特高压线路与可控电抗器的暂态稳定分析

特高压线路与可控电抗器的暂态稳定分析

0kv线路在特高压电网的开发中，许多技术都取得了突破。许多问题都是由高压走廊的单位成本决定的。这是500公里的4.5倍。为了限制过电压，需要在长距离特高压线路上装设高补偿度的高压电抗器，高补偿度的高压电抗器为系统重载运行带来了较大的无功负担，影响了特高压线路的输电能力，增加了电网运行的经济负担，而根据可控电抗器的原理，在特高压电网中投入一定比例的可控电抗器可在一定程度上解决以上问题。1知识产权法上的磁阀式可控电抗器wsf可控电抗器根据其构成原理的不同，基本可以划分为磁阀式可控电抗器和高阻抗式可控电抗器。俄罗斯生产的磁阀式可控电抗器结构见图1。磁阀式可控电抗器由电抗器主体和控制系统2部分组成。其原理是通过调节直流助磁通使2个分铁心在工频的一个周期内轮流达到饱和状态，它的容量取决于铁心在一个周期中的磁饱和程度，这种电抗器在本文被称为平滑调节电抗器。高阻抗式可控电抗器结构见图2，其实质相当于一个有多个低压副边绕组(控制绕组CW)逐级依次工作于短路状态的多绕组变压器。每个控制绕组中串接反并联晶闸管Th和限流电抗器CLR。通过依次把各个控制绕组投入工作并正确控制晶闸管的导通和关断,在满足电流谐波要求的前提下，实现无功功率从空载功率到额定功率的分级调节。该类电抗器在本文中被称为分级投切式电抗器。目前，俄罗斯能够生产以上2种可控电抗器，磁阀式可控电抗器的最高电压等级为500kV，单相容量为60Mvar；高阻抗式变压器最高电压等级为400kV，容量为50Mvar磁阀式可控电抗器在独联体国家已有应用，包括330kV、220kV和110kV电压等级，但基本上是与电容器组并联，安装于变电站母线上，作为系统无功调节用，功能类似于SVC；高阻抗式可控电抗器目前只在印度有试点，也是安装于变电站母线侧。2高压线特性对可控电阻器的需求分析2.1特高压线路的自由输送能力下降交流特高压线路，以8×500mm2为例，百公里充电功率为530Mvar左右，为限制特高压系统可能出现的工频过电压，考虑在线路两端安装特高压电抗器，据初步分析，高抗补偿度为85%左右可基本满足要求。若按限制过电压的要求来配置特高压电抗器，则可能导致以下问题：(1）电压调节问题。小方式运行电压偏高或大方式下运行电压偏低，尤其对于水电集中处的输电通道来说，丰枯季节潮流变化大，2种情况可能都存在。常规的解决办法是通过在变压器的低压侧安装低压电抗器组或/和低压电容器组，这一方面增加了无功补偿的投资，另一方面，由于受变压器容量的限制，低压补偿可能无法满足要求。(2）线路输送能力下降。在某一输送功率下，若线路与外部系统没有无功功率交换，定义此时传输的有功功率为线路的广义自然功率，线路没有高抗时，此功率即为自然功率，高抗补偿度越高，其广义自然功率下降越多。表1为300公里8×500mm2的特高压线路在不同的高抗补偿度下，受端电压(ur)不同时，线路的广义自然功率。若按85%补偿度考虑，受端电压为1050kV时，线路的广义自然功率为1845MW，远小于其自然功率。在特高压电网形成初期，由于网架薄弱，受安全稳定限制，特高压输送有功功率较小，即使在高抗补偿度较高时，线路对无功需求基本能够自给自足；随着特高压网架的逐渐加强，线路输送功率加大，线路需要吸收大量的无功，导致系统运行电压下降，同时无功传输的增加，也导致了系统网损增加。(3）电压稳定问题。仍以300公里8×500mm2的特高压线路为例，在85%的高抗补偿度下，传输2000MW、4000MW功率时，需吸收无功分别为51.4Mvar和929.3Mvar。以双回特高压线路输送4000MW功率，则需吸收无功102.8Mvar，此时也有可能发生电压偏低，发生“N-1”故障，若潮流全部转移至另一回线，则需吸收的无功将大为增加，严重的话，可能会导致系统电压失稳。可控电抗器在运行期间，无功在一定的范围内可实现平滑或分级调节，在一定程度上抑制电压在小负荷方式下过高或大负荷方式下过低。可控电抗器的投入运行，使得双回或多回线发生“N-1”故障时，可按其最大的调节范围实现动态无功补偿，提高系统的电压稳定性。同时，对于系统在各种扰动下出现的电压振荡或功率振荡，也能起到一定的抑制作用，提高系统的动态稳定性。前苏联建成的特高压线路较长，其特高压电抗器的补偿度接近100%，经过研究，需要采用可控电抗器，但由于研制赶不上工程进度，最后只能作罢。由以上分析可知，特高压线路在长距离重载情况下限制过电压和无功补偿的矛盾突出，为解决这一矛盾，需要在长距离重载线路及潮流变化大的外送线路上安装特高压可控电抗器。2.2可控电抗器的降压作用可控电抗器的安装地点考虑在乐山—重庆线路重庆侧和重庆—恩施线路恩施侧，可调容量为原固定电抗器容量的一半，另一半仍为固定部分。如果将可控电抗器可调部分调至最低值，则通道电压可提高20～30kV，降低全网网损150MW左右；若要在这种情况下保持原电压，则可减少低压电容补偿2700Mvar左右，由此可见，四川外送特高压通道安装可控电抗器能起到较好的调压作用。可控电抗器的调压作用是可控电抗器解决特高压重载长线路限制过电压和无功补偿的主要作用。在动态调节方面，可控电抗器也具有一定的作用。通过向家坝—南汇特高压直流双极闭锁故障(0.2s切除向家坝机组3台共2250MW)可作初步分析。(1）提升动态过程电压。图3为向家坝—南汇特高压直流双极闭锁故障情况下重庆特高压站的母线电压曲线，由图中曲线可知，无论四川外送通道是否安装串补，安装可控电抗器都能在故障后起到无功支撑的作用，提升系统动态电压。(2）抑制系统动态振荡。由图3可以看出，在四川外送通道特高压线路没有安装串补的情况下，系统呈增幅振荡，安装可控电抗器后，系统增幅振荡受到抑制，呈减幅振荡；若四川外送通道安装串补，系统阻尼增强，在此基础上安装可控电抗器后，系统阻尼略有改善，但并不明显。通过以上分析可知，在长距离外送重载通道上安装可控电抗器，既可以有效地调节系统电压，又能对系统起到较好的动态无功支撑作用，因此是有效的。除四川外送通道外，晋陕蒙宁外送通道也可以考虑安装可控电抗器，具体安装地点和容量大小需结合可控电抗器的运行原理、产品开发情况和特高压电网的工程建设和规划作深入研究。3可控电抗器对系统稳定性的影响对于500kV级以下电压等级的电网，虽然个别线路的限制过电压和无功补偿有矛盾，但并不如特高压电网那么突出，根据我国电网的运行经验，都可以通过或已经通过其它简单措施来解决，因此，我国500kV及以下电压等级的电网中应用可控电抗器的必要性不充足。但为了可控电抗器在特高压电网上应用时所需的技术突破并规避风险，在500kV电网上挂网试验是非常必要的。500kV可控电抗器挂网试验的目的有2个：(1)全面校验可控电抗器的各项性能和可靠性；(2)积累可控电抗器的运行经验。本文以鄂渝联网线路为例，分析了超高压可控电抗器在系统中的性能。鄂渝联网线路由万县—三峡、万县-龙泉双回线构成，是三峡输变电工程的组成部分之一，也是川渝电网—华中东部4省的联网线路，主要用于三峡水电送电川渝及丰水期四川水电东送。随着四川水电开发力度加大和外送规模的增加，需要加强三—万线以满足电力输送要求。目前，已通过研究论证，需要在双回线上安装2组串补，串补度为35%左右。在此基础上，本文考虑在万县—龙泉线路万县侧上用可控电抗器代替原线路上固定高抗，可控电抗器容量为150Mvar本文将从电压调节、降低网损及对稳定性影响三方面对可控电抗器的应用作初步分析，除此外，主要从稳定方面(电压调节、降低网损方面在相同容量下最大效果都是一致的)研究2种不同类型的可控电抗器对系统稳定的影响，研究水平年为2006年。研究表明，万县—龙泉线路万县侧安装1台150Mvar可控电抗器对周围电压有一定的提升作用，万县站母线电压最高可提高5.2kV。网损方面，在固定电抗器情况下，系统网损为3333.2MW，在可控电抗器情况下，网损最多可降低4MW为了较好地说明可控电抗器对系统稳定的影响，并比较连续平滑调节和分级投切电抗器对系统的影响，本文对鄂渝断面极限进行了计算比较，其结果见表2表中有滞后环节是指控制环节中有超前滞后环节，超前时间常数为0.5s，滞后时间常数为2.5s，即(1+0.5s)/(1+2.5s)环节；无滞后环节指超前时间常数和滞后时间常数相等，从实际效果来说，就是响应时间很快。相对于平滑调节，分级投切电抗器采用了开关投切方式，为了简化问题，本文暂时只考虑了1级投切，即全投全切方式(也可作为分级投切方案下多级同时动作的特殊方式)，同时考虑了机械投切(只投切1次)和晶闸管投切(多次投切)2种情况。投切电抗器采用的输入信号为dv/dt，电抗器只有2种状态，即考虑到晶闸管触发时延，而且能使其达到更好的调节效果，本文考虑了0.4s左右的时延，即当信号发生改变20周波左右后才投入或者切除电抗器。其在动态过程中对电压的调节作用见图4可控电抗器在动态过程中主要起到2方面的有利作用，即故障清除后的快速无功支撑和动态过程中的无功调节作用。在工况投100%的情况下，无滞后环节平滑调节电抗器与分级多次投切电抗器能起到以上2方面的有利作用，对稳定极限的提高作用最好，为90MW左右，有滞后环节平滑调节电抗器和分级一次投切电抗器动态无功支撑效果不明显。在工况投最小容量的情况下(平滑调节5%，分级投切0%)滞后环节平滑调节电抗器与分级多次投切电抗器只具有动态过程中的无功调节作用，有滞后环节平滑调节电抗器和分级一次投切电抗器则2种作用都是最差的。以上2种电抗器在动态过程中发挥的作用都与其控制系统有关，对于平滑调节电抗器来说，其响应时间越快，成本就越大，分级多次投切电抗器要起到很好的调节作用则需要依赖于一个很好的控制策略。未来可控电抗器主要是解决限制过电压和无功补偿的矛盾，特别是对于潮流变化大的长距离线路，可控电抗器的无功调节作用比之提高线路输送能力更为重要，因此，在选择可控电抗器时，可控电抗器对系统稳定的影响可作为参考，而不应该是主导。4可控电抗器参数设计可控高抗的主要作用是解决长距离重载线路限制过电压和无功补偿的矛盾，究竟采用平滑调节式可控电抗器还是分级投切电抗器，则需要进行综合比较，主要参考以下几点：(1）正常运行方式下对调压的需求，包括容量、分级投切电抗器的级数等。(2）限制过电压和抑制潜供电流对电抗器容量和调节速度的要求。(3）系统暂、动态稳定对可控电抗器的要求，主要是响应时间和控制方式。(4）制造部门实现的难易度。(5）造价。就系统稳定对可控电抗器的要求而言，若系统呈现暂态稳定，则需要可控电抗器的快速无功支撑，这与可控电抗器在工况下的状态有关，对于电抗器本身，无论是平滑调节电抗器还是分级投切电抗器，都能满足要求；若系统呈现动态稳定问题，则对两者的要求不尽相同，对于平滑调节电抗器，要求其有快速的响应时间，对于分级投切电抗器，要求其有合理的控制系统。平滑调节电抗器，其响应时间越快，成本就越高，因此在选择平滑调节电抗器时，应当综合考虑响应时间与经济成本。分级投切电抗器，假设其触发信号为dv/dt，控制模式可以有2种方式：(1）根据系统分析或实测，预先计算电压周期和最优的晶闸管触发延迟时间，整定控制参数，这种方式与系统网架结构及运行方式有关，因此需要根据具体情况阶段性地调整控制参数，同时还要实时测量动态过程中的电压振幅信号，确定动作与否，以避免无谓的动作。(2）设定晶闸管触发延迟时间，根据dv/dt和电压振幅信号动作，这种方式不需要进行参数调整，但不一定能达到最优效果。至于可控电抗器的调节范围，由于500kV/330kV挂网试验中不可能采用大容量的电抗器，而且为了能够更好地校验可控电抗器的制造水平，因此建议挂网试验采用100%可控电抗器。在特高压交流电网中，由于电抗器补偿度高，容量大，如果全部采用可控电抗器，则不但成本很高，经济效益差，而且运行中也没有必要，因此对于特高压可控电抗器的调节范围，应根据具体情况研究制定。5可控甲基小电抗的研究目前，国外投运的可控电抗器一般装在变电站母线侧，中性点采用直接接地的方式运行，其主要作用是满足系统无功平衡和电压控制的要求，对过电压的限制作用有很大的局限性。而我国在特高压线路上应用可控电抗器，则是为了解决限制过电压和无功补偿的矛盾，可控高抗的安装位置应在线路侧。由于我国超高压输电系统中普遍采用单相自动重合闸措施提高系统的输电能力，因此高抗接在线路侧时，其中性点不能直接接地，必须经一定阻值的电感元件接地(一般称小电抗)，以限制潜供电流和恢复电压及避免线路非全相运行时发生工频谐振等问题。可控高抗引入中性点小电抗后，提高了可控高抗的研制难度。由于国外的经验不足，因此必须通过国内的研究解决这一问题。采用可控高压并联电抗器时，需要对系统的电磁暂态现象进行详细研究，其主要的影响因素包括暂时(工频)过电压的影响、合闸和甩负荷操作过电压的影响、潜供电流和恢复电压的影响、线路非全相运行的影响、中心点绝缘水平问题等方面的问题。(1）暂时(工频)过电压的影响。采用可控高抗时对暂时(工频)过电压有降低作用，其因素主要有：1）线路重载时，高抗补偿度降低(电抗器容量减小)，系统输送的无功(感性)少，其等值电势也减少，因此降低了过电压。2）线路发生三相跳闸时，将高抗容量调节到最大，对过电压有明显的降低作用。(2）合闸和甩负荷操作过电压的影响。1）线路三相合空线操作，其操作的时间是人为控制的，因此在三相合闸操作前，需要将可控高抗的容量调整到最大值，以满足降低过电压的要求。2）线路单相重合闸操作是系统运行中随机出现的，在这种三相不平衡的输电方式中，可控高抗的控制方式对系统运行和限制过电压都有影响。3）甩负荷操作过电压一般发生在断路器跳闸后50ms的时间段内，可控高抗的调节时间对这种过电压影响较大。另外可控高抗采用分级调节或平衡调节对过电压也有影响。(3）潜供电流和恢复电压的影响。1）为了有效地限制潜供电