特高压交直流耦合电网主变充电对特高压直流运行影响研究

随着特高压交直流工程大规模建设和交直流耦合程度的加深,多直流馈入受端电网主变充电对直流输电及受端电网运行具有一定影响。根据规划2017年淮沪特高压交流南半环重要枢纽苏州站将投运,为了研究特高压交流苏州站启动调试期间充电对锦苏直流运行的影响,在RTDS中搭建了锦苏直流和淮沪特高压交流及周边等值交流电网,采用与锦苏直流输电工程在控制保护功能和故障下的暂态响应等方面特性一致的特高压直流控保真型装置与RTDS构成闭环仿真平台,对锦苏直流近区空充主变以及特高压交流主变后锦苏直流运行情况进行了仿真分析。结果表明,锦苏直流近区主变充电会导致锦苏直流周期性换相失败并闭锁,但是苏州特高压交流主变空充对特高压直流运行无明显影响,所得结论对淮沪特高压交流工程启动调试具有重要参考意义。     

特高压直流输电工程系统调试研究

简述了±800 kV特高压直流输电工程系统调试的主要技术内容和系统调试大纲。分析研究了±800 kV特高压直流输电工程系统调试前期准备工作内容;借鉴±500 kV直流工程系统调试的经验,对调试系统安全稳定进行初步分析,对直流系统电磁暂态过电压计算分析内容以及模拟仿真试验内容进行了阐述分析。根据上述分析结果和±800 kV特高压直流工程特点,首次在国内制定了目前直流电压等级最高的±800 kV直流输电工程系统调试方案内容。系统调试方案可以分为3个方案,第1为单换流器系统调试方案,第2为单极系统调试方案,第3为双极系统调试方案,并对系统调试试验项目的主要内容进行了分析和探讨。     

考虑过电压抑制的特高压直流弱送端系统无功控制策略

直流闭锁等扰动引起的送端电网过电压,已成为限制直流输送能力和新能源消纳的主要约束。基于±800 k V扎鲁特—青洲(简称鲁固)特高压直流弱送端电网,结合扎鲁特换流站调相机工程和东北电网系统保护建设,提出了协调换流站滤波器(电容器)、调相机及换流站近区同步机组的过电压抑制策略。一方面,电网稳态运行时,充分利用换流站及其近区调相机和同步机组补偿阀组消耗无功,减少滤波器(电容器)的投入量,从而降低直流闭锁滤波器(电容器)滞后切除引起的暂态过电压。另一方面,调相机和同步机组无功输出增大,为抑制直流闭锁潮流大规模回退引起的稳态过电压提供了充足的回降无功备用。最后基于鲁固特高压直流送端电网验证了策略的有效性。     

风光火打捆多直流弱送端电网安全稳定防御系统研究

风光火打捆多直流弱送端电网新能源占比高、直流外送规模大、系统转动惯量水平低,交流网架承载能力弱,功角、频率、电压稳定问题突出。文中在总结西北电网风光火打捆后新的特性基础上,分析了当前电网安全运行面临的问题,指出现有感知、控制手段的不足。重点研究了风光火打捆多直流外送电网安全稳定防御系统的构建方案,阐述了防御系统的主要功能,即同步稳定控制、频率控制、全过程电压控制等,介绍了多资源广域协调控制和新能源全景监控等关键技术。评估效果表明,防御系统建成后可有效应对特高压直流的故障冲击,有效阻断连锁反应,提升西北电网的安全稳定运行水平,指导风光火打捆多直流弱送端电网的控制技术发展和工程实践。     

南澳多端柔性直流输电示范工程系统调试

南澳多端柔性直流输电示范工程的系统调试共完成了87个试验项目。功率阶跃试验显示,系统对换流器输出无功功率阶跃和有功功率阶跃的响应灵敏。功率反送试验、风电通过柔性直流并网试验和运行模式切换试验显示,南澳柔直工程能够适应各种工况运行。风电低电压穿越试验显示,该工程对交流电网故障具有较强的故障穿越能力。直流系统故障试验显示,故障后各站直流保护正确动作跳闸,控制保护功能正常。经调试检验,系统相关一、二次设备经调试检验总体符合设计要求,各项功能和性能指标满足工程设计规范要求。     

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。     

大规模特高压交直流混联电网特性分析与运行控制

我国正处在特高压电网的高速发展期,电网特性持续发生重要变化,对电网运行提出了新的要求。为此,文章分析了电网运行面临的形势和存在的问题,在深入研究特高压大电网特性的基础上,阐明了当前电网正处于"强直弱交"过渡期这一基本属性,概括了当前电网主要运行特点,主要包括:交直流、送受端耦合日趋紧密,故障对电网运行的影响由局部转为全局;新能源、直流输电大规模投产使电网频率和电压稳定问题日益突出;电网稳定范畴进一步拓展,电力电子化特征凸显。探讨了加强主网架结构、提升交直流仿真技术、修订稳定计算标准、完善控制策略、强化频率和电压控制受端、提升新能源涉网性能等应对措施的效果及初步方案,旨在有效保障大电网安全运行。     

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...     

特高压直流输电工程系统调试方案研究

向家坝-上海特高压直流输电工程系统具有输送容量大、电压等级高和设备较±500 kV直流输电工程多、现场系统调试运行方式多等特点。对特高压±800kV直流输电工程一次设备和二次设备的特性进行分析,重点分析了控制保护设备性能的特点。借鉴±500kV直流工程系统调试运行方式的经验,结合特高压直流输电工程的特点,对特高压直流输电工程系统调试方案进行了分析研究,提出了系统调试方案编制建议;并对系统调试试验项目优化组合进行了分析,提出了优化组合原则。     

直流送受端故障对送端系统稳定性影响的对比分析及控制措施

在电网"强直弱交"特性不断加强的形势下,送受端故障引起的多回直流换相失败和功率瞬降,都可能导致送端互联系统失稳。为此文章对比分析了送受端故障后的直流响应特性以及引发送端系统失稳的可能模式和影响程度,并在此基础上提出了多种控制措施,采用"三华"实际电网算例进行了验证。结果表明,送受端故障引发系统失稳的可能模式相似,实际系统中受端故障对稳定性的影响更严重,可通过采取控制措施保证系统稳定运行。研究结论可以为电力系统实际运行提供参考。     

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。     

特高压交流试验示范工程系统调试仿真研究及验证分析

为确保特高压交流试验示范工程系统调试安全顺利地进行,采用PSD-BPA电力系统软件工具对投切低压无功补偿设备试验、投切1000kV空载线路试验、人工接地短路试验、系统动态扰动试验等调试项目进行仿真研究,并与试验实测数据进行对比分析。结果表明,特高压交流试验示范工程系统调试项目的仿真计算结果与现场实测数据基本相符,仿真模型、计算参数、计算工具满足工程研究需要,为今后互联电网运行分析和控制提供了可靠的技术基础条件。     

特高压直流输电工程逆变侧控制策略优化设计

特高压直流输电在电网中的应用越来越广泛,送端电网与受端电网间采用多回直流相连,在一回直流故障时,通过提升其他直流实现功率紧急支援。在受端电网相对较弱的情况下,当需要大幅紧急提升直流功率时,如逆变侧采用传统修正的定熄弧角控制,会出现换相失败的情况。为此,分析了产生换相失败的原因及交流系统强度和提升量对换相失败的影响,并在现有逆变侧控制策略的基础上,提出一种预防换相失败的控制器,通过引入熄弧角测量值,实现熄弧角闭环控制,从而保证换相裕度,避免换相失败。在实时数字仿真系统(RTDS)中进行了试验验证,结果表明,所提策略可解决特高压直流大幅提升功率时的换相失败问题。     

整流侧控制方式对特高压直流输电系统换相失败影响研究

特高压直流输电系统发生换相失败时,会引起直流电压和直流电流突变,严重影响直流系统的安全稳定运行。控制系统是特高压直流输电系统的核心部分,其控制方式对系统的输出响应有重要影响。分析特高压直流输电系统换相失败的原因,介绍整流侧的控制方式,建立了云广特高压直流输电系统仿真模型,研究云广特高压直流输电系统整流侧采用定电流控制方式和定功率控制方式对换相失败的影响。仿真结果表明：当逆变侧换流变压器变比K改变时,整流侧采用定电流控制与采用定功率控制相比,系统发生换相失败时的临界变比较大;当逆变侧交流母线发生三相对称接地故障、两相短路故障及单相接地故障时,整流侧采用定电流控制与定功率控制相比,系统不发生连续换相失败的临界电阻较小。整流侧采用定电流控制方式时,对换相失败的控制能力优于定功率控制方式。     

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。     

500 kV交流输变电工程启动调试中断路器分合分试验的探讨

在500 kV交流输变电工程建设后期的启动调试中,需要对500 kV空载线路进行至少3次单分单合的冲击合闸试验。然而,有些地区在成功进行了上述试验后,还要在500kV空载线路上进行若干次的断路器分合分试验。如果线路两端未装设合闸电阻和高压并联电抗器,在500 kV空载线路上进行断路器分合分试验具有一定的风险性。作者根据重合闸过电压的基本理论和一些现场实际经验证明了在特定条件下,分合分试验过电压在2~3 pu之间(1 pu= 550 kV),证实了风险的存在,最后提出了规避分合分试验风险的建议。     

云广直流系统仅带小湾电厂孤岛运行的调试与分析

楚雄侧孤岛运行是云广直流输电系统的正常运行方式之一。介绍了云广直流仅带小湾电厂孤岛运行方式的调试项目,包括联网-孤岛运行方式转换试验、孤岛系统稳态运行以及运行过程中模拟故障或扰动的试验。基于该孤岛运行方式的现场调试,对系统的实际运行特性进行了分析,结果初步验证了云广直流孤岛运行方式的可行性。现场试验及分析为进一步开展后续孤岛运行方式调试打下了基础,并为系统处于这种孤岛方式时的实际运行提供指导。     

特高压直流对交直流并联电网安全稳定影响

以南方电网为例,应用PSS/E仿真软件探讨含有特高压直流的电网中交流和直流系统相互影响机理,以便揭示交直流并联运行电网失稳的可能性。分析表明,多馈入直流系统中,受端交流故障对直流运行状态的破坏程度远较送端交流故障严重,其对系统稳定的影响与直流功率恢复速度有关,若直流恢复速度较慢,有可能使受端交流故障成为系统输电能力的约束故障。大容量直流对系统稳定影响表现为输电能力更高,双极故障后的安稳措施代价更大。