2 GW海上风电对称单极与对称双极柔直送出方案技术经济性对比

现阶段海上大容量风电接入电网通常采用柔性直流输电技术,目前已投运的海上直流工程均采用对称单极接线方案。对称双极方案虽然初期投资高,但其高可靠性可以提高运行阶段的发电盈利。基于2 GW海上风电柔性直流送出规模,开展了对称单极和对称双极系统的设计对比,提出了两种接线拓扑对应的海上换流站平台布置及结构设计方案,并对两种方案的初期建设投资及全寿命周期盈利进行了计算。结果表明对称单极方案较对称双极方案在全生命周期经济性上具有优势。

海上风电柔性直流技术研究进展与展望

本文概述了全球海上风电发展情况,从政策、规划、资源、技术角度分析了我国海上风电发展的宏观基本面。详细介绍了国内外海上风电柔性直流送出的主流技术路线和技术发展现状。针对几类新型海上风电柔直系统拓扑结构,从技术、经济性方面进行了综合比较分析,并对其工程应用潜力进行了研判。最后提出了我国海上风电柔性直流技术研究与创新发展的战略思考和建议。

基于虚拟同步电机技术的VSC-HVDC整流侧建模及参数设计

在传统控制方式下,柔性直流输电(voltage source converter based high voltage direct current,VSC-HVDC)系统换流站难以有效参与电网动态调节,而虚拟同步电机技术通过合适的控制设计使得换流器单元能够为系统提供惯性支撑,已引起广泛关注。首先结合VSC-HVDC系统数学模型,分析换流站等效为同步电机的可行性,给出基于虚拟同步电机技术的换流站控制方案。其次,针对整流侧换流站,在动态过程中将逆变侧等效为一个恒功率负载,建立虚拟同步电机内环和电压外环的小信号数学模型,分析并给出一种系统化的控制参数设计方法。最后,通过仿真分析验证文中理论分析的正确性和参数设计方法的有效性。

大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出的电压特性

光伏电站孤岛经柔性直流外送至负荷中心消纳是“沙戈荒”等地区光伏基地送出的重要技术方案。然而,孤岛送出系统中柔性直流设备代替传统旋转设备成为光伏设备的唯一稳定交流电压源,将导致系统电压特性明显不同于传统电网。因此,针对大规模光伏电站经孤岛柔性直流送出稳态、暂态电压特性开展研究。首先详细介绍了大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出系统;其次建立了孤岛送出系统稳态电压分析模型,提出了以功率圆为表征计及柔性直流暂稳态无功功率能力的稳态电压特性及功率极限分析方法,并通过算例系统开展了稳态电压特性分析;然后研究了大规模光伏电站孤岛经柔性直流送出系统严重交流故障情况下暂态电压特性,提出新能源与柔性直流暂态协调控制策略;最后提出了提升电压稳、暂态特性的措施,可为光伏电站孤岛经柔性直流送出系统实际运行设计提供参考。

光伏电站经VSC-HVDC并网拓扑及其控制策略

针对光伏发电与电压源换流器高压直流输电(voltagesource converter-high voltage direct current,VSC-HVDC)系统直流电压等级不匹配问题,提出了一种新的光伏电站经VSC-HVDC并网拓扑和控制策略,研究了该并网方案中光伏电站的运行特性,分析了单个光伏发电单元的控制策略和串联光伏发电单元支路故障控制策略;针对该拓扑结构中串联光伏发电单元效率易受不均匀辐照度影响的问题,提出了改进的电压源换流器(voltage source converter,VSC)直流侧电压斜率控制策略。在几种典型辐射情况下进行仿真,结果验证了所提控制策略的有效性,表明该方案可解决VSC-HVDC技术应用于光伏发电并网所面临的电压等级匹配问题。

背靠背换流站核心区域设计方案分析

为解决跨区输电以及短路电流超标问题,可考虑采取直流背靠背技术实现电网异步互联和目标网架优化。本文结合2022年投产的云霄换流站和粤中换流站工程实际,对比分析柔性直流和常规直流两种直流背靠背技术的工程特点。论文总结了两个工程核心区域的电气接线、设备选型和布置方案,并从技术方案和工程造价两方面开展对比分析。研究结果表明:在大多数异步联网场景下,常规直流背靠背技术仍然具有一定工程造价优势;但柔性直流背靠背技术在多直流馈入电网应用时可降低同时换相失败风险,具有无可替代的技术优势。本文相关研究成果可为后续背靠背直流工程设计应用提供参考。

某柔性直流换流站电阻器电阻值数据异常分析

针对某柔性直流换流站年度检修期间连续检测出电阻器异常问题进行分析。通过现场拆解,发现设备结构存在隐患,提出电阻器包边结构和安装工艺优化整改措施。检测结果显示优化措施是可行的、有效的,有力保障了设备运行安全,也为今后类似问题提供参考。

多端直流配电系统VSC换流站交流电流反馈阻尼控制策略

多端直流配电系统VSC定功率站的恒功率特性与直流电网交互作用,易引起系统直流电压和电流的振荡甚至失稳。为此,文中提出一种适用于定功率站的交流电流反馈有源阻尼控制策略,该策略可充分利用已有交流量测量,并避免新的反馈通路引入。首先以定功率站平均值模型和背景直流配电系统戴维南等值电路为基础,分析不同阻尼策略的差异性及其在直流侧阻抗表征上的相互联系。其次,通过改变采样点和反馈点,得到交流电流反馈有源阻尼控制策略的降阶实现方式,并基于等值电路阻抗给出阻尼补偿环节参数设计方法。进而,建立计及所提阻尼控制策略的定功率站小信号模型,并推导能准确反映阻尼控制特性的输入阻抗模型。最后,以三端直流配电系统为例,通过波德图、小信号特征值轨迹和阻抗奈奎斯特曲线对比及Matlab/Simulink时域仿真和RT-Lab硬件在环实验,验证所提策略对抑制直流侧振荡和提升功率传输极限的有效性。

基于VSC-HVDC的南汇风电场换流站控制策略

基于电磁暂态软件PSCAD/EMTDC,在d-q坐标系下推导了上海南汇并网风电场、换流站VSC-HVDC的数学模型,提出了连接风电场VSC-HVDC两端的控制策略并设计了VSC-HVDC控制系统。仿真结果表明,所设计的控制系统具有优良的控制品质,实现了VSC传输功率的独立、灵活调节。

基于VSC-HVDC并网的光伏电站启动控制及优化方法的研究

随着近年来能源危机的日益加重以及部分地区供电紧张、能源分布不合理问题,光伏电站经VSC-HVDC(voltage source converter-high voltage direct current)并网已经成为一种迫切的需求。首先研究得出并网系统的整个启动控制过程,并提出了定交流母线电压控制与定直流电压-功率斜率控制相结合的启动控制策略,缓解并网系统启动时电流电压的大幅度波动对自身和电网带来的冲击。仿真结果显示,该启动控制过程与控制策略的结合能够实现系统无冲击启动并正常进入额定工况稳定运行。随后根据光照强度随机性的特点,提出混合粒子群算法对并网系统的控制器进行优化,平抑光伏电站并网时的功率波动。仿真结果显示,该算法优于单一的粒子群算法,平抑光伏电站输出功率波动的效果更加显著。

南澳多端VSC-HVDC工程直流断路器的控制策略研究

针对加装直流断路器后的南澳多端柔性直流控制策略进行研究,针对加装直流断路器后直流系统的运行需求,提出了断路器控制、青澳站在线投入和退出的技术方案。新增直流断路器本体支路定义检修状态、冷备用状态、热备用状态、运行状态共4种运行状态。给出了青澳站在线投入以及退出顺控的基本流程。试验结果显示,青澳站成功完成闭锁操作,且金牛站和塑城站依旧运行正常,验证了青澳站在线退出策略的有效性和可行性。

经VSC-HVDC系统并网的风电场反馈线性化滑模控制

以减少风电场并网对电网的影响及提高并网系统鲁棒性为目的,采用基于反馈精确线性化的滑模变结构控制策略对经高压直流输电并网的风电场系统两侧换流站的控制进行设计。首先建立电压源换流器在dq坐标系下的数学模型,然后采用基于精确线性化解耦的滑模变结构控制方法设计高压直流输电系统两侧换流站,解决传统双闭环控制方法调节能力差以及参数整定困难等问题,进一步提高控制系统的抗干扰能力与动态稳定性,最后在MaWab/Simulink中建立经高压直流输电系统并网的风电场仿真模型,对比加入滑模变结构前后的仿真波形图,验证控制系统的各方面性能。

采用改进粒子群算法的含VSC-HVDC交直流系统优化潮流

电压源换流器型高压直流输电(Voltage Source Converter⁃High Voltage Direct Current,VSC⁃HVDC)的接入改变了传统电力系统的网架结构以及最优潮流模型,针对此问题,提出采用改进粒子群算法的VSC⁃HVDC潮流计算方法。阐述了VSC⁃HVDC的基本原理及控制方式,考虑系统网损多时段全局优化,建立了含VSC⁃HVDC的交直流混联系统动态最优潮流(Dynamic Optimal Power Flow,DOPF)模型。接着采用自适应权重和异步变化学习因子的改进粒子群算法对建立的DOPF模型进行求解。最后,通过对改进的IEEE 14节点算例进行测试,验证了模型和算法的有效性。

光伏电站经VSC-HVDC并网拓扑及其控制策略

针对VSC-HVDC系统中的自流电压等级小、匹配上存在的问题,提出了解决的措施,就并网措施中的光伏电站的运转性质进行了仔细讨论,同时对发电单元管控方案进行了详细的讨论;在辐照度小且不均匀时对拓扑结构中的发电单元效率的影响方面,提出了解决的方法,值得参考。

±800 kV柔直换流站电气系统可靠性分析

对电气元件等效二状态模型进行优化,提出了计及计划检修状态的元件等效三状态模型,使之符合柔性直流输电系统实际运行情况。以广东龙门换流站为例,通过等效三状态模型计算柔直换流站电气主接线中各元件的可靠性参数,使用分区简化方法计算各分区的可靠性参数。在此基础上,利用目标导向(GO)法和动态贝叶斯网络相结合的方法建立了电气主接线的可靠性模型,求解柔直换流站可用度、不可用度以及计划检修概率的时变曲线,验证了所提模型和方法对柔性换流站电气主接线可靠性评估的可行性与有效性。

适用于对称故障仿真的特高压柔性直流换流站动态相量建模

随着多项特高压柔性直流工程投运,建立高效而准确的模型用以研究特高压柔性直流换流站运行特性很有必要。为此提出了基于模块化多电平换流器的特高压柔性直流换流站的动态相量解析模型,该模型能准确描述稳态及发生对称故障时特高压柔性直流换流站的动态特性。首先通过研究高低端换流器交直流侧的相互作用关系,重新建立了多换流器与交直流系统的接口模型。然后结合考虑内部谐波特性的换流器模型,建立了特高压柔性直流换流站的动态相量解析模型。通过对已建立动态相量模型中交流侧状态空间方程的修正,进一步扩展了其在交流系统发生对称故障下的适用性。最后基于PSCAD/EMTDC中的电磁暂态仿真模型,验证了所建模型在稳态和故障下的正确性和高效性。

柔性直流传输工程交流场主接线的案例分析

阐述换流站电气主接线的推荐方案,利用变电站电气主接线可靠性评估软件进行可靠性计算,分别从运行维护、本期新建和远期超规模扩建三方面进行分析比较。建议南通道西侧采用3/2接线,提高可靠性和运维的便利性。

中通道背靠背换流站交流接线优化

依据广东电网中通道直流背靠背工程的建设规模特点,对500 kV接线形式进行分析及研究,从而确定换流站电气主接线推荐方案。利用SSRE-TH软件进行可靠性计算,分别从运行维护、本期新建和远期超规模扩建三方面进行分析。探讨中通道旁路的两种接线形式的保护配置方案,推荐中通道的龙门2回直接接入东侧交流场,东、西侧交流场通过2回旁路联络线相连的接线方案。

舟山多端柔性直流输电工程换流站绝缘配合

换流站的绝缘配合是柔性直流输电工程实施的关键技术之一,其研究对换流站设备设计、选型、制造和试验具有重要的指导作用。为合理确定舟山多端柔性直流输电工程各换流站设备的绝缘水平,提出了换流站的避雷器布置方案,计算确定了相应避雷器参数及保护水平,给出了换流站设备推荐的绝缘裕度,并根据选取的设备绝缘裕度最终确定了换流站各设备的绝缘水平。文章给出了3种不同避雷器布置方案下的绝缘配合结果,结果表明不同避雷器布置主要对桥臂电抗器端子间的绝缘水平有较大影响,方案1下桥臂电抗器端子间的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别为450 kV和325 kV;方案2和方案3的避雷器布置下,桥臂电抗器端子间的绝缘水平相同,雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平分别为750kV和550kV。除桥臂电抗器外,3种方案下换流站其他设备推荐的绝缘水平均相同,换流站联结变压器阀侧交流设备的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平取为650 kV(或750 kV)和550 kV,桥臂电抗器阀侧交流设备的雷电和操作冲击绝缘水平与联结变阀侧设备取为一致,换流站200 kV直流母线的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平建议取为650 kV(或750 kV)和550 kV,直流平波电抗器端子间的雷电冲击绝缘水平和操作冲击绝缘水平取为850kV(或950kV)和750kV。此外,文章还分析了3种避雷器布置方案的优缺点。研究结果可为该工程的建设提供重要依据,也可为其他相关工程提供参考。

舟山多端柔性直流输电工程换流站内部暂态过电压

舟山多端柔性直流输电工程建成后将成为世界上第一个基于模块化多电平换流器(Modular Multilevel Converter,MMC)的五端柔性直流输电工程。为研究各换流站的过电压水平,依托舟山多端柔性直流输电示范工程,详细分析了换流站交直流侧的过电压机理,建立了基于详细控制保护策略的五端柔性直流输电系统过电压仿真模型,计算了换流站联结变压器阀侧单相接地、桥臂电抗器阀侧单相接地、直流极线接地、直流平波电抗器阀侧直流母线接地和直流极间短路等故障在换流站关键设备上产生的过电压。结果表明:联结变压器阀侧交流母线上的最大过电压为360 kV;直流极线上的最大过电压为370kV,直流平波电抗器阀侧直流母线的最大过电压为369 kV,避雷器CB和D承受的最大能量分别为1.258 MJ和1.655 MJ;星形电抗接地支路中性点上的最大过电压为188 kV;桥臂电抗器两端产生的最大过电压为235 kV。计算结果可为该工程换流站的绝缘配合研究以及相关设备的选型、试验等提供重要依据。