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超高壓混合串補線路瞬態(tài)恢復電壓暫態(tài)特性

2023-10-12 09:46:36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
科學技術(shù)與工程 2023年27期
關(guān)鍵詞:墨江串聯(lián)斷路器

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(wǎng)山東淄博供電公司,淄博 255049;3.沈陽工業(yè)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(shù)改善中國能源與負荷中心分布不均問題,實現(xiàn)區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián),克服輸電容量不足、線路損耗大等缺點,提高電力系統(tǒng)運行可靠性與穩(wěn)定性[1-3]。然而隨著中國電力需求快速增長,系統(tǒng)規(guī)模日趨復雜,導致電網(wǎng)輸送功率頻繁變更,電力輸送壓力日益加劇,為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提出新的挑戰(zhàn)[4-5]。隨著現(xiàn)代電力電子技術(shù)的發(fā)展,串聯(lián)補償技術(shù)為優(yōu)化電力系統(tǒng)提供新方向。其中,可控串聯(lián)補償(thyristor controlled series compensation,TCSC)與固定串聯(lián)補償(fixed series capacitor compensation,FSC)利用容性阻抗補償系統(tǒng)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(tǒng)穩(wěn)定性,提升網(wǎng)絡(luò)實際輸送能力[6-8]。但串聯(lián)補償裝置的應(yīng)用使超高壓電網(wǎng)架構(gòu)進一步復雜化,電磁暫態(tài)問題更加突出[9-11]。因此有必要對加裝串聯(lián)補償裝置的超高壓電網(wǎng)斷路器開斷特性進行分析。

超高壓串聯(lián)補償線路發(fā)生單相接地故障,其斷路器兩端瞬態(tài)恢復電壓(transient recovery voltage,TRV)特性與常規(guī)線路相比有很大的差異[12-14]。受串聯(lián)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(wǎng)結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)設(shè)備等效參數(shù)、斷路器電弧特性及故障類型等因素的影響,串聯(lián)補償?shù)拇嬖诟淖兂邏弘娋W(wǎng)結(jié)構(gòu)參數(shù)與TRV影響因素,進而對輸電線路暫態(tài)特性產(chǎn)生影響[18-19]。

近年來,國內(nèi)外學者基于串聯(lián)補償線路針對斷路器暫態(tài)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(lián)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(lián)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(chǎn)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(lián)補償時串補度對TRV峰值與上升率的影響還未進行研究。

現(xiàn)基于500 kV德宏-博尚-墨江超高壓串聯(lián)補償系統(tǒng),分析安裝FSC與TCSC的超高壓線路發(fā)生單相接地故障時斷路器兩端TRV及短路電流變化規(guī)律,研究串補度對斷路器開斷特性的影響,并分析不同F(xiàn)SC和TCSC串補度配置方案對瞬態(tài)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(shù)支撐。

1 串補系統(tǒng)對TRV特性影響分析

基于電力系統(tǒng)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(tǒng)帶來新的挑戰(zhàn)。采用串聯(lián)補償技術(shù)提高電網(wǎng)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(tǒng)進行調(diào)節(jié),達到對系統(tǒng)無功功率控制的目的。圖1所示為串補系統(tǒng)電氣主回路構(gòu)造原理圖。

圖1 串聯(lián)補償系統(tǒng)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(lián)構(gòu)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(gòu)成串補系統(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)等效拓撲結(jié)構(gòu),建立安裝串聯(lián)補償裝置的超高壓線路單相接地故障等效模型,分析串聯(lián)補償對TRV暫態(tài)特性的影響,如圖2所示。

U為等效電源;iA為電源側(cè)等效電流;RA、LA、CA為電源側(cè)等效電阻、電感與電容;QF為斷路器;UA與UB為斷路器兩側(cè)A、B點對地電壓;RX、LX、CX為斷路器發(fā)生單相接地故障時線路側(cè)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(fā)生單相接地故障時,設(shè)穩(wěn)態(tài)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(tǒng)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(xiàn)弧隙電壓的恢復過程。此時電源側(cè)回路方程為

(2)

式(2)中:UA為斷路器左側(cè)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(shù)角,由RA、LA、L、LX與RX決定。

求解式(2)可得

(3)

t0時刻電源側(cè)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(cè)TCSC隨著晶閘管閥的導通與關(guān)斷在不同拓撲結(jié)構(gòu)之間切換,因此可根據(jù)晶閘管閥觸發(fā)角α得到TCSC阻抗數(shù)學模型,即

(6)

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

(7)

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

求解線路側(cè)電流iTCSC得

Imcosλsinωt

(8)

因此,瞬態(tài)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(cè)等值電壓源U相關(guān),另一部分與TCSC基準阻抗、FSC電容器、晶閘管觸發(fā)角、電容器組殘壓等因素有關(guān),而TCSC與FSC混合復用串補度決定串聯(lián)補償系統(tǒng)中電容器的容抗值,影響TRV峰值與上升率RRRV。

2 仿真模型構(gòu)建與串補參數(shù)確定

2.1 系統(tǒng)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(wǎng)實際結(jié)構(gòu)與輸電線路頻變特性,結(jié)合實際潮流分布,利用PSCAD電磁仿真軟件研究不同串聯(lián)補償方式對線路暫態(tài)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(lián)補償系統(tǒng)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(shè)有串補站,具體參數(shù)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(lián)電抗器;QF1與QF2為線路首、末端斷路器;TCSC與FSC為線路串聯(lián)補償設(shè)備。

表1 等效電源參數(shù)

表2 超高壓串補線路參數(shù)

圖3 串補系統(tǒng)等值模型

2.2 串補系統(tǒng)參數(shù)及方案確定

電磁暫態(tài)分析與串補配比是串補系統(tǒng)研究與設(shè)計的重要內(nèi)容。TCSC與FSC最優(yōu)串補配比影響系統(tǒng)潮流分析與絕緣配合,是開展串補技術(shù)研究與裝置研制的基礎(chǔ)。

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(tǒng)進行調(diào)節(jié)?;?00 kV示范線路,在德宏-博尚、博尚-墨江采用雙平臺兩側(cè)分散布置方式加裝不同的串聯(lián)補償裝置,研究串補度在30%~70%范圍內(nèi)變化對系統(tǒng)TRV特性的影響。其中,串補參數(shù)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(lián)補償裝置的超高壓線路發(fā)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(lián)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(cè)發(fā)生單相接地故障,考慮斷路器固有分閘時間,設(shè)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(jié)果如圖4所示。

圖4 TRV仿真結(jié)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(nèi)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(wěn)態(tài)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(fā)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(tài)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(lián)補償雙平臺布置方式,固定一側(cè)FSC串補度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一側(cè)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(jié)果

圖6中,固定線路一側(cè)串補度時,隨著另一側(cè)串補度提高,短路電流峰值呈衰減趨勢;由于墨江側(cè)線路長度(155 km)小于德宏側(cè)(257 km),致使墨江側(cè)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(shù)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(cè)串補,RRRV先增大后緩慢衰減;改變德宏側(cè)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(cè)加裝TCSC,墨江側(cè)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(jié)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(nèi)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(lián)補償時TRV大于固定串聯(lián)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(jié)果如圖8所示。

圖8中,串補站后側(cè)發(fā)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(fā)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(cè)對地電壓升高,使斷路器斷口兩側(cè)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(cè)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(shè)備不動作,電容器殘壓的存在導致串補站后側(cè)發(fā)生故障時的TRV峰值明顯提高,超過IEC、GB相關(guān)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(cè)串補度(德宏-博尚或博尚-墨江),分析另一側(cè)串補度變化對TRV峰值與短路電流的影響,仿真結(jié)果如圖9所示。

圖9 TRV仿真結(jié)果

如圖9所示,采用不同F(xiàn)SC+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(fā)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(nèi),更有利于電弧快速熄滅,可提高重合閘的成功率。

4 結(jié)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(lián)補償?shù)某邏狠旊娋€路模型,從混合串聯(lián)補償配置方式與串補度兩個方面,分析混合串聯(lián)補償對TRV暫態(tài)特性的影響,得出以下結(jié)論。

(1)建立了混合串聯(lián)補償與TRV數(shù)學模型,揭示了混合串聯(lián)補償線路TRV產(chǎn)生機理。仿真結(jié)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(xiàn)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(nèi),有利于電弧快速熄滅,提高重合閘成功率,保證輸電線路穩(wěn)定運行。

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