HDSC系列中高压配网快速开关型串联补偿装置研究与应用

1、HDSC系列中高压配网快速开关型串联补偿装置研究与应用1.中高压电网的电压质量问题在我国的西南、西部、西北、东北和内蒙等地区,人口密度相对较小,中高压电网甚至超高压电网的供电半径较大,输配电线路长,到达负荷末端的供电电压远远超出国家规定的供电电压质量标准,严重影响了工业和民用电器设备的正常运行。重负载启停造成的电压波动范围大。案例1。我国西北地区的一个110kV系统在正常运行方式下线路全长接近80km,负荷高峰时仅110kV线路压降就高达10%,负荷末端只剩下额定电压的82%左右。这一系统在检修运行方式下110kV线路全长超过90km,35kV负荷末端的电压低于27.5kV,只有额定电压的78

2、%。重负载启停时,供电电压正负偏差绝对值之和高达21.9%。末端的民用电器设备已无法运行。案例2。一个10kV配电网,线路全长接近120km,仅主干线就超过25km。在主干线三分之一处负荷比较集中的区段实测电压只有8.7kV,电压偏差达-13%,主干线末端的电压还不到8kV。而且,经核算上述实测运行电压数据还不是最大负荷时获得的。如果按照现有负荷投入80%推算,负荷较集中的区段电压只有7.9kV,主干线末端电压只剩下6.5kV。而且,这个系统的负荷还将继续发展,从经济角度看再增设一回10kV配电线路的可能性几乎不存在。2.解决中高压电网电压质量问题的措施分析调整主变压器分接头调整主变压器分接头

3、,方法简单、实施方便而且无需增加投资,但靠提高电源端母线电压的办法远远不能解决电压质量问题。通过调整主变压器分接头最多只能将电源侧母线电压提高10%,远不能弥补线路上的电压降。而且由于调整变压器分接头需要停电进行,无法消除案例1中由于重负载启停造成的电压波动问题。对于案例1,要想保持负荷末端电压的为额定值,正常运行方式下电源侧母线电压不必须提高14.15%,检修方式下电源侧母线电压不必须提高16.47%。对于案例2,要想保持负荷末端电压的为额定值,在现有在装负荷投入50%的情况下电源侧母线电压不必须提高27.31%,现有在装负荷投入80%的情况下电源侧母线电压必须提高45.46%。装设并联补偿

4、电容器装设并联补偿电容器,可以提高功率因数,减小负荷电流在线路电感上产生的电压降,从而提高对负荷的供电电压质量。由于必须根据负荷的变化进行投切,并联补偿电容只能集中装设在变电所母线上。我国城区或农村中压电网配电网多为“鱼刺”式结构,分支线直接“T”接到主干线上,负荷“T”接到分支线上或直接“T”到主干线上。由于负荷接入点不同,主干线上不同区段的线路压降是不同的。如果只在电源侧母线装设补偿电容器,则无法保证主干线上各负荷接入点的电压都能在合格范围内。而且,在电源侧母线上装设电容器的集中补偿方式最多只允许将电压提高10%,与调整主变压器分接头一样都不能满足供电电压质量的要求。并联补偿多用在中压电网

5、,如果在高压电网采用集中并联补偿的办法,需要多组电容器串并联,这就使得并联补偿装置的体积庞大、结构复杂、造价昂贵,而且也相应增加了技术难度。在线路中间串联有载调压变压器在线路中间串联有载调压变压器,可以根据主干线各区段的线路电压降确定多个调压点,这尤其适用于我国“鱼刺”式结构的中压配电网。在线路中间串联有载调压变压器需要巨额投资。而且由于中高压配电网的绝大部分均处于野外,在线路中间串联有载调压变压器必将大大增加维护管理的难度,甚至导致人身或设备事故率的大幅提高。串联补偿系统的现状近年来,国内也有单位对高压电网的串联补偿进行了一些研究和尝试。其原理是利用负荷电流通过串联补偿电容时产生的进相无功来

6、补偿线路电感上的电压降。在系统正常运行时串联补偿电容两端的电压不高,但当线路发生短路时串联补偿电容器要受到大电流和高电压的冲击。对高压电网的串联补偿系统的研究中遇到的问题是,按照电网的运行电压来选择补偿电容器,那就与并联补偿没有区别,存在体积庞大、结构复杂和造价昂贵的问题。如果用氧化锌并联到补偿电容器两端来限制短路电流对电容器的冲击,虽可适当降低电容器的额定电压,但所需要的巨大能容量使得氧化锌组件现场安装空间的问题又难以解决。3.研究推广快速开关型分布式串联补偿系统的可行性研究推广应用快速开关型分布式串联补偿系统的必要性重负荷长距离送电带来的电压质量问题是我国绝大部分地区中高压电网普遍存在的现

7、象,随着西部大开发、振兴东北老工业基地等战略措施的实施,负荷的增长必将使这些地区的电压质量问题进一步恶化。增设供电线路,减小供电半径在短时间内难以奏效,而且不经济。研究解决常规串联补偿系统存在的体积庞大、结构复杂和造价昂贵等问题,实现对线路电压降的分布式就地补偿,是解决中高压电网电压质量问题的有效途径。研究推广快速开关型分布式串联补偿系统的技术关键a. 串联补偿电容放电回路的真空断路器合闸时间必须大幅缩短。氧化锌阀片吸收的能量直接受线路短路后串联补偿电容放电时间的影响,常规的真空断路器合闸时间一般在5060ms,这是导致氧化锌阀片能容量过大的主要因素之一。只有将真空断路器的合闸时间控制在10m

8、s以内,才能大幅减少氧化锌阀片的能容量。b. 必须实现三相短路和两相短路时短路电流的快速识别并策划实用而又可操作的控制算法。的能容量。只有将短路故障的识别和发出放电指令的时间控制在12ms之内,才能有效降低氧化锌阀片的能容量。c. 必须落实电网运行电压信号的在线采集和高压新型串联电压补偿系统工作电源的现地解决方案。由于正常运行时中高压电网快速开关型串联补偿系统串联在高压主回路中,整个补偿系统都处于高电位。如果利用高压电容式电压互感器采集电网运行电压信号,则高压回路与电压信号回路的隔离问题难以解决。必须落实电网运行电压的在线采集方案,才能根据电网运行电压的变化对快速开关型串联补偿系统的投、切进行

9、控制。接入低压交流或直流电源,同样存在与高压回路隔离的难题,高压快速开关型串联电压补偿系统所需的工作电源必须结合电网运行电压的在线采集一并解决。d. 必须处理好氧化锌阀片的动态均能问题。并联在串联补偿电容两端的氧化锌组件由多路氧化锌阀片串并联组合而成,和直流系统不同的是,在新型分布式串联补偿系统中加在氧化锌阀片上的电压是按照正弦规律变化的。这就要求在退出串联电容器的整个动态过程中,要把每个氧化锌阀片的均流和均压误差控制在很小的范围之内,使每一片氧化锌阀片的吸能作用都能得到充分发挥,这才能有效降低氧化锌组件的能容量。研究推广应用快速开关型分布式串联补偿系统已经具备的条件a. 采用原装进口快速涡流

10、驱动机构的快速真空断路器,其合闸时间可以控制在8ms以内,分闸时间以能缩短到2ms以内。产品已相当可靠,技术已相当成熟。b. 短路故障的快速检测和控制技术早在2000年就已经在大容量快速开关上获得应用,经过十年来的运行考验,技术上的成熟性和产品的可靠性无需怀疑。c. 利用电容分压直接为大容量快速开关取得工作电源,已经于2008年开始挂网运行,取得了成功的经验。至于通过电容分压实现运行电压的在线监测更是在电容式电压互感器中应用比较普遍,在本项目中须将分压电容倒置使大电容侧在高压端。快速开关型分布式串联补偿系统解决中高压电网线路压降引起电能质量问题的可能性按照GB/12325关于电压质量的规定并考虑到留有适当的负荷发展空间,对于案例1的正常运行方式下,电源侧母线电压保持额定时,只需在110kV线路串入40的补偿电容,就可以在线路出现最大负荷时保持负荷末端母线供电电压负偏差绝对值之和控制在8%左右。对于案例2,只需在10kV主干线中的适当位置串入6.1的补偿电容并适当提高电源侧母线电压,就可以在线路出现最大负荷时使主要负荷接入点的电压保持在9.3kV,主干线末端电压也可得到明显提高。4.HDSC快速开关型分布式串联补偿装置 HDSC新型分布式串联补偿装置的构成 串联补偿电容:用以补偿线路电感压降,提高电压质量;氧化锌组件:用以限制串联补偿电容两端的电压,防止线路