超高压混合串补线路瞬态恢复电压暂态特性

何柏娜,孟凡涛,董彦辰,林莘,刘洋,吴硕,代维汉,尉元龙,王硕,张东进

(1.山东理工大学电气与电子工程学院,淄博 255049; 2.国网山东淄博供电公司,淄博 255049;3.沈阳工业大学,特种电机与高压电器教育部重点实验室,沈阳 110870)

超高压输电技术改善中国能源与负荷中心分布不均问题,实现区域电网互联,克服输电容量不足、线路损耗大等缺点,提高电力系统运行可靠性与稳定性[1-3]。然而随着中国电力需求快速增长,系统规模日趋复杂,导致电网输送功率频繁变更,电力输送压力日益加剧,为电网安全稳定运行提出新的挑战[4-5]。随着现代电力电子技术的发展,串联补偿技术为优化电力系统提供新方向。其中,可控串联补偿(thyristor controlled series compensation,TCSC)与固定串联补偿(fixed series capacitor compensation,FSC)利用容性阻抗补偿系统感性阻抗,缩短机组间电气距离,减少功率输送引起的电压降与功角差,进而改善系统稳定性,提升网络实际输送能力[6-8]。但串联补偿装置的应用使超高压电网架构进一步复杂化,电磁暂态问题更加突出[9-11]。因此有必要对加装串联补偿装置的超高压电网断路器开断特性进行分析。

超高压串联补偿线路发生单相接地故障,其断路器两端瞬态恢复电压(transient recovery voltage,TRV)特性与常规线路相比有很大的差异[12-14]。受串联补偿电容器组残压的影响,TRV峰值相比无串补时明显升高,影响断路器正常开断[15-17]。TRV特性受电网结构、电网设备等效参数、断路器电弧特性及故障类型等因素的影响,串联补偿的存在改变超高压电网结构参数与TRV影响因素,进而对输电线路暂态特性产生影响[18-19]。

近年来,国内外学者基于串联补偿线路针对断路器暂态特性开展研究。文献[5]以特高压输电线路为背景,研究高补偿度下FSC与TCSC对潜供电弧的影响。文献[6]研究串联补偿装置短接时间对TRV波形特征的影响。文献[7]利用EMTP(electromagnetic transient program)对多个特高压串联补偿线路断路器TRV特性及影响因素进行研究,并对各种TRV抑制措施的效果进行对比。虽然上述研究对TRV产生机理及影响因素进行研究,但针对输电线路安装混合串联补偿时串补度对TRV峰值与上升率的影响还未进行研究。

现基于500 kV德宏-博尚-墨江超高压串联补偿系统,分析安装FSC与TCSC的超高压线路发生单相接地故障时断路器两端TRV及短路电流变化规律,研究串补度对断路器开断特性的影响,并分析不同FSC和TCSC串补度配置方案对瞬态恢复电压上升率(rate-of-rise of restriking voltage,RRRV)与峰值的宏观分布特性影响,得到合理的串补配置方案,为TCSC与FSC推广提供必备的理论支撑与技术支撑。

1 串补系统对TRV特性影响分析

基于电力系统电压等级的提高与输送功率的增长,输电线路无功功率变化更为频繁,给系统带来新的挑战。采用串联补偿技术提高电网输送能力已成为当今学者研究热点之一。其中,TCSC与FSC通过串补度影响电感支路等效阻抗,进而对系统进行调节,达到对系统无功功率控制的目的。图1所示为串补系统电气主回路构造原理图。

图1 串联补偿系统电气主回路

TCSC补偿模块由电容器C与晶闸管SW控制电感L所组成的TCR支路并联构成;金属氧化物限压器MOV、火花间隙G、阻尼回路D与旁路断路器S构成串补系统保护模块;其中MOV是电容器组过电压保护的必要措施,火花间隙G是电容器组后备保护,i为线路电流。

超高压串补系统基波阻抗受电容器电流iC的影响,导致断路器两端TRV变化更为复杂。因此,基于输电系统等效拓扑结构,建立安装串联补偿装置的超高压线路单相接地故障等效模型,分析串联补偿对TRV暂态特性的影响,如图2所示。

U为等效电源;iA为电源侧等效电流;RA、LA、CA为电源侧等效电阻、电感与电容;QF为断路器;UA与UB为断路器两侧A、B点对地电压;RX、LX、CX为断路器发生单相接地故障时线路侧的等效电阻、电感与对地电容;UC为TCSC电容电压;iTCSC为TCSC等效电流;L为TCSC等效电感;SW为TCSC晶闸管阀

线路发生单相接地故障时,设稳态电流为IA。断路器断口电弧熄灭前,A点对地电压为

(1)

式(1)中:ω为电源角频率;U为系统相电压有效值。

以断路器QF的电弧电流熄灭时刻作为时间坐标零点,定义为t0,此时出现弧隙电压的恢复过程。此时电源侧回路方程为

(2)

式(2)中:UA为断路器左侧A点对地电压;Um为电源电压幅值;φ为线路故障时的功率因数角,由RA、LA、L、LX与RX决定。

求解式(2)可得

(3)

t0时刻电源侧电压UA起始条件为:t0=0,iC=0,UCA=UAm。

代入式(3)求得

(4)

由于δ≪ω′,因此e-δ=1,式(4)可简化为

UA=Umsinφ+cosω′t(Umsinφ-UAm)

(5)

由于线路侧TCSC随着晶闸管阀的导通与关断在不同拓扑结构之间切换,因此可根据晶闸管阀触发角α得到TCSC阻抗数学模型,即

(6)

根据TCSC电容电压波形的对称特性,设0时刻电容电压为UC(0)=U0,t0时刻线路侧电流i=Imsin(ωt+δ),线路侧电压与电流的计算公式为

(7)

式(7)中:UB为断路器右侧B点对地电压;UTCSC为TCSC电压;UFSC为FSC电压。

求解线路侧电流iTCSC得

Imcosλsinωt

(8)

因此,瞬态恢复电压UTRV为

UTRV=UA-iTCSC(RX+XLX+XFSC)+UTCSC

=Umsinφ+cosω′t(Umsinφ-UAm)-

(RX+XLX+XFSC+XTCSC)

(9)

如式(9)所示,断路器两端TRV由两部分组成,一部分与电源侧等值电压源U相关,另一部分与TCSC基准阻抗、FSC电容器、晶闸管触发角、电容器组残压等因素有关,而TCSC与FSC混合复用串补度决定串联补偿系统中电容器的容抗值,影响TRV峰值与上升率RRRV。

2 仿真模型构建与串补参数确定

2.1 系统模型

依托500 kV德宏-博尚-墨江超高压交流示范线路,考虑电网实际结构与输电线路频变特性,结合实际潮流分布,利用PSCAD电磁仿真软件研究不同串联补偿方式对线路暂态特性的影响,探究输电线路单相接地故障下串补度对断路器两端TRV的影响。超高压串联补偿系统等值模型如图3所示,500 kV德宏-博尚-墨江超高压交流输电线路采用单回路双端等值模型,线路全长412 km,西起德宏,东至墨江站,中途在博尚设有串补站,具体参数如表1、表2所示;AC1与AC2为德宏与墨江变电站的等效电源;DK1、DK2为线路首、末端并联电抗器;QF1与QF2为线路首、末端断路器;TCSC与FSC为线路串联补偿设备。

表1 等效电源参数

表2 超高压串补线路参数

图3 串补系统等值模型

2.2 串补系统参数及方案确定

电磁暂态分析与串补配比是串补系统研究与设计的重要内容。TCSC与FSC最优串补配比影响系统潮流分析与绝缘配合,是开展串补技术研究与装置研制的基础。

目前,中国超、特高压串补度一般为40%左右,对大于400 km的线路需加装更高补偿度串补对系统进行调节。基于500 kV示范线路,在德宏-博尚、博尚-墨江采用双平台两侧分散布置方式加装不同的串联补偿装置,研究串补度在30%～70%范围内变化对系统TRV特性的影响。其中,串补参数由式(10)确定,串补度配置方案如表3所示。

表3 串补度配置方案

(10)

式(10)中:K为串补度;C为TCSC与FSC电容值;LTCSC为可控串补电感;l为线路长度;LX为线路电感。

3 串补配置方案对TRV的影响

加装串联补偿装置的超高压线路发生单相接地故障时,若流过串补模块的短路电流小于MOV启动电流,则串联补偿装置不会被旁路,受电容器残压影响,导致TRV峰值大幅升高。以500 kV德宏-博尚-墨江超高压输电线路为研究背景,通过改变串补配置方案与串补度配比,研究串补保护装置不能可靠动作时断路器TRV变化曲线。模拟线路A相于999 ms在串补站后侧发生单相接地故障,考虑断路器固有分闸时间,设首端断路器故障后35 ms动作、末端断路器故障后50 ms动作,分析不同串补度配比对TRV峰值与上升率的影响。

3.1 FSC双平台分段布置对TRV特性影响

针对博尚串补站加装FSC,考虑串补采用双平台分段布置方式、不采用TRV抑制措施,计及FSC不同串补度的影响,对断路器清除故障时的TRV峰值、上升率及短路电流进行仿真计算,TRV仿真结果如图4所示。

图4 TRV仿真结果

图4中,当线路仅加装FSC时,随着串补度的提高,TRV峰值、上升率RRRV与短路电流峰值分别在590.32～1 020.24 kV、0.95～2.96 kV/μs、7.60～9.33 kA范围内变化。当FSC单平台布置时,短路电流峰值随串补度增大不断上升,串补度70%时,短路电流达到最大峰值9.33 kA;相同串补度下,FSC双平台分段布置减小串补电容,使短路电流峰值小于单平台布置。线路故障后,由于电容器组残压的作用,导致TRV峰值增大、时延减小,进而影响RRRV,当FSC配比为20%+20%时,RRRV最大可达2.75 kV/μs。

当串补度小于50%时,FSC双平台分段布置时TRV峰值小于单平台布置方案。当FSC配比为10%+20%时,TRV峰值降低至590.32 kV;串补度大于50%时,FSC为线路提供高补偿度串补,FSC双平台分段布置时TRV大于单平台布置方案。当FSC配比为45%+15%时,TRV工况最为严峻,TRV峰值达到1 020.24 kV,接近国标值1 123 kV,对断路器造成威胁[20]。针对TRV峰值最严峻工况,仿真波形如图5所示。

图5 TRV最严峻工况

当输电线路采用FSC双平台时,电容残余电荷通过串补电容与稳态电流的工频分量叠加,使TRV峰值与短路电流峰值明显增大。如图5所示,输电线路于999 ms发生单相接地故障,35 ms后断路器触头分离,进入大电流阶段,断路器性能显著影响线路中电压与电流。1.046 s弧后电流熄灭,瞬态恢复电压达到峰值1 020.24 kV,影响断路器正常开断。

针对串联补偿双平台布置方式,固定一侧FSC串补度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一侧FSC串补度对TRV与短路电流的影响,如图6所示。

图6 TRV仿真结果

图6中,固定线路一侧串补度时,随着另一侧串补度提高,短路电流峰值呈衰减趋势;由于墨江侧线路长度(155 km)小于德宏侧(257 km),致使墨江侧串补度变化对短路电流影响更大,导致短路电流快速衰减。随着串补度提高,TRV峰值呈指数形式不断增大。当串补配比为50%+10%时,TRV最大峰值为1 008.37 kV。固定线路FSC串补度为10%、20%、30%,TRV峰值升高幅度呈衰减趋势,因此线路仅加装FSC时,高串补度线路串补度变化对TRV峰值影响大于正常串补线路。图6中,改变墨江侧串补,RRRV先增大后缓慢衰减;改变德宏侧串补,RRRV可达峰值3.2 kV/μs,受串补电容影响,当串补度大于30%时,RRRV超标概率大幅增加。

3.2 TCSC+FSC对TRV特性影响

针对博尚侧加装TCSC,墨江侧加装FSC,考虑串补采用双平台分段布置方式,分析串补度变化对TRV峰值、RRRV与短路电流峰值影响,仿真结果如图7所示。

图7中,TRV峰值、RRRV与短路电流峰值分别在545.55～1 409.31 kV、0.91～3.9 kV/μs、7 600.1～9 333.84 A范围内变化。整体串补度相同的条件下,随着TCSC串补占比不断增大,TRV峰值呈上升趋势;线路加装混合串联补偿时TRV大于固定串联补偿,当串补配置比为45%+15%时TRV峰值达到最大值1 409.31 kV,相比FSC双平台布置升高389.07 kV。超高压线路串补度从30%提高至70%时,TRV超标工况不断增加。TCSC串补配比较大时,RRRV超过标准值,最大可达3.9 kV/μs。线路加装TCSC后,短路电流峰值大于FSC双平台布置,但随着TCSC串补配比的增大第一峰值呈减小趋势,当串补配比为52.5%+17.5%时,第一峰值达最小值7 492.44 A。当TCSC串补度为0时,短路电流第一峰值随着串补度上升而增大。针对TRV最严峻工况,仿真结果如图8所示。

图8中,串补站后侧发生单相接地故障后,短路电流快速增大,35 ms断路器触头分离后,进入大电流阶段,断路器性能显著影响线路中电压与电流。由于TCSC的存在,1.042 s断路器电弧电压发生显著变化,断路器进入相互作用阶段,短路电流的增加影响断路器两端的电压以及输入触头间隙的能量,造成线路侧对地电压升高,使断路器断口两侧电压差值增大。1.046 s弧后电流熄灭,断路器进入高电压阶段,此时断路器线路侧电压与串补两端电压同向,恢复电压由断路器端子的交流电压与缓慢衰减的直流电压组成,TRV峰值为1 409.31 kV。图8中流过串补模块的短路电流峰值较小,导致MOV电流与能耗均比较小,此时TCSC保护设备不动作,电容器残压的存在导致串补站后侧发生故障时的TRV峰值明显提高,超过IEC、GB相关标准允许值1 141 kV,威胁断路器正常开断。

针对TCSC+FSC双平台布置方式,固定线路一侧串补度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一侧串补度变化对TRV峰值与短路电流的影响,仿真结果如图9所示。

图9 TRV仿真结果

如图9所示,采用不同FSC+TCSC配置方案时TRV峰值与RRRV变化明显,串补配比为30%+10%时,RRRV可达3.89 kV/μs。TCSC串补度不变时,TRV峰值随着FSC串补度上升而增大;FSC串补度不变时,随着TCSC串补度不断增大,TRV峰值明显升高,且增长幅度呈上升趋势,由511.21 kV上升至740.19 kV,大于FSC双平台分段布置的TRV峰值,当串补配比为40%+30%时,最大TRV峰值为1 262.48 kV。加装TCSC后,随着串补度的提高,回路的感性短路阻抗减小,TRV回路振荡频率升高,导致TRV峰值与RRRV易发生超过断路器国家标准情况,影响断路器正常开断。

图9中,当线路整体串补度为40%,TCSC串补度小于或等于FSC时,TRV峰值、RRRV与短路电流峰值均在国标范围内,更有利于电弧快速熄灭,可提高重合闸的成功率。

4 结论

以500 kV、412 km德宏-博尚-墨江超高压示范线路为背景,建立安装混合串联补偿的超高压输电线路模型,从混合串联补偿配置方式与串补度两个方面,分析混合串联补偿对TRV暂态特性的影响,得出以下结论。

(1)建立了混合串联补偿与TRV数学模型,揭示了混合串联补偿线路TRV产生机理。仿真结果表明:当输电线路采用FSC双平台分段布置时,TRV峰值接近断路器国家标准、RRRV易出现超标工况;线路采用TCSC+FSC布置方案时,相比FSC双平台布置,TRV峰值大幅上升,最严峻工况达到1 409.31 kV,超过断路器国家标准,影响断路器正常开断。

(2)当线路整体串补度为40%,且TCSC串补度小于或等于FSC时,TRV峰值、RRRV与断路器短路电流峰值均在断路器国家标准范围内,有利于电弧快速熄灭,提高重合闸成功率,保证输电线路稳定运行。