超高壓混合串補線路瞬態恢復電壓暫態特性

何柏娜,孟凡濤,董彥辰,林莘,劉洋,吳碩,代維漢,尉元龍,王碩,張東進

(1.山東理工大學電氣與電子工程學院,淄博 255049; 2.國網山東淄博供電公司,淄博 255049;3.沈陽工業大學,特種電機與高壓電器教育部重點實驗室,沈陽 110870)

超高壓輸電技術改善中國能源與負荷中心分布不均問題,實現區域電網互聯,克服輸電容量不足、線路損耗大等缺點,提高電力系統運行可靠性與穩定性[1-3]。然而隨著中國電力需求快速增長,系統規模日趨復雜,導致電網輸送功率頻繁變更,電力輸送壓力日益加劇,為電網安全穩定運行提出新的挑戰[4-5]。隨著現代電力電子技術的發展,串聯補償技術為優化電力系統提供新方向。其中,可控串聯補償(thyristor controlled series compensation,TCSC)與固定串聯補償(fixed series capacitor compensation,FSC)利用容性阻抗補償系統感性阻抗,縮短機組間電氣距離,減少功率輸送引起的電壓降與功角差,進而改善系統穩定性,提升網絡實際輸送能力[6-8]。但串聯補償裝置的應用使超高壓電網架構進一步復雜化,電磁暫態問題更加突出[9-11]。因此有必要對加裝串聯補償裝置的超高壓電網斷路器開斷特性進行分析。

超高壓串聯補償線路發生單相接地故障,其斷路器兩端瞬態恢復電壓(transient recovery voltage,TRV)特性與常規線路相比有很大的差異[12-14]。受串聯補償電容器組殘壓的影響,TRV峰值相比無串補時明顯升高,影響斷路器正常開斷[15-17]。TRV特性受電網結構、電網設備等效參數、斷路器電弧特性及故障類型等因素的影響,串聯補償的存在改變超高壓電網結構參數與TRV影響因素,進而對輸電線路暫態特性產生影響[18-19]。

近年來,國內外學者基于串聯補償線路針對斷路器暫態特性開展研究。文獻[5]以特高壓輸電線路為背景,研究高補償度下FSC與TCSC對潛供電弧的影響。文獻[6]研究串聯補償裝置短接時間對TRV波形特征的影響。文獻[7]利用EMTP(electromagnetic transient program)對多個特高壓串聯補償線路斷路器TRV特性及影響因素進行研究,并對各種TRV抑制措施的效果進行對比。雖然上述研究對TRV產生機理及影響因素進行研究,但針對輸電線路安裝混合串聯補償時串補度對TRV峰值與上升率的影響還未進行研究。

現基于500 kV德宏-博尚-墨江超高壓串聯補償系統,分析安裝FSC與TCSC的超高壓線路發生單相接地故障時斷路器兩端TRV及短路電流變化規律,研究串補度對斷路器開斷特性的影響,并分析不同FSC和TCSC串補度配置方案對瞬態恢復電壓上升率(rate-of-rise of restriking voltage,RRRV)與峰值的宏觀分布特性影響,得到合理的串補配置方案,為TCSC與FSC推廣提供必備的理論支撐與技術支撐。

1 串補系統對TRV特性影響分析

基于電力系統電壓等級的提高與輸送功率的增長,輸電線路無功功率變化更為頻繁,給系統帶來新的挑戰。采用串聯補償技術提高電網輸送能力已成為當今學者研究熱點之一。其中,TCSC與FSC通過串補度影響電感支路等效阻抗,進而對系統進行調節,達到對系統無功功率控制的目的。圖1所示為串補系統電氣主回路構造原理圖。

圖1 串聯補償系統電氣主回路

TCSC補償模塊由電容器C與晶閘管SW控制電感L所組成的TCR支路并聯構成;金屬氧化物限壓器MOV、火花間隙G、阻尼回路D與旁路斷路器S構成串補系統保護模塊;其中MOV是電容器組過電壓保護的必要措施,火花間隙G是電容器組后備保護,i為線路電流。

超高壓串補系統基波阻抗受電容器電流iC的影響,導致斷路器兩端TRV變化更為復雜。因此,基于輸電系統等效拓撲結構,建立安裝串聯補償裝置的超高壓線路單相接地故障等效模型,分析串聯補償對TRV暫態特性的影響,如圖2所示。

U為等效電源;iA為電源側等效電流;RA、LA、CA為電源側等效電阻、電感與電容;QF為斷路器;UA與UB為斷路器兩側A、B點對地電壓;RX、LX、CX為斷路器發生單相接地故障時線路側的等效電阻、電感與對地電容;UC為TCSC電容電壓;iTCSC為TCSC等效電流;L為TCSC等效電感;SW為TCSC晶閘管閥

線路發生單相接地故障時,設穩態電流為IA。斷路器斷口電弧熄滅前,A點對地電壓為

(1)

式(1)中:ω為電源角頻率;U為系統相電壓有效值。

以斷路器QF的電弧電流熄滅時刻作為時間坐標零點,定義為t0,此時出現弧隙電壓的恢復過程。此時電源側回路方程為

(2)

式(2)中:UA為斷路器左側A點對地電壓;Um為電源電壓幅值;φ為線路故障時的功率因數角,由RA、LA、L、LX與RX決定。

求解式(2)可得

(3)

t0時刻電源側電壓UA起始條件為:t0=0,iC=0,UCA=UAm。

代入式(3)求得

(4)

由于δ?ω′,因此e-δ=1,式(4)可簡化為

UA=Umsinφ+cosω′t(Umsinφ-UAm)

(5)

由于線路側TCSC隨著晶閘管閥的導通與關斷在不同拓撲結構之間切換,因此可根據晶閘管閥觸發角α得到TCSC阻抗數學模型,即

(6)

根據TCSC電容電壓波形的對稱特性,設0時刻電容電壓為UC(0)=U0,t0時刻線路側電流i=Imsin(ωt+δ),線路側電壓與電流的計算公式為

(7)

式(7)中:UB為斷路器右側B點對地電壓;UTCSC為TCSC電壓;UFSC為FSC電壓。

求解線路側電流iTCSC得

Imcosλsinωt

(8)

因此,瞬態恢復電壓UTRV為

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

=Umsinφ+cosω′t(Umsinφ-UAm)-

(RX+XLX+XFSC+XTCSC)

(9)

如式(9)所示,斷路器兩端TRV由兩部分組成,一部分與電源側等值電壓源U相關,另一部分與TCSC基準阻抗、FSC電容器、晶閘管觸發角、電容器組殘壓等因素有關,而TCSC與FSC混合復用串補度決定串聯補償系統中電容器的容抗值,影響TRV峰值與上升率RRRV。

2 仿真模型構建與串補參數確定

2.1 系統模型

依托500 kV德宏-博尚-墨江超高壓交流示范線路,考慮電網實際結構與輸電線路頻變特性,結合實際潮流分布,利用PSCAD電磁仿真軟件研究不同串聯補償方式對線路暫態特性的影響,探究輸電線路單相接地故障下串補度對斷路器兩端TRV的影響。超高壓串聯補償系統等值模型如圖3所示,500 kV德宏-博尚-墨江超高壓交流輸電線路采用單回路雙端等值模型,線路全長412 km,西起德宏,東至墨江站,中途在博尚設有串補站,具體參數如表1、表2所示;AC1與AC2為德宏與墨江變電站的等效電源;DK1、DK2為線路首、末端并聯電抗器;QF1與QF2為線路首、末端斷路器;TCSC與FSC為線路串聯補償設備。

表1 等效電源參數

表2 超高壓串補線路參數

圖3 串補系統等值模型

2.2 串補系統參數及方案確定

電磁暫態分析與串補配比是串補系統研究與設計的重要內容。TCSC與FSC最優串補配比影響系統潮流分析與絕緣配合,是開展串補技術研究與裝置研制的基礎。

目前,中國超、特高壓串補度一般為40%左右,對大于400 km的線路需加裝更高補償度串補對系統進行調節。基于500 kV示范線路,在德宏-博尚、博尚-墨江采用雙平臺兩側分散布置方式加裝不同的串聯補償裝置,研究串補度在30%～70%范圍內變化對系統TRV特性的影響。其中,串補參數由式(10)確定,串補度配置方案如表3所示。

表3 串補度配置方案

(10)

式(10)中:K為串補度;C為TCSC與FSC電容值;LTCSC為可控串補電感;l為線路長度;LX為線路電感。

3 串補配置方案對TRV的影響

加裝串聯補償裝置的超高壓線路發生單相接地故障時,若流過串補模塊的短路電流小于MOV啟動電流,則串聯補償裝置不會被旁路,受電容器殘壓影響,導致TRV峰值大幅升高。以500 kV德宏-博尚-墨江超高壓輸電線路為研究背景,通過改變串補配置方案與串補度配比,研究串補保護裝置不能可靠動作時斷路器TRV變化曲線。模擬線路A相于999 ms在串補站后側發生單相接地故障,考慮斷路器固有分閘時間,設首端斷路器故障后35 ms動作、末端斷路器故障后50 ms動作,分析不同串補度配比對TRV峰值與上升率的影響。

3.1 FSC雙平臺分段布置對TRV特性影響

針對博尚串補站加裝FSC,考慮串補采用雙平臺分段布置方式、不采用TRV抑制措施,計及FSC不同串補度的影響,對斷路器清除故障時的TRV峰值、上升率及短路電流進行仿真計算,TRV仿真結果如圖4所示。

圖4 TRV仿真結果

圖4中,當線路僅加裝FSC時,隨著串補度的提高,TRV峰值、上升率RRRV與短路電流峰值分別在590.32～1 020.24 kV、0.95～2.96 kV/μs、7.60～9.33 kA范圍內變化。當FSC單平臺布置時,短路電流峰值隨串補度增大不斷上升,串補度70%時,短路電流達到最大峰值9.33 kA;相同串補度下,FSC雙平臺分段布置減小串補電容,使短路電流峰值小于單平臺布置。線路故障后,由于電容器組殘壓的作用,導致TRV峰值增大、時延減小,進而影響RRRV,當FSC配比為20%+20%時,RRRV最大可達2.75 kV/μs。

當串補度小于50%時,FSC雙平臺分段布置時TRV峰值小于單平臺布置方案。當FSC配比為10%+20%時,TRV峰值降低至590.32 kV;串補度大于50%時,FSC為線路提供高補償度串補,FSC雙平臺分段布置時TRV大于單平臺布置方案。當FSC配比為45%+15%時,TRV工況最為嚴峻,TRV峰值達到1 020.24 kV,接近國標值1 123 kV,對斷路器造成威脅[20]。針對TRV峰值最嚴峻工況,仿真波形如圖5所示。

圖5 TRV最嚴峻工況

當輸電線路采用FSC雙平臺時,電容殘余電荷通過串補電容與穩態電流的工頻分量疊加,使TRV峰值與短路電流峰值明顯增大。如圖5所示,輸電線路于999 ms發生單相接地故障,35 ms后斷路器觸頭分離,進入大電流階段,斷路器性能顯著影響線路中電壓與電流。1.046 s弧后電流熄滅,瞬態恢復電壓達到峰值1 020.24 kV,影響斷路器正常開斷。

針對串聯補償雙平臺布置方式,固定一側FSC串補度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一側FSC串補度對TRV與短路電流的影響,如圖6所示。

圖6 TRV仿真結果

圖6中,固定線路一側串補度時,隨著另一側串補度提高,短路電流峰值呈衰減趨勢;由于墨江側線路長度(155 km)小于德宏側(257 km),致使墨江側串補度變化對短路電流影響更大,導致短路電流快速衰減。隨著串補度提高,TRV峰值呈指數形式不斷增大。當串補配比為50%+10%時,TRV最大峰值為1 008.37 kV。固定線路FSC串補度為10%、20%、30%,TRV峰值升高幅度呈衰減趨勢,因此線路僅加裝FSC時,高串補度線路串補度變化對TRV峰值影響大于正常串補線路。圖6中,改變墨江側串補,RRRV先增大后緩慢衰減;改變德宏側串補,RRRV可達峰值3.2 kV/μs,受串補電容影響,當串補度大于30%時,RRRV超標概率大幅增加。

3.2 TCSC+FSC對TRV特性影響

針對博尚側加裝TCSC,墨江側加裝FSC,考慮串補采用雙平臺分段布置方式,分析串補度變化對TRV峰值、RRRV與短路電流峰值影響,仿真結果如圖7所示。

圖7中,TRV峰值、RRRV與短路電流峰值分別在545.55～1 409.31 kV、0.91～3.9 kV/μs、7 600.1～9 333.84 A范圍內變化。整體串補度相同的條件下,隨著TCSC串補占比不斷增大,TRV峰值呈上升趨勢;線路加裝混合串聯補償時TRV大于固定串聯補償,當串補配置比為45%+15%時TRV峰值達到最大值1 409.31 kV,相比FSC雙平臺布置升高389.07 kV。超高壓線路串補度從30%提高至70%時,TRV超標工況不斷增加。TCSC串補配比較大時,RRRV超過標準值,最大可達3.9 kV/μs。線路加裝TCSC后,短路電流峰值大于FSC雙平臺布置,但隨著TCSC串補配比的增大第一峰值呈減小趨勢,當串補配比為52.5%+17.5%時,第一峰值達最小值7 492.44 A。當TCSC串補度為0時,短路電流第一峰值隨著串補度上升而增大。針對TRV最嚴峻工況,仿真結果如圖8所示。

圖8中,串補站后側發生單相接地故障后,短路電流快速增大,35 ms斷路器觸頭分離后,進入大電流階段,斷路器性能顯著影響線路中電壓與電流。由于TCSC的存在,1.042 s斷路器電弧電壓發生顯著變化,斷路器進入相互作用階段,短路電流的增加影響斷路器兩端的電壓以及輸入觸頭間隙的能量,造成線路側對地電壓升高,使斷路器斷口兩側電壓差值增大。1.046 s弧后電流熄滅,斷路器進入高電壓階段,此時斷路器線路側電壓與串補兩端電壓同向,恢復電壓由斷路器端子的交流電壓與緩慢衰減的直流電壓組成,TRV峰值為1 409.31 kV。圖8中流過串補模塊的短路電流峰值較小,導致MOV電流與能耗均比較小,此時TCSC保護設備不動作,電容器殘壓的存在導致串補站后側發生故障時的TRV峰值明顯提高,超過IEC、GB相關標準允許值1 141 kV,威脅斷路器正常開斷。

針對TCSC+FSC雙平臺布置方式,固定線路一側串補度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一側串補度變化對TRV峰值與短路電流的影響,仿真結果如圖9所示。

圖9 TRV仿真結果

如圖9所示,采用不同FSC+TCSC配置方案時TRV峰值與RRRV變化明顯,串補配比為30%+10%時,RRRV可達3.89 kV/μs。TCSC串補度不變時,TRV峰值隨著FSC串補度上升而增大;FSC串補度不變時,隨著TCSC串補度不斷增大,TRV峰值明顯升高,且增長幅度呈上升趨勢,由511.21 kV上升至740.19 kV,大于FSC雙平臺分段布置的TRV峰值,當串補配比為40%+30%時,最大TRV峰值為1 262.48 kV。加裝TCSC后,隨著串補度的提高,回路的感性短路阻抗減小,TRV回路振蕩頻率升高,導致TRV峰值與RRRV易發生超過斷路器國家標準情況,影響斷路器正常開斷。

圖9中,當線路整體串補度為40%,TCSC串補度小于或等于FSC時,TRV峰值、RRRV與短路電流峰值均在國標范圍內,更有利于電弧快速熄滅,可提高重合閘的成功率。

4 結論

以500 kV、412 km德宏-博尚-墨江超高壓示范線路為背景,建立安裝混合串聯補償的超高壓輸電線路模型,從混合串聯補償配置方式與串補度兩個方面,分析混合串聯補償對TRV暫態特性的影響,得出以下結論。

(1)建立了混合串聯補償與TRV數學模型,揭示了混合串聯補償線路TRV產生機理。仿真結果表明:當輸電線路采用FSC雙平臺分段布置時,TRV峰值接近斷路器國家標準、RRRV易出現超標工況;線路采用TCSC+FSC布置方案時,相比FSC雙平臺布置,TRV峰值大幅上升,最嚴峻工況達到1 409.31 kV,超過斷路器國家標準,影響斷路器正常開斷。

(2)當線路整體串補度為40%,且TCSC串補度小于或等于FSC時,TRV峰值、RRRV與斷路器短路電流峰值均在斷路器國家標準范圍內,有利于電弧快速熄滅,提高重合閘成功率,保證輸電線路穩定運行。