可控串联补偿电容器（精选6篇）
可控串联补偿电容器 篇1
众所周知,串联电容补偿使电力系统在很多方面获益,如提高暂态稳定极限,增加电力系统传输能力等。但同时,固定串联补偿可能会在电力系统中造成次同步谐振(SSR),这可能引起一系列的问题,如损坏发电机机轴。然而,人们已注意到可控串联补偿(TCSC)技术在调节模式下对SSR的抑制作用。利用TCSC抑制电力系统SSR的研究一直得到学术界和工程界的重视。文献[1]中首次提出了能够基于扫频的复转矩系数法,但随着电力系统中越来越多的柔性交流输电系统(FACTS)和HVDC等非线性装置的加入,该方法已不具备普适性。文献[2]中提出了测试信号法,该方法可以合理避开非线性器件的小扰动数学模型,使得分析复杂系统的电气阻尼特性成为可能。主要通过固定串补,TCSC以及LC并联电路代替TCSC这3种情况下的时域仿真结果和复转矩系数法分析结果,揭示了TCSC由于其高度非线性而产生的特有性质,并且从机理上给予了分析。
1 基于时域仿真的复转矩系数法
复转矩系数判别法[1]是Canay于1982年提出的一种用于电力系统次同步谐振的分析方法,其基本思想是:令Δδ在轴系自然扭振频率附近作等幅振荡,分别求出机械部分和电气部分的转矩对这一振荡的响应(表现为复转矩系数),通过在次同步频率范围内对机械和电气复转矩系数进行频率扫描,在使机械和电气弹性系数之和为零的频率下,机械和电气阻尼之和的正负来判别Δδ的振荡是否被阻尼,从而判断系统是否会发生次同步振荡。
定义电气复转矩系数:
机械复转矩系数:
式(1、2)中:Ke和De分别为电气弹簧系数和电气阻尼系数;Km和Dm分别称为机械弹簧系数和机械阻尼系数;λ=fr/fn,fr为次同步振荡频率,fn为基频。
当满足Ke(λ)+Km(λ)=0时且频率与轴系的某一自然扭振频率接近时,若总阻尼系数为负值,即机械部分产生的正阻尼不足以抵偿电气部分产生的负阻尼,则系统在这一频率下的轴系振荡模式是不稳定的,故电力系统是否发生次同步振荡的判据是:
复转矩系数法的具体实现时,机械部分采用基于扫频方法的复转矩系数法[1],电气部分采用基于时域仿真的复转矩系数法[2],在具体操作时需要注意以下问题:(1)由于加入了FACTS器件,进行仿真的时候,积分步长应该取得足够小,否则结果将受到很大的影响。(2)在用测试信号法求取电气阻尼特性时,仅在加过扰动的频率点处得到的信息是正确的,其余均为不可信点。
2 TCSC抑制SSR的实验研究
2.1 IEEE SSR第一标准模型
该文的主要研究对象是IEEE SSR第一标准模型[6],系统结构如图1所示。轴系固有的振荡频率为:1.51 Hz、15.7 Hz、20.2 Hz、25.7 Hz、32.3 Hz、47.5 Hz。
用复转矩系数法对轴系进行分析,得到发电机的机械阻尼(负值)如图2所示。
2.2 时域仿真研究
在IEEE SSR第一标准模型的基础上分析系统发生故障后的时域响应,意在比较TCSC在抑制SSR方面的作用。为此,须在3种情况下进行实验。
(1)采用固定串补,容抗大小设为120.7Ω(C=21.977μF),对应的SSR频率为20.2 Hz。
(2)将固定串补改造为TCSC,保证系统的运行状态不变,即TCSC的基波阻抗也为120.7Ω,为此选择TCSC电容器为C=25.461μF,电感器为L=0.044 2 H,k=2.5,额定运行模式为导通角σ=40 o。
(3)保持TCSC的电容不变,将晶闸管控制电抗器支路等效成固定电感,即还保持对外电抗为120.7Ω,这样做有两点好处:一是验证研究次同步振荡的时候能否采用这种等效模型;二是通过对比可以观察TCSC对SSR的独有影响。
在1.5 s时加入故障,分别对以上3种情况进行时域仿真,由于研究的是SSR,主要观察汽缸的谐振情况,仿真结果如图3、4、5所示。
第一种情况对应的结果如图3所示,仿真持续了6 s,轴系扭矩被显著放大,并且发散。
第二种情况的实验过程:TCSC采用恒定阻抗控制,使其阻抗恒定在120.7Ω,结果如图4所示,可以看出系统趋于稳定。
第三种情况对应的结果如图5可看出,轴系扭矩不断扩大,故障后2 s内就扩大为原来的几十倍,后面的仿真结果已失去意义,系统极不稳定。
根据以上3种情况的比较,可以明显地观察出TCSC对SSR的抑制作用。
3 TCSC抑制SSR的机理
3.1 TCSC对仿真系统的阻尼特性影响
研究SSR主要手段是研究系统的电气阻尼特性(发电机侧),因此采用测试信号法分别对上述情况进行分析,即加入小扰动后取出发电机电磁转矩和角速度变化,进行Fourier分解后按式De=re(ΔT觶e/ΔW觶)求出电气阻尼特性。采用固定串补时,系统的电气阻尼特性如图6所示,20.2 Hz处存在较大的负阻尼,因此系统不稳定。
加入TCSC后系统的电气阻尼特性如图7所示,在轴系的6个振荡模式下,电气阻尼均很小,因此系统可保持稳定。
采用LC并联模型代替TCSC后,电气阻尼如图8所示,电气谐振点前移,15.7 Hz处的电气阻尼较大,而且该点的机械阻尼几乎为0(图2),这就使得系统很不稳定,因此LC并联模型对SSR几乎没有抑制效果。
通过各种情况下的电气阻尼特性比较,可发现:
(1)TCSC使电气负阻尼大大减小了。
(2)TCSC使系统的电气谐振频率发生了较大的偏移,工作在额定状态时,使系统的电气谐振中心从20.5 Hz处移到了5 Hz处。
(3)TCSC的特性和LC并联等效电路的特性完全不一样,证明TCSC中的晶闸管控制电抗器电路并非只发挥着电感的作用,而且具有极其复杂的特性。
根据以上描述,可以进一步地归纳TCSC对电气阻尼的影响。
(1)TCSC在次同步频率下存在着正电阻效应,使得次同步频率下的电气负阻尼幅度变小。
(2)TCSC在次同步频率下表现出极其复杂的电感特性,使电气谐振点发生了偏移,而且这种电感特性非常复杂,至使电气负阻尼的频带加宽。
3.2 TCSC抑制SSR的机理研究
目前,国内外科学工作者已经对TCSC抑制SSR的机理做出了大量的研究[3,4,5],所得的结论与上小节所总结出的结果是一致的。
在研究TCSC次同步频率下的阻抗特性时,都是基于小信号测试法,其本质和基于时域仿真的复转矩系数法是一致的。
下面给出一定的理论证明,从本质上分析其与LC并联电路的区别。
首先,给出下面的理论基础:
(1)在一个电流和电压都为周期函数的电路中,等效电阻可以由式(4)给出:
惟一的条件电流和电压有常数周期T,即T不能为无穷大。
(2)在工频电流上叠加的次频电流角频率可以是2π的有理数倍,这样并不影响分析精度,原因是对于任意一个无理数,都存在一个有理数可以无限逼近。这样就可以取得工频电流和次频电流的最小公共周期,否则,若最小公共周期为无穷,则以下的推导也是没有意义的。
(3)无耗能元件在一个周期内消耗的能量为0。
设TCSC为理想的无耗能元件,即一个周期内消耗的总能量为0,以下证明TCSC即使在无耗能的情况下对SSR仍存在抑制作用:
在TCSC两端加入一个频率为工频ω的电流i=Imsin(ωt)=Imsin(2πf t),在此基础上叠加一个小幅次同步的频率分量is=Issin(ωst)=Issin(2πfst),其中,fs为有理数,则可以取ω和ωs的最大公约数ω0为基频,进入稳态后,电流和电压以周期T0=2π/ω0变化,则TCSC在一个周期内所消耗的能量为:
对式(4)中的电容电压v(t)作傅里叶分解,可得到v(t)的各次谐波分量。
这些谐波分量组成一组正交基,因为不同频率正弦函数乘积的积分为0,故TCSC在一个周期内消耗的能量又可表示为式(6):
式中:vm(t)为电容电压的基波分量;vs(t)为电容电压的次同步分量。由式(4)可得:
式中:Rw为基频等效电阻;Rs为次同步频率等效电阻。
由于TCSC是非线性器件,故分解后v觶m和I觶m不是相互垂直的,同样,v觶s和I觶s也不是相互垂直的,因此必然发生功率的转换。大量的实验表明,TCSC次频下呈正电阻,那么根据该理论分析可得出,TCSC将次频的能量转化为工频能量,从而起到对SSR的抑制作用。
而对于LC并联电路,式(7)也成立,但是将电容电压分解后将只能得到基频分量v觶m和次频分量v觶s,并且分别与I觶m和I觶s相垂直,因此在工频和次频下消耗的能量都为零,所以LC串联电路不能消耗次同步频率下的能量,对SSR没有抑制作用。
4 结束语
在IEEE第一标准模型的基础上,比较了固定串补,TCSC和LC并联电路对次同步谐振的影响,结果表明:
(1)TCSC在次同步频率下表现出独特的性质,这和LC并联电路的特性是完全不相同的;
(2)TCSC在次同步频率下存在正电阻效应,次同步频率正电阻和工频负电阻将次同步频率的能量转换为工频能量,从而达到抑制SSR的目的;
(3)TCSC在次同步频率下表现出极其复杂的电感特性,使电气谐振点发生了偏移,而且使电气负阻尼的频带加宽。但由于TCSC的快速可调性,可以将电气谐振点调节到一个合理的位置,避开轴系固有振荡频率,因此对抑制SSR表现出积极作用。
参考文献
[1]CANNY I M.A Novel Approach to the Torsional Interaction and Electrical Damping of the Synchronous Machine Part I:Theory[J].IEEE Transactions on Power Apparatus and Sys-tems,1982,10(101):3630-3638.
[2]徐政.复转矩系数法的实用性分析及其时域仿真实现[J].中国电机工程学报,2000,20(6):1-4.
[3]张帆,徐政.TCSC对发电机组次同步谐振阻尼特性影响研究[J].高电压工程,2005,31(3):68-70.
[4]韩光,董陆园,葛俊,等.TCSC抑制次同步谐振的机理分析[J].电力系统自动化,2002,26(2):18-21.
[5]ZHU W,SPEE R,MOULER R R,et al.An EMTP Study of SSR Mitigation Using the Thyristor Controlled Series Capaci-tor[J].IEEE Transactions on Power Delivery,1995,10(3):1479-1485.
[6]IEEE Subsynchronous Resonance Task Froce.First Benchmark Model for Computer Simulation of Subsynchronous Resonance[J].IEEE Trans on PAS,1997,96(5):1565-1572
可控串联补偿电容器 篇2
可控串联补偿器(TCSC)是柔性交流输电设备(FACTS)的一种,用于提高系统输电容量、改善稳定性、抑制低频振荡和次同步谐振[1,2],有利于改善电网可靠性。TCSC由电容器组、电抗器、晶闸管阀及冷却系统、金属氧化物限压器、子模块保护装置、子模块旁路断路器、公共保护装置、公共旁路断路器等模块和部件构成,不同组成部件对TCSC及电网可靠性影响不同。对电网可靠性进行灵敏度分析能够找到可靠性薄弱环节。计算电网可靠性指标对TCSC部件参数灵敏度,可量化TCSC部件对电网可靠性的影响。站在电网可靠性角度,对TCSC薄弱部件加强维护管理,不仅可改善TCSC可靠性,而且可为含TCSC的电网规划和运行提供参考。
针对可靠性建模问题,文献[3]探讨了输电网规划可靠性方法,文献[4]改进光伏模型评估配电网可靠性。文献[5]研究FACTS的短期可靠性,文献[6,7]分别基于可靠性成本/效益和容量灵敏度启发式算法优化FACTS。文献[8,9,10,11,12]研究FACTS对电网长期可靠性影响,文献[9,10]分别建立四模块和六模块TCSC状态空间模型,文献[11]在文献[9]基础上建立含TCSC线路简化可靠性模型,文献[12]计及开关不同故障模式,建立含TCSC线路故障树模型。文献[13,14]对含FACTS电网评估运行可靠性和风险,文献[14]详细分析TCSC结构,考虑部件时变故障率,建立TCSC可靠性框图。上述文献中,文献[2,3]仅研究可靠性算法,未关联到TCSC及其灵敏度;文献[5]仅研究设备可靠性,未涉及电网可靠性;文献[6,8]未计及FACTS故障,文献[7]未考虑TCSC旁路断路器故障,文献[13]未提及TCSC可靠性模型。文献[9,10,11]以模块为整体建立状态空间模型,文献[12]的故障树和文献[14]的可靠性框图不能表达TCSC不同故障状态之间的转移,且后者未计及TCSC开关设备故障。
可靠性灵敏度分解可量化元件可靠性参数对系统可靠性指标的影响,利于发现薄弱环节,改善系统可靠性。现有灵敏度分解算法均为电网可靠性指标对元件故障率、修复率的灵敏度[15,16,17],对元件部件的灵敏度分析需考虑分层等值,难度较大。文献[18,19][18,19]对高压直流(HVDC)换流站部件,文献[20]对特高压直流(UHVDC)换流站部件进行灵敏度分解,对TCSC部件参数灵敏度分解研究较少。
本文针对TCSC多模块和多部件结构,基于状态空间法,提出了TCSC可靠性分层等值算法,得到串联补偿线路可靠性模型。基于改进频率和持续时间(frequency and duration,F&D)算法,求解串联补偿线路状态概率和转移率,及其对TCSC部件参数的灵敏度。建立从电网可靠性到串联补偿线路可靠性,从串联补偿线路可靠性再到TCSC部件可靠性的联系,提出了电网可靠性指标对TCSC部件参数的灵敏度分解算法。算例分析验证了所述算法的正确性及工程应用价值。
1 串联补偿线路可靠性模型
1.1 TCSC可靠性分层等值模型
如图1所示,TCSC含n个串联子模块,每个子模块主要部件:电容器组C、电抗器L、晶闸管阀T、冷却系统COOL、金属氧化物限压器MOV、子模块保护MCP、子模块旁路断路器MBB。本文将C,L,T称为CLT子系统,将MOV,MCP,COOL称为VPO子系统。图中下标数字对应子模块标号。对于整个TCSC,还包含公共保护CCP和公共旁路断路器CBB。
若每个部件有正常和故障两种状态,TCSC共有2(7n+2)个状态。为降低转移率矩阵阶数、减少计算量,将部件划分为不同层次予以等值,如图2红色虚线框所示,其中λ和μ分别表示部件故障率和修复率,Line表示安装TCSC的输电线路。Ci,Li,Ti组成CLTi子系统,MOVi,MCPi,COOLi组成VPOi子系统,二者与MBBi组成子模块i,同理组成其他子模块;各个子模块组成n个子模块;n个子模块再与CCP和CBB组成完整的TCSC。
对TCSC子模块内各个子系统与本模块、TCSC整体功能关联关系,解释如下:①CLT子系统通过控制触发角调节该模块电抗,该子系统故障时会引起MCP控制MBB合闸将该子模块旁路,不影响其他模块正常工作,此时TCSC少一个模块运行;②VPO子系统中,MOV用于防止出现过电压,COOL用于晶闸管冷却,MCP负责该子模块控制和保护,该子系统故障会引起CCP控制CBB合闸将整个TCSC旁路,此时含TCSC线路将无补偿运行;③子模块中MBB用于该子模块的旁路,受该子模块MCP控制,单独MBB故障不会影响到该子模块及TCSC正常工作,但若CLT子系统和MBB均故障会引起CCP控制CBB将整个TCSC旁路。
以子模块i为例,TCSC故障模式见附录A图A1。TCSC故障模式包括子模块故障被旁路、TCSC故障被旁路和TCSC故障退出运行3种。子模块i被旁路之后,该子模块中VPOi子系统、MBBi会继续发生故障,而CLTi子系统中未故障的部件认为受累停运,不会继续发生故障,TCSC其他子模块会发生故障。本文假设TCSC各子模块相同,且各子模块故障先后顺序不会对TCSC运行状态产生影响,但故障子模块数越多,线路所能得到的补偿越少。
对子系统故障作如下说明:①CLTi子系统中只要有一个部件(Ci或Li或Ti)故障,就会导致该子系统故障,此时MCPi控制MBBi将该模块旁路,且不影响其他模块正常工作;②VPOi子系统和MBBi正常工作是子模块i能被旁路的前提,VPOi子系统只要有一部件(MOVi或MCPi或COOLi)故障,公共保护CCP就会控制CBB合闸,从而将TCSC整体旁路;③VPOi子系统内MOVi,MCPi,COOLi与公共保护CCP相关联,保护控制系统内部设置使得VPOi子系统部件故障时,CCP可以采集到信号,控制CBB合闸将TCSC整体旁路。
以n=2为例,TCSC分层等值建模步骤如下。
1)Ci或Li或Ti故障,CLTi子系统故障,建立CLTi子系统两状态等值模型;同理建立VPOi子系统两状态等值模型。
2)CLTi子系统、VPOi子系统和MBBi都正常运行或只有MBBi故障记为子模块i正常,只有CLTi子系统故障记为子模块i被旁路,其他记为因子模块i故障导致TCSC被旁路,建立子模块i等值三状态模型;同理可得其他子模块等值模型。
3)将两个子模块组合等值,得到两个子模块等值模型,见附录A图A2。状态1~4分别表示两个子模块正常、一个子模块正常另一个子模块被旁路、两个子模块被旁路、因子模块1或子模块2故障导致TCSC被旁路。
4)将两个子模块等值模型与CCP和CBB组合等值,得到TCSC等值模型,见附录A图A3。状态1~4分别表示两个子模块正常运行、一个子模块正常运行、TCSC被旁路或两个子模块被旁路、TCSC退出运行。导致TCSC退出运行的情况有CCP故障、因子模块1或子模块2故障导致TCSC被旁路且CBB故障。
1.2 串联补偿线路可靠性模型
将TCSC等值模型与Line进行组合等值,得到串联补偿线路等值模型,见附录A图A4。状态1~4分别表示串联补偿线路有两个模块补偿、有一个模块补偿、无补偿、停运。
1.3 串联补偿线路等值模型求解
设将n个状态组合并等值为m个状态,等值前后状态概率对角阵和转移率矩阵分别为n×n阶矩阵P,m×m阶矩阵P′和n×n阶矩阵A,m×m阶矩阵A′,状态s和状态s′分别属于等值前和等值后模型,m×n阶关系矩阵M=[M1,…,Ms′,…,Mm]T,其中Ms′=[M1,…,Ms,…,Mn],若s∈s′,则Ms=1,否则Ms=0。附录A图A5对矩阵M进行了举例说明。
等值后状态概率和转移率见式(1)、式(2),其中diag表示对角矩阵。对图2逐层组合等值,即可得到串联补偿线路等值模型的各状态概率和转移率。
2 电网可靠性对TCSC部件参数灵敏度
如图3所示,对含串联补偿系统灵敏度分解为三层:第①层由对电网可靠性评估解析模型进行拓展得到;第②层由本文所述分层等值的相反过程逐层灵敏度分解求得;基于①和②,最终获得所述第③层电网可靠性指标对TCSC部件参数的灵敏度。
1)第①层:电网可靠性指标对串联补偿线路灵敏度分解。串联补偿线路拓展为4个状态,各状态概率和增量转移率无法解析表达,因此将4个状态分离,分别求取灵敏度。设电网由N个元件组成,TCSC安装在线路k上。失负荷概率(LOLP)LLOLP、失负荷频率(LOLF)LLOLF、电力期望不足(EDNS)LEDNS对串联补偿线路k处于状态i时的灵敏度分解公式如下:
式中:Sj为元件j的状态;P(Sk=i)表示串联补偿线路k处于状态i的概率,i=1,2,3,4;x表示电网状态,X为x的集合;If(x)取0和1分别表示电网正常和故障。
式中:Lc(x)为电网处于状态x时的切负荷量。
式中:λx,in(l)为元件l的增量转移率[21];λx,in(ki)为串联补偿支路k处于状态i的增量转移率。
2)第②层:串联补偿线路对TCSC部件灵敏度分解。与图2从左向右的串联补偿线路可靠性等值建模过程相反,从右向左逐层灵敏度分解,每次灵敏度分解由式(8)和式(9)得到等值后状态概率和转移率对可靠性参数z的灵敏度。
式中:∂A/∂z直接由转移率矩阵A得到;∂P/∂z由矩阵(∂Φ/∂z)=-D-1(∂D/∂z)D-1第1列元素构成,其中矩阵Φ=D-1,D为A转置后第1行取1的矩阵;∂A/∂z,∂P/∂z,∂Φ/∂z,∂D/∂z,Φ,D均为n×n阶矩阵,∂P′/∂z为m×m阶矩阵。
经过逐层灵敏度分解,最后求得P(Sk=i),λij,μji对z的灵敏度,λij和μji为串联补偿线路等值模型中各状态间的转移率,从而得到λx,in(ki)对z的灵敏度如式(10)至式(13)所示。
3)第③层:电网可靠性指标对TCSC部件灵敏度分解。第①层和第②层分别建立了从电网可靠性到串联补偿线路可靠性、再到TCSC部件可靠性的联系,本层以此为基础,建立电网可靠性与TCSC部件可靠性之间的联系。LOLP,LOLF,EDNS对TCSC部件可靠性参数z的灵敏度公式如下:
3 算例分析
以IEEE-RTS系统为例[22],在支路16-17安装TCSC,求解串联补偿线路的四状态模型,以及电网可靠性指标对TCSC部件故障率和修复率的灵敏度。TCSC部件可靠性参数见附录A表A1。
电网可靠性指标对串联补偿线路灵敏度分解结果如表1所示,从状态1~4补偿度依次减小至线路停运,串联补偿线路状态概率依次降低,但电网失负荷可能性及失负荷量变大,因此状态概率灵敏度依次变大,而增量转移率灵敏度要乘以状态概率,所以逐渐变小。
附录A表A2列出了串联补偿线路状态概率和增量转移率对TCSC部件故障率和修复率的灵敏度,现将Δλ=1次/a时的变化率ΔP(Sk=i)/Δλ,与Δλ=0次/a时的灵敏度∂P(Sk=i)/∂λ进行对比,并将二者作图,如图4所示。就同一部件来说,ΔP(Sk=i)/Δλ与∂P(Sk=i)/∂λ基本相等,两条曲线高度基本相同;从不同部件对状态概率影响排序来说,两条曲线变化一致。
附录A表A3给出了电网可靠性指标对TCSC部件故障率和修复率的灵敏度。对LOLP,EDNS和LOLF影响最大的故障率都是λCCP;对LOLP和LOLF影响最大的修复率是μCOOL和μMOV,对EDNS影响最大的修复率是μCCP。
部件可靠性灵敏度与其故障模式和可靠性参数有关。CCP故障导致整个TCSC停运,故虽然故障概率最小,可靠性指标对λCCP灵敏度最大;COOL和MOV与MCP故障模式相同,但COOL和MOV参数相同而MCP可靠度更高,因而COOL和MOV灵敏度相同且其绝对值大于MCP灵敏度绝对值。以部件L为例,连续修改λL或μL,可靠性指标变化趋势如图5所示。以灵敏度值为斜率的直线与可靠性变化曲线相切于参数初始值点,表明所提出的灵敏度分解结果准确。
依次将TCSC部件故障率增加1次/a,保持其他参数和系统运行方式不变,求取电网可靠性指标变化率ΔL/Δλ,将变化率和故障率初始值的灵敏度进行对数变换,如图6所示。
依次将修复率增加10次/a,将可靠性指标变化量、变化率(指标变化量除以10)、修复率初始值的灵敏度取相反数后进行对数变换,见附录A图A6。
图6和附录A图A6中不同部件灵敏度和变化率曲线,可反映灵敏度和变化率大小的不同,每个子图中不同计算结果高低变化完全相同,每个部件的不同计算结果基本一致。选择高灵敏度薄弱部件,提高其修复率,改善系统可靠性效果更好。
4 结论
本文考虑串联补偿线路部件可靠性,采用分层等值算法,建立串联补偿线路可靠性模型,提出电网可靠性指标对TCSC部件参数的灵敏度算法,得到以下结论。
1)TCSC可靠性分层等值算法降低了TCSC多部件和多模块的建模难度,清晰表达故障模式和故障状态间的转移关系。
2)TCSC灵敏度分解反映部件故障模式和可靠性水平大小。冷却系统、金属氧化物限压器灵敏度相同且其绝对值大于子模块保护灵敏度绝对值。
3)基于修复率灵敏度分解结果,针对串联补偿线路,提高电容器组、电抗器、晶闸管阀修复率更利于串联补偿线路运行于两模块补偿状态,而提高公共保护修复率更利于降低串联补偿线路停运概率。
可控串联补偿电容器 篇3
1.1 电容器组接线及CT配置
串联补偿装置的电容器组是由多个电容器单元通过串、并联方式组合而成, 当电容器单元内熔丝熔断时就会使其它电容器单元电压不平衡, 进而发展为过电压, 造成电容器贯穿性短路。由于电容器暂态测量阻抗和稳态测量阻抗有一定差异等原因, 使得电容器阻抗在线检测有一定难度。通常将电容器分为4个桥臂接成H形, 在其中加上不平衡CT, 来检测电容器单元是否有熔丝熔断。对于H形接线形式的电容器在设计和选择上要尽可能地使各个桥臂上的电容参数一致, 以降低不平衡电流。
串补电容器在实际工程中有如图1所示两种接线形式。
电容器两种接线方式各有优缺点, 表l是两种接线的比较。
1.2 电容器接线对合闸失灵保护的影响
旁路断路器合闸失灵保护:串补所在线路或串补装置发生故障, 其相应保护动作, 发出合旁路断路器命令, 恰好旁路断路器发生合闸故障, 无法合上, 设定延时到后, 旁路断路器仍未合上, 合闸失灵保护动作将串补所在线路两侧断路器跳开, 切除故障。
在实际工程中, 由于电容器接线不同, 旁路断路器合闸失灵保护的逻辑判据条件也不同。对于1个H形接线, 由于配置了电容器电流互感器CT1 (如图2所示) , 通过电容器CTI就可以反映电容器组上的电流。旁路断路器的分合闸位置对电容器上的电流是有影响的。如果旁路断路器处于合闸位置时 (电容器组的放电电压衰减至10%以下的时间小于5ms, 所以不考虑放电电流的影响) , 电容器上的电流就为零。所以可以将电容器上的电流作为判断旁路断路器合闸失灵的条件之一。
对于2个H形接线, 没有配置电容器电流互感器, 电容器上的电流依赖于装在串补装置上的线路电流互感器CT2 (如图2所示) 反映。旁路断路器
处于分闸和合闸位置时, 线路电流是相同的 (不考虑串补投退, 引起线路负荷电流变化的影响) 。线路电流不能作为旁路断路器合闸失灵的逻辑判据条件。
旁路断路器合闸失灵保护动作后, 要切除串补装置所在线路两侧的断路器, 其动作行为较为严重, 因此对于断路器合闸失灵保护在逻辑判断上应该更为严格, 所以在动作逻辑中加入电流判据是合理的。对于2个H形接线, 增加总电容器电流互感器是最优化的设计方案。
1.3 电容器不平衡保护的整定
电容器不平衡保护的整定除了考虑电容器熔丝特性的影响外, 还应该考虑电容器过电压、最小起动电流、电容器放电暂态过程的影响。
1.3.1 过电压
电容器不平衡保护定值的整定基本原则是防止由于电容器单元损坏或电容器单元内部熔丝熔断使其余电容器承受的过电压超过范围而导致电容器组损坏。以500kVA串补工程为例, 单相电容单元336个, 其中电容器单元以28并12串, 单元容量51.9, 计算结果见表2。
1.3.2 最小起动电流
电容器H形桥不平衡电流的大小与流过电容器组总的电流成一定比例。由于电容器参数不一致等因素的影响, 在运行中会产生不平衡电流, 为了消除这些因素引起的不平衡电流的影响, 设定最小起动电流。在运行中, 电容器电流或线路电流小于最小起动电流时, 如果检测到的不平衡电流很大, 也不会引起电容器组的损坏, 所以保护不会动作;反之, 当电容器电流或线路电流大于最小起动电流时, 即使有小的不平衡电流, 保护也有可能会动作。一般最小起动电流设定为额定电流的10%, 图3为不平衡保护动作曲线。对于2个H形桥支路的接线形式, 最小起动电流为:1/2ILC×10%, 其中ILC为线路电流。
对于1个H形桥支路的接线形式, 最小起动电流为:LC×10%, 其中LC为电容器组总电流。
1.3.3 电容器放电暂态过程影响
在电容器组退出运行时, 电容器组会通过阻尼回路、旁路断路器形成放电回路, 产生高频的放电涌流。由于电容器参数的杂散性, 在高频的放电涌流作用下会产生不平衡电流, 不平衡保护应该躲过电容器放电的暂态过程, 因此不平衡保护应该考虑动作延时, 以增加不平衡保护的可靠性。
2 MOV装置
2.1 MOV装置接线及CT配置
金属氧化物限压器 (MOV) 是串联补偿装置中电容器组的基本过电压设备。MOV具有良好的非线性伏安特性, 可以限制输电线路故障条件下在串补装置的电容器组上产生的工频过电压, 这个电压将低于电容器组的绝缘水平。MOV是由金属氧化物阀片组成的, 且MOV采用多单元并联及多柱结构。在输电线路故障时, MOV将通过故障电流, 如何使各单元以致各柱阀片电流分配均匀是此MOV研究的最重要的关键问题。
串补MOV装置在实际工程中有图4所示两种接线方式。
MOV装置两种接线方式各有优缺点, 表3是两种接线的比较。
2.2 MOV故障保护
如图4, 分支接线形式由两个并联支路组成, 可以很容易实现不平衡保护, 来检测MOV的故障。不平衡保护动作逻辑见图5。当MOV的不平衡电流瞬时值大于设定值时, 判断MOV发生故障, MOV不平衡保护动作触发间隙, 同时闭合串联补偿装置旁路断路器, 永久闭锁, 以保护MOV和电容器。
在图4中, 无分支接线的形式, 为了方便检测MOV的故障, MOV故障保护需要通过比较流过MOV设备的电流 (Imov) 和线路电流 (Ilc) 来确定MOV故障, 即比较Imov/Ilc。值来确定。在500kVA串补工程中, 当Imov/Ilc>0.85, 并且故障持续10ms, 保护发出永久旁路、永久闭锁命令, 将旁路断路器三相旁路。
2.3 MOV的电流互感器
对于采用分支接线形式, 两个支路中CT特性是否匹配对不平衡保护的影响很大, 其中测量到的不平衡是两个CT的测量之差, 例如电流互感器的测量误差为±5%, 则两个电流互感器的测量最大误差有可能达到±10%, 因此对于这种接线形式必须做好CT的特性匹配工作, 减少对不平衡保护的影响。
3 火花间隙
火花间隙由于运行环境影响或设备自身原因在运行过程中有可能会出现自触发、拒触发、延时触发、持续触发等非正常触发故障。
实际工程应用中, 火花间隙保护配置如表4所列。在500kV B串补工程中, 因为在旁路断路器合闸失灵保护中已有对火花间隙持续触发的监视, 所以在火花间隙的保护配置中没有重复配置。在500kVA串补工程中, 火花间隙保护与500kVB串补工程比较, 增加了持续触发保护, 但是没有配置延时触发保护。
火花间隙在运行中有可能出现非正常的触发故障。对于微机保护装置实现一个保护功能仅是增加一个程序, 不会增加设备投资, 也不会使二次回路复杂化。在串补工程的设计中, 为了在火花间隙出现故障后能够快速地切除, 火花间隙应该配置全面的保护, 以实现对串补装置更好的保护。
4 结束语
串联电容补偿装置的一次设备接线形式是综合考虑设备性能、过电压水平等各种因素确定的。串联电容补偿装置的一次设备接线形式一旦确定, 保护控制系统应该与其相适应, 实现对串联补偿装置的一次设备保护的目的。串联补偿一次设备接线的形式、CT配置不同就会影响到保护控制系统设计, 即使一次设备接线形式相同, 但是为了对设备更全面的保护, 也应该充分考虑合理的保护配置。本文结合工程实际主要分析了一次设备接线不同的形式、CT配置对保护控制系统的影响;火花间隙保护的配置问题。通过分析研究以找到一种串补站二次系统最优的设计方案。
摘要：串联电容补偿技术作为提高输变电网络稳定极限以及经济性的有效手段之一, 从开始应用到今天已在我国电力系统得到了广泛的推广。
关键词：串联电容补偿,电容器组,MOV装置,火花间隙
参考文献
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可控串联补偿电容器 篇4
关键词：并联电容器,串联电抗器,谐振,谐波放大
0 引言
虽然在供电系统无功补偿领域, 随着电力系统的发展, 逐渐要求对负载无功需求跟踪并对其进行快速动态补偿的需求越来越大, 尤其静止无功补偿装置 (SVC) 和静止无功发生器 (SVG) 近年来得到了很大的发展, 但是无功补偿电容器作为传统的无功补偿方法有其经济方便、结构简单、安装维护工作量小、等诸多优点, 现在国内外仍有广泛的应用。在很多煤矿供电系统里, 大多6、10k V母线依然采用并联电容器进行无功补偿, 但是煤矿供电负荷中有大量的整流器、变频器、电弧焊机等谐波源, 针对谐波对并联电容器的直接影响, 通常还是给并联电容器串接一定的电抗器以改变并联电容器与系统阻抗的谐振点以及抑制并联电容器对谐波的放大, 同时起到限制合闸涌流的作用。不过多年来变电所内由于电抗率的不匹配造成电容器的损坏, 局部绝缘击穿等问题仍时有发生, 一是新安装时测量的误差和后来谐波源的变化;二是运行单位发现一个电容器损坏后, 未能及时补充, 而是为了三相平衡把另外非故障的那两相各拆除一个, 运行一段时间后, 坏的更多。总的来说, 电容器组电抗率的准确匹配关系到电网的安全稳定运行, 其计算方法也是供电工程技术人员应该掌握的。本文通过我公司某110k V变电站6k V侧并联电容器分析计算电容器组的电抗率。
1 实例分析
1.1 某110k V变电站基本情况
110/35/6k V主变, 容量为S为40MW, 短路容量Sd为235.3MW, 6k V侧两组额定容量Qc为2400Kvar的电容器组, 未接入自备电厂电源和煤矿风井前, 配置了电抗率为1%的串联电抗器, 容量为24Kvar, 电容器组投入运行后, 测得6k V母线电压畸变率1.35%, 其中3次谐波畸变率1.05%, 在一段时间内, 电容器组运行正常。后来随着连续接入两个风井, 原来带的主要是供社区用电的一个35k V站不再用本站电源, 再后来一个老的自备火力发电厂改由本站并网, 由于装机容量小, 而其自带一个大的煤矿, 电厂一般不会向电网输电, 就在本站系统连续变化的两年多, 电容器连续损坏好几个, 后来测得6k V母线电压畸变率4.75%超过了公用电网谐波电压4%的限值, 其中3次谐波畸变率1.4%, 5次谐波畸变率3.33%超过了公用电网谐波电压3.2%的限值。在这样的谐波背景下, 电容器组原来配置的电抗率1%的串联电抗器还可以继续运行吗?现进行计算分析选择。
1.2 电抗率的计算分析选择
电力系统中主要谐波源是电流源, 其主要特征是外部阻抗变化时电流不变, 故其简化电路就是某次谐波从谐波电流源In出发, 分为两个并联回路, 一个回路是电网系统Isn, 另一个回路是串联电抗器的电容器组Icn, 设系统基波电抗为Xs, 串联电抗器的电容器组的基波电抗为Xl-Xc。则电抗率K=Xl/Xc, 系统谐波电抗为Xsn=n Xs, 电容器组谐波电抗n Xl-Xc/n (对于系统的n次谐波电阻Rsn<<Xsn, 故可忽略Rsn) 。
根据定压和分流原理得:
当上式中 (n Xs+n Xl-Xc/n) 数值等于零时, 即从谐波源看入的阻抗为∞, 表示电容器装置与电网在第n次谐波发生并联谐振, 并可推导出电容器装置的谐振容量
(1) 谐波避免谐振分析
计算电抗率选择1%时, 发生3次、5次谐波谐振的电容器容量, 将有关参数代入式 (2) , 得3次、5次谐波谐振电容器容量分别为
由此可见, 2400 Kvar的电容器组配置电抗率为1%的串联电抗器不会发生3次、5次谐波并联谐振或接近于谐振。
(2) 谐波电压放大率分析
由于谐波源为电流源, 谐波电压放大率与谐波电流放大率相等, 故由式 (1) 整理推导可得
现在国内对无功功率电容器串联电抗器的电抗率参数只有1%、4.5-6%、12-14%, 并且我国电网普遍存在3次、5次谐波, 现在将该变电站的2400 Kvar无功补偿电容器组分别按照1%、4.5%、12%的电抗率配置, 根据式 (3) , 计算得电容器组对1~5次谐波电压放大率F结果如下表所示:
从上表可以看出, 该110k V变电站6k V母线2400Kvar并联电容器组选用电抗率1%的串联电抗器, 对3次、5次谐波电压产生了放大, 其中对3次谐波电压放大率F为1.11, 对5次谐波电压放大率F为1.48。投入运行后5次谐波超过了公用电网谐波电压 (相电压) 3.2%的限值。故该站6k V母线并联电容器组选用电抗率为1%的串联电抗器是不合理的。后来通过厂家改造, 配置了电抗率为4.5%的串联电抗器, 测得6k V母线电压畸变率2.45%, 其中3次谐波畸变率1.38%, 5次谐波畸变率1%, 与计算基本相符。
2 总结和建议
电抗率的选择比较复杂, 因为电力谐波本身是不稳定的, 大小和频次都可能变, 随着负荷不断地变化, 谐波的变化更大。对配置好的电容器组电抗率, 对某次谐波起到了抑制作用, 但对其他某次谐波可能就放大了好多。一般情况下, 系统谐波背景以3次为主的话, 选择无功补偿电容器组电抗率12%-14%;谐波背景以5次为主的话, 选择电抗率4.5%-6%;如果3、5次谐波电压的畸变率都不大, 在谐波电压放大后都未接近或超过国家公用电网谐波电压的限值, 只是想避开谐振和抑制高次谐波的话, 选择电抗率1%即可, 同时可减小无功功率的损失;但是也存在测量的不准确和电容电抗制造的误差等, 是实际安装运行的电抗率并不是设计计算出的电抗率, 从实践中得出, 选择电抗率适当高一点, 对电网的安全运行或有好处。总之, 建议对于已经投运的电容器装置, 其串联电抗器选择合理与否需进一步验算, 随着电源和负荷的变化, 及时了解电网谐波背景的变化, 并不定期组织现场实测。对于电抗率选择合理的电容器装置不得随意增大或减小电容器组的容量, 对于损坏的电容器要及时更换。
参考文献
[1]王兆安, 等, 编.谐波抑制和无功功率补偿[M].机械工业出版社, 2005, 10.
可控串联补偿电容器 篇5
目前10 k V辐射配电长线路出现电压过低时,通常采用电容并联补偿调压[1],由于其通过补偿负荷侧的无功功率来降低输电线路的压降以提高电压[2,3],且电容补偿功率与负荷侧电压平方成正比,因而,在用电高峰期负荷侧电压偏低,需要补偿的无功负荷较大时,并联补偿电容补偿容量却受负荷侧电压限制,只能先通过增加并联电容补偿量,使负荷侧电压达到目标值之后,再切除过补偿的电容器组[4],并且当负荷侧电压下降时,并联电容器的无功补偿也相应减少,使电压进一步降低[5],从而导致运行操作复杂。对于串联电容补偿调压,其补偿容量同线路电流的平方成正比,因而当负荷增加时,由于线路电流也增加,串联电容补偿量随之增加,所需增加的串联电容容抗值更小;同时由于串联电容补偿是通过减小输电线路上的电抗来提高负荷侧电压,因此,将增加线路的输送容量[6,7]。本文通过对串联电容补偿容抗值的精确计算,得到中压辐射线路最大输送容量。最后,通过研制并正常运行在中压线路上的串联电容补偿装置,验证串联电容补偿在中压配电网调压中运用的可行性。
1 中压辐射配电线路调压原理
1.1 配电线路压降与容抗的关系
图1所示为辐射配电线路,电源侧电压为线路上的电阻为Rl0,电抗为Xl,负荷侧电压为
以为参考向量,则可得[8]
则式(1)变为
式中,ΔU和δU分别为线路压降的纵分量和横分量。
忽略线路压降横分量,则可得到串联容抗的简化计算公式[9],即
式中,ΔUC为串上电容后,首端电压与负荷侧额定电压ULN差值,即ΔUC=UA-ULN。
1.2 考虑压降横向分量时的线路电抗
实际应用中,X取较小者,即前取负号。
1.3 串联电容补偿器的容抗
如图2所示,在图1的基础上增加电容补偿器,负荷侧的电压为额定电压
串上电容补偿器之后,线路上的等效电抗Xl等于线路感抗XL与串联电容的容抗XC之差,即
经串联电容补偿前后的线路上的电压向量如图3所示。由于始端电压UA大小保持不变,串联电容补偿使得线路的压降减小,由图可知:纵向压降的减小,使得负荷侧电压升高;横向压降的减小使得始端电压之间的夹角δ减小。
由式(7),可得
将式(6)代入式(8),得串联电容补偿的精确计算公式为
2 配电线路最大输送功率
式(9)中的Δ随P、Q的增大,将出现负值,导致无法精确计算串联电容补偿量,电压无法调至目标值,因此需保证Δ≥0,从而可得到带串联电容调压辐射线路的最大输送容量。将Δ中的P、Q分别用Scosφ、Ssinφ代替,通过解Δ=0,可得
式(10)中:l为线路长度;r为线路的单位电阻,并可看出,线路最大输送容量与线路的长度及单位电阻成反比,且最大输送容量随功率因数的增大而减小,绘制成曲线如图4、图5所示。从图4可知,在功率因数为0.85时,线路的最大输送容量与线路的长度成反比。从图5可知,在线路长度为10 km时,线路的最大输送功率随功率因数的增大而减小,但线路的最大有功输送功率却在功率因数为0.52时达到最大。
3 串联容抗数值计算比较
现假设变电站出线始端电压为10.5 k V,线路长度为10 km,线路的单位阻抗为0.125+j0.4Ω/km。要使末端电压保持为10 k V。在功率因数为0.85情况下,在不同配电线路输送容量(负载额定电压ULN为10 k V,用纯阻抗ZL计算得到的值)下,分别采用串联容抗的简化计算公式和精确计算公式进行计算,并在串联电容补偿后计算负荷侧的实际电压。
负载的阻抗为
串联电容补偿后,负荷侧的实际电压为
式中,Zl=Rl+j(XL-XC)。
当负载由1 MVA至16 MVA变化时,分别由式(3)和式(9)计算串联电容的容抗值,并通过式(12)计算在该串联电容下负荷侧的实际电压,部分计算结果如表1所示。
将上述全部计算结果绘成曲线如图6、图7所示,从图6可以看出,相同负载精确补偿的串联电容容抗都比简化公式得到的容抗大,并且随负载增加两种计算结果的差值增大,可知:随负载增加,横向分量对计算结果的影响也逐渐增大。串联电容的容抗随容量的增加,容抗的增加幅度减小,其原因是串联电容的补偿量是同电流的平方成正比,负载增加,电流也随之增加,电容的补偿量也增加;但在接近最大负载时,精确计算得到的串联容抗值增大幅度明显加大,而由简化计算得到的容抗仍按原趋势增加,则说明靠近配电线路最大输送容量时,横向压降所需补偿量增加较快,因此,在设定线路输送容量时应尽量避免太接近最大输送容量。
从图7可以看出,由精确计算公式得到的串联电容容抗代入式(12)计算得到的负荷侧的电压值都为10 k V,而由简化计算公式得到的容抗代入式(12)计算:只有在负载为3.4 MVA时,负荷侧电压为10k V,之后随负载的增加,负荷侧电压下降越大。这说明,只有在负载为3.4 MVA时,横向压降刚好为0,大于3.4 MVA之后,横向压降随负载的增加而增大。
4 仿真分析及实际应用
如图8所示[10,11],三相电源使母线B1的电压为10.5 k V,线路长度为10 km,用1.25+j4Ω的阻抗来模拟,负载为额定电压10 k V、功率因数为0.85的10 MVA的阻抗负载来模拟,投入串联电容的容抗由式(9)计算所得,当t=0.2 s时,闭合K2,断开K1,投入串联电容,仿真结果如图9、图10所示。
从图9可知,在0.2 s投入串联电容之后,经过两个周期左右的调整之后,A相的电压幅值提高到8165 V,与目标电压单相幅值相等;同时由图10可知,同样经过两个周期左右的调整之后,BC线电压有效值达到10 k V。从而可验证,精确计算公式计算容抗的正确性。
根据前述的串联电容补偿调压理论,制造的串联补偿调压设备主电路如图11所示[12],先根据电容后面的负荷用精确计算公式设定补偿的电容量,运行时按电压的大小进行投切控制,具体如下:当K1断路器闭合、K2断路器断开时,电流从虚线(1)通过,电容投入补偿;相反,当K1断路器断开、K2断路器闭合时,电流从虚线(2)通过,电容退出补偿。该串联补偿设备已安装并正常运行在某电力公司10 k V配电线路上,可以调节负荷侧的电压。
5 结论
本文提出了串联电容补偿调压的精确计算公式,并得到带串联电容调压辐射线路的最大输送容量,同时将精确计算公式与简化计算公式进行比较分析,对设定带串联电容调压辐射线路的输送容量有一定指导意义。由于该补偿理论在满足末端电压质量的同时,增加了线路的输送容量,对于远离变电站区域的中压配电网规划提供一种新的规划思路。最后,通过制造的串联补偿设备在实际线路中正常运行,并能调节负荷侧电压,验证该串联电容补偿调压的正确性及实用性。
摘要：对于供电半径大、负荷波动较大的中压配电线路,由于线路中的电压损耗较大,常常造成负荷端的电压值偏低、电压波动大,难以满足电压质量要求。通过对不同负荷情况下,对补偿电容量的精确计算,得到中压辐射线路的在电容串联补偿下稳定末端电压的最大输送容量,并通过Matlab仿真验证。在某电力公司10kV线路接上串联电容补偿器,其正常运行并且稳定负荷侧电压验证了串联电容补偿调压的实用性。
关键词：串联电容补偿,辐射配电线路,电压调节,最大输送容量,串联电容补偿器
参考文献
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可控串联补偿电容器 篇6
串联电容补偿装置 (简称串补) 缩短了输电线路的电气距离, 提高了电网电力的输送容量, 解决了西电东送长距离输电的问题, 增强了电网的安全稳定运行, 因此得到了广泛的应用[1,2]。
2009年6月8日某装设有固定串补的输电线路上发生了一起线路单相瞬时接地故障, 引发了安装在输电线路上串补设备的故障。
1 串补故障情况
装设有串补装置的输电线路发生单相瞬时接地故障时, 线路保护发出跳线路两侧断路器命令, 同时发出串补对应相旁路断路器合闸命令 (DTT) , 串补保护收到线路保护的DTT, 其动作行为见表1。
2009年6月8日2时34分45秒某线路发生一起B相瞬时接地故障, 10 ms后串补保护未收到线路保护发来的DTT命令, B相火花间隙就触发放电。之后, 串补线路最大外部故障电流保护动作, 发出B相火花间隙触发命令和旁路断路器合闸命令。随后电容器不平衡保护动作, 发出串补三相旁路命令, 永久闭锁, 禁止串补重新投入运行。串补接线见图1。经检查发现阻尼电抗器接线错误。在火花间隙触发瞬间引发阻尼电抗器短路, 造成串补平台上设备故障, 引起保护异常动作。
2 保护动作原因分析及措施
2.1 保护动作时序
根据保护录波图和人机界面 (HMI) 事件记录, 以录波启动时刻2时34分45.919秒为参考零时刻, 作保护动作时序, 见图2。
2.2 最大外部故障电流保护动作分析及措施
最大外部故障电流保护 (也称MOV 强电流保护) 的目的在于串补线路上发生内部严重故障时, 快速将串补旁路, 防止MOV 的能量短时积聚过高。
2.2.1 最大外部故障电流保护动作分析
保护系统1, 2的故障录波图分别如图3、图4所示。
从图中可以看出, 在线路发生故障, 火花间隙击穿后, 保护系统检测到了火花间隙流过的电流, 同时发出间隙保护动作信号A_B_C EI SPA TRIP, 经过厂家技术人员确认录到的开关量A_B_C EI SPA TRIP是间隙保护发给录波器的间隙保护启动信号, 不是旁路命令。根据火花间隙保护动作定值, 通过火花间隙电流大于200 A且击穿时间超过40 ms, 发旁路断路器合闸命令。但从事件记录看, B相合闸命令是在火花间隙击穿后2 ms发出的, 并且在32 ms后已经合上, 所以排除B相合闸是由火花间隙保护动作引起的。从录波看, 串补保护收到的DTT命令是在火花间隙击穿后50 ms, 而此时B相已经合闸, 所以旁路断路器合闸与DTT命令无关。最大外部故障电流保护在火花间隙击穿后1 ms动作, 其动作1 ms后, 发出B相旁路和触发火花间隙命令。可以看到最大外部故障电流保护最早发出了触发间隙命令和旁路断路器合闸命令。
线路发生B相故障, 最大峰值电流是5.10 kA, 而最大外部故障电流保护定值是11.08 kA。针对最大外部故障电流保护误动情况, 通过试验, 排除了保护装置和回路的故障。对比录波和保护事件, 发现最大外部故障电流保护只在保护1中动作, 而保护2没有动作;保护1的录波有1 ms的脉冲, 峰值4.9 kA, 波形呈平顶, 而保护2没有这样的现象。录波器的采样频率是4 800点/s, 对于1 ms宽度的脉冲, 录波器是不能完整采集的, 所以看到的是平顶波。串补保护装置的采样频率是10 000点/s, 可以采集到波形峰值。最大外部故障电流保护本身不存在滤波措施, 为了快速动作, 仅采集几个点就可以快速动作出口。4时56分51秒串补由运行转检修操作过程, 拉合串补隔离开关时, 最大外部故障电流保护再次动作。之后, 经过多次操作证实, 与线路电流相关的保护在进行隔离开关操作时容易误动, 且其录波与火化间隙击穿时的录波相似。从录波和事件记录的时间和动作顺序上看, 最大外部故障电流保护误动, 是由于线路电流受到了高频干扰。在文献[3,4]中也有类似的描述。 当隔离开关操作或系统故障时会产生瞬变的高频电磁场, 它们通过耦合、辐射等方式对串补平台二次回路形成电磁干扰, 引起保护误动。
2.2.2 预防措施
现场检查, B相平台线路电流互感器与其他电流互感器二次电缆的屏蔽不一样:其他电流互感器二次电缆都用槽钢进行全长封闭, 而该电缆直接从电流互感器接线盒引至测量箱内, 没有像其他二次电缆那样用槽钢屏蔽。可以看出, 线路电流互感器二次电缆的屏蔽较差[5,6,7]。对于串补平台弱电回路电磁兼容的问题, 本文结合文献[8,9,10,11], 提出了具体的措施。线路电流互感器至平台测量箱采用屏蔽电缆, 其屏蔽层仅在平台测量箱一点接地。改进办法是:应该在二次电缆外用封闭的金属管进行全长屏蔽, 且在金属管两端要与电缆接线箱连接好, 这样可以增强屏蔽效果。
2.3 不平衡保护动作分析及措施
电容器不平衡保护用于检测电容器单元熔丝熔断或电容器套管闪络引起的不平衡。电容器组接线时将电容器组接成了2个不平衡桥, 这2个不平衡桥并联连接, 见图1。这种接线的优点是便于从大量电容器中检测到故障单元, 方便运行维护。不平衡保护同时检测这2个不平衡电流互感器上的电流, 每一个不平衡桥按照图5所示的动作曲线构成独立的不平衡保护。不平衡保护动作曲线是以额定线路电流为拐点, 将动作曲线分为2段:当线路电流低于额定值时, 保护仅判断绝对不平衡电流值;当线路电流高于额定电流值时, 保护判断的是不平衡电流与线路电流的比值。
2.3.1 不平衡保护动作分析
不平衡保护为什么在旁路开关合闸后, 即串补已经退出运行仍然要动作呢?在该次故障中不平衡保护是在旁路开关已经合闸后动作的, 此时线路电流远低于额定值, 所以只要不平衡电流的绝对值高于1.71 A, 时间大于100 ms, 不平衡保护就可以动作。从录波图看, 不平衡保护在旁路断路器合闸后连续动作3次, 都满足该条件。
正常运行时流过2个不平衡桥的电流相位应该一致。不平衡保护第1次动作发生在火花间隙击穿后的100 ms, 从录波图看, 此时电容器第1个不平衡桥与故障的第2个不平衡桥流过的电流相位相反。判断故障的那台电容器在火花间隙击穿的瞬间损坏, 此时电容器瞬间发生了无阻尼放电。不平衡保护第2次动作发生在A相、C相旁路断路器合闸后的100 ms。A相、C相合闸后, 线路电流产生暂态过程, 因为电容器两端的电压不能突变, 所以电容器组通过旁路断路器产生了充放电过程。不平衡电流的频率是500 Hz左右 (见式 (1) ) , 与电容器放电电流的固有频率 (不考虑平台杂散阻抗的影响) 基本相符。
式中:L为阻尼电抗器的电感值;C为电容器的电容量。
此时线路电流低于额定值, 不平衡电流的绝对值高于1.71 A, 时间大于100 ms, 所以引起不平衡保护第2次动作。不平衡保护第3次动作发生在线路B相重合后的100 ms, 其动作原因与第2次相同。
2.3.2 采取措施
电容器组的不平衡不能绝对消除。故障发生后, 对故障电容器进行更换。更换后, 在线路负荷电流为1 290 A时, B相第2组电容器不平衡电流达到0.329 A。此时不平衡电流低于报警值, 是运行允许的。可以看出, 在负荷电流时产生的不平衡电流就已经很高了。串补在旁路过程中, 合闸角不同, 其产生的不平衡电流幅值也不同, 当合闸角正好满足产生最大不平衡电流要求时, 不平衡保护按照现有的设计思想及定值水平, 势必要动作。如果线路发生单相瞬时故障, 串补暂时单相旁路过程中, 不平衡保护动作, 将导致线路重合后串补无法投入运行。所以依赖现有的不平衡定值可能无法躲开在运行过程中出现的一些不平衡增大的问题, 但是一味增大不平衡保护定值, 会对电容器产生不良后果。
在此次故障中发现不平衡保护有以下2点设计不合理:
1) 不平衡电流没有进行滤波处理;
2) 在旁路断路器合闸后, 不平衡电流是高频而线路电流是工频, 这两者之间不应该进行比较。
针对问题1, 应该采取滤波措施。在旁路断路器合闸后, 电容器上已经不流过电流, 即使很大的不平衡电流也不会对电容器造成危害。其不平衡电流是由于电容器放电时产生的高频放电电流引起, 不平衡保护不需要动作。串补正常运行时如果有电容器损坏, 流过的不平衡电流应该是工频, 所以滤除高频电流成分能保证不平衡保护有选择性地动作。针对问题2, 应该增加检测电容器上电流的电流互感器。在图1中, 电容器总支路上没有电流互感器, 不平衡电流只能与线路电流进行比较。当增加了电容器总支路电流互感器后, 不平衡电流应该与电容器上的电流相比较。不平衡电流与电容器上电流的频率是一致的, 可以进行比较。同时, 它们之间是同步增大的, 当旁路断路器合闸后, 流过电容器的放电电流与不平衡电流是同步增大的, 可以有效避免不平衡保护误动。
2.4 火花间隙触发原因分析
火花间隙作为MOV和电容器组的一次保护设备, 在电容器组流过较大电流及MOV能量上升时, 可以快速将其旁路, 起到保护电容器组和MOV的作用。火花间隙基本结构如图6所示。保护发出触发命令首先触发T1, 触发间隙1导通;放电电容器C1通过阻尼电阻器R1和触发间隙1放电;脉冲变压器产生脉冲, 触发T2;放电电容器C2通过阻尼电阻器R2和触发间隙2放电;放电电容器C3和C4放电, 强迫主间隙2触发导通;全电压加到主间隙1上, 强迫主间隙1触发导通。
线路发生单相瞬时故障, 保护发出强制触发命令之前, 火花间隙已经击穿。此时线路最大故障电流有效值为3 610 A, 而保护强制触发间隙必须满足的最小电流有效值为4 860 A, 所以不满足保护强制触发间隙的条件。无保护触发命令火花间隙的自击穿电压瞬时值范围为242.8 kV～264.9 kV。而MOV的保护水平是230.8 kV, 在MOV正常工作的情况下, 电容器上的电压会被钳制在230.8 kV。现场检查MOV全部正常, 所以火花间隙也不满足无保护触发命令自击穿的条件。
进一步列表2分析, 触发回路有可能是由于某种原因引发了误触发, 保护至平台传输信号使用光缆, 一般不会受到电磁干扰, 平台上触发处理回路是弱电信号, 而平台电磁环境恶劣, 易受到干扰, 所以火花间隙触发回路受到干扰引起误触发的可能是存在的。
平台的触发回路将接收到的弱电信号放大, 该放大信号通过升压, 变为强电脉冲去触发图6中的T1。在平台触发回路增加监视的方法有2种:①可以在弱电回路中通过检测弱电信号电压实现;②可以在强电回路通过检测强电脉冲实现。这2种监视信号通过平台的光纤传至保护装置实现对触发回路的监视。通过增加触发回路的监视手段, 可以方便今后的事故分析。
3 结语
本文详细分析了一起串补设备故障引起的保护异常动作情况, 针对串补保护存在的问题, 提出了加强二次电缆屏蔽、滤波处理、增加电容器总支路电流互感器, 在火花间隙触发回路增加监视的措施。
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