先进电力电子技术在配电系统中的应用

先进电力电子技术在配电系统中的应用

0fact技术电力电子技术广泛应用于高压直接供电（hvdc）和坎断补偿（svc）等领域。上世纪80年代后期,为了充分利用已有的输电设备、有效地控制系统潮流分布、提高对电力系统稳定性的控制能力,提出了“柔性交流输电(FACTS)”技术,并得到了快速的发展。FACTS技术利用大功率电力电子器件的快速响应能力,实现对电压、有功潮流、无功潮流等的平滑控制,在不影响系统稳定性的前提下,提高系统传输功率能力,改善电压质量。可控串联补偿器(TCSC)、静止同步补偿器(STATCOM)、统一潮流控制器(UPFC)等样机相继投运。上世纪90年代中期,为解决日益突出的电能质量问题,国外又提出了“定制电力(CustomPower)”技术,即把电力电子技术用于配电领域。属于这类技术的新型电力设备,如新型配电用静止无功补偿器(DSTATCOM)、动态电压恢复器(DVR)、静止开关(SSB)等也陆续投入实际应用。我国对电力电子技术的研究已有40多年的历史,特别是近10多年来研究工作有很大的进展,在部分领域已经初步具备了分析研究、试验仿真、设备制造和系统集成的能力,但整体技术与国际先进水平相比还有较大的差距。1内网运行稳定性有待提高随着国民经济的快速发展,对电力的需求迅速增加,电力工业增长势头迅猛。然而,我国各大区域装机容量和电力消耗严重不匹配,这种情况下,国家提出了“西电东送”的战略决策。2005年已初步形成全国跨大区互联电网,至2020年我国西电东送的总装机容量将达到1.2亿kW,主要体现在远距离(1500～2000km)交直流混合输电上。当前,我国电网的主要特点是:电网容量增大、远距离输电增多;单位走廊的输电能力和经济性有待提高;稳定特性发生变化,一些断面稳定水平亟待提高,可能存在动态稳定问题;潮流变化大,需要加强潮流控制手段;加强电压支撑,提高系统电压控制能力。1.1电网电压稳定性计算公式与电网互联系统不稳定不适应性的矛盾我国电网发展面临的主要问题是:电网的输电能力亟待大幅提高,以满足大容量、远距离送电的需要;要在提高输电能力的同时增强电网的安全可靠性并改善电能质量;关注经济和环境问题。然而,要实现大规模输电,当前面临诸多技术困难:大区电网强强互联的格局尚未形成,电网建设滞后,瓶颈增多,威胁电网的安全;获取线路走廊和变电站站址日益困难。因此,在保证电网安全稳定运行的同时,如何大幅度提高电网资源的使用效率、克服输配电的瓶颈、实现电力系统资源的优化配置,成为当前急需解决的关键技术问题。目前电力系统电压不稳定问题日益突出,功角稳定已不是研究重点。以京沪穗电网为例,我国大型负荷中心存在的问题主要是:负荷中心有功热备用减少(电厂少),使得动态无功补偿日益不足;调相机由于维护不便及扰民等原因逐渐退出运行;负荷中心的空调等突增负荷所占比例越来越大;常规电容补偿装置不能适应突增负荷的需要;恒定功率负荷递增,不利于电压的恢复。这样的系统一旦受到干扰,易出现动态无功不足,引起电压不稳定。全国电网联网后,形成总装机容量超过1.4亿kW、南北距离超过4600km的超大规模同步交流系统。目前,各区域电网500kV主网架结构尚不十分健全,区域电网间仅通过单回500kV线路弱联系。因此,整个互联电网的稳定问题比较突出。联网后局部故障影响范围扩大,局部电网的故障可能波及邻近电网,在某些情况下可能诱发恶性连锁反应。影响电网安全稳定运行的因素多元化,大型互联电网中一个断面潮流的增加,可能造成整个电网电能动态品质的恶化。区域电网内部的安全稳定控制可能与相邻电网的某些运行条件及因素有较强的相关性,由此增加了电网运行安全控制的复杂程度。1.2电压损失(1)北京线路上电压设备假定华北系统大房线双回断开,功率转移到神头一保北单回线路,北京环线上电压降到0.7p.u.,将造成大面积停电。假定上海电网500kV黄渡至石牌线路中一回停运,另一回短路断开,也会出现电压崩溃。(2)黄渡区12条线路电压失稳假定上海地区各个负荷点按照突增模型负荷突增8%,黄渡区12条220kV母线中的9条其电压将降低到0.8p.u.以下,会造成电压失稳。(3)hvdc线路双极故障引起的临时电压问题假定天广、贵广直流双极闭锁后,大量的功率会转移到贵州-广西-广东的交流线路上,造成广东电网电压崩溃。(4)电机负荷增长缓慢1987年7月23日东京发生大面积停电,在20min后500kV电压下降到76%。事后分析是因为对空调负荷的增长估计不足。1978年法国巴黎发生了电压崩溃大事故,原因是冬季供暖电动机负荷突然上升,造成低压过流连续切断线路的恶性循环。两者的共同点是,电动机负荷突然上升,造成动态无功功率不足;动态无功功率的需求量远比有记载上升的有功功率大,导致电压下降,进一步造成容性无功功率减少而电动机负荷无功功率需求增加的恶性循环。1.3电力电子技术的应用优势上述问题的解决都需应用电力电子技术。根据电网传输特点,采用串、并联补偿技术,可以提高电网的输电能力;利用电力电子器件快速、精确控制的特点,可以提高电网的可靠性和电压质量等;而定制电力技术的应用可以提高配电网输电能力、配电质量,解决用户端电能质量问题。因此,超高压大容量电力电子技术的快速发展为解决我国电网所存在的问题创造了有利的条件。多年来,我国经过产学研的联合研究,已经具备了一定的研发能力,为电力电子技术的工程化应用奠定了坚实的基础。2现代电网技术输配电用的先进电力电子技术将大功率电力电子开关器件的制造技术、现代控制技术和传统电网技术进行了有机的融合,已经成为HVDC、FACTS、短路电流限制等现代电网技术的核心。可以预计,该技术的进一步发展将导致电力系统发生革命性的变化,大幅度提高输电线路的输送能力和电力系统的安全稳定水平,大大提高系统的可靠性、运行灵活性,甚至可以用大功率的电子开关取代传统的机械断路器,使传统的电力系统电子线路一样便于控制。2.1直流输电技术1954年瑞典建成的通过海底电缆向哥特兰岛供电的输电工程,是HVDC技术的第一次商业应用,采用的是汞弧阀。上世纪70年代初,汞弧阀被晶闸管所替代,变流装置的经济性和可靠性得到了很大的提高,直流输电发展迅速。随着交流电网日趋扩大,一方面带来可观的联网经济效益,但也存在许多难以解决的问题,如功率潮流控制越来越复杂、长距离大容量输电的经济性问题、稳定性问题、跨海联网问题等,而这正是HVDC的优势。目前,在电网建设中,直流输电主要用于远距离大容量输电、电力系统联网、直流电缆送电和轻型直流输电。1954年～2000年,全世界共有63个直流输电工程投入运行,总容量约为80GW。目前世界上双极容量最大的伊泰普(ITAIPU)工程,±600kV双极的容量为3150MW。我国直流输电技术研究始于上世纪70年代。随着三峡送出三常直流和西电东送天广直流、三广直流、贵广直流输电工程的相继建成投产,我国成为世界上拥有直流输电系统最多的国家,其中已建成和运行5条±500kV直流输电线路,双极输送容量均达3000MW。我国现已规划近20条直流输电工程,根据直流输电的特点,无论是传统直流输电还是轻型直流输电技术都将在我国电力系统有着广阔的应用前景。常规晶闸管高压直流变流站需安装无功补偿设备,其变流容量占总容量的40%～60%,致使变流站成本和占地面积大大增加。变流技术的最新发展体现在两个方面:电压源变流器(VSC)轻型直流输电技术和电容器换相变流器(CCC)。两者都可大大改善变流器的无功特性,减少变流站需要的无功补偿设备。2.2我国fact装置的发展FACTS技术是通过利用大功率电力电子器件的快速响应能力,实现对电压、有功潮流、无功潮流等平滑控制,在不影响系统稳定性的前提下,提高系统传输功率,改善电压质量,达到可用性最大、损耗及环境压力最小、投资少和建设周期最短的目标。FACTS技术经历了三个发展阶段,第一代FACTS技术(如TCSC、SVC等)是基于自换相的半控器件;第二代、第三代FACTS装置基于可关断器件GTO、IGBT、IGCT等组成的变流器,包括STATCOM、SSSC、UPFC和IPFC等。目前在输电系统和工业部门投入运行的SVC已超过1000套,在电力系统投入运行的TCSC有8套、STATCOM代表性工程接近10套。我国早期有5个500kV变电站安装了6套SVC装置,均为进口产品(后因技术落后而陆续停运)。国内第一套投运的TCSC项目是南方电网平果500kV串补工程,全套设备是从Siemens公司引进的。2002年在国家电网公司的主持下,由中国电力科学研究院技术总集成,分别在辽宁鞍山和甘肃成碧实施了100MvarSVC、220kVTCSC科技示范工程,并于2004年年底前投运,表明我国已初步具备第一代FACTS装置的集成能力,可以推广应用。另外,由国家电网公司主持的50MvarSTATCOM先导性科技示范工程于2006年在上海电网投运。2.3u3000c需采取的技术CustomPower技术指将电力电子装置(静态控制器)用于1～35kV的配电系统,力求向电能质量敏感型用户提供符合其要求的电能。定制电力设备(或称控制器)采用先进的大功率可关断电力电子器件(如IGBT、IGCT、IEGT等)和数字信号处理器(DSP)测控技术,实现对供电电压的动态调节和补偿,主要用于配电系统,故又称为DFACTS技术。国外20世纪80年代末便开始了定制电力技术的专题研究,陆续地推出了相应的固态切换开关(STS)、静态电压调整器(SVR)、静态串联补偿器(SSC)、配电用静止无功补偿器(DSTATCOM)等产品,并进行能量储存、静态电压调整、故障电流限制、有源滤波及统一电能质量调节(UPQC)等技术的研发和工程示范。这些技术的应用电压等级为6～35kV,其中,STS的最大短路电流为25kA,响应时间小于1个周波,最大容量达6.9MVA;SSC的响应时间小于1/4周波,最大容量达10MVA,采用电容器或超导储能;DSTATCOM的响应时间小于1/4周波,最大容量为20MVA,采用电容器储能。CustomPower技术所要解决的主要问题是电网中普遍存在的“电压跌落”。电能质量调查显示:在所有配电系统事故中,电压跌落占70%～80%;而在输电系统事故中,电压跌落所占的比例超过96%。该技术主要解决源于电力系统故障的电能质量问题,受其影响的用户往往对电能质量和供电可靠性的要求较一般用户更高。一次电能质量事故将导致严重的经济损失,产生重大的社会影响。目前欧美各国重点关注电压跌落问题。在我国,电压跌落和短时断电的影响也逐渐引起供电公司、用户及制造厂商的关注,特别是在一些高科技园区、大型医院、电信、银行、军工和重要的政府部门等。串联补偿主要针对源自配电系统的电压骤降和突升,而并联补偿则对波动负荷、非线性负荷或大负荷的切合。如果并联补偿配以储能系统和静态断路器,可在完全断电的情况下,向重要的负荷供电。3装置退出运行情况我国从1954年开始研究并使用串补技术,上世纪六七十年代分别在220kV线路和330kV线路上采用串补提高输电能力。后因系统条件变化和环保等原因,这些装置先后退出运行。1995年在国家自然科学基金会、原电力工业部和东北电力集团的资助下,以伊敏输电工程为背景,中国电力科学研究院牵头,10多家单位共同参与,历时4年,在一些基础理论研究方面取得了重大突破。2004年,在国家电网公司领导下,进行关键技术攻关和样机研制。2002年,启动串补示范工程,并于2004年12月27日完成了第一个国产化TCSC工程。3.1u3000常见的线路及设备建议甘肃陇南地区水电丰富,最大输电容量为356.6MW,通过一回140km长的220kV线路与成县变电站相连,电能在成县消耗一小部分后,经成县至天水120km的330kV线路送入甘肃主网。该系统动态不稳定问题突出。根据计算,碧口至成县单回220kV线路暂态稳定极限为235MW,不能满足碧口地区最大输电要求。碧口至成县线路沿途几乎均为山区,架设第二回线路,不仅造价高,而且还要砍伐大量树木。经研究采用50%TCSC能够满足碧口地区电力外送的要求,碧口至成县线路的暂稳极限由235MW提高到345MW,还可以解决碧口电厂对主系统的低频振荡问题,改善陇南地区电网的电压质量。在碧口至成县线路上加装50%的TCSC比建设第二回线节省投资约1.0亿元。TCSC安装在成县变电站220kV线路侧。装置单相布置如图1所示。甘肃成碧的TCSC工程由我国自主设计、制造、安装和调试。TCSC装置由中国电力科学研究院系统集成。2004年12月27日,该工程一次投运成功,主要技术指标如下:除串联电容器和旁路断路器外,成碧220kVTCSC装置的主要组件均由中国电力科学研究院研制或集成,包括测量和控制系统、晶闸管阀组件、金属氧化物限压器(MOV)、保护间隙、阻尼器等。(1)0mva的电路成碧TCSC装置所用阀由26层晶闸管阀层组成,每层晶闸管阀层由反并联的晶闸管对、触发和检测板(TE板)、阻容吸收回路及直流均压电阻器等组成。三相相控晶闸管阀容量达100Mvar,每相相控阀的额定连续电压为26.3kV,10s过电压达47.4kV,额定连续电流为920A,10s过电流达1683A。晶闸管阀采用电触发晶闸管(ETT),其触发系统基于多模星形耦合器,采用冗余的光纤触发通道,提高了晶闸管阀触发信号的可靠性。TE板采用电压和电流复合取能方式,扩大了TCSC装置的工作范围;TE板还可以自动辨别阀控系统的触发指令,实现三种触发方式的无缝转换,具备专有的自纠错功能。晶闸管阀层利用击穿二极管(BOD)进行快速保护,采用密闭式水冷却方式冷却。(2)核心保护系统组成成碧线TCSC的二次系统主要包括平台测量和数据采集系统、控制保护调节系统、当地工作站站控系统、阀的监控系统以及故障录波和回放系统等。控制保护系统由完全相同的A、B两个系统组成,每个系统由数据汇总、MOV保护、电容器保护、平台保护、控制调节、I/O单元和TFR部分构成,能与线路保护配合,具有实地和远程控制、晶闸管触发及监护、与水冷却控制系统连接以及“五防”等功能,A、B系统功能相同且完全独立,对串补设备形成冗余保护;2套系统的控制部分互为备用,根据运行情况以及运行人员的指令进行主备切换,保证了TCSC装置的可靠性。数据采集系统由平台数据采集子系统、平台电源子系统、母线电压子系统、数据汇总子系统构成。该系统将被测模拟量集中转换为数字量,经高压光纤绝缘子将平台上的各种测量数据传递到保护控制系统。该数据采集系统具有功耗低、抗干扰能力强、测量范围宽、可靠性高、对运行环境的适应性强等优点。(3)续流间隙继续燃烧成碧TCSC装置的额定电压有效值只有26.3kV,火花间隙采用了单间隙型式,由闪络间隙和续流间隙构成。闪络间隙为羊角型间隙,对电弧具有很强的驱动力,当间隙击穿后,能使电弧弧道迅速离开间隙电极,进入续流间隙继续燃烧。续流间隙具有长时间大电流的抗烧蚀能力,间隙电极不仅采用了耐电弧烧蚀的材料,而且在电极上加工电流导向斜槽,能使电弧弧根受电动力影响而移动,在电极表面均匀循环地燃烧,进一步提高了材料的耐烧蚀能力。通过整定间隙距离,闪络间隙的自击穿电压一般比MOV残压高10%,因此在线路故障时,间隙不会自放电。闪络间隙两侧的电极上分别安装了点火装置,当间隙上的电压瞬时值达到1.83p.u.(约68kV)以上时,如果触发系统接到来自地面保护系统的触发命令,则点火装置将闪络间隙击穿并形成电弧。为提高点火装置的可靠性,设计了同步触发系统和消除放电电压极性的双触发系统。(4)电容器组放电电压衰减成碧TCSC装置的限流阻尼器采用电抗器加MOV串电阻器的阻尼回路设计。阻尼器的电抗器采用干式空心电抗器,自振频率为752Hz;限制电容器组的最大电流峰值小于50kA;限制间隙中的最大电流峰值小于100kA;电容器组的放电电压衰减至10%以下的时间小于5ms。采用串联无感陶瓷电阻片解决多柱MOV并联时的均流问题,阻尼回路MOV各柱间电流的不平衡系数小于2%,提高了阻尼器的可靠性。(5)限压器残压检测MOV采用多柱并联结构,每4柱为一个单元。金属氧化物电阻片的伏安特性具有一定的分散性。为防止因分流不均造成限压器损坏,需要相对准确地测量每个电阻片的伏安特性曲线,并根据实测结果配片,使每个电阻柱在“配片电流”下的总残压尽量接近。为了确保MOV在整个动作电流区段内的最大不平衡度在允许范围内,需预测最大不平衡度,成碧TCSC装置的MOV各柱间电流不平衡系数的理论设计值小于1.5%。4国家政策扶持国内对SVC技术的理论研究及探讨的文章不少,但此前对国产化产品的开发和生产缺少实质性的工作,主要依赖于引进技术或引进成套装置。上世纪80年代和90年代引进的SVC技术和装置因技术已落伍,结构复杂,故障率高,都已陆续退出历史舞台。针对这种现状,国家发改委、国网公司为了打破国外垄断局面,促进SVC国产化应用,改善电能质量,提升整个国家电网的运行水平,自1999年,先后下达了系列科技项目。中国电力科学研究院通过持续6年的努力,成功研制了SVC装置。4.1红一变svc装置鞍山红一变是东北电网的枢纽变电所,有4台120MVA主变压器,总容量为480MVA;无功补偿采用1939年制造的2台总容量为90Mvar的调相机,其中一台已经报废,另一台只能发20Mvar的无功,也面临报废。红一变肩负着为鞍山钢铁公司供电的任务。鞍山钢铁公司的负荷具有容量大和冲击性强的特点,而鞍山地区没有大的电源支撑,鞍山红一变的动态无功补偿措施与其枢纽变电所和负荷中心的重要地位极不相称。在红一变220kV变电站加装一套100MvarSVC装置取代同步调相机,其中包括SVC在35kV侧设计输出的动态无功容量为+80Mvar(容性)～-50Mvar(感性),TCR回路可调感性无功为0～-55.9Mvar,包括一组晶闸管控制电抗器,6组单调谐滤波器,即3次、5次、7次各两组,挂接在3号、4号主变压器的三次侧;在主变压器66kV侧还设置了一组串联电抗率为5%的20Mvar固定电容器补偿支路,挂接在3号、4号主变压器的二次侧。SVC装置主线路如图2所示。红一变SVC工程由我国自主设计、制造、安装和调试。2004年9月13日,该工程一次投运成功。红一变SVC工程的主要技术指标如表1(a)、(b)。4.2次系统组成鞍山红一变SVC装置由中国电力科学研究院研制,一次系统由滤波器组和晶闸管相控电抗器(TCR)支路构成,二次系统主要包括控制、保护和测量系统。(1)谐波滤除器设计滤波器组主要由电力电容器、串联电抗器、放电线圈、避雷器、刀闸、电流互感器、断路器等组成。其中电抗器与电容器串联谐振于特定的谐波频率,呈现低阻性,实现谐波滤除功能。同时,对50Hz工频呈现容性,在SVC系统中提供容性无功。TCR支路主要由相控电抗器、穿墙套管、避雷器、晶闸管阀组、刀闸、断路器、线电流互感器、相电流互感器等组成。(2)晶闸管阀组的组成TCR采用三角形接线,每相电抗器分裂成2个,分别位于阀组两侧,可减小相控电抗器短路时的短路电流。晶闸管