暂态电压安全

2024-05-27

暂态电压安全（通用7篇）

暂态电压安全篇1

摘要：建立电力系统暂态电压安全分析的微分代数方程组模型, 并提出求解其预防控制优化问题的暂态电压安全约束最优潮流模型。在该模型中, 暂态电压安全约束包括防止系统发生暂态电压失稳和暂态电压延时恢复2个方面;目标函数为系统运行费用最小;控制变量为发电机的有功输出、无功输出、有载调压变压器变比和并联电容器组投入电纳。基于轨迹灵敏度法, 得到暂态电压安全约束函数与控制变量之间的近似线性增量关系, 从而将优化控制模型转化为非线性规划模型。引入二次罚函数处理变压器变比和并联电容器组电纳等离散控制变量, 并采用非线性原对偶内点法求得优化模型的解。对IEEE39节点系统的分析计算验证了所提出的优化模型和算法的正确性和有效性。

关键词：预防控制,暂态电压安全,最优潮流,轨迹灵敏度,电力系统

0 引言

近年来, 电力系统暂态电压失稳和暂态电压延时恢复等不安全事故日益增多[1,2,3,4]。由于系统故障引起了系统中负荷母线的电压跌落, 负荷中的感应电动机在电压下降条件下吸收的有功先减小后不断地恢复, 其吸收的无功不断增大;感应电动机在其端电压低于某限定值下会发生堵转并从电网吸收大量的无功, 这些快速动态特性造成了系统中一些母线出现暂态电压延时恢复, 甚至快速的暂态电压失稳。特别是在天气炎热条件下, 系统中含有大量容易堵转的低转动惯量电动机的负荷, 如空调、冰箱等, 此时系统更容易发生暂态电压不安全事故[1,2,3,4,5]。

暂态电压安全预防控制是通过改变系统当前运行点, 使系统在出现暂态电压不安全的故障后, 仍能够保持暂态电压安全。虽然预防控制的代价较低, 但不管故障是否发生, 它都会付出代价, 因而一般是针对一些发生概率较大的故障进行控制[6,7]。暂态电压安全预防控制优化可通过暂态电压安全约束最优潮流 (transient voltage security constrained optimal power flow, TVSC-OPF) 模型进行求解。文献[8]通过调整发电机有功和无功出力以使暂态过程中的母线电压轨迹符合安全要求, 但没有考虑对系统暂态电压安全有很大影响的负荷动态特性。文献[9]建立了暂态电压安全预防控制优化的数学模型, 通过调整各节点的无功注入来提高系统暂态电压安全性, 但没有考虑发电机有功输出调整、有载调压变压器分接头调整等控制手段对提高系统暂态电压安全性的作用。

轨迹灵敏度分析通过将系统数学模型在系统轨迹的各个点上进行线性化, 能够直接确定系统初始条件和参数发生微小变化时系统轨迹的变化[10]。轨迹灵敏度法是以时域仿真法得到的系统轨迹为基础进行计算的, 能够方便地应用于微分代数方程组 (differential and algebraic equations, DAE) 描述的电力系统, 因此, 与暂态稳定分析的直接法相比, 其在系统元件模型的适应性上有着明显的优势。轨迹灵敏度法已广泛应用于电力系统暂态功角稳定分析、暂态功角稳定预防控制等领域[11,12,13,14]。而将轨迹灵敏度分析方法应用于暂态电压安全控制中, 通过实施控制来改变系统的初始条件或参数, 即可使系统故障后的轨迹符合暂态电压安全的要求。

本文建立电力系统暂态电压安全分析的DAE模型, 并提出求解其预防控制优化问题的TVSC-OPF模型。基于轨迹灵敏度方法, 将暂态电压安全约束转化为关于控制变量的线性不等式约束, 从而将优化控制模型转化为非线性规划 (nonlinear programming, NLP) 模型。并采用内嵌二次罚函数处理离散变量的非线性原对偶内点法求得NLP模型的近似最优解。

1 暂态电压安全分析的数学模型

用于电力系统暂态电压安全分析的DAE模型如下所示:

$\begin{array}{l} \frac{d x}{d t} = f (x, y, u) (1) \\ g (x, y, u) = 0 (2) \end{array}$

式中:x为系统状态变量;y为母线电压;u为控制变量。

式 (1) 为描述系统各元件动态的微分方程, 包括对暂态电压安全影响很大的发电机及其励磁系统的动态和负荷的动态。其中, 发电机采用3阶实用模型[15], 负荷采用文献[15]中的3阶机电暂态感应电动机并联恒阻抗模型, 励磁系统采用文献[16]中的模型, 具体表达式见附录A。

式 (2) 为描述网络各个节点电压、电流关系的代数方程, 具体表达式见附录A。

2 轨迹灵敏度分析

将系统DAE模型 (式 (1) 和式 (2) ) 等号两边对控制变量求导, 得到灵敏度的轨迹方程如下:

$\begin{array}{l} \frac{d x_{u}}{d t} = \frac{\partial f}{\partial x} x_{u} + \frac{\partial f}{\partial y} y_{u} + \frac{\partial f}{\partial u} (3) \\ \frac{\partial g}{\partial x} x_{u} + \frac{\partial g}{\partial y} y_{u} + \frac{\partial g}{\partial u} = 0 (4) \end{array}$

式中:xu和yu分别为状态变量和母线电压 (代数变量) 对控制变量的轨迹灵敏度矩阵;偏导数矩阵∂f/∂x, ∂f/∂y, ∂f/∂u, ∂g/∂x, ∂g/∂y, ∂g/∂u为可由系统轨迹计算得到的时变矩阵。

对于轨迹灵敏度的计算, 预防控制的实施相当于改变了系统的初始运行点, 首先由潮流方程可求得母线电压对控制变量的灵敏度初值;再由系统DAE模型的稳态方程求得状态变量对控制变量的灵敏度初值和导出参数对控制变量的灵敏度;进而采用数值积分法求解灵敏度的轨迹方程 (式 (3) 和式 (4) ) , 就可计算后面各个时刻系统状态变量和母线电压对控制变量的轨迹灵敏度。

轨迹灵敏度可用于建立暂态电压安全约束函数与控制变量之间的近似线性增量关系, 由控制变量变化Δu引起的某一时刻t状态变量变化量Δx (t) 和母线电压变化量ΔV (t) 就可近似为:

$\begin{array}{l} Δ x (t) = x_{u} (t) Δ u (5) \\ Δ V (t) = y_{u} (t) Δ u (6) \end{array}$

3 暂态电压安全预防控制优化模型和算法

3.1 暂态电压安全约束及基于轨迹灵敏度线性化

在暂态电压安全预防控制优化模型中, 暂态电压安全约束包括防止故障后系统发生暂态电压失稳和暂态电压延时恢复2个方面。文献[17]指出暂态电压失稳的判据为:如果感应电动机在其节点电压达到最小值时仍然加速, 则认为转差率在这之后将继续减小, 感应电动机保持稳定;如果感应电动机在其节点电压达到最大值时仍然减速, 则认为转差率在这之后将继续增大, 感应电动机失去稳定。因此, 保证暂态电压稳定的约束可写为:在负荷母线电压达到最大值时, 保持负荷中感应电动机加速, 即保持感应电动机的电磁转矩大于机械转矩, 并且留有一定的裕度, 使得在负荷母线电压达到最小值时电动机能够继续加速, 可表示为:

$Ρ_{e l f} (t_{v m}) - Ρ_{m l f} (t_{v m}) \geq ε_{1} (7)$

式中:Pelf和Pmlf分别为故障f的主导负荷母线l处感应电动机的电磁转矩和机械转矩;tvm为主导负荷母线电压达到最大值对应的时间;可取ε1=0.1 (标幺值) , 主导负荷母线的物理意义见文献[18]。

防止暂态电压延时恢复就是保证暂态电压跌落可接受[17], 按中国目前标准是保持故障清除后1 s时负荷母线电压恢复到0.75 (标幺值) 以上[19], 可表示为:

$V_{l f} (t_{c} + t_{\lim}) \geq V_{\lim} + ε_{2} (8)$

式中:Vlf为故障f的主导负荷母线l的电压幅值;tc为故障清除时间;tlim=1 s;Vlim=0.75 (标幺值) ;可取ε2为0.01～0.02 (标幺值) 。

由于轨迹灵敏度是对系统轨迹与控制变量之间关系的一种线性近似, 所以采用轨迹灵敏度处理暂态电压安全约束后得到的优化问题的解有可能还不满足原来的暂态电压安全约束, 但此解已离满足原来的暂态电压安全约束比较接近, 所以, 可在此解基础上再进行轨迹灵敏度计算并再次求解优化问题, 则得到的解会更接近满足或者已经满足原来的暂态电压安全约束, 这相当于在优化问题的外部再增加一层迭代, 以保证可靠地得到满足原来的暂态电压安全约束的解。通过轨迹灵敏度计算, 暂态电压安全约束 (式 (7) 和式 (8) ) 转化为:

$\begin{array}{l} Ρ_{e l f, k - 1} (t_{v m}) - Ρ_{m l f, k - 1} (t_{v m}) + \\ \frac{\partial (Ρ_{e l f} - Ρ_{m l f})}{\partial u} \end{array}$

t=tvm (uk-uk-1) ≥ε1 (9)

$V_{l f, k - 1} (t_{c} + t_{\lim}) + \frac{\partial V_{l f}}{\partial u}$ t=tc+tlim (uk-uk-1) ≥Vlim+ε2 (10)

式中: $\frac{\partial (Ρ_{e l f} - Ρ_{m l f})}{\partial u}$ t=tvm和 $\frac{\partial V_{l f}}{\partial u}$ t=tc+tlim分别由tvm时刻和tc+tlim时刻的轨迹灵敏度xu和yu算出;k为外层迭代次数。

3.2 预防控制优化模型和算法

将暂态电压安全约束转化为关于控制变量的线性不等式约束后, 暂态电压安全预防控制优化可表示为如下TVSC-OPF模型:

$\min c (u_{k}) (11)$

s.t. G (uk, y0, k) =0 (12)

(16)

t=tc+tlimuk-1 (17)

式中:f=1, 2, …, F, f∈Af;Af为预想故障集;F为其故障总数;c (·) 为系统运行费用;G (·) 为故障前系统潮流方程; $\bar{u}$ 和 $\underline{u}$ 为控制变量上下限, $\bar{h}_{1}$ 和 $\underline{h}_{1}$ 为故障前电压幅值上下限; $\bar{h}_{2}$ 为故障前线路潮流约束限值。

对每一个故障需写2个暂态电压安全约束 (式 (16) 、式 (17) ) 。这是一个NLP模型, 可采用非线性原对偶内点法进行求解。通过引入松弛变量将不等式约束转化为等式约束, 再引入对数壁垒函数消去松弛变量的非负性约束, 并采用二次罚函数处理变压器变比和并联电容器组电纳等离散控制变量[20], 则得到Lagrange函数如下:

$\begin{array}{l} L = c (u_{k}) - y_{l}^{Τ} G (u_{k}, y_{0, k}) - \\ z_{l}^{Τ} (Η (u_{k}, y_{0, k}) - l - \underline{Η}) - \\ w_{l}^{Τ} (Η (u_{k}, y_{0, k}) + γ - \bar{Η}) - \\ z_{v}^{Τ} (S (u_{k}) - l_{v} - \underline{S}) - \\ μ \sum_{j = 1}^{m} \ln l_{j} - μ \sum_{j = 1}^{m} \ln γ_{j} - μ \sum_{j = 1}^{2 F} \ln l_{v}_{j} + \\ \frac{1}{2} \sum_{j = 1}^{p} v_{k j} (Κ_{t j} - Κ_{t j b})^{2} + \frac{1}{2} \sum_{j = 1}^{q} v_{c j} (B_{c j} - B_{c j b})^{2} (18) \end{array}$

式中:S (·) 为暂态电压安全约束 (式 (16) 和式 (17) ) ;H (·) 为其他的不等式约束 (式 (13) 和式 (15) ) , 共有m个;yl, zl, wl, zv为Lagrange乘子向量, 且wl≤0, zl≥0, zv≥0;μ为壁垒参数, 且μ≥0;Ktj和Ktjb分别为有载调压变压器j变比及其邻域中心;Bcj和Bcjb分别为并联电容器组j电纳及其邻域中心;vkj和vcj分别为离散变量Ktj和Bcj的罚因子;p和q分别为有载调压变压器总数和可调并联电容器组总数。

根据Karush-Kuhn-Tucker (KKT) 最优性条件, 并采用牛顿法迭代求解最优性条件对应的代数方程组, 即可得到优化模型的解uk。因此, 多故障暂态电压安全预防控制优化的求解流程可用图1描述。

4 算例分析

算例采用IEEE 39节点系统 (见附录B图B1) , 系统容量基准为100 MVA, 系统线路和变压器参数见文献[21]。变压器11-12、13-12、20-19设置为有载调压变压器, 母线5和13安装有可投切并联电容器组, 控制参数见附录B表B1;发电机有功出力上下限和费用函数取自MATPOWER数据[22], 见附录B表B2, 表中还列出无功出力的上下限, 支路的最大传输功率都为50 (标幺值) , 母线电压上下限分别为1.06和0.94。暂态电压安全约束中取ε1=0.1, ε2=0.02;内点法优化的收敛判据为补偿间隙小于10-6同时最大潮流偏差小于10-3。发电机参数见附录B表B3, 其励磁调节系统参数都为:TE=0.02 s, KA=15。除发电机端的负荷31和39采用静态恒阻抗模型外, 其他各负荷都采用3阶感应电动机并联恒阻抗动态模型, 模型参数都采用附录B表B4中的值。系统初始运行方式在文献[21]初始方式的基础上增加负荷12的有功功率至70 MW, 考虑如下3个故障情况。

故障1:线路4-14距离母线4侧1%位置发生三相短路接地故障, 经过0.20 s后切除线路;

故障2:线路5-8距离母线8侧1%位置发生三相短路接地故障, 经过0.22 s后切除线路;

故障3:线路10-13距离母线13侧1%位置发生三相短路接地故障, 经过0.20 s后切除线路。

由于故障1的短路点位置与母线4的距离远小于其与其他负荷母线的距离, 因而在故障1发生后母线4最先出现暂态电压不安全, 故母线4为故障1的主导负荷母线;同样, 由短路点位置可知, 母线8为故障2的主导负荷母线, 母线12为故障3的主导负荷母线。各个故障下主导负荷母线电压如图2～图4所示。由图2～图4可以看到, 故障1造成母线4发生暂态电压失稳, 故障2造成母线8发生暂态电压失稳, 而故障3造成母线12发生暂态电压延时恢复, 故障清除后1.0 s电压只恢复到0.725 8。

通过求解含单个故障约束的TVSC-OPF模型, 分别得到这3个故障各自约束下系统运行方式如表1所示。优化后运行方式在相应故障下主导负荷母线电压见图2～图4。由图2可见, 优化后运行方式发生故障1, 母线4不仅能够保持暂态电压稳定, 而且故障清除后1.0 s电压恢复到1.055 6;由图3可见, 优化后运行方式发生故障2, 母线8不仅能够保持暂态电压稳定, 而且故障清除后1.0 s电压恢复到1.075 7;由图4可见, 优化后运行方式发生故障3, 母线12电压在故障清除后1.0 s恢复到1.011 0。可见, 各个故障预防控制优化后运行方式在发生相应故障时, 系统都能保持暂态电压安全。

通过求解3个故障共同约束下的TVSC-OPF模型, 得到系统运行方式见表1。该运行方式在3个故障下各对应主导负荷母线电压见图5。可以看到, 该运行方式在这3个故障下都能够保持暂态电压稳定;并且, 发生故障1后, 母线4电压在故障清除后1.0 s恢复到1.093 7;发生故障2后, 母线8电压在故障清除后1.0 s恢复到1.060 6;发生故障3后, 母线12电压在故障清除后1.0 s恢复到1.005 6, 暂态电压跌落都可接受。因此, TVSC-OPF模型 (式 (11) ～式 (17) ) 能够协调系统中多个不同的故障, 得到同时满足多个故障的暂态电压安全要求的运行方式。

可见, 求解TVSC-OPF模型得到的运行方式既能消除系统的暂态电压失稳问题, 又能消除暂态电压延时恢复问题。与普通最优潮流 (OPF) 模型 (式 (11) ～式 (15) ) 得到的运行方式相比, 仅考虑故障3单个约束的TVSC-OPF模型得到的运行方式和该方式相同, 这是由于该方式能够满足故障3的暂态电压安全约束;而在其他情况下, TVSC-OPF模型得到的运行方式的费用都有所提升, 这是为满足相应故障下系统暂态电压安全要求而牺牲的经济代价。

由表1可以看出, 加入故障1和故障2的电压安全约束后, TVSC-OPF模型得到的运行方式中故障1和故障2附近发电机31, 32 (线路10-11、11-6、6-5、6-7的阻抗都比较小) 的无功出力增大, 较远处发电机37, 39 (线路39-9、8-9、2-3、3-4的阻抗都比较大) 的无功出力减小, 进而提高了主导负荷母线4和8的电压水平, 减小故障中大量无功功率从远方传输到负荷所造成的电压降落, 进而加快主导负荷母线的电压恢复。而故障3安全约束的TVSC-OPF模型得到的运行方式主要通过减小有载调压变压器11-12和13-12的变比 (非标准变比都在母线12侧) , 进而增大负荷12等效到网络侧的阻抗, 提高故障中变压器网络侧的电压, 加快主导负荷母线12的电压恢复。

5 结语

本文提出了电力系统暂态电压安全预防控制优化的TVSC-OPF模型, 并基于轨迹灵敏度法建立优化模型转化的NLP模型, 采用内嵌二次罚函数处理离散变量的非线性原对偶内点法求得TVSC-OPF模型的最优解。算例分析表明, 所提出的TVSC-OPF模型和算法能够协调系统中多个不同故障, 得到同时满足多个故障的暂态电压安全要求的运行方式;通过增大故障附近发电机的无功出力, 减小离故障较远处发电机的无功出力, 有利于故障后主导负荷母线的电压恢复。

轨迹灵敏度最早应用于暂态功角稳定的预防控制, 证明是有效的。与暂态功角稳定相比, 暂态电压安全预防控制的复杂性之一表现为变压器变比和电容器组电纳这些离散控制变量参与调控, 特别是有电容器组, 它们均是分级变化的, 因此, 采用系统轨迹对离散控制变量的灵敏度进行计算可能会造成偏大的控制量或偏小的控制量。如何对离散变量的轨迹灵敏度值进行一定的补偿以得到更加准确的优化控制量, 还有待展开进一步研究。

暂态电压安全篇2

大停电发生后的系统恢复过程通常分为3个阶段, 即黑启动、网架重构及负荷恢复[1,2]。负荷恢复作为系统恢复的最后阶段, 其目标是在较短的时间内尽可能多地恢复负荷[1]。负荷完全恢复一般需要经历几个小时[3], 常通过分批多次投入来完成。单次负荷恢复可能是1条甚至多条线路的同时投入, 其时间窗口应为秒级, 加之恢复初期系统规模较小和大停电后的冷负荷启动特性, 若单次投入的负荷量过大, 可能引起电压、频率等问题;如果单次投入的负荷量过小, 则会增加操作次数, 延缓恢复进程。因此, 确定合适的负荷恢复步长对加快系统恢复进程具有重要意义[4]。

文献[5]在扩展潮流计算的基础上, 求出运行点的灵敏度, 仅考虑频率约束得出负荷恢复量, 通过最优潮流和松弛负荷量的方法优化该值。文献[6]考虑了冷负荷恢复的典型特性, 建立了调速器及出力爬坡速度的模型, 应用粒子群算法来寻找最优值。文献[7]研究了负荷恢复和系统并网问题, 考虑了网络N-1潮流不可行和电压、热稳定的约束限制, 且频率约束通过动态仿真来实现。文献[8]根据各种原动机的简化方框图, 近似求得其频率的响应率, 由此得出允许频率限制下的最大负荷恢复量。

目前的负荷恢复研究较为详细地考虑了频率的限制, 关于电压问题的考虑主要从稳态网络潮流的约束出发, 而对暂态电压变化过程分析较少。系统恢复初期, 如果单次负荷恢复量过大或功率传输的电气距离过长, 负荷投入时的初始冲击可能会导致暂态电压过低, 引起电动机堵转, 甚至电压失稳。

本文结合实际恢复方案制定中遇到的情况, 在确定变电站最大负荷恢复量时引入了暂态电压安全的约束, 构建了分析暂态电压安全的微分代数方程组, 将描述暂态电压安全问题的二元表作为暂态电压约束满足情况的判据。提出用改进的二分法对模型进行求解, 加快了搜索寻优时的收敛速度。

1 暂态电压安全约束

暂态电压安全包括暂态电压稳定 (TVS) 和暂态电压可接受性 (TVDA) 两方面。本文主要基于TVDA来考虑暂态电压安全问题。TVDA是从电力用户的角度对暂态电压安全性概念的补充, 即故障后系统能够保证负荷节点电压低于某个给定值的持续时间不超过预定时段, 否则认为电压是暂态不安全的[9]。

由于系统网架的未完全恢复, 负荷投入时的初始冲击可能会引起严重的暂态电压下降;另外, 负荷中电动机的启动影响较大, 其暂态电压响应速度一般要快于频率的响应过程。上述两方面原因造成在某些情况下, 暂态电压下降严重而频率仍满足要求。因此, 有必要在确定变电站单次最大负荷恢复量时引入暂态电压安全的约束。

对电力系统的暂态电压安全性进行分析时, 需要一种能够定量评估暂态电压安全与否的实用化判据。文献[10]对不同的暂态电压降落标准进行调查, 列出了各种标准下的暂态低电压水平和所能持续的时间限值 (见附录A表A1) 。文献[9]提出用一组包含电压跌落门槛值Vcr和可接受最大持续时间Tcr的二元表 (Vcr, Tcr) 来描述对TVDA的要求。文献[11]在该二元表的基础上, 给出了山东电网对扰动后各节点TVDA的要求, 并确定了低压切负荷装置的低电压定值 (标幺值) 和延时定值 (0.75, 0.2 s) 。

本文基于暂态电压降落标准和二元表的定义, 保守地确定负荷恢复过程中描述暂态电压安全的二元表为 (0.8, 0.5 s) 。

2 最大负荷恢复模型

系统恢复过程中, 根据电网的运行状态确定待恢复变电站的单次最大负荷恢复量时, 需要在考虑频率和稳态电压约束的基础上, 加入反映暂态电压安全的动态变化约束。

2.1 电压约束

电压约束包括稳态电压约束和暂态电压约束两方面。稳态电压约束通过求解给定负荷下的潮流断面即可检验。暂态电压约束需要在考虑适当的发电机、负荷和网络模型的基础上, 通过求解微分—代数方程组来分析考察。本文在分析暂态电压变化过程时, 对系统中各部分模型进行了适当简化, 在保证精度的同时提高了计算速度。

负荷模型为恒阻抗和电动机相结合的动态模型。其中电动机采用了考虑转子绕组暂态的机电暂态模型, 该3阶模型相对于机械暂态模型在暂态过程中具有更好的仿真精度, 其数学表达式为:

${\begin{cases} \dot{U} = {\dot{E}}^{'} + (r_{s} + j X^{'}) \dot{Ι} \\ \frac{d {\dot{E}}^{'}}{d t} = - j s {\dot{E}}^{'} - \frac{\dot{E} - j (X - X^{'}) \dot{Ι}}{Τ_{d 0} ´} \\ Τ_{j} \frac{d s}{d t} = Τ_{m} - Τ_{e} \end{cases} (1)$

式中: $\dot{U}$ 为电动机端电压; ${\dot{E}}^{'}$ 为转子侧暂态电势;rs为定子电阻;X′为暂态电抗;X为同步电抗;Td0′为定子开路暂态时间常数;Tj为惯性时间常数;Tm和Te分别为机械负载转矩和电磁转矩。

为了考虑电压的动态变化过程, 应加入励磁控制系统的影响, 此时发电机模型宜采用忽略阻尼绕组的Eq′变化模型[12]。

网络方程式用节点电压法可表示为:

$Y U = Ι (2)$

式中:Y为导纳矩阵;U为节点电压向量;I为节点注入电流向量。

分析暂态电压变化时, 发电机和负荷通过修改导纳矩阵中相应节点的导纳值和注入电流来参与网络运算。考虑发电机凸极效应时, 式 (2) 中对应发电机节点i的方程须写成实部与虚部分开的形式:

$\begin{array}{l} [\begin{matrix} Ι_{x i} \\ Ι_{y i} \end{matrix}] = [\begin{matrix} G_{i i} & - B_{i i} \\ B_{i i} & G_{i i} \end{matrix}] [\begin{matrix} U_{x i} \\ U_{y i} \end{matrix}] + \\ \sum_{\begin{array}{l} j = 1 \\ j \neq i \end{array}}^{Ν} ([\begin{matrix} G_{i j} & - B_{i j} \\ B_{i j} & G_{i j} \end{matrix}] [\begin{matrix} U_{x j} \\ U_{y j} \end{matrix}]) (3) \end{array}$

式中:Gii和Bii分别为导纳矩阵中对角元素Yii的实部和虚部;Gij和Bij (j≠i) 分别为非对角元素Yij的实部和虚部;N为网络节点数目。

动态仿真计算时, 网络方程中发电机节点的相应部分是变化的。当发电机采用Eq′变化的模型时, 设其接在网络中的节点i, 则注入电流的表达式为:

$[\begin{array}{l} Ι_{x i} \\ Ι_{y i} \end{array} 〗 = [\begin{array}{l} b_{x i} \\ g_{y i} \end{array} 〗 E_{q i} ´ - [\begin{matrix} G_{x i} & B_{x i} \\ B_{y i} & G_{y i} \end{matrix}] [\begin{array}{l} U_{x i} \\ U_{y i} \end{array} 〗 (4)$

式中:bxi, gyi, Gxi, Bxi, Gyi, Byi为相应系数, 与发电机自身参数和其相对于系统的转子角度有关。

电动机启动时, 暂态电压响应速度一般快于频率的响应速度, 因此在建立网络模型时, 可以忽略发电机端功角的变化, 使得式 (4) 中与功角相关的各系数变为恒定量。由此, 修正后的系数导纳矩阵可简化为恒定矩阵, 迭代求解时, 可以一次求出矩阵的因子表, 在迭代过程中保持恒定不变, 提高了计算速度。通过数值方法计算上述模型即可求得电压的暂态变化曲线, 根据确定的二元表判断是否满足暂态电压安全的要求。

2.2 频率约束

负荷恢复时, 影响频率偏差大小的主要因素为功率缺额占整个系统容量的比例以及备用在不同类型原动机中的分布情况[1]。不同类型的原动机对于频率的响应率也大不相同, 本文在文献[1,8]的基础上, 结合实际的工程原则[13], 给出了一些典型原动机的频率响应率 (见附录B表B1) 。假设恢复初期机组备用量相对于待恢复负荷量足够大, 由此估算出给定负荷恢复量下的频率偏移为:

$Δ f = \frac{L_{f i x}}{\frac{S_{S E}}{r_{S E}} + \frac{S_{C Τ}}{r_{C Τ}} + \frac{S_{Η E}}{r_{Η E}}} (5)$

式中:Δf为系统频率偏差;Lfix为负荷恢复量;S和r分别为已恢复机组的容量及其频率响应率;下标表示原动机类型。

原动机的频率响应率还与初始负荷量的大小有关, 初始负荷越小, 频率偏移越大。附录B表B1的典型值均为最小负荷量下各原动机的频率响应率, 这是一种保守的估计。

2.3 数学模型

确定变电站单次最大负荷恢复量时, 考虑暂态电压、频率和稳态电压约束后, 其数学模型为:

${\begin{cases} \max L \\ s . t . \dot{x} = f (x, y, L) \\ g (x, y) = 0 \\ Τ (V_{i} \leq V_{s e t}) \leq Τ_{s e t} (i = 1, 2, \dots, Ν) \\ f_{\min} \leq f (L) \leq f_{\max} \\ V_{\min} \leq V_{i, s t} \leq V_{\max} (i = 1, 2, \dots, Ν) \end{cases} (6)$

式中:L为目标变电站的负荷恢复量;Vi, st为稳态电压, 通过潮流计算求出;Vmax和Vmin分别为稳态电压的上、下限。

微分方程表示系统元件的动态过程, 代数方程主要包括网络方程和发电机、电动机定子端的电压方程;求解微分—代数方程组可以分析系统暂态过程中节点电压Vi低于电压限定值Vset的时间T, 通过T≤Tset来反映暂态电压约束;通过式 (5) 估算出给定负荷恢复量的频率偏移, 根据实际工程原则中的上下限来约束频率。

3 模型求解

3.1 改进的二分法

由式 (6) 所示模型可以看出, 求解变电站单次最大负荷恢复量为一维非线性多约束问题。该问题可以通过二分法进行求解, 即根据当前约束条件的满足情况更新负荷量取值的上下限, 取该范围的中点为新的负荷量继续迭代, 直至满足收敛条件。

为了加快收敛速度, 本文提出一种改进的二分法对模型进行求解。该方法基于传统二分法的搜索思路, 根据每次迭代时负荷量取值的上下限及其相应的约束裕度, 通过线性拟合求出新的负荷量位置, 即寻优过程中考虑了每次迭代的约束裕度。通过该方法确定新的负荷量时, 其表达式为:

$L_{n e w} = \frac{| η_{\max} | L_{\min} + | η_{\min} | L_{\max}}{| η_{\max} | + | η_{\min} |} (7)$

式中:Lnew为新的负荷量;Lmax和Lmin分别为当前迭代过程中更新后的负荷量取值上下限;η为相应负荷量的约束裕度, 根据满足情况可正可负。

式 (7) 中的约束裕度η由暂态电压约束、频率或稳态电压约束来确定, 其中频率和稳态电压约束为1维不等式约束问题, 其裕度容易获得且与相关参数对应的曲线具有较好的光滑性。暂态电压约束为2维不等式问题, 其裕度—参数曲线具有高度的非线性和不光滑性, 以此修正负荷量时可能造成迭代次数的增加。为了改善这种情况, 本文采用文献[9]中的方法, 通过曲线拟合技术求取暂态电压约束裕度, 将2维不等式约束转化为1维的相应问题。

3.2 计算流程

采用改进的二分法对式 (6) 所示模型进行求解时, 其计算流程见附录C图C1。每一次迭代过程中, 根据当前负荷量依次考察暂态电压、频率和稳态电压约束的满足情况, 计算相应的约束裕度。根据约束裕度的正负更新负荷量的上下限, 然后通过式 (7) 确定新的负荷量进行下一次迭代, 直到满足收敛条件, 即所有约束均未越限, 并且存在约束裕度的绝对值小于给定正值ε的情况, 此时的负荷量即为最优负荷量。

4 算例分析

4.1 IEEE14节点算例

以IEEE 14节点测试系统为例, 其结构图和参数见附录D。假定已恢复的系统负荷为150 MW, 对于不同的负荷模型, 节点14单次最大负荷恢复量的计算结果如表1所示, 与其相对应的暂态电压变化曲线如图1所示。

表1和图1的结果表明, 系统在该运行状态下对节点14进行负荷恢复时, 频率和稳态电压并不是主要的约束因素 (频率偏差要求在±0.5 Hz内, 电压在0.9～1.1范围内) 。最大负荷恢复量主要受暂态电压约束的影响, 且其大小与负荷中电动机的比例成反比。

假定负荷模型采用表1中的模型1, 则对于不同的系统负荷水平, 节点14的最大负荷恢复量见附录E表E1。其结果同样表明, 3种负荷水平下节点14的最大负荷恢复量由暂态电压约束条件决定。且随系统负荷水平的增高, 最大负荷恢复量有所减小, 说明负荷水平的增加导致暂态电压下降幅度和持续时间都有所增加。

4.2 实际系统

以山东电网为例, 发生大规模停电事故后, 泰安抽水蓄能电厂 (泰抽电厂) 具有黑启动能力, 其1号机组启动后经泰山、天平、桃园、高余、石横乙站送石横乙5号机组厂用电。石横乙5号机组并网后, 与泰抽电厂1号机组形成稳定小系统, 需要恢复该地区部分重要负荷, 如图2所示。

泰抽电厂1号机组容量为295 MVA, 假定其运行在最小稳定功率附近。石横乙5号机组容量为350 MVA。假定系统当前负荷水平为175 MW, 对于不同的负荷模型, 南郊站能够恢复的最大负荷量如表2所示。

假定采用表2的负荷模型A, 对于不同的系统负荷水平, 南郊站最大负荷恢复量见附录E表E2。

表2和附录E表E2的结果同样表明在上述恢复状态下, 暂态电压约束是寻优过程中的主要制约因素, 且最大负荷恢复量与负荷模型以及系统负荷水平有很大关系。

根据表2所给的3种负荷模型, 求取最大负荷量时分别采用改进二分法和传统二分法, 其对比情况如表3所示。结果表明, 2种方法下得到的最大负荷恢复量差别不大, 但改进二分法具有更快的收敛速度。该方法在Borland C++Builder软件开发环境下实现, 当计算机硬件条件为Pentium Dual E2140 1.6 GHz、内存1 GB时, 表3中通过改进二分法得到的结果均在1.5 s～2.0 s内获得。

5 结语

负荷恢复的目标是在满足安全约束的条件下尽快地恢复负荷, 以减少社会影响和停电损失。本文引入暂态电压约束, 构建了变电站最大负荷恢复量模型, 并对系统各部分模型进行了适当简化, 提出用改进的二分法进行求解。IEEE 14节点算例和山东电网的仿真结果表明:

1) 在某些情况下, 负荷恢复会造成严重的暂态电压跌落, 暂态电压约束成为制约变电站单次最大负荷恢复量的主要因素。

2) 负荷构成和系统负荷水平等因素对负荷恢复量有重要的影响。

3) 所建立的数学模型能够有效地确定变电站单次最大负荷恢复量, 且模型的适当简化和改进二分法的使用加快了计算速度。

摘要：电力系统恢复过程中, 需要确定变电站的单次最大负荷恢复量。通常主要考虑系统频率和稳态电压的约束, 文中在此基础上加入了暂态电压安全的约束限制, 建立了确定变电站最大负荷恢复量的数学模型。基于描述暂态电压安全问题的二元表, 构建了分析暂态电压安全的微分代数方程组, 对系统中各部分组成进行适当简化, 在保证精度的前提下提高了计算速度。提出一种改进的二分法对模型进行求解, 该方法考虑了每次迭代的约束裕度, 加快了搜索寻优时的收敛速度。IEEE14节点算例和山东电网仿真结果表明了模型的有效性和方法的快速性。

暂态电压安全篇3

超高压输电线路上的故障多数是瞬时性的,因此广泛采用了单相或三相重合闸以提高暂态稳定性。依据安全稳定导则和电气操作导则,结合当前自动重合闸技术应用水平,实际中重合闸采用线路两侧断路器跳闸后,检定线路无压一侧首先重合的方式。若重合于永久故障,则断路器再次跳闸[1]。

发生永久故障时,首先重合一侧的断路器,其工作条件要比同步检定一侧断路器的工作条件恶劣。为了解决这个问题,通常在每一侧都装设同步检定和无压检定的继电器,两侧断路器轮换使用每种检定方式的重合闸[1]。

文献[2]通过对实际电网的仿真发现,重合于线路永久故障时,单相重合时序对系统的暂态功角、电压和频率稳定性均有影响。文献[3]在单机无穷大系统中,利用等面积法则分析了单相重合时序对系统暂态功角稳定性的影响。而其对系统暂态电压稳定性[4,5,6]的影响机理尚未见分析。

对于系统的电压稳定性研究,更多的国内外学者从负荷稳定的角度出发[7]。文献[8,9]根据感应电动机等效导纳不能突变的性质,提出了以动态负荷等效导纳为状态变量进行小扰动分析的电压失稳机理解释,认为电压失稳可以归结为负荷自动调节导纳维持有功功率平衡和网络输送能力有限性的共同结果。文献[10]认为电压失稳可能是系统向负荷提供的有功不足以支持负荷的有功需要造成的,也可能是无功不足造成的。文献[11]从时域仿真的角度解释了电压崩溃动态机理,认为发电机与网络(包括电压调节器及电压控制元件)的相互影响导致电压崩溃。文献[4]采用时域仿真法模拟感应电动机负荷引起的暂态电压失稳现象,提出了感应电动机引起的暂态电压稳定裕度的概念。

本文以单负荷无穷大系统为例,分别在静态负荷模型和动态负荷模型下,分析了三相重合时序对系统暂态电压稳定性[5,6,12]的影响机理,推导出了影响重合时序的故障距离,并提出了多机系统中离线计算与在线结合的重合时序实用整定策略。

1 机理分析

1.1 静态负荷模型

图1所示为一单负荷无穷大输电系统,无穷大电源经双回交流输电线路对负荷供电。在恒阻抗、恒电流和恒功率等静态负荷模型下,线路L2距线路首端lk处k点发生三相短路时,从机理上分析了重合时序对暂态电压稳定性的影响。

1.1.1 恒阻抗模型

恒阻抗模型下,负荷阻抗设为ZZ。2种重合时序下的等值电路图如图2所示。

设两回输电线路单位长度阻抗为x1,线路首端至k点的长度为lk,线路全长为l,xl为线路阻抗,则有:

${\begin{cases} x_{l 1} = x_{1} l_{k} \\ x_{l 2} = x_{1} (l - l_{k}) \end{cases} (1)$

首端重合负荷侧母线电压为:

$U_{Ζ} = \frac{E}{x_{l} + Ζ_{Ζ}} Ζ_{Ζ} (2)$

末端重合负荷侧母线电压为:

$U_{Ζ^{'}} = \frac{E}{x_{l} + \frac{x_{l 2} Ζ_{Ζ}}{x_{l 2} + Ζ_{Ζ}}} \frac{x_{l 2}}{x_{l 2} + Ζ_{Ζ}} Ζ_{Ζ} (3)$

显然在恒阻抗模型下,UZ>UZ′。

1.1.2 恒电流模型

恒电流模型下,负荷电流设为IL,负荷阻抗设为ZI。则首端重合负荷侧母线电压为:

$U_{Ι} = E - Ι_{L} x_{l} (4)$

末端重合负荷侧母线电压为:

$U_{Ι^{'}} = (E - Ι_{L} x_{l}) \frac{x_{l 2}}{x_{l 2} + x_{l}} (5)$

由于xl2<xl,则有xl2/(xl2+xl)<1,故线路首端重合时负荷侧母线电压UI大于线路末端重合时负荷侧母线电压UI′。

1.1.3 恒功率模型

恒功率模型下,负荷功率设为PL+jQL,负荷阻抗设为ZS。则首端重合负荷侧母线电压为:

$U_{S} = \frac{Ρ_{L} + j Q_{L} + \sqrt{B}}{2 x_{l}} (6)$

式中: B=(PL+jQL)2-4xlE(PL+jQL)

末端重合负荷侧母线电压为:

$U_{S^{'}} = \frac{E x_{l 2} + \sqrt{B^{'}}}{2 (x_{l} + x_{l 2})} (7)$

式中: B′=E2x2l-4x2lxl2(PL+jQL)-

4xlx2l2(PL+jQL)

为比较2种重合时序下负荷侧母线电压,将式(1)分别代入式(6)、式(7),对两式相减,并令:

$f (l_{k}) = U_{S} - U_{S^{'}} = 0 (8)$

解得方程的2个根lk1和lk2为: $(- b \pm \sqrt{b^{2} - 4 a c}) l / (2 a)$ ,即影响重合时序的故障距离,其中a,b及b2-4ac的表达式见附录A。则当故障点位于区间[0,lk1]或[lk1,l]时,US>US′;当故障点位于[lk1,lk2]时,US<US′。

1.2 动态负荷模型

负荷采用考虑机械暂态的电动机模型,负荷阻抗设为ZM2,线路L2距线路首端lk处k点发生三相短路,则首端重合负荷侧母线电压为:

$U_{3} = \frac{E}{x_{l} + Ζ_{Μ 2}} Ζ_{Μ 2} (9)$

式中: $Ζ_{Μ 2} = j x_{s} + \frac{j x_{m} (\frac{r_{r}}{s_{2}} + j x_{r})}{j x_{m} + \frac{r_{r}}{s_{2}} + j x_{r}}$

xs为感应电动机定子电抗;xm为励磁电抗;rr和xr分别为转子电阻和电抗;s2为重合闸投入时的转差率。

末端重合时负荷侧母线电压为:

$U_{3^{'}} = \frac{E}{x_{l} + \frac{x_{l 2} Ζ_{Μ 2}}{x_{l 2} + Ζ_{Μ 2}}} \frac{x_{l 2}}{x_{l 2} + Ζ_{Μ 2}} Ζ_{Μ 2} (10)$

显然,U3>U3′,则首端重合时感应电动机最大电磁转矩Te3max也大于末端重合时感应电动机最大电磁转矩Te3max′。

图3给出了整个暂态过程中的电磁转矩—转差率曲线。设电动机机械转矩恒定,正常运行状态下,系统运行于Te0曲线上a点,发生三相短路时,由于转差率不能突变,运行点降落至Te1上b点,并沿曲线Te1运动,至c点转差率增大到s1时保护动作将故障线路切除,运行点突变至d点并沿曲线Te2运动。若在e点转差率增大到s2时投入重合闸,首端重合,运行点降至f点,保护再次动作,至h点清除故障;末端重合,运行点降至g点,至i点清除故障。2种时序下,重合不成功至保护再次动作时间视为相同,则由感应电动机转差方程,首端先重合时故障再次清除时的转差率s3小于末端先重合故障再次清除时的转差率s4。

由此可见,若线路首端即远离负荷侧的一端首先投入重合闸,可提高重合时负荷侧母线的电压,减小重合不成功引起的滑差增大量,有利于提高系统的暂态电压稳定性。

需要特别指出的是,线路首端发生故障,若线路首端即故障侧首先重合,将电源接地,负荷侧母线电压降为0,应由末端首先重合。

2 在实际系统中的应用

暂态电压稳定性与负荷模型强相关,在实际的应用中应尽可能采用能反映实际负荷状况的模型,才能使得结果可靠。实际系统中,负荷种类繁多,负荷组成及负荷量随时间变化,分布特性复杂,且电网运行方式变化和故障位置不确定等诸多因素,使得影响重合时序的故障位置区段难以求取。因此,本文提出了离线计算与在线结合的实用整定策略。

在典型运行方式和不同故障点下,通过离线计算比较2种重合时序下系统的暂态电压稳定性,形成相应的重合时序策略表。一旦发生故障,启动重合时序整定模块,在策略表中,匹配由能量管理系统(EMS)提供的运行方式信息和测距装置提供的故障位置信息,获得提高系统暂态电压稳定性的重合时序方案。若方案与实际重合时序一致,则保持原状;若相反,则在线改变重合时序。

3 仿真验证

3.1 算例1

以FASTEST为仿真工具,分别在动态负荷模型和综合负荷模型下计算了重合时序对暂态电压稳定性的影响,感应电动机的参数取自文献[13]。综合负荷模型中各模型比例如表1所示。以包含暂态电压安全裕度(TVS)[14]和暂态电压跌落可接受性(TVDA)的综合暂态电压安全裕度指标来评估暂态电压稳定性,仿真结果见表2。

各种负荷模型下,线路首端故障、末端重合可提高系统暂态电压稳定裕度。

非首端故障时,动态负荷模型比例分别占到100%和60%时,除首端故障外,首端重合可提高系统暂态电压稳定性。综合负荷模型2下,由于恒功率负荷模型比例增大,重合时序受到故障位置影响,距线路首端20%,30%,70%处故障,末端首先重合有利于暂态电压稳定裕度的提高;线路末端故障,首端重合有利于提高暂态电压稳定裕度。

以距线路首端80%处发生故障为例,动态负荷模型下采用2种重合时序时滑差和母线电压曲线分别如附录B所示。线路首端首先重合,负荷侧母线电压得到大幅度提高,感应电动机滑差明显减小。

3.2 算例2

2010年南方电网交直流混联输电系统见附录C。各区域电网负荷模型比例采用典型参数,如表3所示。线路首端发生三永故障,2种重合时序下暂态电压稳定裕度见表4。

以百色—文山525 kV输电线路首端发生故障为例,2种重合时序下,送端云南电网部分525 kV母线电压及负荷节点感应电动机滑差曲线分别如图4、图5所示。

首端首先重合时,大理、小湾、德宏及大盈江等525 kV母线电压较高,负荷节点滑差较小,系统的暂态电压稳定性得到提高。

4 结语

单负荷无穷大系统中,通过理论分析发现在恒阻抗、恒电流及动态负荷模型下,由远离负荷的线路首端重合,负荷侧母线电压得到提高,动态负荷模型下保护再次跳闸时的转差率减小,提高了系统暂态电压稳定裕度。而在恒功率负荷模型下,重合时序受故障位置影响,靠近线路首、末端的2个故障区段内,由远离负荷的线路首端重合可提高系统暂态电压稳定性;线路中部的一个故障区段内,应由靠近负荷的线路末端重合。

对单负荷无穷大系统的仿真结果验证了理论分析的正确性,且表明重合时序可定性地改变系统的暂态电压稳定性,恰当的时序可将暂态电压失稳的系统变为稳定。对2010年南方电网的仿真结果表明,针对负荷特性复杂的实际系统提出的离线计算与在线结合的三相重合时序整定策略正确、有效,有利于提高系统暂态电压稳定性。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

暂态电压安全篇4

关键词：串联补偿器,过电压,网络等值,PSCAD

1 前言

云南水电资源大部分都远离负荷中心, 同时云南又作为西电东送的重要能源基地, 这使得提高远距离输电能力[1]、降低电网损耗成为云南电网发展必须解决的问题。串补电容补偿装置是利用串联在输配电线路中的电容器组来补偿输电线路的感性阻抗, 从而缩短送端与受端间电气距离, 提高电力系统稳定运行水平, 扩大线路输电容量[2,3]。

博尚串补工程是云南电网加装的第二套串联补偿装置, 其在博尚开关站两侧双回线路上分别加装了串联补偿装置。以下结合500kV串补装置调试时运行条件对调试过程中涉及的电磁暂态过电压进行了详细分析, 给出了结论, 并针对分析结果, 给出了建议以确保达到调试试验的目的。

2 网络等值

根据运行条件, 系统运行方式选取为云南电网2010年汛前枯小方式。由于重点研究博尚串补电磁暂态特性, 采用多端等值模型, 该模型主要考虑大容量电源及站点的直接影响, 保留了博尚串补站、德宏变、墨江变、玉溪变、红河变500kV母线、500kV景洪电站以及建水串补站, 其余500kV和220kV电网等值到相关的500kV变电站母线上, 玉溪变与红河变之间的互阻抗用一条线路Linel等值。系统等值如图1所示, 等值电源参数如表1所示。

3 串补电磁暂态过电压分析

3.1 串补平台过电压分析

由于德宏—博尚—墨江双回线路及其串补参数基本相同, 本文仅计算德宏—博尚Ⅱ线与博尚—墨江Ⅱ线。在分析计算中, 根据串补平台充电要求, 对德宏—博尚—墨江双回线路4套串补平台充电时, 一套一套分别进行, 即对一套串补平台充电时, 仅将与此套串补对应的线路退出运行, 其他三回线路不退出。其他三回线路的串补 (以下简称其他串补) 考虑两种情况:一是全部投入, 二是全部退出。由于充电时刻不同, 电磁暂态过电压也会不同, 本文采用统计分析法, 在一个周期分别在不同时刻进行210次仿真实验。

图2、表2给出了电磁暂态电压最大时的录波图和计算结果。

根据不同的组合计算结果可以得到其他三套串补投入运行时串补平台过电压值大于其他三套串补退出运行时值, 并且电磁暂态过电压均不超过规程允许的范围。

3.2 串补带串补分合空载试验线路过电压

由于在博尚串补站每一回线两侧都有一套串补, 根据分合闸充电的要求, 需要分串补是否退出, 及博尚、德宏或者墨江作为电源点的组合进行仿真测试, 由于充电时刻不同, 电磁暂态过电压也会不同, 本文采用统计分析法, 在一个周期分别在不同时刻进行210次仿真实验。

图3、表3给出了德博Ⅰ线带串补正常运行, 德博Ⅱ线稳态时博尚侧开关闭合, 德宏侧开关断开, 串补旁路开关打开。然后在博尚侧做开关单相分-合操作时的录波图和计算结果。

根据不同的组合计算结果可以得到其他三套串补投入运行时串补平台过电压值大于其他三套串补退出运行时值, 并且博尚串补站德宏侧、墨江侧操作过电压以及线路断路器的断口电压均在相应的允许范围内。

3.3 串补线路侧单相瞬时短路接地仿真计算

德墨Ⅰ、Ⅱ线正常运行, 博尚串补站四套串补投入运行, 在博尚站德宏侧或墨江侧接入单相接地装置。试验时利用人工遥控发射装置在博尚站德宏侧或墨江侧形成单相瞬时接地故障。该试验可同时检查博尚串补 (区内故障) 放电间隙动作情况及动作时间、MOV的动作行为和吸收能量、阻尼回路的阻尼效果以及串补保护与线路保护的配合情况。

根据在故障相线路内取点采样仿真计算分析、单相短路试验的短路点选取在串补线路侧几公里以内的地方。如图4所示, 取8个短路点分别进行仿真计算, 计算中德宏侧串补MOV启动电流和启动能量整定值分别为13.5kA和33MJ, 墨江侧串补MOV启动电流和启动能量整定值分别为20kA和59MJ。用统计分析方法, 对博尚串补站德宏侧和墨江侧线路发生单相接地短路时, 短路电流大小、MOV电流与能量吸收情况、串补电容器承受电压情况、放电间隙电流情况进行202次统计短路仿真计算;故障相线路在故障发生后0.08s线路两端断路器动作。本项计算中未考虑断路器拒动。如图4所示为德博Ⅱ线发生单相接地后的MOV电流波形。

通过以上仿真计算分析, 可知故障短路点离串补出口处越近短路电流越大, 在枯小方式下, 短路电流都没有超过相应的MOV高电流保护整定值。

4 结束语

博尚串补在云南电网2010年汛前枯小方式下, 在平台带电、带串补空载充电时, 其电磁暂态过电压均满足相关规程的要求。并且, 通过仿真计算分析, 可以得到电磁暂态过电压在带串补时均高于退出串补时。单相瞬时短路试验时, 建议将博尚两侧串补的MOV高电流保护定值均改为10KA, 这样可以确保达到人工接地短路试验的目的。

参考文献

[1]汤广福, 李功新.先进电力电子技术在超高压输电网中的应用[J].交流技术与电力牵引, 2006 (2) :28～34.

[2]李晔, 井伟.超高压输电线路串联补偿电容器的运行分析[J].电力电容器与无功补偿, 2006 (4) :8～12.

[3]曹继丰.苹果可控串补工程及其在南方电网中的作用[J].电网技术, 2004, 28 (14) :6～9.

暂态电压安全篇5

电力系统暂态安全性包括暂态功角稳定、暂态频率安全和暂态电压安全等方面[1]。文献[2]强调了暂态电压安全必须同时保证系统的暂态电压稳定和暂态电压跌落可接受性,并提出了电力系统暂态电压安全快速定量评估的统一框架。

为了研究感应电动机的暂态电压稳定判据,文献[3]解析求取接在无穷大母线上的感应电动机的临界滑差。文献[4]将感应电动机的极大(或极小)加速转矩为0的轨迹识别为电压临界稳定轨迹(或电压临界不稳定轨迹),并取其故障清除时刻的电压为临界稳定电压(或临界不稳定电压);然后将实际受扰轨迹上对应于故障切除时间(tc)的电压与之比较。这2篇文献都忽略了暂态过程中机械转矩与电压的变化,故难以反映实际情况。文献[5]发现感应电动机滑差单调上升不是暂态电压失稳的唯一形式,并阐明了多机系统中功角摇摆与感应电动机稳定之间的相互影响。文献[6]通过观察感应电动机在其电压达到极值时的运动行为,能提前判断其暂态电压稳定性,从而大大缩短所需要的积分观察时间。

那么,对感应发电机来说,是否能完整或部分地沿用感应电动机的暂态电压稳定判据,又如何根据感应发电机的特点来建立其暂态电压稳定性的充要判据是需要解决的问题。在风电大规模联网的趋势下,感应发电机励磁所需的无功功率成为影响系统安全的重要因素,很可能在系统仍然保持同步稳定的情况下,大量风电机组发生暂态电压失稳,再演化为系统的崩溃。因此,上述判据的意义格外重大。感应发电机孤立运行时,可借助电容器运行在自激状态,但由于调压能力,故电压易超过静态限值,甚至崩溃。文献[7,8]分别研究了恒速异步风电机组(FSIG)和双馈感应发电机(DFIG)的暂态电压跌落可接受性。

在暂态电压稳定性的研究方面,文献[9]认为感应发电机的暂态电压失稳与功角、频率及电压失稳问题都不同,指出其本质为速度稳定性问题。该文认为感应发电机在暂态失稳或电压失稳下都可能超速,而电压失稳是其主要原因。文献[10]认为在故障清除后的暂态过程中,只要感应发电机的加速转矩由负变正,就会使暂态电压失稳。文献[11]忽略了暂态过程中机械转矩与电压的变化,在根据故障中的阻抗矩阵计算感应发电机的端电压后,冻结其值并开始积分得到转速的变化曲线,反复试探不同的tc,得到故障临界切除时间及对应的转速(临界转速)。

本文借鉴文献[6]中研究感应电动机暂态电压稳定判据的思路,根据感应发电机的特点,提出其暂态电压稳定判据及稳定裕度的计算方法,并通过大量仿真验证了其有效性。

1 感应发电机和感应电动机的比较

1.1 电磁转矩

1.1.1 数学模型的比较

感应发电机和感应电动机结构几乎完全一样,均按异步方式运行并从外部吸取无功功率。感应电动机外加电容后,若给其驱动转矩就成为发电机。感应发电机和感应电动机的电磁转矩分别为[12]:

式中:Me(ωr,Ve)为电机电磁转矩;ωr为转子转速;ωs为同步转速;s=(ωs-ωr)/ωs,为滑差;Ve为机端电压;pf为极数;Re和Xe分别为定子等效电阻和电抗;Rr和Xr分别为转子电阻和电抗。

根据典型参数(Re=0.048,Xe=0.075,Rr=0.018,Xr=0.12),绘制两者在不同Ve下的转矩—滑差曲线,如图1所示。图1中:Mm为电机机械转矩。

影响Me的因素为:①式(1)和式(2)等号右侧第3个互乘项的分母中分别包含ωr和ωs;②式(1)和式(2)等号右侧第4个互乘项的分母中分别包含(Re-Rr/|s|)2和(Re+Rr/|s|)2。

当|s|较小时,ωs和ωr差别不大,而(Re+Rr/|s|)2和(Re-Rr/|s|)2差别较大。因此,随着|s|的增大,感应发电机电磁转矩的增大比感应电动机快,故更容易稳定。当|s|较大时,ωs和ωr差别较大,而(Re+Rr/|s|)2和(Re-Rr/|s|)2差别较小。因此,随着|s|的增大,感应发电机电磁转矩的跌落比感应电动机快,故更容易失稳。

为了与后续算例比较,在IEEE 39节点系统的节点8上添加节点40,线路8-40的阻抗Z8-40=0.000 7+j0.013 8。在节点40同时接上等量的电动机和发电机,设线路1-39首端三相永久短路。tc=0.69 s时,感应发电机暂态电压临界失稳,但感应电动机稳定,如图2所示。这验证了上述推论,即在电压相同情况下,发生严重故障时,感应发电机更容易失稳。

1.1.2ωr的影响

Ve对感应发电机和感应电动机的Me影响都较大,而ωr对感应发电机的影响往往远大于对感应电动机的影响。感应电动机的Me外推时可以忽略ωr的变化,而只考虑Ve变化趋势,故可通过Ve轨迹上单个极值处的Me值来判断Me的后续动态[6]。但是,感应发电机的Me则必须同时考虑ωr和Ve的变化趋势,需要根据Ve多个极值及其变化趋势来判断。

将上述算例中的等量电动机和发电机分别接在节点8和节点40上,故两者的电压动态大致相同。同样设线路1-39首端三相永久短路,但tc改为对应于感应电动机临界失稳的0.57 s。结果感应发电机反而稳定,如图3所示。仿真也证实,对于感应电动机,能够通过Ve单个极值(t=1.16 s)来判断Me(ωr,Ve)的变化趋势,而对于感应发电机则不能。

1.2 对功角稳定的影响

感应电动机端电压降低时吸收的电功率(负荷)减少,而感应发电机端电压降低时发出的电功率减少,即这两者对系统功角稳定性的影响相反。

文献[13]揭示了用FSIG(或DFIG)代替同步发电机时,随着风电机组类型、穿透功率、故障地点和故障切除时间等因素的变化,功角稳定性既可能提高,也可能降低。

1.3 对电压稳定性的影响

感应发电机和感应电动机局部节点的电压问题对系统的影响并不相同。感应发电机电压失稳后,由于其转子过速保护动作而脱网。虽然由于不再从电网吸收无功功率而缓解了相邻节点电压的跌落,但造成有功功率缺额。感应电动机电压失稳而堵转,从电网吸收大量无功功率,进一步使电力系统的电压安全性恶化。

文献[14]分析了风电渗透率(取5%～35%)、风电接入点及风电间歇性对电压稳定的影响;文献[15]分析了故障位置对电压稳定性的影响。虽然DFIG通过变频器控制而有一定的无功调节能力,但电压的深度跌落会闭锁DFIG的变频器,使其运行于FSIG状态,电压偏移可接受性问题有可能发展为暂态电压失稳。

1.4 对无功功率支持的需求

感应电动机对无功功率支持的容量大小和响应速度都有要求。电动机的功率因数一般为0.7～0.9,而并网运行的风电机组则要求功率因数大于0.98。由于感应电动机对无功功率的需求量更大,若无功电源主要为电容器,则故障使其无功支撑能力急剧下降,电压及电磁转矩跌落快,因此根据电压最大值对应的电磁转矩能可靠判断感应电动机的暂态电压稳定性。

感应发电机和感应电动机都要求在达到临界转速之前,依靠无功补偿来避免失稳。此外,感应发电机还受最大机械转速的限制(过速保护定值为1.2ωs～1.5ωs),故对无功补偿快速性的要求更高。

2 感应发电机的暂态电压稳定判据

2.1 定性判据

2.1.1 从感应电动机定性判据中沿用的判据

感应发电机与感应电动机的动态行为遵循结构相同的运动方程,即 $Μ \dot{ω} = Μ_{i n p u t} (t) - Μ_{o u t p u t} (t)$ 。等号右侧为施加在转子上的驱动力矩与制动力矩之差,即加速转矩。判定已有受扰轨迹的暂态电压稳定性,需要观察感应电机端电压达到极值时,所对应的加速转矩符号,感应发电机也必须满足感应电动机的3个判据[6]。

判据1:故障中,一旦感应发电机滑差s的绝对值增大到-suep(端点最大许可电压值所对应的静态不稳定滑差),则可提前判定电压失稳;若s在到达suep前就回摆,则该次摆动中的电压稳定。

判据2:故障后,当节点电压V(t)为最小值时,若有Me(t)>Mm(t),则可提前判定电压稳定。

判据3:故障后,当节点电压V(t)为最大值时,若有Me(t)<Mm(t),则可提前判定电压失稳。

2.1.2 需要新增的判据

感应电动机的Me变化趋势可以近似地由Ve的趋势确定,判据2,3非常强壮。但1.1.2节表明,对感应发电机来说,只有当电压很稳定或很不稳定时才可以忽略ωr对这些判据的影响;而当ωr的影响很强烈时,加速转矩的符号可能交变,而使判据2和判据3失效。此时需要采用新的判据,即判据4。

判据4:故障后,观察Me(t)-Mm(t)由顺序发生的各极大值组成的序列。设其中第i个极大值为最大值,则定义a=Mei(t)-Mmi(t)和b=Me(i+1)(t)-Mm(i+1)(t),并定义下降度D=(a-b)/b。如果a>0, b>0,D>k,则电压失稳;如果b<0,则电压失稳;如果D<k,则电压稳定。阈值k从大量仿真轨线中提取,2.5节将讨论k值的影响。

其物理解释如下:感应发电机在Me(t)-Mm(t)最大的时刻最有利于稳定,如果此后Me(t)-Mm(t)下降太大,就可能失稳;否则可能稳定。判据4可以减少积分观察时间,且比基于临界转速(或滑差)的方法准确。

2.1.3 可从感应电动机的定性判据中去掉的判据

上述4个判据已可完整判定电压稳定性,不必再用感应电动机的另一个判据,即当s小于临界滑差时,就可判为电压稳定,这样就不需要求解临界滑差。

2.2判据4的例证

用等量的FSIG风电场替换IEEE 39节点系统中的同步发电机G33,线路15-14首端三相永久短路。取k=0.4,当tc=0.47 s时,D=(a-b)/b=0.11,则感应发电机被正确判为电压稳定;当tc=0.49 s时,D=(a-b)/b=1.27,则感应发电机被正确判为电压失稳,如图4所示。当tc=0.48 s时,电压临界失稳,D=0.76。

2.3 判据的执行流程

上述4个判据的执行流程如下。①先用判据1对故障期间的轨迹段进行电压判稳。若已能判定,则可停止积分;否则就需要考察故障后的轨迹段。②故障切除后,s继续趋负。在V(t)到达最大值的时刻,观察加速转矩:若为正值,则按判据3判为电压失稳;否则就需要继续观察。③在V(t)到达最小值的时刻,观察加速转矩:若为负值,则按判据2判为电压稳定;若为正值,则应用判据4。

仍取上例,从0.10 s开始至0.55 s(发生功角失稳),以0.01 s为步长递增tc,逐一仿真。搜索到感应发电机暂态电压稳定的故障临界切除时间为0.478 s。表1给出主导判据(起关键作用的判据)随着tc的演变情况,其中判据4为主导判据的tc区间([0.41,0.52]s)宽度高达0.11 s,可见判据4对感应发电机的重要性。

2.4判据4的强壮性分析

在IEEE 39节点系统中,分别将G32,G33,G34替换为等量的FSIG。针对各线路及母线上的三相永久短路,对219个算例逐一仿真,以考核上述判据。其中,判据4成为主导判据的算例有25个(11个算例中的线路故障,14个算例中的母线故障),而其他算例的主导判据分别为判据1,2,3。

以下针对这25个算例考核判据4的强壮性。统一取k=0.4,按判据4的定性判断来提前终止积分,如此反复试探求取故障临界切除时间(记为testcct)。另外,按足够长的积分长度来反复试探,将得到的故障临界切除时间(记为tbencct,分辨率为0.01 s)作为标准,评估判据4在这25个算例上的判断误差,如表2所示。其中,绝对误差ε=testcct-tbencct;相对误差εr=(testcct-tbencct)/tbencct×100%。全部算例的平均误差为3.36 ms,远小于tbencct的分辨率,而|ε|超过10 ms的算例仅有1个。

2.5 k值的影响

各算例在临界稳定时和临界失稳时的D值分布如图5所示。

横轴上的每个整数代表一个算例i;纵轴表示其受扰轨迹的D值,为便于表示,D值以0.8为界,采用不同的尺度。定义临界稳定的故障切除时间tc.s为tbencct;定义临界失稳的故障切除时间tc.u为tbencct+0.001 s。将tc.s所对应的临界稳定受扰轨迹上的D值记为Dc.s,用▲表示;将tc.u所对应的临界失稳受扰轨迹上的D值记为Dc.u,用■表示。如果选取的k值能够将符号▲与■分割开,那么按D值来提前终止观察,所引起的tc误差不会超过0.001 s。而为了保证判据的强壮性,k值就应该适用于所有可能暂态电压失稳的算例。

由图5可以看出,若k在[0.36,0.42]内取值,仍然存在1个算例的误判。为此,可以采用一个低可信度区间来代替k值。当受扰轨迹的D值处于该区间之内时,继续观察后续2个极大值,按其值计算D值。例如,取低可信度区间[0.40,0.42],则有2个算例需要继续观察。为了提高强壮性,可取更宽的低可信度区间,例如,取低可信度区间[0.36,0.44],这样会有3个算例需要继续观察。当D值落在该区间之外时就可提前终止观察:若D<k1,则提前判为暂态电压稳定;若D>k2, 则提前判为暂态电压失稳。

3 暂态电压稳定裕度

3.1 裕度指标

当主导判据是判据1,2,3中之一时,说明感应发电机暂态电压很稳定或很不稳定。此时定性结论即可满足工程需要,而不必进行定量分析。若判据4为主导判据,则说明暂态电压稳定性比较接近临界,才有必要定义其暂态电压稳定裕度η来量化其稳定性,并求取参数极限。影响η的因素为:①V(t)取最大值时所对应的加速转矩;②Me(t)-Mm(t)取最大值时加速转矩的下降幅度,即图4中的a-b。为此,定义:

式中:t1为V(t)取最大值的时刻;t2为判据4终止积分的时刻;t3为判据4中Me(t)-Mm(t)为最大值的时刻;ω为反映转速变化影响因素的权系数,可取为0.9。

3.2 算例分析

用等量的FSIG风电场替换IEEE 39系统中的G36,线路24-23首端三相永久短路。用常规的反复试探法得到感应发电机暂态电压稳定的tbencct=0.197 s,并以此为精度考核的标准,其中判据4成为主导判据的tc区间为[0.15,0.23]s。

故障临界切除时间估计值的误差如表3所示。表中每一行的估算故障临界切除时间记为testcct,是采用数值摄动并由二次曲线拟合求得。η随着tc的增大而单调减小,且具有很好的精度,采用灵敏度分析技术可以很快收敛。

4 结语

本文提出的感应发电机暂态电压稳定的定性判据能较准确地判断暂态电压稳定性,并有效缩短积分时间。根据与感应电动机模型的比较,沿用后者的3个判据可以应对电压很稳定或很不稳定的情况,因为此时转速变化的影响并不会改变定性结论。但是,对于比较接近临界的情况,必须计及转速变化的影响,为此增补了判据4。设立了低可信度区间,以牺牲部分效率的代价来换取其强壮性。本文分析反映了感应发电机暂态电压稳定问题的机理,有利于把握大规模风电入网运行问题。

感应发电机暂态电压稳定裕度在远离临界条件时的线性度仍需要提高,既降低在很不稳定时受功角稳定的影响,也降低很稳定时受电磁转矩极小值变化太小的影响。此外,还需要更深入地研究低可信度区间的参数优化问题。

感谢戴元煜帮助完成部分仿真与参与讨论。

暂态电压安全篇6

1现有特高压直流输电线路暂态保护原理

目前特高压直流输电线路暂态保护是以平波电抗器、直流滤波器构成特高压直流输电线路边界可以有效的使高频量衰减, 并且通过该端电路保护器件辨别区内侧以及区外侧故障点, 该原理可以用图1表示。

如图1所示, k表示控制保护系统, 高压直流线路就是在不同交流母线之间相连的直流系统, 而直流输电线路两侧分别为整流侧和逆变侧, 整流侧与逆变侧都接有平波电抗器Lsm和直流滤波器Fdc, 并且都接有保护安装处如图中的O和P所示;图1中的L1和L2是特高压输电线路, 用iol与ipi (i=1, 2) 来表示保护安装处O与P处的直流电流;以uoi和upi表示O与P处的对地电压。图中所示电压与电流方向为正方向。

线路1和线路2的整流侧与逆变侧的瞬间变化量的能量之差用和来表示, 为:ÁEÁÁEÁ

2干扰因素分析

2.1故障极识别

目前的特高压直流输电系统基本上都是双极输电线路, 由于双极线路在同一杆架上, 线路之间会产生电磁耦合现象, 耦合电压会使健全极线路产生暂态电压电流量, 这会使得暂态保护不能准确识别故障极。有研究表明, 故障极线路的暂态电压电流中的低频分量比健全极线路大很多。所以通过低频能量的大小比较可以实现准确识别故障极线路, 即和将通过低频处电信号获得。ÁEÁÁEÁ

2.2雷击因素影响

特高压输电系统虽然能够实现超远距离输电, 但是也在很大程度上增加了线路遭受雷击的可能性。苏联和日本特高压输电线路的运行经验表明, 雷击跳闸是特高压架空输电线路跳闸的主要原因, 雷击跳闸次数均占总跳闸次数的以上, 所以, 为了输电线路的稳定运行必须考虑雷击的影响。在这里主要将其分为故障性雷击和非故障性雷击。

摘要：随着我国特高压输电系统的逐步建立, 对特高压输电的稳定性和安全性也有越来越高的要求, 简要分析特高压直流输电线路的暂态保护原理, 并对特高压直流输电线路的干扰因素进行了简单分析, 主要是故障极的识别以及雷电干扰的识别。

关键词：特高压直流,暂态保护,故障极识别

参考文献

[1]中国南方电网公司.±800k V特高压直流输电技术研究[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]王瑶.特高压直流输电控制与保护技术的研究[J].电力系统保护与控制, 2009, 37 (15) :53-58.

[3]王钢, 李志铿, 李海锋.±800k V特高压直流输电线路暂态保护[J].电力系统自动化, 2007, 31 (21) :40-43.

暂态电压安全篇7

1 国内外过电压在线监测状况

暂态过电压在线监测装置目前研究方向主要是两个方面, 一种是监测外过电压, 即雷电过电压, 另一种是监测内过电压。雷电过电压需要监测的雷电波形持续时间短, 一般为100 μs左右, 波头是微秒数量级, 因此, 需要高速同步采样, 理论上应该达到60 MHz的采样频率, 同时, 雷电过电压频率高, 需要采用频率响应好且电感很小的分压器测量雷电参数。经统计雷电过电压现象只占过电压现象的10%, 而且由于直击雷和感应雷的不同, 以及雷电波在线路传递过程中的能量衰减, 造成雷电过电压在线监测技术发展迟缓。由于监测雷电过电压在测量技术和分压技术方面存在困难, 目前, 对雷电过电压监测主要是在10 kV电压等级上。对采集频率的要求, 目前也只能是初级测量, 可达到4通道的20 MHz同步采样频率。

经统计, 内过电压现象占过电压现象的90%, 内过电压除隔离开关投切以外一般频率不超过3 kHz, 这样, 监测内过电压就很实际, 电磁型的电压互感器通过的频带宽度在5 kHz以内, 所以, 内过电压的波形可以很好的通过, 避免了因监测内部过电压对现有电力系统一次设备的投入。同时, 对于500 kV及以上的电压等级, 基本采用CT末屏或带谐波测试功能的CVT方式, 测量内过电压也不存在任何改造一次设备的要求, 内外过电压进行分别测量作为目前测量过电压最实际的方法。对此, 黑龙江省电力科学研究院在2003年成功研制了OCTO-I型电力系统暂态过电压在线监测装置。

2 暂态过电压在线监测装置的优点

OCTO-I型电力系统暂态过电压在线监测装置是监测暂态和稳态电气量的在线监测设备, 其优点是:同步采集速度快, 可以达到100 kHz, 16个通道同步采集, 16个同步测量通道彼此不共地, 真实准确地反映暂态量;具有很强的抗干扰能力, 适应电力系统恶劣的运行环境;可以直接接电压互感器二次侧或分压器低压臂。自动启动方式灵活方便, 每个通道可以设置不同的启动条件;可以记录故障过程, 也可以记录各种操作过程, 还可以随时手动记录。记录次数多达1 000次, 每次记录时间长达4.8 s, 每次记录数据量达5 M字节;具备显示波形任意部分、任意大小的功能, 并可以任意打印;标准TCP/IP通信协议, 可以实现远程控制和传输数据;可以对自动记录的数据进行各种详细分析, 可以得到过电压倍数、电流涌流倍数、事故发生时刻电压和电流振荡频率, 以及计算50次的暂态谐波量等分析计算结果。

3 暂态过电压在线监测装置的现场应用

自2002年该装置投入运行以来, 长期运行在从10～500 kV多个电压等级变电站中, 并记录了大量实测的暂态过电压数据。尤其是在2004年、2005年国家电网公司在东北电网和华北电网区域内进行的两次大扰动试验, 以及黑龙江省电网公司的黑启动试验中得到应用。这几次重要的试验主要是测量暂态过电压对电网运行主设备的冲击, 试验结果证明装置完全满足试验要求, 性能上领先国内同类产品。

3.1 东北电网大扰动试验的测试

东北电网大扰动试验是以500 kV梨树变和500 kV哈南变500 kV三相接地短路方式实现对电网的扰动。哈东变暂态过电压在线监测装置录取了220 kV北母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV东母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV 西母A、B、C三相相电压和零序电压, 66 kV东荒线、A、C相电流, 66 kV东源线A、C相电流, 哈东变一次系统, 见图1。

2005年3月29日13时30分在500 kV哈南变三相人工接地短路进行大扰动试验时, 哈东变电压、电流均有明显变化。录得的波形图见图2, 测量结果见表1。

在500 kV哈南变三相人工接地短路试验时, 哈东变220 kV母线电压下降了39.6%, 所用变低压侧下降了33.8%。由于试验中所测量的电流参数的潮流主要是供给负荷电流, 所以短路时有的电流增加, 有的减小, 1号主变220 kV电流下降了16.5%, 2号主变220 kV电流上升了55.3%, 220 kV东中甲线上升了8%。

3.2 220 kV系统B相经高阻接地故障

220 kV系统B相经高阻接地如图3所示, B相对地电压稍有降低、电压降至81.4 kV, 出现零序电压, 经约0.1 s故障消失, 系统恢复正常。

在220 kV系统B相经高阻接地时, 随着220 kV B相电压下降, 66 kV B相也下降, 而且在66 kV中性点出现零序电压, 由于66 kV系统中性点经消弧线圈接地, 使得66 kV中性点零序电压出现衰减振荡。

在220 kV系统B相经高阻接地和接地消除过程中, 如图3所示, 220 kV A相过电压1.01倍, B相过电压1倍, C相过电压1.02倍, 零序过电压0.62倍;66 kV A相过电压1.16倍, B相过电压1.19倍, C相过电压1.22倍, 零序过电压0.37倍。

通道1—220 kV南Ⅰ母A相电压;通道2—所用变220 V电压;通道3—1号主变A相电流;通道4—2号主变A相电流;通道5—东中甲线A相电流

通道1—220 kV A相电压;通道2—220 kV B相电压;通道3—220kV C相电压;通道4—220 kV零序电压;通道5—66 kVⅠ段A相电压;通道6—66 kV Ⅰ段B相电压;通道7—66 kV Ⅰ段C相电压;通道8—66 kV Ⅰ段零序电压;通道9—66 kVⅣ段A相电压;通道10—66 kV Ⅱ段B相电压;通道11—66 kVⅡ段C相电压;通道12—66 kVⅡ段零序电压

3.3 66 kV系统A相接地故障

66 kV系统A相接地故障波形, 如图4所示。66 kV系统A相接地后, 经0.11 s接地故障消除。A相过电压1.75倍, B相过电压1.95倍, C相过电压2.8倍, 零序过电压1.2倍。由于消弧线圈良好的消弧功能, 当66 kV系统单相接地时, 电弧很快熄灭, 保证了系统的安全运行。

通道1—220 kV A相电压;通道2—220 kV B相电压;通道3—220 kV C相电压;通道4—220 kV零序电压;通道5—66 kVⅠ段A相电压;通道6—66 kVⅠ段B相电压;通道7—66 kVⅠ段C相电压;通道8—66 kVⅠ段零序电压;通道9—66 kVⅡ段A相电压;通道10—66 kVⅡ段B相电压;通道11—66 kVⅡ段C相电压;通道12—66 kVⅡ段零序电压

根据图4的波形, 零序电压为频率f0=55.04 Hz的衰减正弦波, 由此可算出, 杏花变66 kV 消弧线圈接地系统消弧线圈的脱谐度

undefined

即消弧线圈为过补偿, 但脱谐度稍大。故障在消除后, 从波形图可看出故障相的电压恢复到相电压的时间为0.03 s。

4 结束语

该装置在多个等级变电所实际运行中, 经过考证, 装置运行稳定可靠, 完全达到了设计要求, 它可以准确记录变电所在短路、线路及设备操作时产生的过电压或过电流、接地等故障或事故发生时的暂态波形, 为电力设备运行状态监视和故障发生后分析原因提供准确的暂态记录数据, 有利于迅速查找出故障原因。

摘要：阐述了过电压在线监测技术在电力系统的应用, 分析了黑龙江省电力科学研究院研制开发的电力系统暂态过电压在线监测装置的应用情况, 以及与在电力系统应用的在线监测装置的互补性。

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