提高特高壓直流運(yùn)行可靠性的分接開關(guān)優(yōu)化控制策略

馬玉龍, 宋勝利, 王玲, 尹健, 李明, 馬為民, 盧亞軍, 張俊

(1.國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司, 北京市 102209;2.國家電網(wǎng)有限公司, 北京市 100031)

0 引 言

換流變分接開關(guān)是特高壓直流輸電工程的核心設(shè)備[1-2],用于平抑交流系統(tǒng)電壓波動的影響、調(diào)節(jié)直流系統(tǒng)功率升降、調(diào)整直流系統(tǒng)運(yùn)行在合理工作區(qū)間[3-5]。

分接開關(guān)的內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜,在有載調(diào)節(jié)時會承受較大的電氣、機(jī)械應(yīng)力[6-8],一旦出現(xiàn)故障輕則造成直流停運(yùn),重則引起換流變等重要設(shè)備損毀,造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失和嚴(yán)重的社會影響[9-11]。

特高壓直流工程輸電過程中,減少分接開關(guān)動作次數(shù)可以減少對設(shè)備的應(yīng)力沖擊。盡管可以通過降壓運(yùn)行減少分接開關(guān)動作次數(shù),但這會導(dǎo)致直流系統(tǒng)的輸送功率能力大幅減少,直流損耗增加[12-14]。

直流輸電系統(tǒng)是一個高度可控的系統(tǒng),無論是送端換流站還是受端換流站,分接開關(guān)均與換流器的觸發(fā)角控制相配合,從而實現(xiàn)功率可控、運(yùn)行穩(wěn)定和設(shè)備安全的目標(biāo)[15-16]。基于現(xiàn)有直流工程的控制保護(hù)系統(tǒng)架構(gòu),研究可減少分接開關(guān)動作頻率的優(yōu)化控制策略,無疑是提高分接開關(guān)以及直流系統(tǒng)運(yùn)行可靠性的最行之有效手段之一[17-19]。

文獻(xiàn)[20]對比分析了背靠背直流工程中逆變站的3種控制策略,指出定閥側(cè)空載直流電壓控制在減少換流變壓器分接開關(guān)檔位及降低分接開關(guān)動作次數(shù)方面存在的優(yōu)勢。文獻(xiàn)[21]提出了一種適用于弱交流系統(tǒng)的背靠背直流輸電系統(tǒng)改進(jìn)控制策略,可以在減少分接開關(guān)動作次數(shù)的同時進(jìn)一步改善直流工程與交流系統(tǒng)之間的適應(yīng)性。文獻(xiàn)[22]提出了一種通過分接開關(guān)、交流濾波器和動態(tài)無功補(bǔ)償?shù)膮f(xié)調(diào)控制策略來減少分接開關(guān)動作次數(shù)。然而上述控制策略或無法直接應(yīng)用于長距離直流輸電系統(tǒng),或會犧牲直流系統(tǒng)的運(yùn)行效率。

本文首先分析了特高壓直流輸電系統(tǒng)的分接開關(guān)基本控制策略,并在此基礎(chǔ)上,分別提出了適用于整流側(cè)和逆變側(cè)的不同分接開關(guān)優(yōu)化控制策略,分析了所提優(yōu)化控制策略的原理及影響,最后基于直流主回路計算、實時數(shù)字仿真和工程應(yīng)用效果,對上述分析進(jìn)行驗證。

1 特高壓直流分接開關(guān)的基本控制策略

直流輸電系統(tǒng)通過控制整流器和逆變器的輸出電壓,在直流回路中形成持續(xù)穩(wěn)定的直流電流,從而維持穩(wěn)定的傳輸功率。在正常工作條件下,逆變站維持直流系統(tǒng)的運(yùn)行電壓,而整流站則控制直流電流或功率。直流系統(tǒng)的等效電路如圖1所示。

圖1 直流輸電系統(tǒng)等效電路圖

分接開關(guān)控制和觸發(fā)角控制是換流器的兩種調(diào)壓手段,其中換流器的觸發(fā)角控制屬于快速調(diào)節(jié),其響應(yīng)速度可達(dá)到毫秒級;而分接開關(guān)調(diào)節(jié)屬于慢速調(diào)節(jié),其調(diào)節(jié)速度為秒級。

1.1 送端分接開關(guān)控制策略

為簡化描述,本文中定義“控制死區(qū)”為分接開關(guān)控制功能中受控目標(biāo)變量的允許運(yùn)行范圍,當(dāng)受控目標(biāo)變量在此范圍內(nèi)時,分接開關(guān)不會動作。整流側(cè)的分接開關(guān)控制以觸發(fā)角為控制目標(biāo),當(dāng)觸發(fā)角超出運(yùn)行范圍后將其調(diào)節(jié)回控制死區(qū)內(nèi),保證換流器具備足夠的調(diào)節(jié)裕度,維持換流器運(yùn)行于經(jīng)濟(jì)區(qū)間。

目前,絕大多數(shù)特高壓直流工程整流側(cè)的分接開關(guān)控制目標(biāo)為將觸發(fā)角控制在15°±2.5°。分接開關(guān)以這一區(qū)間作為控制目標(biāo)主要是綜合考慮了換流器的角度控制裕度、無功損耗和諧波含量等因素[23-24]。

1.2 受端分接開關(guān)控制策略

1.2.1 預(yù)測型關(guān)斷角控制

預(yù)測型關(guān)斷角控制是逆變側(cè)的一種典型基本控制策略,根據(jù)交流電壓、電流指令值、換相電抗計算得到換相角,從而推算出對應(yīng)關(guān)斷角指令的觸發(fā)角,屬于間接控制。預(yù)測型關(guān)斷角控制雖然不能實現(xiàn)關(guān)斷角的實時控制,但其原理簡單,無需關(guān)斷角的實測值,具有很好的穩(wěn)態(tài)控制效果,在國家電網(wǎng)有限公司的直流工程中獲得廣泛應(yīng)用。

逆變側(cè)采用預(yù)測型關(guān)斷角控制后,穩(wěn)態(tài)運(yùn)行過程中關(guān)斷角運(yùn)行于指令值,不再具備直流電壓的調(diào)節(jié)能力,直流電壓由逆變側(cè)分接開關(guān)調(diào)節(jié)。逆變側(cè)分接開關(guān)控制通過本站直流母線電壓、直流電流計算出整流側(cè)直流母線電壓,如果超過控制死區(qū)則分接開關(guān)動作將其調(diào)回控制死區(qū)內(nèi)。由于分接開關(guān)的調(diào)檔是逐級的,直流電壓將會在一定范圍內(nèi)運(yùn)行。直流電壓運(yùn)行范圍取決于分接開關(guān)的調(diào)檔步長和控制死區(qū),一般分接開關(guān)可以將直流電壓誤差控制在額定電壓的1%以內(nèi)。

1.2.2 定直流電壓控制

定直流電壓控制指逆變側(cè)的觸發(fā)角控制以直流電壓為控制目標(biāo)。定直流電壓控制的突出優(yōu)點是換流器觸發(fā)角控制直接參與直流電壓控制,響應(yīng)速度快,直流電壓控制精確高。

逆變側(cè)換流器控制采用定直流電壓控制后,當(dāng)關(guān)斷角超出控制死區(qū)之外時,將通過分接開關(guān)的調(diào)節(jié)使其重新回到控制死區(qū)內(nèi),從而保證關(guān)斷角的調(diào)節(jié)裕度和直流系統(tǒng)的性能。逆變側(cè)分接開關(guān)的這一控制策略和整流側(cè)的分接開關(guān)控制策略類似。

2 送端換流站分接開關(guān)優(yōu)化控制策略

如果增大送端觸發(fā)角的控制區(qū)間,則當(dāng)交流電壓、功率水平發(fā)生變化時,由于換流器被允許運(yùn)行于更大的范圍,分接開關(guān)的動作次數(shù)將減少。

(1)

式中:Ud為直流電壓;Udi0為六脈動換流器的理想空載直流電壓;α為觸發(fā)角;dx為換流器的相對感性壓降;dr為換流器的相對阻性壓降;Id為直流電流;下標(biāo)N意味所指變量為額定值。

直流輸電系統(tǒng)的直流電壓由受端換流器控制,即在受端換流器控制系統(tǒng)的作用下送端直流電壓基本維持為目標(biāo)值。根據(jù)式(1),當(dāng)受端控制送端直流電壓不變時,由于存在換相壓降,直流系統(tǒng)在升功率或升電流的過程中,送端等效直流電源電壓有下降的趨勢,為了控制直流功率或電流,必然要求送端換流器提高理想空載直流電壓或減小觸發(fā)角。如果解鎖前預(yù)調(diào)送端分接開關(guān),使直流最小功率解鎖時觸發(fā)角運(yùn)行于控制死區(qū)內(nèi)的最大值,則隨著直流功率或電流的增加,觸發(fā)角將單向逐漸減小,直到觸發(fā)角越下限時分接開關(guān)才動作。這一策略與以往采用的將觸發(fā)角控制于參考值的策略相比,觸發(fā)角的運(yùn)行范圍更大,因此分接開關(guān)動作的次數(shù)也更少,如圖2所示。這種策略雖然解鎖后換流器運(yùn)行于較大角度,換流器消耗的無功有所增加,但一則小功率時無功損耗總體較小,二則隨著功率的增加觸發(fā)角會逐漸減小,無功損耗趨于減少,不致引起無功補(bǔ)償容量不足。

圖2 送端分接開關(guān)優(yōu)化控制策略與原策略對比

綜上分析,為減少送端分接開關(guān)動作次數(shù),提出如下的送端分接開關(guān)優(yōu)化控制策略:

1)增大觸發(fā)角控制死區(qū),例如由12.5°～17.5°增大為12.5°～25.0°。

2)解鎖前預(yù)調(diào)分接開關(guān)以使解鎖后送端觸發(fā)角運(yùn)行于區(qū)間的上限值。

對于策略2),初始檔位目標(biāo)值可通過0.1 pu下的直流電壓、直流電流及觸發(fā)角上限值由式(2)、(3)計算得出:

Udi0R=[UdR/2n+UT+Udi0NRIdR·(dxR+drR)/IdNR]/cosα

(2)

式中:下標(biāo)R意為所指變量處于整流側(cè);n為一極中的12脈動換流器個數(shù);UT為六脈動換流閥的正向壓降。

(3)

式中:Tn為換流變分接開關(guān)檔位;UsN為換流變網(wǎng)側(cè)交流線電壓額定值的有效值;nnom為換流變額定變比;η為換流變分接開關(guān)調(diào)節(jié)一檔的步長。

對于已投運(yùn)工程,增大分接開關(guān)的控制死區(qū)后,換流器將運(yùn)行于更大的范圍,如文獻(xiàn)[1]中給出的觸發(fā)角、換相角與損耗、無功消耗的數(shù)學(xué)關(guān)系可知,換流器產(chǎn)生的諧波、無功、運(yùn)行損耗以及承受的應(yīng)力都比原策略略有增加,因此需要重新校核濾波器的定值、性能表,以及換流閥的耐受能力。以賓金工程為例,采用大角度策略額定交流電壓下送端在雙極大地運(yùn)行方式下的無功功率消耗對比如表1所示,觸發(fā)角度越大時無功消耗越大,最多差別273 Mvar,隨著直流功率的升高,觸發(fā)角逐漸減小,無功消耗逐漸減小。為避免大功率時因角度過大引起無功補(bǔ)償容量不足,當(dāng)換流站無功補(bǔ)償容量不足時觸發(fā)角控制死區(qū)應(yīng)恢復(fù)為原值。

表1 觸發(fā)角改變對無功消耗帶來的變化

在當(dāng)前直流系統(tǒng)設(shè)計和設(shè)備制造水平下,換流閥運(yùn)行角度放大到25°,不會提高設(shè)備制造成本。

3 受端換流站分接開關(guān)優(yōu)化控制策略

3.1 基于預(yù)測型關(guān)斷角控制的優(yōu)化控制策略

3.1.1 直流電壓動態(tài)調(diào)控策略

為減少特高壓直流因分接開關(guān)引起的事故隱患,國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司于2019年首次提出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略[25-26]。該策略中,受端分接開關(guān)在全部功率范圍內(nèi)以及電網(wǎng)交流電壓運(yùn)行范圍內(nèi)都幾乎不動作[27-28]。

在直流電壓動態(tài)調(diào)控策略中,根據(jù)受端交流系統(tǒng)電壓運(yùn)行范圍,通過主回路計算得到各種運(yùn)行方式、各種功率水平下可能的直流電壓最小值,并將分接開關(guān)控制死區(qū)放大至這一值,以避免分接開關(guān)動作,其原理如圖3所示。

圖3 直流電壓動態(tài)調(diào)控策略原理圖

直流電壓動態(tài)調(diào)控策略僅是改變了分接開關(guān)的控制死區(qū),沒有改變現(xiàn)有直流輸電工程的基本控制保護(hù)策略,僅需調(diào)整分接開關(guān)控制死區(qū)以及與分接開關(guān)控制相關(guān)的極間同步等功能。由于直流電壓可能在低于額定值水平下運(yùn)行,相同功率水平下直流電流會增加,換流器產(chǎn)生的諧波水平也與全壓運(yùn)行不同,因此需要校核濾波器投切定值表和性能表。直流控制保護(hù)系統(tǒng)的其他控制策略、保護(hù)定值等均不受影響。

采用直流電壓動態(tài)調(diào)控策略后,由于直流電壓可能會低于額定值,最大輸電功率可能低于額定容量。當(dāng)退出該策略以解除對直流輸送功率的限制時,分接開關(guān)有可能會連續(xù)動作多檔。

3.1.2 改進(jìn)的直流電壓動態(tài)調(diào)控策略

當(dāng)直流工程有較大的送電功率需求時,采用直流電壓動態(tài)調(diào)控策略會受到限制。為解決這一問題,提出改進(jìn)的直流電壓動態(tài)調(diào)控策略,改進(jìn)策略包括:

1)為解決輸送功率能力受限問題,在高功率時應(yīng)退出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略。

2)為解決退出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略時分接開關(guān)短時間內(nèi)動作次數(shù)較多的問題,適當(dāng)提高受端分接開關(guān)控制中使用的直流電壓下限指令值。

改進(jìn)的直流電壓動態(tài)調(diào)控策略的核心思想是在原來直流電壓動態(tài)調(diào)控策略的基礎(chǔ)上提高直流電壓下限指令值,如圖4所示。在直流電流達(dá)到額定值時退出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略以解除對輸送功率的限制,為避免擾動導(dǎo)致的策略頻繁退出和投入問題,投入策略時的電流指令值需略低于退出時的功率指令值,如圖5所示。

圖4 改進(jìn)的直流電壓動態(tài)調(diào)控策略原理圖

圖5 改進(jìn)的直流電壓動態(tài)調(diào)控策略投入退出示意圖

改進(jìn)策略與直流電壓動態(tài)調(diào)控策略相比的優(yōu)勢在于直流輸送功率能夠達(dá)到滿功率,僅需要高功率時進(jìn)行策略的投退。投退功率點的選擇需綜合考慮交流電壓波動范圍以及投退時的分接開關(guān)集中動作的情況。如果投退的功率點選擇過低,策略投退時分接開關(guān)集中動作次數(shù)多,對換流變的安全穩(wěn)定運(yùn)行會造成一定的威脅,如選擇過高,對于交流系統(tǒng)電壓波動帶來的分接開關(guān)動作次數(shù)的抑制效果不明顯。因此通常分接開關(guān)控制直流電壓的死區(qū)下限可設(shè)置為額定直流電壓的97%(776 kV),這樣當(dāng)退出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略時分接開關(guān)大約動作2～3檔,不致在電流較大時連續(xù)過多調(diào)檔。分接開關(guān)控制直流電壓的控制死區(qū)為-3%～1%時,對于受端交流系統(tǒng)電壓在4%以內(nèi)的交流電壓波動,受端分接開關(guān)都將不動作,而4%可以覆蓋絕大多數(shù)受端交流系統(tǒng)的電壓波動。

3.2 基于定直流電壓控制的優(yōu)化控制策略

逆變側(cè)采用定直流電壓的控制策略時,觸發(fā)角控制將直流電壓控制在目標(biāo)值,而分接開關(guān)則將關(guān)斷角維持在控制死區(qū)內(nèi)。整流側(cè)、逆變側(cè)直流電壓可根據(jù)式(4)、(5)計算得到:

UdR=UdI+Rd×Id

(4)

式中:Rd為直流線路電阻;下標(biāo)I意為所指變量處于逆變側(cè)。

(5)

式中:γ為關(guān)斷角。

在定直流電壓控制策略中,逆變側(cè)控制整流側(cè)直流電壓,由式(4)、(5)可得到整流側(cè)直流電壓為:

(6)

式(6)也可寫為:

Udi0Icosγ+K×Id=Udref

(7)

式中:Udref為直流電壓的目標(biāo)值;K為由主回路參數(shù)計算得到的常量,即:

(8)

由此建立了定直流電壓控制策略下逆變側(cè)關(guān)斷角和直流電流的函數(shù)關(guān)系。根據(jù)K的取值不同,有如下3種情況:

1)K>0時,隨著直流電流的增加關(guān)斷角也增加;

2)K=0時,隨著直流電流的增加關(guān)斷角維持不變;

3)K<0時,隨著直流電流的增加關(guān)斷角減小。

定直流電壓控制下的關(guān)斷角特性曲線如圖6所示。

圖6 定直流電壓控制下關(guān)斷角特性曲線

對于特定的直流工程,在某一主接線運(yùn)行方式(例如全壓/半壓、大地回線/金屬回線)下,K是確定的值,則直流解鎖后必然會遵從式(7)或圖6運(yùn)行。對于定直流電壓控制,當(dāng)關(guān)斷角超出控制死區(qū)時分接開關(guān)會動作使關(guān)斷角重新回到控制死區(qū)內(nèi)。如果能根據(jù)式(8)在解鎖前甚至是換流變充電前預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)檔位,則在功率升高的過程中關(guān)斷角更易處于控制死區(qū)內(nèi),減少分接開關(guān)的動作次數(shù),具體策略如下:

1)K>0時,預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)使解鎖時關(guān)斷角為控制死區(qū)下限值;

2)K=0時,預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)使解鎖時關(guān)斷角為額定值;

3)K<0時,預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)使解鎖時關(guān)斷角為控制死區(qū)上限值。

這種根據(jù)主接線運(yùn)行方式預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)的策略最大限度地利用了關(guān)斷角的控制死區(qū)。尤其是對于策略3),預(yù)調(diào)節(jié)分接開關(guān)使解鎖后關(guān)斷角為控制死區(qū)上限,此時雖然角度大,但由于功率低,故無功消耗小。隨著功率的增加,關(guān)斷角自然減小,消耗的無功比同功率時關(guān)斷角較大的情況要小。近年來特高壓直流工程的直流線路多采用多分裂、大截面導(dǎo)線,線路直流電阻相對較小,策略3)中K<0的條件容易滿足,因而改進(jìn)的直流電壓動態(tài)策略具有更好的實施條件。

與送端分接開關(guān)優(yōu)化控制策略類似,本控制策略以不增加換流站無功補(bǔ)償容量為前提,當(dāng)換流站無功補(bǔ)償容量不足時關(guān)斷角控制死區(qū)恢復(fù)為原值。

受端增大關(guān)斷角控制死區(qū)后不會增加換流閥等設(shè)備的制造成本,除了減少分接開關(guān)動作次數(shù)的優(yōu)點,還可以提高直流系統(tǒng)抵御換相失敗的能力,增強(qiáng)交直流電網(wǎng)的安全性[29-31]。

4 優(yōu)化控制策略驗證與工程應(yīng)用

4.1 基于預(yù)測型關(guān)斷角控制的特高壓直流工程

賓金特高壓直流工程額定直流電壓±800 kV、額定功率8 000 MW,受端采用了預(yù)測型關(guān)斷角的控制策略。

若送、受端分別采用第2節(jié)和第3.1.2節(jié)中的分接開關(guān)優(yōu)化控制策略,當(dāng)功率在0.10～1.00 pu范圍內(nèi)上升或下降時,與常規(guī)控制策略的分接開關(guān)動作次數(shù)對比如表2所示,其中采用優(yōu)化控制策略時雙極大地回線方式的主回路運(yùn)行特性如表3所示。

表2 功率升降過程中分接開關(guān)動作次數(shù)對比(基于賓金特高壓直流工程)

采用分接開關(guān)優(yōu)化控制策略后,由表2、表3可見在0.10～1.00 pu的功率升降過程中:

1)送端分接開關(guān)動作次數(shù)在雙極大地和單極大地運(yùn)行方式下由8次減少為0次、單極金屬回線方式由8次減少為2次,均顯著減少。

2)受端分接開關(guān)共動作3次,分別為在0.80 pu動作一次、在0.97 pu退出策略時動作2次,雖然總動作次數(shù)與常規(guī)策略相同,但當(dāng)功率在0.80 pu以內(nèi)時分接開關(guān)都不動作,而0.80 pu的功率限值能夠覆蓋該工程絕大部分的運(yùn)行工況。

為驗證上述策略的效果,在實驗室組建了基于實時數(shù)字仿真系統(tǒng)(real time digital simulation system,RTDS)的閉環(huán)測試系統(tǒng),其中控制保護(hù)系統(tǒng)采用了許繼的DPS3000平臺,該套系統(tǒng)與賓金特高壓工程現(xiàn)場設(shè)備的功能和性能相同,冗余配置和接口進(jìn)行了簡化,可全面和準(zhǔn)確地反映直流系統(tǒng)的暫、穩(wěn)態(tài)特性。在該平臺上同步開展了驗證試驗,試驗結(jié)果與表2、表3相同。

4.2 基于定直流電壓控制的特高壓直流工程

正在建設(shè)中的隴東—山東特高壓直流工程額定直流電壓±800 kV、額定功率8 000 MW,受端采用了定直流電壓的控制策略。

若送、受端分別采用第2節(jié)和第3.2節(jié)中的分接開關(guān)優(yōu)化控制策略,當(dāng)功率在0.1～1.0 pu范圍內(nèi)上升或下降時,與常規(guī)控制策略的分接開關(guān)動作次數(shù)對比如表4所示,其中采用優(yōu)化控制策略時雙極大地回線方式的主回路運(yùn)行特性如表5所示。

表4 功率升降過程中分接開關(guān)動作次數(shù)對比(基于隴東—山東特高壓直流工程)

表5 優(yōu)化控制策略下雙極大地方式分接開關(guān)的動作特性(基于隴東—山東特高壓直流工程)

采用分接開關(guān)優(yōu)化控制策略后,由表4、表5可見在0.1～1.0 pu的功率升降過程中:

1)送端分接開關(guān)在各種運(yùn)行方式下動作次數(shù)均由9次減少為4次,均顯著減少。

2)受端分接開關(guān)在雙極大地運(yùn)行方式下由7次減少為3次、單極金屬回線全壓運(yùn)行方式下由6次減少為2次、單極金屬回線半壓運(yùn)行方式下由5次減少為1次,均顯著減少。

在實驗室工程用特高壓直流控制保護(hù)實時仿真平臺上同步開展了驗證試驗,試驗結(jié)果與表4、表5相同。

4.3 工程應(yīng)用

本文所提出的分接開關(guān)優(yōu)化策略已在國家電網(wǎng)有限公司建設(shè)、運(yùn)行的特高壓直流工程中應(yīng)用,其中本文第2節(jié)送端換流站分接開關(guān)優(yōu)化控制策略已在青豫等9回特高壓直流工程中應(yīng)用,本文3.1.1節(jié)基于預(yù)測型關(guān)斷角控制的優(yōu)化控制策略已在祁韶等8回特高壓直流工程中應(yīng)用,本文3.2節(jié)基于定直流電壓控制的優(yōu)化控制策略已在隴東—山東等4回新建特高壓直流工程中應(yīng)用。表6為部分特高壓換流站2022年某一日24 h的分接開關(guān)現(xiàn)場動作情況統(tǒng)計數(shù)據(jù)。由表4、表5、表6可以看出在交流電壓波動或頻繁的功率調(diào)節(jié)過程中分接開關(guān)動作次數(shù)大大減少(甚至不動作),本文所提出的策略效果非常明顯。

表6 特高壓換流站分接開關(guān)某一日運(yùn)行情況

5 結(jié) 論

本文通過優(yōu)化直流控制策略減少換流變分接開關(guān)動作次數(shù),進(jìn)而提高分接開關(guān)以及特高壓直流工程的運(yùn)行可靠性。

針對目前特高壓直流工程中已有的分接開關(guān)控制策略,本文均提出了相應(yīng)的優(yōu)化控制策略。對于送端換流站,提出適當(dāng)增大觸發(fā)角控制死區(qū)及解鎖前預(yù)調(diào)分接開關(guān)的策略。對于采用預(yù)測型關(guān)斷角控制的受端換流站,提出直流電壓動態(tài)調(diào)控策略及其改進(jìn)策略。對于采用定直流電壓控制的受端換流站,提出適當(dāng)增大關(guān)斷角控制死區(qū)及解鎖前預(yù)調(diào)分接開關(guān)的策略。

本文所提出的分接開關(guān)優(yōu)化控制策略原理清晰、對已有控制策略的改動小、便于實施,已應(yīng)用于在運(yùn)、在建的特高壓直流工程中,理論分析、仿真計算和換流站現(xiàn)場運(yùn)行數(shù)據(jù)均表明分接開關(guān)動作次數(shù)大大減少,具有良好的應(yīng)用前景。