设备故障,分析原因是在投切操作过程产生了较大的涌流及过电压,引起干式空心电抗器发生匝间短路故障,严重威胁系统的安全运行。为了避免此类故障的再次发生,提出采用适用于投切35 kV并联电容器组的智能相控断路器来抑制合闸涌流,降低分闸重燃概率。为验证智能相控断路器的有效性,首先分析了投切涌流及过电压产生的原因和相控开关技术的原理,然后将智能相控断路器应用于该500 kV变电站的35 kV无功补偿系统,并分别对智能断路器与普通断路器进行多次分合闸对比试验,试验结果表明:普通断路器随机投切电容器组产生的最大涌流为4.2(标幺值,下同),过电压为1.81;智能相控断路器投切电容器组产生的最大涌流为2.3,过电压为1.4。试验结果证实智能相控断路器的应用能够从源头抑制合闸涌流和过电压,提高无功投切效率和系统安全性。 相似文献
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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。 相似文献
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送端采用电网换相换流器(LCC)、受端采用半桥与全桥混合型模块化多电平换流器(FHMMC)的LCC-FHMMC混合直流输电系统,在受端发生阀侧单相接地故障时,具有与半桥或全桥型MMC不同的故障特性.分别从交流电源贡献、直流电源贡献以及高低端阀组差异3个角度对阀侧单相接地故障下子模块过电压机理进行了分析.随后,针对FHMMC混合直流输电系统直流侧无直流断路器的特点,提出了一种基于选相型单向晶闸管旁路支路的故障隔离策略,以及适用于LCC-FHMMC混合直流输电系统阀侧单相接地故障的保护策略.最后,基于PSCAD/EMTDC仿真平台搭建了相关模型,通过仿真验证了理论分析的正确性以及所提保护策略的有效性. 相似文献
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300MW汽轮机旁路系统高旁阀改造 总被引:1,自引:0,他引:1
针对湛江电厂1号汽轮机组原高旁阀存在的运行问题,实施了采用SULZER高旁阀更换原高旁阀的改造。改造后,旁路系统运行良好,机组安全性和经济性得到较大改善。 相似文献
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