背靠背直流输电的交流电网故障计算模型研究

背靠背直流输电系统由于两侧换流器联系紧密,在一侧交流电网发生故障时会对另一侧交流系统造成影响。现有的故障计算模型并不适用于背靠背直流,为此,在计及直流系统控制特性的换流器等值模型基础上,分析了背靠背直流系统中谐波传变特性和两侧交流电网间的故障影响机理,并建立了背靠背直流系统故障计算模型;利用该模型结合双端交流电网网络结构以及故障侧的边界条件,提出一种含背靠背直流输电的电网故障分析方法。将所提出的故障计算模型应用于灵宝背靠背直流输电模型的故障分析计算,并与PSCAD/EMTDC软件仿真结果相比较,结果表明所提模型和方法是有效的。

背靠背直流输电系统的QPC功能策略优化

直流输电系统低功率运行时,换流器消耗的无功小于交流滤波器提供的无功。直流低负荷无功控制QPC通过调大触发角或熄弧角来增大换流器的无功消耗,抑制无功过剩,但整流侧因分接开关过应力的限制,常使换流器消耗过剩,无功能力受限。利用背靠背直流工程无直流线路、直流电压无需严格控制的特点,对QPC功能策略进行了优化,通过降低直流电压,增大整流侧QPC功能的调节范围。在RTDS实时数字仿真平台上基于实际直流工程模型进行验证,结果表明优化后的QPC功能策略能有效增大整流侧无功调节范围,从而改善整流侧无功过剩对交流系统的影响。

背靠背直流输电系统平波电抗器额定值研究

根据背靠背高压直流输电系统的固有特点,研究分析了如何仿真确定背靠背高压直流输电系统平波电抗器的稳态额定值和暂态额定值,其中包括:用于计算平波电抗器稳态额定值的谐波电压源相关参数的选取与计算;用于计算平波电抗器稳态额定值的仿真回路的搭建;背靠背高压直流输电系统平波电抗器可能发生的故障以及用于计算平波电抗器典型故障的方法。以云南电网与南方主网鲁西背靠背直流异步联网工程为例,对平波电抗器稳态额定值和暂态额定值进行了仿真和计算,并对平波电抗器绝缘水平进行了确定。

鲁西背靠背混合直流输电工程引发次同步振荡的风险评估及抑制方法研究

鲁西背靠背混合直流输电工程与云南电网的滇东和雨汪电厂电气距离较近,可能引发电厂汽轮机组轴系次同步扭振。为此,采用机组作用系数法和时域仿真法对该直流工程引发次同步振荡的风险进行了有效评估。根据复转矩合成原理,分别为该直流工程的常规直流单元和柔性直流单元设计了窄频带、多通道次同步阻尼控制器,EMTDC时域仿真结果显示,所设计的控制器阻尼效果明显,在滇东和雨汪电厂在严苛条件下运行,也依然能有效抑制上述电厂汽轮机组的轴系次同步扭振,且对电网运行方式和直流控制模式具有较强的鲁棒性。

背靠背柔性直流交流断面失电判别系统设计与验证

高压直流输电技术已成为一种高效的输电技术,并广泛应用于我国电网中。然而,当直流送出交流断面失电时,易产生过电压问题。基于背靠背柔性直流工程,分析柔性直流在交流断面失电及非全相运行情况下的过电压问题,提出了交流断面失电判别系统架构、装置的标准化接入信息以及交流断面三相失电和非全相连接的判别逻辑,适用于常规直流及柔性直流接入系统等各种工况下的交流断面失电判别。最后,通过实际故障事件验证了交流断面失电判别系统的有效性和正确性,有效避免了可能产生的过电压和设备损坏问题。

背靠背柔性直流接入电网后的影响评估

考虑到目前对大容量背靠背柔性直流接入电网的影响评估尚缺少具有全面性且通用性的方法,提出一种适用于分析背靠背柔性直流接入对电网影响的评估方法。该方法主要包含静态安全性、短路电流水平、小干扰稳定性和暂态稳定性分析,重点关注柔性直流与交流系统相互影响。以渝鄂背靠背柔性直流工程为案例,采用电力系统分析综合程序(PSASP)对背靠背柔性直流接入湖北电网前后的运行特性进行评估。根据评估结果,结合电网规划与运行要求,提出相应的电网补强工程与安控措施。仿真研究表明,所提评估方法能有效指导电网规划与调度控制,保证电力系统安全稳定运行。

基于数据驱动的背靠背柔性直流自适应广域阻尼控制

针对大型互联电网中可能存在的低频振荡问题,提出一种基于数据驱动的背靠背柔性直流输电系统自适应广域阻尼控制器(adaptive wide-area damping controller,A-WADC)。该A-WADC选取广域测量信号作为输入,同时调节柔性直流输电的有功和无功控制环。为了适应系统运行状态变化,采用基于数据驱动的目标表示的启发式动态规划算法进行控制器设计,无需受控系统的数学模型,仅根据系统输入输出数据信息便能设计控制器。此外,设计自适应时滞补偿器以有效补偿广域信号中存在的通讯时滞。以含背靠背柔性直流输电系统的实际电网等值简化模型为例进行仿真研究,仿真结果验证所提A-WADC在不同运行工况和不同通讯时滞下,均能有效抑制系统的低频振荡,改善系统的暂态稳定性。

三端背靠背柔性直流输电的虚拟同步发电机控制策略及其在配电网中的应用

探讨了一种在10 kV配电网中引入三端背靠背(back-to-back,BTB)柔性直流输电(voltage source converter based HVDC,VSC-HVDC)系统的接线方案,通过VSC-HVDC的控制实现提高供电可靠性和抑制环流的目的。VSC-HVDC系统中换流站在传统控制模式下几乎没有转动惯量,难以有效地参与电网调节。为了提高电网受端系统频率的稳定性,改善系统发生故障后的运行特性,在中压(10 kV)交流配电网的背景下,提出了虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)控制策略在三端BTB VSC-HVDC系统中的应用。首先在10 kV系统中加入三端BTB VSC-HVDC互联装置建立交直流混合配电网,建立换流站在传统控制和VSG控制下的数学模型,然后通过PSCAD/EMTDC平台进行仿真,在2种控制方式下得到系统在受到扰动和发生故障时的运行特性。结果表明,三端BTB VSC-HVDC系统受端换流器使用VSG控制能有效地参与电网调节,增加系统惯性,改善系统的暂态特性,提高电网运行的可靠性。

广东背靠背柔性直流工程最后断路器过电压特性与优化

广东背靠背柔性直流(简称柔直)工程交流侧仅有两条出线,且只有一个下一级变电站,换流器出现最后断路器的风险较高,工程中会配置最后断路器保护来防止设备过压损坏。为降低过电压特征以及提高最后断路器保护动作的时间裕度,基于广东背靠背柔直工程拓扑与控制策略开展了最后断路器三相和单相跳闸工况下的过压机理与特性研究。分析了柔直正负序调制波限幅取值范围,提出了一种柔直正负序调制波限幅优化降低过电压的方法,并开展了EMTDC仿真验证。研究结果表明,背靠背柔直过压特征与正负序控制强相关,且最后断路器单相跳闸比三相跳闸过压严重,换流变饱和特性会抑制过电压但会使控制响应更加复杂,采取所提方法可显著提升最后断路器保护动作的时间裕度。

基于虚拟直流电机的自储能背靠背VSC-MTDC控制策略

自储能背靠背电压源型换流器的多端柔性直流(VSC-MTDC)系统功率突变时,易引起较大的直流母线电压波动。为增强自储能背靠背VSC-MTDC系统协调控制能力,提出了一种基于虚拟直流电机的自储能背靠背VSC-MTDC改进电压裕度协调控制策略。储能DC/DC在一次调节过程中采用虚拟直流电机控制,给出了储能单元二次调节过程的时间参数整定方法,并建立储能与各端口在几种典型运行工况下的协调工作机制,提升系统功率的动态调节能力和直流母线电压动态稳定性。最后对系统各种运行工况进行了仿真分析,验证了所提协调控制策略的有效性。

背靠背柔直的VSG控制策略及应用研究

大量的分布式电源并网会对电网运行的稳定性产生影响,为抑制220 kV电网的合环电流和提高供电可靠性,提出一种接入双端柔性直流背靠背装置的设计方案。利用背靠背柔性直流构建交直流混合电网,对柔性直流的控制策略进行研究。采用三相两电平拓扑结构的电压源换流器,基于电流内环控制的双环电流控制策略,内环采用基于Park变换的d/q轴解耦控制原理,外环采用下垂控制和虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)控制两种方式,利用PSCAD搭建电路模型,研究分析在系统发生故障扰动时不同控制策略下有功功率、电流、直流电压等的波动及恢复情况。仿真结果验证了VSG控制策略的优越性:与传统的柔性直流控制策略相比,VSG在动态过程中具有了惯性和阻尼电网功率振荡的能力,可对电网提供频率支撑,能更好地为系统提供惯性,提高系统稳定性。

混合直流输电系统中柔性直流单元的作用和控制优化

常规直流和柔性直流并联构成的混合直流输电系统,可发挥常规直流大功率输电和柔性直流有功/无功快速解耦控制的优势,尤其针对落点极弱交流系统有较好的经济技术性能。结合云南电网与南网主网背靠背异步联网工程实例,分析了混合直流中柔直单元对于系统稳态运行和故障恢复特性的改善作用及效果,并进一步提出了柔直单元的功率优化控制策略。仿真分析结果表明,柔直单元对于合理配置无功小组、提高弱系统强度、改善故障后常规直流恢复特性效果明显,验证了功率优化控制策略的有效性。

渝鄂背靠背投运清江电站外送能力及提升策略分析

针对渝鄂背靠背及相应鄂西交流补强工程投运后,对近区电网潮流特性和清江梯级电站外送的影响进行计算分析。使用电力系统综合稳定计算程序(power system analysis software package,PSASP)仿真分析近区电网的潮流转移特性,以及清江梯级电站外送通道制约因素,提出提升电站外送能力的措施。依据清江梯级电站运行约束条件的变化给出相应的优化策略,并剖析改造后系统和电站本体可能存在的风险。研究新网架下清江机组的运行策略,对梯级水库调度工作,保障电网和清江梯级电站安全、经济、稳定运行具有指导意义。

渝鄂背靠背投运后水布垭近区电网调压策略优化研究

渝鄂背靠背柔性直流工程投运后水布垭电站近区电网变为湖北交流电网末端,其电压无功特性显著改变。通过对工程投运前后水布垭电站近区电网的无功补偿设备配置情况进行梳理,分析了工程投运后近区电网渔峡电压偏高和恩施电压偏低问题形成原因。采用电力系统分析综合程序(PSASP)对电站近区电网的无功电压特性进行仿真计算,仿真结果表明施州柔直、恩施变和水布垭对降低渔峡电压效果基本相同,施州柔直对提升恩施电压的效果优于水布垭。最后,提出了综合考虑电网无功补偿设备资源配置、柔直电压控制死区和水布垭机组工况的调压优化策略。该控制策略能够保持渝鄂背靠背柔性直流工程投运后水布垭电站近区电网电压稳定,有利于系统的安全稳定运行。

渝鄂异步互联对华中电网运行特性的影响

针对规划的渝鄂异交流同步互联通道改造为背靠背柔性直流异步互联通道后对华中电网的运行特性的影响进行计算分析。比较了异步联网前后三峡近区短路电流变化情况,分析了四川电网内部发生大扰动后对华中电网安全稳定性的影响,以及华中系统小干扰稳定特性的变化情况。计算结果表明,渝鄂背靠背投运后,三峡近区短路电流减小,华中电网振荡模式有所变化,三峡近区的暂稳特性严重恶化,同时龙泉、恩施电网存在孤网运行的风险。针对上述问题提出新建龙斗四回、宜渔双回、恩渔四回的网架补强方案,验证了该方案的有效性。研究结果对华中电网规划、运行及国内同类直流工程设计都具有一定参考价值。